中国未开发石油储量分析和对策

1、中国储量系列中的特殊问题

在中国油气勘探开发历程中曾经历了由初期学习前苏联储量规范到改革开放以来努力与世界接轨的过程，同时考虑到中国油气勘探开发特点和数十年来历史数据的衔接，形成了自己的储量系列。这集中反映在现行的（常规）油气储量规范和每年发布的油气矿产储量通报等文件上。与国际通用的石油储量系列相对比，笔者发现其中有一些值得注意的地方，这恰是讨论本文的论题时必须要提前说明的。

1.1 可采储量

在国际上基于市场经济的需要，强调的不是地下有多少油气资源（地质储量），而是作为经营者可以采出多少油气资源（可采储量）。所以当报道其新探明若干储量时自然就指其可采量，无需再赘加“可采”的限定词，仅在研究需要时才特别指出其地质储量（往往称原地储量）。

但在中国，受计划经济体制影响，历来更重视地质储量，以其作为考核勘探成绩的首要指标。在公司对政府的简明报告、特别是对外宣传中往往只提储量而不加地质二字（当然也不报出可采储量），似乎这样更容易出成绩，但这就有可能造成一些误导。值得庆幸的是，在各种内部报表中在地质储量之后平行列出可采储量及一系列相关数据，这样能够使业内人士理解从地质储量到可采储量的计算过程并可使人关注提高采收率所带来的收益。

特别应指出的是，国际上使用储量（reserves）一词而不加任何限定时就是指剩余可采储量，即累计探明可采储量与累计产量之差。其含义非常明确：已被采出的油气既不能再被列为地下资源，也不能用于反映其油气生产潜力。须知，一个公司（剩余可采）储量的多少直接反映出其财富持有量和发展潜力，因而须经专业性的第三方严格复审才能作为股票市场所承认的公司报表中的重要数据。

在中国储量系列中常列出两种可采储量：技术可采储量和经济可采储量并相应有剩余技术可采储量和剩余经济可采储量。笔者认为，生产活动必须要求有经济效益，因而市场化经济越成熟经济可采储量越重要，甚至可成为具决定意义的因素。所以在本文中仅采用经济可采储量作为讨论对象；与之相应，以其与地质储量的百分比作为经济采收率。考虑到这个值往往是在上报储量时确定的，可低于开发后期的实际值，本文有时特称其为标定采收率。至于技术可采储量与经济可采储量的差值可归为业界内部常用的“次经济储量”的范畴。

1.2 未开发储量

众所周知，所谓探明储量就应该指经工程验证和研究证明在现有技术和经济条件下可开发的资源。当然，限于工作量多寡、认识程度不同，可允许探明储量有一定误差。在进一步充实资料（特别是开发）后，应定期复算储量，增加新承认的储量、核销达不到探明可采标准的储量。换言之，如长期未能开发则必须重新评价其是否可部分应被核销。

但遗憾的是这个工作在中国做得很不够，以致出现了令业外人士不解的现象：一方面老是说探明储量不足、“等米下锅”，另一方面在储量平衡表中探明而未开发（在生产中也常用未动用一词）储量长期存在、甚至越来越多。这成为中国储量的另一个特别之处。但退一步说，在每年的储量通报中未开发储量被赫然列出也提醒着业内人士注意这一特殊现象并想法去动用它。

2、近年中国未开发储量所占比例变化

在研究中常把已开发储量占全部储量的百分比称为开发率，与之相应，未开发储量占全部储量的百分比亦可称为未开发率。在正常（理想）情况下未开发率应占比例不大且所占全部探明储量的比例应随时间推移而有所缩小。因为如果真的在近期内不可开发，按储量规范在定期复算时应该核销。进一步，应在此后的储量评审中以此为实例不再批准这类储量进入探明（地质/可采）储量之列。

但在中国实际执行中的情况却不然，未开发储量有增高之势。以2006年、2010年、2013年的相应数据对比发现：

①以原油（为区别于颜色很浅的凝析油，生产中常称其为黑油）地质储量计，未开发储量有增高之势。2006—2010年间未开发储量年增率为2.29%，平均年增1.60×108t；2010—2013年间未开发储量年增率为3.98%，平均年增3.05×108t。总的来看，近几年累计的未开发储量约占原油探明地质储量的近1/4。

