油气资源开发

油气资源开发（通用12篇）

油气资源开发 篇1

摘要：据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。业内人士认为,在中国海域油气总资源中,南海中南部油气当量地质资源量占53%,可采资源量占66%。同时,资料显示,礼乐盆地的油气勘探有重大突破,其油气资源蕴藏丰富。文章分析了南海周边各国在南海南部的油气勘探状况,以及我国在南海南部的油气勘探开发现状,提出我国在南海南部油气资源的开发利用对策研究,认为加快推进我国在南海南部的油气资源开发利用,尤其是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。

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]。

我国在这一领域的研究和调查起步比较晚,一直到20世纪80—90年代,我国的地质矿产部、中国科学院、教育部等有关单位才开始较为系统地翻译和收集国外有关水合物的调查和科研成果,为在我国海域开展水合物调查做了资料和技术准备[12]。目前我国科学界和政府已经开始注意和重视这一领域,并已开始了专项研究和调查,对我国海域水合物的存在和分布初步有所了解,但尚未得到取样证实。对如何开发利用,更是知之甚少。对这个全世界都在关心和研究探索的领域,要真正开发利用这一资源,存在许多全人类面临的严重挑战和难题,同样是一个高新技术竞争的领域。

油气资源开发 篇2

油气田开发方案是在油气地质研究的基础上，经过油藏工程、钻井工程和采油工程、地面建设工程的充分研究后，使油气田投入长期和正式生产的一个总体部署和设计。其主要研究内容包括油气田地质、储量计算、开发原则、开发程序、开发层系、井网、开采方式、注采系统、钻井工程和完井方法、采油工艺技术、油气水的地面集输和处理、生产指标预测及经济分析、实施要求等。在油田进入开发中后期开发阶段后，需要根据具体要求编制油田开发调整方案。油气井的钻井技术

地下油气资源通常都埋藏在地表以下几百、几千，甚至近万米深的各种岩层内。为了勘探开发这些油气资源，必须从地面或海底建立一条条直达地下油气藏的密闭通道。这种细长的密闭通道，有的与地面垂直，有的要定向弯曲伸向不能垂直钻达的油气藏，有的还要在油气藏内沿一定方向水平或弯曲延伸。这就在地下的三维空间内，构成了直井、定向井、水平井井或多分支井等多种形态的油气井。因此，钻井工程是勘探开发地下油气资源的基本手段，是扩大油气储量和提高油气田产量的重要环节。它主要包括钻井、固井、完井和测井等多种工程技术，涉及地质学、岩石矿物学、物理学、化学、数学、力学、机械工程、系统工程和遥感测控等各种学科。

有关海洋油气资源开发技术的思考 篇3

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.

油气资源开发 篇4

“复杂地质油气资源勘探开发利用”正是《国家中长期科学和技术发展规划纲要 (2006-2020年) 》 (以下简称《纲要》) 能源重点领域部署的5大优先主题之一, 确定的研究方向主要包括:复杂环境与岩性地层类油气资源勘探技术、大规模低品位油气资源高效开发技术、大幅度提高老油田采收率技术和深层油气资源勘探开采技术。自《纲要》实施以来, 国家相关部委相继出台了多项政策, 并确立多个大型科研项目支持油气资源技术的研发与应用, 为我国油气行业健康发展, 维护国家能源供需安全提供了坚实基础。

一、《纲要》指引下我国油气勘探开发科技的政策部署

针对油气供需矛盾日益突出的重大需求, 我国大力实施资源战略, 进一步加大对制约我国油气勘探开发的瓶颈技术的攻关力度。为加快天然气发展利用, 国家发改委制定了《天然气发展“十二五”规划》, 国家能源局制定了《页岩气发展规划 (2011-2015年) 》;为协调局部地区能源综合利用、协调发展和生态文明建设, 国土资源部下发了《鄂尔多斯盆地矿产资源勘查开采专项规划》;中国石油和化学工业协会2009年制定了《石油和化学工业“十一五”发展规划纲要》、2011年制定了《石油和化学工业“十二五”发展指南》。

各企业开展了相关发展规划, 如中石油开展了“西部大庆”、“新疆大庆”和“大庆稳产”等中长期规划;中石化启动实施了鄂尔多斯盆地千万吨级油气田规划;延长集团制定了《陕西延长页岩气高效开发示范基地规划》;中海油制定了深水总体科技规划。各企业的具体业务发展规划, 有力地支撑了我国油气勘探突破和储量增长。在中国石油、中国石化、中海油、陕西延长石油 (集团) 有限公司等行业企业以及地方科技计划中也进行了项目部署, 特别是该领域的部分央企, 也配套投入大量资金和人力、物力, 依托国家科技重大专项进行了卓有成效的技术开发和工业示范。

1. 科研机构支撑油气行业技术研发

2006年以来, 在油气领域成立多个国家重点实验室。2007年建立“油气资源与探测国家重点实验室 (中国石油大学 (北京) ”、2007年建立“提高石油采收率国家重点实验室 (中国石油勘探开发研究院) ”、2009年建立“海洋石油高效开发国家重点实验室 (中海石油研究中心) ”、2010年建立“国家能源页岩气研发中心 (中国石油勘探开发研究院廊坊分院) ”等。相关科研支持机构详情见表1至表4。

2. 国家级科技项目立项

2006年至2012年, “863”计划中, 油气勘探开发领域设立课题32项;“973”计划设立课题21项;国际合作计划设立课题22项;支撑计划设立课题14项。2006-2012年国家科技计划在《科技规划纲要》能源领域“复杂地质油气资源勘探开发利用优先主题”累计设立课题89项。具体立项情况详见表5。

二、我国复杂油气资源勘探开发的进展与成效

在《纲要》指引及相关政策项目大力扶持下, 我国复杂油气资源勘探开发技术取得重大进展, 不仅为国内油气稳产提供强有力支持, 还形成了一整套勘探开发理论体系, 为未来更广泛的应用打下了良好基础。

1. 海相碳酸盐岩油气藏勘探地质理论技术取得显著进展

从生烃机理角度提出了后期源岩内滞留烃接力生烃的“双峰式”生烃理论, 从沉积与储层角度提出了层间、顺层岩溶与深层热液、埋藏白云化机理, 扩大了勘探领域;提出了镶边型台地、缓坡型台地控制礁滩体储集相带空间展布;提出了大型古隆起及围翼碳酸盐岩油气富集成藏的成藏模式。2006年《海相深层碳酸盐岩天然气成藏机理、勘探技术与普光大气田的发现》, 获得国家科技进步奖一等奖。2010年《塔河奥陶系碳酸盐岩特大型油气田勘探与开发》获得国家科技进步奖一等奖。该理论指导下, 在四川盆地龙岗、元坝初步形成万亿方深层海相碳酸盐岩气藏;在塔里木塔河和哈拉哈塘等地区形成10亿吨以上的石油规模储量区。

2. 陆相岩性地层油气藏勘探地质理论技术发挥重要指导作用

形成了陆相坳陷湖盆浅水三角洲大面积成藏与湖盆中心砂质碎屑流大规模成藏新认识。在浅水三角洲斜坡带源、储纵向叠置形成“三明治”结构, 大面积成藏, 在湖盆中心受重力牵引形成厚砂体并与深湖泥页岩上下叠置而成藏, 推动了陆相坳陷 (断陷) 湖盆整体勘探。2007年《中低丰度岩性地层油气藏大面积成藏地质理论、勘探技术及重大发现》获得国家科技进步一等奖。指导了鄂尔多斯盆地苏里格示范区新增探明天然气储量和陇东示范区新增探明石油储量。

3. 万米钻机、深水钻井平台等重大装备研发取得重要突破

自主研制出12000米石油深井钻机、3000米深水半潜式钻井平台、CGDS-I近钻头地质导向钻井系统、CT38连续管作业机等一批高端装备, 研制了快速与成像测井系统 (EILog) 等石油天然气勘探开发大型装备和配套工具。3000米深水半潜式钻井平台是国内首次建造完成的顶级深水半潜式钻井平台, 基本形成了3000米水深作业能力快速与成像测井系统 (EILog) , 在国内外油田投产120余套, 累计测井5万井次, 大幅度提高了复杂油气藏测井识别的准确率, 测井效率提高30%, 技术指标和产品质量均达到国际先进水平。2009年《近钻头地质导向钻井系统与工业化应用》获国家技术发明二等奖, 2011年《特殊环境下复杂类型油气田规模高效开发关键技术》获国家科技进步一等奖, 2012年《水力喷砂射孔与分段压裂联作技术及工业化应用》国家技术发明二等奖, 2012年《水平井钻完井多段压裂增产关键技术及规模化工业应用》获国家科技进步一等奖。

4. 有效支撑油气行业发展, 促进油气产量快速增加

通过勘探地质理论和工程技术的不断创新, 有效指导和推进了我国油气行业的发展, 2006年以来油气勘探进入大发现期, 年度油气大发现平均5个;油气探明储量持续处于增长高峰期, 自2007年以来, 年新增石油探明地质储量连续6年大于10亿吨;天然气年新增探明地质储量连续9年大于4000亿方 (表6) , 其中“十一五”期间, 全国石油合计新增探明石油地质储量55.6亿吨、天然气地质储量2.8万亿方, 油气当量77.8亿吨;原油产量稳定增长、天然气产量快速增长。

5. 有力支撑经济、社会发展, 为保障国家能源安全做出了积极贡献

油气科技攻关力度持续加强, 油气勘探成效显著, 进入新的大油气田发现高峰期。“十一五”以来, 石油勘探在7大盆地获得塔河西北艾丁—于奇、塔北哈拉哈塘等14项重要成果;天然气勘探在6大盆地获得新疆北部石炭系火山岩、四川长兴组-飞仙关组碳酸盐岩气藏、川中地区须家河组气藏、川中寒武系-震旦系大型气藏等12项重要成果。其中, 石油勘探形成塔北、塔河、姬塬、华庆、准噶尔西北缘、海拉尔-塔木察格、松辽中浅层等9个5~10亿吨级大油区, 天然气勘探形成库车克深、塔中Ⅰ号、准噶尔克拉美丽、鄂尔多斯苏里格、鄂尔多斯大牛地、鄂尔多斯下古、四川普光、川中须家河、松辽深层火山岩等9个1000亿方以上大气区。推动石油工业进入石油稳定发展、天然气加快发展的快速增长期。至2011年底, 全国年产石油2.04亿吨、天然气1031亿立方米。

