油氣設(shè)備行業(yè)研究：能源安全新形勢非常規(guī)油氣新發(fā)展

油氣設(shè)備行業(yè)研究：能源安全新形勢，非常規(guī)油氣新發(fā)展一、序章：油氣供給格局重塑，國際能源安全與油服資產(chǎn)的價值重估如果俄羅斯減產(chǎn)20%會發(fā)生什么？在國際能源巨頭紛紛退出俄羅斯之際，作為全球第三大產(chǎn)油國的俄羅斯正面臨減產(chǎn)危機。如何保障本國油氣能源安全是全球各國都需重新審視的重要課題。全球經(jīng)濟復(fù)蘇與原油供給恢復(fù)不暢背景下，全球油價高企，通脹壓力嚴重影響各國。過去5-10年油氣投資不足直接影響本輪復(fù)產(chǎn)速度，未來面對俄羅斯減產(chǎn)的不確定性，全球各國均面臨新一輪的油氣能源危機。挪威國家石油公司、沙特阿美等均大力增加資本開支保障能源安全，我國政府自2018年以來增產(chǎn)上儲目標明確。全球油氣資產(chǎn)新一輪投資擴張掛鉤國家能源安全新局勢正在開啟。本篇報告立足我國的實際情況，分析高油價背景下我國能源安全問題的現(xiàn)狀和未來。我國非常規(guī)油氣儲量充足，開發(fā)技術(shù)和經(jīng)濟性持續(xù)改善，有望在未來成為重要的增產(chǎn)力量，在全球能源危機中或?qū)缪葜匾慕巧?。而油服公司一方面肩負歷史使命，保障我國能源安全；另一方面，新的歷史背景，疊加非常規(guī)油氣工業(yè)化開發(fā)或?qū)碛头Y產(chǎn)的價值重估之路。二、高油價時代來臨，我國能源安全問題嚴峻我國油氣資源產(chǎn)銷缺口持續(xù)擴大，對外依存度持續(xù)攀升。我國經(jīng)濟高增長直接驅(qū)動國內(nèi)原油天然氣消費量持續(xù)提升。2000-2020年間，我國GDP累計增長9倍，年CAGR達到12.3%；同期我國原油/天然氣累計增長6.2/12.4倍，年CAGR分別達到5.7%/13.9%。經(jīng)濟的高速發(fā)展離不開能源的消耗，尤其是占比較高的傳統(tǒng)油氣能源。截至2020年，我國GDP占世界比重約17%，原油消耗量占全球約15.6%，兩者占比大致相當。供給擴張不足直接導(dǎo)致油氣對外依存度攀升，能源安全問題值得關(guān)注。2000-2020年，我國原油/天然氣產(chǎn)量累計增長19.8%/6.5倍，年CAGR僅0.9%/10.6%，低于消費量的增長。2010年以來油氣供需差擴大的情況尤為嚴重。2010-2020年間，我國原油供需差年CAGR分別達到6.8%/26%，供需差呈現(xiàn)快速擴大趨勢。與之對應(yīng)的，我國原油/天然氣對外依存度顯著提升，2020年分別達到73%/45.1%，較2010年提升18/33個百分點，年均提升1.8/3.3個百分點。能源安全對經(jīng)濟長期持續(xù)發(fā)展至關(guān)重要，我國油氣資源依賴進口形勢嚴峻，能源安全問題值得關(guān)注。海外對比：我國對外依存度較高，且過去十年持續(xù)攀升。從2020年對外依存度絕對值來看，我國與泰國、意大利、印度相近，略好于歐洲，但是較美國、俄羅斯等超級大國差距巨大。從過去十年變化來看，受到我國需求量的快速增長，我國對外依存度提升明顯，凸顯我國能源安全形勢嚴峻，自主性較弱。而美國依托于國內(nèi)非常規(guī)油氣的規(guī)?；_采，能源基本實現(xiàn)自主，且對外依存度顯著降低。展望未來，國際局勢復(fù)雜多變背景下，能源安全至關(guān)重要，值得引起關(guān)注和深思。我國原油進口主要來自沙特等中東產(chǎn)油國以及俄羅斯等，天然氣進口則主要依賴澳大利亞、土庫曼和俄羅斯。從我國原油進口國分布情況來看，以沙特、伊拉克、阿曼、阿聯(lián)酋、科威特等國為主的中東地區(qū)是我國最主要的原油進口來源，占據(jù)進口總量48.4%。俄羅斯作為我國第二大原油進口國，其占比達15.5%。天然氣方面，澳大利亞、土庫曼和俄羅斯分別占我國天然氣進口總量25.7%、19.6%和9.9%，其總和已超過我國天然氣進口總量一半，呈現(xiàn)集中度較高的情況。從進口國集中度角度，中國略低于日本和歐洲，天然氣集中度高于原油。從進口國集中度角度，中國、歐洲、日本三個主要進口國家集中度均較高，前三大進口國占比均高于40%。其中，集中度角度日本>歐洲>中國，天然氣的集中度整體高于原油。值得注意的是，個別出口國的重要影響力不容忽視。如2020年俄羅斯是歐洲原油和天然氣的第一大進口來源，占比分布達到29%/38%。而亞洲地區(qū)澳大利亞是天然氣的主要出口國，2020年分別澳大利亞占中國/日本天然氣進口量的25.7%/40%。從運輸路徑角度，我國近70%石油進口份額依賴馬六甲海峽。海上石油運輸作為我國最主要的石油進口運輸方式，其航運通道呈現(xiàn)較為集中與單一的特點。來自中東、北非、西非和亞太地區(qū)的石油資源均需要途徑馬六甲海峽才能運抵我國沿?？诎?。依賴馬六甲海峽的石油運輸總量較為龐大，合計占我國石油進口份額達70%。馬六甲海峽航道最窄處為1.7英里寬，艦船碰撞、自然災(zāi)害等因素都可輕易堵塞航道通行。