㈠ 油氣可采資源潛力分析
一、目前採收率和提高採收率的可能潛力
目前，我國石油的平均採收率為27.33%，其中：鄂爾多斯盆地石油的平均採收率為17.87%，渤海灣盆地為23.72%，松遼盆地為38.38%，塔里木盆地為20.1%。根據中國石油和中國石化的《中國陸上已開發油田提高採收率第二次潛力評價及發展戰略研究》（2000）研究成果：通過各種提高採收率方法技術，鄂爾多斯盆地石油採收率可以提高10.1%，達到27.97%；渤海灣盆地提高12.84%，達到36.56%；松遼盆地提高16.48%，達到54.86%；塔里木盆地也可提高10%，達到30.1%。在提高採收率技術條件下，按平均採收率提高10%，全國石油的平均採收率可達到37.33%（表9-3）。
表9-3 石油可采系數與採收率對比表
二、開采技術發展可提高低品位資源的採收率
盡管隨著未來勘探程度的提高，低品位石油比例增加將影響石油採收率，但開采技術水平的1提高會使這種影響逐漸減小。例如，鄂爾多斯盆地石油資源大部分屬於低滲油，石油採收率和產量一直較低，20世紀90年代，由於酸化壓裂技術的進步，以及井網結構和注采系統的優化，鄂爾多斯盆地的石油採收率提高，產量大幅度增加。1990年的石油年產量為187.38×104t,2003年增大至1248.2×104t，平均每年增加產量52.45×104t，石油採收率也從不足10%提高到17.87%。
三、可采系數取值標准低、留有餘地
在本輪資源評價過程中，對低品位資源、低勘探程度地區和海域區，可采系數取值相對保守。
1.低品位資源可采系數取值標准低
根據《油氣資源可采系數研究與應用》課題的研究成果，低品位資源，包括低滲碎屑岩、低滲碳酸鹽岩和重（稠）油，其可采系數取值范圍為10%～16%，比常規油資源的可采系數低5%～20%。
2.低勘探程度地區可采系數取低值
對於低勘探程度的中小盆地，可采系數一般取相應評價單元類型可采系數標準的最低值。青藏地區諸盆地，可采系數也取相應評價單元類型可采系數標準的最低值。
3.海域區可采系數取低值
在建立油氣資源可采系數取值標准過程中，考慮海域油氣資源開發的特殊性，其技術可采系數取值適當偏小。在具體評價過程中，對深水區評價單元，油氣可采系數取值時取相應評價單元類型可采系數的最低值。
4.石油可采系數與目前採收率相當
本輪資源評價全國的石油可采系數平均為27.72%，僅與目前石油採收率27.33%相當，其中10個重點盆地的石油可采系數為28.70%，其他盆地的石油可采系數為24.16%。
因此，本輪資源評價石油可采系數取值可靠，對可采資源量的評價留有一定餘地。
四、油氣可采資源潛力
我國陸地和近海海域115個含油氣盆地待探明石油可采資源量為144×108t，占總可采資源量的68%；待探明天然氣可采資源量為19.3×1012m3，占總可采資源量的87.6%。待探明油氣可采資源主要分布在東部新近系、深層、古潛山和灘海，中西部前陸、克拉通古隆起，近海海域盆地及青藏、中小盆地及南方海相地層。南海南部油氣可采資源潛力較大。
（一）東部新近系、深層、古潛山和灘海
東部是石油穩產的老油區，是天然氣發展的潛力區。待探明石油可采資源量為48.72×108t，待探明天然氣可采資源量為1.28×1012m3。重點為渤海灣和松遼盆地；主要分布在新近系、深層、古潛山、灘海等領域的構造—岩性和地層—岩性圈閉（表9-4）。
表9-4 東部油氣可采資源量主要分布區域
（二）中西部前陸和克拉通古隆起
中西部是石油和天然氣增儲上產的重要地區。待探明石油可采資源量為56.70×108t，待探明天然氣可采資源量為11.5×1012m3。石油的重點為塔里木、鄂爾多斯和准噶爾盆地；天然氣的重點為塔里木、四川、鄂爾多斯和柴達木盆地；主要分布在疊合盆地的前陸和克拉通古隆起的大中型構造和地層－岩性圈閉。
中西部包括塔里木盆地的庫車、塔西南、塔東南，准噶爾盆地的西北緣、南緣，柴達木盆地的柴西、柴北緣，四川盆地的川西、大巴山山前、米倉山山前，鄂爾多斯盆地的西緣，酒西和吐哈等前陸盆地（表9-5），具有臨近生油凹陷、油源豐富、成藏期晚、油源斷層發育、存在多套生儲蓋組合且保存條件好等特點，成藏條件十分優越，已找到的油氣田規模大、儲量豐度高、單井產量高，是我國待探明油氣可采資源分布的重點領域。
表9-5 中西部前陸盆地油氣可采資源量
續表
中西部地區搭里木、四川、鄂爾多斯和准噶爾等大型含油氣盆地中，發育有一系列的大型古隆起：如塔里木盆地的塔北隆起、中央隆起，四川盆地的樂山—龍女寺古隆起、開江古隆起、瀘州古隆起，鄂爾多斯盆地的中央古隆起、伊盟隆起、渭北隆起，准噶爾盆地的陸梁隆起、中央隆起帶等大型隆起（表9-6），油氣成藏條件優越，往往是多期油氣運移、聚集區，同時又往往有高能環境儲集體的集中發育，具備形成大型油氣田的條件。
表9-6 中西部大型古隆起油氣可采資源量
我國含油盆地主要是陸相盆地，砂體非常發育，地層岩性油藏分布廣泛，如鄂爾多斯盆地隴東、志靖—安塞三角洲、環縣—華池三角洲和彬縣—正寧三角洲等，塔里木盆地滿加爾凹陷南北坡的東河砂岩、麥蓋提斜坡，准噶爾盆地四周斜坡帶等。多期頻繁升降的大型坳陷湖盆，往往形成生儲油岩體側向和垂向上的交替變化，易於形成大面積連片岩性油氣藏，豐度不高，但儲量規模較大。
（三）近海海域盆地
海域是石油增儲上產潛力較大的地區。待探明石油可采資源量為24.34×108t，待探明天然氣可采資源量為4.95×1012m3。石油重點為渤海海域和珠江口盆地，天然氣重點為東海、鶯歌海和瓊東南盆地，主要分布在中深層的大中型構造和構造—岩性圈閉、地層—岩性圈閉。
渤海灣海域近年來相繼發現古近系大油田，除了已發現的構造類型外，在新近系的構造—岩性復合類型圈閉、地層和大型岩性圈閉，都可望獲得新的發現。目前該地區待探明石油可采資源量超過10×108t，仍是近海海域未來最主要的勘探地區。
珠江口盆地現有發現主要集中在珠一坳陷、珠三坳陷的幾個有利構造帶（上組合），這些有利地區的深部地層（下組合）、構造—地層復合圈閉、珠二坳陷深水區可能含油的構造帶，將構成未來該盆地石油儲量增長的主要領域。目前該地區待探明石油可采資源量6×108t左右，仍具有較大勘探潛力。
東海盆地油氣主要集中於西湖凹陷的西部斜坡帶和中央反轉構造帶中南部。目前該區域探井較少、控製程度較低，通過不斷加強地質研究，加密探井，未來擴大儲量的潛力還較大。該地區待探明天然氣可采資源量為2.4×1012m3，是我國近海海域盆地中天然氣資源潛力最大的盆地。
（四）低勘探程度地區
低勘探程度區是油氣勘探開發的戰略儲備區，主要是指青藏地區、南方海相地層和中小盆地，待探明石油和天然氣可采資源較為豐富，主要分布在中淺層的大中型構造圈閉。
青藏地區目前僅在倫坡拉盆地古近系與新近系中見到不同程度油氣顯示。整體來說，該地區尚處於普查勘探階段，系統資料較少，對生烴條件、構造條件、油氣運聚成藏條件、地面與地下的差異性研究還很不夠。研究認為，該區屬新特提斯海域，有著豐富的油氣資源，待探明石油可采資源量為14.00×108t，待探明天然氣可采資源量為1.03×1012m3，是未來值得探索的重要勘探領域。
從我國的海相油氣勘探形勢來看，已處於比較活躍的時期。如四川、鄂爾多斯和塔里木盆地都獲得了重大突破，發現了大油氣田。但在我國秦嶺大別造山帶以南中、古生界海相區域油氣勘探工作已進行了40多年，尚未取得實質性的突破。主要原因是該地區經歷多期演化，地質條件復雜。應在深化油氣地質條件及成藏規律的認識的基礎上，加強地震勘探技術攻關，謹慎優選勘探目標。該區待探明石油可采資源量為0.23×108t，待探明天然氣可采資源量為0.41×1012m3。
近年來，隨著大盆地油氣勘探程度不斷提高，目前各方面都加強了外圍中小盆地的綜合研究與勘探力度，並取得了一些新突破。勘探實踐表明：中小盆地是有潛力的，即使原來勘探過的盆地也能獲得突破，如赤峰盆地。民和、河套、伊犁、花海—金塔、三水等盆地具有較好的石油地質條件，油氣資源潛力比較大，是今後值得優先勘探的重要接替領域。
（五）南海南部
南海南部海域我國傳統疆域內14個盆地石油可采資源量42.87×108t，天然氣可采資源量5.45×1012m3；其資源主要分布在曾母、汶萊—沙巴、萬安、北康和中建南等盆地的深水大中型構造圈閉。
㈡ 油品是指什麼
原油:石油也稱原油或黑色金子，是一種粘稠的、深褐色（有時有點綠色的）液體。地殼上層部分地區有石油儲存。它由不同的碳氫化合物混合組成，其主要組成成分是烷烴，此外石油中還含硫、氧、氮、磷、釩等元素。不過不同油田的石油成分和外貌可以有很大差別。石油主要被用來作為燃油和汽油，燃料油和汽油組成目前世界上最重要的… 汽柴油:汽油是復雜烴類（碳原子數約5~12）的混合物，是消耗量最大的輕質石油產品之一，是發動機的一種重要燃料。主要由催化裂化、催化重整等過程的汽油經調配而成。沸程35~205°C。汽油分車用汽油和航空汽油兩大類。
