《中国石油SEC准则油气储量评估指南(印刷版)(共36页).doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《中国石油SEC准则油气储量评估指南(印刷版)(共36页).doc（36页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、精选优质文档-倾情为你奉上油密AA级5年中国石油SEC准则油气储量评估指南（试 行）中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司二四年十一月前 言自2000年以来，中国石油天然气股份有限公司（中国石油）、中国石油化工股份有限公司（中国石化）和中海石油（中国）有限公司（中国海油）三大公司相继在纽约证券交易所上市，根据美国证券交易委员会（SEC）准则进行油气储量评估已成为中国三大石油公司储量管理的重要内容。SEC准则下的油气证实储量是油公司的核心资产。证实储量评估的核心内容是依据生产连续性的原则和已经见到效果的技术，确定现阶段高确信度的剩余经济可采储量和储量价值。中国石油已成功地进行了五个年度的油气
2、储量特定资产评估，开展了SEC标准油气储量评估方法研究与培训项目的研究，组织了大规模的“SEC标准油气储量评估方法”培训，引进并客户化了油气储量资产评估软件，建立了上市储量评估数据库，培养了一批能按照国际通行标准开展储量评估的技术骨干，具备了全面开展SEC准则油气储量自评估的条件。为了指导和规范各油田公司SEC准则油气储量的自评估工作，勘探与生产分公司储量管理处组织了中国石油勘探开发研究院杭州地质研究所、油气资源规划所、廊坊分院天然气地质所以及大庆、西南、辽河等有关油田公司的专家，组成中国石油SEC准则油气储量评估指南编制小组。编制小组成员主要包括：王永祥、王靖云、胡允栋、谢锦龙、蒋新、郑德文
3、、张亚庆、毕海滨、胡晓春、邓攀、张伦友、兰丽凤、李铁军等。编制小组充分地研讨了美国SEC准则中S-X部分有关证实储量定义以及美国SEC财务会计准则第69号声明等有关油气储量准则，以美国SEC油气储量评估方法一书为基础，全面回顾并系统总结了股份公司上市油气储量评估的流程、内容和方法，特别对评估的技术关键和存在的问题进行了深入讨论。在2004年11月中旬举办的“上市储量评估数据库与资料准备会”上，各油田公司与会代表对中国石油SEC准则油气储量评估指南的初稿进行了深入讨论。经过编制小组的多次修改形成了试行稿。鉴于系统地编制美国SEC准则油气储量评估指南在国内尚属首次，实用性要求高，可参阅资料少，特别
4、是编制小组对美国SEC有关油气储量准则的理解有待加深，对储量特定资产的评估还缺乏足够的经验，对国际大油公司内部储量管理情况掌握程度有限，因此，本指南恐有不足以至谬误之处，请大家批评指正。专心-专注-专业目 录前 言1 范围本指南适用于中国石油在美国上市的油气储量特定资产自评估。2 引用文献及相关规定美国SEC准则中S-X部分第4-10（a）条（1）（13）款：证实储量定义（Definitions: Rules 410(a)(1)(13)of Regulation SX of the SEC）美国1934年证券交易法案（Securities ExchangeAct of 1934 and Ene
5、rgy Policy）1975年能源政策和资源保护法案(Conservation Act of 1975 Regulation SK Item 302Supplementary Financial Information)美国SEC财务会计准则第69号声明（1982年11月）（Statement of Financial Accounting Standards No. 69 November 1982）美国1982年9月16日发布的职员会计公告（Staff Accounting Bulletins Topic 12: Oil and Gas Producing Activities）美国国际
