多措施应对油价风险

2015-04-20○文／张杨

中国石油石化 2015年19期

关键词：套期甜点页岩

○ 文／张杨

多措施应对油价风险

○ 文／张杨

美国页岩油生产企业在改变经营策略的同时，坚持技术创新以应对低油价带来的风险。

为了应对油价带来的风险，美国页岩油生产企业改变经营策略，包括将页岩油发展回撤“甜点”区域、持续压缩经营成本。持续提升“再压裂”的效率、寻求其他储层增产的方法，则是在技术创新方面付出的努力。

生产企业改变经营策略

页岩油发展回撤“甜点”区域。根据美国页岩油生产的特点，在同一地区，核心区带页岩油的生产成本大幅低于非核心区带。这是在相同页岩区带内页岩油生产成本分布差异巨大的主要原因。美国页岩油开发的实践也表明，页岩油生产企业往往是以核心产区的“甜点”开始执行开发活动，然后以此为中心，通过“扩边”等方式向周围继续勘探开发；在高油价下，次级区带较高成本的页岩油仍有利润，但在当前低油价下，大部分非核心产区的页岩油开发成本已高于WTI原油价格，因此页岩油生产企业选择回撤“甜点”区域，通过加强在此区域的勘探开发活动并提高产量。2014年下半年以来，从事页岩油生产的钻机数量减少且向各主要核心区带集中的趋势，正是美国页岩油生产企业“回撤”策略的清晰体现。

持续压缩经营成本。低油价下，美国页岩油企业通过全产业链优化降低单桶原油生产成本。首先，由于过去数年国际原油价格维持在80美元～100美元/桶的区间高位波动，页岩油生产企业的外部经营环境相对宽松，美国更重视提升勘探开发技术水平而非生产经营的整体效率。而在低油价时期，页岩油生产企业已开始重视优化企业经营的各个环节，通过提升生产效率降低成本。其次，从页岩油生产的单个环节上看，钻井生产是页岩油企业在低油价下控制成本的重点。根据伍德麦肯锡研究，在10%的内部收益率下，2014年有50%的美国页岩油生产企业单桶成本在60～75美元/桶；页岩油生产企业如果能将钻井环节的投资成本降低20%，其平均单桶原油生产成本可降低7～12美元/桶，降至55～60美元/桶。有数据显示，巴肯和伊格尔福特两大页岩区带钻井作业的大部分工程服务公司，已将钻井成本下降15%，甚至有个别公司表示能将钻井成本最高降低35%。

“推迟完井”等待行业回暖。所谓“推迟完井”，即页岩油生产企业暂时搁置对部分已完成钻井的生产井实施压裂和管道连接等活动，以延迟原油产出时间。由于完井成本占页岩油生产井总成本近2/3，在低油价下，“推迟完井”能够在短期内大幅压缩成本支出，有益于提升企业的财务表现，并在资本市场上获得更多的投融资支持。根据美国页岩油生产巨头EOG资源公司2014年四季度经营报告最新披露，受制于国际油价大幅下跌，公司计划于2015年对285口生产井实施“推迟完井”策略以规避低油价带来的经营风险，其数量大幅高于2014年水平；另据美国北达科他州矿产资源部门统计数据，截至2014年底，该州共有约750口已完成钻井的生产井被“推迟完井”，占全部生产井总数的近10%。

重新投入优质页岩气区块开发。与WTI油价大幅下跌后维持低位相比，美国国内天然气价格走势则相对稳定，部分页岩油生产企业利用在页岩油开发中积累的新技术和经营，重新投入优质页岩气区块的开发活动，以获取更高的内部收益率。以切萨皮克公司（Chesapeake）在海耶斯维尔某页岩气开发井为例，公司对该页岩气井进行了长度延长15%、压力用水量增加30%、支撑剂浓度提高1.3倍、压裂期次增加一倍等调整。通过调整，该页岩气井出产天然气的完全成本降低至2.5美元/千立方英尺；即使以1000万美元/口的钻井成本测算，内部收益率水平也超过20%，接近80～100美元/桶油价下巴肯和伊格尔福特多数页岩油钻井的收益水平。

坚持技术创新

通过水平井段修正实现“甜点”优化。根据美国页岩油的现有实践经验，低油价时期，各页岩油生产企业已逐步将钻机和生产重心转向其页岩油气资产的“甜点”区域。但即使在“甜点”区域，现有的水平井钻井技术仍可能在不同水平段之间错过资源量丰富的优质油藏。因此，技术创新仍然可以提升产量规模，特别是使用水平井段修正等手段。首先，通过整合相关地学理论、地球化学理论和地质成像技术等，确定相关区域剩余油藏的位置；第二，有针对性的对“甜点”区域实施造斜；第三，对剩余优质油藏实施定向钻井；第四，按照页岩油开发的常规步骤实施压裂作业，获取原油。通过水平经修正实现“甜点”优化后，区域内页岩油产量将在相对更低的成本水平下持续增长，有利于降低生产企业的完全成本。

持续提升“再压裂”的效率。美国“页岩气革命”成功实现以来，水力压裂技术日趋成熟，但在不同区带的作业效率仍差别巨大，主要原因即射孔簇数等关键指标难以实现最优且存在裂缝干预。提升“再压裂”效率能够解决上述问题并提升页岩油产量。譬如在初压填裂缝附近制造两个水平应力大小的换位及应力场的换向，新缝的倾角及方位角以最优化程度偏离了老缝，新缝在未泄油区的扩展，能够大幅增加页岩油井的泄油面积，从而提升产量规模。

寻求其他储层增产的方法。最新研究表明，地质化学和岩土力学数据相集成，不断实现方法与产品创新，能够有效实现储层增产，特别是在一批成熟油田范围内。譬如，纳米驱油技术已在美国页岩油生产中逐步推广，以水溶液为传递介质，在水中形成几百个到几十个纳米的小颗粒，具有很大的比表面积和表面能，大大降低了油水界面张力，使得注入流体在冲刷孔隙的过程中，原油易于剥落成小油滴，而被驱替液驱替出来。另外，纳米液的颗粒对小孔道有暂时堵塞作用，从而扩大了波及体积，使未被波及的原油驱替出来，以达到提高采收率、降压增注的目的，最终实现储层增产并降低页岩油开发的完全成本。

运用金融手段

除经营策略和技术进步两方面的调整外，美国页岩油生产企业通过积极运用金融手段应对油价风险，重要措施之一是在资本市场上实施套期保值，将油价风险造成的损失大幅降低。以二叠盆地页岩油气生产商先锋资源（Pioneer Resources）2014年底的某次套期保值为例：该公司在期货市场上以90美元/桶的价格卖出原油合约后，再在现货市场上以57美元/桶的当日油价购买回相等数额的原油，即每桶盈利约33美元；此部分盈利既可以直接投入到企业的生产经营中，也可以再次用于套期保值。也就是说，即使油价跌至50美元/桶，先锋资源也可以通过套期保值将页岩油生产投入维持在国际油价接近90美元/桶时的水平。根据2014年四季度各石油公司公开披露数据，EOG资源、阿纳达科、戴文能源和诺贝尔能源等一批知名页岩油生产企业都已在90美元/桶或更高的价位上对其2015年的部分原油产出实施了套期保值。另有数据显示，美国原油期货和期权交易市场上，非投机性套期保值涉及的短期原油交易数量已由2014年8月底的1500万桶上升至2015年初的7700万桶，表明石油生产企业预期国际油价短期内仍将维持下跌走势，都选择使用套期保值降低油价下跌对其生产经营的影响。