海外油田開發(fā)項目投資決策風險識別及應對策略

楊莉，劉鈞，楊希濮

( 中國海洋石油國際有限公司）

近年來，中國在經濟迅速增長的同時，對油氣資源的需求與日俱增，經濟發(fā)展與能源供給的矛盾日益突出。目前中國已成為世界第一大能源消費國，原油對外依存度超過70%。因此，實施國際化戰(zhàn)略，加快海外資產布局，提高海外油氣資源的獲取能力已成為中國石油公司必然選擇[1]，自1993年起中國石油企業(yè)先后加入海外油氣投資陣營[2]。目前，中國三大石油公司在海外擁有相當規(guī)模的油氣資產項目中，多為非作業(yè)者項目，在部分項目中擔任作業(yè)者。例如，中國海洋石油有限公司（簡稱中海油）在北海、中東和非洲均有大型油田開發(fā)項目，其中在英國、伊拉克、烏干達的項目中擔任作業(yè)者。海外油氣項目的決策和運營不同于國內，海外油氣開發(fā)項目一般投入大、周期長，往往面臨政治、經濟、技術等多方面挑戰(zhàn)。在項目投資決策中，如果對風險認識程度不夠，就不可能做出科學的判斷和決策，進而造成經濟損失，影響公司的競爭力及國際聲譽[1]。本文基于部分典型海外油田投資決策實例，對海外油氣開發(fā)項目的風險開展研究，總結油田在投資決策階段主要關注的風險及應對措施，供國內石油公司決策參考①本文涉及的專業(yè)名詞解釋：FDP：Field Development Plan, 油田開發(fā)方案（海外）；ODP：Overall Development Plan, 油田總體開發(fā)方案（國內）；FEED：Front End Engineering Design，前端工程設計（海外）；FID：Final Investment Decision，最終投資決策（海外）。。

1 海外油田開發(fā)前期研究概述

海外油田開發(fā)前期，是指在勘探鉆井有油氣發(fā)現后，開展油田綜合地質、油藏工程、鉆井完井、采油工程、工程設施、健康安全與環(huán)保、油氣市場、投資估算、經濟評價等相關評價，直至油田開發(fā)方案獲得批準的全過程。按照國際慣例，前期研究一般可劃分為評價階段、油田開發(fā)方案（FDP）設計階段和最終投資決策（FID）階段[3]，如圖1所示。

圖1 海外油田開發(fā)前期階段劃分

1.1 評價階段

評價階段是開發(fā)前期研究的第一個階段。該階段要明確項目研究策略及項目所要達到的預期；對影響項目進程的風險和不確定性進行界定；基于地質儲量基礎，初步設計油田開發(fā)概念方案；評價油田有無商業(yè)性開發(fā)價值；通過風險評價，初步評價項目的經濟性和投資意向，決策項目是否推進或進行資產轉讓等。

1.2 油田開發(fā)方案設計階段

該階段主要確認項目是否符合石油公司發(fā)展方向；確認合作伙伴利益方面是否跟作業(yè)者利益一致；明確石油公司可以承受的項目風險范圍；對油田設計多個開發(fā)方案，并進行比選；確定一個推薦方案；完成鉆完井和工程方案的概念設計；完成初步的投資估算和經濟評價；在推薦方案基礎上，編制油田開發(fā)方案（FDP）；向資源國政府提交所編制的油田開發(fā)方案報告，并申請生產許可。

1.3 最終投資決策階段

在油田開發(fā)方案獲得資源國政府批準后，項目進入最終投資決策研究階段。該階段首先要在報批的油田開發(fā)方案基礎上，進一步對地質油藏方案進行優(yōu)化；重點完成前端工程設計（FEED）；完成相應的鉆完井和工程投資估算；明確項目的實施條件、實施計劃和投產時間等，作為方案投資決策的主要依據。該階段的核心是基于推薦開發(fā)方案進行投資估算，最大限度減少開發(fā)風險。

