原油价格下降解决方案最新版_原油下调

1.胜利油区新区产能建设状况及提高运行质量的措施方向

2.油品价格调节基金征收使用暂行办法

3.原油的市场价格是多少？

4.燃油税的改革方案

市场分布

提示：美国、欧洲以及亚太地区是三大消费区

目前，全世界石油出口总量为 22．9亿吨，其中中东为9．5亿吨，俄罗斯3亿吨，分别占到世界出口总量的41．5％和13．1％。但俄罗斯国内需求旺盛，石油出口增长的空间有限。预计到2020年，中东地区石油的出口量将占世界的一半以上。西非是仅次于中东的第二大原油出口地区，其市场主要将原油运输到美湾、欧洲以及亚太地区，根据目前统计我国每年约25％的原油来自该地区，是我国的第二大原油进口市场。目前美国、欧洲、亚太地区，是全世界三大石油消费区，石油消费总量占世界的75％左右，石油净进口量占世界石油总进口量的84％。而原油年产量仅占世界总产量的30％左右。由此可见目前石油的地区供给和消费的区域不平衡性，而船舶运输作为石油运输中最依赖的主要工具。其规模性、结构性、安全性则受到供给双方，乃至国家、世界的高度关注。

船型情况

提示：VLCC是引领整个市场的关键

①大型船舶（VLCC，200?熏000 ＋DWT）

作为远程石油运输最经济的船型，超大型船舶（VLCC）是引领整个航运市场的关键。中东、西非仍旧是VLCC的两大主要市场，其运价在2004年以前一直走势低迷。 2004年航运市场迎来了“百年不遇”的历史高峰，其运价达到了历史性的WS300以上的高位，长期压抑的船东市场得到了极大的鼓舞。与此同时船舶的买卖、新造也达到了历史的最高位，一艘新造的双壳 VLCC船舶价格达到1．2亿美元以上，而且绝大多数造船厂在2008年以前的造船计划已经排满，造成了在今后3－5年内船舶大量下水的现状。同时由于MARPOL公约已经对单壳船作出了2010年淘汰的具体规定，所以在运价高企的VLCC市场，2005年乃至今后的3－5年船舶基本不会出现大量的拆除，船舶供需的不平衡性将逐步体现。目前中东VLCC的日收益在5－8万美金，西非市场略好于中东市场，运价相对保持在较高的水平。

②中小型船舶（SUEZMAX、 AFRAMAX、PANAMAX．MR）

3－15万吨的中小型船舶市场分布不同。SUEZMAX、AFRAMAX的主要航线集中在西非、欧洲、美湾海域，PANAMAX、MR在美湾、远东市场。2005年中小型船舶运价起伏较频繁，主要原因是受到突发事件影响。如：地中海地区经常发生的船舶塞港现象，欧洲海域主要港口的罢工事件，墨西哥湾、远东地区频繁的飓风等等经常造成相同船舶，不同航线运价巨大的差别。

③国内原油、成品油运输

近几年内贸原油运输价格变化不大，其运输份额仍由中海垄断。中远自2001年参与中海油渤海油田原油增量每年120万吨的运输外，暂无其他运输份额增加。成品油运输价格较往年略有上涨，2005年全年的成品油运输量达到1800万吨左右。国内石油运输主要依赖 3万吨以下的船舶，其结构也主要以单壳船为主。2005年4月MARPOL公约对单壳船重油的限制对国内油品运输带来了不小的影响，因此安全性成为今后几年的重点，如果出现任何重大的事故，导致国内沿岸运输船舶规定的进一步严格，将对运输市场带来较大的冲击。

运价走势

提示：全球油轮运价保持在较低水平

当前全球石油运输依然处于下降周期中。预计2006年全球石油消费增长率将从2003年?穴进口量 9112万吨?雪至2004年（12281万吨）水平快速回落，分别达到1．5％和 1．4％，并维持在2005年（12682万吨）的水平上。油轮运输市场上，全球主要原油进口国家中国和美国原油进口速度放缓是压制全球原油运输需求的主要原因。高油价和经济增长乏力限制了美国石油的消费，而我国国内石油定价水平的缺陷大大抑制了炼油厂商的积极性， 2005年我国原油进口约1．27亿吨，同比增长6．5％，增速大大低于2003至2004年的30％。预计我国2006年原油进口增长速度依然会徘徊在 5％左右的水平，全球石油消费增长率大约维持在1．4％左右。

从油轮运力的角度来看，考虑到前几年油轮订单将在2006年大量释放，我们预计2006年油轮运力增长率为4．6％，运力增长水平依然比较快。全球油轮运价保持在较低的水平。值得一提的是，影响原油运输价格的因素很多－如台风、罢工、油价、区域政治等，一定程度上会使运价出现短期的波动，使得航运股具有一定的短期投资机会。但从大趋势来看，2006年运力的快速供给和需求的缓慢上升依然使得油轮运价保持较高位置的可能性很小。

原油码头

现有能力

提示：大型原油接卸泊位数量已显不足

目前中国沿海港口具有接卸20万吨级以上油轮能力的港口仅有大连、青岛、舟山、宁波和茂名水东、广东惠州等几个港口。在中国重要的石油消费和加工基地华南地区，由于只有水东一个单点系泊装置，原油接卸仍然主要采用水上过驳的方式，一旦遇到大风浪，油轮便无法靠泊。大型油轮泊位的不足，已经严重制约了华南地区石化工业的进一步发展。即使在港口较多的环渤海地区，由于航道深度不够，缺乏20米以上的深水航道，大吨位油轮不能抵岸靠泊，也只好采用水上过驳这种费时费力的方式。

截至2002年底，全国沿海共有原油卸船泊位23个，总能力 102207吨／年，2002年完成吞吐量9249万吨，见表1。其中20万吨级及以上泊位4个，分布在青岛港、宁波港、舟山港和茂名港。

