深水油氣開采要“中場休息”?

■ 孟 偉 王小波

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深水油氣開采要“中場休息”?

■ 孟 偉 王小波

全球海洋油氣資源豐富。據估計，海洋石油資源量約占全球石油資源總量的34%，累計獲探明儲量約400億噸，探明率30%左右，尚處于勘探早期階段。據美國地質調查局(USGS)評估，世界(不含美國)海洋待發現石油資源量(含凝析油)548億噸，待發現天然氣資源量78.5萬億立方米，分別占世界待發現資源量的47%和46%。

海洋油氣資源主要分布在大陸架，約占全球海洋油氣資源的60%。在探明儲量中，目前淺海仍占主導地位，但隨著石油勘探技術的進步，海洋油氣勘探逐漸轉向深海。

深水油氣資源量巨大

石油界將海域按深淺劃分為淺海(水深不足500米)、深水(水深超過500米)和超深水(水深超過1500米)。開采深海石油有機遇也有風險。1989年3月，超級油輪“?？松ね郀柕掀澨枴迸c水下礁石相撞。油輪船體裂開，溢油近4萬噸。數千公里海岸線布滿石油，10～30萬只海鳥死亡，約4000頭海獺死亡，恢復生態系統需要 5～25年。如今，威廉王子峽灣的海獺在掘食蛤蜊時，仍能刨到2010年滲漏的石油。2010年4月20日，墨西哥灣“深水地平線”鉆井平臺爆炸帶來了人類歷史上最嚴重的環境災難，上萬公里海域受到影響。因此深水項目的開發需要慎之又慎，而其經濟性同樣倍受關注。

2015年年底，IHS能源研究機構發布的《戰略面報告》指出，深水項目面臨高成本財務挑戰，在布倫特油價格60美元/桶的條件下，盡管服務業開支大幅下降，很多項目的全周期回報率不過10%。深水項目對公司的重要性到底如何？IHS認為，從探明儲量和概算儲量來看，深水油氣是未來供應增長的重要來源。

過去10年已發現的技術可采儲量中，深水是最大的新常規資源。巴西是新石油資源發現的最大貢獻者，緊隨其后是美國墨西哥灣；東非、東地中海是新常規天然氣資源的主要貢獻者。深水已發現但未開發的2P可采油氣資源占了一多半，投產這些儲量將對未來油氣供應發揮重要作用。到2023年，已批和未批深水項目，將為48家公司提供700萬桶/日油當量新資源產量。

從2005年到2015年年中，深水（1000～5000英尺）和超深水（超過5000英尺）發現的常規油氣已經超過陸上與淺水區。在北美以外的常規發現中，深水和超深水的石油技術可采儲量占57%（820億桶），深水和超深水的天然氣技術可采儲量占46%（750億桶油當量）。

圖1 常規石油發現可采儲量分布

重要的是，深水在所發現的常規可采儲量中所占份額保持著增長態勢，已從1990年不到10%增至2015年的約60%。巴西桑托斯盆地鹽下發現是過去10年中深水石油發現的決定因素，還有美國墨西哥灣的發現。雖然900億桶可采油當量不可能完全開發，但500億桶油當量即每個油田5億桶以上可被開采，至少總儲量中有一半可為未來供應做貢獻。

深水油氣開采回顧

海上油氣生產始于20世紀40年代，海洋油氣勘探首先集中在墨西哥灣、馬拉開波湖等地區;上世紀50～60年代，則在波斯灣、里海等海區初具規模;上世紀70年代，是海洋油氣勘探最為活躍的時期，成果最顯著的是北海含油氣區。此后，隨著技術進步逐步向深水領域推進，形成了美國墨西哥灣、巴西、西非三大傳統深水油氣區。近年來，巴西鹽下、東地中海、東非等其他深水區相繼取得突破，發現了一大批世界級的大油氣田，成為國際大石油公司的投資熱點。2013年和2014年，全球十大油氣新發現主要來自熱點勘探海域。目前，全球90%左右的已發現深水石油儲量集中在巴西、西非、美國墨西哥灣和挪威四大海域，亞太作為迅速崛起的深水新區，也非常值得關注。

全球已進入深水油氣開發階段，近幾十年來，海上油氣發現的平均水深不斷加深。2010年，全球油氣發現的平均水深為624米，其中在拉美地區油氣發現的平均水深達到1211米，非洲1000米，大洋洲790米。比較而言，自2000年到2009年間，全球油氣發現的平均水深為422米，而1991年到2000年間，平均水深僅為183米。目前，海洋石油鉆探最大水深已經超過3000米，油田開發的作業水深達到3000米，鋪設海底管道的水深達到2150米。2000年以來，深水油氣勘探取得明顯進展。至2013年底，深水2P油氣儲量已達到187億噸油當量，是2008年的2倍，是2000年的7倍。

