Thông tư 13/2024/TT-BCT về Quy định phân cấp và lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

Số hiệu	13/2024/TT-BCT
Cơ quan ban hành	Bộ Công thương
Ngày ban hành	08/08/2024
Ngày công báo	Đã biết
Lĩnh vực	Tài nguyên - Môi trường

Loại văn bản	Thông tư
Người ký	Nguyễn Hoàng Long
Ngày có hiệu lực	Đã biết
Số công báo	Đã biết
Tình trạng	Đã biết

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.

Tiện ích dành riêng cho tài khoản TVPL Basic và TVPL Pro

Tải về Thông tư 13/2024/TT-BCT về Quy định phân cấp và lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

Tải văn bản gốc Thông tư 13/2024/TT-BCT về Quy định phân cấp và lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE OF VIETNAM -------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence - Freedom – Happiness ----------------
No. 13/2024/TT-BCT	Hanoi, August 08, 2024

CIRCULAR

CLASSIFICATION AND REPORTING OF PETROLEUM RESERVES AND RESOURCES

Pursuant to the Law on Petroleum dated November 14, 2022;

Pursuant to Clause 7 Article 47 of the Government’s Decree No. 45/2023/ND-CP dated July 01, 2023 elaborating the Law on Petroleum;

Pursuant to the Government’s Decree No. 96/2022/ND-CP dated November 29, 2022 on functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade; the Government’s Decree No. 105/2024/ND-CP dated August 01, 2024 on amendments to the Government’s Decree No. 96/2022/ND-CP dated November 29, 2022 on functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade, and the Government’s Decree No. 26/2018/ND-CP dated February 28, 2018 on the Charter of Vietnam Electricity (EVN);

At the request of the Director of Petroleum and Coal Department,

The Minister of Industry and Trade promulgates a Circular on classification and reporting of petroleum reserves and resources.

Chapter I

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 1. Scope and regulated entities

1. This Circular provides for classification and reporting of petroleum reserves and resources within the territorial land, islands and sea of the Socialist Republic of Vietnam.

2. This Circular applies to Vietnamese and foreign organizations and individuals involved in the classification and reporting of petroleum reserves and resources.

Article 2. Definitions

For the purposes of this Circular, the terms below are construed as follows:

1. “extracted petroleum” or “incremental production” means the total amount of petroleum extracted from the reservoir, seam or field up to the reporting date.

2. “economic and technical conditions” means economic and technical indicators applied when preparing the petroleum reserves and resources report (hereinafter referred to as “Report”).

3. Resources “not justified for development” mean petroleum resources that have been discovered but cannot be developed due to economic – technical limitations (hereinafter referred to as “undeveloped resources”).

4. Resources “justified for development” mean petroleum resources that have been discovered and can be developed under current economic – technical conditions (hereinafter referred to as “developed resources”).

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

6. "undiscovered petroleum resources” means quantities of petroleum that could be initially in place in natural accumulations that have not been discovered by drilling.

7. "discovered petroleum resources” means quantities of petroleum initially in place in natural reservoirs that have been discovered by drilling.

8. “product stratum” means a collection of petroleum reservoirs and seams producing formation in a stratigraphic unit.

9. “play” means a group of petroleum prospects that share the same set of geological and geographical circumstances, and have the same source, reservoir, seal characteristics.

10. Petroleum “reservoirs” and “seams” are natural formations that contain petroleum, characterized by porosity and permeability, type of fluid, seam pressure, and separated from other reservoirs and seams by caprocks.

11. “well test” means the hydrodynamic study that is meant to acquire reservoir fluid characteristics, hydrodynamic parameters and evaluate the extraction potential of part or the entire reservoir or seam.

12. “potentially recoverable” resources mean quantities of petroleum that are anticipated to be recovered from undeveloped or undiscovered petroleum initially in place.

Chapter II

CLASSIFICATION OF PETROLEUM RESERVES AND RESOURCES

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. Petroleum reserves and resources shall be classified by combining evaluation of reliability of geological and geophysics information, field technology, field production capacity; feasibility of technology and economic efficiency when the Report is prepared.

2. Petroleum reserves and resources shall be classified in accordance with Article 4, Article 5, Appendices IA, IB, IC of this Circular.

