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重磅 | 全球油气勘探开发趋势及特点

时间：2020-10-26 来源：能源研究俱乐部浏览：

全球油气勘探开发趋势及特点

能源情报研究中心杨永明

石油天然气行业的价值链始于上游的勘探开发业务。油气勘探开发是油气行业可持续发展的资源基础，油气储量和产量的增长与国际油价、油气上游发展趋势、勘探开发投资等密切相关。

2018年，全球油气勘探开发投资回暖，并带动油气服务市场复苏；油气新增探明储量处于历史低位，深水油气成为新增储量的主体，油气产量继续增长；油气勘探开发向更具挑战的领域纵深发展。随着全球市场竞争愈演愈烈，油气勘探开发项目越来越复杂，资本越来越密集，油气勘探开发行业需要进行不断的技术创新，尤其要在前沿技术领域取得重大突破，才能获取进入油气新领域、降低成本以及增加采收率的机会，建立技术领域合作伙伴关系成为应对压力、分担风险的优先选择。同时，石油公司积极布局和优化上游资产，通过资产收购的方式补充资源，在全球范围内寻找油气机会，为长远发展打下坚实基础。此外，为了解决油气领域带有战略性质的复杂技术任务，单靠油气勘探开发行业本身的努力还远远不够，在这种情况下，往往需要国家的参与。

跟踪全球油气勘探开发形势，分析勘探开发行业的发展特点，可为中国油气勘探开发和增储上产提供启示和建议。

一、全球油气勘探开发概况

随着国际油价回升，全球油气投资明显增加，勘探开发投资逐渐回暖，进而对油服市场规模产生积极影响。尽管油气发现仍处于较低水平，但石油和天然气产量均保持增长。近些年，全球油气勘探开发难度逐渐增加。

（一）勘探开发投资回暖

2018年，全球油气勘探开发投资继续增长，增幅高于2017年。预计2019年全球勘探开发投资将随油价回稳继续保持增长。

自2014年下半年起，国际油价低位徘徊，对上游生产经营冲击较大，各大油气企业纷纷削减上游支出，勘探开发领域投资水平明显降低。随着国际油价回升，上游勘探开发投资逐渐回暖。来自IHS的数据显示，2018年全球勘探开发投资达到4272亿美元，较2017年增长14%（见图1）。

注：2018年后为预测数据

资料来源：IHS

图1 2010～2022年全球勘探开发投资变化

从区域上看，各地区陆上勘探开发投资均有增长，北美地区同比增加34%，而亚太地区仅增长6%；各地区海上勘探开发投资增减不一，拉美同比增加14%，而亚太地区则下降近3%。

从成本上看，预算削减和财务限制带动了更高效钻机的部署，驱使地震勘测成本下降，导致项目平均盈亏平衡总体下降。成本削减幅度最大的是资本密集型资源（深水、超深水资源，包括致密油和页岩油在内的非常规资源等）。美国能源信息署（EIA）表示，自2009年以来，全球勘探开发总成本在2018年达到最低。116家勘探开发公司的年报分析，2018年他们共创增了1000亿桶油当量，总的勘探开发成本较2017年下降了9%。

IHS预计，2019年各地区勘探开发投资将继续增长，达到4767亿美元，同比增长12%。拉美地区将保持领涨，涨幅在18%左右，亚太地区的涨幅为16%，其他地区低于15%。2019年之后，全球各地区的油气勘探开发投资将保持增加，这种趋势可延续到2022年。

（二）储量基本稳定产量继续增长

2018年，全球油气储量基本保持稳定，新增探明储量处于历史低位，油气发现主要来自海洋，特别是超深水。全球油气产量继续增长。

1.储量

根据BP发布的《世界能源统计年鉴2019》，2018年底全球石油储量达1.73万亿桶。欧佩克组织拥有71.8%的全球储量。储量最高的单一国家是委内瑞拉（占全球储量17.5%），沙特阿拉伯（17.2%）紧随其后，随后是加拿大（9.7%）、伊朗（9.0%）和伊拉克（8.5%）。根据2018年的储产比，全球石油还能够以现有的生产水平生产50年。分地区来看，中南美洲的储产比系全球最高，达136年；欧洲地区储产比为全球最低，为11年（见图2）。

资料来源：BP

图2 2018年底全球石油储量情况

2018年底全球天然气探明储量达196.9万亿立方米。增长的原因主要是阿塞拜疆新增的储量。俄罗斯（38.9万亿立方米）、伊朗（31.9万亿立方米）和卡塔尔（24.7万亿立方米）是储量最高的三个国家。根据2018年的储产比，全球天然气还能够以现有的生产水平生产50.9年，相较2017年减少2.4年。中东（109.9年）和独联体国家（75.6年）的储产比高于其他地区（见图3）。

资料来源：BP

图3 2018年底全球天然气储量情况

就新增探明储量来看，根据咨询公司伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）的数据，2018年全球常规油气新增探明可采储量超过105亿桶油当量（14.4亿吨），为近10年来最低，包括42亿桶（5.8亿吨）石油和35万亿立方英尺（9911亿立方米）天然气，其中石油占全球新增的40%，勘探发现主要来自俄罗斯、塞浦路斯、圭亚那、巴西、坦桑尼亚、澳大利亚等国家。全球探明可采储量大于1亿桶油当量的油气发现有21个，其中陆上3个，陆架7个，深水11个，油气发现主要来自海域，特别是超深水。

尽管发现量处于历史低位，但是根据能源调查公司Rystad Energy的统计，自2015年以来，2018年已经算是全球油气勘探的最佳年份，全球勘探活动停止了逐年下降的趋势。南美北海岸、北美墨西哥湾等区域相继获得多处重大油气勘探突破，圭亚那、俄罗斯和美国的重大油气发现量位居榜首（见图4），深水油气再度成为石油公司的勘探热点。

资料来源：Rystad Energy

图4 2018年全球重大油气发现

其中，2018年，埃克森美孚公司（ExxonMobil）在其担当作业者的圭亚那Stabroek区块分别获得三次重大油气发现，使该区块可采资源量累计超过40亿桶油当量。诺瓦泰克公司（Novatek）在俄罗斯北极海域鄂毕湾浅水区块发现了大型的天然气和凝析油田。壳牌公司（Shell）在美国墨西哥湾有两次重大的深水勘探油气发现。埃尼公司（Eni）和道达尔公司（Total）合作在塞浦路斯Calypso海域发现的大型天然气田，也是2018年规模较大的深水油气资源突破。

2.产量

2018年，全球油气产量稳定增长。全球石油产量为44.5亿吨，同比增长1.7%。其中，北美地区的增量最大，高达9500万吨，其次是中东地区（1600万吨），分别增长12.6%和1.1%。北美地区增量主要来自美国，增加7400万吨；中东地区增量主要来自沙特阿拉伯，增加1500亿吨。美国、俄罗斯和沙特阿拉伯产量上升，填补了伊朗、委内瑞拉等国产量下降的缺口。

