海上石油開發項目風險演化模型研究

收稿日期：20130725

作者簡介：李治國（1960-），男，河北省承德市人，中海石油（中國）有限公司上海分公司高級經濟師，碩士，主要從事石油管理研究。摘要：海上石油開發項目風險演化問題具有復雜性，運用系統論、項目生命周期理論以及預警管理理論構建了海上石油開發項目風險演化的理論基礎。通過構建海上石油開發項目風險演化的系統動力學模型，揭示了海上石油開發項目風險演化的總體規律、海上石油開發項目風險演化的核心影響要素以及主體風險意識改變對開發風險演化的影響機理。

關鍵詞：海上石油開發項目；風險演化；系統動力學

中圖分類號：F213.1文獻標識碼：ADOI：10.3963/j.issn.16716477.2014.03.004武漢理工大學學報（社會科學版）2014年第27卷第3期李治國：海上石油開發項目風險演化模型研究

當前，我國海上石油開發在裝備、技術、開采量等方面均取得了顯著的發展成效＼[1＼]，然而海上石油開發項目因受海洋氣候環境及海洋油氣田地質環境的復雜性、海洋石油開發設備的專用性、海洋石油生產平臺工作地點的特殊性、海上石油作業產物的危險性等諸多原因，而比陸地石油開發項目更具風險性，海上原油開發所占比率小于大陸架區塊＼[2＼]，這引起了施工單位、政府機構、保險公司等單位的高度關注。與此同時，海上石油開發項目的HSE管理、海洋石油開發保險等若干針對海上石油開發項目風險的措施也應運而生，但其對于系統解決海上石油開發項目風險管理仍然存在一定的局限性。其主要原因在于，海上石油開發所涉及的技術、人員、設備相互之間的交錯影響及動態演化特征增加了海上石油開發項目的風險性＼[3＼]。目前關于海上石油開發項目風險類別的研究主要集中于：政治風險（政局穩定性、政策變動等）、經濟風險（價格風險、融資風險等）、社會風險（文化風險、社會治安風險等）、自然風險（自然災害風險、地質危險等）、工程風險（海洋平臺工程風險、鉆井工程風險等）與管理風險（風險意識、管理者綜合水平風險等）幾個方面，不同類別的風險有各自的風險等級劃分＼[4＼]。除政治、經濟、社會、自然等人為不可控風險因素外，從學術界已有的相關研究結論來看，其主要從海洋石油開采的環境效率檢測（EEM）＼[56＼]、資金、環境與技術可獲得性的綜合評價＼[7＼]、人員與組織因素＼[8＼]等因素對于海洋石油開發項目的風險識別、方法與控制展開了研究。因此，海上石油開發項目主要可控風險來源為技術、設備及人員，本文也力求從可控風險角度探索綜合風險的演化規律，并尋求影響風險演化的顯著性因素。

已有研究成果均認為對于海上石油開發項目風險的研究必須從動態和連續時間序列的角度展開＼[9＼]，然而卻未能對海上石油開發項目的風險演化規律展開研究，由此導致海上石油開發項目風險管理難以做到真正地有適應性、針對性和預警性。基于此，本文試圖從外部的海洋環境以及內部技術、人員、設備條件的綜合視角對海上石油開發項目風險演化模型展開研究。

一、海上石油開發項目風險演化的理論基礎

（一）系統論

海上石油開發是一項復雜的系統工程，從系統的構成而言，其包括外部的海洋環境子系統（廣義的環境，其包括海洋氣候環境、海洋地質環境、海洋生物環境等）和內部的人員子系統、設備子系統和技術子系統。不可控的外部風險會影響內部子系統的運行效率，當內部子系統無法有效應對外部風險時則會增強內部風險，然而通過改善人員操作穩定性、設備可靠性與技術實力，不僅可以降低人員風險、設備風險、技術風險，還能夠提高開發項目的整體抗風險能力＼[78＼]。而如何調整三個子系統，則必須系統地和動態地了解技術、設備、人員等風險因素與風險演化的內在聯系。

