中国油气资源（通用11篇）
中国油气资源 篇1
石油天然气资源是经济社会发展必不可少的重要能源资源, 在国民经济发展领域具有举足轻重的作用, 油气资源的勘探、开采及供应严重影响着国家的经济命脉, 而油气资源税费则是影响油气资源勘探、开采及供应的重要因素, 虽然每个阶段研究油气资源税费的文献资料浩如烟海, 然而, 学术界目前尚没有关于油气资源税费的研究综述。因此搜集整理形成完整的油气资源税费研究综述, 以全面、真实、客观的反应中国油气资源税费的发展轨迹、研究动态, 全面概括总结分析油气资源税费的各种现实问题以及对策, 对深化油气资源税费的研究及经济政策的制定十分必要并且有所裨益。
一、油气资源税费演变与进展
(一) 油气资源税费的演变
1982年矿区使用费的征收开创了油气资源有偿开采的新篇章, 1984年对油气企业开征资源税, 1986年矿产资源补偿费的开征, 开创了“税费并存”的局面, 1994年进行了全面性、结构性税制改革, 2010年从价计征在新疆试点, 2011年11月从价计征全面推广。针对这一演变过程, 学术界主要有如下几种划分阶段的方法: (1) 两阶段划分。两阶段划分是以“税费并存”为分界点, 王广成 (2002) 认为油气资源税有两大阶段, 第一阶段是37年的无偿开采制度 (1949-1986) , 第二阶段是税费并存制度的形成与发展 (1982-2002) 。其中第二阶段分为四个时期, 有偿开采的萌芽 (1982-1984) , 第一代资源税制度 (1984-1986) , 税费并存制度的确立 (1986-1994) , 税费并存制度的前进与后退 (1994-2002) 。 (2) 三阶段划分。三阶段主要以经济体制为依据或者计征方法为依据, 有两种划分方法, 一是李绍平 (2004) 以经济体制为依据的三大阶段划分:计划经济体制时期 (1949-1978) , 石油企业生产经营全部以利润形式上交国家, 没有征收资源税费;改革开放以后 (1978-1994) , 适应经济体制改革, 开征资源税, 调节由于资源结构和开发条件差异形成的级差地租;新税制时期 (1994-2004) 1994年陆续完善资源税和矿产资源补偿费, 促进国民经济发展。二是贺俊峰等 (2011) 以计征方法为标准的三大阶段划分:无偿开采的上缴利润时期 (1949-1982) 、从量定额的税费并存时期 (1982-2010) 、从价定率计征时期 (2010至今) 。 (3) 四阶段划分。四阶段划分主要以油气资源税制发展完善程度为标准, 罗东坤 (2005) 、王灵碧、杜滨 (2006) 认为油气田企业税收制度沿革经历了四个时期:税制创立时期 (1949-1957) , 对石油企业仅征收5%的货物税, 税负较轻但利润上缴国家;发展时期 (1958-1977) , 在原有基础上简化税制, 给石油工业税收优惠政策;改革时期 (1978-1993) 最重要的是进行了“利改税”, 从而使得石油企业税种达到10多种, 石油企业税负增加;现行税制时期 (1994-2005) , 与石油企业相关的主要税种包括资源税、矿产资源补偿费等十多种。 (4) 五阶段划分。五阶段划分主要以资源税发展概况为标准, 王建铭等 (2004) 认为中国油气田企业税费制度沿革经历了萌芽、停滞、发展、改革和调整五个阶段:萌芽阶段 (1949-1980) , 税利并存, 以上交利润为主;停滞阶段 (1981-1982) , 资源税收发挥调节作用不太明显, 这是由于国家对油气田企业实行产量包干的政策;发展阶段 (1983-1993) , 经过“利改税”和工商税制改革, 税收对石油工业的调控有所加强;改革阶段 (1994-1999) , 1994年进行了全面性、结构性税制改革, 税收的调控作用明显加强;调整阶段 (2000-2004) , 国家对油气田企业的增值税、营业税进行了一定的调整, 油气田企业税收开始进入新的阶段。
(二) 油气资源税费体系研究进展
中国油气资源税费制度曾包括资源税、矿产资源补偿费、矿区使用费和石油特别收益金。2011年改革使征收了近30年的矿区使用费走向终结, 资源税、矿产资源补偿费和石油特别收益金构成了目前“一税一费一金”的油气税费体系, 关于石油特别收益金, 学术界争论不大。鉴于2011年已经取消了矿区使用费, 研究意义不大, 因此油气资源税和矿产资源补偿费的存废以及合并问题就成为学术界集中探讨的焦点, 主要有四种观点。 (1) 取消资源税或矿产资源补偿费。认为取消其一的主要依据是资源税或者矿产资源补偿费不符合初衷或者本质目的, 关于此问题主要有两种观点:第一, 取消资源税, 完善资源补偿费的征收。赞同此观点的学者居多, 认为资源税存在的理论依据不够充分。鲍荣华等 (1998) 指出资源税违背了其征收的初衷, 起不到调级差收益的目的。刘劲松 (2005) 提出政府凭借自身政治权利征收资源税, 不合逻辑, 税收制度具有无偿性, 资源是有偿使用的, 以其无偿性体现有偿性不合理。李显冬 (2006) 提出资源税必须取消, 资源补偿费的征收需要完善。流畅 (2006) 提出矿产资源补偿费表示被消耗的矿产资源价值, 不能成为征税对象, 资源税占据了补偿费的延伸空间, 可以废止。张举刚 (2007) 认为我国资源税没有体现其征收目的, 也没能体现国家权益, 没有存在的理论基础, 建议资源税应当逐步废除。柳正 (2006) 、张迎珍 (2007) 、陈文东 (2007) 、刘宁 (2008) 认为现行资源税与矿产资源补偿费实质相同, 不再含有极差调节的功能。曹明德 (2007) 、蒲志忠 (2008) 、丁丁等 (2008) 提出资源税立税原则不应与资源财产效益相关, 调节企业级差收益鼓励企业间平等竞争才是资源税的立税目的, 但是目前资源税却与矿产资源补偿费的套接利益关系相混淆, 这与资源税本质相悖。刘羽羿 (2003) 、晁坤 (2003) 、张文驹 (2006) 、吴颖 (2007) 、冯宗宪、李用来 (2008) 等主张我国应当取消征收资源税, 资源补偿金制度应当建立并且统一起来, 然后重新确定合理的税率。第二, 取消矿产资源补偿费, 只征收资源税。王建铭 (2004) 认为矿产资源补偿费难以体现国家对矿产资源的所有权, 不适用于油气田企业。同时, 矿产资源补偿费与资源税属于重复征收, 矿产资源补偿费的征收不合理, 应当取消矿产资源补偿费, 改革资源税制。王灵碧、杜滨 (2006) 认为中国油气田企业税费体系过于复杂, 建议取消矿产资源补偿费, 征收资源税。 (2) 将资源税和矿产资源补偿费合并, 实行“一税通”。认为两者合并的主要依据是二者性质相同, 理论上和实际上属于重复征收。王广成 (2002) 认为对矿产资源级差收益的征收的是资源税, 而对矿产资源开发后的部分超额收益的征收则是矿产资源补偿费, 两者都是一种资源价值形式, 建议合二为一。芮建伟 (2001) 、王甲山 (2004) 强调的重点是将资源税和矿产资源补偿费合并征收。陶树人 (2003) 提出构建“优质资源税”, 将资源税和矿产资源补偿费合并其中, 真正补偿资源所有权人的优质资源级差收益。叶建宇 (2007) 提出资源税与矿产资源补偿费分征不符合国际惯例, 而且在理论上属于重复, 这种征法不利于外资进入。侯晓靖 (2007) 建议合并资源税和矿产资源补偿费。李志学、彭飞鸽等 (2010) 认为中国资源费中的矿产资源补偿费属于重复征收, 造成企业负担较重, 建议将资源补偿费合并到资源税中统一征收。贺俊峰等 (2011) 提出统一税制体系, 实行“一税通”的观点, 认为将二者合并, 统一征收从价定率的资源税, 可以避免税费重复征收, 减轻企业负担, 提供公平竞争的环境。 (3) 维持税费分征格局。持此观点的学者认为资源税和补偿费性质、作用等不同, 坚持“税费并存[6]”。安仲文 (2008) 、高清莅、刘天增 (2008) 、郝志军 (2008) 指出单一征收资源税难以发挥税收的作用, 保护资源的作用无法发挥。殷燚 (2006) 认为要实现资源的有偿开采必须对采矿者征收绝对地租性质的资源税, 要实现平等竞争就必须对资源条件优越者征收超额利润税即补偿费, 二者符合国际惯例。孙刚 (2007) 主张在较长时期内, 税费并存是主要思路, 他认为税费的性质不同, 发挥功能和作用领域不同, 一味追求税费合一不一定是明智的选择。王晓明 (2009) 也认为资源税和补偿费性质不同、作用也不同, 坚持“税费并存”。 (4) 将油气税费全部废除或者合并为权利金。认为将资源税、矿产资源补偿费废除或者合并为权利金的主要依据是资源税“名不正”, 矿产资源补偿费“实不符”, 权利金制度可以克服二者共有的缺点。刘宝顺、李克庆 (2000) 主张废除资源税和矿产资源补偿费, 建立油气税费的权利金制度。朱振芳 (2000) 认为应将矿产资源补偿费、中外合作开采海上石油资源矿区使用费和海上石油资源矿区使用费全部合并为权利金。袁怀雨、李克庆等 (2000) 认为矿产资源补偿费“实不符”, 资源税“名不正”, 他建议开征权利金, 取消资源税和矿产资源补偿费, 统一由国家矿管部门征收。关凤峻 (2001) 建议取消资源税和矿产资源补偿费, 设立权利金制度, 他认为资源税没有立税的理论依据, 补偿费解释存在错误。殷燚 (2003) 指出权利金的两种不同形式实际上就是中国的资源税和补偿费, 前者从量计征, 后者从价计征, 就是在重复征收权利金, 建议“税”“费”应当取消, 重建“权利金”制度。唱润刚、张云鹏 (2005) 认为资源税费并存的制度混淆了财产权和政治权, 实践中造成重复征收, 建议建立权利金制度, 实现所有权与使用权相分离。刘权衡等 (2006) 认为, 征收“特别收益金”是资源税制度改革的方向。马爽 (2007) 建议将资源税和矿产资源补偿费合并为权利金, 建立油气资源权利金制度, 提高油气田企业的国际竞争力, 实现与国际接轨。
二、油气资源税费现状及研究
(一) 税负
