㈠ 油田注水开发技术是什么
在采油过程中，仅利用地层天然能量进行采油，称为“一次采油”。一次采油也被称为“能量衰竭法采油”，采收率一般只能达到15%左右，大部分油气仍残留在油层中。为保持和提高地层能量，提高地层中油气采收率，人们采用油田注水开发技术。
向油层注水，保持或提高地层能量，提高油气采收率的采油方法，早在20世纪20年代美国就已工业化应用。苏联于1946年第一次在杜依玛兹油田采用早期注水、保持油层压力的开发方法。在这期间注水开发的油田越来越多。1936年美国采用注水开发的区块只有846个，到1970年就发展到9000个以上。我国最早大量注水的油田是克拉玛依油田，现各主要油田都采用了注水开发方式。因此，注水已成为世界范围内油田开发的主要手段。
一、油田注水时间的选择
（一）不同时间注水油田开发的特点
不同类型的油田，在油田开发的不同阶段注水，对油田开发过程的影响是不同的，其开发结果也有较大的差异。
1．早期注水
早期注水的特点是在地层压力还没有降到饱和压力之前就及时进行注水，使地层压力始终保持在饱和压力以上。由于地层压力高于饱和压力，油层内不脱气，原油性质较好。注水以后，随着含水饱和度增加，油层内只是油、水两相流动，其渗流特征可由油水两相渗透率曲线所反映。
早期注水可以使油层压力始终保持在饱和压力以上，油井有较高的产能，有利于保持较长的自喷开采期。由于生产压差调整余地大，有利于保持较高的采油速度和实现较长的稳产期。但这种注水方式使油田投产初期注水工程投资较大，投资回收期较长。所以，早期注水方式不是对所有油田都是经济合理的，尤其对原始地层压力较高而饱和压力较低的油田更是如此。
2．晚期注水
油田开发初期依靠天然能量开采，在没有能量补给的情况下，地层压力逐渐降到饱和压力以下，原油中的溶解气析出，油藏驱动方式转为溶解气驱，导致地下原油黏度增加，采油指数下降，产油量下降，气油比上升。如我国某油田，在地层压力降到饱和压力以下后，气油比由77m3/t上升到157m3/t，平均单井日产油由10t左右下降到2t左右。
在溶解气驱之后注水，称晚期注水，在美国称“二次采油”。注水后，地层压力回升，但一般只是在低水平上保持稳定。由于大量溶解气已跑掉，在压力恢复后，也只有少量游离气重新溶解到原油中，溶解气油比不可能恢复到原始值。因此，注水以后，采油指数不会有大的提高。由于油层中残留有残余气或游离气，注水后可能形成油、水两相或油、气、水三相流动，渗流过程变得更加复杂。这种方式的油田产量不可能保持稳产，自喷开采期短，对原油黏度和含蜡量较高的油田，还将由于脱气使原油具有结构力学性质，渗流条件更加恶化。
晚期注水方式初期生产投资少，原油成本低。原油性质较好、面积不大且天然能量比较充足的中、小油田可以考虑采用。
3．中期注水
中期注水介于上述两种方式之间，即投产初期依靠天然能量开采，当地层压力下降到低于饱和压力后，在气油比上升至最大值之前注水。此时油层中将由油、气两相流动变为油、气、水三相流动。随着注水恢复压力，可以有两种情形：
一种情形是地层压力恢复到一定程度，但仍然低于饱和压力。在地层压力稳定条件下，形成水驱混气油驱动方式。据室内模拟和国外文献介绍，如果地层压力低于饱和压力15%以内，此时从原油中析出的气体尚未形成连续相，这部分气体有一定驱油的作用，并由于油—气间的界面张力远比油—水界面、油—岩石界面的张力小，因而部分气泡位于油膜和岩石颗粒表面之间。这对亲油岩石来说，可破坏岩石颗粒表面的连续油膜，有助于提高最终采收率。
另一种情形就是通过注水逐步将地层压力恢复到饱和压力以上。此时，脱出的游离气可以重新溶解到原油中，但天然气组分的相态变化是不可逆过程。当提高压力时，脱出的游离气重新完全溶解所需的压力为溶解压力。显然，溶解压力大于饱和压力。此外，在利用天然能量开采阶段，部分溶解气逸出。因此，即使地层压力恢复到饱和压力以上，溶解气油比和原油性质都不可能恢复到初始情况，产能也将低于初始值。在地层压力高于饱和压力条件下，如将井底流压降至饱和压力以下，尽管采油指数较低，但由于采油井的生产压差大幅度提高，仍可使油井获得较高的产量和较长的稳产期。
中期注水的特点是初期投资少，经济效益好，也可能保持较长稳产期，并不影响最终采收率。地饱压差较大、天然能量相对较大的油田比较适用于中期注水。
（二）选择注水时机应考虑的因素
1．油田天然能量的大小
要确定油田合理的注水时间，就要研究油田天然能量的大小，研究这些能量在开发过程中可能起的作用。总的原则是：在满足油田开发要求的前提下，尽量利用油田的天然能量，尽可能减少人工能量的补充。如有的油田边水很活跃，边水驱动能满足油田开发的要求，就没有必要采用人工注水的方法开发；有的油田原始地层压力与饱和压力相差很大，有较大的弹性能量，也就没有必要采用早期注水。
2．油田的大小和对油田产量的要求
不同油田由于自然条件和所处位置的不同，对油田开发方针和产量也是不同的。小油田，由于储量少、产量不高，一般要求高速开采，不一定追求稳产期，因此也就没有必要强调早期注水。大油田，对国家原油产量的增长起着很大的作用，对国民经济及其他部门的布局和发展有着很大的影响，因此要求大油田投入开发后，产油量逐步稳定上升，在油田达到最高产量后，还要尽可能地保持较长时间的稳产，不允许油田产量出现较大的波动。要确保这个目标的实现，一般要求进行早期注水。如前苏联第二巴库油田大部分是采用早期注水开发。20世纪70年代以后投入开发的西西伯利亚油区的一些大油田也是采用早期注水开发的。如萨马特洛尔油田，1969年4月投入开发，同年10月就开始注水，当年采油140×104t，到1975年产量达到8700×104t，1976年采油速度就达到2%，1980年产量为1.52×108t，地层压力始终保持在原始地层压力附近。
3．油田的开采特点和开采方式
自喷开采的油田，就要求注水时间相对早一些，压力保持的水平相对高一些。原油黏度高、油层非均质性严重、自喷很困难、只能采用机械方式采油的油田，地层压力就没有必要保持在原始地层压力附近，不一定采用早期注水开发。原始油层压力与静水柱压力之比高于1.3以上的油田，即使自喷开采，保持压力的界限也可以比原始压力低，因此注水时间也可以推迟。
