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2017年5月23日 ⁄ 暗潮 地质物探 ⁄ 评论数 0+ ⁄ 被围观 +

摘要:新增探明石油储量是一个笼统的概念,易产生歧义,造成误导。对此进行了解析,通过对近年来我国新增探明地质储量中经济可采储量、采收率变化所反映的储量品位下降、探明经济可采储量动用率不高、剩余可采储量和储产比降低等的分析,指出我国石油储量面临的严峻形势比2016年石油产量的降低更应引起关注。回顾即使在年均110 美元/bbl 的油价下我国仍有大量经济可采储量未能动用的事实,分析了低油价以来石油上游所展现的困难,暴露出我国对储量经济可采性掌控过于宽松所带来的问题。根据新的油价形势提出我国今后石油勘探的对策,具体包括:必须保障为新增储量进行的投资;保持战略接替的进攻态势,保障一定数量的预探井;对探明储量应强调经济可采性的动态评价;深化改革,依靠科技降低生产成本。


据国土资源部资料,2016年我国石油产量同比下降约1500×104t,同比降低了7.15%。据称这是近年来产量首次降到2×108t 以下,也是新中国成立以来最大的年降幅。与此相应,油气开采主营业务收入同比下降17.3%,利润率为-6.92%(而上年度为9.03%),完成固定资产投资同比下降31.9%。按中信证券研究部的数据,2016 年月产量同比下降始于2 月,9 月达13%。预计此降势在2017 年会持续,其1—2 月份同比下降7.3%。国际油价腰斩式下跌的持续对我国石油业上游造成了严重影响。对此,引起不少人的关注,也有较多的研究和分析。但对作为产量变化背景之一的储量状况却还缺乏深入的分析。本文试图就此做出讨论。


1  我国新增石油储量解析

近年来,当总结上年度油气勘探形势时,总能看到相关报纸以头版头条宣称:我国年探明储量超过10×108t,我国仍处于探明储量高峰期之类的报道,如“2015 年石油新增探明地质储量11.18×108t,连续9 年超过10×108t”。特别是联系到我国石油产量多年保持在2×108t 左右,该值明显小于“新增储量”,故常引起许多人的误解,使人感觉储量保障不成问题,而且“形势大好”。勘探工作的成绩不小,连续多年的较高增长确实来之不易;但是我们也应看到这个数字并不能反映出新增储量的品质,特别是其可采性。这就必须再看其新增可采储量的情况。

在我国现行的储量系列中引入了探明技术可采储量和探明经济可采储量的概念,多年来国土资源部发布的储量通报中的技术可采储量总大于经济可采储量, 如2015 年新增技术可采储量为2.17×108t,新增经济可采储量为1.81×108t(本文的储量、产量数据皆引自相应年度的储量通报),后者仅为前者的83.4%。必须强调指出,石油开采是一种经济活动,即使在技术上具备可采性而经济上不能获得效益也是不可取、不能持续的。因而基于储量的各种衍生数据、参数都应以经济可采储量为基础。包括笔者在内的多数研究者提及的可采储量也是指此。本文也正是把每年新增(经济)可采储量与当年产量的百分比称为储量接替率(或称储量补充系数),其小于1 表明新增可采储量小于当年产量,因而剩余可采储量下降。笔者计算了我国2011—2015 年间与上述两种可采储量相对应的储量接替率(表1)。从中看出:2011—2015 年间以技术可采储量计算的各年的储量接替率多大于1,而以经济可采储量计算的各年的储量接替率多小于1;总体上看,两种方法统计的储量接替率都有向后期变小的趋势;以新增经济可采储量计算,2015 年的储量接替率仅为89.2%;以5 年的总量计算储量接替率为96.7%。

显然,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。而这很可能也是石油勘探开发史上的一个转折点,使其面临一个(可采)储量难以接替的被动局面。


