最新油价表的地区分布_最新油价调整窗口时间表

1.原油价格是波动很厉害的？

2.中东石油主要分布在哪里

3.藏北地区油气状况概述

1.1.1 石油总量丰富，分布极不均衡

截至2007年，全球石油剩余探明可储量1686.3亿吨（不包括加拿大油砂油），排名前10位国家的石油剩余探明可储量为1368.1亿吨，占世界的81.1%。主要分布在中东、欧洲和前苏联地区、非洲、中南美洲、北美洲及亚太地区（表1.1、表1.2）。其中，中东占61.0%，欧洲和前苏联地区占11.5%，北美洲占5.6%，非洲占9.2%，中南美洲占9.4%，亚太地区占3.3%。

表1.1 截至2007年年底世界石油剩余探明可储量及2007年产量

续表

表1.2 截至2007年年底按石油剩余探明可储量排名前10位的国家

在全世界目前剩余探明石油可储量当中，中东占了1028.6亿吨，即61.0%，仅沙特阿拉伯就达21.5%，占世界石油剩余探明储量的1/5以上，其次是伊朗（11.3%）、伊拉克（9.2%）、科威特（8.2%）和阿拉伯联合酋长国（7.7%）。中南美地区，委内瑞拉探明储量最多（7.4%）。在欧洲及前苏联地区，俄罗斯占6.4%，其次哈萨克斯坦占3.2%，阿塞拜疆（0.6%）和挪威（0.6%）。在非洲，利比亚占3.3%，尼日利亚占2.9%，阿尔及利亚占0.9%，苏丹占1.0%。在北美地区，美国、加拿大（不包括油砂油）和墨西哥所占份额分别为2.4%、2.2%和1.0%。在亚太地区，我国探明储量占世界的1.2%，印度占0.4%，印度尼西亚占0.3%，马来西亚占0.2%。

1.1.2 世界石油潜力大，中东石油供应占优势

目前，世界现有石油剩余探明可储量1686.3亿吨（不包括加拿大油砂油），另外，全球待探明的石油可量超过1660.0亿吨，只要有足够的投资和勘探工作量，加上科技进步，石油可量、探明储量和生产量随着世界经济的发展和消费需求的增长而增长。国际能源机构预测，世界石油储量在未来30年左右有翻番的可能。全世界的石油产量高峰，将在2030年前后到来，届时年产量将达到50.0亿吨左右。

预计到2020年，中东地区石油的出口量将占世界的一半以上。目前美国、欧洲、亚太地区是全世界3大石油消费区，石油消费总量占世界的75.0%左右，石油净进口量占世界石油总进口量的84.0%，而原油年产量仅占世界总产量的30.0%左右。最近海湾石油专家预测，到2030年中东地区石油出口量将占全球总出口量70.0%，从目前的每天2000万桶逐渐增长到4600万桶。

1.1.3 石油储量产量缓慢增长，勘探开发难度日益增大

世界探明石油储量缓慢增长。据《BP世界能源统计（2005年）》统计数据，1985～1995年世界石油剩余探明可储量平均每年增长35亿吨，为快速增长期。1995～2005年世界石油剩余探明可储量平均每年增长24亿吨，为较快速增长期。不包括油砂，2005年、2006年、2007年剩余可储量分别为1657亿吨、1655亿吨、1686亿吨，为缓慢波动增长。

据《BP世界能源统计（2006年）》统计数据，1985～1995年世界石油产量平均每年增长0.5亿吨；1995～2005年世界石油产量平均每年增长0.6亿吨，为较快速增长期。2004年和2005年石油产量分别为38.68亿和38.亿吨，年增长仅为0.29亿吨，比上年增长0.7%，增长速度十分缓慢。2006年石油产量39.14亿吨，年增长仅为0.17亿吨，比上年增长0.4%；2007年石油产量39.06亿吨，增长速度较上一年下降0.2%，表明油气勘探开发难度日益增大。2007年，世界石油储量产量总体呈下降趋势，中南美地区的石油储量减幅最大，为3.6%，中东地区减幅为1.8%，亚太和北美地区较2006年变化很小，基本保持平稳；欧洲和前苏联递增1.5%，非洲地区的石油储量增幅最大，为3.2%。

1.1.4 天然气储量产量快速增长，待开发潜力大

截至2007年，全球天然气剩余探明可储量为177.36万亿立方米，主要分布在中东、欧洲和前苏联地区、亚太地区、非洲、北美洲及中南美洲（表1.3、表1.4），其中，中东占41.3%，欧洲和前苏联地区占33.5%，非洲占8.2%，亚太地区占8.1%，北美洲占4.5%，中南美洲占4.4%。

表1.3 截至2007年年底世界天然气剩余探明可储量和产量

表1.4 截至2007年年底按天然气剩余探明可储量排名前10位的国家

续表

天然气储量排名前10位的国家是俄罗斯、伊朗、卡塔尔、沙特阿拉伯、阿拉伯联合酋长国、美国、尼日利亚、委内瑞拉、阿尔及利亚和伊拉克。其中，俄罗斯、伊朗和卡塔尔3国占总储量的55.3%。

