北美致密油勘探开发现状及影响分析

侯明扬杨国丰

（中国石化石油勘探开发研究院）

摘要北美是全球已探明致密油资源量最丰富的地区，且美国和加拿大对致密油的勘探开发理论认识全面、技术研发相对成熟，是全球实现致密油商业化开采的两个典型国家。本文通过梳理北美地区致密油勘探开发现状及发展前景，从资源供需、行业发展、地缘政治和国际油价等四个方面分析了其影响，认为致密油在北美的迅速发展提高了美国的原油产量，展示了其成功开发的必备条件，也改变了世界能源供需的版图；但其他国家受地质条件和配套设施等制约，尚无法快速实现商业化，致密油在全球的产量不足以改变国际油价的走势。

关键词致密油商业开发 OPEC 国际油价地缘政治北美美国加拿大

一、北美致密油勘探开发现状及前景

北美是全球已探明致密油资源量最丰富的地区，而且美国和加拿大对致密油的勘探开发理论认识全面、技术研发相对成熟，是全球实现致密油商业化开采的两个典型国家。致密油在北美的迅速发展提高了美国的原油产量，增加了非OPEC国家的原油供给，并将逐渐改变世界能源供需版图。

. 美国致密油发展概况

美国是目前全球致密油勘探开发最成功的地区，其主要致密油区带为巴肯、伊格尔福特、奈厄布拉勒、尤蒂卡、沃夫坎等，不过已投入大规模开发的还只有北达科他州的巴肯和南得克萨斯州的伊格尔福特，它们也是目前美国致密油的主产区[1]。据美国能源信息署（EIA）的统计，截至2011年11月，美国致密油产量接近90万桶/日，较2009年初的25万桶/日增长了近三倍，其中约84%来自巴肯和伊格尔福特页岩区。2012年10月，伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）预测称，美国的致密油产量2012年有望达到150万桶/日的水平，2020年将达到410万桶/日，巴肯和伊格尔福特仍是产量增长的主力。

在美国天然气价格持续低迷的影响下，越来越多的公司发现干气业务已经难以维系公司的盈利需求；与此同时，页岩气开发技术在致密油开发中的应用取得成功，随着2008年以后国际油价持续走高，作业公司发现从事致密油或者湿气生产能够获得更高的收益（见图1）。

鉴于此，部分作业公司开始削减页岩气业务，将更多的资金和精力投入巴肯、伊格尔福特等富含液态烃的致密区带。2012年初，在美国从事干气钻探的钻机所占比例由2009年上半年的80%骤降至约30%，而从事与石油生产有关的钻探活动的钻机数所占比例则由20%增加到了70%（见图2）。

. 加拿大致密油发展现状及主要产区介绍

加拿大的致密油区主要分布在西加拿大盆地和东部的阿巴拉契亚山脉地区，其主要致密油产

表加拿大主要致密油产区及主要参数

致密油区带

巴肯/埃克肖卡尔蒂姆维京下肖纳文

蒙特尼/多哥

下阿玛兰斯

（Bakken/Exshaw）（Cardium）（Viking）（Lower Shaunavon）（Monteny/Togo）（Lower Amaranth）

所处地区

曼尼托巴/萨斯喀彻温/

艾伯塔/萨

艾伯塔省艾伯塔省

斯喀彻温省

萨斯喀彻温省

艾伯塔省曼尼托巴省

是否有常规油气生产是是是是是是埋深，米 900?2500 1200?2300 600?900 1300?1600 800?2200

800?1000

资源量，万桶 22500 13000 5800 9300 －－单井初始产量，桶/日

120?250

150?500

100?200

100?250

200?600

100?200

资料来源：加拿大国家能源委员会。

图美国从事干气与石油钻探的钻机比例变化

资料来源：EIA。

2000年1月7月2001年1月7月2002年1月7月2003年1月7月2004年1月7月2005年1月7月2006年1月7月2007年1月7月2008年1月7月2009年1月7月2010年1月7月2011年1月7月2012年1月

