王永祥 胡曉春 徐小林 張 勁 鞠秀娟 袁自學

（1.中石油煤層氣有限責任公司；2.中國石油天然氣集團有限公司油氣儲量評估中心；3.中國石油勘探開發(fā)研究院；4.中國石油西南油氣田公司）

能源行業(yè)，特別是石油工業(yè)上游領域對儲量的定義比較寬泛。20世紀60—70年代，我國只計算地質儲量，1979年引入了可采儲量的概念[1]。2004年，國家標準GB/T 19492—2004《石油天然氣資源/儲量分類》引入了經(jīng)濟可采儲量，制定了配套的行業(yè)標準DZ/T 0217—2005《石油天然氣儲量計算規(guī)范》[2-3]（以下合稱2004標準）。自2005年起，我國新增和累計的（探明）儲量賬戶中包含了地質儲量、技術可采儲量、經(jīng)濟可采儲量和剩余經(jīng)濟可采儲量共4個類別。依據(jù)自然資源部油氣儲量評審辦公室出版的各年度全國石油天然氣探明儲量評審表[4]，對全國2005—2020年的探明經(jīng)濟可采儲量的現(xiàn)狀與變化進行了梳理。結果表明，2004標準中對經(jīng)濟可采儲量的定義和計算規(guī)范基本滿足我國油氣生產(chǎn)的需要，但也發(fā)現(xiàn)經(jīng)濟可采儲量存在一定規(guī)模難以有效開發(fā)的問題。本文對進一步完善油氣經(jīng)濟可采儲量評價工作、不斷提升儲量管理水平進行探討，并提出一些意見與建議。

1 問題的提出

國內標準將儲量作為地質儲量和可采儲量的統(tǒng)稱，可采儲量是技術可采儲量和經(jīng)濟可采儲量（包括剩余經(jīng)濟可采儲量）的統(tǒng)稱[2-3]。國際主流的定義，如美國石油工程師協(xié)會（SPE）等國際行業(yè)組織、美國證券交易委員會（SEC）、加拿大石油學會等，均將儲量定義為剩余經(jīng)濟（商業(yè)）可采量[5-7]，即相當于國內儲量中的一個具體類別。從資源儲量的資產(chǎn)和價值屬性及企業(yè)生產(chǎn)和經(jīng)營目標看，（剩余）經(jīng)濟可采儲量無疑是核心資產(chǎn)。

1.1 2004標準實施效果顯著

“十一五”至“十三五”期間，新增儲量經(jīng)過儲量動態(tài)管理后（探明儲量重算、復算和可采儲量標定等）[8]，全國年均凈增的原油探明地質儲量、技術可采儲量、經(jīng)濟可采儲量和剩余經(jīng)濟可采儲量分別為 10.7998×108t、2.3915×108t、2.1961×108t和3452×104t。原油年產(chǎn)量（不含凝析油）保持在（1.7650～1.9634）×108t之間，平均為1.8526×108t，年度增幅為4.1%。15年間，年均（剩余經(jīng)濟可采）儲量接替率為118.6%。

全國年均凈增的氣層氣探明地質儲量、技術可采儲量、經(jīng)濟可采儲量和剩余經(jīng)濟可采儲量分別為 6514×108m3、3332×108m3、2455×108m3和1414×108m3。氣層氣年產(chǎn)量（不含溶解氣）由2006年的505×108m3增長到2020年的1498×108m3，年均為1040×108m3，年度增幅達24.1%。15年間，年均儲量接替率為236%。

2004標準實施以來，隨著我國油氣勘探不斷取得重大發(fā)現(xiàn)、勘探成果持續(xù)涌現(xiàn)，新增原油探明儲量保障了原油產(chǎn)量的基本穩(wěn)定和適度增長，新增天然氣探明儲量促進了天然氣產(chǎn)量的快速增長?？傮w上看，2004標準基本適應我國油氣勘探開發(fā)需求。

