21世纪初中国原油储量、产量构成变化分析及启示

张 抗 张立勤

（1 中国石化石油勘探开发研究院；2 中国地质调查局油气资源调查中心）

0 引言

油气储量、产量的变化趋势是油气发展研究中永恒的论题，特别是当形势和目标有所变化时，“瞻前顾后”深入探索新形势下油气发展的新特点便成为必须进行的课题。为使问题讨论更有说服力，不仅要了解全国形势，而且要“分而析之”。这可分为两个方面：①对储量—产量系统的各构成元素做进一步研究，把认识深入到各大油区、主要含油盆地，甚至关注到主要油田，进而认识到影响中国油气持续发展的关键因素；②讨论其发展史的各阶段（特别是21世纪以来）的变化，这有利于展望未来的发展趋势。这种更深层次的综合分析将会得到更深刻的认识。

本文中采用的基础数字主要来自各年度的《全国油气矿产储量通报》（以下简称《储量通报》）和《全国油气田油气矿产探明储量表》（以下简称《储量表》），表中石油包括原油和凝析油两部分，后者不仅产量少（2017年产量仅占石油总产量的1.85%），而且其赋存变化规律不同，凝析油与天然气的关系更为密切。为使计算简便、论述目标更加集中，本文仅讨论列入上述报表中的原油。因而本文中所指的各种储量、产量均仅指原油。

笔者和一些研究者在20世纪末油气发展战略研究中就已关注到中国探明储量开发（动用）率低的问题，这意味着已列入到储量表中的储量有相当一部分长期不能投入开发[1-2]。近年来这一问题日益突出，表明有部分“经济可采储量”即使在年均油价为110美元/bbl的高油价期间实际上也达不到有效可采的要求。故笔者有时特把它们称之为“表观值”（如表观经济可采储量，其与当年地质储量的比值称为经济表观采收率等）。为了使语言简明，本文中多不强调必须加“表观”二字，仍直称为经济可采储量。中国油气储量的经济有效性问题在2015年世界油价断崖式下跌后得到全国油气界的高度关注，要求从今后中长期面临中低油价的实际出发，从更好更直接地为开发服务出发，在上游更加重视有效经济储量，并以其作为评价业绩的标准[3]。

1 累计储量构成及变化

1.1 第一轮油气战略展开，建成东部石油工业基地

中华人民共和国成立初期，有限的力量仅能在已知含油区附近进行有限的石油勘探开发。以1959年松辽盆地的石油大会战为转机，全国石油勘探开发战略东移，并开展了全国范围的石油普查，到20世纪70—80年代基本建成东部石油工业基地并在西北和海域有重大油气新发现。石油史上号称第一轮战略展开，当时东部产量约占全国产量的90%。在“文化大革命”后全国经济形势极其严峻的背景下，急需巩固发展石油工业以支持经济恢复并出口换汇，只能把主要力量放在东部的勘探、特别是开发和炼化上，于是出现了“纯东部（陆上太行山和三峡以东）、硬稳定（产）”的口号。但当时负责基础性先导性油气工作的地质矿产部石油地质和海洋地质局仍提出了向新区新领域开拓的战略指向。坚持在西部诸盆地的油气开发队伍也在投资不足的情况下做出了艰苦的努力，取得了许多使人开拓思想的新进展。但随着东部油田采出程度的提高，“硬稳定”日趋困难，1985—1990年和1990—2000年间其剩余经济可采储量分别出现1.37%和0.50%的年降率，产量分别出现0.37%和1.67%的年降率。东部油田也和世界绝大多数油田（区）类似，在达到峰值后必然出现剩余经济可采储量和产量的下降。从战略指导思想看，长期的“硬稳定”是难以实现的。

1.2 第二轮油气战略展开的完成

形势的发展促使石油工业的指导思想发生变化，在20世纪后期逐渐形成东部挖潜、发展西北、开拓海上、油气并举、走向国外的战略方针。仅以国内论，要求实现第二轮（区域上）的战略展开。这一方针在20世纪末开始实施，在21世纪初得到巨大进展，从而基本实现了全国相对均衡的发展。

以占全国的比例计，东部大幅度降低：2001年与2017年相对比，东部累计地质储量分别占71.5%、54.0%，剩余经济可采储量分别占68.0%、39.9%，产量分别占70.9%、46.8%。与之相应，西北和海域占全国的比例却有所增加：2017年原油剩余经济可采储量分别占全国的37.5%和20.2%，产量分别占全国的29.7%和23.5%。作为主产区的东部基本上与其两翼（西北和海域）“平分秋色”（表1、表2）。特别应指出的是，开拓的成功使找油的思路大开（如从陆相新地层向海相老地层发展），也积累了宝贵经验，使中国石油工业展现了更好的发展前景。

第二轮全国战略展开的成功使全国主要产油盆地／油区扩展到8个，除了表1、表2中所列出的6个外，还有海域的渤海（与《储量通报》一致，本文中渤海仅指中国海油所勘探的区块）和珠江口盆地。它们在2017年的原油探明地质储量均在6.5×108t以上、产量在200×104t以上，符合所谓的“二八律”，即构成中优质的少数却占有总量的大多数。八大油区构成了中国石油储量、产量的主体，是决定全国储量、产量走势的决定性因素，因而是本文分析的主要目标。

2 原油新增地质储量构成及变化

2.1 新增地质储量值的阶段性

2007年以前中国原油年增地质储量（未计入老油田复算的核增、核减量，下同）多数小于10×108t，如2001年、2006年分别为73425×104t、92541×104t。2007年后年增地质储量跃上10×108t的台阶并持续了9年，其中2012年最高（151818×104t），形成了新增地质储量值的高平台期（图1）。2016年后年增地质储量下降到10×108t以下，其中2016年、2017年新增地质储量的递减率分别为18.3%、4.0%，新增经济可采储量的递减率分别为24.8%、13.6%，显然其新增量质量的下降比数量下降更明显。如果从峰值的2012年计起，其后5年的平均递减率为10.8%；如除去因国际油价大跌而影响到年度投资的2015—2017年，2013年、2014年新增地质储量的年递减率也分别高达28.7%、3.0%。应该说，这是相当大的降幅（表3）。换言之，不能把新增储量的明显减少全归之为油价降低、投资减少等外因，它在相当大程度上也反映出勘探程度提高使后期发现和探明新油田的难度增加等内在的趋势。

