USGS比较好的资评文献文档格式.docx
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EIA根据在有记录的年度储层是否有油气产出将储层进一步划分为探明产层和探明非产层。
EIA用EIA-23对探明储量的定义对美国的油气运营商进行了一次调查。
对于碳氢化合物探明储量的估计是基于可获得的地质，工程和经济方面的最佳数据。
它们还依靠评估专家们的评价。
因此，对于任意给定的储层，探明储量的评估也会因公司而异。
探明储量在天然气资源中的层次结构位置如图2所示。
图2：
已探明储量的天然气资源的层次结构中的位置。
探明储量对应的1P储量类别SPE-PRMS（SPE等2007），概算和可能储量分别对应2P和3P储量类别，EIA并没有对概算和可能储量作出报告。
本图转自附录G（2009年能源信息管理局）。
因为各个地区地区以及各个储层的数据往往表现出相当大的非均质性性，因此我们研究一个地区或储层储量的统计变化。
反过来，这会影响储量的估计的准确性。
非均质性石油是由区块的开发水平以及运营商和测量专家用于收集和报告储量数据的方法引起的。
储量增长的评估方法
储量增长属于资源的的范畴，它将储量与未发现资源量联系在一起，包括已估计部分发展积累的扩张以及在已发现油气地区的新的油气藏。
更具体地说，它们是对探明油气储量的增加，随着不断的积累在将来的某一天会被发现（Attanasi&
Coburn2004）。
如图3，图4所示为引起探明储量增加的机制。
图3：
图示在已发现油气的常规领域强调在生产领域发现新的油藏，钻井将会引起储量的增长。
1，较浅的油藏测试；
2，较深的油藏测试；
3，加密井；
4，新油藏测试；
5，外延或甩出预探井；
开启的，为干井；
半充填的，为产井；
这些定义并非没有模糊性，并且运营商或监管机构可将一个地区或不同地区井1-5渗透出的油气的集聚进行分类。
如果井是按顺序钻的，那么情况将会更复杂。
图4：
引起储量增长的机制，重点是加密钻井，提高采收率，注水井增注和完井，以及探明油藏的扩张。
这些提高采收率的技术对常规资源的油气区储量有较大的影响。
本图转自（Klett2005年）
储量增长的评估可能基于对区块随时间的增长模式及地质历史时期的大小数据的分析。
另外，油藏和区块的容量分析已经完成。
美国地质勘探局公布了对美国油气储量增长的研究作为其1995年全国评估的一部分。
这种储量增长的评估为2000年世界评估提供了储量增长预测。
目前，美国地质勘探局正在开展另一个美国储量增长的研究，但尚未发布成果。
PGC在其两年一度的美国资源评估报告中引入储量增长，并称它为“可能的资源。
”2003年全国人大的研究还包括对美国，加拿大和墨西哥的储量增长的估计。
这些方法在下面讨论。
美国地质调查局2000年世界评估是唯一的试图解决整个世界的储量增长问题的研究。
一个关键的假设是美国储量增长的数据，可用于世界各地的模拟。
这是一个重要的假设，有两个重要的理由质疑其有效性。
如上所述，首先是在美国和世界其他国家之间的报告要求不同。
美国公布储备量必须满足严格的报告要求，往往是在其他地方尚未生效。
从而，随着公司沿着生产和扩展的“传送带”移向已发现的油田，美国公布的储量具有更大的成长空间。
第二个原因是目前美国正在产油的区域包含很多小的油藏，并且在最初发现时层位并不明显。
随着这些小的油藏以及新的层位在加密井的帮助下被发现和确认，探明储量最初公布储量的一部分将会大幅增加。
在许多国家，如伊朗，卡塔尔和俄罗斯，储量的一个重要部分在于超级巨型油田，那里，在区块研究中很容易确定区块的大小，因此，储量增加的几率就会更加的有限。
美国地质勘探局储储量增长的评价方法
美国地质调查局用于研究储量增长的数据包括对位于美国陆上地区和水域从1901至1992年之间的已知（探明储量和产量）常规油气地区的评估。
他们运用来自美国石油学会（API）,美国天然气协会（AGA）以及NGR的区域数据，最近又从石油和天然气综合外地文件（OGIFF）编制并由EIA通过每年对可信的公司的探明储量的调查来维持；
只有政府机构才能获得。
他们的第一步是通过一年的评估，构建一个常规天然气田产量和同年石油产量的表格。
最终采收率（累计产量和储量的总和）被记录在表中。
例如表1.如果一个地区在t-
时间的采收率可由
来表示那么
年后最终采收率的估计值为：
t+
）=
.
