Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện là gì? Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện được phân cấp như thế nào?

Nội dung chính

• Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện là gì?
• Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện được phân cấp như thế nào?
• Phương pháp đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí được quy định như thế nào?

Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện là gì?

Căn cứ theo quy định tại khoản 6 Điều 2 Thông tư 13/2024/TT-BCT như sau:

Giải thích từ ngữ

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 được từ thân chứa, vỉa chứa, mỏ dầu khí cập nhật đến thời điểm lập báo cáo.

2. Điều kiện kinh tế, kỹ thuật là các chỉ tiêu về kinh tế, kỹ thuật được biện luận để áp dụng vào thời điểm lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí.

3. Nhóm tài nguyên 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.

4. Nhóm tài nguyên 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.

5. Tài nguyên dầu khí (Petroleum Resources) là tổng lượng dầu khí tại chỗ ban đầu tồn tại trong các tích tụ tự nhiên.

6. Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện (Undiscovered Petroleum Resources) là lượng dầu khí tại chỗ ban đầu có thể tồn tại trong các tích tụ tự nhiên nhưng chưa được phát hiện bằng giếng khoan.

7. 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.

8. Tầng sản phẩm là tập hợp các thân chứa, vỉa chứa sản phẩm trong một đơn vị địa tầng của cấu tạo địa chất.

...

Theo đó, tài nguyên dầu khí chưa phát hiện - Undiscovered Petroleum Resources được hiểu là lượng dầu khí tại chỗ ban đầu có thể tồn tại trong các tích tụ tự nhiên nhưng chưa được phát hiện bằng giếng khoan.

Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện được phân cấp như thế nào?

Căn cứ theo quy định tại khoản 2 Điều 4 Thông tư 13/2024/TT-BCT thì 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), cụ thể như sau:

- 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.

Lưu ý: Theo khoản 2 Điều 8 Thông tư 13/2024/TT-BCT thì trên cơ sở phân cấp nêu trên, 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.

Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện là gì? Tài nguyên dầu khí chưa phát hiện được phân cấp như thế nào? (Hình từ Internet)

Phương pháp đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí được quy định như thế nào?

Phương pháp đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí được quy định tại Điều 7 Thông tư 13/2024/TT-BCT như sau:

(1) Đối tượng đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí là các thân chứa, vỉa chứa dầu khí.

(2) 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, tông họp 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.

(3) Kết quả tính toán 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 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.

(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 (thể tích) theo quy định của Luật Đo lường 2011 và tham khảo thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế.