伊拉克石油服务合同实践与项目执行若干启示

□ 文/张军 刘贵洲 高蓉

石油合同是油气企业从事国际合作的“宪法”，是保证项目运行、界定各方分际、维护股东权益的依循和根基。因此，研究石油合同、区分合同类型、总结得失成败，是选择进入区域、决策投资与否、改进经营策略的基础。中国油企在伊拉克10多年的实践，有成功亦有瑕疵，有经验亦有教训。解剖、分析伊拉克风险服务合同，总结10多年来的利弊得失，对于谋划在该地区未来发展，有较好的借鉴意义。

一、伊拉克石油风险服务合同解析

（一）伊拉克石油合同发展沿革

伊拉克政治格局的变化，直接影响到了经济发展的轨迹，作为经济支柱的石油工业的发展更是受到了影响，产生了自身的特点。从上个世纪80年代两伊战争至今，伊拉克先后经历了第一次和第二次海湾战争，在2014年又陷于对抗伊斯兰国的反恐战争。无论这几场战争背后的政治、历史、宗教因素如何，每次战争背后都直接或间接有石油的影子，两伊战争的直接导火索就是边境领土争端和横跨两国油田的利益分配矛盾，第一次海湾战争直接导火索就是时任伊拉克总统萨达姆指责科威特超产原油，且窃取两国边界鲁迈拉油田原油。

石油工业在伊拉克经济中占有举足轻重的地位，伊拉克石油工业又在每次战争之后的经济重建过程中发挥着重要作用，在不同的阶段选择采用了不用的石油合同模式，目的就是以求尽快重建石油工业。

第一次海湾战争后，为恢复油田生产引进必要的资金和技术，伊拉克以产品分成合同模式开始了油气对外合作。1997年与中国石油和北方兵器集团旗下的振华石油签订了艾哈代布油田产品分成合同，但是由于后续的局势，艾哈代布项目始终没能够在伊开始实质性作业，并进入了长达10年的维权时期，直至2008年底重新以服务合同的模式签约重启项目。在1999年至2003年第二次海湾战争期间， 伊政府认为回购合同对于外国石油公司风险小、投资回收快，为了加快油田开发，开始采用回购合同。第二次海湾战争后，由于长期的国际制裁，及战后在伊部分与叙利亚接壤的库尔德地区陷入了反恐战争，国民经济急需振兴。然而在2012年美军撤军之前，宗教派别和民族主义情绪把对西方集团扶持的马利基政府的不满，直接宣泄到了外国人身上，西方大石油公司没有进入伊投资的欲望。马利基政府为了向世界展示新政府的能力及国内安全局势的平稳，急于尽快寻找到重启外资进入伊的突破口。而恰恰中国石油和振华石油也在筹划如何在战后伊石油工业恢复过程中尽早重启艾哈代布油田的合同。双方不谋而合，2007年6月，伊总统塔拉巴尼访华，重启艾哈代布合同谈判，并将合同模式由产品分成模式改为风险服务合同模式。2008年10月底双方签约。以此为契机，伊石油部于2009年6月在巴格达举行了第一次石油招标，拉开了伊5轮招标序幕，并全部采用风险服务合同模式。

由于西方集团幕后操纵，暗中支持库尔德地区独立运动，作为西方集团扶持上台的马利基政府对库尔德地区始终没有实质控制权，这不但是美伊关系的一个硬伤，也造成了库尔德地区的石油工业实质是由库尔德地区政府控制。因此2010年10月库尔德地区石油出口禁令解除后，其石油工业仍然采用产品分成合同。

（二）风险服务合同基本特点

2008年10月份，伊石油部与中方以风险服务合同模式替代产品分成合同，重启艾哈代布项目。伊石油部自2009年6月至今，已进行5轮石油招标，24个区块全部采用了风险服务合同模式签订合同。风险服务合同有两种类型，一是针对增产区块、未开发区块的风险服务合同，二是针对勘探区块的勘探开发服务合同。

风险服务合同区别于产品分成合同的基本特点是：

1. 合同者实质上是承包商。合同者以桶油报酬费形式取得服务收益，对区块的油气资源没有所有权。合同者作为风险服务合同的承包商的属性，体现了服务合同的基本特征。尽管在风险服务合同中，在合同者的表述中也会使用作业者字眼，但和产品分成合同中的合同者以作业者身份所拥有的权利有本质区别。

