把脉全球油气开发形势

文／常毓文 王作乾 韦 青 王克铭 陈 希

全球油气开发行业再次遭受重创，但仍需保持发展信心和战略定力。

2020 年以来，受新冠肺炎疫情全球蔓延和国际油价暴跌的影响，虽然0PEC+组织了史上最大范围的限产联盟，但是仍呈现全球性油气“供大于求”，美国非常规油气公司大面积破产，海域油气田特别是海域天然气田产能建设纷纷推迟，全球油气开发行业再次遭受重创。但长期来看，未来世界经济将重返缓慢上升的轨道，全球油气行业仍需保持信心和战略定力。

●受创后的全球油气开发行业渴望光明。 供图/视觉中国

开发现状

截至2019 年底，全球油气田主要分布于133 个国家，可划分为六个大区，即中亚—俄罗斯地区、中东地区、非洲地区、美洲地区、亚太地区和欧洲地区。

全球油气经济剩余可采储量2269.37亿吨油当量，技术剩余可采储量4433.16亿吨油当量。其中，原油经济剩余可采储量1272.81 亿吨，技术剩余可采储量2394.47 亿吨；天然气经济剩余可采储量118.02 万亿立方米，技术剩余可采储量241.43 万亿立方米。全球油气年产量79.76 亿吨油当量，其中原油产量46.35亿吨，天然气产量35996.12 亿立方米。

全球油气技术剩余可采储量分布不均衡，呈现“两大三中一小”的地区特点：两大为中东、美洲地区，油气产量均大于1000 亿吨油当量；三中为中亚—俄罗斯、非洲、亚太地区，油气产量为100亿～1000 亿吨油当量；一小为欧洲地区，油气产量小于100 亿吨油当量。

全球油气产量分布不均衡，呈现“两大一中三小”的地区特点：两大为美洲、中东地区，油气年产量均大于20 亿吨油当量；一中为中亚—俄罗斯，油气年产量为10 亿～20 亿吨油当量；三小为亚太、非洲、欧洲地区，油气年产量均小于10亿吨油当量。

开发形势

全球油气产量持续保持增长。2010-2019 年，全球油气总产量逐年增长，年均增长率2.3%；2019 年全球油气增长1.82亿吨油当量。陆上常规油气一直是全球油气开发领域的核心，但随着深水油气的逐步开发及非常规油气的异军突起，海域及非常规油气在开发对象中占据越来越重要的地位，产量占比从1990 年的27.95%上升至2019 年的53.04%。

全球非常规油增长势头放缓。非常规原油产量的升降趋势与国际油价的走势密切相关。从2014 年国际油价断崖式下跌以来，非常规原油的增长率从2014年的14.38%直线降至2016 年的0.74%。随着油价的缓慢回升，非常规原油经历两年的持续上产后，2019 年增长趋势逐步放缓，增长率由2018 年的15.52%降至2019 年的9%。

全球海域油气产量持续增长。海域油气储量急剧增加，增长率由2018 年的1.24%增长至2019 年的32.52%。海域油气产量持续增长，近五年来产量年均增量为0.48 亿吨油当量，年均增长率为2.27%。预计2020-2040 年中东海域依然是主要产区，但在2028 年产量达到峰值10.06 亿吨油当量，之后产量将呈现下降趋势。预计2040年中东地区产量为8.2亿吨油当量，占海域油气总产量的58.16%。

全球油气储采比保持高水平。全球油气技术剩余可采储量为4433.16 亿吨油当量，储采比呈现稳中有升的态势。2019年全球油气技术剩余可采储量储采比为56.58，2019 年技术可采储量采油速度为1.13%，技术剩余可采储量采油速度1.8%，采油速度放缓，低于2017 年、2018 年采油速度。全球油气储量转换比例不高的主要原因在于技术和经济。

全球油气上游投资持续低位。2014 年油价大跌以来，全球油气勘探开发投资总体呈大幅下降趋势。2018、2019 年随着油价回升，勘探开发投资小幅回升。2020 年石油公司纷纷削减投资应对超低油价。预计2020-2025 年，上游投资仍将保持3000亿～4000 亿美元低位。勘探开发投资的大幅下降，将影响未来5～10 年油气储量产量的增长幅度及新油气田产能建设节奏。

地缘政治影响油气正常生产。全球地缘政治处于深度调整期，地缘政治事件频发。2019 年，中美在全球范围内博弈明显加强，经贸与技术领域双向脱钩；美国对重点资源国伊朗、委内瑞拉制裁加剧，沙特阿拉伯核心设施遇袭，对资源国产量、出口量和市场价格均造成重大影响。

认识与启示

油气仍是未来主要一次消费能源。全球一次消费能源类型由高碳向低碳、无碳发展是大势所趋。但能源转换是一个漫长、逐步的过程，油气仍是未来的主要能源。目前，全球石油产量呈“稳中有增”的态势，天然气已经进入快速发展的“黄金期”，势必在第三次能源转型中发挥举足轻重的桥梁作用。预计2040 年石油在全球能源消费中占27.2%、天然气占比25.84%，煤炭占比20.3%，非化石能源（包括新能源）占比26.66%。

低成本开发是应对国际油价波动的关键。近十五年来，国际油价“三起三落”，具有周期性特征。其中，长周期主要由供给增加引发，周期6～10 年；短周期主要由需求和突发事件引发，周期小于1～3 年。全球新冠肺炎疫情导致国际油价暴跌，预计需要4～10 个月恢复到50 美元/桶。

从未来原油新建产能成本看，2040年前全球新建原油供给的平衡油价在40美元/桶左右。但不同类型原油项目成本差异大，中东地区常规原油项目成本20美元/桶，美国页岩油项目成本58 美元/桶，并且同一类型成本差异较大。结合全球原油产量增长以非常规和海域为主，在未来可能的中低油价背景下，低成本油气开发项目是未来效益生产的关键，全球油气产量增长速率可能由此进一步变缓。

技术创新是实现效益开发的抓手。提高单井产量是效益开发的主要目标之一，提高采收率和合同期内产量是资源利用效率充分发挥的重要目标。2019 年，全球储采比为56.58，可采储量采油速度为1.13%，剩余可采储量采油速度为1.80%，资本性成本为51.9 美元/吨，运营成本51.54美元/吨。

就不同大区而言，中东地区储采比最大，为85.24；亚太地区可采储量采油速度最大，为1.74%；欧洲地区技术剩余可采储量采油速度最大，为4.26%；中东地区资本性支出和运营成本最小，分别为35.01 美元/吨、26.66 美元/吨。

就不同类型而言，海域油气储采比最大，为67.7；非常规油气可采储量采油速度最大，为1.36%；陆上常规油气技术剩余可采储量采油速度最大，为2.2%；陆上常规油气资本性支出成本和运营成本最小，分别为39.28 美元/吨、49.4 美元/吨。

因此，提高油气采收率、提高单井产量、降低吨油成本是油气开发的长期目标，而技术创新是实现该目标的关键。