如果進口不經(jīng)過馬六甲海峽，則我國原油進口的成本將上升，并且也必須通過海盜活動猖獗，治安形勢復(fù)雜的其他亞洲海峽，如望加錫-龍目海峽等。因此，從運輸安全性角度，我國能源進口海運路徑相對單一，目前我國仍難以保障運輸路徑的絕對安全與穩(wěn)定。我國石油與天然氣已探明儲量水平較低，三桶油儲采比已連續(xù)多年持續(xù)下滑。我國擁有的已探明油氣儲量并不豐富，石油與天然氣已探明儲量分別僅占全球總儲量的約1.5%與4.4%，相對于美國與俄羅斯差距十分顯著。另外從石油儲采比來看，三桶油近二十年均處于下行趨勢。儲采比所反映的是企業(yè)當年產(chǎn)量與剩余可采儲量之間的關(guān)系，該比值長期下降趨勢意味著我國石油產(chǎn)量保障程度持續(xù)面臨風險，加大可采儲量的儲備和投資必要性持續(xù)提高。碳中和長期有助能源自主，但中短期見效難，2030年以前原油天然氣需求仍保持增長。在全球各國力推碳中和的背景之下，傳統(tǒng)能源的使用量從長周期角度將逐步降低。然而，受現(xiàn)實發(fā)展因素影響，能源結(jié)構(gòu)改革的實施將會是一個相對漫長且困難的過程。在可再生能源大范圍投入應(yīng)用之前，我國對于石油與天然氣資源需求的攀升還會持續(xù)影響供求結(jié)構(gòu)。根據(jù)《2060世界與中國能源展望》，我國原油需求量在2030年以前仍將持續(xù)增長，2030之后仍作為重要的戰(zhàn)略能源。而天然氣的消耗峰值可能在2035-2040年才會出現(xiàn)，此前將一直保持增長。因此，我國油氣能源安全問題未來5-10年內(nèi)仍將較為嚴峻，值得關(guān)注。三、增儲上產(chǎn)目標明確，三桶油強化勘探開發(fā)力度（一）政策與目標規(guī)劃：增產(chǎn)上儲方向明確，加大投入勢在必行國家發(fā)改委、國家能源局和自然資源部等部門此后陸續(xù)出臺政策指導(dǎo)文件，從三個主要方面推動我國實現(xiàn)油氣資源“增儲上產(chǎn)”的總目標。1.加大勘探開發(fā)力度。以夯實我國能源基礎(chǔ)為主攻方向，全面推動增產(chǎn)工作的部署與執(zhí)行。特別是要加強在渤海灣、新疆、鄂爾多斯、四川等重點含油氣區(qū)域的勘探力度。2.擴大非常規(guī)油氣資源的生產(chǎn)規(guī)模。著力攻克深層技術(shù)難題，加速突破頁巖氣、致密氣、煤層氣等非常規(guī)油氣資源勘探的關(guān)鍵技術(shù)。3.持續(xù)深化油氣資源領(lǐng)域市場化發(fā)展。確?？碧介_發(fā)投資力度不減的同時引入金融市場資本為企業(yè)拓寬勘探融資渠道。通過增加授信額度來拓寬合作，并進一步放寬油氣礦業(yè)權(quán)資質(zhì)，鼓勵內(nèi)外資企業(yè)積極參與勘察開采。2022年國家能源局出臺《2022年能源工作指導(dǎo)意見》，強調(diào)以保障能源安全穩(wěn)定供應(yīng)為首要任務(wù)，著力增強國內(nèi)能源生產(chǎn)保障能力，切實把能源飯碗牢牢地端在自己手里。文件明確提出落實“十四五”規(guī)劃及油氣勘探開發(fā)實施方案，壓實年度勘探開發(fā)投資、工作量，加快油氣先進技術(shù)開發(fā)應(yīng)用，堅決完成22年原油產(chǎn)量重回2億噸、天然氣產(chǎn)量持續(xù)穩(wěn)步上產(chǎn)既定目標。三桶油制定推行“七年行動計劃”以及明確生產(chǎn)目標，通過加大上游勘探開發(fā)力度落實增儲上產(chǎn)主體責任。國內(nèi)三桶油（指中國石油、中國石化、中國海油，下同）積極響應(yīng)中央政策要求，在勘探工作量、探明儲量以及資金投入等方面出臺具體目標，全力推動油氣資源儲量與產(chǎn)量的提升工作。2.中海油：提出《關(guān)于中國海油強化國內(nèi)勘探開發(fā)未來“七年行動計劃”》。明確提出到2025年勘探工作量與探明儲量較計劃期初翻一倍，并在上產(chǎn)攻堅工程中對國內(nèi)未來石油與天然氣上產(chǎn)量提出明確目標，保障企業(yè)長期工程建設(shè)工作量穩(wěn)定得以提升。此外中海油還在2022年年初公布的經(jīng)營策略中針對企業(yè)年凈產(chǎn)量制定出明確的階段性目標，未來三年凈產(chǎn)量預(yù)計將達6.1億桶、6.5億桶和6.9億桶，確保年增長率維持在6%水平。3.中石化：預(yù)計2022年資本開支較2021年顯著提升。提出將為勝利油田、西北油田、涪陵頁巖氣田、威榮頁巖氣田等重點項目增加支出，以提升油氣產(chǎn)能建設(shè)；

