尹万泉，武 毅，于 军

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

SEC储量具有天然的资产属性，且与油田经营管理、经济效益息息相关。在油价较高的时代，油田公司处于盈利状态，SEC储量对经营形势的影响尚未显现，因此，储量的资产属性尚未受到应有的重视。

自2015年以来，国际原油价格暴跌，2016年降至1 717 元/t。辽河油田稠油产量占总产量的60%，开发成本居高不下，导致SEC动态储量大幅减少，从高油价时的大于7 000×104t降至1 443×104t，油气资产折耗成倍增加，辽河油田因亏损而进入自主经营阶段。当前，SEC储量被越来越多的科研人员关注，研究影响SEC动态储量评估关键因素十分必要。

1 SEC储量诠释与分类

美国证券交易委员会于1978年首次制订了油气储量评估和披露的法规及准则[1-2]，2009年，由于油气勘探开发技术进步、商业模式全球化等原因，结合多年储量评估实践中存在的诸多问题，对证实储量[3]等8个方面进行补充和修订，称为SEC新准则[4]。 在美国上市的石油公司必须按照SEC新准则开展储量评估工作，由SEC负责对外披露，其评估结果为SEC储量。

SEC储量是某个基准日后油田公司剩余经济可采储量[5]，有别于中国的石油地质储量。中国石油地质储量是以预探和评价阶段运用容积法计算的静态地质储量为核心，储量复算与重算周期较长，而SEC储量以可采储量为主，地质储量为辅，重视预探、评价、开发、生产4个阶段的可采储量动态变化，注重储量开发的风险和经济性。

1.1 按确定程度分类

SEC储量是根据现有的勘探开发、工程和经济资料进行评价的，储量仅为一个估算值，具有不确定性。SEC储量按开发置信水平[6]可分为证实储量、概算储量和可能储量，分别简称为P1、P2、P3。综合考虑储量区块所处的勘探开发阶段、资料录取齐全程度、油藏研究进展情况等方面，P1、P2、P3储量的落实程度分别相当于中国的探明储量、控制储量和预测储量。

P1确定性最高，油气藏投入开发生产后，其累计产量能达到或超过P1的90%；P2的确定性次之，其累计产量能达到或超过P1+P2的50%；P3最低，其累计产量能达到或超过P1+P2+P3的10%。

1.2 按开发状态分类

虽然在SEC新准则中，提出“允许披露概算储量和可能储量”的条款，但目前SEC仅对外披露证实储量，因此，在近期或较长一段时间内，SEC储量评估工作的重点仍然为证实储量。

证实储量分为证实已开发储量和证实未开发储量[7]。根据开发方案和开发钻井实施进展，对钻遇发现油层、已经投入开发生产并有一定商业油流的油藏，利用SEC准则规定的计算方法预测的剩余经济可采储量，称为证实已开发储量，简称为PD储量；对于开发方案编制完成，但由于资金计划等原因暂没有投入开发，需要进一步钻井的储量，称为证实未开发储量，简称PUD储量。

由于PD储量是在评价单元开发动态分析和产量变化规律研究的基础上，按照SEC准则规定的产量递减曲线分析法和水驱特征曲线法[8]，结合油田实际发生的操作成本等经济参数开展的储量评估，因此，PD储量又称为SEC动态储量。

2 SEC动态储量影响因素分析

对于上市石油企业，PD储量评估结果与油田公司的经济效益息息相关。PD储量越大，油气折耗越小，利润越高，因此，深入研究PD影响因素[9-10]、合理评估油气储量十分重要。研究表明，PD的主要影响因素包括评估单元划分、开发动态因素和经济参数因素3个方面。

2.1 评估单元划分

辽河油田是具有三大类12亚类岩性储层类型、19套含油层系、10种油藏类型、5种油品性质、多种开发并存的复式油气田，储量评估单元划分直接影响评估结果的准确性和合理性。在以曙光、欢喜岭等油田级别作为储量的评估阶段，不同岩性、不同油藏类型、不同油品性质、不同开发方式的油藏混杂在一起，产量变化规律研究合理性差，递减类型确定难度大，导致评估结果出现误差，原油价格、操作成本差别较大导致评估参数确定的合理性难以把握，储量评估结果难以体现低油价、高成本的超稠油特殊性。

