国际油价涨幅420_国际油价涨幅比例是多少

1.国际上油气可采储量管理分类标准差异

2.煤直接液化和间接液化哪个更具发展前景

国际上油气可采储量管理分类标准差异

孙冲　任玉林　黄学斌

（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

摘要 在研究了目前世界上三大阵营、5个层面的剩余可采储量管理分类标准基础上，分析对比了中外油气储量分类与管理模式差异，对国际上通行的储量标定方法进行了评价，结合我国油气储量标定要求，依据储量管理的目的和原则，优选出适合我国特点的剩余可采储量管理的分类标准——SPE标准。

关键词 国际油气项目 剩余可采储量 分类标准 管理模式 差异

International Difference in Classification Criteria of Oil/Gas Recoverable Reserves's Management

SUN Chong，REN Yu-lin，HUANG Xue-bin

（Exploration and Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）

Abstract Based on research in classified criteria of remaining recoverable reserve’s management，which includes three camps and five levels.It analysed and compared the difference between Chinese and foreign oil reserves classifications and managing modes，evaluated international popular reserves demarcating methods.Combined China’s demand of oil/gas reserves demarcation，according to the aim and principle of reserves management.It optimized classification criteria of remaining recoverable reserve’s management，which could suit China’s characteristics—SPE standard.

Key word International oil/gas project Remainder recoverable reserves Classification criteria Managing mode

在国外，“储量（Reserves）”通常指“在现行的经济与技术条件和政府法规下，预期指定日期之后能从地下的油、气藏中采出的原油、天然气的数量”。油气储量是油气公司的核心资产，是衡量油气公司的价值和成长的标准。对于一国的油气储量，首先要依据国际通行的标准和方法，对其储量进行合理评估。为此，国际各大石油组织、不同的国家和地区都相继建立了一系列用于油气储量评估的分类体系和评估规则。比较通用和国际公认的概念，来源于国际石油大会（WPC）、美国石油工程师协会（SPE）和美国证券交易委员会使用的SEC标准。我国石油企业经营管理的理念已发生了很大变化，储量管理也做了很多改进，但尚未与国际通行规则或SEC标准完全接轨，至少关于三级储量的概念，与国外就有很大的差别。需进一步阐明这些异同，以便为实现油气储量管理逐步与国际接轨创造条件。

1 世界主要资源国可采储量分类标准及特点

矿产资源的分级分类体系大体可以分为三大阵营和5个层面。三大阵营分别是指以美国、加拿大、澳大利亚、南非为代表的矿业大国阵营，以工业相对发达的北欧和矿业相对富有的南美为代表的北欧、南美阵营以及以俄罗斯和中国为代表的原计划体制国家阵营；5个层面分别指与资源勘探开发有关的公司层面、行业协会层面、国家层面、国际层面和资本投资层面（表1）。在石油方面，中东国家并没有自己独特的资源储量分类体系，这些国家基本上使用的是西方国家的资源储量标准，尤其是美国标准。无论是哪个阵营和层面，建立资源量和储量分级分类体系的目的为：①为正确量化而建立技术指标；②为相互交流建立对应关系。

表1 世界矿产资源分类体系

目前，主要资源国在剩余可采储量管理上，采用的分类标准主要有：SPE标准、中国储委新标准、俄罗斯分类标准、加拿大石油学会分类标准和挪威油气资源储量分类标准；在储量资产上市时，采用的标准为SEC储量分类标准。

1.1 SPE 可采储量分类标准

石油工程师协会（SPE）可采储量分类标准（图1）将剩余可采储量分为证实储量和未证实储量。证实储量细分为已开发的和未开发的，未证实储量细分为概算储量和可能储量。SPE油气储量标准定义主要包括3项内容：

（1）证实储量：是指在现行经济条件、操作方法和政府法规下，根据地质和（或）工程数据分析，合理确信地评估，从某一指定时间以后，从已知油气藏可以商业开采的石油数量。如采用概率法，那么实际开采数量将等于或大于此评估值的概率至少有90%。