根據(jù)公司2021年年度報告，2022年，公司計劃資本支出1,980億元，同比增長17.9%，主要投向油氣高質(zhì)量勘探開發(fā)、天然氣產(chǎn)供儲銷體系建設(shè)等方向。十四五規(guī)劃已明確2025年產(chǎn)量目標，原油保證2億噸紅線，天然氣持續(xù)增產(chǎn)。國家發(fā)改委、國家能源局在2022年《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》的發(fā)展目標中明確提出到2025年，原油年產(chǎn)量回升并穩(wěn)定在2億噸水平，天然氣年產(chǎn)量達2300億立方米以上。政策規(guī)劃中的油氣產(chǎn)量目標要求是對“能源飯碗必須端在自己手里”重要指示的貫徹落實。近年來我國原油與天然氣產(chǎn)量已實現(xiàn)穩(wěn)步回升，截止至2021年，我國原油產(chǎn)量已達1.98億噸，天然氣產(chǎn)量已突破2000億立方米。未來為實現(xiàn)產(chǎn)量規(guī)劃目標，三桶油需在原油開采投入新產(chǎn)能，天然氣總產(chǎn)量CAGR為2.9%。老油田產(chǎn)能衰減形勢嚴峻，持續(xù)開支投入必不可少。盡管從產(chǎn)量角度看，原油維持2億噸產(chǎn)量并沒有太大的增量，且較我國2015年原油峰值產(chǎn)量還有一定降幅，但這并不意味著投資力度的減弱。相反，維持兩億噸國內(nèi)原油產(chǎn)量需要開發(fā)大量新油田來彌補老油田產(chǎn)量的快速衰減。我國老油田衰減速率較快，主要發(fā)生在東部地區(qū)。以大慶油田、遼河油田、勝利油田為例，2021年原油產(chǎn)量較各自歷史峰值產(chǎn)量分別衰減46.4%、35.1%、30.2%。根據(jù)中石油《2060世界與中國能源展望》中預(yù)測，我國2015年所擁有的2.15億噸已開發(fā)產(chǎn)能將會以每年近7%的衰減率下滑。以此測算，現(xiàn)有已開發(fā)產(chǎn)能將會在2022年至2025年期間從1.4億噸大幅度衰減至約1億噸水平。即使通過加大壓裂等手段提高采收率，到2025年仍有近40%的產(chǎn)量依賴新探明和新開發(fā)的油田。從地域分布上，東部產(chǎn)量占比持續(xù)加速下行，西部和海上原油占比將提高。東部地區(qū)老油田衰減速率快，根據(jù)自然資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心《新時代我國油氣勘探開發(fā)戰(zhàn)略格局與2035年展望》，我國東部油田產(chǎn)量將從2020年的8000萬噸下降到2035年的不足6000萬噸，占比從2020年的41.7%加速下降至2035年的26.3%。與之對應(yīng)的，西部和海上油田的占比分別從2020年的34.6%/23.7%提升至2035年的41.9%/31.8%。當前西部和海上油田仍處于開發(fā)初級階段，且開發(fā)難度均大于傳統(tǒng)東部老油田，因此仍然需要較強的資本投入和技術(shù)進步。（二）三桶油開發(fā)投入量化分析：資本開支穩(wěn)健提升，非資本開支投入高速增長除2020年疫情影響外，三桶油2017年以來資本開支保持穩(wěn)定增長?；仡櫄v年資本開支情況可以發(fā)現(xiàn)，2016年原油價格經(jīng)歷低谷反彈之后，實際開支增長勢頭均表現(xiàn)強勁，除2020年因新冠疫情嚴重影響外，整體資本開支保持穩(wěn)定上行的趨勢。2021年，三桶油資本開支合計達到5141億元，同比增長12%。2018年后三桶油資本開支與油價變動相關(guān)性減弱，資本開支的穩(wěn)定性提高。復(fù)盤過去資本開支變動與油價變動的關(guān)系，2015-2017年三桶油資本開支與油價同向波動，且振幅相對較大，充分體現(xiàn)行業(yè)開支的周期屬性。在2018年就能源安全問題做出重要批示之后，三桶油資本開支與油價相關(guān)性減弱，2019年甚至出現(xiàn)非同向波動的情況，資本開支整體的穩(wěn)定性明顯提升。事實上，三桶油除了通過加大自身資本開支，還會通過將開發(fā)任務(wù)外包給旗下央企油服公司和其他民營油服公司等，這類支出主要體現(xiàn)為非資本開支類的成本費用項。我們主要通過三桶油的勘探費用、勘探與生產(chǎn)板塊經(jīng)營支出和關(guān)聯(lián)方采購工程技術(shù)服務(wù)費用三項指標衡量非資本開支類的勘探開發(fā)投入。具體來看：1.勘探費用：是指石油天然氣地質(zhì)勘探過程中所發(fā)生的探礦權(quán)使用費、地質(zhì)調(diào)查、物理化學(xué)勘探各項支出和非成功探井等支出；

2.勘探與生產(chǎn)板塊經(jīng)營支出：指從事原油及天然氣的勘探、開發(fā)、輸送、生產(chǎn)和銷售過程中產(chǎn)生的經(jīng)營支出；

