推进碳达峰碳中和是推动高质量发展的内在要求，“减煤、稳油、增气”是实现双碳目标基本路径的重要组成部分^[1]。然而国内油气储量和产量偏少，石油和天然气对海外依存度持续增高^[2]，2020年石油对海外依存度超过73%，天然气则超过43%^[3]。基于海外油气对我国能源供应的重要性，海外油气资源和储量不仅是油公司的核心资产^[4]，也是国家能源安全的有效保障^[5-6]，而储量分类分级和相应规范细则是油气核心资产经营管理的基础和抓手^[7]。主要国际石油组织和主要产油国都制定了石油储量分类分级体系和评估规范^[8]。中国石油公司在海外石油项目的获取、勘探开发和处置中，需要加强国际石油组织与资源国资源/储量分类分级和储量内涵研究^[9]，实践中通常采用SPE-PRMS[SPE，WPC，AAPG，SPEE，SEG，SPWLA，EAGE联合发表的石油资源管理系统（Petroleum Resources Management System）的SPE官方版本^[10]分类分级体系和储量评估，但是SPE-PRMS并没有岩性油气藏储量的分类分级规则和评估方法，也没有岩性含油气边界确定的方法。中国行业标准《岩性油气藏探明储量计算细则》对含油气面积、岩性含油气边界、有效厚度的划分确定了规则^[11]，但不适合海外岩性油气藏储量的分类分级和评估。

在海外石油储量评估中，评估人员对储量不确定性的把控程度不同，因此对储量分类分级、不同级别储量面积的圈定存在差异，评估方法也具有多样性。对于未开发或处于开发早期的油田，可以使用容积法、建模法和概率法，对处于开发中后期的油田，可以采用可靠程度高的动态法^[12]。因此，通常需要专家进行储量评审或国际第三方储量评估公司出具储量报告。从规范海外石油储量分类分级和评估角度考虑，客观上需要建立基于SPE-PRMS的油公司内部储量分类分级标准和制定储量评估技术细则^[8]。中国石油国际勘探开发有限公司发布的《中国石油海外油气储量规范》制定了公司内部储量分类分级标准，《中国石油海外油气储量规范应用指南》确定了评估方法，从油田地质特征、油藏参数、生产特征等方面考虑，推荐以确定法为主开展储量评估。根据SPE-PRMS对不同类别级别储量的定义、不确定性范围，结合中国石油进入海外油气领域30年储量评估的实践，提出海外岩性油气藏储量分类分级的划分规则和储量评估方法，以期为海外岩性油气藏储量分类分级和储量评估提供借鉴与指导。

SPE-PRMS将油气资源分为已发现原地量和未发现原地量。已发现的原地量分为：产量、储量、条件资源量和不可采量；未发现的原地量分为远景资源量和不可采量（图 1）。储量（Reserves）是在限定条件下，自给定日期起，通过开发项目应用于已知油气聚集体，预计可商业开采的油气量。储量具备已发现、可采、商业和剩余四要素^[13-15]。储量的低、最佳、高估算值分别为估算的1P，2P，3P储量，相关增量分别称为P1（证实储量）、P2（概算储量）和P3（可能储量）。条件资源量（Contingent Resources）是在给定日期，通过应用在由于一个或多个偶然性而目前不被视为商业性的开发项目，估算的已知聚集体潜在的可采油气量。条件资源量的低、最佳、高估算值分别为1C，2C，3C，相关增量分别用C1，C2，C3表示（图 1）。P1和C1，P2和C2，P3和C3的商业成熟度不同，当项目的条件资源量满足划分为储量的条件时，若无新的参数信息，则技术可采量的分布和分级界限原则上不变。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 SPE-PRMS 2018资源分类框架 Fig. 1 SPE-PRMS 2018 resources classification framework

P1储量是指通过地球科学和工程数据分析，自给定日期起，在确定的经济条件、作业方式及政府规定下，能合理地确定从已知油气藏中商业开采的石油估算数量。如果采用确定法，则“合理确定性”这一术语旨在表明采出这些石油估算数量的置信度高；若采用概率法，则实际采出量等于或超过估算量的概率至少是90%，常称1P或证实储量。P2储量是指通过地球科学和工程数据分析表明其采出的可能性低于证实储量，但确定性高于可能储量的储量增量，实际剩余采出量大于或小于证实储量加概算储量（2P）的可能性相同，即当采用概率法时，实际采出量等于或超过2P估值的概率至少为50%。P3储量是指通过地球科学和工程数据分析表明其采出的可能性低于概算储量的储量增量，项目的最终可采量超过证实储量、概算储量与可能储量之和（3P）的概率较低，这相当于高估值的情景；当采用概率法时，实际采出量等于或超过3P估值的概率至少为10%。

