全球非常规油气勘探方兴未艾

全球非常规油气勘探方兴未艾
2024年12月24日 09:26 市场资讯

  李宏伟 中国石油勘探开发研究院

  近10年来,化石能源多样化趋势明显。随着常规油气资源的逐渐减少和全球能源需求的持续增长,非常规油气资源的开发利用正受到越来越多国家的关注。回顾近10年来的全球非常规油气勘探,机遇与挑战并存。一方面,全球剩余非常规油气探明可采储量充足,沙特、约旦、澳大利亚等国家待发现非常规油气资源可观;另一方面,随着非常规勘探向着更深、更复杂的领域拓展,非常规勘探钻井的成本出现大幅上升,降本、增效成为当前非常规油气勘探面临的重大挑战。基于大数据、人工智能的地质工程一体化不仅是非常规油气勘探降本、增效的必由之路,也是国内外非常规油气勘探的发展趋势。

 非常规油气资源储量丰富但分布不均

  非常规油气资源是指在成藏机理、赋存状态、分布规律及勘探开发技术等方面不同于常规油气资源的烃类资源。随着后石油时代的到来,许多地区的常规油气资源产量呈现下降趋势,非常规油气资源逐步开始扮演越来越重要的角色。近年来,北美地区在页岩气领域的开发尤为引人注目,欧洲和亚洲等地区也加大了在非常规油气资源方面的勘探力度。但2024年,受全球经济增速在低位徘徊、国际油价步入下行通道等因素影响,全球非常规油气勘探费用支出的增长势头有所放缓,全球非常规油气勘探钻井数量、勘探区块交易数量与规模均呈现下滑态势,勘探新发现非常规油气田数量以及新增非常规油气储量均处于近10年来的历史低位。

  自1904年英国陆上第一口非常规勘探井Crown Farm1在英荷盆地发现Mansfield煤层气田以来,非常规油气勘探已走过120年的历程。在全球范围内,非常规油气资源分布广泛。迄今,在包括中国在内的全球61个国家、198个含油气盆地中累计发现非常规油气田2963个,累计探明非常规油气可采储量1691亿吨油当量。

  数据显示,截至2024年11月底,全球累计生产非常规油气343.3亿吨油当量,剩余非常规油气探明可采储量为1347.7亿吨油当量。从海、陆分布来看,陆上剩余非常规油气可采储量占据绝对优势。在全部非常规剩余可采储量中,陆上剩余非常规油气可采储量为1323.7亿吨油当量,占比高达98.2%。从区域分布来看,超过一半的全球剩余非常规油气可采储量位于北美,排名其后的拉美、中东剩余非常规油气可采储量占比分别为24.7%、17.8%,其他区域占比合计为5.5%。从国家分布来看,美国、委内瑞拉、加拿大、沙特在全球剩余非常规油气储量中的占比分别为31.8%、22.3%、20.8%、13.3%,其他国家的占比合计不到13%。

  需要注意的是,加拿大的油砂、委内瑞拉的重油、沙特的致密气、阿根廷的页岩油、澳大利亚的煤层气、美国的致密油和页岩气的剩余可采储量均较为可观。全球油砂剩余可采储量的99.7%分布于加拿大。美国的致密油和页岩气资源较为丰富,全球89.6%的致密油剩余可采储量以及全球82%的页岩气剩余可采储量分布在美国。委内瑞拉的重油最为可观,全球81.4%的重油剩余可采储量分布于委内瑞拉,其次是俄罗斯。阿根廷的页岩油、澳大利亚的煤层气、沙特的致密气剩余可采储量较为可观,全球页岩油剩余可采储量的72.6%分布在阿根廷,其次是巴林。全球煤层气剩余可采储量的70%分布在澳大利亚,其次是加拿大。全球致密气剩余可采储量的67.9%分布在沙特,其次是加拿大。从非常规油气资源的类型来看,重油、致密油、致密气、油砂、页岩气、页岩油、煤层气的剩余可采储量占比分别为26.8%、24%、19.1%、17%、11.2%、1.4%、0.5%。从盆地分布来看,非常规油气资源较为丰富的全球前三大盆地分别是西加阿尔伯达盆地、瓜里科次盆地、维典—北阿拉伯湾盆地,其剩余非常规油气可采储量在全部非常规剩余油气可采储量中的占比分别为20.1%、18.7%、13.7%。

