통지 제 24/2020/TT-BCT는 자원 및 유전량 분류와 보고서 작성에 관한 규정을 정함

부록 I

발견된 석유가스 자원 개발 그룹

P1

 

 

 

부록 II

저장층 형태가 층형일 경우, 층상 경계, 바닥, 단층, 구조적 폐쇄, 변성 경계, 지층 경사, 기타 분리 경계 등으로 구분된다.

P1

저장층 형태가 블록형일 경우, 상단, 단층, 구조적 폐쇄, 비투수 경계, 기타 분리 경계 등으로 구분된다.

저장층의 구분은 구조도, 일반적인 지진 자료, 특수 지진 자료, 수역 동력학 자료, 채광 및 생산 과정에서 얻은 정보, 기타 자료를 기반으로 이루어진다.

석유가스 자원 및 매장량 분급은 각각의 저장층, 층상 저장층에 대해 진행되어야 한다.

II. 수직 분급

석유가스 자원 및 매장량 분급 경계는 반간격 방법(half-way method) 또는 기타 지질학적, 지물리학적, 광물 기술 자료를 사용하여 이론적 근거와 논증을 바탕으로 설정된다.

1. 확인 분급 - P1

P1 확인 분급은 다음과 같이 설정된다 (그림 1 참조):

a) 석유 또는 가스 저장층의 경우: 저장층 상단에서부터 석유-수 경계(OWC) 또는 가스-수 경계(GWC) 또는 채광 결과 및 지질학적 자료에 따르면 가장 깊게 석유 또는 가스를 얻을 수 있는 지점까지.

b) 석유 저장층 위에 가스 캡이 있는 경우:

- 석유의 경우: 석유-가스 경계 또는 석유-가스 경계가 명확하지 않은 경우 가장 높은 석유 지점에서부터 석유-수 경계 또는 채광 결과 및 지질학적 자료에 따르면 가장 낮게 석유를 얻을 수 있는 지점까지.

- 가스의 경우: 저장층 상단에서부터 가스-석유 경계 또는 가스-석유 경계가 명확하지 않은 경우 가장 낮게 가스를 얻을 수 있는 지점까지.

2. 가능 분급 - P2

P2 가능 분급은 반간격 방법을 기반으로 다음과 같이 설정된다 (그림 1 참조):

a) 석유 또는 가스 저장층의 경우: 석유 또는 가스의 지표에서부터 중간 지점까지.

b) 석유 저장층 위에 가스 캡이 있는 경우:

- 가스의 경우: 가스 지표에서부터 중간 지점까지.

- 석유의 경우: 석유 지표에서부터 중간 지점까지.

- 지표에서부터 중간 지점까지, 만약 지표가 명확하지 않다면 구조적 폭이 발생하는 지점까지.

높은 불균질성을 가진 블록형 저장층의 경우, P2 분급은 지표에서부터 채광 과정에서 석유가스 징후가 나타나는 가장 깊은 지점까지 설정된다. 만약 가장 깊은 지점을 파악할 수 없다면 반간격 방법을 사용하여 구조적 폭 지점까지 설정한다.

3. 가능성 분급 - P3

P3 분급은 반간격 방법을 기반으로 다음과 같이 설정된다 (그림 1 참조):

중간 지점에서부터 구조적 폭 지점까지.

높은 불균질성을 가진 블록형 석유가스 저장층의 경우, P3 분급은 P2 분급 경계에서부터 구조적 폭 지점까지 설정된다.

III. 면적 분급

한 저장층 내에서 P1 및 P2 분급 면적은 원경계 또는 반간격 방법(여러 우물이 있을 경우)을 기반으로 우물에서부터 수직 방향의 자원 및 매장량 분급 경계선까지 계산된다.

ODT 또는 GDT-WUT 또는 ODT-GDT 간 중점 또는 WUT가 미확정된 경우에는 ODT-GDT 간 중점과 생성 포인트(SP) 간 중점부터 SP 점까지; 또는 가장 단순히 하위 등급 P2 경계에서 SP 점까지.

유체 저장체가 높은 불균일성을 가질 경우, 하위 등급 P3는 하위 등급 P2 경계에서 생성 포인트까지로 결정된다.

III. 면적 기준 분류

유체 저장체 내에서, 하위 등급 P1 및 P2의 면적은 원칙적으로 원 반경 또는 여러 우물 간 거리의 절반을 기준으로 우물 위치와 자원, 유체 보유량의 수직 경계를 따라 결정된다.

