韋 青 王作乾 陳 希 崔洪嘉

（中國石油勘探開發(fā)研究院）

0 引言

在百年變局、世紀(jì)疫情、地緣沖突、能源轉(zhuǎn)型相互交織疊加的大背景下,油氣行業(yè)面臨的宏觀環(huán)境發(fā)生深刻變化,但全球剩余油氣資源潛力依然巨大,世界油氣公司之間的競爭依舊劇烈[1-4]。隨著油價的反彈和不斷攀升,全球油氣上游活動回暖,石油公司紛紛把握油價波動周期,持續(xù)開展資產(chǎn)優(yōu)化,保持核心競爭力,聚焦世界大油氣田,追求更高收益,實現(xiàn)由生存向發(fā)展的轉(zhuǎn)變。國際石油公司在經(jīng)營大油氣田過程中形成的業(yè)務(wù)結(jié)構(gòu)直接反映了其戰(zhàn)略動向[5-7]。

因大油氣田在世界油氣格局中的重要地位,大油氣田的研究一直以來得到國內(nèi)外眾多學(xué)者的廣泛關(guān)注,但目前油氣田規(guī)模分級標(biāo)準(zhǔn)仍未統(tǒng)一,現(xiàn)存的界定標(biāo)準(zhǔn)分為兩類：一類是以儲量規(guī)模進(jìn)行劃分,基于油氣田的最終可采儲量進(jìn)行界定,即最終可采儲量達(dá)到5×108bbl（0.685×108t）油當(dāng)量的油氣田定義為大油氣田[8-14]；另一類是以產(chǎn)量臺階進(jìn)行劃分,將日產(chǎn)量大于10×104bbl（年產(chǎn)量大于500×104t）油當(dāng)量的油氣田界定為大油氣田[15-18]。本文界定主力油氣田為歷史達(dá)峰油氣年產(chǎn)量在1000×104t油當(dāng)量以上的油氣田,以全球典型主力油氣田為剖析對象,系統(tǒng)梳理主力油氣田儲量、產(chǎn)量分布及特征,解讀主力油氣田的合作開發(fā)模式,厘清不同階段主力油氣田開發(fā)規(guī)律,分析國際大石油公司的持股特點,得出相關(guān)啟示,為中國能源公司的對外油氣合作提供參考與借鑒。

1 全球主力油氣田開發(fā)現(xiàn)狀及特征

1.1 區(qū)域上呈“三足鼎立”分布，類型中非常規(guī)油氣田數(shù)量最少

截至2021年,全球歷史達(dá)峰油氣年產(chǎn)量超過1000×104t油當(dāng)量的油氣田共有349個（3個已棄置停產(chǎn)）。從油氣分布上,油田有248個,氣田有101個；從產(chǎn)量分布上,年產(chǎn)量在（1000～5000）×104t油當(dāng)量的主力油氣田有303個,在（5000～10000）×104t油當(dāng)量的主力油氣田有33個,大于10000×104t油當(dāng)量的主力油氣田有13個；從資源類型上,主力油氣田以陸上常規(guī)油氣田和海域油氣田為主,其中海域油氣田有117個,陸上常規(guī)油氣田有190個,非常規(guī)油氣田有42個；從區(qū)域分布上,主力油氣田主要集中在中東、美洲和中亞—俄羅斯等地區(qū),占比為63.90%,其中美洲地區(qū)油氣田數(shù)量占全球的23.21%,中東地區(qū)油氣田數(shù)量占全球的21.78%,歐洲地區(qū)油氣田數(shù)量最少,占全球的9.74%（表1）。

表1 全球主力油氣田不同地區(qū)不同產(chǎn)量區(qū)間分布表Table 1 Distribution of global main oil and gas fields in different regions by production interval

1.2 陸上常規(guī)油氣占據(jù)儲量主體，非常規(guī)油氣儲量降幅明顯

截至2021年底,全球主力油氣田經(jīng)濟(jì)剩余可采儲量為1178.94×108t油當(dāng)量,占全球油氣田的56.84%；技術(shù)剩余可采儲量為1661.21×108t油當(dāng)量,占全球油氣田的38.17%（表2）。其中主力油氣田原油經(jīng)濟(jì)剩余可采儲量為702.77×108t,技術(shù)剩余可采儲量為972.70×108t；天然氣經(jīng)濟(jì)剩余可采儲量為56.39×1012m3,技術(shù)剩余可采儲量為81.54×1012m3（表2）。油氣技術(shù)剩余可采儲量呈現(xiàn)“一大二中三小”分布特征：“一大”地區(qū)為中東地區(qū),技術(shù)剩余可采儲量為835.77×108t 油當(dāng)量,占據(jù)主力油氣田技術(shù)剩余可采儲量的半壁江山；“二中”地區(qū)為美洲和中亞—俄羅斯地區(qū),技術(shù)剩余可采儲量在主力油氣田技術(shù)剩余可采儲量中的占比分別為17.63%和21.96%；“三小”地區(qū)指非洲、亞太及歐洲地區(qū),三者技術(shù)剩余可采儲量在主力油氣田技術(shù)剩余可采儲量中的占比均小于5%（表2）。

