低油价下的上游生存之道

文 | 范玮 侯明扬

供职于中国石化石油勘探开发研究院

低油价导致石油行业上游投资持续降低，各类原油商生产不得不选择多种手段降本提效，力争将有限的投资实现最大化收益。

低油价是检验石油企业发展质量和效益的“试金石”，原油生产降本提效已被证明是本轮低油价期间保障石油企业生存、发展最现实而有效的手段。从整体上看，石油行业通过多种措施“适应”了油价寒冬，全球范围内平均单桶原油完全成本整体上呈现大幅降低趋势。

但是，由于不同地区、不同类型原油生产分别具有自身特点，在本轮低油价期间采取了不完全相似的措施和手段，因此降本增效程度也不尽相同。

而从石油工业的历史经验看，决定企业成功降本提效并获得高于行业均值的超额效益的根本，既不完全是国际油价的波动走势，也不完全是各类原油生产的成本变化，而是通过“创新”不断扩大两者之间存在的差值。

这种“创新”既包括石油地质等相关理论创新，让我们克服了石油供给峰值论的局限，也让我们见识了页岩油气的巨大潜力；还包括了油气勘探开发相关领域的技术创新，譬如我们耳熟能详的水平井钻井和水力压裂等技术的改进与突破引领了美国的非常规革命等等。

但是随着国际油价在2017年第四季度出现的阶段性反弹，本轮低油价期间最普遍的降本红利或将逐步消失。

加拿大油砂：聚焦运营环节的降本提效

经过三年多时间的探索和改进，加拿大油砂生产成本持续降低，且部分油砂生产企业的产量提升至历史最高水平。根据IHS统计，2014-2016年间，加拿大油砂平均单桶原油完全成本由65美元/桶下降至50美元/桶左右，降幅约为22%。与其它种类的原油生产类似，在本轮低油价期间，加拿大油砂生产企业也通过大幅压低技术服务环节的相关成本部分降低了生产费用，但其应对低油价最突出的特点，是聚焦运营环节，采取多项措施降本提效。

降低成本方面，首先，通过优化生产流程、减少高成本材料使用强度等方式提升在生产项目的经济性；其次，通过技术创新，对油砂生产中的蒸汽驱油和温度调节等环节进行精确控制，削减损耗，降低成本；第三，尽量压缩新项目的投产审批，将有限的投资转向对现有油砂项目的扩大再生产方面；第四，原油和天然气价格的持续低迷为油砂项目提供了成本更低的燃料。

提升效率方面，一是通过减少设备维护环节对生产的影响来提高蒸汽重力驱油的连续性。油砂生产企业通过对生产步骤的分析，明确对不同设备维修期限的界定，既降低了维修的频次，也减少了单次维修所需要的时间。二是从整体上提高关键生产设备的耐用性。通过使用加固化的配件以及对易损耗部件的及时替换，降低了设备损坏对生产效率的影响。

深水原油：优化设计引领成本降低

在本轮低油价期间，通过降低技术服务环节成本、优化新项目设计和提升在生产项目开发效率等措施，全球深水原油的平均单桶原油完全成本由2014年的60美元/桶，下降至2016年底的39美元/桶左右，降幅高达35%。

通过降低技术服务环节成本方面，各大石油公司普遍利用石油工程技术服务市场上“供大于求”的有利形势，持续压低海上钻机的租赁和服务费用，从很大程度上降低了深水原油开发项目的成本。在提升在生产项目开发效率方面，一是通过加强深水地震测量精确度和使用更有经验的作业队伍等手段，持续缩短钻井作业周期；二是通过使用更高效的钻头和支撑剂，增加提升水下油藏泄油效率等手段，持续减少钻井数量；三是延长设备大修和平台作业人员“轮班”的周期，从而降低相关的人工、运输和燃料等成本。

但本轮低油价期间，深水原油降本提效最突出的特点是通过优化设计降低项目的资本成本。通过优化初始设计，石油公司深水原油生产普遍将原有的较为复杂且昂贵的设计改为相对简单且成本较低的设计。譬如，BP公司将其Mad Dog深水开发项目二期中的海上作业平台，由最初的柱式平台改为了造价相对低廉半潜式平台。此外，石油公司通过优化设计方案，将部分原先需要在海上拼装的设施与设备，通过模块化生产与组装的方式，运往海上实施“组装”，既减少了施工作业费用，也实现了与公司其他深水项目相同模块生产的“规模效应”，同样大幅降低了整体成本。

