王永祥 楊 濤 徐小林 鞠秀娟 胡曉春

（ 1中石油煤層氣有限責任公司；2中國石油勘探開發(fā)研究院；3 中國石油天然氣集團有限公司油氣儲量評估中心）

0 引言

中國石油天然氣探明儲量自1984年起，執(zhí)行《石油儲量規(guī)范》（GBn 269—1988）及《天然氣儲量規(guī)范》（GBn 270—1988）[1-2]，規(guī)范中的可采儲量指技術(shù)可采儲量，沒有經(jīng)濟可采儲量的類別。經(jīng)過20年的實施，2004年和2005年分別出臺了《石油天然氣資源/儲量分類》（GB/T 19492—2004）國家標準[3]和《石油天然氣儲量計算規(guī)范》（DZ/T 0217—2005）行業(yè)標準[4]（以下將兩標準同簡稱為標準）。標準將儲量細分為地質(zhì)儲量、技術(shù)可采儲量、經(jīng)濟可采儲量和剩余經(jīng)濟可采儲量共4類，將技術(shù)可采儲量劃分為經(jīng)濟可采儲量和次經(jīng)濟可采儲量兩部分，奠定了與國際通用油氣資源儲量準則接軌的基礎(chǔ)?！笆晃濉敝痢笆濉逼陂g，經(jīng)濟可采儲量類別在中國油氣勘探優(yōu)化、開發(fā)建設(shè)、資本經(jīng)營和業(yè)績管理等方面已得到廣泛應(yīng)用，其重要性對國家和企業(yè)越來越凸顯。

無論是中國油公司內(nèi)部面對各級儲量，還是國家層面對探明儲量，年度新增均是儲量管理的重點，其中新增經(jīng)濟可采儲量也成為儲量管理中的難點。隨著2000年以來國內(nèi)三大油公司陸續(xù)境外上市并按美國證券交易委員會（SEC）準則開展證實儲量評估，國內(nèi)學者發(fā)表了很多有關(guān)SEC證實儲量（最高級別的剩余經(jīng)濟可采儲量）的研究成果，但對國內(nèi)探明經(jīng)濟可采儲量的研究卻少有報道，出現(xiàn)了經(jīng)濟可采儲量研究“冷熱”不均的局面?？陀^回顧中國探明經(jīng)濟可采儲量10多年來的新增狀況與特征，對深化國內(nèi)標準體系下的經(jīng)濟可采儲量評價、深入認識國際主流油氣儲量管理體系[5-6]、推動建立中國油公司以經(jīng)濟可采儲量為核心的儲量管理[7-8]、不斷夯實中國油氣開發(fā)建設(shè)基礎(chǔ)等具有重要作用。

1 中國新增油氣探明儲量整體狀況

本文所指的新增是指向國家首次申報油氣探明儲量的油/氣田或區(qū)塊；石油特指原油，不含天然氣中的凝析油；天然氣特指氣層氣，包括氣藏氣、油氣藏氣，不包括原油中的溶解氣，也不含頁巖氣和煤層氣。本文引用的儲量、產(chǎn)量基礎(chǔ)數(shù)據(jù)依據(jù)自然資源部油氣儲量評審辦公室出版的（各年度）全國石油天然氣探明儲量評審表[9]，即本文原油、天然氣的各類儲量、產(chǎn)量與評審表中的原油、氣層氣保持一致。需要說明，上述定義或數(shù)據(jù)與統(tǒng)計部門的口徑可能不同（如本文原油產(chǎn)量未包括凝析氣藏中的凝析油產(chǎn)量，氣層氣產(chǎn)量未包括油藏中的溶解氣產(chǎn)量）。標準實施期間為2005年至2020年，基于油氣新增儲量5年滑動平均值在統(tǒng)計分析中所具有的代表性，本文所引用資料主要集中在2006—2020年，即“十一五”至“十三五”期間。

1.1 新增油氣探明儲量綜述

年度新增探明儲量作為油氣勘探發(fā)現(xiàn)的最終體現(xiàn)及勘探開發(fā)一體化的核心成果，受到很多專家學者的關(guān)注，也從不同角度對不同時期的勘探成果和（探明地質(zhì)）儲量特征進行了分析與展望。

趙文智等總結(jié)了中國“十五”期間在陸相盆地巖性地層油氣藏、中西部地區(qū)前陸沖斷帶、疊合盆地中下部組合、成熟盆地精細勘探，以及近海海域等取得的一系列新發(fā)現(xiàn)帶來的油氣儲量新的增長高峰期[10]。李干生分析了中國“十一五”及以后油氣資源可持續(xù)發(fā)展的資源基礎(chǔ)[11]。中國石油“十一五”以來，大力實施油氣儲量增長高峰期工程，形成了中國石油歷史上持續(xù)時間最長的儲量增長高峰期[12]；“十二五”期間，油氣勘探不斷取得重大發(fā)現(xiàn)，形成了15個油氣規(guī)模儲量區(qū)，油氣儲量持續(xù)高峰增長，天然氣邁入大發(fā)展階段[13]；“十三五”油氣儲量繼續(xù)高位增長[14]。中國海油“十二五”油氣儲量再創(chuàng)歷史新高，“十三五”獲得了29個大中型油氣田的發(fā)現(xiàn)，新增探明地質(zhì)儲量17×108t油當量，成為國內(nèi)油氣增儲上產(chǎn)的主力軍[15-16]。中國石化“十三五”累計新增探明石油地質(zhì)儲量4.12×108t、天然氣地質(zhì)儲量1.02×1012m3，實現(xiàn)了低油價以來石油天然氣探明儲量穩(wěn)步回升[17]。

