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石油天然气经济可采储量评价方法(储量评估师培训资料)


石油天然气经济可采储量评价方法

国土资源部矿产资源储量中心 油气储量评审办公室 二〇〇八年十一月八日

一、术语定义 二、经济评价方法选择和评价单元划分 三、经济可采储量判别条件 四、现金流法 五、经济极限法 六、类比法 七、敏感性分析 八、储量起算标准 九、SPE、SEC与China储量经济评价比较 十、储量经济评价标准制定的问题

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(一)术语定义
(1)经济可采储量和次经济可采储量 (2)探明经济可采储量

我国2005年发布的新储量分类标准
总原地资源量

地质储量

未发现原地资源量

探明地质储量

控制地质储量

预测地质储量

潜在原地资源量

推测原地资源量

探 明 技术可采储量

不可采量

控 制 技术可采储量

不可采量

预 测 技术可采储量

不可采量
潜在可采资源量

不可采量

探 明 经济可采储量





次经济可采储量

控 制 经济可采储量





次经济可采储量

推测可采资源量

不可采量

探明已开发经济可采储量

探明未开发经济可采储量

产 量

探明已开发剩余经济可采储量

特点:继承性;国外主要考 虑WPC和加拿大储量分 类。

(1)经济可采储量和次经济可采储量
? 经济可采储量
指当前已实施的或肯定要实施的技术条件下,按当前的 经济条件(价格、成本等)估算的、可经济开采的油气 数量。

? 次经济可采储量
次经济可采储量=技术可采储量-经济可采储量。 探明次经济可采储量包括如下两部分: a) 可行性评价为次经济的技术可采储量; b) 由于合同和提高采收率技术等原因,尚不能划为 探明经济可采储量的技术可采储量。

与经济可采储量有关的产量概念
?原油和天然气经济可采储量是指在储量寿命期各年井
口产量的累计值。

?井口产量的天然气是指首级分离器中扣除了凝析油的
天然气。

?商品产量的天然气是指扣除了各种损耗(包括火把、
运输损失)和企业内部自用(未发生市场交易)的天然 气。

?为满足企业管理和投资者的需求,在储量报告中也应
计算和阐明可商品化的天然气经济可采储量数量,便于 与国际标准对比。

(2)探明经济可采储量
? 探明经济可采储量 proved initial reserves
探明经济可采储量是指满足下列条件所估算的经济可采储量: a) 依据不同要求采用评价基准日的、或合同的价格和成本以及其它 有关的经济条件; b) 已实施的操作技术,或先导试验证实的并肯定付诸实施的操作技 术,或本油气田同类油气藏实际应用成功的并可类比和肯定付诸实施的 操作技术; c) 已有开发方案,并已列入中近期开发计划;天然气储量还应已铺 设天然气管道或已有管道建设协议,并有销售合同或协议; d) 含油气边界是钻井或可靠的压力测试资料证实的流体界面,或者 是钻遇井的油气层底界,并且含油气边界内达到了合理的井控程度; e) 实际生产或测试证实了油气层的商业性生产能力,或目标储层与 邻井同层位或本井邻层位已证实商业性生产能力的储层相似; f) 可行性评价为经济的; g) 将来实际采出量大于或等于估算的经济可采储量的概率至少为 80%。

二、经济评价方法选择和评价单元划分
(1)方法选择
? 经济可采储量评价方法主要包括现金流法、经济极限法和
类比法。根据下列情况选择相应方法进行经济可采储量评 价。 a) 控制、探明储量的区块,可采用现金流法。 b) 动态法计算技术可采储量的探明已开发储量区块,一般 应采用经济极限法。 c) 小型及以下油藏或中型及以下气藏的新增探明储量区 块,或中型及以下油气藏的新增控制储量区块,方可采用 类比法。

二、经济评价方法选择和单元划分

(2)评价单元划分
? 产量预测和经济评价一般应与经济可采储量评价单元相
同。对不同类型的经济可采储量,一般采用以下不同的评 价单元划分方法: a)探明已开发经济可采储量以开发单元作为评价单元; b) 探明未开发经济可采储量一般以开发单元作为评价单元, 也可按区块或储量计算单元划分评价单元; c)控制经济可采储量可合并区块整体进行经济评价。 特殊情况下,对地面工程设施公用且经济条件基本相同的油气 田或区块,可以按多个开发单元合并进行经济评价。

三、经济可采储量判别条件
(1)经济极限法 采用经济极限法评价的标准是经济极限,经济极限点以上的为 经济的,经济极限点以下的为次经济的。 产量

经济极限点

0
经济可采储量
次经济 可采储 量

生产时间 累计产量

三、经济可采储量判别条件

(2)现金流法

? 根据计算出的评价指标达到下列判别条件,方可计算经济可采
储量;否则确定为次经济可采储量: ? a) 财务内部收益率大于或等于规定的行业基准收益率指标; ? b) 在达到设计产能生产以后,年净现金流量大于或等于零。
财务内部收益率

财务内部收益率≥ 基准收益率(12%或10%)

财务内部收益率< 基准收益率(12%或10%)

年净现金流≥0

年净现金流<0

次经济可采储量

经济可采储量

次经济可采储量

(2)现金流法

?解释:对产量尚未出现递减或含水低于50%的已开发评
价单元,现金流法评价的标准只是年净现金流大于等于零 时点的确定为经济的;对评价起始年刚钻完开发井的已开 发储量,计算的财务内部收益率不作为经济可采储量的判 断标准,但可作为储量开发后经济效益高低的判断指标。

