0 引言

中国油气储量分类偏重地质储量和技术可采储量，长期没有经济可采储量类别。2004年和2005年，我国分别出台了《石油天然气资源/储量分类》国家标准和《石油天然气储量计算规范》行业标准^[1-2]（以下将两标准同简称为标准）。标准将储量细分为地质储量、技术可采储量、经济可采储量和剩余经济可采储量4个类别，并按开发状态进一步划分出（探明）已开发和（探明）未开发储量两类。

2006年，我国依据标准完成了截至2004年底各类油气探明储量套改工作^[3-4]。通过套改，对以往主要按“88年规范”^[5-6]形成的探明储量进行了全面梳理，并计算石油、天然气经济可采储量。加之标准实施第一年（2005年）新增的各类探明储量，形成了我国截至2005年底的包含“经济、次经济和剩余经济”在内的油气探明经济可采储量序列。“十一五”至“十三五”又新增了大量各类储量。通过储量复算、可采储量标定等储量动态管理，形成了我国截至2020年底的油气探明经济可采储量序列。

对比分析这两次的“累计”状况，可以完整展示我国经济可采储量的基础与演化，揭示标准实施以来的总成效。2020年标准已被更新，同年起我国执行新标准^[7-8]。对保有的探明经济可采储量序列的分析和建议可望对新标准的施行提供一定的借鉴。随着我国油气勘探开发工作不断深入，低品位储量和非常规储量明显增加，我国油气新增探明储量总体劣质化^[9]，出现了（剩余）经济可采储量规模和油气田稳产上产难度均加大的局面，如何审视经济可采储量存量，扩大经济可采储量增量，提升经济可采储量质量，是勘探开发工作的重中之重，也是油气上游业务特别是储量界面临的重点课题。

1 累计探明经济可采储量状况 1.1 资料来源与说明

本文所指原油不含天然气中的凝析油; 气层气不包括原油中的溶解气，也不含页岩气和煤层气。

本文引用的储量、产量基础数据依据自然资源部油气储量评审办公室出版的（各年度）全国石油天然气探明储量评审表^[10]。

由于油气储量累计数据历经半个多世纪，期间标准变化、管理变迁，造成经济可采储量数据的不统一、不规范，加之动态管理相对薄弱，难免会出现新增时经济、后续不经济或反之的情况。

1.2 探明剩余经济可采储量的基本特征综述

储量累计数据既反映年度新增又包含储量的复（核）算以及可采储量的年度标定结果^[11]，集中体现了储量的动态管理成果，能更好地反映地质特征和生产特征。

2011年发布的“全国矿产资源储量利用现状调查项目”成果，是对全国油气探明储量最新一次的全面评价，截至2009年底，对原油和气层气剩余经济可采储量从七方面进行了总结^[12]。

原油的七方面特征包括：剩余经济可采储量主要分布在大型及以上规模的油田中；高、中、低丰度分布比例相当；主要分布于新生界和中生界；主要分布在中浅层；以中、低产能为主；主要分布于中、低渗透和特低渗透储层；以稀油为主、部分为稠油。

气层气的七方面特征包括：剩余经济可采储量分布在大型及以上规模的气田中；中、低丰度为主；主要分布于中生界、古生界；主要分布在中深层和深层；以低、中产能为主；主要分布于低、特低渗透储层；以不含、低含硫为主，高含硫化氢占一定比例。

尽管近10多年来，未再开展全国油气探明储量的全面评价，但从一些学者对近年来新增油气探明储量的特点分析中可以看到上述结论至今仍未改变^[13-15]。

1.3 探明储量序列中各类储量增长状况

在累计的探明总储量中，由于当年套改储量占据的比例较大（按剩余经济可采储量统计，原油和气层气占比分别为80%和51%），对2020年底的累计状况影响很大。因此，本文讨论2005年底和2020年底两个截止时期（“十一五”至“十三五”3个5年计划期间）全国油气探明储量序列中4个类别以及油气产量的累计（净增）情况（图 1）。

