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按SEC标准进行油气证实储量评估的基本原则

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SEC 标准 进行 油气 证实 储量 评估 基本原则
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   作者简介 :胡允栋 ,男 ,1963 年 1 月生 ,1982 年毕业于江汉石油学院矿场地球物理专业 ,现为中国石油勘探开发研究院高级工程师、国土资源部油气储量评估师、中国地质大学 (北京 )在读博士生 ,主要从事油气储量评估和管理工作。 E- 定级增加储量 (中的“ 美国地质调查局 (一些西方国家资源量评价中的一个资源 / 储量类别 ,其地质落实程度低于“ ,在此主要指与证实储量实为一体但无井控制的相邻部位的储量。参照原地质矿产部对联合国固体矿产资源量级别的译法 ,“ “ 别对应“确定级”和“推定级”。“确定储量”相当于证实储量。“推定储量”约相当于概算储量。文章编号 : 02532004) 02 ,2  萧德铭 2  王永祥 3(11 中国地质大学 北京  100083 ; 21 国土资源部油气储量评审中心 北京  100083 ; 31 中国石油勘探与生产分公司 北京  100011)摘要 : 证实储量定义是在美国上市的石油公司必须遵循的储量标准。该标准归纳起来着重于 10 个方面 ,即合理的确定性、现行经济和操作条件、经济生产能力、流体界面和含油气面积、岩石物理资料的证实程度、提高采收率的储量、证实已开发储量的界定、证实未开发储量的界定、经济评价以及概率法的应用等。其中 ,在含油气面积的确定原则和提高采收率及其储量方面 ,中、西方评价标准存在着差异 ,也最值得关注。关键词 : 石油 ; 天然气 ; 储量评估 ; 准 ; 含油气面积 ; 油气采收率中图分类号 :     文献标识码 : EC 2   e- . 00083 , 2. f f ry 00083 , 3. x om 00011 , EC by in of be or of or of of of of by EC is a 于油气储量的定义 \[1 \]111  证实油气储量证实油气储量是在现行经济和操作条件下 ,由地质和工程资料证明将来从已知油气藏中能以合理的确定性采出的原油、天然气和天然气液的数量 ,即价格和成本以评估时的实际情况为准。价格的变化只考虑合同协议中提供的现有价格的变化 ,但不包括将来条件改变引起的价格上升。如果油气藏的经济生产能力是由实际生产或结论性的地层测试所证实 ,则该油气藏是经证实的。油气藏的证实面积包括 : ①由钻井和油气或油水界面所圈定的面积 (如果有的话 ) ; ②尚未钻井的紧邻部分 ,根据拥有的地质和工程资料能合理判断其经济生产能力。当缺少流体界面资料时 ,以油气层出现的最低构造位置确定油气藏的最低证实界线。在应用提高采收率技术 (如注水 )可经济生产的储量中 ,若定为“证实”级 ,即指有成功的先导项目或在油气藏已安装运行流程证实了基于该项目或流程所进行的工程分析是可靠的。已证实储量不包括 : ①可能从已知油藏中得到的储量 ,但已作为“推定级增加储量” 由于地质、油藏特征或经济因素的不确定性 ,对其开采有较大疑问的原油、天然气和天然气液。③未钻井远景区可能存在的原油、天然气和天然气液。第 25 卷  第 2 期2004 年 3 月                石 油 学 报I            25   22004④从油页岩、煤、天然沥青和其他类似的源岩中可能采出的原油、天然气和天然气液。112  证实已开发油气储量证实已开发储量是通过现有井采用现有设施和操作方法预期可采出的储量 。