表1 2001年全国主要地区/盆地原油储量、产量及其所占百分比Table 1 Distribution of crude oil reserves and production in major areas/basins of China, 2001

表2 2017年全国主要地区/盆地原油储量、产量及其所占百分比Table 2 Distribution of crude oil reserves and production in major areas/basins of China, 2017

图1 2000—2017年全国原油新增储量Fig.1 Additional crude oil reserves in China, 2000-2017

表3 2006—2017年中国原油新增地质储量构成Table 3 Composition of additional geological reserves in China, 2006-2017

2.2 新增地质储量构成变化

地质储量年新增量的变化也明显符合“二八律”，新增储量主要集中在少数较大型的盆地中。在新增储量超10×108t的9年中，有7年出现四五个盆地新增储量大于1×108t且其新增量占总量的80%左右；2013年、2014年新增地质储量虽略高于10×108t，其大于1×108t增量的盆地有2个，却分别占总新增量的59.3%、57.5%。这充分反映出大盆地是增储的主力，其变化趋势对全国有决定性的影响。

值得注意的是地质储量的表观采收率的变化。近年来新增地质储量采收率明显低于累计地质储量的采收率且总体呈降势。如2000年全国累计地质储量采收率达28.6%，而2001年的新增地质储量采收率为20.6%，2007年以后该值进一步降到18.7%之下，2014年、2016年分别为14.7%、14.8%，2017年最低，仅为13.1%，这从一个侧面说明了新增石油储量品位的劣质化。

在表3中出现最多且从2008年以来新增地质储量一直排头名的是鄂尔多斯盆地。2001—2017年该盆地新增地质储量为48.80×108t，占全国新增地质储量的29.1%；同期经济可采储量为6.37×108t，占全国的21.4%。这是因为鄂尔多斯盆地以致密砂岩储层为主（部分亦可属非常规原油），因而采收率相当低。曾是20世纪增储主力的松辽盆地，在表3相应栏目中2008年后仅在年增储量最高的2012年出现过一次。鄂尔多斯盆地和松辽盆地在年增储量最大盆地中相对地位的变化，也从另一侧面反映出油气勘探开发第二轮战略展开的进展。

表3反映的是按年度统计的新增储量，因而其老、新油田的划分也以年度而论。近年来新增地质储量主要集中在老油田（包括其周围的新区块），而新油田增储居次要地位。以表3中新增储量最低的2017年与新增储量最高的2012年相对比，可见无论是新增地质储量大于2000×104t的老油田个数和占比，还是新增地质储量大于1000×104t的新油田个数和占比，均有明显降低，总体显示单个新油田的新增储量有变小之势。显然，近年来无论老油田还是新油田，增储的难度趋于增大、增储的区块趋小。

众所周知，油层埋深对其勘探开发的难度、特别是成本影响甚大，依油田中部所处深度将其分类（见表3说明）。分析表3、图2可以看出：中国新增地质储量位于深层者比例颇低，而以浅层、中深层为主，后者比例在20世纪多在90%以上。但在2007年以后随着对深层、超深层开拓力度加大，浅层和中深层所占比例降至80%左右，这也是其储量增长进入高平台的原因之一。值得注意的是2016年后（笔者认为亦应包括缺失深度分类数据的2017年），浅层至中深层新增地质储量及所占比例反而增大，这可能与投资明显不足有关，也成为该年新增地质储量大幅下降的原因之一。

图2 21世纪初几个代表性年度新增储量的深度构成Fig.2 Composition of typical additional reserves in early 21st century by depth

3 未开发原油储量构成及变化

3.1 中国油气《储量表》中的特殊现象

在世界通行的储量报告、图表中，所列的探明（proved）储量均指其剩余经济可采储量，无须加任何“前缀”。这时的储量具有明显的商业含义，即其今后以先进技术开采可获得经济效益，因而可为市场所接受并可转让出卖。中华人民共和国成立初期的体制承袭了原苏联计划经济体制，其储量首先指地质储量，即圈定三维空间范围内探明的地下油气蕴藏量。在此基础上根据当时有限的、往往不准确不全面的资料所确定的采收率计算出经济可采储量。在对外公布时往往只说地质储量并据其评价勘探工作的绩效奖惩。久之，所谓的经济可采储量与实际的商业可采量之间出现越来越大的偏差。在中国由计划经济向市场经济艰难的转型过程中，储量规范也经历了多次修改，2006年出现了技术可采储量的新统计项目，似乎说明其具技术可采出性，但不一定都会有经济效益，因而其数值比经济可采储量高。但实际工作中似乎更垂青于技术可采储量，不仅以其作为对外公布的“可采量”，而且以其计算《储量通报》中的采收率。着眼于趋向完善市场化体制的深入改革，本文只采用《储量通报》中的经济可采储量值，并在需要时把2006年前的经济可采储量进行连续性的统计以反映其随时间的变化。

3.2 未开发储量

在中国油气《储量通报》中还有一个特殊之处：各类累计储量下均列出已开发和未开发两项。已开发也称已动用，即建成产能并开始正式开采；未开发指因种种原因将该部分储量搁置不去动用。搁置的原因有3种：一是没有市场需求或限产，这时即使进行了初步产能建设也可暂不开采，此现象在沙特阿拉伯这类的产油大国较为常见；二是因为交通电力外输等条件不具备，这多见于某些新油田新油区开发早期；三是因为给出的经济可采储量在其具体的技术、经济条件下实际上不可采或采出带来明显的亏损而难以为继。

在中国不存在第一类情况，少数边远地区可短期存在第二类情况，但长期存在的强烈的需求将使新发现的油田很快被探明并创造条件投入开发，地处西北边陲大沙漠中的塔里木盆地中部油田群就是例证。因而中国诸多盆地长期存在的大量未开发储量多属于第三类情况。

