石油储产量影响着我国的能源安全。
文／本刊记者 赵
一群离得很远的灰犀牛非常缓慢地前行，看似危险不大，但实际上，如果它们突然撒开步子狂奔而来，一切便为时已晚。
米歇尔・渥克的“灰犀牛”理论由此而来，并被运用在全球多个领域。
近日，油气行业人士不约而同地注意到这条新闻：中国石油(601857,股吧)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，专题研究部署提升国内油气勘探开发力度。同时，中国石化(600028,股吧)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。
非同寻常！
逻辑即在各种线索间。在专业人士不断厘清近年来的千头万绪后，也许，不难预见，一头巨大的“灰犀牛”正在远方。
而“三桶油”此时联动，部署加大国内油气勘探开发工作力度、努力保障国家能源安全等工作，正是防范之举。
不稳定的“卖家”
一段时间以来，“买油经济”是部分业内人士较为推崇的能源路线，尤以低油价以来为甚。以2015年为例，我国进口原油比上年增长8.9%，但进口金额比上年减少41%，减少了938亿美元。
对于油气开发承载巨大压力的中国来说，“一买了之”无疑轻松许多，但在复杂的世界格局下，把能源寄托在海外卖家身上，也许无法避免风险。
中国此番为何愈发重视国内的勘探开发，相当一部分专家认为，中美贸易摩擦升温可能是诱因。去年年底，美国总统特朗普带着“贸易天团”来华，和中国签下的能源大单几乎占了半壁江山，前景似乎阳光明媚。但半年以后，随着贸易战的开始和升级，一些项目已经暂停。
对中国抱以不断打击之心的美国，所带来的威胁不仅仅在两国间的合作与贸易。8月7日，美国开始恢复对伊朗的贸易制裁，虽然遭到欧盟等国家的反对，但对于关系更为敏感的中美，也许会带来更多变数。
在中国社科院研究生院院长、国际能源安全研究中心主任黄晓勇看来，今年一大变数是原油进口。“今年中东的地缘局势比较复杂，能否稳定供油存在不确定性，这方面需要未雨绸缪。”
一方面是变化多端的卖家，另一方面，我国已经跃升为能源大买家，其中的矛盾亟待调和。
“在三大主要能源对国际市场均有较大依赖的情况下，中国面临的能源形势非常严峻。”黄晓勇说。
目前，中国的石油越来越依赖国际市场。根据中石油集团经济技术研究院此前发布的《2017年国内外油气行业发展报告》，去年中国的石油对外依存度达到67.4%，较上年上升3%。
另外，天然气也主要依靠国际市场。黄晓勇还指出，中国虽然是煤炭生产大国，但值得注意的变化是，几年前中国已经成为煤炭净进口国家。
数据也证明了这一点。中国海关总署发布的数据显示，2017年全年，中国原油进口41957万吨，同比增长10.1%；进口金额11002.86亿元，同比增长42.7%。
另外，今年前7个月，我国进口原油2.61亿吨，天然气4943万吨，进口量和进口均价都呈上涨趋势。煤1.75亿吨，增加15%，进口均价略有下跌。
风不平，浪不尽。在此情况下，中国政府决心增加国内油气产量，并降低进口依存度至一个相对安全的水平的原因不言而喻，“三桶油”的部署成为关键。
中国石油表示，坚持国内勘探开发业务“优先发展”战略定位，科学确定提高原油产量短期目标和未来一个时期奋斗目标，制定切实可行的针对性措施，保持高强度稳定投入，全力以赴增储增产增效。同时加强国内油田原油高效开发，适当扩大整体及重点地区原油产能建设规模，确保原油产量稳中有升。
中海油则在8月6日召开的党组扩大会议提出全力保障油气增储上产，切实履行能源报国使命。具体措施包括采取针对性强的措施，提高国内新增探明油气储量，扎实推动“渤海油田3000万吨再稳产10年”工程，为提高国内储量产量多做贡献。
同时，中石化集团也在努力开拓上游板块潜力，尤其在页岩气开发方面获得了巨大进展。
言语不多，然而，任重道远。
暂无逆转的产量下降
不过，中石化石油勘探开发研究院咨询委员会副主任张抗并不赞同是近期的中美贸易摩擦让中国的勘探开发问题成为焦点。
在他看来，追根溯源，中国原油对外依存度越来越高的重要原因，便是产量下降。
国土资源部发布的全国石油天然气资源勘查开采情况显示，2016年我国石油新增探明地质储量10年来首次降至10亿吨以下，也是新中国成立以来最大的年降幅。
但是，能源需求量并未减少。
