|
BỘ CÔNG
THƯƠNG
-------
|
CỘNG HÒA XÃ
HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 24/2020/TT-BCT
|
Hà Nội,
ngày 18 tháng 9 năm 2020
|
THÔNG
TƯ
QUY
ĐỊNH VỀ PHÂN CẤP VÀ LẬP BÁO CÁO TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
Căn cứ Luật
Dầu khí ngày 06 tháng 7 năm 1993; Luật Sửa đổi,
bổ sung một số điều của Luật Dầu khí số 19/2000/QH10 ngày 09 tháng 6 năm
2000; Luật Sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật
Dầu khí số 10/2008/QH12 ngày 03 tháng 6 năm 2008;
Căn cứ Nghị định số 98/2017/NĐ-CP ngày 18 tháng 8 năm 2017 của Chính
phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công
Thương;
Căn cứ Nghị định số 95/2015/NĐ-CP ngày 16 tháng 10 năm 2015 của
Chính phủ quy định chi tiết một số điều của Luật Dầu khí;
Căn cứ Nghị định số 33/2013/NĐ-CP ngày 22 tháng 4 năm 2013 của Chính
phủ Ban hành Hợp đồng mẫu của Hợp đồng chia sản phẩm dầu khí;
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
Thông tư này quy định việc phân cấp và
lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí.
Điều 2. Đối tượng áp
dụng
1. Người điều hành hoặc tổ chức, cá
nhân (sau đây gọi chung là Người điều hành) thực hiện việc lập báo cáo tài
nguyên, trữ lượng dầu khí khi có các hoạt động tìm kiếm thăm dò, phát triển mỏ
và khai thác dầu khí trong phạm vi lãnh thổ đất liền, nội thủy, đảo và quần đảo,
lãnh hải, vùng tiếp giáp lãnh hải, vùng đặc quyền kinh tế và thềm lục địa thuộc
chủ quyền, quyền chủ quyền và quyền tài phán quốc gia Việt Nam, được xác định
theo pháp luật Việt Nam, điều ước quốc tế mà Việt Nam là thành viên.
2. Các cơ quan quản lý nhà nước và các
tổ chức, cá nhân có liên quan về việc phân cấp và lập báo cáo tài nguyên, trữ
lượng dầu khí trong các hoạt động dầu khí.
Điều 3. 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 của vỉa, mỏ dầu khí cập nhật đến
thời điểm lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí (sau đây gọi tắt là Báo
cáo), là một phần đã được thu hồi trong trữ lượng dầu khí.
2. Dầu khí tại chỗ ban đầu
(Petroleum Initial In Place hoặc Hydrocarbon Initial In Place) là lượng dầu
khí tồn tại ban đầu trong các tích tụ tự nhiên đã hoặc chưa được phát hiện bởi
giếng khoan, được tính toán hoặc dự báo cho từng đối tượng cụ thể.
3. Điều kiện kinh tế - kỹ thuật
là các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật được biện luận để áp dụng vào thời điểm lập
Báo cáo.
4. Hệ số thu hồi Dầu khí là tỷ
lệ giữa lượng dầu khí có thể khai thác được so với lượng dầu khí tại chỗ ban đầu
của mỏ, vỉa chứa trong điều kiện kinh tế - kỹ thuật nhất định.
5. Nhóm 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,
có thể bao gồm các mỏ trong trạng thái dừng, giãn do các yếu tố kinh tế - kỹ
thuật thay đổi.
6. Nhóm 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, bao gồm:
các mỏ đã và đang được khai thác; các mỏ đang được triển khai các hoạt động
phát triển; các phát hiện dầu khí được biện luận đủ điều kiện về kinh tế - kỹ
thuật để chuẩn bị phát triển mỏ theo quan điểm của Người điều hành.
7. Tài nguyên Dầu khí (Petroleum
Resources) là tổng lượng dầu khí tại chỗ ban đầu tồn tại trong các tích tụ
tự nhiên.
8. Tài nguyên Dầu khí chưa phát hiện
(Undiscovered Petroleum Resources) là lượng dầu khí tại chỗ ban đầu tồn tại
trong các tích tụ tự nhiên nhưng chưa được phát hiện bằng giếng khoan.
9. 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.
10. Tầng sản phẩm là tập hợp
các thân chứa, vỉa sản phẩm trong một đơn vị địa tầng của cấu tạo địa chất.