非常规油气产业发展迅速但面临挑战

  未来几十年,化石能源仍将在世界能源消费中占据重要地位。随着油气资源劣质化程度不断提高,非常规油气资源的开发显得十分重要。尽管非常规油气产业近年来发展迅速,但仍面临诸多挑战。

  观察近10年来非常规油气勘探支出的变化可以发现,全球非常规油气勘探费用支出受全球供需、国际油价及经济增速的影响而呈周期性变化。睿咨得能源最新数据显示,近2年来,受全球经济增速放缓、国际油价下行影响,全球非常规油气勘探支出开始震荡下行,从2022年的169.2亿美元、2023年的153.7亿美元下滑至2024年的143.2亿美元,但下滑的幅度同比收窄,下滑的速度同比有所放缓。从勘探钻井数量来看,全球非常规勘探钻井数量从2013年的335口下滑至2023年的75口,2024年全球非常规勘探钻井数量进一步减少至63口。

  勘探区块的交易情况反映了油气勘探活动的热点与动向。自2020年以来,全球非常规油气勘探区块的交易数量和规模震荡下行,交易活动的热点由非洲的博兹瓦纳转向了澳大利亚。自2020年以来,不论是非常规油气勘探区块的交易数量,还是非常规油气勘探区块的交易面积,澳大利亚均处于全球各资源国非常规油气勘探区块交易的首位。但随着非常规油气勘探费用支出的减少,澳大利亚的非常规勘探钻井数量也大幅减少。

  数据显示,全球非常规油气勘探新发现的非常规油气田数量从2022年的27个大幅减少至2023年的14个,2024年进一步减少至7个;新增非常规油气可采储量从2022年的3.7亿吨油当量大幅减少至2023年的7600万吨油当量,2024年减少至1800万吨油当量。目前,不论是新发现的非常规油气田数量,还是新增的非常规油气储量以及非常规待发现资源量,均处于近10年来的历史低位。

  与此同时,全球非常规油气勘探正向着更深、更复杂的勘探领域拓展。非常规勘探井的完井深度呈逐年增加之势。2014年非常规油气勘探钻井的平均深度突破3000米,2024年非常规油气勘探的钻井深度突破4000米。墨西哥东部沿岸盆地、阿根廷内乌肯盆地、阿曼盆地、土耳其西北部的色雷斯盆地的非常规油气勘探钻井平均深度在4000米以上。随着非常规勘探井深度的增加,钻井的地表地貌条件也变得越来越复杂,由地势平坦的沙漠、平原、林地向着海拔更高的山地转移。2016年以前,深层非常规勘探井多分布于沙漠一带,而从2016年以后,深层非常规勘探井则多集中于地貌复杂的山地一带。

  非常规油气勘探向更深、更复杂的领域拓展,导致陆上非常规勘探的钻井成本快速上升。2021年前,全球非常规油气勘探钻井的千米进尺成本约为600万美元至700万美元,单井平均成本在500万美元至1000万美元之间。但从2022年开始,全球非常规油气勘探钻井的千米进尺成本突破1000万美元,单井平均成本突破1.2亿美元。2024年,全球非常规油气勘探钻井的单井平均成本更是逼近3亿美元。其中,印度尼西亚、墨西哥的非常规油气勘探钻井成本上升幅度尤为显著。

非常规油气勘探潜力巨大但需技术加持

  非常规油气资源作为传统油气资源的补充,其开采和利用对于保障全球能源供应具有重要意义。现阶段,全球非常规剩余探明可采储量虽然只有57.9亿吨油当量,但全球非常规待发现资源量仍有424.6亿吨油当量(不含中国),非常规油气资源仍有巨大的勘探潜力可以挖掘。

  中东地区是全球非常规油气待发现资源量最大的区域,其非常规油气待发现资源量在总非常规油气待发现资源量中的占比高达71.7%。其中,沙特、约旦、阿曼、阿联酋的非常规油气待发现资源量在总非常规油气待发现资源量中的占比分别为42.4%、16.1%、8.9%、4.3%。亚太地区的待发现油气资源主要分布在澳大利亚,其非常规油气待发现资源量在总非常规油气待发现资源量中的占比达10.2%。拉美地区的待发现油气资源主要分布在阿根廷,其非常规油气待发现资源量在总非常规油气待发现资源量中的占比为3.6%。从非常规油气勘探潜力来看,沙特、约旦、澳大利亚、阿曼、阿联酋、阿根廷将成为未来全球非常规油气储量增长的重要接替。