据统计，2017年，中国原油消费持续中速增长，全年原油表观消费量为6.10亿吨，同比增上6.0%，增速较上年扩大0.5个百分点。
张抗认为，经济的持续增长带动了对原油需求的增长。另一方面，我国原油产量持续下降，且短时间内无法逆转。
对于业外人士，如果只简单地看数据，似乎情况还比较乐观。
根据去年8月国土资源部公布的数据，全国石油储量基本稳定，累计探明地质储量57亿吨，年均探明11.4亿吨；同时，石油产量稳步增长，年均产量2.08亿吨；天然气储量产量也在快速增长，累计探明地质储量3.92万亿立方米。
“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。”但张抗认为，储量保障并非不成问题，“形势大好”，必须考察其新增可采储量的情况。
虽然我国勘探工作的成绩不小，但是新增探明储量并不能反映出新增储量的品质，特别是其可采性。
“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。”
“世界上认可的储量都是剩余可采储量，而不是地质储量。”他打了一个比方，“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。”
据张抗的统计，“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。
值得重视的是，2015 年新增储量的主力是鄂尔多斯(600295,股吧)、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。
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。
张抗指出，储量的经济门限过低也是重要原因。
在他看来，由于之前我国存在“重数量轻效益”的思想，导致了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。
另外，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。
如果以剩余可采储量来看，情况并不那么美妙。再加上石油不可再生、开采必然会发生自然递减的特性，问题也许愈发严重。
“就像庄稼地需要要轮作休耕，老油田虽然可以通过其他措施挖潜，但只能延缓，无法从根本上解决递减问题。”张抗说。
后患无穷的投资低潮
油气勘探开发往往伴随着豪掷千金的场面。因为一旦投入不足，有限的资金无法支撑重大勘探项目，便容易造成“圈而不探、探而不采”的局面。
“现实的情况是控制投资扼杀了深度。”中国石油化工集团公司经济技术研究院研究员罗佐县说。
2014年开始的低油价，让众多油企不得不勒紧“裤腰带”，削减对勘探开发的投资。如今，后续负面影响已经初步显现。
罗佐县介绍，2014年之前，石油企业对勘探舍得花重金投入，风险勘探是石油“宠儿”，石油公司的勘探投资能够占到上游总投资的20%。但是在价格低位运行时期，这一比例降到10%以下已经较为常见。
油气勘探经过上百年的发展，目前已经步入向新区新层系进军的阶段。要想获得发现，勘探必须有深度，这已是业界共识。
从数据来看，2008年和2013年两个油价高点年，全球超过6000米的新增勘探井分别达到80口和60口。但是到了2016年，数量降至10口左右，反差明显。
一般而言，油气勘探成功率与深井数量高度相关。特别是超深井，此类探井数量越多，获得油气发现的概率就越高。勘探深井和超深井（这里指深度大于6000米）数量下降的直接后果是油气勘探成功率的下降。
“WM的数据显示，2010年至2013年全球油气勘探成功率在35%至45%之间，但到了2014年之后则降至30%至35%。”罗佐县说，“石油公司在低油价时期普遍采取了压缩勘探投资总量，很多高难度项目被放弃。这虽然节约了成本，但容易造成储量青黄不接。”
业内持这一观点的亦有人在。
张抗指出，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。但若不能大幅降低勘探成本并以适当的投资去增加可采储量，短则三五年多则十余年石油生产必将难以为继。
据他介绍，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。