柴油是一種輕質石油產品，為壓燃式發動機（即柴油機）燃料，是復雜的烴類（C11~C20左右）混合物… 燃料油:大部分石油產品均可用作燃料，但燃料油在不同的地區卻有不同的解釋。歐洲對燃料油的概念一般是指原油經蒸餾而留下的黑色粘稠殘余物，或它與較輕組分的慘合物，主要用作蒸汽爐及各種加熱爐的燃料或作為大型慢速柴油燃料及作為各種工業燃料。但在美國則指任何閃點不低於37.8°C的可燃燒的液態或可液化的石油產品… 液化石油:是石油在提煉汽油、煤油、柴油、重油等油品過程中剩下的一種石油尾氣，通過一定程序，對石油尾氣加以回收利用，採取加壓的措施，使其變成液體，裝在受壓容器內，液化氣的名稱即由此而來。它在氣瓶內呈液態狀，一旦流出會汽化成比原體積大約二百五十倍的可燃氣體，並極易擴散，遇到明火就會燃燒或爆炸…
石油瀝青:是原油加工過程的一種產品，在常溫下是黑色或黑褐色的粘稠的液體、半固體或固體，主要含有可溶於三氯乙烯的烴類及非烴類衍生物，其性質和組成隨原油來源和生產方法的不同而變化…
石油焦是原油經蒸餾將輕重質油分離後，重質油再經熱裂的過程，轉化而成的產品，從外觀上看，焦炭為形狀不規則，大小不一的黑色塊狀（或顆粒），有金屬光澤，焦炭的顆粒具多孔隙結構，主要的元素組成為碳，佔有80wt%… 石油蠟是一種固態烴，主要成分為石蠟。它存在於原油、餾分油和渣油中，具有蠟的分子結構，熔點30℃-35℃。在油田未開發之前，原油是埋在地層中的，這時是處於高溫、高壓條件下，原油大多呈單相液體存在，蠟是… 石腦油是一種輕質油品，由原油蒸餾或石油二次加工切取相應餾分而得。其沸點范圍依需要而定，通常為較寬的餾程，如30-220℃。石腦油是管式爐裂解製取乙烯，丙烯，催化重整製取苯，甲苯，二甲苯的重要原料…
㈢ 促進低品位資源開發利用
我國低品位油氣資源較多，勘探開發程度較低，潛力較大。在現有分地區油氣差別稅率基礎上，按資源優劣、開發階段及不同水深制定稅費標准，對低滲透、重油、高含水、深水等低品位油氣資源實行差別稅率政策，提高石油公司開發低品位油氣資源的積極性，促進低品位和難動用油氣資源勘探開發利用，確保低品位油氣資源進入國家儲量產量增長的范疇。
㈣ 石油的分類
石油根據其油源環境、性質可以有不同的分類。
根據油源環境可分為：海相油、陸相油。海相油即海相沉積中生成的石油，陸相油即陸相沉積中生成的石油。我國的石油大部分屬於陸相油。
根據有機質成熟度（用正烷烴分布曲線來判斷）可分為：低成熟油、成熟油、高成熟油。其中，國內低成熟油的表述有三種，即未成熟石油、低成熟石油、未成熟—低成熟石油。
根據原油密度可分為：輕質原油（<0.87克/厘米3）、中質原油（0.87～<0.92克/厘米3）、重質原油（0.92～<1.0克/厘米3）和超重質原油（≥1.0克/厘米3）。
根據原油黏度可分為：常規油（<100毫帕秒）、稠油（100～<10000毫帕秒）、特稠油（10000～50000毫帕秒）和超特稠油或稱瀝青（>50000毫帕秒）。
根據原油凝固點可分為：高凝油（≥40℃）、常規油（-10～<40℃）、低凝油（<-10℃）。
㈤ 什麼是低品位油田
「低品位」油田是一個相對概念,是相對於已發現的規模大、豐度高、油品好、產量高油氣田的「高品位」而言的,也是相對於一定時期的技術經濟條件而言的。自然界中的「低品位」資源數量相當大,有些盆地的「低品位」資源總量可以等於甚至超過「高品位」資源總量,其重要性不容忽視。發達國家十分重視對本土「低品位」資源的利用。「低品位」的成因有兩種:一是天然生成的,我國通常將復雜的小斷塊油氣田、稠油油田和低豐度、低滲透油氣田的資源稱為「低品位」儲量;二是人為造成的,由於長期開采,油氣田剩餘的,品位變差的儲量。
㈥ 什麼是低品位石油
通常會把那些低滲透度和低豐度油田，稱為低品位油田，由於含油量低或石油熟化程度不好，開采成本很高而不被人們重視。你說的低品位石油應該就是指的這類石油資源吧
㈦ 什麼是輕油什麼是重油
輕油與重油
輕油又稱為石油腦，是沸點高於汽油而低於煤油的分餾混合物，石油腦可分為輕石油腦及重石油腦兩種。
石油腦經去醇酸處理後，可作為汽油及航空燃料油使用；輕石油腦也可經媒組反應後產生高辛烷質的汽油或石油化學原料，為苯、甲苯、二甲苯的主要來源；還可以經裂解反應產生乙烯、丙烯、丁烯、戊烷、芳香烴及碳煙；或經過加氫裂解反應，生產汽油及液化石油氣。
重油一般指燃料油或燃料油與柴油混合而成的中間油料。
重油直接產品可概分為漁船用油及鍋爐用燃油兩種。經過處理後則可生產潤滑油、柏油、石油焦、汽油、液化石油氣、一氧化碳、合成氣、氫氣及丙烯等。
㈧ 全國油氣資源潛力
評價結果表明，我國待探明石油和天然氣資源豐富;待探明石油和天然氣資源主要分布在Ⅰ類和Ⅳ類盆地之中，並以Ⅰ類大中型盆地為主，資源風險小。總體上，石油、天然氣地質資源探明程度不高，主要含油氣盆地勘探還處於中、早期，勘探潛力和勘探領域還很廣闊。
一、待探明油氣資源總量豐富
1.石油資源
我國待探明石油地質資源為516.52×108t，占總地質資源量的67.52%;待探明石油可采資源量為144.09×108t，占總可采資源量的67.96%。
其中Ⅰ類盆地待探明地質資源量為365.92×108t，可采資源量108.12×108t;Ⅱ類盆地待探明地質資源量為39.00×108t，可采資源量12.12×108t;Ⅲ類盆地待探明地質資源量為2.71×108t，可采資源量為0.74×108t;Ⅳ類盆地待探明地質資源量為108.90×108t，可采資源量為23.12×108t(表6-1-1，圖6-1-1)。
表6-1-1 待探明石油資源在不同類別盆地中的分布
圖6-1-1 不同類別盆地待探明石油資源分布
資源風險小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類盆地有407.63×108t待探明地質資源，120.97×108t待探明可采資源，分別占待探明地質資源和可采資源的78.92%和83.96%。待探明石油資源主要分布在我國東部的松遼和渤海灣盆地(陸上)，中部的鄂爾多斯盆地，西部的塔里木、准噶爾和柴達木盆地，近海海域的渤海灣盆地(海域)，珠江口盆地等8個待探明地質資源量大於10×108t的盆地中(圖6-1-2)，待探明地質資源量合計為407.63×108t。青藏地區的羌塘和措勤盆地為Ⅳ類盆地，待探明地質資源量為61.98×108t。
圖6-1-2 我國待探明石油地質資源量大於10億t的盆地
2.天然氣資源
我國待探明天然氣地質資源量為30.60×1012m3，占總地質資源量的35.03×1012m3的87.37%;待探明天然氣可采資源量為19.24×1012m3，占總可采資源量22.03×1012m3的87.31%。
其中，Ⅰ類盆地待探明天然氣地質資源量為26.38×1012m3，可采資源量為16.79×1012m3;Ⅱ類盆地待探明地質資源量為0.35×1012m3，可采資源量為0.18×1012m3;Ⅲ類盆地待探明地質資源量為0.18×1012m3，可采資源量為0.09×1012m3;Ⅳ類盆地待探明地質資源量為3.7×1012m3，可采資源量為2.18×1012m3(表6-1-2，圖6-1-3)。
表6-1-2 待探明天然氣資源在不同類別盆地中的分布
圖6-1-3 不同類別盆地天然氣資源分布
資源風險小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類盆地有待探明天然氣地質資源量26.90×1012m3，待探明可采資源量17.06×1012m3，分別佔全國待探明地質資源和可采資源總量的87.91%和88.69%。
待探明天然氣地質資源主要分布在我國西部的塔里木、四川、鄂爾多斯、柴達木、松遼、東海、鶯歌海和瓊東南盆地等8個待探明地質資源量大於1×1012m3的Ⅰ類盆地內(圖6-1-4)，這8個盆地待探明地質資源量合計為24.09×1012m3，待探明可采資源量合計為15.36×1012m3，分別占待探明地質資源和可采資源的78.70%和79.83%。
3.油氣比例
從評價結果可以看出，我國待探明石油地質資源量516.52×108t，待探明天然氣地質資源量30.60×1012m3，相當於244.84×108t油當量(1250m3天然氣=1噸油當量)，兩者比例為2.11∶1(圖6-1-5)。
圖6-1-4 我國主要盆地天然氣資源分布
圖6-1-5 待探明石油天然氣地質資源量比較
其中，Ⅰ—Ⅲ類盆地待探明石油地質資源量407.63×108t，待探明天然氣地質資源量26.90×1012m3，相當於215.23×108t油當量(1250m3天然氣=1t油當量)，兩者比例為1.89∶1(圖6-1-5)。
按目前可采系數取值結果計算，待探明石油可采資源量為144.09×108t;待探明天然氣可采資源量為19.24×1012m3，折算為153.89×108t油當量，兩者比例為1∶1.07;其中Ⅰ—Ⅲ類盆地待探明石油可采資源量為120.97×108t;待探明天然氣可采資源量為17.06×1012m3，折算為136.49×108t油當量，兩者比例分別為1∶1.13(圖6-1-6)。
