|
BỘ CÔNG THƯƠNG
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 13/2024/TT-BCT
|
Hà Nội, ngày 08 tháng
8 năm 2024
|
THÔNG TƯ
QUY
ĐỊNH VỀ PHÂN CẤP VÀ LẬP BÁO CÁO TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
Căn cứ Luật Dầu
khí ngày 14 tháng 11 năm 2022;
Căn cứ khoản 7 Điều 47 Nghị định
số 45/2023/NĐ-CP ngày 01 tháng 7 năm 2023 của Chính phủ quy định chi tiết
một số điều của Luật Dầu khí;
Căn cứ Nghị định số 96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 của
Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công
Thương; Nghị định số 105/2024/NĐ-CP ngày 01
tháng 8 năm 2024 của Chính phủ sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 của
Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công
Thương và Nghị định số 26/2018/NĐ-CP ngày 28
tháng 02 năm 2018 của Chính phủ về Điều lệ tổ chức và hoạt động của Tập đoàn
Điện lực Việt Nam;
Theo đề nghị của Vụ trưởng Vụ Dầu khí và Than,
Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy
định về phân cấp và lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí.
Chương I
QUY ĐỊNH
CHUNG
Điều 1. Phạm vi điều chỉnh
và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này quy định về phân cấp và lập báo
cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí khi thực hiện hoạt động dầu khí trong phạm vi
đất liền, hải đảo và vùng biển của nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam.
2. Thông tư này áp dụng đối với cơ quan, tổ
chức, cá nhân Việt Nam và nước ngoài có liên quan đến việc phân cấp và lập báo
cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí.
Điều 2. Giải thích từ
ngữ
Trong Thông tư này các từ ngữ dưới đây được
hiểu như sau:
1. Dầu khí đã khai thác (sản lượng cộng dồn)
là tổng lượng dầu khí đã khai thác được từ thân chứa, vỉa chứa, mỏ dầu khí cập
nhật đến thời điểm lập báo cáo.
2. Điều kiện kinh tế, kỹ thuật là các
chỉ tiêu về kinh tế, kỹ thuật được biện luận để áp dụng vào thời điểm lập báo
cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí.
3. Nhóm tài nguyên chưa đủ điều kiện phát
triển thương mại (sau đây gọi tắt là nhóm chưa phát triển) là tài nguyên
dầu khí đã phát hiện, được đánh giá chưa đủ điều kiện kinh tế, kỹ thuật để phát
triển.
4. Nhóm tài nguyên đủ điều kiện phát triển
thương mại (sau đây gọi tắt là nhóm phát triển) là tài nguyên dầu khí đã
phát hiện, được đánh giá đủ điều kiện kinh tế, kỹ thuật để phát triển.
5. Tài nguyên dầu khí (Petroleum Resources)
là tổng lượng dầu khí tại chỗ ban đầu tồn tại trong các tích tụ tự nhiên.
6. Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện
(Undiscovered Petroleum Resources) là lượng dầu khí tại chỗ ban đầu có thể
tồn tại trong các tích tụ tự nhiên nhưng chưa được phát hiện bằng giếng khoan.
7. Tài nguyên dầu khí đã phát hiện
(Discovered Petroleum Resources) là lượng dầu khí tại chỗ ban đầu tồn tại
trong các tích tụ tự nhiên đã được phát hiện bằng giếng khoan.
8. Tầng sản phẩm là tập hợp các thân
chứa, vỉa chứa sản phẩm trong một đơn vị địa tầng của cấu tạo địa chất.
9. Tập hợp triển vọng (Play) là nhóm các
đối tượng có khả năng chứa dầu khí trong giới hạn nhất định về địa chất và địa
lý, có cùng điều kiện và đặc tính sinh, chứa, chắn.
10. Thân chứa, vỉa chứa dầu khí là một
thể địa chất, chứa dầu khí tự nhiên được đặc trưng bởi tính chất thấm chứa,
loại chất lưu, áp suất vỉa và tách biệt với các thân chứa, vỉa sản phẩm khác
bằng các yếu tố chắn.
11. Thử vỉa là công tác nghiên cứu thủy
động lực học được tiến hành nhằm xác định đầy đủ các thông số về đặc tính lưu
thể vỉa, thông số thủy động lực học và đánh giá khả năng khai thác của một phần
hoặc toàn bộ thân chứa, vỉa chứa dầu khí.
12. Thu hồi tiềm năng (Potentially
Recoverable) là lượng dầu khí dự kiến có thể thu hồi được từ dầu khí tại
chỗ ban đầu của các phát hiện chưa phát triển hoặc chưa được phát hiện.
Chương II
PHÂN CẤP
TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
Điều 3. Cơ sở phân cấp
1. Phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí được
xác định trên cơ sở kết hợp đánh giá mức độ tin cậy về các thông tin địa chất,
địa vật lý, công nghệ mỏ; khả năng khai thác của mỏ dầu khí; tính khả thi về kỹ
thuật công nghệ và mức độ hiệu quả về kinh tế của dự án tại thời điểm lập báo
cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí.
2. Phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí theo
quy định tại Điều 4, Điều 5 và Phụ
lục IA, IB, IC ban
hành kèm theo Thông tư này.
Điều 4. Phân cấp tài
nguyên dầu khí
Tài nguyên dầu khí được phân thành tài nguyên
dầu khí đã phát hiện và tài nguyên dầu khí chưa phát hiện.
1. Tài nguyên dầu khí đã phát hiện: Tùy thuộc
vào tính khả thi về kỹ thuật, công nghệ và mức độ hiệu quả về kinh tế theo các
tiêu chí đánh giá kinh tế của nhà thầu tại thời điểm lập báo cáo tài nguyên,
trữ lượng dầu khí. Tài nguyên dầu khí đã phát hiện được chia thành nhóm phát
triển và nhóm chưa phát triển, cụ thể:
a) Nhóm phát triển: Tài nguyên dầu khí của nhóm
phát triển được phân thành cấp xác minh (P1), cấp có khả năng (P2), cấp có thể
(P3);
Cấp P1 là lượng dầu khí tính toán được ở thời điểm
nhất định, ứng với mức độ tin cậy cao nhất trong phân cấp tài nguyên dầu khí. Cấp
P1 phải đảm bảo thỏa mãn các điều kiện sau: thân chứa, vỉa chứa dầu khí được
xác định ranh giới với mức độ tin cậy cao theo tài liệu địa chất, địa vật lý,
khoan, thử vỉa, khai thác; đặc tính thấm, chứa và độ bão hòa dầu khí của thân
chứa, vỉa chứa dầu khí được khẳng định bằng tài liệu địa vật lý giếng khoan và
(hoặc) mẫu lõi; kết quả thử vỉa, mẫu chất lưu cho phép xác định khả năng cho
dòng dầu, khí thương mại theo các tiêu chí đánh giá kinh tế của nhà thầu từ ít
nhất một giếng khoan;
Cấp P2 là lượng dầu khí tính toán được ở thời điểm
nhất định, ứng với mức độ tin cậy thấp hơn cấp P1 trong phân cấp tài nguyên dầu
khí. Cấp P2 được xác định có khả năng tồn tại trong các thể chứa trên cơ sở tài
liệu địa chất, địa vật lý nhưng chưa được xác minh bằng kết quả thử vỉa, mẫu
chất lưu;
Cấp P3 là lượng dầu khí tính toán được ở thời điểm
nhất định, ứng với mức độ tin cậy thấp hơn cấp P2 trong phân cấp tài nguyên dầu
khí. Cấp P3 được xác định khi lượng dầu khí có thể tồn tại trong các thể chứa
dựa trên cơ sở tài liệu địa chất, địa vật lý nhưng chưa đủ tin cậy để xếp vào
cấp P2;
b) Nhóm chưa phát triển: Tài nguyên dầu khí của
nhóm chưa phát triển được phân thành cấp xác minh (C1), cấp có khả năng (C2),
cấp có thể (C3). Các tiêu chí kỹ thuật để phân cấp C1, C2, C3 tương tự P1, P2,
P3.
2. Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện được phân
thành cấp tài nguyên dầu khí chưa phát hiện dự tính (R1) và cấp tài nguyên dầu
khí chưa phát hiện lý thuyết (R2).
a) Cấp R1 là lượng dầu khí ước tính được ở thời
điểm nhất định cho các đối tượng triển vọng, thân chứa, vỉa chứa đã được lập
bản đồ nhưng chưa xác định được sự tồn tại của dầu khí bằng kết quả khoan;
b) Cấp R2 là lượng dầu khí ước tính được ở thời
điểm nhất định đối với các tích tụ dầu khí dự kiến có thể tồn tại theo lý
thuyết trong một tập hợp triển vọng với điều kiện thuận lợi về quy luật địa
chất cho dầu khí tích tụ nhưng chưa được lập bản đồ.
Điều 5. Phân cấp trữ
lượng dầu khí và thu hồi tiềm năng
1. Phân cấp trữ lượng dầu khí
Trữ lượng dầu khí được phân thành cấp xác minh
(P1), cấp có khả năng (P2), cấp có thể (P3).
a) Cấp P1 là lượng dầu khí có thể thu hồi mang
lại hiệu quả kinh tế, được tính toán ở thời điểm nhất định với độ tin cậy cao
và được dự kiến đưa vào khai thác với các điều kiện kinh tế, kỹ thuật tại thời điểm
tính;
b) Cấp P2 là lượng dầu khí có thể thu hồi mà
mức trữ lượng 2P (P1 + P2) mang lại hiệu quả kinh tế, được tính toán ở thời điểm
nhất định với độ tin cậy trung bình, được dự kiến đưa vào khai thác trong các điều
kiện kinh tế, kỹ thuật tại thời điểm tính;
c) Cấp P3 là lượng dầu khí có thể thu hồi mà
mức trữ lượng 3P (P1 + P2 + P3) mang lại hiệu quả kinh tế, được tính toán ở
thời điểm nhất định với độ tin cậy thấp, dự kiến đưa vào khai thác trong các điều
kiện kinh tế, kỹ thuật tại thời điểm tính.
2. Phân cấp thu hồi tiềm năng
Lượng dầu khí thu hồi tiềm năng được phân thành
các cấp C1, C2, C3 đối với nhóm chưa phát triển và các cấp R1, R2 đối với nhóm
chưa phát hiện. Các cấp thu hồi tiềm năng C1, C2, C3 được tính toán, đánh giá
với các mức độ tin cậy cao, trung bình, thấp tương tự như đối với các cấp trữ
lượng P1, P2, P3. Các cấp R1, R2 được tính toán, dự báo và đánh giá trên cơ sở
các cấp tài nguyên dầu khí R1, R2 tương ứng, với hệ số thu hồi được lấy theo
nguyên tắc tương tự trên cơ sở giá trị của các vỉa chứa, mỏ, khu vực, bể lân
cận.
Điều 6. Ranh giới phân
cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí
1. Ranh giới phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu
khí được xác định đối với từng thân chứa, vỉa chứa dầu khí theo nguyên tắc
ngoại suy phù hợp với điều kiện địa chất cụ thể theo Phụ
lục II ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Việc xác định ranh giới phân cấp và phân bố
của các thân chứa, vỉa chứa dầu khí được xác định trên cơ sở các tài liệu và
căn cứ cụ thể. Trường hợp áp dụng phương pháp tương tự, nhà thầu phải có các số
liệu có nguồn gốc và lý giải khả năng sử dụng các số liệu đó cho mỏ hoặc thân
chứa, vỉa chứa dầu khí cần tính toán để khẳng định tính phù hợp của việc lựa
chọn phương pháp và các thông số tính toán.
Điều 7. Phương pháp
đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí
1. Đối tượng đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu
khí là các thân chứa, vỉa chứa dầu khí.
2. Tài nguyên, trữ lượng dầu khí được xác định
theo phương pháp thể tích (thông thường, theo mô hình mô phỏng địa chất 3D),
mật độ tương tự, cân bằng vật chất, tông họp địa chất và động thái thủy động
lực học mỏ (mô phỏng khai thác và phân tích động thái khai thác) và các phương
pháp khác tùy thuộc mức độ tài liệu hiện có. Trong đó:
a) Các phương pháp áp dụng gồm: Thể tích thông
thường cho tất cả các trường hợp; mô hình mô phỏng địa chất 3D cho các mỏ dầu
khí đã và đang phát triển; cân bằng vật chất và phân tích động thái khai thác
cho các mỏ dầu khí đang khai thác;
b) Các phương pháp khác tùy thuộc vào điều kiện
cụ thể nhưng khi áp dụng cần có lập luận.
3. Kết quả tính toán theo các phương pháp phải
được phân tích so sánh, đối chiếu.
4. Đối với các trường hợp cập nhật tài nguyên,
trữ lượng dầu khí, kết quả tính toán phải được so sánh với các kết quả trước
đây và phân tích các nguyên nhân thay đổi.
5. Tài nguyên, trữ lượng dầu khí và các hợp phần
của chúng phải được tính riêng cho từng loại sản phẩm đối với từng thân chứa,
vỉa chứa, từng loại đá chứa và đánh giá khả năng để đưa các đối tượng đã được
tính trữ lượng vào khai thác.
6. Các thông số tính toán tài nguyên, trữ lượng
dầu khí phải theo một hệ đơn vị thống nhất. Các con số tài nguyên, trữ lượng
dầu khí phải được trình bày bằng Hệ đơn vị đo quốc tế (thể tích) theo quy định
của Luật Đo lường và tham khảo thông lệ công
nghiệp dầu khí quốc tế.
Điều 8. Tính toán tài
nguyên, trữ lượng dầu khí
Trên cơ sở phân cấp được quy định tại Điều 4 và Điều 5 Thông tư này, tài nguyên, trữ lượng dầu khí
được tính toán như sau:
1. Đối với tài nguyên dầu khí đã phát hiện
a) Nhóm phát triển
Tài nguyên dầu khí và trữ lượng dầu khí được
tính toán cho các mức 1P (P1), 2P (P1 + P2) và 3P (P1 + P2 + P3);
Tài nguyên dầu khí mức 1P, 2P và 3P là cơ sở để
tính toán trữ lượng dầu khí mức 1P, 2P và 3P;
Trữ lượng dầu khí có thể được tính toán bằng
phương pháp xác định (Deterministic) hoặc phương pháp xác suất (Probabilistic)
theo các tiêu chí tương ứng như sau:
- Với phương pháp xác định: Mức 1P có các ranh
giới, tính chất chất lưu, đặc tính của thân chứa, vỉa chứa được chứng minh cụ
thể bằng các dữ liệu về địa chất, địa vật lý và công nghệ mỏ, dẫn tới khả năng
lượng dầu khí khai thác trong thực tế lớn hơn hoặc bằng giá trị P1 tính được.
