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石油天然气储量套改实施方案

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石油天然气 储量 套改 实施方案
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1中国石油天然气股份有限公司石油天然气储量套改实施方案第一章 总 则一、油气储量套改工作的意义石油天然气是我国重要的能源矿产,对国家安全和国计民生以及保障国民经济可持续发展具有重要的作用。随着新的《石油天然气资源/储量分 类》标准的正式实施,在原有的油气储量规范下形成的各级各类储量已不能适应新标准的要求,必须开展储量套改工作。通过油气储量套改,可以对半个多世纪以来发现的油气储量进行彻底的梳理,进一步夯实股份公司油气储量家底和决策基础,为制定“ 十一五” 规划和中 长期发展目标提供科学依据。通过油气储量套改,可以建立以剩余经济可采储量为核心的可采储量序列,为逐步实现储量资产化管理,制定科学的资源储量经济政策奠定基础。油气储量套改有利于实现储量的静动态管理,促进勘探开发一体化,提高股份公司的整体效益,保障股份公司持续有效较快协调发展。油气储量套改对促进国际交流与合作,实现储量管理与国际接轨也具有现实的意义。2二、油气储量套改的原则依据国土资源部下发的《全国石油天然气储量套改工作方案》和《全国石油天然气储量套改技术方案》,按照新颁布的《石油天然气资源/储量分类》 ( 19492家标准,在满足国家和股份公司两个层面需要的基础上,切实搞好本次油气储量套改工作。按照我国 1988 年颁布的《石油储量规范》(《天然气储量规范》(准审批的油气探明储量绝大部分是落实可靠的,但也有一些储量与新标准不符。因此,对原标准下的储量必须搞好重新评价,重点落实和评价已探明未开发储量,突出储量的可采性和经济意义。本次油气储量套改是一项涉及面广、技术性强、工作量大的系统工程。要按照总体部署、突出重点、分步实施的原则,处理好重点油气田计算与一般油气田数据套改的关系,充分利用开发评价研究成果以及最新的可采储量标定和未动用储量评价结果,确保储量套改任务的圆满完成。第二章 油气储量套改的技术标准、任务与进度安排一、油气储量套改的技术标准本次油气储量套改技术标准为《石油天然气资源/储量分类》( 19492《石油天然3气储量计算规范》( 0217《全国石油天然气储量套改工作方案》和《全国石油天然气储量套改技术方案》。二、油气储量套改的任务本次储量套改的总体任务是对 2004 年底以前按照老标准评审认定的石油天然气储量重新评价后,合理地套改为新标准下的各类储量。具体任务如下:1. 储量摸底与调查。2. 选择典型油气田,开展储量套改试点。3. 制定配套的实施细则与管理规定。4. 已开发探明(I 类)储量的套改。5. 未开发探明()储量的评价与套改。6. 基本探明() 储量的落实评价与套改。7. 经济可采储量的研究、测算,形成新的可采储量系列。8. 建立更为准确的探明储量账户与统一的储量数据库。9. 在总结探明储量套改工作经验的基础上,完成控制、预测储量的套改。三、油气储量套改的进度安排(一 ) 探明储 量套改进 度安排1. 2005 年 3 月底前,完成油气储量摸底与调查、典型油气田储量套改试点、套改实施方案 编制及有关的专题研究。42. 2005 年 4 月,完成股份公司油气储量套改项目技术骨干的培训。 2005 年 5 月底前,各油气田分(子)公司完成油气储量套改的全面培训工作。3. 2005 年 6 月底前,完成油气储量套改数据库结构设计。4.2006 年 5 月底前,完成以油气田为单元的全部油气田的油气储量套改成果的审查。5.2006 年 6 月底前,完成油气田分(子)公司油气储量套改成果报告与油气储量套改数据库的审查验收。