从表中可见，我国进口原油运输中存在以下问题：

①缺乏25万吨级以上的大型深水泊位

目前，在国际航运市场，原油运输的中远洋运输船舶主要在10万吨级以上，其中25万吨级以上船型已经成为远洋运输的主力船型，我国外贸原油进口的中东、非洲、欧洲航线均是该吨级油轮承载的最合理运输方式。

2002年，全国沿海20万吨级以上大型专业化原油码头泊位4个，能力5019万吨（详见表2）。根据我国外贸进口原油以远洋运输为主的特点，及三大区域原油进口量增长形势，大型原油接卸泊位数量已显不足。

②环渤海地区港口合理布局问题尚未解决

经过几年的调整及建设，我国沿海原油运输港口布局有了较大的改善，基本适应了沿海炼厂的发展形势，有力地推动了我国石化工业的发展。目前，长江三角洲地区已基本形成以宁波、舟山为中转基地的布局形态，华南沿海地区已形成惠州、茂名为主要接卸港的格局，今后将结合炼厂的建设相应建设原油泊位，而环渤海地区港口腹地石化炼厂较多，可供选择的进口原油运输方案也较多，需要通过深入的运输系统论证进一步明确和完善港口布局。特别欣喜的是，2004年7月大连港30万吨级原油接卸码头正式投入营运，揭开了环渤海大型油轮码头改造、扩建的序幕。

规划方案

提示：未来沿海将形成13－16个20万吨级以上泊位

根据外贸进口原油需求分析，结合沿海港口泊位现有设施，对主要港口适合建设大型原油泊位的岸线资源进行分析认为：

近期即2010年前后，环渤海地区将形成大连、天津、青岛为主要接卸港，三港将加紧建设25万吨级以上泊位，以满足东北、华北和山东地区外贸原油进口需要，青岛港富裕能力可为京津冀地区补充， 2010年后增加津冀沿海接卸能力，以服务于华北地区炼厂继续扩大进口外贸原油的需要。

长江三角洲地区仍以宁波和舟山的大型接卸码头为主，通过原油运输管道向上海、南京等地中转的运输格局，考虑到原油运输管道的维修及安全等因素，适当保留一定的水水中转，因此，仍将继续深化宁波、舟山大型深水码头建设。

华南地区（含福建沿海和西南沿海）泉州、惠州、茂名等大型泊位分别为各自炼厂服务，湛江港除为东兴炼厂服务外也为茂名炼厂和外贸进口奥里油提供转运服务。未来该地区应根据大型炼厂的扩能或新建计划，以“炼厂—码头”结合的方式，建设大型原油接卸泊位。

下一步沿海石化企业布局可能出现新的石化基地，但建设仍将依托深水港，因此，不影响运输总体格局。

综上，未来沿海将形成13—16个20万吨级以上大型原油接卸深水泊位，环渤海地区（5个）主要分布在大连、天津、青岛和曹妃甸，长江三角洲地区（4个）主要在宁波港大榭岛、舟山港册子岛，福建沿海（1个）在泉州湄州湾内，华南及西南地区（3－－6个）分布在惠州、湛江、茂名、北海、海口。

胜利油区新区产能建设状况及提高运行质量的措施方向

第一章　供求总量平衡和年度计划第一条　国产和进口原油资源全部纳入国家计委平衡分配计划，并全部安排给中石化总公司组织各炼油厂加工（除油田自用和合理损耗、以及国家计划“戴帽”下达的其他用项外），今后油田不再以油换电、换物及其他方式直接向地方提供原油资源。各地也不得以任何理由擅自要求油田提供原油资源。第二条　省内地方炼油厂原油加工资源，按国家核定的基数，由油田按国家规定的出厂价格保证供应。地方不得要求油田降价供应。第三条　省各地方炼油厂于每年10月上旬提出下年度原油加工量申请，通过所在市地计委报胜利油田（其中东明炼油厂报中原油田）和省计委，油田汇总后报石油天然气总公司，抄报国家计委。省计委汇总后报国家计委，抄报石油天然气总公司。根据国家计委确定的数量，由省计委商有关油田编制下达各地方炼油厂年度原油分配计划。第四条　省及油田所在地政府要积极为油田生产提供良好的外部条件。如发生影响正常生产的问题，有关部门和市地予以协调解决。第五条　本办法所指成品油包括汽油、柴油、灯用煤油、航空煤油、石脑油和燃料油。第六条　年度成品油社会需求总量的测算，通过两个渠道进行：

（一）各市地计委提出本地区年度成品油社会需求量，报送省计委，抄送省石油公司；

（二）各市地石油公司测算当地年度成品油社会需求量，报送省石油公司和当地计委，省石油公司在汇总各市地成品油社会需求量的基础上，提出计划年度全省成品油社会需求总量的建议，报送省计委、经委和中石化总公司销售公司，抄送大区销售公司。省计委在充分征求各方面意见后，综合平衡，编制全省成品油社会需求总量计划，报送国家计委，抄报国家经贸委、中石化总公司。第七条　我省年度成品油资源总量包括四个部分：