Theo phương pháp này, trữ lượng dầu khí được phân tích, đánh giá, tính toán
trên cơ sở các cấp dầu khí tại chỗ ban đầu của mức tương ứng với hệ số thu hồi
phù hợp của thân chứa, vỉa chứa, mỏ dầu khí, đáp ứng được các yêu cầu kỹ thuật,
công nghệ, kinh tế của dự án tại thời điểm lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng
dầu khí;
- Với phương pháp xác suất: Mức 1P có xác suất
không thấp hơn 90% về khả năng lượng dầu, khí khai thác được trong thực tế lớn
hơn hoặc bằng giá trị 1P tính được. Mức 2P có độ tin cậy trung bình, theo
phương pháp xác suất không thấp hơn 50% về khả năng lượng dầu khí khai thác được
trong thực tế lớn hơn hoặc bằng giá trị 2P tính được. Mức 3P có độ tin cậy
thấp, theo phương pháp xác suất không thấp hơn 10% về khả năng lượng dầu khí
khai thác được trong thực tế lớn hơn hoặc bằng giá trị 3P tính được;
b) Nhóm chưa phát triển
Tài nguyên dầu khí và thu hồi tiềm năng được
tính toán cho các mức 1C (C1), 2C (C1 + C2) và 3C (C1 + C2 + C3);
Phương pháp và cách tính mức 1C, 2C và 3C tương
tự như phương pháp và cách tính các mức 1P, 2P và 3P;
c) Trữ lượng dầu khí của mỏ được cập nhật trong
kế hoạch đại cương phát triển mỏ dầu khí (ODP) và ODP điều chỉnh; kế hoạch khai
thác sớm mỏ dầu khí (EDP) và EDP điều chỉnh; kế hoạch phát triển mỏ dầu khí
(FDP) và FDP điều chỉnh; báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí (RAR) cập nhật;
d) Trữ lượng dầu khí của mỏ phải được cập nhật
với các phương án khai thác thứ cấp và tam cấp như: khoan đan dày (Infill), tận
khai thác các thân chứa, vỉa chứa dầu khí bổ sung và áp dụng các biện pháp gia
tăng và nâng cao hệ số thu hồi dầu khí (EOR).
2. Đối với tài nguyên dầu khí chưa phát hiện
Được tính toán hoặc dự báo cho dầu khí tại chỗ
ban đầu và thu hồi tiềm năng tương ứng (R1, R2) với các mức thấp, trung bình và
cao tương ứng với các cấp độ tin cậy xác suất thống kê 90%, 50% và 10%, trong
đó hệ số thu hồi được lấy theo nguyên tắc tương tự trên cơ sở đặc điểm địa chất
và công nghệ mỏ của các thân chứa, vỉa chứa, mỏ dầu khí, khu vực, bể lân cận.
3. Phương pháp tính toán tài nguyên, trữ lượng
dầu khí được hướng dẫn tại Phụ lục II ban hành kèm
theo Thông tư này.
Điều 9. Nội dung báo
cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí
1. Nội dung chi tiết của báo cáo tài nguyên,
trữ lượng dầu khí được lập theo mẫu quy định tại Phụ lục
III ban hành kèm theo Thông tư này, gồm hai phần:
a) Phần thuyết minh;
b) Phần phụ lục bao gồm các bảng biểu, bản vẽ
và các văn bản cần thiết kèm theo.
2. Nội dung phê duyệt bao gồm: phê duyệt dầu
khí tại chỗ ban đầu mức 2P (gồm P1 và P2) xác suất 50% và ghi nhận trữ lượng
dầu khí mức 2P làm cơ sở cho việc xây dựng, cập nhật phương án phát triển khai
thác mỏ dầu khí bao gồm cả các giải pháp cải thiện và nâng cao hệ số thu hồi.
3. Đối với nhóm chưa phát triển và tài nguyên
dầu khí chưa phát hiện, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam ghi nhận, tổng hợp, đánh giá
và định kỳ hằng năm báo cáo Bộ Công Thương để phục vụ cho công tác quản lý tài
nguyên và xây dựng chiến lược, kế hoạch tìm kiếm thăm dò, thẩm lượng trong
tương lai.
4. Chi tiết của việc phê duyệt, ghi nhận tài
nguyên, trữ lượng dầu khí được quy định tại Phụ lục
IB ban hành kèm theo Thông tư này.
5. Ghi nhận báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu
khí cập nhật
Trong báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí cập
nhật theo quy định tại khoản 5 Điều 45 Luật Dầu khí, trường
hợp tổng lượng dầu khí tại chỗ ban đầu mức 2P thay đổi nhỏ hơn 15% so với phê
duyệt gần nhất, nhà thầu báo cáo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam để tổng hợp.
Chương III
ĐIỀU KHOẢN
THI HÀNH
Điều 10. Quy định
chuyển tiếp
1. Đối với báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu
khí đã được phê duyệt trước ngày Thông tư này có hiệu lực, nhà thầu và cơ quan
quản lý nhà nước tiếp tục thực hiện theo báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí
đã được phê duyệt.
2. Báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí đã
trình cơ quan có thẩm quyền trước ngày Thông tư này có hiệu lực và tuân thủ các
quy định của Luật Dầu khí và Nghị định số 45/2023/NĐ-CP ngày 01 tháng 7 năm 2023 của Chính
phủ quy định chi tiết một số điều của Luật Dầu
khí thì không phải trình lại và được phê duyệt theo quy định tại thời điểm
trước ngày Thông tư này có hiệu lực.
Điều 11. Hiệu lực thi
hành và tổ chức thực hiện
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày
01 tháng 10 năm 2024 và thay thế Thông tư số 24/2020/TT-BCT
ngày 18 tháng 9 năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về phân cấp và
lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí.
2. Trường hợp các văn bản quy phạm pháp luật
được viện dẫn trong Thông tư này được sửa đổi, bổ sung hoặc thay thế thì thực
hiện theo văn bản mới.
3. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu
có khó khăn, vướng mắc nhà thầu và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công
Thương xem xét, giải quyết theo thẩm quyền./.
|
Nơi nhận:
-
Ban Bí thư Trung ương Đảng;
- Thủ tướng, các Phó Thủ tướng Chính phủ;
- Văn phòng Trung ương và các Ban của Đảng
- Văn phòng Chủ tịch nước;
- Văn phòng Quốc hội;
- Văn phòng Chính phủ;
- Hội đồng Dân tộc và các Ủy ban của Quốc hội;
- Tòa án nhân dân tối cao;
- Viện kiểm sát nhân dân tối cao;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Ủy ban Trung ương Mặt trận Tổ quốc Việt Nam;
- Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;
- Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Cục Kiểm tra văn bản quy phạm pháp luật - Bộ Tư pháp;
- Cổng thông tin điện tử: Chính phủ, Bộ Công Thương;
- Bộ trưởng, các Thứ trưởng Bộ Công Thương;
- Các đơn vị thuộc Bộ Công Thương;
- Tập đoàn Dầu khí Việt Nam;
- Công báo;
- Lưu: VT, PC, DKT.
|
KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Nguyễn Hoàng Long
|
PHỤ LỤC I
SƠ
ĐỒ PHÂN CẤP TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 13/2024/TT-BCT ngày 08 tháng 8 năm 2024 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
A. SƠ ĐỒ PHÂN CẤP TÀI
NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
B. PHÊ DUYỆT, GHI NHẬN
TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
|
Tài nguyên dầu khí đã
phát hiện, nhóm phát triển
|
1P
|
2P
|
3P
|
|
Dầu khí tại chỗ ban
đầu
|
Trữ lượng dầu khí
|
Dầu khí tại chỗ ban
đầu
|
Trữ lượng dầu khí
|
Dầu khí tại chỗ ban
đầu
|
Trữ lượng dầu khí
|
|
Phê duyệt hoặc ghi
nhận (RAR)
|
Phê duyệt
|
Ghi nhận
|
Phê duyệt
|
Ghi nhận
|
Ghi nhận
|
|
Phê duyệt hoặc ghi
nhận (ODP)
|
|
Ghi nhận
|
|
Ghi nhận
|
Ghi nhận
|
|
Phê duyệt hoặc ghi
nhận (EDP, FDP)
|
|
Phê duyệt
|
|
Phê duyệt
|
Ghi nhận
|
|
Cấp phê duyệt hoặc
ghi nhận
|
Bộ Công Thương hoặc
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam theo quy định tại Luật
Dầu khí ngày 14 tháng 11 năm 2022
|
Tập đoàn Dầu khí Việt
Nam
|
|
|
|
Tài nguyên dầu khí đã
phát hiện, nhóm chưa phát triển
|
1C
|
2C
|
3C
|
|
Dầu khí tại chỗ ban
đầu
|
Thu hồi tiềm năng
|
Dầu khí tại chỗ ban
đầu
|
Thu hồi tiềm năng
|
Dầu khí tại chỗ ban
đầu
|
Thu hồi tiềm năng
|
|
Phê duyệt hoặc ghi
nhận
|
Ghi nhận
|
Ghi nhận
|
Ghi nhận
|
|
Cấp phê duyệt hoặc
ghi nhận
|
Tập đoàn Dầu khí Việt
Nam
|
Tập đoàn Dầu khí Việt
Nam
|
|
|
|
Tài nguyên dầu khí
chưa phát hiện
|
R1
|
R2
|
|
|
Dầu khí tại chỗ ban
đầu
|
Thu hồi tiềm năng
|
Dầu khí tại chỗ ban
đầu
|
Thu hồi tiềm năng
|
|
Phê duyệt hoặc ghi
nhận
|
Ghi nhận
|
Ghi nhận
|
|
Cấp phê duyệt hoặc
ghi nhận
|
Tập đoàn Dầu khí Việt
Nam
|
|
C. SƠ ĐỒ MỨC ĐỘ DỰ ÁN
THEO TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
PHỤ LỤC II
XÁC
ĐỊNH RANH GIỚI PHÂN CẤP, BIỆN LUẬN CÁC THÔNG SỐ TÍNH TOÁN TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG
DẦU KHÍ VÀ HỆ SỐ THU HỒI DẦU KHÍ
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 13/2024/TT-BCT ngày 08 tháng 8 năm 2024 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
I. XÁC ĐỊNH RANH GIỚI PHÂN CẤP TÀI NGUYÊN, TRỮ
LƯỢNG DẦU KHÍ
1. Xác định thân chứa dầu khí
Tùy thuộc đặc điểm địa chất, thân chứa dầu khí
(thân chứa) được phân thành hai dạng: thân chứa dạng vỉa và thân chứa dạng
khối.
1.1. Thân chứa dạng vỉa được xác định bởi các
yếu tố nóc, đáy, đứt gãy chắn, khép kín cấu trúc, ranh giới biến tướng, vát
nhọn địa tầng hoặc các loại ranh giới ngăn cách khác. Thân chứa dạng vỉa có thể
bao gồm nhiều vỉa liền kề, tương đồng nhau về tính chất vỉa, loại chất lưu, áp
suất vỉa và ranh giới chất lưu (tập vỉa).
1.2. Thân chứa dạng khối được xác định bởi các
yếu tố nóc, đứt gãy chắn, khép kín cấu trúc, ranh giới không thấm chứa hoặc các
loại ranh giới ngăn cách khác.
Thân chứa được xác định, biện luận trên cơ sở
các bản đồ cấu trúc, các loại tài liệu địa chấn thông thường, các loại tài liệu
địa chấn đặc biệt, tài liệu thủy động lực học, các thông tin từ quá trình thử
vỉa, khai thác và các loại tài liệu khác.
Phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí, thu hồi
tiềm năng của từng dạng thân chứa được tiến hành theo quy định tại các điểm 2,
3 và 4 Mục I của Phụ lục này.
2. Phân cấp theo chiều thẳng đứng
Ranh giới phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu
khí được xác định bằng phương pháp chia đôi khoảng cách (half-way method) hoặc
các phương pháp khác sử dụng các tài liệu địa chất, địa vật lý, công nghệ mỏ
hiện có với cơ sở lý thuyết và biện luận rõ ràng.
2.1. Cấp xác minh (P1)
Cấp P1 được xác định như sau (Hình 1):
2.1.1. Đối với thân dầu hoặc khí: Từ đỉnh của
thân chứa dầu hoặc khí đến ranh giới dầu - nước (OWC) hoặc ranh giới khí - nước
(GWC) hoặc đến điểm sâu nhất nhận được dòng dầu hoặc khí theo kết quả thử vỉa
giếng khoan và tài liệu địa vật lý giếng khoan, nếu chưa xác định được ranh
giới dầu - nước hoặc khí - nước.
2.1.2. Đối với thân dầu có mũ khí:
- Đối với dầu: Từ ranh giới dầu - khí hoặc từ điểm
cao nhất gặp dầu nếu ranh giới dầu - khí chưa xác định được, đến ranh giới dầu
- nước hoặc điểm thấp nhất nhận được dòng dầu theo kết quả thử vỉa giếng khoan
và tài liệu địa vật lý giếng khoan, nếu ranh giới dầu nước chưa xác định được;
- Đối với khí: Từ đỉnh thân chứa đến ranh giới
khí - dầu hoặc đến điểm thấp nhất nhận được dòng khí nếu ranh giới dầu - khí
chưa xác định được.
2.2. Cấp có khả năng (P2)
Cấp P2 được xác định theo nguyên tắc chia đôi khoảng
cách (Hình 1), cụ thể như sau:
2.2.1. Đối với thân chứa dầu hoặc khí: Từ điểm
dầu xuống tới (ODT) hoặc khí xuống tới (GDT) đến điểm giữa của khoảng ODT hoặc
GDT - nước lên tới (WUT) hoặc điểm tràn cấu tạo (SP).
