海外油气上游资产全周期技术经济评价研究与实践＊——近30年中国石油海外新项目评价成功经验总结

王建君，窦立荣，2，李浩武，易成高，曾保全，邹倩，陈荣

（1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油国际勘探开发有限公司）

20世纪90年代初，随着国民经济的快速稳定发展，国家能源供给与需求矛盾日益加剧。在党中央、国务院关于“充分利用国内国外两种资源、两个市场”和“走出去”战略方针指导下，中国石油及时制定了海外业务发展战略，狠抓新项目评价和开发工作，开启了“走出去”的步伐，近30年获取了一大批规模性油气项目，形成了权益年产量1亿吨油当量的产量规模，基本完成了海外油气业务战略布局。

1993年中国石油中标海外首个油田项目秘鲁7区，之后先后进入委内瑞拉、苏丹、哈萨克斯坦等国家的项目，2002年权益产量达到1075万吨油当量，奠定了中国石油海外的发展基础，熟悉了国际环境，了解了国际规范，培养了高端人才[1]。之后进入快速发展、规模发展和优化发展阶段。截至2021年底，中国石油在全球27个国家运营63个油气勘探开发项目（另有8个已退出项目）[2]，海外已是中国石油3个年产1亿吨油气当量的支柱之一，在全球形成美洲、非洲、中东、中亚－俄罗斯和亚太五大油气合作区和四大油气通道。通过深度参与国际油气勘探开发，中国石油分享了世界油气市场，保障了国家能源安全，发挥了公司上下游一体化优势，在国际油气市场中的竞争力和影响力持续提升。

新项目评价和获取是中国石油海外业务发展的根基，中国石油海外波澜壮阔、成果丰硕的发展史就是一部不断开拓新项目的历史。在质量效益发展新阶段，如何保持海外业务“大而强”，是需要迫切回答的问题。系统回顾和总结30年来海外新项目评价成功经验，对今后海外油气上游高质量持续发展具有重要启示和指导意义。

1 加强基础理论及技术研究，集成创新油气上游资产全周期技术经济评价体系

中国石油每年初评及系统评价海外新项目60～90个，评价项目类型从最初的传统陆上油气项目逐渐延伸到非常规油气、极地、深海等前沿和技术高度密集领域；合作伙伴从资源国政府、国家石油公司，逐步拓展到壳牌、埃克森美孚、道达尔能源等国际大石油公司。在这一过程中，随着全球油气勘探开发竞争的加剧，资源国合作条款日趋严苛，资产逐渐“劣质化”，“环境差、高技术、高投入、难开发”的领域逐步成为重点，对评价人员技术水平要求越来越高。

在国际形势复杂多变、动荡加剧、油价大幅波动和转型发展等新形势、新要求、新挑战下，中国石油海外新项目评价团队以《油气资产评估》学科建设为引领，分层次选定关键问题开展集中攻关，固本强基，集成创新，理论研究与评价实际相结合[3]，在评价方法、技术经济与商务一体化、风险评估、评价规范、综合研究与评价平台建设等方面开展一系列探索和创新，形成了中国石油特有的上游资产全周期技术经济评价体系。

1.1 建立以潜力和低成本开发为核心的全周期技术经济评价方法

在勘探资产评价方面，以资源潜力为核心，构建半定量资产优选和快速评价方法，建立并完善不同勘探程度资产评价方法。风险分析贯穿评价始终，以区块所在盆地油气地质条件为基础，以成藏组合评价为着眼点，以储量或资源量评估为中心，综合开展油气藏开发、工程评价和投资估算，创新不同勘探程度资产划分标准，配套相应的评估方法，解决了勘探新项目长期以来“估不准，难决策”的瓶颈问题，形成了包括区块快速筛选、工作权益和最小义务工作量优化、圈闭最小经济规模评价、圈闭风险综合评估、潜力综合评估等系列关键技术。

开发资产评价方面，油气藏品质、储量落实程度、油气井产能、拟建产能规模、资产总投资是评价的核心内容，是影响资产获取决策以及公司经济效益的根本要素。以油气藏特征评价为出发点，把储量落实程度及其经济有效动用、滚动开发潜力[4]等工作作为评估的重点，以不同情景下的概念方案设计及优化为抓手，潜力挖掘与风险分析并重[5]，评估经济价值及抗风险能力，结合资源国投资环境[6]，优选概念方案及估值参数指标；形成了包括不同级别剩余可采储量预测与有效动用评价、合理经济单井产能及概念方案设计、成熟油田提高采收率评价、上下游一体化资产评价等系列关键评价技术。