2005—2020年，中國油氣儲量一直執(zhí)行相同標準，新增探明儲量整體特征比較清晰[18-19]。中國新增石油探明儲量主要來自鄂爾多斯、渤海灣、準噶爾、塔里木、松遼、柴達木、珠江口、北部灣等盆地，新增天然氣探明儲量主要來自鄂爾多斯、四川、塔里木、東海陸架、渤海灣、松遼、瓊東南、準噶爾和柴達木等盆地。新增石油探明儲量主要埋藏于2000m左右的中淺層和中深層，天然氣則主要埋藏于2000m以下的中深層至超深層。新增探明儲量中儲層物性逐步變差，其中，新探明油藏中低滲儲層和致密儲層占比呈上升趨勢，新探明氣藏中致密儲層占比已超過80%。新增油氣探明儲量的豐度均以低豐度和特低豐度為主。

總體上看[20-21]，中國石油新增探明地質(zhì)儲量長期小幅增長，天然氣新增探明地質(zhì)儲量長期快速增長，已形成“油氣并舉”的新格局；西部新增石油儲量逐漸超過東部，新增天然氣儲量占主體地位，海域增儲規(guī)模進一步增大；非常規(guī)油氣儲量實現(xiàn)了跨越式發(fā)展。同時應(yīng)該看到[22]，“十五”以來，油氣勘探增儲領(lǐng)域沒有發(fā)生根本性變化，巖性類、成熟探區(qū)是石油增儲的主體，天然氣則以巖性類、碳酸鹽巖和前陸三大領(lǐng)域為主，低滲透率、低豐度、非常規(guī)等低品質(zhì)儲量占比持續(xù)走高，效益發(fā)展面臨挑戰(zhàn)。因此，在研究新增探明地質(zhì)儲量狀況的同時，需要不斷加強新增可采儲量特別是新增經(jīng)濟可采儲量的分析。

1.2 新增油氣探明各類儲量規(guī)模

標準實施以來全國新增油氣探明儲量狀況如圖1所示。將3類儲量（地質(zhì)儲量、技術(shù)可采儲量和經(jīng)濟可采儲量）與年產(chǎn)量展示于相同刻度的左軸上，反映地質(zhì)儲量規(guī)模大、數(shù)據(jù)常常高位運行，與可采儲量相比尤為明顯。但決定油氣產(chǎn)量的是可采儲量，特別是經(jīng)濟可采儲量。按5年計劃的年均水平進行對比，可以較好地消除年度數(shù)據(jù)造成的波動。將各類儲量和產(chǎn)量按5年計劃進行年平均并以標準實施的第一年（2005年）為基準進行同期對比，分別計算增長率并置于右軸上。

圖1 2005—2020年全國新增油氣探明儲量與年產(chǎn)量歷程圖Fig.1 History of the proved new addition oil and gas reserves and annual production in China from 2005 to 2020

2006—2020年，全國原油年均新增探明地質(zhì)儲量10×108t以上（年均約11×108t），其中2012年最高達15.2×108t，2017年最低僅為8.6×108t；年均新增探明技術(shù)可采儲量1.6×108t以上（年均約2×108t），其中2012年高達2.7×108t，2017年僅為1.4×108t；年均新增探明經(jīng)濟可采儲量1.3×108t以上（年均約1.7×108t），其中2012年高達2.3×108t，2017年僅為1.1×108t。

原油產(chǎn)量在“十一五”和“十二五”期間隨儲量的持續(xù)增長而小幅增長。其中“十一五”年均產(chǎn)量比2005年增長1.33%，“十二五”年均產(chǎn)量比“十一五”增長6.89%，“十三五”3類儲量均為負增長，特別是經(jīng)濟可采儲量增長率為-30%，產(chǎn)量從“十二五”的年均1.94×108t降為“十三五”的年均1.79×108t，降幅達7.65%。

標準實施的3個“五年計劃”期間，共新增原油探明地質(zhì)儲量、技術(shù)可采儲量和經(jīng)濟可采儲量分別為166.93×108t、29.86×108t和25.57×108t，與2005年底相應(yīng)累計探明儲量相比，3類儲量比例分別為65.7%、41.6%和39.4%。

2006—2020年，全國天然氣年均新增探明地質(zhì)儲量5500×108m3以上（年均約6600×108m3），其中2020年高達約9400×108m3，2008年約4800×108m3；新增探明技術(shù)可采儲量3000×108m3以上（年均約3500×108m3），其中2012年高達約4900×108m3，2008年約2600×108m3；新增探明經(jīng)濟可采儲量2200×108m3以上（年均約2700×108m3），其中2012年近3700×108m3，2017年近1800×108m3。

天然氣產(chǎn)量在“十一五”至“十三五”期間均大幅度增長，5年期年均增長率分別為68.8%、52.6%和25.6%；盡管儲量增幅也出現(xiàn)大幅波動，但由于儲量持續(xù)高位新增，有效支撐了新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)和產(chǎn)量在高位快速上升。

