区域石油开采和消费：一个简单的石油生产模型

此外，我们假设，在这两种条件之间的某个地方可以获得最高利润：o某一特定地区的石油产量在技术上尽可能快地上升到最大值，这只能维持几年，因为一旦新油田不能像老油田下降一样快地开发，总产量就必须下降。北海油田的开发主要来自英国和挪威，这是此类地区的一个很好的例子该国的石油储量巨大，即使由于政治或经济原因，石油产量受到限制，低于可能的最大产量，也可以从出口中获得足够大的利润。沙特阿拉伯及其石油资源丰富的邻国的石油生产可以作为例子如果给定区域的理论可生产石油无法轻易出口，因为既没有管道，也没有足够的大型油轮运输能力，那么产量也可能受到限制。像卡扎赫斯坦这样的内陆国家的石油生产就是一个例子。此外，我们假设，阿吉文油田和区域内有限的可开采石油储量最终将导致石油产量急剧下降，平均普遍下降。IEA在《2008年世界能源展望》和《2013年世界能源展望》中的研究支持了这种普遍下降，该研究得出的结论是，较老的油田最终都会以平均每年约6%的速度下降[1]。国际能源署（IEA）研究（2013）的作者从全球1600多个大型油田中发现了这个数字。简言之，我们的模型基于这样一个想法，即在高原生产年份之后，石油产量将急剧下降，正如在英国、挪威、印度尼西亚和墨西哥观察到的，并在下文中描述。

我们认为，这一产量递减曲线可以作为地球上所有老化的常规石油开采区域的通用衰退曲线。2.1西欧、墨西哥和印度尼西亚的石油开采量下降。西欧（欧盟加挪威）的原油产量[12]在20世纪最后十年急剧增加。产量达到了一个类似于高原的最大值，约为6。在大约5年的时间里，产量在2002年左右开始下降。自2004年以来，尽管油价高得多，但所有西欧油田的石油开采量开始急剧下降。2014年，原油产量降至2。87 mbd，不到生产平稳期所达到数量的一半。墨西哥和印度尼西亚的石油产量也出现了类似的下降[12]。在20世纪的最后十年中，印度尼西亚的原油产量达到了约150万桶/日的平台值，在过去14年中下降了2倍，降至0.79万桶/日（2014年）。墨西哥在2001年至2006年期间达到了约340万桶/日的产量稳定期，从韦雷特降至2014年的250万桶/日。为了简化这些国家和地区之间的比较，将每年的原油产量标准化为它们的平均高原产量值，并将印度尼西亚的年份调整为+3年，墨西哥的年份调整为-4年，以便所有国家都能匹配上一个高原年份。产生的生产曲线如图1所示。虽然增长期显示出显著的差异，但在衰退期的5-10年期间，观察到的三个地区的下降似乎非常相似。

此外，我们还可以观察到，在一些较小的时间间隔内，下降的趋势可能会减弱。据推测，这是可以理解的，因为可能会有不太有利的小型油田开张。为了描述衰退期，我们提出了一个简单的模型，该模型假设在几个高原年份之后，将有一个5年的周期，平均每年下降3%，然后是每年下降6%。由此产生的曲线（图1中的虚线）对西欧、墨西哥和印度尼西亚观察到的石油开采量急剧下降趋势进行了全面的描述。年产量下降6±1%意味着，在十年结束时，产量将仅为十年开始时的54±6%。为了使用该模型来估计不同地区的未来产量，需要确定最后一个高原，为了最大限度地减少年波动，我们建议使用过去三年的可用产能数据作为起点，并确定前三年的生产趋势。因此，根据EIA数据库[12]，2012年、2013年和2014年西欧的常规石油产量分别为3.0 mbd、2.83 mbd和2.87 mbd。当平均这三年的产量时，我们得到了2013年的年产量2.9兆桶/日（1.06 Gb）。使用6%的年递减率，我们将2020年的产量建模为1.9 mbd（0.69 Gb）。如果我们选择2012年至2014年之间的一年作为起始年，那么2019年至2021期间的某个时候，产量将下降至190万桶/日。因此，如果国家/地区已经处于6%/年的下降阶段，我们建议使用±1年作为模型不确定性。