11. Tập hợp triển vọng (Play)
là nhóm các đối tượng triển vọng dầu khí trong giới hạn nhất định về địa chất
và địa lý, có cùng điều kiện và đặc tính sinh, chứa, chắn.
12. Thân chứa, vỉa sản phẩm Dầu khí
là một thể địa chất chứa dầu khí tự nhiên nằm trong mỏ dầu khí, tách biệt với
các thân chứa, vỉa sản phẩm khác bằng các yếu tố chắn.
13. Thử dòng là quá trình khảo
sát các giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác nhằm thu thập các thông số
của thân chứa như lưu lượng dòng dầu, khí, nước, áp suất, nhiệt độ và các thông
số cần thiết khác.
14. Thử vỉa là công tác nghiên
cứu thủy động lực học được tiến hành nhằm xác định đầy đủ các thông số thủy động
lực học và đánh giá khả năng khai thác của một phần hoặc toàn bộ thân chứa.
15. 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 phát hiện.
16. Trữ lượng Dầu khí (Petroleum
Reserves) là lượng dầu khí dự kiến có thể thu hồi thương mại từ dầu khí tại
chỗ ban đầu của mỏ với điều kiện kinh tế - kỹ thuật tại thời điểm nhất định.
Chương II
PHÂN
CẤP TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
Điều 4. Cơ sở phân cấp
1. Phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu
khí được thực hiện trên cơ sở kết hợp đánh giá mức độ tin cậy về các thông tin
địa chất, địa vật lý, tính khả thi về kỹ thuật công nghệ và mức độ hiệu quả về
kinh tế tại thời điểm lập Báo cáo.
2. Phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu
khí theo quy định tại Điều 5 và Phụ lục IA ban hành kèm theo
Thông tư này.
Điều 5. Phân cấp tài
nguyên, trữ lượng dầu khí
Tài nguyên dầu khí được phân thành hai
nhóm là tài nguyên dầu khí đã phát hiện (bằng giếng khoan) 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 quan điếm đánh giá của Người điều hành tại thời điểm lập Báo cáo, tài
nguyên dầu khí đã phát hiện được phân chia thành nhóm phát triển và nhóm chưa
phát triển.
a) Nhóm phát triển: Tài nguyên, trữ lượng
dầu khí của nhóm phát triển được phân thành cấp xác minh (P1), cấp có khả năng
(P2), cấp có thể (P3).
(a1) Cấp xác minh (P1): Cấp P1 ứng với
mức độ tin cậy cao nhất trong phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí. Cấp P1 phải
đảm bảo thỏa mãn các điều kiện sau:
- Thân 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 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 quan điểm của Người điều
hành từ ít nhất một giếng khoan.
(a2) Cấp có khả năng (P2): Cấp P2 ứng
với mức độ tin cậy thấp hơn cấp P1 trong phân cấp tài nguyên, trữ lượng 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 và/hoặc
mẫu chất lưu.
(a3) Cấp có thể (P3): Cấp P3 ứng với mức
độ tin cậy thấp hơn cấp P2 trong phân cấp tài nguyên, trữ lượng 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 (tiềm năng) được phân thành cấp xác minh (C1), cấp
có khả năng (C2), cấp có thể (C3). Các chỉ tiêu kỹ thuật để phân cấp C1, C2, C3
tương tự P1, P2, P3.
2. Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện
bao gồm tài nguyên dầu khí chưa phát hiện dự tính (R1) và tài nguyên dầu khí
chưa phát hiện lý thuyết (R2).
a) Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện dự
tính (R1) là lượng dầu khí ước tính được ở thời điểm nhất định cho các đối tượng
triển vọng đã được lập bản đồ nhưng chưa xác định được sự tồn tại của dầu khí bằng
kết quả khoan hoặc các vỉa chứa thuộc các tầng sản phẩm của các mỏ đang khai
thác với các điều kiện địa chất được coi là thuận lợi cho tích tụ dầu khí nhưng
chưa khoan tới;
b) Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện
lý thuyết (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 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 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 dầu khí được xác định trên cơ sở các tài liệu và căn
cứ cụ thể. Trường hợp áp dụng các phương pháp tương tự, Người điều hành phải có
các số liệu có nguồn gốc và lý giải khả năng sử dụng các số liệu đó cho mỏ hoặc
thân chứa cần tính toán để khẳng định sự đúng đắn của việc lựa chọn phương pháp
và các thông số tính toán.
Chương III
ĐÁNH
GIÁ TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
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, vỉa chứa dầu khí.