在过去10年中，天然气的消费增长率较高，但大多数地区的储比仍然维持在较高水平。2007年，世界平均储比是60.3，中南美地区储比为51.2，前苏联为67.7，非洲为76.6。中东国家的储比超过100。全球天然气探明程度低，储比高，开发程度低，发展潜力大。

由于天然气供应源充足、成本具有竞争力以及较其他燃料有环保优势，国际天然气市场一直保持快速发展趋势。新的发电厂将成为天然气需求增长的主体。近年来，世界天然气集中产地的长输管线正在酝酿并部分趋于成熟。

预计2025年天然气在电力生产的能源消费总量中所占份额将达到30.0%。在发展中国家，天然气设施还没有广泛的建设，因此，天然气在电力生产中所占的比重相对较小，2025年可达17.0%。

全球将进入天然气时代，随着科技进步、环保的深入发展以及经济的持续增长，21世纪必将为天然气开拓更加广阔的市场。

1.1.5 非常规石油潜力大，日益受到广泛重视

除常规石油外，世界上的非常规石油（如重油、沥青、油砂和油页岩等）也很丰富。据估计，目前全球拥有的7万亿桶非常规石油中油砂油占39.0%、页岩油占38.0%、特殊重油占23.0%，主要分布在加拿大（占36.0%）、美国（占32.0%）、委内瑞拉（占19.0%）和其他地区（占12.0%）。

统计资料表明：重油、常规原油和天然气地质储量占总储量分别为53.0%、25.0%和22.0%，重油的地质储量略大于常规油气储量之和。

随着20世纪90年代以来开技术的发展，以及当前高油价的刺激，过去不能经济开的重油、超重油也开始具有商业价值。加拿大油砂生产的合成油和委内瑞拉由超稠油生产的奥里诺科乳化油均已成为商品。目前，已知世界油砂技术可总量约为1035.1亿立方米，约为常规石油剩余可储量的68.0%，开发前景相当广阔。其中加拿大的艾伯塔油砂，占世界已知油砂可量的81.0%。

油页岩是一种蕴藏量十分丰富的。油页岩不但可提炼出燃料油类，而且还可炼制出合成煤气及化工原料，副产品还可用于制砖、水泥等建筑材料。全世界蕴藏的页岩油量约3662亿吨，比传统石油量至少多50.0%（国际能源机构《世界能源展望（2002年）》）。全球油页岩产于寒武系至古近—新近系，主要分布于美国、刚果（金）、巴西、意大利、摩洛哥、约旦、澳大利亚、中国和加拿大等9个国家。目前只有美国、澳大利亚、瑞典、爱沙尼亚、约旦、法国、德国、巴西和俄罗斯等国对部分油页岩矿床做了详细勘探和评价工作。

目前，全球油页岩主要用于发电和供暖。预测世界油页岩的产量由2000年的1600万吨增加到2020年的1.3亿吨。页岩油曾是我国液体燃料的主要来源，占全国原油产量的60.0%。全球趋向于对油页岩的利用已经更趋复合、多元化。20世纪60年代以来，随着天然石油的开，油页岩工业逐步萎缩。我国2001年生产了8万吨页岩油，2007年我国油页岩产量已达35万吨。

美国能源部能源信息署（EIA）预测：随着油价的不断升高，常规和非常规量的成本差距将会缩小。最终由于价格上升和技术发展综合因素作用将使部分非常规量转化为常规量。全球油页岩丰富，用途广，开发利用时间也较早，但一直没有得到快速发展，主要是受到油页岩工业成本以及环境污染两大因素的制约。技术进步将使油页岩的大规模开发和利用具有可行性。

煤层气也是一种清洁高效的能源，加强对煤层气的开发和利用，不但可减少温室气体的排放量，在一定程度上还有利于臭氧层的保护、减少安全隐患。世界煤层气储量约占世界天然气总储量的30.0%以上，世界上已经发现的26个最大的天然气田（大于2830亿立方米）中，就有16个是煤层气田，其煤层气储量占天然气总储量的77.0%，位居世界前5位的特大气田均为煤层气田。世界上已有29个国家开展了煤层气研究、勘探和开发活动，从事煤层气开发的各国公司约有20多个。美国是迄今为止煤层气产量最高的国家，其进行了大规模的科研和试验，取得了总体勘探开发技术的突破，开始成功进行地面开煤层气试验。从1983～1995年的12年间，煤层气年产量从1.7亿立方米猛增至250.0亿立方米，迅速形成产业化规模。2003年美国煤层气产量超过450.0亿立方米，2004年则达500.0亿立方米左右，占天然气产量的8%～10%，2006年则达540.0亿立方米左右，成为重要的能源。美国快速发展煤层气产业的经验已引起世界各产煤国家的广泛关注，英国、德国、澳大利亚、波兰、印度等国都已经制定了相应的鼓励政策，积极推动本国煤层气产业的发展。煤层气的利用可分为两类，即作为能源和原料。作为能源，煤层气可以发电；作为原料，煤层气可制合成氨，世界合成氨的73.7%来自天然气原料。煤层气还可以制乙炔等。

