石油 · aiwiki.page

石油是一种天然存在的液态烃混合物，积聚于地表以下的多孔岩层中。由于它是由埋藏的有机物质在漫长的地质时期中形成的，因此被归为化石燃料。该名称由拉丁语中表示"岩石"和"油"的两个词组合而成。原油经过蒸馏和化学加工，可分离出燃料、润滑油、沥青以及石油化工行业所需的原料。其组成以及勘探和提炼方式，是地质学和化学研究的课题。

石油之所以重要，是因为它提供了全球大部分交通能源和许多工业材料，并且其价格和供应影响着各国财政预算、贸易流向和国际政治。人类利用天然渗出的沥青和石油已有数千年历史，但商业开采始于十九世纪，当时对煤油的需求以及随后对汽车燃料的需求迅速增长。工业时代和内燃机的普及，使石油成为现代经济的核心。

本词条涵盖石油从沉积盆地中的形成到其在当今全球经济和环境中的作用。内容包括其化学组成、形成过程、储层及资源分类，然后介绍勘探、钻井、运输和炼制各阶段。随后探讨石油产品、定价与市场、产油国与地缘政治、经济影响、环境与安全问题，以及能源转型中关于石油未来的争论。

定义、术语与单位

石油及其馏分

石油是一种天然存在于地下岩石孔隙和裂缝中的碳氢化合物混合物。其分子几乎完全由碳和氢构成，根据分子大小、温度和压力的不同，可以呈气态、液态或固态。日常用语中，这个词通常指液相部分，即原油。不过，作为专业术语，“石油”还包括天然气以及黏稠或固态的形式，例如油砂中的沥青。由于液相和气相常常共存，行业在同时指代两者时，通常将“石油和天然气”简称为“石油”。

液态类别本身又分为几个部分。原油是在井口采出并经过稳定处理以便运输的液体。凝析油是生产过程中压力和温度下降时从天然气流中析出的轻质液体，主要由戊烷及更重的分子组成。天然气液（NGLs）是采出天然气中较重的组分，主要包括乙烷、丙烷和丁烷，在天然气处理厂中分离出来。这些物料的定价、征税和统计口径各不相同，因此统计数据通常会单独列出。所以，一个国家的“石油产量”数据是否包括凝析油和天然气液，取决于发布该数据的机构。

词源

该词源自中世纪拉丁语 petroleum，字面意思是“岩石油”，由拉丁语 petra（“岩石”）和 oleum（“油”）组合而成，而这两个词本身又借自希腊语。其已知最早的文献用例常与意大利南部的修道院有关，到公元一千年末，该词已被用作较古老的术语 naphtha（石脑油）的替代词。这个词通过德国矿物学家格奥尔格·鲍尔（Georg Bauer，笔名格奥尔格乌斯·阿格里科拉，Georgius Agricola）在其论著《论化石的本质》（De Natura Fossilium）中的使用而在印刷品中广为流传。关于年代，各方说法不一：该论著通常被标注为1546年，但也有参考资料将1556年作为该词的首次使用。十九世纪时，“petroleum”还被广泛用于指由煤、烛煤和油页岩蒸馏得到的矿物油，英国相关法规在用语上也随之沿用。石油工业在十九世纪下半叶兴起后，该词逐渐专指从油井中抽出的液态碳氢化合物。

桶与生产单位

桶（bbl）是原油及成品油交易、定价和统计的标准单位。一桶等于42美制加仑，约合159升（更精确地说约为158.99升），它是一个体积单位，而非实际的容器。产量和贸易量通常以每日桶数（bpd或b/d）表示，较大的流量则以每日百万桶（mb/d或mbpd）表示。年度总量通常以百万桶或吨计。桶与吨之间的换算取决于密度：一公吨轻质原油大约相当于七桶，重质原油则略少。

公司若同时生产石油和天然气，还会使用油当量桶（BOE），这是一种基于能量的单位，将天然气体积换算为一桶原油所含的能量，约合6.1吉焦。油当量换算仅表示能量含量，并不意味着天然气与石油的市场价值相等。

质量分级

决定原油价值和加工方式的两个主要性质是密度和含硫量。

密度以API度表示，这是由美国石油学会制定的一种标度：

\text{API} = \frac{141.5}{\text{SG}} - 131.5

这里SG是原油相对于60°F水的比重。水的API度为10°，因此高于此值的原油会浮在水面上。数值越高，原油越轻，密度越低，通常黏度也越低。不同来源的划分标准有所不同。美国能源信息署（EIA）将API度低于25°的原油称为重质原油，高于35°的称为轻质原油；而许多行业表格则以约22.3°和31.1°划分重质、中质和轻质原油。API度低于10°的原油通常被称为超重质原油，包括天然沥青。

含硫量决定原油是“甜原油”还是“酸原油”。最常见的划分方式将硫含量低于0.5%的原油视为甜原油，高于此值的视为酸原油，不过美国能源信息署采用1%作为界限。酸原油中往往还含有硫化氢，炼厂需要额外进行脱硫处理，从而增加成本。硫还会提高密度，因此酸原油通常较重。轻质低硫原油通常最具价值，因为通过简单蒸馏即可产出大量汽油和柴油。布伦特原油（约38°API，硫含量0.37%）和西得克萨斯中质原油（约39.6°API，硫含量0.24%）是轻质低硫基准原油的标准示例，而较重、含硫较高的原油通常以折价出售。

发现与使用历史

渗出与早期沥青的使用

在钻井出现之前很久，人们就已经在使用自然渗出地表的石油。在美索不达米亚，来自天然渗出点的沥青被用来给船只和建筑防水。关于最早的年代，各种资料说法不一；有的认为早在约公元前4000年，美索不达米亚就已用沥青填缝船只。现代伊拉克城镇希特（Hit）附近的地表渗出点，是人类最早开采利用的石油来源之一。沥青还用于粘结砖块、密封容器、镶嵌宝石和马赛克，以及固定武器的手柄。古埃及的防腐技术也使用沥青，希罗多德也记载了沥青在巴比伦城墙建造中的应用。

早期的中国记载

中国典籍对石油和天然气的记载远早于欧洲的记述。已知最早的钻探天然气井是用竹杆工具挖掘的，年代可追溯至公元347年或更早，深度约为240米。北宋学者沈括在《梦溪笔谈》中的记载，通常被定为1088年（也有资料说是1090年）。他被认为创造了"石油"一词，这是现代汉语中"石油"一词的来源。中国早期的用途包括照明、取暖、药用、润滑和军事用途。

煤油与德雷克油井

直到19世纪中叶，灯用燃料主要来自鲸鱼油。到1850年代，美国每年燃烧的鲸鱼油超过1000万加仑。1849年，塞缪尔·基尔（Samuel Kier）在匹兹堡开始将原油精炼为煤油，这种更便宜的灯用燃料使石油本身有了市场。此前，盐井中冒出的石油一直被视为麻烦。耶鲁大学化学家本杰明·西利曼（Benjamin Silliman）检测了一份样品，判断它可以蒸馏成有用的产品。受雇于塞尼卡石油公司（Seneca Oil Company）的埃德温·德雷克（Edwin Drake）改用盐井的钻探方法，并使用铸铁套管防止水和碎屑进入井孔。1859年8月27日，他在宾夕法尼亚州泰特斯维尔（Titusville）附近的油井在约69.5英尺深处出油。虽然有些资料给出了其他发现日期，而且其他地方也早已有油井，但德雷克的油井是美国第一口专为商业目的钻探的油井。宾夕法尼亚州的产量从1859年的约2000桶增长到1865年的约50万桶。到19世纪末，美国的石油产量已占全球的80%以上。直到汽车改变了需求结构，精炼成煤油一直是石油的主要商业用途。

二十世纪初的扩张

由内燃机驱动的汽车普及，使石油需求从照明转向汽油。主要油田在得克萨斯州被发现，1901年的斯平德尔托普（Spindletop）油田开启了墨西哥湾沿岸地区的开发；在中东，英波石油公司（Anglo-Persian Oil Company）于1908年在伊朗发现石油，伊拉克基尔库克（Kirkuk）油田于1927年投产。大型企业通过在同一组织内控制生产、运输、精炼和零售而壮大。1911年，美国最高法院下令拆分标准石油公司（Standard Oil），遏制了这种做法。此后数十年间，少数一体化公司主导着石油贸易，而产油国也开始就其条件展开争取。

1973年和1979年的石油危机

1973年危机始于阿拉伯石油禁运。1973年10月，阿拉伯石油输出国组织（Organization of Arab Petroleum Exporting Countries）因西方在赎罪日战争中支持以色列而实施禁运。国际油价约上涨了四倍，从1972年的每桶约3美元涨至1974年的约12美元。油价飙升加剧了经济衰退：日本国内生产总值下降约7%，美国下降4.7%，欧洲下降2.5%。这场危机还导致通货膨胀与产出停滞并存，经济学家称之为滞胀。各国政府采取了节约措施，包括美国和法国降低限速，意大利实行无车日。1974年11月，为协调应对供应中断的集体行动，国际能源署成立。1979年的冲击源于伊朗革命，它使全球原油产量下降约7%。恐慌性抢购使油价在一年内几乎升至每桶40美元。进口国则针对石油危机制定了应对政策，将能源安全纳入长期规划：储备、能效标准和供应多元化成为国家能源战略的标准内容；而产油国也认识到，协调一致的产量决策可以左右价格。

