废弃油气井改造（地热／储能／CCS）的技术经济与规模化路径研究

出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司 报告编号：OGF-S-009 报告日期：2026年6月 保密级别：对外交付（客户报告／咨询交付物） 版本：V1.0 赛道归属：OG-F 新能源与能源转型 · 综合能源系统集群 · S 级旗舰报告

执行摘要

全球油气工业在百余年的开发历程中，向地下钻凿了数以百万计的井筒。当这些井的油气产能枯竭、经济寿命终结之后，它们并未消失——而是以"废弃井""长停井""孤儿井"的形态，沉睡在地层深处，成为一笔规模庞大却长期被忽视的"地下沉没资产"。一口废弃油气井，对其原所有者而言是必须付出真金白银去封堵的负债；但若换一个视角，它同时也是一条已经打通至地下数千米、配备完整套管与水泥环的"地质通道"，其中凝结着当年高昂的钻井投资。本报告的核心命题，正是系统评估如何将这笔负债转化为资产——通过地热开采、地下储能、二氧化碳封存（CCS／CCUS）三条技术路线，对废弃油气井进行改造再利用，并据此为油气企业转型、新能源投资与技术服务布局提供决策依据。

经过对全球资源存量、三条技术路线、典型工程案例、政策环境、市场格局与中国本土实践的系统调研，本报告形成若干核心判断。

第一，废弃油气井是一座规模惊人但底数模糊的"资源富矿"。综合多源研究，截至2022年全球127个国家累计存在约450万口废弃油气井，其中美国学术口径估计至少400万口、加拿大至少37万口；中国东部老油田的废弃井、长停井数量同样以数万口计。这些井若任其封堵，不仅每口需付出数万至数百万美元不等的封堵成本（陆上约2万美元、海上达200万—400万英镑），还将持续向大气泄漏甲烷；若加以改造利用，则可同时规避封堵支出、复用既有井筒资产、避免重复钻井，形成显著的成本节约与减排协同。

第二，三条改造路线的成熟度与商业化进程呈现明显梯度。CCS／CCUS路线在政策强力驱动下规模最大、商业化最快，以挪威Northern Lights、中国齐鲁石化—胜利油田百万吨级项目为代表，已进入商业运营阶段；地热改造路线的经济性最为确定，尤其是中深层"取热不取水"供热模式，在中国辽河、胜利等油田已实现规模化复制并产生可观收益，其核心优势在于规避了占地热项目总成本四成以上乃至九成以上的钻井费用；储能路线（压缩空气储能、重力储能）则与废弃油气井的直接结合度最低，现有成熟案例多依托废弃矿井竖井或盐穴，与废弃油气井结合仍处于研发与小规模示范阶段。

第三，经济性的根本驱动力来自"成本规避"与"政策激励"两端。废弃井改造相较于新建设施的最大价值，在于规避了高昂的钻井成本与封堵成本——这一逻辑在地热路线上体现得最为充分。而在CCS路线上，决定项目成败的关键则是碳价与税收激励：美国45Q税收抵免在2025年立法调整后，将地质封存与提高采收率（EOR）利用统一提升至每吨85美元，构成了强有力的商业拉动；中国全国碳市场价格与捕集成本之间的剪刀差，则是制约本土CCUS商业化的核心变量。

第四，对中国油气企业而言，确定性最高的机会窗口在地热供热与CCUS-EOR。中国东部老油田普遍进入高含水开发后期，含水率平均超过90%，"油田已成水田"，采出液余热与废弃井改造相结合的"油田之中建热田"模式，已在胜利、辽河等油田验证了清晰的经济账；与此同时，中国油气藏理论CO₂封存潜力达60亿吨以上，CCUS-EOR兼具增油与封存双重收益，是油气主业与双碳目标的天然结合点。相比之下，储能路线应保持审慎，以枯竭气藏储气、储氢的小规模可行性试点为先导。

需要清醒认识的是，这一领域同样存在不容忽视的风险与不确定性：全球及中国废弃井的统计口径高度混乱，国家级现行汇总数据公开缺失；各机构对市场规模的预测相差数倍乃至十倍，多为厂商口径的预期值而非已实现值；闭环深层地热发电的首台套项目已暴露出实际产出远低于设计值的工程风险；CCS项目亦出现因储层压力问题长期低于注入目标的案例。这些风险提示，废弃井改造从"概念可行"走向"规模盈利"，仍需跨越技术标准化、商业模式成型与政策机制配套的多重门槛。

