可靠技术在南海气田SEC储量评估中的应用

王庆帅

(中海石油(中国)有限公司 湛江分公司，广东 湛江 524057)

为了更好地反映油气公司在勘探、开发技术方面的进步，美国证券交易委员会于2010年1月颁布了新版SEC准则(SEC Federal Register-Modernization of Oil and Gas Reporting)[1-2]。行业分析家和投资者等认为新版SEC准则充分体现了石油工业发展和进步的步伐。这些发展和进步包括：(1)用于储量评估的技术革新和进步；(2)油价频繁大幅度的变化；(3)非传统资源变得越来越重要；(4)非美国公司的迅速增长增加了地域的多样性。该准则的存在保证了上市油气公司可以在统一的标准下开展储量评估工作[3-4]。2010年SEC准则中较为明显的变化是较旧版新增了“可靠技术”(Reliable Techno-logy)词条，允许油气公司通过更多的新方法、新技术来开展储量评估并进行登记和披露[5]。如提高采收率技术、证实储量的流体界面确定方法等。

1 可靠技术的含义

SEC准则中将“可靠技术”定义为：一种技术或者多种技术的组合(包括计算方法)，同时已经在所评估地层或可类比的相似地层中经过了现场测试，测试结果应表现出合理可靠的一致性以及可重复性。其中“一致性”和“可重复性”是某项技术被判定为可靠技术的重要标准。一致性是指该技术的应用结果应该是一致可靠的；可重复性是指该技术多次计算或测量的结果需要在一个较小的计算误差内，并且多次重复的结果应该保持基本相同[6-7]。

在SEC准则修订版中曾经尝试对可靠技术进行过定量化的表达：“可靠技术需要在实际应用中有90%以上的成功率”。但在修订过程中较多油气公司反映90%的概率较难去实际验证，因此随后SEC准则正式版本中取消了90%的界限，但仍然隐含了可靠技术需要有较高的重复成功率。

2 可靠技术的披露原则

为了保护投资者的权利，SEC准则中要求上市油气公司在对外披露储量评估结果时，特别是储量增加的部分是因为某项技术的应用所导致的时候，应该对所使用的该项技术及其原理进行披露。同时为了保护知识产权，当某项“可靠技术”可能涉及到知识产权泄露时，上市公司仅需要对其进行简要的说明即可。根据SEC的审查机制，一项技术是否能被认定为可靠技术，需要油气公司对其进行严格的论证，并且在披露之后接受审计公司的审查。SIDLE[8]对可靠技术的论证方法结合实际案例作了明确说明，包括：(1)说明可靠技术所要解决的问题；(2)对该技术的原理进行论述；(3)进行实例验证；(4)解释验证的结果并得出结论。

3 可靠技术的应用

目前中国南海西部共5个在生产气田，年产量超40×108m3，南海西部通过深入剖析研究，针对性调整挖潜，在天然气增储上产方面取得了良好成效，其中所使用的关键技术经过实际现场验证测试，有较好的应用效果。近年来，伴随着勘探理论的创新及地球物理技术的进步，在高温高压领域和深水领域接连发现了多个大中型认定商业性气田，且均在上市年报中登记披露。在多年的储量评估过程中，通过实例举证、理论分析，南海西部气田所应用的部分天然气SEC储量评估方法、技术已经逐步得到了美国第三方评估审计机构的认可，为天然气领域的上市储量评估奠定了良好的基础。

3.1 利用地球物理信息确定含气范围

海上油气勘探有着高风险、高投入的特点[9]，在钻井成本高昂、海上作业风险大的情况下，地球物理资料在资源量评价及储量评估中的作用[10-13]就显得愈发重要。在SEC准则中，对于确定证实储量流体边界范围的方法有如下描述：“在计算证实储量时，按照井所钻遇的最低流体界面深度来圈定，除非有地球物理、压力等可靠技术证实本区存在更深的流体界面”。因此利用地球物理信息来对油、气、水界面进行识别，可以作为一项可靠技术来应用，但在披露时需要进行多方面的论证。

乐东15-1气田位于莺歌海盆地中央泥底辟背斜构造带，该气田呈穹隆背斜形态，该背斜被一系列放射状断层分割成多个断块，每个断块多呈扇形，上下构造形态具有一致性[14]。Ⅱ气组是该气田主力气组(图1)。

图1 莺歌海盆地乐东15-1气田含气面积(a)和气藏剖面(b)

