海外油气资产评估.docx

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海外油气资产评估

海外油气资产评估

文|李朝霞  等

中石化石油勘探开发研究院

随着我国石油净进口量逐渐递增，积极参与国际石油资源开发、确保我国21世纪海外石油供应和在海外石油资源中拥有更多的份额油成为我国石油资源战略的重要组成部分。

拓展海外油气勘探开发业务是中国石油公司自身可持续发展的必然。

海外油气项目评价为海外油气资产收购提供决策依据，其中储量是油气项目价值的核心，对储量的评价是决策海外油气项目价值的关键。

受海外油气田资料的限制和所处的勘探开发阶段不同，计算储量的方法有多种。

各种方法均有其特定的适用条件，只有方法得当，估算的储量才能反映真实的资源状况，在此基础上进行的经济性评估才能客观地反映油气资产的价值，从而降低海外油气项目的投资风险。

1、储量评价基础

海外油气储量评价首先面临的问题是储量管理体系，不同地区或石油公司根据实际情况采用适合于本地区或本公司的储量管理体系，这就导致不同地区、不同石油公司计算储量的标准也是不统一的。

中亚－俄罗斯地区主要采用俄罗斯的A、B、C级储量标准，在加拿大上市的石油公司执行加拿大NI51－101标准，著名的国际石油公司多采用美国石油工程师协会（SPE）储量标准，在美国、香港和伦敦上市的国际石油公司执行SEC标准，等等。

我国海外油气项目主要执行SPE储量标准。

我国国内新储量管理体系参考了SPE分类标准，可采储量分技术可采储量和经济可采储量，体现项目的经济效益。

目前世界各国关于储量管理没有完全统一的标准，世界上主流的储量定义和分级是SPE和世界石油大会（WPC）所建议的。

对于多数欧洲和北美的石油公司，当前使用最多的储量标准是SPE标准。

通过各种储量标准的归类研究，已形成了各种储量与SPE储量的量化对应关系，便于国际石油公司海外储量的统计和汇总。

按照SPE标准，油气可采储量/剩余可采储量分为证实储量、概算储量及可能储量。

根据勘探、开发各个阶段对油藏的认识程度，我国将油（气）储量划分为探明储量、控制储量和预测储量三级。

我国的探明储量与SPE标准的证实储量在地质落实程度上大体相当，控制储量与概算储量相当，预测储量相当于可能储量（表）。

俄罗斯的储量分级除C1级跨度较大，相当于我国未开发探明储量、基本探明储量和控制储量以外，其他级别也和我国的分级基本相当。

在海外油气田储量评价过程中，首先要分析解读油气资产出售方的储量计算方法、储量标准、储量级别和计算参数的取值。

按照不同类型油气田、不同的开发阶段及获得的地震、测井、钻井、测试及历史生产数据，重新核实售方的储量计算参数，如地质储量计算中的含油气面积、储层的有效厚度，分析孔隙度、含油饱和度和体积系数等参数取值的可靠性和合理性，将计算结果与售方提供的储量进行对比，分析各参数取值差异及原因。

2、海外油气储量评价方法

2.1 地质储量估算

地质储量计算主要用于油气田未开发或开发初期，此时静态资料相对较多，而动态资料少，一般采用容积法，也是国内外最常用的方法;当储量计算参数存在较大的不确定性时，也采用概率法，用量化方法描述这种不确定性，国外应用较多。

对于国内生产历史长，产量与压力资料齐全的油气田，动态法估算油气地质储量应用较多。

（1）  容积法

对于油藏，其地质储量按不同的油藏类型划分计算单元，一般是分层、分块单独计算;溶解气具有可利用的商业价值时，也要计算地质储量。

对于气藏，其地质储量与油藏的计算方法相同，只是储量计算参数不同。

对于凝析气藏，当凝析气藏中凝析油含量大于等于100cm3/m3或凝析油地质储量大于等于1×104m3时，应分别计算干气和凝析油的地质储量。

当气藏或凝析气藏中总非烃类气含量大于15%或单项非烃类气含量大于以下标准者，烃类气和非烃类气地质储量应分别计算。

如硫化氢含量大于0.5%，二氧化碳含量大于5%，氦含量大于0.1%。

凝析气藏具有油环时，按油藏地质储量计算。

（2）  概率法

概率法适用于动态和静态资料较少，储量计算参数不确定性较大的油气田。

国际石油公司为了经济效益最大化，在油气田取资料方面花费少，如海上油田、无生产设施的待开发油田或环保要求高的项目，一般测试时间短至几小时。

探边井往往侧钻数个井眼探测油－气－水界面，评价深层也是采用小尺寸导眼井。

为了合同期内产量最大化，油田往往无试采期，此时为量化该阶段估算储量的不确定性，常用概率法估算油气田的储量。

国内开发准备和评价期较长，资料齐全规范，一般不用概率法。

（3）  动态法

动态法通常用于估算油气田剩余可采储量。

但在长期的油气田开发实践中，利用油气田生产历史连续，井控程度较高，生产资料齐全规范的特点，研究分析出不同驱动类型与开发方式下，油气产量、地层压力与储量间的规律性关系，为动态法估算地质储量提供了理论基础。

