油藏评价阶梯油价怎么算_油藏评价阶梯油价

1.石油经济可采储量计算

2.边/底水断块油藏水平井开发及效果分析

3.特低渗透油藏开发方案优化研究——以大古、樊块为例

4.油服产业链深度解析

5.稠油油藏的成因

6.国际上油气可采储量管理分类标准差异

7.美国石油勘探开发技术进步历程

8.油价暴跌对我们意味着什么？

9.石油为什么用美元结算

10.油藏经济极限储量研究需要注意哪些问题

石油经济可采储量计算

经济可采储量的测算方法主要采用现金流量法。现金流量法是采用投入产出平衡的基本原理，根据油藏的地质评价、工程评价及地面评价所提供的油藏工程基础参数与经济参数，编制出该油田的现金流量表。计算该油藏在累积净现值大于零，而年净现金流等于零时的累积产油量。对于新开发的油田来说，此产量是该油田的经济可采储量。对于已开发的油田来说则是剩余经济可采储量，此值与评价期前累积产油量之和即是该油田总的经济可采储量。

1. 现金流要素预测

现金流入一般包括3项：产品销售收入、回收固定资产余值、回收流动资金。

现金流出一般包括固定资产投资、流动资金投资、经营成本与费用、销售税金及附加、所得税等5项。

2. 现金流量法计算的主要指标

（1） 经济可采储量

油气田开发地质学

式中：Ne——经济可采储量，104t；Np——累积产油量，104t （对新开发的油田，此值为零）；Q（t）——第t年的年产油量，104t；n——经济开采期或剩余经济开采期，a。

（2） 经济采收率

油藏的经济采收率是指从油藏中采出的经济可采储量占动用地质储量的百分比。即：

油气田开发地质学

式中：Re——经济采收率，％；N——油藏动用地质储量，104t。

（3） 经济开采年限

对未开发的油藏来说，经济开采年限是指在现金流量表中，在未回收流动资金的情况下，累积净现金流量达到最大值时的年份。对已开发的油藏来说，此值是剩余经济开采年限，其经济开采年限就是此值加上已开发年限。

（4） 经济可采储量价值或剩余经济可采储量价值

对未开发的油藏来说，经济可采储量价值就是达到经济开采年限时的财务净现值。对已开发的油藏来说，计算的是该油藏的剩余经济可采储量价值，该值是油藏剩余经济开发年限内的财务净现值：

油气田开发地质学

式中：FNPV——财务净现值，即经济可采储量价值或剩余经济可采储量价值，万元；CI——现金流入，万元；CO——现金流出，万元；ic——基准收益率，小数。

用现金流量法计算经济可采储量是目前国内外使用较普遍的一种方法，也是最主要的方法。它的经济概念十分清楚，即油田开发生产过程中每年的现金流入必须大于现金流出，企业才能获得一定的利润。当现金流入等于现金流出时，企业已无利可图，此时的累积产油量便是油田的经济可采储量或剩余经济可采储量。该方法原理科学、周密，适用于油田开发的任何阶段。但是，使用该方法必须对未来若干年的油井数、年产油量、年产液量、年注水量等开发指标以及未来若干年油价、操作费等经济指标作出预测。这些指标的预测工作量较大，要达到较高精度，难度也较大，势必影响到油田经济可采储量及其价值预测的精度。

边/底水断块油藏水平井开发及效果分析

王建勇　刘显太　孙民生

摘要　介绍了胜利油区边/底水断块油藏中水平井在不同方面的应用效果；总结了水平井地质设计的关键技术；分析了水平井产能的影响因素。认为边/底水断块油藏应用水平井挖潜，井间剩余油具有泄油面积大、生产压差小、有利于抑制底水脊进或边水推进等优势。胜利油区在该类油藏中水平井的应用取得了成功经验，经济效益显著，为同类型油藏中水平井的推广应用提供了重要依据。

关键词　边/底水断块油藏　剩余油挖潜　水平井　产能　影响因素　胜利油区

一、引言

水平井作为剩余油挖潜、提高油藏采收率的有效手段，在国内外已得到广泛重视和应用。胜利油区是我国水平井技术发展最快、应用规模最大的油区，已形成了一套比较成熟的从水平井区块筛选、地质设计，到钻井、采油及跟踪评价等的配套技术。其地质设计已从单一的稠油油藏转向常规油藏中的边/底水断块油藏、裂缝性油藏、整装高含水油藏、地层不整合油藏和低渗透油藏等。应用领域已从老油田挖潜转向新区产能建设和老区调整共同发展；设计类型也由单分支向多分支、大位移水平井扩展。到2000年12月，胜利油区已累计设计水平井（侧钻水平井）181口，完钻172口，投产165口，累计产油206×104t，取得了良好的挖潜增油效果。其中边/底水断块油藏是胜利油区水平井应用最广、效果最好的一类油藏，到2000年12月，在边/底水断块油藏中共投产63口，累计产油97.73×104t。

二、边/底水断块油藏中水平井的应用及效果分析

胜利油区边/底水断块油藏具有断层复杂、含油层系多、地层倾角小、含油面积小的特点，油气富集多受断层构造控制，活跃的边水或底水使得油藏具有天然能量充足的特点。经过多年开发，老区块一般含水较高（大于90%），采出程度在25%以上，个别区块达到40%以上，但压降较小，地层能量充足。

该类油藏的直井开采具有产液量高、含水上升快的特点，但井点高含水多是由底水锥进或边水、注入水舌进造成的，因而不论构造高部位或低部位，其井间均有可能为剩余油富集区。在该类油藏中设计水平井，具有泄油面积大、生产压差小、有利于抑制底水脊进或边水推进等特点，挖潜剩余油具有直井无法比拟的优势。

在该类油藏中水平井主要应用于老油田区块整体调整改造挖潜、老油田水平井单井挖潜以及在新区产能建设过程中部署水平井。

胜利油区到目前为止共有4个老油区利用水平井进行了整体改造。这4个区块水平井初期增产倍数（与周围直井相比）可以达到8～12倍，平均在10倍左右，含水平均为30%左右，目前增产仍可达2.6～12倍，平均5倍。各区块平均单井增加可采储量均在3×104t以上，区块采收率明显提高。

在老油田单井挖潜方面，水平井开采效果远好于调整直井的开采效果。Y6块已投入开发已近30年，采出程度达到30%，目前平均单井（直井）产油只有5t/d左右，综合含水高达95%左右，已进入油田开发后期。新部署的水平井Y6-P1井于1999年4月投产，初期产量为61.9t/d左右，不含水，为周围调整直井的10倍以上，至2000年12月累积产油3.5×104t。

在新区产能建设过程中，利用水平井则充分显示出少井高效、高速开发的优势。目前，胜利油区已经在Y93等3个区块新区产能建设过程中应用了水平井。Y93块初期设计方案部署11口直井开发，方案实施前进行了水平井开采可行性研究，认为在该块构造较高部位利用2～3口水平井作为采油井，在构造较低部位或边部部署2口直井作为注水井，可以更为有效地开发该区块，达到少投入、多产出的目的。为此，重新设计了水平井与直井结合的整体部署方案。新方案实施后，取得了明显的经济效益。3口水平井初期平均单井日产油可达100t，为周围直井的3.5～4倍，且不含水。从目前状况来看，水平井产量仍然维持较高水平，3口水平井平均产量为68.6t/d，为周围直井的3倍左右；综合含水6.1%，比周围直井低26%。到2000年12月，3口水平井生产两年，累计产油 19.3×104t，使本块采油速度达到5%以上，为水平井在新区产能建设中的应用提供了宝贵的经验。

三、水平井产能影响因素分析

1.油藏含油高度

水平井初期含水的高低、含水上升速度的快慢与水平段所钻遇油层的含油高度关系密切。统计了胜利油区边/底水断块油藏中16口水平井，其初期含水与水平段距油水界面距离的关系表明，10m距离是一个重要的分界点。水平段距油水界面小于10m的井初期含水一般较高。因此，在水平井设计时应尽量保持水平段距油水界面的距离大于10m。

表1　L2块水平井不同采液强度方案对比表

2.采液强度

在边/底水断块油藏中，水平井的目的是为了减缓边水舌进和底水锥进，如果采液强度过大，必然导致含水上升加快、最终开发效果变差。L2块不同采液强度方案数模结果表明，随采液强度增大，产油量呈下降趋势，而累积水油比则呈上升趋势（表1）。这说明随水平井采液强度的增大，底水锥进将越来越严重，产油量越来越少，效果越来越差。

图1　L2块水平井不同含水阶段采液强度直方图

用矿场资料研究了L2块馆二段水平井的含水上升规律、生产方式及提液时机，提液时机选择在含水量90%～92%比较合适。该阶段无论高采液强度或低采液强度井含水量上升速度都降得很低（图1、2），由于水平井提液幅度大，该阶段提液不会造成含水量快速上升，因此，增油效果比较理想。如L2-P1、L2-P6井提液时含水量较高（88%左右），提液后含水量上升较慢，增油效果明显，初增能力均在20t/d以上；而L2-P3井提液时含水量较低（83%），提液后含水量上升较快、增油效果较差，初增能力只有7.4t/d。

3.水锥半径

在未定量研究水锥半径时，水平井靶点设计通常以到老井距离而不是以动态水锥半径大小为依据，因而可能导致水平段设计在水锥半径以内，引起水平井初期高含水或含水上升很快。例如，L2-P5井的B靶点距离老井L2-24井60m左右，而L2-24井累积产油量达到1.8×104t，其含油高度在15m左右，水锥半径大约为90～100m；当L2-P5井投产尾部50m时，初期含水量就达到77.4%，并很快上升至90%以上；随后封堵尾部射开中部200m，初期含水量40%，效果明显变好（图3）。因此，水平井设计过程必须计算出水锥半径的大小；设计水平段的A、B靶点要避开水锥半径影响的区域；此外，还应避开边水或注入水舌进影响的区域范围。