图2 莺歌海盆地乐东15-1气田地震剖面

图3 莺歌海盆地乐东15-1气田Ⅱ气组最小振幅属性

气组内部除4井钻遇气水界面外，其余各断块的井均未直接钻遇气水界面。通过地震资料可以看出，4井实钻气水界面深度和地震剖面上的平点深度吻合(图2)；同时利用4井实钻气水界面深度圈定的含气范围与4井区振幅异常范围也非常吻合(图3)，证实了平点、振幅异常等地震信息在该气田中是判断流体界面的可靠依据。

该气田在进行上市储量评估时与美国第三方评估审计公司进行了充分的沟通，地球物理信息确定含气范围的方式基本得到了认可与采纳。在进行SEC储量评估时，本着保守的原则，在该气田2010年投产初期按照以下方式进行了评估：将地球物理信息圈定的含气范围作为3P储量，同时不断结合生产情况来进行验证、升级(图4)。截至2018年底，考虑到Ⅱ气组累产已经基本接近2010年上表时的证实储量(P1)对应的技术可采，但气田仍未见水，生产资料进一步证实了储量扩大的潜力。因此2018年上市储量评估中将之前概算(P2)和可能(P3)储量升级为了证实(P1)储量。

虽然地球物理信息在储量研究中经常起到非常重要的作用，但地球物理信息所包含的内容非常广泛，包括振幅信息、频率信息、连续性信息等以及不同信息的组合。在不同的沉积盆地、不同地层、不同流体性质的条件下，需要通过综合分析判断来确定具体哪种地球物理信息可归到可靠技术的范畴，要避免将某种地球物理信息或技术笼统不加前提的作为可靠技术来披露，这样是不符合可靠技术的定义的。例如，在对最小振幅属性是否可以作为可靠技术来进行气水分布研究时，可以发现在不同的沉积盆地以及不同的地层吻合程度不一(表1)。在进行可靠技术的定义时需要严格明确某种技术的使用边界及条件。

3.2 利用压力资料进行储量评估

容积法[15]是上市储量评估中较为常用的一种方法，对于气田来说，容积法常包含以下2种计算方法：一是根据地质储量、采收率来确定可采储量；二是根据物质平衡法(压降法)计算动态储量[16-19]，结合采收率来确定可采储量。其中第2种方法由于可以直观地反映现有生产井网实际能够波及到的储量，因此在气田储量评估时较为常见。

崖城13-1气田是南海西部最大的对外合作气田，该气田属于弱边水驱动的气藏，该气田在开发生产中建立了完善的取资料制度，定期来获取压力资料判断气藏开发生产动态[20-21]。并且在历年上市储量评估过程中会及时地根据最新压力资料，来进行动用储量评价和可采储量的计算。

崖城13-1气田主要储层为陵水组三段，该气组在纵向上由多期旋回组成[22]。根据旋回、岩性特征，可将陵水组三段划分为8个小层(A1、A2、B1、B2-1、B2-2、C1、C2和D)，小层之间发育泥岩隔、夹层。隔层为中期基准面旋回的海泛面或最大海泛面，主要分布在B2-2小层顶部，平面上具有较好的连续性；夹层为次一级的局部的小海泛面，分布范围有限。陵水组三段隔、夹层厚度分布不均，其中隔层厚度在2.1～7.4 m，夹层厚度在1.7～5.5 m(图5)。

崖城13-1气田北块地质储量498×108m3，在气田开发早期，地质分析认为北块储层内部的泥岩隔、夹层对于储层并无明显的垂向分割作用，考虑到避水风险，开发早期生产井网仅射孔打开上部D、C2和C1小层。随着投产后压力资料的进一步获取，根据压降计算的动用储量与地质储量有较大差异，且气井压降较快，说明储层内部隔、夹层对气藏纵向有一定的分割作用，地质储量动用不完全。为了进一步提高气田的动用程度，在1998年后开始逐步对储层下部B2-2、B2-1、A2和A1小层进行补射孔作业。补射孔生产后压力资料显示(图6)，生产井压力下降趋势减缓，动用储量由补孔前的418×108m3上升到补孔后的490×108m3，动用储量和地质储量之间的差异明显减小，证实了压力资料在该气田对地质储量有着较为准确的响应。

