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(南阳油田-NEW)非常规油气储量评估方法讨论-王庆如_图文

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地质 储层 沉积 地化 层序地层
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中国海洋石油总公司油气储量办公室2013年 8月非常规油气储量评估方法讨论油气田开发过程中的储量研究22非常规油气储量评估方法讨论岩气储量评估密气储量评估33非常规油气藏主要的非常规油气藏非常规油气藏 是大面积广泛分布的油气聚集体,通常不受水动力影响。这种油气藏需要特殊的提取技术。常规油气藏重油超 非常规气成藏特征 近源或源内成藏,多自生自储分布特征 大面积 分布,丰度低赋存方式渗流特征致密气 以游离态为主、微米级及以下空间渗流,煤层气 以吸附态为主、微米级及以下空间渗流,页岩气 两种形态并存、纳米级空间渗流;储层物性 复杂致密、 (超 )低渗、 (超 )低孔 (隙 )、低丰度 ,一般 不具自然产能开采特征 需采用专用的系列配套技术才能有效开采 ; 单井产量很低 ,递减快 ,生产周期长经济效益 成本高,回收期长,效益差煤层气页岩气页岩油 碳氢水合物常 规非常规44找构造,圈闭容积法计算地质储量标定采收率可采储量无构造,无圈闭立足于在产井, 井控法产量递减分析典型井模型井距外扩局部高度富集大面积分布常规非常规非常规气可采储量计算非常规气的特点决定了其储量计算与常规存在不同!55页岩气 : 储层超致密,孔隙度通常是 4~6%, 渗透率小于 10透率对裂缝具有很强的依赖性。引自 . 粘土及脆性物质的含量决定页岩的机械性质,能够经济开采的页岩油气藏的粘土含量基本小于 50 %。粘土和脆性物质的含量矿物组成裂缝发育程度页岩气产能一级标准- 单井估算最终可采量 (统计分布具有可重复性 ;- 用邻井推测未钻井区域的生产特征不具有可靠性 ;- 存在区域性的连续油气系统 ;- 游离烃 (非吸附态 )不因流体动力学的作用而聚集成藏。二级标准- 要实现经济产量开采需要大规模的增产措施 ;- 很少产地层水 (煤层气和致密油藏外 );- 没有明显的盖层和圈闭 ;- 渗透率低 (50 130~ 50 22%, >储量计算与评价技术要求(试行 于页岩油气藏生产过程中很难获得准确的油气藏的压力,物质平衡方法很少用于页岩油气藏的储量预测。由于页岩油气藏非均质性强,岩性、物性、裂缝的发育程度、含气量在纳米级变化,开发技术的对产量、采收率影响很大,因此 目前国外已开发页岩油气藏数值模拟法应用效果并不理想。动态法 —— 物质平衡法和数值模拟法88容积法 递减曲线法取芯分析数据 生产数据刻度容积法参数调整开发方案相互印证容积法递减曲线分析法物质平衡法数值模拟法容积法递减曲线分析法物质平衡法数值模拟法极低渗透率储层储层物性纳米级变化解吸气与游离气共存多级压裂开采相互刻度大量生产动态数据99②③④⑤①①②④④⑤⑤证实页岩气和性质页岩气横向预测范围和地质编图证实良好的天然气含量证实油藏特征和矿物性质证实生产特征井描述和编图开发计划通过证实 2一口直井 ,测井 ,全岩心 ,实验室地化分析没测试资料 ;地震预测泥岩横向分布范围 ,岩心分析泥岩地化指标 ,测井解释泥岩厚度 ,孔隙度 (钻探有页岩气存在 ,但未测试 ,泥岩范围不确定 距直井10壁取心 ,实验室吸附 /解吸附测试 ,矿物分析石英含量 70%粘土 20%,没有膨胀泥岩解吸附测验气体含量在100%~200没有水力压裂下测试若干小时相对气流量少产能测试资料缺乏距先钻惊几公里钻第三口直井 ,进行 3一个月生产测试 ,第一周生产指数 (750,30天为 500个月后压降显示油藏略为超压 水平井的产能要比直井高 ,在测试的直井附近布置水平井开发 ,可以使储量升级 各具 10级水力压裂 )平均 7天 3,30天的在方案中水平井附近使储量进一步升级 待下阶段区内的直井产能测试和水平井开发计划来升级 提出 油田部分设施建造 ,天然气合同签定第 1年 第 2年 第 3年 第 4年 第 5年已存在的探井新钻的直井新钻的水平井未开发的水平井1 - 没测试的直井2 - 低产的直井3 - 压裂的直井4& 5 - 压裂的水平井预测资源 预测资源 潜在资源 C 2口已钻老井,地震资料解释2500米处约50米厚的泥岩,泥岩是区域生油岩,地化指标5%111由于页岩油气藏是一种连续性油气藏,但每个区域因地质条件的不同储量参数如页岩净厚度、油气层压力和温度、孔隙度等是变化的,根据掌握的资料不同,二种储量计算的方法。