Tải văn bản

Thuộc tính
Nội dung
Tiếng anh
Lược đồ

BỘ CÔNG NGHIỆP ******	CỘNG HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ********
Số: 38/2005/QĐ-BCN	Hà Nội, ngày 06 tháng 12 năm 2005

QUYẾT ĐỊNH

BAN HÀNH QUY ĐỊNH PHÂN CẤP TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ VÀ LẬP BÁO CÁO TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ

BỘ TRƯỞNG BỘ CÔNG NGHIỆP

Căn cứ Luật Dầu khí ngày 06 tháng 7 năm 1993 và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Dầu khi ngày 09 tháng 6 năm 2000;
Căn cứ Nghị định số 48/2000/NĐ-CP ngày 12 tháng 9 năm 2000 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành Luật Dầu khí
Căn cứ Nghị định số 55/2003/NĐ-CP ngày 28 tháng 5 năm 2003 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công nghiệp;
Theo đề nghị của Vụ trưởng Vụ Năng lượng và Dầu khí,

QUYẾT ĐỊNH :

Điều 1. Ban hành kèm theo Quyết định này Quy định phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí và lập báo cáo trữ lượng dầu khí.

Điều 2. Quyết định này có hiệu lực thi hành sau 15 ngày kể từ ngày đăng Công báo. Những quy định trước đây trái với Quyết định này đều bãi bỏ.

Điều 3. Chánh Văn phòng Bộ, Chánh Thanh tra Bộ, các Vụ trưởng, Cục trưởng thuộc Bộ, Giám đốc Sở Công nghiệp các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương, Tổng giám đốc Tổng công ty Dầu khí và Thủ trưởng các đơn vị có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này./.

Nơi nhận:
- Theo Điều 3;
- Văn phòng Chính phủ;
- Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;
- UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc TƯ;
- Công báo;
- Lưu VT, PC, NLDK.

BỘ TRƯỞNG

Hoàng Trung Hải

BỘ CÔNG NGHIỆP

---------

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập – Tự do - Hạnh phúc

---------------

QUY ĐỊNH

PHÂN CẤP TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ VÀ LẬP BÁO CÁO TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
(Ban hành kèm theo Quyết định số 38/2005/QĐ-BCN ngày 06 tháng 12 năm 2005 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp)

Chương 1:

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Mục đích

Quy định này quy định thống nhất việc phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí và lập báo cáo trữ lượng dầu khí.

Điều 2. Đối tượng và phạm vi áp dụng

Quy định này được áp dụng đối với tất cả các tổ chức, cá nhân được phép của Chính phủ Việt Nam tiến hành tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí trên đất liền, hải đảo, nội thủy, lãnh hải, vùng đặc quyền kinh tế và thềm lục địa của nước Cộng hòa Xã hội Chủ nghĩa Việt Nam.

Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Quy định này các từ ngữ dưới đây hiểu như sau:

1. “Các điều kiện kinh tế hiện tại” là các chỉ tiêu kinh tế bao gồm các định mức, đơn giá, giá thành và các chỉ tiêu khác được áp dụng vào thời điểm tính trữ lượng.

2. “Độ tin cậy cao” là độ tin cậy có giá trị ứng với các xác suất không nhỏ hơn 0,85 trên đường cong tích lũy phân bố xác suất theo phương pháp xác suất thống kê.

3. “Độ tin cậy thấp” là độ tin cậy có giá trị ứng với các xác suất không lớn hơn 0,15 trên đường cong tích lũy phân bố xác suất theo phương pháp xác suất thống kê.

4. “Độ tin cậy trung bình” là độ tin cậy có giá trị ứng với các xác suất xấp xỉ 0,5 trên đường cong tích lũy phân bố xác suất theo phương pháp xác suất thống kê.

5. “Sản lượng cộng dồn” là tổng sản lượng dầu khi đã khai thác được từ khi bắt đầu khai thác tới thời điểm nhất định.

6. “Tập hợp triển vọng – Play” là một nhóm các đối tượng triển vọng dầu khí trong giới hạn nhất định về địa chất và địa lý, có cùng điều kiện và đặc tính về sinh, chứa, chắn.

7. “Thử dòng” là quá trình thử các giếng khoan dầu khi nhằm thu kết quả đầy đủ về các thông số của vỉa sản phẩm như lưu lượng dòng dầu, khí, nước, áp suất, nhiệt độ và các thông số cần thiết khác.

8. “Thử vỉa” là kỹ thuật nghiên cứu ở điều kiện động nhằm xác định khả năng cho dòng và các thông số của vỉa sản phẩm.

Chương 2:

PHÂN CẤP TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ

Điều 4. Tài nguyên dầu khí

Tài nguyên dầu khí là tổng lượng dầu khí tại chỗ tính được ở thời điểm nhất định bao gồm lượng dầu khí được hoặc được khai thác từ các tích tụ dầu khí đã được phát hiện và lượng dầu khí dự báo có khả năng tồn tại trong các tích tụ sẽ được phát hiện.

Tài nguyên dầu khí được phân thành:

- Tài nguyên đã được phát hiện.

- Tài nguyên chưa phát hiện.

Điều 5. Tài nguyên đã phát hiện

Tài nguyên đã phát hiện là tổng lượng dầu khí tại chỗ tính được ở thời điểm nhất định trong các tích tụ dầu khí đã được phát hiện bằng giếng khoan. Tài nguyên đã phát hiện bao gồm tổng lượng dầu khí thu hồi và tài nguyên thu hồi tiềm năng.

1. Tổng lượng dầu khí thu hồi là lượng dầu khí đã và dự kiến sẽ được thu hồi thương mại từ các tích tụ đã được phát hiện bằng công nghệ, kỹ thuật hợp lý được lựa chọn phù hợp với các điều kiện kinh tế và pháp luật hiện hành.

Tổng lượng dầu khí thu hồi bao gồm tổng lượng dầu khí đã khai thác và trữ lượng dầu khí còn lại vào thời điểm tính.

Trữ lượng dầu khí còn lại bao gồm trữ lượng xác minh (P1) và trữ lượng chưa xác minh (P2 và P3) được quy định tại khoản 1 Điều 5 của Quy định này.

2. Tài nguyên thu hồi tiềm năng là lượng dầu khí đã phát hiện và có thể thu hồi nhưng chưa thể khai thác thương mại vào thời điểm tính toán và vì các lý do kỹ thuật, công nghệ, kinh tế, môi trường và các chỉ tiêu khác. Trữ lượng thuộc thu hồi tiềm năng được phân ra các cấp xác minh (P4) và chưa xác minh (P5 và P6). Việc xác định các cấp Tài nguyên thu hồi tiềm năng căn cứ theo các điều kiện tương tự như các cấp thuộc trữ lượng thu hồi.

Điều 6. Tài nguyên chưa phát hiện

Tài nguyên chưa phát hiện là lượng dầu khí ước tính được ở thời điểm nhất định, dự báo có thể tồn tại và sẽ được phát hiện trong các tích tụ bằng các giếng khoan thăm dò trong tương lai.