6. 2006 年 8 月底前,完成股份公司油气储量套改成果报告与数据库审查验收。7. 2006 年 10 月底,协助完成全国油气储量套改成果总报告与数据库审查验收。(二 ) 控制、 预测储量套改 进度安排2007 年 6 月底前,完成控制、预测储量套改工作。第三章 油气探明储量套改办法第一节 储量单元划分一、储量计算单元各油气田分(子)公司应在完成油气储量摸底与调查的基础上,对 所有油气田的储量计算5单元的开发状态进行清理和分类,搞清地质储量计算单元和开发单元的对应关系。开发单元是指以开发方案、开发概念设计或基础井网完钻后确定的独立开发层系或区块。原则上,地质储量采用计算单元,技术可采储量和经济可采储量等可采储量系列采用开发单元。对于未开发储量,如果尚未编制开发方案或开发概念设计,可采储量系列也可采用计算单元。二、储量管理单元1. 国家层面以油气田为单元开展储量套改报告编制及数据统计等管理工作。2. 油公司 层面重点以开发单元为基础进行管理,实现地质储量与可采储量序列的一体化管理。为满足经济可采储量计算的需求,真正建立可采储量序列,实现储量资产的静、动态管理,应理清油气田、区块、开发单元以及储量计算单元之间的对应关系。 3. 分(子)公司层面应细划到地质储量计算单元或单个油气层,搞清已开发正生产、已开发未生产等油气层的实际生产状态,实现储量与产量的精细化管理。6第二节 已开发储量套改办法一、已开发储量的界定已开发储量是指油气藏的开发井网钻探和配套产能建设完成后,已全面投入开采的储量。已开发储量确定,原则采用 2004 年底实际确定的已开发储量的范围;也可依据已完成的开发井网,外推半个开发井距作为已开发储量的范围。下属几种情况均纳入已开发储量范畴:(1) 开 发井网的 边部井所波及的油气范 围。(2) 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)层的储量都应列为开发储量。(3) 对于独立的油气藏或开发单元,若投入生产的开发井网井是均匀的,并且控制的含油气面积超过 70%(构造油气藏) 或80%(岩性油气藏 ),则全部视为已开发储 量。(4) 同一个油气藏或区块部分已开发,剩余部分需单独建产能或近期没有开发计划的,开发井网控制的含油气范围。 (5) 开发井网外暂未部署开发井的低丰度储量和边水层状油藏的油水过渡带储量,其所占储量比例小于 10%。(6) 生产一年以上且具有连续生产能力的开发生产试验区、试采区和零散井区,沿井外推半个开发井距圈定已开发储量的范围;若储量规模小于 50 万吨, 可全部视为已开发储量。 7二、已开发储量的套改1. 地质储量的套改(1) 已开 发 探明(I 类)储量,地质储量直接套改。(2) 已开 发 未复算的 及 储量,经过开发动态验证,储量较为落实的,利用已有的地质储量计算成果直接套改;储量不落实的,可按以下情况处理:① 2006 年 5 月底之前必须完成储量复算的油气田:地质储量误差大于 20%,且地 质储量大于 2000 万吨(石油) 或大于 100亿( 天然气) 。② 地 质储 量误差大于 20%,且储量规模小于 2000 万吨(石油) 或 100 亿( 天然气 )的油气田也应复算。如果复算工作量很大,为了不影响套改工作的整体进度,可暂时将原有的地质储量直接套改,同时区分重点,列出复算计划,分步实施。但可采储量必须采用最新的标定结果。③ 充分利用开发后已有的地 质储量计算结果进行套改。④ 如果 该开发单元的可采储量采出程度大于 60%,综合含水大于 80%,在研究确定动态法预测地质储量可靠的基础上,可采用动态法预测地质储量,或采用井网抽稀的方式进行地质储量复算。2. 技术可采储量的套改原则上将 2005 年度可采储量标定结果直接套改为技术可采8储量。产量及标定结果中包含未探明储量的,原则上应将未探明储量扣除或通过本次储量套改工作于 2005 年底前申报探明储量。