SEC/SPE-PRMS、CCPR及Russia儲量評估體系及差異性分析

李艷杰

(中國石油大慶油田勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶163712）

在近些年國際合作區(qū)塊的儲量評價過程中，筆者根據(jù)多年的評價經(jīng)驗，總結了SEC/SPE-PRMS美國、CCPR中國、Russia俄羅斯儲量評估體系中分類標準及在概念、分類、評估方法、含油面積、勘探風險等差異性分析，使我們在區(qū)塊儲量評價工作中盡快與國際標準靠近，以達到儲量評估結果客觀、準確、可靠，同時也為海外其它區(qū)塊的儲量評價提供了依據(jù)。

1 SEC/SPE-PRMS儲量分類體系

SEC(美國證券圈交易委員會)在1978年和1982年通過了石油和天然氣的披露要求，頒布了儲量的定義。30年來SEC的儲量僅包括證實儲量以及證實已開發(fā)和證實未開發(fā)儲量。2009年1月，SEC正式發(fā)布了油氣披露的新準則。新準則基本采用了SPEPRMS(美國石油資源管理系統(tǒng))有關的儲量分類（不含次經(jīng)濟類和資源類）。將儲量按確定程度分為三級：證實儲量（P1）、概算儲量（P2）、可能儲量（P3），2P=P1+P2，3P=P1+P2+P3（圖1）。

圖1 SEC和SPE-PRMS儲量分類體系

2 CCPR國內儲量分類體系

CCPR國內的地質儲量分類按勘探程度不同主要分為探明儲量、控制儲量和預測儲量。探明儲量是指經(jīng)評價鉆探證實油氣藏（田）可提供開采并能獲得經(jīng)濟效益后，確定性大的地質儲量，其相對誤差不超過±20%?？刂苾α渴侵冈谌﹂]的預探階段中預探井獲得工業(yè)油（氣）流發(fā)現(xiàn)，并且經(jīng)過了初步鉆探認為可提供開采后，確定性較大的地質儲量，相對誤差不超過±50%。預測儲量是指在圈閉預探階段預探井獲得了油氣流或綜合解釋有油氣層存在時，對有進一步有勘探價值的、可能存在的油（氣）藏（田），確定性很低的地質儲量[1]。以下為CCPR國內儲量分類體系（圖2）。

3 Russia儲量分類體系

Russia儲量分類體系是根據(jù)區(qū)塊勘探和地質研究程度、項目所處的階段和商業(yè)開發(fā)程度進行劃分，在已投入商業(yè)開發(fā)的儲量中，按照儲量的地質探明程度以及開發(fā)狀態(tài)可分為三級：A級儲量（鉆探查明的，用于開發(fā)的）；B1級儲量（被個別鉆井開發(fā)的，未使用生產井網(wǎng)度鉆探過的，已探明的，準備進行工業(yè)開發(fā)的）；B2級儲量（用于開發(fā)的，未進行過鉆探的，被評價過的）；C1級儲量（已探明的）；C2級儲量（被評價過的）。

在未發(fā)現(xiàn)的資源中，按照勘探和地質研究的程度又可分為D0級（待鉆圈閉資源量）、Dl級（控制資源量）、D1級（遠景資源量）和D2級（預測資源量）。俄羅斯聯(lián)邦自然資源部№477號法令批準自2016年1月1日起執(zhí)行新的油氣儲量—資源量分級分類規(guī)范。

