俄标储量与SPE-PRMS储量对标分析

2022-06-08张聪

当代石油石化 2022年5期

张聪

（中国石化集团国际石油勘探开发有限公司，北京 100029）

油气储量是石油公司的核心资产，也是公司之间资产买卖的重要依据。SPE-PRMS是行业内普遍认可的油气储量标准（简称SPE标准），俄罗斯及中亚地区的前苏联国家则普遍使用俄罗斯标准进行油气储量评估[1]，了解两套标准储量的异同，提高与俄罗斯标准评估国家油气资源交流的可对比性和清晰度，对中方在执行项目储量评估、“一带一路”战略下进行俄罗斯和中亚地区资产并购具有参考意义。

俄罗斯联邦自然资源部于2013年11月1日通过了新的油气储量资源量分级分类规范（简称俄标），并确定自2016年1月1日起执行，规定所有油田5年内要完成从老标准（2001年版）向新标准的转换，也就是2021年开始所有向国家机构提交的地下油气储量资源量计算报告要符合新规范。本文系统性地梳理了俄标储量与SPE标准储量的对应关系，为实际应用中俄标储量资料的解读提供参考。

1 俄标资源分类标准解析

俄标资源分类标准主要考虑地质研究程度和油藏开发程度，原始油气资源量按照是否获得油气发现分为已发现油气和未发现油气。已发现油气按采出情况分为产量、可采储量、不可采资源量，其中可采储量按商业开发程度和地质研究程度分为A级、B级和C级储量，如表1所示。

表1 俄标资源分类框架[2]

A级储量为已完钻井网、并已投入开发的油气藏或部分油气藏的储量，其中开发井网包括生产井、注入井、关停井，储量边界为向油藏未研究区域外扩0.5倍开发井网井距。B级储量为可编制开发方案、未钻开发井、计划未来根据开发方案进行开发的油气藏或部分油气藏的储量，B级储量又根据地质落实程度细分为B1和B2级，油气藏中紧邻A级储量2倍井距区域、或评价井已试油并获得工业油气流的区域为B1级储量，油藏边界内有地球物理研究能够证实储量存在，但尚未获得工业油气流的区域为B2级储量（见图1a）。

C级储量为尚未商业开发、目前只有试采方案的油藏储量，C级储量分为C1级和C2级，进行单井试采或局部试采已获得工业油气流的区域为C1级储量，储量边界为向油气藏未研究区域外扩类似已开发油气藏2倍开发井网井距，油藏边界内有地球物理研究但尚未获得工业油气流的区域为C2级储量（见图1b）。

图 1 A级储量、B级储量、C级储量边界划分[2]

未发现油气资源量按地质研究程度分为4个级别：D0级、DL级、D1级、D2级资源量。地质研究程度是指通过参数井、探井、地球物理、地球化学和其他勘探评价方法在平面和纵向上对地质构造、区域含油气性、地质单元或矿区的研究程度。

2 SPE资源分类标准简析

SPE标准按照两轴划分资源[3]，横轴上按不确定性分级为P90（90%可能性）、P50（50%可能性）、P10（10%可能性），纵轴上按商务成熟度将尚未宣布商业发现油气藏的可采资源量归为远景资源量，已宣布商业发现的可采资源量中还不能进行商业化开发的部分归为潜在资源量，预期能够商业化采出的剩余部分归为储量。储量中90%可能性未来能采出的油气量定义为P1，50%可能性未来能采出的油气量定义为2P，P2为P1到2P之间的增量，10%可能性未来能采出的油气量定义为3P，P3为2P到3P之间的增量。

SPE储量必须满足4个条件：已发现的、可采的、剩余的、可商业化的。可商业化开发条件包括满足了相关法律、合同、环境和其他社会经济条款的开发项目；项目在合同期内有基于开发方案的实施明细时间表；已具备生产和运输能力，或在预期内能够到位，以保障项目按期投入开发生产；有合理市场销售预期；资金筹措计划已得到批准，所有必要审批都已获得，且达到规定的投资和操作标准[4]。对比俄标，SPE储量主要是额外考虑了投资批准、经济性、合同期的约束。

储量状态可以按开发生产状态细分为已开发正生产储量、已开发未生产关井储量、已开发未生产管外储量、未开发储量。已开发正生产储量是指在产井储量，已开发未生产关井储量是指目前关井但合理预期内会开井的生产井储量，已开发未生产管外储量是指现有井所钻遇的层位在生产之前需要增加完井工作或者重新完井所获得的储量，未开发储量是指通过增加较大投资获得的储量，包括新钻开发井、增加注水井、安装生产及外输设施等。

3 俄标资源与SPE资源对标分析

3.1 地质储量定量对标

俄标与SPE标准地质储量定义相似，都是指已知油气藏中通过现有技术手段估算的地层原始条件下原油天然气的总量[2,4]。参与地质储量计算的参数中，俄标与SPE标准都只对平面上划分不同级别储量范围做了规定，划分标准都以井距为单位，因此，通过两套标准井距划分的差异，能够得出各级别储量面积的对应关系，进而得到理论上两套标准地质储量的定量对应关系。

对于已开发部分油藏，俄标规定A级储量边界是生产井外扩0.5倍井距，B1级储量边界是与A级储量区域衔接部分生产井外扩2倍井距，或者获工业油气流井外扩2倍井距，B2级储量边界是B1级储量边界至油藏边界；对于未开发部分油藏，C1级储量边界是获工业油气流井外扩2倍井距，C2级储量边界是C1级储量边界至油藏边界。假设井距为1 m，则A级储量面积为1 m2，B1或C1级储量面积为16 m2。

