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深水油气开发 如何翻越油价这道忧虑之墙?

 

 

未来数十年内全球油气需求量预计会持续增加,为迎合这种趋势就需要加大深水油气资源的勘探开发力度。

 

在过去五年,深水油气藏开发复杂性的不断增加,以及资本和运营支出持续增加,油气运营商的勘探开发成本也随之显著增长。

 

工程项目的复杂性、资本通胀与近来油价的下跌聚合成一场超强风暴,席卷了整个深水油气产业,进而导致大批项目搁浅,以往的经营模式显然已经不再适用于当前情况。

 

▲英国石油公司Thunder Horse深水油气田


Thunder Horse深水油气田位于美国墨西哥湾密西西比河峡谷的778和822区块,作业水深超过1828.8米(6000英尺)。

 

其所建造的半潜式PDQ平台(集钻井、生产及居住于一体)是迄今为止全球同类型平台中体积最大的。英国石油公司(BP)最近宣布将继续扩大对该油气田的勘探开发力度。


尽管全球油气行业已经在深水大型油气藏勘探方面取得了丰硕的成果,但是每年资本的投入产出比却在不断攀升。

 

这类储藏的规模、开发复杂性及成本给运营商和承包商带来沉重的财政压力,运营商的投资回报率从25-30%下跌至10-15%。


因此,在当前油价下跌的大背景下,
油气行业必须从根本上重新评估集复杂性与资本密集型等特点于一身的油气藏开发项目可能的投资回报率,尤其是深水油气藏勘探开发板块。


下面主要阐述深水油气藏开发领域的最新发展趋势及其所带来的影响,并提出了解决这些棘手问题的方案。

 

深水项目新趋势 
 

▲深水油气开发多种设备与平台
十年前油气价格的不断攀升助推了大批油气项目开展,一时的繁荣拯救了许多陷入困境的工程项目,也掩盖了一些工程混乱的运营状况,因此导致了部分运营商肆意挥霍资本的不良现象。
 
然而,在过去三四年里,深水油气藏开发的资本支出通胀程度已经超过了国际油气价格的涨幅,特别是油价自去年下半年开始急剧下跌50%,而多数大型深水项目的资本支出都超过50亿美元。
 
在这样的商业环境下,即便是具有丰富项目管理经验的运营商与承包商也需要竭尽全力才能勉强维持生存。


自2004年以来,物资及劳务成本通胀是资本支出和运营成本通胀的主要原因。然而,地理、地质及地缘政治的新变化趋势均对现在的深水项目产生了深远影响,增加了运营成本和项目的复杂性与不可预测性。

 

深水油气藏地质环境的新趋势 

 

▲挪威国家石油公司建造全球首个海底天然气压缩厂

从2000年到2010年,油气公司已经在墨西哥湾、西非及巴西的深水区域勘探开发了众多的油气藏。目标区块水深从1219.2米不断增长到2438.4米,开发所需技术也得到同步提高。
 
最近,油气公司在巴西大型海上盐下(pre-salt)油田与墨西哥湾的Lower Tertiary超深水区域均勘探发现了大型的油气藏,其储层大都位于泥线以下7620米或被巨厚的盐膏层所覆盖。

这些因素均会显著影响储层特征,增加项目施工的复杂性并抬高资本支出。
此外,该类储藏的渗透性都很差,导致单井产能明显低于年代较近的油气藏,这也是众多深水油气藏直到目前还没有得到有效开发的原因之一。


大多数超深储藏环境的温度和压力都很高,超出了当今油气行业开发的技术水平,
在大多数情况下均无可参考的成功技术与经验,这大大增加了井组开发效果的预测与最终采收率的不确定性,更会影响后期商业开发的目标达成。

 

深水油气项目面临的挑战 

面对深水油气项目的复杂性和不确定性带来的后果,油气行业努力量化和管理这些项目的复杂性、资本支出和风险,以期望达到预期的效果。

 

最近对自2003年实施的130个大型油气项目开展的调研结果显示,其中只有五分之一的项目成功实现了商业运作,其余的皆不尽人意,平均成本与工程进度超出了预期的30%。

 

最近,许多国际或国家石油公司(挪威国家石油公司、荷兰皇家壳牌、英国石油公司、巴西国家石油公司、雪佛龙与道达尔)宣布将削减项目的中短期资本支出,以提高资本运作效率与盈利能力。


除此之外,陆上非常规资源的开发进一步加剧了资本竞争的激烈态势,持续增加的压力迫使运营商不断增加深水项目的运营资本和执行效率。

 

延伸的供应链条 

 


深水项目的供应链是一个宏大的、全球性的体系并包含多家供应商,诸如油田服务公司、钻井承包商、租赁设备提供商、造船厂、装备厂、安装承包商、水下设备供应商等。


近年以来,随着大量深水项目的激增,使得整个供应链条服务商的业务水平不断升级。项目施工的数量、进度及复杂性等难题压垮了承包商。因此,工程延期和成本超支导致了供给与需求间的不平衡。