美国页岩油：确保单井产量稳定增长

尽管美国页岩油2011年以来的蓬勃发展对国际原油市场供给产生了重大影响，并成为导致本轮低油价的主要原因之一，但低油价对美国页岩油生产本身同样作用负面，迫使其通过技术创新和管理创新持续降本提效。根据IHS统计数据，近三年来，美国页岩油生产成本降幅明显，平均单桶原油完全成本由2014年的75美元/桶降低至2016年底的41美元/桶，降幅高达44%。

美国页岩油生产“降本提效”的突出特点是确保单井产量稳定增长。2014年至今，美国页岩油生产逐渐向伊格尔福特、二叠盆地等“核心”页岩区带转移，尽量减少在次级页岩区带的生产；同时，在核心页岩区带内，选取最优“甜点”实施钻井开发，对其它区域则采取“先钻井待完井”的策略，确保单井初始产量提高。其次，美国石油公司通过延长水平段长度、减少压裂间隙距离和增加支撑剂等创新技术手段，确保单井产量稳定增长。

除保证单井产量外，美国石油公司还通过其它技术和管理优化措施，努力实现页岩油生产的高效化、集约化发展。

技术创新方面，一是通过压缩钻井周期和“井工厂”作业等，大幅提升钻井效率。其中，Encana公司2016年单井钻井周期已降至10天以下；2017年在其德克萨斯州米德兰县一个井台上累计部署33口井，都大幅提升了公司的页岩油生产效率；二是通过采用压力控制技术，利用井底与井口的压差实现井内石油开采，减少了人工举升投入，降低页岩油开发成本；三是通过使用信息化和数字化技术，提升作业效率并降低人力成本。譬如，康菲石油公司利用可视化数据包对安装在生产设备上的微型传感器所收集的井下信息进行对比分析，通过程序实现钻头马力和钻速的自动调整，将伊格尔福特页岩区带的钻井时间缩短了1/2，同时大幅降低了作业人工的成本。

管理优化方面，美国页岩油生产商普遍选择“集中式管理”模式，由精通经济和市场采购的专业人员构成的“供应链团队”，主要负责关键耗材自采购，包括砂、水、化学品、套管和泥浆等大宗耗材等；同时，抓住市场低迷的有利时机，低价签订长期供货合同，部分石油公司在本轮低油价期间已将支撑剂的供货合同签订至2020年。

俄罗斯陆上原油：借力本币贬值扩大投资强度

在本轮低油价期间，俄罗斯路上原油生产是借力本币贬值扩大投资强度的最典型代表。根据IHS测算，通过合理利用汇率优势以及对外合作财税条款等，俄罗斯国内石油公司艰难的度过“油价寒冬”，并使其陆上原油生产的平均单桶完全成本由2014年的92美元/桶降低至2016年底的44美元/桶，降幅高达52%。

2014年下半年至2016年初，卢布对美元汇率走势整体大幅下跌，波动趋势与国际油价基本一致，但振幅相对较大；2016年全年，尽管卢布对美元汇率出现一定幅度上升，但整体仍远低于2014年上半年水平。

在此期间，一方面，俄罗斯国内原油生产的各项资本支出和运营费用都是以本币卢布计价；而另一方面，俄罗斯对外油气销售都是以美元或欧元结算。如果假定俄罗斯国内原油生产以美元计划做投资预算，则卢布的持续贬值在一定程度上帮助俄罗斯石油生产企业扩大了投资强度；如果假定俄罗斯国内原油生产以卢布做投资预算，则卢布的持续贬值客观上为石油公司节省了大量成本。但无论如何，俄罗斯陆上原油生产的确靠汇率贬值度过了最艰难的时刻。

除本币贬值因素外，税收体系也是帮助俄罗斯石油公司降低油价风险的重要因素。在俄罗斯的税收体系中，矿产资源开采税和资源出口税是对原油生产影响最大的两个税种，均与国际油价挂钩；同时，根据IHS测算，俄罗斯现有税收体系将“消化”国际油价涨跌幅度80%左右的影响。

也就是说，如果国际油价大幅上涨，则涨幅收益的约80%将被以缴税的形式被政府收走；如果国际油价大幅下跌，则石油公司遭受的损失也会因税收金额的大幅降低而减少。这也在客观上导致本轮低油价期间，俄罗斯陆上原油生产成本持续降低。