遼河油田SEC動態儲量關鍵影響因素分析

尹萬泉，武 毅，于 軍

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

SEC儲量具有天然的資產屬性，且與油田經營管理、經濟效益息息相關。在油價較高的時代，油田公司處于盈利狀態，SEC儲量對經營形勢的影響尚未顯現，因此，儲量的資產屬性尚未受到應有的重視。

自2015年以來，國際原油價格暴跌，2016年降至1 717 元/t。遼河油田稠油產量占總產量的60%，開發成本居高不下，導致SEC動態儲量大幅減少，從高油價時的大于7 000×104t降至1 443×104t，油氣資產折耗成倍增加，遼河油田因虧損而進入自主經營階段。當前，SEC儲量被越來越多的科研人員關注，研究影響SEC動態儲量評估關鍵因素十分必要。

1 SEC儲量詮釋與分類

美國證券交易委員會于1978年首次制訂了油氣儲量評估和披露的法規及準則[1-2]，2009年，由于油氣勘探開發技術進步、商業模式全球化等原因，結合多年儲量評估實踐中存在的諸多問題，對證實儲量[3]等8個方面進行補充和修訂，稱為SEC新準則[4]。 在美國上市的石油公司必須按照SEC新準則開展儲量評估工作，由SEC負責對外披露，其評估結果為SEC儲量。

SEC儲量是某個基準日后油田公司剩余經濟可采儲量[5]，有別于中國的石油地質儲量。中國石油地質儲量是以預探和評價階段運用容積法計算的靜態地質儲量為核心，儲量復算與重算周期較長，而SEC儲量以可采儲量為主，地質儲量為輔，重視預探、評價、開發、生產4個階段的可采儲量動態變化，注重儲量開發的風險和經濟性。

1.1 按確定程度分類

SEC儲量是根據現有的勘探開發、工程和經濟資料進行評價的，儲量僅為一個估算值，具有不確定性。SEC儲量按開發置信水平[6]可分為證實儲量、概算儲量和可能儲量，分別簡稱為P1、P2、P3。綜合考慮儲量區塊所處的勘探開發階段、資料錄取齊全程度、油藏研究進展情況等方面，P1、P2、P3儲量的落實程度分別相當于中國的探明儲量、控制儲量和預測儲量。

P1確定性最高，油氣藏投入開發生產后，其累計產量能達到或超過P1的90%；P2的確定性次之，其累計產量能達到或超過P1+P2的50%；P3最低，其累計產量能達到或超過P1+P2+P3的10%。

1.2 按開發狀態分類

雖然在SEC新準則中，提出“允許披露概算儲量和可能儲量”的條款，但目前SEC僅對外披露證實儲量，因此，在近期或較長一段時間內，SEC儲量評估工作的重點仍然為證實儲量。

證實儲量分為證實已開發儲量和證實未開發儲量[7]。根據開發方案和開發鉆井實施進展，對鉆遇發現油層、已經投入開發生產并有一定商業油流的油藏，利用SEC準則規定的計算方法預測的剩余經濟可采儲量，稱為證實已開發儲量，簡稱為PD儲量；對于開發方案編制完成，但由于資金計劃等原因暫沒有投入開發，需要進一步鉆井的儲量，稱為證實未開發儲量，簡稱PUD儲量。

由于PD儲量是在評價單元開發動態分析和產量變化規律研究的基礎上，按照SEC準則規定的產量遞減曲線分析法和水驅特征曲線法[8]，結合油田實際發生的操作成本等經濟參數開展的儲量評估，因此，PD儲量又稱為SEC動態儲量。

2 SEC動態儲量影響因素分析

對于上市石油企業，PD儲量評估結果與油田公司的經濟效益息息相關。PD儲量越大，油氣折耗越小，利潤越高，因此，深入研究PD影響因素[9-10]、合理評估油氣儲量十分重要。研究表明，PD的主要影響因素包括評估單元劃分、開發動態因素和經濟參數因素3個方面。

2.1 評估單元劃分

遼河油田是具有三大類12亞類巖性儲層類型、19套含油層系、10種油藏類型、5種油品性質、多種開發并存的復式油氣田，儲量評估單元劃分直接影響評估結果的準確性和合理性。在以曙光、歡喜嶺等油田級別作為儲量的評估階段，不同巖性、不同油藏類型、不同油品性質、不同開發方式的油藏混雜在一起，產量變化規律研究合理性差，遞減類型確定難度大，導致評估結果出現誤差，原油價格、操作成本差別較大導致評估參數確定的合理性難以把握，儲量評估結果難以體現低油價、高成本的超稠油特殊性。