3.3 经济可采储量的未开发率

在研究中，将未开发储量占总量的百分比称为未开发率[2]。历年地质储量的未开发率总是高于经济可采储量的未开发率，这是因为经济可采储量应是地质储量中质量相对好、经济效益相对高的部分。如2006年中国原油地质储量的未开发率为22.5%，而经济可采储量的未开发率为10.4%（表4）。中国储量规范中规定已开发储量应依据不断涌现的大量新资料定期进行储量复算。复核中应将经过开发实践证明虽经技术条件和经济环境不断改善仍不能获得经济效益的部分从经济可采储量中核销；进而总结过去增储中这一部分虚高储量能够产生的经验教训去指导今后的工作，严格审定进入经济可采储量的条件。这样就会使今后的储量中未开发率明显趋减，才能符合向市场经济转型的改革大方向。

表4 2006—2017年全国原油累计探明地质储量、经济可采储量及其未开发率Table 4 Cumulative Measured PIIP, Proved EUR and undeveloped rate in China, 2006-2017

然而，中国经济可采储量的未开发率总体却呈升势。特别令人关注的是国际油价大涨的2011—2013年，迪拜和布伦特原油的年均价均达100美元/bbl以上，2014年上半年最高曾达140美元/bbl，下半年虽大幅下跌但年均值仍达98美元/bbl。在这样高的国际油价下，70%左右的进口依存度使中国面临沉重的外汇开支压力，国内石油生产盈利的经济门槛大幅度提高，许多过去因亏损太大而不能投产的探明储量可迅速投产。但2012—2014年中国仍有10×108t左右的原油未开发经济可采储量，其未开发率也达12%左右。以上的一系列数据雄辩地揭示：中国《储量表》中的地质储量和经济可采储量长期存在一定数量的偏高，而这种虚高量将因油价大幅下降而上升。这也是许多研究者强调《储量表》的系列数据及由其计算的若干参数指标（如采收率、储产比）都仅是“表观值”的原因之一。此后面临着国际油价中长期处于偏低水平[4]，全国石油储量的有效开发将处于更加艰难的新阶段。到2017年中国累计仍有约11.6×108t的所谓经济可采储量未能投入开发，其未开发率达12.7%（表4）。

3.4 大盆地的原油未开发储量

由于勘探开发条件和勘探开发史的巨大差异，根据2017年相关数据（表5），主要盆地／地区经济可采储量其未开发率可分为3种。

第一种为长期开发的老油区，东部的松辽盆地、渤海湾盆地属之，其未开发率分别为5.7%和8.3%。襄樊、江汉、苏北等东部小盆地的主要油田几乎全部储量都被开发。松辽盆地的主力油田喇嘛甸、萨尔图、杏树岗（可合称喇萨杏）的未开发率依次为0、0.03%、1.3%，综合含水率依次为96.36%、95.35%、94.20%。但也有几个小油田储量仍未被动用：如萨西、二站、白音诺勒和依兰伊通小地堑中的小油田，它们的经济可采储量仅数万、十几万吨，虽邻近开发强度甚高的油田但长期仍未动用，实际上其储量可在核销之例。

表5 2017年全国及主要盆地／地区原油经济可采储量及其未开发率Table 5 Proved EUR and undeveloped rate in major basins/areas, 2017

第二种为勘探过程曲折漫长、许多大油田或老油田中探明较晚且开发较为困难的新区块，其未开发率较高。西北的塔里木盆地、准噶尔盆地、柴达木盆地属之，海上的珠江口盆地也可归于此类。如准噶尔盆地上古生界和下三叠统储量的相当部分是近年作为新领域开拓而探明的，其艾湖油田（经济可采储量1170×104t）全部未开发，金龙油田（经济可采储量599×104t）未开发率也达89%。近年来重大的勘探成果是在玛湖凹陷发现号称具10×108t储量远景的三叠系砾岩油田[5]，其开发难度颇大，当它进入储量之列时可使该盆地未开发率大为提高。塔里木盆地的塔河油田（占全盆地经济可采储量的52.1%）于20世纪末才投入规模开发并成为增产的主力，目前未开发率为13.8%、综合含水率为48.44%，这与其强烈非均质性且含相当多的稠油、具相当高的自然递减率有关。顺北油田是近年勘探重点，目前未动用率为51.5%，近年储量可望快速增长，但因开发难度大于塔河油田[6]，届时未开发率将维持在高水平。柴达木盆地近年来新探明储量增加较多，2017年的经济可采储量为2006年的167%，其开发难度普遍较大。经济可采储量皆在2000×104t以上的新探明油田昆北、英东两油田虽为近年增产的主力，开发投入很大，但未开发率分别为51.0%、21.5%。

第三种为勘探过程曲折漫长、开发难度甚大、其未开发率明显高于全国水平的油区，鄂尔多斯盆地和渤海属此。鄂尔多斯盆地是中国陆上最早进行石油开发的盆地，以储层致密、低孔渗、低压、低产、开发难度大而闻名于世。而真正迈开储量、产量大增长的步伐还在21世纪（表1、表2），但新发现的大油田储量的大部分已可属非常规的致密（砂岩）油，为照顾统计的历史连续性，中国近年《储量表》中一直把它笼统地置于一般原油中统计。表6中列出了鄂尔多斯盆地2个近年来储量大增的老油田（姬塬、华庆，仅2017年增加地质储量就都达1×108t以上）和2个新油田（环江、红河），可以代表该盆地储量的特点，其地质储量采收率相当低，其中红河仅为6.9%。据查，红河油田2012年地质储量已达1.7×108t以上，在巨大的上产压力下经5年的努力，经济可采储量仍有45.6%的未开发率，引人关注。大油田如此低的表观采收率和如此高的未开发率（表6）展现了其开发难度确实很大。

表6 鄂尔多斯盆地近年探明的主要大油田储量状况Table 6 Proved reserves in the Ordos Basin by oilfields

渤海的面积占全国海域盆地的比例并不大，但一直是海域的储量增长中心，2017年累计地质储量占海域的73.2%。以产量计，直到1997年海域仍以珠江口盆地为主，该年渤海仅占12.9%。从1998年起产量增长格局却发生了变化：珠江口盆地等南海北部总体呈降势，渤海却总体呈升势[7]，后者2006年、2017年产量分别占海域的51.2%、63.9%。2017年渤海原油的采收率为21.6%，略低于全国均值23.8%，在各大盆地中是较高的；然而其经济可采储量未开发率却居全国最高值32.2%（表5）。对此，可有两方面解释：一是其多为孤立的小油田，位于相对隆起上的大油田又多为稠油，开发难度大、成本高；二是其油田的相当大部分为近年来自营勘探所探明，有可能与相邻陆上一样，对可经济开发的门槛放得过低。