化学组成

原油主要由碳和氢组成，二者合计通常占其质量的95%以上。其余部分包括杂原子（硫、氮和氧）、金属以及痕量组分。这些次要成分往往决定了原油的加工方式。烃类部分通常根据碳原子的成键方式划分为若干族。

烷烃又称石蜡烃，是所有键均为单键的饱和碳链，既有直链（正构）形式，也有支链（异构）形式。从甲烷到戊烷的轻质烷烃是天然气和最轻馏分的主要成分，而长链正构烷烃则构成石蜡基原油在低温下凝固的蜡。环烷烃即环烷，是饱和环状结构，最常见的是带烷基侧链的五元环或六元环。许多环烷基原油（如委内瑞拉和墨西哥湾部分地区的原油）含有大量环烷烃，这些环在催化重整过程中可脱氢转化为芳烃。芳香族化合物含有一个或多个具有离域键的苯型环，包括甲苯、二甲苯和多环芳烃。它们的含量通常低于烷烃或环烷烃，但变化范围很大。三类烃的相对比例因油田而异，这在很大程度上解释了不同原油的产品收率和处理性能为何差异如此之大。不存在任何典型的原油组成。

杂原子化合物构成第二类，它们对加工的影响远超其质量占比所暗示的程度。硫的含量最高，从低硫原油中的百分之几到高硫重质原油中的数个百分点不等。硫以硫醇、硫化物、二硫化物和噻吩等形式存在。空间位阻较大的二苯并噻吩最难通过加氢处理去除。氮化合物包括吡啶、吡咯和咔唑等，含量通常低得多，但具有碱性或极性。它们会使裂化和重整所用的酸性催化剂中毒，并促进焦炭生成。氧主要存在于羧酸（包括环烷酸）和酚类中，这些酸在高温下会造成炼厂装置腐蚀。镍和钒以金属–卟啉配合物的形式存在，并集中于重馏分中。在加工过程中，它们会沉积在催化剂上，降低其活性和选择性。钒还会在加热炉和燃气轮机中形成具有腐蚀性的灰分。

最重的组分是树脂和沥青质，它们主要依据溶解性而非单一分子结构来定义。当原油用过量的轻质烷烃（如正庚烷）稀释时，沥青质会沉淀，而树脂仍溶解于该溶剂中。标准的SARA方案将样品分离为饱和分、芳香分、树脂和沥青质。沥青质是携带杂原子和金属的大型稠合芳香片层，它们会自缔合形成聚集体。树脂起分散剂的作用，使沥青质保持在溶液中，因此二者之间的平衡决定了体系的稳定性。当压力下降、温度变化或混入溶剂时，沥青质会沉积下来，堵塞油井、管道和分离器。沥青质和树脂含量高会提高密度和黏度，这也是重质原油需要热采或稀释的原因。在炼厂中，这类原料需先经过减压蒸馏、焦化、加氢处理或溶剂脱沥青等渣油转化工艺，其渣油才能加工成较轻的产品出售。

原油的表征依赖于多种分析手段的综合使用。首先测定密度、API度、硫含量和倾点等整体性质。随后，标准评价采用常压和减压条件下的真沸点蒸馏，得到各沸程馏分的收率和性质。气相色谱（通常配有火焰离子化检测器）可揭示轻馏分的碳数分布，而全二维气相色谱能够分离单根色谱柱无法分开的复杂混合物。色谱法也用于分离SARA组分。气相色谱–质谱法可用于鉴定痕量生物标志物和芳烃类别，而高分辨傅里叶变换离子回旋共振质谱则能在各类杂原子化合物中指认数千个分子式。核磁共振可给出平均结构参数，例如芳香碳的比例。元素分析用于测定碳、氢、氮和硫，等离子体技术则用于定量镍、钒及其他金属。

成因与形成

石油由埋藏于细粒沉积物中、在腐烂前被保存下来的有机质形成。变成油气的大部分物质聚集于海相和湖相（湖泊）环境中。这些环境生物生产力高，以浮游生物和藻类为主；同时底层水含氧量低，减缓了死亡物质的分解。随后，细泥将这些有机质封存并加以保护。在埋藏初期，微生物和化学反应使其中大部分转化为干酪根，即一种固态、不溶性的大分子物质。干酪根依据其来源和氢含量分类。I 型来自湖相藻类物质，富含脂类，极易生成石油。II 型来自混合的海洋浮游生物和细菌残体，是石油地质记录中最重要的来源，既能生成石油，也能生成天然气。III 型来自陆生植物物质，富含氧，主要生成天然气。IV 型基本是已氧化的残渣，几乎不生成烃类。

只有当埋藏使温度升高到足以驱动化学变化时，才会生成石油。在称为成岩作用的浅层阶段，压实作用排出水分，微生物还原硫酸盐和碳化合物，并可能形成部分生物成因甲烷。随着沉积物下沉，温度沿地温梯度升高，通常每千米升高几十摄氏度。在深成作用阶段，干酪根发生热降解。一般认为生油窗位于约 60 至 150 °C，通常对应数千米的埋深；生气窗则位于更高温度。该过程遵循阿伦尼乌斯型动力学，每个反应的速率随温度按如下方式变化：

k = A\,e^{-E_a/(RT)}

由于这种指数依赖关系，同样的化学变化在较高温度下进行得快得多，因此埋藏历史和升温速率决定了一套烃源岩能生成多少石油和多少天然气。热裂解使干酪根大分子中较弱的化学键断裂，形成较小的分子。初次裂解产生从烃源岩中排出的油和气；而在更高温度下发生的二次裂解，则会将石油进一步裂解为天然气和残余碳。

多方面证据表明石油与生物前体有关。原油和烃源岩中含有生物标志物，即保留了生物化合物碳骨架的复杂分子。甾烷来源于甾醇，主要由真核生物产生；藿烷来源于细菌的藿烷类化合物；卟啉则来源于与叶绿素相关的色素等。姥鲛烷和植烷通常可追溯至叶绿素的侧链。生物分子还具有特定的三维构型，而原油中含有具光学活性的化合物，这通常被视为生物成因的有力证据，因为大多数非生物反应会生成等量的镜像异构体混合物。石油的碳同位素组成也往往反映其源有机质的同位素组成；未成熟的有机质呈现出奇数与偶数碳链长度交替的特征，而这一特征在成熟过程中大多消失。

非生物成因假说认为，烃类由地幔或地壳中的无机碳和氢形成，这一观点历史悠久，可追溯至十九世纪的化学家。现代版本主要涉及费托型反应和蛇纹石化作用，后者是一种在热液系统中生成甲烷及少量其他烃类的过程。在某些环境中，非生物成因甲烷确实存在，但大多数地质学家认为非生物成因对商业石油的贡献很小。其理由包括上述生物标志物和同位素证据、石油与含有烃源岩的沉积盆地之间的密切关联，以及缺乏能够以所需速率填充大型储层的合理非生物机制。若要改变这一观点，研究者需要通过可重复的采样，证明在非沉积性结晶岩中存在商业规模的油气聚集，且其分子和同位素特征与生物物质不符；同时还需在实验室中，于接近真实的温度和压力条件下，重现不含生物标志物的石油。

源岩、储层与圈闭

源岩与石油系统

源岩是一种富含有机质的细粒岩石，若在地质时间尺度上受热足够，便会生成油和气。常见的例子包括页岩和一些石灰岩。海相源岩往往生成石油，而煤等陆相源岩则倾向于生成天然气。仅有丰富的有机质还不够。有机质还必须在沉积和早期埋藏过程中不被氧化，也不被微生物降解。热历史同样至关重要。上覆沉积物（即上覆地层）会提高温度和压力，直至有机质转化为烃类。埋藏深度和升温速率决定了某一岩层产出的是油、是气，还是两者都很少。

地质学家在石油系统的框架内分析这些条件，该框架将一个源岩与它所生成的全部油气联系起来。这一概念由Magoon和Dow于1994年提出，建立在Magoon于1988年给出的定义之上。石油系统包括储层、盖层和上覆地层，以及圈闭形成、生成、运移、聚集和保存等过程。研究人员利用盆地模拟和油-源对比来检验这些要素是否在正确的地点和时间上同时存在。

运移

烃类首先通过初次运移离开源岩，这主要由压实作用以及成熟过程中伴随的体积变化所驱动。随后，二次运移沿着透水的输导层（如砂岩和裂缝性碳酸盐岩）以及断层，将烃类输送至储层。主要驱动力是浮力。油和气的密度小于其周围的地层水，因此它们会向上运移，直到浮力无法再克服上覆封闭岩层的毛细管阻力为止。断层带既可能导通流体，也可能阻挡流体。其作用取决于断层的几何形态、断层带中的粘土含量，以及断层是在烃类运移之前还是之后活动的。

