“海洋石油981”全景

    在海上老油區(qū)力爭穩(wěn)產(chǎn)或少減產(chǎn)的同時，如果及時有力地進行黃海、南海北部到東海的中生界等區(qū)域與領域的勘探開發(fā)，海上油氣產(chǎn)量將有望持續(xù)上升。

    沒有人懷疑，海洋是人類油氣資源的未來之地。

    國際能源署公布的數(shù)據(jù)顯示，近10年來全球發(fā)現(xiàn)的超過1億噸儲量的大型油氣田中，海洋油氣占到60%，其中一半是在水深500米以上的深海。

    目前為止，全球有100多個國家正在開采海底石油資源，有50多個國家在進行深海油氣勘探。海上油氣資源開發(fā)已經(jīng)成為全球油氣開發(fā)的重要組成部分，且海洋油氣產(chǎn)量隨投資和石油平臺數(shù)量增加而增加。其中，2009年海洋石油產(chǎn)量已占全球總產(chǎn)量的33%，海洋天然氣產(chǎn)量占全球的31%。

    中國海洋油氣產(chǎn)業(yè)，起步于上世紀80年代，發(fā)展于90年代，至今方興未艾。經(jīng)過20余年的開發(fā)，海上油、氣產(chǎn)量已分別占全國20.4％、8.7％。

    不過，在不同階段，海洋各個區(qū)域的油氣發(fā)展呈現(xiàn)出不同特點。其中，南海北部石油產(chǎn)量在上世紀90年代上升最快并成為主產(chǎn)區(qū)，但1997年后呈波狀快速下降。本世紀初渤海產(chǎn)量快速上升并成為主產(chǎn)區(qū)。2011年海上產(chǎn)量出現(xiàn)降勢，可能是今后轉(zhuǎn)為相對穩(wěn)產(chǎn)和下降的信號。

    為維持海上油氣穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)，需大力進行新區(qū)新領域的戰(zhàn)略接替。新區(qū)的現(xiàn)實接替區(qū)是南黃海，以及南海北部陸坡深水-超深水區(qū)。新領域為南海北部到東海的中生界。

    石油：10年河東  10年河西
 

    改革開放初期，海上油氣生產(chǎn)還處于剛啟動狀態(tài)，沒有探明儲量和產(chǎn)量。通過對外合作和自營勘探開發(fā)，1990年海上有了約5.3億噸探明地質(zhì)儲量。該年剩余可采儲量約為1億噸、產(chǎn)量127萬噸，后兩項分別占全國的4.83％和0.92％。到2011年海上擁有約4億噸剩余可采儲量、產(chǎn)量達3928萬噸，二者占全國的比例依次為16.70％、20.41％，21年間的年增率分別為6.62％、17.75％。


    由于產(chǎn)量的超高速增長，海上石油產(chǎn)量由微不足道發(fā)展成占全國的1/5，從而改變了全國石油生產(chǎn)的格局，使之從文革后期幾乎全集中于陸上東部老油區(qū)(占95％左右)，到2011年東部石油產(chǎn)量僅占約一半，西北和海上合占47.55％。

    1990-2011年，如以2000年為界將其分為前后兩部分，可以發(fā)現(xiàn)海上儲產(chǎn)量增加的勢頭相差很大。1990-2000年，海上石油剩余可采儲量、產(chǎn)量的年增率分別是7.71％、30.38％，而2000-2011年兩數(shù)字卻依次降為5.56％、7.35％。

    與之相應，在這兩階段海上石油增產(chǎn)在全國產(chǎn)量增加中的作用也有所不同。1990-2000的10年間，東部產(chǎn)量以1.01％的年遞減率減少使其末年比首年的產(chǎn)量減少1222萬噸，而海上和西北分別以30.38％、9.96％的年增率上升，該期間分別增加1674萬噸、1612萬噸。海上和西北該期間的增產(chǎn)量均大于東部的減產(chǎn)量，從而導致全國產(chǎn)量增加2059萬噸。


    2000-2011年，陸上東部產(chǎn)量遞減加快，年遞減率2.84％，使其末年比首年的產(chǎn)量減少1330萬噸，而海上和西北的年增率卻降至7.35％和9.64％，其間分別增加1127萬噸、2596萬噸。海上的增產(chǎn)彌補不了東部的減產(chǎn)，西北的增產(chǎn)量明顯大于東部的減產(chǎn)量，從而導致全國產(chǎn)量增加3399萬噸。本世紀初，海上石油產(chǎn)量增加對全國的貢獻低于陸上西北。

