深化油气勘探开发一体化中的储量工作

张 抗 张立勤

（1.中国石化石油勘探开发研究院；2.中国地质调查局油气资源调查中心）

石油工业上游以获得油气田并采出具经济价值的油气为目的。这个过程分为勘探和开发两个阶段，二者在从业者的专业知识、作业手段、业绩考核方式和管理体制上都有一定差别，因而在某些方面往往产生脱节现象，勘探开发一体化成为经常讨论的话题。本文拟从贯穿储量工作始终的角度，对我国勘探开发一体化问题进行探讨并提出建议，以供业内人士讨论、参考。

1 石油工业上游的两个阶段

1.1 勘探阶段主要是初步探明地下一定面积（圈闭）内油气储存的静态数量

1.1.1 确定油气田发现时的探明地质储量，仅是初步、静态的认识

石油工业链的最上端是发现和探明油气田，即通常所说的油气勘探。勘探的最终成果是探明地质储量和记载其各种特征的资料与地质报告。在我国，这些成果必须经过代表国家管理机构的全国储量委员会审核批准。而后，这些数据和相关参数（探明地质储量、可采储量、剩余可采储量等）计入分年度发表的《全国油气矿产储量通报》（简称储量通报）及其附件《全国油气矿产探明储量表》（简称储量表）。被批准的探明地质储量记入储量表，意味着油气田的正式诞生并有了确定的名字。

探明地质储量也可被称为“上表储量”，而未能上表的控制储量、预测储量则作为勘探过程的中间产物，一般不对外公布，也不能作为制定开发计划的依据。从地质认识程度上说，上表储量虽被列入探明级，但也仅是初步成果。这可从《石油天然气储量规范》（简称储量规范）[1]中对“大型油田目的层构造图比例尺可为1∶50000”得到旁证（对复杂的大油气田来说，这个比例尺显然偏小了）。从认识论的角度看，在勘探期，限于少量勘探工程和所取得的有限资料，只能对地下油气资源的基本状态形成初步认识。耐人寻味的是，在文献[1]中，无论对探明地质储量、控制地质储量，还是预测地质储量，数量值都用了“估算”一词，明确允许有不同程度误差。这意味着，认识油气田是一个不同程度接近实际、但尚未完成的认识过程。

1.1.2 仅强调静态地质储量，会使业外人士产生相当大的误解

在我国储量表的各项数据中，地质储量是最关键的数据，是导出储量表中一系列后续数据的出发点。在初步探明地质储量时，按所获得的少量粗略实际资料设定采收率，进而推导出可采储量和剩余可采储量。这却成为该油气田相对固定的“标定采收率”，而这种标定（哪怕是实践中有所修订的标定）往往成为今后一段时期从地质储量计算可采储量的依据。但在油气开发过程中，油气田的主要参数却发生着越来越大的变化，其最主要的表现是地质储量的采收率日趋减少和产量的递减率逐渐加大，这就使不断深化的开发过程中一系列参数会产生越来越大的偏差。但作为勘探阶段成就的表达，累计探明地质储量及其年增量是石油界向社会公布的首要数据，也成为考核其成绩的主要指标。

业外（包括经济界）广大人士，往往仅以探明储量和产量两个指标来了解油气上游的状况，这样就会产生重大误解。例如，我国2007—2015年期间，年新增石油探明地质储量皆超过10×108t（2015年甚至达到15.22×108t），人们会质疑，勘探有这么多新增储量，为什么产量上不去，甚至近年连续跌至2×108t以下[2]。应该说，仅强调油气（地质）储量的数量而忽视其质量（经济可采性）是计划经济思维的某种残留。