2.2.2. Đối với thân chứa dầu có mũ khí:
- Đối với khí: Từ điểm GDT đến điểm giữa của khoảng
GDT - dầu lên tới (OUT);
- Đối với dầu: Từ điểm OUT đến điểm giữa của khoảng
GDT - OUT;
- Từ điểm ODT đến điểm giữa của khoảng ODT -
WUT hoặc điểm SP nếu điểm WUT chưa xác định được.
Đối với thân chứa dạng khối có tính bất đồng
nhất cao, cấp P2 được xác định từ điểm ODT hoặc GDT đến điểm sâu nhất có biểu
hiện dầu khí trong quá trình khoan. Trong trường hợp chưa xác định được điểm
sâu nhất có biểu hiện dầu khí thì áp dụng phương pháp chia đôi khoảng cách tới điểm
tràn.
2.3. Cấp có thể (P3)
Phân cấp P3 được xác định theo nguyên tắc chia
đôi khoảng cách (Hình 1), cụ thể như sau:
Từ điểm giữa của khoảng ODT hoặc GDT - WUT hoặc
điểm giữa của khoảng ODT hoặc GDT - điểm SP nếu điểm WUT chưa xác định được đến
điểm SP; hay đơn giản nhất là từ ranh giới dưới của cấp P2 đến điểm SP.
Đối với thân chứa dạng khối có tính bất đồng
nhất cao, cấp P3 được xác định từ ranh giới cấp P2 đến điểm tràn cấu tạo.
3. Phân cấp theo diện tích
Trong một thân chứa, diện tích cấp P1 và P2
được xác định theo nguyên tắc bán kính hoặc chia đôi khoảng cách (trong trường
hợp nhiều giếng) tính từ giếng khoan kết hợp với đường phân cấp tài nguyên, trữ
lượng dầu khí theo chiều thẳng đứng.
Giá trị bán kính được biện luận bằng các tài
liệu địa chất - địa vật lý, giếng khoan, thử vỉa, khai thác hoặc phương pháp
tương tự. Phân cấp P3 được áp dụng cho phần còn lại của thân chứa tính đến khép
kín cấu trúc, điểm tràn hoặc chiều cao cột dầu, khí lớn nhất thống kê được.
Đối với thân chứa dạng khối có mức độ bất đồng
nhất cao, nguyên tắc bán kính áp dụng dọc theo quỹ đạo giếng khoan (Hình 2).
4. Một số trường hợp phân cấp khác
4.1. Cấp xác minh (P1)
4.1.1. Các thân chứa sau khi áp dụng các biện
pháp kích thích vỉa nhận được dòng dầu khí đạt giá trị thương mại, mặc dù lần
thử trước đó không nhận được dòng tự phun hoặc dòng dầu khí yếu không đủ điều kiện
xếp cấp xác minh.
4.1.2. Các thân chứa theo kết quả thử trên cáp
xác định được sự hiện diện của dầu khí, các tài liệu thu thập được cho phép xác
định sự tồn tại và phân bố của dầu khí với độ tin cậy cao, thân chứa đồng danh
ở các giếng khoan khác đã được xác minh bằng kết quả DST;
4.1.3. Các thân chứa tuy chưa được thử nhưng
theo tài liệu địa vật lý giếng khoan có đặc tính thạch học, thông số vỉa chứa
tương tự như các giếng khoan khác đã nhận được dòng thương mại hoặc đang khai
thác cũng từ thân chứa đó.
4.2. Cấp có khả năng (P2)
4.2.1. Các thân chứa có khả năng cho dòng dầu
khí trên cơ sở tài liệu địa vật lý giếng khoan, đặc điểm thạch học và thông số
vỉa chứa nhưng có kết quả thử vỉa không rõ ràng.
4.2.2. Các thân chứa được thử trên cáp mà xác định
được sự hiện diện của dầu khí.
4.2.3. Các thân chứa thể hiện có khả năng cho
dòng dầu khí trên cơ sở các đặc tính địa vật lý giếng khoan nhưng thiếu mẫu lõi
khoan hoặc thiếu kết quả thử vỉa chắc chắn và chúng không có đặc điểm tương tự
với vỉa đang khai thác hoặc vỉa cấp xác minh trong cùng diện tích.
4.2.4. Các thân chứa có tính chất thấm chứa
tương tự, nằm kề áp, bị phân cách bằng đứt gãy hoặc bằng thể địa chất chắn và
có vị trí cấu tạo cao hơn so với thân chứa đã được xếp cấp xác minh.
4.2.5. Các thân chứa nằm liền kề với các thân
dầu, khí đang khai thác, nhưng kết quả thử vỉa nhận được dòng dầu với lưu lượng
nhỏ.
4.2.6. Các khối chưa được khoan nhưng nằm cận
kề với khối có trữ lượng dầu khí cấp xác minh trong mỏ bị phân khối.
4.2.7. Các phần thân chứa nếu khoan đan dày
hoặc bằng cách khác sẽ gia tăng được và đủ điều kiện xếp vào cấp xác minh nhưng
ở thời điểm tính tài nguyên, trữ lượng dầu khí việc khoan đan dày chưa được
thực hiện.
4.2.8. Các thân chứa dự kiến nếu khoan mở rộng
sẽ được xếp là cấp xác minh nhưng tại thời điểm tính tài nguyên, trữ lượng dầu
khí vẫn chưa khoan và tài liệu bản đồ cấu tạo vỉa chưa đủ để xếp chúng vào cấp
đó.
4.2.9. Do áp dụng phương pháp gia tăng thu hồi
đã hoàn thiện và thương mại hóa khi đề án hoặc chương trình thử nghiệm đã lập
và lắp đặt nhưng chưa vận hành và các đặc tính của đá chứa, chất lưu và thông
số vỉa đảm bảo thuận lợi cho việc áp dụng thương mại các phương pháp đó.
4.2.10. Có được do sửa chữa, xử lý, tái xử lý,
thay thiết bị giếng thành công hoặc do các chu trình kỹ thuật khác nhưng các
chu trình đó trước đây chưa được công nhận áp dụng thành công trong các giếng
có cùng tình trạng và trong cùng vỉa tương tự.
4.2.11. Gia tăng được từ vỉa đang khai thác,
vỉa xác minh nhưng chưa khai thác do phân tích, minh giải lại động thái vỉa
hoặc các tài liệu về tham số thể tích.
4.3. Cấp có thể (P3)
4.3.1. Các thân chứa có khả năng tích tụ dầu
khí nằm ở khối liền kề với các khối có cấp xác minh hoặc cấp có khả năng.
4.3.2. Các thân chứa được ngoại suy trong cụm
cấu tạo có các điều kiện địa chất tương tự với cấu tạo đã được xác minh
4.3.3. Các thân chứa được ngoại suy theo cấu
tạo và hoặc theo địa tầng dựa trên cơ sở phân tích, minh giải tài liệu địa
chất, địa vật lý ngoài các diện tích đã xếp vào cấp có thể.
4.3.4. Các thân chứa thể hiện chứa dầu khi dựa
trên cơ sở tài liệu địa vật lý giếng khoan hoặc mẫu lõi khoan nhưng có thể cho
dòng dầu khí không thương mại.
4.3.5. Do áp dụng các phương pháp gia tăng thu
hồi theo chương trình thử nghiệm hoặc đề án mới chỉ thiết lập nhưng chưa vận
hành và các đặc tính đá chứa, chất lưu vỉa và thông số vỉa vẫn gây nghi ngờ
khách quan về tính thương mại của đề án.