Tài nguyên chưa phát hiện bao gồm tài nguyên chưa phát hiện thu hồi dự tính (R1) và tài nguyên chưa phát hiện thu hồi lý thuyết (R2).

1. Tài nguyên chưa phát hiện thu hồi dự tính (R1) là tài nguyên dầu khí dự tính có thể thu hồi, được đánh giá ở thời điểm nhất định từ các đối tượng triển vọng đã được lập bản đồ nhưng chưa xác định được sự tồn tại của dầu khí bằng kết quả khoan hoặc các vỉa chứa nằm dưới các tầng sản phẩm của các mỏ đang khai thác với các điều kiện địa chất được coi là thuận lợi cho tích tụ dầu khí nhưng chưa khoan tới.

2. Tài nguyên chưa phát hiện thu hồi lý thuyết (R2) là tài nguyên dầu khí có thể thu hồi, được đánh giá 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 – Play với điều kiện thuận lợi về quy luật địa chất cho dầu khí tích tục nhưng chưa được lập bản đồ.

Điều 7. Trữ lượng dầu khí

Trữ lượng dầu khí là lượng dầu khí còn lại trong các tích tụ tự nhiên chứa dầu khí, có thể tính đựoc ở thời điểm nhất định, được phát hiện với mức độ tin cậy khác nhau tuỳ theo kết quả thăm dò địa chất.

Tuỳ theo mức độ tin cậy giảm dần, trữ lượng dầu khí được phân thành cấp trữ lượng xác minh và trữ lượng chưa xác minh.

1. Trữ lượng xác minh (P1)

Trữ lượng xác minh là lượng dầu khí có thể thu hồi thương mại tính được ở thời điểm nhất định với độ tin cậy cao của các tích tụ dầu khí đã được phát hiện và dự kiến đưa vào khai thác trong các điều kiện kỹ thuật, công nghệ, kinh tế và xã hội hiện tại.

Trữ lượng được xếp vào các cấp xác minh khi đảm bảo thỏa mãn các điều kiện sau:

- Thân chứa dầu khí được xác định ranh giới với mức độ tin cậy hợp lý theo tài liệu địa vật lý, địa chất và khoan.

- Đặc tính thấm, chứa và độ bảo hòa dầu khí của thân chứa dầu khí được khẳng định bằng tài liệu địa vật lý giếng khoan và mẫu lõi.

- Kết quả thử vỉa cho dòng thương mại ít nhất từ 1 giếng khoan.

2. Trữ lượng chưa xác minh.

Trữ lượng chưa xác minh bao gồm trữ lượng có khả năng và trữ lượng có thể.

a. Trữ lượng có khả năng (P2)

Trữ lượng có khả năng là lượng dầu khí có thể thu hồi thương mại, tính được ở thời điểm nhất định với độ tin cậy trung bình và chưa được khẳng định bằng kết quả thử vỉa.

Trữ lượng có khả năng đối với từng thân chứa dầu khí được xác định theo nguyên tắc ngoại suy phù hợp với điều kiện địa chất cụ thể của thân chứa dầu khí (Phụ lục II).

b. Trữ lượng có thể (P3)

Trữ lượng có thể là lượng dầu khí có thể thu hồi thương mại, tính được ở thời điểm nhất định với độ tin cậy thấp và chưa được khẳng định bằng kết quả khoan.

Trữ lượng cấp P3 đối với từng thân chứa dầu khí được xác định theo nguyên tắc ngoại suy phù hợp với điều kiện địa chất cụ thể của thân chứa dầu khí (Phụ lục II).

Sơ đồ phân cấp tài nguyên và trữ lượng dầu khí được trình bày ở Phụ lục I của Quy định này.

Chương 3:

LẬP BÁO CÁO TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ

Điều 8. Nội dung báo cáo trữ lượng dầu khí

1. Báo cáo trữ lượng dầu khí do Người Điều hành hoặc cơ quan tư vấn đủ năng lực lập và được Nhà thầu thông qua.

2. Nội dung của báo cáo trữ lượng dầu khí.

Báo cáo trữ lượng dầu khí bao gồm báo cáo toàn bộ và báo cáo tóm tắt.

Nội dung báo cáo toàn bộ gồm 02 phần:

- Phần I - Phần thuyết minh

- Phần II - Phần phụ lục bao gồm các biểu bảng, bản vẽ và các văn bản cần thiết kèm theo.

Nội dung chi tiết của Báo cáo trữ lượng và các phụ lục kèm theo được quy định tại Phụ lục III của Quy định này.

Điều 9. Ranh giới tính trữ lượng mỏ dầu khí

1. Báo cáo tính trữ lượng mỏ dầu khí phải nêu luận cứ các nguyên tắc được sử dụng để xác định ranh giới các thân chứa dầu, khí để tính trữ lượng.

Trong trường hợp áp dụng các phương pháp tương tự phải có các số liệu gốc và lý giải khả năng sử dụng các số liệu gốc đó cho mỏ hoặc thân chứa cần tính toán để khẳng định sự đúng đắn của việc lựa chọn phương pháp và các thông số tính toán.

2. Phân loại cấp trữ lượng dầu khí theo quy định tại Chương II của Quy định này.

Điều 10. Phương pháp tính trữ lượng dầu khí

1. Việc tính trữ lượng dầu khí, khí ngưng tụ có thể áp dụng các phương pháp thể tích, cân bằng vật chất và các phương pháp khác phù hợp với mô hình địa chất và mức độ tài liệu hiện có, trong đó phương pháp thể tích bắt buộc phải được áp dụng còn các phương pháp khác thì tuỳ thuộc vào điều kiện cụ thể nhưng khi áp dụng cần có lập luận về sự lựa chọn. Trữ lượng dầu khí cần được tính toán trên cơ sở sử dụng mô phỏng Monte-Carlo, các giá trị trữ lượng phải được thể hiện ở các mức Tối thiểu, Kỳ vọng và Tối đa.

2. Đối với trường hợp tính lại trữ lượng một mỏ dầu khí cần có sự so sánh các thông số tại thời điểm tính lại với các thông số trước đây đã sử dụng và phân tích các nguyên nhân sai lệch.

3. Trữ lượng dầu, khí, khi ngưng tự và các hợp phần của chúng phải được tính riêng cho từng loại sản phẩm đối với từng thân chứa, từng loại dá chứa và cho toàn mỏ, có đánh giá khả năng để đưa các đối tượng tính toán đó vào khai thác.

4. Khi tính trữ lượng, các thông số tính toán phải theo một hệ đơn vị thống nhất. Con số trữ lượng cuối cùng phải được trình bày theo hệ mét (SI).

Chương 4:

THỦ TỤC NỘP VÀ TRÌNH DUYỆT BÁO CÁO TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ

Điều 11. Thủ tục nộp báo cáo

Trước khi đề nghị phê duyệt Báo cáo trữ lượng dầu khí. Nhà thầu hoặc Người Điều hành được ủy quyền phải thỏa thuận với Tổng công ty Dầu khí Việt Nam về nội dung và thông qua Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, Nhà thầu hoặc Người Điều hành được uỷ quyền trình Bộ Công nghiệp để thẩm định.