 

解决方案 

 

 

深水项目如何才能在项目的复杂性、不确定性上以及油气价格暴跌的环境中回到盈利的轨道,下面主要从五个方面给出解决方案。

 

➊把握地质条件的不确定性

此项内容是深水油气成功开发的关键环节,运营商有必要利用适量的时间与资本来全面认识储层类型并优化开发方案,进而提高单井产能,并在开展基建投资前降低最终采收率的不确定性。

 

此外,在地面基建设施布局与尺寸安排等方面也需要提前总体规划以适应储层条件的动态变化。单井延长测试、早期生产系统以及分阶段开发规划等是成功降低储藏开发不确定性的有效策略。

 

高资本利用率

 


确保深水油气项目成功运营的第一步是要利用必要的时间来完成前期投资评估,并完善施工方案。


工程策划人员还需要尽量降低油气藏开发采收率的不确定性,削减工程资本投入并制定切实可行的执行方案。然后,具备过硬资质的项目团队,并与承包商联手共同开展工程建设。


油气行业不能再执拗于以往的经营模式,而需要重新评估并实现设计理念、规范以及合同缔约等方面的合理化。


水线上部设备标准化设计方案的实施已经使许多油气运营商的运营成本实现大幅削减并缩短了开发周期,比如壳牌、安纳达科公司与埃克森美孚石油公司等。

 

运营商们也在逐步改变观念,不再追求设备的超功能设计,而倾向于标准化与简约化设计。

 

在成熟盆地,已建立起来的基础设施可用于提高采收率或继续开发一定距离范围内的其他油气藏,这些拓展工程可在较小作业风险基础上实现效益的最大化,未来的资本投入首先瞄准的就是该类深水项目。

 

资源国的合约要求

 


在深水油气勘探开发的“金三角”区域(由墨西哥湾、巴西及西非等区域组成,其中西非区域深水储量主要分布在安哥拉和尼日利亚)已经发现了众多的油气藏。


区域内的国家一直在稳步提高本国的委托管理权限,以巴西为例,在2013年区块竞标合同中要求在勘探阶段使用当地商品与劳务比例要达到37%,而在开发阶段比例却提高到55%。


过多的满足本地要求必然有利于资源国,但是一些不切合实际的要求反而会导致运营成本的大幅增加,甚至成为官僚主义与腐败行为滋生的温床。


当地供应链系统普遍存在技术与能力不足、生产效率低下及劳动力成本较高等缺点,极大的增加了项目的运营成本,导致工程延期并增大HSE作业风险。


因此,资源国有必要重新审视并制定本国的管理权限条款,最终实现本国与开发商双方的共赢。

 


产量分成合同和日趋健全的税制使得运营商逐渐摆脱资本密集性和风险性所带来的困扰,并且一些国家正在积极开展税制改革,以进一步激励油气藏的深入稳健开发。

 

➍技术开发与应用

 


技术革新在深水油气藏及其他复杂储藏的成功开发中始终扮演着关键性角色,
纵观三十年的发展历程,目标区域水深从304.8米一直延伸到3048米。

 

新发现的深水油气藏项目所面临的技术挑战要求对水面上及水下技术的研究领域投入大量的资金。

 

关键技术必须及早明确,并在研发成熟后才可以应用到实际的油气藏开发中。因为油气藏的开发周期需要历经多年,且属于资本密集型产业,容不得半点闪失。


深水项目的关键技术包括以下7大类:


▾ 
储层特征描述与井网部署

 

▾ 钻井和完井效率


▾ 
高温高压设备的配备


▾ 
提高采收率技术

 

▾ 水下生产系统及增压装置设计


▾ 
革新浮式平台及水下立管装置

 

▾ 水下修井作业降本技术

 

上面所述及的技术均处于研究阶段,油气行业需要加快研发效率并提供足够的资金支持。


弥合技能人才匮乏鸿沟

 


当今油气行业面对的一个主要困境就是深水油气项目开发提出的高要求与目前员工技能素质间的矛盾日益恶化,年龄在20—25岁间的技术员工人才短缺。

油气行业正从企业、政府、教育及培训机构等多个方面着手来培养技能型人才,希望在中远期可以产生积极的效果。


目前学术界、企业与监管机构通力合作,加大研发与培训的经费,为所需的技术与技能提供支持。

 

为了保障技能型人才对企业发展的持续性支持,油气行业之间不能再继续进行零和博弈(指参与博弈的各方,在严格竞争下,一方的收益必然意味着另一方的损失,博弈各方的收益损失相加总和永远为“零”,双方不存在合作的可能。)的策略而互挖墙脚,而应该加大新员工的培训和培养力度。

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