張 抗 張立勤

（1 中國石化石油勘探開發(fā)研究院；2 中國地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心）

0 引言

油氣儲量、產(chǎn)量的變化趨勢是油氣發(fā)展研究中永恒的論題，特別是當形勢和目標有所變化時，“瞻前顧后”深入探索新形勢下油氣發(fā)展的新特點便成為必須進行的課題。為使問題討論更有說服力，不僅要了解全國形勢，而且要“分而析之”。這可分為兩個方面：①對儲量—產(chǎn)量系統(tǒng)的各構成元素做進一步研究，把認識深入到各大油區(qū)、主要含油盆地，甚至關注到主要油田，進而認識到影響中國油氣持續(xù)發(fā)展的關鍵因素；②討論其發(fā)展史的各階段（特別是21世紀以來）的變化，這有利于展望未來的發(fā)展趨勢。這種更深層次的綜合分析將會得到更深刻的認識。

本文中采用的基礎數(shù)字主要來自各年度的《全國油氣礦產(chǎn)儲量通報》（以下簡稱《儲量通報》）和《全國油氣田油氣礦產(chǎn)探明儲量表》（以下簡稱《儲量表》），表中石油包括原油和凝析油兩部分，后者不僅產(chǎn)量少（2017年產(chǎn)量僅占石油總產(chǎn)量的1.85%），而且其賦存變化規(guī)律不同，凝析油與天然氣的關系更為密切。為使計算簡便、論述目標更加集中，本文僅討論列入上述報表中的原油。因而本文中所指的各種儲量、產(chǎn)量均僅指原油。

筆者和一些研究者在20世紀末油氣發(fā)展戰(zhàn)略研究中就已關注到中國探明儲量開發(fā)（動用）率低的問題，這意味著已列入到儲量表中的儲量有相當一部分長期不能投入開發(fā)[1-2]。近年來這一問題日益突出，表明有部分“經(jīng)濟可采儲量”即使在年均油價為110美元/bbl的高油價期間實際上也達不到有效可采的要求。故筆者有時特把它們稱之為“表觀值”（如表觀經(jīng)濟可采儲量，其與當年地質(zhì)儲量的比值稱為經(jīng)濟表觀采收率等）。為了使語言簡明，本文中多不強調(diào)必須加“表觀”二字，仍直稱為經(jīng)濟可采儲量。中國油氣儲量的經(jīng)濟有效性問題在2015年世界油價斷崖式下跌后得到全國油氣界的高度關注，要求從今后中長期面臨中低油價的實際出發(fā)，從更好更直接地為開發(fā)服務出發(fā)，在上游更加重視有效經(jīng)濟儲量，并以其作為評價業(yè)績的標準[3]。

1 累計儲量構成及變化

1.1 第一輪油氣戰(zhàn)略展開，建成東部石油工業(yè)基地

中華人民共和國成立初期，有限的力量僅能在已知含油區(qū)附近進行有限的石油勘探開發(fā)。以1959年松遼盆地的石油大會戰(zhàn)為轉(zhuǎn)機，全國石油勘探開發(fā)戰(zhàn)略東移，并開展了全國范圍的石油普查，到20世紀70—80年代基本建成東部石油工業(yè)基地并在西北和海域有重大油氣新發(fā)現(xiàn)。石油史上號稱第一輪戰(zhàn)略展開，當時東部產(chǎn)量約占全國產(chǎn)量的90%。在“文化大革命”后全國經(jīng)濟形勢極其嚴峻的背景下，急需鞏固發(fā)展石油工業(yè)以支持經(jīng)濟恢復并出口換匯，只能把主要力量放在東部的勘探、特別是開發(fā)和煉化上，于是出現(xiàn)了“純東部（陸上太行山和三峽以東）、硬穩(wěn)定（產(chǎn)）”的口號。但當時負責基礎性先導性油氣工作的地質(zhì)礦產(chǎn)部石油地質(zhì)和海洋地質(zhì)局仍提出了向新區(qū)新領域開拓的戰(zhàn)略指向。堅持在西部諸盆地的油氣開發(fā)隊伍也在投資不足的情況下做出了艱苦的努力，取得了許多使人開拓思想的新進展。但隨著東部油田采出程度的提高，“硬穩(wěn)定”日趨困難，1985—1990年和1990—2000年間其剩余經(jīng)濟可采儲量分別出現(xiàn)1.37%和0.50%的年降率，產(chǎn)量分別出現(xiàn)0.37%和1.67%的年降率。東部油田也和世界絕大多數(shù)油田（區(qū)）類似，在達到峰值后必然出現(xiàn)剩余經(jīng)濟可采儲量和產(chǎn)量的下降。從戰(zhàn)略指導思想看，長期的“硬穩(wěn)定”是難以實現(xiàn)的。

1.2 第二輪油氣戰(zhàn)略展開的完成

形勢的發(fā)展促使石油工業(yè)的指導思想發(fā)生變化，在20世紀后期逐漸形成東部挖潛、發(fā)展西北、開拓海上、油氣并舉、走向國外的戰(zhàn)略方針。僅以國內(nèi)論，要求實現(xiàn)第二輪（區(qū)域上）的戰(zhàn)略展開。這一方針在20世紀末開始實施，在21世紀初得到巨大進展，從而基本實現(xiàn)了全國相對均衡的發(fā)展。

以占全國的比例計，東部大幅度降低：2001年與2017年相對比，東部累計地質(zhì)儲量分別占71.5%、54.0%，剩余經(jīng)濟可采儲量分別占68.0%、39.9%，產(chǎn)量分別占70.9%、46.8%。與之相應，西北和海域占全國的比例卻有所增加：2017年原油剩余經(jīng)濟可采儲量分別占全國的37.5%和20.2%，產(chǎn)量分別占全國的29.7%和23.5%。作為主產(chǎn)區(qū)的東部基本上與其兩翼（西北和海域）“平分秋色”（表1、表2）。特別應指出的是，開拓的成功使找油的思路大開（如從陸相新地層向海相老地層發(fā)展），也積累了寶貴經(jīng)驗，使中國石油工業(yè)展現(xiàn)了更好的發(fā)展前景。

第二輪全國戰(zhàn)略展開的成功使全國主要產(chǎn)油盆地／油區(qū)擴展到8個，除了表1、表2中所列出的6個外，還有海域的渤海（與《儲量通報》一致，本文中渤海僅指中國海油所勘探的區(qū)塊）和珠江口盆地。它們在2017年的原油探明地質(zhì)儲量均在6.5×108t以上、產(chǎn)量在200×104t以上，符合所謂的“二八律”，即構成中優(yōu)質(zhì)的少數(shù)卻占有總量的大多數(shù)。八大油區(qū)構成了中國石油儲量、產(chǎn)量的主體，是決定全國儲量、產(chǎn)量走勢的決定性因素，因而是本文分析的主要目標。

2 原油新增地質(zhì)儲量構成及變化

2.1 新增地質(zhì)儲量值的階段性

2007年以前中國原油年增地質(zhì)儲量（未計入老油田復算的核增、核減量，下同）多數(shù)小于10×108t，如2001年、2006年分別為73425×104t、92541×104t。2007年后年增地質(zhì)儲量躍上10×108t的臺階并持續(xù)了9年，其中2012年最高（151818×104t），形成了新增地質(zhì)儲量值的高平臺期（圖1）。2016年后年增地質(zhì)儲量下降到10×108t以下，其中2016年、2017年新增地質(zhì)儲量的遞減率分別為18.3%、4.0%，新增經(jīng)濟可采儲量的遞減率分別為24.8%、13.6%，顯然其新增量質(zhì)量的下降比數(shù)量下降更明顯。如果從峰值的2012年計起，其后5年的平均遞減率為10.8%；如除去因國際油價大跌而影響到年度投資的2015—2017年，2013年、2014年新增地質(zhì)儲量的年遞減率也分別高達28.7%、3.0%。應該說，這是相當大的降幅（表3）。換言之，不能把新增儲量的明顯減少全歸之為油價降低、投資減少等外因，它在相當大程度上也反映出勘探程度提高使后期發(fā)現(xiàn)和探明新油田的難度增加等內(nèi)在的趨勢。