Article 4. Classification of petroleum resources

Petroleum resources are classified as discovered resources and undiscovered resources.

1. Discovered petroleum resources: Depending on technological feasibility and efficiency according to economic evaluation criteria of the contractor when the Report is prepared. Discovered petroleum resources are classified as developed resources and undeveloped resources. To be specific:

a) Developed resources shall be classified as P1 (proved), P2 (probable) or P3 (possible);

Class P1 resources are the quantities of petroleum calculated at certain time with the highest reliability in petroleum resources classification. Class P1 resources must satisfy the following conditions: Limits of the petroleum reservoir or seam can be defined with high reliability according to geological and geophysics documents, boring, well testing and extraction; permeability, containment and saturation of the petroleum reservoir or seam are asserted by well logging documents and/or core samples; the results of well test and fluid sample test allow for determination of commercial oil and gas flow according economic evaluation criteria of the contractor from at least one well;

Class P2 resources are the quantities of petroleum calculated at certain time with lower reliability than Class P1 in petroleum resources classification. Class P2 resources have a probability of existence in petroleum formations according to geological and geophysics but not proved by well test, fluid sample test;

Class P3 resources are the quantities of petroleum calculated at certain time with lower reliability than Class P2 in petroleum resources classification. Class P3 resources have a possibility of existence in petroleum formations according to geological and geophysics but not reliable enough to be classified as resources;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. Undiscovered petroleum resources are classified as speculative undiscovered resources (R1) and hypothetical undiscovered petroleum resources (R2).

a) Class R1 is the quantity of petroleum estimated at certain time for mapped prospects but the existence of petroleum is not confirmed by well testing;

b) Class R2 is the quantity of petroleum estimated at certain time for unmapped petroleum accumulations that may hypothetically exist in a play with geological conditions that are favorable for petroleum accumulation.

Article 5. Classification of petroleum reserves and potentially recoverable resources

1. Classification of petroleum reserves

Petroleum reserves are classified as P1 (proved), P2 (probable) or P3 (possible).

a) Class P1 reserves are the quantities of petroleums with the potential to be profitably recovered, calculated at certain time and expected to be extracted with the economic and technical conditions applicable at the time of calculation;

b) Class P2 reserves are the 2P (P1 + P2) quantities of petroleums with the potential to be profitably recovered, calculated at certain time with medium reliability, and expected to be extracted with the economic and technical conditions applicable at the time of calculation;

c) Class P3 reserves are the 3P (P1 + P2 + P3) quantities of petroleums with the potential to be profitably recovered, calculated at certain time with low reliability, and expected to be extracted with the economic and technical conditions applicable at the time of calculation;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Potentially recoverable resources are classified as C1, C2, C3 for undeveloped resources, and R1, R2 for undiscovered resources. Class C1, C2, C3 resources are calculated and evaluated with high, medium and low reliability similarly to Class P1, P2, P3 reserves. Class R1, R2 resources are calculated, forecasted and evaluated on the basis of corresponding Class R1, R2 resources, the recovery factor of which is calculated according to the value of adjacent seams, fields, regions and bodies.

Article 6. Boundaries of classification of petroleum reserves and resources

1. Boundaries of classification of petroleum reserves and resources of each petroleum reservoir or seam shall be determined by extrapolation in a manner that is suitable for certain geological conditions in Appendix II hereof.

2. Boundaries and distribution of petroleum reservoirs and seams shall be determined according to specific documentation and grounds. In case similar methods are applied, the contractor shall provide data with clear origins and explain how to use them for the proposed petroleum reservoir or seam to substantiate the applied method and parameters.

Article 7. Evaluation methods

1. Subjects of evaluation are petroleum reservoirs and seams.

2. Petroleum reserves and resources shall be determined using volumetric method (usually, according to 3D geological model), similar density, materials balance analysis, geology and hydrodynamics of the fields (extraction simulation and extraction dynamics analysis) and other methods depending on the availability of documents. Where:

a) Applied methods include: normal volume for all cases; 3D geological model for developed and developing fields; material balance analysis and extraction dynamics analysis for producing fields;

b) Other methods may be applied under specific conditions but reasoning must be explained when they are applied.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

4. When petroleum reserves and resources are updated, the calculation results shall be compared with previous results and the reasons for change must be analyzed.

5. Petroleum resources and reserves and their components shall be calculated for separate reservoir, seam and reservoir rock; evaluate the feasibility of bringing the calculated reserves into production.

6. A uniform measurement unit system shall be used for calculation of petroleum resources and reserves. The figures shall be expressed as the international system of units (for volume) in accordance with the Law on Measurements with reference to international petroleum practice.

Article 8. Calculation of petroleum reserves and resources

On the basis of the classification specified in Article 4 and Article 5 of this Circular, petroleum reserves and resources shall be calculated as follows:

1. Discovered petroleum resources

a) Developed resources

Petroleum reserves and resources shall be classified as 1P (P1), 2P (P1 + P2) and 3P (P1 + P2 + P3);

Class 1P, 2P and 3P resources are the basis for calculation of Class 1P, 2P and 3P reserves;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- Deterministic method: 1P classification is based on the boundaries, fluid properties, characteristics of the reservoir of seam confirmed by geological, geophysical evidence and field technology, creating a possibility that the actual petroleum recovery is equal to or higher than the calculated P1 value. With this method, petroleum reserves are analyzed, evaluated and calculated on the basis of petroleum initially in place corresponding to an appropriate recovery factor of the petroleum reservoir, seam or field, satisfying technical, technological and economical requirements of the project at the reporting time;

- Probabilistic method: 1P classification has at least 90% probability of producing or exceeding the 1P value. 2P classification has medium reliability with at least 50% probability of producing or exceeding the 2P value. 3P has low reliability with at least 10% probability of producing or exceeding the 3P value;

b) Undeveloped resources

Petroleum resources and potentially recoverable resources shall be classified as 1C (C1), 2C (C1 + C2) and 3C (C1 + C2 + C3);

The methods for calculation of 1C, 2C and 3C estimates are similar to the methods for calculation of 1P, 2P and 3P estimates;

c) Petroleum reserves of the field shall be updated in the Overall Development Plan (ODP) and the revised ODP; the Early Development Plan (EDP) and revised EDP; Field Development Plan (FDP) and revised FDP; the updated Reserves and Resources (RAR) report;

d) Petroleum reserves of the field shall be updated with secondary and tertiary recovery methods such as: infill, increased production of petroleum reservoirs and seams, and enhanced oil recovery (EOR).

2. Undiscovered petroleum resources

Undiscovered petroleum resources are calculated or estimated for petroleum initially in place and potentially recoverable resources (R1, R2) with low, medium and high confidence represented by corresponding to 90%, 50% and 10% probability, respectively. The recovery factor is based upon geological characteristics and field technology of the adjacent petroleum-bearing reservoirs, seams, fields, regions and bodies.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 9. Contents of petroleum reserves and resources reports

1. Detailed contents a petroleum resources and reserves report prepared according to the model report in Appendix III hereof include two parts:

a) Description;

b) Appendices including tables, drawings and other necessary documents.

2. Approval contents include: approval for 2P (P1 + P2) classification of petroleum initially in place with 50% probability and the 2P reserves as the basis for development and update of the oil field development plan, including improvement and increase of the recovery factor.

3. PVN shall annually evaluate and report undeveloped and undiscovered petroleum resources to the Ministry of Industry and Trade in order to serve management of resources, development of future exploration and estimation strategies and plans.

4. Detailed process of approval and recording of petroleum reserves and resources are specified in Appendix IB hereof.

5. Recording updated petroleum resources and reserves reports

In the updated petroleum resources and reserves report prescribed by Clause 5 Article 45 of the Law on Petroleum, if the petroleum initially in place with 2P classification is changed by less than 15% compared to the latest approval, the contractor shall send a report to PetroVietnam Oil and Gas Group (PVN) for consolidation.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

IMPLEMENTATION CLAUSES

Article 10. Transition clauses

1. Contractors and regulatory authorities shall continue to implement petroleum resources and reserves reports that are approved before the effective date of this Circular.