海外岩性油气藏通常依据项目的商业机会划分已发现的剩余可采量类别。中国石油国际勘探开发有限公司企业标准规定划入P类的储量一般必须有公司或资源国政府批准的开发方案；尚未编制正式开发方案的油气田（藏），若实际上已投入开发且符合资源国的相关规定，如长期试采等特殊情况，其储量也归入P类储量；同一油气田（藏）中，平面上或纵向上不包含在政府已批准开发方案范围之内的油气藏，按照资源国的法律、惯例和石油合同条款，不需要对其做开发方案，只需得到资源国政府批准，如预计5年内能投入开发，则其储量也归入P类储量^[16]。针对条件资源量的类别，由于不能满足一个或多个或有条件，目前不被视为是商业可采储量。

岩性-构造油气藏、构造-岩性油气藏、岩性油气藏应在岩性边界、构造含油气边界和矿权边界内，遵照油（气）顶、油（气）底、油（气）水界面、圈闭溢出点、断层或致密层封堵带等边界关系，按照不确定因素进行储量级别的划分。

P1储量已具有实际产量或具结论性的地层测试结果，并已经取全储量参数。对于岩性-构造油气藏，经过钻井、测井、地层测试证实具有确定的油气、油水界面或油、气底界，以断层或致密层封堵带和气底圈定天然气P1储量，以断层或致密层封堵带和油顶及油底之间范围圈定石油P1储量（图 2）。对于岩性油气藏，P1储量以具有商业产量或具商业测试流量的井为计算单元，其面积通常由生产井的泄油面积（1.5倍开发井距）和已知气底或已知油顶与已知油底限定的范围确定（图 2）。对于构造-岩性油气藏，P1储量圈定范围与岩性油气藏一致。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 石油各级储量与油顶、油底、油水界面、圈闭溢出点关系 Fig. 2 Relationships of oil reserves with oil top, oil bottom, oil-water contact, and trap spill point

P2储量是已有完钻评价井，测井具有油气显示；或与P1储量的邻区可能具有统一的油气水边界，但这些井均未测试，储量参数尚未落实；或是尚无评价井，仅根据P1储量的邻区类比推断的储量；或原来认为没有油气显示的评价井经过重新复查后待证实的储量。对于岩性-构造油气藏，P2储量与P1储量相邻，没有断层相隔，按P1储量已知油气底界构造线圈定的含油气范围，但该范围尚无油气井证实，或该范围较大且有少量没有生产过的井，不足以达到证实程度。在同一油气藏范围，根据探井已证实的油气底和推测的油气水界面或圈闭溢出点的深度，取其一半距离的构造线为界，由该一半距离构造线与已证实的油底构造线圈定P2储量，该圈定的含油面积范围内，尚无评价井证实（图 2）。若在同一油气藏范围，油水界面的深度已被证实，由P1储量的外边界和已证实的油水界面构造线之间所圈定的储量为P2储量，该圈定的含油面积范围内，尚无评价井证实。对于岩性油气藏和构造-岩性油气藏，P1储量边界到其与岩性边界的一半距离范围内的储量为P2储量。如岩性或储层物性变化较剧烈，P2储量也可按P1储量外推1个开发井距确定。在同一油气藏范围内，已知油顶之上范围内的储量为P2储量。根据电测曲线特征解释，确认具有油气显示可供开采的储层，该储层尚未测试或没有确定的岩心分析结果，则该储层的储量为P2储量。

P3储量是未证实的油气藏范围内，经过地震详查以及其他方法已经落实的圈闭内有可能存在的油气储量。由于圈闭内的油气层变化、油气水关系尚未查明，储量参数由类比法确定。根据地质、工程条件分析和类比，有可能存在的油气储量。对于岩性-构造油气藏，在同一油气藏范围内，根据探井已证实的油底和推测的油水界面的深度，取其一半距离的构造线为界，由该一半距离的构造线与推测的油水界面或圈闭溢出点的构造线所圈定的储量为P3储量，该圈定的含油面积范围内，尚没有评价探井（图 2）。对于岩性油气藏和构造-岩性油气藏，P2储量边界到岩性边界范围内的储量为P3储量；如圈闭内没有或尚不能确定油水（或气水）界面，则P3储量应以圈闭溢出点确定；如岩性或储层物性变化较剧烈，P3储量也可按P2储量外推1个开发井距确定。根据地层电测曲线特征解释的疑似油气层，如果有理由怀疑其具有生产能力，在这些地层中可能会发现的储量为P3储量。