1.3 新探明的主要油氣田

本文以新增技術(shù)可采儲量2500×104t原油或500×108m3天然氣作為大型以上規(guī)模的“統(tǒng)計界限”，統(tǒng)計了“十一五”至“十三五”期間中國主要的新增大油氣田，2005年及以前已有探明賬戶的被稱為新增（大型）區(qū)塊。

目前，油田和氣田的命名國內(nèi)比較混亂，存在油氣田名稱不盡統(tǒng)一、一群油田未歸為同一個油田或一個（大）氣田未劃分出多個氣田等情況。因此，以油氣田為單元確定的規(guī)模類型可能存在爭議，本文暫且依據(jù)文獻[9]探明儲量賬戶中確定的油田、氣田進行統(tǒng)計分析。

一個油氣田單元通常存在多種類型油氣藏，本文選擇儲量規(guī)模占優(yōu)的1～2種類型作為油/氣田的代表。

1.3.1 新探明的主要油田

2006—2020年，中國新增大型—特大型油田/區(qū)塊15個（表1）。其中，長慶探區(qū)的姬塬油田為新增的特大型油田（新增探明技術(shù)可采儲量超過25000×104t），屬中國石油的還包括華慶、南堡、慶城、靖安、哈拉哈塘、環(huán)江、風城、安塞、瑪湖、昌吉等10個大型油田/區(qū)塊；屬中國石化的有塔河、春風和紅河3個大型油田/區(qū)塊；屬中國海油的是蓬萊9-1大型油田。

表1 2006—2020年中國新增大型—特大型油田/區(qū)塊簡表Table 1 Summary of the new addition large to super-large oil field/block in China from 2006 to 2020

上述15個規(guī)模儲量區(qū)共新增探明地質(zhì)儲量和技術(shù)可采儲量分別為61.46×108t和10.39×108t，分別占同期新增探明總儲量的36.9%和34.8%，原油累計產(chǎn)量達到33020×104t，占同期原油總產(chǎn)量（277886×104t）的約12%。探明地質(zhì)儲量和技術(shù)可采儲量的采出程度分別為5.4%和31.8%，測算的經(jīng)濟可采儲量采出程度約為35%，總體上，這些規(guī)模儲量區(qū)仍處于低采出程度（技術(shù)可采儲量采出程度低于40%）階段[23]。凸顯出新探明的規(guī)模儲量區(qū)在原油增儲上產(chǎn)中已發(fā)揮并將繼續(xù)發(fā)揮重要作用。

這些新增規(guī)模儲量區(qū)分別位于鄂爾多斯盆地（姬塬、華慶、慶城、靖安、環(huán)江、安塞、紅河）、塔里木盆地（塔河、哈拉哈塘）、準噶爾盆地（春風、風城、瑪湖、昌吉）及渤海灣盆地（南堡、蓬萊9-1）。

油藏類型以大型河流—三角洲相形成的大規(guī)模低孔低滲砂巖巖性類油藏為主，以鄂爾多斯盆地三疊系延長組發(fā)育的姬塬、華慶等特大型油田為代表；其次為古生界海相臺緣礁灘體或溶蝕縫洞型碳酸鹽巖儲層形成的地層巖性油藏，以及東部成熟探區(qū)及海域的復雜斷塊或地層（古潛山）油藏。

大型油田探明時期長。除少數(shù)構(gòu)造類油田主體2～3年探明外，地層巖性為主的油田探明周期長達10多年或更長，如姬塬油田從2005年第一次提交探明儲量以來，至今在已發(fā)現(xiàn)區(qū)塊的黃44等區(qū)塊仍有超6500×104t的剩余控制地質(zhì)儲量，在耿58等區(qū)塊仍有超8100×104t的剩余預(yù)測地質(zhì)儲量。

1.3.2 新探明的主要氣田

2006—2020年中國新增（部分）大型—特大型氣田/區(qū)塊23個（表2）。其中4個特大型（新增探明技術(shù)可采儲量超過2500×108m3）氣田依次為蘇里格、安岳、克拉蘇和靖邊，均屬中國石油。屬中國石油的還包括塔中I號、神木、合川、徐深、鄂東、大北、廣安、米脂、迪那2、川西等10個大氣田；屬中國石化的有元壩、普光、成都、新場、東勝等5個大氣田；屬中國海油的有寧波17-1、寧波22-1、渤中19-6等3個大氣田；屬延長石油的有延安大氣田。

表2 2006—2020年中國新增大型—特大型氣田/區(qū)塊簡表Table 2 B Summary of the new addition large to super-large gas field/block in China from 2006 to 2020

續(xù)表

上述23個規(guī)模儲量區(qū)共新增天然氣探明地質(zhì)儲量和技術(shù)可采儲量分別為7.66×1012m3和4.12×1012m3，分別占同期新增探明總儲量的77%和77.2%，天然氣累計產(chǎn)量達到6922.5×108m3，占同期天然氣總產(chǎn)量(15282×108m3)的45.3%。這些規(guī)模儲量區(qū)探明地質(zhì)儲量和技術(shù)可采儲量的采出程度分別為9%和16.8%，采出程度很低，新探明的天然氣規(guī)模儲量區(qū)在中國天然氣的增儲上產(chǎn)中已發(fā)揮并將繼續(xù)發(fā)揮關(guān)鍵作用。

