海关总署公告2012年第18号
海关总署
海关总署公告2012年第18号
《〈内地与香港关于建立更紧密经贸关系的安排〉补充协议八》和《〈内地与澳门关于建立更紧密经贸关系的安排〉补充协议八》（以下统称《补充协议八》）中有关修订原产地规则的规定将自2012年4月1日起实施。现就有关事宜公告如下：
一、对于拟按照《补充协议八》规定，在香港、澳门用于生产《内地与香港关于建立更紧密经贸关系的安排》及《内地与澳门关于建立更紧密经贸关系的安排》（以下统称“内地与港澳CEPA”）项下出口制成品的内地出口原料或组合零件，其原产地应当分别依据内地与港澳CEPA附件2所规定的原产地规则予以判定。
二、对于拟出口至香港、澳门按照《补充协议八》规定生产香港、澳门出口制成品的内地原产原料或组合零件，出口货物的发货人或其代理人应当在有关货物出口申报前，向国家质量监督检验检疫总局所属的各地出入境检验检疫机构、中国国际贸易促进委员会及其地方分会（以下简称签证机构）申请领取出口原产地证书。
三、对于拟出口用于生产适用《补充协议八》香港、澳门出口制成品的内地原产原料或组合零件，出口货物的发货人或其代理人应当在有关货物出口申报时提交内地与港澳CEPA项下内地出口原产地证书复印件，并按照有关规定填制《中华人民共和国海关出口货物报关单》或《中华人民共和国海关出境货物备案清单》。
使用与海关联网的签证机构签发的原产地证书申报时，在随附单证代码栏填写“Y”，在随附单证编号栏填写“<协定代码>”（内地与香港CEPA为03，内地与澳门CEPA为04）+“原产地证书编号”，在关联备案号栏填写香港或澳门生产厂商在香港工贸署或澳门经济局登记备案的有关备案号，报关单或备案清单中的商品项数及顺序应与原产地证书保持一致。
使用与海关未联网的签证机构签发的原产地证书申报时，在随附单证代码栏填写“Y”，在随附单证编号栏填写“<协定代码>”（内地与香港CEPA为03，内地与澳门CEPA为04），在关联备案号栏填写香港或澳门生产厂商在香港工贸署或澳门经济局登记备案的有关备案号，在备注栏填写原产地证书编号。
四、一份《中华人民共和国海关出口货物报关单》或《中华人民共和国海关出境货物备案清单》应当对应一份原产地证书；一份原产地证书也仅对应一份《中华人民共和国海关出口货物报关单》或《中华人民共和国海关出境货物备案清单》。
五、为确保《补充协议八》的顺利实施，海关将加强对有关内地原产材料或组合零部件的原产地管理工作，并将以风险管理为基础，开展出口货物原产地核查及后续稽查。
特此公告。
二○一二年三月二十一日
已开发油气田储量管理规定（试行）
全国矿产储量委员会
已开发油气田储量管理规定（试行）
1992年3月1日，全国矿产储量委员会
目 录
1．开发储量
2．储量复算（储量升级计算）
3．储量核算
4．可采储量的审定
5．油气田废弃
6．未开发储量评价
7．规定适用范围
1．开发储量
1．1开发储量包括已投入开发油、气田的原油、天然气、溶解气、凝析油的地质储量、可采储量和剩余可采储量。
1．2在油、气田以及开发区的独立开发单元中，若70％以上的方案设计井已经投产，则相应开发单元的储量为开发储量。
1．3对于以上独立开发单元边缘的油气过渡带、油水过渡带或断裂复杂带，如果其储量占该开发单元总储量的10％以下，则此过渡带或断裂复杂带的储量也应列入开发储量。
1．4在多油（气）层油（气）藏的同一开发层系中，只要此开发层系已经投入开发，则此层系内所有油（气）层的储量都应按上述规定列为开发储量。
1．5生产一年以上的试采区、生产试验区以及具有一定生产规模并按照油气藏特征所确定的生产方式生产一年以上而且有连续生产条件的断块、小含油气构造和零散生产井控制面积内的探明储量也应列为开发储量。
2．储量复算（储量升级计算）
2．1油田的独立开发单元全面投产后的一年内，天然气田的独立开发单元全面投产后的三年内，必须对储量进行复算，要求按照储量主管部门规定的具体时间和内容编写出储量报告，上报全国储委油气专业委员会（以下简称“油气专委”）。
2．2分批建设、投产的油、气田，可在其主体部位全面投产后的一年内进行储量复算。
2．3地质储量大于1000万吨的油田（大于50亿立方米的气田），若储量复算前后结果相差正负20％以内时，或地质储量在复算前后均小于1000万吨的油田（小于50亿立方米的气田）只需将储量复算报告和本油区储委审查结论上报油气专委备案即可。当地质储量大于1
000万吨的油田（大于50亿立方米的气田）复算前后结果相差大于正负20％时，须经油气专委审查再经全国储委批准后方可使用复算后的储量数值。批准后的储量数值一律在当年年底编写储量年报时进行变动。
2．4储量复算中，要分别复算原油、天然气、溶解气、凝析油的地质储量、可采储量和剩余可采储量。
2．5开发储量反映储量开发利用规模，储量级别是对油、气田认识程度在储量上的区分。在多数情况下，复算储量可以达到Ⅰ类储量标准。当一些散井、复杂带、过渡带的开发储量在复算后仍达不到Ⅰ类储量标准时，应以其认识程度确定出储量级别的归属。