开发工程评价方面，以已钻井相关技术适用性分析为出发点，从油气藏类型、地层压力、温度、井型、钻井时效、储层保护等方面分析钻完井技术难点；对已建地面设施各系统，包括原油、伴生气、供水及水处理、注水等，和配套基础设施的规模、工艺技术进行适应性分析；集成应用国内外成熟、可靠、实用、先进的开发工程技术，合理规划、优化设计钻完井工程、采油（气）工程、地面工程和海洋工程方案，最大限度简化生产流程，节省开发投资和运行费用。分析开发投资指数与国际油价相关性，利用已积累的主要资源国投资数据库等，参照国际标准，研发了以油价变化为基础的工程投资预测方法和软件，构建不同类型油气田弃置费评估方法，形成了常规油气、非常规气、重油、海洋油气开发等配套工程评价技术和方法。

经济评价方面，以合同模式和合作条款分析研究为核心，针对资产类型和特点，建立相应的资产估值模型。结合资源量或储量以及产能和投资预测，研究油气价格、成本及投资、折现率等关键指标参数和财务对价调整因素，开展项目建设、运营和废弃全周期经济评价，采用多种方法估值并相互校验，提出综合报价建议和投标策略[7-8]。2015年以来，对重点参数进行多情景测算和分析，加强产品市场分析和预测，注重经济评价与商务模式的紧密结合。对照西方油气公司评价的经验及做法，不断改进经济评价方法。根据勘探程度的差异采用不同经济评价方法，发展专家特尔菲法、EMV（期望货币价值）法（见图1）的实际应用。采用最小经济规模法、单位储量价值法、单井经济极限法等方法[9-11]，从不同视角补充评价项目经济性，预测项目资源潜力价值，对开发规划提供有效指导。

图1 圈闭期望货币价值（EMV）求取流程

1.2 以项目参股股东效益最大化为目标的技术商务有机结合策略

2003年以后国际油价上涨，油气资源国对本国利益保护意识加强，投资者获利空间逐步受限，国际油气合作模式更加灵活，逐渐向与资源国谈判或公开竞标的合作形式转变，经济评价也由相对单一的净现值或内部收益率估算向投标条款分析等转变。

近5～10年来，中国石油在全球获取的新项目大多以与资源国谈判、竞标或与合作伙伴谈判的方式获取。2014年底至今，国际原油价格经历了暴跌、低位震荡、恢复、再次暴跌、大幅上涨的剧烈变动，以相对较合理的价格或优惠的合同条款获取优质新项目的难度进一步增加，也意味着对技术、经济、商务有机结合提出更高的要求，需要随时联动，相互深度反馈结合，多方案比选优化成为新常态，才能实现中方效益最大化。项目获取首先要进行商务策略研究和条款设计，并进行初步技术经济评价，然后参考初步评价结果完善开发方案设计，优化经济评价参数，再依据优化结果进行商务谈判支持和进一步的谈判策略研究[12]。该流程以效益来源为切入点，紧扣不同合同模式关键条款和商务要点，为项目技术经济与商务有机结合奠定良好的基础（见图2）。

图2 技术经济与商务有机结合流程

1.3 以风险识别、评估为中心的风险管控体系

海外油气项目具有投资大、回收周期长等特点，从资源潜力的角度分析，海外投资项目的吸引力始终具有绝对优势；从海外投资项目实际经营的情况分析，海外项目存在政治、经济、技术等诸多风险。为了防范潜在的风险，中国石油制定了《境外投资项目风险管理规范》，对于项目可能面临的各种风险，开展风险识别、分析和评价。针对“高度”和“极高”等级的风险，制定风险应对措施，明确风险应对责任主体。重点评价项目编制风险防控专章等。

海外项目外部风险可能会对项目的运营产生重大影响，但前些年研究稍弱。在目前的项目评价中，除勘探、开发、工程等内部风险分析外，还需对外部潜在风险开展系统分析，对风险因素进行识别、分析和评价，形成风险清单，并针对高等级风险制订对应措施。项目可能面临的外部风险主要有：资源国政治环境变化，包括国内矛盾、局部战争或国际关系等因素；资源国政策、法律、法规等变化；资源国政府对项目运行所做的各项承诺和依托发生变化；资源国和社区环保要求及其变化；社会和社区安全以及劳工问题；外汇、利率、通货膨胀等经济参数变化风险；潜在的产品外输、市场与价格变化等风险。