表1 2001年全國主要地區(qū)/盆地原油儲量、產(chǎn)量及其所占百分比Table 1 Distribution of crude oil reserves and production in major areas/basins of China, 2001

表2 2017年全國主要地區(qū)/盆地原油儲量、產(chǎn)量及其所占百分比Table 2 Distribution of crude oil reserves and production in major areas/basins of China, 2017

圖1 2000—2017年全國原油新增儲量Fig.1 Additional crude oil reserves in China, 2000-2017

表3 2006—2017年中國原油新增地質(zhì)儲量構成Table 3 Composition of additional geological reserves in China, 2006-2017

2.2 新增地質(zhì)儲量構成變化

地質(zhì)儲量年新增量的變化也明顯符合“二八律”，新增儲量主要集中在少數(shù)較大型的盆地中。在新增儲量超10×108t的9年中，有7年出現(xiàn)四五個盆地新增儲量大于1×108t且其新增量占總量的80%左右；2013年、2014年新增地質(zhì)儲量雖略高于10×108t，其大于1×108t增量的盆地有2個，卻分別占總新增量的59.3%、57.5%。這充分反映出大盆地是增儲的主力，其變化趨勢對全國有決定性的影響。

值得注意的是地質(zhì)儲量的表觀采收率的變化。近年來新增地質(zhì)儲量采收率明顯低于累計地質(zhì)儲量的采收率且總體呈降勢。如2000年全國累計地質(zhì)儲量采收率達28.6%，而2001年的新增地質(zhì)儲量采收率為20.6%，2007年以后該值進一步降到18.7%之下，2014年、2016年分別為14.7%、14.8%，2017年最低，僅為13.1%，這從一個側(cè)面說明了新增石油儲量品位的劣質(zhì)化。

在表3中出現(xiàn)最多且從2008年以來新增地質(zhì)儲量一直排頭名的是鄂爾多斯盆地。2001—2017年該盆地新增地質(zhì)儲量為48.80×108t，占全國新增地質(zhì)儲量的29.1%；同期經(jīng)濟可采儲量為6.37×108t，占全國的21.4%。這是因為鄂爾多斯盆地以致密砂巖儲層為主（部分亦可屬非常規(guī)原油），因而采收率相當?shù)汀Ｔ?0世紀增儲主力的松遼盆地，在表3相應欄目中2008年后僅在年增儲量最高的2012年出現(xiàn)過一次。鄂爾多斯盆地和松遼盆地在年增儲量最大盆地中相對地位的變化，也從另一側(cè)面反映出油氣勘探開發(fā)第二輪戰(zhàn)略展開的進展。

表3反映的是按年度統(tǒng)計的新增儲量，因而其老、新油田的劃分也以年度而論。近年來新增地質(zhì)儲量主要集中在老油田（包括其周圍的新區(qū)塊），而新油田增儲居次要地位。以表3中新增儲量最低的2017年與新增儲量最高的2012年相對比，可見無論是新增地質(zhì)儲量大于2000×104t的老油田個數(shù)和占比，還是新增地質(zhì)儲量大于1000×104t的新油田個數(shù)和占比，均有明顯降低，總體顯示單個新油田的新增儲量有變小之勢。顯然，近年來無論老油田還是新油田，增儲的難度趨于增大、增儲的區(qū)塊趨小。

眾所周知，油層埋深對其勘探開發(fā)的難度、特別是成本影響甚大，依油田中部所處深度將其分類（見表3說明）。分析表3、圖2可以看出：中國新增地質(zhì)儲量位于深層者比例頗低，而以淺層、中深層為主，后者比例在20世紀多在90%以上。但在2007年以后隨著對深層、超深層開拓力度加大，淺層和中深層所占比例降至80%左右，這也是其儲量增長進入高平臺的原因之一。值得注意的是2016年后（筆者認為亦應包括缺失深度分類數(shù)據(jù)的2017年），淺層至中深層新增地質(zhì)儲量及所占比例反而增大，這可能與投資明顯不足有關，也成為該年新增地質(zhì)儲量大幅下降的原因之一。

圖2 21世紀初幾個代表性年度新增儲量的深度構成Fig.2 Composition of typical additional reserves in early 21st century by depth

3 未開發(fā)原油儲量構成及變化

3.1 中國油氣《儲量表》中的特殊現(xiàn)象

在世界通行的儲量報告、圖表中，所列的探明（proved）儲量均指其剩余經(jīng)濟可采儲量，無須加任何“前綴”。這時的儲量具有明顯的商業(yè)含義，即其今后以先進技術開采可獲得經(jīng)濟效益，因而可為市場所接受并可轉(zhuǎn)讓出賣。中華人民共和國成立初期的體制承襲了原蘇聯(lián)計劃經(jīng)濟體制，其儲量首先指地質(zhì)儲量，即圈定三維空間范圍內(nèi)探明的地下油氣蘊藏量。在此基礎上根據(jù)當時有限的、往往不準確不全面的資料所確定的采收率計算出經(jīng)濟可采儲量。在對外公布時往往只說地質(zhì)儲量并據(jù)其評價勘探工作的績效獎懲。久之，所謂的經(jīng)濟可采儲量與實際的商業(yè)可采量之間出現(xiàn)越來越大的偏差。在中國由計劃經(jīng)濟向市場經(jīng)濟艱難的轉(zhuǎn)型過程中，儲量規(guī)范也經(jīng)歷了多次修改，2006年出現(xiàn)了技術可采儲量的新統(tǒng)計項目，似乎說明其具技術可采出性，但不一定都會有經(jīng)濟效益，因而其數(shù)值比經(jīng)濟可采儲量高。但實際工作中似乎更垂青于技術可采儲量，不僅以其作為對外公布的“可采量”，而且以其計算《儲量通報》中的采收率。著眼于趨向完善市場化體制的深入改革，本文只采用《儲量通報》中的經(jīng)濟可采儲量值，并在需要時把2006年前的經(jīng)濟可采儲量進行連續(xù)性的統(tǒng)計以反映其隨時間的變化。

3.2 未開發(fā)儲量

在中國油氣《儲量通報》中還有一個特殊之處：各類累計儲量下均列出已開發(fā)和未開發(fā)兩項。已開發(fā)也稱已動用，即建成產(chǎn)能并開始正式開采；未開發(fā)指因種種原因?qū)⒃摬糠謨α繑R置不去動用。擱置的原因有3種：一是沒有市場需求或限產(chǎn)，這時即使進行了初步產(chǎn)能建設也可暫不開采，此現(xiàn)象在沙特阿拉伯這類的產(chǎn)油大國較為常見；二是因為交通電力外輸?shù)葪l件不具備，這多見于某些新油田新油區(qū)開發(fā)早期；三是因為給出的經(jīng)濟可采儲量在其具體的技術、經(jīng)濟條件下實際上不可采或采出帶來明顯的虧損而難以為繼。

在中國不存在第一類情況，少數(shù)邊遠地區(qū)可短期存在第二類情況，但長期存在的強烈的需求將使新發(fā)現(xiàn)的油田很快被探明并創(chuàng)造條件投入開發(fā)，地處西北邊陲大沙漠中的塔里木盆地中部油田群就是例證。因而中國諸多盆地長期存在的大量未開發(fā)儲量多屬于第三類情況。