在 2005 年底以前提交套改成果的,应进行可采储量标定。可采储量标定结果与储量套改成果报告一并审查,审查结果可作为 2005 年度可采储量标定结果。3. 经济可采储量经济可采储量是新建立的可采储量类别,属于动态数据。经济可采储量随油价、开发成本、开发效果等的改变而变化,需要每年更新。计算经济可采储量原则上应采用与开发单元相匹配的财务数据。因此,各油田公司应着重理清油气田、区块、开发单元以及财务“区块”核算单元之间的对应 关系,财务“区块”核算单元应细化到开发单元。本次套改也可采用 2004 年底上市储量评估中以油气田为单元的经济参数或财务资料。经济可采储量计算主要采用经济极限法与经验比例法:(1)套改 办法可遵循以下原则:① 如果开 发单元是采用水驱特征曲线标定的可采储量,则将经济极限含水率代入相应的水驱特征曲线公式计算经济可采储量。② 如果开 发单元是采用递减曲线标定的可采储量,则将经济极限产油量代入相应的递减曲线公式计算经济可采储量。③ 如果经济 可采储量大于技术可采储量,将技术可采储量9视为经济可采储量。(2) 经验比例法是指利用近两年股份公司新增探明可采储量与 D&M 公司评估的新增证实储量(经济可采储量)之间的比例关系确定经济可采储量。采用经验比例法时,原则上应利用本油区的经验数据类比确定,也可直接采用技术可采储量的 90%计算经济可采储量。4. 次经济可采储量技术可采储量与经济可采储量之差。5. 剩余经济可采储量经济可采储量与 2005 年底累计产量的差值。2005 年底以前提交套改成果的油气田,在最终提交分(子)公司套改成果报告时,需提供截止 2005 年底的累计产量数据表,对剩余经济可采储量进行更新,并附到套改报告中。6. 已开发气藏经济可采储量同样按照现金流量法或经济极限法或经验类比法进行计算。第三节 未开发储量套改办法一、未开发储量的界定未开发储量是指已完成评价钻探或已经开辟先导生产试验区的油气田( 藏) ,尚未部署开 发井网的储 量。未开发储量的界定应充分利用 2004 年度未动用储量评价成10果,但需重新评价研究。(1) 评 价结 果为落实 的,直接界定为探明未开发。(2) 评 价结 果为待核 销的,经股份公司评审后确认。(3) 评 价结 果为落实 程度较低的,按以下原则重新界定:① 增加实物工作量 (钻井、试油、试采、地震等)后,勘探程度和认识程度达到新《规范》要求的,应重新界定探明未开发范围。② 未增加 实物工作量和仅增加少量实物工作量、对地质特征尚需进一步认识的,原则上暂保留探明未开发储量。③ 对部分区 块的储量起算标准产生疑问、尚需进一步研究证实的,原则上暂保留探明未开发储量。二、未开发储量的套改1. 地质储量的套改(1) 评 价结 果为落实 的,地质储量直接套改。(2) 评 价结 果为落实 程度较低的,按以下原则处理:① 增加实物工作量 (钻井、试油、试采、地震等)后,勘探程度和认识程度达到新规范要求的,地质储量重新计算后套改。② 未增加 实物工作量和仅增加少量实物工作量的,如果整体未开发,地质储量直接套改;已部分开发的剩余未开发部分,地质储量重新计算后套改。2. 技术可采储量的套改11(1) 整体未开发的探明储量,采收率原则上可保持不变,地质储量无变化的,可采储量直接套改为技术可采储量;地质储量有变化的,重新计算技术可采储量。(2) 已部分开 发的剩余未开发储量,可类比已开发区的采收率重新计算技术可采储量。3. 经济可采储量未开发经济可采储量的计算主要包括现金流量法和类比法(含经验公式法等)等两大类。(1) 现 金流量法 计算 经济可采储量① 采用 现金流量法计算经济可采储量时,油价按照 25 美元/桶计算。② 依据现 行的经济条件、操作技术和开发方案确定的产量预测剖面,经济评价表明达到规定的经济指标(如内部收益率等)时,直接计算经济可采储量。(2) 类 比法确定 经济 采收率后再计算经济可采储量① 未进行提高采收率技术先导试验的孤立区块,原则上采用一次采收率。