㈠ 油气可采资源潜力分析
一、目前采收率和提高采收率的可能潜力
目前，我国石油的平均采收率为27.33%，其中：鄂尔多斯盆地石油的平均采收率为17.87%，渤海湾盆地为23.72%，松辽盆地为38.38%，塔里木盆地为20.1%。根据中国石油和中国石化的《中国陆上已开发油田提高采收率第二次潜力评价及发展战略研究》（2000）研究成果：通过各种提高采收率方法技术，鄂尔多斯盆地石油采收率可以提高10.1%，达到27.97%；渤海湾盆地提高12.84%，达到36.56%；松辽盆地提高16.48%，达到54.86%；塔里木盆地也可提高10%，达到30.1%。在提高采收率技术条件下，按平均采收率提高10%，全国石油的平均采收率可达到37.33%（表9-3）。
表9-3 石油可采系数与采收率对比表
二、开采技术发展可提高低品位资源的采收率
尽管随着未来勘探程度的提高，低品位石油比例增加将影响石油采收率，但开采技术水平的1提高会使这种影响逐渐减小。例如，鄂尔多斯盆地石油资源大部分属于低渗油，石油采收率和产量一直较低，20世纪90年代，由于酸化压裂技术的进步，以及井网结构和注采系统的优化，鄂尔多斯盆地的石油采收率提高，产量大幅度增加。1990年的石油年产量为187.38×104t,2003年增大至1248.2×104t，平均每年增加产量52.45×104t，石油采收率也从不足10%提高到17.87%。
三、可采系数取值标准低、留有余地
在本轮资源评价过程中，对低品位资源、低勘探程度地区和海域区，可采系数取值相对保守。
1.低品位资源可采系数取值标准低
根据《油气资源可采系数研究与应用》课题的研究成果，低品位资源，包括低渗碎屑岩、低渗碳酸盐岩和重（稠）油，其可采系数取值范围为10%～16%，比常规油资源的可采系数低5%～20%。
2.低勘探程度地区可采系数取低值
对于低勘探程度的中小盆地，可采系数一般取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。青藏地区诸盆地，可采系数也取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。
3.海域区可采系数取低值
在建立油气资源可采系数取值标准过程中，考虑海域油气资源开发的特殊性，其技术可采系数取值适当偏小。在具体评价过程中，对深水区评价单元，油气可采系数取值时取相应评价单元类型可采系数的最低值。
4.石油可采系数与目前采收率相当
本轮资源评价全国的石油可采系数平均为27.72%，仅与目前石油采收率27.33%相当，其中10个重点盆地的石油可采系数为28.70%，其他盆地的石油可采系数为24.16%。
因此，本轮资源评价石油可采系数取值可靠，对可采资源量的评价留有一定余地。
四、油气可采资源潜力
我国陆地和近海海域115个含油气盆地待探明石油可采资源量为144×108t，占总可采资源量的68%；待探明天然气可采资源量为19.3×1012m3，占总可采资源量的87.6%。待探明油气可采资源主要分布在东部新近系、深层、古潜山和滩海，中西部前陆、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层。南海南部油气可采资源潜力较大。
（一）东部新近系、深层、古潜山和滩海
东部是石油稳产的老油区，是天然气发展的潜力区。待探明石油可采资源量为48.72×108t，待探明天然气可采资源量为1.28×1012m3。重点为渤海湾和松辽盆地；主要分布在新近系、深层、古潜山、滩海等领域的构造—岩性和地层—岩性圈闭（表9-4）。
表9-4 东部油气可采资源量主要分布区域
（二）中西部前陆和克拉通古隆起
中西部是石油和天然气增储上产的重要地区。待探明石油可采资源量为56.70×108t，待探明天然气可采资源量为11.5×1012m3。石油的重点为塔里木、鄂尔多斯和准噶尔盆地；天然气的重点为塔里木、四川、鄂尔多斯和柴达木盆地；主要分布在叠合盆地的前陆和克拉通古隆起的大中型构造和地层－岩性圈闭。
中西部包括塔里木盆地的库车、塔西南、塔东南，准噶尔盆地的西北缘、南缘，柴达木盆地的柴西、柴北缘，四川盆地的川西、大巴山山前、米仓山山前，鄂尔多斯盆地的西缘，酒西和吐哈等前陆盆地（表9-5），具有临近生油凹陷、油源丰富、成藏期晚、油源断层发育、存在多套生储盖组合且保存条件好等特点，成藏条件十分优越，已找到的油气田规模大、储量丰度高、单井产量高，是我国待探明油气可采资源分布的重点领域。
表9-5 中西部前陆盆地油气可采资源量
续表
中西部地区搭里木、四川、鄂尔多斯和准噶尔等大型含油气盆地中，发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，四川盆地的乐山—龙女寺古隆起、开江古隆起、泸州古隆起，鄂尔多斯盆地的中央古隆起、伊盟隆起、渭北隆起，准噶尔盆地的陆梁隆起、中央隆起带等大型隆起（表9-6），油气成藏条件优越，往往是多期油气运移、聚集区，同时又往往有高能环境储集体的集中发育，具备形成大型油气田的条件。
表9-6 中西部大型古隆起油气可采资源量
我国含油盆地主要是陆相盆地，砂体非常发育，地层岩性油藏分布广泛，如鄂尔多斯盆地陇东、志靖—安塞三角洲、环县—华池三角洲和彬县—正宁三角洲等，塔里木盆地满加尔凹陷南北坡的东河砂岩、麦盖提斜坡，准噶尔盆地四周斜坡带等。多期频繁升降的大型坳陷湖盆，往往形成生储油岩体侧向和垂向上的交替变化，易于形成大面积连片岩性油气藏，丰度不高，但储量规模较大。
（三）近海海域盆地
海域是石油增储上产潜力较大的地区。待探明石油可采资源量为24.34×108t，待探明天然气可采资源量为4.95×1012m3。石油重点为渤海海域和珠江口盆地，天然气重点为东海、莺歌海和琼东南盆地，主要分布在中深层的大中型构造和构造—岩性圈闭、地层—岩性圈闭。
渤海湾海域近年来相继发现古近系大油田，除了已发现的构造类型外，在新近系的构造—岩性复合类型圈闭、地层和大型岩性圈闭，都可望获得新的发现。目前该地区待探明石油可采资源量超过10×108t，仍是近海海域未来最主要的勘探地区。
珠江口盆地现有发现主要集中在珠一坳陷、珠三坳陷的几个有利构造带（上组合），这些有利地区的深部地层（下组合）、构造—地层复合圈闭、珠二坳陷深水区可能含油的构造带，将构成未来该盆地石油储量增长的主要领域。目前该地区待探明石油可采资源量6×108t左右，仍具有较大勘探潜力。
东海盆地油气主要集中于西湖凹陷的西部斜坡带和中央反转构造带中南部。目前该区域探井较少、控制程度较低，通过不断加强地质研究，加密探井，未来扩大储量的潜力还较大。该地区待探明天然气可采资源量为2.4×1012m3，是我国近海海域盆地中天然气资源潜力最大的盆地。
（四）低勘探程度地区
低勘探程度区是油气勘探开发的战略储备区，主要是指青藏地区、南方海相地层和中小盆地，待探明石油和天然气可采资源较为丰富，主要分布在中浅层的大中型构造圈闭。
青藏地区目前仅在伦坡拉盆地古近系与新近系中见到不同程度油气显示。整体来说，该地区尚处于普查勘探阶段，系统资料较少，对生烃条件、构造条件、油气运聚成藏条件、地面与地下的差异性研究还很不够。研究认为，该区属新特提斯海域，有着丰富的油气资源，待探明石油可采资源量为14.00×108t，待探明天然气可采资源量为1.03×1012m3，是未来值得探索的重要勘探领域。
从我国的海相油气勘探形势来看，已处于比较活跃的时期。如四川、鄂尔多斯和塔里木盆地都获得了重大突破，发现了大油气田。但在我国秦岭大别造山带以南中、古生界海相区域油气勘探工作已进行了40多年，尚未取得实质性的突破。主要原因是该地区经历多期演化，地质条件复杂。应在深化油气地质条件及成藏规律的认识的基础上，加强地震勘探技术攻关，谨慎优选勘探目标。该区待探明石油可采资源量为0.23×108t，待探明天然气可采资源量为0.41×1012m3。
近年来，随着大盆地油气勘探程度不断提高，目前各方面都加强了外围中小盆地的综合研究与勘探力度，并取得了一些新突破。勘探实践表明：中小盆地是有潜力的，即使原来勘探过的盆地也能获得突破，如赤峰盆地。民和、河套、伊犁、花海—金塔、三水等盆地具有较好的石油地质条件，油气资源潜力比较大，是今后值得优先勘探的重要接替领域。
（五）南海南部
南海南部海域我国传统疆域内14个盆地石油可采资源量42.87×108t，天然气可采资源量5.45×1012m3；其资源主要分布在曾母、文莱—沙巴、万安、北康和中建南等盆地的深水大中型构造圈闭。
㈡ 油品是指什么
原油:石油也称原油或黑色金子，是一种粘稠的、深褐色（有时有点绿色的）液体。地壳上层部分地区有石油储存。它由不同的碳氢化合物混合组成，其主要组成成分是烷烃，此外石油中还含硫、氧、氮、磷、钒等元素。不过不同油田的石油成分和外貌可以有很大差别。石油主要被用来作为燃油和汽油，燃料油和汽油组成目前世界上最重要的… 汽柴油:汽油是复杂烃类（碳原子数约5~12）的混合物，是消耗量最大的轻质石油产品之一，是发动机的一种重要燃料。主要由催化裂化、催化重整等过程的汽油经调配而成。沸程35~205°C。汽油分车用汽油和航空汽油两大类。