表2 2021年全球主力油氣田六大區(qū)剩余可采儲量表Table 2 Summary of remaining recoverable reserves of global main oil and gas fields in six regions in 2021

2021年陸上常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量為954.64×108t油當(dāng)量,占比為57.47%；海域油氣技術(shù)剩余可采儲量為472.60×108t油當(dāng)量,占比為28.45%；非常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量為233.97×108t油當(dāng)量,占比為14.08%（圖1）。

圖1 2021年不同類型主力油氣田剩余可采儲量分類圖Fig.1 Remaining recoverable reserves of different types of main oil and gas fields in 2021

2021年主力油氣田油氣技術(shù)剩余可采儲量同比減少49.08×108t油當(dāng)量,降幅為2.87%。美洲地區(qū)是油氣技術(shù)剩余可采儲量減少的最主要地區(qū),同比減少153.57×108t油當(dāng)量；中東地區(qū)是油氣技術(shù)剩余可采儲量增加的主要地區(qū),同比增加75.19×108t油當(dāng)量（表3）。

表3 全球主力油氣田技術(shù)剩余可采儲量變化表Table 3 Changes of remaining recoverable reserves of global main oil and gas fields

從不同類型儲量變化來看,2021年陸上常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量增長95.64×108t油當(dāng)量,增幅最大,其中陸上常規(guī)原油增長81.52×108t,增幅為16.06%；非常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量下降139.80×108t油當(dāng)量,下降幅度最大,降幅為37.40%,其中非常規(guī)天然氣下降12.49×1012m3,降幅為52.77%；海域油氣技術(shù)剩余可采儲量下降4.92×108t油當(dāng)量,同比下降1.03%（表4）。

表4 不同類型油氣技術(shù)剩余可采儲量變化表Table 4 Changes of remaining recoverable reserves of different types of petroleum resources

1.3 油氣產(chǎn)量穩(wěn)中有升，天然氣是主要增長點

2021年全球主力油氣田油氣產(chǎn)量為47.97×108t油當(dāng)量,占全球油氣產(chǎn)量的61.56%；其中原油產(chǎn)量為26.55×108t,占全球原油產(chǎn)量的60.25%；天然氣產(chǎn)量為25378.37×108m3,占全球天然氣產(chǎn)量的63.31%。

2021年主力油氣田油氣產(chǎn)量略有增長,油氣總產(chǎn)量增加0.74×108t油當(dāng)量,其中原油產(chǎn)量增加0.12×108t,天然氣產(chǎn)量增加746.42×108m3（表5）。美洲地區(qū)是油氣產(chǎn)量降低最多的地區(qū),降幅為4.78%；其中原油產(chǎn)量降低0.32×108t,同比下降4.86%；天然氣產(chǎn)量下降253.84×108m3,同比下降4.55%。非洲地區(qū)油氣產(chǎn)量增長0.42×108t,增幅為18.92%,居首位,其中原油產(chǎn)量增長0.30×108t,增幅為26.55%。中亞—俄羅斯地區(qū)是天然氣產(chǎn)量增長最多的地區(qū),增量為580.91×108m3,增幅為8.24%（表5）。

表5 全球主力油氣田產(chǎn)量變化表Table 5 Production changes of global main oil and gas fields

從不同類型油氣產(chǎn)量變化來看,陸上常規(guī)油氣為主要增長點。2021年陸上常規(guī)油氣產(chǎn)量為25.93×108t油當(dāng)量,占全球主力油氣田產(chǎn)量的54.05%,與2020年相比,產(chǎn)量增加0.82×108t油當(dāng)量,增長率為3.27%（表6）,其中中亞—俄羅斯地區(qū)陸上常規(guī)油氣產(chǎn)量增長居首位,較2020年增長0.57×108t油當(dāng)量。2021年海域油氣產(chǎn)量為13.61×108t油當(dāng)量,其中淺水油氣產(chǎn)量居首位,為11.63×108t油當(dāng)量,占主力油田海域油氣產(chǎn)量的85.45%,與2020年相比,海域油氣產(chǎn)量增長0.12×108t油當(dāng)量,增幅為0.89%（表6）。2021年非常規(guī)油氣產(chǎn)量為8.43×108t油當(dāng)量,同比下降2.32%,致密油產(chǎn)量較2020年下降最多,為0.23×108t（表6）。

