全球油气开发特征与启示.docx

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全球油气开发特征与启示

全球油气开发特征与启示

2017年，随着国际原油价格震荡上行，全球油气上游投资在连续两年下降后实现增长。

未来全球油气开发仍将呈现稳中向上趋势，预计2035年全球油气产量将达到95亿吨，剩余可采储量为2248亿吨。

1全球油气开发现状及特征

截至2017年底，全球油气田总数为14047个，其中油田8411个，气田5636个；在产油气田为3833个，其中在产油田2536个，在产气田1297个。

全球油气田主要分布于133个国家、408个含油气盆地，主要分布在中亚-俄罗斯、中东、非洲、美洲、亚太和欧洲6个地区。

全球油气经济剩余可采储量为2121亿吨油当量，技术剩余可采储量为3849亿吨油当量。

其中，原油经济剩余可采储量为1216亿吨，技术剩余可采储量为2203亿吨；天然气经济剩余可采储量为107万亿立方米，技术剩余可采储量为195万亿立方米。

通过分析上述在产油气田可以看到，2017年全球油气开发呈现以下八大特征。

1.1原油价格震荡上行，油气开发投资恢复增长

国际油价波动具有短周期约2～5年、长周期约8～10年的特点，本轮油价已进入中高位波动区间。

2018年1-11月，布伦特和WTI原油月均价分别突破70美元/桶和65美元/桶，最大涨幅分别超过25%和24%。

2017年，布伦特和WTI平均价格分别为64.2美元/桶和57.9美元/桶，比上年分别上涨20%和11%。

2017年，国际油价经历了一季度相对稳定，二季度震荡回调，三、四季度波浪上升3个阶段，布伦特油价两年来首次突破60美元/桶（见图1）。

自2015年连续两年下降后，2017年全球油气上游投资实现增长。

美洲地区依然是投资重点，其次是中东地区和亚太地区，三大区投资占比达到73%。

深水油气、液化天然气（LNG）和非常规油气等是国际石油公司投资重点。

1.2油气开发成本降低，开发效益明显提升

2017年，全球油气平均操作成本为6.9美元/当量桶，油砂、重油和深水项目超过10美元/桶，其他油气类型均在10美元/当量桶以下。

在美国二叠纪盆地、鹰滩和巴肯等致密油主产区，盈亏成本点低于60美元/桶的致密油产量已占3个区致密油总产量的87%。

油砂的开发成本降低较为明显，蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）开采成本从2014年的79.9美元/桶下降到2017年的51.33美元/桶，降幅达到36%。

随着生产成本下降以及国际油价上升，油气资产效益水平不断提升，石油公司盈利水平显著增长。

从长远看，未来不同类型资产新建产能盈亏平衡价格将低于50美元/桶，随着油价在中高位企稳，资产效益水平将稳步提升。

1.3天然气消费增速回暖，天然气产量稳定增长

2017年，全球天然气消费量为3.67万亿立方米，比上年增长3%，高于前10年平均2.3%的增速。

北美地区天然气消费量首次出现负增长，但仍占全球天然气消费量的25.7%；中国消费大幅增长，拉动亚太地区消费量强劲增长，达到全球天然气消费量的21%；欧洲、中东、非洲、中亚-俄罗斯地区天然气消费量稳定增长；中南美洲地区天然气消费量持续下降。

主要天然气消费国呈“一大、三中、六小”特点：

“一大”为美国，天然气消费量超过7000亿立方米；“三中”为俄罗斯、中国、伊朗，各国天然气消费量超过2000亿立方米；“六小”为日本、加拿大、沙特阿拉伯等6国，每个国家的天然气消费量超过700亿立方米。