顯然，在海上石油開發項目全壽命周期過程中，項目風險演化的過程絕非是相關子系統風險簡單疊加的過程，因為任意子系統的變化均會導致系統隨之發生變化。海上石油開發項目風險演化受到環境、設備、技術、人員等多維度因素的綜合影響，當低于風險閾值，各子系統趨于平衡態時，海上石油開發項目風險演化相對穩定，風險總體在可操控范圍內。然而，多個系統要素將引發海上石油開發項目風險的涌現，由此導致事先的風險預評估和事后的風險補救均必須考慮到海上石油開發項目的風險演化規律。

（二）項目生命周期理論

海上石油開發項目全壽命周期是該項目從建設、運行到最終經過評價決定廢棄的全過程。項目進展的過程，也是項目風險隨之不斷傳遞和演化的過程。風險與利益總是相輔相成的，對于海上石油開發項目風險演化規律的識別和掌控，必須建立在以項目生命周期的視角對項目的價值和利益取向與項目風險綜合權衡的基礎上。在海上石油開發項目不同生命周期階段，項目對應的主導風險相應有所不同，比如在鉆前普查勘探階段，項目風險以勘探船舶風險為主；在建設階段，項目風險將以鉆井設備風險、工作船舶風險、井噴風險等為主；在鉆探階段，項目風險增加安裝工程風險、油管鋪設風險等；在生產階段風險，項目風險增加爆炸、火災風險、生產作業風險等。可見，海上石油開發項目風險演化是伴隨項目推進，項目各階段主要工作內容、工作所需設備、技術和人員所決定的主導風險演化分析必須考慮時間要素即開發進程。此外，項目前一階段的風險將進一步延續和傳遞至后一階段，使得海上石油開發項目風險演化具有迭代性和疊加性。

（三）預警管理理論

海上石油開發項目風險演化的過程，并不完全是項目所設計的人員、設備、技術在外界環境影響下，遵循自身工作和運行規律而放任動態變化的過程。因為在缺乏外在的人為干預時，海上石油開發項目風險可能會在非線性規律及復雜系統的影響下，被無形放大，導致最終的風險總量超出可控制范圍。在此背景條件下，風險預警管理對于海上石油開發項目風險管理很有必要，從而使得海上石油開發項目風險演化必然是預警系統中人為外在影響和干預條件下的動態變化。即人員所引發的風險演化將因為有意識地減少海上作業人員的不安全行為，設備所引發的風險演化將因為物的不安全狀態被控制以及相關設備得到第三方檢驗機構的權威檢測和認證，技術所引發的風險演化將因為技術方案的不斷調整、技術創新工作的持續開展以及技術“外腦”的有效利用，而得到有效弱化和控制。綜合而言，如果能夠厘清人員、設備與技術對風險演化的影響，則可以預先調整、改善相應子系統要素，以此提高抗風險能力并遏制風險強化性演化趨勢。

可以考慮采取預先危險性分析方法，對系統中存在的危險類別、出現條件、可能導致的后果等因素進行分析，評價風險發生時對人員及系統造成危害的等級，然后針對不同級別的風險以及造成風險的原因，確定消除或控制風險因素的對策與措施，力圖將風險最小化、最弱化＼[10＼]。

（四）風險控制理論

從技術的維度來看，科學合理配置應急資源，提升海上石油開發技術與能力，充分利用計算機技術與傳感器，并與地理信息系統與數值模型等技術相結合，形成海上石油開發風險預測與應急系統，是防范事故發生的重要手段＼[11＼]。從人員的維度來看，管理者綜合水平等因素的變化會導致項目的實際實施結果與當初的計劃產生偏離，這就會引起海上石油開發項目的管理風險問題，具體包括：組織機構風險、管理者綜合水平風險和風險意識三個方面＼[12＼]。從設備的角度來看，為降低海上石油開發項目風險，一方面需要不斷對開發設備及其配套設施進行改進，增加海洋石油裝備數量、類型、能力，提高其專業化程度＼[1＼]；另一方面就必須在設備嚴重受損或者性能下降之前，投入資金對設備進行以可靠性為中心的維修（RCM）、費用有效維修（CEM）和風險維修（RBM）＼[13＼]，提高設備的抗風險能力。