판매 반경 가치는 지질-지물리 자료, 우물, 채층 시험, 생산 또는 유사한 방법으로 입증된다. P3 등급은 구조적 폐쇄, 누출점 또는 통계적으로 가장 높은 기둥 유량까지 보존되는 저류부의 나머지 부분에 적용된다.

블록 형태의 저류부에 대해서는 우물 경로에 따라 반경 원칙이 적용된다 (도 2 참조).

IV. 일부 다른 등급 평가 사례

1. P1 확인 등급

a) 저류부는 자극 후 상업적인 유량을 얻었으나 이전 시험에서는 자체 분출 또는 약한 유량을 얻지 못했음에도 불구하고 상업적인 유량을 얻음;

b) 저류부는 케이블 시험 결과 유류의 존재를 확인하였으며, 수집된 자료는 유류의 존재와 분포를 높은 신뢰성으로 확인하였고, 동일 우물에서 DST 결과로 확인된 저류부;

c) 저류부는 아직 시험하지 않았으나, 지질-지물리 자료에 따르면 다른 우물과 유사한 퇴적학적 특징 및 저류부 매개변수를 가진 저류부로 상업적인 유량을 얻거나 생산 중인 저류부와 유사함.

2. P2 가능 등급

a) 지질-지물리 자료, 퇴적학적 특징 및 저류부 매개변수에 근거하여 유량을 생성할 가능성이 있으나 채층 시험이 명확하지 않은 저류부;

b) 케이블 시험을 통해 유류의 존재를 확인한 저류부;

c) 지질-지물리 자료에 근거하여 유량을 생성할 가능성이 있으나 핵심 샘플링 또는 확실한 채층 시험이 부족하고 현재 생산 중인 저류부 또는 확인된 저류부와 유사한 특징이 없는 저류부;

d) 흡수력과 저류력이 유사하며 단층이나 지질 장벽으로 분리되어 확인된 저류부보다 구조적으로 높게 위치한 저류부;

đ) 생산 중인 저류부와 인접해 있으나 채층 시험에서 작은 유량을 얻은 저류부;

e) 분할된 유전 내에서 확인된 저류부와 인접한 미개발 저류부;

g) 더 밀도 있는 우물을 파거나 다른 방법으로 확장하면 확인 등급으로 분류될 수 있지만, 자원 및 저류량 산정 시점에서는 이러한 작업이 이루어지지 않음;

h) 확장된 우물이 확인 등급으로 분류될 것으로 예상되지만, 자원 및 저류량 산정 시점에서는 우물이 파여 있지 않고 구조 지도 자료가 충분하지 않음;

i) 증산 기술이 완성되고 상업화되었으나 실험 프로그램 또는 계획이 설치되었으나 작동되지 않았으며, 저류부의 특성, 유류 및 저류부 매개변수가 이러한 기술의 상업화를 용이하게 함;

k) 성공적인 우물 수리, 처리, 재처리, 장비 교체 또는 기타 기술 과정으로 인해 이전에 같은 상태의 우물에서 같은 저류부에서 성공적으로 적용되지 않았던 과정;

l) 현재 생산 중인 저류부 또는 확인된 저류부에서 분석 및 저류부 동태 해석 또는 저류부 매개변수 자료를 통해 추가로 얻어진 저류부;

3. P3 가능 등급

a) 확인된 저류부 또는 가능 저류부와 인접한 유량 생성 가능성을 가진 저류부;

b) 확인된 구조와 유사한 지질 조건을 가진 구조군 내에서 외삽된 저류부;

c) 구조 및/또는 지층을 기반으로 확인된 저류부 외부 지역에서 외삽된 저류부;

d) 지질-지물리 자료 또는 핵심 샘플링에 근거하여 유량 생성 가능성이 있으나 상업적인 유량을 생성하지 않는 저류부;

đ) 새로운 실험 프로그램 또는 계획을 통해 증산 기술이 적용되었으나 저류부의 특성, 유류 및 저류부 매개변수는 이러한 계획의 상업성에 대한 객관적인 의구심을 남김;

e) 흡수력과 저류력이 유사하며 단층이나 지질 장벽으로 분리되어 확인된 저류부보다 구조적으로 낮게 위치한 저류부;

g) 저류부 동태 분석 또는 저류부 매개변수 자료를 통해 확인된 저류부 및 가능 저류부 외에 추가로 유량이 존재하는 것으로 나타난 경우;

h) 큰 부피를 가진 저류부이지만 높은 위험도를 가진 경우:

- 저주파 자료의 커버리지가 낮은 지역.