2. 有效限制合同者可能获取超额利润。桶油报酬费是根据R因子进行反向滑动，在回收成本的基础上，产量越高，桶油报酬费越低。虽然在2014年国际油价持续走低的形势下，部分区块的合同者重新与政府谈判，取消了R因子，但是桶油报酬费依然是锁定的。

3. 体现风险收益。增产区块和未开发区块的桶油报酬费要低于勘探开发区块的桶油报酬费，油区块桶油报酬费要低于气区块的桶油报酬费。

4. 低油价时更有利。2014年国际油价持续走低，人们对产品分成合同和风险服务合同的优劣有了更深入的理解。风险服务合同的经济效益由于和产量有更加直接的相关性。在国际油价低迷时，风险服务合同抗风险的特质更明显。

5. 合同执行的关注点不同。一是工程建设更加关注进度。由于合同规定产量达标后才能启动回收投资和报酬费程序，故而投产时间和投产产量成为工程建设管理首要考量。二是工程投资和生产成本受关注度降低。由于合同者不参与利润分配，R因子确定情况下，合同者报酬费固定，因此合同者控制工程建设投资和油田生产成本的意愿降低，缺乏压缩成本的动力，甚至默认或接受生产成本维持在相对高位，尤其是存在关联交易情况下。

6. 风险管理聚焦非系统性风险。由于报酬费总额与产量直接相关，不受油价影响，因此风险管理可以更多的聚焦在非系统性风险，即与油田生产相关的风险管控，如人员安全，设备运行安全等。而对国际油价、地缘政治因素（影响生产运行的因素除外）等系统性风险关注程度相对较低。

（三）伊拉克两种合同模式的财税条款比较

伊拉克在2003年第二次海湾战争后，库尔德地区自治政府一直实际控制着该地区的油气资源勘探开发，所有区块对外合作均采用产品分成合同模式。而中央政府控制的中部和南部地区区块则将产品分成合同模式改为风险服务合同模式。产品分成合同与风险服务合同中的合同者地位有本质不同。在产品分成合同模式中，合同者在回收成本和费用的基础上，还有权参与剩余利润油的分配；而风险服务合同的合同者本质上是总承包商，不享有资源的所有权，提供的服务以服务费的形式得到补偿。因此，两种合同的财税条款也相应地在以下两方面不同：一是成本和费用起始回收时间，二是成本和费用回收完成后剩余部分的分配。

1. 成本和费用起始回收时间。增产区块的服务合同只有等产量达到合同中规定的增产目标才可以启动回收，如鲁迈拉油田需要产能达到初始产能的110%时才可启动回收；而开发服务合同则需要在规定的时间内达到规定的产能目标并稳产一段时间才可以启动回收，如艾哈代布油田需要在3年内达到日产2.5万桶的产量目标并稳产30天后，才可以启动回收程序；勘探开发区块的服务合同，还有篱笆圈，规定在本油气藏内的成本，只能在本油气藏投入商业生产后才可以在本油气藏回收，否则只能沉没，而不能在其他投入商业生产的油藏中回收。因此，在同等条件下，产品分成合同初始回收时间早于服务合同。

2. 剩余部分的分配。无论产品分成合同还是风险服务合同，整个合同期内所有的投资都是由承包商支付。但是，风险服务合同的合同者不拥有资源的所有权，无权参与剩余利润油的分配，剩余利润油全部归政府所有，合同者只是收取桶油报酬费作为服务费。至今为止，伊中央政府签署的所有对外合作区块的服务合同中的桶油报酬费，都是以实物方式支付的，即是合同者需要从政府提油。风险服务合同的桶油报酬费由R因子决定，2014年国际油价持续走低的形势下，部分区块如哈法亚和鲁迈拉借机与政府重新谈判，取消了合同中的R因子，改桶油报酬费为固定值。因此服务合同在成本回收完成后，一方面产量越高报酬费总额就越高；另一方面，在回收某一报酬费总额的时候，如果油价升高则提油量减少，油价降低则提油量增加。在伊拉克目前情况下，提油量越大操作提油的过程越复杂，提油量越小则越容易操作，也就意味着越容易尽快回收。而产品分成合同在扣除矿费和成本回收后，剩余部分均可归入利润油气，利润油气在承包商和资源国之间按照合同规定的方法进行分配。一旦分配比例确定，承包商的利润油所得就主要与产量和油价相关，产量越高、油价越高，承包商分得的利润油则越多。

