编者按
我国石油产量长期低速增长，天然气的年增率也由两位百分数向一位百分数转变，这造成油气进口依存度持续增加。能否使油气产量增速上一个台阶并持续发展是全国上下都很关心的问题。为此，业内人士常提到两个发展方向：已开发的油气田挖潜以达到稳产和增产的目的；开拓油气新区或新领域，以求发现一批新油气田。
本期的这篇文章提出介于其间的第三个方向：动用已探明但却长期未投入开发的储量。既然是探明储量就意味着：已投入了大量勘探资金，动用它就是盘活这部分资金；已被探明表明对其地下赋存状况和可采性有相当高的认识程度；勘探总是在优选中进行，既然被探明表明它是相对优质的资源，至少不亚于正在艰苦探索中的某些非常规油气。因而动用这部分资源是相当现实的增产途径，特别是在资金相对紧张的低油价期。
储量探明而未能动用的主要原因在于当时技术上难以实现经济开发。但近年来向非常规油气开拓所取得的巨大进展已将开发技术推上了新台阶，站在这个新高度上回头看，动用这批储量完全是可能的。关键在于解放思想对其进行重新认识，要经过研究和实践，快速找到与之相对应的低成本开发技术路线。我们期待动用这批储量不仅能带来产量大幅增长，而且能推动油气勘探向更有实效的方向发展。
以新思维新技术“盘活”未开发储量
每年定期发布的《全国油气矿产储量通报》，详细列出了(累计探明)地质储量及相应的技术可采储量、经济可采储量等。其中，经济可采储量(以下简称为可采储量)备受瞩目。因为在市场经济的大潮中，无论是国内还是国外，都十分重视油气生产的经济性。
在我国，油气产量长期不能满足需求，开发上总是反映新增储量不足，而探明未开发的储量却长期存在、甚至在近年来有增长之势。有资料显示，我国有着数量巨大的油气未开发储量，它们不仅油气性质不同，开发条件也有很大差异。
我国未开发石油地质储量主要集中在渤海湾、松辽、鄂尔多斯等3个开发历史悠久的大型盆地，占全国未开发石油地质储量的54.9%。如果加上大规模开发近30年的塔里木盆地，4个陆上大盆地占全国未开发石油地质储量的66%。海上石油主要集中在开发历史悠久的渤海海域。这5个老油区占到全国未开发石油地质储量的79.9%。
我国陆上未开发石油可采储量主要集中在渤海湾、松辽、鄂尔多斯等3个盆地，占全国未开发石油可采储量的51.3%。如果加上渤海海上则占到全国未开发石油可采储量的68.9%。
我国未开发天然气地质储量主要集中在四川、鄂尔多斯、塔里木等3个开发历史较久的大型盆地，占全国未开发天然气地质储量的76.1%。如果以未开发天然气可采储量计算，这3个盆地共占全国未开发天然气地质储量的61.5%。
总之，全国未开发油气储量主要集中在少数几个大盆地中，石油偏东、中部，天然气偏中、西部。如何尽快“盘活”这些资源，成为业内外人士共同关注的话题。
不同类型油气田未开发储量分析
一般来说，开发历程越久油气储量未开发率越低，但是对储量品级较差、开发较困难者则不尽然。如松辽盆地的肇州油田开发历史久，但却是个以储层薄、丰度低为突出特点的岩性油田，2013年的地质和可采储量未开发率分别为56.7%和23.5%。又如准噶尔盆地的风城油田亦可算作老油田，但其储量中稠油比例较高。其2013年的地质和可采储量未开发率分别为61.9%和62.2%。
塔里木盆地哈拉哈塘和塔中10油田发现和初始开发虽然较早，但是它们复杂难采、埋深很深，地质储量标定采收率分别为12.1%、9.9%，再加上勘探历程较长，相当部分储量陆续、甚至近年才被探明，2013年的(累计)地质储量未开发率分别为76.4%、58.6%，可采储量未开发率分别为76%和38.6%。
类似情况在天然气方面更为多见，原因在于与石油相比，其更多地受管线和下游市场建设的制约。如在塔里木盆地北缘库车坳陷的大中型气田群中，仅临近西气东输干线的几个气田得以开发，稍远者储量尚未动用，如地质储量为1543亿立方米的克拉苏气田；位于盆地腹地开发条件较差的塔中1气田地质储量未开发率高达92.4%。
又如储层变化大、开发条件差的四川广安气田，2013年的地质与可采储量未开发率分别为76.7%和32.1%；号称城市气田的成都气田2013年的地质与可采储量未开发率分别为87.9%和27.5%。至于刚刚探明第一批储量的磨溪、安岳等大气田储量的持续增长，将是构成近年四川储量未开发率抬升的重要因素。
未开发储量是现实的增产领域
油气产量增加有三个方向：
第一个增产方向是老油田已开发部分，即要求技术措施的增产与自然减产的代数和为正值。但是对于进入壮年阶段后期已出现储量补充系数总体小于1、产量波状下降的老油田来说，做到这点很困难。
第二个增产方向是发现新油田探明新储量。发现一批新油田促使产量上个新台阶必须通过开拓新区、新领域，即实现石油生产的战略接替。但这需要一个不短的勘探周期和巨大的资金和人力投入。
第三个增产方向是介于以上两者间的已探明未开发储量的动用。首先，这部分储量已经历了勘探阶段花钱最多的储量探明过程，且已对地下情况有了相当多的了解，动用它就相当于盘活已投入的大量资金。
其次，这批储量位于油田内或邻近部分，有雄厚的基础设施和人力资源可以利用。特别是开发的实践提供了更丰富的地下静态、动态资料，使人们对该区地下资源的状况有了更深入更切合实际的认识。这使科研人员在向邻近有一定相似性的未开发储量进军时有了更高的起点和主动性，也容易找到使其具备经济开发条件的技术手段。
再次，其开发难度大致介于常规与典型的非常规油气之间，其经济效益也多优于目前我们对其特点还掌握不够的页岩油气、煤层气等。
总之，对于近、中期的增产来说其比发现新油田，特别是开拓新区新领域的作用要来得更现实。
基于以上的分析，笔者认为：如近期(2020年前)、中期(2025年前)动用全国石油未开发地质储量(85.1亿吨)的50%或80%，采油速度取0.5%，有可能形成2128万吨或3400万吨的年产量，这相当于2013年石油产量2.09亿吨的10.2%或16.3%。考虑到未开发气田的开发难度，可设定其地质储量采气速度为1.5%，如近、中期内分别动用现有的天然气未开发地质储量(5.62万亿立方米)的50%、80%，届时有可能再分别形成420亿立方米、670亿立方米的年产量，这分别相当于2013年天然气产量1071亿立方米的39.2%、62.6%。显然，动用这些未开发储量有着诱人的增产前景。
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