海上石油勘探开发溢油环境风险可控性论文

海上石油勘探开发溢油环境风险可控性论文（精选4篇）

篇1：海上石油勘探开发溢油环境风险可控性论文

风险是与某种不利事件有关的一种未来情景，人们常采用“风险= 损失× 概率”或类似的数学式子来对风险进行量化描述。在海洋石油勘探开发领域，溢油环境风险中的“损失”涵盖生态系统的损失，以及已经和即将实施的修复预防措施所需要的费用，“概率”则是指溢油污染事故发生的几率。随着我国海洋战略和能源战略实施的不断深入，海上石油勘探开发的规模和深度不断扩大。在油气资源密集区域，相对高密度的海上石油钻井平台、采油平台、海底输油管线、浮式生产储油装置( FSO) 以及其他工作船舶均是海上溢油的重要风险源( 崔源等，) 。一旦发生大规模溢油，必将给海洋生态系统及其相关的沿岸社会经济带来巨大危害，并可能引发高额海洋生态损害赔偿和渔业资源赔偿。因此，有必要对海上勘探开发溢油风险的可保性进行讨论，探索社会化方式分散风险，保障受损海域生态系统结构和功能损失及时得到充分的救济。

篇2：海上石油勘探开发溢油环境风险可控性论文

海上石油勘探开发溢油事故的风险源多种多样，而风险的暴露多由人为操作而引发。比如海上石油平台装置的复杂性导致人为操作失误的可能性加大; 海底管道腐蚀和泄露部分源于工程质量问题，以及海上活动造成的外力碰撞; 注水式开发是我国广泛使用的海上油气开采方式，对地层压力监测、注采比控制、注水工艺有很高的要求，操作的失误可能会引发严重的地质性溢油。

1. 2 风险呈现区域集中性

我国海上油气开发活动多集中在渤海海域、南海北部湾海域、海南西南部海域以及广东南部海域，东海远海有个别油气田分布，而黄海则没有分布。因此，石油勘探开发溢油环境风险也集中在石油资源密集海区，风险暴露的几率具有鲜明的区域特性。其中渤海油气开发活动在近岸海域以及近海相对密集，加之渤海为半封闭海域，这导致渤海溢油风险的总体概率和损失可能均要高于其他海区。

1. 3 风险损失范围难确定

海上作业受到自然因素的影响，溢油造成的风险损失范围和规模受到风、浪、流作用的主导，导致应急监测、预警和措施有较大的被动性。同时目前的溢油处理技术能对溢油损害进行一定范围和程度的控制，但当溢油规模较大时，则难以完全抑制大范围损失的发生。尤其是水下部分的泄漏，对漏点搜寻、溢油量测算造成较大的难度，水下封堵作业的复杂性也导致溢油的控制需要一定的时间和过程，在应对过程中溢油损失和影响不可避免地在扩大。

1. 4 风险损失不易量化和货币化

溢油造成的海洋生态损失实则为生态系统结构和功能的损失，不具有直观性。一方面，溢油造成的污染物会通过食物链进行传递和累积，生物受损范围无法完全确定，且不易发觉; 另一方面，油污对生物健康的风险可能存在潜伏期，也许经过较长时间，具有特征性的损害才能被监测到。此外，损失量和损失程度需要使用一些数学模型进行评估，且无法彻底验证，生态损害的模型计算结论往往得不到法律上的承认( 刘家沂，2010) 。另一方面，我国海洋生态损失的货币化标准为推荐使用标准，仍有实践方面的问题阻碍损失的定量及其货币化。

2 环境风险理想可保条件

传统风险可保性理论研究中，可保性条件是众多研究的焦点。风险的可保性主要取决于是否符合风险可保条件。目前，对于一般风险的可保条件，学者们都有相对集中且类似的观点。这些观点多集中于认为可以承保的风险一般必须满足大量性、纯粹性、可评估性、偶然性、经济可行性和分散性的原则。