全球天然气产量达到3.9万亿立方米，同比增长4.5%。其中，增量较大的地区有北美和俄罗斯中亚地区，增量分别为920亿立方米和450亿立方米，增幅分别为9.1%和5.5%。北美地区增量主要来自美国，增加850亿立方米；俄罗斯中亚地区增量主要来自俄罗斯，增加350亿立方米。

从重点油气类型发展趋势上看，中国石油勘探开发研究院在其最新发布的《全球油气勘探开发形势及油公司动态（2019年）》中指出，全球LNG进入快速增长阶段，2018年全球LNG贸易量3.2亿吨，增幅9.2%，在全球天然气贸易中占比36%，流向以亚太和欧洲为主。加拿大油砂2018年产量为1.34亿吨，受低油价影响，投资较2014年降低72%，预计2020年后产量增速将放缓。美国致密油产量3.3亿吨，占2018年美国原油产量的44%，完井成本集中在430万～780万美元，基本回升至2014年水平，盈亏平衡油价在60美元/桶以下的甜点区的剩余可采储量43亿吨，Wood Mackenzie、国际能源署（IEA）等均预测美国致密油产量将于2025年达峰。

（三）油气勘探更具挑战

近年来，天然气发现在油气发现中的占比呈上升趋势；油气勘探从陆地向海洋延伸；油气发现从中深层向深层、超深层，从中浅水向深水、超深水拓展；资源开发从常规油气转向非常规油气。油气勘探不断向更细、更深、更广、更难、更具挑战的领域发展。

1.天然气勘探越来越受重视

全球油气探明储量增长长期以石油为增长主体，从上世纪90年代开始天然气新增探明储量不断加大。本世纪以来，尤其是最近10余年间，天然气一直是全球油气勘探热点。2014年油价下跌后世界油气新发现个数与规模大幅下降，天然气发现比例呈增大趋势。天然气发现尤其是商业中的发现占比呈逐渐上升趋势，这主要得益于东非、北非、中亚及中东等地区的大型气田被发现，包括莫桑比克Golfinho气田、埃及Zohr气田等。随着LNG技术以及海上管输技术的逐步成熟和未来清洁能源的现实需求，天然气勘探将会受到越来越多的重视。

2.陆域油气勘探难度增加

目前世界油气仍以陆上开发为主，但多数主要油气田已进入成熟期。从勘探发现历史来看，随着勘探的深入，主要含油气盆地的勘探目标变得复杂隐蔽，目标层系越来越深，陆地发现大油气田的难度越来越大，常规油气发现有日益下降的趋势，尤其是规模较大的陆上油气资源发现在近年来明显减少，新发现储量的增长主要靠老区精细挖潜。在全球主要老油区的滚动与精细勘探基础上，未来深层以及新层系油气新发现仍然会占据重要的地位。钻井技术的进步也使得深层油气开发得以实现。据IHS统计，近年来世界超6000米深的探井主要分布在墨西哥湾及巴西海域。2008～2018年全球深层-超深层（储层埋深大于4000米）石油探明储量约为143亿吨油当量，占原油储量增长的66%；深层-超深层天然气探明储量约为91亿吨油当量，占天然气储量增长的61%。

3.海域成为储量增长主要领域

尽管各家权威机构的估测数据存在一定差异，但总体上都认为全球海上油气资源极为丰富。从国际趋势上看，陆地油气资源开采峰值已过，海洋油气开采开始进入黄金期。海域勘探程度低、潜力大，油气勘探从陆地向浅海、深海延伸已是一大趋势。海洋石油特别是深海石油,是弥补石油供需缺口的重要来源。2000年以来，全球海域油气储量快速增长。据Wood Mackenzie统计，2008～2018年全球海域探明油气储量约为217亿吨油当量，占全球新增探明油气储量的68%，相比之下，陆上探明油气储量约为102亿吨油当量，占全球新增探明油气储量的32%。海域成为油气储量增长的主要领域。

与陆域勘探从中深层到深层、超深层延伸相似，全球海域勘探从中浅水到深水、超深水延伸，得益于海上地球物理勘探技术和钻井技术的进步，深水油气发现越来越多，深水油气资源成为全球开发主热点。根据油气新发现情况推测，海洋油气勘探由水深300米内的大陆架范围向3000米的深水区域拓展，未来油气储量的40%可能在海洋深水区被发现。从油气新发现分布来看，世界深水发现主要分布在东非被动大陆边缘、西非被动大陆边缘、巴西被动大陆边缘、墨西哥湾、北海以及澳大利亚西北陆架。

4.从常规领域向非常规领域延伸

得益于地质理论与技术的突破，尤其是大位移水平钻井及压裂技术的突破，近年来非常规油气勘探引发行业关注，非常规油气资源得以高效商业开发。即使在低油价期间，北美页岩油、页岩气开采依然火热，依然具有较强竞争力，非常规油气资源在油气新发现储量和产量中的比重越来越大。

（四）油气服务市场复苏

油气产业链上游的勘探开发状况直接决定了油服行业的发展。受油价影响，勘探开发投资回暖，全球油服市场规模在经历了2015～2016年的负增长后，再次恢复增长态势。

目前，原油价格随着供需逐渐平衡而趋稳，并随着需求逐渐增加而缓慢回升，从而带动勘探开发投资增加，进而对油服市场规模产生积极影响。行业信息机构Spears&Associates的数据显示，2018年，全球工程技术服务市场规模为2651亿美元，相比2017年增幅11.7%（见图5），2018年国际油价继续回升，上游项目的经济性得到改善，工程技术服务市场扩大。国际综合油田服务巨头收入和利润同比大幅提升，业绩复苏的最大驱动力来自北美市场。预计2019年工程技术服务市场将保持9%的增幅。

注：2018年后为预测数据

资料来源：Spears&Associates

图5 2007～2019年全球油田工程技术服务市场变化

工程技术服务各个板块市场规模增减不一。工程技术服务市场规模与石油公司的投资策略紧密相关，石油公司将投资重点放在保持和增加油气产量上，而对风险勘探和产能建设比较慎重，导致2018年油田生产服务板块涨幅最大，与2017年相比增长近25%；其次是钻井与完井服务增长近13%，测录试服务增长11%。由于油价持续回升，2018年勘探及钻井工作量也逐渐恢复，油田工程建设服务板块市场规模下降幅度收窄至3%，预计2019年，随着油价逐步回稳，工程技术服务各个板块的市场规模均会出现不同程度的增长。

全球动用钻机数量较上年有所增长，但总体仍处于较低水平。2016年动用钻机数量跌至最低点后，随着2017年国际油价回升，全球勘探开发活动恢复，钻井承包服务需求增加，动用钻机数回升。2018年全球动用钻机数继续增加，达4028台，同比增长4%。动用钻机数增长主要来自北美地区。总体上看，2018年动用钻井数仍处于较低水平。预计2019年，随着勘探开发投资增加，动用钻机数量还会小幅增长。