2  我国新增储量存在的问题

2.1 储量品位劣质化

描述储量的另一重要参数是采收率。按照上面的论述,采收率应为探明经济可采储量与地质储量的百分比(如2015 年为24.1%)。不宜像目前我国储量通报及相关文件那样,使用探明技术可采储量与地质储量的百分比(如2015 年为26.6%)。在研究工作中可以使用每年或每阶段新增探明储量值计算,也可采用某年的累计探明储量值计算采收率,后者的储量中包括了每个储量单元复算时储量的增减。为了清晰而概括的显示21 世纪以来我国石油采收率的变化,本文选取4 个年度的累计探明储量相应的采收率值(表2)以做比较。


从表2 中可以得出我国石油采收率时空变化的一些带规律性的认识:

(1)油气地质条件是影响采收率的首要因素。东部石油生成赋存的地质条件较简单,地质时代新、埋藏多较浅,采收率偏高。这以松辽盆地为典型,其历年的采收率皆高于全国均值。而中、西部则相反。

(2)勘探开发后期,易于发现和开采的大而肥的油田减少,新增储量的主体向小且贫的油田转移,采收率随之趋低,这以中、西部油田的表现更为明显。以2015 年与2000 年相比,西部累计探明储量的采收率降低了12.4%。

(3)在油田深化开发时以提高采收率为主要的稳产、增产手段,新技术的引入和大面积推广可使采收率有所提升,如松辽盆地2015 年的采收率比2010 年反而提高了0.7%。但新的增产措施也往往意味着较大的投入,到一定时期后会使投资收益比值大幅提高,考虑到经济效益反而使其应用受到很大限制,这会导致采收率下降。与松辽盆地条件有一定类似性的渤海湾盆地2015 年采收率比2010 年大幅降低,这在很大程度上即受此影响。

(4)从全球来看,海上的勘探开发条件远逊于陆地,经济门限值明显升高,其采收率普遍明显低于陆上。但这在我国却表现不明显,如2015 年渤海海域采收率为21.5%,相邻的陆上渤海湾盆地为23.6%。其原因为我国海上勘探的思路和储量计算方法一开始就与国际通用规则接轨,与我国陆上相比,较强调储量的经济可采性和经济效益,因而在储量审批中的门槛较高,排除了一部分低品位、无效益的储量,故使其采收率有所提高。这在外国公司参与度比较高的珠江口盆地表现尤为典型,其2005 年以来的采收率一直高于全国均值。

以表2 的相应数据计算,“十二五”期间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。这就使我们对前面提到的新增探明储量连续超过10×108t、处于高峰期,而储量接替率反而下降到低于1 的现象有更加理性的认识。进一步看,其中新增地质储量达13.42×108t 的2011 年采收率达16.5%,这可能与在采收率标定和经济门槛尺度上标准过度放松有关。2015 年新增储量的主力是鄂尔多斯、渤海和塔里木,它们共占全国新增石油储量的63.2%,而与之相应的该年采收率仅为15.9%。可以预料,今后新增储量仍将以中、西部为主,深层和超深层、复杂岩性油藏和非常规油藏所占比例将持续提高,新增储量的采收率还将有所下降,储量品级的下降将更加明显。

2.2 探明经济可采储量动用率不高

按照储量规范的相关定义约定,在我国因储量不足产量上不去而进口依赖程度日增的情况下,经济可采储量应全部予以动用进行产能建设并全力投入开采。但事实却相反:长期存在相当数量的未开发储量且其数量与日俱增。这主要根源在于:

一是在储量审批中未严格按经济可采的要求把关,使其中混入了不少经济上明显不可采的储量。致使在国际布伦特油价年均值大于110 美元/bbl 的2010 年和2011 年仍有约11% 的经济可采储量未能动用投入开发,而同时却使进口依赖度逐年增大。

二是储量规范所要求的按深化勘探,特别是开发中取得的新认识定期复核已探明、已开发储量的工作大都未认真执行,未把实践已证实不可采的储量从累计储量中核减。

为深入分析近年的未开发储量,以2010 年和2015 年为代表将全国及主要盆地的有关数据列为表3,从中可得出以下认识:

(1)2015 年全国累计探明经济可采储量中有10.63×108t 未能动用去建产能(对应有86×108t 地质储量未动用)。其未开发率为12.0%,大于2010 年的10.9%,这也体现了较长时期以来未开发率不断增大的趋势。