3.3 經(jīng)濟可采儲量的未開發(fā)率

在研究中，將未開發(fā)儲量占總量的百分比稱為未開發(fā)率[2]。歷年地質(zhì)儲量的未開發(fā)率總是高于經(jīng)濟可采儲量的未開發(fā)率，這是因為經(jīng)濟可采儲量應是地質(zhì)儲量中質(zhì)量相對好、經(jīng)濟效益相對高的部分。如2006年中國原油地質(zhì)儲量的未開發(fā)率為22.5%，而經(jīng)濟可采儲量的未開發(fā)率為10.4%（表4）。中國儲量規(guī)范中規(guī)定已開發(fā)儲量應依據(jù)不斷涌現(xiàn)的大量新資料定期進行儲量復算。復核中應將經(jīng)過開發(fā)實踐證明雖經(jīng)技術條件和經(jīng)濟環(huán)境不斷改善仍不能獲得經(jīng)濟效益的部分從經(jīng)濟可采儲量中核銷；進而總結過去增儲中這一部分虛高儲量能夠產(chǎn)生的經(jīng)驗教訓去指導今后的工作，嚴格審定進入經(jīng)濟可采儲量的條件。這樣就會使今后的儲量中未開發(fā)率明顯趨減，才能符合向市場經(jīng)濟轉(zhuǎn)型的改革大方向。

表4 2006—2017年全國原油累計探明地質(zhì)儲量、經(jīng)濟可采儲量及其未開發(fā)率Table 4 Cumulative Measured PIIP, Proved EUR and undeveloped rate in China, 2006-2017

然而，中國經(jīng)濟可采儲量的未開發(fā)率總體卻呈升勢。特別令人關注的是國際油價大漲的2011—2013年，迪拜和布倫特原油的年均價均達100美元/bbl以上，2014年上半年最高曾達140美元/bbl，下半年雖大幅下跌但年均值仍達98美元/bbl。在這樣高的國際油價下，70%左右的進口依存度使中國面臨沉重的外匯開支壓力，國內(nèi)石油生產(chǎn)盈利的經(jīng)濟門檻大幅度提高，許多過去因虧損太大而不能投產(chǎn)的探明儲量可迅速投產(chǎn)。但2012—2014年中國仍有10×108t左右的原油未開發(fā)經(jīng)濟可采儲量，其未開發(fā)率也達12%左右。以上的一系列數(shù)據(jù)雄辯地揭示：中國《儲量表》中的地質(zhì)儲量和經(jīng)濟可采儲量長期存在一定數(shù)量的偏高，而這種虛高量將因油價大幅下降而上升。這也是許多研究者強調(diào)《儲量表》的系列數(shù)據(jù)及由其計算的若干參數(shù)指標（如采收率、儲產(chǎn)比）都僅是“表觀值”的原因之一。此后面臨著國際油價中長期處于偏低水平[4]，全國石油儲量的有效開發(fā)將處于更加艱難的新階段。到2017年中國累計仍有約11.6×108t的所謂經(jīng)濟可采儲量未能投入開發(fā)，其未開發(fā)率達12.7%（表4）。

3.4 大盆地的原油未開發(fā)儲量

由于勘探開發(fā)條件和勘探開發(fā)史的巨大差異，根據(jù)2017年相關數(shù)據(jù)（表5），主要盆地／地區(qū)經(jīng)濟可采儲量其未開發(fā)率可分為3種。

第一種為長期開發(fā)的老油區(qū)，東部的松遼盆地、渤海灣盆地屬之，其未開發(fā)率分別為5.7%和8.3%。襄樊、江漢、蘇北等東部小盆地的主要油田幾乎全部儲量都被開發(fā)。松遼盆地的主力油田喇嘛甸、薩爾圖、杏樹崗（可合稱喇薩杏）的未開發(fā)率依次為0、0.03%、1.3%，綜合含水率依次為96.36%、95.35%、94.20%。但也有幾個小油田儲量仍未被動用：如薩西、二站、白音諾勒和依蘭伊通小地塹中的小油田，它們的經(jīng)濟可采儲量僅數(shù)萬、十幾萬噸，雖鄰近開發(fā)強度甚高的油田但長期仍未動用，實際上其儲量可在核銷之例。

表5 2017年全國及主要盆地／地區(qū)原油經(jīng)濟可采儲量及其未開發(fā)率Table 5 Proved EUR and undeveloped rate in major basins/areas, 2017

第二種為勘探過程曲折漫長、許多大油田或老油田中探明較晚且開發(fā)較為困難的新區(qū)塊，其未開發(fā)率較高。西北的塔里木盆地、準噶爾盆地、柴達木盆地屬之，海上的珠江口盆地也可歸于此類。如準噶爾盆地上古生界和下三疊統(tǒng)儲量的相當部分是近年作為新領域開拓而探明的，其艾湖油田（經(jīng)濟可采儲量1170×104t）全部未開發(fā)，金龍油田（經(jīng)濟可采儲量599×104t）未開發(fā)率也達89%。近年來重大的勘探成果是在瑪湖凹陷發(fā)現(xiàn)號稱具10×108t儲量遠景的三疊系礫巖油田[5]，其開發(fā)難度頗大，當它進入儲量之列時可使該盆地未開發(fā)率大為提高。塔里木盆地的塔河油田（占全盆地經(jīng)濟可采儲量的52.1%）于20世紀末才投入規(guī)模開發(fā)并成為增產(chǎn)的主力，目前未開發(fā)率為13.8%、綜合含水率為48.44%，這與其強烈非均質(zhì)性且含相當多的稠油、具相當高的自然遞減率有關。順北油田是近年勘探重點，目前未動用率為51.5%，近年儲量可望快速增長，但因開發(fā)難度大于塔河油田[6]，屆時未開發(fā)率將維持在高水平。柴達木盆地近年來新探明儲量增加較多，2017年的經(jīng)濟可采儲量為2006年的167%，其開發(fā)難度普遍較大。經(jīng)濟可采儲量皆在2000×104t以上的新探明油田昆北、英東兩油田雖為近年增產(chǎn)的主力，開發(fā)投入很大，但未開發(fā)率分別為51.0%、21.5%。

第三種為勘探過程曲折漫長、開發(fā)難度甚大、其未開發(fā)率明顯高于全國水平的油區(qū)，鄂爾多斯盆地和渤海屬此。鄂爾多斯盆地是中國陸上最早進行石油開發(fā)的盆地，以儲層致密、低孔滲、低壓、低產(chǎn)、開發(fā)難度大而聞名于世。而真正邁開儲量、產(chǎn)量大增長的步伐還在21世紀（表1、表2），但新發(fā)現(xiàn)的大油田儲量的大部分已可屬非常規(guī)的致密（砂巖）油，為照顧統(tǒng)計的歷史連續(xù)性，中國近年《儲量表》中一直把它籠統(tǒng)地置于一般原油中統(tǒng)計。表6中列出了鄂爾多斯盆地2個近年來儲量大增的老油田（姬塬、華慶，僅2017年增加地質(zhì)儲量就都達1×108t以上）和2個新油田（環(huán)江、紅河），可以代表該盆地儲量的特點，其地質(zhì)儲量采收率相當?shù)?，其中紅河僅為6.9%。據(jù)查，紅河油田2012年地質(zhì)儲量已達1.7×108t以上，在巨大的上產(chǎn)壓力下經(jīng)5年的努力，經(jīng)濟可采儲量仍有45.6%的未開發(fā)率，引人關注。大油田如此低的表觀采收率和如此高的未開發(fā)率（表6）展現(xiàn)了其開發(fā)難度確實很大。

表6 鄂爾多斯盆地近年探明的主要大油田儲量狀況Table 6 Proved reserves in the Ordos Basin by oilfields

渤海的面積占全國海域盆地的比例并不大，但一直是海域的儲量增長中心，2017年累計地質(zhì)儲量占海域的73.2%。以產(chǎn)量計，直到1997年海域仍以珠江口盆地為主，該年渤海僅占12.9%。從1998年起產(chǎn)量增長格局卻發(fā)生了變化：珠江口盆地等南海北部總體呈降勢，渤海卻總體呈升勢[7]，后者2006年、2017年產(chǎn)量分別占海域的51.2%、63.9%。2017年渤海原油的采收率為21.6%，略低于全國均值23.8%，在各大盆地中是較高的；然而其經(jīng)濟可采儲量未開發(fā)率卻居全國最高值32.2%（表5）。對此，可有兩方面解釋：一是其多為孤立的小油田，位于相對隆起上的大油田又多為稠油，開發(fā)難度大、成本高；二是其油田的相當大部分為近年來自營勘探所探明，有可能與相鄰陸上一樣，對可經(jīng)濟開發(fā)的門檻放得過低。

