中国油气经济可采储量评价与管理探讨

王永祥 胡晓春 徐小林 张 劲 鞠秀娟 袁自学

（1.中石油煤层气有限责任公司；2.中国石油天然气集团有限公司油气储量评估中心；3.中国石油勘探开发研究院；4.中国石油西南油气田公司）

能源行业，特别是石油工业上游领域对储量的定义比较宽泛。20世纪60—70年代，我国只计算地质储量，1979年引入了可采储量的概念[1]。2004年，国家标准GB/T 19492—2004《石油天然气资源/储量分类》引入了经济可采储量，制定了配套的行业标准DZ/T 0217—2005《石油天然气储量计算规范》[2-3]（以下合称2004标准）。自2005年起，我国新增和累计的（探明）储量账户中包含了地质储量、技术可采储量、经济可采储量和剩余经济可采储量共4个类别。依据自然资源部油气储量评审办公室出版的各年度全国石油天然气探明储量评审表[4]，对全国2005—2020年的探明经济可采储量的现状与变化进行了梳理。结果表明，2004标准中对经济可采储量的定义和计算规范基本满足我国油气生产的需要，但也发现经济可采储量存在一定规模难以有效开发的问题。本文对进一步完善油气经济可采储量评价工作、不断提升储量管理水平进行探讨，并提出一些意见与建议。

1 问题的提出

国内标准将储量作为地质储量和可采储量的统称，可采储量是技术可采储量和经济可采储量（包括剩余经济可采储量）的统称[2-3]。国际主流的定义，如美国石油工程师协会（SPE）等国际行业组织、美国证券交易委员会（SEC）、加拿大石油学会等，均将储量定义为剩余经济（商业）可采量[5-7]，即相当于国内储量中的一个具体类别。从资源储量的资产和价值属性及企业生产和经营目标看，（剩余）经济可采储量无疑是核心资产。

1.1 2004标准实施效果显著

“十一五”至“十三五”期间，新增储量经过储量动态管理后（探明储量重算、复算和可采储量标定等）[8]，全国年均净增的原油探明地质储量、技术可采储量、经济可采储量和剩余经济可采储量分别为 10.7998×108t、2.3915×108t、2.1961×108t和3452×104t。原油年产量（不含凝析油）保持在（1.7650～1.9634）×108t之间，平均为1.8526×108t，年度增幅为4.1%。15年间，年均（剩余经济可采）储量接替率为118.6%。

全国年均净增的气层气探明地质储量、技术可采储量、经济可采储量和剩余经济可采储量分别为 6514×108m3、3332×108m3、2455×108m3和1414×108m3。气层气年产量（不含溶解气）由2006年的505×108m3增长到2020年的1498×108m3，年均为1040×108m3，年度增幅达24.1%。15年间，年均储量接替率为236%。

2004标准实施以来，随着我国油气勘探不断取得重大发现、勘探成果持续涌现，新增原油探明储量保障了原油产量的基本稳定和适度增长，新增天然气探明储量促进了天然气产量的快速增长。总体上看，2004标准基本适应我国油气勘探开发需求。

1.2 探明地质储量虽增储明显，但上产已显乏力

2006—2020年，全国新增原油探明地质储量和天然气探明地质储量年均分别为11.1×108t和6635×108m3，增储十分明显。我们将年度新增探明剩余经济可采储量与年产量的比值定义为探采比，以反映增储上产的潜力。据统计，“十一五”“十二五”“十三五”期间，全国原油探采比分别是1.02、0.99、0.74，气层气探采比分别是3.49、3.05、1.97。新增油气探明储量探采比均呈下降趋势，表明新增探明储量支撑产量稳定和进一步提升产量的潜力明显下降。

如何确立增储上产的真正内涵？2004标准实施期间，年度新增原油探明地质储量最高超过15×108t，最低也有8.6×108t，但这并不能直接反映增储上产的潜力。储量的经济性直接关系到新区、老区产能建设规模、成效及油气产量增长潜力，（剩余）经济可采储量的增长及其品质提升才是增储的真正内涵，也是上产的根本保证。