(1) 关于税额的研究。主要观点认为中国资源税单位税额总体偏低, 应当适当调高。张秀莲 (2001) 指出, 现行资源税单位税额定得太低, 只部分反映了劣等资源和优等资源的级差收益。潘继平 (2006) 认为中国资源税单位税额总体偏低。刘磁军 (2008) 认为, 过轻的税负导致过低的成本, 从而刺激了对自然资源的过度需求和开采。陆宁 (2008) 认为中国资源税单位税额过低, 限制了资源税收调控作用的发挥空间。杨志勇 (2010) 认为, 资源改革的实质是提高资源税负。 (2) 关于税率的研究。税率一直是学术界百家争鸣和探讨最激烈的内容, 主流观点认为中国资源税税率过低, 并且主张建立差别税率、动态税率、滑动税率或者极差税率, 充分考虑经济因素、社会因素和生态因素对税率的影响。邓禾 (2007) 认为税率过低是资源税存在的最大问题, 而且税档之间差距小, 资源本身的内在价值和不同资源在经济中的不同作用无法体现, 资源开采的社会成本难以内在化, 不利于资源的可持续利用。张捷 (2007) 指出我国资源税率较低, 在我国税制体系中仅仅是“小不点”。安体富、蒋震 (2008) 指出, 资源稀缺的程度和资源的不可再生性难以通过现行税率的设计得到体现, 资源开采率的差别在税率的设计过程中也没有得到考虑。李绍平 (2004) 主张考虑同一油田不同阶段、不同区块的地质条件、资源丰度等方面的差别, 实行差别税率。李红欣 (2006) 主张结合该油田的开发阶段, 采取滑动税率来调节。罗东坤 (2005) 认为中国要改变以油区为对象计算石油税额的粗放征税方式为以油田为对象计征, 并按照石油开发的效益变化规律实行动态税率;采用极差税率制, 对不同级别的石油储量按不同的税率征税。丁丁等 (2008) 强调根据实际情况设置税率, 设置较高的税率主要包括以下几种情形:一是环境影响越大, 二是储量少, 三是未来使用较多, 四是耗竭快的资源。这是依据各种资源开采时的环境损害、储量的勘探和未来各种资源使用的情况。朱美莲、刘成杰 (2005) 主张实行有差别的比例税率。侯晓靖 (2007) 建议采用从价计征有两种方法, 一是采用超率累进税率, 根据利润率的不同征收不同的税率;二是采用比率税率, 计征简单, 有利于征管, 但是前者更能体现税收调节资源极差收入的功能。安仲文 (2008) 认为资源开发利用对生态环境的影响和资源的可持续性价值在税率设计的过程中应当考虑, 通货膨胀环境下的物价指数的变化在一定程度上也应当考虑。陆凌、桂王来 (2010) 建议采用反映石油价格的税率、符合石油生产周期的动态税率、针对不同级别的石油储量实行极差税率。
(二) 计税依据
资源税从量计征以销售量为计税依据, 从价计征以销售价格为计税依据, 矿产资源补偿费以销售价格为计税依据。肖兴志、李晶 (2006) 主张应该将税款和资源的回采率结合起来, 确定税负的重要参考指标不能忽视资源回采率和环境修复指标, 明确资源税计税依据。李绍平 (2004) 认为资源税与矿产资源补偿费计算方法不同, 计税依据不一致, 企业核算工作量大。潘继平 (2006) 认为中国资源税计税依据是销售量或者自用量, 而不是实际开采量, 不利于油气资源的保护和合理开采。
(三) 计征方式
目前关于计征方式的主要有以下观点:第一, 主张从量计征。主张从量计征主要依据是从量计征计征简单方便, 甚至可以通过提高单位税额代替从价计征。从量计征有三种:即销量、产量和储量。学术界主要认为以销量计征不合理, 应该改为以储量或者产量计征。赵新宇 (2006) 认为改变以销量计征为以储量计征。周冏等 (2008) 认为计税数量应当逐步由生产数量替代销售或使用数量, 技术成熟时按资源储量计征, 使企业能提前做好开采规划保证开采的进行, 使得资源获得最充分的利用建立在自觉提高回采率的基础上。张平竺 (2000) 主张采取从量计征的征税办法应当坚持, 但是必须提高税率。陆宁 (2008) 认为应当由以销计征转变为以产计征, 促使企业以销定产, 减少积压, 使资源得到充分利用。周四新、张峰 (2009) 通过对从价计征和从量计征的比较, 认为完全可以通过大幅度提高单位税额继续使用从量计征而代替从价计征。第二, 主张从价计征。主张从价计征的主要依据是从价正能反映油气资源的价格关系, 充分发挥资源税的调节作用, 克服从量计征的缺点。潘继平 (2006) 、王灵碧、杜滨 (2006) 认为中国资源税对油价变化的影响考虑不充分, 应当建立灵活的能反映石油价格特征的税收制度。李富兵、张道勇等 (2008) 认为资源税从量计征不够合理, 没有反映原油、天然气价格关系。孙飞 (2007) 、张捷 (2007) 建议计征方式由从量定额改为从价定率。商艺 (2008) 提出中国资源税应该由从量计征改为从价计征。李新心 (2008) 认为中国资源税应由从量计征改为从价计征, 从而通过税收调节资源利用。任佳宝 (2009) 建议由从量计征改为从价计征。何景川 (2009) 指出对资源税从价计征能充分反映资源的稀缺性, 尤其在油价暴涨的背景下。第三, 主张复合计征。主张二者并存的主要依据是二者作用和功能不同, 单纯依靠某一个都不能解决问题, 因此需要二者相辅相成。孙刚 (2007) 强调税费性质不同, 作用领域和发挥功能不同, 他主张在较长时期内, 实行“从量定额”和“从价定率”并存的征收方法。彭月兰、陈永奇 (2008) 认为从价计征是不能解决资源的真实消耗状况问题的, 尽管从价计征已经达成共识, 所以应当辅之以从量计征。
(四) 征收管理
中国资源税的征收机制与管理体制形成多头管理的局面由来已久, 如何避免多头管理一直是学术界研究的热点, 罗东坤 (2005) 认为中国资源税征收机制不合理, 不符合石油储量在开发过程中资源条件不断劣化的现实, 根本不存在超额收益的企业却也依旧缴纳资源税, 导致企业弃贫采富。李绍平 (2004) 认为资源税与矿产资源补偿费分别由税务机关和地质矿产主管部门征收, 造成管理体制分割, 企业要多头申报纳税, 企业协调难度较大。贺俊峰 (2011) 主张统一管理体系, 实行“一家管”。
(五) 收益分配
目前中国的油气资源税属于中央与地方共享税, 海洋石油企业的资源税为中央税, 其他资源税为地方税, 如何实现对资源税的分配, 实现收益最大化, 成为学术界关注的重要方面。殷燚、洪水峰 (2005) 认为中国矿权收益分配制度不完善, 收益分配结构不合理, 收益种类和名称混乱, 应当建立合理的收益分配管理制度, 实现收益最大化。张捷 (2007) 指出建议分成比例可按中央30%、地方70%来执行, 也就是采用中央和地方按收入总额分成的办法分配进行。何景川 (2009) 认为资源税管理体制在中央和地方存在责任不清的情况, 资源税成为名义上的共享税, 应统一由国家税务局征收, 然后按一定比例在中央和地方分成。
(六) 税收优惠
税收优惠核心方法是“级差税率”, 优惠对象主要为资源条件差、开发初期和后期、边际区块油田, 目的是鼓励对劣等资源的开发, 调节级差收益, 实现行业之间的平等竞争, 促进经济的可持续发展。程素萍 (2000) 认为油气资源开采条件的差异及开采位置、自然环境的差异在资源税征收额度中应当充分考虑。张晓东 (2004) 认为现行资源税不能将资源级差收益及时足额转化为国家税收, 而是转化为企业和个人的暴利。樊明武、李志学 (2007) 对极差资源税具体操作方法进行了说明, 他们以石油资源价值分级结果为依据进行了设计。谢美娥、谷树忠 (2007) 指出资源税调节不同企业极差收入的目的没有达到。李绍平 (2004) 认为只对开采固体矿产资源规定减免项目, 而对开采液体矿和气体矿未规定减免项目, 不够合理, 建议对资源条件差、处于开发初期和后期的区块以及边际区块、三次采油区块等给予一定的税收优惠。罗东坤 (2005) 认为石油税制没有鼓励劣等资源开发的政策。王灵碧、杜滨 (2006) 、潘继平 (2006) 认为资源税差异考虑不充分, 级差收益不明显, 应当对边际油田实行税收优惠政策, 系统规划、科学划分优劣资源的税额标准。陆凌、桂王来 (2010) 建议给石油行业更多的优惠鼓励政策, 对边际油田实行税收优惠和投资补贴。贺俊峰 (2011) 建议实行“西海新, 免减补”, 即对西部地区、海上油田和新型能源实行免征、减征或者补偿。
(七) 环境保护
环境保护是中国实施可持续发展战略和科学发展观的题中之义, 油气资源税能否发挥环境保护的作用成为学术界探讨的热点。赵岚 (1997) 建议通过资源税负担轻重鼓励企业提高资源回收率, 抑制企业采易弃难、采富弃贫的投机行为。冯菱君等 (2003) 认为现行资源税不能体现对不可再生资源的合理开采、节约使用和有效配置, 也不利于企业的可持续发展。李绍平 (2004) 建议开征专门的环保税, 构建生态税收新体系, 完善资源税费体系。
三、总结与述评
虽然学术界对有气资源税费沿革划分标准不一, 划分结果不同, 但是基本以特殊年份和重要制度出台日期为界, 2010年以前的划分大都将油气资源税费制度出台后的发展改革进行了细分, 以突出油气资源税费的改革和调整状况。然而, 2011年资源税改革以后, 再对改革后的油气资源税费进行细分则没有必要, 应当突出改革的关节点。因此, 笔者倾向于以“计征方法”为标准的“三阶段划分法”, 这种划分方法更加清晰地反映了油气资源税的发展轨迹。学术界对资源税和矿产资源补偿费的存废与合并问题各持己见, 有其合理之处, 本着“简化、统一、效率、公平”的原则, 笔者倾向于将矿产资源补偿费合并到资源税中, 实行“一税通”, 同时对资源税进行改革, 使其具有级差调节、价格调节、区域调节、效益调节等功能, 避免因开征新税种所带来的税收成本提高等诸多问题。由从量定额改为从价定率征收是油气资源税改革巨大进步, 税负高低取决于税率的高低, 目前从价计征的税率均为5%, 仍然偏低, 建议根据各油气田开采阶段、资源丰度、自然条件等因素适当提高税率, 实行差别比例税率, 以便更好的发挥资源税级差调节功能。2011资源税改革后, 以量为单位的研究失去意义, 以价格为依据成为研究焦点, 如何使补偿费与资源税的计税依据相统一, 并且一次征收、简单处理, 成为研究的重点。笔者主张坚持目前的改革, 以销售价格为依据, 不再与“量”挂钩, 在计税依据上尽量统一。中国油气资源税采用从价计征的单一方法是不二选择, 再讨论如何从量计征、复合计征的现实意义不大, 有必要跟踪深入研究在从价计征机制下如何更好的利用税率杠杆解决存在的主要问题, 而不是通过改变计征方式来解决。油气资源税费朝着简化、高效的方向发展是大势所趋, 油气资源税费虽然经历多次改革, 但在管理体制上依然分属税务部门和地质矿产主管部门管理 (矿产资源补偿费由地质矿产主管部门会同财政部门征收) , 这种分头管理模式显然不符合简化税制的原则和趋势, 因此, 资源税应当统一由税务部门“一家管”, 取消其他部门的管理。油气资源税费收益分配机制取决于国家的财政收入分配体制, 如何在中央与地方之间进行分配主要考虑四方面因素:一是维护中央与地方财政收入合理比例;二是2012年后营业税改征增值税试点及其他结构性减税对中央与地方财政收入的影响情况;三是从价计征后税额增长幅度;四是油气资源产出地方政府财政收入状况。2011年资源税改革后, 所有油气田企业实行统一税率, 未能体现资源的级差收益和对环境的保护, 因此, 建议在从价定率征收机制稳定之后, 考虑逐步推行各项税收优惠政策, 优惠政策着力体现对条件较差、经济落后、生态脆弱的地区进行照顾, 使税收优惠真正起到平衡区域经济、平衡企业负担、平衡社会效益的功能, 不宜“一刀切”、“一条线”, 要确实从油气田企业所处的特殊实际出发, 优惠政策得当, 不宜幅度过大, 导致竞争显失公平。开设生态税费其实可以通过税收优惠和税率设置来实现, 要使企业确实落实环境保护的责任, 资源税征收环节必须考虑企业经济效益和环保指标, 对具体事实行为进行处理, 而不是广泛的征收环保税, 对于环保较好的企业可以通过减免税收进行奖励, 推进资源与环境的可持续发展。
