全球海域油氣開發(fā)形勢與展望

常毓文，李宏偉，郜峰，王子健，王作乾

( 中國石油勘探開發(fā)研究院）

隨著開發(fā)技術(shù)與裝備的進步，海域油氣開發(fā)成本不斷下降，作為全球油氣開發(fā)戰(zhàn)略接替區(qū)，海域油氣開發(fā)得了各大石油公司的重視。截至2021年底，全球海域在產(chǎn)油氣田共計2580個，在建油氣田189個，日產(chǎn)油氣4322萬桶油當量。占全球已投產(chǎn)油氣田總數(shù)24%的海域已投產(chǎn)油氣田，貢獻了全球累積油氣產(chǎn)量的28%；占全球在產(chǎn)油氣田總數(shù)18%的海域在產(chǎn)油氣田，貢獻了全球油氣產(chǎn)量的30%。進入2022年以來，國際油價屢創(chuàng)新高，為全球海域的油氣開發(fā)注入了新的生機和活力，歐洲北海、波斯灣、墨西哥灣等海域的油氣開發(fā)活動重新回暖，深水、超深水資源已成為海域油氣產(chǎn)量增長的重要源泉。

本文依據(jù)伍德麥肯茲公司油氣數(shù)據(jù)庫2125萬個數(shù)據(jù)（樣本總數(shù)），利用空間分析、時序分析、群集分析以及帕累托分析等數(shù)據(jù)挖掘技術(shù)，分析了當前全球海域的油氣資源和開發(fā)現(xiàn)狀、油氣田所處開采階段以及重點海域油氣田建產(chǎn)周期、開采方式、開發(fā)成本等，以期為中國的石油公司進行全球海域的油氣資源開發(fā)提供參考和借鑒。

1 全球海域油氣資源及開發(fā)現(xiàn)狀

1.1 海域油氣剩余經(jīng)濟可采儲量近80%在淺海，超過一半在中東波斯灣海域

海域蘊藏著全球近1/3（27.5%）的油氣剩余經(jīng)濟可采儲量（14138.84億桶油當量）。油氣在海域的分布極不均衡，按其分布的水深，接近80%的海域油氣剩余經(jīng)濟可采儲量分布于淺水海域；按油氣分布的資源區(qū)海域，中東波斯灣無疑是全球海域油氣資源最為豐富的地區(qū)，波斯灣聚集了全球海域油氣剩余經(jīng)濟可采儲量的近55%（見圖1）。

圖1 海域油氣剩余經(jīng)濟可采儲量占比與分布

分析油氣資源在不同水深的分布可以發(fā)現(xiàn)，中東海域的油氣剩余經(jīng)濟可采儲量主要分布在淺水，中東淺水海域蘊藏著全球海域53.2%的油氣剩余經(jīng)濟可采儲量，僅有0.2%的全球海域油氣剩余經(jīng)濟可采儲量分布于中東的超深水海域；亞太海域的油氣資源主要分布于淺水，其淺水油氣剩余經(jīng)濟可采儲量在全球海域油氣剩余經(jīng)濟可采儲量中占8.4%，亞太海域另有占全球海域3.5%的油氣剩余經(jīng)濟可采儲量分布在深水區(qū)；拉美海域的油氣主要分布于超深水，其超深水區(qū)的油氣剩余經(jīng)濟可采儲量在全球海域的占比為9.2%；北美海域的油氣在深水和超深水區(qū)各占一半，其深水和超深水區(qū)的油氣剩余經(jīng)濟可采儲量在全球海域的占比均為1.2%；非洲海域的油氣主要分布于深水，其深水區(qū)的油氣剩余經(jīng)濟可采儲量在全球海域的占比為1.1%（見圖2）。

圖2 海域各資源區(qū)淺水、深水、超深水油氣剩余經(jīng)濟可采儲量在全部海域總量中的占比

通過對全球82個海域資源國剩余油氣經(jīng)濟可采儲量的帕累托分析發(fā)現(xiàn)，中東海域的剩余油氣資源主要分布于沙特阿拉伯、卡塔爾、伊朗、阿聯(lián)酋四大資源國，這4個國家的海域油氣剩余經(jīng)濟可采儲量在全球各資源國中排名前4位，在全球海域剩余油氣經(jīng)濟可采儲量的占比達到53%；拉美海域的剩余油氣資源主要集中在巴西東部海域，但巴西東部海域的油氣剩余經(jīng)濟可采儲量僅占全球海域剩余油氣經(jīng)濟可采儲量的8%；亞太海域剩余油氣資源主要分布在澳大利亞海域（5%）；歐洲海域的剩余油氣資源主要分布在挪威（4%）；中亞海域的剩余油氣資源主要分布在俄羅斯（4%）；北美海域的剩余油氣資源主要分布在美國墨西哥灣（2%）（見圖3）。

