常毓文，李宏偉，郜峰，王子健，王作乾

( 中國石油勘探開發(fā)研究院）

隨著開發(fā)技術(shù)與裝備的進(jìn)步，海域油氣開發(fā)成本不斷下降，作為全球油氣開發(fā)戰(zhàn)略接替區(qū)，海域油氣開發(fā)得了各大石油公司的重視。截至2021年底，全球海域在產(chǎn)油氣田共計(jì)2580個，在建油氣田189個，日產(chǎn)油氣4322萬桶油當(dāng)量。占全球已投產(chǎn)油氣田總數(shù)24%的海域已投產(chǎn)油氣田，貢獻(xiàn)了全球累積油氣產(chǎn)量的28%；占全球在產(chǎn)油氣田總數(shù)18%的海域在產(chǎn)油氣田，貢獻(xiàn)了全球油氣產(chǎn)量的30%。進(jìn)入2022年以來，國際油價(jià)屢創(chuàng)新高，為全球海域的油氣開發(fā)注入了新的生機(jī)和活力，歐洲北海、波斯灣、墨西哥灣等海域的油氣開發(fā)活動重新回暖，深水、超深水資源已成為海域油氣產(chǎn)量增長的重要源泉。

本文依據(jù)伍德麥肯茲公司油氣數(shù)據(jù)庫2125萬個數(shù)據(jù)（樣本總數(shù)），利用空間分析、時(shí)序分析、群集分析以及帕累托分析等數(shù)據(jù)挖掘技術(shù)，分析了當(dāng)前全球海域的油氣資源和開發(fā)現(xiàn)狀、油氣田所處開采階段以及重點(diǎn)海域油氣田建產(chǎn)周期、開采方式、開發(fā)成本等，以期為中國的石油公司進(jìn)行全球海域的油氣資源開發(fā)提供參考和借鑒。

1 全球海域油氣資源及開發(fā)現(xiàn)狀

1.1 海域油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量近80%在淺海，超過一半在中東波斯灣海域

海域蘊(yùn)藏著全球近1/3（27.5%）的油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量（14138.84億桶油當(dāng)量）。油氣在海域的分布極不均衡，按其分布的水深，接近80%的海域油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量分布于淺水海域；按油氣分布的資源區(qū)海域，中東波斯灣無疑是全球海域油氣資源最為豐富的地區(qū)，波斯灣聚集了全球海域油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量的近55%（見圖1）。

圖1 海域油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量占比與分布

分析油氣資源在不同水深的分布可以發(fā)現(xiàn)，中東海域的油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量主要分布在淺水，中東淺水海域蘊(yùn)藏著全球海域53.2%的油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量，僅有0.2%的全球海域油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量分布于中東的超深水海域；亞太海域的油氣資源主要分布于淺水，其淺水油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量在全球海域油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量中占8.4%，亞太海域另有占全球海域3.5%的油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量分布在深水區(qū)；拉美海域的油氣主要分布于超深水，其超深水區(qū)的油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量在全球海域的占比為9.2%；北美海域的油氣在深水和超深水區(qū)各占一半，其深水和超深水區(qū)的油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量在全球海域的占比均為1.2%；非洲海域的油氣主要分布于深水，其深水區(qū)的油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量在全球海域的占比為1.1%（見圖2）。

圖2 海域各資源區(qū)淺水、深水、超深水油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量在全部海域總量中的占比

通過對全球82個海域資源國剩余油氣經(jīng)濟(jì)可采儲量的帕累托分析發(fā)現(xiàn)，中東海域的剩余油氣資源主要分布于沙特阿拉伯、卡塔爾、伊朗、阿聯(lián)酋四大資源國，這4個國家的海域油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量在全球各資源國中排名前4位，在全球海域剩余油氣經(jīng)濟(jì)可采儲量的占比達(dá)到53%；拉美海域的剩余油氣資源主要集中在巴西東部海域，但巴西東部海域的油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量僅占全球海域剩余油氣經(jīng)濟(jì)可采儲量的8%；亞太海域剩余油氣資源主要分布在澳大利亞海域（5%）；歐洲海域的剩余油氣資源主要分布在挪威（4%）；中亞海域的剩余油氣資源主要分布在俄羅斯（4%）；北美海域的剩余油氣資源主要分布在美國墨西哥灣（2%）（見圖3）。