（1.1）
G（n）是指n年的增长函数
他们的分析表明，区块可以分为普通的和离群的，后者的增长速度远远高于前者。
累计增长函数的评估需要减去最终采收率评估最小误差的平方，该误差是由运用增长函数G时产生的。
最小平方和为：
结果的增长效应如图5所示。
一关键的假设是在一给定年份，某一地区总采收率在（G（n）
G（n+1））时间段内不会减少。
对于常见的区块，另一个约束条件是，在先前已知的总共的采收率不可能在一年内增长的比总采收率在叫早年时增长的多。
这个假设在离群领域不成立，在那里随后的一年比前一年增长可能更大。
最后一个最大的截止为91年，之后不再生长，它已达到了91年后发现的最大年产量。
图5:
区块内油气的积累及单调增长,红色代表油,绿色代表气。
这是根据EIA在991-1993年之间的OGIFF数据确定的。
美国地质勘探局储量增长评估的不确定性是通过使用模拟的统计方法计算得来的。
从1977-1991年（15年）得现场数据都是按年份分组的。
每一个区块的数据都包含每年的产量和储量史。
产量和储量史组合起来用以评估自1977-1991年间每个区块的规模。
这些数据列成表格如表1所示。
表1：
非伴生天然气分布发现表（Attanasi&
Coburn2004）.天然气体积单位为亿立方英尺。
为了实现构建一个引导表，每年都会采样来作为当年的一个样本。
这些记录区块的样本汇总起来在这个表格中统计出储量的增长。
通过此表，增长函数就被推导出来了。
在油田和气田这一程序要分别重复2000次。
表2：
此表中所示，美国地质勘探局储备对美国储量增长在30年和80年的增长估计的90%置信区间（Attanasi&
Coburn2004）。
为了估计的置信区间，表中分布的中位数重新集中在基础数据值上。
后30年和80年得分析结果如表2所示。
后80年的天然气总的引导分布如图6所示。
图6：
后80年美国天然气（伴生和非伴生）储量增长模拟直方图（Attanasi&
横轴天然气量单位为万亿立方英尺。
如前所述，由于地质以及储量报告需求的不同，美国之外地区的储量增长模式可能会大相径庭。
这些问题由Verma和Ulmishek在2003年研究油田储量增长时发现。
图7示意他们的成果，即储量是地质，地球物理条件以及报告的需求的函数。
图7：
图示五油田储量增长曲线。
两个是在俄罗斯西西伯利亚和伏尔加河沿岸乌拉尔省份，两个是由美国地质调查局对美国陆上油田的不同的研究，一个是在联邦近海领域通过MMS研究获得。
PGC（PotentialGasCommittee）关于储量增长以及潜在资源量的评价方法
PGC采用的方法略有不同，这里的储量增长是在一个已知地区形成的一个已发现未被证实或者未发现的油气藏。
已发现的部分构成已考虑的储量的积累增加，未发现部分组成区块内的新的油气藏。
首先根据地质，地球物理以及钻井工程方面的数据计算出潜在岩石的体积计算，以此来估计已经发现但未被证实的部分；
估算量在乘以产量因子在乘以积累存在的概率即可。
产量因子是根据目前油田的生产区域以及相同地层的估算量计算而来。
产量因子要根据一些可能的变化因素进行调整，例如岩性，厚度，孔隙度，渗透性，形成的水动力条件，以及其中的油气水关系。
积累存在的概率是在模拟区域类似区块数据的基础上得出的。
图8：
PGC用于评价已知区块部分累积储量增长的方法
图9：
PGC用于评价已知区块未发现的储量增长方法
由于钻井资料的局限性，在已知区块内，需要更多的地质和地球物理方面的数据来划定新的油藏，进而确定未发现的潜在储量。
例如，一个已发现但未证实的地区圈闭存在概率的估计。
方法如图8图9所示。
PGC的不确定性在于他要求每个评估专家都要考虑三个具体的数值：
天然气量的最小值，最大值以及最可能的值。
每个评估专家提出的最小值是根据他们对于圈闭存在数量的最小值，烃源岩最可能的存在边界及油藏条件，最小的合理产量因子，以及圈闭存在天然气积累的部分等这些方面得来的。
由这些条件得出资源量的最小值。
最可能储量的估计是通过假设这些条都是最合理的情况下计算出来的。
