1.或因国内油价大涨,我国恢复两家加拿大菜籽出口商的市场准入

2.国内外提高采收率技术现状与展望

3.油价为什么会那么高呢?什么时候才能降下来呢?

4.石油大国加拿大,油价却远超美国,为什么

5.加拿大油价贵吗,有多少钱

或因国内油价大涨,我国恢复两家加拿大菜籽出口商的市场准入

加拿大提高油价政策_加拿大提高油价政策是什么

据来自新浪财经的最新消息显示,5月18日,加拿大贸易部长和农业部长在一份声明中表示:加拿大被告知,中国已经恢复了两家加拿大公司维特拉Viterra和理查森RichardsonInternational的市场准入。

加拿大对此决定表示欢迎。

因为在油菜籽船货中查出有害物质,我国自2019年3月份开始陆续吊销了包括维特拉、理查森等在内的加拿大菜籽出口商的对华出口许可。

资料显示,目前国内食用油年消费量大约为3000万吨,其中菜籽油消费约为600万吨左右,但同样由于国内菜籽产量有限,每年约需进口500万吨左右的菜籽类商品进行补充,而进口的主要来源国就是加拿大。

加拿大是世界最大的油菜籽生产国和出口国,全国有多达4.3万个农场以种植油菜籽为主,加拿大每年产出约1550万吨油菜籽,中加菜籽贸易是加拿大对华最核心的贸易商品。

据加拿大最大的谷物加工商理查森国际有限公司给出的数据显示,在限制对华出口之前,2018年加拿大油菜类产品对华出口价值超过40亿加元,约合207.9亿元人民币,占加拿大对华出口总额15%以上。

此后,加拿大方面一直就相关问题向WTO申诉,均未取得成功。

此次突然恢复两家加拿大菜籽出口商的市场准入,分析认为可能和当前持续上涨的国内食用油价格相关。

实际上,我们翻阅更多的资料发现,早在2021年随着国际粮价的走高,我国对来自加拿大的菜籽类商品进口限制已经有所放松。

2021年5月份我国粮食进口分国别统计

数据显示,在2021年的我国菜籽类商品进口方面,加拿大作为全球最大的菜籽类产品出口国地位显著,虽然进口总量无法和2019年之前对比,但无论是菜籽、菜籽油还是菜粕,还是占据了当年我国同类商品进口的首位。

从具体进口数据来看,2021年我国进口了244万吨加拿大菜籽,占加拿大出口总量的20%以上,占我国菜籽当年进口总量的92%;菜籽油91万吨,约占我国总进口量的42%;菜籽粕158万吨,约占总进口量的77.6%。

另据未经证实的消息显示,在那两年我国从阿联酋进口的菜籽油、菜粕类也基本是以加拿大菜籽为原料加工而来。

随着乌克兰葵花油出口受阻、印尼暂停棕榈油出口等影响,国际植物油价格已经纷纷涨至历史高位区。

而我国作为全球最大的食用油消费国,80%左右的食用油需要通过进口来满足。

这其中除了直接的棕榈油进口外,还包括每年9000多万吨的大豆进口,可提供约2000万吨的大豆油消费,以及菜籽和菜籽油的进口。

国内外提高采收率技术现状与展望

一、国外提高采收率技术应用现状

提高石油采收率的方法包括向油层注入水、气,给油层补充能量的二次采油和用化学的物质来改善油、气、水及岩石相互之间的性能,开采出更多石油的三次采油,主要有注表面活性剂、注聚合物稠化水、注碱水驱、注CO2驱、注碱加聚合物驱、注惰性气体驱、注烃类混相驱、火烧油层、注蒸汽驱和微生物驱等。