6、财务报告与披露问题 (2001年5月1日) （Division of Corporation Finance：International Financial Reporting and Disclosure Issues，May 1，2001）贾承造主编美国SEC油气储量评估方法，石油工业出版社，2004年8月 3 有关石油与天然气储量评估部分术语的定义证实储量 在现行经济和操作条件下，即进行评估时的价格与成本状况下，地质和工程资料表明，具有合理的确定性、将来可以从已知油气藏中采出的原油、天然气和天然气液的数量。价格的变化只考虑合同协议中所涉及的现有价格的变化，但不包括将来情况发生变化时引起的
7、价格上升。证实已开发储量 是指通过现有井、采用现有设备和操作方法，预期可采出的储量。只有经过先导试验之后，或措施实施后生产证实能够增产，包括那些通过注水或其它提高采收率技术以补充天然能量和一次采油机理而预期能够获得的油气增加量，才能被归为“证实已开发储量”。证实未开发储量 预期从未钻井地区的新井中、或需要支出相对多的费用进行重新完井中能够采出的储量。未钻井地区的储量仅限于那些与钻井紧邻可生产单元中的储量。对于其它未钻井地区，只有在肯定与现有产层有相连续的产层的情况下，才能够定为证实储量。任何地区，只要注水或其它提高采收率技术的实施尚在设想中，其储量都不能归类为证实未开发储量，除非这些技术经过同
8、一地区、同一油藏中所进行的试验证实是有效的。容积法 是通过对油气藏的分布范围、有效厚度、孔隙度、含水饱和度的评估结合油气的化学组成、油气藏压力及温度计算地表条件下的含油气体积或重量的一种静态评估方法。它是勘探阶段及开发初期评估油气储量最常用的方法之一。油田开发后期，结合动态资料也可用于评估剩余储量分布和判断开发井距的合理性。随着钻井资料的增加和资料采集与评估技术的发展，需要对容积法储量评估结果及时修正。动态法 是指利用矿场实际资料如油、气、水及压力等数据的变化规律评估储量的方法。它是针对开发时间较长、并且有一定油、气、水运动规律的油气藏进行统计分析，研究未来的发展趋势，进行储量评估的一种主要方
9、法。主要包括：a) 月产油量与时间关系曲线法；b) 含油率与累积产油量关系曲线法；c) 含水率与累积产油量关系曲线法；d) 月产油量与累积产油量关系曲线法；e) 水油比（WOR）与累积产油量关系曲线法；f) 视地层压力与累积产量关系曲线法。经济极限 是指能够支付直接作业成本的最低产量。经济极限的计算依据可以是一口井、一个油藏或一个油田。经济极限可以有不同的表现形式，如产油量或产气量、废弃压力、最大含水率、水油比以及最大汽油比等。储量替换率 是指年度新增证实储量与年产量之比。可分别计算石油、天然气和油气当量的替换率。储采比 是指年末证实储量与当年产量之比。可分别计算石油、天然气和油气当量的储采比
10、。单位发现成本（单位勘探成本） 是指勘探投资与扩边和新发现的证实储量当量之比。单位是美元/桶。单位发现与开发成本 是指勘探开发投资与新增证实储量当量（包括扩边和新发现、提高采收率以及对以前储量的修正三部分）之比。单位是美元/桶。单位开发成本 是指开发投资与新增证实已开发储量当量之比，单位是美元/桶。新增证实已开发储量具体计算公式是：年度新增证实已开发储量=本年度证实已开发储量-上年度证实已开发储量+年产量。4 储量评估资料准备储量评估资料的准备包括综合性资料、容积法资料、动态法资料、储量价值评估资料等四个部分。4.1 综合性资料4.1.1 各油气田工作权益表，包括合作区。合作区内按分成比例计算
11、净储量。4.1.2 各油气田采矿权期限表，评估的储量限于采矿权期内，如果采矿权期小于经济极限预测期，应及时申请延长采矿许可证。4.1.3 新增探明储量和当年投入开发区块含油气面积示意图，标明新增范围、原未开发储量新建产能范围和现有探明已开发和未开发储量分别叠合的边界，并标明代表井号和区块名称，如个别单元在示意图上的面积偏小，应引出局部放大图框表示。4.1.4 油田公司年度探明储量变动情况汇总表（见附表1）。 4.2 容积法资料准备4.2.1 容积法资料包括新增探明储量和新投入动用的原探明储量中适合容积法计算的资料。原则上容积法资料的准备以探明储量报告为基础，其中数据表主要包括：地质分层数据表、