2017年，全球天然气产量约为3.7万亿立方米，比上年增长4%，远高于前10年平均2.2%的增速。

各大区天然气产量均呈不同程度增长。

非洲地区增长9%，中亚-俄罗斯地区增长6.2%，亚太地区增长5%，中东地区增长4.9%，欧洲地区增长1.7%，北美地区增长1%，中南美洲地区增长0.4%。

天然气生产呈现“二大、七中”的特点：

“二大”为美国和俄罗斯，天然气产量都超过6000亿立方米；“七中”为伊朗、卡塔尔、加拿大等7国，天然气产量均超过1000亿立方米。

1.4注重油气可持续发展，海域油气开发稳步提升

海域油气作为陆上常规油气的接替，成为最现实的油气开发新领域。

据统计，2000年以来，全球年度勘探新增储量中，海域占比均大于50%，且有逐年增大的趋势。

2016年，全球勘探新增储量中，海域油气占比高达86.3%。

海域油气产量当量从2007年的19.51亿吨增长到2017年的22.24亿吨，占全球油气当量总产量的28.33%。

海域原油经济剩余可采储量为366亿吨，占油气当量经济剩余可采储量的41.6%，主要分布在波斯湾、巴西东部海域、几内亚湾、滨里海、墨西哥湾、北海等区域；海域天然气经济剩余可采储量为60.87万亿立方米，占油气当量经济剩余可采储量的58.4%，主要分布在波斯湾、澳洲西北海域、莫桑比克海域、南海、地中海、儿内亚湾等区域。

波斯湾海域的油气当量经济剩余可采储量在全球海域油气资源中占比达到36%，油气当量产量占比达到65.7%。

1.5突出效益优先理念，非常规油气发展呈现差异化特征

按资源类型，全球非常规油气可分为致密油、页岩气、重油、致密气、油砂、页岩油和煤层气7种。

2014-2017年，全球非常规油气产量当量总体保持增长，从11.24亿吨上升至12.6亿吨，但非常规油气发展呈现差异化特征。

油气产量增长明显的为致密油和页岩油，致密油产量从2.64亿吨上升至3.1亿吨，页岩油产量从6061万吨上升至9067万吨。

产量略有增长的为油砂和页岩气，油砂产量从9378万吨上升至1.22亿吨，页岩气产量从2.48亿吨上升至2.76亿吨。

产量保持稳定的为致密气，产量从2.12亿吨上升至2.19亿吨，总体保持稳定。

产量略有下降的为重油和煤层气，重油产量从2.35亿吨降至2.24亿吨，主要由于委内瑞拉国内政治经济问题导致油田未达产；煤层气产量从2386万吨降至1779万吨，主要由于气价低和液化成本高导致建产延期。

北美致密油主产区盈亏平衡成本大部分已低于60美元/桶，油砂开发成本也显著降低（见图2）。

非常规油气开发成本的降低可改善石油公司的效益水平，提升非常规资产的滚动发展能力，实现非常规油气规模可持续发展。

但是，随着国际油价回暖，受油服成本增加、边际成本上升等因素影响，2017年美国致密油盈亏平衡价格出现10%～20%的涨幅。

1.6强化开发技术创新，持续提高油气开发效果

未来全球油气开发逐渐面对资源品质劣化、安全环保严格化、能源结构多元化的严峻挑战，技术创新已成为提高油气开发效果的核心竞争力。

近年来，全球油气开发领域不断涌现出新理论、新方法、新技术、新工艺、新工具、新材料，推动深水、深层和非常规等油气资源的高效开发。

深海油气方面，旋转导向系统有了新的进步，该系列技术在全球取得了8320万米的进尺。

浮式液化天然气（FLNG）取代滨海天然气生产设施，有利于深远海的开发。

非常规油气方面，水平井多段压裂技术得到提升，井距加密，段间距、缝间距缩短，单位面积上可动用储量大幅度增加，单位成本下降，净现值大幅度提高。

智能化钻井参数优化技术实现油气井整体价值最大化，北美页岩油气水平井钻井作业中的参数配置优化技术，大幅提升了钻井效率，降本增效成果显著。

近年，在美国鹰滩区带，气体吞吐技术开采致密油的研究开展了大量实验，取得良好开发效果，预汁鹰滩可提高采收率30%以上。

1.7资源国政策调整频繁，投资热点有所扩展

全球油气合同模式多样，各资源国加大了税费政策调整力度。

2014年7月以来，全球主要有47个国家调整了油气财税条款，其中2015年调整45项，2016年调整41项，2017年调整44项，处于近10年高点。

全球油气财税调整具有周期性，并具有一定滞后性。

调整多为矿税制合同模式，多适用于现行项目，2014-2017年发生162项财税调整，其中矿税制110项，适用于103项现有项目。

一些资源国成为油气行业投资热点。

从招标数量看，2017年美洲地区油气招投标活跃，特别是美国、巴西、墨西哥，全年招标数量占全球的90%。

从中标数量看，阿曼、摩洛哥、巴西和墨西哥的中标数量超过90%，其中阿曼和摩洛哥为100%。

另外，除陆上常规油气以外，深水项目的招投标数量也呈增加趋势。

1.8国际石油公司引领作用明显，由生存向发展转变

国际石油公司引领作用明显。

即使面对国际油价低迷的影响，国际大石油公司仍能实现较好的现金流，盈利能力和抗风险能力较强。

国际石油公司上游业务现金流变化呈不同形态，优质型公司（例如壳牌、埃克森美孚）无论油价高低，均能保持正现金流；波动型公司（例如道达尔、雪佛龙）受油价影响较大，现金流变化幅度最大，从负现金流转正现金流；稳定型公司（例如挪威国家石油公司、埃尼、BP）受油价影响最小，变化趋势比较平缓，保持正现金流。