储层岩石：孔隙率与渗透率

储层是地下的一个岩体，它既有足够的孔隙空间容纳流体，又有足够的连通性使流体能够流动。两个性质定义了储层。孔隙率是岩石中孔隙所占的体积比例，而对储存而言关键的是有效孔隙率，它只计入相互连通的孔隙。渗透率描述流体通过这些连通通道的难易程度，它决定了一口井的产量能提高到多快。沉积岩是最常见的储层，因为它们通常比大多数火成岩和变质岩含有多得多的孔隙空间，并且形成于能够保存烃类的条件之下。

砂岩是典型的储层岩性。其孔隙主要为粒间孔，因此孔隙率与沉积结构和颗粒组构密切相关，渗透率通常与孔隙率紧密相随。砂岩孔隙率一般在5%至30%之间，多数储层介于10%至20%；渗透率通常在10至200毫达西之间。除一些致密砂岩气藏外，孔隙率低于约5%的储层很少具有商业开采价值。

石灰岩和白云岩等碳酸盐岩则更为非均质。它们的孔隙系统可能是原生的，也可能是次生的，溶蚀、胶结和断裂作用既可能产生、扩大孔隙，也可能将其破坏。因此，与砂岩相比，孔隙率对渗透率的指示作用较弱。碳酸盐岩储层中孔隙率和渗透率都非常高的样品也较少，不过裂缝和溶洞可以使其产能非常高。

盖层

盖层是一种渗透率极低的岩石，常见为页岩、硬石膏或盐岩，位于储层上方或四周，阻止烃类运移出储层。封闭能力取决于毛细管进入压力的差异。盖层的进入压力必须远高于储层，使烃类无法强行穿过其孔隙。超压或较高的烃柱可能使盖层接近破裂点并导致泄漏。在钻井之前，盖层的有效性是最难预测的要素之一。地层圈闭对盖层的要求尤为苛刻，因为它们需要顶部、底部和侧面都有盖层。

圈闭类型

圈闭是一种允许烃类聚集、并由不渗透地层封闭的岩层构造。地质学家通常将圈闭分为构造圈闭、地层圈闭和水动力圈闭三类，其中水动力圈闭较为少见。

构造圈闭是由构造褶皱、断裂或盐体运动使地层变形而形成的。背斜是最重要的类型，它是一种向上的褶皱，其顶部在不渗透的顶盖之下聚集浮力流体。一个被广泛引用的数字认为，全球约80%的石油位于背斜圈闭中。当透水的储层岩石与不透水的岩石发生错断，或封闭性断层带阻挡运移时，便形成断层圈闭。盐丘则是盐体（具有浮力且不透水）穿过上覆沉积物上升时形成的。盐体会使周围地层弯曲和断裂，并使透水层在其侧翼被封闭。盐体下方的构造成像在技术上十分困难，这也是盐下成像备受关注的原因。

地层圈闭源于岩性在横向或纵向上的变化，例如被页岩包围的多孔砂岩或礁体、相变、尖灭，或被封闭性地层覆盖的剥蚀面。一个经典例子中，倾斜的多孔地层被剥蚀截断，随后被水平的非孔隙岩石覆盖，从而圈住了沿倾斜地层向上运移而来的石油。

资源类型与分类

石油资源通常分为常规和非常规两类，但两者的界限并不固定。美国能源部指出，非常规石油至今尚无严格定义，因此分析人士一般依据其特征来加以识别。实际上，常规石油是指在天然油藏压力作用下，经由渗透性储层岩石流向直井的原油。非常规石油则被困于低渗透岩层中，或呈极高粘度的形态，无法通过这种简单方式开采。两者的区分既依据技术标准，也依据经济标准：岩石渗透率、流体粘度和密度、所需的开采方法，以及某一矿藏变得有利可图时的油价。由于这些标准取决于技术和价格，类别划分会随时间变化。重油和深水石油曾被视为非常规石油，如今通常已被归入常规石油。

油砂与超重油

油砂又称沥青矿床，是由水和一种极为粘稠的石油形态包裹的砂粒。由于沥青密度大、粘度高，必须要么从近地表矿床中开采，再用热水将其与砂分离；要么通过钻井加热并原地排出。蒸汽辅助重力泄油是最著名的原位开采方法。产出物随后需要稀释或改质，才能通过管道输送和炼制。全球最大的两处矿床分别位于加拿大的阿萨巴斯卡地区和委内瑞拉的奥里诺科重油带。超重油存在类似的问题：其密度大到在储层温度下几乎无法流动，因此需要热力采油或稀释处理。这两种资源的碳和硫含量都高于轻质原油，因此需要专门的炼油能力，生产成本通常也更高。

油页岩与致密油、页岩油

"油页岩"和"页岩油"两个术语常被混淆。油页岩是一种富含干酪根（一种固态有机物质）的细粒沉积岩，本身并不含游离的液态石油。获取液态产物的方法是在干馏炉中将岩石加热至高温，或者在某些方案中，在地下对其加热。干酪根的储量极为庞大，但可采部分要小得多，且极不确定。相比之下，致密油是赋存于页岩或致密砂岩中的轻质原油，这些岩层的渗透率极低。生产商需要借助长水平井和多段水力压裂技术才能开采，所产原油通常与常规原油采用相同的方式炼制。2010年代美国页岩油气热潮使致密油成为全球供应增长的主要来源，尽管从炼制角度看，它本质上属于常规原油原料。

储量与资源

储量与资源是两个不同的概念。资源指某一矿藏或地区中估计存在的全部石油，包括尚未发现的部分，以及目前无法经济开采的数量。储量则是已发现、按现有技术可采、具有商业可行性且尚待开采的那部分。广泛使用的石油资源管理体系（PRMS）由石油工程师学会、世界石油理事会和美国石油地质学家协会共同制定，它将储量划分为证实储量（1P）、概算储量和可能储量。证实储量被开采的概率约为90%，概算储量约为50%，可能储量约为10%。累计量分别表示为1P、2P（证实加概算）和3P（证实加概算加可能）。许多作业者将2P作为其最佳估计值。已发现但尚不具商业价值的数量归入或有资源（1C至3C），未发现的数量则归入预测资源。概率方法，通常采用蒙特卡洛模拟，可以得出支撑这些数字的P90、P50和P10结果。

已探明储量的全球分布

大多数公布的国家总量指的是证实（1P）储量，各国政府和国家石油公司按不同规则进行申报。根据欧佩克统计公报，截至2025年底，委内瑞拉以约3037亿桶位居第一，其次是沙特阿拉伯，约2672亿桶，伊朗约2086亿桶，加拿大、伊拉克、科威特和阿联酋则各自都超过1000亿桶。集中度很高：中东地区持有常规石油总量的大部分，而委内瑞拉的地位主要依赖超重油。同一国家的估计值可能相差甚大。加拿大的数据从约1630亿桶到1700亿桶不等，阿联酋从约980亿桶到1200亿桶，俄罗斯从800亿桶到1080亿桶，美国则从约380亿桶到460亿桶。这类差异反映了报告日期不同、是否将重油和油砂计入，以及是否统计凝析油和天然气液的差别，因为储量通常包括这些内容。以产量计算的储采比也差异很大。按当前产量，委内瑞拉的储量可维持数百年，而美国的储量最多只能维持几十年，这说明储采比衡量的是存量与产量之间的平衡，而非地质资源的丰富程度。

勘探

勘探是公司和国家在投入油田开发之前，寻找具有商业价值的石油的阶段。它通常由大到小逐步推进：先评价盆地，再评价盆地内的油气藏组合，最后评价具体的远景目标。基于油气藏组合的勘探常被概括为一个金字塔结构，从盆地到油气藏组合再到远景目标，其中盆地评价是此后所有工作的基础。

盆地分析与油气藏组合概念

盆地分析要回答的问题是：一个沉积凹陷是否具备生成并保存油气的条件。盆地充填物包括在该凹陷中沉积的岩石物质、有机质和水。研究人员需要梳理烃源岩、储层、盖层和埋藏史的先后顺序，以判断这些要素是否按正确的次序存在。

随后，勘探人员将各种可能性归并为油气藏组合。一个油气藏组合由一个或多个地质上相关的远景目标构成，而远景目标是必须通过钻探才能评价的潜在圈闭。因此，油气藏组合由其所依赖的特定烃源岩、储层和圈闭组合来定义。一些公司采用有利区带分析，即识别、评估风险并对"甜点区"进行排序。在这些区域内，地层模型以及潜在储层、烃源岩或供烃条件、圈闭和盖层等要素相互配合，形成有效的油气藏组合。团队通常会为每个油气藏组合要素绘制风险图，再将这些图叠合，使最有前景的区域凸显出来。这是对项目排序、决定稀缺钻探预算投向何处的依据。

远景目标通常由构造闭合或地震振幅异常标识，这些位置被推荐作为钻井位置。只有当团队能够证明良好储层岩、足够规模的圈闭、有效盖层以及生烃和运移时间相互匹配的概率较高时，钻探才是合理的。各要素的风险估计通常会综合为成功概率。因此，一个远景目标在某一要素上可能看起来很有吸引力，但总体上仍然可能很薄弱。

