SEC准则油气证实储量判别标准与评估方法

油气储量是油公司现在及未来开展上游活动的基础，是公司的核心资产，保持和提高油气储量的接替水平始终是油公司发展战略目标之一。随着国内油气勘探开发突出经济可采储量和主要油公司国际化程度的提高，依据国际准则开展储量及其资产评估与管理越来越受到油公司及相关方的重视。特别是在资本市场信息披露中，需遵照相关市场准入规则进行油气储量的评估及披露，向投资者提供相对可靠和标准一致的储量及其价值评估值。

自2009年以来，美国证券交易委员会（SEC）和美国财务会计准则委员会（FASB）更新并发布了7份油气生产活动方面的规则或说明（以下统称为“新准则”），以适应油气工业的实际和技术的发展，帮助投资者对油气储量和油气公司的相对价值有更深刻和全面的了解。依据SEC新准则开展的储量评估结果已被国际主要资本市场所接受。

1 SEC油气储量分类体系

1.1 储量分类

油气资源储量涉及现代社会的许多方面，由于不同的用途和管理侧重点，因而存在众多的分类体系。SEC于1978年和1982年通过了石油和天然气的披露要求，颁布了储量定义。长期以来，SEC油气储量仅包括“证实级”储量，直到2009年1月发布了“油气报告现代化”，此纲领性文件基本采用了2007年SPE、AAPG、WPC、SPEE 联合提出的石油资源管理系统（SPE-PRMS）分类框架。

SPE-PRMS以“发现”和“商业性”双因素分类，以“不确定性范围”分级，并以项目成熟度进行子类划分。SEC采用了SPE-PRMS分类体系中的“储量”类别，而“次商业”类别和“资源”类别未被纳入SEC储量体系。按确定性程度，SEC将储量分为3级：证实储量（P1）、概算储量（P2）和可能储量（P3）；按开发状态（已开发/Developed，未开发/Undeveloped）的分类适用于储量各个级别，如证实已开发（P1D）、证实未开发（P1UD）、概算已开发（P2D）、概算未开发（P2UD）、可能已开发（P3D）、可能未开发（P3UD）。SPE-PRMS按生产状态将已开发储量进一步分为正生产（Producing）和未生产（Non-Producing），适用于储量各个级别。作者认为按生产状态的分类尽管不属于SEC要求披露的范畴，但在SEC储量评估实际工作中应用相当广泛，从完整性和实用性出发，笔者将其纳入SEC的储量分类体系中，并提出如下的SEC油气储量分类体系。分类体系中的各级储量及其开发状态的术语及定义严格遵循S-X4-10（a）。应该特别指出，这一体系与中国现行的资源储量分类体系有重大区别，因而双方在储量定义和具体的储量评估原则上有明显不同，储量评估结果与分类分级差异较大。

1.2 主要术语与定义

1.2.1 证实储量

证实储量（P1）是指通过地球科学和工程数据的分析表明，在现行经济条件、操作方法和政府法规下，从某基准日到合同规定的开采期末（除非有证据表明延期是具有合理确定性的），无论采用确定性方法或概率性方法，均被评估为可以从已知油气藏采出的、具有合理确定性的、经济可采的石油和天然气量。油气开发项目必须已经启动，或者作业者在合理的时间范围内启动项目具有合理的确定性。

（1）证实储量面积

通过钻井圈定和通过流体界面（若有）确定的地区；尚未钻井，但根据已有的地球科学和工程资料能合理判断其具有经济生产能力并与现有油藏连通的地区。

（2）在缺少流体界面资料的情况下，钻遇的最低已知烃底（LKH）控制证实储量边界线，除非地球科学、工程或生产动态数据及可靠技术以合理的确定性表明存在更低的界面。根据SEC规则S-X4-10（a）[1]：可靠技术是指经过现场测试证明在被评价地层或类比地层可以得到具有一致性和重复性结果的具有合理确定性一种或多种技术（包括计算机技术）的组合。

（3）在钻井直接观察确定出最高已知油（HKO）深度，且可能存在伴生气顶的情况下，只有通过地球科学、工程或生产动态数据及可靠技术以合理的确定性表明存在更高的界面时，才能将位于HKO之上的油藏构造高部位的储量视作证实石油储量。

（4）在下列情况下，将通过应用提高采收率技术（包括但不限于各类流体注入）能够经济采出的储量划为证实储量：①在总体性质不好于目标油气藏的油气藏中进行的成功先导性试验，在目标油气藏或类比油气藏中已确立项目的实施，或采用可靠技术的其他证据确立了以项目为基础的工程分析结果的合理确定性；②项目开发得到了所有相关团体或实体，包括政府部门的批准。