1.1.6 天然气水合物丰富，开始受到广泛关注

随着世界上石油、天然气的日渐耗尽，各国的科学家正在致力于寻找新的接替能源。天然气水合物被称为21世纪具有商业开发前景的战略，正受到各国科学家和各国的重视。自20世纪60年代开始，俄罗斯、美国、巴西、德国、英国、加拿大等许多发达国家，甚至一些发展中国家对其也极为重视，开展了大量的工作。俄罗斯先后在白令海、鄂霍茨克海、千岛海沟、黑海、里海等开展了天然气水合物调查，并发现有工业意义的矿体。位于西西伯利亚东北部的Messoyakha天然气水合物矿田已成功生产了17年。美国地质学会莫尔斯于1996年把天然气水合物的发现作为当今六大成就之一。拟每年投入资金2000万美元，要求2010年达到目标，2020年将投入商业性开发。亚洲东北亚海域是天然气水合物又一重要富集区。80年代末在日本周缘海域进行钻探，获得了天然气水合物及BSR异常分布的重要发现。初步评价，日本南海海槽的天然气水合物甲烷量为7.4万亿立方米，可满足日本100年的能源消耗。

据专家估算：在全世界的边缘海、深海槽区及大洋盆地中，目前已发现的水深3000米以内沉积物中天然气水合物中甲烷量为2.1万万亿立方米。水合物中甲烷的碳总量相当于全世界已知煤、石油和天然气总量的2倍。可满足人类1000年的需求，是人类未来不可多得的能源。

原油价格是波动很厉害的？

并不是我们不想进口俄罗斯的石油，而是俄罗斯不想把石油都出口给我们。

谁说我们不在俄罗斯大量进口石油，俄罗斯和沙特两个国家一直都在争夺我国第一原油出口国的地位，有时候甚至一个月内，两个国家的位置就要换上一换，今天你第一，明天我第一，就是为了争相向中国出口石油，而我国为什么不在只是在俄罗斯进口石油，原因有这么几点。

第一，俄罗斯石油是便宜，那是对欧洲来说

看到这里的朋友可能有些不解，都说俄罗斯石油便宜，而且俄罗斯和我国关系友好，怎么可能卖给别人便宜，卖给我们贵呢。这是因为地理原因决定的。

首先，俄罗斯的油田主要分布在第二巴库和第三巴库。第二巴库是伏尔加-乌拉尔油气区的旧称，是仅次于西伯利亚的第二大石油工业区，有800处油田，500处气田，储油区绵延面积达到了70万平方公里。

目前该油田年产量为1.2到1.5亿吨之间，占俄罗斯全年产量的五分之一，同时该地区原油加工业和石油化工业特别发达，有大型炼油厂10多座，年加工原油的能力达到了1.5亿吨，输油管道在其内部纵横交错。

这么一个石油发达的地区，却主要位于欧洲平原，因为气候温暖且石油位置浅，开起来自然轻松便宜，所以供给欧洲石油和天然气的时候，价格也不高，但这里到我们中国太远，同时输油管道要穿过寒冷的西伯利亚需要加热，因此成本就上来了。

其次，俄罗斯供应给东亚石油的主要产地为第三巴库，也叫做秋明油田，它位于西西伯利亚中部和北部地区，远景石油储量估计为400亿吨，是俄罗斯最大的原油产地。

但我们听到西伯利亚就知道，这里气候寒冷，加上原油储量位置深，开成本高，因此价格并没有那么便宜。而且西伯利亚地处寒冷地区，冻土让我们无法修炼输油管道，而且漫长的官方运送原油还需要加热做保温，用来防止石油凝固，因此成本太高，多数都用游轮运输的方式。

以2020年为例，我国在俄罗斯共进口原油8357万吨，通过俄罗斯到我国大庆的输油管道，共输送了3000万吨，剩余的5375万吨的石油，主要通过火车和游轮的方式进行运输。

火车属于陆路运输的方式，一列火车能够运送4200吨原油，分为两个途径，其一是俄罗斯西伯利亚的伊尔库茨克到我国的满洲里，其二是哈萨克斯坦到我国阿拉山口。

轮船运输原油属于海运，需要经过白令海峡，这里常年海面冰封，大型运输船还需要让破冰船疏通航道，因此成本也高。

这么一看，石油不便宜，运送过来成本也不低，我国在俄罗斯购买石油其实并不是十分合适，但依然支持俄国石油，这也体现了两国友好关系。

?第二，蛋不能投在一个篮子里

我国自古就有典故，叫做良禽择木，形容遇到事情的时候，不要在一棵树上吊死。

俄罗斯虽然同我国关系友好，而且石油相对来说价格还算中肯，但石油属于战略储备，不可能全部交由一个国家进口，而且我国是世界第一大石油进口国，进口量大，仅从一个国家进口也不现实，加上还有这么两个原因，决定我国不能在一个国家进口。

原因之一就是俄罗斯的石油质量一般。衡量石油质量的指标是API和硫。API表示的是石油密度，密度越高说明含水量和含盐量就越低，原油的品质就越高，而硫对于金属是有腐蚀的，原油中硫含量高了，还需要经过除硫工艺，多浪费一到环节，自然成本也会高。俄罗斯的原油对于沙特来说，品质差一些，而且价格和沙特差不多，因此并不会只进口俄罗斯的。

原因之二就是我国对于石油需求量太大，每年要进口大量的石油，如果单独从某一个国家或者某几个国家进口，一旦运送石油的线路发生故障，那么短时间会很快造成石油储备量危机，从安全的角度来说，从多个途径进口石油是分担危机的重要手段。