(2)老油区,较易开发地区未开发率低,如陆上松辽盆地(最低)和渤海湾皆低于全国均值。

(3)海上未开发率2015 年高于全国均值,这是由于其开发经济门槛较高且近年新增储量多为小而散的油田,这在渤海尤为突出。

(4)中部以鄂尔多斯的低渗、超低渗油田为主,其大多可属非常规石油,须以水平井和压裂改造储层才能进行有经济效益的开釆,故整体上采收率低。但由于该技术近年走向成熟并能大面积推广,使其2015 年的未开发率比2010 年降低5.8%,这在各大盆地中显得特殊。

(5)西部主要盆地开发程度明显低于东部,未开发率明显高于全国均值。这不能归因为资金不足、技术条件不够,而主要是由于储量品位较低,埋藏深度大。其近年新增储量多为较小的岩性油田(准噶尔)或储层埋深大、非均质性强(如塔里木的碳酸盐岩古风化壳油藏),使2015 年的未开发率高于2010 年。

2.3 剩余可采储量和储产比降低

在石油(特别是上市公司)经济管理中,其资源实力和潜力的衡量参数之一是其剩余可采储量,即累计(经济)可采储量减去其累计产量。故各国公司的报表上都是直接用剩余可采储量作为通用的储量(reserves)。这意味着其所保有的储量不但必须经济可采,而且已采出者不得计入,这是在中外储量对比中应特别注意之处。也正因为如此,其储量须按合法勘探、开发区块所规定的年限和近年的价格不断复核其保有的储量。经过核实(多数是经公认的机构)的储量可以作为商品在市场上出售、转让。如据2016 年2 月的报告,依据近年油价埃克森美孚将储量下调近15%,约减少33×108bbl,康菲将其加拿大油砂储量由24×108bbl 降至12×108bbl。

年末剩余可采储量(即国外报表上的储量)与该年产量的比称为储产比,这是个无量纲值,意味着如以此不变的储量、产量还能开采多少年。但正常情况下二者皆是变量,因而与实际开采年数并不一致,油田开发后期往往产量大降,使储产比不降反而可上升。分析21 世纪以来我国储量通报中全国及主要产区石油储产比(表4)可以发现:

(1)一般说来,在越过其生命周期的青年阶段而进入壮年阶段前期时,储产比仍能呈平缓升势;而在进入壮年阶段后期并强调稳产的情况下,储产比多呈平缓下降之势。整体上看,我国和主要产区自20 世纪末期以来正是如此,如2000 年、2010 年和2015 年全国的储产比依次为15.0、12.1 和12.5。自“十二五”以来储产比已降到我国的警戒值以下。

(2)在约占全国产量一半而剩余可采储量仅占全国40% 的东部地区,剩余可采储量已出现明显的持续下降,储产比低于全国均值。与之相应,东部,特别是渤海湾盆地也是2016 年减产最多的地区。

(3)中、西部主要产区的储产比略高于全国均值。但须注意到:西部产区大规模上产时间明显晚于东部,因而从高储产比降到12 左右所用的时间明显少于东部,西部油区更快地走过生命历程的青、壮年阶段,较快地进入壮年阶段后期。

(4)珠江口盆地曾在20 世纪末期成为我国海上的主要产区,在1997 年曾以1295×104t 产量占海上产量的79%。其后产量迅速下降,近年产量虽有所返升但仅略高于0.1×108t,储产比也迅速下降,2015 年仅有5.2。近年海上主产区移至渤海,2015 年产量超30.3×104t,储产比为13.9。但必须注意到,渤海近年所增加的储量主要来自采用我国的审核标准的自营勘探,其以分散的小油田为多。在海上经济门限值相当高的情况下虽作了很大努力,但开发进展仍不如人意,使其2015 年未开发率高达28.8%(表3)。估计这个状况在近期内难有很大改变,故其2015 年的储产比高到13.9(表4),难以反映其真实情况。如严格按经济可采的标准核减其并非真正可采的部分,该储产比值可能要大为降低,至少也要低于全国均值。以此推断, 海上的总体储产比应在10 以下。

