海外油田开发项目投资决策风险识别及应对策略

2022-04-09杨莉刘钧杨希濮

国际石油经济 2022年3期

杨莉，刘钧，杨希濮

( 中国海洋石油国际有限公司）

近年来，中国在经济迅速增长的同时，对油气资源的需求与日俱增，经济发展与能源供给的矛盾日益突出。目前中国已成为世界第一大能源消费国，原油对外依存度超过70%。因此，实施国际化战略，加快海外资产布局，提高海外油气资源的获取能力已成为中国石油公司必然选择[1]，自1993年起中国石油企业先后加入海外油气投资阵营[2]。目前，中国三大石油公司在海外拥有相当规模的油气资产项目中，多为非作业者项目，在部分项目中担任作业者。例如，中国海洋石油有限公司（简称中海油）在北海、中东和非洲均有大型油田开发项目，其中在英国、伊拉克、乌干达的项目中担任作业者。海外油气项目的决策和运营不同于国内，海外油气开发项目一般投入大、周期长，往往面临政治、经济、技术等多方面挑战。在项目投资决策中，如果对风险认识程度不够，就不可能做出科学的判断和决策，进而造成经济损失，影响公司的竞争力及国际声誉[1]。本文基于部分典型海外油田投资决策实例，对海外油气开发项目的风险开展研究，总结油田在投资决策阶段主要关注的风险及应对措施，供国内石油公司决策参考①本文涉及的专业名词解释：FDP：Field Development Plan, 油田开发方案（海外）；ODP：Overall Development Plan, 油田总体开发方案（国内）；FEED：Front End Engineering Design，前端工程设计（海外）；FID：Final Investment Decision，最终投资决策（海外）。。

1 海外油田开发前期研究概述

海外油田开发前期，是指在勘探钻井有油气发现后，开展油田综合地质、油藏工程、钻井完井、采油工程、工程设施、健康安全与环保、油气市场、投资估算、经济评价等相关评价，直至油田开发方案获得批准的全过程。按照国际惯例，前期研究一般可划分为评价阶段、油田开发方案（FDP）设计阶段和最终投资决策（FID）阶段[3]，如图1所示。

图1 海外油田开发前期阶段划分

1.1 评价阶段

评价阶段是开发前期研究的第一个阶段。该阶段要明确项目研究策略及项目所要达到的预期；对影响项目进程的风险和不确定性进行界定；基于地质储量基础，初步设计油田开发概念方案；评价油田有无商业性开发价值；通过风险评价，初步评价项目的经济性和投资意向，决策项目是否推进或进行资产转让等。

1.2 油田开发方案设计阶段

该阶段主要确认项目是否符合石油公司发展方向；确认合作伙伴利益方面是否跟作业者利益一致；明确石油公司可以承受的项目风险范围；对油田设计多个开发方案，并进行比选；确定一个推荐方案；完成钻完井和工程方案的概念设计；完成初步的投资估算和经济评价；在推荐方案基础上，编制油田开发方案（FDP）；向资源国政府提交所编制的油田开发方案报告，并申请生产许可。

1.3 最终投资决策阶段

在油田开发方案获得资源国政府批准后，项目进入最终投资决策研究阶段。该阶段首先要在报批的油田开发方案基础上，进一步对地质油藏方案进行优化；重点完成前端工程设计（FEED）；完成相应的钻完井和工程投资估算；明确项目的实施条件、实施计划和投产时间等，作为方案投资决策的主要依据。该阶段的核心是基于推荐开发方案进行投资估算，最大限度减少开发风险。

1.4 国内与国外前期研究阶段对比分析

国内油田开发前期研究主要分为预可行性研究、可行性研究和总体开发方案（ODP）研究三个阶段，与国际通行的三个阶段相比，主要差异如下：1）第一个阶段的研究内容基本一致。2）第二个阶段的地质油藏研究内容和深度基本一致，不同在于：国内可行性研究的钻完井和工程研究更加深入和系统化，而国外油田开发方案=阶段的钻完井和工程主要是进行初步的概念设计。3）第三个阶段的地质油藏研究内容和深度基本一致，不同在于：国外最终投资决策阶段在第二阶段的推荐方案基础上，已经经过了主要设备的选型和询价、主要施工资源的筛选和初步锁定，完成前端工程设计、钻完井和工程的投资估算，之后进入项目执行阶段，而国内在总体开发方案通过以后才开展钻完井和工程的基本设计和详细投资估算，之后再进入项目执行阶段。因此，国外最终投资决策阶段重点确定投资规模，目前国内的前期研究也逐步参考国际通行做法，使得前期研究的阶段性决策节点更为明确。

