尹萬泉，武 毅，于 軍

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

SEC儲量具有天然的資產(chǎn)屬性，且與油田經(jīng)營管理、經(jīng)濟(jì)效益息息相關(guān)。在油價較高的時代，油田公司處于盈利狀態(tài)，SEC儲量對經(jīng)營形勢的影響尚未顯現(xiàn)，因此，儲量的資產(chǎn)屬性尚未受到應(yīng)有的重視。

自2015年以來，國際原油價格暴跌，2016年降至1 717 元/t。遼河油田稠油產(chǎn)量占總產(chǎn)量的60%，開發(fā)成本居高不下，導(dǎo)致SEC動態(tài)儲量大幅減少，從高油價時的大于7 000×104t降至1 443×104t，油氣資產(chǎn)折耗成倍增加，遼河油田因虧損而進(jìn)入自主經(jīng)營階段。當(dāng)前，SEC儲量被越來越多的科研人員關(guān)注，研究影響SEC動態(tài)儲量評估關(guān)鍵因素十分必要。

1 SEC儲量詮釋與分類

美國證券交易委員會于1978年首次制訂了油氣儲量評估和披露的法規(guī)及準(zhǔn)則[1-2]，2009年，由于油氣勘探開發(fā)技術(shù)進(jìn)步、商業(yè)模式全球化等原因，結(jié)合多年儲量評估實(shí)踐中存在的諸多問題，對證實(shí)儲量[3]等8個方面進(jìn)行補(bǔ)充和修訂，稱為SEC新準(zhǔn)則[4]。 在美國上市的石油公司必須按照SEC新準(zhǔn)則開展儲量評估工作，由SEC負(fù)責(zé)對外披露，其評估結(jié)果為SEC儲量。

SEC儲量是某個基準(zhǔn)日后油田公司剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量[5]，有別于中國的石油地質(zhì)儲量。中國石油地質(zhì)儲量是以預(yù)探和評價階段運(yùn)用容積法計算的靜態(tài)地質(zhì)儲量為核心，儲量復(fù)算與重算周期較長，而SEC儲量以可采儲量為主，地質(zhì)儲量為輔，重視預(yù)探、評價、開發(fā)、生產(chǎn)4個階段的可采儲量動態(tài)變化，注重儲量開發(fā)的風(fēng)險和經(jīng)濟(jì)性。

1.1 按確定程度分類

SEC儲量是根據(jù)現(xiàn)有的勘探開發(fā)、工程和經(jīng)濟(jì)資料進(jìn)行評價的，儲量僅為一個估算值，具有不確定性。SEC儲量按開發(fā)置信水平[6]可分為證實(shí)儲量、概算儲量和可能儲量，分別簡稱為P1、P2、P3。綜合考慮儲量區(qū)塊所處的勘探開發(fā)階段、資料錄取齊全程度、油藏研究進(jìn)展情況等方面，P1、P2、P3儲量的落實(shí)程度分別相當(dāng)于中國的探明儲量、控制儲量和預(yù)測儲量。

P1確定性最高，油氣藏投入開發(fā)生產(chǎn)后，其累計產(chǎn)量能達(dá)到或超過P1的90%；P2的確定性次之，其累計產(chǎn)量能達(dá)到或超過P1+P2的50%；P3最低，其累計產(chǎn)量能達(dá)到或超過P1+P2+P3的10%。

1.2 按開發(fā)狀態(tài)分類

雖然在SEC新準(zhǔn)則中，提出“允許披露概算儲量和可能儲量”的條款，但目前SEC僅對外披露證實(shí)儲量，因此，在近期或較長一段時間內(nèi)，SEC儲量評估工作的重點(diǎn)仍然為證實(shí)儲量。

證實(shí)儲量分為證實(shí)已開發(fā)儲量和證實(shí)未開發(fā)儲量[7]。根據(jù)開發(fā)方案和開發(fā)鉆井實(shí)施進(jìn)展，對鉆遇發(fā)現(xiàn)油層、已經(jīng)投入開發(fā)生產(chǎn)并有一定商業(yè)油流的油藏，利用SEC準(zhǔn)則規(guī)定的計算方法預(yù)測的剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量，稱為證實(shí)已開發(fā)儲量，簡稱為PD儲量；對于開發(fā)方案編制完成，但由于資金計劃等原因暫沒有投入開發(fā)，需要進(jìn)一步鉆井的儲量，稱為證實(shí)未開發(fā)儲量，簡稱PUD儲量。