6. 推动节能减排和经济发展方式转变, 减少技术依存度

2000年以来我国天然气产量年均增长12.9%, 2012年天然气产量达到1074亿方, 对我国节能减排起到了重要的支撑。深水钻井平台、超深钻机等关键技术与装备的核心技术一直由国外公司垄断, 我国自主研发的3000米半潜式深海钻井平台、12000米石油深井钻机等, 以上重大成果的突破不但提升了我国自主研发油气勘探装备的技术水平, 打破了国际社会的技术封锁, 对保障我国油气资源战略安全具有重大意义。

三、我国油气资源勘探开发技术仍需进一步发展

许多领域专家指出《纲要》实施以来, 我国复杂油气勘探开发领域技术取得了长足发展。但目前取得的进展和成功主要是在低渗透和特低渗透储层方面, 油藏丰度相对比较高的。对于超低渗透和丰度低的油藏开发, 特别是非常规油气资源所表现的强非线性渗流理论和开发技术方面还需要深入研究:

1. 页岩气、煤层气、致密油气等新型油气资源分布更隐蔽, 研究与发现难度大。

企业、院校、地方多头参与, 需要统一的引导和组织, 加强信息交流, 避免重复研究、热点炒作等。目前页岩气和煤层气已经设立专项研究, 致密油气亟需开展超前组织研究。

2. 需深入研究储层横向预测和裂缝识别方法以适应开发的要求。

低渗透油气藏储层发育分布规律和裂缝分布特征是人们认识储层的基础, 在世界范围内, 现有的理论和方法难以对其识别和预测, 其储层横向分布和裂缝的分布与发育程度, 直接影响低渗透油气藏的开发方法与措施的实施。

3. 低渗透孔隙渗流机理和裂隙介质复杂渗流理论需进一步完善。

低渗透油气藏流体渗流具有特殊性, 孔隙结构与液体流动作用规律、微尺度效应, 特别是特殊驱油条件下, 物理化学反应过程中流体在多孔介质中微观渗流机理, 宏观渗流规律和非线性渗流特征。

4. 完善低渗透高效钻完井技术配套。

低渗透油气藏水平井多段分压控制技术和整体压裂方法在非平面水力裂缝缝网起裂、扩展理论模型, 长水平井多段分压控制技术, 同步整体压裂渗流理论和压裂优化配置方法等方面缺少理论支持和配套工艺。在低渗透油钻井潜力快速评价方法和非常规完井技术也受到了复杂结构井群优化设计理论模型及低成本高效钻井技术、非常规完井技术方法等方面的制约。

四、我国复杂油气资源勘探开发科技发展的相关建议

许多领域专家认为针对《纲要》实施过程中的我国油气行业科技未来的发展, 有必要调整相关重点任务, 出台匹配政策, 力促我国复杂油气勘探开发技术取得更大进步。具体调整与补充建议如下:

1. 集中资源加大非常规油气资源勘探开发力度

针对致密油、致密气等新型资源, 建议在国家层面组织企业、院校、科研单位开展联合攻关, 减少重复立项, 避免出现资源、研究力量分散的问题。对于大规模低品位油气资源的有效开发要鼓励企业的科技投入力度, 要建议国家制定相应的税收匹配政策。

2. 建议设立致密油气形成与分布规律、勘探技术方法基础类研究课题

对我国致密油气类型、分布特点、富集规律进行较为系统的攻关研究, 并提出我国致密油气发展的战略规划建议。建议补充:建立致密油气资源评价方法、软件, 开展全国性的油气资源评价;建立致密油气储层微-纳米级孔喉系统精细表征方法与实验设备;建立致密油气甜点区预测评价方法及软件。

3. 加强低/特低渗透及非常规藏高效开发和大规模提高石油采收率新技术、新方法研究

促进流体矿藏地质学、开发地质学、油层物理化学、合成化学、胶体界面化学、渗流力学、油田开发运筹学、物理模拟和数值模拟等基础理论、研究方法和学科的发展。建议补充:加强超/特低渗透储层及非常规油气藏成藏规律及油水分布识别方法、裂缝的识别与预测理论和储层评价方法、油藏流体渗流机理研究等基础理论的研究;加快研制高效驱油剂包括纳米、精细水、空气等提高采收率方法研究;开展工程专项的立项, 大规模低品位油气藏的开发从国外已取得的经验看, 高效低成本的工程技术的突破是关键, 包括复杂结构井集约化钻井优化控制技术与装备、整体缝网压裂的设计方法和评价技术与装备、无水增能CO2压裂技术与装备、无杆高效举升技术技术等。

注释

车用液化石油气气质的研究、开发 篇5

为了推进我市燃气汽车的发展，根据市政府的安排，我们在市公交总公司和一汽汽研所的配合下，从九七年十月起，围绕着车用液化石油气气源的选择和气质的净化开展了大量的试验研究工作。

在气源选择上，我们根据我国东北地区，特别是大庆地区炼治企业多，液化石油气资源丰富，且价格较低的特点，始终坚持了以选择国产气,特别是大庆地区几个大炼油企业生产的硫和丁二烯含量低的炼厂气或油田伴生气为主的选择原则。两年未、我们先后选择了大庆石化总厂、精细化工厂、南园炼油厂、吉化炼油厂、前郭炼油厂、哈尔滨炼油广、双阳采油厂及吉化炼油厂生产的纯丙烷和沙特进口的纯丙烷等7个炼油广、9个品种的液化石油气进行了行车试验。试验中暴露出来的问题主要有以下几个方面：

1.除双阳采油厂的普通民用气外，其它各炼厂生产的液化石油气包括吉化炼油厂生产的纯丙烷，沙特进口的纯丙烷，普遍存在黄色粉末严重堵塞蒸发器的`观象。这些练厂气从化验报告上看含硫量并不高，绝大多数没有超过石油天然气总公司车用液化石油气质量标准的规定位。

2.吉林、前郭炼油厂生产的普通民用液化石油气，由于丁二烯含量高，蒸发器中产生的胶质聚合物较多，用量较大时，导致供气不稳定，影响车辆正常运行;

3.大庆南园炼油厂和双阳采油厂的气对输气铜管腐蚀比较严重。

4.冬季上述气源在使用中有时出现游离水，导致输气管路冻塞。

为解决上述问题，今年年初，我们首先组织有关人员对行车试验中蒸发器产生的黄色粉末样品进行了定性、定量剖析。今年4月末，我们对黄色粉末的剖析结果得到国家石化总公司规划设计总院的同样剖析验证后。进一步研究制定了脱除上述有害物的技术方案。并按脱除技术方案的要求，制作了三个年处理200吨的液化石油气精制塔，选择并装填了脱除液化石油气中元素硫和硫化物的脱硫剂。选定大庆地区两个液化石油气产量大的(30万吨/年以上)炼油厂及吉化炼油厂生产的纯丙烷和双阳采油厂生产的液化气进行了脱除元素硫和硫化物的模拟工业试验。整个试验从6月10日起到99年8月6日止，历时57天。通过采用各种不同工艺操作条件，进行最佳脱除工艺的探索，先后共脱除各种气2377kg，其中混合组分的炼厂催化液化石油气2290.3kg，吉化炼油厂的纯丙烷86.7kg，油田伴生气234kg。

为了验证脱除装置在低温条件下的脱除效果，在试验过程中，我们还两次将试验装置移至冷库，经冷库对试验装置和试验样气24小时冷冻处理后，进行低温脱除试验。先后在-3℃--7℃问做了300kg液化石油气的脱除元素硫和多硫化物的试验。

为了检验脱除效果，我们一方面研究制定了对原料气和成品气中元素硫和多硫化物含量的测试检验方法，制作了检验器具，对原料气和成品气按照试验要求按批次进行了元素硫和多硫化物含量的对比检测分析。另一方面将原料气标样和成品气分别提供给公交64路115队606号燃气试验车和吉A24019出租汽车，吉AA9482燃气试验车进行行车对比试验及15工况整车测试试验。其中公交64路115队606试验车，未脱前的各炼油厂及进口沙特的纯丙烷、吉化炼油厂的纯丙烷共试用7150kg;脱除元素硫和多硫化物的气试用了1439kg;吉A24019和吉AA9482对脱除元素硫和多硫化物的气分别试用了825.9kg，从分析对比和行车试验对比的结硫物上看，两种结果是一致的，都证明了所选定的工艺装置对液化石油气中的元素硫和多硫化物的脱除是有效的，总有效率在94%以上。按照试验中摸索出的最佳工艺状态，设定工业生产操作参数，对特定炼厂生产的液化石油气进行精制后用做汽车燃料，可确保捷达轿车行驶7.4万公里，公交大客车行驶1.2万公里，器具不会发生堵塞。

以油气开发维护南海海洋权益 篇6

在中国与菲律宾关于黄岩岛归属问题剑拔弩张之际。中国海洋石油总公司“海洋石油981”深水半潜式钻井平台在南海深水海域开钻格外引人注目。几天后，“海洋石油201”深水铺管船也开赴南海进行试铺管作业。不过，没有必要一定要把981开钻和黄岩岛事件联系起来，更没有必要把981开钻泛政治化。

“海洋石油981”开钻时机是充分考虑装备调试、气候、天气、海域水文等诸多因素而确定的；开钻地点位于南海北部中国海油荔湾6-1油气田，与黄岩岛的空间距离非常大；中海油作为一家企业，在我国领海内的生产作业行为与国际政治争端没有必然联系。

“十二五”时期，海洋经济发展上升为国家战略重点，开发南海油气资源成为国家推动海洋经济发展，维护海洋权益的重要方式。“十二五”规划明确提出，“坚持陆海统筹，制定和实施海洋油气发展战略，提高海洋开发、控制、综合利用能力”，着眼国家安全和发展战略全局，“屯海戍疆”成为海洋渔业、海洋油气等相关单位的重要职责。

中国在维护南海海洋权益实践中一直采取“渔业先行”的策略，作为海洋主权宣示的重要方式。“渔业先行”的长处是。由于其单纯的经济行为特点而不会引起政治和军事上的冲突。但是，渔业本身具有季节性，其主权宣示功能远不如海上漂浮的钻井平台那么强。这也正是很多外媒要把开钻事件政治化的重要原因。一些外媒甚至认为，“海洋石油981”钻井平台宣示主权、强势介入南海油气资源竞争的姿态意义远远大于其技术和经济意义。

