勘探开发一体化下的油气储量评估方法与SEC认可的评估方发

1、勘探开发一体化下的油气储量评估方法与SEC认可的评估方法之比较李斌邵玉明余芳康海涛陈能学（中国石油股分公司冀东分公司）摘要： 美国SEC认可的储量经济评估方法是一种权威方法，但多用于巳开发油田。对于无开发数据 的待开发油田往往采用类比法。本文提出的方法，有利于这类油田储量的经济评估。该方法重点解决了产 量的预测、油价与成本的动态预测及油田经济开采时间的确定问题。文中对两种方法的基本原理、参数选 择、适用范围作了分析比较，并通过实例对两种方法进行了比较。文中所提出的方法是储量经济评估又一 种可参考的有效实用方法。主题词：可采储量经济评估待开发油田预测方法参数。1 .前言广义的油田开发系统应包含勘

2、探、开发、销售三部分，也是油气生产经营全过程的三个 阶段。每个阶段都有作为主体的人参与，它们对人有高度的依赖性。这就使广义开发系统成 为复杂巨系统。勘探寻找的储量经开采转化为油气产量，而油气产量经商品交换转化为货币， 因此，油气销售量成为三个阶段的最后成果。储量价值评估方法很多，但评估经济指标体系 包括收益（产品量与价格）、投资、成本（直接操作成本与管理费）、利税（销售税及附加、 所得税、利率等）、折现率、现金流等，并由此而计算的投资收益率、内部收益率、回收期、 经济开采年限、净现值等。评估的基本原理是投入产出平衡原理，常用方法是净现值（NVP） 法。其中的差异在于各参数的取值导向。现将美国S

3、EC认可的方法称之方法1,本文提供的方法称之方法2。勘探开发一体化的商业可采储量评估勘探是开发的基础，开发是勘探的目的。两者互相联系、相互依存，有着高度的内在一致性。 为了适应这种一致性，近些年来，许多油田已实行或正在实行勘探开发一体化，从机构与机 制上进行改革，将勘探与油田地质、油藏工程、钻采工程、经济评价紧密结合，将油气藏作 为共同客体，做到统一认识、统一规划、统一部署、统一实施、统一管理。但勘探开发一体 化的管理体制，目前在中国石油界尚有争论，然而对于不存在储量买卖关系的同一单位，仍 是一种有效的管理模式。在实行勘探开发一体化的油气生产企业中，可采储量已不具备商品 的属性，仅是企业内部不

4、同“生产车间的工件加工”，体现一体化经营战略即勘探、开发、 石油天然气销售一体化或者说它的成品是从市场上换回货币的最大累积采油量。这样，经济 可采储量评估就应体现为可售出且具有经济效益的最大累积采油量。2.1主体公式总产出或总收益 TOC o 1-5 h z HYPERLINK l bookmark2 o Current Document T = P （1 - r ）Q + P （1 - r ）G （1）Rok ok oxsk gk gk xskk=1若不考虑气收人，则Tr=2 P：kQoxskk=1说明：本公式仅考虑伴生气销售收入，气藏气、煤成气及非油气收入暂不考虑。 总投入或总成本 HYP

5、ERLINK l bookmark5 o Current Document C广 + J七）k=1根据T广Cz，则2p*Qgk /（1 + i）七=CCZ + （C Kzk + Cszk ）/（1 + i）七（4）k=1k=1从（4）式看出P、,、Q 、C 、C C 均受众多因素影响，具有高度不确 ok k Ok CZ KZ sz定性。在实际操作中，对未来参数的预测有很大的难度。目前国内外油气生产行业，往往采 取给定有关参数的评估方法和给定某些参数的值及其固定变化率的评估方法。但常用的是净 现值法（NPV）。该方法理论上较完备，它考虑了预测的油价、产量、成本、税费以及资金 的时间价值、通货膨胀

6、等经济因素，其主要缺点是由于参数的不确定性，有时难以预测，使 计算结果亦具有很大的不确定性1。因此，运用（4）式（方法2），重点要解决四个关键问题：可采储量如何转化为最大累积采油量；油价的动态预测；成本的动态预测；经 济开发年限。2.2辅助公式2.2.1年度产油量（Q 0 k）的确定可采储量经济评估主要指已探明的可采储量。文献2建议储量层次为：已发现资源量 （原始地质储量）一一已探明可采储量一一探明已开发可采储量一一累积采油量及剩余可采 储量（包含正生产与关闭两部分）。我们这里需用的是已采的累积采油量（含气当量产量） 和剩余经济可采储量即正生产及有经济效益的待产累积采油量（含气当量产量）。已探

7、明可 采储量转换为累积采油量，由储采转换系数确定，即 TOC o 1-5 h z = pxm = pm pxm = R（ 5）N N N Rm rNrs= （1 - Roc ） NRN m =9NRs（7）储采转换系数平，一般受油气藏的复杂程度、开发方案和开采工艺、油气藏管理、油价 与成本等因素的影响。储采转换系数实质上就是最大技术可采储量的采出程度与商品率的乘 积，即综合含水为98%时的累积销售油量与可采储量的比值。只是这里的累积采油量是未 知的。若知储采转变系数和技术可采储量就可计算出在综合含水为98%时的累积采油量及 累积销售油量。根据国内外43个油气藏具体数据知，储采转换系数一般在0.