4 原油剩余經(jīng)濟可采儲量構成的近期變化

前文已述及，中國《儲量表》統(tǒng)計的經(jīng)濟可采儲量為有所偏高的表觀值。但其剩余經(jīng)濟可采儲量的相對變化仍不失為判斷近中期未來發(fā)展趨勢最重要的參數(shù)，也是近期穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)的首要依托。

4.1 近年來全國原油剩余經(jīng)濟可采儲量的變化趨勢

近年來原油剩余經(jīng)濟可采儲量的變化可分為兩個階段：2006—2014年從200069×104t上升到251988×104t，年增率為2.9%；其后緩慢下降，到2017年為246587×104t，年增率為-0.7%（表7），2017年大致與2012年相當。筆者著重指出，2014年國際油價仍達98美元/bbl，油價下半年開始下跌也未能直接導致該年國內(nèi)勘探開發(fā)投資及相關政策變化。原油剩余經(jīng)濟可采儲量拐點出現(xiàn)的主要原因應為新增經(jīng)濟可采儲量走低而產(chǎn)量卻還處于升勢致使儲量補充系數(shù)小于1。

4.2 2017年原油剩余經(jīng)濟可采儲量的盆地分布

近年來原油剩余經(jīng)濟可采儲量呈明顯的降勢，突出表現(xiàn)在作為主力的松遼和渤海灣兩大盆地上：2006年這兩個盆地剩余經(jīng)濟可采儲量共約11×108t，占全國的55.4%；2017年剩余經(jīng)濟可采儲量降到約8.9×108t，占全國的36.1%。該兩盆地間相比，開發(fā)更早的松遼盆地剩余經(jīng)濟可采儲量下降勢頭更猛些，2017年其剩余經(jīng)濟可采儲量在東部盆地中退居第二位。與東部相反，2006—2017年西北區(qū)鄂爾多斯、塔里木、準噶爾、柴達木4個盆地剩余經(jīng)濟可采儲量年增率依次為8.0%、6.9%、3.0%、4.7%。四大盆地的剩余經(jīng)濟可采儲量由2006年約4.6×108t上升到2017年的8.9×108t，占全國的比例由23.1%上升到36.2%，略超過東部兩大盆地的占比。其中鄂爾多斯盆地成為原油剩余經(jīng)濟可采儲量最多的盆地，2017年占全國的19.7%。該期間塔里木盆地地質(zhì)儲量和剩余經(jīng)濟可采儲量的增量都小于鄂爾多斯盆地，且前者的儲產(chǎn)比是西北四大盆地中最低者（表7），這與20世紀末專家們的預期相反。

表7 2006—2017年主要原油產(chǎn)區(qū)剩余經(jīng)濟可采儲量及2017年儲產(chǎn)比Table 7 Proved Developed Reserves and reserve-production ratio of main oil production areas, 2006-2017

海域兩大油區(qū)的原油剩余經(jīng)濟可采儲量及所占比例均有所增長。與20世紀后期珠江口盆地領先相反，21世紀初渤海的增儲上產(chǎn)明顯超過珠江口盆地，2017年其原油剩余經(jīng)濟可采儲量在全國的排名中居第三位，略低于鄂爾多斯盆地、松遼盆地，而略高于相鄰的渤海灣盆地。

顯然，與20世紀后期相比，無論就陸海間還是在陸上的東西部間，剩余經(jīng)濟可采儲量分布的不均衡性趨于降低。這從另一個側(cè)面說明全國原油勘探開發(fā)第二次戰(zhàn)略展開已基本完成。

4.3 不同類型大油田間的差異

以2017年原油剩余經(jīng)濟可采儲量大于3500×104t的油田為例（表8），可將其分為3類。

第一類為采出程度很高的油田，包括東部絕大部分老油田、各石油公司/分公司的主力油田。以松遼盆地的喇薩杏油田為例，2017年原油產(chǎn)量占該盆地的71.3%、占全國的14.6%，其很高的采出程度導致其剩余經(jīng)濟可采儲量已處于低水平，使其儲產(chǎn)比僅為6.0。渤海灣盆地勝坨油田的情況與之類似，儲產(chǎn)比小于1。它們的生產(chǎn)參數(shù)表明已到高（甚至特高）含水率、低儲產(chǎn)比的壯年階段后期。作為主力油田，與其高采出程度相應的有限的剩余經(jīng)濟可采儲量表明其產(chǎn)量將持續(xù)從高平臺期大幅度下降的趨勢。顯然，這類油田的產(chǎn)量走勢對全國影響頗大。

表8 2017年原油剩余經(jīng)濟可采儲量大于3500×104t的油田的主要參數(shù)Table 8 Main parameters of oilfields with Proved Developed Reserves over 3500×104t, 2017

第二類為采出程度較高的較新開發(fā)油田（如塔河、蓬萊19-3）和近期仍有重大發(fā)展的老油田（如安塞、靖安）。它們多分布于西北，一般開發(fā)難度偏大，如安塞、靖安為鄂爾多斯盆地低—超低孔滲油田，塔河油田儲層為非均質(zhì)性極強的古風化殼巖溶儲層，蓬萊19-3為海上稠油。

第三類為采出程度較低的新開發(fā)油田，如姬塬、華慶的采出程度分別為37.1%、13.4%，儲量未動用率分別達24.0%、63.0%，不言而喻，其儲產(chǎn)比都較高。

上述第二、三類者雖開發(fā)難度大，但目前的開發(fā)技術日趨成熟，只要有足夠投入，多具備持續(xù)上產(chǎn)的條件，它們能否持續(xù)高效開發(fā)對全國生產(chǎn)變化的趨勢亦有很大影響。

5 原油產(chǎn)量構成的近期變化

5.1 近期全國原油產(chǎn)量變化

21世紀全國原油產(chǎn)量的變化可分為3個特點不同的時期。①前10年的特點是原油產(chǎn)量平緩上升，9年間的平均年增量為350×104t、平均年增率為2.0%（表9）。與20世紀末的15年（平均年增量、平均年增率分別約191×104t、1.3%）相比，21世紀初的原油產(chǎn)量增速有所加快。但比起需求量的增加，產(chǎn)量增長只能稱為“緩慢”，這導致原油進口依存度的較快上升。②2010—2015年間發(fā)展的速度有所降低，期間原油平均年增量、平均年增率分別約為204×104t、1.1%（表9）。這使2015年原油產(chǎn)量達19958×104t、石油（原油和凝析油）產(chǎn)量突破2×108t大關并達21836×104t的峰值。③2016年原油產(chǎn)量出現(xiàn)降勢，2017年僅為17793×104t，2015—2017年期間平均年增量、平均年增率分別約為-1083×104t、-5.6%，應該說，此跌勢是比較猛的（表9）。據(jù)統(tǒng)計，2018年1—10月原油總產(chǎn)量繼續(xù)下降，同比下降1.7%；但7—10月同比增長0.2%～0.3%，這是自2015年11月以來首次出現(xiàn)月產(chǎn)量的正增長[8]。綜合看來，2018年產(chǎn)量可能仍處降勢。