1.3 原油与天然气的技术采收率和经济采收率均呈下降趋势

据统计，全国新增原油探明储量技术和经济采收率在“十一五”“十二五”和“十三五”期间，技术采收率均值分别为18.90%、18.41%和16.37%，经济采收率均值分别为16.77%、15.75%和13.31%。其中，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）的经济采收率分别是18.05%、16.23%和11.87%，下降趋势更为明显。全国新增气层气探明储量技术和经济采收率下降趋势十分明显，从“十二五”和“十三五”平均值看，技术采收率分别是57.71%和49.59%，经济采收率分别是45.30%和36.61%。

如何既客观面对储量劣化又保持储量的经济性？采收率受地质条件、生产措施和经济条件等多种因素影响，其中，地质条件是内在主控因素。新增探明储量经济采收率呈大尺度和长时期的下降趋势，反映了油气藏特别是储集性能总体劣质化趋势，造成新增探明储量的低丰度和低产为主的低品质，说明我国陆上油气勘探整体已处于地质条件劣质化与探明储量低品位时期[9]。由于部分探明储量处于效益边际或是低效、无效，除了争取国家政策扶持外，强化效益勘探及经济可采储量探明，努力提升新增储量效益开发潜力，成为油公司可持续发展的必由之路。

1.4 老油区采出程度高，亟须新增经济可采储量接替

我国原油探明已开发技术可采储量的采出程度约为75%～85%，经济可采储量的采出程度约为78%～90%，均已处于高（60%～80%）及特高（大于80%）采出程度阶段[10]。该阶段剩余油采油速度低，年产油量综合递减率高。截至2020年底，全国原油探明已开发剩余经济可采储量储采比已降至7.6，接近或低于通常的稳产下限。如果没有新增经济可采储量有效接替，很难实现稳产，更不可能持续上产。

如何实现储量对产量的有效接替？加大勘探投入及新区产能建设力度，关键在经济可采储量。通过勘探开发一体化，以经济可采储量评价为切入点，着力于开发可行性或开发项目成熟度环节，使储量、产能、产量、成本、效益等环节相融合或有机结合，特别是在组织形式方面成为（经济可采）储量管理的重点[11]。

1.5 油气探明未开发储量规模及增量大，品质与效益开发潜力差

我国油气（特别是原油）探明未开发储量量大、面广，未落实程度较高，可动用性较差，压覆或沉没了巨量投资，长期以来广受关注[12-15]。

截至2020年底，全国原油和气层气累计探明未开发地质储量为101.5×108t和5.84×1012m3，“十一五”至“十三五”期间，年均增量约为2.7×108t和2000×108m3，经济采收率全国平均为12.7%和37.1%。经初步测算，油、气探明未开发地质储量实现全部开发分别需要12.6年和13年。油公司开展的储量复算、可采储量标定和未开发储量评价分类等工作表明，无论是探明已开发还是探明未开发，储量存量账户中既有未探明的不落实储量，也有大量次经济储量和待核销储量。

油气探明储量是国家制定能源政策和油公司经营发展的基础。从源头提升储量品质，减少“难采储量”，严格年度新增管理，规范存量动态管理，夯实各级各类储量，建立有效的储量管理体系，既是勘探开发基础工作，也是重点研究课题。

2 原因分析

油气产能建设和油气生产出现的问题或矛盾，很大程度上与储量落实程度有关，尤其是经济可采储量。持续加大勘探力度、扩大有效勘探成果、提升新增储量品质、做大做实经济可采储量，是破解石油工业上游几乎所有问题的关键。这里着重探讨经济可采储量的评价和管理。

