俄標儲量與SPE-PRMS儲量對標分析

張 聰

（中國石化集團國際石油勘探開發有限公司，北京 100029）

油氣儲量是石油公司的核心資產，也是公司之間資產買賣的重要依據。SPE-PRMS是行業內普遍認可的油氣儲量標準（簡稱SPE標準），俄羅斯及中亞地區的前蘇聯國家則普遍使用俄羅斯標準進行油氣儲量評估[1]，了解兩套標準儲量的異同，提高與俄羅斯標準評估國家油氣資源交流的可對比性和清晰度，對中方在執行項目儲量評估、“一帶一路”戰略下進行俄羅斯和中亞地區資產并購具有參考意義。

俄羅斯聯邦自然資源部于2013年11月1日通過了新的油氣儲量資源量分級分類規范（簡稱俄標），并確定自2016年1月1日起執行，規定所有油田5年內要完成從老標準（2001年版）向新標準的轉換，也就是2021年開始所有向國家機構提交的地下油氣儲量資源量計算報告要符合新規范。本文系統性地梳理了俄標儲量與SPE標準儲量的對應關系，為實際應用中俄標儲量資料的解讀提供參考。

1 俄標資源分類標準解析

俄標資源分類標準主要考慮地質研究程度和油藏開發程度，原始油氣資源量按照是否獲得油氣發現分為已發現油氣和未發現油氣。已發現油氣按采出情況分為產量、可采儲量、不可采資源量，其中可采儲量按商業開發程度和地質研究程度分為A級、B級和C級儲量，如表1所示。

表1 俄標資源分類框架[2]

A級儲量為已完鉆井網、并已投入開發的油氣藏或部分油氣藏的儲量，其中開發井網包括生產井、注入井、關停井，儲量邊界為向油藏未研究區域外擴0.5倍開發井網井距。B級儲量為可編制開發方案、未鉆開發井、計劃未來根據開發方案進行開發的油氣藏或部分油氣藏的儲量，B級儲量又根據地質落實程度細分為B1和B2級，油氣藏中緊鄰A級儲量2倍井距區域、或評價井已試油并獲得工業油氣流的區域為B1級儲量，油藏邊界內有地球物理研究能夠證實儲量存在，但尚未獲得工業油氣流的區域為B2級儲量（見圖1a）。

C級儲量為尚未商業開發、目前只有試采方案的油藏儲量，C級儲量分為C1級和C2級，進行單井試采或局部試采已獲得工業油氣流的區域為C1級儲量，儲量邊界為向油氣藏未研究區域外擴類似已開發油氣藏2倍開發井網井距，油藏邊界內有地球物理研究但尚未獲得工業油氣流的區域為C2級儲量（見圖1b）。

圖 1 A級儲量、B級儲量、C級儲量邊界劃分[2]

未發現油氣資源量按地質研究程度分為4個級別：D0級、DL級、D1級、D2級資源量。地質研究程度是指通過參數井、探井、地球物理、地球化學和其他勘探評價方法在平面和縱向上對地質構造、區域含油氣性、地質單元或礦區的研究程度。

2 SPE資源分類標準簡析

SPE標準按照兩軸劃分資源[3]，橫軸上按不確定性分級為P90（90%可能性）、P50（50%可能性）、P10（10%可能性），縱軸上按商務成熟度將尚未宣布商業發現油氣藏的可采資源量歸為遠景資源量，已宣布商業發現的可采資源量中還不能進行商業化開發的部分歸為潛在資源量，預期能夠商業化采出的剩余部分歸為儲量。儲量中90%可能性未來能采出的油氣量定義為P1，50%可能性未來能采出的油氣量定義為2P，P2為P1到2P之間的增量，10%可能性未來能采出的油氣量定義為3P，P3為2P到3P之間的增量。

SPE儲量必須滿足4個條件：已發現的、可采的、剩余的、可商業化的?？缮虡I化開發條件包括滿足了相關法律、合同、環境和其他社會經濟條款的開發項目；項目在合同期內有基于開發方案的實施明細時間表；已具備生產和運輸能力，或在預期內能夠到位，以保障項目按期投入開發生產；有合理市場銷售預期；資金籌措計劃已得到批準，所有必要審批都已獲得，且達到規定的投資和操作標準[4]。對比俄標，SPE儲量主要是額外考慮了投資批準、經濟性、合同期的約束。

