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摘要：原油价格是最敏感因素，低油价时期，常规油田经济极限产量增大而PD储量减少，操作成本是最关键因素;评估单元、递减曲线类型、评估初始点、递减率是SEC动态储量评估合理性的重要因素。该研究成果对其他油田公司评估SEC动态储量具有一定的指导意义。
关键词：SEC动态储量;储量评估;关键因素
0 引 言
SEC储量具有天然的资产属性，且与油田经营管理、经济效益息息相关。在油价较高的时代，油田公司处于盈利状态，SEC储量对经营形势的影响尚未显现，因此，储量的资产属性尚未受到应有的重视。
1评估单元划分
辽河油田是具有三大类12亚类岩性储层类型、19套含油层系、10种油藏类型、5种油品性质、多种开发并存的复式油气田，储量评估单元划分直接影响评估结果的准确性和合理性。在以曙光、欢喜岭等油田级别作为储量的评估阶段，不同岩性、不同油藏类型、不同油品性质、不同开发方式的油藏混杂在一起，产量变化规律研究合理性差，递减类型确定难度大，导致评估结果出现误差，原油价格、操作成本差别较大导致评估参数确定的合理性难以把握，储量评估结果难以体现低油价、高成本的超稠油特殊性。
目前，通过精细划分储量评估单元，有效地解决了整体评估阶段存在的诸多问题，突出了新的开发方式、新技术带来的开发模式变化，评估参数取值符合油田开发规律，评估结果更符合油田实际。
1.1 同一油藏不同岩性应分别评估
变质岩潜山油藏的储量和產量约占辽河油田的12%，在兴隆台、边台、静安堡等油田均有一定产量规模。由于变质岩裂缝性储层的特殊性，开发规律与砂岩油藏差别较大，因此，形成规模后应作为独立单元单独评估。如静安堡油田的砂岩和潜山石油地质储量、产量各占50%（表1），静安堡潜山油藏的产量递减率高于以注水开发为主的砂岩油藏递减率，以这2个单元评估能客观反映开发效果，使评估更具合理性。表2为以按油藏类型评估和整体评估方式得到的PD储量，由表2可知，虽然按油藏类型划分的PD储量略小于整体评价结果，但是能够体现油田开发规律的变化。
1.2 不同油品性质应单独评估
曙光油田是一个具有稀油、普通稠油、超稠油等多种油品性质的油田，由于不同油品的油价差异较大，经济极限产量不同，油田整体评估不合理。表3为曙光油田储量评估结果。由表3可知，曙光油田按油品划分评估的PD储量为2 678×104t，而按照整体评估则为2 836×104t，按油品划分评估的PD储量小于按油田整体评价结果，能体现油品售价变化。
1.3 规模转换开发方式的单元应单独评估
齐40块于1998年开展蒸汽驱先导试验，2005年进入蒸汽驱工业化开发，2008年150个井组全部转驱，转驱后产量不断上升，预计采收率可达到60%，与继续蒸汽吞吐相比，提高采收率26个百分点。2005年至2009年该区块处于热连通和驱替初期，2009年齐40块原油产量占原评估单元欢喜岭的40%。为体现规模转换开发方式提高采收率从而增加PD储量，2010年开始独立评估。
图1为蒸汽驱油藏评估结果。由图1可知，热连通和驱替阶段初期递减规律与蒸汽吞吐阶段相同，递减率为11%;进入蒸汽驱替阶段，递减阶段符合指数递减，递减率为8.8%。2010年齐40块作为独立单元评估PD储量为428×104t，评估的总可采量为1 998×104t，与中国的技术可采储量2 203×104t相匹配，待蒸汽驱递减率与蒸汽吞吐相近时，再合并到原评估单元整体评价。
2开发动态因素
开发动态因素主要包括递减类型选择、评估初始点、递减率等。
2.2.1 递减类型选择
PD储量评估方法主要有容积法、产量递减曲线分析法、类似水驱曲线法和油藏数值模拟等，最常用方法是产量递减曲线分析法。该方法是产量与时间的指数关系式，具有计算方便、参数直观、计算结果风险最小的特点，可直接判断递减率的取值是否合理，经济极限和矿权期限可直接在评估图上读出，评估结果可达到较高的置信度，能满足SEC对PD储量的基本要求。