柴油是一种轻质石油产品，为压燃式发动机（即柴油机）燃料，是复杂的烃类（C11~C20左右）混合物… 燃料油:大部分石油产品均可用作燃料，但燃料油在不同的地区却有不同的解释。欧洲对燃料油的概念一般是指原油经蒸馏而留下的黑色粘稠残余物，或它与较轻组分的惨合物，主要用作蒸汽炉及各种加热炉的燃料或作为大型慢速柴油燃料及作为各种工业燃料。但在美国则指任何闪点不低于37.8°C的可燃烧的液态或可液化的石油产品… 液化石油:是石油在提炼汽油、煤油、柴油、重油等油品过程中剩下的一种石油尾气，通过一定程序，对石油尾气加以回收利用，采取加压的措施，使其变成液体，装在受压容器内，液化气的名称即由此而来。它在气瓶内呈液态状，一旦流出会汽化成比原体积大约二百五十倍的可燃气体，并极易扩散，遇到明火就会燃烧或爆炸…
石油沥青:是原油加工过程的一种产品，在常温下是黑色或黑褐色的粘稠的液体、半固体或固体，主要含有可溶于三氯乙烯的烃类及非烃类衍生物，其性质和组成随原油来源和生产方法的不同而变化…
石油焦是原油经蒸馏将轻重质油分离后，重质油再经热裂的过程，转化而成的产品，从外观上看，焦炭为形状不规则，大小不一的黑色块状（或颗粒），有金属光泽，焦炭的颗粒具多孔隙结构，主要的元素组成为碳，占有80wt%… 石油蜡是一种固态烃，主要成分为石蜡。它存在于原油、馏分油和渣油中，具有蜡的分子结构，熔点30℃-35℃。在油田未开发之前，原油是埋在地层中的，这时是处于高温、高压条件下，原油大多呈单相液体存在，蜡是… 石脑油是一种轻质油品，由原油蒸馏或石油二次加工切取相应馏分而得。其沸点范围依需要而定，通常为较宽的馏程，如30-220℃。石脑油是管式炉裂解制取乙烯，丙烯，催化重整制取苯，甲苯，二甲苯的重要原料…
㈢ 促进低品位资源开发利用
我国低品位油气资源较多，勘探开发程度较低，潜力较大。在现有分地区油气差别税率基础上，按资源优劣、开发阶段及不同水深制定税费标准，对低渗透、重油、高含水、深水等低品位油气资源实行差别税率政策，提高石油公司开发低品位油气资源的积极性，促进低品位和难动用油气资源勘探开发利用，确保低品位油气资源进入国家储量产量增长的范畴。
㈣ 石油的分类
石油根据其油源环境、性质可以有不同的分类。
根据油源环境可分为：海相油、陆相油。海相油即海相沉积中生成的石油，陆相油即陆相沉积中生成的石油。我国的石油大部分属于陆相油。
根据有机质成熟度（用正烷烃分布曲线来判断）可分为：低成熟油、成熟油、高成熟油。其中，国内低成熟油的表述有三种，即未成熟石油、低成熟石油、未成熟—低成熟石油。
根据原油密度可分为：轻质原油（<0.87克/厘米3）、中质原油（0.87～<0.92克/厘米3）、重质原油（0.92～<1.0克/厘米3）和超重质原油（≥1.0克/厘米3）。
根据原油黏度可分为：常规油（<100毫帕秒）、稠油（100～<10000毫帕秒）、特稠油（10000～50000毫帕秒）和超特稠油或称沥青（>50000毫帕秒）。
根据原油凝固点可分为：高凝油（≥40℃）、常规油（-10～<40℃）、低凝油（<-10℃）。
㈤ 什么是低品位油田
“低品位”油田是一个相对概念,是相对于已发现的规模大、丰度高、油品好、产量高油气田的“高品位”而言的,也是相对于一定时期的技术经济条件而言的。自然界中的“低品位”资源数量相当大,有些盆地的“低品位”资源总量可以等于甚至超过“高品位”资源总量,其重要性不容忽视。发达国家十分重视对本土“低品位”资源的利用。“低品位”的成因有两种:一是天然生成的,我国通常将复杂的小断块油气田、稠油油田和低丰度、低渗透油气田的资源称为“低品位”储量;二是人为造成的,由于长期开采,油气田剩余的,品位变差的储量。
㈥ 什么是低品位石油
通常会把那些低渗透度和低丰度油田，称为低品位油田，由于含油量低或石油熟化程度不好，开采成本很高而不被人们重视。你说的低品位石油应该就是指的这类石油资源吧
㈦ 什么是轻油什么是重油
轻油与重油
轻油又称为石油脑，是沸点高于汽油而低于煤油的分馏混合物，石油脑可分为轻石油脑及重石油脑两种。
石油脑经去醇酸处理后，可作为汽油及航空燃料油使用；轻石油脑也可经媒组反应后产生高辛烷质的汽油或石油化学原料，为苯、甲苯、二甲苯的主要来源；还可以经裂解反应产生乙烯、丙烯、丁烯、戊烷、芳香烃及碳烟；或经过加氢裂解反应，生产汽油及液化石油气。
重油一般指燃料油或燃料油与柴油混合而成的中间油料。
重油直接产品可概分为渔船用油及锅炉用燃油两种。经过处理后则可生产润滑油、柏油、石油焦、汽油、液化石油气、一氧化碳、合成气、氢气及丙烯等。
㈧ 全国油气资源潜力
评价结果表明，我国待探明石油和天然气资源丰富;待探明石油和天然气资源主要分布在Ⅰ类和Ⅳ类盆地之中，并以Ⅰ类大中型盆地为主，资源风险小。总体上，石油、天然气地质资源探明程度不高，主要含油气盆地勘探还处于中、早期，勘探潜力和勘探领域还很广阔。
一、待探明油气资源总量丰富
1.石油资源
我国待探明石油地质资源为516.52×108t，占总地质资源量的67.52%;待探明石油可采资源量为144.09×108t，占总可采资源量的67.96%。
其中Ⅰ类盆地待探明地质资源量为365.92×108t，可采资源量108.12×108t;Ⅱ类盆地待探明地质资源量为39.00×108t，可采资源量12.12×108t;Ⅲ类盆地待探明地质资源量为2.71×108t，可采资源量为0.74×108t;Ⅳ类盆地待探明地质资源量为108.90×108t，可采资源量为23.12×108t(表6-1-1，图6-1-1)。
表6-1-1 待探明石油资源在不同类别盆地中的分布
图6-1-1 不同类别盆地待探明石油资源分布
资源风险小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类盆地有407.63×108t待探明地质资源，120.97×108t待探明可采资源，分别占待探明地质资源和可采资源的78.92%和83.96%。待探明石油资源主要分布在我国东部的松辽和渤海湾盆地(陆上)，中部的鄂尔多斯盆地，西部的塔里木、准噶尔和柴达木盆地，近海海域的渤海湾盆地(海域)，珠江口盆地等8个待探明地质资源量大于10×108t的盆地中(图6-1-2)，待探明地质资源量合计为407.63×108t。青藏地区的羌塘和措勤盆地为Ⅳ类盆地，待探明地质资源量为61.98×108t。
图6-1-2 我国待探明石油地质资源量大于10亿t的盆地
2.天然气资源
我国待探明天然气地质资源量为30.60×1012m3，占总地质资源量的35.03×1012m3的87.37%;待探明天然气可采资源量为19.24×1012m3，占总可采资源量22.03×1012m3的87.31%。
其中，Ⅰ类盆地待探明天然气地质资源量为26.38×1012m3，可采资源量为16.79×1012m3;Ⅱ类盆地待探明地质资源量为0.35×1012m3，可采资源量为0.18×1012m3;Ⅲ类盆地待探明地质资源量为0.18×1012m3，可采资源量为0.09×1012m3;Ⅳ类盆地待探明地质资源量为3.7×1012m3，可采资源量为2.18×1012m3(表6-1-2，图6-1-3)。
表6-1-2 待探明天然气资源在不同类别盆地中的分布
图6-1-3 不同类别盆地天然气资源分布
资源风险小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类盆地有待探明天然气地质资源量26.90×1012m3，待探明可采资源量17.06×1012m3，分别占全国待探明地质资源和可采资源总量的87.91%和88.69%。
待探明天然气地质资源主要分布在我国西部的塔里木、四川、鄂尔多斯、柴达木、松辽、东海、莺歌海和琼东南盆地等8个待探明地质资源量大于1×1012m3的Ⅰ类盆地内(图6-1-4)，这8个盆地待探明地质资源量合计为24.09×1012m3，待探明可采资源量合计为15.36×1012m3，分别占待探明地质资源和可采资源的78.70%和79.83%。
3.油气比例
从评价结果可以看出，我国待探明石油地质资源量516.52×108t，待探明天然气地质资源量30.60×1012m3，相当于244.84×108t油当量(1250m3天然气=1吨油当量)，两者比例为2.11∶1(图6-1-5)。
图6-1-4 我国主要盆地天然气资源分布
图6-1-5 待探明石油天然气地质资源量比较
其中，Ⅰ—Ⅲ类盆地待探明石油地质资源量407.63×108t，待探明天然气地质资源量26.90×1012m3，相当于215.23×108t油当量(1250m3天然气=1t油当量)，两者比例为1.89∶1(图6-1-5)。