    南海：儲產(chǎn)失衡  呈V形曲線

    上世紀90年代我國海域的開發(fā)集中在珠江口盆地，使中海油深圳分公司的產(chǎn)量以約91％的年增率超高速攀升，至1997年達到峰值1297萬噸，該年其產(chǎn)量占海上的近80％。但因為快速上產(chǎn)，儲量補充系數(shù)小于1，剩余可采儲量年增率降為-15.68％。湛江分公司所轄油區(qū)多為小油田，上產(chǎn)速度明顯低于深圳，但年增率亦近24％。這兩個分公司的產(chǎn)量劇增改變了幾個油區(qū)間的產(chǎn)量排序，使南海北部石油產(chǎn)量在1997年占全海域的87.07％，其中深圳分公司就占79.87％。

    產(chǎn)量高速增長而剩余可采儲量急劇下降使1997年深圳分公司的儲產(chǎn)比降為1.7，湛江分公司僅為5.8。這使深圳分公司的生產(chǎn)量急劇下降，2000年降為1164萬噸，該年產(chǎn)量為峰值年的89.7％，3年間的年增率為-3.54％。2003年進一步降至868萬噸，該年產(chǎn)量為峰值年的66.9％，3年間的年增率降至-14.31％。

    極為嚴峻的形勢迫使決策者更新思路，以自營勘探開發(fā)為主大力開發(fā)中小型油田，同時在老油田采取措施挖掘潛力。中小型油田開發(fā)的主要措施是采用浮式生產(chǎn)儲卸油船(FPSO)代替海上生產(chǎn)平臺，從而降低了中小型油田的生產(chǎn)成本，使產(chǎn)量有所回升。深圳分公司2006年產(chǎn)油1063萬噸，使該年為峰值年產(chǎn)量的82％。但以FPSO采油的采收率不可能高，增產(chǎn)效果也難以持久，2010年其產(chǎn)量又降至835萬噸，為峰值年產(chǎn)量的64.4％，2006-2010年間的產(chǎn)量年增率又降到-10.42％。以中小油田為主的湛江分公司本來產(chǎn)量上升困難，以老油田挖潛和開發(fā)邊際性油田的措施對它就更加適用，使其1997-2011年間的產(chǎn)量年增率8.94％略高于1990-1997年間的產(chǎn)量年增率7.20％。作為產(chǎn)量主體的深圳分公司產(chǎn)量明顯下降，使南海北部2011年的產(chǎn)量在全海域中的份額降為近30％。

    深圳分公司短期內(nèi)快速上產(chǎn)轉(zhuǎn)為快速下降使其產(chǎn)量-時間曲線呈倒V形，缺乏油田的相對穩(wěn)產(chǎn)期。這是海上石油生產(chǎn)的常見現(xiàn)象，根源在于特別高的早期投入意味承擔著沉重的債務負擔，使其需要盡可能快的上產(chǎn)、盡早歸還貸款及其利息。而海上的特殊條件使其難以像陸上那樣采取多種措施提高采收率，產(chǎn)量一旦進入減產(chǎn)期，遞減率就相當大。

    渤海：多措并舉 重回主力位置

    渤海的勘探開發(fā)著手早、進展也較順利。天津分公司1990年產(chǎn)量占海上的68.5％，成為當時海上生產(chǎn)的主力。它的石油地質(zhì)特點使其邊際性中小油田占比例較高，大型油田卻全為稠油，開發(fā)難度大使其上產(chǎn)速度不夠高，1990-1997年產(chǎn)量年增率為12.93％，明顯低于深圳分公司。這使天津分公司失去了海上產(chǎn)量排名第一的地位，1997年僅占海上產(chǎn)量的12.93％。這一情況到2000年仍無大變化，該年產(chǎn)量占全海域的20.18％。