2005—2020年，全国原油探明地质储量从254×10⁸t增长到416×10⁸t，增幅为63.8%；（技术、经济）可采储量的增幅约为50%；剩余经济可采储量从20.2×10⁸t增长到25.4×10⁸t，增幅为25.6%；4类储量的年均增幅分别是4.3%、3.3%、3.4%和1.7%。原油累计产量从44.7×10⁸t增长到72.5×10⁸t，增幅为62.1%；年均增幅为4.1%。

尽管年净增经济可采储量高出年产量的18.6%（原油储量接替率为1.186），但由于经济可采储量的增幅低于产量的增幅，加之剩余经济可采储量底子不厚（2005年底储采比为11.3年），特别是净增的经济可采储量中有部分（以未动用为主）可能并不经济或处于经济/次经济的边界状态，因此，尽管产量有小幅增长，但很难支撑产量的明显上行，当油价处于较低位置时，产量出现明显下降。

全国气层气探明地质储量从4.93×10¹²m³增长到14.7×10¹²m³，增幅高达198.2%，剩余经济可采储量从2.18×10¹²m³增长到4.3×10¹²m³，增幅达97.4%。4类储量的年均增幅分别是13.2%、10.8%、9.4%和6.5%。气层气累计产量从0.43×10¹²m³增长到1.99×10¹²m³，增幅达360.9%，年均增幅达24.1%。在经济可采储量增幅远低于产量增长的情况下，产量能够快速增长主要归功于新增储量规模大（年净增经济可采储量高出年产量的136%，即气层气储量接替率高达2.36），以及剩余经济可采储量底子雄厚（2005年底储采比高达53.4年）。

标准实施期间，从原油储量、产量的累计增幅看，两者基本保持同步，说明标准的实施为原油生产奠定了资源基础，保障了原油产量的基本稳定和适度增长，也表明标准基本符合生产实际。从全国油气探明储量各类别的增幅上看，地质储量远高于（技术、经济）可采储量，经济可采储量远高于剩余经济可采储量。由于储量的经济性直接关系到新老区产能建设规模、成效以及油气产量增长潜力，因此，油气储量管理以及勘探开发业绩的管理在关注地质储量的增长幅度时，更需要关注（剩余）经济可采储量的增长及其品质。

1.4 陆上和海域经济可采储量的对比

图 2对比了我国3个国家石油公司经济可采储量状况，表明我国陆上油气经济可采储量占绝对主体，海域经济可采储量增幅最大。

截至2020年底，中国石油、中国石化和中国海油经济可采储量占全国的比例，原油分别为64%、21%和14%，气层气分别为73%、16%和11%；陆上原油、气层气经济可采储量分别占全国的86%和89%。

从两个截止时期增幅的对比看，主营陆地的中国石油和中国石化，无论是原油还是气层气均明显低于中国海油。其中，中国石化原油经济可采储量的增幅最低，为36.5%，剩余经济可采储量未能保持增长，降幅达15.4%，给后续原油生产造成了“亏空”。

截至2005年底和2020年底中国油气经济采收率状况的统计结果表明，全国油气探明储量整体品质变差，海域储量品质整体较好（表 1）。

采收率包括技术采收率（最终采收率）和经济采收率，其本身受地质条件和人为措施多种因素影响^[16]。经济采收率是经济可采储量与地质储量的比值（百分数）。经济采收率是反映储量品质和开发技术水平的主要评价指标，可细分为原油、溶解气和气层气、凝析油等的经济采收率。新增储量的经济采收率能综合体现勘探新发现储量品质的优劣，也与经济评价所采用的经济参数相关；而老区经济采收率的提高一方面与技术采收率的提高同步，另一方面与可采储量标定所采用的经济指标有关。

