中国石油跨国油气勘探开发进展及建议

（中国石油国际勘探开发有限公司）

中国作为世界第二大经济体，人口占世界的22%，石油和天然气储量分别占世界的2.3%和 2.9%。2018年我国能源消费增长占全球增长的1/3。国内油气资源的劣质化、隐蔽性和开发的高成本，导致原油稳产2×108t的难度增大，2018年石油和天然气对外依存度持续攀升，分别达到70.3%和45%。中国经济发展对能源的需求快速增加，要求我们必须加大跨国油气勘探开发力度，“充分利用国际国内两个市场、两种资源”，积极参与国际竞争与国际经济合作[1]。1993年开始，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）积极实施“走出去”战略，在面对国际大石油公司长期跨国经营、多个国家石油公司快速崛起的竞争态势下，通过不懈努力取得显著成效，已经建成了中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲、亚太五大油气合作区，在全球30多个国家运行着90多个油气合作项目[2]，2019年中国石油海外权益油气产量超过1×108t油当量，提前1年实现“十三五”规划目标。

1 全球近30年油气大发现特征

1989—2019年，资源国国家石油公司快速崛起，国际大石油公司仍在跨国勘探开发中占主导地位。全球发现常规大油气田的难度越来越大，各大石油公司实施战略转移，海上和非常规油气已成为勘探热点。

1.1 发现大油气田难度加大，但仍持续有大发现

美国石油地质学家协会（AAPG）将可采储量大于5×108bbl油当量的油气田定义为大油气田，可采储量大于50×108bbl油当量定义为巨型油气田。近30年来，全球共发现244个常规大油气田和15个非常规大油气田（不包含北美陆上2000年以来发现的大油气田），其中陆上114个、海上145个（图1）。最大的两个发现分别是1992年在伊朗发现的南帕斯气田和2004年在哈萨克斯坦发现的复兴气田，天然气可采储量分别为14.2×1012m3和12.3×1012m3，凝析油可采储量分别为90×108bbl和4×108bbl。近30年发现的天然气储量当量在油气储量发现中占比达73%。发现常规大油气田的难度越来越大，近30年年均发现8～9个大油气田，发现的油气田平均规模为3.6×108m3油当量，而1959—1988年年均发现16个大油气田，发现油气田平均规模为4.5×108m3油当量。近5年年均发现8个大油气田，发现的油气田规模仅为2.2×108m3油当量，且气田多于油田（图 2）。

图1 近30年全球发现的大油气田分布（不含北美陆上油气田）

图2 近30年全球发现的油气田个数、规模与油价统计（据IHS）

1.2 超级盆地仍是大发现的主体，但出现多个新领域

超级盆地仍是油气发现的主力，占比近一半（表1）；成熟盆地老区仍有很大的发现潜力。中东、中亚—俄罗斯是传统大发现地区，大西洋两岸、墨西哥湾深水和地中海是新的发现集中区。近期，在埃及、巴西和圭亚那等国海上都发现了大型或巨型油气田。

表1 近30年世界含油气盆地发现大油气田统计（据IHS）

1.3 中浅层油气田仍是发现的主体

近30年发现的244个常规大油气油田中，188个埋深小于4500m，占比达到77%，储量占比接近85%。在埋深大于4500m的油气田中，73%分布在海上深水区，如果扣除水深，2/3的目的层仍分布在1500～4500m，海上深层仍具备发现大油田的机会。

1.4 进入深水大发现时代

近30年发现的大油气田中，陆上99个、大陆架54个、深水（水深大于200m）106个（图3a）。深水油气勘探开发起步较晚，资金和技术门槛较高，这个领域是近30年跨国大石油公司战略转移和大发现的主战场。自1969年发现第一个深水油田以来，在累计发现的106个深水大油气田中，近10年发现的占一半多（图3b）。

1.5 国家石油公司快速崛起，发现大批大型油气田

20世纪70年代，中东、北非和南美等资源国掀起国有化运动，国家石油公司逐步建立，不断提升自身实力，立足本土勘探开发，发现了一批大型、巨型油气田，如伊朗、土库曼斯坦、巴西、俄罗斯、沙特阿拉伯、科威特等国家石油公司。在近30年发现的陆上99个大油气田中，有67个是由国家石油公司在本土发现的，占比达76%，储量占比达到85.1%；在近30年的160个海上大发现中，国家石油公司仅发现54个，资金和技术实力雄厚的国际石油公司发现106个，其中道达尔、埃克森美孚、英国石油公司、壳牌等七大巨头发现80个，占比超过75%（表2），储量占比超过70%。近30年发现的11个巨型油气田，国家石油公司发现了8个，本土发现储量占90%以上。