1.2 探明地質儲量雖增儲明顯，但上產(chǎn)已顯乏力

2006—2020年，全國新增原油探明地質儲量和天然氣探明地質儲量年均分別為11.1×108t和6635×108m3，增儲十分明顯。我們將年度新增探明剩余經(jīng)濟可采儲量與年產(chǎn)量的比值定義為探采比，以反映增儲上產(chǎn)的潛力。據(jù)統(tǒng)計，“十一五”“十二五”“十三五”期間，全國原油探采比分別是1.02、0.99、0.74，氣層氣探采比分別是3.49、3.05、1.97。新增油氣探明儲量探采比均呈下降趨勢，表明新增探明儲量支撐產(chǎn)量穩(wěn)定和進一步提升產(chǎn)量的潛力明顯下降。

如何確立增儲上產(chǎn)的真正內涵？2004標準實施期間，年度新增原油探明地質儲量最高超過15×108t，最低也有8.6×108t，但這并不能直接反映增儲上產(chǎn)的潛力。儲量的經(jīng)濟性直接關系到新區(qū)、老區(qū)產(chǎn)能建設規(guī)模、成效及油氣產(chǎn)量增長潛力，（剩余）經(jīng)濟可采儲量的增長及其品質提升才是增儲的真正內涵，也是上產(chǎn)的根本保證。

1.3 原油與天然氣的技術采收率和經(jīng)濟采收率均呈下降趨勢

據(jù)統(tǒng)計，全國新增原油探明儲量技術和經(jīng)濟采收率在“十一五”“十二五”和“十三五”期間，技術采收率均值分別為18.90%、18.41%和16.37%，經(jīng)濟采收率均值分別為16.77%、15.75%和13.31%。其中，中國石油天然氣集團有限公司（簡稱中國石油）的經(jīng)濟采收率分別是18.05%、16.23%和11.87%，下降趨勢更為明顯。全國新增氣層氣探明儲量技術和經(jīng)濟采收率下降趨勢十分明顯，從“十二五”和“十三五”平均值看，技術采收率分別是57.71%和49.59%，經(jīng)濟采收率分別是45.30%和36.61%。

如何既客觀面對儲量劣化又保持儲量的經(jīng)濟性？采收率受地質條件、生產(chǎn)措施和經(jīng)濟條件等多種因素影響，其中，地質條件是內在主控因素。新增探明儲量經(jīng)濟采收率呈大尺度和長時期的下降趨勢，反映了油氣藏特別是儲集性能總體劣質化趨勢，造成新增探明儲量的低豐度和低產(chǎn)為主的低品質，說明我國陸上油氣勘探整體已處于地質條件劣質化與探明儲量低品位時期[9]。由于部分探明儲量處于效益邊際或是低效、無效，除了爭取國家政策扶持外，強化效益勘探及經(jīng)濟可采儲量探明，努力提升新增儲量效益開發(fā)潛力，成為油公司可持續(xù)發(fā)展的必由之路。

1.4 老油區(qū)采出程度高，亟須新增經(jīng)濟可采儲量接替

我國原油探明已開發(fā)技術可采儲量的采出程度約為75%～85%，經(jīng)濟可采儲量的采出程度約為78%～90%，均已處于高（60%～80%）及特高（大于80%）采出程度階段[10]。該階段剩余油采油速度低，年產(chǎn)油量綜合遞減率高。截至2020年底，全國原油探明已開發(fā)剩余經(jīng)濟可采儲量儲采比已降至7.6，接近或低于通常的穩(wěn)產(chǎn)下限。如果沒有新增經(jīng)濟可采儲量有效接替，很難實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)，更不可能持續(xù)上產(chǎn)。