总之，注水时间的选择是一个比较复杂的问题。我们既要考虑到油田开发初期的效果，又要考虑到油田中后期的效果，必须在开发方案中进行全面的技术论证，在不影响油田开发效果和完成国家任务的前提下，适当推迟注水时间，可以减少初期投资，缩短投资回收期，有利于扩大再生产，取得较好的经济效益。
二、油田注水方式
油田注水方式是指注水井在油田上所处的部位和注水井与采油井间的排列关系。
采用人工注水开发的油田，油井之间、注水井之间、油井与注水井之间都存在着严重的相互干扰。因此，我们必须深入研究油层性质和构造条件，确定合理的注采井网，进行合理的配产配注。这是油田注水开发中最突出、最关键的一个问题。
油田注水方式可分为边缘注水、切割注水、面积注水和点状注水四种，油田应结合地质条件、流动特征以及开发的要求选择最佳的注水方式。
（一）边缘注水
边缘注水的条件是：油田面积不大，构造比较完整，油层稳定，边部和内部连通性好，油层流动系数（有效渗透率×有效厚度／原油黏度）较高。特别是钻注水井的边缘地区要有较高的吸水能力，能保证压力的有效传递，使油田内部能收到良好的注水效果。边缘注水根据油水过渡带的油层情况又可分为缘外注水、缘上注水和缘内注水三种。
1．缘外注水
缘外注水又称边外注水。这种注水方式要求含水区内渗透率较高，注水井一般与等高线平行，分布在外油水边界以外，如图6-8所示。它的优点是相当于将供给边线移近到油藏开发区，可保持或提高新供给边线的压力。
世界上用这种注水方式开发比较成功的油田，如前苏联的巴夫雷油田，面积为80km2左右，平均有效渗透率为0.6μm2，油层比较均匀而稳定，边水活跃。采用边外注水后，油层平均压力稳定在13.73～15.70MPa之间。在注水后的5年内，石油日产量基本稳定，年采油速度为可采储量的6%左右。我国老君庙油田，面积较小，并有边水存在，在开发初期，L油层和M油层均采用缘外注水方式。
2．缘上注水
当油田在油水外缘以外的区域渗透性差时，不宜缘外注水，而将注水井部署在油水外缘上或在油藏以内距油水外缘不远的地方，即缘上注水，如图6-9所示。
图6-8缘外注水
图6-13面积注水
什么样的油田，选用什么样的面积注水，并无固定的格式。一般说来，油层连通性不好，而又要加速开采，这时注水井就应该多，可采用四点法或反九点法；反之则采用七点法井网开采。在油田开发初期，注水井应少些，到了晚期，注水井数就应适当增多。面积注水方式适用的条件如下：
（1）油层分布不规则，延伸性差，多呈透镜状分布，用切割注水不能控制注入水，不能逐排地影响生产井。
（2）油层渗透性差，流动系数低，切割注水时注水推进的阻力大，采油速度低。
（3）油田面积大，构造不够完整，断层分布复杂。
（4）适用于油田后期的强化开采以提高采收率。
（5）油层具备切割注水或其他注水方式，但要求达到更高的采油速度时也可用面积注水方式。
与切割注水相比，面积注水方式对油层分布适应性要广些，采油速度要高些，但切割注水方式调整的灵活性要大些。
（四）点状注水
点状注水是指注水井零星地分布在开发区内，常作为其他注水方式的一种补充形式。
㈡ 里海的油气开采历史有多久
在发现中东石油之前，里海可以称得上是世界石油市场的支柱。
13世纪马可·波罗就在其书中提到，听说巴库附近有一个石油泉，可用来烧火。巴库是拜火教徒崇拜的“永恒火柱”的所在地，那些火柱实际上是从石灰岩裂缝中喷出的可燃气体形成的，而这同石油蕴藏有着莫大的关联，在巴库郊区，现在仍保存着完整的古老的拜火教神庙。
1901年，里海的原油产量达到1100万吨，占当时世界原油总产量的50％；在当时的世界石油贸易中，里海占30％。1940年，仅阿塞拜疆一地的石油产量就达2200万吨，占当时的苏联全国产量的70％。伊朗在里海基本没有进行油气勘探开发。2004年伊朗进行了第一次招标，并在2005年开始对里海深水部分进行钻井，巴西国家石油公司就产量分成协议和伊朗国家石油公司进行了磋商。
一、阿塞拜疆
位于阿普歇伦半岛上的巴库的石油，早在中世纪就已经形成规模开采。1875年的开采量为8.3万吨，10年以后达到187.5万吨。石油开采在前苏联时期仅次于俄罗斯居第二位。19世纪末20世纪初，这里开采的石油占世界石油产量的一半以上。然而好景不长，到了1908年，巴库的石油产量失去了居世界领先地位的优势。1923年，为了开发比比艾巴特油田伸向海中的部分，于是向海里填土，在人工小“半岛”上钻了一口井，在井深460米处喷出了石油。这是开发里海石油的开端。1925年，在浅海区堆筑了一座人工岛，用来打井。建人工岛造价太高，这里采取了建造木头栈桥的办法，开采水深1米的浅水区的石油。
当阿塞拜疆成为苏联的一个加盟共和国后，巴库的石油不再出口，国内的需求量也越来越少。由于俄罗斯境内的乌拉尔地区和西伯利亚地区发现了大量石油资源，阿塞拜疆的石油逐渐被冷落，到20世纪80年代中期，巴库的石油开采量不足全苏联石油产量的10％，阿塞拜疆再也不是世界十大产油国之一了。
自1994年以来到2001年底，阿塞拜疆先后与外国石油公司签署了15个勘探开发合同，合同区面积10590平方千米，其中海上面积6860平方千米。主要的外国石油公司包括埃克森美孚、Salyan、阿吉普、中国石油和Moncrief等。
在海上对外合作方面，自从20世纪90年代以来，阿塞拜疆通过阿塞拜疆国家石油公司（SOCAR）同外国石油公司谈判签署了一些石油合同。1994年9月，与阿塞拜疆国际营业公司（AIOC）签署了第一个大型海上投资项目。以后，1998年末和1999年初，CIPCO 和NAOC集团由于打了一批干井而停止作业，这些银行集团勘探Apsheron sill以北的构造，这些构造即使在前苏联时期也被认为没有前景。但是，由于油价回升和原油外输问题的解决，仍然不断有公司前来谈判项目。
陆上石油主要分布在阿普歇伦半岛北部的希阿赞地区、半岛西南方向的古布斯坦和希尔万地区，以及萨良平原。20世纪90年代以后，陆上石油在阿原油年产量中的比重已下降至1/4以下。阿塞拜疆最大外国石油开发商——英国石油公司（BP）曾称，阿里海大陆架探明石油储量约10亿吨，天然气储量1.37万亿立方米。最新的预测称，阿里海大陆架石油远景储量35亿～40亿吨，探明剩余可采储量30亿吨。天然气远景储量18万亿～20万亿立方米，探明剩余可采储量8500亿立方米。
二、土库曼斯坦