二、風險演化仿真模型的建立

（一）模型的總體分析

通過上述關于海上石油開發項目風險方面的理論分析可知，海上石油開發項目風險主要源于人員、設備、技術等要素，每一環節要素的不確定性都直接影響了海上石油開發項目的風險狀態＼[14＼]，海上石油開發項目是投資巨大、運營復雜、時間跨度長的復雜性系統工程，風險不僅存在于環境勘探、方案設計及評估、項目建設、生產的每一個階段，而且不同階段的風險成因、表征、程度均有所不同＼[15＼]。總體而言，由于開發項目處于一種動態海洋環境中，隨著工程項目不斷深入、接觸的環境范圍越來越廣，更加強化了風險的動態性與復雜性，因此必須厘清海上石油開發項目風險系統的內在關聯，掌握風險演化的內在規律，才能有效識別風險，預控風險。

如上所述，人為風險、技術風險與設備風險是海上石油開發的主要內部風險，那么開發項目的抗風險能力就與人員、技術和設備息息相關，開發主體根據環境不確定性以及內在抗風險能力，不斷預判項目面臨的各種風險，并及時調整項目投入方向及力度，形成海上石油開發項目風險演化模型的總體結構，見圖1。

圖1海上石油開發項目風險演化的框架模型

（二） 流程圖、關系式及變量解釋

根據海上石油開發項目風險預警的總體思路與結構，本文設定海上石油開發項目技術實力、人員素質與能力、設備可靠度為水平變量（盒變量），相應地設計技術提升率、技術折損率、人員能力提升率、設備改進率以及設備可靠度減損率為速率變量，抗風險能力、開發風險、風險感知度、主體風險意識等位輔助變量或常量，得出海上石油開發項目風險演化的動態流程圖，見圖2。

圖2海上石油開發項目風險演化的動態流程圖

由于海上石油開發項目風險的相關參數值既缺乏足夠有效數據，又難以通過定量方法予以確定，同時也沒有相應文獻對參數值的確定提供直接參考和幫助。因此，本文采用問卷調查、深度訪談的方法，選擇某海洋石油公司為目標對象，選擇參與過多個海上石油開發項目的工作人員作為被訪談者，圍繞環境不確定性、主體風險意識、方案效度等內容設計問卷問題，再對訪談結果進行加權平均，得到相應參數值＼[16＼]，其中部分關鍵參數值的問卷描述及賦值結果，見表1。

表1關鍵參數的問卷內容描述及賦值結果

參數值1問題描述1加權平均值環境不

確定性1相對于穩定的一般性陸上開發項目，您所經歷的海上石油項目開發過程中環境的平均不確定性程度10.5您所經歷的開發項目中，最惡劣狀態下環境不確定程度10.8主體風

險意識1開發過程中，正常狀態下能夠預知的風險事件比例10.7開發過程中，采用最好的預測工具及方法，保持高度風險意識，能夠預知的風險事件比例10.9方案效度1所經歷的開發項目中，因環境不確定性，設計方案在開發進程中不需要調整內容比例或穩定程度10.8依據表1結果及調研結論，海上石油開發項目風險演化的系統動態流程圖中主要變量及其內在關系的解釋如下：

方案效度= 0.8+0.2×ABS（40-Time）/40。開發的海洋環境不確定性極強，事前開發方案與實際狀況存在差異，并且這種差異隨著海底設施范圍的延伸會越來越大。通過調研，假定一個開發項目的總時間為20年（80Quarters），方案效度一般能夠保持在0.8以上，當開發范圍最廣時（一般time在40左右）效度最低。

設備可靠度=INTEG（設備改進率-可靠度減損率，0.8）。

技術實力= INTEG（技術提升率-技術折損率，0.8）。

素質與能力= INTEG（能力提升率，0.8）。

可靠度減損率= 0.1×（1-方案效度）。方案效度越低說明方案匹配、適應環境的能力越差，那么方案指定下的設備減損可能越大。

技術折損率= 0.2×（1-方案效度）^2。一般情況下技術折舊水平高于設備減損，但技術折損對方案效度的反應，要低于設備減損對方案效度的減損。這是因為相對于設備而言，技術要素應對不確定情況更具有能動性。

