經不起推敲的10億噸

石油儲量持續大幅增長，掩蓋不了新增經濟可采儲量入不敷出、剩余可采儲量開始下降

▲茫茫瀚海找油雖難，但把找到的石油有效益地開采出來更難。攝影/張 洋

問號：可采儲量緣何不可采

○ 文／張 抗

有部分“經濟可采儲量”即使在年均油價110美元/桶的高油價期間實際上也達不到有效可采的要求。原因何在？

▲不怕困難，眾志成城，石油人在奮斗。攝影/牙地克

剛剛入秋的時候，中國石油集團公司黨組召開擴大會議，學習貫徹習近平總書記重要批示，專題研究部署加大國內油氣勘探開發力度。中國石化和中國海油也召開管理層會議，研究部署相關工作，確保油氣儲量產量。

這是習總書記第一次對油氣行業發文。中央為何對提高油氣儲產量如此重視？

根據去年8月國土資源部公布的數據，全國石油儲量持續大幅增長，近年年均新增探明地質儲量10億噸以上。數字看起來還是很好看的，但是，僅提新增地質儲量仍在高峰期的說法是不全面的，易誤導視聽。它掩蓋了新增經濟可采儲量已入不敷出、剩余可采儲量開始出現下降的嚴峻形勢。

世界上認可的儲量都是剩余可采儲量，而不是地質儲量。打一個比方，就像問你口袋里有多少錢，那必須是真金實銀，是現金流，而不能是虛的。

據統計，“十二五”期間，我國新增探明儲量的采收率已降到15.8%。換言之，近年來全國新增儲量的采收率僅為20 世紀70 年代的45% 左右。

形勢非常不樂觀。

中國油氣儲量表中的特殊現象

在世界通行的儲量報告、圖表中，所列的探明（proved）儲量均指其剩余可采儲量，無須在此前加任何“前綴”。這時的儲量具有明顯的商業含義，即今后以先進技術進行的開采可獲得經濟效益，因而可為市場所接受并可轉讓出賣。我國建國初期的體制承襲了蘇聯計劃經濟體制，其儲量首先指地質儲量，即探明的地下油氣蘊藏量。在此基礎上根據當時有限的、往往不準確不全面的資料所確定的采收率計算出可采儲量。在對外公布時往往只說地質儲量，并據其評價勘探工作的績效獎懲。久之，所謂的可采儲量與實際的商業可采量間出現越來越大的偏差。在我國由計劃經濟向市場經濟艱難的轉型過程中，儲量規范也經歷了多次修改，2006年出現了技術可采儲量的新統計項目。它似乎說明其具技術可采出性，但不一定都會有經濟效益。因而其數量比同年表中的經濟可采儲量高。

在我國油氣儲量通報中還有一個特殊之處：在各類累計探明儲量下均列出已開發和未開發兩項。已開發也稱已動用，即建成產能并開始正式開采；未開發者指因種種原因將該部分儲量擱置不去動用。擱置的原因有三類：一為沒有市場需求或限產，這時即使進行了初步產能建設也可暫不開采。此現象在沙特阿拉伯這類的產油大國常見；二類為因交通電力外輸等條件不具備，這多見于某些新油田新油區開發早期；第三類是因為給出的探明可采儲量在其具體的技術、經濟條件下實際上不可采或采出所帶來明顯的虧損而難以為繼。

2006～2017年全國累計探明地質儲量、經濟可采儲量及其未開發率

在我國不存在第一類情況，少數邊遠地區可短期存在第二類情況，但長期存在的強烈的需求將使新發現的油田很快就能被探明并創造條件投入開發。地處西北邊陲大沙漠中的塔里木盆地中部油田群就是例證。因而我國諸多盆地長期存在的大量未開發儲量多屬于第三類情況。

在研究中，將未開儲量占總量的百分比稱為未開發率。歷年地質儲量的未開發率總是高于可采儲量的未開發率。這是因為可采儲量應是地質儲量中質量相對好、經濟效益相對高的部分。如2006年地質儲量的未開發率為18.5%，而（經濟）可采儲量的未開發率為10.4%。

我國經濟可采儲量的未開發率卻總體呈升勢。特別令人關注的是國際油價大漲的2011至2013年，迪拜和布倫特原油的年均價均達100美元/桶以上，2014年上半年最高曾達140美元/桶，下半年雖大幅下跌但年均值仍達98美元/桶。在這樣高的國際油價下，近70%的進口依存度使我國面臨沉重的外匯開支壓力，國內石油生產盈利的經濟門檻也會有大幅度的提高，許多過去因虧損太大而不能投產的探明儲量可迅速投產。但2012至2014年我國仍有10億噸左右的探明未開發經濟可采儲量，其未開發率也達12%左右。以上的一系列數據雄辯地揭示我國儲量表中的地質和可采儲量長期存在一定數量虛假夸大成分。而這種虛高將因油價大幅下降而更加增大。這也是許多研究者都強調儲量表的系列數據及由其計算的若干參數（如采收率、儲產比）都僅是“表觀值”的原因之一。此后面臨著國際油價中長期處于偏低水平，中國石油儲量的有效開發將處于更加艱難的新階段。到2017年我國累計仍有11.6億噸的所謂經濟可采儲量未能投入開發，其未開發率也達12.7%。