参考文献
[1]王广成:《中国资源税费理论与实践》, 《中国煤炭经济学院学报》2002年第6期。
[2]罗东坤:《促进石油工业健康发展的税收政策探讨》, 《税务研究》2005年第10期。
[3]王萌:《中国资源税研究综述》, 《经济研究导刊》2010年第6期。
[4]王灵碧、杜滨:《油气田企业税收政策研究》, 《财会通讯》2006年第11期。
[5]王甲山、王井中:《中国油气田企业可持续发展税费问题研究》, 《中国石油大学学报》2007年第10期。
[6]李晶晶、钱永坤:《资源税研究文献综述》, 《当代经济》2009年第3期。
[7]殷燚、苏迅:《资源税改革势在必行》, 《中国国土资源经济》2006年第1期。
[8]盖静:《中国矿产资源税费金制度研究综述》, 《经济研究导刊》2010年第10期。
新疆油气资源丰富（3则） 篇2
新疆油气资源丰富，在第二次全国油气资源评价中，新疆陆上石油、天然气、煤层气、煤炭资源预测量分别占全国30%、34%、26%和40%。除油气资源外，新疆的风能、太阳能等可再生能源也十分丰富，其中，风能资源占全国总量37%，是仅次于内蒙古的第二大风区；太阳辐射照年度平均值约580万千焦/平方米，位全国第二。此外，新疆矿产资源品种非常齐备，目前有矿产138种，占全国发现矿产的80%左右，储量居全国之首的矿产有5种，居前五位的有27种，前十位的41种。
26日的中共中央政治局会议提出，加快推进惠及各族群众的重大项目建设，在资源开发利用转化过程中提高地方参与程度。实际上，提高新疆的参与度并不是首次提出。2013年12月25日，张春贤在新疆维吾尔自治区党委经济工作会议上就曾表示，支持中石油、中石化“新疆大庆”和“西部大油田”计划实施，更大力度推动新疆央企在新疆注册、地方参股，谋划实施地方主导、自主开发的大型油气项目。
根据新疆维吾尔自治区国资委提供的数据，截至2014年一季度末，53家中央企业在新疆计划投资项目685个，计划投资总额1.85万亿元，已完成投资5903.86亿元。
文/新华网
贵州晴隆发现中型锑矿
近日，贵州省矿权交易局组织专家及有关人员对贵州地矿局113队负责的贵州省晴隆锑矿整装勘查项目进行了野外验收。经初步估算，该项目锑金属资源量3万余吨，达到中型矿床规模。
据了解，该项目是贵州省第二批30个整装勘查项目之一，累计完成1：1万地质填图76.3平方千米、1：1万磁法测量9.74平方千米、1：1万激电中梯测量9.74平方千米、激电测深90平方千米、物探测井2孔、矿产地质钻探27孔、老硐清理63个、槽探77个、取样940件。
专家组经过现场检查及听取项目负责人的野外工作总结汇报后表示，该项目设计工作量完成情况较好，各种原始资料齐全、可靠，找矿成果显著，评定项目资源量达到中型矿床规模。
文/王旌羽
青海地矿局今年落实245个地勘项目
今年以来，青海地矿局强力落实青海省委省政府一系列工作部署和全年国土资源工作总要求，按照“地勘投入不下滑，地质找矿有突破”的总基调，加大项目争取力度，全年逾10亿元的地勘投入已初步落实。
今年，该局共落实并实施的各类地勘项目有245个，总经费107，357.8万元。其中，国家资金项目104项，资金3，8083.4万元；地方财政项目84项，经费27，911万元；社会资金项目57项，经费41，363.4万元。目前，已终审的项目有226个。
野外地质工作有序推进。根据青海地矿局已落实的项目情况，全年将开展机械岩芯钻探及各种口径水文和工程钻探24.263万米、硐探5011米、槽探38.575万立方米。目前，该局已有40台钻机开动施工。其中，夏日哈木矿区累计完成钻探工作量1.6万米；2013年开始实施的4个钾盐勘查项目现已进入抽水试验阶段；今年实施的2个钾盐勘查项目累计完成钻探工作量4，000米；四角羊一牛苦头矿区累计完成工作量1万米，其它项目工作已陆续开展，总体工作进展顺利。
找矿新领域取得重要进展。青海地矿局下属水勘院的共和县恰卜恰镇中深层地热勘查项目取得重大突破，在2，230米深处控制到温度高达153摄氏度的干热岩，这是我国首次发现可供大规模开发利用的干热岩资源，填补了国内干热岩勘查领域的空白。
中国油气资源 篇3
关键词：中国油气资源,可持续发展,石油战略储备,环境保护
1 中国油气资源现状
1.1 常规石油与天然气资源现状
我国主要含油气盆地23个, 其中, 累计探明原油地质储量超过1亿吨的盆地有5个, 它们是渤海湾盆地、松辽盆地、鄂尔多斯盆地、准格尔盆地、柴达木盆地, 渤海湾盆地累计探明原油地质储量超过10亿吨, 是储量最大的油田;累计探明天然气地质储量超过1000×108m3的盆地有8个, 它们依次是鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、柴达木莺歌海和琼东南盆地。其中鄂尔多斯、四川累计探明气层气地质储量分别超过1×1012m3, 是目前气层气探明储量最多的两个盆地。截止2010年底[1], 我国累计探明石油储量为312.8亿吨, ;天然气累计探明地质储量为9.3万亿m3, 剩余技术可采储量为3.9万亿m3。西部含油气盆地占到了我国主要含油气盆地的一半, 具有较大的开发潜力, 但从技术角度来看, 西部油藏储层开发技术难度大, 成本高。总体而言, 随着勘探开发技术不断进步, 我国石油与天然气还具有很大的开发潜力。
1.2 非常规油气资源现状
我国非常规油气资源储量丰富, 是我国油气资源可持续发展的重要组成部分。油页岩主要分布在80个含矿区, 技术可采储量为2432亿吨, 松辽、鄂尔多斯、准格尔是油页岩的三个主力盆地, 占全国的76.79%以上;油砂地质资源可采资源量为22.6亿吨, 分布在准格尔、松辽、鄂尔多斯等24个盆地, 从大区分布来看, 西部资源量最多, 占到全国的55.6%[2]。
我国非常规天然气总量是常规天然气总量的5.01倍。煤层气1700亿m3、页岩气3400亿m3、致密砂岩气120000亿m3、天然气水合物1318000亿m3, 水容气450000亿m3。目前, 具有形成产业规模前景的非常规天然气包括煤层气、页岩气和致密气, 致密砂岩气已进入规模开发阶段[3]。
2我国石油与天然气产业面临的问题
(1) 后期潜力小, 东西部及海域油区接替不能完全实现。东部老油田均已先后进入“三高”开采阶段, 石油开采量仍很重要, 该局势只有通过科技投入才能得到改观, 但是也会导致成本大幅度增加。因此, 在短期内扭转老油田的递减趋势困难较大, 而新开发油田多处于西部盆地山地或东部海域盆地, 其受到复杂的条件的限制, 目前探明储量相对较小, 石油品味偏低, 勘探开发要求科技含量高, 在短时期内不能有效接替东部老石油区为我国经济社会发展提供足够的能源保障。
(2) 油区环境污染严重。油气资源开发过程中油气长距离输送以及油气加工过程、然气放空造成的大气污染, 钻井造成植被破坏, 落地原油造成大面积污染严重, 油田污水造成水体污染等等都会对环境带来破坏和影响, 致使土质严重酸碱化, 水质和空气污染, 影响了局部地区的土壤和生态环境, 但这些尚未引起各方面的高度重视。
(3) 对外依存度大, 油气资源安全加剧。2010年中国的石油进口量已经达到2亿吨左右, 对外依存度超过50%, 据预测, 到2020年我国石油外贸依存度将达到60%以上。国内石油产量是无法满足我国经济迅猛发展的要求。
3 中国油气资源可持续发展战略途径
(1) 东部老油区优化改造。增加油田老区技术改造, 包括加大对储层中剩余油分布进行详细描述, 对储层进行再认识;加大主要针对聚合物驱油技术, 深部调剖堵水等技术的研究;制定开发模式, 建立环境污染监督机制。
(2) 加大西部油藏勘探开发力度。西部油田开发面临油层埋深、勘探困难、水资源少, 而年产量占到我国的37%左右, 对西部新油区释、大孔道高渗层封堵、深部调剖等技术;3) 加大能源转化技术和利用技术研究, 并作为可持续发展战略重点来研究如煤制油、煤层气发电、节能减排等技术。
4 结论
我国油气资源要寻求一条可持续发展的道路, 那么就必须做到: (1) 对东部老油区实施适宜的改造措施, 达到稳产的目的; (3) 西部是最具接替区角色的区域, 但其勘探开发难度较大, 技术成本高、因此需大力增加低渗透和特地渗透领域的技术勘探投入, 促进东、西部接替的顺利实现; (4) 我国非常规油气储量丰富, 对补充我国油气资源具有重要作用, 但其蕴藏和勘探开发技术异于常规油气, 因此需加大非常规油气资源的基础理论与开发技术的研究; (5) 培养国内骨干人才、组建骨干团队进行培训和技术分享, 引进国外先进技术人, 为我国石油与天然气发展服务。
参考文献
[1]丁全利.“去年我国新增煤炭储量430.6亿吨”.中国煤炭报, 2011, 2, 25, 第001版.
[2]张会芳, 杨贝贝.“中国非常规油气资源分布综述”.辽宁化工, 2011, 40 (1) .
