石油资源日趋匮乏品质下降

2018年我国经济增速预计6.7%，继续保持中高速增长。预计全年居民消费价格（CPI）增长1.9%，依然处于温和上涨阶段。2018年，我国工业总体呈现稳中有进、质量提升、结构趋优、动能集聚、协同开放的良好发展格局，工业增长基本稳定，在6%-8%的中高速平台波动调整。在石油上游领域，2018年上半年，国内原油产量累计为9409.2万吨，同比下降2.45%，降幅有所收窄。分月来看，各月原油产量增速持续为负。从两大油企产量来看，一季度中国石油、中国石化原油产量分别为2.14亿桶、0.71亿桶，比上年同期分别下降1.4%、1%。2018年上半年，中国石化原油产量1.44亿桶，同比下降1.52%。尽管2017年我国石油行业投资有所回升，但由于油气资源劣质化趋势明显，开采规模化难度大，技术要求高，因而产能增长抑制因素加剧。此外，随着我国新能源和可替代能源在其消费结构中占比上升，原油产量也受到一定程度的影响。而在炼化领域，2018年上半年国内原油加工量同比增长9.14%，炼厂整体开工率走高，由年初的78.26%升至81.07%，提高2.81个百分点。

近年来我国油气对外依存度屡创新高，2017年石油消费量达5.9亿吨，增速为2011年以来最高水平；但国内产量则降至1.92亿吨，连续第二年低于2亿吨；全年石油净进口量达到3.96亿吨，年增长10.8%，石油对外依存度升至67.4%。钢铁被称之为工业“粮食”，石油被称之为工业“血液”，粮食可以暂时少吃一顿，但“血液”循环却是一刻也不能中断，无论是国家经济还是百姓生活都需要稳定可靠的石油供给。

但随着油气勘探开发的深入开展，国内原油劣质化程度进一步加剧。近年来，中国石油新增探明储量90%以上来自低渗和特低渗透，其中天然气探明储量大部分来自低渗透，新动用储量采收率呈现快速下降趋势。

从石油资源地质史演化看，我国大陆并不是一个完整均一的克拉通块体。与世界其他板块相比，塔里木、华北和扬子三个较大的古板块，块体规模均很小。最大的华北板块，其面积也只是北美板块的6%。而三个古板块面积的总和，不过是北美板块的13%。按中国工程院院士翟光明的话说，“这些不同时代、小而零碎的块体，造就了我国大陆小克拉通与宽造山带相间分布的构造格局，也使我国大陆成为世界上块体数量最多、块体面积最小、地质构造特征最为复杂的地区之一”。

复杂的三大古板块所发育的含油盆地，目前仍是我国油气储量和产量的主要区域。统计显示，我国渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口等主要含油气盆地油气储量和产量贡献率超过80%。由前寒武纪几个面积不大的古陆块经过漫长离散、拼聚与沉积演化所组成的板块构造，最终成就了我国别具一格、极富特色的油气成藏风景。

总体看，油气产业发展质量稳步提升，结构调整取得初步成效，产业布局更加优化协同，开放水平不断提高。但原油进口依存度进一步增加，油气增储上产面临老油田衰减加速和资源品质劣质化的挑战。

根据国土资源部最新一轮全国油气资源评价结果，由于2015年以来国内勘查投资大幅下降，全国石油与天然气探明地质储量明显下滑。2017年，全国石油与天然气新增探明地质储量均降至近10年来最低点。石油新增探明地质储量8.77亿吨，其中，新增大于1亿吨的盆地有3个，分别是鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地和渤海湾盆地海域；新增大于1亿吨的油田有2个，分别为鄂尔多斯盆地的华庆油田和姬塬油田。截至2017年底，全国石油累计探明地质储量389.65亿吨，剩余技术可采储量35.42亿吨，剩余经济可采储量25.33亿吨。天然气新增探明地质储量5553.8亿立方米，其中新增大于1000亿立方米的盆地有1个，为鄂尔多斯盆地。截至2017年底，全国累计探明天然气地质储量14.22万亿立方米，剩余技术可采储量5.52万亿立方米，剩余经济可采储量3.91万亿立方米。