圖3 全球各海域資源國油氣剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量排名與累計(jì)占比

1.2 海域油氣產(chǎn)量主要來自淺水油氣田的貢獻(xiàn)

現(xiàn)階段，全球淺水海域在產(chǎn)油氣田數(shù)量多達(dá)2271個，在海域全部在產(chǎn)油氣田數(shù)量中的占比高達(dá)88%；與淺水相比，深水與超深水的在產(chǎn)油氣田數(shù)量合計(jì)僅309個，在海域全部在產(chǎn)油氣田數(shù)量中的占比僅為12%（見表1）。

表1 全球海域不同水深的在產(chǎn)、在建、待建產(chǎn)油氣田數(shù)量 單位：個

當(dāng)前，全球淺水海域年產(chǎn)油氣3378.9萬桶油當(dāng)量，占海域全部年油氣產(chǎn)量的80.2%；與淺水相比，深水與超深水的在產(chǎn)油氣田年產(chǎn)量合計(jì)僅為831.9萬桶油當(dāng)量，在海域全部油氣田年產(chǎn)量中的占比為19.6%（見表2）。

表2 全球海域不同水深的在產(chǎn)、在建、待建產(chǎn)油氣田產(chǎn)量 單位：萬桶/日

1.3 海域油氣在產(chǎn)油氣田多數(shù)處于二次采油階段

分布于淺海海域的在產(chǎn)油氣田，多數(shù)是開采歷史已久的老油氣田，因產(chǎn)層虧空，開采能量不足，現(xiàn)階段需要依靠注水、注氣等開采方式來提高油氣田的采收率。統(tǒng)計(jì)表明，全球海域在產(chǎn)油氣田中，有66.6%處于二次采油階段，另有27.1%處于一次采油階段，僅有6.3%處于三次采油階段。

不同海域油氣田所處的開采階段存在較大差異。歐洲北海一帶進(jìn)入二次采油階段的在產(chǎn)油氣田數(shù)量占比較高，在全球海域在產(chǎn)油氣田中占比達(dá)23.6%，其中淺水海域進(jìn)入二次采油階段油氣田占比為23.2%；其次是亞太海域，該地區(qū)海域進(jìn)入二次采油階段的在產(chǎn)油氣田在全球海域在產(chǎn)油氣田中數(shù)量占比為15.0%，其中淺水海域進(jìn)入二次采油階段油氣田占比為14.1%（見表3）。

表3 全球海域不同開采階段的油氣田數(shù)量占比

1.4 海域油氣田建產(chǎn)周期受油氣田類型、水深、開采方式影響較大

建產(chǎn)周期是指從取得油氣田開發(fā)投資許可之日起，到正式投產(chǎn)之日止的時(shí)間。海上油氣田的建產(chǎn)周期受油氣田類型、水深及開采方式等因素影響，往往存在一定規(guī)律的變化。

