海上石油开发项目风险演化模型研究＊

李治国

（中海石油（中国）有限公司 上海分公司，上海200030）

当前，我国海上石油开发在装备、技术、开采量等方面均取得了显著的发展成效［1］，然而海上石油开发项目因受海洋气候环境及海洋油气田地质环境的复杂性、海洋石油开发设备的专用性、海洋石油生产平台工作地点的特殊性、海上石油作业产物的危险性等诸多原因，而比陆地石油开发项目更具风险性，海上原油开发所占比率小于大陆架区块［2］，这引起了施工单位、政府机构、保险公司等单位的高度关注。与此同时，海上石油开发项目的HSE管理、海洋石油开发保险等若干针对海上石油开发项目风险的措施也应运而生，但其对于系统解决海上石油开发项目风险管理仍然存在一定的局限性。其主要原因在于，海上石油开发所涉及的技术、人员、设备相互之间的交错影响及动态演化特征增加了海上石油开发项目的风险性［3］。目前关于海上石油开发项目风险类别的研究主要集中于：政治风险（政局稳定性、政策变动等）、经济风险（价格风险、融资风险等）、社会风险（文化风险、社会治安风险等）、自然风险（自然灾害风险、地质危险等）、工程风险（海洋平台工程风险、钻井工程风险等）与管理风险（风险意识、管理者综合水平风险等）几个方面，不同类别的风险有各自的风险等级划分［4］。除政治、经济、社会、自然等人为不可控风险因素外，从学术界已有的相关研究结论来看，其主要从海洋石油开采的环境效率检测（EEM）［5－6］、资金、环境与技术可获得性的综合评价［7］、人员与组织因素［8］等因素对于海洋石油开发项目的风险识别、方法与控制展开了研究。因此，海上石油开发项目主要可控风险来源为技术、设备及人员，本文也力求从可控风险角度探索综合风险的演化规律，并寻求影响风险演化的显著性因素。

已有研究成果均认为对于海上石油开发项目风险的研究必须从动态和连续时间序列的角度展开［9］，然而却未能对海上石油开发项目的风险演化规律展开研究，由此导致海上石油开发项目风险管理难以做到真正地有适应性、针对性和预警性。基于此，本文试图从外部的海洋环境以及内部技术、人员、设备条件的综合视角对海上石油开发项目风险演化模型展开研究。

一、海上石油开发项目风险演化的理论基础

（一）系统论

海上石油开发是一项复杂的系统工程，从系统的构成而言，其包括外部的海洋环境子系统（广义的环境，其包括海洋气候环境、海洋地质环境、海洋生物环境等）和内部的人员子系统、设备子系统和技术子系统。不可控的外部风险会影响内部子系统的运行效率，当内部子系统无法有效应对外部风险时则会增强内部风险，然而通过改善人员操作稳定性、设备可靠性与技术实力，不仅可以降低人员风险、设备风险、技术风险，还能够提高开发项目的整体抗风险能力［7－8］。而如何调整三个子系统，则必须系统地和动态地了解技术、设备、人员等风险因素与风险演化的内在联系。

显然，在海上石油开发项目全寿命周期过程中，项目风险演化的过程绝非是相关子系统风险简单叠加的过程，因为任意子系统的变化均会导致系统随之发生变化。海上石油开发项目风险演化受到环境、设备、技术、人员等多维度因素的综合影响，当低于风险阈值，各子系统趋于平衡态时，海上石油开发项目风险演化相对稳定，风险总体在可操控范围内。然而，多个系统要素将引发海上石油开发项目风险的涌现，由此导致事先的风险预评估和事后的风险补救均必须考虑到海上石油开发项目的风险演化规律。

（二）项目生命周期理论

海上石油开发项目全寿命周期是该项目从建设、运行到最终经过评价决定废弃的全过程。项目进展的过程，也是项目风险随之不断传递和演化的过程。风险与利益总是相辅相成的，对于海上石油开发项目风险演化规律的识别和掌控，必须建立在以项目生命周期的视角对项目的价值和利益取向与项目风险综合权衡的基础上。在海上石油开发项目不同生命周期阶段，项目对应的主导风险相应有所不同，比如在钻前普查勘探阶段，项目风险以勘探船舶风险为主；在建设阶段，项目风险将以钻井设备风险、工作船舶风险、井喷风险等为主；在钻探阶段，项目风险增加安装工程风险、油管铺设风险等；在生产阶段风险，项目风险增加爆炸、火灾风险、生产作业风险等。可见，海上石油开发项目风险演化是伴随项目推进，项目各阶段主要工作内容、工作所需设备、技术和人员所决定的主导风险演化分析必须考虑时间要素即开发进程。此外，项目前一阶段的风险将进一步延续和传递至后一阶段，使得海上石油开发项目风险演化具有迭代性和叠加性。

