王永祥1 段晓文1 徐小林2 王经荣3 袁自学3
1.中国石油勘探与生产公司；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院；3.中国石油勘探开发研究院
油气储量是油公司现在及未来开展上游活动的基础，是公司的核心资产，保持和提高油气储量的接替水平始终是油公司发展战略目标之一。随着国内油气勘探开发突出经济可采储量和主要油公司国际化程度的提高，依据国际准则开展储量及其资产评估与管理越来越受到油公司及相关方的重视。特别是在资本市场信息披露中，需遵照相关市场准入规则进行油气储量的评估及披露，向投资者提供相对可靠和标准一致的储量及其价值评估值。
自2009年以来，美国证券交易委员会（SEC）和美国财务会计准则委员会（FASB）更新并发布了7份油气生产活动方面的规则或说明（以下统称为“新准则”），以适应油气工业的实际和技术的发展，帮助投资者对油气储量和油气公司的相对价值有更深刻和全面的了解。依据SEC新准则开展的储量评估结果已被国际主要资本市场所接受。
1 SEC油气储量分类体系
1.1 储量分类
油气资源储量涉及现代社会的许多方面，由于不同的用途和管理侧重点，因而存在众多的分类体系。SEC于1978年和1982年通过了石油和天然气的披露要求，颁布了储量定义。长期以来，SEC油气储量仅包括“证实级”储量，直到2009年1月发布了“油气报告现代化”，此纲领性文件基本采用了2007年SPE、AAPG、WPC、SPEE 联合提出的石油资源管理系统（SPE-PRMS）分类框架。
SPE-PRMS以“发现”和“商业性”双因素分类，以“不确定性范围”分级，并以项目成熟度进行子类划分。SEC采用了SPE-PRMS分类体系中的“储量”类别，而“次商业”类别和“资源”类别未被纳入SEC储量体系。按确定性程度，SEC将储量分为3级：证实储量（P1）、概算储量（P2）和可能储量（P3）；按开发状态（已开发/Developed，未开发/Undeveloped）的分类适用于储量各个级别，如证实已开发（P1D）、证实未开发（P1UD）、概算已开发（P2D）、概算未开发（P2UD）、可能已开发（P3D）、可能未开发（P3UD）。SPE-PRMS按生产状态将已开发储量进一步分为正生产（Producing）和未生产（Non-Producing），适用于储量各个级别。作者认为按生产状态的分类尽管不属于SEC要求披露的范畴，但在SEC储量评估实际工作中应用相当广泛，从完整性和实用性出发，笔者将其纳入SEC的储量分类体系中，并提出如下的SEC油气储量分类体系（图1）。分类体系中的各级储量及其开发状态的术语及定义严格遵循S-X4-10（a）。应该特别指出，这一体系与中国现行的资源储量分类体系有重大区别，因而双方在储量定义和具体的储量评估原则上有明显不同，储量评估结果与分类分级差异较大。
1.2 主要术语与定义
1.2.1 证实储量
证实储量（P1）是指通过地球科学和工程数据的分析表明，在现行经济条件、操作方法和政府法规下，从某基准日到合同规定的开采期末（除非有证据表明延期是具有合理确定性的），无论采用确定性方法或概率性方法，均被评估为可以从已知油气藏采出的、具有合理确定性的、经济可采的石油和天然气量。油气开发项目必须已经启动，或者作业者在合理的时间范围内启动项目具有合理的确定性。
（1）证实储量面积
通过钻井圈定和通过流体界面（若有）确定的地区；尚未钻井，但根据已有的地球科学和工程资料能合理判断其具有经济生产能力并与现有油藏连通的地区。
（2）在缺少流体界面资料的情况下，钻遇的最低已知烃底（LKH）控制证实储量边界线，除非地球科学、工程或生产动态数据及可靠技术以合理的确定性表明存在更低的界面。根据SEC规则S-X4-10（a）[1]：可靠技术是指经过现场测试证明在被评价地层或类比地层可以得到具有一致性和重复性结果的具有合理确定性一种或多种技术（包括计算机技术）的组合。