1.2 开发阶段深入认识油气储存动态，最大限度将其采出并获得经济效益

1.2.1 开发阶段石油上游业要获得经济效益

在我国，勘探阶段尚不能产生直接经济效益。在计划经济条件下，投资可被列入“基本建设”而核销。在市场经济条件下，各公司可将其计入完全成本，在后续的开发生产中逐渐回收。因此，作为经济活动的油气生产，必须有较高的经济效益（盈利）。只有在特殊情况下，为满足产量的某种需求，允许个别油井/油田有少量亏损，但整个公司必须获得足够的盈利，既要保持简单的持续生产，还要满足扩大再生产的资金需求。勘探为开发服务，不但要提供足够数量的储量，以供根据生产条件优劣和客观需求，择优分批建设产能投入开采，还要求储量有良好的质量，从而实现盈利。

1.2.2 开发阶段要验证和深化对储量的认识

勘探阶段所取得的各种认识成果，都需要在开发实践中得到验证，验证结果是减少或增加探明储量，特别是可采储量，甚至可能要修正对油田的某些基本认识。

为了迅速收回投资，总是首先开发油气田盈利能力最高的部分。随着生产进行，油气田发生明显变化（如：储层的油气饱和度和地层压力降低、油田含水率升高、主力产层/产区埋深加大等），产量自然递减率加大，生产成本逐渐增高。如果说油气勘探的对象是相对静态的地下资源赋存，那么开发面对的就是相对动态的油气储量经济可采性。为了更好地进行开发，必须投入适当的勘探工作量，对取得的丰富资料（钻井、测试、四维地震，特别是油井生产中油、气、水动态和油气产出数量和质量的变化等）进行深入、反复的综合研究，以深化对油田地质（可称之为开发地质）及储量可采性的认识。此外，生产的经济环境（特别是油价）变化，会直接影响油气的经济可采性。

为此，DZ/T 0217—2005《石油天然气储量计算规范》中明确指出：“从油气田发现直至油气田废弃的各个勘探开发阶段，油气田的经营者，应依据地质工程资料的变化和技术经济条件的变化，分阶段适时进行储量计算、复算、核算和结算。”“储量复算指首次向国家申报储量后开发生产井完钻后3年内进行的储量计算。储量核算是指复算后开发生产过程中的各次储量计算。储量结算指油气田废弃前的储量与产量清算，包括剩余未采出储量的核销”[1]。更进一步说，勘探往往只来得及对油气田的主要产层、区块进行储量的初步探明，开发中还需要对相邻区块和次要产层以及对油气田扩边进行补充勘探。只有在进行了开发实践之后才能得到油气田开发动态和其经济性的正确认识。因而储量规范规定必须在开发3年内进行储量复算，在此后，还要进行储量的核算。

油气田开发后，储量动态变化很大，不同阶段核算储量的方法和关键参数也有所不同。在初步开发方案的实施阶段，要落实优先动用的储量，指导其井位部署；规模开发后，采用物质平衡与产量递减方法，计算单井和气藏动态储量和可采储量；开发中后期，采用精细油气藏描述和数值模拟方法，落实剩余可采储量，指导挖潜部署[3]。特别是到开发后期，不仅油气分布有巨大变化，而且采收率越来越低、成本越来越高，此时剩余油气储量的重新评价和计算，对油气田经济开发特别重要[4]。为了弥补开发中日益增大的产量自然递减，在对油气赋存有更深刻认识的基础上，有可能对油田/油区边缘和内部的新层系、新区块进行补充勘探，增加新的储量。所以，开发阶段的任务还包括勘探的深化和发展。

2 市场经济体制下勘探要有更明确的经济目的

2.1 我国勘探提交的储量仍未能明确反映其经济可采性

新中国成立初期，只要发现油气田能采出油气就有经济价值，似乎不必关注地质储量的经济可采性问题。在计划经济体制和部门分割条件下，对勘探工作成绩的考查，只限于发现了多少油田、探明了多少地质储量，并以此决定奖惩。