②以原油可采储量计，未开发储量亦呈增高之势，但其未开发率却略大于10%，明显低于原油地质储量未开发率。显然，开发时充分贯彻了先肥后瘦、先易后难的原则，优先动用采收率较高的优质储量，这意味着未开发储量多具难采性。

③凝析油的未开发率明显高于原油，大致有一半储量仍未开发。凝析油的开发难度大，且其有比一般原油更高的经济价值，开发时态度更谨慎，在条件不够成熟时往往推迟开发。但由于凝析油的储量相当小，故以两者相加的（全部）石油储量计，其未开发量和未开发率的基本情况与原油大致相同，近年约占石油地质储量的1/4（表）。令人注意的是，未开发率随时间的变化不明显。

笔者曾计算过20世纪末期的情况，以1985年、1990年、1995年为例，中国地质储量未开发率为22.3%、21.1%、22.3%，其可采储量未开发率依次为25.6%、14.0%、12.4%。将上列数据与表相应值对比发现：10余年间地质储量未动用率仅略有升高，可采储量未开发率有所降低，但幅度也不很大。这说明储量的增加与未开发率的变化处于大致的动态平衡中。

3、未开发石油储量的盆地分布

要深入分析未开发储量的分布特点，还是要分盆地进行研究，不同盆地不仅开发程度不同，其开发条件也有很大差异（表）。

3.1 开发条件好的盆地石油储量未开发率低

一般说来，石油未开发率陆上低于海上、陆上东部低于中西部，这在可采储量上表现比地质储量更明显。因而，在主要盆地中储量未开发率最低的是松辽盆地和渤海湾盆地，其地质储量的未开发率分别是17.8%和19.0%，可采储量的未开发率分别是5.3%和9.0%；而最高的是渤海海域和东海海域，其地质储量的未开发率分别是40.5%和73.4%。

3.2 开发历史久的盆地石油储量未开发率低

在开发条件相似、同以平原为主的东部松辽盆地和渤海湾盆地中，松辽盆地开发历史更久、开发程度亦更高，在开发难动用的低渗储层、薄储层上有更深入的工作。因而松辽盆地未开发率较低些，这在可采储量上表现更明显。

同样以戈壁沙漠为主的准噶尔盆地和塔里木盆地，前者在20世纪50和60年代就投入开发，后者在20世纪末90年代中期主力油田才投入开发，这是后者地质储量未开发率居中国陆上之首（42.2%）的重要原因之一，当然还受开发条件差（特别是开发层系埋藏深度大）的叠加影响。

3.3 中国未开发石油储量主要分布在四大盆地中

从地质上看，广义的渤海湾盆地应包括渤海海域与相邻的陆上两部分，其油气地质特点基本一致，仅前者第四纪后期有更大的沉降幅度并有较浅的海水（大部分在20m左右）覆盖，致使开发难度加大。从这个角度出发，广义的渤海湾盆地的地质储量和可采储量未开发率分别达38.8%和39.8%，近2/5。仅从开发条件很好的该盆地陆上部分计算，未开发石油地质储量也名列全国之首。

未开发石油地质储量名列第二、三、四名的分别是松辽盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地，在未开发可采储量的排名中鄂尔多斯盆地先于松辽盆地。以地质储量和可采储量中未开发量占全国比例计，后3个盆地之和分别为41.1%和38.1%。这样，上述四大盆地（地区）共分别占全国未开发石油地质储量和未开发可采储量的79.9%和77.9%，即约占全国的近4/5。

4、不同类型油田未开发储量分析

从不同盆地开发情况分析中已可对其影响因素有初步了解，若深入一步再对典型油田情况进行研究，将可得到更丰富的认识。为论述方便，以下仅列出原油（不包括凝析油）开发的数据。

4.1 松辽盆地两类油田对比

表中所列出的萨尔图和杏树岗两油田可作为陆上东部开发最早的主力油田代表，其各项参数表明虽仍有千万吨级未开发储量，但未开发率已很低了。更突出的是地质储量与杏树岗相近的喇嘛甸油田未开发储量为零。表中的肇州油田是晚开发难采油田的代表，这个以储层薄、丰度低为突出难点的岩性油田至今仍有较大潜力。

