“海洋石油981”全景
在海上老油区力争稳产或少减产的同时，如果及时有力地进行黄海、南海北部到东海的中生界等区域与领域的勘探开发，海上油气产量将有望持续上升。
没有人怀疑，海洋是人类油气资源的未来之地。
国际能源署公布的数据显示，近10年来全球发现的超过1亿吨储量的大型油气田中，海洋油气占到60%，其中一半是在水深500米以上的深海。
目前为止，全球有100多个国家正在开采海底石油资源，有50多个国家在进行深海油气勘探。海上油气资源开发已经成为全球油气开发的重要组成部分，且海洋油气产量随投资和石油平台数量增加而增加。其中，2009年海洋石油产量已占全球总产量的33%，海洋天然气产量占全球的31%。
中国海洋油气产业，起步于上世纪80年代，发展于90年代，至今方兴未艾。经过20余年的开发，海上油、气产量已分别占全国20.4％、8.7％。
不过，在不同阶段，海洋各个区域的油气发展呈现出不同特点。其中，南海北部石油产量在上世纪90年代上升最快并成为主产区，但1997年后呈波状快速下降。本世纪初渤海产量快速上升并成为主产区。2011年海上产量出现降势，可能是今后转为相对稳产和下降的信号。
为维持海上油气稳产、增产，需大力进行新区新领域的战略接替。新区的现实接替区是南黄海，以及南海北部陆坡深水-超深水区。新领域为南海北部到东海的中生界。
石油：10年河东 10年河西
改革开放初期，海上油气生产还处于刚启动状态，没有探明储量和产量。通过对外合作和自营勘探开发，1990年海上有了约5.3亿吨探明地质储量。该年剩余可采储量约为1亿吨、产量127万吨，后两项分别占全国的4.83％和0.92％。到2011年海上拥有约4亿吨剩余可采储量、产量达3928万吨，二者占全国的比例依次为16.70％、20.41％，21年间的年增率分别为6.62％、17.75％。
由于产量的超高速增长，海上石油产量由微不足道发展成占全国的1/5，从而改变了全国石油生产的格局，使之从文革后期几乎全集中于陆上东部老油区(占95％左右)，到2011年东部石油产量仅占约一半，西北和海上合占47.55％。
1990-2011年，如以2000年为界将其分为前后两部分，可以发现海上储产量增加的势头相差很大。1990-2000年，海上石油剩余可采储量、产量的年增率分别是7.71％、30.38％，而2000-2011年两数字却依次降为5.56％、7.35％。
与之相应，在这两阶段海上石油增产在全国产量增加中的作用也有所不同。1990-2000的10年间，东部产量以1.01％的年递减率减少使其末年比首年的产量减少1222万吨，而海上和西北分别以30.38％、9.96％的年增率上升，该期间分别增加1674万吨、1612万吨。海上和西北该期间的增产量均大于东部的减产量，从而导致全国产量增加2059万吨。
2000-2011年，陆上东部产量递减加快，年递减率2.84％，使其末年比首年的产量减少1330万吨，而海上和西北的年增率却降至7.35％和9.64％，其间分别增加1127万吨、2596万吨。海上的增产弥补不了东部的减产，西北的增产量明显大于东部的减产量，从而导致全国产量增加3399万吨。本世纪初，海上石油产量增加对全国的贡献低于陆上西北。
南海：储产失衡 呈V形曲线
上世纪90年代我国海域的开发集中在珠江口盆地，使中海油深圳分公司的产量以约91％的年增率超高速攀升，至1997年达到峰值1297万吨，该年其产量占海上的近80％。但因为快速上产，储量补充系数小于1，剩余可采储量年增率降为-15.68％。湛江分公司所辖油区多为小油田，上产速度明显低于深圳，但年增率亦近24％。这两个分公司的产量剧增改变了几个油区间的产量排序，使南海北部石油产量在1997年占全海域的87.07％，其中深圳分公司就占79.87％。
