天然气价格预测模型分析报告_天然气价格预测模型分析报告

1.国内油气资源趋势预测研究现状

2.石油天然气关键参数研究与获取

3.全国油气储量、产量增长趋势预测结果

4.油气储产量发现趋势预测方法

原油产量及增长趋势的预测可分为宏观预测和微观预测，宏观预测的目标是全油田或全国范围的尺度，微观预测的目标则是单个油藏的尺度。针对尺度的不同，所采用的方法模型有所差异。

从微观的尺度上说，原油产量增长趋势可采用产量构成曲线模型来进行预测；从宏观的尺度上说，可用于原油产量增长趋势的预测模型较多，包括趋势外推模型、弹性系数预测模型、回归分析预测模型、时间预测模型、优选组合比较预测模型、德尔菲模型、胡伯特模型等。

图2.4 美国本土48州储量增长函数曲线

图2.5 USGS储量增长预测流程

2.5.2.1 产量构成模型

油藏原油产量增长趋势可采用产量构成曲线法来进行预测，初期年产量可以通过下式计算得出：

初期年产量=探明储量×采油速度×探明储量动用率 (2.5)

式中，采油速度、稳产期、递减率、探明储量动用率主要通过类比法、经验法和专家评估法进行估算。产量递减规律一般按双曲递减法、调和递减法、指数递减法进行计算。

稳产期的年产量可采用三种方法预测：

(1)根据试油成果、稳定产量、生产压差、射开厚度等，以及该目标的有效厚度，或根据油气藏和储层物性等类比，求得稳产期平均单井日产量：

稳定期年产量=稳产量平均单井日产量×生产井数×330 (2.6)

(2)根据油气藏和储层物性等类比，求得稳产期开采速度：

稳定期年产量=稳产期开采速度×最终探明储量 (2.7)

(3)根据油气藏和储层物性等类比，预计建成后生产能力，可视为稳产期年产量。

2.5.2.2 趋势外推预测模型

当原油产量依时间变化呈现某种上升或下降的趋势，无明显的季节波动，并且能找到一条合适的函数曲线反映这种变化趋势时，就可以用时间t为自变量，时序数值y为因变量，建立趋势模型y=f(t)。当有理由相信这种趋势能够延伸到未来时，赋予变量t所需要的值，可以得到相应时刻的时间序列未来值。这就是趋势外推法。

其原理如下：

设趋势外推模型为

则预测误差平方和为

分别对模型参数求偏导，并令其为零，构造方程组

中美石油生产与消费历史对比研究

式中，bi为模型中的第i个参数，代入已知数据和，求解得模型参数即可用于预测。

应用趋势外推法有两个假设条件：①假设产量没有跳跃式变化；②假定影响产量增长的因素不变或变化不大。选择合适的趋势模型是应用趋势外推法的重要环节，图形识别法和差分法是选择趋势模型的两种基本方法。

趋势外推法又可细分为线性趋势预测法、非线性趋势预测法(包括对数趋势预测法、二次曲线趋势预测法、指数曲线趋势预测法等)、周期波动趋势模型预测法、生长曲线趋势预测法等。

趋势外推法的优点是：只需要历史数据，所需的数据量较少；缺点是：如果原油产量出现变动，会引起较大的误差。

2.5.2.3 弹性系数预测模型

许多产品的增长与经济增长是密切相关的，油气需求增长是随着国民经济的增长而增长的，弹性系数法将两者联系起来，先预测出弹性系数(β)，再根据预测的国内生产总值(GDP)增长速度，得出需求增长率，即：

弹性系数(β)=需求增长率/GDP增长率 (2.9)

式中，β的确定需从以下几个方面考虑：

(1)依据历史数据模拟。对现有的历史数据进行模拟，建立数学模型，然后根据历史发展的变化趋势外推，并结合产品今后的发展趋势，在外推的基础上进行校正，从而求出未来各年的β，设为β1，它主要反映经济惯性对未来的影响。

(2)依据产品的最终用途推算。油气生产的需求发展取决于其应用领域的扩大和应用水平的提高，各应用领域、各应用行业都有各自的发展计划，因此，这部分反映计划对发展的作用。对某一产品，可以认为该产品的β值等于其各种最终用途β的加权平均值。权数是依据各用途所占的比重及发展速度，经过分析判断而定的。此β值设为β2。

(3)新用途开发前景的取值范围为0～0.5，设为β3。根据产品应用现状和未来开发新用途的可能性，以及新用途的竞争强度来考虑。

(4)替代产品的可能性取值范围为-0.5～0，设为β4。根据替代产品与预测产品之间竞争强度来考虑。

(5)若没有行业发展计划数据，则引入专家综合分析、判断得到的β值，设为β5。最终可得：β5=[(β1+β2)/2]+β3+β4，或β5=[(β1+β2+β3)/3]+β4

该方法与传统的数理统计模型预测方法相比，具有受历史波动因素干扰小、一定程度上可以反映政府调控、宏观经济、科技进步等因素对市场的影响。

弹性系数法是原油产量平均增长率与国内生产总值之间的比值，根据国内生产总值的增长速度结合弹性系数得到规划期末的总用油量。弹性系数法是从宏观上确定原油生产发展同国民经济发展的相对速度，它是衡量国民经济发展和产油需求的重要参数。

该方法的优点是方法简单，易于计算；缺点是需做大量细致的调研工作。

2.5.2.4 回归分析预测模型

回归预测是根据原油产量过去的历史资料，建立可以进行数学分析的数学模型。用数理统计中的回归分析方法对变量的观测数据统计分析，从而实现对未来的产量进行预测。

回归分析的主要任务就是根据因变量y及自变量x1，x2，…，xp的n组观测值来求出回归方程：

中美石油生产与消费历史对比研究

式中，bi(i=0，1，…，p)为回归系数。

回归模型一般包括有一元线性回归、多元线性回归、非线性回归等回归预测模型。其中，线性回归一般可用于中、短期产量的预测，其优点是预测精度较高，缺点是规划水平年的工农业总产值很难详细统计，用回归分析法只能测算出综合产油量的水平，而无法测算出各油田具体的生产发展水平，也就无法进行具体的产量建设规划。

2.5.2.5 时间序列预测模型

时间序列预测模型是根据原油产量的历史资料，设法建立一个数学模型，用这个数学模型一方面来描述原油产量这个随机变量变化过程的统计规律性；另一方面在该数学模型的基础上再确立原油产量预测的数学表达式，对未来的原油产量进行预测。

时间序列模型主要有自回归AR(p)、滑动平均MA(q)和自回归滑动平均过程ARMA(p，q)等。这些方法的优点是：所需历史数据少、工作量少；缺点是：没有考虑原油产量变化的因素，只致力于数据的拟合，对规律性的处理不足，只适用于原油产量变化比较均匀的短期预测的情况。

自回归综合移动平均过程(ARIMA)是ARMA的一种改进模型，它既考虑了在时间序列上的依存性，又考虑了随机波动的干扰性，对于原油产量短期趋势的预测准确率较高，是近年来国际上应用比较广泛的方法之一。

ARIMA模型的基本思想是：将预测对象随时间推移而形成的数据序列视为一个随机序列，用一定的数学模型来近似描述这个序列。这个模型一旦被识别后就可以从时间序列的过去值及现在值来预测未来值。

2.5.2.6 优选组合比较预测模型

优选组合有两层含义：一是从几种预测方法得到的结果中选取适当的权重加权平均；二是指在几种预测方法中进行比较，选择拟和度最佳或标准偏差最小的预测模型进行预测。对于组合预测方法也必须注意到，组合预测是在单个预测模型不能完全正确地描述预测量的变化规律时发挥作用。一个能够完全反映实际发展规律的模型进行预测完全可能比用组合预测方法预测效果好。

该方法的优点是：优选组合了多种单一预测模型的信息，考虑的影响信息也比较全面，因而能够有效地改善预测效果；缺点是：权重的确定比较困难，不可能将所有在未来起作用的因素全包含在模型中，在一定程度上限制了预测精度的提高。

2.5.2.7 德尔菲(Delphi)预测模型

德尔菲模型，也称专家评估预测模型。在20世纪50年代末，美国兰德公司最先提出的以Delphi为代号的调查及策划方法。该方法是由调查组织者制定调查表按规定程序进行咨询调查，经过几轮反复，征求专家意见，反复分析判断，使其意见逐渐趋于一致，从而加大结论的可靠性。

德尔菲法的优点在于集体性、匿名性、客观性和统计分析性。它的缺点主要在于：①直观性。德尔菲法基本上是直观预测法，在很大程度上受到专家个人观念、知识、经验等条件的制约。②缺乏严格考证。由于讨论的结果不是会上激烈辩论得来的，因而其论证往往不充分，且有可能排除掉少数人的正确意见。

针对德尔菲法的弱点，后来产生了一种派生的德尔菲法。它的工作特点是把匿名征询和面对面讨论结合起来，从而改进了德尔菲法的局限性，大大提高了工作效率和策划的质量。

德尔菲法是建立在专家们主观判断的基础上，它特别适用于客观材料和数据缺少情况下进行策划。它是系统分析方法在意见和价值判断领域内的一种有益延伸，突破了传统的数量分析限制，为更科学的策划开辟了新的道路。由于能够对未来发展中的各种“可能出现”和“期待出现”的前景做出概率估价，德尔菲法为策划者提供了多方案选择的可能性。