按目前可采系数取值结果计算，待探明石油可采资源量为144.09×108t;待探明天然气可采资源量为19.24×1012m3，折算为153.89×108t油当量，两者比例为1∶1.07;其中Ⅰ—Ⅲ类盆地待探明石油可采资源量为120.97×108t;待探明天然气可采资源量为17.06×1012m3，折算为136.49×108t油当量，两者比例分别为1∶1.13(图6-1-6)。
天然气可采资源量比重略大于石油的原因:一是天然气地质资源量的增加，二是石油探明程度比天然气高，三是石油的可采系数低，天然气的可采系数高。
图6-1-6 待探明石油天然气可采资源量比较
二、东部、中西部和近海海域为我国三大含油区
待探明石油地质资源主要分布在东部、中西部和海域(图6-1-7)。其中东部区占29.73%，中西部合计占40.10%，海域占16.34%，三大含油区共占我国待探明石油地质资源的86.18%。
图6-1-7 各大区石油地质资源分布
1.东部
东部油气资源勘探程度较高，资源探明程度达到了52.66%，待探明石油地质资源量为153.56×108t，占我国待探明石油资源的29.73%，待探明石油资源潜力还较大(图6-1-8)。其中，渤海湾盆地(陆上)75.20×108t，松辽盆地44.35×108t，占东部待探明石油地质资源的77.86%，仍是我国石油增储上产的主要盆地。
东部资源主要分布在富油凹陷的构造—岩性、地层—岩性油气藏和深层，油气藏的隐蔽性增强，深层勘探难度增大，需要进行更为深入细致的研究和勘探工作。
图6-1-8 东部主要盆地待探明石油资源分布
2.中西部
中西部石油探明率为20.81%，勘探开发程度低，待探明石油地质资源量为207.17×108t，占我国待探明石油资源的40.10%，石油资源潜力很大。资源主要分布在塔里木、鄂尔多斯和准噶尔盆地，分别为70.88×108t、55.59×108t和35.23×108t，共占中西部待探明石油资源的78.05%(图6-1-9)，为中西部石油勘探的主体。
图6-1-9 中西部主要盆地待探明石油资源分布
其中塔里木盆地和准噶尔盆地腹部石油资源埋藏较深，普遍在4000m以下;鄂尔多斯盆地储层渗透性较差，以50mD以下的低渗油和5mD以下的特低渗油居多;油气成藏规律复杂，研究还有待深入。
3.近海
近海海域石油资源探明率为21.37%，勘探程度较低。待探明石油地质资源量为84.42×108t，占我国待探明石油资源的16.34%。待探明石油资源比较丰富，是新的储量和产量增长点。其中渤海海域待探明石油资源量为40.73×108t，珠江口盆地为16.65×108t，共占近海待探明石油地质资源的67.97%。石油资源主要分布浅海海域，以常规油和重油为主(图6-1-10)。
图6-1-10 近海主要盆地待探明石油资源分布
东部、中西部和近海为我国的三大含油区，待探明石油地质资源量合计为445.15×108t，待探明石油可采资源量合计为129.76×108t。其中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类盆地中有待探明石油地质资源量407.63×108t，待探明石油可采资源量120.97×108t，为我国待探明石油资源的主体分布区(图6-1-11)。
图6-1-11东部、中西部、近海待探明石油资源分布
三、中西部和近海海域为我国两大气区
待探明天然气地质资源主要分布在中西部和海域(图6-1-12)。其中，中西部待探明天然气地质资源量为18.16×1012m3，占全国的59.36%，近海为7.59×1012m3，占全国的24.79%。这两个地区共占我国待探明天然气地质资源的84.15%。
图6-1-12 各大区待探明天然气资源分布
1.中西部
中西部待探明天然气地质资源量18.16×1012m3，占我国待探明天然气资源的59.36%，探明率为16.3%，天然气资源潜力大。待探明天然气资源中，塔里木盆地为8.20×1012m3，四川盆地为4.36×1012m3，鄂尔多斯盆地为3.21×1012m3，柴达木盆地1.31×1012m3，共占中西部待探明天然气地质资源的94.01%(图6-1-13)，为加快中西部天然气勘探提供了丰富的资源基础。
图6-1-13 中西部主要盆地待探明天然气资源分布
中西部天然气资源的埋藏普遍较深，低渗透天然气资源在鄂尔多斯和四川盆地的比例较大。
2.近海海域
近海海域待探明天然气地质资源量7.59×1012m3，占我国待探明天然气地质资源量的24.79%，探明率为6.36%，主要分布在水深200m以浅的海域(图6-1-14)。其中东海盆地3.53×1012m3，莺歌海盆地1.15×1012m3，琼东南盆地1.01×1012m3，占近海待探明天然气地质资源的75.00%。近海天然气资源主要分布在浅层和中浅层，以常规天然气为主，开发条件相对较好，是开辟东部气源区比较现实的领域。
图6-1-14 近海主要盆地待探明天然气资源分布
中西部和近海待探明天然气地质资源量合计为25.75×1012m3，待探明天然气可采资源量合计为16.49×1012m3(图6-1-15)。其中资源风险小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类盆地拥有待探明天然气地质资源量24.50×1012m3，待探明天然气可采资源量15.78×1012m3。中西部和近海是我国待探明天然气资源最丰富的两大含气区，也是加快天然气勘探的主体区。
四、新区、新领域资源潜力可观
本轮资源评价中，除评价了34个已有油气发现的盆地外，还评价了81个尚未有油气发现的Ⅳ类盆地。从基础地质条件分析，包括青藏地区的羌塘、措勤在内的这些盆地多数具有一定的油气潜力和勘探前景，但它们的勘探程度较低。Ⅳ类盆地待探明石油和天然气地质资源量分别为108.90×108t和3.70×1012m3(图6-1-16)。
其中青藏地区的19个盆地，依据地面地质调查资料初步评价，待探明石油资源量68.93×108t，主要分布在羌塘盆地，为50.95×108t，占青藏地区石油资源的73.92%。
图6-1-15 中西部及近海待探明天然气资源分布
图6-1-16 主要Ⅳ类盆地待探明石油资源分布
其他62个中小盆地的待探明石油和天然气地质资源量为39.97×108t和2×1012m3。
目前，Ⅳ类盆地的地质认识程度还很低，资源风险大，特别是部分盆地还缺少可直接证明其油气潜力的钻探资料，需要开展深入的调查评价和成藏条件研究，进一步明确含油气前景。
五、我国沉积盆地油气资源丰富
总体上看，我国沉积盆地发育，油气资源丰富;中新生代盆地以陆相为主，古生代盆地以海相为主，盆地经过多期叠加和改造，油气成藏和分布规律复杂，地质认识逐步深化，勘探发现呈阶段性，发展空间广阔。
截至2005年底，全国累计探明石油地质储量257.98×108t，探明程度33.72%。待探明石油地质资源量为507.03×108t，占总地质资源量的66.28%，待探明石油可采资源量为142.40×108t，占总可采资源量的67.16%。
石油探明储量主要集中在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口和柴达木等7大盆地，平均探明程度41.42%。待探明石油地质资源也主要分布在这7大盆地，渤海湾盆地最多，为112.74×108t，其次为塔里木和鄂尔多斯盆地，分别为69.13×108t和54.00×108t;7大盆地待探明石油地质资源量共计339.62×108t，占全国的66.98%。渤海湾盆地待探明石油可采资源最多，达28.43×108t，其次是塔里木和松辽盆地，分别为21.77×108t和19.15×108t;7大盆地探明石油可采资源量共计100.44×108t，占全国的70.53%。(表6-1-3)。
表6-1-3 全国石油资源盆地分布表 单位:108t
截至2005年底，全国累计探明天然气地质储量4.92×1012m3，探明程度14.05%。待探明天然气地质资源量30.11×1012m3，占总地质资源量的85.95%，待探明天然气可采资源量为18.94×1012m3，占总可采资源量的85.97%。
天然气探明储量主要集中在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾等9大盆地，平均探明程度16.24%。待探明天然气地质资源也主要分布在这9大盆地，塔里木盆地最多，为8.14×1012m3，其次为四川和东海盆地，分别为4.15×1012m3和3.53×1012m3;9大盆地待探明天然气地质资源量共计24.34×1012m3，占全国的80.83%。待探明天然气可采资源塔里木盆地最多，为5.36×1012m3，其次是四川和东海盆地，分别为2.61×1012m3和2.41×1012m3;7大盆地探明天然气可采资源量共计15.49×1012m3，占全国的81.78%。(表6-1-4)。