（3）在钻井直接观察确定出最高已知油（HKO）深度，且可能存在伴生气顶的情况下，只有通过地球科学、工程或生产动态数据及可靠技术以合理的确定性表明存在更高的界面时，才能将位于HKO之上的油藏构造高部位的储量视作证实石油储量。
（4）在下列情况下，将通过应用提高采收率技术（包括但不限于各类流体注入）能够经济采出的储量划为证实储量：①在总体性质不好于目标油气藏的油气藏中进行的成功先导性试验，在目标油气藏或类比油气藏中已确立项目的实施，或采用可靠技术的其他证据确立了以项目为基础的工程分析结果的合理确定性；②项目开发得到了所有相关团体或实体，包括政府部门的批准。
（5）现有经济条件包括确定油气藏经济开采能力的价格和成本。价格应该是报告期截止日之前12个月的平均价格，取每月首日价格的未加权算术平均值（除非合同条款对价格进行了规定），不包括基于未来条件做出的价格上涨的调整。
1.2.2 证实已开发
证实已开发（PD）是证实储量中在以下条件下预计可采的储量：
（1）通过现有井及设施采用当前作业方法即可采出的量，或所需设备费用与钻新井费用相比较少；
（2）在不采用开发井开采情况下，应使用储量评估时的可操作的已安装的生产设备和基础设施。这种情况是针对油砂、油页岩、合成油气等非常规油气生产活动。
1.2.3 证实未开发
证实未开发（PUD）是指在未钻井区域通过新钻开发井或在已开发区通过较大投资对老井重新完井后才能采出的证实储量。
未钻井区域界定的证实未开发储量应紧邻现有已开发井，这些地区今后钻井有合理确定性获得经济产量；或者通过可靠技术能够证实其他更远的地区今后
钻井也具备合理确定性的经济产能。
未钻井区域划定证实未开发储量必须有已经批准的开发方案，除非存在特定情形，否则这些证实未开发储量都必须在初始上报后的5年内投入开发。
对于通过注液或其他提高采收率技术增加的证实未开发储量，要求这些技术已经通过实际项目在本油藏或类比油藏证实有效，或通过可靠技术证实提高采收率具备合理确定性。如果通过这些技术增加储量只是出于设想阶段，不能据此划定证实未开发储量。
2 判别标准
SEC没有详细列举储量的判别标准，因而储量特别是证实储量的评估原则或判别标准有众多方案。依据SEC新准则相关定义和要求，提出证实储量的“五项”判别标准。
2.1 合理确定性
合理确定性是证实储量界定中最基本的原则，可以应用在证实储量地质可靠性、技术可行性、经济可采性和项目可行性等具体因素的判断之中。
如果采用确定性方法，合理确定性意味着实际采出量的可靠性非常高。如果采用概率法，则实际采出量等于或超过估算值的可能性至少为90%。如果估算的储量被采出，则确定性较高，并且随着时间推移，不断增加的地球科学（地质、地球物理和地球化学）数据、工程数据和经济数据会使估算最终可采量（EUR）发生变化，具有合理确定性的EUR很可能增加或维持不变，而不是减少。
2.2 经济可采性
经济可采性是指储量具有经济生产能力，即生产后所产生的收益会超过或有合理的预期将超过其运营成本。证实储量经济可采性是SEC证实储量的基本要求，与公司项目经济性确定要区别对待。①证实储量经济可采性的判断是对证实储量独立开展经济评价，而公司内部项目经济评价通常包括其他级别储量；②证实储量经济可采性计算时不需要贴现，执行SEC证实储量评估有关成本和价格（油气生产活动的终端价格）的要求，而公司内部项目开发经济性评价通常依据公司特定规定（如内部收益率、油气价格等）。
正是基于公司内部项目商业可行性评价的个性特征，SEC有关证实储量和已开发项目的定义中强调经济性（Economic）而没有像SPE-PRMS采用商业可行性或商业性（Commercial）概念。
2.3 技术可行性