20世纪80年代中期土库曼斯坦的石油年产量为600万～700万吨，但从80年代末期开始，由于苏联解体导致的经济联系破裂、开发中的油田的储量逐渐耗尽，土库曼斯坦的石油年产量开始大幅减少，到1996年时已减少到440万吨。随后，土库曼斯坦开始有计划地增加石油产量，采取的措施主要有：在南卡梅什雷扎矿区开发一批新油井，使一批停产井复产，用高压气举法改造一批老油井，鼓励一批外国公司参加里海陆架及相邻区域的开发项目等。如今，土库曼斯坦的石油年产量在950万吨左右，约占全球产量的0.005％。
土库曼斯坦是一个天然气输出国。天然气主要出口独联体国家，少量输往西欧。以1990年产气量877亿立方米为例，本国国民经济只需要80亿立方米，其余全部出口。
最近几十年来，土库曼斯坦加强了在其所属里海区域的油气勘探作业，实际上这里所有的水域都能引起专家们的勘探兴趣。经过多年的勘探，在这一地区的陆地和陆架上共发现了至少161处石油天然气矿，包括至少30处石油和天然气矿，131处天然气和天然气凝析油矿。此外，土库曼斯坦国家地质康采恩下属的钻探企业在其他优先开发的天然气富集区也进行了大量勘探作业。
三、哈萨克斯坦
哈萨克斯坦的石油天然气资源集中在西部地区，特别是濒临里海地区的石油天然气储备十分丰富。其中濒临里海的阿特劳州已探明的碳氢化合物矿藏至少79处。该州已开发的田吉兹、克罗列夫、肯拜和伊马舍夫等四大油气田最为有名。曼吉斯套州是濒临里海的另一个富油区，其已探明碳氢化合物矿藏至少69处。2003年该州石油（包括凝析油）产量为1365吨。特别需要指出的是，卡沙甘里海陆架油田的开发给曼吉斯套州经济带来了新的更广阔的发展前景。据资料显示，里海陆架石油总储量为130亿吨，其中卡沙甘油田储量为50亿吨。曼吉斯套州从2003年11月底开始在其濒临图普卡沙甘海湾的巴乌切诺镇建设里海石油开采保障基地，准备大规模地开采里海石油。关于里海陆架石油开采问题，哈萨克斯坦政府经过与国际财团激烈讨价还价后，最终决定以意大利阿吉普石油公司为主，壳牌石油公司参与投资开发。
卡沙甘油田区块位于北里海水域。油气勘探、开发的产量分成协议包括卡沙甘、卡拉姆卡斯和卡伊兰3个油田。协议签订于1997年11月8日，1998年4月27日生效。最初的签订合同方为阿吉普、BG、英国石油（哈萨克斯坦）、Statoil、美孚（哈萨克斯坦）、壳牌（哈萨克斯坦）、道达尔（哈萨克斯坦）、哈萨克斯坦里海陆架公司和哈萨克斯坦石油公司。
西哈萨克斯坦阿克赛地区的卡拉恰甘纳克凝析油气田是一个世界级的特大型油田。据评估，其石油储量达27亿吨。2003年8月1日，该油田已经通过里海输油管道向欧洲地区供应石油。克孜勒奥尔达州已探明的碳氢化合物矿藏至少11处。此外，在较为贫穷的南哈萨克斯坦州也发现有储备较大的天然气井，并于2003年完成了一起建设工程。南哈萨克斯坦州天然气田建设完成投产后，将基本满足哈萨克斯坦南部地区，包括江布尔州奥塔尔热电厂的天然气供应。
阿克纠宾州是中国石油企业最早参与哈萨克斯坦石油开发的地区。该州已探明的碳氢化合物矿藏至少19处，其中扎纳诺尔油田的控股权为中国石油总公司所掌握。
截至2007年11月哈萨克斯坦已运营的油田共55个，储量在1亿吨以上的油田有7个，它们依次是：田吉兹油田、乌津油田、卡拉恰干纳克油田、卡拉姆卡斯油田、热得拜依油田、让那诺尔油田、库姆科尔油田。2002年哈萨克斯坦产原油4700万吨，同比增长17％；出口原油3927万吨，同比增长21％；出口总值50.4亿美元，同比增长18％。哈萨克斯坦的石油工业前景看好，特别是里海海上油田开发有巨大潜力。石油工业已成为目前吸引外国直接投资最多的经济领域，至2003年3月油气领域共吸引外资119.3亿美元。
四、里海划界
1991年以前，里海是平静的，那里没有争议，更没有冲突。因为那时无论按传统还是地理位置，里海都被认为是苏联和伊朗的内湖。
自1991年苏联解体后，在里海地区不断发现大规模的油气田。根据西方石油公司估计，这一地区有可能继海湾地区之后成为21世纪世界能源主要供应地之一。因此新独立的里海沿岸国家哈萨克斯坦、阿塞拜疆和土库曼斯坦都要求重新确定里海法律地位，而里海油气资源的开采权自然也就和划界问题联系在一起。
伊朗迫于压力不得不同意对里海进行划分，并和土库曼斯坦一起要求各国按各占20％的份额平均划分里海。这样便形成了目前以伊朗、土库曼斯坦为一方要求5国均分里海，和以俄罗斯、哈萨克斯坦、阿塞拜疆为一方要求按中心线划分里海的局面。
由于美国等西方国家过于依赖中东地区的石油，其能源供应安全存在隐患，因此它们对能源来源多样化的愿望使里海地区成为追逐热点。美国凭借同阿塞拜疆的密切关系，一直竭力介入里海能源开发，主张里海是“海”，这样便可使至少一半已探明的里海油气资源归阿塞拜疆所有，以便自己从中牟利。
五、中哈管道
1997年以前所完成的管线，都是为将前苏联内部间连接而设计的，都经过俄罗斯。
在事关地缘政治的油气管线方面，有专家认为，用里海经伊朗到海湾的管线运送石油到西方和亚洲的石油消费国最为便捷，成本最低，但美国不愿把控制权交到伊朗手中。而俄罗斯在中亚油气交易中一直保持主导地位，西方国家也担心自己能源来源多样化受俄罗斯牵制。为与俄罗斯争夺里海石油控制权，美国修建了一条绕过俄罗斯的石油运输管道。这条输油管道从阿塞拜疆的巴库起，经格鲁吉亚首都第比利斯，到土耳其地中海港口杰伊汉，全长1730千米，于2006年7月投入运营，年输量为6000万吨，成为该地区第一条避开了俄罗斯的能源输出管线。
美国与欧盟还倡议铺设穿过里海海底的跨里海管道，该项目一旦建成，就可与巴库—第比利斯—埃尔祖鲁姆管道连接，使中亚天然气可以不受俄罗斯控制而输往国际市场。
1997年中国和哈萨克斯坦共同提出修建中哈石油管道计划。当时中哈商定共同铺设一条西起哈萨克斯坦里海岸边的阿特劳，东至中国新疆的阿拉山口，全长达3000多千米的石油管道，总投资为25亿～30亿美元，整个石油管道分三段：第一段从阿特劳到肯基亚克；第二段从肯基亚克到阿塔苏；第三段从哈萨克斯坦境内的阿塔苏到中国新疆的阿拉山口。从阿特劳至肯基亚克之间的这段管道已于2003年3月由中哈双方合资建成。2005年12月15日从哈萨克斯坦境内的阿塔苏到中国新疆的阿拉山口竣工投产，是中国第一条跨国输油管道，也是战胜美国及俄罗斯的唯一一条从里海通往亚洲的运油通道。该管道初期年输油能力600万吨，2006年全线贯通，每年输油能力为2000万吨，该管道的建成标志着我国能源多元化战略取得重大进展，将为我国能源的安全供应提供重要保证，2008年1季度俄罗斯Gazpromneft和TNK-BP公司允许通过该管线出口石油1.2万桶/天，中哈输油（阿塔苏—阿拉山口）管线的油源来自中国石油天然气集团公司（CNPC）的Aktobe油田、CNPC和Kazmunaigaz共同投资的Kumkol油田。