最初淺水海域的油氣田開發(fā)多數(shù)采用人工島或固定平臺方式開采，油氣田建產(chǎn)周期長達(dá)5年以上，如果僅采用在岸上鉆大位移井的方式開采，則油氣田的建產(chǎn)周期隨水深增加從2年左右可拉長到3年左右。隨著海域油氣田開發(fā)逐步向深水和超深水領(lǐng)域拓展，深水、超深水油氣田的開發(fā)不再采用人工島，固定平臺也較少使用，更多的是采用單柱平臺、浮式平臺或半潛式平臺方式開采，油氣田建產(chǎn)周期從淺水到深水、超深水可以縮短到平均3～4年。隨著深水油氣田開采技術(shù)與裝備的進(jìn)步，不論是深水、超深水還是淺水，都普遍采用海底井口回接方式開采油氣田，油氣田建產(chǎn)周期可以進(jìn)一步縮短到2～2.5年。海域的氣田和凝析氣田一般要用FLNG（浮式液化天然氣生產(chǎn)和儲卸裝置）海面漂浮裝備將天然氣壓縮后存儲其中，建產(chǎn)周期延長到4～7年（見圖4）?？傮w來看，采用海底井口回接方式開采的海域油氣田建產(chǎn)周期最短，因此得到了越來越廣泛的推廣與普及，從淺水到深水以及超深水，幾乎都能見到海底井口回接開采方式被廣泛地應(yīng)用。

圖4 淺水、深水、超深水海域不同采油方式的油氣田平均建產(chǎn)周期

1.5 深水、超深水油氣開發(fā)實(shí)際成本明顯低于淺水油氣開發(fā)成本

受油氣田所處海域的地理環(huán)境、地質(zhì)條件、開采方式、建產(chǎn)周期、采油工程技術(shù)裝備條件等諸多因素影響，不同海域的油氣開發(fā)成本變化較大。近年來，海域油氣特別是深水油氣生產(chǎn)成本大幅下降。主要原因包括：一是項(xiàng)目優(yōu)化，例如優(yōu)化井?dāng)?shù)、采用分階段開發(fā)、優(yōu)化生產(chǎn)方式等；二是提升效率，例如墨西哥灣、巴西、安哥拉、尼日利亞等海域的鉆井效率提高了30%～40%；三是降低作業(yè)費(fèi)用，例如低油價(jià)導(dǎo)致的鉆機(jī)日費(fèi)、水下生產(chǎn)設(shè)施費(fèi)用、供應(yīng)鏈成本等大幅下降；四是實(shí)施標(biāo)準(zhǔn)化管理，提高了項(xiàng)目執(zhí)行水平。

總體上看，全球海域油氣開發(fā)成本一般在每桶60～100美元，平均開發(fā)成本在每桶80美元左右。一個值得思考的現(xiàn)象是，淺水海域的油氣開發(fā)成本在全部海域中是最高的，平均每桶達(dá)104美元左右，而深水、超深水海域的油氣開發(fā)成本反而更低，平均每桶的開發(fā)成本在60～70美元。通過數(shù)據(jù)挖掘不難找到問題產(chǎn)生的原因。海域油氣田的開發(fā)、開采始于淺水，且大量開發(fā)作業(yè)集中于淺水海域，最初淺水油氣田的開采需要建設(shè)大量的固定式平臺、人工島，島上還要鉆大位移井，完成這些工程的投資很容易將油氣開發(fā)成本推高到每桶100美元以上。從1996年開始，深水、超深水油氣田采用了能夠?qū)崿F(xiàn)降本增效的海底水下井口回接采油方式，海域桶油開發(fā)成本普遍降到了每桶80美元以下。不論是深水海域還是超深水海域，廣泛采用海底水下井口回接方式開采的油氣田，桶油平均開發(fā)成本基本上能夠控制在65～70美元（見圖5）。近年來，淺水油氣開發(fā)也逐漸開始廣泛采用了能夠降低成本的海底水下井口回接方式進(jìn)行油氣田的開采，但對于高溫高壓的氣田、凝析氣田的開采，則廣泛使用漂浮于海面的FLNG技術(shù)裝備。

圖5 近年來全球淺水、深水、超深水海域油氣田實(shí)際開發(fā)成本

2 全球海域油氣開發(fā)形勢

近兩年，受地緣政治事件和突發(fā)疫情以及國際油價(jià)大跌等影響，全球海域油氣產(chǎn)量震蕩下滑，但隨著國際油價(jià)的反彈和不斷攀升，油氣開發(fā)投資以及新投產(chǎn)油氣田數(shù)量將迎來增長。預(yù)期海域新投產(chǎn)油氣田數(shù)量和海域油氣產(chǎn)量將逐步回暖，2022年以后或?qū)⒅厥吧仙龖B(tài)勢；海域油氣開發(fā)活動由淺水向深水和超深水海域的拓展力度將不斷加大，深水和超深水海域的油氣開發(fā)和建產(chǎn)活動正在升溫。