图2　L2块水平井不同含水阶段含水量上升率直方图

4.射孔方式和射孔长度

根据水平段轨迹延伸方向的不同，水平井投产时射孔方式和射孔长度也将有所不同。L2块数值模拟结果表明，水平井段平行于构造线方向时，一次投产效果好于分段投产；当水平井段垂直构造线方向时，分段投产效果好于一次投产。

当井所处部位剩余油高度相近时，射孔井段越短（分段射孔），相同含水阶段每米采油量越多。L2-P3与L2-P1井相似，目前含水量分别为94.6%和94.7%，每米采油量分别为415t和199t,L2-P3是L2-P1井的2.1倍，而L2-P1井的射孔井段是L2-P3的2.9倍；L2-P5和L2-P6井相似，射孔井段分别为170和90m，含水90%时每米采油量分别为34t和48t。

图3　L2-P5井生产曲线图

四、边/底水断块油藏水平井经济效益分析

对边/底水油藏类型中生产时间在1年以上的水平井按静态法核算成本并计算投资回收期。投资成本包括钻井投资、测井、完井费用、射孔以及生产经营成本等，油价按932元/t，计算需要平均单井产油达到0.85×104t时，才能收支平衡。而实际目前经过成本核算的27口井累计产油已达到43.47×104t，平均单井累积产油达到了1.61×104t，已赢利1.38×104万元，投资回收期仅8个月左右，经济效益及社会效益非常明显。

五、结论

水平井挖潜边/底水断块油藏的井间剩余油具有初期产能高、含水量上升慢、投资回收快、经济效益好的优点。

油藏含油高度、水锥半径大小、射孔方式及射孔长度、产液强度等是影响边/底水断块油藏水平井产能及开采效果的主要因素，在地质设计及生产过程中必须合理安排。

无论是在老区挖潜还是新区产能建设方面，水平井开采都取得了可观的经济效益，水平井在新老油田开采中都具有良好的应用前景。

特低渗透油藏开发方案优化研究——以大古、樊块为例

赵红雨　邓宏伟　邱国清

参加工作的还有蒋龙，张可宝，王铭宝，周燕，孙玉红，程育红等，

摘要　大王庄油田大古67块和大芦湖油田樊124块属特低渗透油藏，平均渗透率为5×10-3～8.8×10-3μm2，油藏埋深3100～3250m，且储集空间较为复杂，有溶孔和微裂缝存在，开发难度大。本文从低渗透油田的油藏特点和开采规律着手，具体分析了这两个区块的开采动态，开展了注水必要性和可行性评价，在此基础上对影响开发效果的井网、井距、转注时机及注采比进行优化研究，确定出各区块的推荐方案，预计当年可建产能9.2×104t。

关键词　特低渗透油藏　储集空间　微裂缝　评价　优化　推荐方案

一、引言

胜利油区低渗透油田已累积探明石油地质储量5.8×108t，占总探明储量的12.6%，其中已动用33个区块，动用储量3.6×108t，占探明储量62.1%。已动用的低渗透油田大部分埋藏较深，在2800m以下，且以构造、岩性油藏为主。空气渗透率一般小于20×10-3μm2，储量丰度一般小于100×104t/km2，但原油性质普遍较好。地层原油粘度为0.5～6mPa.s，凝固点26～53℃。油藏具有吸渗驱油的微观机理，流体渗流不遵循达西定律。油井自然产能较低，一般需要压裂或其他改造措施，才能获得较高产能。油井见水后，无因次采液（油）指数随含水上升降低的幅度大，提液困难，注采井间难以建立一定的驱替压力梯度。大古67块和樊124块属特低渗透油藏，1994年后陆续采用常规或压裂方法试采11口井，到1999年9月，平均单井日产油能力12.3t，累积产油2.9370×104t，地层压力下降快、产液产油量递减率大。为提高油田开发效果，2000年合理编制了两区块油藏开发方案，开展了注水可行性、井网、井距、注水时机和注采的设计与优化研究工作。

二、地质特征

大王庄油田大古67块位于车镇凹陷大王庄鼻状构造带大一断层上升盘中段，北以大一断层为界与大王北油田相接，南以大古2块与大古82井区相连，是一个四面为断层封闭的断块油藏。樊124块位于济阳坳陷东营凹陷西南部的金家－樊家鼻状构造带西翼，大芦湖油田的西南部，西邻高青油田。

大古67块主力含油层系为二叠系上石盒子组万山段，自下而上共分三个砂层组，总有效厚度为33.1m。在构造腰部附近有效厚度相对较大，达40m以上，向南北两侧逐渐变薄。大古67块万山段地层属河流相沉积，储集层岩性以中、细砂岩为主，储集空间主要以粒间孔为主。平均孔隙度13.4%，平均渗透率8.8×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层，且储集层层间、层内非均质性较严重。油藏类型为层状断块油藏，块圈定含油面积3.3km2，石油地质储量396×104t，储量丰度120×104t/km2，为深层、中丰度储量。

樊124块主要含油层系为沙三下亚段。砂体西北厚度大，并呈条带状或朵状向东南减薄直至尖灭。樊124块沙三下储集层为湖泊三角洲沉积，储集层岩性为粉、细砂岩，储集空间为残留粒间孔、溶蚀孔、微孔隙。平均孔隙度14.1%，平均渗透率5.0×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层。油藏类型属具有边水的构造－岩性油藏。块圈定含油面积3.5km2，石油地质储量202×104t，储量丰度58×104t/km2，属深层、低丰度储量。

三、开采动态和注水可行性研究

1.开采动态分析

目前两油藏都经历了试油试采阶段，在试油试采过程中有以下特点。

大古67块和樊124块试油井均见油，但一般都需压裂投产才能获得较高产能。随着开采时间的延长，由于能量补充不及时，各井日产油能力下降较快，特别是压裂井下降速度更快。分析试采时间较长的8口井的递减情况，常规井月递减率为5.1%，而压裂井月递减率则高达13.2%。

2.注水可行性研究

（1）油层条件有利于注水

两区块油藏属弱、弱－中等水敏性油层，注入标准盐水，渗透率比值几乎无影响；注入蒸馏水，渗透率比值下降6.4%～30%左右。樊124块油层属非速敏，大古67块油层中等速敏，但临界流速高达2.82m/d，测算在此临界流速下，当日注水量为90m3，注水生产压差6.9MPa时，对储集层的伤害半径仅为50cm。根据低渗透油田启动压力与渗透率变化关系的经验公式，计算得到两油藏注水启动压力分别为13MPa和17MPa，要求注水泵压在30MPa左右，不超过目前注水工艺设备能力。

（2）同类型油田类比

目前两区块均无试注水资料，但与国内几个主要的低渗透油田（马西深层、牛25-C砂体和大芦湖油田）的油藏地质条件类比，两区块的油藏埋藏深度，有效厚度处于几个油藏的中间，只有孔隙度、渗透率参数略低，而这三个油藏预测的水驱采收率都在18%以上，因此在这两个油藏实施注水开发也是可行的。

四、开发方案优化研究

1.开发方案设计

1）设计原则

特低渗透率油田的渗流机理和开采规律，决定了影响其开发效果的因素较多，本次开发方案只针对井网、井距、转注时机、注采比4个敏感性参数进行优化，故制定了以下设计原则。

（1）考虑国内几个低渗透油田开发经验

马西深层、牛25-C砂体、大芦湖油田等是目前国内开发较为成功的低渗透油田，故在方案设计时充分考虑其初期布井方式的选择、转注时机的确定，以及开发后期注采井网的调整等。

（2）立足于早期注水开发

两区块地饱压差大（18.27～20.16MPa），利用地层能量开采的余地较大，但弹性产率低。另据琼斯实验室试验结果表明，随着地层压力下降，裂缝逐渐闭合，从而降低流体的渗流能力，动态上则表现为产量迅速下降。因此要使油藏有较高的采油速度和单井产量，必须早期注水以保持较高的油层压力。

（3）考虑油藏的地层最大主应力方向

低、特低渗透油田一般都需压裂投产，压裂后容易在地层最大主应力方向上产生裂缝，若注采井与地层主应力方向一致，不可避免会造成采油井暴性水淹，因此注采井应与主应力方向保持一定夹角。由地层倾角测井和地应力测试结果，大古67块地层最大主应力方向为N67.5°E、樊124块为N78°E。

（4）单井须有一定的有效厚度，并至少钻遇1～2个主力层

根据油藏地质特征和试油、试采特点，大古67块选择有效厚度大于10m的范围内布井，樊124块在有效厚度大于5m的范围内布井。

2）设计步骤

为更科学优化开发方案，依据上述原则，对井网、井距、转注时机、注采比4个敏感性参数逐级进行设计，即先设计井网方案，其次为井距、转注时机方案，最后是注采比方案，上一级参数方案优化结果可直接运用到下一级参数的方案优化中。

2.开发方案优化研究

在油藏地质研究的基础上，利用VIP数模软件建立了全油藏地质模型，并划分网格，网格模型X方向与地层最大主应力方向平行，利用数值模拟方法，结合油藏工程分析，对每一项参数进行了优化研究。预测结果至2019年，预测时间为20年。

1）井网优化研究

根据国内外低渗透率油田成功的开发经验，此类油田一般采用面积注水方式较为适宜，有利于强化注水，增加注水波及体积，提高水驱采收率。为此，设计并优化了五点法、反九点法、排状三种面积注水井网，共19个方案。