目前我国在沙特，俄罗斯，伊拉克，巴西，安哥拉，阿曼，阿联酋，科威特，美国，挪威都有进口石油，上面这个排序是根据进口石油量多少而排序的，可见我国“蛋并不放在一个篮子里”。

2020年，我国全国石油消费总量为7.02亿吨，而我国石油产量只有2亿吨左右，其余5亿吨都需要进口，缺口很大，单从一个方面进口原油也不切实际，所以要“四面撒网”才对。

?第三，想大量进口石油，俄罗斯也不同意

看到这里是不是有些人认为俄罗斯不可能不想多卖我们石油？但实际上，俄罗斯也需要分担风险，并不能把能源出口只依赖我们一个国家，作为俄经济命脉，一旦石油出口出现问题，经济肯定受阻。

因此，在我国提出“安大线”的时候，俄罗斯宁愿绕远路，也要把石油管线修建到“泰纳线”上。安大线是一条从俄罗斯安热罗苏真斯克到我国大庆的输油管线，但在俄罗斯泰舍特地区就改道去了纳霍德卡，运送到这里以后，石油不仅可以出口到我国，还可以出口日本和韩国。

?总结

综上所述，不管是我们进口石油，还是石油出口国，都在谋求一个多元化的方针，多家进口，多家出口，才能保证竞争力！

中东石油主要分布在哪里

政局动荡和石油贸易的全球化使得石油价格对所有新闻消息都格外敏感。原油价格的这种敏感性对于来自炼油厂的最终石油产品来说更为重要，如汽油和柴油。但是，你在加油站所付的费用则要大大高于石油产品的成本价。为什么会有此差别？这是消费者所在国家的税收政策所造成的。对于欧洲的德国、法国、意大利和英国等国家对石油产品的税收的平均水平可达石油产品销售价格的四分之三之多。在美国，石油产品的税收仅为销售价的四分之一，这就是美国的石油产品比欧洲的要便宜得多的原因。很不幸的是，便宜的油价并没有促使消费者去节约能源，在三个重要欧洲国家的市场上，石油产品的税收为9%～27%。

石油需求高度依赖于全球宏观经济条件，所以这也是确定价格的一种重要因素。一些经济学家认为，高油价已经给全球经济增长造成了负面影响资料来源：《欧佩克能源报告》，2007；《MEED》，2008。。欧佩克力图将油价维持在一个将其成员作为一个整体而最佳收益的水平上，这被一些观察家认为是一种“决斗的挑战书”。

2007年底，全球探明的石油储量已达119531800万桶，其中92714600万桶，或占77.6%的石油由欧佩克成员掌控着。2000年，全球的石油总需求量为每天7600万桶，2008年，全球经济继续增长，石油需求量增至每天8750万桶，到2010年达9060万桶／日，预计到2020年每天的石油需求量将接近10320万桶。

油气开发的合作者。石油合同的毛利润基本是在三方参股的合作伙伴之间分享的。这三方为：（1）石油或天然气的生产国；（2）勘探权的拥有者；（3）为油田的勘探和随后的开发提供资金的投资者。在绝大多数情况下，油气资产都是国家的。国家从石油和天然气工业获得极其丰厚的矿权使用费、利润和矿权税收。勘探所需的土地面积（英亩）可以通过拍卖获得，而且往往以租赁的形式转让给出价最高的人或企业。然而，这种卖方索价往往以打包的形式委托给那些主权国家。一份买卖股票的协议会在勘探方面投入一定量的资金，投入数千米的地震勘探作业，或者钻探一定数量的井。当勘探所需土地面积落实以后，财政部门常常就会与一些生产企业联合起来共享合同，而且这种合作往往都是固定的。租借的期限变化很大，但标准协议书的有效期限为25年或15年，在一些特殊情况下，这种合同的有效期将会大大缩短。

石油与天然气投资的整体观。对于重大石油或天然气工程的投资规模需达数十亿美元。如此巨额的费用意味着只有那些资本最为雄厚的公司才可能拥有工程所需的技术与财政。即使这些公司拥有足够的资金，它们也常常会与其他公司合作，以求限制或分散风险。在石油工业中，只有投产后获得了以桶计或以吨计的石油和以立方米或英热单位计的天然气时，油气公司才能真正获利。

为了分担勘探钻井的风险和相关费用，目前多流行由多家合作者分担勘探土地的方式。负责钻井作业的公司称为作业者，其他一些参与该项目的公司则称为油田参与者。全世界各国对石油与天然气工业的掌控程度大相径庭，但基本都是由以下内容构成的：

开权开权可以被定为是从资产或每销售单元一种固定价格的物品衍生出来的总的或纯销售百分比，但还有其他类型补偿度量制。一种开权的利息是收集未来的开权费用数据的参照，它常常在石油工业和绝大多数工业中使用，用来描述对一个给定的租借期未来的生产与总收入所有权的百分比，它可以从资产的原始拥有者中剥离出来。：现金支付或为矿权所有者支付利润。许多分成合同（PSC）并不包括开权。通常，利润的范围为4%～17%，而且可能会根据生产速度给出一个降低范围。