借鉴在运行海外油气项目，创建了勘探－开发－工程－经济多层次海外油气资源开发利用风险分析框架，建立全方位风险评价系统；设立综合风险值获取标准，建立不同层次风险评价指标；建立风险量化评估模型，提供风险管理系统及解决方案（见图3）。

图3 海外新项目评价多层次风险分析系统

1.4 以科学、规范为核心的“境外油气投资项目（预）可行性研究报告编制规定”

《境外油气投资项目（预）可行性研究报告编制规定》是新项目评价工作开展和报告编制的根本遵循。受上级部门委托，中国石油海外新项目评价团队分别于2010年、2014年对中国石油“境外油气投资项目（预）可行性研究报告编制规定”等进行不断补充、丰富、完善和更新。2021年根据中国石油质量效益发展的新要求和国际新形势，第三次更新编制了境外油气投资项目获取可行性研究报告编制工作管理办法，和境外油气投资项目获取可行性研究报告编制规定（分为勘探、开发、延期），海外获取项目的可行性研究报告编制有了“新宪法、新章程”。2021版可行性研究报告编制规定，较前期版本具有如下特点：坚持客观科学和经济效益为主线，制定总体原则；强化风险与不确定性量化分析，确保风险可控；注重技术经济与商务有机结合等。新规定的出台，提升了评价的国际化水平、质量和效率，也优化了项目获批程序，节省了项目上报及审批时间等。

1.5 以经验传承和一体化线上评价为特点的“新项目综合研究与评价平台”

探索如何以信息化、智能化实现油气资产评价方法和经验的有效传承，长期以来一直是中国石油海外新项目评价团队追求的目标。近5年来评价团队以地质、开发、工程、经济四大专业为基础，研发了《海外新项目综合研究与评价平台》。该平台遵循综合化、实用化、国际化、大数据化的原则，依托文献资料和实际历史评价项目，构建资源和储量评价、产能评估、指标优选、方案设计与优化、投资和成本管理、新项目快速筛选、经济模型库、经济评价等10大模块，融知识共享与综合决策为一体，具有大数据管理方式和高安全性容器云等特点，实现了新项目评价指标体系化、方法智能化等，也实现了自有知识产权软件零的突破，有效提升了油气资产评价效率和水平。

2 强化经验积累，提炼形成海外新项目评价研究十大关键要素

集成创新的海外上游资产全周期技术经济评价技术，实现了评价流程规范化、评价指标标准化、评价方法集成化、投资决策科学化。为确保新项目评价及决策体系规范高效运行，严格执行三级专家审查流程，层层审查，逐级把关，确保了新项目可行性研究报告编制质量。显然，获取项目可行性研究报告编写的水平和质量是公司领导层科学决策直至成功获取项目的主控要素。根据近30年的评价经验，提炼形成以下海外新项目评价和成功获取的十大关键要素。

2.1 战略规划要先行，长期跟踪要坚持

战略规划是中国石油海外业务持续规模化、高质量发展的目标、方向和指南。在全面开展全球石油地质特征和资源分布规律研究，系统跟踪全球勘探、开发新技术和新项目潜在机会基础上，结合公司战略规划，快速锁定潜在目标，短时间内开展系统评价与商务谈判，实现了利用全球油气战略规划、基础研究和海外油气新项目评价研究的三位一体，为中国石油海外业务加快发展提供全面规划和扎实基础，应用效果显著。

例如收购中亚P公司和T天然气项目，正是因为中国石油数年前就已经开展中亚油气通道沿线国家的油气资源研究等，对相关资产已经建立了较为深刻的认识，才在合适时间抓住机会，及时评价，以合理估值快速拿下P公司资产。同样因为长期密切跟踪中东重要产油国A国即将到期的大型陆地、海洋油气田等，做了充足技术和商务储备，才在关键时刻抓住时机，连续在A国成功获取数个大型项目。

2.2 理论技术要创新，勘探规律把握好

例如在B国深海项目评价中，依靠理论和技术创新，在“快、准、稳”的勘探方针指引下，进一步发展含盐盆地油气地质理论，创新深水盐下湖相碳酸盐岩储层发育模式，明确了B国X区块优质储层分布规律和盆地大油田形成的主控因素。X区块所在盆地属于含盐断坳型被动陆缘盆地，盐下大油田形成受陆内裂谷期湖相烃源岩、陆间裂谷早期生物礁滩体和晚期蒸发盐岩优质盖层控制。结合已发现大油田的系统解剖，建立了坳间隆起和坳中断隆型两类孤立碳酸盐岩台地的地质模式，明确了其各自地震反射特征，为利用多用户地震数据快速识别评价目标区块和获取该勘探项目奠定了基础。