這些新增規(guī)模儲量區(qū)分別位于鄂爾多斯盆地（蘇里格、靖邊、神木、延安、鄂東、米脂、東勝）、四川盆地（安岳、元壩、普光、合川、成都、新場、廣安、川西）、塔里木盆地（克拉蘇、塔中I號、大北、迪那2）、松遼盆地（徐深）、東海陸架盆地海域（寧波17-1、寧波22-1）及渤海灣盆地海域（渤中19-6）。

氣藏類型以巖性類為主，其次為構(gòu)造類和地層類。一是大型河流—三角洲相形成的大規(guī)模低滲砂巖巖性氣藏，以鄂爾多斯盆地二疊系山西組、下石盒子組發(fā)育的蘇里格特大型氣田為代表；二是海相碳酸鹽巖構(gòu)造—巖性氣藏及地層巖性氣藏，前者以四川盆地川中高石梯—磨溪地區(qū)探明的寒武系龍王廟組氣藏及震旦系燈影組氣藏（共探明技術(shù)可采儲量6805×108m3）為代表，后者以鄂爾多斯盆地奧陶系發(fā)育的靖邊特大型氣田為代表；三是前陸沖斷帶發(fā)育的高豐度構(gòu)造氣藏，以塔里木盆地庫車坳陷大北—克深地區(qū)下白堊統(tǒng)發(fā)育的克拉蘇大型砂巖氣田為代表；四是東部成熟探區(qū)巖性氣藏及海域的構(gòu)造氣藏和地層（古潛山）氣藏。

2 新增探明經(jīng)濟可采儲量狀況

2006—2020年新增探明儲量規(guī)模特征的分析覆蓋了全國全部儲量，其他特征分析（包括儲量豐度、儲層物性、油氣藏埋深等）均是針對中型及以上規(guī)模的重點油氣田開展的。其中，原油儲量包含176個重點油氣田，新增探明地質(zhì)儲量占期間全國總新增探明地質(zhì)儲量的76%；天然氣儲量包含94個重點氣田，新增探明地質(zhì)儲量占期間全國總新增探明地質(zhì)儲量的97%，能夠代表該期間全國油氣新增儲量的特點。另外，這些新增中型及以上規(guī)模的油氣田或區(qū)塊按要求需單獨編制經(jīng)濟評價報告，新增探明經(jīng)濟可采儲量的評價結(jié)果相對可靠。

2.1 新增原油探明經(jīng)濟可采儲量

2.1.1 新增歷程

中國新增原油探明地質(zhì)儲量自1996年起進入8×108t大關(guān)。“十一五”以來，全國原油探明儲量整體保持高峰增長。統(tǒng)計表明（圖2），2005年全國新增原油探明經(jīng)濟可采儲量1.34×108t；2006—2020年，全國累計新增原油探明經(jīng)濟可采儲量達25.57×108t，平均年增1.70×108t。其中，中國石油新增原油探明經(jīng)濟可采儲量規(guī)模在全國占主體，15年共計新增15.79×108t，平均年增1.05×108t，占全國總量的61.7%。

圖2 2006—2020年全國及中國石油新增原油探明經(jīng)濟可采儲量歷程圖Fig.2 Proved new addition economic recoverable oil reserves in China and PetroChina from 2006 to 2020

2007年、2011年和2012年全國出現(xiàn)3個新增原油探明經(jīng)濟可采儲量超過2.0×108t的高峰年。這3個年度新增探明中型及以上（技術(shù)可采儲量在250×104t以上）油田/區(qū)塊的原油地質(zhì)儲量均超過10×108t，原油經(jīng)濟可采儲量在1.8×108t左右。以2007年為例，當年探明15個區(qū)塊達到中型及以上規(guī)模，其中新探明了南堡油田和古龍油田，在姬塬油田擴展了鐵邊城、吳倉堡和堡子灣等區(qū)塊，在塔河油田新探明十二區(qū)等區(qū)塊，在渤海海域新探明了旅大5-2、蓬萊19-9、葵花島和錦州25-1等一批高豐度的油田（區(qū)塊）。以上15個規(guī)模儲量區(qū)新增原油探明經(jīng)濟可采儲量17968×104t，占同年全國總量的約80%。

新增探明中型及以上油田/區(qū)塊的采收率變化趨勢表明儲量有劣質(zhì)化的趨勢?！笆晃濉薄笆濉焙汀笆濉逼浼夹g(shù)采收率分別為18.94%、18.45%和16.38%，經(jīng)濟采收率分別為16.83%、15.72%和13.29%?！笆濉逼陂g，全國新增原油經(jīng)濟可采儲量出現(xiàn)明顯減少，5年共計新增經(jīng)濟可采儲量6.67×108t，年均增加1.33×108t，相比“十二五”期間的年均增加（1.92×108t）減少了0.59×108t，降幅超過30%。中國石油原油經(jīng)濟可采儲量由“十一五”期間的年均增加1.17×108t下降至“十三五”期間的0.85×108t，降幅27%，降幅低于其他油公司，一定程度上減緩了全國原油經(jīng)濟可采儲量的快速減少。

2.1.2 主要特征

從2006—2020年全國各年度新增原油探明技術(shù)可采儲量的規(guī)模，以及全國重點油田（經(jīng)濟可采儲量）的豐度、儲層物性、埋深等4個參數(shù)進行分類研究，并重點揭示各參數(shù)的分類及新增探明經(jīng)濟可采儲量的分布特征（圖3）。