（四）勘探服务合同和开发服务合同

开发服务合同主要在伊拉克已开发的老油气田战后恢复生产，和一部分待开发油气田中采用，而勘探服务合同主要在2012年推出的油气勘探资源区块中采用，两者均为支付桶油报酬费形式，因此主要结构类似。但是，由于区块类型不同，具体条款差别也较大。

1. 勘探和开发服务合同对比。（1）油气勘探和开发成本初始回收时间。开发服务合同模式下油气区块直接进入开发期，确定回收起始时间的方法通常有两种：一是规定3年内达到日产2.5万桶的产量规模并稳产30天，如艾哈代布合同和哈发亚合同；二是规定一年内在基础产量基础上增产10%，如鲁迈拉合同。因此按合同规定最迟不晚于合同生效后第3年便可开始回收油气开发成本。勘探服务合同只有在勘探期结束后，勘探区块顺利进入开发期，并达到合同中规定的某一产能规模后才能开始回收，勘探服务合同中油气勘探和开发成本初始回收时间至少为5+3年（5年勘探期，至少3年建设期）。如果勘探失败，则所有的油气勘探成本均不能回收。（2）合同期内报酬费计提基数。开发服务合同规定，油气区块中的所有经过处理的产品（净产量）均可按桶油报酬费计提。勘探服务合同报酬费计提条款降低了净产量计提基数，规定报酬的计提基础为扣除当年应回收的油气勘探和开发成本后剩余的净产量。回收上限为油气区块中净产量销售收入的50%，在油气区块投产的前几年，由于前期油气勘探和建设成本投入较大，一般占到整个合同期内油气勘探和开发总成本的90%以上，而在前期相当于整个区块中净产量的50%用于油气勘探和开发成本回收，只有不超过50%的净产量可以计提报酬。（3）油气勘探和开发成本及报酬费回收上限比例。开发服务合同中规定油气勘探和开发成本和报酬费均在油气区块中净产量销售收入的50%中回收。勘探服务合同规定油气勘探和开发成本在油气区块净产量的销售收入的50%中回收，但报酬费在成本回收完后的剩余收入的30%中回收。（4）伊拉克国家石油公司干股权益。开发服务合同规定伊拉克当地油气公司干股权益为25%，勘探服务合同中对于伊拉克当地油气公司是否参股没有硬性规定。

2. 勘探服务合同的风险分析。由于勘探区块的特殊性，勘探服务合同相对于开发服务合同增加了篱笆圈、气资源销售市场、油资源开发持有期、开发前单桶报酬费调整和商业发现最小储量规模等相关条款。由此增加了油气勘探区块能否顺利进入开发和能否回收油气勘探及开发成本等风险。（1）篱笆圈条款。勘探服务合同新增篱笆圈条款，降低了投资者经济效益。对于油气资源勘探，在同一区块的油气资源勘探发现有先后顺序，勘探服务合同规定，在同一油气资源勘探区块中，有商业发现的油气藏的勘探成本只能在该油气藏中进行回收，如果该区域中没有商业发现，则该区域中产生的油气勘探成本不能在同一区块其他油气藏中进行回收。（2）存在伊政府拒绝宣布商业发现的风险。勘探服务合同中规定，如果油气资源累计产量小于200万桶当量，则伊政府有权拒绝宣布商业发现，即投资者不能开发该油气藏，则投资者前期所有的成本将全部沉没。（3）油资源在进入正式开发前可能有长达7年的持有期。勘探服务合同中规定，对于有商业发现的油藏，可能会有最长为7年的持有期，即合同者在勘探期结束后，可申请进入开发期，但开发期时间可能会延迟7年。由于可能会受到OPEC限产限制，在勘探服务合同模式下的油气资源推迟开发的可能性很大。虽然在该持有期阶段，部分油资源勘探成本可计息，利息率为LIBOR+1.5%, 但该利息远远低于投资期望的投资收益，且持有期会延长油资源勘探成本回收初始时间，油资源勘探成本回收初始时间可能为5+3+7年，时间越长对投资者收益影响越大。（4）伊政府在投资者进入开发期前有权调整桶油报酬费。勘探服务合同中规定在提交开发方案时，如果气资源开发方案中有油资源，油资源开发方案中有非伴生气资源，则伊方有权重新商议调整现行合同中规定的单桶报酬费。（5）气资源的报酬费计提基数和销售收入策划基数，可能会低于气藏实际产量。勘探服务合同规定生产的气资源，以照付不议合同形式出售给伊国家油气公司，如果国家油气公司不接受所生产的气资源，则报酬费计提基数和销售收入的测算，均仅为生产的气资源部分产量，这一产量必然低于气藏实际生产产量，会降低投资者的报酬费收入，销售收入降低也会影响气资源勘探和开发成本及报酬费回收速度。