- 연속성과 품질이 명확하지 않은 저류부.

- 증산 기술 적용으로 인한 추가 회수.

- 평균 저류부 매개변수가 좋음.

V. C1, C2 및 C3 등급

발견된 저류부 및 개발되지 않은 저류부에 대해 C1, C2, C3 등급은 각각 P1, P2, P3 등급과 유사한 기준에 따라 결정된다.

도 1. 저류부 형태의 유량 자원 및 저류량 등급 분류도

도 2. 블록 형태의 유량 자원 및 저류량 등급 분류도

B. 유량 자원 및 저류량 매개변수의 입증

초기 현장 유량을 산정할 때, 일반 부피법을 사용하여 저류량을 산정할 때 필요한 매개변수는 면적, 저류부 부피, 유량 효용 두께, 유량 비우기율, 부피 변환 계수, 유중량, 가스유비율(GOR), 콘덴세이트 가스비율(CGR) 등이다. 이러한 매개변수는 지질-지물리 자료와 광산 기술을 기반으로 확률 분포 통계를 바탕으로 신뢰도에 따른 입증이 필요하다. 산정 결과는 입력 매개변수의 확률 수준에 따라 최소치(P90), 기대치(P50), 최대치(P10)로 표시해야 한다.

1. 저류부 면적 및 부피는 각 저류부별로 구조 지도를 기반으로 별도로 산정되며, 각 등급별로 별도로 산정된다.

2. 효용 지층 두께와 효용 지층 내 석유함유량 지수(NTG)는 각 지층 및 단계별로 지하물리 챔버 또는 우물 자료를 기반으로 개별적으로 결정되거나 지층 볼륨에 따른 가중치 평균을 통해 결정된다.

3. 비중은 각 지층 및 단계별로 지하물리 챔버 또는 우물 자료, 핵심 샘플을 기반으로 개별적으로 결정된다.

4. 석유가스 포화도는 각 지층 및 단계별로 개별적으로 결정되며, 이는 실험실에서 분석된 핵심 샘플 결과와 지하물리 챔버 자료를 결합하여 결정된다.

5. 석유 또는 가스의 전환 계수는 실험실에서 얻은 우물 핵심 샘플 또는 가스 샘플을 기반으로 결정된다.

6. 가스 석유 비율(GOR) 또는 지층 내 석유 내 가스 함량, 콤파운드 가스 비율(CGR) 또는 자유 가스 내 콤파운드 함량은 실험실에서 연구된 석유 및 자유 가스 결과를 기반으로 결정된다.

7. 계산 가능한 매개변수의 임계값은 각 지층별로 개별적으로 결정되거나 동일 광구 내 또는 인근 광구에서 핵심 샘플 분석이 이루어진 지층과 유사한 지층에서 유추될 수 있다.

- 투수성: 각 생산층/지층의 지층 투수성 임계값은 해당 생산층의 핵심 샘플을 기반으로 실험실 분석 결과를 통해 결정된다.

- 비중: 각 생산 지층의 지층 비중 임계값은 해당 지층의 투수성 임계값에 대응하는 비중 값이다.

- 각 생산 지층의 과잉 수 포화 임계값은 해당 지층의 투수성 임계값에 대응하는 과잉 수 포화 값을 핵심 샘플 분석을 통해 결정된다.

개발 계획에 포함된 광구, 지층의 경우 초기 현장 내 원유 및 가스 보유량, 원유 및 가스 보유량은 3D 지질 모델링, 3D 개발 모델링 및 물질 균형을 통해 계산되며, 이는 현재 자료의 수준에 따라 다르게 적용될 수 있다.

C. 원유 및 가스 회수율 계수의 논증

각 지층별로 그리고 광구 전체에 대해 평균화된 원유 및 가스 회수율(HSTH)은 최신 광구 개발 기술 및 공학 성과를 적용하거나 적용할 수 있는 성과를 바탕으로 최대한의 원유 및 가스 회수를 달성하기 위해 개별적으로 논증된다.