产量高速增长而剩余可采储量急剧下降使1997年深圳分公司的储产比降为1.7，湛江分公司仅为5.8。这使深圳分公司的生产量急剧下降，2000年降为1164万吨，该年产量为峰值年的89.7％，3年间的年增率为-3.54％。2003年进一步降至868万吨，该年产量为峰值年的66.9％，3年间的年增率降至-14.31％。
极为严峻的形势迫使决策者更新思路，以自营勘探开发为主大力开发中小型油田，同时在老油田采取措施挖掘潜力。中小型油田开发的主要措施是采用浮式生产储卸油船(FPSO)代替海上生产平台，从而降低了中小型油田的生产成本，使产量有所回升。深圳分公司2006年产油1063万吨，使该年为峰值年产量的82％。但以FPSO采油的采收率不可能高，增产效果也难以持久，2010年其产量又降至835万吨，为峰值年产量的64.4％，2006-2010年间的产量年增率又降到-10.42％。以中小油田为主的湛江分公司本来产量上升困难，以老油田挖潜和开发边际性油田的措施对它就更加适用，使其1997-2011年间的产量年增率8.94％略高于1990-1997年间的产量年增率7.20％。作为产量主体的深圳分公司产量明显下降，使南海北部2011年的产量在全海域中的份额降为近30％。
深圳分公司短期内快速上产转为快速下降使其产量-时间曲线呈倒V形，缺乏油田的相对稳产期。这是海上石油生产的常见现象，根源在于特别高的早期投入意味承担着沉重的债务负担，使其需要尽可能快的上产、尽早归还贷款及其利息。而海上的特殊条件使其难以像陆上那样采取多种措施提高采收率，产量一旦进入减产期，递减率就相当大。
渤海：多措并举 重回主力位置
渤海的勘探开发着手早、进展也较顺利。天津分公司1990年产量占海上的68.5％，成为当时海上生产的主力。它的石油地质特点使其边际性中小油田占比例较高，大型油田却全为稠油，开发难度大使其上产速度不够高，1990-1997年产量年增率为12.93％，明显低于深圳分公司。这使天津分公司失去了海上产量排名第一的地位，1997年仅占海上产量的12.93％。这一情况到2000年仍无大变化，该年产量占全海域的20.18％。
本世纪初渤海的石油勘探开发形势逐渐发生变化，集中体现在三方面。首先是在渤海中部以蓬莱19-3为代表的一批大中型油田被探明并陆续投入开发。其次是经过长期探索在绥中36-1大型稠油油田的实验性开发取得成功，继而得到推广，增产效应在渤海最大，也惠及到南海(如流花1-1大型稠油油田)。再次是针对边际性油田的FPSO采油在渤海大范围实施，不但有力地提高了产量也使之更重视中小油气田的勘探从而提高了储量。这些措施有力地加快了增储上产速度，使2011年渤海剩余可采储量、产量分别以6.36％和20.04％的年增率增长，该年分别占海上的71.69％、69.93％。渤海重又成为海上石油的主力产区。
受外界条件的影响，仅局限在东海陆架盆地西部，石油探明储量不大，2011年剩余可采储量仅占海上的2.16％，探明油田规模较小且分布较散使其开发困难。仅在少数油田采气时(下述)有少量凝析油产出，2011年产量仅占海上石油产量的0.18％。
天然气：区域非均衡明显
受海上开采相当高的经济边际值影响，一般来说天然气的开发难度大于石油。以1000立方米气折合1吨油计算，海上天然气与石油产量的当量比2000年为0.25，2011年为0.22，本世纪初有所下降。与之对比，全国相应年度的该比值依次为0.17，0.52，本世纪初有明显上升。2000-2011年海上天然气产量年增率为6.38％，明显高于东部的0.69％，但由于两者的基数相差甚大，致使其2011年产量和占全国的比例相差不大。由于中部(鄂尔多斯和四川两盆地)和西北区天然气产量呈两位百分点的快速增长，致使海上和东部天然气产量占全国份额有明显的降低。