如何實現(xiàn)儲量對產(chǎn)量的有效接替？加大勘探投入及新區(qū)產(chǎn)能建設力度，關鍵在經(jīng)濟可采儲量。通過勘探開發(fā)一體化，以經(jīng)濟可采儲量評價為切入點，著力于開發(fā)可行性或開發(fā)項目成熟度環(huán)節(jié)，使儲量、產(chǎn)能、產(chǎn)量、成本、效益等環(huán)節(jié)相融合或有機結合，特別是在組織形式方面成為（經(jīng)濟可采）儲量管理的重點[11]。

1.5 油氣探明未開發(fā)儲量規(guī)模及增量大，品質與效益開發(fā)潛力差

我國油氣（特別是原油）探明未開發(fā)儲量量大、面廣，未落實程度較高，可動用性較差，壓覆或沉沒了巨量投資，長期以來廣受關注[12-15]。

截至2020年底，全國原油和氣層氣累計探明未開發(fā)地質儲量為101.5×108t和5.84×1012m3，“十一五”至“十三五”期間，年均增量約為2.7×108t和2000×108m3，經(jīng)濟采收率全國平均為12.7%和37.1%。經(jīng)初步測算，油、氣探明未開發(fā)地質儲量實現(xiàn)全部開發(fā)分別需要12.6年和13年。油公司開展的儲量復算、可采儲量標定和未開發(fā)儲量評價分類等工作表明，無論是探明已開發(fā)還是探明未開發(fā)，儲量存量賬戶中既有未探明的不落實儲量，也有大量次經(jīng)濟儲量和待核銷儲量。

油氣探明儲量是國家制定能源政策和油公司經(jīng)營發(fā)展的基礎。從源頭提升儲量品質，減少“難采儲量”，嚴格年度新增管理，規(guī)范存量動態(tài)管理，夯實各級各類儲量，建立有效的儲量管理體系，既是勘探開發(fā)基礎工作，也是重點研究課題。

2 原因分析

油氣產(chǎn)能建設和油氣生產(chǎn)出現(xiàn)的問題或矛盾，很大程度上與儲量落實程度有關，尤其是經(jīng)濟可采儲量。持續(xù)加大勘探力度、擴大有效勘探成果、提升新增儲量品質、做大做實經(jīng)濟可采儲量，是破解石油工業(yè)上游幾乎所有問題的關鍵。這里著重探討經(jīng)濟可采儲量的評價和管理。

2.1 經(jīng)濟可采儲量未成為儲量分類標準的核心要素

地下油氣儲層中的石油、天然氣及伴生有用物質，折算到地面標準狀態(tài)下的數(shù)量被稱為原地量或資源量，主要按6種屬性描述，即總量、不可采量、技術可采量、經(jīng)濟可采量、采出量和剩余（技術、經(jīng)濟）量。我國油氣資源儲量分類（簡稱為CCPR）立足于總量（原地量或地質儲量），經(jīng)濟可采量于2004年引入。CCPR的邏輯是先有總量，再考慮可采量，而可采量中先有技術可采量，再考慮經(jīng)濟可采量，形成了地質儲量―技術可采儲量―經(jīng)濟可采儲量―剩余經(jīng)濟可采儲量的分類結構。

長期的實踐表明，上述分類結構導致儲量管理的強度有層層減弱的趨勢。按照這種分類結構，往往地質儲量已經(jīng)“探明”，可采儲量卻未達到“探明”。例如，由于缺少開發(fā)試驗區(qū)或開發(fā)先導試驗的資料，不但缺少開發(fā)方案甚至開發(fā)概念設計也很粗略，也缺少系統(tǒng)試井甚至探井試采等資料?；A資料的“缺少”導致探明地質儲量的產(chǎn)能規(guī)模不清，可供開采的潛力不明，效益開發(fā)的風險較大，后期產(chǎn)能到位率很低，致使開發(fā)投入得不償失。也出現(xiàn)過相反的情況。有些裂縫性油氣藏盡管可采儲量清楚，達到探明已開發(fā)程度，甚至開發(fā)已完結，但由于地質儲量估算難度大，仍難以申報探明儲量。