    本世紀初渤海的石油勘探開發(fā)形勢逐漸發(fā)生變化，集中體現(xiàn)在三方面。首先是在渤海中部以蓬萊19-3為代表的一批大中型油田被探明并陸續(xù)投入開發(fā)。其次是經(jīng)過長期探索在綏中36-1大型稠油油田的實驗性開發(fā)取得成功，繼而得到推廣，增產(chǎn)效應在渤海最大，也惠及到南海(如流花1-1大型稠油油田)。再次是針對邊際性油田的FPSO采油在渤海大范圍實施，不但有力地提高了產(chǎn)量也使之更重視中小油氣田的勘探從而提高了儲量。這些措施有力地加快了增儲上產(chǎn)速度，使2011年渤海剩余可采儲量、產(chǎn)量分別以6.36％和20.04％的年增率增長，該年分別占海上的71.69％、69.93％。渤海重又成為海上石油的主力產(chǎn)區(qū)。

    受外界條件的影響，僅局限在東海陸架盆地西部，石油探明儲量不大，2011年剩余可采儲量僅占海上的2.16％，探明油田規(guī)模較小且分布較散使其開發(fā)困難。僅在少數(shù)油田采氣時(下述)有少量凝析油產(chǎn)出，2011年產(chǎn)量僅占海上石油產(chǎn)量的0.18％。

    天然氣：區(qū)域非均衡明顯

        
    受海上開采相當高的經(jīng)濟邊際值影響，一般來說天然氣的開發(fā)難度大于石油。以1000立方米氣折合1噸油計算，海上天然氣與石油產(chǎn)量的當量比2000年為0.25，2011年為0.22，本世紀初有所下降。與之對比，全國相應年度的該比值依次為0.17，0.52，本世紀初有明顯上升。2000-2011年海上天然氣產(chǎn)量年增率為6.38％，明顯高于東部的0.69％，但由于兩者的基數(shù)相差甚大，致使其2011年產(chǎn)量和占全國的比例相差不大。由于中部(鄂爾多斯和四川兩盆地)和西北區(qū)天然氣產(chǎn)量呈兩位百分點的快速增長，致使海上和東部天然氣產(chǎn)量占全國份額有明顯的降低。

    海上天然氣各產(chǎn)區(qū)間的發(fā)展很不均衡，如要對海上油氣形勢有更深入的認識，還需分區(qū)做出剖析。我國四大海域中目前唯黃海尚無探明儲量。東海勘探開發(fā)的油氣田僅在其西半部，由中石化上海分公司、中海油上海分公司和上海市共同開發(fā)，由于統(tǒng)計表上有重復，本文中使用的東海油氣儲產(chǎn)量數(shù)字為后兩者之和。渤海油氣儲產(chǎn)量來自中海油天津分公司所屬油氣田。南海的開發(fā)僅限于其北部，分屬中海油深圳分公司和湛江分公司，前者開發(fā)珠江口盆地的主體部分，后者除珠江口盆地西部外還包括瓊東南、鶯歌海和北部灣三個小盆地。為了統(tǒng)計的方便本文中以各分公司名代替產(chǎn)區(qū)名。

    鑒于海上的溶解氣量較少且其商業(yè)利用較困難，這里僅討論更有實際意義的氣層氣。從2011年的數(shù)字看，探明地質(zhì)儲量主要分布在南海北部，占全海域的71.38％，其中湛江分公司的北部灣盆地就占海域的25.81％。由于開發(fā)強度較大，天津、湛江分公司的剩余可采儲量所占比例小于地質(zhì)儲量所占比例，深圳和上海分公司則反之。從2011年的儲產(chǎn)比看，天津特別是湛江分公司較低，分別為22.2、13.4；深圳、上海分公司較高，分別為40.1、62.1。上海分公司的儲產(chǎn)比最大，主要反映了其開發(fā)難度大，湛江的儲產(chǎn)比小卻并不反映其開發(fā)前景最差，2012年新發(fā)現(xiàn)的東方1-2大型氣田說明了在這個富氣區(qū)還有繼續(xù)發(fā)現(xiàn)大中型氣田的可能。

未雨綢繆  尋找接替

    綜上所述，本世紀初的石油產(chǎn)量增長勢頭已明顯低于上世紀的最后十年。進一步看近幾年的數(shù)字則更清楚地展示出產(chǎn)量變化，并由此分析出未來趨勢。

    近期趨勢：油穩(wěn)氣升

    從開發(fā)看，南海北部各盆地的油田多進入特高含水的開發(fā)后期。曾經(jīng)是海上主產(chǎn)區(qū)的深圳分公司在產(chǎn)量持續(xù)降低的背景下，近3年中已有2年出現(xiàn)兩位百分數(shù)的下降，應該說是降勢較猛。