天然氣可采資源量比重略大於石油的原因:一是天然氣地質資源量的增加，二是石油探明程度比天然氣高，三是石油的可采系數低，天然氣的可采系數高。
圖6-1-6 待探明石油天然氣可采資源量比較
二、東部、中西部和近海海域為我國三大含油區
待探明石油地質資源主要分布在東部、中西部和海域(圖6-1-7)。其中東部區佔29.73%，中西部合計佔40.10%，海域佔16.34%，三大含油區共占我國待探明石油地質資源的86.18%。
圖6-1-7 各大區石油地質資源分布
1.東部
東部油氣資源勘探程度較高，資源探明程度達到了52.66%，待探明石油地質資源量為153.56×108t，占我國待探明石油資源的29.73%，待探明石油資源潛力還較大(圖6-1-8)。其中，渤海灣盆地(陸上)75.20×108t，松遼盆地44.35×108t，占東部待探明石油地質資源的77.86%，仍是我國石油增儲上產的主要盆地。
東部資源主要分布在富油凹陷的構造—岩性、地層—岩性油氣藏和深層，油氣藏的隱蔽性增強，深層勘探難度增大，需要進行更為深入細致的研究和勘探工作。
圖6-1-8 東部主要盆地待探明石油資源分布
2.中西部
中西部石油探明率為20.81%，勘探開發程度低，待探明石油地質資源量為207.17×108t，占我國待探明石油資源的40.10%，石油資源潛力很大。資源主要分布在塔里木、鄂爾多斯和准噶爾盆地，分別為70.88×108t、55.59×108t和35.23×108t，共佔中西部待探明石油資源的78.05%(圖6-1-9)，為中西部石油勘探的主體。
圖6-1-9 中西部主要盆地待探明石油資源分布
其中塔里木盆地和准噶爾盆地腹部石油資源埋藏較深，普遍在4000m以下;鄂爾多斯盆地儲層滲透性較差，以50mD以下的低滲油和5mD以下的特低滲油居多;油氣成藏規律復雜，研究還有待深入。
3.近海
近海海域石油資源探明率為21.37%，勘探程度較低。待探明石油地質資源量為84.42×108t，占我國待探明石油資源的16.34%。待探明石油資源比較豐富，是新的儲量和產量增長點。其中渤海海域待探明石油資源量為40.73×108t，珠江口盆地為16.65×108t，共占近海待探明石油地質資源的67.97%。石油資源主要分布淺海海域，以常規油和重油為主(圖6-1-10)。
圖6-1-10 近海主要盆地待探明石油資源分布
東部、中西部和近海為我國的三大含油區，待探明石油地質資源量合計為445.15×108t，待探明石油可采資源量合計為129.76×108t。其中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類盆地中有待探明石油地質資源量407.63×108t，待探明石油可采資源量120.97×108t，為我國待探明石油資源的主體分布區(圖6-1-11)。
圖6-1-11東部、中西部、近海待探明石油資源分布
三、中西部和近海海域為我國兩大氣區
待探明天然氣地質資源主要分布在中西部和海域(圖6-1-12)。其中，中西部待探明天然氣地質資源量為18.16×1012m3，佔全國的59.36%，近海為7.59×1012m3，佔全國的24.79%。這兩個地區共占我國待探明天然氣地質資源的84.15%。
圖6-1-12 各大區待探明天然氣資源分布
1.中西部
中西部待探明天然氣地質資源量18.16×1012m3，占我國待探明天然氣資源的59.36%，探明率為16.3%，天然氣資源潛力大。待探明天然氣資源中，塔里木盆地為8.20×1012m3，四川盆地為4.36×1012m3，鄂爾多斯盆地為3.21×1012m3，柴達木盆地1.31×1012m3，共佔中西部待探明天然氣地質資源的94.01%(圖6-1-13)，為加快中西部天然氣勘探提供了豐富的資源基礎。
圖6-1-13 中西部主要盆地待探明天然氣資源分布
中西部天然氣資源的埋藏普遍較深，低滲透天然氣資源在鄂爾多斯和四川盆地的比例較大。
2.近海海域
近海海域待探明天然氣地質資源量7.59×1012m3，占我國待探明天然氣地質資源量的24.79%，探明率為6.36%，主要分布在水深200m以淺的海域(圖6-1-14)。其中東海盆地3.53×1012m3，鶯歌海盆地1.15×1012m3，瓊東南盆地1.01×1012m3，占近海待探明天然氣地質資源的75.00%。近海天然氣資源主要分布在淺層和中淺層，以常規天然氣為主，開發條件相對較好，是開辟東部氣源區比較現實的領域。
圖6-1-14 近海主要盆地待探明天然氣資源分布
中西部和近海待探明天然氣地質資源量合計為25.75×1012m3，待探明天然氣可采資源量合計為16.49×1012m3(圖6-1-15)。其中資源風險小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類盆地擁有待探明天然氣地質資源量24.50×1012m3，待探明天然氣可采資源量15.78×1012m3。中西部和近海是我國待探明天然氣資源最豐富的兩大含氣區，也是加快天然氣勘探的主體區。
四、新區、新領域資源潛力可觀
本輪資源評價中，除評價了34個已有油氣發現的盆地外，還評價了81個尚未有油氣發現的Ⅳ類盆地。從基礎地質條件分析，包括青藏地區的羌塘、措勤在內的這些盆地多數具有一定的油氣潛力和勘探前景，但它們的勘探程度較低。Ⅳ類盆地待探明石油和天然氣地質資源量分別為108.90×108t和3.70×1012m3(圖6-1-16)。
其中青藏地區的19個盆地，依據地面地質調查資料初步評價，待探明石油資源量68.93×108t，主要分布在羌塘盆地，為50.95×108t，占青藏地區石油資源的73.92%。
圖6-1-15 中西部及近海待探明天然氣資源分布
圖6-1-16 主要Ⅳ類盆地待探明石油資源分布
其他62個中小盆地的待探明石油和天然氣地質資源量為39.97×108t和2×1012m3。
目前，Ⅳ類盆地的地質認識程度還很低，資源風險大，特別是部分盆地還缺少可直接證明其油氣潛力的鑽探資料，需要開展深入的調查評價和成藏條件研究，進一步明確含油氣前景。
五、我國沉積盆地油氣資源豐富
總體上看，我國沉積盆地發育，油氣資源豐富;中新生代盆地以陸相為主，古生代盆地以海相為主，盆地經過多期疊加和改造，油氣成藏和分布規律復雜，地質認識逐步深化，勘探發現呈階段性，發展空間廣闊。
截至2005年底，全國累計探明石油地質儲量257.98×108t，探明程度33.72%。待探明石油地質資源量為507.03×108t，占總地質資源量的66.28%，待探明石油可采資源量為142.40×108t，占總可采資源量的67.16%。
石油探明儲量主要集中在渤海灣、松遼、塔里木、鄂爾多斯、准噶爾、珠江口和柴達木等7大盆地，平均探明程度41.42%。待探明石油地質資源也主要分布在這7大盆地，渤海灣盆地最多，為112.74×108t，其次為塔里木和鄂爾多斯盆地，分別為69.13×108t和54.00×108t;7大盆地待探明石油地質資源量共計339.62×108t，佔全國的66.98%。渤海灣盆地待探明石油可采資源最多，達28.43×108t，其次是塔里木和松遼盆地，分別為21.77×108t和19.15×108t;7大盆地探明石油可采資源量共計100.44×108t，佔全國的70.53%。(表6-1-3)。
表6-1-3 全國石油資源盆地分布表 單位:108t
截至2005年底，全國累計探明天然氣地質儲量4.92×1012m3，探明程度14.05%。待探明天然氣地質資源量30.11×1012m3，占總地質資源量的85.95%，待探明天然氣可采資源量為18.94×1012m3，占總可采資源量的85.97%。
天然氣探明儲量主要集中在塔里木、四川、鄂爾多斯、東海、柴達木、松遼、鶯歌海、瓊東南和渤海灣等9大盆地，平均探明程度16.24%。待探明天然氣地質資源也主要分布在這9大盆地，塔里木盆地最多，為8.14×1012m3，其次為四川和東海盆地，分別為4.15×1012m3和3.53×1012m3;9大盆地待探明天然氣地質資源量共計24.34×1012m3，佔全國的80.83%。待探明天然氣可采資源塔里木盆地最多，為5.36×1012m3，其次是四川和東海盆地，分別為2.61×1012m3和2.41×1012m3;7大盆地探明天然氣可采資源量共計15.49×1012m3，佔全國的81.78%。(表6-1-4)。
表6-1-4 全國天然氣資源盆地分布表 單位:1012m3
六、石油可采資源還有增長潛力
1.提高採收率技術的實際應用
油藏精細描述挖掘剩餘油、提高採收率。勝利油田對於整裝構造油藏，通過細分韻律層，完善韻律層注采井網;利用水平井技術挖掘正韻律厚油層頂部剩餘油;優化小油砂體注采方式。預計鑽加密調整井335口，覆蓋地質儲量1.7534×108t，可增加可采儲量385×104t，提高採收率2.2%。