地震反射勘探

地震反射是主要的成像手段。向地下发射声波能量，并记录返回的回波。每一道记录的都是来自海底以下岩层中声阻抗突变界面所反射的声波。

在海上，勘探船在船尾拖曳气枪（地震震源），并拖曳长达5千米的"拖缆"，拖缆沿线分布着水听器（地震接收器）。在陆地上，地震数据则由布设在地面的地震检波器网格采集，同时移动震源，使炮点与该网格交错分布。每一对震源与接收器都会产生一道单独的记录，因此一次勘探会产生海量的原始数据。

二维剖面探测自20世纪20年代起就已开展，但业界在20世纪90年代基本放弃了二维地震剖面探测，现在几乎完全依赖三维地震数据采集。三维的优势在于，偏移归位能够将每个反射点放置在空间中的正确位置，从而校正二维测线的成像畸变。油气行业在很大程度上受益于三维地震方法的引入，该方法增进了对油气储层的认识，并降低了勘探风险。

数据处理是要求最高的环节。地球物理学家使用偏移归位及其他先进的数据处理算法，以提高反射点的识别精度并压制噪声。对多次覆盖数据进行叠加可以提高信噪比。在三个阶段中，数据处理是目前耗时最长的过程。随后的解释工作会识别断层、盐丘、背斜等构造特征以及其他指示油气圈闭的特征。成本相当可观，但通常是值得的：一个被引用的1991年海上实例覆盖20×20千米的区域，采集数据约花费300万美元（1991年美元），数据处理另花费100万美元，这远低于一口海上油井的钻探成本。

重力、磁法、地球化学和遥感方法

重力勘探测量由地下密度差异引起的地球重力场的微小变化。盐体的密度低于周围沉积物，可能表现为低重力异常。重力数据还有助于圈定基底深度。磁法勘探原理类似，测量的是局部磁场的变化，主要用于揭示基底构造、侵入体和断层。两种方法成本低廉、精度较粗，因此主要用于区域踏勘，并在地震采集之前完善构造模型。

表层地球化学方法采集土壤气、油气苗和近地表沉积物样品，检测可能从储层向上运移的轻烃。由于近地表气体可能有生物成因或其他来源，结果往往不够明确，因此这类方法通常只作为筛选工具。遥感利用卫星、航空和雷达影像，能够在大范围内识别天然油气苗、植被胁迫和地表形变，为地下模型提供背景信息。

探井钻探、测井与经济性

探井（即风险探井）是在没有已知产量的地区钻探的井。其成功率很低，不同资料给出的数字因定义而异。业界评论引用的风险探井成功率约为30%，即大约三口井中只有一口可能盈利；另一些资料则认为，风险探井发现经济性油藏的比例仅约为10%至20%。勘探人员接受大多数风险探井会失败这一事实，寄希望于公司钻探足够多的探井，从而发现足以覆盖整体成本的石油。

成本很高。风险探井需要更多的地质和地球物理调查，在未勘探地区可能遇到更复杂的钻井条件，还需要专用设备。大公司可以承受耗资数千万至数亿美元的干井，而小公司通常要依靠合作伙伴。一旦有所发现，还需要钻探进一步的评价井，以圈定油田的范围。

钻井期间，井会使用通过电缆下放的仪器进行测井，或在钻井过程中同步记录数据。电阻率、体积密度、声波时差和自然伽马射线的测量有助于识别潜在的储层层段，估算孔隙度，并推断孔隙空间中充填的是油、气还是水。岩心和流体样品以及钻杆测试会进一步验证这些解释，之后才能宣布发现具有商业价值。

钻井与生产

石油通过油井被输送到地面，油井的建造和运行方式在很大程度上决定了油藏中原油的可采收量。钻井、完井、人工举升和油藏管理是各自独立的阶段，每个阶段都有各自的技术和成本结构。

井身结构

大多数油井采用转盘钻井法钻成，这种方法在19世纪中叶取代了顿钻法。钻柱末端的旋转钻头切割岩石，钻井液（通常称为泥浆）通过钻杆泵入井底，再经环空返回地面。泥浆携带岩屑上返地面，通过平衡地层压力帮助防止井喷，限制流体漏入渗透性岩层，并起到冷却和清洁钻头的作用。

由于油井是分段钻进且直径逐级减小的，因此需要下入钢制套管并用水泥固井。表层套管保护浅层淡水层，并防止近地表井眼坍塌。更深的套管柱则将含油气地层彼此隔开，并与井筒隔离。水泥从套管内泵入，再沿环空上返，使套管与岩石胶结在一起。这一密封层的质量是井筒完整性的关键，并受本文其他部分所述的安全和监管标准约束。

定向钻井和水平钻井使井筒能够到达直井无法触及的目标。弯接头、井下马达和旋转导向系统通过对钻柱施加可控的侧向力来控制钻头方向。水平井可能在只有几十英尺厚的产层中延伸数千英尺，因此井眼轨迹必须保持在狭窄的垂向范围内。长水平段（即水平井段）在页岩油气区已成为标准做法，因为每口井能接触的储层岩石远多于直井。

一次采油与人工举升

在一次采油阶段，油藏的天然压力，连同溶解气和水驱作用，将流体推入井内并举升至地面。许多油田在生产过程中会逐渐失去这种压力，大多数产油井最终都需要某种形式的人工举升。常见方法包括：

抽油机采油：地面的抽油机带动一串抽油杆，驱动井下的往复式泵。这种方法耐用且应用广泛，但地面设备笨重，能耗较高。
螺杆泵采油：由地面驱动的螺旋转子在定子内旋转，适用于高黏度流体和含砂井。
气举采油：向生产管柱内注入气体，减轻液柱重量，使油藏压力能够将液体举升上来。气举的运动部件少，适用于海上和定向井，但只有在一台中央压缩机能为多口井供气时，其效果才最佳。
电潜泵（ESP）：管柱底部的电动机驱动多级离心泵，动力经地面电缆供给。电潜泵能够处理大液量，但对游离气、固体颗粒和高温较为敏感。在对尼日尔三角洲一口枯竭的深水井进行的一项模拟研究中，电潜泵的预计产油量明显高于气举。

二次采油

当一次采油的压力下降后，作业者会注入流体以维持油藏压力，并将原油驱向生产井。注水是最常用的方法，所用水源包括海水、含水层水和采出水。天然气或其他气体也可以回注。采收率是指已采出的原始地质储量（OOIP）所占的比例，其数值因油品和油藏而差异很大。二次采油通常被认为可采出原始地质储量的约6%–30%，具体取决于油品和油藏条件；一次采油与二次采油合计通常可达30%–50%。室内岩心驱替实验表明，注水很快就会进入平稳期，这也解释了为什么一旦注入不再有明显增油效果，作业者就会转而考虑其他方法。

提高石油采收率

第三类方法统称为提高石油采收率（EOR），通过改变油和岩石的物理性质，动用那些原本会残留在地下的原油。

热力方法：注入蒸汽或在地层中原位产生热量，以降低稠油的黏度。相关技术包括周期性蒸汽吞吐、蒸汽驱和蒸汽辅助重力泄油。火烧油层则是在地下燃烧一部分原油以产生热量，并将剩余原油驱向生产井。
注气方法：使用二氧化碳或烃类气体。当二氧化碳与原油达到混相时（通常需要足够高的压强），它会使原油膨胀、降低黏度并减小界面张力，从而使原油得以流动。混相二氧化碳驱通常可增加约几个百分点至原始地质储量的12%左右，美国地质调查局指出，当前的最佳实践一般可采出原始地质储量的5%–15%。以这种方式使用的二氧化碳可以封存于地下，从而将提高采收率与碳捕集与封存联系起来。
化学方法：包括增稠注入水的聚合物溶液、降低捕集原油毛细管力的表面活性剂，以及碱性药剂。

水力压裂与海上系统

岩石渗透率极低的致密地层，在作业者将水力压裂与水平井相结合之前，在很大程度上缺乏经济价值。在多级完井中，水平段被划分为若干段；每一段都经过封隔、射孔，然后以高压泵注流体进行压裂，并用石英砂或陶粒支撑剂使裂缝保持张开。现代页岩油气井采用长水平段钻进，压裂段数可达数十段。

海上生产在浅水区使用固定式平台，在深水区则使用浮式生产设施。水下生产系统将井口和阀组设置在海底，通过输油管线和立管与中心设施相连，有时距离可达数千米。同样的人工举升和采收方法也适用于海上，但由于作业条件、维护难度以及故障后果的影响，海上设备和安全系统的要求要高得多。

运输与储存

原油的产地往往远离许多炼油厂和用户，因此需要经过集输管线、干线管道、船舶、铁路罐车、卡车和储罐等多个环节才能送达。每个环节的选择取决于距离、运量、地形、政治风险以及是否便于进入港口。