对于通过注水或其他提高采收率技术补充天然能量和改善一次开采机理预期可获得的油气增加量 ,若划归“证实已开发储量” ,仅仅是指在先导项目试验之后 ,或已安装的流程取得生产效果而得以证实增加的可采储量是可实现的。113  证实未开发油气储量证实未开发油气储量是指预期从未钻井部位的新井中或从现有井中 ,需要消耗很多费用重新完井而采出的储量。未钻井部位的储量必须限定在与生产单元紧邻的井控范围内 ,生产单元是钻井后比较肯定有产量的单元。在其他未钻井部位确定证实储量 ,仅仅是指肯定与现有产层保持生产连续性的部位。对于任何部位 ,只要注水或其他提高采收率技术的应用尚在设想中 ,相应的储量都不能定为证实未开发储量 ,除非这些技术在本地区并且是在同一油气藏中实际试验证实是有效的。2   气证实储量评估的 10 项基本原则在 1975 年 ,储量定义就已成为美国证券行业的法规 O。近 30 年来 ,石油地质理论和石油勘探开发技术已发生了飞跃的变化。油气储量的估算和分类一直受到诸如三维地震和油气藏模拟等新技术应用的影响。计算机技术的改进也使证实储量的评估越来越多地应用了概率法 ,这就引出了储量是否扎实可靠的问题 ,同时也使上市公司在向 交证实油气储量报告时产生了一些混淆现象。 石油评估师们也早就注意到了这一现象。近几年来 ,几乎每年都在站发表专家的见解 P。综合分析 家的观点 ,结合在中国石油上市过程中以及近几年笔者与中介评估公司合作的经验 ,将 量评估的原则归纳成 10 个方面。211  合理的确定性合理确定性的把握要以地质和工程资料为基础 ,即必须有明确的资料 ,表明所有地质和工程方面的假设都是有根据的 ,如递减率、采收率、油气藏边界、开采机理、容积法参数、气油比或产液量等。如果所圈定的面积是勘探新增加的 ,即由探井或评价井新增加的 ,但没有足够的资料说明和证实产量递减率、采收率和油气藏驱动机理等 ,则应该采用保守的算法估算证实储量。这里 ,合理确定性的概念 ,是指如果将来有了足够的技术资料 ,证实储量应该增加 ,即正调整 ;而不是减少 ,即负调整。一般情况下 ,勘探阶段发现的储量 ,如果从合理性方面来论证 ,难免须进行较多的推测和假设。但如果反过来考虑不确定因素 ,则可能在相对意义上对不可靠程度进行合理的比较和判断。 不确定性的考虑 ,重点是针对地质认识、开发可行性和经济效益等方面。(1) 地质和油气藏特征的不确定性 ,如渗透率、储层连续性、断层的封堵性、构造以及其他未知因素的不确定性都可能使储量划为不能证实的。(2) 经济上的不确定性 ,如缺少市场 (也就成了呆矿 ) 、不经济的价格和边际储量等因素不能产生正现金流 ,则其储量也不是证实的。(3) 由硬沥青、煤和油页岩提炼人造油属于矿山开采范畴 ,不能算作证实油气储量。但如果开采煤层甲烷气具有经济可行性 ,则可以算作证实储量。(4) 在边远地区 ,即使有地层测试或有限的生产资料 ,也不足以将估算的储量划分为证实储量。上市公司必须说明 :油气市场的存在性很大 ,而且有一套提炼、处理和输送这些油气进入市场的经济有效的方法和途径 ,或至少在最近的将来这样做是可行的。石油公司应承诺建设必要的生产、处理和输送设施 ,这是划分未开发证实储量所必须的。(5) 如果缺少将储量投入开发的方案 ,就意味着缺少承诺。确认这种承诺有多种形式 :签署的产品销售合同、申请建设的报告、签署的中标报告、适当级别的机构和政府部门间的谅解备忘录、已确定的公司发展计划和时间表、投资建设的授权批准书、基础设施建设贷款批准文件、设施建设草案、环保许可批准书等。(6) 石油公司比较肯定能获得项目所需的资金是划分证实储量的必要条件。如果开发方案的实施不正常地持久拖延 , 可能因疑问较多而不能计入证实储量。02 石   油   学   报                  2004 年  第 25 卷OP 210. 4 ct 现行经济和操作条件现行经济和操作条件是指产品价格 、操作成本、生产方式、开采技术、油气外输和市场管理、矿权和利益分成以及法规方面的要求 ,这些都是在储量评估的有效期内已经存在的。