    為了深入認識，還可進一步分析對深圳分公司產(chǎn)量影響最大的主力油田情況。2011年，深圳分公司產(chǎn)量仍大于百萬噸的有3個油田：西江23-1為135萬噸、番禺4-2為125萬噸、番禺5-1為117萬噸。它們的儲產(chǎn)比依次為2.02、8.05、9.42。珠江口盆地最大的流花11-1油田地質(zhì)儲量15538萬噸，占深圳分公司的24.57％；但其2011年產(chǎn)量僅54.6萬噸、占深圳分公司的6.6％；剩余可采儲量796萬噸，占深圳分公司的12.1％，儲產(chǎn)比雖較高(14.56)，但都是很難采的稠油。以上4個油田2011年合計產(chǎn)量432萬噸，占深圳分公司的57.29％，剩余可采儲量2411萬噸、占深圳分公司的35.43％。這些數(shù)據(jù)都顯示出主力油田將繼續(xù)減產(chǎn)的趨勢，從而決定了該區(qū)產(chǎn)量的走向。

    雖產(chǎn)量份額不算大卻長期保持增勢的湛江分公司在2011年出現(xiàn)15.74％的大幅下降，儲產(chǎn)比降至9.1。這表明目前針對中小油田的技術(shù)系列似乎已難以繼續(xù)起到支撐上產(chǎn)的作用，因而使研究者看到類似深圳1997年前后產(chǎn)量出現(xiàn)倒V形轉(zhuǎn)折的影子。

    天津分公司是近年來海上石油增產(chǎn)的主要來源，也將是今后的主產(chǎn)區(qū)。其產(chǎn)量在2011年由升轉(zhuǎn)降，降幅4.87％。對此可有兩種認識：一是由于渤海溢油事故及其停產(chǎn)處理所造成的短期表現(xiàn)，另一些人認為這可能是由迅速增產(chǎn)向相對穩(wěn)產(chǎn)或明顯減產(chǎn)轉(zhuǎn)折的信號。

    為此，可深入分析天津分公司的主力油田，即2011年產(chǎn)量大于150萬噸的油田。這4個油田中3個地質(zhì)儲量大于1億噸的油田都是稠油，越向后期開采難度越大，且其儲產(chǎn)比都小于9。特別令人關(guān)注的是投入開發(fā)時間最短、產(chǎn)量最高的蓬萊19-3的儲產(chǎn)比僅7.9。目前產(chǎn)量最高的稀油油田渤中28-2南的儲產(chǎn)比也僅6.4。全分公司的儲產(chǎn)比為9.95。

    綜上所述，筆者認為天津分公司的石油產(chǎn)量今后難以再高速增長，出現(xiàn)不長時間的相對穩(wěn)產(chǎn)而進入較快遞減的可能性相當大。

    如果僅依靠目前的以大陸架為主的淺水產(chǎn)區(qū)、依靠其以新生界為主體產(chǎn)層老領域，海上石油產(chǎn)量難有大幅度持續(xù)增產(chǎn)，很可能出現(xiàn)一段時間的相對穩(wěn)產(chǎn)。顯然我們要為這些老產(chǎn)區(qū)、老領域繼出現(xiàn)減產(chǎn)未雨綢繆。

    進一步看，在東部繼續(xù)緩慢減產(chǎn)、西北有所增產(chǎn)、海上相對穩(wěn)產(chǎn)的共同影響下，全國石油產(chǎn)量有可能繼續(xù)穩(wěn)產(chǎn)或略有增產(chǎn)。

    從海上氣層氣產(chǎn)量變化上看， 2000-2006年年增率為6.0％，而2006-2011年間年增率為8.13％，天然氣產(chǎn)量增速有所加大。主要氣區(qū)湛江分公司占海上的份額有降低之勢，2006、2011年分別為64.27％和76.26％，這意味著分散的中小型氣田開發(fā)近期受到更多關(guān)注。預測今后仍可陸續(xù)探明并開發(fā)一批氣田，隨著我國制造的浮式天然氣生產(chǎn)液化船(LNGFPSO)的投入使用，中小型氣田的開發(fā)將起更大作用。我國天然氣產(chǎn)量可保持升勢，但與此前類似，其增速仍將低于陸上。“海氣上岸”在我國天然氣供應中仍然只能起“配角”作用。

