SPE石油资源管理系统(中文版)

1、精选优质文档-倾情为你奉上精选优质文档-倾情为你奉上专心-专注-专业专心-专注-专业精选优质文档-倾情为你奉上专心-专注-专业石油资源管理系统主 办 方：石油工程师学会(SPE)储量委员会评审及赞助：世界石油大会（WPC） 美国石油地质学家协会（AAPG） 石油评价工程师学会（SPEE）目 录 TOC o 1-4 h z u 石油资源管理系统序言石油资源量是自然生成的或地壳中已存在的碳氢化合物的预计数量。资源评估的主要任务是预测已知的和即将被发现的储层中的石油资源总数量；资源评估主要集中于那些商业化规模的开发项目采出的并具有市场化前景的原油数量。石油资源管理系统提供了在估算石油量、评估开发方案

2、和提供石油资源分类结果的标准方法。全球致力于在规范石油资源的定义和怎样预测其储量方面的工作始于30年代，早期的定义集中于证实储量。石油评价工程师学会(SPEE)最早发起的这项工作，在此基础上，SPE学会于1987年出版了对所有储量类别的定义。同年，世界石油理事会(WPC，后以世界石油大会著名)出版了储量的定义，二者出人意料的相似。1997年，两个组织联合发布了唯一一套可以在全球范围内使用的储量定义。 2000年，美国石油地质家(AAPG)协会，SPE和WPC联合开发了一个针对所有石油资源的分类系统。接着又出版了相应的支持文献：用于资源定义的应用评估增补指南(2001)和术语汇编(2005)。S

3、PE还出版了评估和审计储量的标准（2007修订版）。这些定义和相关的分类系统现已在全球范围内的石油工业领域得到广泛的应用。他们提供了一种可以比较的计算方法，降低了资源评价的主观性。然而，在石油勘探、开发、生产和处理中所采用的技术始终在不断地发展和提高。SPE石油和天然气储量委员会与其他组织密切合作以支持这些定义，并定期发布储量定义修订版，保持与发展的技术和变化的商业投资的一致性。本文修改并替换了部分指导方针，它们原是包含在1997年石油储量定义、2000年石油资源分类和定义出版物以及2001年“石油储量和资源的评估指南”中；后续的文字中保留了更为详细的背景信息，还有对具体章节的参考。附录A是资

4、源评价术语表，替换了2005年版本中的相应内容。文中的定义和指南为全球的石油储量评估提供了参考依据，包括国家级申报和管理机构的财务处理，满足了石油开发方案的制定和证券管理的需求。在国际性交流中他们意在提高对石油资源认识的清晰度。本文将在技术和商业领域起到良好的指导应用。可以这样理解：这些定义和指南使应用者根据各自的特殊需求，灵活地量身定制各自的应用方向。不过，应该认真理解指南中修改的部分。本文所包含的定义和指南不是对任何单位申报需要的解释和应用的修改。本文首先声明为SPE/WPC/AAPG/SPEE石油资源管理系统文件，含附录，主题可以简写为“SPE-PRMS”，包括联合赞助单位的明确认可。1

5、.0 基本原理和定义石油资源数量的估算涉及其体积和价值，有其固有的不确定性特征。 在设计和实施的不同阶段，这些数量都与开发项目紧密联系。 采用一致的分类系统，可以根据预测的产量和可采量，增强对不同项目、项目组合的对比，对整个公司的投资进行优化组合。这一系统必须考虑影响项目的经济可行性、开采期和现金流量的技术和商业因素。1.1 石油资源分类框架石油被定义为是一种自然生成的烃类混合物，呈现气相、液相和固相三种相态。 石油也可以包含有非碳氢化合物，如二氧化碳、氮气、硫化氢和硫。在极少数情况下，非碳氢化合物的含量可能大于50%。这里用到的“资源”术语是指地壳表层和内部自然生成的所有石油数量，包括已发现

6、和未发现（可开采和不可开采）部分，再加上已经采出的石油产量。此外，也包括了不同类型的石油，无论是“常规”还是“非常规”的石油资源。图1-1是SPE/WPC/AAPG/SPEE资源分类系统的一个图解表示法。 系统定义了主要的可开采资源的级别：已采出量、储量、潜在资源量和远景资源量，还有不可开采的石油。高估值最佳估值低估值 远景资源量潜在资源量储量商业性机会增加未发现的石油地质储量无商业价值原始石油地质储量已发现的石油地质储量有商业价值不确定性范围不可采量3C2C1C不可采量3P2P1P证实可能概算已采出量图1-1：资源分类框架不确定性范围反映项目实施可能从储层中开采的石油资源的估计范围，而纵轴代

7、表商业机会，也就是，即将开发的项目和达到商业开采规模的机会。以下定义用于资源分类中的主要子类：总石油地质储量是指存在于原始石油聚集体中的石油估算量。在指定评估日，它包括已知石油聚集体开采前的石油估算量，加上还未发现的石油聚集体中石油估算量（即等于资源总量）。已发现的石油地质储量是指在指定评估日，已知石油储集体未开发前的石油估算量。采出量是指在指定评估日已经被采出的石油累计数量。虽然所有的可采资源量和采出量是以产品销售量来计算，总采出量（销售量加非销售量）也需要统计来开展油气藏工程的分析。 (参见产量测算3.2节)。对于每一个已知石油聚集体可以实施多个开发项目，而每个项目将开采原始地质储量的一部

8、分。所以这些项目可以进一步分为经济的和次经济的，相应的可采估算量被分级为储量和潜在资源量，定义如下：储量是指在指定评估日给定的条件下，未来通过对已知石油聚集体实施开发项目能够被经济采出的石油估算数量。储量必须进一步满足四个条件：已发现、可开采、具有商业性和基于实施的开发项目在评价时间内有剩余可采量。根据评估的确定性水平，可以将储量进一步分类，并按照实施项目的成熟程度将储量分成不同级别，或根据开发和生产状况对储量进行描述。潜在资源量是指在指定评估日，从已知石油聚集体中可能被开采的石油估算量，由于存在一个或多个偶然因素而使可供实施的项目还没有达到经济开采的程度。潜在资源量可以包括目前没有市场，或者