（2）概算储量：地质和（或）工程数据表明很可能开采出来的未证实储量。如采用概率法，实际开采数量将等于或超过评估证实与概算储量总和的概率应当至少50%。

（3）可能储量：地质和（或）工程数据分析表明比概算储量可采性更差的储量。如采用概率法，实际开采数量将等于或超过评估证实加概算加可能储量总和的概率应当至少10%。

图1 SPE储量分类标准

1.2 中国储委新标准

为了与国际储量分类标准接轨，中国储委分别于2004年和2005年颁布了《石油天然气资源/储量分类》和《石油天然气储量计算规范》。中国储委新标准框图见图2。

图2 中国储委新标准

中国储委新标准定义包括3项内容：

（1）探明技术可采储量是指满足下列条件所估算的技术可采储量：①已实施的操作技术和近期将采用的操作技术；②已有开发概念设计或开发方案，并已列入或将列入中近期开发计划；③以近期平均价格和成本为准，可行性评价为经济的和次经济的。继续向下分为探明经济可采储量和探明次经济可采储量。

（2）控制技术可采储量是指满足下列条件所估算的技术可采储量：①推测可能实施的操作技术；②可行性评价为次经济以上，继续向下分为控制经济可采储量和控制次经济可采储量。

（3）预测技术可采储量是指满足下列条件所估算的技术可采储量：①乐观推测可能实施的操作技术；②将来实际采出量大于或等于估算的技术可采储量的概率至少为10%。

1.3 俄罗斯储量新标准

俄罗斯储量新标准框图见图3。

图3 俄罗斯储量分类新标准

1.4 加拿大石油学会储量分类标准

目前，加拿大制定了一系列油气储量分类体系和评估规则。根据加拿大NI51-101法则之油气活动披露准则（Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities），油气公司必须根据加拿大油气评估手册第一卷《储量定义和评估程序》（Volume 1 of the Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook（COGEH））来进行油气储量分类，并作为所有储量评价的标准。

参照2000年SPE和WPC共同起草的《石油资源量分类和定义》，对于储量，COGEH推荐采用证实储量（1P）、证实储量+概算储量（2P）、证实储量+概算储量+可能储量（3P）来反映其概率水平，同时认为证实储量（1P）是相对较为保守的，证实储量+概算储量（2P）是较为现实的，证实储量+概算储量+可能储量（3P）是较为乐观的。对于证实储量（1P），其评估储量可采出的概率为90%或更高；对于证实储量+概算储量（2P），其评估储量可采出的概率为50%或更高；对于证实储量+概算储量+可能储量（3P），其评估储量可采出的概率为10%或更高。加拿大石油学会储量分类标准框图见图4。

图4 加拿大石油学会储量分类标准

1.5 SEC 储量分类标准

SEC是1929年10月由美国联邦政府成立的一个专门从事金融管理和市场监督的机构。为保证上市油气公司信息披露的真实性和可靠性，确保投资者的利益，SEC制定了油气储量评估规则。所有在美国上市的油气公司必须按照这一规则进行储量评估，并披露评估信息，信息的披露直接影响着上市石油公司的股票价值和信誉。在证券市场，油气储量及其价值的变化很大程度上预示着投资价值的变化。SEC标准评估的证实储量只是储量序列中最为可靠、风险最小的那一部分，也是在开发后肯定会获得经济回报的那一部分。SEC储量分类标准框图见图5。

图5 SEC储量分类标准

SEC储量分类标准定义包括3个方面：

（1）证实储量：在现行经济和操作条件下，由地质和工程资料证明将来从已知油气藏中能以合理的确定性采出的原油、天然气和天然气液的数量，即价格和成本以评估时的实际情况为准。价格的变化只考虑合同协议中提供的现有价格的变化，但不包括将来条件改变引起的价格上升。证实储量又分为证实已开发储量以及证实未开发储量。