圖3 2006—2020年中國（重點油田）新增原油探明儲量特征分類圖Fig.3 Characteristics and classification of the new addition oil reserves in China (key oil fields)from 2006 to 2020

（1）全國新增原油探明儲量規(guī)模。新增原油探明技術(shù)可采儲量以中型—大型油田（區(qū)塊）為主，出現(xiàn)頻數(shù)共273個（次），新增原油探明地質(zhì)儲量、技術(shù)可采儲量和經(jīng)濟可采儲量分別為126.58×108t、22.69×108t和19.41×108t，分別占全國新增相應(yīng)類別總儲量的75.9%、76.0%和75.9%，其中“十三五”期間的占比分別為72.1%、71.7%和71.5%，呈現(xiàn)一定幅度的下降。

（2）全國重點油田新增原油探明儲量豐度。重點油田（指中型及以上規(guī)模的新增儲量油田或區(qū)塊，下同）新增原油探明經(jīng)濟可采儲量以低—特低豐度儲量區(qū)塊占主體，且表現(xiàn)出明顯的階段性。“十一五”期間，低—特低豐度區(qū)塊原油經(jīng)濟可采儲量規(guī)模占比約為54%，“十三五”期間該占比快速增至77%，表明全國新增經(jīng)濟可采儲量主要分布于低—特低豐度油藏中。其中，作為全國增儲的重點，中國石油新增原油經(jīng)濟可采儲量的這種趨勢更為突出：“十一五”期間，低—特低豐度區(qū)塊原油經(jīng)濟可采儲量規(guī)模占比為58%，而“十三五”期間有4個年度，重點增儲油田的原油經(jīng)濟可采儲量全部為低—特低豐度儲量（2017年占比也高達95%），反映了當前油公司及全國新增原油儲量對象的高度劣質(zhì)化趨勢。

（3）全國重點油田新增原油探明儲量儲層滲透率。重點油田新增原油探明經(jīng)濟可采儲量中，低—特低滲儲量區(qū)塊占主體，與儲量豐度相類似，呈現(xiàn)明顯的階段性：“十一五”期間，低—特低滲油藏的原油經(jīng)濟可采儲量規(guī)模占比約為60%，稍占主體；進入“十三五”，其占比增加至72.3%，新增原油經(jīng)濟可采儲量中低—特低滲油藏占據(jù)主體地位。其中，中國石油新增原油經(jīng)濟可采儲量的這種趨勢更為突出：“十一五”期間，低—特低滲油藏原油經(jīng)濟可采儲量占比約為66%，“十三五”期間的占比高達91.4%，成為年度新增經(jīng)濟可采儲量的絕對主體，進一步說明了勘探開發(fā)對象的劣質(zhì)化趨勢。

（4）全國重點油田新增原油探明儲量油藏埋深。重點油田新增原油探明經(jīng)濟可采儲量中，2000m以深的中深層、深層及超深層油藏儲量占比已超過一半，2006年以來總體占比為53%，且在15年期間整體保持相對穩(wěn)定，占比為50%～58%，其中深層與超深層的占比為14%。中國石油2000m以深油藏儲量占比為59%，整體穩(wěn)定，高出全國平均水平6個百分點；深層與超深層的占比為12%。全國和中國石油“十三五”后3年深層、超深層油藏儲量占比均已超過20%，表明該領(lǐng)域增儲潛力在增強。

2.2 新增天然氣探明經(jīng)濟可采儲量

2.2.1 新增歷程

中國新增天然氣探明地質(zhì)儲量在2000年一舉突破5000×108m3大關(guān)，進入長期快速增長期?！笆晃濉币詠?，受天然氣勘探發(fā)現(xiàn)不斷涌現(xiàn)推動，全國新增天然氣經(jīng)濟可采儲量整體呈現(xiàn)高位增長態(tài)勢（圖4）。2006—2020年，全國累計新增天然氣探明經(jīng)濟可采儲量達4.04×1012m3，平均年增2693×108m3。其中，中國石油新增天然氣探明經(jīng)濟可采儲量規(guī)模在全國占據(jù)主體地位，15年共計新增2.89×1012m3，平均年增1926×108m3，占全國總量的71.5%。

圖4 2006—2020年全國及中國石油新增天然氣探明經(jīng)濟可采儲量歷程圖Fig.4 Proved new addition economic recoverable gas reserves in China and PetroChina from 2006 to 2020

2006年以來，大型及特大型氣田出現(xiàn)頻次明顯增加，推動全國出現(xiàn)4個新增經(jīng)濟可采儲量超過3000×108m3的高峰年。2012年新探明（或擴展）靖邊、克拉蘇、成都、龍崗、東方13-2、柳楊堡及元壩等7個大型氣田（新增探明技術(shù)可采儲量250×108m3以上），共新增天然氣探明經(jīng)濟可采儲量3306×108m3，占當年全國新增探明經(jīng)濟可采儲量的89.5%。2013年新探明安岳氣田寒武系特大型氣藏，地質(zhì)儲量4403.83×108m3、經(jīng)濟可采儲量2869.20×108m3，經(jīng)濟采收率約為65.2%，該整裝特大型氣藏的探明經(jīng)濟可采儲量占當年全國新增總量的87.3%。2014年新探明（或擴展）神木、克拉蘇、延安、陵水17-2、寧波22-1、蘇里格等6個大型氣田，共新增天然氣探明經(jīng)濟可采儲量3467×108m3，占當年全國新增總量的95%。2020年新探明（或擴展）克拉蘇、安岳、蘇里格、川西、晉西和中秋等6個大型氣田，共新增天然氣探明經(jīng)濟可采儲量2556×108m3，占當年全國新增總量的74%。