油气资源学院学习部工作总结 篇4
转眼间担任我院团委学生会学习部部长一职已有半年了，通过这段时间在团委学生会的工作、学习，我懂得了如何处理日常工作与学习生活之间的关系。第一学期除了严格按照学校、学院的规章制度及相关要求开展日常工作之外，还成功举办了多次学生活动，并取得了理想的成绩，但其中也存在不足。
一、日常基本工作
1、定期统计各班出勤情况，收集整理同学们在学习生活中遇到的实际问题和困难，做到及时与老师沟通。
2、按时参加学院日常工作计划和总结会议。
3、积极努力为同学们营造良好的学习氛围，帮助同学们正确处理学习与生活的关系。
4、个人方面，树立积极向上的学习观念，以自己的实际行动营造了浓厚的学习氛围，带动身边的同学努力学习，积极解决同学们在学习方面遇到的各种问题。
二、活动
1、学习经验交流会。我们部于国庆节之后，在户县新校区与大一新生开展了一次学习经验交流会，为大一新生及时解决了一些在刚入大学时遇到的问题。会上同学们踊跃举手提问，08级学长、学姐认真解答。在后来的调查中，同学们普遍认为此次经验交流会，对他们帮助很大。
2、纪念“一二·九”运动征文比赛。由于征文时间较短，使得宣传工作没有充分展开，但同学们投稿的积极性还是比较高涨，使得我部按时完成校团委分配的工作，并且部分同学的稿件获得好评。
3、帮助体育部开展“资源杯”篮球赛、鼓励同学们参加阳光体育-长跑运动等活动，元旦前夕积极帮助文艺部筹办元旦茶话会。
4、帮助个别班级筹办四级经验交流会，并取得较为理想的结果。
三、不足之处
1、由于与主席、书记沟通交流较少，使得在活动的组织准备中走了不少的弯路。
2、工作中部分部员的积极性不够高，使得部分工作在进行中出现上下脱节的情况。
3、还需尽最大努力帮助学院搞好学风建设、考风考纪的宣传工作。
在以后的学习工作中，我将更加努力，争取做得更好。
学习部
有关海洋油气资源开发技术的思考 篇5
关键词：海洋；油气；开发；技术；应用；发展
0 引言
国务院最新发布全国海洋主体功能区规划，要求提高海洋资源开发能力，实施海洋强国战略。规划提出到2020年，达到海洋空间利用格局清晰合理，形成储近用远的海洋油气资源开发格局，同时海洋空间利用效率和可持续发展能力大幅提升。海洋油气资源作为海洋经济的重要组成部分，将是政策重点扶持领域，规划提出要支持深远海油气资源勘探开发、海洋工程装备制造等产业发展，并提供政策保障。
规划提出合理确定不同海域主体功能，科学谋划海洋开发，调整开发内容，提高开发能力和效率。着力推动海洋开发方式向循环利用型转变，实现可持续开发利用，构建陆海协调、人海和谐的海洋空间开发格局。对于海洋油气资源开发，规划表示加快推进资源勘探与评估，加强深海开采技术研发和成套装备能力建设，选择油气资源开采前景较好的海域，稳妥开展勘探、开采工作。加快开发研制深海及远程开采储运成套装备。加强天然气水合物等矿产资源调查评价、勘探开发科研工作。
1 我国海洋油气开发技术的现状
其一，我国深海钻探技术不能满足要求，距离形成一套成熟的深海勘探技术还要走很长一段路，特别是大型装备的使用与生产工艺的配套技术尤其需要整合，“有需求、没技术”这已成为我国深海探索领域的一个普遍存在的“短板”；其二，我国的造船工业技术水平可以达到国际先进水平，但关于新型钻井平台的设计和建造技术仍处于初建状态，关键设备与技术的国产化率低；其三，适用于深水海域的水下钻采设备短缺，由于海上油气技术装备的发展起步较晚，与国际先进水平仍存在着较大差距，大部分设备都依赖进口；其四，深水海底管道及系统的动态安全性技术缺乏。深水海底为高静压、低温环境，这对管道强度、管内流体的输送要求非常苛刻，这一技术问题不解决，将直接影响海底集输系统的安全运行；其五，后勤保障及配套设施落后，无法满足远洋勘探作业需要。这包括各种服务船、补给船、测量船提供的生活和技术支持，乃至海军舰艇提供的安全保护等。
对于我国海洋石油天然气资源的勘探与开采来说，环保问题也是今后必须逾越的难题。
2 我国海洋油气开发技术的发展
近年来，我国海工企业在水下装备制造领域的技术、科研、资金的持续发力，也收获了可喜的回报。在深水油气开发领域实现“中国梦”，已经成为众望所归，国内有关油气公司，要敢于冲破传统意识，积极支持国产化技术研发以及装备制造，使得国内的技术研发成果尽快转化为生产力和市场应用产品。
与国际海洋油气行业的不景气相比照，我国正在实施大力发展海洋经济的国家战略，加快我国海洋油气资源的开发，为深水及水下技术的发展提供了新的空间。因此，我国在深水及水下技术的研发中，应特别注重如何削减投资，需要不断优化水下生产系统的流程，保证实效。
以下是勘查技术和分析技术分析与发展。
2.1 勘查技术的发展是油气勘察的前提，其方法技术改进是建立油气化探趋于成熟的标志。作为油气化探的重要组成部分，分析技术的进步直接关系到油气化探的发展。油气化探分析技术当前虽然取得了一定进展，但仍存在精细化程度不高，精度不准确等问题，在油气化探分析技术的道路上还有很长的一段距离要走。
2.2 含水油田开采技术的发展 含水油田开采技术是以针对高含水油田油量分布、开发潜力评估和开采技术的研究出现的技术，对于油量储存的多少，油层的位置以及油量中水的含量等方面有了重大突破。
2.3 低渗透油田开发技术的发展 根据我国的勘探数据报告，我国低渗透储油量的储备很丰厚，但是目前的开发利用率却很低，已经开采中的低渗透油田产量很低，由于这些问题的出现需要低渗透油田开发技术，在低渗透油田的开采上，首先，要考虑的情况是，在注水方面要大力推廣超前注水技术，这样就能有效防止渗透率降低等现象。其次，在水力压裂问题上进一步加强高强度支撑剂和快速返排，以及重复压裂技术等方面的研究。
2.4 三次采油技术得到发展 三次采油技术把原油采收率大大提高，目前的主要是聚合物
驱油，这种技术的采用使采油量提高了百分之十，在油田开采中应大力采用这种技术，进一步提高应用效率。
2.5 水平井复杂结构开采技术的应用 越来越完善的水平井钻井技术，其应用也越来越广泛，一些相关技术得到发展。比如：水平井轨迹设计优化和地质导向随钻测量等。水平井钻井工艺由以前单一的钻井方式发展到现在适应不同油层开采，筛管钻井技术和分级注术与当前国际先进水平还有着较大的距离。
2.6 海洋油气的深水开采技术 根据目前许多海洋油气资源开采的发展，其中尤为突出的是深水技术，受到各国公司的重视与垄断，有些关键性的技术只掌握在几个少数国家手中，且想引进这些技术还需要克服一些问题。我国海洋油气资源开发技术，应重点勘探开发具有自主知识产权的深水油气资源，力争具备初步深水油气自主开发的能力，实现深海油气资源勘探开发的跨越式发展。
3 结语
随着我国海洋油气工业从浅海向深海快速挺进，近期981钻井平台的诞生使我国海洋钻井技术有了长足进步，逐步跻身国外海洋油气田勘探开发。但我国在近浅海复杂油藏勘探开发领域仍面临诸多技术挑战和问题，我国的深水油气技术及装备研发工作基础仍十分薄弱，自主核心技术和核心装备数量非常有限，尚难以有力支撑海洋油气工业走向深水和海外。油气资源勘探开发技术能力是海洋资源开发能力的主要组成部分，是建设海洋强国的重要内容，我国的海洋油气技术研发工作仍任重道远。
参考文献：
[1]连琏，孙清，陈宏民，等.海洋油气资源开发技术发展战略研究[J].中国人口资源与环境，2006，16（1）：66-70.
[2]柯鑫剑.海洋油气资源开发技术发展的思考[J].山东工业技术，2015（3）：82-83.
[3]白玉湖，李清平.基于海洋油气开采设施的海洋新能源一体化开发技术[J].可再生能源，2010，28（2）：137-140，144.
中国油气资源 篇6
兢兢业业, 为祖国油气事业献力量
出生于1970年的刘成林研究员, 曾就读于中国石油大学 (北京) , 并先后获得综合勘探专业学士学位, 油气地球化学专业硕士学位, 矿物学、岩石学与矿床学专业博士学位;后在美国地质调查局丹佛能源资源中心进行油气资源评价方法的博士后研究。博士后出站后, 曾在中国石油勘探开发研究院廊坊分院从事天然气成藏和资源评价工作, 在中国石油大学 (北京) 从事油气成藏与资源评价的教学和科研工作。2012年, 他开始在中国地质科学院地质力学研究所从事油气资源调查评价科研工作, 并在油气地球化学与资源评价、非常规油气地质的研究领域取得了突出成绩。先后负责国家自然科学基金、国家专项等10余个科研项目, 获国家科技进步二等奖1项, 省部级一等奖1项, 省部级二等奖1项等。在国内外学术期刊上发表论文56篇, SCI收录12篇, EI收录10余篇, 编写专著7本。
刘成林研究员介绍说, 我国常规与非常规油气资源丰富, 但这些资源分布极为不均匀, 常规的大型油田主要分布在我国东部以及新疆等地;天然气主要分布在我国中部和西部。同时, 这些资源的品质参差不齐, 也有很多地方资源相对零碎, 勘探和开发难度相当大。
2003年至2007年, 刘成林研究员参加了国土资源部、国家发改委和财政部联合组织的国家重大专项“新一轮全国油气资源评价”, 并负责“油气资源可采系数研究与应用”和“我国陆上低勘探程度盆地储量和产量增长预测”课题。在该项目中, 他带领科研人员开展我国石油天然气可采系数研究, 制定了全国不同类型、不同粘性、不同深度和不同陆域海域的石油天然气可采系数标准, 并已经得到实际应用, 为全国石油与天然气可采资源量计算提供了依据。
目前, 刘成林正带领科研团队开展“柴达木盆地古生代油气资源远景调查”研究, 并已经取得初步成绩。通过调查, 他们查明了柴达木盆地石炭纪地层分布, 证实了柴达木盆地石炭系发育良好的烃源岩, 且厚度大、分布广;发现石炭纪地层具有生烃能力并发生过油气运移;证实柴达木盆地石炭系有较大的油气资源潜力。同时, 他们初步建立了柴东地区古生代以来构造地层构架, 提出了印支末期多种冲断模式, 编制了早古生代构造-古地理图, 提出了新的泥页岩岩相分类方案等。2014年, 中国地质调查局与中石油青海油田合作, 在柴达木盆地完钻一口参数井, 结果发现两个气层, 证实了页岩气的存在, 获取了石炭系油气地质参数, 走出了获得油气的重要一步。
刘成林研究员
非常规油气, 常规油气资源的补充或接替
近年来, 非常规油气资源进入人们的视野, 油砂、煤层气、页岩气等成为各大石油公司的勘探开发目标。刘成林介绍说, 非常规是相对常规而言的, 其地质条件和资源条件跟常规油气都有所差异, 油气储集条件复杂、开发难度大、更加依赖科技进步与中高水平油价。非常规石油包括油页岩、油砂、重油、页岩油等;非常规天然气包括致密气、煤层气、页岩气、天然气水合物、水溶气等。
非常规油气大多在空间上连续分布、资源量大, 可以作为常规资源的补充或替代。举例来说, 开发煤层气具有安全、节能、环保三大好处:第一, 避免了煤矿生产过程中的矿难, 减少人员的伤亡, 保障了人身安全;第二, 煤矿瓦斯如今可以直接开采出来加以利用, 不会造成能源浪费;第三, 具有保护环境的功效。如果将甲烷排到空气中就会产生温室效应, 而将其开发利用就会减少温室效应, 有效保护环境。
刘成林对我国油气勘探开发充满希望, 他表示, 从油气勘探开发历史来看, 随着科技进步与勘探投入, 石油和天然气储量与产量一直在增长。他认为我国的常规资源和非常规资源肯定能够支撑人类不断发展。他相信, 只要国人共同探索, 用不断创新的理念, 搭建科研平台, 培养科研人才, 我国的油气资源将得到更好的开发和利用, 为人类创造更大的价值。