据美国《油气杂志》(Oil&Gas)(2004年4月)资料,目前世界范围内已进行工业化推广或已进行矿场试验的提高采收率(EOR)技术包括蒸汽驱、火烧油层、二氧化碳驱、烃类气驱及聚合物等化学驱。世界范围通过EOR工程采出的油量在20世纪90年代处于高峰期,在1998年初,来自提高采收率和重油项目的石油产量大约为2.3×106bbl/d,比1996年初的2.2×106bbl/d稍有增长,这个数量相当于世界石油产量的3.5%。进入21世纪,EOR工程的数量减少,即使目前高油价也并未刺激EOR工程数量的增加,主要原因:一是试验项目周期长,二是燃料、注入气等成本增加。尽管如此,EOR技术在油气田开发中也将起着举足轻重的作用,特别是在目前勘探费用上涨和勘探难度加大的情况下。

图1-1为2003~2004年世界各国EOR产量,美国的EOR产量最高,达到6.6×105bbl/d,委内瑞拉、加拿大、印度尼西亚与中国为第二梯队,其他国家通过EOR项目获得的产量较少。与别的国家相比,中国是利用化学驱(主要是聚合物驱)获得产量最高的国家,但注气缺乏相应的项目。各产油国的共同特征是热采技术应用广泛,且产量较高。

图1-1 各国EOR产量图(《油气杂志》2004.4)

诸多EOR技术中,蒸汽驱仍是最主要的方法,其次为二氧化碳混相驱,烃类气体混相或非混相驱与氮气驱也起着相当重要的作用,氮气驱、聚合物驱与燃烧对产量的贡献相对较少(图1-2)。在统计的世界范围内EOR产量中,热采(包括蒸汽驱和燃烧)产量为1.1×106bbl/d,占总数的64.6%,注气(轻烃、二氧化碳和氮气等)产量为6.0×105bbl/d,占到了34.5%,聚合物驱产量为1.6×104bbl/d,只占总产量的0.9%。

图1-2 世界不同EOR方法产量图(《油气杂志》2004.4)

(一)美国提高采收率技术应用与潜力

美国在1976年、年曾两次由美国国家石油委员(NPC)组织几百名专家对美国各油田进行了潜力分析和预测,为美国能源部发展化石能源提供了科学依据。1993年又第三次进行了潜力评价,这次潜力分析共包括了2307个油藏,将有3510×108bbl地质储量原油依靠新的、有效的采油方法才能开采。在这3510×108bbl中可分成两类:一类是由水驱可以驱替,但在常规生产中由于旁通或不与水接触而不能采出的可流动油,约1130×108bbl;另一类是由于粘滞力和毛细管力而捕集在油藏孔隙中不能被水驱替的不可流动油,这部分约有2380×108bbl。可流动油可用改进的二次采油(ASR)方法开采,如钻加密井、调剖、聚合物驱、钻水平井等,主要是尽量扩大扫及效率。这些过程成本比较低,并可快速提高生产水平,仍是提高采收率的主流方法。开采不可流动油则要采用二氧化碳驱、化学驱、热力采油等三次采油方法(EOR),在扩大扫及效率的同时还要提高驱油效率。二氧化碳混相驱在一定的油价下会有一定的发展,而化学驱其中包括复合驱应用的可能性很小,一方面其经济成本太高,必须在高油价下才能使用,另一方面其技术尚未成熟,风险比较大,还需在技术上进一步提高,尽量减少其风险。

(二)前苏联提高采收率技术应用情况

SPE1992年会议上发表的资料显示前苏联在热采、气驱和化学驱三大提高采收率方法中,化学驱所占比例最大,占EOR总量的77%,其次是热采,占17%,气驱只占6%。前苏联提高采收率以化学驱为主。前苏联提高采收率的一个重要特点是尽量采用化工厂的废液,并开发了许多简单易行的增产增注办法,如注粘土胶、纸浆废液和物理场方法采油等。

尽管化学驱的项目远远高于热采,但其累积产量却与热采差不多,说明化学驱的规模还比较小。前苏联和俄罗斯气驱所占比重很小,主要是前苏联缺乏天然二氧化碳气源。

(三)加拿大提高采收率技术应用情况

加拿大以重油开采为主,主要是热采和露天开采沥青砂。对于轻油主要采用注烃混相驱或非混相驱。根据2004年EOR工程统计资料,注烃混相驱或非混相驱项目数量最多,为29项,其次是蒸汽驱12项、火烧油层3项、二氧化碳混相驱2项,氮气驱1项。化学驱主要进行室内研究,没有什么矿场试验。这主要是因为加拿大有丰富的天然气资源,其原油性质又适合混相驱之故。