9、商业性开发依赖于技术进步，或者对石油聚集体的评价明显不具备商业性的项目。根据评估的确定性水平，可以将潜在资源量进一步分类，同时也可以依据项目的成熟程度细分，或根据经济状况对其进行描述。未发现石油地质储量是指在指定评估日，存在于储集体中还未发现的石油估算量。远景资源量是指在指定评估日，通过将来对未发现的石油聚集体实施开发方案可能采出的石油估算量。远景资源量同时具有被发现和被开发的双重机会，假设其如果被发现和开发，与其可采量估算的确定性相一致，可以将远景资源量进一步分类。也可以依据项目的成熟度进一步分级。不可采量是指在指定评估日，已发现通过未来开发项目不能被采出来的石油地质储量或未发现石油地质储量

10、。不可采量的一部分可能由于将来经济环境的改变或技术的发展而变为可采，而剩余部分由于地下流体和储层岩石物理/化学相互作用的限制而永远不会被采出。估算的最终可采量(EUR)不是资源分类，是用来描述石油聚集体（已发现和未发现）的术语，即在指定评估日，在确定的技术和经济条件下，有潜力开采的那部分加上已经采出量（即为可采储量的总和）。在特定领域，例如盆地潜力资源研究中，也有可选的术语来描述，总资源量是指总的资源基数或烃类贡献值。总可采储量或最终可采量（EUR）可以用来描述盆地潜力。剩余可采资源量是指储量、潜在资源量和远景资源量的总和。在运用这些术语时，提供每一分类的汇总是很重要的。但是，在没有合理考虑技

11、术和经济风险的情况下，不能将这些量做简单的加和计算。1.2 基于项目的资源评价资源评价过程包括对石油聚集体相关的开采项目的确定、对石油地质储量的计算、对每个项目可采量的测算和基于项目成熟状态或商业机遇对项目的分类。通过确定对资源评估起主要作用的数据来源，可以清晰地阐明基于项目的分类系统的概念，如图1-2所述。图1-2：资源评价数据来源油气藏（石油聚集体）：关键属性包括石油地质储量的类型和数量，影响石油开采的流体和岩石特征。项目：应用于指定油气藏开发的每一个项目，都可以各自生成一套独立的产量和现金流表。基于项目的技术、经济和合同限制从时间上对现金流表计算，可以确定估算可采资源量和每个项目的未来净

12、现金流量。采收率确定了开发项目的最终开采效率。每个项目可以定义不同的成熟水平和阶段；项目包括单井或多井，相关产量和处理工艺设备。一个项目可用于多套油气藏的开发，或多个项目用于一个油气藏的开发。资产（租赁矿区或许可证区）：每项资产可能具有唯一的契约合同权利和义务，包括财税条目。这些信息对每位参与者所获得的产出份额、针对每项开采项目和相应油气藏的投资、费用和收益的份额都有明确定义。一项资产可能包括多个油气藏，或者一个油气藏可能涉及多项资产。一项资产也可能包含已发现和未发现的油气藏。根据上下文数据的关系，“项目”是资源分类中考虑的初级元素，净可采资源量是每个项目可产生的增加量。项目正是联接石油聚集体

13、和决策过程的纽带。例如，项目可能由一个独立油气藏或油田开发构成，或用公共所有权的设备对生产的油田追加开发，或几个油田的综合开发。通常，每个项目代表了是否继续进行（例如，继续追加投资）的决策，并与其可采资源量的评估范围有密切关系。一个石油聚集体或具有潜力的石油聚集体可能隶属于几个不同的项目，这些项目处于不同的勘探或开发阶段。因此一个石油聚集体可能同时具有几种资源级别的可采资源量。为了分配不同级别的可采资源量，一个开发方案需要包括一个或多个项目。甚至对于远景资源量，可采资源量的估算是指在假设油气藏已经发现并具有商业开发价值的前提下，通过实施开发方案获得的销售产量。如果早期阶段已清楚主要的不确定性因

14、素，开发方案可相对简单，不需要象后续开发成熟阶段那样详细。大部分情况下，采收率主要通过类比得到。如果不能用现有的技术或将来可能的技术来开采的地质储量，只能定义为技术上不可采。并不是所有的技术上可行的开发方案都有商业价值。开发项目的经济性依赖于项目实施周期中，对各种条件的预测 (参见商业评估，3.1节)。“条件”包括技术，经济，法律，环境，社会和政府因素。经济因素可以归结为预测成本和产品价格，影响因素还包括，但不限于，市场条件、运输、工艺基础设施、财政项目和税收。预测的资源量是指项目可生产的体积数，在销售点或储运点计量 (参见基准点，3.2.1节)。从评估日期到生产停止的累计采出量是剩余可采量。

15、相应的每年净现金流量之和为预计的未来净收入。当现金流根据确定的贴现率和时间进行折现时，折现的现金流总和就是项目的净现值(NPV) (参见评估和报告指南，3.0节)。在评估时应该提供有来源证明的支持数据、分析方法和假定条件，这样，评估人员或审计员都能清楚地理解可采资源量的测算、分类和分级。2.0 分级和分类指南为了保持描述油气项目的一致性，所有资源评价全部按照图1-1所示的分级系统进行。这些指南参考了这个分级系统，并且支持项目的评估，这些项目基于其商业机会(纵轴)进行分级，基于不确定性（横轴）对每一个项目的可采量和销售量的估算量进行分类。实际的分级和分类工作流程会因各自实施项目不同而有所差别，经