儲量狀態可以按開發生產狀態細分為已開發正生產儲量、已開發未生產關井儲量、已開發未生產管外儲量、未開發儲量。已開發正生產儲量是指在產井儲量，已開發未生產關井儲量是指目前關井但合理預期內會開井的生產井儲量，已開發未生產管外儲量是指現有井所鉆遇的層位在生產之前需要增加完井工作或者重新完井所獲得的儲量，未開發儲量是指通過增加較大投資獲得的儲量，包括新鉆開發井、增加注水井、安裝生產及外輸設施等。

3 俄標資源與SPE資源對標分析

3.1 地質儲量定量對標

俄標與SPE標準地質儲量定義相似，都是指已知油氣藏中通過現有技術手段估算的地層原始條件下原油天然氣的總量[2,4]。參與地質儲量計算的參數中，俄標與SPE標準都只對平面上劃分不同級別儲量范圍做了規定，劃分標準都以井距為單位，因此，通過兩套標準井距劃分的差異，能夠得出各級別儲量面積的對應關系，進而得到理論上兩套標準地質儲量的定量對應關系。

對于已開發部分油藏，俄標規定A級儲量邊界是生產井外擴0.5倍井距，B1級儲量邊界是與A級儲量區域銜接部分生產井外擴2倍井距，或者獲工業油氣流井外擴2倍井距，B2級儲量邊界是B1級儲量邊界至油藏邊界；對于未開發部分油藏，C1級儲量邊界是獲工業油氣流井外擴2倍井距，C2級儲量邊界是C1級儲量邊界至油藏邊界。假設井距為1 m，則A級儲量面積為1 m2，B1或C1級儲量面積為16 m2。

SPE標準規定P90儲量邊界是探井、評價井、生產井外擴1.5倍井距，P50儲量邊界是是探井、評價井、生產井外擴2.5倍井距，P10儲量邊界是探井、評價井、生產井外擴3.5倍井距或以上。假設井距為1 m，則P90儲量面積為9 m2，P50儲量面積為25 m2。

對比可知，排除人為解釋因素，假設其他參與地質儲量計算的參數一致，兩套標準地質儲量理論上應存在以下對應關系：

1）如果已知井是生產井：

P90×0.11＝A

P50×0.64＝A＋B1

P10＝A＋B1＋B2

2）如果已知井不是生產井但已試油或證實產能：

P90×1.78＝B1或C1

P50×0.64＝B1或C1

P10＝B1＋B2或C1＋C2

資產并購通常主要參考SPE P50方案結果，為進一步驗證俄標地質儲量與SPE地質儲量的對應規律，調研了俄羅斯某項目2020年儲量資料，對比相同油藏相同年份俄標與SPE標準下評價的兩套地質儲量，實際應用中俄標A＋B1級地質儲量與SPE P50地質儲量對應回歸規律（見圖2）。兩套標準地質儲量之間的平均倍數為0.78，分油藏的倍數關系統計直方圖（見圖3），認為統計規律強，呈正態分布，俄標A＋B1級地質儲量與SPE P50地質儲量基本符合理論對應規律，認為0.64～0.80倍的關系在實際應用中具有一定的適用性。

圖2 分油藏俄標（A＋B1）與SPE P50地質儲量散點圖

圖3 分油藏俄標（A＋B1）/SPE P50地質儲量倍數直方圖

3.2 可采資源量定性對標

俄標可采資源量是指在目前的技術及法律法規下，整個開發周期內預計能從油氣藏中采出的石油天然氣量?？刹少Y源量中尚未采出油氣量為俄標儲量，各級儲量在各自儲量邊界內按現有方案估算而得[2]。SPE標準可采資源量定義為在指定評估日，在確定的技術及商業條件下，預計未來可能采出的油氣量加上已采出的油氣量[4]。對于已發現油藏，預計未來采出油氣量分為SPE儲量和SPE潛在資源量，對于未發現油藏，可采資源量歸為SPE遠景資源量。