對於高滲透斷塊油藏，通過細分開發層系、挖掘層間剩餘油;完善復雜小斷塊注采井網，實現有效注水開發;利用水平井挖掘邊底水、薄油層油藏的潛力。預計鑽加密調整井1285口，覆蓋地質儲量7.09×108t，可增加可采儲量1500×104t，提高採收率2.1%。
對於中低滲透油藏，通過開展低滲透油藏滲流機理研究，優化合理注采井距，確定優化壓裂參數，改善低滲透油藏的開發效果預計通過整體加密、完善注采井網等措施，覆蓋地質儲量2.5×108t，可增加可采儲量650×104t。
稠油熱采新技術提高採收率。遼河油田曙一區超稠油探明地質儲量近2×104t，目前已建成近300×104t的原油生產規模，2006年預計年產原油275×104t，占遼河原油年產量的近1/4，平均單井吞吐已達到9.2個周期，產量遞減嚴重，已處於蒸汽吞吐開採的後期。2005年啟動了SAGD技術開采曙一區超稠油的先導試驗項目。到2006年12月23日，曙一區杜84塊館平11.12井組正式轉入SAGD技術生產已超過300天。此期間原油產量穩定，日產原油達到120t，預計到年底可累計生產原油10×104t以上，標志著SAGD先導試驗在遼河油田初步獲得成功。
三次採油技術提高採收率。截至2006年9月25日，大慶油田依靠自主創新，採用世界領先的聚合物驅三次採油技術累計產油突破1×108t，成為世界最大的三次採油技術研發、生產基地。
大慶油田從20世紀60年代開始研發三次採油技術，至今已有40多年歷史。1972年，三次採油技術第一次走出實驗室被應用到生產實踐中，取得了良好的技術經濟效果，提高採收率5.1個百分點，注入每噸聚合物增產原油153t。1996年，三次採油技術首次在薩爾圖油田實現了工業化生產，自此，以聚合物驅油為主導的三次採油技術應用規模逐年加大。
到2006年8月，大慶油田已投入聚合物驅工業化區塊35個，面積達到314.41km2。動用地質儲量5.2×108t，總井數5700多口。三次採油技術連續5年產油量超過1000×104t，2006年三次採油年產量達到1215×104t，佔大慶油田年原油總產量的27%，工業化區塊提高採收率12個百分點，達到50%以上，相當於找到了一個儲量上億噸的新油田。並可少注水5×108m3，少產水30×108m3。
此外，三元復合驅油技術已從室內研究、先導試驗發展到工業化試驗，能比水驅提高採收率20個百分點以上。泡沫復合驅是繼聚合物驅和三元復合驅之後提高採收率研究取得的最新進展。室內和礦場試驗結果表明，該技術能比水驅提高採收率30個百分點左右。
低滲透率油氣藏提高採收率。我國油氣新增儲量中低滲儲量比例逐年提高，其中，中石油當年探明低滲儲量占探明總儲量的比例已上升到近70%，低滲油氣藏的有效開發對油氣產量的影響日益重要。
鄂爾多斯盆地的長慶油田，屬於國內典型的低滲透、特低滲透油田。長慶油田採取地層壓裂、酸化及油層注水和儲層改造等技術，根據不同區塊採取特色開發模式，使低滲透油氣田得到了高效開發。先後將低滲儲層極限推至10mD，進而1mD，目前工業性開發0.5mD超低滲油藏，並正在進行開展了0.3mD超低滲油藏開發試驗研究。低滲透油氣田的開發使原來一大批難動用儲量獲得了解放，油氣產量快速增長。隨著原油產量連續6年以百萬噸的速度增長，截至2006年底，長慶油田原油產量達1100×104t，成為又一個千萬噸級大油田。
蘇里格氣田位於內蒙古境內的毛烏素沙漠，探明儲量5336×108m3，為目前我國儲量規模最大的整裝氣田。該氣田屬於非均質性極強的緻密岩性氣田，呈現出典型的「低滲、低壓、低豐度、低產」特徵，經濟有效開發的難度非常大。經過長達5年的前期攻關試驗，長慶油田公司創新集成了12項經濟有效開發特低滲氣田的配套技術，使蘇里格氣田規模有效開發取得了突破性進展。
2006年11月22日，蘇里格氣田天然氣處理廠竣工投運，當年建成的15×108m3產能、30×108m3骨架工程全部並網生產，實現了向京、津地區及周邊城市供氣。12月28日，蘇里格氣田外輸天然氣達到304×104m3，標志著這個當年建設、當年投產的氣田具備了年產10×108m3的能力。
2.採收率的動態性
從一次採油到二次採油、三次採油，石油採收率逐步增加;隨著提高採收率技術的不斷進步，石油採收率還在不斷提高。石油採收率具有隨著採油階段的變化和採油技術的提高不斷提高的特點。
根據2005年全國油氣礦產儲量通報，2005年全國石油新增地質儲量9.54×108t，新增探明可采儲量1.71×108t，標定的採收率不到18%，而同期我國石油水驅採收率的平均值超過24%，標定的採收率偏低，我國目前個別盆地的標定石油可采儲量保守，已經出現石油儲采比接近1∶1甚至小於1的情況，如珠江口盆地。隨著技術進步，現有的地質儲量中還有相當一部分可轉化為可采儲量。如果可采儲量的標定還一成不變，會使可采儲量與實際值的偏差越來越大。
3.進一步提高採收率潛力
新一輪全國油氣資源評價的石油可采系數平均值為27.72%，與目前石油採收率27.11%相當，其中10個重點盆地的石油可采系數為28.70%，其他盆地的石油可采系數為24.16%。其中，低品位資源，包括低滲碎屑岩、低滲碳酸鹽岩和重(稠)油，其可采系數取值范圍為10%～16%，比常規油資源的可采系數低5%～20%。低勘探程度的中小盆地，可采系數一般取相應評價單元類型可采系數標準的最低值。青藏地區諸盆地，可采系數也取相應評價單元類型可采系數標準的最低值。海域油氣資源技術可采系數取值也適當偏小。總體上，本輪資源評價石油可采系數取值可靠，對可采資源量的評價留有一定餘地。
目前，我國石油的平均採收率為27.33%，其中:鄂爾多斯盆地石油的平均採收率為17.87%，渤海灣盆地為23.72%，松遼盆地為38.38%，塔里木盆地為20.1%。根據中石油和中石化的《中國陸上已開發油田提高採收率第二次潛力評價及發展戰略研究》(2000)研究成果:通過各種提高採收率方法技術，鄂爾多斯盆地石油採收率可以提高10.1%，達到27.97%;渤海灣盆地提高12.84%，達到36.56%;松遼盆地提高16.48%，達到54.86%;塔里木盆地也可提高10%，達到30.1%。在提高採收率技術條件下，按平均採收率提高10%，全國石油的平均採收率可達到37.33%(表6-1-5)。
表6-1-5 石油可采系數與採收率對比表
㈨ 2006年石油分析
行業研究
年度報告
看好
首次評級
石油化工行業
2006 年11 月20 日
行業分析師
跟隨中國經濟一起成長
傅惟壽
010-66272965
[email protected]
52 周行業指數表現
-20
0
20
40
60
80
100
120
22-Nov
22-Jan
22-Mar
22-May
22-Jul
22-Sep
中投石化指數
滬深300指數
行業基本數據
上市公司家數 8
總市值(百萬元) 716563
佔A 股比例（%） 9.75
平均每股收益（元） 0.399
平均市盈率（倍） 36.5
相關研究報告
投資要點：
2006 年油價高位運行，油氣勘探和開采盈利豐厚，煉油業務
全行業虧損，化工業務盈利一般。
預計2007 年油價仍然保持強勢，2007 年WTI 原油期貨價格將
圍繞65 美元/桶寬幅波動。2007 年，如果出現突發性沖擊，油價
完全有可能再次沖擊2006 年內的高點。
預計2007 年石油化工行業原油產量增幅保持2006 年的水平，
天然氣產量超過2006 年；原油加工量保持增長，煉油毛利有所改
善，成品油批零價差趨於正常；石油化工行業內的競爭將加劇。
看好油氣開採行業，煉油行業和成品油銷售行業，給與化工
行業中性的評級。
戰略性投資中國石化和海油工程，S 上石化（600688）、S 儀
化（600871）、S 茂實華（000637）、S 石煉化（000783）、S 岳興長
（000819）都屬於交易性投資品種。投資這幾個公司主要是投資
其被私有化，賣殼或重組的機會。
行業重點公司盈利預測與投資評級
2005A 2006E 2007E 市盈率 評級
中國石化 0.456 0.60 0.68 16.0 推薦
S 上石化 0.237 0.05 0.25 21.6 觀望
海油工程 1.48 1.2 1.2 15.4 推薦
資料來源：公司年報 中投證券研究所
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石油化工行業 06－11－20
目 錄
2006年石油化工行業運行狀況………………………………………………………3
2007年石化行業發展趨勢及預測……………………………………………………10
石油化工行業內上市公司……………………………………………………………16
結論……………………………………………………………………………………19
圖表目錄
圖1：原油價格
圖2：輕、重質原油價差
圖3：亞洲原油升貼水