Điều 12. Hồ sơ báo cáo

Hồ sơ báo cáo trữ lượng mỏ dầu khí, báo cáo tính lại trữ lượng mỏ dầu khí kèm theo công văn đề nghị thẩm định của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam gửi Bộ Công nghiệp bao gồm:

a. Báo cáo đầy đủ (bằng tiếng Việt hoặc tiếng Anh);

b. Báo cáo tóm tắt (bằng tiếng Việt và Anh);

c. Các đĩa CD-ROM ghi toàn bộ nội dung, dữ liệu số hóa của báo cáo;

d. Ý kiến thỏa thuận của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam.

Điều 13. Thẩm định và Phê duyệt

Trên cơ sở tờ trình của Nhà thầu hoặc Người Điều hành được uỷ quyền và ý kiến thỏa thuận của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam. Hội đồng thẩm định trữ lượng dầu khí do Bộ Công nghiệp chủ trì sẽ tiến hành thẩm định báo cáo trữ lượng dầu khí. Sau khi báo cáo trữ lượng dầu khí được thẩm định đạt yêu cầu, Bộ Công nghiệp trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.

Chương 5:

ĐĂNG KÝ TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ

Điều 14. Đăng ký trữ lượng dầu khí

Sau khi nhận được quyết định phê duyệt của Thủ tướng Chính phủ về kết quả tính trữ lượng mỏ dầu khí, Nhà thầu hoặc Người Điều hành được ủy quyền phải đăng ký giá trị trữ lượng được phê duyệt cho Tổng công ty Dầu khí Việt Nam để theo dõi, tổng hợp và báo cáo theo quy định hiện hành.

Điều 15. Đăng ký và tính lại trữ lượng dầu khí

Đối với trữ lượng dầu khí của các mỏ đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, trong quá trình thẩm lượng, phát triển và khai thác nếu có thay đổi trữ lượng dầu khí, Nhà thầu hoặc Người Điều hành được uỷ quyền phải đăng ký với Tổng công ty Dầu khí. Trường hợp trữ lượng dầu khí thay đổi mức chênh lệch lớn hơn 15% so với lần duyệt gần nhất, Nhà thầu hoặc Người Điều hành được uỷ quyền phải lập báo cáo tính lại trữ lượng và trình duyệt theo quy định tại Chương IV của Quy định này. Kết quả trữ lượng tính lại được thống kê theo mẫu biểu tại Phụ lục V của Quy định này.

Chương 6:

ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH

Điều 16. Trong quá trình thực hiện, nếu có vấn đề vướng mắc các tổ chức, cá nhân tham gia Hoạt động Dầu khí và Tổng công ty Dầu khi Việt Nam kiến nghị với Bộ Công nghiệp bằng văn bản để nghiên cứu, sửa đổi bổ sung cho phù hợp./.

PHỤ LỤC

(Kèm theo Quyết định số 38/2005/QĐ-BCN)

Phụ lục I:

PHÂN CẤP TÀI NGUYÊN VÀ TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ

Phụ lục II:

XÁC ĐỊNH RANH GIỚI CẤP TRỮ LƯỢNG (P2 VÀ P3) BẰNG PHƯƠNG PHÁP NGOẠI SUY

1. Trữ lượng có khả năng – P2

Trữ lượng có khả năng đối với từng tích tục dầu khí xác định theo nguyên tắc chia đôi khoảng cách (Hình 1) như sau:

I.1. Đối với dầu:

a. Từ điểm Dầu lên tới (DLT) cho đến điểm giữa của khoảng Dầu lên tới (DLT) – Khí xuống tới (KXT) hoặc Đỉnh cấu tạo (ĐCT) nếu điểm Khí xuống tới (KXT) không xác định được.

b. Từ điểm Dầu xuống tới (DXT) đến điểm giữa của khoảng Dầu xuống tới (DXT) - Nước lên tới (NLT) hoặc điểm tràn (ĐT) cấu tạo nếu điểm Nước lên tới (NLT) không xác định.

I.2. Đối với khí:

a. Từ điểm Khí xuống tới (KXT) đến điểm giữa của khoảng Khí xuống tới (KXT) - Dầu lên tới (DLT), hoặc là:

b. Từ điểm Khí xuống tới (KXT) đến điểm giữa của khoảng Khí xuống tới (KXT) - Nước lên tới (NLT) hoặc điểm tràn (ĐT) cấu tạo nếu điểm Nước lên tới (NLT) không xác định đựoc.

I.3. Phân cấp theo phương pháp chia đôi khoảng cách có thể được thay thế bởi các tài liệu địa chất, địa vật lý và công nghệ khác có cơ sở và lý thuyết được nêu rõ ràng.

I.4. Các trường hợp sau đây cũng được xếp vào cấp Trữ lượng có khả năng (P2):

a. Trữ lượng của các phần vỉa 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 trữ lượng việc khoan đan dày chưa được thực hiện.

b. Trữ lượng dự kiến nếu khoan mở rộng sẽ được xếp là cấp Xác minh nhưng tại thời điểm tính trữ lượng vẫn chưa khoan và tài liệu bản đồ cấu tạo vỉa chưa đủ để xếp chúng vào cấp đó.

c. Trữ lượng các tầng thể hiện có khả năng cho dòng dầu khí trên cơ sở các đặc tính địa vật lý giếng khoan nhưng thiếu mẫu lõi khoan hoặc thiếu kết quả thử vỉa chắc chắn và chúng không có đặc điểm tương tự với vỉa đang khai thác hoặc vỉa cấp Xác minh trong cùng diện tích.

d. Trữ lượng trong diện tích của tầng đã xác minh cho dòng sản phẩm dầu khí ở các diện tích khác của mỏ nhưng diện tích này biểu hiện bị phân cách bằng đứt gãy hoặc bằng thể địa chất chắn và có vị trí cấu tạo cao hơn theo kết quả phân tích, minh giải tài liệu địa chất so với diện tích của cấp Xác minh.

e. Trữ lượng do áp dụng phương pháp gia tăng thu hồi đã hoàn thiện và thương mại hóa khí đề án hoặc chương trình thử nghiệm đã lập và lắp đặt nhưng chưa vận hành, và các đặc tính của dá chứa, chất lưu và thông số vỉa đảm bảo thuận lợi cho việc áp dụng thương mại các phương pháp đó.

f. Trữ lượng 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.

g. Trữ lượng gia tăng được của vỉa xác minh đang khai thác do phân tích, minh giải lại động thái vỉa hoặc các tài liệu về tham số thể tích cho thấy ngoài trữ lượng đã được xếp vào cấp Xác minh vẫn còn có trữ lượng lớn hơn đáng kể nữa.

