SEC/SPE-PRMS、CCPR及Russia储量评估体系及差异性分析

李艳杰

(中国石油大庆油田勘探开发研究院，黑龙江大庆163712）

在近些年国际合作区块的储量评价过程中，笔者根据多年的评价经验，总结了SEC/SPE-PRMS美国、CCPR中国、Russia俄罗斯储量评估体系中分类标准及在概念、分类、评估方法、含油面积、勘探风险等差异性分析，使我们在区块储量评价工作中尽快与国际标准靠近，以达到储量评估结果客观、准确、可靠，同时也为海外其它区块的储量评价提供了依据。

1 SEC/SPE-PRMS储量分类体系

SEC(美国证券圈交易委员会)在1978年和1982年通过了石油和天然气的披露要求，颁布了储量的定义。30年来SEC的储量仅包括证实储量以及证实已开发和证实未开发储量。2009年1月，SEC正式发布了油气披露的新准则。新准则基本采用了SPEPRMS(美国石油资源管理系统)有关的储量分类（不含次经济类和资源类）。将储量按确定程度分为三级：证实储量（P1）、概算储量（P2）、可能储量（P3），2P=P1+P2，3P=P1+P2+P3（图1）。

图1 SEC和SPE-PRMS储量分类体系

2 CCPR国内储量分类体系

CCPR国内的地质储量分类按勘探程度不同主要分为探明储量、控制储量和预测储量。探明储量是指经评价钻探证实油气藏（田）可提供开采并能获得经济效益后，确定性大的地质储量，其相对误差不超过±20%。控制储量是指在圈闭的预探阶段中预探井获得工业油（气）流发现，并且经过了初步钻探认为可提供开采后，确定性较大的地质储量，相对误差不超过±50%。预测储量是指在圈闭预探阶段预探井获得了油气流或综合解释有油气层存在时，对有进一步有勘探价值的、可能存在的油（气）藏（田），确定性很低的地质储量[1]。以下为CCPR国内储量分类体系（图2）。

3 Russia储量分类体系

Russia储量分类体系是根据区块勘探和地质研究程度、项目所处的阶段和商业开发程度进行划分，在已投入商业开发的储量中，按照储量的地质探明程度以及开发状态可分为三级：A级储量（钻探查明的，用于开发的）；B1级储量（被个别钻井开发的，未使用生产井网度钻探过的，已探明的，准备进行工业开发的）；B2级储量（用于开发的，未进行过钻探的，被评价过的）；C1级储量（已探明的）；C2级储量（被评价过的）。

在未发现的资源中，按照勘探和地质研究的程度又可分为D0级（待钻圈闭资源量）、Dl级（控制资源量）、D1级（远景资源量）和D2级（预测资源量）。俄罗斯联邦自然资源部№477号法令批准自2016年1月1日起执行新的油气储量—资源量分级分类规范。

图2 CCPR储量分类体系

4 SEC/SPE-PRMS、CCPR及Russia三者储量资源量的对应关系

俄罗斯的A级储量相当于P1（证实储量）储量中的已开发储量生产和未生产储量；俄罗斯的B1级储量相当于P1（证实储量）中的未开发储量PUD，俄罗斯的B2级储量相当于P2（概算储量）和P3（可能储量）。尚未投入商业开发的C1级储量相当于SEC与SPE-PRMS体系的C1级潜在资源量，C2级储量相当于SEC与SPEPRMS体系中的C2和C3级潜在资源量。D0、Dl级资源量与美国SPE-PRMS规范的有利圈闭资源量，D1级对应于远景圈闭资源量，D2级对应于区带资源量。在已开发油田中，俄罗斯体系A+B1储量≈SEC体系P1储量≈中国的探明可采储量，俄罗斯体系B2储量≈SEC体系P2+P3储量,在未开发油田中，俄罗斯体系C1储量≈SEC体系C1资源量，C2储量≈SEC体系C2资源量，A+B1+B2储量≈SEC体系3P储量=P1+P2+P3≈中国的预测储量[3]。

5 三者储量差异性分析

5.1 储量定义差异

CCPR储量是指地质储量和可采储量,可采储量包括技术可采储量和经济可采储量。国内通常计算的是技术可采储量。

美国SEC/SPE-PRMS储量一般指剩余经济可采储量。指给定的期限内通过对某一已知聚集带的开发，预计经济可采的油、气或相关物质的估算剩余量。另外，必须有或者说有合理的预期能够有开采权，油气生产的收放，油气输送到市场的途径，全部的许可证以及项目所需的资金。

Russian储量是根据钻井和地球物理研究的综合资料，已完钻井和地震工作成果、油气井测试资料、开发试验和工业性生产资料，计算已探明油气藏中石油、天然气、凝析油及其伴生有用成分的储量[3]。

5.2 储量分类差异

CCPR国内储量按勘探程度不同为分探明储量(技术可采、经济可采)、控制储量(技术可采、经济可采)及预测储量(技术可采)。可采储量指最终的技术可采储量。探明储量又分为2类：探明已开发和探明未开发储量。