3. 勘探和开发服务合同桶油报酬费对比。从目前签订的区块服务合同和招标情况看，总的趋势是：（1）勘探油区块单桶报酬费远高于开发油区块，大约达到其3倍。主要原因，一是地质基础不同，勘探服务合同模式下的油气资源均为油气勘探区块，储量落实程度较开发服务合同模式下推出的油气资源低；二是合同模式更为苛刻，勘探服务合同计提报酬净产量基数降低，且油气资源勘探和开发成本初始回收时间推后。（2）开发气区块单桶报酬费远高于开发油区块，大约达到其3倍。主要原因是，目前伊基础设施不够完善，伊国内市场需求有限，气价相对较低，因此其单桶报酬费较高。（3）在勘探服务合同模式下推出的气资源勘探区块均流标，也反应了目前伊拉克气资源相对遇冷。原因同理。

二、伊拉克风险服务合同执行中的几个问题

（一）含糊不清的成本回收前提影响合同者收益

在伊5轮招标中，针对鲁迈拉这样的增产区块，合同规定启动成本回收的前提是需要在合同签订一年内，实现初始基础产量增产10%目标。但是限于鲁迈拉油田当时的状态，并没有准确计量手段和计量体系，伊石油部准备合同中并无法明确初始的基础产量数据。签订合同后，双方计量结果又有比较大的差距，需要通过谈判确定双方可以接受的数据，而这又未必和合同者在考虑投标的桶油报酬费的数据一致，合同者的收益预期无疑也会受到影响。

（二）限产补偿条款获得补偿难

合同对限产补偿的描述仅停留在概念性的笼统描述上，没有详细规定现场补偿的范围和条件、确认机制等实际操作流程，而且也未明确考虑由于限产造成的无法复产到限产前的产量水平的情况。同时针对不同区块的描述不完全相同，进一步增加了兑现补偿的难度。执行的后果是，政府承认要对合同者进行必要的补偿，但在遇到限产情况下，合同者兑现补偿的过程困难重重。由于艾哈代布的合同是在第一轮招标之前签订的，补偿方式只列举了修改生产计划一种方式，所以实践过程中反而相对有针对性。

（三）提油报酬操作困难不小

合同虽然规定了服务费可以现金或者原油实物方式支付，但是迄今为止所有石油合同都是以原油实物方式支付，这就需要合同者必须做好提油工作。但在实际提油操作中，合同者面临诸多困难。一是决定权过高、周期过长。提油审批权限仍集中在伊石油部，审批流程周期过长。二是批量过低，服务费回收滞后。在排船期时，优先考虑满足其长期贸易商，其次再考虑合同者提油存在拒绝批复和批复迟滞等现象，留给合同者在市场交易的时间过短。当季发生、下季回收。三是原油销售公司（SOMO）给的船期窗口过小。根据SOMO官方数据，2012年SOMO与其长期贸易商签订的供应量是200万桶/日，而巴士拉港口的实际出口能力为170万桶/日。

（四）维安费用存在争议

从两伊战争开始，伊拉克经历了几十年战争状态，无论是政府还是人民，对安全形势的理解，和合同者对安全形势的认识都有较大差别。2003年战后马利基政府为了尽快恢复经济，在国家仍然处于动荡局势下推出了石油招标，不但要通过重建石油工业带动国家经济恢复，还要向国际社会显示其国内局势的安全稳定。国际石油公司从自身安全出发，尽最大努力做好安保工作，其中利用西方私人安保公司的做法被广泛采用。但基于西方安保公司高昂费用，及西方发动的两次海外战争在伊民众中造成的阴影，伊政府对国际石油公司的做法颇有微词，不断要求停止使用西方安保公司。但伊石油部为石油区块提供的石油警察及军队却存在诸多问题，不仅安保不给力，还会因为国际雇员与当地人收入悬殊而挑起社会矛盾。