2. Tài nguyên, trữ lượng dầu khí được
tính theo phương pháp thể tích (thông thường, theo mô hình mô phỏng địa chất
3D, mật độ trữ lượng, tương tự), động thái thủy động lực học mỏ (cân bằng vật
chất và mô phỏng 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 đã và đang phát triển; Cân bằng vật chất cho các mỏ 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 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, 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 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 5 Thông tư này, tài nguyên, trữ lượng dầu khí được tính
toán như sau:
1. Tài nguyên dầu khí đã phát hiện
a) Dầu khí tại chỗ ban đầu và trữ lượng
dầu khí được Người điều hành tính toán cho các cấp tương ứng (P1, P2, P3).
Phương pháp tính toán dầu khí tại chỗ ban đầu, trữ lượng dầu khí được quy định
tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này;
b) Tiềm năng dầu khí cũng được Người điều
hành tính toán cho các cấp tương ứng (C1, C2, C3) với các giá trị dầu khí tại
chỗ ban đầu và thu hồi tiềm năng tương ứng;
c) Trữ lượng dầu khí của mỏ được cập
nhật trong báo cáo kế hoạch đại cương phát triển mỏ (ODP), báo cáo kế hoạch phát
triển mỏ (FDP) và báo cáo kế hoạch phát triển mỏ điều chỉnh;
d) Trữ lượng dầu khí của mỏ được cập
nhật trong công tác tận thu hồi vào giai đoạn suy giảm sản lượng của đời mỏ với
các phương án khai thác thứ cấp và tam cấp như: khoan đan dày (Infill), tận
khai thác các vỉa bổ sung và áp dụng các biện pháp khác nâng cao hệ số thu hồi
dầu (EOR).
2. 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), trong đó 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.
Chương IV
LẬP,
PHÊ DUYỆT, ĐĂNG KÝ VÀ CẬP NHẬT BÁO CÁO TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
Điều 9. Yêu cầu của
việc lập, cập nhật Báo cáo
1. Đối với nhóm phát triển, Người điều
hành lập, cập nhật Báo cáo để trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thông qua, trình
Bộ Công Thương và Hội đồng thẩm định thực hiện thẩm định Báo cáo và trình Thủ
tướng Chính phủ xem xét, phê duyệt. Nội dung phê duyệt gồm lượng dầu khí tại chỗ
ban đầu mức 2P (gồm P1 và P2) xác suất 50% và ghi nhận trữ lượng dầu khí tương ứng
làm cơ sở cho việc xây dựng, cập nhật phương án phát triển khai thác mỏ.
2. Đối với nhóm chưa phát triển và tài
nguyên dầu khí chưa phát hiện, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam xem xét, ghi nhận,
đánh giá và định kỳ hàng 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.
3. 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.
Điều 10. Nội dung Báo
cáo
1. Người điều hành phải trình Báo cáo
đầy đủ và Báo cáo tóm tắt.
2. Nội dung Báo cáo đầy đủ được quy định
tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này.
Điều 11. Thủ tục
trình, thẩm định và phê duyệt Báo cáo
Thủ tục trình, thẩm định và phê duyệt
Báo cáo tuân thủ theo quy định tại Điều 64 Nghị định số
95/2015/NĐ-CP ngày 16 tháng 10 năm 2015 của Chính phủ quy định chi tiết một
số điều của Luật Dầu khí.
Điều 12. Đăng ký và cập
nhật tài nguyên, trữ lượng dầu khí
1. Đối với Báo cáo của các mỏ đã được
Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam có trách nhiệm theo
dõi, tổng hợp tài nguyên, trữ lượng dầu khí và cập nhật đăng ký hàng năm.
2. Người điều hành có trách nhiệm cập
nhật, chính xác hóa:
a) Tài nguyên, trữ lượng dầu khí trong
quá trình thăm dò bổ sung, thẩm lượng, khai thác;
b) Trữ lượng dầu khí trong quá trình lập
báo cáo kế hoạch đại cương phát triển mỏ (ODP), báo cáo kế hoạch phát triển mỏ
(FDP) và báo cáo kế hoạch phát triển mỏ điều chỉnh.
3. Thời gian cập nhật Báo cáo là 3
(ba) năm tính từ khi có dòng dầu khí đầu tiên được khai thác thương mại và sau
đó định kỳ là 5 (năm) năm. Trong trường hợp cần thiết, Người điều hành cập nhật
và đệ trình cấp thẩm quyền xem xét, phê duyệt.