2 海外油田开发项目最终投资决策必备条件

2.1 油田开发方案获得资源国政府批准

最终投资决策作为油田开发方案实施前的关键节点，石油公司需遵循国际惯例及资源国政府的技术、法律及环保要求等，在规定的时间内完成油田开发方案。为了降低石油公司在具体项目中面临的风险，海外油田开发项目一般由多个国际石油公司按股份制模式开展合作经营，其中担任作业者的石油公司，需先将油田开发方案提交合作伙伴审批；在获得合作伙伴批准后，方可进一步上报资源国政府；根据资源国政府的审批意见进一步完善，并经伙伴同意后再次提交资源国政府；获得资源国政府最终批准后，油田才能正式进入开发阶段（见图2）。

图2 海外油田开发方案（FDP）获批流程

2.2 完成前端工程设计

前端工程设计（FEED）属于工程方案详细设计前的阶段，80%左右的总费用将在该阶段确定；在前端工程设计开始之后做出的相关决策，将影响以后的设计任务，并对设备装置的可操作性、生产能力、经济性等方面起到至关重要的作用。

该阶段主要对工艺过程进行设计和模拟，旨在估算初期费用以及对设备装置及其工艺过程进行详细说明，包括工艺过程流程图和可能用于评估设备装置占地面积的安装设计规划。

该阶段的费用估算是依据现有设备装置的参数进行相应的预算，如果经济合理，即进入项目的报价阶段。本阶段最重要的是在推荐方案基础上，完成主要设备的选型和询价、主要施工资源的筛选和初步锁定，对费用进行估算。

3 海外作业者油田开发项目投资决策主要风险及应对策略

石油公司在合同期限内获得预期石油产量，是整个油田开发项目的最终成果。开发投资要靠产量来回收，合同期内投资越少、产量越多，则回报越丰厚。影响海外油田上游开发项目投资的主要因素包括：地质储量、开发方案、钻完井投资、工程建设投资和资源国的政治经济等方面。本文结合海外油田开发实例，分析总结海外作业者油田开发项目最终投资决策中可能面临的风险及应对措施。

3.1 地质储量不确定性及应对策略

在海外油田开发前期阶段，一般依据勘探评价阶段的少量的钻井资料进行地质储量评价。如果钻井未钻遇油水界面，再加上前期地震资料品质相对较差，则油田构造、储层展布和流体界面等往往存在较大不确定性。针对该情况，石油公司应在油田开发方案设计阶段，适当增加评价井资料，用最新地震技术，重新采集或重新处理地震资料，提升地震资料品质，降低前期因地质资料少或品质差所形成的地质储量风险[4]；此外，可采用整体评价、分步实施和滚动评价的策略，确保油田开发方案高效实施。

当前，服务已经成为企业开发市场的核心竞争力。杨福旺表示：“我们提出，所有销售人员都是农化服务人员，必须有服务能力。我们必须走价值营销的理念，通过我们对最终客户的服务来体现客户的价值，让产品提高产量、提高品质。”

以中海油在非洲投资的A油田为例，该油田前期探井均位于构造高部位，油田翼部构造、储层及油水界面均存在较大不确定性，因此油田翼部的地质储量存在较大不确定性。在油田开发方案设计阶段，作业者在油田翼部设计并实施了1口开发评价井，落实了流体界面，油田探明地质储量占比大幅增加，降低了油田翼部构造、储层展布及油水界面的风险，并优化开发井钻井顺序，确保油田开发井高效部署。

国际石油公司在油田开发方案编制过程中，为了确保区块的整体生产许可，其探明地质储量和控制地质储量的动用比例高，但实际上控制地质储量也存在较大不确定性。国内石油公司一般有较为严格的地质储量动用要求，例如探明地质储量动用比例原则上不超过90%，控制地质储量动用比例原则上不超过20%。严格限制不同级别地质储量的动用比例，是减小油田开发方案变更的有效管控手段。在油田投入开发后，需要优化钻井顺序，尽早落实储量的可靠性，更新优化控制储量区的开发方案，最大限度减小因储量变化引起的开发方案变更。