2007年8月18日中国和哈萨克斯坦签署的《中国和哈萨克斯坦联合公报》中计划将里海石油管道与中国石油位于哈萨克斯坦西部的另一处油田和管道相连接，建成一条从里海横跨整个哈萨克斯坦直到中国的出口路线，此外该管线可连通中亚各国油气，根据哈萨克斯坦总统表述，从哈萨克斯坦到中国的管线还将输送来自土库曼斯坦的石油和天然气，它将成为中亚第一条非俄罗斯的天然气出口路线。2008年7月，中哈天然气管道开始建设，它是中国—中亚天然气管线的组成部分，全长1300千米，由中哈双方合资建设。中国—中亚天然气管线西起土库曼斯坦，穿过乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦，通向中国的华中、华东和华南地区，管线总长约1万千米。管线建成后，土库曼斯坦将在30年内每年向中国提供300亿立方米天然气。
1994年俄罗斯提出动议，中俄合建一条输油管道，把俄罗斯西伯利亚和远东地区蕴藏的丰富石油销往中国。2001年两国政府签署协议，拟共建安加尔斯克—中国大庆石油管道（安大线），但2002年底俄罗斯石油运输公司等突然提出建设安加尔斯克—纳霍德卡石油管道（安纳线）以取代安大线，此后俄罗斯又推出了泰舍特—纳霍德卡方案（泰纳线）。
“对于俄能源资源来说，中国无疑是最大、最稳定的市场，通向中国的渠道也最安全、最便捷”。俄罗斯在西伯利亚和远东拥有丰富的能源资源。俄罗斯境内的石油和天然气蓄积量分别占世界的40％和45％。而鉴于东北亚国家正在发展成为世界经济的重要领导力量，俄罗斯也已将包括中国、日本、韩国在内的东北亚市场作为战略重点。俄罗斯希望东方市场将来要占全俄罗斯能源出口市场的38％。从外交角度看，俄罗斯现在西部安全环境形势严峻，需要以中国作为依托，发展同东北亚国家的关系。现在还不能说俄罗斯的发展重点已经东移，但至少可以说俄罗斯已将开辟东方市场、开发东西伯利亚和远东地区的油气资源作为战略重点，做了比较详细的战略部署。俄罗斯有意搭乘亚太经济发展的快车，这对于中国来说应当是一个机遇。
六、近年新发现
1.阿塞拜疆的油田
BP公司在2006年10月25日称，由BP公司作业的阿塞拜疆Azeri-Chirag-Guneshli（ACG）特大型油田群储量由54亿桶升至65亿桶。AGG油田群是BP公司牵头的Baku-Ceyhan管道的主要原油来源，该管道将从阿塞拜疆向土耳其地中海沿岸每日输送100万桶以上原油。这将占到全球原油需求的1％，并将成为非欧佩克国家主要的原油来源，尤其对于中国和印度等能源需求急速上涨的国家而言。
2.俄罗斯的油田
美国《油气杂志》2006年2月报道，俄罗斯在里海发现了一个大型石油和凝析油田，在其尤兹诺—拉库塞厅娜雅构造上发现井的轻质、低硫石油日产量为800吨，被称为俄罗斯近10年来最大的发现。此油田位于阿斯特拉罕南部西南方面220千米处，探明原油8.16亿吨、天然气336亿立方米，初期资料表明可日产原油1.36万吨。
3.哈萨克斯坦的油田
据美国《油气杂志》报道，截至2007年底，哈萨克斯坦石油剩余探明可采储量为41.1亿吨，居世界第11位，在前苏联国家位居第2位；天然气剩余探明可采储量为28317亿立方米，居世界第11位。哈萨克斯坦油气资源主要分布在西部的曼格拉克半岛和里海洼地。主要的油气田有田吉兹、卡拉恰干纳克和卡沙甘。
田吉兹为哈萨克斯坦最大生产油田，位于里海北部滨海沼泽区，该油田于1979年发现，1993年投产，估计石油储量150亿～260亿桶，探明石油储量60亿～90亿桶，为世界第12大油田。2007年石油日产量平均为28万桶。
卡沙甘位于里海北部，该油田的开发者为Agip KCO公司。卡沙甘油田是自1968年以来全球发现的最大油田。Agip KCO公司估计卡沙甘油田探明储量为130亿桶，总资源量为380亿桶。因为各种原因，该油田的投产时间由2005年推迟到2008年。
七、里海油气对中国的影响
里海是继波斯湾之后又一块世界级的产油区，被誉为21世纪世界最重要的能源供应基地之一，仅哈萨克斯坦属里海部分预计石油地质储量就为134.5亿吨。中国海油一直期望进入该地区。
早在2003年，中国海油就差点购买全球最大的石油开采项目——北里海项目的部分股权。
2003年3月，英国天然气国际有限公司（BG）同意退出里海北部合作开采协议，并拟将其所持的股权平均出售给中国海油和中国石化两家中国公司。此后，两家公司分别于当月与BG签署了意向性协议，将各自出资6.15亿美元收购该项目8.33％的股权。但由于这一项目的其他两大股东壳牌和埃克森美孚选择行使优先购买权，使中国海油及中国石化进军里海的计划最终化为泡影。北里海项目无功而返，在当年曾被视为中国石油公司“走出去”遭受的重大挫折之一。
2005年9月9日中国海油总公司宣布，已与中国石油集团和哈萨克斯坦油气股份公司签署备忘录。三家公司将共同进行达尔汉区块的前期勘探工作。达尔汗区块亦是北里海项目的一部分。这是继中国海油2003年收购北里海项目权益未果后，中国石油公司首次进入里海地区。
除中国海油外，中国石油和中国石化在陆上油气开发方面与里海地区合作也是相当紧密的，这些充分体现了中国对里海的重视。
里海地区对于我国的油气安全供应及国家利益具有重要的意义，主要表现在以下几方面：
其一，我国相邻的里海地区理应成为我国参与海外经营活动的重点地区。里海与我国具有传统上的商贸往来和文化交融，具有良好基础和诸多共同利益。“上海五国”定期峰会为开展合作提供了保障机制，边界问题的解决又推动了双边关系的发展，增加了相互信任。里海的能源开发、经济发展及政治稳定对于我国西北地区的经济发展和政治稳定将起到积极作用。