油氣儲量分類關乎儲量管理的頂層設計，如果經(jīng)濟可采儲量不是管理的核心要素，那么探明儲量賬戶中的所謂地質儲量和技術可采儲量，其可靠性、經(jīng)濟性或有效性就難以得到保障。

2.2 儲量評估規(guī)范要求常常得不到有效落實

CCPR對地質儲量的勘探開發(fā)程度和地質認識程度均有明確要求。例如，探明地質儲量對地質認識程度要求共5項，其中第5項規(guī)定，對一定規(guī)模油氣藏要有以開發(fā)概念設計為依據(jù)的經(jīng)濟評價。在石油天然氣儲量計算規(guī)范行業(yè)標準中，對探明經(jīng)濟可采儲量的估算提出7條要求[3,16]。

（1）經(jīng)濟條件基于不同要求，可采用申報基準日的、或合同的價格和成本以及其他有關條件。

（2）操作技術（主要包括提高采收率技術）是已實施的技術，或先導試驗證實的并肯定付諸實施的技術，或本油（氣）田同類油（氣）藏實際成功并可類比和肯定付諸實施的技術。

（3）已有開發(fā)概念設計，并已列入中近期開發(fā)計劃；天然氣儲量還應已敷設天然氣管道或已有管道建設協(xié)議，并有銷售合同或協(xié)議。

（4）與經(jīng)濟可采儲量相對應的含油（氣）邊界是鉆井或測井，或測試，或可靠的壓力測試資料證實的流體界面，或者是鉆遇井的油（氣）層底界，并且含油（氣）邊界內有合理的井控程度。

（5）實際生產(chǎn)或測試證實了商業(yè)性生產(chǎn)能力，或目標儲層與鄰井同層位或本井鄰層位已證實商業(yè)性生產(chǎn)能力的儲層相似。

（6）可行性評價是經(jīng)濟的。

（7）將來實際采出量大于或等于估算的經(jīng)濟可采儲量的概率至少為80%。

然而，在實際操作中，上述要求并未得到有效落實。如新增預測、控制儲量缺少開發(fā)初步評價結果，新增探明未開發(fā)儲量大多沒有開發(fā)方案，開發(fā)概念設計通常很粗淺，開發(fā)認證程度較差，與經(jīng)濟可采儲量評價直接相關的第3條和第6條很少能切實滿足。當然，這與CCPR未將儲量和項目的商業(yè)性開發(fā)決策直接掛鉤有關。但在勘探開發(fā)一體化過程中，儲量交得偏早或開發(fā)方案編制介入偏晚的情況未能有效解決，方案的審查、決策管理相對滯后，導致新增的經(jīng)濟可采儲量并不“經(jīng)濟”，可采往往變成了“難采”。

另外，經(jīng)濟可采儲量的置信度很難達到第7條的要求。CCPR以地質儲量為分類基礎，地質儲量、技術可采儲量的風險100%甩給經(jīng)濟可采儲量。由于儲量與開發(fā)項目脫節(jié)，所做的經(jīng)濟評價基礎不牢，關鍵評價參數(shù)預測不準且多偏樂觀，風險累加致使經(jīng)濟可采儲量的置信度較低。而且，地質儲量“相對誤差”與相應級別經(jīng)濟可采儲量所要求達到的“概率”之間存在斷層，難以實際操作。

2.3 經(jīng)濟可采儲量評價存在薄弱環(huán)節(jié)

在經(jīng)濟可采儲量評價方法中，評價已開發(fā)儲量主要采用經(jīng)濟極限法，評價未開發(fā)儲量主要采用現(xiàn)金流量法[17]。盡管評價方法十分成熟，但具體應用時存在薄弱環(huán)節(jié)。