进一步看，肇州油田技术可采储量与经济开采储量间差别较大。按前者标定采收率和未开发率分别为18.4%和48.7%，皆明显高于后者相应值的9.35%和23.5%。这就表明在大力降低开发成本、提高各种井下作业对薄储层的有效性、成功进行合采等一系列适应技术的综合开拓下有可能大幅降低经济边界，延长经济开发期。

大庆油田开发中的精细工作还证明，即使过去因某些参数（如储层厚度）不达标而未被计入的所谓“表外储量”，在油田开发后期细致工作中仍有一定的生产潜力可挖。用这种观点去重新评价东部老油田（包括像萨尔图这样高开发程度的油田），会对其开发前景做出更乐观的评价。

4.2 新疆两盆地两类油田对比

准噶尔盆地克拉玛依和风城两油田的共同点是：老油田不断有新层系开拓、新储量补充，石油中、浅层多是稠油（特别是后者）。这类油田的开发生命曲线不是简单的而是多峰的、多个不同类型的开发曲线在不同的时间起始点叠加。其中，克拉玛依油田更多表现出老油田的某些特征，而风城油田则更多表现出潜力相当大的特点。

塔里木盆地3个油田多开发较晚，油田类型不同，但都具复杂难采、埋深很大、标定采收率低等特点。表中的静态参数已显示出其尚有很大开发潜力，如果动态考虑到这几年和今后由于深层地震信息研究的进展和深井钻井及井下作业成本大幅降低所造成的经济可采性提高，则可对其开发上产有更高的期待。

5、未开发石油储量的公司分布

中国油气生产主要集中于四大国有石油公司：中国石油天然气股份有限公司（简称中石油）、中国石油化工股份有限公司（简称中石化）、中国海洋石油有限公司（简称中海油）和陕西延长石油（集团）有限责任公司，后者不仅储产量小，且基本不存在未开发储量问题，故以下的讨论仅提到前三大国有石油公司，即通常所说的“三桶油”。

由于三大国有石油公司占有开发区块的多寡、条件有所不同，故各石油公司石油未开发率及未开发储量占全国比例有很大差异（表）。

5.1 未开发率

以未开发率由高到低排名，依次为中海油、中石油、中石化。中海油所辖油田投入开发较晚且在开发困难的海上。许多在陆上有良好开发效益的油田在海上具有边际性、甚至因无效益而不能（独立）开发，这在稠油油田表现尤为突出。据中海油业内人士所述，苏北最大的真武油田（地质储量2137×104t、可采储量894×104t）在海上无单独开发价值。

以中海油下属天津分公司为例，经笔者统计，截至2013年年底，其地质储量大于4500×104t的未开发油田尚有8个，其中稠油油田5个，平均储量9645×104t，最大的为蓬莱9-1，储量27116×104t；稀油油田2个，平均储量4940×104t。按21世纪初的统计，渤海海域80%以上的储量属黏稠度大的重质油油藏。

为了开发边际性油田，中海油以自营开发方式做了大量艰苦的努力，更深切地体会到了海上高成本背景下开发的艰难。中石化的未开发储量占全国的份额较低，但其未开发率却最低，可采储量未开发率仅为7.4%。这是由于其面临上游储量和产量低的劣势，充分发挥了许多油田在陆上经济发达区的优势，努力降低开发的经济边界，持续向处于边际上下的中小油田、难采油田开拓的结果。如苏北、江汉两小盆地油田规模小且极其复杂，但经过长期细致工作的艰苦积累，却使其2013年的未开发率分别仅为19.2%、17.8%，远低于全国平均水平。在这种艰难开发中自然更加注意劣中选优，使（标定）采收率较高者先投入开发，于是造成表4中石化的可采储量未开发率明显偏低现象。

5.2 未开发储量占全国比例

三大国有石油公司中未开发石油储量占全国比例较高的是中石油，其地质储量和可采储量分别占全国未开发储量的60.4%和61.7%，即占全国的3/5。这首先是因为它占有了全国累计探明储量的最大份额（61.1%），其次是它在开发难度大的盆地占了更高的份额。如中石油在陆上未开发率居前的的塔里木盆地（42.2%）、鄂尔多斯盆地（25.3%）分别占78.2%和77.6%；在松辽盆地（占全国未开发储量的16.1%）更几乎是中石油的“一统天下”，其占全盆地未开发储量的95.2%。