2017年全國及主要盆地／地區原油（經濟）可采儲量及其未開發率

鄂爾多斯盆地近年探明的主要大油田儲量狀況

大盆地的原油未開發儲量

由于勘探開發條件和勘探史的巨大差異，按2017年的數據全國及主要盆地／地區（經濟）可采儲量及未開發率可分為三種。

第一種為長期開發的老油區，東部的松遼、渤海灣盆地屬之，其未開發率分別為5.7%和8.3%。襄樊、江漢、蘇北等東部小盆地的主要油田幾乎全部儲量都被開發。松遼盆地的主力油田喇嘛甸、薩爾圖、杏樹崗（可合稱喇薩杏）的未開發率依次為0%、0.03%、1.3%，綜合含水率依次為96.36%、95.35%、94.20%。但也有幾個小油田儲量仍未被動用。如薩西、二站、白音諾勒和依蘭伊通地塹中的小油田。它們的可采儲量僅數萬、十數萬噸，雖鄰近開發強度甚高的油田但長期仍未動用，實際上其儲量應在核銷之例。

第二種為勘探過程曲折漫長、許多大油田或老油田中的新區塊探明較晚且開發較為困難，其未開發率較高。西北的塔里木、準噶爾、柴達木屬之，海上的珠江口盆地也可歸于此類。如準噶爾盆地的上古生界和下三疊統儲量的相當部分是近年作為新領域開拓而探明的。其艾湖油田（可采儲量1170萬噸）全部未開發，金龍油田（可采儲量599萬噸）末開發率也達89%。近年來重大的勘探成果是在瑪湖凹陷發現號稱具10億噸儲量遠景的三疊系礫巖油田。其開發難度頗大，當它進入探明儲量之列時可使該盆地未開發率大為提高。塔里木盆地的塔河油田（占全盆地可采儲量的52.1%）于上世紀末才投入規模開發并成為增產的主力，目前未開發率為13.8%、綜合含水率48.44%。這與其為超深的碳酸鹽巖古風化殼孔洞的強烈非均質性且含相當多的稠油、具相當高的自然遞減率有關。順北油田是近年勘探重點，目前的未動用率51.5%，近年儲量可望快速增長，但因開發難度大于塔河油田，屆時未開發率將維持在高水平。柴達木盆地近年來新探明儲量增加較多，2017年的可采儲量為2006年的167%，其開發難度普遍較大。經濟可采儲量皆在2000萬噸以上的新探明昆北、英東兩油田雖為近年增產的主力、開發投入很大，但未開發率分別為51.0%、21.5%、

▲“我為祖國獻石油”的使命感和緊迫感，是石油人永不枯竭的動力源泉。供圖/視覺中國

第三種為勘探過程曲折漫長、開發難度甚大、其未開發率明顯高于全國水平，鄂爾多斯和渤海海域屬此。鄂爾多斯盆地是我國陸上最早進行石油開發的盆地，以儲層致密、低孔滲、低壓、低產、開發難度大而聞名于世。真正邁開儲產量大增長的步伐還在本世紀，但新發現的大油田儲量的大部分已可屬非常規的致密（砂巖）油。它具有巨大非均質性和致密程度的過渡性。為照顧統計的歷史連續性，我國近年儲量表中一直把它籠統地置于常規油中統計。2個近年來儲量大增的老油田（姬塬、華慶，僅2017年增加地質儲量就都達1億多噸）和2個新油田（環江、紅河）可以代表該盆地儲量的特點。其地質儲量采收率相當低。其中，紅河僅為6.9%。據查，紅河2012年已達儲量1.7億噸以上，在巨大的上產壓力下經5年的努力，經濟可采儲量仍有45.6%的未開發率。大油田如此低的表觀采收率和如此高的未開發率展現了開發難度很大。