② 提高采收率技术先导试验成功的或与已开发油藏相邻的区块采用一次井网的二次采收率。③ 多种方法确定的多个采收率值,选用区间值中较低的采收率。④ 对于基本探明储量,按照上述方法求得采收率后,可根12据井控程度和产能情况酌情下调采收率。4. 次经济可采储量(1) 技术可采储量与经济可采储量之差作为次经济可采储量。(2) 经济评 价达不到行业规定的经济指标时,次经济可采储量等同于技术可采储量。(3) 由于合同、提高采收率技术和地面条件等原因,中近期不能开发的,次经济可采储量等同于技术可采储量。5. 未开发气藏的经济可采储量同样按照现金流量法或经验类比法计算。第四 节 合资合作油气田(区块)合资合作油气田或区块的储量也应进行相应套改。套改工作由油气田分(子)公司统一负责,套改方法参照上述有关规定执行。在油气田套改报告或套改说明的勘探开发简况中,单独对合资合作的基本情况加以说明,在储量套改成果数据表中的“合资合作”数据 项上选项标 注,以便汇总统计 。套改报告或套改说明的名称中应加以标识。油气田分(子)公司套改成果报告中应单列章节,汇总说明合资合作油气田和区块的套改成果。13第四章 油气储量套改成果油气储量套改成果分两个层次:①中国石油油气储量套改成果 报告(或套改说明)与附图表及数据库。②各油气田分(子)公司油气储量套改成果报告与附图表及数据库,包括油气田油气储量套改报告及附图表。各油气田分(子)公司油气储量套改成果报告作为中国石油油气储量套改成果报告的附件。第一节 油气储量套改成果报告与附图表一、油气储量套改成果报告编制基本要求所有油气田都应编写油气储量套改报告或套改说明,编写内容的重点是对储量变动的原因进行分析。报告类型参照以下原则执行: 1.套改前后地质储量变化幅度超过 20%,且套改后地质储量大于 2000 万吨(石油 )或 100 亿方(天然气 )的油气田,需编写套改报告。2.其它油气田编写套改说明。中国石油天然气股份有限公司石油天然气储量套改成果报告、分( 子) 公司石油天然气 储量套改成果 报告和油气田石油天然气储量套改报告及套改说明等均应按《石油天然气储量套改报告14编制及图表制作要求》的规定编写,并作为审查、审定、验收和评审的材料。二、中国石油油气储量套改成果1.中国石油天然气股份有限公司石油天然气储量套改成果报告。2.中国石油天然气股份有限公司石油天然气储量套改成果报告附图表。3.全国油气储量套改工作方案中明确由中国石油负责的各专题研究成果: (1) 石油天然气储量套改数据 库系统(2) 石油天然气经济 可采储量套改办法(3) 石油天然气探明储量报告编制暂行规定(4) 其他 专题 研究成果4.石油天然气储量套改数据库5.协助完成全国石油天然气储量套改成果总报告与附图表的编写三、各油气田分(子)公司油气储量套改成果1.油气田分(子)公司石油天然气储量套改成果报告与附图表2.油气田石油天然气储量 套改报告(或套改说明)与附图15表 3.油气田分(子)公司储量套改数据库第二节 油气储量套改数据库按《石油天然气储量套改数据库系统》的规定,提交分(子)公司石油天然气储量套改数据库、油公司石油天然气储量套改数据库和全国石油天然气储量套改数据库,并作为审查、审定的材料。油气储量套改数据库是有效管理新标准下各种类别探明储量帐户的工作平台和套改成果之一,同时兼顾新标准下控制、预测储量的管理。本次研制的油气储量套改数据库既要满足国家层面的要求,又要符合股份公司内部储量管理的需要,以及兼顾各油气田分(子)公司勘探生产的实际应用。充分利用原有各类储量数据库的数据资源,增加新标准下所要求的新数据项,发挥计算机软件的功能,以减少数据录入的工作量,避免数据重复录入,监 控手工录入错误,保持各类储量数据库的继承性和一致性。既有准确可靠的静态数据,又要有实时动态数据,实现静动态结合的储量管理。