目前，通过精细划分储量评估单元，有效地解决了整体评估阶段存在的诸多问题，突出了新的开发方式、新技术带来的开发模式变化，评估参数取值符合油田开发规律，评估结果更符合油田实际。

2.1.1 同一油藏不同岩性应分别评估

变质岩潜山油藏的储量和产量约占辽河油田的12%，在兴隆台、边台、静安堡等油田均有一定产量规模。由于变质岩裂缝性储层的特殊性，开发规律与砂岩油藏差别较大，因此，形成规模后应作为独立单元单独评估。如静安堡油田的砂岩和潜山石油地质储量、产量各占50%(表1)，静安堡潜山油藏的产量递减率高于以注水开发为主的砂岩油藏递减率，以这2个单元评估能客观反映开发效果，使评估更具合理性。表2为以按油藏类型评估和整体评估方式得到的PD储量，由表2可知，虽然按油藏类型划分的PD储量略小于整体评价结果，但是能够体现油田开发规律的变化。

表1 静安堡油田评估单元划分

表2 静安堡油田储量评估结果

2.1.2 不同油品性质应单独评估

曙光油田是一个具有稀油、普通稠油、超稠油等多种油品性质的油田，由于不同油品的油价差异较大，经济极限产量不同，油田整体评估不合理。表3为曙光油田储量评估结果。由表3可知，曙光油田按油品划分评估的PD储量为2 678×104t，而按照整体评估则为2 836×104t，按油品划分评估的PD储量小于按油田整体评价结果，能体现油品售价变化。

表3 曙光油田储量评估结果

2.1.3 规模转换开发方式的单元应单独评估

齐40块于1998年开展蒸汽驱先导试验，2005年进入蒸汽驱工业化开发，2008年150个井组全部转驱，转驱后产量不断上升，预计采收率可达到60%，与继续蒸汽吞吐相比，提高采收率26个百分点。2005年至2009年该区块处于热连通和驱替初期，2009年齐40块原油产量占原评估单元欢喜岭的40%。为体现规模转换开发方式提高采收率从而增加PD储量，2010年开始独立评估。

图1为蒸汽驱油藏评估结果。由图1可知，热连通和驱替阶段初期递减规律与蒸汽吞吐阶段相同，递减率为11%；进入蒸汽驱替阶段，递减阶段符合指数递减，递减率为8.8%。2010年齐40块作为独立单元评估PD储量为428×104t，评估的总可采量为1 998×104t，与中国的技术可采储量2 203×104t相匹配，待蒸汽驱递减率与蒸汽吞吐相近时，再合并到原评估单元整体评价。

图1 蒸汽驱油藏评估

2.2 开发动态因素

开发动态因素主要包括递减类型选择、评估初始点、递减率等。

2.2.1 递减类型选择

PD储量评估方法主要有容积法、产量递减曲线分析法、类似水驱曲线法和油藏数值模拟等，最常用方法是产量递减曲线分析法。该方法是产量与时间的指数关系式，具有计算方便、参数直观、计算结果风险最小的特点，可直接判断递减率的取值是否合理，经济极限和矿权期限可直接在评估图上读出，评估结果可达到较高的置信度，能满足SEC对PD储量的基本要求。

递减曲线类型分为指数递减、双曲递减、调和递减[11]。指数递减形式适用于投入开发时间较短的油藏，产量对数与时间呈直线关系，产量递减速度快；调和递减形式适用于开发末期的油藏，递减率小、产量变化小；双曲递减曲线介于指数递减和调和递减之间，递减指数n较难确定，需通过与类似油田或区块类比获取。当递减率、评估初始点一定时，不同的递减类型对PD储量评估的影响较大。因此，开展储量评估时要在分析开发动态的基础上谨慎选取递减曲线。