（2）证实已开发储量：是通过现有井、采用现有设施和操作方法预期可采出的储量。对于通过注水或其他提高采收率技术补充天然能量和改善一次开采机理预期可获得的油气增加量，若划归“证实已开发储量”，仅仅是指在先导项目试验之后，或已安装的流程取得生产效果而得以证实增加的可采储量是可实现的。证实已开发储量包括正生产和未生产储量。

（3）证实未开发储量：是指预期从未钻开发井地区的新井中，或需要支出相当多的费用进行重新完井能够采出的储量。未钻开发井的地区仅限于那些与已钻井相邻的可生产单元。对于其他未钻井地区，只有具备与现有产层存在生产连续性的条件，才能够定位证实储量。任何地区，只要注水或其他提高采收率技术的实施尚在设想中，其储量都不能归为证实未开发储量，除非这些技术通过同一地区同类油藏进行的试验证实是有效的。

1.6 各类储量分类标准间对应关系

（1）中国储委新标准—SPE—SEC储量分类标准对比：经过储量套改的中国储委新标准与SPE和SEC标准有较好的对应关系（图6），同时存在一些比较小的差异：①中国储委新标准剩余可采储量管理目的是尽可能最大限度利用资源，偏重于计算技术剩余可采储量，反映油田开发水平的高低；②SPE标准适用于国际油公司间的资产评估，注重公平利益竞争，是得到广泛认可的真正国际化的中立标准，在储量交易过程中是被世界上大多数国家和油公司普遍认可的标准。

图6 中国储委新标准—SPE—SEC储量分类标准对应关系

（2）俄罗斯储量新标准与SPE分类对比：俄罗斯储量新标准的A级、B级、C1级和C2级可采储量分别对应SPE标准的证实已开发、证实未开发、概算和可能级别储量。

（3）SPE—SEC储量分类标准对比：SPE和SEC储量分类标准在技术可操作性、经济条件、时间属性、流体界面及含油面积等5个属性上具有明显不同（表2）。同时，SPE和SEC储量分类标准在储量标定方法上也存在一定差异，SEC储量分类标准更加严格；虽然SEC也认可类比法，但是要求油藏较类比油藏具有相同或更好的储层性质，而SPE只要求油藏性质类似即可（表3）。

表2 SPE—SEC储量分类标准对比（一）

表3 SPE与SEC储量分类标准对比（二）

2 储量管理国际通行标准发展趋势

展望世界油气资源与储量分类标准，可以看到其发展趋势：

（1）SPE标准是到目前为止最为全面和最具权威性的石油资源/储量分类标准，目前西方国家，尤其是美国、加拿大、澳大利亚和委内瑞拉等国的大油公司参照和直接使用的油气资源/储量的体系。近年来，中国、俄罗斯等国的储量标准也逐渐向此靠拢。

（2）对剩余可采储量实行动态管理：西方（尤其证券市场）的油气储量是运用“商业价值—资产经营—市场化可行性—可采储量—地质储量”的逆向思维来建立的，立足点在动态的剩余可采储量上；国际通行标准的分类，以剩余可采储量的可靠性和可利用程度划分为主，储量与评价程度、开发阶段紧密相连。

（3）剩余可采储量本身必须是经济的：对于储量，首先考虑经济极限，然后考虑现有储量的开采能否收回储量基准日之后的所有投资和成本，经济性对储量的大小有直接影响。储量评估标准的应用在部分地区受到区域限制，比如加拿大公司要求采用加拿大储量评估标准，哈萨克斯坦要求采用俄罗斯标准，目前世界上大多数咨询公司在开展储量评估时大多认可和采用SPE储量分类标准（表4）。