16、过反复的分析，才能生成最终报告。这里所使用的“报告”一词，是指执行评估的商业实体的最终评估结果报告，不能直接解释为对管理机构或政府机构建立的指导方针和有关的规定。此外关于资源分级的背景知识在2001 SPE/WPC/AAPG出版物的第2章可以找到：“石油储量和资源的评估指南”，此后指“2001年增补指南”。2.1 资源量分级基本的分级要求建立石油发现的标准，鉴别已知油气藏的商业性和次商业性（即储量和潜在资源量的区分）。2.1.1 发现状况的确定经过钻一口或几口探井，进行地层测试、取样、测井证实的一个或多个聚集体中，具有足够的数量和潜力的可动烃类，被称为发现。上段中的“足够”意味着有证据证明有充

17、足的石油，通过钻探井证明原始地质储量的存在，并评估有经济可采的潜力。对已发现的油气藏中所得到的估算可采量最初应该被定义为潜在资源量，因为从商业开发的角度缺乏足够的机会将该项目全部或部分定义为储量。当识别的油气地质储量在当前条件下还是不可采时，如果从资源管理的角度考虑，这部分地质储量就可以分级为已发现不可采量；随着商业条件的变化和技术进步，其中的部分地质储量可能转变为可采资源量。2.1.2 商业性开发的确定已发现的可开采部分（潜在资源量）具有商业开采价值时，就称之为储量。如果一个项目已满足商业性开发要求，要进入开发实施阶段，必须满足以下所有标准：有合理的开发时间表。开发项目具有合理的未来经济评估

18、，且符合规定的投资和运营标准。证明已对产量有合理的市场销售预期。证明已具备生产和运输能力，或能够及时准备到位。证明法律、合同、环境和其它社会经济因素允许实施所评估的开发项目。为了将其包含于储量级别中，项目必须充分论证说明其可商业开发的能力。对即将产生的所有公司内外的审批程序有合理的预期，并有证据证明在合理的时间框架内公司可以继续开发。开发项目启动的合理的时间框架依赖于项目特定的环境和工作内容的变化。因此5年作为一个推荐的基准点，当经济开发项目由于开发者的意愿、商业因素、或满足合同和战略目标等原因而延期时，可以采用更长的时间框架。总之，储量合理性分级应当有详细的文字记录。如果想要归入储量级别中，

19、必须通过实际的产量或地层测试来证明该油气藏的经济生产能力具有高的可信度。在某些情况下，也可以基于测井和岩心分析来确定所属油气藏的含油气面积，并通过类比同地区正在生产或已地层测试具有经济生产能力的油气藏来确定储量。2.1.3 项目状况和商业风险评估师有选择性地建立一个更加详细的资源分级报告系统。根据项目的成熟程度，对商业机会细分，为投资组合管理提供资源分类基础。根据项目成熟度定性描述或对生产状况定量分析商业机会的细分。当开发项目日趋成熟，油气藏商业开发的可能性也就进一步提高。潜在资源量和远景资源量就是一种定量地概率预测，具有下面两点风险因素：发现概率，即潜在的石油聚集体被发现的概率。开发概率，即

20、石油聚集体发现后具有商业性开发的概率。对于未发现的石油聚集体，其商业开采概率是这两种风险因素的共同体现。对于已发现的石油聚集体，发现概率为100%，商业性概率相当于开发机会。2.1.3.1 项目成熟度子类如表2-1所述，根据项目成熟程度和将项目推进到商业开发（商业决策）的要求，对开发项目 (即可采量)进行细分类。远景资源量储量潜在资源量已发现的石油地质储量商业性机会增加远景区远景目标远景圈闭开发不可行开发不明或保留条款开发待定开发论证批准开发在生产项目成熟度分级未发现的石油地质储量原始石油地质储量无商业价值有商业价值不确定性范围不可采量不可采量已采出量图2-1：基于项目成熟度的分类在2001年

21、补充指南第2章提供的例子中修改了项目成熟度术语和定义。 每个项目成熟度的子类的详细定义和指南见表1。 这种方法支持在勘探和开发的不同阶段机会的管理组合，并且由相关商业性开发的定量估计加以补充。不同项目成熟度水平之间区别的划分叫做“决策门”。储量级别的确定取决于开发项目的批准实施到生产启动和产品销售的过程行为。对于潜在资源量，应通过进一步的数据收集和分析来去除那些阻碍商业性开发的关键因素。对于远景资源量，依据发现概率评价这些潜在的油气藏，并假设已发现的条件下，在适当的开发项目下估算可采量。毎个阶段的决策都要进行进一步的数据收集和研究，意在将项目推进到技术和商业成熟度水平，在该水平下，随着探井数量

22、的增加，不断做出进一步的决策。评估师可以采用备选的分类和项目成熟度修正因子，但是商业性开发概率的增加是对应用整个分类系统和支持投资优化组合管理的关键因素。2.1.3.2 储量状况一旦项目满足了商业风险标准，相关的可采量就被升级为储量。 基于油气藏开发方案的投资、油井生产运行模式和相关设施，这些储量可进一步分为 (详细定义和指南见表2)：已开发储量是指未来从现有的油井和设备中预计采出的储量。已开发正生产储量是指在评估日从射开和生产的完井井段预计未来可采出的储量。已开发未生产储量包括关井储量和管外储量。未开发储量是指通过未来投资预计可以采出的储量。当储量超过一定的时间框架仍保持未开发、或由于持续拖

23、延而迟迟未开发，应该认真查找开发延期的原因，并判断能否继续保持储量的级别。在一些特殊情况下，拖延是合理的（见商业性开发的确定，2.1.2节），通常认为合理的时间框架应不超过5年。开发和生产状态对于项目管理非常重要，正如传统的储量状况应用在证实储量中，如果已开发和未开发状况是根据开发项目的投资和运营情况以及工艺设备的确定来判断的话，也可用相同的概念判断储量不确定性分类范畴（证实储量、概算储量和可能储量）。按照项目的成熟度，依据储量状况可以对其进行独立的细分子级。如果综合应用，在储量的次一级分类中，已开发储量和未开发储量可以细分为在生产、批准开发和开发论证储量。2.1.3.3 经济状况项目可以通过