首先，點上的單井經(jīng)濟性落實不夠。在探明油氣儲量面積內，現(xiàn)有井和未來井均須達到儲量起算標準，該標準是只回收開發(fā)井投資的單井下限日產(chǎn)量。儲量計算規(guī)范行業(yè)標準推薦參考的東部地區(qū)儲量起算標準，引用的是1988年儲量規(guī)范國家標準中的工業(yè)油氣流標準[18-19]，其下限數(shù)值一致，但單位從噸/日放寬為立方米/日。例如，油氣藏埋藏深度2000m以內的起算標準為原油產(chǎn)量1m3/d或氣產(chǎn)量0.3×104m3/d。許多儲量區(qū)塊并未建立自身的商業(yè)油氣流標準，而是直接采用參考標準，導致新增儲量中最基礎的“井單元”經(jīng)濟性不落實。

其次，面上的評價參數(shù)不能確切對應。儲量計算單元、開發(fā)單元、財務核算單元對應關系不清，儲量—產(chǎn)量—投資—成本—資產(chǎn)—效益的業(yè)務鏈，沒有統(tǒng)一單元或可合理劈分/合并的聯(lián)動，導致經(jīng)濟評價所需的開發(fā)指標預測、商品率等技術參數(shù)，與投資、成本等經(jīng)濟參數(shù)難以匹配，評價結果的準確性難以保證。

再次，時空上的類比基礎缺失。新增探明區(qū)塊的經(jīng)濟極限參數(shù)、技術/經(jīng)濟采收率和產(chǎn)量預測的遞減率等技術參數(shù)，以及開發(fā)成本、生產(chǎn)成本等許多經(jīng)濟參數(shù)都需要通過與老區(qū)的類比獲得，但目前類比油氣藏序列尚未系統(tǒng)建立起來，導致新增儲量區(qū)的類比基礎缺失或類比結果不準。

2.4 不同經(jīng)濟屬性的經(jīng)濟可采儲量累計誤差大

目前的經(jīng)濟可采儲量是2005年儲量套改后的逐年累加。在2005—2020年期間，經(jīng)濟評價參數(shù)不斷發(fā)生變化。如特別收益金起征點從2010年及以前的40美元/bbl提到55美元/bbl，2015年后為65美元/bbl；油、氣增值稅分別從17%、13%調整到2019年的13%、9%；所得稅、資源稅、教育費附加等也都有變化。特別是探明未開發(fā)儲量評價油價，不僅油公司之間不同，同一油公司不同年度也采用不同政策。中國石油是依據(jù)各年度的《中國石油天然氣集團公司建設項目經(jīng)濟評價參數(shù)》規(guī)定取值，如2006年取原油基準價格（布倫特）40美元/bbl，2011年為60美元/bbl，“十三五”采用了分年不同階梯油價[20]；探明已開發(fā)儲量采用年度實際銷售油價，波動幅度更大。投資、成本、稅費、財務基準收益率等經(jīng)濟評價參數(shù)年年有變化，即使地質與技術條件完全一致，也會導致經(jīng)濟極限不同，必然影響經(jīng)濟可采儲量。

國家油氣探明儲量賬戶中，經(jīng)濟可采儲量是年度新增的經(jīng)濟可采儲量與存量經(jīng)濟可采儲量的累加。理論上，存量與新增量須在相同經(jīng)濟條件下才能相加，即存量需要開展年度動態(tài)更新工作，正如在資本市場上市的儲量資產(chǎn)，每年都要按照上市地的要求開展儲量更新評估一樣。CCPR中的儲量賬戶沒有進行系統(tǒng)的年度更新，不同經(jīng)濟屬性的儲量沒有進行標準化，必然造成累計數(shù)據(jù)的較大誤差，甚至會出現(xiàn)新增時經(jīng)濟、后續(xù)不經(jīng)濟或反之（如新增時次經(jīng)濟比例高，后續(xù)很低）的情況。