圖3 全球各海域資源國油氣剩余經(jīng)濟可采儲量排名與累計占比

1.2 海域油氣產(chǎn)量主要來自淺水油氣田的貢獻

現(xiàn)階段，全球淺水海域在產(chǎn)油氣田數(shù)量多達2271個，在海域全部在產(chǎn)油氣田數(shù)量中的占比高達88%；與淺水相比，深水與超深水的在產(chǎn)油氣田數(shù)量合計僅309個，在海域全部在產(chǎn)油氣田數(shù)量中的占比僅為12%（見表1）。

表1 全球海域不同水深的在產(chǎn)、在建、待建產(chǎn)油氣田數(shù)量 單位：個

當前，全球淺水海域年產(chǎn)油氣3378.9萬桶油當量，占海域全部年油氣產(chǎn)量的80.2%；與淺水相比，深水與超深水的在產(chǎn)油氣田年產(chǎn)量合計僅為831.9萬桶油當量，在海域全部油氣田年產(chǎn)量中的占比為19.6%（見表2）。

表2 全球海域不同水深的在產(chǎn)、在建、待建產(chǎn)油氣田產(chǎn)量 單位：萬桶/日

1.3 海域油氣在產(chǎn)油氣田多數(shù)處于二次采油階段

分布于淺海海域的在產(chǎn)油氣田，多數(shù)是開采歷史已久的老油氣田，因產(chǎn)層虧空，開采能量不足，現(xiàn)階段需要依靠注水、注氣等開采方式來提高油氣田的采收率。統(tǒng)計表明，全球海域在產(chǎn)油氣田中，有66.6%處于二次采油階段，另有27.1%處于一次采油階段，僅有6.3%處于三次采油階段。

不同海域油氣田所處的開采階段存在較大差異。歐洲北海一帶進入二次采油階段的在產(chǎn)油氣田數(shù)量占比較高，在全球海域在產(chǎn)油氣田中占比達23.6%，其中淺水海域進入二次采油階段油氣田占比為23.2%；其次是亞太海域，該地區(qū)海域進入二次采油階段的在產(chǎn)油氣田在全球海域在產(chǎn)油氣田中數(shù)量占比為15.0%，其中淺水海域進入二次采油階段油氣田占比為14.1%（見表3）。

表3 全球海域不同開采階段的油氣田數(shù)量占比

1.4 海域油氣田建產(chǎn)周期受油氣田類型、水深、開采方式影響較大

建產(chǎn)周期是指從取得油氣田開發(fā)投資許可之日起，到正式投產(chǎn)之日止的時間。海上油氣田的建產(chǎn)周期受油氣田類型、水深及開采方式等因素影響，往往存在一定規(guī)律的變化。

最初淺水海域的油氣田開發(fā)多數(shù)采用人工島或固定平臺方式開采，油氣田建產(chǎn)周期長達5年以上，如果僅采用在岸上鉆大位移井的方式開采，則油氣田的建產(chǎn)周期隨水深增加從2年左右可拉長到3年左右。隨著海域油氣田開發(fā)逐步向深水和超深水領(lǐng)域拓展，深水、超深水油氣田的開發(fā)不再采用人工島，固定平臺也較少使用，更多的是采用單柱平臺、浮式平臺或半潛式平臺方式開采，油氣田建產(chǎn)周期從淺水到深水、超深水可以縮短到平均3～4年。隨著深水油氣田開采技術(shù)與裝備的進步，不論是深水、超深水還是淺水，都普遍采用海底井口回接方式開采油氣田，油氣田建產(chǎn)周期可以進一步縮短到2～2.5年。海域的氣田和凝析氣田一般要用FLNG（浮式液化天然氣生產(chǎn)和儲卸裝置）海面漂浮裝備將天然氣壓縮后存儲其中，建產(chǎn)周期延長到4～7年（見圖4）?？傮w來看，采用海底井口回接方式開采的海域油氣田建產(chǎn)周期最短，因此得到了越來越廣泛的推廣與普及，從淺水到深水以及超深水，幾乎都能見到海底井口回接開采方式被廣泛地應(yīng)用。