其一是分区法: 适用于只有少量的井点资料的地区(1) 计算每个井点的单位原始地质储量,(2) 根据地质特征对整个矿区进行分区,分区单位原始地质储量乘以各分区面积得分区原始地质储量,(3) 各区原始地质储量相加即得到总原始地质储量。 (并购时储量的计算就是按此法进行 )其二是等值线法: 适用于井点资料丰富的地区(1) 计算每个井点的单位原始地质储量,(2) 勾绘单位原始地质储量平面分布等值线图,利用积分法,累加各等值线内地质储量即得到总原始地质储量。原始油气地质储量 121200000英亩,其中油区面积为 425000英亩,为 664个 区为 75000英亩,有 117个 其中140英亩),估算的油区每个 03203 岩气的地质储量为 17578 点地质储量计算方法1313根据地质条件进行地质分区,针对不同分区,利用收集到的动、静态资料、钻完井资料和测试资料等,确定每个区块的产量剖面。油藏专业评价的技术要点主要有以下两个:( 1)确定总开发井数:根据钻完井设计的水平井水平段长度及水力压裂的有效裂缝直径这两个关键参数,通过两个参数乘积计算每口井的井控面积,然后通过地质分区的有效含油气面积及单井控制有效面积确定开发井数。( 2)确定地质分区的 据钻井录取的静态资料、测试资料以及生产动态资料,利用动态分析方法或数值模型确定单井的 定 始递减率、递减指数。生产井的初始产量及初始递减率是根据生产井的生产动态得到,递减指数则通过试算法回归生产动态曲线得到,单井可采储量 据钻井数量及钻井计划,由区块术可采储量研究资料收集 (基础资料、静态资料、钻完井资料、测试资料、动态资料等)水平井长度 水力压裂缝评估 静态资料 测试试采资料 生产资料井 距总开发井数钻井计划典型曲线 单井可采储量产量剖面1414前有生产井 1口,每个流动单元按 640英亩计算,可划分为 228个单元,单井控制面积按 120英亩 /口计算,可钻开发井1215口,考虑面积利用率 70%,预计钻开发井 851口。每平方英里原始地质储量 60始月产量 431d,一年递减率为 81%,终递减率为 6%,减指数为 发年限为 28年,井可采储量 57收率为 1515区块未开发可采储量计算公式为: v f P i 式中:采储量, 108价区块面积, f 位面积可钻井数, 1/ i 块对应概率为 终可采储量), 1080%, 50%, 10%,分别对应证实、概算和可能储量。概率统计法(动态) : 计算评价连续型油气藏未开发可采储量的概率统计法。计算单井最终采油气量 钻井数发中后期有足够多油气生产资料的连续型油气藏。优点:计算结果比较准确、可信度高 。×××评价步骤:( 1):划分地质子集 (计算单元 );( 2):对生产井数据进行统计分析;( 3):确定钻井数量; ( 4):进行蒙特卡罗模拟; ( 5):计算证实、概算和可能储量。1616非常规油气储量评估方法讨论岩气储量评估密气储量评估1717无统一的致密气标准和界限,根据不同时期的资源状况、技术经济条件、税收政策来制定其标准和界限,随着认识程度的提高,致密气的概念也在不断的更新。“ 致密气藏是指需经大型水力压裂改造措施,或者是采用水平井、多分支井,才能产出工业气流的气藏。气体以游离态存在。全球致密气藏的资源量保守估计超过 15,000隙结构复杂透率一般 <常压力水关系复杂管压力较高何谓致密气?1818致密气储量 /资源量评价方法 指以高研究程度区(类比区)为依据,通过类比为中、低研究程度区(评价区)提供储量参数,从而进行储量计算的方法。类比法 略估算方法资源丰度类比(面积、厚度、生产等数据都没有)容积法储量计算参数;采收率类比典型曲线类比法(初产、递减率类比) 300 400 500 600 700 800 900A r e a x T h ic k n e s s +/ T G +/ - 2 0 %+/ - 1 5 %Po r o s it y +/ - 1 0 %+/ - 2 C e nt i l Ga sE f f e c t T y pi c a l V ol um e t ri c P a ra m e t e r U nc e rt a i nt y G I b c f )300 400 500 600 