图3 近30年发现的大油气田地理分布（a）和深水大油气田发现的年代分布（b）

表2 近30年跨国石油公司主要油气发现数量分布（据IHS）

1.6 跨国石油公司在跨国勘探中仍占主导，多伙伴联合经营方式占比高

跨国油气勘探具有高风险、高投入特点，大型跨国公司仍是风险勘探的主体。近 30 年跨国石油发现129个，主要大发现仍集中在几个跨国石油公司，尤其是在深海，比例更高（表 2）。为了规避风险，实现风险共担，跨国石油公司大多开展合作，组成联合公司进行勘探开发（图 4、表 3）。

图4 近30年跨国石油公司发现的大油气田伙伴数量和作业者权益关系

表3 哈萨克斯坦卡萨甘巨型油田合作伙伴及股权变迁统计 （单位：%）

1.7 美国“能源独立”

随着页岩革命带来非常规油气资源的大规模开发，美国本土油气产量近年快速增加，分别于2017年和2019年实现了天然气和原油净出口。美国“能源独立”给全球的能源格局和能源治理带来深远影响[3]。全球近30年发现15个非常规大油气田，其中埃克森美孚在沙特阿拉伯和澳大利亚发现两个，其他均由本土公司发现。尽管美国非常规油气资源勘探开发理论和技术处于全球领先地位，国家石油公司和本土石油公司的水平也在不断提升，如中国、澳大利亚、阿根廷等。

2 中国石油跨国勘探开发阶段、特点及成果

中国“走出去”实施勘探开发、分享世界资源仅27年。中国石油在海外发现了3个10亿吨级、4个5亿吨级、4个亿吨级、3个5千万吨级油气田。跨国勘探大致经历了3个阶段，在不同地区、不同类型的盆地、不同勘探程度的区带发现了一批大中型油气田，如南苏丹迈努特盆地的法努基大油田和哈萨克斯坦滨里海盆地的北特鲁瓦油田等，在乍得邦戈尔盆地前寒武系基岩潜山获得重大突破，展示了中国石油陆上油气勘探的实力。

2.1 中国石油跨国勘探开发的发展阶段

2.1.1 滚动勘探开发阶段（1993—1999年）

这个阶段主要是熟悉国际环境，学习国际规范，培养高端人才，为海外规模发展做好项目和人才储备。拿到的项目主要是以开发为主兼顾勘探，主要作业区块有秘鲁6/7区、委内瑞拉陆湖项目、苏丹6区、苏丹1/2/4区、伊拉克艾哈代布项目和哈萨克斯坦阿克纠宾项目等。这些项目不仅实现了快速建产，在原有产量基础上快速上产，还取得了多个新发现。

2.1.2 大型风险勘探开发阶段（2000—2012年）

在此阶段，公司承担风险能力增加，逐渐涉猎一些高风险勘探项目，开始注重作业者项目，发挥陆上勘探技术优势，尤其是一体化优势，注重效益发展。先后获得了南苏丹3/7区、尼日尔T/B/A区块、乍得H区块、哈萨克斯坦扎南区块、缅甸AD1/6/8区和土库曼斯坦阿姆河项目等。由于快速发现了一批大中型油气田，海外油气储量和产量稳步增长，加之鲁迈拉、哈法亚、西古尔纳等油气田开发项目，2011年底，中国石油的海外油气权益产量超过5000×104t，建成首个“海外大庆”。

2.1.3 多元化快速发展阶段（2013年至今）

在这个阶段，公司更加注重战略引领、创新发展和风险共担，除继续获得一些常规油气项目，还获得煤层气、油砂和LNG等非常规和深海项目。“小大非”项目（即“所占股比小、投资金额大、非作业者”项目）数量快速增加，如莫桑比克4区、巴西里贝拉区块、西澳大利亚、哈萨克斯坦卡萨甘、阿联酋2014和2018、俄罗斯亚马尔和北极Ⅱ等项目。这些项目助力中国石油实现快速发展，仅用8年时间就建成了第二个“海外大庆”。