圖4 淺水、深水、超深水海域不同采油方式的油氣田平均建產(chǎn)周期

1.5 深水、超深水油氣開發(fā)實際成本明顯低于淺水油氣開發(fā)成本

受油氣田所處海域的地理環(huán)境、地質(zhì)條件、開采方式、建產(chǎn)周期、采油工程技術(shù)裝備條件等諸多因素影響，不同海域的油氣開發(fā)成本變化較大。近年來，海域油氣特別是深水油氣生產(chǎn)成本大幅下降。主要原因包括：一是項目優(yōu)化，例如優(yōu)化井數(shù)、采用分階段開發(fā)、優(yōu)化生產(chǎn)方式等；二是提升效率，例如墨西哥灣、巴西、安哥拉、尼日利亞等海域的鉆井效率提高了30%～40%；三是降低作業(yè)費用，例如低油價導致的鉆機日費、水下生產(chǎn)設(shè)施費用、供應(yīng)鏈成本等大幅下降；四是實施標準化管理，提高了項目執(zhí)行水平。

總體上看，全球海域油氣開發(fā)成本一般在每桶60～100美元，平均開發(fā)成本在每桶80美元左右。一個值得思考的現(xiàn)象是，淺水海域的油氣開發(fā)成本在全部海域中是最高的，平均每桶達104美元左右，而深水、超深水海域的油氣開發(fā)成本反而更低，平均每桶的開發(fā)成本在60～70美元。通過數(shù)據(jù)挖掘不難找到問題產(chǎn)生的原因。海域油氣田的開發(fā)、開采始于淺水，且大量開發(fā)作業(yè)集中于淺水海域，最初淺水油氣田的開采需要建設(shè)大量的固定式平臺、人工島，島上還要鉆大位移井，完成這些工程的投資很容易將油氣開發(fā)成本推高到每桶100美元以上。從1996年開始，深水、超深水油氣田采用了能夠?qū)崿F(xiàn)降本增效的海底水下井口回接采油方式，海域桶油開發(fā)成本普遍降到了每桶80美元以下。不論是深水海域還是超深水海域，廣泛采用海底水下井口回接方式開采的油氣田，桶油平均開發(fā)成本基本上能夠控制在65～70美元（見圖5）。近年來，淺水油氣開發(fā)也逐漸開始廣泛采用了能夠降低成本的海底水下井口回接方式進行油氣田的開采，但對于高溫高壓的氣田、凝析氣田的開采，則廣泛使用漂浮于海面的FLNG技術(shù)裝備。

圖5 近年來全球淺水、深水、超深水海域油氣田實際開發(fā)成本

2 全球海域油氣開發(fā)形勢

近兩年，受地緣政治事件和突發(fā)疫情以及國際油價大跌等影響，全球海域油氣產(chǎn)量震蕩下滑，但隨著國際油價的反彈和不斷攀升，油氣開發(fā)投資以及新投產(chǎn)油氣田數(shù)量將迎來增長。預期海域新投產(chǎn)油氣田數(shù)量和海域油氣產(chǎn)量將逐步回暖，2022年以后或?qū)⒅厥吧仙龖B(tài)勢；海域油氣開發(fā)活動由淺水向深水和超深水海域的拓展力度將不斷加大，深水和超深水海域的油氣開發(fā)和建產(chǎn)活動正在升溫。

2.1 深水和超深水海域油氣產(chǎn)量占比增長，海域油氣產(chǎn)量將重回升勢

2012年以來，隨著國際油價從高位下跌，全球海域尤其是淺水新投產(chǎn)油氣田的數(shù)量大幅減少，海域油氣產(chǎn)量呈震蕩下滑態(tài)勢。2017年，因委內(nèi)瑞拉、伊朗受到制裁的影響，海域油氣產(chǎn)量一度出現(xiàn)暫時反彈；2020年以來，因受新冠肺炎疫情影響，全球原油需求疲軟，海域油氣產(chǎn)量再創(chuàng)近年來的新低。

重新梳理近10年來全球海域油氣產(chǎn)量與新投產(chǎn)油氣田數(shù)量變化，可以發(fā)現(xiàn)，全球海域新投產(chǎn)油氣田數(shù)量變化的拐點大致出現(xiàn)在2014年下半年，正是國際油價大幅下跌之時。2005-2012年，隨著海域新投產(chǎn)油氣田數(shù)量不斷增長，海域油氣產(chǎn)量在波動中不斷上升；2012-2020年，隨著淺水新投產(chǎn)油氣田數(shù)量逐年減少，海域原油產(chǎn)量開始震蕩下行（見圖6）。實際上，全球海域新投產(chǎn)油氣田數(shù)量減少主要來自淺水海域，深水和超深水海域新投產(chǎn)油氣田數(shù)量不僅沒有減少，反而還略有增加。因此，海域油氣產(chǎn)量的變化主要是淺水海域油氣產(chǎn)量的減少，深水和超深水海域的油氣產(chǎn)量在全球新增油氣產(chǎn)量中的占比是增長的，甚至在2018-2019年出現(xiàn)了連續(xù)高增長。未來，隨著深水油氣田投產(chǎn)數(shù)量的重新回暖，預期海域油氣產(chǎn)量將逐步增長，2022年以后或?qū)⒅厥吧仙龖B(tài)勢。

圖6 全球海域油氣產(chǎn)量與新投產(chǎn)油氣田數(shù)量變化

2.2 2021年海域油氣開發(fā)加速，新投產(chǎn)油氣田數(shù)量與產(chǎn)量齊增

2021年受油價回暖、新油氣田建產(chǎn)以及最終投資決定（FID）項目投產(chǎn)影響，海域油氣開發(fā)重回升勢，主要表現(xiàn)在海域新投產(chǎn)油氣田的數(shù)量與產(chǎn)量齊增。

2021年，全球海域新投產(chǎn)油氣田32個，在當年全球新投產(chǎn)油氣田中的占比從2020年的31%大幅上升至2021年的60%（見圖7）；全球海域新投產(chǎn)油氣田日產(chǎn)油氣45萬桶油當量，在全球新投產(chǎn)油氣田中的產(chǎn)量占比從2020年的57%上升至62%（見圖8）。油氣產(chǎn)量主要來自墨西哥灣、幾內(nèi)亞灣以及挪威海域。海域新投產(chǎn)油氣田的數(shù)量與產(chǎn)量雙雙增長，反映了2021年海域油氣開發(fā)正在升溫。

圖7 近年來海域新投產(chǎn)油氣田在全球的數(shù)量占比

圖8 近年來海域新投產(chǎn)油氣田在全球的產(chǎn)量占比

2.3 海域油氣開發(fā)活動由淺水向深水和超深水不斷拓展

一方面，全球新投產(chǎn)油氣田水深在不斷加大，另一方面，淺水海域采油平臺數(shù)量在減少的同時，深水尤其是超深水海域采油平臺數(shù)量在增長。這表明，海域油氣開發(fā)活動由淺水向深水和超深水海域的拓展力度在不斷加大，深水和超深水海域的油氣開發(fā)活動正在升溫（見圖9）。

圖9 近年來海域新投產(chǎn)油氣田的數(shù)量與所處水深變化

盡管全球淺水海域的油氣田投產(chǎn)數(shù)量逐年萎縮，但由于深水和超深水勘探開發(fā)技術(shù)、工程技術(shù)與裝備能力日趨成熟，開發(fā)成本大幅下降（見圖5），北美、西非海域的深水和超深水油氣田開發(fā)和建產(chǎn)活動持續(xù)升溫。

海域采油平臺數(shù)量的變化，可以更好地反映海域油氣開發(fā)活動的變化趨勢。淺水海域的采油平臺的數(shù)量大致在2014年前后出現(xiàn)了明顯拐點，2014年以前淺水海域的采油平臺數(shù)量總體上是逐年增長的，2014年以后開始大幅減少，與此同時，深水尤其是超深水海域的采油平臺數(shù)量在2014之后依然保持增長勢頭（見圖10）。這主要是因為，隨著國際油價復蘇，國際石油公司（例如殼牌、bp）和一些國家石油公司（例如巴西國家石油公司）紛紛將深水、超深水海域的大油氣田作為重點油氣資產(chǎn)，并投入開發(fā)建產(chǎn)。

圖10 近年來海域淺水、深水、超深水采油平臺類型與數(shù)量變化

在北美海域，殼牌、bp、墨菲等石油公司在墨西哥灣水深超過1000米的深水區(qū)開展油氣開發(fā)作業(yè)的油氣田達13個，其中3個深水油氣田已于2021年投產(chǎn)，還有10個深水油氣田正在建產(chǎn)，預計將于2022年陸續(xù)投產(chǎn)；在南美海域，巴西國家石油公司在巴西東部海域水深超過1500米的超深水區(qū)開展油氣開發(fā)作業(yè)的油氣田達11個，其中4個超深水油氣田已于2021年投產(chǎn)，還有7個超深水油氣田正在建產(chǎn)，預計將從2022年起陸續(xù)投產(chǎn)；在西非海域，bp、圖洛、埃尼等石油公司在幾內(nèi)亞灣及其西部水深超過1000米的深水和超深水區(qū)開展油氣開發(fā)作業(yè)的油氣田達6個，目前這6個深水油氣田正在建產(chǎn)，預計將從2023年起陸續(xù)投產(chǎn)（見圖11）。

圖11 2021-2022年全球重點海域在建油氣田及其作業(yè)者和作業(yè)水深

2.4 海域油氣實際開發(fā)成本與保本價格均降至歷史最低水平

油氣實際開發(fā)成本（Real development cost per oil equivalent）是指油氣田從有產(chǎn)量開始至今發(fā)生的資本成本、操作成本、棄置費之和除以至今的累計產(chǎn)量。海域油氣開采的平均成本通常在32美元/桶左右，但由于深水、超深水油氣田開發(fā)中引入了更先進的海底水下井口回接、浮式生產(chǎn)平臺、集成化作業(yè)等海洋技術(shù)裝備，極大縮短了深水、超深水油氣田的建產(chǎn)周期和開發(fā)成本，海域的實際開發(fā)成本已由10年前的平均83.1美元/桶下降至目前的平均20.7美元/桶。與海域油氣開發(fā)成本變化亦步亦趨的是，海域的油氣保本價（Breakeven oil price）也隨之不斷下調(diào)。保本價格也叫盈虧平衡價格，是在當前的折現(xiàn)率下，隨著油價的下調(diào)，油氣資產(chǎn)的凈現(xiàn)值為零時的油價，也就是說，油氣資產(chǎn)的保本價和開發(fā)成本越低于當前或今后的油價，油氣資產(chǎn)就越有利可圖。10年前海域的油氣保本價高達71.8美元/桶，目前已大幅降至13.8美元/桶（見圖12）。海域的油氣開發(fā)成本與油氣保本價雙雙處于歷史低位。

圖12 近10年來全球海域平均開發(fā)成本與保本價變化

較低的油氣開發(fā)成本以及較短的建產(chǎn)周期，對于快速收回成本更為有利。從各大海域?qū)嶋H油氣開發(fā)成本統(tǒng)計分析來看，除歐洲海域的桶油開發(fā)成本高達42美元/桶外，其他海域的油氣開發(fā)成本普遍低于海域的平均開發(fā)成本32美元/桶，北美、亞太海域油氣開發(fā)成本降到平均每桶23～24美元；南美和非洲深水、超深水油氣田的開發(fā)成本降至平均每桶27～30美元；中亞俄羅斯海域與中東波斯灣海域的油氣開發(fā)成本最低，平均在每桶15～17美元。顯然，中東波斯灣海域以及中亞濱里海海域的油氣資產(chǎn)對于海外油氣開發(fā)選區(qū)更具吸引力（見圖13）。

圖13 全球各資源區(qū)海域?qū)嶋H開發(fā)成本

3 全球海域油氣開發(fā)形勢展望

3.1 未來5年全球海域的開發(fā)鉆井投資將帶動海域油氣產(chǎn)量迎來新的增長

油氣田從建產(chǎn)到投產(chǎn)、達產(chǎn)主要依靠逐步增加開發(fā)井數(shù)量來帶動油氣產(chǎn)量的增長，因此，今后開發(fā)鉆井投資的變化對未來油氣產(chǎn)量的增長將產(chǎn)生一定的影響。按照全球海域的油氣開發(fā)鉆井投資計劃，全球海域開發(fā)鉆井投資將從2021年的281億美元逐年增長，2026年將達到540億美元。但隨著全球能源轉(zhuǎn)型的加速，2027年以后全球海域油氣開發(fā)鉆井投資的增速將逐年放緩，從2023年的18%降到2025年以后的4%～6%。全球海域油氣開發(fā)投資增速變化的拐點出現(xiàn)在2027-2028年，預計將影響2028年以后全球海域的油氣產(chǎn)量，2028年全球海域油氣產(chǎn)量將呈現(xiàn)先升后降的趨勢（見圖14）。

圖14 全球海域開發(fā)鉆井投資與油氣產(chǎn)量預測

3.2 海域油氣開發(fā)的景氣度有望進一步提升，優(yōu)質(zhì)海域油氣資產(chǎn)將受到更多青睞

近年來，隨著技術(shù)與裝備的進步，海域油氣項目的建產(chǎn)周期被合理壓縮，開發(fā)成本普遍降低，在高油價背景下，國際大石油公司新一輪戰(zhàn)略性投資將更多地由陸上轉(zhuǎn)向海域。

群集分析是一項高效評價優(yōu)選資產(chǎn)的數(shù)據(jù)分析技術(shù)，其方法原理是將具有相近經(jīng)濟指標的資產(chǎn)歸入同一群集，成為同一資產(chǎn)組合，不同群集之間資產(chǎn)的經(jīng)濟指標存在明顯差異?；诖髷?shù)據(jù)分析平臺的群集分析技術(shù)，可以從多個維度對油氣資產(chǎn)進行綜合評價與快速優(yōu)選，按剩余經(jīng)濟可采儲量（Commercial recoverable remaining reserves）、稅后凈現(xiàn)值（ATNPV）、保本價（Breakeven oil price）、實際開發(fā)成本（Real cost）以及內(nèi)部收益率（IRR）等經(jīng)濟指標，自動將全球5804個在產(chǎn)、在建海域油氣資產(chǎn)分為若干個資產(chǎn)組合，每個資產(chǎn)組合內(nèi)部的油氣資產(chǎn)都具有相近的經(jīng)濟指標。群集分析結(jié)果顯示（見圖15），橙色群集2中的油氣資產(chǎn)組合均由低成本、低保本價、高收益率、高凈現(xiàn)值的優(yōu)質(zhì)海域油氣資產(chǎn)所組成。據(jù)此，各大海域的優(yōu)質(zhì)油氣資產(chǎn)一目了然。淺水海域的油氣項目首選中東海域，其次是中亞濱里海海域；深水海域的油氣項目首選北美的墨西哥灣海域，其次是非洲海域；超深水海域的油氣項目首選墨西哥灣海域，其次是拉美的巴西東部海域。

圖15 全球各大海域淺水、深水、超深水優(yōu)質(zhì)油氣資產(chǎn)（橙色部分）群集

3.3 抓住西方石油公司退出的機會，適時介入俄羅斯油氣業(yè)務(wù)

機遇來自外部環(huán)境的變化。近一段時期以來，中亞地緣政治動蕩，部分西方石油公司宣布退出俄羅斯油氣業(yè)務(wù)，這為其他公司介入該區(qū)油氣業(yè)務(wù)提供了機會。

自烏克蘭危機爆發(fā)以來，已有8家西方石油公司宣布暫?；蛲顺龆砹_斯油氣資產(chǎn)。西班牙雷普索爾公司（Repsol）已完全退出俄羅斯油氣資產(chǎn)，已向俄羅斯天然氣工業(yè)股份公司（Gazprom）出售資產(chǎn)；奧地利OMV集團不再新簽俄羅斯油氣資產(chǎn)，并將重新評估北溪-2天然氣管道項目；埃尼宣布退出南溪（South Stream）管道項目；道達爾能源公司表示不再投資俄羅斯新的油氣項目；埃克森美孚將停止在薩哈林-1項目的運營，不再在俄羅斯進行新的投資；殼牌決定退出與俄羅斯天然氣工業(yè)股份公司及相關(guān)實體的合資企業(yè)，停止參與北溪-2項目；挪威艾奎諾公司（Equinor）決定停止對俄羅斯的新投資并退出俄羅斯的合資企業(yè)；bp公司退出其在俄羅斯石油公司（Rosneft）東西伯利亞Taas-Yuryakh石油項目19.75%的股權(quán)，此外還將退出在俄羅斯Yermak Neftegaz公司49%的股份以及Kharampur項目49%的權(quán)益。

不論是濱里海地區(qū)的油氣資產(chǎn)，還是東薩哈林、亞馬爾、北極2的LNG項目，都曾是以往國際大石油公司競相收購的優(yōu)質(zhì)油氣資產(chǎn)，尤其是bp此前擁有49%權(quán)益的Kharampur油田，該油田未來產(chǎn)量具有翻一番的潛力。建議中國石油公司抓住西方石油公司退出的機會，通過股權(quán)并購等方式適時介入俄羅斯的油氣業(yè)務(wù)。