12、岩石物理解释数据表、试油试采数据表、探明储量参数和结果数据表等；基础图件主要包括：采矿权范围图、油气藏顶面构造图、油气藏剖面图、典型地震剖面图、典型测井曲线图、含油气面积图、有效厚度等值线图等。4.2.2 容积法资料的准备应力求单项资料的完整性和各项资料间的一致性，特别是与产能、储层分布、流体界面有关的资料，另外还需完善和补充各井的补心高度和井点在作图层上的海拔深度数据。4.3 动态法资料准备动态法资料的准备分为三部分：历史产量、已开发油气田（藏）调整方案和未开发新动用资料。4.3.1 每年10月31日前，按已开发油气田/区块提供至9月底的生产历史数据表（附表2、3）。4.3.2 气藏物质平衡
13、法（P/Z累计产量）数据表，列出气藏各测压点对应的累计产量。4.3.3 已开发油田/区块的加密调整方案，提供：井位构造图（标明新钻加密井）、钻井计划等。4.3.4 新投入开发区块的开发方案，提供：井位部署图、井网密度、开采方式、钻井计划、平均单井初期产量、递减率预测等。4.4 储量价值评估资料准备储量价值评估资料是为按SEC准则采用现金流法估算证实储量价值准备必要的资料。4.4.1 各油气田的已开发、未开发产量剖面，资料的准备方法见8.3节。4.4.2 年底油田公司油气产品价格表（附表4）。4.4.3 年底油田公司油气生产税率费率表（附表5）。4.4.4 油气田天然气损耗率表（附表6），分别列
14、出前3年历史和未来5年预测的天然气点火把量和燃料自用量。4.4.5 油田公司合同销售气量和管输能力预测表（附表7），分别列出前3年历史和未来5年预测的天然气销售气量和管输能力，其中销售气量等于井口或管网输入端的天然气产量减去天然气点火把量和燃料自用量。4.4.6 油田公司油气田钻井投资和总投资历史和预测数据表（附表8），相应于油气产量剖面所需的开发井工作量，按油气田单元预测至少未来5年按年预计的钻井数、总进尺，根据单位钻井成本提供钻井投资和总投资（钻井投资+地面设施投资+管线投资等）4.4.7 油田公司油气田油气资产和操作费（附表9），提供各油气田的油气井和地面设施在评估基准日时的资产净值，并
15、对未来操作成本进行预测。5 容积法储量自评估容积法储量自评估包括五个部分：1）年度新增储量的油气田（藏或区块）；2）原探明未开发新建产能区块；3）未报探明储量但新建产能或进行开发试验的区块；4）原探明储量但未曾被评估为SEC证实储量的部分；5）所有已投入开发但不宜用动态法直接评估的。容积法评估的基础主要是年度新增探明储量的成果。如果其中有一部分储量已经投入开发，并符合动态法评估的要求，应参照第6章进行评估。5.1 确定证实储量的含油气边界a) 考虑井控程度、储层连续性和生产连续性要求，以及钻遇油气层底界等因素，按以下不同情况重新确定证实含油气边界，明确边界类型；b) 经测试或取心资料证实，或可
16、靠的压力测试资料确定的流体界面，即油水界面（O/W CONTACT）、气水界面（G/W CONTACT）、气油界面（G/O CONTACT）；c) 未查明流体界面时，测试证实的最低出油气层（或井段）底界（LOWEST KNOWN OIL 或 LOWEST KNOWN GAS）；d) 断层（或地层）遮挡边界（FAULT）；e) 边部井按11.5倍开发井距外推的计算线（PROVED LIMIT）；f) 在储层厚度和埋藏深度等条件适合且有测井资料约束的情况下，由高分辩率地震解释并用有效厚度零线或渗透储层一定厚度线圈定的岩性（或物性）遮挡边界和气水界面（PROVED LIMIT）；g) 在上述a、b和
17、e界线内，由于管理原因划分的区块边界（BLOCK BOUNDARY）和采矿权边界（LICENCE BOUNDARY）。5.2 在证实含油气边界内，确定证实已开发储量边界5.2.1 对于整体投入开发且仍用容积法估算储量的油气田，证实已开发储量的边界与证实储量边界一致。5.2.2 对于局部投入开发的油气田或区块，主要根据开发井的井网控制程度，以边部开发井外推1个开发井距确定证实已开发储量边界，并考虑：a) 如外推的边界之间的距离小于1个开发井距，或外推边界与证实边界之间的距离小于1.5个开发井距，则应连片圈定证实已开发边界；b) 对于边底水油气藏，由于考虑到在开发过程中边外水体的推进而未部署开发井