利用盐底层拉平技术结合地震反射识别古构造和已有油田资料建立喷发岩和侵入岩地震相识别图版，甄别有效盖层，利用圈闭定型期、成藏期及CO2充注方式和充注时间的前后关系，创新性地提出了CO2分布的五种模式，为有效规避各类地质风险提供了理论依据和技术手段。针对需要投标的勘探区块，评价团队以多情景解析、最优化求解与期望货币价值评价等关键评价技术，聚焦核心参数，合理建立评价模型和估值等，最终以资源国政府最低利润油分成比中标该勘探区块，并获得一定比例的权益。2021年11月，B国家石油公司宣布，X区块部署的首口探井取得油气重大发现。

2.3 储量评估要可靠，产能基础需筑牢

油气储量是一个项目未来能否有效益可持续运作的重要基础，尤其是对大型开发油气项目。合理可行的产能规划，则是项目行稳致远、有效益发展的压舱石。例如北极M项目在评价过程中，综合地震、测井等分析手段，认为其构造落实，上部主力层横向连续性好，下部储层横向连续性较差。通过优选3套主力层核实地质储量，与俄罗斯和第三方储量评估结果基本一致，且P1级储量占比高，深层具备重要的资源潜力。中方通过重点核实外方方案关键技术指标的合理性，并按照储量有效动用性，编制切实可执行的概念方案。目前M项目正按照可行性研究报告有序运行，液化天然气（LNG）产量较预期明显增加，2021年为1951万吨。目前，作为资源潜力的深层已获得了新的油气发现，阶段新增亿吨级油气地质储量。正因为项目的成功运行，使其成为“冰上丝绸之路”[13]的重要支点。

但对非常规油气资产的储量评价和产能规划一定要慎重。非常规油气资产主要面临特殊的地质条件认识和极高的开采技术要求，加上基础资料不足等，极易导致地质储量评估存在较大的偏差，已发现地质储量难以经济有效动用，投产时间推后，以及可建产能规模不及预期等。例如北美某区块预计动用可采储量约为5000多万吨油当量，而实际可动用可采储量仅为预测值的25%，导致项目运行中面临很大压力。

2.4 投资估算有依据，工程技术要可行

可靠、实用、可行的工程技术应用和依据充分、合理估算的开发投资，是未来项目有效益运营的重要基础。例如2011年前，在中国石油看来，中东A国是陌生、高端、神秘的全球石油高端市场，在2012年初开始的L项目获取中，外方对其单位投资严格保密。有关专业机构因多种方面原因，估算单位海上开发井投资约为2800万美元，而我们通过细致对标分析及核算等，结合与外方交流获取的重要信息，坚持单位开发井投资约为1850万美元（与2016－2018年实际单位海上钻完井投资基本一致），总开发投资减少约9亿美元，实现了对项目的客观评价和合理估值，为该项目最终获取发挥了重要作用。

又如中亚气田T项目、中东L国老油田项目等，在评价阶段就统筹考虑采用中国石油成熟工程技术、装备和建设能力等，解决了特殊油气田开发难题。例如在气田T项目评价中，利用中国石油已有成熟的天然气净化处理成套工艺、大型复合深度同步脱有机硫工艺、酸性气田深井钻完井技术等，满足了其高含H2S、高含CO2、高含Cl-、高温、高压、高产量气田特大型“六高”整装气田开发特殊要求。中方各单位技术优势得以发挥，协同效应明显，加快了开发建设及投产等节奏，赢得资源国的高度赞赏和广泛好评。而在中亚的Z项目，由于前期对井漏、卡钻等钻井复杂情况考虑不够充分，费用预估不充足，加上井深、钻井施工周期过长，导致钻井成本比评价时估算数增加约30%，影响了项目的经营收益。

2.5 油气市场有保障，尽职调查要全面

早期的海外项目评价因缺乏明确的评价规范可供遵循，对产品销售方向、市场和价格的调研等涉及不够充分，导致项目运营时实际产品销售市场和价格往往与评价时的情景假设偏差很大，不利于项目的稳定有效运营。项目评价的可行性研究规定、标准制定后，加强了对油气市场的专业分析和预测，通过分析未来产品的销售比例和不同价格预测的多情景假设分析方式，对不同排列组合进行全景式测算，锁定项目总体估值范围。为落实保障下游产品市场和弄清资产真实情况，要进行现场考察和尽职调查，对设施及产品外输（运）现状、投资指标、操作费、健康安全环保（HSE）和财务现状、负债情况等关键风险要素进行重点考察、调查和研究，这在很大程度上决定了项目是否能按计划运行。