（1）全部采用直井

数值模拟对大古67块优化计算了8个对比直井井网方案（表1），计算结果反映出以下特点。

反九点法井网初期采油量高，但含水上升快，采出程度低。采用反九点法井网的1-1方案，采油井数多达16口，注采井数比为1∶5，因此初期产能相对较高，同时为保持压力平衡和维持较高的采油速度，则注水井注水强度相应地有所增大。但该井网有一部分角井位于水驱主流线上，即注采井与地层主应力方向平行，在较高的注水强度和采油井都压裂投产的前提下，使得这部分角井过早水淹，产能下降，含水迅速上升。该方案采出程度仅为22.5%，比其他方案低2～4个百分点，开发效果差。即使将这部分角井转成注水井的1-2方案，开发效果也未得到明显改善，采出程度只提高了0.2%。

表1　大古67块井网方案数值模拟计算对比表

排状井网采出程度增幅不大 排状井网注采井数比为1∶1，为维持压力平衡，则注水井注水强度有所降低，减小了高速注水条件下采油井暴性水淹的可能性；同时位于地层主应力方向上的注采井距较大，延缓了采油井见水时间，因此其开采效果优于反九点法井网，但采出程度提高幅度不大。3个方案平均采出程度为25.3%，只比反九点法井网高3%左右。

注水井排平行地层主应力方向的五点法井网开发指标最好 方案1-3采用五点法井网，与排状井网一样，注采井数比为1:1，注水井注水强度不大，而与排状井网不同的是该方案注水井排平行于地层主应力，即在人工压裂裂缝方位上只有注水井或采油井，这就避免了采油井暴性水淹，从而延迟采油井见水时间，扩大注水波及体积，明显改善开发效果。采出程度比反九点法和排状井网分别高出5%和2%，且该方案新钻井数少于其他方案，经济效益也最高。因此，大古67块直井井网方案应采用五点法井网。

樊124块优化计算了7个对比直井井网方案，方案优化结果与大古67块类似，也应采用五点法井网。

（2）水平井与直井组合

表2　樊124块水平井数值模拟计算对比表

为了应用新技术提高低渗透油藏的开发效果，樊124块在五点法直井井网方案基础上设计了4种水平井与直井组合的井网方案，并进行了优化计算（表2）。

从数值模拟计算结果看，由于水平井动用层位少，用一口水平井代替两口直井的方案1-16和方案1-17指标比全部采用直井的方案1-9差，方案1-18和方案1-19虽比方案1-9多采油2.7×10-3t，但须多钻一口水平井，同时累积注水和累积产水量都大于直井方案，因此在经济效益上利用水平井开发樊124块油藏是不适宜的。而且目前胜利油田利用水平井开发低渗透油藏处于探索阶段，采用水平井开采风险较大，故方案设计不采用水平井。

2）井距优化

低渗透油藏储集层存在非线性渗流特征，注水驱油时，存在注水启动压差，再加上储集层本身就存在较大的渗流阻力，导致注采井间压力消耗较大，因此注采井距不宜过大。然而为了提高油井产量，生产井均为压裂投产，通过压裂又可适当增大井距。

（1）经济合理的井网密度和井距的测算

根据胜利油田砂岩油藏的经济合理井网密度经验公式，结合两油藏各自的地质特点，在目前油价下，计算出大古67块、樊124块经济合理的井网密度分别为9口/km2和8口/km2。大古67块有效厚度大于10m（方案布井区）的含油面积为2.7km2，则该块经济合理的井数是24～25口，折算五点法和九点法井网的合理井距为300m。樊124块有效厚度大于5m（方案布井区）的含油面积为2.1km2，则该块经济合理的井数是16～17口，折算出五点法和九点法井网的合理井距为350m（已投产井的完钻井距也在350m左右）。

（2）井距优化计算

在五点法直井井网和测算的经济合理井距基础上，对两区块分别优化计算了三种不同的井距方案（大古67块为250m、300m、350m，樊124块为300m、350m、400m）。在不同井距下开发周期为20年，方案采出程度最高的井距都为各区块的经济合理井距，即大古67块300m、樊124块350m，采出程度比其他两个井距方案高1～1.5个百分点，而且此井距在整个开发阶段含水都略低于其他井距方案，经济效益好。由此认为最优井距大古67块为300m，樊124块为350m。

3）注水时机优化

根据设计原则，两油藏都须早期注水且保持较高的油层压力，考虑油藏目前的压力水平和现场及地面工程建设所需时间，对比了五种不同压降下的注水方案（表3），其压力水平均在饱和压力以上，压降为4～15MPa。

从数值模拟指标看，转注越早，采出程度越高。随着转注时压降的增加，采出程度呈下降趋势，特别是压降大于10MPa后，采出程度下降幅度更大。其原因主要是油藏低压力水平开采，导致油井供液不足。由此说明，油藏应在较高的压力条件下转注。但转注越早，注水量越多，在多采油的同时，采水量相应增加，含水上升速度加快。对比含水变化曲线（图1），当含水相同时，压降为7～10MPa转注的方案采油量相对较多，最终采收率高，经济效益较优。因此，方案选择油藏压降达到7～10MPa时转入注水开发，预计约在整体投产半年后。

4）注采比优化

选取合适的注采比对于油田注采平衡、实现高产稳产至关重要。为此，主要从恢复、保持地层能量出发，在两个区块分别设计并优化了五种不同注采比的开发方案（表4）。计算结果显示，在相同的井网形式和转注压力条件下，注采比越大，累积产油量越多，采出程度越高，当注采比由0.8提高到1.3时，采出程度提高 1～2倍。但注采比超过1.0后，采出程度增加幅度变缓，说明提高注水量在增加采油量的同时，主要是增加了采水量，而在相同含水期内，注采比为1.0的方案累积产油量多，且最终采收率高，经济效益好。故最佳的注采比为1.0，即油层压力保持在转注压力水平上的开发。

表3　注水时机方案数值模拟计算对比表

图1　大古67块不同注水时机含水量与累积产油量关系曲线图

5）开发方案推荐

大古67块推荐注水方案采用五点法井网，注采井距300m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至18～21MPa，注采比保持在1.0左右；樊124块推荐注水方案采用五点法，注采井距350m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至21～24MPa，注采比保持在1.0左右。

3.产能的确定

（1）比采油指数、采油指数的确定

表4　不同注采比方案数值模拟计算对比表

大古67块仅有大671井压裂后取得初期采油指数资料，该井射开有效厚度9.0m，投产半年多时间测得3个流压值，分别为22.3MPa、13.7MPa、7.13MPa，所对应的日产油量为22.5t、7.1、2.0t，计算出平均比采油指数为0.162t/(d·m·MPa）。樊124块计算了樊124-1井、樊125井两口井初期压裂后的比采油指数，樊124-1井为0.15t/(d·m·MPa），樊125井为0.17t/(d·m·MPa），平均的比采油指数为0.16t/(d·m·MPa）。分析认为，这些计算值能够反映采油井初期的开采水平，考虑全面开发对产量的影响，故初期比采油指数两区块都取0.15t/(d·m·MPa）。若单井平均射开有效厚度大古67块按15m、樊124块按10m计算，则初期平均采油指数大古67块为2.25t/(d·m·MPa），樊124块为1.5t/(d·m·MPa）。

（2）无因次采油指数随含水量的变化

由相渗曲线计算的无因次采油指数随含水变化曲线可知，见水后无因次采油指数随着含水量上升逐步下降。在含水量30%以前，大古67块含水量每上升1%，无因次采油指数下降1%；樊124块含水量每上升1%，无因次采油指数下降1.1%。

（3）产能的确定

根据初期的采油指数、无因次采油指数随含水量的变化规律以及油井所对应的生产压差，并结合数值模拟预测结果，确定出大古67块第一年单井平均日产油能力为13t，樊124块第一年单井平均日产油能力为14t。则第一年大古67块可建成年生产能力5.3×104t，樊124块可建成年生产能力3.9×104t，共建产能9.2×104t。

五、结论

大古67块和樊124块这两个特低渗透油藏应立足于注水开发，且注水开发是可行的。

两油藏注水开发方案采用注水井排平行于地层最大主应力方向的五点法井网，合理的注采井距为300～350m，最佳转注时机为地层压力下降7～10MPa，注采比保持1.0。

确定特低渗透油藏产能时必须综合考虑开发动态、油藏工程测算和数值模拟的结果，两油藏第一年可建产能9.2×104t。

主要参考文献

[1]裘怿楠，刘雨芬等.低渗透率砂岩油藏开发模式.北京：石油工业出版社，1998.

[2]刘漪厚.扶余裂缝型低渗透率砂岩油藏.北京：石油工业出版社，1997.

[3]朱义吾.马岭层状低渗透砂岩油藏.北京：石油工业出版社，1997.

[4]范乃福.胜利油区低渗透油田的开发与认识.1993.