表6 不同類型油氣產(chǎn)量變化表Table 6 Changes of production of different types of petroleum resources

2002—2021年,主力油田的原油年產(chǎn)量在25×108t上下波動,占全球原油產(chǎn)量的比例持續(xù)走低,目前為60%；主力氣田的天然氣年產(chǎn)量從13967×108m3增加到25378×108m3,增幅為81.7%,占全球天然氣產(chǎn)量的比例由67.2%降低到63.5%（圖2）。主力油氣田的產(chǎn)量增幅主要來自中東地區(qū)淺水天然氣和美洲地區(qū)頁巖氣,分別從434×108m3/a增加到4338×108m3/a和從零增加到3139×108m3/a,合計增加7043×108m3/a,占主力油氣田天然氣產(chǎn)量增量的62%（圖3）。

圖2 2002—2021年主力油氣田油氣產(chǎn)量變化圖Fig.2 Production changes of main oil and gas fields in 2002-2021

圖3 2002—2021年主力油氣田天然氣產(chǎn)量構(gòu)成變化圖Fig.3 Changes in gas production composition of main oil and gas fields in 2002-2021

1.4 油氣儲采比保持較高水平，開采速度高于全球平均水平

2021年主力油氣田油氣儲采比為35.63,同比小幅下降；其中原油儲采比為37.64,同比上升1.29；天然氣儲采比為33.13,同比下降明顯；2021年主力油田可采儲量開采速度和技術(shù)剩余可采儲量開采速度分別為1.31%和2.89%,均高于全球平均水平,技術(shù)剩余可采儲量開采速度同比略有上升（圖4）。相較2017年,2021年油氣儲采比增長9.47,可采儲量開采速度下降0.50%,技術(shù)剩余可采儲量開采速度下降1.08%；由于美洲地區(qū)油氣技術(shù)剩余可采儲量增多,2019年油氣技術(shù)剩余可采儲量及儲采比增幅最大,可采儲量開采速度降幅最大,其中美國主力油氣田油氣技術(shù)剩余可采儲量增長298.08×108t油當(dāng)量（圖4）。

圖4 主力油氣田油氣儲采比及開采速度變化圖Fig.4 Changes in reserve-production ratio and production rate of main oil and gas fields

從不同類型油氣來看,2021年全球非常規(guī)主力油氣田油氣儲采比為29.43,同比下降幅度較大；可采儲量開采速度和技術(shù)剩余可采儲量開采速度分別為2.27%和3.52%,同比上升明顯（表7）。相較2017年,2021年非常規(guī)主力油氣田油氣技術(shù)剩余可采儲量增長188.07×108t油當(dāng)量,油氣儲采比增長21.04,可采儲量開采速度下降5.25%,技術(shù)剩余可采儲量開采速度下降10.01%；由于美洲地區(qū)非常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲量的增長,2019年非常規(guī)主力油氣田油氣技術(shù)剩余可采儲量、儲采比增幅最大,開采速度下降最快（表7）,其中美國非常規(guī)主力油氣田油氣技術(shù)剩余可采儲量增長279.02×108t油當(dāng)量。

表7 不同類型主力油氣田油氣儲采比及開采速度變化表Table 7 Changes in reserve-production ratio and production rate of different types of petroleum resources of main oil and gas fields

2021年全球陸上常規(guī)主力油氣田油氣儲采比為37.82,同比上升2.28；可采儲量開采速度和技術(shù)剩余可采儲量開采速度分別為1.09%和2.72%,同比略有下降（表7）。相較2017年,2021年陸上常規(guī)主力油氣田油氣技術(shù)剩余可采儲量增長243.56×108t油當(dāng)量,儲采比增加10.33,可采儲量開采速度和技術(shù)剩余可采儲量開采速度分別下降0.51%和1.05%（表7）。

2021年全球海域主力油氣田油氣儲采比為35.72,同比下降1.29；可采儲量開采速度和技術(shù)剩余可采儲量開采速度分別為1.47%和2.88%,同比略有上升（表7）。相較2017年,2021年海域主力油氣田油氣技術(shù)剩余可采儲量增長71.57×108t油當(dāng)量,儲采比增加3.80,可采儲量開采速度和技術(shù)剩余可采儲量開采速度分別下降0.19%和0.35%（表7）。由于中東地區(qū)海域油氣技術(shù)剩余可采儲量的增加,2019年海域主力油氣田油氣技術(shù)剩余可采儲量、儲采比增幅最大,開采速度下降最快（表7）,其中沙特阿拉伯海域主力油氣田油氣技術(shù)剩余可采儲量增長最多,增長31.59×108t油當(dāng)量。