同样最大值的估计是假设条件最有利。
通过适当的调整，PGC确定最大最小最可能的资源量的框架已应用于煤层以及常规能源之外的一些能源部分，像致密气和页岩气。
也可用于可能的和推测的类型。
可能，推测，以及估算的资源如图10所示。
图10：
PGC的评价的资源类型。
这里标注储量增长为“可能的”，标注未发现的能源为“测算的”，标注能源成熟发展或趋势为“推测的”（PotentialGasCommittee1980）。
NPC2003年储量增长评价方法
在2003年的报告中NPC评价了美国，加拿大，墨西哥的储量增长。
所采用的方法是由EEA发明的按一系列列井分析的方法。
根本方法是，随着开发的发展和日趋成熟，利用历史资料来确定每口井随时间采收率的下降。
这些井产量的下降延伸到未来，达到经济评价的上限，从而建立最终的采收率模型。
为了进行分析，EEA通过评估每口井的最终采收率，在盆地中的位置，深度段，储层类型（如常规气，致密气等），区块的发现日期以及完井日期等的分析，创造了一套能索引以上数据的井的数据库。
每一口井的估算最终储量都是累计产量和储量的综合，是利用基于井位和井深的伴随经济效益截止的指数下降曲线计算出来的。
图11：
在区块不同位置一系列井中的每口井拟合图（图S2-80NPC报告）。
根据每个区块发现的时间及地域不同，将该数据库分为十组。
根据井的竣工日期将井分为十组，即钱10%为一组。
平均每口井的估算最终储量都会在组中进行计算，其作为时间函数的回归拟合曲线是用来推断平均增长百分比的。
图11就是一个例子。
正如前述，每口井的估算最终储量都会实施经济上的停滞，此外，一些主观上的调整确保经济增长的估计井所属区域的估算最终储量模型相符合。
平均增长率乘以EIA报告证实了的每一个盆地储量，得平均储量增长估计值。
NPC的研究不会报告置信区间以及其他措施的不确定性。
NPC分析的描述只包含几个重要的假设：
每口井完井后的估算最终储量会随时间下降，因为产层不断产油气以及新的油藏质量较差或储层薄；
只有当每口井的最终测算储量高于经济效益底线时，才能进行完井。
另外，下降曲线斜率的选择是人为的。
NPC关于估算最终产量随时间下降的假与USGS关于常见区块增长函数的假设相类似。
会改变随着技术的改进，希望经济截断点也会改变。
ICF（国际断裂研究会议）的储量增长评估方法
ICF运用NPC2003年研究发的EEA的分析结果，用增长百分比来评估美国和加拿大平均的储量增长。
对于其他国家和地区，ICF则运用能从USGS获得的2000年世界评估的数据。
这些数据包括已知的储量不管每个评估单元增长与否。
对于每一个评估单元，增量必须超过储量的30%，但要低于估算最终储量的50%。
虽然有点乱，但是这些限制旨在说明一个事实，USGS基于美国储量增长模拟而评估的储量增长对于世界其他地区来说是过于乐观的---原因如前所述。
未被发现的常规天然气资源的评估方法
USGS未被发现的常规天然气资源的评估方法
1995年,USGS对美国的油气资源进行了一次综合的调查研究,评估了石油,天然气以及凝析气,研究的核心是这些数据收集了在评估单元中按沉积粒度分布的沉积数量。
数据来自评估单元。
沉积粒度分布逐渐转向Pareto分布（Houghton1988）：
是区域的最小值，a代表尺度参数，b代表形状参数，f是截断分数，
，如图12，
，
图12：
Pareto分布，
在评估单元中，沉积体数量的分布以及汽油比（GOR）放入一三角分布：
，模拟值
如图13所示。
图13：
三角密度函数，最小值为1，最大值为5，模拟值为3.5（a=1，h=4，p=0.625）
聚集的数量分布，聚集的大小以及相关的伴生物质通过蒙特卡洛模拟就得到沉积的石油的沉积体积。
伴生产物的比率用来计算液态天然气以及伴生气得量。
操作流程如图14。
每一个单元都安排到66个地区和盆地中的一个中。
盆地经过汇总形成八个地区。
一个是阿拉斯加，另外七个是L-48。
图14:
USGS1995年评估流程图
