trogiupluat.vn

Thông tư này quy định việc phân cấp và lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí.

1. Người điều hành hoặc tổ chức, cá nhân (sau đây gọi chung là Người điều hành) thực hiện việc lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí khi có các hoạt động tìm kiếm thăm dò, phát triển mỏ và khai thác dầu khí trong phạm vi lãnh thổ đất liền, nội thủy, đảo và quần đảo, lãnh hải, vùng tiếp giáp lãnh hải, vùng đặc quyền kinh tế và thềm lục địa thuộc chủ quyền, quyền chủ quyền và quyền tài phán quốc gia Việt Nam, được xác định theo pháp luật Việt Nam, điều ước quốc tế mà Việt Nam là thành viên.
2. Các cơ quan quản lý nhà nước và các tổ chức, cá nhân có liên quan về việc phân cấp và lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí trong các hoạt động dầu khí.

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 của vỉa, mỏ dầu khí cập nhật đến thời điểm lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí (sau đây gọi tắt là Báo cáo), là một phần đã được thu hồi trong trữ lượng dầu khí.
2. Dầu khí tại chỗ ban đầu (Petroleum Initial In Place hoặc Hydrocarbon Initial In Place) là lượng dầu khí tồn tại ban đầu trong các tích tụ tự nhiên đã hoặc chưa được phát hiện bởi giếng khoan, được tính toán hoặc dự báo cho từng đối tượng cụ thể.
3. Điều kiện kinh tế - kỹ thuật là các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật được biện luận để áp dụng vào thời điểm lập Báo cáo.
4. Hệ số thu hồi Dầu khí là tỷ lệ giữa lượng dầu khí có thể khai thác được so với lượng dầu khí tại chỗ ban đầu của mỏ, vỉa chứa trong điều kiện kinh tế - kỹ thuật nhất định.
5. Nhóm 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, có thể bao gồm các mỏ trong trạng thái dừng, giãn do các yếu tố kinh tế - kỹ thuật thay đổi.
6. Nhóm 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, bao gồm: các mỏ đã và đang được khai thác; các mỏ đang được triển khai các hoạt động phát triển; các phát hiện dầu khí được biện luận đủ điều kiện về kinh tế - kỹ thuật để chuẩn bị phát triển mỏ theo quan điểm của Người điều hành.
7. Tài nguyên Dầu khí (Petroleum Resources) là tổng lượng dầu khí tại chỗ ban đầu tồn tại trong các tích tụ tự nhiên.
8. Tài nguyên Dầu khí chưa phát hiện (Undiscovered Petroleum Resources) là lượng dầu khí tại chỗ ban đầu tồn tại trong các tích tụ tự nhiên nhưng chưa được phát hiện bằng giếng khoan.
9. 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.
10. Tầng sản phẩm là tập hợp các thân chứa, vỉa sản phẩm trong một đơn vị địa tầng của cấu tạo địa chất.
11. Tập hợp triển vọng (Play) là 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 sinh, chứa, chắn.
12. Thân chứa, vỉa sản phẩm Dầu khí là một thể địa chất chứa dầu khí tự nhiên nằm trong mỏ dầu khí, tách biệt với các thân chứa, vỉa sản phẩm khác bằng các yếu tố chắn.
13. Thử dòng là quá trình khảo sát các giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác nhằm thu thập các thông số của thân chứa như lưu lượng dòng dầu, khí, nước, áp suất, nhiệt độ và các thông số cần thiết khác.
14. Thử vỉa là công tác nghiên cứu thủy động lực học được tiến hành nhằm xác định đầy đủ các thông số thủy động lực học và đánh giá khả năng khai thác của một phần hoặc toàn bộ thân chứa.
15. 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 phát hiện.
16. Trữ lượng Dầu khí (Petroleum Reserves) là lượng dầu khí dự kiến có thể thu hồi thương mại từ dầu khí tại chỗ ban đầu của mỏ với điều kiện kinh tế - kỹ thuật tại thời điểm nhất định.

1. Phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí được thực hiện trên cơ sở kết hợp đánh giá mức độ tin cậy về các thông tin địa chất, địa vật lý, tính khả thi về kỹ thuật công nghệ và mức độ hiệu quả về kinh tế tại thời điểm lập Báo cáo.
2. Phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí theo quy định tại Điều 5 và Phụ lục IA ban hành kèm theo Thông tư này.

