中国石油储量形势分析及对策（下）
时间：2020-11-11 12:01:38 来源：达达文档网 本文已影响 人 
张抗
以上文为基础，本文回顾即使在年均110美元/桶的油价下我国仍有大量经济可采储量未能动用的事实，分析低油价以来我国石油上游所展现的困难，暴露出我国对储量经济可采性掌控过于宽松所带来的问题。
前面的论述中已提出“在储量审批中未严格按经济可采的要求把关，使其中混入了不少经济上明显不可采的储量”的问题。其产生可归结为两方面的原因。
第一、这是重数量轻效益的思想在勘探中的表现。特别是在“箭头永远向上”的理念影响上总要求以储量增长来表现勘探业绩，要求只能比过去高而不能比过去低，希望本单位的储量增长率不能低于平行的单位。长此以往对储量经济可采性的掌控越来越放宽，却不切实际的设想将来油价会升高，成本会大幅度降低。这就使评审储量时所要求的经济门限不断降低，致使探明经济可采储量值持续虚高的现象日趋加重。从而出现在国际油价高达100美元/桶的情况仍有大量经济可采储量未能（实际上是难以）动用，却只好不断增加进口的矛盾现象。
第二、开发中总是先肥后瘦，剩余储量的经济可采性会越来越差。但长期高强度开发后，目前却仍以累计探明可采储量减累计产量求得剩余可采储量并由其计算储产比，这导致这些储量参数更大程度上失真。从这个认识出发，笔者在近年的研究中把从我国储量通报所计算出的采收率、（经济）可采储量、剩余可釆储量、储产比等参数加以“表观”的前綴（如表观采收率、表观储产比等）以示其与真实参数的区别。换言之，各种表观值（包括本文上列各表）所计的采收率、剩余可采储量、储产比均虚高。应该说，如不加分析的简单引用这类储量参数容易带来误导。
近年来我国多数油区评价可采性时的参考油价为80美元/桶，有的地区采用值更高。应该说，即使严格按此条件去评价开发的经济效益也偏高了。本世纪前15年间的迪拜原油年均价的均值（它更接近我国进口油的均价）为61.83美元/桶。2014年下半年以来的低油价已持续近三年了，绝大多数研究者认为基于供大于需的基本态势，低油价将会持续。由于低油價迫使其生产成本大幅降低，油价向55美元/桶以上浮动就会启动大量油田（包括美国的页岩油）增产从而使供需关系继续保持宽松。人们把他称为限制油价的“天花板”。显然，以不变美元年均价计高于每桶70美元的油价将是小概率事件。显然，即使严格按油价80美元/桶作为评价可釆性的门限，在过去也偏低，而在现在和未来则更过低了。据报道，2016年我国大庆、胜利原油现货年均价分别分36.97美元/桶、34.98美元/桶。现实的低油价与我们当初人为设定的经济门限形成巨大的反差，值得我们注意。
总之，以上的讨论使我们认识到：即使按目前达到国际水平的技术，我国仍存在着相当数量在100美元/桶油价时仍难动用的“（表观）可采储量”。此外，对经济可采性把关不严长期积累的结果使目前的储量通报中所显示的剩余可采储量和储产比都高于实际情况。这意味着我国的石油储量形势比权威性的报表中所反映的更为严峻，他应比产量大幅减产还要引起令人惊心的关切。退一步看，在低油价持续的时候全球各石油公司、产油国有所减产应该说是个可以理解的普遍性的现象，而像我国这样保有如此低的储产比却还是很少见的。
我国探明经济可采储量、剩余可釆储量和储产比中存在的问题在计划经济的指导思想下长期得不到重视。一些低效甚无效开发的现象被地质储量、产量上升的光环所屏蔽、其亏损被整体尚能盈利（虽然单位投资收益率、人均利润率都明显偏低）所掩盖
低油价严重冲击着国际石油市场，迫使人们以极大的关注调整油气发展战略。对基于过分宽松的经济门限约束的中国石油勘探开发则产生更加重大影响，他逼迫我们认真的反思长期形成的某些固定思维。本文的论题和有限篇幅使之不能全面讨论这些问题，仅能从上游勘探对策上做些探讨。
储量是石油工业可持续发展的根本保障，为新增储量而进行的投资是必须保障的
谁掌控着大量优质储量并与技术先进的开发者和工程作业者匹配，谁就可以在低油价下生存、发展。在突然到来的油价大跌初期，上游生产者为求生存而减少，甚至短期取消对勘探的投入是可以理解的现象。但大家都明白，若不能大幅降低成本并以适当的投资去增加可釆储量，短则三五年多则十余年石油生产必将难以为继。有战略眼光的石油生产者必须尽量减少投资不足对储量补充的影响，在稍有余力的情况下可以不计利润的短期低迷，乘低油价的大动荡之机去收购一些低价出售的有潜力勘探开发区块、甚至公司的并购重组。
中石化西北油田以“再难也不能放松勘探、再难也不能不搞勘探”的理念坚持向新区的开拓也创造了良好的范例。对绝大多数公司来说，低油价造成的困难进一步削弱了石油上游扩大再生产的投资能力。我国石油上游投资明显走低且由于怕不能立刻获得效益影响考核，往往已有的投资也未能完成。2015年上游投资计划同比降14%，但实现的投资却降低约30%；