2.2.2 评估初始点

评估初始点是评估基准日(一般为12月31日)的当月原油产量，而不是油田开始出现递减时的原油产量。评估初始点的选择非常重要，在原油生产正常的情况下，应选择基准日的产量，但如果评估基准日当月开展酸化、压裂等措施或关井较多，而导致生产不稳定或产量波动较大，应根据开发现状和下步工作合理确定评估初始点。评估初始点越高，PD储量越大，二者呈线性关系。油价对其影响程度较低。

2.2.3 递减率

递减率是根据油藏动态分析和产量变化规律确定的，若变化规律不明显，可以利用井组或单井递减率[12-13]代替。图2为不同递减率下油价与PD储量变化关系曲线。由图2可知：不同油价下递减率对PD储量的影响差异较大，当油价低于1 807 元/t时，递减率对PD储量的影响较小；当油价不低于1 807 元/t时，递减率对PD储量敏感性较强，是影响PD储量的重要因素。

图2 PD储量与递减率关系曲线

2.3 经济参数因素

2.3.1 原油价格

原油价格受世界原油市场影响而波动，虽难以人为控制且无法准确预测，但研究油价对PD储量的影响，可为制订评估对策提供依据。储量评估应用的油价是每月第一个交易日的平均值，是影响PD储量最主要的经济参数[14-17]。式(1)为经济极限产量计算公式。由式(1)可知：在操作成本和其他评估参数不变时，原油价格上升，经济极限产量减小；反之亦然。

(1)

式中：Qf为经济极限产量，t；Cf为固定成本，元/t；Ro为原油商品率，%；P为原油价格，元/t；Tax为税费，元/t；Cv为可变成本，元/t；

对于稠油产量占总产量60%以上的辽河油田，原油价格是PD储量大小的决定性因素。低油价时期，常规油田经济极限产量增大而PD储量减少，对于辽河油田特稠油和超稠油等特殊油藏，受低油价和高成本双重影响，PD储量将大幅减少，甚至部分单元经济极限产量高于评估初始点产量，造成PD储量为0。例如，2016年年底油价为1 717 元/t，PD储量仅为1 443×104t，是高油价(大于4 066 元/t)时期的1/5。

图3为PD储量与原油价格关系曲线。由图3可知，单位油价变化对PD储量的增量称抛物线形态，当油价低于1 807 元/t或高于3 162 元/t时，油价每增加或减少45元/t，PD储量的变化量为80×104～100×104t；当油价为1 807～3 162 元/t时最为敏感，PD储量的变化量为100×104～200×104t；油价为1 807～2 033 元/t时最高。

图3 PD储量与原油价格关系

2.3.2 操作成本

操作成本是影响PD储量的主要参数之一[18-21]，操作成本是固定成本与可变成本之和。对处于开发中后期的辽河油田，固定成本占操作成本的70%。由式(1)可知：当原油价格和其他评估参数不变时，降低操作成本，经济极限产量减小，PD储量增加；反之亦然。

图4为PD储量与操作成本关系曲线。由图4可知：当油价高于4 066 元/t时，操作成本与PD储量呈直线关系；油价低于1 807 元/t且操作成本不

图4 PD储量与操作成本关系

小于135×108元时，操作成本对PD储量的影响较小；当操作成本低于135×108元时，操作成本每变化1%，PD储量变化100×104～150×104t，影响程度较大。

3 结论和建议

(1) 原油价格是影响SEC动态储量的最敏感因素，由国际原油市场决定且不受人为因素控制。在油价波动时，充分利用油价对SEC动态储量的敏感性研究成果，紧密结合储量评估的实际需求，制订合理的评估对策，以保证PD储量评估结果稳定。

(2) 操作成本是影响SEC动态储量的最关键因素，由油田企业经营管理水平所决定。通过优化资源配置，让有限的资金向更经济的油田或区块倾斜，优化油田主力且经济效益相对较差区块的成本结构，努力增加SEC动态储量，确保油田公司经济效益。

(3) 在储量动态评估中，应根据油田开发效果评价和产量开发规律研究现状，精细划分储量评估单元，合理选择产量递减曲线类型、评估初始点、递减率等重要参数，实现评估结果与油田实际开发规律相符合，使SEC动态储量客观、准确。