2.5.2.8 胡伯特(Hubbert)预测模型

1956年，美国地球物理学家胡伯特(M.K.Hubbert)根据美国本土48州油田的可采储量和产量的动态曲线特征，并假定产量与开发时间的关系曲线呈钟形的对称关系，得到了著名的Hubbert模型，该模型是逻辑斯谛模型的一个特例[63]。胡伯特预测美国石油产量会在20世纪70年代初期达到顶点，而最后的发展结果也显示，美国石油产量果然在1970年到达顶点，这使很多科学家都接受了胡伯特的观点，将这种模型用于盆地油气产量的预测。

胡伯特模型的方程可以表示为

中美石油生产与消费历史对比研究

式中，CP为累计产量；U为预测最终可采资源量；tm为拐点，即产量高峰发生的时间；b为常数。

胡伯特模型假设油气产量的增长历程是对称的钟形曲线，因此由式(2.11)可以推导出胡伯特模型预测的高峰产量

中美石油生产与消费历史对比研究

目前，胡伯特模型仍然吸引着众多学者进行深入研究。1998年，Campell和Laherrere根据胡伯特模型预测全球原油产量将会在2010年之前达到顶峰并开始下降[64]。2000年，Fattah和Startzman对胡伯特预测石油产量的钟形曲线做了改进，提出多周期胡伯特数学模型[65]。Albert A.Bartlett在2000年发表文章对预测美国和世界原油产量的胡伯特模型进行了检验和敏感性分析[66]。2004年，Imam等人在美国《油气杂志》发表文章指出，全球的常规天然气产量将在21世纪的第二个十年达到最高峰，此后将逐渐减少。根据1970～2002年的天然气生产数据，应用多周期胡伯特模型对世界46个主要天然气生产国在2050年之前的生产趋势作了预测：世界的天然气产量高峰将出现在2019年，届时天然气年产量将达2.5万亿立方米；世界天然气最终开采量为260万亿立方米，还有72%的天然气尚待开采[67]。

虽然胡伯特模型曾经准确地预测了美国1970年的原油产量高峰，但是因为原油的产量受原油物性、政治、经济等诸多因素共同影响，而在胡伯特模型中并没有将对油气井产量有很大影响的地质、原油物性、政治、经济等因素考虑在内，因此采用钟形曲线获得的预测经过只能大致反映产量的增长趋势，却并不能准确地反映产量的变化情况[12，13，68]。

国内油气资源趋势预测研究现状

2.5.1.1 发现史模型法预测储量发现趋势

根据盆地油气储量发现史与相邻地区油气储量发现规律的比较分析，并结合盆地的地质条件，建立盆地储量发现阶段的划分模式。分析国内外含油气盆地油气储量发现规律，认为其油气勘探和储量发现过程具有渐进性、阶段性和长期性。一般认为，盆地储量发现高峰期可能在探明程度达到30%～35%时结束，在高峰期内的年探明速度一般在1.0%以上，随着探明程度增加年探明速度会逐渐降低。

2.5.1.2 龚帕兹(Gompertz)预测模型

在油气勘探过程中，储量的增长必然经历从初期的缓慢增长到勘探中期的高速增长，直到勘探后期的逐渐递减这样的发展演化过程。龚帕兹预测模型可以用指数方程的形式表示这种过程[54，55]：

中美石油生产与消费历史对比研究

式中，y为年度探明储量；t为储量探明年度；t0为初始探明时间；k，α，b为方程系数。

龚帕兹预测模型对任意阶段的储量增长趋势的预测均可适用。

2.5.1.3 逻辑斯谛(Logistic)预测模型

逻辑斯谛预测模型与龚帕兹预测模型的原理类似，但它更适合于预测中后期至后期的储量增长趋势。

逻辑斯谛回归最大的优势在于它用最大似然法进行模型的估计，因此不受正态分布这一假设条件的限制。

模型的基本形式为

中美石油生产与消费历史对比研究

式中，y为年度探明储量；t为储量探明年度；k，α，b为方程系数。

2.5.1.4 油田规模概率法预测模型

美国地质学家自1989年在资源评价中开始使用针对剩余待发现油气藏规模分布的预测方法[56，57]。美国地质调查局在“2000年世界油气评价”中认为剩余待发现油气藏的概率分布满足对数正态分布特征，其中的参数可以由截头移位Pareto分布(TSP)取得。TSP分布具有简单的转换和截断分布，是双参数的Pareto分布。Houghton利用截头移位Pareto分布(TSP)总结出7种不同的储量分布形态并应用于待发现油气资源的预测[57，58]。“移位”指分布的最小极限可以通过调整参数使其对应于Pareto分布的不同位置，“截头”只是设定一个最大油气藏规模的上限。

油气藏规模分布预测方法不是直接利用发现历史的统计去预测未发现地区，而是用发现历史的描述指导预测估计。地质学家通过调整估计过程、控制估计程序等方法预测未发现地区，如划定区带的界限、选择油气藏类型、待发现油气藏规模分布的形状等，如何分解在估计过程中使用的已发现的油气藏是整个评价的基础。在通常情况下，油田中大的油气藏易先被发现，小的油气藏在整个油田发现的过程中都出现，并且在油田发现的后期小油气藏发现的数量增多。这个过程可以通过对数正态分布进行模拟，油气藏规模分布的密度函数具有对数分布特征，即移头、右截断对数正态分布规律。

2.5.1.5 油田规模序列法预测模型

模拟油气发现的数量规律，可以预测区带中可能发现的油藏的数量和各油藏的资源量。油田规模序列法所采用的数学模型同样属于Pareto定律，是齐波夫定律的特例。

其原理如下：油田规模指的是油田探明储量的大小，油田规模序列指的是按储量由大到小建立的序列。国内外统计资料表明，当一个含油气区的最大油田及一系列中小油田被发现后，如果以油田规模为纵坐标，以油田规模的序号为横坐标，在双对数坐标图中大致可模拟得到一条直线，这条直线的数学表达式即符合Pareto定律

ln(Qm/Qn)=-k·ln(m/n) (2.3)

式中，Qm表示规模序列号为m的油田探明储量，单位为万吨；Qn表示规模序列号为n的油田探明储量，单位为万吨；k为方程系数。

油田规模序列法适用于一个完整的、独立的石油地质体系，这个体系内油气的生成、运移、聚集以及地质变迁都应是在同一地质演化历史条件下形成的。该方法适用于盆地勘探的早中晚期，评价单元为区带和圈闭。其优点是对资料的要求低，各类盆地均可使用，而其缺点是要求评价区有较多的发现，区带的划分人为性强，有时因同一类型的油藏(或圈闭)数量少，无法完成统计母体的统计检验。

油田规模序列法是美国地调局所推崇的预测方法，根据实际结果的验证，它具有较好的使用效果。

2.5.1.6 美国地质调查局预测模型

美国地质调查局(USGS)在开展第五次世界油气评价研究中所采用的预测储量增长的方法是利用以往的储量增长资料来对储量增长趋势进行分析，以油气田作为基本的评价单元，预测出油气的储量增长趋势，所采用的计算方法是改进的Arrington方法预测模型。USGS预测模型的核心是构建储量增长系数的函数，这需要综合分析已开采油气田储量增长的历史数据。

设W(α，e)为α年发现的所有油田的可采储量，e为进行预测的年份，那么该油气田的开发年数为(e-α+1)。α的取值上下限假定为(1996-n)和(1978-n)，如果油气田已发现的年份为n年，则(n+1)年的储量增长系数AGF(n)为

中美石油生产与消费历史对比研究

式中的求和是对α年来所有储量数据进行的，这样可以求得每年相对前一年的储量增长的比例。如果α取90，就可以求出油气田在90年里的储量增长系数。

USGS在研究中所采用的储量增长函数是石油储量增长函数和天然气储量增长函数的平均值，并假定储量增长系数在油田发现90年后为1.0，即油田发现并开采90年后就没有储量增长了[59～62]。图2.4为储量增长函数的曲线特征。

USGS储量增长预测方法的流程见图2.5。

石油天然气关键参数研究与获取

一、研究阶段

国内对油气资源趋势预测的研究可以分为起始阶段(20世纪80年代)、发展阶段(20世纪80年代至今)，未来也将朝综合预测的方向发展。

(一)起始阶段

国内对油气资源发现趋势的预测研究始于20世纪80年代，中国科学院院士翁文波先生作出了开创性的工作。翁文波先生于年出版的专著《预测学基础》，认为任何事件都有“兴起—成长—鼎盛—衰亡”的自然过程，油气的发现也有类似的规律，基于此理论思想提出了泊松旋回(PoissonCycle)模型。该模型是我国建立的第一个预测油气田储量、产量中长期预测模型，通常称之为翁氏模型，可以对某一油区、国家或组织全过程的产量进行预测。翁先生于1991年出版了英文版本专著“Theory of Fore-casting”，该书将泊松旋回更名为生命旋回。此后，国内的相关研究机构和学者开展了大量的油气资源发现趋势的研究，由于统计分析与理论研究工作的深入，在预测模型的建立与应用方面，都取得了显著的成绩。

