如何在PRMS储量分类标准下快速评估资产探讨

张存才，蔡东伟，徐绍良

（上海振华重工（集团）股份有限公司，上海 200125）

近年来随着经济的快速发展，我国化石能源的对外依存度呈逐年快速上升的趋势。据统计2018年中国石油消费量已达6.29×108t，而当年国内石油产量为1.89×108t，供需缺口约为4.4×108t，对外依存度高达69.8%。2019年预计中国石油表观需求量将超过6.68×108t，对外依存度接近70%。当前我国经济以6%～7%的中高速增长，对原油的需求还会持续增加，相比巨大的需求量，缺油少气在未来很长时间内是一种常态，能源安全形势严峻。借助国家“一带一路”战略以及扩大开放的要求，相关企业积极布局海外能源市场，既是为国民经济平稳运行提供能源保障，也是国家能源安全战略发展的需求。

油气资产评估是以储量作为基础，相较于非能源类商品的评估有其复杂性、特殊性和不确定性。目前世界主要油气产区和“一带一路”沿线绝大多数油气生产国其油气储量定义采用PRMS油气资源管理评价系统，这与国内油气储量在定义和分类上存在明显差异。也对国内油气储量评估人员正确判断和快速辨识出储量数据中包含的不确定性和风险造成了困难。因此充分认识和掌握国内外石油储量定义和分类的差别，及时总结和完善一些快速行之有效的评判方法和标准，是在竞争激烈的国际能源市场上筛选出优质资产和提高资产筛选效率与质量的必由之路，对当下海外油气资产并购具有重要的现实意义。

1 国内油气储量的定义和分类

2004年国家质量监督检验检疫总局和国家标准化管理委员两部委联合颁布了《石油天然气资源/储量分类》国家标准。在上述基础上国土资源部在2005年发布《石油天然气储量计算规范》，国家能源局于2010年发布《天然气可采储量计算方法》[1-3]。新标准将储量划分为地质储量和可采储量两大类，可采储量划分包括技术可采储量和经济可采储量。地质储量划分包括探明、控制、预测3大类别。可采储量按其地质可靠程度和经济意义划分为探明技术可采储量、探明经济/次经济可采储量、控制技术可采储量、控制经济/次经济可采储量、预测技术可采储量等7个类别。并引入了概率法定义储量，既保留我国现行分类特色，又尽量适应国际通用分类标准。

标准中对地质储量定义强调为已发现油气藏（田）中原始储藏的油气总量。在对探明、控制、预测等储量的定义明确的基础上，也对探明储量、控制储量对评估值误差进行了具体约束要求。其中探明储量要求与最终落实储量相对误差不超过±20%，控制储量要求其与最终落实储量相对误差不超过±50%。另外新标准对于探明储量未查明流体界面的藏是允许用最低油气层底界、有效厚度累计值或集中段外推确定油气藏边界的。同时在油田整体开发方案设计阶段规定，油气藏开发方案中可动用全部探明储量和部分控制储量，而预测储量是不能动用的[4]。

2 PRMS油气储量的定义和分类

RPMS油气储量的定义最早集中在证实储量上，是由石油评价工程师学会（SPEE）在20世纪30年代发起。SPE、WPC在上世纪八十年代发布了对所有储量类别的定义，1997年上述两个学会发布了适用于全球范围内的储量定义。2000年AAPG、SPE、WPC三个协会联合发布了针对所有石油资源的分类体系，并推出了资源定义的应用评估指南（2001）和术语汇编（2005）。2007年，SPE、WPC、AAPG、SPEE在原来基础上，联合发布PRMS石油资源管理系统，并在2011年11月发布了PRMS中各部分的详细解释，2018年6月补充完善了非常规油气等内容[5-6]。上述定义中石油资源量的估算涉及其体积和价值，有其固有的不确定性特征，在设计和实施的不同阶段，这些数量都与开发项目密切相关。必须考虑影响项目的经济可行性、开采期和现金流量等技术和商业因素。

RPMS油气储量的定义强调的是预期能够商业性采出的油气量。定义的储量需要满足四个条件，即已开发、可开采、具商业性、且有已批准的、能实施的开发项目的未开采油气量（相当于剩余经济可采储量[7]）。另外RPMS系统框架下采用概率分析进行储量评估[8]，根据不确定性的程度将储量进一步细分为证实储量（P1）、概算储量（P2）和可能储量（P3）等3个级别。证实储量再进一步细分为证实已开发储量和证实未开发储量两类储量。对划分的3个级别储量用概率法也进行了约束，其中证实储量的评估值等于实际可采量的概率至少为90%；概算储量评估值等于实际可采量的概率至少为50%；可能储量评估值等于实际可采量的概率至少为10%。