4 原油剩余经济可采储量构成的近期变化

前文已述及，中国《储量表》统计的经济可采储量为有所偏高的表观值。但其剩余经济可采储量的相对变化仍不失为判断近中期未来发展趋势最重要的参数，也是近期稳产上产的首要依托。

4.1 近年来全国原油剩余经济可采储量的变化趋势

近年来原油剩余经济可采储量的变化可分为两个阶段：2006—2014年从200069×104t上升到251988×104t，年增率为2.9%；其后缓慢下降，到2017年为246587×104t，年增率为-0.7%（表7），2017年大致与2012年相当。笔者着重指出，2014年国际油价仍达98美元/bbl，油价下半年开始下跌也未能直接导致该年国内勘探开发投资及相关政策变化。原油剩余经济可采储量拐点出现的主要原因应为新增经济可采储量走低而产量却还处于升势致使储量补充系数小于1。

4.2 2017年原油剩余经济可采储量的盆地分布

近年来原油剩余经济可采储量呈明显的降势，突出表现在作为主力的松辽和渤海湾两大盆地上：2006年这两个盆地剩余经济可采储量共约11×108t，占全国的55.4%；2017年剩余经济可采储量降到约8.9×108t，占全国的36.1%。该两盆地间相比，开发更早的松辽盆地剩余经济可采储量下降势头更猛些，2017年其剩余经济可采储量在东部盆地中退居第二位。与东部相反，2006—2017年西北区鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、柴达木4个盆地剩余经济可采储量年增率依次为8.0%、6.9%、3.0%、4.7%。四大盆地的剩余经济可采储量由2006年约4.6×108t上升到2017年的8.9×108t，占全国的比例由23.1%上升到36.2%，略超过东部两大盆地的占比。其中鄂尔多斯盆地成为原油剩余经济可采储量最多的盆地，2017年占全国的19.7%。该期间塔里木盆地地质储量和剩余经济可采储量的增量都小于鄂尔多斯盆地，且前者的储产比是西北四大盆地中最低者（表7），这与20世纪末专家们的预期相反。

表7 2006—2017年主要原油产区剩余经济可采储量及2017年储产比Table 7 Proved Developed Reserves and reserve-production ratio of main oil production areas, 2006-2017

海域两大油区的原油剩余经济可采储量及所占比例均有所增长。与20世纪后期珠江口盆地领先相反，21世纪初渤海的增储上产明显超过珠江口盆地，2017年其原油剩余经济可采储量在全国的排名中居第三位，略低于鄂尔多斯盆地、松辽盆地，而略高于相邻的渤海湾盆地。

显然，与20世纪后期相比，无论就陆海间还是在陆上的东西部间，剩余经济可采储量分布的不均衡性趋于降低。这从另一个侧面说明全国原油勘探开发第二次战略展开已基本完成。

4.3 不同类型大油田间的差异

以2017年原油剩余经济可采储量大于3500×104t的油田为例（表8），可将其分为3类。

第一类为采出程度很高的油田，包括东部绝大部分老油田、各石油公司/分公司的主力油田。以松辽盆地的喇萨杏油田为例，2017年原油产量占该盆地的71.3%、占全国的14.6%，其很高的采出程度导致其剩余经济可采储量已处于低水平，使其储产比仅为6.0。渤海湾盆地胜坨油田的情况与之类似，储产比小于1。它们的生产参数表明已到高（甚至特高）含水率、低储产比的壮年阶段后期。作为主力油田，与其高采出程度相应的有限的剩余经济可采储量表明其产量将持续从高平台期大幅度下降的趋势。显然，这类油田的产量走势对全国影响颇大。

表8 2017年原油剩余经济可采储量大于3500×104t的油田的主要参数Table 8 Main parameters of oilfields with Proved Developed Reserves over 3500×104t, 2017

第二类为采出程度较高的较新开发油田（如塔河、蓬莱19-3）和近期仍有重大发展的老油田（如安塞、靖安）。它们多分布于西北，一般开发难度偏大，如安塞、靖安为鄂尔多斯盆地低—超低孔渗油田，塔河油田储层为非均质性极强的古风化壳岩溶储层，蓬莱19-3为海上稠油。

第三类为采出程度较低的新开发油田，如姬塬、华庆的采出程度分别为37.1%、13.4%，储量未动用率分别达24.0%、63.0%，不言而喻，其储产比都较高。

上述第二、三类者虽开发难度大，但目前的开发技术日趋成熟，只要有足够投入，多具备持续上产的条件，它们能否持续高效开发对全国生产变化的趋势亦有很大影响。

5 原油产量构成的近期变化

5.1 近期全国原油产量变化

21世纪全国原油产量的变化可分为3个特点不同的时期。①前10年的特点是原油产量平缓上升，9年间的平均年增量为350×104t、平均年增率为2.0%（表9）。与20世纪末的15年（平均年增量、平均年增率分别约191×104t、1.3%）相比，21世纪初的原油产量增速有所加快。但比起需求量的增加，产量增长只能称为“缓慢”，这导致原油进口依存度的较快上升。②2010—2015年间发展的速度有所降低，期间原油平均年增量、平均年增率分别约为204×104t、1.1%（表9）。这使2015年原油产量达19958×104t、石油（原油和凝析油）产量突破2×108t大关并达21836×104t的峰值。③2016年原油产量出现降势，2017年仅为17793×104t，2015—2017年期间平均年增量、平均年增率分别约为-1083×104t、-5.6%，应该说，此跌势是比较猛的（表9）。据统计，2018年1—10月原油总产量继续下降，同比下降1.7%；但7—10月同比增长0.2%～0.3%，这是自2015年11月以来首次出现月产量的正增长[8]。综合看来，2018年产量可能仍处降势。

