可靠技術在南海氣田SEC儲量評估中的應用

王慶帥

(中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057)

為了更好地反映油氣公司在勘探、開發技術方面的進步，美國證券交易委員會于2010年1月頒布了新版SEC準則(SEC Federal Register-Modernization of Oil and Gas Reporting)[1-2]。行業分析家和投資者等認為新版SEC準則充分體現了石油工業發展和進步的步伐。這些發展和進步包括：(1)用于儲量評估的技術革新和進步；(2)油價頻繁大幅度的變化；(3)非傳統資源變得越來越重要；(4)非美國公司的迅速增長增加了地域的多樣性。該準則的存在保證了上市油氣公司可以在統一的標準下開展儲量評估工作[3-4]。2010年SEC準則中較為明顯的變化是較舊版新增了“可靠技術”(Reliable Techno-logy)詞條，允許油氣公司通過更多的新方法、新技術來開展儲量評估并進行登記和披露[5]。如提高采收率技術、證實儲量的流體界面確定方法等。

1 可靠技術的含義

SEC準則中將“可靠技術”定義為：一種技術或者多種技術的組合(包括計算方法)，同時已經在所評估地層或可類比的相似地層中經過了現場測試，測試結果應表現出合理可靠的一致性以及可重復性。其中“一致性”和“可重復性”是某項技術被判定為可靠技術的重要標準。一致性是指該技術的應用結果應該是一致可靠的；可重復性是指該技術多次計算或測量的結果需要在一個較小的計算誤差內，并且多次重復的結果應該保持基本相同[6-7]。

在SEC準則修訂版中曾經嘗試對可靠技術進行過定量化的表達：“可靠技術需要在實際應用中有90%以上的成功率”。但在修訂過程中較多油氣公司反映90%的概率較難去實際驗證，因此隨后SEC準則正式版本中取消了90%的界限，但仍然隱含了可靠技術需要有較高的重復成功率。

2 可靠技術的披露原則

為了保護投資者的權利，SEC準則中要求上市油氣公司在對外披露儲量評估結果時，特別是儲量增加的部分是因為某項技術的應用所導致的時候，應該對所使用的該項技術及其原理進行披露。同時為了保護知識產權，當某項“可靠技術”可能涉及到知識產權泄露時，上市公司僅需要對其進行簡要的說明即可。根據SEC的審查機制，一項技術是否能被認定為可靠技術，需要油氣公司對其進行嚴格的論證，并且在披露之后接受審計公司的審查。SIDLE[8]對可靠技術的論證方法結合實際案例作了明確說明，包括：(1)說明可靠技術所要解決的問題；(2)對該技術的原理進行論述；(3)進行實例驗證；(4)解釋驗證的結果并得出結論。

3 可靠技術的應用

目前中國南海西部共5個在生產氣田，年產量超40×108m3，南海西部通過深入剖析研究，針對性調整挖潛，在天然氣增儲上產方面取得了良好成效，其中所使用的關鍵技術經過實際現場驗證測試，有較好的應用效果。近年來，伴隨著勘探理論的創新及地球物理技術的進步，在高溫高壓領域和深水領域接連發現了多個大中型認定商業性氣田，且均在上市年報中登記披露。在多年的儲量評估過程中，通過實例舉證、理論分析，南海西部氣田所應用的部分天然氣SEC儲量評估方法、技術已經逐步得到了美國第三方評估審計機構的認可，為天然氣領域的上市儲量評估奠定了良好的基礎。

3.1 利用地球物理信息確定含氣范圍

海上油氣勘探有著高風險、高投入的特點[9]，在鉆井成本高昂、海上作業風險大的情況下，地球物理資料在資源量評價及儲量評估中的作用[10-13]就顯得愈發重要。在SEC準則中，對于確定證實儲量流體邊界范圍的方法有如下描述：“在計算證實儲量時，按照井所鉆遇的最低流體界面深度來圈定，除非有地球物理、壓力等可靠技術證實本區存在更深的流體界面”。因此利用地球物理信息來對油、氣、水界面進行識別，可以作為一項可靠技術來應用，但在披露時需要進行多方面的論證。

樂東15-1氣田位于鶯歌海盆地中央泥底辟背斜構造帶，該氣田呈穹隆背斜形態，該背斜被一系列放射狀斷層分割成多個斷塊，每個斷塊多呈扇形，上下構造形態具有一致性[14]。Ⅱ氣組是該氣田主力氣組(圖1)。

圖1 鶯歌海盆地樂東15-1氣田含氣面積(a)和氣藏剖面(b)