700 800 900 1000Po r o +/ - 4 0 % - 2 0 +5 0 %A r e a x t h ic k n e s s +/ - 3 0 %+/ - 2 0 %+/ - 2 T i Ga sE f f e c t T y pi c a l V ol um e t ri c P a ra m e t e r U nc e rt a i nt y G I b c f )常规油气容积法参数P a r a m e t e r V a l u eU n c e r t a i n t y R a n g eM i n M a xA r e a x t h i c k n e m 3 1000 + /- 3 0 % 700 1300N f r ) 0 . 5 + /- 2 0 % 0 . 4 0 . 6P o r o ( % ) 20% + /- 1 0 % 18% 22%S g ( f r ) 0 . 7 + /- 1 5 % 0 . 6 0 . 8r m 3 / 0 . 0 0 4 0 + /- 2 . 5 % 0 . 0 0 3 9 0 . 0 0 4 1 ( b c f ) 618 + /- 4 0 % 365 887P a r a m e t e r V a l u eU n c e r t a i n t y R a n g eM i n M a xA r e a x t h i c k n e m 3 5600 + /- 3 0 % 3920 7280N f r ) 0 . 5 - 2 0 + 5 0 % 0 . 4 0 . 7 5P o r o ( % ) 5% + /- 4 0 % 3% 7%S g ( f r ) 0 . 5 + /- 2 0 % 0 . 4 0 . 6Bg r m 3 / 0 . 0 0 4 0 + /- 2 . 5 % 0 . 0 0 3 9 0 . 0 0 4 1 ( b c f ) 618 + /- 4 0 % 256 1317容积法 数不确定性的影响增大致密气藏容积法参数± 300± 16801919建议: 致密气储量评价方法基本采用常规气藏的储量评价方法,但为了适应由于储层致密对常规方法带来的挑战,较为合适方法是将动态和静态方法结合来进行。致密气储量 /资源量评价方法类比法• 粗略估算容积法• 参数不确定性增大• 泄气面积等参数在开采初期很难确定动态法(物质平衡法、 需要流动达到边界控制流动或拟稳态流动才能确保方法的正确性开发初期用容积法估算储量,通过类比其它致密气田生产动态所预测的面积估算资源量;用生产动态数据刻度容积法,泄气面积,并确定加密井位;将容积法和动态数据结合确定 020在评价致密气资产时基本都采用 井控动态法 ,储量或者潜在资源量的的计算落实到单井,实际的在产井运用 产量递减分析 ,新钻井采用 典型井曲线 来进行评估。致密气可采储量计算影响可采储量计算的 2个重要参数 :井距 (单个 单井最终累积可采储量)新部署井可采储量在产井可采储量部署井数 单井 x=2121致密气可采储量计算建立典型井模型 部署井位2222典型的致密气井生产可以分成 2个阶段:阶段 1:符合 双曲递减特征 ,初始递减率大,初始年递减率 60阶段 2:符合 指数递减特征 ,递减率较低,产量长期处于较低水平0100020003000400050006000700080009000100000 100 200 300 400 500 600 700 800日产气(d)时间(天)1 0 2 /1 2 - 29 - 77 - 13 0 /1 2 - 32 - 77 - 13 0 /1 3 - 5 - 78 - 13 0 /1 3 - 27 - 77 - 13 0 /8 - 14 - 77 - 13010年投产井双曲递减指数递减致密气开发特征惊喜 ——— 惊怕 ——— 惊叹初期高产 —— 快速递减 —— 低产平稳23231、典型井模型建立致密气可采储量计算( 4)验证用实际井的单井 50值来进行验证设定的典型井模型的合理性。( 2)典型井递减规律的确定非常规气井的生产符合早期双曲递减规律,后期进入末端指数递减。通过对实际井的生产数据的拟合确定双曲递减指数 n;最后做出递减指数 3)典型井 减规律、递减指数;然后确定经济极限产量,通过 1)典型井初始产量的设定考虑到非常规开发井的初始产量和完井技术密切相关,因此典型井初始产量一般选用最近 2一化之后归一化之前2424( 1)类比法类比其它开发程度较高地区的井距来类比确定( 2)根据井的泄气半径来确定非常规储层岩性致密,一般认为压裂裂缝能够延伸的范围即为井的泄气半径;需要根据微地震资料,确定真实有效的裂缝长度,进而计算单井的有效控制面积,从而确定合理的井距。