TCVN5133:1990

Tiêu chuẩn quốc gia TCVN 5133:1990 về Quy phạm phân cấp trữ lượng mỏ và tiềm năng dầu khí TCVN 5133:1990 QUY PHẠM PHÂN CẤP TRỮ LƯỢNG MỎ VÀ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ Instruction for classification of reserve and perspetive resource of petroleum and gas deposits Lời nói đầu TCVN 5133:1990 do Vụ Khoa học và Kỹ thuật Tổng cục Dầu khí biên soạn, Tổng cục Tiêu chuẩn Đo lường Chất lượng trình duyệt, Ủy ban Khoa học và kỹ thuật Nhà nước (nay là Bộ Khoa học và Công nghệ) ban hành. Tiêu chuẩn này được chuyển đổi năm 2008 từ Tiêu chuẩn Việt Nam cùng số hiệu thành Tiêu chuẩn Quốc gia theo quy định tại khoản 1 Điều 69 của Luật Tiêu chuẩn và Quy chuẩn kỹ thuật và điểm a khoản 1 Điều 6 Nghị định số 127/2007/NĐ-CP ngày 1/8/2007 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Tiêu chuẩn và Quy chuẩn kỹ thuật. QUY PHẠM PHÂN CẤP TRỮ LƯỢNG MỎ VÀ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ Instruction for classification of reserve and perspetive resource of petroleum and gas deposits Tiêu chuẩn này quy định các nguyên tắc phân cấp trữ lượng mỏ và tiềm năng dầu khí dựa trên mức độ nghiên cứu và giá trị kinh tế của chúng. Tiêu chuẩn này được áp dụng ở tất cả các đơn vị tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí có vốn đầu tư của Nhà nước Việt Nam hoạt động trên lãnh thổ Việt Nam. 1.Quy định chung 1. Trữ lượng mỏ dầu khí được tính toán và xem xét trong cán cân trữ lượng khoáng sản có ích của Nhà nước Cộng hòa Xã hội chủ nghĩa Việt Nam theo kết quả thăm dò và khai thác mỏ. 1.2. Nguồn tiềm năng dầu khí được tính toán và xem xét trong quá trình điều tra nghiên cứu địa chất các diện tích có triển vọng dầu khí. 1.3. Khi xác định trữ lượng mỏ, phải tính toán và thống kê riêng trữ lượng dầu, khí, khí ngưng tụ và thành phần kèm theo. Các tính toán này phải được tính riêng cho từng vỉa dầu khí. 1.4. Khi xác định nguồn tiềm năng dầu khí phải tính riêng theo dầu, khí, khí ngưng tụ, các tính toán này phải tính riêng cho từng đối tượng triển vọng chứa dầu khí. 1.5. Trữ lượng mỏ và tiềm năng của dầu, khí ngưng tụ, lưu huỳnh và các thành phần rắn, thành phần lỏng đi kèm được đánh giá theo đơn vị khối lượng. Trữ lượng mỏ và tiềm năng của khí, và các thành phần khí đi kèm, được đánh giá theo đơn vị thể tích. Việc tính toán và thống kê trữ lượng mỏ và nguồn tiềm năng dầu khí được tiến hành trong điều kiện chuẩn. 1.6. Việc xác định các thông số đặc trưng của vỉa dầu khí phải tiến hành phù hợp với các quy định hiện hành và các điều kiện kỹ thuật áp dụng cho vùng nghiên cứu. 1.7. Việc xác định tính chất dầu mỏ, khí đốt, khí ngưng tụ phải được tiến hành phù hợp với các tiêu chuẩn Quốc gia hiện hành và các điều kiện kỹ thuật có tính đến công nghệ khai thác và đảm bảo chế biến chúng một cách tổng hợp. 1.8. Khi nhận dòng nước ngầm từ các giếng khoan ở các mỏ dầu khí phải lấy mẫu để phân tích xác định thành phần hóa học và các tính chất khác để bố trí công tác thăm dò, thiết kế khai thác mỏ và các mục đích kinh tế kỹ thuật khác. 1.9. Khi áp dụng tiêu chuẩn này phải tham khảo thêm các quy định của các cơ quan Nhà nước có thẩm quyền về xét duyệt trữ lượng và tiềm năng dầu khí. 2. Phân cấp trữ lượng mỏ và tiềm năng dầu khí 2.1. Trữ lượng dầu, khí, khí ngưng tụ và các thành phần đi kèm có giá trị công nghiệp, theo mức độ nghiên cứu được phân chia như sau: - Trữ lượng đã xác minh: cấp A, B, C 1 ; - Trữ lượng chưa xác minh: cấp C 2. 