本报告的完整论证、数据支撑与分路线、分阶段的行动建议，详见以下各章。本报告以"资源底数—技术路线—技术经济—政策市场—中国实践—规模化路径—趋势建议"为逻辑主线，层层递进，采用结论后置的结构，将核心战略判断与行动建议集中于末章呈现，前述各章则为这些判断逐一夯实依据。建议读者中的决策层重点关注本执行摘要与第十一章的战略结论与行动路径；技术人员则可循第三至第五章深入各路线的工程细节与经济参数；关注本土落地的读者可重点研读第九章中国专题与第十章规模化障碍分析。

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起：从"必须封堵的负债"到"可被复用的资产"

理解废弃油气井改造这一命题，必须首先理解油气井在其全生命周期终点所面临的处境。一口油气井从设计、钻进、完井、生产到最终退役，构成一个完整的生命周期。当其产量衰减至无法覆盖运营成本、或所在区块整体进入开发后期时，这口井便进入"退役"阶段。按照各国监管要求，退役井通常需要经历"弃置与永久封堵"（Plugging and Abandonment，简称P&A）处理——即用水泥塞封堵井筒的关键层段，切割并移除地面以上设施，恢复地表，以防止地下流体（油、气、水）窜入含水层或泄漏至地表，尤其是防止甲烷这一强效温室气体的逸散。

这一过程对油气运营商而言，是一项纯粹的成本支出，没有任何直接经济回报。封堵一口井的成本因井深、井型、陆上或海上、井况复杂程度而差异巨大：陆上浅井的封堵可能仅需约2万美元，但若加上完整的塞井与场地复垦，单井成本可达7.6万美元乃至更高；而海上井的退役封堵，单井成本通常高达200万至400万英镑。正因为封堵纯属"沉没成本"，在缺乏强制约束或运营商破产的情况下，大量本应封堵的井被无限期搁置，最终沦为无人负责的"孤儿井"，持续向环境泄漏污染物。

然而，若转换观察视角，一口废弃油气井所蕴含的并非仅有负债属性。它本质上是一条已经贯通至地下数百米乃至数千米深处、配备了多层套管与水泥环固井结构的"工程化地质通道"。当年为钻成这口井所投入的钻机台班、钻头、套管、固井等费用——往往占到一口井总投资的绝大部分——已经一次性发生并固化在这条井筒之中。如果能够找到合适的再利用方式，让这条既有通道重新承载新的功能，那么这笔"已发生的钻井投资"便有机会被重新激活，从沉没成本转化为可复用资产。

这正是废弃油气井改造再利用的根本经济逻辑：通过功能再造，将"必须为之付费封堵的负债"转化为"可产生新价值的资产"，同时规避封堵成本与重复钻井成本的双重支出。在全球能源转型、双碳目标约束、以及油气企业寻求多元化发展的大背景下，这一逻辑具有了前所未有的现实意义。

1.2bis 时代背景：能源转型为废弃井改造注入新动能

废弃油气井改造之所以在当下成为热点，与全球能源转型的宏观浪潮密不可分。这一命题虽古已有之（油气井的再利用探索由来已久），但其战略意义在近年被空前放大，根源在于三股力量的汇聚。

第一股力量：双碳目标的刚性约束。 全球主要经济体相继提出碳中和目标，对碳减排形成刚性约束。这一约束从两个方向赋能废弃井改造：一方面，它创造了CCS／CCUS的减排需求与碳价激励，使枯竭油气藏封存从技术可能变为商业必要；另一方面，它推动了清洁供热、清洁电力对化石能源的替代，为地热改造创造了市场空间。废弃井恰好处在"减排需求"与"清洁能源供给"的交汇点上。

第二股力量：可再生能源的波动性挑战。 风电、光伏的大规模并网，带来了出力波动与系统调峰的挑战，催生了对长时储能的迫切需求。这为地下储能（包括与废弃油气资产结合的形态）打开了想象空间——尽管如前所述，储能与废弃油气井的直接结合仍处早期。