表4 储量评估公司开展项目评估时采用的储量分类标准对比

综上所述，中外油气储量分类与管理模式上存在以下差异（以美国为例）：①油气储量用途上的差异，中国将其用于国家资源管理规划和指导勘探开发及中长期规划，而美国为满足国家法律、规定的要求和公司管理、竞争的要求；②油气储量概念上的差异；③油气储量计算时间上的差异，中国各级储量的计算与勘探开发阶段相联系，而美国计算储量一般不限于勘探开发阶段，根据需要，随时都可计算3P（Proved Reserves，Probable Reserves，Possible Reserves）储量，作为资产管理，计算更加频繁；④油气储量分类及可靠性的差异；⑤油气储量经济性上的差异，中国的油气储量计算对商业性考虑不够，存在部分探明储量无法动用情况，而美国证实储量必须是储量评价时具有经济性的，一般不存在不能开发的虚证实储量数据；⑥油气储量级别要求上的差异，产能把握性、地质储量可靠性和提高采收率方法方面存在差异；⑦油气储量管理模式的差异，国外油气储量管理的对象主要是可采储量、经济可采储量和剩余经济可采储量，强调的是储量的货币价值，国内现行油气储量管理的对象是地质储量，强调的是各种储量的序列结构。国外对油气储量的管理实行动态管理，分类评价的主导思想是在现有开采技术、经济约束条件下是否盈利，对达不到经济条件的储量进行及时的调整，降低储量级别，体现出鲜明的经济观和现实观。国内对开发储量的分类和管理比较粗放，对未来开发探明储量的分类和管理则较细，体现了鲜明的前瞻性和宏观性。

国外对油气储量的评价主要依靠经济条件、现有的工艺技术、现行的政府法规是否具有商业价值。国内现行的评价依据主要是根据勘探开发阶段对油气储量的认识程度。国内可采储量允许一定推测，而国外强调“眼见为实”。

3 油公司储量管理选用分类标准的原则

（1）从技术上能够更好地指导开发生产，为油公司制定发展战略、决策及有关海外在产油田的技术经济政策等提供依据。

（2）满足油公司储量资产评估及管理的需要：主要是国际油公司间储量资产横向对比以及对外发布储量资产信息的需求。

（3）满足国内储量管理需求。

（4）处理好油公司与海外在产油田所属资源国之间储量管理的关系：油公司储量资产分布在世界各地，如何同时满足油公司和资源国对开发生产项目储量管理的需要，处理好其中的分歧是需要解决的问题之一。

（5）处理好油公司与不同作业者之间的关系（对储量资产的评价达成共识）：同一个项目拥有两个或两个以上作业者，如何处理好不同作业者之间的储量资产核实认同的关系是需解决的问题之一。

4 国际油气项目中的储量分类、评估和管理体系

（1）为加快我国油气储量评估与国际通用规则的接轨同步，海外项目储量管理要由地质储量为主转变为地质储量和可采储量并重，由静态储量为主转变为静态储量和动态剩余可采储量并重，以实现油气资产化动态管理。

（2）我国油气储量分类与国际通用标准的主要差别在探明经济可采储量方面（我国储量新标准虽考虑了证实储量的分类原则，探明剩余经济可采储量可以基本对应SPE/WPC的证实储量，但其细分又不能对应）。为与国际接轨，我国应增加对可采储量动态价值的考量，使我国的储量分类体系既符合国情与习惯，又能实现国际间交流合作与海外项目的正常经营要求。

（3）对于探明已开发储量的评估应按照SEC标准，采用国际通用的现金流法，计算剩余的可采储量的经济价值。

（4）为适应国外油气储量市场的激烈竞争和石油公司参与国际上储量转让与合作开采的要求，对包括探明已开发储量、探明未开发储量等不同级别的油气储量，都应建立净现值法和投资回收期法等多种不同的评估方法，为海外项目的投资决策提供技术支持。

（5）要按照SEC的做法，把储量作为一种资产，储量评估侧重于证实剩余经济可采储量和储量资产剩余价值的计算。计算一般分已开发储量的剩余价值和未开发储量的剩余价值。对已开发储量的评估主要应用产量递减分析法和数值模拟法。对未开发储量来说，应按照国际勘探和评价期，用类比模拟法和容积法等方法做好石油天然气可开采储量的评估、油井生产能力的早期评价、开发方式的早期预测、开发层系和井网的筛选、井网密度合理确定以及油田开发早期主要开发指标和早期的预测等工作。