從區域看，海上石油勘探開發形成三灣、兩海、兩湖(內海)的格局?！叭秊场奔床ㄋ篂场⒛鞲鐬澈蛶變葋啚?“兩?！奔幢焙：湍虾?“兩湖(內海)”即里海和馬拉開波湖。其中，波斯灣的沙特、卡塔爾和阿聯酋，墨西哥灣的美國、墨西哥，里海沿岸的哈薩克斯坦、阿塞拜疆和伊朗，北海沿岸的英國和挪威，以及巴西、委內瑞拉、尼日利亞等，都是世界重要的海上油氣勘探開發國。其中，巴西近海、美國墨西哥灣、安哥拉和尼日利亞近海是備受關注的世界四大深海油區，幾乎集中了世界全部深海探井和新發現的儲量。

深水項目的經濟性

2013—2015年，全球勘探開支下降了近50%，而2016年仍在繼續減少。雖然有的勘探公司可能利用鉆機費率大幅下降之機增加鉆井，但從發現到投產的長期投入，可能使很多公司更關注現有油氣資產。IHS認為，眼前需要關注的問題是，如何在低油價未來推動未批項目。深水項目對公司資產構成的重要性，深水項目的再設計和成本問題都值得研究。

尤其是進入2016年，國際油價持續低迷，一些大型超深水項目的實施進一步受到影響。資本支出（CAPEX）和運營支出（OPEX）的增加使項目預算壓力驟增，迫使一些油氣公司削減預算，并推遲部分深水項目的審批。目前，更多的目光集中在油氣行業標準化上，寄希望于通過成本控制來保證深水油氣開發項目的實施。

道格拉斯·威斯特伍德（Douglas-Westwood,下稱DW）分析,受拉丁美洲和西非深水油田開發項目以及東非新開發項目的驅動，2016年后的深水項目資本開支會逐漸增加。然而，從短期來看，國際油價持續低迷引起的項目延遲，對油氣生產增長率放緩造成的影響比去年同期預計要大。

深水勘探和生產作業主要受以下幾種供需因素驅動：（1）需要彌補陸上和淺水盆地產量下降的缺口；（2）是否具有發現大型油氣藏（如東非地區）的潛力；（3）深水開發項目的經濟可行性。

隨著陸地和淺水油田開發后期產量的下降，深水油氣開發變得越來越重要。過低的油價加劇了行業的擔憂，引起業內公司開始修訂標準并重新協商合同。大型深水項目，如東非海上大型天然氣田，以及最近安哥拉海上Orca油田的發現，都需要資金密集型的解決方案，但不管怎樣，這些項目依然可以帶來巨額的投資回報。

深水油氣市場需要大量持續性基礎設施投資。當油價長期維持在80美元/桶（WTI）時，可以保證大多數深水項目的開發。令人感到欣慰的是，面對當前低迷的油價，一些項目并沒有停工，如馬士基的Chissonga和埃尼的Sankofa等深水油氣項目依然在穩步推進。

過低的油價無疑給項目的執行帶來了困難，很可能會導致一部分深水項目延遲或取消，特別是在北海等高資本支出的地區。在西非和巴西，由于要嚴格執行當地的行業標準，以及缺乏富有行業經驗的工程師等多種因素，加劇了項目交付的難度。

市場情況分析

DW分析，與2010-2015年相比，2015-2019年的深水油氣市場資本支出將增長近69%，累計支出將達到2100億美元。資本支出增長主要集中在非洲和美洲，兩者占總資本支出的82%。盡管北美地區資本開支在未來幾年將會減少，但該地區仍然是深水油氣開發的關鍵地區。

短期內，國際油價低迷的狀況難以改善，導致深水項目審批數量銳減同時，進而減緩深水油氣市場發展的速度。預計到2018年，深水基建項目受到的影響將會明顯表現出來。因此，深水油氣資本支出預計在短期內將會受到限制，如果后期油價復蘇，深水油氣開發資本支出才會逐漸增加。

此外，鉆機需求量減少也將影響資本支出的增長。近年來，深水鉆井平臺需求量不斷刷新紀錄，使得鉆機訂單達到了前所未有的水平。大量鉆井平臺投入市場，預計需要長期的需求增長才能消化掉這部分多余的鉆機。

但從長遠來看，深水油氣項目還是值得期待的，即使油價持續下跌，大多數的油氣公司也只是推遲開發的時間而已，而不是將項目完全取消——這不符合任何一家大的跨國油氣公司長遠發展的利益。

資本支出的組成

深水油氣鉆完井的成本支出達到了815億美元，其中大部分花費在海底完井。DW預測，2015年到2019年深水鉆完井資本支出的年復合增長率將達到3%。拉丁美洲的鉆完井資本支出最高，其花費的鉆完井時間也更多，因此，鉆井數量最多的地區仍將會是非洲。