根据产量、压力数据的可靠程度，进一步划分证实地质储量和概算地质储量。

对于油藏，其地质储量可根据驱动类型和开发方式等选择合理的计算方法，计算油（气）可采储量/剩余可采储量，通过选取采收率，求得油藏地质储量。

对于气藏，计算地质储量的动态法主要指物质平衡法和弹性二相法。

物质平衡法是采用物质平衡法的压降图（视地层压力与累积产量关系图）直线外推，废弃视地层压力为零时的累积产量即为天然气地质储量。

弹性二相法是采用井底流动压力与开井生产时间的压降曲线图直线段外推，废弃相对压力为零时可计算单井控制的天然气地质储量。

2.2 可采储量估算

（1）新油田

新油田指待开发或开发早期油田，一般这类油田动态资料少，反映油气藏特征的静态资料相对较多，根据计算的地质储量和确定的采收率，计算可采储量。

根据油田所处的开发阶段和拥有资料的情况，以及《石油天然气储量计算规范》的规定要求，可以选用不同的方法进行油田原始可采储量的计算。

这些方法的使用条件见表。

新油田的油藏采收率确定方法很多，一般根据油藏类型、驱动类型、储层特性、流体性质和开发方式、井网等情况，选择经验公式法、经验取值法、类比法和数值模拟法求取。

①经验公式法

经验公式法主要用于注水开发砂岩油田，注水是具一定储量规模的砂岩油田最常用的开发方式，其采收率的计算也是水驱油田研究最多的一类，在不能确定油气藏驱动类型和天然能量的情况下，可用多种经验公式法计算采收率，相互对比和验证，最后综合确定。

②经验取值法

经验取值法适合油田动态和静态资料极少的开发初期或前期，油藏地质特征及油藏类型具较大的不确定性，要求快速对油田采收率做出判断。

表是不同驱动机理、不同开发方式下原油的采收率范围，影响采收率的因素较多，可采储量变化范围较大。

③类比法

对于新发现的油藏，可以根据油藏的驱动类型、储层物性、流体性质、井网密度和非均质性，同已开发的具相似地质特征的油藏类比，选取适当的采收率计算可采储量。

（2）老油田

老油田指生产历史长且连续的在产油田。

油田投入开发生产一段时间后，随着开发时间的延长，动态资料积累较多，老油田可采储量一般直接用开发井、井组或区块的生产数据统计计算。

主要计算方法有水驱特征曲线法、产量递减法、物质平衡法和数值模拟法等;也可用探边测试法和其他经验统计法计算。

①产量递减法

油田（藏）生产处于产量递减阶段时，原油产量与生产时间服从特定的变化规律，如指数递减、双曲线递减或调和递减等，利用这些规律预测到经济极限产量，可求得可采储量。

对于业已处于递减阶段的油田（藏），阿尔普斯（Arps）根据矿场实际的产量递减数据，进行了统计和分析，并从理论上提出了指数、双曲和调和三种递减类型。

其中指数递减规律和双曲递减规律较常用。

油田项目快速评价使用较多的是指数递减法。

②物质平衡法

油田（藏）地层压力降低明显和达到一定采出程度时，根据定期测得的地层压力、天然气、水累积产量等资料，通过采出量随压力下降的变化关系求得与废弃压力相对应的累积采油量即原油可采储量。

③数值模拟法

根据油（气）藏地震、钻井、测井、岩心分析、测试等资料，建立油气藏模型，并经历史拟合证实模型有效后，进行数值模拟预测产量，至废弃产量时的累积产量即为可采储量。

④水驱特征曲线

法水驱特征曲线法是预测水驱开发油藏可采储量的特有方法。

当油藏含水率达到50%以上，并已出现明显的直线段之后，即可有效应用。

目前水驱曲线法约有30余种，经过俄罗斯和中国多年的理论研究和大量油田实际应用表明，甲型、乙型、丙型和丁型四种最为有效实用。

（3）天然气田

天然气田可采储量的估算思路与油田的相同，根据气藏类型、地层水活跃程度、储层特性和开发方式、废弃压力等情况，选择经验取值法、数值模拟法和类比法求取。

①经验取值法

与油藏的经验取值法类似，分析大量已开发天然气藏的采收率，按气藏的驱动类型进行统计分类，预测相似气藏发现初期具有的可采储量规模，指导开发决策，如表所示。

②其它方法

主要包括数值模拟法和类比法，数值模拟是根据气藏的地质特征建立地质模型，选择与之相适应的数学模型和软件，在生产历史拟合成功后的参数基础上，预测至油气藏废弃时的累积产气量，即为可采储量。