(四)国外提高采收率发展分析

1.地质特点是选择提高采收率方法的基础

三次采油与二次采油或一次采油的明显不同之处就是前者的适应范围有限。热采中的注蒸汽,它要求油藏比较浅、油层比较厚、原油密度和粘度较高;而注气混相驱则与之恰恰相反,它要求油层比较深,以满足混相压力,油层比较薄,以减少粘性指进和重力超覆,原油密度和粘度小,以易于混相。前二者都要求油藏相对均质,而聚合物驱则对中度和较严重非均质更为有效,粘度要求介于二者之间。美国,特别是二叠盆地,属于海相沉积,原油密度很小,非常适合二氧化碳混相驱,从而注二氧化碳得到很快的发展。

2.材料来源决定提高采收率发展的方向

美国二叠盆地由于有丰富的二氧化碳供应,这些油藏主要发展二氧化碳混相驱或非混相驱。而阿拉斯加由于有丰富的天然气资源,并且在近处又无销路,因此与加拿大相同,主要采用注烃混相驱。俄罗斯有些油田从地质条件看也适合二氧化碳混相驱,但由于无天然二氧化碳来源,因此二氧化碳混相驱并未得到发展。

3.油价决定提高采收率的规模和时机

三次采油是一个投资大、成本高、风险大、见效慢的采油方法,其方法不同,风险程度也不同。因此油价是对三次采油技术发展最为敏感的问题。1976年阿拉伯石油禁运使油价大涨,美国政府极力鼓励三次采油,使三次采油迅速发展,三次采油项目数在1986年达到高峰。从1986年以后油价开始下跌,除因在高油价下已铺好二氧化碳输送管道,前期投资已经花费,使二氧化碳驱还在继续增长外,其他方法都在萎缩。在低油价下,只能进行技术相对成熟、投资较少、风险较小的方法,如聚合物驱、调剖等所谓先进的二次采油方法。复合驱,特别是三元复合驱目前技术还不成熟,风险也比较大,只有在油价高的时候才能采用。

4.地质、油藏工程研究是提高采收率技术成败的关键

尽管在目前低油价下三次采油矿场试验和应用大幅度减少,但美国在地质、油藏工程方面的研究一直持续不断,并且国家给予大量资助。这是人们认识到,一个项目的成功与否,主要取决于油藏描述是否符合实际情况。因此美国一直把油藏描述作为科学研究的重点,并且主要为三次采油服务。三次采油是个极端复杂的采油方法,它需要化学家、地质家、油藏工程师、测井、数值模拟等各方面专家的共同努力才能完成。现在许多矿场试验之所以失败,有许多主要是对地下地质情况认识不清。因此地质、油藏工程、数值模拟以及测井、试井等监测手段的研究非常重要。

(五)国家鼓励政策

国外三次采油发展都离不开国家的鼓励政策,比如美国,为推动二次采油的发展,曾先后执行成本分担、不控制油价、暴利税优惠等鼓励政策,使1986年三次采油矿场试验项目最高达到512项。1986年后,一方面由于油价下跌,另一方面美国政府取消了优惠政策,使得矿场试验项目急剧下降。特别是成本较高的化学驱,由1986年的206项降至1998年的11项。目前美国政府已不再资助矿场试验项目,仅资助室内机理性研究。加拿大也有类似情况,曾在税率上对三次采油给予特殊政策,在一定程度上刺激了三次采油的迅速发展。