在技术上可行是基于现行的操作方法。要求已完成开发方案技术论证，包括管理层及其他相关方已经批准开发方案的所有技术层面，以此表明利用地质和工程数据，对项目在油藏工程、钻井工程、采油气工程及地面工程等方面实施具有合理的确定性。主要内容包括：开发概念描述（包括计划开采流程）；所需工程工作的说明（井数和井型、生产及相关配套设施、地面基础设施）；钻井及工程费用预算；产量预测和成本等经济因素。证实储量不应存在已被认定有可能妨碍项目实施的技术问题。
2.4 项目可行性
项目可行性是指项目开发、生产、销售具有合理确定性，包括项目满足公司内部投资回报要求并已做出最终投资决策或投资承诺（项目商业可行性），同时要考虑政府、合作方、市场等外部因素对项目最终实施的影响，对外部环境较为复杂的国际合作项目一般要求在最终开发投资决策做出后再计算证实储量。
2.5 启动开发项目
SEC强调证实储量必须对应开发项目。开发项目是把油气资源转变成经济可采的途径，一般是指具有明确的开始和结束点，完成后可生产、加工、运输原油或天然气的工程活动。一个单独油藏或油田的开发、正在开发油田的增产开发、或同一公司拥有相关设备的一组油田的综合开发，可以构成一个开发项目。
对PD储量而言，开发项目已全面运行，截止评估日时，用于PD储量生产的开发井已经完钻，所需的地面设施已完建，不再需要补充钻开发井或安装大的地面设施。对PUD储量而言，油公司及其他有工作权益的合作方、政府部门已经批准针对某个或几个油藏或油田实施开发项目。
如果投资决策只开发一次采油、二次采油或三次采油对应的部分储量，那么只有在下列情况下方可将其余储量视作证实储量：管理层做出开发其余储量的投资决策，通过前期开发或其他方式证明具有必需的确定性程度，且其余储量的开发会在5年内实施。
3 评估方法
SEC准则油气储量评估可采用确定法（Deterministicestimate）或概率法（Probabilistic estimate）。概率法可参阅相关文献，国内广泛使用确定性方法。确定法中具体采用的评估方法要根据资料录取情况、开发生产阶段、油气藏复杂程度及驱动类型等情况综合选择。通常证实储量级别是在评价阶段完成后在开发前或开发早期选择容积法进行评估，在开发后期选择动态法进行评估，在具体评估中要合理应用类比油气藏和可靠技术，确保评估结果满足证实储量合理确定性要求。
3.1 容积法
容积法属于间接性评估方法，不能直接确定储量大小，适用于油田或油藏早期阶段。评估时先通过容积法估算原地量（PIIP），通过类比等方法估算采收率（RE），再通过独立的原地量及采收率乘积得到最终可采量（EUR），储量是在最终可采量的基础上减去累计产量求得。
容积法评估涉及多项参数，其中，面积、有效厚度、采收率等关键参数选择时要考虑证实储量（EUR）未来保持不变或增加的要求（即采用保守原则），对达不到合理确定性的增量不应包括在证实储量中。
3.2 动态法
动态法评估主要是利用油气藏矿场实际资料的变化规律预测油气藏未来的发展趋势，结合集输条件和经济极限，求得证实储量。动态法是储量评估中相对准确的方法，主要包括递减曲线分析法（DCA）、物质平衡法、油气藏数值模拟法和辅助方法（原油包括含水率与累计产量法、含油率与累计产量法、水油比与累计产量法、水驱特征曲线法、注采关系法等其他产量动态趋势分析法（PPT）；天然气包括弹性二相法）等。不同评估方法具有不同的应用条件（表1）。
3.3 可靠技术
可靠技术是指经过矿场试验检验并在被评价地层或类似地层中得到一致性和可重复性证实的一项或多项技术（包括计算方法）的组合。证实储量的定义表明可靠技术可用于确定最低已知烃（LKH）、最高已知油（HKO）、提高采收率项目的合理确定性以及“紧邻区域”以外证实面积的合理确定性。