圖2 鶯歌海盆地樂東15-1氣田地震剖面

圖3 鶯歌海盆地樂東15-1氣田Ⅱ氣組最小振幅屬性

氣組內部除4井鉆遇氣水界面外，其余各斷塊的井均未直接鉆遇氣水界面。通過地震資料可以看出，4井實鉆氣水界面深度和地震剖面上的平點深度吻合(圖2)；同時利用4井實鉆氣水界面深度圈定的含氣范圍與4井區振幅異常范圍也非常吻合(圖3)，證實了平點、振幅異常等地震信息在該氣田中是判斷流體界面的可靠依據。

該氣田在進行上市儲量評估時與美國第三方評估審計公司進行了充分的溝通，地球物理信息確定含氣范圍的方式基本得到了認可與采納。在進行SEC儲量評估時，本著保守的原則，在該氣田2010年投產初期按照以下方式進行了評估：將地球物理信息圈定的含氣范圍作為3P儲量，同時不斷結合生產情況來進行驗證、升級(圖4)。截至2018年底，考慮到Ⅱ氣組累產已經基本接近2010年上表時的證實儲量(P1)對應的技術可采，但氣田仍未見水，生產資料進一步證實了儲量擴大的潛力。因此2018年上市儲量評估中將之前概算(P2)和可能(P3)儲量升級為了證實(P1)儲量。

雖然地球物理信息在儲量研究中經常起到非常重要的作用，但地球物理信息所包含的內容非常廣泛，包括振幅信息、頻率信息、連續性信息等以及不同信息的組合。在不同的沉積盆地、不同地層、不同流體性質的條件下，需要通過綜合分析判斷來確定具體哪種地球物理信息可歸到可靠技術的范疇，要避免將某種地球物理信息或技術籠統不加前提的作為可靠技術來披露，這樣是不符合可靠技術的定義的。例如，在對最小振幅屬性是否可以作為可靠技術來進行氣水分布研究時，可以發現在不同的沉積盆地以及不同的地層吻合程度不一(表1)。在進行可靠技術的定義時需要嚴格明確某種技術的使用邊界及條件。

3.2 利用壓力資料進行儲量評估

容積法[15]是上市儲量評估中較為常用的一種方法，對于氣田來說，容積法常包含以下2種計算方法：一是根據地質儲量、采收率來確定可采儲量；二是根據物質平衡法(壓降法)計算動態儲量[16-19]，結合采收率來確定可采儲量。其中第2種方法由于可以直觀地反映現有生產井網實際能夠波及到的儲量，因此在氣田儲量評估時較為常見。

崖城13-1氣田是南海西部最大的對外合作氣田，該氣田屬于弱邊水驅動的氣藏，該氣田在開發生產中建立了完善的取資料制度，定期來獲取壓力資料判斷氣藏開發生產動態[20-21]。并且在歷年上市儲量評估過程中會及時地根據最新壓力資料，來進行動用儲量評價和可采儲量的計算。

崖城13-1氣田主要儲層為陵水組三段，該氣組在縱向上由多期旋回組成[22]。根據旋回、巖性特征，可將陵水組三段劃分為8個小層(A1、A2、B1、B2-1、B2-2、C1、C2和D)，小層之間發育泥巖隔、夾層。隔層為中期基準面旋回的海泛面或最大海泛面，主要分布在B2-2小層頂部，平面上具有較好的連續性；夾層為次一級的局部的小海泛面，分布范圍有限。陵水組三段隔、夾層厚度分布不均，其中隔層厚度在2.1～7.4 m，夾層厚度在1.7～5.5 m(圖5)。

崖城13-1氣田北塊地質儲量498×108m3，在氣田開發早期，地質分析認為北塊儲層內部的泥巖隔、夾層對于儲層并無明顯的垂向分割作用，考慮到避水風險，開發早期生產井網僅射孔打開上部D、C2和C1小層。隨著投產后壓力資料的進一步獲取，根據壓降計算的動用儲量與地質儲量有較大差異，且氣井壓降較快，說明儲層內部隔、夾層對氣藏縱向有一定的分割作用，地質儲量動用不完全。為了進一步提高氣田的動用程度，在1998年后開始逐步對儲層下部B2-2、B2-1、A2和A1小層進行補射孔作業。補射孔生產后壓力資料顯示(圖6)，生產井壓力下降趨勢減緩，動用儲量由補孔前的418×108m3上升到補孔后的490×108m3，動用儲量和地質儲量之間的差異明顯減小，證實了壓力資料在該氣田對地質儲量有著較為準確的響應。

圖5 瓊東南盆地崖城13-1氣田陵水組三段聯井對比

在取得動態壓力資料后，根據新的動態資料變化趨勢重新計算了動態儲量，氣田補孔后新增動用儲量70×108m3。由于壓力資料對于氣藏的開發過程有著較為及時的響應，并且在南海西部處于不同開發階段、不同儲層類型的氣田中均有較好的應用效果，符合SEC準則中對于“一致性”和“可重復性”的要求。因此，在南海西部氣田的上市儲量評估中得到了較為廣泛的應用。