1995年的评估后，USGS修改其方法并称之为“第七次逼近”模式。
主要有四个方面的重要改变。
主要数据编译在评估单元（inplaceofplaylevel）。
重点也从烃源岩的相似性转移到一种普通烃源岩中油气的流动。
一个完整的含油气系统（TPS）的定义为来自相同或密切相关的成熟烃源岩中相关的油气聚集。
一个油气系统可能仅包含一个评估单元，或者被进一步分为几个评估单元进而产生一个同质单元。
图15：
图示自1995年至目前USGS用于常规油气资源评估的七次逼近模式
第二个转变是用于30年之内或者是一代人时间之内的框架，USGS声称这能够评估潜在增加储量和储量的增长以及未被发现的技术上可采资源。
原理是，目前的发现史在资源评价中扮演重要的角色，然而目前的一些发现都依赖于决定资源开发质量的当前的工程技术。
但是如果在目前的条件下，时间段过长（超过50年）它就不再适用了，因此，尝试评估UTRR就不会有多大的准确性了。
这种时间跨度的限制就会约束资源评价的质量。
它体现在它为每一个评估单元都由地质知识渊博的评估专家确定了一个不同的最小值，并且用生产历史来代替1995年使用的像6亿立方英尺或1百万桶油当量的截断式评估。
第三是附加风险被评估在内，即在不同的区块，在给于不同环境以及地面约束下开发资源的可能性（1995年没有涉及到）。
如图15曲线峰值所示。
第四个变化是用将Pareto分布区域向左平移来代替截断，右边的截断区为对数正态分布：
是右尾截断点，
是对数正态累积分布在T点的评估值，
是转换参数，
是正态分布随机变量的均值和标准差，
。
如图16为一个指数正态分布曲线。
图16：
实线代表密度，虚线代表对数正态分布的累积分布。
μ=9，σ=0.35，γ=1000
T=2000。
至于1995年的评估，评估单元中区块的数量，油气比一会液态天然气与天然气的比都体现在三角分布中。
所有的假设都是相互独立的。
MMS未发现常规资源评价方法
从历史上看,USGS责任性地对全美资源进行评估。
1982年，美国矿产资源局（MMS）建成来负责美国的联邦近海地区的资源评价活动。
为了得到一个美国石油和天然气资源的完整的投影，有必要对MMS进行的大陆架外围（属联邦管辖的近海地区）油气缩影做出解释。
MMS在其2006年对联邦水域的石油和天然气的评价中对这部分资源评价方法作了简要的描述。
MMS评价方法依靠基于综合评价的方法达到对生烃潜力的评估。
他们的方法和USGS1995年的评价中用到的方法在概念上很相似。
对四个大陆架外围地区（OCS）进行了评估:
阿拉斯加、大西洋、墨西哥湾和太平洋。
MMS评价了常规储层中的原油、天然气液体（冷凝物）和天然气以及可以用传统技术生产的资源。
原油和冷凝物统一都被称为油，而有关联和没有关联的天然气都被称作气。
MMS的评价中不包括这些潜在的大量的资源：
已知的和未来领域可以通过提高恢复技术来恢复的资源；
海水中的地球压力气；
天然气水合物；
数量上积累不充足的或者现在利用传统技术难以开采的石油或天然气。
除此之外，MMS评价UTRR是众所周知的未发现的有经济恢复价值的资源（undiscoveredeconomicallyrecoverableresource）为第二资源。
PGC未被发现的常规资源评价方法
PGC（PotentialGasCommittee）发行了双年刊的报告，其中将未被发现的资源分为两类：
可能资源和推测资源。
前者是已建立开采的资源，后者是没有开采历史的资源。
USGS以同样成熟的方式来描述评价单元的资源，但是没有区分可能资源和推测资源。
在图10中有这些资源分类的说明。
PGC评估程序同样遵循图9中显示的可能的但未被发现的可能资源和推测资源的评价步骤。
显示计算过程中需要的预测量强调有效数据和参数之间的区别。
在产层中，未经验证的圈闭数量必须得到评估，（以此）来评价未发现的可能和潜在资源。
潜在资源相对于可能资源位于远离生产层的地方。
因此二者评价的关键区别是利用已证明的生产数据来说明二者的关系强度。
从生产地区到相对没有勘探的地区的延伸或趋势考虑到这样一个合理的地质解释：