4.3.6. Các thân chứa có tính chất thấm chứa
tương tự, nằm kề áp, bị phân cách bằng đứt gãy hoặc bằng thể địa chất chắn và
có vị trí cấu tạo thấp hơn so với thân chứa đã được xếp cấp xác minh.
4.3.7. Gia tăng do phân tích, minh giải lại
động thái vỉa hoặc các tài liệu về tham số thể tích, như các tham số thể tích
dầu khí tại vỉa và hoặc hệ số thu hồi, cho thấy còn có lượng dầu khí đáng kể
nữa ngoài lượng dầu khí đã xếp vào các cấp xác minh và cấp có khả năng.
4.3.8. Các phần thân chứa có thể tích lớn nhưng
độ rủi ro cao:
- Các diện tích với tài liệu địa chấn có độ phủ
thấp;
- Thân chứa có độ liên tục và chất lượng chưa
rõ ràng;
- Thu hồi bổ sung do áp dụng các quy trình thu
hồi gia tăng;
- Các tham số vỉa trung bình tốt hơn.
5. Phân cấp C1, C2 và C3
Đối với các phát hiện, các vỉa chứa chưa phát
triển, các cấp C1, C2, C3 được xác định theo các tiêu chí tương tự như các cấp
P1, P2, P3 tương ứng.
Hình 1. Nguyên tắc xác
định ranh giới (để tính) các cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí đối với thân
chứa dạng vỉa
Hình 2. Nguyên tắc xác
định ranh giới (để tính) các cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí đối với dạng
khối
II. BIỆN LUẬN CÁC THÔNG SỐ TÀI NGUYÊN, TRỮ
LƯỢNG DẦU KHÍ
Khi tính tài nguyên dầu khí (dầu khí tại chỗ
ban đầu), trữ lượng dầu khí theo phương pháp thể tích thông thường, các thông
số tính cần phải biện luận và lựa chọn bao gồm: diện tích, thể tích thân chứa;
chiều dày hiệu dụng chứa dầu, khí; độ rông và độ bão hòa dầu; hệ số chuyển đổi
thể tích; tỷ trọng dầu; tỷ số khí dầu (Gas Oil Ratio - GOR), tỷ số condensate
khí (Condensate Gas Ratio - CGR) và hệ số thu hồi. Các thông số này phải được
biện luận theo mức độ tin cậy trên cơ sở phân bố xác suất thống kê của các giá
trị xác định được theo tài liệu địa chất - địa vật lý, công nghệ mỏ và số liệu
khai thác cũng như biện luận theo phương pháp tương tự. Kết quả tài nguyên dầu
khí; trữ lượng, thu hồi tiềm năng tính được bằng phương pháp xác định phải thể
hiện ở các mức tối thiểu (Độ tin cậy 90% - P90), kỳ vọng (Độ tin cậy 50% - P50)
và tối đa (Độ tin cậy 10% - P10).
1. Diện tích, thể tích thân chứa được xác định
riêng biệt cho từng thân chứa và theo từng cấp đã xác định dựa trên bình đồ
tính đã được lập trên cơ sở bản đồ cấu trúc nóc, đáy thân chứa và ranh giới
phân cấp theo chiều thẳng đứng.
2. Chiều dày hiệu dụng và hệ số đá chứa hiệu
dụng (NTG) được xác định riêng biệt cho từng thân chứa và theo từng cấp trên cơ
sở tài liệu địa vật lý giếng khoan hoặc trung bình trọng số theo thể tích thân
chứa.
3. Độ rỗng được xác định riêng biệt cho từng
thân chứa cho từng cấp trên cơ sở tài liệu địa vật lý giếng khoan, mẫu lõi.
4. Độ bão hòa dầu khí được xác định cho từng
thân chứa cho từng cấp một cách riêng biệt Độ bão hòa dầu khí được xác định
trên cơ sở kết hợp kết quả phân tích mẫu lối trong phòng thí nghiệm và tài liệu
địa vật lý giếng khoan.
5. Hệ số chuyển đổi của dầu hoặc khí được xác
định trong phòng thí nghiệm trên các mẫu dầu, mẫu khí vỉa lấy được từ các giếng
khoan thăm dò và khai thác.
6. Tỷ số khí dầu (Gas Oil Ratio - GOR) hay hàm
lượng khí trong dầu vỉa, tỷ số condensate khí (Condensate Gas Ratio - CGR) hay
hàm lượng condensate trong khí tự do được xác định theo kết quả nghiên cứu,
phân tích trong phòng thí nghiệm các mẫu dầu, khí thu được trong quá trình tìm
kiếm, thăm dò và khai thác.
7. Giá trị tới hạn của các thông số tính được
xác định cho từng thân chứa, vỉa chứa một cách riêng biệt hoặc lấy tương tự các
vỉa đã có phân tích mẫu lõi trong cùng một mỏ hoặc mỏ lân cận.
7.1. Độ thấm: Giá trị độ thấm tới hạn đá chứa
của từng tầng sản phẩm, thân chứa được xác định theo kết quả phân tích trong
phòng thí nghiệm trên cơ sở mẫu lõi của chính tầng sản phẩm đó.
7.2. Độ rỗng: Độ rỗng tới hạn đá chứa của từng
vỉa sản phẩm là giá trị độ rỗng tương ứng độ thấm tới hạn cho chính vỉa sản
phẩm đó.
7.3. Độ bão hòa nước dư tới hạn của từng vỉa
sản phẩm là giá trị độ bão hòa nước dư được xác định trên cơ sở phân tích mẫu
lõi của vỉa sản phẩm tương ứng độ thấm tới hạn cho chính vỉa sản phẩm đó.
Đối với các mỏ, thân chứa, vỉa chứa thuộc nhóm
phát triển bắt buộc phải tính toán dầu khí tại chỗ ban đầu, trữ lượng dầu khí
theo các phương án khai thác từ các mô hình mô phỏng địa chất 3D, mô phỏng khai
thác 3D, phân tích khai thác và cân bằng vật chất để đối chiếu, so sánh tùy
thuộc vào mức độ tài liệu hiện có.
III. BIỆN LUẬN HỆ SỐ THU HỒI DẦU KHÍ
1. Hệ số thu hồi (HSTH) dầu khí được biện luận
cũng như áp dụng phương pháp tương tự riêng biệt cho từng thân chứa, vỉa chứa
và trung bình cho toàn mỏ trên cơ sở áp dụng và triển vọng có thể áp dụng những
thành tựu mới của kỹ thuật và công nghệ tăng cường thu hồi trong quá trình khai
thác mỏ dầu khí nhằm đạt được mục tiêu thu hồi dầu khí tối đa từ lòng đất.