(二)发展阶段

以陈元千教授为代表继承并发展了翁先生的预测理论，并在油气田储量、产量预测及中长期规划方面得到了广泛应用。1996年，陈元千教授完成了翁氏模型的理论推导，并提出了求解非线性模型的线性试差法。由于原翁氏模型是在模型常数b为正整数时理论推导结果的特例，故将此结果称之为广义翁氏模型。此外，陈元千、胡建国、张盛宗等还提出了威布尔(Weibull)模型、胡—陈—张(HCZ)模型、胡—陈(HC)模型、对数正态分布模型、瑞利模型、广义I型数学模型以及广义Ⅱ型数学模型。黄伏生、赵永胜、刘青年提出了t模型，并由胡建国等完成推导。陈玉祥、张汉亚将经济学中的龚帕兹(Compertz)模型也应用于石油峰值问题的研究。

二、预测模型

综合对比国内外10多种关于石油峰值理论定量研究的模型，大体分为如下3类:基于生命有限体系的生命模型，如:哈伯特模型、广义翁氏生命旋回模型和龚帕兹模型;基于概率论和统计学理论的随机模型，如威布尔模型、对数正态分布模型、瑞利模型和t模型;基于生产实践和理论推理的广义数学模型，如HCZ模型、HC模型、广义I型数学模型和广义Ⅱ型数学模型。

三、研究实例

(一)我国石油储量、产量的趋势预测

1.石油地质储量的预测

国内不同机构或学者利用不同的方法对今后石油探明储量的增长趋势进行了大量的分析，普遍认为未来20年我国石油的年均探明地质储量为7×108～8×108t(表2-2-1)。

表2-2-1 我国石油探明地质储量预测对比表

其中，贾文瑞等采用了翁氏生命旋回和费尔哈斯两种模型对今后石油探明储量的增长趋势进行分析。采用翁氏生命旋回法测算1996～2010年预计可新增石油探明储量105×108t左右，即年均新增储量为7×108t左右，而且大概在2010年以后，年增探明储量将逐步明显降低。沈平平等人2000年预测2001～2010年中国石油年增探明储量的规模保持在6×108～7×108t。国家石化局预计“十五”期间石油年均新增储量6.44×108～6.9×108t，2006～2015年期间石油年均新增储量为7×108～7.3×108t。钱基在2004年预测，中国的新增石油储量峰值将在18～22年后到来，比美国晚50年左右。从一般含油气区的规律看，产量峰值期比储量峰值期滞后约15～20年。预计中国国内在储量峰值期到来前(2020年)将新增石油探明地质储量160×108～200×108t。张抗、周总瑛利用逻辑斯谛模型、经验趋势法和灰色系统模型预测了近中期我国石油储量增长情况，2001～2005年期间累计新增探明储量35×108～38×108t，2006～2010年期间累计新增探明储量32×108～35×108t。郑和荣、胡宗全2004年预测在未来的20年内每年可新增探明石油地质储量9×108t左右，共可探明石油地质储量180×108t左右。

《中国可持续发展油气资源战略研究》报告认为，我国石油资源尚有较大潜力，20年内(2005～2025)储量将稳定增长，发现石油可采储量5000×104t以上大油田或油田群的可能性仍然存在。其中，东部地区石油储量增长基本稳定，年新增探明可采储量0.6×108～0.8×108t，西部地区年新增探明石油储量可保持在0.5×108～0.6×108t左右。

2.石油年产量的预测

国内对我国石油产量的增长趋势也进行了大量的分析预测，总体认为产量高峰在2×108t左右，高峰出现时间在2010～2020年。

《中国石油发展战略研究》预测我国石油产量高峰期将在2015年前后达到2×108t左右。贾承造2000年预测我国石油产量高峰约1.7×108～2.1×108t左右，高峰值将出现在2010～2020年。

《中国可持续发展油气资源战略研究》报告预计未来20年石油产量将逐步形成西部和海上接替东部的战略格局，从而保持全国石油产量的稳定增长。预计到2010年，我国东部油区年产油0.89×108～0.96×108t，2020年产油0.76×108～0.85×108t;2010年，我国西部油区产量将上升到0.51×108～0.55×108t，2020年将上升到0.68×108～0.75×108t;预计2010年海域石油产量将上升到0.36×108～0.39×108t;2020年达到0.37×108～0.41×108t。2020年全国实现原油产量1.8×108～2.0×108t是有把握的。

国土资源部油气资源战略研究中心2003年预测，2005年我国原油产量1.75×108t，2010年原油产量1.8×108～1.9×108t，2015年原油产量1.8×108～2.0×108t，2020年原油产量1.7×108～1.9×108t。

(二)我国天然气储量、产量的趋势预测

张抗、周总瑛等在2000年总结了国内不同研究机构对中国近中期天然气储量与产量增长预测(表2-2-2、表2-2-3)。

表2-2-2 国内不同研究机构对中国天然气储量增长预测表 单位:1012m3

表2-2-3 国内不同研究机构对中国天然气产量增长预测表 单位:1012m3

李景明等根据1991年以来的天然气储量增长态势，综合考虑中国天然气地质条件和勘探前景，利用翁氏旋回法、龚珀兹法、历史趋势法等预测，2001～2015年共计可新增天然气可采储量2.95×1012m3，年均增加可采储量1839×108m3。按照2015年年产1000×108m3的产量方案计算，届时中国天然气的储采比仍可保持在30∶1以上。天然气储量增长的主体仍然是7大盆地。

钱基预计到2020年，国内可以新增探明天然气地质储量8×1012～10×1012m3。

《中国可持续发展油气资源战略研究》报告认为，我国天然气资源比较丰富，正处于勘探早期阶段，大型气田将不断发现。估计2004～2020年共计可新增天然气可采储量3.13×1012m3，年均增加可采储量1839×108m3。到2020年底我国天然气可采储量将达到5.6×1012m3。按照2020年年产1200×108m3的产量方案计算，届时我国天然气的储采比仍可保持在25∶1以上。并预测国内天然气产量2010年达到800×108m3，2020年达到1200×108m3。

全国油气储量、产量增长趋势预测结果

评价参数直接影响评价方法的有效性，不同类型的参数作用不同。有效烃源岩有机碳下限、产烃率图版、运聚系数是成因法的关键参数；最小油气田规模对统计法计算结果有较大影响；油气资源丰度是应用类比法的依据，由已知区带的油气资源丰度评价未知区带的资源丰度；可采系数是将地质资源量转化成可采资源量的关键参数。

（一）刻度区解剖

1.刻度区的定义

刻度区解剖是本次资源评价的特色之一，也是油气资源评价的重要组成部分。刻度区解剖的目的是通过对地质条件和资源潜力认识较清楚的地区的分析，总结地质条件与资源潜力的关系，建立两者之间的参数纽带，进而为资源潜力的类比分析提供参照依据。

刻度区是为取准资源评价关键参数，以保证资源评价的客观性而选择的满足“勘探程度高、资源探明率高、地质认识程度高”三高要求的三维地质单元。刻度区可以是一个盆地（凹陷）、一个油气运聚单元、一个区带、一个成藏组合、一个层系或一个二级构造带等。为了正确和客观认识地质条件和资源潜力，刻度区的选取在考虑“三高”条件的基础上，应尽量考虑不同地质类型的综合，这样可以更充分体现油气资源丰度与地质因素之间的关系。

2.刻度区解剖内容与方法

刻度区解剖主要围绕油气成藏条件、资源量及参数三个核心展开，剖析三者之间的关联规律和定量关系。

（1）成藏特征和成藏主控因素分析。成藏特征和成藏主控因素分析实质上是对选择的刻度区进行成藏特征总结，精细刻画出成藏的定性、定量的主控因素与参数，便于评价区确定类比对象。在一个含油气盆地、含油气系统、坳陷、凹陷的成藏规律刻画中，其成藏特征差异大，故一般最好选择以含油气系统（或坳陷）及其间的运聚单元作为对象，更便于有效的类比应用。油气运聚单元是盆地（凹陷）中具有相似油气聚集特征的独立的和完整的石油地质系统，是以盆地（凹陷）的油气聚集带为核心，并包含为该油气聚集带提供油气源的有效烃源岩。油气运聚单元是有效烃源岩、油气运移通道、有效储集层、有效盖层、有效的圈闭等要素在时间和空间上的有机组合。一个油气运聚单元可以有多个有效烃源岩体和烃源岩区为其供烃，但同一个油气运聚单元的油气聚集特征是相似的。一个油气运聚单元可以只包含一个油气成藏组合，也可以包含在纵向上叠置的多个油气成藏组合。因此刻度区地质条件的评价与定量刻画就是按照运聚单元→成藏组合→油气藏的层次路线综合分析烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件等油气成藏条件。盆地模拟是地质评价流程中的一个重要组成部分，其作用主要体现在三个方面：其一是通过盆地模拟反映流体势特征，进而确定油气运聚单元的边界；其二是提供烃源参数，如生烃强度、生烃量、有效烃源岩面积等；其三是通过关键时刻的获取来反映油气成藏的动态作用过程。

（2）油气资源量确定。刻度区资源量计算与一般意义上的资源量计算稍有不同，正是由于刻度区的“三高”背景，特别是选定的刻度区探明程度越高越好，计算出的资源量更准确有利于求准各类评价参数。在本次刻度区解剖研究中，主要采用了统计法来计算刻度区的资源量，统计法中包括油藏规模序列法、油藏发现序列法、年发现率法、探井发现率法、进尺发现率法以及老油田储量增长法，不同方法估算出的资源量采用特尔菲加权综合。盆地模拟在计算生烃量方面技术已经比较成熟，因此刻度区（运聚单元）的生烃量仍由盆地模拟方法计算。