渤海海域（中海油開發的部分）的面積占全國海域盆地的比例并不大，但一直是海域的儲量增長中心， 2017年累計地質儲量占海域的73.2%。以產量計，直到1997年仍以珠江口盆地為主，該年渤海僅占12.9%。從1998年起產量增長格局卻起了變化：珠江口盆地等南海北部總體呈降勢，渤海卻總體呈升勢，后者2006、2017年產量分別占海域的51.2%、63.9%。2017年渤海的采收率為21.6%，略低于全國均值23.8%，在各大盆地中是較高的。然而其可采儲量未開發率卻居全國最高值32.2%。對此，可有兩方面解釋：一為其多為孤立的小油田、位于相對隆起上的大油田又多為稠油，開發難度大成本高。二為其油田的大部分為近年來自營勘探所探明，有可能與相鄰陸上一樣，對可經濟開發的門檻放得過低。

▲找油，也需紙上談兵。供圖/新疆油田公司

剩余可采儲量的變化趨勢

近年來，我國原油剩余可采儲量的變化可分為兩個階段：2006～2014年從200069萬噸上升到251988萬噸，年增率為2.9%。其后緩慢下降，到2017年為246587萬噸，年增率為-0.7%。這使2017年大致與2012年相當。筆者著重指出，2014年國際油價仍達98美元/桶，油價下半年開始下跌也未能直接導致該年國內勘探開發投資及相關政策變化。剩余可采儲量拐點的出現主要原因應為新增可采儲量走低而產量卻還處于升勢致使儲量補充系數小于1。

我國海域兩大盆地的原油剩余可采儲量及所占比例均有所增長。與上世紀后期珠江口盆地領先相反，本世紀初渤海的增儲上產明顯超過珠江口并使原油剩余可采儲量在全國的排名中居第三位，略低于鄂爾多斯、松遼，而略高于相鄰的渤海灣陸上。

顯然，與上世紀后期相比，無論陸海間還是在陸上的東西部間，剩余可采儲量分布的不均衡性趨于降低。這從另一個側面說明全國原油勘探開發第二次戰略展開已基本完成。

2006～2017年我國主要原油產區剩余可采儲量、占全國的百分比及2017年儲產比

2017年我國原油剩余可采儲量＞3500萬噸的油田的主要參數

不同類型大油田間存在差異

以2017年原油剩余可采儲量＞3500萬噸的油田為例，可將其分為三類。

第一類為采出程度很高的油田，包括東部絕大部分老油田、各石油公司/分公司的主力油田?？梢运蛇|盆地的喇薩杏油田為例， 2017年產量占該盆地的71.3%、占全國的14.6%。其很高的采出程度導致其剩余可采儲量已處于低水平，儲產比僅為6.0。渤海灣盆地的勝垞油田的情況與之類似，儲產比小于1。它們的生產參數表明己到高（甚至特高）含水率、低儲產比的壯年階段后期。作為主力油田，與其高采出程度相應的有限的剩余可采儲量表明產量將持續從高平臺期大幅度下降的趨勢。顯然，這類油田的產量走勢對全國影響頗大。

第二類為采出程度較高的較新開發油田（如塔河、蓬萊19-3）和近期仍有重大發展的老油田（如華慶、安塞、靖安）。它們多分布于西北，一般開發難度偏大，如華慶、安塞、靖安為鄂爾多斯盆地的低-超低孔滲油田，塔河為非均質性極強的古風化殼巖溶儲層，蓬萊19-3為海上稠油。第三類為采出程度較低的新開發油田，如姬塬、華慶的采出率分別為37.1%、13.4%，儲量未動用率分別達24.0%、63.0%。不言而喻，其儲產比都較高。上述第二、三類者雖開發難度大，但目前的開發技術日趨成熟，只要有足夠投入，多具備持續上產的條件。它們能否持續高效開發對全國生產變化的趨勢亦有很大影響。

責任編輯：石杏茹znshixingru@163.com

警惕：原油產量在下降

○ 文／張 抗

剩余可采儲量下降后，緊跟著會出現油氣產量的下降。

在校本教材建設上，該校老師編撰的《民族工藝品的設計與開發》《壯族原生態音樂》《右江流域民族體育概論》等校本教材，通過非物質文化遺產相關課程的教學、研究、服務地方文化與經濟發展等方式，在學生培養、教學研究等方面取得了較為顯著的成果，教學質量和科研成果在學院內名列前茅。

對油氣這類不可再生資源來說，不斷發現新油氣田、增加可采儲量是其持續發展的根本保障。無論就東部老油區看，還是從全國來看，剩余可采儲量下降后都緊跟著出現油氣產量的下降。實際情況表明，盡管我們越來越注意強化老油田/油區的挖潛，但難以改變其綜合遞減率走高，產量年增率降低以致出現負值的總體趨勢。換言之，僅靠老油區本身的戰術性接替難以保障原油產量的持續增長。即使從開發較晚的西北區和海域看，若干大油田也因其本身條件的限制和開發力度的增大而“提前”出現儲量增長乏力，產量年增量、年增率趨減的情況。它們已開發油田的生命從青年階段到壯年階段前期的時間歷程總體比東部要短。特別令人關注的是，上述情況在油價影響投資的2015年前就已經發生，低油價直接導致的儲產量降低僅只是疊加在因剩余可采儲量不足而造成的產量降低之上，使其降勢更加明顯。