从可保风险的一般特性出发，韩海容、魏华林和林宝、黄昆、张琳、石兴等( 赵昕等，2012) 得出的观点较为一致，总结起来可以概括为: ( 1) 风险是同质的且大量标的均有遭受损失的可能性; ( 2) 损失必须是意外的; 不可预知，非故意; ( 3) 风险必须是偶然的、随机的，即风险发生的对象、时间、地点和损失程度都是不确定的; ( 4) 可保性风险所造成被保险人的损失必须是是确定的或可以测定的可以用金钱来衡量的且有发生较大损失的可能性; ( 5) 保险对象的大多数不能同时遭受损失; ( 6) 风险必须是纯粹风险，即仅有损失机会而无获利可能的风险。( 7) 风险或责任必须是特殊的，源自于个体或局部因素，必然风险或是基本风险是不可保的。

从商业获利的观点来看，Freeman 和Kuneruther 的研究认为，风险可保的有两个前提条件，第一要求风险是可被评估的，风险具有确定的概率分布和次数分布，能够在一定精度上估算风险的频率和强度是进行保险精算的首要前提; 第二，保险人能够依据具体的风险，厘定科学的保险费率( Freeman，P. K. et al，1997) 。从防止道德风险和逆选择的角度出发，周志刚( 周志刚，2005) 的研究深化了保险费率厘定对风险可保性的影响，他认为保费应当控制在被保险人可承受范围之内，以确保把道德风险和逆向选择控制在一定范围内。Harrington 和Niehaus 也在其研究中强调了道德风险和逆向选择是风险可保性的重要成本因素，同时也指出保费附加成本也是影响风险可保性的一个重要因素( Harrington et al，2005]。

篇3：海上石油勘探开发溢油环境风险可控性论文

关键词：海上石油勘探开发,溢油,应急管理

溢油事故是指非正常作业情况下原油及其炼制品的泄漏[1]。近年来,我国海上石油勘探开发过程中溢油事故造成的突发性海洋环境污染事件频发,对海洋生态环境及人民的生命财产安全造成了严重的威胁,国家以及各级海洋环境监管部门越来越重视海上石油勘探开发应急管理体系的建设。

1 溢油事故的危害

石油进入海洋后危害是多方面的,主要是安全危害和海洋环境危害。溢油对安全的危害主要是由于油具有易燃易爆危险性,当原油溢出后,溢出的油以及其携带的可燃气体遇到明火就会发生火灾或者爆炸。溢油对海洋环境的危害是由于油本身具有毒性,进入海洋后从海洋环境到野生动物,从自然资源到养殖资源都会受到不同程度的危害。由于原油是液体,具有可流动性,使得这种危害具有扩散性,浮油会向其他区域进行漂移,使受污染的海域面积不断扩大。1989年3月24日,美国埃克森·瓦尔迪兹号油轮在阿拉斯加海域触礁,泄漏了1 000多万加仑的原油,在海面上形成一条宽约1km、长达800km的漂油带。事故发生地本来是一个风景如画的地方,盛产鱼类,海豚海豹成群。事故发生后,据估计,“埃克森·瓦尔迪兹”号漏油事件造成大约28万只海鸟、2 800只海獭、300只斑海豹、250只白头海雕以及22只虎鲸死亡[2]。即使20多年后的今天,当地的生态依然没能恢复如初。这说明溢油造成的危害周期往往很长,尤其当事故发生在较封闭的海域,将对其生态系统产生不可估量的长期影响。

2 现阶段我国海上石油勘探开发溢油事故应急管理体系

2.1 海上石油勘探开发溢油应急法制建设

海上石油勘探开发溢油事故应急法律制度是针对这一类海上溢油事故应急工作或活动的法定化和制度化,目前我国已制定《中华人民共和国海洋环境保护法》《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例》《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例实施办法》《海上石油勘探开发溢油应急计划编报和审批程序》《防治海洋工程建设项目污染海洋环境管理条例》等相关法律法规。

2.2 海上石油勘探开发溢油应急工作机制建设

海上石油勘探开发溢油应急工作机制包括指应急计划的编制和审批、应急响应执行程序、油污清理、调查处理、行政处罚和损害赔偿。目前我国在应急计划的编制方面可以说比较完善,包括从中央到地方,从政府到企业,每一个职能部门和相关石油公司都依据相关法律法规编制了相应的应急计划。在应急响应执行程序方面,2006年国家海洋局制订了《海洋石油勘探开发溢油应急响应执行程序》,并要求各海区分局及其他相关单位制订相应的实施方案。油污清理主要是由相关石油公司来具体执行,由国家海洋局进行监督管理。调查处理和行政处罚主要是由相关的工作组和海洋行政执法部门来进行。