带领科研团队开展野外调查
培养高新人才, 为祖国创新科技助力
除了在地质力学研究所进行科学研究外, 刘成林教授还是一位博士生导师, 积极培养多名博士后、博士及硕士研究生。对于自己的学生, 他表示首先会通过实践培养学生的科研能力和基本素质;另外, 他非常注重学生的个人悟性, 因为悟性高的人能够很快抓住科研项目或问题的真正方向, 并有效的去完成;他还非常关注学生的团队协作能力, 他认为一个能给团队带来快乐的人肯定能把任何事都做好。刘成林说目前他已经培养了硕士博士有30多名, 他们在工作岗位上都取得了很好的成绩。他戏称:“我们是个泡菜坛子, 学生进来有的是萝卜, 有的是辣椒, 扔到我的泡菜坛子里, 全是这个味。”刘成林教授主张给学生营造一种环境, 同时充分挖掘学生的潜力, 让他们更好的为国家做贡献。
中国油气资源 篇7
1 油气资源概况
1.1 含油气盆地分布
澳大利亚大陆共发育48个沉积盆地, 按不同时代及不同构造类型可划分为五类:西部及西北沿海主要为中生代拉张盆地区, 大陆中部为元古宇-古生界克拉通内部盆地区, 中东部为晚古生代与中、新生代叠合盆地区, 晚中生代-新生代拉张盆地主要位于澳大利亚大陆南部及东南部[1]。此外大陆内部还发育一系列面积小、沉积厚度薄的次要沉积盆地。约20个盆地部分或全部位于海上, 14个盆地内有油气发现。主要含油气盆地位于西北大陆架北卡那封盆地、布劳斯盆地、波拿巴盆地及东南部吉普斯兰盆地[2,3,4]。油气产层在早古生代到新生代地层中均有分布, 以中生代及新生代地层为主[1]。
1.2 油气资源禀赋
澳大利亚大陆油气资源包括原油、凝析油、液化石油气 (LPG) 及天然气, 已探明储量以常规天然气为主, 原油相对贫乏。据BP公司2015年公布最新资料, 截至2014年底, 澳大利亚原油、凝析油及LPG探明可采储量4×109吨, 占全球原油探明储量的0.2%, 原油储采比24.3年。其中, 原油约占24%, 凝析油占51%, LPG约占25%;天然气探明储量3.7万亿方, 占全球原油探明储量的2%, 位居全球第十位, 天然气储采比67.6年[5]。
原油探明可采储量集中分布在北卡那封盆地 (56.7%) 、吉普斯兰盆地 (21.2%) 及波拿巴盆地 (14.8%) , 约10%的原油储量分布于阿马迪厄斯盆地、鲍恩盆地、库珀盆地、Eromanga盆地及佩斯盆地等。凝析油集中分布于布劳斯盆地 (39.7%) 、北卡那封盆地 (36.4%) 、波拿巴盆地 (15.1%) 及吉普斯兰盆地 (5.6%) 。LPG主要分布于布劳斯盆地 (24.2%) 、北卡那封盆地 (41.8%) 、波拿巴盆地 (16%) 及吉普斯兰盆地 (11.1%) 。
天然气探明储量集中在北卡那封盆地 (58.7%) 、布劳斯盆地 (20.5%) 及波拿巴盆地 (12.8%) 。三个盆地天然气储量占比达92%, 位于大陆中部及东部等地区的阿马迪厄斯盆地、库珀盆地、奥特韦盆地等天然气储量仅占8%。
1.3 澳大利亚油气供需情况
澳大利亚是石油净进口国、天然气出口国。据BP公司2015年上半年公布资料, 澳大利亚2014年累计产原油1940万吨, 同比增长6.5%;原油消费4550万吨, 同比下降2.9%;原油缺口2610万吨, 占原油消费的57%。从近10年原油进口量来看, 澳大利亚原油对外依存度不断攀升, 进口主要来自阿联酋、马来西亚、越南和巴布亚新几内亚。2014年累计产天然气553亿方, 同比增长3.6%。消费292亿方, 同比下降0.1%。天然气出口261亿方, 同比增长7.3%。天然气主要以LNG的形式出口到中国、日本、韩国及中国台湾等地。截至2014年底, 澳大利亚已成为全球第三大LNG出口国。
2 澳大利亚LNG项目
2.1 项目简况
2014年澳大利亚全年以LNG形式共出口天然气316亿方, 为仅次于卡塔尔和马来西亚的全球第三大LNG出口国。截至2015年6月底, 该国共有在产LNG项目4个、在建LNG项目6个, 待建LNG项目4个, 以及14个规划项目。4个在产项目共8条生产线, 产能3980万吨/年。6个在建项目中有3个项目预计在2015年下半年投产, 届时产能将提升至6510万吨。
2.2 中澳天然气合作现状
随着我国天然气缺口不断增加及国内天然气产量增速放缓, 为保障我国能源供应安全、完善能源消费结构及改善环境质量, 近年来我国天然气进口持续攀升。数据显示, 2014年国内天然气产量达1241.1亿方, 同比增长6.9%, 增速趋缓。其中, 2014年全年从澳大利亚进口天然气52亿方, 占该国LNG出口总额的16.5%。2006-2014年我国已累计从澳大利亚以LNG形式进口天然气376.7亿方, 主要来自该国西北大陆架LNG项目[5]。
近10年来, 澳大利亚LNG产业蓬勃发展。综合地缘、成本、生产及供应能力、政治经济环境等多方面因素, 中澳积极开展LNG清洁能源领域合作。项目建成投产后, 有望进一步确保未来澳大利亚对我国保持稳定的LNG气源供应, 有力的促进国家能源安全。
3 中澳油气合作前景展望
中澳油气合作始于2006年深圳大鹏液化天然气项目, 此后, 中澳天然气合作势头迅猛。随着我国能源结构的不断优化, 天然气需求及供需缺口将进一步增大, 同时, 澳大利亚作为全球LNG产能增长最快的国家, 随着多个LNG项目的建成投产, 中澳LNG领域合作必将持续深入, 实现澳大利亚对我国天然气的稳定、长期供给, 有效保障我国能源安全。
4 结论
(1) 澳大利亚油气资源禀赋为“富气、贫油”, 已探明天然气可采储量大, 以大陆西北及东南近海海域常规天然气为主。大陆内部常规油气资源规模小、探明程度高, 储量增长潜力较小。天然气储量增长点主要位于西北大陆架北卡那封盆地、波拿巴盆地及布劳斯盆地深水区域, 勘探潜力巨大, 但截至目前勘探难度大, 成本高, 风险相对较高。
(2) 澳大利亚天然气主要以LNG出口到日本、韩国、中国及中国台湾等地。2014年出口量已达316亿方。该国是LNG产能增长最快的国家, 目前有在产LNG项目4个, 在建项目6个, 预计2017年在建项目投产后, LNG出口量将达8600万吨, 从而超过卡塔尔跃居世界第一位。
(3) 澳大利亚是中国重要的LNG进口国之一, 该领域长期稳定合作将是未来两国油气领域合作重点之一。对澳天然气领域合作有利于实现澳大利亚对我国天然气的稳定、长期供给, 有利于我国进口LNG及管道进口天然气的多气源、多地区供应良性格局的形成, 有效保障我国能源安全。
摘要：澳大利亚富天然气而贫油, 是原油净进口国及天然气出口国, 油气资源领域国际合作前景广阔。研究表明, 该国天然气已探明可采储量达3.7万亿方, 位居全球第十位, 天然气储采比67.6年。已探明可采储量主要位于西北大陆架及东南部吉普斯兰盆地近海海域。大陆内部常规油气资源储量规模小, 探明程度高, 储量增长潜力有限, 有利储量增长点为西北大陆架深水海域, 以天然气为主。澳大利亚政治、经济及社会环境稳定, 投资环境较好。深水海域天然气勘探及LNG为澳大利亚未来国际油气合作最具前景的两个领域, 但海域天然气勘探成本高, 风险相对较大。澳大利亚LNG项目发展势头迅猛, 出口主要面向亚洲国家及地区, 预计2017年左右对外出口将达到8600万吨。LNG项目为未来中澳两国油气合作的重点领域。
关键词：油气资源潜力,澳大利亚,LNG深水油气,战略选区
参考文献
[1]张建球, 钱桂华, 郭念发.澳大利亚大型沉积盆地与油气成藏[M].北京:石油工业出版社, 2008.
[2]刘伟, 何登发, 王兆明等.澳大利亚西北大陆架大气田的形成条件与分布特征[J].中国石油勘探, 2011, 3:68-75.
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[4]冯杨伟, 屈红军, 张功成, 等.澳大利亚西北陆架深水盆地油气分布规律[J].地质科技情报, 2011, 30 (6) :99-104.
[5]《2015年BP世界能源统计年鉴》
[6]鹿璐.澳大利亚常规油气行业现状及行业特点分析[J].中国国土资源经济, 2014, 63-68.
[7]何金祥.澳大利亚天然气工业的发展现状及展望[J].国土资源情报, 2010, 6:36-38.
[8]白国平, 邓超, 陶崇智, 等.澳大利亚西北陆架油气分布规律与主控因素研究[J].现代地质, 2013, 27 (5) :1225-1232.
我国油气资源税费探析 篇8
(一)资源税
我国现行的资源税主要依据1993年12月25日国务院颁布的《中华人民共和国资源税条例(草案)》来施行,该条例于1994年4月1日正式实施。资源税中的石油税目是指开采的天然原油,不包括人造石油。天然气税目是指专门开采或与原油同时开采的天然气,暂不包括煤矿生产的天然气。税率实行从量定额计征,根据企业生产条件的不同,原油的税额为8元/吨~30元/吨,天然气为2元/千立方米~15元/千立方米。随着国际原油市场的一路走高以及因此带动了天然气价格的上涨,国家税务总局于2005年7月1日上调了油气田企业的原油和天然气的税额,即原油税额为14元/吨~30元/吨,天然气税额为7元/千立方米~15元/千立方米。其中,原油资源税税率分为30、28、24、22、18、16、14元/吨共七个档次,天然气资源税税率分为15、14、12、9、7元/千立方米共五个档次。我国陆上油气资源税属于省级财政收入,海洋油气资源税属中央财政收入。
(二)矿产资源补偿费
为了保障和促进矿产资源的勘查、保护与合理开发,维护国家对矿产资源的财产权益,根据《中华人民共和国矿产资源法》规定,矿产资源补偿费按照矿品销售收入的一定比例计征。石油天然气征收率为1%,征收的矿产资源补偿费,应及时全额地上缴中央金库,年终按照一定比例中央与地方分成。
(三)矿区使用费
目前我国只对开采海洋油气资源和中外合作开采陆上油气资源征收矿区使用费。现行的矿区使用费根据1995年修订后的《中外合作开采陆上石油资源缴纳矿区使用费暂行额利润或者是由矿床的天然禀赋条件造成的,或者是在矿产品价格周期性上升期间所产生的。一些国家采用的是征收资源租金税的办法。这种资源租金税,实质上是一种超权利金,具有级差地租的性质。但这一税种的应用并不十分普遍(主要矿业国家中约只有15%采用此税),许多国家采取在权利金中体现超额利润的办法,而不单独征收资源租金税。
(三)红利
在市场化高度发达的国家,还有所谓矿产资源红利,一个典型就是美国。美国公有土地上矿产的勘查开发执行分类管理制度,其中的可租让矿产,其矿业权的方式是招标租让。所谓红利,是通过招标拍卖方式出让矿业权,支付现金标金超出法律规定的权利金的那一部分标金。这种红利收入在美国一度曾相当可观,近几年美国每年红利收入在5亿~10亿美元之间。
(四)资源耗竭补贴
资源产业活动的劳动对象很大程度上是可耗竭的不可再生的资源。矿业公司为了补偿其日益耗竭的资源储量,必须投资于勘查不断寻找新的接替储量,这就使得在许多国家的税收制度中出现了“耗竭补贴”的理论。这种耗竭补贴的实质是通过降低公司的应税收入而减少公司应纳的税赋。“耗竭补贴”可以看作是一种“负权利金”。
三、我国油气资源税费存在的问题
(一)税费体系过于复杂,不利于资源税费征收管理