（5）现有经济条件包括确定油气藏经济开采能力的价格和成本。价格应该是报告期截止日之前12个月的平均价格，取每月首日价格的未加权算术平均值（除非合同条款对价格进行了规定），不包括基于未来条件做出的价格上涨的调整。

1.2.2 证实已开发

证实已开发（PD）是证实储量中在以下条件下预计可采的储量：

（1）通过现有井及设施采用当前作业方法即可采出的量，或所需设备费用与钻新井费用相比较少；

（2）在不采用开发井开采情况下，应使用储量评估时的可操作的已安装的生产设备和基础设施。这种情况是针对油砂、油页岩、合成油气等非常规油气生产活动。

1.2.3 证实未开发

证实未开发（PUD）是指在未钻井区域通过新钻开发井或在已开发区通过较大投资对老井重新完井后才能采出的证实储量。

未钻井区域界定的证实未开发储量应紧邻现有已开发井，这些地区今后钻井有合理确定性获得经济产量；或者通过可靠技术能够证实其他更远的地区今后

钻井也具备合理确定性的经济产能。

未钻井区域划定证实未开发储量必须有已经批准的开发方案，除非存在特定情形，否则这些证实未开发储量都必须在初始上报后的5年内投入开发。

对于通过注液或其他提高采收率技术增加的证实未开发储量，要求这些技术已经通过实际项目在本油藏或类比油藏证实有效，或通过可靠技术证实提高采收率具备合理确定性。如果通过这些技术增加储量只是出于设想阶段，不能据此划定证实未开发储量。

2 判别标准

SEC没有详细列举储量的判别标准，因而储量特别是证实储量的评估原则或判别标准有众多方案。依据SEC新准则相关定义和要求，提出证实储量的“五项”判别标准。

2.1 合理确定性

合理确定性是证实储量界定中最基本的原则，可以应用在证实储量地质可靠性、技术可行性、经济可采性和项目可行性等具体因素的判断之中。

如果采用确定性方法，合理确定性意味着实际采出量的可靠性非常高。如果采用概率法，则实际采出量等于或超过估算值的可能性至少为90%。如果估算的储量被采出，则确定性较高，并且随着时间推移，不断增加的地球科学（地质、地球物理和地球化学）数据、工程数据和经济数据会使估算最终可采量（EUR）发生变化，具有合理确定性的EUR很可能增加或维持不变，而不是减少。

2.2 经济可采性

经济可采性是指储量具有经济生产能力，即生产后所产生的收益会超过或有合理的预期将超过其运营成本。证实储量经济可采性是SEC证实储量的基本要求，与公司项目经济性确定要区别对待。①证实储量经济可采性的判断是对证实储量独立开展经济评价，而公司内部项目经济评价通常包括其他级别储量；②证实储量经济可采性计算时不需要贴现，执行SEC证实储量评估有关成本和价格（油气生产活动的终端价格）的要求，而公司内部项目开发经济性评价通常依据公司特定规定（如内部收益率、油气价格等）。

正是基于公司内部项目商业可行性评价的个性特征，SEC有关证实储量和已开发项目的定义中强调经济性（Economic）而没有像SPE-PRMS采用商业可行性或商业性（Commercial）概念。

2.3 技术可行性

在技术上可行是基于现行的操作方法。要求已完成开发方案技术论证，包括管理层及其他相关方已经批准开发方案的所有技术层面，以此表明利用地质和工程数据，对项目在油藏工程、钻井工程、采油气工程及地面工程等方面实施具有合理的确定性。主要内容包括：开发概念描述（包括计划开采流程）；所需工程工作的说明（井数和井型、生产及相关配套设施、地面基础设施）；钻井及工程费用预算；产量预测和成本等经济因素。证实储量不应存在已被认定有可能妨碍项目实施的技术问题。

2.4 项目可行性

项目可行性是指项目开发、生产、销售具有合理确定性，包括项目满足公司内部投资回报要求并已做出最终投资决策或投资承诺（项目商业可行性），同时要考虑政府、合作方、市场等外部因素对项目最终实施的影响，对外部环境较为复杂的国际合作项目一般要求在最终开发投资决策做出后再计算证实储量。

2.5 启动开发项目

SEC强调证实储量必须对应开发项目。开发项目是把油气资源转变成经济可采的途径，一般是指具有明确的开始和结束点，完成后可生产、加工、运输原油或天然气的工程活动。一个单独油藏或油田的开发、正在开发油田的增产开发、或同一公司拥有相关设备的一组油田的综合开发，可以构成一个开发项目。