3 我国海上石油勘探开发溢油事故应急管理中存在的问题

海上石油勘探开发溢油事故的应急管理需要政府的监督监管,更需要石油开发企业的支持与配合。长期以来,政府在应对海上石油勘探开发溢油事故的过程中,实行的是以事故发生后应急处置为主,而事故的应急预防没有得到足够的重视,缺少有效有力的监管措施;此外,事故发生后相关的处罚和损害赔偿机制也并不完善。

3.1 石油公司对海上石油勘探开发溢油事故的预防重视不足

石油公司对海上石油勘探开发溢油事故的应急管理比较偏重事故发生后的处置,往往容易忽视对于事故的预防。为了尽量避免溢油事故的发生,石油公司应当在以下方面予以加强:①加快技术创新,技术的创新既可以通过改进生产工艺,也可以通过改进溢油预警装置来实现,一方面可以降低生产过程中发生溢油的风险;另一方面,一旦有溢油的情况发生,能够快速发现并准确定位溢油源。②改进管理模式,提高关键岗位的技术人员的责任意识和专业技能,使得管理通顺,人员得力,避免因管理不畅或操作失误造成的溢油事故。

3.2 政府对海上石油勘探开发的企业监管不力

现阶段我国海上石油勘探开发溢油事故的应急主要是以石油公司的主动报告为主,政府监管部门则处于比较被动的位置,缺乏对于石油公司的溢油应急能力的日常检查与评估。这样一来,石油公司既是应急管理计划的执行者又是监督者,就容易造成石油公司对溢油事故预防的疏忽或麻痹大意。比如,在溢油应急物资储备方面,溢油事故应急物资通常需要大量储备并定时更换,由于石油公司是以利润为目的,如果缺少日常监督就可能使得其对溢油应急物资储备不足。一旦发生溢油事故,应急物资准备不足会造成溢油事故迅速扩大,危害更加严重。

3.3 政府对海上石油勘探开发过程监视监测的缺位

《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例实施办法》第十九条“发生任何溢油事故,作业者都必须向海区主管部门报告”,第二十条规定了4种溢油事故的报告时间。这说明我国对于石油平台的监视监测主要是以石油公司报告事故发生这种事后应急监测模式为主。在这种模式下,石油公司为了逃避处罚,或者相关责任人为了逃避处分可能会出现瞒报迟报溢油事故的情况,监管部门处于被动和滞后的位置。这是海洋监管部门对石油勘探开发作业区日常监视监测的缺位造成的。

4 海上石油勘探开发溢油事故管理建议

4.1 石油公司加强预防

预防是解决危机的最好方法。加强应急预防管理既能够有效预防事故的发生,又能在事故发生的萌芽阶段,将事故迅速控制住,最大限度地减少事故产生的后果和影响。石油公司要在其溢油应急预防的研究和管理上加大投入,不断提高技术标准,以科技加强预防,以管理推进预防。

4.2 监管部门加强日常监督

正如美国管理学家戴维·奥斯本和特德·盖布勒所言:政府管理的目的是“使用少量钱预防,而不是花大量钱治疗”,最有效的危机管理是避免危机与灾害的发生[3]。因此,在海上石油勘探开发溢油事故应急管理中,政府应遵循“预防为主”的原则。海洋监管部门加强监督本身就是一种预防手段。海上石油勘探开发溢油事故多是人为原因造成的,所以是可以预防和避免的。建议监管人员加大检查的频次,对于发生过溢油事故或溢油风险比较高的石油开发作业区,可以派执法或监测人员长驻作业平台进行监督。加强日常监管会促使石油公司做好充分的应急预防工作,能够最大限度地减小海上石油勘探开发溢油事故所造成的损失,甚至可以避免一部分海上石油勘探开发溢油事故的出现。

4.3 监测部门提高应急预警能力

应急预警是海上石油勘探开发溢油应急管理过程的重要防线。改变被动的应急监测模式,建立海上石油勘探开发立体监测集成系统,是海洋应急监测技术发展的必然趋势。比如,在海上石油勘探开发平台及其周围安装油污监测装置,将该区域的监测数据实时传输至监测部门,同时结合海面视频监视和卫星遥感等手段,能够及时和准确地了解海上石油勘探开发作业海域的情况。这样就能够及时发现数据的异常,及时排查异常原因,一旦确认发生了溢油,才能为污染目标地区赢得宝贵的应急准备时间,从而最大限度地节约应急人力、物力和财力,减少溢油事故造成的损失。