管道与集输系统

在井口，原油首先经由小口径集输管线进入现场设施，在那里分离出水、天然气和沉积物。随后，经过稳定处理的原油通过较大口径的干线管道输送到出口码头和内陆炼油中心，距离往往长达数百乃至数千公里。在许多国家，管道以公共承运人系统的方式运营，接收多个生产商的托运货物，并按顺序分批输送，因此在另一端交付的原油，并非起点注入的那些分子。1977年建成的跨阿拉斯加输油管道是一个广为人知的例子，它是一条单一的干线管道，用于将偏远油田与沿海码头相连。

当某个咽喉要道威胁到运输路线时，管道也是首选的应对方案。目前只有沙特阿拉伯和阿联酋拥有可运行的原油管道，理论上可以改道输送、绕过霍尔木兹海峡，可用的运输能力估计为每日350万至550万桶。沙特的东西输油管道通往红海，阿联酋的管道通往阿曼湾沿岸的富查伊拉。沙特阿拉伯的东西输油管道可将部分原油输往红海港口延布，而阿联酋的阿布扎比原油管道则通往阿拉伯海沿岸的富查伊拉。

海上运输与咽喉要道

国际贸易的原油大部分通过海运，主要使用超大型原油运输船，每艘可载运约200万桶。它们的航线汇聚于少数狭窄的水道。其中最重要的是霍尔木兹海峡。2025年，经由该海峡运输的原油和石油产品平均每日达2000万桶（mb/d），霍尔木兹海峡是全球最关键的石油运输咽喉之一。其最窄处宽约39公里，2025年经该海峡运输的石油和石油产品中，约80%流向亚洲。

马六甲海峡的石油运输量超过霍尔木兹海峡。按石油运输量计算，它是唯一一个比霍尔木兹海峡更重要的海上咽喉，也是亚洲最主要的咽喉要道，2023年估计每日有2370万桶石油通过该海峡。苏伊士运河及与之并行的苏迈德管道，连同红海南端的曼德海峡，是海湾地区与欧洲之间的战略通道。2024年曼德海峡的扰乱促使沙特阿美将更多海运原油转向其红海港口，这表明一次航运问题足以改变整个出口体系的实际运输路线。2024年曼德海峡周边的石油流动受到扰乱，沙特阿拉伯国家石油公司阿美因此将海运原油的流向从霍尔木兹海峡转移，改由东西输油管道陆运至红海沿岸港口。

铁路与公路运输

铁路和公路的作用较小，但灵活性较强。2010年代初，当巴肯等页岩油产区的产量超出管道运力时，铁路运输原油在北美变得十分重要。罐车列车无需新的管道审批即可抵达炼油厂和沿海码头，但这种模式也暴露出严重的安全隐患。2013年7月，魁北克省拉克-梅甘蒂克发生列车脱轨事故，造成47人死亡，此后有关罐车设计和列车运营的规定趋于严格。公路罐车则负责短途运输，例如将原油从油田运到铁路装车点，或将成品油从炼油厂运到当地油库和加油站。

商业储存

商业储存主要设在主要枢纽和炼油厂的储罐区。俄克拉荷马州库欣是西德克萨斯中质原油（WTI）基准的交割地点，此外还有鹿特丹和新加坡的仓储集群。这些枢纽保持的周转库存既能保证炼油厂的供应，也便于交易商进行套期保值。枢纽的储存容量是反映市场紧张程度的可观测指标，因此分析人士密切关注其变化。

战略储备与国际能源署义务

政府还持有第二层储备，用于应对紧急情况。根据1973年石油禁运后于1974年达成的《国际能源计划》，每个国际能源署成员国都有义务至少持有相当于90天净石油进口量的石油库存。成员国可以通过行业库存、政府库存和机构库存来满足这一要求。在集体释放储备时，每个成员国的出储份额与其在国际能源署成员国石油消费总量中所占的比例成正比。

美国持有已知规模最大的公共紧急石油储备。该储备于1975年获得授权，1977年开始注油，储存于墨西哥湾沿岸四处地下盐穴中。其核定容量为7.14亿桶，库存峰值7.266亿桶出现于2009年12月。在严重的供应中断时，或为履行对国际能源署的义务，总统可下令动用储备。截至2026年10月2日当周，美国战略石油储备持有2.83亿桶原油，为1982年以来的最低水平。近期储备释放的原因和规模，将在关于2026年供应中断的章节中论述。

炼制与加工

炼制将原油转化为燃料、润滑油、沥青和化工原料。教科书通常把炼油厂的操作分为分离、转化和精制三个阶段，而大多数现代炼厂会将这三者结合起来。

蒸馏分离

第一步是在常压塔中进行分馏。较小的烃类分子比大分子的沸点低，而塔顶的温度低于塔底，因此蒸气会在不同高度冷凝，并以馏分或"切割段"的形式被抽出，从轻质气体、石脑油一直到煤油、瓦斯油和渣油。该工艺受到热稳定性的限制：原油在约370–380 °C以上会发生分解，因此在常压下只能蒸出一部分原油。较重的剩余部分则进入减压塔，通过减压蒸馏可以较好地分离重质馏分。降低压力可以降低沸点，使炼厂在不引发热裂解的情况下回收减压瓦斯油。

重质馏分的转化

转化工艺会改变分子的大小和结构，使炼厂能够从一桶重质原油中生产出更多汽油和柴油。热裂化仅利用热量使蒸馏渣油分解。延迟焦化采用相近的路线：将重质原料加热，直至生成固体焦炭和较轻的液态烃。减黏裂化是一种较温和的热加工工艺，可将重质馏分裂解为黏度更低的轻质产品。

催化路线的操作强度较低，选择性也更好。在流化催化裂化中，细粉状催化剂与空气、水蒸气或蒸汽混合后会像液体一样流动。这类催化剂通常是以沸石为基础的固体，该工艺常被视为炼厂汽油的主要来源。加氢裂化是一种更为剧烈的催化工艺：它在中等温度和高压下进行，并使用外部供应的氢气，可将重质油馏分转化为中间馏分油以及柴油、石脑油和液化石油气等轻质产品。由于氢气同时能脱除杂原子，加氢裂化在裂解分子的同时也能降低含硫量。

提质与精制

提质工艺用于调整中间物流的辛烷值、组成和纯度。催化重整是将轻石脑油通入负载于氧化铝上的铂基催化剂，有时还会与铼共同使用。反应会使分子重新排列，生成高辛烷值的燃料组分，同时产生芳烃和氢气。烷基化是在强酸催化剂存在下，将轻烯烃与异丁烷结合，生成高辛烷值、低挥发性的汽油调和组分。异构化则将直链轻烷烃转化为辛烷值更高的支链异构体，且碳原子数保持不变。

加氢精制是最主要的精制步骤。原料与氢气混合后加热，通常在300–380 摄氏度下，通过氧化铝负载的金属硫化物催化剂（如钴钼或镍钼催化剂）进行反应。加氢精制可以脱除燃料中的硫、氮和金属杂质，而在这些反应中消耗的氢气是该工艺的主要运行成本之一。

炼厂构型与产品规格

炼厂通常按复杂程度进行分类。常减压炼厂只进行原油蒸馏，因此其产品质量和收率在很大程度上取决于所加工的原油。加氢脱硫炼厂增加了重整和加氢精制装置，使其能够控制硫含量并提高汽油辛烷值。转化型炼厂再增加裂化装置，可将重质原油馏分裂解为较轻的炼厂物流，以供进一步加工或调和。更深度的构型还增加了焦化和加氢裂化装置，使炼厂能够加工价格更低、更重且含硫更高的原油。

产品规格决定了投资方向。公路柴油、船用燃料和汽油的含硫限值促使炼厂加大加氢精制和加氢裂化的产能，因为低硫燃料是满足环保法规的必要条件。由于经济效益取决于可获得的原油种类和市场需求，炼厂构型的选择属于长期决策。以轻质低硫原油为基础设计的炼厂，与为重质高硫原料设计的炼厂所需的装置截然不同，而且对某一装置进行升级，往往还需要对厂内其他环节作出调整。

产品与石油化工产品

燃料产品

燃料占炼油厂销售产品的大部分。汽油是美国炼油厂生产最多的石油产品，其次是柴油。1995年至2016年间，汽油在炼油厂净产出中的占比从47%升至50%，柴油占比增幅最大，从20%升至24%。就一桶原油而言，大约80%至85%最终被加工成汽油、柴油或喷气燃料。2016年，美国炼油行业的日均产量约为汽油930万桶、低硫柴油370万桶、喷气燃料160万桶（2016年，美国141座炼油厂的日均产量为汽油930万桶、低硫柴油370万桶、喷气燃料160万桶。）。

其他燃料包括液化石油气（LPG）、用于照明和取暖的煤油、家用取暖油，以及用于发电、区域供热和船舶的较重燃料油。运输燃料价值最高，而燃料油和沥青价值最低。作为船用燃料出售的重质渣油因此是价值最低的产品之一，其市场受到含硫量等燃料质量规定的影响。

汽油质量取决于其辛烷值。催化裂化和催化重整等工艺被用于提高汽油产率、改善辛烷值。催化重整得到的重整油还为石化工业提供芳烃，使燃料与化工产品的生产链条相互联系。

非燃料产品

较重的馏分会制成润滑油和蜡。石脑油、煤油和柴油馏分可以经过加氢精制，再进行脱蜡，从而得到精制煤油、低硫柴油或润滑油基础油。作为沥青出售的沥青质用于铺路和屋面防水。炼油流程中最重的产品是固体石油焦，可用作燃料或用于工业生产过程。