圖4：大慶油同基準油貼水變動情況
圖5：勝利油同基準油貼水變動情況
圖6：Worldwide Rotary Rig Count
圖7：Rotary Rig Count
圖8：煉油毛利
圖9：上海和進口新加坡汽油完稅價對比
圖10：上海和新加坡汽油價對比
圖11：石腦油及烯烴價格
圖12：乙烯及聚乙烯價格走勢
圖13:丙烯及聚丙烯價格
圖14:長三角聚酯產業鏈價格對比
圖15:聚酯及滌綸價格
圖16:PVC及其原料價格
圖17:PVC進出口量
圖18:苯乙烯系列產品價格
圖19:上海90號汽油價格體系
圖20:EIA原油2007年供需預測和油價預測
圖21:2005年主要地區石油產量和消費量
圖22:2005年世界主要地區石油儲量及儲采比
圖23:1965～2005年世界原油消費量及年增長率
圖24:逐年世界必須的原油新增產能
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石油化工行業 06－11－20
2006 年油價高位運
行，盡管近期原油價
格深幅回調，但仍然
處於高油價的區域。
2006年石油化工行業運行狀況
1. 油價高位運行，輕重質油價差擴大，國內油同基準油價格貼水
幅度增加
1.1 油價高位運行
2006年前3季度油價處於高位運行，WTI油期貨價格最高達到80美元
每桶。前三季度WTI原油現貨季度均價分別為63.27、70.41、70.42美元每
桶，同2005年同期相比，漲幅分別為27.1%、32.7%、11.4%。
從2006年8月中旬開始，油價開始回調，2006年11月WTI油期貨價
最低下探至56美元/桶左右。此時，同其年內高點相比，WTI油價已深幅回
調約25%。
盡管目前油價同年內高點相比已經深幅回調約24%，但目前WTI油期貨
56美元每桶的價位同歷史同期相比仍然處於高位。
國內原油價格已經同國際接軌，國內大慶、勝利油現貨價格走勢基本同
WTI油的走勢一致。
圖1：原油價格 單位：美元/桶
80
75
70
65
60
55
50
45
40
ShengliDaqingWTI
10-1111-1112-111-112-113-114-115-116-11
7-118-119-1110-11
數據來源：隆眾石化網
1.2 輕重質油價差擴大
輕重質油價差擴大，
勝利油同辛塔油的2006 年輕、重質原油價差呈逐步擴大的趨勢，WTI 油和杜里油的平均價
貼水進入6 月份後由差從年初的不到10 美元/桶擴大至11 月的18 美元/桶左右。輕重質原油價
3～5 美元/桶急劇擴差的擴大說明輕質成品油的需求依然強勁，全球二次加工能力依然不足。另
大到10 美元/桶左外，輕重質原油價差的擴大有利於中國石化裂化型煉廠煉油毛利的改善。
右。
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石油化工行業 06－11－20
數據來源：隆眾石化網、中投證券研究所
50
40
數據來源：隆眾石化網、中投證券研究所
1.3 國內原油同基準油貼水幅度增加
WTI油價和Brent油價是世界原油價格體系中的核心參照價格，世界各
地不同產地，不同品質的原油以WTI和Brent油價作為基準油，依照一定標
准計算其升水和貼水。亞洲原油價格的基準油為米納斯油、塔皮斯油、辛塔
油。國內原油價格已經同國際接軌，國內勝利油定價參照的基準油是辛塔油，
大慶油的基準油為米納斯油。
2006年，亞洲輕質油塔皮斯同WTI油價的升水大體維持在3～5美元/
桶左右，中質油米納斯和WTI的貼水進入9月份呈現逐步加大的趨勢。國內
大慶油同米納斯油的貼水進入11月份後升至2美元每桶之上，勝利油同辛
塔油的貼水進入6月份後由3～5美元/桶急劇擴大到10美元/桶左右。
圖3：亞洲原油升貼水 單位：美元/桶
80
70
60
WTITapis-WTIWTI-Minas
50
40
圖2：輕、重質原油價差 單位：美元/桶
90
80
70
60
WTIWTI-Duri
10-11
10-11
11-11
11-11
12-11
12-11
1-11
1-11
2-11
2-11
3-11
3-11
4-11
4-11
5-11
5-11
6-11
6-11
7-11
7-11
8-11
8-11
9-11
9-11
10-11
10-11
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圖4：大慶油同基準油貼水變動情況 單位：美元/桶
80
DaqingMinas-Daqing
石油化工行業 06－11－20
高油價使得油氣勘探
和開采領域的資本性
支出持續增加，2006
年全球運行的鑽機數
處於歷史最高峰。
數據來源：隆眾石化網、中投證券研究所
2 油氣勘探和開采活動增加，運行的鑽機數不斷增加
2006 年度油價處於高位運行，上游油氣勘探和開採行業利潤豐厚。受
高油價的影響，各石油公司在油氣勘探和開采領域的新增投資持續增加。
全球運行的鑽機數（Rotary Rig Count）的多少可以用來表示油氣勘探
和開採行業資本性支出的多寡。2006年10月份運行的鑽機數為3130，2006
年前10個月運行的鑽機數的平均值為3031，高於2005年全年平均數2746，
增幅約10.4%。
圖6：Worldwide Rotary Rig Count
2004
2005
2006
3200
3000
2800
2600
2400
2200
2000
Jan
Feb
Mar
Apr
May
Jun
Jul
Aug
Sep
Oct
Nov
Dec
數據來源：貝克休斯公司
10-11
10-11
11-11
11-11
12-11
12-11
1-11
1-11
2-11
2-11
3-11
3-11
4-11
4-11
5-11
5-11
6-11
6-11
7-11
7-11
8-11
8-11
9-11
9-11
10-11
10-11
75
70
65
60
55
50
數據來源：隆眾石化網、中投證券研究所
圖5：勝利油同基準油貼水變動情況 單位：美元/桶
75
70
65
60
55
50
45
40
ShengliCinda-Shengli
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石油化工行業 06－11－20
煉油行業前3季度全
行業虧損，進入10
月份後，煉廠開始略
有盈利，但煉油毛利
仍低於國際水平。
圖7：Rotary Rig Count
3000
2500
2000
1500
1000
北美拉美中東
非洲遠東歐洲
Jan-03Jun-03Nov-03Apr-04Sep-04Feb-05Jul-05Dec-05May-06Oct-06
數據來源：貝克休斯公司
3 油氣勘探和開采盈利豐厚，煉油業務全行業虧損，化工業務盈
利一般
3.1 油氣行業
2006年前3季度，原油國內產量達1379.85萬噸，同比增加1.7%，天
然氣產量433億立方米，同比增加22.1%。原油實現價格同比增幅約24%。
油氣完全生產成本約有上升，但幅度不大，主要是動用邊際儲量及難開采，
低品位油田所增加的成本。油氣生產行業全行業前3季度累計產品銷售收入
達5761.7億元，同比增加33.9%，利潤總額3003億。
3.2煉油行業
2006年，國際煉油毛利水平同2005年相比略有下滑，但裂化型煉廠煉
油毛利仍然保持高位。國內煉廠大多是裂化型煉廠，但由於政府對成品油限
價，國內煉廠無法享受較高的國際煉油毛利。
原油采購成本急劇增加，成品油價格受政府定價限制趕不上原油價格的
上漲速度，國內成品油價格低於原油價格約每桶4.5美元，國內煉油行業全
行業虧損。例如上海石化2006年上半年原油的加權平均成本達到3706.77
元/噸，相對於去年2875.79元/噸，上漲了830.98元/噸，原油加工總成本
增加到161.997億元，同比增長22.68%。同期主營業務收入為234.23億元，
較去年同期的218.86億元只增長了7.02%，這導致其凈利潤卻比去年同期
猛降101.67%，2006年前6個月虧損2756萬元。
上海石化90號汽油的出廠價全年都低於從新加坡進口的92號汽油完稅
價，5月份差價高達3000多元，煉油業務全年虧損已成定局。
從8月份開始，隨著國際油價大幅下跌，國內煉廠煉油虧損急劇減少，
至10月份國內裂化型煉廠已開始盈利，但盈利水平仍然低於國際同類型煉
廠。
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石油化工行業 06－11－20
圖8：煉油毛利 單位：美元/桶
-2
0
2
4
6
8
10
12
14
16
Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
美國墨西哥灣煉油廠WTI 油煉油毛利
西歐裂化型煉廠Brent 油煉油毛利