2.1 经济可采储量未成为储量分类标准的核心要素

地下油气储层中的石油、天然气及伴生有用物质，折算到地面标准状态下的数量被称为原地量或资源量，主要按6种属性描述，即总量、不可采量、技术可采量、经济可采量、采出量和剩余（技术、经济）量。我国油气资源储量分类（简称为CCPR）立足于总量（原地量或地质储量），经济可采量于2004年引入。CCPR的逻辑是先有总量，再考虑可采量，而可采量中先有技术可采量，再考虑经济可采量，形成了地质储量―技术可采储量―经济可采储量―剩余经济可采储量的分类结构。

长期的实践表明，上述分类结构导致储量管理的强度有层层减弱的趋势。按照这种分类结构，往往地质储量已经“探明”，可采储量却未达到“探明”。例如，由于缺少开发试验区或开发先导试验的资料，不但缺少开发方案甚至开发概念设计也很粗略，也缺少系统试井甚至探井试采等资料。基础资料的“缺少”导致探明地质储量的产能规模不清，可供开采的潜力不明，效益开发的风险较大，后期产能到位率很低，致使开发投入得不偿失。也出现过相反的情况。有些裂缝性油气藏尽管可采储量清楚，达到探明已开发程度，甚至开发已完结，但由于地质储量估算难度大，仍难以申报探明储量。

油气储量分类关乎储量管理的顶层设计，如果经济可采储量不是管理的核心要素，那么探明储量账户中的所谓地质储量和技术可采储量，其可靠性、经济性或有效性就难以得到保障。

2.2 储量评估规范要求常常得不到有效落实

CCPR对地质储量的勘探开发程度和地质认识程度均有明确要求。例如，探明地质储量对地质认识程度要求共5项，其中第5项规定，对一定规模油气藏要有以开发概念设计为依据的经济评价。在石油天然气储量计算规范行业标准中，对探明经济可采储量的估算提出7条要求[3,16]。

（1）经济条件基于不同要求，可采用申报基准日的、或合同的价格和成本以及其他有关条件。

（2）操作技术（主要包括提高采收率技术）是已实施的技术，或先导试验证实的并肯定付诸实施的技术，或本油（气）田同类油（气）藏实际成功并可类比和肯定付诸实施的技术。

（3）已有开发概念设计，并已列入中近期开发计划；天然气储量还应已敷设天然气管道或已有管道建设协议，并有销售合同或协议。

（4）与经济可采储量相对应的含油（气）边界是钻井或测井，或测试，或可靠的压力测试资料证实的流体界面，或者是钻遇井的油（气）层底界，并且含油（气）边界内有合理的井控程度。

（5）实际生产或测试证实了商业性生产能力，或目标储层与邻井同层位或本井邻层位已证实商业性生产能力的储层相似。

（6）可行性评价是经济的。

（7）将来实际采出量大于或等于估算的经济可采储量的概率至少为80%。

然而，在实际操作中，上述要求并未得到有效落实。如新增预测、控制储量缺少开发初步评价结果，新增探明未开发储量大多没有开发方案，开发概念设计通常很粗浅，开发认证程度较差，与经济可采储量评价直接相关的第3条和第6条很少能切实满足。当然，这与CCPR未将储量和项目的商业性开发决策直接挂钩有关。但在勘探开发一体化过程中，储量交得偏早或开发方案编制介入偏晚的情况未能有效解决，方案的审查、决策管理相对滞后，导致新增的经济可采储量并不“经济”，可采往往变成了“难采”。

另外，经济可采储量的置信度很难达到第7条的要求。CCPR以地质储量为分类基础，地质储量、技术可采储量的风险100%甩给经济可采储量。由于储量与开发项目脱节，所做的经济评价基础不牢，关键评价参数预测不准且多偏乐观，风险累加致使经济可采储量的置信度较低。而且，地质储量“相对误差”与相应级别经济可采储量所要求达到的“概率”之间存在断层，难以实际操作。