（6）油气储量是一个海外油气开发项目赖以生存和发展的基础。油气储量评估则是项目获得成功的关键。根据国际石油市场原油价格、开发成本及油田变化规律，搞好海外油气项目的储量评估，是提高油田开发效果、实现利润最大化、投资回报最大化的有力保障之一。海外项目应该定期，尤其是重大投资决策或油价、税收政策发生变化或开采技术实现重大突破时，对油气的剩余价值进行重新评价，分析开发速度和投资、开发技术及成本结构的内在联系，并以此作为依据制定和修改有关部署和决策，调整投资方向。

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煤直接液化和间接液化哪个更具发展前景

煤的液化方法主要分为煤的直接液化和煤的间接液化两大类。

（1）煤直接液化煤在氢气和催化剂作用下，通过加氢裂化转变为液体燃料的过程称为直接液化。裂化是一种使烃类分子分裂为几个较小分子的反应过程。因煤直接液化过程主要采用加氢手段，故又称煤的加氢液化法。

（2）煤间接液化间接液化是以煤为原料，先气化制成合成气，然后，通过催化剂作用将合成气转化成烃类燃料、醇类燃料和化学品的过程。

煤炭直接液化是把煤直接转化成液体燃料，煤直接液化的操作条件苛刻，对煤种的依赖性强。典型的煤直接液化技术是在400℃、150个大气压左右将合适的煤催化加氢液化，产出的油品芳烃含量高，硫氮等杂质需要经过后续深度加氢精制才能达到目前石油产品的等级。一般情况下，一吨无水无灰煤能转化成半吨以上的液化油。煤直接液化油可生产洁净优质汽油、柴油和航空燃料。但是适合于大吨位生产的直接液化工艺目前尚没有商业化，主要的原因是由于煤种要求特殊，反应条件较苛刻，大型化设备生产难度较大，使产品成本偏高。

煤直接液化技术研究始于上世纪初的德国，1927年在Leuna建成世界上第一个10万吨／年直接液化厂。1936～1943年间，德国先后建成11套直接液化装置，1944年总生产能力达到400万吨／年，为德国在第二次世界大战中提供了近三分之二的航空燃料和50％的汽车及装甲车用油。第二次世界大战结束，美国、日本、法国、意大利及前苏联等国相继开展了煤直接液化技术研究。50年代后期，中东地区廉价石油的大量开发，使煤直接液化技术的发展处于停滞状态。1973年，爆发石油危机，煤炭液化技术重新活跃起来。德国、美国及日本在原有技术基础上开发出一些煤直接液化新工艺，其中研究工作重点是降低反应条件的苛刻度，从而达到降低液化油生产成本的目的。目前不少国家已经完成了中间放大试验，为建立商业化示范厂奠定了基础。

世界上有代表性的煤直接液化工艺是德国的新液化（IGOR）工艺，美国的HTI工艺和日本的NEDOL工艺。这些新液化工艺的共同特点是煤炭液化的反应条件比老液化工艺大为缓和，生产成本有所降低，中间放大试验已经完成。目前还未出现工业化生产厂，主要原因是生产成本仍竞争不过廉价石油。今后的发展趋势是通过开发活性更高的催化剂和对煤进行顶处理以降低煤的灰分和惰性组分，进一步降低生产成本。

德国IGOR工艺

1981年，德国鲁尔煤矿公司和费巴石油公司对最早开发的煤加氢裂解为液体燃料的柏吉斯法进行了改进，建成日处理煤200吨的半工业试验装置，操作压力由原来的70兆帕降至30兆帕，反应温度450～480℃；固液分离改过滤、离心为真空闪蒸方法，将难以加氢的沥青烯留在残渣中气化制氢，轻油和中油产率可达50％。

工艺特点：把循环溶剂加氢和液化油提质加工与煤的直接液化串联在一套高压系统中，避免了分立流程物料降温降压又升温升压带来的能量损失，并在固定床催化剂上使二氧化碳和一氧化碳甲烷化，使碳的损失量降到最小。投资可节约20％左右，并提高了能量效率。