从油气资源维度分析，在原油方面，经过半个多世纪高强度开采，我国易开采油气资源已经消耗殆尽，今后勘探面临的形势将比以往更加严峻。资料显示，目前国内松辽盆地资源探明率达到72%、渤海湾盆地陆上资源达到55%、鄂尔多斯盆地也资源探明率也超过50%。三大油气盆地勘探愈发艰难，资源接替愈加困难。在天然气方面，国内资源劣质化加剧和过高的开发成本直接导致天然气大幅增产难度上升，供应保障能力持续下降。统计显示，全国超过35%的待探明天然气分布于低、特低渗透储层，在新增探明储量中，低品位天然气比例达70%以上，且页岩气、煤层气开发经济性较低，制约其大规模增产。另外，基础设施能力总体不足和利用水平低，也是制约我国天然气大发展的重要因素。截至2015年底，我国天然气主干线总长度、一次输气能力分别仅占美国的12%、25%。近年来，主干管线建设步伐放慢，2016年仅新增3000多千米的主干管线，不足“十二五”年均水平的40%。

从动态评价结果来看，一是天然气资源潜力大于石油。按照1111立方米天然气折算1吨石油，天然气剩余可采资源量为石油的1.7倍，未来我国将进入天然气储量、产量快速增长的黄金期。二是海域成为油气资源增长最显著区域。其中，渤海海域石油地质资源量较动态评价增长了33.4%，富烃凹陷仍将是今后主要勘探方向，环渤中、辽中、黄河口等富烃凹陷斜坡区、中深层构造—岩性领域、潜在富烃凹陷等仍是有利勘探方向。三是老油田新增储量重点在挖潜。渤海湾盆地的大港、华北、冀东、中原等油田，以及河南、江汉、江苏、玉门等油田经历了40年以上的勘探开发历程，油田获得新发现难度大、储量规模小。但老油田仍具有较大潜力，也是我国油气产量稳定发展的重要支撑。四是新区新领域有望形成接替。老油田新层系和新类型（如致密油气）、西部盆地的新区和海上的新区、新层系有望形成重要的勘探接替。

石油资源日趋匮乏品质下降，就需要勘探在瞄准制约上产瓶颈、把握产量与成本之间平衡关系上做文章，以理论与技术创新，多找效益储量，扭转资源劣质化被动局面。具体而言，一是尽可能延长老油田稳产时间，通过中-高勘探程度盆地精细勘探、高含水油田特高含水挖潜、以二类聚驱和三元复合驱为核心的新一代稳产技术应用，缓解老油田产量递减，提高采收率。二是加大深层碳酸盐岩和海域深水石油增储上产步伐。加大塔里木盆地塔北深层哈拉哈塘、塔河、顺北等碳酸盐岩大油田的勘探开发，尽快形成产能，加快上产，弥补老油田减少的产量。加大南海深水石油勘探力度，尽快建成石油产业基地。三是加快致密油规模效益开发。加快鄂尔多斯盆地长7、松辽盆地扶杨油层、柴达木盆地扎哈泉、三塘湖盆地条湖组等致密油示范区建设，强化致密油成藏规律、地球物理识别和超长水平井段压裂改造技术攻关，积极探索平台式“工厂化”钻井开发模式，降低工程成本，提高单井产量和采收率。同时，在开发上也要多在效益上做文章，针对业务发展不平衡、资产创效能力不强等突出矛盾，需要持续完善油气两条业务链价值链，不断优化投资结构和资产结构，实现主营业务收入和利润稳定增长，优质清洁能源供给能力稳步提升，投资资本回报率、净资产收益率达到国际同行先进水平，国有资产保值增值。针对核心技术突破不够、体制机制活力不足等突出矛盾，大力实施创新战略和人才强企，持续深化企业改革，建成世界一流创新型企业和信息化企业，中国特色现代国有企业制度逐步健全完善，劳动者素质全面提升，科技进步贡献率和全要素生产率持续提高。