未开发储量是增产的现实选择

　　编者按

　　国家主席习近平近日强调，能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。面对能源供需格局新变化、国际能源发展新趋势，保障国家能源安全，必须推动能源生产和消费革命。推动能源生产和消费革命是长期战略，必须从当前做起，加快实施重点任务和重大举措。

　　BP集团近日发布的《2014年世界能源统计报告》称，世界石油储量只够开采53年。一面是日益攀升的能源需求，一面是能源供应紧缺，如何更好地利用国内国际资源，充分挖掘国内资源潜力，保障能源安全，应是当下业界必须正视的重要命题。

　　本报将分期对中国石油天然气的勘探开发未动用储量进行探究，或许会带给我们一些新的启示。

　　近年我国能源需求快速增长，如何保障能源安全已成为业内必须破解的重要课题。然而，从我国近中期能源发展战略态势来看，无论怎样强调节能、替代和高效利用都不能满足对油气供应的刚性增长需求。

　　为此，我们应尽可能扩大视野，全方位关注油气增产的各种途径，首先应保证现实生产主力的常规油气战略地位，老油气田稳产增产与新区新领域开拓并重，保证己发现油气田的开发、上产，努力配合全国新区新领域开拓战略性接替。实现常规与非常规资源并举，大力开拓非常规油气，力争其贡献率快速提升。

　　值得注意的是，目前在我国出现这样一种令人不解的现象，一方面老是说探明储量不足、“等米下锅”，另一方面在储量平衡表中探明而未开发（在生产中也常称未动用）储量长期存在甚至越来越多。

　　而事实上，目前我国油气勘探中未开发储量的动用上还存在巨大的潜力。

　　诱人的开发前景

　　在油气工业上游，勘探不仅要发现油气田，而且要提交其探明储量。这个储量必须经权威机构（我国是国家矿产资源储量委员会）批准认可。按市场规则,它可以作为商品进行转让买卖，进而按有关法规将其投入开发。所谓探明储量就应该指经工程验证和研究证实其存在并在现有技术和经济条件下可开发的资源。但限于工作量和认识程度，可允许探明储量有一定误差。在进一步充实资料（特别是开发）后，应定期复算储量，增加新承认的储量、核销达不到探明可采标准的储量。换言之，如长期未能开发则必须重新评价或部分应被核销，但遗憾的是这个工作目前在我国做的很不够。

　　以未开发储量而论，2006、2010和2013年石油依次为68.4、75.9和85.1亿吨，天然气依次为3.52、3.63和5.62万亿立方米，油气的未开发储量皆呈明显上升之势。以未开发储量占全国探明储量的比（未开发率）计，石油依次为25.8％、24.2％和21.9％：天然气依次为52.6％、39.8％和42.3％，油气的未开发率呈现降势、而天然气降低更明显。    

　　以上数据说明，每年动用一部分探明储量来建设新产能与每年又新探明一批新储量的动态平衡结果是累计的油气未开发储量有所增加，油气未开发储量长期占己探明储量相当大的比例。

　　求取探明储量是勘探工作最后、也是花费投资最多的一道程序，探明储量中已经凝聚着大量的物化劳动。不开发就等于积压投资、延长从投入到开发获得利润的资金流转占用周期；而及早动用开发这部份储量就是盘活早已投入的资金、不仅是提高经营效率的首选途径，还可以实现油气田的增储上产。

　　未开发储量多在已知油气区内，甚至就邻近已开发的油气田（藏），开发它可以充分利用已有的基础设施、人力，也可以从已开发油气的生产中获得的对地下情况更深入的认识和技术经验，可少走弯路、提高经济效益。因而，与发现、进而勘探开发的新油气田相比较，与在开发程度很高时持续提高老油田采收率相比较，动用己探明而未开发储量是更现实高效的增产领域，应予以高度重视。

　　考虑到未开发气田的开发难度，对于未开发储量的动用，可作如下预测。（1）如近期（2020年前）、中期（2025年前）分别动用现有的全国石油未开发地质储量（85.1亿吨）的50％、80％，采油速度取0.5％，届时有可能再分别形成2128万吨或3400万吨的年产量，相当2013年石油产量20902万吨的10.2％或16.3%。（2）如近期、中期分别动用现有的全国天然气未开发地质储量（5.62万亿立方米）的50％、80％，采气速度取1.5％，届时有可能再分别形成420亿立方米、670亿立方米的年产量，分别相当2013年天然气产量1071亿立方米的39.2％或62.6%。须知，我们经常采用的以历年实际产量为依据、在设定诸条件约束下所作的产量预测是在已开发储量及其相应的产量基础上推算出的，那么上述预测未开发储量动用所形成的产量，应是一般产量预测值之外的“额外新增量”。再考虑到今后每年新增探明油气储量中投入开发比例将会出现持续大幅度提高。那么，动用未开发储量的工作更显现出其有诱人的前景。

