一文了解油气资源储量及分类

　　在新闻报道涉及油气资源和储量时，经常能够看到探明储量，油气资源量等等专业名词，它们具体的含义和区别您都了解吗？今天大非给大家大致梳理了一下油气资源储量的相关概念及划分依据，快来看看吧！

　　油气资源储量分类是资源储量管理与研究的基础。关于我国油气资源储量的概念和分类，从1966年至今经历了数轮更改和修订，反映了在相应历史条件下人们对以数量、质量、空间等为表征的矿产资源的认识，是在不断地演进和发展中的。我国现行分类国标为《油气矿产资源储量分类》(GB/T19492-2020)（以下简称“20版国标”），于2020年5月1日实施。该版国标在2004版国标的基础上进行了较大幅度的修订和补充，其中将油气资源储量分为“1个资源量和3个地质储量（预测地质储量、控制地质储量、探明地质储量）”。

　　在地壳中由地质作用形成的、可利用的油气自然聚集物。其中油气指石油、天然气、页岩气和煤层气。以数量、质量、空间分布来表征，其数量以换算到20℃、0.101MPa的地面条件表达，可进一步分为资源量和地质储量两类。

　　待发现的未经钻井验证的，通过油气综合地质条件、地质规律研究和地质调查，推算的油气数量。资源量是发现石油之前计算的油气数量，可靠性比较低。之前04版国标将资源量分为地质资源量和可采资源量，更新后的国标中资源量不再分级，且不包含已经发现的地质储量。

　　在钻井发现油气后，根据地震、钻井、录井、测井和测试等资料估算的油气数量，分为预测地质储量、控制地质储量和探明地质储量。这地质储量按勘探开发程度和地质认识程度其可靠度依次由低到高。储量是发现石油之后计算的油气数量，一般是针对一个构造和一个小的区域进行计算的，可靠性比较高。

　　钻井获得油气流或综合解释有油气层存在，对有进一步勘探价值的油气藏所估算的油气数量，其确定性低。

　　在控制技术可采储量中，按合理预测的经济条件（如价格、配产、成本等）估算求得的、可商业采出的油气数量。

　　在探明技术可采储量中，按合理预测的经济条件（如价格、配产、成本等）估算求得的、可商业采出的油气数量。

　　在了解了我国油气资源储量术语和定义的基础上，接下来大非对勘探开发阶段划分、资源储量类型区分和估算流程、油气田开发状态等三个方面进一步进行介绍，相信大家对我国资源储量分类的理解会更上一层楼。

　　20版国标按照“有没有”“有多少”和“可采多少”的逻辑，将勘探开发阶段精简划分为预探阶段、评价阶段和开发阶段共三个阶段：

　　通过地震等物化探以及预探井钻探，圈定出有利含油气区带和优选有利圈闭（甜点区），基本查明构造、储层、盖层、油气藏特征等情况，发现油气藏。

　　在预探阶段发现油气藏后，进行地震勘探和评价井钻探，查明构造形态、储层分布、储层物性变化等地质特征，以及油气藏特征、储集类型、驱动类型、流体性质及分布和产能特征，明确开采技术条件和开发经济价值，完成开发概念设计。

　　编制开发方案，按开发方案实施开发井网钻探，完成配套设施的产能建设，进行油气开采生产活动，并在生产过程中对开发井网进行调整、改造和完善，提高采收率和经济效益，直至油气田废弃。

　　需要说明的是，０４版国标中将控制和预测地质储量与圈闭预探阶段相对应，探明地质储量与评价阶段相对应。而在实际油气勘探过程中，即使处于圈闭预探阶段，某一区域储量如果能达到探明要求，也应可以提交探明储量报告。因此，２０版国标在简化勘探开发阶段划分的基础上，将预探阶段、评价阶段和开发阶段的成果与提交何种级别的储量脱钩，在各阶段，只要在矿权范围内发现的油气储量达到探明要求，均可以向国家提交探明储量报告，申请探明储量备案。这在探采合一的制度中，将会加快油气探明储量的发现和提交。

　　依据油气藏的地质可靠程度和开采技术经济条件和按照简明适用、与矿政管理改革同步考虑总要求，20版国标按照“1+3”原则把油气矿产资源分为“1个资源量和3个地质储量（预测地质储量、控制地质储量、探明地质储量）”，企业可根据技术能力确定技术可采储量，根据经营决策确定经济可采储量（图1）。

　　（3）估算预测地质储量时，应初步查明构造形态、储层情况，已获得油气流或钻遇油气层，或紧邻在探明地质储量或控制地质储量区、并预测有油气层存在，经综合分析有进一步勘探的价值，其地质可靠程度低。预测储量是制定评价钻探方案的依据。

　　（4）估算控制地质储量，应基本查明构造形态、储层变化、油气层分布、油气藏类型、流体性质及产能等，或紧邻在探明地质储量区，地质可靠程度中等，可作为油气藏评价和开发概念设计（开发方案）编制的依据。