（一）国家分配的由中石化总公司、石油天然气总公司直属炼油厂生产的成品油；

（二）省内各地方炼油厂生产的成品油；

（三）省内成品油经营企业、地方炼油厂计划期年初库存量；

（四）国家计委安排我省进口的成品油。第八条　年度成品油资源的测算，省内地方炼油厂生产的成品油资源，各地方炼油厂根据各自的生产能力和原油供应提出生产各类成品油年度安排（包括生产量和商品量）建议，报所在市地计委、石油公司，由市地计委、石油公司审核后分别报送省计委、省石油公司。省计委审查汇总后报送国家计委，抄报中石化总公司。成品油库存，由各市地计委、石油公司分别将辖区内地方炼油厂和成品油经营企业的计划期年初库存量及当年可动用或需补充存量的建议上报省计委、省石油公司，由省石油公司审查汇总，提出全省成品油库存总量及当年可动用或需补充库存量的建议，由省计委审核后报送国家计委、抄报中石化总公司。进口成品油资源，由省计委根据全省成品油社会需求量及国内资源可供量，统一测算平衡，提出年度成品油进口计划，上报国家计委。第九条　省计委根据国家计委下达的成品油资源计划，组织编制全省成品油总量平衡计划、地方炼油厂生产计划、资源分配计划、进口计划，省经委参与制定年度计划，并对计划执行中的问题会同有关部门协调解决。第十条　各炼油厂一律不准搞各种形式的国内原油来料加工，也不得自行直接向市场销售成品油。第十一条　各级统计部门要加强对全社会成品油生产、销售、库存、消费的统计，按月、季、年，及时、准确地提供有关统计数据，为搞好成品油总量平衡和资源合理配置提供依据。第二章　成品油资源分配计划的实施和业务分工第十二条　省计委根据国家计委下达的成品油分配计划，负责制定各市地和专项用油分配计划，下达给市地计委和省石油公司。市地计委根据省计委下达的分配计划方案，制定本地区的分配计划。省直各部门、省属各企事业单位以及原省计划单列企业集团的各项用油，由所在市地分配供应。第十三条　计划分配的范围，是指除国家六大直供用油部门之外省内各行各业用油、中央企事业单位的各项用油及原由国家专项分配的各项用油。（国家六大用户直达供应范围和品种的界定是：“铁路用油”指国家计划分配由铁道部组织供应的铁路内燃机车用柴油和施工用汽、柴油，不包括铁路系统其他用油。“交通用油”指国家计划分配由交通部组织供应的直属海运船舶、航务、航道和救捞用柴油，长江、黑龙江航运船舶用柴油，不包括外轮燃料公司经营用柴油和其他用油，也不包括交通部系统的其他用油。“解放军总后勤部用油”指国家计划分配由总后组织供应的部队训练、生活、农场用油，武装警察部队用油，以及现由总后代供的其他单位的直供用油。“石油用油”指国家计划分配由石油天然气总公司组织供应的系统内使用的汽、柴油。“外贸出口用油”指国家计划出口的成品油，不包括外贸部门的其他用油。“民航用油”指国家计划分配的航空煤油和少量的航空汽油。）

油品价格调节基金征收使用暂行办法

孙焕泉　杨勇　徐龙云　宫丽清　赵小军

参加工作的还有：李浩，冯义娜，范智慧，王滨，马妤.

摘要　新区产能建设是油田开发的一项重要工作，在开发投资中占有较大的比例。通过对胜利油区“八五”以来新区产能建设状况跟踪分析，总结了新区产能建设的特点及成功的做法；对新区开发效果和经济效益进行了经济效益后评估；结合工作中的主要做法和存在的问题，提出了提高产能建设运行质量的主要措施。对提高新区产能建设的运行质量具有重要的指导意义。

关键词　胜利油区　新区　产能建设　经济效益　措施方向

一、引言

“八五”以来，胜利油区累计实施新建产能区块375个，新建产能1509×104t。到1999年底，“八五”以来的新区含油面积共577km2，动用石油地质储量7.2994×108t，占全局动用储量的21.9%。在现有井网及工艺技术条件下预测可采储量1.4234×108t，采收率19.5%。1999年，新区产油912×104t，占油区总产量的34.2%，采油速度1.25%；累积产油5649×104t，地质储量采出程度 7.7%，采出可采储量的39.7%；剩余可采储量8585×104t，占油区剩余可采储量的36.2%；综合含水量71.4%。

进入“九五”以来，新区产能建设的阵地越来越分散，区块多，规模小，建设难度不断加大。新区动用储量品位变差，油藏类型更加复杂，动用难度增大。因此，有必要对近十年来新区产能建设工作的主要做法进行总结，评价新区产能建设的经济效益，指出工作中存在的问题和不足，提出提高其运行质量的措施。

二、“八五”以来新区产能建设分析评价

1.新区产能建设概况

孙焕泉，尚明忠，何端辰等.胜利油区“九五”油田开发规划（油藏工程）.胜利石油管理局，1996.

“八五”以来，胜利油区共实施新建产能区块375个，含油面积577km2，动用地质储量7.2994×108t，平均每块动用储量 195×104t，新建产能 1509×104t，平均采油速度2.1%，共钻新井3445口，总进尺694×104m，万米进尺建产能2.2×104t。

从“八五”以来胜利油田新区产能建设历程可以看出（图1），自1993年以来，每年

图1　胜利油区新区产能建设历程图

新建产能区块均在40个以上，新区动用储量除1995年较低以外，其余几年均在7000×104t以上，新建产能在1993、1994年达到200×104t以上。近几年产能建设规模呈下降趋势，1999年降至150×104t。由于产能建设区块的品位越来越差，采油速度从“八五”期间的2.4%降至“九五”期间的1.8%。

通过对“八五”以来新建能力区块的达标情况对比可知，区块达标率由“八五”的52%上升到“九五”期间的60.5%，达标区块的动用储量由“八五”期间的60.5%下降到“九五”的55.2%，达标区块建成能力从“八五”的62.1%降至“九五”的56.7%。

2.新区产能建设的特点

（1）新区产能建设的领域逐步扩大

进入“九五”以来，新区产能建设由陆地向海上扩大，海上新建能力的比例从“八五”期间的11.4%上升到“九五”的28.5%；同时，陆上产能建设领域向砂砾岩体、火成岩油藏、潜山油藏及超稠油等扩展，如火成岩油藏为“九五”期间新动用的油藏类型。从1996年开始，经过科研攻关，胜利油区1998年相继动用了4个火成岩油藏，动用储量769×104t。

（2）新区产能建设的难度进一步加大

“九五”以来，新区产能建设的阵地越来越分散，区块多，规模小，建设难度不断加大。“九五”与“八五”相比，平均每块建产能力由4.4×104t降为2.9×104t；新区动用储量品位变差，动用难度增大，低渗、稠油、浅海等难采储量的比例由“七五”期间的28%上升到“八五”期间的51%，“九五”期间达到61%；陆上当年滚动建产能的比例不断加大，目前，陆上新区产能建设工作基本处于“找米下锅”的被动局面，“八五”期间，陆上当年滚动建产能占陆上建产能的47.4%，“九五”期间上升到63.8%。