2.4 储量的经济门限过低

前面的论述中已提出“在储量审批中未严格按经济可采的要求把关,使其中混入了不少经济上明显不可采的储量”的问题。其产生原因可归结为两方面:

一是重数量轻效益的思想在勘探中的表现。特别是在“箭头永远向上”的理念影响下总要求以储量数量增长来表现勘探业绩,要求只能比过去高而不能比过去低,希望本单位的储量增长率不能低于平行的单位。长此以往对储量经济可采性的掌控越来越宽松,而且不切实际地设想将来油价会升高、成本会大幅度降低。这就使评审储量时所要求的经济门限不断降低,致使探明经济可采储量值持续虚高的现象日趋加重。从而出现在国际油价高达100 美元/bbl 的情况仍有大量经济可采储量未能(实际上是难以)动用而不断增加进口的矛盾现象。

二是开发中总是先肥后瘦,剩余储量的经济可采性会越来越差。但长期高强度开发后,目前却仍以累计探明可采储量减累计产量求得剩余可采储量并由其计算储产比,导致了这些储量参数更大程度上失真。从这个认识出发,笔者在近年的研究中把从我国储量通报所计算出的采收率、(经济)可采储量、剩余可釆储量、储产比等参数加以“表观”的前缀(如表观采收率、表观储产比等)以示其与真实参数的区别。换言之,各种表观值(包括本文上列各表)所计算的采收率、剩余可采储量、储产比均虚高。应该说,如不加分析的简单引用这类储量参数容易带来误导。

近年来,我国多数油区评价可采性时的参考油价为80 美元/bbl,有的地区采用值更高。应该说,即使严格按此条件去评价开发的经济效益也偏高了。21 世纪前15 年间的迪拜原油年均价的均值(它更接近我国进口油的均价)为61.83 美元/bbl。2014 年下半年以来的低油价已持续近3 年,绝大多数研究者认为基于供大于需的基本态势,低油价将会持续。由于低油价迫使其生产成本大幅降低,油价向55 美元/bbl 以上浮动就会启动大量油田(包括美国的页岩油)增产从而使供需关系继续保持宽松。人们称之为限制油价的“天花板”。显然,以不变美元年均价计高于每桶70 美元的油价将是小概率事件。显然,即使严格按油价80 美元/bbl 作为评价可釆性的门限,在过去也偏低,而在现在和未来则更过低了。据报道,2016 年我国大庆、胜利原油现货年均价分别分为36.97 美元/bbl、34.98 美元/bbl。现实的低油价与我们当初人为设定的经济门限形成巨大的反差,值得注意。

总之,上述讨论使我们认识到:

即使按目前达到国际水平的技术(如可以经济开发深达4 ~ 5km 的致密砂岩储层、深达3.5km 的页岩中的油气),我国仍存在着相当数量在100 美元/bbl 油价时仍难动用的“(表观)可采储量”。

对经济可采性把关不严长期积累的结果使目前的储量通报中所显示的剩余可采储量和储产比都高于实际情况。这意味着我国的石油储量形势比权威性的报表中所反映的更为严峻,这应比产量大幅减产还要引起令人惊心的关切。退一步看,在低油价持续的时候全球各石油公司、产油国有所减产应该说是个可以理解、带普遍性的现象,而像我国这样同时保有如此低的储产比却还是很少见的。

我国探明经济可采储量、剩余可釆储量和储产比中存在的问题在计划经济的指导思想下长期得不到重视。一些低效甚无效开发的现象被地质储量、产量上升的光环所屏蔽,其亏损被整体尚能盈利(虽然单位投资收益率、人均利润率都明显偏低)所掩盖。谚语说:潮水退了才可知道谁在裸泳。当前低油价的持续使无效储量、无效产量的问题暴露出来了。


3  增加石油储量的对策

低油价严重冲击着国际石油市场,迫使人们以极大关注调整油气发展战略。这对基于过分宽松的经济门限约束的我国石油勘探开发产生更加重大的影响,逼迫我们认真地反思长期形成的某些固定思维,为此提出一些对策建议。