24、经济状况进一步描述，所有被定级为储量的项目必须在给定的条件下是经济的，（参见经济评价3.1节）。基于对未来条件的假设及其对最终经济可采能力的影响，目前被定级为潜在资源量的项目被概括分为两类：边际潜在资源量是与技术上可行的项目相关的可采量，该项目目前具备经济效益或在合理预测经济条件得到改善情况下，预计具有经济效益，只是因一项或多项偶然因素而未投入开发。次边际潜在资源量是指已发现的资源量，其技术上可行，但不具备经济效益或在当前商业条件或合理预测的商业条件改善情况下，偶然因素不满足项目的经济性。尽管如此，这些项目还应该保留在已发现资源量中等待商业条件不可预见的重大变化。这时的评估是不完善的，确定开发

25、项目的最终商业性为时尚早，可以接受的是将该项目的经济状况注释为“不确定”。可以采用额外的经济状况修正因子进一步描述这些可采量；例如对产量和可采量，除了销售量之外，非销售量(如矿区燃料、火炬燃烧和损失)可以单独区分并说明。 (也参见基准点，3.2.1节)。利用现有技术或合理预测技术进步仍然不能进行可行性开发的项目所发现的那部分地质储量被定级为不可采量。 经济状况可以进行独立判别，或与项目成熟度分级一起应用更能全面描述项目及其相关的资源。2.2 资源分类资源分类图（图1.1）的横轴定义了与项目相关的可采量、潜在可采量和石油量的不确定性估算范围。这些预测包括技术上的和经济上的不确定性，具体如下：保留

26、在油气藏中全部原油总量（原始地下资源量）；通过应用确定的开发项目可以采出的那部分原始石油地质储量；可能影响可采储量和销售量的商业条件变化（例如，市场的有效性和合同改变等）商业不确定性是一项重大风险，可使最初制定的整个项目将不能实施。这时建议以合适的商业性机会将相关的资源量定义为潜在资源量。2.2.1 不确定性范围可采量和潜在可采量的不确定性范围可以用确定性或概率分布来表示(参见确定性方法和概率方法4.2节)。当用概率方法来表示不确定性范围时，可以给出低估值、最佳估值和高估值：至少90%可能性(P90)：实际可采量等于或大于低估值。至少50%可能性(P50)：实际可采量将等于或大于最佳估值。至少

27、10%可能性(P10)：实际可采量将等于或大于高估值。当采用确定性分析方法时，应该也存在低估值、最佳估值和高估值，这些估值是基于相同的解释方法对不确定性做出的定性评估。在确定性增长（基于风险）方法下，估计的每一个不确定性水平之上的数量是离散且独立的。(参见分类定义和指南，2.2.2节)。描述不确定性的这些方法同样也可以用于储量、潜在资源量和远景资源量。 虽然对无商业价值和未发现的油气藏将有不能获得商业性生产的重大风险，但是在这一风险下独立考虑潜在可采量的范围是有用的，可以对具体地分类资源。2.2.2 分类定义和指南评估师可以通过不确定性，采用确定性增长（基于风险）方法、确定性累计分析方法或概率

28、方法评价可采量和分类结果（见2001年增补指南，2.5章）。许多情况下，采用的是以上方法的组合。使用一致的术语（图1.1）提高了评价结果交流中的清晰度。对于储量，一般的概率累积术语低/最佳/高估值分别表示为1P/2P/3P,相应的储量增量表示为证实储量，概算储量，可能储量。储量是整个资源分类系统的子级分类，必须结合上下文来理解。既然对储量的分类标准被明确提出来，在大多数情况下，当有条件地满足已发现和开发的标准时，同样也可以应用于潜在资源量和远景资源量。对于潜在资源量，常用术语是低/最佳/高估值分别表示为1C/2C/3C。对于远景资源量，这个术语同样适用。在潜在资源量和远景资源量中的增量没有特殊

29、的术语。如果没有新的技术产生，在条件充分满足情况下，将项目从潜在资源量升级到储量时，其技术可采量的分布和分类边界不应改变。所有的评价需要应用一套统一的预测条件，包括未来费用和价格的假设，对项目分级，对每个项目的可采量分类。项目的分类和每个项目中预期可采储量的分类的所有的评价要求采用一致的预测条件，它包括将来假定价格和费用（见经济评价，3.1节）表III提供的分类定义和指南是为了促进资源评价的一致性。以下总结了依据确定性增长方法和确定性累计分析方法的每种储量类别的定义。如果采用概率方法，也给出了概率标准。证实储量是指在指定评估日，通过地质和工程数据分析，在确定的经济条件、操作方式和政府规章制度下

30、，具有合理的确定性、将来可以从已知油气藏中经济采出的石油的数量。如果采用确定性方法，合理的确定性术语意味着具有高置信度可采量。如果采用概率方法，至少有90%的概率实际可采量等于或大于估计值。概算储量是通过地质和工程数据分析指出的那部分附加储量，比证实储量的开采可能性低，但是又比可能储量开采的确定性高。实际剩余的可采量可能高于或低于证实储量与概算储量(2P)之和。根据上下文，采用概率方法，至少有50的概率实际可采量等于或大于2P的估计值。可能储量是通过地质和工程数据分析指出比概算储量的开采可能性低的那部分附加储量。从项目中最终可采的总量具有低的可能性超过证实储量、概算储量和可能储量(3P)之和，