（3）前期研究力度进一步加大

“九五”期间，通过加大前期研究的力度，充分应用新技术新工艺，新区产能建设水平上了一个新台阶。主要表现在以下两个方面。

第一，“九五”期间，针对油藏类型更加复杂，开发难度大的特点，通过科技攻关，取得了新的突破。首先是通过推广应用约束地震反演储集层预测技术，提高了对窄河道油藏的认识能力，桩106等窄河道油藏的滚动勘探开发取得突破；其次，通过对商741、罗151等火成岩油藏开展技术攻关前期研究，形成了比较完善的火成岩油藏描述技术，对火成岩油藏的开发动用获得突破；此外，针对草古1潜山储集空间分布规律及连通状况不清，油水关系复杂，油稠的特点开展了系统的前期研究，取得了很好的开发效果，灰岩潜山特稠油油藏的开发取得了新的突破。

第二，通过加大新技术新手段的应用推广力度，提高了新区产能建设的水平。“九五”期间，推广应用了一系列的新技术，如水平井技术已经成功地应用于新区的整体开发；约束地震反演技术在海上埕岛油田的馆陶组、桩106等地区对其储集层预测方面发挥了较大的作用；油层保护工作已经开始应用于新区产能建设的全过程；采油工艺配套新技术也已经成功地应用于新区产能建设中难采储量的开发。

“九五”期间，新区产能建设万米进尺建产能从“八五”期间的2.0×104t上升到“九五”期间的2.5×104t。产能建设效果有了明显的提高，主要有两个方面的原因：一方面是由于海上新区的大规模投入，海上“九五”期间万米进尺建产能6.8×104t；另一方面，陆上在“九五”期间产能建设难度进一步加大的情况下，通过加大前期研究的力度，广泛采用新技术，万米进尺建产能从“八五”的1.9×104t上升到“九五”的2.0×104t。

3.新区产能建设的主要做法及效果

（1）加大开发准备力度

“九五”前四年，针对储集层、产能等研究，开展三维地震特殊目标精细解释约1250km2，平均每年部署开发准备井90口左右，为产能建设方案的科学编制提供了保证。

（2）加大前期研究力度，深化油藏认识，提高方案设计水平

进入“九五”以来，在新区产能建设中，特殊岩性油藏、复杂岩性油藏及特稠油油藏等难采储量的比例较大，针对这种情况，加大前期研究力度，对重点产能建设区块设立专项研究资金支持，大力开展新区前期研究，深化油藏认识，提高方案设计水平。

（3）加强滚动勘探开发，扩大新区建设规模

充分应用科学的工作程序与先进的配套技术，使滚动勘探开发不断取得新进展，“九五”前四年滚动钻井298口，累积新增探明储量1.006×108t，平均每年新增探明储量2515×104t，高于“八五”期间的平均每年新增探明储量1793×104t，平均每口井探明储量34×104t。

（4）充分应用水平井、测井约束地震反演、采油工艺配套等新技术，提高新区建设水平

水平井技术经过近几年的攻关与配套完善，1998年成功地应用于新区开发建设，在营93、辛151、利33等区块应用了水平井技术进行整体开发。通过加强工艺配套、优化方案部署，“九五”前三年共动用陆上难动用储量1亿多吨，建产能力200×104t，占全局陆上建产能的50%。

（5）加快海上埕岛油田产能建设

1995年，针对埕岛油田主力含油层系馆陶组开辟了先导试验区，解决了在少井条件下，利用钻井、测井、地震等资料追踪描述砂体的技术问题，取得了一整套馆陶组油藏开发技术和经验，使埕岛油田全面进入开发阶段。至1999年底，海上累积动用储量1.2123×108t，累建产能246×104t，累计产油732.5×104t，为胜利油区产量稳定作出了贡献。

（6）搞好方案优化和经济评估，提高开发投资效益

通过不断加强对产能建设的项目评估，强化跟踪分析和调整，提高了项目的投资效益。四年停、缓建40个区块，增建54个区块（当年探明，产能和效益较高的区块），万米进尺建产能达到2.5×104t的高水平。

三、新区产能建设经济效益分析

1.1996～1998年新区新井低效井测算分析

通过新区新井经济极限初产测算新区低效新井，制定新区新井的筛选标准，最后测算了陆上新建能力区块的低效新井。从1996年新区新井的测算结果来看，1996年钻新井317口，共有低效井78口，占24.6%，月产油量2775t，占4.1%，平均单井初产油3.35t/d，平均单井综合含水量74.2%。78口低效井平均单井初产油低于4t/d，当年即关井近40口，开井率低于50%。到1999年底，开井少于20口井，单井产油低于2t/d。78口井中，四年单井累计产油量最高仅为3376t（经测算，油田新区新井平均单井经济极限累积产油量为1×104t左右），平均单井累计产量为1071t。

表1　1996年新区产能建设经济效益后评估结果表

2.1996年陆上新区产能建设经济效益后评估

经济后评估是在所建项目投资完成以后进行的（表1）。

本文以1996年新建能力区块为例进行经济后评估，固定资产的折旧一般取8年，所以后评估工作评价期取8年，1996～1999年为已开发期，2000～2003年为预测期。1999年以后的原油成本和费用是以1998年为基础预测的。评价中原油价格的选取分为两个阶段，已开发阶段按每年实际原油价格加权平均值取值。预测阶段原油价格按1000元/t计算。商品率按每个油田的实际发生值计算，预测期按1998年值测算。

本次评价主要针对1996年陆上稀油新区产能建设区块，总计21个块，储量4754×104t，占陆上局主体产能建设区块的80%，建产能82×104t，占79%。其中内部收益率大于6%的区块18个，占评价区块的85.7%，产能65×104t，占79.3%，内部收益率小于6%的区块3个，占评价区块的14.3%，产能17×104t，占20.7%。

