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海外油气田投资重在储量评价

  随着我国石油净进口量逐渐递增,积极参与国际石油资源开发、确保我国21世纪海外石油供应,成为我国石油资源战略的重要组成部分。拓展海外油气勘探开发业务是中国石油企业自身可持续发展的必然选择。海外油气项目评价为海外油气资产收购提供决策依据,其中储量是油气项目价值的核心,对储量的评价是决策海外油气项目价值的关键。

  受海外油气田资料限制和所处勘探开发阶段不同,计算储量方法有多种。各种方法均有其特定的适用条件,只有方法得当,估算储量才能反映真实的资源状况,在此基础上进行的经济性评估才能客观地反映油气资产价值,从而降低海外油气项目的投资风险。

  准确解读资产出售方储量评价体系

  海外油气储量评价首先面临的问题是储量管理体系,不同地区或石油公司根据实际情况采用适合于本地区或本公司的储量管理体系,这就导致不同地区、不同石油公司计算储量标准是不统一的。中亚—俄罗斯地区主要采用俄罗斯的A、B、C级储量标准,在加拿大上市的石油公司执行加拿大NI51-101标准,国际石油公司多采用美国石油工程师协会(SPE)储量标准,在美国、香港和伦敦上市的国际石油公司执行SEC标准。我国海外油气项目主要执行SPE储量标准。我国国内新储量管理体系参考了SPE分类标准,可采储量分技术可采储量和经济可采储量,体现项目的经济效益。

  目前世界各国关于储量管理没有完全统一标准,世界上主流储量定义和分级是SPE和世界石油大会(WPC)所建议的。对于多数欧洲和北美石油公司,当前使用最多的储量标准是SPE标准。通过各种储量标准归类研究,已形成各种储量与SPE储量量化对应关系,便于国际石油公司海外储量统计和汇总。

  按照SPE标准,油气可采储量/剩余可采储量分为证实储量、概算储量及可能储量。根据勘探、开发各个阶段对油藏的认识程度,我国将油气储量划分为探明储量、控制储量和预测储量三级。我国探明储量与SPE标准证实储量在地质落实程度上大体相当,控制储量与概算储量相当,预测储量相当于可能储量。俄罗斯储量分级除C1级跨度较大,相当于我国未开发探明储量、基本探明储量和控制储量以外,其他级别也和我国储量分级基本相当。

  在海外油气田储量评价过程中,首先要分析解读油气资产出售方储量计算方法、储量标准、储量级别和计算参数的取值。按照不同类型油气田、不同的开发阶段及获得的地震、测井、钻井、测试及历史生产数据,重新核实售方储量计算参数,如地质储量计算中的含油气面积、储层有效厚度,分析孔隙度、含油饱和度和体积系数等参数取值的可靠性和合理性,将计算结果与售方提供的储量进行对比,分析各参数取值差异及原因。

  海外油气储量评价方法及可采储量估算

  地质储量计算主要用于油气田未开发或开发初期,此时静态资料相对较多,而动态资料少,一般采用容积法,也是国内外最常用的方法;当储量计算参数存在较大不确定性时,也采用概率法,用量化方法描述这种不确定性,国外应用较多。

  对于国内生产历史长,产量与压力资料齐全的油气田,动态法估算油气地质储量应用较多。对于油藏,其地质储量按不同油藏类型划分计算单元,一般是分层、分块单独计算;溶解气具有商业价值时,也要计算地质储量。对于气藏,其地质储量与油藏计算方法相同,只是储量计算参数不同。概率法适用于动态和静态资料较少,储量计算参数不确定性较大的油气田。国际石油公司为了经济效益最大化,在油气田取资料方面花费少,如海上油田、无生产设施的待开发油田或环保要求高的项目,一般测试时间短至几小时。探边井往往侧钻数个井眼探测油-气-水界面,评价深层也是采用小尺寸导眼井。为了合同期内产量最大化,油田往往无试采期,此时为量化该阶段估算储量的不确定性,常用概率法估算油气田的储量。国内开发准备和评价期较长,资料齐全规范,一般不用概率法。

  动态法通常用于估算油气田剩余可采储量。根据产量、压力数据可靠程度,进一步划分证实地质储量和概算地质储量。对于油藏,其地质储量可根据驱动类型和开发方式等选择合理的计算方法,计算油气可采储量/剩余可采储量,通过选取采收率,求得油藏地质储量。对于气藏,计算地质储量动态法主要指物质平衡法和弹性二相法。物质平衡法是采用物质平衡法的压降图(视地层压力与累积产量关系图)直线外推,废弃视地层压力为零时的累积产量,即为天然气地质储量。弹性二相法是采用井底流动压力与开井生产时间压降曲线图直线段外推,废弃相对压力为零时可计算单井控制天然气地质储量。