第三股力量：油气企业的转型压力与动力。 在能源转型的大势下，油气企业面临业务转型的压力，同时也拥有转型的独特优势——它们掌握着废弃井这一资产、以及钻井完井的核心工程能力。将废弃井改造为地热、储能、CCS用途，既能盘活存量资产、规避退役负债，又能切入新能源赛道、践行减排责任，是油气企业转型最自然的路径之一。这种"压力"与"能力"的结合，是废弃井改造在油气行业内部获得推动力的根本原因。

正是这三股力量的汇聚，使废弃油气井改造从一个边缘性的技术议题，上升为油气工业与能源转型交汇处的战略性命题。理解这一时代背景，是把握本报告全部分析的前提。

废弃油气井的井筒结构、地层条件与地理分布，决定了它可以承载多种新功能。本报告聚焦于其中最具技术可行性与产业前景的三条主路线：

路线一：地热开采利用。 油气井往往钻穿了具有一定温度的地层，井深越深、地温梯度越高，井底温度越高。深层与中深层的废弃油气井，本身就是现成的"取热通道"。通过在井筒内布设换热器（如同轴套管换热器、U型管），或对井组进行注采联通改造，可以将地层热量提取出来，用于供暖、工业供热乃至发电。对于本就含水率极高、采出液中携带大量地层热水的老油田而言，这一路线与既有生产系统的耦合尤为自然。

路线二：地下储能。 随着风电、光伏等波动性可再生能源占比攀升，电力系统对储能、特别是长时储能的需求快速增长。废弃油气井及其关联的地下空间（枯竭油气藏、井筒竖向空间），理论上可用于压缩空气储能、重力储能、地下储氢、含水层储热等多种储能形式。这条路线试图把地下空间转化为"巨型电池"，平抑新能源出力的波动。

路线三：二氧化碳捕集、利用与封存（CCS／CCUS）。 枯竭油气藏是公认的优质CO₂封存场所——它们已被证实具备数千万年封存油气的盖层密封能力，地质构造清晰，且往往配备了现成的注入井与监测井网络。将捕集到的CO₂注入枯竭油气藏永久封存（CCS），或在注入的同时驱替残余原油以提高采收率（CCUS-EOR），既能实现碳减排，又能（在EOR情形下）创造增油收益。废弃的采油井、注水井经完整性评估与改造后，可转为CO₂注入井或监测井。

这三条路线并非相互排斥，而是各有其最适配的地质条件、井况特征与商业环境。本报告的任务之一，正是厘清它们各自的适用边界与经济性差异，为不同主体的决策提供分类指引。

1.3 核心调研问题

围绕上述命题，本报告系统回答以下核心问题：

其一，资源底数问题——全球及中国究竟有多少废弃油气井？它们的分布、井况、深度与温度条件如何？这是评估改造潜力的基础。

其二，技术可行性问题——三条路线各自的技术原理、工艺路线、关键参数与技术瓶颈是什么？哪些井况适合哪条路线？

其三，经济性问题——三条路线的投资成本、运营成本与收益来源如何？相较于新建设施，废弃井改造能带来多大的成本节约？投资回报的关键变量是什么？

其四，政策与市场问题——全球主要国家／地区对废弃井再利用有哪些政策支持与监管框架？市场规模有多大？主要参与方是谁？竞争格局如何？

其五，规模化路径问题——废弃井大规模改造利用面临哪些核心障碍？如何突破？对中国油气企业、新能源投资方与技术服务商，应给出怎样的战略建议与行动路径？

1.4 调研范围界定

地域范围：全球视野，以国际对比与全球趋势为主线，重点考察美国、加拿大、英国及欧盟（挪威、荷兰、德国、丹麦）、澳大利亚等先行地区，并设中国专题章节深入剖析本土现状与路径。

对象范围：废弃／待废弃油气井（含已封堵井、临时废弃井、长停井、孤儿井），涵盖陆上与海上，覆盖浅层、中深层与深层各深度区间。

技术范围：地热、储能、CCS／CCUS三条主路线及其下属各技术分支。

时间范围：全时间轴梳理，回溯技术演进脉络，聚焦当前（2024—2026年）产业动态，并对2025—2035年趋势作出前瞻判断。

研究颗粒度：宏观（行业整体趋势、政策环境）、中观（细分市场、产业链、竞争格局）、微观（具体企业、项目、技术参数）多层次结合。

1.5 调研方法说明

本报告采用多源信息交叉验证的研究方法。信息来源包括：国际权威机构与学术期刊（如《National Science Review》《Environmental Science & Technology》、国际能源署IEA、国际能源署温室气体研究计划IEAGHG）、各国监管机构公开数据（美国EPA、加拿大AER、英国NSTA、美国能源部DOE与能源信息署EIA）、企业官方披露（Equinor、TotalEnergies、Eavor、Hydrostor、中石油、中石化等）、行业研究机构市场报告，以及中国本土的新闻媒体报道与行业文献。