“海洋石油981”开钻表明中国正在探索新的方式维护南海海洋权益。南海是我国四大近海中最大的海区，是世界四大海底储油区之一，也是我国发展海洋经济的重要载体。南海争端，主要集中在南海中南部，特别是南沙海域。早在1992年，中国海油就曾经与美国克里斯-通公司合作，签订了在南沙“万安北21”合同区块进行油气勘探开发，但由于越南政府的一再阻挠，该合同一直未能执行。2005年，中、菲、越三国相关国家石油公司在马尼拉签署了《在南中国海协议区三方联合海洋地震工作协议》，成为“搁置争议”与“共同开发”的初次实践。但由于菲律宾国内政治变化，一至二期物探作业完成后，合作协议就处于停顿状态，并已经到期。中国政府为维护南海地区和平与稳定做了大量的卓有成效的工作，推动签署了《南海各方行为宣言》，但是由于南海问题涉及“六国七方”，一些国家和地区又希望将问题国际化，因此，处理南海问题非常棘手。从此次黄岩岛争端来看，中国政府并不畏惧战争，但始终以最大的诚意争取在谈判和沟通当中解决分歧。

实践证明，一味忍让、宽容是不行的，仅仅强调“搁置争议、共同开发”而不强调“主权属我”更是不行的。中国需要做好另一手准备。但南海争端绝非打一场低烈度战争就能解决问题的，必须立足于“持久战”——综合运用经济、外交、军事等手段，主动争议、制造争议，最大限度使用非军事手段立足于长期逐步解决问题。“海洋石油981”开钻是企业经济行为为先导，军民融合维护海洋权益的新方式，在我国处理南海问题上具有重要的标志性意义。

从大的战略上看，南海深水油气开发，关系到我国的能源安全、资源接替以及海洋权益和未来生存空间的拓展；从现实舆论看，南海问题关系到国民的情绪、认同：为什么南沙海域油气开采“万家灯火”，却没有我“华”灯一盏?为什么越南、马来西亚等国可以划定区块全球招标吸引欧美石油公司合作开发，而我们不能?为什么我国至今仍然没有从南沙海域开采一滴石油，反而眼睁睁地看到被周边几个国家每年从我国传统九段线内掠走一个“大庆油田”?

“海洋石油981”在南海深水海域开钻是保障能源安全、维护海洋权益方面迈出了重要一步，也是推动我国从海洋大国向海洋强国转变的重要一步。

油气资源开发 篇7

1 非常规油气资源的定义

从开发方式对非常规油气界定是目前使用较为广泛的一种方法。Etherington等认为非常规油气藏是指未经大型增产措施或特殊开采过程而不能获得经济产量的油气藏。目前, 非常规油气类型包括 (超) 稠油、致密砂岩气、致密砂岩油、页岩气、煤层气、页岩油、油砂、油页岩、可燃冰等。当前国内经济技术条件下, 致密油气、稠油已得到大规模商业开发, 煤层气、页岩油/气的开发技术基本成熟并进行试验性开发, 油页岩、油砂、可燃冰等由于开发成本或技术难度较高, 仍处于探索阶段。

2 非常规油气资源的基本特征

一般认为, 非常规油气资源的基本特征是“储量丰度低、储层渗透率低、油气大面积连续分布、圈闭特征不明显”[2]。

2.1 油气藏品质差且开发成本高

由于油气藏品质差, 开采难度大, 新井型的钻探及储层改造的成本高, 直接影响了非常规油气资源的开发经济效益。在技术取得突破性进展前, 必须强烈依赖于政府的财政补贴与优惠政策[3], 以增强技术储备。

2.2 储层致密并连续分布

常规油气是浮力驱动形成的矿藏, 其分布受构造圈闭或岩性圈闭控制而呈不连续分布形式;而非常规油气则是非浮力驱动形成的矿藏, 其分布不受构造、岩性圈闭控制, 呈区域性连续分布形式[4]。

2.3 工程技术要求高

与常规油气资源相比, 非常规油气藏由于储层致密、丰度低等特征, 在勘探、开采等环节均有特殊的技术要求。页岩油气的开采需要在 (多分支) 水平井钻井技术、多级分段清洁压裂技术等钻探、压裂领域取得突破;超稠油开采则需要进行井型与高温蒸气波及范围的综合性创新;煤层气地面开发则需重视钻探、压裂环节中储层保护技术的研究。

2.4 环境污染隐患大

由于非常规油气资源开采过程的特殊性, 其生产过程带来的环境隐患也高于常规油气资源。油砂在挖掘、蒸馏过程中可能会影响地下水质、破坏地表植被、消耗大量能源、释放温室气体等。据统计, 油砂油提炼过程所产生的二氧化碳是常规石油生产的三倍, 且需耗费大量天然气资源。页岩气作为清洁能源, 但压裂过程耗水量较大, 单井所用的超过5000m3的压裂液中所含各种化学成分, 会对地下水、空气、生态环境造成污染。

3 非常规油气资源的分类特征及开发措施

非常规油气资源在勘探、开发中, 根据开发对象的不同, 可以根据物理状态、储层物性、储层岩性、沉积相的不同, 将其分类研究, 也产生与之相适应的开发措施。

3.1 按物理状态分类

根据物理状态将油气资源分为液态、气态及固态 (超稠油、油砂、可燃冰) 。液态的致密油开发需要水驱工艺提高采收率, 而气态的致密气、页岩气开发则需注意钻井过程中的井喷及集输管线冰堵等。因原油的利用价值高, 因此三千米甚至更深的致密油井仍可具有经济效益, 但低产的煤层气井多小于1500米。固态的超稠油通过200℃以上的水蒸气进行热驱开采, 而油砂一般通过地面或井下挖掘, 通过蒸馏提取获取原油。

3.2 按储层物性分类

根据储层物性可分为超低渗、低渗、中渗、高渗等, 其中高渗的非常规油气藏一般为稠油油藏, 除热驱外, 还可借助其高渗透率进行出砂冷采;低渗、超低渗储层则需要进行压裂、酸化改造才能开采, 而且压裂过程中需注意储层保护, 以免堵塞油气渗流通道。

3.3 按储层岩性分类

根据储层岩性的不同可分为砂岩、泥页岩、煤层等。致密砂岩、泥页岩储层均关注其脆性矿物石英的含量, 石英含量越高, 储层脆性越大, 压裂效果好;煤层作为塑性体, 结合煤层割理, 相对其他储层的压裂中滤失较大, 需要根据煤层特性进行煤层气的合理开发, 利用大排量活性水压裂、空气动力造洞穴及精细化排采技术, 形成长期有效的储层裂缝网络, 使其得到高效开发。

3.4 按沉积相分类

根据沉积相的不同, 可分为扇三角洲相、滨海相、深湖相、辫状河三角洲相等。滨海相沉积体中, 应寻找潮间带这样水动力强、泥质含量低的砂岩储层;深湖相环境则应注重湖心位置或湖中隆起部位, 还原环境的暗色泥岩是良好的页岩油/气储层, 在咸湖条件下, 白云质、灰质等碳酸盐岩含量较高, 白云质/灰质泥岩储层极可能形成有利的裂缝性油藏[5];辫状河三角洲的分流间湾一般发育碳质泥岩或煤层, 可成为页岩气或煤层气储层。

4 非常规油气资源开发的前景展望

非常规油气资源开发, 是一项伴随社会发展而必然发生的趋势。原油价格从2003年前的不足30美元/桶增长到2008年后的超过100美元/桶, 使页岩气、煤层气等非常规天然气开发具有经济效益。随着经济社会发展, 对能源需求的再次增长, 页岩油、油页岩、油砂甚至可燃冰等资源也将投入商业性开发。在国内, 湖北、湖南、江西、广东等油气资源匮乏的南方中生界地层分布地区, 也将进行页岩气、页岩油勘探开发, 实现能源本地供应的愿景。

摘要：当前, 油气田开发理论体系将稀油油藏称为常规油气资源, 而稠油、煤层气、页岩气、页岩油、油砂、可燃冰等均归为非常规油气资源。从资源量看, 非常规油气比己发现的常规油气多一至两个数量级。非常规油气资源的物理状态、储层物性、储层岩性及沉积环境等因素的不同, 对其开发方式有极大影响。

关键词：非常规油气资源,资源特征,开发方式

参考文献

[1]张抗.从致密油气到页岩油气——中国非常规油气发展之路探析[J].国际石油经济, 2012, 3:9-15.

[2]邹才能, 张国生, 杨智, 等.非常规油气概念、特征、潜力及技术——兼论非常规油气地质学[J].石油勘探与开发, 2013, 40 (4) :385-399.

[3]李扬.非常规油气资源开发现状与全球能源新格局[J].当代世界, 2012, 7:47-50.

[4]赵靖舟.非常规油气有关概念、分类及资源潜力[J].天然气地球科学, 2012, 23 (3) :393-404.

油气资源开发 篇8

北极地区是指66°34’N以北的广大陆地和海域,包括北冰洋、边缘陆地海岸带及岛屿、北极苔原带,总面积约在2 100万km2,涉及美国、俄罗斯、加拿大、丹麦、芬兰、瑞典、挪威、冰岛8个环北极国家[1]。北极地区终年被积雪所覆盖,气候严寒,人口稀少,但蕴藏着丰富的自然资源和能源,尤其是在沉积盆地和大陆架下方拥有巨大的石油和天 然气资源:已探明的 原油储量 为2 150亿桶,累计开采843亿桶,年产量占世界总产量的1/10;天然气556 000亿m3(相当于3 475亿桶原油,约占世界的25%),年产量占世界总产量的1/4[2]。在全球人口急剧增长,世界经济快速发展,而能源供应日趋紧张的大背景下,北极油气资源的战略价值尤为凸显。

2008年5月,美国地质调查局(USGS)在对北极圈内33个地理区域的油气资源进行系统评估的基础上发 布了《北极 地区油气 潜力评估 报告》,评估结果显示:北极圈内已探明并可用现有技术开发的石油、天然气、液化天然气储量估计分别高达900亿桶、1 669万亿m3和440亿桶,其中石油约占世界已探明储量的13%、天然气占30%、液化天然气占20%,其中84%的油气资源分布在近海区[3]。而相关最 新研究估 计北极具有910亿桶原油,1 363万亿ft3天然气及400亿桶液化天然气的待发现技术可采储量[4,5]。毋庸置疑,北极由于蕴藏着大量未开发的油气资源,将成为世界下一个能源仓库。