2001～2017年全國及主要地區和盆地原油產量變化

本世紀全國原油產量的變化可分為3個特點不同的時期。前10年的特點是產量平緩上升，9年間的平均年增量為350萬噸，平均年增率為2.0%。與上世紀末的15年（平均年增量、平均年增率分別約為191萬噸、1.3%）相比，本世紀初的原油產量增速有所加快。但比起需求量的增加，產量增長只能稱為“緩慢”，導致原油進口依存度較快上升。2010～2015年間發展的速度有所降低，其間平均年增量、平均年增率分別約為204萬噸、1.1%。這使2015年原油產量達19958萬噸、石油（原油加凝析油）產量突破2億噸大關并達21836萬噸的峰值。2016年原油產量出現降勢，2017年僅為17793萬噸，該其間平均年增量、平均年增率分別約為-1083萬噸、-5.6%。應該說，此跌勢是比較猛的。據統計，2018年1-10月總產量繼續下降，同比下降1.7%；但7-10月同比增長0.2%～0.3%。這是自2015年11月以來首次出現月產量的正增長。綜合看來，該年度產量可能仍處降勢。

東部本世紀以來總體處于降勢

東部一直是我國原油的首要產區，2001、2017年分別占全國的70.9%、46.8%，其產量的下降亦成為影響全國走勢的重要因素。經過長期高強度的開采，東部諸盆地在上世紀末期已先后進入產量總體遞減的階段。影響最大的首數松遼盆地。在初期依靠自然產能的一次采油開始后不久，便提前開始注水增強水驅能力的二次采油，此后長期強化和不斷更新其注采技術措施，使水驅的效果得以增強或相對穩定。緊接著又開展以聚合物驅和二元復合驅為主的三次采油。松遼盆地產量在1990～1998年達到年產5900余萬噸的高產平臺期并于1997年達到逾6000萬噸的峰值。大慶油田聚合物驅和三元復合驅分別提高采收率12%、18%，在儲層復雜的陸相盆地創造了令世人驚嘆的成績。正是基于這種主動進攻型的技術接替使油田能長期保持高產和較低綜合遞減率的相對穩產。但而后各種措施的增產終于不能彌補不斷加大的綜合遞減，產量開始較急劇的下降，2017年原油產量僅3649萬噸，約為峰值的60%。目前松遼盆地的主力油田的表觀采收率已突破50%，高出國外同類油田10至15個百分點。該盆地居首的喇薩杏油田產量變化趨勢可作為全盆地變化的縮影。松遼盆地的生命周期已進入壯年階段后期并向老年期過渡，本世紀其產量持續下降只是其生命這一階段特征的自然延續。

▲油價的起伏影響著石油勘探開發的投入，從而影響著原油產量。供圖/視覺中國

東部另一主力油區渤海灣（陸上）產量變化的情況與松遼盆地類似，只是其由多個具獨立性的坳陷（中石油、中石化的各分公司）構成，各坳陷間的差異使盆地總的產量曲線變化更復雜些。它們的產量之所以能保持較長期高產量，也是以適應于具體情況的多種不同技術措施接替的方式實現的。以渤海灣盆地濟陽坳陷（中石化勝利油田）為例。以水驅為主的二次采油使其產量在1988～1992年間達到年產3300萬噸以上的高平臺（峰值為1991年3355萬噸）。而后水驅仍是主要的技術并得到持續地改進，以精細調剖注（堵）水和不斷面向剩余油相對富集區塊/層段調整注采井網等技術措施而取得采收率的不斷提高。但由于水驅效率的總體下降使產量仍有所下降，屬于三次采油技術的化學驅采油技術接替被提上日程。其中聚合物驅的初步成熟使年產量在1999～2004年穩定在2600萬噸以上的平臺上。其后聚合物驅的作用下降而復合驅的成熟在相當大程度上彌補了聚合物驅產量的下降，并使勝利油田產量一度回升到2700萬噸/年以上。但也必須看到，多種增產措施的接替、降本增效的艱苦努力仍難以扭轉其產量下降的總趨勢。2017年產量2342萬噸，為峰值的65.9%。在此基礎上勝利油田提出“到2020年實現效益穩產2300萬噸、盈虧平衡點降至50美元/桶”的目標。中石化的領導人評價其為“這是一個有挑戰性的目標”。