SPE标准规定P90储量边界是探井、评价井、生产井外扩1.5倍井距，P50储量边界是是探井、评价井、生产井外扩2.5倍井距，P10储量边界是探井、评价井、生产井外扩3.5倍井距或以上。假设井距为1 m，则P90储量面积为9 m2，P50储量面积为25 m2。

对比可知，排除人为解释因素，假设其他参与地质储量计算的参数一致，两套标准地质储量理论上应存在以下对应关系：

1）如果已知井是生产井：

P90×0.11＝A

P50×0.64＝A＋B1

P10＝A＋B1＋B2

2）如果已知井不是生产井但已试油或证实产能：

P90×1.78＝B1或C1

P50×0.64＝B1或C1

P10＝B1＋B2或C1＋C2

资产并购通常主要参考SPE P50方案结果，为进一步验证俄标地质储量与SPE地质储量的对应规律，调研了俄罗斯某项目2020年储量资料，对比相同油藏相同年份俄标与SPE标准下评价的两套地质储量，实际应用中俄标A＋B1级地质储量与SPE P50地质储量对应回归规律（见图2）。两套标准地质储量之间的平均倍数为0.78，分油藏的倍数关系统计直方图（见图3），认为统计规律强，呈正态分布，俄标A＋B1级地质储量与SPE P50地质储量基本符合理论对应规律，认为0.64～0.80倍的关系在实际应用中具有一定的适用性。

图2 分油藏俄标（A＋B1）与SPE P50地质储量散点图

图3 分油藏俄标（A＋B1）/SPE P50地质储量倍数直方图

3.2 可采资源量定性对标

俄标可采资源量是指在目前的技术及法律法规下，整个开发周期内预计能从油气藏中采出的石油天然气量。可采资源量中尚未采出油气量为俄标储量，各级储量在各自储量边界内按现有方案估算而得[2]。SPE标准可采资源量定义为在指定评估日，在确定的技术及商业条件下，预计未来可能采出的油气量加上已采出的油气量[4]。对于已发现油藏，预计未来采出油气量分为SPE储量和SPE潜在资源量，对于未发现油藏，可采资源量归为SPE远景资源量。

两套标准的可采资源分类都考虑了地质落实程度和开发程度，两套标准有一定的可对比基础[5]，区别是SPE标准注重商务成熟度，将商务成熟度作为储量资源量分类的标准，而俄标储量资源量分类主要依据地质落实程度进行，弱化商务因素的考量。如俄罗斯某油田按俄标评估，2017年由探井发现并获得工业油流，当年申报了C1级储量，2018年在C1级储量基础上编制了试采方案。2020年，该油田储量由C1升级为B1，在B1级储量基础上编制了开发方案。实例表明C1级储量可用来编制试采方案，随着研究的深入，地质油藏落实程度提高，当具备编制开发方案的条件时，储量可升级为B1级，储量升级和编制开发方案基本同步进行。同样的油田用SPE标准评估，2017年由探井宣布商业发现后，当年由远景资源量升级为潜在资源量，2018年编制的试采方案审批通过后可采量经济部分升级为储量。经过4年研究，2020年编制了完善的开发方案，报审资源国和石油公司审批，审批通过后许可证有效期内可经济采出的部分再升级为储量，若当年尚未审批通过，则不能升级为储量。实例表明需要重大投资开发的资源量只有投资批准后才能升级为储量，且合同期外（许可证有效期外）、目前不能经济开发的资源量不能升级储量。综合考虑两套标准的划分要求，可采资源量俄标与SPE标准对标（见图4）。

从图4看出，俄标A、B、C级储量与SPE储量、潜在资源量都互有交集，无法完整对应；俄标A、B、C级储量中投资已批、经济且在合同期内的部分对标SPE储量，其余部分储量对标SPE潜在资源量；俄标D级资源量对标SPE远景资源量。

SPE储量还按储量状态进行细分，对图4中符合SPE标准的俄标储量进行对标，结果见图5。由图5看出，俄标规定开发井、关停井、注入井都作为开发井网归入A级储量，这部分可对标SPE储量中正生产储量和关井储量；俄标规定开发井有产能的未生产层位归入B1级储量，这部分可对标SPE储量中管外储量，B1级储量中试采部分归入SPE正生产储量，其余B1级储量和B2级储量可对标SPE未开发储量；俄标C1储量中试采井的可采量对应SPE正生产储量。

图4 俄标与SPE标准可采资源量对标梳理

图5 俄标与SPE标准储量分级分类梳理

综上所述，俄标D级资源量与SPE标准远景资源量可对应，俄标C级储量与SPE标准潜在资源量可大致对应，但俄标可采资源量与SPE可采资源量很难有逐级对应关系以及量化的数学关系，原因为：一方面两套标准对可采资源量评价的方法不同，俄标不考虑资源采出的不确定性，一个方案下只有一个采收率，但SPE标准根据技术、商务的不确定性会采用多种动态评估方法给出高、中、低3个评价结果；另一方面两套标准评价周期不同，俄标可采资源量只在储量升级或地下认识有重大变化时进行评价更新[6]，通常每年储量数据只做减产量处理，因此可采资源量只能反应最初设计方案时的认识，但SPE标准的可采资源量每年都进行评价更新，既能反应实际开发状况，也能反应油价、投资等商务因素的影响。

另外，SPE储量每年要根据油价、开发方案调整进行动态评价，因此常会发生部分储量和资源量相互转化的情况，但俄标储量降级是极少存在的，油价原因或推迟开发方案执行也不作为储量降级和核销的主要考虑因素。出现降级主要有两种情况，一是储量新老标准转换阶段储量复算发生过储量降级，但2021年所有油田完成转换后不会再有这种情况的降级，二是钻井过程中对地质油藏认识发生变化，如未获得商业油流，获得地层水和油花的层位储量从B1降至B2级，干层储量进行核销。