1.4 國內與國外前期研究階段對比分析

國內油田開發(fā)前期研究主要分為預可行性研究、可行性研究和總體開發(fā)方案（ODP）研究三個階段，與國際通行的三個階段相比，主要差異如下：1）第一個階段的研究內容基本一致。2）第二個階段的地質油藏研究內容和深度基本一致，不同在于：國內可行性研究的鉆完井和工程研究更加深入和系統(tǒng)化，而國外油田開發(fā)方案=階段的鉆完井和工程主要是進行初步的概念設計。3）第三個階段的地質油藏研究內容和深度基本一致，不同在于：國外最終投資決策階段在第二階段的推薦方案基礎上，已經經過了主要設備的選型和詢價、主要施工資源的篩選和初步鎖定，完成前端工程設計、鉆完井和工程的投資估算，之后進入項目執(zhí)行階段，而國內在總體開發(fā)方案通過以后才開展鉆完井和工程的基本設計和詳細投資估算，之后再進入項目執(zhí)行階段。因此，國外最終投資決策階段重點確定投資規(guī)模，目前國內的前期研究也逐步參考國際通行做法，使得前期研究的階段性決策節(jié)點更為明確。

2 海外油田開發(fā)項目最終投資決策必備條件

2.1 油田開發(fā)方案獲得資源國政府批準

最終投資決策作為油田開發(fā)方案實施前的關鍵節(jié)點，石油公司需遵循國際慣例及資源國政府的技術、法律及環(huán)保要求等，在規(guī)定的時間內完成油田開發(fā)方案。為了降低石油公司在具體項目中面臨的風險，海外油田開發(fā)項目一般由多個國際石油公司按股份制模式開展合作經營，其中擔任作業(yè)者的石油公司，需先將油田開發(fā)方案提交合作伙伴審批；在獲得合作伙伴批準后，方可進一步上報資源國政府；根據資源國政府的審批意見進一步完善，并經伙伴同意后再次提交資源國政府；獲得資源國政府最終批準后，油田才能正式進入開發(fā)階段（見圖2）。

圖2 海外油田開發(fā)方案（FDP）獲批流程

2.2 完成前端工程設計

前端工程設計（FEED）屬于工程方案詳細設計前的階段，80%左右的總費用將在該階段確定；在前端工程設計開始之后做出的相關決策，將影響以后的設計任務，并對設備裝置的可操作性、生產能力、經濟性等方面起到至關重要的作用。

該階段主要對工藝過程進行設計和模擬，旨在估算初期費用以及對設備裝置及其工藝過程進行詳細說明，包括工藝過程流程圖和可能用于評估設備裝置占地面積的安裝設計規(guī)劃。

該階段的費用估算是依據現有設備裝置的參數進行相應的預算，如果經濟合理，即進入項目的報價階段。本階段最重要的是在推薦方案基礎上，完成主要設備的選型和詢價、主要施工資源的篩選和初步鎖定，對費用進行估算。

3 海外作業(yè)者油田開發(fā)項目投資決策主要風險及應對策略

石油公司在合同期限內獲得預期石油產量，是整個油田開發(fā)項目的最終成果。開發(fā)投資要靠產量來回收，合同期內投資越少、產量越多，則回報越豐厚。影響海外油田上游開發(fā)項目投資的主要因素包括：地質儲量、開發(fā)方案、鉆完井投資、工程建設投資和資源國的政治經濟等方面。本文結合海外油田開發(fā)實例，分析總結海外作業(yè)者油田開發(fā)項目最終投資決策中可能面臨的風險及應對措施。

3.1 地質儲量不確定性及應對策略

在海外油田開發(fā)前期階段，一般依據勘探評價階段的少量的鉆井資料進行地質儲量評價。如果鉆井未鉆遇油水界面，再加上前期地震資料品質相對較差，則油田構造、儲層展布和流體界面等往往存在較大不確定性。針對該情況，石油公司應在油田開發(fā)方案設計階段，適當增加評價井資料，用最新地震技術，重新采集或重新處理地震資料，提升地震資料品質，降低前期因地質資料少或品質差所形成的地質儲量風險[4]；此外，可采用整體評價、分步實施和滾動評價的策略，確保油田開發(fā)方案高效實施。

當前，服務已經成為企業(yè)開發(fā)市場的核心競爭力。楊福旺表示：“我們提出，所有銷售人員都是農化服務人員，必須有服務能力。我們必須走價值營銷的理念，通過我們對最終客戶的服務來體現客戶的價值，讓產品提高產量、提高品質。”