2.5 在體制機制上，經(jīng)濟可采儲量受重視程度較低

政府以往規(guī)定探明儲量評審、備案、登記后才能申請采礦證，油公司為盡快拿到采礦證，只好盡早提交探明儲量報告，來不及開展系統(tǒng)試采和建立開發(fā)試驗區(qū)等開發(fā)前期評價工作。結果是地質儲量（基本）探明了，但單井配產(chǎn)不準，未來產(chǎn)量的預測剖面隨意，區(qū)塊產(chǎn)能不落實，經(jīng)濟評價往往成了“花架子”，給后續(xù)開發(fā)帶來很大風險。

油公司經(jīng)營管理的主要手段是業(yè)績指標考核。油氣上游業(yè)務考核指揮棒以往只指向CCPR標準的地質儲量或技術可采儲量，國內口徑的經(jīng)濟可采儲量沒有成為業(yè)績考核指標或工作目標。經(jīng)濟可采儲量沒有得到應有的重視，一直處于從屬地位，影響了其管理成效的提升。

3 結論與建議

把能源的飯碗牢牢端在自己手里，保障國家油氣供應安全，實現(xiàn)油氣“增儲上產(chǎn)”我們責無旁貸，進一步完善油氣經(jīng)濟可采儲量評價工作勢在必行，為此提出以下意見和建議。

3.1 突破經(jīng)濟可采儲量分類的核心地位瓶頸

CCPR主要服務于國家層面，側重于地質儲量，主要應用于礦業(yè)權的管理。我國油氣資源儲量分類國家標準屬于推薦性標準，這與俄羅斯的“油氣儲量和資源量分類標準”為強制性標準不同。油公司的生產(chǎn)經(jīng)營活動以油氣產(chǎn)量為主體，側重于（剩余）經(jīng)濟可采量的管理，核心應用是獲取最大的凈現(xiàn)值。從長期實踐看，國家側重管理（探明）地質儲量，企業(yè)側重管理（經(jīng)濟）可采儲量已成普遍共識。根據(jù)各油公司勘探開發(fā)特點與經(jīng)營發(fā)展理念，建立以經(jīng)濟可采儲量屬性為核心的儲量分類系統(tǒng)及管理體系十分必要。

我國自2020年5月1日起實施新國家標準GB/T 19492—2020《油氣礦產(chǎn)資源儲量分類》[21]（簡稱CCPR-2020），CCPR-2020沒有對技術可采儲量和（剩余）經(jīng)濟可采儲量做進一步分類。作為推薦性標準，可以說為建立可采儲量分類保留了開放性，油公司在這方面的加強和創(chuàng)新，會對CCPR-2020起到有效補充和積極支撐作用，因而不應予以限制（圖1）。

圖1 油氣礦產(chǎn)資源量和地質儲量類型及估算流程[21]

中國海洋石油集團有限公司（簡稱中國海油）采用SPE等國際組織制定的“石油資源管理體系”（PRMS）商業(yè)可采儲量及儲量資產(chǎn)管理理念[5，22]，結合自身海上勘探開發(fā)和經(jīng)營決策特點，研發(fā)了“3P3C”資源儲量分類系統(tǒng)[23]。該系統(tǒng)依據(jù)勘探、開發(fā)進程以及油氣資源評價和開發(fā)的商業(yè)性進程，劃分不同油氣田狀態(tài)、動用狀態(tài)和開發(fā)狀態(tài)，提出146種資源儲量類型并系統(tǒng)編碼和建庫，實現(xiàn)了公司儲量的全資產(chǎn)、全過程、全動態(tài)管理。

建議1：國內油公司學習借鑒中國海油資源儲量分類系統(tǒng)，建立適合自身地質條件和生產(chǎn)經(jīng)營特點的以經(jīng)濟可采儲量為核心的分類系統(tǒng)。

3.2 突破經(jīng)濟可采儲量評價的技術瓶頸

建議2：建立商業(yè)油氣流標準圖版。單井商業(yè)油氣流標準作為新增儲量起算標準，需要落實到合理的單元，以區(qū)塊或油氣田單元為宜。借鑒地質儲量評估建立“四性”關系，特別是有效厚度電性圖版的技術思路，建立各含油氣盆地內的（不同油氣產(chǎn)品、埋深、生產(chǎn)井型等）商業(yè)油氣流標準圖版。