（3）油气资源参数研究。通过刻度区解剖，建立了参数评价体系和预测模型，获得了地质条件定量描述参数、资源量计算参数和经济评价参数，如运聚系数、资源丰度等关键参数。从刻度区获得的资源量与生油量之比可计算出运聚系数，刻度区的资源量与面积之比可获得单位面积的资源丰度，还可得到其他参数等。由于盆地内坳陷（凹陷）内各单元成藏条件差异，求得的参数是不同的，故细分若干运聚单元，求取不同单元的参数，这样用于类比区会更符合实际。

3.刻度区研究成果与应用

通过刻度区解剖研究，系统地获得运聚系数、油气资源丰度等多项关键参数，为油气资源评价提供各类评价单元类比参数选取的标准，保证评价结果科学合理。如中国石油解剖的辽河坳陷大民屯凹陷级刻度区，通过对其烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件五方面精细研究，获得了22项量化的成藏条件的系统参数。根据大民屯凹陷内划分的六个运聚单元，分别计算各单元的生油量和资源量，直接获得六个单元的运聚系数。同时计算出各运聚单元单位面积的资源量，获得不同成藏条件下的资源丰度参数（表4-5）。

表4-5 大民屯凹陷刻度区解剖参数汇总表

在中国石油128个刻度区的基础上，各单位根据评价需要，又解剖了一定数量的刻度区。其中，中国石油利用已有刻度区128个，新解剖刻度区4个，共应用132个；中石化新解剖42个；中海油新解剖4个；延长油矿新解剖3个。各项目共应用了181刻度区，这些刻度区涵盖了我国主要含油气盆地中的大部分不同类型的坳陷、凹陷、运聚单元和区带，基本满足了不同评价区的需要。各种类型刻度区统计见表4-6。

表4-6 各种类型刻度区统计表

（二）有效烃源岩有机碳下限

有效烃源岩有机碳下限是指烃源岩中有机碳含量的最小值，小于该值的烃源岩生成的烃量不能形成有规模的油气聚集。有效烃源岩有机碳下限是确定烃源岩体积的主要参数，直接影响生烃量的计算结果。

在大量烃源岩样品分析化验和有关地质资料研究基础上，明确了不同岩类有效烃源岩有机碳下限标准。陆相泥岩有效烃源岩有机碳下限为0.8%，海相泥岩为0.5%，碳酸盐岩为0.2%～0.5%，煤系源岩为1.5%。例如，陆相泥岩TO C与S1+S2关系表明，S1+S2在TO C为0.8%时出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.8%；碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系表明，残余吸附气量在有机碳为0.2%处出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.2%（图4-1、图4-2）。

图4-1 陆相泥岩TOC与S1+S2关系图

图4-2 碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系图

对于勘探实践中已经发现油气藏，但烃源岩有机碳含量未达统一下限的盆地，根据实际情况可进行适当调整。如柴达木盆地柴西地区，在分析了大量烃源岩有机碳和S1+S2指标资料后，明确该区有机碳含量下限为0.4%时，即达到有效烃源岩标准，并被发现亿吨级尕斯库勒大油田的勘探实践所证实。在渤海湾盆地评价过程中，建立起相对统一的有效烃源岩丰度取值下限标准：碳酸盐岩气源岩丰度下限取0.2%，碳酸盐岩油源岩丰度下限取0.5%，湖相泥岩丰度下限取1.0%。

有效烃源岩有机碳下限的基本统一，保证了生烃量计算标准的相对一致和全国范围内的可比。

（三）产烃率图版

烃源岩产烃率图版是用盆地模拟方法计算烃源岩生烃量和资源量的关键参数。产烃率图版一般采用烃源岩热模拟实验方法获得。

1.液态烃产率图版

利用密闭容器加水热模拟实验方法，对中国陆相盆地不同类型烃源岩进行了热模拟实验。模拟实验所用样品取自松辽、渤海湾等10个盆地，包括侏罗系、白垩系和古近系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大类烃源岩。其中湖相泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烃源岩的有机质包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根据模拟实验结果，编制了不同类型烃源岩的液态烃产率图版（图4-3、图4-4、图4-5）。

图4-3 湖相泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-4 煤系泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-5 煤烃源岩液态烃产率图版

2.产气率图版

由于生物气生气机制与干酪根成气和原油热裂解气的生气机制不同，因此，其产气率与干酪根和原油裂解气产气率求取方式不同。

（1）生物气产气率。对生物气源岩样品在25℃～75℃的条件下进行细菌培养产生生物气，由此得到不同温阶下各类有机质的生物气产率。在模拟实验结果的基础上，结合前人的研究结果，分别建立了淡水环境、滨海环境和盐湖环境中不同类型有机质的生物气产气率图版及演化模式。

（2）干酪根和原油裂解气产气率。对于不同类型气源岩油产气率，国内外学者及一、二轮资源评价中已做过大量的工作。较多的实验是应用热压模拟方法对各种类型烃源岩进行产油及产气率实验，这种方法所计算的产气率包括了原油全部裂解成气的产率，亦即常说的封闭体系下源岩的产气率，所得到的天然气产率是气源岩的最大产气率。另一种求取气源岩产气率的方法是在开放体系下对源岩进行热模拟实验，各阶段生成的天然气和原油均全部排出源岩，原油不能在源岩中进一步裂解为天然气。这两种情况都是地质中的极端情况。但是实际的地质条件大多是半开放体系，在这种情况下，源岩生成的油既不能全部排出烃源岩，也不能完全滞留于源岩中。不同地质条件下亦即开放程度不同情况下源岩产气率如何计算？具体方法为：求得封闭和开放体系下相同类型源岩的产气率，将上述两种体系下的产气率图版（中值曲线）输入盆地模拟软件中，得出烃源岩层在不同渗透条件下产气率图版。

（四）运聚系数

运聚系数是油气聚集量占生烃量的比例，是成因法计算资源量的一个关键参数，直接影响资源量计算结果。运聚系数的确定方法包括运聚系数模型建立法和运聚单元成藏条件分析法。

1.运聚系数模型建立法

通过刻度区解剖，确定影响运聚系数的主要地质因素及其与运聚系数的相关关系。刻度区解剖研究表明，烃源岩的年龄、成熟度、上覆地层区域不整合的个数和运聚单元的圈闭面积系数等地质因素与石油运聚系数之间存在相关关系。依此建立地质因素与石油运聚系数之间关系的统计模型，包括双因素模型和多因素模型。双因素模型（相关系数为0.922）的地质因素选用烃源岩年龄和圈闭面积系数：

lny=1.62-0.0032x1+0.01696x4

多因素模型（相关系数为0.934）的地质因素选用烃源岩年龄、烃源岩的成熟度、区域不整合个数和圈闭面积系数：

lny=1.487-0.00318x1+0.186x2-0.112x3+0.02118x4

式中：y——运聚单元的石油运聚系数，%;

x1——烃源岩年龄，Ma;

x2——烃源岩成熟度（Ro）,%;

x3——不整合面个数；

x4——圈闭面积系数，%。

2.运聚单元成藏条件分析法

依据刻度区提供的大量运聚系数，依盆地类型和影响运聚系数的主要地质因素，分类建立运聚系数取值标准与应用条件。在评价中，根据刻度区解剖结果，确定了油气运聚系数分级取值标准（表4-7）。在评价中得到了推广应用，取得了良好的效果。

表4-7 石油运聚系数分级评价表

（五）最小油气田规模

最小油气田规模是指在现有工艺技术和经济条件下开采地下资源，当预测达到盈亏平衡点时的油气田可采储量。最小油气田规模对统计法计算的资源量结果有较大影响。为此，中国石油天然气集团公司等三大石油公司和延长油矿管理局对最小油田规模进行了专门研究。

通过对不同油价、不同开发方式和未来可能技术条件下最小油气田规模研究，确定了不同地区的最小油气田规模的取值。在地理环境相对较好的东部地区，其勘探开发成本较低，最小油气田规模一般在10×104～30×104t，在地理环境相对较差的西部地区，其勘探开发成本高，最小油气田规模一般在50×104t以上，对于海域来说，油气勘探开发成本更高，最小油气田规模更大，一般在150×104～500×104t。

（六）资源丰度

油气资源丰度是指每平方公里内的油气资源量，是类比法计算资源量的关键参数。通过统计分析，建立了资源丰度模型和取值标准。

1.资源丰度模型

通过刻度区解剖，建立刻度区内评价单元油气资源丰度和相关地质要素之间的统计预测模型：

新一轮全国油气资源评价

式中：y——运聚单元的石油资源丰度，104t/km2;

x1——烃源岩生烃强度，104t/km2;

x2——储集层厚度/沉积岩厚度，小数；

x3——圈闭面积系数，%;

x4——不整合面个数。

2.资源丰度取值标准

通过统计不同含油气单元资源丰度的分布特点，结合地质成藏条件，总结出各类刻度区资源丰度的取值标准。

（1）不同层系资源丰度：古近系凹陷由于成藏条件优越，成藏时间晚，石油地质资源丰度一般大于20×104t/km2；中生代凹陷成藏时间相对较长，石油地质资源丰度相对较低，一般约为10×104t/km2；古生代凹陷由于生、储层时代老，多期成藏多期改造、破坏，预计其资源丰度更低。