SEC至今也没有打算建立用于确定证实储量的可靠技术的名录，但在注释中列举可靠技术评估储量的示例是综合利用地震数据和解释、电缆地层测试、地球物理测井图以及岩心数据。国际油气储量界著名学者W.J.Lee提出了验证可靠技术的4步骤，包括：提议采用的可靠技术在储量评估与储量分类方面的贡献情况、在理论（理想）状态下的表现情况、验证（或反证）假设及记录验证项目的结果，并提出验证正确率需达到或者超过90%。
3.4 类比油藏
用于资源评价时，类比油藏（类比气藏，同理）具有与目标油藏相似的岩石和流体性质、油藏条件（深度、温度和压力）和驱动机理，但类比油藏一般比目标油藏的开发阶段更进一步，因此可以为解释有限的数据和评估采收率提供指导。类比油藏不仅可以应用到容积法评估时采收率、泄油面积、有效厚度下限等确定之中，也可以在动态法方法选择、递减类型判断、递减率确定以及可靠技术等具体应用之中。
评估证实储量时，类比油藏应与目标油藏具有相同的地质地层、相同的沉积环境、相似的地质构造和相同的驱动机理，类比油藏性质总体上要求不优于目标油藏。要根据类比目的，分析影响结果的关键参数，对关键参数进行类比，确保关键参数或参数组合达到总体不优于目标油藏的要求。
建立类比油藏序列是储量评估的基础性工作。可根据油气田实际情况考虑油藏类型、流体、驱动类型、开发方式、岩性、物性等因素逐级细分建立典型类比油/气藏序列。原则上类比油藏按独立开发单元（评估单元）建立，也可按试验区、井组或典型井等。根据最新资料对类比油藏中的原地量、证实最终可采量等核心参数进行动态复核。
4 总储量评估
4.1 扩边与新发现储量评估
4.1.1 评估内容
扩边与新发现储量是指评估年度内由于新发现的油气田、新油气藏或老油气藏扩边增加的油气量。扩边与新发现储量主要采用容积法评估，评估过程中应根据SEC合理确定性原则，重视类比油气藏和可靠技术的应用。对已投入开发并符合动态法评估要求的，可采用动态法评估。
评估对象主要包括：①油气藏评价项目结束，开发方案已编制完成，石油管理机构和其他权益拥有者已经做出最后的投资决策，决定使项目向前推进，以合理确定性要实施开发或已经投入开发的油气藏。②截至报告期末，由于其他原因未评估，但是已开发且完全投产的油气藏。
评估单元针对以下不同情形分别确定：
（1）以独立的油气水系统或油气层组来划分；
（2）平面含油气范围很大时，可根据钻井控制程度细分井区或断块；
（3）同一油气水系统中存在不同岩性或物性差别较大时，应视具体情况细分单元；
（4）大型复杂岩性油气藏，各井钻井揭示的地层厚度差别较大时，应根据实际地层分布情况，分别采用油气层组、水平切片或等厚分层法等细分单元；
（5）油气层纵向分布井段长、无法准确判定油气水系统的，应按油气层集中段细分单元，油气层集中段的最大厚度不宜超过50m；
（6）对合同区的含油气区块，在合同区范围内按照前述原则划分评估单元。
4.1.2 主要评估参数
（1）证实含油气面积
证实储量面积的圈定是“容积法”评估的重点和难点。SEC明确要求在已知油气藏的边界范围内，根据井控圈定或通过流体界面、钻井钻遇的最低已知烃（LKH）、最高已知油（HKO）以及尚未钻井的紧邻区域确定证实储量边界。“紧邻区域”通常是“法定的一个井距”，可以已获准的开发方案来确定。
证实储量面积圈定的实质是要求面积内具有“生产连续性”，即由生产或压力测试结果显示的油气藏的连通性，确保面积内的井具备经济生产能力。通常，沉积微相、类比油藏、压力、测井、地震等资料只能作为生产连续性的辅助证据，不能直接用来圈定SEC证实面积。
需要指出，SEC新规则明确了可靠技术和类比油藏的应用，认为上述技术在经过矿场试验检验并在被评价地层或类似地层中得到一致性和可重复性结果，达到可靠技术要求时，可以作为确定流体界面或证实储量面积外推的主要依据，具备依据上述条件的“尚未钻井的紧邻区域”可以超过“一个开发井井距”。
显然，证实面积也受海上油气田钻井平台涉及的范围、大于经济有效厚度等值线所圈定的范围以及矿权、地面条件等因素的控制。