3．储量核算
3．1随着油、气田开发调整工作的深入和对油、气田认识程度的提高，应对复算后的开发储量进行多次储量核算，直至油气枯竭。
3．2凡属下列情况之一者，需要进行储量核算：
（1）生产动态资料反映出所算的地质储量和可采储量与生产动态资料有明显矛盾；
（2）对储层进一步的深入研究及生产实践表明，原储量计算参数需要作大的修改；
（3）油、气田钻了成批的加密井、调整井、进行了三维地震或采取重大开发技术措施等之后，或者工艺技术手段有新的突破，储量参数发生重大变化。
3．3进行油、气储量核算，应分别计算原油、天然气、溶解气、凝析油的地质储量、可采储量和剩余可采储量，并进行综合评价。
3．4进行油、气储量核算时，在计算方法上除了用容积法外，还必须采用动态法。
3．5储量核算报告必须经本油区储委初审通过。若核算储量与复算储量相差正负10％以内时，则继续使用复算储量数值而不再作储量数值变动。若两者相差10％以上时，地质储量1000万吨以上的油田（50亿立方米以上的气田），要由油气专委审查，经全国储委批准后在当
年年底编写储量年报时作储量数值变动。
4．可采储量的审定
4．1全国每五年由油气专委会同有关工业主管部门组织审定每一个投入开发的油、气或区块的可采储量。
计算的可采储量的主要方法是：
（1）油田采用“ＳＹ5317—89油田可采储量标定方法”；
（2）气田采用油气田开发专业标准化委员会规定的相应方法。
4．2可采储量审定后即可在本年度开始用此值上报及计算各项开发指标，直至下次审定后有了新的可采储量审定值为止。
4．3油、气田可采储量的标定都要有经本油区储委初审通过的正式报告。报告除包括地质、开发情况、计算方法和参数等内容外，特别要用开采数据储量分析可采变动原因。
5．油、气田废弃
经论证，油、气田或区块的油气已经枯竭，继续开采已无社会效益和经济效益的储量，应编写出油、气田废弃报告，经本油区储委初审通过，报油气专委审定，经全国储委批准后储量予以核销。
6．未开发储量评价
6．1未开发储量包括：
（1）可供开发储量。
（2）难开发储量：在目前的工艺技术条件下不能开发或虽可以开发，但经济效益差的储量。
以上两部分储量统称为待开发储量。
（3）需核销储量：经勘探开发资料证实，需上报核销的储量。
（4）待落实储量：报批探明储量后，又有新的资料和新的认识，需进一步做工作才能落实的储量。
6．2待开发原油储量的评价指标
根据原油储量的采油成本、产能、采收率、丰度等指标，把待开发原油储量分为两部分5种类型，具体评价标准见下表：
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| 单位面积 | 千米产 | 每米产能 | 采收率 | 采油成本
分 类|储量（万吨／ | 量（吨／ | （吨／米） |（％） |（元／吨）
|平方公里） | 千米） | | |
------|--------------|----------------|--------------|----------|------------
可|Ⅰ| ＞200 | ＞10．0 | ＞2．5 | ＞30|低于国内
供| | | | | |现行油价
开|--|--------------|----------------|--------------|----------|------------
放|Ⅱ|100—200|6．0—10．0|1．5—2．5|20--30|低于国内
储| | | | | | 高 价
量|--|--------------|----------------|--------------|----------|------------
|Ⅲ|100—50 |3．5—6．0 |1．0—1．5|15--25|低于国际
| | | | | | 油 价
--|--|--------------|----------------|--------------|----------|------------
|Ⅳ|100—50 |1．5—3．5 |0．4—1．0|15—20|高于国际
难| | | | | | 油价，
开| | | | | |技术可行
发|--|--------------|----------------|--------------|----------|------------
储|Ⅴ| ＜50 | ＜1．5 | ＜0．4 | ＜15|高于国际
量| | | | | | 油价，
| | | | | |技术很难
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7．规定适用范围
本规定适用于陆上油、气田，海上油、气田另行规定。
本规定由全国储委石油天然气委员会办公室负责解释。
