近年来，北美的致密油产量迅速增长，致使世界石油供应格局发生了重大变化。随着最近一个时期国际油价的大幅度下跌，全世界越来越关注北美致密油开发的成本承受能力和发展状况，因为它已成为人们判断未来油价走势的一个重要因素。

1 北美地区致密油开发现状及成本分析

1.1 北美地区致密油开发获得战略性突破，产量增长迅猛

2000年，美国在威利斯顿盆地巴肯（Bakken）组发现致密油，2008年实现规模开发，并一举成为当年全球十大油气发现之一。截至2014年，美国致密油日产量已达到了360×104bbl（约1.87×108t/a），占其原油总产量的40%以上，成为继页岩气之后新的非常规油气投资热点。目前，北美的Bakken、EagleFord、Spraberry、Wolfcamp、GraniteWash、Niobrara、Utica页岩都已进入商业化开发阶段，超过80%的致密油产量来自于前三大致密油产区（下图）。

1.2 油价下跌对致密油开发的盈利能力形成严峻挑战

美国致密油的成功开发主要得益于工程技术的重大突破和前几年高油价的支持，但不同地区、不同层带、不同公司的致密油单井产量和开发成本相差很大，其中，生产成本低的区块和公司具有相对较强的抵御低油价的能力。例如，在EagleFord核心区块，有的公司可以把开采成本控制到每桶20多美元，原因是勘探公司对地质情况了如指掌，为特定区块“量身定制”钻井工艺。在Bakken，有的生产商可以承受每桶30美元的井口价，但并非所有致密油开发商都那么幸运。

下图展示了HIS统计的数据：内部收益率为10%情况下，北美主要致密油产区的盈亏平衡点，当油价为80美元/bbl时，大部分致密油开发仍然是盈利的；如果油价降到60～70美元/bbl时，大约有一半以上的致密油开发受到威胁；当油价低于50美元/bbl时，仅有30%的致密油产区可以盈利。

值得注意的是，开发致密油的主要投资是用于新井钻井和压裂，已投产油井的运营成本远低于新井投资。因此，预计2015年美国致密油产量增幅会减缓，但出现大幅度下降的可能性不大。

2 主要致密油公司经营状况

由于致密油井初期产量递减非常快，为增加和维持产量，生产商通常需要投入大量资本用于钻井作业。油价大幅度下跌使致密油项目的盈利状况变差，一些中小公司面临现金流短缺、资金链断裂的压力和风险。

2.1 致密油生产商的股价随油价下跌而一路走低

2013年1月至2014年6月，WTI原油价格平均在90～110美元/bbl，北美致密油生产商的股价呈稳中有升态势。其中，依欧格资源公司（EOG）股价涨幅较大，平均涨幅高达42.9%。2014年6月之后，这些生产商的股价随油价下跌一路走低，平均跌幅为33.8%（下图）。

值得注意的是，依欧格资源公司（EOG）的股价跌幅相对较小（25.8%），主要由于该公司的勘探开发投资比较慎重，重视钻探点的优选，其盈亏平衡价格在业内为最低，据估计，即使油价跌至40美元/bbl，该公司仍可实现10%的直接税后回报率。

2.2 致密油生产商负债率高

据统计，美国主要致密油生产商的负债率都在40%以上，有的甚至高达65%。随着油价大幅下跌，众多中小公司的自由现金流将会出现不同程度的缺口，这就意味着没有足够的收益来支撑沉重的债务。但埃克森美孚和雪佛龙等这样的大油公司得益于较强的财务灵活性，资金的影响可能小一些（下图）。

3 致密油生产商采取的措施

面对低油价带来的严峻挑战，北美地区的致密油生产商纷纷采取压缩投资、优化资产组合等应对之策。

3.1 下调投资，减少钻机数，但仍保持产量增长

投资预算、运营钻机数、产量目标是衡量北美致密油行业走势和公司动态的3个重要指标。美国投资顾问（U.S.CapitalAdvisors）统计了美国三大致密油产区（Bakken、EagleFord和Permian）具有代表性的24家生产商在2015的投资预算、钻机数和产量同比变化情况（下图）。