顯然，勘探上不斷增加老油區的儲量，開發上一個個新技術的應用以提高采收率力求相對穩產，這種戰術性接替是最大限度獲得經濟效益的重要保障。

西北2015年以來也呈降勢

2010～2015年間西北區增產速度的降低可以說是其后產量總體轉為下降的前奏。這之中影響最大的是鄂爾多斯盆地，2001～2010年間、2010～2015年間的原油產量平均年增量分別占西北同期的77.4%、63.3%。可以說，該其間的增勢和在全國產量中的地位超出了人們的預料。影響居次的是主要油田開發期并不長的塔里木盆地。它在2010年后的增長比老油區的準噶爾盆地低。這是塔里木盆地主要油田自然遞減率很大、開發難度大所致。2015年后不利的大環境使西北區三大盆地產量均下降，以致雖柴達木盆地產量有所增長也難挽西北區的下降。柴達木盆地2010年以來產量逆勢上升之勢和近年來在勘探上的重大突破，使之在西北區未來發展中有了更高些的地位。

海域兩大油區2015年后總體下降

以珠江口盆地為主體的南海北部與渤海（中海區所屬區塊）兩個海上主要油區儲量有錯峰發展的現象，產量也如此。前者的高平臺期為1996年后的十年，而后剩余可采儲量和產量迅速下降，進而在2017年儲產比降到2.7。后者的產量2004年后才有較快抬升，2015年后亦快速下降。因而海域總產量一直難于達到5000萬噸（所謂“海上大慶”）的水平并在2015年后出現總體下降。對渤海儲產量形勢的評估中特別要注意其稠油比例高的特點。筆者統計，其地質儲量大于億噸的6個油田中有4個是稠油（占全區地質儲量的34.5%）、僅2個為稀油（占全區地質儲量的7.7%）。海上稠油開發的條件要比陸上困難得多。在經過綏中36-1部分區塊長期的試采探索后，稠油開采才逐步在3個同類大油田（綏中36-1、蓬萊19-3、秦皇島32-6）上推廣。由于早期開發的稀油油田產量已經下降，這3個稠油油田產量竟占2017年全區產量的38.3%。至2017年還有1個億噸級大油田（蓬萊9-1、地質儲量27116萬噸，下同），6個儲量大于5000萬噸的稠油油田未投入開發。它們共有地質儲量60676萬噸、占全區的16.6%。此外還有一批地質儲量較小的稠油油田未統計在內。顯然，這既表明了渤海的潛力，也顯示在較低油價下海上稠油有效開發的困難。

以2016年陸上計，原油采出程度為78.1%，相應的含水率達87.7%，單井平均日產量由2000年的56噸降到2016年的23噸。中國已開發油田整體上看已進入“兩高一低”的狀態。剩余可采儲量品質的持續降低使開發難度增大、成本趨升。

責任編輯：石杏茹znshixingru@163.com

尋找：戰略接替的現實指向

○ 文／張 抗

中國原油戰略接替的現實指向為：各大盆地的深層、海上的前新生界海相地層、西藏高原、中國北部“中亞陸間區南帶”的上古生界。

我國已基本完成了第二輪油氣勘探區域展開的目標，開始出現剩余可采儲量和產量的走低。這時需要在老油區挖潛增儲上產、降本增效，更重要的是開展新區新領域的戰略接替，以求其生產的持續發展。戰略接替的現實指向為：各大盆地的深層、海上的前新生界海相地層、西藏高原、中國北部“中亞陸間區南帶”的上古生界。

▲供圖/視覺中國

油氣生產的戰術和戰略接替

綜合看我國石油整個儲量-產量系列各組成單元，全國第二輪戰略展開提出的任務基本完成。這意味著應適時開展第三輪油氣勘探的戰略開拓。

目前，除東部外西北和海上也可屬于老油區了。人們為延長老油田（區）的生命，獲得更多經濟效益而采取了多種手段。

在老油區內長期未突破的區塊或構造單元仍可發現新油田。渤海灣盆地近年來不斷發現的油田給人以很大的啟示。還值得提出的有：在準噶爾盆地西南部與老油田鄰近的車排子斷裂以西的隆起區新生界發現春光、春風等油氣田，經濟效益甚好；在鄂爾多斯盆地周緣斷陷系因久攻不破而擱置多年的河套地區獲得重大發現等。顯然，這既需要前期工作（包括失?。┑馁Y料和認識積累，更需要解放思想形成新的勘探思路。

在老油田周圍深入勘探。這不僅包括已知油田的擴邊和發現新的含油氣區塊，而且包括在老產層上下發現的新產層新產油層系。

繼續進行新產能建設。除針對新探明儲量外，應特別關注處于經濟門限邊緣的未動用儲量，是否因條件變化、技術進步而具備可采性。長期未動用的儲量中應該有相當部分在有針對性降本增效措施下可以投入開發、實施新產能建設。這是比較現實的上產目標。