以地质储量计，中海油未开发石油地质储量占全国比例略低于中石化（低3.2%），但以可采储量计却反之（高11.2%）。中石化未开发可采储量占全国比例最低的原因前面已有分析。至于中海油的情况则与中国海洋油田特点有关。中国海上许多规模较大者多是稠油，在批准储量时其标定采收率却并不低。以渤海的中海油天津分公司计，其总体标定采收率为17.8%，而最大的油田蓬莱19-3和绥中36-1开发的艰难进程表明其标定采收率（分别为20.9%和23.5%）有偏大之势，这可能造成中国海上计算的可采储量偏高。

6、以新思维新技术动用未开发石油储量

6.1 未开发石油储量是现实的增产领域

对中国三大国有石油公司石油产量来说，有3个可能的增产方向。

一为老油田已开发部分的稳产和增产。

其首先要克服开发带来的自然递减的影响，使新打井的产量和老井技术措施增产量大于自然递减量，即技术措施的增产与自然减产的代数和为正值。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，长期稳定地做到这点是困难的。要求这样的老油田本身（即不包括在国外和其他新区，如胜利油田在新疆）产量“硬稳定”是不现实的。

二为发现新油田、探明新储量，而使产量上新台阶的一批新油田的发现必须通过新区、新领域的开拓，即实现石油生产的战略接替。

但众所周知，这种向原来认为勘探风险很大，或不存在有经济价值资源的地区、领域的开拓，需要一个不短的勘探周期，其间也必然出现曲折和失败，不能指望一蹴而就或短期内见效。当然，这还意味着巨大的资金和人力投入。

第三个增产方向就是介于以上二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，已对地下情况有了相当多的了解，一般不需要再投入大量工程作业和相应投资。动用这部分储量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，有雄厚的基础设施和人力资源可以利用。特别是开发实践提供了更丰富的地下静态、动态资料，使人们对地下资源的状况有了更深入、更切合实际的认识。这使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，更容易找到使其达到经济开发条件的技术手段。

总之，对于近、中期的增产来说，这比发现新油田，特别是开拓新区、新领域的风险要低，要更现实。按有关资料，中国油田地质储量的采油速度可分两档，低档的“低渗砂岩注水开发砂砾岩油田一般在0.8%～1.2%”。

近年来鄂尔多斯盆地的姬源和安塞两大型油田新增储量和新开发储量皆有明显增长且都以过去很难动用的低渗透致密储量为主，笔者计算2013年两大型油田地质储量采油速度依次为0.65%和0.56%。从以上数据出发，笔者认为：如近期（2020年前）、中期（2025年前）内动用全国未开发地质储量（85.1×108t）的50%或80%，采油速度取0.5%，有可能形成2128×104t或3400×104t的年产量，这相当于2013年石油（原油+凝析油）产量20902×104t的10.2%或16.3%。

须知，我们经常采用的以历年实际产量为依据、在设定诸条件约束下所作的未来产量预测是在已开发储量及其相应的产量基础上推算出的，上述预测未开发储量动用所形成的产量则应是一般产量预测值之外的“额外新增量”。再考虑到今后每年新增探明油气储量中投入开发比例将会出现持续大幅度提高，那么，动用未开发储量的工作更显现出其有诱人的前景。

6.2 重新认识探明储量的动态和现状

在中国储量工作中存在重审批轻复算、对储量动态研究重视不够的问题，储量一经审批似乎成了终身制。每年除少量储量因新工作量实施带来的增减量以外，对储量的技术、特别是经济可采性缺乏动态反映，也未能对长期未动用储量进行及时的分类、处理。其重要原因之一是愿意看到储量尽可能多增、不愿进行严格核实后的核减或降级。在上级无统一部署要求时，各油田负责储量计算的技术干部确实也无暇顾及这些深入研究。动用未开发储量问题的提出，启示人们重视上述问题。

老油田的持续开发、提高采收率、认识剩余油的分布和本文强调的未开发储量动用都需要从新的经济条件和技术水平出发重新评价探明储量（特别是可采储量）、认识地下流体分布现状及动态趋势，这是关系到老油田能否稳产、增产，关系到全国石油生产“基数”和可持续性的基础性研究。显然，这是个具有战略意义的任务，应形成每隔数年覆盖一次的常态化工作。这应有自上而下的部署和产、学、研相结合的统一协作，应由各油田负责完成，因为他们最熟悉自己辖区的情况，而且此项工作又直接关系到他们的利益。