西歐簡單拔頭型煉廠Brent 油煉油毛利
數據來源：Cambridge Energy Research Associates; Platt's (historical)
圖9：上海和進口新加坡汽油完稅價對比 單位：元/噸
1500
出廠價-完稅
價
批發價-完稅價
零售價-完稅價
500
-500
-1500
-2500
-3500
Jan-Feb-Mar-Apr-May-Jun-Jul-Aug-Sep-Oct-Nov
06 06 06 06 06 06 06 06 06 06 06
數據來源：隆眾石化網，中投證券研究所
注1：出廠價指上海石化90 號汽油出廠價，批發價，零售價指上海地區90 號汽油價格
完稅價=[新加坡92 號汽油價*噸桶比*匯率*（1+ 關稅率）+汽油消費稅]*（1+增值稅率）+港務費
注2：汽油比重取0.722
圖10：上海和新加坡汽油價對比 單位：元/噸
2000
7000
1500
6000
1000
500
5000
0
-500
4000
-1000
-1500
3000
Jan-Feb-Mar-Apr-May-Jun-Jul-Aug-Sep-Oct-Nov06 06 0606 06 06 06 06 06 06 06
新加坡油價
出廠價
批發價
批發價-新加坡油價
出廠價-新加坡油價
數據來源：隆眾石化網
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石油化工行業 06－11－20
3.3 化工行業
2006 年上半年，化工產品價格受需求增長、成本推動以及國際市場價
格上漲等幾個因素的影響保持高位，但化工毛利受行業景氣周期的影響有所
下滑，但仍然處於較為理想的水平。進入6月份以後，隨著全球經濟增長有
所放緩，國際市場原油價格的高位回落，化工產品價格也開始回落，但化工
毛利水平總體卻有所上升。
圖11：石腦油及烯烴價格
數據來源：中宇資訊
圖12：乙烯及聚乙烯價格走勢
資料來源：隆眾石化網
圖13：丙烯及聚丙烯價格
資料來源：隆眾石化網
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圖14：長三角聚酯產業鏈價格對比 單位：元/噸
13000
11000
9000
7000
PXPTAMEGPET(半消光長絲級）
1-1
2-1
3-1
4-1
5-1
6-1
7-1
8-1
9-110-111-
1
數據來源：化工在線
圖15：聚酯及滌綸價格
資料來源：中纖信息
圖16：PVC及其原料價格
資料來源:隆眾石化網
圖17：PVC進出口量
資料來源：化工在線
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圖18：苯乙烯系列產品價格
資料來源：隆眾石化網
3.4 成品油銷售行業
2006 年上半年，國內成品油資源緊張，批零差價急劇減少，批零差價
倒掛。進入6到7月份輕質餾分油用油高峰時期，民營石油公司已經很難找
到成品油資源，中石化和中石油成品油銷售結構中，零售比例急劇上升，批
零差價突然增加到異乎尋常的幅度。之後8，9月份，批零差價又開始倒掛，
進入10月份後，國際油價下跌的時滯已過，影響開始顯露，成品油批零差
價開始增加。
從10月份開始，中石化，中石油汽油出口計劃量開始增加，原因主要
是國內消費柴汽比大於生產柴汽比，國內汽油過剩，出於資源平衡的考慮，
國內汽油出口有其必要。
圖19：上海90號汽油價格體系 單位：元/噸
8000
7000
6000
5000
4000
批零差價
批發-出廠
出廠價
Jan-Feb-Mar-Apr-May-Jun-Jul-Aug-Sep-Oct-Nov060606
0606060606
060606
數據來源：隆眾石化網
2007年石化行業發展趨勢及預測
1 2007年仍然處於高油價時期
歐美等發達國家已為全世界的政府和居民樹立了榜樣，工業化的誘惑如
此之大。正如世界上的其它國家無權剝奪中國的發展權一樣，也無權剝奪印
度、印尼、馬來、越南等一系列國家的發展權。發展中國家的進一步發展並
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石油化工行業 06－11－20
預計油價在2007
年內仍然保持強
勢，2007年WTI原
油期貨價格將圍繞
65 美元/桶寬幅波
動。2007年，如果
出現突發性沖擊，
油價完全有可能再
次沖擊2006 年內
走上工業化道路將導致全球原油需求的持續增加。
美國能源信息管理署預測2007年全球原油總需求略大於總供給、各季
度WTI現貨均價分別為64.33美元/桶、66.33美元/桶、65.00美元/桶、65.00
美元/桶。
圖20：EIA原油2007年供需預測和油價預測
90
88
86
84
82
80
1st
2nd
3rd
4th
1st
2nd
2005
數據來源：美國能源信息管理署（EIA）
註：2006 年第四季度和2007 年為預測數據
總需求總供給WTI 現貨均價
80
75
70
65
60
55
50
45
3rd 4th 1st 2nd 3rd 4th
2006
2007
國際能源署（IEA）預測2007年全球石油需求為8590萬桶/天，同比增
加1.7%，全球石油需求依然強勁。
綜合判斷，我們預計油價在2007年內仍然保持強勢，2007年WTI原油
期貨價格將圍繞65美元/桶寬幅波動。2007年，如果出現突發性沖擊，油
價完全有可能再次沖擊2006年內的高點。油價2007年內保持強勢的理由如
下。
1.1 世界石油資源地緣分布極不均衡
世界石油資源地緣分布極不平衡，世界范圍內各個國家和地區石油消費
量同石油產量和儲量的關系總體上極不匹配，這是造成石油問題的主要根
源。石油資源地緣分布的不均衡不利於高油價下原油供應量的增長。
圖21：2005 年主要地區石油產量和消費量 單位：10億桶
65%
18
15
50%
12
35%
9
20%
6
5%
3
0
-10%
OECD OPEC Asia Pacific Former
Soviet Union
產量
消費量
占總產量比
占總消費量
比
數據來源：BP 世界能源統計2006
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圖22：2005 年世界主要地區石油儲量及儲采比 單位：10億桶
800
儲量儲采比（R/P)
60
600
40
400
20
200
0
0
OECD
OPEC
Asia
Former
Pacific
Soviet
Union
數據來源：BP 世界能源統計2006
1.2 全球范圍上、下游產業之間生產要素配置的不對稱性決定油價將
在長期保持高位
中東石油資源大國在進行國際合作時，出於保護本國資源的考慮，傾向
於採用服務合同，而不願意採用權益合同，如傳統的產品分成協議或合同
（PSA或PSC）。國際石油公司在進行國際合作時傾向於採取PSA或PSC，對
服務合同興趣不大。
在目前高油價時期，國際石油公司原油受資源狀況的制約，新增產能主
要來自於邊際儲量，成本較高，數量有限。同時，中東石油資源大國出於資
金、技術的限制，擴大原油產能的能力有限。原油生產領域資源、資本、技
術在全球范圍內並非最優配置，高油價刺激原油供應增加的作用受到一定的
制約。
在石油下游產品以及最終消費品的生產領域，由於世界經濟全球化的趨
勢日益加深，資本、技術、勞動力在全球范圍內的配置日益優化導致對基礎
能源產品的需求持續增加。高油價抑制消費的作用同歷史相比有所減弱。
1.3 已開發油田產能的自然遞減規律決定了原油供需狀況難以得到大
幅改善
目前，世界原油產能的年均自然遞減率大約為5%，1965～2005年世界
原油需求年平均增長率為2.38%。2005年世界原油需求為8400萬桶/天，剩
余原油產能約200萬桶/天。
如果2006～2015年世界原油需求保持2.38%的年均增長率，原油產能
的年衰減率為5%，同時剩餘產能維持在200萬桶/天的低限以應對突發事件
的沖擊，則逐年新增原油產能必須達到如圖8所示的水平。2015年原油新
增產能將達到776萬桶/天，2006～2015年累計新增原油產能約7007萬桶/
天，建設這些新增產能需要天文數字的投資，這是一個令人無法想像和讓人
感覺沮喪的數字。
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石油化工行業 06－11－20
圖23：1965～2005年世界原油消費量及年增長率
4000
9%
7%
3000
5%
3%
2000
1%
-1%
1000
-3%
0
-5%
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
消費量（百萬噸）年增長率
數據來源：BP 世界能源統計2006