全國“十一五”期間，共新增天然氣探明經(jīng)濟可采儲量1.14×1012m3，年均2288×108m3；“十二五”期間共新增天然氣探明經(jīng)濟可采儲量1.60×1012m3，年均3195×108m3，為最高峰；“十三五”期間，共新增探明經(jīng)濟可采儲量1.30×1012m3，年均2602×108m3，較“十二五”同期有明顯減少，但新增地質(zhì)儲量與“十二五”同期基本相當，整體反映出進入“十三五”以來，天然氣勘探開發(fā)同樣面臨資源劣質(zhì)化的趨勢，同等規(guī)模地質(zhì)儲量的技術(shù)及經(jīng)濟可采儲量增量明顯減少。

2.2.2 主要特征

與原油儲量特征類似，全國及重點氣田的規(guī)模、豐度、儲層物性、埋深等參數(shù)的分類特征見圖5。

圖5 2006—2020年中國（重點氣田）新增天然氣探明儲量特征分類圖Fig.5 Characteristics and classification of the new addition gas reserves in China (key gas fields)from 2006 to 2020

（1）全國新增天然氣探明儲量規(guī)模。新增天然氣經(jīng)濟可采儲量中大型氣田占絕對主體。以氣田為單位，2006年以來年度新增探明儲量達到大型規(guī)模的共64次，新增天然氣探明地質(zhì)儲量、技術(shù)可采儲量和經(jīng)濟可采儲量分別為7.75×1012m3、4.25×1012m3和3.20×1012m3，分別占同期全國新增天然氣各類總儲量的77.8%、79.4%和79.2%。3類儲量在“十一五”“十二五”和“十三五”期間占比分別為80%、86%和71%，反映出國內(nèi)大規(guī)模整裝天然氣勘探開發(fā)增加經(jīng)濟可采儲量的潛力有所減弱。

（2）全國重點氣田新增天然氣探明儲量豐度。2006—2020年，重點氣田新增天然氣探明經(jīng)濟可采儲量中的中—高豐度儲量與低—特低豐度儲量占比基本持平，但“十三五”期間后者明顯增加。全國94個重點增儲氣田中，“十一五”期間，低—特低豐度區(qū)塊新增經(jīng)濟可采儲量規(guī)模占比為47.5%；“十二五”期間，受中國石油安岳氣田磨溪寒武系氣藏（2013年）和高石梯震旦系氣藏（2015年）新增優(yōu)質(zhì)探明儲量的拉動，該占比降至34.3%；進入“十三五”，該占比快速增加至71.5%。低—特低豐度油氣藏已成為全國新增經(jīng)濟可采儲量的主體，反映了全國新增天然氣儲量對象劣質(zhì)化的趨勢。

（3）全國重點氣田新增天然氣探明儲量儲層滲透率。重點氣田新增經(jīng)濟可采儲量中，低—特低滲氣藏占絕對主體，且占比持續(xù)高位增長。全國94個重點增儲氣田中，“十一五”期間，低—特低滲氣藏新增探明經(jīng)濟可采儲量占比為83.6%；“十二五”期間平均約為81%；“十三五”期間平均約為95%且占比持續(xù)攀升，2019年、2020年該占比已接近100%。中國石油作為全國新增天然氣的主體，“十一五”至“十三五”，低—特低滲氣藏新增探明經(jīng)濟可采儲量占比約為95%，其中有9個年度該占比為100%。

（4）全國重點氣田新增天然氣探明儲量氣藏埋深。2006—2020年，重點氣田新增探明經(jīng)濟可采儲量中，氣藏埋深在2000m以深的占91%。其中深層及超深層氣藏新增探明經(jīng)濟可采儲量平均占比約為57%，“十一五”至“十三五”，該占比分別為50%、55%和67%，2020年達到72%，表明深層及超深層氣藏增儲比重在持續(xù)增大，并已成為增儲的主體。

3 新增探明經(jīng)濟可采儲量綜合評價

3.1 儲量評價指標

3.1.1 探采比

探采比是指一定區(qū)域內(nèi)，年度新增探明剩余經(jīng)濟可采儲量與年產(chǎn)量的比值（小數(shù)），可細分為石油探采比、天然氣探采比或油當量探采比。該指標是反映“增儲上產(chǎn)”能力的主要評價指標，探采比越高，“增儲上產(chǎn)”的能力越強?？紤]新增探明已開發(fā)儲量在年度新增探明儲量中占比較小且采出程度較低，在油公司級或更大尺度上可直接采用新增探明經(jīng)濟可采儲量計算探采比（在較小尺度或新增探明已開發(fā)占比較大時，應(yīng)該采用新增探明剩余經(jīng)濟可采儲量計算）。