如果须推测其变化的话 ,则对其发生的可能性必须有足够的把握 ,相应变化所需的投资和操作费用应适时在经济可行性方案中得到体现。这些条件还包括估算将来的净废弃成本以及现有许可证期限是否需要延续。如果油气价格太低 ,致使油气生产因经济效益不好而关井 ,与暂停生产相关的储量 (即如果不关井将可能采出的产量 )就不能再属于证实储量级别 ,必须从证实储量数据中以负调整的形式而减掉。对于关井后的储量 ,可以在来年由于经济条件的好转以正调整的形式再次进入证实储量之列。213  经济生产能力勘探新区可以有证实储量 ,这要求由有结论性的地层测试予以证实 ,或该区已经具备了经济生产能力。显然 ,少量的电缆测试产量 (如 100L/ d) 或遥远的孤立新区有日产几百桶的产量 ,都不足以证实该区具有经济生产能力。裸眼测井资料分析表明有产层存在也不足以确定证实储量。只有经地层测试或经过生产实践表明有经济生产能力 ,则在井周围向低部位外推至已知流体界面或已知最低含烃底界 (L 且由技术上确定的泄油范围内没有法律纠纷的储量 ,才能确定为证实储量。这里 ,已知最低含烃底界是已知最低含油底界 (L 已知最低含气底界 (L 统称。214  流体界面和含油气面积在与商业油气井相邻的部位圈定证实储量 ,必须具有结论性的、明确的技术资料 ,证明有相应的油气量肯定能产出 ,且有足够的合法的面积 ,从而判断投入开发的经济性 ,不必因流体界面或 L 浅而要圈到低于这一界面的地方去。如果不知道流体界面 ,在油气藏低部位的井钻遇的 L 下部位不能有证实储量。若根据现有的历史动态趋势能充分说明可采出的储量比用 L 算的容积法储量还要多 ,则可以对容积法储量进行正调整。215  测井和取心资料的证实程度如果裸眼测井资料和岩心分析资料的综合解释毫无疑问地支持经济生产能力的结论 ,而且目标油气藏与本油气田已投产的或地层测试已证实具有生产能力的类似油气藏具有可比性 ,则储量可以确定为证实的。这种情况可能不太常见 ,特别是在勘探阶段。对于新油气藏在有任何储量划分为证实级之前 ,义的实质是要求在绝大多数情况下至少有一个决定性的地层测试证实资料。216  提高采收率技术新增的储量如果提高采收率的技术在被评估地区尚未进行商业性常规应用 ,则由这一技术可能采出的油气量不能划归证实储量。除非在相应的储层 ,这一技术经过先导项目或已安装的流程 ,证明了在技术上和经济上的成功 ,同时也证明了先导项目可行性研究的有效性 ,方可划归证实储量。217  证实已开发储量的界定有些井尚需少量费用进行重新完井 、补孔或裸眼增产措施 ,这些井与目前正在生产的井都可以计算证实已开发储量 ,这是因为开发相应储量的大部分费用已经发生。当已实施的提高采收率技术先导项目表明 ,应用该技术后产量得以提高 ,或者提高采收率技术的方案已完全实施并已投入生产 ,且生产达到了早期可行性研究的效果 ,这时可以计算由提高采收率技术获得的证实已开发储量。在先导试验情况下 ,只有先导技术能够增产的那部分储量才可确定为证实已开发储量。对于已全部实施提高采收率技术的项目 ,只有从整个项目中看到了相应的效果 ,才能确定提高采收率技术的全部证实已开发储量。如果项目成果与原先的预测不符 ,那么 ,只有目前生产动态所支持的实际储量才可作为证实已开发储量。这里有一点很重要 ,应用提高采收率技术增加的证实已开发储量 ,要求生产设施已经安装 ,并且油气井产量也得到了提高。218  证实未开发储量的界定除非注入流体或运用其他提高采收率技术在某一地区的同一储层中经实际测试证明肯定是有效的 ,否则 ,该地区的证实未开发储量不能包括运用提高采收率技术的储量。定义中“肯定”一词的含义 ,在这里不能有所减弱。而且“生产的连续性”不仅是要求地质构造本身的技术指示 (如地震资料 ) 能够满足证实未开发储量的测试要求。在通常情况下 ,对于正在生产井的周围面积 ,如果没有法律上的争议 ,只有技术上判断属于泄油范围内的面积才可计算证实未开发储量 (但构造上不能低于L 。