圖24：逐年世界必須的原油新增產能 單位：萬桶/天
800
750
700
650
600
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
數據來源：中投證券研究所
1.4 同歷史相比，原油需求的價格彈性有所減弱
原因有二：一是經歷前幾次石油危機後，發達國家已大量使用天然氣等
代替燃料油發電和取暖，石油替代的空間已極其有限；二是目前發達國家汽
柴油價格構成中，稅收所佔的比例較高，並且隨著油價的波動，稅收徵收比
例相應調整，這導致消費者對原油價格波動的敏感性降低。
1.5 國際油價以生產成本較高的原油生產商的報價為標准，而不是以
生產成本較低的生產商的報價為標准
在原油供需緊張，原油剩餘產能不足以緩沖突發事件的沖擊時，盡管中
東石油出口國的原油完全成本大大低於國際石油公司，但是，國際油價如果
低於國際石油公司邊際原油生產成本，國際石油公司不可能動用邊際儲量。
盡管現有石油產能平均生產成本大大低於主要包括深海採油和非常規
石油資源開采為主的新增產能的成本，但滿足世界新增石油需求的只能是新
增產能。
1.6 高油價有利於石油出口國和國際石油公司
毫無疑問，高油價有利於油氣資源豐富的石油出口國，對石油出口國而
言，高油價時期維持較低的剩餘產能是理性的選擇。一方面可以獲得高額利
潤；另一方面有利於避免來自石油進口國所施加的政治和道義上的壓力。
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國際石油公司由於資源狀況的限制，原油完全生產成本較高，國際油價
較低將使其經營陷入困境。
1.7 此次高油價時期不同於前幾次石油危機
前幾次石油危機爆發的原因是由於原油供應的人為中斷，同時高企的油
價促進了OPEC國家以外的北海和墨西哥灣油田的開發。石油禁運過後，為
了爭奪市場和解決政府財政問題，OPEC 國家紛紛突破配額，最後導致市場
供應遠大於需求，油價大幅下跌。
目前的高油價時期，原油剩餘產能基本上全部位於沙烏地阿拉伯，其他國
家，特別是國際石油公司手中基本上沒有剩餘產能。同時，新增原油產能的
發現成本和開采成本日益增加。
1.8 美元2007 年的走勢不容樂觀
美國經濟放緩，美元加息周期暫時告一段落，2007 年美元減息的可能
性較大，再加之美國經濟長期存在的財政赤字和經常項目赤字，2007 年美
元的走勢不容樂觀，計價貨幣的貶值將助推油價上漲。
2 原油增產難度加大，天然氣產量將繼續高速增長
2006年前10個月國內原油產量15338萬噸，同比增加1.5%。由於國內
原油資源不足，且目前國內東部主力油田已進入開發的中後期，上產穩產的
難度日益加大；同時西部油田由於自然條件的惡劣，增儲上產，資源接替，
產能接替的戰略任務沒有順利完成。因此預計2007年國內原油產量增幅將
保持2006年的水平，大約在1.6%左右。
天然氣產量同比增幅為22.1%。目前國內正處於天然氣大發現時期，2006 年新發現的大的特大型天然氣田有普光氣田，慶深油田。資源保障程
度的提高，基礎設施的日益完善以及天然氣需求市場的日益成熟將促進天然
氣產量的增長，預計2007年，國內天然氣產量增幅應高於2006年的增幅。
3 原油加工量將進一步增加，煉油毛利將有所改善
2006年前10個月國內原油加工量24991萬噸，同比增幅5.3%。2007
年原油加工量將繼續保持較高的增長速度。主要原因有以下三條：一是2007
年中國經濟仍將保持高速增長，國內經濟對石油產品的需求持續增加；二是
2006 年的高油價和政府對成品油限價造成煉油全行業虧損，煉廠積極性不
高，煉廠開工率相對較低；三是新開工煉油裝置的達產上能。
2007年煉油毛利水平有望在2006年底的情況下繼續改善，2007年煉油
毛利改善的幅度關鍵仍在國內成品油定價機制以及國際油價上。相關政府機
構已明確表態，成品油定價機制改革的目標並非成品油實行市場化定價和價
格與國際完全接軌，而2007年國際油價預計仍將保持高位運行，因此，2007
年國內煉油毛利水平大幅改善的可能性較小。
4 化工業務產能增加，化工毛利將下滑
烯烴 在此輪化工景氣期間，乙烯新增投資項目大增，這些項目在2007
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預計2007 年石油
化工行業競爭將加
劇，競爭主要體現
在油氣資源和銷售
市場的爭奪。民營
加油站也將會成為
國際石油公司積極
爭取的加盟對象以
及合資、兼並和收
購的目標。
年前後投產，世界乙烯供需關系將得到極大的改善。中東地區憑借豐富、廉
價的乙烯裂解原料大力發展石化工業，中國是他們的目標市場（運距短於北
美，市場容量大於歐盟），屆時，中東石化產品將對國內市場造成巨大的壓
力。受此影響，國內乙烯業務的毛利水平有可能下降。
芳烴 最近幾年，國內聚酯工業的高速發展，導致對PTA 的需求急劇上
升，PTA毛利水平急劇增加。由於PTA裝置一次性投資相對較小，造成新增
投資大幅增加，這必然帶來對生產原料PX的需求增加，而PX一次性投資規
模較大，且必須依託煉油裝置，PX的產能增幅將有限。受此影響，預計2007
年芳烴產業的利潤將向上游轉移，PTA毛利水平下滑，PX毛利水平上升。
5 成品油批零差價將趨於正常，汽油出口將增加
預計2007年煉油毛利將有所改善，受此影響國內成品油資源供應狀況
將有極大的改善。再加之2006年12月11日成品油批發市場的放開，各石
油公司為爭取銷售商，搶占市場份額，成品油價格體系的改善將不可避免，
批零差價將趨於正常。
預計2007年原油加工量將繼續增加，而國內消費柴汽比大於生產柴汽
比，國內汽油將過剩，汽油出口量的增加也將不可避免。
6 2007 年石油化工行業競爭將加劇
6.1 油氣業務基本維持目前的行業格局
盡管「非公36條」已經頒布，並且相關政府機構已考慮向民營資本開
放上游業務，但考慮到國家能源戰略和能源安全、技術和人才資源、國內油
氣資源合理有效地開發和利用等因素，其他國有和民營資本大規模進入該領
域的可能性很小。即使這些資本能夠進入油氣勘探和開采領域，也可能只被
允許採取同現存國有石油公司合資合作的方式，並且可能採取「分紅不分油」
的利潤分配機制，這對油氣行業目前的行業格局影響微乎其微。
6.2 石油煉制和成品油銷售領域的競爭將加劇
國有石油公司 由於國
㈩ 低品位油氣資源潛力
我國油氣資源類型多，總量豐富，低品位油氣資源潛力巨大。我國低品位石油資源潛力評價重點在於低滲透油氣、剩餘油氣、重油以及頁岩氣。
1.2.1低品位石油資源潛力
1.2.1.1我國石油資源概況
據新一輪全國油氣資源評價結果顯示[14]：我國陸域和近海115個盆地石油遠景資源量1086億噸，其中，陸地934億噸，近海152億噸；石油地質資源量765億噸，其中陸地658億噸，近海107億噸；石油可采資源量212億噸，其中陸地183億噸，近海29億噸。截至2008年底，我國累計探明石油地質儲量290億噸，探明程度38%。待探明石油地質資源量為475億噸，占總地質資源量的62%，待探明石油可采資源量為133億噸，占總可采資源量的63%。從分布上看，我國總體上的石油資源主要分布在東部、西部和近海，如表1.3所示。我國石油資源處於勘探中期，具有較大的勘探空間和發展潛力。
表1.3 我國石油資源情況表（單位：億噸）
數據來源：文獻[14]。
1.2.1.2低品位石油資源
我國低品位油氣資源豐富。據新一輪全國油氣資源評價結果顯示[14]：全國低滲透石油遠景資源量為537億噸，佔全國石油遠景資源量的49%；全國低滲透、重油地質資源量307.4億噸，約佔全國石油地質資源量的40%（不含南海南部）。從地區看，低滲透石油資源廣泛分布於全國陸地油氣區，而重油則主要分布在東部、西部和近海海域（南海除外），如表1.4所示。從盆地分布看，低滲透油主要分布在松遼、渤海灣、鄂爾多斯、准噶爾等盆地，約佔全國低滲透石油資源的78.7%，而重油則主要分布於渤海灣、准噶爾等盆地，約佔全國重油資源的77%，如表1.5，圖1.2所示。
表1.4 全國低品位石油資源量表（單位：億噸）
註：「—」表明缺乏數據，括弧內為綜合數據，以上數據均來自新一輪全國油氣資源評價（2007）。
表1.5 重點盆地石油資源分類表（單位：億噸）
註：「—」表明缺乏數據，括弧內為綜合數據，以上數據均來自新一輪全國油氣資源評價（2007）。
圖1.2 重點盆地低品位石油資源量及比例示意圖
註：括弧外數據為低品位石油資源量，單位億噸；括弧內數據為低品位資源量占當地油氣資源量百分比。
隨著勘探開發程度的提高，全國剩餘石油資源品位逐漸降低，低品位石油資源所佔比例不斷增高，日益成為全國油氣勘探的主要對象。截至2008年，全國石油剩餘資源量799億噸（遠景），其中低滲透（含特低滲透）資源量431億噸，占剩餘石油資源總量的54%，重油佔6%[12]，如圖1.3所示。低品位資源，特別是低滲透資源佔有越來越重要的地位。