表6-1-4 全国天然气资源盆地分布表 单位:1012m3
六、石油可采资源还有增长潜力
1.提高采收率技术的实际应用
油藏精细描述挖掘剩余油、提高采收率。胜利油田对于整装构造油藏，通过细分韵律层，完善韵律层注采井网;利用水平井技术挖掘正韵律厚油层顶部剩余油;优化小油砂体注采方式。预计钻加密调整井335口，覆盖地质储量1.7534×108t，可增加可采储量385×104t，提高采收率2.2%。
对于高渗透断块油藏，通过细分开发层系、挖掘层间剩余油;完善复杂小断块注采井网，实现有效注水开发;利用水平井挖掘边底水、薄油层油藏的潜力。预计钻加密调整井1285口，覆盖地质储量7.09×108t，可增加可采储量1500×104t，提高采收率2.1%。
对于中低渗透油藏，通过开展低渗透油藏渗流机理研究，优化合理注采井距，确定优化压裂参数，改善低渗透油藏的开发效果预计通过整体加密、完善注采井网等措施，覆盖地质储量2.5×108t，可增加可采储量650×104t。
稠油热采新技术提高采收率。辽河油田曙一区超稠油探明地质储量近2×104t，目前已建成近300×104t的原油生产规模，2006年预计年产原油275×104t，占辽河原油年产量的近1/4，平均单井吞吐已达到9.2个周期，产量递减严重，已处于蒸汽吞吐开采的后期。2005年启动了SAGD技术开采曙一区超稠油的先导试验项目。到2006年12月23日，曙一区杜84块馆平11.12井组正式转入SAGD技术生产已超过300天。此期间原油产量稳定，日产原油达到120t，预计到年底可累计生产原油10×104t以上，标志着SAGD先导试验在辽河油田初步获得成功。
三次采油技术提高采收率。截至2006年9月25日，大庆油田依靠自主创新，采用世界领先的聚合物驱三次采油技术累计产油突破1×108t，成为世界最大的三次采油技术研发、生产基地。
大庆油田从20世纪60年代开始研发三次采油技术，至今已有40多年历史。1972年，三次采油技术第一次走出实验室被应用到生产实践中，取得了良好的技术经济效果，提高采收率5.1个百分点，注入每吨聚合物增产原油153t。1996年，三次采油技术首次在萨尔图油田实现了工业化生产，自此，以聚合物驱油为主导的三次采油技术应用规模逐年加大。
到2006年8月，大庆油田已投入聚合物驱工业化区块35个，面积达到314.41km2。动用地质储量5.2×108t，总井数5700多口。三次采油技术连续5年产油量超过1000×104t，2006年三次采油年产量达到1215×104t，占大庆油田年原油总产量的27%，工业化区块提高采收率12个百分点，达到50%以上，相当于找到了一个储量上亿吨的新油田。并可少注水5×108m3，少产水30×108m3。
此外，三元复合驱油技术已从室内研究、先导试验发展到工业化试验，能比水驱提高采收率20个百分点以上。泡沫复合驱是继聚合物驱和三元复合驱之后提高采收率研究取得的最新进展。室内和矿场试验结果表明，该技术能比水驱提高采收率30个百分点左右。
低渗透率油气藏提高采收率。我国油气新增储量中低渗储量比例逐年提高，其中，中石油当年探明低渗储量占探明总储量的比例已上升到近70%，低渗油气藏的有效开发对油气产量的影响日益重要。
鄂尔多斯盆地的长庆油田，属于国内典型的低渗透、特低渗透油田。长庆油田采取地层压裂、酸化及油层注水和储层改造等技术，根据不同区块采取特色开发模式，使低渗透油气田得到了高效开发。先后将低渗储层极限推至10mD，进而1mD，目前工业性开发0.5mD超低渗油藏，并正在进行开展了0.3mD超低渗油藏开发试验研究。低渗透油气田的开发使原来一大批难动用储量获得了解放，油气产量快速增长。随着原油产量连续6年以百万吨的速度增长，截至2006年底，长庆油田原油产量达1100×104t，成为又一个千万吨级大油田。
苏里格气田位于内蒙古境内的毛乌素沙漠，探明储量5336×108m3，为目前我国储量规模最大的整装气田。该气田属于非均质性极强的致密岩性气田，呈现出典型的“低渗、低压、低丰度、低产”特征，经济有效开发的难度非常大。经过长达5年的前期攻关试验，长庆油田公司创新集成了12项经济有效开发特低渗气田的配套技术，使苏里格气田规模有效开发取得了突破性进展。
2006年11月22日，苏里格气田天然气处理厂竣工投运，当年建成的15×108m3产能、30×108m3骨架工程全部并网生产，实现了向京、津地区及周边城市供气。12月28日，苏里格气田外输天然气达到304×104m3，标志着这个当年建设、当年投产的气田具备了年产10×108m3的能力。
2.采收率的动态性
从一次采油到二次采油、三次采油，石油采收率逐步增加;随着提高采收率技术的不断进步，石油采收率还在不断提高。石油采收率具有随着采油阶段的变化和采油技术的提高不断提高的特点。
根据2005年全国油气矿产储量通报，2005年全国石油新增地质储量9.54×108t，新增探明可采储量1.71×108t，标定的采收率不到18%，而同期我国石油水驱采收率的平均值超过24%，标定的采收率偏低，我国目前个别盆地的标定石油可采储量保守，已经出现石油储采比接近1∶1甚至小于1的情况，如珠江口盆地。随着技术进步，现有的地质储量中还有相当一部分可转化为可采储量。如果可采储量的标定还一成不变，会使可采储量与实际值的偏差越来越大。
3.进一步提高采收率潜力
新一轮全国油气资源评价的石油可采系数平均值为27.72%，与目前石油采收率27.11%相当，其中10个重点盆地的石油可采系数为28.70%，其他盆地的石油可采系数为24.16%。其中，低品位资源，包括低渗碎屑岩、低渗碳酸盐岩和重(稠)油，其可采系数取值范围为10%～16%，比常规油资源的可采系数低5%～20%。低勘探程度的中小盆地，可采系数一般取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。青藏地区诸盆地，可采系数也取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。海域油气资源技术可采系数取值也适当偏小。总体上，本轮资源评价石油可采系数取值可靠，对可采资源量的评价留有一定余地。
目前，我国石油的平均采收率为27.33%，其中:鄂尔多斯盆地石油的平均采收率为17.87%，渤海湾盆地为23.72%，松辽盆地为38.38%，塔里木盆地为20.1%。根据中石油和中石化的《中国陆上已开发油田提高采收率第二次潜力评价及发展战略研究》(2000)研究成果:通过各种提高采收率方法技术，鄂尔多斯盆地石油采收率可以提高10.1%，达到27.97%;渤海湾盆地提高12.84%，达到36.56%;松辽盆地提高16.48%，达到54.86%;塔里木盆地也可提高10%，达到30.1%。在提高采收率技术条件下，按平均采收率提高10%，全国石油的平均采收率可达到37.33%(表6-1-5)。
表6-1-5 石油可采系数与采收率对比表
㈨ 2006年石油分析
行业研究
年度报告
看好
首次评级
石油化工行业
2006 年11 月20 日
行业分析师
跟随中国经济一起成长
傅惟寿
010-66272965
[email protected]
52 周行业指数表现
-20
0
20
40
60
80
100
120
22-Nov
22-Jan
22-Mar
22-May
22-Jul
22-Sep
中投石化指数
沪深300指数
行业基本数据
上市公司家数 8
总市值(百万元) 716563
占A 股比例（%） 9.75
平均每股收益（元） 0.399
平均市盈率（倍） 36.5
相关研究报告
投资要点：
2006 年油价高位运行，油气勘探和开采盈利丰厚，炼油业务
全行业亏损，化工业务盈利一般。
预计2007 年油价仍然保持强势，2007 年WTI 原油期货价格将
围绕65 美元/桶宽幅波动。2007 年，如果出现突发性冲击，油价
完全有可能再次冲击2006 年内的高点。
预计2007 年石油化工行业原油产量增幅保持2006 年的水平，
天然气产量超过2006 年；原油加工量保持增长，炼油毛利有所改
善，成品油批零价差趋于正常；石油化工行业内的竞争将加剧。
看好油气开采行业，炼油行业和成品油销售行业，给与化工
行业中性的评级。
战略性投资中国石化和海油工程，S 上石化（600688）、S 仪
化（600871）、S 茂实华（000637）、S 石炼化（000783）、S 岳兴长
（000819）都属于交易性投资品种。投资这几个公司主要是投资
其被私有化，卖壳或重组的机会。
行业重点公司盈利预测与投资评级
2005A 2006E 2007E 市盈率 评级
中国石化 0.456 0.60 0.68 16.0 推荐
S 上石化 0.237 0.05 0.25 21.6 观望
海油工程 1.48 1.2 1.2 15.4 推荐
资料来源：公司年报 中投证券研究所