二、油气勘探开发行业发展特点

（一）勘探开发行业发展需要政策保障，政府产业支持机制发挥重要作用

为了完成石油和天然气领域诸如非常规资源开发、极端条件下资源开采等带有战略性质的复杂技术任务，单靠油气勘探开发行业本身的努力还远远不够，在这种情况下，往往需要国家的参与。国家加大资源开放力度、推出勘探开发规划、制定技术研发计划，通过资金支持、税费优惠等措施保障勘探开发行业发展，在此过程中，政府对产业的支持机制发挥了重要作用。

1.美国：重视和扶持非常规油气开发技术，鼓励技术成果向产业界转移

纵观美国非常规油气发展历程不难看出，美国政府推出的非常规油气方面的计划推动了非常规油气地质理论与技术进展，通过计划项目的运作和管理，创建出充满活力的科学生态系统，也使美国的页岩油气勘探开发技术走在世界前列。同时，美国政府十分重视国家实验室科技成果转化问题，通过各种法案鼓励技术成果向产业界转移。得益于先进的油气开采技术，美国非常规油气资源占能源产出的比重不断攀升。

美国的页岩革命是国家、企业和科研机构多年共同努力的结果。美国能源领域的基础研究，以及源头性技术的研究和转让主要是由国家实验室承担。美国能源部管理着庞大的能源研发系统，其下有多个国家实验室长期进行有关能源基础领域的研究和应用研究。美国能源部在贷款项目办公室（Loan Programs Office）、高级能源研究计划署（ARPA-E）等机构的协助下，对能源领域先进技术研究和创新技术实施进行资助，同时还鼓励工业部门、研究中心和国家之间建立合作伙伴关系，以创建充满活力的科学生态系统。

RPSEA计划

2005年，美国政府通过《能源政策法案（EPAct）》，其中第999条提出需要推动墨西哥湾深水油气开采和内陆非常规油气开发，“保障美国能源研究合作（RPSEA）”计划由此创立。

RPSEA归美国能源部管辖，利用美国政府提供的资金，支持民间研究组织和企业自己的研发项目，并在此过程中负责对资金进行具体操作和验收。根据与能源部国家能源技术实验室（NETL）的合同，RPSEA管理的首期计划为期10年，价值3.75亿美元，面向超深水油气资源开采、非常规油气资源开发和小型油气生产者共三个技术领域。其中，超深水油气资源开采的预算为每年1750万美元，非常规油气资源开发的预算为每年1625万美元，小型生产者方向的预算为每年375万美元。被资助的研发项目除了会得到RPSEA的部分融资外，还有20%～50%的研究成本来自公司的自有资金。

RPSEA是美国能源领域领先的大学、能源工业、独立研究组织以及政府和联邦机构组成的联盟，其主要成员中，16%是油气生产商，5%是大型开采企业，23%是大学，26%是技术开发公司，9%是国家实验室或研究机构。过去十余年间，RPSEA实际上一直充当着独立石油公司的技术项目库和研究中心。自2007年以来，RPSEA共资助了170多个研究项目，以解决非常规开发等领域面对的细节问题，最为关切的就是降低成本、提高安全性、解决环境问题。这种来自政府的支持模式，推动了美国非常规开发环境下的技术发展。

2018年，RPSEA向国会提交了题为“长期坚持下去——简单的事情已成过去”的技术路线图，旨为确定美国未来十年油气行业面临的挑战和优先攻关的方向。该路线图要求在提高陆上油田作业效率的同时提高采收率，建议加大超深水资源的研究力度，重点关注边际油田，特别是如何预防非常规油气井过早边缘化的研究。

推动国家实验室的创新成果转移转化，是美国政府创新政策之重点。美国政府鼓励并推动产业与国家实验室之间增加承包合同、降低技术转让成本，向那些愿意为实验室成果进行早期开发与应用买单的机构提供帮助。一旦明确新的能源技术确实有实质性影响，美国政府会尽快将实验室成果转移到商业部门，进行规模化生产或应用于公共领域。

CRADA机制

“合作研究与发展协议（CRADA）”根据1980年通过的《史蒂文森-怀德勒技术创新法（Stevenson-Wydler Technology Innovation Act）》而创立，旨在促进国家实验室与私营机构进行合作、促进技术转移和成果转化，是美国国家实验室技术转移制度体系的主要组成部分，其成员有代表美国能源部的国家实验室、天然气研究所以及Pelton、Chevron、ExxonMobil、Amoco、ConocoPhillips等公司。

美国能源部鼓励私营企业通过CRADA等机制将实验室的技术与研究成果转移到市场中去。为了推动油气新技术商业化，美国能源部通过CRADA与私营企业以及其他联邦机构建立联系，联合起来将技术从概念验证阶段推动至全面应用部署阶段。在合作研究中，美国能源部根据CRADA对项目进行赞助，费用、人员、设施、设备或研究能力可以共享，互惠互利，合作各方共同推动实验室成果产业化。

早期私营企业由于知识产权归属问题不明确，参与CRADA的热情不高。为此，1986年的《联邦技术转让法》授权国家实验室将CRADA框架下形成的科研成果转让给私营企业或许可私营企业进行商业开发。2000年的《技术转移商业化法》进一步规定，只要是实验室所有的、与CRADA研究范畴相关的专利，都可以通过这一机制转让或授权给私营企业。在法律保障下，企业有更多的意愿参与更早阶段、较高风险的合作研发，美国CRADA数量不断增长。

CRADA机制对国家实验室技术转移和成果转化发挥了重要作用。大量由公共财政投入形成的科技成果通过CRADA机制由国家实验室转让或授权给合作企业，极大地降低资源开发和应用成本，提升了产业竞争力，对美国页岩油气勘探行业创新起到了强有力的支撑促进作用。时至今日，CRADA仍在沿用，并不断完善优化，已经成为美国能源科研成果向市场部门转移转化的主要途径之一，有力地保障了能源产业技术在研发早期时的资金与政策支持，促成了美国在能源领域持续发展的技术领导力。

值得一提的是，美国对页岩气开发的补贴。在20世纪70年代末的美国页岩气发展早期，美国政府在《能源意外获利法》中提出非常规能源开发税收补贴政策，对1979～1993年钻探的非常规油气和2003年之前生产和销售的页岩气及致密气实施税收减免，对油气行业实施5种税收优惠；随后，在1990年的《税收分配综合协调法案》和1992年的《能源税收法案》便扩大了非常规能源的补贴范围。2005年起，美国政府加大了开发难采天然气的政策扶持力度，大大降低了天然气开采税。为激发土地所有者与开采公司签署土地租赁合同的积极性，政府给土地所有者增加了25%的强制提成，并且鼓励天然气企业积极开展水平井钻探和多级地层水力压裂工序等技术创新。在这一系列政策扶持措施的推动下，页岩气勘探开发取得了明显成果。

2.挪威：推动深海勘探开发技术创新，积极开放海上勘探开发

丰富的深海油气资源、高水平的油气研发能力，造就了挪威其独具特色的海上油气产业。随着油气工业的发展，挪威政府建立了较为科学的油气规划管理体制，在海上油气研发、勘探、开发等方面的技术和管理水平居世界领先地位。最近两年，挪威政府不断加大勘探开发，以拓展重大石油发现。