以中海油在非洲投资的B油田为例。该油田开发方案编制阶段的已钻井均位于构造高部位，油田控制地质储量占比约为70%，根据公司对控制储量动用比例要求，相应减少油田开发方案开发井数，测算减井后开发方案的经济性较差，但仍能达到公司决策要求。针对控制储量动用比例高的情况，后续需要优化钻井顺序，更新资料录取计划，尽早落实储量的可靠性，从而降低油田开发风险。

3.2 开发方案不确定性及应对策略

在地质储量基本落实后，开发方案是决定油田能否经济、有效开发的关键因素。不同开发方式、井型、井网和井距对油田可采储量均有很大影响，且不同条件的组合，其开发效果及经济性存在较大差异。因此，需要系统评估不同条件组合的合理性和经济性[5]。受地理环境和集输处理设施巨大差异的影响，陆上油田与海上油田的开发模式存在较大差异，应区别对待。

油田开发方式与地质特征、油藏条件、流体性质以及周边工程设施条件等密切相关，要具体问题具体分析。

首先，石油公司应论证最优开发方式，例如对某一特定油藏，比选衰竭、注水、注气、水气交替等。例如巴西某深水油田产出气二氧化碳含量高，同时伴生气无法输往陆地，且资源国政府要求不能直接放空，所以产出气只能回注，注气开发成为油田的主要开发方式。

其次，要确定最优的开发井型及匹配合适井网。一般而言，不同的地质油藏特征，有与之匹配的最优井型和井网组合，不同的井型有其特有的产能变化规律，而且随着钻井技术的不断发展，大斜度井、长水平井和跨断层水平井的应用越来越广泛，因此主要考虑投入产出比，并进行优化。以中海油在非洲投资的C油田为例，该油田主要储层为分流河道沉积，初始推荐丛式星型井网，后续通过反复优化，调整为丛式梳型井网，减少开发井12口（占比10%），采收率提高1个百分点，方案经济性得以改善。

第三，根据海外项目的特点，在油藏条件允许的范围内，一般要采取快速上产、高速开发的经营理念，合理设计高峰规模，以便快速回收前期投入资金。与之对应，开发方案需在前期夯实地质认识基础，基于典型单井产能、钻井工作量和方案经济性寻求最优的开发方式和开发井网；然后通过产量接替，最大限度地实现较长稳产期。例如中海油在西非深水D油田投产前完钻19口井，在油田投产后1年达到高峰产量18万桶/日，其余35口开发井逐步接替投产，实现了六年的稳产期，高峰年采油速度近5%。

3.3 钻完井投资主要风险及应对策略

钻完井投资是海外油田开发投资的重要组成部分，具有高投入和高风险的特点。影响钻完井投资风险的因素有很多[6]，主要包括：1）通常海外油田地质条件复杂，国内石油公司往往缺少该区域成熟的钻井经验；2）部分海外油田地质资料品质较差，这会增加钻完井过程中的未知风险；3）部分油田的井位设计受地面因素制约，有时需要部署大位移水平井，例如中海油某海外作业者油田项目设计开发井钻井进尺5000～7000米，水垂比大于2，对钻完井技术提出了很大挑战；4）钻井日费预测的不确定性很大，尤其是受原油价格变化的影响，钻完井的投资估算面临很大不确定性。以西非深水钻机日费为例，2011-2013年的西非深水钻机日费由40万美元跃升至55万美元，深水钻机仍然供不应求，自2014年以来随着油价下跌，深水钻机日费大幅下降（见图3）。

图3 深水钻机日费与油价变化趋势

针对钻完井主要风险，石油公司应采取措施：1）对本地区复杂地质背景进行研究，同时，深入分析总结已钻井的成功经验和失败教训；2）选用在本地区拥有丰富经验的钻井施工队伍，在钻速提升、成本控制、协调管理等方面实现协同增效；3）根据钻井计划，预判钻井市场行情，优化钻井合同，确保钻井日费在可控水平。

