中國石油儲量形勢分析及對策（下）

張抗

以上文為基礎，本文回顧即使在年均110美元/桶的油價下我國仍有大量經濟可采儲量未能動用的事實，分析低油價以來我國石油上游所展現的困難，暴露出我國對儲量經濟可采性掌控過于寬松所帶來的問題。

前面的論述中已提出“在儲量審批中未嚴格按經濟可采的要求把關，使其中混入了不少經濟上明顯不可采的儲量”的問題。其產生可歸結為兩方面的原因。

第一、這是重數量輕效益的思想在勘探中的表現。特別是在“箭頭永遠向上”的理念影響上總要求以儲量增長來表現勘探業績，要求只能比過去高而不能比過去低，希望本單位的儲量增長率不能低于平行的單位。長此以往對儲量經濟可采性的掌控越來越放寬，卻不切實際的設想將來油價會升高，成本會大幅度降低。這就使評審儲量時所要求的經濟門限不斷降低，致使探明經濟可采儲量值持續虛高的現象日趨加重。從而出現在國際油價高達100美元/桶的情況仍有大量經濟可采儲量未能（實際上是難以）動用，卻只好不斷增加進口的矛盾現象。

第二、開發中總是先肥后瘦，剩余儲量的經濟可采性會越來越差。但長期高強度開發后，目前卻仍以累計探明可采儲量減累計產量求得剩余可采儲量并由其計算儲產比，這導致這些儲量參數更大程度上失真。從這個認識出發，筆者在近年的研究中把從我國儲量通報所計算出的采收率、（經濟）可采儲量、剩余可釆儲量、儲產比等參數加以“表觀”的前綴（如表觀采收率、表觀儲產比等）以示其與真實參數的區別。換言之，各種表觀值（包括本文上列各表）所計的采收率、剩余可采儲量、儲產比均虛高。應該說，如不加分析的簡單引用這類儲量參數容易帶來誤導。

近年來我國多數油區評價可采性時的參考油價為80美元/桶，有的地區采用值更高。應該說，即使嚴格按此條件去評價開發的經濟效益也偏高了。本世紀前15年間的迪拜原油年均價的均值（它更接近我國進口油的均價）為61.83美元/桶。2014年下半年以來的低油價已持續近三年了，絕大多數研究者認為基于供大于需的基本態勢，低油價將會持續。由于低油價迫使其生產成本大幅降低，油價向55美元/桶以上浮動就會啟動大量油田（包括美國的頁巖油）增產從而使供需關系繼續保持寬松。人們把他稱為限制油價的“天花板”。顯然，以不變美元年均價計高于每桶70美元的油價將是小概率事件。顯然，即使嚴格按油價80美元/桶作為評價可釆性的門限，在過去也偏低，而在現在和未來則更過低了。據報道，2016年我國大慶、勝利原油現貨年均價分別分36.97美元/桶、34.98美元/桶。現實的低油價與我們當初人為設定的經濟門限形成巨大的反差，值得我們注意。

總之，以上的討論使我們認識到：即使按目前達到國際水平的技術，我國仍存在著相當數量在100美元/桶油價時仍難動用的“（表觀）可采儲量”。此外，對經濟可采性把關不嚴長期積累的結果使目前的儲量通報中所顯示的剩余可采儲量和儲產比都高于實際情況。這意味著我國的石油儲量形勢比權威性的報表中所反映的更為嚴峻，他應比產量大幅減產還要引起令人驚心的關切。退一步看，在低油價持續的時候全球各石油公司、產油國有所減產應該說是個可以理解的普遍性的現象，而像我國這樣保有如此低的儲產比卻還是很少見的。

我國探明經濟可采儲量、剩余可釆儲量和儲產比中存在的問題在計劃經濟的指導思想下長期得不到重視。一些低效甚無效開發的現象被地質儲量、產量上升的光環所屏蔽、其虧損被整體尚能盈利（雖然單位投資收益率、人均利潤率都明顯偏低）所掩蓋

低油價嚴重沖擊著國際石油市場，迫使人們以極大的關注調整油氣發展戰略。對基于過分寬松的經濟門限約束的中國石油勘探開發則產生更加重大影響，他逼迫我們認真的反思長期形成的某些固定思維。本文的論題和有限篇幅使之不能全面討論這些問題，僅能從上游勘探對策上做些探討。

儲量是石油工業可持續發展的根本保障，為新增儲量而進行的投資是必須保障的

誰掌控著大量優質儲量并與技術先進的開發者和工程作業者匹配，誰就可以在低油價下生存、發展。在突然到來的油價大跌初期，上游生產者為求生存而減少，甚至短期取消對勘探的投入是可以理解的現象。但大家都明白，若不能大幅降低成本并以適當的投資去增加可釆儲量，短則三五年多則十余年石油生產必將難以為繼。有戰略眼光的石油生產者必須盡量減少投資不足對儲量補充的影響，在稍有余力的情況下可以不計利潤的短期低迷，乘低油價的大動蕩之機去收購一些低價出售的有潛力勘探開發區塊、甚至公司的并購重組。

中石化西北油田以“再難也不能放松勘探、再難也不能不搞勘探”的理念堅持向新區的開拓也創造了良好的范例。對絕大多數公司來說，低油價造成的困難進一步削弱了石油上游擴大再生產的投資能力。我國石油上游投資明顯走低且由于怕不能立刻獲得效益影響考核，往往已有的投資也未能完成。2015年上游投資計劃同比降14%，但實現的投資卻降低約30%；2016計劃投資同比又降10%，實際完成投資同比卻下降32%。投資下降使勘探工作量持續下降，以勘探鉆井數為例，2015年下降約10%、2016年繼續下降14%。不言而喻，這會使新增探明儲量持續下降。