（三）预警管理理论

海上石油开发项目风险演化的过程，并不完全是项目所设计的人员、设备、技术在外界环境影响下，遵循自身工作和运行规律而放任动态变化的过程。因为在缺乏外在的人为干预时，海上石油开发项目风险可能会在非线性规律及复杂系统的影响下，被无形放大，导致最终的风险总量超出可控制范围。在此背景条件下，风险预警管理对于海上石油开发项目风险管理很有必要，从而使得海上石油开发项目风险演化必然是预警系统中人为外在影响和干预条件下的动态变化。即人员所引发的风险演化将因为有意识地减少海上作业人员的不安全行为，设备所引发的风险演化将因为物的不安全状态被控制以及相关设备得到第三方检验机构的权威检测和认证，技术所引发的风险演化将因为技术方案的不断调整、技术创新工作的持续开展以及技术“外脑”的有效利用，而得到有效弱化和控制。综合而言，如果能够厘清人员、设备与技术对风险演化的影响，则可以预先调整、改善相应子系统要素，以此提高抗风险能力并遏制风险强化性演化趋势。

可以考虑采取预先危险性分析方法，对系统中存在的危险类别、出现条件、可能导致的后果等因素进行分析，评价风险发生时对人员及系统造成危害的等级，然后针对不同级别的风险以及造成风险的原因，确定消除或控制风险因素的对策与措施，力图将风险最小化、最弱化［10］。

（四）风险控制理论

从技术的维度来看，科学合理配置应急资源，提升海上石油开发技术与能力，充分利用计算机技术与传感器，并与地理信息系统与数值模型等技术相结合，形成海上石油开发风险预测与应急系统，是防范事故发生的重要手段［11］。从人员的维度来看，管理者综合水平等因素的变化会导致项目的实际实施结果与当初的计划产生偏离，这就会引起海上石油开发项目的管理风险问题，具体包括：组织机构风险、管理者综合水平风险和风险意识三个方面［12］。从设备的角度来看，为降低海上石油开发项目风险，一方面需要不断对开发设备及其配套设施进行改进，增加海洋石油装备数量、类型、能力，提高其专业化程度［1］；另一方面就必须在设备严重受损或者性能下降之前，投入资金对设备进行以可靠性为中心的维修（RCM）、费用有效维修（CEM）和风险维修（RBM）［13］，提高设备的抗风险能力。

二、风险演化仿真模型的建立

（一）模型的总体分析

通过上述关于海上石油开发项目风险方面的理论分析可知，海上石油开发项目风险主要源于人员、设备、技术等要素，每一环节要素的不确定性都直接影响了海上石油开发项目的风险状态［14］，海上石油开发项目是投资巨大、运营复杂、时间跨度长的复杂性系统工程，风险不仅存在于环境勘探、方案设计及评估、项目建设、生产的每一个阶段，而且不同阶段的风险成因、表征、程度均有所不同［15］。总体而言，由于开发项目处于一种动态海洋环境中，随着工程项目不断深入、接触的环境范围越来越广，更加强化了风险的动态性与复杂性，因此必须厘清海上石油开发项目风险系统的内在关联，掌握风险演化的内在规律，才能有效识别风险，预控风险。

如上所述，人为风险、技术风险与设备风险是海上石油开发的主要内部风险，那么开发项目的抗风险能力就与人员、技术和设备息息相关，开发主体根据环境不确定性以及内在抗风险能力，不断预判项目面临的各种风险，并及时调整项目投入方向及力度，形成海上石油开发项目风险演化模型的总体结构，见图1。

图1 海上石油开发项目风险演化的框架模型

（二）流程图、关系式及变量解释

根据海上石油开发项目风险预警的总体思路与结构，本文设定海上石油开发项目技术实力、人员素质与能力、设备可靠度为水平变量（盒变量），相应地设计技术提升率、技术折损率、人员能力提升率、设备改进率以及设备可靠度减损率为速率变量，抗风险能力、开发风险、风险感知度、主体风险意识等位辅助变量或常量，得出海上石油开发项目风险演化的动态流程图，见图2。