8、71.00之间。有时9值也 可能大于1.00,此时可能的原因是可采储量计算偏低。而计算可采储量的参数本身就具有不 确定性。9值是参照其主导影响因素，采取经验法或类比法进行合理选用的。当求出Npxm后，再根据该油气藏产量变化规律及相应公式计算各年度产量。未正式开 发的油气藏采用类比法或采用WeiBull方程或Wen模型预测3，已投入开发油田采用相应 计算公式。WeiBull 方程N = Nr 1 - e-（回仿（8）c Na = In邛 ln(1 -)/ln2(9)p1NP = ln(1 1)-1(10)NR2.2.2油价的动态预测油价与油气储量价格有密切关系，目前采用政府定价和国际油价。为了能

9、与国际市场接 轨建议采用国际油价。鉴于影响国际油价的因素不仅多而且不确定性大，油价预测是个国际 难题。由于影响因素的不确定性及难以预测性，至今尚未有一个准确的预测油价公式。文献 囹作了有益尝试，提出了国际油价时间序列预测公式类型的变周期阻尼振荡模型，即P = A ect sini + B(11)o mT0.5 j但该预测模型预测5年内有较高的精度，大于5年仍需依据实际发生情况调整相关的预 测参数，可依据影响油价变化的主要因素，调整震荡中心值即调整B值。2.2.3成本的动态预测影响成本的因素有地质因素、油品质量、自然地理与经济地理、油气开发阶段、科技进 步、管理因素等6类(5)。其中有些类的因素

10、是可控的。控制与降低成本是油气生产企业重 要的战略措施之一。因而，成本预测相对于油价预测要容易些。成本的预测可采用成本函数形式，即C = f (Q0)(12)f (Q0)的函数关系，可以是线性的，也可以是非线性的，这要以具体油气藏的情况而 定。若尚未投入开发，可采用类比法或经验法，借用类似油气藏的成本函数并作适当调整， 修正为成本预测模型。2.2.4经济开发时间的确定将收益函数T = f (Q )、成本函数C = f (Q )均转化为时间函数，即 TOC o 1-5 h z R 1020Tr =中 1(t)(13)C =中 2(t)(14)用解析法或图解法求其交点，即为经济开发时间t。求解时注

11、意固定投资部分及非线性时的多解性，同时要进行优劣平衡点分析，择优而取。计算实例实例：与L油田的A油藏相邻新发现一个B油藏。A油藏可采储量219X104t，已正式 开发14年。截止2003年底累积产油104.3X104t，综合含水为66.1%，经综合调整，取得良 好的开发效果。B油藏虽与A油藏地质特征相近，但总体上仍略差于A油藏。现欲开发B油藏，拟动用可采储量328.96X104t，采用与A油藏类似的开发方案，2年内新建产能20 X104t,新钻井63 口。第1年新井产油8X104t,第2年产油20X104 t,试对B油藏的可采 储量用两种方法进行商业评估。解：方法1 美国SEC认可评估方法，并

12、参考Degolger and MaCnaughton (D&M) 公司对中国油田的评估方法。以2003年12月31日为基准日，油价、成本等不考虑通货膨胀因素。估算年度产油量(Q)，根据类似A油田递减规律估算，其结果如图1。油价 (P。) 按基准日油价为 2152.0 元/吨年未来销售收入(丁r)(15)Tr = P x Q x (1 - R ) x R.其中石油收缩率Roc取0.05,净权益R,取1.0。按(15)式计算各年销售收入。增值税(气)T = P (1 - r ) x Q (1 - R ) xy x R = 0.134P Q(16)1 o os oioc os ino oi其中增值税

13、率r按销售收入的17%计。操作费(C宓)C广 C + Min其中按开发方案C广5520 x 104元，c成=168.5元/吨，则(17)(18)图3操作费曲线1.000.800.200.00方法1 方法21471013161922252831343740年亿060亿 0.40C / = 5520 +168.5 x Q .其他税费（T/T = T x （r + r ） + Q x 8 x R + （T -T ） x r（19）21 oc oioiin R 1 op其中城建税率（roQ与教育附加税率（r凤）分别按增值税的7%与3%计，每吨原油资源税8元，补偿税率（r即）为1%。资本成本（I）第一年