对经济效益达标的18个区块及不达标的3个区块做了对比分析，18个区块平均单井初产油15t/d，低效井的比例为20.0%，内部收益率为6.1%～95.9%；3个不达标区块平均单井初产油则在10t/d以下，低效井的比例高达30.0%，内部收益率均低于1%。

四、新区产能建设存在的主要问题

统计分析了1991～1998年陆上（不包括海上、八面河油田和油公司）新区产能建设区块共226个，储量4.7129×108t，占全局陆上新区的85.6%，建产能1003×104t，占86.6%。其中，产量未达到产能指标的区块共有99个，占统计区块数的43.8%，动用储量1.9214×108t，占40.8%。

通过对“八五”以来新建能力区块的开发效果的跟踪评价，认为新区产能建设主要存在以下几个问题。

1.部分区块开发准备工作不足

（1）部分区块对新区产能建设的风险估计不足

从目前新区产能建设的特点来看，区块分散，面积小，低品位储量逐年增加，地质条件复杂的区块越来越多，加之基础资料缺乏、开发准备工作不充分等因素的影响，大大增加了新区产能建设的风险性。因此，能不能建产能，是否具备新区产能建设的物质基础和开发条件等产能建设的风险性问题已经成为新区产能建设必须重视的问题。

地质条件非常复杂的油藏类型在陆上新区占有较大的比例，浊积岩岩性油藏、火成岩油藏、碳酸盐岩油藏以及低弯度曲流河、三角洲平原分流河道和三角洲前缘水下分流河道沉积的窄河道“泥包砂”砂岩油藏等，其区块数占52%。这些油藏在地质认识上的难度加大了产能建设的风险性。

在统计的99个未达标区块中，共有23个区块由于储量风险性太大，投入开发前认识不足，导致产能建设效果不好，占未达标区块个数的23.2%，动用储量共2238×104t，占12%。

如樊23块沙三中岩性构造油藏，含油面积2km2，地质储量229×104t。渗透率2.23×10－3μm2，孔隙度12.8%，为特低渗透油藏。具有油水同层多、含水饱和度高、天然能量低的特点，为一地质条件很差的区块。1993年建产能，设计产能3.3×104t，实际产能相差近1/2,15口投产井平均单井产油仅4.3t/d，有9口井为低效井。由于对该块物质基础的风险性估计不足，导致产能建设效果较差。

实践证明，在开发准备阶段，对区块的物质基础条件进行充分的风险分析，对建产能的时机是否合适进行深入的论证是非常有必要的。

（2）部分区块开发准备基础工作比较薄弱

开发准备基础工作是指基础资料的采集，针对区块的具体情况开展室内实验、现场先导试验和现代试井等工作。

陆上新区的部分区块存在开发前期准备基础工作不足的问题。尤其是小产能块（指产能小于3×104t的新建能力区块），在资料录取方面与较大产能区块相比，所做工作明显不足。据了解，较多小产能区块的资料是从其他区块借用的，直接影响了方案设计的质量。

由于新区产能建设试采时间较短，影响了区块的产能评价。上述产能建设效果较差的23个区块从试油试采资料来看，平均单井产油23t/d，开发方案设计平均单井配产15t/d，方案实施后实际初产油不足7t/d，说明这些区块的试油试采资料不能反映油藏的实际情况，对区块的产能评价造成了较大影响。

从陆上新区状况来看，部分区块的孔渗饱、毛管曲线、相渗曲线、润湿性、敏感性分析和高压物性等室内试验资料较少，通过资料的借用和类比而设计的开发方案存在一定的风险性。据统计，有16个区块由于储集层敏感性认识不清，方案实施后造成油层伤害，严重影响了这些区块的产能建设。

2.开发方案编制中存在的问题

（1）储集层认识不清，影响了方案设计质量

在产能不达标的99个区块中，地质认识不清是方案不达标的主要原因。这样的区块共有53个，占未达标块数的53.5%，动用储量9134×104t，占47.5%。

在统计的226个区块中，构造变化较大的只有12个区块，占5.3%，主要为“八五”期间的产能块。近几年，三维地震基本覆盖产能建设新区，利用三维地震资料可以完成比较精细的构造解释。因此，对构造的认识已经不是影响新区产能建设效果的重要因素，而储集层认识不清是目前影响新区产能建设效果的主要原因。

目前，浊积岩岩性油藏、窄河道砂岩油藏、特殊岩性油藏以及复杂断块油藏已经成为胜利油区产能建设的主要阵地，多数新建能力区块具有储集层平面变化大、断裂系统和油水关系复杂、非均质性严重等特点，使储集层认识的难度越来越大，储集层认识不清直接影响了新区方案的设计质量。

以浊积岩岩性油藏为例，该类油藏平面非均质性严重，砂岩厚度在平面上变化快，储集层物性变化大，大部分为低渗透油藏，局部存在中高渗透带，使储集层认识比较困难，储集层认识不清是影响该类型油藏产能建设效果的主要问题。“八五”以来，统计该类油藏共有68个产能建设区块，储量1.3136×108t，其中未达到产能指标的有37个区块，占未达标区块数的37.4%（“未达标”指没有达到方案设计的产能），是99个未达标区块中比例最高的油藏类型。其中22个区块由于对储集层空间变化认识不清，井位部署不合理，造成较多空井及低效井的产生；有16个区块由于对储集层敏感性认识不清，导致油层保护工作不到位，造成地层污染，注水困难；有11个区块的方案由于储集层的变化而调整方案。

（2）地层能量认识不清，导致开发方式选择不当

地层能量估计偏低 统计新区中有5个区块对地层能量估计偏低，方案设计注水开采，实施后发现地层能量充足，没有必要注水。例如商44-1块为反向屋脊式油藏，方案设计注水，由于实施后边水能量充足，2口注水井注水后又停注，影响了区块开发的经济效益。