图2 海上石油开发项目风险演化的动态流程图

由于海上石油开发项目风险的相关参数值既缺乏足够有效数据，又难以通过定量方法予以确定，同时也没有相应文献对参数值的确定提供直接参考和帮助。因此，本文采用问卷调查、深度访谈的方法，选择某海洋石油公司为目标对象，选择参与过多个海上石油开发项目的工作人员作为被访谈者，围绕环境不确定性、主体风险意识、方案效度等内容设计问卷问题，再对访谈结果进行加权平均，得到相应参数值［16］，其中部分关键参数值的问卷描述及赋值结果，见表1。

依据表1结果及调研结论，海上石油开发项目风险演化的系统动态流程图中主要变量及其内在关系的解释如下：

方案效度＝0．8＋0．2×ABS（40－Time）／40。开发的海洋环境不确定性极强，事前开发方案与实际状况存在差异，并且这种差异随着海底设施范围的延伸会越来越大。通过调研，假定一个开发项目的总时间为20年（80Quarters），方案效度一般能够保持在0．8以上，当开发范围最广时（一般time在40左右）效度最低。

设备可靠度＝INTEG（设备改进率－可靠度减损率，0．8）。

技术实力＝INTEG（技术提升率－技术折损率，0．8）。

素质与能力＝INTEG（能力提升率，0．8）。

可靠度减损率＝0．1×（1－方案效度）。方案效度越低说明方案匹配、适应环境的能力越差，那么方案指定下的设备减损可能越大。

技术折损率＝0．2×（1－方案效度）＾2。一般情况下技术折旧水平高于设备减损，但技术折损对方案效度的反应，要低于设备减损对方案效度的减损。这是因为相对于设备而言，技术要素应对不确定情况更具有能动性。

操作稳定性＝素质与能力×［0．9＋0．1×ABS（（40－Time）／40）＾2］。人员操作的稳定性，首先影响于人员的素质与能力，当素质与能力一定时，环境越稳定则操作越不易犯错，环境变动越大则人员需要更多时间去适应，相应地操作稳定性会略差。

抗风险能力＝操作稳定性×（0．7×设备可靠度＋0．3×技术实力）。海上石油开发项目风险中，给定的设备与技术条件下，人为因素决定了风险的大小；同时设备要素比技术要素对风险影响更为显著［6］，对设备与技术变量分别赋权0．7与0．3。

开发风险＝海洋环境不确定性×（1－抗风险能力）。

风险感知度＝开发风险×主体风险意识。

此外，当开发主体风险感知越强，则在能力提高、技术提升以及设备改造上投入更多。海洋环境不确定性、主体风险意识为常量。

三、模型模拟及结果分析

根据表1可知，一般情况下，海洋环境不确定性可赋值0．5，恶劣环境的不确定性值则为0．8；主体风险意识值一般为0．7，最高的风险态度与意识值可确定为0．9，通过调研访谈得知，由于海洋环境极为复杂、现有预测方法不够尽善以及人员主观偏差，不可能对所有风险全部感知。此外，海上石油开发项目的整个周期为20年左右（即使20年后仍可继续开采，设备基本上也需要全部更新），经历环境勘探、方案设计、开采设施建设、直到海底输油管线铺设完毕，大概需要10年，因此模型运行周期为0－80Quarters，仿真步长为1 Quarter。本文运用软件 Vensim＿PLE5．4a，模拟海上石油开发项目风险演化过程。

（一）仿真模拟

初始状态下，海洋环境不确定性为0．5，主体风险意识为0．7；改变海洋环境不确定性值为0．8，主体风险意识不变，得到方案1状态；海洋环境不确定性为0．8，主体风险意识改变为0．9，得到方案2状态。

1．海上石油开发项目风险演化的总体规律。通过比较初始状态和方案1状态下海上石油开发项目风险演化的趋势，可以判断出在内部条件一定时，无论外部不确定性如何变化，长期来看开发项目风险总存在的演化内在规律，见图3。

图3 不同外部状态下海上石油开发项目风险演化规律

由图3可见，海上石油开发项目风险具有开发初期风险下降、中期风险增加、后期风险显著回落的总体规律，并且当外部环境不确定性越强，这种规律性起伏就更为显著。结合文献研究、理论分析可以得知，初期的环境勘探无法完全掌握多变的海洋环境，必然导致设计方案与现实情况存在差异，进入实质性建设和开发阶段后会面临诸多未知状态，表现为风险较高；但是，开发主体具有主观能动性，根据具体环境及时调整技术和设备投入方案来弱化风险；随着开发项目不断深入，涉及的海洋领域更为复杂，输送线路更为广泛，迅速提高了开发风险，此时任何一个环节的失误和偏差都会产生较大事故和损失；如果开发设备、传输设施建设完毕，不会出现新的环境，开发主体通过不断学习、熟练操作，规律化风险防控对策，在开发项目中后期显著降低风险。抗风险能力变化规律与开发风险演化规模相反，说明风险既源于人为、技术、设备，即可以通过人为、技术、设备的改进来防控风险。