      戰(zhàn)略接替新方向

    新一輪海上油氣戰(zhàn)略接替的指向可分為新產(chǎn)區(qū)、新領域來討論。

    就新產(chǎn)區(qū)來說首先指向尚未探明油氣儲量的黃海和東海東部。黃海包括北黃海和南黃海兩部分。北黃海經(jīng)過幾輪工作，特別是近年的國際合作，仍未能突破，多數(shù)專家認為在區(qū)域性隆起上形成的中生界盆地小而生油能力不足，難以找到有海上經(jīng)濟開發(fā)價值的油氣聚集，但近年的新工作對南黃海有了新認識。作為下?lián)P子地塊的主體其地層發(fā)育雖然類似于鄰近的蘇北盆地，但有更優(yōu)越的石油地質(zhì)條件。其中部隆起(嶗山隆起)上存在埋藏并不太深的震旦紀至早三疊紀海相地層，天然氣前景良好。隆起兩側(cè)，特別是北側(cè)的北部坳陷(青島坳陷)有巨厚的中、新生界，推測有比蘇北更好的生儲蓋組合。上述中部隆起和北部坳陷的有利區(qū)塊現(xiàn)已被中海油、中石化兩個公司分別中標并開始新一輪勘探。

    至于東海陸架盆地東部地區(qū)，由于眾所周知的原因短期內(nèi)尚難開展新一輪勘探，本文就不多做討論了。

    引人關(guān)注的是向深水區(qū)的戰(zhàn)略開拓。前已指出，我國已開發(fā)油氣田僅分布在淺水(水深小于500米)，特別是大陸架上。而屬于我國的深水、超深水(水深大于1500米)的大陸坡盆地分布在南海。目前我國已具備了淺水勘探開發(fā)設備的國產(chǎn)化和技術(shù)配套能力，完全有能力以自營勘探開發(fā)為主去開拓淺水區(qū)油氣。近年，由國家組織的產(chǎn)學研相結(jié)合的初步工作已在珠江盆地和臺西南盆地以南約南海北部大陸坡上新圈定出了一系列的沉積盆地，其新生界性質(zhì)與北鄰大陸架上的盆地類似，可能有更好的石油地質(zhì)條件，是非常現(xiàn)實的新產(chǎn)區(qū)開拓指向。

    我國以自營勘探為主體的海上深水-超深水新區(qū)開拓應首先指向南海北部大陸坡，面積可達現(xiàn)有開發(fā)區(qū)的2~3倍且有鄰近我廣東海南經(jīng)濟發(fā)達區(qū)、沒有或少有外國干擾之地利。這樣，在2020年前后可望繼荔灣3-1之后實現(xiàn)一批深水—超深水油氣田的開發(fā)。

    從海上新領域的接替來看，目前我國所有海域的油氣勘探開發(fā)都局限于新生界，中生界較少。初步研究表明，至少在南海北部、臺灣海峽、東海中南部存在著大面積分布的中生界，厚度可達數(shù)千米，以上三疊統(tǒng)、侏羅系和白堊系下-中統(tǒng)為主體，發(fā)育有多套海相層、多套生烴層且他們均有向南向東加厚之勢，在陸上和近岸的井下已多處油氣顯示。顯然，這是一套有良好油氣遠景的新領域。它的分布區(qū)大部分與各油公司已登記的區(qū)塊相重合，今后的工作可交給其進行。

    對于海上新領域，首先還要做好前期的基礎性工作，部署實施以取得中生界信息為主要目的的概普查性地震測網(wǎng)和一批參數(shù)井的勘探，配合以區(qū)域性的綜合研究，進而在區(qū)帶和圈閉優(yōu)選的基礎上部署探井。估計完成這一工作周期尚需3~5年時間，爭取在“十三五”期間能對該領域的含油氣性有更深入的認識。  （作者：張  抗  來源：《中國石油石化》雜志第8期）

評論

信托基金：護航海洋油氣開發(fā)

    美國的石油信托基金不僅增加了政府職能部門監(jiān)管經(jīng)費的來源和監(jiān)管裝備購置的可能，而且體現(xiàn)出誰納稅誰受益、誰污染誰補償?shù)墓皆瓌t，強化了企業(yè)社會責任。