三、经济可采储量判别条件

(3)类比法
? 采用类比法评价的标准是已经济开发的同类油气藏,评价 单元优于或相当于类比的同类油气藏,确定为经济的; ? 评价油气藏差于类比的同类油气藏,确定为为次经济的。

四、现金流法
(一)现金流法定义 (二)经济可采储量计算 (三)评价参数取值要求 (四)经济可采储量取值

(一)现金流法定义
根据开发方案或概念设计的产量预测剖面和开发指标,依据目前经济 条件对未来若干年进行预测,编制现金流量表,计算财务内部收益 率、净现值等经济评价指标,符合判别条件后求得的累计产量,确 定为经济可采储量。它是经济评价常用的基本方法。 用公式表达为: NPV=
n

?
t ?1

(CI ? CO ) t (1 ? i ) t

式中:NPV------净现值; CI、CO---分别为某年的现金流入和现金流出; i--------折现率,即行业基准收益率; t--------储量寿命期的某评价年,; n--------储量寿命,年。

(2)---油气田未开发探明储量现金流量表
序号   年产 年度 油量 2005 2006 2007 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 计 算 指 标 现金 流入 1 1.1 销售 收入 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 3 4 5 生产期 经营成 所得税后 所得税后 所得税 现金 建设期 流动 销售税金 所得 勘探开 本和费 净现金流 累计净现 前净现 资金 及附加 税 流出 投资 发投资 用 量 金流量 金流量 9512 9474 9474       51 484 1544 1509 1474 1441 1411 1384 1358 1335 1314 1294 1276 23 0 245 0 607 148 226 208 192 176 162 149 137 126 116 107 331 277 226 180 137 98 62 29 0 0 -9292 -7116 -4129 785 665 554 453 359 273 194 121 53 -9 -9292 -16408 -20536 44683 45348 45902 46354 46714 46987 47181 47303 47356 47347 -9292 -7116 -3980 1116 941 780 633 497 372 256 151 53 -9 6 所得税 前累计 现金流 量 -9292 -16408 -20388 -19272 -18331 -17550 -16918 -16421 -16050 -15793 -15643 -15590 -15599

0.2 294 2.1 3087 5.2 7644 1.9 1.8 1.6 1.5 1.4 1.3 1.2 1.1 1.0 0.9 2851 2623 2413 2220 2043 1879 1729 1591 1463 1374

294 9586 3087 10203 7644 11773 2851 2623 2413 2220 2043 1879 1729 1591 1463 1374 2067 1958 1859 1767 1683 1606 1535 1469 1410 1383

                                                            所得 所得 税后 税前   12.4 24.7 财务内部收益率(%) 财务净现值(万元) 7737.4 14095 投资回收期(年) 5 5

经济可采储量112.8万吨

xxx油气田未开发储量现金流量表 项目经济评价与储量经济评价的区别
10000 8000 6000 4000 年净现金流(万元) 2000 0
2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035

60000

年产量
年净现金流等于零,累计 净现金流最大的年份2035 年

50000 40000 30000 20000 累计净现金流量(万元)

-2000 -4000 -6000 -8000 -10000 -12000

投资回收年 2010年 开发建设项目评价期 15年

年度

10000 0 -10000 -20000 -30000

储量寿命30年
年净现金流量 累计净现金流量

(三)评价参数取值要求
1.产量预测; 2.油气价格; 3.新增投资; 4.油气生产成本和费用; 5.税费; 6.折现率和财务内部收益率

1. 产量预测
? 产量剖面应以开发单元为基础进行预测。油气田产能、单井
日产、递减率等开发指标,应在系统试采和开发概念设计基 础上论证确定。

? 应以项目评价为基础,采用比选方案后得到的最优方案产量
预测结果。

? 未开发油藏:产量和递减率预测方法采用比采油指数法和类
比法。

? 未开发气藏:根据试采、稳定试井和不稳定试井结果确定单
井产能。一般情况下,确定的单井产能以不超过无阻流量的 1/4为宜。

2.油气价格

?油气价格在储量寿命期保持不变。 ?油价
对控制储量和探明未开发储量,油价按股份公司每年公 布的建设项目经济评价参数取值; 对探明已开发储量,油价按评估基准日各地区分公司销 售价格(含增值税)取值。

?副产品价格
油气生产过程中开采可销售的副产品如轻烃、液化气、 硫磺和二氧化碳等,原则上采用市场价。

2、油气价格

天然气价格

? 执行国家规定的天然气价格。
①根据储量评价的范围确定天然气价格。 ②有多个不同类别用户时,应根据分配的气量取加权平均 价格。

? 按照股份公司项目评价的气价取值,或者参照邻近已开发气
田近几年销售的平均气价确定。

3.新增投资 ? 新增投资是指评价起始年及其以后所发生的投资,包括
勘探投资和开发投资。评价起始年前成功钻井(可为开 发生产所用能转成开发井的各类井)的投资计入净资产 考虑折旧。