（五）物流清关问题严重

战后政府基于迅速恢复经济而举行的多轮石油招标，客观上造成物流清关问题严重。由于伊唯一能够接受大型、大批量设备材料进口的巴士拉港，在战后并没有得到良好升级改造，港口吞吐能力有限，所以导致工作效率低下。从2009年一、二轮招标开展后，2010年开始，各石油区块合同者所需要的设备材料蜂拥而至，导致港口物资积压严重，本来只需2周时间即可完成清关手续进行装运，却变成了几个月才能完成。部分区块设备材料甚至需要半年以上时间。中方某项目的钻机，曾经在港口积压一年多时间。各石油区块急于清出自己的物资，引起一些清关代理不规范操作，加剧了港口官员腐败行为，给各区块合同者带来诸多棘手问题。

三、伊拉克地区未来油气合作的几点思考

（一）业务发展四个结合

未来在伊地区发展油气业务面临新挑战，应重新确定新的业务发展战略，做到四个结合：一是区域外获取项目与现有项目延伸发展相结合。既要注重获取现有项目之外的新项目、新区块，更要在现有项目合同条款基础上尝试深层开发及滚动开发的可能性，间接带动新合同签订。二是中南部发展与北部发展相结合。不但要关注中南部中央政府控制下的潜在油气区块合作机遇，在北部库尔德地区安全局势得到控制、地方少数民族权力得到中央政府保证情况下，应兼顾北部库尔德地区的油气合作项目的可能性。三是参与招标获取项目与独家谈判获取项目相结合。既要参与伊政府公开招标，也要争取独家谈判机会。四是获取油气项目与投资配套项目相结合。由于缺乏整体规划，伊整个国家基础设施，如码头、道路、管道、储运设施、水厂等，还远未配套。艾哈代布等油田虽建有天然气处理系统，但仍需通过LPG装车台罐装供应本地周边市场；建有硫磺成型装置，硫磺成品却没有销路，无法处理；鲁迈拉油田虽临近海边，但天然气仍被放空燃烧，得不到利用。整个国家天然气开发、处理、管输等基本空白。这些既对现有项目的运行和发展，以及伊油气行业未来发展形成严重制约，也造成现有资源的浪费。对于投资者来说，这些也是投资机遇。为现有项目顺利执行计，为配套项目经济效益计，可以在上述配套项目上适度投资。

（二）合同模式多种组合

传统观念中，产品分成合同较受青睐，风险服务合同因其低风险、低回报，人们并不积极去选择。然而，伊油区10多年实践表明，低油价下风险服务合同模式是获取稳定现金流的“摇钱树”，是抵御低油价风险的利器。因此，未来海外油气合作还应积极增加一些风险服务合同项目，有意识尝试多种合同模式的有机组合。

（三）作业地位主动争取

海外油气合作，作业者地位无疑是大家追求的目标，非作业者地位是小股东的无奈之举。但未来在伊地区，作业者地位有很大争取空间。增产区块是中国石油企业的特长，应该重视获取此类区块机遇，并且力争当作业者，主导项目执行。储量相对明朗的开发区块，也应力争当作业者。勘探区块、风险较大的区块、技术难度大的项目才考虑作为小股东，作为占领市场、培养人才、锻炼队伍的手段。

（四）谋局布篇一盘大棋

1. 是体系覆盖项目还是项目自成体系。中国油企习惯于在新项目启动时自创体系，从经营策略到企业内部管理，都借鉴、自编一套制度和流程体系，母公司不能提供整套成熟的体系。运行一段时间后，项目经营管理就不可避免地带有项目一把手个人印记。同一地区、同一国别，两个项目，合同模式完全一样，地质条件甲优于乙，但对项目如何启动思路不同，项目一把手经历不同、好恶有别，执行若干年后，结果完全不同。以BP为参照，BP由总部负责全球项目战略战术的决策制定，项目带着整套管理体系，项目部只是负责战术执行。中国企业赋予海外项目的相对独立性较大，基本上是制定战略加报批，战术决策制定和执行有充分的自主权。执行结果与BP海外项目比，差距不小。要知道，对海外项目，如果战略授权过重，可能暴露全球视野不足，还可能出现项目之间可比性弱、协调性不足。同时，海外项目根据石油合同和母公司相关规定，自行制定制度流程，整体水平不高，体系不完整，缺乏全球一致性。总之，中国油企存在战略放权过重、制度供给不足、人才复合有限等弊端。