递减曲线类型分为指数递减、双曲递减、调和递减[11]。指数递减形式适用于投入开发时间较短的油藏，产量对数与时间呈直线关系，产量递减速度快;调和递减形式适用于开发末期的油藏，递减率小、产量变化小;双曲递减曲线介于指数递减和调和递减之间，递减指数n较难确定，需通过与类似油田或区块类比获取。当递减率、评估初始点一定时，不同的递减类型对PD储量评估的影响较大。因此，开展储量评估时要在分析开发动态的基础上谨慎选取递减曲线。
2.2 评估初始点
评估初始点是评估基准日（一般为12月31日）的当月原油产量，而不是油田开始出现递减时的原油产量。评估初始点的选择非常重要，在原油生产正常的情况下，应选择基准日的产量，但如果评估基准日当月开展酸化、压裂等措施或关井较多，而导致生产不稳定或产量波动较大，应根据开发现状和下步工作合理确定评估初始点。评估初始点越高，PD储量越大，二者呈线性关系。油价对其影响程度较低。
2.3 递减率
递减率是根据油藏动态分析和产量变化规律确定的，若变化规律不明显，可以利用井组或单井递减率代替。图2为不同递减率下油价与PD储量变化关系曲线。由图2可知：不同油价下递减率对PD储量的影响差异较大，当油价低于1 807 元/t时，递减率对PD储量的影响较小;当油价不低于1 807 元/t时，递减率对PD储量敏感性较强，是影响PD储量的重要因素。
3结论
在储量动态评估中，应根据油田开发效果评价和产量开发规律研究现状，精细划分储量评估单元，合理选择产量递减曲线类型、评估初始点、递减率等重要参数，实现评估结果与油田实际开发规律相符合，使SEC动态储量客观、准确。
参考文献：
[1] 王永祥，段晓文，徐小林，等.SEC准则证实储量判别与评估方法[J].石油学报，2016，37（9）：1137-1139.
[2] 张浩，王国栋，朱高明，等.上市储量评估中经济因素[J].中国管理信息化，2016，19（12）：80-82.
关键词：SEC动态储量;储量评估;关键因素
0 引 言
SEC储量具有天然的资产属性，且与油田经营管理、经济效益息息相关。在油价较高的时代，油田公司处于盈利状态，SEC储量对经营形势的影响尚未显现，因此，储量的资产属性尚未受到应有的重视。
1评估单元划分
辽河油田是具有三大类12亚类岩性储层类型、19套含油层系、10种油藏类型、5种油品性质、多种开发并存的复式油气田，储量评估单元划分直接影响评估结果的准确性和合理性。在以曙光、欢喜岭等油田级别作为储量的评估阶段，不同岩性、不同油藏类型、不同油品性质、不同开发方式的油藏混杂在一起，产量变化规律研究合理性差，递减类型确定难度大，导致评估结果出现误差，原油价格、操作成本差别较大导致评估参数确定的合理性难以把握，储量评估结果难以体现低油价、高成本的超稠油特殊性。
目前，通过精细划分储量评估单元，有效地解决了整体评估阶段存在的诸多问题，突出了新的开发方式、新技术带来的开发模式变化，评估参数取值符合油田开发规律，评估结果更符合油田实际。
1.1 同一油藏不同岩性应分别评估
变质岩潜山油藏的储量和產量约占辽河油田的12%，在兴隆台、边台、静安堡等油田均有一定产量规模。由于变质岩裂缝性储层的特殊性，开发规律与砂岩油藏差别较大，因此，形成规模后应作为独立单元单独评估。如静安堡油田的砂岩和潜山石油地质储量、产量各占50%（表1），静安堡潜山油藏的产量递减率高于以注水开发为主的砂岩油藏递减率，以这2个单元评估能客观反映开发效果，使评估更具合理性。表2为以按油藏类型评估和整体评估方式得到的PD储量，由表2可知，虽然按油藏类型划分的PD储量略小于整体评价结果，但是能够体现油田开发规律的变化。
