Các phương pháp đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí

Tài nguyên, trữ lượng dầu khí được xác định theo phương pháp thể tích, mật độ tương tự, cân bằng vật chất, tổng hợp địa chất và động thái thủy động lực học mỏ và các phương pháp khác tùy thuộc mức độ tài liệu hiện có.

 

Nội dung trên được quy định tại dự thảo Thông tư quy định phân cấp và lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí (dự thảo Thông tư), đang được Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với các tổ chức, cơ quan liên quan xây dựng.

Sau khi nhận được các ý kiến góp ý của các Bộ, ngành, cơ quan, tổ chức, cá nhân, Bộ Công Thương đã tổng hợp tiếp thu, giải trình và chỉnh sửa, hoàn thiện dự thảo Thông tư.

Theo nội dung dự thảo, phương pháp đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí được quy định tại chương III. Đối tượng đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí là các thân chứa, vỉa chứa dầu khí. 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.

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.

Các phương pháp đánh giá tài nguyên, trữ lượng dầu khí
Khai thác dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam.

Kết quả tính toán theo các phương pháp phải được phân tích so sánh, đối chiếu. 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.

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.

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.

Trên cơ sở phân cấp đã được quy định tại Điều 4 và Điều 5 tại bản dự thảo, tài nguyên, trữ lượng dầu khí được tính toán chia thành 2 nhóm, đối với tài nguyên dầu khí đã phát hiện và đối với tài nguyên dầu khí chưa phát hiện.

Tài nguyên dầu khí đã phát hiện bao gồm Nhóm phát triển và Nhóm chưa phát triển. Trữ lượng dầu khí có độ tin cậy cao (mức 1P), có thể được tính toán bằng phương pháp xác định (Deterministic) hoặc phương pháp xác suất (Probabilistic) theo các tiêu chí tương ứng.

Với phương pháp xác định, 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, xác suất không thấp hơn 90% về khả năng lượng dầu, khí khai thác được trong thực tế lớn hơn hoặc bằng giá trị P1 tính được.

Trữ lượng dầu khí độ tin cậy trung bình (mức 2P), 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. Còn trữ lượng dầu khí độ tin cậy thấp (mức 3P), 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.

Đối với nhóm chưa phát triển, tài nguyên dầu khí và thu hồi tiềm năng được tính toán cho các mức 1C, 2C và 3C; 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 hoặc trong báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí (RAR) điều chỉnh.

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.

Với mục đích tham khảo, phương pháp tính toán tài nguyên, trữ lượng dầu khí được hướng dẫn tại phụ lục kèm theo Thông tư này. Trường hợp cần thiết, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam hướng dẫn chi tiết nhà thầu về việc tính toán trữ lượng dầu khí và thu hồi tiềm năng phù hợp với quy định hiện hành và thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế./.

Tr.L