Thông tư 13/2024/TT-BCT quy định phân cấp, lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí
- Tóm tắt
- Nội dung
- VB gốc
- Tiếng Anh
- Hiệu lực
- VB liên quan
- Lược đồ
- Nội dung MIX
- Tổng hợp lại tất cả các quy định pháp luật còn hiệu lực áp dụng từ văn bản gốc và các văn bản sửa đổi, bổ sung, đính chính…
- Khách hàng chỉ cần xem Nội dung MIX, có thể nắm bắt toàn bộ quy định pháp luật hiện hành còn áp dụng, cho dù văn bản gốc đã qua nhiều lần chỉnh sửa, bổ sung.
- Tải về
Đây là tiện ích dành cho thành viên đăng ký phần mềm.
Quý khách vui lòng Đăng nhập tài khoản LuatVietnam và đăng ký sử dụng Phần mềm tra cứu văn bản.
thuộc tính Thông tư 13/2024/TT-BCT
Cơ quan ban hành: | Bộ Công Thương | Số công báo: | Đã biết Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Số công báo. Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây! |
Số hiệu: | 13/2024/TT-BCT | Ngày đăng công báo: | Đã biết Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Ngày đăng công báo. Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây! |
Loại văn bản: | Thông tư | Người ký: | Nguyễn Hoàng Long |
Ngày ban hành: | 08/08/2024 | Ngày hết hiệu lực: | Đang cập nhật |
Áp dụng: | Tình trạng hiệu lực: | Đã biết Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Tình trạng hiệu lực. Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây! | |
Lĩnh vực: | Công nghiệp, Tài nguyên-Môi trường |
TÓM TẮT VĂN BẢN
Tài nguyên dầu khí được phân thành tài nguyên dầu khí đã phát hiện và chưa phát hiện
Ngày 08/8/2024, Bộ Công Thương ban hành Thông tư 13/2024/TT-BCT quy định về phân cấp và lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí.
1. Tài nguyên dầu khí được phân thành tài nguyên dầu khí đã phát hiện và tài nguyên dầu khí chưa phát hiện:
- 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.
- 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).
2. Nội dung chi tiết của báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí gồm hai phần:
- Phần thuyết minh;
- Phần phụ lục bao gồm các bảng biểu, bản vẽ và các văn bản cần thiết kèm theo.
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.
Thông tư có hiệu lực từ ngày 01/10/2024.
Xem chi tiết Thông tư 13/2024/TT-BCT tại đây
tải Thông tư 13/2024/TT-BCT
Nếu chưa có tài khoản, vui lòng Đăng ký tại đây!
Nếu chưa có tài khoản, vui lòng Đăng ký tại đây!
BỘ CÔNG THƯƠNG |
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM |
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.
QUY ĐỊNH CHUNG
Trong Thông tư này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
PHÂN CẤP TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
Tài nguyên dầu khí được phân thành tài nguyên dầu khí đã phát hiện và tài nguyên dầu khí chưa phát hiện.
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;
Trữ lượng dầu khí được phân thành cấp xác minh (P1), cấp có khả năng (P2), cấp có thể (P3).
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.
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:
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;
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;
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.
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.
ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH
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 |
||||
|
||||||
|
1C |
2C |
3C |
|||
Tài nguyên dầu khí đã phát hiện, nhóm chưa phát triển |
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 |
||||
|
||||||
|
R1 |
R2 |
|
|||
Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện |
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 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.
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