以中海油在非洲投資的A油田為例，該油田前期探井均位于構造高部位，油田翼部構造、儲層及油水界面均存在較大不確定性，因此油田翼部的地質儲量存在較大不確定性。在油田開發(fā)方案設計階段，作業(yè)者在油田翼部設計并實施了1口開發(fā)評價井，落實了流體界面，油田探明地質儲量占比大幅增加，降低了油田翼部構造、儲層展布及油水界面的風險，并優(yōu)化開發(fā)井鉆井順序，確保油田開發(fā)井高效部署。

國際石油公司在油田開發(fā)方案編制過程中，為了確保區(qū)塊的整體生產許可，其探明地質儲量和控制地質儲量的動用比例高，但實際上控制地質儲量也存在較大不確定性。國內石油公司一般有較為嚴格的地質儲量動用要求，例如探明地質儲量動用比例原則上不超過90%，控制地質儲量動用比例原則上不超過20%。嚴格限制不同級別地質儲量的動用比例，是減小油田開發(fā)方案變更的有效管控手段。在油田投入開發(fā)后，需要優(yōu)化鉆井順序，盡早落實儲量的可靠性，更新優(yōu)化控制儲量區(qū)的開發(fā)方案，最大限度減小因儲量變化引起的開發(fā)方案變更。

以中海油在非洲投資的B油田為例。該油田開發(fā)方案編制階段的已鉆井均位于構造高部位，油田控制地質儲量占比約為70%，根據公司對控制儲量動用比例要求，相應減少油田開發(fā)方案開發(fā)井數，測算減井后開發(fā)方案的經濟性較差，但仍能達到公司決策要求。針對控制儲量動用比例高的情況，后續(xù)需要優(yōu)化鉆井順序，更新資料錄取計劃，盡早落實儲量的可靠性，從而降低油田開發(fā)風險。

3.2 開發(fā)方案不確定性及應對策略

在地質儲量基本落實后，開發(fā)方案是決定油田能否經濟、有效開發(fā)的關鍵因素。不同開發(fā)方式、井型、井網和井距對油田可采儲量均有很大影響，且不同條件的組合，其開發(fā)效果及經濟性存在較大差異。因此，需要系統(tǒng)評估不同條件組合的合理性和經濟性[5]。受地理環(huán)境和集輸處理設施巨大差異的影響，陸上油田與海上油田的開發(fā)模式存在較大差異，應區(qū)別對待。

油田開發(fā)方式與地質特征、油藏條件、流體性質以及周邊工程設施條件等密切相關，要具體問題具體分析。

首先，石油公司應論證最優(yōu)開發(fā)方式，例如對某一特定油藏，比選衰竭、注水、注氣、水氣交替等。例如巴西某深水油田產出氣二氧化碳含量高，同時伴生氣無法輸往陸地，且資源國政府要求不能直接放空，所以產出氣只能回注，注氣開發(fā)成為油田的主要開發(fā)方式。

其次，要確定最優(yōu)的開發(fā)井型及匹配合適井網。一般而言，不同的地質油藏特征，有與之匹配的最優(yōu)井型和井網組合，不同的井型有其特有的產能變化規(guī)律，而且隨著鉆井技術的不斷發(fā)展，大斜度井、長水平井和跨斷層水平井的應用越來越廣泛，因此主要考慮投入產出比，并進行優(yōu)化。以中海油在非洲投資的C油田為例，該油田主要儲層為分流河道沉積，初始推薦叢式星型井網，后續(xù)通過反復優(yōu)化，調整為叢式梳型井網，減少開發(fā)井12口（占比10%），采收率提高1個百分點，方案經濟性得以改善。

第三，根據海外項目的特點，在油藏條件允許的范圍內，一般要采取快速上產、高速開發(fā)的經營理念，合理設計高峰規(guī)模，以便快速回收前期投入資金。與之對應，開發(fā)方案需在前期夯實地質認識基礎，基于典型單井產能、鉆井工作量和方案經濟性尋求最優(yōu)的開發(fā)方式和開發(fā)井網；然后通過產量接替，最大限度地實現較長穩(wěn)產期。例如中海油在西非深水D油田投產前完鉆19口井，在油田投產后1年達到高峰產量18萬桶/日，其余35口開發(fā)井逐步接替投產，實現了六年的穩(wěn)產期，高峰年采油速度近5%。