　　（5）估算探明地质储量，应查明构造形态、油气层分布、储集空间类型、油气藏类型、驱动类型、流体性质及产能等；流体界面或最低油气层底界经钻井、测井、测试或压力资料证实；应有合理的钻井控制程度或一次开发井网部署方案，地质可靠程度高。探明储量是编制油田开发方案、进行油田开发建设投资决策和油田开发分析的依据。按我国规定，只有储量达到探明储量级别，油田才允许开发。

　　（6）估算技术可采储量时，在控制地质储量中根据开采技术条件估算控制技术可采储量，在探明地质储量中根据开采技术条件估算探明技术可采储量。

　　（7）估算经济可采储量时，在控制技术可采储量中根据经济可行性评价估算控制经济可采储量，在探明技术可处理中根据经济可行性评价估算探明可采储量。

　　（8）地质储量、技术可采储量与经济可采储量这三者是包含关系，地质储量中包含技术可采储量，技术可采储量中包含经济可采储量。地质储量强调其“第一性资料”是必要条件，而技术可采储量、经济可采储量是动态变化的，油气田从发现直至废弃的勘探开发过程中，矿业权人根据技术经济等条件的变化，要及时进行储量复（核）算、标定和结算。另外，估算地质储量、技术可采储量、经济可采储量，必须要达到相应的地质可靠程度和技术经济条件，其标识非常清楚，不容许有模糊地带。

　　新版国标不再对储量状态分类，只根据开发井网实施程度将油气藏或区块界定为未开发和已开发两种状态。

　　从目前来看，国际上较为通用的是PRMS体系（petroleum resources management system），它是由国际石油工程师协会（SPE）、世界石油大会（WPC）、美国石油地质学家协会（AAPG）、石油评价工程师协会（SPEE）等７个行业机构联合制定。该标准适用于海外油气资产的评价，也是美国证券交易委员会（SEC）执行的油气储量报告规则的重要参考。目前，国内三大石油公司已在海外上市，需按照SEC规则定期履行储量披露义务，另外，在油气资源储量的交易和企业融资中也经常利用PRMS标准对储量进行评估。

　　PRMS体系按纵轴对资源储量分级，按横轴对资源储量分类（图2）。纵轴由下至上代表项目成熟度或商业性机会的增加，横轴由左至右代表对可采出量的不确定性程度增大（图2）。其中原始石油总量根据项目的发现状态分为已发现和未发现两部分，已发现总量又分为商业性确定的储量和商业性不确定的潜在资源量两部分。其中储量根据油气资源的不确定性程度划分为证实储量（P1）、概算储量（P2）和可能储量（P3），潜在资源量也据此划分为C1，C2和C3。未发现部分除去不可采量为远景资源量，同样根据发现概率划分为1U（P90），2U（P50）和3U（P10）。由图可知，PRMS 体系分类更重视对资源储量的商业性划分，而与勘探开发阶段没有直接关系。例如，对于即使已达到分类国标条件的探明储量，在没有生产计划表的情形下也无法评估 PRMS 规则储量；如能达到 PRMS 体系商业开采条件，即使处于勘探初期亦可按照 PRMS 规则进行储量评估。

　　从储量定义上，我国与国外最根本的区别在于，国内定义的储量强调资源储量的客观存在性，在此基础上再区分技术可采量和经济可采量，沿着油气聚集→成藏→资源量→地质储量→技术经济可采储量的“正向思维”形成分类标准，关注点是静态的地质储量；而国外所指的储量更强调油气资源储量的资产价值，是指从某一时间以后能从油藏中商业性采出的石油数量，并且储量特指剩余的可商业开采量，沿着商业价值→资产经营→技术操作→地质资源量的“逆向思维”构建分类分级，关注点集中于动态的经济可采储量，并且每一步都关注不确定性。国外对各级储量的估算，甚至对远景资源量的估算，一般都使用可采储量的概念。

　　从储量分类来看，我国的储量分类标准与西方国家储量分类标准在含义上基本一致，不同级别的储量体现着储量的可靠程度，西方国家采用风险系数或概率界定来划分各级储量，我国是按照储量计算出的地质可靠程度来界定或划分各级储量。由于我国与西方国家储量的定义不同，导致储量分类的基础不同，因此国外的各级储量与我国的各级储量基本没有直接的对应关系，但有两个例外：我国储量分类标准中的剩余控制经济可采储量=国外的概算储量（P2），剩余探明经济可采储量=国外的证实储量（P1）。

　　20版国标明确，在使用与发布地质储量数据时，探明地质储量、控制地质储量和预测地质储量应单独列出，不得随意相加。另外国家发布探明地质储量和探明技术可采储量这两个指标。

　　“2019年，中国石油新增探明地质储量创了6年来的最高峰，达到11.2亿吨，其中，新增探明技术可采储量1.6亿吨。截至2019年底，全国石油剩余技术可采储量下降了0.5%，以此估算，全国石油剩余技术可采储量大约还有35.55亿吨。”