2.2. Nguồn tiềm năng dầu khí, theo mức độ hiểu biết chúng được phân chia như sau: - Nguồn tiềm năng triển vọng: cấp C 3 ; - Nguồn tiềm năng dự báo: cấp D 1 , D 2 . 2.3. Nguồn tiềm năng dự báo dầu khí - cấp D 2 Triển vọng chứa dầu khí của các phức hệ trầm tích được dự đoán theo các tài liệu địa chất - địa vật lí tổng thể, các thông số giả định trên cơ sở so sánh với các khu vực khác mà ở đó đã có các mỏ dầu khí đã thăm dò. 2.4. Nguồn tiềm năng dự báo dầu khí cấp D 1 Triển vọng chứa dầu khí của các phức hệ trầm tích được dự đoán và tính toán theo các tài liệu địa chất, địa vật lý khu vực và tổng thể, các thông số giả định trên cơ sở so sánh với các cấu tạo lân cận trong vùng mà ở đó đã có giếng khoan thăm dò. Nguồn tiềm năng dự báo sử dụng để lập kế hoạch đầu tư tìm kiếm, thăm dò dầu khí. 2.5. Nguồn tiềm năng dầu khí triển vọng cấp C 3 Hình dáng, kích thước, thế nằm của các vỉa được xác định theo nghiên cứu địa chất - địa vật lý. Độ dày và các thông số thấm chứa cũng như thành phần và tính chất dầu khí được lấy theo thống kê khu vực và địa phương. Nguồn tiềm năng triển vọng cấp C 3 sử dụng để lập kế hoạch khoan tìm kiếm, thăm dò gia tăng trữ lượng các cấp C 1 và C 2 . 2.6. Trữ lượng dầu khí chưa xác định cấp C 2 Hình dạng, kích thước và thế nằm của vỉa được xác định theo nghiên cứu địa chất, địa vật lý. Độ dày và các thông số vỉa thấm chưa xác định theo địa vật lý giếng khoan. Thành phần và tính chất dầu khí lấy theo các vỉa đã thử hoặc theo các mỏ lân cận. Trữ lượng dầu khí chưa xác định cấp C 2 sử dụng lập kế hoạch thăm dò mỏ, hoặc sử dụng từng phần để thiết kế phát triển mỏ. 2.7. Trữ lượng dầu khí xác minh cấp C 1 Kiểu, hình dạng, kích thước và thế nằm của thân khoáng được xác định theo kết quả địa vật lý và khoan. Thành phần và kiểu đá thấm chứa, tính chất thấm chứa, độ bão hòa dầu khí, hệ số đẩy dầu, độ dày hiệu dung, độ rỗng, xác định theo nghiên cứu địa vật lý giếng khoan và mẫu lõi. Thành phần và tính chất dầu, khí, khí ngưng tụ trong điều kiện vỉa và điều kiện chuẩn được nghiên cứu theo kết quả thử vỉa. Sản lượng giếng, độ thấm, nhiệt độ, áp suất, lưu lượng dầu, khí, khí ngưng tụ được nghiên cứu theo kết quả thử vỉa và nghiên cứu giếng khoan. Điều kiện địa chất thủy văn được xác định theo kết quả khoan và theo so sánh tương tự với các mỏ đã thăm dò ở gần đó. Trữ lượng xác minh cấp C 1 được tính theo kết quả thăm dò và khai thác mỏ. Số liệu về trữ lượng xác minh cấp C 1 sử dụng để lập hồ sơ phát triển và khai thác mỏ. 2.8. Trữ lượng dầu khí xác minh chi tiết cấp B Loại, hình dạng và kích thước của thân khoáng, độ dày hiệu dụng chứa dầu khí, loại đá thấm chứa, đặc điểm biến đổi tính chất thấm chứa, độ rỗng và độ bão hòa, thành phần và tính chất dầu, khí, khí ngưng tụ trong điều kiện vỉa và điều kiện chuẩn và các thông số khác đã được nghiên cứu đầy đủ để thiết kế khai thác thân khoáng. Trữ lượng xác minh cấp B được tính theo thân khoáng (hoặc phần thân khoáng) đã khoan theo sơ đồ công nghệ khai thác mỏ dầu theo thiết kế khai thác mỏ dầu hoặc thiết kế khai thác thử mỏ khí. 2.9. Trữ lượng dầu khí xác minh đầy đủ cấp A Các đặc điểm về loại, hình dạng, kích thước của thân khoáng, độ dày hiệu dụng chứa dầu khí, đặc điểm biến thiên của tính chất thấm chứa, độ bão hòa dầu khí, thành phần và tính chất dầu khí, các đặc điểm áp suất, lưu lượng, năng suất giếng, độ thấm, và các đặc điểm khác đều đã được nghiên cứu tỷ mỷ đảm bảo xác định rõ ràng và tin cậy. Trữ lượng cấp A được tính theo thân khoáng (hoặc một phần thân khoáng) đã được khoan theo thiết kế khai thác mỏ dầu hoặc khí đã phê duyệt. 