美国HTI工艺

该工艺是在两段催化液化法和H－COAL工艺基础上发展起来的，采用近十年来开发的悬浮床反应器和HTI拥有专利的铁基催化剂。

工艺特点：反应条件比较缓和，反应温度420～450℃，反应压力17兆帕；采用特殊的液体循环沸腾床反应器，达到全返混反应器模式；催化剂是采用HTI专利技术制备的铁系胶状高活性催化剂，用量少；在高温分离器后面串联有在线加氢固定床反应器，对液化油进行加氢精制；固液分离采用临界溶剂萃取的方法，从液化残渣中最大限度回收重质油，从而大幅度提高了液化油回收率。

日本的NEDOL工艺

1978~1983年，在日本政府的倡导下，日本钢管公司、住友金属工业公司和三菱重工业公司分别开发了三种直接液化工艺。所有的项目是由新能源产业技术机构（NEDO）负责实施的。1983年，所有的液化工艺以日产0.1~2.4t不同的规模进行了试验。新能源产业技术机构不再对每个工艺单独支持，相反将这三种工艺合并成NEDOL液化工艺，主要对次烟煤和低阶烟煤进行液化。有20家公司合并组成了日本煤油有限公司，负责设计、建造和经营一座250吨/天规模的小型试验厂。但是，该项目于1987年由于资金问题**搁置。一座1t/d的工艺支持单元（PSU）按计划于1988年安装投产，项目总投资3000万美元，由于各种原因该项目进展的断断续续。1988年，该项目被重新规划，中试规模液化厂的生产能力被重新设计为150t/d。新厂于1991年10月在鹿岛开工，于1996年初完工。

从1997年3月~1998年12月，日本又建成了5座液化厂。这5座液化厂对三种不同品种的煤（印度尼西亚的Tanito Harum煤和Adaro煤以及日本的Ikeshima煤）进行了液化，没有太大问题。液化过程获得了许多数据和结果，如80天连续加煤成功运转，液化油的收率达到58wt%（干基无灰煤），煤浆的浓度达50%，累计生产时间为6200小时。

俄罗斯FFI工艺

俄罗斯煤加氢液化工艺的特点为：一是采用了自行开发的瞬间涡流仓煤粉干燥技术，使煤发生热粉碎和气孔破裂，水分在很短的时间内降到1.5～2％，并使煤的比表面积增加了数倍，有利于改善反应活性。该技术主要适用于对含内在水分较高的褐煤进行干燥。二是采用了先进高效的钼催化剂，即钼酸铵和三氧化二钼。催化剂添加量为0.02～0.05％，而且这种催化剂中的钼可以回收85～95％。三是针对高活性褐煤，液化压力低，可降低建厂投资和运行费用，设备制造难度小。由于采用了钼催化剂，俄罗斯高活性褐煤的液化反应压力可降低到6～10兆帕，减少投资和动力消耗，降低成本，提高可靠性和安全性。但是对烟煤液化，必须把压力提高。

煤炭和原油都是化石燃料，不同点是煤炭的含碳量高，含氢量低，结构紧密。煤炭一般碳含量在60%到90%，部分无烟煤甚至含碳量高达95%以上，而氢含量一般在5%左右。与液体燃料相比，煤炭不便于处理和运输，最重要的是煤炭不能够直接提供给内燃机和其它的内燃设备直接使用，而这些设备目前广泛用于各种运输车辆上，用于运输燃料的原油消费量超过了世界石油总消费量的50%。

液体燃料的广泛用途吸引了各国对煤制油（CTO）的研究。美国、日本、英国和德国等主要国家历史上都曾进行过大型煤炭液化的研发项目，出现了多种煤炭液化的工艺技术，但目前南非仍是唯一商业化运转煤炭液化的国家。2004年以来国际油价的迅速上涨又吸引了包括中国在内的很多国家对煤化油工业化的兴趣。