（2）有效厚度
不同的目的和不同级别的储量评估对有效厚度的确定原则和方法都可能不同，会导致有效厚度大幅度变化，因此，有效厚度被认为是“最容易受主观因素影响的参数”。
SEC没有对有效厚度进行定义。笔者将证实储量有效厚度定义为：在一定的生产条件下，储层中对单井经济产量有持续贡献的层段。这与国内现行的储量计算规范中的定义明显不同。已经通过地层测试或测井与岩心资料具有很高的确定性，证明具有经济生产能力的产层才能划归证实储量，不包括未经测试证实的差油气层和疑问层，以及已知最低油气层以下的解释油气层。
在确定有效厚度下限标准的基础上，确定证实储量的有效厚度还需综合考虑油藏物理特性（岩石特征、流体特性、流体饱和度、毛管特征等）、地质（不同岩石类型的分布）、油藏工程（驱动及开采机制、完井方式、采油工艺等）等资料，综合取相对保守值。
有效厚度必须以单井为基础确定。为确定整个油藏的有效厚度，需要合理绘制评估单元的有效厚度等值图，通过等值线面积权衡求得单元的平均有效厚度。对于证实储量级别，最大有效厚度等值线不能大于油藏中现有井实际揭示的最大有效厚度。
（3）采收率
在“容积法”评估证实储量中，采收率主要采用类比法，通过类比同类型已开发油（气）藏确定一次采收率或二次采收率。其中，二次采收率需满足证实储量定义中提高采收率技术的相关要求。
针对油藏或气藏应用类比法时，应重点分析影响采收率的关键参数。主要包括：孔隙度、渗透率、含油（气）饱和度、渗透率变异系数、地层原油粘度、地面原油密度、气油比、开发方式、井网密度、地层压力、废弃压力等。
4.2 PD储量更新评估
4.2.1 评估内容
PD储量更新是指每年按照最新的开发生产数据和经济参数分单元对上年度PD储量进行评估，不包括本年度扩边新发现和PUD转PD的储量。PD更新在不同开发阶段，应选择适应的方法进行更新评估。开发初期评估应以容积法、物质平衡法、油藏数值模拟法为主；开发中后期评估应以递减曲线分析法或其他产量动态趋势分析法、数值模拟法、物质平衡法为主。
评估对象是截止上一评估年末的PD（包括PDP与PDNP）储量，在具体评估中要综合考虑PUD当年转PD部分，不包括当年扩边与新发现中的证实已开发储量。
评估单元是具有相同地质层位、相同储层岩性、相似的储层物性、相似的流体性质、相同的驱动类型、相同开发方式及相近的开发阶段等特点的开发单元。实际工作中，评估单元最大为油气田级别，其他评估单元可以是单个油藏也可以某个油藏内部的单一断块。此外，也可以根据开发生产实际，按开发方式、开发阶段、油气藏类型或合作方式等细化评估单元。
4.2.2 经济极限计算
经济极限应计算到评估单元。经济极限指标有多种类型，原油储量经济极限包括极限产油量、极限含水率、极限含油率和极限水油比等；天然气及凝析油储量经济极限包括极限产气量、废弃压力和极限气油比等。
4.2.3 原油动态法储量评估
具有足够动态数据的PD储量，能够可靠地预测未来油藏产量时，就可以用基于动态数据的动态法进行更新评估。处于产量下降期，具有明显的产量递减趋势，且有足够趋势数据点时，采用递减曲线分析法进行评估。处于产量上升期、稳产期或递减趋势不明显阶段时，分以下几种情况：
（1）开发初期，产量处于上升期或稳产期时，采用容积法、油藏数值模拟法或物质平衡法评估。
（2）开发中后期，经过重大调整措施后，产量正处于上升期，但开发效果没有全部在动态产量曲线上显现时，由经过生产历史数据拟合的油藏数值模拟法，或类比已成功应用该项技术的相似油藏确定的采收率，计算得到PD储量。
（3）开发中后期，经过重大调整措施后，产量处于下降期，但下降趋势不明显时，若出现具有足够数据点数的稳定水驱规律即稳定直线段时，采用水驱特征曲线法进行评估；若没有稳定水驱规律时，则依据以下2种情况：①整体加密井网调整导致储量增加的评估单元，递减率的修正可以类比具有稳定递减趋势的有代表性的区块或井组。②局部加密井网调整导致储量增加的评估单元，加密井网区需单独评估，评估储量为PDP，评估方法参照S-X4-10（a），未加密区已有批准的加密井网调整方案，可以类比井网加密区的采收率，评估储量为PUD储量。