( 3)数值模拟法通过模拟动态拟合,论证平均每条裂缝控制面积。2、合理井距确定致密气可采储量计算2P 1 生产测试 )直井 (未测试 ,有测井 )3、井位部署根据不同井型、测试结果的合理井距和类比分析的成功率经验在合同区域内井位部署,达到最大的不同级别的储量控制面积。2525实例介绍目标:计算 密气可采储量计算目标公司目标区块定储量资源范围(研究 626实例介绍根据 据井型确定井控储量范围和储量级别有利储量范围区2727实例介绍致密气可采储量计算分区带、分储量级别布井位计算可采储量(类比、递减和数模)2828结 论1. 非常规天然气主要包括致密气、页岩气和煤层气,其油气藏特征以及开发生产特征与常规存在不同,这也决定了其储量计算方法的不同。2. 目前不存在非常规储量计算统一标准,可采储量的计算主要采用井控动态法,运用产量递减分析、井距外扩以及典型井模型作为主要手段。3. 准确预测典型井模型的 于生产井的生产时间较短,预测方法主要还是基于 测结果的可靠性还有待时间的检验。2929量向产量转化的开发研究议和要求油气田开发过程中的储量研究3030油田生产投资决策前期设计开发方案评价与探 井地质研究 评 价发 现测试远景资源量 3开 发评 价- 勘探目标评价考虑经济评价结果- 勘探必须以油气发现为目标- 勘探发现后由开发团队进行资产评价- 开发评价由勘探、开发团队联合完成- 开发储量评价和计算注重经济可采储量- 资产价值由合同内经济可采储量决定提前介入勘探评价 后延介入开发生产勘探发现和评价开发方案实施生产储量管理3131乌石凹陷处在勘探早期阶段,应力求突破;渤海、涠西南等成熟区仍处于储量高峰阶段前期,是勘探投资最佳流向;番禺 4洼处于高峰阶段后期,宜保证适量的勘探投资,加强研究和技术研发,同时适当增加老油田周边滚动勘探勘探阶段与投资策略 中海油勘探管理的发展历程早期阶段 高峰阶段 萎缩阶段储量发现阶段划分示意图15%~20%<1%35%~40%1~2%55%~60%<1%涠西南30%番禺 4洼59%乌石11%渤海27%根据公司发展目标,结合各盆地(凹陷)的勘探阶段,制定不同的勘探策略,合理配比各盆地(凹陷)工作量和费用。集束和价值勘探阶段勘探风险与投资组合管理阶段地质研究主导的勘探阶段高低风险的组合近、中、远期目标相结合不同勘探程度领域组合3232成熟区 / 黄金勘探领域 新区 / 新领域滚动勘探领域区 成熟区 / 问题勘探领域高吸引力规模较大高吸引力低吸引力回报低增加可动用储量低吸引力或规模不大技术打开新局面高高低低勘探风险战略吸引力2 0 0 7 年- 2 0 1 1 年国内自营各类探井比例18%17%16%19%24%60%63%70%48%55%22%20%14%33%21%0% 20% 40% 60% 80% 100%20072008200920102011新区新领域 成熟区 滚动区投资领域和目标的判断: 三大类四个象限区优选储备战略吸引力:资源潜力、经济价值、战略意义勘探投资组合应贯彻四个勘探战略层次,综合考虑三类勘探领域目标及其规模与经济性等因素。2 0 0 7 年- 2 0 1 1 年国内自营各类探井比例18%17%16%19%24%60%63%70%48% 55%22%20% 14%33% 21%0% 20% 40% 60% 80% 100%20072008200920102011新区新领域 成熟区 滚动区3333油气田所属阶段储量前期研究阶段 工程建设阶段 生产阶段勘探阶段预可行性研究 可行性研究 产准备地质储量 技术可采储量 储量早中期侧重地质模式、储量分布及储量品质分析 。后期侧重储量动用情况分析,方案指标研究以及剩余油分布规律研究。