2.1 深水和超深水海域油氣產(chǎn)量占比增長，海域油氣產(chǎn)量將重回升勢

2012年以來，隨著國際油價(jià)從高位下跌，全球海域尤其是淺水新投產(chǎn)油氣田的數(shù)量大幅減少，海域油氣產(chǎn)量呈震蕩下滑態(tài)勢。2017年，因委內(nèi)瑞拉、伊朗受到制裁的影響，海域油氣產(chǎn)量一度出現(xiàn)暫時(shí)反彈；2020年以來，因受新冠肺炎疫情影響，全球原油需求疲軟，海域油氣產(chǎn)量再創(chuàng)近年來的新低。

重新梳理近10年來全球海域油氣產(chǎn)量與新投產(chǎn)油氣田數(shù)量變化，可以發(fā)現(xiàn)，全球海域新投產(chǎn)油氣田數(shù)量變化的拐點(diǎn)大致出現(xiàn)在2014年下半年，正是國際油價(jià)大幅下跌之時(shí)。2005-2012年，隨著海域新投產(chǎn)油氣田數(shù)量不斷增長，海域油氣產(chǎn)量在波動中不斷上升；2012-2020年，隨著淺水新投產(chǎn)油氣田數(shù)量逐年減少，海域原油產(chǎn)量開始震蕩下行（見圖6）。實(shí)際上，全球海域新投產(chǎn)油氣田數(shù)量減少主要來自淺水海域，深水和超深水海域新投產(chǎn)油氣田數(shù)量不僅沒有減少，反而還略有增加。因此，海域油氣產(chǎn)量的變化主要是淺水海域油氣產(chǎn)量的減少，深水和超深水海域的油氣產(chǎn)量在全球新增油氣產(chǎn)量中的占比是增長的，甚至在2018-2019年出現(xiàn)了連續(xù)高增長。未來，隨著深水油氣田投產(chǎn)數(shù)量的重新回暖，預(yù)期海域油氣產(chǎn)量將逐步增長，2022年以后或?qū)⒅厥吧仙龖B(tài)勢。

圖6 全球海域油氣產(chǎn)量與新投產(chǎn)油氣田數(shù)量變化

2.2 2021年海域油氣開發(fā)加速，新投產(chǎn)油氣田數(shù)量與產(chǎn)量齊增

2021年受油價(jià)回暖、新油氣田建產(chǎn)以及最終投資決定（FID）項(xiàng)目投產(chǎn)影響，海域油氣開發(fā)重回升勢，主要表現(xiàn)在海域新投產(chǎn)油氣田的數(shù)量與產(chǎn)量齊增。

2021年，全球海域新投產(chǎn)油氣田32個，在當(dāng)年全球新投產(chǎn)油氣田中的占比從2020年的31%大幅上升至2021年的60%（見圖7）；全球海域新投產(chǎn)油氣田日產(chǎn)油氣45萬桶油當(dāng)量，在全球新投產(chǎn)油氣田中的產(chǎn)量占比從2020年的57%上升至62%（見圖8）。油氣產(chǎn)量主要來自墨西哥灣、幾內(nèi)亞灣以及挪威海域。海域新投產(chǎn)油氣田的數(shù)量與產(chǎn)量雙雙增長，反映了2021年海域油氣開發(fā)正在升溫。