31、相当于高估值的情况。依据上下文，当采用概率方法，至少有10的概率实际可采量等于或大于3P的估计值。基于增加数据和表明确定性增加的最新解释，可能储量和概算储量中的一部分也可以升级为概算和证实储量。资源评价中的不确定性最好是通过潜力结果的范围来表示。然而，如果需要报告有代表性的单独的结果，认为“最佳估值”是可采量最实际的估计值。当采用确定性累计分析方法或概率评价方法时，一般认为提供证实储量和概算储量之和2P。应当指出的是，在应用确定性增长（基于风险）方法时，对每项分类做出离散估计，在不考虑其相关的风险情况下，不能将它们相加。(参见“2001年增补指南”，2.5章)。2.3 追加项目最初的资源评估是

32、基于明确的初始开发项目所做出的。 追加项目的设计是通过井或设备的改造、钻加密井或提高采收率等来提高采收率和/或提高井的产量。追加项目的分类标准与初始项目一致。在可采确定的情况下，对有关增加的可采量作同样的分类。如果承包方受委托，在合理的时间框架内，准备开始项目实施和投入生产，那么在储量评估中应包含预计可增产的可采量。如果大大推迟开发方案的实施，必须有书面形式原因分析。如果项目存在重大风险，预测可增产的可采量可以同样分类为潜在资源量。(参见商业性开发的确定 2.1.2节)。2.3.1 修井、作业和设备更换提高采收率的措施包括未来的井维修、作业（包括酸化压裂）、重复作业以及其它机械工艺措施，这些项

33、目在其它类似油气藏已成常规应用的，此类增产部分可以划分为已开发储量或未开发储量，取决于所需费用的大小。(参见储量状况，2.1.3.2节)。2.3.2 增压通过增压降低回压的方法可增加地层气的开发，因此它也包括在储量内。如果最终计划安装压缩设备，并同意使其成为最初开发计划的一部分，累计增产的部分应包含在未开发储量中。然而，如果实施增压的费用不是很大（相对于打一口新井），累计增加的可采量可归入已开发储量。如果压缩设备没有含在早期通过的开发方案之内，且费用很高，就应当将该项措施视为独立的项目，采用正常项目成熟度标准分类。2.3.3 钻加密井在政府有关规定下（如果需要取得这方面的认可），技术和经济分析

34、可能支持钻加密生产井以减小在早期开发项目中采用的井距。钻加密井可能产生增加采收率和增产的双重效果。累计增加的可采量可认为是储量的增加部分；根据权益归属，需要将增加的产量重新分配到各口单井。2.3.4 提高采收率提高采收率是一次采油之外的、从自然存在的油气藏中，通过补充油气藏能量所获得的额外产量。 包括水驱，二次采油或三次采油和其它通过补充天然油气藏的能量来提高采收率的方法。与一次采油项目一样，提高采收率项目具有相同的储量商业化标准。对项目可能带来的经济效益和在合理的时间框架内进行实施应当做出一定的预期(一般在5年之内，应该清楚地解释延迟的原因)。商业化水平的判断是基于在目的油气藏中开展小规模的

35、先导性试验，或者与具有相似的岩石和流体性质的油气藏对比，然后应用相似的成功提高采收率项目。应当把通过应用已经成为常规的、商业化应用比较成功的提高采收率方法所增加的可采量包含在储量中，但这些提高采收率方法必须是在先导试验或已实施的项目中获得了良好的增产效果，而这些效果要支持项目所依据的分析结果。商业化项目中增产的可采量可归类为证实储量、概算储量和可能储量，主要根据工程分析和相似油气藏的类比分析。2.4 非常规资源两种类型的石油资源需要用不同的评价方法：常规资源存在于不连续的储集体中，具有局部的地质构造特征和地层条件，典型油气藏具有边界、沿下倾方向与水体接触，受油气在水中的浮力的水动力作用影响明显

36、。石油从井筒采出，销售前还需要经过最小化的处理工艺。非常规资源呈大面积分布、受水动力作用影响较小 (也称“连续型沉积”)。例如包括煤层气甲烷（CBM）、盆地中心气、页岩气、天然气水合物、天然沥清和油页岩沉积物。 一般来说，这样储集体的开采需要专门的开采技术(即煤层气甲烷脱水、页岩气的大规模压裂项目、注入蒸汽和溶剂来提高沥青的流动性从而提高采收率，在某些情况下可使用挖掘方式)。而且开采出的原油在销售前需要采用大量的处理工艺（比如沥清改性)。对于那些受水动力影响不十分显著的储层，仅仅依靠连续水驱和压力梯度分析来解释可采量是不可能的。 因此，需要增加取心密度来定义原始地质储量的不确定性、油气藏和原油

37、性质的差异和详细的空间分布特征，为专业化的挖掘工艺或油气藏开采项目的设计提供支持。结合分类系统，无论在地下的性质如何、采用的是何种开采方法、所需的处理工艺复杂程度，资源的分类适用于所有类型的油气藏。与应用于常规油气藏的提高采收率项目相似，为了描述非常规油气藏采收率的分布状况，需要在目的油气藏中实施成功的先导性试验、或者是采用类比法，与成功开采的相似油气藏进行对比。这些先导性试验可以评价开采率和非常规处理设备的效率，在输油检测前获得可销售的产品。3.0 评价和报告指南以下指南是为促进项目评估和报告的一致性而提供的。这里的“报告”是指在商业团体内部的对评估结果的展示，不是后面提到的对外公布的评估结

38、果报告，这样的报告必须遵循政府机构建立的储量管理规则或相关的会计标准准则。3.1 经济评价商业投资是基于机构对未来商业条件的认识，这种条件可能影响开发可行性（委托开发）和油气工程项目的生产/现金流量表。商业条件包括对财政状况(费用、价格、财政条款，税费)，营销，法律，环境，社会和政府因素等的假设。有几种方法可以评价项目的价值（例如，营销费用、可比较的市场价值）；这里的指南仅应用于现金流分析的评价。此外，也没有涉及对影响投资决策的合同或政治风险等因素的修正。(有关商业问题的附加细节见 “2001年增补指南”，第4章。)3.1.1 基于现金流的资源评价资源评价是针对每一开发项目，建立在对未来产量和