2 北极油气资源分布及开发前景

2.1 北极油气资源分布状况

北极地区主要含油气盆地集中于围绕北冰洋的环北极盆地群中,呈近WE走向展布[6]。根据美国地质调查局估计,超过70%的石油可能位于5省———阿拉斯加北极、美洲盆 地、东巴伦支盆地、东格陵兰盆地和西格陵兰—加拿大东部区域;超过70%的天然气可能位于三省———西西伯利亚盆地、东巴伦支海盆地和北极阿拉斯加。整个西伯利亚西部盆地是世界上最大的石油盆地,预计总共蕴藏超过3 600亿桶石油;北极圈内俄罗斯西西伯利亚盆地预计将有80亿桶未发现的石油和190 000亿m3的天然气;在巴伦支海,挪威石油理事会(NPD)表示,不包括该地区之前与俄罗斯有争议的海域,挪威巴伦支海有21.4亿桶石油资源和4 850亿m3天然气资源有待被发现,而对于俄罗斯,在巴伦支海未被发现的石油资源估计高达6 290亿桶;在格陵兰岛东部裂谷盆地,美国地质调查局估计,阿拉斯加外大陆架包含266.5亿桶石油和37 400亿m3天然气[7]。

从地区分布来说,北极地区石油和天然气资源在欧亚和北美大陆的分配并不均衡。估计欧亚约占总资源的63%,北美约占总资源的36%。欧亚资源基础主要是天然气和天然气水合物,占欧亚总油气资源的88%。欧亚西西伯利亚盆地和东巴伦支海盆地拥有1 943亿桶油当量的未开发资源,是整个欧亚基础资源量的74%。北极欧亚区域拥有更多的天然气,而北极北美区域拥有更多石油资源,估计北极北美区域的石油资源占北极未开发石油资源总量的65%,而占北极未开发天然气的26%。其中,北极阿拉斯加地区估计拥有北极地 区最大的 未开发石 油储量,约为300亿桶。

北极第二大石油区域是美亚海盆地(Amera-sia Basin),位于加拿大以北,估计拥有97亿桶未开发石油可采储量。北极的第三大石油区域是东格陵兰裂谷(East Greenland Rift),估计拥有约89亿桶的未开发石油储量。总的来说,这3个北美区域预计约有486亿桶未开发石油,占北极未开发石油总量的54%(表1)。

注:表中只选取七大北极盆地,这7个盆地拥有约3 600亿桶石油当量或超过87%的未被发现的北极地区油气资源 .

2.2 北极油气资源开发利用现状

北极地区虽然自然条件恶劣,但却可以称得上是“冰冷的油气热区”,该地区的油气开发已有80多年的历史。20世纪20年代,加拿大西北地区的罗曼威尔斯最先开始北极地区石油商业开采。迄今为止,在俄罗斯、美国、加拿大西北地区和挪威北极圈以内的区域,已经发现了大约61个大型油气田[9]。随着近海 油气勘探 开发技术 和船舶航运技术的进步,以及因全球气候变暖,北极海冰加速融化而导致的北极航道通航时间延长,大规模商业化开发北极油气资源变得越来越现实,近年来北极国家纷纷加强了北冰洋的油气勘探开发。

在北极油气资源开发方面,俄罗斯的态度最为积极,动作最为频繁。俄罗斯把自身的发展定位为“未来北极能源的引导者”。2000—2011年,俄罗斯天然气工业股份公司的子公司Gazflot公司在喀拉海 (主要是在 鄂毕湾和 塔兹湾)钻了27口井,发现了卡缅诺梅海气田、北卡缅诺梅海气田、楚克梁辛 气田和鄂 毕湾气田。2011年9月,俄罗斯Gazprom Nef Shelf(GNS)公司投资40亿美元,启动了伯朝拉海Prirazlomnoye油田(石油可采储量为5.2亿桶)的开发,这是俄罗斯独自在北极海域开发的第一个油田[10]。此外,为解决自有资金不足的难题,俄罗斯政府正尝试通过增加国外投资来促进北极油气资源的开发,为此将取消北极大陆架所有新的油气项目的出口关税以 吸引外国 油气巨头。 俄罗斯石 油公司Rosneft也与埃克森美孚签署协议,在北冰洋的喀拉海和黑海开展价值32亿美元的油气勘探合作,共同开发抗冰钻井平台技术。截至2013年年初,俄罗斯在北极海域共钻86口探井,发现了24个油气藏(包括在海陆过渡区)和400多个有潜力的油气开发项目[11]。

其他北极各国在北极油气钻探开发方面也不甘落后,丹麦格陵兰岛已经给11家公司发出了17个开发其西海岸地区的勘探许可证,其中英国的Cairn能源公司已经开始进行测试性钻探。挪威政府2013年夏季前将决定开放巴伦支海东南部和Jan Mayen进行石油钻井,并为巴伦支海的油气勘探提供了极其优惠的税收政策,巴伦支海的探井数量已超过30口,其中Goliat和Snohvit两个油气田早已投入开发[12]。挪威国家石油公司在巴伦支海的天然气田,通过140km的天然气管道将气输往岛上的液化天然气生产厂。加拿大西北地方政府也一直在推动谋求更多些天然气项目,建设一条长约1 220km的从Inuvik通往艾伯 塔的输气 管道[13]。美国早 在1967年就探明了位于阿拉斯加州北部的普拉德霍湾油田,该油田拥有136亿桶可采石油储量,是北极地区已经被开发的最主要的石油项目[14]。近年来,在阿拉斯加沿岸地区油气勘探方面又投入了37.5亿美元,楚科奇海和波弗特海的钻探也已经在2012年启动[15]。

2.3 北极油气资源开发前景与障碍

根据国际能源署(IEA)的预测,2030年全球石油消费量为1.05亿桶/d。在未来的20年间,全球石油产量平均每年至少要保证76.4万桶/d的增量,而海洋石油资源将是未来石油产量的重要来源,全球50%以上的油气产量和储量将来自于海洋[16]。

据美国地质调查局预测,北极地区有新增石油储量900亿桶、新增天然气储量50万亿m3的潜力,新增储量 的80% 来自海洋。在 接下来的20年中,北冰洋可能会从深海勘探阶段进入到开发利用的领域。随着全球气候变暖加剧、北冰洋海冰不断消融、航道通航时间延长、勘探开发技术的提高和全球油价总体不断上升,未来北极油气资源开发有很好的前景。

但是北极油气资源潜力的发挥也将遭遇高成本、高风险、环保以及主权纠纷等一系列障碍。1北极的资源基础主要是天然气和液化天然气,需要铺设管道,与石油相比,其低密度长距离的运输大大增加了成本;2北极气候寒冷,地理条件复杂,北极油气资源在相当程度上开发成本更高、开发时间更长、风险更大;3没有解决的北极主权问题可能在经济主权重叠的地区阻止和减缓这些地区石油天然气资源的开发进程;4北极环保压力和成本巨大,尤其是墨西哥湾漏油事故后,环保组织的反对之声不绝于耳。

总体来说,北极具有成为全球油气生产更为重要的资源中心的巨大潜力,但显著增加北极油气产量的时间是难以预料的。

3 北极油气资源开发对世界能源格局的潜在影响

截至2011年6月,北极地区石油累计产量约200亿桶,天然气累 计产量395.76万亿m3。2011年,俄罗斯西西伯利亚和挪威东巴伦支海石油产量之和已达到700万桶/d,而2011年全球水平的石油产量约为7 200万桶/d,约占全球石油日产量的10%,由此可见北极地区的石油开发在世界石油市场上已发挥出巨大作用。而随着北极东北和西北航道的相继开通,根据俄罗斯天然气工业股份公司和挪威国家石油公司天然气开发计划,到2030年,将有17亿~412亿m3(液化后合135万~3 000万t)天然气由LNG船只通过北极东 北航道运 输到东亚 和东南亚[17]。2009年4月29日北极理事会在挪威特罗姆瑟会议上发布的“北极海运评估报告”(AMSA)也认为,到2020年,光俄罗斯伯朝拉海域的油气运输每年就可高达4 000万t[18]。在不远的将来,一旦北极地区油气资源实现大规模商业化开发,势必会对现有的世界能源格局产生巨大影响。

3.1 当前的世界能源格局

世界能源格局,是指在国际舞台上能够起主导作用的能源生产国和消费国,在一定时期内相互联系和相互制约所形成的相对稳定的结构和状态。自20世纪70年代两次石油危机以来,世界主要石油供给方和需求方在经历了一系列激烈的博弈之后逐渐趋于均衡状态。当前的世界能源格局呈现出以下特点:1美国和欧佩克国家在世界能源格局中的地位举足轻重。美国是当今世界第一大能源消费国,其对石油的强劲需求加之国内繁荣的石油和页岩气生产,使得美国对世界石油市场的影响远超其他力量。欧佩克国家拥有世界已探明石油储量的70%和供应量的40%。作为石油终端供应商,欧佩克在世界石油供应方面占有主导地位。2俄罗斯、里海和非洲等国家和地区因为拥有丰富的能源资源和稳定的出口能力,在国际石 油市场上 的地位逐 渐上升。3近年来,中国和印度等亚洲新兴经济体对石油需求大幅增长,推动能源消费增长中心向亚太地区转移。

3.2 北极能源开发对世界能源供给方的潜在影响

(1)石油输出国组织(OPEC)的能源地位可能下滑。目前,原油市场的主要供应商是目前提供世界40%的石油,并且拥有世界70% 的已探明石油储量的欧佩克国家。过去40年中,中东地区一直是国际政治舞台的焦点,欧佩克组织为维护自身的利益,经常以石油为手段,通过限产来确保国际油价在高位运行,从而对世界经济产生重要影响。展望未来,在石油供应方面,虽然欧佩克组织在国际石油供给市场的主导地位一时之间难以撼动,但由于中东地区很多产油大国已接近或达到产量峰值,后续产油潜力受限,因此其所占市场份额也将不断面临冲击:根据BP的预测,未来20年欧佩克国家石油产量预计会增长1 200万桶/d,而俄罗斯、美国、加拿大等环北极国家(非欧佩克国家)石油供应将持续增加,增幅将达到500万桶/d,有望再次开启产量快速增长之门[19]。在天然气方面,随着天然气对石油在一定程度上的替代,预计天然气将成为全球增长最快的化石燃料(年均增速为2.1%),北极地区蕴藏着世界天然气已探明储量的30%(居世界第一)一旦进入大规模开发阶段,将意味着天然气价格也会面临长期走低的趋势。而另一方面受液化天然气贸易的带动,天然气价格逐步与石油价格脱钩,天然气将不断抢占石油市场份额,在此趋势下,中东地区的能源地位可能将下滑,未来可能仅是亚洲的能源中心而不是世界的能源中心,这也有助 于缓解中 东持续的 紧张动荡局势。