其二，里海是连接俄罗斯和海湾的重要枢纽，参与里海石油开发，不仅有利于发展我国与俄罗斯、海湾国家的关系，而且在里海、西西伯利亚、海湾诸石油资源区连接成片以后，可以发挥我国在里海地区的石油合作基地作用，通过里海获取源自伏尔加—西西伯利亚地区、海湾地区稳定的石油供应，开辟我国石油供应的陆路通道。
其三，里海地区与俄罗斯的西西伯利亚油源区相比，虽然目前的可采储量尚不及后者，但西西伯利亚属于俄罗斯一国所有，而里海地区则属于多个国家，里海各国纷纷实行门户开放政策，石油私有化进程加快，并对国际石油资本竞相出台各种优惠政策，各国家间呈竞争态势。一旦合作实施，相对不容易因我国与某一国的关系起落而危及在该区域的整体石油利益，反而对我国进口俄罗斯西西伯利亚的原油是一个有利的筹码。
其四，在以石油、天然气相关能源为基础的地缘政治中，里海位于心脏地带。控制了里海油气资源，就可能在全球能源的战略格局中取得主动。
其五，从地区能源连接的层次分析，未来只有把新疆和里海的油气资源一并考虑，我国的西油、西气东送战略才有坚实的实现基础。
最后，里海经济仍低迷，急切地期待着国际资本的参与，这为我国参与石油投资提供了机会。由于里海各国受资金和技术的限制、油气深加工能力薄弱的现实，我国在参与里海石油投资时，可以强化下游企业的合作，可与之合资合营炼油厂，直接或间接加工里海石油，上、下游合作，部分用于国内市场，部分给里海各国或输送到其他进口国，这对各方都有好处。由于里海地区各国均为内陆国，急需出海口，故重建欧亚大陆桥、恢复“丝绸之路”向东的窗口是其共同的愿望。我国可为里海诸国提供任何西方国家、俄罗斯等均无法提供的资源，因为我国是里海向东通往世界市场和出海口的必经之路，所以它们对我国参与里海石油勘探、开发持积极态度。向东输送，不仅符合里海诸国能源出口渠道多元化的需要，而且有助于里海诸国获得能源上的独立自主。所以就地缘政治高度而言，里海对我国加大能源安全具有重大意义。
总之，里海地区由于石油资源的巨大潜在价值，对于石油消费大国、周边国家和发达国家来说，都具有极大的吸引力。世界各国纷纷以战略的眼光参与到里海的竞争中来，里海石油将成为21世纪国际石油政治的新热点。我国要把握机遇，适时出击，才能从中获取最大收益，才能维护好国家能源安全。
里海丰富的油气资源必将导致其成为世界各个利益集团的争夺之地。沿岸各国之间、美俄之间必将在此展开更加激烈的争夺战。而作为经济高速发展，拥有日益增大的石油天然气需求量的中国，能否在里海分得一块蛋糕，分得一块多大的蛋糕，将对未来中国能源的供应稳定、安全产生重要影响。愿“第二个波斯湾”对我国、对世界的发展起到持续积极的影响。
㈢ 俄罗斯东部油气资源蕴藏概况
俄罗斯东部地区油气资源十分丰富，东西伯利亚和远东地区的碳氢化合物资源预计有850亿～900亿吨，包括石油200亿～220亿吨，凝析油30亿～50亿吨。2002年6月俄联邦政府制定了西伯利亚经济发展战略，战略中着重提出要在东西伯利亚建设新的石油和天然气开采中心。
一、西伯利亚油气资源概况
1.西西伯利亚
俄罗斯的石油主要蕴藏在西西伯利亚地区，其石油储量占全俄的2/3，石油预测储量集中在鄂毕河中游地带，这里分布着下瓦尔托夫斯克、苏尔古特和萨伊姆三大油区。
下瓦尔托夫斯克油区包括萨莫特洛尔、麦吉昂、瓦金、洛科索沃、阿甘、萨莫伊洛夫卡、别洛泽尔斯克和索斯宁斯克油田。其中萨莫特洛尔油田是西伯利亚、也是原苏联最大的油田。该油田发现于1965年，面积为1800平方千米，地质储量高达60亿吨，可采储量约26亿吨;油田共分5个油层，厚度达78.5米;原油含硫量为0.75%～0.85%，含蜡量为1.45%～4.42%;油井深度为1685～2230米，1969年投产。瓦金油田发现于1963年，可采储量为5000万吨;油田共分8个油层，厚度达18～34米，油井深度为1690～2450米，于1965年投产。阿甘油田发现于1965年，油田共分3个油层，油井深度为2184～2280米，1973年投产。斯拉夫石油生产公司在麦吉昂，有麦吉昂石油天然气公司和麦吉昂石油天然气地质公司。
在苏尔古特油区，分布着乌斯季－巴雷克、西苏尔古特、良托尔斯克、贝斯特拉亚油田，其中乌斯季－巴雷克油田发现于1961年，探明储量为6.8亿吨;油田面积142平方千米，共分14个油层，厚度为28.7米;原油含硫量为1.33%～1.51%，含蜡量为3.3%～3.6%;油田深度为2000～2020米，1964年投产。西苏尔古特油田发现于1962年，可采储量为3.18亿吨;油井深度为2000～2330米，共分6个油层;原油含硫量为1.53%～1.82%，含蜡量为3%～3.2%，1968年投产。
萨伊姆油区是西西伯利亚开发最早的油田，有特廖赫澳泽尔诺耶油田、乌宾斯克油田和莫尔季米亚—捷捷列夫油田。
西西伯利亚的天然气储量大。西西伯利亚天然气潜在储量占全俄的60%，A+B+C1天然气储量占全俄的70%。天然气主要蕴藏在西西伯利亚北部约62万平方千米区域内。这里分布着乌连戈伊、扬堡、梅德韦日耶、塔佐夫斯基、克鲁津什捷尔诺夫斯克等气田。西西伯利亚的天然气质量好。天然气中甲烷含量超过97%，而且含硫量小。天然气的开采成本也是国内最低的。这里每开采1000立方米天然气，费用比高加索地区低44%，比乌拉尔－伏尔加地区低34%。秋明州的亚马尔－涅涅茨自治区是西西伯利亚地区天然气的主要产区。俄罗斯最着名的乌连戈伊、扬堡和梅德韦日耶等气田都位于该自治区境内。
2.东西伯利亚
东西伯利亚的石油天然气资源主要蕴藏在西伯利亚地台南部。西伯利亚地台的石油储量为13.3亿吨，天然气储量(A+B+C1+C2)为3.64万亿立方米，石油和天然气探明程度只有11%和8.3%，潜在储量分别为118.3亿吨和43.79万亿立方米。
西伯利亚地台的石油天然气主要集中在克拉斯诺亚尔斯克边疆区的尤鲁布切诺－托霍姆斯克、索宾斯克和伊尔库茨克州的维尔赫涅琼斯克、科维克金以及萨哈共和国的塔拉甘斯克、恰扬金斯克、中博图奥宾斯克、中维柳伊斯克、中琼格斯克等油气田(表3－1)。
表3－1 2000年西伯利亚地台主要油气田的石油天然气探明储量
资料来源:Б.Г.萨涅耶夫.俄罗斯亚洲地区和东北亚国家间的能源合作前提条件与可能的方向.21世纪中俄区域合作展望(中俄区域合作与发展国际会议论文集)，2001:258
3.西伯利亚各州、边疆区油气资源分布