5.1.1 主產(chǎn)區(qū)的東部21世紀以來總體處于降勢

東部一直是中國原油的首要產(chǎn)區(qū)，2001年、2017年原油產(chǎn)量分別占全國的70.9%、46.8%，其產(chǎn)量的下降亦成為影響全國走勢的重要因素。經(jīng)過長期高強度的開采，東部諸盆地在20世紀末期已先后進入產(chǎn)量總體遞減的階段。影響最大的首數(shù)松遼盆地，在初期依靠自然產(chǎn)能的一次采油開始后不久，便提前開始注水增強水驅(qū)能力的二次采油，此后長期強化和不斷更新其注采技術措施，使水驅(qū)的效果得以增強或相對穩(wěn)定。緊接著又開展以聚合物驅(qū)和二元復合驅(qū)為主的三次采油。松遼盆地原油產(chǎn)量在1990—1998年達到年產(chǎn)約5900×104t的高產(chǎn)平臺期并于1997年達到逾6000×104t的峰值。大慶油田聚合物驅(qū)和三元復合驅(qū)分別提高采收率12%、18%，在儲層復雜的陸相盆地創(chuàng)造了令世人驚嘆的成績[9]。正是基于這種主動進攻型的技術接替，才使油田能長期保持高產(chǎn)和較低綜合遞減率的相對穩(wěn)產(chǎn)。但隨各種措施的增產(chǎn)終于不能彌補不斷加大的綜合遞減，產(chǎn)量開始較急劇的下降，2017年原油產(chǎn)量僅3649×104t、約為峰值的60%。目前松遼盆地主力油田的表觀采收率已突破50%，高出國外同類油田10～15個百分點[10]。該盆地居首的喇薩杏油田產(chǎn)量變化趨勢可作為全盆地變化的縮影（圖3）。松遼盆地的生命周期已進入壯年階段后期并向老年期過渡，21世紀其產(chǎn)量持續(xù)下降只是其生命這一階段特征的自然延續(xù)。

圖3 喇薩杏油田、勝坨油田、孤島油田原油年產(chǎn)量變化曲線Fig.3 Annual oil production of Lamadian-Sartu-Xingshugang, Shengtuo and Gudao oilfields

東部另一主力油區(qū)渤海灣盆地原油產(chǎn)量變化的情況與松遼盆地類似，只是其由多個具獨立性的坳陷構成，各坳陷間的差異使盆地總的產(chǎn)量曲線變化更復雜些。它們之所以能保持較長期高產(chǎn)量，也是以適應于具體情況的多種不同技術措施接替的方式實現(xiàn)的。以渤海灣盆地濟陽坳陷為例，以水驅(qū)為主的二次采油使其原油產(chǎn)量在1988—1992年間達到年產(chǎn)3300×104t以上的高平臺（峰值為1991年3355×104t）。而后水驅(qū)仍是主要的技術并得到持續(xù)的改進，以精細調(diào)剖注（堵）水和不斷面向剩余油相對富集區(qū)塊/層段調(diào)整注采井網(wǎng)等技術措施而取得采收率的不斷提高。但由于水驅(qū)效率的總體下降使產(chǎn)量仍有所下降，屬于三次采油技術的化學驅(qū)采油技術接替被提上日程，其中聚合物驅(qū)的初步成熟使原油年產(chǎn)量在1999—2004年穩(wěn)定在2600×104t以上的平臺上。其后聚合物驅(qū)的作用下降而復合驅(qū)的成熟在相當大程度上彌補了聚合物驅(qū)產(chǎn)量的下降（圖4），并使?jié)栛晗菰湍戤a(chǎn)量一度回升到2700×104t以上。但也必須看到，多種增產(chǎn)措施的接替、降本增效的艱苦努力，仍難以扭轉(zhuǎn)其產(chǎn)量下降的總趨勢。2017年勝利油田原油產(chǎn)量為2342×104t、是峰值的65.9%。在此基礎上勝利油田分公司提出“到2020年實現(xiàn)效益穩(wěn)產(chǎn)2300萬噸、盈虧平衡點降至50美元/桶”的目標。中國石化的領導人評價其為：“這是一個有挑戰(zhàn)性的目標”[11]。濟陽坳陷目前最大的兩個油田勝坨油田和孤島油田（二者的產(chǎn)量和變化曲線相近）可以代表該坳陷的產(chǎn)量變化（圖3）。近年來這兩個油田原油產(chǎn)量的和仍占濟陽坳陷總產(chǎn)量的18.1%，而勝利油田分公司又占中國石化總產(chǎn)量的60.2%。

顯然，勘探上不斷增加老油區(qū)的儲量，開發(fā)上一個個新技術的應用以提高采收率力求相對穩(wěn)產(chǎn)。這種戰(zhàn)術性接替是最大限度地獲得經(jīng)濟效益的重要保障。

5.1.2 西北2015年以來也呈降勢

2010—2015 年間西北區(qū)原油增產(chǎn)速度的降低可以說是其后產(chǎn)量總體轉(zhuǎn)為下降的前奏。這之中影響最大的是鄂爾多斯盆地，2001—2010年間、2010—2015年間的平均年增量分別占西北同期的77.4%、63.3%。影響居次的是主要油田開發(fā)期并不長的塔里木盆地，它在2010年后原油產(chǎn)量的增長比老油區(qū)的準噶爾盆地低，這也出于許多業(yè)內(nèi)人士的預期。這是塔里木盆地主要油田自然遞減率很大、開發(fā)難度大所致。2015年后不利的大環(huán)境使西北區(qū)三大盆地原油產(chǎn)量均下降，以致雖然柴達木盆地原油產(chǎn)量有所增長也難挽西北區(qū)的下降（表9）。柴達木盆地2010年以來原油產(chǎn)量逆勢上升之勢及其近年來在勘探上的重大突破，使它在西北區(qū)未來發(fā)展中有了更高些的地位[12]。

圖4 勝利油田化學驅(qū)年增油量圖[11]Fig.4 Annual oil production increase by chemical flooding in Shengli oilfield [11]

5.1.3 海域兩大油區(qū)交替上升和2015年后的總體下降

前已述及，以珠江口盆地為主體的南海北部與渤海兩個海域主要油區(qū)儲量有錯峰發(fā)展的現(xiàn)象，產(chǎn)量也如此。前者的高平臺期為1996年后的10年，而后剩余經(jīng)濟可采儲量和產(chǎn)量迅速下降，進而在2017年儲產(chǎn)比降到2.7（表7）。后者的產(chǎn)量在2004年后才有較快抬升，2015年后亦快速下降。因而海域原油總產(chǎn)量一直難于達到5000×104t（所謂“海上大慶”）的水平并在2015年后出現(xiàn)總體下降。對渤海儲量、產(chǎn)量形勢的評估中特別要注意其稠油比例高的特點。筆者統(tǒng)計，渤海原油地質(zhì)儲量大于1×108t的6個油田中有4個是稠油（占全區(qū)地質(zhì)儲量的34.5%），僅2個為稀油（占全區(qū)地質(zhì)儲量的7.7%）。海上稠油開發(fā)的條件要比陸上困難得多。在經(jīng)過綏中36-1部分區(qū)塊長期的試采探索后，稠油開采才逐步在3個同類大油田（綏中36-1、蓬萊19-3、秦皇島32-6）上推廣。由于早期開發(fā)的稀油油田產(chǎn)量已經(jīng)下降，這3個稠油油田產(chǎn)量竟占2017年全區(qū)產(chǎn)量的38.3%。至2017年還有1個億噸級大油田（蓬萊9-1，地質(zhì)儲量為27116×104t）、6個地質(zhì)儲量大于5000×104t的稠油油田未投入開發(fā)，它們共有地質(zhì)儲量60676×104t、占全區(qū)的16.6%。此外還有一批地質(zhì)儲量較小的稠油油田未統(tǒng)計在內(nèi)。顯然，這既表明了渤海的潛力，也顯示在較低油價下海上稠油有效開發(fā)的困難。