石化原料与中间体

化学工业主要依赖轻质烃类。石油衍生的主要石化原料是乙烷、液化石油气（LPG）和石脑油。炼油厂只提供这部分供应的一部分，因为炼油厂虽然也生产一些石化原料，但产量通常不超过总产量的10%。

主要的转化路线是蒸汽裂解，即在约850°C的炉中裂解原料分子。这一处理将石脑油分子分解为较小的分子，如乙烯、丙烯、丁二烯和苯。原料的选择会极大地改变产品构成：乙烷裂解装置的乙烯产率约为80%，而石脑油裂解装置的乙烯产率约为30%，且产物构成更为丰富，丙烯、丁二烯和芳烃的产量都相当可观。

关键中间体分为两类。烯烃包括乙烯、丙烯和丁二烯，芳烃则包括苯、甲苯和二甲苯异构体，二者常合称为BTX。主要石化产品包括乙烯、丙烯和丁二烯等烯烃，苯、甲苯和二甲苯等芳烃，以及甲醇。芳烃主要有两条来源：炼油厂的催化重整油，以及石脑油裂解装置的裂解汽油。在二甲苯中，对二甲苯的产量最大、最为重要。饮料瓶所用的聚酯，经对苯二甲酸可追溯至对二甲苯。另外，合成气（一氧化碳与氢气的混合物）主要用于生产氨和甲醇。

下游材料与需求

大部分石化产品最终变成聚合物和其他材料。乙烯是聚乙烯的关键原料，也是通过二氯乙烷制得的聚氯乙烯、通过乙苯制得的苯乙烯的基础单体。丙烯用于生产聚丙烯、丙烯腈和环氧丙烷。芳烃的应用范围很广，这些芳香族石化产品用于制造合成洗涤剂、聚氨酯、塑料和合成纤维。由合成气制得的氨是氮肥的基础。塑料的原料集中于少数几种基本单体：世界上大部分塑料仅由五种分子构成。

运输燃料仍是炼油产出中最大的单一部分，但炼油企业面临的结构正在变化。随着全球财富增长，石化原料的需求将持续上升。因此，炼油企业需要减少汽油产量，增加喷气燃料和化工原料的产量。运输燃料在石油总需求中的确切全球占比每年有所不同，且因统计来源而异，精确数据应参考国际能源署（IEA）或美国能源信息署（EIA）的年度平衡数据。

市场、基准与定价

大多数原油并非逐船协商定价，而是参照少数几种基准原油的价格。布伦特（Brent）是产自北海的轻质低硫原油，“Dated Brent”一篮子北海轻质低硫品种则用于为运往欧洲及其他市场的海运货物定价。布伦特通过Dated Brent这一篮子北海轻质低硫品种，为流向欧洲和全球市场的海运原油定价。西得克萨斯中质原油（WTI）是美国的轻质低硫品种，其价格主要锚定于俄克拉荷马州库欣（Cushing）由管道供油的储罐。相比之下，迪拜原油是中质含硫品种，因此布伦特与迪拜原油在品质和产地上都存在差异。这些基准同样是金融交易的基础。它们支持价格发现，把不同地域、不同时间的石油市场联系起来，并让市场参与者得以对冲风险或进行投机性头寸操作。

实物、远期与期货市场

实物交易通过三种方式进行：在现货市场交易即期货物，通过远期合约进行未来交割，以及通过在交易所交易的标准化期货。ICE布伦特和NYMEX WTI是最受关注的两种期货合约。期货曲线的形态反映库存状况。当远期合约价格高于近月合约时，市场处于正向市场（contango），这通常意味着供应充足，并促使企业储存原油。当近月价格高于远期价格时，市场处于逆向市场（backwardation），这表明即期原油短缺，并促使炼厂动用库存。据一份市场评论称，在2026年危机期间，布伦特近月合约价差（M1-M2）从8月下旬的不到1美元扩大到每桶7美元以上。例如，5月26日，ICE布伦特7月交割原油结算上涨3.44美元，涨幅3.6%，报每桶99.58美元。

裂解价差与区域价差

炼厂通过将原油加工成成品油获取利润，成品油价格与原油成本之间的差额称为裂解价差（crack spread）。因此，柴油和汽油的裂解价差将原油价格与成品油价格联系起来；当成品油市场收紧的速度快于原油市场时，裂解价差便会扩大。区域价差同样重要。布伦特—迪拜期货换掉期价差（EFS）已从危机前的每桶低于2美元，升至峰值时的每桶15美元以上。在正常情况下，它主要是品质差异和套利的信号；但在2026年，地理因素已压过品质因素，使EFS更多地成为供应安全的代理指标，而非原油品类的指标。布伦特—WTI价差的走势与此相似。该价差扩大至12.68美元，为5月以来的最大差距，部分原因是美国可能禁止柴油出口。截至10月7日，Vantage的数据显示布伦特约为每桶105.53美元，WTI约为每桶91.58美元，溢价约14美元。亚洲炼厂因此增购美国原油，WTI已成为亚洲原油采购结构中不可或缺的一部分。

2026年的供应中断

冲突始于2月28日，当时美国和以色列联合对伊朗发动空袭。经霍尔木兹海峡的原油和成品油流量从每日约2000万桶骤降。国际能源署在3月中旬估计，目前原油产量至少被削减每日800万桶，另有每日200万桶的凝析油和天然气液被关停。3月初，布伦特原油价格的峰值几乎触及每桶120美元。

3月11日，国际能源署的32个成员国同意释放4亿桶紧急储备，该机构称这是其历史上规模最大的集体行动。这一数字是2022年俄罗斯入侵乌克兰后释放的1.827亿桶的两倍多。各国份额按照其在国际能源署全体成员石油消费总量中所占的比例确定。一家第三方追踪机构报告称，后来确认的承诺释放量为4.26亿桶；国际能源署在10月初表示，自3月以来，约3.25亿桶已从紧急石油储备中释放。法国总统埃马纽埃尔·马克龙在七国集团会议后表示，此次释放将持续四个月，初期重点为柴油。

美国战略石油储备的互换

美国的份额为1.72亿桶，主要通过互换而非直接出售的方式交付。在这种互换安排下，企业借入原油，并以更多的桶数归还。第一份征求建议书于3月13日发布，内容为从战略石油储备中互换最多8600万桶原油。后续批次包括4月1日的1000万桶，以及4月9日的3000万桶低硫原油。9月29日，美国能源部发布了一份最多4000万桶的征求建议书，中标互换的交付计划于2026年11月和12月进行。能源部表示，此前的互换实现了25%的归还溢价，即归还桶数比借出多出25%。

库存水平因此大幅下降。一家能源数据网站转引的美国能源信息署（EIA）每周数据显示，该储备在2026年2月27日当周为4.154亿桶，在2026年10月2日当周为2.83亿桶，减少了1.325亿桶。另一项统计则将峰值日期定为3月20日，因此起始日期应与EIA原始数据核对。无论如何，10月初该储备约为其7.14亿桶授权容量的39.6%。

生产国、欧佩克与地缘政治

欧佩克的成立及其配额制度

1960年9月，伊朗、伊拉克、科威特、沙特阿拉伯和委内瑞拉五国在伊拉克巴格达召开会议，成立了石油输出国组织（OPEC）。石油输出国组织于1960年9月10日在伊拉克巴格达召开的会议上宣告成立。其成立的诱因是对西方大型石油公司的不满，直接起因是“七姐妹”决定降低其所供应原油的价格。在20世纪60年代和70年代初，成员国通过国有化逐步掌控了本国油田，并开始集体决定油价和产量。到70年代初，产油国已通过国有化成功夺回对油田的控制权。随后，它们推动了一系列大幅提价，并通过为欧佩克成员国设定生产配额来防止供应过剩。1973年阿以战争期间，阿拉伯国家实施石油禁运，油价随之急剧攀升，几乎翻了两番。

配额是对每个成员国产量设定的一个约定上限。欧佩克通过集体约定的配额来设定总产量水平，以此实现价格稳定的目标。然而，配额很难执行。许多成员国对自己的配额不满，或者作弊超产，或者干脆无视已达成的生产配额。因此，该组织的影响力在很大程度上取决于富余产能，即能在30天内增产并能持续维持90天的石油产量。历史上，沙特阿拉伯一直持有这部分缓冲产能的最大份额。20世纪80年代中期，利雅得放弃了其机动调节产量的角色，将产量提升至满负荷，这一举动促成了油价的暴跌。

欧佩克+与2023年减产

更广泛的“欧佩克+”集团由欧佩克与以俄罗斯为首的盟国共同组成。在该集团内部，由七个成员国（沙特阿拉伯、俄罗斯、伊拉克、科威特、哈萨克斯坦、阿尔及利亚和阿曼）组成的核心小组自2023年起，在全集团的配额之上，另外实施一层自愿减产措施。该决定源自一次视频会议，并借鉴了该集团于2023年4月首次推出的“额外自愿调整”机制。2026年9月的增产措施，标志着2023年宣布的约350万桶/日减产已基本取消，不过许多成员国目前仍无法达到其分配的配额。该集团也已失去部分成员。安哥拉于2024年因生产配额问题的分歧退出该组织。阿联酋于2026年5月1日退出，目前欧佩克共有12个成员国。