由于PD儲量是在評價單元開發(fā)動態(tài)分析和產(chǎn)量變化規(guī)律研究的基礎(chǔ)上，按照SEC準(zhǔn)則規(guī)定的產(chǎn)量遞減曲線分析法和水驅(qū)特征曲線法[8]，結(jié)合油田實(shí)際發(fā)生的操作成本等經(jīng)濟(jì)參數(shù)開展的儲量評估，因此，PD儲量又稱為SEC動態(tài)儲量。

2 SEC動態(tài)儲量影響因素分析

對于上市石油企業(yè)，PD儲量評估結(jié)果與油田公司的經(jīng)濟(jì)效益息息相關(guān)。PD儲量越大，油氣折耗越小，利潤越高，因此，深入研究PD影響因素[9-10]、合理評估油氣儲量十分重要。研究表明，PD的主要影響因素包括評估單元劃分、開發(fā)動態(tài)因素和經(jīng)濟(jì)參數(shù)因素3個方面。

2.1 評估單元劃分

遼河油田是具有三大類12亞類巖性儲層類型、19套含油層系、10種油藏類型、5種油品性質(zhì)、多種開發(fā)并存的復(fù)式油氣田，儲量評估單元劃分直接影響評估結(jié)果的準(zhǔn)確性和合理性。在以曙光、歡喜嶺等油田級別作為儲量的評估階段，不同巖性、不同油藏類型、不同油品性質(zhì)、不同開發(fā)方式的油藏混雜在一起，產(chǎn)量變化規(guī)律研究合理性差，遞減類型確定難度大，導(dǎo)致評估結(jié)果出現(xiàn)誤差，原油價格、操作成本差別較大導(dǎo)致評估參數(shù)確定的合理性難以把握，儲量評估結(jié)果難以體現(xiàn)低油價、高成本的超稠油特殊性。

目前，通過精細(xì)劃分儲量評估單元，有效地解決了整體評估階段存在的諸多問題，突出了新的開發(fā)方式、新技術(shù)帶來的開發(fā)模式變化，評估參數(shù)取值符合油田開發(fā)規(guī)律，評估結(jié)果更符合油田實(shí)際。

2.1.1 同一油藏不同巖性應(yīng)分別評估

變質(zhì)巖潛山油藏的儲量和產(chǎn)量約占遼河油田的12%，在興隆臺、邊臺、靜安堡等油田均有一定產(chǎn)量規(guī)模。由于變質(zhì)巖裂縫性儲層的特殊性，開發(fā)規(guī)律與砂巖油藏差別較大，因此，形成規(guī)模后應(yīng)作為獨(dú)立單元單獨(dú)評估。如靜安堡油田的砂巖和潛山石油地質(zhì)儲量、產(chǎn)量各占50%(表1)，靜安堡潛山油藏的產(chǎn)量遞減率高于以注水開發(fā)為主的砂巖油藏遞減率，以這2個單元評估能客觀反映開發(fā)效果，使評估更具合理性。表2為以按油藏類型評估和整體評估方式得到的PD儲量，由表2可知，雖然按油藏類型劃分的PD儲量略小于整體評價結(jié)果，但是能夠體現(xiàn)油田開發(fā)規(guī)律的變化。

表1 靜安堡油田評估單元劃分

表2 靜安堡油田儲量評估結(jié)果

2.1.2 不同油品性質(zhì)應(yīng)單獨(dú)評估

曙光油田是一個具有稀油、普通稠油、超稠油等多種油品性質(zhì)的油田，由于不同油品的油價差異較大，經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量不同，油田整體評估不合理。表3為曙光油田儲量評估結(jié)果。由表3可知，曙光油田按油品劃分評估的PD儲量為2 678×104t，而按照整體評估則為2 836×104t，按油品劃分評估的PD儲量小于按油田整體評價結(jié)果，能體現(xiàn)油品售價變化。