为了应对国际石油市场变化，各国际石油公司的经营策略主要有以下几种类型。

1）资产优化型：

在高度多元化的基础上，优化资产结构，聚焦核心优势资产。

2）突出战略型：

根据核心战略和技术优势选择不同发展方向，例如，埃克森美孚强化非常规、回归北美，壳牌倚重天然气一体化等。

3）强化经营型：

通过降低成本、优化方案、提高产量、增加效益等策略，努力提高股东回报率。

2全球油气开发趋势展望

在现阶段，全球油气待发现资源量位于历史高位，油气产量持续稳定增长，保持持续增长的三大推动力为领域接替、技术进步及油气价格。

2008-2017年，全球共投产油气项目3768个进行产量接替。

其中，原油新投产项目2307个，2017年贡献产量占总产量的22.07%；天然气新投产项目1461个，2017年贡献产量占总产量的37.71%。

未来，全球油气开发仍将呈现稳中向上趋势。

2020年，全球油气当量产量为83亿吨，其中原油产量49亿吨，天然气产量4.3万亿立方米；2025年，全球油气当量产量为90亿吨，其中原油产量53亿吨，天然气产量4.7万亿立方米；2030年，全球油气当量产量为92亿吨，其中原油产量52.6亿吨，天然气产量5.0万亿立方米；2035年，全球油气当量产量为95亿吨，其中原油产量52.8亿吨，天然气产量5.3万亿立方米（见图3）。

全球剩余可采储量仍主要集中在中东和美洲地区，2035年中东和美洲地区剩余可采储量占比高达69%（见图4），届时全球油气当量可采储量采出程度为64.06%，较2020年增长21.76%，进入中高采出程度阶段。

如图5所示，与图4比较可见，亚太及欧洲地区油气潜力较小。

2.1原油和天然气开发趋势

2018年后，全球油气当量产量将逐年增长，2024-2026年增至90亿吨，2035年达到95亿吨。

非常规油气和海域油气作为未来油气的主要发展方向，海域和非常规油气田产量增长明显，将在全球油气产量构成中起到越来越重要的作用。

2035年，海域油气当量产量增加到28.7亿吨，非常规油气当量产量为23.6亿吨。

非常规油气占比上升至25%；陆上常规油气田产量占比降至30%。

2018-2035年，全球原油产量占比将逐年下降，天然气产量将稳步增长。

2018-2024年原油产量增长较明显，2024年产量较2018年增长6.8亿吨，增长率为13.1%；2025年后原油产量趋于平稳，2035年原油产量降到52.8亿吨。

天然气产量一直保持较高的增长率，2024年较2018年增长16%，2035年较2024年增长14%，达到42.1亿吨油当量。

未来，全球主要油气产量仍由中东地区、中亚-俄罗斯地区和美洲地区贡献，美洲地区产量占比增长明显，中东、中亚-俄罗斯及非洲地区产量占比趋于平稳。

欧洲地区产量占比在2025年后迅速减小。

预计2035年美洲地区油气当量产量为39亿吨，占比为41%；中东地区油气当量产量为26.3亿吨，占比为28%；中亚-俄罗斯地区油气当量产量为12.4亿吨，占比为13%。

2.2陆上常规油气田开发趋势

陆上常规油田已处于中等采出程度阶段，未来陆上常规油田产量趋于平稳，增幅较小，中东地区仍在产量构成中占据主要位置。

2025年后，美洲地区常规油田产量上升明显，产量占比迅速增大，欧洲、亚太地区产量下降迅速，产量占比缩小。

预计2020年全球陆上常规油田产量为31亿吨，其中原油产量为24.2亿吨、溶解气产量为9000亿立方米；2035年产量约为31亿吨，其中原油产量为21.2亿吨、溶解气产量为1.2万亿立方米。