3 国内外储量定义和分类的主要差异

从储量定义上，国内评价体系与RPMS评价体系首先立足点不同，国内立足于静态的地质储量上，具体的概念是从油气聚集−成藏−资源量−地质储量−可采储量的一个正向评价过程；而RPMS评价体系立足于动态的经济可采储量上，其油气储量的定义是从商业价值—资产经营—市场化可行性—可采储量—地质储量的一个反向评价过程，所指的地质储量相当于国内的剩余经济可采储量[9-12]。

从储量分类基础体系上来看，国内储量体系以勘探程度划分为主，采用类似树状分类体系，主干与勘探、评价阶段紧密相连，分支则根据地质认识程度与经济性来进行划分；RPMS储量体系是以可采储量的可靠程度划分为主，采用二维分类体系，纵向上是根据项目的成熟度或商业性机会进行分类，储量与评价和开发阶段紧紧相关，横向上根据项目可能采出量的不确定性范围进行划分。国内储量按经济性分类除了经济的，还有次经济，储量与油气价格和开发成本等因素没有相关性，只要达到工业油流要求就行；国外不仅是经济的，更强调具备商业开发条件。国内储量转化为产量需要经历地质储量—技术可采储量—经济可采储量的过程；而PRMS储量转化产量是直接的，为未来经济产量之和。

我国的储量分类标准与PRMS储量分类标准在含义上基本一致，不同级别的储量体现着储量的可靠程度，PRMS采用风险系数或概率界定来划分各级储量，强调不确定性程度对储量各级别与大小的影响；国内是按照储量计算的相对误差，即准确度来界定或划分各级储量，围绕确定性进行论证，追求结果的唯一准确性。但由于对于储量的定义不同，导致储量分类的基础不同，国内油气储量以地质储量分类为主线，而PRMS储量分类以可采储量分类为主线，因此两者储量分类没有直接的一一对应关系。只有国内的地质储量与RPMS原地量（PIIP），国内探明剩余经济可采储量与PRMS体系下储量（P级）大致可对应，特别是当前国内探明储量越来越强调可开发性趋势下，两者的对应性越来越相似，但具体情况仍需区分。

4 如何快速评判储量

在国内外评价基础存在差异情况下，储量评估人员单凭国内评估经验无法直观地对PRMS规则下的储量及储量范围进行判断，并直接给出是否保守或者乐观的结论。有些案例中外方提供的储量与第三方机构评估储量也存在明显差异。这就需要储量评估人员对评估储量的不确定性和风险进行验证。特别是在资产摸排和筛选阶段，如何快速有效地评估储量，降低储量风险，对于节省筛选时间与节约评估资源尤为重要。根据近年跟踪案例的分析，总结出以下几个方面方法供储量评估人员学习交流与参考。

4.1 对比原地量与地质储量，核实资产储量潜力

用VDR以及PDR访问数据结合投行推荐材料，前期尽可能搜集齐地震、测井、测试等储量计算所需关键参数，在核实了相关数据基础上，利用国内评价体系快速评估出地质储量结果，并与国外基于PRMS体系下评估原地量数据进行比对。根据原地量与地质储量的差异，核实资产勘探开发潜力，落实资产资源风险，为是否进一步跟进参与提供决策依据。

例如，国外某油田，资产所在工区内有7口钻井，钻探累计揭示27个油层，但均未揭示油水界面。外方利用PRMS规则采用概率法对储量进行了评估：其中含气面积是用27个油层的平均气柱高度作为P90，用井上毛管压力计算的气柱高度作为P10，然后用正太分布得到P50；有效厚度统计，依据单井上揭示最小气层厚度作为P90，最大气层厚度作为P10，依据正态分布得到P50，再乘以井上揭示平均油层个数得到对应的有效厚度；孔隙度统计，依据井上揭示的气层解释的孔隙度最小值作为P90，井上解释气层最大孔隙度作为P10，进行正态分布统计确定中值。饱和度统计，依据井上揭示的气层解释的含水饱和度最小值作为P90，井上解释气层最大含水饱和度作为P10，进行正态分布统计确定中值。依据实验数据得到的最小体积系数为P90，最大体积系数为P10，进行正态分布统计确定中值。依据上述参数分别得到工区1P/2P/3P储量。在PDR数据库访问中，中方评估人员获取了该工区容积法计算所需的地震、测井、测试等数据，利用国内储量分类标准计算得到地质储量数值。其中储量计算线选取最低油底计算储量接近低估值储量（P90），储量计算线采用有效厚度下推（1个有效厚度）计算储量值接近最佳估值储量（P50），地质储量介于P90～P50之间，通过对比认为外方评估原地量可靠、风险可控，资源潜力总体较落实(表1)。