对于市场规模、成本、容量等关键定量数据，本报告坚持多来源对比、标注口径差异的原则，避免对单一来源数据的过度依赖。报告正文不展示具体文献来源标注，完整的参考文献清单（采用GB/T 7714-2015标准格式，辅以五级可信度评级）可于报告完成后单独导出。

*图1-1 废弃油气井改造再利用总体逻辑框架图*

02 · 废弃油气井资源全球盘点与基础数据

废弃油气井改造的全部讨论，都建立在一个前提之上：究竟有多少口井可供改造？它们在哪里？井况如何？本章致力于厘清这一资源底数。然而，调研过程本身揭示了一个令人警醒的事实——关于废弃油气井数量的全球统计，远未形成统一、可靠的口径。不同机构、不同研究在定义、覆盖范围、统计年份上存在显著差异，数据从数百万口到上千万口不等。本章将在尽可能交叉验证的基础上，呈现当前可获得的最权威估计，并明确标注其口径与不确定性。

2.1 全球总量：约450万口的最新权威估计

迄今为止，对全球废弃油气井（Abandoned Oil and Gas wells，简称AOG wells）数量与排放最为系统的研究，来自一项发表于2025年的国际合作成果。该研究构建了一套覆盖全球的、按资源类型区分的废弃井甲烷排放清单，识别出截至2022年全球127个国家累计约450万口废弃油气井，并为其中约42万口（占总量约9%）建立了井级详细数据。该研究估算，2022年全球废弃井甲烷排放约0.4百万吨（Mt），而历史累计排放达11.2至12.6百万吨，其中约90%来自未封堵的井。美国与加拿大是最大的两个排放来源国，分别识别出约200万口和40万口废弃井。

这一"约450万口"的数字，是目前国际学术界对全球废弃井总量较为审慎的估计，其价值不仅在于给出了总量，更在于揭示了废弃井作为甲烷排放源的环境意义——这一意义反过来又强化了"改造利用以同步实现密封与价值再造"的政策正当性。

值得特别关注的是，该类研究还揭示了一个对CCS路线极具启示的发现：大量已记录的孤儿井，在地理上恰好位于适合进行CO₂或氢气地质封存的地层之上。这意味着，废弃井的密集分布区与未来地质封存的潜力区高度重叠——既构成了泄漏风险（若不妥善封堵，废弃井将成为未来封存项目的潜在泄漏通道），也构成了改造机遇（这些井本身可被纳入封存项目的注入或监测井网）。

2.2 美国：从"至少400万口"到"孤儿井激增"

美国是全球油气钻井历史最悠久、井数最多的国家，也是废弃井问题最为突出的国家之一。

在总量层面，存在两个主要口径。美国环保署（EPA）的口径约为370万口废弃井，其中约42%已封堵、约58%未封堵。而学术界的估计更高——一项发表于2021年权威环境科学期刊的研究明确指出，美国废弃井数量"至少为400万口"，加拿大"至少为37万口"。两个口径的差异，源于对"废弃井"定义边界、历史早期井记录完整性的不同处理。考虑到美国油气钻井可追溯至19世纪中叶，大量早期井缺乏完整记录，实际总量可能高于已记录数字。

在"孤儿井"（即无明确责任主体、通常因运营商破产或失踪而无人负责的废弃井）层面，数据呈现出令人不安的增长态势。已记录孤儿井的数量，从2021年中的约8.2万口，在不到一年内增至2022年初的约12.3万口，分别占全美估算废弃井总量的约2%和3%。美国地质调查局（USGS）建立的孤儿井数据集记录了分布于27个州的约11.8万口孤儿井。而州际油气契约委员会（IOGCC）的估计区间更宽，认为孤儿井总量可能在31万至80万口之间——这一巨大区间本身就反映了底数的高度不确定性。