39、相关现金流时间表的基础上。有关的年现金流量总和等于未来净收益的估算值。根据已知的贴现率和时间周期对现金流贴现时，贴现的现金流量就是项目的净现值（NPV）。计算结果反映在：在确定的时间内计划得到的预期产量。在基准点，项目开发、提高采收率和生产获得这部分产量的预期成本（参考3.2.1节），包括项目实施中的环境成本、废弃费和回收费用，建立在评估师对未来所做的费用估计基础之上。从获得的产量做出的收益估计，根据评估师对每种销售产品在未来时间内的价格预测，包括公司发生的部分费用和收入。由公司来付的与未来产量和收入有关的税费和矿费。项目的实施周期，受到所有权周期或由此产生的合理预期的限制。合适的贴现率应用，

40、可以合理地反映资金成本的加权平均值或者是在评价时间内，公司可以接受的最低收益率。每个组织（公司）都可以定义自身特有的投资标准，如果在组织（公司）的标准贴现率下，最佳评估的例子中有正的净现值，或至少有正的非贴现现金流，那么该项目通常认为是“有经济效益”的。3.1.2 经济标准评估师必须清楚用于评估的商业条件的假设，并以书面形式为这些假定提供依据。投资决策下的经济评估是基于公司对未来条件的合理预计，包括费用和价格，贯穿于整个项目的实施过程（预测案例）。这种预测是基于对现状可能发生的变化的预计，SPE把现状定义为在过去12个月里所有已存在情况的平均值。某些情况下，为了考虑补充报告的要求，在决策过程中

41、可以采用另外的一种经济假设。评估师可能在项目实施期间采用不变经济条件（没有通货膨胀和通货紧缩）进行分析（不变的案例）。需要根据管理部门对外公开发表的标准，适时地对评估作必要的修改。例如，这些标准可能包括特殊的需要，如果可采量仅限于技术上证实储量估算，采用不变经济条件可能产生正的现金流量。对外公布的报告必须详细说明所用经济条件。(例如，年终成本和价格)。会有这种情况：采用变化的经济条件，项目满足储量类别的标准，但不满足证实储量的外部标准。 在这些具体情况中，公司在没有分别的记录证实储量情况下，按2P和3P储量估计值。随着费用的发生和开发的进行，低估值最终可以满足外部的要求，再分出证实储量部分。在

42、项目储量分类之前，SPE指南不要求落实项目的财务状况，这也许是另一个外部要求。 在许多情况下，在与上述标准一致时，贷款是有条件的，即仅仅建立在证实储量基础上的项目必须是有经济效益的。一般来说，如果在合理的时间框架内，没有在开发启动时对贷款或其它财物形式（如：转让）做出合理的预期，那么项目将被划分为潜在资源量。如果对财务状况做出合理预期，但没有落实，项目可能将被划分为储量，但不是如上所述的证实储量。3.1.3 经济极限经济极限被定义为产量极限，低于该产量值，来自项目（如单井、区块、整个油田）的操作成本下的净现金流量为负值，在这一点的时间定义为项目的经济寿命期。操作成本的预测应采用与价格预测相同的

43、方法，包括随项目可采量增加所增加的费用 (如果实际上将这些操作成本取消就会导致项目的生产停止，才可以将这些操作成本考虑到经济极限的计算中)。如果实际增加的成本与项目、产量和资产税有关，那么操作成本就应当包括那些固定资产的管理费用，但不应包括折旧、废弃费、回收成本、所得税以及生产之外的管理费。操作成本降低，项目寿命就相应延长，可通过各种降本增效措施来实现，如公用生产设施，合并维护条约或者销售相关的非烃类产品。(参见相关非烃类组分3.2.4节) 如果在短期内由于低的产品价格或主要的经营问题导致暂时的项目负现金流是可以接受的，但是提供的长期预测必须证明项目现金流是正的。3.2 产量的计量通常在特定的

44、基准点，根据交付规定计量的销售量是产量预测和资源量估算的基础。在定义和计算产量时，应该考虑生产运营问题。当明确引用储量时，为了在发现和开发中有条件的开发潜在资源和远景资源，可以在项目预测中采用相同的逻辑方法。（关于影响资源估计的运营问题的细节可以在“2001年增补指南” 第3章中找到）。3.2.1 基准点基准点是产量链中一个特定位置，用来计算产量。 通常是销售给第三方或监管权转交给下游的那一点。销售产品和估算储量一般都在希望的期限内以此点的测量量为标准。为了保证基准点在衡量报告公布的销售产量和实施销售收入的会计结算之间取得一致，必须采用相关的会计准则定义基准点。这就保证了在确定价格下，报告公布

45、的销售量是依据交付规则的。 在综合项目中，基准点的价格需要采用计算净回值来确定。销售量等于原始产量减去未销售量，未销售量即井口产出的油量在基准点处不能销售的部分包括：燃油、火炬、加工中的损耗，以及销售前需除去的非烃类部分；他们中的每一个都用各自的基准点分摊，但是合起来再加上销售部分，应当等于原始产量。销售量有时需要调整，去除加工中引入的、非原油中的组分，即不是原始产出的部分。必须计算原始产量，为工程计算（如生产动态分析）提供依据。3.2.2 矿区燃料矿区燃料是指在产出的天然气、原油和凝析油中，在生产和矿区设备运行中，作为燃料消耗掉的部分。为了评估的一致性，矿区燃料应该算为可收缩部分，而不应该包