3.關(guān)聯(lián)方采購—工程技術(shù)服務(wù)支出：主要指地質(zhì)勘探、鉆井、固井、錄井、測井、試油、油田建設(shè)、煉化建設(shè)、工程設(shè)計、工程監(jiān)理和裝置維修和檢修等及其他相關(guān)或類似產(chǎn)品或服務(wù)。以中石油為例，其關(guān)聯(lián)方涉及油氣服務(wù)的主題包括渤海鉆探、川慶鉆探、東方地球物理勘探等關(guān)聯(lián)企業(yè)。2021年三桶油非資本開支類勘探開發(fā)支出創(chuàng)五年新高，同比增速遠高于同期資本開支增幅。2021年，三桶油合計的勘探費用/勘探與生產(chǎn)板塊經(jīng)營支出/向關(guān)聯(lián)方采購工程技術(shù)服務(wù)費用金額分別達到483/8363/3070億元，分別同比增長39.5%/27.2%/17.2%，增速大于資本開支增幅，體現(xiàn)三桶油傾向于通過非資本開支方式加大油氣開支投入。值得關(guān)注的是，2020-2021年以來，中石油和中石化勘探與生產(chǎn)經(jīng)營支出增速持續(xù)高于其向關(guān)聯(lián)方采購工程服務(wù)費用增速，體現(xiàn)其通過非關(guān)聯(lián)方作業(yè)的比例有所提高。這與2020年自然資源部《關(guān)于推進礦產(chǎn)資源管理改革若干事項的意見（試行）》（下稱《意見》）公布有關(guān)，《意見》指出我國將全面開放油氣勘查開采市場，允許民企、外資企業(yè)等社會各界資本進入油氣勘探開發(fā)領(lǐng)域，市場化競爭有利于提高勘探開發(fā)效率。而中海油2021年勘探與生產(chǎn)經(jīng)營支出增速與其向關(guān)聯(lián)方采購工程服務(wù)費用增速基本一致，體現(xiàn)出海油勘探仍以關(guān)聯(lián)方服務(wù)為主，壁壘和技術(shù)難度較高。（三）對標海外：三桶油資本開支能力更高，開支意愿更強且更穩(wěn)定全球油企及油服巨頭資本開支均與油價正相關(guān)，國內(nèi)三桶油相關(guān)系數(shù)弱于油服龍頭及國際油企巨頭，資本開支體量更大。我們分析了2006-2021年全球主要油服和油企巨頭資本開支與油價的關(guān)系，發(fā)現(xiàn)國內(nèi)三桶油的資本開支與油價相關(guān)性在0.15-0.56之間，顯著小于國際油企巨頭和油服龍頭。其中哈利伯頓、斯倫貝謝為作為全球油服龍頭，資本開支與油價相關(guān)性最強，分別達到0.82/0.79；資本開支的體量則相對較小。國際油企巨頭資本開支體量大約在500-1500億人民幣，相關(guān)性較高，僅次于油服龍頭。值得關(guān)注的是，海洋油氣開發(fā)和北美頁巖油資本開支與油價相關(guān)性明顯較低。我們認為可能的原因在于，海洋油氣投資周期較長，投資節(jié)奏受短期油價波動的影響較陸地更??；而北美頁巖油公司此前競爭格局較弱，資本開支激進，受短期油價波動的影響也較小。資本開支是上游油企勘探開發(fā)投資的最終結(jié)果，底層受到資本開支能力（當年可資本開支的現(xiàn)金流）與資本開支意愿兩大直接因素驅(qū)動。為了更深入理解國內(nèi)外油企資本開支行為的異同，我們根據(jù)第N年資本開支=當年資本開支能力*當年資本開支意愿，對全球主要油企資本開支行為進行分析。具體來看：

1.資本開支能力：是指企業(yè)當年可用于長期資本開支的實際現(xiàn)金流。計算方法為T年末資本開支能力=T-1年末在手現(xiàn)金余額+T年經(jīng)營活動現(xiàn)金凈流入-T年融資活動現(xiàn)金凈流出（若為凈流入則相加）。2.資本開支意愿：是指企業(yè)當年資本開支的意愿強弱。我們通過實際資本開支金額與資本開支能力的比例來定量衡量資本開支意愿指標，直觀含義為當年油企愿意資本開支的金額占可供資本開支現(xiàn)金流的比例。計算方法為T年資本開支意愿=T年資本開支實際金額/T年末資本開支能力我們認為上述測算對真實情況進行了簡化，但具備一定的商業(yè)合理性。全球油企巨頭作為世界五百強企業(yè)，均有良好的內(nèi)控和未來規(guī)劃體系。一般油企會在T-1年末，依據(jù)當年現(xiàn)金流結(jié)余（體現(xiàn)為T-1年末在手現(xiàn)金余額），對第二年或者更長期的油價和公司經(jīng)營情況綜合預(yù)判（體現(xiàn)為T年經(jīng)營現(xiàn)金凈流入預(yù)期）來進行T年的資本開支規(guī)劃，并同步考慮T年的融資和還款計劃（體現(xiàn)為T年融資活動現(xiàn)金凈流出）。1.資本開支能力：三桶油持續(xù)提升，中石油開支能力全球領(lǐng)先國內(nèi)三桶油與油價相關(guān)性弱，且整體開支能力持續(xù)提升；海外油企與油價強相關(guān)，且近年來隨著油價回落，部分公司開支能力有所削弱。具體來看，中石油與中石化資本開支能力保持長期提升趨勢，顯示出自身競爭力的不斷強化，中海油資本開支能力有所波動，但整體保持在相對穩(wěn)定的水平。海外油企資本開支能力波動性較大，其中英國石油、殼牌、道達爾資本開支能力總體保持上升態(tài)勢，2015年后基本穩(wěn)定在2000-3000億人民幣區(qū)間；而埃克森美孚、雪佛龍資本開支能力受影響明顯，近年來開支能力明顯削弱。從資本開支能力絕對體量角度，中石油全球領(lǐng)先，中石化與中海油位居第三梯隊。中石化和中海油與雪佛龍、埃克森美孚類似，大約在1500億元附近，位居第三梯隊；