全球陆上常规天然气田产量将继续保持增长趋势，由2017年的1.08万亿立方米增至2035年的1.46万亿立方米。

中亚-俄罗斯地区仍保持主力地位，2035年产量占比高达62%。

中东地区产量逐渐增加，2035年产量占比18%。

2026年后，亚太及欧洲地区产量下降明显。

2020年，全球陆上常规天然气田产量为11亿吨油当量，其中天然气产量为1.2万亿立方米，凝析油产量为1.7亿吨。

2035年，全球陆上常规天然气田产量为12亿吨油当量，其中天然气产量为1.1万亿立方米，凝析油产量为2.5亿吨。

2.3海域常规油气开发趋势

未来海域常规油气产量浅水保持稳定，深水和超深水逐渐发力。

中东、亚太及非洲地区产量增长较明显，欧洲地区在高峰产量后递减明显。

2020年，全球海域常规油气产量当量预汁为24.2亿吨，其中原油产量为13.3亿吨，天然气产量为1.4万亿立方米；2035年，产量当量预计为28.7亿吨，其中原油产量为13.4亿吨，天然气产量为1.9万亿立方米。

2.4非常规油气开发趋势

全球非常规油气以2025年为分界点，将经历快速增长、稳健发展两个阶段。

2025年前，全球非常规油气产量快速增长，2025年后进入平稳发展阶段。

2035年，美洲地区非常规油气资源仍以页岩气、致密油和油砂为主，3种类型资源合计占比为77%。

2020年，全球非常规油气产量当量预汁为16.8亿吨，其中原油产量为10亿吨，天然气产量为0.9万亿立方米；2025年预汁为21.5亿吨，其中原油产量为12.7亿吨，天然气产量为1.1万亿立方米；2030年预计为22.5亿吨，其中原油产量为13.3亿吨，天然气产量为1.2万亿立方米；2035年预计为23.8亿吨，其中原油产量为13.9亿吨，天然气产量为1.2万亿立方米。