一、数据资源建设油气储量套改数据库系统的单元(实体)结构分别为油气田、区块、开 发单元和计算单元。计16算单元层次建立地质储量和相关参数的数据结构,开发单元层次建立技术可采储量和经济可采储量等可采储量序列的数据结构。以开发单元和计算单元层次的储量数据内容作为国家层面、油公司层面储量管理的基础库,可以分别派生以油气田为管理单元的国家层面汇总库和以开发单元为管理单元的油公司汇总库。油气储量套改数据库系统包括两类四个子库,一类为基础库,包括地质储量计算库、可采储量库二个子库;另一类为汇总库,包括国家层面管理库和股份公司管理库两个子库。油气储量套改数据库系统地质储量计算库可 采储量库国家层面管理库股份公司层面管理库基础库(各油田公司录入)汇总库1.基础库基础库数据资源建设由各油田公司负责。地质储量计算库基本上继承原全国油气探明储量数据库的数据结构,增加新标准下要求的新数据项,并作为所有涉及地质储量及相关计算参数的查询、统计分析和报表输17出的基础,也是开发单元地质储量及相关参数的数据源。可采储量库以已开发可采储量标定和未开发可采储量评价结果为基础,采用统一的数据库平台进行管理。可采储量库作为可采储量系列的参数查询、统计分析和报表输出的基础库。2. 汇总库为了满足国家层面和股份公司层面统计分析、报表输出的要求,以及适应新标准下储量申报评审工作的需要,通过软件手段从基础库中派生出两个层面的管理库,国家层面管理库以油气田为单元,股份公司层面管理库则以开发单元为单元。但部分数据仍需手工录入,如叠合含油气面积(若建立了含油气面积图形库, 则可自动生成) 等。二、计算单元与开发单元的关系油气储量套改数据库系统正常运行的必要条件是建立地质储量计算单元与开发单元之间的对应关系。在勘探开发一体化管理模式下,彻底解决长期以来存在的探明储量数据库与可采储量标定及未开发可采储量评价储量数据独立成库、互不匹配的问题。三、数据入库工作油气储量套改数据库系统正式版本发布前,各油田公司套改形成的成果数据可暂采用 式存储,以后统一入18库。储量套改过程中,应根据各油气田勘探开发现状,理清所有计算单元的地质储量状况,并与原探明储量数据库进行比较,保证新标准下国家探明储量数据库的建设。数据入库的工作要保证各类数据的匹配、闭合关系,尤其要保持计算单元与开发单元各类储量数据及参数的完整性、一致性,维护储量数据的权威性。油气储量套改数据库系统推出后,各油田公司应在一个月内,将修改建议及时反馈给国家油气储量套改数据库项目组,保证入库工作的进度。四、图件管理本次储量套改工作形成的含油气面积图应矢量化,纳入软件系统管理。1.矢量化图形格式指定为:种格式之一;2.平面矢量图应有三个以上控制点,并提供控制点的经纬度坐标值。五、数据维护与更新依据当年新增和复核算储量、已开发可采储量标定和未开发可采储量评价结果对地质储19量计算库、可采储量库进行数据维护与更新,保证数据的时效性和动态性。同时要求,按照统一标准建库,并且经过严格的审查批复后由专门技术支撑单位进行维护,以保证数据的准确和权威性。第三节 油气储量套改成果的审查与备案登记油气探明储量套改成果分两种方式进行审查和验收:(1) 油气田储量套改成果采用评审(审查)、上报备案方式进行;(2)分(子)公司油气储量套改成果和股份公司油气储量套改成果采用审查、 验收方式进行。一、改前后地质储量变化幅度小于 20%时,所编写的套改说明由股份公司油气储量套改项目工作组组织专家审查, 报国土资源部备案后,进行储量登记和入库。 改前后地质储量变化幅度大于等于20%时 ,分两种情况:(1)套改后的石油地质储量小于 2000 万吨,或天然气地质储量小于 100 亿立方米,所编写的套改说明由股份公司油气储量套改项目工作组组织有关专家预审,全国油气储量套改项目工作组组织有关专家审查,报国土资源部备案后,进行储量登记和入库。 20(2)套改后的石油地质储量大于等于 2000 万吨,或天然气地质储量大于等于 100 亿立方米,应履行油气储量评审备案程序。