油服产业链深度解析

油服行业是指以油田为主要业务场所，主要为石油天然气勘探与生产提供工程技术支持和解决方案的生产性服务行业，油田服务行业包括从地球物理勘探到工程建设的一系列的技术服务活动，广义上的油田服务行业还包括石油装备和器材的制造业务。

油田服务行业上游主要包括船舶、泵阀、仪表仪器以及工程辅料等设备提供商；下游主要是石油天然气勘探开发企业。

油服行业由油价主导，油价变化直接影响油气公司对资本开支的调整，尤其是勘探与开发领域的资本开支，从而影响上游油服行业的经营业绩。

当国际原油需求低迷、供大于求时，油气开发公司为了应对低油价带来的损失，会压缩投资，削减支出，原本的开采项目会因此被取消或者延期，油服行业规模收缩，公司业绩将直接受到负面影响；而油价较高时，油气开发公司提高资本支出，勘探开采投入增加，油服公司工作量和价格有望提升，收入增加。

油价是通过影响油公司的资本支出再影响油服行业收入、利润，逻辑链条更长，因此传导存在时滞。一般来说，景气向上阶段，油气公司资本开支稍微滞后油价1-2年左右，最终体现在业绩的改善方面还需要时间。

油服业务分为陆上和海上两种业务

油服业务按照原油开采的场所来划分，大体可分为陆上和海上两种业务。

陆上业务中，除了常规的油气开发之外，还有非常规的油气开发，比如页岩油、页岩气、致密油和煤层气等。

海上业务中，可以根据开采水深的不同做进一步的划分，比如海上大陆架、深水和超深水。

01陆上油服产业链

全球油服市场共分5大板块：物探服务、钻完井、测录井、油田生产服务、油田工程建设，前四项是油气田开发中的基础性环节，而油田工程建设则是在确定油气田有开发生产的价值的基础上，进行系统的工程建设。

从产业链角度看，钻井和完井占据了市场份额的大多数，分别占比约41%和26%，装备开支和海上服务开支大约占到20%，生产占9%，勘探部分占比最小，不足5%。

油服产业链五大服务板块均已形成寡头垄断格局，部分公司在国内核心产业链环节上已具备绝对优势。

物探服务

物探是指根据地下岩层物理性质的差异，通过物理量测量，对地质构造或岩层性质进行研究，以寻找石油和天然气的地球物理勘探。

物探市场是一个有限市场，长期供过于求，25%左右的闲置率是常态。

最近几年来看，全球物探市场逐步分化为两个层次：CGG、BGP、PGS、WGC等主要大物探公司基本占据了高端市场；众多中小公司共同参与中低端市场竞争，两个层次的物探市场都呈现出完全竞争格局。

国内物探服务主要由东方物探、川庆钻探供应，合计市占率达90%以上。

钻完井

钻井是勘探、开发石油、天然气资源的重要环节，也是重要的手段。在石油地质工作中，钻井的主要目是获取地下实物资料，即从钻井中获取岩心、矿心、岩屑、液态物、气态物等实物样品；利用井筒开采地下石油、天然气等资源。

完井是油气井施工中的重要阶段，当油气层经测试及油田视为可作商业开发后，已钻探的井将需要进行完井以达致最佳的商业生产，同时保护油气层和延长油气产能的寿命是完井作业的核心目标。

我国塔里木油田多数井深8,000多米，在全球属于超深、超高压、地质条件超复杂的钻井技术能力。

钻完井服务板块主要包括五大钻探、石化机械、神开股份、宝石机械、宏华集团与中石化、中石油集团内部的油服公司，基本垄断了整个市场。

测井

测井，也叫地球物理测井或石油测井，简称测井，是利用岩层的电化学特性、导电特性、声学特性、放射性等地球物理特性，测量地球物理参数的方法，属于应用地球物理方法(包括重、磁、电、震、测井)之一。

录井是用岩矿分析、地球物理、地球化学等方法，观察、采集、收集、记录、分析随钻过程中的固体、液体、气体等井筒返出物信息，以此建立录井地质剖面、发现油气显示、评价油气层，并为石油工程（投资方、钻井工程、其它工程）提供钻井信息服务的过程。

测录井服务由五大钻探、中油测井、吉艾股份与神开股份供应。

油田生产

通过勘探、钻井、完井之后，油井开始正常生产，油田也开始进入采油阶段，根据油田开发需要，最大限度地将地下原油开采到地面上来，提高油井产量和原油采收率，合理开发油藏，实现高产、稳产的过程叫做采油。

油田生产服务中的核心设备裂压设备主要被中石化旗下的江汉四机、民营龙头杰瑞股份所垄断。

油田工程建设

在原油从井下开采出来后，接下来经过的步骤是把分散的油井所生产的石油、天然气和其他产品集中起来，经过必要的处理、初加工，合格的油和天然气分别外输到炼油厂和天然气用户。

这种工艺的全过程称为油气集输，主要包括油气分离、油气计量、原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等工艺。

油田工程建设服务主要由海油工程、中油工程等提供。

资料来源：国金证券

02油服市场竞争格局

从全球范围内看，巨头油服公司占大部分市场份额。从参与企业角度看，目前行业市场垄断性高，核心技术主要掌握在一些国际综合油服巨头公司手中。

全球油服行业约有50%以上市场份额，长期被四大油服斯伦贝谢（SLB）、哈里伯顿（HAL）、贝克休斯（BHI）和威德福占据。但2019年威德福因财务状况持续3年恶化，净资产已为-41亿美元，于2019年7月申请破产，这也成为近年来石油行业规模最大的破产案之一。另外，专门的钻井承包商包括越洋钻探、SeaDrill、意大利塞班SAIPEM等。

我国油服公司在国际市场上还有较大的提升空间。我国的油服行业，国有企业占据85%的份额，剩下的部分被民营企业以及外企所瓜分，分别占总份额的10%和5%。

油田服务行业的高门槛以及相对较难获得的三大石油集团内部系统入网资质，前期阻碍了一部分优质民营企业的进入。

民营油服长时期在战略上紧随石油央企，受油价波动和石油央企开支影响大。目前中国最大的几家民营油服在90年代初期相继成立，此后较长一段时间，民营油服要么提供重资产的设备服务，要么作为国际油服公司的国内代理商提供相关服务，同时在战略上紧紧跟随石油央企。

数据显示，中石油、中石化集团钻井队伍完井数及总进尺数的70%及90%都是由各自旗下的钻井队伍直接完成。

我国石油开采行业表现出高度垄断的特征。仅有四家公司享有国内油气勘探开发权，分别为：中石油、中石化、中海油和延长石油。

中国石油开采领域的主要参与者为中国石油、中国石化和中国海油三大公司。

目前，我国油服的市场规模约占全球规模10%至20%，其中“三桶油”旗下油服子公司占据国内市场85%，其它非国有企业占据10%，国际油服公司占据5%。

油服具有产业链长、专业性强以及国际化的特点，因此要成长为国际巨头油服公司需要具备三大能力：一体化综合服务能力、在少数领域具有绝对优势以及开拓国际市场能力。

进入21世纪，为了有效规避油田开发生产的风险和降低成本，满足石油公司需求，油服公司由单纯提供某一工序的承包商演变为提供一体化作业的项目战略联盟，实现了与石油公司风险共担、利益共享。

一体化综合服务能力是指能够覆盖全产业链，且从技术到设备均有布局，打通产业链上下游；在少数领域具备绝对优势代表公司在产业链某一环节有话语权，并建立了较高的行业进入壁垒；国际拓展能力是指公司能够在国际上抢占市场的能力，具备将优势产品规模做大的条件。

目前，中海油服、石化油服、杰瑞股份、通源石油、中油工程等多个具备综合竞争服务能力、在某一环节处于绝对优势地位的油服公司已布局多个国际市场，未来有望进一步提升综合服务能力。叠加国内“三桶油”勘探与开采需求上升，油服行业产业链有望迎来新一轮景气周期。

稠油油藏的成因

随着常规原油的不断开采和消耗，稠油油藏的重要性已经不言而喻。但稠油油藏开采难度大、成本高，是石油界一直在探究的问题。随着油价的不断下降，高开采成本已然成为了稠油利用道路上的最大障碍，新型开采技术的创新应用对于稠油生产来说已势在必行。稠油开采是一个复杂的过程，任何一道工艺的技术革新都将具有重大意义。

在过去的一百多年间，人类已经消耗了45%以上的轻质油可采储量，常规原油的可采储量仅剩1500 亿t。随着常规油气可动用储量日益减少，超稠油作为一种非常规油气资源，其地位日益重要。

稠油粘度很高，一般大于50000mPa?s，在地下流动困难，不易于开采。如何降低成本、有效开采稠油，最大限度地把稠油、超稠油开采出来，使其成为可动用储量是石油工业面临的共同课题。

国内外稠油开采研究重点

稠油钻完井技术： 由于稠油流动性很差，在开发稠油油藏时，为了提高产量，生产井井身结构设计要考虑降低流动阻力以及增大泄流面积。水平井可以实现大井段钻开油层，大幅度增加重力泄油面积，能在较低的油藏渗流速度下达到较高的油井产量，利于高速开发；水平段生产压差较小，可以有效防止底水锥进，并减缓地层出砂。

水平井热采是稠油油藏开发的主要方式，但是由于稠油油藏大多含砂量较高，出砂成为稠油开采的一大难题，因此需要考虑采用合适的防砂完井技术，以防出砂影响水平井的开发效果。

稠油开采技术： 目前世界范围内的稠油开采技术主要可以分为两大类：热采和冷采。

冷采是指无供热条件下, 利用某种施工技术和特殊的抽油设备积极开采稠油的方法，实现降粘、提高油层流动和井筒举升能力。

稠油热采是目前世界上规模最大的提高原油、稠油采收率工程项目，已经取得了突飞猛进的发展，热采主要以蒸汽吞吐、蒸汽驱 、蒸汽辅助重力泄油（SAGD） 、热水驱 、火烧油层热等技术为代表。

稠油举升方式：由于稠油油藏通常含砂量和含气量较高，同时粘度极高，不易流动，常规的人工举升方式在稠油的开采中受到很多限制。在众多的人工举升方式当中，顶驱螺杆泵脱颖而出，显示出了良好的应用前景。

螺杆泵的一个重要特点是可以高效开采含砂的高粘稠油，能够适应各种复杂的油井环境。相对于电潜螺杆泵，顶驱螺杆泵价格低廉，质量可靠，且不存在电潜泵受井下流体温度限制的问题，设备的维护及修理方面具有很大的优势。