由岩性含油气边界、油气水边界、致密层封堵带等综合圈定含油气面积，面积内的井应达到P类储量标准。

岩性含油气边界简称岩性边界，一般指储集体岩性或物性发生变化而形成的含油气边界。钻井约束的高分辨率地震资料解释的渗透储层尖灭线（或有效厚度0值线），可用于圈定岩性边界。在P类储量井到渗透储层尖灭线（或有效厚度0值线）的距离不大于3~4倍开发井距的情况下，对于中—高孔渗储层，尖灭线可直接确定为岩性边界；对低孔渗储层，经论证能够达到P类储量标准的最小有效厚度（或对应的渗透储层厚度）等值线确定为岩性边界。同一储层中，P类储量井与未达到P类标准的外侧井距离不大于3~4倍开发井距的情况下，由P类储量井按照下列原则外推确定岩性边界：①外侧井岩性尖灭或为干层，外推1/3~1/2井距；②外侧井见油气显示，外推2/3井距；③外侧井获低产油气流，外推到外侧井。

P类储量井4倍开发井距之内无外侧井或无渗透储层尖灭线的情况下，按照下列原则外推确定计算线：①较小的透镜状砂体或条带状砂体横向方向外推不大于1倍开发井距；②地震预测连续性较好的或条带状砂体延伸方向外推不大于1.5倍开发井距。

已查明流体界面的油气藏，用以圈定含油气面积的流体界面，应经钻井取心资料或测试资料证实；当流体分异清楚时，可靠的压力测试资料和测井解释结果也具有较高的可信度^[11]。未查明流体界面的油气藏，应以测试证实的最低出油气层（或井段）底界或有效厚度值外推圈定含油气面积。在储层厚度和埋藏深度适当等条件下，高分辨率地震解释预测的流体界面，经钻井资料约束解释并经新钻井资料验证有高置信度时，可作为圈定含油气面积的依据。

岩性油气藏应在岩性边界、含油气面积和矿权边界内确定各级别储量的面积。P1储量是以具有商业产量或具商业测试流量的井为计算单元，其面积通常由生产井的泄油面积（1.5倍开发井距）和气底或油顶与油底限定的范围确定；P1储量边界到其与岩性边界或推测油水（或气水）界面的一半距离范围内的储量定为P2储量；对于岩性或储层物性变化剧烈的岩性油气藏，P2储量也可以按P1储量外推1个开发井距确定。P2储量边界到岩性边界或推测油水（或气水）界面的范围内的储量定为P3储量。

油气层有效厚度是指油气层中具有产油气能力部分的厚度，即工业油气井内具有可动油气的储集层厚度。有效厚度的划分首先应用岩心分析资料、测井解释资料、测试资料，特别是单层试油资料，研究岩性、物性、电性与含油性关系后，确定划分的岩性、物性、电性的下限标准；其次应用测井资料定性、定量解释方法制定出油、气层的判别标准和夹层扣除标准；最后再应用测井资料及其解释参数划分油、气层有效厚度。

为满足合理确定性和商业生产能力的要求，P1储量的有效厚度应具有可靠的地层测试资料，并证明其生产能力，或有充分的测井资料，非常有把握地证明评估层段对生产具有重要贡献。P2储量的有效厚度确定程度比P1级低，有效厚度的确定缺乏结论性的测试资料，并且测井曲线上没有P1级那样的明显特征证明评估层段的生产能力。P3储量由于在岩石物理解释方面的不确定性，有效厚度有较大的不确定性，尤其是对生产的潜在贡献不确定性较大。

从掌握油田地质特征、油藏参数等需要出发，推荐采用容积法开展岩性油气储量评估^[17]。

公制单位的油藏地质储量计算公式为

式中：N为石油地质储量，10⁴ t；A为面积，km²；h为储层有效厚度，m；φ为平均孔隙度；S_wi为平均原始含水饱和度；ρ_o为地面原油密度，t/m³；B_oi为平均地层原油体积系数。

英制单位的油藏地质储量计算公式为

式中：N为石油地质储量，bbl（桶）；A为面积，acre（英亩）；h为储层有效厚度，ft（英尺）；φ为平均孔隙度；S_wi为平均原始含水饱和度；B_oi为平均地层原油体积系数。

公制单位的气藏地质储量计算公式为

式中：G为天然气地质储量，10⁸ m³；A为面积，km²；h为储层有效厚度，m；φ为平均孔隙度；S_wi为平均原始含水饱和度；B_gi为平均地层天然气体积系数。

英制单位气藏地质储量计算公式为

式中：G为天然气地质储量，scf（标准立方英尺）；A为面积，acre；h为储层有效厚度，ft；φ为平均孔隙度；S_wi为平均原始含水饱和度；B_gi为平均地层天然气体积系数。