2016计划投资同比又降10%，实际完成投资同比却下降32%。投资下降使勘探工作量持续下降，以勘探钻井数为例，2015年下降约10%、2016年继续下降14%。不言而喻，这会使新增探明储量持续下降。
从本文上述的目前保有储量的严峻情况看，我国削减勘探投入所带来的影响可能比其他多数生产国都更严峻。这种情况必须引起决策者的严重关注，尽快予以扭转。在已发布的《石油发展“十三五”规划》中要求：年均新增探明石油地质储量10亿吨左右，2020年国内石油产量2亿吨以上。前文己说明，“十二五”期间的（表观）采收率为15.8%，而为使储产比不再降低，以保持年产2亿吨计，则至少要每年新增地质储重12.5亿吨。这种计算是建立在与过高油价相应的低经济门限基础上的。若以实际的经济可采性计，则需至少每年新增探明地质储量18亿吨左右。这种概略性框算足以说明增加（而不是目前的减少）勘探投资对我国石油可持续发展的重要性、迫切性。
保持战略接替的进攻态势，保障一定数量的预探井
为保障可持续发展，必须对已采出的储量和已开发油田自然递减的产能进行弥补。对老油田区进行补充后续勘探扩增储量，对开发区补充能量、提高采收率等都属于战术接替范畴；
对现在尚未发现、或仅有少量油田尚未形成规模开发的新地区、新领域、新层系、新深度进行系统的探索、开拓、发现并探明新的油田群，则属于战略接替。
战略接替需要站的高看的远、需要从持续发展的长远角度采用主动进攻的态势，因而不能以短期效益为评价标准。这项工作在很大程度上应由总公司和国家统一规划并承担。战略接替的工作要求产学研相结合的大量基础地质和石油地质综合研究，但关键是必须有大量以地震为主的物探，特别是要有一定数量的参数井预探井去不断加深对地腹深部油气赋存情况的认识。这就必须要面对预探井成功率相当低的现实（目前新区开拓中可仅为20%）。实施这些实物工作量的投资主要应由总公司和国家承担。在全球多地设立勘探风险基金的做法也有很多成功的经验，值得我国引进。
对探明储量应强调经济可采性的动态评价
本文己系统分析了剩余经济可采储量的重要性，指出了它才是衡量储量状况及发展的可持续的首要指标，只有依其为基础才能实事求是的评估油气发展形势、部署今后的勘探开发工作。这就要求勘探工作以经济可采储量为最终检验标准，而不是仅以探明地质储量来排座次讲成绩。换言之，效益考核不只是体现在石油生产的最终盈利和收益率等参数上，而是要上溯至勘探所提供的储量品级上，要以经济可采的优质储量为上游的良好效益奠定基础。
强调经济可采储量也是改革的需要。众所周知，在市场化的勘探开发中有大量的中小型公司，一些小型公司甚至只做储量评价而将储量作为商品出售。在成熟的市场上储量可以交易、可随同勘探、开发区块一起作价出让。这时，像所有商品一样储量也必须有公认的计量标准，而它只能是目前或近期可取得相应经济效益的可采储量。
我国的储量体系体现了认识的过程，他表现在全国以至各盆地、各油田储量表上“地質储量――技术、经济可采储量――当年和累计产量――剩余技术、经济可采储量的完整系列上，且上述地质和可采储量都给出了已开发和未开发值。它以严格的数学逻辑给出了剩余可采储量形成过程，即勘探开发的客观认识程序。而其每向下个程序推进中都包含着可以动态评价的因素，都会随对地下情况认识的深化和客观条件的变化而增减。对于每个油田来说，地质储量大多会在今后的补充勘探中增长，采收率会随技术的改进提高而增大，经济门限会因成本和油价的变动而变化。这就要求我们不满足于发现油田时所获得的地质储量及初步确定的各种参数，尽量按有关规范要求利用新资料定期全面复查各参数的变化，复算储量上报主管单位并以此修改今后的开发方案。
目前面临着投资趋紧的现实，可首先从已探明储量中的未开发储量重新评价入手分析其经济可采性。在原先勘探认识的基础上充分利用相邻区块/油田在开发中获得的新资料可以得出比储量刚探明时更贴近实际的认识，从中发掘出低油价下马上可动用建产能的储量，只有这样才有可能在“十三五”期间在新增地质储量有限的情况下保持2亿吨的年产量。
依靠科技和改革降低成本是生存发展的根本
地下资源的禀赋是客观存在的，我们只能通过勘探去发现他、评价他。油价和石油开采的经济门限是由复杂的经济技术条件和社会因素所决定的，单独的油气生产者很难去左右它。但是勘探者和生产者可以通过提高自身的科技水平和管理体制改革来降低各种作业的成本和生产的全成本，以求获得生存发展的动力，在竞争中胜出、在低油价下仍能获得效益。低油价的近3年期间美国页岩油和许多国家、公司的常规石油生产成本大幅降低的实例充分说明了提高科技水平的巨大作用。卅余年来的实践使我们更深刻的认识到计划经济指导思想和我国现行石油管理体制的弊病，盼望着今年能出台油气领域改革的顶层设计和与之配套的若干规章、细则（所谓“1+N”），期望在“十三五”后期能使之逐步完善成熟并在实践应用中收到改革红利。