第二梯隊還有英國石油、殼牌和道達爾，大約在2000-3000億元水平。北美頁巖油公司資本開支能力較其他巨頭差距較大。資本開支能力受到油企資產(chǎn)質(zhì)量、自身運營效率、所在國油品定價模式、能源稅收政策及分紅派息政策等多方面因素共同影響。對比來看，北美市場成品油和燃料油定價市場化程度最高，龍頭公司維系股價分紅派系訴求強烈，杠桿率相對較高等因素均導(dǎo)致行業(yè)下行周期資本開支能力顯著削弱。歐洲市場政府不直接參與油價制定，但是通過稅率對油價進行調(diào)控，部分國家也會通過法律和其他經(jīng)濟手段穩(wěn)定國內(nèi)原油價格，因此其龍頭公司資本開支能力整體比較穩(wěn)定。我國原油定價機制與國際接軌，高油價階段有特別收益金政策，低油價則按正常加工利潤率計算成品油價格。因此三桶油資本開支能力整體保持穩(wěn)定上行。2.資本開支意愿：三桶油開支意愿強，海外油企開支意愿分化三桶油資本開支意愿中樞穩(wěn)定，近年來波動性減小。從資本開支意愿角度，三桶油資本開支意愿長期均值穩(wěn)定在70-75%之間，會受到油價波動影響，近年來資本開支意愿波動性逐步減弱。其中中石油的資本開支意愿波動性更小，三桶油資本開支意愿絕對值相近，無明顯差異。上述特征與我國油氣開發(fā)政策的一貫性有關(guān)，三桶油作為央企肩負國家能源安全職責，油氣勘探開發(fā)投資策略長期保持積極穩(wěn)健。海外油企開支意愿分化嚴重且波動性更大。英國石油、道達爾、殼牌三家公司均經(jīng)歷資本開支意愿極強到顯著遞減的狀態(tài)。資本開支意愿的持續(xù)削弱與歐洲加大傳統(tǒng)能源稅收政策，鼓勵低碳轉(zhuǎn)型的政策導(dǎo)向密切相關(guān)。雪佛龍、埃克森美孚、先鋒自然資源三家公司資本開支意愿保持穩(wěn)定，甚至有長期提升的趨勢。這與美國更市場化的競爭環(huán)境，尤其是頁巖油氣爆發(fā)密切相關(guān)。綜合來看，我國三桶油資本開支能力強，且仍在繼續(xù)提升；資本開支意愿高，且波動性在收斂。尤其是中石油，已經(jīng)擁有全球領(lǐng)先的資本開支能力的同時，資本開支意愿保持穩(wěn)定的高水平。諸多因素直接導(dǎo)致這樣的資本開支特征與我國自身國情和龐大消費市場息息相關(guān)?？偨Y(jié)來看——我國在全球范圍內(nèi)屬于少數(shù)擁有大體量穩(wěn)定的資本開支來源的油氣市場，非常有利于本土油服設(shè)備公司長期發(fā)展。我國油氣增產(chǎn)上儲執(zhí)行情況良好，未來穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)壓力仍存，加大投入空間可期。從我國增產(chǎn)上儲實際結(jié)果來看，石油產(chǎn)量“十二五”之前保持穩(wěn)步提升，“十三五”產(chǎn)量有所滑坡，穩(wěn)產(chǎn)2億噸紅線壓力仍存；天然氣產(chǎn)量仍處于快速增長階段，大力進行產(chǎn)能建設(shè)勢在必行。中石油2007年以來保持探井每年1500口左右，平均單井進尺深度持續(xù)提高，凸顯國內(nèi)油氣勘探向更深尺度趨勢持續(xù)。四、從“補充”到“主力”，非常規(guī)油氣開發(fā)黃金期已經(jīng)到來（一）我國非常規(guī)油氣持續(xù)高增長，開發(fā)地位日益提高我國已進入常規(guī)和非常規(guī)油氣并重的新發(fā)展階段，非常規(guī)油氣開發(fā)地位日益提高。非常規(guī)油氣資源是指無法通過傳統(tǒng)技術(shù)進行經(jīng)濟開采的油氣資源，主要由頁巖氣、頁巖油、致密氣、煤層氣等資源類型組成，主要分布在鄂爾多斯、四川、松遼、渤海灣、準格爾、沁水等含油氣盆地。近十年來，我國非常規(guī)油氣勘探開采發(fā)展迅速，探明儲量與年產(chǎn)量顯著增長。過去5年中石油非常規(guī)油氣產(chǎn)量持續(xù)高增長，滲透率顯著提升。從產(chǎn)量角度來看，根據(jù)《中國石油非常規(guī)油氣開發(fā)進展、挑戰(zhàn)與展望》中數(shù)據(jù)，2021年中石油非常規(guī)原油產(chǎn)量達到約1100噸，占總原油產(chǎn)量比例達到11.1%；2015-2021年非常規(guī)油氣占比年均提升1.4%，產(chǎn)量CAGR達到24.4%。2021年中石油非常規(guī)天然氣產(chǎn)量達到500億立方米，占總天然氣產(chǎn)量的約38%；2015-2021年非常規(guī)油氣占比年均提升1.0%，產(chǎn)量CAGR達到8.9%。中石油非常規(guī)油氣仍以致密油氣為主，近年來頁巖油、頁巖氣增速較快。從2021年我國非常規(guī)油氣的產(chǎn)量結(jié)構(gòu)來看，頁巖油/頁巖氣分別占非常規(guī)油氣產(chǎn)量的20%/27%，較2015年分別提升7.1/22.2個百分點。根據(jù)《中國石油非常規(guī)油氣開發(fā)進展、挑戰(zhàn)與展望》預(yù)測，中石油頁巖油與頁巖氣22-25年仍以29.2%/21.2%的CAGR持續(xù)增長。從發(fā)展階段來看，我國頁巖油氣仍處于工業(yè)化發(fā)展早期，發(fā)展成熟度待提高。