原油大量的存储既困难又不经济。比如一个5000方拱顶金属油储罐，每天因储油罐的“小呼吸”（因昼夜温差而造成罐内压差变化）及“大呼吸”（因收发油作业时，造成罐内压差巨变）在华北地区，24小时内，通过罐顶的呼吸阀往空气中散逸掉原油的轻烃组分大约为100吨左右，而这些轻质成分是原油最精华的部分，留下来的多为不易挥发的重质烃成分及胶质、石蜡等,这些陈年原油在初步三相（油、气、水）分离工艺处理中，会给工作人员造成很大麻烦。
如果全封闭储油罐，不进行收发油操作（大呼吸），只要外部温差有一点变化，罐内原油热胀冷缩随即会发生（罐正压大）爆裂及（罐负压大）瘪踏内陷，造成非常严重的存储事故。原油是热不良导体，一旦凝结在设备里，解卡难度非常之大。
同时，罐内原油温度与大自然温度趋同，华北秋冬季节为例，罐内原油随时都会温降，所以除了储罐内加装加热盘管，集输单位在冬季还要对储罐内的存油“打循环加热”工艺，保证原油温度高于凝固点。
一、关于降耗工艺
在呼吸阀后部加装容器收集散逸轻油，这种方法非常不安全、不经济，目前技术上全球还没有一个国家敢尝试这种方法。
我国目前采用的方法主要有两种：
1、用负压螺杆压缩机在原油进罐前提前提取轻组分，这样原油变得稳定，大大降低了储罐中的轻烃呼吸损耗；
2、采用浮顶罐工艺（大型及超大型原油储备库大多使用），这种储罐可以有效降低80%呼吸损耗，但是工艺复杂，安全性低，要求操作人员专业性高，如果稍不小心就是大型事故。
所以原油呼吸损耗不可避免，存储时间越长，原油品质越差，反而会对经济产生负面影响。
二、关于注入油田
往油田地下注入已经初步处理过的商品化的石油产品，是几乎不可能做到的事情，在不考虑采收率的理想状况下，原因分析如下：
1、地层隐藏压力超出人们想象。以油田往油区地下补水为例（因长期抽提，造成地下压力亏空，需往油藏区底层高压注水补压），注水需要达到3000米左右白垩-奥陶层，一般需要高达20MPa左右的压力，某些油田甚至需要更高的超高压。如果要注油，需要非常大的空间，也就是说要把地层中的坚硬的岩石和高压流体极限压缩致密或驱离，这很不现实。
2、注入的原油，所去的区域，必须刚好在物理上具有完全封闭的圈闭地质结构，否则即使注入很多，未来也找不回来。
3、假设真的可以注入，利用特种高压泵，克服地层强大反压力注入藏区，以目前科技水平，仅在注油时的耗电量,将会达到每桶60+美元的成本，而且这些电能是靠电煤、水电、核电、风电等资源置换来的。
4、即使真的注入了油田，商品原油也会和地层中的硬水、硫、碱、盐等杂质混在一起，当未来某一天再提取时，还得重新再一次用高成本开采一遍，再次对其进行破乳、脱水、脱硫、脱气等。
三、关于我国现状
我国中石油、中石化等企业，原油开采成本很高，不像海湾周边国家，利用大口径生产套管就能自喷生产，我国需要耗费巨量电力才能把原油开采出来，并且我国地质结构复杂，所以要用油嘴限制单井产量，如果不限制，短期内地层结构被破话殆尽，90%以上的理论原油储量将无法被开采。目前，即使塔里木的高压高产自喷井，也加装了6毫米油嘴。我国的油田没有海湾国家油田具有的先天优势。
华北一线老油田成本在80美元以上，渤海湾曹妃甸附近海上油田成本最低，大概在40美元左右，而西北油田成本更高。内蒙油田因为是重油，高胶质易凝固，冬季无法开采。新疆库尔勒沙漠油田，虽然开采成本不高，含水量极低，油品质极高，但因为没有配套外输管线，单车重卡运输成本超过开采成本。
四、关于成本高为何不停产
如果我国全面停井停产，国际控盘油价者将会把油价做成“妖股”，每天涨停板。战略性大宗商品，我们必须不惜成本保持存在感。
另外一个原因，从纯生产技术上来看，原油石化开采行业，需要连续作业一条龙连轴转，上下游链条很长，提供的岗位也很多，同时也很脆弱，一个国家建成完整石化工业链条难度很大，摧毁却非常轻松。采油工艺技术日新月异，若不时刻积极参与，很快就会被淘汰出局。