5.1.1 主产区的东部21世纪以来总体处于降势

东部一直是中国原油的首要产区，2001年、2017年原油产量分别占全国的70.9%、46.8%，其产量的下降亦成为影响全国走势的重要因素。经过长期高强度的开采，东部诸盆地在20世纪末期已先后进入产量总体递减的阶段。影响最大的首数松辽盆地，在初期依靠自然产能的一次采油开始后不久，便提前开始注水增强水驱能力的二次采油，此后长期强化和不断更新其注采技术措施，使水驱的效果得以增强或相对稳定。紧接着又开展以聚合物驱和二元复合驱为主的三次采油。松辽盆地原油产量在1990—1998年达到年产约5900×104t的高产平台期并于1997年达到逾6000×104t的峰值。大庆油田聚合物驱和三元复合驱分别提高采收率12%、18%，在储层复杂的陆相盆地创造了令世人惊叹的成绩[9]。正是基于这种主动进攻型的技术接替，才使油田能长期保持高产和较低综合递减率的相对稳产。但随各种措施的增产终于不能弥补不断加大的综合递减，产量开始较急剧的下降，2017年原油产量仅3649×104t、约为峰值的60%。目前松辽盆地主力油田的表观采收率已突破50%，高出国外同类油田10～15个百分点[10]。该盆地居首的喇萨杏油田产量变化趋势可作为全盆地变化的缩影（图3）。松辽盆地的生命周期已进入壮年阶段后期并向老年期过渡，21世纪其产量持续下降只是其生命这一阶段特征的自然延续。

图3 喇萨杏油田、胜坨油田、孤岛油田原油年产量变化曲线Fig.3 Annual oil production of Lamadian-Sartu-Xingshugang, Shengtuo and Gudao oilfields

东部另一主力油区渤海湾盆地原油产量变化的情况与松辽盆地类似，只是其由多个具独立性的坳陷构成，各坳陷间的差异使盆地总的产量曲线变化更复杂些。它们之所以能保持较长期高产量，也是以适应于具体情况的多种不同技术措施接替的方式实现的。以渤海湾盆地济阳坳陷为例，以水驱为主的二次采油使其原油产量在1988—1992年间达到年产3300×104t以上的高平台（峰值为1991年3355×104t）。而后水驱仍是主要的技术并得到持续的改进，以精细调剖注（堵）水和不断面向剩余油相对富集区块/层段调整注采井网等技术措施而取得采收率的不断提高。但由于水驱效率的总体下降使产量仍有所下降，属于三次采油技术的化学驱采油技术接替被提上日程，其中聚合物驱的初步成熟使原油年产量在1999—2004年稳定在2600×104t以上的平台上。其后聚合物驱的作用下降而复合驱的成熟在相当大程度上弥补了聚合物驱产量的下降（图4），并使济阳坳陷原油年产量一度回升到2700×104t以上。但也必须看到，多种增产措施的接替、降本增效的艰苦努力，仍难以扭转其产量下降的总趋势。2017年胜利油田原油产量为2342×104t、是峰值的65.9%。在此基础上胜利油田分公司提出“到2020年实现效益稳产2300万吨、盈亏平衡点降至50美元/桶”的目标。中国石化的领导人评价其为：“这是一个有挑战性的目标”[11]。济阳坳陷目前最大的两个油田胜坨油田和孤岛油田（二者的产量和变化曲线相近）可以代表该坳陷的产量变化（图3）。近年来这两个油田原油产量的和仍占济阳坳陷总产量的18.1%，而胜利油田分公司又占中国石化总产量的60.2%。

显然，勘探上不断增加老油区的储量，开发上一个个新技术的应用以提高采收率力求相对稳产。这种战术性接替是最大限度地获得经济效益的重要保障。

5.1.2 西北2015年以来也呈降势

2010—2015 年间西北区原油增产速度的降低可以说是其后产量总体转为下降的前奏。这之中影响最大的是鄂尔多斯盆地，2001—2010年间、2010—2015年间的平均年增量分别占西北同期的77.4%、63.3%。影响居次的是主要油田开发期并不长的塔里木盆地，它在2010年后原油产量的增长比老油区的准噶尔盆地低，这也出于许多业内人士的预期。这是塔里木盆地主要油田自然递减率很大、开发难度大所致。2015年后不利的大环境使西北区三大盆地原油产量均下降，以致虽然柴达木盆地原油产量有所增长也难挽西北区的下降（表9）。柴达木盆地2010年以来原油产量逆势上升之势及其近年来在勘探上的重大突破，使它在西北区未来发展中有了更高些的地位[12]。

图4 胜利油田化学驱年增油量图[11]Fig.4 Annual oil production increase by chemical flooding in Shengli oilfield [11]

5.1.3 海域两大油区交替上升和2015年后的总体下降

前已述及，以珠江口盆地为主体的南海北部与渤海两个海域主要油区储量有错峰发展的现象，产量也如此。前者的高平台期为1996年后的10年，而后剩余经济可采储量和产量迅速下降，进而在2017年储产比降到2.7（表7）。后者的产量在2004年后才有较快抬升，2015年后亦快速下降。因而海域原油总产量一直难于达到5000×104t（所谓“海上大庆”）的水平并在2015年后出现总体下降。对渤海储量、产量形势的评估中特别要注意其稠油比例高的特点。笔者统计，渤海原油地质储量大于1×108t的6个油田中有4个是稠油（占全区地质储量的34.5%），仅2个为稀油（占全区地质储量的7.7%）。海上稠油开发的条件要比陆上困难得多。在经过绥中36-1部分区块长期的试采探索后，稠油开采才逐步在3个同类大油田（绥中36-1、蓬莱19-3、秦皇岛32-6）上推广。由于早期开发的稀油油田产量已经下降，这3个稠油油田产量竟占2017年全区产量的38.3%。至2017年还有1个亿吨级大油田（蓬莱9-1，地质储量为27116×104t）、6个地质储量大于5000×104t的稠油油田未投入开发，它们共有地质储量60676×104t、占全区的16.6%。此外还有一批地质储量较小的稠油油田未统计在内。显然，这既表明了渤海的潜力，也显示在较低油价下海上稠油有效开发的困难。