在改革开放初期，全国的油气勘探开发由三大国家石油公司承担，上述情况有所改进。但受计划经济思想残余和思维定式的影响，勘探和开发仍是公司内的两个独立部门。按地质储量评价考核勘探工作绩效的做法仍未完全改变，这使得按储量规范要求“分阶段适时进行储量计算、复算、核算和结算”难以正常进行。储量表上的数字仍主要反映勘探者的认识和要求，不能充分吸收开发部门的意见，更难以要求其进行认真的经济评价。在“肯定成绩、完成指标”的压力下，即使年度储量核算中对某些储量进行了复核，也往往是“宁增勿减”或“多增少减”。在储量表中，尽管某些小油田发现几十年来没有产量（说明其没有经济价值），却仍然保留着地质储量和可采储量；某些中小油气田已经枯竭放弃，但储量表上仍保留着一定剩余可采储量，而且被计入全国剩余可采储量。

特别值得关注的是，在开发部门，因缺乏足够的实际可采储量“等米下锅”的情况下，储量表上却有相当数量的“可采储量”长期未能投入开发[5]。针对“可采储量不可采”的情况，近年对储量表的内容做了重要修正，可采储量划分为技术可采和经济可采两类。但在采收率一栏中，使用的却是技术可采储量占地质储量的比值，可见指导思想上仍然不重视储量的经济可采性。对比做此修改后的诸年储量表发现，技术可采储量和经济可采储量中的未开发部分数量及其所占可采储量比例，有随时间推移而增大的现象（表1）。

表1 2010年和2018年中国原油储量中未开发储量及其比例

近年，国际油价大幅波动，以布伦特油价年均值计算，2011年油价为2016年的2.6倍，而我国的经济可采储量却不能反映油价如此大的起伏。这种长期未能投入开发的“经济可采”储量，并不是没有条件（如缺乏输油气管线）开发，更不是不需要开发（产量日趋降低的同时油气进口量明显增大），实际是因为没有经济效益或可产生巨额亏损而不能投入开发。为了回避矛盾，2019年的储量表取消了经济可采储量这一栏目，关键数据仅有累计探明地质储量、技术可采储量和剩余技术可采储量。以没有反映经济属性的储量为基础，自然不能有效地进行开发的经济性评价，也背离了勘探为开发服务、勘探开发一体化的初衷。

2.2 中外油气储量评价体系对比中的问题

2.2.1 两种不同的思路

中国的储量体系强调勘探家对地下油气赋存的认识过程和结果。可能会经过相当漫长的区域地质研究和油气选区评价工作，在初步确定含油气远景的基础上，争取到投资并部署勘探工程。工作量的逐步加大和向可能目标的聚焦，为地下油气藏的发现和初步评价创造条件，继而获得预测储量、控制储量、甚至探明储量。由于工作量不足，特别是试采井数量少且试采时间短，这时得到的储量不仅是静态的而且是初步的，因而允许有相当的误差。即使按“标定采收率”求得可采储量估算值，也难以深入评价其经济可采性。

国际的储量体系强调地下油气蕴藏的经济可采性，即储量的品质（质量）。从足够的内部收益率出发，储量体系的起端就是经济可采储量。国际上存在着大量的储量并购和针对储量价值的股份买卖。由于要面对今后的经济活动，已被采出的部分（累计产量）不能再计入保有储量，最主要的参数就是剩余可采储量。对外公布的储量，不需特别说明，仅指剩余（经济）可采储量[6]。

2.2.2 对中外油气储量对比方案的讨论

由于我国和国际油气储量体系的思路不同、评价方法和标准不同，严格地说，二者之间很难进行简单对应。为了解决勘探开发进展中所反映的实际问题，进行中外油气储量对比，我国油气储量规范曾进行多次修改补充，具代表性的就是分列技术可采储量和经济可采储量，进而以剩余经济可采储量与国际流行的储量概念相类比。

