張存才，蔡東偉，徐紹良

（上海振華重工（集團）股份有限公司，上海 200125）

近年來隨著經濟的快速發(fā)展，我國化石能源的對外依存度呈逐年快速上升的趨勢。據(jù)統(tǒng)計2018年中國石油消費量已達6.29×108t，而當年國內石油產量為1.89×108t，供需缺口約為4.4×108t，對外依存度高達69.8%。2019年預計中國石油表觀需求量將超過6.68×108t，對外依存度接近70%。當前我國經濟以6%～7%的中高速增長，對原油的需求還會持續(xù)增加，相比巨大的需求量，缺油少氣在未來很長時間內是一種常態(tài)，能源安全形勢嚴峻。借助國家“一帶一路”戰(zhàn)略以及擴大開放的要求，相關企業(yè)積極布局海外能源市場，既是為國民經濟平穩(wěn)運行提供能源保障，也是國家能源安全戰(zhàn)略發(fā)展的需求。

油氣資產評估是以儲量作為基礎，相較于非能源類商品的評估有其復雜性、特殊性和不確定性。目前世界主要油氣產區(qū)和“一帶一路”沿線絕大多數(shù)油氣生產國其油氣儲量定義采用PRMS油氣資源管理評價系統(tǒng)，這與國內油氣儲量在定義和分類上存在明顯差異。也對國內油氣儲量評估人員正確判斷和快速辨識出儲量數(shù)據(jù)中包含的不確定性和風險造成了困難。因此充分認識和掌握國內外石油儲量定義和分類的差別，及時總結和完善一些快速行之有效的評判方法和標準，是在競爭激烈的國際能源市場上篩選出優(yōu)質資產和提高資產篩選效率與質量的必由之路，對當下海外油氣資產并購具有重要的現(xiàn)實意義。

1 國內油氣儲量的定義和分類

2004年國家質量監(jiān)督檢驗檢疫總局和國家標準化管理委員兩部委聯(lián)合頒布了《石油天然氣資源/儲量分類》國家標準。在上述基礎上國土資源部在2005年發(fā)布《石油天然氣儲量計算規(guī)范》，國家能源局于2010年發(fā)布《天然氣可采儲量計算方法》[1-3]。新標準將儲量劃分為地質儲量和可采儲量兩大類，可采儲量劃分包括技術可采儲量和經濟可采儲量。地質儲量劃分包括探明、控制、預測3大類別?？刹蓛α堪雌涞刭|可靠程度和經濟意義劃分為探明技術可采儲量、探明經濟/次經濟可采儲量、控制技術可采儲量、控制經濟/次經濟可采儲量、預測技術可采儲量等7個類別。并引入了概率法定義儲量，既保留我國現(xiàn)行分類特色，又盡量適應國際通用分類標準。

標準中對地質儲量定義強調為已發(fā)現(xiàn)油氣藏（田）中原始儲藏的油氣總量。在對探明、控制、預測等儲量的定義明確的基礎上，也對探明儲量、控制儲量對評估值誤差進行了具體約束要求。其中探明儲量要求與最終落實儲量相對誤差不超過±20%，控制儲量要求其與最終落實儲量相對誤差不超過±50%。另外新標準對于探明儲量未查明流體界面的藏是允許用最低油氣層底界、有效厚度累計值或集中段外推確定油氣藏邊界的。同時在油田整體開發(fā)方案設計階段規(guī)定，油氣藏開發(fā)方案中可動用全部探明儲量和部分控制儲量，而預測儲量是不能動用的[4]。