  未来非常规油气勘探的方向取决于待发现油气资源的类型与分布情况。在全球待发现非常规油气资源中,页岩气和致密气的待发现油气资源量合计占比为约75%。其中,页岩气占比为57.5%,致密气占比为17.4%。页岩气和致密气的待发现油气资源主要分布于中东以及澳大利亚的沙漠一带。页岩气待发现油气资源的平均埋深在3500米至4000米之间,而致密气待发现油气资源的平均埋深则在4500米以上甚至更深层。沙漠恶劣的地表条件以及地下较深的资源层位对地震成像数据的采集、非常规钻机的动力以及地下地质甜点的精确识别提出了更高的要求和更大的挑战,非常规勘探的钻井成本也将随之陡增。

  不过,技术创新是推动非常规油气产业发展的关键。数字化、智能化技术的应用将为非常规油气产业的发展带来新的机遇。非常规油气勘探是一项系统工程,要实现非常规油气效益勘探,既要考虑成本、收益,又要努力攻克制约非常规勘探的经济、技术瓶颈。既要兼顾地质甜点与工程甜点双勘探,又要对标国际一流石油公司的经管经验。因此,要积极转变观念,强化地质工程一体化、数字化、智能化勘探决策支持系统在非常规油气勘探中的运用,开展地质、工程等多学科协同、跨专业融合,形成“钻前勘探周密评估,钻中井轨迹、钻井液与甜点区、甜点段实时跟踪,钻后各项参数数据智能分析”一整套完善的非常规勘探闭环管理决策系统。如今,基于大数据、人工智能的地质工程一体化,已成为国内外非常规油气勘探的发展趋势。相信随着技术创新以及市场需求增长,非常规油气将在全球能源结构中发挥更加重要的作用。

东南亚地区油气上游发展或将迎来新一轮繁荣期

侯明扬 中国石化石油勘探开发研究院

国际石油公司关注东南亚油气勘探开发项目

  近2年来,全球地缘政治、经济、科技、治理体系等正经历深刻变化,能源局势错综复杂,能源安全成为世界主要国家发展的优先关切。这促使部分石油公司油气上游勘探和生产支出出现反弹。值得关注的是,沉寂已久的东南亚地区正在油气上游投资方面获得越来越多的关注。数据显示,2023年下半年以来,国际石油公司对东南亚地区油气勘探开发项目的支出显著提高,该地区油气上游发展或将迎来新一轮繁荣期。

  马来西亚将继续成为东南亚地区油气上游开发的领跑者。2024年2月,道达尔能源与奥地利石油天然气集团(OMV)签署协议,以9.03亿美元的价格收购OMV在马来西亚的天然气生产和运营企业SapuraOMV50%的权益。OMV公司除了在马来西亚近海拥有约5亿立方英尺/日的天然气产量和7000桶/日的凝析油产量外,还拥有位于马来西亚、澳大利亚、新西兰和墨西哥等国家的多个勘探许可。壳牌公司也于今年7月表示,其马来西亚子公司沙捞越壳牌有限公司持股30%的Jerun油田已首次实现天然气生产,壳牌将推动这一项目尽快达到50万桶/日的峰值产量。

  除马来西亚外,印度尼西亚同样有一些重大项目即将启动。埃尼公司在印度尼西亚拥有重要业务。此前,该公司通过收购雪佛龙在印度尼西亚东加里曼丹近海库提盆地加纳尔(Ganal)、拉帕克(Rapak)和望加锡海峡(Makassar Straits)3个区块的权益,扩大了在印度尼西亚天然气勘探开发领域的资产组合。中国石化也在今年10月,通过与印度尼西亚国家石油公司签署产量分成合同等方式,近10年来首次在该国获得新的油气勘探区块。

多重因素推动东南亚油气勘探开发活动活跃

  包括需求、政策、资源、投资等在内的多重因素近中期将推动东南亚地区油气勘探开发活动持续增长。

  根据国际能源署(IEA)发布的报告,受经济发展、人口增长和制造业扩张等因素影响,未来10年,东南亚地区将成为全球能源需求增长的新引擎。东南亚地区的原油需求到2035年将出现50%以上的增长,导致原油对外依存度从当前的44%上升至75%,成为继中国、印度和欧盟之后世界第四大石油进口地区。同时,由于天然气在东南亚地区的能源供给和碳减排等方面扮演重要角色,未来该地区的天然气需求将在2035年以前持续增长。