有一系列不同类型的圈闭。
可用的地质、地球物理资料也有助于确定圈闭的位置和大小。
这是这些数据仔细评估的结果，使得计算油藏体积和产量因素成为可能，圈闭和积累量依赖于评价单元或者趋势（发育）的成熟度以及勘探数据的有效性。
推测天然气资源量的评价需要评估在产气区和非产气区中未被验证过的沉积地区的聚集量。
所考虑的参数包括：
沉积类型、构造与地层关系、构造历史和热成熟度。
调整研究地区和模型之间的不同点，运用其相似性来研究生产参数。
油气的聚集和圈闭存在的可能性是一起发生的。
虽然评估者的判断在所有资源的评估中是很重要的，但是在预测资源中所起的作用更大。
此外，PGC报道了可能和预测资源量的最大值、最小值和最可能的值或最常见的值。
调整实例中的潜在体积和生产参数预测出这些统计数据，其在上述关于油藏演化和可能资源量部分已经讨论过了。
每个地质区域都单独报道了其潜在资源的预测量。
NPC常规未勘探资源评估方法学
2003年NPC对美国北部的天然气进行了一次综合研究。
研究内容包括：
基于1995年美国地质勘探局（USGS）评估的资源评估和由美国地质勘探局（USGS）随后进行的最新的评估。
他们对USGS给出的美国边界做一些修改，随后给出了定义和区域边界。
一些盆地被分割成更小的评估单元或者小的盆地被合成大的评估单元。
在NPC的研究中USGSBendArch-FortWorth盆地和Permian盆地被组合在一起并称为Permian盆地。
他们使用加拿大的CGPC报告、HISEnergy“FocusonMexico”报告和USGS2000年墨西哥的世界油气评估。
如果必要的话，NPC会召集工业和政府专家并举办研讨会来检查和修改USGS对关键的较大的油气聚集区的平均资源评估。
美国北部所有地区的常规聚集区都进行了评估，但是非常规聚集区评估只在美国和加拿大的沿岸地区进行。
NPC的研究除了选择Pareto或对数正态分布还可采用粒度分布。
他们假设：
随着粒度的减小（与对数正态分布比例减小一样）较小区块的比例下降是不现实的。
但是与此同时又争论Pareto分布过高估计了小区块的比例。
这种观点导致他们采用了一种线性比例分布。
粒度等级的间隔按照以2为公比的几何数列进行模拟：
粒度等级1包括粒度范围为
Bcf的区块；
第
粒度等级为
，其中
他们创造的线性比例分布对于每个地区/AU采用以下形式：
每个粒度间隔的区块数目最初由按粒度等级比例所增加的平均区块数目决定。
这些粒度等级比例通过对数正态比例得到。
时给定区块数目
，找出满足不等式
的最大值
然后对于粒度等级
，如果区块数目
小于下一个粒度等级对应的区块数目的某一比例即
，则令
来增加
等级时的区块数目，
的值见下表。
这种变化如图17所示：
图17：
粒度正态分布与线性分布的对比，
。
对每一个评估单元都会选择一个区域的最小值。
数量等级小于最小值得区块号为0。
USGS与NPC研究的关键不同在于NPC的点估计没有运用不确定的方式。
ICF（国际断裂研究会议）常规资源评估方法
ICF运用NPC的估计来评估美国，加拿大和墨西哥。
它用USGS对于世界其他地区的输入数据构建它的评估模型，线性比例模型中固定
，如上一节所述。
相对于NPC的研究，ICF的研究只进行了点估计而没有试图把握住估计中的不确定性。
非常规资源评价方法
USGS所对于连续（非常规）资源的评价方法
USGS所选择与非常规资源相关的，例如：
致密地层天然气，页岩气和煤层甲烷气作为连续资源。
这个特征以它们的透视图为基础，非常规强调加强开采时需要的技术，连续更准确的描述了致密地层天然气，页岩气和煤层甲烷气地下的地质特征。
在2000年，在修正常规资源评价方法的同时，美国地质调查所更新了连续资源评价方法。
这次修正使用了FORSPAN模型（Schmoker1999）。
与常规资源评价中的第七近似模型类似，FORSPA
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