II. Trữ lượng có thể - P3

Trữ lượng có thể đối với phần thân dầu khi liền kề với vùng có cấp trữ lượng có khả năng cho tới điểm tràn hoặc đỉnh của cấu tạo xác định theo nguyên tắc chia đôi khoảng cách như sau (Hình 1):

II.1. Đối với cả dầu hoặc khí:

a. Từ điểm giữa của khoảng Dầu hoặc Khí xuống tới (D/KXT) - Nước lên tới (NLT) hoặc Điểm tràn (ĐT) cấu tạo nếu điểm Nước lên tới (NLT) không xác định được, đến điểm Nước lên tới (NLT) hoặc Điểm tràn (ĐT) cấu tạo nếu điểm Nước lên tới (NLT) không xác định được.

b. Từ điểm giữa của khoảng dầu lên tới (DLT) - Đỉnh cấu tạo (ĐCT), lên đến đỉnh cấu tạo (ĐCT).

II.2. Phương pháp chia đôi khoảng cách có thể được thay thế bởi các tài liệu địa chất, địa vật lý và công nghệ khác có cơ sở và lý thuyết được nêu rõ ràng.

II.3. Các trường hợp sau cũng được xếp vào cấp trữ lượng có thể:

a. Trữ lượng do ngoại suy theo cấu tạo và hoặc theo địa tầng dựa trên cơ sở phân tích, minh giải tài liệu địa chất và/hoặc địa vật lý ngoài các diện tích đã xếp vào cấp có thể.

b. Trữ lượng trong các tầng 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.

c. Trữ lượng 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 dá chứa, chất lưu vỉa và thông số vỉa vẫn gây nghi ngờ khách quan về tính thương mại của đề án.

d. Trữ lượng thuộc phần diện tích của tầng đã xác minh có khả năng cho dòng sản phẩm dầu khí ở các diện tích khác của mỏ nhưng diện tích này biểu hiện bị phân tích bằng đứt gãy hoặc bằng thể địa chất chắn và có vị trí cấu tạo theo phân tích minh giải địa chất thấp hơn so với diện tích cấp xác minh.

e. Trữ lượng 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 trữ lượng đáng kể nữa ngoài trữ lượng đã xếp vào các cấp xác minh và có khả năng.

f. Các phần thân vỉa dầu khi có thể tích lớn nhưng độ rủi ro cao:

f.1. Các diện tích với tài liệu địa chấn có độ phủ thấp.

f.2. Thân vỉa có độ liên tục và chất lượng chưa rõ ràng.

f.3. Thu hồi bổ sung do áp dụng các quy trình thu hồi gia tăng.

f.4. Các tham số vỉa trung bình tốt hơn.

Hình 1. Phân loại cấp trữ lượng dầu khí theo nguyên lý chia đôi khoảng cách

Xác minh (P1/P4), Có thể (P2/P5), Khả năng (P3/P6)

Phụ lục III:

BÁO CÁO TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ

MỎ:………

PHẦN I

1. Giới thiệu

2. Lịch sử tìm kiếm, thăm dò và phát hiện mỏ

3. Tài liệu mẫu, các kết quả nghiên cứu phân tích, mẫu và thử vỉa

3.1. Mẫu lõi, mẫu vụn, các kết quả nghiên cứu, phân tích các loại mẫu và thi công giếng khoan.

3.2. Kết quả thử vỉa, thử dòng sản phẩm và khai thác thử (nếu có) dầu/khí/nước.

3.3. Các khảo sát và nghiên cứu khác (Cổ sinh địa tầng, Thạch học trầm tích, Địa hóa…).

4. Địa vật lý thăm dò

4.1. Tài liệu địa chấn:

- Mạng lưới tuyến địa chấn.

- Tài liệu thu nổ thực địa và xử lý.

- Đánh giá chất lượng tài liệu.

- Minh giải tài liệu, chuyển đổi thời gian – độ sâu, các nghiên cứu đặc biệt – AVO, CTC,…

- Các nội dung kỹ thuật chưa rõ ràng cần kiến nghị để bổ sung.

4.2. Bản đồ cấu tạo: bản đồ đẳng thời (TWT) và bản đồ đẳng sâu.

4.3. Các khảo sát địa vật lý thăm dò khác (Trọng lực, Từ trường…).

5. Địa chất

5.1. Địa chất khu vực

5.2. Cấu trúc địa chất mỏ

- Địa tầng.

- Kiến tạo: hệ thống các đứt gãy, uốn nếp và lý giải tác động của hoạt động kiến tạo đến sự hình thành các bẫy dầu khí.

- Biểu hiện dầu khí và vỉa sản phẩm.

5.3. Thân dầu khí:

- Liên kết, tên gọi các vỉa sản phẩm.

- Cấu trúc địa chất thân dầu khí:

+ Bản đồ nóc, đáy vỉa chứa.

+ Bản đồ đẳng dày, hệ số chức hiệu dụng.

+ Lát cắt địa chất phần các vỉa chứa dầu khí.

- Các mặt tiếp xúc dầu, khí, nước.

6. Địa vật lý giếng khoan:

6.1. Phương pháp, khối lượng và chất lượng tài liệu đo.

6.2. Phương pháp và kết quả minh giải các thông số vỉa.

6.3. Nghiên cứu, phân tích thông số vỉa theo mẫu lõi khoan và liên kết với địa vật lý giếng khoan.

6.4. Các vấn đề chưa rõ ràng cần được kiến nghị để bổ sung.

7. Đặc tính công nghệ kỹ thuật của thân chứa và dầu, khí, nước:

7.1. Tài liệu và chất lượng.

7.2. Tính chất dầu/khí (PVT, API, GOR, CGR, P_b…).

7.3. Tính chất thấm chứa.

7.4. Nhiệt độ, áp suất vỉa.

7.5. Nước vỉa, tính chất và động thái.

7.6. Kết quả thử vỉa (RFT, MDT, DST…), thử dòng thương mại…

7.7. Tình hình khai thác/bơm ép dầu – khí – nước.

7.8. Phương pháp tính toán và biện luận các thông số tính trữ.

7.9. Phương pháp và công thức trữ lượng được áp dụng.

7.10. Ranh giới tính trữ lượng, biện luận về cấp trữ lượng, mô tả sự thay đổi điều diện địa chất và trữ lượng so với lần duyệt trước trong trường hợp tính lại trữ lượng, nguyên nhân của sự thay đổi.

7.11. Biện luận giới hạn dưới (giá trị tới hạn) của các tham số

- Thể tích dá chứa.

- Chiều dày chứa hiệu dụng.

- Độ rỗng.

- Độ bảo hòa nước…

- Tỷ trọng, mật độ dầu/khí, các thông số chuyển đổi thể tích,…

- Động thái dòng sản phẩm và áp suất/năng lượng/sản lượng khai thác vỉa,…

- Trữ lượng Dầu khi nguyên thủy tại chỗ của thân chứa và mỏ.

7.12. Luận chứng về hệ số thu hồi dầu, khí của mỏ.

7.13. Trữ lượng dầu, khí, khí ngưng tụ và các thành phần đi kèm.

7.14. Các vấn đề tồn tại và kiến nghị để giải quyết.

7.15. Kết quả tính trữ lượng bằng các phương pháp khác tương tự, cân bằng vật chất…) so sánh và biện pháp với kết quả tính trữ lượng bằng phương pháp thể tích.