石油钻机

天然气钻机

1007550

250

钻机数量比例，%

图美国不同油价条件下从事干气和

湿气业务的公司内部收益率

资料来源：EIA。

180160140120100806040200

-20

内部收益率，％

80美元/桶（WTI ）70美元/桶（WTI ）60美元/桶（WTI ）

M i s s i s s i p p i L i m e

G r a n i t e W a s h

P e r m l a n -D e l a w a r e

B a k k e n

E a g l e

F o r d O i l

D J -N i o b r a r a

E a g l e

F o r d W e t

M a r c e l l u s W e t

P i n e d a l e

C a n a -W o o d f o r d

M a r c e l l u s D r y

F a y e t t e v i l l e

H a y n e s v i l l e 商业化应用的推动下，在加拿大作业的公司开始

涉足之前认为没有经济效益的致密油生产。2011年，加拿大的致密油产量约为14万桶/日，预计2020年有望增至45万桶/日。虽然目前加拿大的致密油勘探开发还处于初级阶段，但就致密油的相关基础理论研究而言，加拿大在很多方面比美国做得更细致。

巴肯/埃克肖（Bakken/Exshaw）致密油区主要分布在加拿大的萨斯喀彻温省、曼尼托巴省和艾伯塔（Alberta）省，是美国巴肯致密油区带向加拿大的延伸部分，也是加拿大最早开始致密油生产的地区。加拿大巴肯/埃克肖致密油区带的厚度约25米，具有明显的三段岩性组合，即上、下段的泥岩段和中段的粉砂岩/砂岩段。美国地质调查局（USGS）评价称，加拿大巴肯组的致密油可

采储量很大，可能高达数十亿桶，不过目前作业公司只在该区发现了约2.25亿桶的致密油资源。2011年，巴肯/埃克肖区的致密油产量达到6万桶/日，约占加拿大致密油总产量的40%。

卡尔蒂姆（Cardium）致密油区带主要分布在艾伯塔省，是一套晚白垩世地层，以泥页岩为主、含砂质夹层。加拿大有关机构做的资源评价显示，该区的致密油资源量约10亿?30亿桶；截至2011年，在此作业的公司已累计探明致密油储量1.3亿桶，致密油产量约4万桶/日，是仅次于巴肯/埃克肖的加拿大第二大致密油产区。

维京（Viking）致密油区带在艾伯塔省和

区和基本参数特征见表1。与美国相比，加拿大开始致密油生产的时间较晚。2005年，在当时高油价的刺激下以及水平井和水力压裂技术成功实现

萨斯喀彻温省都有分布，与卡尔蒂姆组相似，也是晚白垩世的一套滨海沉积层系，以泥页岩为主，发育大量砂岩、粉砂岩夹层。截至2011年，该区公布的致密油资源量为5800万桶，产量约2万桶/日。

. 北美致密油发展前景

BP在2013年1月发布的《BP 2030年世界能源展望》报告称，目前北美的致密油资源量约100亿吨，是全球致密油资源量最大的地区（其次是亚太地区，约90亿吨）。致密油是未来全球石油产量增长的主要来源之一。预计到2030年，全球石油产量将较目前增长1610万桶/日，其中有近一半来自致密油，届时致密油将满足全球5%?9%的需求。不过从不同国家和地区的致密油生产情况来看，2030年前，仍将保持北美“一枝独秀”的局面[2]。预计到2030年，北美地区的致密油产量将接近3亿吨（见图3）。

二、北美以外国家致密油发展简述

受美国致密油“大发展”的影响，全球相关勘探开发活动日益增强。在南美，阿根廷国家石油公司（YPF）于2011年11月宣布，在该国内乌肯盆地获得约9.72亿桶油当量的致密油可采资源储量，并在2012年估算该区域远景资源量为230亿桶油当量；在西西伯利亚，俄罗斯石油公司（Rosneft）与埃克森美