我国由资源税、矿区使用费和矿产资源补偿费构成的“两费一税”的石油资源税费体系对维护国家的资源所有者权益,促进石油勘查开采发挥了重要作用。但是,随着市场化改革的不断推进,该体系已不能很好地适应发展的需要,显得过于复杂、繁琐,不利于建立健全资源有偿使用制度,促进资源产品价格改革。在征收过程中,不同类型的油气企业又区别对待,如中外合作开采石油、天然气,按照现行规定征收矿区使用费,暂不征收资源税;在资源税的开征中,陆上油气和海洋油气资源税又分属于地方税和中央税。
(二)计征税费率过低,不利于地方积极性的提高
我国陆上石油资源税实质上属地方财政,矿区使用费为中央与地方共享,因此,石油资源税不是一种调节资源开发级差收益的财税工具,也是调节和平衡中央与地方的油气资源收益分配、促进资源所在地经济发展的有效手段。我国石油资源税单位税额总体较低,油气矿区使用费征收率为1%,税率水平远低于西方国家,导致资源产地的资源收益过低。石油资源税税额偏低,资源产地的收益过低,不利于地方经济的发展,地方积极性不高,甚至出现地方政府的一些不作为现象。
(三)资源差异考虑不充分,不利于级差收益的体现
尽管油气资源税已经考虑了油气资源的差异对资源收益的影响。但总体来看,目前资源税只是部分地方反映了劣等资源与优等资源的级差收益,对资源本身的客观差异考虑不够充分,收益的级差特征不显著。不同油田的单位税额确定缺乏客观的实证分析,未能考虑油田在不同时期开采成本的可变性特征。即使在同一油田,不同层位、不同区块的资源也存在巨大差异,但目前却征收相同的资源税,没有反映其级差特征。
(四)资源税计税依据不合理,不利于油气资源的合理利用
我国石油资源税实行从量定额征收的办法,计税依据是销售量或自用量,而不是实际开采量,更不是油气的储量。现行油气资源税的计税依据,很难解决油气开采过程中“挑肥拣瘦”的现象,油气资源的采收率、回收率、综合利用率不高,油气资源浪费严重,客观上不利于对油气资源的保护和合理开采。如果计税依据调整为油气的可采储量,则会促使企业提高油气开采技术水平,加大油气开采管理力度,最大限度地提高油气采收率,从而更好地节约有限的资源。
(五)资源税从量计征方法有待改进,不能反映油价变化的影响
从理论上讲,油气资源属于国家,油气资源所带来的收益应该主要归国家所有。现行油气资源税采用从量计征的办法,资源税的多少只与其销售量(或自用量)和单位税额有关系,而不能反映油价变化的影响。石油价格的变化直接影响了资源开采收益,价格上涨收益增加,而油价暴涨,资源开采者则会产生暴利。我国石油资源税并未考虑油价上涨因素特别是原油价格飙升对资源税征收的影响,没有通过征收资源特别收益税或增加资源税税额等方式来参与因油价高涨给资源开采者所带来的巨额收益的分配,不能很好地体现和维护国家的资源所有权益。
(六)资源税税率与国内矿区使用费费率难以衔接,不利于企业公平
对开采海洋石油资源和中外合作开采陆上石油资源的企业按年度总产量征收矿区使用费,实行超额累进费率,以实物征收,且规定了一定产量的免征额。而对陆上油田企业则征收资源税,实行定额税率,只对原油开采过程中用于加热、修井的原油免税。由于资源税费种类的不同,造成了资源税税率与矿区使用费费率难以衔接,致使国内两种油田企业在缴纳资源税费方面不平衡。
四、我国油气资源税费改革的建议
(一)开展油气资源品质结构和等级研究,扩大级差收益
我国石油资源级差特征显著,如何科学、合理地通过资源税调节不同等级资源的级差收益是资源税税率改革和完善面临的主要任务。建议首先开展全国石油资源品质结构和等级研究,综合石油资源的赋存条件、地理位置、开采技术要求、埋深、质量及不同开采阶段等方面的客观差异,系统、科学地划分优劣资源的税额标准。对石油进行科学合理、相对详细的等级分类,在资源税单位税额标准整体提高的基础上,扩大不同等级、不同品质资源的级差收益,以加强对优质资源的合理保护、高效开采和对低品质资源的开发,减少单纯追求利润、浪费国家资源的现象发生。
(二)改革计征方式和依据,充分考虑油气价格的影响
深入研究油气资源税的征收依据和方式,改革目前从量计征的方式,逐步采取从价征收或考虑价格因素的从量征收。所谓从价征收就是以油气销售额为计税依据,按照一定税率来计算应纳资源税税额。采用这种方式的难点就在于如何确定税率,一种思路是采用比例税率,即在开展油气资源品质结构和等级研究的基础上,对不同的油气企业采用不同的比例税率,对优质油气资源从高适用税率;另一种思路是采用超额累进税率,即确定一系列利润率档次,对每个利润率档次规定相应的资源税边际税率,只有当油气企业的利润率超过最低利润率档次时,才就超过的部分征收资源税,这种征收办法可以使高盈利的大油田成为资源税的主要负担者,可以鼓励对边际油田和中小油田的开发。上述两种思路一方面可以体现级差收益,另一方面也可以反映出油气价格的影响。所谓考虑价格因素的从量征收是指按照原油的市场价格,确定不同价格范围的税额标准,或者把原油价格和单位税额之间建立一个动态的联系,充分考虑油价上涨因素特别是原油价格飙升对资源税的影响,参与因油价高涨给资源开采者所带来的巨额收益的分配,从而体现和维护国家的资源所有权益。
(三)合并资源税费,促进企业公平竞争
将目前现行的“两费一税”合并为统一的资源税,类似于西方国家的权利金。将定额税率改为超额累进税率,参照目前国内石油资源矿区使用费费率标准,根据年度原油的总产量或者年度销售额分别实行超额累进税率,并且对原油和天然气分别规定免征额,其免征额可根据不同区块地质条件、资源丰度、三次采油等因素有所区别,除此之外不再设定其他税收优惠项目。采用这一方案,不仅有利于充分发挥资源税的级差调节作用,鼓励企业合理开采石油资源,而且实现了不同类型油田企业的统一待遇,有利于油气企业公平竞争。
(四)调整资源税费征收方式,合理分配中央与地方收益
资源税费的调整和提高直接关系到油气资源收益在中央和地方的分配比例。既要保证中央的财政收入,又要不影响地方政府的积极性,保证石油矿业秩序的稳定和环境的治理。因此,要深入研究油气资源税调整和提高的合理水平,确定油气资源税费收益中中央与地方的合理分配,特别是在资源税费合并的情况下,应当确定中央与地方对资源税收入的合理分配比例。考虑到我国的实际情况,建议把资源税改为共享税,分别上交地方和中央,在二者的分配比例中地方高于中央。
(五)系统规划资源税费改革,处理好多方关系
油气资源税费的调整,关系到多方的利益,其中涉及到中央与油气企业、地方与油气企业、中央与地方、油气企业与消费者、油气企业之间和油气上中下游企业之间等的利益关系,可谓牵一发而动全身。所以资源税费改革要统筹规划,综合考虑与上游市场化改革、矿权管理、油气产品改革、油气价格形成机制以及油气企业和经济发展的承受能力,采取综合配套、循序渐进、逐步实施改革策略,尽可能处理好各方关系。
摘要：油气资源税费开征的目的是为了促进油气资源的合理开发利用,调节油气资源级差收入,更好地解决资源与环境存在的问题。但是目前油气资源税税率偏低和税负持续下降使得资源税的作用没能得到有效的发挥。基于石油行业面临的变化,我国目前正在酝酿对油气资源税费进行相应的改革,合理调整油气资源税费,充分发挥油气资源税费的作用。本文建议税改方向为适当提高资源税率,并将从量计征改为从价计征。
关键词：石油企业,资源税费,税率
参考文献
〔1〕国务院.中华人民共和国资源税暂行条例.国务院令〔1993〕第139号.
〔2〕财政部,国家税务总局.关于调整原油天然气资源税税额标准的通知.财税〔2005〕第115号.
〔3〕潘继平.我国油气资源税现状及改革方向探讨〔J〕.国际石油经济,2006(2).
非油气矿产资源会计确认探讨 篇9
关键词：非油气矿产资源,会计确认,可确定性
一、引言
随着经济的高速发展和资源节约型经济发展战略的实施, 我国政府将矿产资源的无偿配置改为以市场交易为主的有偿使用, 以国家资源转让收费和管理收费 (税) 为核心的矿产资源权益价值机制已逐步形成。2000年9月28日, 国土资源部、财政部等联合下发了《关于进一步鼓励外商投资勘查开采非油气矿产资源的若干意见》, 这对加大外商勘查、开采非油气矿产资源的投资力度, 保证我国经济与社会的可持续发展, 起到了重要的促进作用。2006年财政部颁布的《企业会计准则第27号———石油天然气开采》 (CAS 27) , 不仅标志着我国在油气资源会计的核算规范方面迈出了成功的一步, 也为非油气矿产资源会计 (或称非油气矿产资源采掘业会计) 的研究指明了方向。但是, 矿产资源大部分是由非油气状态的金属和非金属资源所构成, 非油气矿产资源在资产特性和开采方式上与油气资源有着巨大差异, 我国非油气矿产资源开采企业的会计确认特有问题的处理不能完全参照现有的CAS 27的相关规定, 需要作另外的研究。
二、非油气矿产资源的涵义
CAS 27借鉴国际石油天然气会计准则, 并结合油气开采生产工艺自身的特点, 对油气资产的定义作出了明确的界定:油气资产属于递耗资产, 是油气开采企业所拥有或控制的井及相关设施和矿区权益。很明显, 在此定义中既包括属于自然生成物的油气资源本身, 也包括用于开采这些自然生成物的“井及相关设施”等人工构筑物, 这是符合油气资源资产特性和开采工艺特点的, 但是由于非油气矿产资源的物质形态和开采技术与油气资源有着巨大的差异, 这一定义不能完全适用于非油气矿产资源。非油气矿产资源应只包括所开采的自然生成物本身, 而用于开采的地面建筑物、大型矿山 (开采) 专用设备或用于地下开采的井巷工程、地下建筑物等应属于固定资产的范畴并按其服务年限计提折旧, 这是由非油气矿产资源开采的资产特性和开采工艺特点所决定的。
三、非油气矿产资源会计确认条件缺乏规范
1. 资产的确认。
首先, 关于资产价值的确认问题。我国非油气矿产资源企业从事资源的采掘活动需要取得采矿权和探矿权, 具体包括探矿权使用费、采矿权使用费、探矿权价款、采矿权价款。如果是通过支付探矿权使用费取得探矿权的, 后期需要进行勘探, 发生勘探成本, 进而形成资产;如果是通过支付探矿权价款、采矿权使用费取得采矿权的, 需要进行二次勘探, 进而形成资产。即非油气矿产资源企业所拥有与控制的主要资产———非油气矿产资源, 需要通过采取一定的技术手段, 历经不同生产阶段而获得。这与其他行业主要通过商品流通领域购买获得资产, 资产的价值即为实际支出的资产确认方式有显著不同。可见, 依据现有会计制度难以正确反映非油气矿产资源企业资产价值。
其次, 关于井巷工程资产的确认问题。目前, 大多数井巷资产占非油气矿产资源成本的30%。井巷资产是随采掘进度不断建造的, 不同于其他工业企业资产的建造, 其确认具有特殊性。
2. 非油气矿产资源企业成本与费用的确认。
与其他企业相比, 非油气矿产资源企业也存在其特殊性。普通工业企业所发生的成本费用总是与一定的收入相配比, 然而非油气矿产资源企业发生的主要成本费用却不一定会带来收入, 而且这些费用在非油气矿产资源生产成本中占较大比重。
(1) 安全成本。由于非油气矿产资源生产地质条件复杂, 不确定因素很多。一旦发生事故, 其危害和造成的损失是巨大的, 甚至影响企业的生存和发展, 为此国家鼓励企业加强安全生产投入, 为保障安全而投入的长期资金必须在成本中列支。
(2) 环境治理费用。按照《环境保护法》、《煤炭法》的有关规定, 遵照“谁开发、谁保护、谁污染、谁恢复”的原则, 增加对环境保护和治理的投入是非油气矿产资源企业必须承担的社会责任。