2. HSTH được biện luận theo mô hình thủy động
lực của thân chứa trên cơ sở các phương án thiết kế khai thác khác nhau hoặc
tham chiếu HSTH tương tự từ các thân chứa, vỉa chứa của các mỏ lân cận có cấu
trúc, đặc điểm địa chất và đặc điểm thủy động lực tương tự trong trường hợp
chưa xây dựng được mô hình thủy động lực. Mô hình thủy động lực học của thân
chứa được xây dựng trên cơ sở các tài liệu thực tế như các kết quả nghiên cứu
trong phòng thí nghiệm, khảo sát địa vật lý giếng khoan và khảo sát thủy động
lực học các giếng tìm kiếm, thăm dò, thẩm lượng và phân tích khai thác (nếu
có). HSTH của thân chứa được lựa chọn trên cơ sở phương án khai thác tối ưu như
mật độ các giếng khai thác, bơm ép, các phương pháp khai thác thứ cấp và tam
cấp (ví dụ: các phương pháp duy trì áp suất vỉa, tiến độ, nhịp độ khoan và đưa
giếng vào khai thác, các biện pháp khác nâng cao thu hồi,...).
3. HSTH đối với cấp có thể và tài nguyên dầu
khí được tham chiếu trên cơ sở HSTH tương tự như trữ lượng dầu khí các cấp cao
hơn của chính mỏ đó.
4. Đối với báo cáo trình duyệt lần đầu lập cho
các phát hiện dầu khí thì HSTH dầu khí được xác định trên cơ sở: (i) mô hình
thủy động lực học; (ii) hoặc mô hình thủy động lực học sơ bộ; (iii) hoặc tham
chiếu HSTH các thân chứa, vỉa chứa của các mỏ lân cận có cấu trúc địa chất và
đặc điểm thủy động lực học tương tự; (iv) hoặc thống kê HSTH của các thân chứa,
vỉa chứa có đặc điểm địa chất tương tự trong cùng bể trầm tích, trong cùng khu
vực; (v) hoặc thống kê HSTH của các thân chứa có đặc điểm địa chất tương tự từ
các khu vực khác trên thế giới; (vi) hoặc các phương pháp khác được chấp nhận
theo thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế.
PHỤ LỤC III
MẪU
BÁO CÁO TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
(Ban hành kèm theo Thông tư số 13/2024/TT-BCT ngày 08 tháng 8 năm 2024 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương)
BÁO CÁO TÀI NGUYÊN, TRỮ
LƯỢNG DẦU KHÍ MỎ/PHÁT HIỆN …………….
LÔ ..…, BỂ ……
(tài liệu đến tháng năm )
PHẦN I. THUYẾT MINH BÁO CÁO
1. Giới thiệu.
2. Lịch sử tìm kiếm, thăm dò, thẩm lượng, phát
triển và khai thác dầu khí.
3. Cơ sở dữ liệu.
Thống kê phương pháp, khối lượng và đánh giá
chất lượng tài liệu:
3.1. Tài liệu khảo sát địa chấn và các phương
pháp địa vật lý thăm dò khác (điện, từ, trọng lực,...): mạng lưới khảo sát, tài
liệu thực địa, tài liệu xử lý.
3.2. Tài liệu khoan: Khái quát về các giếng
khoan (trên phạm vi mỏ và vùng lân cận liên quan), tài liệu địa vật lý giếng
khoan, mẫu lõi, mẫu vụn, kết quả thử vỉa, phân tích các loại mẫu, nghiên cứu
thủy động lực, khai thác hoặc khai thác thử (nếu có).
3.3. Các số liệu khai thác mỏ (nếu có).
3.4. Tài liệu các khảo sát và nghiên cứu khác
(cổ sinh địa tầng, thạch học trầm tích, địa hóa,...).
4. Địa chất khu vực, địa chất mỏ.
4.1. Địa chất khu vực.
4.2. Địa chất mỏ.
4.2.1. Minh giải tài liệu địa vật lý:
- Xác định đặc trưng tầng địa chấn, liên kết
địa chấn với giếng khoan, xây dựng các bản đồ đẳng thời, chuyển đổi thời gian -
độ sâu, các bản đồ đẳng sâu, mặt cắt theo thời gian, chiều sâu và bản đồ đẳng
dày của các tầng địa chấn tương ứng;
- Thuộc tính địa chấn và các kết quả nghiên cứu
địa chấn đặc biệt;
- Kết quả các phương pháp địa vật lý thăm dò
khác (điện, từ, trọng lực,...);
- Đánh giá sai số và rủi ro;
- Những vấn đề còn tồn tại và đề xuất hướng
giải quyết.
4.2.2. Cấu trúc địa chất mỏ:
- Địa tầng, môi trường trầm tích và địa chất
thân chứa, vỉa chứa dầu khí;
- Kiến tạo: hệ thống đứt gãy, uốn nếp và ảnh
hưởng của hoạt động kiến tạo đến sự hình thành các bẫy dầu khí cấu trúc địa
chất của mỏ;
- Biểu hiện dầu khí;
- Đặc điểm thạch học và đặc điểm các thân chứa,
vỉa chứa dầu khí;
- Xác định và liên kết các thân chứa,vỉa chứa
dầu khí.
5. Thông số vỉa chứa
5.1. Thành tạo địa chất các thân chứa, vỉa chứa
dầu khí (bản đồ cấu trúc, đăng dày, hệ số đá chứa hiệu dụng NTG, ranh giới chất
lưu,...).
5.2. Địa vật lý giếng khoan:
- Phương pháp khối lượng và chất lượng tài liệu
mẫu vật và đo đạc;
- Phương pháp và kết quả minh giải các thông số
thân chứa, vỉa chứa dầu khí: độ rỗng, độ thấm, độ bão hoà dầu khí, chiều dày
hiệu dụng,... theo tài liệu địa vật lý giếng khoan, mẫu lõi và giá trị tới hạn
của chúng;
- Những vấn đề còn tồn tại và đề xuất hướng
giải quyết.
5.3. Công nghệ mỏ:
- Tính chất, ranh giới và động thái của nước
vỉa;
- Tính chất dầu, khí ở điều kiện vỉa và điều kiện
tiêu chuẩn;
- Nhiệt độ và áp suất vỉa.
5.4. Kết quả thử vỉa (DST), thử vỉa bằng cáp (MDT,
RFT, RCI, mini- DST,...).
5.5. Kết quả và động thái khai thác.
5.6. Bơm ép dầu - khí - nước (nếu có).
6. Dầu khí tại chỗ ban đầu, trữ lượng dầu khí.
6.1. Phương pháp và công thức tính dầu khí tại
chỗ ban đầu, trữ lượng dầu khí (mô hình địa chất, mô hình khai thác, cân bằng
vật chất, tương tự,...).
6.2. Xác định ranh giới và phân cấp dầu khí tại
chỗ ban đầu, trữ lượng dầu khí.
6.3. Lựa chọn giá trị các thông số: thể tích đá
chứa, chiều dày hiệu dụng, hệ số đá chứa hiệu dụng, độ rỗng, độ bão hoà dầu khí
và các thông số chất lưu khác.
6.4. Kết quả tính dầu khí tại chỗ ban đầu, trữ
lượng dầu khí từng loại chất lưu theo các thân chứa, vỉa chứa dầu khí, theo
khối, khu vực và cho toàn mỏ.
6.5. Biện luận hệ số thu hồi, kết quả tính dầu
khí tại chỗ ban đầu, trữ lượng dầu, khí, khí ngưng tụ (condensate) dự kiến của
từng thân chứa, vỉa chứa dầu khí, theo khối, khu vực, toàn mỏ và trữ lượng dầu
khí còn lại của chúng.