海上天然气各产区间的发展很不均衡，如要对海上油气形势有更深入的认识，还需分区做出剖析。我国四大海域中目前唯黄海尚无探明储量。东海勘探开发的油气田仅在其西半部，由中石化上海分公司、中海油上海分公司和上海市共同开发，由于统计表上有重复，本文中使用的东海油气储产量数字为后两者之和。渤海油气储产量来自中海油天津分公司所属油气田。南海的开发仅限于其北部，分属中海油深圳分公司和湛江分公司，前者开发珠江口盆地的主体部分，后者除珠江口盆地西部外还包括琼东南、莺歌海和北部湾三个小盆地。为了统计的方便本文中以各分公司名代替产区名。
鉴于海上的溶解气量较少且其商业利用较困难，这里仅讨论更有实际意义的气层气。从2011年的数字看，探明地质储量主要分布在南海北部，占全海域的71.38％，其中湛江分公司的北部湾盆地就占海域的25.81％。由于开发强度较大，天津、湛江分公司的剩余可采储量所占比例小于地质储量所占比例，深圳和上海分公司则反之。从2011年的储产比看，天津特别是湛江分公司较低，分别为22.2、13.4；深圳、上海分公司较高，分别为40.1、62.1。上海分公司的储产比最大，主要反映了其开发难度大，湛江的储产比小却并不反映其开发前景最差，2012年新发现的东方1-2大型气田说明了在这个富气区还有继续发现大中型气田的可能。
未雨绸缪 寻找接替
综上所述，本世纪初的石油产量增长势头已明显低于上世纪的最后十年。进一步看近几年的数字则更清楚地展示出产量变化，并由此分析出未来趋势。
近期趋势：油稳气升
从开发看，南海北部各盆地的油田多进入特高含水的开发后期。曾经是海上主产区的深圳分公司在产量持续降低的背景下，近3年中已有2年出现两位百分数的下降，应该说是降势较猛。
为了深入认识，还可进一步分析对深圳分公司产量影响最大的主力油田情况。2011年，深圳分公司产量仍大于百万吨的有3个油田：西江23-1为135万吨、番禺4-2为125万吨、番禺5-1为117万吨。它们的储产比依次为2.02、8.05、9.42。珠江口盆地最大的流花11-1油田地质储量15538万吨，占深圳分公司的24.57％；但其2011年产量仅54.6万吨、占深圳分公司的6.6％；剩余可采储量796万吨，占深圳分公司的12.1％，储产比虽较高(14.56)，但都是很难采的稠油。以上4个油田2011年合计产量432万吨，占深圳分公司的57.29％，剩余可采储量2411万吨、占深圳分公司的35.43％。这些数据都显示出主力油田将继续减产的趋势，从而决定了该区产量的走向。
虽产量份额不算大却长期保持增势的湛江分公司在2011年出现15.74％的大幅下降，储产比降至9.1。这表明目前针对中小油田的技术系列似乎已难以继续起到支撑上产的作用，因而使研究者看到类似深圳1997年前后产量出现倒V形转折的影子。
天津分公司是近年来海上石油增产的主要来源，也将是今后的主产区。其产量在2011年由升转降，降幅4.87％。对此可有两种认识：一是由于渤海溢油事故及其停产处理所造成的短期表现，另一些人认为这可能是由迅速增产向相对稳产或明显减产转折的信号。
为此，可深入分析天津分公司的主力油田，即2011年产量大于150万吨的油田。这4个油田中3个地质储量大于1亿吨的油田都是稠油，越向后期开采难度越大，且其储产比都小于9。特别令人关注的是投入开发时间最短、产量最高的蓬莱19-3的储产比仅7.9。目前产量最高的稀油油田渤中28-2南的储产比也仅6.4。全分公司的储产比为9.95。