根据估算的地质储量和确定的采收率，按式（5）估算石油技术可采储量，按式（6）估算天然气技术可采储量：

式中：R_N为石油技术可采储量，10⁴ t或bbl；N为石油地质储量，10⁴ t或bbl；R_E为采收率。

式中：R_G为天然气技术可采储量，10⁸ m³或scf；G为天然气地质储量，10⁸ m³或scf；R_E为采收率。

以厄瓜多尔安第斯项目T区块TP油田B油藏为例，对岩性油气藏进行储量分类分级和储量评估。T区块位于奥连特前陆盆地东部斜坡带^[18]，储量主要分布在白垩系Hollin组和Napo组，沉积环境为河流相、海陆过渡相和浅海-陆架相^[19-22]。TP油田发现于2012年，发育构造-岩性油藏和岩性油藏，生产油层有5层，为白垩系Napo组海陆过渡环境^[23]，主要包括潮控河口湾、潮控三角洲和浪控三角洲等。其中B层沉积相为潮控河口湾的分流河道、前缘砂坝及浅海相砂坝。由于潮汐作用，砂体厚度侧向减薄且横向分布不稳定，易形成岩性油藏，砂体的侧向变化是TP油田构造-岩性油藏以及岩性油藏的主要控制因素。B油藏内目前未发现油水界面，钻遇的油层均为纯油层，根据钻探结果，具有整体斜坡含油的特征。B层多口井砂岩不存在，形成岩性尖灭（图 3）。依据RMS属性储层预测以及钻井结果，在油层顶面构造图上按照岩性尖灭位置，确定储层面积，按照最低油底确定含油面积（图 4）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 厄瓜多尔奥连特盆地TP油田B油藏岩性尖灭剖面 Fig. 3 Lithologic pinchout profile of reservoir B in TP oilfield, Oriente Basin, Ecuador

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 厄瓜多尔奥连特盆地TP油田B油藏储量级别划分和含油面积 Fig. 4 Reserve categories division and oil-bearing area of reservoir B in TP oilfield, Oriente Basin, Ecuador

厄瓜多尔安第斯项目T区块TP油田已累产原油1.2×10⁶ t，B层已有1口井的生产资料，其他层位有10口井的生产资料。厄瓜多尔政府规定只要试油就可生产，不需要开发方案，因此B层油藏符合划分为P类储量的条件，并以1.5倍、2.5倍及3.5倍井距分别确定1P，2P，3P储量级别和圈定面积（图 4）。以岩心分析资料为基础，单层试油资料为依据，利用测井解释资料确定单井有效厚度，并根据试采和开发资料进行检验与修正。利用Petrel软件绘制各级别储量有效厚度图（图 5）。根据钻遇的B层油层厚度，综合B层顶面构造图，计算各级别储量平均有效厚度。通过B层内钻井、测井解释结果进行厚度加权获取储集层加权孔隙度和加权含水饱和度，地面原油密度取实测值，体积系数根据同区块钻井同层位原油测试的体积系数平均值进行界定，采收率利用童氏图版、水驱曲线、经验公式和类比法进行综合标定，利用容积法计算T区块TP油田B层油藏1P，2P和3P地质储量与技术可采储量。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 厄瓜多尔奥连特盆地TP油田B油藏油层厚度 Fig. 5 Oil layer thickness of reservoir B in TP oilfield, Oriente Basin, Ecuador

（1）海外岩性油气藏划入P类的储量一般必须有公司或资源国政府批准的开发方案。岩性油气藏P1储量以具有商业产量或具商业测试流量的井为计算单元，其面积通常由生产井的泄油面积（1.5倍开发井距）和已知气底或已知油顶与已知油底限定的范围确定。P1储量边界到其与岩性边界的一半距离范围内的储量为P2储量。P2储量边界到岩性边界范围内的储量为P3储量，如圈闭内没有或尚不能确定油水（或气水）界面，则P3储量应以圈闭溢出点确定。如岩性或储层物性变化较剧烈，P2储量可按P1储量外推1个开发井距确定，P3储量可按P2储量外推1个开发井距确定。推荐采用容积法开展岩性油气藏储量评估。

（2）P类储量井到渗透储层尖灭线的距离不大于3~4倍开发井距的情况下，对于中—高孔渗储层，尖灭线可直接确定为岩性边界；对低孔渗储层，经论证能够达到P类储量的有效厚度等值线确定为岩性边界。由岩性边界、油气水边界、致密层封堵带等综合圈定岩性油气藏含油气面积，面积内的井应达到P类储量标准。已查明流体界面的油气藏，用以圈定含油气面积的流体界面，应经钻井取心资料或测试资料证实。未查明流体界面的油气藏，应以测试证实的最低的出油气层底界，或有效厚度值外推圈定含油气面积。

（3）P1储量有效厚度应具有可靠的地层测试资料，并证明了其生产能力，或具有充分的测井资料，或评估层段对生产具有重要贡献。P2储量有效厚度的确定缺乏结论性的测试资料，并且测井曲线上没有P1级那样的明显特征来证明评估层段的生产能力。P3储量由于在岩石物理解释方面的不确定性，有效厚度有较大的不确定性，尤其是对生产的潜在贡献不确定性较大。