? 预计要发生的勘探投资参与计算。所有已发生的勘探投
资原则上按沉没处理。

? 开发投资一般按开发方案或概念设计投资估算结果取
值。开发投资包括开发井投资和开发建设投资。

4.油气生产成本和费用
? 成本和费用应根据已开发油气田近
几年成本的变化趋势综合确定。

? 融资后贷款开发的油田,还应计算
利息费用。融资前不考虑利息。

生产成本 和费用

? 成本预测不考虑通货膨胀和紧缩的
影响。

? 按直线法计算折旧额。折旧年限一
般取10年,其中稠油取6年。

油气生 产成本

管理费

财务费

销售费

? 管理费用包括矿产矿产资源补偿费
和特别收益金。

? 经营成本和费用=生产成本和费用折旧或折耗费-摊销费-利息支出

操作 成本

折旧、 折耗

5.税



按2008年国家规定实行的最新税率和减免税政策计算 (1)增值税:原油17%,天然气13%; (2)城市维护建设税:一般为增值税税额的7%。 (3)教育费附加:一般为增值税税额的3%。 (4)资源税:原油为14-30元/吨,天然气7-15元/千 方。 (5)所得税:企业所得税税率为25%。

6.折现率和财务基准收益率
(1)年折现率数值上等于财务基准收益率,目前中国石油 取值12%或10%。 (2)国家规定,油气行业税前财务基准收益率13%; (3)中国石油规定税后财务基准收益率: 一般油气田勘探与开发12%; 特殊油田和难采气田10%; 国际油气合作15%

(四)经济可采储量确定方法
?该法计算的经济可采储量为评价单元的经济可采
储量。如果评价单元中的产量数据是以开发单元 为基础预测的,则每个开发单元到储量寿命结束 时 的 累 计 产 量 , 即 为 各 开 发 单元的经济可采储 量。

?对于一套井网穿过多个开发单元的评价单元,经
济可采储量就需要劈分到每个开发单元。

?探明未开发经济可采储量计算时,要充分考虑地
质可靠程度、开发技术条件、动用程度和预测产 量可靠性。

计算经济可采储量的条件
? 开发方案:
(1)对探明储量不能全动用,动用探明技术储量应占总储量的50%?; (2)只动用探明储量不经济,动用控制储量的比例应不超过30%; (3)开发概念方案提供井位图和分开发单元进行产量预测; (4)承诺5年内投入开发。

? 技术条件:
(1)具备注水条件,标定注水可采储量确定经济可采储量; (2)首钻开发井的储量计算经济可采储量 (3)今后钻加密井增加的可采储量,目前不计算经济可采储量 (4)对气田,今后上增压机增加的可采储量目前不计算经济可采储 量。

评价单元对未开发经济可采储量的影响
?实例一:陆上油田未开发储量评价
某油田DP2和J2井区CH6油藏含油面积图
0
108 。 42' 108 。 46'

2

4 km
108 。 50' 108 。 54'

ZJ87
天165 天164 。 37
12'

天133 天131 天130

15.0 0

DP5
L4 DP9
朱39-18

S123
天166

0 4 8

天188

G45-5

天172

大路沟乡陕93
天185

ZJ1
天187

(13.2)

13.2 3.35

13.2

5.7 7.9

12

(13.4)

4

天189

朱40-18

朱40-19

4

0

8

朱40-20

罗17-41

朱41-19 朱41-20(6.3)
5.2

朱42-20 罗19-42
<8.9>

DP5
0
朱42-23
4.0

朱42-21

朱42-22

L5

4

。 37
12'

4

0

6.2(7.0) 12.0

塞39

0.65 5.58
罗29-23 (3.8) 19.4 2.3 罗33-23 DP6 G46-5
(3.8) 18.2 14.0

靖2
(4.6)

朱43-23
(10.7)

朱44-20

朱43-24

(4.6)

(3.4)<5.5>

罗27-26
8
12 罗30-28
24.4 28.9 15.4 16.8 17.8 20.2

罗32-16 罗32-14
8 12

DP4
罗29-31
26.4 17.0 18.5

4
8

13.2 2.01 7.99 3.4
8.5
罗26-44

朱44-21

(4.5)

12朱44-22 8
6.5 6.3

朱44-23

5.2

朱45-22

5.3
罗22-44

9.3(9.2)

朱45-23

12

朱46-22

7.4

4.4(7.3)
朱47-23

朱48-24

8
朱47-24

12

罗31-26
8.8

罗30-30

罗31-27

罗31-28
<8.5>

罗30-32
11.4

罗29-35
21.1

罗32-26

23.6

罗31-29
34.5

ZJ22

19.1

罗34-24
天132

17.4

罗33-27

20

塞321

12 8 4
天184 罗38-20
13.4 10.6

罗33-25

罗33-26

16
19.3 23.0

罗32-27

6.4(6.7)

罗32-28

20
16.5

罗30-34

16
18.1 28.4 26.6

24.0

罗30-36

32.1

罗32-29
32.8

罗30-38
24.9

5.9

罗29-41
15.0 <3.9>

5.61 0
20.9

8.9

4

罗32-30
21.5 13.2

罗30-39

(22.9)

罗34-25

28.0

罗33-28

罗32-32 罗33-31

(9.9)

16.4 16.7

罗34-26
17.3

33.9

罗36-20
17.6 4.1(11.8)

罗35-24
17.3

罗34-27

23.3

罗34-28

24

罗33-29

罗33-30

罗32-34

罗31-37

17.7

罗30-40

罗31-38

32.7

罗30-41

20.2

ZJ19
DP1
柳169

罗36-24
11.9

22.6

罗35-26
24.8

31.2

罗34-29

15.1

罗34-30

罗35-27

20.6

罗36-25
16.6

20

罗37-22
25.1

罗36-26

16.2

罗35-28

28.8

罗34-31

罗37-23

7.8

罗37-24

21.8

罗36-27

24.0

罗35-29

13.5

罗34-32

(19.4)