2 全球主力油氣田合作開發(fā)模式

2.1 合同模式差異化分布，礦稅制合同數(shù)量居首位

全球349個主力油氣田中,合同模式為礦稅制的主力油氣田數(shù)量有263個,合同模式為產(chǎn)品分成的主力油氣田數(shù)量有64個,合同模式為服務(wù)合同的主力油氣田數(shù)量有15個；礦稅制合同模式占比為75.36%,構(gòu)成主力油氣田的主要合同模式（表8）。礦稅制合同模式的陸上常規(guī)主力油氣田數(shù)量居首位,為144個,占礦稅制油氣田總數(shù)的54.75%；礦稅制合同模式的海域油氣田數(shù)量有79個,占礦稅制油氣田的30.04%。從區(qū)域分布上來看,美洲地區(qū)礦稅制合同模式主力油氣田數(shù)量最多,為77個；非洲地區(qū)礦稅制合同模式主力油氣田數(shù)量最少,為15個（表8）。

表8 不同類型合同模式在全球數(shù)量分布表Table 8 Number of different types of contract modes in different regions

主力油氣田技術(shù)剩余可采儲量在不同類型合同模式中分布集中,礦稅制合同模式主力油氣田技術(shù)剩余可采儲量為1339.56×108t油當(dāng)量,占比為80.64%；產(chǎn)品分成合同模式主力油氣田技術(shù)剩余可采儲量為198.35×108t油當(dāng)量,占比為11.94%；服務(wù)合同模式主力油氣田技術(shù)剩余可采儲量為121.58×108t油當(dāng)量,占比為7.32%；其他合同模式主力油氣田技術(shù)剩余可采儲量為1.72×108t油當(dāng)量。

近20年,礦稅制合同模式主力油氣田產(chǎn)量占比維持在80%以上,產(chǎn)品分成合同模式主力油氣田產(chǎn)量占比維持在10%。2021年礦稅制合同模式主力油氣田產(chǎn)量為39.70×108t油當(dāng)量,占比為82.76%。

國際石油公司參與的主力油氣田共59個。礦稅制和產(chǎn)品分成合同模式的主力油氣田數(shù)量以2∶1分布。合同模式為礦稅制的主力油氣田有38個,占比為64.41%,礦稅制合同模式主要集中于海域淺水油氣田,數(shù)量為22個。

國際石油公司持有的油氣田中,艾奎諾公司和雪佛龍公司原油產(chǎn)量中礦稅制合同模式占比均超過80%；bp、殼牌公司和?？松梨诠驹彤a(chǎn)量中礦稅制合同模式占比均在50%左右；埃尼公司和道達(dá)爾能源公司原油產(chǎn)量中礦稅制合同模式占比較低,均低于40%（表9）。艾奎諾公司、雪佛龍公司和埃克森美孚公司天然氣產(chǎn)量中礦稅制合同模式占比均超80%；道達(dá)爾能源公司、殼牌公司天然氣產(chǎn)量中礦稅制合同模式占比均在60%以上,bp和埃尼公司天然氣產(chǎn)量中礦稅制合同模式占比較低,均低于40%（表9）。

表9 國際石油公司不同合同模式的原油及天然氣產(chǎn)量占比表Table 9 Proportion of oil and gas production of international oil companies with different types of contract modes

2.2 獨立作業(yè)為主要運營模式，聯(lián)合作業(yè)側(cè)重大規(guī)模儲量油氣田

主力油氣田作業(yè)模式多為獨立作業(yè),全球349個主力油氣田中獨立作業(yè)的主力油氣田有301個,聯(lián)合作業(yè)的主力油氣田有5個,其他油氣田作業(yè)模式未知。獨立作業(yè)主力油氣田規(guī)模大,技術(shù)剩余可采儲量為1321×108t油當(dāng)量,占比為80%；年產(chǎn)量為36×108t油當(dāng)量,占比為75%。聯(lián)合作業(yè)集中在單個體量巨大的油氣田,主力油氣田個數(shù)占比為1.43%,但技術(shù)剩余可采儲量占比為13%,產(chǎn)量占比為11%。

全球不同類型主力油氣田中,獨立作業(yè)的陸上常規(guī)油氣田最多,為165個；獨立作業(yè)的非常規(guī)油氣田最少,為31個。聯(lián)合作業(yè)的海域油氣田有3個,均為淺水油氣田,位于中東地區(qū)。非常規(guī)油氣田多為獨立作業(yè)模式,其中頁巖油田個數(shù)占比為25.81%,大多屬于美國,致密氣田和油砂個數(shù)均占比為22.58%,多屬于加拿大。

