煤企亏损面或已达90%以上 行业利润创新低

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。
　　重新认识未动用储量
　　油气田开发者总是强调随着生产的进行要分阶段动态研究油气田。在储量评价阶段仅靠少量探井、评价井资料所得到的认识还是很肤浅的。科研人员根据开发阶段数十倍新井及相应的参数变化，不仅能更准确地把握储量（多数情况下使储量增加），而且能通过油气水及其关系的动态分析对油气田的经济可采情况有更具体的了解。这使未开发储量的动用站在了更高的起点上。
　　在现阶段绝大部分未开发储量被搁置的原因不在地表条件差（如交通电力等基础设施缺乏），而在于其本身的地质和油质等原因使其难采。因此，在进行的未开发储量研究中首先要从难采的原因出发对其分类，特别是要弄清其特点及相适应的技术工艺路线，从而对近、中期可动用的储量单元进行排队，提出合理的分批分期利用计划。
　　适宜技术的应用是关键
　　近年来开发技术取得的巨大进步，特别是以页岩油气为代表的非常规油气开发技术系列的成功应用，使人们获得了动用未开发储量的新手段。
　　对往往已处于经济边际的未动用储量来说，要特别强调精细研究以掌握其特殊性，允许通过实验以找到适用于其的技术工艺。这里说的适用性可以有两方面的理解：要有一定的先进性、创新性，因为其之所以未被开发多是常用的方法难以奏效；它不一定多么昂贵、尖端，却要求在较低成本下取得实效。而要取得上述这些认识，就要有一定的资金和人力的保证。
　　科研人员要进行新一轮的精细地震工作，不仅要满足储层建模、流体预测的要求，而且要为多种水平井、多方式的压裂部署提供施工依据。需要指出的是这类工作不止于碎屑岩、火山岩，也应包括碳酸盐岩，特别是其多种类型的岩溶。对于鄂尔多斯、塔里木、四川等盆地深层未开发储量的动用，这是极其重要的基础工作。
　　研究表明，相当部分未开发储量的难采性源于其储层条件较差。对于这类储层，经过多类型的水平井加分段压裂的手段对其进行改造，经济开发的可行性会有相当大的提高。一般而言，对已列入探明储量的这类带有某种常规、非常规过渡性的油藏，储层改造的难度和施工成本要比典型非常规油气低一个台阶。在总结此类技术系列目前已在致密油气、页岩油气上广为应用（包括大幅降低施工成本）经验的基础上，将其中适宜的技术应用于占陆上未开发储量重要部分的这类油藏，可使其开发率有较快上升。
　　大力推进稠油开发
　　与致密砂岩油相似，我国把地层条件下能流动的稠油与常规油一起计入储、产量统计表。目前能实现开发的稠油在埋深、层厚、油质上仍有许多局限，这是其成为未开发储量的一个重要原因。显然，充分利用陆上有利于施工、开发成本相对低的特点，针对不同地区稠油特点因地制宜加大稠油开发力度，是提高陆上石油开发率的重要环节。其中，在已取得开发初步成效的油田逐步加大稠油经济可采的深度是个很现实的问题。
　　海上油田（特别是大型者）稠油比例高于陆上相邻者。绥中36-1是我国最早开发的海上大型稠油油田，开发者以试验区先行、逐渐认识了其开发规律。产量从1995年A、B区相继投产时的年产量148万吨，逐步提高至2013年的454万吨。
　　正是从试验中总结经验、逐步推广，完善了钻井保护、平台和井网布局、合