(2)北极地区将成为能源“新中东”。北极圈内已探明并可用现有技术开发的石油、天然气、液化天然气储量估计分别高达900亿桶、1 669万亿m3和440亿桶,分别占世界已探明储量的约13%、30%和20%。由于过去几年石油价格的飞速上扬,石油供应日益紧缺,未来北极地区的能源开采具有极大的利润空间,作为新兴世界能源仓库的可能性加大。随着环北极国家多个油气项目的加紧开发和建设,北极地区将逐渐呈现出成为全球能源“新中东”的趋势。

在北极地区成为能源“新中东”的演进过程中,俄罗斯将发挥无可替代的作用。对于俄罗斯来说,其对全球油气市场的影响力将大大增强。俄罗斯是世界油气资源最丰富的地区之一,含油气远景面积达1 290万km2,其中海洋和内海大陆架为560万km2[20],掌握未来北极陆上绝大部分实体油气资源,海上潜力部分也占很大比重。根据美国地质调查局的数据,俄罗斯主要油气产区北极西西伯 利亚盆地 面积350万km2,拥有36.6亿桶原油、651.5万亿m3天然气、203.3亿桶液化天然气,而俄罗斯 北极海大 陆架面积 达442万km2,其中70%~75%的地区具有油气远景,油气资源中以天然气为主。2003年俄联邦政府批准的《2020年俄罗斯能源战略》提出要在俄罗斯西西伯利亚盆地和北极大陆架建立和开发新的油气开采中心,加快发展油气运输设施,力争到2020年石油开采量达到5.2亿t,天然气开采量增长到7 100亿~7 300亿m3。随着俄罗斯能源市场国际化步伐的加快,俄罗斯石油和天然气将在整个欧洲、美国、中国和日本市场上起着举足轻重的作用。未来10年内,中东地区复杂多变的政治紧张局势,加上人们对环境污染和全球气候变化的担忧,全球能源界必然将目光转移到更加廉价、环保、高效的俄罗斯丰富的天然气储备上来。国际能源署预计从现在开始到2035年,天然气将迎来黄金时代,尤其随着天然气消费的东移趋势,全球经济发展势头最强劲的亚太地区的天然气供需缺口将进一 步增长。IEA估计到2035年全球天然气供应量将增加1.7万亿m3,其中超过70%来自俄罗斯,而与此同时,2035年亚太地区非经济合作与发展组织(OECD)国家、中国和印度天然气对外依存度将分别达到30%、46%和42%[21]。届时俄罗斯通过向欧洲、亚太出口天然气以拉动自身经济增长的想法变得更加现实,其对国际能源市场的控制也将大大增强,其获得梦寐以求的国际油气定价权的可能性加大。在可以预见的20年内,俄罗斯凭借其在天然气领域能源超级大国的优势实现再次崛起也并非遥 不可及。

3.3 北极能源开发对世界能源消费方的潜在影响

根据BP公司的预测,未来世界能源消费增长将非常强劲,在未来的20年内,世界石油需求增长主要来自非经合组织国家,其中,中国(增长800万桶/d)、印度(增长350万桶/d)和中东地区国家(增长400万桶/d)的能源需求增长几乎构成了全球能源需求净增长的份额,但短期内用于满足预期需求增长的新增供应将依然主要来自欧佩克国家,这就使得中、印等新兴经济体对中东地区的依赖程度增加,一旦中东地区遭遇战争或政治动乱等紧急状况,能源进口过于集中所带来的安全风险将迅速显现,威胁中、印等国的经济可持续发展。未来如果北极地区的油气资源得到大规模开发,并转化为世界主要油源供应国际市场,将大大分散主要能源进口国的能源进口风险。

4 北极油气资源开发与中国

4.1 中国能源现状

中国作为全球第二大能源消费国和全球第一大石油进口国,对石油消费需求旺盛,石油进口依存度不断提高(表2),预计到2020年,我国石油对外依存度将达到60%,保障能源安全至关重要。一方面,中国石油 进口来源 地有限且 集中,目前我国原油进口结构为:中东56.2%、非洲22.5%、亚太地区14.4%、欧洲中亚6.9% (表3),石油进口的一半以上依赖中东,而中东的紧张局势是旷日持久的,稍有异动势必将牵动中国能源神经;另一方面,中国石油进口运输主要靠海运,且路线单一,70% 的石油运输必经印度洋-马六甲海峡-南海这条海盗出没的“世界上最恐怖的航线”,因此石油运输风险极大。

注:表中依存度与通常依存度略有差别,公式计算时分母为一国石油年需求量,并非消费量,假定我国原油对外依存度平稳增长 .

万t

注:*包括在途石油的数量变化,未予另外说明的石油动向, 未经确认的军事用油等;+指的是低于0.05.

4.2 北极油气资源开发对中国的影响

北极作为下一个世界能源仓库,将来有可能为我国能源的多元化提供保障。北极航道也可充当洲际能源运 输的新走 廊,随着北极 东北航道1进入商业化运营,一旦北极油气进入大规模开发阶段,未来来自北极圈内北欧、俄罗斯和北美地区的大量油气资源将可以通过海运经此航道源源不断地输入到中国沿海港口。罗伯特 ·瓦德教授2008年1月16日在《金融时报》中这样写道:“从距离和安全的角度,开通北方航线是具有吸引力的。上海与鹿特丹之间跨越俄罗斯顶部的东北海上航线1,要比走苏伊士运河节省将近1 000英里”。以北极为目的地,开辟能源新通道,不但可以优化我国能源进口结构,有效分散我国石油进口过度依赖中东地区的风险,也可以避开马六甲海峡这一危险地区,保障油气在途运输安全。充足的油气供应将继续为中国制造业提供强劲的发动机,使得中国在未来继续充当全球经济增长的领头羊。

4.3 中国参与北极能源战略定位

(1)充分参与北极能源开发,中国的北极战略定位需要从以往的科学考察和气候环境变化研究转变为以实现中国能源安全为目标。能源安全关乎国家利益,理应作为中国北极战略的基石,为此可以提供北极能源开发需要的技术、人力资源和资本,将北冰洋冰层下蕴藏的丰富油气资源和安全便利的北极航道纳入未来中国能源整体战略体系。

(2)选择恰当的时机进入,对于北极能源开发和北极航道的和平利用,需要因势利导。由于北极地理位置的特殊性,目前没有一个明确的对北极地区和资源的划分方法,也没有一个被各方认可的约束北极资源利用的公约,要抓住北极能源和航道问题还没有明确的国际协调机制原则这一时机,利用北极 理事会正 式观察员 国的身份,充分介入北极理事会关于能源和航道开发国际机制的构建,使即将形成的国际机制有利于中国在北极能源和航道问题上权益的获取。

(3)采取企业合资合作的方式进入“北极俱乐部”。在北极8国排他性“瓜分”北极资源的情况下,中国参与北极能源开发的唯一或者说最佳途径就是通过能源企业采取合资合作的形式与所在国公司共同开发经营。北极8国中,芬兰和瑞典并不拥有北极内的海域或近海大陆架,因此对北极圈内的油气资源基本无能为力。在剩下的6国中,俄罗斯与冰岛近年来与中国的政治经济合作最为密切,也是最有希望为中国企业亮起绿灯的国家。中国三大油企需要抓住机遇,为开拓油源,保障中国能源安全而未雨绸缪。

5 结束语

在相当长的一段时间内,冰雪覆盖的北极是国际政治、经济和安全问题的边缘地带,并不被世人重视,但随着北冰洋能源价值和战略价值的逐渐显现,该地区正日益获得国际社会的关注。尤其近年来,伴随油气勘探技术的突破以及北极航道的逐渐开通,周缘国家纷纷加快了北极油气开发进程,使得北极油气资源的大规模利用具有广阔的前景,并势必会对当前的世界能源格局产生潜在而深刻的影响。未来北极油气一旦进入大规模商业化开发阶段,北极地区将具有成为全球油气生产更为重要的能源中心的巨大潜力,从而对欧佩克国家造成强烈冲击,并将显著改善各主要能源消费大国油气进口格局。

面对北极丰富的油气资源,北冰洋沿岸的俄罗斯、加拿大、美国、挪威和丹麦都想分一杯羹。作为北极理事会的正式观察员国,中国也不能独善其身,因为中国的外向型经济和巨大的能源需求始终紧密联系在一起,中国的发展离不开能源的支撑。而当前中国油气进口受地缘政治等不稳定因素制 约,严重影响 能源的稳 定供应。因此,为了分散我国能源进口风险,维护我国能源安全,必须积极参与北极油气资源开发:制定以能源为核心的北极战略,加强与北极理事会各成员国的能源合作,鼓励国内油企与国外油气巨头合资合作,共同开发北极能源,为中国未来的北极活动奠定坚实的基础。

摘要：近年来,北极地区的油气储量勘探结果引起了世界的关注。美国地质调查局(USGS)预测北极将成为下一个世界能源仓库。在全球能源供应日趋紧张和北极航道逐渐开通的大背景下,未来北极油气资源开发前景广阔,转化为世界主要油源的可能性加大,届时将深刻影响世界能源格局。系统分析北极地区油气分布、开发现状和前景以及对世界能源格局可能产生的影响,为进一步探索北极油气做铺垫,也为我国制定北极能源开发战略提供借鉴和参考。

论油气勘探开发劳动 篇9

关键词：油气,勘探开发,黑盲,耗竭,成本递增

恩格斯说:“劳动和自然界一起才是一切财富的源泉。自然界为劳动提供材料, 劳动把材料变为财富。”所以, 劳动对象—自然资源是创造人类社会财富的源泉。本文探讨的是“财富”而非“劳动价值”。

一、油气勘探开发劳动的概念

所谓油气勘探, 就是为了寻找和查明油气资源, 利用各种勘探手段了解地下的地质状况, 认识生油、储油、油气运移、聚集、保存等条件, 综合评价含油气远景, 确定油气聚集的有利地区, 找到储油气的圈闭, 并探明油气田面积, 搞清油气情况和产出能力的过程。