自20世纪60年代末挪威大陆架发现石油后，石油工业的崛起成为挪威经济发展的主要动力。在挪威，国家或国家石油公司Equinor（国家持股67%）为油气技术开发和合作提供支持。Equinor旗下科技风险投资公司Equinor Technology Ventures（ETV）支持在勘探、油藏研究、钻井和油井建设、油田开发领域使用新技术以减少温室气体排放、提高能源效率的中小型企业。ETV为这些企业提供股权或项目融资，并给予专业的技术和财务建议。

此外，政府推出PETROMAKS、DEMO 2000等计划，吸引石油天然气行业参与者共同探寻成熟区块的开拓方法以及在挪威大陆架地区不同地形环境下提取新资源的方法，发现新的技术解决方案，应对深海油气资源勘探开发难度逐年加大的挑战。公共和私人部门的一系列高科技创新，在挪威大陆架上试验和应用后，进而向全世界推广。有专家认为，从各类工程技术的综合应用角度考虑，挪威是世界上海洋油气技术最好的国家之一。

DEMO 2000计划

DEMO 2000是挪威石油能源部（MPE）支持的一项计划，旨在确保石油天然气行业的长期竞争力以及挪威大陆架油气资源的可持续开发，其目标是在工业、石油公司和研究机构之间建立密切联系，在大陆架或在陆上适当条件下实地测试新技术，测试和引进创新产品。在该计划框架内，石油公司与行业供应商等开展合作，确保新技术的开发应用，最终实现降低挪威大陆架勘探开发成本、提高原油采收率等目的。该计划的指导小组由石油公司、油服公司和研究机构的代表组成。

DEMO 2000计划为石油和天然气勘探开发提供资金，并侧重于四个优先领域：温室气体减排，能源效率和环境；勘探和提高原油采收率；钻井、完井和地质技术措施；开采、加工和运输。

自2000年以来，在DEMO 2000框架下，实施的试点和示范项目已超过215个，总价值约3亿欧元，项目资金的20%由政府提供。DEMO 2000计划表明，在确定战略发展方向的过程中需要来自技术终端用户的支持，填补技术空白、加强薄弱环节和发展创新同等重要。除了政府的资金支持外，DEMO 2000通过共同融资项目还吸引了来自石油公司和承包商的资金，为测试新技术提供了足够的财务保障。

早在海上油气开采之前，挪威政府就明确了国家对油气资源的拥有权及对油气资源的管理权限。同时，挪威政府对外国公司参与其海上油气开发态度比较开放。上世纪60年代末在北海发现的第一块大油田Ekofisk迄今仍由美国ConocoPhillips公司作为主运营商。上世纪70年代挪威建立起自己的石油公司后，政府曾一度要求国有资本在每个油气开采项目占到50%股份，但1993年后该项规定被废止，修改为根据实际情况评估是否需要挪威国有资本参与以及参与的份额。许可证制度是挪威油气勘探开发政策的重要组成部分，1996年颁布的29号石油法案是许可证制度的法律基础。挪威政府实行的是向所有合格的石油公司完全开放的区块勘探开发许可招标制度。

目前，挪威在近海大陆架地区依然有着非常丰富的石油资源，可以维持其未来几十年的石油和天然气生产。但同时，现有的勘探水平不足以满足未来产量增加的需求。为此，挪威当局加大勘探开发力度以拓展重大石油发现。2019年1月，挪威石油能源部（MPE）宣布，2019年挪威已经向33家石油公司颁发了83份勘探和开采许可证。这是挪威自53年前第一次颁发石油勘探和开采许可证以来，勘探活动最活跃的一年。3月，挪威政府提出在2019年成熟地区的许可招标中扩大石油天然气勘探区域，挪威石油能源部的目标是2020年年初在宣布的地区颁发新的生产许可证。

在油气勘探开发的税费方面，由于海上油气开发最大的风险来自勘探的不确定性，为鼓励企业到挪威大陆架勘探开发油气资源，挪威政府随着情况发展变化不断地对石油税收体制进行相应调整。为降低企业勘探风险，促进技术进步，企业的勘探费用、研发投入、以及停产期间处置相关设施的费用可在税前抵扣。为鼓励新企业进入大陆架以及鼓励更多的油气勘探，自2005年起，处于不纳税年度的企业，其勘探费用可以直接向挪威政府石油税办公室申请返还。企业从挪威政府所能获得最大返还金额为总开支的78%，这样可大幅度降低企业的经营风险。

（二）勘探开发产业环境催生新技术需求，行业内外技术合作日益密切

如今，全球市场竞争愈演愈烈，油气勘探开发项目正在变得越来越复杂，资本越来越密集。油气企业需要进行不断的技术创新，尤其要在前沿技术领域取得重大突破，才能获取进入油气新领域、降低成本以及增加采收率的机会。在这样的情况下，建立技术领域合作伙伴关系成为油气勘探开发行业应对压力、迎接挑战的优先选择，石油公司、油服公司、设备制造商和研究机构等各类主体纷纷参与其中，在减少资源投入的同时，更大程度地分担勘探开发项目实施风险。

所有石油公司都专注于发展，但每个公司都有各自不同的战略定位。莫斯科斯科沃管理学院能源中心（SKOLKOVO Energy Centre）对ExxonMobil、Shell、Total等七家国际石油公司进行的一项分析显示，国际石油公司最重要和最具竞争力的业务领域主要集中在钻井技术领域，包括深水钻井、地质勘探、非常规化石能源开采、原油采收率提升方法和数字化（见图6）。与此同时，每家公司都有自己的技术专长。如Shell的优先业务方向是与液化天然气有关的技术；ExxonMobil是非常规油气开发的领导者；BP专门从事地震研究和地震数据成像。但即使在这些大型石油公司中，也没有一家能够同时成为勘探开发所有领域的领导者。

资料来源：SKOLKOVO Energy Centre

图6 七大国际石油公司技术专长示意

而如今的全球油气勘探开发市场上，石油公司面临各种压力和挑战。首先，竞争加剧，市场不确定性增加。从全球范围来看，油价下跌，石油和天然气行业成本上涨，价格波动给市场带来不确定性；竞争加剧，市场上新兴科技公司不断涌现，现有竞争对手技术不断突破，迫使石油公司必须不断创新，寻求更有效的技术解决方案。其次，新项目复杂性增加。难开采的油气资源占比提高，开采这些资源需要采用全新的技术方法，公司往往无法单独作业；现有传统油气田正在加速枯竭，为了解决这个问题，需要新一代的采油增强技术；环境也是一个不得不考虑的因素，有助于减少油气行业对环境影响的技术解决方案涉及行业所有参与者。最后，来自财务方面的限制。石油和天然气行业是资本密集型行业，石油公司通常选择集中资源实施大型复杂项目（见图7）。