圖2 CCPR儲量分類體系

4 SEC/SPE-PRMS、CCPR及Russia三者儲量資源量的對應關系

俄羅斯的A級儲量相當于P1（證實儲量）儲量中的已開發(fā)儲量生產和未生產儲量；俄羅斯的B1級儲量相當于P1（證實儲量）中的未開發(fā)儲量PUD，俄羅斯的B2級儲量相當于P2（概算儲量）和P3（可能儲量）。尚未投入商業(yè)開發(fā)的C1級儲量相當于SEC與SPE-PRMS體系的C1級潛在資源量，C2級儲量相當于SEC與SPEPRMS體系中的C2和C3級潛在資源量。D0、Dl級資源量與美國SPE-PRMS規(guī)范的有利圈閉資源量，D1級對應于遠景圈閉資源量，D2級對應于區(qū)帶資源量。在已開發(fā)油田中，俄羅斯體系A+B1儲量≈SEC體系P1儲量≈中國的探明可采儲量，俄羅斯體系B2儲量≈SEC體系P2+P3儲量,在未開發(fā)油田中，俄羅斯體系C1儲量≈SEC體系C1資源量，C2儲量≈SEC體系C2資源量，A+B1+B2儲量≈SEC體系3P儲量=P1+P2+P3≈中國的預測儲量[3]。

5 三者儲量差異性分析

5.1 儲量定義差異

CCPR儲量是指地質儲量和可采儲量,可采儲量包括技術可采儲量和經(jīng)濟可采儲量。國內通常計算的是技術可采儲量。

美國SEC/SPE-PRMS儲量一般指剩余經(jīng)濟可采儲量。指給定的期限內通過對某一已知聚集帶的開發(fā)，預計經(jīng)濟可采的油、氣或相關物質的估算剩余量。另外，必須有或者說有合理的預期能夠有開采權，油氣生產的收放，油氣輸送到市場的途徑，全部的許可證以及項目所需的資金。

Russian儲量是根據(jù)鉆井和地球物理研究的綜合資料，已完鉆井和地震工作成果、油氣井測試資料、開發(fā)試驗和工業(yè)性生產資料，計算已探明油氣藏中石油、天然氣、凝析油及其伴生有用成分的儲量[3]。

5.2 儲量分類差異

CCPR國內儲量按勘探程度不同為分探明儲量(技術可采、經(jīng)濟可采)、控制儲量(技術可采、經(jīng)濟可采)及預測儲量(技術可采)?？刹蓛α恐缸罱K的技術可采儲量。探明儲量又分為2類：探明已開發(fā)和探明未開發(fā)儲量。

SEC儲量以經(jīng)濟可采儲量分類為主，儲量的結果與勘探程序沒有直接的關系，不分級，只分商業(yè)和次商業(yè)，地質儲量的類別附屬于可采儲量或地質儲量不分類。SEC儲量分為證實儲量P1(Proved Reserves)，概算儲量P2(Probable Reserves)，可能儲量P3(Possible Reserves)。證實儲量又分為證實已開發(fā)、證實未開發(fā)儲量。

俄羅斯儲量分類是根據(jù)地質勘查程度、工業(yè)開發(fā)程度進行分類,開發(fā)油氣田的油氣藏儲量主要劃分為三級：A級儲量（鉆探查明的，用于開發(fā)的）、B1級儲量（被個別鉆井開發(fā)的，未使用生產井網(wǎng)度鉆探過的，已探明的，準備進行工業(yè)開發(fā)的）、B2級儲量（用于開發(fā)的，未進行過鉆探的，被評價過的）、C1級儲量（已探明的）；C2級儲量（被評價過的）。按勘探和地質研究程度分為D0級（待鉆圈閉資源量）、DL級（控制資源量）、D1級（遠景資源量）和D2級（預測資源量）[3]。

5.3 評估方法的差異

俄羅斯在儲量—資源量在評價方法上主要是靜態(tài)容積法，很少體現(xiàn)在油價、稅收、成本等動態(tài)變量對評價結果的影響，而美國SPE-PRMS在儲量—資源量評價方面則是在不同的勘探開發(fā)階段采用不同的評估方法，勘探和開發(fā)早期階段大多采用容積法、概率法、類比法等方法；對于開發(fā)中后期則更多用動態(tài)分析法（遞減法、數(shù)值模擬法、物質平衡法）。CCPR地質儲量計算的方法主要采用容積法，根據(jù)油氣藏實際情況或資料情況也可采用動態(tài)法、確定性方法、概率法計算。