回收成本：绝大多数分成合同允许作业者回收勘探、开发以及总产量或总收入中的部分资金（在利润被瓜分并被征收捐税之前），然而，回收成本就是获得成本油，其构成费用为：（1）作业费用；（2）资本投入（支出费用）；（3）财政支出费用；（4）在前些年中尚未被回收的成本。

石油成本=作业费用+资本投入+财政支出费用+尚未被回收的成本

在成本回收之后所剩余的收入就是在承包人和其合伙人、国家之间划分利润油（对此，精确的定义取决于PSC术语）。

利润=石油收入-石油成本

分包商常常与累计生产、返还率或石油退税政策累计税收与累计价格之比。有关。此举的目的为在油田生命周期的早期阶段，给予承包者高额的利润。有时，如果价格上升到某一水准，承包者的利润就会减少，此时就会出现价格上限。一定比例的进口石油必须以低于市场价在国内市场上出售（如印度尼西亚的情况）。作业者所占用的利润油可以成为国家一般性税收的一部分，在某些情况下，可以作为特殊的石油税（如石油收入税石油收入税（PRT）是一种在英国直接收取的税种。15年，根据石油税收法案（Oil Taxation Act）实施此项政策，这是在Harold Wilson的工党重返政坛之后出台的法案，此后不久即爆发了13年的能源危机。此后，英国大陆架的油气勘探开展，目的在于使“国家更加获利”，这也促进石油公司对资本投资进行“合适返还”。PRT是对英国本土和英国大陆架上“利润极大增加”的石油与天然气勘探的征税。经过特殊允许，PRT对石油开所征收的税率已达50%。PRT的征税可以作为单个石油与天然气田税收的参照物，所以，与开发和运营一个油田相关的费用就不能与其他油田所产生的利润相区分开来。PRT于1993年3月16日被彻底废除，所有油公司和开发中的油田都赞成此举，但此后PRT依然为油田存在了下去。与此同时，PRT的比率从75%减到了50%，但是许多针对勘探与评价经费的PRT的税收都减免了。）。石油税收常常是十分特殊的。一些国家实施退还石油税率（ROR）返还率（ROR）或称投资返还率（ROI），或有时就称返还，是指相对于投资金额对一项投资所获得的与损失的资金之比。获得的或损失的资金量可以作为利息、利润／损失或净收入／损失来看待。投资的资金量可以作为资产、资本、原则或投资的成本基数。ROI常用百分比而不用小数表示。的政策。提速生产作为连续的ROR的起征点。这种措施能够引起的极高参与并获得极大的盈利，还能够导致在生产与价格的特定增长下的NPV下降。

“评估石油价格范围的最佳方式就是去观察将石油、天然气和石油产品送往市场的单位价格。”

分成合同及其运作与石油作业者（承包商）之间的合同，包括勘探、开发和运输的过程。。或国家的参与可以现金或现货石油的方式进行。许多税收的管理体制都是基于分成合同（PSC）产生的，据此，国家将会把石油和天然气的所有权收归国有。绝大多数分成合同也有一些浮动的条款，它们取决于生产率、石油价格、储集层的深度与形成时代。

“石油合同如何运作？”

下图是一个分成合同的典型实例，表示或国家的平均返还以及与公司或承包商或油田作业者的工作关系。

典型的分成合同

服务合同——在一些国家中，承包人接收每桶石油的固定费用，比如在尼日利亚，壳牌公司的利润约为2.5美元／桶，在阿布扎比酋长国，道达尔公司、英国石油公司、壳牌公司的利润固定为1美元／桶。

以合同为基础的成本与利润

什么是F&D成本？F&D成本就是发现与开发成本，包括所有资金和生产开始之前的总收入。发现与开发的成本一般分摊在每桶石油当量上。发现成本由勘探与评估工作构成；开发成本包括将石油与天然气输往销售点而建设和设备安装所投入的成本。两项成本的计算就是将花在增加储量方面的费用与实际储量增加进行比较。

当前，寻找油气已经比石油工业早期的科学性更强了，但依然不可能精确地确定石油在地下的所在地，对于哪些地方可能存在商业价值油气的了解就更少了。最有可能的情况是在七口井中只有一口井可以做出对未来生产的精确评价，当然，这种比率在极大程度上取决于当地的情况。

“勘探钻井的成本变数很大，它取决于地理条件（陆地或海域，交通便利的程度，困难或极其困难的地区等）以及所需钻井的深度。一些钻井的深度仅有几百米，几天之内就可完成，所需成本约一百万美元。然而，一些钻井的深度可达5000～7000米，完井作业至少需一年，其成本高达上千万美元。”

从发现石油到送达市场需要多长时间？对此，并无标准的答案，但一般规律是从决定勘探开始，到发现油气、测试、开发并从一个新油田将油气外输约需3～7年时间。所需时间取决于石油所在地，以及发现、测试和开油气的难易程度。如位于深水海域的一个油田的发现与测试所需的时间就要长得多，因为海上油气勘探与开发所面临的技术挑战更多、更复杂。深水钻井困难且昂贵，勘探家们需要时间去获得更多的资金并研究更先进的技术。