在M项目评估中，通过多维度分析上游气源成本、投资、运费和市场竞争态势，预测LNG销售市场前景广阔，锁定项目总体估值范围。项目生产的LNG主要销往欧洲及亚太市场。采用签署LNG长期购销协议目的地船上交货的形式向用户供货。该项目2021年产品销售路线通畅，销售气价和单位利润都高于当时评价时的预测值，总体效益更好。而因现场考察及尽职调查不到位，或油气外输通道不落实等，导致个别项目经营效果不佳。C项目在评价时考虑产品主要在当地及美国销售，后期产能提升后将利用规划管道输送到其西部港口等。事实上加拿大规划的3条外输管道均未实施，另外加国原油出口基本受美国控制，产品外输渠道均未达到预期，从而严重影响了该项目的开发效益。南美的WB项目，因未落实外输天然气问题和签订销售天然气合同等，造成特殊阶段时的运行被动局面。

2.6 策略设计要先行，技术商务要联动

进行海外项目投资决策时，在资源基础和地质条件基本确定的情况下，资源国合同模式和财税条款是项目投资收益的决定因素。好的商务谈判策略和顶层设计，是高效推进并获取项目的重要关口点。对高投资、高风险的海外项目而言，在收益水平能达到行业基准的情况下，优先保障投资快速回收、运营期现金流充足更为稳妥安全。充分把握开发潜力和合作机遇，技术经济商务紧密结合，多情景分析方案，以效益为导向，随时根据谈判情况调整技术方案，力争以优惠合同条款获取油气资产。谈判过程中需要前后方密切联动，技术上客观把握开发风险和潜力，并依据经济评价结果和技术可行性，调整和优选开发方案，充分考虑各类情形下经济测算结果，严守经济效益底线，力争改善项目条款。

例如在某深海B大型油田项目公开竞标中，中国石油提前部署，制定投标策略。项目组首先深度解析补偿款赔偿方式和利润油分成比例招标规则，指导技术方案编制，然后结合技术经济可行性，对方案储量劈分、补偿款测算和分成比例范围3个核心谈判参数有机结合，前后测算了各类情形下，15个方案所有符合中国石油收益要求的合理组合，确定了投标参数范围。经过艰苦谈判，中国石油、中国海油与X国家石油公司就报价和关键商务条款达成一致，组成投标联合体以最低政府利润油分成比例中标。

2.7 合同条款要吃透，谈判关键要抓牢

对于谈判性项目，要对合同条款进行详细分析，充分把握核心关键条款，以中国石油效益最大化为核心，提出技术经济商务融合的策略和路线，有效争取最有利条款，为系列项目谈判和高质量获取提供坚实支撑。例如，产品分成合同模式下影响承包商投资收益的关键条款为回收上限、投资回收速度、利润油气分成比例及变化台阶、所得税比例和支付方式[14]。服务合同模式下影响投资效益的主要条款有回收上限、投资回收速度、单桶报酬费和所得税[15]。矿税制合同模式下着重关注各类税收比例及优惠政策，以矿区使用费、利润所得税、附加利润税等财税条款为切入点进行谈判和分析[16]。此外，要重视合同条款解读与延伸内涵分析，加强敏感性分析，进一步降低因对合同条款分析解读不充分而带来的不确定性[17-18]。

例如在X项目评价过程中，评价组在2013年完成了系统的数值模拟研究、尽职调查等大量评价工作，由于资源国抛出的合同财税条款过于苛刻，多数公司评估后报价与资源国期望差距很大，当时中国石油就10%权益的收购投资提出某一报价，也未中标。2015年，T、I和G三家公司陆续合计获取18%权益，每1%权益支付某一金额进行收购投资。在投标招标未果、油价大跌、财税条款证实不可行的情况下，资源国政府于2016年10月决定改善财税条款。后期中外双方重点就税收比例以及上缴方式进行谈判。所得税税率降低、矿费、所得税缴纳延迟1个月对收益率影响为1%左右。经过半年谈判，条款较初始版有所改善，最终内部收益率达到集团公司要求，项目成功签署。

又如H项目在与资源国就产品分成合同谈判的过程中，争取到了较有利的优惠条款，包括消除了成本回收的篱笆圈、争取到最有利的R因子分成比例等。后续合理安排开发区块的投产顺序，对于有优势的油田例如潜山开发区块提前投产等。凭借成本回收无篱笆圈的条款优势，依靠优势油田，适时加大勘探力度，尽可能发现更多储量，从而保证成本的回收，也可降低中方的现金流入的风险。