2.2 中国石油跨国勘探开发特点

海外勘探开发与国内不一样，不仅受资源条件制约，还受到合同条款、当地治安状况、文化差异和政府限制等因素影响。中国石油海外油气合作既要符合国际惯例，也具有中国特色。

2.2.1 海外勘探开发首先是经济活动

通过油气田开发取得经济效益、确保项目可持续发展是海外勘探开发的首要任务。海外找油这一商业行为不能与解决国家石油安全完全划等号，相当数量的权益油需在当地卖掉，将油换成现金收入。石油公司到国外找油是一种商业行为，一定要以经济效益为中心，必须讲求投资回报。

2.2.2 海外油气作业是风险投资

资源国对作业公司提出干股、高分成比等要求，以及众多不能作为成本回收的签字费、培训费、捐赠等。面对陌生的当地环境和复杂的地质条件，作业公司需要发现规模油气田，获得较高的单井产量，才能确保投资回收。

2.2.3 海外油气项目具有合同期限

海外油气项目一般是5～10年勘探期或20～30年油气田开发期。合同到期后，当地政府要收回合作区块，或在满足政府一定条件下，项目得以延期。资源国对其认为“不合理”的油气田开发事项拥有否决权，因此，如何在一定时间内实现高效勘探开发，事关投资项目的效益和成败。

2.2.4 海外油气合作的合同模式多样

包括产品分成、矿税制、服务和回购合同等[4-5]，不同的合同模式作业特点不一样。为了降低海外作业风险，一般一个项目都有3～4家合作伙伴，一些高投入高风险项目甚至有6～7家合作伙伴（表3）。合作伙伴之间相互制约，资源共享，风险共担。

2.3 跨国油气勘探开发取得的成果

2.3.1 建立跨国油气勘探理论，指导发现一系列大中型油气田

中国石油根据跨国勘探特点，积极实施理论和技术创新，指导勘探发现了一批油气田，有力支持了海外项目快速发展。如南苏丹37区项目是海外第一个以盆地为单元的大型风险勘探项目，迈努特盆地面积达3.3×104km2。通过研究建立跨时代油气聚集成藏模式，集成低勘探程度区早期预测技术等，发现了世界级大油田——法努基油田[6]。从第一口探井发现到1000×104t开发方案编制完成，仅花费1年时间。甲乙方一体化快速作业，4年建成1500×104t油田。

乍得项目是又一个高风险勘探成功案例[7-8]。其中Bongor盆地面积为1.8×104km2，中国石油进入前，多个国际大石油公司完成地震采集8000km、钻井10口，在发现一个浅层稠油藏后退出。前人认为，盆地反转严重，很难发现稀油大油田。中方通过研究，快速建立了“强反转裂谷盆地油气成藏模式”，实施“先三维地震后钻探井”，大大加快了勘探节奏，发现12个高产高丰度砂岩油田。与此同时，突破前人认识，积极探索前寒武系基岩新领域，建立了“结晶基岩双层双孔隙储层成藏模式”和储层预测技术，2013年连续发现了5个基岩潜山油田，储量规模不断扩大。乍得项目储量发现成本远低于世界平均成本,已建成600×104t油田、百万吨炼厂和外输管线，助力乍得政府建成完整的石油工业体系。

哈萨克斯坦阿克纠宾项目位于滨里海含盐盆地，是中国石油技术和认识创新的另一典型案例。该盆地二叠系发育100～2600m盐层，盐下为碳酸盐岩储层。西方公司曾经过多轮勘探，钻了多口井也未获得勘探发现。中国石油技术人员通过技术创新，用叠前双聚焦处理加叠后分体建模技术，实现盐下圈闭准确成像、精准识别，发现了北特鲁瓦整装大油田，成为哈萨克斯坦近20年最大的陆上油气发现[9]。

2.3.2 并购一批油气资产，油气产量快速增加

1993—2011年，中国石油海外项目用了18年时间使海外权益油气产量超过5000×104t油当量，建成“海外大庆”。2012—2019年，用8年时间使海外权益油气产量超过1×108t油当量。并购油气田是油公司快速发展的有效途径，在中东、中亚等主要含油气区，中国石油通过参股和购买油田部分股权，实现了快速发展。