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石油化工行业 06－11－20
目 录
2006年石油化工行业运行状况………………………………………………………3
2007年石化行业发展趋势及预测……………………………………………………10
石油化工行业内上市公司……………………………………………………………16
结论……………………………………………………………………………………19
图表目录
图1：原油价格
图2：轻、重质原油价差
图3：亚洲原油升贴水
图4：大庆油同基准油贴水变动情况
图5：胜利油同基准油贴水变动情况
图6：Worldwide Rotary Rig Count
图7：Rotary Rig Count
图8：炼油毛利
图9：上海和进口新加坡汽油完税价对比
图10：上海和新加坡汽油价对比
图11：石脑油及烯烃价格
图12：乙烯及聚乙烯价格走势
图13:丙烯及聚丙烯价格
图14:长三角聚酯产业链价格对比
图15:聚酯及涤纶价格
图16:PVC及其原料价格
图17:PVC进出口量
图18:苯乙烯系列产品价格
图19:上海90号汽油价格体系
图20:EIA原油2007年供需预测和油价预测
图21:2005年主要地区石油产量和消费量
图22:2005年世界主要地区石油储量及储采比
图23:1965～2005年世界原油消费量及年增长率
图24:逐年世界必须的原油新增产能
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石油化工行业 06－11－20
2006 年油价高位运
行，尽管近期原油价
格深幅回调，但仍然
处于高油价的区域。
2006年石油化工行业运行状况
1. 油价高位运行，轻重质油价差扩大，国内油同基准油价格贴水
幅度增加
1.1 油价高位运行
2006年前3季度油价处于高位运行，WTI油期货价格最高达到80美元
每桶。前三季度WTI原油现货季度均价分别为63.27、70.41、70.42美元每
桶，同2005年同期相比，涨幅分别为27.1%、32.7%、11.4%。
从2006年8月中旬开始，油价开始回调，2006年11月WTI油期货价
最低下探至56美元/桶左右。此时，同其年内高点相比，WTI油价已深幅回
调约25%。
尽管目前油价同年内高点相比已经深幅回调约24%，但目前WTI油期货
56美元每桶的价位同历史同期相比仍然处于高位。
国内原油价格已经同国际接轨，国内大庆、胜利油现货价格走势基本同
WTI油的走势一致。
图1：原油价格 单位：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
数据来源：隆众石化网
1.2 轻重质油价差扩大
轻重质油价差扩大，
胜利油同辛塔油的2006 年轻、重质原油价差呈逐步扩大的趋势，WTI 油和杜里油的平均价
贴水进入6 月份后由差从年初的不到10 美元/桶扩大至11 月的18 美元/桶左右。轻重质原油价
3～5 美元/桶急剧扩差的扩大说明轻质成品油的需求依然强劲，全球二次加工能力依然不足。另
大到10 美元/桶左外，轻重质原油价差的扩大有利于中国石化裂化型炼厂炼油毛利的改善。
右。
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石油化工行业 06－11－20
数据来源：隆众石化网、中投证券研究所
50
40
数据来源：隆众石化网、中投证券研究所
1.3 国内原油同基准油贴水幅度增加
WTI油价和Brent油价是世界原油价格体系中的核心参照价格，世界各
地不同产地，不同品质的原油以WTI和Brent油价作为基准油，依照一定标
准计算其升水和贴水。亚洲原油价格的基准油为米纳斯油、塔皮斯油、辛塔
油。国内原油价格已经同国际接轨，国内胜利油定价参照的基准油是辛塔油，
大庆油的基准油为米纳斯油。
2006年，亚洲轻质油塔皮斯同WTI油价的升水大体维持在3～5美元/
桶左右，中质油米纳斯和WTI的贴水进入9月份呈现逐步加大的趋势。国内
大庆油同米纳斯油的贴水进入11月份后升至2美元每桶之上，胜利油同辛
塔油的贴水进入6月份后由3～5美元/桶急剧扩大到10美元/桶左右。
图3：亚洲原油升贴水 单位：美元/桶
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70
60
WTITapis-WTIWTI-Minas
50
40
图2：轻、重质原油价差 单位：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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图4：大庆油同基准油贴水变动情况 单位：美元/桶
80
DaqingMinas-Daqing
石油化工行业 06－11－20
高油价使得油气勘探
和开采领域的资本性
支出持续增加，2006
年全球运行的钻机数
处于历史最高峰。
数据来源：隆众石化网、中投证券研究所
2 油气勘探和开采活动增加，运行的钻机数不断增加
2006 年度油价处于高位运行，上游油气勘探和开采行业利润丰厚。受
高油价的影响，各石油公司在油气勘探和开采领域的新增投资持续增加。
全球运行的钻机数（Rotary Rig Count）的多少可以用来表示油气勘探
和开采行业资本性支出的多寡。2006年10月份运行的钻机数为3130，2006
年前10个月运行的钻机数的平均值为3031，高于2005年全年平均数2746，
增幅约10.4%。
图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
数据来源：贝克休斯公司
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
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9-11
10-11
10-11
75
70
65
60
55
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数据来源：隆众石化网、中投证券研究所
图5：胜利油同基准油贴水变动情况 单位：美元/桶
75
70
65
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50
45
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ShengliCinda-Shengli
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石油化工行业 06－11－20
炼油行业前3季度全
行业亏损，进入10
月份后，炼厂开始略
有盈利，但炼油毛利
仍低于国际水平。
图7：Rotary Rig Count
3000
2500
2000
1500
1000
北美拉美中东
非洲远东欧洲
Jan-03Jun-03Nov-03Apr-04Sep-04Feb-05Jul-05Dec-05May-06Oct-06
数据来源：贝克休斯公司
3 油气勘探和开采盈利丰厚，炼油业务全行业亏损，化工业务盈
利一般
3.1 油气行业
2006年前3季度，原油国内产量达1379.85万吨，同比增加1.7%，天
然气产量433亿立方米，同比增加22.1%。原油实现价格同比增幅约24%。
油气完全生产成本约有上升，但幅度不大，主要是动用边际储量及难开采，
低品位油田所增加的成本。油气生产行业全行业前3季度累计产品销售收入
达5761.7亿元，同比增加33.9%，利润总额3003亿。
3.2炼油行业
2006年，国际炼油毛利水平同2005年相比略有下滑，但裂化型炼厂炼
油毛利仍然保持高位。国内炼厂大多是裂化型炼厂，但由于政府对成品油限
价，国内炼厂无法享受较高的国际炼油毛利。
原油采购成本急剧增加，成品油价格受政府定价限制赶不上原油价格的
上涨速度，国内成品油价格低于原油价格约每桶4.5美元，国内炼油行业全
行业亏损。例如上海石化2006年上半年原油的加权平均成本达到3706.77
元/吨，相对于去年2875.79元/吨，上涨了830.98元/吨，原油加工总成本
增加到161.997亿元，同比增长22.68%。同期主营业务收入为234.23亿元，
较去年同期的218.86亿元只增长了7.02%，这导致其净利润却比去年同期
猛降101.67%，2006年前6个月亏损2756万元。
上海石化90号汽油的出厂价全年都低于从新加坡进口的92号汽油完税
价，5月份差价高达3000多元，炼油业务全年亏损已成定局。
从8月份开始，随着国际油价大幅下跌，国内炼厂炼油亏损急剧减少，
至10月份国内裂化型炼厂已开始盈利，但盈利水平仍然低于国际同类型炼
厂。