如果国家或地区处于高原或-3%下降阶段，不确定性必须稍大，为简单起见，我们估计不确定性是±2%的两倍- 3年。使用6%的年递减率和2013*年1.06 Gb的平均产量，预计2020年、2030年和2050年的未来年原油产量分别约为0.69 Gb、0.37 Gb和0.11 Gb。假设产量呈指数下降，那么很明显，产量永远不会变成零。然而，人们可以根据这个递减模型使用未来的总产量，并估计今天的开采储量将在哪一年终止。假设年产量下降6%，从2013年开始，西欧、墨西哥和印度尼西亚的年开采量分别为1.06 Gb、0.93 Gb和0.30 Gb，我们发现，其12.8 Gb、11.1 Gb和3.7 Gb的官方原油储量（2013年底）将在2035年左右耗尽。1990年2000年2010年2020年石油开采量/年[标准化为最大产量]00.511.5石油开采曲线，标准化为峰值（高原）原油和凝析油（来自EIA 2015的数据）欧盟+挪威自2002年以来下降印度尼西亚自1999年以来下降（数据转移+3年）墨西哥自2006年以来下降（数据转移-4年）石油开采下降模型：高原（5年）下降：0.97/年（5年），0.94/年后图1：三个下降国家和地区的原油开采曲线。将数据标准化为每个平均峰值产量结果（接近最大值年份的平均值）。墨西哥和印度尼西亚的高峰年份分别为2006年和1999年。他们的数据发生了变化，使得“高峰年”与WesternEurope 2002年的高峰年相匹配。

点曲线是根据模型进行的预测，该模型假设高原结束时，5年内每年产量下降3%，然后每年下降6%。然而，假设由于开采技术的改进，新发现或储量修正将使2013年的储量增加约30%，则该下降模型的预测可能会延长到2050年。因此，我们的简单模型也可用于将通常引用的静态储量（产量不变的寿命）转换为更现实的动态寿命（产量递减）。例如，如果剩余储量的静态寿命为10年，而实际产量每年下降6%，那么产量下降可能会持续20年左右。或者，如果尚未发现的储量将使现有石油储量增加约30%，6%的年产量递减期可从20年的限制延长至约35年。以类似的方式，可以估计一些国家和地区的实际储量，这些国家和地区自某些年份以来每年下降6%。假设这些递减率大致可以维持25年，我们发现每年约1 Gb（或2.74 mbd）的开采量相当于约13 Gb的可开采原地储量。我们的simplemodel只使用了过去几年的产量趋势，这使thusalso能够很好地逼近剩余储量。或者，可以通过比较每个区域的估计潜在生产阶段和最近的生产趋势来确定所列静态储量的一致性。

例如，低于15年的静态储量意味着每年6%的产量急剧下降已经开始或即将开始15-20年的静态储量意味着年产量下降约3%的5年期已经开始或即将开始20-25年之间的静态储量意味着高原生产可以持续5年，大于25-30年的静态储量意味着高原生产可以延长很多年，或者在未来几年内有增加产量的实际可能性。3区域石油开采，未来35年根据这些想法，我们现在使用国际石油协会常规原油生产数据和所有主要产油国、地区和大陆过去5-10年的有效开采储量[14]，将实际产量和内部消耗量与储量进行比较，o根据我们的模型确定实际生产阶段，分为增长阶段、平稳阶段和3%或6%的下降阶段，并应用我们的模型估计一个国家或地区截至2050年的未来石油产量，并讨论对未来原油出口的影响。表2和表3总结了特定的常规和非常规石油产量和储量数据，以及我们的简单模型得出的2020年和2030年相应未来石油产量的结果。

图2和3.3.1显示了对未来35年以及基本上所有地区和大陆的相应预测。西欧（欧盟+挪威+瑞士）原油产量和消费量的下降已被用于开发当前模型，第2节给出了许多细节。除了已经提出的这些论点外，重要的是要考虑到这样一个事实，即基本上所有西欧国家的石油产量都在下降，除挪威以外的所有国家都进口了大量消耗的石油。根据我们的模型，我们预测，到2050年左右，韦斯特欧梅的常规石油总产量将从2014年的290万桶/日下降到2020年的190万桶/日、2030年的100万桶/日、2040年的55万桶/日，以及不足30万桶/日。在我们试图对每个地区未来的生产和消费进行建模时，作为西欧唯一的出口国，挪威的原油生产与其石油进口邻国尤其相关。

