5 xu hướng địa chất ngầm định hình hoạt động thăm dò và phát triển thượng nguồn

5 xu hướng địa chất ngầm định hình hoạt động thăm dò và phát triển thượng nguồn năm 2026. (Ảnh: AFP)

Nhu cầu tăng trưởng chiến lược vẫn mạnh, nhưng các công ty đang chuyển sang tập trung vào những giếng khoan chọn lọc, có ảnh hưởng lớn, thay vì chi tiêu dàn trải.

Các tập đoàn dầu khí lớn đang theo đuổi các liên minh tái phát triển những mỏ khổng lồ với các công ty dầu khí quốc gia nhằm khai thác các nguồn tài nguyên đã được phát hiện, tránh rủi ro thăm dò. Bức tranh thăm dò đang dịch chuyển từ các vòng cấp phép truyền thống sang các thỏa thuận giữa chính phủ với chính phủ và đàm phán trực tiếp. Công nghệ địa chấn nút đáy biển và trí tuệ nhân tạo đang rút ngắn thời gian ra quyết định từ vài tháng xuống chỉ còn vài tuần. Các công nghệ địa nhiệt thế hệ mới đứng trước một năm mang tính bước ngoặt, khi các dự án chủ lực phải chứng minh khả năng mở rộng ở quy mô thương mại.

“Ngành thượng nguồn đang điều chỉnh lại cách tiếp cận trong việc nắm bắt tài nguyên vào năm 2026”, ông Andrew Latham, Phó Chủ tịch cấp cao phụ trách nghiên cứu năng lượng của Wood Mackenzie, cho biết. “Chi tiêu cho thăm dò vẫn được kiểm soát chặt chẽ, nhưng ngành đang theo đuổi nhiều con đường tăng trưởng khác nhau - từ các giếng thăm dò mở ra hệ tầng mới ở rìa Đại Tây Dương cho đến việc khai thác thêm hàng tỷ thùng dầu từ các mỏ đang khai thác thông qua hợp tác giữa các IOC và NOC”, ông bổ sung.

“Công nghệ đang thúc đẩy nhanh cả khâu phát hiện lẫn phát triển các nguồn hydrocarbon truyền thống”, ông Latham nói thêm. “Vấn đề là liệu địa nhiệt thế hệ mới có thể chứng minh mình đủ sức đứng chung “đẳng cấp thương mại” và đáp ứng nhu cầu điện nền 24/7 hay không”, ông nói tiếp.

Wood Mackenzie xác định năm chủ đề địa chất ngầm then chốt cho năm 2026.

Thăm dò ảnh hưởng lớn, tập trung vào các triển vọng mở hệ tầng dù chịu áp lực chi tiêu

Các triển vọng lớn và rất lớn sẽ chiếm khoảng một phần ba số giếng thăm dò dự kiến khoan trong năm 2026. Petrobras lên kế hoạch khoan ba giếng tại bồn trũng Foz do Amazonas của Brazil, trong đó có giếng Mutum; Petronas dự kiến khoan Lô 48 tại Suriname - một ứng viên có thể mở ra hệ tầng mới ở khu vực nước siêu sâu của bồn trũng Guyana.

Giếng nước siêu sâu đầu tiên của ExxonMobil ngoài khơi Trinidad và Tobago, TTUD-1, có thể kiểm chứng một hệ tầng Creta sâu hơn, cùng xu thế với Guyana. Nếu thành công, điều này sẽ mang tính bước ngoặt đối với nền sản lượng đang suy giảm của Trinidad và Tobago. Các giếng thăm dò mở hệ tầng cũng được lên kế hoạch tại Jamaica và Peru. Tuy nhiên, tiến độ có thể bị chậm nếu các nhà điều hành trì hoãn chi tiêu.

Dự báo: Tổng đầu tư cho thăm dò giảm xuống dưới 20 tỷ USD khi các nhà khai thác ưu tiên chất lượng hơn số lượng.

Tiếp cận diện tích chiến lược thay thế đấu thầu cạnh tranh

Các liên minh cấp phép sẽ được thúc đẩy bởi quy mô giá trị, các thỏa thuận ưu đãi với chính phủ nước chủ nhà và hiệu quả sinh lời, thay vì mức giá chào thầu cao nhất. Quyền tiếp cận sẽ thuộc về những công ty có sự kết hợp phù hợp giữa vốn, thành tích hoạt động và quan hệ đối tác. Nhiều công ty dầu khí quốc gia lớn như Petronas và QatarEnergy đang mở rộng diện tích tại châu Á, Tây Phi, Brazil và Guyana thông qua hợp tác với các NOC nước sở tại như Sonangol, SNPC và Staatsolie.

Các thỏa thuận giữa chính phủ với chính phủ sẽ mở ra cơ hội cho đầu tư liên ngành. Phần vốn góp của KUFPEC tại Ai Cập, Malaysia và Indonesia đã mang lại các phát hiện thương mại ở châu thổ sông Nile và các bồn trũng Malay. Azule Energy là ví dụ điển hình cho xu hướng các tập đoàn dầu khí lớn đa dạng hóa rủi ro thông qua việc thành lập các liên doanh mới tại những khu vực dầu khí trọng điểm.

Dự báo: Đàm phán trực tiếp và các thỏa thuận giữa chính phủ với chính phủ sẽ chiếm ưu thế trong việc tiếp cận và sở hữu diện tích thăm dò.