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石油化工行业 06－11－20
图8：炼油毛利 单位：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
美国墨西哥湾炼油厂WTI 油炼油毛利
西欧裂化型炼厂Brent 油炼油毛利
西欧简单拔头型炼厂Brent 油炼油毛利
数据来源：Cambridge Energy Research Associates; Platt's (historical)
图9：上海和进口新加坡汽油完税价对比 单位：元/吨
1500
出厂价-完税
价
批发价-完税价
零售价-完税价
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
数据来源：隆众石化网，中投证券研究所
注1：出厂价指上海石化90 号汽油出厂价，批发价，零售价指上海地区90 号汽油价格
完税价=[新加坡92 号汽油价*吨桶比*汇率*（1+ 关税率）+汽油消费税]*（1+增值税率）+港务费
注2：汽油比重取0.722
图10：上海和新加坡汽油价对比 单位：元/吨
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
新加坡油价
出厂价
批发价
批发价-新加坡油价
出厂价-新加坡油价
数据来源：隆众石化网
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3.3 化工行业
2006 年上半年，化工产品价格受需求增长、成本推动以及国际市场价
格上涨等几个因素的影响保持高位，但化工毛利受行业景气周期的影响有所
下滑，但仍然处于较为理想的水平。进入6月份以后，随着全球经济增长有
所放缓，国际市场原油价格的高位回落，化工产品价格也开始回落，但化工
毛利水平总体却有所上升。
图11：石脑油及烯烃价格
数据来源：中宇资讯
图12：乙烯及聚乙烯价格走势
资料来源：隆众石化网
图13：丙烯及聚丙烯价格
资料来源：隆众石化网
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图14：长三角聚酯产业链价格对比 单位：元/吨
13000
11000
9000
7000
PXPTAMEGPET(半消光长丝级）
1-1
2-1
3-1
4-1
5-1
6-1
7-1
8-1
9-110-111-
1
数据来源：化工在线
图15：聚酯及涤纶价格
资料来源：中纤信息
图16：PVC及其原料价格
资料来源:隆众石化网
图17：PVC进出口量
资料来源：化工在线
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图18：苯乙烯系列产品价格
资料来源：隆众石化网
3.4 成品油销售行业
2006 年上半年，国内成品油资源紧张，批零差价急剧减少，批零差价
倒挂。进入6到7月份轻质馏分油用油高峰时期，民营石油公司已经很难找
到成品油资源，中石化和中石油成品油销售结构中，零售比例急剧上升，批
零差价突然增加到异乎寻常的幅度。之后8，9月份，批零差价又开始倒挂，
进入10月份后，国际油价下跌的时滞已过，影响开始显露，成品油批零差
价开始增加。
从10月份开始，中石化，中石油汽油出口计划量开始增加，原因主要
是国内消费柴汽比大于生产柴汽比，国内汽油过剩，出于资源平衡的考虑，
国内汽油出口有其必要。
图19：上海90号汽油价格体系 单位：元/吨
8000
7000
6000
5000
4000
批零差价
批发-出厂
出厂价
Jan-Feb-Mar-Apr-May-Jun-Jul-Aug-Sep-Oct-Nov060606
0606060606
060606
数据来源：隆众石化网
2007年石化行业发展趋势及预测
1 2007年仍然处于高油价时期
欧美等发达国家已为全世界的政府和居民树立了榜样，工业化的诱惑如
此之大。正如世界上的其它国家无权剥夺中国的发展权一样，也无权剥夺印
度、印尼、马来、越南等一系列国家的发展权。发展中国家的进一步发展并
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预计油价在2007
年内仍然保持强
势，2007年WTI原
油期货价格将围绕
65 美元/桶宽幅波
动。2007年，如果
出现突发性冲击，
油价完全有可能再
次冲击2006 年内
走上工业化道路将导致全球原油需求的持续增加。
美国能源信息管理署预测2007年全球原油总需求略大于总供给、各季
度WTI现货均价分别为64.33美元/桶、66.33美元/桶、65.00美元/桶、65.00
美元/桶。
图20：EIA原油2007年供需预测和油价预测
90
88
86
84
82
80
1st
2nd
3rd
4th
1st
2nd
2005
数据来源：美国能源信息管理署（EIA）
注：2006 年第四季度和2007 年为预测数据
总需求总供给WTI 现货均价
80
75
70
65
60
55
50
45
3rd 4th 1st 2nd 3rd 4th
2006
2007
国际能源署（IEA）预测2007年全球石油需求为8590万桶/天，同比增
加1.7%，全球石油需求依然强劲。
综合判断，我们预计油价在2007年内仍然保持强势，2007年WTI原油
期货价格将围绕65美元/桶宽幅波动。2007年，如果出现突发性冲击，油
价完全有可能再次冲击2006年内的高点。油价2007年内保持强势的理由如
下。
1.1 世界石油资源地缘分布极不均衡
世界石油资源地缘分布极不平衡，世界范围内各个国家和地区石油消费
量同石油产量和储量的关系总体上极不匹配，这是造成石油问题的主要根
源。石油资源地缘分布的不均衡不利于高油价下原油供应量的增长。
图21：2005 年主要地区石油产量和消费量 单位：10亿桶
65%
18
15
50%
12
35%
9
20%
6
5%
3
0
-10%
OECD OPEC Asia Pacific Former
Soviet Union
产量
消费量
占总产量比
占总消费量
比
数据来源：BP 世界能源统计2006
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图22：2005 年世界主要地区石油储量及储采比 单位：10亿桶
800
储量储采比（R/P)
60
600
40
400
20
200
0
0
OECD
OPEC
Asia
Former
Pacific
Soviet
Union
数据来源：BP 世界能源统计2006
1.2 全球范围上、下游产业之间生产要素配置的不对称性决定油价将
在长期保持高位
中东石油资源大国在进行国际合作时，出于保护本国资源的考虑，倾向
于采用服务合同，而不愿意采用权益合同，如传统的产品分成协议或合同
（PSA或PSC）。国际石油公司在进行国际合作时倾向于采取PSA或PSC，对
服务合同兴趣不大。
在目前高油价时期，国际石油公司原油受资源状况的制约，新增产能主
要来自于边际储量，成本较高，数量有限。同时，中东石油资源大国出于资
金、技术的限制，扩大原油产能的能力有限。原油生产领域资源、资本、技
术在全球范围内并非最优配置，高油价刺激原油供应增加的作用受到一定的
制约。
在石油下游产品以及最终消费品的生产领域，由于世界经济全球化的趋
势日益加深，资本、技术、劳动力在全球范围内的配置日益优化导致对基础
能源产品的需求持续增加。高油价抑制消费的作用同历史相比有所减弱。
1.3 已开发油田产能的自然递减规律决定了原油供需状况难以得到大
幅改善
目前，世界原油产能的年均自然递减率大约为5%，1965～2005年世界
原油需求年平均增长率为2.38%。2005年世界原油需求为8400万桶/天，剩
余原油产能约200万桶/天。
如果2006～2015年世界原油需求保持2.38%的年均增长率，原油产能
的年衰减率为5%，同时剩余产能维持在200万桶/天的低限以应对突发事件
的冲击，则逐年新增原油产能必须达到如图8所示的水平。2015年原油新
增产能将达到776万桶/天，2006～2015年累计新增原油产能约7007万桶/
天，建设这些新增产能需要天文数字的投资，这是一个令人无法想象和让人
感觉沮丧的数字。
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石油化工行业 06－11－20
图23：1965～2005年世界原油消费量及年增长率
4000
9%
7%
3000
5%
3%
2000
1%
-1%
1000
-3%
0
-5%
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
消费量（百万吨）年增长率
数据来源：BP 世界能源统计2006
图24：逐年世界必须的原油新增产能 单位：万桶/天
800
750