全球重點資源國側(cè)重獨立作業(yè)模式,數(shù)量排名前20的國家合計持有234個主力油氣田,占比為67.05%；其中陸上常規(guī)油氣田有147個,海域油氣田有69個,非常規(guī)油氣田有18個。獨立作業(yè)主力油氣田最多的國家是俄羅斯,擁有46個主力油氣田,占前二十大國家的20%（圖5）。

圖5 獨立作業(yè)主力油氣田前二十大國家分布圖Fig.5 Top 20 countries with main oil and gas fields by independent operation

2.3 受參與方式和開發(fā)階段影響，國際石油公司持股策略差異化明顯

在主力油氣田作業(yè)的各個公司中,獨立石油公司作業(yè)油氣田數(shù)量最多,年產(chǎn)量為31.68×108t油當(dāng)量；國家石油公司和國際石油公司作業(yè)油氣田數(shù)量不相上下,年產(chǎn)量分別為4.79×108t油當(dāng)量和5.07×108t油當(dāng)量。獨立石油公司作業(yè)油氣田有197個,其中陸上常規(guī)油氣田有123個,占比為62.44%,年產(chǎn)量為1.89×108t油當(dāng)量；國家石油公司作業(yè)油氣田有64個,其中陸上常規(guī)油氣田有35個,占比為54.69%,年產(chǎn)量為1.40×108t油當(dāng)量；國際石油公司作業(yè)油氣田有59個,其中海域油氣田有41個,占比為69.49%,主要是淺水油氣田,年產(chǎn)量為4.80×108t油當(dāng)量。

自2000年以來,國際石油公司持股主力油氣田數(shù)量整體呈上升趨勢。bp持股主力油氣田數(shù)量上升最多,為11個,權(quán)益產(chǎn)量增長最多,為6313.40×104t油當(dāng)量/a；埃尼公司權(quán)益產(chǎn)量增長最少,為998.64×104t油當(dāng)量/a；?？松梨诠緳?quán)益產(chǎn)量居七大國際石油公司榜首（表10）。

表10 七大國際石油公司主力油氣田權(quán)益產(chǎn)量及持股個數(shù)變化表Table 10 Changes in equity production and shareholding number of main oil and gas fields by seven international oil companies

國際石油公司在勘探發(fā)現(xiàn)階段憑借技術(shù)與資金優(yōu)勢積極并購開發(fā)難度較大的巨型油氣田,勘探評價初期持股比例穩(wěn)定,在取得重要發(fā)現(xiàn)后權(quán)益產(chǎn)量大幅增加,開始招標(biāo)各國石油公司進(jìn)行油氣開采,產(chǎn)能建設(shè)期股權(quán)開始變更,高峰達(dá)產(chǎn)期股權(quán)發(fā)生稀釋,各石油公司油氣權(quán)益產(chǎn)量達(dá)到峰值。

國際石油公司戰(zhàn)略轉(zhuǎn)移、油價變化、資源國稅法調(diào)整和油田本身重大事件在建產(chǎn)和商務(wù)運作階段均會影響國際石油公司持股策略。國際石油公司對作業(yè)者項目和非作業(yè)者項目具有明顯的持股策略差異,作業(yè)者項目持股比例普遍在40%以上,非作業(yè)者項目持股比例均在30%以下（圖6）；國家石油公司作業(yè)者項目持股比例較高,普遍在75%以上,非作業(yè)者項目兩極分化（圖7）。

圖6 國際石油公司作業(yè)者項目及非作業(yè)者項目持股比例分布圖Fig.6 Shareholding ratio of operator and non operator projects of seven international oil companies

圖7 國家石油公司作業(yè)者項目及非作業(yè)者項目持股比例分布圖Fig.7 Shareholding ratio of operator and non operator projects of national oil corporations

國際石油公司對不同開發(fā)階段的項目持股策略也同樣差異顯著,不同開發(fā)階段持有小權(quán)益項目（持股比例為0～25%）數(shù)量占比均值為70%,其中開發(fā)初期和開發(fā)末期最高,位于74%～76%之間,開發(fā)中期最低,為61%（圖8）。

圖8 國際石油公司不同開發(fā)階段油氣田的持股策略圖Fig.8 Shareholding strategy of oil and gas fields in different development stages of international oil companies

2.4 勘探區(qū)塊和開發(fā)區(qū)塊備受青睞，建產(chǎn)區(qū)塊占比較少

國際石油公司傾向持有勘探區(qū)塊和開發(fā)區(qū)塊,持有建產(chǎn)區(qū)塊比例低。國際大石油公司作為作業(yè)者時持有勘探區(qū)塊1975個、建產(chǎn)區(qū)塊466個、開發(fā)區(qū)塊930個,總計3371個；國際大石油公司作為參與者時持有勘探區(qū)塊1449個、建產(chǎn)區(qū)塊434個、開發(fā)區(qū)塊978個,總計2861個。