秋明州和托木斯克州是西伯利亚主要产油区。此外，克拉斯诺亚尔斯克边疆区、伊尔库茨克州和新西伯利亚州、鄂木斯克州也有少量油气生产。
秋明州的汉特－曼西自治区是俄罗斯最大的石油生产基地，石油产量约占全俄的58%。下瓦尔托夫斯克和苏尔古特油区的大油田都位于汉特－曼西自治区。目前汉特－曼西自治区的石油开采存在一定的困难。多年来，这里石油探明储量的增长速度一直赶不上开采速度，导致石油储量的保障水平下降。
汉特－曼西自治区现有几家俄罗斯大型石油公司，如卢克石油公司、苏尔古特石油天然气股份公司、斯拉夫石油股份公司、秋明石油股份公司等。尤甘斯克油气公司在汉特－曼西自治区有28处采油区，东西伯利亚油气公司在克拉斯诺亚尔斯克和埃文基自治区有两处前景看好的油区。克拉斯诺亚尔斯克边疆区、伊尔库茨克州、新西伯利亚州、托木斯克州及哈卡斯共和国早就与尤科斯合作。该公司所属的安加尔斯克石化公司和阿钦斯克石油加工厂负责这些地区的燃料供应。此外，尤科斯在俄罗斯南部及阿尔泰边疆区也有相当稳固的地位。
托木斯克州是西西伯利亚油田的重要组成部分。石油开采和加工是本州的支柱性产业。托木斯克州的石油天然气工业也是随着20世纪60年代苏联对西西伯利亚油田的大规模开发而得到发展的。托木斯克州石油产量位居全国第9(2000年数据)，天然气产量位居全国第5(2000年数据)。
克拉斯诺亚尔斯克边疆区的石油天然气的储量约占全俄的10%，在全俄位居第2位，仅次于秋明州。这里的石油质量高于西西伯利亚的石油，但开采量较小。
伊尔库茨克州石油天然气开采仅为满足本地区需求，开采规模小，产量低，有原油加工企业。位于伊尔库茨克市东北450千米处的科维克金天然气田是东西伯利亚地区最大的天然气产地，探明储量1.9万亿立方米，科维克金天然气田62.4%的股份属于秋明石油集团，开采权属于鲁西阿彼特罗列乌姆公司。目前该公司虽然获得了开采权，却只能用于再加工和内部市场供应，至今未获得出口许可。
二、远东油气资源概况
远东地区面积620万平方千米，占俄联邦国土面积的36.4%。该地区自然资源极为丰富，在俄罗斯的比重占35%，仅次于占40%的西伯利亚地区，大大高于位居第3的乌拉尔地区(占25%)。其中就包括石油和天然气。远东所有行政区都拥有石油和天然气资源，含油气的面积约160万平方千米，约占该地区总面积的25%。从宏观上来说，主要分为三个大油气区:①临海(白令海、鄂霍次克海和萨哈林州东北邻海);②北极临海(拉普捷夫海、东西伯利亚海和楚克奇海)大陆架油气区;③萨哈(雅库特)共和国大型油气区。这三个主要油气分布区的各种碳氢化合物的潜在储量分别为197亿吨(占全区预测总储量的41%)，176亿吨(占全区预测总储量的38%)，100亿吨(占全区预测总储量的21%)。整个远东地区石油和天然气等碳氢化合物的潜在总储量高达473亿吨。
萨哈林州是远东地区最重要的石油产地，约有62个油气田，大多是中小型油气田。20世纪末，萨哈林州陆地和邻海大陆架已探明石油储量3.88亿吨，天然气8770亿立方米，其中80%分布在该州东北海洋大陆架。石油和天然气远景储量分别为9.97亿吨和4.157万亿立方米。萨哈林油气田的地质特点是油气层多，构造比较复杂。萨哈其他林原油的含硫量为0.2%～0.3%，芳香烃比重大，属优质油。但其他成分各不相同，不仅各油田的差异很大，甚至同一个油田内，其深度不同，也各有差异。有些油田的胶质含量不高，如涅克拉索夫卡油田为1.61%，帕罗迈油田为2.7%。有些油田树脂含量很高，如奥哈油田竟达17.2%。萨哈林气区的天然气大都属于重烃少的甲烷系，普遍不含硫化氢，含氮量也少，氩和氦的含量较多。天然气的质量在全俄是最好的。
远东地区陆地天然气资源主要分布在萨哈(雅库特)共和国、勒拿－通古斯流域、哈坦加－维柳伊流域、萨哈林州北部、阿穆尔河中下游、阿纳得尔河流域、堪察加北部和乌苏里斯山地等。
萨哈(雅库特)共和国是远东地区油气资源最富集的陆地地区。据2001年俄方公布的资料，萨哈共和国西南部蕴藏着大量的石油和天然气。已探明的可供工业开发的天然气储量为2万亿立方米，预测储量高达16亿立方米。石油预测储量29.16亿吨，凝析气储量3.88亿立方米。萨哈共和国的天然气不但储量丰富，而且质量也是最好的，有工业浓缩液，有乙烷、丙烷和丁烷馏分，不含有害杂质，有利于发展高效能的天然气加工业。
萨哈共和国(雅库特)境内的塔拉干油气田(石油储量1.24亿吨，天然气储量470亿立方米)的开采权掌握在俄罗斯第四大石油公司苏尔古特石油天然气公司手里。塔拉干油气田是东西伯利亚地区规模最大的油田之一，油气储量估计超过3.5亿吨，占俄罗斯石油开采量的13%。而塔拉干产出的原油正是俄罗斯计划供应远东原油管道第一阶段工程的。公司计划修建塔拉干—上琼斯克耶—乌斯季库特石油管道，管道建设起于塔拉干油田，连接上琼斯克耶油汽田(石油储量2亿多吨)，终点站为乌斯季库特市勒拿输油站，全长500千米，造价10亿卢布(约合3486万美元)，年运输能力260万吨。初步计划建设13个输油站，在勒拿站使用铁路油罐车，纳入俄罗斯石油运输公司的管道干线系统。公司总经理博格丹诺夫此前宣布，塔拉干—上琼斯克耶—乌斯季库特石油管道项目建设工作将于2005年内准备完毕，2006年开工，2008年完成，3年后纳入西伯利亚—太平洋石油管道干线系统，与泰舍特—纳霍德卡管道连接。
远东陆地石油天然气勘探工作开展得很不均衡，重点在萨哈共和国和萨哈林州。迄今共钻出普查井和勘探井2500个，其中90%在萨哈林州;另外，马加丹州境内100个，楚科奇半岛70个。在萨哈共和国共发现了30多个油田和油气田，还发现6个大型天然气田。该地区石油天然气的探明程度很低，根据俄罗斯石油天然气专家的分析，分别为5%和6.5%，而西方国家的评估数字更低，只有4%和6%。石油和天然气储量探明程度高的当数萨哈林州，分别为46.3%和28.1%，其次是萨哈共和国，上述两项指标分别为8.7%和12.8%。
此外，在堪察加半岛、楚科奇自治区和哈巴罗夫斯克边疆区还发现了一些规模不大的油气田。西伯利亚石油公司在楚科奇和白令海大陆架三个地方有油气开采许可证。该公司从2001年开始在楚科奇勘查钻探，在该地区总投入20亿卢布。由于勘探工作的重点是萨哈林周围的海洋大陆架和萨哈共和国的陆地油气资源，并在上述区域发现了大批大型油气田，因此，萨哈林州和萨哈共和国不仅油气资源开发规模大，而且也是外国投资合作的热点地区。
