在油气工业体系中油气田的勘探开发是上游，是源头。在勘探开发实践中资源量-储量-产量是一个复杂的术语系列，而在社会流行语言中往往形成一些混乱和误解，甚至会对油气形势造成某些误判。值得关注的是这种现象不仅存在于社会公众中，而且也不同程度的存在于油气和能源界内。
为了认识某个地区(油气区、盆地)的总体油气发展潜力、含油气远景，人们需要从量化上给出个评价值，这就是资源量(resources)。所评价的地区可以是有已开发油气田的、也可以是仅做过很初步的油气地质工作的，但他们都面对着有许多知之甚少的地区和问题。这时基于已有认识做出的判断往往是轮廓性的，有许多不确定性、甚至可能被日后工作的证明是错误的。为了计算资源量必须对许多变量之间的关系给出些参数，其中许多参数的赋值带有一定的人为性、虚拟性。显然，在此基础上按某种程序、公式计算出的资源量仅只是一种大致的可能性，是对资源潜力以量化形式表达的半定量理解，是一种带有推(预)测性的估计值。目前常用概率法给出5%、50%、95%概率的不同值，人们多简单地引用其50%值或5%与95%的均值。
对世界油气资源量研究时间最长、资料掌握较全面和是美国联邦地质调查局(USGS)专门的研究组，他定期更新的研究成果就成为广被采用的世界资源量值。国外研究的基本思路是将地下油气蕴藏按经济性和验证(可靠)性分类。近年来USGS发布的资源量按已发现的和待发现分为两类，前者包括已探明储量和储量增长潜量;从资源性质上又将其分为石油、天然气和天然气液(NGLs)三类。特别要指出的其资源量、储量各项数值均为经济可采值，这套数据构成了其油气资源量-储量系列。需指出的他虽是在世界各区(大型盆地)对比中最常被引用的数据，但仍有若干缺陷，许多地区(盆地)资料较陈旧，甚至根本未列入测算范围，如中国仅使用了6个最大盆地的资料。
中国油气资源量测算的基本思路、方法与国际相接轨，但也有自己的特色。按由国土资源部牵头于2007年完成的《新一轮全国油气资源评价》，该系列有远景资源量(可能找到的最大量，为与5%概率对应的地质资源量)、地质资源量(目前技术条件下最终可探明的油气量)、可采资源量(可预见技术条件下最终可采出的油气量)。在其对外公布中强调并最常被业外人士引用的是地质资源量，石油为1085.57亿吨、天然气为55.89万亿立方米。而预测的(技术)可采资源量(分别为212.03亿吨、22.03万亿立方米)却很少被认知。可见与国际评价不同之处在于不强调资源的经济可采性。还需指出，我国的资源量系列中对油气采用二分法，其石油包括原油和凝析油，天然气中包括气层气和(石油)溶解气。显然，不能将上述两套数字间作简单的类比，如得出中国油气资源量占世界的比例、中国居第几位等。
中国油气勘探中常把远景资源量与探明地质储量的比称为资源探明率，严格说来，把性质不同、准确性有很大差别的两个数放在一个算术式中求百分比是不合适的。按上述预测其2013年石油资源探明率应为32.3%，以此称中国以及东部勘探程度相当高的几个大盆地石油勘探尚处于“初级”阶段，此结论显然太牵强了。认识了资源量测算的基础、他的不确定性，对研究程度不高的地区和领域(如页岩油、页岩气)所得出的资源量值就不会赋予“摸清资源家底”的过高要求。
油气储量
从油气田的探明过程看，首先是明确该范围内地下作为目的层的地层中实际蕴藏着多少资源，即地质储量，再根据探井试采资料和重要的参数确定采收率并求得可采储量。在可采性上如强调技术上可采出，可得到技术可采储量;如强调经济上可获得预定的最低收益，则得到经济可采储量，后者小于前者。进一步看，在勘探过程中依工作量的多少、探明(可靠)程度的高低可划分出探明、控制和预测储量并给出各自的地质和可采储量值。这三个级别的划分与国际划分(proved、probable、possible，俗称为3p)基本一致。
在中国，探明储量须得到全国矿产储量委员会组织专家评审通过后，方可被确认并列入储量表(《中国油气矿产储量通报》)对外公布，而控制和预测储量仅作为勘探中间过程的数据，不对外公布。国际上也只认可探明级储量(proved)，但上市公司探明储量还须由证卷交易所认可的权威机构确认，其标准多比我国的标准更严格。在国际上仅允许报道新发现并正在勘探中的油气田时，对外公布其探明加控制级储量的大致值，这时须强调其是2p储量。在我国报道新发现油气田规模时往往是说其三级储量的和(3p)且多用数量级的称谓，如：当时三级地质储量的总和可仅有0.8亿吨左右，对外则可宣称发现“亿吨级大型油田”。最终勘探结果可达到这一数字，但也可能是仅有数千万吨探明储量的中型油田。