借用法律术语, 油气勘探劳动的“标的”是“寻找和查明油气资源”, “标的物”是广义的油气储藏量, 包括资源量、预测储量、控制储量、探明储量、可采储量。

油气勘探劳动达至标的的途径是“利用各种勘探手段”, “了解地下的地质状况”。油气勘探劳动的中间成果是上述“认识”和“评价”, 最终成果也仅是能对不同勘探阶段获得的资源量、各级序列储量进行符合有关规范的准确描述、论证、说明、 (矿权) 证明、鉴定、帮助做出结论的图件、文件、资料。除了勘探过程中的副产品外, 油气勘探的上述成果是知识性而非物质性的产品。

油气田开发则是指在认识和掌握气田地质及其变化规律的基础上, 在油气藏上合理地分布油气井和投产顺序, 以及通过调整采油气井的工作制度和其它技术措施, 把地下油气资源采到地面的全过程。

二、油气勘探开发劳动概论

随着劳动的发展, 劳动对象化的范围不断扩大, 使人周围的世界越来越多地打上了人类劳动的印记。

(一) 劳动论及其局限

物质资料及其运动的生产由三方面的要素构成:人的劳动、劳动资料以及劳动对象。劳动是劳动力的支出;劳动资料又称劳动手段, 它是人们在劳动过程中用以改变和影响劳动对象的一切物质手段和物质条件, 其中最重要的是劳动工具;一般来说, 劳动对象是劳动者在生产过程中所加工的一切物质资料, 包括自然物和经过人的劳动改造过的物质资料。劳动资料和劳动对象统称为生产资料。

人是最具能动作用的生产力要素, 劳动工具中凝结着人的创新性劳动和生产性劳动, 是科学技术的物质表现。但在对劳动三要素的认识中, 学术界存在轻视劳动对象的倾向。有人甚至认为, 劳动对象在生产中仅仅处于被加工的被动状态, 对生产力的进步与发展关系甚微。

如今人们已经形成共识, 能源、信息和材料是现代文明的三大支柱, 其中除信息本身就是必备生产要素外, 材料与新材料、能源与新能源作为劳动对象在生产力的发展中发挥着巨大的作用。

劳动者使用生产工具进行劳动, 只有作用于劳动对象, 使之转变为人们所需要的物质资料, 这种劳动才是具体的, 才成为现实的生产力。

劳动工具在生产力发展中确实起着至关重要的作用。没有9000米钻机, 就无法真正找到9000米以内较深层的油气。但须知, 生产工具是通过人的能动作用由劳动对象转化为劳动产品, 劳动产品再作为劳动对象再加工为产品, 经过无数次的加工最终转化为生产工具。

科学实践告诉我们, 每一次新的生产工具的较大变革, 往往同时伴有劳动对象的扩展。

人类为了自身生存与发展, 其劳动经历了“获取实物”、“种养生物”、“制造产品”、“储运货物”、“采掘矿产”、“服务产业”、“网络产业”等, 先后出现但相互并存交错的阶段, 不同阶段的劳动对象不断扩展。上述各个阶段的出现, 体现了人类社会的进步、经济技术的发展。这种进步发展的动力是人类的需求, 实现手段是物化的科学与技术, 进步发展必然伴随劳动对象的扩展和演变。

石油天然气勘探开发是极为复杂的劳动过程。如何深入地认识它, 从而解释不同产业、不同环节之间出现的在结果表象上的巨大差异?

例如, 目前油气地质家直接观察地壳内部某点的基本方法是通过钻井获取岩芯, 通过岩芯延时地、局部地认识地层会受到极大局限。所以, 当天文学家对于宇宙的观测远达100亿光年 (1光年=9.46万亿公里) 距离以上时, 地质学家对于自身居住的地球的直接认识还比较肤浅。1957年, 前苏联人造卫星上天, 时隔22年后的1979年7月, 前苏联开始在北部境内的科拉半岛钻一口地质勘探井, 其深度才为12000米。1972年12月底阿波罗登月计划结束后, 美国于1974年4月3日钻成的俄克拉荷马州贝莎罗杰1号油田的32号天然气井, 为当时最深井, 井深也只有9583米。2008年, 中国载人飞船“神舟7号”绕地球飞行, 宇航员出仓行走时, 我国的最大钻井深度也只有8408米。我们将观测距离、飞航高度、钻井深度作为天文、航天、油气采掘业的典型参数予以比较的目的是为了说明, 不考虑劳动对象的特殊性, 将在认识上落入偏见的陷阱。当年的美、苏均为地学、天文学、航天学大国, 而中国是传统的地学大国, 缘何中、美、苏的地学与天文学、航天学的成果在表象上有如此大的“差距”?造成上述油气采掘业与天文、航天业如此大“差距”的基本原因是行业之间劳动对象的“可见”与“不可见”之分, 是劳动对象参与生产过程所起作用不同所致。

劳动对象的可见性和劳动对象参与生产过程所起作用不同所造成的结果不同, 提示我们首先应进一步认识劳动三要素。

(二) 劳动三要素新论

决定部门技术经济特点的因素, 主要是劳动对象。随着科学技术的进步和生产力的发展, 劳动对象的范围在不断扩大, 由“自然物”变为“一切东西”;劳动对象是劳动“加工”、“改造”的对象, 这是一般概念劳动的本质特征;劳动对象参与创造财富。劳动对象质量越好, 劳动生产率越高。这是对劳动认识的阶段性深化。

油气勘探开发针对的实际对象是油气源岩、油气储层、油气盖层、油气圈闭、油气系统、油气盆地直至油气远景区带, 它们分别都是油气勘探开发实际劳动对象--特定的地层和地层集合。

进一步分析劳动三要素, 我们发现了许多新的现象, 需要对劳动对象的概念加以扩展。

1、劳动对象包括名义劳动对象、实际劳动对象和关联劳动对象。

名义劳动对象是劳动者主观想改造、获取的对象, 如油气勘探开发工作者想获得油气储量和产量, 但实际上人们一般并不直接对之施加劳动。实际劳动对象是劳动者实际上“工作”的对象。

关联劳动对象既不是劳动者主观想改造、获取的对象, 也不是劳动者实际上“工作”的对象, 但在劳动者“工作”的同时, 关联劳动对象自然参与其中, 改变了劳动产出的数量和质量。对于“关联劳动对象”, 人们实际上并不想主动将劳动施加其上, 说他是劳动的“对象”似乎牵强。但以下将要论及, “关联劳动对象”被“关联地”参加了劳动创造成果的过程, 他已经被“占有”或“加工”, 并发生改变。

例如, 信息是网络劳动者的名义劳动对象, 他们通过光路、电路、地球、大气层传播。为了扩大信息传输量, 网络劳动者仅改造扩大了节点、光路、电路的传输能力, 地球、大气层作为关联劳动对象自然参与其中, 提高了整个网络的传输能力。网络劳动者无偿获得关联劳动对象的有益参与, 关联劳动对象也可能因此产生“拥挤”。茫茫大海承载船舶运动, 为海运提供两维平面上的无限多条通路。劳动者仅扩展了船队和海港, 在大海关联参与下会极大提升海运能力, 但大海的平静、清洁也会变得嘈杂和污染。浩瀚天空承载飞行器运动, 为空运提供三维空间中的无限多条航路。劳动者仅扩展了机群和空港, 在天空关联参与下极大提升了空运能力, 天空也因此变颜。

名义劳动对象、关联劳动对象和实际劳动对象的区别在实践中随处可见。交通工具驾驶员的名义劳动对象是欲实现空间位移的旅客、货物, 但他们操作的实际劳动对象却是飞机、轮船、机车或汽车等交通工具;水利工程劳动的名义劳动对象本意是通过劳动使之蓄积或移动的水资源, 但实际劳动对象却是土石方和输水管道等;农业劳动的名义劳动对象是农业植物, 而实际劳动对象却主要是涵蓄养分、扶持植物生长的土地;

油气勘探开发劳动的名义劳动对象是具有物理实体的油气储量, 但油气勘探开发劳动的实际劳动对象却是石油装备、仪器, 是通过它们认识并加以局部改造的地层。

可以说, 名义劳动对象和实际劳动对象不重合是经济生活中的普遍现象, 传统上两者重合可以不加区分的只是特例, 多集中于制造业。

2、劳动对象具有不同程度的可见性。

传统意义上的“劳动对象”具有可见性。完全的“可见性”可以理解为对劳动对象能实时、直接观、测、制、换, “观”就是观看, “测”就是测控, “制”就是加工安装, “换”就是更换。劳动者的劳动可以直接作用于“可见”劳动对象上, “可见性”是综合代表上述“能实时、直接观、测、制、换”意义的简略称谓。对劳动对象是否能“实时”、“直接”地进行观、测、制、换是劳动者达至较高学习创新效果的基础条件。

“可见性”可以分为五级:

第一级, 完全可见, 即劳动对象实时、直接可观、可测、可制、可换。一般实物产品 (如飞机) 制造业的劳动对象即为完全可见。我们将第一级-完全可见命名为“光化级”, 意即光天化日, 可触可及, 一览无遗。

第二级, 基本可见, 即劳动对象实时、直接可观、可测、可制、但不可换。人体内显微微创手术中的劳动对象--人体内部器官即为基本可见, 如果要更换人体器官, 有时必须施行切开人体使该器官完全可见的常规手术。注意, 如不借助导入显微工具, 人体内器官本不可观、不可测, 但借助显微工具不仅可见且更为清晰, 由于时滞较小, 距离较近, 可认为是“基本可见”。我们将第二级-基本可见命名为“光清级”。“光化级”、“光清级”的区别在于能否“可换”。

第三级, 部分可见, 即劳动对象实时、直接可观、可测、但不可制、不可换。天文观测中的劳动对象星球、星系和河外星系即为部分可见, 航天器对于地面操控人员来说也为部分可见。我们将第三级-基本可见命名为“晶翡级”, 意即晶中翡翠, 可观可赏, 但禁止触摸。

第四级, 基本不可见, 即劳动对象实时、直接可观、但不可测、不可制、不可换。我们将第四级-基本不可见命名为“晶朦级”, 意为晶中朦胧之物, 可观不可赏。

第五级, 完全不可见, 即劳动对象根本不能实时、直接可观、可测、可制、可换。油气勘探开发中的名义劳动对象油气储量和实际劳动对象地层即为完全不可见。通过钻井取芯, 劳动者可以直接观察所在地层的标本, 但那只是延时、局部的观察, 不可能实时直接对之测控、加工、更换。地层及构造的三维可视化只是一种虚拟现实, 是把勘探开发工作者对地层的认识数字化、形象化, 与前述显微手术中的“可视”根本不同。我们将第五级-完全不可见命名为“黑盲级”, 意即仅靠肉眼会黑灯瞎火, 茫然不知。通过对劳动对象可见性的比较和形象描述, 可以实事求是地说明油气勘探开发工作的难度。