操作穩定性=素質與能力×＼[0.9+0.1×ABS（（40-Time）/40）^2＼]。人員操作的穩定性，首先影響于人員的素質與能力，當素質與能力一定時，環境越穩定則操作越不易犯錯，環境變動越大則人員需要更多時間去適應，相應地操作穩定性會略差。

抗風險能力=操作穩定性×（0.7×設備可靠度+0.3×技術實力）。海上石油開發項目風險中，給定的設備與技術條件下，人為因素決定了風險的大小；同時設備要素比技術要素對風險影響更為顯著＼[6＼]，對設備與技術變量分別賦權0.7與0.3。

開發風險=海洋環境不確定性×（1-抗風險能力）。

風險感知度=開發風險×主體風險意識。

此外，當開發主體風險感知越強，則在能力提高、技術提升以及設備改造上投入更多。海洋環境不確定性、主體風險意識為常量。

三、模型模擬及結果分析

根據表1可知，一般情況下，海洋環境不確定性可賦值0.5，惡劣環境的不確定性值則為0.8；主體風險意識值一般為0.7，最高的風險態度與意識值可確定為0.9，通過調研訪談得知，由于海洋環境極為復雜、現有預測方法不夠盡善以及人員主觀偏差，不可能對所有風險全部感知。此外，海上石油開發項目的整個周期為20年左右（即使20年后仍可繼續開采，設備基本上也需要全部更新），經歷環境勘探、方案設計、開采設施建設、直到海底輸油管線鋪設完畢，大概需要10年，因此模型運行周期為0-80Quarters，仿真步長為1 Quarter。本文運用軟件Vensim_PLE5.4a，模擬海上石油開發項目風險演化過程。

（一） 仿真模擬

初始狀態下，海洋環境不確定性為0.5，主體風險意識為0.7；改變海洋環境不確定性值為0.8，主體風險意識不變，得到方案1狀態；海洋環境不確定性為0.8，主體風險意識改變為0.9，得到方案2狀態。

1. 海上石油開發項目風險演化的總體規律。通過比較初始狀態和方案1狀態下海上石油開發項目風險演化的趨勢，可以判斷出在內部條件一定時，無論外部不確定性如何變化，長期來看開發項目風險總存在的演化內在規律，見圖3。

圖3不同外部狀態下海上石油開發項目風險演化規律

由圖3可見，海上石油開發項目風險具有開發初期風險下降、中期風險增加、后期風險顯著回落的總體規律，并且當外部環境不確定性越強，這種規律性起伏就更為顯著。結合文獻研究、理論分析可以得知，初期的環境勘探無法完全掌握多變的海洋環境，必然導致設計方案與現實情況存在差異，進入實質性建設和開發階段后會面臨諸多未知狀態，表現為風險較高；但是，開發主體具有主觀能動性，根據具體環境及時調整技術和設備投入方案來弱化風險；隨著開發項目不斷深入，涉及的海洋領域更為復雜，輸送線路更為廣泛，迅速提高了開發風險，此時任何一個環節的失誤和偏差都會產生較大事故和損失；如果開發設備、傳輸設施建設完畢，不會出現新的環境，開發主體通過不斷學習、熟練操作，規律化風險防控對策，在開發項目中后期顯著降低風險。抗風險能力變化規律與開發風險演化規模相反，說明風險既源于人為、技術、設備，即可以通過人為、技術、設備的改進來防控風險。

2. 海上石油開發項目風險演化的核心影響要素分析。開發風險的主要影響要素為人為、技術與設備，通過初始狀態和方案1下開發風險與三個要素之間的關聯分析，識別開發風險的主要影響因素，見圖4。