需要指出的是，在市场经济条件下真正有意义的是能取得经济效益的储量。故国际上所说的储量不仅是(探明)可采储量，而且仅指其经济可采值。在计划经济体制下则更强调地质储量或技术可采储量，甚至不给出其经济可采值。前苏联如此，正向市场体制过渡的我国也还有其表现。在我国多数报刊上每年都有作为成绩的新增探明储量报道中，其值多仅为地质储量。在非油气专业报刊对2014年的报道中，笔者仅见到一家同时指出其新增地质储量(10.61亿吨)和技术可采储量(1.87亿吨)。这种现象在某些专业论述中也可见到，似乎都不愿提到数值较小些但却更有实际意义的经济可采储量。
须强调指出的是，油气田投入开发后其储量就会减少。这时仅指出其原始状态下的累计(探明经济可采)储量就难以真正认识其今后潜力，也难以据此评价油气田和油气公司真实的经济价值(在公司公报中、公司并购中，储量须折价计入其资产总量)。所以在国际上各种报表中仅列出其剩余(探明经济可采)储量值，这时也就省略了其前面的各种定语，不约而同地直呼为储量(reserves)。这是使用各种国际储量统计值时必须注意到的前提。鉴于此，就可以直接利用其该年的储量、产量值计算其储产比。
中国新增油气储量劣质化
在勘探中容易找到的、规模大的油气田总是率先被发现和探明。随着勘探程度的不断加深，新增储量中难勘探开发者所占比例趋大，勘探开发成本和经济门限值趋高，新增储量的品位出现劣质化、油气储量的采收率降低。这在中国表现的相当明显。
需特别指出的是，我国在不断向低品位油气的开拓中若干致密油气田列入探明储量范畴并已投入开发。这提示我们，我国探明储量中包括了非常规油气，其中有致密油气，还有情况类似的稠油和超稠油。
新增油气储量劣质化的事实使我们更清晰地看到强调储量经济可釆性的重要。如前面已提到，在谈到2014年新增石油新增探明地质储量(10.61亿吨)时我们可以说“第12次，也是连续第8次超过10亿吨”，从此数字看也确实达到了历史峰值期。但该年产量(2.11亿吨)却大于“新增探明技术可采储量”、差值为0.24亿吨，产量与新增经济可采储量间的差值应更大。从这些数字看却是典型的储量入不敷出。“连续大幅增长的地质储量”背后却隐现着2006至2013年间石油剩余(经济)可采储量年增率仅为3.25%，2014年新增可采储量入不敷出使石油剩余可采储量(即国际上直呼的储量)有所降低的事实。不重视储量的经济可釆性也使人更不易关注到可采性降低使近年未开发油气储量大幅增加的问题。
油气未开发储量持续增加
按照有关规范，已探明储量须定期复核，根据后续勘探和开发中获得的新资料核增或核减其数量，后者显然包括要核销己证实近中期内无法经济开采的储量。但这一规定，特别是依规核减，未得到认真贯彻，也没及时反馈给勘探和储量审查部门使其今后不再将其列入探明储量。这使得每年都有一批新增储量未能建设产能、因而未能投入开发。如果初期尚有交通、电力各方面的影响，那么上世纪80年代以来，要求上产的压力日趋增大，储量探明后却不能投入开发的主要原因只能归于其品位差，难以达到技术上、特别是从经济效益上的最低要求。未开发储量的逐年累积再加上越来越大的新增储量劣质化趋势，使油气储量中的未开发部分的数量和占全部储量的比(未开发率)有增大趋势。以2013年为例：其石油的地质储量和可采储量未开发率分别为21.9%和12.5%，二者的未开发量分别为85.11亿吨和10.71亿吨;其天然气的地质储量和可采储量未开发率分别为42.3%和23.7%，二者的未开发量分别为5.62万亿立方米和0.54万亿立方米。
储量已探明并与其他常规油气一样列入储量表但却长期未能动用，还意味着以下几方面的问题：一是他曾被“优选”作为探明对象说明还有较好的含油气性，其品位应不亚于页岩油、气和煤层气等典型非常规油气;二是当选用经过非常规油气考验提升的新一套技术系列并找到更适合、成本更低的技术方法和经营方式时，今后他被经济开发的可能性应更大。换言之，与尚末探明油气田的新区新领域相比，与正在进行艰苦探索的页岩油气、煤层气等非常规油气相比，他应是更现实的开发上产对象。三是储量未动用意味着大量勘探投资被积压，尽早动用就是盘活存量资产的挖潜。
从2013年的未开发储量数据出发认为：如近期(2020年前)、中期(2025年前)分别动用该年全国石油未开发地质储量(85.1亿吨)的50%和80%，采油速度取0.5%，有可能形成2128万吨和3400万吨的年产量，他分别相当2013年石油产量20902万吨的10.2%和16.3%。考虑到未开发气田的开发难度可设定其地质储量采气速度为1.5%，如近、中期内分别动用现有的全国天然气未开发地质储量(5.62万亿立方米)的50%、80%，届时有可能再分别形成420亿立方米、670亿立方米的年产量，他分别相当2013年天然气产量1071亿立方米的39.2%或62.6%。显然，动用这些未开发储量有诱人的增产前景。