所编写的套改报告由股份公司组织专家预审,报国土资源部矿产储量评审中心石油天然气专业办公室评审,并报国土资源部备案后,进行储量登记和入库。二、分( 子) 公司油气储 量套改成果分( 子 )公司油气 储量套改成果, 经股份公司油气储量套改项目工作组组织专家审查后,由股份公司油气储量套改领导小组验收,并上报中国石油天然气股份有限公司。三、股份公司油气储量套改成果股份公司油气储量套改成果由股份公司油气储量套改项目工作组组织专家审查,股份公司油气储量套改领导小组审定,全国油气储量套改项目工作组组织专家验收,报国土资源部备案。第四节 油气储量套改成果的保密与使用中国石油天然气股份有限公司属于上市公司,所有油气储量套改成果,在国家未正式公布前,未经中国石油天然气股份有限公司油气储量套改领导小组同意,不得对外披露。21第五章 油气储量套改工作的组织领导与保障措施一、股份公司油气储量套改的组织与分工为了保证股份公司油气储量套改工作的顺利进行,并取得预期成果,按照全国油气储量套改工作方案的要求,成立中国石油天然气股份有限公司油气储量套改领导小组,下设项目工作组,全面负责套改工作的组织与实施。1. 领导小组领导小组负责部署股份公司的油气储量套改工作;审定股份公司油气储量套改实施方案和最终成果;验收油气田分(子)公司油气储量套改成果;协调解决重大事项。2. 项目工作组项目工作组负责落实油气储量套改的工作部署;组织审查股份公司储量套改实施方案和试点成果;组织审查股份公司最终成果报告及各油气田分(子)公司储量套改有关成果。项目工作组下设项目办公室、技术顾问组和技术研究组。(1) 项 目办 公室项目办公室设在勘探与生产分公司储量管理处。主要职责是组织技术研究组和技术顾问组的专家开展有关工作;组织套改培训和套改成果的审查;协调安排、落实项目工作经费和项目承担单位等各项事宜。(2) 技 术顾问组22由中国石油知名的油气储量专家组成。主要职责是参加审议油气储量套改实施方案;审议各类主要油气储量套改成果报告;审议油气储量套改数据库。(3) 技 术研究 组技术研究组设在中国石油勘探开发研究院。主要职责是负责草拟股份公司油气储量套改实施方案;编制股份公司油气储量套改培训材料;负责建立股份公司储量套改数据库;指导油气储量套改试点工作,审查油气储量套改中间成果和最终成果;编写股份公司油气储量套改最终成果报告。技术研究组由中国石油勘探开发研究院(包括北京研究院、廊坊分院、杭州所等) 及各油气田分(子)公司的业务骨干组成。各有关单位应大力支持,确保有关人员的工作时间和工作经费。3. 各油气田分(子)公司油气储量套改的组织与分工各油气田分(子)公司应成立相应的工作机构,组织进行油气储量套改,提交油气储量套改最终成果,协调解决本公司油气储量套改重大事项。二、保障措施油气储量套改工作量大、涉及面广、技术含量高、实施难度大,各油气田分(子)公司要制定相应的保障措施,确保油气储量套改工作的圆满完成。1. 油气田分(子)公司领导小组应加强组织,各有关部门应23加强协调,要组织专门的机构和人员,做到组织落实、人员落实。要协调好油田研究院有关研究所/ 室的力量,充分发挥相关采油厂科研力量。2. 各油气田分(子)公司要根据实际情况,落实套改生产科研项目和经费。股份公司将安排专项资金,作为各油气田分(子)公司开展套改工作的补助性经费,各有关单位要做到经费专款专用。3. 各油气田分(子)公司应设立与储量套改工作紧密相关的专题研究项目,并充分利用现有的勘探开发资料和相关研究成果,要定期组织专家咨询和工作交流。4. 建立有效的奖励机制,充分发挥科研人员的积极性。5. 各油气田分(子)公司应及时向套改领导小组汇报油气储量套改阶段成果及重大事项,确保信息交流渠道的畅通和疑难问题的处理,保证油气储量套改工作的圆满完成。
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