（2）不同类型运聚单元资源丰度：中新生代断陷或坳陷盆地长垣型、潜山型和断陷型中央背斜构造型，石油地质资源丰度高，一般大于40×104t/km2；中新生代裂陷盆地、坳陷盆地边缘构造型和古近系缓坡构造型石油资源丰度次之，一般为10×104～30×104t/km2；中生代盆地岩性型和古生代压陷盆地的构造型石油资源丰度相对较低，一般小于10×104t/km2。

（3）不同区块或区带级资源丰度：区块或区带级石油资源丰度差异更大，从小于1×104t/km2到大于200×104t/km2。其中潜山型、岩性—构造型、披覆背斜区块资源丰度较高，一般大于50×104t/km2，最大可大于200×104t/km2。构造—岩性型、断裂构造型资源丰度一般为30×104～50×104t/km2。地层—岩性型、断鼻型以及裂缝型区块、资源丰度较低，一般小于30×104t/km2。

通过刻度区解剖标定多种成藏因素下评价单元的资源丰度，不但为广泛应用类比法计算资源量提供了可靠的参数，同时也摆脱了过去以盆地总资源量为基础，利用地质评价系数类比将资源量分配到各评价单元的做法，使类比法预测的油气资源量在空间位置上更准确，提高了油气资源空间分布的预测水平。

（七）可采系数

国外主要采用建立在类比基础上的统计法计算油气可采资源量，而我国第一轮、第二轮全国油气资源评价没有计算油气可采资源量。本轮评价开展的油气资源可采系数研究，通过可采系数将地质资源量转化为可采资源量，这在国内外油气资源评价中尚属首次。可采系数是指地质资源中可采出的量占地质资源量的比例，是从地质资源量计算可采资源量的关键参数。

可采系数研究与应用是常规油气资源评价的重要组成部分，主要目的是通过重点解剖、统计和类比分析方法，对我国油气资源可采系数进行研究，为科学合理地计算油气可采资源量提供依据，进而对重点盆地和全国油气可采资源潜力进行评价。

1.评价单元类型划分

为使可采系数研究成果与评价单元划分体系有机结合，遵循分类科学性、概括性和实用性三个基本原则，以油气资源类型、盆地类型、圈闭类型、储层岩性、储层物性等地质因素为依据，对评价单元进行了分析和分类，将国内石油评价单元分为中生代坳陷高渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗等24种类型，天然气评价单元分为克拉通盆地古隆起、前陆盆地冲断带等16种类型（表4-8、表4-9）。

表4-8 不同类型评价单元石油可采系数取值标准

表4-9 不同类型评价单元天然气可采系数取值标准

2.刻度油气藏数据库的建立

已发现油气资源赋存在油气藏中，建立刻度油气藏数据库是统计已发现油气资源采收率、分析影响采收率主控因素、预测油气资源可采系数的基础。刻度油气藏是油气资源可采系数研究中作为类比标准的，地质认识清楚、开发程度高、已实施二次采油或三次采油技术的油气藏。

刻度油气藏选择原则：①典型性——能代表国内外主要的油气藏类型，保证类比法应用基础的广泛性；②针对性和实用性——针对油气资源评价，有效地指导相应类型评价单元油气资源可采系数的确定；③开发程度高——油气藏开发程度高，地质参数和开发参数基本齐全；④三次采油技术应用具有代表性——尽量选择已实施三次采油技术的油藏，保证技术可采系数的可靠性。

对国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏进行了剖析：收集整理每个油气藏的主要地质和开发参数；每个油气藏的地质条件主要包括储层特征、圈闭条件、流体性质等，开发条件主要包括开采方式、开采速度、增产措施等；研究不同因素对采收率的影响程度，进而确定该油气藏采收率的主控因素；针对开采方式的不同，油藏的采收率可分为一次、二次或三次采收率；气藏主要是一次采收率。通过对每个油气藏的地质条件、开发条件和采收率进行分析，建立起国内外刻度油气藏数据库。

3.可采系数主控因素分析

对影响可采系数的地质条件、开发条件和经济条件进行了分析，建立起可采系数主控因素的评价模型。

（1）在大量统计和重点解剖的基础上，对油气地质条件中的因素逐一进行分析，并提炼出15项油气采收率的主控因素，即盆地类型、储层时代、圈闭类型、沉积相类型、储层岩性、储层厚度、储集空间类型、孔隙度、渗透率、埋深、含油饱和度、原油粘度、原油密度、变异系数、原始气油比。

（2）在诸多开发条件中，提高采收率技术是极为重要的因素，不同提高采收率技术适用条件不同，其提高采收率的潜力也差距很大。通过综合分析，主要技术对不同类型油藏的提高采收率潜力为：最小5%，中间值10%，最大值15%。

（3）利用石油公司提高采收率模拟研究成果，建立了大型背斜油藏、复杂背斜油藏、断块油藏、岩性油藏、复杂储层油藏等在税后内部收益率为12%、油田开发到含水95%时聚合物驱和化学复合驱采油时的油价与油田采收率之间的关系，若这五类油藏要达到相同的采收率，条件好的如大型背斜油藏、复杂背斜油藏所需的油价低于条件差的如岩性油藏、复杂储层油藏。

4.可采系数取值标准的建立

在研究中，解剖了国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏，统计分析了大量油气田采收率数据，给出了不同类型评价单元油气技术可采系数和经济可采系数取值范围，建立了不同类型评价单元油气可采系数取值标准（表4-8、表4-9）。

（1）不同类型评价单元石油可采系数相差较大，以技术可采系数为例：中生代坳陷高渗和古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗评价单元可采系数最大，其中间值大于40%；中生代坳陷中渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块中渗、中生代断陷、中新生代前陆、古生界潜山、古生界碎屑岩、古近纪残留型断陷、陆缘裂谷断陷古近纪与新近纪海相轻质油、陆缘弧后古近纪与新近纪海陆交互相轻质油等评价单元可采系数为30%～40%；中生代坳陷低渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块低渗、古生界缝洞、南方古近纪与新近纪中小盆地、低渗碎屑岩、重（稠）油中高渗、变质岩、砾岩、陆内裂谷断陷新近纪重质油、陆内裂谷断陷古近纪复杂断块等评价单元可采系数为20%～30%；低渗碳酸盐岩、重（稠）油低渗、火山岩等评价单元可采系数为15%～20%。

（2）不同类型评价单元天然气可采系数相差也较大：克拉通碳酸盐缝洞、礁滩和前陆冲断带等评价单元可采系数最大，其平均值大于70%；克拉通古隆起、克拉通碎屑岩、前陆前渊、南方中小盆地、陆缘断陷、火山岩、变质岩和海域古近纪与新近纪砂岩等评价单元可采系数为60%～70%；前陆斜坡、生物气、中生代坳陷、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块、残留断陷、砾岩等评价单元可采系数为50%～60%；致密砂岩等评价单元可采系数最小，其平均值小于50%。

5.可采系数计算方法的建立

可采系数计算方法包括可采系数标准表法和刻度区类比法两种方法。

（1）标准表取值法。利用可采系数标准表求取不同评价单元可采系数的步骤如下：在不同类型评价单元可采系数取值标准表中找到已知评价单元的所属类型；明确评价单元与可采系数相关因素（宏观、微观）的定性、定量资料；对照可采系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对评价单元进行类比打分；根据类比评价结果求取可采系数。

（2）刻度区类比法。以建立的国内外刻度油气藏数据库为基础，利用刻度区类比法来求取不同评价单元的可采系数。具体步骤如下：根据评价单元分类标准，将具体评价单元归类，并分析整理该评价单元的油气地质条件和开发条件；根据评价单元的类型及其地质条件和开发条件，从国内外刻度油气藏数据库选择适合的类比对象；对照可采系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对该评价单元及其类比对象进行打分并计算它们的得分差值；根据得分差值求取该评价单元的可采系数。

通过油气可采系数标准和计算方法在全国129个盆地中的推广应用，既检验了可采系数取值标准和所用基础数据的可靠性、可行性和适用性，保证了油气可采资源量计算的客观性，又获得了全国油气可采资源量。

油气储产量发现趋势预测方法

在各子项目油气储量、产量增长趋势预测基础上，经过各重点含油气盆地勘探开发现状与未来走势的深入分析、并参考专家评估结果，采用多旋回统计预测模型与地质认识相结合的方法，进行盆地油气储量、产量增长趋势预测，得到了各盆地油气储量、产量增长趋势预测结果。进而综合汇总，得到2006～2030年全国油气储量、产量增长趋势的预测结果。

一、全国石油储量、产量增长趋势

全国石油储量、产量增长趋势分析主要采用盆地综合预测的汇总结果。

(一)石油储量

1.全国石油地质储量增长趋势

截至2005年底，全国石油探明程度33.72%，进入勘探中期，正处于储量增长的高峰阶段。取综合预测的汇总结果进行分析，2006～2020年，全国石油探明储量仍处于高峰阶段，2006～2010年年均探明储量为9.63×108t，2011～2015年年均探明储量为9.57×108t，2016～2020年年均探明储量为9.08×108t，均高于“十一五”时期的年均8.78×108t。2021～2030年，探明储量年平均值仍维持在8.2×108t。2006～2030年，全国探明石油地质储量合计为226.42×108t。

与美国对比，1996年以来，我国的石油储量保持平稳上升的势头，与美国1946～1966年的高基值增长阶段相当。我国的石油储量增长高峰期应该延续20～25年，储量增长明显下降的态势应该在2020年以后出现(表6-3-1;图6-3-1)。