㈣ 西欧地区油气工业概况
由前面世界油气地缘政治格局分析已经知道，西欧属于油气消费大区，但其区内油气资源非常少，其社会经济发展所需要的油气资源主要靠进口解决。当然，西欧本土部分国家也有一些油气资源，如英国、挪威、荷兰、法国、意大利等。
一、西欧地区的石油工业
西欧是后起的大产油区。1970年以前，西欧还是一个贫油区，采油业只限于陆上若干小油田，原油产量微不足道。从20世纪60年代开始，北海沿岸国家已经发现近海丰富的油气显示，但由于自然与经济方面的原因，开发利用被推迟了。到了20世纪70年代，尤其是1973年以后，高涨的油价才赋予开发利用北海石油的巨大经济意义。随着北海原油产量的增长，西欧甩掉了“贫油”的帽子，成为一个新兴的原油产区。
西欧采油业的主要产区分布于北海海域。北海海域分属沿岸七国，其中英国、挪威分得面积最大，分别占46%与25%，北海的采油业就集中在这两国海域。荷兰、丹麦、前西德、比利时、法国共获得其余的29%，但这些海域的原油产量不具有重要地位。
英国是随着北海石油开发而崛起的第一产油国。1975年下半年，英国北海海域的阿盖尔和福蒂斯油田开始出油，从此，英国采油业突飞猛进。1980年起，英国成了西欧主要石油消费国中唯一一个能够自给并能输出原油的国家。到1998年，英国的石油产量为1.33亿吨，同期的剩余探明可采储量为7.08亿吨（王金洲，1999）。
挪威是西欧第一石油储量国。1998年，挪威的剩余探明可采储量为14.89亿吨。挪威北海海域的采油业早于英国，1971年埃克菲斯克油田出油为其起点。1975年生产原油900万吨，成为西欧第一个石油自给有余的国家。尔后，原油产量稳步上升，1992年达1.64亿吨，超过英国成为西欧地区最大产油国，1998年，其石油产量为1.52亿吨，成为世界上最大产油国之一。2003年5月，挪威驻委内瑞拉大使达格·默克宣布，挪威国家石油公司将在委内瑞拉德尔塔拉天然气项目中投资30～50亿美元。这是挪威迄今为止涉及金额最大的国外投资计划，它意味着挪威石油工业开始向国际化方向发展（国际石油经济编辑部，2003）。
2000年西欧地区石油储采比为7，石油剩余探明可采储量为23.4亿吨，占世界石油剩余探明储量的1.67%，比1999年的石油剩余探明储量25.38亿吨减少了7.7%。2000年天然气剩余探明可采储量为4.5万亿立方米，比1999年天然气剩余探明可采储量4.43亿立方米增加了1.5%，占世界天然气剩余探明可采储量的3.01%。2000年西欧石油生产量为3.21亿吨，比上年的石油产量增加了1.0%，占全世界石油产量的9.58%（其中英国2000年的产量为12684.5万吨，比上年的实际产量13624.5万吨减少了6.9%；挪威2000年的产量为16081.0万吨，比上年的实际产量15088.0万吨增长了6.6%。），而1999年西欧石油消费占世界石油消费的22%。西欧1999年的天然气产量为2892.37亿立方米，比1998年的2665.7亿立方米增加了8.5%，占世界产量的12.31%，而其天然气消费量1999年为4173亿立方米，占全世界天然气消费量的17.38%。天然气在欧盟15国一次能源消费结构中的比例将近24%，相对世界其他地区而言，欧盟天然气储量有限，产量不高，但消费量和进口量很大，输气管网发达。截止到2001年底，欧盟天然气探明储量3.21万亿立方米，占世界的2.1%，主要分布于荷兰（1.77万亿立方米）和英国（0.73万亿立方米）。欧盟2001年产气量2129亿立方米，占世界的8.6%，主要生产国是英国（1058亿立方米）和荷兰（614亿立方米）；天然气消费量3433亿立方米，占世界的15.9%，主要消费国是英国（954亿立方米）、德国（829亿立方米）、意大利（645亿立方米）、法国（407亿立方米）、荷兰（393亿立方米）和西班牙（182亿立方米）（刘岩，2003）。
二、西欧的油气贸易
早在20世纪50年代初期，西欧石油进口量已达4000多万吨，超过了美、日两国进口量的总和，相当于世界总进口量的30%。进入60年代以后，西欧实施了能源从煤炭到石油的转换，石油消费量激增，至1973年石油进口量占世界石油总进口量的45.6%，那时，西欧是一个贫油区，原油产量仅约1800万吨，对于区内庞大的消费需求不过是杯水车薪，以至形成了石油消费高度依赖进口的局面。随着挪威、英国北海石油的开采，提高了区内原油的自给率。同时，重视调整能源消费结构：压缩石油消费量‘提高天然气、煤炭和核能的消费比例，石油进口量显着下降。但因北海原油生产受资源储量规模的限制，西欧仍是世界重要的石油进口国。中东和非洲是西欧石油进口的基本来源，此外，来自原苏联与拉美的石油亦占有一定的比例。意大利、法国、原联邦德国是西欧三大石油进口国。
北美和欧洲是世界管道天然气消费的主要市场。在北美主要天然气的出口国是加拿大，其主要通过管道向美国出售天然气，2000年的管道天然气贸易量为1034.4亿立方米；欧盟天然气消费的39.2%来自进口，而且进口来源多，半数成员国完全依赖进口（刘岩，2003）。在欧洲天然气的主要出口国是俄罗斯、荷兰、挪威、英国等，出口到意大利、土耳其、荷兰、德国、法国、比利时等国家。因此，加拿大、俄罗斯、挪威、荷兰和英国是保证北美和欧洲这两大消费区天然气供应的最重要国家，在地区天然气贸易中具有很强的地缘政治优势。
俄罗斯在中欧和西欧的天然气供应中占据了很重要的位置，对欧洲其他国家来说，如果没有俄罗斯的油气供应，特别是天然气的供应，欧洲的能源安全就面临着很大的威胁。2001年，欧盟管道进口天然气1542亿立方米，其中，来自俄罗斯752.3亿立方米（刘岩，2003）。但俄罗斯在站稳欧洲市场的同时，准备利用其强大的油气优势，东向开发东北亚和中国市场，以防其油气出口的单一性而带来的劣势。
挪威2000年的天然气储量为1.25万亿立方米，天然气产量为449.6亿立方米。1999年挪威出口到欧洲大陆和英国的天然气比1998年增加了6.8%，达到455亿立方米。法国燃气公司是挪威天然气的最大买家，共购进112亿立方米。德国的鲁尔天然气公司购买了95亿立方米，比利时配气公司购买了56亿立方米。挪威出口到捷克共和国的天然气增加到13亿立方米。1999年10月，挪威输气管网完成扩容改造，连接Kollsnes与Emden终端的欧洲输气管道二期工程开始投入运营。2001年，欧盟进口天然气的1542亿立方米中483.8亿立方米来自挪威（刘岩，2003）。