4.4 国家立法加大处罚和赔偿力度

我国海洋环境保护法及其他相关法律法规对污染海洋环境的行为处罚力度过低,损害赔偿制度不完善,已经无法适应现阶段的经济形势。《中华人民共和国海洋环境保护法》第七十三条规定“因发生事故或者其他突发性事件,造成海洋环境污染事故,不立即采取处理措施的…处三万元以上二十万元以下的罚款…”可见,相对于石油开发企业所获取的动辄几百亿的利润而言,其违法成本非常低。此外,由于有关溢油事故损害赔偿相关法律的缺失,造成国家和个人在溢油污染索赔维权的过程中困难重重。这种利益与责任的严重不匹配,造成有些大型石油企业无视政府部门的监管,无视法律的存在,这也给执法部门的日常工作造成了极大的阻碍。其他国家对海洋石油开采的约束制度中,首先就是重罚,在一些发达国家,对于污染海洋环境的行为,罚款都是天文数字,足以使企业倾家荡产。为了适应新形势,建议尽快修订和完善相关法律,加大处罚力度,完善赔偿制度,使执法和维权都可以顺利的开展。

参考文献

[1]国家海洋局.中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例实施办法[Z].1990.

[2]任海军.“埃克森·瓦尔迪兹”号油轮漏油事件及其影响[EB/OL].[2010-05-31].http://news.xinhuanet.comtech2010-05/31/c_12162247.htm.

篇4：海上石油勘探开发溢油环境风险可控性论文

作者简介：李治国（1960-），男，河北省承德市人，中海石油（中国）有限公司上海分公司高级经济师，硕士，主要从事石油管理研究。摘要：海上石油开发项目风险演化问题具有复杂性，运用系统论、项目生命周期理论以及预警管理理论构建了海上石油开发项目风险演化的理论基础。通过构建海上石油开发项目风险演化的系统动力学模型，揭示了海上石油开发项目风险演化的总体规律、海上石油开发项目风险演化的核心影响要素以及主体风险意识改变对开发风险演化的影响机理。

关键词：海上石油开发项目；风险演化；系统动力学

中图分类号：F213.1文献标识码：ADOI：10.3963/j.issn.16716477.2014.03.004武汉理工大学学报（社会科学版）2014年第27卷第3期李治国：海上石油开发项目风险演化模型研究

当前，我国海上石油开发在装备、技术、开采量等方面均取得了显著的发展成效＼[1＼]，然而海上石油开发项目因受海洋气候环境及海洋油气田地质环境的复杂性、海洋石油开发设备的专用性、海洋石油生产平台工作地点的特殊性、海上石油作业产物的危险性等诸多原因，而比陆地石油开发项目更具风险性，海上原油开发所占比率小于大陆架区块＼[2＼]，这引起了施工单位、政府机构、保险公司等单位的高度关注。与此同时，海上石油开发项目的HSE管理、海洋石油开发保险等若干针对海上石油开发项目风险的措施也应运而生，但其对于系统解决海上石油开发项目风险管理仍然存在一定的局限性。其主要原因在于，海上石油开发所涉及的技术、人员、设备相互之间的交错影响及动态演化特征增加了海上石油开发项目的风险性＼[3＼]。目前关于海上石油开发项目风险类别的研究主要集中于：政治风险（政局稳定性、政策变动等）、经济风险（价格风险、融资风险等）、社会风险（文化风险、社会治安风险等）、自然风险（自然灾害风险、地质危险等）、工程风险（海洋平台工程风险、钻井工程风险等）与管理风险（风险意识、管理者综合水平风险等）几个方面，不同类别的风险有各自的风险等级划分＼[4＼]。除政治、经济、社会、自然等人为不可控风险因素外，从学术界已有的相关研究结论来看，其主要从海洋石油开采的环境效率检测（EEM）＼[56＼]、资金、环境与技术可获得性的综合评价＼[7＼]、人员与组织因素＼[8＼]等因素对于海洋石油开发项目的风险识别、方法与控制展开了研究。因此，海上石油开发项目主要可控风险来源为技术、设备及人员，本文也力求从可控风险角度探索综合风险的演化规律，并寻求影响风险演化的显著性因素。