从上图中不难看出，与2014年相比，24家公司中的23家公司下调了投资预算，平均下调幅度为28%；所有公司都准备减少运营钻机数，平均减少幅度为42%。

尽管如此，致密油产量在短期内仍会增加。在18家公布的2015年产量计划中，有15家产量将增长，平均增幅为10%。因为生产商希望通过产量最大化降低单位成本、增加收入，特别是现金流，以偿还债款、维持运营。如果油价继续处于中低位水平，预计到2015下半年致密油产量将出现下降。

3.2 优化资产组合，将投资和钻机集中到“核心区”

良好的资产组合可以帮助公司提高油价承受能力。在致密油开发领域，资源品质较好的“核心区”的单井产量、净现值等与非核心区差别很大（下图）。在低油价的形势下，许多致密油公司纷纷通过出售非核心区块、资产交换等方式优化资产组合，把有限的投资和钻机集中于回报率相对较高的核心区块。

以阿帕奇公司（APA）为例，2014年在EagleFord和CanyonLime购买了近30×104acre的开采权，增加了3800个井位；但同时出售了南路易斯安那和阿纳达科盆地价值14亿美元的非核心资产（主要是产量递减率较高的老油田），出售所获资金主要投入到EagleFord的致密油开发（下表）。

再比如大陆资源公司（CLR），虽然将2015年的资本预算由46亿美元下调至27亿美元，运营钻机数减少至31台，但坚持将有限的资本和钻机主要用于Bakken和Woodford、Springer核心区块的运营，该公司计划在Bakken核心区完钻188口高品质井，使平均单井最终可采储量（EUR）增加80×104bbl。

3.3 通过技术进步增加资本运营效率

北美致密油的规模开发得益于技术进步，应对低油价仍然需要依靠技术创新降低成本。以PDC能源公司（PDCE）为例，2015年的资本预算和运营钻机数计划比2014年分别下调13%和17%，但产量目标却设定了31%的增幅，主要措施就是希望通过增加单井水平段长度和缩短压裂段间距来提高资本运营效率。虽然增加水平段长度和减少压裂段间距会使单井建井成本从430万美元增加至550万美元，但单井产量有望增加40%以上。此外，由于油价下跌，油田技术服务成本也会随之下调，预计2015年平均完钻成本将比2014年降低15%，这也有助于致密油生产成本的进一步降低。

3.4 将部分钻机由致密油向页岩气转移

鉴于目前油价较低而气价波动范围不大的情况，部分公司停止或减少了在致密油的钻井而转移或回到页岩气开发上。比如PDC能源公司，决定暂停在Utica的致密油钻井计划，而把投资重点转到回报率较高的Wattenberg核心区天然气开发上。ComstockResources公司也计划将EagleFord致密油田的60%钻机搬迁至Haynesville，用于页岩气开发。

4 思考与建议

（1）致密油开发成本仍有一定下降空间。

致密油开发的盈利性是一个动态的结果，它不仅与油价有关，还与综合开发成本密切相关。从近几年北美致密油开发成本变化情况来看，随着技术进步和管理模式不断创新，致密油开发成本呈现逐渐下降的趋势。虽然在低油价情况下，致密油开发的盈利性在短期内面临挑战，但此时更能激发勘探开发技术和管理方面的创新，进而促进致密油开发成本的进一步降低。

（2）加强致密油技术创新，提升国内致密油开发技术水平。

虽然油价连续下跌给部分致密油区块的盈利性带来一定挑战，但从长远来看，致密油依然是一种战略性资源。由于技术条件限制，目前致密油的平均采收率仅为5%～10%，未来还有很大的挖潜空间。建议加强致密油提高采收率、水平井分段压裂等核心技术的研发与应用，提升国内致密油开发技术水平，为国内老油田增储上产开辟一条新路子。

（3）推进致密油勘探开发对外合作，加速国内致密油开发进程。

我国致密油勘探开发还处在早期阶段，建议大力推进致密油勘探开发对外合作，重点多考虑北美那些掌握着独特技术的中小型公司，包括引进他们的开发技术和专业模式，采取更加灵活的投融资、商业运作策略等。在借鉴国外致密油气勘探开发经验、技术和管理模式的基础上，紧密结合中国的资源和技术现状，加速国内致密油开发进程。

（来源：《石油科技论坛》  中国石油集团经济技术研究院  张焕芝、何艳青、邱茂鑫、王璐）