圖7 近年來海域新投產(chǎn)油氣田在全球的數(shù)量占比

圖8 近年來海域新投產(chǎn)油氣田在全球的產(chǎn)量占比

2.3 海域油氣開發(fā)活動由淺水向深水和超深水不斷拓展

一方面，全球新投產(chǎn)油氣田水深在不斷加大，另一方面，淺水海域采油平臺數(shù)量在減少的同時(shí)，深水尤其是超深水海域采油平臺數(shù)量在增長。這表明，海域油氣開發(fā)活動由淺水向深水和超深水海域的拓展力度在不斷加大，深水和超深水海域的油氣開發(fā)活動正在升溫（見圖9）。

圖9 近年來海域新投產(chǎn)油氣田的數(shù)量與所處水深變化

盡管全球淺水海域的油氣田投產(chǎn)數(shù)量逐年萎縮，但由于深水和超深水勘探開發(fā)技術(shù)、工程技術(shù)與裝備能力日趨成熟，開發(fā)成本大幅下降（見圖5），北美、西非海域的深水和超深水油氣田開發(fā)和建產(chǎn)活動持續(xù)升溫。

海域采油平臺數(shù)量的變化，可以更好地反映海域油氣開發(fā)活動的變化趨勢。淺水海域的采油平臺的數(shù)量大致在2014年前后出現(xiàn)了明顯拐點(diǎn)，2014年以前淺水海域的采油平臺數(shù)量總體上是逐年增長的，2014年以后開始大幅減少，與此同時(shí)，深水尤其是超深水海域的采油平臺數(shù)量在2014之后依然保持增長勢頭（見圖10）。這主要是因?yàn)椋S著國際油價(jià)復(fù)蘇，國際石油公司（例如殼牌、bp）和一些國家石油公司（例如巴西國家石油公司）紛紛將深水、超深水海域的大油氣田作為重點(diǎn)油氣資產(chǎn)，并投入開發(fā)建產(chǎn)。

圖10 近年來海域淺水、深水、超深水采油平臺類型與數(shù)量變化

在北美海域，殼牌、bp、墨菲等石油公司在墨西哥灣水深超過1000米的深水區(qū)開展油氣開發(fā)作業(yè)的油氣田達(dá)13個，其中3個深水油氣田已于2021年投產(chǎn)，還有10個深水油氣田正在建產(chǎn)，預(yù)計(jì)將于2022年陸續(xù)投產(chǎn)；在南美海域，巴西國家石油公司在巴西東部海域水深超過1500米的超深水區(qū)開展油氣開發(fā)作業(yè)的油氣田達(dá)11個，其中4個超深水油氣田已于2021年投產(chǎn)，還有7個超深水油氣田正在建產(chǎn)，預(yù)計(jì)將從2022年起陸續(xù)投產(chǎn)；在西非海域，bp、圖洛、埃尼等石油公司在幾內(nèi)亞灣及其西部水深超過1000米的深水和超深水區(qū)開展油氣開發(fā)作業(yè)的油氣田達(dá)6個，目前這6個深水油氣田正在建產(chǎn)，預(yù)計(jì)將從2023年起陸續(xù)投產(chǎn)（見圖11）。