已有研究成果均认为对于海上石油开发项目风险的研究必须从动态和连续时间序列的角度展开＼[9＼]，然而却未能对海上石油开发项目的风险演化规律展开研究，由此导致海上石油开发项目风险管理难以做到真正地有适应性、针对性和预警性。基于此，本文试图从外部的海洋环境以及内部技术、人员、设备条件的综合视角对海上石油开发项目风险演化模型展开研究。

一、海上石油开发项目风险演化的理论基础

（一）系统论

海上石油开发是一项复杂的系统工程，从系统的构成而言，其包括外部的海洋环境子系统（广义的环境，其包括海洋气候环境、海洋地质环境、海洋生物环境等）和内部的人员子系统、设备子系统和技术子系统。不可控的外部风险会影响内部子系统的运行效率，当内部子系统无法有效应对外部风险时则会增强内部风险，然而通过改善人员操作稳定性、设备可靠性与技术实力，不仅可以降低人员风险、设备风险、技术风险，还能够提高开发项目的整体抗风险能力＼[78＼]。而如何调整三个子系统，则必须系统地和动态地了解技术、设备、人员等风险因素与风险演化的内在联系。

显然，在海上石油开发项目全寿命周期过程中，项目风险演化的过程绝非是相关子系统风险简单叠加的过程，因为任意子系统的变化均会导致系统随之发生变化。海上石油开发项目风险演化受到环境、设备、技术、人员等多维度因素的综合影响，当低于风险阈值，各子系统趋于平衡态时，海上石油开发项目风险演化相对稳定，风险总体在可操控范围内。然而，多个系统要素将引发海上石油开发项目风险的涌现，由此导致事先的风险预评估和事后的风险补救均必须考虑到海上石油开发项目的风险演化规律。

（二）项目生命周期理论

海上石油开发项目全寿命周期是该项目从建设、运行到最终经过评价决定废弃的全过程。项目进展的过程，也是项目风险随之不断传递和演化的过程。风险与利益总是相辅相成的，对于海上石油开发项目风险演化规律的识别和掌控，必须建立在以项目生命周期的视角对项目的价值和利益取向与项目风险综合权衡的基础上。在海上石油开发项目不同生命周期阶段，项目对应的主导风险相应有所不同，比如在钻前普查勘探阶段，项目风险以勘探船舶风险为主；在建设阶段，项目风险将以钻井设备风险、工作船舶风险、井喷风险等为主；在钻探阶段，项目风险增加安装工程风险、油管铺设风险等；在生产阶段风险，项目风险增加爆炸、火灾风险、生产作业风险等。可见，海上石油开发项目风险演化是伴随项目推进，项目各阶段主要工作内容、工作所需设备、技术和人员所决定的主导风险演化分析必须考虑时间要素即开发进程。此外，项目前一阶段的风险将进一步延续和传递至后一阶段，使得海上石油开发项目风险演化具有迭代性和叠加性。

（三）预警管理理论

海上石油开发项目风险演化的过程，并不完全是项目所设计的人员、设备、技术在外界环境影响下，遵循自身工作和运行规律而放任动态变化的过程。因为在缺乏外在的人为干预时，海上石油开发项目风险可能会在非线性规律及复杂系统的影响下，被无形放大，导致最终的风险总量超出可控制范围。在此背景条件下，风险预警管理对于海上石油开发项目风险管理很有必要，从而使得海上石油开发项目风险演化必然是预警系统中人为外在影响和干预条件下的动态变化。即人员所引发的风险演化将因为有意识地减少海上作业人员的不安全行为，设备所引发的风险演化将因为物的不安全状态被控制以及相关设备得到第三方检验机构的权威检测和认证，技术所引发的风险演化将因为技术方案的不断调整、技术创新工作的持续开展以及技术“外脑”的有效利用，而得到有效弱化和控制。综合而言，如果能够厘清人员、设备与技术对风险演化的影响，则可以预先调整、改善相应子系统要素，以此提高抗风险能力并遏制风险强化性演化趋势。

可以考虑采取预先危险性分析方法，对系统中存在的危险类别、出现条件、可能导致的后果等因素进行分析，评价风险发生时对人员及系统造成危害的等级，然后针对不同级别的风险以及造成风险的原因，确定消除或控制风险因素的对策与措施，力图将风险最小化、最弱化＼[10＼]。