8. Kết luận và kiến nghị:

- Những kết luận cơ bản về mức độ nghiên cứu cấu trúc địa chất, kết quả tính trữ lượng dầu, khí, khí ngưng tụ, điều kiện địa chất thủy văn và công nghệ khai thác mỏ có thể áp dụng, đánh giá triển vọng chung của nó.

- Những kiến nghị về công tác thăm dò địa chất tiếp theo và công tác nghiên cứu khoa học cần triển khai.

- Ý kiến chính thức của Nhà thầu hoặc Người Điều hành được uỷ quyền và Tổng công ty dầu khí Việt Nam về việc trình Bộ Công nghiệp thẩm định và Thủ tướng Chính phủ phê duyệt báo cáo trữ lượng.

PHẦN II - PHỤ LỤC CÁC BẢNG HIỆU, BẢN VẼ

Phần Phụ lục phải bao gồm tất cả các tài liệu, văn bản cần thiết có liên quan đến việc thăm dò, tính trữ lượng mỏ và các biểu bảng, bản vẽ cần dùng để minh họa bổ sung cho phần lời của báo cáo.

A- CÁC BIỂU BẢNG

Các biểu bảng trong phần Phụ lục phải chứa các số liệu gốc và trung gian cần thiết cho việc kiểm tra các phép tính trữ lượng. Nhất thiết phải có các biểu bảng sau đây:

+ Khối lượng khoan tìm kiếm, thăm dò.

+ Số liệu về khối lượng mẫu lõi lấy được và các dạng phân tích.

+ Kết quả thử vỉa và nghiên cứu giếng khoan.

+ Tổ hợp địa vật lý giếng khoan đã thực hiện.

+ Thành phần hóa học và tính chất vật lý của nước vỉa.

+ Tài liệu về thạch học, trầm tích, vật lý của các tầng sản phẩm.

+ Tính chất lý hóa của dầu.

+ Thành phần khí hóa tan trong dầu.

+ Các đặc tính của khí tự do.

+ Các đặc tính của khí ngưng tụ.

+ Giá trị trung bình của độ rỗng, độ thẩm thấu và bão hòa dầu khí.

+ Các thông số tính và trữ lượng dầu, khí hòa tan của mỏ dầu.

+ Các thông số tính và trữ lượng khí tự do, khí ngưng tụ và các thành phần đi kèm của mỏ khí.

+ So sánh các thông số được chấp nhận khi tính lại trữ lượng dầu, khí, khí hòa tan, khí ngưng tụ với số liệu đã được phê duyệt.

+ So sánh trữ lượng dầu, khí, khí hòa tan, khí ngưng tụ với trữ lượng đã được phê duyệt.

+ Các số liệu về khai thác các vỉa sản phẩm (nếu có).

B- CÁC BẢN VẼ

1. Bản đồ khái quát vùng mỏ và vị trí của mỏ.

2. Bản đồ mạng lưới tuyến địa chấn.

3. Cột địa tầng.

4. Bản đồ đẳng thời và các mặt cắt đại diện.

5. Bản đồ đẳng sâu các ranh giới địa tầng chính.

6. Bản đồ đẳng dày các tầng cấu trúc của các đơn vị địa tầng chứa dầu khí.

7. Các lát cắt địa chất đi qua các giếng khoan.

8. Các lát cắt địa chất của các vỉa chứa sản phẩm dầu khí của mỏ qua các giếng khoan.

9. Sơ đồ và bảng kết quả liên kết quả sản phẩm qua các giếng khoan.

10. Bản đồ cấu tạo nóc và đáy vỉa sản phẩm.

11. Bình đồ tính trữ lượng dầu khí (tất cả bản đồ tỷ lệ 1:25000 và lát cắt của mỏ phải có tỷ lệ lớn nhất theo khảo sát địa chấn 2D hoặc 3D).

12. Bảng kết quả minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan và thử vỉa các vỉa sản phẩm của từng giếng khoan – tỷ lệ đứng 1/200.

13. Bảng các đường cong do địa vật lý giếng - tỷ lệ 1/500.

14. Bảng kết quả phân tích, mô tả mẫu lõi, mẫu vụn.

15. Tài liệu và kết quả thử vỉa, thử dòng sản phẩm và khai thác (nếu có): sản lượng khai thác dầu/khí/nước, áp suất, nhiệt độ, theo dõi, kiểm tra giếng,…

16. Tài liệu độ lệch giếng khoan.

17. Danh mục tài liệu đã sử dụng để lập báo cáo, các tài liệu và báo cáo khác có liên quan (theo yêu cầu).

18. Các bản in máy tính điện tử, chương trình phần mềm được áp dụng để tính toán.

Phụ lục IV:

BIỂU ĐĂNG KÝ TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ

Tên báo cáo

Tên công ty và người đánh giá

Tên báo cáo lần trước

Ký hiệu đã duyệt

Dầu khí tại chỗ lần đầu

Trữ lượng đã phê duyệt …m3

P1 – P2 – P3

Dầu:

Khí (hydrocarbon):

Condensat:

…

(tiếp theo)

Dầu khí tại chổ sửa đổi

Trữ lượng xin phê duyệt …m3

Thay đổi +/-m3/%

Nguyên nhân

Dầu khí tại chổ hiện tại

Trữ lượng được phê duyệt …m3

Thay đổi +/-m3/%

Ngày hiệu lực

Ký hiệu phê duyệt

Ghi chú

P1-P2-P3

Dầu:

Khí (hydrocarbon):

Condensat:

…

P1-P2-P3

Dầu:

Khí (hydrocarbon):

Condensat:

…

Phụ lục V:

THỐNG KÊ TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ

TT	Mỏ	Công ty	Tên báo cáo	Đăng ký		Dầu khí tại chổ	Trữ lượng đã phê duyệt lần đầu …m3
TT	Mỏ	Công ty	Tên báo cáo	Ký hiệu	Thời gian	Dầu khí tại chổ	P1	P2	P3	…
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
							Dầu: Khí: Condensat: …

(tiếp theo)

Thay đổi trữ lượng					Nguyên nhân	Tổng lượng dầu/khí đã khai thác	Trữ lượng đã phê duyệt lần đầu …m3				Ghi chú
…m3				%			Trữ lượng đã phê duyệt lần đầu …m3
P1	P2	P3	…	%			P1	P2	P3	…
12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23
Dầu: Khí: Condensat: …							Dầu: Khí: Condensat: …

THE MINISTRY OF INDUSTRY -------	THE SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence– Freedom – Happiness ---------------
No. 38/2005/QĐ-BCN	Hanoi, December 06, 2005

DECISION

ON THE CLASSIFICATION OF PETROLEUM RESOURCES AND RESERVES, AND PETROLEUM RESERVES REPORTING

THE MINISTER OF INDUSTRY

Pursuant to the Law on Petroleum dated July 06, 1993, and the Law on amending and supplementing a number of articles of the Law on Petroleum dated June 09, 2000;

Pursuant to the Government's Decree No. 48/2000/NĐ-CP dated September 12, 2000, detailing the implementation of the Law on Petroleum

Pursuant to the Government's Decree No. 55/2003/NĐ-CP dated May 28, 2003, defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry;

At the proposal of the Director of the Department of Energy and Petroleum,

DECIDES:

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 2. This Decision takes effect after 15 days as from its publication on the Official Gazette. The previous provisions in contravention of this Decision are all abolished.