2.3.3 引领“一带一路”油气合作

中国石油认真落实“一带一路”倡议，不断加大“一带一路”沿线国家的油气合作。在中国石油的海外总净产量中，“一带一路”沿线国家油气净产量占比在全部海外净产量中已由2000年的24%，2010年增加到59%，2018年进一步增至69%（图5）。目前，中国石油在“一带一路”沿线国家的油气合作项目占所有海外项目近六成。在19个国家执行51个油气合作项目，年生产权益油气当量超过8000×104t，已建成中亚天然气管道、中哈原油管道、中缅油气管道[2]，成为中国重要的油气运输通道，年输送原油2146×104t、天然气535×108m3。中国石油对外合作政治和经济效益显著，在“一带一路”沿线国家的投资、油气权益产量和效益均超过中国三大油公司总和的50%。中国石油与“一带一路”沿线国家的项目合作，积极履行社会责任，带动了所在国基础设施建设，促进了相关国家的油气供应和经济社会发展，努力打造双赢、多赢的命运共同体。

图5 中国石油在“一带一路”沿线国家油气年净产量占比

3 加快分享世界油气资源，保障国家能源安全

尽管中国石油海外项目取得了巨大成功，但与国际大石油公司相比，我们在作业领域、技术实力和运营水平方面还有较大差距。国际石油巨头境外油气净产量一般占公司总产量70%以上，我国三大油公司占比不足1/3。壳牌公司在世界66个国家运作项目。我们还需要不断加大新项目开拓力度，在更多国家更高领域开展合作，以保障国家能源安全。

3.1 提升海外净产量，控制综合对外依存度

油气对外依存度（ID）是国内总消费量（TC）减去国内产量（TP）与国内总消费量的比值，也是一个国家石油净进口量占本国石油消费量的比例，体现了一国石油消费对国外石油的依赖程度：

1993年中国成为石油净进口国，1996年成为成品油净进口国，1997年成为天然气净进口国。油气消费需求超过国内生产供给，使中国油气对外依存度迅速攀升。能源安全成为国家安全的重要问题，通过勘探开发分享境外油气资源是保障国家能源安全的重要途径。

通过境外勘探开发获得的净产量是我们能够控制的产量。综合对外依存度（IID）可以较好地反映跨国勘探开发在保障国家能源安全方面的作用。IID是指国内总消费量（TC）减去国内产量（TP）和企业在境外通过勘探开发获得的净产量（INP）与国内总消费量（TC）的比值：

2019年中国石油境外原油净产量为4609×104t，天然气净产量为205×108m3，均占当年全国总消费量的6.7%，即中国石油跨国勘探开发降低了我国油气综合对外依存度6.7%。

根据中国工程院预测，我国原油在能源结构的比例将从2020年的17%逐渐降低到2050年的14%，天然气将从2020年的10%增加到2050年的17%[10]（表4）。国内原油产量将长期保持在2×108t左右。未来20年在三大油公司和其他民营企业的共同努力下，中国在境外的油气净产量将不断增加，综合对外依存度将不断下降。2030年、2040年和2050年的境外油和气的净产量以及综合对外依存度预测详见表4。

表4 2020—2050年中国油气产量、消费量和综合对外依存度预测

3.2 积极开拓勘探新项目，加大深水项目的获取

风险勘探项目进入成本低，但发现难度大，国际大石油公司的勘探发现成本平均为2～4美元/bbl，而购买储量的成本多达10美元/bbl。因此，勘探项目是“高风险高回报”，而油气田项目进入费用高，开发投资大，回报率一般不高。

中国石油海外经营近30年，早期签署的一些勘探开发项目陆续到期，一些未获得勘探发现的项目陆续退出，再加上前几年持续的高油价，海外项目无论数量还是面积都大幅减少，后期可持续高效发展面临严重挑战。需要继续大力获取勘探新项目，尤其是深水项目，以大西洋两岸、地中海、非洲东海岸和孟加拉湾等地区为重点。要加强与国际大石油公司合作，争当作业者，但不“唯作业者”。对于非常规项目，要谨慎进入，尤其是发达国家的非常规项目。

继续努力在“一带一路”沿线开拓新项目。“一带一路”沿线国家油气资源富集[11]，油气资源总量达6439×108t油当量，占全球总量的66.1%。中东油气资源丰富，是最重要的原油出口地；中亚和俄罗斯位于中国周边，油气可以通过管道运输，具有地缘优势，这些都是下一步油气合作的重点地区。