5.2 原油的储产比

当年的剩余经济可采储量与其产量的比称为储产比，它是评估近期产量走势的重要参数之一。本文中已在多处论述了中国目前公布的经济可采储量和剩余经济可采储量有一定程度的偏高，因而按其计算的储产比也属有所偏高的表观值。笔者按中等油价下其应缩水20%左右来作概算性的评估，那么表7中的全国2017年原油储产比可选取10作为实际有效值。分区来看，东部老油区的开发强度最大，储产比低于全国均值，估算其有效值约为7～8。西北区储产比高于全国均值，许多主力油田亦可属高强度开发的油田，剩余经济可采储量偏小而目前产量却相当高，储产比亦相应较低。其中鄂尔多斯盆地储产比较高，但剩余经济可采储量的开采难度也更大；柴达木盆地储产比最高，但产量所占比例最小。因而笔者估计西北区整体储产比的有效值约为12。海域珠江口的储产比小到令人吃惊的程度，可能与其相当部分储量为外资探明、评价时将经济可采储量值压的较低有关；而渤海的稠油和小油田占的比例大、开采难度最大，但在自营勘探评价时对经济可采储量的下限可能定的偏低，使表7中的储产比可能虚高。从储产比观之，海域稳产的形势最令人担忧，东部也会有较大的困难，西北较好、但也已属于可供开采的储量不足的类型。

与储产比密切相关的另一参数是（表观）采出程度，它是累计产量与（表观）经济可采储量的比值。以2016年陆上计，原油采出程度为78.1%，相应的含水率达87.7%，单井平均日产量由2000年的56t降到2016年的23t，中国已开发油田整体上看已进入“两高一低”的状态[13]。剩余经济可采储量品质的持续降低使开发难度增大、成本趋升。

5.3 储量增长是目前中国原油产量稳定/增长的前提

对油气这类不可再生资源来说，不断发现新油气田增加经济可采储量是其持续发展的根本保障。对沙特、俄罗斯这类可采储量甚丰、储产比相当高的国家来说，较短时期储量补充系数小于1，还不至于影响近期产量；但对于中国许多主力产区、主力油田剩余经济可采储量已明显降低、储产比早已降至临界值以下这种情况[14]来说，这却是导致产量增速放缓、最终导致产量下降的根本原因。由此观之，全国原油产量稳产/增产的压力很大。

本文的论述表明，无论就东部老油区看，还是从全国来看，剩余经济可采储量的下降后都紧跟着出现油气产量的下降。实际情况表明，尽管越来越注意强化老油田/油区的挖潜，但难以改变其综合递减率走高，产量年增率降低以致出现负值的总体趋势。换言之，仅靠老油区本身的战术性接替难以保障原油产量的持续增长。即使从开发较晚的西北区和海域看，若干大油田也因其本身条件的限制和开发力度的增大而“提前”出现储量增长乏力，产量年增量、年增率趋减的情况，它们已开发油田的生命从青年阶段到壮年阶段前期的时间历程总体比东部要短。特别令人关注的是，上述情况在油价影响投资的2015年前就已经发生，低油价直接导致的储量、产量降低仅只是叠加在因剩余经济可采储量不足而造成的产量降低之上，使其降势更加明显。显然，对于全国原油稳产增产、保障其可持续发展的重任主要应落在其战略接替上、落在新区新领域的开拓上、落在发现探明新油田储量上[15]。

6 启示和建议

6.1 油气生产的战术和战略接替

综合看整个储量—产量系列各组成单元，反映出全国第二轮战略展开提出的任务已基本完成，意味着应适时开展第三轮油气勘探的战略开拓。

西北和海域也可属于老油区。人们为延长老油田（区）的生命，获得更多经济效益而采取了多种手段。它可概括为：①在老油区内长期未突破的区块或构造单元发现新油田。渤海湾盆地近年来不断发现的新油田给人以很大的启示[16]。还值得提出的有：在准噶尔盆地西南部与老油田邻近的车排子断裂以西的隆起区新生界发现春光、春风等油气田，经济效益甚好[17]；在鄂尔多斯盆地周缘断陷系因久攻不破而搁置多年的河套地区获得重大发现等[18]。显然，这既需要前期工作（包括失败）的资料和认识积累，更需要解放思想形成新的勘探思路。②在老油田周围深入勘探。这不仅包括已知油田的扩边和发现新的含油气区块，而且包括在老产层上、下发现的新产层、新产油层系。③继续进行新产能建设。除针对新探明储量外应特别关注处于经济门限边缘的未动用储量，是否因条件变化、技术进步而具备可采性。本文第3章讨论的长期未动用的储量中应该有相当部分在有针对性降本增效措施下可以投入开发、实施新产能建设，这是比较现实的上产目标[19]。④提高已动用储量的采收率，这是广大开发工作者始终以主要精力面对的事情。针对目前形势做作更精细的工作，在不同油价下为取得效益应对不同区块、产层的最大产量作出年度部署方案并在实践中调整完善[20]。已经开发了79年的玉门老君庙油田是个令人深思的实例：据《中国新闻网》报道，近年来经过二次开发其井均日产量由0.6t增至3t，含水由75%降至66%，自然递减率由19.8%减缓至13.5%，采收率提高了4.3个百分点、已接近50%，新增动用储量3756×104t。艰苦的挖潜使玉门油田的产量保持相对稳定并有所回升。此外，还应强调指出，这类降本增效、降低经济门槛的努力不仅限于技术方面，而且应包括生产管理体制的改革和相关政策的实施。

上述工作贯穿于油田开发的全过程。对此，人们称之为油气生产的战术接替。随着其采出程度的提高和上述各单项措施本身随时间推移经济效果的相对降低，老油田（区）多种措施的增产难以弥补自然递减以致出现越来越大的综合递减，伴之而来的是经济效益的下降。而为了与经济发展所需要的油气消费相适应、为了油气更长远的可持续发展，人们必须及时进行油气生产的战略接替，向新区新领域开拓[15]。从短期看、从投资有限的情况下首先要求以更少的投入取得近期增产的效果上看，人们会更关注老油田（区）的战术接替；从中长期看、从保障中国原油生产的可持续发展上看，要求及时开展并实现战略性接替。“问题导向”引导的战略思维迫切需要人们同时从战术、战略接替两个方面进行艰苦持续的努力；而“坚决打赢国内勘探开发进攻战”则要求人们变被动为主动、采取战略攻势，更加关注新区新领域开拓的战略接替，争取发现一批新的大中型油田、探明更多经济有效的可采储量。由中国石油经济技术研究院预测的中国原油产量（图5），形象地显示出战术接替、战略接替的关系及后者对中、长期发展的重要性[21]。