國際石油公司高持股時爭當(dāng)作業(yè)者,熱衷勘探區(qū)塊。當(dāng)持股比例集中在75%～100%時,區(qū)塊個數(shù)為1468個（勘探區(qū)塊占比為68.26%）,占作業(yè)者總區(qū)塊的43.55%（表11）。

表11 國際石油公司不同持股比例作業(yè)者區(qū)塊數(shù)量統(tǒng)計表Table 11 Number of operator blocks with different shareholding ratios of international oil companies

國際石油公司低持股時多為非作業(yè)者,傾向開發(fā)區(qū)塊。當(dāng)持股比例集中在0～25%時,區(qū)塊個數(shù)為1476個（開發(fā)區(qū)塊占比為48.23%,雪佛龍除外）,占非作業(yè)者總區(qū)塊的51.59%（表12）。

表12 國際石油公司不同持股比例非作業(yè)者區(qū)塊數(shù)量統(tǒng)計表Table 12 Number of non operator blocks with different shareholding ratios of international oil companies

2.5 主力油氣田勘探評價周期長，產(chǎn)能建設(shè)周期相對較短

主力油氣田的開發(fā)具有投資額巨大、項目生命周期長、參與方多、不可預(yù)見因素復(fù)雜等特點,需要加強全過程控制,在每個階段達(dá)成相應(yīng)的工作目標(biāo),提高項目效益[9]。將主力油氣田的開發(fā)階段劃分為勘探評價期、產(chǎn)能建設(shè)期、高峰達(dá)產(chǎn)期、棄置停產(chǎn)期劃4個階段,在各開發(fā)階段中,勘探評價的周期最長,產(chǎn)能建設(shè)周期相對最短,大多在5年左右。截至2021年,在峰值年產(chǎn)量大于1000×104t油當(dāng)量的349個主力油氣田中,除3個油氣田已經(jīng)棄置停產(chǎn)外,投入生產(chǎn)的主力油氣田數(shù)量為74個,其中2000—2021年投產(chǎn)的主力油氣田數(shù)量為62個。近5年內(nèi)（2017—2021年）達(dá)峰的主力油氣田有45個,2021年達(dá)峰的主力油氣田有19個,未來開發(fā)潛力巨大。

從油氣田角度看,氣田的開發(fā)周期略大于油田,氣田的開發(fā)周期集中在18.25～46.25年,油田的開發(fā)周期集中在11～42年。通過對14個典型主力油氣田分析研究發(fā)現(xiàn),列多沃氣田和澳大利亞高庚項目的勘探評價期較長,為25年左右；哈贊氣田、惠特斯通LNG項目、澳大利亞高庚項目高峰達(dá)產(chǎn)期較短,為5年左右（圖9）。

圖9 典型主力油氣田不同開發(fā)階段周期分布圖Fig.9 Period of different development stages of typical main oil and gas fields

2.6 不同開發(fā)階段儲采比分布寬泛，油氣開采速度差異分明

全球主力油氣田儲采比均隨采出程度增大而降低,油田儲采比在不同階段均高于氣田。原油的儲采比在開發(fā)初期、中期和后期變化范圍大,維持在6.33～82.84之間,進(jìn)入開發(fā)末期,儲采比變化范圍迅速縮小,維持在20以下；天然氣儲采比在開發(fā)初期和中期變化范圍較大,維持在8.66～73.85之間,進(jìn)入開發(fā)后期,儲采比變化范圍急劇縮小,基本維持在20以下（表13）。

表13 2021年全球主力油氣田儲采比統(tǒng)計表Table 13 Reserve-production ratio of main global oil and gas fields in 2021

全球主力油田的開采速度隨著采出程度的增大而逐漸減小,主力氣田開采速度保持穩(wěn)定,氣田開采速度大于油田開采速度。油田開采速度分布與氣田開采速度分布形態(tài)相反,油田開采速度的分布整體呈“紡錘形”,在開發(fā)中期和后期,油田開采速度變化范圍較寬；開發(fā)初期和末期,油田開采速度的變化范圍較窄。氣田開采速度的分布整體呈“空竹形”,兩頭寬、中間窄,開發(fā)初期和末期,氣田開采速度的變化范圍較寬；開發(fā)中期和后期,氣田開采速度變化范圍急劇變窄（圖10、圖11）。

圖10 2021年全球主力氣田開采速度圖Fig.10 Production rate of main global gas fields in 2021

圖11 2021年全球主力油田開采速度圖Fig.11 Production rate of main global oil fields in 2021

3 認(rèn)識與啟示

3.1 主力油氣田建產(chǎn)規(guī)律性強，選擇合適的時機與方式尤為重要

從不同類型油氣田角度看,陸上常規(guī)油氣田高峰達(dá)產(chǎn)期長,海域油氣田產(chǎn)能建設(shè)期長,非常規(guī)油田勘探評價期長。