5.2 原油的儲產(chǎn)比

當年的剩余經(jīng)濟可采儲量與其產(chǎn)量的比稱為儲產(chǎn)比，它是評估近期產(chǎn)量走勢的重要參數(shù)之一。本文中已在多處論述了中國目前公布的經(jīng)濟可采儲量和剩余經(jīng)濟可采儲量有一定程度的偏高，因而按其計算的儲產(chǎn)比也屬有所偏高的表觀值。筆者按中等油價下其應縮水20%左右來作概算性的評估，那么表7中的全國2017年原油儲產(chǎn)比可選取10作為實際有效值。分區(qū)來看，東部老油區(qū)的開發(fā)強度最大，儲產(chǎn)比低于全國均值，估算其有效值約為7～8。西北區(qū)儲產(chǎn)比高于全國均值，許多主力油田亦可屬高強度開發(fā)的油田，剩余經(jīng)濟可采儲量偏小而目前產(chǎn)量卻相當高，儲產(chǎn)比亦相應較低。其中鄂爾多斯盆地儲產(chǎn)比較高，但剩余經(jīng)濟可采儲量的開采難度也更大；柴達木盆地儲產(chǎn)比最高，但產(chǎn)量所占比例最小。因而筆者估計西北區(qū)整體儲產(chǎn)比的有效值約為12。海域珠江口的儲產(chǎn)比小到令人吃驚的程度，可能與其相當部分儲量為外資探明、評價時將經(jīng)濟可采儲量值壓的較低有關；而渤海的稠油和小油田占的比例大、開采難度最大，但在自營勘探評價時對經(jīng)濟可采儲量的下限可能定的偏低，使表7中的儲產(chǎn)比可能虛高。從儲產(chǎn)比觀之，海域穩(wěn)產(chǎn)的形勢最令人擔憂，東部也會有較大的困難，西北較好、但也已屬于可供開采的儲量不足的類型。

與儲產(chǎn)比密切相關的另一參數(shù)是（表觀）采出程度，它是累計產(chǎn)量與（表觀）經(jīng)濟可采儲量的比值。以2016年陸上計，原油采出程度為78.1%，相應的含水率達87.7%，單井平均日產(chǎn)量由2000年的56t降到2016年的23t，中國已開發(fā)油田整體上看已進入“兩高一低”的狀態(tài)[13]。剩余經(jīng)濟可采儲量品質(zhì)的持續(xù)降低使開發(fā)難度增大、成本趨升。

5.3 儲量增長是目前中國原油產(chǎn)量穩(wěn)定/增長的前提

對油氣這類不可再生資源來說，不斷發(fā)現(xiàn)新油氣田增加經(jīng)濟可采儲量是其持續(xù)發(fā)展的根本保障。對沙特、俄羅斯這類可采儲量甚豐、儲產(chǎn)比相當高的國家來說，較短時期儲量補充系數(shù)小于1，還不至于影響近期產(chǎn)量；但對于中國許多主力產(chǎn)區(qū)、主力油田剩余經(jīng)濟可采儲量已明顯降低、儲產(chǎn)比早已降至臨界值以下這種情況[14]來說，這卻是導致產(chǎn)量增速放緩、最終導致產(chǎn)量下降的根本原因。由此觀之，全國原油產(chǎn)量穩(wěn)產(chǎn)/增產(chǎn)的壓力很大。

本文的論述表明，無論就東部老油區(qū)看，還是從全國來看，剩余經(jīng)濟可采儲量的下降后都緊跟著出現(xiàn)油氣產(chǎn)量的下降。實際情況表明，盡管越來越注意強化老油田/油區(qū)的挖潛，但難以改變其綜合遞減率走高，產(chǎn)量年增率降低以致出現(xiàn)負值的總體趨勢。換言之，僅靠老油區(qū)本身的戰(zhàn)術性接替難以保障原油產(chǎn)量的持續(xù)增長。即使從開發(fā)較晚的西北區(qū)和海域看，若干大油田也因其本身條件的限制和開發(fā)力度的增大而“提前”出現(xiàn)儲量增長乏力，產(chǎn)量年增量、年增率趨減的情況，它們已開發(fā)油田的生命從青年階段到壯年階段前期的時間歷程總體比東部要短。特別令人關注的是，上述情況在油價影響投資的2015年前就已經(jīng)發(fā)生，低油價直接導致的儲量、產(chǎn)量降低僅只是疊加在因剩余經(jīng)濟可采儲量不足而造成的產(chǎn)量降低之上，使其降勢更加明顯。顯然，對于全國原油穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)、保障其可持續(xù)發(fā)展的重任主要應落在其戰(zhàn)略接替上、落在新區(qū)新領域的開拓上、落在發(fā)現(xiàn)探明新油田儲量上[15]。

6 啟示和建議

6.1 油氣生產(chǎn)的戰(zhàn)術和戰(zhàn)略接替

綜合看整個儲量—產(chǎn)量系列各組成單元，反映出全國第二輪戰(zhàn)略展開提出的任務已基本完成，意味著應適時開展第三輪油氣勘探的戰(zhàn)略開拓。

西北和海域也可屬于老油區(qū)。人們?yōu)檠娱L老油田（區(qū)）的生命，獲得更多經(jīng)濟效益而采取了多種手段。它可概括為：①在老油區(qū)內(nèi)長期未突破的區(qū)塊或構造單元發(fā)現(xiàn)新油田。渤海灣盆地近年來不斷發(fā)現(xiàn)的新油田給人以很大的啟示[16]。還值得提出的有：在準噶爾盆地西南部與老油田鄰近的車排子斷裂以西的隆起區(qū)新生界發(fā)現(xiàn)春光、春風等油氣田，經(jīng)濟效益甚好[17]；在鄂爾多斯盆地周緣斷陷系因久攻不破而擱置多年的河套地區(qū)獲得重大發(fā)現(xiàn)等[18]。顯然，這既需要前期工作（包括失?。┑馁Y料和認識積累，更需要解放思想形成新的勘探思路。②在老油田周圍深入勘探。這不僅包括已知油田的擴邊和發(fā)現(xiàn)新的含油氣區(qū)塊，而且包括在老產(chǎn)層上、下發(fā)現(xiàn)的新產(chǎn)層、新產(chǎn)油層系。③繼續(xù)進行新產(chǎn)能建設。除針對新探明儲量外應特別關注處于經(jīng)濟門限邊緣的未動用儲量，是否因條件變化、技術進步而具備可采性。本文第3章討論的長期未動用的儲量中應該有相當部分在有針對性降本增效措施下可以投入開發(fā)、實施新產(chǎn)能建設，這是比較現(xiàn)實的上產(chǎn)目標[19]。④提高已動用儲量的采收率，這是廣大開發(fā)工作者始終以主要精力面對的事情。針對目前形勢做作更精細的工作，在不同油價下為取得效益應對不同區(qū)塊、產(chǎn)層的最大產(chǎn)量作出年度部署方案并在實踐中調(diào)整完善[20]。已經(jīng)開發(fā)了79年的玉門老君廟油田是個令人深思的實例：據(jù)《中國新聞網(wǎng)》報道，近年來經(jīng)過二次開發(fā)其井均日產(chǎn)量由0.6t增至3t，含水由75%降至66%，自然遞減率由19.8%減緩至13.5%，采收率提高了4.3個百分點、已接近50%，新增動用儲量3756×104t。艱苦的挖潛使玉門油田的產(chǎn)量保持相對穩(wěn)定并有所回升。此外，還應強調(diào)指出，這類降本增效、降低經(jīng)濟門檻的努力不僅限于技術方面，而且應包括生產(chǎn)管理體制的改革和相關政策的實施。