    在美國，幾乎沒有納稅人愿意政府將自己繳納的稅負用于與自己利益無關(guān)的項目。所以，美國政府與納稅人間的政治博弈從未平息過。不過，經(jīng)過長期博弈后，在美國的聯(lián)邦預算體系中逐漸形成了信托基金、法定權(quán)利支出和指數(shù)化支出等三種支付形式的制度安排。

    信托基金是受法律限制，只能用于指定的項目和用途，收入來源也是受法律約束的專門稅項。它與某種合約行為有關(guān)，是以信用委托的形式構(gòu)成的，是政府對各種選民群體做出的承諾，是為政府特定行動建立的基金。它也是為了限制政府不能隨意支出財政收入或者隨意征稅所做出的制度安排。

    在這種安排中，這種信托基金并非真正歸聯(lián)邦政府所有，而是基于一種委托關(guān)系持有。它通過立法強制性地要求政府必須將資金用于特定目的。因此，與其說信托基金是一個可信的承諾，不如更準確地說是對將來的約束，或是長期政治承諾的具體體現(xiàn)。一旦設計完成就意味著對政治承諾提供了保障，承諾一旦做出，就須踐行。即使是外在條件發(fā)生了變化，需要改變信托基金用途時，也必須由國會通過修改現(xiàn)行法律來改變信托基金項目的稅率、待遇水平或者使用目的等。

    早在1950年，美國的信托基金不足美國財政預算的10%，但到1995年已發(fā)展到150種以上的信托基金，占到美國聯(lián)邦收入的40%（不包括內(nèi)部的轉(zhuǎn)移支付，目前也大體相同）。它不僅進一步壓縮了美國各屆政府財稅的自由支配權(quán)，而且最大化地保證了選民的利益，提高了稅負的使用效率。其中，石油泄漏責任信托基金(Oil Spill Liability Trust Fund)就是重要的一個代表。

    石油泄漏責任信托基金是1989年依據(jù)美國《1986年國內(nèi)稅收法規(guī)》第9509條規(guī)定建立的。該信托基金是以美國最高立法的形式確定、對在美進行油氣勘探開發(fā)企業(yè)強征的稅，并專門用于支持美國海岸警衛(wèi)隊、美國海洋和大氣管理局、國家應急系統(tǒng)、石油污染研究和開發(fā)項目的運行。

    1990年，美國時任總統(tǒng)喬治.W.布什簽署的《石油污染法案》，進一步明確了石油泄漏責任信托基金的使用目的—防止和處理未來可能發(fā)生的溢油事件，并將該信托基金納入賠償框架，規(guī)定責任方需要對石油泄漏所造成的經(jīng)濟損失進行賠償，直至責任方的責任上限。如果造成的損失超出了《石油污染法案》規(guī)定的責任方賠償上限，超出部分由石油泄漏責任信托基金賠付，并為該信托基金設置了單個事件10億美元的賠付上限。

    2010年BP公司的墨西哥灣石油泄漏事件發(fā)生前，石油泄漏責任信托基金一直擔負著主要賠償工作，且運轉(zhuǎn)良好。但墨西哥灣石油泄漏事件造成的巨大損失早已超過了當初設定的石油泄漏責任信托基金賠償上限的預期，截至2010年11月7日，石油泄漏信托基金已為墨西哥灣事件支付了約6.9億美元。一方面很快將達到賠付上限，另一方面映襯出16億美元的信托基金規(guī)模過小。于是，參眾兩院稅收制定委員會立即聯(lián)合提案，提出將該稅提高4倍，擴大融資規(guī)模，從當初每桶原油征收8美分增加至32美分的議案。該稅收增加議案被包含在延展稅收減免的一攬子方案中通過了表決并生效。

    隨著石油泄漏責任信托基金征稅基數(shù)的增加，一方面，增加了美國政府職能部門監(jiān)管經(jīng)費的來源和監(jiān)管裝備購置的可能，使政府有能力更好地履行信托責任，同時也體現(xiàn)出了誰納稅誰受益、誰污染誰補償?shù)墓皆瓌t；另一方面，強化了石油企業(yè)的安全意識、履行其社會責任。盡管新增了稅基，增加了一點企業(yè)成本，避險支出的效率卻在大大增加。所以，總體來看美國石油泄漏責任信托基金的升級，應該能進一步為海洋油氣開發(fā)保駕護航。  （作者：馮躍威  來源：《中國石油石化》雜志第8期）