勘探評價期：即從勘探發(fā)現(xiàn)到最終投資決策。非常規(guī)油田勘探評價期周期較長,平均為34年；海域氣田和非常規(guī)氣田周期較短,分別平均為4年和6年；陸上常規(guī)油氣田平均為24～25年；海域油田平均為15年。

產(chǎn)能建設(shè)期：即從最終投資決策至油氣首次生產(chǎn)時間。各油氣田產(chǎn)能建設(shè)期基本一致,為3～5年,陸上常規(guī)油氣田產(chǎn)能建設(shè)期周期平均為2.7～3.7年,海域油氣田平均為4年,非常規(guī)油氣田平均為2～3年。

高峰達(dá)產(chǎn)期：即從油氣首次開始生產(chǎn)到高峰達(dá)產(chǎn)的時間。海域油氣田高峰達(dá)產(chǎn)期周期相對較短,平均為13年,陸上常規(guī)油田平均為31年,陸上常規(guī)氣田平均為16年,非常規(guī)油氣田平均為22～25年（圖12）。

圖12 不同開發(fā)階段各類型油氣田周期分布圖Fig.12 Period of different development stages of different types of oil and gas fields

中國的石油公司在購入主力油氣田資產(chǎn)時,要全面評估不同類型油氣田勘探評價周期、產(chǎn)能建設(shè)周期、高峰達(dá)產(chǎn)周期及各種未知因素對項目未來收益的影響,同時將地緣政治、國際油價、國際石油公司的出售動機及油氣資產(chǎn)所處階段有機結(jié)合,以便作出相應(yīng)的進(jìn)入策略,最大程度避免可能的風(fēng)險。

3.2 陸上常規(guī)原油是利潤主體，深水主力油田將是未來開發(fā)重點

主力油氣田分布以陸上常規(guī)油氣田和海域油氣田為主,海域油氣田有117個,陸上常規(guī)油氣田有190個；其中海域油田有90個,陸上常規(guī)油田有136個。

全球主力油氣田中,陸上常規(guī)油氣田與海域油田的內(nèi)部收益率（IRR）較高,平均為24.80%～33.18%,其中陸上常規(guī)油田IRR平均值高達(dá)33.18%；非常規(guī)油氣田與海域氣田的IRR較低,平均為18.22%～22.52%（圖13）。海域主力油氣田中,深水油氣田IRR平均值最高,為26.34%,淺水油氣田為19.52%,超深水油氣田最低,為19.15%。

圖13 不同類型主力油氣田內(nèi)部收益率分布圖Fig.13 IRR of different types of main oil and gas fields

近年來全球海域勘探開發(fā)步伐明顯加快,油氣新發(fā)現(xiàn)儲量超過陸上,已成為全球油氣資源戰(zhàn)略接替區(qū)。截至2021年底,勘探評價期的陸上常規(guī)主力油氣田有32個,海域主力油氣田有34個；產(chǎn)能建設(shè)期陸上常規(guī)主力油氣田有33個,海域主力油氣田有33個。陸上常規(guī)主力油氣田經(jīng)濟(jì)剩余可采儲量是陸上常規(guī)主力油氣田技術(shù)剩余可采儲量的66.79%,而海域主力油田經(jīng)濟(jì)剩余可采儲量是海域主力油田技術(shù)剩余可采儲量的70.90%。隨著技術(shù)與裝備的進(jìn)步,深水油氣生產(chǎn)成本大幅下降,全球海域油氣逐漸進(jìn)入深水開發(fā)階段,未來5年海域原油產(chǎn)量將持續(xù)增加,淺水原油產(chǎn)量保持穩(wěn)定,深水和超深水將逐漸發(fā)力[19]。

3.3 國際石油公司核心資產(chǎn)產(chǎn)量貢獻(xiàn)明顯，核心產(chǎn)區(qū)戰(zhàn)略意義重大

bp油氣產(chǎn)量分布于阿塞拜疆、阿曼、印度尼西亞、美國,其中在阿塞拜疆的油氣產(chǎn)量占阿塞拜疆油氣總產(chǎn)量的84.29%；?？松梨诠居蜌庵饕a(chǎn)區(qū)為伊拉克、俄羅斯、巴布亞新幾內(nèi)亞等；埃尼公司油氣的核心產(chǎn)區(qū)有4個,分別是埃及、伊拉克、尼日利亞、意大利；雪佛龍公司的主要產(chǎn)區(qū)是澳大利亞,油氣產(chǎn)量占澳大利亞油氣總產(chǎn)量的32.68%；殼牌公司的核心產(chǎn)區(qū)為尼日利亞、卡塔爾、澳大利亞等國；艾奎諾公司的核心產(chǎn)區(qū)為挪威,油氣產(chǎn)量占挪威油氣總產(chǎn)量的84.55%；道達(dá)爾能源公司的主要產(chǎn)區(qū)是安哥拉。

