Nội dung báo cáo tài nguyên trữ lượng dầu khí từ 1/10/2024 theo Thông tư 13/2024/TT-BCT được quy định ra sao?

Mục lục bài viết

• Nội dung báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí từ 1/10/2024 theo Thông tư 13/2024/TT-BCT được quy định ra sao?
• Ranh giới phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí thế nào?
• Tính toán tài nguyên, trữ lượng dầu khí thế nào?

Nội dung báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí từ 1/10/2024 theo Thông tư 13/2024/TT-BCT được quy định ra sao?

Căn cứ theo Điều 9 Thông tư 13/2024/TT-BCT quy định nội dung báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí như sau:

(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 13/2024/TT-BCT, gồm hai phần:

- Phần thuyết minh;

- 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 13/2024/TT-BCT.

(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 2022, 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.

Nội dung báo cáo tài nguyên trữ lượng dầu khí từ 1/10/2024 theo Thông tư 13/2024/TT-BCT được quy định ra sao? (Hình từ Internet)

Ranh giới phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí thế nào?

Căn cứ theo Điều 6 Thông tư 13/2024/TT-BCT quy định về ranh giới phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí như sau:

(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 13/2024/TT-BCT.

(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.

Tính toán tài nguyên, trữ lượng dầu khí thế nào?

Căn cứ theo Điều 8 Thông tư 13/2024/TT-BCT quy định tính toán tài nguyên, trữ lượng dầu khí như sau:

Trên cơ sở phân cấp được quy định tại Điều 4 và Điều 5 Thông tư 13/2024/TT-BCT, tài nguyên, trữ lượng dầu khí được tính toán như sau:

(1) Đối với tài nguyên dầu khí đã phát hiện

- 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;

- 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;

- 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;

- 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 13/2024/TT-BCT.