人員素質與能力、技術實力、設備可靠度對開發風險存在負向影響，從圖4可知，無論外部環境不確定性如何，當設備可靠性下降時開發風險上升，反之亦然，并且同人為、技術要素相比，設備與開發風險的影響關系最為顯著。說明海上石油開發項目風險事故主要體現為海底設備損壞，其原因在于當設計方案指定設備難以滿足未知環境要求時，風險會顯著上升（如圖4中的開發中期）。技術實力與人員素質變化相對平穩，但也正因為如此，才使得開發風險的變化起伏沒有設備可靠性那么明顯。此外，通過方案1下的比較，能夠發現人員素質與能力在后期保持較高水平會導致開發風險在后期顯著下降，說明當開發項目在空間上不再拓展后，方案的效度性影響已經不明顯了，主體學習能力、經驗積累會大大減少操作不當導致的風險事故。

圖4海上石油開發項目風險演化的影響關系分析

3. 主體風險意識改變對開發風險演化的影響。當外部環境不變時，考察主體風險意識的提高對開發風險的影響，由于風險意識直接影響風險感知度，所以可通過對比方案1和方案2下風險感知度對開發風險的影響，見圖5。

圖5風險感知度與開發風險演化的關系

依圖5可見，主體風險意識的改變對海上石油開發項目風險演化的趨勢影響不明顯，即圖5中曲線1和曲線4的起伏規律改變不顯著；當海洋環境不確定性很高時（方案1和方案2中均為0.8），主體風險意識的改變，雖然對風險感知度的影響并非特別強烈，但是這種比較微弱的改變都使得開發風險的風險絕對值顯著下降。說明在海上石油開發項目中，弱化風險、防范風險的最直接策略是提高開發主體的風險意識。

（二）結果分析

首先，由于海上項目開發的環境相對陸地項目更為復雜，使得開發初期以及拓展中期的方案效度不高，體現出開發風險在初期以及中期顯著提升的演化規律；而開發主體主觀能動的改變，會不斷提高抗風險能力，在項目開發初中期以及中后期，風險呈現出逐步下降的演化趨勢。

其次，許多現實的海上石油項目開發事故，都體現出開發設施與設備的損壞是主要因素與表征，本文通過仿真模擬也驗證了設備可靠度對開發風險的顯著影響。與此同時，如果人為與技術性因素能夠保持在較高的安全水平，可以在一定程度上減緩開發風險演化的劇烈波動。

再次，雖然提高風險意識不能改變開發風險演化的趨勢規律，但由于海上石油開發項目投資大，風險高，復雜性強，如果開發主體能夠引起足夠重視，作好充分準備，就可以感知到更多的潛在風險，進而通過及時投入來提高設備可靠性、提高人員素質能力以及提升技術水平，綜合強化抗風險能力，就能夠極大降低開發項目所面臨的風險絕對值。

四、結語

不同于一般項目風險演化規律，由于海上環境更為復雜且可預測性相對較弱，海上石油開發項目風險演化呈現出初期高、再降低，中期顯著增加，并在后期顯著下降地波動規律，因此風險防控的重點時期應處于項目開發初期以及中期。鑒于設備可靠度與海上石油開發項目風險相關性最強，那么在項目開發過程中，應根據環境可能出現的各種不確定性，提高設備質量與規格，并在建設與生產期間重視設備日常維護與安全檢查。此外，風險意識決定了風險識別效率以及抗風險能力提升性投入，因此無論具體的海上環境不確定性高或低，項目開發主體都應該時刻保持較高的風險意識。

此外，本文采用的方法及得到的模型，能夠為其它開發項目風險演化研究提供參考與借鑒，比如設備可靠性、技術實力、操作穩定性與抗風險能力之間的關系。但如果要整體借鑒方法與模型，則要求開發項目隨開發時間推進體現出很強的環境復雜性與動態性，并且能夠影響到開發技術、設備適用性；對于環境不確定性在開發初期能夠有效預測的項目而言，開發前的設計方案效度近似為1，導致設備可靠度減損率基本為0，與此同時由于開發過程中環境不確定性是可預測的，則方案效度、操作穩定性與時間（TIME）參數不相關，因此本文的方法及模型在運用過程中必須剔除時間對技術、設備等參數的影響。

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（責任編輯王婷婷）