2.8 风险分析要系统，潜力评价要充分

海外油气项目投资大、周期长，在运行过程中往往会出现很多不可预见的情况，这就需要开展系统的内外部风险分析，对潜在的技术和经济等风险进行定量评估，提出切实可行的应对措施，这样才能防患于未然。例如海外中东A项目中，从评价最初就结合项目具体特点，开展了比较系统的风险评估。按照内部风险、外部风险两大类，进行了风险识别，对影响程度高的关键指标开展了定性和半定量评估，研究制定了应对措施。例如基于大量岩芯、测井资料开展储层物性参数解释对比，采用动静态模型对比验证，对于关键的资源基础风险进行了评估；通过现场尽职调查，对关键的海工投资、设施完好程度、弃置费[19]、操作费等关键风险指标进行了重点落实和评估；对于关键的经济评价模型，采用统一假设，两次与外方核对经济模型，专业公司计划和经济管理部门反复审核，模拟计算了未来财务利润等指标。据此编写风险评估报告，通过集团审查。从目前项目运行的情况来看，风险评估报告的内容考虑较为全面，确保了该项目投资的安全有效[19]。

任何事物都具有两面性，对油气新项目也不例外。风险分析非常重要，但潜力评价也必不可少，否则容易陷入只考虑风险的悲观立场。新项目运行周期一般为20～30年，需要用长远、动态的眼光考虑项目的潜力，例如勘探区块的新层系、新领域、新目标，开发区块滚动扩边、开发方式与工艺优化、技术进步、边际储量升级等因素，尽量将潜力量化，做到心中有数，以实现对项目的全面、客观认识。例如非洲SND项目评价中，项目组深化地质研究，客观分析未来储量增长潜力，建立内部高情景评价方案。项目实际运行中，可采储量比中方谈判方案增加2倍多，发现了亿吨级大油田，带来较好的投资回报。

2.9 资料辨析要客观，坚持原则不放松

海外新项目评价阶段获取的有限基础资料中，部分资料存在“包装”的可能，给新项目评价带来一定挑战，故资料甄别是新项目评价的重要环节。例如在俄罗斯南部O项目和东部B项目系统评价时，中方发现两个项目的油藏数值模型均存在参数设置不合理的情况。O项目属于致密碳酸盐岩油藏，俄方的油藏数值模型将束缚水饱和度与岩心渗透率设置为正相关关系；而中方根据国内致密油藏[20]大量的水驱油岩心实验结果和理论分析，认为外方数值模型的相渗参数设置存在重大缺陷，违背了致密油藏渗流基本规律，导致该油藏数值模拟预测结果过于乐观，开发概念方案面临重大风险。B项目为大气顶底水油藏[21]，外方拟采用面积井网注水开发，并在数值模型中将注水井设置为定压注水，中方查验数值模型发现注水井的日注水量达到1千立方米以上，并发现大量的注入水已窜入气顶。中方及时向外方反馈数值模型参数设置存在的不足，促使外方对数值模型进行了修正，降低了其产量预期、压力水平预期，确保了中国石油有效规避产能风险和随之而来的经济效益风险[22]。

又如在W油田评价中，对于外方提供的资产信息资料，客观分析，去伪存真。中方不受外方方案及资料影响，设计操作性强、更加合理可行的开发方案，坚持自己效益底线及应有股权原则，以合理预测油价为基础，客观估值，成功规避当时获取该项目的巨大风险。当时正逢国际油价大幅下跌，中方及时调整对未来油价的预期，不同收益率条件下交易报价约为外方期望值的一半。最后O公司入股，购股价高达80多亿美元。还有在N国J项目评价中，外方提供资料中的平均单位钻完井投资为336万～354万美元。中方依据海外项目公司资料、经验算法和成本数据积累等进行对标分析和研究[23-24]，据理力争，中方坚持单口开发井的钻完井投资取约500万美元（得到后期生产的证实），在一定程度上影响了其估值。

2.10 评价方法要适用，类比分析很重要

不同类型勘探开发项目经济评价方法和流程不同。对于大多数开发类项目，国际上普遍采用折现现金流量法（DCF）进行估值。结合勘探区块评价实践，以关键成藏条件是否证实和资源量能否客观估算为主线，将勘探资产划分为前沿、低和中－高勘探程度3种类型。考虑评价工作的需要和可操作性，对不同勘探程度区块采用针对性的价值评估方法。结合专家特尔菲法、期望货币价值法和折现现金流量方法，通过建立评估决策模型，综合判定是否进入。期望货币价值评价方法相对于传统的折现现金流量法考虑了勘探失败风险，及勘探发现后是否能商业开发的风险，更加客观和科学[22]。根据项目评价实际需要，有时也采用最小经济规模法、单位储量价值法、单井经济极限法等方法，从不同视角评价项目经济性。产品价格、折现率、汇率、通胀率、操作成本等关键参数选取要在充分调研历史数据和其他可类比的资料基础上，结合项目实际情况，遵循科学的方法预测取值范围，为合理建立报价底线提供依据。