2000年荷兰的天然气探明储量为1.77万亿立方米，产量为628亿立方米，出口量为366.2亿立方米。1999年荷兰的管输天然气出口量由于向德国的出口减少，1998年下降至350亿立方米，同时因Trans-Europa-Naturgas管线扩建工程的影响，出口到意大利的天然气也有所下降。2000年出口的管输天然气量为366.2亿立方米。
2000年欧洲还是液化天然气（LNG）进口第二大户，进口量为326.8亿立方米，仅次于亚太地区（其进口达980.4亿立方米）。2001年进口LNG为287亿立方米，其中来自阿尔及利亚、尼日尔爾利亚、卡塔尔、阿曼、利比亚、阿联酋的LNG分别为200.7、55.5、9.3、9.1、7.7、0.2亿立方米，占世界总出口量1429.5亿立方米的20%（刘岩，2003）。
三、西欧的油气运输
徐小杰根据研究认为，未来的亚欧陆上油气管道运输网络主要由“石油心脏地带”向欧洲、东亚、东南亚和南亚这个需求月形地带流通，具体有西向、南向和东向三个方向的跨国管网系统。其中，西向的管网系统有两个部分，一是从俄罗斯的西伯利亚到欧洲。这里有俄罗斯的友谊管道和新建的亚马尔管道。二是中亚向西针对欧洲市场的运输线路，包括北线和西线。北线指阿塞拜疆和哈萨克斯坦的石油往北进入俄罗斯领土，利用现有的管线输送到俄罗斯的黑海港口诺瓦罗伊斯克。西线指里海的石油经巴库到格鲁吉亚或土耳其进入黑海或地中海。同时，北非阿尔及利亚的天然气已经贯穿马格里布，北上供应南欧市场，这就是着名的马格里布—欧洲管线（徐小杰，1998）。具体来说，连接西欧的石油输送航线主要有（王金洲，1999）：波斯湾—好望角—西欧、北美线。这条航线从波斯湾各油港经霍尔木兹海峡、阿拉伯海，沿非洲东海岸穿行莫桑比克海峡绕道好望角，再沿非洲西海岸直达西欧、北美。此航线主要由超级油轮经营，它担负着输往西欧石油总量的70%和输往美国石油的45%，它是西欧、北美主要的供油运输线，也是世界上最主要的海上石油运输线。
北美、西欧和前苏联地区又是油气管输最发达的地区（图5-1、图5-2见书后彩图）。那里的天然气管道星罗棋布并已实现了国际联网。欧盟内部现有天然气长输管道里程18.7万公里，是1970年7.1万公里的2.63倍。欧盟内部跨国管输量613.9亿立方米，占世界跨国管输量4083.2亿立方米的15%。欧盟60%的天然气消费量至少跨越一个国家输送（刘岩，2003）。天然气干线密度在美国为185米/千米2，在荷兰为265米/千米2，法国为48米/千米2。西欧天然气供应最初是区域性的，但从荷兰发现格宁根气田后，西欧开始了天然气管网系统的建设。东欧也在积极扩建其输气管道。就参与国的数量而言，欧洲的天然气市场是全世界最复杂的天然气管网，天然气用户有2亿。
近几年来，随着天然气需求的增长，输气管道的建设稳定增长。全欧对清洁燃料需求的增长，正推动着由前苏联地区、北非以及北海外输天然气管道建设项目的实施。欧洲目前在建和计划建设的项目中，有起自北海和阿尔及利亚的Zeepipe II管线、“欧洲管线”、霍尔腾管线以及欧洲—马格里布管线正成为关注的焦点。
四、欧盟天然气统一市场
从以上分析可见，欧盟成员国之间天然气消费部分靠成员国之间的进出口解决，但很大部分还需要依靠从欧盟外部市场进口解决。在这种情况下，为保证欧盟天然气安全稳定供应，欧盟形成了天然气统一市场。
欧盟各国天然气行业发展可分为四个阶段（宦国渝，李晓东，孙剑，2003），即起步期、成长期、成型期和成熟期。目前这些国家已进入了气源多元化、市场需求稳定、基础设施完善的成熟期，这为欧盟形成统一的天然气市场提供了坚实的物质基础。建立统一的天然气市场是欧盟经济一体化进程的必然结果，也是欧盟各国推动本国天然气行业发展、促进高效清洁能源利用的需要。
早在1990年，欧盟委员会就已经开始促进欧盟内部天然气市场的建立。1990年6月和1991年5月，欧盟委员会相继发布了90/377/EEC指令《关于提高工业最终用户天然气和电力价格透明度的程序》和91/296/EEC指令《关于通过管网输送天然气》，迈开了发展内部天然气市场的第一步。1996年，欧洲议会和欧盟理事会以1254/96/EC指令的形式，公布了跨欧洲能源网络建设的一系列指导方针，这些方针有力地促进了欧洲天然气一体化基础设施的建设。1998年7月，欧洲议会和欧盟理事会又发布了98/30/EC指令，阐明了内部天然气市场的共同规则和各成员国天然气部门的组织原则，提出了为确保内部天然气市场得以建立并有效运营，各成员国政府在输送、储存、配送领域必须承担的维护市场公平竞争的义务，还规定了强制性条款。
欧盟天然气统一市场的主导思想在于促使区域内资源的自由流动、为构建和完善区域内统一的能源市场作准备，但是，在不妨碍内部大市场的前提下，允许各国具有一些豁免权，并制定各国管理制度。在欧盟天然气统一市场内，要坚持公平原则、透明原则和采取许可证为主要手段的监管方式。
从欧盟天然气统一市场的形成，及其主导思想和执行原则来看，欧盟在天然气乃至能源市场的管理上已开始了统一的管理，其各国的油气安全战略必然受其统一规则的支持与约束。
㈤ 俄罗斯的两个重要石油基地是什么
俄罗斯第一大油田萨莫特洛尔油田位于俄罗斯西伯利亚的乌拉尔联邦管区，是俄国最大的油田，储量超过200亿桶，不过油田已经处于开发的尾期，产量锐减。
伏尔加—乌拉尔油田，位于乌拉尔河和伏尔加河流域区，又称“第二巴库”。储油区面积近70万平方公里。该油田于第二次大战期间开始建设，于50年代中期至 70年代中期的20年间，一直是俄罗斯的最大石油产区，由1978年起产量落后于西西伯利亚油田，其产量也逐年下降，但仍保持在1.2～1.5亿吨之间，占全俄产量的1/5以上。
鞑靼自治共和国的罗马什金、巴什基尔自治共和国的阿尔兰和古比雪夫州为该油田的三大产油区，三者合计产量占全油田的4/5以上。该油田位于俄罗斯经济发达地域，油品需求量大，因此，原油加工与石油化学工业发达，区内有大型炼油厂10多座，年加工能力达1.5亿吨，原油与油品管道纵横交错并通往外区。