圖1.3剩餘石油資源品位分布示意圖
從勘探成果來看，隨著油氣勘探的不斷發展，我國石油儲量不斷增加，呈現較大幅度增長，但優質儲量增速放緩，低品位儲量比例越來越高。以中石油為例，2003～2008年，中石油新增石油探明儲量中，低滲透所佔比例分別為69.1%、79.3%、70.5%、64.1%、71.3%、87%，平均達到70%以上[15]。截至2008年底，我國已發現184個低滲透油田，累計探明低滲透石油地質儲量141億噸，可采儲量18.9億噸[15]。從表1.6可以看出，我國石油年均新增可采儲量與年均新增地質儲量之比不斷降低，由20世紀60年代的0.138降為近年的0.168，採收率也不斷降低，由20世紀60年代38%降為近年的27%～28%。這種狀況，一方面表明，我國由於新增探明儲量中低品位比例不斷增加，油氣勘探開發難度日益加大；另一方面也表明低品位油氣資源儲量豐富，具有巨大的開發潛力。
表1.6 1960～2008年全國年均新增石油地質儲量和可采儲量統計
數據來源：國土資源部油氣資源戰略研究中心，中國油氣資源信息手冊，2009。
從低品位石油開發情況來看，我國低品位原油產量逐漸增加。2006～2008年，我國低滲透原油產量比例分別為34.8%，36%，37.6%[15]。2008年，我國低滲透原油產量0.71億噸（包括低滲透稠油），佔全國總產量的37.6%[15]。低品位石油資源在油田開發中的地位越來越重要。
1.2.1.3小結
根據國土資源部新一輪油氣資源評價成果顯示[14]：我國石油遠景資源量為1086億噸，地質資源量765億噸，可采資源量212億噸，處於勘探中期，具有較大的勘探空間和發展潛力。從我國石油資源品位來看，我國低滲透、重油地質資源量307.4億噸，約佔全國石油地質資源量的40%（不含南海南部）；在剩餘資源量中，低品位石油資源佔60%，其中，我國低滲透（含特低滲透）石油剩餘資源量431億噸，佔54%，重油佔6%，這表明我國低品位石油資源豐富，勘探潛力巨大。從勘探成果來看，我國年均新增可采儲量與年均新增地質儲量之比不斷降低，採收率也不斷降低，表明我國新增探明儲量中低品位比例不斷增加，具有巨大的開發潛力。從開發情況來看，我國低滲透原油產量比例逐年上升，近三年分別為34.8%，36%，37.6%，表明我國低品位原油正逐漸成為原油開發的主體，在原油生產中占據著重要地位。
1.2.2低品位天然氣資源潛力
1.2.2.1我國天然氣資源概況
我國天然氣比較豐富，隨著天然氣勘探開發技術的迅猛發展，我國天然氣資源量的估算值不斷增加，其中低品位天然氣所佔比例大。
據新一輪全國油氣資源評價結果顯示[14]：除南海南部14個盆地外，在我國陸地和近海海域115個含油氣盆地中，天然氣遠景資源量為56萬億立方米，其中陸地43萬億立方米，近海13萬億立方米；天然氣地質資源量為35萬億立方米，其中陸地27萬億立方米，近海8萬億立方米；天然氣可采資源量22萬億立方米，其中陸地17萬億立方米，近海5萬億立方米，勘探處於早期。截至2008年底，我國已探明各類氣田415個，探明天然氣地質儲量6.5萬億立方米，探明程度19%；待探明天然氣地質資源量28.5萬億立方米，占總地質資源量81%，待探明天然氣開采資源量為18萬億立方米，占總可采資源量的82%。
從分布上看，我國的天然氣資源主要分布在西部的塔里木、鄂爾多斯、四川、柴達木、准噶爾盆地，東部的松遼、渤海灣盆地，以及東部近海海域的渤海、東海和鶯—瓊盆地。目前這9個盆地遠景資源量達46萬億立方米，佔全國資源總量的82%；已探明天然氣地質儲量6.21萬億立方米，佔全國已探明天然氣地質儲量的93%；剩餘資源量40萬億立方米，佔全國剩餘資源量的81%，如表1.7所示[16]。
表1.7 我國主要盆地天然氣資源情況（單位：萬億立方米）
數據來源：文獻[16]。
1.2.2.2低滲透天然氣資源
從天然氣資源品位來看，據新一輪油氣資源評價結果顯示：低滲透天然氣地質資源量為8.37萬億立方米，占天然氣地質資源量的23.89%[16]。在剩餘資源量中，全國天然氣剩餘資源量為49.6萬億立方米（遠景），其中低滲透24.8萬億立方米，占剩餘天然氣資源總量的51%[12]。在剩餘資源中，低滲透天然氣資源佔有「半壁河山」，如圖1.4所示。從分布看，低滲透氣主要分布在中、西部地區，主要是鄂爾多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地、准噶爾盆地等，如表1.8所示。
圖1.4 剩餘天然氣資源品位分布示意圖
表1.8 全國天然氣資源量表
註：「—」表明缺乏數據，以上數據均來自新一輪全國油氣資源評價（2007）。
從天然氣勘探成果來看[16]，我國天然氣新增探明氣田總體以低滲儲量為主，並呈逐年增加趨勢；低滲儲量在新增探明儲量中的比例由「八五」末的49.6%上升到2008年底的73.5%，比例明顯加大，如圖1.5所示。截至2008年底，我國已發現192個低滲透氣田，累計探明低滲透天然氣地質儲量4.1萬億立方米（占天然氣累計探明地質儲量的63.6%），可采儲量2.37萬億立方米，主要分布在中、西部地區[15]。
圖1.5 大中型氣田低滲儲量佔新增探明儲量的比例
數據來源：文獻[16]。
從低品位天然氣的開發情況來看，2008年，我國低滲透天然氣產量達320億立方米，占天然氣總產量的42.1%[17]。2006～2008年，我國低滲透天然氣的產量比例逐年上升，分別為39.4%，40.9%，42.1%[17]。預計我國天然氣產量中，低滲透天然氣所佔比例將持續增大，我國未來天然氣產量穩產增產將更多地依靠低滲透天然氣。
1.2.2.3頁岩氣
除常規天然氣外，我國蘊藏豐富而且尚未開發或者開發程度極低的非常規油氣資源。我國的非常規天然氣資源量（僅包含緻密砂岩氣、煤層氣、頁岩氣和天然氣水合物），達280.6萬億立方米，是常規天然氣資源量的5.01倍[18]。隨著技術的進步，我國非常規天然氣資源的開發潛力越顯強大[18]。
初步研究表明[19～20]，我國頁岩氣資源十分豐富，按沉積環境，我國頁岩氣主要發育在海相和海陸過渡相地層中；按分布區域可劃分為南方（包括四川盆地等）、華北（包括鄂爾多斯、渤海灣及南華北等盆地）及西北（包括塔里木、准噶爾等盆地）三大區域。其中南方廣大地區的志留系地層中，發育大套黑色頁岩，有機碳含量大多達10%～15%，演化程度較高，所形成的泥（頁）岩氣資源潛力相當可觀，華南褶皺帶和秦嶺褶皺帶、揚子准地台等均是勘探的有利區域。
目前，我國尚未開展全國頁岩氣資源調查評價工作，對頁岩氣資源狀況和潛力還不清楚，但中石油和國外專家學者進行了初步估算。據Rogner（1997）評價中國頁岩氣資源量100萬億立方米；Kawata，Fujita（2001）等評價，中亞和中國頁岩氣資源量近99.8萬億立方米（表1.9）；美國科羅拉多礦業學院JohnB.Curtis（2002）評價，中國頁岩氣資源量15～30萬億立方米[21]；中石油評價（2009），中國頁岩氣資源量30.7萬億立方米[22]。總的看，目前評價顯示，我國頁岩氣資源量30～100萬億立方米，超過國內常規天然氣資源量，大致與美國頁岩氣資源量相當。其中，僅四川盆地威遠地區和瀘州地區頁岩氣資源量就高達6.8～8.4萬億立方米，相當於該盆地常規天然氣資源總量[13]。全球頁岩氣、煤層氣和緻密砂岩氣資源量及其分布如表1.9所示。
表1.9 全球頁岩氣、煤層氣和緻密砂岩氣資源量及其分布
1.2.2.4小結
根據國土資源部新一輪油氣資源評價成果（2007）顯示：我國常規天然氣中，低滲透天然氣地質資源量為8.37萬億立方米，占天然氣地質資源量的23.89%，表明我國低品位天然氣總量巨大；在剩餘資源量中，低滲透（含特低滲透）24.8萬億立方米，占剩餘天然氣資源總量的51%，表明在待探明資源量中我國低品位天然氣比重大，勘探潛力大；在新增探明儲量中，低品位天然氣的比例由「八五」末的49.6%上升到2008年底的73.5%，比例不斷加大；在已探明儲量中，低滲透氣田累計探明儲量4.1萬億立方米，占天然氣累計探明地質儲量的63.6%；可采儲量達2.37萬億立方米，表明我國低品位天然氣儲量大，開發潛力大；在天然氣產量中，2008年我國低滲透天然氣產量達320億立方米，占天然氣產量的42.1%，表明我國低品位天然氣產量大。此外，我國非常規天然氣資源量達280.6萬億立方米，發展潛力巨大。
由於我國地質條件和油氣分布復雜，而且經過半個多世紀的勘探開發，大量易於尋找的優質、整裝大型油氣田已被發現和探明，油氣勘探日益轉向深層、深水、高原等新區、新領域，向非常規資源發展，勘探難度不斷加大，風險越來越大，而且新發現油氣田或新探明儲量品位不斷降低。近年來，相繼發現的大型油氣田，如蘇里格氣田、普光氣田、龍崗氣田、徐深氣田、南堡油田等，不是低滲透氣、高含硫氣，就是稠油等。預計，隨著油氣勘探深入發展，今後低品位油氣資源將日益成為我國油氣勘探開發主要對象。