在现阶段绝大部分未开发储量被搁置的原因不在于地表条件差（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，在上述研究中进行的未开发储量工作，首先应从难采原因出发对其分类，特别是弄清其特点及相适用的技术工艺路线，从而对近、中期可动用的储量单元进行排队优选。

6.3 适宜技术的应用是关键

以上的讨论阐明了动用未开发储量的意义和基础研究，但落实其措施归根到底是个技术问题。近年来开发技术的巨大进步，特别是以页岩油气开发为代表的技术系列的成功应用，给人们以重大启示。

6.3.1 必须强调每块未开发储量的特殊性油气田

开发者总是强调世界上没有相同的油气藏。这是因为在复杂的地质环境背景上又叠加了作为流体的油气水之间不停改变着的相互关系。油气藏（田）间这种普遍存在的差异性在部分被开发后会更加突出。如果说对储量高、丰度高的油气田来说技术措施间不大的差别对生产也许影响不大，都可做到有效开发；但对已处于经济边际的油气田来说，不大的差距就可能将其分别置入亏损或盈利两个范畴，就可决定是否有开发可行性。

换言之，对因开发困难而未动用的油气田来说，要特别强调精细研究以掌握其特殊性，允许通过实验（失败）以找到适用的技术工艺。这里说的适用性可以有两方面的理解：

①有一定的先进性、创新性，因为其之所以未被开发多因常用的方法难以奏效；

②不一定要有多么昂贵、尖端的技术，而是要求在较低成本下有实效。而想取得上述这些认识就要有一定的资金和人力的保证。

6.3.2 进行新一轮的精细地震工作

要达到上述认识先行的技术手段是进行新一轮的精细地震工作，获取的资料质量和处理解释的水平要比为早期开发做的三维地震有明显的提高。为此，这可以是新技术下进行的“二次三维”，而当在不同时间重新进行三维地震采集时，实际上就进入四维地震范畴。

在精细解释上不仅应达到储层建模、流体预测的要求，而且应为多种水平井、多方式的压裂施工方案提供依据。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，这是极重要的基础工作。

6.3.3 适度引入致密储层油气的钻井和储层改造技术

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、特别是致密化，这已经接近、或就已属于非常规油气了。这不仅由于常规与非常规本身就是过渡的，更由于中国并无致密砂岩划分的统一规定，以致在目前探明储量和产量各种报表中就已经包含了在国外属于致密（砂岩）油气的非常规油气的贡献。对于这类储层，经过多类型的水平井钻探再加以分段压裂对其体积性的改造，经济开发的可行性会有相当大的提高。

一般来说，对已列入探明储量的这类带有某种常规、非常规间过渡性的油藏，储层改造的难度和施工成本也要比典型非常规的油气低一个台阶。在总结国内外此类技术系列在致密（砂岩）油气、页岩油气上广为应用（包括大幅度降低其施工成本）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的上升。

6.3.4 大力推进陆上和海域的稠油开发与致密砂岩油

相似，中国把地层原始条件下能流动的稠油（即常规稠油和特稠油，而不包括所谓超稠油）与常规油一起计入储、产量统计表。在多年不断的努力下陆上稠油开发取得了相当大的进展，使油田流行“稠油不愁”的说法。

但目前能实现开发的稠油在埋深、层厚、油质上仍有许多局限，使其成为未开发石油储量的另一个重要组成部分。如表中的风城油田未开发率就达61.9%。稠油比例高的河南油田分公司未开发率为11.8%，而相邻且条件相似的中原油田分公司（不包括其在内蒙古的油田）未记有稠油，其未开发率仅为6.5%。

显然，充分利用陆上利于施工、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。这之中，在已取得初步开发成效的油田逐渐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。前面笔者已对渤海海域的稠油作了论述。在占据了珠江口盆地大部分面积的中海油深圳分公司2013年探明储量中亦有27.0%为稠油，其唯一的大型油田流花11-1（储量1.55×108t）亦为稠油。