地理分布上，美国废弃井高度集中于传统油气大州：得克萨斯州约占22%，宾夕法尼亚州约占15%，堪萨斯州约占11%。这种集中分布，对改造项目的规模化布局具有重要意义——井的密集，意味着潜在的改造项目可以形成集群效应，分摊评估、改造与监测的固定成本。

环境影响方面，EPA估计美国废弃井每年的甲烷排放，相当于700万至2000万吨CO₂当量。这一排放规模，正是2021年美国《基础设施投资与就业法案》（IIJA，亦称两党基础设施法BIL）拨款47亿美元专门用于封堵已记录孤儿井的直接动因。

2.3 加拿大：艾伯塔省的"封堵高峰"与责任机制

加拿大的废弃井问题集中体现在艾伯塔省（Alberta）——该省是加拿大油气生产的核心区。根据艾伯塔能源监管机构（AER）的数据，截至2022年中，该省约有17万口废弃井，占全省井数的约37%。

加拿大在废弃井责任管理上建立了相对成熟的机制。早在2002年，艾伯塔省便成立了"孤儿井协会"（Orphan Well Association，OWA），通过向行业征收专项费用（levy）来筹集资金，专门负责管理和清理那些已无责任主体的油气资产。OWA当前管理着近1.3万口油气资产。此外，全省还有近7.5万口处于"非活动"状态的井——这些井虽未正式封堵，但已停止生产，构成了庞大的潜在废弃井储备。

成本压力方面，加拿大议会预算办公室（PBO）在2022年估算，清理全国传统孤儿井的成本约为3.61亿加元。展望未来，到2032年，艾伯塔省预计将有约25.8万口井需要封堵——这一庞大的封堵任务，既是沉重的财务负担，也恰恰构成了改造再利用的潜在机会池：如果其中一部分井能够在封堵之前被识别出改造价值并转为地热、储能或封存用途，便可在规避封堵成本的同时创造新价值。

2.4 英国北海：创纪录的退役支出与改造窗口

英国北海大陆架（UKCS）是海上油气退役问题的典型代表。海上井的退役封堵成本远高于陆上，使得北海的退役任务成为一项规模惊人的工程与财务挑战。

根据英国北海过渡管理局（NSTA）发布的退役成本与绩效报告，2024年运营商在退役上的支出创下24亿英镑的纪录；预计2023至2032年的十年间，退役总支出将达约270亿英镑；而北海全部退役任务的总成本估计约为440亿英镑（以2024年不变价计）。在这笔庞大支出中，井的封堵（P&A）约占一半，单口井的封堵成本通常在200万至400万英镑之间。

更为紧迫的是，NSTA指出，目前已积压超过500口逾期未退役的井，而在2026至2030年间，还将有逾1000口井到期需要处理。监管机构已对未按期履行退役义务的运营商采取处罚措施——例如对某运营商旗下33口闲置井开出了合计1650万英镑的罚单。

这一"退役高峰"的逼近，为海上废弃井的改造再利用打开了一扇窗口。尽管海上井改造的技术难度与成本远高于陆上，但考虑到海上井封堵本身的天价成本，以及海上风电、海上CCS等新兴产业对海上既有基础设施的潜在需求，海上废弃井（及其关联平台、管道）的复用价值正受到越来越多的关注。

2.5 废弃井的井况特征：改造适配性的物理基础

废弃井能否被成功改造，以及适合改造为何种用途，根本上取决于其物理井况。本节梳理影响改造适配性的关键井况参数。

井深与温度梯度。 这是决定地热改造潜力的首要参数。地温随深度增加而升高，典型地温梯度约为每千米25—30℃（地热异常区更高）。因此，深层井（≥3000米）的井底温度可达90℃以上，适合发电或高品位供热；中深层井（1500—3000米）井底温度约50—90℃，适合供暖；浅层井温度较低，地热价值有限。对于储能与CCS路线，井深则主要影响地下空间容量与封存深度（CO₂封存通常要求储层深度超过800米，以保证CO₂处于密相或超临界状态）。