目前，通過精細劃分儲量評估單元，有效地解決了整體評估階段存在的諸多問題，突出了新的開發方式、新技術帶來的開發模式變化，評估參數取值符合油田開發規律，評估結果更符合油田實際。

2.1.1 同一油藏不同巖性應分別評估

變質巖潛山油藏的儲量和產量約占遼河油田的12%，在興隆臺、邊臺、靜安堡等油田均有一定產量規模。由于變質巖裂縫性儲層的特殊性，開發規律與砂巖油藏差別較大，因此，形成規模后應作為獨立單元單獨評估。如靜安堡油田的砂巖和潛山石油地質儲量、產量各占50%(表1)，靜安堡潛山油藏的產量遞減率高于以注水開發為主的砂巖油藏遞減率，以這2個單元評估能客觀反映開發效果，使評估更具合理性。表2為以按油藏類型評估和整體評估方式得到的PD儲量，由表2可知，雖然按油藏類型劃分的PD儲量略小于整體評價結果，但是能夠體現油田開發規律的變化。

表1 靜安堡油田評估單元劃分

表2 靜安堡油田儲量評估結果

2.1.2 不同油品性質應單獨評估

曙光油田是一個具有稀油、普通稠油、超稠油等多種油品性質的油田，由于不同油品的油價差異較大，經濟極限產量不同，油田整體評估不合理。表3為曙光油田儲量評估結果。由表3可知，曙光油田按油品劃分評估的PD儲量為2 678×104t，而按照整體評估則為2 836×104t，按油品劃分評估的PD儲量小于按油田整體評價結果，能體現油品售價變化。

表3 曙光油田儲量評估結果

2.1.3 規模轉換開發方式的單元應單獨評估

齊40塊于1998年開展蒸汽驅先導試驗，2005年進入蒸汽驅工業化開發，2008年150個井組全部轉驅，轉驅后產量不斷上升，預計采收率可達到60%，與繼續蒸汽吞吐相比，提高采收率26個百分點。2005年至2009年該區塊處于熱連通和驅替初期，2009年齊40塊原油產量占原評估單元歡喜嶺的40%。為體現規模轉換開發方式提高采收率從而增加PD儲量，2010年開始獨立評估。

圖1為蒸汽驅油藏評估結果。由圖1可知，熱連通和驅替階段初期遞減規律與蒸汽吞吐階段相同，遞減率為11%；進入蒸汽驅替階段，遞減階段符合指數遞減，遞減率為8.8%。2010年齊40塊作為獨立單元評估PD儲量為428×104t，評估的總可采量為1 998×104t，與中國的技術可采儲量2 203×104t相匹配，待蒸汽驅遞減率與蒸汽吞吐相近時，再合并到原評估單元整體評價。

圖1 蒸汽驅油藏評估

2.2 開發動態因素

開發動態因素主要包括遞減類型選擇、評估初始點、遞減率等。

2.2.1 遞減類型選擇

PD儲量評估方法主要有容積法、產量遞減曲線分析法、類似水驅曲線法和油藏數值模擬等，最常用方法是產量遞減曲線分析法。該方法是產量與時間的指數關系式，具有計算方便、參數直觀、計算結果風險最小的特點，可直接判斷遞減率的取值是否合理，經濟極限和礦權期限可直接在評估圖上讀出，評估結果可達到較高的置信度，能滿足SEC對PD儲量的基本要求。

遞減曲線類型分為指數遞減、雙曲遞減、調和遞減[11]。指數遞減形式適用于投入開發時間較短的油藏，產量對數與時間呈直線關系，產量遞減速度快；調和遞減形式適用于開發末期的油藏，遞減率小、產量變化小；雙曲遞減曲線介于指數遞減和調和遞減之間，遞減指數n較難確定，需通過與類似油田或區塊類比獲取。當遞減率、評估初始點一定時，不同的遞減類型對PD儲量評估的影響較大。因此，開展儲量評估時要在分析開發動態的基礎上謹慎選取遞減曲線。