18、的边部范围，可作为证实已开发储量界定。5.3 确定证实有效厚度5.3.1 对各井按探明储量要求解释的有效厚度，剔除未经测试证实的可疑层和差油层，并对经测试达到经济极限的油水同层，折算部分厚度为SEC有效厚度。5.3.2 单元平均有效厚度采用等值线法计算：a) 等值线的勾绘应考虑含油气面积内的所有井，不单独细分已开发储量和未开发储量；b) 由5.1节 a、b和e确定的边界处对应的有效厚度等值线值取零值，在油气藏边部的等值线应考虑过渡带和岩性储层的几何形态，可以按地质模型采用非线性内插；c) 最大等值线的数值不超过现有钻遇井的最大有效厚度解释值。5.4 有效孔隙度、含油气饱和度、体积系数和原油密度
19、参数的确定沿用探明储量报告的取值或按探明储量要求选值5.5 类比同类型已开发油（气）藏参数，确定一次采收率或二次采收率收集并整理同类型已开发油（气）田（藏、区块）的油气藏参数, 如对于油藏，至少列出：储层岩性、储集类型、驱动类型、油藏埋深、储层厚度、孔隙度、渗透率、原始地层压力、原油密度、原油粘度、气油比、井网密度和标定的采收率等类比参数（附表10）。根据本油气藏与被类比油气藏的相似性或更优的条件，确定一次采收率或二次采收率。6 证实已开发储量自评估证实已开发储量包括已开发油田和已开发气田的储量。动态法储量评估单元SEC准则没有明确要求，可以按单井、开发单元、区块、油田或集合体作为评估单元进行
20、储量评估。6.1 证实已开发储量主要采用动态法评估，评估方法以递减曲线为主，如月产量与时间法、月产量与累计产量法；其次应用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、平均单井曲线法等，也可参考国内的水驱曲线法等其它动态评估方法。6.2 对于开发时间较短，没有出现递减规律的油田，应继续沿用容积法评估的最终可采量（EUR），减去累计产量即为证实储量。6.3 对于加密井网导致产量不递减的油田，需要提供构造井位图，标明加密井网后的新井位置，以及相关的计算资料。依据以下几种情况进行储量评估：6.3.1 对于整体加密井网导致储量增加的油田，递减率的修正可以参考有代表性的区块或井组。6.3.
21、2 对于部分区块加密井网导致储量增加的油田，加密井网区块动态数据与本油田数据分开，加密井网区块参考加密调整方案递减率或有代表性的井组递减率评估储量；原井网采用动态法重新评估储量。6.3.3 如果本油田已经确定在今后的三年内还有其他区块整体井网加密方案，可以类比已经加密井网区块提高采收率的情况进行评估。6.4 对于有新增开发区块的油田（包括当年探明、已探明未开发、未探明已开发），新增开发区块的动态数据与本油田数据分开，新增开发区块采用容积法评估储量，老区采用动态法进行评估。6.5 对于油田存在三次采油，并且三次采油对本油田的采收率有较大影响的，应将水驱储量与三次采油储量分开评估，三次采油储量分以
22、下三种情况评估：6.5.1 注聚前为注聚新投产加密井增加的储量，按相应的动态法评估。6.5.2 注聚已经结束区块，根据特定的三次采油递减规律评估储量。6.5.3 正在注聚的区块，根据油藏条件、流体性质及动态数据等因素，类比注聚结果区块进行储量评估。6.6 天然气的储量评估分三种类型。6.6.1 对于单调递减型开采模式和三(两)阶段开采模式处于递减期的气藏，可采用递减曲线法评估储量；6.6.2 对于单峰型开采模式气藏，可采用翁氏模型法(Wong)、胡-陈-张模型法(HCZ)；6.6.3 针对三(两)阶段开采模式处于开发早、中期的气藏，可采用指标预测法和压力预测法。对于己编制开发方案的气藏,也可直