地层能量估计偏高 有23个区块地层能量估计偏高，储量2158×104t。方案没有设计注水，导致地层能量亏空严重，产量递减大，平均年递减率为43%。油井供液普遍不足，开井率低，其中有14个区块低效井的比例高达40%。

地层能量亏空的问题能否得到有效解决，将直接影响区块的开发效果。如渤南油田的罗352块，由于没有注水，3年地层压力下降6MPa；针对地层能量不足的问题，第4年实施注水后，单井供液情况明显改善，单井日产量由不足6t上升到9.4t，地层能量稳定。

（3）部分区块方案优化不到位

开发方案优化是提高新区效益行之有效的措施。如垦622-623块为1999年新建产能区块，应用数值模拟技术对方案进行多方案对比优化，仅16口开发井建成能力6.5×104t，目前，该区块平均单井产油21.5t/d，当年产油7.2×104t，取得了很好的开发效果。

目前，新区产能建设区块中复杂岩性油藏比例高，不确定因素多，油藏工程优化显得非常重要。从统计的情况来看，小于3×104t的产能块，开发方案设计过于简单，特别是油藏工程各项参数的优化，如产能大小、井网井距的优化、注水可行性评价等诸多方面的论证比较欠缺，较多区块没有通过多方案优化对比来优选最佳方案，实施后风险性较大。

（4）开发方案经济评价力度不够

胜利油区对产能在3×104t以上的区块统一组织经济评估，包括开发方案设计、采油工程、地面工程等各个方面的经济评价工作。根据评价结果，停建、缓建了一些区块，提高了新区产能建设的经济效益。与之相比，低于3×104t的产能块经济评价工作差距较大，这些区块经济评价工作没有统一的标准和审核机制，没有真正起到经济评估应起的作用。

3.开发方案实施过程中存在的问题

（1）方案实施后及时跟踪调整不及时

目前，新区产能建设区块多数为复杂岩性油藏，地质认识上的不确定因素越来越多。从“八五”以来陆上新区产能建设的实践来看，在方案实施过程中，没有及时进行跟踪分析和井位调整的区块，空井及低效井比例较高，较大程度地影响了区块产能建设效果。

有25个区块在储集层认识不清的情况下，在实施过程中钻井一次到位，新井完钻后发现储集层变差，致使空井和低效井的比例很高，占完钻新井的32%以上。如大芦湖油田樊23沙三中7砂组为岩性构造油藏，1993年动用，该块由于部署方案时对地质认识不清楚，在实施过程中钻井一次到位，造成了大量的低效井，钻井19口，低效井9口，严重影响了该块的开发经济效益。

方案实施过程中的跟踪调整工作非常重要。例如海上埕北4C井组，原方案设计以Ng1+2为主要目的层，设计3口水平井，4口直井进行开发，根据埕北4C-1井完钻情况，主要目的层变薄，但在Ng3～5发现30多米厚油层，根据该井情况及时进行跟踪反演，对方案重新进行了调整，改为打5口直井。调整后的3口井平均钻遇油层7层32.6m。该块为1999年埕岛油田的新建产能块，根据跟踪反演结果，共调整井位 11口，多钻油层110m。陆上如义112区块，实施过程中通过跟踪分析发现义112-9井储集层变差，及时对方案进行了调整，原设计的3口井不打，避免了低效井，同时在油井投产好的部位又向外滚动了6口井。该块1997年建产能4×104t，当年年产油超过6×104t。

（2）部分区块注水工作滞后

在226个区块中，统计能量较弱的共147个区块，储量2.9461×108t，占62.6%。其主要包括以下两种油藏：①封闭性油藏，共41个油藏，储量7424×104t，占25.2%；②边底水较弱的油藏，共106个单元，储量2.2038×108t，占74.8%。

在147个地层能量较弱的区块中，有67个区块由于方案设计注水而没有注水或注水效果差，造成地层能量亏空严重，油井供液不足，影响了这些区块的产能建设效果。

方案设计注水而具体方案实施没有注水的有16个单元，储量1899×104t，分析没有实施注水主要有以下几个方面的原因：①主观上的原因，如某些区块初期产能较高，考虑注水后会损失掉部分产量，没有实施注水；②地质条件的限制，如复杂小断块，块小、薄油层、砂体连通差、储集层水敏严重等油藏，无法实施注水；③地面条件限制，区块较小，且远离老油区，没有配套的集输流程和注水管网，难以形成合理的注采井网。此外，还存在水源问题。

通过统计，注水效果差的有51个区块，储量1.2523×108t。其原因是：第一，在方案实施过程中，没有严格按照方案执行，注水工作没有及时跟上，统计有30个单元，储量8491×104t，占该类单元的67.8%；第二，注采井网不完善、注水量达不到配注要求等是注水效果差的一个主要原因，如桩89块，注采井网不完善，注采井数比低于指标，注采对应率只有18.8%，油井大都单向受效，地层能量得不到及时补充；第三，低渗透油藏渗透率低、水敏严重，对水质要求严格，从目前注水的状况来看，水质难以达标，致使注水效果较差，如王53块，储集层物性差，渗透率7.1×10-3～29×10-3μm2，储集层吸水差，3口注水井不吸水。

五、提高新区产能建设运行质量的措施

1.开发准备阶段深化产能建设风险性分析

开发准备阶段，着重分析区块物质基础条件的风险及开发方案基础资料的风险，把对风险性的分析，作为是否编制产能建设方案的先决条件。

首先要对区块的物质基础做风险性分析，为能否建产能提供决策依据，对品位极差的一些区块应暂缓编制开发方案。在此基础上，新区开发必须做好开发准备基础工作，取全取准各项资料，重视试油试采及现代试井工作，依据区块的具体情况，开展室内实验、先导试验等工作，为开发方案的编制奠定坚实的基础。