46、括到销售部分或资源评估中。但有些评估准则允许把矿区燃料算入储量，因为它们替代了需要购置的电力燃料。如果算入储量，这些燃料在油品销售报告中应单独列出来，其成本列入操作费用。燃掉的气和油都应当作为收缩部分，而不应含在销售量或储量中。3.2.3 湿气或干气在认可的基准点处，有关天然气的技术说明中应考虑湿气和干气的储量。因此，对于作为湿气来销售的天然气，要公布湿气的体积，但不用分别公布其伴生的或提取出的烃类部分。在预计销售的天然气价格中，应体现湿气在其中对价格的贡献。在销售前将天然气中的烃类流体部分提取出来，使天然气作为干气销售，干气的体积和提取出来的烃类部分，无论其形态为凝析油还是天然气状态，都应在

47、资源评估中分别计算。基准点之前，从湿气中分离出来的任何一种烃类，都不能作为储量上报。3.2.4 伴生的非烃组分伴生的非烃类部分与原油一同产出时，上报的数量应当反映出在基准点处原油的产量，在财务上也应体现出油品销售的收入。如果输送前需要除去全部或部分非烃类组分，储量和产量中应只体现出剩余部分。即使伴生的非烃组分（例如：氦、硫）在基准点前已除去，之后单独出售，也不应包含在在原油储量或产量中。在项目的经济评估中应当包含非烃类产品的销售收益。3.2.5 天然气回注出于诸多原因或在不同的复杂情况下，产出的天然气需要回注油气藏。采出的天然气可能回注入相同油气藏或具有相同物性的其它油气藏中，进行循环、保压、

48、混相注入，或其它提高采收率过程。这种情况下，如果天然气最终采出并销售，最终可开采的天然气体积量应该计入储量。如果天然气计入储量，它们就应当满足定义中的一般性标准，包括可行性开发项目、运输和销售计划。因回注或相应其它提高采收率措施所造成的天然气损失，应当扣减。在没有提高采收率实施项目设计情况下，为气体处理向油气藏回注的天然气不能算作储量。为天然气回注所购买的或后来采出的部分也不能算作储量。3.2.6 地下天然气贮集将天然气注入气体贮集库，在今后的某个时期（满足市场需求高峰时期）采出的部分不能算作储量。注入贮集库中的气可以是购买的或原来生产的。将注入的天然气与油气藏中剩余的原生可采气量区别开来是非

49、常重要的。一旦开始采气，原生气和注入气的匹分需要依据当地的规定和财务准则进行，原生气的量必须参照原始储量。原始地质储量的不确定性一样影响原生气，但不影响注入气。也许会有这样的情况，这些天然气是通过油品支付获得，其中气体只是从一个租约或油田转移到另外一个租约或油田而没有发生买卖或输油监测。这种情况下，回注的气应当与原生气一并计入储量。这个标准同样适用于地下贮集库。3.2.7 生产平衡储量评估必须根据生产的终止情况进行调整。当项目参与者的产量匹分与其储量所有权不一致时，财务处理将变得复杂。在原油生产记录中可能出现超采和欠采现象，因为对项目参与者来说，为了适应合同双方同意的可用货运时间表，必须以包捆

50、或者货船为单位运送他们的产品。同样的，气体输送的不平衡会导致项目参与者实施不同的生产和销售计划，在一定时期内避免了气体销售量与应享份额相同。基于产量必须与内部财务记录一致的原则，每年的产量应当与参与者实际采出的一致，而不是与该年的产量所有权一致。但是，实际产量和所有权都要与储量评估保持一致。必须实时监测出现的不平衡，并在项目终止前得以解决。3.3 资源所有权和认可当评估原始地质储量和既定项目可采储量时，销售额、成本和收入的分摊将影响项目的经济效益和商业价值。这种分摊受矿权拥有者（出租人）和承包人（承包方）之间的执行合同的制约，该合同也常被称为“所有权”。对上市公司，证券监督机构根据被认可的储量

51、级别和类别建立了一套标准。所有权可以保证每一所申报的可采资源量计算在总的可采资源量中；即在分配中不会出现丢失或重复计算（见“2001增补导则，”第9章，涉及了产量分配和非惯例协议下的储量认可问题）。3.3.1 矿区使用费矿区使用费是指已经取得开发权的开发商（承包商/租赁者）付给东道国政府或矿场主（出租者）的、用来补偿为开采原油资源而造成的油气藏衰竭的金额。一些协议允许承包人/承租人增加矿区的开发规模，并将产出的油以矿权拥有者的名义销售，并为其提供相应的收益，一些协议规定矿权费只能由矿权拥有者收取。不管是那种情况，矿权增加的部分应当从承包方所获得的资源授权中扣除。一些协议中，政府所收取的矿权使用

52、费以现金方式通过税费加以体现。这时，相应的矿权就由承包方控制，承包方可根据相关的规定将这部分资源申报为储量或潜在资源量，来弥补操作成本的增加，实现矿区使用的财物处理。相反，如果公司在一项工程中拥有矿权或任何形式的相等的收益，相关取得的份额油应包含于资源所有权中。3.3.2 产量分成合同储量在许多国家，各种类型的产量分成合同（PSCs）已经取代了传统的税费体制。在PSCs的条款下，生产者有权拥有部分产量。这种“所有权”是指“净权利”或“净经济利益”，可以根据合同条款中有关的工程成本（成本油）和收益（收益油）用公式计算得到。尽管产量的所有权一直掌握在政府机构手中，但是生产经营者仍可以通过产量分成获

53、得储量，并把其报告为所拥有的储量。风险服务合同（RSCs）与产量分成合同类似，不同的是风险服务合同付给生产经营者的是现金而不是产量。与产量分成合同类似，储量申报考虑的是合同双方的净经济利益。需要注意风险服务合同和纯服务合同之间的区别，当生产运营方面临资本风险时，风险服务合同可申报储量，而纯服务合同则不可以，因为生产经营者没有市场风险，其本身就是承包方。与传统的矿权租赁协议不同，在产量分成合同、风险服务合同、和其它相关合同中的成本回收一般是减少产量分成，从而使承包方在高油价期间减少储量，低油价期间增加储量。虽然保证了成本回收，但是采用当时经济条件进行的年储量评估中，就会出现严重的因价格而产生的不