挪威的常规石油产量已从2004年的每天295万桶下降到2014年的每天157万桶，其中80%以上的石油在2014年出口到了欧盟邻国。区域储量产量模拟产量[Gb][mbd年]2015年[mbd年]2014年2010年*/2013年*[%/年]2020/2030年挪威6 2.12/1.57-6%1.02/0.55EU 6 1.77/1.33-6%0.86/0.46俄罗斯西部≈ 60 9.4/9.3-3%俄罗斯远东地区7.5/4.0≈ 20 0.3 / 0.7 ≥ +10%1.6/1.4阿塞拜疆7 1.0/0.88-3%0.63/0.3430哈萨克斯坦1.51/1.57≈ +1%1.8/1.4中国24.4.0/4.15高原3.6/1.9印度5.5 0.73/0.78高原0.78/0.5其他亚洲/大洋洲15.5 3.01/2.76-3%1.9/1.0利比亚*48 1.3/0.9高原+1.5/1.5阿尔及利亚12 1.56/1.47-6%1.0/0.539安哥拉1.84/1.78-3%1.35/0.7337尼日利亚2.41/2.44 2.5/1.6其他非洲22/2.23高原+1.9奥迪/阿拉伯+1.9波斯高原+1.75欧佩克高原+1.9524 12.9/13.4高原+14±1.5巴西15 2.04/2.11≈ 1%1.8/1.0委内瑞拉*80 2.47/2.5高原+2.5/1.6+0.9其他南部/中部Am。13 2.2/2.33“高原”2.1/1.35美国（修道院）23 4.6/4.3-3%3.7/2.0美国（紧）14*0.9/3.2≥ 10%4.5/4.5卡纳达（修道院）6*1.23/1.12-3%0.85/0.5砂+紧密167 1.5/2.2≥ 10%3/3Mexico 10 2.62/2.54-6%1.6/0.9表2:EIA（2014）中的常规原油储量和产量[12]。2009-2011年和2012-2014年的平均油和凝析油产量分别用于常规油和致密油及焦油砂生产。2020年和2030年的产量预测是根据我们的模型得出的结果。高原+代表过去几年石油产量受到政治和经济条件限制的地区。

对于委内瑞拉来说，我们认为，这种下降将由下一个十年开始的一些重油产量来弥补。按照我们的模式，到2020年，挪威的常规石油产量将降至每天100万桶。假设国内石油消费量将保持在今天的水平，并且新的大型斯维尔德鲁普油田的生产不会按照计划进行，那么对欧盟的出口将相应下降。2014年，41%的出口石油运往英国，27%运往荷兰，12%运往德国[16]。因此，英国和荷兰尽快找到其他石油出口来源尤为重要。正如下一小节将要明确的那样，无论是俄罗斯还是FSU的其他石油出口国，都无法在未来几十年内更换丢失的100万桶石油。2011年发现的约翰·斯维尔德鲁普油田的未来产量可能会导致2019年以后的额外产量约为0.55百万桶/日[15]。然而，目前我们的估计中不包括这一潜在产量。3.2俄罗斯和其他FSU国家拥有大量石油产量和储量的三个前苏联国家是俄罗斯、哈萨克斯坦和阿塞拜疆。2013/14年期间，这些国家的原油出口量约为每天600万桶，主要是从俄罗斯和通过俄罗斯向西欧出口[17]。在过去几年中，俄罗斯的总产量达到了10百万桶/日（2014年）的稳定水平。然而，重要的是要认识到，约90%的石油来自俄罗斯西部和西伯利亚西部相对较大的油田。这些油田大多位于西伯利亚西部人口稀少的地区，几十年来一直在开采。

从那里，石油通过一个巨大的管道系统输送到俄罗斯的欧洲部分，然后从那里到达欧洲的东南部[17]，[19]。另外10%的产出原油来自相对较新的勘探。大部分新勘探都在西伯利亚东部，这些石油将通过现有和计划中的管道输送到中国和其他亚洲国家。从俄罗斯的总产量中减去东西伯利亚不断增长的产量，俄罗斯西部的第一个下降阶段（3%/年）似乎已经开始或即将开始。俄罗斯石油公司卢克石油（Lukoil）的最新声明以及国际能源署（IEA）最近的一份报告似乎证实了这一点[20]。因此，2015年将被假定为俄罗斯西部和西伯利亚西部每年下降3%的开始，然后是从2020年起每年下降6%。如果按照计划，东西伯利亚的石油产量将从2014年的约1百万桶/日增加到2020年的1.6百万桶/日[19]。我们假设，到2025年，产量将保持在这个平台上5年，到2030年，产量将开始以每年3%的速度下降，之后将以每年6%的速度下降。结合我们的模型和这些假设，我们发现2020年俄罗斯西部和西伯利亚东部的日产量分别约为750万桶和160万桶。据此计算，俄罗斯2030年的原油总产量约为540万桶/日。根据EIA数据库[12]，俄罗斯的官方储量从60 Gb（2012年）增加到80 Gb（2013年）。假设这一增长主要来自东西伯利亚的新发现，那么2013年底俄罗斯西部和远东的储量估计分别为60 Gb和20 Gb。