综上所述，笔者认为天津分公司的石油产量今后难以再高速增长，出现不长时间的相对稳产而进入较快递减的可能性相当大。
如果仅依靠目前的以大陆架为主的浅水产区、依靠其以新生界为主体产层老领域，海上石油产量难有大幅度持续增产，很可能出现一段时间的相对稳产。显然我们要为这些老产区、老领域继出现减产未雨绸缪。
进一步看，在东部继续缓慢减产、西北有所增产、海上相对稳产的共同影响下，全国石油产量有可能继续稳产或略有增产。
从海上气层气产量变化上看， 2000-2006年年增率为6.0％，而2006-2011年间年增率为8.13％，天然气产量增速有所加大。主要气区湛江分公司占海上的份额有降低之势，2006、2011年分别为64.27％和76.26％，这意味着分散的中小型气田开发近期受到更多关注。预测今后仍可陆续探明并开发一批气田，随着我国制造的浮式天然气生产液化船(LNGFPSO)的投入使用，中小型气田的开发将起更大作用。我国天然气产量可保持升势，但与此前类似，其增速仍将低于陆上。“海气上岸”在我国天然气供应中仍然只能起“配角”作用。
战略接替新方向
新一轮海上油气战略接替的指向可分为新产区、新领域来讨论。
就新产区来说首先指向尚未探明油气储量的黄海和东海东部。黄海包括北黄海和南黄海两部分。北黄海经过几轮工作，特别是近年的国际合作，仍未能突破，多数专家认为在区域性隆起上形成的中生界盆地小而生油能力不足，难以找到有海上经济开发价值的油气聚集，但近年的新工作对南黄海有了新认识。作为下扬子地块的主体其地层发育虽然类似于邻近的苏北盆地，但有更优越的石油地质条件。其中部隆起(崂山隆起)上存在埋藏并不太深的震旦纪至早三叠纪海相地层，天然气前景良好。隆起两侧，特别是北侧的北部坳陷(青岛坳陷)有巨厚的中、新生界，推测有比苏北更好的生储盖组合。上述中部隆起和北部坳陷的有利区块现已被中海油、中石化两个公司分别中标并开始新一轮勘探。
至于东海陆架盆地东部地区，由于众所周知的原因短期内尚难开展新一轮勘探，本文就不多做讨论了。
引人关注的是向深水区的战略开拓。前已指出，我国已开发油气田仅分布在浅水(水深小于500米)，特别是大陆架上。而属于我国的深水、超深水(水深大于1500米)的大陆坡盆地分布在南海。目前我国已具备了浅水勘探开发设备的国产化和技术配套能力，完全有能力以自营勘探开发为主去开拓浅水区油气。近年，由国家组织的产学研相结合的初步工作已在珠江盆地和台西南盆地以南约南海北部大陆坡上新圈定出了一系列的沉积盆地，其新生界性质与北邻大陆架上的盆地类似，可能有更好的石油地质条件，是非常现实的新产区开拓指向。
我国以自营勘探为主体的海上深水-超深水新区开拓应首先指向南海北部大陆坡，面积可达现有开发区的2~3倍且有邻近我广东海南经济发达区、没有或少有外国干扰之地利。这样，在2020年前后可望继荔湾3-1之后实现一批深水—超深水油气田的开发。
从海上新领域的接替来看，目前我国所有海域的油气勘探开发都局限于新生界，中生界较少。初步研究表明，至少在南海北部、台湾海峡、东海中南部存在着大面积分布的中生界，厚度可达数千米，以上三叠统、侏罗系和白垩系下-中统为主体，发育有多套海相层、多套生烃层且他们均有向南向东加厚之势，在陆上和近岸的井下已多处油气显示。显然，这是一套有良好油气远景的新领域。它的分布区大部分与各油公司已登记的区块相重合，今后的工作可交给其进行。
对于海上新领域，首先还要做好前期的基础性工作，部署实施以取得中生界信息为主要目的的概普查性地震测网和一批参数井的勘探，配合以区域性的综合研究，进而在区带和圈闭优选的基础上部署探井。估计完成这一工作周期尚需3~5年时间，争取在“十三五”期间能对该领域的含油气性有更深入的认识。 （作者：张 抗 来源：《中国石油石化》杂志第8期）