表6-3-1 全国石油地质储量增长趋势预测结果汇总表 单位:108t

续表

图6-3-1 全国石油探明地质储量增长趋势预测图

2.大区石油地质储量增长趋势

从大区汇总结果来看，东部区石油探明储量下降趋势比较明显，2006～2030年每五年的年均探明储量分别为4.14×108t、3.88×108t、3.53×108t、3.0×108t、2.52×108t;从2006～2010年年均4.14×108t降到2026～2030年的2.52×108t。25年中，降幅接近一半。中部区石油探明储量呈现缓慢下降的态势，2006～2030年每五年年均探明储量1.60×108t、1.59×108t、1.50×108t、1.46×108t、1.41×108t，降幅只有12%。西部区石油探明储量在2020年前呈现先缓慢上升，之后逐步下降;2006～2030年每五年的年均探明储量2.29×108t、2.45×108t、2.69×108t、2.58×108t、2.32×108t，总体波动不大。南方区随着勘探的加强，预计在2010年以后将会出现较好的储量发现。2006～2030年每五年的年均探明储量0.01×108t、0.06×108t、0.10×108t、0.11×108t、0.11×108t。青藏区由于地理条件所限，2020年以后可能会有石油探明储量，预计2021～2030年年均探明储量0.11×108t。海域区的石油探明程度还比较低，2006～2030年每五年的年均探明储量1.62×108t、1.78×108t、1.66×108t、1.43×108t、1.23×108t;储量上升的态势还能持续10年以上，2020年之后有所下降;至2030年年探明石油储量仍能保持在1.0×108t以上(表6-3-2)。

表6-3-2 大区石油储量增长趋势预测结果汇总表 单位:108t

3.基本结论

(1)石油地质储量增长保持较高水平。

2006～2030年我国石油探明地质储量总体呈平缓下降趋势，但年探明储量维持在8×108～10×108t之间，与过去50多年的勘探历史对比来看，属于稳定增长的高峰期。1959年大庆油田的发现是我国石油储量发现的最高峰，但整体还属于储量发现的初期;1985年以来为高峰平台期，主要特点是储量稳定增长，年均在6×108t以上，波动不如勘探初期那样强烈。

目前，我国的石油资源探明程度为33.7%，预计“十一五”时期将累计探明48.25×108t;2010年探明程度达到40%以上;2020年探明程度为52.6%;2030年探明程度为63.3%，届时将进入储量发现的衰减期。2006～2030年可累计探明石油地质储量226.42×108t左右，年均探明9.06×108t(表6-3-3)。

表6-3-3 全国石油地质储量预测结果表

(2)大盆地对全国石油地质储量的贡献占主体。

2006～2030年对全国石油探明储量贡献最大的盆地依次为:渤海湾(陆上)、鄂尔多斯、塔里木、渤海湾(海域)、松辽和准噶尔盆地，累计探明石油地质储量分别为40.41×108t、35.09×108t、32.41×108t、30.78×108t、26.04×108t、19.51×108t，对全国石油探明地质储量贡献率为17.85%、15.50%、14.31%、13.59%、11.50%、8.62%，累计达81.37%。大盆地依然是未来全国石油储量增长的主体。而盆地对储量的贡献率随着时间的推移发生了重要的变化。其中，渤海湾(陆上)、渤海湾(海域)、松辽盆地的贡献率逐渐变小，鄂尔多斯、塔里木盆地的贡献率变大，准噶尔盆地基本持平。

(3)中西部与海域储量增长可弥补东部储量下降。

2006～2010年，中西部与海域对全国石油探明储量贡献率为57.10%，东部为40.90%，2010年后东部的年增储量呈下降之势，中西部上升，海域略有下降，2026～2030年中西部与海域对全国石油探明储量贡献率已达64.42%，东部降为32.73%，此时，南方区和青藏区的贡献率达到2.86%，东部老油区的储量发现的减少可得到其他地区的补充。

(二)石油产量

1.全国石油产量增长趋势

目前，我国的石油产量处于平稳上升阶段，尚未达到高峰值。通过将各盆地石油产量预测结果汇总，得到全国的石油产量增长趋势。从汇总结果看，2006～2030年，每五年的年均产量为19036×104t、20559×104t、21700×104t、22182×104t、21777×104t，我国石油产量在今后15～20年内还将进一步稳步上升，在2021～2025年之间达到高峰，高峰产量达到2.22×108t以上，2025年之后呈缓慢下降趋势。2030年之后产量将降到2.1×108t以下(图6-3-2;表6-3-4)。2006～2030年，全国累积产油52.88×108t。在以上储量和产量情况下，可保持石油剩余可采储量基本稳定在22×108～25×108t，变化基本平稳，储采比在11∶1左右，基本合理(图6-3-3)。

图6-3-2 全国石油产量增长趋势预测图

2.大区石油产量增长趋势

从大区的预测结果来看，未来25年，东部区仍将是我国最主要石油产区，但其产量逐渐下降，在全国的比重明显减小，2006～2030年每五年的年均产量为10508×104t、10265×104t、10224×104t、10137×104t、9642×104t;中部区将随着鄂尔多斯盆地石油产量的快速上升而在全国的比重呈上升态势，2006～2030年每五年的年均产量为2348×104t、2697×104t、2816×104t、2867×104t、2903×104t;西部区石油产量上升最快，2030还未达到高峰值，2006～2030年每五年的年均产量为3067×104t、3789×104t、4390×104t、4777×104t、4926×104t;南方区的石油产量一直维持在较低水平，在2020年以后将会有较明显的增长，2006～2030年每五年的年均产量为4×108t、10×108t、10×108t、20×108t、24×108t;青藏区预计在2025年以后各项条件能够成熟，会有一定的石油产量，2026～2030年年均产量24×108t;海域区的石油产量在2020年之前增速较快，之后增速放缓，并在2025年以后下降，2006～2030年每五年的年均产量为3117×108t、3799×108t、4261×108t、4380×108t、4187×108t(表6-3-5)。

表6-3-4 全国石油产量增长趋势预测结果汇总表

图6-3-3 石油地质储量、产量和剩余可采储量变化趋势

表6-3-5 大区石油产量增长趋势预测结果汇总表

3.基本结论

(1)石油产量平稳增长，2030年仍保持在2×108t以上。

2006～2030年，我国石油产量总体呈平稳上升趋势，在2016～2025年达到最高值，年均产量2.2×108t，在2025年后开始下降，2030年还能维持2.1×108t的水平，之后将降到2.1×108t以下。

目前，我国的石油产出程度为21.1%，预计“十一五”时期累计产量9.59×108t，2015年产出程度超过30%，2030年产出程度达到46.0%，整体进入开发的中后期。2006～2030年可累计产出52.88×108t，超过了目前我国石油的累计产量(表6-3-6)。

表6-3-6 全国石油产量预测结果表

(2)大盆地对全国产量的贡献占主体。

2006～2030年，对全国石油产量贡献最大的盆地依次为:渤海湾(陆上)、松辽、鄂尔多斯、渤海湾(海域)、塔里木和准噶尔盆地，其累计产量分别为12.87×108t、10.84×108t、6.73×108t、6.03×108t、4.968×108t、3.86×108t，对全国石油产量贡献率为24.34%、20.49%、12.73%、11.39%、9.38%、7.29%，累计达85.62%，在未来全国石油产量增长中占主导地位。而盆地对产量的贡献率随着时间的延伸发生了明显的变化。其中，渤海湾(陆上)和松辽盆地的贡献率逐渐变小，渤海湾(海域)、鄂尔多斯、塔里木盆地的贡献率逐步变大。

(3)中西部与海域产量的增长弥补东部产量的下降。

2006～2010年，中西部与海域对全国石油产量贡献率为44.82%，东部为55.20%，占主要地位，之后东部的产量逐渐下降，中西部与海域则快速上升，2026～2030年，中西部与海域对全国石油产量贡献率已达55.18%，东部降为44.28%，两者的比例已发生了互换。此时，南方区和青藏区的石油产量仍然较少，东部老油区的产量递减主要靠中西部与海域补充。

(4)石油产量至2030年保持在2.1×108t有资源保证。

首先，2005年底，我国静态石油剩余可采储量为24.90×108t，2005年的产量为1.82×108t，储采比为13.7∶1。近25×108t的剩余可采储量提供了产量增长的基础。

其次，未来我国石油可采储量将有很大程度的增长，主要来自三方面:一是通过新区勘探获得新增石油可采储量;二是未动用储量的动用;三是老油田通过提高采收率技术增加石油可采储量。

在新增石油可采储量方面，2006～2030年，全国可累计探明石油地质储量220×108t左右，年均探明8.5×108t以上，按2005年新增储量的采收率18%计算，到2030年可累计新增加石油可采储量39.3×108t。

在未动用储量的有效动用方面，目前已探明未动用储量中还有10×108t石油地质储量可投入开发，可增加石油可采储量2×108t。

在老油田提高采收率增加可采储量方面，目前全国已开发油田的采收率平均为27.1%，除去大庆油田高达41.1%的采收率，其他已开发油田平均采收率只有22.7%，与美国、俄罗斯等国家油田采收率相比差距较大，通过技术手段提高油田采收率的潜力还比较大。按照中石油水驱采收率年均提高0.2%考虑，预计2030年前可提高5%～7%，覆盖石油地质储量100×108t，由此可增加石油可采储量5×108～7×108t。此外，通过加大对注聚合物驱、三元复合驱以及微生物驱等三次采油技术的研究开发、技术储备和推广应用，可进一步提高老油田采收率，如大庆油田通过注聚合物驱提高采收率12%以上。在提高采收率技术条件下，按平均采收率提高5%～10%，全国石油的平均采收率可达到32%～37%，预计可增加石油可采储量约9×108～11×108t。

