山重水复路在哪？

近年来，我国石油新增地质探明储量连续9年保持了10亿吨以上的增长，石油产量在2010年达到两亿吨后，保持了1.1%的年均增速。持续3年的低油价后，油企出现上游业务亏损，上游投资削减，新增探明地质储量下降的特点。2016年石油新增探明地质储量9.14亿吨，大型油气发现缺乏，储量增长主要集中在勘探程度较低的鄂尔多斯、四川、准噶尔、塔里木等中西部盆地和海域。2016年国内原油产量1.99亿吨，创下跌量1500多万吨的巨大落差。2017年的国内石油生产延续了2016年的下跌趋势，跌势趋缓。尽管油价有所回升，但石油产量恢复至两亿吨以上尚需时日。

柳暗何时花又明

尽管油价持续低迷，但国际市场上的油气生产商迅速调整盈利策略，优化核心资产，降低石油生产盈亏平衡点，逐渐走出低油价寒冬。而国内前三季度原油产量同比下跌了4%，增产乏力，究其原因主要如下：

一是近年来我国新增的探明地质储量质量严重下降，经济性较差。近两年，尽管我国石油新增探明地质储量保持了较高水平，但新增储量动用难度大。隐蔽、复杂油气藏已成为主要勘探对象，地表及地质条件复杂地区成为勘探重点区域。已探明的石油储量中，低渗、超低渗储量占比达70%，低丰度储量比例高达90%，我国石油勘探整体进入低品位资源勘探阶段。低油价下，恢复经济有效开采的难度大。

二是石油生产企业包袱重，降成本难度大。国际石油公司通过裁员、抛售非核心资产等方式应对低油价，并通过技术革新、调整商业模式等手段降低成本，埃克森、壳牌、道达尔、雪佛龙等国际大石油公司的盈亏平衡点已降至50美元/桶以下。但国内三大石油公司基于社会责任，既要应对低油价，又要力求稳定和谐发展。尽管采取了种种降本措施，但老油田三采、稠油、低渗等资源开采成本依然难降，盈亏平衡点平均在50~55美元/桶。

三是石油勘探生产技术守旧，创新力不足。美国的技术革命不仅解决了非常规油气的开发瓶颈，而且非常规技术的常规化也使得一些难动用的常规油气资源变得可动用，既突破了资源瓶颈，又攻克了效益壁垒。我国石油勘探开发在古老油气系统成藏理论、碳酸盐岩油气藏开发、水平井分段压裂等理论和技术上不断取得突破，但低油价下依然未能解决成本上升、开发效益低、非常规规模开发技术制约等问题。石油企业更应在技术攻关和技术突破上下功夫，通过技术革新从源头上实现创新增效，非常规技术实现常规化。

直挂云帆济沧海

一是坚信我国石油资源基础，发展前景可期。我国石油资源丰富，尽管资源禀赋较差，但随着技术进步，可利用资源前景看好。2015年完成的新一轮全国油气资源潜力评价结果表明，我国石油地质资源量1257亿吨、可采资源量301亿吨，目前资源探明率刚超过30%。既要正视我国油气资源品质，回归资源的商品属性，同时也要认识到我国石油资源的丰富性和多样性。从保障能源安全角度考虑，有必要使国内原油产量保持一定比例，维持两亿吨甚至更高一点。保持必要的石油自给率，加强国内勘探，是保障我国石油安全的基本出发点。

二是加快技术创新，降本增效是发展之道。国内石油勘探进入低孔渗、低丰度、中深层新阶段，为应对油价低位震荡带来的新挑战、适应油气行业发展形成的新趋势，国内油气勘探开发必须走低成本之路。持续完善深层、岩性、非常规油气地质理论，持续攻关高含水、低渗透、超稠油、致密油等资源的低成本有效勘探开发技术，降低发现和开发成本。坚持做好地震资料精细处理、生产方案优化细化，加强工程设计方案和现场实施的管理，精细控制工程成本。

三是全面评估低产井和老油区挖掘潜力。我国老油田多处于“高采出程度、高含水”的双高阶段，平均单井日产量逐年下降。“多井低产”带来的最大问题是石油开采投资和成本上升。美国二叠纪盆地的发展历史说明，转变勘探开发思路，老油田依然可以焕发青春，通过老资料处理、老井新入、新技术应用等，加大新层系、新类型、新领域油气储量的寻找和开发，探明程度高的老探区仍可能成为今后一段时期内储量增长的重点。

四是积极推动非常规油气开发。我国的致密油、页岩油、油页岩油和重油沥青等非常规石油资源非常丰富。初步评价非常规石油可采资源量约为223亿～263亿吨，与常规石油资源量大致相当。目前，致密油已成为国内石油增储上产的重要领域，而基于致密油、页岩油开发理念，创新水平井体积压裂大幅度提高单井产量、快速收回投资的建产模式，实现了低品位油气藏开发的变革。常规与非常规并重，才是未来我国石油勘探开发的方向。

（来源：石油商报）