2.2.2 評估初始點

評估初始點是評估基準日(一般為12月31日)的當月原油產量，而不是油田開始出現遞減時的原油產量。評估初始點的選擇非常重要，在原油生產正常的情況下，應選擇基準日的產量，但如果評估基準日當月開展酸化、壓裂等措施或關井較多，而導致生產不穩定或產量波動較大，應根據開發現狀和下步工作合理確定評估初始點。評估初始點越高，PD儲量越大，二者呈線性關系。油價對其影響程度較低。

2.2.3 遞減率

遞減率是根據油藏動態分析和產量變化規律確定的，若變化規律不明顯，可以利用井組或單井遞減率[12-13]代替。圖2為不同遞減率下油價與PD儲量變化關系曲線。由圖2可知：不同油價下遞減率對PD儲量的影響差異較大，當油價低于1 807 元/t時，遞減率對PD儲量的影響較小；當油價不低于1 807 元/t時，遞減率對PD儲量敏感性較強，是影響PD儲量的重要因素。

圖2 PD儲量與遞減率關系曲線

2.3 經濟參數因素

2.3.1 原油價格

原油價格受世界原油市場影響而波動，雖難以人為控制且無法準確預測，但研究油價對PD儲量的影響，可為制訂評估對策提供依據。儲量評估應用的油價是每月第一個交易日的平均值，是影響PD儲量最主要的經濟參數[14-17]。式(1)為經濟極限產量計算公式。由式(1)可知：在操作成本和其他評估參數不變時，原油價格上升，經濟極限產量減小；反之亦然。

(1)

式中：Qf為經濟極限產量，t；Cf為固定成本，元/t；Ro為原油商品率，%；P為原油價格，元/t；Tax為稅費，元/t；Cv為可變成本，元/t；

對于稠油產量占總產量60%以上的遼河油田，原油價格是PD儲量大小的決定性因素。低油價時期，常規油田經濟極限產量增大而PD儲量減少，對于遼河油田特稠油和超稠油等特殊油藏，受低油價和高成本雙重影響，PD儲量將大幅減少，甚至部分單元經濟極限產量高于評估初始點產量，造成PD儲量為0。例如，2016年年底油價為1 717 元/t，PD儲量僅為1 443×104t，是高油價(大于4 066 元/t)時期的1/5。

圖3為PD儲量與原油價格關系曲線。由圖3可知，單位油價變化對PD儲量的增量稱拋物線形態，當油價低于1 807 元/t或高于3 162 元/t時，油價每增加或減少45元/t，PD儲量的變化量為80×104～100×104t；當油價為1 807～3 162 元/t時最為敏感，PD儲量的變化量為100×104～200×104t；油價為1 807～2 033 元/t時最高。

圖3 PD儲量與原油價格關系

2.3.2 操作成本

操作成本是影響PD儲量的主要參數之一[18-21]，操作成本是固定成本與可變成本之和。對處于開發中后期的遼河油田，固定成本占操作成本的70%。由式(1)可知：當原油價格和其他評估參數不變時，降低操作成本，經濟極限產量減小，PD儲量增加；反之亦然。

圖4為PD儲量與操作成本關系曲線。由圖4可知：當油價高于4 066 元/t時，操作成本與PD儲量呈直線關系；油價低于1 807 元/t且操作成本不

圖4 PD儲量與操作成本關系

小于135×108元時，操作成本對PD儲量的影響較小；當操作成本低于135×108元時，操作成本每變化1%，PD儲量變化100×104～150×104t，影響程度較大。

3 結論和建議

(1) 原油價格是影響SEC動態儲量的最敏感因素，由國際原油市場決定且不受人為因素控制。在油價波動時，充分利用油價對SEC動態儲量的敏感性研究成果，緊密結合儲量評估的實際需求，制訂合理的評估對策，以保證PD儲量評估結果穩定。

(2) 操作成本是影響SEC動態儲量的最關鍵因素，由油田企業經營管理水平所決定。通過優化資源配置，讓有限的資金向更經濟的油田或區塊傾斜，優化油田主力且經濟效益相對較差區塊的成本結構，努力增加SEC動態儲量，確保油田公司經濟效益。

(3) 在儲量動態評估中，應根據油田開發效果評價和產量開發規律研究現狀，精細劃分儲量評估單元，合理選擇產量遞減曲線類型、評估初始點、遞減率等重要參數，實現評估結果與油田實際開發規律相符合，使SEC動態儲量客觀、準確。