Article 3. The Chief of the Ministry Office, The Ministerial Chief Inspector, Directors of Departments affiliated to Ministries, Directors of Departments of Industry of central-affiliated cities and provinces, the General Director of Petrovietnam, and Heads of relevant units are responsible for implementing this Decision./.

THE MINISTER

Hoang Trung Hai

REGULATION

ON THE CLASSIFICATION OF PETROLEUM RESOURCES AND RESERVES, AND PETROLEUM RESERVES REPORTING

(Promulgated together with the Decision No. 38/2005/QĐ-BCN dated December 06, 2005 of the Minister of Industry)

...

GENERAL PROVISIONS

Article 1. Purposes

This Regulation unifies the classification of petroleum resources and reserves, and petroleum reserves reporting.

Article 2. Subjects and scope of application

This Regulation is applicable to all the organizations and individuals permitted by the Government of Vietnam to explore and extract petroleum on land, islands, territorial sea, exclusive economic zones, and the continental shelves of the Socialist Republic of Vietnam.

Article 3. Interpretation of terms

The terms in this Regulation are construed as follows:

1. “Current economic conditions” are the economic criteria, including the norms, unit prices, sale prices, and other criteria applicable at the time of estimating the reserves.

2. “Reasonable certainty” is the certainty value corresponding to the probabilities ≥ 0.85 on the cumulative probability distribution curve according to probability and statistics theory.

...

4. “Medium certainty” is the certainty value corresponding to the probabilities = ± 0.5 on the cumulative probability distribution curve according to probability and statistics theory.

5. “”Incremental production” is the amount of petroleum extracted from the beginning to a certain time.

6. “Group of prospects – Play” is a group of petroleum prospects in the same set of geographical and geological circumstances, and the same conditions and characteristics of the source, reservoir, and seal .

7. “Flow testing” is the test of the petroleum well in order to collect the data about the producing formation such as the flow rate of oil, gas, water, pressure, temperatures, and other data.

8. “Well testing” is the technique to determine the productivity and other data of the producing formation.

Chapter 2:

CLASSIFICATION OF PETROLEUM RESOURCES AND RESERVES

Article 4. Petroleum resources

Petroleum resources are the total petroleum-in-place, estimated on a given date, including the amount of petroleum extracted from the discovered petroleum accumulations, and the amount of petroleum estimated to exist in the accumulations that will be discovered.

...

- Discovered resources.

- Undiscovered resources.

Article 5. Discovered resources.

Discovered resources are the total petroleum-in-place, estimated on a given date, in the petroleum accumulations discovered through oil drilling. The discovered resources, including the total recoverable petroleum and potentially recoverable resources.

1. The recoverable petroleum is the amount that has been and will be economically recoverable from the accumulations discovered by reasonable technologies, suitable for current economic and legal conditions.

Total recoverable petroleum includes the total petroleum amount extracted and the residual petroleum reserves at that time.

The residual petroleum reserves include the proven reserves (P1) and unproven reserves (P2 and P3) specified in Clause 1 Article 5 of this Article.

2. Potentially recoverable resources are the discovered and recoverable petroleum, but are not able to be economically extracted at the time of estimating due to technical, technological, economic, environmental reasons, and other criteria. Potentially recoverable resources are classified as proven (P4) and unproven (P5 and P6). The determination of Potentially recoverable resources classifications depends on the conditions similar to that of the recoverable reserves.

Article 6. Undiscovered resources.

...

Undiscovered resources include estimated undiscovered recoverable resources (R1) and undiscovered technically recoverable resources (R2).

1. Estimated undiscovered recoverable resources (R1) are petroleum resources estimated to be recoverable, on a given date, from the prospects marked on maps without knowing the existence of petroleum through drilling, or the reservoirs under the producing strata of the fields being extracted, in geological conditions considered favorable for petroleum accumulation, but is not yet reached.

2. Undiscovered technically recoverable resources (R2) are the recoverable petroleum resources estimated on a given date, regarding the petroleum accumulations estimated to exist technically in a Play, in favorable geological conditions for petroleum accumulation, but are not marked on maps.

Article 7. Petroleum reserves

Petroleum reserves are the estimated amount of petroleum that remains in the natural petroleum accumulations on a given date, discovered with various certainties, depending on the geological survey results.

Depending on the declining certainty, petroleum reserves are classified as proven reserves and unproven reserves.

1. Proven reserves (P1)

Proven reserves are the economically recoverable petroleum, estimated on a given date with reasonable certainty, of the discovered petroleum accumulations that are planned to be extracted in the current technical, technological, economic, and social conditions.

The reserves are classified as proven when the following conditions are satisfied:

...

- The permeability, capacity, and saturation of petroleum of the petroleum reservoir are certified by the core and well logging data.

- The well test results of the economic flow from at least 1 oil well.

2. Unproven reserves.

Unproven reserves include probable reserves and possible reserves.

a. Probable reserves (P2)

Probable reserves are the economically recoverable petroleum, estimated on a given date, with medium certainty, that is not certified by the well testing results.

The probable reserves of each oil reservoir is determined by extrapolation methods suitable for the geological conditions of the oil reservoir (Annex II).

b. Possible reserves (P3)

Probable reserves are the economically recoverable petroleum, estimated on a given date, with low certainty, that is not certified by the drilling data.

...

The diagram of petroleum resources and reserves classification is provided in Annex I of this Regulation.

Chapter 3:

PETROLEUM RESERVES REPORTING

Article 8. Petroleum reserves report contents

1. The petroleum reserves reports are made by the operator or the competent advisory agency, and approved by the contractor.

2. Petroleum reserves report contents.

A petroleum reserves report includes the full and summary report.

The full report comprises 02 parts:

- Part I - Description

...

The details of the Reserve report and the enclosed Annexes are provided for in Annex III of this Regulation.

Article 9. Petroleum reserves boundary estimate

1. The petroleum reserves estimate report must cite the principles used to determine the boundary of the petroleum reservoir for estimating the reserves.

If similar methods are applied, it is required to provide the original figures and explain the use of such figures for the field or reservoir being estimated to certify the reliability of the method and the figures.

2. The petroleum reserves are classified as prescribed in Chapter II of this Regulation.

Article 10. Petroleum reserves estimate methods

1. The reserves of petroleum and condensates may be estimated using the volumetric method, materials balance method, and other methods suitable for the geological structure and existing data. The application of the volumetric method is compulsory. Other methods may be applied depending on the particular conditions, enclosed with the explanation for the selection. The petroleum reserves must be estimated on the basis of Monte Carlo simulation. The values of reserves must be classified as Low estimate, High estimate, or Best estimate.