圖11 2021-2022年全球重點(diǎn)海域在建油氣田及其作業(yè)者和作業(yè)水深

2.4 海域油氣實(shí)際開發(fā)成本與保本價(jià)格均降至歷史最低水平

油氣實(shí)際開發(fā)成本（Real development cost per oil equivalent）是指油氣田從有產(chǎn)量開始至今發(fā)生的資本成本、操作成本、棄置費(fèi)之和除以至今的累計(jì)產(chǎn)量。海域油氣開采的平均成本通常在32美元/桶左右，但由于深水、超深水油氣田開發(fā)中引入了更先進(jìn)的海底水下井口回接、浮式生產(chǎn)平臺、集成化作業(yè)等海洋技術(shù)裝備，極大縮短了深水、超深水油氣田的建產(chǎn)周期和開發(fā)成本，海域的實(shí)際開發(fā)成本已由10年前的平均83.1美元/桶下降至目前的平均20.7美元/桶。與海域油氣開發(fā)成本變化亦步亦趨的是，海域的油氣保本價(jià)（Breakeven oil price）也隨之不斷下調(diào)。保本價(jià)格也叫盈虧平衡價(jià)格，是在當(dāng)前的折現(xiàn)率下，隨著油價(jià)的下調(diào)，油氣資產(chǎn)的凈現(xiàn)值為零時(shí)的油價(jià)，也就是說，油氣資產(chǎn)的保本價(jià)和開發(fā)成本越低于當(dāng)前或今后的油價(jià)，油氣資產(chǎn)就越有利可圖。10年前海域的油氣保本價(jià)高達(dá)71.8美元/桶，目前已大幅降至13.8美元/桶（見圖12）。海域的油氣開發(fā)成本與油氣保本價(jià)雙雙處于歷史低位。

圖12 近10年來全球海域平均開發(fā)成本與保本價(jià)變化

較低的油氣開發(fā)成本以及較短的建產(chǎn)周期，對于快速收回成本更為有利。從各大海域?qū)嶋H油氣開發(fā)成本統(tǒng)計(jì)分析來看，除歐洲海域的桶油開發(fā)成本高達(dá)42美元/桶外，其他海域的油氣開發(fā)成本普遍低于海域的平均開發(fā)成本32美元/桶，北美、亞太海域油氣開發(fā)成本降到平均每桶23～24美元；南美和非洲深水、超深水油氣田的開發(fā)成本降至平均每桶27～30美元；中亞俄羅斯海域與中東波斯灣海域的油氣開發(fā)成本最低，平均在每桶15～17美元。顯然，中東波斯灣海域以及中亞濱里海海域的油氣資產(chǎn)對于海外油氣開發(fā)選區(qū)更具吸引力（見圖13）。

圖13 全球各資源區(qū)海域?qū)嶋H開發(fā)成本

3 全球海域油氣開發(fā)形勢展望

3.1 未來5年全球海域的開發(fā)鉆井投資將帶動海域油氣產(chǎn)量迎來新的增長

油氣田從建產(chǎn)到投產(chǎn)、達(dá)產(chǎn)主要依靠逐步增加開發(fā)井?dāng)?shù)量來帶動油氣產(chǎn)量的增長，因此，今后開發(fā)鉆井投資的變化對未來油氣產(chǎn)量的增長將產(chǎn)生一定的影響。按照全球海域的油氣開發(fā)鉆井投資計(jì)劃，全球海域開發(fā)鉆井投資將從2021年的281億美元逐年增長，2026年將達(dá)到540億美元。但隨著全球能源轉(zhuǎn)型的加速，2027年以后全球海域油氣開發(fā)鉆井投資的增速將逐年放緩，從2023年的18%降到2025年以后的4%～6%。全球海域油氣開發(fā)投資增速變化的拐點(diǎn)出現(xiàn)在2027-2028年，預(yù)計(jì)將影響2028年以后全球海域的油氣產(chǎn)量，2028年全球海域油氣產(chǎn)量將呈現(xiàn)先升后降的趨勢（見圖14）。

圖14 全球海域開發(fā)鉆井投資與油氣產(chǎn)量預(yù)測

3.2 海域油氣開發(fā)的景氣度有望進(jìn)一步提升，優(yōu)質(zhì)海域油氣資產(chǎn)將受到更多青睞

近年來，隨著技術(shù)與裝備的進(jìn)步，海域油氣項(xiàng)目的建產(chǎn)周期被合理壓縮，開發(fā)成本普遍降低，在高油價(jià)背景下，國際大石油公司新一輪戰(zhàn)略性投資將更多地由陸上轉(zhuǎn)向海域。