自然资源部矿产资源储量评审中心在“《石油天然气资源/储量分类》修订研究”项目中提出[7]，我国的探明（剩余）经济可采储量，相当于PRMS（石油资源管理系统）的证实（Proved/1P）经济可采储量。PRMS是由石油工程师协会（SPE）、世界石油大会（WPC）、美国石油地质学家协会（AAPG）联合提出的新油气资源分类方案，是国际不同标准融合的产物，PRMS的储量（剩余可采储量）可给出不同概率值。我国专家认为，在对国外油气田资产进行快速评价时，不同概率值可起到相应作用[8-9]。数十年来，BP公司一直按年度公布《BP世界能源统计年鉴》，在国际油气及能源界有较大影响。在年鉴的各国石油天然气储量表中，就采用了我国公布的剩余技术/经济可采储量。如果说我国公布的可采储量，因包含了今后实际不可采的部分而偏大，那么这一“缺陷”也出现在所引用的加拿大和委内瑞拉的石油储量数据上。两国储量名列世界前茅，但其大量稠油、重油在偏低油价下，相当部分已不具经济可采性。

2.2.3 生产单位目前强调SEC储量

既然储量表中的“探明未开发可采储量”不能指明挖潜方向，油气开发单位就只能依靠自己的研究判定增产指向。在“今天的投入就是明天的成本”“没有效益的产量一吨也不要”等口号下，特别强调在目前的经济环境和价格下，深入挖潜增储上产必须要有经济效益。现行储量规范中的分类无法适应这种要求，却与国际通行的储量标准大致吻合，即美国证券交易委员会（SEC）所制定的标准储量，即商业交易中所使用的剩余可采经济储量[10]。我国三大石油公司已在纽约股票市场上市，储量标准基本符合SEC的规定是必需的。正如一些专家指出的，“把咨询公司评估师按照油气藏工程分析的一些基本做法……简单地认为就是SEC准则，显然有失偏颇”[11]。

3 应继续深入进行油气储量的修改补充

随着我国经济体制由计划经济向市场经济的改革，加之勘探开发实践中大量经验的积累，我国油气储量规范已做了不少修改，但仍暴露了一些问题。这一工作需要继续深入，并注意下列问题。

3.1 储量是一个动态值

油气地质工作者寻找、发现、探明油气田，往往要经过认识—实践—再认识的曲折过程。这个认识的正确程度如何，需要开发阶段更深入的实践检验。开发阶段取得的实际资料，可比勘探阶段大一个数量级，为认识深化和修正原探明储量创造了条件。开发阶段储量经历着动态变化：首先，无论是不断增加的新探明储量，还是不断减少的已探明储量，总趋势是采收率不断降低[12]。其次，开发过程不断改变着地下油、气、水的“静态”分布，特别是随地下状况和经济条件变化的油气经济可采性关键参数。动态研究是大油气田科学开发的前提条件，须根据新资料、新认识不断对原有探明储量进行修正[13]。

值得注意的是，在每年的储量审议中，主要关注年新增储量，而对此前得到的累计储量（包括地质储量和可采储量）的检验、修正做得不够，甚至不愿做出核减，这成为储量工作中的短板之一。为了动态反映储量的经济可采性，可要求部分勘探专家继续参与开发阶段的储量修订工作，并强调开发者除了要完成产能建设和产量任务，必须对储量的修订做出积极贡献。即使从挖潜增产出发，也需要对此前得到的储量不断进行深入评价和补充勘探，明确剩余可采储量的所在及特点。为了充分反映储量动态变化，储量规范须对开发阶段的各项储量和关键参数的修订做出明确规定。