建議3：有機融合各類評價單元。地質儲量通常以油氣藏為計算單元，技術可采儲量則以開發(fā)單元為標定單元，這兩類單元通常是“一含多”的關系，已經(jīng)基本理清。經(jīng)濟可采儲量涉及的投資和成本需要財務核算單元解決，目前財務單元與儲量單元尚未有機融合，應該按“地面服從地下”的原則，依靠開發(fā)項目統(tǒng)籌解決。

建議4：建立類比油氣藏序列，加強類比法的應用。類比法是人類社會最古老的認知思維與推測方法，油氣儲量分類就是類比法的具體應用。類比油氣藏是PRMS和SEC均認可的評估方法與可靠技術。建立類比油氣藏序列就是建立典型樣本庫。通過樣本庫，不僅可以獲得經(jīng)濟評價必需的開發(fā)方案甚至預測生產(chǎn)剖面，還可以獲取大部分經(jīng)濟財務參數(shù)。建立類比油氣藏序列是一項復雜龐大的集成工作，在大數(shù)據(jù)時代，其基礎地位、應用范圍、作用和意義毋庸置疑。

3.3 突破經(jīng)濟可采儲量的管理瓶頸

在國家層面，“探采合一”制度有利于提高新增探明經(jīng)濟可采儲量的落實程度。2019年，自然資源部就推進礦產(chǎn)資源管理改革若干事項發(fā)布的7號文件，將油氣礦業(yè)權實行“探采合一”制度。油氣探礦權人發(fā)現(xiàn)可供開采的油氣資源，在報告有登記權限的自然資源主管部門后即可進行開采。進行開采的油氣礦產(chǎn)資源探礦權人應在5年內簽訂采礦權出讓合同，依法辦理采礦權登記。新制度從根本上解決了新增探明儲量在試采和開發(fā)試驗區(qū)建設方面遇到的制度瓶頸，有利于探明（地質）儲量可采性和經(jīng)濟性的落實與管控。

建議5：簡化國家層面的評審。隨著國家“放管服”改革的不斷深入，儲量管理正逐步形成“誰發(fā)現(xiàn)誰管理、誰使用誰決策”的市場化機制。油氣資源屬國家重要戰(zhàn)略性礦產(chǎn)，由自然資源部直接管理，包括組織全國性的油氣資源評價工作，管理油氣探明儲量的評審、備案和統(tǒng)計，礦業(yè)權的出讓和登記等。然而，油氣探明儲量報告由自然資源部直接評審不僅工作量大，而且承擔較大的市場風險，與政府職能不盡相符。目前至少不應一概評審，可以按大小輕重，將新增探明經(jīng)濟可采儲量的評審和可采儲量動態(tài)管理的儲量報告交給油公司負責，結果報國家備案和統(tǒng)計。同時，簡化現(xiàn)行評審備案程序和報備材料要求，提升油公司儲量動態(tài)管理的積極性。

建議6：轉變國家層面管理職能。目前，國家層面對油氣儲量的管理相對評審而言，應強化監(jiān)管、統(tǒng)計分析和標準化等工作。例如，儲量評審結果的抽查，實施儲量動態(tài)監(jiān)管，避免“一備定案”；出版權威和指引性的統(tǒng)計分析報告；加強標準化工作，盡快制定統(tǒng)一標準的經(jīng)濟可采儲量評價參數(shù)和取值要求（如油氣價格等），保證國家儲量賬戶中數(shù)據(jù)的一致性和標準化，這既有利于油公司間經(jīng)濟可采儲量數(shù)據(jù)的橫向和歷史對比，也有利于政府政策導向、科學規(guī)劃，以及相關方的投資決策。