2.3 经济可采储量评价存在薄弱环节

在经济可采储量评价方法中，评价已开发储量主要采用经济极限法，评价未开发储量主要采用现金流量法[17]。尽管评价方法十分成熟，但具体应用时存在薄弱环节。

首先，点上的单井经济性落实不够。在探明油气储量面积内，现有井和未来井均须达到储量起算标准，该标准是只回收开发井投资的单井下限日产量。储量计算规范行业标准推荐参考的东部地区储量起算标准，引用的是1988年储量规范国家标准中的工业油气流标准[18-19]，其下限数值一致，但单位从吨/日放宽为立方米/日。例如，油气藏埋藏深度2000m以内的起算标准为原油产量1m3/d或气产量0.3×104m3/d。许多储量区块并未建立自身的商业油气流标准，而是直接采用参考标准，导致新增储量中最基础的“井单元”经济性不落实。

其次，面上的评价参数不能确切对应。储量计算单元、开发单元、财务核算单元对应关系不清，储量—产量—投资—成本—资产—效益的业务链，没有统一单元或可合理劈分/合并的联动，导致经济评价所需的开发指标预测、商品率等技术参数，与投资、成本等经济参数难以匹配，评价结果的准确性难以保证。

再次，时空上的类比基础缺失。新增探明区块的经济极限参数、技术/经济采收率和产量预测的递减率等技术参数，以及开发成本、生产成本等许多经济参数都需要通过与老区的类比获得，但目前类比油气藏序列尚未系统建立起来，导致新增储量区的类比基础缺失或类比结果不准。

2.4 不同经济属性的经济可采储量累计误差大

目前的经济可采储量是2005年储量套改后的逐年累加。在2005—2020年期间，经济评价参数不断发生变化。如特别收益金起征点从2010年及以前的40美元/bbl提到55美元/bbl，2015年后为65美元/bbl；油、气增值税分别从17%、13%调整到2019年的13%、9%；所得税、资源税、教育费附加等也都有变化。特别是探明未开发储量评价油价，不仅油公司之间不同，同一油公司不同年度也采用不同政策。中国石油是依据各年度的《中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数》规定取值，如2006年取原油基准价格（布伦特）40美元/bbl，2011年为60美元/bbl，“十三五”采用了分年不同阶梯油价[20]；探明已开发储量采用年度实际销售油价，波动幅度更大。投资、成本、税费、财务基准收益率等经济评价参数年年有变化，即使地质与技术条件完全一致，也会导致经济极限不同，必然影响经济可采储量。

国家油气探明储量账户中，经济可采储量是年度新增的经济可采储量与存量经济可采储量的累加。理论上，存量与新增量须在相同经济条件下才能相加，即存量需要开展年度动态更新工作，正如在资本市场上市的储量资产，每年都要按照上市地的要求开展储量更新评估一样。CCPR中的储量账户没有进行系统的年度更新，不同经济属性的储量没有进行标准化，必然造成累计数据的较大误差，甚至会出现新增时经济、后续不经济或反之（如新增时次经济比例高，后续很低）的情况。

2.5 在体制机制上，经济可采储量受重视程度较低

政府以往规定探明储量评审、备案、登记后才能申请采矿证，油公司为尽快拿到采矿证，只好尽早提交探明储量报告，来不及开展系统试采和建立开发试验区等开发前期评价工作。结果是地质储量（基本）探明了，但单井配产不准，未来产量的预测剖面随意，区块产能不落实，经济评价往往成了“花架子”，给后续开发带来很大风险。

油公司经营管理的主要手段是业绩指标考核。油气上游业务考核指挥棒以往只指向CCPR标准的地质储量或技术可采储量，国内口径的经济可采储量没有成为业绩考核指标或工作目标。经济可采储量没有得到应有的重视，一直处于从属地位，影响了其管理成效的提升。