孚（ExxonMobil）于2012年6月签署协议，共同勘探估算资源量约58亿桶油当量的巴热沃夫页岩。此外，挪威国家石油公司、埃尼、壳牌等国际大石油公司也开始在哥伦比亚的中马格达莱纳盆地、法国的巴黎盆地、澳大利亚乔治尼亚盆地等致密气资源富集区开展勘探开发作业，希望在该领域获得领先优势。世界各地区主要致密油开发活动见图4。

然而，除美国外，目前尚无其他国家通过实施水力压裂和开钻水平井获得致密油的商业生产。伍德麦肯兹预测，2020年北美外其他国家全球致密油产量仅26万桶/日，2030年仅150万桶/日。“美国经验”在非北美地区无法复制，主要原因有两个：从宏观看，由于缺少非常规油气成功开发的经验，除美国外的大多数国家在这一领域都缺乏对石油勘探开发体系、基础设施配套乃至整个产业链的系统理解；从微观看，地质条件对现有勘探开发技术水平的限制以及基础配套不足等，都制约了致密油在全球其他区域的发展。

三、北美致密油“大发展”的影响分析

. 对资源供需的影响

北美致密油勘探开发对全球油气资源供需的影响主要集中在三个方面：一是增加了美国的原油产量；二是增加原油市场上非OPEC国家的供给，提高OPEC国家的剩余产能；三是改变了世界能源供需版图。

（1）增加美国原油产量

据EIA统计，2012年上半年美国原油产量已达到860万桶/日，较2011年的780万桶/日和2010年的750万桶/日有较大增幅，其原油的增加在于致密油的成功开发。2012年美国本土48州致密油产量约150万桶/日，预计2020年将突破410万桶/日，将加大推进其能源自给的步伐。

图 000－ 0 0年全球主要国家和地区致密油产量变化

资料来源：BP 2030年世界能源展望，2013。

2000 2010 2020 2030 年

1000800600400200

108642

0中国俄罗斯南美北美

在总产量中的比重（右轴）

万桶/日

％

（2）将提高OPEC剩余产能

根据2012年6月EIA报告，目前OPEC国家有效剩余产能的绝大部分在沙特、科威特、阿联酋和卡塔尔4国，其中沙特占60%以上，有效剩余产能约250万桶/日；而国内大宗商品研究机构中金公司当年发布报告称，OPEC有效剩余产能偏紧，低于市场的普遍预期，仅为267万桶/日。成功开发致密油将使北美地区大幅减少对进口原油的需求，并将使等量的OPEC供给直接转化为剩余产能。根据伍德麦肯兹

预测，全球致密油发展将使2020年OPEC剩余产能达到630万桶/日，占世界原油消费的6.2%。

（3）导致供给轴心西移

致密油的成功开发将强化北美地区非常规资源富集区的地位，有助于全球油气稳定供应并平抑油气价格，对近期全球经济走出危机阴霾以及中长期平稳发展有益。此外，由于北美致密油、页岩气资源的替代作用，原先以北美为目标市场的剩余产能将寻求新的市场，而亚洲发达国家和

图世界主要致密油开发活动示意

资料来源：Woodmac。

哥伦比亚： 1 2012年4月，在招标中出台对非常规油气资源实施财政鼓励； 2 2012年4月，加拿大Canacol公司和美国埃克森美孚在该国寻求致密油机会。阿根廷： 3 道达尔、阿帕奇、埃克森美孚和EOG等国际石油公司提前布局非常规资源； 4 2011年11月，YPF公司宣布在Vaca Meurta盆地Loma la Lata气田获得重大致密油资源发现； 5 2012年2月，YPF评估储量由于Vaca Meurta盆地的储量增加而急剧增加； 6 2012年4月，阿政府国有化YPF公司； 7 2012年7月，巴西国家公司宣布在Vaca Meurta盆地托托拉尔区块完成第一口页岩勘探直井； 8 壳牌公司和阿根廷Medanito公司在常规和非常规油气领域在阿国开展合作。巴西： 9 2012年3月，Fortress能源公司正式收购雷孔卡沃盆地7个区块。阿尔及利亚：