如果在同一油藏的相距超过法定井控范围内12第 2 期               胡允栋等 : 按 准进行油气证实储量评估的基本原则至少有 2 口井显示具有连通性 (油气藏是连续分布的 ) ,那么 ,在这 2 口井之间可以计算证实未开发储量 ,尽管两井间有一部分可能与其中任一口井的距离都超过了一个井控范围。这种情况下 ,可用地震资料显示的两井间储层的连续性来辅助说明 ,但规定要求的资料应该是生产测试或压力测试连续性的确实证据。调 ,如果没有其他井 ,即使有地震资料 ,也不能由一口生产井就确定超过一个以上井控范围的证实储量。应用高质量的、有钻井标定的地震资料可以改善容积法储量估算中的油藏描述质量 (如流体界面 ) 。然而 ,地震资料不能证明生产具有连续性。因此 ,对于那些已经钻井的、法律和技术上所允许的泄油面积之外的新增证实储量 ,地震资料不能作为惟一的依据。生产的连续性须用非地震资料加以证实。对于仅钻几口井的新油藏来说 ,油藏模拟或一般概念的开发经验类比不能作为新增证实未开发储量的可靠依据。仅用几口井的资料点建立的地质模型 ,或用极少的动态历史资料来证明并接受历史拟合的结果 ,这种模拟或物质平衡的结果本身是有疑问的。如果采用的经验类比不是来自于本油田 ,那么 ,仅用这种方法计算的证实储量也是不可靠的。对于运用提高采收率技术所划分的证实未开发储量 ,要求该技术是在本油藏或者相邻地区的同一地层的类似油藏中证实为有效的。类似油藏指的是孔隙度、渗透率及其分布、厚度、连通性和油气饱和度等参数值与被比油藏相同或更好。219  经济评价中的未来现金流入在财务会计标准第 69 号声明中 ,对于披露信息 ,要求年底储量的未来现金流入量应该采用与企业的证实储量有关的年底油气价格来计算 ,即要求采用财政年度的最后一天由市场确定的实际价格。例如 ,西德克萨斯州的石油生产商确定年底最后一天的原油牌价(或天然气管网的现货价 ) ,并作适当的历史调整 (运输、比重、沉淀物和水、购买商红利等 ) ,将这一价格用于单个油气资产的证实储量估算和未来现金流计算。月平均价格不是年底最后一天的价格 ,尽管在年底的最后一天生产上可能接受的就是月平均价。69 号声明还要求 ,在假定现行经济条件保持稳定的情况下 ,未来生产成本也要基于年底的数字。2110  概率法储量估算方法的应用油气储量的估算方法 ,可以分为确定法和概率法两大类。确定法是将储量计算过程中的每一参数代之以最可能的或人为选定的单值 ,得出的结果也是一个单值的方法 ,如最常用容积法、产量递减法、物质平衡法 ,甚至类比法。而概率法只是将确定法的每一输入参数或选定的输入参数代之以一条概率曲线的形式或一系列带有概率属性的数值 ,并遵循概率加 / 减、乘 / 除的数学规则。近年来 ,由于概率法储量估算在计算方法和手段上的改进而变得越来越有使用价值 ,也由于得到了像 样的国际权威机构和专业组织的接受而变得越来越重要。在欧洲和加拿大等国家 ,概率法已成为石油公司储量估算的常规方法。而且在概率法的基础上 ,经过简化和实用方面的考虑 ,已经演化出了多种易于实现的方法 ,如方案法等。但 准制定者认为 ,目前对此建立置信标准还欠成熟。 用概率法确定证实储量已经指定了一个 90 %的置信水平。但是 ,在应用实践中 ,确定法估算证实储量一直使用的是中值或最佳估计值。对于一个具体的油气田而言 ,由于在某一基准日估算的证实储量在以后的储量评估中得到增加或正调整的可能性远远大于减少的可能性 ,显然这里出现了矛盾性 ,这种矛盾应该得到解决。如果使用概率法 , 义中的下限标准 ,比如最低的已知含油气底界 (L ,是继续有效的并应得到遵守。证实储量的概率累加比简单相加得到的储量评估值偏大 (由于开采的不确定性在减少 ) 。 准要求 ,如果采用概率法估算值 ,则在财务年报的披露上要对此进行直接调整。