当前的政策表明，这一工具的作用已变得十分有限。2026年11月，核心小组维持了原有的目标产量不变，其中沙特阿拉伯的目标为1050万桶/日，俄罗斯为990万桶/日，伊拉克为440万桶/日。而实际产量远低于此。与伊朗的冲突扰乱了海湾地区的局势：自2026年2月28日伊朗战争爆发以来，石油供应一直受阻，作为全球石油和天然气供应关键航道的霍尔木兹海峡实际上一直处于关闭状态。核心七国8月的产量为每日2500万桶，较7月增加63万桶/日，但仍比2月战前水平低约500万桶/日。Rystad Energy的分析人士认为，该集团可以在纸面上修改目标，却无法保证这些石油能够被实际生产或交付。据消息人士称，用于确定2027年配额的评估工作也已推迟，产量的任何调整都不太可能在2027年之前进行。

国家石油公司与国际石油公司

大部分石油储量由国有国家石油公司控制，例如沙特阿美、阿布扎比国家石油公司（ADNOC）、墨西哥国家石油公司（Pemex）和巴西国家石油公司（Petrobras）；而埃克森美孚、壳牌、英国石油公司（BP）、道达尔能源和雪佛龙等国际石油公司则提供资金、技术和下游销售网络。外国公司通常通过合同获得开采权。在产量分成合同下，外国公司承担勘探和开发的资金投入，从部分产量中回收成本，然后与东道国分割剩余的利润油。许多产油国随着时间推移重新谈判了这些条款。国有化是最为剧烈的变革形式：墨西哥于1938年征收了外国石油公司的资产；伊朗于1951年将英伊石油公司收归国有；利比亚及其他海湾国家在20世纪70年代初接管了外国资产；委内瑞拉于1976年将其石油工业收归国有。每一次事件都重新塑造了东道国政府与外国企业之间的权力平衡。

制裁、禁运与出口管制

制裁与出口管制以不同方式影响供应和价格。对俄罗斯的制裁是欧佩克+面临的核心不确定因素。欧佩克+此次会议正值美国再次努力斡旋俄乌和平协议之际，如果制裁得以放宽，协议可能会增加石油供应；若和谈失败，俄罗斯的供应则可能因制裁而进一步受限。1973年的禁运表明，产油国集团也可以将供应限制用作政治武器，这一先例影响着消费国的政策。在美国，联邦政府于1975年至2015年间实施了大部分原油出口禁令，同样反映了对供应安全的担忧。

美国页岩油与市场份额的变化

美国页岩油的崛起改变了市场的力量对比。据美国能源信息署（EIA）预测，2026年美国原油产量有望达到创纪录的年均1380万桶/日，将超过2025年创下的1370万桶/日的旧纪录。产量增长主要集中在二叠纪盆地。EIA预测，2026年二叠纪盆地原油产量年均将达到680万桶/日，较2025年增长3%，油价上涨和持续的石油导向型钻井活动为此提供了支撑。较高的价格推动了这一反应：WTI原油价格从2025年的年均每桶65美元上涨至2026年8月为止的每桶84美元。由于页岩油井产量递减很快，且可在数月内完成钻探，美国的产量对价格的反应比常规项目更快，这使页岩油成为一种灵活的供应来源，部分抵消了欧佩克+的决策影响。

这种变化在市场份额上已有体现。依据传统能源研究所（Institute for Energy Research）总结的一项基于EIA的预测，欧佩克+预计将供应2899万桶/日（占38.7%），低于去年42.4%的份额；与此同时，不包括美国在内的非欧佩克+产油国则在份额上有所增长。欧佩克的主导地位减弱，对非欧佩克供应的依赖加深，使得少数海湾产油国持有的富余产能，以及美国页岩油行业对价格的反应，成为决定短期市场稳定性的主要因素。

经济作用与财政影响

出口国的财政依赖

对许多产油国而言，石油收入是公共财政的核心。2014年，在一组阿拉伯石油出口国中，石油收入占政府收入的比例从也门的47%到伊拉克的94%不等，整体平均为77%（2014年，石油收入在总收入中的占比从也门的47%到伊拉克的94%不等，该组国家平均为77%。）。阿拉伯世界以外的情况也大体相似：1997至2000年间，墨西哥公共部门收入中接近三分之一来自石油（1997至2000年间，石油收入在墨西哥公共部门收入中占很大比重，接近三分之一。）；2000年，尼日利亚综合政府收入的82%来自石油，相当于GDP的约40%（2000年，石油是尼日利亚的主要收入来源，占综合政府总收入的82%，即GDP的40%。）。

这种收入集中使预算具有顺周期性。油价下跌时，财政收入的减少速度快于政府削减开支的速度。分析人士指出，难以逆转的支出承诺，加上石油在收入中占比过高，使阿曼等出口国难以应对油价波动（Arezki和Ismail（2013）认为，由于政府支出的刚性以及石油收入在政府总收入中占比较高，阿曼等石油出口国在适应油价波动方面面临相当大的挑战。）。此外，石油收入往往以实物形式或通过国有公司上缴国家，这使产量与财政收入之间的联系更加复杂。

主权财富基金与挪威模式

主权财富基金是将意外之财与日常支出分开的一种方式。挪威是最为人所知的例子。该国基金设立于1990年，财政部于1996年首次向基金划拨资金。根据该安排，国家的石油现金流净额注入基金，资金只能通过中央预算转出。预算编制时不计入石油收入，因此赤字反映的是非石油支出，而这部分支出由动用基金来弥补（出于会计目的，石油行业的全部政府收入都转入政府养老基金全球（GPFG）。随后，赤字通过从GPFG调回资金来弥补。）。

支出规则决定了可以提取的数额。其假定收益率最初为4%，2017年春季下调至3%。由于提取额以预期收益率而非石油收入为依据，该规则还具有稳定作用：财政规则还规定，石油收入的支出在经济下行时增加，在经济上行时减少。对外投资的初衷是抑制国内经济过热。截至2025年底，该基金的市场价值约为21.3万亿挪威克朗（截至2025年底，基金市场价值约为21 300亿挪威克朗。）。很少有其他基金能将如此正式的规则与如此高的透明度结合起来，因此挪威通常被视为一个基准，而非可以轻易照搬的模板。

资源诅咒与荷兰病

资源丰富的经济体并不总是比其他经济体增长得更快。这一现象通常被称为资源诅咒或“富足悖论”，其成因包括多种机制，如荷兰病、寻租、腐败以及制度薄弱等。

荷兰病指资源繁荣之后可能出现的去工业化现象（参见荷兰病），它描述的是一连串的效应。货币大幅实际升值可能使其他可贸易商品失去竞争力。随着税收和资源使用费收入增加，政府支出也随之上升。住房和服务等非贸易商品的价格相对于贸易商品上涨，劳动力和土地则向出口部门和非贸易活动转移。尽管出口收入增加，经常账户甚至可能转为赤字（支出增加，尤其是政府支出，因税收或资源使用费收入增加而扩大）。一些批评者认为，这一名称在两个方面都不准确；荷兰病的概念是一个双重误称，它“既不是荷兰的，也不是一种疾病”。即便如此，这一概念仍然有用，因为它指出了具体的作用渠道。

实证研究的结论并不一致。一项针对非洲多国的研究发现，资源诅咒主要存在于矿产资源丰富的经济体中，而在石油资源丰富的国家则不存在这种效应。另一项针对美国石油和天然气开采县的研究得出了不同结论，发现石油和天然气资源的丰富提高了当地累计工资水平和福利。制度质量似乎在很大程度上决定了结果。在一种理论中，资源丰富对增长的影响可能取决于一国的治理制度，创业活动与寻租活动的回报都由该国的制度环境决定。波动性则是另一个问题：国际资源价格的剧烈波动会传导为公共和私人收入的波动。综合来看，证据表明，资源诅咒是有条件的，而非必然发生的。

油价冲击的宏观经济传导

油价冲击通过多种途径影响整体经济。燃油直接构成消费价格的一部分，能源和运输成本又会传导到许多其他商品的价格中，因此总体通胀会迅速作出反应。二轮效应则取决于工资谈判，以及家庭和企业是否预期价格将继续上涨。1973年和1979年的两次冲击使许多工业国家同时出现高通胀和经济衰退，这种组合塑造了此后人们对货币政策的思考。

对于进口国而言，油价持续上涨会恶化贸易条件：同样数量的进口需要支付更多的国内收入流向国外，这会降低实际收入，并可能扩大经常账户赤字。对出口国而言，影响则相反，通常会带来意外之财、货币升值和政府支出增加，并伴随上文所述的荷兰病动态。货币与美元挂钩的出口国会输入美国的货币环境，这可能使其国内政策难以制定。