國際石油公司在核心產(chǎn)區(qū)策略明顯,對于強勢資源國,權(quán)益產(chǎn)量占該資源國油氣產(chǎn)量的比例均低于40%；對于弱勢資源國,權(quán)益產(chǎn)量占該資源國油氣產(chǎn)量的比例普遍較高,個別資源國達(dá)到100%。中國的石油公司應(yīng)加強對市場形勢的跟蹤,及時調(diào)整經(jīng)營策略,適度加大勘探投資,優(yōu)先獲取大型優(yōu)質(zhì)勘探資產(chǎn)、優(yōu)先獲取作業(yè)者項目,建立自己的核心產(chǎn)區(qū),重視合作伙伴選取和風(fēng)險分?jǐn)?建立靈活的資產(chǎn)進(jìn)出機制,推動資產(chǎn)的動態(tài)優(yōu)化配置和合理組合,持續(xù)提高核心資產(chǎn)比重[20]。

3.4 持續(xù)跟蹤國際石油公司交易動態(tài)，爭取大油氣田合作開發(fā)機會

資產(chǎn)交易是獲得主力油氣田開發(fā)項目的最主要途徑,中國的石油公司應(yīng)把握地緣政治變化,以“一帶一路”國家為重點,持續(xù)跟蹤國際石油公司資產(chǎn)交易動向,抓住有力時機,通過股權(quán)并購等方式獲取優(yōu)質(zhì)資產(chǎn),參與主力油氣田運營[21-24]。

繼續(xù)加強中俄上游合作,進(jìn)一步夯實管道氣源。俄羅斯因其豐富的油氣資源,一度成為國際大石油公司投資熱點,主力油氣田個數(shù)及控股公司個數(shù)均居全球首位。然而隨著地緣政治持續(xù)緊張,特別是俄烏沖突后,國際大石油公司紛紛撤出俄羅斯,重回北美、歐洲、非洲等地區(qū),這為其他公司參與俄羅斯地區(qū)油氣業(yè)務(wù)提供了機會。

重點關(guān)注中東地區(qū)優(yōu)質(zhì)陸上常規(guī)油氣資產(chǎn),積極參與優(yōu)質(zhì)大型天然氣田項目運營。中東地區(qū)處于“一帶一路”地緣中心的優(yōu)勢位置,油氣資源豐富,北方氣田和南帕斯氣田儲量占據(jù)全球十大主力氣田前兩位,優(yōu)質(zhì)氣田資產(chǎn)對于綠色低碳轉(zhuǎn)型意義重大,但要充分評估地緣政治風(fēng)險,尋找合適時機進(jìn)入。

持續(xù)緊盯深水熱點領(lǐng)域動向,積極爭取深海項目中標(biāo)機會。全球海洋油氣資源豐富、探明率低,新發(fā)現(xiàn)海洋油氣藏平均儲量規(guī)模遠(yuǎn)高于陸上油氣藏,未來大型主力油田可能誕生在深水領(lǐng)域,需要超前布局,采用多種模式參與深水大型勘探區(qū)塊招標(biāo)。

4 結(jié)論

全球油氣儲量主要富集在少數(shù)大型油氣田中,全球主力油氣田產(chǎn)量貢獻(xiàn)超過60%,主力油氣田作為核心產(chǎn)區(qū)和資源保障,具有重大的戰(zhàn)略意義,目前仍是國際油公司關(guān)注和資產(chǎn)獲取的焦點。中國油公司應(yīng)科學(xué)借鑒國際石油公司開發(fā)主力油氣田的典型做法和先進(jìn)理念,進(jìn)行針對性的策略研究,加強中俄上游合作和中東地區(qū)優(yōu)質(zhì)常規(guī)油氣資產(chǎn)獲取,跟蹤海域熱點領(lǐng)域動向,突出陸上常規(guī)油氣開發(fā),提升海域油氣和天然氣資產(chǎn)占比,持續(xù)跟蹤國際石油公司交易動態(tài),研判進(jìn)入時機與進(jìn)入方式,提前規(guī)避風(fēng)險,確保做出最優(yōu)的資產(chǎn)投資和出售決策,打造并鞏固自身的核心產(chǎn)區(qū)和穩(wěn)定保供基地,保障國家油氣安全。