　　此外，从地质上看，油气未开发储量主要集中在几个大型含油气盆地。

　　石油的未开发储量主要分布在渤海湾、松辽、鄂尔多斯、塔里木这4个最大的沉积盆地中，共有未开发储量67.9亿吨，占全国探明未开发储量的79.8％。即全国石油未开发储量中约有近2/5在渤海湾盆地，另有2/5分布于松辽盆地、鄂尔多斯盆地和塔里木盆地中。

　　地质上依据天然气在地下赋存状态将其分为两类：一类是独立成藏的气层气，另一类是气以溶解态分散在油层内、故称油田伴生气或溶解气。气层气是天然气储量的主体，占2013年探明地质储量的68.8％，同年产量的91.8％；溶解气不仅占天然气储、产量的比例较低，且其开发状况依附于石油的开发，因而其未开发储量的比例更低。在这里我们仅列举气层气末开发储量的分布状况，主要分布在4个全国最大的沉积盆地中，共有未开发储量4.19万亿立方米，占全国探明未开发储量的88.7％。换言之，全国天然气未开发储量中约有逾2/5在四川盆地，另有逾2/5分布于鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和渤海湾盆地中。

　　天然气末开发储量的分布与石油有所差别，其首要原因在石油主要分布于东部的渤海湾盆地和松辽盆地内，而天然气（气层气）已探明储量却主要在中部的四川和鄂尔多斯两盆地内；其次是石油开发早、开发程度高，而天然气开发晚、受许多条件限制，未及深入开发。 

　　深入研究表明，一些新油气区、新油气田固然有相当多的未开发储量，但在讨论末开发储量的分布时也不能忽视老油气区、老油气田。如克拉玛依油田不断在新区块、新层系探明大批油气储量，到2013年仍有1.5亿吨石油储量未开发，又如大庆的萨尔图和杏树岗两个开发很早的主力油田，开发程度可属全国最高，仍有约0.5亿吨石油储量未被开发。

　　以新思维新技术动用未开发储量

　　绝大部分未开发储量被搁置的原因不是地表条件差（如交通电力等基础设施缺乏），而在于其自身的地质和油质等原因。动用未开发储量工作首先要从难采原因出发对其分类，弄清其特点及相适用的技术工艺路线，从可动用性评价出发对的储量单元进行排队优选。近年来开发技术的巨大进步，持别是非常规油气开发技术系列成功应用，给我们以重大启示。

　　对因开发困难而未动用的油气田来说要特别强调精细研究以掌握其特殊性，允许通过实验（失敗）以找到适用于其的技术工艺，当然这需要资金和人力的保证。

　　达到上述认识需要进行新一轮的三维、甚至四维地震。在精细解释上要为多种水平井、多方式的压裂施工方案提供依据。目前，大部分未开发储量已接近或已属于非常规油气了。首先，对于致密储层（砂岩、火山岩和部份碳酸盐岩），经过多类型的水平井再加以分段压裂对其体积性的改造，经济开发的可行性会有相当大的提高。一般来说，对已列入探明储量的带有某种常规、非常规间过渡性的油藏，储层改造的难度和施工成本也要比典型非常规油气低一个台阶。

　　其次是稠油。目前稠油开发在埋深、层厚、油质上仍有许多局限。应充分利用陆上利于施工、开发成本相对低的特点，针对不同地区稠油特点因地制宜加大稠油开发力度，是提高陆上石油开发率的重要环节。海上油田稠油比例高且比陆上开发难度更大。依托技术装备的发展可望使稠油增产成为海区石油稳产上产的重要支柱。

　　第三个影响储量动用的是处于经济边际的小型或边远的油气田，这在海上特别突出。我国开发者以“油气田群”的新思路去评价它们，充分发挥较大油气田已有的开发设施的依托作用，以无人值守的卫星平台、水下井口和海底管线、大位移水平井和浮式生产储油船 、浮式液化气生产储存船等一系列先进设施带动油气田群体开发。在陆上实施大位移水平井也是动用邻近小油田、边远区块储量的重要手段。特别是小型撬装的天然气利用措施（如压缩天然气、液化天然气、）为小型气田、特别是为分散的溶解气的开发利用创造了条件。

　　第四个影响储量动用的是凝析油开发。凝析油在地下是气态，在开采到地表后从气态中凝出而成为经济价值远高于一般原油的轻质油。从珍惜资源出发，对其开发利用采取了更谨慎的态度，使全国凝析油田的未开发率长期保持在50％左右，明显低于原油。我国西北部盆地凝析油含量高，开发滞后，比如，塔里木凝析油中储量较大的塔中1号、大北等凝析油未开发率分别为90.1％和82.0％。显然，西北部几个大盆地凝析油储量的开发应摆在优先地位，其高效开发不但涉及开发技术路线中的特殊问题，还涉及到优质凝析油的高效合理利用问题。凝析油不宜被置入管线混入一般原油，应原地或就近利用凝析油和天然气中的轻烃来发展油气化工。此外。海上凝析油储量和未开发率也较高，其中若干较晚探明的油气田凝析油尚未投入开发。