3.3 鉆完井投資主要風險及應對策略

鉆完井投資是海外油田開發(fā)投資的重要組成部分，具有高投入和高風險的特點。影響鉆完井投資風險的因素有很多[6]，主要包括：1）通常海外油田地質條件復雜，國內石油公司往往缺少該區(qū)域成熟的鉆井經驗；2）部分海外油田地質資料品質較差，這會增加鉆完井過程中的未知風險；3）部分油田的井位設計受地面因素制約，有時需要部署大位移水平井，例如中海油某海外作業(yè)者油田項目設計開發(fā)井鉆井進尺5000～7000米，水垂比大于2，對鉆完井技術提出了很大挑戰(zhàn)；4）鉆井日費預測的不確定性很大，尤其是受原油價格變化的影響，鉆完井的投資估算面臨很大不確定性。以西非深水鉆機日費為例，2011-2013年的西非深水鉆機日費由40萬美元躍升至55萬美元，深水鉆機仍然供不應求，自2014年以來隨著油價下跌，深水鉆機日費大幅下降（見圖3）。

圖3 深水鉆機日費與油價變化趨勢

針對鉆完井主要風險，石油公司應采取措施：1）對本地區(qū)復雜地質背景進行研究，同時，深入分析總結已鉆井的成功經驗和失敗教訓；2）選用在本地區(qū)擁有豐富經驗的鉆井施工隊伍，在鉆速提升、成本控制、協調管理等方面實現協同增效；3）根據鉆井計劃，預判鉆井市場行情，優(yōu)化鉆井合同，確保鉆井日費在可控水平。

3.4 工程投資主要風險及應對策略

油田地面工程投資是油田開發(fā)項目建設生產的重要投資之一，直接影響石油公司的整體效益。一般而言，油田地面工程的建設投入平均占整個油田開發(fā)總投入的40%左右[7]。然而，從油田地面工程的決策到交付生產使用有一個較長的建設周期，建設期間的各類工程內容復雜、工藝要求高。工程方案實施過程中的主要風險是合同變更和工期延長的風險，而且涉及的因素多；一旦出現問題，石油公司和工程承包商都面臨進退兩難的境地。例如非洲某深水項目浮式生產儲油卸油裝置（FPSO）建造周期推遲近兩年，數次發(fā)生了較大金額的合同變更，直接影響項目的投產計劃和經濟效益。

針對工程投資主要風險，作為石油公司應采取的策略包括：1）系統(tǒng)論證工程設施租賃和新建的優(yōu)劣勢對比，選取最優(yōu)方案實施；2）在前端工程設計和詳細設計階段對工程建造方案和投資進行嚴格審查，做好同業(yè)投資的對標分析，確保投資水平合理可控；3）聘請有經驗的專家做好項目實施過程及關鍵節(jié)點的審查和質控；4）重點審查項目合同變更，確保投資變更可控。

3.5 油田開發(fā)附加條款和經濟評價

海外油田的資源國經常通過增加特殊附加條款來要求石油公司完成一定義務工作量或改變油田開發(fā)策略，這往往會增加油田開發(fā)成本[8]。針對這種風險，要認真評估面臨的風險可能帶來的不利影響，盡早通過商務談判，獲得資源國政府的許可，順利推進方案實施。以中海油在非洲投資的E油田為例，該油田的資源國政府在授予開發(fā)生產許可時，附加條款要求作業(yè)者在油田投產前，在油田的相對獨立的控制儲量區(qū)鉆一口開發(fā)評價井，落實該區(qū)域的地質儲量，該要求可能對鉆井計劃和設備選型造成影響，因此需要慎重對待，后續(xù)要加強與政府溝通談判，確保油田能按已批準方案順利實施。