二、我国提高采收率技术方法现状与展望

由于三次采油(EOR)主要包括化学采油技术、微生物采油技术以及物理采油技术三大方面,而根据我国石油工业发展的趋势与需要,目前逐步形成了以化学采油为主体,以微生物采油和物理采油研究为两翼的综合性提高采收率的方法。而化学采油包括聚合物驱油技术、三元复合驱油技术等方法,而微生物采油则以微生物驱油技术为主。

(一)我国提高采收率技术方法现状

目前,我国各主力油田已先后进人开发后期,含水率迅速上升,含水率高达80%以上,现有的注水技术已难以满足油田的需要;同时,在未动用和新发现的储量中,低渗透、稠油、深层凝析气藏和挥发性油藏等复杂类型所占的比例较大,如利用现有的注水技术进行开发,提高采收率的难度相当大。根据提高采收率法筛选、潜力分析及发展战略研究结果,我国注水开发油田(其储量和产量均占全国的80%以上)的提高采收率方法主要为化学驱(碱驱、聚合物驱、表面活性剂驱等)方法。该方法覆盖地质储量达60×108t以上,可增加可采储量10×108t,是我国提高采收率研究的主攻方向。

1.注水开发技术

我国油田以陆相沉积储层为主,储层天然能量较小,需要早期注水补充地层能量。我国油田砂岩单层厚度一般在5m以下,砂体展布面积有限。这类油藏天然能量较小,很难出现强天然水驱或气驱。为了获得较高的产量和采收率,普遍采用早期注水开发方式,我国注水开采油田的产量和储量都占总量的85%以上,在主要开发阶段的油田地质储量采油速度,中高渗透油田一般保持在2%以上,甚至高达3%~5%,低渗透油藏可达0.8%~1.2%。

我国原油粘度普遍较高,储层非均质比较严重,需要采取逐步强化注水开采的措施。强化措施一是加密注采井网,提高注采井数比例。二是采用细分层系和分层注水工艺,控制油井层间非均质性带来的不利影响,提高差油层的开采速度。三是提高排液量,不断提高剩余可采储量的采油速度。采取这些措施,我国油田在稳产期,大部分油田的可采储量采出程度可以达到50%~60%。

2.聚合物驱油技术

我国东部地区除了二氧化碳和天然气比较贫乏之外,其油藏主要是河流相沉积,非均质比较严重,并且原油密度和粘度较大,与天然气很难达到混相。聚合物驱油是东部地区提高原油采收率的主导技术,经过较长时间的室内和现场试验,目前已经进入了工业化矿场应用阶段,在大庆、胜利、大港、南阳等大中型油田,均获得了明显增油效果。该技术对处于中、高含水期的油田开发持续稳产,具有决定性意义和指导性作用,在三次采油技术中占有重要地位。

聚合物驱是近年来采用的主要三次采油方法,2002年聚合物驱产量占中油股份公司三次采油产量的93.5%。大庆油田从2001年开始,聚合物驱产量每年均超过了1000×104t;胜利油田已在27个油藏实施了化学驱油,动用储量2.94×108t,年增产原油160×104t。

3.复合驱技术

近十几年来,复合驱(碱/表面活性剂/聚合物的复合)从化学驱中脱颖而出,成为最具应用前景的方法之一。这一方面是由我国的特殊油藏条件及各种技术的适应性所决定的;另一方面则是因为复合驱综合发挥了不同化学剂的协同效应,从而成为大幅度提高石油采收率的重要方法之一。据专家预测,如果化学复合驱得到较大规模的应用,可望在实施地区提高石油采收率5%~10%。

三元复合驱的表面活性剂主要有石油磺酸盐(烷基芳基磺酸盐)、植物羧酸盐和烷基苯磺酸盐等三大类产品。根据石油磺酸盐示范提高采收率技术的研究表明,每吨石油磺酸盐可以提高原油产量超过130t;可以将高渗油藏原油采收率提高20%至30%。根据在胜利油田孤东油区的工业试验,使用石油磺酸盐示范提高采收率技术四个月后,注水上升势头得到控制;6个月后,参与试验的16口油井的每日注水量减少了156t,产油量每天上升了20t。运用这一技术,我国大庆、胜利、辽河、华北等多数油田的采收率可以大幅上升,将对我国原油供给和能源安全产生积极而深远的影响。