4. Trong Báo cáo cập nhật, nếu tống lượng
dầu khí tại chỗ ban đầu mức 2P của mỏ thay đổi nhỏ hơn 15% (mười lăm phần trăm)
so với phê duyệt gần nhất, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam ghi nhận, báo cáo Bộ Công
Thương, Thủ tướng Chính phủ. Nếu tổng lượng dầu khí tại chỗ ban đầu mức 2P của
mỏ thay đổi lớn hơn 15% (mười lăm phần trăm) so với phê duyệt gần nhất, Người điều
hành phải đệ trình và xin phê duyệt lại Báo cáo theo Điều 10 Thông
tư này.
5. Đối với tài nguyên dầu khí đã phát
hiện thuộc nhóm chưa phát triển và tài nguyên dầu khí chưa phát hiện, Tập đoàn
Dầu khí Việt Nam có trách nhiệm thống kê, cập nhật và ghi nhận nhằm mục đích phục
vụ công tác quản lý và định hướng công tác tìm kiếm thăm dò trong tương lai.
Chương V
ĐIỀU
KHOẢN THI HÀNH
Điều 13. Trường hợp đặc
biệt
Trong quá trình thực hiện các hoạt động
dầu khí nếu việc áp dụng phân cấp và lập Báo cáo có sự khác biệt so với quy định
tại Thông tư này thì Người điều hành có trách nhiệm cung cấp các căn cứ, hồ sơ
tài liệu để Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trình Bộ Công Thương và Hội đồng thẩm định
xem xét, quyết định theo thẩm quyền.
Điều 14. Quy định
chuyển tiếp
1. Đối với Báo cáo đã được phê duyệt
trước ngày Thông tư này có hiệu lực, Người điều hành và cơ quan quản lý nhà nước
tiếp tục thực hiện theo Báo cáo đã được phê duyệt.
2. Báo cáo đã trình cơ quan có thẩm
quyền trước ngày Thông tư này có hiệu lực thì không phải trình lại và được thẩm
định theo quy định tại thời điểm trước ngày Thông tư này có hiệu lực.
Điều 15. Hiệu lực thi
hành và tổ chức thực hiện
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể
từ ngày 06 tháng 11 năm 2020 và Quyết định số 38/2005/QĐ-BCN
ngày 06 tháng 12 năm 2005 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp ban hành Quy định phân cấp
tài nguyên, trữ lượng dầu khí và lập báo cáo trữ lượng dầu khí hết hiệu lực kể
từ ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành.
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 Người điều hành và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
báo cáo Bộ Công Thương xem xét, giải quyết theo thẩm quyền./.
|
Nơi nhận:
-
Thủ
tướng, các Phó Thủ tướng Chính phủ;
- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Văn phòng Chủ tịch nước;
-
Văn
phòng Chính phủ;
- Các Bộ, cơ quan ngang
Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;
- Tòa án nhân dân tối cao;
- Viện kiểm sát
nhân dân tối cao;
- Ủy ban nhân dân các tỉnh thành phố trực thuộc Trung ương;
- Cục Kiểm tra văn
bản quy phạm pháp luật
- Bộ Tư pháp;
- Cục Kiểm soát thủ tục hành
chính - Bộ Tư pháp;
- Cổng thông tin điện tử: Chính phủ, Bộ Công Thương;
-
Bộ trưởng, các Thứ trưởng;
- Các đơn vị thuộc
Bộ Công Thương;
- Tập đoàn Dầu
khí Việt Nam;
- Công báo;
- Lưu: VT, PC, DKT.
|
KT. BỘ
TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Đặng Hoàng An
|
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 24/2020/TT-BCT ngày 18 tháng 9 năm 2020 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương)
A. XÁC ĐỊNH
RANH GIỚI PHÂN CẤP TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
I. Thân chứa dầu khí
Thân chứa dầu khí (thân chứa) là thể địa
chất chứa dầu khí được xác định bởi các ranh giới thủy động lực học. Trong một
phát hiện, mỏ, vỉa sản phẩm có thể bao gồm một hoặc nhiều thân chứa khác nhau đặc
trưng bởi tính chất thấm chứa, loại chất lưu, áp suất vỉa.
Thân chứa dạng vỉa được xác định bởi
nóc vỉa, đáy vỉa, 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 khối được xác định bởi
nóc, đứt gãy chắn, khép kín cấu trúc, ranh giới không thấm chứa hoặc các loại
ranh giới ngăn cách khác.
Việc xác định thân chứa được 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
phải được tiến hành cho từng thân chứa, vỉa chứa.