Các tập đoàn dầu khí lớn nhắm tới hợp tác với NOC để tái phát triển các mỏ khổng lồ

Các IOC đang tìm cách khai thác những nguồn tài nguyên đã được phát hiện thông qua các hợp đồng tái phát triển mỏ khổng lồ, không phải chịu rủi ro thăm dò. Mỗi thỏa thuận cho phép tiếp cận hàng tỷ, thậm chí hàng chục tỷ thùng dầu tại chỗ, nơi chỉ cần cải thiện nhỏ hệ số thu hồi cũng mang lại giá trị rất lớn. Từ năm 2023, BP, ExxonMobil, TotalEnergies và Shell đã công bố nhiều dự án, gồm hợp đồng mỏ Kirkuk của BP tại Iraq; các biên bản ghi nhớ (MoU) về Messla và Sarir tại Libya; thỏa thuận nguyên tắc của ExxonMobil để vận hành các mỏ khổng lồ tại Iraq, trong đó có Majnoon; dự án Ratawi của TotalEnergies tại Iraq; và hợp đồng Al-Atshan của Shell tại Libya.

BP cũng ký thỏa thuận cung cấp dịch vụ kỹ thuật với ONGC cho mỏ ngoài khơi Mumbai High của Ấn Độ. Các nước chủ nhà hưởng lợi từ chuyển giao công nghệ và nguồn vốn, trong khi các tập đoàn lớn đàm phán được các điều khoản tài chính hấp dẫn hơn. Những MoU giữa IOC và NOC nhằm đánh giá tài nguyên phi truyền thống tại Algeria, Bahrain, UAE và Indonesia được kỳ vọng sẽ chuyển thành các cam kết vốn cụ thể trong năm 2026.

Dự báo: Sẽ có thêm các liên minh tái phát triển mỏ khổng lồ được công bố tại Trung Đông và Bắc Phi, cùng với những cam kết chắc chắn đầu tiên cho các dự án dầu khí đá phiến toàn cầu ngoài Bắc Mỹ.

Địa chấn nút đáy biển và quy trình AI rút ngắn chu kỳ ra quyết định thăm dò

Công nghệ địa chấn nút đáy biển (OBN) thế hệ mới đang giúp giảm chi phí khảo sát trong khi nâng cao chất lượng dữ liệu. Các chiến dịch đa khách hàng đang được đẩy mạnh ra ngoài Vịnh Mexico của Mỹ. Ai Cập sẽ triển khai chiến dịch OBN kéo dài 7 năm, gồm ba giai đoạn, tại Đông Địa Trung Hải, do liên danh SLB-Viridien thực hiện. Khảo sát Utsira North của Na Uy sẽ cung cấp độ phân giải cao hơn cho thăm dò cận mỏ và nhận diện các vị trí lưu trữ carbon. TGS và Viridien sẽ cung cấp nhiều sản phẩm từ các khảo sát tại Vịnh Mexico của Mỹ trong năm 2026. Trí tuệ nhân tạo đang thay đổi quy trình làm việc nhờ xử lý nhanh hơn và cải thiện hình ảnh các hệ tầng bị bỏ sót trong các bồn trũng trưởng thành. Các tập đoàn lớn đang phát triển năng lực AI riêng để giảm phụ thuộc vào bên thứ ba. Khi thời gian từ địa chấn đến khoan được rút ngắn từ vài tháng xuống vài tuần, lợi thế cạnh tranh sẽ nghiêng về những công ty có khả năng điều phối lịch giàn khoan, mua sắm thiết bị, phê duyệt pháp lý và phân bổ vốn với tốc độ cao.

Dự báo: Các chiến dịch OBN đa khách hàng sẽ mở rộng sang ba khu vực mới ngoài Bắc Mỹ, trong khi các quy trình tăng tốc nhờ AI có thể tạo ra điểm nghẽn vận hành đối với những nhà khai thác chưa sẵn sàng.

Địa nhiệt thế hệ mới bước vào phép thử thương mại hóa

Dự án hệ thống địa nhiệt tăng cường Cape Station của Fervo Energy, được hậu thuẫn bởi các hợp đồng mua điện với tổng công suất 500 MW, sẽ đi vào vận hành trong năm 2026. Cơ sở vòng kín Geretsried của Eavor tại Đức đã bắt đầu phát điện từ tháng 12/2025. Thành công của các dự án này sẽ củng cố niềm tin và thu hút vốn cho các nhà phát triển nhỏ hơn, trong khi thất bại có thể khiến dòng vốn quay lại dầu khí. Geo Energie Suisse sẽ thiết lập các chuẩn mực vận hành EGS với hoạt động khoan không gây địa chấn tại Haute-Sourne. Mazama Energy sẽ dẫn đầu thử nghiệm đá siêu nóng tại vùng Tây Bắc Thái Bình Dương của Mỹ, hướng tới công suất 15 MW vào cuối năm 2026.

Cuộc cạnh tranh khoan sâu và nóng hơn sẽ thúc đẩy giảm chi phí, thu hút vốn từ các công ty công nghệ đang tìm kiếm nguồn điện nền cho trung tâm dữ liệu. Tuy vậy, chi phí khoan ban đầu cao và độ bất định của vỉa vẫn là những rào cản lớn. Hợp đồng mua điện của Shell với Fervo cho thấy địa nhiệt thế hệ mới đã đạt mức có thể huy động tài chính, trong khi các chuyên gia địa chất ngầm như SLB đang tận dụng công cụ dầu khí để giảm rủi ro địa chất.

Dự báo: Các dự án địa nhiệt tăng cường và tiên tiến mang tính biểu tượng sẽ chứng minh được độ tin cậy về kỹ thuật, nhưng vẫn tiếp tục chịu sự xem xét chặt chẽ về hiệu quả kinh tế khi triển khai ở quy mô lớn.

Nh.Thạch

AFP