2017年全球油氣開發(fā)形勢(shì)回顧與趨勢(shì)展望

常毓文 王作乾 劉保磊 蔣偉娜 韋 青 陳 希

1.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院；2.長(zhǎng)江大學(xué)

2017年國(guó)際油價(jià)持續(xù)低位徘徊，全球油氣開發(fā)形勢(shì)總體回暖向好。隨著國(guó)際油價(jià)震蕩上行，全球油氣上游投資連續(xù)兩年下降后，在2017年實(shí)現(xiàn)了上游投資的增長(zhǎng)。天然氣消費(fèi)增速回暖，天然氣產(chǎn)量保持穩(wěn)定增長(zhǎng)。低油價(jià)時(shí)期，油氣開發(fā)成本顯著降低，但隨著油價(jià)回升，油氣資產(chǎn)效益水平不斷提升，油公司盈利水平顯著增長(zhǎng)。在過去10年中，全球原油和天然氣總產(chǎn)量逐年穩(wěn)步增長(zhǎng)，年均增長(zhǎng)率為1.52%[1-17]。全球油氣分布四大領(lǐng)域：陸上常規(guī)油田分布廣泛，剩余可采儲(chǔ)量占據(jù)半壁江山，產(chǎn)量保持穩(wěn)定增長(zhǎng)；陸上常規(guī)氣田分布較為集中，儲(chǔ)產(chǎn)量占比不高；海域常規(guī)油氣根據(jù)水深，由淺入深，產(chǎn)量增長(zhǎng)加快；非常規(guī)油氣呈現(xiàn)出美洲獨(dú)大，不同資源類型差異化發(fā)展。全球各資源國(guó)油氣財(cái)稅政策調(diào)整頻繁，多國(guó)成為油氣行業(yè)投資熱點(diǎn)[18-21]。國(guó)際石油公司把握油價(jià)波動(dòng)周期，持續(xù)開展資產(chǎn)優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)了由生存向發(fā)展的轉(zhuǎn)變。未來全球油氣開發(fā)仍將呈現(xiàn)穩(wěn)中向上趨勢(shì)，預(yù)計(jì)2035年全球油氣產(chǎn)量將達(dá)到95×108t，剩余可采儲(chǔ)量為2248×108t[22-34]。

1 全球油氣開發(fā)現(xiàn)狀及特征

1.1 全球油氣開發(fā)形勢(shì)

1.1.1 全球油氣開發(fā)概況

截至2017年底，全球油氣田數(shù)量為14047個(gè)，其中油田數(shù)量為8411個(gè)，氣田數(shù)量為5636個(gè)；全球在產(chǎn)油氣田數(shù)量為3833個(gè)，其中在產(chǎn)油田數(shù)量為2536個(gè)，在產(chǎn)氣田數(shù)量為1297個(gè)。全球油氣田主要分布于133個(gè)國(guó)家，408個(gè)含油氣盆地，主要分布在中亞—俄羅斯、中東、非洲、美洲、亞太和歐洲6個(gè)地區(qū)。全球油氣經(jīng)濟(jì)剩余可采儲(chǔ)量2121×108t油當(dāng)量，技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量3849×108t油當(dāng)量；其中，原油經(jīng)濟(jì)剩余可采儲(chǔ)量1216×108t，技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量2203×108t；天然氣經(jīng)濟(jì)剩余可采儲(chǔ)量107×1012m3，技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量 195×1012m3（表 1）。

表1 全球油氣剩余可采儲(chǔ)量統(tǒng)計(jì)表

1.1.2 全球油氣剩余可采儲(chǔ)量特征及現(xiàn)狀

全球油氣剩余可采儲(chǔ)量及類型分布不均衡，中東地區(qū)盆地?cái)?shù)量為19個(gè)，占全球盆地?cái)?shù)量的4%，單個(gè)盆地技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量高，平均為70.58×108t油當(dāng)量，以陸上常規(guī)原油和海域常規(guī)油氣為主；亞太地區(qū)盆地?cái)?shù)量為129個(gè)，占全球盆地?cái)?shù)量的30%，單個(gè)盆地技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量低，平均為1.78×108t油當(dāng)量，以海域常規(guī)油氣和陸上常規(guī)天然氣為主；中亞—俄羅斯地區(qū)盆地?cái)?shù)量為42個(gè)，占全球盆地?cái)?shù)量的10%，單個(gè)盆地平均技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為 16.14×108t油當(dāng)量，以陸上常規(guī)天然氣和陸上常規(guī)原油為主；美洲地區(qū)盆地?cái)?shù)量為 114個(gè)，占全球盆地?cái)?shù)量的27%，單個(gè)盆地平均技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為 10.88×108t油當(dāng)量，以非常規(guī)油氣和海域常規(guī)油氣為主；非洲地區(qū)和歐洲地區(qū)盆地?cái)?shù)量分別為 55個(gè)和69個(gè)，分別占全球盆地?cái)?shù)量的13%和16%，單個(gè)盆地平均技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量分別為5.04×108t油當(dāng)量和1.20×108t油當(dāng)量，均以海域常規(guī)油氣為主。

1.1.3 全球油氣產(chǎn)量特征及現(xiàn)狀

2017 年全球原油產(chǎn)量為44.82×108t，天然氣產(chǎn)量為3.63×1012m3，油氣產(chǎn)量為75.52×108t油當(dāng)量。全球油氣產(chǎn)量呈現(xiàn)“2大1中3小”的地區(qū)特點(diǎn)?！?大”為美洲地區(qū)、中東地區(qū)（油氣產(chǎn)量大于20×108t油當(dāng)量），“1中”為中亞—俄羅斯地區(qū)（油氣產(chǎn)量為10×108～20×108t油當(dāng)量），“3小”為亞太地區(qū)、非洲地區(qū)、歐洲地區(qū)（油氣產(chǎn)量小于10×108t油當(dāng)量）。2017年，中亞—俄羅斯地區(qū)油氣產(chǎn)量為13.9×108t油當(dāng)量，以陸上常規(guī)油氣為主；非洲地區(qū)油氣產(chǎn)量為 6.0×108t油當(dāng)量，以海域油氣、陸上常規(guī)原油為主；中東地區(qū)油氣產(chǎn)量為 20.8×108t油當(dāng)量，以陸上常規(guī)原油、海域油氣為主；美洲地區(qū)油氣產(chǎn)量為22.2×108t油當(dāng)量，以非常規(guī)油氣、陸上常規(guī)原油為主；亞太地區(qū)油氣產(chǎn)量為8.6×108t油當(dāng)量，以海域油氣、陸上常規(guī)原油為主；歐洲地區(qū)油氣產(chǎn)量為4.0×108t油當(dāng)量，以海域油氣、陸上常規(guī)天然氣為主（圖1、圖2）。

圖1 全球歷年原油產(chǎn)量圖

圖2 全球歷年天然氣產(chǎn)量圖

2008—2017年，全球原油和天然氣產(chǎn)量逐年穩(wěn)步增長(zhǎng)，年均增長(zhǎng)率為1.52%。中東地區(qū)、美洲地區(qū)增長(zhǎng)強(qiáng)勁，年均增長(zhǎng)率分別為2.79%、2.76%；中亞—俄羅斯地區(qū)、亞太地區(qū)產(chǎn)量平穩(wěn)增長(zhǎng)，年均增長(zhǎng)率分別為1.79%、0.71%；非洲地區(qū)受戰(zhàn)亂影響，歐洲地區(qū)受資源量影響，產(chǎn)量均下降，年均增長(zhǎng)率分別為-1.40%、-2.52%。

1.1.4 全球油氣新建產(chǎn)能貢獻(xiàn)

2008—2017年，全球新投產(chǎn)油氣項(xiàng)目3768個(gè)，其中原油新投產(chǎn)項(xiàng)目2307個(gè)，在2017年貢獻(xiàn)產(chǎn)量占總產(chǎn)量22.07%；天然氣新投產(chǎn)項(xiàng)目1461個(gè)，在2017年貢獻(xiàn)產(chǎn)量占總產(chǎn)量37.71%（圖3、圖4）。

圖3 全球六大地區(qū)歷年原油重點(diǎn)產(chǎn)能建設(shè)

圖4 全球六大地區(qū)歷年天然氣重點(diǎn)產(chǎn)能建設(shè)

1.2 不同類型油氣田開發(fā)現(xiàn)狀

1.2.1 陸上常規(guī)油田

截至2017年，全球共發(fā)現(xiàn)陸上常規(guī)油田4853個(gè)，在產(chǎn)陸上常規(guī)油田1123個(gè)，主要分布在阿拉伯灣、西西伯利亞、扎格羅斯褶皺帶等251個(gè)盆地，技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量1309×108t，占全球油氣當(dāng)量技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量的34%。中東地區(qū)技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量699×108t，占陸上常規(guī)油田技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量的54%；中亞—俄羅斯地區(qū)技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量261×108t，占陸上常規(guī)油田技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量的20%；美洲地區(qū)技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量220×108t，占陸上常規(guī)油田技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量的17%（圖5）。

圖5 陸上常規(guī)油田剩余可采儲(chǔ)量盆地構(gòu)成圖（單位：108t）

2017年陸上常規(guī)油田產(chǎn)量31.2×108t，占全球原油產(chǎn)量的53.7%，占全球油氣產(chǎn)量當(dāng)量的41.4%。

1.2.2 陸上常規(guī)氣田

截至2017年，全球發(fā)現(xiàn)陸上常規(guī)天然氣田2902個(gè)，在產(chǎn)陸上常規(guī)天然氣田428個(gè)，主要分布在西西伯利亞、阿姆河、魯卜哈利盆地等227個(gè)盆地，油氣當(dāng)量技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為483×108t，占全球油氣當(dāng)量技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量的12.55%，其中天然氣技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為49.63×1012m3，凝析油技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為64×108t。中亞—俄羅斯地區(qū)陸上常規(guī)天然氣田技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為31.98×1012m3，占陸上常規(guī)天然氣田技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量的64%；中東地區(qū)陸上常規(guī)天然氣田技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為6.77×1012m3，占陸上常規(guī)天然氣田技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量的14%；亞太地區(qū)陸上常規(guī)天然氣田技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為4.58×1012m3，占陸上常規(guī)天然氣田技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量的9%（圖6）。

圖6 陸上常規(guī)氣田剩余可采儲(chǔ)量盆地構(gòu)成圖（單位：108m3）

2017年陸上常規(guī)天然氣田產(chǎn)量當(dāng)量為10.24×108t，其中天然氣產(chǎn)量1.02×1012m3，凝析油產(chǎn)量1.60×108t，占全球油氣產(chǎn)量當(dāng)量的14%，占全球天然氣產(chǎn)量的28%。

1.2.3 海域常規(guī)油氣

截至2017年底，全球發(fā)現(xiàn)海域常規(guī)油氣田4311個(gè)，在產(chǎn)海域常規(guī)油氣田1175個(gè)，主要分布在魯卜哈利、維典—北阿拉伯灣、桑托斯等192個(gè)盆地，技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為1117×108t，占全球技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量的29%。中東地區(qū)技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為507×108t，占海域常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量的46%；中亞—俄羅斯地區(qū)技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為116×108t，占海域常規(guī)油氣技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量的10%；淺水、深水和超深水技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量占比最大的分別為中東地區(qū)、非洲地區(qū)和美洲地區(qū)（圖7）。

2017年海域常規(guī)油氣產(chǎn)量為21.4×108t，占全球油氣產(chǎn)量當(dāng)量的29%。

1.2.4 非常規(guī)油氣

截至2017年，全球發(fā)現(xiàn)非常規(guī)油氣田1995個(gè)，在產(chǎn)非常規(guī)油氣田1107個(gè)，主要分布在委內(nèi)瑞拉馬圖林、西加拿大阿爾伯達(dá)、阿巴拉契亞等146個(gè)盆地，技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為940×108t，占全球油氣當(dāng)量技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量的24%。美洲地區(qū)技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為847×108t，占非常規(guī)油氣技術(shù)可采儲(chǔ)量的90%；中東地區(qū)技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為46×108t，占非常規(guī)油氣技術(shù)可采儲(chǔ)量的5%（圖8）。

2017年非常規(guī)油氣產(chǎn)量為12.61×108t，占全球油氣產(chǎn)量當(dāng)量的17%。

圖7 海域常規(guī)油氣剩余可采儲(chǔ)量構(gòu)成圖（單位：108t）

圖8 非常規(guī)油氣剩余可采儲(chǔ)量盆地構(gòu)成圖（單位：108t）

2 全球油氣開發(fā)形勢(shì)分析

通過對(duì)全球6大區(qū)、133個(gè)資源國(guó)、408個(gè)含油氣盆地、3833個(gè)在產(chǎn)油氣田的分析，2017年全球油氣開發(fā)呈現(xiàn)以下特征。

2.1 原油價(jià)格震蕩上行，油氣開發(fā)投資恢復(fù)增長(zhǎng)

國(guó)際油價(jià)波動(dòng)具有短周期約2～5a、長(zhǎng)周期約8～10a的特點(diǎn)，本輪油價(jià)已進(jìn)入中高位波動(dòng)區(qū)間。過去12mon中，Brent和WTI月均價(jià)分別突破77美元/bbl和70美元/bbl，最大漲幅分別超過67%和55%。2017年Brent和WTI平均價(jià)格分別為64.2美元/bbl和57.9美元/bbl，同比變化20%和11%。2017年國(guó)際油價(jià)經(jīng)歷了一季度相對(duì)穩(wěn)定，二季度震蕩回調(diào)，三、四季度波浪上升3個(gè)階段：（1）一季度，減產(chǎn)協(xié)議整體執(zhí)行率高于市場(chǎng)預(yù)期，支撐油價(jià)在50～55美元/bbl區(qū)間相對(duì)穩(wěn)定運(yùn)行；（2）二季度，美國(guó)產(chǎn)量增長(zhǎng)、庫存高位及延期減產(chǎn)會(huì)議的臨近，市場(chǎng)的不安情緒增加，油價(jià)震蕩下降；（3）三、四季度，美國(guó)產(chǎn)量增速減緩、伊朗庫爾德局勢(shì)、美伊關(guān)系緊張和2018年延期減產(chǎn)等因素支撐油價(jià)實(shí)現(xiàn)連漲，布倫特價(jià)格兩年來首次突破60美元/bbl（圖9）。

全球油氣上游投資自2015年連續(xù)兩年下降后，于2017年實(shí)現(xiàn)了增長(zhǎng)。從投資熱點(diǎn)區(qū)域來看，美洲地區(qū)依然是投資重點(diǎn)，其次是中東地區(qū)和亞太地區(qū)，三大區(qū)占比達(dá)到73%。從投資熱點(diǎn)領(lǐng)域來看，深水油氣、LNG和非常規(guī)油氣等是國(guó)際石油公司投資的重點(diǎn)。

圖9 國(guó)際油價(jià)變化特征及趨勢(shì)

2.2 油氣開發(fā)成本降低，油氣開發(fā)效益明顯提升

2017年全球油氣平均單桶操作成本為6.9美元/bbl油當(dāng)量，而油砂、重油和深水項(xiàng)目超過10美元/bbl，其他油氣類型均在10美元/bbl油當(dāng)量以下。二疊系盆地、鷹灘和巴肯3個(gè)致密油主產(chǎn)區(qū)內(nèi)，盈虧成本低于60美元/bbl的致密油產(chǎn)量已占3個(gè)主產(chǎn)區(qū)致密油總產(chǎn)量的87%。油砂的開發(fā)成本降低較為明顯，SAGD開采成本從2014年79.9美元/bbl降到2017年51.33美元/bbl，降幅達(dá)到36%。

隨生產(chǎn)成本下降及國(guó)際油價(jià)上升，油氣資產(chǎn)效益水平不斷提升，油公司盈利水平顯著增長(zhǎng)。從長(zhǎng)遠(yuǎn)看，未來不同類型資產(chǎn)新建產(chǎn)能盈虧平衡價(jià)格低于50美元/bbl油當(dāng)量，隨油價(jià)在中高位企穩(wěn)，資產(chǎn)效益水平將穩(wěn)步提升。

2.3 天然氣消費(fèi)增速回暖，天然氣產(chǎn)量穩(wěn)定增長(zhǎng)

2017年全球天然氣消費(fèi)量為3.67×1012m3，同比增長(zhǎng)3%，高于前10年平均2.3%的增速。北美地區(qū)天然氣消費(fèi)量首次出現(xiàn)負(fù)增長(zhǎng)，但仍占全球天然氣消費(fèi)量的25.7%；依賴于中國(guó)消費(fèi)大幅增長(zhǎng)，亞太地區(qū)消費(fèi)量強(qiáng)勁增長(zhǎng)，達(dá)到全球天然氣消費(fèi)量的21%；歐洲地區(qū)、中東地區(qū)、非洲地區(qū)、中亞—俄羅斯地區(qū)天然氣消費(fèi)量穩(wěn)定增長(zhǎng)；中南美洲地區(qū)天然氣消費(fèi)量持續(xù)下降。主要天然氣消費(fèi)國(guó)呈“1大3中6小”特點(diǎn)：“1大”為美國(guó)，天然氣消費(fèi)量超過7000×108m3，“3中”為俄羅斯、中國(guó)、伊朗，各國(guó)天然氣消費(fèi)量超過2000×108m3，“6小”為日本、加拿大、沙特阿拉伯等國(guó)，天然氣消費(fèi)量超過700×108m3。

2017年全球天然氣產(chǎn)量約為3.7×1012m3，同比增長(zhǎng)4%，遠(yuǎn)高于前10年平均2.2%的增速。各大區(qū)天然氣產(chǎn)量均呈不同程度增長(zhǎng)，非洲地區(qū)增長(zhǎng)9%，中亞—俄羅斯地區(qū)增長(zhǎng)6.2%，亞太地區(qū)增長(zhǎng)5%，中東地區(qū)增長(zhǎng)4.9%，歐洲地區(qū)增長(zhǎng)1.7%，北美地區(qū)增長(zhǎng)1%，中南美洲地區(qū)增長(zhǎng)0.4%。天然氣生產(chǎn)呈現(xiàn)“2大7中”的特點(diǎn)，“2大”為美國(guó)和俄羅斯，天然氣產(chǎn)量都超過6000×108m3，“7中”為伊朗、卡塔爾、加拿大等7國(guó)，天然氣產(chǎn)量均超過1000×108m3。

2017年全球天然氣貿(mào)易量為11340×108m3，其中LNG貿(mào)易量3934×108m3，占比35%。受LNG需求量快速增長(zhǎng)影響，2017年全球LNG貿(mào)易量為2.89×108t，同比增長(zhǎng)9.9%（管道氣貿(mào)易量同比增長(zhǎng)2.4%）；亞太地區(qū)LNG進(jìn)口量為2.11×108t，占比73%，同比增長(zhǎng)10%；歐洲地區(qū)LNG進(jìn)口量為4600×104t，同比增長(zhǎng)20%。

2.4 注重油氣可持續(xù)發(fā)展，海域油氣開發(fā)穩(wěn)步 提升

海域油氣產(chǎn)量當(dāng)量從2007年的19.51×108t增長(zhǎng)到2017年的22.24×108t，占全球油氣產(chǎn)量當(dāng)量的28.33%。

海域原油經(jīng)濟(jì)剩余可采儲(chǔ)量為366×108t，占全球海域油氣當(dāng)量經(jīng)濟(jì)剩余可采儲(chǔ)量的41.6%，主要分布在波斯灣、巴西東部海域、幾內(nèi)亞灣、濱里海、墨西哥灣、北海等；海域天然氣經(jīng)濟(jì)剩余可采儲(chǔ)量為60.87×1012m3，占全球海域油氣當(dāng)量經(jīng)濟(jì)剩余可采儲(chǔ)量的58.4%，主要分布在波斯灣、澳大利亞西北海域、莫桑比克海域、南海、地中海、幾內(nèi)亞灣等。波斯灣海域的油氣當(dāng)量經(jīng)濟(jì)剩余可采儲(chǔ)量在全球海域油氣資源中占比達(dá)到36%，油氣產(chǎn)量當(dāng)量占比達(dá)到65.7%。

2.5 突出效益優(yōu)先理念，差異化發(fā)展非常規(guī)油氣

全球非常規(guī)油氣按資源類型，可分為致密油、頁巖氣、重油、致密氣、油砂、頁巖油和煤層氣7種。2014—2017年，全球非常規(guī)油氣產(chǎn)量當(dāng)量總體保持增長(zhǎng)，從11.24×108t上升至12.6×108t，非常規(guī)油氣發(fā)展呈現(xiàn)差異化特征。

油氣產(chǎn)量增長(zhǎng)明顯的為致密油和頁巖油，致密油從 2.64×108t上升至 3.1×108t；頁巖油從 6061×104t升至9067×104t；油氣產(chǎn)量略有增長(zhǎng)的為油砂和頁巖氣，油砂產(chǎn)量從9378×104t升至1.22×108t；頁巖氣產(chǎn)量從2.48×108t升至2.76×108t；油氣產(chǎn)量保持穩(wěn)定的為致密氣，從2.12×108t上升至2.19×108t，總體上保持穩(wěn)定。

油氣產(chǎn)量略有下降的為重油和煤層氣：重油產(chǎn)量從2.35×108t降至2.24×108t，主要是由于委內(nèi)瑞拉國(guó)內(nèi)政治經(jīng)濟(jì)形勢(shì)導(dǎo)致重油油田未達(dá)產(chǎn)；煤層氣產(chǎn)量從2386×104t降至1779×104t，氣價(jià)低和液化成本高導(dǎo)致建產(chǎn)延期。

2.6 強(qiáng)化開發(fā)技術(shù)創(chuàng)新，持續(xù)提高油氣開發(fā)效果

未來全球油氣開發(fā)逐漸面對(duì)資源品質(zhì)劣化、安全環(huán)保嚴(yán)格化、能源結(jié)構(gòu)多元化的嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。技術(shù)創(chuàng)新已成為提高全球油氣開發(fā)效果的核心競(jìng)爭(zhēng)力。近年，全球油氣開發(fā)領(lǐng)域不斷涌現(xiàn)出新理論、新方法、新技術(shù)、新工藝、新工具、新材料，推動(dòng)了深水、深層和非常規(guī)等油氣資源的高效開發(fā)。

深海油氣方面，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)有了新的進(jìn)步，該系列技術(shù)在全球取得了8320×104m的進(jìn)尺。FLNG簡(jiǎn)化了海上天然氣生產(chǎn)設(shè)施，有利于深遠(yuǎn)海開發(fā)。非常規(guī)油氣方面，水平井多段壓裂技術(shù)得到提升，井距加密，段間距、縫間距縮短，單位面積上可動(dòng)用儲(chǔ)量大幅度增加，單位成本下降，凈現(xiàn)值大幅度提高。智能化鉆井參數(shù)優(yōu)化技術(shù)實(shí)現(xiàn)油氣井整體價(jià)值最大化，北美頁巖油氣水平井鉆井作業(yè)中的參數(shù)配置優(yōu)化技術(shù)，大幅提升了鉆井效率，降本增效成果顯著。致密油氣體吞吐技術(shù)開發(fā)效果良好，致密油藏開發(fā)一次采收率依然不到 10%，近年來利用氣體吞吐技術(shù)開采致密油的研究在美國(guó)鷹灘區(qū)帶開展了大量的實(shí)驗(yàn)，開發(fā)效果好，預(yù)計(jì)鷹灘可提高采收率30%以上。

2.7 資源國(guó)政策調(diào)整頻繁，投資熱點(diǎn)有所擴(kuò)展

全球油氣合同模式多樣，各資源國(guó)加大了稅費(fèi)調(diào)整力度。2014年7月以來，全球主要有47個(gè)國(guó)家調(diào)整了油氣財(cái)稅條款，2015年調(diào)整45項(xiàng)，2016年調(diào)整41項(xiàng)，2017年調(diào)整44項(xiàng)，位于近10年高點(diǎn)。

全球油氣財(cái)稅調(diào)整周期性明顯，調(diào)整周期與油價(jià)變動(dòng)趨勢(shì)保持一致。高油價(jià)拉動(dòng)“主動(dòng)調(diào)整”，低油價(jià)推動(dòng)“被動(dòng)調(diào)整”，具一定滯后性。調(diào)整多為礦稅制合同模式，多適用于現(xiàn)行項(xiàng)目，2014—2017年發(fā)生162項(xiàng)財(cái)稅調(diào)整，其中礦稅制110項(xiàng)，適用于現(xiàn)有項(xiàng)目103項(xiàng)。

各資源國(guó)油氣稅費(fèi)政策調(diào)整頻繁，多國(guó)成為油氣行業(yè)投資熱點(diǎn)。從招標(biāo)數(shù)量看，2017年美洲油氣招投標(biāo)活躍，美國(guó)、巴西、墨西哥全年招標(biāo)數(shù)量占全球的90%；從中標(biāo)數(shù)量上看，阿曼、摩洛哥、巴西和墨西哥的中標(biāo)數(shù)量超過90%，其中阿曼和摩洛哥為100%；除陸上常規(guī)油氣以外，深水項(xiàng)目的招投標(biāo)數(shù)量也呈增加趨勢(shì)。

2.8 國(guó)際公司引領(lǐng)地位明顯，由生存向發(fā)展轉(zhuǎn)變

國(guó)際石油公司引領(lǐng)地位明顯，即使面對(duì)國(guó)際油價(jià)低迷的影響，國(guó)際大石油公司仍能實(shí)現(xiàn)較好的現(xiàn)金流，盈利能力和抗風(fēng)險(xiǎn)能力強(qiáng)。國(guó)際石油公司上游業(yè)務(wù)現(xiàn)金流變化不同：優(yōu)質(zhì)型（Shell、ExxonMobil），無論油價(jià)高低，均保持正現(xiàn)金流；波動(dòng)型（Total、Chevron），受油價(jià)影響大，現(xiàn)金流變化幅度最大，從負(fù)現(xiàn)金流轉(zhuǎn)正現(xiàn)金流；穩(wěn)定型（Statoil、Eni、BP），受油價(jià)影響最小，變化趨勢(shì)比較平緩，保持正現(xiàn)金流。

為了應(yīng)對(duì)國(guó)際石油市場(chǎng)的變化，各石油公司的經(jīng)營(yíng)策略主要有以下幾種類型。

（1）資產(chǎn)優(yōu)化型：在高度多元化基礎(chǔ)上，優(yōu)化資產(chǎn)結(jié)構(gòu)、聚焦核心優(yōu)勢(shì)資產(chǎn)；

（2）突出戰(zhàn)略型：根據(jù)核心戰(zhàn)略和技術(shù)優(yōu)勢(shì)選擇不同發(fā)展方向，例如ExxonMobil強(qiáng)化非常規(guī)、回歸北美，Shell則倚重天然氣一體化等；

（3）強(qiáng)化經(jīng)營(yíng)型：通過降低成本、優(yōu)化方案、提高產(chǎn)量、增加效益等策略，努力提高股東回報(bào)率。

3 全球油氣開發(fā)趨勢(shì)展望

未來全球油氣開發(fā)趨勢(shì)仍將呈現(xiàn)穩(wěn)中向上，2035年全球油氣產(chǎn)量當(dāng)量將達(dá)到95×108t，技術(shù)剩余可采儲(chǔ)量為2248×108t。2020年，全球油氣產(chǎn)量當(dāng)量83×108t，其中原油產(chǎn)量49×108t，天然氣產(chǎn)量4.3×1012m3；2025年，全球油氣產(chǎn)量當(dāng)量90×108t，其中原油產(chǎn)量53×108t，天然氣產(chǎn)量4.7×1012m3；2030年，全球油氣產(chǎn)量當(dāng)量92×108t，其中原油產(chǎn)量52.6×108t，天然氣產(chǎn)量5.0×1012m3；2035年，全球油氣產(chǎn)量當(dāng)量95×108t，其中原油產(chǎn)量52.8×108t，天然氣產(chǎn)量5.3×1012m3（圖10）。

未來全球油氣剩余可采儲(chǔ)量仍主要集中在中東地區(qū)和美洲地區(qū)，2035年中東地區(qū)和美洲地區(qū)剩余可采儲(chǔ)量占比高達(dá)69%，亞太地區(qū)及歐洲地區(qū)油氣潛力較??；預(yù)計(jì)2035年全球油氣當(dāng)量可采儲(chǔ)量采出程度64.06%，較2020年增長(zhǎng)21.76%，進(jìn)入中高采出程度階段（圖11）。

3.1 原油和天然氣開發(fā)趨勢(shì)展望

2018年后全球油氣產(chǎn)量當(dāng)量逐年增長(zhǎng)，2024—2026年增至90×108t，2035年達(dá)到95×108t，其中原油52.8×104t、天然氣42.1×104t油當(dāng)量。

未來15年，原油產(chǎn)量占比將逐年下降，天然氣產(chǎn)量占比將穩(wěn)步上升。2018—2024年原油產(chǎn)量增長(zhǎng)較明顯，2024年產(chǎn)量較2018年上升6.8×108t，增長(zhǎng)率為13.1%；2025年后產(chǎn)量趨于平穩(wěn)，2035年原油產(chǎn)量降到52.8×108t；天然氣產(chǎn)量一直保持較高的增長(zhǎng)率，2024年較2018年天然氣產(chǎn)量增長(zhǎng)率為16%，2035年較2024年產(chǎn)量增長(zhǎng)率為14%。

3.2 六大地區(qū)開發(fā)趨勢(shì)展望

圖10 全球油氣開發(fā)趨勢(shì)展望

圖11 全球油氣剩余可采儲(chǔ)量預(yù)測(cè)（單位：108t）

未來全球主要油氣產(chǎn)量仍由中東地區(qū)、中亞—俄羅斯地區(qū)和美洲地區(qū)貢獻(xiàn)。預(yù)計(jì)2035年，美洲地區(qū)油氣產(chǎn)量當(dāng)量為39×108t，占比41%，中東地區(qū)油氣產(chǎn)量當(dāng)量為26.3×108t，占比28%，中亞—俄羅斯地區(qū)油氣產(chǎn)量當(dāng)量為12.4×108t，占比13%。2018—2035年，美洲地區(qū)產(chǎn)量占比增長(zhǎng)明顯，中東地區(qū)、中亞—俄羅斯地區(qū)及非洲地區(qū)產(chǎn)量占比趨于平穩(wěn)，2025年后歐洲地區(qū)產(chǎn)量占比迅速減小。

3.3 4種油氣類型開發(fā)趨勢(shì)展望

非常規(guī)油氣和海域油氣作為未來油氣的主要發(fā)展方向，將在全球油氣產(chǎn)量構(gòu)成中起到越來越重要的作用。常規(guī)油田和常規(guī)氣田產(chǎn)量趨于平穩(wěn)，海域和非常規(guī)油氣田產(chǎn)量增長(zhǎng)明顯。2035年，海域油氣產(chǎn)量當(dāng)量增加到28.7×108t，非常規(guī)油氣產(chǎn)量當(dāng)量為23.6×108t；陸上常規(guī)油田產(chǎn)量占比日趨減小，為30%，非常規(guī)油氣產(chǎn)量占比上升明顯，達(dá)25%。