表3 曙光油田儲量評估結(jié)果

2.1.3 規(guī)模轉(zhuǎn)換開發(fā)方式的單元應(yīng)單獨(dú)評估

齊40塊于1998年開展蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，2005年進(jìn)入蒸汽驅(qū)工業(yè)化開發(fā)，2008年150個井組全部轉(zhuǎn)驅(qū)，轉(zhuǎn)驅(qū)后產(chǎn)量不斷上升，預(yù)計采收率可達(dá)到60%，與繼續(xù)蒸汽吞吐相比，提高采收率26個百分點(diǎn)。2005年至2009年該區(qū)塊處于熱連通和驅(qū)替初期，2009年齊40塊原油產(chǎn)量占原評估單元?dú)g喜嶺的40%。為體現(xiàn)規(guī)模轉(zhuǎn)換開發(fā)方式提高采收率從而增加PD儲量，2010年開始獨(dú)立評估。

圖1為蒸汽驅(qū)油藏評估結(jié)果。由圖1可知，熱連通和驅(qū)替階段初期遞減規(guī)律與蒸汽吞吐階段相同，遞減率為11%；進(jìn)入蒸汽驅(qū)替階段，遞減階段符合指數(shù)遞減，遞減率為8.8%。2010年齊40塊作為獨(dú)立單元評估PD儲量為428×104t，評估的總可采量為1 998×104t，與中國的技術(shù)可采儲量2 203×104t相匹配，待蒸汽驅(qū)遞減率與蒸汽吞吐相近時，再合并到原評估單元整體評價。

圖1 蒸汽驅(qū)油藏評估

2.2 開發(fā)動態(tài)因素

開發(fā)動態(tài)因素主要包括遞減類型選擇、評估初始點(diǎn)、遞減率等。

2.2.1 遞減類型選擇

PD儲量評估方法主要有容積法、產(chǎn)量遞減曲線分析法、類似水驅(qū)曲線法和油藏數(shù)值模擬等，最常用方法是產(chǎn)量遞減曲線分析法。該方法是產(chǎn)量與時間的指數(shù)關(guān)系式，具有計算方便、參數(shù)直觀、計算結(jié)果風(fēng)險最小的特點(diǎn)，可直接判斷遞減率的取值是否合理，經(jīng)濟(jì)極限和礦權(quán)期限可直接在評估圖上讀出，評估結(jié)果可達(dá)到較高的置信度，能滿足SEC對PD儲量的基本要求。

遞減曲線類型分為指數(shù)遞減、雙曲遞減、調(diào)和遞減[11]。指數(shù)遞減形式適用于投入開發(fā)時間較短的油藏，產(chǎn)量對數(shù)與時間呈直線關(guān)系，產(chǎn)量遞減速度快；調(diào)和遞減形式適用于開發(fā)末期的油藏，遞減率小、產(chǎn)量變化?。浑p曲遞減曲線介于指數(shù)遞減和調(diào)和遞減之間，遞減指數(shù)n較難確定，需通過與類似油田或區(qū)塊類比獲取。當(dāng)遞減率、評估初始點(diǎn)一定時，不同的遞減類型對PD儲量評估的影響較大。因此，開展儲量評估時要在分析開發(fā)動態(tài)的基礎(chǔ)上謹(jǐn)慎選取遞減曲線。

2.2.2 評估初始點(diǎn)

評估初始點(diǎn)是評估基準(zhǔn)日(一般為12月31日)的當(dāng)月原油產(chǎn)量，而不是油田開始出現(xiàn)遞減時的原油產(chǎn)量。評估初始點(diǎn)的選擇非常重要，在原油生產(chǎn)正常的情況下，應(yīng)選擇基準(zhǔn)日的產(chǎn)量，但如果評估基準(zhǔn)日當(dāng)月開展酸化、壓裂等措施或關(guān)井較多，而導(dǎo)致生產(chǎn)不穩(wěn)定或產(chǎn)量波動較大，應(yīng)根據(jù)開發(fā)現(xiàn)狀和下步工作合理確定評估初始點(diǎn)。評估初始點(diǎn)越高，PD儲量越大，二者呈線性關(guān)系。油價對其影響程度較低。

2.2.3 遞減率

遞減率是根據(jù)油藏動態(tài)分析和產(chǎn)量變化規(guī)律確定的，若變化規(guī)律不明顯，可以利用井組或單井遞減率[12-13]代替。圖2為不同遞減率下油價與PD儲量變化關(guān)系曲線。由圖2可知：不同油價下遞減率對PD儲量的影響差異較大，當(dāng)油價低于1 807 元/t時，遞減率對PD儲量的影響較小；當(dāng)油價不低于1 807 元/t時，遞減率對PD儲量敏感性較強(qiáng)，是影響PD儲量的重要因素。