提高已動用儲量的采收率。這是廣大開發工作者始終以主要精力面對的事情。針對目前形勢要做更精細的工作，針對不同油價下為取得效益而對不同區塊、產層的最大產量做出年度部署方案并在實踐中調整完善。已經開發了79年的玉門老君廟油田是個令人深思的實例：據中國新聞網報道，近年來經過二次開發其井均日產量由0.6噸增至3噸，含水率由75%降至66%，自然遞減率由19.8%減緩至13.5%，采收率提高了4.3個百分點，已接近50%，新增動用儲量3756萬噸。艱苦的挖潛使玉門油田的產量保持相對穩定并有所回升。此外，還應強調指出，這類降本增效、降低經濟門檻的努力不僅限于技術方面，而且應包括生產管理體制的改革和相關政策的實施。

上述工作貫穿于油田開發的全過程。對此，我們稱之為油氣生產的戰術接替。隨著其采出程度的提高和上述各單項措施本身經濟效果的相對降低，老油田（區）多種措施的增產難以彌補自然遞減以致出現越來越大的綜合遞減，伴之而來的是經濟效益的下降。

為了與經濟發展所需要的油氣消費相適應，為了油氣更長遠的可持續開發，人們必須及時進行油氣生產的戰略接替，向新區新領域開拓。從短期看、從投資有限的情況下首先要求以更少的投入取得近期增產的效果上看，人們會更關注老油田/油區的戰術接替。從中長期看，從保障我國原油生產的可持續發展上看，要求及時開展并實現戰略性接替?！皢栴}導向”引導的戰略思維迫切需要我們同時從戰術、戰略接替兩個方面進行艱苦持續的努力；而“堅決打贏國內勘探開發進攻戰”則要求我們變被動為主動、采取戰略攻勢，更加關注新區新領域開拓的戰略接替，爭取發現一批新的大中型油田、探明更多經濟有效的可采儲量。

新區新領域的戰略性開拓

油田的概念同時具有空間和類型兩方面的涵義。就三維空間而言，油氣的聚集應位于一定的地區、特定的地質單元的特定層系。就類型而言分類的方法很多，如業內常把是否能以傳統方式打井直接開采而分為常規和非常規，以生儲油組合的地層特點分海相和陸相等領域。在我們討論的問題中新區一般指沒有或僅有少量油田的一個較大的地區/地質單元（例如西藏高原、南黃海），新領域是指沒有或僅有少量油氣發現的勘探新層系、新類型。在實際工作中新區、新領域二者可有一定程度的交叉重疊。

▲工欲善其事，必先利其器。搞石油勘探開發也是如此。供圖/沈志軍 張萬德 王喜斌

老區中可有新領域，如松遼盆地已發現的油田其油源（生烴層）和儲層幾乎全都部位于陸相的白堊系，它們可歸屬老區老領域；而在其深部侏羅系、特別是上古生界找油氣則屬新領域的開拓。廣而言之，當已探明油氣田幾乎都在淺、中層時，深層（3500～4500m）特別是超深層（＞4500m）則可被視為新領域。換言之，在老油區當某一新層系在地表發現油苗、在淺中層發現油氣顯示和油田時，埋藏于盆地深處的相應地層便成為勘探者首要的開拓對象、長期關注的戰略目標。如陸上和海域幾大盆地深部古生界為主體（一些地方上可包括三疊系、下可延至中、新元古界）的海相層系。

本世紀初當以西北和海上為主體的產區戰略接替已打開局面、東部老區已開始顯示出壯年階段后期的許多特征時，一批長期從事勘探的老專家便以多種形式（包括集體向最高領導層上書）提出開展新一輪戰略性開拓的問題。鑒于中國石油工業的主體已組成上市公司，建議這項工作宜由國家主持（包括出資）動員全國產學研力量進行。中央適時地決定，由當時的國土資源部新組油氣資源發展戰略研究中心（后來由自然資源部地質調查局接手）來承擔此項工作并取得初步進展。

十幾年來該項工作主要集中于以下幾個方面。

大盆地的深部層系（包括深層古潛山）油氣（包括凝析油）。受勘探區塊的約束，除區域石油地質的綜合研究外，以地震、鉆井為主的實物工作量主要由占有區塊的石油公司出資并實施。

海域，特別是南黃海及其以南的前新生代海相層系。除少量新（上）生下儲的古潛山油田外，海上油氣田幾乎全部位于新生界中，但已有的地質、地震資料和少量鉆井中已發現其下有大面積分布的中生界海相地層。其向南（東海南部和南海北部）地層加厚、相應的生烴層系加多加厚并已見到油氣顯示。限于資金和海域特殊的劃界問題，目前的實物工作量僅限于老地震資料的重新處理研究和局部地區實施以深層為主要目標的概查性新地震測線。特別應提出的是，近年來位于南海珠江口盆地東南部潮汕坳陷的工作取得重大進展。其主體位于超深水洋陸過渡殼的興寧-靖海凹陷已由鉆井和地震解釋證實存在中生界殘留盆地，有三疊系、侏羅系、白堊系三套烴源巖。這為整個領域的遠景評價做出了新貢獻。