以上各部分相加，则到2030年我国将共有约75×108t石油可采储量，在2.1×108t的水平稳产20年是有储量保证的。

二、全国天然气储量、产量增长趋势

将各盆地天然气储量、产量趋势预测结果汇总，得到全国和各大区2006～2030年天然气储量、产量增长趋势。

(一)天然气储量

1.全国天然气储量增长趋势

截至2005年底，全国天然气探明程度只有14.05%，属于勘探早期，未来将处于储量稳定增长的阶段。汇总得到，2006～2030年，每五年年均探明天然气地质储量5140×108m3、4624×108m3、4377×108m3、3953×108m3、3540×108m3(图6-3-4;表6-3-7)。

图6-3-4 全国天然气探明地质储量增长趋势预测图

表6-3-7 全国天然气探明地质储量增长趋势预测结果汇总表

目前，我国的天然气储采比较高，未来的主要工作是将已发现储量动用起来，新增储量只要处于一个较高水平，储采比保持合理，能够充分保证开发需要为主要目标。因此，在储采比的约束下，预测结果表现出在未来25年天然气探明地质储量平缓下降的趋势，但年均探明仍能达4327×108m3，接近“十五”时期平均值，总体还处于高位。

2.大区天然气地质储量增长趋势

从大区汇总结果来看，随着松辽盆地天然气勘探逐渐转入平稳状态，东部区天然气探明储量也将明显下降，从2006～2010年年均898×108m3的高峰降到2026～2030年的520×108m3，2006～2030年每五年年均探明储量为898×108t、768×108t、707×108t、603×108t、520×108t;四川盆地在2010年以后储量发现进入持续稳定的增长状态，因此中部区天然气探明储量会快速下降到年均2000×108m3以下，2006～2030年每五年年均探明储量为2902×108m3、2174×108m3、1785×108m3、1599×108m3、1458×108m3;西部区天然气探明储量呈现先缓慢上升，最后快速下降的态势，2006～2030年每五年年均探明储量为1024×108m3、1089×108m3、1164×108m3、1113×108m3、978×108m3;南方区发现的天然气储量规模较小，在2010年以后可陆续发现一些小气藏，2006～2030年每五年年均探明储量为10×108m3、40×108m3、60×108m3、60×108m3、60×108m3;青藏区2020年以后可能会有天然气的储量发现，预计2021～2030年可累计探明350×108m3;海域区的天然气探明程度也很低，随着珠江口深水的突破，以及琼东南、东海盆地储量的上升，海域的天然气探明储量将保持良好的增长态势，2006～2030年每五年年均探明储量为304×108m3、554×108m3、661×108m3、548×108m3、484×108m3(表6-3-8)。

表6-3-8 大区天然气探明地质储量增长趋势预测结果汇总表

3.基本结论

(1)天然气地质储量增长年均超过4300×108m3。

“十五”时期是新中国成立以来我国天然气探明地质储量增长最为迅速的时期，年均探明地质储量4750×108m3，“十一五”时期将继续保持这种高增长态势，年均探明超过5000×108m3，2010后重点将转入天然气的开发，储量发现呈平缓下降趋势，年均探明储量维持在4000×108m3以上，仍然处于增长的高峰阶段。

目前，我国的天然气探明程度仅为14%，处于勘探的早期阶段。预计“十一五”时期将累计探明25701×108m3，至2010年底探明程度达到21.4%;至2020年底探明程度为34.2%;至2030年底探明程度为44.9%，已将进入储量发现的中期。2006～2030年可累计探明天然气地质储量108176×108m3，年均探明4327×108m3(表6-3-9)。

表6-3-9 全国天然气储量、产量预测结果表

续表

(2)大盆地对全国天然气储量的贡献占主体。

2006～2030年，对全国天然气探明储量贡献最大的盆地依次为:四川、鄂尔多斯、塔里木和松辽盆地，累计探明储量分别为28034×108m3、21028×108m3、18715×108m3、14844×108m3，对全国天然气探明储量贡献率为25.91%、19.44%、17.30%、13.72%，累计达76.38%，这4大盆地占了未来25年全国天然气储量增长的3/4。随着时间的推移，四川、松辽盆地的贡献率逐渐减小，鄂尔多斯、塔里木盆地的贡献率增大。

(3)中西部始终是天然气储量增长的主要地区。

2006～2010年，中西部对全国天然气探明储量贡献率为76.39%，占主体地位;东部为17.47%，海域占5.92%;2010年后中西部储量增长比例缓慢下降，东部也逐渐降低，海域大幅提高，南方也有所增长;2026～2030年，中西部对全国天然气探明储量贡献率为70.65%，仍是储量增长的主要地区;东部降为16.16%，海域上升到13.68%;南方区和青藏区的贡献率分别达到1.69%和1.13%。

(二)天然气产量

1.全国天然气产量增长趋势

目前，我国的天然气产量处于快速上升阶段。将盆地天然气产量增长趋势预测结果汇总，得到全国的天然气产量增长趋势。2006～2030年，每五年的年均产量为818×108m3、1287×108m3、1666×108m3、1902×108m3、2138×108m3。2006～2015年，天然气产量增长速度较快，年均增长87×108m3，之后增速有所放缓，并于2030年达到2203×108m3，仍未到达最高值，2030年之后还将呈上升趋势(图6-3-5;表6-3-10)。

在以上储量和产量情况下，天然气剩余可采储量在2020年前仍处于快速上升阶段，由2006年的3.2×1012m3上升到2010年的4×1012m3、2015年的4.8×1012m3、2020年的5.4×1012m3;2020年之后，剩余可采储量上升趋势减缓，2025年为5.6×1012m3，2030年为5.63×1012m3。储采比逐步下降，从2006年的55∶1，下降到2010年的39∶1，2015年的33∶1，2020年的30∶1，2025年的28∶1，2030年的25.5∶1(图6-3-6)，总体还比较高。

图6-3-5 全国天然气产量增长趋势预测图

表6-3-10 全国天然气产量增长趋势预测结果汇总表

图6-3-6 天然气储量、产量、剩余可采储量变化趋势

2.大区天然气产量增长趋势

从大区汇总结果来看，东部区的天然气产量将随着松辽盆地深层火山岩气层投入开发而逐步上升，2006～2030年，每五年的年均产量为101×108m3、151×108m3、191×108m3、206×108m3、224×108m3。中部区目前是我国最主要的产气区，未来25年仍将是我国天然气产量最大的大区。2006～2030年，每五年的年均产量为356×108m3、543×108m3、662×108m3、755×108m3、828×108m3。随着“西气东输”管线的投产和“西气东输”二线的建设生产，西部区天然气产量大幅上升，在全国的比重也越来越大。2006～2030年，每五年的年均产量为258×108m3、428×108m3、594×108m3、678×108m3、752×108m3。南方区的天然气产量较少，在2015年以后将会有明显的增长。2006～2030年，每五年的年均产量为1.4×108m3、6×108m3、10×108m3、17×108m3。青藏区预计在2025年以后有一定的天然气产量，2026～2030年年均产量17×108m3。海域区的天然气产量一直保持着高速的增长，2006～2030年，每五年的年均产量为103×108m3、162×108m3、212×108m3、253×108m3、300×108m3(表6-3-11)。

表6-3-11 大区天然气产量增长趋势预测结果汇总表

3.基本结论

(1)天然气产量快速增长，至2030年油气当量基本相等。

2006～2030年，我国天然气产量快速上升，在2015之前增速较快，并与2016年超过1500×108m3，之后增速放缓，2020年达到1779×108m3，2026年超过2000×108m3，到2030年达到2203×108m3，届时，我国的石油产量在2×108t左右，油气当量基本相等。

目前，我国的天然气产出程度仅为2.8%，预计至2020年累计产量14611×108m3，产出程度超过10%，达到11.41%;至2030年底产出程度达到20.58%，正是我国天然气工业大发展时期。2006～2030年可累计产出39056×108m3，在我国的能源供应中占有重要的地位。

(2)大盆地对全国产量的贡献占主要地位。

2006～2030年，对全国天然气产量贡献最大的盆地依次为:四川、塔里木和鄂尔多斯盆地，其累计产量分别为9804×108、9317×108、5872×108m3，对全国天然气产量贡献率为25.10%、23.86%、15.04%，累计达63.99%，在未来全国天然气产量增长中占主导地位。剩余的产量主要分布在松辽、渤海湾、柴达木、准噶尔以及海域的东海、莺琼和珠江口盆地。随着时间的推移，四川盆地对全国产量的贡献率逐渐变小，塔里木盆地的贡献率逐步增大，而鄂尔多斯盆地基本不变。

(3)中西部始终是产量增长的主力区。

2006～2010年，中西部对全国天然气产量贡献率为75.08%，占主要地位;东部为12.30%，海域为12.54%。2026～2030年中西部的贡献率达到74.73%，仍然是全国天然气的主要产区，东部的比重有所下降，达10.45%，海域小幅上升，达14.05%。此时，南方区和青藏区的天然气产量仍然较少，对全国的贡献率分别为0.72%和0.22%。