10 2012年4月，埃尼公司和阿尔及利亚国家石油公司合作勘探阿尔及利亚页岩区。葡萄牙：

11 2011年11月，波尔图能源公司评估该国致密油潜力。

法国： 12 2011年7月水力压裂被判违法。埃及： 13 阿帕奇石油公司计划在其西部沙漠实施页岩钻探。俄罗斯： 14 2012年6月，埃克森美孚和俄油签署勘探西西伯利亚致密油的协议。中国： 15 2012年4月，中国石油和壳牌及赫斯公司商讨在新疆三塘湖盆地实施页岩油勘探。印度： 16 Oilex公司在Cambay盆地完成水平井并实施分段压裂。澳大利亚： 17 2012年6月，挪威国家石油公司获得乔治亚盆地勘探许可； 18 2012年8月，康菲公司计划在Canning盆地实施针对致密油的勘探。新西兰： 19 2011年9月，阿帕奇公司进入TAG石油的东海岸盆地进行勘探； 20 2012年6月，TAG石油在东海岸盆地又获得3个新勘探许可，总面积为200万英亩。

新兴国家正是其最优质的潜在买家，世界油气消费市场东移趋势明显。

. 对石油行业的影响

北美致密油的发展向世界展示了商业开发致密油成功的必备条件；同时也吸引着大量资金投入到该领域的勘探开发活动中。

（1）展示了实现致密油商业开发的条件通过对北美巴肯和伊格尔福特两盆地的致密油勘探开发活动的总结分析，全球业界已基本对实现致密油商业开发的条件达成共识，主要包括地面进入、油气市场、环境、法律法规、供应链、财税条款、基础设施及水资源等几大要素（见表2）。这些条件也为致密油在全球潜在资源区块的发展提供了参考依据。

（2）提振了对致密油的投资

受页岩气商业化发展的影响，近年来北美已成为全球非常规油气资源投资的“热土”，直接导致了该区域内页岩气产量大幅增长和天然气价格水平降至低点。致密油的成功开发和相对较高的原油价格使大量资金抽离对当地页岩气的投资转而投向致密油，众多国际大石油公司和国家公司也开始关注并投资参与北美致密油的勘探开发活动。投资的增加可以反映在两个方面：2012年7月，美国为获取致密油而钻井约1400口，为2011年同期的两倍，也是同期为获取页岩气钻井数量的两倍，与2010年前的油气投资趋势恰好相反；2012年，北美地区关于致密油项目的并购金额首次超过页岩气项目，合约总值约250亿美元[3]。

表实现商业开发致密油的主要条件

序号要素实现条件 1 可用的区块通过公开招标等实现区块可开采

2 健全的油气市场所产石油、天然气液等资源可就地销售或转化

3 环保大量钻井和水力压裂作业等不触犯环保法律法规

4 配套齐备合适的钻机、有经验的作业人员、相关配套设备齐全等

5 财税条款有利适当的刺激开发的条款

6 水资源丰富水的循环利用且对成本影响不大 7

法律法规完善

有完善的退出机制、行政手续简洁等

资料来源：作者整理。

. 对地缘政治的影响

致密油、页岩气的商业化开采导致世界油气资源生产重心西移，使得美国在全球油气供应体系中的地位进一步上升，并将对世界地缘政治影响深远，主要表现在以下几个方面：一是美国油气产量增长，自给率提升，对中东能源的依赖度将下降，对其战略重心向亚太地区转移整体有利；二是美国石油产量的增长将进一步增强其在石油市场的话语权，有助于全面控制资源市场，经济霸主地位得以巩固；三是美国原油、天然气产量的增长将使得欧洲国家对俄罗斯的能源依赖程度有所下降，俄罗斯在全球油气地缘政治中的地位将相对下降，并可能因此改变其油气资源贸易流向；四是全球油气供需将向多极化迈进，有助于中国、印度等能源需求大国通过“走出去”及油气贸易更好地实现国家能源安全保障。