受限于资料条件，很多新项目评价是雾里看花，管中窥豹，类比分析就显得尤为重要。无论是勘探还是开发资产，在资料条件不充分、不能建立相对清晰的认识时，需要在全球和本资产周边寻找尽可能多的相似油气田，开展地质、油气藏、开发、工程等方面的系统类比，以建立对本资产相对客观、全面的认识，为储量或资源量评估、方案编制、地面工程设计和价值初步估算奠定基础。例如Z国D1-2区块评价时，因区块仅有少量地震资料，且无钻井，石油地质条件以类比推测为主，综合资料和认识条件，将其划分为前沿勘探区块，利用类比法确定低中高井控储量。在合同条款基本一致的情况下，类比同盆地相邻区块单桶价值，将类比的单桶净现值与各方案可采资源量相乘，再扣除相应勘探期的投资及费用，得出在相似地质条件和相同财税框架下两个区块的储量价值范围。

3 应用实效和典型获取项目分析

3.1 应用实效

在海外近30年发展历程中，以中国石油勘探开发研究院和中油国际、项目公司相关部门为代表的中国石油海外新项目评价团队，依托中国石油丰富的技术积累和强大的技术力量，依靠自主集成创新的油气上游全周期技术经济评价方法，取得了丰硕成果和重大突破，强有力支撑了2019年海外油气权益年产量迈上1亿吨油气当量台阶。2020年以来，海外油气业务经受住了国际油价低位运行、新冠病毒疫情蔓延、“欧佩克+”限产等多重考验，连续3年实现油气当量权益产量超亿吨稳产与效益开发。

近30年来，中国石油在海外32个国家累计共获取勘探新项目约68个，高峰期勘探区块权益面积达到59万平方千米，其中风险勘探新项目占比70%，精细勘探项目占比30%。风险勘探项目勘探成功率为24%，远高于国际石油公司10%的平均水平，精细勘探项目勘探成功率为95%，奠定了海外五大油气合作区发展格局，夯实了效益发展基础。自主勘探为公司海外油气业务高质量发展做出了巨大的贡献。近10年中国石油海外权益桶油发现成本约为1.43美元/桶，而七大国际石油公司（埃克森美孚、bp、壳牌、道达尔、雪弗龙、艾奎诺和埃尼）平均桶油发现成本为3.1美元/桶。

此外，中国石油通过并购和中标获取了一批重要储量资产，独立作业或参与多个大型油气田开发，包括中东和中亚地区碳酸盐岩油气藏、南美深水碳酸盐岩油藏，非洲和中亚砂岩油藏，俄罗斯和莫桑比克天然气田；积累了一批优质商业储量[25]。P公司收购、T天然气项目获取、中东地区项目中标等一系列规模性项目的成功签约和绝大多数已获取项目的成功运营，大大提升了中国石油的国际影响力，为建设“海外大庆”和“半壁江山”奠定了扎实的资源基础，脚踏实地落实了党中央、国务院关于“充分利用国内国外两种资源、两个市场”和“走出去”战略方针，为国家未来能源安全提供了可靠的海外资源保障[1-2]。

3.2 典型获取项目分析

2005年H国P公司的整体并购是成功获取的典型，该项目后期的实际运营效果与当时的评价结果十分接近。P公司是一家上下游一体化的股份制国际油气公司，上游包括油气勘探开发，中游业务主要是原油管道和集输，下游业务包括炼油、油品销售和原油销售。评估时建议报价区间适中，实际成交价是41.8亿美元，击败竞争对手O公司，以较低的成本获取了优质资产。2007年底其油田总产量达到日产约19万桶，与2005年评价时预测值相当。

中国石油于2009年参与了中东Y国两轮石油招标，成功获取了第一轮招标的ML油田和第二轮招标的HY两个巨型油田。其中ML油田与bp公司合作，bp为作业者。面对国际各大石油公司的剧烈竞争，勘探院发挥全院优势力量，精心组织，运用多年积累的完善的项目评价方法等，与各大跨国石油公司“斗智斗勇”。最后成功主导评价并说服bp公司，以中方方案作为最后投标方案进行投标并中标。之后，全球有关石油公司纷纷邀请中国石油共同合作参与该国第二轮招标，彰显了中国石油在国际竞标中的地位，显著提升了国际影响力。