Tài nguyên dầu khí được phân thành hai nhóm là tài nguyên dầu khí đã phát hiện (bằng giếng khoan) 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 quan điếm đánh giá của Người điều hành tại thời điểm lập Báo cáo, tài nguyên dầu khí đã phát hiện được phân chia thành nhóm phát triển và nhóm chưa phát triển.
a) Nhóm phát triển: Tài nguyên, trữ lượng dầu khí của nhóm phát triển được phân thành cấp xác minh (P1), cấp có khả năng (P2), cấp có thể (P3).
(a1) Cấp xác minh (P1): Cấp P1 ứng với mức độ tin cậy cao nhất trong phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí. Cấp P1 phải đảm bảo thỏa mãn các điều kiện sau:
- Thân 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 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 quan điểm của Người điều hành từ ít nhất một giếng khoan.
(a2) Cấp có khả năng (P2): Cấp P2 ứng với mức độ tin cậy thấp hơn cấp P1 trong phân cấp tài nguyên, trữ lượng 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 và/hoặc mẫu chất lưu.
(a3) Cấp có thể (P3): Cấp P3 ứng với mức độ tin cậy thấp hơn cấp P2 trong phân cấp tài nguyên, trữ lượng 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 (tiềm năng) được phân thành cấp xác minh (C1), cấp có khả năng (C2), cấp có thể (C3). Các chỉ tiêu kỹ thuật để phân cấp C1, C2, C3 tương tự P1, P2, P3.
2. Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện bao gồm tài nguyên dầu khí chưa phát hiện dự tính (R1) và tài nguyên dầu khí chưa phát hiện lý thuyết (R2).
a) Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện dự tính (R1) là lượng dầu khí ước tính được ở thời điểm nhất định cho 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 thuộc 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;
b) Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện lý thuyết (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.

1. Ranh giới phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí được xác định đối với từng thân 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 dầu khí được xác định trên cơ sở các tài liệu và căn cứ cụ thể. Trường hợp áp dụng các phương pháp tương tự, Người điều hành phải có các số liệu có nguồn gốc và lý giải khả năng sử dụng các số liệu 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.

1. Đối tượng đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí là các thân, vỉa chứa dầu khí.
2. Tài nguyên, trữ lượng dầu khí được tính theo phương pháp thể tích (thông thường, theo mô hình mô phỏng địa chất 3D, mật độ trữ lượng, tương tự), động thái thủy động lực học mỏ (cân bằng vật chất và mô phỏng 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 đã và đang phát triển; Cân bằng vật chất cho các mỏ 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 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, 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 theo quy định của Luật Đo lường và tham khảo thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế.

Trên cơ sở phân cấp được quy định tại Điều 5 Thông tư này, tài nguyên, trữ lượng dầu khí được tính toán như sau:
1. Tài nguyên dầu khí đã phát hiện
a) Dầu khí tại chỗ ban đầu và trữ lượng dầu khí được Người điều hành tính toán cho các cấp tương ứng (P1, P2, P3). Phương pháp tính toán dầu khí tại chỗ ban đầu, trữ lượng dầu khí được quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này;
b) Tiềm năng dầu khí cũng được Người điều hành tính toán cho các cấp tương ứng (C1, C2, C3) với các giá trị dầu khí tại chỗ ban đầu và thu hồi tiềm năng tương ứng;
c) Trữ lượng dầu khí của mỏ được cập nhật trong báo cáo kế hoạch đại cương phát triển mỏ (ODP), báo cáo kế hoạch phát triển mỏ (FDP) và báo cáo kế hoạch phát triển mỏ điều chỉnh;
d) Trữ lượng dầu khí của mỏ được cập nhật trong công tác tận thu hồi vào giai đoạn suy giảm sản lượng của đời mỏ với các phương án khai thác thứ cấp và tam cấp như: khoan đan dày (Infill), tận khai thác các vỉa bổ sung và áp dụng các biện pháp khác nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR).
2. 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), trong đó 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.