II. Phân cấp theo chiều
thẳng đứng
Ranh giới các 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.
1. Cấp xác minh - P1
Cấp xác minh P1 được xác định như sau
(Hình 1):
a) 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 ranh giới dầu - nước hoặc
khí - nước chưa xác định được;
b) 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. Cấp có khả năng -
P2
Cấp có khả năng P2 được xác định theo
nguyên tắc chia đôi khoảng cách (Hình 1), cụ thể như sau:
a) 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);
b) 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 OpT đến điểm giữa của khoảng
ODT - WUT hoặc điểm tràn cấu tạo (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.
3. Cấp có thể - P3
Phân cấp P3 được xác định theo nguyên
tắc chia đôi khoảng cách như sau (Hình 1):
Từ điểm giữa của khoảng ODT hoặc GDT -
WUT hoặc điểm giữa của khoảng ODT hoặc GDT - điểm tràn cấu tạo (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 dầu khí dạng khối có
tính bất đồng nhất cao, cấp P3 được xác định từ ranh giới cấp P2 đến điểm tràn
cấu tạo.
III. Phân cấp theo diện
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, nguyên tắc
bán kính áp dụng dọc theo quỹ đạo giếng khoan (Hình 2).
IV. Một số trường hợp
đánh giá phân cấp khác
1. Cấp xác minh P1
a) 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;
b) 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;
c) 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.
2. Cấp có khả năng P2
a) 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;
b) Các thân chứa được thử trên cáp mà
xác định được sự hiện diện của dầu khí;
c) 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;
d) 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;
đ) 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;
e) Các khối chưa được khoan nhưng nằm
cận kề với khối có trữ lượng dầu khí cấp xác minh trong mỏ bị phân khối;
g) 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;
h) 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;
i) 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;
k) 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;
l) 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.
3. Cấp có thể P3
a) 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;
b) 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;
c) 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
và/hoặc địa vật lý ngoài các diện tích đã xếp vào cấp có thể;
d) Các thân chứa thể hiện chứa dầu khí
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;
đ) 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 chửa, chất lưu vỉa và thông số vỉa vẫn gây nghi ngờ
khách quan về tính thương mại của đề án;
e) Các thân chứa có tính chất thấm chứa
tương tự, nằm kề áp, bị phân cách bằng đứt gãy hoặc bằng thế địa chất chắn và
có vị trí cấu tạo thấp hơn so với thân chứa đã được xếp cấp xác minh;
g) 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;
h) Các phần thân chứa dầu khí 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.
V. 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. Sơ đồ
phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí đối với thân chứa dạng vỉa
Hình 2. Sơ đồ
phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí đối với thân chứa dạng khối
B. BIỆN LUẬN
CÁC THÔNG SỐ TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
Khi tính 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 rỗng và độ bão hoà 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). 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 và công nghệ mỏ. Kết quả tính được phải thể hiện ở các mức tối thiểu
(P90), kỳ vọng (P50) và tối đa (P10) tương ứng với các mức xác suất của thông số
đầu vào.
1. Diện tích, thể tích thân chứa được
xác định riêng biệt cho từng thân chứa và theo từng cấp dựa trên bình đồ tính
đã được lập trên cơ sở bản đồ cấu trúc nóc, đáy thân chứa.
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, 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 và từng cấp một cách riêng biệt Độ bão hòa dầu khí được xác
định trên cơ sở kết hợp kết quả phân tích mẫu lõi 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.
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 dầu, khí tự do trong phòng thí nghiệm.
7. Giá trị tới hạn của các thông số
tính được xác định cho từng thân 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.
- 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.
- 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.
- 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, vỉa chứa thuộc nhóm
phát triển phải tính toán dầu khí tại chỗ ban đầu, trữ lượng dầu khí theo các
phương pháp mô hình mô phỏng địa chất 3D, mô phỏng khai thác 3D và cân bằng vật
chất để đối sánh tùy thuộc vào mức độ tài liệu hiện có.
C. BIỆN LUẬN
HỆ SỐ THU HỒI DẦU KHÍ
Hệ số thu hồi (HSTH) dầu khí được biện
luận riêng biệt cho từng thân 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 khai
thác mỏ dầu khí nhằm đạt được mục tiêu thu hồi dầu khí tối đa từ lòng đất.
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 các thân 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 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...).
HSTH đối với trữ lượng dầu khí 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.