(4)天然气产量的储量保证。

首先，我国2005年底天然气剩余可采储量为28185.4×108m3，2005年的产量为500×108m3，储采比为56.4∶1。没有新增可采储量的情况下，年产2000×108m3也可维持14年，储量基础雄厚。

其次，2006～2030年全国可累计探明天然气地质储量108176×108m3，年均探明4327×108m3，按2005年新增储量的采收率60%计算，到2030年可累计新增加天然气可采储量64900×108m3。

以上两部分相加，到2030年我国将共有约9.3×1012m3天然气可采储量可供开发，在2000×108m3的水平稳产30～40年是有储量保证的。

另外，对比美国、英国、加拿大等国的天然气发展经验，预计我国的天然气储采比在2030年的目标为20∶1～25∶1，仍然处于较高的水平。

(5)管线建设对天然气产量增长的促进。

目前我国已建成的天然气管道项目有16个，总设计能力达713.2×108m3，而“十一五”时期规划的天然气管线的管输能力已达1208×108m3。因此，从管线分析，我国的天然气产量将会快速上升，产量达到2000×108m3是有管线保证的(表6-3-12、表6-3-13)。

表6-3-12 我国现有主要天然气管道项目表

表6-3-13 我国“十一五”时期规划天然气管道项目表

续表

油气资源储量、产量增长趋势预测的方法大致可以划分为三大类，一是专家评估法，二是统计法，包含时间序列数学模型法和工作量数学模型法，三是类比法。

（一）专家评估法

1.基本原理

专家评估法是指预测者制作油气资源趋势预测表格，分发给熟悉业务知识、具有丰富经验和综合分析能力的专家学者，让他们在已有资料的基础上，运用个人的经验和分析判断能力，对油气资源的未来发展做出性质和程度上的判断，然后经过分析处理，综合专家们的意见，得到预测结果。

2.实施步骤

（1）设计油气资源趋势预测表格。预测表格主要包含油气储量、产量高峰值及持续时间的预测，以及每五年的平均储量发现和产量情况（表4-2）。

表4-2 发现趋势专家评估法预测表

（2）将表格分发给专家进行预测。选择对我国油气资源状况比较了解，有较高理论水平和丰富实践经验，在油气资源评价和战略研究方面卓有成效的专家学者。将表发给专家，并附以相关资料，请专家对表中所列事项作出预测与评价，并给出预测依据。

（3）预测结果的分析整理。用统计方法综合专家们的意见。把各位专家的预测结果予以综合、整理、分析，并将结果以图表的形式表现出来。

（二）统计法

统计法主要依据已知的油气储量、产量数据，采用各类数学模型，进行历史数据的拟合，并预测未来的发展趋势。统计法包括时间序列法、勘探工作量数学模型法、递减曲线分析法、储量—产量历史拟合法和储量—产量双向平衡控制模型法等（表4-3）。

表4-3 油气资源发现趋势预测统计法模型分类表

其中，时间序列模型法中的翁氏旋回、逻辑斯谛模型、龚帕兹模型、胡陈张模型、多旋回哈伯特和勘探工作量模型法以及储量—产量双向平衡控制模型法较为常用。

（三）类比法

1.方法原理

所谓类比法是指开展低勘探程度盆地的油气储量、产量趋势预测时，以勘探程度较高的盆地作为类比对象，依据预测盆地与类比盆地在盆地类型和油气地质条件的相似性，假设预测盆地投入充足勘探开发工作量的情况下，未来一个时间段内能够发现的油气储量和达到的产量。类比法可分为探明速度类比法和图形类比法。类比法的建立为低勘探程度地区的油气资源储量、产量增长趋势预测提供了可行的思路和办法。

2.方法种类

（1）速度类比法。以盆地类型为主要划分依据，分别选取松辽、鄂尔多斯、渤海湾、二连、准噶尔、柴达木、吐哈、酒泉、塔里木、苏北和百色盆地作为石油储量发现和产量增长的类比盆地，选取四川、鄂尔多斯、塔里木、吐哈、柴达木、松辽、渤海湾、南襄和百色盆地作为天然气储量发现和产量增长的类比盆地。依据各盆地油气资源的探明程度与采出程度，将以上盆地的勘探开发阶段划分为早期、中期和后期，不同阶段具有不同的油气地质储量的探明速度和可采储量的采出速度。对低勘探程度盆地进行油气资源趋势预测时，给定油气储量发现和开始具有产量的起点，类比高勘探程度盆地的探明速度和采出速度，预测出未来某一时间单元内（2006～2030年）该盆地油气储量探明状况和产量增长状况。

（2）图形类比法。图形类比法是假设在有充足的勘探开发工作量基础上，预测盆地和类比盆地具有相似的勘探发现历程与产量增长过程，预测盆地可类比高勘探程度盆地的储量发现和产量增长曲线，使用类比盆地的模型参数以及预测盆地的资源量数据，即可得到预测盆地油气资源趋势预测曲线，进而得到2006～2030年储量和产量的数据。

按照类比标准表所选取的盆地，使用龚帕兹模型分别进行储量和产量数据曲线的拟合，得到40个储量类比图形和产量类比图形，以及相应的图形参数a、b。

3.实施步骤

（1）建立类比标准表：选取勘探程度较高的盆地作为类比盆地，按照盆地类型进行分类，将各盆地的储量发现和产量增长划分为不同的阶段，统计计算各阶段的储量探明速度和产量增长速度，制作类比标准表。

（2）建立类比图形库：根据作为类比盆地的高勘探程度盆地的储量、产量历史数据，用龚帕兹模型进行曲线拟合，得到控制图形形状的参数a和b，分别拟合类比标准表中各盆地的储量和产量曲线，建立类比图形库。

（3）为预测盆地选择合适的类比盆地：预测盆地与类比盆地的盆地类型、地层时代、储层岩性相近，油气地质条件可以类比。

（4）按照类比标准表分别给各预测盆地储量探明速度和产量增长速度赋值，并按盆地实际情况选择对应的持续时间，得到2006～2030年预测盆地累计探明程度、储量以及累计产量。

（5）将预测盆地的资源量和类比盆地的参数a和b代入龚帕兹公式，得到预测盆地的储量发现和产量增长曲线。

（6）以探明速度和产出速度类比法为主，并考虑图形类比法得到的预测结果，对预测盆地2006～2030年油气资源发现趋势进行综合分析。

（四）综合预测法

1.方法原理

综合预测法是指以盆地或预测区的资源潜力为预测基础，分析其勘探开发历程，依据目前所处的勘探开发阶段，确定其未来储量、产量可能出现的高峰值及时间，使用多旋回哈伯特模型，采用储采比控制的办法，对油气储量、产量进行预测。

多旋回哈伯特模型可表示为：

全国油气资源评价系统建设

式中：Q— —油田年产量，104t或108m3

Qm— —油田年产量高峰值，104t或108m3;

t——时间变量，年；

tm— —产量高峰年份，年；

i——哈伯特旋回个数；

k——哈伯特旋回总数；

b——模型参数。

用多旋回哈伯特模型预测石油地质储量和油气产量首先要确定哈伯特旋回的个数，除了已出现的高峰，还要预测将来可能出现的高峰个数，这需要掌握丰富的地质资料和勘探开发历程，并对油气田的未来发展趋势有比较正确的认识；然后通过最小二乘法进行非线性拟合，确定单个哈伯特模型的参数，最后将多条哈伯特曲线叠加得到总的预测曲线。

2.实施步骤

（1）油气储量、产量高峰的基本判断。开展盆地油气储量、产量发展趋势预测是以其油气资源潜力分析为基础的，盆地的资源量和探明程度、产出程度基本上决定了油气未来储量、产量上升或下降的态势。因此，依据盆地目前所处的勘探阶段、资源潜力、历年所发现的储量规模、石油公司的“十一五”规划和中长期发展规划以及专家评估法做出的判断，确定盆地的储量发现高峰是否已过，如果高峰已过，则未来的储量发现将呈现衰减的形势；如果尚未达到高峰，则需要判断高峰出现的时间及高峰值，不同类型盆地的储量高峰所处的勘探阶段不同，但一般出现在探明程度40%～60%时。产量高峰的判断还要考虑油气开发状况，一般比储量高峰晚5～20年。通过专家小组会议确定各盆地的储量、产量高峰。

（2）油气储量、产量增长曲线拟合。在确定了盆地储量、产量的高峰后，即可使用多旋回哈伯特或高斯模型进行油气储量、产量曲线的拟合。首先要确定哈伯特旋回的个数，除了已出现的高峰，还要根据未来可能出现的高峰值，选择合适的旋回个数，然后通过最小二乘法进行非线性拟合，精确确定单个哈伯特模型有关高峰值、出现时间及表示曲线形态的参数，最后将多条哈伯特曲线叠加得到总的预测曲线。

（3）采用储采比控制储量、产量之间的关系。首先对预测期内的储采比变化趋势进行预测判断，一般而言，高勘探程度盆地的储采比呈现下降趋势，而低勘探程度盆地的储采比在储量发现高峰之前快速上升。然后对盆地的储量、产量进行预测，采用储采比控制法控制储量、产量之间的关系。储采比控制法是在对预测期内新增动用可采储量的预测基础上，用剩余可采储量的储采比作为控制条件进行产量预测的一种方法。预测期历年的新增可采储量，包括老油田提高采收率增加的部分和新增动用储量增加的部分。