4.稠油热采技术

辽河、胜利、新疆、河南等油田有丰富的稠油资源,20世纪80年代中期以来发展了稠油蒸汽吞吐和注蒸汽驱技术,提高了石油资源的采出程度。目前全国稠油热采产量达到1200×104t以上。

5.二氧化碳吞吐技术

二氧化碳吞吐工艺,是指通过向地层原油中注入二氧化碳气,使原油性质发生根本性变化,改进油藏性质,从而提高原油采收率的一种新型技术。2002年3月,胜利油田东辛采油厂引进二氧化碳吞吐工艺进行了现场试验和推广,累计施工16口井,18井次,措施成功率为83.3%,累计增油14695.3t。当年10月,井下作业公司在东辛、桩西、孤岛等采油厂连续施工11口井,累计增油6000t,取得明显经济效益和技术效果。桩西采油厂在桩19-Ⅹ4实施二氧化碳吞吐配套带泵酸洗井解堵工艺,获日增油16t的高水平。

6.微生物强化采油技术

微生物强化采油技术就是将特殊的微生物体系、生物催化剂与营养物系统接种到生产井或注水井中,从而将其大量植入含油区的孔隙介质中,并通过控制酶在含油层油水界面上的反应,改变原油的流动性,产生短链的分子与生物表面活性剂。从而使原油的性质,如低的原油体积系数、高的API等级、油水界面张力,岩石与原油的相互影响(润湿性)等得到改善。

与目前通常采用的外源微生物采油技术相比,本源微生物采油不存在菌种适应性、变异退化等问题,减少了菌种的开发、生产等步骤。工艺简单、投资少、成本低。大庆油田、吉林油田、河南油田、青海油田、新疆油田和胜利油田本源微生物资源丰富,完全具备开展本源微生物驱油的条件,正在进一步开展深入研究并准备矿场应用试验。

(二)我国提高采收率技术前景展望

我国已投入开发的石油储量中,以大庆油田为代表的东部陆地油田多处于高含水期,注水采油效果明显变差,三次采油技术已成为保证持续稳产的主导手段。近期产业化的重点是:在推广聚合物驱油、复合驱油、微生物驱油、物理法采油等已基本掌握的工艺技术的同时,加速这些工艺所需注入设备、物理法采油设备等成套设备的规模化生产,形成从设计、设备制造、建设到运行管理的整体能力。

(1)聚合物驱将会稳定发展,并将是今后较长一段时间内我国在矿场中工业化应用的主要提高采收率技术,将在保持东部老油区产量的稳定中发挥重要作用,聚合物驱产油规模将超过1.0×107t。今后的研究重点将是如何进一步降低成本,提高经济效益以及开发一些能够改善聚合物驱效果的相关技术。

(2)复合驱尽管在中国有巨大的应用潜力,并且在室内实验和矿场试验中都取得了明显的效果,但与聚合物驱相比技术更加复杂,还有一些机理有待于进一步加深认识,更重要的是受到经济因素的限制。因此,需要进一步加大研究和矿场试验力度,尽快使复合驱成为接替水驱的另一种提高采收率技术。

(3)随着气源的不断发现,特别是中国西部油气田的发现,气体混相或非混相驱技术将会越来越受到重视有可能以较快的速度发展成为一种经济有效的提高采收率技术。

(4)热采方面需进一步改善蒸汽吞吐效果,同时大力加强蒸汽驱等技术研究,尽快形成热力采油接替技术。

(5)二次采油与三次采油的结合技术是二次采油向三次采油的过渡技术。该项技术在胜利油田、华北油田、新疆油田等试验区进行矿场试验,平均投入产出比为1:4.93,增产原油8×104t,取得了显著的经济效益和社会效益。