勘探与开发循环中所需的费用种类从研究、勘探、发现、开发、生产、储运与油田替代开始。。所需的费用可分为四种类型，其中三种为广义的勘探与开发循环：（1）所需的土地面积（英亩）；（2）在该区域的勘探；（3）任何成功的开发；（4）购买已有的油气储量。这些费用可以被视为在一个给定的时间范围内获得油气的成本。发现与开发的费用在1993年达到峰值以后就开始直线下降，这是因为钻取勘探井的技术已经被利用三维或四维地震勘探等更为先进的勘探技术所取代，钻井成功率明显提高，所钻的“干井”（失败的钻井）已大大减少。

勘探是风险最高的阶段这是石油开发循环中最为昂贵的阶段。资料来源：《欧佩克报告》《WER》，2008。。在所钻井中，仅有少数井可以见到石油或天然气。不能指望仅靠这几口井就确定油田的范围。只有五分之一的勘探井能够发现人们所需的油气。然而，石油公司依然认为，以此代价去发现新的油气田是非常值得的。若将勘探成本均摊一下，如果使用更为高级而有效的技术方法，则每桶石油所需的成本仅为0.80～1.60美元。

生产成本。通常人们将生产成本称之为油或作业成本，由员工成本、当地的能源成本、所需的租金（钻井设备的租用等）、消费（如钻井液）、钻头费用等构成。当今，油气开技术已经大幅度提高（水下钻井、海洋油田开发、FPSO等），而且开权费用也降低了（有时此项还包括生产费用）。

1999年，一些大型跨国石油公司的生产费用已经降至3.63美元／桶油当量，这是近10年来它们的最低水平。油气的预测，勘探钻井的目标都是深埋于地下的。这些钻探的目的层大多深埋于2～4千米的深处，有时可深达6千米。欲达目的层，所钻井的直径仅为50厘米。

石油是有限的自然，虽然仍可开许多年，但它最终会被耗尽。以2007年的开速度，欧佩克所拥有的石油还可以开81年，非欧佩克的石油还可以至少开20年。全球的石油需求量正在增加，而欧佩克也将进一步增强自己在石油方面的重要作用，如果我们能很好地安排我们的，提高石油的利用率，开发新的油气田，就能让石油多为几代人使用。石油勘探的费用可达几亿甚至几十亿美元，而实际费用则取决于以下因素：可能的石油位置（陆地或深海区）、油田的面积、能获得详细的勘探资料以及地下岩石的构造类型。所以，勘探需要进行详细的制图以便确定合适的钻探位置（地质构造的类型）、深部地层勘探（二维和三维地震勘探技术）以及实验钻井。要确定这些作业的准确成本并非易事，在石油工业中，欧佩克的平均生产成本最低，其部分原因在于欧佩克成员拥有丰富的石油而且开地点十分方便。

生产与炼油厂之间的运输成本的变化也很大，在很大程度上取决于从油田到炼油厂以及从天然气田到加工处理厂的距离。石油生产国通过炼制国产石油的方式来使本国生产的石油增值。然而，如果市场遥远，运输的费用就会非常昂贵，就会出现输送石油的费用高于原油价格的现象，其主要原因在于与原油罐相比，石油产品的罐相对较小。因此，石油生产国不得不做出提高自己炼油比例的战略决定。

对于不太好的或者极其昂贵的（9.50～15.40美元／桶）的价格来说，实际的生产成本要高于4.20～8.10美元／桶，对于一个条件良好的中东地区的油田而言，生产成本为2.30～5.90美元／桶，其成本会因生产井的产量或单元流量而发生极大的波动。然而，成本也取决于油田的生产利润以及油田能够连续生产的时间。油田的生产峰值可以延续一段时间，一般为一年到几十年。

储量石油储量是指在现有的经济与作业条件下能够开出来的石油量。许多石油生产国并没有展示它们的油气藏工程数据，而仅仅提供一些关于石油储量的虚报告。接替成本储量接替是上游工业另一种重要的评估标准。这一概念的定义为一家石油公司用新油田接替生产的能力，即用新增储量修订先前预测的（一个油田投产后）或者已经获得的储量。储量接替由石油公司提供的标准数据进行计算，而这些数据是由美国证券交易委员会（Securities and Exchange Commission，SEC）与财务会计准则委员会（Financial Accounting Standard Board，FASB）提供。虽然这两方面都有局限性，但它们是唯一能够在不同公司之间进行评估的两个标准。

油田生产的储量可以被以下因素所替代：（1）新油田的发现；（2）已有油田的面积扩大；（3）早期储量预算的修订；（4）从别处购买到的储量。一个100%的比率标志着一家石油公司在一个给定的时间段内已经将所有已开的储量全部增补上了。由于一个典型的勘探与开发循环，大约为3～5年时间，这一时间比例的长短并无特殊意义。

中东地区一个品质良好油田的单元成本一个油田就是一个拥有从地下开石油的大量油井的区域。石油储集层延伸的面积很大，可能会达几百平方千米，在整个油田区域内分布着大量的勘探与开发井。此外，可能会有一些探井打到了油田的边缘，用管线可以将石油从那里运至加工厂。由于油田可能会远离居民区，因此建成一个油田的物流供应网极为复杂。如工人们不得不工作数日或数年，并需要在油田安家落户。反之，居住与设备也需要电力和水，在严寒区的管线可能需要加热。如果无法利用，人们会将多余的天然气烧掉，这将需要大量炉具和排气管，还需管线将天然气从井口送达炉具处。