從本文上述的目前保有儲量的嚴峻情況看，我國削減勘探投入所帶來的影響可能比其他多數生產國都更嚴峻。這種情況必須引起決策者的嚴重關注，盡快予以扭轉。在已發布的《石油發展“十三五”規劃》中要求：年均新增探明石油地質儲量10億噸左右，2020年國內石油產量2億噸以上。前文己說明，“十二五”期間的（表觀）采收率為15.8%，而為使儲產比不再降低，以保持年產2億噸計，則至少要每年新增地質儲重12.5億噸。這種計算是建立在與過高油價相應的低經濟門限基礎上的。若以實際的經濟可采性計，則需至少每年新增探明地質儲量18億噸左右。這種概略性框算足以說明增加（而不是目前的減少）勘探投資對我國石油可持續發展的重要性、迫切性。

保持戰略接替的進攻態勢，保障一定數量的預探井

為保障可持續發展，必須對已采出的儲量和已開發油田自然遞減的產能進行彌補。對老油田區進行補充后續勘探擴增儲量，對開發區補充能量、提高采收率等都屬于戰術接替范疇；對現在尚未發現、或僅有少量油田尚未形成規模開發的新地區、新領域、新層系、新深度進行系統的探索、開拓、發現并探明新的油田群，則屬于戰略接替。

戰略接替需要站的高看的遠、需要從持續發展的長遠角度采用主動進攻的態勢，因而不能以短期效益為評價標準。這項工作在很大程度上應由總公司和國家統一規劃并承擔。戰略接替的工作要求產學研相結合的大量基礎地質和石油地質綜合研究，但關鍵是必須有大量以地震為主的物探，特別是要有一定數量的參數井預探井去不斷加深對地腹深部油氣賦存情況的認識。這就必須要面對預探井成功率相當低的現實（目前新區開拓中可僅為20%）。實施這些實物工作量的投資主要應由總公司和國家承擔。在全球多地設立勘探風險基金的做法也有很多成功的經驗，值得我國引進。

對探明儲量應強調經濟可采性的動態評價

本文己系統分析了剩余經濟可采儲量的重要性，指出了它才是衡量儲量狀況及發展的可持續的首要指標，只有依其為基礎才能實事求是的評估油氣發展形勢、部署今后的勘探開發工作。這就要求勘探工作以經濟可采儲量為最終檢驗標準，而不是僅以探明地質儲量來排座次講成績。換言之，效益考核不只是體現在石油生產的最終盈利和收益率等參數上，而是要上溯至勘探所提供的儲量品級上，要以經濟可采的優質儲量為上游的良好效益奠定基礎。

強調經濟可采儲量也是改革的需要。眾所周知，在市場化的勘探開發中有大量的中小型公司，一些小型公司甚至只做儲量評價而將儲量作為商品出售。在成熟的市場上儲量可以交易、可隨同勘探、開發區塊一起作價出讓。這時，像所有商品一樣儲量也必須有公認的計量標準，而它只能是目前或近期可取得相應經濟效益的可采儲量。

我國的儲量體系體現了認識的過程，他表現在全國以至各盆地、各油田儲量表上“地質儲量――技術、經濟可采儲量――當年和累計產量――剩余技術、經濟可采儲量的完整系列上，且上述地質和可采儲量都給出了已開發和未開發值。它以嚴格的數學邏輯給出了剩余可采儲量形成過程，即勘探開發的客觀認識程序。而其每向下個程序推進中都包含著可以動態評價的因素，都會隨對地下情況認識的深化和客觀條件的變化而增減。對于每個油田來說，地質儲量大多會在今后的補充勘探中增長，采收率會隨技術的改進提高而增大，經濟門限會因成本和油價的變動而變化。這就要求我們不滿足于發現油田時所獲得的地質儲量及初步確定的各種參數，盡量按有關規范要求利用新資料定期全面復查各參數的變化，復算儲量上報主管單位并以此修改今后的開發方案。

目前面臨著投資趨緊的現實，可首先從已探明儲量中的未開發儲量重新評價入手分析其經濟可采性。在原先勘探認識的基礎上充分利用相鄰區塊/油田在開發中獲得的新資料可以得出比儲量剛探明時更貼近實際的認識，從中發掘出低油價下馬上可動用建產能的儲量，只有這樣才有可能在“十三五”期間在新增地質儲量有限的情況下保持2億噸的年產量。

依靠科技和改革降低成本是生存發展的根本

地下資源的稟賦是客觀存在的，我們只能通過勘探去發現他、評價他。油價和石油開采的經濟門限是由復雜的經濟技術條件和社會因素所決定的，單獨的油氣生產者很難去左右它。但是勘探者和生產者可以通過提高自身的科技水平和管理體制改革來降低各種作業的成本和生產的全成本，以求獲得生存發展的動力，在競爭中勝出、在低油價下仍能獲得效益。低油價的近3年期間美國頁巖油和許多國家、公司的常規石油生產成本大幅降低的實例充分說明了提高科技水平的巨大作用。卅余年來的實踐使我們更深刻的認識到計劃經濟指導思想和我國現行石油管理體制的弊病，盼望著今年能出臺油氣領域改革的頂層設計和與之配套的若干規章、細則（所謂“1+N”），期望在“十三五”后期能使之逐步完善成熟并在實踐應用中收到改革紅利。