上述工作貫穿于油田開發(fā)的全過程。對此，人們稱之為油氣生產(chǎn)的戰(zhàn)術接替。隨著其采出程度的提高和上述各單項措施本身隨時間推移經(jīng)濟效果的相對降低，老油田（區(qū)）多種措施的增產(chǎn)難以彌補自然遞減以致出現(xiàn)越來越大的綜合遞減，伴之而來的是經(jīng)濟效益的下降。而為了與經(jīng)濟發(fā)展所需要的油氣消費相適應、為了油氣更長遠的可持續(xù)發(fā)展，人們必須及時進行油氣生產(chǎn)的戰(zhàn)略接替，向新區(qū)新領域開拓[15]。從短期看、從投資有限的情況下首先要求以更少的投入取得近期增產(chǎn)的效果上看，人們會更關注老油田（區(qū)）的戰(zhàn)術接替；從中長期看、從保障中國原油生產(chǎn)的可持續(xù)發(fā)展上看，要求及時開展并實現(xiàn)戰(zhàn)略性接替?！皢栴}導向”引導的戰(zhàn)略思維迫切需要人們同時從戰(zhàn)術、戰(zhàn)略接替兩個方面進行艱苦持續(xù)的努力；而“堅決打贏國內(nèi)勘探開發(fā)進攻戰(zhàn)”則要求人們變被動為主動、采取戰(zhàn)略攻勢，更加關注新區(qū)新領域開拓的戰(zhàn)略接替，爭取發(fā)現(xiàn)一批新的大中型油田、探明更多經(jīng)濟有效的可采儲量。由中國石油經(jīng)濟技術研究院預測的中國原油產(chǎn)量（圖5），形象地顯示出戰(zhàn)術接替、戰(zhàn)略接替的關系及后者對中、長期發(fā)展的重要性[21]。

圖5 中國原油產(chǎn)量預測[21]Fig.5 Prediction of crude oil production of China [21]

6.2 新區(qū)新領域的戰(zhàn)略性開拓

6.2.1 原油生產(chǎn)戰(zhàn)略接替的指向

油田的概念同時具有空間和類型兩方面的涵義。就三維空間而言，油氣應位于一定的地區(qū)、特定的地質(zhì)單元的特定層系。就類型而言分類的方法很多，如業(yè)內(nèi)常按是否能以傳統(tǒng)方式打井直接開采而分為常規(guī)和非常規(guī)（限于篇幅，本文不討論非常規(guī)油氣問題）、以生儲油組合的地層特點分海相和陸相等領域。新區(qū)一般指沒有或僅有少量油田的一個較大地區(qū)/地質(zhì)單元（例如西藏高原、南黃海），新領域是指沒有或僅有少量油氣發(fā)現(xiàn)的勘探新層系、新類型。在實際工作中新區(qū)、新領域二者可有一定程度的交叉重疊。

老區(qū)中可有新領域，如松遼盆地已發(fā)現(xiàn)的油田其油源（生烴層）和儲層幾乎全都位于陸相的白堊系，它們可歸屬老區(qū)老領域；而在其深部侏羅系、特別是上古生界找油氣則屬新領域的開拓。廣而言之，當已探明油氣田幾乎都在淺層、中層、深層（3500～4500m）時，超深層（＞4500m）則可被視為新領域。換言之，在老油區(qū)當某一新層系在地表發(fā)現(xiàn)油苗、在淺中層發(fā)現(xiàn)油氣顯示和油田時，埋藏于盆地深處的相應地層便成為勘探者首要的開拓對象、長期關注的戰(zhàn)略目標，如陸上和海域幾大盆地深部古生界為主體（一些地方上可包括三疊系、下可延至中、新元古界）的海相層系。

21世紀初當以西北和海域為主體的產(chǎn)區(qū)戰(zhàn)略接替已打開局面、東部老區(qū)已開始顯示出壯年階段后期的許多特征時，一批長期從事勘探的老專家便以多種形式（包括集體向最高領導層上書）建議開展新一輪戰(zhàn)略性開拓的問題。鑒于中國石油工業(yè)的主體已組成上市公司，建議這項工作宜由國家主持（包括出資）動員全國產(chǎn)學研力量進行。中央適時地決定，由當時的國土資源部新組油氣資源發(fā)展戰(zhàn)略研究中心（后來由自然資源部地質(zhì)調(diào)查局接手）來承擔此項工作并取得初步進展。

十幾年來該項工作主要集中于以下幾個方面[22]：①大盆地的深部層系（包括深層古潛山）油氣（包括凝析油）[23-24]。受勘探區(qū)塊的約束，除區(qū)域石油地質(zhì)的綜合研究外，以地震、鉆井為主的實物工作量主要由占有該區(qū)塊的石油公司出資并實施。②海域，特別是南黃海及其以南的前新生代海相層系。除少量新（上）生下儲的古潛山油田外，海上油氣田幾乎全部位于新生界中，但已有的地質(zhì)、地震資料和少量鉆井中已發(fā)現(xiàn)其下可有大面積分布的中生界海相地層，其向南（東海南部和南海北部）地層加厚、相應的生烴層系加多加厚并已見到油氣顯示。限于資金和海域特殊的劃界問題，目前的實物工作量僅限于老地震資料的重新處理研究和局部地區(qū)實施以深層為主要目標的概查性新地震測線。特別應提出的是，近年來位于南海珠江口盆地東南部的工作取得重大進展。主體位于超深水洋陸過渡殼的興寧—靖海凹陷已由鉆井和地震解釋證實存在中生界海相殘留盆地，有三疊系、侏羅系、白堊系3套烴源巖。這為整個領域的遠景評價做出了新貢獻[25]。③西藏高原的中生界海相層系和新生界陸相層系。早在20世紀后期配合地球科學探索和地質(zhì)普查填圖進行的石油地質(zhì)綜合研究就已肯定了該區(qū)的油氣遠景，并在倫坡拉盆地新生界陸相地層中鉆獲油流。新一輪工作中擴展到羌塘盆地并繼續(xù)對全區(qū)進行油氣普查，進行了重點地區(qū)的地震和鉆井；充分肯定了改造型中生界海相坳陷盆地和裂谷型新生界陸相斷陷盆地兩大領域的巨大油氣潛力。④中國北部從天山以北經(jīng)內(nèi)蒙古到東北（包括松遼盆地深部和周圍）的上古生界。該東西向地帶曾被認為是“天山—興蒙造山帶”“中亞陸間區(qū)”南帶。雖在中—新生界中有松遼、二連、準噶爾等盆地的老油田，但不少地方（特別是露頭區(qū)）前中生界強烈變形、或伴有變質(zhì)而被認為是盆地基底或找油氣禁區(qū)，當2005年國土資源部開始把它列入戰(zhàn)略開拓對象時也曾遭不少人反對。然而越來越多的地層學研究發(fā)現(xiàn)其內(nèi)相當多的上古生界未經(jīng)受區(qū)域變質(zhì)且存在海相層系，可在區(qū)域地震剖面的許多地段中生界之下發(fā)現(xiàn)連續(xù)性較好、平緩的反射界面，因而認為該區(qū)內(nèi)應存在晚古生界相對穩(wěn)定的塊狀地質(zhì)體。進行進一步的工作，發(fā)現(xiàn)了較好的生烴層系和大量的油氣顯示。特別是近年來準噶爾盆地東北部的石炭系—二疊系火山巖和沉積巖大套互層中發(fā)現(xiàn)了一系列油田[26]，它向西與中亞圖蘭地塊北側(cè)（如齋桑盆地）的油氣田遙相呼應，向東與在三塘湖盆地、銀額盆地新發(fā)現(xiàn)的工業(yè)油流的地區(qū)相連，從而驗證了整個東西橫貫亞洲中部的構造帶（甚至可包括也作為小地塊的柴達木盆地深部）上古生界存在由裂谷斷陷到坳陷的多套生儲蓋組合，呈現(xiàn)出較好的含油氣遠景[27]。

以上工作為新一輪原油產(chǎn)區(qū)戰(zhàn)略開拓奠定了基礎、指明了方向。它們可概括為：①新區(qū)開拓對象多為經(jīng)歷了相當強烈后期改造的較小地塊；②勘探目的層普遍深埋，多處于超深層；③多為海相層。顯然，面對的油氣新區(qū)新領域既有良好的油氣遠景也存在相當大的勘探難度。