(3) 非油气矿产资源转产费用。非油气矿产资源开采是有时间限度的, 一旦资源枯竭就需要进行转产发展。转产发展需要接续和替代产业的投资支出, 职工的再就业培训及创业补助支出等均需要未雨绸缪。所以企业应该根据非油气矿产资源生产的特殊性, 建立非油气矿产资源衰老期转产发展基金制度, 支持企业的可持续发展。
上述这些费用怎么提取?提取的依据是什么?这些问题都亟须法律依据的指导, 否则将严重影响会计信息的可靠性和相关性。
四、非油气矿产资源的会计确认条件
资源会计在对与资源生态循环相适应的经济循环各阶段的过程和结果进行反映和控制时, 其会计确认问题就构成资源会计核算的一个基础内容。非油气矿产资源会计的确认过程, 除了应当遵循一般会计确认中的会计主体、持续经营、会计分期和币值不变等基本假定, 还要考虑以下几个基本前提条件:
1. 非油气矿产资源的可确定性。
资源就其总体而言并不是静止不变的, 它们每时每刻都在发生着变化。有些自然资源是经过了一个相当漫长的地质演变过程才逐渐形成的, 如非油气矿产资源, 并且还有可能随时发生相应的物理和化学变化;有些资源则每时每刻都在变化之中, 如森林资源, 这种变化的形式主要是生物形态的变化;有些资源则在发生着周期性的变化, 如草原资源、动物资源、海洋资源和生物资源, 进行着一年一轮回的更新和几年甚至几十年一代的进化与繁衍;有些资源的功能却基本上是固定的, 如土地资源。在非油气矿产资源会计核算中, 要采用一定的方法对其开发和利用过程进行全面的反映和控制, 可确定性应当是一个基本的前提条件。
可确定性具有三个方面的含义: (1) 会计对象是可以确定的。尽管会计对象种类繁多, 但我们可以根据其各自的特点, 对其种类、范围、形态、质量和可利用程度加以确定。只有这样, 我们才可以根据每种非油气矿产资源的特征, 选用恰当的方法和手段对其进行计量和核算, 提供相关的信息。 (2) 各种资源的储量和变量是可以确定的。特别是对非油气矿产资源储量和变量的确定程度, 要以一定时期的科学技术条件为基础, 建立在有依据的科学论证和推测之上。如新中国成立以前, 我国曾被西方资本主义国家定为“贫油国”, 但在地质学家李四光先生的科学论证和积极倡导下, 经过老一代地质工作者们不屈不挠的努力, 终于探明了我国石油资源的基本储量, 摘掉了“贫油国”这顶强加在我们头上的帽子。 (3) 资源的用途是可以确定的。尽管随着科学技术的发展, 人们对资源作用的认识将不断加深, 对资源用途范围的开发越来越广, 使资源的利用价值越来越大, 但我们必须有这样一个假定, 才能对资源的再生和更新等问题作出必要的诠释。
2. 非油气矿产资源的相对稀缺性。
它主要体现在以下三个方面:一是人类活动使得某些自然资源数量减少、枯竭和耗尽;二是自然资源和自然条件的贫化、退化及发生质变;三是自然资源的生态结构和生态平衡被摧毁和破坏。正是因为资源的相对稀缺, 所以会产生对有限自然资源优化配置的客观需求。资源配置涉及许多复杂的物理系统和生物系统, 而它的解决又必须在一个复杂的社会条件和制度条件下进行。合理的配置目标之间往往有可能是矛盾的, 人们对其合理利益的权衡也会各不相同。那些物理系统和生态系统代表着一种权衡和取舍, 即倘若我们有目的地去追求目标甲, 那就必然会损失一部分目标乙;倘若我们要保持目标乙, 就必须放弃目标甲在某些方面可能取得的成就。在这种情况下, 作出决策的依据就要看我们的相对评价。这种评价过程及其结论的得出, 需要参考非油气矿产资源会计所提供的相关资料, 而这些相关资料的出具及其方法的确定, 又应当以资源的稀缺性为前提。需要说明的是, 资源的稀缺性也是相对的, 因为尽管某些不可再生的耗竭性资源可能会出现枯竭, 但随着科学技术的发展, 人类最终会找到替代的方法。
3. 非油气矿产资源的可计量性。
可计量性假设是指对种类繁多的各种资源, 都可以从一定的角度、采用一定的方式对其存量、变量和增量用价值量度进行计量, 可以从价值角度提供资源变动情况及其相关信息。尽管资源随着人们的开采和利用具有日益稀缺性, 但人们对资源有用性的认识也在不断提高, 因而其价值的确认也具有无限的可增长性。在非油气矿产资源会计核算过程中, 虽然某些核算对象增量和变量的变化较难以货币量度进行确定, 如森林资源的再生速度和土地资源的复垦程度等, 若用货币量度对其变量进行确定就较为困难, 但若将这种确认与计量建立在可计量性的假设之上, 对其结果就可以作出合乎逻辑的解释。
4. 非油气矿产资源的不可再生性。
可再生性或称可更新性是对部分资源而言的。可再生性观念的确立使我们在对部分资源实施核算时, 可基于这一点来设计符合其生物特点的专门方法。如通过建立育林基金, 就可进行专门用于森林资源的再生投资, 以营造新的林木基地;通过对海洋捕捞期的定期封海管理以及对海区进行鱼苗定期投放, 以保证渔业资源的长盛不衰。对这类以保证资源的再生性为目的的投资及其收益核算方法的设计, 应当以可再生性作为其基本前提条件之一。因此, 资源作为人类社会发展的重要物质基础, 在人类不断地进行补偿和投资的前提下, 可以较好地实现“使用———补偿———再生———使用”的良性循环。尽管目前还有许多尚待进一步探明和开发的资源, 但非油气矿产资源类不可再生资源在总量上具有一种耗竭性, 它们不可能在原有的基础之上再生。已经干涸的油井、已经枯竭的矿区, 要让其再生出原有的矿藏是不可能的, 但若采取其他方式进行补偿性投资, 则可让它们发挥其他的资源效益。如矿区开采结束后将其改造为良田, 从而形成一种新的耕地资源, 当然, 这种更新是需要具备一定条件的。
五、小结
通过以上分析我们可以看出, 非油气矿产资源会计的确认与普通会计的确认条件存在一定差异。如果采用现行会计准则中的确认条件进行非油气矿产资源会计的确认将存在一定问题, 因此应该根据非油气矿产资源自身特点确定相应的确认条件, 以便进行正确的会计计量、记录和报告。
参考文献
[1].王昌锐.论矿产资源资产的会计确认、计量与报告.中国石油大学学报 (社会科学版) , 2007;4
[2].李恩柱.非油气矿产资源会计问题研究.会计研究, 2008;4
中国深层油气地质与勘探潜力 篇10
【关键词】深层油气；地质；勘探
近年来对油气资源的开采量逐渐扩大，很多油气资源都已经枯竭，为了满足社会的发展需求，开始对深层的油气进行开发，在深层开发过程中受地质条件的影响十分严重，所以必须要做好对深层油气富集状况的分析，才能保证开发的过程更加合理。
1、我国在深层油气方面的开发现状
中国石化自1998年重组以来，实行“稳定东部、加快西部、发展南方、突破海上、加强国内、开拓国外”的战略布局，积极推进油气资源发展战略。实现了普光、松南、塔河等重大突破，并在老油区实现了增储稳产，海外业务也在20个国家拥有47个勘探开发项目，权益油产量超过千万吨，有力保证了中国石化上游短板的不断增长。但是中国石化的探区石油远景资源量约266.68亿吨，只占全国石油总资源量的四分之一，在深层油气勘探领域尚需进一步开拓。 社会的不断发展在一些生产生活方面对油气资源的需求越来越多，随着科学技术的进步对油气资源的开发力度也逐渐加大，这一社会现象使得油气资源目前的数量已经难以满足社会的需求，我国对深层油气的开发起步较晚，我国的深层油气资源主要分布在四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地等。随着对地震级数探测能力的不断提高，在一些深层油气开发方面的成功事例也越来越多，已经在很多4000米以下的地方发现了丰厚的油气资源，也就是说很多盆地的深层位置都符合油气开发的条件，这也是我国今后油气资源的开发方向。
2、对我国深层油气富集条件的分析
深层指的是已经开发出油气的地质环境的下层，以及新的领域，深层有助于源岩的发育，所以一般油气资源是集中在凹陷的深层地质层系，从我国在深层油气资源的开发上可以看出深层的油气资源主要是聚集在资源丰度高的地方，而且在凹陷的位置埋藏的比较深。
2.1砂、砾岩体油气的成藏条件
（1）因为砂砾岩体与暗色岩泥的关系最为密切，所以油气在这种条件下的供给能力更加突出，特别是我国东部的老油气区，砂砾岩体都被包裹在暗色岩泥中或者是与其临近，大多数都是具浊积性质的砂砾岩体，这种类型的砂体与其他的物质有所不同，其自身就具备先天的闭圈条件，可以通过源岩的作用直接进入到砂砾岩的储集体当中去。（2）深层砂砾岩的存储密度都是比较密集的，而一般都是次生孔隙发育带以及裂缝带的位置是油气比较富集的地方。（3）在高压比较异常的地区，对砂砾的保存更有利于深部位置液态烃的存储，还有保存量相对比较高的高渗带，这些地区都为存储油气提供了便利的条件。
2.2火成岩体的成藏条件
火山岩是同类岩体中最容易储存油气的，主要是因为其周围的温度比较高，释放的大量热能对于加快机质的演化起到了助推的作用，加快了有机质的成熟速度，近而使得油气可以提早地进入到火山岩的体内，近而火山岩的内部及其周围油气的储量比较丰富，另一方面就是构造的特点，也造就了火山岩是油气富集的地区，在对深层油气进行开发时，油气的质量以及开采量主要取决于火山岩储存性能的好坏，其自身的储存性能与火山岩的结构以及风化作用都有着密切的联系。
2.3深部潜山油气的成藏条件
（1）岩体油气的富集程度与先天的条件有着密切的关系，比如一些潜山，所以在开采时要注意对先天条件的考察。（2）碳酸岩储物的性能受剥蚀和岩溶作用时间长短的影响比较明显，潜山自身的内部结构又对构造裂缝的影响比较大，这种现象在一些自然潜山上已经被得到充分地证实。（3）供油的窗口和供油的通道是潜山油气在成藏方面必要的条件之一。（4）在所有的潜山类型中，形成时间比较早的碳酸岩地貌，而且后期开发的过程中，又具备供油的窗口和供油通道的，对于开采工作最为有利。
3、深层油气在勘探潜力的表现
对深层油气的勘探获得的经济利益，与油气的富集程度及其规模有着密切的关系，在对深层油气勘探的过程中成本费用比较高，而且风险也比较大，所以在开采时必须要保证其是油气资源比较富集的地区，深层油气的富集程度与中低层的一样，都与岩体以及闭圈的条件有关，由于深层油气储藏的位置比较深，所以一些储藏时间比较久远的岩体很多结构都已经发生变化，这也会影响到油气的密集程度，还有一些特殊的地质条件，也给勘探工作带来一定的困难。
4、我国在油气资源方面勘探的潜力
我国石油探测工作者目前将我国的油气资源深度大致划分为四个阶段：浅层（2000m以下）；中深层（2000m～3500m）；深层（3500m～4500m）；超深层（4500m以上）。已经探明的深层及超深层中石油的含量占到了总量的百分之二十，而天然气含量更加丰富，占到了已经探明的总量的百分之五十。深层油气勘探潜力巨大，以下为我国当前深层和超深层油藏资源量和探明储量分布：以渤海盆地和松辽盆地为例，据资料显示，我国油气的探明率截至2002年底分别为5%和2%其挖掘潜力巨大。这其中，渤海湾地区的盆地在深层油气的探明率方面相比于其他地区比较高，分别是6%和4%。而二松地区的盆地油气探明度就比较低，大约是4%和1%，但是两大盆地在古生界的位置，天然气的探明率都不到2%。通过数据显示，在深层探明资源的储存量还是比较大的。通过勘探的程度和对剩余资源的规模统计可以看出，两个盆地在深层勘探的潜力方面都是比较大的，这也是东部地区未来的主要勘探领域，由于我国在中层和低层的油气资源开发时间比较长，一些油气资源已经开始枯竭，所以转向深层开发是未来发展的必然趋势。
5、结论