以飞机制造业为例, 劳动者所设计、加工的零部件都是实时、直接可观、可测、可制、可换的, 由此, 劳动者对材料、零部件和加工作业可以实现高度的标准化, 从而通过不断学习创新提高劳动效率;水利工程劳动者关注的是土石方、输水管道等实际劳动对象的有关情况, 但这些信息已经不是实时的、量化的。

农业劳动者对实际劳动对象--土地进行耕作、施肥、灌溉等劳动, 其能作用于名义劳动对象的有效劳动量更加难于实时度量;油气勘探开发劳动者针对实际劳动对象 (地层) 的极其复杂的劳动, 是在“完全不可见”的情况下进行的, 其实际成果只是有关数据、资料及分析加工后的报告、图件等等。只有钻达油气储层, 见到油气显示, 油气勘探开发劳动者才能肯定地层中确实有名义劳动对象存在。

3、劳动对象在劳动中的变化和参与创造财富的过程。

人的劳动必然会给劳动对象带来变化。“劳动给劳动对象带来的变化”既是指劳动过程使实际劳动对象 (如原料、材料) 变为中间产品以至最终产品的变化, 这种变化与劳动者意愿相符。“劳动给劳动对象带来的变化”也是指劳动过程使名义或实际劳动对象发生优化或劣化, 这种变化不是出于劳动者本意或根本与劳动者意愿相悖。

例如, 农民给土地施化肥, 在使名义劳动对象的产量增加的同时也会使实际劳动对象土地劣化, 名义劳动对象随之在以后反而逐步减产;煤层既是煤炭采掘劳动者名义的、也是实际的劳动对象。但煤层在被采掘的同时, 掘进环境愈来愈恶劣, 生产成本相应提高。这种成本随劳动过程的进展而提高的现象是劳动对象品位劣化的结果。

伴随着地层压实过程而形成的油气流体中存在的巨大压力, 是通过钻井采出油气的原动力, 与油气流动经过储积空间的通路状况一起构成油气储量的品位。以压力为主要特征的“品位”持续劣化的效应比采煤更为明显, 是造成油气采掘成本递增的内在原因。

在完全依靠油气流体自然能量采集油气的“自喷”阶段, 喷薄而出的油气流体消耗着地层中尚存流体的压力等自然能量, 这种现象称为资源的耗竭过程。在依靠水驱、聚合物驱、气举、泵吸、空压等方式采集油气的“递减”阶段, 油气流体仍然要消耗地层中尚存流体的自然能量, 是资源的进一步耗竭。所以, 油气勘探开发劳动者面对的劳动对象是不断“劣化”的劳动对象, “劣化”是耗竭过程的必然结果。

三、油气勘探开发劳动的特殊性

由于劳动对象不可见, 油气勘探开发劳动呈现出以下特殊性:

(一) 对名义劳动对象认识的间接性

由于不能对劳动对象进行实时地、全面地观察、测量、加工安装和更换, 只能通过各种工程技术手段进行间接研究。

(二) 油气勘探劳动过程的较长周期性、阶段性和滚动性

油气勘探从预探到建成生产能力一般需要15-20年, 提醒我们必须考虑先导性投入才能满足变化的需求。

油气勘探劳动过程可分为不同阶段。不同阶段之间, 勘探和开发之间必要时可能重迭, 表现为过程的“滚动”性。

(三) 油气勘探是否成功的不确定性及所带来的风险性

由于前述对劳动对象认识的间接性, 岩层在纵横展布上的非均质性和技术经济条件的限制, 油气勘探特别是预探是否成功是不确定的。存在不能达至标的和标的物的地质风险、钻井等作业失误的工程风险、投资沉没的经济风险、危及生命财产的安全风险。

(四) 油气勘探成果的概率性

虽然油气勘探设备技术含量极高, 但油气勘探劳动的中间和最终知识性成果却完全可能与实际不符。

石油储量根据经验其采收率可达到30-40%、天然气可达70%左右, 但实践中却完全可能出现油气采收率低或天然气采收率超过100%的现象。除了技术和管理原因外, 主要是由于储量数据不可能是精准的。

(五) 油气开发阶段产量的递减性和成本的递增性

如果说油气勘探是典型的风险经济, 油气开发则是有规律的递变经济。对确定的油气圈闭, 由于是具有相同水力特性的系统, 其产量必定递减, 成本必然递增。

一个油公司由多个地区公司组成, 一个地区公司拥有多个开发单元即油气系统, 有的地区公司甚至拥有上百个气田、上百个开发单元。多个水力系统产量的总和在总产量曲线上表现为各个系统曲线的迭加。

地区公司、油公司的产量曲线由上述几百个处于稳产或递减的曲线迭加形成。如果新气田 (井) 和稳产井比重大, 则表现出成本短期下降。如果新气田 (井) 和稳产井比重小, 则表现出成本上升, 所有气田产量最终都会递减。

四、各产业劳动要素的复杂性及产生的效果

(一) 国民经济各产业 (环节) 劳动要素的复杂性

随着社会的发展, 行业分工越来越细, 劳动对象复杂性凸显。我国现行国民经济行业分类 (GB/T4754-2002) 共有门类20个, 大类95个, 中类396个, 小类913个。如此庞大的产业系统以及更为庞大的产业各环节构成的系统其劳动要素的复杂性可以想见。不仅如此, 原来主要从加工制造业经济现象中总结出来的经济理论是否符合其他新兴行业?从其他新兴行业归纳出来的经济“规律”是否及时抽象为经济理论?这些都将影响到经济理论对经济实践指导性的大小。

(二) 劳动对象复杂性导致产出及成本“规律”多样性

经济学教科书告诉我们, 供应曲线一般是向右上方倾斜, 即边际成本随供应量增加递增。平荻克、鲁宾费尔德虽然认为成本递减是可能的, 但其条件是“只有当降低了投入价格或者厂商可以通过规模经济或范围经济在更低的成本下进行生产时, 才会出现长期向下的供给曲线。”

国民经济中各产业各环节的成本规律不一致。这是因为劳动对象在“可见性”上的巨大差别以及参与关联劳动效果的不同会给生产成本带来极大影响。例如:劳动对象处于“光化级”的汽车制造业, 由于规模经济的存在, 成本呈现先降后升的变化。劳动对象同样处于“光化级”的飞机制造业, 由于劳动者的学习创新, 定型飞机制造的成本呈现“学习曲线”型递减, 其学习率或曰成本递减率为20%。借助显微工具, 芯片制造业的劳动对象为“光清级”, 其生产率和成本率曾遵从摩尔定律。制造光纤的玻璃生产本属于制造业, 由于玻璃质量提高, 光纤单位面积光通量每5个月提升一倍, 从而导致网络传输成本相应下降。信息网络经济的关联劳动对象参与信息传输劳动的能力极大, 其产出 (从而价值) 呈现按几何级数增长, 成本按几何级数降低的梅特卡夫 (Metcalfe) 效应。煤炭采掘中呈现成本缓升的“品位劣化”的效应。对象完全不可见, 处于“黑盲级”的油气采掘业, 名义劳动对象被动参与劳动过程的能力随采出程度增加递减, 生产成本呈现指数递增, “品位劣化”的效应十分明显。

参考文献

[1]、马克思、恩格斯, 《马克思恩格斯全集》, 第20卷[M], 北京:人民出版社1971.509, 318.

[2]、高洪业等《西方经济学 (微观部分) 》北京, 中国人民大学出版社, 2004年第三版

[3]、石彦民, 论勘探家的素质, 《勘探家》, 1997年3月第2卷第1册

[4]、张霞, 勘探创造力的培养, 《岩性油气藏》, 2007年3月第19卷1期

[5]、白兰君, 天然气采掘成本指数自然递增律及其运用, 成都《天然气工业》2006第6期

[6]、白兰君, 在对比研究中深入探寻油气采掘成本规律, 香港《科学研究月刊》2007年一期p41-43

油气资源开发 篇10

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.

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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.

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油气资源开发 篇11

关键词：投资成本管理;精细管理;低效油气开发

低效油氣开发工程具有开发工期长、投入资金大、开发风险高的特点，这也使得低效油气开发企业必须承担较大的经营风险和投资风险。在油气开发的过程中，是否能够在预期内回收投资、使投资发挥应有的经济效益是一个非常重要的问题。为了进一步规避风险，低效油气开发企业应该及时改变原有的粗放型投资成本管理模式，通过精细投资成本管理对投资进行合理的调整，节约资金，减少浪费，提高资金的使用效率，缩短钻前周期。这样有利于油田的可持续发展，促进资金的优化配置。

1 低效油气开发精细的投资成本管理的意义

1.1 应对客观形势的要求

低效油气开发精细投资成本管理是油气企业应对客观形势的必然要求。油气企业面对着越来越激烈的市场竞争和越来越大的风险，对于一般油气企业而言，低效油气版块属于一个主营业务，是否能够对其进行有效的投资成本管理，不仅对公司的未来发展有着直接的影响，而且还会影响该地区的能源安全。在开展低效油气开发的过程中，需要投入大量的资金，而且具有较大的开发难度，对其进行精细投资成本管理有利于减少不必要的浪费，提高资金的利用率，进一步降低风险。因此为了适应当前的客观发展形势，企业必须及时对管理策略进行调整，进一步提高管理水平来应对当前的市场竞争和挑战[1]。

1.2 有利于保障低效油气开发的安全生产

对于整个企业而言，油气开发业务具有较大的风险。在整个油气开发业务的产业链上，每一个节点都具有较大的风险。因此实施低效油气开发精细投资成本管理有利于降低产业链风险。在低效油气开发的过程中，市场化的工程技术服务承包商也参与其中，提高了风险管理的难度。一旦发生安全事故将会带来巨大的人员和经济损失，也会影响企业的社会形象，导致投资不能获得应有的成果。因此在低效油气开发中进行精细投资成本管理，有利于找出安全生产问题，制定和落实相关的规章制度，加强对员工的考核，从而提高低效油气开发的安全性，减少不必要的投资损失。

1.3 切实提高企业的执行力

我国的低效油气开发事业发展得非常迅速，低效油气开发正向着规范化、科学化、高效化和快速化的方向发展，这也要求企业不断提高自身的执行力，才能保障和提高资金的使用率，推动企业的发展。因此企业必须实行精细化投资成本管理，对低效油气开发的每项工作、每个步骤和每个环节都进行严格、精细的管理，从而对生产成本进行有效的控制，不断加快勘探开发的速度，提高低效油气勘探开发的经济效益[2]。