进入腊月，年味也越来越浓，基于当前稠油开采面临的主要问题和其未来的开采价值，小编必须不能放过这一课题，本期收集了稠油钻完井、开采以及生产等方面的信息，主要包括哈里伯顿公司对于稠油的解决方案、稠油热采方式介绍和顶驱螺杆泵在稠油开采中的应用等为读者们做了整理，并在以后几期为大家陆续推送，奉上小编们的春节礼物。

哈里伯顿稠油开采方案

哈里伯顿在稠油开采方面具有丰富的经验和先进的技术，针对具体的稠油开采难题，在考虑经济、环境和安全等方面的同时提出最有解决方案。

面对稠油开采方面如此多的难题，哈里伯顿在其钻探、开采、评价和生产等方面具体具备什么样的优势及技术，现场实施效果如何？老牌能源服务公司居然解决了业界最头疼的问题，这下可有的看了！

贝克休斯顶驱螺杆泵

当螺杆泵基于其高效的采收效果，受到各开发商的青睐，但对于岀砂井来说，螺杆泵的使用往往受到了很大的限制。贝克休斯螺杆泵系统完全解决了这一难题，它的一个重要特点就是可以高效开采含砂的高粘稠油，能够适应各种复杂的油井环境。

该技术主要采用地面驱动的方式，因此不需要昂贵的井下马达、变速器、保护器和柔性轴等部件。使得总体开采价格更加低廉，且精简后的设备更易于维护和修理。

这么牛气的东西，小编也要来长长见识！

稠油开采主要方式

原油的开采可以分为三个层次，稠油与常规原油开采的主要区别体现在稠油开采需要大量提高采收率技术的使用。

热采是提高采收率方式的一种，其应用广泛，主要包括蒸汽驱（Steam Flooding）、循环蒸汽驱（CSS）和蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)，其中SAGD效果最为显著，其重油回收率可达75%以上。

想必热采的概念大家并不陌生，但具体的实施情况却又知之甚少。本期对于热采的主要方式、技术特点进行了详细介绍，这么神奇的技术，一般人我不告诉他。

国际上油气可采储量管理分类标准差异

孙冲　任玉林　黄学斌

（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

摘要 在研究了目前世界上三大阵营、5个层面的剩余可采储量管理分类标准基础上，分析对比了中外油气储量分类与管理模式差异，对国际上通行的储量标定方法进行了评价，结合我国油气储量标定要求，依据储量管理的目的和原则，优选出适合我国特点的剩余可采储量管理的分类标准——SPE标准。

关键词 国际油气项目 剩余可采储量 分类标准 管理模式 差异

International Difference in Classification Criteria of Oil/Gas Recoverable Reserves's Management

SUN Chong，REN Yu-lin，HUANG Xue-bin

（Exploration and Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）

Abstract Based on research in classified criteria of remaining recoverable reserve’s management，which includes three camps and five levels.It analysed and compared the difference between Chinese and foreign oil reserves classifications and managing modes，evaluated international popular reserves demarcating methods.Combined China’s demand of oil/gas reserves demarcation，according to the aim and principle of reserves management.It optimized classification criteria of remaining recoverable reserve’s management，which could suit China’s characteristics—SPE standard.

Key word International oil/gas project Remainder recoverable reserves Classification criteria Managing mode

在国外，“储量（Reserves）”通常指“在现行的经济与技术条件和政府法规下，预期指定日期之后能从地下的油、气藏中采出的原油、天然气的数量”。油气储量是油气公司的核心资产，是衡量油气公司的价值和成长的标准。对于一国的油气储量，首先要依据国际通行的标准和方法，对其储量进行合理评估。为此，国际各大石油组织、不同的国家和地区都相继建立了一系列用于油气储量评估的分类体系和评估规则。比较通用和国际公认的概念，来源于国际石油大会（WPC）、美国石油工程师协会（SPE）和美国证券交易委员会使用的SEC标准。我国石油企业经营管理的理念已发生了很大变化，储量管理也做了很多改进，但尚未与国际通行规则或SEC标准完全接轨，至少关于三级储量的概念，与国外就有很大的差别。需进一步阐明这些异同，以便为实现油气储量管理逐步与国际接轨创造条件。

1 世界主要资源国可采储量分类标准及特点

矿产资源的分级分类体系大体可以分为三大阵营和5个层面。三大阵营分别是指以美国、加拿大、澳大利亚、南非为代表的矿业大国阵营，以工业相对发达的北欧和矿业相对富有的南美为代表的北欧、南美阵营以及以俄罗斯和中国为代表的原计划体制国家阵营；5个层面分别指与资源勘探开发有关的公司层面、行业协会层面、国家层面、国际层面和资本投资层面（表1）。在石油方面，中东国家并没有自己独特的资源储量分类体系，这些国家基本上使用的是西方国家的资源储量标准，尤其是美国标准。无论是哪个阵营和层面，建立资源量和储量分级分类体系的目的为：①为正确量化而建立技术指标；②为相互交流建立对应关系。

表1 世界矿产资源分类体系

目前，主要资源国在剩余可采储量管理上，采用的分类标准主要有：SPE标准、中国储委新标准、俄罗斯分类标准、加拿大石油学会分类标准和挪威油气资源储量分类标准；在储量资产上市时，采用的标准为SEC储量分类标准。

1.1 SPE 可采储量分类标准

石油工程师协会（SPE）可采储量分类标准（图1）将剩余可采储量分为证实储量和未证实储量。证实储量细分为已开发的和未开发的，未证实储量细分为概算储量和可能储量。SPE油气储量标准定义主要包括3项内容：

（1）证实储量：是指在现行经济条件、操作方法和政府法规下，根据地质和（或）工程数据分析，合理确信地评估，从某一指定时间以后，从已知油气藏可以商业开采的石油数量。如采用概率法，那么实际开采数量将等于或大于此评估值的概率至少有90%。

（2）概算储量：地质和（或）工程数据表明很可能开采出来的未证实储量。如采用概率法，实际开采数量将等于或超过评估证实与概算储量总和的概率应当至少50%。

（3）可能储量：地质和（或）工程数据分析表明比概算储量可采性更差的储量。如采用概率法，实际开采数量将等于或超过评估证实加概算加可能储量总和的概率应当至少10%。

图1 SPE储量分类标准

1.2 中国储委新标准

为了与国际储量分类标准接轨，中国储委分别于2004年和2005年颁布了《石油天然气资源/储量分类》和《石油天然气储量计算规范》。中国储委新标准框图见图2。

图2 中国储委新标准

中国储委新标准定义包括3项内容：

（1）探明技术可采储量是指满足下列条件所估算的技术可采储量：①已实施的操作技术和近期将采用的操作技术；②已有开发概念设计或开发方案，并已列入或将列入中近期开发计划；③以近期平均价格和成本为准，可行性评价为经济的和次经济的。继续向下分为探明经济可采储量和探明次经济可采储量。

（2）控制技术可采储量是指满足下列条件所估算的技术可采储量：①推测可能实施的操作技术；②可行性评价为次经济以上，继续向下分为控制经济可采储量和控制次经济可采储量。

（3）预测技术可采储量是指满足下列条件所估算的技术可采储量：①乐观推测可能实施的操作技术；②将来实际采出量大于或等于估算的技术可采储量的概率至少为10%。

1.3 俄罗斯储量新标准

俄罗斯储量新标准框图见图3。

图3 俄罗斯储量分类新标准

1.4 加拿大石油学会储量分类标准

目前，加拿大制定了一系列油气储量分类体系和评估规则。根据加拿大NI51-101法则之油气活动披露准则（Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities），油气公司必须根据加拿大油气评估手册第一卷《储量定义和评估程序》（Volume 1 of the Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook（COGEH））来进行油气储量分类，并作为所有储量评价的标准。

参照2000年SPE和WPC共同起草的《石油资源量分类和定义》，对于储量，COGEH推荐采用证实储量（1P）、证实储量+概算储量（2P）、证实储量+概算储量+可能储量（3P）来反映其概率水平，同时认为证实储量（1P）是相对较为保守的，证实储量+概算储量（2P）是较为现实的，证实储量+概算储量+可能储量（3P）是较为乐观的。对于证实储量（1P），其评估储量可采出的概率为90%或更高；对于证实储量+概算储量（2P），其评估储量可采出的概率为50%或更高；对于证实储量+概算储量+可能储量（3P），其评估储量可采出的概率为10%或更高。加拿大石油学会储量分类标准框图见图4。

图4 加拿大石油学会储量分类标准

1.5 SEC 储量分类标准

SEC是1929年10月由美国联邦政府成立的一个专门从事金融管理和市场监督的机构。为保证上市油气公司信息披露的真实性和可靠性，确保投资者的利益，SEC制定了油气储量评估规则。所有在美国上市的油气公司必须按照这一规则进行储量评估，并披露评估信息，信息的披露直接影响着上市石油公司的股票价值和信誉。在证券市场，油气储量及其价值的变化很大程度上预示着投资价值的变化。SEC标准评估的证实储量只是储量序列中最为可靠、风险最小的那一部分，也是在开发后肯定会获得经济回报的那一部分。SEC储量分类标准框图见图5。

图5 SEC储量分类标准

SEC储量分类标准定义包括3个方面：

（1）证实储量：在现行经济和操作条件下，由地质和工程资料证明将来从已知油气藏中能以合理的确定性采出的原油、天然气和天然气液的数量，即价格和成本以评估时的实际情况为准。价格的变化只考虑合同协议中提供的现有价格的变化，但不包括将来条件改变引起的价格上升。证实储量又分为证实已开发储量以及证实未开发储量。

（2）证实已开发储量：是通过现有井、采用现有设施和操作方法预期可采出的储量。对于通过注水或其他提高采收率技术补充天然能量和改善一次开采机理预期可获得的油气增加量，若划归“证实已开发储量”，仅仅是指在先导项目试验之后，或已安装的流程取得生产效果而得以证实增加的可采储量是可实现的。证实已开发储量包括正生产和未生产储量。