23、接引用开发方案中的预测产量。6.7 凝析油气藏参照原油或天然气的储量评估方法。6.8 稠油油田如果已经出现递减规律可采用递减曲线法评估。如果没有递减趋势，可采用注采关系法评估。7 证实未开发储量自评估证实未开发储量自评估是指对原来已评估过的证实未开发储量进行更新评估。7.1 如果上年度的评估报告中某油田没有证实未开发储量，但该油田本年度确有新区块投入开发，该区块进行容积法评估。7.2 如果上年度的评估报告中某油田有证实未开发储量，本年度钻有新的开发井，可以类比已开发区用单井控制储量劈分，并对原证实未开发储量做相应核减。7.3 如果上年度的评估报告中某油田全部为证实未开发储量，本年度全部投入开发
24、，需按容积法做更新评估。8 储量价值评估储量价值评估是指对于那些可开采出来，并通过销售可获得未来净现金流的油气储量进行的评估。SEC储量价值是指折现率为10%的净现值。8.1 价值评估采用的价格和成本以评估基准日为准。成本和投资以油气田为单元，其它经济参数以各油田公司实际发生值为准。8.2 原则上证实储量、证实已开发储量、证实未开发储量分别进行储量价值评估，可以采用证实已开发储量、证实未开发储量分别进行储量价值评估，相加得到证实储量的储量价值。8.3 产量剖面预测是储量价值评估的基础。8.3.1 未开发油田产量剖面预测时需设计开发方案，并以开发方案中的递减率预测。8.3.2 对于新投入开发的油
25、田或区块，依据开发方案中的递减率预测产量剖面。8.3.3 有递减规律的已开发油田依据实际递减率预测。无递减规律的已开发油田依据动态法拟合递减率后预测产量剖面。8.3.4 三次采油的已开发油田依据三次采油特定的动态法预测储量，拟合递减率后预测产量剖面。8.4 经济可采储量是未来年净收入等于零为时间截止点之前的累计产量。9 储量自评估数据管理储量自评估数据管理是以CONTINUUM3.3软件作为技术平台，旨在通过对比分析历年评估结果，掌握储量评估趋势，为储量自评估提供基础数据支持，有效管理历年储量评估成果数据和自评估过程中形成的各类基础数据，包括产量数据、储量评估数据、储量价值评估数据等。9.1
26、原则上要求在CONTINUUM3.3软件上进行自评估工作，在此过程中形成的各类数据要求全部纳入CONTINUUM3.3软件进行管理；对于CONTINUUM3.3软件提供的技术方法尚不能满足评估需要的油气田，可以采用适合的方法进行评估，评估结果也应与CONTINUUM3.3软件进行结合，形成统一的评估报表。9.2 要求各油田公司充分利用CONTINUUM3.3软件资源，配备专用微机服务器，指定专人管理维护，及时申请软件许可证，保证自评估工作的顺利开展。9.3 各油田公司要对已经建立的历年上市储量评估数据库进行核对和审查，技术支持单位负责更新和维护，保证入库数据的完整性和可用性。9.4 自评估所采
27、用的历史产量数据与油田公司实际产量数据保持一致性，保证历年产量数据具有继承性，避免出现油气田名称中文与拼音不一致、某些月份的产量数据不连续，保持计量单位的一致性。9.5 要不断开展CONTINUUM3.3客户化工作，完善软件功能，提高技术支持能力，保证CONTINUUM3.3软件高效应用。9.6 报表输出储量评估的结果报表全部通过CONTINUUM3.3软件输出。报表类型包括：a) 证实总储量表；b) 油田公司级证实储量的未来净收入表；c) 油田公司级证实已开发储量的未来净收入表；d) 油气田级证实储量的未来净收入表；e) 油气田级证实已开发储量的未来净收入表；f) 油气藏参数表（本年度数据库
28、完成后输出）。10 自评估报告内容和格式10.1 自评估报告正文内容和章节10.1.1 储量评估范围10.1.2 储量分类定义10.1.3 储量评估方法概述10.1.4 储量评估结果汇总油气储量评估结果汇总是在油田公司完成了的新区和老区新增储量自评估结果的基础上，对各评估单元的储量结果进行归类汇总。以简明的形式说明储量的变化，（格式如下表），同时计算主要技术经济指标，包括储量替换率、储采比、发现成本、发现与开发成本、开发成本等关键指标。上述指标的定义和具体计算公式见第三章。中国石油XX油田公司近三年净证实储量变化汇总表不同年度储量变化调整原油及凝析油(104t) 可销售天然气(108m3)20