3.1 必须保障为新增储量而进行的投资

资源是石油工业上游的基础,是其可持续发展的前提,这似乎是没有争议的。保有储量的数量和品级是评价公司、国家油气实力和发展潜力的最直接标志。在近期和中长期低、较低油价及市场供需宽松下激烈竞争,突出了对低成本下可开采储量的要求。谁掌控着大量优质储量并与技术先进的开发者和工程作业者匹配,谁就可以在低油价下生存、发展。在突然到来的油价大跌初期,上游生产者为求生存而减少,甚至短期取消对勘探的投入是可以理解的现象。但大家都明白,若不能大幅降低勘探成本并以适当的投资去增加可釆储量,短则三五年多则十余年石油生产必将难以为继。有战略眼光的石油生产者必须尽量减少投资不足对储量补充的影响,在稍有余力的情况下可以不计利润的短期低迷乘低油价大动荡之机去收购一些低价出售的有潜力勘探开发区块,甚至公司并购重组。近年埃克森美孚逆势而上收购巴布亚新几内亚公司及其天然气资产的举动,被业内人士看作保持战略定力、争取主动的典型案例,认为这是其保持世界领先地位的得力措施之一。中国石化西北油田以“再难也不能放松勘探、再难也不能不搞勘探”的理念坚持向塔里木盆地内的新区开拓,也创造了良好的范例。对绝大多数公司来说,低油价造成的困难进一步削弱了石油上游扩大再生产的投资能力。我国石油上游投资明显走低且由于怕不能立刻获得效益影响考核,往往已有的投资也未能完成。2015 年上游投资计划同比降14%,但实现的投资却降低约30%;2016 计划投资同比又降10%,实际完成投资同比却下降32%。投资下降使勘探工作量持续下降,以勘探钻井数为例, 2015 年下降约10%,2016 年继续下降14%。不言而喻,这会使新增探明储量持续下降。

从目前保有储量的严峻情况看,我国削减勘探投入所带来的影响可能比其他多数生产国都更严峻。这种情况必须引起决策者的严重关注,尽快予以扭转。在已发布的《石油发展“十三五”规划》中要求:年均新增探明石油地质储量10×108t 左右,2020 年国内石油产量2×108t 以上。前文已说明,“十二五”期间的(表观)采收率为15.8%,而为使储产比不再降低, 以保持年产2×108t 计,则至少要每年新增地质储量12.5×108t。这种计算是建立在与过高油价相应的低经济门限基础上的。若以实际的经济可采性计,则需至少每年新增探明地质储量18×108t 左右。这种概略性匡算足以说明增加(而不是目前的减少)勘探投资对我国石油可持续发展的重要性、迫切性。

3.2 保持战略接替的进攻态势,保障一定数量的预探井

为保障可持续发展必须对已采出的储量和已开发油田自然递减的产能进行弥补。对老油田区补充后续勘探扩增储量,对开发区补充产层能量、提高采收率等都属于战术接替范畴;对现在尚未发现油田或仅有少量油田尚未形成规模开发的新地区、新领域、新层系、新深度,进行系统地探索、开拓、发现并探明新的油田群,则属于战略接替。一般说来,在勘探投入有一定保障时由油气生产单位进行战术接替容易被其接受,也容易取得好的效益;而由其进行战略接替的开拓性工作,短期内难以见到效益且风险很大,则有些勉为其难。战略接替需要站得高看得远,需要从持续发展的长远角度采用主动进攻的态势,因而不能以短期效益为评价标准。这项工作在很大程度上应由总公司和(或)国家统一规划并承担。战略接替的工作要求产学研相结合的大量基础地质和石油地质综合研究,但关键是必须有大量以地震为主的物探,特别是要有一定数量的参数井预探井去不断加深对地腹深部油气赋存情况的认识。这就必须要面对预探井成功率相当低的现实(目前新区开拓中可仅为20% 左右)。实施这些实物工作量的投资主要应由总公司和(国家)承担。我国曾实行的由总公司负责部署并承担经费、以所在区的分公司为作业和相关研究的主要承担者的做法应予以继承并推广。在全球多地设立勘探风险基金的做法也有很多成功的经验,值得我国引进。对此笔者还要强调,近年的实践表明,由于经费紧张,往往使一些预探井在有所发现时没能获得经费支持去做进一步的测试和储层改造。见油却不去进行系统的试油, 对非常规油和接近非常规的低产油层不作储层改造(哪怕是规模不大的水平井和压裂),就很难获得“工业油流”、获得足以引导商业勘探跟进的重大发现。这种缺乏资金而未能实现“临门一脚”的现象推迟了重大突破的实现,常令人扼腕兴叹!