图7 促使油气勘探开发行业开展合作的各种因素

在这样的压力下，油气勘探开发行业越来越倾向于联合开发技术复杂项目，毕竟单独实施项目意味着更高的风险，并且同时开发各种现代技术，需要大量的资源投入，这可能会对运营效率产生负面影响。在许多情况下，建立技术领域合作伙伴关系成为首选，石油公司、油服公司、设备制造商和研究机构等各类主体纷纷参与其中，在减少资源投入的同时，更大程度地分担勘探开发项目实施风险。

1.石油公司之间开展技术合作

石油公司是驱动油气勘探开发行业进步的重要力量。在国际化和一体化大潮下，拥有资源或市场的国家石油公司与拥有技术的国际石油公司联合开发项目，建立技术合作关系。在合作中进行技术交换是彼此学习和获得其他公司有益经验的理想途径。

作为世界油气工业舞台上的主角，国际石油公司与国家石油公司是驱动油气勘探开发行业进步的两支重要力量。国家石油公司不断优化资产结构，加快经营的国际化进程，国际石油公司则利用技术和经验优势继续加强上游业务研发投入，力图以科技竞争力拓展上游版图。随着国际油气竞合格局从资源主导向技术与市场主导转变，拥有资源或市场的国家石油公司与拥有技术的国际石油公司在上游勘探开发领域的合作变得更加灵活多样，已经不仅限于传统的交易模式，在合资企业与产品分成合同基础上双方还在建立技术等其他合作关系。Shell和巴西国家石油公司（Petrobras）之间的技术合作即是很好的明证。

Shell和Petrobras盐下沉积物联合开发技术合作

2017年9月，Shell和Petrobras签署谅解备忘录，以建立长期互助合作伙伴关系，共同开发巴西的盐下油气田。巴西盐下油藏，被认为是当前全球最有开发潜力的资源富集区域之一，也是当前从经济上较为可行的深水油气项目开发区域。Shell是Petrobras盐下油藏勘探开发的战略合作伙伴，在位于巴西Santos盆地的Libra和Lula油田以及Sapinhoá、Lapa、Iara等其他重要产区都拥有股权。根据技术合作协议，双方将专注于共享技术和具有成本效益的解决方案。协议涉及深海油气开采和盐下沉积层开发。由于此领域在其他地区尚未有过开发经验和成熟技术，因此两家公司共同资助，对Shell现有技术进行改造并研究开发新技术。合作成果是双方将获得盐下沉积物开发新技术的共同知识产权。

表 Shell和Petrobras技术合作

资料来源：根据公开资料整理

巴西盐下油气资源非常丰富，且品质较高，但面临着深水和盐下油气勘探开发、环境保护等方面的严峻挑战，需要超深水技术、盐下油气层开采技术、石化产品优化等方面的先进技术。Petrobras是巴西最大的国家石油公司，但成立时间较晚，技术功底较为薄弱，难以在短期内通过自主创新完成生产目标。Shell是老牌国际石油公司，拥有雄厚的技术实力，以维持行业技术领先地位。通过技术合作，共享知识产权，Petrobras在短期内满足主营业务的需要，同时实现公司技术积累和技术能力提升，同时Shell也得到快速获取新技术的机会。

2.石油公司与油服公司开展技术合作

石油公司和油服公司重视技术创新，集中开发应用性技术，共同承担油气勘探开发行业技术研发创新的使命，是油气勘探开发技术的创新主体。与油服公司开展技术合作是石油公司最常见的技术获得方式。

石油公司在很大程度上管理着整个行业的价值链，而油服公司通常是专注于某一领域、向石油公司提供设备和技术服务的专业公司，其范围涉及上游的地球物理勘探、钻井、油田技术服务以及相关的技术研发、设备制造和服务等，作为行业服务或设备的提供者，油服公司承担着支持和辅助的角色。自上世纪90年代以来，油服公司更注重技术研发和一体化服务，逐渐参与并介入石油行业上游的勘探开发业务，以满足国际石油公司和国家石油公司不断增长的产量、储量并满足降低生产成本的需求。近年来，油服公司占据了更大的市场空间，一些大型油服公司逐步横向发展。石油公司与油服公司逐步超越甲乙方关系，结成战略联盟，共同抵御风险。

技术局限和资源枯竭是油气工业面临的巨大挑战，石油公司和油服公司共同努力为每个油田项目寻找开发技术解决方案，他们重视技术创新，集中开发应用性技术，共同承担油气勘探开发行业技术研发创新的使命，是油气勘探开发技术的创新主体。

石油公司和油服公司的技术研发各有侧重。石油公司侧重于研究和评估将新概念应用于油田勘探生产的可行性，主要处理一般科学性问题，进行开放式研究。相比石油公司，油服公司则侧重于开发能够实际应用的特定技术、工具与材料，通常关注某些特定的难点。研发内容分工导致油服公司在油气工业科技创新中发挥着越来越重要的作用。油服公司研究勘探开发中的共性技术问题，开发适用性、通用性强的技术，扩大高端技术及装备市场份额。他们通常在投资大、风险高的技术领域与石油公司开展技术合作，通过与石油公司结成战略联盟的方式加强了其在技术市场中的地位。大型石油公司、大型油服公司之间的联合项目正在变得越来越普遍。

Schlumberger创新合作经验

作为全球最大的油服公司，斯伦贝谢（Schlumberger）深知自己并不能够垄断油服行业，只有将外部创新资源和内部科研能力相结合才能够创造更多机会。Schlumberger将油气行业客户作为其科技创新的主要合作伙伴之一，紧跟石油公司，特别是Shell、ExxonMobil、Total、沙特阿美（Saudi Aramco）等重要客户的科技发展思路，与之开展互补性研发合作。例如，Schlumberger与Saudi Aramco联合研发完井系统，有效解决水平多分支井生产优化问题；Schlumberger与雪佛龙石油公司（Chevron）、Total联合研发INTERSECT高分辨率油藏模拟程序，自2011年推出至今应用于近200个油田，约占全世界大型生产油田的三分之一。石油公司丰富的项目管理经验和对勘探开发挑战的深入理解为Schlumberger高效地解决储层、地质和环境因素导致的油田开发复杂问题提供了重要帮助。

3.多方之间开展技术合作

油气勘探开发行业是多学科交叉融合、多技术结合使用的高技术领域。许多高风险、投资大的项目或一些新兴技术开发通常采用业界联合开发的方式，由石油公司、服务公司、研究机构，乃至跨行业的各方共同开发、共担风险、共享成果。

从产业层面看，油气勘探开发行业是多学科交叉融合、多技术结合使用的高技术领域。在这样的行业领域，需要面向更为广阔的外部资源，建立跨部门伙伴关系，联合多方开展创新。从公司层面看，随着勘探开发风险增加、项目复杂性提高、技术难度增强，为了充分利用外部的技术资源，降低勘探开发过程中的成本和风险，石油公司采取更加开放和灵活的方式，与石油公司、服务公司、研究机构，乃至跨行业的各方共同开发、共担风险、共享成果。