29、02年12月31的储量对以前储量的修正扩边和新发现提高采收率年产量2003年12月31的储量对以前储量的修正扩边和新发现提高采收率年产量2004年12月31的储量证实已开发储量2002年12月31日2003年12月31日2004年12月31日a) 对以前储量的修正主要是指在含油面积不变的情况下，在已开发的老区因经济条件或开发状况的变化产生的储量变动。主要包括：经济极限的变动、权益的变化、矿权期限的变化、以往数据录入的错误以及老区因局部调整导致生产趋势的变化等而产生的储量变动等。简略的计算可以采用以下公式：对以前储量的修正=本年度储量-上年度储量-扩边和新发现-提高采收率+年产量。b) 扩边和新
30、发现储量是指对新油田、新区块或新层系新增储量的评估结果。c) 提高采收率增加的储量是指实施了提高采收率措施，主要是指由一次采油变为二次采油或二次采油变为三次采油以及整体加密调整增加的可采储量。具体计算是根据提高采收率措施的实施情况，分别从“容积法”新增储量和“动态法”新增储量中进行劈分。通常当提高采收率措施增加的储量幅度不超过原储量的20%时，该增量仍归为对以前储量的修正之中。d) 本年度储量=上年度储量+对以前储量的修正+扩边和新发现+提高采收率-年产量。简略的计算可以采用以下公式：本年度储量=上年度储量+“容积法”新增储量+“动态法”新增储量-年产量，其中“容积法”新增储量包括五个部分，详
31、见第5章。10.1.5 油田公司概况10.1.5.1 基础数据表a) 油田公司近三年井数对比表年份200220032004“净”探井数原油井数天然气井数“干”井数注：“净”探井是指扣除其他方权益后的井数，在任何井中不包含第三方任何权益；“干”井是指不足以维持商业生产的井。b) 2004年底油田公司含油面积与生产井汇总表生产井面积（km2）已开发未开发原油天然气原油天然气原油天然气c) 油田公司近三年油气产量与平均价格对比表年份200220032004日产原油（吨）年产原油（万吨）平均油价（元/吨）日产天然气（方）年产天然气（亿方）平均气价（元/千方）10.1.5.2 文字描述a) 地理位置、盆
32、地名称、勘探起始、开发起始、勘察证面积、开采证面积、油气田数、已开发油气田数、总井数、油气年产量、累计产量；b) 证实储量与证实已开发储量状况、与上年度对比、储量替换率、储采比；c) 几个主力油气田名称、储层年代与类型和物性、油气藏分布范围与平均埋深、原油平均密度（API）、平均单井产量、平均综合含水率；d) 本年度主要的新区新增储量区块名；e) 本年度新老区新建产能区块名；f) 本年度开发重大调整区块与措施、主要局部调整区块与措施。10.1.6 本年度新区新增储量主要区块概况10.1.6.1 区块a) 油田名、地理位置、地面条件、发现井情况；b) 圈闭类型、油藏埋深与平均海拔、储层时代划分、
33、储层岩性、油层物性；c) 含油面积、有效厚度、采收率的确定依据；d) 开发方案简况(开发井井数、单井产量、评价期累计产量、采出程度、开采方式、开发井网、分阶段实施计划、开发井平均井深、开发井钻井成本、水平井井数和钻井成本、生产许可期限、经济极限产量)。10.1.7 本年度老区增加储量主要区块概况10.1.7.1 区块a) 开发现状；b) 增加可采储量因素的简要分析。10.1.8 储量价值评估a) 参数选取原则；b) 价值评估结果，分别列出证实储量和证实已开发储量的未来净收入以及按10%折现率计算的净现值（单位：人民币108元）。10.1.9 自评估报告附表a) 表1 油田公司各油气田证实储量汇
34、总表；b) 表2 新区新增原油和凝析油证实储量参数表；c) 表3 新区新增天然气证实储量参数表；d) 表4 新增原油证实已开发储量油藏参数和结果汇总表；e) 表5 新增天然气证实已开发储量气藏参数和结果汇总表；f) 表6 油田公司各油气田原油和凝析油证实储量参数表；g) 表7 油田公司各油气田天然气证实储量参数表；h) 表8 油田公司证实已开发储量SEC价值评估结果汇总表；i) 表9 油田公司证实储量SEC价值评估结果汇总表。10.1.10 附图a) 油田公司各油气田证实储量分布示意图；b) 新增证实储量区块有效厚度等值图；c) 年度新投入开发区块分布示意图；d) 动态法评估典型曲线图。10.