2. Petroleum resources and reserves reports that are submitted to competent authorities before the effective date of this Circular and are conformable with regulations of the Law on Petroleum and the Government’s Decree No. 45/2023/ND-CP dated July 01, 2023 elaborating the Law on Petroleum do not have to be resubmitted and the approval for which shall comply with regulations that are applicable before the effective date of this Circular.

Article 11. Effect and organization of implementation

1. This Circular comes into force from October 01, 2024 and replaces Circular No. 24/2020/TT-BCT dated sep 18, 2020 of the Minister of Industry and Trade on classification of petroleum reserves and resources and preparation of petroleum resources and reserves reports.

2. In case the legislative documents referred to in this Circular are amended or replaced, the newer documents shall apply.

3. Difficulties that arise during the implementation of this Circular should be reported by contractors and PVN to the Ministry of Industry and Trade for consideration and settlement./.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

PP MINISTER
DEPUTY MINISTER

Nguyen Hoang Long

Văn bản được hướng dẫn - [0]

Văn bản được hợp nhất - [0]

Văn bản bị sửa đổi bổ sung - [0]

Văn bản bị đính chính - [0]

Văn bản bị thay thế - [0]

Văn bản được dẫn chiếu - [0]

Văn bản được căn cứ - [0]

Văn bản liên quan ngôn ngữ - [1]

Văn bản đang xem

Thông tư 13/2024/TT-BCT về Quy định phân cấp và lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

Số hiệu:	13/2024/TT-BCT
Loại văn bản:	Thông tư
Lĩnh vực, ngành:	Tài nguyên - Môi trường
Nơi ban hành:	Bộ Công thương
Người ký:	Nguyễn Hoàng Long
Ngày ban hành:	08/08/2024
Ngày hiệu lực:	Đã biết
Ngày đăng:	Đã biết
Số công báo:	Đã biết
Tình trạng:	Đã biết

Văn bản liên quan cùng nội dung - [0]

Văn bản hướng dẫn - [0]

Văn bản hợp nhất - [0]

Văn bản sửa đổi bổ sung - [0]

Văn bản đính chính - [0]

Văn bản thay thế - [0]

[...] Đăng nhập tài khoản TVPL Basic hoặc TVPL Pro để xem toàn bộ lược đồ văn bản

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;

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

Điều 2. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:

5. Tài nguyên dầu khí (Petroleum Resources) là tổng lượng dầu khí tại chỗ ban đầu tồn tại trong các tích tụ tự nhiên.

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.

Chương II

PHÂN CẤP TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ

Điều 3. Cơ sở phân cấp

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.

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);

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).

2. Phân cấp thu hồi tiềm năng

Điều 6. Ranh giới phân cấp 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 chứa, vỉa chứa dầu khí.

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.

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;

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;

2. Đối với tài nguyên dầu khí chưa phát hiện

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.

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

Chương III

ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH

Điều 10. Quy định chuyển tiếp

Điều 11. Hiệu lực thi hành và tổ chức thực hiện

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.

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

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.

2. Phân cấp theo chiều thẳng đứng

2.1. Cấp xác minh (P1)

Cấp P1 được xác định như sau (Hình 1):

2.1.2. Đối với thân dầu có mũ khí:

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:

2.2.2. 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.

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:

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

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)

4.2. Cấp có khả năng (P2)

4.2.2. Các thân chứa được thử trên cáp mà xác định được sự hiện diện của dầu khí.

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.

4.3. 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

4.3.8. 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

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.

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.

III. BIỆN LUẬN HỆ SỐ THU HỒI DẦU KHÍ

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.

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:

3.3. 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:

- 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;

- 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.

6.8. 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.

PHẦN II. PHỤ LỤC CÁC BẢNG BIỂU, BẢN VẼ VÀ SỐ LIỆU

I. CÁC BIỂU BẢNG

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.

17. Kết quả phân tích, mô tả mẫu lõi, mẫu vụn.

19. Danh mục tài liệu tham khảo, các tài liệu và báo cáo khác có liên quan đã sử dụng đê lập báo cáo.

III. SỐ LIỆU

Đăng nhập để tiếp tục

...hiểu pháp lý, rõ quy hoạch, giao dịch nhanh...

Thông tư 13/2024/TT-BCT về Quy định phân cấp và lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành