全球深水油气勘探开发已全面复苏

  挪威能源咨询公司Rystad年初发布报告称，虽然全球油气供需关系仍很紧张，但包括埃克森美孚、壳牌、雪佛龙、bp、道达尔能源和埃尼公司在内的一些大型国际石油公司却无意加大油气勘探投入，预算将与往年持平。报告数据显示，2020年~2024年，大型国际石油公司在油气勘探领域的年均支出总计70亿美元；与之形成对比的是，2016年~2019年，这一些企业的勘探年均支出总计100亿美元，降幅明显。而为了寻求更高回报，大型石油公司或将聚焦海上，尤其是深海油气勘探。

  Rystad近期再次发布报告，基本印证了其年初的预测，即深水油气勘探开发已全面复苏。报告称，上半年，大型国际石油公司在大西洋、东地中海和亚洲的前沿盆地获授大量深水钻井区块。与此同时，全球油服公司和钻井平台租赁公司的利润也一直上升，订单开始积压，这表明海上油气活动极度活跃。

  Rystad还预测，到2025年，深水钻井新增资本支出将升至12年以来的顶配水平。此外，与2023年相比，2027年新建和现有深水油气田的资本支出将激增30%，达到1307亿美元。

  FPSO：是集生产、储油、卸油为一体的海上浮式装置。FPSO由两部分所组成，包括上部组块和船体。其中，上部组块完成对原油的加工处理，船体负责储存合格的原油。

  根据系泊方法不一样，可将FPSO分为两类：多点系泊和单点系泊。FPSO通过海底输油管线接收来自海底油井的油、气、水等混合物，之后混合物被加工处理成合格的原油和天然气。合格产品被储存在船舱中，达到一定量后通过原油外输系统，比如穿梭油轮输送至陆地。

  与“生产平台/水下生产系统+海底管道”的开发方案相比，“FPSO+生产平台/水下生产系统+穿梭油轮”的开发方案具有更强的油/气/水生产解决能力和原油储存能力；更好的机动性和运移性；更强的抗风浪性，浅海、深海均适用；更灵活的应用能力，不仅可与海上平台配合，还可与水下生产系统组合，形成完整的全海式开发体系。

  FSO：是海上浮式储油卸油装置，与FPSO相比，没有开采石油功能。FSO是对附近海洋平台开采的石油进行储存和运输、处理含油污水、动力发电、供热，以及集人员居住与生产指挥系统于一体的综合型大型海上装置。

  FLNG：是浮式液化天然气生产储存和卸载装置，是进行天然气液化处理的船型结构平台，配有天然气液化装置和液化天然气储罐等装备。FLNG在深水海域的应用可有很大成效避免管道铺设带来的技术难题。

  Semi：是半潜式生产装置。最初是由现有钻机改造的开采装置，没有船的形制，具有钻探和开采功能。

  MOPU：是钻机加开采装置，通常适用于浅水（水深少于100米），多用于地中海、东南亚地区，较少用于条件较严苛的北海和加拿大海域。

  数据显示，2023年常规油气发现成果寥寥，主要油气发现的资源量仅10亿桶油当量，打破了2020年后形成的常规发现复苏趋势，尤其是相较2022年30亿桶油当量的发现量，降幅竟然高达68%。陆上常规油气盆地虽然勘探程度较高，但新发现不可避免地呈现规模小和过于分散的特点。由于找到常规油气发现的难度日益加大，大型石油公司开始选择性规避这类项目。与此同时，回报相比来说较高、环境相对友好且温室气体排放量低的前沿盆地勘探，尤其是深海油气勘探获得青睐。

  过去几年在海上找到的一系列油气发现是近期海上油气业务大幅度增长的原因之一，其中顶级规模的当属埃克森美孚及其合作伙伴在圭亚那找到的斯塔布鲁克发现群，地质资源量总计110亿桶油当量。此外，还有壳牌、道达尔能源和葡萄牙石油公司Galp在海上找到的重大发现——近海Mopane油田，一期勘探找到至少100亿桶石油。与此同时，常规油气发现量却不断下降，转战海洋势在必行。

  Rystad报告还显示，位于大西洋边缘、东地中海和亚洲的深水项目都是2024年的勘探重头戏。2023年，大型国际石油公司获得授权的区块总面积明显地增长，达到11.2万平方公里，比2022年增长20%。而且所有授权区块都位于海上，其中39%位于陆架，28%位于深水，剩余33%则位于超深水。可见，进军深水趋势明显。与2023年相比，2024年全球将新增约50口深水和超深水勘探井，在总探井数量中占比为35%，而2023年这一比例为27%。

  虽然2023年前沿盆地的勘探结果不佳（其在2022年贡献了约45%的新发现，2023年仅占20%），但潜力巨大且存在技术壁垒。经过多年的研究和实践，大型国际石油公司已掌握很成熟的海上油气勘探开发专业方面技术，尤其是深水项目，并在相关地区建立了相对完善的基础设施。受此影响，深海几乎成为有实力的油气公司竞技的“私域”，这里“盘子大、对手稀”，获得突破性发现的概率也因此大幅上涨。