3.3 对探明储量应强调经济可采性的动态评价

本文已系统分析了剩余经济可采储量的重要性,指出它才是衡量储量状况及发展的可持续的首要指标,只有依其为基础才能实事求是地评估油气发展形势、部署今后的勘探开发工作。这就要求勘探工作以经济可采储量为最终检验标准,而不是仅以探明地质储量来讲成绩、论英雄、排座次。换言之,效益考核不只是体现在石油生产的最终盈利和收益率等参数上,而是要上溯至勘探所提供的储量品级上,要以经济可采的优质储量为上游的良好效益奠定基础。

强调经济可采储量也是改革的需要。众所周知,在市场化的勘探开发中有大量的中小型公司,一些小型公司甚至只做储量评价而将储量作为商品出售。在成熟的市场上储量可以交易,可随同勘探、开发区块一起作价出让。这时,像所有商品一样储量也必须有公认的计量标准,而它只能是目前和(或)近期可取得相应经济效益的可采储量。

我国的储量体系体现了认识的过程,其特点(优点)表现在全国以至各盆地、各油田储量表上“地质储量―技术、经济可采储量―当年和累计产量― 剩余技术、经济可采储量”的完整系列上,且上述地质和可采储量都给出了已开发和未开发值。以严格的数学逻辑给出了剩余可采储量形成过程,即勘探开发的客观认识程序。而其每向下个程序推进中都包含着可以动态评价的因素,都会随着对地下情况认识的深化和客观条件的变化而增减。对于每个油田来说,地质储量大多会在今后的补充勘探中增长,采收率会随技术的改进提高而增大,经济门限会因成本和油价的变动而变化。

这就要求我们:

(1)开发单位不满足于发现油田时所获得的地质储量及初步确定的各种参数,尽量按有关规范要求利用新资料定期全面复查各参数的变化,复算储量上报主管单位并以此修改今后的开发方案。通过重新认识油田来深化储量评价,发挥人的主观能动性和进攻精神,努力挖掘潜力促进效益增长。

(2)面临着目前投资趋紧的现实,可首先从已探明储量中的未开发储量重新评价入手分析其经济可采性。在原先勘探认识的基础上充分利用相邻区块、油田在开发中获得的新资料可以得出比储量刚探明时更贴近实际的认识,从中发掘出低油价下马上可动用建产能的储量,只有这样才有可能在“十三五”期间在新增地质储量有限的情况下保持2×108t 的年产量。

3.4 深化改革,依靠科技降低生产成本

地下资源的禀赋是客观存在的,我们只能通过勘探去发现、去评价。油价和石油开采的经济门限是由复杂的经济技术条件和社会因素所决定的,单独的油气生产者很难左右。但是勘探者和生产者可以通过提高自身的科技水平和管理体制改革来降低各种作业成本和生产全成本,以求获得生存发展的动力,在竞争中胜出,在低油价下仍能获得效益。低油价的近3 年期间,美国页岩油和许多国家、公司的常规石油生产成本大幅降低的实例充分说明了提高科技水平的巨大作用。30 余年来的实践使我们更深刻地认识到计划经济指导思想和我国现行石油管理体制的弊病,盼望着今年能出台油气领域改革的顶层设计和与之配套的若干规章、细则(所谓“1 + N”),期望在“十三五”后期能使之逐步完善成熟并在实践应用中收到改革红利。
(来源:《石油科技论坛》,2017年第2期  中国石化石油勘探开发研究院 白振瑞,张抗)

 
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