兩套標準的可采資源分類都考慮了地質落實程度和開發程度，兩套標準有一定的可對比基礎[5]，區別是SPE標準注重商務成熟度，將商務成熟度作為儲量資源量分類的標準，而俄標儲量資源量分類主要依據地質落實程度進行，弱化商務因素的考量。如俄羅斯某油田按俄標評估，2017年由探井發現并獲得工業油流，當年申報了C1級儲量，2018年在C1級儲量基礎上編制了試采方案。2020年，該油田儲量由C1升級為B1，在B1級儲量基礎上編制了開發方案。實例表明C1級儲量可用來編制試采方案，隨著研究的深入，地質油藏落實程度提高，當具備編制開發方案的條件時，儲量可升級為B1級，儲量升級和編制開發方案基本同步進行。同樣的油田用SPE標準評估，2017年由探井宣布商業發現后，當年由遠景資源量升級為潛在資源量，2018年編制的試采方案審批通過后可采量經濟部分升級為儲量。經過4年研究，2020年編制了完善的開發方案，報審資源國和石油公司審批，審批通過后許可證有效期內可經濟采出的部分再升級為儲量，若當年尚未審批通過，則不能升級為儲量。實例表明需要重大投資開發的資源量只有投資批準后才能升級為儲量，且合同期外（許可證有效期外）、目前不能經濟開發的資源量不能升級儲量。綜合考慮兩套標準的劃分要求，可采資源量俄標與SPE標準對標（見圖4）。

從圖4看出，俄標A、B、C級儲量與SPE儲量、潛在資源量都互有交集，無法完整對應；俄標A、B、C級儲量中投資已批、經濟且在合同期內的部分對標SPE儲量，其余部分儲量對標SPE潛在資源量；俄標D級資源量對標SPE遠景資源量。

SPE儲量還按儲量狀態進行細分，對圖4中符合SPE標準的俄標儲量進行對標，結果見圖5。由圖5看出，俄標規定開發井、關停井、注入井都作為開發井網歸入A級儲量，這部分可對標SPE儲量中正生產儲量和關井儲量；俄標規定開發井有產能的未生產層位歸入B1級儲量，這部分可對標SPE儲量中管外儲量，B1級儲量中試采部分歸入SPE正生產儲量，其余B1級儲量和B2級儲量可對標SPE未開發儲量；俄標C1儲量中試采井的可采量對應SPE正生產儲量。

圖4 俄標與SPE標準可采資源量對標梳理

圖5 俄標與SPE標準儲量分級分類梳理

綜上所述，俄標D級資源量與SPE標準遠景資源量可對應，俄標C級儲量與SPE標準潛在資源量可大致對應，但俄標可采資源量與SPE可采資源量很難有逐級對應關系以及量化的數學關系，原因為：一方面兩套標準對可采資源量評價的方法不同，俄標不考慮資源采出的不確定性，一個方案下只有一個采收率，但SPE標準根據技術、商務的不確定性會采用多種動態評估方法給出高、中、低3個評價結果；另一方面兩套標準評價周期不同，俄標可采資源量只在儲量升級或地下認識有重大變化時進行評價更新[6]，通常每年儲量數據只做減產量處理，因此可采資源量只能反應最初設計方案時的認識，但SPE標準的可采資源量每年都進行評價更新，既能反應實際開發狀況，也能反應油價、投資等商務因素的影響。

另外，SPE儲量每年要根據油價、開發方案調整進行動態評價，因此常會發生部分儲量和資源量相互轉化的情況，但俄標儲量降級是極少存在的，油價原因或推遲開發方案執行也不作為儲量降級和核銷的主要考慮因素。出現降級主要有兩種情況，一是儲量新老標準轉換階段儲量復算發生過儲量降級，但2021年所有油田完成轉換后不會再有這種情況的降級，二是鉆井過程中對地質油藏認識發生變化，如未獲得商業油流，獲得地層水和油花的層位儲量從B1降至B2級，干層儲量進行核銷。

4 結論

1）俄標與SPE標準理論上存在地質儲量定量對應關系，實際應用中SPE P50地質儲量通常是俄標A＋B1級地質儲量的0.64～0.80倍。

2）兩套標準可采資源量由于評價方法、評價周期、影響因素不同，只有定性對應關系，俄標A、B、C級儲量與SPE儲量、資源量都互有交集，分析俄標儲量要重點分析商業性；俄標D級資源量對標SPE遠景資源量。

3）俄標不考慮資源采出的不確定性，一個方案下只有一個采收率，要注意識別方案實施過程中的不確定性。

4）俄標儲量在地下認識沒有重大變化的情況下長時間不更新，若評估較早，無法反映方案實施以來的生產狀況，風險較大，要注意儲量對應的評估日期。

5）俄標B1級儲量范圍較大，地質儲量可存在于SPE P90、P50、P10中，可采資源量可能存在正生產儲量、管外儲量、未開發儲量、潛在資源量中，要特別注意分析識別。