35、2 自评估报告规格和格式10.2.1 报告印刷纸张规格：A4纸大小，硬皮三孔活页夹装订10.2.2 附表附图印刷纸张规格：A3纸大小10.2.3 报告封面格式XX油田公司特定油气资产证实储量自评估报告（以200X年12月31日为基准日）XX油田公司 年 月 日10.2.4 报告扉页格式XX油田公司特定油气资产证实储量自评估报告（以200X年12月31日为基准日）责任表，列出编写人和审核人XX油田公司 年 月 日附录A 自评估报告附表附录B 资料准备附表附录C 储量评估常用单位换算表C.1常用英制与公制单位换算英制单位公制单位英制公制公制英制压力psi 磅平方英寸kPa千帕1 psi = 6.8
36、9 kPa1 kPa = 0.145 psiatm气压MPa 兆帕1atm = 101 kPa = 0.101 MPa 1 kPa = 9.87 atm温度oF 华氏度oC 摄氏度oF = 9oC5 + 32oC = 5/9 （oF -32）长度mile 英里km 千米1 mile = 1.61 km1 km = 0.621 mile面积acre(ac) 英亩mile2 平方英里ha 公顷km2 平方千米1 ac = 0.4047 ha1 mile2 = 2.59 km21 ha = 2.47 ac1 km2 = 0.386 mile2体积ft3 立方英尺m3 立方米1 ft3 = 0. m3
37、1 m3 = 35.3146 ft3容积gal 加仑(英制，美制)l 升m3 立方米1 gal(英)= 4.5461 l1 gal(美)= 3.7854 l1 m3 = 219.97 gal(英)1 m3 = 264.17 gal(美)能量Btu 英国热值单位cal 卡路里J 焦耳1 Btu = 1055.056 J1 cal = 4.1868 JC.2常用美制体积与中制体积和重量单位换算美制体积单位中制重量或体积单位美制中制acre-foot (ac-ft)英亩-英尺(岩石体积)bbl 桶（油）Mbbl 千桶（油）MMbbl 百万桶（油）MMcf百万立方英尺(气)Bcf十亿立方英尺(气)m3
38、立方米(岩石体积)tonne (t) 吨（油）104t 万吨（油）m3 立方米（气）108m3亿立方米(气)1 ac-ft = 1233.489 m31 bbl = 0. m31 Bcf = 0. 108m31 桶油的吨数 = 0.原油密度1 吨油的桶数 6.28981原油密度以大庆外输油0.8602g/cm3为例：1 桶 0.137 吨1 吨 7.312 桶C.3原油天然气热值当量换算美制：1 ft3 （天然气）= 1025 Btu1 bbl （原油）= 5.8 106 Btu5658.53 ft3 天然气 = 1 boe 当量桶原油1000 ft3 天然气 = 0.1767 boe当量桶原油英制：1 吨油热当量 = 1010 cal = 4.1868 1010 J = 39.6832 106 Btu1000 m3天然气 = 0.91216 当量吨油 1 当量吨油 = 1096.3 m3 天然气1000 m3天然气 6.67 当量桶大庆油 1 MMcf天然气 24.2当量吨大庆油目前评估中采用的换算系数6000 ft3 天然气 1 boe 当量桶原油1 吨 7.389 桶1 当量吨油 1255m3 天然气