原油2020年底已开发和全部探明储量经济采收率分别为27.0%和23.5%，而2005年底分别为30.6%和25.6%；气层气2020年底已开发和全部探明储量经济采收率分别为46.5%和42.8%，而2005年底分别为58.6%和52.9%。全国这一趋势主要是受中国石油的影响。在开发技术水平不断提高的背景下，经济采收率的下降是资源劣质化和勘探开发对象复杂化的综合反映。

中国海油原油探明储量整体品质较好并有向好趋势。原油2020年底已开发和全部探明储量经济采收率分别为31.3%和25.4%，而2005年底分别为28.5%和22.6%。中国海油气层气的经济采收率远高于全国。其中2020年底已开发储量经济采收率为61.4%，比同期全国高出近15个百分点；2020年底总探明储量经济采收率为53.0%，比同期全国高出10个百分点。

2 探明已开发经济可采储量状况 2.1 原油探明已开发储量评价指标“劣化”

截至2020年底，中国原油探明已开发地质储量、技术可采储量、经济可采储量和剩余经济可采储量占探明（已开发+未开发）储量的比例分别为75.6%、83.9%、86.8%和51.3%；2005年底该比例分别为76.2%、85.3%、91.1%和71.6%，说明经过3个5年计划后，全国原油探明已开发（各类）储量的比例均有所降低。降低的原因无非是探明总量增长较快或者新区建产规模相对较缓。在国家原油对外依存度不断攀升以及国家石油公司落实社会责任的背景下，主客观均要求加快建产。全国原油探明已开发储量占比下降的根源是新增探明储量有效开发可行性相对减弱。该结论从评价指标的分析中可得到进一步的论证（图 3）。

2.1.1 储采比

经济储采比是截止期累计剩余经济可采储量与当期产量的比值，通常截止期为年底，当期为当年，比值代表年，反映累计储量可开采的寿命。经济储采比简称为储采比，可细分为原油和气层气以及已开发储量和总储量的储采比。在国家和油公司层面，储采比越高，代表在较长时期内稳定供应和生产以及可持续发展的能力越强^[16]。

总储量上，全国储采比从2005年底的11.3年上升到2020年底的14.1年，表明具有一定的稳产基础，该基础主要是建立在探明未开发经济可采储量的增长之上。已开发储量上，从2005年底到2020年底，全国储采比从8.1年降至7.6年，其中中国石油和中国石化下降明显，已开发区储采比已处于低位，表明老区稳产难度大，将主要依赖新区建产接替；中国海油在产量增幅最大的同时，储采比由3.3年回升至5.8年，表明开发状态持续向好（图 3a）。

2.1.2 采收率

截至2020年底，各油公司原油探明已开发储量的技术采收率平均分布于26.8%~32.4%，全国为28.7%（图 3b）；已开发储量的经济采收率比技术采收率低1~2个百分点。从2005年底到2020年底，经济采收率均有所下降，表明陆上新投入开发储量的品质变差、经济性降低；除中国海油外，全国、中国石油和中国石化技术采收率均有所下降，其中中国石油降幅最大，从33.8%降至29.7%，降低约4个百分点。

2.1.3 采出程度

采出程度是在某一时间的累计采油（气）量占已开发（动用）原始储量的百分数。该指标也是阶段采收率，是衡量油（气）田采出状况和开发效果的指标，也是（油气田）开发动态分析中最基本的问题之一^[16-17]。根据原始储量类型，采出程度可分为地质储量、技术可采储量、经济可采储量3类。

截至2020年底，各油公司原油探明已开发地质储量的采出程度平均分布于22.8%~24.5%，全国为22.9%（与2005年底基本持平）（图 3c），与2020年底的最终采收率相差约6个百分点。探明已开发技术可采储量的采出程度分布于75%~85%之间，已处于高（60%~80%）—特高（大于80%）阶段^[18]；经济可采储量的采出程度分布于78%~90%之间（图 3c）。与2005年底相比，由于探明已开发地质储量增幅大，地质储量采出程度有所降低，但技术可采储量，特别是经济可采储量的采出程度均有明显升高。老区的高采出程度将不利于持续稳产和效益生产，更难抵御低油价的冲击。