（四）风险控制理论

从技术的维度来看，科学合理配置应急资源，提升海上石油开发技术与能力，充分利用计算机技术与传感器，并与地理信息系统与数值模型等技术相结合，形成海上石油开发风险预测与应急系统，是防范事故发生的重要手段＼[11＼]。从人员的维度来看，管理者综合水平等因素的变化会导致项目的实际实施结果与当初的计划产生偏离，这就会引起海上石油开发项目的管理风险问题，具体包括：组织机构风险、管理者综合水平风险和风险意识三个方面＼[12＼]。从设备的角度来看，为降低海上石油开发项目风险，一方面需要不断对开发设备及其配套设施进行改进，增加海洋石油装备数量、类型、能力，提高其专业化程度＼[1＼]；另一方面就必须在设备严重受损或者性能下降之前，投入资金对设备进行以可靠性为中心的维修（RCM）、费用有效维修（CEM）和风险维修（RBM）＼[13＼]，提高设备的抗风险能力。

二、风险演化仿真模型的建立

（一）模型的总体分析

通过上述关于海上石油开发项目风险方面的理论分析可知，海上石油开发项目风险主要源于人员、设备、技术等要素，每一环节要素的不确定性都直接影响了海上石油开发项目的风险状态＼[14＼]，海上石油开发项目是投资巨大、运营复杂、时间跨度长的复杂性系统工程，风险不仅存在于环境勘探、方案设计及评估、项目建设、生产的每一个阶段，而且不同阶段的风险成因、表征、程度均有所不同＼[15＼]。总体而言，由于开发项目处于一种动态海洋环境中，随着工程项目不断深入、接触的环境范围越来越广，更加强化了风险的动态性与复杂性，因此必须厘清海上石油开发项目风险系统的内在关联，掌握风险演化的内在规律，才能有效识别风险，预控风险。

如上所述，人为风险、技术风险与设备风险是海上石油开发的主要内部风险，那么开发项目的抗风险能力就与人员、技术和设备息息相关，开发主体根据环境不确定性以及内在抗风险能力，不断预判项目面临的各种风险，并及时调整项目投入方向及力度，形成海上石油开发项目风险演化模型的总体结构，见图1。

图1海上石油开发项目风险演化的框架模型

（二） 流程图、关系式及变量解释

根据海上石油开发项目风险预警的总体思路与结构，本文设定海上石油开发项目技术实力、人员素质与能力、设备可靠度为水平变量（盒变量），相应地设计技术提升率、技术折损率、人员能力提升率、设备改进率以及设备可靠度减损率为速率变量，抗风险能力、开发风险、风险感知度、主体风险意识等位辅助变量或常量，得出海上石油开发项目风险演化的动态流程图，见图2。

图2海上石油开发项目风险演化的动态流程图

由于海上石油开发项目风险的相关参数值既缺乏足够有效数据，又难以通过定量方法予以确定，同时也没有相应文献对参数值的确定提供直接参考和帮助。因此，本文采用问卷调查、深度访谈的方法，选择某海洋石油公司为目标对象，选择参与过多个海上石油开发项目的工作人员作为被访谈者，围绕环境不确定性、主体风险意识、方案效度等内容设计问卷问题，再对访谈结果进行加权平均，得到相应参数值＼[16＼]，其中部分关键参数值的问卷描述及赋值结果，见表1。

表1关键参数的问卷内容描述及赋值结果

参数值1问题描述1加权平均值环境不

确定性1相对于稳定的一般性陆上开发项目，您所经历的海上石油项目开发过程中环境的平均不确定性程度10.5您所经历的开发项目中，最恶劣状态下环境不确定程度10.8主体风

险意识1开发过程中，正常状态下能够预知的风险事件比例10.7开发过程中，采用最好的预测工具及方法，保持高度风险意识，能够预知的风险事件比例10.9方案效度1所经历的开发项目中，因环境不确定性，设计方案在开发进程中不需要调整内容比例或稳定程度10.8依据表1结果及调研结论，海上石油开发项目风险演化的系统动态流程图中主要变量及其内在关系的解释如下：

