经不起推敲的10亿吨

石油储量持续大幅增长，掩盖不了新增经济可采储量入不敷出、剩余可采储量开始下降

▲茫茫瀚海找油虽难，但把找到的石油有效益地开采出来更难。摄影/张 洋

问号：可采储量缘何不可采

○ 文／张 抗

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？

▲不怕困难，众志成城，石油人在奋斗。摄影/牙地克

刚刚入秋的时候，中国石油集团公司党组召开扩大会议，学习贯彻习近平总书记重要批示，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。中央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，是现金流，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。

2006～2017年全国累计探明地质储量、经济可采储量及其未开发率

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%。

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

鄂尔多斯盆地近年探明的主要大油田储量状况

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%、

▲“我为祖国献石油”的使命感和紧迫感，是石油人永不枯竭的动力源泉。供图/视觉中国

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。

▲找油，也需纸上谈兵。供图/新疆油田公司

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。

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。

2006～2017年我国主要原油产区剩余可采储量、占全国的百分比及2017年储产比

2017年我国原油剩余可采储量＞3500万吨的油田的主要参数

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znshixingru@163.com

警惕：原油产量在下降

○ 文／张 抗

剩余可采储量下降后，紧跟着会出现油气产量的下降。

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对油气这类不可再生资源来说，不断发现新油气田、增加可采储量是其持续发展的根本保障。无论就东部老油区看，还是从全国来看，剩余可采储量下降后都紧跟着出现油气产量的下降。实际情况表明，尽管我们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产量降低仅只是叠加在因剩余可采储量不足而造成的产量降低之上，使其降势更加明显。

2001～2017年全国及主要地区和盆地原油产量变化

本世纪全国原油产量的变化可分为3个特点不同的时期。前10年的特点是产量平缓上升，9年间的平均年增量为350万吨，平均年增率为2.0%。与上世纪末的15年（平均年增量、平均年增率分别约为191万吨、1.3%）相比，本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”，导致原油进口依存度较快上升。2010～2015年间发展的速度有所降低，其间平均年增量、平均年增率分别约为204万吨、1.1%。这使2015年原油产量达19958万吨、石油（原油加凝析油）产量突破2亿吨大关并达21836万吨的峰值。2016年原油产量出现降势，2017年仅为17793万吨，该其间平均年增量、平均年增率分别约为-1083万吨、-5.6%。应该说，此跌势是比较猛的。据统计，2018年1-10月总产量继续下降，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。综合看来，该年度产量可能仍处降势。

东部本世纪以来总体处于降势

东部一直是我国原油的首要产区，2001、2017年分别占全国的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，东部诸盆地在上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。松辽盆地产量在1990～1998年达到年产5900余万吨的高产平台期并于1997年达到逾6000万吨的峰值。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。正是基于这种主动进攻型的技术接替使油田能长期保持高产和较低综合递减率的相对稳产。但而后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3649万吨，约为峰值的60%。目前松辽盆地的主力油田的表观采收率已突破50%，高出国外同类油田10至15个百分点。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。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，本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。

▲油价的起伏影响着石油勘探开发的投入，从而影响着原油产量。供图/视觉中国

东部另一主力油区渤海湾（陆上）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（中石油、中石化的各分公司）构成，各坳陷间的差异使盆地总的产量曲线变化更复杂些。它们的产量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（中石化胜利油田）为例。以水驱为主的二次采油使其产量在1988～1992年间达到年产3300万吨以上的高平台（峰值为1991年3355万吨）。而后水驱仍是主要的技术并得到持续地改进，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年产量在1999～2004年稳定在2600万吨以上的平台上。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，并使胜利油田产量一度回升到2700万吨/年以上。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年产量2342万吨，为峰值的65.9%。在此基础上胜利油田提出“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。中石化的领导人评价其为“这是一个有挑战性的目标”。

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获得经济效益的重要保障。

西北2015年以来也呈降势

2010～2015年间西北区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年间的原油产量平均年增量分别占西北同期的77.4%、63.3%。可以说，该其间的增势和在全国产量中的地位超出了人们的预料。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年后的增长比老油区的准噶尔盆地低。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产量均下降，以致虽柴达木盆地产量有所增长也难挽西北区的下降。柴达木盆地2010年以来产量逆势上升之势和近年来在勘探上的重大突破，使之在西北区未来发展中有了更高些的地位。

海域两大油区2015年后总体下降

以珠江口盆地为主体的南海北部与渤海（中海区所属区块）两个海上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年后的十年，而后剩余可采储量和产量迅速下降，进而在2017年储产比降到2.7。后者的产量2004年后才有较快抬升，2015年后亦快速下降。因而海域总产量一直难于达到5000万吨（所谓“海上大庆”）的水平并在2015年后出现总体下降。对渤海储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，其地质储量大于亿吨的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27116万吨，下同），6个储量大于5000万吨的稠油油田未投入开发。它们共有地质储量60676万吨、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。