2 PRMS油氣儲量的定義和分類

RPMS油氣儲量的定義最早集中在證實儲量上，是由石油評價工程師學會（SPEE）在20世紀30年代發(fā)起。SPE、WPC在上世紀八十年代發(fā)布了對所有儲量類別的定義，1997年上述兩個學會發(fā)布了適用于全球范圍內的儲量定義。2000年AAPG、SPE、WPC三個協(xié)會聯(lián)合發(fā)布了針對所有石油資源的分類體系，并推出了資源定義的應用評估指南（2001）和術語匯編（2005）。2007年，SPE、WPC、AAPG、SPEE在原來基礎上，聯(lián)合發(fā)布PRMS石油資源管理系統(tǒng)，并在2011年11月發(fā)布了PRMS中各部分的詳細解釋，2018年6月補充完善了非常規(guī)油氣等內容[5-6]。上述定義中石油資源量的估算涉及其體積和價值，有其固有的不確定性特征，在設計和實施的不同階段，這些數(shù)量都與開發(fā)項目密切相關。必須考慮影響項目的經濟可行性、開采期和現(xiàn)金流量等技術和商業(yè)因素。

RPMS油氣儲量的定義強調的是預期能夠商業(yè)性采出的油氣量。定義的儲量需要滿足四個條件，即已開發(fā)、可開采、具商業(yè)性、且有已批準的、能實施的開發(fā)項目的未開采油氣量（相當于剩余經濟可采儲量[7]）。另外RPMS系統(tǒng)框架下采用概率分析進行儲量評估[8]，根據(jù)不確定性的程度將儲量進一步細分為證實儲量（P1）、概算儲量（P2）和可能儲量（P3）等3個級別。證實儲量再進一步細分為證實已開發(fā)儲量和證實未開發(fā)儲量兩類儲量。對劃分的3個級別儲量用概率法也進行了約束，其中證實儲量的評估值等于實際可采量的概率至少為90%；概算儲量評估值等于實際可采量的概率至少為50%；可能儲量評估值等于實際可采量的概率至少為10%。

3 國內外儲量定義和分類的主要差異

從儲量定義上，國內評價體系與RPMS評價體系首先立足點不同，國內立足于靜態(tài)的地質儲量上，具體的概念是從油氣聚集?成藏?資源量?地質儲量?可采儲量的一個正向評價過程；而RPMS評價體系立足于動態(tài)的經濟可采儲量上，其油氣儲量的定義是從商業(yè)價值—資產經營—市場化可行性—可采儲量—地質儲量的一個反向評價過程，所指的地質儲量相當于國內的剩余經濟可采儲量[9-12]。

從儲量分類基礎體系上來看，國內儲量體系以勘探程度劃分為主，采用類似樹狀分類體系，主干與勘探、評價階段緊密相連，分支則根據(jù)地質認識程度與經濟性來進行劃分；RPMS儲量體系是以可采儲量的可靠程度劃分為主，采用二維分類體系，縱向上是根據(jù)項目的成熟度或商業(yè)性機會進行分類，儲量與評價和開發(fā)階段緊緊相關，橫向上根據(jù)項目可能采出量的不確定性范圍進行劃分。國內儲量按經濟性分類除了經濟的，還有次經濟，儲量與油氣價格和開發(fā)成本等因素沒有相關性，只要達到工業(yè)油流要求就行；國外不僅是經濟的，更強調具備商業(yè)開發(fā)條件。國內儲量轉化為產量需要經歷地質儲量—技術可采儲量—經濟可采儲量的過程；而PRMS儲量轉化產量是直接的，為未來經濟產量之和。

我國的儲量分類標準與PRMS儲量分類標準在含義上基本一致，不同級別的儲量體現(xiàn)著儲量的可靠程度，PRMS采用風險系數(shù)或概率界定來劃分各級儲量，強調不確定性程度對儲量各級別與大小的影響；國內是按照儲量計算的相對誤差，即準確度來界定或劃分各級儲量，圍繞確定性進行論證，追求結果的唯一準確性。但由于對于儲量的定義不同，導致儲量分類的基礎不同，國內油氣儲量以地質儲量分類為主線，而PRMS儲量分類以可采儲量分類為主線，因此兩者儲量分類沒有直接的一一對應關系。只有國內的地質儲量與RPMS原地量（PIIP），國內探明剩余經濟可采儲量與PRMS體系下儲量（P級）大致可對應，特別是當前國內探明儲量越來越強調可開發(fā)性趨勢下，兩者的對應性越來越相似，但具體情況仍需區(qū)分。