2. 是换位借鉴还是固步自封。在伊诸多项目中，中国油企有作为小股东、非作业者的项目（BP、埃克森美孚分别是作业者），也有作为作业者项目（道达尔是小股东、非作业者）。如何以小股东、非作业者身份更好地参与项目管理，维护中方权益，应该向小股东道达尔学习。看道达尔对持股比例有怎样的考虑，看道达尔在小股东项目中如何确定管理岗位，如何派遣管理人员，如何以非作业者身份参与管理，如何在小股东发言权微弱情况下专注资本管理和成本费用控制等。同理，在作业项目中，作为作业者的中方，应主动向项目作业者BP、埃克森美孚学习。看作业者如何确立经营策略、如何建立企业管理体系，如何引领企业科学开展经营管理，如何协调政府、社区、小股东关系等。然而，现实是存在距离的，仅仅换位借鉴学习是不够的。同属一区，同处一国，跨越项目从相同作业者地位者获取真经，主动走出去，则便利条件俱存；如固步自封，则有利条件皆失。

3. 是全面总结还是任其自然。从2008年中国企业在伊首个项目启动，到2018年重点项目项目三期完工，伊地区这10年的经验教训，值得总结。

首先是战略布局值得总结。在巩固现有多个项目基础上，如何推动新项目获取，如何在现有合同基础上推动深层开发和滚动开发都是值得思考的课题。一方面利用项目执行过程中对地下情况的认识，充分评估深层开发和扩边开发的可能性，用足合同条款。争取修改合同机会，从中固化有利条款，优化不利条款。另一方面，已建成连接伊战略管线或独立外输管线的两个项目，可以积极寻找管线沿途相邻潜在区块。另外，伊安全局势也呈现阶段性变化，2018年反恐战争取得压倒性胜利，库尔德地区自治及两大政治力量博弈将成为伊政治新常态，如何从这些看似纷繁复杂的局势中做出合乎逻辑的判断，从而寻求新项目合作机遇，成为考验石油人智慧的新课题。

其次是投标策略值得总结。不妨分析伊5轮招标，第一轮全部是增产区块，第二轮全部是储量相对落实的开发区块，第三轮开始出现勘探区块和天然气区块，第四、五轮全部是勘探区块。总结以往投标经验教训，实事求是地以科学发展观评估市场机遇，摸索出应对未来可能的石油招标策略思路。在和西方石油公司同台竞技时，充分认识自身优势，既不盲目自大，也不妄自菲薄。一是政治和文化优势，中国从未参与过任何近现代伊拉克战争，诚心帮助伊发展，赢得伊政府和人民的信赖。追溯历史，中国与“黑衣大食”（古伊拉克）就有着友好交往，海上丝绸之路曾延伸到伊拉克。二是技术优势，中国油企在油田开发上不但有先进的技术和装备，而且在老油田增产等领域有丰富的经验，尤其是陆上油气田开发更是驾轻就熟。总结以往利弊得失，面向未来，今后招标如遇到鲁迈拉、西古尔纳这样的巨型、大型油田增产合同，从技术上、管理上是否有信心争取成为作业者呢？从伊5轮招标签订的24个勘探和开发区块合同条款看，即使伊这样资源丰富、亟待外资的国家，也在不断修改合同条款，以实现本国利益最大化。我们需要深入分析国际石油合同，尤其是中东这些资源丰富、招标频繁、竞争激烈、合同模式有代表性的国家，更要吃透合同本质，紧盯条款变更，以利于利用现有项目对合同修改施加影响，便于未来收购并购时科学、精准和快速决策。

再其次是安全风险重新评估。伊属安全极高风险区，对其安全审视，直接影响到企业在该地区的投资决策。西方安保公司认定的危险区域，是否中国油企完全不能涉足？如何正确认识西方安保措施的利弊，如何建立中国油企自己在伊的安全评估标准等？这些问题都值得探讨。因此，应重视伊陆上石油市场潜力，认真总结对比中方主导伊项目的安保经验教训，和由西方石油公司主导的伊项目安保的内在差别，正确评估安保风险，不盲从也不迷信，以新的视角审视和思考在该区投资的机会与挑战。