1.4 切实提高企业的创新能力

经过多年的发展，低效油气开发也得到了一定的发展，相关企业基本上都配备了专业的施工队伍，相关技术也比较成熟。但是企业要获得进一步的发展还必须进一步提高自身的创新能力。在当前的低效油气开发管理中工作效率低、执行力低的现象屡禁不止，造成了投资成本的大量浪费。长期以往会导致企业的创新能力日益下降，严重影响企业的可持续发展。这也需要通过低效油气开发的精细投资成本管理来提高相关企业部门的创新能力，提高投资效率，获得更好的经济效益。

1.5 转变低效油气开发的发展方式

很长一段时间内，低效油气的开发都在使用粗放型的发展模式。实行精细化投资成本管理能够使企业摒弃粗放式的发展模式，转变发展方式，用内涵式、集约式的管理和发展来替代原有的发展模式，使企业走上可持续发展的道路。因此要推进低效油气开发企业由外延式增长转变为内涵式增长，就必须积极开展精细投资成本管理[3]。

总体来说，对于低效油气开发事业而言积极推行精细投资成本管理是非常有必要的。其不仅能够解决当前的经营管理和生产运行中存在的问题，也能够进一步推动低效油气开发企业的发展。

2 低效油气开发精细投资成本管理的具体对策

鉴于低效油气开发精细投资成本管理的必要性和重要性，低效油气开发企业应该找准定位，走低成本发展、市场化运作、项目化管理的道路。要做好精细投资的成本管理，最重要的工作就是在全企业上下强化投资成本的控制意识，对全过程投资项目管理进行落实，才能提高低效油气开发的效益，推进市场的开放。

2.1 提高管控能力，强化项目管理

要实现低效油气开发的经济投资成本管理，切实提高投资成本的效益，必须从以下几个方面入手。

①提高勘探的成功率，这就需要强化井位论证。通过加深对区块的认识，并且进一步做好井位认证工作，能够使井位部署的科学性得到进一步的增强，并且提高勘探的成功率。勘探成功率的提高有利于节约投资，促进资源的优化配置，减少不必要的投资浪费，节约整体成本。

②低效油气开发企业应该走项目化管理的道路，做好以下几个方面的工作：

首先，尽量缩短钻前周期，做好土地协调工作。企业要与所属矿区土地办人员进行了广泛的沟通和密切的配合，做到尽量缩短申报、付账转账、公示的时间。为了进一步缩短钻前时间，企业还可以将机关处室的设计评审人员直接邀请到勘探现场，又能够有力的节约征地时间。以某低效油气开发企业为例，该企业通过实施一系列的措施仅使用了59天就完成了所有的钻前工作，可见项目化管理能够取得良好的效果，缩短钻前周期。

其次，要尽量高效组织生产，提高资本的利用效率，就必须提高计划的权威性。也就是以全年建设项目计划为依据，严格的制定每周、每月、每季度的指导性生产计划，并将详细的、具有可操作性的项目施工工期和钻机运行大表排列出来，下发到各供单位和部门，按照计划来开展相应的工作。

再次，为了保障所有工序的无缝对接，提高施工的专业性，必须做好现场监督工作。通过精细化的管理来保障各地方之间、甲乙方之间和专业化公司之间能够实现良好的配合和协调，避免开工之后又出现等待、停工的现象，造成劳动力、生产机械等资源的浪费，增加成本。为了实现快建快投，应该做好设计审查工作，并对施工现场进行组织和协调。

最后，保障高效运行，坚持关口前移的原则。作为前线项目经理部，应该切实履行自身靠前的实施、靠前指挥的职能，只有这样才能保障前线项目经理能够对一线生产的动态进行实时了解，及时发现并解决一线生产中出现的问题，避免施工之后的返工现象或者施工停滞，切实提高生产的效率，节约资金成本。

③为了切实达到双赢目标，低效油气开发企业应该对承包商进行严格的管理，减少投资浪费。

首先，要对承包商进行正确的定位，低效油气开发企业与承包商之间应该建立战略合作伙伴关系，通过合作来寻求双赢。

其次，要实现规范化管理还要建立相应的规章制度。不仅要将队伍的管理制度建立起来，还要对其进行不断的完善，做好资质管理工作。低效油气企业要对引进队伍进行规范化管理，至少每个月都要召开一次承包商例会，并且对引进队伍的技术和生产运行进行严格的管理。为保障管理效果还制定了一整套考核制度，实行量化考核。为了实现现场监控，低效油气企业可以建立网络视频指挥调度系统。

再次，实行市场化运作，坚持优胜劣汰。在低效油气田开发的承包管理中要实现精细化投资成本管理，就必须发挥市场化的作用，形成市场竞争机制，要求承包商积极开展竞争。

最后还要做好重点项目的专项治理工作，坚持经常性地开展巡回检查，每年至少组织一次安全大检查，对承包商的安全环保监督管理进行专项治理，及时发现并整改各种问题，促进资源的优化配置，减少成本浪费。

④深入开展挖潜增效、勤俭节约的专项实践活动，实现低成本发展，也就是在整个生产经营的全过程中贯穿精细化管理的理念，做好投资预计工作和项目跟踪分析工作、造价管理工作，要求低效油气开发全过程中必须尽量降低非生产性的支出。

2.2 将经济和科技结合起来，通过科技力量来实现精细投资成本管理

通过一系列的科技攻关，积极推广和应用新技术和新工艺，同时不断加强科研成果的转化，能够将经济和科技结合起来，通过科技的力量来开展精细投资成本管理，使成本能够获得更高的效益。

①积极应用科研课题成果和前期项目。通过有效地开展科研课题和前期项目，能够获得更好的经济效益，不仅能够保证全年的工作量，而且能够进一步提高目标的成功率和准确率，从而顺利地完成产能建设。

②通过科技力量实现钻井提速。通过对各区块构造历史资料的分析和总结，并且总结相关的经验教训，制定更为科学的钻井提速技术要求，并要求承包商队伍对其进行落实，能够提高钻井的效率。例如某低效油气开发公司使用了PDC + 螺杆 + 欠尺寸扶正器钻具之后，实现了40天目标管理，钻井提速的目标得以实现，节约了钻井时间，提高了開发的效率。

③为了进一步降低石油工程的成本，低效油气开发企业应该积极用储层改造新技术，建立立体开发模式。例如可以将水平井分段加沙、可回收压裂液、地面及井下微地震裂缝监测技术体积压裂技术等新技术应用于储层改造之中，并使用交叉作业和立体作业的方式来进行丛式井组的试油工作，这样能够使作业机的搬迁次数减少，进一步节约车辆行驶费和试油周期的投资，试产量也能够得到提高。

④对技术措施进行进一步的简化和优化。

首先，要认真的审查钻前工程设计方案，在满足环保和安全的前提下对工程量进行控制，对设计进行优化，通过优选井位，进一步降低投资。特别是在实际施工过程中如果发现具有较大的钻井风险、较大的施工难度和较高的工程费用，就应该立即实行二次勘察，重新选择更为合适的进场道路，尽量减少临时便道、拦河堤坝修建的工作量。

其次，要对钻井工程设计进行简化和优化，特别是对井身结构进行优化，达到节约投资的目的。例如以实际钻井情况为依据，将“三开三完”改造成为二开二完”。

最后，还要做好地面建设，加强设计方案的优化工作组织有针对性的项目设计审查，通过方案审查来发现和解决设计中的问题，避免返工。

2.3 做好造价管理工作，控制投资成本

①低效油气开发企业应该不断创新投资成本控制的管理模式，例如调整钻前工程的计价标准，推进计价标准的调整，促进市场开发，积极推进同场井和丛式井，提高同场井和丛式井的比例。在整个钻井工程中还应该对低效油气田临时计价标准进行进一步的推广，从而达到节约投资的目的。在地面建设工程中，也应该积极推行地面安装工程市场化费用标准，进一步降低工程投资。

②做好项目的全过程控制。

首先是对钻前工程进行预警管理，对设计方案进行优化，对井位进行优选，通过提高优化率、解除预警来节约投资。

其次是对钻井工程预警管理进行强化，对于设计变更程序进行从严执行，这是为了对钻井工程的事故进行控制，降低事故带来的投资损失。由于钻井工程的施工比较复杂，事故率较高，因此如果发现项目存在手续不完全、资料不齐全、认证资料不齐全、没有公司批复的设计变更等问题，则一律不得组织实施。

第三，控制施工图预算，优化施工图的设计工作量。签订包干合同金额的基础就是施工图预算金额，因此必须对其进行严格的审查。施工单位只能以施工图的工作量作为包干施工的范围。按照甲方签认的工作量，在结算时再进行相应的调增调减。

最后，企业要实行“三算”管理，也就是切实实行专业结算管理，将工作量审核集中汇审制度建立起来，严格把好结算关，特别是加强审查价格和工作量。

③低效油气开发企业应该积极推行新的计价模式和标准。可以实行地面工程的限价管理，也就是对环境评价、环境影响评价、安全评价的验收进行限价。在钻井工程中也应该积极推行新的计价标准。

3 结语

本文简要分析了低效油气开发精细投资成本管理的重要意义，并结合实例探讨了实行精细投资成本管理的具体措施。事实证明，低效油气开发企业实行精细投资成本管理能够取得良好的管理效益，进一步降低投资成本，达到效益开发的目标，进一步降低综合单位的成本，对于低效油气开发企业的可持续发展具有积极的意义。

参考文献：

[1]中国石油油气开发技术获重大进展[J].海洋石油，2013（03）.

[2]刘雅馨，钱基，熊利平，郭宝申，丁建可，熊伟，张淑霞.我国深水油气开发的必要性与可行性分析[J].中国矿业，2013（03）.

油气资源开发 篇12

据国土资源部消息, “十二五”期间, 我国油气资源勘探开发保持良好发展势头, “十二五”前4年, 我国石油累计新增探明储量50.1×108t, 天然气累计新增探明储量3.24万亿方;从2010年起, 我国原油产量连续5年保持2×108t以上水平;从2011年起, 天然气产量连续4年保持1000×108m3以上水平。此外, 我国页岩气等非常规油气勘探开发取得显著进展。页岩气勘探率先在四川盆地取得突破, 探明储量已超过5000×108m3。