3434在 生 产 在 建 设 油 气 田 探 明 储 量 规 模 对 比 图050001000015000200002500030000350004000045000流花11禺5江24禺30花4江23州32州25州25州19州19禺11州26州19莱19中36皇岛32中25堡352州25中34渤中19大32埕北渤中28中26*歧口18州21大4皇岛33渤中3东方1洲12昌13东15 1 0 年探明地质储量油当量 2010年底探明储量 变化率 南海东部 渤海 南海西部在 生 产 在 建 设 油 气 田 三 级 储 量 规 模 对 比 图010000200003000040000500006000070000流花11江30江24禺30花4江23州32州25州25州19州19州19州25禺11州26莱19中36皇岛32 金县1州252州25州9中26渤中19莱25 埕北旅大32*歧口17中28皇岛33旅大4渤中3东方1洲12昌19洲11 1 0 年三级地质储量油当量 第一次申报探明储量对应的三级储量油当量第一次申报三级地质储量总计 2010年底三级储量 化率 申报探明和三级储量与 2010年底的储量对比对比基础可能不一 ,但说明一点有潜力 ,储量总体正向增加 ,大型油气田变化大 海 南海西部3535天津分公司复算油田储量变化原因类别统计图- 8 0 0 0 - 6 0 0 0 - 4 0 0 0 - 2 0 0 0 0 2000 4000 6000 8000渤中2 8 - 2 南主体渤中1 9 - 4渤中3 4 - 1 北块蓬莱1 9 - 3曹妃甸1 1 - 1曹妃甸1 1 - 6旅大1 0 - 1旅大5 - 2旅大4 - 2锦州2 1 - 1锦州9 - 3 东块秦皇岛3 3 - 1渤中2 5 - 1 南油田原油储量(万方)新块 扩边及复算 新层0%%3个油田总计增加探明储量 20120万方,其中新块 3620万方、扩边 层18124万方,新层占总增加储量的 90%。总探明储量复算前后分别为54280和 74400万方,增加20120万方,变化率 复算后新层探明储量占原探明储量的百分比。天津分公司复算油田储量变化统计图3 4 . 5 81 0 8 . 6 68 9 . 1 21 0 6 . 2 95 4 . 6 99 8 . 2 11 1 . 4 64 5 . 4 1- 1 . 5 5- 2 0 . 9 79 4 . 3 15 5 . 2 4- 1 9 . 6 002000400060008000100001200014000160001800020000渤中2 8 - 2南主体渤中1 9 - 4 渤中3 4 - 1北块蓬莱1 9 - 3 曹妃甸11 - 1 旅大5 - 2 旅大4 - 2 锦州2 1 - 1 锦州9 - 3东块秦皇岛33 - 1南油田原油储量(万方) 0 0020406080100120变化率(%)复算前 复算后 变化率天津分公司复算油田储量变化原因类别统计图- 8 0 0 0 - 6 0 0 0 - 4 0 0 0 - 2 0 0 0 0 2000 4000 6000 8000渤中2 8 - 2 南主体渤中1 9 - 4渤中3 4 - 1 北块蓬莱1 9 - 3曹妃甸1 1 - 1曹妃甸1 1 - 6旅大1 0 - 1旅大5 - 2旅大4 - 2锦州2 1 - 1锦州9 - 3 东块秦皇岛3 3 - 1渤中2 5 - 1 南油田原油储量(万方)新块 扩边及复算 新层天津分公司复算油田储量变化原因分析3636储量变化的主要原因36储量变化外围扩边钻遇新砂体随钻与生产构造变化储层变化油水系统单元参数储量升级主要随资料增加而变化技术可采变化探明地质储量油田综合调整加密调整优化注水提液酸化解堵……开发方式变化生产动态变化主要随认识提高而变化经济可采变化技术可采储量油价上涨操作费变化经济年限变化主要随市场形势而变化3737挖掘潜力作贡献 规避风险保产量开发过程中加强随钻研究的优化调整升级扩边十一五”新投产自营项目建成产能情况030060090012001500天津 深圳 湛江 上海油当量(万方)O D P 实际通过对 20个油气田随钻调整工作,深圳、湛江实现了 津分公司自营新油田的初期平均产能超过 838y = 007 2008 2009 2010年产量(万方)规划实际指数 (实际)指数 (规划)05001000150020002500300035002006 2007 2008 2009 2010年产油(万方)基础产量 1128万方,占 44%调整井产量 900万方,占 37%提液增产量 371万方,占 15%整体调整、常规措施、三采: 172万方,占 7%规划递减率: 17%实际递减率: 6%开发调整的贡献工作量决定工作成绩,调整井和探井同等重要,创新型开发存在不确定的分险,但对储量贡献不可估量,勘探开发一体化,效益和风险共存。 重视调整井的钻后分析,特别是失利井的解释,储量状态转化分析,公司财务资本化要求。