700
650
600
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
数据来源：中投证券研究所
1.4 同历史相比，原油需求的价格弹性有所减弱
原因有二：一是经历前几次石油危机后，发达国家已大量使用天然气等
代替燃料油发电和取暖，石油替代的空间已极其有限；二是目前发达国家汽
柴油价格构成中，税收所占的比例较高，并且随着油价的波动，税收征收比
例相应调整，这导致消费者对原油价格波动的敏感性降低。
1.5 国际油价以生产成本较高的原油生产商的报价为标准，而不是以
生产成本较低的生产商的报价为标准
在原油供需紧张，原油剩余产能不足以缓冲突发事件的冲击时，尽管中
东石油出口国的原油完全成本大大低于国际石油公司，但是，国际油价如果
低于国际石油公司边际原油生产成本，国际石油公司不可能动用边际储量。
尽管现有石油产能平均生产成本大大低于主要包括深海采油和非常规
石油资源开采为主的新增产能的成本，但满足世界新增石油需求的只能是新
增产能。
1.6 高油价有利于石油出口国和国际石油公司
毫无疑问，高油价有利于油气资源丰富的石油出口国，对石油出口国而
言，高油价时期维持较低的剩余产能是理性的选择。一方面可以获得高额利
润；另一方面有利于避免来自石油进口国所施加的政治和道义上的压力。
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国际石油公司由于资源状况的限制，原油完全生产成本较高，国际油价
较低将使其经营陷入困境。
1.7 此次高油价时期不同于前几次石油危机
前几次石油危机爆发的原因是由于原油供应的人为中断，同时高企的油
价促进了OPEC国家以外的北海和墨西哥湾油田的开发。石油禁运过后，为
了争夺市场和解决政府财政问题，OPEC 国家纷纷突破配额，最后导致市场
供应远大于需求，油价大幅下跌。
目前的高油价时期，原油剩余产能基本上全部位于沙特阿拉伯，其他国
家，特别是国际石油公司手中基本上没有剩余产能。同时，新增原油产能的
发现成本和开采成本日益增加。
1.8 美元2007 年的走势不容乐观
美国经济放缓，美元加息周期暂时告一段落，2007 年美元减息的可能
性较大，再加之美国经济长期存在的财政赤字和经常项目赤字，2007 年美
元的走势不容乐观，计价货币的贬值将助推油价上涨。
2 原油增产难度加大，天然气产量将继续高速增长
2006年前10个月国内原油产量15338万吨，同比增加1.5%。由于国内
原油资源不足，且目前国内东部主力油田已进入开发的中后期，上产稳产的
难度日益加大；同时西部油田由于自然条件的恶劣，增储上产，资源接替，
产能接替的战略任务没有顺利完成。因此预计2007年国内原油产量增幅将
保持2006年的水平，大约在1.6%左右。
天然气产量同比增幅为22.1%。目前国内正处于天然气大发现时期，2006 年新发现的大的特大型天然气田有普光气田，庆深油田。资源保障程
度的提高，基础设施的日益完善以及天然气需求市场的日益成熟将促进天然
气产量的增长，预计2007年，国内天然气产量增幅应高于2006年的增幅。
3 原油加工量将进一步增加，炼油毛利将有所改善
2006年前10个月国内原油加工量24991万吨，同比增幅5.3%。2007
年原油加工量将继续保持较高的增长速度。主要原因有以下三条：一是2007
年中国经济仍将保持高速增长，国内经济对石油产品的需求持续增加；二是
2006 年的高油价和政府对成品油限价造成炼油全行业亏损，炼厂积极性不
高，炼厂开工率相对较低；三是新开工炼油装置的达产上能。
2007年炼油毛利水平有望在2006年底的情况下继续改善，2007年炼油
毛利改善的幅度关键仍在国内成品油定价机制以及国际油价上。相关政府机
构已明确表态，成品油定价机制改革的目标并非成品油实行市场化定价和价
格与国际完全接轨，而2007年国际油价预计仍将保持高位运行，因此，2007
年国内炼油毛利水平大幅改善的可能性较小。
4 化工业务产能增加，化工毛利将下滑
烯烃 在此轮化工景气期间，乙烯新增投资项目大增，这些项目在2007
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预计2007 年石油
化工行业竞争将加
剧，竞争主要体现
在油气资源和销售
市场的争夺。民营
加油站也将会成为
国际石油公司积极
争取的加盟对象以
及合资、兼并和收
购的目标。
年前后投产，世界乙烯供需关系将得到极大的改善。中东地区凭借丰富、廉
价的乙烯裂解原料大力发展石化工业，中国是他们的目标市场（运距短于北
美，市场容量大于欧盟），届时，中东石化产品将对国内市场造成巨大的压
力。受此影响，国内乙烯业务的毛利水平有可能下降。
芳烃 最近几年，国内聚酯工业的高速发展，导致对PTA 的需求急剧上
升，PTA毛利水平急剧增加。由于PTA装置一次性投资相对较小，造成新增
投资大幅增加，这必然带来对生产原料PX的需求增加，而PX一次性投资规
模较大，且必须依托炼油装置，PX的产能增幅将有限。受此影响，预计2007
年芳烃产业的利润将向上游转移，PTA毛利水平下滑，PX毛利水平上升。
5 成品油批零差价将趋于正常，汽油出口将增加
预计2007年炼油毛利将有所改善，受此影响国内成品油资源供应状况
将有极大的改善。再加之2006年12月11日成品油批发市场的放开，各石
油公司为争取销售商，抢占市场份额，成品油价格体系的改善将不可避免，
批零差价将趋于正常。
预计2007年原油加工量将继续增加，而国内消费柴汽比大于生产柴汽
比，国内汽油将过剩，汽油出口量的增加也将不可避免。
6 2007 年石油化工行业竞争将加剧
6.1 油气业务基本维持目前的行业格局
尽管“非公36条”已经颁布，并且相关政府机构已考虑向民营资本开
放上游业务，但考虑到国家能源战略和能源安全、技术和人才资源、国内油
气资源合理有效地开发和利用等因素，其他国有和民营资本大规模进入该领
域的可能性很小。即使这些资本能够进入油气勘探和开采领域，也可能只被
允许采取同现存国有石油公司合资合作的方式，并且可能采取“分红不分油”
的利润分配机制，这对油气行业目前的行业格局影响微乎其微。
6.2 石油炼制和成品油销售领域的竞争将加剧
国有石油公司 由于国
㈩ 低品位油气资源潜力
我国油气资源类型多，总量丰富，低品位油气资源潜力巨大。我国低品位石油资源潜力评价重点在于低渗透油气、剩余油气、重油以及页岩气。
1.2.1低品位石油资源潜力
1.2.1.1我国石油资源概况
据新一轮全国油气资源评价结果显示[14]：我国陆域和近海115个盆地石油远景资源量1086亿吨，其中，陆地934亿吨，近海152亿吨；石油地质资源量765亿吨，其中陆地658亿吨，近海107亿吨；石油可采资源量212亿吨，其中陆地183亿吨，近海29亿吨。截至2008年底，我国累计探明石油地质储量290亿吨，探明程度38%。待探明石油地质资源量为475亿吨，占总地质资源量的62%，待探明石油可采资源量为133亿吨，占总可采资源量的63%。从分布上看，我国总体上的石油资源主要分布在东部、西部和近海，如表1.3所示。我国石油资源处于勘探中期，具有较大的勘探空间和发展潜力。
表1.3 我国石油资源情况表（单位：亿吨）
数据来源：文献[14]。
1.2.1.2低品位石油资源
我国低品位油气资源丰富。据新一轮全国油气资源评价结果显示[14]：全国低渗透石油远景资源量为537亿吨，占全国石油远景资源量的49%；全国低渗透、重油地质资源量307.4亿吨，约占全国石油地质资源量的40%（不含南海南部）。从地区看，低渗透石油资源广泛分布于全国陆地油气区，而重油则主要分布在东部、西部和近海海域（南海除外），如表1.4所示。从盆地分布看，低渗透油主要分布在松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔等盆地，约占全国低渗透石油资源的78.7%，而重油则主要分布于渤海湾、准噶尔等盆地，约占全国重油资源的77%，如表1.5，图1.2所示。
表1.4 全国低品位石油资源量表（单位：亿吨）
注：“—”表明缺乏数据，括号内为综合数据，以上数据均来自新一轮全国油气资源评价（2007）。
表1.5 重点盆地石油资源分类表（单位：亿吨）
注：“—”表明缺乏数据，括号内为综合数据，以上数据均来自新一轮全国油气资源评价（2007）。
图1.2 重点盆地低品位石油资源量及比例示意图
注：括号外数据为低品位石油资源量，单位亿吨；括号内数据为低品位资源量占当地油气资源量百分比。
随着勘探开发程度的提高，全国剩余石油资源品位逐渐降低，低品位石油资源所占比例不断增高，日益成为全国油气勘探的主要对象。截至2008年，全国石油剩余资源量799亿吨（远景），其中低渗透（含特低渗透）资源量431亿吨，占剩余石油资源总量的54%，重油占6%[12]，如图1.3所示。低品位资源，特别是低渗透资源占有越来越重要的地位。