“在石油工业界，欧佩克的平均生产成本最低，其部分原因在于欧佩克成员拥有丰富而且易于开的油气。”

储量接替是上游工业发展情况的另一个重要评价指标。储量预测也是一门科学，而且，随着新信息的不断获得，储量预算也将发生变化。各石油公司都会尽力管理自家的储量并不断修订（一般都会增加）。一家油气公司在一个给定的时间段内已经完成了自己所有的储量接替工作，而一旦发现储量有下降的趋势，油气公司就会对自己的账目进行审核。无论是勘探与开发成本还是储量接替率完全可以各自核算。显然，在一些极端情况下，那些大幅度削减勘探预算的石油公司将一无所获，并会因油田的枯竭而不复存在。而那些勘探投入巨资的公司将在未来获得较高的储量接替率和生产率。

在最有利的情况下（良好的中东地区油田），油的利润将可达成本的6～15倍，这远高于其他工业的利润。这种巨大的利润使得石油工业在全球的工业界独领风骚。

石油储量与石油峰值。常规石油储量包括用现有的技术手段一次、二次或三次油技术从井孔内出的石油量。但并不包括从固体或气体中抽取获得的（如沥青砂、油页岩、天然气液化处理或者煤的液化处理）液体。石油储量可以分为探明（proven）储量、预测（probable）储量和可（possible）储量。探明储量是指总量中至少90%～95%的，预测储量可达总量的50%，而可储量则仅为总量的10%～50%。目前的技术手段可以从绝大多数井中出约40%的石油。一些推测认为，未来的技术将可以出更多的石油。但迄今为止，人们在计算探明储量和预测储量时都已将未来的技术能力考虑进去了。在许多重要产油国中，大量的储量报告并未被外部的审计核实确认。绝大多数容易开的石油都已被发现了。

油价的增长促使人们在那些投资更高的地方进行油气勘探，如超深钻井、超低温条件下钻井，以及环境敏感区域或需要用高科技开石油的区域。每次勘探的低发现率必将造成钻工具短缺、钢材涨价，在这种复杂的背景下，石油勘探的总成本势必增加。全球油田发现的高峰值出现在1965年，其主要原因在于世界人口的增加速度快于石油的生产速度，人均生产的峰值出现在19年（13—19年期间，为上升后的稳定水平阶段）。20世纪60年代，每年的石油发现量也达到了峰值，约为550亿桶。从那以后，这一数值就持续下降（2004—2005年间仅为120亿桶／年）。1980年储量出现峰值，当时的石油生产首次超过了新的发现量，虽然用一些创新的方法对储量进行了重新估算，但仍然难以精确地估计储量。

夸大的储量。全球的油气储量是混乱不清的，而实际上是言过其实的。许多所谓的储量实际上是。它们并未被确定，既没有得到，也无法开，而仅仅是一种估算，在全球12000亿桶（1900亿立方米）的探明储量中，约3000亿桶应该被修订为探明量。在石油峰值数据的预测中，一个困难就是对那些探明储量进行评估时因定义模糊而出现的误差。近年来，人们已经注意到关于“探明储量”被耗尽的许多错误信息。对此，一个最好的实例就是2004年壳牌公司20%的储量突然不翼而飞的丑闻。在绝大多数情况下，探明储量是由石油公司宣布的，也可由石油的生产国和消费者们宣布。这三方都有夸大他们探明储量的理由：（1）石油公司可能会以此提高自己潜在的价值；（2）石油生产国欲以此进一步强化自己的国际地位；（3）消费国的可能会寻求自己经济体系内和消费者之间的安全与稳定。2007年能源观察组织（Energy Watch Group，缩写EWG）的报告表明，全球的探明储量加预测储量为8540亿?12550亿桶（若按目前不再增长的需求量计算，可供全球使用30～40年）。对欧佩克报道数据进行详细的分析就可发现巨大的差异，这些国家夸大自己的储量很可能出于政治原因（特别是在没有实质性发现的时期）。有70多个国家也跟风，纷纷夸大自己可用于开的储量。因此，最高预测就是12550亿桶。分析家认为，欧佩克成员的经济刺激着它们夸大自己的储量，因为欧佩克的配额系统允许那些拥有较多储量的国家增加自己的产量。如科威特在2006年1月向《石油情报周刊》（Petroleum Intelligence Weekly）提供的报告称，该国的储量480亿桶中仅有240亿桶为“探明储量”。然而，这一报道是基于科威特的“秘密文件泄密”情报而做出的，而且也未被科威特官方否认。此外，以前所报道过的第一次海湾战争中被伊拉克军人烧掉的15亿桶储量也没在科威特的石油储量中得以反映。另一方面，官方调查分析家们认为，石油公司一直希望造成一种象，以便提高油价。2003年，一些分析家指出，石油生产国是了解它们自己储量的，目的就在于抬高油价。

藏北地区油气状况概述

中东石油主要分布在波斯湾及其沿岸地区。

拓展内容

波斯湾的唯一出口是霍尔木兹海峡，该海峡是世界上石油运输最繁忙的海峡。沙特阿拉伯、伊朗、科威特和伊拉克是世界上重要的产油国。中东地区的石油十分丰富，是世界上最大的石油生产和输出地区之一。