3 结论与建议

把能源的饭碗牢牢端在自己手里，保障国家油气供应安全，实现油气“增储上产”我们责无旁贷，进一步完善油气经济可采储量评价工作势在必行，为此提出以下意见和建议。

3.1 突破经济可采储量分类的核心地位瓶颈

CCPR主要服务于国家层面，侧重于地质储量，主要应用于矿业权的管理。我国油气资源储量分类国家标准属于推荐性标准，这与俄罗斯的“油气储量和资源量分类标准”为强制性标准不同。油公司的生产经营活动以油气产量为主体，侧重于（剩余）经济可采量的管理，核心应用是获取最大的净现值。从长期实践看，国家侧重管理（探明）地质储量，企业侧重管理（经济）可采储量已成普遍共识。根据各油公司勘探开发特点与经营发展理念，建立以经济可采储量属性为核心的储量分类系统及管理体系十分必要。

我国自2020年5月1日起实施新国家标准GB/T 19492—2020《油气矿产资源储量分类》[21]（简称CCPR-2020），CCPR-2020没有对技术可采储量和（剩余）经济可采储量做进一步分类。作为推荐性标准，可以说为建立可采储量分类保留了开放性，油公司在这方面的加强和创新，会对CCPR-2020起到有效补充和积极支撑作用，因而不应予以限制（图1）。

图1 油气矿产资源量和地质储量类型及估算流程[21]

中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）采用SPE等国际组织制定的“石油资源管理体系”（PRMS）商业可采储量及储量资产管理理念[5，22]，结合自身海上勘探开发和经营决策特点，研发了“3P3C”资源储量分类系统[23]。该系统依据勘探、开发进程以及油气资源评价和开发的商业性进程，划分不同油气田状态、动用状态和开发状态，提出146种资源储量类型并系统编码和建库，实现了公司储量的全资产、全过程、全动态管理。

建议1：国内油公司学习借鉴中国海油资源储量分类系统，建立适合自身地质条件和生产经营特点的以经济可采储量为核心的分类系统。

3.2 突破经济可采储量评价的技术瓶颈

建议2：建立商业油气流标准图版。单井商业油气流标准作为新增储量起算标准，需要落实到合理的单元，以区块或油气田单元为宜。借鉴地质储量评估建立“四性”关系，特别是有效厚度电性图版的技术思路，建立各含油气盆地内的（不同油气产品、埋深、生产井型等）商业油气流标准图版。

建议3：有机融合各类评价单元。地质储量通常以油气藏为计算单元，技术可采储量则以开发单元为标定单元，这两类单元通常是“一含多”的关系，已经基本理清。经济可采储量涉及的投资和成本需要财务核算单元解决，目前财务单元与储量单元尚未有机融合，应该按“地面服从地下”的原则，依靠开发项目统筹解决。

建议4：建立类比油气藏序列，加强类比法的应用。类比法是人类社会最古老的认知思维与推测方法，油气储量分类就是类比法的具体应用。类比油气藏是PRMS和SEC均认可的评估方法与可靠技术。建立类比油气藏序列就是建立典型样本库。通过样本库，不仅可以获得经济评价必需的开发方案甚至预测生产剖面，还可以获取大部分经济财务参数。建立类比油气藏序列是一项复杂庞大的集成工作，在大数据时代，其基础地位、应用范围、作用和意义毋庸置疑。

3.3 突破经济可采储量的管理瓶颈

在国家层面，“探采合一”制度有利于提高新增探明经济可采储量的落实程度。2019年，自然资源部就推进矿产资源管理改革若干事项发布的7号文件，将油气矿业权实行“探采合一”制度。油气探矿权人发现可供开采的油气资源，在报告有登记权限的自然资源主管部门后即可进行开采。进行开采的油气矿产资源探矿权人应在5年内签订采矿权出让合同，依法办理采矿权登记。新制度从根本上解决了新增探明储量在试采和开发试验区建设方面遇到的制度瓶颈，有利于探明（地质）储量可采性和经济性的落实与管控。