　　“三桶油”应担当大任

　　全国油气生产主要集中在四大国营公司：中石油、中石化、中海油和陕西延长石油总公司。后者不仅储产量小，且基本不存在未开发储量问题，故以下的讨论的即是通常说的“三桶油”。

　　以石油未开发率自高到低排名，依次为中海油、中石油、中石化。中海油所辖油田投入开发较晚且在开发困难的海上。许多在陆上有良好开发效益的油田在海上成为边际性、甚至因无效益而不能（独立）开发，这在稠油油田上表现尤为突出。以其产地在渤海海域的天津分公司为例，截至2013年底，其地质储量大于4500万吨的未开发油田尚有8个，其中稠油油田5个、平均储量9645万吨。按本世纪初的统计，渤海海域80％以上的储量属粘稠度大的重质油油藏。中石化的石油未开发储量占有份额较低，但其未开发率却最低，仅为20.4％。这是由于其面临上游储产量低的劣势，充分发挥了其许多油田在陆上经济发达区的优势，努力降低开发的经济边界的结果。如苏北、江汉两小盆地油田规模小且极其复杂，但长期精细工作的艰苦积累，却使其2013年的未开发率分别仅为19.2％、17.8％，远低于全国平均水平。

　　中石油占全国石油未开发储量的60.4％，即占全国的3/5。这首先是因为其占据全国储量的最大份额（61.1％），其次是在开发难度大的盆地占据更高份额。如在陆上未开发率居前的的塔里木盆地（42.2％）、鄂尔多斯盆地（25.3%），中石油分别占78.2％和77.6％。在松辽盆地（占全国未开发储量的16.1%）更几乎是中石油的“一统天下”，其占全盆地未开发储量的95.2％。

　　各大公司中天然气储量未开发率自高到低依次为中石化、中海油、中石油，后者未开发率低于全国均值。中海油所辖气田（包括油气田）天然气投入开发较石油更晚且在开发困难更大。仅以气层气未开发地质储量计，中海油共有28个气田2033亿立方米储量未开发，占其全国未开发储量的50.9％。其中除刚探明的荔湾3-1、尚有许多开发难点未解决的东方13-2外，其余26个皆因规模小而暂被搁置。中石化天然气储量未开发率达53.2％，这是由于其相当大部分的气田（特别是大气田）发现较晚开发程度低，如普光气田和通南坝气田未开发率依次为37.1％和72.0％；有的则已作好开发方案而尚未及投入开发，如元坝气田。这三个主力气田共有储量6139亿立方米、占中石化在四川探明地质储量的52.1％。与上述中海油海上气田类似，中石化在东海共有12个气田却因规模偏小、分布不集中，有11个到目前仍未被开发。

　　三大公司中天然气未开发储量占全国比例最高的是中石油、达65.3％。这首先是因为其占有了全国地质储量的最大份额（72.0％），其次是他在开发难度大的盆地占了更高的份额。如在陆上未开发率居前的四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地和松辽盆地中石油分别占地质储量62.6％、95.0% 、82.6％和84.5%。显然，从动用天然气未开发储量来说，中石油要承担更大的责任。

　　全国油气体制改革要求形成以混合所有制为主体、大中小公司共存的市场机制，但三大公司是主力的地位近中期内难以改变。此外，在目前已形成由政府牵头的产学研相结合的新区新领域开拓机制、有一定的资金和人力投入，从而分担了三大公司所承担的油气生产战略接替的重任。三大公司占有绝大多数目前己发现的油田和开发区块，因此保障作为主力的常规油气发展及已有油气田稳产上产的重担就应由三大公司挑起，动用未开发储量的重任也只能由三大公司承担，责无旁贷。

　　从目前压在三大公司肩上的重担看，保障已发现油田的稳产增产除了技术问题外还有资金不足的问题。为此，除寄希望于混合所有制等改革方案的实施外，还要求三大公司集中力量，安排上有轻有重、有先有后。

　　因此，笔者建议，适当缩小己占有的油气矿权区块、特别是勘探区块面积，一方面以实际行动配合改革和区块执法的大局，另一方面集中力量（特别是在渤海湾、松辽、四川、鄂尔多斯、塔里木盆地）提高已开发油气田的采收率，大力动用未开发储量，以取得更高的投资回报率和整体经济效益，为全国油气增产做出更大贡献。

　　（作者系中国能源研究会常务理事、中华能源基金委员会高级顾问）