图5 中国原油产量预测[21]Fig.5 Prediction of crude oil production of China [21]

6.2 新区新领域的战略性开拓

6.2.1 原油生产战略接替的指向

油田的概念同时具有空间和类型两方面的涵义。就三维空间而言，油气应位于一定的地区、特定的地质单元的特定层系。就类型而言分类的方法很多，如业内常按是否能以传统方式打井直接开采而分为常规和非常规（限于篇幅，本文不讨论非常规油气问题）、以生储油组合的地层特点分海相和陆相等领域。新区一般指没有或仅有少量油田的一个较大地区/地质单元（例如西藏高原、南黄海），新领域是指没有或仅有少量油气发现的勘探新层系、新类型。在实际工作中新区、新领域二者可有一定程度的交叉重叠。

老区中可有新领域，如松辽盆地已发现的油田其油源（生烃层）和储层几乎全都位于陆相的白垩系，它们可归属老区老领域；而在其深部侏罗系、特别是上古生界找油气则属新领域的开拓。广而言之，当已探明油气田几乎都在浅层、中层、深层（3500～4500m）时，超深层（＞4500m）则可被视为新领域。换言之，在老油区当某一新层系在地表发现油苗、在浅中层发现油气显示和油田时，埋藏于盆地深处的相应地层便成为勘探者首要的开拓对象、长期关注的战略目标，如陆上和海域几大盆地深部古生界为主体（一些地方上可包括三叠系、下可延至中、新元古界）的海相层系。

21世纪初当以西北和海域为主体的产区战略接替已打开局面、东部老区已开始显示出壮年阶段后期的许多特征时，一批长期从事勘探的老专家便以多种形式（包括集体向最高领导层上书）建议开展新一轮战略性开拓的问题。鉴于中国石油工业的主体已组成上市公司，建议这项工作宜由国家主持（包括出资）动员全国产学研力量进行。中央适时地决定，由当时的国土资源部新组油气资源发展战略研究中心（后来由自然资源部地质调查局接手）来承担此项工作并取得初步进展。

十几年来该项工作主要集中于以下几个方面[22]：①大盆地的深部层系（包括深层古潜山）油气（包括凝析油）[23-24]。受勘探区块的约束，除区域石油地质的综合研究外，以地震、钻井为主的实物工作量主要由占有该区块的石油公司出资并实施。②海域，特别是南黄海及其以南的前新生代海相层系。除少量新（上）生下储的古潜山油田外，海上油气田几乎全部位于新生界中，但已有的地质、地震资料和少量钻井中已发现其下可有大面积分布的中生界海相地层，其向南（东海南部和南海北部）地层加厚、相应的生烃层系加多加厚并已见到油气显示。限于资金和海域特殊的划界问题，目前的实物工作量仅限于老地震资料的重新处理研究和局部地区实施以深层为主要目标的概查性新地震测线。特别应提出的是，近年来位于南海珠江口盆地东南部的工作取得重大进展。主体位于超深水洋陆过渡壳的兴宁—靖海凹陷已由钻井和地震解释证实存在中生界海相残留盆地，有三叠系、侏罗系、白垩系3套烃源岩。这为整个领域的远景评价做出了新贡献[25]。③西藏高原的中生界海相层系和新生界陆相层系。早在20世纪后期配合地球科学探索和地质普查填图进行的石油地质综合研究就已肯定了该区的油气远景，并在伦坡拉盆地新生界陆相地层中钻获油流。新一轮工作中扩展到羌塘盆地并继续对全区进行油气普查，进行了重点地区的地震和钻井；充分肯定了改造型中生界海相坳陷盆地和裂谷型新生界陆相断陷盆地两大领域的巨大油气潜力。④中国北部从天山以北经内蒙古到东北（包括松辽盆地深部和周围）的上古生界。该东西向地带曾被认为是“天山—兴蒙造山带”“中亚陆间区”南带。虽在中—新生界中有松辽、二连、准噶尔等盆地的老油田，但不少地方（特别是露头区）前中生界强烈变形、或伴有变质而被认为是盆地基底或找油气禁区，当2005年国土资源部开始把它列入战略开拓对象时也曾遭不少人反对。然而越来越多的地层学研究发现其内相当多的上古生界未经受区域变质且存在海相层系，可在区域地震剖面的许多地段中生界之下发现连续性较好、平缓的反射界面，因而认为该区内应存在晚古生界相对稳定的块状地质体。进行进一步的工作，发现了较好的生烃层系和大量的油气显示。特别是近年来准噶尔盆地东北部的石炭系—二叠系火山岩和沉积岩大套互层中发现了一系列油田[26]，它向西与中亚图兰地块北侧（如斋桑盆地）的油气田遥相呼应，向东与在三塘湖盆地、银额盆地新发现的工业油流的地区相连，从而验证了整个东西横贯亚洲中部的构造带（甚至可包括也作为小地块的柴达木盆地深部）上古生界存在由裂谷断陷到坳陷的多套生储盖组合，呈现出较好的含油气远景[27]。

以上工作为新一轮原油产区战略开拓奠定了基础、指明了方向。它们可概括为：①新区开拓对象多为经历了相当强烈后期改造的较小地块；②勘探目的层普遍深埋，多处于超深层；③多为海相层。显然，面对的油气新区新领域既有良好的油气远景也存在相当大的勘探难度。