4 如何快速評判儲量

在國內外評價基礎存在差異情況下，儲量評估人員單憑國內評估經驗無法直觀地對PRMS規(guī)則下的儲量及儲量范圍進行判斷，并直接給出是否保守或者樂觀的結論。有些案例中外方提供的儲量與第三方機構評估儲量也存在明顯差異。這就需要儲量評估人員對評估儲量的不確定性和風險進行驗證。特別是在資產摸排和篩選階段，如何快速有效地評估儲量，降低儲量風險，對于節(jié)省篩選時間與節(jié)約評估資源尤為重要。根據(jù)近年跟蹤案例的分析，總結出以下幾個方面方法供儲量評估人員學習交流與參考。

4.1 對比原地量與地質儲量，核實資產儲量潛力

用VDR以及PDR訪問數(shù)據(jù)結合投行推薦材料，前期盡可能搜集齊地震、測井、測試等儲量計算所需關鍵參數(shù)，在核實了相關數(shù)據(jù)基礎上，利用國內評價體系快速評估出地質儲量結果，并與國外基于PRMS體系下評估原地量數(shù)據(jù)進行比對。根據(jù)原地量與地質儲量的差異，核實資產勘探開發(fā)潛力，落實資產資源風險，為是否進一步跟進參與提供決策依據(jù)。

例如，國外某油田，資產所在工區(qū)內有7口鉆井，鉆探累計揭示27個油層，但均未揭示油水界面。外方利用PRMS規(guī)則采用概率法對儲量進行了評估：其中含氣面積是用27個油層的平均氣柱高度作為P90，用井上毛管壓力計算的氣柱高度作為P10，然后用正太分布得到P50；有效厚度統(tǒng)計，依據(jù)單井上揭示最小氣層厚度作為P90，最大氣層厚度作為P10，依據(jù)正態(tài)分布得到P50，再乘以井上揭示平均油層個數(shù)得到對應的有效厚度；孔隙度統(tǒng)計，依據(jù)井上揭示的氣層解釋的孔隙度最小值作為P90，井上解釋氣層最大孔隙度作為P10，進行正態(tài)分布統(tǒng)計確定中值。飽和度統(tǒng)計，依據(jù)井上揭示的氣層解釋的含水飽和度最小值作為P90，井上解釋氣層最大含水飽和度作為P10，進行正態(tài)分布統(tǒng)計確定中值。依據(jù)實驗數(shù)據(jù)得到的最小體積系數(shù)為P90，最大體積系數(shù)為P10，進行正態(tài)分布統(tǒng)計確定中值。依據(jù)上述參數(shù)分別得到工區(qū)1P/2P/3P儲量。在PDR數(shù)據(jù)庫訪問中，中方評估人員獲取了該工區(qū)容積法計算所需的地震、測井、測試等數(shù)據(jù)，利用國內儲量分類標準計算得到地質儲量數(shù)值。其中儲量計算線選取最低油底計算儲量接近低估值儲量（P90），儲量計算線采用有效厚度下推（1個有效厚度）計算儲量值接近最佳估值儲量（P50），地質儲量介于P90～P50之間，通過對比認為外方評估原地量可靠、風險可控，資源潛力總體較落實(表1)。

表1 基于不同分類體系計算結果對比(單位：106bbl，1bbl=0.159 m3)

4.2 資產經濟性參照EUR P90、盈利潛力參照EUR P50

外方根據(jù)PRMS資源評價體系評估出EUR，根據(jù)不確定性因素分別給出P10/P50/P90三種結果，并按慣例在提供經濟模型中基于EUR P50（Best）給出項目的經濟評價結果。如項目的凈現(xiàn)值（NPV）、內部收益率（IRR）、回收期等經濟參數(shù)?？紤]到海外并購中相對不可控因素更多，潛在風險更大。特別是近年來英國北海、東南亞等地區(qū)為了維持整體產量穩(wěn)定的需要，推出了許多邊際油氣田項目。而此類項目對經濟性更為敏感，某一個參數(shù)、因素的變化可能影響整個項目的經濟性，單純依靠P50（Best）評估的經濟結果并不能完全覆蓋項目不確定性帶來的風險。因此也需參照P90（Low）情況下，項目的經濟性是否能夠回收預估的CAPEX支出以及預估對價的回收比例，并可將其作為對價折讓的重要參考因素。