(6)润湿性反转方法促进低渗透气田增产技术。润湿性反转方法是通过改变井底附近岩石的润湿性及压裂支撑剂的润湿性(从液相润湿变成中等润湿或者气润湿)来提高产量及改善压裂效果的新方法。采用这一新方法,一方面由于改变了岩石的润湿性,反转凝析的液体以及压入的前置液便可以很容易地产出,而不至于挡住气体的流动;另一方面,由于大幅度提高了压裂后液体的返排率,气体的相对渗透率增加,从而显著提高气井的产能。

三、提高采收率技术对可采系数研究的影响

提高采收率技术的研究与逐步应用,使已发现油气资源的采出程度不断提高,并将使未发现资源可采系数不断增加。同时,为体现国家层面对我国可采油气资源潜力需求更偏重于技术性和前瞻性的特点。本次研究要求在确定我国油气资源技术可采系数时,陆上要考虑到强化(三次)采油技术;海上条件比较恶劣,我国的勘探开发水平偏低,要求考虑二次采油技术条件。

油价为什么会那么高呢?什么时候才能降下来呢?

我们先来简要回顾一下国际油价在近几年来的上涨过程。 在2001年911前后,当时的油价在每桶20 美元左右。而到2003年初,油价上涨接近30美元/桶。一年后的2004年初,更突破40美元/桶关口。到2006年初,油价开始接近60美元/桶大关。而在刚刚过去的2007年,则先后突破80、90美元/桶的关口,直至2008年初的百元大关。 当然,国际油价最近突破百元大关,有一定的偶然性,主要是受到市场利空因素的影响。例如,2008年初尼日利亚石油港口城市的武装,令人们担心这个世界第八大石油出口国的石油供应可能进一步缩减。同时,美国能源情报署公布的数字显示,美国原油库存已连续7个星期下降,并已降低到2005年1月以来的最低水平。 但偶然性中也有必然性,因为在那些左右油价的供求关系中,包括需求量、产出量、国际政策、金融、投资(投机)衍生性因素中,又确实包含着推动油价持续走高并保持高位的成份。我们来逐一加以分析。 首先来看世界经济与石油需求。我们知道,这一轮油价高企,并不某个突发事件导致的短期变化,而是受到了世界经济、特别是发展中国家经济高速而普遍增长的有力推动。研究表明,近年来发展中国家的GDP增长明显快于发达国家,发展中国家的石油消耗量的增长也明显快于发达国家,而且,发展中国家石油消耗的增幅显著高于GDP的增幅。 国际能源署《世界能源展望》预计,世界石油需求的持续增长,可能在2015年前后回引发更加严重的供应问题。这其中,至少有一半以上的需求增长来自发展中国家。有的机构,如埃克森美孚公司预测,全球石油需求80%的增长部分,将来自发展中国家。 在考虑石油需求方面,交通系统、特别是汽车,需要格外被提及。以美国为例,美国拥有近3亿辆汽车,被称为“车轮上的国家”。美国石油消费占全球石油消费的25%,但石油生产只占全球石油产量的大约9%。美国经济、特别是美国交通系统的燃料,有97%是石油。 中国汽车拥有量的猛涨,也使得石油消费强劲。中国现在将近有2050万辆车,与上世纪90年代初相比增长了3倍,近年来车辆的销售增长率一直在20%以上。自1993年以来,一直就是石油净进口国。目前,石油需求的近半依赖进口。至于邻国日本和韩国,石油更是100%依赖进口,突显亚洲经济的火车头对石油的巨大需求量。 其次来看石油的供给与储备。总的情况是全球石油供应的增长,赶不上需求的增长。世界性石油供应短缺现象,在短期内还会呈现加剧态势。用有的学者比较悲观的描述,就是世界每消耗了两桶石油的同时,却只发现一桶新石油的产能,因为世界上大多数成熟油田的产能都处于下降的趋势之中。 美国已开采完大多数的传统油田。