我國自2007年建立第一個國際聯(lián)合項目以來，經(jīng)歷10余年持續(xù)發(fā)展，發(fā)展歷程主要可以分為三個階段：1.合作借鑒階段（2007-2009）：該階段主要借鑒學(xué)習(xí)北美頁巖油企快速發(fā)展的實際經(jīng)驗，創(chuàng)建了第一批示范區(qū)和有利區(qū)，為后續(xù)的開采和技術(shù)研發(fā)奠定了基礎(chǔ)。2.自主探索階段（2010-2013）：該階段已經(jīng)有涪陵為代表的的頁巖氣規(guī)模開發(fā)，國家確立頁巖氣為獨立礦種并發(fā)布《頁巖氣發(fā)展規(guī)劃（2011-2015）》，并出臺頁巖氣開發(fā)利用的補貼政策。在國家全力支持頁巖氣開發(fā)和對于水平井等先進開發(fā)手段的技術(shù)突破下，我國建立了涪陵、長寧威遠和昭通等國家級頁巖氣開發(fā)示范區(qū)。但該階段產(chǎn)量仍在100億立方米以下，仍未進入規(guī)模化開發(fā)階段。3.工業(yè)化開發(fā)階段（2014-2020）：國家進一步明確頁巖氣開發(fā)的未來規(guī)劃，并且頁巖氣開發(fā)的成本效益有一定改善，頁巖氣正式進入工業(yè)化開發(fā)階段。2019-2020年，頁巖油氣多項重大勘探發(fā)現(xiàn)推動行業(yè)產(chǎn)量快速提升。目前已經(jīng)形成了包括鄂爾多斯盆地長7生油層（新增探明地質(zhì)儲量3.58億噸，預(yù)測地質(zhì)儲量6.93億噸），甘肅發(fā)現(xiàn)10億噸級的慶城大油田；四川盆地長寧-威遠和太陽區(qū)塊，新增探明頁巖氣地質(zhì)儲量7409.71億立方米，累計探明10610.30億立方米，形成了四川盆地萬億方頁巖氣大氣區(qū)。頁巖氣產(chǎn)量從2015年的不到50億方，增長至2020年的接近200億方，CAGR達到30%以上；年投產(chǎn)井數(shù)從2015年的300余口提升至2020年的近1000口，開發(fā)規(guī)模顯著提升。參考美國頁巖氣發(fā)展歷程，我們發(fā)現(xiàn)頁巖油氣的規(guī)?；_發(fā)并非一蹴而就，而是伴隨技術(shù)工藝、管理等不斷的革命性創(chuàng)新，使得頁巖油氣開發(fā)的經(jīng)濟性大幅改善，最終得以產(chǎn)業(yè)化爆發(fā)。復(fù)盤美國頁巖油發(fā)展歷程，美國同樣經(jīng)歷技術(shù)探索，技術(shù)突破與成熟發(fā)展三個階段。其在科學(xué)探索和技術(shù)突破階段也徘徊接近15年之久，期間通過水平井技術(shù)試驗、水平井多段壓裂技術(shù)、超常水平段密切割壓裂技術(shù)的創(chuàng)新，以及地質(zhì)工程一體化等管理創(chuàng)新，使得2012—2017年間助力頁巖氣單井最終可采儲量

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EUR）由1.2×108m3提高至4.0×108m3。2018年以來，以大數(shù)據(jù)為主導(dǎo)的第5代技術(shù)，推動頁巖氣開發(fā)成本再降低（幅度超過30%）。我國目前大約處于美國2000-2005年階段，未來發(fā)展空間廣闊。非常規(guī)油氣開采并非一蹴而就，需要經(jīng)歷理論創(chuàng)新和技術(shù)創(chuàng)新，疊加長期的技術(shù)沉淀和對之對應(yīng)的管理創(chuàng)新變革。我國頁巖油氣站在國外先進開采技術(shù)的基礎(chǔ)上，根據(jù)國情和實際情況已經(jīng)經(jīng)歷超過10余年的探索，近年來接連取得重大發(fā)現(xiàn)和進展。我們對比開采量指標，我國以頁巖油氣為代表的非常規(guī)油氣規(guī)模上僅相當于美國的2000年水平；從產(chǎn)量占比角度，頁巖氣產(chǎn)量占比約為美國2005年水平，技術(shù)成熟水平約為美國成熟發(fā)展階段的早期，未來的空間仍然廣闊。結(jié)合美國經(jīng)驗，產(chǎn)量爆發(fā)的拐點往往是在技術(shù)積累，量變最終形成質(zhì)變。工業(yè)化開發(fā)的核心的成本和效率的優(yōu)化，背后的技術(shù)、工藝、理念與設(shè)備的成熟。而儲量和稟賦也會對拐點到來的時間和最終產(chǎn)量的高度形成影響。因此，我們認為非常規(guī)油氣開發(fā)節(jié)奏和未來空間的核心分析框架主要包括儲量（稟賦）、技術(shù)（工藝和設(shè)備）、經(jīng)濟性（成本和油價）三要素。三要素相互聯(lián)系共同影響我國非常規(guī)油氣（主要指頁巖油氣）發(fā)展的短期節(jié)奏和長期空間。（二）儲量（稟賦）：儲量潛力巨大，稟賦條件弱于美國我國頁巖氣資源儲量具有顯著優(yōu)勢，沉積條件以海相為主。據(jù)EIA統(tǒng)計，中國頁巖氣剩余可采儲量約為33.9萬億立方米，占世界頁巖氣總儲量約15%，位居世界第一，是我國常規(guī)天然氣量的近1.6倍。