本文提出的探采比指標也是油氣上游常用指標——儲量接替率的一種變形。若考慮開發(fā)生產(chǎn)過程中提高采收率項目產(chǎn)生的（老區(qū)）增加經(jīng)濟可采儲量，以及儲量交易等其他年度儲量變化構(gòu)成，探采比將擴展為油公司常用的戰(zhàn)略發(fā)展指標，即儲量接替率。因此，探采比也可稱為“勘探接替率”或“發(fā)現(xiàn)接替率（Finding Reserve Replacement Ratio ，即FRRR）”。儲量作為未來的產(chǎn)量，當增加的所有（經(jīng)濟可采）儲量大于產(chǎn)量時，也就實現(xiàn)了儲量對產(chǎn)量的接替，是油公司可持續(xù)發(fā)展的最重要指標。

3.1.2 經(jīng)濟采收率

經(jīng)濟采收率是經(jīng)濟可采儲量與地質(zhì)儲量的比值（百分數(shù)）。經(jīng)濟采收率是反映儲量品質(zhì)和開發(fā)技術(shù)水平的主要評價指標，可細分為原油、溶解氣和氣層氣、凝析油等的經(jīng)濟采收率。采收率包括技術(shù)采收率（最終采收率）和經(jīng)濟采收率，其本身受地質(zhì)條件和人為措施等多種因素影響[24]。新增儲量的經(jīng)濟采收率能夠綜合體現(xiàn)勘探新發(fā)現(xiàn)儲量品質(zhì)的優(yōu)劣，也與經(jīng)濟評價所采用的經(jīng)濟參數(shù)相關(guān)；而老區(qū)隨著探明儲量動態(tài)管理的推進[25]，經(jīng)濟采收率的提高一方面與技術(shù)采收率的提高同步，另一方面與可采儲量標定所采用的經(jīng)濟指標有關(guān)。

3.2 新增原油探采比與經(jīng)濟采收率

2006—2020年全國及中國石油新增原油探采比變化趨勢基本一致，后者略高，總體呈下降態(tài)勢（圖6）。按“十一五”至“十三五”統(tǒng)計，全國新增原油探采比分別為1.02、0.99、0.74，平均為0.92；中國石油新增原油探采比分別為1.12、1.04、0.85，平均為1.01。

圖6 2006—2020年全國及中國石油新增原油探采比與經(jīng)濟采收率圖Fig.6 Finding reserve replacement ratio (FRRR) and economic recovery factor of the new addition oil reserve in China and PetroChina from 2006 to 2020

2006—2020年全國及中國石油新增原油經(jīng)濟采收率變化趨勢的吻合度較高，以2014年為界，中國石油與全國相比前高后低，兩者總體呈減小趨勢，目前經(jīng)濟采收率接近或低于13%。按“十一五”至“十三五”統(tǒng)計，全國新增原油經(jīng)濟采收率分別為16.77%、15.75%、13.31%，平均為15.28%；中國石油新增原油經(jīng)濟采收率分別為18.05%、16.23%、11.87%，平均為15.38%。

3.3 新增天然氣探采比與經(jīng)濟采收率

2006—2020年全國及中國石油新增天然氣探采比變化趨勢基本一致，總體呈下降態(tài)勢（圖7）。按“十一五”至“十三五”統(tǒng)計，全國新增天然氣探采比分別是3.49、3.05、1.97，平均為2.84；中國石油新增天然氣探采比分別為3.35、2.61、2.02，平均為2.66。

圖7 2006—2020年全國及中國石油新增天然氣探采比與經(jīng)濟采收率圖Fig.7 Finding reserve replacement ratio (FRRR) and economic recovery factor of the new addition gas reserve in China and PetroChina from 2006 to 2020

2006—2020年全國及中國石油新增天然氣經(jīng)濟采收率變化趨勢的吻合度高，呈中間高兩頭低，總體呈下降趨勢，目前已接近或低于40%以下。按“十一五”至“十三五”統(tǒng)計，全國新增天然氣經(jīng)濟采收率分別為41.12%、45.30%、36.61%，平均為41.01%；中國石油新增天然氣經(jīng)濟采收率分別為40.59%、45.82%、38.02%，平均為41.48%。

3.4 綜合評價

采用探采比、經(jīng)濟采收率、技術(shù)采收率等指標對“十一五”至“十三五”中國新增油氣探明儲量進行整體性綜合評價（表3）。

表3 2006—2020年全國新增油氣探明儲量評價指標對比表Table 3 Comparison of evaluation indexes for the proved new addition oil and gas reserves in China from 2006 to 2020

從表3中可以看出，在過去的3個5年中，原油探采比逐漸下降，最終導致產(chǎn)量下降。根據(jù)部分樣本的分析，初步將探采比0.8作為原油產(chǎn)量升降的經(jīng)驗界限。顯然，在不同地區(qū)會有不同的“經(jīng)驗值”，并將隨著樣本數(shù)量的增加而變化。天然氣探采比有明顯下降，主要是年度產(chǎn)量快速增長，應(yīng)該看到天然氣產(chǎn)量增長速度已有明顯放緩的趨勢。