HSTH는 지층의 수역 역학 모델을 기반으로 다양한 개발 설계 옵션을 고려하거나, 수역 역학 모델을 구축하지 못한 경우에는 유사한 지질 구조와 수역 역학 특성을 가진 인근 광구의 지층 HSTH를 참조한다. 지층의 수역 역학 모델은 실험실 연구 결과, 지하물리 챔버 조사, 탐사, 검토, 정량화 및 개발 우물의 수역 역학 조사 등 실제 자료를 기반으로 작성된다. HSTH는 최적의 개발 방안을 기반으로 선택되며, 이는 개발 우물의 밀도, 압력 주입, 제2차 및 제3차 개발 방법(예: 지층 압력 유지 방법, 개발 속도, 우물 굴착 및 개발 진척 등) 등을 포함한다.

HSTH는 가능 보유량 및 자원량에 대해 상위 보유량의 HSTH와 유사하게 참조된다.

처음으로 보고된 원유 및 가스 발견의 경우, HSTH는 다음과 같은 방법을 통해 결정된다: (i) 수역 역학 모델; (ii) 또는 초보적인 수역 역학 모델; (iii) 또는 유사한 지질 구조와 수역 역학 특성을 가진 인근 광구의 지층 HSTH를 참조; (iv) 또는 동일 침적 호 또는 동일 지역 내에서 유사한 지질 특성을 가진 지층의 HSTH 통계; (v) 또는 세계 다른 지역에서 유사한 지질 특성을 가진 지층의 HSTH 통계; (vi) 국제 원유 산업 관행에서 인정되는 기타 방법.

 

부록 III

P1

광구/발견…의 자원, 원유 및 가스 보유량 보고서

…블록, …호

(자료는 ~월 ~년까지)

편 I. 서 록 보 고

1. 서 론

2. 탐색, 조사, 평가, 개발 및 채굴 광산의 역사

3. 데이터베이스

통계 방법, 양, 그리고 자료의 품질 평가:

3.1. 지진 조사 자료와 다른 지물리 탐사 방법(전기, 자기, 중력 등)의 조사 네트워크, 현지 자료, 처리 자료.

3.2. 코어 자료: 광산 범위와 인근 지역에 대한 우물 코어 자료의 개요, 우물 코어 지물리 자료, 코어 샘플, 부스러기 샘플, 층 실험 결과, 다양한 샘플 분석, 수역 역학 연구, 생산/실험 생산(있을 경우).

3.3. 기타 조사 및 연구 자료(고생물 지층, 침적 석학, 지화학 등).

4. 지질학

4.1 지역 지질학

4.2 광산 지질학

4.2.1 지물리 자료 해석:

- 지진 단층 특성 결정, 지진 단층과 우물 코어의 연관성, 등시도, 시간-깊이 변환, 등깊도, 시간-깊이 단면도, 지진 단층의 등두께도 작성.

- 지진 속성 및 지진 연구 결과.

- 전기, 자기, 중력 등의 다른 지물리 탐사 방법의 결과.

- 남아 있는 문제점 및 해결 방안 제안.

4.2.2 광산 지질 구조

- 침적 지층

- 생성: 단층 시스템, 굴곡 및 생성 활동이 광구 지질 구조의 유기물 포획에 미치는 영향.

- 유기물 표출.

- 유기물 포획 체의 식별 및 연관성.

- 유기물 포획 체의 석학 특징 및 침적 환경.

5. 유기물 포획 층의 특성

5.1 유기물 포획 체의 지질 구조(구조도, 등두께도, 유용 지층 효율 계수 NTG, 유동 경계 등).

5.2 우물 코어 지물리:

- 자료의 양과 질 측정 방법

- 유기물 포획 층의 특성 해석 방법 및 결과: 공극률, 투수성, 유기물 포화도, 유용 두께 등 우물 코어 지물리 자료, 코어 샘플 값, 그 한계값.

- 남아 있는 문제점 및 해결 방안 제안.

5.3 광산 기술:

- 층 수질의 성질과 동태;

- 층 내 및 표준 조건에서의 유, 가스 성질;

- 층 온도와 압력...

5.4 층 실험(DST), 케이블을 이용한 층 실험(MDT, RFT, RCI, 미니-DST 등) 결과.

5.5 생산 및 유, 가스, 수 증류(있을 경우) 결과.

6. 원위치 유, 가스, 유량

6.1 원위치 유, 가스, 유량 계산 방법 및 공식.

6.2 원위치 유, 가스, 유량 경계 및 분류.