2.1.4 采油速度

采油（气）速度是单位时间（年）内采出油（气）量占已开发（动用）储量的百分数，是衡量油（气）田生产状态的重要指标，与地质条件、开发技术条件和经济环境等因素有关^[16-17]。储量是扣除累计产量后的剩余量，根据储量类型，采油速度或采气速度可分为地质储量、技术可采储量、经济可采储量3类。

2020年底，中国陆上和海域原油探明已开发地质储量采油速度分别约为0.65%和1.6%，均比2005年底的1.1%和3.1%有明显降低，这主要是地质储量“劣质化”的结果。全国技术可采储量和经济可采储量的采油速度分别为8%~15%（全国平均为9.3%，2005年底为10.8%）和11%~17%（全国平均为13.1%，2005年底为12.4%）（图 3d）。相比而言，地质储量采油速度变化幅度大，可采储量采油速度则相对稳定。

2.2 原油经济储采比提高与年产量呈现“剪刀差”

2006—2020年，全国原油累计探明剩余经济可采储量及其储采比总体呈上升态势，其中，后者由2006年的11.1年增加至2020年的14.1年（2018年最高为14.5年），储量经济寿命增加了3年，原油年产量却出现较大波动，储采比与年产量之间在“十三五”期间开始出现“剪刀差”（图 4）。初步分析认为，这种差异既反映了低油价的影响，也与储量本身的经济性下降有关。

2008—2009年原油年产量的下降主要受低油价影响，该阶段经济储采比不到12年，上产基础不牢。自2014年底至2017年10月，国际油价再次进入低谷（60美元/bbl以下）可能是造成2018年国内原油产量触底的重要因素。尽管2019年以来原油产量有所回升，但与“十三五”时期的经济储采比已达到14年左右的较高态势仍然不够匹配。初步分析认为难采储量增加、储量经济性总体下降（这从新增探明储量经济门槛，如财务内部收益率的降低可窥见一斑）、原油生产综合成本走高等多因素叠加可能是产生“不够匹配”和“剪刀差”的内在原因。这种状况表明，把好储量经济性“新增入口关”，规范经济可采储量“保有动态关”，夯实剩余经济可采储量基础是油公司抵御低油价的重要抓手。

2.3 气层气探明已开发储量大幅增长，储量评价指标处于合理区间

截至2020年底，中国气层气探明已开发地质储量、技术可采储量、经济可采储量和剩余经济可采储量占探明（已开发+未开发）储量的比例分别为60.2%、62.8%、65.5%和50.2%；2005年底该比例分别为42.8%、44.0%、47.4%和37.2%。说明经过3个5年计划后，全国气层气探明已开发（各类）储量的比例均大幅度上升。表明新增气层气探明储量规模和新区动用建产规模同步发展，支撑了气层气产量长期快速增长。

2.3.1 储采比

由于各油公司气层气产量的大幅上升，已开发储量和总储量的储采比均明显下降；全国从2005年底的19.9年和53.4年分别下降到2020年底的15.6年和28.7年（图 5a）。表明进一步上产的潜力已明显减弱，但稳产基础依然比较稳固。

2.3.2 采收率

中国主要油公司气层气探明已开发储量的技术采收率平均分布于50%~64%，全国为57.4%，而全国平均的经济采收率比技术采收率低约10个百分点（图 5b）。从2005年底到2020年底，技术采收率和经济采收率均有明显下降，表明新投入开发储量的品质变差（以陆上致密气储量不断增加为标志和主因）、经济性降低。

2.3.3 采出程度

中国气层气探明已开发地质储量的采出程度为22.2%（比2005年底高出2个百分点），与2020年底的最终采收率相差约35个百分点。陆上探明已开发技术可采储量的采出程度分布于36%~43%之间，处于低采出程度阶段（＜50%）或稳产期阶段；经济可采储量的采出程度大约分布于45%~52%（图 5c）。与2005年底相比，全国及各油公司气层气的技术可采储量、经济可采储量的采出程度均有明显升高。