以中海油21世纪初的统计结果，探明地质储量的60%以上的储量属黏稠度大的重质油油藏。渤海绥中36-1是中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。1993年A区投产，1995年B区投产、年产量达148×104t，1997年J区投产、迎来大规模开发，2001年产量为348×104t，2013年产量达454×104t。正是从试验中取得经验，完善了钻井保护、平台和井网布局、合理采油注水和酸化、水底管线等一套工艺措施，取得比初步设计更好的成果。绥中36-1的开发成功加快了一系列稠油油田开发，也使蓬莱19-3、蓬莱9-1等大油田发现后迅速投入开发，支撑了渤海海域产量超过有所下降的珠江口盆地而成为中国海上最大产油区，从而保持住海上总产量持续增长。我们应秉承这种开拓试验精神继续加大海上稠油开发。

6.3.5 以先进方式开发海上中小油田群

中国大陆架以陆相沉积为主的基本特点使许多在陆上可采的小油田在海上成为边际性油田。这些油田多被外国公司认为无效益而不投入开发，其能否投入自营经济开发成为影响海上石油生产的重要因素。中国开发者以“油田群”的新思路去评价它们，充分发挥较大油田已有的开发设施的依托作用，以无人值守的卫星平台、水下井口和海底管线、大位移水平井和浮式生产储油轮(FPSO)等一系列先进设施带动油田群体开发。

首先在南海惠州油田群进行试验性开发，6个油田动用了亿吨级储量（开发前地质储量为0.95×108t，开发后复算为1.11×108t），采收率从29.3%、31.3%提高到43.2%。在渤海进一步发展形成“四个开发体系”，群体开发中油田小到550×104t。这种利用先进技术开发边际油田的精细工作受到国际上的关注。综上所述，大力开发稠油、群体开发中小油田可成为大幅提高海上储量动用率的重要措施。顺便提及，在陆上实施大位移水平井也是动用邻近小油田、边远区块储量的重要手段。

6.3.6 重视凝析油田的开发

表显示，中国凝析油田的未开发率长期保持在50%左右，明显低于原油。中国西北部盆地凝析油含量高，开发滞后，塔里木凝析油地质储量未开发率为53.0%，其中储量较大的塔中1号、大北等凝析油未开发率分别为90.1%和82.0%。

显然，西北部几个大盆地凝析油储量的开发应摆在优先地位，其高效开发不但涉及开发技术路线中的特殊问题，还涉及优质凝析油的高效合理利用问题。凝析油不宜被置入管线混入一般原油，看来应原地或就近利用凝析油和天然气（特别是丰度相当高的溶解气）中的轻烃（乙烷、丙烷、丁烷）来发展油气化工。

此外，海上凝析油储量和未开发率也较高，中海油深圳分公司地质储量凝析油未开发率为65.4%，其中若干较晚探明油气田的凝析油尚未投入开发。

7、在全方位发展中集中力量为石油增产做出更大贡献

从中国近中期能源发展战略态势出发，无论怎样强调节能、替代和高效利用都不能满足对石油供应的刚性增长需求。对此，我们应尽可能扩大视野全方位关注石油增产的各种途径。在发展中应常规和非常规并举，首先保证作为现实生产主力的常规石油战略地位，大力开拓非常规石油力争其贡献率快速提升。

在常规石油中，老油田稳产增产与新区新领域开拓并重，首先保证已发现油田的开发上产，努力配合全国的新区新领域开拓战略性接替。从全国油气体制改革出发，要形成以混合所有制为主体、大中小公司共存的市场机制，但三大国有石油公司是主力的地位近、中期内难以改变。

此外，在目前已形成由政府牵头的产、学、研相结合的新区新领域开拓机制中，已有一定的资金和人力投入，从而分担了三大国有石油公司所承担的战略接替的重任。三大国有石油公司占有大多数目前已发现油田和开发区块，故保障作为主力的常规石油发展、保证已有油田稳产上产的重担就应主要由三大国有石油公司挑起。

本文所讨论的动用未开发储量的重任也只能由三大国有石油公司承担，责无旁贷。从目前压在三大国有石油公司肩上的重担看，保障已发现油田的稳产增产除了技术问题外还有资金不足的问题。为此，除寄希望于混合所有制等改革方案的实施外，还要求三大国有石油公司集中力量，资金安排上有轻有重、有先有后。

具体建议：适当缩小已占有的油气矿权区块，特别是勘探区块面积，一方面以实际行动配合改革和区块执法的大局，另一方面集中力量（特别是渤海湾盆地、松辽盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地）在已开发的油田上提高采收率，大力动用未开发储量，以取得更高的投资回报率和整体经济效益，并为全国石油增产做出更大贡献。