6.6. Kết quả tính dầu khí tại chỗ ban đầu, trữ
lượng dầu khí bằng các phương pháp khác (mô hình địa chất, mô hình khai thác,
cân bằng vật chất, tương tự,...); so sánh, biện luận và lựa chọn kết quả tính
cuối cùng cho toàn mỏ theo các giai đoạn hợp đồng dầu khí và sau khi kết thúc
hợp đồng dầu khí.
6.7. So sánh kết quả dầu khí tại chỗ ban đầu,
trữ lượng dầu khí tính được với dầu khí tại chỗ ban đầu, trữ lượng dầu khí đã
được phê duyệt lần gần nhất, nguyên nhân thay đổi.
6.8. Đánh giá mức độ tin cậy về con số tính
được theo các cấp.
6.9. Những vấn đề còn tồn tại và đề xuất hướng
giải quyết.
7. Kết luận và kiến nghị
7.1. Đánh giá mức độ nghiên cứu địa chất - địa
vật lý, công nghệ mỏ; kết quả thăm dò, khai thác mỏ; kết quả tính và những tồn
tại cần giải quyết.
7.2. Đề xuất công tác thăm dò, thẩm lượng và
công tác nghiên cứu tiếp theo.
7.3. Kiến nghị các cấp có thẩm quyền phê duyệt
dầu khí tại chỗ ban đầu và trữ lượng dầu khí của mỏ, phát hiện để làm cơ sở
triển khai các công việc tiếp theo.
PHẦN II. PHỤ LỤC CÁC BẢNG BIỂU, BẢN VẼ VÀ SỐ
LIỆU
Phần Phụ lục bao gồm các tài liệu, văn bản cần
thiết liên quan đến công tác thăm dò, thẩm lượng, lập báo cáo đánh giá tài
nguyên, trữ lượng dầu khí của mỏ, phát hiện dầu khí, các biểu bảng thống kê số
liệu, số liệu, kết quả tính toán, các bản đồ, lát cắt, sơ đồ,... để minh họa bổ
sung cho phần thuyết minh của báo cáo và đáp ứng yêu cầu cho việc kiểm tra,
thẩm định báo cáo của các cơ quan, tổ chức có thẩm quyền.
I. CÁC BIỂU BẢNG
Các biểu bảng trong phần Phụ lục phải chứa các
số liệu gốc và trung gian cũng như các thông tin liên quan cần thiết cho việc
kiểm tra kết quả tính dầu khí tại chỗ ban đầu, trữ lượng dầu khí, nhất thiết
phải có các bảng biểu và thông tin sau đây:
1. Khối lượng khoan tìm kiếm, thăm dò, thẩm
lượng; khoan khai thác: Tên giếng, tọa độ, chiều sâu nước biển, loại giếng,
giàn khoan, thời gian khoan (ngày khởi công, kết thúc), chiều sâu thiết kế hoặc
thực tế, địa tầng, kết quả và tình trạng hiện tại của giếng khoan,...
2. Khối lượng khoan khai thác, bơm ép, quan sát
và các giếng phục vụ khai thác khác cũng như các thông tin hoàn thiện giếng.
3. Khối lượng mẫu lõi, mẫu vụn, lưu thể và các
dạng phân tích.
4. Kết quả thử vỉa và nghiên cứu trong giếng
khoan.
5. Tổ hợp địa vật lý giếng khoan và các khảo
sát khác đã thực hiện.
6. Kết quả minh giải tài liệu địa vật lý giếng
khoan.
7. Thành phần hóa học và tính chất vật lý của
nước vỉa.
8. Tài liệu về thạch học, cổ sinh, địa tầng,
môi trường trầm tích,... của các thân chứa, vỉa chứa dầu khí hoặc tầng sản
phẩm.
9. Thành phần, tính chất hoá lý của các loại
chất lưu: Dầu, khí hoà tan, khí tự do, khí ngưng tụ (condensate).
10. Kết quả phân tích độ rỗng, độ thấm và bão
hòa dầu khí cũng như các tham số đá chứa khác từ mẫu lõi (nếu có).
11. Các thông số đầu vào để tính dầu khí tại
chỗ ban đầu, trữ lượng dầu, khí hòa tan, khí tự do, khí ngưng tụ (condensate).
12. So sánh các thông số được chấp nhận khi
tính lại dầu khí tại chỗ ban đầu, trữ lượng dầu khí với số liệu đã được phê
duyệt trước đây.
13. So sánh với số liệu đã được phê duyệt.
14. Các số liệu về động thái và kết quả khai
thác hoặc khai thác thử (nếu có).
II. CÁC BẢN VẼ
1. Bản đồ khái quát khu vực và vị trí của mỏ,
phát hiện.
2. Bản đồ mạng lưới tuyến địa chấn và giếng
khoan thăm dò, thẩm lượng.
3. Cột địa tầng tổng hợp của mỏ.
4. Các mặt cắt địa chấn đại diện (chưa minh
giải và minh giải) đại diện cho toàn mỏ.
5. Bản đồ đẳng thời và đẳng sâu của các tàng
địa chấn, thân chứa, vỉa chứa dầu khí.
6. Bản đồ đẳng dày các tầng cấu trúc của các
đơn vị địa tầng, thân chứa, vỉa chứa dầu khí.
7. Các lát cắt địa chất đi qua các giếng khoan.
8. Các lát cắt địa chất của các thân chứa, vỉa
chứa dầu khí của mỏ qua các giếng khoan.
9. Sơ đồ và bảng kết quả liên kết thân chứa,
vỉa chứa dầu khí qua các giếng khoan.
10. Bản đồ cấu tạo nóc và đáy các thân chứa,
vỉa chứa dầu khí.
11. Bản đồ đẳng dày của các thân chứa, vỉa chứa
dầu khí.
12. Mặt cắt địa chất, địa chấn dọc, ngang mỏ.
13. Mặt cắt địa chất của các thân chứa, vỉa
chứa dầu khí.
14. Liên kết thân chứa, vỉa chứa dầu khí qua
các giếng khoan.
15. Sơ đồ phân cấp cho các thân chứa, vỉa chứa
dầu khí.
16. Các đường cong đo địa vật lý giếng và tổng
hợp cũng như kết quả minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan và thử vỉa các
thân chứa, vỉa chứa dầu khí của từng giếng khoan - tỷ lệ đứng 1/500.
17. Kết quả phân tích, mô tả mẫu lõi, mẫu vụn.
18. Tài liệu và kết quả thử vỉa, thử dòng sản
phẩm và khai thác (nếu có): sản lượng khai thác (dầu, khí, nước), động thái áp
suất, nhiệt độ, theo dõi, kiểm tra giếng,...
19. Danh mục tài liệu tham khảo, các tài liệu
và báo cáo khác có liên quan đã sử dụng đê lập báo cáo.
20. Các báo cáo, các số liệu, kết quả phân
tích, các mô hình tính toán dạng số trên máy tính điện tử, danh sách và thông
tin về các chương trình phần mềm được áp dụng để tính toán.
III. SỐ LIỆU
Các số liệu và các kết quả minh giải, xử lý, mô
phỏng tài liệu địa chất - địa vật lý, công nghệ mỏ trên các phần mềm kỹ thuật
sử dụng trong việc xây dựng báo cáo.