2. When re-estimating the reserves of a petroleum field, it is required to compare the figures of the new calculations with the previous ones, and find the reasons of such differences.

3. The reserves of oil, gas, condensates, and their combination in each reservoir and the whole field must be separately estimated, together with finding the possibility of practical extraction.

...

Chapter 4:

PROCEDURES FOR SUBMITTING PETROLEUM RESERVES REPORTS

Article 11. Procedures for report submission

Before applying for the approval for the petroleum reserves report, the authorized operator or contractor must reach an agreement with Petrovietnam on the contents, and submit the report to the Ministry of Industry via the contractor, operator, or Petrovietnam for approval.

Article 12. The report dossier

The dossier of petroleum reserves report or petroleum reserves re-estimate report, enclosed with the request for approval of Petrovietnam, that is sent to the Ministry of Industry, includes:

a. The full report (in Vietnamese or English);

b. The summary report (in Vietnamese and English);

c. The CDs containing the digitized contents and figures of the report;

...

Article 13. Appraisal and approval

According to the statement of the authorized operator or contractor, and the agreement of Petrovietnam, the Petroleum Reserves Appraisal Council, presided by the Ministry of Industry, shall appraise the petroleum reserves report. After the petroleum reserves report is passed, the Ministry of Industry shall submit it to the Prime Minister for approval.

Chapter 5:

PETROLEUM RESERVES REGISTRATION

Article 14. Petroleum reserves registration

After receiving the approval from the Prime Minister for the petroleum reserves estimate, the authorized operator or contractor must register the approved reserves with Petrovietnam for monitoring, summarizing, and reporting as prescribed by current law provisions.

Article 15. Registering and re-estimating petroleum reserves

If the petroleum reserves approved by the Prime Minister change during the estimate, development, and extraction, the authorized operator or contractor must register with Petrovietnam. If the petroleum reserves differ more than 15% compared to the nearest approval, the authorized operator or contractor must make the report on the reserves re-estimate and submit for approval as prescribed in Chapter IV of this Regulation. The re-estimate shall be recorded under the form in Annex V of this Regulation.

Chapter 6:

...

Article 16. Organizations and individuals participating in the petroleum activities and Petrovietnam are recommended to send feedbacks on the difficulties arising during the course of implementation to the Ministry of Industry for consideration and settlement

ANNEX

Promulgated together with the Decision No. 38/2005/QĐ-BCN)

Annex I:

CLASSIFICATION OF PETROLEUM RESOURCES AND RESERVES

...

DETERMINATION OF THE RANGE OF RESERVES (P2 AND P3) BY EXTRAPOLATION

1. Probable reserves - P2

Probable reserves of each petroleum accumulation is determined using the distance bisection method (picture 1) as follows:

I.1. For oil:

a. From the Highest point of oil (HPO) to the midpoint of the range between the Highest point of oil (HPO) and the Lowest point of gas (LPG), or the Structural top (ST) if the Lowest point of gas (LPG) is not identifiable.

b. From Lowest point of oil (LPO) to the midpoint of the range between the Lowest point of oil (LPO) and the Highest point of water (HPW), or the Structural spill point (SSP) if the Highest point of water (HPW) is not identifiable.

I.2. For gas:

a. From the Lowest point of gas (LPG) to the midpoint of the range between the Lowest point of gas (LPG) and the Highest point of oil (HPO), or:

b. From Lowest point of gas (LPG) to the midpoint of the range between the Lowest point of gas (LPG) and the Highest point of water (HPW), or the Structural spill point (SSP) if the Highest point of water (HPW) is not identifiable.

...

I.4. The following cases are also classified as Probable reserves (P2):

a. The reserves of the formations may be increased and classified as Proven when carrying out intensive drilling, but at the time of estimating the reserves, the intensive drilling is not available.

b. The reserves of the formation may be increased and classified as Proven if carrying out extensive drilling, but at the time of estimating the reserves, the extensive drilling is not available, and the structural map of the formation is not sufficient for classifying it as Proven.

c. The reserves in the strata show potential to producing the petroleum flow according to the well logging data, but the core samples or well testing data are not sufficient, and they do not have similar characteristics compared to that of the formation being extracted or the Proven formation in the same area.

d. The reserves belonging to the area of the proven stratum produce the petroleum low in other area of the field, but such area appears to be separated by faults or geological seals, and the structural position is higher than the area classified as proven, according to the geology interpretation and analysis data.

e. The reserves from the application of enhanced oil recovery method are completed and commercialized when the pilot program or project has been established and installed but have not commenced, and the characteristics of reservoir rocks, formation fluid and formation factor are appropriate for commercially apply such methods.

f. The reserves from the repair, processing, reprocessing, or replacement of well parts, or other technical processing, but such processes have not been recognized as successful when being applied to the wells with the same conditions and in the similar formations.

g. The increased reserves from the re-analysis and re-interpretation of the formation dynamic, or the data about volume parameters show that there are considerable reserves apart from the reserves specified as proven.

II. Possible reserves - P3

...

II.1. For both oil and gas:

a. From the middle point of the range between the Lowest point of oil or gas (LQO, LPG) and the Highest point of water (HPW), or the Structural spill point (SSP) if the Highest point of water is not identifiable, to the Highest point of water (HPW) or the Structural spill point (SSP) if the Highest point of water is not identifiable.

b. From the middle point of the range between the Highest point of oil (HPO) and the Structural top (ST), to the Structural top (ST).

II.2. The distance bisection method may be replaced by other geological, geophysical data and technologies of which the foundation and theory are clear.

II.3. The following cases are also classified as possible reserves:

a. The reserves extrapolated from the structure or strata, according to the analysis and interpretation of geological and/or physical data, apart from the areas classified as possible.

b. The reserves in the strata showing the appearance of petroleum according to well logging and core sample data, but may produce non-commercial petroleum flow

c. The reserves estimated by enhanced oil recovery according to pilot projects or new projects that have not commenced, and the characteristics of reservoir rocks, formation fluid and formation factor still cause objective doubt about the commerciality of the project.

d. The reserves belonging to the area of the proven stratum are able to produce petroleum flow in other areas of the field, but such area appears to be separated by faults or geological seals, and the structural position is lower than the area classified as proven, according to the geology interpretation and analysis.

...

f. The formation has high volume of petroleum but the risk is high:

f.1. The coverage of seismic data of the area is small.

f.2. The quality and continuity of the formation are not clear.

f.3. Additional recovery from the application of recovery enhancement methods.

f.4. The average parameters of the formation are better.

Diagram 1. Classification of petroleum reserves according to the distance bisection method

Proven (P1/P4), Possible (P2/P5), Probable (P3/P6)

...

Annex III:

PETROLEUM RESERVES REPORT

FIELD: ………………….

PART I

1. Introduction

2. The history of exploration and discovery

3. Materials, results of analysis, researches, samples, and well testing.

...