3.3 降壓開采提高氣田采收率

在2010版SEC準則中，進一步擴寬了“證實未開發儲量(Proved undeveloped reserves，PUD)”的包含范圍，在以往按照井控來劃分PUD的基礎上，進一步允許公司可以登記披露通過提高采收率或其他手段所獲得的儲量增量，同時要求所使用的技術手段需要在本區或可類比區域成功實施過并取得了實際生產效果。

根據氣井井口流動壓力和輸氣壓力的關系，衰竭式開采氣田的開發一般分為3個階段：初期井口流動壓力大于輸氣壓力的定產量階段、井口流動壓力等于輸氣壓力的產量遞減生產階段和生產末期低壓小產量生產階段[23]。在氣田開發后期，當井口壓力降低無法進入管線后，通過安裝濕氣壓縮機來對井口氣流進行二次加壓并重新外輸是提高氣田采收率的有效手段。

南海西部天然氣田在總體開發方案設計階段就已經考慮了后期的降壓方案。2012年，崖城13-1氣田順利實施壓縮機降壓，濕氣壓縮機的入口壓力從2.5 MPa降低到1.4 MPa，單井增氣量明顯(圖7)。降壓后氣田合計產量增加78×104m3/d，預計增加累產天然氣12.5×108m3，為南海西部天然氣降壓開采提供了成功經驗。

圖6 瓊東南盆地崖城13-1氣田補孔前后壓降

圖7 瓊東南盆地崖城13-1氣田降壓前后單井產氣量對比

為了進一步論證降壓開采在南海天然氣田開發中的可靠性，中海油在不同盆地開展了降壓開采方案研究。東方1-1氣田是目前中國海上最大的自營天然氣田，地質儲量接近千億方，該氣田具有儲量豐度低(低于3×108m3/km2)、低阻氣層產能低、儲層非均質性強、組分分布復雜等特點。該氣田開發機理為弱邊水驅動衰竭開發氣藏[24]，氣藏開發模式與崖城13-1氣田較為相似。該氣田縱向疊合性較好(圖8)，各區塊存在開發程度不一、天然氣組分不一的特點[25]，天然氣在平臺通過濕氣壓縮機進行二次加壓外輸。

2016年，東方1-1氣田開展了降壓項目研究，項目計劃對氣田壓縮機進行改造，并新建降壓平臺進行集中降壓，成功實施后預計濕氣壓縮機(WGC)入口壓力將從3.0 MPa降至1.1 MPa，預計累增天然氣24.3×108m3。為了保證降壓開采效果，在項目論證初期對于降壓開采后氣田生產效果進行了多輪次的測試。例如在2015年將壓縮機入口壓力從3.0 MPa降低到2.7 MPa，降壓后井口壓力下降0.1～0.2 MPa(平均0.13 MPa)，單井測試日產量增加(0.4～1.7)×104m3(平均0.7×104m3)，合計增氣6.8×104m3/d，基本達到了測試的預期(圖9)。

考慮到降壓項目在南海西部崖城13-1氣田有成功實施的案例，并且在目標氣田(東方1-1氣田)已經成功完成了降壓效果測試，因此，2016年在對東方1-1氣田進行上市儲量評估時，登記了降壓開采提高采收率的證實未開發PUD儲量12.93×108m3，并在審計過程中得到了第三方審計公司的認可，在上市報表中的“提高采收率”類別中成功披露(表2)。

4 結論

(1)SEC準則中新增的“可靠技術”詞條極大地擴展了油氣公司開展儲量登記的技術范圍，但同時也對“可靠技術”的一致性、可重復性做出了較為嚴苛的要求。油氣公司在進行“可靠技術”披露時需要嚴格遵循SEC準則的要求。

圖8 鶯歌海盆地東方1-1氣田氣藏剖面

圖9降壓前后東方1-1氣田井口壓力和單井產氣量對比

表2 鶯歌海盆地東方1-1氣田上市儲量披露結果數據(2016年)

(2)中海油在南海氣田的上市儲量評估中形成了利用地球物理信息確定含氣范圍、利用壓力資料進行儲量評估、降壓開采提高氣田采收率3大可靠技術，并在上市儲量評估中得到了較為廣泛的應用和認可，為國內天然氣田的上市儲量評估提供了可參考案例。

(3)油氣公司應該積極跟蹤最新的勘探開發技術動態，不斷地總結歸納新的技術體系及應用效果，為今后的上市儲量評估工作及“可靠技術”的進一步擴展提供案例上、數據上的支持。