4.2.4 天然气动态法储量评估
具有足够动态数据的PD储量，能够可靠地预测未来气藏产量时，就可以用基于动态数据的动态法评估方法。开发早期以容积法、气藏数值模拟法、物质平衡法为主进行评估。处于产量下降期时，具有合理确定性的产量递减趋势，且有足够趋势数据点时，采用递减曲线分析法进行评估。处于稳产期时，依据稳产方案确定的稳产年限评估。处于递减趋势不明显阶段时，可用物质平衡法或气藏数值模拟法（有生产历史拟合）等评估。凝析气藏动态法储量评估可参照上述评估方法。
对于强非均质性气藏，保守做法是按照单井进行评估，将各井储量加和得到油气藏（田）储量。
4.2.5 PDNP储量评估
PDNP储量包括关井与管外储量。PDNP储量主要包括：已射开未生产、市场或管线原因未生产、机械原因暂未生产等储量；上部接替层系或其他未射开层储量；提高采收率措施已实施但尚未见效的储量。对PDNP储量分类型、分单元提供未来生产计划及投资安排，以表明生产具有合理的确定性。
4.3 PUD储量更新评估
4.3.1 评估内容
PUD储量更新评估是指在当前经济、技术及开发方案下，根据最新地质、工程、生产动态资料及认识，对存量PUD储量评估单元、储量级别、开发及生产状态重新界定并重新评估油气证实储量。
评估单元依据新的开发生产现状及开发方案，继续沿用或劈分原评估单元，确保重新评估及界定的结果及单元开发状态界定科学、合理。
PUD储量更新常用的评估方法包括容积法、类比法和数理统计分析法。
4.3.2 更新类型
（1）PUD转PD储量
原PUD评估单元由于实施开发井钻井、油气开采等活动导致原PUD储量状态或数量产生变化，应根据新资料及认识对其进行重新评估。
（2）开发状态无变化
评估单元年度内无实质开发进展时，更新评估主要考虑的情形包括但不限于：
①本区或邻区开发生产证实，油藏认识或储量参数有较大变化；
②开发方案如生产方式或工艺有较大调整，主要储量参数（面积、厚度、采收率等）需要重新确定；
③类比油藏的开发生产动态与原初预期发生较大变化，目标油藏采收率因此需重新确定；
④经济条件（价格、成本）发生较大变化；
⑤其他因素如：储量权益变化、新的法律法规等影响储量开发进程、下游油气销售合同出现较大变化等。
（3）PUD储量降级或核销
①距首次上报时间超5年未开发且不能提供继续保留理由的PUD储量，应予以降级或核销；
②原PUD储量在现行技术、经济条件下达不到证实储量标准PUD储量，应予以降级或核销。
4.3.3 跟踪管理
PUD储量跟踪是以开发项目（最大为油气田）为对象，跟踪其开发生产动态、方案执行情况以及对方案的实时调整；并对上报时间超5年仍未开发PUD储量进行原因说明及处置（保留、降级或核销）。
（1）PUD储量年度跟踪
跟踪的具体内容包括：评估年度PUD储量数量；年度内PUD的重要变化，包括PUD转PD储量的数量、相应的钻井及投资等。
（2）开发方案的跟踪
主要是对PUD储量原有开发方案在评估年度实际执行情况的跟踪对比，以及对PUD开发方案的实时调整。
（3）长期未开发储量的管理
单个项目长期（距离首次上报未开发时间已满或超5年）未开发PUD需进行跟踪，对保留大量长期未开发PUD储量项目进行原因说明。在保留长期未开发PUD储量时，考虑因素包括但不限于：
①油公司在该项目或类似项目上的开发记录，如：有开发类似项目的经验及良好记录；项目一直维持较大开发规模；原方案执行情况好，没有或较少出现重大调整等；