群集分析是一項(xiàng)高效評價(jià)優(yōu)選資產(chǎn)的數(shù)據(jù)分析技術(shù)，其方法原理是將具有相近經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的資產(chǎn)歸入同一群集，成為同一資產(chǎn)組合，不同群集之間資產(chǎn)的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)存在明顯差異?；诖髷?shù)據(jù)分析平臺的群集分析技術(shù)，可以從多個維度對油氣資產(chǎn)進(jìn)行綜合評價(jià)與快速優(yōu)選，按剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量（Commercial recoverable remaining reserves）、稅后凈現(xiàn)值（ATNPV）、保本價(jià)（Breakeven oil price）、實(shí)際開發(fā)成本（Real cost）以及內(nèi)部收益率（IRR）等經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，自動將全球5804個在產(chǎn)、在建海域油氣資產(chǎn)分為若干個資產(chǎn)組合，每個資產(chǎn)組合內(nèi)部的油氣資產(chǎn)都具有相近的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。群集分析結(jié)果顯示（見圖15），橙色群集2中的油氣資產(chǎn)組合均由低成本、低保本價(jià)、高收益率、高凈現(xiàn)值的優(yōu)質(zhì)海域油氣資產(chǎn)所組成。據(jù)此，各大海域的優(yōu)質(zhì)油氣資產(chǎn)一目了然。淺水海域的油氣項(xiàng)目首選中東海域，其次是中亞濱里海海域；深水海域的油氣項(xiàng)目首選北美的墨西哥灣海域，其次是非洲海域；超深水海域的油氣項(xiàng)目首選墨西哥灣海域，其次是拉美的巴西東部海域。

圖15 全球各大海域淺水、深水、超深水優(yōu)質(zhì)油氣資產(chǎn)（橙色部分）群集

3.3 抓住西方石油公司退出的機(jī)會，適時(shí)介入俄羅斯油氣業(yè)務(wù)

機(jī)遇來自外部環(huán)境的變化。近一段時(shí)期以來，中亞地緣政治動蕩，部分西方石油公司宣布退出俄羅斯油氣業(yè)務(wù)，這為其他公司介入該區(qū)油氣業(yè)務(wù)提供了機(jī)會。

自烏克蘭危機(jī)爆發(fā)以來，已有8家西方石油公司宣布暫停或退出俄羅斯油氣資產(chǎn)。西班牙雷普索爾公司（Repsol）已完全退出俄羅斯油氣資產(chǎn)，已向俄羅斯天然氣工業(yè)股份公司（Gazprom）出售資產(chǎn)；奧地利OMV集團(tuán)不再新簽俄羅斯油氣資產(chǎn)，并將重新評估北溪-2天然氣管道項(xiàng)目；埃尼宣布退出南溪（South Stream）管道項(xiàng)目；道達(dá)爾能源公司表示不再投資俄羅斯新的油氣項(xiàng)目；埃克森美孚將停止在薩哈林-1項(xiàng)目的運(yùn)營，不再在俄羅斯進(jìn)行新的投資；殼牌決定退出與俄羅斯天然氣工業(yè)股份公司及相關(guān)實(shí)體的合資企業(yè)，停止參與北溪-2項(xiàng)目；挪威艾奎諾公司（Equinor）決定停止對俄羅斯的新投資并退出俄羅斯的合資企業(yè)；bp公司退出其在俄羅斯石油公司（Rosneft）東西伯利亞Taas-Yuryakh石油項(xiàng)目19.75%的股權(quán)，此外還將退出在俄羅斯Yermak Neftegaz公司49%的股份以及Kharampur項(xiàng)目49%的權(quán)益。

不論是濱里海地區(qū)的油氣資產(chǎn)，還是東薩哈林、亞馬爾、北極2的LNG項(xiàng)目，都曾是以往國際大石油公司競相收購的優(yōu)質(zhì)油氣資產(chǎn)，尤其是bp此前擁有49%權(quán)益的Kharampur油田，該油田未來產(chǎn)量具有翻一番的潛力。建議中國石油公司抓住西方石油公司退出的機(jī)會，通過股權(quán)并購等方式適時(shí)介入俄羅斯的油氣業(yè)務(wù)。