罗35-30

22.2

陕123
27.3 19.0

罗32-36
6.4 21.8

14.6

罗31-39

13.1

(13.8)

罗31-40
16.6

20罗30-42
19.4 14.5

罗30-43
22.6

14.8

ZJ21

0

19.5 1.56

罗32-37 罗32-38
19.5

20
罗33-37
5.6

16.0

罗31-41
18.1

15.3

罗31-42

罗30-46

罗32-39
18.0

罗31-43
12.2

罗32-40
10.8

(4.5)

罗31-44

罗32-41

罗34-34

罗33-38

罗38-22
13.7

16.2

罗37-25

13.5

罗36-28
15.8

32.2

罗35-31
21.3

31.8

罗35-32

1.9

罗34-36
18.7 30.1

16.1

罗33-39
12.0

15.4

罗32-42
23.8

16
12.1

罗32-43

罗33-40 罗33-41
15.6 4.7

17.4

罗32-44
8.9 5.3

罗32-45

罗38-23

罗38-24

12.8

罗37-26
14.9

罗36-29

罗37-27

4.7(10.5)

罗36-30

16.6

罗35-33

罗34-37
5.6

罗39-21

罗40-18

罗39-22

10.2

14.3

罗38-25

11.7

罗37-28
21.8

33.0

罗36-31

17.5

罗35-34
9.4

罗34-38

13.1

罗33-42
22.1

罗35-35

天186

罗40-20

19.2

罗39-23
36.1

17.8

罗38-26
13.3

罗37-29

3.3(21.2)

罗36-32

罗38-27
44.2

25.0

罗37-30

19.5

罗36-33

21.5

罗35-36

8.3

罗34-39
13.4

罗33-43

罗34-40

罗33-44

24

罗35-37
5.2

18.8[2.0]

罗34-41

罗33-45

罗39-24
10.9

罗38-28
26.5

12.8

罗37-31

22.4

罗36-34
21.1 21.5

15.9

罗36-35
5.2

5.7

罗35-38 罗35-39
11.2 6.2

罗34-42
7.5

19.9

17.1 19.3

罗34-43

16.0

罗34-44

罗39-25

罗38-29
36.0

(18.5)

罗37-32

罗36-36
10.2

罗40-22
8.7

罗40-23

15.9

罗39-26
20.0

罗39-27
24.9

罗38-30
36.9

6.7

罗37-33 罗37-34
15.2

罗40-24
13.6

罗39-28

罗40-25
22.8

5.36 3.40

天183
10.4

罗42-20

20.4

罗41-23
20.3

罗40-26
32.8

6.9

24
25.8

罗38-31
30.7

18.7

20

罗36-37

罗35-40

罗34-45

罗36-38
14.3

罗35-41
6.0

罗37-35 罗37-36
24.5

罗38-32

罗39-29
19.0

罗39-30
25.3

罗40-27

罗39-31
25.5

15.8

罗38-33
20.8

2.3

(13.2)

罗36-39

5.3

罗35-42

21.6

罗36-40

罗35-43

罗38-34

罗37-37

罗41-24
26.9

罗41-25
21.3

33.0

罗40-28 罗40-29
24.3

罗39-32
22.4

15.2

罗39-33

罗42-22

罗42-23

ZJ65
罗46-18 罗46-20

13.0

罗42-24

23.6

罗42-25

罗43-23 罗44-20 罗44-21
13.2 12.4

27.5

罗43-24 罗43-25
10.8 19.4

26.1

4 2罗42-26 罗42-27
26.2 35.1

罗41-26

罗40-30
17.8 26.9

罗41-27

罗40-31

(6.6)<4.7>

罗39-34
22.7 21.1

20

罗38-35

(11.6)

罗37-38 罗37-39
(13.7)

(14.9)

罗36-41

8.1

罗35-44

15.1

罗36-42

15.1

26.5

罗38-36

(14.5)

10.0

罗36-43 罗36-44
17.7

20
(4.9)

塞320

24.5

罗38-37

罗39-35

22.2

罗41-28
25.1

罗40-32
14.7 9.2

罗39-36

(20.8)

罗38-38

14.9

16 罗38-39
(17.0) (23.1)

罗37-40

20.6

罗37-41
6.6

10.2

9.7(5.2)

罗37-42
7.9

罗37-43

25.3

罗41-29
24.4

罗42-28

罗41-30 罗41-31
20.6

21.0

罗42-29

罗41-32

罗43-26
20.0

罗44-22

罗43-27
30.9

16.7

罗44-23

罗43-28
23.7

27.5

罗42-30

23.7

罗42-31

7.4

11.6

罗44-24

9.1

罗48-24 罗48-26

(5.4) 田60-1 (5.3) 田61-1 (9.3) (9.0) 17.2 田60-2

田17-24

田60-3 11.1

16

罗48-28 罗50-22 罗50-24 罗50-26
12.3

DP10
18.2 21.7 24.0

12

罗48-22

16

罗46-32

4
23.2 (2.5)

罗48-30

罗48-32

。 37
08'

5.6 田62-2

5.0

田62-3

8 ZJ19
田61-3 田61-4

罗50-28

8 4
罗50-32

(2.5) 4

23.5

罗50-30

田21-19

田23-14 田26-14

(6.0)