3认识与建议

3.1构建以能源支点国家为核心的油气供应格局，保障国家油气供应安全

中国经济的持续快速发展，必将导致能源消费总量的进一步增长，油气对外依存程度增加。

一次能源消费结构不合理仍是新兴经济体国家能源绿色、可持续发展的瓶颈。

关于中国油气供应安全，要深入思考3个战略问题。

一是能源安全保障路径。

国内原油产量增长前景不容乐观，原油对外依存度必将持续升高，中东是中国原油进口的最重要地区，进口多元化迫在眉睫。

国内天然气产量增长前景较为乐观，中亚-俄罗斯是中国天然气进口的最重要地区，国内外天然气并举发展至关重要。

二是拓展能源支点国家。

构建以中东-中亚-俄罗斯为中心，以非洲、美洲为侧翼的油气供应格局。

石油重点拓展来自俄罗斯、加拿大等国家的进口资源。

天然气大力推进来自俄罗斯、非洲海上、北美等国家和地区的进口资源。

三是区域能源管网建设。

构建连接东北亚、中亚、西亚、南亚的“泛亚油气管网”，为中国建立油气交易中心奠定基础。

合作目标从保障性管道建设向区域管网构建合作转移，从上游开发促管网建设向优势管网工程技术服务输出转移。

3.2积极适应国际化能源转型，推动能源利用向低碳清洁方向发展

油气是当今世界一次能源消费结构中的重要组成部分，石油需求与经济增长具有很强的相关性。

新兴国家的经济增长需要油气等能源支撑，油气需求国难以从根本上降低对外依存度。

能源转型总体上是一个逐步、缓慢、必然的过程，将会从高碳向低碳转型，从化石能源向可再生能源转型，从低密度能源向高密度能源转型。

全球常规与非常规石油可采资源量约为9000亿吨，天然气可采资源量约为3800万亿立方米，按现有水平可消费数百年。

石油时代的结束不会因为耗尽石油，而是被比石油更优质的能源取代。

未来能源发展存在4种低碳清洁发展路径，石油将从燃料为主逐渐转向以多类高附加值材料为主。

一是天然气作为化石能源向清洁能源过渡的桥梁（2030年前）。

天然气消费占比增加，煤炭消费占比下降，非化石能源用量快速增长，实现向低碳发展。

二是以风能、太阳能+智能电网+超导传输+储能，支撑形成以电力支撑为主的低碳清洁能源体系（2030-2040年）。

天然气发电占比基本保持不变，煤炭逐渐被非化石能源取代，电力在终端能源中的占比增加，实现低碳清洁过渡发展。

三是以太阳能+氢能存储与运输为主的氢能经济体系（2050年左右）。

化石能源退居次要地位，油气将从燃料领域退出，转入材料领域，氢能在交通运输、热力供应等多领域广泛应用，氢经济时代到来，实现清洁发展。

四是可控核聚变+氢能核聚变能源体系（2050-2060年）。

核聚变能和氢能源成为主导能源，应用覆盖全领域，油气作为原材料进一步提高应用附加值，但用量将大大减少，实现绿色能源发展。

3.3借助“一带一路”倡议东风，开启全球油气合作新时代

“一带一路”倡议的提出，开启了中国政治、经济、对外合作的新时代。

“一带一路”覆盖区域与全球特提斯富油气域相吻合，全球已探明70%大油气田、75%石油剩余可采储量、68%天然气剩余可采储量富集于此。

中国在该区已经拥有了雄厚的油气合作基础，通过近20年的合作，已形成三大油气合作区、四大油气战略通道的全产业链油气合作格局及相关产业，成为“一带一路”国际合作规模最大的产业。

“一带一路”油气合作应秉承3个原则。

一是互利共赢。

资源合作开发，技术研发共享及人才联合培养。

二是层次递进。

按照近中远情景，优选重点目标、拓展目标、战略目标，依次推进、逐步优化合作结构与布局，实现可持续发展。

三是就近通道。

合理利用现有基础设施，围绕油气通道拓展上游业务，减少不必要的资金投入，加快上游成果进入市场流通的节奏，实现经济效益最大化。

力争实现“四个一”合作目标，即优选一批合作目标，形成一套核心技术，巩固“一带”合作基地，培育“一路”油气合作。

3.4认清国际油价影响因素，提升石油公司效益水平

油价上行窗口已经开启，2018年1-11月，布伦特月均价在65～81美元/桶，WTI月均价在56～70美元/桶，今后几年国际油价呈慢牛增长态势，有望进入中高油价周期，把握油价波动规律、优化合同模式是公司保持效益的关键。

未来支撑油价走高有4个主要因素：

一是欧佩克和俄罗斯联合减产仍将继续，守卫油价复苏窗口；二是全球原油库存回归5年平均值，助力原油市场重回常态；三是全球上游投资连续3年下降导致新增产量受限，与新一轮减产形成协同效应；四是美国致密油产量递减率增高与成本上升，致使引领非欧佩克国家产量增长能力受限。

未来要关注影响国际油价走势的3个不确定性因素：

一是关注美伊关系恶化的可能性；二是关注委内瑞拉经济持续恶化导致产量大减；三是关注美国调整货币政策造成油价阶段性回调的可能性。

国际油价波动对不同合同模式资产的影响各异。

随着油价升高，技术服务合同的现金流绝对量基本不变。

矿税制合同受油价影响最大，当油价升高时，矿税制合同从巨额亏损到正现金流的变化幅度最大。

油价40美元/桶时，39%的正现金流来自服务合同；油价为60美元/桶时，产品分成合同贡献了39%的正现金流；油价在70美元/桶以上时，矿税制是公司海外项目最大的效益来源（见图6）。

3.5把握全球油气财税调整的周期性，“低买高卖”优化公司的资产组合

全球油气合同模式多样，政策调整频繁。

与国内油气开发活动相比，海外油气项目因受到内外部多种因素的影响而具有特殊性。

全球油气财税调整周期性明显，调整周期与油价变动趋势基本一致（见图7），高油价拉动“主动调整”，低油价推动“被动调整”，地区差异逐渐缩小。

油气财税政策调整方向上，2016年非洲、北美以对作业者不利的负向调整为主，拉美、欧洲、中东以对作业者有利的正向调整为主，中亚-俄罗斯以正负平衡为主。

2017年全球大部分地区呈正负平衡调整，美国减税政策成为年度最重大的政策调整。

政策调整主要针对矿税制合同模式，多适用于现行项目。

调整内容多样化，涉及合同模式、政府参股、税费变化、成本回收/利润分成、签字费等多个方面。

在低油价下，应把握战略机遇购买和并购油气田资产，壳牌通过并购以非常规资源为主的BG公司来实现天然气一体化，不仅LNG液化生产能力大幅度提高，还实现了公司资产的战略转移。

在高油价时期，应抓住“溢价”时机抛售油气资产，在高度多元化基础上，优化资产结构，聚焦核心优势资产，提高资产盈利能力。