Theo dự thảo Thông tư, 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, công nghệ mở; 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.

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.

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 điểm đánh giá của nhà thầu tại thời điểm lập báo cáo tài nguyên, trữ lượng dầu khí, tài nguyên dầu khí đã phát hiện được phân chia thành nhóm phát triển và nhóm chưa phát triển.

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).

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 dầu khí đang khai thác với các điều kiện địa chất được coi là thuận lợi cho tích tụ dầu khí nhưng chưa khoan tới.

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.

Ranh giới phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí

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.

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

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 tính 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.

Kết quả tính 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 đã 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 theo quy định của Luật Đo lường và tham khảo thông lệ công nghiệp dầu khí quốc tế.