2.加强开发方案编制的开发前期研究及深化井位优化和方案优化

针对开发难度较大的重点区块加大前期研究工作的力度，扩大新区产能建设的阵地，提高产能建设效果。

新区产能建设中新井低效井的比例较高，达到25%左右；即使在经济效益较好的区块，低效井的比例也高达20%左右。因此，提高新区产能建设的开发效果和经济效益，开发方案编制工作重点是深化井位优化和方案优化。

在新区产能建设中，由于各种不确定因素的影响，方案的风险性将越来越大，因而，应加强分析部署方案可能存在的各种风险，指出降低风险的方法和手段，以降低潜在的风险性，提高方案设计的质量和实施效果。

3.开发方案实施阶段加强注水配套工作并及时跟踪分析调整

在方案实施过程中，严格按照方案设计保质保量完成注水配套工作。争取做到“注上水”、“注够水”、“注好水”，夯实新建能力区块的稳产基础，提高新区开发效果。

近几年新建能力区块地质条件越来越复杂，认识难度进一步加大，对地质基本情况的认识很难一次完成。为了降低方案实施过程中的风险，必须采取整体部署、分批实施、不断调整、不断完善的原则滚动实施。加强方案实施过程中的跟踪分析工作，根据所取得的新的动静态资料对油藏进行再认识，对实施过程中出现的问题及时调整，避免低效井，提高经济效益。

4.加强新技术新工艺的推广应用

大力推广水平井技术、测井约束地震反演技术、油层保护技术、采油工艺配套新技术等在新区产能建设中的应用，提高方案设计水平，确保方案实施效果。

5.逐步完善开发方案经济评估制度和新区产能建设考核制度

进一步完善对新区产能建设的项目经济评估工作，尤其要加强对小于3×104t产能块的经济评估。强化跟踪分析和调整，对经济评价效益较差的区块停建或缓建，对评价结果在基准收益率附近的区块考虑压缩产能建设规模，提高项目的投资效益。

建立开发及经济双重考核制度，开发上着重对产能建设的完成情况、注水配套工作的完成情况等进行考核，经济上着重对低效井的比例及区块整体的经济效益进行考核。

主要参考文献

[1]王秉海，钱凯主编.胜利油区地质研究与勘探实践.东营：石油大学出版社，1992.

原油的市场价格是多少？

一、为稳定农产品价格，支持农业生产，解决油品提价与农产品不能相应提价的矛盾，经批准，建立油品价格调节基金（以下简称“价格调节基金”）。价格调节基金专项用于补助受柴油调价影响较大的小麦、水稻、玉米等主要农作物的农机田间作业。为做好价格调节基金的收支管理工作，根据《关于加强预算外资金管理的决定》［国发（1996）29号］文件规定，特制定本办法。二、价格调节基金征收范围为全国所有从事加工国产陆上原油的炼油企业；征收标准按加工国产陆上一档原油每吨5元征收。三、价格调节基金纳入中央财政预算，实行实收实支管理。

为反映价格调节基金的征收、拨付情况，在基金预算收入科目中增设第415款“油品价格调节基金收入”，在基金预算支出科目中增设第415款“油品价格调节基金支出”。价格调节基金的解缴和核拨分别使用以上收支科目。四、价格调节基金由原油生产企业代征，财政部驻当地财政监察专员办事机构监缴，就地缴入中央金库。

价格调节基金在原油生产企业与原油加工企业原油结算环节征收，原油加工企业按规定缴纳的价格调节基金随同原油价款一同列入成本费用；原油生产企业代征的价格调节基金在“其他应交款”科目下设置“油品价格调节基金”明细科目核算。各原油生产企业应按月向财政部驻当地财政监察专员办事机构申报代征价格调节基金的征收情况，由专员办开具“一般缴款书”，于每月终了后15日内缴入中央金库，并将解缴的数字填列在《财政部派驻机构财政征缴工作月报表》（一）“征收非税收性专项收入”栏“油品价格调节基金”项内。

代征价格调节基金的原油生产企业，可按年征收总额的2‰提取手续费，并计入企业的“营业外收入”科目。五、征收的价格调节基金应按《中华人民共和国增值税暂行条例》及其他有关规定缴纳增值税、城市维护建设税和教育费附加。六、价格调节基金实行专款专用。专项用于补助承担农机田间作业的农机服务组织。年终结余结转下年继续使用。

价格调节基金由财政部会同国家计委根据上一年基金的实际缴库金额，于下一年初分两次拨付农业部。农业部根据有关省（自治区、直辖市）小麦、水稻、玉米等主要农作物上一年种植面积和机耕、机播、机收作业量，提出补助资金分配方案，商财政部、国家计委同意后下达资金使用项目计划到有关省（自治区、直辖市）农机行政管理部门，并抄送有关省（自治区、直辖市）财政、物价部门。有关省（自治区、直辖市）农机行政管理部门根据农业部下达的资金使用项目计划中明确的农机作业任务和补助资金数量，逐级下达到市、县农机行政管理部门，并由市、县农机行政管理部门以作业合同形式将补助资金分解落实到承担农机作业任务的农机服务组织。具体操作细则由农业部商财政部、国家计委另行制定。七、农机服务组织收到专项补助款后，应相应冲减有关费用，降低田间农机作业费、柴油机排灌费等费用。具体的田间作业收费标准由各县（市）物价部门根据补贴情况制定，并监督执行。八、各原油加工企业必须严格按照国家规定的范围和标准缴纳价格调节基金，不得以任何理由拖欠。九、各原油生产企业应认真做好价格调节基金的代征代缴工作，不得滞留和占用。十、各农机服务组织要充分发挥补助资金的作用，提高农机社会化服务水平和组织化程度，提高农业机械化利用率和规模效益，降低单位作业成本，有效控制农机作业收费标准，减轻农民负担。十一、农业部除了向财政部、国家计委申请资金，向有关省（自治区、直辖市）下达资金使用计划外，在年度终了后三个月内应向财政部、国家计委报送价格调节基金使用决算，并配合财政部、国家计委做好资金使用的日常管理和监督检查。十二、价格调节基金的征收使用应接受财政、物价、审计等部门的监督。为了保证基金的及时足额入库和按规定管理使用，日常征收入库和使用的监督工作分别由财政部驻所在省、自治区、直辖市财政监察专员办事处和所在省、自治区、直辖市财政厅（局）负责。如发现有关单位不按规定征缴和使用价格调节基金的，应按有关财政法规进行处理，并报告财政部、国家计委。十三、本办法从1997年1月1日起执行。