西藏高原的中生界海相層系和新生界陸相層系。早在上世紀后期配合地球科學探索和地質普查填圖進行的石油地質綜合研究就已肯定了該區的油氣遠景并在倫坡拉盆地新生界陸相地層中鉆獲油流。新一輪工作中擴展到羌塘盆地并繼續對全區進行油氣普查，進行了重點地區的地震和鉆井。充分肯定了改造型中生界海相坳陷盆地和裂谷型新生界陸相斷陷盆地兩大領域的油氣潛力。

中國北部從天山以北經內蒙古到東北（包括松遼盆地深部和周圍）的上古生界。該東西向地帶曾被認為是“天山-興蒙造山帶”“中亞陸間區”南帶。雖在中新生界中有松遼、二連、準噶爾等盆地的老油田，但不少地方（特別是露頭區）前中生界強烈變形或伴有變質而被認為是盆地基底或找油氣禁區。2005年國土資源部開始把它列入戰略開拓對象時也曾遭不少人反對。然而越來越多的地層學研究發現其內相當多的上古生界主要為海相且未經受區域變質,并可在區域地震剖面的許多地段中生代之下發現連續性較好平緩的反射界面，因而認為該區內應存在晚古生代相對穩定的塊狀地質體。進一步的工作發現較好的生烴層系、大量油氣顯示。特別是近年來準噶爾盆地東北部的石炭二疊系火山巖和沉積巖大套互層中發現了一系列油田，向西與中亞圖蘭地塊北側（如齋桑盆地）的油氣田遙相呼應，向東與在三塘湖盆地、銀額盆地新發現的工業油流相連，從而驗證了整個東西橫貫亞洲中部的構造帶（甚至包括作為小地塊的柴達木盆地深部）上古生界存在由裂谷斷陷到坳陷的多套生儲蓋組合，呈現出較好的含油氣遠景。

以上工作為新一輪原油產區戰略開拓奠定了基礎、指明了方向：新區開拓對象多為經歷了相當強烈后期改造的地塊；勘探目的層普遍深埋，多處于超深層；多為海相層。顯然，面對的油氣新區新領域既有良好的油氣遠景，也存相當大的勘探難度。

新區開拓的困難

對此，可首先討論其油氣勘探的客觀條件。

作為新區的西藏高原高海拔高寒缺氧、困難的交通和相當嚴格的環保要求使工作效率大為降低、成本大幅增加。而海域除了其本身所造成的施工困難外還受到劃界等問題的制約。這在東海、南海特別嚴重。眾所周知，有經濟價值的油氣田分布于地質上的穩定地塊（克拉通）內。地塊規摸越大越穩定，其廣闊的腹地多套沉積巖系的疊加也就為油氣的生成和賦存創造了良好的前提。與大、特大型油氣田群集中的北美、南美、東歐、西伯利亞、北非、阿拉伯等大型地塊相比，中國主要油氣田賦存的華北、塔里木、楊子三大地塊在規模上已經是小一個量級了。而在新疆-東北地區（即筆者所稱的東亞陸間區）和西藏等地區內的許多小斷塊又要比華北、塔里木等地塊小一個量級并且經受了更多次更強烈的后期改造。上述從規模和穩定性上有明顯差異的三類地塊在油氣藏賦存的總體規模和勘探工作的難度也處于不同層級。

勘探目的層加深帶來的技術難度大幅增加。現在老區深層常規油氣的預探井一般的要求5000米以上，塔里木、四川、鄂爾多斯都已打出七八千米深井。四川馬深1井剛創造了井深8418米的亞洲深井紀錄，塔里木就部署了設計井深8593米的順北9井，而設計井深9076米的順北蓬1井又在今年8月創下測試井深8450米、可回收封隔器坐封于7603米的亞洲新紀錄。工作表明，即使在上述陸上新區沒有5000米以上的深井也難以滿足區域評價勘探對參數井的要求，至于海上深層的技術難度則更大。當探索超深的上下構造形態不吻合的地層和形變層時，首要的是深部地震有效信息的獲得和解釋。超深、高溫、高壓，對鉆井、測井、儲層改造、開發的設備和儀器都提出一系列相應的配套新要求，而有些項目尚待攻克。