3.2 恢复地质储量—技术可采储量—经济可采储量—剩余经济可采储量系列

前文指出，在中国的储量体系中，地质储量是勘探阶段对地下油气赋存认识的阶段性成果和开发阶段更新认识的起点。该数值在生产和研究中均有重要意义，但若仅作为唯一储量数据对外公布，则可能引起业外人士的误解，因而必须同时公布对生产有实际意义的经济可采值。对此，储量表的修改走过了一段弯路，曾将可采储量分列为技术可采储量和经济可采储量。由于出现“经济可采储量实际不可采”的明显矛盾，2019年又取消了经济可采储量，仅保留技术可采储量和剩余技术可采储量分类。这实际上是某种倒退，应在正确评价经济可采性的基础上，恢复地质储量—技术可采储量—经济可采储量—剩余经济可采储量的储量体系，以实事求是和为开发生产服务的原则，认真核实储量的现实可采性，并按此储量体系向社会公布。为了简明扼要，可仅公布剩余可采储量，从而解决“中外接轨”的问题。

3.3 勘探后期需强化正规试采

储量可采性优劣首先取决于油气田性质和特点，关键参数之一是地质储量采收率。为了得到大体正确的认识，在勘探储量评价过程中必须要有试采井，尽可能揭示油气生产中各种参数的变化规律。过去，往往因条块分割和勘探资金限制，试采井的数量、代表性及延续时间都不够充分，勘探阶段难以得到可釆性的正确认识。在勘探开发一体化条件下，可利用勘探的发现井和部分探井进行正规生产测试，从而提前得到比较完整的油气田生产动态认识，有利于正确标定地质储量采收率，制定油气田初步开发方案，在勘探后期开发提前介入。希望在储量规范修订中，对此能有比较明确的要求。

3.4 考虑现实经济环境，对储量经济评价部分予以补充

储量可采性还受经济条件，特别是生产者的完全成本与油价影响。但各种经济条件参数有很大的不确定性，为此可采用相关变量变化的关系曲线、不同特定条件下的概率值等多种方法。笔者强调，要彻底改变“皇帝女儿不愁嫁”的错误心态。除了下大力气持续进行降本增效，须特别关注在今后相当长一段时间内，国际油气供应宽松和油价趋低的影响[14-15]，还要深入总结前几年油气上游大幅度亏损的教训。预测油价是一件比较困难的事情，不同国家和机构有不同的认识与做法。我国现行储量规范提出，可采用“评价基准日”的方法计算，但无更明确的规定；国际上的油价标准日，多采用上年最后一天或上年每月最后一天的均值。我国持续较大比例的油气进口量将是近中期常态，国际油价、进口关税和运费的加权平均值，将是我们计算油价和收益时必须关注的参数，与我国进口关系较密切的是布伦特油价年均值。综上所述，有必要对储量规范中的有关经济可采性的条文进行补充和修正。

3.5 需完成非常规油气的储量规范

2015年开始实施的现行储量规范，主要针对常规油气。非常规油气的特殊问题（如投产初期特别大的自然递减率、特别低的总采收率），反映很不充分。这对油气勘探开发造成相当大影响。对此可有2种补救办法：或针对非常规油气进行大量补充，或对每种非常规油气单独做出相应规定。目前，无论实施哪种办法都有一定困难，需要进行基础性研究和专题性调研。当前急需解决的是，每种非常规油气是否都能列为单独矿种的问题。作为生产中最重要的种类，页岩气和煤层气已列为独立矿种，并在每年油气储量通报中单列储量、产量，使业者可以进行系统研究。然而，与页岩气共生/伴生的页岩油，却被混同于常规原油，不能在储量通报上得到显示。不但其储量、产量数有不同的说法，甚至命名也难以统一。许多人称页岩油为致密油，因而易引起误解。致密（砂岩）油、气的情况类似，由于其储层物性与致密程度高的常规砂岩储层，在水平方向同层间和垂直方向相近深度间均有一定过渡性，导致储量、产量数据产生认识分歧，这给生产和研究工作带来人为困难。

以上论述对深化油气勘探开发一体化中的储量工作提出了一些初步意见，希望引起业界关注，以求通过进一步讨论和实践，得到更为充分的认识。