12

DP2

(6.0) 12

16.8 1.2 4

DP7
靖3
。 37
08'

8

靖6

(12.1) 17.6 1.2
田57-3

罗45-21

罗44-25

罗43-29
19.8

罗45-22

罗45-23

10.7

罗44-26
20.7

罗43-30
17.2

罗44-27

罗45-24

罗46-22

12.0

罗45-25

15.4

罗44-28
24.4

20

13.4

罗42-32
26.9

罗43-31

18.5

罗42-33

DP12
罗41-33 罗41-34
15.4

罗40-34 罗40-35
18.6

20.3

罗39-37

罗38-40 罗38-41
17.4 18.5

罗37-44

(26.0)

罗39-38

(15.1)

罗40-36
20.4

7.9(11.3)

罗39-39

罗38-42
9.4

30.2

(4.9)

15.2

罗40-37

11.3

罗39-40 罗39-41
2.4 (13.1)

罗38-43

罗38-44

DP11

4.42 0

罗46-24

(4.6)

(17.6)

罗46-26

20

罗41-35

罗40-38
17.9

罗39-42 罗39-43
4.8(6.8)<7.4>

14.8

罗40-39
15.1 12.5 18.7

罗42-34

罗41-37 罗41-38
21.8 25.1

罗39-44
4.2(10.0)

罗40-41 罗41-41

罗43-32
16.5

19.9

罗41-39

罗40-42

罗44-29
13.8

罗43-33
16.3

罗43-34
21

22.0

罗45-26

罗44-30
15.5

罗45-27

罗44-31
15.0

罗43-35

罗45-28

罗44-32

19.3

罗45-29

罗44-33

罗45-30

罗44-34

罗48-20

罗46-28

18.9

罗45-31

16

罗46-30

0.77 5.20

罗41-40
19.5

罗42-38 罗42-39
19.3

罗42-40

DP3

(7.8)<5.4>

罗40-43

20.7

罗40-44

ZJ47

罗41-42

罗41-43

罗43-40

J2
ZJ57 陕99

12

田25-16

17.7

田24-20

ZJ82

2.1
田28-18
(7.1)

ZJ63
靖7
ZJ31
108 。42'

田73-10
(3.2)〈10.4〉 (9.8) 田76-11 (5.5) 田77-11 (12.8) 田78-11 12.9 14.5 田79-12 田79-13 12.3 田77-12 (19.1) 15.0 (7.5) 田77-13 田76-12

1.28 3.40 (6.7) 17.1 11.6 2.52 0.85 ZJ46 10.5
4
(6.7)

靖4 陕120 ZJ27

0

<22.8>

12

ZJ63
田78-13

靖5 ZJ73
4
0 8

22.8 2.62

DP2
ZJ48

ZJ99

0


生 产井 完 钻井


未开发含油面积 套改前面积

已开发含油面积

30.00 20.00

8
油 水

砂层厚度 (<12m)

砂层厚度 (12~16m)

砂层厚度 (>20m)

试油成果

油层厚度等值线

108 。46'

108 。50'

108 。54'

评价单元划分及评价结果
?评价单元划分
由于该区剩余的未开发储量较大,且不同区域上单井产量有差 异,J2和DP2两块产量分别为2.6t和1.2t,分别做开发概念方案进行 评价。

?评价结果:
J2税后财务内部收益率为11.92%,达到了油田经济可开发的基准 值8%,满足股份公司的要求,经济可采储量83.36×104t,次经济可 采储量为0.48×104t。 DP2井区财务内部收益率为-5.17%,低于行业基准值8%,可采储 量属次经济。

实例二:海上BW油田未开发储量评价
? 由南、中、北3个区块4个断块组成,总探明地质储量3815万吨,含油面积
15km2,技术可采储量966万吨,采收率25.3%。埋深2300-3000m,渗透率 50-330md。地面原油密度0.84g/cm3,地下粘度6mPa.s,层状砂岩多油水 系统断块高产油藏。 探明储量分布分布图

目前有A、B平台2 座,分布探井2 口,评价井5口, 生产井39口。开发 区为南块、中块3 井区和北块主体, 未开发区为4井区 和北块边部。

平台B

平台A

评价单元划分和经济可采储量取值

? 多个开发单元和未开发单元组成一个评价单元,整个油田
就是一个评价单元。整个油田经济可采储量等于油田寿命 期的累计产量。

? 每个未开发单元和已开发区为一个子评价单元,子评价单
元经济可采储量评价指标必须达到油公司基准收益率的要 求。子评价单元经济可采储量等于截止到油田寿命结束时 的累计产量,注意不是该单元经济极限年的累计产量。

? 评价结果:
截止2004年底,整个油田储量寿命2016年,经济可采储量 948.49万吨,累计产量456.76万吨,剩余经济可采储量 491.73万吨。

BW油田产量汇总表
区块 时间 南块、中块3井区 已开发储量排产 中块4井区 未开发储量排产 北块 已开发储量排产 北块 未开发储量排产 合计

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 合计

104m3 67.41 134.31 107.27 86.83 69.85 56.58 56.00 33.60 34.12 28.37 22.58 19.12 15.35 12.97 10.12 7.65 6.03 5.04 4.27 2.00 1.78 1.59 1.43 784.26