  过去20年，大发现基本位于海上或深水区域，并成为这一勘探方向正确的实证，如2010年~2013年在莫桑比克海域1区/4区的天然气发现、2015年~2017年在毛里塔尼亚和塞内加尔的天然气发现、2015年至今在圭亚那—苏里南找到的一系列石油发现、2020年在土耳其黑海地区找到的天然气发现、2019年和2020年在南非找到的Brulpadda和Luiperd凝析油发现，以及2022年在找到的Venus和Graff油气大发现。

  壳牌：壳牌在深水油气勘探开发方面实力强劲，40多年前就已介入深海油气勘探开发领域，是首个从水深超过1000英尺的海域开采石油的公司。壳牌2023年获得授权的大部分前沿盆地区块都在乌拉圭，与其他公司相比，其在此地获得授权的区块面积最大，达到4.2万平方公里。

  近年来，壳牌注重能源转型，此番大举入局乌拉圭，突显了其战略的调整，即从成熟油田向前沿盆地转移。壳牌2024年的重点项目均位于深水，分别分布在东南亚、非洲和美洲。

  壳牌在马来西亚的投资组合侧重天然气资产，今年将主打马来西亚Sabah海上SB 2W区块超深探区Pekaka的钻探。该探区在地质上与马来西亚深水M区块找到的Tepat发现类似，可能是巨大的凝析气发现。继Pekaka探区后，壳牌还将勘探2021年竞标获得的SB X区块超深水Bijak探区、马来西亚东部沙捞越大陆架区域等。此外，壳牌还将对水域找到的大发现（Graff）做评估和探边，进一步确认资源边界。

  bp：今年以来，bp在北非和南美都有深水勘探计划，比如在埃及Raven天然气和凝析气田钻评价井、在地中海西部King Mariout海上特许经营区钻初探井。此外，bp在巴西桑托斯盆地将钻Paulo-Brazil井，标志着经营事物的规模超过以往经营的坎普斯盆地。此前，bp与巴西国家石油公司合作勘探开发坎普斯盆地，并持有非经营性权益。

  雪佛龙：2019年做出最终投资决定的Anchor项目终于在今年8月底投产，标志着雪佛龙深海高压油藏开采技术郑重进入20K时代。20K是指2万psi的井口压力，这次是全球首次处理如此高压的生产环境。

  Anchor油田位于美国路易斯安那州海岸约140英里处，水深1524米，潜在可采资源总量估计超过4.4亿桶油当量。雪佛龙持有该项目62.8%的股权，道达尔能源持有剩余股份。

  埃克森美孚：埃克森美孚4月在圭亚那斯塔布鲁克区块的第6个深水石油开发项目做出最终投资决定，并将在项目所在海域部署一座浮式生产储油卸油装置（FPSO）。

  斯塔布鲁克区块第6个深水石油开发项目名为Whiptail，位于该区块东南部，距离乔治敦约183公里。项目将耗资127亿美元，包括10个钻井中心、48口生产井和注水井，预计2027年投产。埃克森美孚预计，斯塔布鲁克区块的6个开发项目将产生几百亿美元的收入，为圭亚那带来显著的经济效益。

  道达尔能源：道达尔能源及其合作伙伴5月对价值60亿美元的安哥拉深水石油项目Kaombo做出最终投资决定，该项目位于安哥拉海岸约100公里（62英里）处，将部署超大型FPSO，计划2028年投产，可生产7万桶石油/日。

  道达尔能源在安哥拉深耕多年，Kaombo项目是其在安哥拉的第7个FPSO项目，也是安哥拉宽扎盆地的第一个开发项目。道达尔能源是经营者，持有40%的权益，马来西亚国家石油公司和安哥拉国家石油公司分别持有剩余40%和20%的权益。

  本报讯 从今年二季度FPSO订单情况去看，海上油气业务再掀高潮的态势明显。较大额度的订单包括：巴西石油将两座FPSO的订单授予新加坡海工集团Seatrium，订单价值为81.6亿美元；道达尔能源将安哥拉Kaminbo项目FPSO的提供与运营合同授予意大利能源公司Saipem，合同价值为37亿美元。

  此外，能源海事协会（EMA）多个方面数据显示，2024年下半年和2025年将有更多FPSO订单，预计获批的项目有29个，这中间还包括16座FPSO、7座FSO（海上浮式储油卸油装置）、3座FLNG（浮式液化天然气生产储卸装置）、2座Semi（半潜式生产装置）、1座MOPU（钻机加开采装置），大多数都用在巴西、和马尔维纳斯群岛、安哥拉、印尼、科特迪瓦和马来西亚等国家或地区的海上。这些订单一半以上为租赁性质。其中，巴西可能获得5座FPSO。

  能源海事协会表示，2023年中期~2024年初，一直未出现大型FPSO订单合同，而2024年2月的突然爆发式增长，可能预示着海上油气勘探“开发热”再度来袭。