（3）证实未开发储量：是指预期从未钻开发井地区的新井中，或需要支出相当多的费用进行重新完井能够采出的储量。未钻开发井的地区仅限于那些与已钻井相邻的可生产单元。对于其他未钻井地区，只有具备与现有产层存在生产连续性的条件，才能够定位证实储量。任何地区，只要注水或其他提高采收率技术的实施尚在设想中，其储量都不能归为证实未开发储量，除非这些技术通过同一地区同类油藏进行的试验证实是有效的。

1.6 各类储量分类标准间对应关系

（1）中国储委新标准—SPE—SEC储量分类标准对比：经过储量套改的中国储委新标准与SPE和SEC标准有较好的对应关系（图6），同时存在一些比较小的差异：①中国储委新标准剩余可采储量管理目的是尽可能最大限度利用资源，偏重于计算技术剩余可采储量，反映油田开发水平的高低；②SPE标准适用于国际油公司间的资产评估，注重公平利益竞争，是得到广泛认可的真正国际化的中立标准，在储量交易过程中是被世界上大多数国家和油公司普遍认可的标准。

图6 中国储委新标准—SPE—SEC储量分类标准对应关系

（2）俄罗斯储量新标准与SPE分类对比：俄罗斯储量新标准的A级、B级、C1级和C2级可采储量分别对应SPE标准的证实已开发、证实未开发、概算和可能级别储量。

（3）SPE—SEC储量分类标准对比：SPE和SEC储量分类标准在技术可操作性、经济条件、时间属性、流体界面及含油面积等5个属性上具有明显不同（表2）。同时，SPE和SEC储量分类标准在储量标定方法上也存在一定差异，SEC储量分类标准更加严格；虽然SEC也认可类比法，但是要求油藏较类比油藏具有相同或更好的储层性质，而SPE只要求油藏性质类似即可（表3）。

表2 SPE—SEC储量分类标准对比（一）

表3 SPE与SEC储量分类标准对比（二）

2 储量管理国际通行标准发展趋势

展望世界油气资源与储量分类标准，可以看到其发展趋势：

（1）SPE标准是到目前为止最为全面和最具权威性的石油资源/储量分类标准，目前西方国家，尤其是美国、加拿大、澳大利亚和委内瑞拉等国的大油公司参照和直接使用的油气资源/储量的体系。近年来，中国、俄罗斯等国的储量标准也逐渐向此靠拢。

（2）对剩余可采储量实行动态管理：西方（尤其证券市场）的油气储量是运用“商业价值—资产经营—市场化可行性—可采储量—地质储量”的逆向思维来建立的，立足点在动态的剩余可采储量上；国际通行标准的分类，以剩余可采储量的可靠性和可利用程度划分为主，储量与评价程度、开发阶段紧密相连。

（3）剩余可采储量本身必须是经济的：对于储量，首先考虑经济极限，然后考虑现有储量的开采能否收回储量基准日之后的所有投资和成本，经济性对储量的大小有直接影响。储量评估标准的应用在部分地区受到区域限制，比如加拿大公司要求采用加拿大储量评估标准，哈萨克斯坦要求采用俄罗斯标准，目前世界上大多数咨询公司在开展储量评估时大多认可和采用SPE储量分类标准（表4）。

表4 储量评估公司开展项目评估时采用的储量分类标准对比

综上所述，中外油气储量分类与管理模式上存在以下差异（以美国为例）：①油气储量用途上的差异，中国将其用于国家资源管理规划和指导勘探开发及中长期规划，而美国为满足国家法律、规定的要求和公司管理、竞争的要求；②油气储量概念上的差异；③油气储量计算时间上的差异，中国各级储量的计算与勘探开发阶段相联系，而美国计算储量一般不限于勘探开发阶段，根据需要，随时都可计算3P（Proved Reserves，Probable Reserves，Possible Reserves）储量，作为资产管理，计算更加频繁；④油气储量分类及可靠性的差异；⑤油气储量经济性上的差异，中国的油气储量计算对商业性考虑不够，存在部分探明储量无法动用情况，而美国证实储量必须是储量评价时具有经济性的，一般不存在不能开发的虚证实储量数据；⑥油气储量级别要求上的差异，产能把握性、地质储量可靠性和提高采收率方法方面存在差异；⑦油气储量管理模式的差异，国外油气储量管理的对象主要是可采储量、经济可采储量和剩余经济可采储量，强调的是储量的货币价值，国内现行油气储量管理的对象是地质储量，强调的是各种储量的序列结构。国外对油气储量的管理实行动态管理，分类评价的主导思想是在现有开采技术、经济约束条件下是否盈利，对达不到经济条件的储量进行及时的调整，降低储量级别，体现出鲜明的经济观和现实观。国内对开发储量的分类和管理比较粗放，对未来开发探明储量的分类和管理则较细，体现了鲜明的前瞻性和宏观性。

国外对油气储量的评价主要依靠经济条件、现有的工艺技术、现行的政府法规是否具有商业价值。国内现行的评价依据主要是根据勘探开发阶段对油气储量的认识程度。国内可采储量允许一定推测，而国外强调“眼见为实”。

3 油公司储量管理选用分类标准的原则

（1）从技术上能够更好地指导开发生产，为油公司制定发展战略、决策及有关海外在产油田的技术经济政策等提供依据。

（2）满足油公司储量资产评估及管理的需要：主要是国际油公司间储量资产横向对比以及对外发布储量资产信息的需求。

（3）满足国内储量管理需求。

（4）处理好油公司与海外在产油田所属资源国之间储量管理的关系：油公司储量资产分布在世界各地，如何同时满足油公司和资源国对开发生产项目储量管理的需要，处理好其中的分歧是需要解决的问题之一。

（5）处理好油公司与不同作业者之间的关系（对储量资产的评价达成共识）：同一个项目拥有两个或两个以上作业者，如何处理好不同作业者之间的储量资产核实认同的关系是需解决的问题之一。

4 国际油气项目中的储量分类、评估和管理体系

（1）为加快我国油气储量评估与国际通用规则的接轨同步，海外项目储量管理要由地质储量为主转变为地质储量和可采储量并重，由静态储量为主转变为静态储量和动态剩余可采储量并重，以实现油气资产化动态管理。

（2）我国油气储量分类与国际通用标准的主要差别在探明经济可采储量方面（我国储量新标准虽考虑了证实储量的分类原则，探明剩余经济可采储量可以基本对应SPE/WPC的证实储量，但其细分又不能对应）。为与国际接轨，我国应增加对可采储量动态价值的考量，使我国的储量分类体系既符合国情与习惯，又能实现国际间交流合作与海外项目的正常经营要求。

（3）对于探明已开发储量的评估应按照SEC标准，采用国际通用的现金流法，计算剩余的可采储量的经济价值。

（4）为适应国外油气储量市场的激烈竞争和石油公司参与国际上储量转让与合作开采的要求，对包括探明已开发储量、探明未开发储量等不同级别的油气储量，都应建立净现值法和投资回收期法等多种不同的评估方法，为海外项目的投资决策提供技术支持。

（5）要按照SEC的做法，把储量作为一种资产，储量评估侧重于证实剩余经济可采储量和储量资产剩余价值的计算。计算一般分已开发储量的剩余价值和未开发储量的剩余价值。对已开发储量的评估主要应用产量递减分析法和数值模拟法。对未开发储量来说，应按照国际勘探和评价期，用类比模拟法和容积法等方法做好石油天然气可开采储量的评估、油井生产能力的早期评价、开发方式的早期预测、开发层系和井网的筛选、井网密度合理确定以及油田开发早期主要开发指标和早期的预测等工作。

（6）油气储量是一个海外油气开发项目赖以生存和发展的基础。油气储量评估则是项目获得成功的关键。根据国际石油市场原油价格、开发成本及油田变化规律，搞好海外油气项目的储量评估，是提高油田开发效果、实现利润最大化、投资回报最大化的有力保障之一。海外项目应该定期，尤其是重大投资决策或油价、税收政策发生变化或开采技术实现重大突破时，对油气的剩余价值进行重新评价，分析开发速度和投资、开发技术及成本结构的内在联系，并以此作为依据制定和修改有关部署和决策，调整投资方向。

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美国石油勘探开发技术进步历程

美国一百多年的石油工业史，也是一部科技发展史，每一次石油技术的革命无不与技术进步密切相关。

石油勘探开发技术革命的第一个时期是20世纪20～30年代，此时出现了大马力的钻机，有了新型牙轮钻头，有了化学处理剂来改进钻井液和固井水泥性能，提高了固井的质量；油气开采方面，不再延续初期的密集钻井、盲目滥采，开始懂得地下油藏是个统一的水动力系统，并提出了最大有效产量的概念作为衡量生产好坏的指标。

石油勘探开发技术革命的第二个时期是第二次世界大战之后，特别是20世纪60～70年代。新技术的不断涌现使得这个时期成为石油储量发现的黄金时期。在勘探技术方面，大量采用数字地震仪，多道多次覆盖技术，配以大容量高速计算机作数据处理，使油气勘探技术达到新的水平，在勘探程度高的老探区也不断扩大了储量；在钻井技术方面，实行“科学化钻井”，发展了喷射钻井、平衡钻井、定向钻井和优选参数钻井技术；在油田开采方面，广泛使用注水提高油层压力、大型水力压裂技术，三次采油(EOR)技术由室内转入现场试验，热力法也已经工业化推广，海上采油也有了很大进展。

石油勘探开发技术革命的第三个时期自20世纪80年代开始延续至今，这次技术革命以信息技术作为主要特征[37]。在勘探技术方面，地震分辨率不断提高，非地震方法重新兴起；在钻井技术方面，水平井、分支井技术不断发展；在油田开采方面，三次采油技术不断发展。