Đối với các phát hiện dầu khí trình
duyệt báo cáo lần đầu 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 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 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 trong thông lệ công nghiệp dầu
khí quốc tế.
PHỤ
LỤC III
(Ban hành kèm
theo Thông tư số 24/2020/TT-BCT ngày 18 tháng 9 năm 2020 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 mỏ
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, kêt quả thử vỉa, phân tích các loại mẫu, nghiên cứu thủy
động lực, khai thác /khai thác thử (nếu có).
3.3. Tài liệu các khảo sát và nghiên cứu
khác (Cổ sinh địa tầng, Thạch học trầm tích, Địa hóa...).
4. Địa chất
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...).
- Những vấn đề còn tồn tại và đề xuất
hướng giải quyết.
4.2.2. Cấu trúc địa chất mỏ
- Địa tầng trầm tích
- 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.
- Xác định và liên kết các thân chứa dầu
khí.
- Đặc điểm thạch học và môi trường trầm
tích các thân chứa dầu khí.
5. Thông số vỉa chứa
5.1. Cấu trúc địa chất các thân chứa dầu
khí (bản đồ cấu trúc, đẳng 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 đo
- Phương pháp và kết quả minh giải các
thông số thân 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 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 khai thác, 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.
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, 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, 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 băng các phương pháp khác (mô hình địa chất, mô hình
khai thác, cân bằng vật chất,...); so sánh và biện luận với kết quả tính bằng
phương pháp thể tích.
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 Thủ tướng Chính phủ phê
duyệt dầu khí tại chỗ ban đầu và ghi nhận 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, 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.
A. CÁC BIỂU BẢNG
Các biểu bảng trong phần Phụ lục phải
chứa các số liệu gốc và trung gian 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 sau
đây:
1. Khối lượng khoan tìm kiếm, thăm dò,
thẩm lượng; khoan khai thác: Tên giếng, toạ độ, chiều sâu nước biển, loại giếng,
dàn khoan, thời gian khoan (ngày khởi công, kết thúc), chiều sâu thiết kế hoặc
thực tế, địa tầng đáy, kết quả và tình trạng hiện tại của giếng khoan ...
2. Khối lượng khoan khai thác.
3. Khối lượng mẫu lõi, mẫu vụn, lưu thể
và các dạng phân tích.
4. Kết quả thử vỉa và nghiên cứu giếng
khoan.
5. Tổ hợp địa vật lý giếng khoan 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 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. Giá trị trung bình của độ rồng, độ
thấm và bão hòa dầu khí 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 khai thác hoặc khai
thác thử (nếu có).
B. 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)
5. Bản đồ đẳng thời và đẳng sâu của
các tầng địa chấn.
6. Bản đồ đẳng dày các tầng cấu trúc của
các đơn vị địa tầng chứa dầu khí.
7. Các lát cắt địa chất đi qua các giếng
khoan.
8. Các lát cắt địa chất của các vỉa chứa
sản phẩm dầu khí của mỏ qua các giếng khoan.
9. Sơ đồ và bảng kết quả liên kết vỉa
sản phẩm qua các giếng khoan.
10. Bản đồ cấu tạo nóc và đáy các thân
chứa dầu khí hoặc tập chứa sản phẩm.
11. Bản đồ đẳng dày của các thân chứa
dầu khí hoặc tập chứa sản phẩm.
12. Mặt cắt địa chất-địa chấn dọc,
ngang mỏ.
13. Mặt cắt địa chất của các thân chứa
dầu khí.
14. Liên kết thân chứa dầu khí qua các
giếng khoan.
15. Sơ đồ phân cấp cho các thân chứa dầu
khí.
16. Kết quả minh giải tài liệu địa vật
lý giếng khoan và thử vỉa các thân chứa dầu khí hoặc tập chứa sản phẩm của từng
giếng khoan - tỷ lệ đứng 1/500.
17. Các đường cong đo địa vật lý giếng
và tổng hợp - tỷ lệ 1/500.
18. Kết quả phân tích, mô tả mẫu lõi,
mẫu vụn.
19. Tài liệu và kết quả thử vỉa, thử
dòng sản phẩm và khai thác (nếu có): sản lượng khai thác (dầu, khí, nước), áp
suất, nhiệt độ, theo dõi, kiểm tra giếng,...
20. Danh mục tài liệu đã sử dụng để lập
báo cáo, các tài liệu và báo cáo khác có liên quan.
21. Các bản in trên máy tính điện tử, chương
trình phần mềm được áp dụng để tính toán.
C. 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.