14、为3.001 x 108元，第二年为2.255x 108元，资本余额为1.87X 108元。所得税前收入（丁 J TOC o 1-5 h z Tqj = Tr T - C - T-1（20）所得税（TQT=气-T - C - T2 -1.87） x 0.33（21）（11）未来净收益（T rj）丁心=Tr T - C - T -1 - T（22）图4未来净收益5.00004.00003.0000一 2.0000亿 1.00000.0000-1.0000-2.0000-3.0000口方法1 口方法210111 RillHJIJI nJLllJBjii年（12）净现值（NPV ）(23)NPV =

15、文 T x (1 + i) -kk=1其中 i=10%, k=1, 2, 3，t .方法2本文提供的方法 已知可采储量为328.96x 104t,第一年产油8x 104t,第二年产油20.0 x 104t,用Weibull预测方程估算未来历年产油量，计算结果如图1。油价预测(24)=19.0356e-0.11% sin 三 + 30.0T0.5其中B值取2003年12月WTI、布伦特、迪拜国际市场平均油价，按美元与人民币汇 率1： 8.27, 1立方米为6.2897桶，比重为0.8536换算为元/吨。其计算结果见图2。操作费（Co）根据A油田资料统计：C = 1.2697t2 - 2.1335

16、t + 71.926（25）OVn=10 ,R=0.9987COZ = （COF + COV） Qi（26）其余各项Tr、T、T2、T3、I、Tqr、TRj、NPV等计算式均同方法1的（15）、（16）、 （19）、（20）、（21）、（22）、（23）式。相关计算结果如图1至图6所示。可以看出方法1计算商业可采储量为第30年的303.96x 1041,方法2为第27年328.77x 1041，且方法2累计 未来净收益及净现值均高于方法2。两种方法比较与分析两种评估方法见表1评估方法比 较表1评估法12原理投入产出原理投入产出原理方法净现值（NPV）法净现值（NPV）法类比法威氏或翁氏预测模型

17、参产量递减率法（全程预测）数油价一. 一*一 一给定油价 及变化率油价预测模型成本*类比法、给定数值法成本函数预测模型选择贴现率给定给定税费按国家相关规定按国家相关规定适用范围已开发油田已开发油田、待开发油田* . 以评估日（一般以12月31日）的油价和成本为准计算。从上表看出，两种方法的基本原理与基本方法是相同的，但其基本参数选择具有不确定性， 尤其是油价与成本具有高度不确定性。因而方法1采用评估日（一般为12月31日）的油价 与成本为基准，把不确定因素人为的固定起来。这种评估结果很难能准确或较准确地反映客 观实际，而且12月31日的油价或成本的高低则决定经济效益的好坏，它又采用年度评估办

18、法，各年评估日的油价或成本又不尽相同，使其评估的经济极限处于按年变化之中。显然这 是不合理、不科学的，这是把复杂问题过于简单化的处理。同时方法1基本上限于已开发油 田储量的经济评估，而待开发油田虽然可采用类比法，但却增加了不确定性。方法2在未来 历年产油量安排上是采用威布尔或翁氏全程预测模型。它不仅可用于开发油田，亦可用于待 开发油田。只要待开发油田有可动用的可采储量与产能建设安排就可以运用模型预测。虽然 影响因素的不确定大，尤其是突发事件的影响会使油价产生很大的波动，而且油价预测仁 者见仁、智者见智，但是该方法毕竟可提供一种预测途径，使在经济评估中有据可依。另外， 成本预测方法2采用相似油田

19、的成本函数或成本与时间的变化规律，使之对未来成本的预测 具有一定的可信度。从上述简单分析比较知，方法1是SEC认可的针对上市公司所规定的方法，具有权威性， 但与实际的相符程度很难有一个肯定的结论。方法2中产量、油价、成本的预测方法，虽然 亦存在很大的不确定性，但未来产油量预测符合率相对较高，而油价与成本的预测是一种随 时间变化的动态法，在与实际的吻合上应高于方法1，而且方法2应用范围广泛。因此对于 已开发油田特别是待开发油田储量经济评估，方法2是一种可用的方法。符号说明A振幅；B振荡中心值；一 一9C z 一总成本，104元，18元C cz 可采储量总成本，10 4,108元；C Kzk 第k年开发总成本，10 4，108元；C必第k年原油生产成本，10 4，108元；C宓一操作费，104,108元；C厂固定成本，104,108元；C oF 一吨油固定成本，元/吨；C演一吨油活动成本，元/吨；C一阻尼系数；G XSk 第k年销售气量，104,108立方米；I资本成本，104,108元；i一贴现率，%或小数；k .第i年的周期时间；N 一累积产油量，10 4吨；PN pm 最大累积产油量，10 4吨；N P1 第一年累积产油量，