2016年在以较好的条件进入A国L项目之后，中国石油精心设计NEB油田开发方案，最终成为NEB油田资产领导者，预计提高项目内部收益率1个百分点。该项目2017－2021年4年产量和收益稳定，为国家“一带一路”倡议的实施贡献了重要的中国石油力量。

4 启示和建议

自主集成创新的海外油气上游全周期技术经济评价方法，提高了新项目评价工作的质量与效益，降低了收购成本，培养了一支国际化的技术专家队伍，为国家未来能源安全提供了可靠的海外资源保障。对于今后海外上游新项目全周期评价，主要有以下启示和建议。

4.1 全球资源评价是战略选区的基础

全球资源评价是选准、选好战略区的基础，是支撑新项目潜在目标池保持规模并不断扩展的重要手段。通过自主评价全球主要盆地的常规待发现资源量、已知油气田储量增长潜力、主要非常规矿种的地质资源量，可以明确全球油气资源潜力分布和有利的潜力方向；通过开展全球五大成盆期原型盆地分布、沉积体系分布、成藏要素分布及全球油气聚集规律研究，有利于深化全球油气地质理论和预测有利的勘探领域，提前锁定战略目标；自主研发与集成创新相结合，形成不同勘探程度盆地的常规油气资源综合评价方法，为科学评价全球油气资源与海外资产提供了技术保障。

4.2 稳定高水平队伍是保证评价质量的根本

新项目评价属于综合性应用研究学科，与地质、气藏等专业的工作存在明显的不同，技术人员对于一手资料的消化、吸收和辨析的能力和水平对于保证项目评价质量具有非常重要的作用，能够统领全局的新项目评价领军人物更是不可或缺。中国石油新项目获取成效显著，与长期保持一支稳定、高水平的评价队伍密不可分。海外上游新项目评价业务需要上级部门给予政策倾斜，探索建立新项目特殊考核制度和历史追索制度，使新项目评价人员能够进一步聚焦核心业务，且在一定程度上能分享到运营情况良好项目的利益，进而构建一支经验丰富、水平高且稳定的评价队伍，从根本上保障新项目评价的质量。

4.3 “巧妇难为无米之炊”是新项目评价的常态

勘探开发新项目评价时，面对的是资料少而不系统、评价时间要求紧、特殊油气开发技术不成熟或技术缺乏应用基础等，因此“巧妇难为无米之炊”是海外新项目评价工作常态。新项目有的是自身资料就很缺乏，有的则是卖方通过有限开放资料室等手段，给买方形成“雾里看花”的形势，以期望卖一个好价钱。故在实际项目评价中，需要千方百计利用好手中积累的资料，结合自己宝贵经验及规范做法等进行科学评价，严守评价底线，客观评估最大的潜在损失及承受能力，结合自身技术水平和管理能力，综合确定进入策略等。

4.4 多学科联合研究是效率最高的工作手段

因新项目评价涉及的专业多，部分工作还需要深入开展研究，而专业从事新项目评价的人员主要负责评价思路的把控、各类技术资源的协调与利用和成果初审，他们没有时间和精力利用专项技术去开展某项业务的深入攻关，例如详细的地质建模、油藏建模等工作。此时，需要充分发挥企业内部的一体化优势，联合物探、测井、石油工程、海工等专业技术支持单位，以某个特定项目为载体，开展多学科、跨机构联合研究，充分发挥各自优势与特长，对内专业化做好项目评价，对外彰显中方技术实力，为项目技术评价奠定良好基础。

4.5 全周期风险量化评价和低碳发展等是未来趋势

目前全球的油气资产越来越复杂，评价的难度越来越高，各个环节的不确定性也越来越难掌控、把握。以蒙特卡洛模拟为核心的风险量化和技术成为新的发展趋势。该方法结合地上地下风险，在系统分析的基础上，建立资源量、初始产能、递减系数、投资、操作费、油价和汇率等各专业关键参数概率分布，进行全流程蒙特卡洛模拟，进而实现项目估值的概率表达，能够更深入分析项目风险和不确定性。

此外，随着全球碳中和、碳达峰目标的提出，国际组织、个别国家和地区共出台了60多个碳征税法规，虽然碳税当前对油气资产的影响还较小，但其未来将对油气资产的经济性产生重大影响，需未雨绸缪，进一步加强评价方法研究和减碳技术储备，保持行业竞争力。