建議7：建立存量儲量年度動態(tài)更新制度。儲量的重要屬性之一是“階段性”，不同勘探開發(fā)與生產(chǎn)階段以及不同時期對儲量的認識程度都會發(fā)生變化，儲量管理需要動態(tài)化。正如SEC要求的那樣[24-25]，對SEC口徑的上市儲量必須實行年度更新。

在公司層面，國內口徑儲量動態(tài)管理主要為復（核）算、可采儲量標定管理和未動用儲量評價分類[8]，主要是針對變化明顯的單元，未做到年度全面更新。造成的結果是，在儲量實物賬戶中，歷年新增、復（核）算、標定后的單元混合，每個油（氣）田累計了不同技術、經(jīng)濟條件下的計算結果，導致經(jīng)濟可采儲量置信度不斷下降。

建議8：建立全生命周期項目管理與團隊合作理念。資源儲量的經(jīng)濟性是勘探開發(fā)生產(chǎn)全過程、各環(huán)節(jié)的決策要素，隨著項目商業(yè)成熟度變化，經(jīng)濟可采儲量的置信度也會變化。盡管CCPR僅在探明和控制級別劃分了經(jīng)濟可采儲量，但“經(jīng)濟性”評價貫穿項目全生命周期。新增探明經(jīng)濟可采儲量評價貫穿油氣藏評價、開發(fā)方案編制、建產(chǎn)、生產(chǎn)各個階段，屬于全生命周期的評估。經(jīng)濟可采儲量評價需要地質和工程技術專家組成的評估師團隊多學科配合，對靜態(tài)、動態(tài)油藏參數(shù)及法規(guī)、作業(yè)條件和經(jīng)濟方面的許多不確定性進行分析，才能使評價結果滿足規(guī)范要求，確保結果的合理性和有效性。

建議9：建立新增探明經(jīng)濟可采儲量業(yè)績考核機制。國際上市油公司為避免因將SEC儲量與公司管理層的績效掛鉤可能帶來虛假數(shù)據(jù)的風險，常常聲明不采用SEC口徑考核上游業(yè)績。油公司安排開發(fā)生產(chǎn)（試采方案、先導試驗方案、開發(fā)方案等）的基礎不是SEC儲量，而是公司口徑的儲量。因此，采用公司口徑的經(jīng)濟可采儲量作為業(yè)績考核對象是合理的。業(yè)績考核需要科學管理，特別對儲量這種受主觀因素影響大的指標，更需要嚴格的機制保障。

建議10：建立油氣儲量價值評估與管理體系。充分利用油氣資源儲量的資產(chǎn)屬性，由傳統(tǒng)儲量實物量管理向現(xiàn)代儲量資產(chǎn)化（實物量+價值）管理轉變。儲量經(jīng)濟評價要求需進一步延伸，在經(jīng)濟可采儲量基礎上建立儲量資產(chǎn)價值化管理體系，以順應油氣上游勘探開發(fā)市場多元化投資主體和礦業(yè)權競爭性出讓等國家油氣體制改革、油公司實施降本增效戰(zhàn)略與優(yōu)化生產(chǎn)經(jīng)營決策等新形勢，著力提升油氣儲量評估與管理水平。

經(jīng)濟可采儲量因“算不準、變化快、不好用”常常成為儲量管理的“配角”，主要原因還是油氣上游業(yè)務管理體制機制與2004標準之間存在一些不匹配之處所致。2004標準促進了我國油氣上游的高質量發(fā)展，隨著我國石油天然氣新增探明儲量總體趨于劣質化，勘探開發(fā)從常規(guī)進入非常規(guī)領域，以及從“重地質儲量向重經(jīng)濟可采儲量轉變”，從“重儲量數(shù)量規(guī)模向重儲量資產(chǎn)價值轉變”，新理念逐步深入人心，將使油氣經(jīng)濟可采儲量的評價與管理得到加強，助力油公司可持續(xù)高質量發(fā)展。