今后如原油一、二档价格并价，将另行研究油品价格调节基金征收使用管理办法。

燃油税的改革方案

目前为124.15美元/桶

昨日，山东炼化界多位人士向《每日经济新闻》透露：中石化旗下的胜利油田将于下月调高原油结算价，涨幅约12%，具体的调价方案将于下月初公布。胜利油田有关人士对此消息予以确认。据分析，在其带动下，国内原油价下月可能大幅上调。　　胜利油田将调高结算价　　昨日，山东炼化界多位人士向本报透露：中石化旗下的胜利油田将于下月调高原油结算价，涨幅约12%，具体的调价方案将于下月初公布。胜利油田有关人士昨确认调价一说，但称并未接到具体方案。　　来自石化资讯供应商“石油网”提供的数据显示，胜利油田原油结算价为5450元/吨(不含税)，大庆油田为5478元/吨(不含税)。去年，国际原油价格还未突破100美元，我国进口原油平均价格就已接近5000元/吨。如今，国际原油价格已高居120美元之上，国内原油价格调价冲动骤增。　　“因胜利油田是参考国际原油价格来设定国内结算价的，现在国际油价涨得那么凶，我们是肯定要调价”，胜利油田有关人士昨日说。　　一位与胜利油田业务往来频繁的山东炼厂原油部负责人则告诉记者，胜利油田的初步方案是将现行的5450元/吨结算价提高至6200元/吨左右，“最终方案将在下个月月初公布，无论最终价格如何，大涨不可避免。”山东东营市另一家与该油田有业务往来的地方炼厂原油部负责人也证实了上述说法。　　“全国各油田都将跟进”　　“如果调价，全国各油田都将跟进”，石油网一成品油研究员告诉记者，近期，多家炼厂都谈及油田调价一事。“各大炼厂按国家下发的指标给炼厂提供原油，胜利油田、大庆油田是行业内的标杆企业，只要一方调价，其他油田都会随之调价。”　　尽管如此，因国内成品油价格并未放开，国内原油价格上调并不会波及现有的成品油零售价格。但“各大炼厂会相应地调高成品油批发价”，上述研究员说，这会给国内成品油调价带来压力。　　同步播报　　：抓紧投产新建炼油能力　　常务会议昨日指出，当前我国煤电油气运供需总量基本平衡，但一些地区的电煤、柴油及电力供应仍比较紧张，必须进一步采取有力措施，科学调度，协调配合，统筹解决突出矛盾。会议要求，做好成品油总量平衡和市场供应，抓紧投产新建炼油能力，加强产运销组织协调，支持企业增加生产。同时，千方百计保证农业“三夏”用油，增加重点地区柴油投放数量

成品油价税费改革的总体思路

规范政府收费行为，取消公路养路费等收费；在不提高现行成品油价格的前提下，提高成品油消费税单位税额，依法筹集交通基础设施养护、建设资金；完善成品油价格形成机制，理顺成品油价格。 关于燃油税费改革

（一）取消公路养路费等收费。取消公路养路费、航道养护费、公路运输管理费、公路客货运附加费、水路运输管理费、水运客货运附加费等六项收费。逐步有序取消已审批的政府还贷二级公路收费。

（二）成品油消费税单位税额安排。汽、柴油等成品油消费税价内征收，单位税额提高后，现行汽、柴油价格水平不提高。

（三）成品油消费税收入的使用。这次调整税额形成的成品油消费税收入一律专款专用，主要用于替代公路养路费等六项收费的支出，补助各地取消已审批的政府还贷二级公路收费，并对种粮农民、部分困难群体和公益性行业给予必要扶持。 关于完善成品油价格形成机制

国产陆上原油价格继续实行与国际市场直接接轨，国内成品油价格继续坚持与国际市场有控制地间接接轨，建立和完善既反映国际市场石油价格变化和企业生产成本，又考虑国内市场供求关系；既反映石油资源稀缺程度，又兼顾社会各方面承受能力的价格形成机制，促进资源节约和环境保护。 国内汽、柴油出厂价格以国际市场原油价格为基础，加国内平均加工成本、税收和合理利润确定。将现行汽、柴油零售基准价格允许上下浮动改为实行最高零售价格。最高零售价格以出厂价格为基础，加流通环节差价确定，并将原流通环节差价中允许上浮8%的部分缩小为4%左右。国家将继续对成品油价格进行适当调控。 国内成品油价格按完善后的机制运行后，当年成品油价格变动引起的农民种粮增支，继续纳入农资综合直补政策统筹安排，对种粮农民综合直补只增不减；出租车在运价调整前，继续由财政给予临时补贴。渔业（含远洋渔业）、林业、城市公交、农村道路客运（含岛际和农村水路客运），补贴标准随成品油价格的升降而增减。各地要继续做好城乡低保对象等困难群体基本生活保障工作。 相关问题及解决措施

（一）妥善安置交通收费征稽人员。在地方各级人民政府统一领导下，多渠道妥善安置，中央相关部门给予指导、协调和支持，确保改革稳妥有序推进。

（二）确保取消收费政策到位。取消公路养路费等收费后，要加强监督检查，确保取消收费政策落到实处，严格禁止变相新增收费项目、乱收费。对违反规定的，要严肃查处，并追究相关责任人的责任。

（三）加强成品油市场监管。加强油品市场监测和监管，严厉打击虚假销售偷逃税款、油品走私、经营假冒伪劣油品以及合同欺诈等违法行为，确保成品油市场稳定。 成品油价税费改革方案自2009年1月1日起实施。