2.3.2.1 地震技术与美国油气勘探

1923年美国开始出现实验扭秤及折射地震仪，在美国墨西哥湾地区应用获得成功，该地区石油聚集与岩盐有关。盐体与围岩之间的弹性波旅行时差造成地震波的不同传播特征，盐体、盖岩和围岩之间的密度差则是扭秤测量的特征。这两种地球物理方法的应用导致许多盐丘油田的发现。

从1925年起，上述两种勘探方法在美国石油勘探中得到迅速推广。E.L.DeGolyer和Karcher成立的地球物理研究公司对机械式地震仪作了改进，以电磁式取代，又以精确的无线电信号测量方法取代声波法测定爆炸时间和距离，这提高了折射地震的勘探速度，降低了勘探成本。折射地震仪在美国得克萨斯州和路易斯安那州海湾地区推广应用后，四年发现了近40个盐丘。在1924～1929年间，折射地震勘探技术在墨西哥湾勘探中起着主导作用。

20世纪20年代末至30年代，地震反射法相继在俄克拉何马州、墨西哥湾、得克萨斯州和加利福尼亚州等地获得成功应用。1928年，在俄克拉何马州发现的Seminole油田，是单独依靠地震技术发现的第一个油田。1934年用地球物理方法在墨西哥湾北岸发现了Old Ocean油田，以后用地球物理方法在此地区相继发现了一系列油田。1937年用地球物理方法在伊利诺伊州发现了Salem特大油田；1938年在墨西哥湾发现了第一个海上油田——Creole油田。这些大发现确立了反射地震技术在油气勘探中的应用价值。

1940年以后，地震技术的革新使地震仪器和解释技术发生了许多变化，如采用自动增益控制的多道仪器，应用混波技术及连续剖面法，采用磁阻压检波器及大量检波器组合，直至20世纪50年代初模拟磁带记录系统投入使用。地震仪器以及勘探技术的发展，有助于对更深的油气储层和更复杂的油气圈闭进行勘探。

地震技术的不断改进，提高了复杂地区和深层的勘探能力，20世纪40年代以后，美国在发现大油气田数量急剧减少的情况下，相继发现了许多中小油气田。1950～1953年间，中小油气田年发现量达到近1.8亿吨。

20世纪60年代初地震技术的数字化变革使勘探技术发展产生了重大突破，开始了地震数字记录和数字处理的新时代。一些新技术(包括可控震源和共深度点覆盖)的应用，增加了地下覆盖的密度，提高了地震勘探精度。

地震数字记录和处理技术的优越性和潜力是模拟磁带技术无法比拟的，它所能完成的地震数据运算是模拟仪器难以实现的。20世纪60年代中期，数字地震技术逐步取代了常规地震勘探方法，使地震勘探的效率和勘探能力有了明显的提高，从而扩大了勘探领域和勘探深度，提高了勘探成功率。

20世纪70年代以后，地震技术的新进展使美国油气勘探工作进入了新时代。电子和计算机技术的发展，使勘探地球物理不断受益，成为地球物理勘探技术进步的重要基础。多道地震采集系统和多种纵波可控震源的开发和应用，以及其他非炸药震源的改进都大大增强了地震的勘探能力，三维地震技术改进了地下复杂构造和地层的成像，从而提高了勘探成功率。三维地震技术已应用到油气勘探和开发的各个阶段，特别是用于油田开发前提供详细的地下构造和地层图像，以及油田开发后的油藏评价和油藏动态监测。目前，三维地震勘探已经成为美国成熟区勘探的重要技术手段。

从地震数据处理技术来看，地震数据处理最重要的进展应属以波动方程为基础的成像和反演技术的发展和应用，其中包括叠前与叠后偏移、多次波抑制、基准面和位移静校正、速度估计。人机联作解释系统的应用进一步提高了地震资料解释的效率和精度，改进了复杂构造和地层圈闭的解释。

从美国石油地质学家协会(AAPG)1977年出版地震地层学专辑以来，将地震地质解释从构造地震学延伸到地震地层学解释领域中，推动了地震解释技术的发展。

20世纪90年代，提高油田采收率成为美国地球物理活动的重要领域。三维地震技术得到了进一步的发展和应用。高分辨率地震、井间层析成像技术成为研究与开发的重点技术(表2.3)。

表2.3 20世纪60～90年代美国地震勘探技术[36]

2.3.2.2 测井技术与美国油气勘探

美国的测井技术居于世界领先地位。测井技术对于美国发现新的油气储量，提高勘探和开发效益等都起到了相当重要的作用。测井技术从20世纪20年代开始起步至今大体可分为以下四个阶段[38]：

(1)模拟测井阶段。该阶段中由于测井手段有限，获得的地下岩石物理参数较少，因此测井资料主要用于地层对比，划分渗透层以及定性判断油水层。20世纪40年代初，石油工程学家阿尔奇根据墨西哥湾沿岸地区砂岩的实验室资料，得出了适合于纯净地层的含水饱和度公式，即著名的阿尔奇公式，标志近代测井技术开始发展形成，对岩性较为单一的储层能定量评价出孔隙度、流体饱和度、泥质含量等参数。

(2)从20世纪60年代开始，测井技术进入了第二个发展阶段，测井方法、测井系列开始配套完善，广泛采用电子技术和计算机技术，全面推广计算机控制测井技术，大大提高了测井解释精度。测井资料与其他资料结合可进行较为详细的油藏描述。利用测井资料可以评价储层的孔隙度、渗透率、含油气饱和度以及油气的可动性、烃的类型、岩性、地层倾角及构造、沉积环境、地层岩石弹性常数等。

(3)20世纪70年代以来，计算机技术、微电子技术全面融入测井数据的采集和资料的处理技术，这是测井技术的第三个阶段。多种测量仪器一次下井的组合能力、测量项目系列配套已日趋成熟，从而有助于提高钻井效率，有效地进行地层评价。

(4)从20世纪90年代开始，美国开始应用成像测井技术提高油气勘探和油气田开发效益，这成为当今现代测井技术的代表，测井技术进入第四个阶段。现代测井技术已向地质构造、沉积研究、油气层快速测试、储层压裂改造、岩石力学、产能预测、固井质量全新评价等领域全面发展，为油气勘探不断向深层、隐蔽油气藏、非均质性储层等领域拓展，以及保持储量持续增长起到了重要作用。

表2.4 20世纪50～90年代美国测井技术[36]

2.3.2.3 美国钻井技术发展历程

1859年，德雷克(E.Drake)在宾夕法尼亚州应用冲击钻钻出了美国石油工业的第一口油井。在随后的140多年里，钻井技术不断得到发展和完善，一般将20世纪的钻井技术的发展分为四个时期[39]：

(1)概念时期(1901～1919年)。将钻进与洗井结合在一起，并开始用牙轮钻头和注水泥固井技术。

(2)发展时期(1920～1948年)。牙轮钻头、固井工艺及钻井液技术进一步发展，同时出现了大功率钻井设备。

(3)科学化钻井时期(1949～1969年)。钻柱力学与井斜控制技术；喷射钻井；镶齿、滑动密封轴承钻头；低固相、无固相不分散体系钻井液及固控技术；钻井参数优选；地层压力检测、井控技术及平衡压力钻井等。

(4)自动化钻井时期(1970年至今)。PDC钻头；计算机应用；特殊工艺钻井技术；综合录井及井下随钻测量；钻井工具与装备的自动化发展等。20世纪70年代，计算机技术的引入和无线随钻测量技术的研发，是钻井技术发展的一个新的里程碑，它加快了科学化钻井的发展。20世纪80年代是深井钻井的高峰期，美国在1982年完成深井、超深井(超过4500米)1289口。到20世纪90年代，特殊工艺及高效钻井的研究与开发备受重视，大位移井、多分支井、小井眼钻井、欠平衡钻井等一系列高新技术在此阶段逐渐发展成熟。

20世纪80年代初，美国开始研究水平井技术，并取得了初步的进展。这项技术本身可追溯到1891年，当时的第一项专利技术是从一口直井里打出一个水平洞；1929年，第一口真正的水平井在美国的得克萨斯州完钻。20世纪70～80年代，随着油价的低迷、降低勘探费用的需要以及钻探设备的发展，水平钻井技术再一次被广泛研究应用。虽然钻水平井比钻直井的费用更高，但一口水平井可以起到几口直井的作用，因而钻水平井在经济上是可行的。在某些情况下，用常规井开采是不可行的，但水平井却可以使开发项目变得经济可行。20世纪90年代，水平井技术开始大规模应用，现已经作为常规钻井技术应用于几乎所有类型的油藏。到目前为止，美国是世界上钻水平井最多的国家。

目前，水平井钻井技术的应用正在向综合方向发展，大位移水平井、小井眼水平井和多分支水平井等钻井完井技术近几年在美国获得了迅速发展并大量投入实际应用(表2.5)。

美国自20世纪80年代开始运用大位移井，到90年代该技术得到了迅速发展，目前在美国主要用于加利福尼亚州近海。90年代以来，小井眼钻井技术的发展也非常迅速。目前，该技术也已应用于水平井、深井钻井中，如侧钻小井眼多分支水平井等，并开始用连续管钻小井眼。因技术领先，小井眼钻井数量最多。

表2.5 20世纪60～90年代美国主要钻井技术发展[36]

欠平衡钻井技术开始于20世纪50年代。近些年来，随着钻井新装备的不断涌现，欠平衡钻井技术再次受到高度重视，而且正逐步走向成熟。欠平衡钻井技术的主要优点是减轻地层伤害，提高单井产能、钻井效率，降低钻井成本，及时发现地质异常情况和识别产层。2003年，美国采用欠平衡方式钻井达2200多口，约占当年钻井数的20%。