1. Đối với nhóm phát triển, Người điều hành lập, cập nhật Báo cáo để trình Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thông qua, trình Bộ Công Thương và Hội đồng thẩm định thực hiện thẩm định Báo cáo và trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, phê duyệt. Nội dung phê duyệt gồm lượng dầu khí tại chỗ ban đầu mức 2P (gồm P1 và P2) xác suất 50% và ghi nhận trữ lượng dầu khí tương ứng làm cơ sở cho việc xây dựng, cập nhật phương án phát triển khai thác mỏ.
2. Đối với nhóm chưa phát triển và tài nguyên dầu khí chưa phát hiện, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam xem xét, ghi nhận, đánh giá và định kỳ hàng 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.
3. 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.

1. Người điều hành phải trình Báo cáo đầy đủ và Báo cáo tóm tắt.
2. Nội dung Báo cáo đầy đủ được quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này.

Thủ tục trình, thẩm định và phê duyệt Báo cáo tuân thủ theo quy định tại Điều 64 Nghị định số 95/2015/NĐ-CP ngày 16 tháng 10 năm 2015 của Chính phủ quy định chi tiết một số điều của Luật Dầu khí.

1. Đối với Báo cáo của các mỏ đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam có trách nhiệm theo dõi, tổng hợp tài nguyên, trữ lượng dầu khí và cập nhật đăng ký hàng năm.
2. Người điều hành có trách nhiệm cập nhật, chính xác hóa:
a) Tài nguyên, trữ lượng dầu khí trong quá trình thăm dò bổ sung, thẩm lượng, khai thác;
b) Trữ lượng dầu khí trong quá trình lập báo cáo kế hoạch đại cương phát triển mỏ (ODP), báo cáo kế hoạch phát triển mỏ (FDP) và báo cáo kế hoạch phát triển mỏ điều chỉnh.
3. Thời gian cập nhật Báo cáo là 3 (ba) năm tính từ khi có dòng dầu khí đầu tiên được khai thác thương mại và sau đó định kỳ là 5 (năm) năm. Trong trường hợp cần thiết, Người điều hành cập nhật và đệ trình cấp thẩm quyền xem xét, phê duyệt.
4. Trong Báo cáo cập nhật, nếu tống lượng dầu khí tại chỗ ban đầu mức 2P của mỏ thay đổi nhỏ hơn 15% (mười lăm phần trăm) so với phê duyệt gần nhất, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam ghi nhận, báo cáo Bộ Công Thương, Thủ tướng Chính phủ. Nếu tổng lượng dầu khí tại chỗ ban đầu mức 2P của mỏ thay đổi lớn hơn 15% (mười lăm phần trăm) so với phê duyệt gần nhất, Người điều hành phải đệ trình và xin phê duyệt lại Báo cáo theo Điều 10 Thông tư này.
5. Đối với tài nguyên dầu khí đã phát hiện thuộc nhóm chưa phát triển và tài nguyên dầu khí chưa phát hiện, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam có trách nhiệm thống kê, cập nhật và ghi nhận nhằm mục đích phục vụ công tác quản lý và định hướng công tác tìm kiếm thăm dò trong tương lai.

Trong quá trình thực hiện các hoạt động dầu khí nếu việc áp dụng phân cấp và lập Báo cáo có sự khác biệt so với quy định tại Thông tư này thì Người điều hành có trách nhiệm cung cấp các căn cứ, hồ sơ tài liệu để Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trình Bộ Công Thương và Hội đồng thẩm định xem xét, quyết định theo thẩm quyền.

1. Đối với Báo cáo đã được phê duyệt trước ngày Thông tư này có hiệu lực, Người điều hành và cơ quan quản lý nhà nước tiếp tục thực hiện theo Báo cáo đã được phê duyệt.
2. Báo cáo đã trình cơ quan có thẩm quyền trước ngày Thông tư này có hiệu lực thì không phải trình lại và được thẩm định theo quy định tại thời điểm trước ngày Thông tư này có hiệu lực.

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 06 tháng 11 năm 2020 và Quyết định số 38/2005/QĐ-BCN ngày 06 tháng 12 năm 2005 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp ban hành Quy định phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí và lập báo cáo trữ lượng dầu khí hết hiệu lực kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành.
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 Người điều hành và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương xem xét, giải quyết theo thẩm quyền./.