3  典型实例上述 10 项基本原则 ,每一项都应该有相应的实例说明 ,考虑到篇幅的限制 ,这里仅对平面上储量级别的划分 (即面积的确定 )和运用提高采收率技术的储量进行实例解释 ,这是目前中、西方在储量概念上差异最大的两个方面。这两个实例也能在一定程度上说明 11  平面上储量级别的划分图 1 是对中国西部吐孜洛克气田吉迪克组第一气层分别按中国现行储量标准圈定探明储量含气面积和按 准估算证实储量 ( 以及按 准划分概算储量 ( 可能储量 ( 实例。由二维地震发现 ,首钻的探井 1 号井位于构造东翼 ,但由于工程原因报废。后续钻探的评价井 2 号井和 3 号井 ,测井解释并经测试证实的有效厚度分别为 1014m 和 1611m ,2 口井钻 遇的气层底界为海拔 - 115m。在按中国现行标准 (即 1988 年制定的国家标准 \[2 \]) 计算探明储量的过程中 , 考虑到构造面积不算太大 (圈闭面积约22 石   油   学   报                  2004 年  第 25 卷图 1  吐孜洛克气田储量计算边界划分 f ,且已有 3 口井控制 ,便在气层顶面的构造图上 ,从构造圈闭线 (海拔 - 225m) 向内收缩一根等高线 ,即以 - 200m 圈定了探明储量边界。在国土资源部的储量评审过程中 ,虽然已经明确指出了吐孜洛克构造的西半部无井控制 ,计算探明储量会存在风险 ,然而考虑到该地区尤其是针对该构造的天然气勘探工作已经结束 ,不可能在西半部再打一口评价井 ,因此原则上还是认可了该气层按 - 200m 圈定面积所计算的探明储量 ,即含气面积为 2818 探明地质储量为64112m × 108按采收率 70 %计算 ,可采储量为44188 × 108但中国石油公司聘请的储量评估公司 ——— D &实储量评估时 ,没有完全接受中国石油公司的评估结果 ,而是将储量分为 级。首先 ,考虑到在构造西部至少还须另打一口井 (无论是评价井还是开发井 ) 才能将整个构造 L 因而 ,以 3 号井紧邻的北西 —南东向断层为界 ,分南、北两部分考虑 ,以东、西各近占一半的中线划计算线。在 L 上 ,油井所在的一半至东头断层之间部分为证实储量 ( ,西边一半为概算储量 ( 。其次 ,从证实储量所在的 L 再以构造等高线的中线为计算线(俗称“半分法” \[3 \]) ,中线之上为概算储量 ( ,之下为可能储量 ( 。其余所有 L 均划为可能储量 ( 。对于储层大面积分布、或平面上物性变化大、探井控制程度低的油藏 , 可以用图 2 所示的方法圈定证实储量。在图 2 中 , 3 个井点所在的井控范围一般为300m × 300m 至 500m × 500m ,属于开发井或设计开发井的井距范围 ,因而可定为证实已开发储量。在其四周的 8 个紧邻单元 ,只能是证实未开发储量。在证实未开发储量之外 ,钻遇的油底之上属于推定增加储量 ,也就是说 ,只要在这些部位钻开发井 ,就可以推断能增加储量。图 2  井控范围和紧邻单元证实储量的划分 in 量评估实践中经常用到。2003 年 2 月 ,D &M 公司用这种简单方法估算了大庆头台油田现开发区之外各探井评价井的井控证实储量 ,采用的井距是借鉴已开发区的开发井距 300m ,即一口获工业油流的探井证实含油面积仅为 0181在加拿大按井控面积估算储量是最为常见的方法之一 ,并有相应的规则 \[4 ,5 \]。但井控面积的衡量单位不是开发井距 ,而是固定的开发面积 2156特定的名称为 1 般情况下 ,一口单独的油井的证实面积为 1/ 4 0164,视储层性质和流体性质 ,最大不超过 1 对稠油井 ,一般为 1/ 16116,而天然气井一般为 1 最大不超过 4 10124。312  勘探阶段证实储量的采收率D &M 公司在评估中国石油勘探的新增石油储量时 ,所用的采收率基本都是一次采收率 ,即不包括人工32第 2 期               胡允栋等 : 按 准进行油气证实储量评估的基本原则注水可能提高的采收率。