6.2.2 新区开拓的困难

对此，可首先讨论其油气勘探的客观条件。①作为新区的西藏高原高海拔高寒缺氧、困难的交通和相当严格的环保要求使工作效率大为降低、成本大幅增加。而海域除了其本身所造成的施工困难外还受到划界等问题的制约，这在东海、南海特别严重。②众所周知，有经济价值的油气田分布于地质上的稳定地块（克拉通）内。地块规模越大越稳定，其广阔的腹地多套沉积岩系的叠加也就为油气的生成和赋存创造了良好的前提。与大型、特大型油气田（群）集中的北美、南美、东欧、西伯利亚、北非、阿拉伯等大型地块相比，中国主要油气田赋存的华北、塔里木、扬子三大地块在规模上已经是小一个量级了。而在新疆—东北地区（即笔者所称的东亚陆间区）和西藏等地区内的许多小断块又比华北、塔里木等地块小一个量级并且经受了更多次更强烈的后期改造。上述在规模和稳定性上有明显差异的3类地块在油气藏赋存的总体规模和勘探工作的难度也处于不同层级。③勘探目的层加深带来的技术难度大幅增加。现在老区深层常规油气的预探井一般要求5000m以上，塔里木、四川、鄂尔多斯等盆地都已打出7000～8000m深井。四川盆地马深1井刚创造了井深8418m的亚洲深井纪录，塔里木盆地就部署了设计井深8593m的顺北9井，而设计井深9076m的顺北蓬1井又在2018年8月创下测试井深8450m、可回收封隔器坐封于7603m的亚洲新纪录。在上述新区没有5000m以上的深井就难以满足区域评价勘探对参数井的要求，至于海上深层的技术难度则更大。当探索超深的上、下构造形态不吻合的地层和形变层时，首当其冲的难题是深部地震有效信息的获得和解释。超深、高温、高压对钻井、测井、储层改造、开发的设备和仪器都提出一系列相应的配套新要求，而有些项目尚待攻克。不言而喻，其勘探和开发成本也将大幅提高。

此外，还必须重视勘探的实施者和组织者方面所存在的困难。①资金短缺。随勘探深度和难度的增加其所需投资也大幅增加，两者间的关系不是简单的线性正相关而是指数上升。同量投资所取得的成效也将明显降低，以致难以获得必要的信息而使探索陷于停滞、失败。长期以来，在急于上产的巨大压力下，各石油公司用于新区勘探的资金难于满足增储的要求。据《全国石油天然气勘查开采通报》的原始数据进行计算，2007—2013年油气上游勘探投资年均增长率仅为6.4%；2014年下半年油价开始大幅下跌，投资减少9.0%，2015年、2016年油价低谷中分别又下降19.2%、12.1%；2017年油价有所回升投资同比年增8.1%，但仍仅只为2013年投资额的72.5%[28]。须知，这些投资的绝大部分投入“应急的”勘探，越是投资低的年份投入新区开拓的比例越低。以2017年为例，全国油气勘查投资虽比上年增加8.1%，但对新区新领域开拓至关重要的二维地震却下降了27.4%，探井仅增加0.44%（开发井却增加了31.1%）。这充分说明了现有体制和投资环境下战略接替工作难以顺利开展。今后即使油价有所上升，也难以要求按年度考核其赢利、资本增值的石油公司（特别是其分公司）全部负担此可能相当长时期难以见效益的工作。目前各石油公司都累积了很大的债务负担。据有关部门统计，1998—2013年中国35万家企业中，负债最多的前500家企业占企业总负债的1/4以上，其中前10名“负债王”中居第一名和第三名的分别是中国石油和中国石化。中国石油的债务在2006—2016的10年间一路飙升，2012年后负债总额超过1万亿元[29]。此外，相关资料显示，过去10年中国石油、中国石化两家合计获得的政府补贴超过1000亿元。而按由市场决定资源配置的深化改革要求，这类补贴是难以长期持续的。在如此沉重的压力下各石油公司应对历史遗留下的问题、应对战术接替的实施已显得捉襟见肘，更何谈大力实施战略接替的沉重任务。对此，中国目前实行的财政部出资、国土资源部门组织实施进行先导性工作的做法值得称赞，但其投资额明显不足，难于应对包括常规和非常规油气的战略开拓所需。按目前的国内外经济形势，尚难以期望国家财政对这类短期难见效益的投资有大幅度增加。显然，不解决投资、融资体制问题，油气的战略接替就难免推迟、甚至落空。②认识和管理方法上的不当。如果说某些石油公司（包括国外的公司）在巨大压力下尚难以认真应对战略接替的需要，那么某些油气业外人士所掌管的投资、管理和监督部门对其的认识就存在更大的差距。油气的战略接替是对地下油气赋存的探索，必须经过实践—认识—再实践的长期过程而从知之甚少达到基本肯定其赋存，经过曲折、甚至失败而逐渐取得接近地下真实情况的认识。特别是在这类工作的初始阶段除了着重于油气地质的基础研究外，还必须部署一些不以直接找油为目的的实物工作量，如强调获得深层—超深层信息的区域地震大剖面和科学探索井（参数井）[30]。因而要求短期内必须有经济效益否则不予立项、验收，是不符合实际的。具体到工作设计，某些管理部门像对待大楼设计那样要求新区开拓这样的科学探索性的工作，不允许在初步实践中针对认识的进展而及时修改最初的设计，则无异于刻舟求剑、自缚手脚。③期待深化改革带来新的活力动力。世界石油史的事例雄辩地说明，某个油田、油区，某种类型的油气生命力的衰退并不意味着整个石油工业的衰竭。社会需求推动着找油新思路的探索，推动着科技水平的提高、创新，于是石油工业呈现着波浪式上升的发展方式，一次次出现“山穷水尽疑无路”的困惑，一次次闯出“柳暗花明又一村”的美景。立足于实践形成于科学研究的石油地质新理论、找油新思路，勘探和开采油气的新技术就是实现其发展的关键。而这些关键问题的解决和它们产生实效却又以适合的体制为前提。显然，深化改革带来的合适体制、政策是发展的动力，反之则产生强大的阻力。

对中国来说，这种来自体制方面的作用更加明显。这是因为：①中国的石油地质情况特别复杂；②从计划经济向市场经济过渡的中国式发展道路在油气工业中的具体实践尚在探索中，要在实践中“摸着石头过河”、会出现曲折；③中国油气工业的主体背负的包袱相当沉重，如巨大的负债和长期中低油价下盈利的困难、体制改革降本增效所伴生的减员压力[31-32]、高比例的油气进口对油气公司盈利和经济持续发展的影响等。因此，与油气有关的体制改革既特别重要又必须特别慎重。我们盼望着直面存在的深层次矛盾、加快步伐落实相关的改革，为油气工业带来新的动力。换言之，深化改革带来的“红利”，是实现油气生产战术和战略接替的前提条件之一。