3. Các nhóm trữ lượng mỏ dầu khí 3.1. Tùy theo đặc điểm thấm chứa của thân khoáng và điều kiện áp dụng công nghệ khai thác, trữ lượng mỏ dầu khí phân chia thành hai loại: - Trữ lượng tại chỗ; - Trữ lượng thực khai. Hệ số thực khai dầu khí được xác định trên cơ sở tính toán kinh tế ─ kỹ thuật và công nghệ theo các phương án được cơ quan chức năng của Nhà nước về quản lý khai thác dầu khí phê duyệt. 3.2. Tùy theo giá trị kinh tế, trữ lượng mỏ dầu khí được phân ra hai nhóm là: - Trữ lượng ngoài cân đối; - Trữ lượng trong cân đối. 3.3. Trữ lượng mỏ dầu khí nằm trong các vùng cần phải bảo vệ đặc biệt, khi tính toán để phân nhóm phải tính đến các đặc điểm cần bảo vệ đặc biệt đó. Phụ lục Thuật ngữ và định nghĩa 1. Nguồn tiềm năng dự báo dầu khí cấp D 2 là dự báo dầu khí của các phức hệ trầm tích được đánh giá trong phạm vi các cấu tạo khu vực lớn mà triển vọng của chúng chứa đủ số liệu chứng minh. 2. Nguồn tiềm năng dự báo dầu khí cấp D 1 là dự báo dầu khí của các phức hệ trầm tích được đánh giá trong phạm vi các cấu tạo khu vực có khả năng chứa dầu khí theo các tài liệu địa chất, địa vật lý. 3. Nguồn tiềm dầu khí triển vọng cấp C 3 là triển vọng dầu khí của các diện tích đã chuẩn bị cho khoan tìm kiếm thăm dò nằm trong ranh giới chứa dầu khí, cũng như các hạ tầng chưa được khoan của các mỏ đã thăm dò mà khả năng chứa sản phẩm của chúng đã được chứng minh ở những mỏ khác trong vùng khu vực. 4. Trữ lượng dầu khí chưa xác minh cấp C 2 là trữ lượng dầu khí của các thân khoáng được phát hiện theo địa chất, địa vật lý giếng khoan, cũng như các phần vỉa chưa được thăm dò bằng giếng khoan nhưng nằm kề sát với phần vỉa có cấp trữ lượng cao hơn, các vỉa đã thử cho dòng sản phẩm nhưng không thương mại. 5. Trữ lượng dầu khí xác minh sơ bộ cấp C 1 là trữ lượng thân khoáng (hoặc phần thân khoáng) mà mức độ chứa dầu khí đã xác định được trên cơ sở nhận được dòng dầu có giá trị thương mại ở ít nhất một giếng khoan và các kết quả nghiên cứu địa chất, địa vật lý khả quan trong các giếng chưa được thử. 6. Trữ lượng dầu khí xác minh chi tiết cấp B, là trữ lượng thân khoáng (hoặc một phần thân khoáng) mà độ chứa dầu khí đã được xác minh trên cơ sở thu nhận các dòng dầu khí thương mại trong các giếng khoan ở các mặt đẳng sâu khác nhau. 7. Trữ lượng dầu khí xác minh đầy đủ cấp A, là trữ lượng thân khoáng (hoặc một phần thân khoáng) đã được nghiên cứu tỷ mỷ đảm bảo xác định rõ ràng và tin cậy 8. Trữ lượng tại chỗ là lượng dầu khí chứa trong các thân khoáng. 9. Trữ lượng thực khai là phần trữ lượng dầu khí của thân khoáng có thể lấy được theo các giải pháp công nghệ và kỹ thuật hiện áp dụng có tính đến mức chi phí cho phép và tuân thủ những yêu cầu về bảo vệ môi trường và bảo vệ tài nguyên. 10. Trữ lượng ngoài cân đối là trữ lượng mà nếu khai thác trong thời điểm hiện tại thì không đảm bảo lợi nhuận hoặc không thể thực hiện được bằng các biện pháp công nghệ hiện tại, nhưng trong tương lai có thể chuyển sang trữ lượng trong cân đối. 11. Trữ lượng trong cân đối là phần trữ lượng thực khai mà nếu khai thác trong thời điểm hiện tại, bằng công nghệ đang áp dụng, sẽ mang lại lợi nhuận.