建议5：简化国家层面的评审。随着国家“放管服”改革的不断深入，储量管理正逐步形成“谁发现谁管理、谁使用谁决策”的市场化机制。油气资源属国家重要战略性矿产，由自然资源部直接管理，包括组织全国性的油气资源评价工作，管理油气探明储量的评审、备案和统计，矿业权的出让和登记等。然而，油气探明储量报告由自然资源部直接评审不仅工作量大，而且承担较大的市场风险，与政府职能不尽相符。目前至少不应一概评审，可以按大小轻重，将新增探明经济可采储量的评审和可采储量动态管理的储量报告交给油公司负责，结果报国家备案和统计。同时，简化现行评审备案程序和报备材料要求，提升油公司储量动态管理的积极性。

建议6：转变国家层面管理职能。目前，国家层面对油气储量的管理相对评审而言，应强化监管、统计分析和标准化等工作。例如，储量评审结果的抽查，实施储量动态监管，避免“一备定案”；出版权威和指引性的统计分析报告；加强标准化工作，尽快制定统一标准的经济可采储量评价参数和取值要求（如油气价格等），保证国家储量账户中数据的一致性和标准化，这既有利于油公司间经济可采储量数据的横向和历史对比，也有利于政府政策导向、科学规划，以及相关方的投资决策。

建议7：建立存量储量年度动态更新制度。储量的重要属性之一是“阶段性”，不同勘探开发与生产阶段以及不同时期对储量的认识程度都会发生变化，储量管理需要动态化。正如SEC要求的那样[24-25]，对SEC口径的上市储量必须实行年度更新。

在公司层面，国内口径储量动态管理主要为复（核）算、可采储量标定管理和未动用储量评价分类[8]，主要是针对变化明显的单元，未做到年度全面更新。造成的结果是，在储量实物账户中，历年新增、复（核）算、标定后的单元混合，每个油（气）田累计了不同技术、经济条件下的计算结果，导致经济可采储量置信度不断下降。

建议8：建立全生命周期项目管理与团队合作理念。资源储量的经济性是勘探开发生产全过程、各环节的决策要素，随着项目商业成熟度变化，经济可采储量的置信度也会变化。尽管CCPR仅在探明和控制级别划分了经济可采储量，但“经济性”评价贯穿项目全生命周期。新增探明经济可采储量评价贯穿油气藏评价、开发方案编制、建产、生产各个阶段，属于全生命周期的评估。经济可采储量评价需要地质和工程技术专家组成的评估师团队多学科配合，对静态、动态油藏参数及法规、作业条件和经济方面的许多不确定性进行分析，才能使评价结果满足规范要求，确保结果的合理性和有效性。

建议9：建立新增探明经济可采储量业绩考核机制。国际上市油公司为避免因将SEC储量与公司管理层的绩效挂钩可能带来虚假数据的风险，常常声明不采用SEC口径考核上游业绩。油公司安排开发生产（试采方案、先导试验方案、开发方案等）的基础不是SEC储量，而是公司口径的储量。因此，采用公司口径的经济可采储量作为业绩考核对象是合理的。业绩考核需要科学管理，特别对储量这种受主观因素影响大的指标，更需要严格的机制保障。

建议10：建立油气储量价值评估与管理体系。充分利用油气资源储量的资产属性，由传统储量实物量管理向现代储量资产化（实物量+价值）管理转变。储量经济评价要求需进一步延伸，在经济可采储量基础上建立储量资产价值化管理体系，以顺应油气上游勘探开发市场多元化投资主体和矿业权竞争性出让等国家油气体制改革、油公司实施降本增效战略与优化生产经营决策等新形势，着力提升油气储量评估与管理水平。

经济可采储量因“算不准、变化快、不好用”常常成为储量管理的“配角”，主要原因还是油气上游业务管理体制机制与2004标准之间存在一些不匹配之处所致。2004标准促进了我国油气上游的高质量发展，随着我国石油天然气新增探明储量总体趋于劣质化，勘探开发从常规进入非常规领域，以及从“重地质储量向重经济可采储量转变”，从“重储量数量规模向重储量资产价值转变”，新理念逐步深入人心，将使油气经济可采储量的评价与管理得到加强，助力油公司可持续高质量发展。