近年来随着经济的不断发展，在一些生产和生活上对于油气资源的需求越来越大，而我国在对油气资源的开发一直都是停留在中层和浅层上，使得油气的供给量已经显示出严重的不足。针对这种发展现状，必须要在油气的勘探工作中加大力度，从我国社会发展的实际需求出发，借鉴一些国外的先进经验，探索出一条适应我国油气开发的勘探道路，提高油气资源的开采量，更好地适应社会的发展需求。
参考文献
中国油气资源 篇11
关键词：南海南部,油气资源,礼乐盆地,南海断续线
1 引言
南海是西太平洋边缘海之一,周边为中国、越南、柬埔寨、泰国、马来西亚、印度尼西亚、文莱和菲律宾等国所环绕,南海总面积约350万km2,其中我国断续线内面积超过200万km2。南海南部主要发育万安盆地、曾母盆地、北康盆地、南薇西盆地、中建南盆地、礼乐盆地、文莱-沙巴盆地、西北巴拉望盆地等沉积盆地。
据专家预测,南海海域的石油资源量约为351亿t,天然气资源量8万亿~10万亿m3,其中曾母、文莱-沙巴、万安、巴拉望和礼乐等盆地的资源量尤其丰富[1],仅曾母盆地的油气储量约有126亿~137亿t[2]。研究资料表明,菲律宾在礼乐盆地发现的Sampaguita气田很可能是一个世界级的气田,显示出礼乐盆地油气资源潜力巨大。因此,开发利用南海南部区域丰富的油气资源,尤其是加快推进在礼乐盆地的勘探开发,对维护我国的合法权益,保障我国国民经济的可持续发展具有重要战略意义。
2 南海南部油气资源的勘探开发现状
2.1 南海南部主要含油气盆地及分布
在中国南海断续线以内(包括其附近)分布有14个含油气沉积盆地,总面积约41万km2,其中全部或部分在中国断续线以内的新生代含油气盆地有8个,主要包括曾母盆地、万安盆地、文莱-沙巴盆地、礼乐盆地、巴拉望盆地等[3]。
来自有关部门的调研数据显示,南海南部海域油气资源极其丰富,被称为世界四大油区之一,据了解,南海南部14个盆地总资源量:石油230亿t、天然气33.9万亿m3、油当量569亿t;其中可采资源量,石油33亿t、天然气10.9万亿m3、油当量142亿t。中国南海断续线内地质资源量:石油120亿t、天然气32.9万亿m3、油当量349亿t;其中可采资源量,石油14亿t、天然气6.6万亿m3、油当量80亿t[3]。
2.2 周边各国在南海南部的油气勘探开发现状
当前随着世界能源需求的日趋加大,一些南海周边国家在巨大利益驱使下,不顾南海主权历史上一直属于中国的事实,频频单方面在南海南部开发油气、扩张领地,引发新一轮的油气勘探开发热潮。
2.2.1 越南在南海的油气勘探开发现状
越南石油生产主要集中在南海南部海域,根据越南石油公司公布的石油区块划分,可清晰看到多数区块已经进入我国南海断续线内。越南石油天然气公司(Petro Vietnam)是越南唯一管理和从事石油勘探和生产业务的公司。根据Petro Vietnam公司公布的2010年度合同区块分布,其招标合同区块已经深入我国南海断续线内。越南在万安滩一带的油气开采和勘探活动十分活跃,其大熊、蓝龙油田以及木星、西兰花和红兰花气田均进入我国南海断续线内。
2.2.2 菲律宾在南海的油气勘探开发现状
菲律宾也是依靠近海石油的主要国家之一。20世纪70年代菲律宾在礼乐滩设立10个区块对外招标,通过出租的形式让外国石油公司勘探石油和天然气。截至1984年,一共钻探井7口,其中有两口井钻遇少量的天然气和凝析油,但是由于此地的地质条件太差,于1987年放弃勘探。此后,从1992年开始邀请外国石油公司在那里重新开展地球物理调查,迄今未曾中断[4]。
菲律宾海上石油产量多数来自西北巴拉望海域,勘探方向也在西北巴拉望海域、礼乐滩和南苏禄海。菲律宾油气开采主要为PNOC———菲律宾国家石油公司主导,其油气勘探触角已经伸向了我国南海断续线内的礼乐盆地,2006年在礼乐滩就有了新的成果,即发现了Sampaguita气田。截至目前,菲律宾几乎所有的天然气储量均位于马拉帕亚(MALAM-PAYA)天然气田,该气田位于我国南海断续线附近。
2010年2月位于礼乐盆地的GSEC101区块的勘探许可转为了服务合同区块SC72,该区块的面积由10360km2缩小到了8 800km2。英国Forum Energy公司获得了该合同70%的权益,整个合同还包含了Sampaguita气田,该气田位于礼乐滩南部,据报道该气田很可能是一个世界级气田,其储量可能在5 660亿m3。该公司正在该区域进行2D及3D勘探,预计不久之后就会部署探井。
2.2.3 文莱在南海的油气勘探开发现状
尽管文莱人口较少,但人均国民生产总值却在东盟位于前列,与近海石油勘探开发不无关系。其油气勘探主要集中在文莱-沙巴盆地,该盆地是目前勘探程度高、油气产量最大的区域,绝大部分油气区块都进入我国南海断续线内。文莱同样是通过海上招标的形式,以吸引外国公司参与勘探,并先后勘探开发具有良好前景的油气田,实现本国的石油经济价值[1]。
文莱与马来西亚于2009年3月16日签署了“文莱—马来西亚交换书”,确认了文莱对位于沙巴外海的争议区块L及M(根据马来西亚命名法,文莱则命名为K及J)的主权权利,此后这些区块被重新命名为CA2和CA1。CA1和CA2区块面积均约5 000km2[5]。
2.2.4 马来西亚在南海的油气勘探开发现状
作为东南亚第三大石油生产国的马来西亚,其近海石油开发量是国内需求的两倍。早在60年代就在南海海域进行油气勘探,1966年在海上划出招标区块,出租给荷兰壳牌石油公司勘探石油,1985年后,又通过对外招标、吸引外资方式,共有33家石油公司进行勘探开发活动。进入90年代,以更优惠的条件吸引大量外国公司逐渐向曾母盆地北部的深水区发展。目前在曾母盆地内共开发了14个油气田,据悉马来西亚目前已探明石油及天然气储量的52%来自曾母盆地[4]。
2.3 我国在南海南部的油气勘探开发现状
2.3.1 中海油石油招标区块
根据中海油公布的在南海的石油招标区块,在2011年及以前,我国在南海的油气勘探开发主要集中在南海北部我国沿岸,而在2012年,在南海的石油招标取得突破,所公布的第一批招标区块位于南海中南部。
2.3.2 共同开发
为了维持南海地区的和平与稳定,我国率先提出“主权属我,搁置争议,共同开发”的政治主张,这也是为维护和平、解决南海争端的现实选择。2004年11月,中国海洋石油总公司与菲律宾国家石油公司在部分争议区签订了合作勘探南海油气的协议,拉开了共同开发南海油气的序幕。2005年3月,中国海洋石油总公司、菲律宾国家石油公司以及越南石油和天然气公司签署了为期3年的《在南中国海协议区三方联合海洋地震工作协议》,将在一个总面积为14.3万km2的协议区内研究评估石油资源状况。但这一协议结束后,并没有后续发展。
3 我国在南海南部油气资源的开发利用对策研究
纵观南海周边各国,均在南海南部进行了深入的油气资源勘探开发,且绝大部分的合同区块都进入我南海断续线内,而我国这一海域的油气资源开发还处于起步阶段,因此加快推进我国在南海南部油气资源勘探开发任重而道远。
3.1 积极推进南海争议区油气勘探开发
3.1.1 开展以我方为主的油气勘探开发活动是首选战略
南海油气开发的历史告诉我们,没有自主勘探开发是不可能有合作开发的局面。如通过努力与周边国家短期内仍无法达成共同开发协议,可在适当时机在南海争议区选择合适的地区和盆地,采用对外合作招标、科学钻探,或自主开发等方式,开展以我方为主的油气勘探开发活动,以昭示国家主权,同时在某种程度上遏制周边各国的活动。自主开发必须有中间补给基地及一系列重大措施,可考虑重点主攻礼乐盆地。
2012年中国海洋石油总公司公布的第一批石油招标区块位于南海中南部的中建南盆地、万安盆地以及南薇西盆地,这是我国第一次公布位于南海南部的油气招标区块,通过这一时机推进与国际社会在这一海域的合作,加强这一项工作的落实,为我国在南海南部的实际开发打好基础。同时以此为契机,通过加强对南海各盆地的油气评估,逐步公布更多的油气招标区块,以逐步实现对南海油气资源的实际开发利用。
在以前的资源评估中对礼乐盆地勘探调查力度不足,新一轮的油气资源调查评价显示其是一个油气资源潜力巨大的盆地。可考虑逐步推进在礼乐盆地的油气勘探活动。此外,目前台湾中油公司在太平岛附近海域申请的13.8万km2的新矿区已获得台湾当局批准,应抓住这一有利时机,商讨海峡两岸合作勘探开发南海油气资源。
3.1.2 实施共同开发是较为现实的选择途径
在南海南部开展油气资源开发活动,面临的最大障碍是双边和多边政治争议,实质是对该区油气资源的所属争议。鉴于南海南部离我国大陆距离遥远、政治争议复杂,邻国对其近岸油气资源已经开发等因素,因此采取“主权属我,搁置争议,共同开发”的方针是较为现实而明智的战略构想。中菲越合作勘探随着局势的发展没有后续进行,可考虑在此基础上,继续推进油气钻探;并努力扩大合作国家和合作范围,特别是与菲律宾、马来西亚等国在礼乐盆地和曾母盆地深水区的合作勘探开发。要强调“共同开发”,坚决反对任何国家单独或联合地区外势力开发我国南海油气资源。对南海资源的开发必须要有我国的石油公司参与合作。这样既保证了我国领海领土主权的属性,又能充分合理地利用南海资源,有效缓解我国与周边国家的资源争夺[6]。
3.1.3 持续关注,长期跟踪,积极调整开发战略
目前一些南海周边国家在巨大利益驱使下,不顾南海主权历史上一直属于中国的事实,频频单方面在南海南部开发油气、扩张领地,许多油气开发区块都进入我国南海断续线内。并且随着国际能源危机的临近,南海的油气资源被越来越多的国家所觊觎,南海丰富的油气资源被越来越多的国家视为“盘中餐”[6],以美国为首的欧美国家通过南海周边各国积极参与南海油气开发,这一现象我们不能视而不见,必须要正视,持续关注,长期跟踪,并根据国际形势的发展,积极调整开发战略,推动着南海油气勘探开发朝着有利于我国的方向发展。
3.2 重视天然气水合物的探索研究及开发利用
天然气水合物是由水和天然气在高压和低温条件下形成的一种化合物。其具有燃烧值高、使用方便、清洁无污染等特点,是地球上公认的尚未开发的最大新型能源,同时也被称为是最有希望的战略资源[7]。据测定,1 m3固体天然气水合物可释放出160m3的甲烷气体。天然气水合物主要分布在水深超过300 m的海底或寒冷地区的冻土层,蕴藏着巨大的资源潜力。近40余年中,世界各国科学家也在致力于更加准确的估算全球范围内天然气水合物的总量,现在普遍认为全球范围内天然气水合物的总资源量在250万亿m3左右。
关于天然气水合物的分布,根据科学家的研究和推测,全球范围内天然气水合物主要分布在沟盆、边缘海盆和陆坡体系,尤其是与泥火山、热水活动、盐泥底辟以及大型断裂构造有关的深海盆地中;在海洋中,大西洋85%的地区、太平洋95%的地区和印度洋96%的地区中都含有天然气水合物,且主要分布在洋底200~600m的深度范围内[7]。我国南海的天然气水合物资源潜力前景较大。根据国土资源部的调查统计,整个南海的天然气水合物地质储量约为700亿t油当量[3]。
随着传统能源的不断消耗,越来越多的国家开始着手于天然气水合物的研究和开发,20世纪以来,很多国家开始实施国家性的水合物专项调查和研究计划[8]来加深对水合物的理解,其中,参与试验性开采最积极的国家是日本、加拿大、美国、德国和印度等[9]。日本已经制订计划,从2010年开始进行试生产,开发其海内的天然气水合物资源。美国也开始了海底天然气水合物的试采研究,预计将从2015年开始进行商业性的试采[7]。