该地区的石油储量和产量均占据全球重要地位，对全球经济和能源市场产生了深远的影响。中东地区的石油生产主要集中在沙特阿拉伯、伊朗、伊拉克、科威特和阿曼等国家。这些国家的石油储量和产量均位居世界前列。

其中，沙特阿拉伯是中东地区最大的石油生产国，其石油产量占中东地区总产量的近一半，同时也是全球最大的石油出口国之一。中东地区的石油主要通过海洋运输，特别是通过霍尔木兹海峡运输到世界各地。

因此，中东地区的石油生产和出口受到多种因素的影响，如地区政治局势、全球经济形势、油价的波动等。

由于中东地区拥有丰富的石油，该地区的经济发展和政治局势都与石油产业紧密相关。许多国家依靠石油出口来支撑其经济，因此石油产业的发展对当地经济和政治产生着深远的影响。

中东地区是指地中海、黑海、里海沿岸地区的亚洲和非洲交界处，包括土耳其、以色列、叙利亚、伊拉克、伊朗、沙特阿拉伯、埃及、约旦、黎巴嫩、利比亚、突尼斯等国家。

中东地区的石油主要集中在波斯湾及其沿岸地区，包括沙特阿拉伯、伊朗、伊拉克、科威特和阿曼等国家。

中东地区的石油生产主要集中在波斯湾地区，而出口则主要通过霍尔木兹海峡进行。每天有数百万桶的石油从波斯湾通过霍尔木兹海峡运输到世界各地，其中大部分都经过美国和欧洲市场。

1.油气地质分布情况

根据多年的研究积累，分析了青藏高原共有中、新生代盆地百余个。认为藏北地区的油气分布在部分盆地中的中、上古生界以及中、新生界沉积岩中，是主要的生油岩系。

含油气具有代表性的盆地有羌塘盆地、措勤盆地、伦坡拉盆地和定日盆地等。青藏高原最大的沉积盆地是羌塘高原南部的中、新生代沉积盆地，盆地内有较多的海相地层，分布面积10×104km2。盆地内广泛发育中生代海相沉积地层，沉积厚度达6000～13000m，是青藏高原内部海相地层保存最为完整的含油气盆地。发现了200多处沥青显示点、5处液态油苗点和多处油页岩露头。经初步估算，羌塘盆地中生代各油气系统的油气量为113.30×108t，是油气潜力最大和最有希望取得勘探突破的首选盆地。而且从该盆地的面积等指标来看，也符合第七章中表7-18所列的大型、好的条件。

青藏高原第二大盆地位于冈底斯—念青唐古拉板块中西段，即措勤盆地。为一南北宽约130km、东西长约700km的近东西向长条状展布的中—新生代盆地，面积约10×104km2，仅次于羌塘盆地。

伦坡拉盆地位于羌塘盆地的东南，呈东西向展布，面积约4000km2，为第三系陆相含油盆地。地表共有不同类型的油气苗43处。通过普查和勘探工作，在井下有油气显示多处，并发现了工业油流，潜力明显。

2.油气储量情况

研究者根据有机碳法计算得到了藏北地区陆相盆地的油气量，见表8-14。目前工作程度较高的3个盆地的远景总量达到15.619×108t。

表8-14 藏北地区陆相盆地油气远景量分布状态

（据参考文献[190]）

利用类比法和有机碳法对海相盆地最具代表性的羌塘盆地不同地层的油气量进行计算，其结果见图8-1[191]、图8-2[191]。在无井下资料情况下，对有资料控制区利用含油率法计算了隆鄂尼和昂达尔错两个地区的油砂含油量（表8-15）。

表8-15 羌塘盆地油砂量　单位：104t

（据参考文献[191]）

图8-1 羌塘盆地不同层位石油储量分布

图8-2 羌塘盆地不同层位天然气储量分布

由此可见，用两种方法对羌塘盆地内不同地层油气评价的结果都是布曲组的石油储量最高，肖茶卡组次之。天然气储量最高的是肖茶卡组，布曲组次之。在该地区不同地理位置的油气分布情况可见表8-16。

表8-16 羌塘盆地油气分布情况　单位：108t

（据参考文献[190]）

2009年国家矿产储量公布的数据（表8-17）显示，该地区的油气潜力极高。还有专家估计，仅羌塘盆地石油可量为（11.68～10.43）×108t、天然气可量为（3844.83～4049.49）×108m3[191]。如果这些量都是经济可量，那么根据公布的数据可以算出该量分别占到2009年中国石油和天然气经济储量的4.82%、14.23%。因此属于一个大中型天然气田。

表8-17 羌塘盆地油气可预测量与中国2009年油气剩余量比较

表8-18 藏北基地石油量及其价值统计

注：油价106.65美元/桶（://.in-en/oil2011-12-09）；石油的吨桶换算系数用中石油系数7.3。

由此可见，以上石油地质调查工作程度较高的4个盆地的石油远景总量约为120×108t。如果按照迪拜2011年2月9日石油交易价格106.65美元/桶计算，石油远景价值量达到12798.84亿美元。已初步具备建立勘查储备基地的量需求。