OLGA联合开发历程

OLGA是当今世界领先的全动态多相流模拟计算程式，可以模拟在油井、输油管线和油气处理设备中的油、气和水的运动状态，通过模拟流动参数随时间变化的规律或流动瞬态特性，以实现生产潜力最大化，不仅广泛应用于海上油气田开发，也应用于陆上油气田长输管线和密集管网的规划和运行操作。

OLGA的第一个版本由挪威国家石油公司（当时的Statoil）资助，并于1980年筹备完毕。上世纪80年代，该模型由挪威能源技术研究院（IFE）与挪威科技工业研究会（SINTEF）合作完成。1984年，Statoil、IFE和SINTEF签署联合协议，继续开发OLGA。IFE负责开发模型代码，SINTEF实验室负责完成技术实验。1993年，Scandpower AS（后来的SPT Group AS）获得了OLGA软件的商业化专有权。2012年，该软件被Schlumberger收购。OLGA是挪威远海超深油气田开发的关键技术，Troll、Ormen Lange和Snøhvit等区块的勘探开发都离不开该技术的应用。

如今，OLGA技术仍在不断地改进和提高中。OLGA 2000的开发与推广得到了石油公司Conoco、TEF、ExxonMobil、Agip、Norsk Hydro和 Statoil的支持。今天OLGA 2000已经成为石油界全动态多向流模拟计算的标准化程序。大多数石油工程技术公司参与OLGA的OVIP计划。这个计划收集了世界上最大的用于OLGA模型验证的实验室和油田数据。持续不断的研发促进OLGA核心技术不断改进，越来越符合实际生产与工程设计。此外，七大石油公司赞助推出Horizon项目。该项目解决与有效开发相关问题，涉及长距离凝析气管线以及油井长距离管流的安全运行。

对任何一家公司而言，数据正迅速成为最有价值的资产之一，但由于信息孤岛的存在，从数据中提取有效信息往往很困难。根据IEA的预测，仅在石油开采领域，数字技术的大规模应用，就能够使油气生产成本下降10%～20%、全球油气技术可采储量提高5%。目前，已有多家石油公司、油服公司与IT、互联网等科技公司合作，以推动其数字化进程。

Chevron、Schlumberger和Microsoft油气勘探开发数字创新

2019年9月，Chevron、Schlumberger和微软（Microsoft）宣布将整合各自优势资源，加速石油技术和数字技术的创新。三方巨头强强联合，在油气勘探开发行业尚属首次，受到油气和IT行业的极大关注。此次合作的任务，就是根据Chevron的要求，在DELFI勘探开发认知环境中，运用Azure（微软云）应用程序，构建一套在勘探生产价值链上的认知计算系统，可以达到处理、可视化、解释大数据，并最终从多个数据源中获得有意义信息的目的。

此次合作将分三个阶段完成。第一阶段，在DELFI环境中部署Petrotechnical Suite；第二阶段，在Azure上开发云原生（Cloud Native）应用程序；第三阶段，根据Chevron的目标，在E&P价值链上共同创新一套认知计算系统。三家公司作为各领域的巨头，在合作中的定位和分工十分清晰。Chevron提供数据和业务需求。Chevron是世界上规模最大、油田最多、业务范围最广泛的石油公司之一，满足其需求，就意味着覆盖了行业内勘探开发过程中遇到的大部分需求场景。Schlumberger提供E&P环境平台DELFI。作为一个多维生态系统，DELFI涵盖了所有的勘探与开发领域。在DELFI上可以架构从勘探到生产作业一直到油田弃置过程中任何一个环节的解决方案。Microsoft提供云服务，相比DELFI只在油气行业闻名，Microsoft的Azure广为人知。Azure是一个不断扩展的云服务集合，至少可以为Chevron提供更低的成本和更高的工作效率。

表 Chevron、Schlumberger和Microsoft联合数字创新

资料来源：根据公开资料整理

尽管上游行业数字化已发展数年，但数据格式没有统一规范，行业标准仍是空白。此次合作汇集了世界上最强的石油公司、最强的油田服务公司和最强的IT技术公司，三大巨头的联手有助于推动油气勘探开发行业数字化转型，全新的产业形态将为行业注入新的生机与活力。

（三）勘探开发市场变化影响资本运作，石油公司勘探资产布局灵活多样

近年来，大型石油公司把握低油价有利窗口期，依托雄厚的资金实力积极布局和优化上游资产，通过资产收购的方式补充资源，在全球范围内寻找油气机会，为长远发展打下坚实基础。

1.重视上游资产并购，集中优势油气资源

低油价下石油公司收益能力大幅降低，维持上游的投资支出面临较大压力。在此背景下，许多大型石油公司仍然积极布局和优化上游资产，夯实资源战略，加强资产并购，重视区块获取，随着油价不断回暖重回增长战略。

并购区块是石油公司获取资源的重要手段。近年来，石油公司，尤其是国际石油公司，在并购市场上十分活跃，通过资产并购的方式补充资源，随着油价不断回暖重回增长战略。2016年至2018年9月，ExxonMobil、Shell、Chevron、BP、Total、Equinor、Eni等七大国际石油公司购入勘探区块数量为613个，远远超过2008～2011年低油价期间勘探区块并购水平。2017年至2018年9月，七大国际石油公司共购入上游勘探区块455个，遍布世界五大油气合作区。其中，Total公司购入区块面积约占总面积的45%。进入区块最多的为Eni公司，多达88个。国际石油公司重视勘探区块收购，加强自主勘探，是世界油气新发现的重要贡献力量。

Total公司近两年投资100亿美元以上用于收购中东、非洲、拉美等地区的资产，使公司产量保持在8%以上的高增长。2018年BP公司以105亿美元价格收购必和必拓的美国页岩资产，以支持公司短期产量增长，此举将使其有效摆脱产量增长困境，并在未来两年有望成为国际大石油公司中产量增长最快的公司。

石油公司在购入和储备作业区块的同时，不断优化资产结构，整合核心资产，集中优势油气资源。2018年，ExxonMobil公司开始实施“8年千亿美元”投资战略，即在未来8年投资超过2300亿美元，2025年将公司利润提高至300亿美元，上游利润提高3倍。Total公司集中优势油气资源，加大安哥拉、尼日利亚、澳大利亚等优势地区的投产力度，其油气产量在2018年达到创纪录水平后，预期2019年将实现9%的增长率。Chevron公司全面退出欧洲，Shell公司精简上游资产，BP公司剥离了北海和阿拉斯加资产，未来两年还将剥离100亿美元低效资产。通过资产优化等措施，BP公司2018年上游成本比2013年减少了45%。

2.超前布局前沿风险勘探，抢占高潜力热点区域

随着油价不断波动，实力雄厚的大型石油公司会持续关注前沿勘探领域，重视风险勘探，通过超前布局获得规模整装的低成本大型油藏接替资源，并迅速进入勘探热点区域，围绕高潜力的资源类型构建勘探资产。