1.2 不同油品性质应单独评估
曙光油田是一个具有稀油、普通稠油、超稠油等多种油品性质的油田，由于不同油品的油价差异较大，经济极限产量不同，油田整体评估不合理。表3为曙光油田储量评估结果。由表3可知，曙光油田按油品划分评估的PD储量为2 678×104t，而按照整体评估则为2 836×104t，按油品划分评估的PD储量小于按油田整体评价结果，能体现油品售价变化。
1.3 规模转换开发方式的单元应单独评估
齐40块于1998年开展蒸汽驱先导试验，2005年进入蒸汽驱工业化开发，2008年150个井组全部转驱，转驱后产量不断上升，预计采收率可达到60%，与继续蒸汽吞吐相比，提高采收率26个百分点。2005年至2009年该区块处于热连通和驱替初期，2009年齐40块原油产量占原评估单元欢喜岭的40%。为体现规模转换开发方式提高采收率从而增加PD储量，2010年开始独立评估。
图1为蒸汽驱油藏评估结果。由图1可知，热连通和驱替阶段初期递减规律与蒸汽吞吐阶段相同，递减率为11%;进入蒸汽驱替阶段，递减阶段符合指数递减，递减率为8.8%。2010年齐40块作为独立单元评估PD储量为428×104t，评估的总可采量为1 998×104t，与中国的技术可采储量2 203×104t相匹配，待蒸汽驱递减率与蒸汽吞吐相近时，再合并到原评估单元整体评价。
2开发动态因素
开发动态因素主要包括递减类型选择、评估初始点、递减率等。
2.2.1 递减类型选择
PD储量评估方法主要有容积法、产量递减曲线分析法、类似水驱曲线法和油藏数值模拟等，最常用方法是产量递减曲线分析法。该方法是产量与时间的指数关系式，具有计算方便、参数直观、计算结果风险最小的特点，可直接判断递减率的取值是否合理，经济极限和矿权期限可直接在评估图上读出，评估结果可达到较高的置信度，能满足SEC对PD储量的基本要求。
递减曲线类型分为指数递减、双曲递减、调和递减[11]。指数递减形式适用于投入开发时间较短的油藏，产量对数与时间呈直线关系，产量递减速度快;调和递减形式适用于开发末期的油藏，递减率小、产量变化小;双曲递减曲线介于指数递减和调和递减之间，递减指数n较难确定，需通过与类似油田或区块类比获取。当递减率、评估初始点一定时，不同的递减类型对PD储量评估的影响较大。因此，开展储量评估时要在分析开发动态的基础上谨慎选取递减曲线。
2.2 评估初始点
评估初始点是评估基准日（一般为12月31日）的当月原油产量，而不是油田开始出现递减时的原油产量。评估初始点的选择非常重要，在原油生产正常的情况下，应选择基准日的产量，但如果评估基准日当月开展酸化、压裂等措施或关井较多，而导致生产不稳定或产量波动较大，应根据开发现状和下步工作合理确定评估初始点。评估初始点越高，PD储量越大，二者呈线性关系。油价对其影响程度较低。
2.3 递减率
递减率是根据油藏动态分析和产量变化规律确定的，若变化规律不明显，可以利用井组或单井递减率代替。图2为不同递减率下油价与PD储量变化关系曲线。由图2可知：不同油价下递减率对PD储量的影响差异较大，当油价低于1 807 元/t时，递减率对PD储量的影响较小;当油价不低于1 807 元/t时，递减率对PD储量敏感性较强，是影响PD储量的重要因素。
3结论
在储量动态评估中，应根据油田开发效果评价和产量开发规律研究现状，精细划分储量评估单元，合理选择产量递减曲线类型、评估初始点、递减率等重要参数，实现评估结果与油田实际开发规律相符合，使SEC动态储量客观、准确。
参考文献：
[1] 王永祥，段晓文，徐小林，等.SEC准则证实储量判别与评估方法[J].石油学报，2016，37（9）：1137-1139.
[2] 张浩，王国栋，朱高明，等.上市储量评估中经济因素[J].中国管理信息化，2016，19（12）：80-82.