3.3 加大资产运作力度，增强过程创效能力

图6 过去30年主要油公司资产并购和资产出让数量和交易额统计（据IHS）

国际大油公司不仅注重资产的并购，也高度重视资产的出售，及时出让部分优质资产获得高额回报，或调整公司策略，及时处置公司的不良资产，做到“会买也会卖”和“买卖基本平衡”（图6）。如英国石油公司在过去30年并购大型资产95个，交易额1700多亿美元，出售资产165个，交易额1100多亿美元，做到了“大进大出”。中国三大油公司在资产并购方面和埃克森美孚基本相近，但在资产出售方面远低于国际大石油公司。

勘探项目一旦有规模发现，是资产出售的好时机，可以快速回收部分或全部的勘探投资，取得良好的效益。如埃尼公司在埃及海域投资1.1亿美元发现祖尔大气田后，分3次累计转让50%权益，共收益30亿美元[11]；在莫桑比克发现巨型气田后，通过两次转股，在项目开发前获得超过71亿美元回报。图洛公司在乌干达1/2/3A区块投资16.5亿美元，陆续发现17个油气田，先后分3次累计转让90%权益，收益38亿美元。中国石油在尼日尔阿加德姆区块取得新发现后，通过向我国台湾的中油股份有限公司转让部分权益，提前实现部分投资回收，降低了后续投资风险。这些实例启示我们，勘探项目通过股权转让可以实现投资快速回收。

3.4 建立风险勘探基金，加强多公司联合作业

勘探项目高投入高风险，石油公司可考虑设立新项目开拓风险基金，鼓励海外多拿风险勘探区块，加大风险勘探力度。国家可设立海外石油勘探风险基金，当海外油气合作遭遇风险造成损失时，国家给予一定补偿或免除部分税款；建立海外石油合作风险保障机制，提供政府/地区间勘探合作基金，鼓励联合开拓新项目。例如金砖国家之间，可通过设立风险勘探基金，联合第三方进行油气勘探开发。

美国能源独立、中美贸易摩擦、中东和拉美地区投资环境复杂，给全球能源治理带来非常大的挑战。我们在深水勘探开发和LNG液化方面存在技术短板，需加强与西方大石油公司的合作。近年来，一些资源丰富国家的国家石油公司实力不断加强，如巴西国家石油公司对所有招标区块拥有优先选择担当作业者的权益。因此，加强与西方石油公司和国家石油公司的合作，尤其是在不稳定国家或地区，有助于中国石油在海外实现可持续发展。

3.5 完善海外科技管理体制机制，不断加大科技创新力度

27年来，中国60多年积累的勘探开发理论和技术在跨国油气勘探开发中发挥了重要作用。随着勘探开发领域向深水、非常规、超重油/油砂等复杂领域的转移，我们遇到了前所未有的理论和技术挑战。因此，必须结合区块和油气田的具体地质特征和工程挑战，研发实用的理论和技术，包括陆上高风险地区的勘探技术系列、陆上边际油田的开发技术系列、深水大油气田的勘探开发技术系列、高寒地区的勘探开发技术系列、重油/油砂的开采技术系列和天然气的勘探开发技术系列[12]。

深化海外勘探开发理论技术创新的体制机制改革，提前谋划，梳理出一批共性的重点难点项目需要攻关的课题，通过产学研相结合的办法，调动甲乙方科研人员的积极性和创造性，完善科研攻关管理配套办法，鼓励科研人员把论文写在海外勘探开发的一线，切实提升科研对公司提质增效和应对长期低油价的支撑作用。

3.6 着眼长远，避免“赢家的诅咒”

海外油气项目得到区块为的是创造效益。要保持严谨的投标态度，有时不中标也是创造效益，要避免“赢家的诅咒”。当前，海外潜力区块竞争非常激烈，普遍存在的两大风险是资源量/储量高估和出价过高[13]。如果拿到储量高估或估价过高的项目，将严重影响项目的进一步运作，并导致低效或亏损，不少石油公司都有过沉重教训。要建立科学完备的项目评价规范和流程，高度重视“投资组合”管理，处理好项目油与气、常规与非常规、陆地与深水、作业者与非作业者等之间的关系。