方案效度= 0.8+0.2×ABS（40-Time）/40。开发的海洋环境不确定性极强，事前开发方案与实际状况存在差异，并且这种差异随着海底设施范围的延伸会越来越大。通过调研，假定一个开发项目的总时间为20年（80Quarters），方案效度一般能够保持在0.8以上，当开发范围最广时（一般time在40左右）效度最低。

设备可靠度=INTEG（设备改进率-可靠度减损率，0.8）。

技术实力= INTEG（技术提升率-技术折损率，0.8）。

素质与能力= INTEG（能力提升率，0.8）。

可靠度减损率= 0.1×（1-方案效度）。方案效度越低说明方案匹配、适应环境的能力越差，那么方案指定下的设备减损可能越大。

技术折损率= 0.2×（1-方案效度）^2。一般情况下技术折旧水平高于设备减损，但技术折损对方案效度的反应，要低于设备减损对方案效度的减损。这是因为相对于设备而言，技术要素应对不确定情况更具有能动性。

操作稳定性=素质与能力×＼[0.9+0.1×ABS（（40-Time）/40）^2＼]。人员操作的稳定性，首先影响于人员的素质与能力，当素质与能力一定时，环境越稳定则操作越不易犯错，环境变动越大则人员需要更多时间去适应，相应地操作稳定性会略差。

抗风险能力=操作稳定性×（0.7×设备可靠度+0.3×技术实力）。海上石油开发项目风险中，给定的设备与技术条件下，人为因素决定了风险的大小；同时设备要素比技术要素对风险影响更为显著＼[6＼]，对设备与技术变量分别赋权0.7与0.3。

开发风险=海洋环境不确定性×（1-抗风险能力）。

风险感知度=开发风险×主体风险意识。

此外，当开发主体风险感知越强，则在能力提高、技术提升以及设备改造上投入更多。海洋环境不确定性、主体风险意识为常量。

三、模型模拟及结果分析

根据表1可知，一般情况下，海洋环境不确定性可赋值0.5，恶劣环境的不确定性值则为0.8；主体风险意识值一般为0.7，最高的风险态度与意识值可确定为0.9，通过调研访谈得知，由于海洋环境极为复杂、现有预测方法不够尽善以及人员主观偏差，不可能对所有风险全部感知。此外，海上石油开发项目的整个周期为20年左右（即使20年后仍可继续开采，设备基本上也需要全部更新），经历环境勘探、方案设计、开采设施建设、直到海底输油管线铺设完毕，大概需要10年，因此模型运行周期为0-80Quarters，仿真步长为1 Quarter。本文运用软件Vensim_PLE5.4a，模拟海上石油开发项目风险演化过程。

（一） 仿真模拟

初始状态下，海洋环境不确定性为0.5，主体风险意识为0.7；改变海洋环境不确定性值为0.8，主体风险意识不变，得到方案1状态；海洋环境不确定性为0.8，主体风险意识改变为0.9，得到方案2状态。

1. 海上石油开发项目风险演化的总体规律。通过比较初始状态和方案1状态下海上石油开发项目风险演化的趋势，可以判断出在内部条件一定时，无论外部不确定性如何变化，长期来看开发项目风险总存在的演化内在规律，见图3。

图3不同外部状态下海上石油开发项目风险演化规律

由图3可见，海上石油开发项目风险具有开发初期风险下降、中期风险增加、后期风险显著回落的总体规律，并且当外部环境不确定性越强，这种规律性起伏就更为显著。结合文献研究、理论分析可以得知，初期的环境勘探无法完全掌握多变的海洋环境，必然导致设计方案与现实情况存在差异，进入实质性建设和开发阶段后会面临诸多未知状态，表现为风险较高；但是，开发主体具有主观能动性，根据具体环境及时调整技术和设备投入方案来弱化风险；随着开发项目不断深入，涉及的海洋领域更为复杂，输送线路更为广泛，迅速提高了开发风险，此时任何一个环节的失误和偏差都会产生较大事故和损失；如果开发设备、传输设施建设完毕，不会出现新的环境，开发主体通过不断学习、熟练操作，规律化风险防控对策，在开发项目中后期显著降低风险。抗风险能力变化规律与开发风险演化规模相反，说明风险既源于人为、技术、设备，即可以通过人为、技术、设备的改进来防控风险。