前沿风险勘探属于石油公司勘探开发的早期阶段，该领域勘探程度普遍较低，勘探潜力大，同时风险也较大，实现突破后无法对当期效益产生贡献，但可为公司长期油气储量增长打下坚实基础。国际石油公司积极进入前沿风险勘探领域，超前布局并开展持续研究。如在某一新领域或者新区勘探成功后，公司往往会快速获取周边类似的目标区块，扩大规模，并充分利用自身优势，大幅度降低勘探成本，在获取项目的时间上占得先机。要确保储量接续、长期产量增长，需要寻求高风险的勘探机会，保持相对稳定的前沿风险勘探投资。

作为全球标杆性的石油公司，ExxonMobil期望自己在前沿区有重大油气发现，因此，在全球范围评估具有潜力的低勘探程度区块，并早期大规模进入成为其常态化工作。例如，ExxonMobil公司2005年进入印度洋西部岛国马达加斯加，获取面积为11000平方千米的处于勘探早期的深水区块；2018年取得南非两个面积均超过1万平方千米的低勘探程度深水区块。2013年大举进入俄罗斯北极，2015年进入圭亚那前沿区都是ExxonMobil在前沿领域寻求油气突破的案例。Eni公司也十分重视前沿风险区块的获取，如2017年以90%的权益占比进入科特迪瓦风险勘探区块，同时积极参与黑海北部区块的勘探，积极调整其勘探支出，其上游投资的50%用于已探明盆地评价，30%用于滚动勘探支出，20%用于前沿领域。

随着新技术的持续研发和新装备的陆续投入使用，以美国致密油气为代表的非常规资源和以深水油气为代表的海洋资源勘探开发不断取得突破，成为行业发展的热点。以深水油气资产为例，越来越多的石油公司将之作为勘探开发重点。近几年来，ExxonMobil公司进入的勘探区块几乎全部分布在海上区域，包括墨西哥湾盆地、英国北海、毛里塔尼亚陆缘海域、巴西坎波斯盆地、圭亚那等海域。Eni公司主要勘探区块分布在阿曼海域、北海、科特迪瓦、墨西哥等地区海域，其他大型石油公司勘探区块也大多分布在海域。

石油巨头抢购巴西海上重点石油勘探区块

巴西、墨西哥等资源国深水区块招标频繁，吸引国际巨头踊跃参与。ExxonMobil、Chevron、Shell、BP和Total在2019年的三轮竞价中，都赢得了巴西近海的石油勘探区块。巴西的盐下石油区块拥有世界一流的石油和天然气储量。巴西国家石油管理局（ANP）对5个海上沉积盆地的36个区块进行的第16轮石油运营权招标共筹集了21.7亿美元签约金额，创下了巴西运营权招标的纪录。ANP预计，仅在开发的第一阶段，即勘探阶段，这一轮竞标将吸引至少3.85亿美元的投资。

据IHS预测，2018～2027年七大石油公司产量中深水将占到23%，非常规将占14%。非常规和深水资产在产量结构中的贡献非常突出，成为各大石油公司未来增长的重要来源。

3.全周期谋划，合理控制权益比重

石油公司在传统油气勘探作业基础上加入商业运作，全周期谋划，在不断优化资产组合的同时，实现高额投资回报，并针对不同勘探区块选择不同经营策略，合理控制权益比重，分担投资风险。

油气行业是典型的周期性行业，勘探资产的效益状况往往需要数年才能体现，勘探资产并购、运营和转让需要全周期考虑。石油公司在传统油气勘探作业基础上加入商业运作，全周期谋划，通过勘探发现为自身储备资源，在发现储量后通过资本运作有选择地转让权益，不断优化资产组合并获得高额投资回报。

国际石油公司“双勘探”模式需要关注

“双勘探”模式可以理解为在传统油气勘探工作的基础上，加入商业运作模式的综合勘探模式。以Eni为代表的国际石油公司近年来通过“双勘探”模式运作，依托勘探突破实现了重点领域业务的效益发展。

以Eni公司勘探莫桑比克4区块为例。2006年，Eni公司中标莫桑比克4区块勘探标的，成为莫桑比克开放勘探区块对外招标后最早进入的国外石油公司之一，其在该区块的经营可分为三个阶段。一是寻找合作伙伴阶段，2006～2007年，接纳葡萄牙Galp公司和韩国Kogas公司作为合作者；二是自主勘探阶段，2007～2012年，Eni公司自主勘探获得5个气田发现，奠定商业开发基础；三是投产准备阶段，2013～2017年，Eni公司进一步寻求合作者以获得资金来源，其中2013年中国石油花费42.1亿美元收购了Eni东非公司28.57%的股权，间接持有4区块20%的股权，2017年ExxonMobil公司花费28亿美元收购了Eni东非公司35.7%的股权，间接持有4区25%的股权。Eni公司在东非巨型气田做出FID前就已获取了超过71亿美元的巨量资金回报，减少了公司债务、分散了投资风险。

石油公司在购入勘探区块前，通常会对区块进行整体技术经济评价。关于区块权益占比情况，石油公司对不同类型的勘探区块采取不同的经营策略。

——对于区块面积小、签字费低且技术成熟的勘探目标，石油公司往往倾向于完全作业权益，典型代表如墨西哥湾、北海地区的勘探区块，均属于精细勘探目标。

——对于勘探程度低的区块，如果进入成本较低或有资源国优惠条件支持，石油公司往往倾向于自己担当作业者，或以高比例权益的作业者身份进入，以期获得重大油气发现。

——对于勘探风险高、投入较大的区块，石油公司往往在坚持作业身份的前提下，合理控制权益比例，引入合作伙伴分担投资支出、降低潜在风险。

——对于技术条件苛刻的领域或资本密集项目，部分国际石油公司则主动成为非作业者。

三、对我国油气增储上产的启示与建议

（一）建立健全油气勘探开发支持机制

从美国和挪威等国的经验来看，政府的产业支持机制在推动勘探开发行业创新、带动行业发展方面发挥了重要的作用。

油气勘探领域基础研究需要大量长期的资金投入，有些共性技术研发的风险很高。国家需加大对油气勘探领域共性技术研发的支持力度。从有利于提高国家石油产业整体竞争力的角度出发，解决基础性和共性技术的知识产权归属问题，推动国内同行业企业的技术共享，提高技术资源利用效率。

石油产业作为国家的战略性基础产业，其技术突破难度很大，技术突破后进行商业化的难度更大，涉及的商业化过程非常复杂，需要庞大的资本和人力资源的投入。非常有必要通过政府推动同行业企业建立“竞争前研发”联盟，建立长期稳定的联合开发机构和平台，加强同行业企业在基础与应用研究阶段紧密合作、共享信息与知识，分担不确定性和财务风险，共享研发收益。

目前，我国已基本建立了推进企业自主创新的政策体系，但是在政策的落实中，仍然存在着大量需要解决的问题。就石油行业企业而言，目前的创新政策并不能充分反映油气行业的技术经济特点和竞争格局要求，针对性不强。针对上游勘探开发技术的自主创新特征，仍以面向企业的财税激励政策为主，但需加强政府投资管理，提高公共资金的使用效率。

