Theo đó, Thông tư quy định về phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí như sau:
Cơ sở phân cấp
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. 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 số 13/2024/TT-BCT này.
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:
(i) 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:
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;
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.
(ii) 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): 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; 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.
Phân cấp trữ lượng dầu khí và thu hồi tiềm năng
(i) 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): 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; 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; 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.
(ii) 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.
Ranh giới phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí
(i) 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 số 13/2024/TT-BCT này.
(ii) 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.
Phương pháp đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí
(i) Đối tượng đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí là các thân chứa, vỉa chứa dầu khí.
(ii) 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, tổng hợp 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: 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. Các phương pháp khác tùy thuộc vào điều kiện cụ thể nhưng khi áp dụng cần có lập luận.
(ii) Kết quả tính toán theo các phương pháp phải được phân tích so sánh, đối chiếu.
(iv) 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.
(v) 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.
(vi) 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.
Tính toán tài nguyên, trữ lượng dầu khí
Trên cơ sở phân cấp được quy định tại Điều 4 và Điều 5 Thông tư số 13/2024/TT-BCT này, tài nguyên, trữ lượng dầu khí được tính toán như sau:
Đối với tài nguyên dầu khí đã phát hiện
(i) 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;
(ii) 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).
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.
(iii) Phương pháp tính toán tài nguyên, trữ lượng dầu khí được hướng dẫn tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư số 13/2024/TT-BCT này.
Nội dung báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí
(i) 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 số 13/2024/TT-BCT này, gồm hai phần: Phần thuyết minh; Phần phụ lục bao gồm các bảng biểu, bản vẽ và các văn bản cần thiết kèm theo.
(ii) 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.
(iii) 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.
(iv) 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 số 13/2024/TT-BCT này.
(v) 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.
Thông tư có hiệu lực từ ngày 01/10/2024./.
Tấn Hòa