2.3.4 采气速度

2020年底，中国陆上和海域气层气探明已开发地质储量采气速度分别为1.9%和4.8%（图 5d），其中中国石油比2005年底降低0.4个百分点。全国陆上气层气技术可采储量和经济可采储量的采气速度分别为3.9%~5.3%(平均为4.4%)和5.7%~7.8%(平均为6.4%)；中国海油的气层气技术可采储量和经济可采储量的采气速度分别高达13.7%和15.9%，海域气层气各类储量的采气速度均远高于陆地。

2.4 气层气储量寿命不断下降，产量增幅逐步减小，上产潜力已显“疲态”

2006—2020年，全国气层气累计探明剩余经济可采储量与年产量始终保持上升趋势，至“十二五”末两者趋势线交会，之后同步上升。这种趋势导致“三段式”储采比，即“十一五”快速下降，“十二五”基本平稳，“十三五”稳定下降（图 6）。显然，随着气层气储量寿命的下降，产量增幅的减小，年产量进一步增长的空间越来越窄，现有状态下，何时产量达到高峰值得进一步探讨。

2.5 气层气储采比对年产量有控制作用

原油生产受控因素较多（如国际油价），产量与储量的关系不明显。气层气的生产销售与原油不同，其年产量与剩余经济可采储量有明显相关性。通过我国2005年至2020年（共13个样本点，其中2015年和2016年产量数据异常未采用）气层气当年产量增幅与上年剩余经济可采储量储采比的结果可以看出（图 7），两者具有明显的正相关性。如2005年气层气剩余经济可采储量储采比高达53.4年，为2006年产量取得24%的增幅奠定了丰厚的储量基础。从图 7可以看到当全国气层气剩余经济可采储量储采比降至22年左右时，其年产量将不再增加（产量达到峰值），增幅转为负值（产量进入下降期）。据此，本文提出了全国层面气层气储采比的临界值的概念，即不低于22年可以成为全国气层气产量增长的基础。不同油公司和不同区域这一临界值的大小可能不尽相同，气层气临界储采比将随着样本的增加和研究的深入而得到不断的修正和完善。

3 探明未开发经济可采储量状况 3.1 探明未开发储量的分布与变化

未开发储量是后续开发建产的基础，若不考虑勘探投资的时间价值，探明未开发储量规模越大，开发稳产上产潜力越大，公司可持续发展能力越强。但若探明未开发储量品质较差、经济性不高或落实程度不够，就会加大开发风险，未开发就变成了“难开发”，可采储量就变成了“难采储量”。长期以来，中国油气（特别是原油）探明未开发储量广受关注，一些学者从探明未开发储量的规模、分布、特征、评价分类、建产潜力、动用优选方法以及政策举措等方面进行过大量研究^[19-23]。

本文统计了中国及主要油公司油气累计探明未开发储量（表 2），并从规模、品质、增幅、开发所需年限和资产价值等方面进行了分析。

3.2 原油和气层气探明未开发储量规模大、占比变化有差异

截至2020年底，全国原油累计探明未开发地质储量和经济可采储量规模大，分别约为101.5×10⁸t和12.9×10⁸t，相应分别占总探明储量的24.4%和13.2%；全国气层气累计探明未开发地质储量和经济可采储量分别约为5.84×10¹²m³和2.17×10¹²m³，相应分别占总探明储量的39.8%和34.5%。