0100200300400500600700800900万方2006 2007 2008 2009 20102 0 1 0 年调整井2 0 0 9 年调整井2 0 0 8 年调整井2 0 0 7 年调整井2 0 0 6 年调整井39392011 年 ( 单位 : M M B O E )1 5 , 6 %6 7 , 2 7 %5 2 , 2 1 %1 1 1 , 4 6 %措施 加密 / 侧钻井 滚动勘探开发 当年新发现2010 年 ( 单位 : M M B O E )3 5 , 1 0 %1 5 , 4 %1 2 7 , 3 5 %1 8 9 , 5 1 %措施 加密 / 侧钻井 滚动勘探开发 当年新发现2011 年 ( 单位 : M M B O E )1 5 , 6 %6 7 , 2 7 %5 2 , 2 1 %1 1 1 , 4 6 %措施 加密 / 侧钻井 滚动勘探开发 当年新发现单位 :密 / 侧钻井 滚动勘探开发 当年新发现净储量(010 年 2011 年0501001502002503003502002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010储量(年新增储量扩边储量上市储量 (替代率 )当年新增 (勘探 )贡献 50%左右 ;滚动勘探 (开发 )贡献约占 30%;扩边储量 (开发 )的作用越来越大 ;从上市储量分析看开发对储量的重要性40402011年中海油上市储量替代率和储采比分析对比(年)2137118107533614226974 74260142江 深圳 上海 有限总计( 替代率) 有限总计( 储采比) 替代率(%)新增替代率(在生产+ 在建设)替代率综合替代率1016876 江 深圳 上海 有限总计(替代率 ) 储采比(年)江 深圳 上海 有限总计( 替代率) 储采比(年)国内储采比国外储采比有限储采比4141量向产量转化的开发研究议和要求油气田开发过程中的储量研究4242勘探上建议:足够的评价资料使更多的 探明储量)落实;( I)井、 ;测试工艺重要;勘探应是 是 不是资源远景数。开发上建议:开发方案齐全,使 2上表,促进储量升级;出资料要求;尽量多的类比,成熟技术应用(技术 4个定义);济和收购之分, 探的地质储量 (开发储量 (关系以地质判断为主,具有勘探风险, 储量分类 ,是 以经济可采,强调资料有效性, 储量分级 ,应强调 2 。满足 一步提高 勘探成功率 、 开发提高采收率 和 提高难动用储量动用程度 是对 储量替代率 和 储采比 两方面综合考虑;同时要求合理(符合 扩大储量和储量升级 ,这就要求有理有据地对 2储量计算 ;应用成熟可靠技术,研究 时勘探新发现储量不断增加并合规上表,使公司的储量替代率和储采比保持在一个可持续性发展的要求范围内,为公司储量资产优化和增值提供必要的保证。油气田开发过程中的储量研究开发过程中的新增、扩展和升级储量讨论:升级: 应在储量申报范围内 ( 扩展: 是申报范围外面积范围 (滚动评价扩边、表外储量动用和含油气小构造联合开发等);新增: 是申报范围外新层系 (上下层系新发现、邻近含油气构造滚动发现)。4545储量经济评价贯穿储量评估的全过程,将地下储量、地面设施及市场环境等因素结合起来 , 真正把油气储量转化成油气资产; 要使 经济评价后的储量及资产价值与国际其他油公司的资产具有可比性 。储量经济评价是储量评估的最后一个环节 。 储量对勘探投资核算影响 储量对油气资产摊消影响油 D D & A 分析 储量对油气资产减值影响值、 S M O G 计算无发现干井勘探成本(钻井和非钻井)非钻井成本钻井成本发现储量?资本化以产量为基础摊销 干井 — 费用化 —— 当钻井作业完成后,确定该井没有发现探明储量,应当将钻探该井的暂时资本化成本(在建)计入当期损益表中的 “ 勘探费用 ” 。 成功井 — 资本化 —— 当确定该井发现了探明储量,应当将钻探该井的暂时资本化支出金额确定为井及相关设施的资本化成本。 正在 进行的钻井 —— 暂时资本化 不确定井 —— 暂时资本化计算桶油 DD&
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本文标题:(南阳油田-NEW)非常规油气储量评估方法讨论-王庆如_图文
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