不过，近期的油价趋势也许会给投资带来一些变化。
由于油价的回升趋势，罗佐县认为，经过几年的紧缩投资，石油公司的储量基础均被不同程度削弱，也需要松绑勘探投资以保证储采比、储量替代率得到改善，风险勘探投入可能会呈现一定程度的增长态势，深层油气勘探力度加大。
就数据而言，国际油价的回升带动上游油气勘探与生产板块盈利不断改善。以中国石油为例，2017年勘探与生产板块国内业务实现经营利润154.75亿元，较2016年同比增长391.6%。
在此情况下，“三桶油”已经表示加大了上游勘探开发环节的资本性支出。
其中，中国石化2018年计划勘探及开发板块资本支出485亿元，比2016年增长171.6亿元；中国石油2018年预计勘探与生产板块资本支出为1676亿元，2017年勘探与生产板块支出为1620亿元。
作为海洋油气主力的中国海油，预计今年资本支出总额为人民币700亿~800亿元，其中，勘探、开发和生产资本化支出分别占约18%、65%和16%。在扩张投资的背景下，将会有5个新项目投产，其中两个为天然气田。
不断增加的勘探难度
2016年，一组数字曾令业内人士觉察到危机：全国石油新增探明地质储量9.14亿吨，10年来首次降至10亿吨以下。同时，我国原油产量为1.98亿吨左右，首次主动调减到2亿吨以下。这也是新中国成立以来年产量超过千万吨的最大降幅。
“骨头越啃越硬。”这是众多勘探开发人士的统一看法。
资料显示，我国石油资源条件好的大盆地在经过超过半个世纪的勘探开发后，已经进入中高阶段。松辽资源探明率达到了70%、渤海湾陆上达到53%、鄂尔多斯也达到了50%。曾经扛起半壁江山资源量的三大油气盆地勘探难度日益加大。
实际上，中国的油气产量杠杆系数并不低：以2015年为例，探明石油储量占世界1.1%，贡献了占世界4.9%的石油产量。这是所有产油国中最大的杠杆系数。
但无法缓解勘探难度越来越高的问题。
此前，中国石化副总经理马永生曾公开表示，近年来，成熟探区勘探新发现以深层低渗油藏、超稠油油藏和小型缝洞体碳酸盐岩等油藏为主，开发难度加大，资源接替困难，剩余可采储量及储量替代率大幅度下滑，给石油公司产量接替造成极大压力。
施工环节的复杂条件也为油气勘探带来更大挑战。在河湖水系、草原、风景区等自然保护区作业，在安全环保上对勘探作业提出了更高要求。这些因素都加大了勘探作业难度。
此外，油气勘探向技术密集型转变的趋势日渐显现。勘探技术向着高精度、高性能、高效率、集成化方向发展，水平井体积压裂、复杂深井快速钻探等一批技术成为突破禁区的“钥匙”。
这些难度，几乎在我国每个大型油气田身上都能得到印证。
“现在长庆油田处于从找‘锅盔’到找‘烧饼’的艰难阶段。”长庆油田勘探开发研究院主任罗安湘说。
“锅盔”“烧饼”的比喻听上去轻松有趣，背后却是重重压力。
鄂尔多斯盆地历来被地质学者称为“磨刀石”，其油气藏具有世界罕见的隐蔽性和致密性。如今，随着相对富集的油气区和主力层系的发现和开发，长庆油田将勘探目标不断向深层和周边外围展开。这些领域油气藏品位更低、储层非均质性更强、有效储层识别难度更大，给目标优选和井位部署带来极大挑战。
同时，越来越严苛的环保安全等问题也令油田勘探难度陡增。
勘探图上，一眼望去几乎全是浅橙色，那是长庆油田已经勘探过的地方。“地方上划了环保红线，都是保护区。我们只能重新找，有时把已经勘探过的区域再评价一遍。” 罗安湘说。
“石油往品质更差前进，天然气往深层、复杂储层和火山岩等非均质、非常规方向走。”中国石油勘探开发研究院资源规划所所长杨涛说，“这将是一个基本趋势。”
作为一个特殊领域，海洋石油则更具变数。
有人把海洋石油称为“潘多拉的盒子”，因为其充满了机遇和挑战，其高风险往往令人咋舌。
据介绍，海洋石油勘探开发不仅要抗台风、抗海啸、抗巨浪、抗冰冻、防腐蚀，而且要克服钻探作业过程中遇到地层压力过高发生的井喷、火灾、毒气等危险。整体来看，海洋油田开发成本是陆地常规油田的6~10倍。
这一切，无疑给海洋石油的勘探开发带来巨大的难度，也令中国海油的勘探开发之路挑战重重。
本文首发于微信公众号：中国石油石化。文章内容属作者个人观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。