3.4 工程投资主要风险及应对策略

油田地面工程投资是油田开发项目建设生产的重要投资之一，直接影响石油公司的整体效益。一般而言，油田地面工程的建设投入平均占整个油田开发总投入的40%左右[7]。然而，从油田地面工程的决策到交付生产使用有一个较长的建设周期，建设期间的各类工程内容复杂、工艺要求高。工程方案实施过程中的主要风险是合同变更和工期延长的风险，而且涉及的因素多；一旦出现问题，石油公司和工程承包商都面临进退两难的境地。例如非洲某深水项目浮式生产储油卸油装置（FPSO）建造周期推迟近两年，数次发生了较大金额的合同变更，直接影响项目的投产计划和经济效益。

针对工程投资主要风险，作为石油公司应采取的策略包括：1）系统论证工程设施租赁和新建的优劣势对比，选取最优方案实施；2）在前端工程设计和详细设计阶段对工程建造方案和投资进行严格审查，做好同业投资的对标分析，确保投资水平合理可控；3）聘请有经验的专家做好项目实施过程及关键节点的审查和质控；4）重点审查项目合同变更，确保投资变更可控。

3.5 油田开发附加条款和经济评价

海外油田的资源国经常通过增加特殊附加条款来要求石油公司完成一定义务工作量或改变油田开发策略，这往往会增加油田开发成本[8]。针对这种风险，要认真评估面临的风险可能带来的不利影响，尽早通过商务谈判，获得资源国政府的许可，顺利推进方案实施。以中海油在非洲投资的E油田为例，该油田的资源国政府在授予开发生产许可时，附加条款要求作业者在油田投产前，在油田的相对独立的控制储量区钻一口开发评价井，落实该区域的地质储量，该要求可能对钻井计划和设备选型造成影响，因此需要慎重对待，后续要加强与政府沟通谈判，确保油田能按已批准方案顺利实施。

经济评价是投资决策的基础，评价结果的可靠性直接影响项目的成败及公司利润目标的实现[9,10]。经济风险主要包括国际油价波动、销售市场风险、通货膨胀风险和本地化要求等。这些因素会增加项目成本，降低项目收益。针对这些风险，石油公司尤其要做好油价的波动预测，根据不同的油价模型、投资规模和内部收益率要求，对方案的经济性进行评估对比，供公司管理层综合决策，提高开发方案的抗风险能力。以F油田为例，假定项目能按期投产，基准油价为60美元/桶，评估该项目全生命周期经济性，内部收益率为11.3%，在合同期内国际原油价格如果增加10%，全生命周期的内部收益率将提高1～2个百分点（见图4）。可见投资回报对原油价格非常敏感，石油公司应充分考虑国际油价波动，开展油价对内部收益率的敏感性分析，提高项目的抗风险能力；也可以与资源国政府谈判，寻求更有利的财税条款等。

图4 F油田开发项目内部收益率与油价关系

3.6 资源国的政治经济风险及应对策略

当今国际能源与政治紧密联系，政治风险是指因资源国政治环境发生改变，造成项目无法按照合同执行而给项目投资带来损失[8,11]。海外油田开发项目投资一般具有周期长的特点，从勘探开发到收回成本，大多需要接近10年的时间[9]。

政治经济风险包括两个方面：一是战争风险，即在资源国内部或者外部爆发战争，造成社会环境的不稳定，项目不能执行；二是资源国的有关石油政策和法律发生改变，宣布资源国原政府和石油公司订立的合同终止，或者对原合同的某些条款作出重大修改，使石油公司预期的利润大幅度降低。

由于政治经济风险难以预测，通常需要采取多种方法来减少损失，石油公司必须对政治风险的可能性进行动态评估，及时预警政治风险对投资项目的影响[12]。第一，在不确定的政治风险条件下，需要注意与资源国政府的利益要求保持一致，利用合同财税条款降低税费支出[13,14]；第二，石油公司可以通过签订外部仲裁条款和风险保险来减少风险损失；第三，可以寻求与国际大石油公司合作开发，实现风险共担；最后，根据资源国政治经济的特点和剧烈动荡程度，建立相应的投资退出机制，最大限度规避不可挽回的投资损失。