中央银行面临的是供给冲击。为抵消能源价格上涨而加息，可能加深经济放缓；而在通胀预期保持稳定的情况下，接受总体通胀的暂时上升风险较小。结果取决于中央银行的可信度、经济的开放程度，以及冲击的规模相对于经济增长的大小。自20世纪70年代以来，大多数经济体的产出石油密集度已经下降，通胀预期也比当时更加稳定，因此同样幅度的油价变动，如今通常产生的宏观经济影响比70年代小。不过，经济学家对于这一变化有多少源于运气、石油依赖度降低或政策改善，仍存在分歧。

环境、健康与安全影响

石油在开采、运输和燃烧的每个阶段都会影响环境。其气候影响的最大部分来自燃烧。国际能源署（IEA）估计，石油和天然气行业自身的运营产生的能源相关温室气体排放量略低于总量的15%，其产品的使用又带来约40%的排放。行业的直接排放主要是甲烷（一种强效的温室气体）以及火炬燃烧和燃料使用产生的二氧化碳。

甲烷泄漏与火炬燃烧

上游甲烷泄漏是该行业环境足迹的主要组成部分。国际能源署估计，2025年石油、天然气和煤炭生产合计释放了约1.24亿吨甲烷，其中石油是最大来源，为4500万吨，其次是煤炭（4300万吨）和天然气（3600万吨）。2025年石油、天然气和煤炭产量均创下历史新高。在油气行业的甲烷排放中，大部分来自上游的开采和加工场地，国际能源署估计其占总量的80%左右。

不同企业的表现差异很大。国际能源署报告称，自2019年以来，上游平均排放强度下降了约10%，但表现最好的企业比最差的企业好100多倍。泄漏还高度集中，少数边际油井造成了不成比例的排放。卫星和飞机监测进一步显示，管道泄漏约占这些持续性排放的近40%，其次是火炬燃烧和储罐泄漏。

火炬燃烧是指对不需要的伴生气进行可控焚烧，这既浪费能源，也会排放二氧化碳和未燃尽的甲烷。在2010年深水地平线事故的应对过程中，约燃烧了10亿立方英尺天然气。国际能源署将消除非紧急情况下的火炬燃烧列为降低油气排放强度的最重要措施之一。

重大石油泄漏事故

海上和陆上的石油泄漏造成的破坏最为明显。1989年3月24日，油轮“埃克森·瓦尔迪兹号”（Exxon Valdez）在阿拉斯加威廉王子湾撞上布莱礁，泄漏原油近1100万加仑，污染了长达1300英里的海岸线。最初的死亡数量十分惊人，估计包括25万只海鸟、2800只海獭、300只港海豹、250只白头海雕，以及多达22头虎鲸。清理工作成本高昂且效果有限：1989年至1992年间，清理费用超过20亿美元，部分海岸沉积物中至今仍残留石油。其影响的持续时间远超预期：残留在环境中的石油使部分野生动物种群的恢复延缓了长达24年。不同物种的恢复情况差异很大，白头海雕等物种迅速恢复，而海獭等物种则需要更长时间才能恢复。

2010年4月20日，墨西哥湾深水地平线钻井平台发生井喷并引发爆炸，造成11名工人死亡，并释放了约490万桶原油。泄漏量存在争议。联邦政府估计的490万桶为总释放量，另有一项核算估计约319万桶（约1.34亿加仑）石油进入海湾（即400万桶减去收集到的81万桶）。泄漏波及大片海岸，深水地平线溢油事件影响了整个墨西哥湾（现称“美洲湾”），从深海生物群落到超过1300英里的海岸线都受到波及。生态损害包括海鸟、海龟、哺乳动物和鱼类死亡，以及栖息地丧失。科学家还警告，用于分解石油的微生物会降低水中的溶解氧含量。油井于2010年7月15日被封堵，应对措施包括收集、燃烧、使用化学分散剂以及依靠自然风化。

局部污染、采出水与诱发地震

炼油厂、石化厂和生产场地会排放挥发性有机化合物、苯、二氧化硫、氮氧化物和颗粒物。居住在这些设施附近的居民通常暴露风险最高，因此本地监测和排放限值对公众健康至关重要。油气生产还会产生采出水，即地层卤水与残余碳氢化合物的混合物，可能含有盐分、金属和天然放射性物质。采出水的处置与回用是重要的监管议题，尤其是在其可能渗入地下水或地表水的地区。

这些废水大多被注入深层处置井。注水会提高周围岩层的孔隙压力，并可能重新激活附近的断层。2010年代，美国中部部分地区（尤其是俄克拉荷马州）的中小地震显著增多，原因即在于此。运营方和监管机构的应对措施是减少受影响地区的注水量。

安全与环境监管

监管的重点在于预防井喷和控制泄漏。井完整性标准要求设置多重屏障，包括钢质套管、水泥环和防喷器，并且在作业前和作业期间进行测试。深水地平线事故促使美国海上监管发生重大变革，包括设立新的联邦安全监管机构，并制定更严格的井控规则。如今，海上安全制度通常要求提交安全论证报告、制定应急响应预案和溢油应急计划。重大项目获批之前，通常需要进行环境影响评价，以预测对空气、水体、野生动物和社区的影响。生产结束后，场地修复和退役旨在清除污染并恢复栖息地。正如埃克森·瓦尔迪兹号的案例所示，长期结果在很大程度上取决于这些义务是否得到了切实执行和监督。

能源转型与未来展望

石油峰值与预测分歧

石油产量将达到最高点然后下降的观点，可追溯到M. King Hubbert在1956年对美国产量的分析。他使用逻辑斯蒂曲线推算，美国国内产量的峰值出现在1960年代末至1970年前后。此后多次的供应峰值预测均告失败，因为新发现、改进的采收技术以及水平钻井提高了产量。因此，争论已从供给转向需求：问题在于消费是否会在资源变得稀缺之前达到峰值。

目前，主要机构的看法存在明显分歧。国际能源署（IEA）的中期展望报告《2025年石油》认为，需求意义上的石油峰值约出现在2029年，日均约1.06亿桶；而石油输出国组织（OPEC）的《2026年世界石油展望》预测，到2050年需求约为日均1.24亿桶，并认为短期内看不到峰值。两者的差距主要反映了对电动汽车普及速度、气候政策力度、发展中经济体收入增长以及石化原料需求的不同假设。

需求驱动因素

公路运输是主要的替代领域。国际能源署在2025年表示，随着电动汽车普及加速，中国的石油需求将于2027年达到峰值，比此前的预期提前两年。该机构还估计，到2030年，电动化将减少约540万桶/日的石油需求。其他用途则较难替代。石化原料被认为是最主要的增长来源：国际能源署2025年12月的报告预计，其在需求增长中的占比将在2026年升至60%以上，而2025年约为40%。航空和航运燃料同样难以电气化。印度是国际能源署和OPEC情景中增量需求的最大来源；仅OPEC就预计，到2050年印度将新增约800万桶/日的需求。

短期波动同样很大。2026年与海湾地区冲突相关的供应中断，使全球需求大幅下降：国际能源署报告称，5月份需求降至日均9790万桶的低点，比一年前低530万桶，并预计2026年需求将下降100万桶/日，随后在2027年反弹约200万桶/日。此类冲击使人们更难区分周期性变化与结构性变化。

政策工具与情景设计

政策是区分各类情景的主要变量。碳定价可以理解为一种纠正排放未计价成本的庇古税，它提高了化石燃料相对于替代能源的成本。车辆、飞机和船舶的排放标准降低了单位活动的燃料消耗；2009年G20成员国承诺改革化石燃料补贴，消除了鼓励消费的价格扭曲。各项情景分析的差异在于，它们是只计入已立法的政策，还是假设会有额外措施。OPEC 2025年的展望给出的参考情景中，2050年需求约为日均1.23亿桶；在强有力的气候政策下、由技术驱动的情景中为9600万桶；公平增长情景中为1.27亿桶。相比之下，国际能源署的净零路径假设不再批准新的石油项目，因此产量急剧下降。由于各机构对情景的定义不同，其核心数字不能直接比较。

技术路径与搁浅资产

碳捕集与封存可以减少炼油厂、天然气处理和制氢过程的排放，直接空气捕集可以从大气中移除碳，但两者都会增加成本和能源消耗。生物燃料可以掺入汽油和柴油，或作为可持续航空燃料使用，不过其扩张受到原料供应和土地的限制。以氢气和捕集的二氧化碳制成的合成燃料可用于航空和航运，但其生产成本仍然很高。

转型还带来金融风险。搁浅资产是指由于低碳转型相关的经济、物理或监管变化，在其经济寿命结束前便不再能获得预期回报的资产。一项由麻省理工学院牵头的研究发现，气候政策越严格，化石燃料所有者和投资者可能遭受的资产价值损失就越大。《自然·气候变化》2022年的一项研究得出结论，这类市场风险大部分由发达经济体的私人投资者承担，尤其是通过养老基金。仍有一些问题有待解答：变革的速度如何，需求是否会在低成本资源耗尽之前下降，以及低成本生产商能否比高成本生产商更久地保有市场份额。

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