原油和天然气探明未开发地质储量占总探明地质储量的比例各油公司差别大。中国石油、中国石化和中国海油的原油探明未开发地质储量占总探明地质储量的比例分别是22.8%、17.9%和43.6%（全国为24.4%），其中，中国石油的原油探明未开发储量占全国最多，探明未开发地质储量和经济可采储量分别为58%和56%；气层气探明未开发地质储量占总探明地质储量的比例分别是31.4%、55.7%和70.4%（全国为39.8%），其中，中国石油的气层气探明未开发储量占全国最多，探明未开发地质储量和经济可采储量分别为56%和57%。

2020年底与2005年底相比，全国探明未开发储量占总探明储量的比例出现“油升气降”的趋势。分别按探明未开发地质储量、技术可采储量和经济可采储量统计，2005年底，原油分别为23.8%、14.7%和8.9%，气层气分别为57.2%、56%和52.6%;2020年底，原油分别为24.4%、16.1%和13.2%，气层气分别为39.8%、37.2%和34.5%。

探明未开发剩余经济可采储量占总探明剩余经济可采储量的比例高。截至2020年底，全国原油和天然气该比例分别为50.8%和50.5%，2005年底该比例分别为28.7%和63%，同样具有“油升气降”的趋势。

3.3 探明未开发储量品质较差

探明未开发经济可采储量占总探明经济可采储量的比例明显低于地质储量的占比，其中原油低10个百分点以上，气层气低5个百分点左右，表明探明未开发储量整体品质较差，未开发经济可采储量相对较少。

从经济采收率上看（表 1），2020年底中国石油、中国石化和中国海油的原油探明未开发（探明已开发）储量的经济采收率分别是12.2%（27.8%）、7.1%（25.5%）和17.7%（31.3%），全国为12.7%（27.0%），气层气探明未开发（探明已开发）储量的经济采收率分别为37.6%（46.8%）、31.9%（40.9%）和49.3%（61.4%），全国为37.1%（46.5%）。

原油探明未开发的经济采收率比已开发平均低约15个百分点，其原因主要是“套改”前的储量品质普遍较好以及已开发的经济采收率受后期提高采收率项目的影响；另一部分原因是受未开发品质较差的影响。后者以中国石油为例，2006—2020年新增探明已开发储量的经济采收率平均为15.5%，明显高于累计剩余的探明未开发储量12.2%的经济采收率。

无论从规模还是经济采收率的对比均表明我国探明未开发储量比探明已开发储量整体品质差并以原油为甚，严重降低了开发可行性和效益开发的潜力。这是我国油气储量分类（管理）以地质储量为核心，在储量品质总体“劣化”时期的必然结果。如不加以改变，随着时间的延长，这种“劣化”还可能进一步凸显。

3.4 探明未开发储量增量大、增幅较快

自2005年以来的15年中，探明未开发储量的年均增量大。全国探明未开发地质储量和经济可采储量年均增量，原油分别约为2.7×10⁸t和0.5×10⁸t，气层气分别超过2000×10⁸m³和500×10⁸m³（表 2）。其中，中国石化油气探明未开发储量年均增量均较小。

自2005年以来的15年中，探明未开发储量的年均增幅较快。全国原油探明未开发地质储量和经济可采储量年均增幅分别为4.5%和8.1%，其中，中国石油探明未开发经济可采储量的年均增幅达到10.4%（表 2）；全国气层气探明未开发地质储量和经济可采储量年均增幅分别为7.2%和3.9%，其中，中国海油的增幅最高，分别为19%和17.1%（表 2）。这两种“高增幅”为上产创造的条件可能并不相同。

3.5 完全开发需要的年限过长

2005—2020年全国年均动用原油和气层气探明地质储量分别是80584×10⁴t和4497×10⁸m³。按此测算探明未开发地质储量被全部开发需要的年限，原油是12.6年，气层气是13年。鉴于气层气在“十三五”期间动用规模最大，若按该期间年均动用探明地质储量5298×10⁸m³测算，全国气层气探明未开发地质储量被全部开发需要的年限是11年。