  过去几年中,在经历了新冠疫情和俄乌冲突等突发事件对能源进口市场带来负面影响后,东南亚地区各国政府普遍认识到,要持续增加供给稳定且经济可负担的本土油气产量在能源供应组合中的占比。因此,部分国家致力于通过不断完善上游对外合作政策条款、加强国内基础设施建设等措施来吸引上游投资。其中,马来西亚通过将“增强盈利能力条款”引入现有产量分成合同,以及优化开发后期油田和小油气田开发合同条款等方式,加大国内油气资源对外合作力度并取得良好效果。2021年至今,该国已完成41个油气对外合作区块的招标。此外,马来西亚国家石油公司还推出综合油井连续性服务合同(IWCS),旨在促进油井相关工程项目公平高效对外合作。

  自2021年起,东南亚地区的油气勘探活动取得了一系列重大突破。其中,马来西亚的25口风险井获得了20个新增油气发现,新增探明储量超过10亿桶油当量。埃尼公司2023年10月在印度尼西亚的Geng North气田获得包括5万亿立方英尺的天然气和4亿桶凝析油的重大发现;穆巴达拉能源公司于2024年5月在距离印度尼西亚北苏门答腊岛海岸65公里的南安达曼海域唐库洛-1号(Tangkulo-1)勘探井取得重大天然气发现,估测资源潜力达到2万亿立方英尺。上述资源突破使东南亚再度成为全球油气勘探的热点地区。除了印度尼西亚国家石油公司和马来西亚国家石油公司等本地石油公司外,埃尼、壳牌、bp等多个国际石油公司也加快布局在该地区的上游资产。

  据印度尼西亚石油和天然气监管机构SKK Migas披露,2024年该国油气上游投资将达到170亿美元,较2023年增长29%,其中40%来自包括埃尼、埃克森美孚和bp等在内的国际石油公司。睿咨得能源数据显示,东南亚地区海上天然气新项目投资将从2022至2023年的95亿美元,大幅增长至2024至2025年的约300亿美元。预计海上天然气(特别是深水领域)投资的增长趋势将持续到2028年。此外,缅甸国家投资委员会也于2024年第三季度末召开会议,批复了多个本土石油与天然气勘探开发投资项目。

东南亚地区油气勘探开发机遇与挑战并存

  需要注意的是,未来东南亚油气上游发展也面临诸多挑战。从储量方面来看,尽管东南亚地区拥有丰富的油气资源,但据《世界能源统计年鉴(2024年)》数据,印度尼西亚、马来西亚、泰国和越南等东南亚地区主要油气生产国的原油和天然气可采储量较2013年均出现显著下降。从产量方面来看,印度尼西亚、马来西亚、泰国和越南2013—2023年间原油年均产量增长分别为-3%、-1%、-3.6%和-5.9%;印度尼西亚、泰国和越南2013—2023年间天然气年均产量增长分别为-1.9%、-4.1%和-2.6%。

  从项目经济性来看,东南亚地区的运营商还会面临一系列经济挑战。东南亚地区待开发油气项目中深水和含硫天然气项目较多,预计开发成本相对较高。睿咨得能源分析预测,该地区部分海上天然气项目盈亏平衡价格高达4—6美元/千立方英尺。

  这些现实问题需要该地区有更多激励政策的支撑。从政府监管的角度看,为加快东南亚地区油气上游的发展步伐,部分资源国国内天然气价格上限需要进一步优化,油气项目审批流程也需要进一步简化。同时,还要在制度层面进一步细化相关财政激励措施。随着这些政策条件的调整,相信该地区的油气上游发展将会获得更多机遇。

  环保方面的挑战也需要纳入考量。东南亚地区部分油气勘探开发项目,特别是海上天然气开发项目的二氧化碳含量较高,有的甚至占天然气产量的5%以上。在现阶段全球气候与环境治理加快推进的大环境下,这对项目审批和投融资均带来挑战。但马来西亚和印度尼西亚两国二氧化碳捕集与封存中心计划的实施,可以为上述“高碳项目”的未来发展提供新机遇。目前,马来西亚和印度尼西亚都在评估国内枯竭油气田的规模,拟将其作为潜在的二氧化碳封存地点,这将为该地区未来油气勘探开发项目的建设提供充足的“负碳保障”。

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