②限制项目开发进度的主要原因不是由公司内部（如开发投资转移）造成的，而是源于其他外部原因，如：受天然气长期销售合同限制、地面地理复杂、环境敏感、复杂大型项目、油藏开发的平面或纵向接替、地面设施处理能力受限等。
5 净储量计算
5.1 不同财务合同模型下净储量的计算
5.1.1 矿费制合同
通常矿费代表出租方权益，公司的权益储量中应该扣除矿费相应部分储量。执行矿费制合同时，对于法律或合同中未说明矿费是属于其他方的，矿费可以包括在公司储量中。对于矿费或税以现金支付，或者理论上按实物而实际按现金收取的情况，公司披露的权益储量应包括对应的矿费量，在相应证实储量经济极限计算时，对支付的现金按生产成本处理。但矿费是否登记储量并非完全取决于是现金支付或是实物支付。根据SEC规则，在美国其他方拥有的矿费无论是现金或实物支付都要从公司储量中剔除。
5.1.2 产品分成合同
在油公司投资组合中常包括产品分成合同（PSC）。SEC 对PSC 合同下净储量计算有专门说明，按照SEC要求，PSC合同下净储量计算要按照经济权益方法计算。经济权益计算方法是按照PSC合同条款，通过计算和公司相关成本油和利润油等求得，具体评估时可通过建立反应储量相关投资成本和未来销售价值求得。
5.1.3 风险服务合同
风险合同可以是矿费制或产品分成合同形式表现。公司净储量计算可依据合同具体财务结构分别按矿费制或产品分成合同计算净储量。
5.2 合作法人实体中的净储量计算
合作法人实体是公司国际投资组合模式之一。当公司拥有实体51%或以上主要权益并对实体有实质控制权，该实体可作为合并报表范围，公司净储量计算可以包括实体100%工作权益，但如果少数权益方拥有储量比较大时，必须在披露时注明；当公司拥有实体20%~50%权益且对公司有重大影响而无实质控制权，公司净储量和公司工作权益比例一致；当公司拥有实体20%以下权益且公司对实体没有重大影响，通常不再计算净储量。
5.3 净储量计算相关问题
新合同模式下净储量评估。对于新的合同模式或特殊等不确定情况下净储量评估要通过公司储量审计师团队讨论，并形成文字意见，最终由公司管理层确定。
许可证和合同期限延长。油公司国际投资项目或资产一般要严格在许可证和合同期限内评估证实储量，许可证和合同期限延长情况需审慎确定。根据国内油公司长期历史记录，许可证期限自动延长具有合理确定性。因此，证实储量计算时可以延长到目前许可证期限以外，但要根据国家相关法律及实际情况确定具体延长年限。
6 结论
SEC储量属于剩余经济可采储量，代表未来的净产量，具有资产属性和时间价值。证实储量对应开发项目，主要存在于开发生产阶段，要求5年内开发、已落实投资并启动开发项目，需对其组成结构进行动态更新。储量本身具有不确定性和非唯一性，证实储量评估需依据合理的判别标准、应用公认的方法并采取保守原则，以确保证实储量级别的合理确定性。本文不仅是开展SEC准则油气证实储量评估的实用指南，而且所揭示的证实储量内涵及其评估与管理要求对中国现行油气储量管理工作也将产生深远影响。
致谢向美国DeGolyer and MacNaughton公司职业工程师、高级石油工程师、副总裁Julian P.Garcia先生，以及中国石油天然气股份有限公司张君峰、王靖云、毕海滨、孙广伯、曹崇军等专家对本文的建议及帮助表示感谢!
特别声明本文描述了SEC和FASB规则中的观点和解释，所述观点和解释仅代表作者目前认识，不代表SEC 或FASB 及其职员观点或解释。对评估SEC证实储量的报告和与SEC
特别声明本文描述了SEC和FASB规则中的观点和解释，所述观点和解释仅代表作者目前认识，不代表SEC 或FASB 及其职员观点或解释。对评估SEC证实储量的报告和与SEC证实储量有关的财务披露的最终和权威来源须依据相应官方文件。（来源：《石油学报》，2016年第9期）
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