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

Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định việc phân cấp và lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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;
C á c B ộ , c ơ quan ngang Bộ, cơ quan thu ộ c Chính phủ;
Tòa án nhân dân tối cao;
Vi ệ n kiểm sát nhân dân tối cao ;
Ủy ban nhân dân các tỉnh thành phố trực thuộc Trung ương;
C ục Ki ể m tra văn bản qu y p h ạ m pháp luật - Bộ Tư pháp;
Cục Ki ể m soát th ủ tục hành chính - B ộ Tư pháp;
Cổng thông tin điện tử: Chính phủ , B ộ C ông Th ương;
Bộ trưởng, các Thứ trư ở ng ;
Các đ ơ n vị thuộc Bộ Công Thươn g;
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam ;
Công báo;
Lưu: VT, PC, DKT.
KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Đặng Hoàng An
PHỤ LỤC I
SƠ ĐỒ PHÂN CẤP TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ NĂM 2020
(Ban hành kèm theo Thông tư số 24/2020/TT-BCT ngày 18 tháng 9 năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)
A. SƠ ĐỒ PHÂN CẤP TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
B. MỨC ĐỘ PHÊ DUYỆT/GHI NHẬN BÁO CÁO TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
Tài nguyên dầu khí đã phát hiện nhóm phát triển
P1
P2
P3
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
Mức độ phê duyệt/ghi nhận
Phê duyệt
Ghi nhận
Phê duyệt
Ghi nhận
Ghi nhận
Cấp phê duyệt/ghi nhận
Thủ tướng Chính phủ
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
Tài nguyên dầu khí đã phát hiện nhóm chưa phát triển
C1
C2
C3
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
Mức độ phê duyệt/ghi nhận
Ghi nhận
Ghi nhận
Ghi nhận
Cấp phê duyệt/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
Mức độ phê duyệt/ghi nhận
Ghi nhận
Ghi nhận
Cấp phê duyệt/ghi nhận
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
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 )