6.2.2 新區(qū)開拓的困難

對此，可首先討論其油氣勘探的客觀條件。①作為新區(qū)的西藏高原高海拔高寒缺氧、困難的交通和相當嚴格的環(huán)保要求使工作效率大為降低、成本大幅增加。而海域除了其本身所造成的施工困難外還受到劃界等問題的制約，這在東海、南海特別嚴重。②眾所周知，有經(jīng)濟價值的油氣田分布于地質(zhì)上的穩(wěn)定地塊（克拉通）內(nèi)。地塊規(guī)模越大越穩(wěn)定，其廣闊的腹地多套沉積巖系的疊加也就為油氣的生成和賦存創(chuàng)造了良好的前提。與大型、特大型油氣田（群）集中的北美、南美、東歐、西伯利亞、北非、阿拉伯等大型地塊相比，中國主要油氣田賦存的華北、塔里木、揚子三大地塊在規(guī)模上已經(jīng)是小一個量級了。而在新疆—東北地區(qū)（即筆者所稱的東亞陸間區(qū)）和西藏等地區(qū)內(nèi)的許多小斷塊又比華北、塔里木等地塊小一個量級并且經(jīng)受了更多次更強烈的后期改造。上述在規(guī)模和穩(wěn)定性上有明顯差異的3類地塊在油氣藏賦存的總體規(guī)模和勘探工作的難度也處于不同層級。③勘探目的層加深帶來的技術難度大幅增加?，F(xiàn)在老區(qū)深層常規(guī)油氣的預探井一般要求5000m以上，塔里木、四川、鄂爾多斯等盆地都已打出7000～8000m深井。四川盆地馬深1井剛創(chuàng)造了井深8418m的亞洲深井紀錄，塔里木盆地就部署了設計井深8593m的順北9井，而設計井深9076m的順北蓬1井又在2018年8月創(chuàng)下測試井深8450m、可回收封隔器坐封于7603m的亞洲新紀錄。在上述新區(qū)沒有5000m以上的深井就難以滿足區(qū)域評價勘探對參數(shù)井的要求，至于海上深層的技術難度則更大。當探索超深的上、下構造形態(tài)不吻合的地層和形變層時，首當其沖的難題是深部地震有效信息的獲得和解釋。超深、高溫、高壓對鉆井、測井、儲層改造、開發(fā)的設備和儀器都提出一系列相應的配套新要求，而有些項目尚待攻克。不言而喻，其勘探和開發(fā)成本也將大幅提高。

此外，還必須重視勘探的實施者和組織者方面所存在的困難。①資金短缺。隨勘探深度和難度的增加其所需投資也大幅增加，兩者間的關系不是簡單的線性正相關而是指數(shù)上升。同量投資所取得的成效也將明顯降低，以致難以獲得必要的信息而使探索陷于停滯、失敗。長期以來，在急于上產(chǎn)的巨大壓力下，各石油公司用于新區(qū)勘探的資金難于滿足增儲的要求。據(jù)《全國石油天然氣勘查開采通報》的原始數(shù)據(jù)進行計算，2007—2013年油氣上游勘探投資年均增長率僅為6.4%；2014年下半年油價開始大幅下跌，投資減少9.0%，2015年、2016年油價低谷中分別又下降19.2%、12.1%；2017年油價有所回升投資同比年增8.1%，但仍僅只為2013年投資額的72.5%[28]。須知，這些投資的絕大部分投入“應急的”勘探，越是投資低的年份投入新區(qū)開拓的比例越低。以2017年為例，全國油氣勘查投資雖比上年增加8.1%，但對新區(qū)新領域開拓至關重要的二維地震卻下降了27.4%，探井僅增加0.44%（開發(fā)井卻增加了31.1%）。這充分說明了現(xiàn)有體制和投資環(huán)境下戰(zhàn)略接替工作難以順利開展。今后即使油價有所上升，也難以要求按年度考核其贏利、資本增值的石油公司（特別是其分公司）全部負擔此可能相當長時期難以見效益的工作。目前各石油公司都累積了很大的債務負擔。據(jù)有關部門統(tǒng)計，1998—2013年中國35萬家企業(yè)中，負債最多的前500家企業(yè)占企業(yè)總負債的1/4以上，其中前10名“負債王”中居第一名和第三名的分別是中國石油和中國石化。中國石油的債務在2006—2016的10年間一路飆升，2012年后負債總額超過1萬億元[29]。此外，相關資料顯示，過去10年中國石油、中國石化兩家合計獲得的政府補貼超過1000億元。而按由市場決定資源配置的深化改革要求，這類補貼是難以長期持續(xù)的。在如此沉重的壓力下各石油公司應對歷史遺留下的問題、應對戰(zhàn)術接替的實施已顯得捉襟見肘，更何談大力實施戰(zhàn)略接替的沉重任務。對此，中國目前實行的財政部出資、國土資源部門組織實施進行先導性工作的做法值得稱贊，但其投資額明顯不足，難于應對包括常規(guī)和非常規(guī)油氣的戰(zhàn)略開拓所需。按目前的國內(nèi)外經(jīng)濟形勢，尚難以期望國家財政對這類短期難見效益的投資有大幅度增加。顯然，不解決投資、融資體制問題，油氣的戰(zhàn)略接替就難免推遲、甚至落空。②認識和管理方法上的不當。如果說某些石油公司（包括國外的公司）在巨大壓力下尚難以認真應對戰(zhàn)略接替的需要，那么某些油氣業(yè)外人士所掌管的投資、管理和監(jiān)督部門對其的認識就存在更大的差距。油氣的戰(zhàn)略接替是對地下油氣賦存的探索，必須經(jīng)過實踐—認識—再實踐的長期過程而從知之甚少達到基本肯定其賦存，經(jīng)過曲折、甚至失敗而逐漸取得接近地下真實情況的認識。特別是在這類工作的初始階段除了著重于油氣地質(zhì)的基礎研究外，還必須部署一些不以直接找油為目的的實物工作量，如強調(diào)獲得深層—超深層信息的區(qū)域地震大剖面和科學探索井（參數(shù)井）[30]。因而要求短期內(nèi)必須有經(jīng)濟效益否則不予立項、驗收，是不符合實際的。具體到工作設計，某些管理部門像對待大樓設計那樣要求新區(qū)開拓這樣的科學探索性的工作，不允許在初步實踐中針對認識的進展而及時修改最初的設計，則無異于刻舟求劍、自縛手腳。③期待深化改革帶來新的活力動力。世界石油史的事例雄辯地說明，某個油田、油區(qū)，某種類型的油氣生命力的衰退并不意味著整個石油工業(yè)的衰竭。社會需求推動著找油新思路的探索，推動著科技水平的提高、創(chuàng)新，于是石油工業(yè)呈現(xiàn)著波浪式上升的發(fā)展方式，一次次出現(xiàn)“山窮水盡疑無路”的困惑，一次次闖出“柳暗花明又一村”的美景。立足于實踐形成于科學研究的石油地質(zhì)新理論、找油新思路，勘探和開采油氣的新技術就是實現(xiàn)其發(fā)展的關鍵。而這些關鍵問題的解決和它們產(chǎn)生實效卻又以適合的體制為前提。顯然，深化改革帶來的合適體制、政策是發(fā)展的動力，反之則產(chǎn)生強大的阻力。

對中國來說，這種來自體制方面的作用更加明顯。這是因為：①中國的石油地質(zhì)情況特別復雜；②從計劃經(jīng)濟向市場經(jīng)濟過渡的中國式發(fā)展道路在油氣工業(yè)中的具體實踐尚在探索中，要在實踐中“摸著石頭過河”、會出現(xiàn)曲折；③中國油氣工業(yè)的主體背負的包袱相當沉重，如巨大的負債和長期中低油價下盈利的困難、體制改革降本增效所伴生的減員壓力[31-32]、高比例的油氣進口對油氣公司盈利和經(jīng)濟持續(xù)發(fā)展的影響等。因此，與油氣有關的體制改革既特別重要又必須特別慎重。我們盼望著直面存在的深層次矛盾、加快步伐落實相關的改革，為油氣工業(yè)帶來新的動力。換言之，深化改革帶來的“紅利”，是實現(xiàn)油氣生產(chǎn)戰(zhàn)術和戰(zhàn)略接替的前提條件之一。