评论
信托基金：护航海洋油气开发
美国的石油信托基金不仅增加了政府职能部门监管经费的来源和监管装备购置的可能，而且体现出谁纳税谁受益、谁污染谁补偿的公平原则，强化了企业社会责任。
在美国，几乎没有纳税人愿意政府将自己缴纳的税负用于与自己利益无关的项目。所以，美国政府与纳税人间的政治博弈从未平息过。不过，经过长期博弈后，在美国的联邦预算体系中逐渐形成了信托基金、法定权利支出和指数化支出等三种支付形式的制度安排。
信托基金是受法律限制，只能用于指定的项目和用途，收入来源也是受法律约束的专门税项。它与某种合约行为有关，是以信用委托的形式构成的，是政府对各种选民群体做出的承诺，是为政府特定行动建立的基金。它也是为了限制政府不能随意支出财政收入或者随意征税所做出的制度安排。
在这种安排中，这种信托基金并非真正归联邦政府所有，而是基于一种委托关系持有。它通过立法强制性地要求政府必须将资金用于特定目的。因此，与其说信托基金是一个可信的承诺，不如更准确地说是对将来的约束，或是长期政治承诺的具体体现。一旦设计完成就意味着对政治承诺提供了保障，承诺一旦做出，就须践行。即使是外在条件发生了变化，需要改变信托基金用途时，也必须由国会通过修改现行法律来改变信托基金项目的税率、待遇水平或者使用目的等。
早在1950年，美国的信托基金不足美国财政预算的10%，但到1995年已发展到150种以上的信托基金，占到美国联邦收入的40%（不包括内部的转移支付，目前也大体相同）。它不仅进一步压缩了美国各届政府财税的自由支配权，而且最大化地保证了选民的利益，提高了税负的使用效率。其中，石油泄漏责任信托基金(Oil Spill Liability Trust Fund)就是重要的一个代表。
石油泄漏责任信托基金是1989年依据美国《1986年国内税收法规》第9509条规定建立的。该信托基金是以美国最高立法的形式确定、对在美进行油气勘探开发企业强征的税，并专门用于支持美国海岸警卫队、美国海洋和大气管理局、国家应急系统、石油污染研究和开发项目的运行。
1990年，美国时任总统乔治.W.布什签署的《石油污染法案》，进一步明确了石油泄漏责任信托基金的使用目的—防止和处理未来可能发生的溢油事件，并将该信托基金纳入赔偿框架，规定责任方需要对石油泄漏所造成的经济损失进行赔偿，直至责任方的责任上限。如果造成的损失超出了《石油污染法案》规定的责任方赔偿上限，超出部分由石油泄漏责任信托基金赔付，并为该信托基金设置了单个事件10亿美元的赔付上限。
2010年BP公司的墨西哥湾石油泄漏事件发生前，石油泄漏责任信托基金一直担负着主要赔偿工作，且运转良好。但墨西哥湾石油泄漏事件造成的巨大损失早已超过了当初设定的石油泄漏责任信托基金赔偿上限的预期，截至2010年11月7日，石油泄漏信托基金已为墨西哥湾事件支付了约6.9亿美元。一方面很快将达到赔付上限，另一方面映衬出16亿美元的信托基金规模过小。于是，参众两院税收制定委员会立即联合提案，提出将该税提高4倍，扩大融资规模，从当初每桶原油征收8美分增加至32美分的议案。该税收增加议案被包含在延展税收减免的一揽子方案中通过了表决并生效。
随着石油泄漏责任信托基金征税基数的增加，一方面，增加了美国政府职能部门监管经费的来源和监管装备购置的可能，使政府有能力更好地履行信托责任，同时也体现出了谁纳税谁受益、谁污染谁补偿的公平原则；另一方面，强化了石油企业的安全意识、履行其社会责任。尽管新增了税基，增加了一点企业成本，避险支出的效率却在大大增加。所以，总体来看美国石油泄漏责任信托基金的升级，应该能进一步为海洋油气开发保驾护航。 （作者：冯跃威 来源：《中国石油石化》杂志第8期）