其中已探明技術(shù)可采儲量為21.8萬億立方米。充裕的資源儲量為國家未來長期開展頁巖氣開采工作提供了巨大的潛力空間。根據(jù)歷史多次勘探的結(jié)果來看，頁巖氣沉積類型以海相頁巖氣為主。我國海相頁巖氣可采儲量為13萬億立方米，占總量比重為59.6%，賦存地主要集中在川渝西南地區(qū)。目前已規(guī)劃出的五大頁巖氣重點示范產(chǎn)區(qū)包括所屬于中石化的涪陵勘探開發(fā)區(qū)，以中石油所有的長寧、威遠、昭通以及富順-永川勘探開發(fā)區(qū)。另外我國還擁有5.1萬億立方米海陸過度相頁巖氣以及3.7萬億立方米陸相頁巖氣，主要分布在準格爾盆地、青藏高原、松遼盆地等地區(qū)。我國不僅頁巖氣儲量豐富，陸上頁巖油資源同樣可觀。根據(jù)《中國石油非常規(guī)油氣開發(fā)進展、挑戰(zhàn)與展望》總結(jié)，我國陸上頁巖油資源量達283億噸，其中，中國石油礦權(quán)區(qū)頁巖油資源量達201億噸，占71%。此外，中國石油礦權(quán)區(qū)致密油資源量達138.8億噸。從分布角度來看，中石油非常規(guī)資源主要致密油、頁巖油、頁巖氣三類為主。地域分布角度，非常規(guī)資源主要分布在鄂爾多斯盆地、松遼盆地、四川盆地、準噶爾盆地。鄂爾多斯盆地、松遼盆地、準噶爾盆地主要以致密油與頁巖油為主。四川盆地則以頁巖氣儲量為主。我國頁巖氣資源稟賦條件導(dǎo)致開發(fā)難度高于美國。盡管我國頁巖油氣儲量巨大并且分部廣泛，但我國頁巖氣層的整體品位條件弱于美國。中美對比來看，我國頁巖氣層埋藏深度更深，壓力系數(shù)較大，疊加地理位置位于山區(qū)等偏遠地區(qū)，直接導(dǎo)致開采難度較高；此外，我國頁巖氣層的有機碳含量（TOC），儲層成熟度較低，脆性礦含量不足，直接導(dǎo)致開采經(jīng)濟性和技術(shù)要求更高。中淺層頁巖氣開發(fā)已經(jīng)相對成熟，深層頁巖氣開發(fā)突破是產(chǎn)量高增的關(guān)鍵。從我國頁巖氣埋藏深度情況來看，埋深介于2000米至3500米的中淺層頁巖氣是我國頁巖氣穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)工作的主體，相關(guān)勘探開采技術(shù)體系已成熟完善，形成了綜合地質(zhì)評價、開發(fā)優(yōu)化、水平井優(yōu)快鉆井、水平井體積壓裂、高效清潔開采六大主體技術(shù)。截止至2021年已完成產(chǎn)能建設(shè)超200億立方米。而埋深介于3500米至4500米的深層頁巖氣由于其資源儲量更為充裕，是國內(nèi)未來增產(chǎn)的重點攻堅方向。據(jù)統(tǒng)計我國埋藏深度大于3500米的頁巖氣資源所占比重超60%，在川南部分超萬億儲量的產(chǎn)區(qū)內(nèi)占比更是高達80%以上。當前我國已在深層頁巖氣勘探開采領(lǐng)域取得一定突破，測試井產(chǎn)能表現(xiàn)良好。但相關(guān)技術(shù)理論與設(shè)備配套仍須持續(xù)突破與進步，以推動我國頁巖氣資源全面上產(chǎn)。（三）技術(shù)與設(shè)備：技術(shù)設(shè)備進步顯著，開發(fā)效率持續(xù)提升我國頁巖氣開發(fā)技術(shù)和設(shè)備層面難點貫穿勘探、鉆井、壓裂等各不同環(huán)節(jié)，近年來核心技術(shù)不斷取得突破，中深層頁巖氣產(chǎn)業(yè)化開發(fā)成為可能。1.勘探環(huán)節(jié)：深巖層氣體相態(tài)與流動規(guī)律方面理論基礎(chǔ)匱乏，開發(fā)技術(shù)對策難以明確是深層頁巖氣勘探環(huán)節(jié)中主要面臨的技術(shù)難點。深層頁巖氣在勘探環(huán)節(jié)中主要面臨三個氣藏工程方面的難點。首先，對于深層儲層中甲烷的相態(tài)認知仍不清楚。因此在開發(fā)規(guī)律、生產(chǎn)制度以及吸附氣與游離氣對氣井產(chǎn)量貢獻比例等方面的研究缺乏理論依據(jù)支撐；其次，深層頁巖中氣體的多尺度流動規(guī)律尚不明確，這是由于不同大小的頁巖孔隙中氣體流動規(guī)律差異較大，加之限域效應(yīng)與真實氣體效應(yīng)對氣流影響。這使得壓裂過程中的最優(yōu)下油管時機以及壓裂完成后的最佳燜井時間依舊難以確定，進而影響沖砂解堵作業(yè)效果，制約氣井初期產(chǎn)能；最后，深層頁巖氣開發(fā)技術(shù)對策仍不明確。導(dǎo)致開采前期存在水平井關(guān)鍵參數(shù)、井距、立體開發(fā)布井方式難以確定，而在開采過程中儲層縱橫向動用程度、鉆完井周期、降本成效等指標仍有待驗證。2.鉆井：工程設(shè)備與循環(huán)流體性能不佳，鉆井質(zhì)量與效率水平較低，是深層頁巖鉆井環(huán)節(jié)面臨的主要技術(shù)困難。水平段高溫環(huán)境影響作業(yè)效率。從水平段井底循環(huán)溫度對比情況來看，中淺層頁巖氣鉆井溫度區(qū)間通常為90至120攝氏度，而深層頁巖溫度則在135至155攝氏度。