經濟評價是投資決策的基礎，評價結果的可靠性直接影響項目的成敗及公司利潤目標的實現[9,10]。經濟風險主要包括國際油價波動、銷售市場風險、通貨膨脹風險和本地化要求等。這些因素會增加項目成本，降低項目收益。針對這些風險，石油公司尤其要做好油價的波動預測，根據不同的油價模型、投資規(guī)模和內部收益率要求，對方案的經濟性進行評估對比，供公司管理層綜合決策，提高開發(fā)方案的抗風險能力。以F油田為例，假定項目能按期投產，基準油價為60美元/桶，評估該項目全生命周期經濟性，內部收益率為11.3%，在合同期內國際原油價格如果增加10%，全生命周期的內部收益率將提高1～2個百分點（見圖4）?？梢娡顿Y回報對原油價格非常敏感，石油公司應充分考慮國際油價波動，開展油價對內部收益率的敏感性分析，提高項目的抗風險能力；也可以與資源國政府談判，尋求更有利的財稅條款等。

圖4 F油田開發(fā)項目內部收益率與油價關系

3.6 資源國的政治經濟風險及應對策略

當今國際能源與政治緊密聯系，政治風險是指因資源國政治環(huán)境發(fā)生改變，造成項目無法按照合同執(zhí)行而給項目投資帶來損失[8,11]。海外油田開發(fā)項目投資一般具有周期長的特點，從勘探開發(fā)到收回成本，大多需要接近10年的時間[9]。

政治經濟風險包括兩個方面：一是戰(zhàn)爭風險，即在資源國內部或者外部爆發(fā)戰(zhàn)爭，造成社會環(huán)境的不穩(wěn)定，項目不能執(zhí)行；二是資源國的有關石油政策和法律發(fā)生改變，宣布資源國原政府和石油公司訂立的合同終止，或者對原合同的某些條款作出重大修改，使石油公司預期的利潤大幅度降低。

由于政治經濟風險難以預測，通常需要采取多種方法來減少損失，石油公司必須對政治風險的可能性進行動態(tài)評估，及時預警政治風險對投資項目的影響[12]。第一，在不確定的政治風險條件下，需要注意與資源國政府的利益要求保持一致，利用合同財稅條款降低稅費支出[13,14]；第二，石油公司可以通過簽訂外部仲裁條款和風險保險來減少風險損失；第三，可以尋求與國際大石油公司合作開發(fā)，實現風險共擔；最后，根據資源國政治經濟的特點和劇烈動蕩程度，建立相應的投資退出機制，最大限度規(guī)避不可挽回的投資損失。

3.7 小結

上述海外油田開發(fā)投資決策面臨的主要風險及應對策略匯總見表1。石油公司需綜合考慮海外投資業(yè)務的戰(zhàn)略規(guī)劃兼顧經濟利益，結合公司內部對風險的承受能力，確定各類風險指標等級，最后進行綜合決策。

表1 海外油田開發(fā)項目投資決策主要風險及應對策略

4 結論及認識

1）海外油田開發(fā)投資決策的關鍵是對油田開發(fā)方案和投資進行審批，重在識別項目運行中可能遇到的主要風險，根據風險等級進行決策，并制定相應的應對措施。

2）地質儲量和開發(fā)方案是油田開發(fā)決策的基礎，需要夯實地質油藏認識基礎，利用行業(yè)成熟標準和公司內部的管理要求，最大限度地減小油田未來產量和可采儲量的不確定性；海外項目應采取高速高效開發(fā)策略，盡早回收投資。

3）鉆完井和工程投資估算直接影響項目工期及其經濟效益，系統(tǒng)做好行業(yè)對標，選取在該領域經驗豐富的承包商，同時選派專家進行過程和質量控制至關重要。

4）資源國提出的一些附加條款是后續(xù)油田開發(fā)面臨的潛在風險，應加強與資源國政府的溝通，盡早解除不利條款制約；經濟評估要進行評價參數的不確定性分析，重點是測試方案的抗風險能力，供各級管理層決策參考。

5）資源國的政治經濟風險不容忽視，尤其要重視石油合同條款變更對項目收益的影響，可以考慮簽訂外部仲裁條款和投保風險保險；尋求與國際大石油公司合作開發(fā)，實現風險共擔；根據資源國政治經濟動蕩程度，建立退出機制，以避免更大規(guī)模的投資損失。