图5 琼东南盆地崖城13-1气田陵水组三段联井对比

在取得动态压力资料后，根据新的动态资料变化趋势重新计算了动态储量，气田补孔后新增动用储量70×108m3。由于压力资料对于气藏的开发过程有着较为及时的响应，并且在南海西部处于不同开发阶段、不同储层类型的气田中均有较好的应用效果，符合SEC准则中对于“一致性”和“可重复性”的要求。因此，在南海西部气田的上市储量评估中得到了较为广泛的应用。

3.3 降压开采提高气田采收率

在2010版SEC准则中，进一步扩宽了“证实未开发储量(Proved undeveloped reserves，PUD)”的包含范围，在以往按照井控来划分PUD的基础上，进一步允许公司可以登记披露通过提高采收率或其他手段所获得的储量增量，同时要求所使用的技术手段需要在本区或可类比区域成功实施过并取得了实际生产效果。

根据气井井口流动压力和输气压力的关系，衰竭式开采气田的开发一般分为3个阶段：初期井口流动压力大于输气压力的定产量阶段、井口流动压力等于输气压力的产量递减生产阶段和生产末期低压小产量生产阶段[23]。在气田开发后期，当井口压力降低无法进入管线后，通过安装湿气压缩机来对井口气流进行二次加压并重新外输是提高气田采收率的有效手段。

南海西部天然气田在总体开发方案设计阶段就已经考虑了后期的降压方案。2012年，崖城13-1气田顺利实施压缩机降压，湿气压缩机的入口压力从2.5 MPa降低到1.4 MPa，单井增气量明显(图7)。降压后气田合计产量增加78×104m3/d，预计增加累产天然气12.5×108m3，为南海西部天然气降压开采提供了成功经验。

图6 琼东南盆地崖城13-1气田补孔前后压降

图7 琼东南盆地崖城13-1气田降压前后单井产气量对比

为了进一步论证降压开采在南海天然气田开发中的可靠性，中海油在不同盆地开展了降压开采方案研究。东方1-1气田是目前中国海上最大的自营天然气田，地质储量接近千亿方，该气田具有储量丰度低(低于3×108m3/km2)、低阻气层产能低、储层非均质性强、组分分布复杂等特点。该气田开发机理为弱边水驱动衰竭开发气藏[24]，气藏开发模式与崖城13-1气田较为相似。该气田纵向叠合性较好(图8)，各区块存在开发程度不一、天然气组分不一的特点[25]，天然气在平台通过湿气压缩机进行二次加压外输。

2016年，东方1-1气田开展了降压项目研究，项目计划对气田压缩机进行改造，并新建降压平台进行集中降压，成功实施后预计湿气压缩机(WGC)入口压力将从3.0 MPa降至1.1 MPa，预计累增天然气24.3×108m3。为了保证降压开采效果，在项目论证初期对于降压开采后气田生产效果进行了多轮次的测试。例如在2015年将压缩机入口压力从3.0 MPa降低到2.7 MPa，降压后井口压力下降0.1～0.2 MPa(平均0.13 MPa)，单井测试日产量增加(0.4～1.7)×104m3(平均0.7×104m3)，合计增气6.8×104m3/d，基本达到了测试的预期(图9)。

考虑到降压项目在南海西部崖城13-1气田有成功实施的案例，并且在目标气田(东方1-1气田)已经成功完成了降压效果测试，因此，2016年在对东方1-1气田进行上市储量评估时，登记了降压开采提高采收率的证实未开发PUD储量12.93×108m3，并在审计过程中得到了第三方审计公司的认可，在上市报表中的“提高采收率”类别中成功披露(表2)。

4 结论

(1)SEC准则中新增的“可靠技术”词条极大地扩展了油气公司开展储量登记的技术范围，但同时也对“可靠技术”的一致性、可重复性做出了较为严苛的要求。油气公司在进行“可靠技术”披露时需要严格遵循SEC准则的要求。

图8 莺歌海盆地东方1-1气田气藏剖面

图9降压前后东方1-1气田井口压力和单井产气量对比

表2 莺歌海盆地东方1-1气田上市储量披露结果数据(2016年)

(2)中海油在南海气田的上市储量评估中形成了利用地球物理信息确定含气范围、利用压力资料进行储量评估、降压开采提高气田采收率3大可靠技术，并在上市储量评估中得到了较为广泛的应用和认可，为国内天然气田的上市储量评估提供了可参考案例。

(3)油气公司应该积极跟踪最新的勘探开发技术动态，不断地总结归纳新的技术体系及应用效果，为今后的上市储量评估工作及“可靠技术”的进一步扩展提供案例上、数据上的支持。