表1 基于不同分类体系计算结果对比(单位：106bbl，1bbl=0.159 m3)

4.2 资产经济性参照EUR P90、盈利潜力参照EUR P50

外方根据PRMS资源评价体系评估出EUR，根据不确定性因素分别给出P10/P50/P90三种结果，并按惯例在提供经济模型中基于EUR P50（Best）给出项目的经济评价结果。如项目的净现值（NPV）、内部收益率（IRR）、回收期等经济参数。考虑到海外并购中相对不可控因素更多，潜在风险更大。特别是近年来英国北海、东南亚等地区为了维持整体产量稳定的需要，推出了许多边际油气田项目。而此类项目对经济性更为敏感，某一个参数、因素的变化可能影响整个项目的经济性，单纯依靠P50（Best）评估的经济结果并不能完全覆盖项目不确定性带来的风险。因此也需参照P90（Low）情况下，项目的经济性是否能够回收预估的CAPEX支出以及预估对价的回收比例，并可将其作为对价折让的重要参考因素。

4.3 利用EUR P10～P90值域范围定性评估储量风险

PRMS石油资源管理系统定义的EUR是在综合考虑了油气藏特性、储层特征、沉积特征、流体性质、驱动机理和井控范围等因素后，给出了P10/P50/P90最终极限产量的分布范围。因此EUR P10～P90值域范围不仅隐含了产量不确定性风险，同时也隐含了油气藏开发的难度风险。值域范围越大，说明地质风险与开发不确定性越大，油气回收可靠性越低，反之亦然。

如表2所示A、B两个区块，计算原地量 （OOIP）均为65×106bbl左右，且EUR P50 （Best）值也相近，但P90（Low）与P10（High）两个区块差异较大。其中A区块P90/P50/P10值域范围小，B区块则值域范围较大，P50与P90比值接近3倍，P50与P10比值也相差2倍以上(表2)。

表2 最终可采储量（EUR）对比表(单位：106bbl)

造成A、B区块值域范围差异明显的因素是哪些？通过对地质材料的分析：A区块为背斜构造，构造主体未见明显断层发育（图1）。沉积环境为浊流沉积，砂体呈朵叶状分布（图2）。区块内钻井9口，砂体横向可对比性强，储层物性好，孔隙度超过30%以上，渗透率达到达西级别，孔渗较好。测试井A2井测试产量为3 600 bbl/d，A10井测试获得日产4 000 bbl/d，API为22°～25°。油水关系已证实，且周边人工举升经验成熟完善。

图1 过A区构造主体地震剖面

图2 A区主目的层均方根振幅属性图

B区块为断背斜油藏，构造主体被多条断层复杂化（图3）。区块内钻井7口，钻井之间均有断层发育分割，沉积环境为河道砂沉积，横向可对比性较差（图4）。储层孔隙度15%～19%、渗透率（10～60）×10−3μm2，为中孔低渗储层。测试井B2井测试获得油837 bbl/d，B4井测试获得油860 bbl/d，API为39°。油水关系和断块之间连通性不清楚，区域内未有可借鉴在产油气田。

图3 过B区构造主体地震剖面

图4 B区主目的层均方根振幅属性图

从A、B两个区块地质背景的对比，可以看出B区块储量不确定性因素较多，地质风险较大，开发隐含风险大。因此在对区块评价时，除对地质参数核实外，也要对EUR P10～P90值域范围引起足够重视，明确造成值域范围较大的主要因素是哪些，从而在资产估值中考虑相关风险因素，夯实评估基础。

5 结论及建议

（1）国内油公司储量评估人员首先要适应并了解当前国际通行的PRMS储量分类标准与评估方法，掌握与国内外储量定义和分类的差异，特别要理解PRMS储量评估的核心要义以及储量数值背后隐含着不确定性与风险，以满足国外油气收购、兼并等业务活动的需要。

（2）在油气摸排和筛选阶段，若条件允许，可按照国内标准得到1套地质储量数据，通过与外方利用PRMS标准得到原地量（OOIP）数据进行对比，以明确外方评估结果中的不确定性和风险；同时利用EUR P10～P90值域范围快速定性评估项目开发隐含的风险，并在经济评估时利用P90（Low）对项目经济性进行基本测算，为资产筛选提供有力保障。