此外，为扩大国内油气资源的经济可采规模，还可通过补贴、减税等政策激励致密油、页岩油、油页岩等非常规原油的开发利用，补贴部分低丰度油气田的开发利用。

（二）加强复杂油气勘探开发领域的技术创新，推动技术合作

油气勘探开发行业发展与技术进步密不可分，技术进步是扩大上游油气资源储产量规模、提高石油公司生产经营效率与效益的重要手段，技术应用是石油公司拓展新领域、保持核心竞争力的重要支撑。目前国内油气储量和开采量均有所提升，但已取得的储量成绩多属于老油田、老油层的滚动性增加，新层系、新区块、新资源类型发现不多。且新发现的储量品位不理想，导致勘探开发成本增高、难度加大。这为我国石油企业增储上产提出了更高的技术要求。在技术攻关方面，我国石油公司既要面向当前实际，在现有技术序列下，继续加强对延长老油田经济开发寿命、提高难动用储量采收率和低成本开发等技术的研究攻关；也要聚焦未来热点，深入开展对深层、超深层、深海和非常规油气资源勘探开发的理论研究和技术研发。

除了首先要加强自主创新和技术储备，企业间将还应建立技术领域合作伙伴关系，在减少资源投入的同时，更大程度地分担勘探开发项目实施风险。目前我国石油行业基本上还是依靠单个企业投入研发的方式跟踪和追赶，国内最大的三家石油企业没有有效地横向联合，需要从公共政策和市场两方面共同推动。2019年7月，中国石油与中国石化，中国石化与中国海油先后签订联合研究协议。按照协议，中国石油、中国石化、中国海油将开展系统的联合研究、联合勘探，通过资料共享、成果共享、技术共享、设施共享，强强联手、集智攻关、联合创新，进一步推动高质量勘探与效益开发，加快油气增储上产步伐。

此外，我国石油公司还应与国际油服公司或研发机构加强合作，开发新技术，开拓新领域；寻求并购专业技术服务公司或研发机构，掌握核心技术，扩大市场份额。

（三）保障上游勘探投入，提升资本运作能力

油气勘探是石油公司可持续发展的基础。上游板块经营始终遵循“长周期、高投入、高风险、高回报”的发展规律，没有投入的保障就不可能获得稳定的油气资源供给。即使在低油价期间，国际七大石油公司勘探投资占上游投资的比重始终稳定在10%～15%的合理区间。随着国际原油市场回暖，走出油价低谷的石油公司盈利可观、现金充裕，加大上游勘探开发资本开支的意愿有所增强。事实上，2018年“三桶油”勘探开发方面的投资力度已不小。2018年，中石化资本支出为1180亿元，其中勘探及开发板块资本支出422亿元，主要用于涪陵、威荣页岩气产能建设和杭锦旗天然气产能建设。中石油在2018年勘探与开发板块的资本性支出为1961.09亿元。2019年，“三桶油”在工作计划中不同程度地提高了上游勘探开发的投入。但是，与国际大型石油公司相比，我国石油公司上游勘探投资偏低，储量接替后劲不足。

与国外大型石油公司的资本运作相比，我国石油公司缺乏完善的资产退出机制，很难通过在不同阶段设置不同的决策点，掌握投资与风险的平衡，适时退出或转让风险较大的区块，并根据公司的战略和定位，及时购入优质资产，优化资产组合。未来，我国石油公司应着重提升资本运作能力。应根据自身技术实力、资金规模等，做好前沿与成熟领域的投资分配，尤其是通过积极参与招投标、与偏好勘探的中小型石油公司合作、适当加大公司并购力度、适当争取较高潜力区块的勘探权益等途径，加大海外风险勘探区块的获取力度，实现近期效益勘探和中长期资源储备的平衡发展。对于技术层面较为成熟的油气勘探开发项目，我国石油企业要争取完全作业权益，掌握项目运营的主动权；对于技术层面相对欠缺的项目，如海上深水-超深水油气勘探开发等，可以先以参股形式介入，以便“风险共担、利益均沾”，同时逐步学习积累技术与管理经验，为未来成为作业者做好准备。建立海外油气资产的动态退出机制，既能够及时剥离无效资产，达到止损目的，也能够通过低买高卖的资本运作模式获取收益。

（四）积极参与海外油气项目，扩展合作对象和领域

保障我国能源安全，要注意国内国外两个市场、两种资源，在加大投资国内勘探开发的同时，也要扩大海外上游油气经营、注重海外油气基地建设。截至2018年底，30多家中国企业参与海外200多个油气项目的投资，业务遍及全球50多个国家。2018年中国企业境外权益石油产量1.42亿吨；境外天然气权益产量481亿立方米。但是，与国际石油公司相比，我国石油企业“走出去”时间相对较晚，现阶段获取的优质海外油气资源有限。

未来，中国石油行业应积极开拓海外油气市场，参与海外油气项目，加强海外油气合作。在合作地域上，要持续加大“一带一路”“大西洋两岸”等重点区域的合作。在合作对象上，一是要加强与中东、非洲、南美等地区资源国的国家石油公司合作，积极参与“一带一路”建设，尽量争取相关资源国经过风险评估的油气勘探开发项目；二是要加强与ExxonMobil、BP、Shell等国际领先石油巨头合作，努力学习其领先的勘探开发技术以及成熟的海外油气项目运营管理经验。在合作领域上，要扩大在全球范围内的海洋油气勘探开发、深海工程技术服务、钻采设备装备等领域的广泛合作，并与国内外合作伙伴，共同探讨海外新业务的合作机会。

（五）重点关注天然气、深水等领域，谨慎参与深水海外招标

在天然气领域，能源转型使得天然气日益成为最现实的低碳清洁能源，国际大型石油公司普遍重视提升天然气产量占比。中国石油公司应顺应行业发展趋势，积极发展天然气业务，加大其投资力度和合作力度，培育天然气业务为新利润增长点，将天然气作为未来资产配置的一个重要部分。未来随着清洁能源现实需求的提高，天然气业务将会越来越受到重视。

在深水油气领域，从近年来的实践经验看，非洲、南美等深水区域屡获重大突破，深水开发成本逐年降低，海域成为常规油气勘探的主战场，深水成为大型油气田发现的重要领域。且在本轮低油价期间，部分资源国推出优惠措施吸引境外资本，为深水油气投资带来机遇。在陆域油气勘探难度加大的背景下，深水油气勘探有助于石油公司获得规模整装的大型油藏资源接替，部分在产深水油气田的优异表现也对石油公司具有巨大吸引力。中国石油公司应加强海上勘探开发技术储备，稳妥推进海上区块合作，积极参与全球深水油气资源勘探开发。巴西、埃及、加拿大等国家的一系列招标活动都值得重点关注，中国石油公司可超前评价、积极参与。但同时也应当注意，深水油气经营存在着技术、安全、运营和市场等多重风险，这对中国石油公司的参与提出了更高的要求与挑战。■

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