2．海上石油开发项目风险演化的核心影响要素分析。开发风险的主要影响要素为人为、技术与设备，通过初始状态和方案1下开发风险与三个要素之间的关联分析，识别开发风险的主要影响因素，见图4。

人员素质与能力、技术实力、设备可靠度对开发风险存在负向影响，从图4可知，无论外部环境不确定性如何，当设备可靠性下降时开发风险上升，反之亦然，并且同人为、技术要素相比，设备与开发风险的影响关系最为显著。说明海上石油开发项目风险事故主要体现为海底设备损坏，其原因在于当设计方案指定设备难以满足未知环境要求时，风险会显著上升（如图4中的开发中期）。技术实力与人员素质变化相对平稳，但也正因为如此，才使得开发风险的变化起伏没有设备可靠性那么明显。此外，通过方案1下的比较，能够发现人员素质与能力在后期保持较高水平会导致开发风险在后期显著下降，说明当开发项目在空间上不再拓展后，方案的效度性影响已经不明显了，主体学习能力、经验积累会大大减少操作不当导致的风险事故。

图4 海上石油开发项目风险演化的影响关系分析

3．主体风险意识改变对开发风险演化的影响。当外部环境不变时，考察主体风险意识的提高对开发风险的影响，由于风险意识直接影响风险感知度，所以可通过对比方案1和方案2下风险感知度对开发风险的影响，见图5。

图5 风险感知度与开发风险演化的关系

依图5可见，主体风险意识的改变对海上石油开发项目风险演化的趋势影响不明显，即图5中曲线1和曲线4的起伏规律改变不显著；当海洋环境不确定性很高时（方案1和方案2中均为0．8），主体风险意识的改变，虽然对风险感知度的影响并非特别强烈，但是这种比较微弱的改变都使得开发风险的风险绝对值显著下降。说明在海上石油开发项目中，弱化风险、防范风险的最直接策略是提高开发主体的风险意识。

（二）结果分析

首先，由于海上项目开发的环境相对陆地项目更为复杂，使得开发初期以及拓展中期的方案效度不高，体现出开发风险在初期以及中期显著提升的演化规律；而开发主体主观能动的改变，会不断提高抗风险能力，在项目开发初中期以及中后期，风险呈现出逐步下降的演化趋势。

其次，许多现实的海上石油项目开发事故，都体现出开发设施与设备的损坏是主要因素与表征，本文通过仿真模拟也验证了设备可靠度对开发风险的显著影响。与此同时，如果人为与技术性因素能够保持在较高的安全水平，可以在一定程度上减缓开发风险演化的剧烈波动。

再次，虽然提高风险意识不能改变开发风险演化的趋势规律，但由于海上石油开发项目投资大，风险高，复杂性强，如果开发主体能够引起足够重视，作好充分准备，就可以感知到更多的潜在风险，进而通过及时投入来提高设备可靠性、提高人员素质能力以及提升技术水平，综合强化抗风险能力，就能够极大降低开发项目所面临的风险绝对值。

四、结 语

不同于一般项目风险演化规律，由于海上环境更为复杂且可预测性相对较弱，海上石油开发项目风险演化呈现出初期高、再降低，中期显著增加，并在后期显著下降地波动规律，因此风险防控的重点时期应处于项目开发初期以及中期。鉴于设备可靠度与海上石油开发项目风险相关性最强，那么在项目开发过程中，应根据环境可能出现的各种不确定性，提高设备质量与规格，并在建设与生产期间重视设备日常维护与安全检查。此外，风险意识决定了风险识别效率以及抗风险能力提升性投入，因此无论具体的海上环境不确定性高或低，项目开发主体都应该时刻保持较高的风险意识。

此外，本文采用的方法及得到的模型，能够为其它开发项目风险演化研究提供参考与借鉴，比如设备可靠性、技术实力、操作稳定性与抗风险能力之间的关系。但如果要整体借鉴方法与模型，则要求开发项目随开发时间推进体现出很强的环境复杂性与动态性，并且能够影响到开发技术、设备适用性；对于环境不确定性在开发初期能够有效预测的项目而言，开发前的设计方案效度近似为1，导致设备可靠度减损率基本为0，与此同时由于开发过程中环境不确定性是可预测的，则方案效度、操作稳定性与时间（TIME）参数不相关，因此本文的方法及模型在运用过程中必须剔除时间对技术、设备等参数的影响。

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