从全国看，截至2020年底存量的油气探明未开发地质储量需要10多年才能实现完全开发（不考虑后续的持续新增）。按国际上“五年内投入开发”的惯例，我国油气探明未开发储量规模明显偏大。本来“家中有粮、心中不慌”，然而我国的“未开发之粮”并非“优质粮”甚至“库中无粮”。据文献[23]，截至2018年底我国气层气探明未开发地质储量中，近期可开发的经济储量仅占未开发储量的27%。

3.6 探明未开发储量占比过高，资产巨大

截至2020年底，我国原油和气层气探明未开发经济可采储量（剩余经济可采储量）占总探明剩余经济可采储量的比例均已超过了50%，远远高于美国资本市场SEC口径主要油公司的平均水平（本文对9家国家石油公司和5家国际大石油公司2010—2020年的统计平均，证实未开发储量与总证实储量之比，原油为36.5%，天然气为38.5%）。尽管储量口径（体系）不同对储量数影响大，但该比例仍具有合理的可比性。

我国原油和气层气现存的探明未开发储量与年均新增探明（已开发+未开发）储量相比分别相当于9.1年和8.8年（按原油当量计相当于9年）。根据公司年报，仅中国石油、中国石化和中国海油2020年在中国境内的勘探投资就超过640亿元。如果按中国石油“十三五”期间美国证券交易委员会（SEC）口径测算的勘探折现投资回报率粗略估算^[24]，三大油公司9年的勘探投资回报将超万亿元。

4 结论与建议

（1）石油天然气探明储量总体趋于劣质化。

2020年底与2005年底相比，我国累计的油气探明储量存量出现“四降二升”的趋势，即已开发和未开发储量的经济采收率均明显下降、已开发储采比明显下降、油（气）已开发地质储量采油（采气）速度明显下降、天然气未开发储量规模占比明显下降；已开发经济可采储量采出程度明显升高、原油未开发储量规模占比有所升高。上述特征综合反映了在我国油气新增探明储量劣质化以及已开发油气田逐步“老龄化”的双重影响下，剩余经济可采储量已呈现规模减小、建产能力下降或有效开发可行性减弱的趋势。

（2）探明经济可采储量已不能满足“增储上产”的需要。

原油探明经济可采储量较快增长与年产量稳产上产乏力之间的“剪刀差”主要源于探明储量本身，其中经济可采储量未达到“探明”程度或开发动用可行性未达到相应的商业成熟度是主要原因。气层气储量寿命快速下降，产量增幅减小，年产量进一步增长的空间越来越窄，确保全国气层气储采比不低于22年可以作为（今后数个“五年”计划内）国家天然气能源发展的一条“红线”。持续加大油气效益勘探，在注重地质储量增长的同时，突出经济可采储量增长是油公司可持续发展的“硬道理”。

（3）加快开发和盘活已探明未开发油气储量资产。

全国约101×10⁸t的原油探明未开发地质储量和5.84×10¹²m³的气层气探明未开发地质储量是一笔巨大的资产，不应将巨量投资长期沉没地下。可以通过对难采储量再评价优选，采取有效技术和低成本开发措施，破解效益开发的体制机制瓶颈，大力推进市场化运作，加快动用未开发储量。

（4）强化储量动态管理，尤其是经济可采储量的评价与研究工作。

油公司储量专业人员少、新增储量研究任务重，存量的动态管理常被看作是“锦上添花”又涉及多部门协调联动，储量的动态属性常常被轻视甚至忽略。通过强化储量复（核）算以及可采储量标定等工作，可以不断提高新增和累计探明储量的置信度，特别是提升经济可采储量序列精度。

（5）建立以经济可采储量为核心的储量资产管理体系。

尽管标准基本符合我国油气生产实际，但随着国内油气勘探已全面进入非常规领域，现行的以地质储量为核心的储量管理体系在分类系统、评估规范、评价方法、评估技术以及管理体制机制等方面均不适应经济可采储量的特点和开发生产的需求。在石油公司层面建立以经济可采储量为核心的储量资产管理体系十分必要。