SEC储量以经济可采储量分类为主，储量的结果与勘探程序没有直接的关系，不分级，只分商业和次商业，地质储量的类别附属于可采储量或地质储量不分类。SEC储量分为证实储量P1(Proved Reserves)，概算储量P2(Probable Reserves)，可能储量P3(Possible Reserves)。证实储量又分为证实已开发、证实未开发储量。

俄罗斯储量分类是根据地质勘查程度、工业开发程度进行分类,开发油气田的油气藏储量主要划分为三级：A级储量（钻探查明的，用于开发的）、B1级储量（被个别钻井开发的，未使用生产井网度钻探过的，已探明的，准备进行工业开发的）、B2级储量（用于开发的，未进行过钻探的，被评价过的）、C1级储量（已探明的）；C2级储量（被评价过的）。按勘探和地质研究程度分为D0级（待钻圈闭资源量）、DL级（控制资源量）、D1级（远景资源量）和D2级（预测资源量）[3]。

5.3 评估方法的差异

俄罗斯在储量—资源量在评价方法上主要是静态容积法，很少体现在油价、税收、成本等动态变量对评价结果的影响，而美国SPE-PRMS在储量—资源量评价方面则是在不同的勘探开发阶段采用不同的评估方法，勘探和开发早期阶段大多采用容积法、概率法、类比法等方法；对于开发中后期则更多用动态分析法（递减法、数值模拟法、物质平衡法）。CCPR地质储量计算的方法主要采用容积法，根据油气藏实际情况或资料情况也可采用动态法、确定性方法、概率法计算。

5.4 含油面积

CCPR储量探明的含油气面积是地质体为背景、由测井解释或实测油(气)水界面、断层、矿权区或有效厚度累计值或集中段高度外推圈定含油（气）面积，岩性遮挡边界时用有效厚度零线或渗透储层一定厚度线为边界或外推1～1.5倍开发井距划计算线。

SEC储量的P1的含油面积是以钻井、测试资料为依据,以测试证实最低的出油气层或油气水界面，井控面积、断层、矿权区为边界。SEC是在油井控制的证实已开发含油面积的周围最多可以计算8个单元的证实未开发储量。单井控制的已开发证实储量面积通常是300m×300m或500m×500m。

Russian探明储量一般是以测试证实的最低的出油气层或油气水界面为边界，断层、矿权区或外推1.5倍开发井距为边界。强调油气成藏的地质单元完整性。

5.5 勘探风险评估不同

CCPR储量一开始是估算准确的整个油气田/藏储量数，在随后的开发过程中可以按照实际的情况，对原来估算的储量进行调整和复算。SEC储量刚强调储量的不确定性，认为储量不是一个准确的数据，随着认识的变化发生变化，是动态的，以井的实钻情况为依据，比较重视井间的连通性。Russian储量评估的结果是一旦通过了俄罗斯国家储委的审批，计算油气资产的储量级别可能会很长时间保持不变，除非是重新获得了新资料，对油藏有不同的认识，储量需要重新复算并经过俄罗斯国家储委的审准。

5.6 经济参数差别

经济可采储量以价格、投资、成本、税率、折旧年限等经济参数的影响存在差异性，国内一般以本油（气）田实际情况为准，类比同类已开发油（气）田的统计资料，确定价格、成本和税率的一定时期或年度的平均值。SEC经济参数中的油价按12个月平均油价，气按合同规定的值，成本则是实际的操作成本[6]见表1。

表1 SEC与国内储量评估经济参数取值对比表

6 结论

（1）俄罗斯与美国SPE-PRMS储量—资源量分类分级规范上两者都考虑到了勘探地质的研究程度、商业开发成熟度、储量开发状态等，而CCPR分类体系中只考虑了勘探程度。

（2）已开发油田中，俄罗斯体系A+B1储量≈SEC体系P1储量≈中国的探明可采储量，俄罗斯体系B2储量≈SEC体系P2+P3储量,俄罗斯体系A+B1+B2储量≈SEC体系3P储量=P1+P2+P3≈中国的预测储量。

（3）CCPR储量数是在一开始时力求得到准确的整个油气田的储量数，在随后的开发过程中再对原储量进行调整和复算。SEC强调储量的动态和不确定性，认为储量不是一个准确的数据。Russian储量评估结果和储量级别可能很长时间保持不变。

（4）含油面积选取上，SEC储量更考虑的是井控和测试资料，SEC考虑是在油井控制的证实已开发含油面积周围，最多可计算8个单元的证实未开发储量。单井控制已开发证实储量面积一般为300m×300m至500m×500m。Russian含油边界一般以测试证实的最低出油气层或油气水界面为边界或外推1.5倍开发井距为边界。CCPR国内储量含油边界以测井解释或实测油(气)水界面或有效厚度累计值或集中段高度外推圈定含油（气）面积，允许外推1～1.5倍开发井距。