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问号：可采储量缘何不可采
有部分“经济可采储量”即使在年均油价110 美元/ 桶的高油价期间实际上也达不到有效可采的要求.原因何在？
刚刚入秋的时候,中国石油集团公司党组召开扩大会议,学习贯彻总书记重要批示,专题研究部署加大国内油气勘探开发力度.中国石化和中国海油也召开管理层会议,研究部署相关工作,确保油气储量产量.
这是习总书记第一次对油气行业发文.为何对提高油气储产量如此重视？
根据去年8 月国土资源部公布的数据,全国石油储量持续大幅增长,近年年均新增探明地质储量10 亿吨以上.数字看起来还是很好看的,但是,仅提新增地质储量仍在高峰期的说法是不全面的,易误导视听.它掩盖了新增经济可采储量已入不敷出、剩余可采储量开始出现下降的严峻形势.
世界上认可的储量都是剩余可采储量,而不是地质储量.打一个比方,就像问你口袋里有多少钱,那必须是真金实银,是流,而不能是虚的.
据统计,“十二五”期间,我国新增探明储量的采收率已降到15.8%.换言之,近年来全国新增储量的采收率仅为20 世纪70 年代的45% 左右.
形势非常不乐观.
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）储量均指其剩余可采储量,无须在此前加任何“前缀”.这时的储量具有明显的商业含义,即今后以先进技术进行的开采可获得经济效益,因而可为市场所接受并可转让出卖.我国建国初期的体制承袭了苏联计划经济体制,其储量首先指地质储量,即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,所谓的可采储量与实际的商业可采量间出现越来越大的偏差.在我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.它似乎说明其具技术可采出性,但不一定都会有经济效益.因而其数量比同年表中的经济可采储量高.
在我国油气储量通报中还有一个特殊之处：在各类累计探明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；未开发者指因种种原因将该部分储量搁置不去动用.搁置的原因有三类：一为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常见；二类为因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；第三类是因为给出的探明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所带来明显的亏损而难以为继.
在我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就能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.因而我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.
在研究中,将未开储量占总量的百分比称为未开发率.历年地质储量的未开发率总是高于可采储量的未开发率.这是因为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 年地质储量的未开发率为18.5%,而（经济）可采储量的未开发率为10.4%.
我国经济可采储量的未开发率却总体呈升势.特别令人关注的是国际油价大涨的2011 至2013 年,迪拜和布伦特原油的年均价均达100 美元/ 桶以上,2014 年上半年最高曾达140 美元/ 桶,下半年虽大幅下跌但年均值仍达98 美元/ 桶.在这样高的国际油价下,近70% 的进口依存度使我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也会有大幅度的提高,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 至2014 年我国仍有10 亿吨左右的探明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我国储量表中的地质和可采储量长期存在一定数量虚假夸大成分.而这种虚高将因油价大幅下降而更加增大.这也是许多研究者都强调储量表的系列数据及由其计算的若干参数（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,中国石油储量的有效开发将处于更加艰难的新阶段.到2017 年我国累计仍有11.6亿吨的所谓经济可采储量未能投入开发,其未开发率也达12.7%.
大盆地的原油未开发储量
由于勘探开发条件和勘探史的巨大差异,按2017 年的数据全国及主要盆地／地区（经济）可采储量及未开发率可分为三种.
第一种为长期开发的老油区,东部的松辽、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地堑中的小油田.它们的可采储量仅数万、十数万吨,虽邻近开发强度甚高的油田但长期仍未动用,实际上其储量应在核销之例.
第二种为勘探过程曲折漫长、许多大油田或老油田中的新区块探明较晚且开发较为困难,其未开发率较高.西北的塔里木、准噶尔、柴达木属之,海上的珠江口盆地也可归于此类.如准噶尔盆地的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（可采储量1170 万吨）全部未开发,金龙油田（可采储量599万吨）末开发率也达89%.近年来重大的勘探成果是在玛湖凹陷发现号称具10 亿吨储量远景的三叠系砾岩油田.其开发难度颇大,当它进入探明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（占全盆地可采储量的52.1%）于上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48.44%.这与其为超深的碳酸盐岩古风化壳孔洞的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,目前的未动用率51.5%,近年储量可望快速增长,但因开发难度大于塔河油田,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 万吨以上的新探明昆北、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,鄂尔多斯和渤海海域属此.鄂尔多斯盆地是我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.真正迈开储产量大增长的步伐还在本世纪,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.它具有巨大非均质性和致密程度的过渡性.为照顾统计的历史连续性,我国近年储量表中一直把它笼统地置于常规油中统计.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 亿多吨）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2012 年已达储量1.7 亿吨以上,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.大油田如此低的表观采收率和如此高的未开发率展现了开发难度很大.
渤海海域（中海油开发的部分）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起了变化：珠江口盆地等南海北部总体呈降势,渤海却总体呈升势,后者2006、2017 年产量分别占海域的51.2%、63.9%.2017 年渤海的采收率为21.6%,略低于全国均值23.8%,在各大盆地中是较高的.然而其可采储量未开发率却居全国最高值32.2%.对此,可有两方面解释：一为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.二为其油田的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.
剩余可采储量的变化趋势
近年来,我国原油剩余可采储量的变化可分为两个阶段：2006~2014 年从200069 万吨上升到251988 万吨,年增率为2.9%.其后缓慢下降,到2017 年为246587 万吨, 年增率为-0.7%.这使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/ 桶,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.剩余可采储量拐点的出现主要原因应为新增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.
近年来,我国剩余可采储量呈明显的降势,突出表现在作为其主力的松辽和渤海湾两大盆地上：2006 年其剩余可采储量共约为11 亿吨,占全国的55.4%,到2017 年以上两数字降到约8.9 亿吨、36.1%.该两盆地间相比,开发更早的松辽盆地剩余可采储量下降势头更猛些,其剩余可采储量2017年在东部盆地中退居第二位.与东部相反,西北区2006~2017 年鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、柴达木4 盆地剩余可采储量年增率依次为8.0%、6.9%、3.0%、4.7%.4 大盆地的剩余可采储量由2006 年约4.6 亿吨上升到2017 年的8.9 亿吨,占全国的比例由23.1% 上升到36.2%,使之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可采储量最多的盆地,2017 年占全国的19.7%.其间塔里木储量和剩余可采储量的增量都小于鄂尔多斯,且前者的储产比是西北4 大盆地中最低者.这与上世纪末专家们的预期相反.
我国海域两大盆地的原油剩余可采储量及所占比例均有所增长.与上世纪后期珠江口盆地领先相反,本世纪初渤海的增储上产明显超过珠江口并使原油剩余可采储量在全国的排名中居第三位,略低于鄂尔多斯、松辽,而略高于相邻的渤海湾陆上.
显然,与上世纪后期相比,无论陆海间还是在陆上的东西部间,剩余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.
不同类型大油田间存在差异
以2017 年原油剩余可采储量＞ 3500 万吨的油田为例,可将其分为三类.
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.可以松辽盆地的喇萨杏油田为例, 2017 年产量占该盆地的71.3%、占全国的14.6%.其很高的采出程度导致其剩余可采储量已处于低水平,储产比仅为6.0.渤海湾盆地的胜垞油田的情况与之类似,储产比小于1.它们的生产参数表明己到高（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可采储量表明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.
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（如华庆、安塞、靖安）.它们多分布于西北,一般开发难度偏大,如华庆、安塞、靖安为鄂尔多斯盆地的低－超低孔渗油田,塔河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、华庆的采出率分别为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.
责任编辑：石杏茹
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