  可采储量估算可根据油田新老程度不同而采用不同的方法。新油田是指待开发或开发早期的油田,这类油田动态资料少,反映油气藏特征的静态资料相对较多,可以根据计算地质储量和确定采收率获得可采储量。根据油田所处开发阶段和拥有资料情况,以及《石油天然气储量计算规范》规定要求,可以选用不同方法进行油田原始可采储量计算。新油田油藏采收率确定方法很多,一般根据油藏类型、驱动类型、储层特性、流体性质和开发方式、井网等情况,选择经验公式法、经验取值法、类比法和数值模拟法求取。

  老油田指生产历史长且连续性在产油田。油田投入开发生产一段时间后,随着开发时间延长,动态资料积累较多,可采储量一般直接用开发井、井组或区块生产数据统计计算。主要计算方法有水驱特征曲线法、产量递减法、物质平衡法和数值模拟法等;也可用探边测试法和其他经验统计法计算。其他方法主要包括数值模拟法和类比法。数值模拟是根据气藏地质特征建立地质模型,选择与之相适应的数学模型和软件,在生产历史拟合成功后的参数基础上,预测至油气藏废弃时所累积的产气量,即为可采储量。类比法适用于未投产或开发时间较短的新油气藏,以及动态资料缺乏的老区,可取本地区同类油气藏统计的平均采收率。

  海外油气储量对油气项目价值的贡献取决于诸多因素,如合同类型、资源国财税条款、开发阶段、投资、成本及油价等,不同地区相同的油气储量规模,其储量价值相差几倍,甚至十几倍,因此国外对储量的评价并无相应标准。国内对储量的评估更多地局限于技术层面,如利用储量规模、丰度、储层物性、千米井深稳定产能等指标描述,说明了储量在技术层面上的品位和质量,在经济性层面并无定量指标表征。

  海外油气储量评估以单位储量价值作为储量评价唯一指标,需要对海外项目整体价值评估后推算到单位储量价值。国内侧重于技术层面,国外则落脚于经济层面,这是两者根本的不同。在国内开发政策和技术条件下,不同油气田的上述储量评价结果是可以对比的,当前主要是用大小与丰度表征储量规模与质量,这是开发工程设计的基础,按照DZ/T0217-2005标准,描述国内油气田储量规模与品位。

  对于海外油气项目储量技术性评估,可以借鉴和依托国内标准对项目的油气储量进行评价,对于海外油气储量评估,须待项目经济评价后折算到单位储量价值。

  概率法和递减法实例分析案例

  海外油气储量评价方法比较多,选取海外常用的概率法和递减法进行实例分析,以帮助企业更好地理解储量评估方法。

  A.概率法

  以M油田地质储量计算为例,该油田为一断背斜构造,沉积环境为三角洲前缘,储层分布稳定,油藏埋深1500米,中高孔特高渗储层,属于常规重油油藏(密度0.96-0.98克/立方厘米,黏度95-231毫帕秒)。

  概率法首先要分析有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度、原油体积系数的概率分布,运用蒙特卡洛法采用多次迭代计算地质储量,得到地质储量分布概率及累计概率分布。根据储量归类原则,概率法P50储量(累积概率为50%对应的地质储量)与容积法的2P储量(SPE分类中的证实+概算储量)进行对比,二者为海外油气项目价值评估的储量基础。在本例中P50地质储量为5.5×108立方米,容积法计算的2P地质储量为5.6×108立方米,二者差别可忽略不计,但是概率法可提供不同累积概率下的地质储量,有利于投资者进行决策分析。

  B.递减法

  以C油田剩余可采储量计算为例,C油田1994年投产,1995年达高峰产量后开始递减,累积产量与原油年产量呈线性关系符合指数递减规律,2000年之后采取修井等措施稳定生产,2004年开始产量继续递减,同样符合指数递减规律。利用2004年之后的递减规律,计算油田剩余可采储量,回归曲线相关系数0.9883,斜率为0.1279,截距为101.95,技术可采储量797×104立方厘米,截至2011年底累积生产原油674×104立方厘米,技术剩余可采储量123×104立方厘米,经验认为油田废弃产量0.5×104立方厘米,则经济可采储量789×104立方厘米,经济剩余可采储量115×104立方厘米。

  总体来看,海外油气项目储量分类标准并未完全统一,当前通用的标准为SPE储量标准,对于国际石油公司海外油气储量,应结合具体项目地质认识进行SPE归类管理;不同类型油气藏,地质储量与可采储量计算方法是不同的,注意适用条件。同一类型油气藏,处在不同开发阶段,动态与静态资料不同,储量计算方法不同;对于未开发或开发早期油田,静态资料相对较多,用容积法、建模法和概率法;处于开发中—后期的老油田,动态资料较多,用动态法估算剩余可采储量可靠程度高。SPE标准隐含了经济性概念,对海外油气储量的评价需要归结到单位储量价值进行比较;由于国内储量评价标准不与储量价值对等,当前借鉴国内评价标准评价海外油气储量只做参考。

  (作者单位:中国石化石油勘探开发研究院)


  来源: 作者: 李朝霞 夏海容 吕彦平 [关闭窗口]

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