6.3 각 파라미터 값 선택: 지층 부피, 유용 두께, 유용 지층 효율 계수, 공극률, 유기물 포화도 및 기타 유동 파라미터.

6.4 각 유기물 포획 체, 블록, 지역 및 전체 광산 별 유, 가스, 유량 계산 결과.

6.5 회수율 계수 논의, 각 유기물 포획 체, 블록, 지역 및 전체 광산 별 예상 유, 가스, 응축 가스( kondensate ) 원위치 유, 가스, 유량 계산 결과 및 잔여 유, 가스, 유량 평가.

6.6 지질 모델, 채굴 모델, 물질 균형 등 다른 방법으로 계산된 원위치 유, 가스, 유량 결과; 체적 방법과 비교 및 논의.

6.7 최근 승인된 원위치 유, 가스, 유량과 계산된 결과 비교 및 변경 원인.

6.8 계산된 수치의 신뢰도 평가.

6.9 남아 있는 문제점 및 해결 방안 제안.

7. 결 론 및 건 의

7.1 지질-지물리 연구, 광산 탐사 및 채굴 결과, 계산 결과 및 해결해야 할 문제점 평가.

7.2 다음 연구를 위한 탐사, 평가 작업 및 연구 계획 제안.

7.3 총리에게 원위치 유, 가스, 유량 승인 및 잔여 유, 가스, 유량 인정 건의하여 다음 단계의 작업을 위한 기초로 삼음.

PART II. APPENDICES OF TABLES, CHARTS, DRAWINGS AND DATA

The appendix section includes necessary documents and texts related to exploration, assessment, resource evaluation reports for oil and gas fields, discoveries, statistical tables, calculation results, maps, cross-sections, diagrams, etc., to illustrate and supplement the explanatory part of the report and meet the requirements for report review and verification by competent authorities.

A. TABLES AND CHARTS

Tables and charts in the appendix must contain original and intermediate data necessary for checking initial on-site oil and gas calculations, oil and gas reserves, and must include the following tables and charts:

1. Drilling volume for exploration, appraisal: Well name, coordinates, sea depth, well type, drilling rig, drilling time (start date, end date), designed or actual depth, bottom formation, well completion status...

2. Drilling volume for production.

3. Core sample, cuttings, fluid analysis volumes.

4. Formation test and well study results.

5. Well logging geophysical combinations implemented.

6. Results of interpreting well logging geophysical data.

7. Chemical composition and physical properties of formation water.

8. Petrographic, paleontological, stratigraphic, sedimentary environment data of hydrocarbon reservoirs or producing zones.

9. Composition and physicochemical properties of various fluids: Oil, dissolved gas, free gas, condensate.

10. Average permeability, porosity, and hydrocarbon saturation values from core samples (if available).

11. Input parameters for initial on-site oil and gas calculation, oil and gas reserve calculation.

12. Comparison of accepted parameters when recalculating initial on-site oil and gas, oil and gas reserves with previously approved data.

13. Comparison with previously approved data.

14. Production or test production data (if available).

B. DRAWINGS

1. General map of the area and location of the field, discovery.

2. Seismic line network and exploration, appraisal well map.

3. Integrated formation column of the field.

4. Representative seismic sections (uninterpreted and interpreted).

5. Seismic isochron and isodepth maps.

6. Structure thickness maps of oil-bearing units.

7. Geological cross-sections through wells.

8. Geological cross-sections of oil-bearing formations through wells.

9. Diagram and table of connected formation results through wells.

10. Roof and base structure maps of hydrocarbon reservoirs or producing sets.

11. Thickness maps of hydrocarbon reservoirs or producing sets.

12. Field vertical and horizontal geological-seismic cross-sections.

13. Geological cross-sections of hydrocarbon reservoirs.

14. Hydrocarbon reservoir connection through wells.

15. Classification diagram for hydrocarbon reservoirs.

16. Interpretation results of well logging and formation testing data for each hydrocarbon reservoir or producing set - scale 1/500.

17. Well logging and composite curves - scale 1/500.

18. Analysis and description results of core and cuttings samples.

19. Testing and production flow testing data (if available): production volume (oil, gas, water), pressure, temperature, well monitoring, inspection...

20. List of documents used to prepare the report, other relevant documents and reports.

21. Computer-generated printouts, software programs applied for calculations.

C. DATA

Data and interpretation, processing, simulation results of geological and geophysical materials, mining technology on technical software used in report preparation.