表 1 是 2000 年度中国石油新 增储量较大的区块 D &M 公司评估和中国石油计算结果对比情况。可以看出 ,实储量的采收率平均值还不足中国标准新增探明储量采收率的 1/ 2。表 1   D &   of &M M 中国石油新增区块地质储量/ 104%新增区块地质储量/ 104采收率/ %百口泉 256619 15 2161 24北小湖 13310 5 150 24大情字井 265617 6 3345 21黄沙坨 159316 15 1640 18陆梁 612518 8 6755 24南梁 331516 5 3177 23葡西 549717 6 6559 25曙光 250111 20 2568 16吐玉克 99811 4 1131 20乌兰诺尔 61514 14 666 17元城 43119 15 555 23合计 / 平均 2643518 913 28707 2214D &M 公司认为 ,差值部分应该属于低级别的储量 ( ,因为注水效果还没有得到证实 ,只要有资料说明提高采收率的开采效果 ,提高的部分才能划归证实级别。也就是说 ,勘探新增的储量不能算证实的储量 ,开发见效后可以补算。表中曙光油田的稠油区块就说明了这一问题。曙光油田杜 813 和杜 42 区块 ,原油性质属于稠油和超稠油 ,D &M 公司在评估之初认为 ,证实储量相应的采收率为 2 %~ 3 % ,最高不超过 5 %。但当中国石油公司出示了与新增储量区块相连接的已开发区块蒸汽吞吐开发效果和生产数据后 ,D &M 公司立即接受了采收率得到提高的事实 ,而且估算的采收率比中国石油公司计算的还高出 4 %。说明中、西方对于由提高采收率技术增加的储量存在长远预测和眼前证实的不同立足点。中国标准强调地质储量与可采储量的一一对应性 ,即探明级地质储量不能对应控制级可采储量 ,更不能对应预测级可采储量 ;而国际通行的概念 ,储量级别主要针对可采储量 ,即以可采储量的落实程度确定储量级别 ,这就使得一个地质储量可以对应多达三级可采储量的情形。4  结 论在西方国家 ,油气储量是石油公司的主要资产 ,是资产管理的主要对象 ,因而在制度和法规上必须确保石油公司资产和价值的可靠性。在证券市场 ,油气储量及其价值的变化很大程度上预示着投资价值的变化。 油气储量标准正是作为证券监管机构对地下油气资产的界定标准和基本原则。在美国上市的石油公司对外披露其拥有的油气资产时必须遵循这一标准和原则。也就是说 ,储量的估算和认定必须立足于现有资料的精度、现有设施的能力和现有经济和技术条件。而且非常重要的是 ,如果储量有偏小和偏大两种可能性时 , 准要求 ,宁可选择偏小的而不选择偏大的。可以看出 , 准所立足的是投资者的利益 ,近乎“看得见摸得着的”储量才能作为资产进入公司的资产帐本。显然 ,对于认识一个特定地区或油气田的储量规模来说 ,不能以 标准来衡量 ,油气田的开发规划和方案设计也不能仅仅以 准评估披露的储量为基础。 准评估的证实储量只是储量序列中最为可靠、风险最小的那一部分 ,也是在开发后肯定会获得经济回报的那一部分。参 考 文 献\[1 \]  胡允栋 ,译 . [A \]全国资源委石油天然气储量委员会办公室 . 石油天然气资源管理论文集\[ C\]石油工业出版社 ,1999 :18[2 \]  88. 石油储量规范 \[ S\].\[3 \]  et to C\]. 8044 ,1997 :259[4 \]  J , A , R , et of [J \]. 1993 , 32 (5) :10[5 \]  万吉业 . 石油天然气“资源量 —储量 —产量”的控制预测与评价系统 \[J \]1994 ,15 (3) :51收稿日期 2003改回日期 2003 编辑  张  怡 )42 石   油   学   报                  2004 年  第 25 卷
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