高溫作業(yè)環(huán)境下常規(guī)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具無法進行長時間穩(wěn)定作業(yè)，從而導(dǎo)致鉆井施工進展緩慢且井軌難以有效控制。并且可抗175攝氏度高溫的導(dǎo)向工具與儀器還尚未實現(xiàn)國產(chǎn)化，引進海外技術(shù)成本高，服務(wù)費用昂貴；當前鉆井液體系與堵漏材料依舊難以滿足深層地層防塌防漏需求。由于深層頁巖脆性更強且裂縫更為發(fā)育，當前適用于深層的油基鉆井液性能較不成熟，適應(yīng)性與封堵性依舊較差，難以有效避免井漏和井壁失穩(wěn)的發(fā)生。此外深層頁巖地質(zhì)構(gòu)造特征復(fù)雜且呈強非均勻性，但二維地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)對儲層預(yù)測精度較低，難以對優(yōu)質(zhì)儲層進行精確追蹤。因此導(dǎo)致鉆井過程中I類儲層鉆遇率較低，難以為后期壓裂提供高品質(zhì)儲層基礎(chǔ)。國內(nèi)目前“一趟鉆”技術(shù)尚未成熟，鉆井效率較北美相比表現(xiàn)較差。我國深層頁巖更為復(fù)雜的壓力系統(tǒng)以及更高的巖石壓實性使得水平段鉆進過程中的摩擦阻力與扭矩更高，因此國內(nèi)當前一趟鉆平均進尺僅為北美的三分之一，鉆井周期為北美的五倍之多。改進鉆井設(shè)備降溫方式，采取井下綜合防治技術(shù)，優(yōu)化三維地質(zhì)模型應(yīng)用，以及攻堅鉆井提速技術(shù)是解決當前鉆井環(huán)節(jié)技術(shù)難點的重要手段。對于鉆井設(shè)備在深層頁巖中面臨高溫環(huán)境問題，可通過模擬井底瞬態(tài)溫度場掌握深層水平井井底溫度變化規(guī)律及主控因素，并開展相應(yīng)鉆井液地面降溫系統(tǒng)的先導(dǎo)試驗，改良鉆井設(shè)備配套的抗溫、降溫措施。對于水平鉆井提速方面，應(yīng)進一步提高鉆井液在高溫環(huán)境下的穩(wěn)定性與潤滑性，并配套使用鉆柱扭擺減摩系統(tǒng)與全金屬水力震蕩器等工具，實現(xiàn)水平井鉆井過程中的“降摩減阻”。同時還可通過縮小水平段井眼尺寸，并采用“高效鉆頭+配套井下提速工具+鉆井參數(shù)優(yōu)化軟件/裝備”，技術(shù)配套，實現(xiàn)“一趟鉆”進遲長度的提升。以威遠、長寧龍馬溪組為例，在采取“旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向+螺桿+單排16mm/19mm齒鋼體PDC鉆頭”配套方案后平均機械鉆速得以顯著提升。3.壓裂：深巖層裂縫形成機理尚未明確，實際壓裂施工過程中對于縫網(wǎng)擴展控制困難；且壓裂所需的壓強更大，對設(shè)備的要求更高。國內(nèi)目前對于深層頁巖裂縫相關(guān)理論體系依舊較為欠缺，裂縫縫高與擴展機理尚不清晰，導(dǎo)致難以對天然裂縫進行準確識別與定位、壓裂工藝與液體體系選取不明確、縱向儲層未能實現(xiàn)充分動用等一系列技術(shù)難點。水平井多段壓裂等關(guān)鍵工程技術(shù)指標大幅度提升，深層頁巖氣開發(fā)技術(shù)日趨成熟。在建立本土化的頁巖氣有效開發(fā)技術(shù)體系下，采用“多簇射孔、高強度加砂、暫堵轉(zhuǎn)向”壓裂工藝技術(shù)，全面提升長水平段水平井的壓裂改造技術(shù)。以威204井區(qū)為例，水平井壓裂段數(shù)，壓裂加砂量，壓裂加砂強度，頁巖氣測試產(chǎn)量均有明顯的提高，通過更大功率的壓裂設(shè)備和更成熟的壓裂技術(shù)，可以基本滿足介于3500~4000米頁巖氣資源的有效開發(fā)。我國壓裂設(shè)備制造技術(shù)基本成熟，核心產(chǎn)品技術(shù)水平超過海外。目前，為適應(yīng)國內(nèi)深層頁巖氣開發(fā)的技術(shù)要求，國產(chǎn)壓裂設(shè)備單機功率為2500-10000hp，單泵功率達到2500-7000bp。與國外設(shè)備對比來看，我國壓裂設(shè)備功率更大，工作電壓也更高，結(jié)構(gòu)形勢則以撬裝、車載、半掛車等多種方式為主。電驅(qū)壓裂設(shè)備優(yōu)勢顯著，未來發(fā)展空間廣闊。其中電驅(qū)壓裂設(shè)備作為一項未來的關(guān)鍵技術(shù)，我國在高壓大功率變頻技術(shù)等方面與海外仍有一定差距。此外，北美電驅(qū)壓裂市場大多采用燃氣輪機發(fā)電，由于基本采用井口氣作為原料，整體成本較我國更低；我國電驅(qū)設(shè)備仍面臨電網(wǎng)基建費用較高，導(dǎo)致用電成本高等問題，因此目前國內(nèi)僅有少數(shù)井場實現(xiàn)了全電動壓裂，電驅(qū)壓裂設(shè)備具有靈活調(diào)節(jié)排量，成本更低，噪音更小作業(yè)時間更長等諸多優(yōu)勢，電驅(qū)