浮式生產系統（FPS）是深水資本支出的第二大領域，約占總資本支出的四分之一。浮式生產系統資本支出主要受巴西影響，目前，世界上浮式生產系統總資本支出的一半來自于巴西。浮式生產系統中最主要的是浮式生產儲油卸油裝置 (FPSO)，預測占總支出的80%。DW預測浮式生產系統資本支出的年復合增長率將會達到12%；然而，低油價環境會使生產商重新評估項目開發計劃，最終有可能導致項目的延期。

海底設備（海底基礎生產設施和海底臍帶管、立管和輸油管）的資本支出將會占據全球深水開發支出的三分之一。海底基礎生產設施支出由生產井的數量而定，因此，海底設備和鉆完井資本支出的總量預計在2015-2019年之間將達到310億美元。無論是硬件數量還是資本支出，非洲將會成為海底設施生產的最大市場?；ㄙM在SURF(海底臍帶管、立管和輸油管)的支出也主要由海底油井數量決定；與海底硬件設施的資本支出相近，SURF的資本支出將達到280億美元。

同期，管道建設資本支出將會達到150億美元。2015-2019年，主要體現在西歐的Polarled項目和中東的SAGE管道項目的資本支出。

運營成本也在不斷提高，這使運營商壓力進一步加大。除了新油田開發的必要資本支出，運營商還必須維護現有資產和性能不佳的設施，延長現有資產的生產壽命。影響維修改造和運營支出的主要因素有設施使用時間、海上平臺規模和復雜程度、新平臺以及價格等。

2014年，淺水及深水油田的MMO（維修、改進和運營)服務需求規模達到了950億美元，DW預測2015-2019年，由于設施老化、維護成本提交等因素影響，這一數字還會繼續增長。

MMO市場要比那些由資本支出決定的市場更為強勁。與鉆井和油田開發不同，油價的波動通常不會對運營和維護費用造成較大的影響。由于MMO對于維持現有的生產水平至關重要，這將保證海洋石油運營商的收入流。

深水油氣開采趨勢

海洋油氣勘探開發的趨勢是：從淺海走向深水超深水，近海走向遠海；從一般海洋環境邁向惡劣海洋環境和極端海洋環境；從水面向水下發展；從水下生產向岸上生產發展。

全球深水油氣勘探正在四個新領域持續深入。

新領域之一為深層“鹽下”。目前巴西東部深水區鹽下油氣勘探主要集中在位于Santa Catarina州和SaPaulo州海域的桑托斯盆地。巴西深水油氣鹽下開采技術難度大，單井成本高，但由于單井產量高，桶油成本是全球深水作業區中最低的，平均操作成本在10美元/桶左右，盈虧平衡點在40美元/桶左右。目前的低油價水平對正在進行的巴西深水油氣項目影響甚微，桑托斯、坎普斯等盆地的勘探開發仍然正常有序進行。

新領域之二為“超深水區”?！俺钏畢^”是目前海域油氣勘探的又一焦點，主要集中分布于西非海域、墨西哥灣、巴西近海、澳大利亞西北陸架、挪威中部陸架、巴倫支海、孟加拉灣、緬甸灣、南中國海以及日本海等。

新領域之三為環北極深水盆地群。該區域由于自然條件及歸屬等原因，研究起步很晚且研究程度非常低，是未來深水油氣的巨大增長點。環北極深水區已經有油氣重大發現，主要集中在波弗特海的北極斜坡盆地、巴倫支海盆地和喀拉海區域。

新領域之四為濱西太平洋低勘探程度深水盆地群區域。主要包括日本海盆地、澳大利亞東南部的吉普斯蘭盆地等，是深水油氣的潛在增長亮點。

這四大領域開采的遠景無疑給深水油氣開采提振了信心。但由于頁巖油等非常規油氣開采的沖擊，業內對于深水開采的前景仍然褒貶不一。不過，從目前形勢來看，深水油氣開采仍然值得期待：

（1）短期內，從主要設備所收取的關稅情況來看，同大規模頁巖油開采相比，更多的深水油氣開采項目具有更好的油氣回報率。

（2）長期來看，油氣行業會通過技術革新、標準制定等方式尋求更多的轉機，使深水油氣開采具有更佳的經濟可行性和更低的項目風險。

（3）從整體來看，深水油氣開采在很長一段時間內不存在消失的可能，在未來幾年內，深水產業會經歷幾年艱難時期，最終會逐步回暖。

深海油氣開發決定了未來國際能源的戰略格局，對于油氣資源不斷增長的需求更多地將會轉移到對深水油氣的需求，進而促進更多的技術創新。因此，只有充分認識到深水油氣開發對國家能源戰略格局的重大影響，在借鑒國際深水項目開發經驗的基礎上，才能抓住深水油氣工程建設與深海資源開發的機遇，不斷提高技術裝備水平，實現深水油氣開發的突破。