. 对国际油价的影响

近期，麦肯锡在其发布的《全球能源白皮书》中宣称，致密油的大发展将使国际油价跌至80美元/桶以下，甚至降至50?60美元/桶。但本研究认为：北美致密油的成功商业化增加了全球原油供给，提高了OPEC的剩余产能，客观上对国际油价起到相对抑制的作用；但由于“美国经验”难以复制，未来致密油在其他地区的发展水平无法预料，麦肯锡的预测结果将很难实现。

（1）致密油的发展能抑制油价上涨，但其产量尚不足以决定国际油价走势

根据一般经济学原理，致密油产量的增加客观上将对国际油价上涨起到一定的抑制作用；而根据历史经验判断，致密油可能影响国际油价的唯一方式是通过产量的大幅提升增加国际原油市场上的供给，进而导致国际油价因供大于求而下降。但未来较长时期内，这种影响方式实现的可能性较小，地质条件和

图各类原油生产完全成本示意

资料来源：Woodmac。

美元/桶（布伦特）

平均

美国以外的致密油

美国致密油

加拿大沥青

加拿大油砂开发

加拿大油砂一体化

安哥拉超深水

巴西盐下

美国墨西哥湾深水

陆上常规资源

16014012010080604020

表国际知名能源咨询机构对 0 0年Brent 油价的预测单位：美元/桶

机构名称预测价格理由巴克莱银行（Barcap） 184 —

伯恩斯坦

158

即使致密油和加拿大油砂合计，（Bernstein Research）其产量也不足以影响国际原油价格 JBC能源咨询

148.2 一是对致密油拉动油价下跌深表怀疑；

（JBC Energy）

二是非OPEC国家在原油增产上表现不佳

剑桥能源高油价使致密油发展导致油价的新（IHS CERA） 100 平衡

凯投宏观

（Capital Economics）

2020年原油供给增多和需求萎缩

资料来源：路透社。

配套设施的限制使得北美以外地区致密油开采难以实现大规模商业化。综合IEA等权威机构预测，并依据当前发展趋势，2030年全球致密油产量将达到600万?900万桶/日，仅占世界总消费量的5%?9%。

（2）致密油的开发成本决定了其无法使国际油价降至80美元/桶以下

伍德麦肯兹对全球最有开发潜力的25个致密油资源富集盆地分析后得出结论[4]，2030年全球致密油的完全成本均值为87美元/桶，远高于麦肯锡的预测油价区间。相比其他具有发展潜力的非常规油气资源，致密油仅比开发加拿大油砂完全成本略低（见图5）。因此，即使实现了规模生产，国际油价也不会因致密油的发展而降至80美元/桶以下，更妄论50?60美元/桶。

路透社就2020年致密油对国际油价的影响等向20家能源咨询公司和投资银行进行了问卷调查，结果显示，资本市场对未来基于北海Brent油价的预测均值为118美元/桶（见表3），同样远高于麦肯锡的预测区间。

四、主要认识与结论

通过对北美及全球致密油勘探开发现状的梳

理及对北美致密油商业化带来的影响进行分析，本研究得出以下结论和认识。

1）致密油在北美发展迅速，其商业化强化了美国在世界能源体系中的主导地位，增加了市场上的非OPEC国家原油供给，改变了世界能源供需版图，间接地促进了新兴国家能源来源多元化。

2）北美向世界展示了成功开发致密油的必备条件，吸引了大量公司和资金投入非常规资源的勘探开发活动中，但北美以外的其他国家受地质条件和配套设施等的制约，目前无法快速复制其发展经验。

3）致密油的发展能抑制油价上涨，但其产量尚不足以决定国际油价走势，其开发成本难以使国际油价降至80美元/桶以下。

参考文献：

[1] EIA. Short-Term Energy Outlook Supplement: Constraints in New England likely to affect regional energy prices this

winter[R].2013-01-18.