104t 56.63 112.82 90.11 72.94 58.68 47.53 47.04 28.22 28.67 23.83 18.97 16.06 12.89 10.89 8.50 6.43 5.07 4.23 3.58 1.68 1.49 1.34 1.20 658.80

104m3

104t

104m3

104t

104m3

104t

104m3 67.41 134.31 107.27 86.83 70.39 77.61 80.30 57.46 73.71 78.04

104t 56.63 112.82 90.11 72.94 59.13 65.12 67.36 48.18 61.83 65.48 63.31 51.80 39.76 30.19 22.42 17.23 13.43 10.75 8.69 3.79 2.85 1.34 1.20 966.35

3.78 1.00 1.89 18.36 29.68 26.14 21.59 15.50 11.39 8.55 6.59 4.90 3.68 2.90 2.52 1.61

3.18 0.84 1.59 15.43 24.93 21.96 18.14 13.03 9.56 7.18 5.53 4.12 3.09 2.44 2.12 1.35

0.54 17.25 23.30 21.97 21.22 20.00 18.06 14.27 11.27 7.33 4.63 3.63 3.00 2.47 1.93

0.45 14.42 19.48 18.37 17.74 16.72 15.10 11.93 9.42 6.13 3.87 3.03 2.51 2.06 1.61 8.60 6.70 5.22 4.25 3.39 2.64 2.06 1.60 1.25 7.28 5.67 4.42 3.60 2.87 2.24 1.74 1.36 1.06

75.38 61.68 47.34 35.93 26.69 20.51 15.99 12.79 10.34 4.52 3.39 1.59 1.43

160.08

134.48

170.86

142.83

35.70

30.24

1150.90

BW油田已开发探明储量损益表
年度 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 年产油量 万吨 56.63 112.82 90.11 72.94 59.13 61.95 66.52 46.59 46.40 40.55 34.07 27.99 22.31 17.02 12.37 9.46 7.57 6.30 5.20 1.68 年产气量 亿方 年产凝析 油量 万吨 销售收入 万元 89,395 178,115 142,258 115,155 93,343 97,797 105,013 73,552 73,259 64,010 53,781 44,185 35,226 26,871 19,531 14,936 11,956 9,943 8,205 2,646 生产成本 销售税金及 费用 附加 万元 万元 4,117 4,470 14,184 8,906 16,248 7,113 13,965 5,758 13,961 4,667 15,512 4,890 19,877 5,251 11,169 3,678 11,169 3,663 11,169 3,201 11,169 2,689 11,169 2,209 11,169 1,761 11,169 1,344 11,169 977 11,169 747 11,169 598 11,169 497 11,169 410 8,802 132 税前利润 万元 80,808 155,025 118,897 95,432 74,715 77,395 79,885 58,706 58,427 49,641 39,924 30,807 22,296 14,358 7,386 3,020 189 -1,722 -3,374 -6,288 所得税 万元 税后利润 万元

BW油田北块未开发探明储量现金流量表
序号 1 1.1 2 现金流出 2.1 勘探费 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 3 4 5 6 累计税 累计税前 开发建设 经营成 矿 税后净现 税前净现 增值税 所得税 后净现 净现金流 工程费 本 费 金流量 金流量 金流量 量

年度 现金流入 销售收入 2007 2008 2009 11,500 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 合计 计算 指标 47,738 47,738 8,956 6,975 5,683 4,533 3,530 2,750 2,141 1,668 11,500 8,956 6,975 5,683 4,533 3,530 2,750 2,141 1,668

120 19,223 2,590 1,926 1,493 1,108 772 632 942 905 29,711 0 62.38 8,371

120 15,024 495 495 495 495 495 495 495 495 495 575 448 349 284 227 177 137 107 83 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3,129 1,647 1,082 714 386 100 0 340 327 7,726

-120

-120

-120 -4,594 8,014 6,132 4,904 3,812 2,859 2,117 1,539 1,089

-120 -4,714 3,300 9,431 14,336 18,147 21,006 23,123 24,662 25,752

-7,723 -7,843 6,367 -1,476 5,049 4,190 3,573 7,763

3,425 11,189 2,758 13,947 2,117 16,064 1,200 17,264 763 18,026 18,026

15,144 4,455 2,387 141.37 13,599

所得税后 所得税前 财务内部收益率(%) 财务净现值

BW油田4井区未开发探明储量现金流量表
序号 年度 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 合计 计算指 标 5,013 1,326 2,506 24,347 39,359 34,664 28,630 20,555 15,104 11,338 8,739 6,498 4,880 3,846 3,342 2,135 212,282 5,013 1,326 2,506 24,347 39,359 34,664 28,630 20,555 15,104 11,338 8,739 6,498 4,880 3,846 3,342 2,135 212,282 1 现金流入 1.1 销售收入 2 现金流出 0 4,968 0 2,469 2,284 7,940 28,816 19,787 11,217 11,144 8,438 6,613 5,351 4,480 3,729 3,187 2,841 2,672 2,325 128,261 0 43.19 23,228 43,939 50.89 35,157 所得税后 所得税前 财务内部收益率(%) 财务净现值 5,596 25,381 7,994 2,218 2,218 2,218 2,218 2,218 2,218 2,218 2,218 2,218 2,218 2,218 2,218 2,218 2,218 2,218 2,218 35,488 251 66 125 1,217 1,968 1,733 1,432 1,028 755 567 437 325 244 192 167 107 10,614 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7,607 7,265 7,494 5,193 3,639 2,566 1,825 1,186 725 431 287 0 38,220 4,968 2.1 勘探费 2.2 开发建设 工程费 2.3 经营成本 2.4 增值税 2.5 矿 费 2.6 所得税 3 4 5 6 税后净现 累计税后净 税前净现 累计税前净现 金流量 现金流量 金流量 金流量 0 0 0 0 -4,968 0 2,544 -958 -5,433 -4,469 19,571 23,448 17,487 12,116 8,492 5,987 4,259 2,768 1,693 1,005 670 -190 84,021 -4,968 -4,968 -2,424 -3,382 -8,815 -13,284 6,287 29,735 47,221 59,338 67,829 73,817 78,075 80,844 82,536 83,541 84,211 84,021 -4,968 0 2,544 -958 -5,433 -4,469 27,178 30,713 24,981 17,309 12,131 8,553 6,084 3,955 2,418 1,435 957 -190 122,241 -4,968 -4,968 -2,424 -3,382 -8,815 -13,284 13,894 44,607 69,588 86,897 99,028 107,581 113,665 117,620 120,038 121,474 122,430 122,241