3.3.1 陸上常規(guī)油田

陸上常規(guī)油田已處于中等采出程度階段，未來陸上常規(guī)油田產(chǎn)量趨于平穩(wěn)，增幅較小，中東地區(qū)仍在產(chǎn)量構(gòu)成中占據(jù)主要位置。2025年后，美洲地區(qū)產(chǎn)量上升明顯，產(chǎn)量占比迅速增大，歐洲地區(qū)、亞太地區(qū)產(chǎn)量下降迅速，產(chǎn)量占比小。

全球陸上常規(guī)油田2020年產(chǎn)量預(yù)計(jì)為31×108t，其中原油產(chǎn)量為24.2×108t，溶解氣產(chǎn)量為0.9×1012m3；2035年產(chǎn)量約為31×108t，其中原油產(chǎn)量為21.2×108t，溶解氣產(chǎn)量為 1.2×1012m3。

3.3.2 陸上常規(guī)天然氣田

全球陸上常規(guī)天然氣田產(chǎn)量將繼續(xù)保持增長(zhǎng)趨勢(shì)，由2017年的1.084×1012m3增加至2035年的1.4608×1012m3。中亞—俄羅斯地區(qū)仍保持主力地位，2035年產(chǎn)量占比高達(dá)62%；中東地區(qū)產(chǎn)量逐漸增加，2035年產(chǎn)量占比18%；2026年后，亞太地區(qū)及歐洲地區(qū)產(chǎn)量下降明顯。

全球陸上常規(guī)天然氣田2020年產(chǎn)量為11×108t，其中天然氣產(chǎn)量為1.2×1012m3，凝析油產(chǎn)量為1.7×108t；2035年產(chǎn)量為12×108t，其中天然氣產(chǎn)量為1.1×1012m3，凝析油產(chǎn)量為2.5×108t。

3.3.3 海域常規(guī)油氣

未來海域常規(guī)油氣產(chǎn)量淺水保持穩(wěn)定、深水和超深水逐漸發(fā)力。中東地區(qū)、亞太地區(qū)及非洲地區(qū)產(chǎn)量增長(zhǎng)較明顯，歐洲地區(qū)高峰產(chǎn)量過后，遞減明顯。

全球海域常規(guī)油氣2020年產(chǎn)量當(dāng)量預(yù)計(jì)為24.2×108t，其中原油產(chǎn)量為13.3×108t，天然氣產(chǎn)量為1.4×1012m3；2035年產(chǎn)量當(dāng)量預(yù)計(jì)為28.7×108t，其中原油產(chǎn)量為13.4×108t，天然氣產(chǎn)量為1.9×1012m3。

3.3.4 非常規(guī)油氣

全球非常規(guī)油氣以2025年為分界點(diǎn)，將經(jīng)歷快速上升、穩(wěn)健發(fā)展兩個(gè)階段。由2017年13×108t快速增長(zhǎng)到2025年22×108t，2035年美洲地區(qū)非常規(guī)資源仍以頁巖氣、致密油和油砂為主，3種類型占比77%。

全球非常規(guī)油氣2020年產(chǎn)量當(dāng)量預(yù)計(jì)為16.8×108t，其中原油產(chǎn)量為10×108t，天然氣產(chǎn)量為0.9×1012m3；2025年產(chǎn)量當(dāng)量預(yù)計(jì)為21.5×108t，其中原油產(chǎn)量為12.7×108t，天然氣產(chǎn)量為1.1×1012m3；2030年產(chǎn)量當(dāng)量預(yù)計(jì)為22.5×108t，其中原油產(chǎn)量為13.3×108t，天然氣產(chǎn)量為1.2×1012m3；2035年產(chǎn)量當(dāng)量預(yù)計(jì)為23.8×108t，其中原油產(chǎn)量為13.9×108t，天然氣產(chǎn)量為1.2×1012m3。

4 結(jié)束語

本文作為“國(guó)家油氣戰(zhàn)略研究中心”年度工作的三大抓手之一，是基于長(zhǎng)期積累的全球油氣開發(fā)資料和研究成果，通過梳理全球油氣田個(gè)數(shù)、分布含油氣盆地、油氣剩余可采儲(chǔ)量、歷年油氣產(chǎn)量，分4種類型、六大區(qū)域分析了全球油氣開發(fā)現(xiàn)狀、形勢(shì)及未來趨勢(shì)展望。希望在世界油氣舞臺(tái)上以中國(guó)人的視角研判全球油氣開發(fā)形勢(shì)和發(fā)展趨勢(shì)，以期為國(guó)家制定能源戰(zhàn)略、能源發(fā)展規(guī)劃及油氣行業(yè)政策，提供前瞻性、戰(zhàn)略性的參考和借鑒。