2. 海上石油开发项目风险演化的核心影响要素分析。开发风险的主要影响要素为人为、技术与设备，通过初始状态和方案1下开发风险与三个要素之间的关联分析，识别开发风险的主要影响因素，见图4。

人员素质与能力、技术实力、设备可靠度对开发风险存在负向影响，从图4可知，无论外部环境不确定性如何，当设备可靠性下降时开发风险上升，反之亦然，并且同人为、技术要素相比，设备与开发风险的影响关系最为显著。说明海上石油开发项目风险事故主要体现为海底设备损坏，其原因在于当设计方案指定设备难以满足未知环境要求时，风险会显著上升（如图4中的开发中期）。技术实力与人员素质变化相对平稳，但也正因为如此，才使得开发风险的变化起伏没有设备可靠性那么明显。此外，通过方案1下的比较，能够发现人员素质与能力在后期保持较高水平会导致开发风险在后期显著下降，说明当开发项目在空间上不再拓展后，方案的效度性影响已经不明显了，主体学习能力、经验积累会大大减少操作不当导致的风险事故。

图4海上石油开发项目风险演化的影响关系分析

3. 主体风险意识改变对开发风险演化的影响。当外部环境不变时，考察主体风险意识的提高对开发风险的影响，由于风险意识直接影响风险感知度，所以可通过对比方案1和方案2下风险感知度对开发风险的影响，见图5。

图5风险感知度与开发风险演化的关系

依图5可见，主体风险意识的改变对海上石油开发项目风险演化的趋势影响不明显，即图5中曲线1和曲线4的起伏规律改变不显著；当海洋环境不确定性很高时（方案1和方案2中均为0.8），主体风险意识的改变，虽然对风险感知度的影响并非特别强烈，但是这种比较微弱的改变都使得开发风险的风险绝对值显著下降。说明在海上石油开发项目中，弱化风险、防范风险的最直接策略是提高开发主体的风险意识。

（二）结果分析

首先，由于海上项目开发的环境相对陆地项目更为复杂，使得开发初期以及拓展中期的方案效度不高，体现出开发风险在初期以及中期显著提升的演化规律；而开发主体主观能动的改变，会不断提高抗风险能力，在项目开发初中期以及中后期，风险呈现出逐步下降的演化趋势。

其次，许多现实的海上石油项目开发事故，都体现出开发设施与设备的损坏是主要因素与表征，本文通过仿真模拟也验证了设备可靠度对开发风险的显著影响。与此同时，如果人为与技术性因素能够保持在较高的安全水平，可以在一定程度上减缓开发风险演化的剧烈波动。

再次，虽然提高风险意识不能改变开发风险演化的趋势规律，但由于海上石油开发项目投资大，风险高，复杂性强，如果开发主体能够引起足够重视，作好充分准备，就可以感知到更多的潜在风险，进而通过及时投入来提高设备可靠性、提高人员素质能力以及提升技术水平，综合强化抗风险能力，就能够极大降低开发项目所面临的风险绝对值。

四、结语

不同于一般项目风险演化规律，由于海上环境更为复杂且可预测性相对较弱，海上石油开发项目风险演化呈现出初期高、再降低，中期显著增加，并在后期显著下降地波动规律，因此风险防控的重点时期应处于项目开发初期以及中期。鉴于设备可靠度与海上石油开发项目风险相关性最强，那么在项目开发过程中，应根据环境可能出现的各种不确定性，提高设备质量与规格，并在建设与生产期间重视设备日常维护与安全检查。此外，风险意识决定了风险识别效率以及抗风险能力提升性投入，因此无论具体的海上环境不确定性高或低，项目开发主体都应该时刻保持较高的风险意识。

此外，本文采用的方法及得到的模型，能够为其它开发项目风险演化研究提供参考与借鉴，比如设备可靠性、技术实力、操作稳定性与抗风险能力之间的关系。但如果要整体借鉴方法与模型，则要求开发项目随开发时间推进体现出很强的环境复杂性与动态性，并且能够影响到开发技术、设备适用性；对于环境不确定性在开发初期能够有效预测的项目而言，开发前的设计方案效度近似为1，导致设备可靠度减损率基本为0，与此同时由于开发过程中环境不确定性是可预测的，则方案效度、操作稳定性与时间（TIME）参数不相关，因此本文的方法及模型在运用过程中必须剔除时间对技术、设备等参数的影响。

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