此外，還必須重視勘探的實施者和組織者方面（可以稱為主觀方面）所存在的困難。

資金短缺。隨勘探深度和難度的增加其所需投資也大幅增加。兩者間的關系不是簡單的線性正相關而是指數上升。同量投資所取得的成效也將明顯降低，以至難以獲得必要的信息而使探索陷于停滯、失敗。長期以來，在急于上產的巨大壓力下，各石油公司用于新區勘探的資金難于滿足增儲的要求。據《全國石油天然氣勘查開采通報》的原始數據筆者計算，2007～2013年油氣上游勘探投資年均增長率僅為6.4%。2014年下半年油價開始大幅下跌，投資減少9.0%。2016、2017年油價低谷中分別又下降19.2%、12.1%。2017年油價有所回升投資同比年增8.1%，但仍僅為2013年投資額的72.5%。須知，這些投資的絕大部分投入“應急的”勘探，越是投資低的年份投入新區開拓的比例越低。以2017年為例，全國油氣勘查投資雖比上年增加8.1%，但對新區新領域開拓至關重要的二維地震卻下降了27.4%、探井僅增加0.44%（開發井卻增加了31.1%）。這充分說明了現有體制和投資環境下戰略接替工作難以開展。今后即使油價有所上升，也難以要求按年度考核其盈利、資本增值的石油公司（特別是其分公司）全部負擔此可能相當長時期難以見效益的工作。目前各石油公司都累積了很大的債務負擔。據有關部門統計，1998～2013年我國35萬家企業中，負債最多的前500家企業占企業總負債的1/4以上。其中，前十名“負債王”中居第一和第三名的是中石油和中石化。中石油的債務在2006～2016的十年間一路飆升，2012年后負債總額超過1萬億元。此外，據財報顯示，過去十年中石油、中石化兩家合計獲得的政府補貼超過千億元。而按由市場決定資源配置的深化改革要求，這類補貼是難以長期持續的。在如此沉重的壓力下各石油公司應對歷史遺留下的問題、應對戰術接替的實施已顯得捉襟見肘，更何談大力實施戰略接替。對此，我國目前實行的財政部出資、國土資源部門組織實施進行先導性工作的做法值得稱贊，但其投資額明顯不足，難于應對包括常規和非常規油氣的戰略開拓所需。按目前的國內外經濟形勢，尚難以期望國家財政對這類投資有大幅度增加。顯然，不解決投資、融資體制問題，油氣的戰略接替就難免落空。

認識和管理方法上的不當。如果說某些石油公司（包括國外的公司）在巨大壓力下尚難以認真應對戰略接替的需要，那么某些油氣業外人士所掌管的投資、管理和監督部門對其認識就存在更大的差距。油氣的戰略接替是對地下油氣賦存的探索，必須經過實踐—認識—再實踐的長期過程而從知之甚少達到基本肯定其賦存，經過曲折甚至失敗而逐漸取得接近地下真實情況的認知。特別是在這類工作的初始階段除了著重于油氣地質的基礎研究外，還必須部署一些不以直接找油為目的的實物工作量，如強調獲得深-超深層信息的區域地震大剖面和科學探索井（參數井）。因而要求短期內必須有經濟效益否則不予立項、驗收，是不符合實際的。具體到工作設計，某些管理部門像對待大樓設計那樣要求新區開拓這樣的科學探索性的工作，不充許在初步實踐中針對認識的進展而修改最初的設計，則無異于刻舟求劍自縛手腳。

期待深化改革帶來新的活力動力

世界石油史的事例雄辯地說明，某個油田、油區，某種類型的油氣生命力的衰退并不意味著整個石油工業的衰竭。社會需求推動著找油新思路的探索，推動著科技水平的創新、提高，于是石油工業呈現著波浪式上升的發展方式，一次次出現“山窮水盡疑無路”的困惑，一次次闖出“花明柳暗又一村”的美景。立足于實踐形成于科學研究的石油地質新理論、找油新思路，勘探和開采油氣的新技術就是實現其發展的關鍵。而這些關鍵問題的解決和它們產生實效卻又以適合的體制為前提。顯然，深化改革帶來的合適體制、政策是發展的動力，反之則產生強大的阻力。

對我國來說，這種來自體制方面的作用更加明顯。這是因為中國的石油地質情況特別復雜；從計劃經濟向市場經濟過渡的中國式發展道路在油氣工業中的具體實踐尚在探索中，要在實踐中“摸著石頭過河”會出現曲折；中國石油的主體背負的包袱相當沉重。如巨大的負債和長期中低油價下盈利的困難、體制改革降本增效所伴生的減員壓力、高比例的油氣進口對油氣公司盈利和經濟持續發展的影響……因此，與油氣有關的體制改革既特別重要又必須特別慎重。我們盼望著直面存在的深層次矛盾、加快步伐落實相關的改革，為油氣工業帶來新的動力。換言之，深化改革帶來的“紅利”，是實現油氣生產戰術和戰略接的前提條件之一。