4.3 利用EUR P10～P90值域范圍定性評估儲量風險

PRMS石油資源管理系統(tǒng)定義的EUR是在綜合考慮了油氣藏特性、儲層特征、沉積特征、流體性質、驅動機理和井控范圍等因素后，給出了P10/P50/P90最終極限產量的分布范圍。因此EUR P10～P90值域范圍不僅隱含了產量不確定性風險，同時也隱含了油氣藏開發(fā)的難度風險。值域范圍越大，說明地質風險與開發(fā)不確定性越大，油氣回收可靠性越低，反之亦然。

如表2所示A、B兩個區(qū)塊，計算原地量 （OOIP）均為65×106bbl左右，且EUR P50 （Best）值也相近，但P90（Low）與P10（High）兩個區(qū)塊差異較大。其中A區(qū)塊P90/P50/P10值域范圍小，B區(qū)塊則值域范圍較大，P50與P90比值接近3倍，P50與P10比值也相差2倍以上(表2)。

表2 最終可采儲量（EUR）對比表(單位：106bbl)

造成A、B區(qū)塊值域范圍差異明顯的因素是哪些？通過對地質材料的分析：A區(qū)塊為背斜構造，構造主體未見明顯斷層發(fā)育（圖1）。沉積環(huán)境為濁流沉積，砂體呈朵葉狀分布（圖2）。區(qū)塊內鉆井9口，砂體橫向可對比性強，儲層物性好，孔隙度超過30%以上，滲透率達到達西級別，孔滲較好。測試井A2井測試產量為3 600 bbl/d，A10井測試獲得日產4 000 bbl/d，API為22°～25°。油水關系已證實，且周邊人工舉升經驗成熟完善。

圖1 過A區(qū)構造主體地震剖面

圖2 A區(qū)主目的層均方根振幅屬性圖

B區(qū)塊為斷背斜油藏，構造主體被多條斷層復雜化（圖3）。區(qū)塊內鉆井7口，鉆井之間均有斷層發(fā)育分割，沉積環(huán)境為河道砂沉積，橫向可對比性較差（圖4）。儲層孔隙度15%～19%、滲透率（10～60）×10?3μm2，為中孔低滲儲層。測試井B2井測試獲得油837 bbl/d，B4井測試獲得油860 bbl/d，API為39°。油水關系和斷塊之間連通性不清楚，區(qū)域內未有可借鑒在產油氣田。

圖3 過B區(qū)構造主體地震剖面

圖4 B區(qū)主目的層均方根振幅屬性圖

從A、B兩個區(qū)塊地質背景的對比，可以看出B區(qū)塊儲量不確定性因素較多，地質風險較大，開發(fā)隱含風險大。因此在對區(qū)塊評價時，除對地質參數(shù)核實外，也要對EUR P10～P90值域范圍引起足夠重視，明確造成值域范圍較大的主要因素是哪些，從而在資產估值中考慮相關風險因素，夯實評估基礎。

5 結論及建議

（1）國內油公司儲量評估人員首先要適應并了解當前國際通行的PRMS儲量分類標準與評估方法，掌握與國內外儲量定義和分類的差異，特別要理解PRMS儲量評估的核心要義以及儲量數(shù)值背后隱含著不確定性與風險，以滿足國外油氣收購、兼并等業(yè)務活動的需要。

（2）在油氣摸排和篩選階段，若條件允許，可按照國內標準得到1套地質儲量數(shù)據(jù)，通過與外方利用PRMS標準得到原地量（OOIP）數(shù)據(jù)進行對比，以明確外方評估結果中的不確定性和風險；同時利用EUR P10～P90值域范圍快速定性評估項目開發(fā)隱含的風險，并在經濟評估時利用P90（Low）對項目經濟性進行基本測算，為資產篩選提供有力保障。