SPE储量价值评估方法在中江沙溪庙组致密气藏的应用

卢 娟 刘 韵 马丽梅 李定军 罗 锋

中国石化西南油气分公司勘探开发研究院

0 引言

SPE-PRMS储量准则是美国在2007 年发表的油气资源评估体系[1-2]，它由石油工程师学会（SPE）、美国石油地质学家协会（AAPG）、世界石油大会（WPC）与石油评估工程师学会（SPEE）联合发表的石油资源管理系统（Petroleum Resources Management System，PRMS）[3-4]。该准则为探井和和评价井的钻探效果提供依据，为公司储量内部流转提供支撑，为公司绩效考核及后期油气田开发投资决策和开发风险控制提供参考，是国际石油公司之间进行储量资产买卖和储量评估工作的主要依据[5]，它建立了基于项目的统一的行业标准。

SPE准则储量评价是当前国际上最具代表性的标准[6-7]，与国内标准储量评价完全不同，国内储量评价注重地质储量，缺少对开发方案的合理性和不确定性造成的技术可采储量的风险认识，SPE准则储量价值评估在地质储量认识的基础上，反映了油气资源勘探开发项目的经济可行性和技术可行性的影响，同时考虑了不确定性因素对分级的影响。PRMS 关于储量(Reserves) 的定义[8-10]，是对已知油气藏并已经实施开发的项目，自给定日期起，在现有的经济及技术条件下，预期商业可开采的油气量。

和国内储量评价相比较，它建立了储量全生命周期动态监管和价值管理体系，适应了国家油气改革和矿权储量管理的新形势，满足油气公司勘探开发、生产规划、经营管理和国内外资本市场的需要，达到企业高质量可持续发展目标。通过SPE储量价值评估分级分类评价，可明确近期可动用储量的数量和经济效益，以及未来可动用储量的潜力，评价其开发可行性，直观地表现了储量的经济价值。

1 SPE准则储量价值评估方法

1.1 资源分类标准

SPE准则的核心是以井控为基础，以剩余可采储量为分类对象，以项目为基础的二维分类框架（图1）[11]。该体系定义了主要的可采资源级别，即产量、储量、条件潜在储量、远景资源以及不可采量[12]。

图1 SPE-PRMS石油资源分级与分类框架图

纵向上，项目依据商业性机会进行分级，分为远景资源量、潜在资源量、储量，其中，“发现”是区分潜在资源量与远景资源量的标准；“商业性”是区分储量和潜在资源量的标准。横向上，根据“不确定性范围”对储量、潜在资源量、远景资源量分别划分为3个不同的类别，用低估值（P90）、最佳估值（P50）和高估值（P10）表示。不确定性来自于地下油气资源的不确定性、技术手段的不确定性以及经济环境条件的不确定性，不确定性的存在使分级资源数量在不同的时候会发生变化，因此采用概率统计的方法来描述级别[8]。

1.2 储量价值评估流程

1）原地储量和技术可采储量的估算

根据对油气藏的认识，确定计算单元和计算参数，计算地质储量和技术可采储量。

2） 开发概念设计/方案的编制

根据油气藏地质特征划分开发层系，确定开发方式及井型、井网与井距，开展产能评价，确定递减类型及递减率，在此基础上进行年度开发指标预测；在油气藏工程设计的基础上，开展钻采及地面工程设计。

3）经济评价参数的确定

根据开发概念设计确定的方案确定相应的勘探开发投资和成本费用，根据国家有关规定确定相关税费取值。

4）商业油气储量价值评估

储量的价值主要采用现金流量分析方法进行评价[13-14]。利用上述确定的技术、经济参数评估给定油气价格和折现率下的评价期内的经济可采量和经济价值。

2 SPE储量价值评估的应用

2.1 气藏概况

在过去60年，天然气在一次性能源消费结构中的占比不断提升，主体能源的消费地位不断强化[15]。2013年，四川盆地中江气田中侏罗统沙溪庙组气藏窄河道精细刻画技术的突破，使得该气藏在2015——2017年实现商业开发储量200×108m3，储量产量稳步上升。该气田位于川西拗陷至川中隆起的过渡斜坡带上，位于区域构造较有利部位，为油气长期运移的指向带。储层位置主要属于辫状河三角洲体系，发育多期次河道叠加砂体。总体上，砂体较发育，展布方向总体呈北北东向，储层砂体单层厚度不大，厚薄不均，以单一或叠置河道砂体为主，多数河道砂体物性较好。气藏埋藏深度为1 800～2 100 m，划分为3个分气藏，15套砂组，岩石类型以岩屑长石砂岩为主，储层类型以孔隙型为主，也发育少量裂缝——孔隙型储层，为构造背景下的岩性气藏。气藏平均孔隙度为8.38%，平均渗透率为0.17 mD，属于低孔低渗致密储层。该气藏原始地层压力一般介于31.93～42.55 MPa，压力系数1.73，具异常高压特征。地层温度一般介于55 ℃～76 ℃，地温梯度为2.42 ℃/100 m。气藏主要产出天然气，不含H2S，产少量水和凝析油，为品质优良的中深层以弹性气驱为主的低丰度、低产、低——特低孔、特低渗的大型天然气藏[16-20]。