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56吨降到2016年的23吨。中国已开发油田整体上看已进入“两高一低”的状态。剩余可采储量品质的持续降低使开发难度增大、成本趋升。

责任编辑：石杏茹znshixingru@163.com

寻找：战略接替的现实指向

○ 文／张 抗

中国原油战略接替的现实指向为：各大盆地的深层、海上的前新生界海相地层、西藏高原、中国北部“中亚陆间区南带”的上古生界。

我国已基本完成了第二轮油气勘探区域展开的目标，开始出现剩余可采储量和产量的走低。这时需要在老油区挖潜增储上产、降本增效，更重要的是开展新区新领域的战略接替，以求其生产的持续发展。战略接替的现实指向为：各大盆地的深层、海上的前新生界海相地层、西藏高原、中国北部“中亚陆间区南带”的上古生界。

▲供图/视觉中国

油气生产的战术和战略接替

综合看我国石油整个储量-产量系列各组成单元，全国第二轮战略展开提出的任务基本完成。这意味着应适时开展第三轮油气勘探的战略开拓。

目前，除东部外西北和海上也可属于老油区了。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。

在老油区内长期未突破的区块或构造单元仍可发现新油田。渤海湾盆地近年来不断发现的油田给人以很大的启示。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；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。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。

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。

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。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。

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。针对目前形势要做更精细的工作，针对不同油价下为取得效益而对不同区块、产层的最大产量做出年度部署方案并在实践中调整完善。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0.6吨增至3吨，含水率由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3756万吨。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，我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。

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开发，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。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/油区的战术接替。从中长期看，从保障我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我们同时从战术、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”则要求我们变被动为主动、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。

新区新领域的战略性开拓

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，油气的聚集应位于一定的地区、特定的地质单元的特定层系。就类型而言分类的方法很多，如业内常把是否能以传统方式打井直接开采而分为常规和非常规，以生储油组合的地层特点分海相和陆相等领域。在我们讨论的问题中新区一般指没有或仅有少量油田的一个较大的地区/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。

▲工欲善其事，必先利其器。搞石油勘探开发也是如此。供图/沈志军 张万德 王喜斌

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）和储层几乎全都部位于陆相的白垩系，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、中层时，深层（3500～4500m）特别是超深层（＞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。

本世纪初当以西北和海上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）提出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。

大盆地的深部层系（包括深层古潜山）油气（包括凝析油）。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区块的石油公司出资并实施。

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潮汕坳陷的工作取得重大进展。其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残留盆地，有三叠系、侏罗系、白垩系三套烃源岩。这为整个领域的远景评价做出了新贡献。

西藏高原的中生界海相层系和新生界陆相层系。早在上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油气潜力。

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。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主要为海相且未经受区域变质,并可在区域地震剖面的许多地段中生代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代相对稳定的块状地质体。进一步的工作发现较好的生烃层系、大量油气显示。特别是近年来准噶尔盆地东北部的石炭二叠系火山岩和沉积岩大套互层中发现了一系列油田，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相连，从而验证了整个东西横贯亚洲中部的构造带（甚至包括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。

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：新区开拓对象多为经历了相当强烈后期改造的地块；勘探目的层普遍深埋，多处于超深层；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，也存相当大的勘探难度。

新区开拓的困难

对此，可首先讨论其油气勘探的客观条件。

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。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。地块规摸越大越稳定，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、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、杨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要比华北、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。上述从规模和稳定性上有明显差异的三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。

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的要求5000米以上，塔里木、四川、鄂尔多斯都已打出七八千米深井。四川马深1井刚创造了井深8418米的亚洲深井纪录，塔里木就部署了设计井深8593米的顺北9井，而设计井深9076米的顺北蓬1井又在今年8月创下测试井深8450米、可回收封隔器坐封于7603米的亚洲新纪录。工作表明，即使在上述陆上新区没有5000米以上的深井也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，首要的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。

此外，还必须重视勘探的实施者和组织者方面（可以称为主观方面）所存在的困难。

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，以至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》的原始数据笔者计算，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%。2016、2017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%，但仍仅为2013年投资额的72.5%。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开展。今后即使油价有所上升，也难以要求按年度考核其盈利、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年我国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，前十名“负债王”中居第一和第三名的是中石油和中石化。中石油的债务在2006～2016的十年间一路飙升，2012年后负债总额超过1万亿元。此外，据财报显示，过去十年中石油、中石化两家合计获得的政府补贴超过千亿元。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。对此，我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落空。

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知。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-超深层信息的区域地震大剖面和科学探索井（参数井）。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，不充许在初步实践中针对认识的进展而修改最初的设计，则无异于刻舟求剑自缚手脚。

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，推动着科技水平的创新、提高，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“花明柳暗又一村”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。

对我国来说，这种来自体制方面的作用更加明显。这是因为中国的石油地质情况特别复杂；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；中国石油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、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……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的前提条件之一。