套管状况与完整性。 废弃井经过多年生产，套管可能发生腐蚀、磨损，水泥环可能出现劣化、微环隙。井筒完整性是所有改造路线的共同前提——对地热而言，完整性关系到换热介质循环的密封；对储能而言，关系到压缩空气或氢气的密封；对CCS而言，完整性更是生死攸关——任何泄漏通道都可能导致CO₂逸出，使封存功亏一篑。因此，改造前的井筒完整性评估（包括套管检测、水泥胶结测井、机械完整性测试）是不可逾越的关键环节。

地层条件。 储层的孔隙度、渗透率、密封性，决定了储能与封存的可行性。对CCS而言，理想的封存场所需要具备良好储集性能的储层和致密完整的盖层；对压缩空气储能（在多孔介质中储气的情形）而言，同样需要合适的孔渗条件与密封盖层。枯竭油气藏之所以是优质封存场所，正是因为它们天然具备"储层＋盖层"的密封构造，且已被数千万年的油气封存历史所验证。

地理位置与地面条件。 井的地理位置决定了改造产品（热、电、封存服务）的市场距离与基础设施可达性。靠近供热负荷中心的废弃井，地热供热价值更高；靠近排放源的废弃井，CCS价值更高；接入电网便利的废弃井，储能价值更高。

*图2-1 全球主要国家／地区废弃油气井存量分布图*

2.5bis 海上废弃井与平台复用专题

海上废弃油气资产的改造再利用，是一个具有独特价值与挑战的细分领域，值得单独剖析。

海上井改造的独特经济逻辑。 如前所述，海上井的退役封堵成本极高——北海单井封堵通常达200万至400万英镑，远高于陆上。这一天价封堵成本，反向放大了改造再利用的相对价值：如果一口海上废弃井能够通过改造避免封堵、或推迟封堵并创造收益，其经济意义远比陆上井显著。换言之，海上井封堵成本越高，改造的"成本规避"价值就越大。

海上CCS的基础设施复用机遇。 海上枯竭油气藏是CCS的重要封存场所，而海上既有的平台、管道、井网，恰好可为海上CCS提供现成的基础设施。挪威Northern Lights将CO₂封存于海床下地层，英国Acorn复用Goldeneye等遗留海上管道，都是海上油气基础设施向CCS转型的范例。北海过渡管理局（NSTA）将退役监管与CO₂储存许可统一管理，正是为了便利这种"从油气生产到CO₂封存"的资产功能转换。对于面临巨额退役成本的北海运营商而言，将部分资产转为CCS用途，既可延缓退役支出，又可开辟新的收入来源，是一举两得的选择。

海上风电与油气资产的协同。 海上废弃油气资产还可能与海上风电产生协同——例如利用废弃平台作为海上风电的运维基地、或将海上风电的电力用于驱动CCS的注入设备、或探索风电制氢与枯竭气藏储氢的结合。这种"海上能源岛"式的综合利用，是海上废弃资产再利用的前沿方向，尽管目前仍多停留在概念与早期探索阶段。

海上改造的特殊挑战。 海上作业成本高、环境严苛、工程难度大，使得海上废弃井改造的技术门槛与成本均显著高于陆上。海上井的完整性评估、改造作业，都需要专门的海上工程能力与装备。因此，海上废弃井改造的经济性，高度依赖于改造目的的高价值（如大规模CCS）能否覆盖高昂的海上作业成本。

2.6 资源盘点的核心结论与数据局限

综合本章调研，可形成以下要点：

第一，全球废弃油气井存量规模在数百万口量级，以美国（≥400万口）和加拿大（≥37万口）为最，构成了改造再利用的巨大潜在资源池。

第二，废弃井不仅是闲置资产，更是持续的甲烷排放源与未来地质封存的潜在泄漏通道——这一双重属性，使"改造利用＋妥善密封"具有了减排与价值再造的双重正当性。

第三，废弃井改造的适配性，根本上取决于井深温度、套管完整性、地层条件与地理位置等物理参数，因此改造决策必须建立在严谨的逐井评估之上，不存在"一刀切"的批量方案。

必须特别强调本章的数据局限：废弃井数量的统计口径在全球范围内高度混乱，不同来源的数字因定义、覆盖范围、统计年份不同而难以直接比较；孤儿井数量更是处于动态激增之中（美国一年内从8.2万口增至12.3万口），任何静态数字都只是某一时点的快照。读者在引用本章数据时，务必关注其口径与时点。这一数据基础的不完善，本身也是本报告在第十章将讨论的"规模化障碍"之一。