油价暴跌对我们意味着什么？

如此便可能意味着一场经济危机。

当代石油资源储量靠前的国家里，大部分都曾在最近2亿年中被大范围海洋覆盖，油气则主要产自古代海洋形成的地层。

以沙特阿拉伯为例，在1.9亿年前的侏罗纪，它的国土还是位于热带附近的温暖浅海，并一直持续到后来的白垩纪。浮游动植物生生不息，海洋里的搏杀也日夜不停，无数有机质堆积到海底，孕育出一系列生油岩，最终形成丰富的石油。

石油与原油区别：

石油是工业名词，是相对矿产资源而言，通常所说的石油工业，是一种矿产资源工业。在石油勘探过程中，根据勘探程度和探明情况，计算并确定石油储量。石油储量是地质勘探成果，是一种待开发的原始矿产资源量。

原油是埋藏在岩石地层里被开采出来的石油，保持着其原有的物理化学形态，是石油工业的初级产品，实现了其使用价值，是油田开发的成果，原油产量是一种已经开发的矿产资源产量。

石油一词多用于说明油层渗透率、孔隙度及油藏品位。而原油一词多用于国家统计的原油产量统计数字、评价原油理化性质及用于说明采收率、采出程度及采油速度。

石油作为矿产资源是指含水、含气的油，而原油作为一种工业产品，其中的水、气已从油中分离出来，是一种合格的工业产品。

石油为什么用美元结算

美元在外汇储备中所占份额长期基本上稳定保持在66%左右，近90%银行融资的国际交易是用美元完成的。

国际清算银行(BIS)在2020年7月份的一份报告中显示，美元仍然是最强融资货币，所有跨境贷款和国际债务证券中约有一半以美元计价。所有外汇交易中约有85%是兑美元的交易，美元占官方外汇储备的61%，全球约有一半的国际贸易是以美元计价的。

美国在1971年废除了金本位制，美元进入信用货币时代，在美国宣布布雷顿森林体系解体后，美国与沙特做了一个之后影响美元深远的决定，美国从沙特购买大量石油，沙特自然高兴，源源不断的美元将流向自己，但条件是必须使用美元结算。

油价与全球宏观经济状态息息相关，因此油价是一个关键性价格。一些经济学家称高油价对全球经济增长有负影响。虽然高油价一般认为是经济增长导致的，但这说明两者之间的关系是非常不稳定的。

石油是工业名词，是相对矿产资源而言，通常所说的石油工业，是一种矿产资源工业。在石油勘探过程中，根据勘探程度和探明情况，计算并确定石油储量。石油储量是地质勘探成果，是一种待开发的原始矿产资源量。

原油是埋藏在岩石地层里被开采出来的石油，保持着其原有的物理化学形态，是石油工业的初级产品，实现了其使用价值，是油田开发的成果，原油产量是一种已经开发的矿产资源产量。

石油一词多用于说明油层渗透率、孔隙度及油藏品位。而原油一词多用于国家统计的原油产量统计数字、评价原油理化性质及用于说明采收率、采出程度及采油速度。

石油作为矿产资源是指含水、含气的油，而原油作为一种工业产品，其中的水、气已从油中分离出来，是一种合格的工业产品。

单位

1吨约等于7桶，如果油质较轻（稀）则1吨约等于7.2 桶或7.3桶。

1桶=42加仑

1加仑=3.78543升

美制1加仑=3.785升

英制1加仑= 4.546升

所以，1桶=158.99升

全球石油主要出口国：

委内瑞拉是世界上重要的石油生产国和出口国。按照其每日消耗74.6万桶计算，在不考虑其他出口等消耗增长的因素前提下，其存储可供其使用775年。石油产业是其经济命脉，该项所得占委内瑞拉出口收入的约80%。

沙特阿拉伯拥有世界上最多的石油储存，其国家90%的经济来自于出口石油燃料,名副其实的“石油王国”。在不考虑其他出口等消耗增长的因素前提下，其存储可供其使用273年。

加拿大的石油储量位居世界前茅，但是很多人说起石油只会想到中东地区，其实是加拿大出于保护自然资源的考虑，并没有过多的去开采石油，而且加拿大的石油97%以上的石油皆为油砂，大部分都用于了出口，在不考虑其他出口等消耗增长的因素前提下，其石油存储可供其使用217年。

伊朗在我们的印象中一直都是石油大国，实际上也是，伊朗是世界第四大石油生产国、欧佩克第二大石油输出国，其国家工业主要以石油开采为主，国家经济命脉和外汇也主要以石油为主要来源，可以说石油收入占据了伊外汇总收入的一半以上。伊朗的石油在不考虑其他出口等消耗增长的因素前提下，其存储可供其使用202年。

伊拉克拥有丰富的石油资源，原油储量本是世界排名第四，在伊拉克石油是国家的经济支柱，工业也主要跟石油有关，70%的天然气属于石油伴生气。伊拉克战乱导致开采石油的大部分工厂都停工了，石油出口量也收到一定的影响，在不考虑其他出口等消耗增长的因素前提下，其存储可供其使用453年。

油藏经济极限储量研究需要注意哪些问题

昨天晚上在网上看到了一篇文章，标题为《10亿吨！一个“史诗级”油田被发掘，油企哭了？》，当时小编脑海中就出现了几个问题，于是就上网搜了一下。我国从古到今一共发现了70多个油田，这么多油田，但是能真正开采出的又有多少？这么多油田开采起来成本花费有多大？为此花了又两个多小时的时间终于找到了结果。并写下了这篇文章。

对于油田的开采量我们就拿河北曹妃甸南堡油田区发现的新的大型油田来做一个数据解析吧，河北曹妃甸南堡油田预计储量可能为22亿桶，油田油气地质储量10.2亿吨，10亿吨大油田！一个10亿吨的大油田，其真正能够开采的产量到底是多少呢？

在这大油田里面也是有划分的，其中探明储量40507万吨，控制储量29834万吨，预测储量20217万吨，天然气(溶解气)地质储量1401亿立方米(折算油当量11163万吨)。仔细看就知这个10亿吨大油田是拼凑的，油是油，气是气，单油田只有9亿吨。

按照ABC一二三级石油储量分级，探明储量就是油田勘探阶段掌握油藏基本特点准备开发的储量，这个数据有把握。控制储量就是控制了含油面积，这个石油储量很虚，预测储量就是见到了工业油流，这个石油储量只是想象。这9亿吨只有4亿吨是探明储量，也就是说目前南堡发现的只是4亿吨油田。就按现在来说发现40亿吨石油储量，按照标准的量算开采只能开采出22亿桶。直接缩水一半了。

综上所述一个40亿吨的大油田实际开采量只有22亿吨，开采量直接缩水一半，从这一点就证明了油田的开采量只有50%左右。

随着时间的推移，矿产探索的进展逐步加大，目前在鄂尔多斯，塔里木和渤海湾盆地连续发现了8个亿吨级的大油田，并且我们可以确定的是塔里木是迄今油气储量最大的油田。可喜可贺，国内的原油产品不再需要完全依赖于进口生产。新增原油的产量探明已有39.47亿吨，天然气有2.3万亿立方米！并且在煤炭这一块的查明资源储量达1886亿吨！铀矿也是储量丰沛，足以形成我国铀矿的开发利用的新格局！

随着中国经济的崛起和国家发展的需要，近年来中国的石油进口量不断增加，超越美国成为世界第一大石油进口国，年均需求量达到惊人的5亿吨，石油消费在中国的单日消耗量都是一个庞大的数值。

众所周知，中国是一个地大物博的大国，石油总体储量还算是比较丰富。但是中国的油价为什么一直居高不下呢?尤其是最近经历油价调整之后，汽柴油的价格再度升高，令中国百姓不禁感慨，虽然中国相继发现了不少大型油田，但是国际石油价格这么便宜，为什么不采用完全进口的方式呢?这样还能节省成本。这种观点看起来倒还站得住脚，不过从长期利益考虑，石油作为一种战略能源，如果对外进口的依存度过大，一旦进口渠道出现任何问题，对国家的经济发展和社会进步都将造成无法估量的损失和影响。这显然是中国不愿看到的局面。下面我们就来具体分析一下中国油价高的原因：

开发成本

中国的石油大多分布在西部地区。而西部多为稠油生产基地，而相比沙特，伊朗，俄罗斯等一些中东地区基本都是埋藏相对较浅，流动性比较好的稀油。因为稠油具有黏度高、流动性差的特质，所以对于稠油的开采必须源源不断的向地入高温高压的蒸汽，才能够有效的开采出来;对于注入高温高压的设备一项成本大概是每桶27美元。而中东地区地处石油资源丰富的波斯湾浅海海域，开采不仅不用加热加压，而且大多是自喷井。所以在开采上，我国在成本就略比其他产油国多了一项高温蒸压的环节。

中国的石油大多分布在西部地区。而西部多为稠油生产基地，而相比沙特，伊朗，俄罗斯等一些中东地区基本都是埋藏相对较浅，流动性比较好的稀油。因为稠油具有黏度高、流动性差的特质，所以对于稠油的开采必须源源不断的向地入高温高压的蒸汽，才能够有效的开采出来;对于注入高温高压的设备一项成本大概是每桶27美元。而中东地区地处石油资源丰富的波斯湾浅海海域，开采不仅不用加热加压，而且大多是自喷井。所以在开采上，我国在成本就略比其他产油国多了一项高温蒸压的环节。

综上所述，中国油价普遍高于高级水平的主要原因是成本较高。不过，随着中国石油勘探与开采水平的不断加大，以及中国在南海海域的军事力量不断增强，未来中国发展出成本低廉的石油开采方式指日可待，届时，中国的油价将会大幅度降低。