类比法适于未投产或开发时间较短的新油气藏以及动态资料缺乏的老区，可取本地区同类油气藏统计的平均采收率。

2.3 储量评价

海外油气储量对油气项目价值的贡献取决于诸多因素，如合同类型、资源国财税条款、开发阶段、投资、成本及油价等，不同地区相同的油气储量规模，其储量价值相差几倍，甚至十几倍，因此国外对储量的评价并无相应的标准。

国内对储量的评估更多地局限于技术层面，如利用储量规模、丰度、储层物性、千米井深稳定产能等指标描述，说明了储量在技术层面上的品位和质量，在经济性层面并无定量指标表征。

海外油气储量评估以单位储量价值作为储量评价唯一指标，需要对海外项目整体价值评估后推算到单位储量价值。

国内侧重于技术层面，国外则落脚于经济，这是两者根本的不同。

在我国国内的开发政策和技术条件下，国内不同油气田的上述储量评价结果是可以对比的，当前主要是用大小与丰度表征储量规模与质量，这是开发工程设计的基础，按照DZ/T0217－2005，我国油气储量规模及丰度分类见表，按此标准描述国内油气田储量规模与品位。

对于海外油气项目储量的技术性评估，可以借鉴和依托国内标准对项目的油气储量进行评价，对于海外油气储量的评估，须待项目经济评价后折算到单位储量价值。

3、实例分析

海外油气储量评价方法比较多，选取海外常用的概率法和递减法进行实例分析，以帮助更好的理解储量评估方法的应用。

（1）  概率法

计算M油田地质储量该油田为一断背斜构造，沉积环境为三角洲前缘，储层分布稳定，油藏埋深1500m，中高孔特高渗储层，属于常规重油油藏（密度0.96～0.98g/cm3，黏度95～231mPa·s），所用数据由项目组提供。

首先分析有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度、原油体积系数的概率分布特点，运用蒙特卡洛法采用多次迭代计算地质储量，得到地质储量的分布概率及累计概率分布（图）。

根据储量的归类原则，概率法P50储量（累积概率为50%对应的地质储量）与容积法的2P储量（SPE分类中的证实+概算储量）进行对比，二者为海外油气项目价值评估的储量基础。

在本例中P50地质储量为5.5×108m3，容积法计算的2P地质储量为5.6×108m3，二者差别可忽略不计，但是概率法可提供不同累积概率下的地质储量，有利于投资者进行决策分析。

（2）  递减法

计算C油田剩余可采储量C油田1994年投产，1995年达高峰产量后开始递减，累积产量与原油年产量呈线性关系，符合指数递减规律，2000年之后采取修井等措施稳定生产，2004年开始产量继续递减，同样符合指数递减规律（图）。

利用2004年之后的递减规律计算油田剩余可采储量，回归曲线相关系数0.9883，斜率为0.1279，截距为101.95，技术可采储量797×104m3，截止2011年底累积生产原油674×104m3，技术剩余可采储量123×104m3，经验认为油田废弃产量0.5×104m3，则经济可采储量789×104m3，经济剩余可采储量115×104m3。

4、结论与认识

（1）海外油气项目的储量分类标准并未完全统一，当前通用的标准为SPE储量标准，对于国际石油公司的海外油气储量，应结合具体项目的地质认识，进行SPE归类管理;不同类型油气藏，地质储量与可采储量的计算方法是不同的，注意适用条件。

（2）同一类型油气藏，处在不同的开发阶段，动态与静态的资料不同，储量计算方法不同;对于未开发/或开发早期油田，静态资料相对较多，用容积法、建模法和概率法;处于开发中－后期的老油田，动态资料较多，用动态法估算剩余可采储量可靠程度高。

（3）SPE标准隐含了经济性概念，对海外油气储量的评价需要归结到单位储量的价值进行比较;由于国内储量评价标准不与储量价值对等，当前借鉴国内评价标准评价海外油气储量只做参考。

（其他作者为夏海容，吕彦平）