图1.3剩余石油资源品位分布示意图
从勘探成果来看，随着油气勘探的不断发展，我国石油储量不断增加，呈现较大幅度增长，但优质储量增速放缓，低品位储量比例越来越高。以中石油为例，2003～2008年，中石油新增石油探明储量中，低渗透所占比例分别为69.1%、79.3%、70.5%、64.1%、71.3%、87%，平均达到70%以上[15]。截至2008年底，我国已发现184个低渗透油田，累计探明低渗透石油地质储量141亿吨，可采储量18.9亿吨[15]。从表1.6可以看出，我国石油年均新增可采储量与年均新增地质储量之比不断降低，由20世纪60年代的0.138降为近年的0.168，采收率也不断降低，由20世纪60年代38%降为近年的27%～28%。这种状况，一方面表明，我国由于新增探明储量中低品位比例不断增加，油气勘探开发难度日益加大；另一方面也表明低品位油气资源储量丰富，具有巨大的开发潜力。
表1.6 1960～2008年全国年均新增石油地质储量和可采储量统计
数据来源：国土资源部油气资源战略研究中心，中国油气资源信息手册，2009。
从低品位石油开发情况来看，我国低品位原油产量逐渐增加。2006～2008年，我国低渗透原油产量比例分别为34.8%，36%，37.6%[15]。2008年，我国低渗透原油产量0.71亿吨（包括低渗透稠油），占全国总产量的37.6%[15]。低品位石油资源在油田开发中的地位越来越重要。
1.2.1.3小结
根据国土资源部新一轮油气资源评价成果显示[14]：我国石油远景资源量为1086亿吨，地质资源量765亿吨，可采资源量212亿吨，处于勘探中期，具有较大的勘探空间和发展潜力。从我国石油资源品位来看，我国低渗透、重油地质资源量307.4亿吨，约占全国石油地质资源量的40%（不含南海南部）；在剩余资源量中，低品位石油资源占60%，其中，我国低渗透（含特低渗透）石油剩余资源量431亿吨，占54%，重油占6%，这表明我国低品位石油资源丰富，勘探潜力巨大。从勘探成果来看，我国年均新增可采储量与年均新增地质储量之比不断降低，采收率也不断降低，表明我国新增探明储量中低品位比例不断增加，具有巨大的开发潜力。从开发情况来看，我国低渗透原油产量比例逐年上升，近三年分别为34.8%，36%，37.6%，表明我国低品位原油正逐渐成为原油开发的主体，在原油生产中占据着重要地位。
1.2.2低品位天然气资源潜力
1.2.2.1我国天然气资源概况
我国天然气比较丰富，随着天然气勘探开发技术的迅猛发展，我国天然气资源量的估算值不断增加，其中低品位天然气所占比例大。
据新一轮全国油气资源评价结果显示[14]：除南海南部14个盆地外，在我国陆地和近海海域115个含油气盆地中，天然气远景资源量为56万亿立方米，其中陆地43万亿立方米，近海13万亿立方米；天然气地质资源量为35万亿立方米，其中陆地27万亿立方米，近海8万亿立方米；天然气可采资源量22万亿立方米，其中陆地17万亿立方米，近海5万亿立方米，勘探处于早期。截至2008年底，我国已探明各类气田415个，探明天然气地质储量6.5万亿立方米，探明程度19%；待探明天然气地质资源量28.5万亿立方米，占总地质资源量81%，待探明天然气开采资源量为18万亿立方米，占总可采资源量的82%。
从分布上看，我国的天然气资源主要分布在西部的塔里木、鄂尔多斯、四川、柴达木、准噶尔盆地，东部的松辽、渤海湾盆地，以及东部近海海域的渤海、东海和莺—琼盆地。目前这9个盆地远景资源量达46万亿立方米，占全国资源总量的82%；已探明天然气地质储量6.21万亿立方米，占全国已探明天然气地质储量的93%；剩余资源量40万亿立方米，占全国剩余资源量的81%，如表1.7所示[16]。
表1.7 我国主要盆地天然气资源情况（单位：万亿立方米）
数据来源：文献[16]。
1.2.2.2低渗透天然气资源
从天然气资源品位来看，据新一轮油气资源评价结果显示：低渗透天然气地质资源量为8.37万亿立方米，占天然气地质资源量的23.89%[16]。在剩余资源量中，全国天然气剩余资源量为49.6万亿立方米（远景），其中低渗透24.8万亿立方米，占剩余天然气资源总量的51%[12]。在剩余资源中，低渗透天然气资源占有“半壁河山”，如图1.4所示。从分布看，低渗透气主要分布在中、西部地区，主要是鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地等，如表1.8所示。
图1.4 剩余天然气资源品位分布示意图
表1.8 全国天然气资源量表
注：“—”表明缺乏数据，以上数据均来自新一轮全国油气资源评价（2007）。
从天然气勘探成果来看[16]，我国天然气新增探明气田总体以低渗储量为主，并呈逐年增加趋势；低渗储量在新增探明储量中的比例由“八五”末的49.6%上升到2008年底的73.5%，比例明显加大，如图1.5所示。截至2008年底，我国已发现192个低渗透气田，累计探明低渗透天然气地质储量4.1万亿立方米（占天然气累计探明地质储量的63.6%），可采储量2.37万亿立方米，主要分布在中、西部地区[15]。
图1.5 大中型气田低渗储量占新增探明储量的比例
数据来源：文献[16]。
从低品位天然气的开发情况来看，2008年，我国低渗透天然气产量达320亿立方米，占天然气总产量的42.1%[17]。2006～2008年，我国低渗透天然气的产量比例逐年上升，分别为39.4%，40.9%，42.1%[17]。预计我国天然气产量中，低渗透天然气所占比例将持续增大，我国未来天然气产量稳产增产将更多地依靠低渗透天然气。
1.2.2.3页岩气
除常规天然气外，我国蕴藏丰富而且尚未开发或者开发程度极低的非常规油气资源。我国的非常规天然气资源量（仅包含致密砂岩气、煤层气、页岩气和天然气水合物），达280.6万亿立方米，是常规天然气资源量的5.01倍[18]。随着技术的进步，我国非常规天然气资源的开发潜力越显强大[18]。
初步研究表明[19～20]，我国页岩气资源十分丰富，按沉积环境，我国页岩气主要发育在海相和海陆过渡相地层中；按分布区域可划分为南方（包括四川盆地等）、华北（包括鄂尔多斯、渤海湾及南华北等盆地）及西北（包括塔里木、准噶尔等盆地）三大区域。其中南方广大地区的志留系地层中，发育大套黑色页岩，有机碳含量大多达10%～15%，演化程度较高，所形成的泥（页）岩气资源潜力相当可观，华南褶皱带和秦岭褶皱带、扬子准地台等均是勘探的有利区域。
目前，我国尚未开展全国页岩气资源调查评价工作，对页岩气资源状况和潜力还不清楚，但中石油和国外专家学者进行了初步估算。据Rogner（1997）评价中国页岩气资源量100万亿立方米；Kawata，Fujita（2001）等评价，中亚和中国页岩气资源量近99.8万亿立方米（表1.9）；美国科罗拉多矿业学院JohnB.Curtis（2002）评价，中国页岩气资源量15～30万亿立方米[21]；中石油评价（2009），中国页岩气资源量30.7万亿立方米[22]。总的看，目前评价显示，我国页岩气资源量30～100万亿立方米，超过国内常规天然气资源量，大致与美国页岩气资源量相当。其中，仅四川盆地威远地区和泸州地区页岩气资源量就高达6.8～8.4万亿立方米，相当于该盆地常规天然气资源总量[13]。全球页岩气、煤层气和致密砂岩气资源量及其分布如表1.9所示。
表1.9 全球页岩气、煤层气和致密砂岩气资源量及其分布
1.2.2.4小结
根据国土资源部新一轮油气资源评价成果（2007）显示：我国常规天然气中，低渗透天然气地质资源量为8.37万亿立方米，占天然气地质资源量的23.89%，表明我国低品位天然气总量巨大；在剩余资源量中，低渗透（含特低渗透）24.8万亿立方米，占剩余天然气资源总量的51%，表明在待探明资源量中我国低品位天然气比重大，勘探潜力大；在新增探明储量中，低品位天然气的比例由“八五”末的49.6%上升到2008年底的73.5%，比例不断加大；在已探明储量中，低渗透气田累计探明储量4.1万亿立方米，占天然气累计探明地质储量的63.6%；可采储量达2.37万亿立方米，表明我国低品位天然气储量大，开发潜力大；在天然气产量中，2008年我国低渗透天然气产量达320亿立方米，占天然气产量的42.1%，表明我国低品位天然气产量大。此外，我国非常规天然气资源量达280.6万亿立方米，发展潜力巨大。
由于我国地质条件和油气分布复杂，而且经过半个多世纪的勘探开发，大量易于寻找的优质、整装大型油气田已被发现和探明，油气勘探日益转向深层、深水、高原等新区、新领域，向非常规资源发展，勘探难度不断加大，风险越来越大，而且新发现油气田或新探明储量品位不断降低。近年来，相继发现的大型油气田，如苏里格气田、普光气田、龙岗气田、徐深气田、南堡油田等，不是低渗透气、高含硫气，就是稠油等。预计，随着油气勘探深入发展，今后低品位油气资源将日益成为我国油气勘探开发主要对象。