英国北海石油的产量从1999年就开始衰退。墨西哥油田也在2006年达到产量峰值。沙特的7大油田占全国石油供应的90%,但产能也在逐年衰退。在中国,约占石油总产量30%的大庆油田,产量也以2-3%的年均速度递减。第二大油田辽河油田的产量也一直在下降。几乎全球都在发生相似的情况:产量达到最高点后,面临两倍数的下降。下降的速度,快于预期。 当然,我们说全球石油紧张和产量下降,主要是指开采条件优越、天然油质好、经济价值高的高效、低成本的轻质油田(传统油田)的储量和产能减少,并不否定全球范围内其他类型的油田和其他形式的产油方式的存在和扩张潜力。事实上,油价有反作用力。在油价处于低位时,传统油田之外的其他类型的油田和其他形式的产油方式是没有开发价值的,反之则不然。 打个比方,传统油田的产油成本低。按美国能源部的测算,包括勘探、开采、运输成本在内,传统油田的生产成本一般在10美元/桶以内,理论售价应在40美元/桶之间。采油条件特别好的国家,如沙特,原油生产成本可低至3-4美元/桶 - 在那里,人们只要向大油田的底部加水压,油质好、价值高的轻质油便浮到表面。可惜的是,这样的优质大油田正越来越少,跟不上需求的增长。 所以,综合石油需求、供应与价格的狭义的相互影响来看,有三句话可以概括:第一、快速增长的石油需求,拉动油价持续上涨;第二、传统油田产量的下降,推动油价提升;第三、油价上涨带动传统油田之外的其他类型油田和其他形式产油方式的扩张,反过来缓解石油供需矛盾,抑制油价过高的攀生。 所谓传统油田之外的其他类型油田,典型的类型包括油页岩矿、油沙矿、以及分布在北部高纬度寒冷地带的特殊油田。 作为前者,油页岩看起来象普通岩石,但加热后就会渗出油泡。美国、中国、巴西、爱沙尼亚、澳大利亚等国都有此类油页矿。美国更是独占优势,有超过世界油页岩矿产量72%的储备。仅在科罗拉多落基山表下面,就蕴含2万亿个桶的储量,具有8倍于沙特、18倍于伊拉克、21倍于科威特、22倍于伊朗的原油产能;其规模超过当今世界已被证实的全部传统油田的原油储量。 作为后者,加拿大等国在北部艾伯塔等地区拥有丰富的油沙矿资源,产能可达数百亿桶油的规模。另在加拿大的西北寒冷地带,早在上世纪70年代,就发现了储量在400亿桶的特殊油田。说它特殊,主要是因为其气候恶劣,开采条件差 - 这是一个冬天冰山覆盖、夏天一片沼泽的特殊地带。冬天的温度可下降到零下60 和70度,使人和机器在那里作业面临非常危险和困难的状态。 但从技术的可能和可行性上,现在我们已完全具有开采油页岩、油沙、以及北部高纬度地区特殊油田的成熟能力。不过,从现实性、迫切性来看,是否进行实际的开采活动、以增加石油供应量,还要看油价高低是否满足开采成本及盈利的空间。按估算,油页岩矿的开采成本在每桶25 美元左右,油沙及北部高纬度地带的油田开采成本也离这个数值不远(均与传统油田存在显著成本差异)。在油价在35-40美元/桶时,不会有任何公司去花钱投资和生产。但当油价上涨到75-80美元/桶时,就会有许多公司积极介入生产,以获得现实的利润。 而所谓其他形式的产油方式,则主要包括一种煤转液技术(CTL)的技术过程。这种技术的萌芽,其实早在二战的德国就已开始。当时的传统做法,是第一次技术过程实现煤转化为气(一氧化碳和氢),第二次过程再将气转变成柴油、汽油或其他相关产品。制约此项技术应用的现实性和迫切性的因素,同样是成本和油价之间的盈利空间。 因为煤转液过程的生产成本在每桶30-40美元,所以不到油价上涨至75-80美元/桶,不会有许多公司真正地去应用这项技术,增加石油市场的供应。但到价格到位、市场条件成熟时,煤转液技术的潜力非常之大。