圖2 PD儲量與遞減率關(guān)系曲線

2.3 經(jīng)濟(jì)參數(shù)因素

2.3.1 原油價格

原油價格受世界原油市場影響而波動，雖難以人為控制且無法準(zhǔn)確預(yù)測，但研究油價對PD儲量的影響，可為制訂評估對策提供依據(jù)。儲量評估應(yīng)用的油價是每月第一個交易日的平均值，是影響PD儲量最主要的經(jīng)濟(jì)參數(shù)[14-17]。式(1)為經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量計算公式。由式(1)可知：在操作成本和其他評估參數(shù)不變時，原油價格上升，經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量減小；反之亦然。

(1)

式中：Qf為經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，t；Cf為固定成本，元/t；Ro為原油商品率，%；P為原油價格，元/t；Tax為稅費(fèi)，元/t；Cv為可變成本，元/t；

對于稠油產(chǎn)量占總產(chǎn)量60%以上的遼河油田，原油價格是PD儲量大小的決定性因素。低油價時期，常規(guī)油田經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量增大而PD儲量減少，對于遼河油田特稠油和超稠油等特殊油藏，受低油價和高成本雙重影響，PD儲量將大幅減少，甚至部分單元經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量高于評估初始點(diǎn)產(chǎn)量，造成PD儲量為0。例如，2016年年底油價為1 717 元/t，PD儲量僅為1 443×104t，是高油價(大于4 066 元/t)時期的1/5。

圖3為PD儲量與原油價格關(guān)系曲線。由圖3可知，單位油價變化對PD儲量的增量稱拋物線形態(tài)，當(dāng)油價低于1 807 元/t或高于3 162 元/t時，油價每增加或減少45元/t，PD儲量的變化量為80×104～100×104t；當(dāng)油價為1 807～3 162 元/t時最為敏感，PD儲量的變化量為100×104～200×104t；油價為1 807～2 033 元/t時最高。

圖3 PD儲量與原油價格關(guān)系

2.3.2 操作成本

操作成本是影響PD儲量的主要參數(shù)之一[18-21]，操作成本是固定成本與可變成本之和。對處于開發(fā)中后期的遼河油田，固定成本占操作成本的70%。由式(1)可知：當(dāng)原油價格和其他評估參數(shù)不變時，降低操作成本，經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量減小，PD儲量增加；反之亦然。

圖4為PD儲量與操作成本關(guān)系曲線。由圖4可知：當(dāng)油價高于4 066 元/t時，操作成本與PD儲量呈直線關(guān)系；油價低于1 807 元/t且操作成本不

圖4 PD儲量與操作成本關(guān)系

小于135×108元時，操作成本對PD儲量的影響較??；當(dāng)操作成本低于135×108元時，操作成本每變化1%，PD儲量變化100×104～150×104t，影響程度較大。

3 結(jié)論和建議

(1) 原油價格是影響SEC動態(tài)儲量的最敏感因素，由國際原油市場決定且不受人為因素控制。在油價波動時，充分利用油價對SEC動態(tài)儲量的敏感性研究成果，緊密結(jié)合儲量評估的實(shí)際需求，制訂合理的評估對策，以保證PD儲量評估結(jié)果穩(wěn)定。

(2) 操作成本是影響SEC動態(tài)儲量的最關(guān)鍵因素，由油田企業(yè)經(jīng)營管理水平所決定。通過優(yōu)化資源配置，讓有限的資金向更經(jīng)濟(jì)的油田或區(qū)塊傾斜，優(yōu)化油田主力且經(jīng)濟(jì)效益相對較差區(qū)塊的成本結(jié)構(gòu)，努力增加SEC動態(tài)儲量，確保油田公司經(jīng)濟(jì)效益。

(3) 在儲量動態(tài)評估中，應(yīng)根據(jù)油田開發(fā)效果評價和產(chǎn)量開發(fā)規(guī)律研究現(xiàn)狀，精細(xì)劃分儲量評估單元，合理選擇產(chǎn)量遞減曲線類型、評估初始點(diǎn)、遞減率等重要參數(shù)，實(shí)現(xiàn)評估結(jié)果與油田實(shí)際開發(fā)規(guī)律相符合，使SEC動態(tài)儲量客觀、準(zhǔn)確。