BW油田探明储量损益表
年度 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 合计 年产油量 年产气量 万吨 56.63 112.82 90.11 72.94 59.13 65.12 67.36 48.18 61.83 65.48 63.31 51.80 39.76 30.19 22.42 17.23 13.43 10.75 8.69 3.79 2.85 1.34 1.20 亿方 年产凝析 油量 万吨 销售收入 万元 89,395 178,115 142,258 115,155 93,343 102,810 106,339 76,059 97,612 103,370 99,947 81,781 62,764 47,653 35,398 27,201 21,208 16,965 13,719 5,988 4,492 2,109 1,890 生产成本 销售税金 费用(操 及附加 作费) 万元 万元 4,117 4,470 14,184 8,906 16,248 7,113 13,965 5,758 13,961 4,667 24,225 5,140 28,590 5,317 19,882 3,803 19,882 4,881 19,882 5,168 20,377 4,997 16,406 4,089 16,406 3,138 16,406 2,383 16,406 1,770 16,406 1,360 16,406 1,060 13,882 848 13,882 686 11,020 299 11,020 225 8,802 105 8,802 94 税前利润 万元 80,808 155,025 118,897 95,432 74,715 73,444 72,432 52,374 72,849 78,320 74,573 61,286 43,220 28,865 17,222 9,435 3,742 2,235 -849 -5,331 -6,752 -6,799 -7,007 所得税 税后利润 万元 万元

966.35

1,525,569

361,154

76,278

1,088,136

五、经济极限法
(一)经济极限计算 (二)动态方法和曲线选择 (三)经济可采储量计算与取值

(一)经济极限计算
经济极限产量是油气田废弃时只能回收操作成本和税费的最低产量。

指标:一般油气藏常用的指标有极限产量、极限含水、极限水油比;
对热采开发的稠油,常用极限油汽比; 对气藏,常用废弃压力指标。 方法一:操作成本可变
极限油(气)产量= 固定成本 (油 ( 气 )价-吨油或气税费-吨 油 ( 气 )可变成本) ? 商品率

月产液量-极限油产量 极限水油比= 极限油产量

?方法二:操作成本固定
经济极限产量=操作成本/(油价-税费)

?方法三:吨液操作成本固定
经济极限液油比=(油价-税费)/吨液操作成本 经济极限含水=1-1/经济极限液油比

参数取值要求 1、油价和税费
? 取评估基准日的销售油价 ? 吨油(气)税费按实际发生值计算。包括:特别收益金、增值税、城市维
护建设税、教育费附加、资源税、矿产资源补偿费。

? 若生产中油气同出并且以原油为主,应根据气油比将气折算成当量油,用
公式表示为: 销售油(气)价=销售油价+气油比×天然气商品率×销售气价 吨油(气)税费=吨油税费+气油比×天然气商品率×千方气税费

2、操作成本
? 操作成本可根据近几年的变化趋势综合取值。
在操作成本中,部分费用随油气产量的变化而变化,称为可变成本,另一 部分费用与油气产量的变化无关,称为固定成本。

? 固定成本和可变成本劈分方法:
(1)按规定项目划分(据中石油2007年版管理): 可变成本包括直接燃料费、直接动力费、驱油物注入费、井下作业费、 稠油热采费、轻烃回收费、油气处理费、天然气净化费、运输费。 固定成本包括直接材料费、测井试井费、直接人员费用、维护及修理 费、其他直接费、厂矿管理费用。 (2)按本油气田项目测算划分; 在实际操作中,固定成本和可变成本可根据油气田实际测算取值 (3)根据经验取值; 可凭经验原则上固定成本取2/3,可变成本取1/3。

(二)动态方法和曲线选择
? 确定经济可采储量所用的动态方法和曲线原则上应与标定技术可采
储量一致。

? 对于已开发油田,主要依据产量与时间变化曲线、含油率或含水率 ?
或水油比与累积产油变化曲线、产量—累积产量线性关系曲线进行 确定。 对于已开发的气田,除可应用产气量——时间变化曲线、产气量— 累积产量关系曲线进行确定外,还可应用压降法求可采储量。 采储量。

? 只有根据成本求取了废弃地层压力或极限产量后,才能确定经济可

(三)经济可采储量计算与取值
? 对经济极限法评估的多个经济可采储量,在选值时,一般
以产量递减曲线法评估结果为准,但对含水高于80%的油 藏,应以水驱曲线法评估结果为准,以确保今后可采储量 的正增长为前提条件。