5.4 含油面積

CCPR儲量探明的含油氣面積是地質體為背景、由測井解釋或實測油(氣)水界面、斷層、礦權區(qū)或有效厚度累計值或集中段高度外推圈定含油（氣）面積，巖性遮擋邊界時用有效厚度零線或滲透儲層一定厚度線為邊界或外推1～1.5倍開發(fā)井距劃計算線。

SEC儲量的P1的含油面積是以鉆井、測試資料為依據(jù),以測試證實最低的出油氣層或油氣水界面，井控面積、斷層、礦權區(qū)為邊界。SEC是在油井控制的證實已開發(fā)含油面積的周圍最多可以計算8個單元的證實未開發(fā)儲量。單井控制的已開發(fā)證實儲量面積通常是300m×300m或500m×500m。

Russian探明儲量一般是以測試證實的最低的出油氣層或油氣水界面為邊界，斷層、礦權區(qū)或外推1.5倍開發(fā)井距為邊界。強調油氣成藏的地質單元完整性。

5.5 勘探風險評估不同

CCPR儲量一開始是估算準確的整個油氣田/藏儲量數(shù)，在隨后的開發(fā)過程中可以按照實際的情況，對原來估算的儲量進行調整和復算。SEC儲量剛強調儲量的不確定性，認為儲量不是一個準確的數(shù)據(jù)，隨著認識的變化發(fā)生變化，是動態(tài)的，以井的實鉆情況為依據(jù)，比較重視井間的連通性。Russian儲量評估的結果是一旦通過了俄羅斯國家儲委的審批，計算油氣資產的儲量級別可能會很長時間保持不變，除非是重新獲得了新資料，對油藏有不同的認識，儲量需要重新復算并經(jīng)過俄羅斯國家儲委的審準。

5.6 經(jīng)濟參數(shù)差別

經(jīng)濟可采儲量以價格、投資、成本、稅率、折舊年限等經(jīng)濟參數(shù)的影響存在差異性，國內一般以本油（氣）田實際情況為準，類比同類已開發(fā)油（氣）田的統(tǒng)計資料，確定價格、成本和稅率的一定時期或年度的平均值。SEC經(jīng)濟參數(shù)中的油價按12個月平均油價，氣按合同規(guī)定的值，成本則是實際的操作成本[6]見表1。

表1 SEC與國內儲量評估經(jīng)濟參數(shù)取值對比表

6 結論

（1）俄羅斯與美國SPE-PRMS儲量—資源量分類分級規(guī)范上兩者都考慮到了勘探地質的研究程度、商業(yè)開發(fā)成熟度、儲量開發(fā)狀態(tài)等，而CCPR分類體系中只考慮了勘探程度。

（2）已開發(fā)油田中，俄羅斯體系A+B1儲量≈SEC體系P1儲量≈中國的探明可采儲量，俄羅斯體系B2儲量≈SEC體系P2+P3儲量,俄羅斯體系A+B1+B2儲量≈SEC體系3P儲量=P1+P2+P3≈中國的預測儲量。

（3）CCPR儲量數(shù)是在一開始時力求得到準確的整個油氣田的儲量數(shù)，在隨后的開發(fā)過程中再對原儲量進行調整和復算。SEC強調儲量的動態(tài)和不確定性，認為儲量不是一個準確的數(shù)據(jù)。Russian儲量評估結果和儲量級別可能很長時間保持不變。

（4）含油面積選取上，SEC儲量更考慮的是井控和測試資料，SEC考慮是在油井控制的證實已開發(fā)含油面積周圍，最多可計算8個單元的證實未開發(fā)儲量。單井控制已開發(fā)證實儲量面積一般為300m×300m至500m×500m。Russian含油邊界一般以測試證實的最低出油氣層或油氣水界面為邊界或外推1.5倍開發(fā)井距為邊界。CCPR國內儲量含油邊界以測井解釋或實測油(氣)水界面或有效厚度累計值或集中段高度外推圈定含油（氣）面積，允許外推1～1.5倍開發(fā)井距。