54、稳定性。在明确的预测条件情况下，未来价格与储量资源权益的关系是已知的。相关的税费和财务制度也大大影响储量的认可和产量报告。3.3.3 合同延期或更新当产量分成或其它形式的协议到期时，可通过商务谈判选择延期或其它形式延长合同期限。对于超过协议规定日期的产量不能申报储量，除非对延期、更新或颁布新的合同等做出合理的预期。这种预期是建立在许可证颁布机构对以往类似协议的处理上。否则，超过合同条款规定的产量应该被划入潜在资源量，相应的商业化开发几率大为降低。此外，假设协商延期中的财务条款与已存在的条款相似也是不合理的。在满足市场供应的天然气销售协议中也可采用相似的做法，超出当前协议规定的期限或含在未来协议

55、中的预计产量将不能作为储量申报。在上述两种情形中，生产权力终止风险不大或天然气销售合同没有大问题时，可以将超出目前合同的这部分可采储量作为概算或可能储量。4.0 可采储量计算假设根据项目的成熟度对其进行分类，在确定项目下对可采储量的估算和对不确定性的分类是建立在一种或几种分析方法基础上的。分析方法采用的是递增（基于风险）和情况分析法。此外，储量评估中的不确定性可以采用确定性和概率两种方法。4.1 分析方法估算可采储量的三类方法：(a) 类比法；(b) 容积法；(c) 动态法，包括物质平衡法、产量递减和其它生产动态分析。容积法和动态分析法会用到油气藏模拟，发现前和发现后早期采用类比法及容积法计算

56、储量。投产以后，就可以收集到产量和压力的信息，采用动态法进行计算。通常，可用的数据信息越多，EUR的变化范围越小，但是也并不总是如此。在每一方法中，可采储量的计算结果不是一个单一值，而是一个范围，它反映了在原始储量和所应用的采收率中的潜在不确定性。通过运用一致的评估标准（参见资源分类，2.2节），评估机构可以使用递增或累积情况分析方法计算剩余可采储量。当采用一种以上的分析方法估算储量时，评估结果的可信度会大大增加。4.1.1 类比法类比法广泛应用于储量评估中，尤其在勘探和开发早期阶段，这个时期直接获得的测量资料十分有限。类比法假设，参与类比的油气藏与目标油气藏在岩石和流体性质方面具有可比性，这

57、些性质决定着油气藏的最终采收率。通过选择合适的同类型油气藏，从具可比性的开发方案（包括井型、井距和增产措施）中提取动态数据，就可以进行相似的产量预测。一般用特征和属性定义可类比油气藏，包括但不限于计算的深度、压力、温度、油气藏驱动机理、原始流体饱和度、油气藏流体重力、油气藏大小、总厚度、产层厚度、净毛比、岩性、非均质性、孔隙度、渗透率和开发方案等。可类比油气藏需要有相同或非常相似的成因，如沉积、成岩、压力、温度、化学和机械作用史以及构造形变。对比几个相似油气藏可以更好地确定目标油气藏可采储量评估的不确定性范围。尽管在同一地区，具有相同的地质年代的油气藏常具有更好的相似性，但这样的类似并不是首先

58、考虑的因素。在任何情况下，评估机构应该就类比油气藏和目的油气藏之间的相似点和不同点写出书面报告。在开发的各个阶段，应对类比油气藏的生产动态进行审查以保证储量评估的质量。4.1.2 容积法概算该方法是利用油气藏岩石和流体特征计算地层中烃的含量，然后估算在给定的开发方案中可开采的部分。影响地质储量估算的几个关键性不确定因素包括：油气藏的几何形态和圈闭边界对计算总体积的影响。确定孔隙体积和渗透率分布的地质特征。油气藏流体界面的埋深。油气藏的综合特征、流体类型和控制流体饱和度的接触关系。我们关心的岩石总体积是指整个油气藏的总体积。油气藏的空间分布和性质影响原油采收率，此时地质储量的计算常常采用平均净毛

59、比、孔隙度和流体饱和度。在多数非均质性油气藏中，需要增加井网密度以确定储量评估和分类的可靠性。估算了原始地质储量，在一套确定的井网和生产条件下需要采用油气藏相关信息，在相似性油气藏的生产动态和/或模拟研究基础上，对可采储量部分做出预测。对油气藏驱动机理的假设是至关重要的。可采储量的预测不仅反映了地质储量的不确定性，还反映出所研究油气藏采收率的不确定性。此外，采用地质统计学方法确定油气藏的空间展布，并用于后续的油气藏数值模拟。这样可以提高可采储量预测的准确性。结合地震分析可以提高储层建模的准确性，给出更为可靠的资源评估结果。更多关于地质统计学方法（第七章）和地震应用（第8章）的讨论请参考SPE2

60、001增补指南4.1.3 物质平衡法物质平衡方法评价可采储量是在油气藏流体不断采出情况下，对地层压力变化特征的分析。在理想情况下，如在均质、高渗透率的溶解气驱气藏中，可以收集到大量的、高质量的压力分析数据，用物质平衡法可以提供在不同废弃压力下的最终采收率的可靠的估计值。而在更为复杂的油气藏情况下，如存在水侵、层间不连续、多相流和多层系或低渗透油气藏，仅用物质平衡法可能给出错误的结果。在提高采收率项目中，评估师应当考虑油气藏的复杂性和压力响应来减少开发的不确定性。油气藏建模和数值模拟是一种更为复杂的物质平衡分析。所使用的岩石性质、油气藏几何形态、相对渗透率函数和流体性质的可靠程度是非常关键的，用