[2] BP. BP 2030世界能源展望[R]. 2013.[3] AITKEN G. US M&A: A Liquid Market[R]. Wood Mackenzie,

2013-03.

[4] Global impact of tight oil[R]. Wood Mackenize, 2012-10.

收稿日期：2013－04－25

编辑：王立敏

英文摘要Outlook for domestic and international oil and gas industry development in 2013

By CNPC Economics & Technology Research Institute

In the first half year world economic growth reverted to slow recovery status, without substantial growth momentum. World oil demand is still in a downturn, with slower growth while supply increases, and international oil prices have come down slightly, as a result of the combined influence of the continued loose relationship between supply & demand, geopolitics and monetary quantitative easing. World natural gas supply and demand are balanced overall, while gas prices have risen sharply in the US and Europe; market prices in North America, Europe and the Asia-Pacific region declined by a ratio of 1∶2.5∶3.9 in May 2013 from 1∶4.2∶7.7 in May 2012. International oil companies' production and operating index has slackened while the scale of upstream investment and downstream integration has risen unabated. In the first half year financial risk became more obvious. Oil consumption growth turned negative for the first time in three years and domestic oil production quickly ramped up, leaving the overall market situation loose and comfortable, and import dependency down slightly. Natural gas consumption ran up quickly; domestic output is steadily increasing, import growth is lower than expected, and a tight balance has resulted in supply and demand. New mechanisms for determining oil and gas prices have been introduced, and the degree of marketization has further improved. In the second half year the world economy is expected to remain weak. Oil demand growth will rebound, supply and demand will remain loosely coupled, and oil prices will rise again. Natural gas supply and demand will continue to be tightly balanced, with gas prices in the three major markets rising slightly. China's economy is stable while the demand for refined oil products will increase slowly; natural gas consumption growth will slow, while domestic output and import volume increase in tandem.

The status and impact of tight oil in North America

& Production Research Institute Having the world's largest proven tight-oil North America plays a key role in worldwide exploration and production of tight oil. As the two key countries to have made big progress in tight-oil E&P, the U.S and Canada are the only two countries to have achieved commercial production. The prospects for tight oil in North America are driven by resource supply & demand, industry development, geopolitics and oil prices primarily. The success of tight-oil E&P in North America, especially in the U.S, has greatly contributed to the growth of US oil production, and maybe to changing the world's energy consumption mix. Because of complicated geological conditions and poor infrastructure, tight oil production isn't yet commercializable in countries outside the US and Canada. And it will accordingly have little influence on oil prices.

Where's the road to clean energy?

By Beijing Energy Club

At the Beijing Energy Club's Experts Exchange, Bloomberg New Energy Finance's CEO, Michael Liebreich, pointed out that thanks to China the outlook for global green energy is not pessimistic despite its 2012 decline especially in the United States and Europe. Clean energy development is beset by many unfavorable factors in the short term, but is ultimately driven by three big trends, namely increasing unconventional oil and gas supply, greater energy efficiency, and cost reduction in new energy, besides the usual and some new uncertainty factors. Global energy consumption is expected to peak at about the year 2030. Clean energy investment strategy needs to be based on an enriched energy "ROI", namely shifted from pursuing ROI as simple Return on Investment to emphasizing the resiliency of the investment project, the technology's and the investment opportunities' availability as options, and the superior intelligence embodied in clean energy systems. During the discussion period the experts attending

INTERNATIONAL PETROLEUM ECONOMICS Vol. 21,

No.7, 2013