对PD储量而言，开发项目已全面运行，截止评估日时，用于PD储量生产的开发井已经完钻，所需的地面设施已完建，不再需要补充钻开发井或安装大的地面设施。对PUD储量而言，油公司及其他有工作权益的合作方、政府部门已经批准针对某个或几个油藏或油田实施开发项目。

如果投资决策只开发一次采油、二次采油或三次采油对应的部分储量，那么只有在下列情况下方可将其余储量视作证实储量：管理层做出开发其余储量的投资决策，通过前期开发或其他方式证明具有必需的确定性程度，且其余储量的开发会在5年内实施。

3 评估方法

SEC准则油气储量评估可采用确定法（Deterministicestimate）或概率法（Probabilistic estimate）。概率法可参阅相关文献，国内广泛使用确定性方法。确定法中具体采用的评估方法要根据资料录取情况、开发生产阶段、油气藏复杂程度及驱动类型等情况综合选择。通常证实储量级别是在评价阶段完成后在开发前或开发早期选择容积法进行评估，在开发后期选择动态法进行评估，在具体评估中要合理应用类比油气藏和可靠技术，确保评估结果满足证实储量合理确定性要求。

3.1 容积法

容积法属于间接性评估方法，不能直接确定储量大小，适用于油田或油藏早期阶段。评估时先通过容积法估算原地量（PIIP），通过类比等方法估算采收率（RE），再通过独立的原地量及采收率乘积得到最终可采量（EUR），储量是在最终可采量的基础上减去累计产量求得。

容积法评估涉及多项参数，其中，面积、有效厚度、采收率等关键参数选择时要考虑证实储量（EUR）未来保持不变或增加的要求（即采用保守原则），对达不到合理确定性的增量不应包括在证实储量中。

3.2 动态法

动态法评估主要是利用油气藏矿场实际资料的变化规律预测油气藏未来的发展趋势，结合集输条件和经济极限，求得证实储量。动态法是储量评估中相对准确的方法，主要包括递减曲线分析法（DCA）、物质平衡法、油气藏数值模拟法和辅助方法（原油包括含水率与累计产量法、含油率与累计产量法、水油比与累计产量法、水驱特征曲线法、注采关系法等其他产量动态趋势分析法（PPT）；天然气包括弹性二相法）等。不同评估方法具有不同的应用条件。

3.3 可靠技术

可靠技术是指经过矿场试验检验并在被评价地层或类似地层中得到一致性和可重复性证实的一项或多项技术（包括计算方法）的组合。证实储量的定义表明可靠技术可用于确定最低已知烃（LKH）、最高已知油（HKO）、提高采收率项目的合理确定性以及“紧邻区域”以外证实面积的合理确定性。

SEC至今也没有打算建立用于确定证实储量的可靠技术的名录，但在注释中列举可靠技术评估储量的示例是综合利用地震数据和解释、电缆地层测试、地球物理测井图以及岩心数据。国际油气储量界著名学者W.J.Lee提出了验证可靠技术的4步骤，包括：提议采用的可靠技术在储量评估与储量分类方面的贡献情况、在理论（理想）状态下的表现情况、验证（或反证）假设及记录验证项目的结果，并提出验证正确率需达到或者超过90%。

3.4 类比油藏

用于资源评价时，类比油藏（类比气藏，同理）具有与目标油藏相似的岩石和流体性质、油藏条件（深度、温度和压力）和驱动机理，但类比油藏一般比目标油藏的开发阶段更进一步，因此可以为解释有限的数据和评估采收率提供指导。类比油藏不仅可以应用到容积法评估时采收率、泄油面积、有效厚度下限等确定之中，也可以在动态法方法选择、递减类型判断、递减率确定以及可靠技术等具体应用之中。

评估证实储量时，类比油藏应与目标油藏具有相同的地质地层、相同的沉积环境、相似的地质构造和相同的驱动机理，类比油藏性质总体上要求不优于目标油藏。要根据类比目的，分析影响结果的关键参数，对关键参数进行类比，确保关键参数或参数组合达到总体不优于目标油藏的要求。

建立类比油藏序列是储量评估的基础性工作。可根据油气田实际情况考虑油藏类型、流体、驱动类型、开发方式、岩性、物性等因素逐级细分建立典型类比油/气藏序列。原则上类比油藏按独立开发单元（评估单元）建立，也可按试验区、井组或典型井等。根据最新资料对类比油藏中的原地量、证实最终可采量等核心参数进行动态复核。