2.2 储量分级分类

研究区完钻井9口，6口井在沙溪庙组测试获得商业产能，产能建设方案获得政府批准，处于建产阶段。按照SPE准则，满足商业性条件，分级为P级（储量）。

在含气范围之内以已钻井点外推1.5倍泄气半径作为P1区，1.5～2.5倍之间为P2区，2.5倍外至可能的含气边界为P3区。

对于水平井，依据泄气半径方向，在垂直于水平井段方向向左右两边外推。

在产井，如果产量经济，则泄气半径范围内的储量为PDP，若还有布井方案，则依此外推为PUD、P2、P3；如果产量不经济，则泄气半径范围内的储量为PDP，依此外推为C1、C2、C3。

未建产，则为PDNP ，依此外推为PUD、P2、P3（图 2）。

图2 中江气田A井区储量分级分类示意图

2.3 容积法计算地质储量

在储层特征、储层及含气性预测、储层综合评价的基础上，结合河道砂体精细刻画、测井二次解释成果及完钻井资料，对前期储层评价认为较有利的建产区及评价区采用容积法进行地质储量计算。

2.3.1 计算单元选取

气藏由多套砂层组组成，砂体厚度较大，以河道砂为主，沿河道方向延伸范围较广，基本呈条带状展布，各层（组）间泥岩层也很稳定，砂层追踪及对比性均较好。纵向上，可将各砂层（组）分别作为一个基本的储量计算单元对待，平面上则按井区作为计算单元。笔者选取该气藏A井区作为计算单元。

2.3.2 计算参数选取

1）含气面积确定

储量计算边界线确定原则：①油气勘探登记的矿权范围；②地球物理综合预测的砂体储层边界；③钻遇气水界面的区块，以测井解释的气层底界圈定含气边界。

根据中江沙溪庙组气藏数值模拟计算的气井波及范围，平均井控半径0.3 km左右。按照SPE储量分级分类原则，以工业气井井点外推泄气半径1.5倍井距作为证实储量的计算边界线，证实储量含气面积为10.41 km2；以工业气井井点外推泄气半径1.5～2.5倍井距作为概算储量的计算边界线，概算储量含气面积为3.53 km2；2.5倍外至储量计算边界线的含气边界为可能储量含气面积，可能储量含气面积为5.46 km2。

2）有效厚度的确定

单元有效厚度的确定根据测井二次解释有效厚度，结合砂体精细刻画成果修编有效厚度等值线图，采用有效厚度等值线面积权衡法取值。分级分类单元有效厚度取值也是在单元含油气面积内采用有效厚度等值线面积权衡法取值（图3）

图3 中江气田 A井区有效厚度等值线图

3）有效孔隙度确定

对于有井控的计算单元采用算术平均取值，对于无井控的计算单元借用邻近井取值。

4）原始含气饱和度的确定

对于有井控的计算单元采用单井含气饱和度算术平均取值，对于无井控的计算单元借用邻近井取值。

2.3.3 储量计算及结果

1）计算方法

将以上各计算参数代入容积法公式：

式中G表示天然气地质储量，108m3；Ai表示含气面积，km2；hi表示平均有效厚度，m；φi表示平均有效孔隙度；Sgi表示平均原始含气饱和度；Bgi表示原始天然气体积系数。

2）计算结果

利用容积法计算得到：证实储量14.29×108m3；概算储量4.85×108m3；可能储量7.49×108m3。

2.4 技术可采储量评估

采用相对渗透率法，对气藏岩心样品的稳定法气——水相对渗透率分析结果，计算出中江沙溪庙组气藏的采收率低估值为36.5%，合理估值为48.3%，高估值为58.5%。

得到评估单元技术可采储量：低估值9.72×108m3、最佳估值12.86×108m3、高估值15.58×108m3（表 1）。

表1 中江气田 A井区天然气技术可采储量统计表

2.5 经济可采储量及储量价值评估

储量的价值主要采用现金流量分析方法进行评价[10-11]，以技术可采量最佳估值（P50）编制开发方案，气藏投资4.38亿元，按气价：1265元/103m3（不含税）；单井固定成本：54.9万元/井/年；单位可变成本：516.9元/103m3；按折现率8%测算，应用现金流量法进行经济可采储量及价值评估，内部收益率大于8%，税后累计现金流净现值1 778万元，气藏可以实现效益开发。

3 结论

1）SPE准则评估的储量将勘探开发行为和生产经营的关系结合得更加紧密，在已有地质储量认识的基础上，对气藏采用SPE准则下的储量价值评估，既可明确地质储量的经济性，也是气藏效益开发的前提，评估的储量或潜在资源量，也是以后动用挖潜的基础。

2）中江气田发育单一或叠置河道砂体，非均质性强、地质参数不确定性大。利用不确定性方法，将技术可采储量分为低估值、最佳估值和高估值3种级别储量，采用最佳估值方案进行开发指标预测，对其进行储量价值评估，既真实地反映了目前地质储量的开发价值，又为后续开发提供了参考方案，是对储量全生命周期的综合评价。