? 原则:动静结合;有实际证据;方法简单,参数确定合
理。

六、类比法
目的:确定评价单元经济采收率,计算经济可采储量。 (一)类比油气藏选择 应选择本油气田的或邻近油气田的已开发油气藏,油气藏 特征与评价单元基本相似。 (二)类比参数确定 确定的类比参数包括地面条件、油气藏类型、埋藏深度、 储量丰度、储层岩性、储层物性、原油天然气性质、初 始产量、驱动类型、气藏压力等。在使用时,可根据评 价单元具体情况增删类比参数,填写类比表(表 1 和表 2)。

类比表

表1
参数 地 面 条 件 埋 深 储 量 丰 度 孔 隙 度

油藏参数类比表
渗 透 率 地下 原油 粘度 地面 原油 密度 平 均 单 井 稳 定 日 产 油量 技 术 采 收 率 经 济 采 收 率 其 他 参 数

可类比 油藏 本油藏

表2
参数 地 面 条 件 埋 深

气藏参数类比表
渗 透 率 储 集 类 型 气 藏 压 力 平 均 技术 经 济 其 单 井 采收 采 收 他 稳 定 率 率 参 日 产 数 气量

储 孔 量 隙 丰 度 度

可类比 油藏 本油藏

七、敏感性分析
进行敏感性分析的主要因素是油价、产能、投资和成本等。 储量类别不同,分析指标不同。

? 对未开发探明储量,主要影响因素为油价、产能、投资。 ? 对已开发探明储量,主要影响因素为油价和成本。 ? 对次经济储量,应分析其产生原因,提出可动用的意见和
政策建议。

? 对控制储量,分析主要因素变化对财务内部收益率的影
响,提出下步油气藏评价工作建议。

八、储量起算标准
1、储量起算标准定义和用途
? 定义:储量起算标准即储量计
算的单井下限日产量,是进行 储量计算的经济条件,各地区 及海域应根据当地价格和成本 等测算求得。
东部地区储量起算标准
油气藏埋藏深度 ( m) ≤ 500 > 500~ 1000 > 1000~ 2000 > 2000~ 3000 > 3000~ 4000 > 4000 单井油产量 ( m /d) 0.30 0.50 1.00 3.00 5.00 10.00
3

单井气产量 ( 10 m /d) 0.05 0.10 0.30 0.50 1.00 2.00
4 3

? 对未开发储量,含油面积内的
每口探井或评价井所产生的销 售收入应能回收开发井投资、 经营成本和税费。

? 用途:圈定探明含油面积。

实例-----某油田H区块
?该区块为稠油,采用蒸汽吞吐开
采。

?规范中1000-2000米井深,储量
起算标准为1m3/d,而根据当时实 际油价成本计算的是4.2吨/日,差 别太大。
高3-72-108

吞吐6.6t/d

吞吐2.6t/d

吞吐9.4t/d

九、SPE和SEC与China储量经济评价比较
China 评价 目的 衡量勘探效果,为开发方 案编制打基础,为国 家战略规划服务 对探明未开发储量,油价 取油公司项目评价油 价;对探明已开发储 量,油价取评估时的 实际销售值 对探明未开发储量,成本 为经营成本和费用; 对探明已开发储量, 成本为直接经营成本 (即操作费) 行业基准收益率,陆上一 般为12%,海上为15% 折现率一般为12% SPE 科学地提供近似的公平 价值,可以面向政 府、企业的管理者 或储量买卖者。 油价取评估基准日之前 12个月的实际发生 平均值 成本可取评估基准日之 前12个月的实际发 生平均值,也可根 据实际变化 没有要求 折现率建议取不同的数 值 SEC 向股票投资者批露油气储 量及其相关的生产活 动,给资产评估师提 供按产量法折旧计算 的油气资产 油价为评估基标日的实际 值,即年末最后一天 的发生值,并在评价 期保持不变

油价

成本

成本为评估基标日的实际 值,指操作费 税前未来净收入大于等于 零 10%

判断 指标 折现率

SPE和SEC与中国储量评估理念不同
? 储量评估目的不同决定评估理念不同,储量评估理念反映
在储量表述中。

? SPE和SEC证实储量评估理念保守,尤其SEC更保守,反映
在储量取低值,保证今后储量正增长,用概率表述要求证 实储量概率90%。

? 中国探明储量不同类别表述不一致。探明地质储量评估理
念为最佳估计值,用误差表述,相对误差不超过±20%。 经济可采储量用概率表述,探明经济可采储量概率80%。

十、经济可采储量评价标准制定的问题
? 三大油公司均有自己的项目经济评价规定,参数规定不一
致,由于彼此资料封锁,经济评价人员很难了解到其它公 司情况,而储量的经济性主要是符合油公司规定,同时目 前经济评价评估师偏少,因此目前迫切需要增加经济评估 师,组成行标制定小组,加快行标制定工作。

? 经济评价参数具有时效性,需要根据各大公司变动适时发
布调整,让储量评价人员和评估师及时掌握动态情况,进 行评估。

? 基准参数是否统一,经济可采储量是否需要进一步分类,
储量经济评价是否开展国民经济评价等标准制定中遇到的 问题需要讨论定妥。

敬请各位评估师指教, 谢谢!


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