据美国五角大楼估算,仅美国一国,就具备可生产9640亿个桶油的煤资源。其产能,大于整个中东地区约6850亿桶油的传统油田产能。 从上述角度分析,我们知道:按现有的石油需求、供应条件和价格因素来看,当市场油价上涨到75-80美元/桶时,尽管会有时滞,但世界石油会有一个来自于包括传统油田之外的其他类型油田和其他形式的产油量的显著扩张,从而大幅增加供应,缓解供求矛盾,舒缓价格上涨。在这个意义上,我们同意美国能源情报署关于2008-2009年世界油价可能会适度回落到每桶80美元附近的预测结论。 当然,具体到特定时点的油价是跌是涨、何时跌涨,除了考虑上述石油需求、供应与价格的狭义的相互影响之外,还必须结合分析国际政策、金融、投资(投机)衍生性等广义因素的影响,当然,我们认为:石油需求、供应与价格的狭义的相互影响,对油价跌涨起着长期的、基础性的支配作用,而国际政策、金融、投资(投机)衍生性等广义因素,更多地对油价跌涨起着短期的、伸缩性的配合作用。 先来看国际政策。欧佩克、俄罗斯等国的政策对世界石油的供应影响巨大,而美国的政策则对世界石油的需求影响显著。短期内,约占全球原油总产量40%的欧佩克还不会改变限制成员国产量以防油价下跌的基本态度。而俄罗斯,虽然在过去几年中因油价上涨和开采技术进步,石油生产得到快速扩张,产量已超沙特,但它对与西方公司合作扩大石油产量的呼吁兴趣不大,更愿意与欧佩克一起坐享油价上涨的巨额利益。 作为石油消耗大国的美国,已在2007年12月通过了由布什总统签署了新能源法案,决意改变对石油长期以来的高度依赖性。根据新能源法案,到2020年,美国汽车的油耗必须比目前降低40%,而生物乙醇等可再生能源的使用量,到2022年必须达到360亿加仑。美国正试图通过这种坚定的政策导向,影响西方国家乃至整个世界的石油需求。 但鉴于在美国历史上、特别是尼克松总统任内、卡特总统任内,曾都有过“摆脱对外国能源的依赖”、实现“能源独立”等的类似政策、但却从未成功的先例,布什总统的这一次新能源法案的政策效果,还有待观察。只不过,前几次总统政策的失败,大多源于国际市场油价的走低所致(其中包含欧佩克的政策反击)。可从导致油价降低的结果来看,也不能说是政策的完全失败。 最后,我们来看金融、投资(投机)衍生性因素。这里,最重要的,是美元贬值、以及石油期货市场及对冲基金等机构投资者的角色。美元连续贬值,当然会反过来促使以美元标价的石油价格的持续高走。事实上,如果我们按美元贬值幅度回算各年度的油价实际涨幅,就会发现,它们只是名义涨幅的60%左右。 石油期货市场方面,一些养老基金、公共基金、对冲基金的投资(投机)性参与,对价格起伏起着“推波助澜”的作用。美国市场的资料显示,以对冲基金为主的非商业交易商,所持有原油期货仓位可达到30%以上,非常活跃。它们改变了石油市场由石油生产方和消费国占主导的传统格局。对冲基金、投资银行的任何动向,都会加剧油价和市场波动。这一点,在解释世界油价短期波动、特别是振幅加大方面,尤其值得注意。

石油大国加拿大,油价却远超美国,为什么

三个原因:

1?加拿大汽油税比美国高太多。

2?加拿大的石油产量主要来自于油砂矿,需要由精炼厂炼油,但加拿大缺少精炼油厂,不得不低价向美国出口原料,再从美国高价进口成品油。

3?加拿大炼油厂的成本太高。

加拿大油价贵吗,有多少钱

us的油价比中国。加拿大都便宜 在US。汽油是以加仑作为计量单位的,大概一加仑在NC 需要2.8 美金 一加仑=3.76L在加拿大,当然也要看地方,大概安省的价格是1.03 加币一升