無論是原油還是天然氣，技術(shù)采收率或經(jīng)濟采收率均有逐步降低的趨勢，表明中國新增油氣探明儲量總體趨于劣質(zhì)化。“十一五”以來，巖性類油藏及復雜巖性油藏已經(jīng)成為中國石油勘探開發(fā)的主要對象，相比于傳統(tǒng)的構(gòu)造類油氣藏，油藏儲層物性明顯變差，油藏勘探、評價、產(chǎn)能建設(shè)的投資均明顯上漲，由此必然造成儲量經(jīng)濟性門檻的提升，反映到原油儲量的經(jīng)濟采收率上呈現(xiàn)明顯減小；近期的天然氣勘探對象，構(gòu)造類氣藏依然占有重要比重，但以塔里木庫車氣藏為代表的超深層高壓氣藏的勘探開發(fā)，盡管開發(fā)井產(chǎn)量較高，但也同樣面臨勘探評價及開發(fā)生產(chǎn)的高投入現(xiàn)實問題，同樣導致天然氣經(jīng)濟采收率的明顯降低。

從經(jīng)濟采收率（或經(jīng)濟可采儲量）與技術(shù)采收率（或技術(shù)可采儲量）的比值可以看出，新增原油經(jīng)濟可采儲量平均為技術(shù)可采儲量的85%，而天然氣僅為75%，這一方面表明天然氣的劣質(zhì)化程度高于原油，另一方面可能由于天然氣銷售價格相對偏低等因素，天然氣經(jīng)濟性也受到一定影響。

4 結(jié)論

（1）《石油天然氣資源/儲量分類》（GB/T 19492—2004）國家標準和《石油天然氣儲量計算規(guī)范》（DZ/T 0217—2005）行業(yè)標準實施以來全國原油探明儲量進入了高位增長期，天然氣則為高速增長期，增儲為上產(chǎn)奠定了堅實基礎(chǔ)。

2006—2020年新增油氣探明儲量和產(chǎn)量與2005年及以前累計探明儲量和產(chǎn)量相比，原油探明地質(zhì)儲量、技術(shù)可采儲量、經(jīng)濟可采儲量和產(chǎn)量的比例分別為66%、42%、39%和62%，天然氣的比例分別為202%、173%、155%和354%。根據(jù)中國石油對探明儲量動態(tài)管理的成果預(yù)計，隨著開發(fā)進程的推進，中國原油新增探明地質(zhì)儲量會有一定減少，新增技術(shù)可采儲量和新增經(jīng)濟可采儲量則會有所增加，達到提高采收率的效果；天然氣新增探明儲量則會有一定程度的降低?？傮w看，標準的實施結(jié)果符合生產(chǎn)實際，對中國油氣（探明）儲量和產(chǎn)量的貢獻是非常明顯的。

（2）石油天然氣新增探明儲量呈現(xiàn)“三減三增”的趨勢。

“十一五”以來，隨著中國油氣勘探進一步展開及成熟探區(qū)精細勘探不斷深化，巖性類油氣藏及非常規(guī)油氣藏的比重逐步加大，中國新增油氣探明儲量已形成“三減三增”趨勢，即探采比明顯減小，技術(shù)采收率和經(jīng)濟采收率明顯減小，整裝規(guī)模有減小趨勢；低—特低滲油層和致密性氣層已增至（絕對）主體、重點增儲油/氣田低—特低豐度儲量已增至（絕對）主體，油/氣藏埋深有增加趨勢。上述特征綜合反映了中國油氣新增探明儲量總體劣質(zhì)化，這對經(jīng)濟可采儲量的“增儲”和對建產(chǎn)能力及新增儲量有效開發(fā)可行性等將會造成不利影響。

（3）探采比指標可以作為勘探成效評價的綜合性戰(zhàn)略指標。

中國油公司境外上市后引入了美國證券交易委員會（SEC）口徑下的證實儲量接替率及其相關(guān)概念，并將其作為公司可持續(xù)發(fā)展的重要戰(zhàn)略指標。實際上SEC證實儲量通常并非是油公司開發(fā)生產(chǎn)的儲量基礎(chǔ)，僅作為資本經(jīng)營的戰(zhàn)略指標。無論油公司生產(chǎn)經(jīng)營采用何種儲量管理體系，探采比或勘探/發(fā)現(xiàn)接替率均是油公司增儲上產(chǎn)的“硬指標”，保持較高的探采比是增儲上產(chǎn)與可持續(xù)發(fā)展的“硬道理”，應(yīng)該成為衡量勘探成效的綜合性戰(zhàn)略指標。

（4）建立以經(jīng)濟可采儲量為核心的儲量分類系統(tǒng)與管理體系。

標準實施以來的結(jié)果表明，在新增規(guī)模、年度增幅、采出程度等指標上，地質(zhì)儲量遠好于可采儲量。根本原因在于標準是以地質(zhì)儲量為核心的分類體系，分類分級主要依據(jù)地質(zhì)認識程度，經(jīng)濟性和可采性相對弱化。經(jīng)濟可采儲量的現(xiàn)狀已不能滿足開發(fā)上產(chǎn)的需求，其評估與管理也不適應(yīng)油氣勘探主要領(lǐng)域的特點及新增儲量總體劣質(zhì)化的趨勢，需要對現(xiàn)行的儲量分類系統(tǒng)、估算規(guī)范與管理機制進行完善與創(chuàng)新。深入研究國際通行的商業(yè)儲量（經(jīng)濟可采儲量）分類系統(tǒng)，借鑒中國海油的經(jīng)驗，建立適應(yīng)中國（特別是各油公司）特點的以經(jīng)濟可采儲量為核心的儲量分類系統(tǒng)與管理體系。