3.2. Results of the well testing, flow testing, and pilot project (if any) of oil/gas/water.

3.3. Other surveys and studies (biostratagraphy, sedimentary lithology, geochemistry…)

4. Exploration geophysics

4.1. Seismogram:

- Seismic-line network.

- Data of Seismic field acquisition and processing.

- Assessment of data.

- Interpretation of data, conversion of time – depth, special researches – AVO, CTC…

- The vague technical contents that need supplements.

...

4.3. Other exploration geophysical surveys (gravity, magnetic field…)

5. Geology

5.1. Local geology

5.2. Geological structural

- Strata.

- Tectonics: the system of faults and folds, and the explanation of the tectonics of the formation of petroleum traps.

- Appearance of petroleum and the producing formation.

5.3. Petroleum reservoirs:

- The connections and name of the producing formations.

...

+ The structural top and base reservoir map.

+ The depth map, usable capacity coefficient

+ Geological section of the petroleum reservoir.

- The contact surface of oil, gas, water.

6. Well logging:

6.1. Method, volume, and quality of measurement data.

6.2. Method and results of formation factor interpretation.

6.3. Study and analysis of formation factor according to core samples in connection with well logging.

6.4. The vague issues that need supplements.

...

7.1. Documents and quality.

7.2. Oil/gas characteristics (PVT, API, GOR, CGR, P_b…).

7.3. Reservoir permeability

7.4. Formation temperature and pressure.

7.5. Formation water, properties and dynamics

7.6. Well testing (RFT, MDT, DST…), economic flow testing data…

7.7. The situation of oil – gas – water extraction and pumping.

7.8. Calculation method and description of reserves data.

7.9. Applied reserves estimate method and formula.

...

7.11. Conclusion about the lower limits (critical limits) of the parameters

- The volume of reservoir rock

- The usable storing thickness.

- The porosity

- The water saturation.

- The density of oil/gas, the volume conversion parameters…

- The flow dynamics, and the pressure/energy/productivity of the formation…

- The reserves petroleum-initially-in-pace of the reservoir and the field.

7.12. Evidence for the petroleum recovery factor of the field.

...

7.14. The problems and suggested solutions.

7.15. The reserve calculation results using similar methods or materials balance method, in comparison with the results given by volumetric method.

8. Conclusion and suggestion:

- The basic conclusion about the geological structure, the estimate of the reserves of oil, gas, condensed gas, the hydrographical and geological conditions, the applicable extraction technology, and its general potential.

- The suggestion about the future geological surveys, and the necessary scientific research.

- The official opinions of the authorized operator or contractor, and Petrovietnam about the submission to the Ministry of Industry for appraisal and to the Prime Minister for approval of the reserve report.

PART II – TABLES AND DIAGRAMS

The Annex must contain all the necessary data and materials related to the exploration and reserves estimate, together with the tables and diagrams necessary for illustrating the report.

A - TABLES

...

+ The volume of exploration boring.

+ The data about the volume of core samples and method of analysis.

+ Well testing data.

+ The well logging data.

+ Chemical composition and physical properties of formation water.

+ The physical, lithological and sedimentary data about the producing strata.

+ Chemical and physical properties of oil.

+ Dissolved gas content in oil.

+ Properties of free gas.

...

+ Average value of porosity, permeability and saturation of petroleum.

+ The value and reserve of oil and dissolved gas of the oil field.

+ The value and reserve of oil and dissolved gas, and other constituents of the gas field.

+ Comparing the accepted values when recalculating the reserve of oil, gas, dissolved gas, condensed gas, with the approved data.

+ Comparing the reserves of oil, gas, dissolved gas, and condensed gas with the approved reserve.

+ The data about the extraction of the producing formations (if any).

B-DIAGRAMS

1. The overall map of the field area and field location

2. The seismic-line network map

...

4. The TWT map and the representative cross sections.

5. The depth map of the boundaries of main strata.

6. The thickness of the structural strata of the stratigraphic unit that contain petroleum.

7. The geological sections through the wells.

8. The geological sections of the petroleum reservoirs of the field through the wells.

9. The diagram and table of connection data of the producing formation through the wells.

10. The structural top and base map of the producing formation.

11. The topographical map of the petroleum reserves (the map scale is 1:25,000, and the cross section of the field must use the highest scale according to the 2D or 3D seismic survey).

12. The interpretation table of well logging and well testing data of producing formations of each well – vertical scale = 1/200.

...

14. The table of description and analysis of core samples and sediment samples.

15. The data and results of well testing and flow testing and extraction (if any): the productivity of oil/gas/water, the temperature, pressure, the well monitoring and examination…

16. The wellbore deviation data.

17. The list of documents used to make the report, the relevant documents and reports (on demand).

18. The papers and software used for the calculation.

Annex IV:

PETROLEUM RESERVES REGISTRATION SHEET

No.

...

Name of company and estimates

Name of previous reports

Approval symbol

Petroleum-initially-in-place

Approved reserves (m³)

...

P1 – P2 – P3

...

Gas (hydrocarbon):

Condensate:

…

(continue)

Revised petroleum-in-place

Registered reserves (m³)

...

Reason

Current petroleum-in-place

Approved reserves (m³)

Change +/-m3/%

Effective date

Approval symbol

Notes

...

P1-P2-P3

...

Gas (hydrocarbon):

Condensate:

…

P1-P2-P3

Oil:

...

Condensate:

…

...

PETROLEUM RESERVES STATISTICS

No.

Well

Company

Report name

Registration

Petroleum-in-place

First approved reserves (m³)

Symbol

...

…

...

Oil:

Gas:

Condensate:

…

...

(continue)

Reserve change

Reason

Extracted petroleum amount

First approved reserves (m³)

Notes

…m³

...

…

...

Oil:

...

Condensate:

…

Oil:

...

Condensate:

…

;

Quyết định 38/2005/QĐ-BCN về phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí và lập báo cáo trữ lượng dầu khí do Bộ trưởng Bộ Công nghiệp ban hành

Số hiệu:	38/2005/QĐ-BCN
Loại văn bản:	Quyết định
Nơi ban hành:	Bộ Công nghiệp
Người ký:	Hoàng Trung Hải
Ngày ban hành:	06/12/2005
Ngày hiệu lực:	Đã biết
Tình trạng:	Đã biết

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 - [4]

Văn bản liên quan ngôn ngữ - [1]

Văn bản đang xem

Quyết định 38/2005/QĐ-BCN về phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí và lập báo cáo trữ lượng dầu khí do Bộ trưởng Bộ Công nghiệp ban hành

Văn bản liên quan cùng nội dung - [1]

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 - [2]

- 14 +

Tải Văn bản tiếng Việt
Tải Văn bản tiếng Anh
Tải Văn bản gốc

Chưa có Video

Hãy đăng nhập hoặc đăng ký Tài khoản để biết được tình trạng hiệu lực, tình trạng đã bị sửa đổi, bổ sung, thay thế, đính chính hay đã được hướng dẫn chưa của văn bản và thêm nhiều tiện ích khác