挪威政府6月28日表示，已批准石油公司开发19个油气田，投资额超过2000亿挪威克朗（约合185.1亿美元）。这是挪威未来几十年扩大油气生产战略的一部分。
2021年以来，全球海上钻井数量呈上升趋势。据睿咨得能源（Rystad Energy）的数据，2022年全球海上钻井311口，今年预计继续增长11%，达到377口，增幅主要来自深水和超深水，预计同比分别增长20%和40%以上。国际船舶网显示，截至今年4月底，全球浮式钻井平台市场利用率达到85%，同比增加6%；特别是深水钻井平台的利用率达到93%，同比增加4%，较今年年初增加3%。油价高位震荡和行业对能源安全的关注，带动深水油气发展，并有望成为油气业务中长期可持续发展的优势资源。
深水成2022年油气发现的主阵地
据统计，目前深水油气勘探开发活动遍及全球60多个国家和地区。自2015年以来，在圭亚那和苏里南深水发现的商业资源量占全球同期发现资源量的26%。2022年，全球新钻探井发现资源量的75%位于水深200米以深的海域；全球前十大油气发现中有9个位于海域，并且全部属于超深水油气资源，平均水深超过了1700米。这9个深水发现，保守估算2P可采储量合计超过73亿桶油当量，占十大发现2P可采储量的80%以上。作为与巴西海域板块构造“共轭”的一部分，纳米比亚奥兰治盆地的Venus和Graff两个油气发现占2022年主要深水发现可采储量的1/3，纳米比亚因此成为深水油气勘探开发的新阵地。
深水油气日产量从1990年的不足30万桶油当量增长到2022年的1040万桶油当量。根据伍德麦肯兹对全球在产和有商业性开发前景的深水项目的统计，到2030年，深水油气将成为增长最快的上游资源类型，油气产量将比2022年的水平提高60%以上，达到1700万桶油当量/日，在全球上游油气总产量中的占比也将从2022年的6%增加到8%。预计未来10年，全球还将新增10个深水油气生产国，合计产量将达到220万桶油当量/日，几乎相当于主要产油国巴西同期的预期产量增幅。
深水油气资源受到行业青睐
深水油气资源因单井产量高、碳排放量低和收益率高，渐渐成为受到行业青睐的优质资源。
从单井累计产量看，全球油气领域平均单井累计产量不到100万桶油当量，而深水平均单井累计产油达到1200万桶油当量，单井累计产气达4300万桶油当量。特别是2010年以来的深水发现，单井累计产油高达2100万桶油当量、产气达9000万桶油当量。从碳排放量来看，当前全球商业化开发的油气田范围1和范围2的平均碳排放强度为23千克二氧化碳当量/桶油当量；2022—2032年，全球排名前15位的深水油气生产国的深水油气开发平均碳排放强度仅为15千克二氧化碳当量/桶油当量。
与此同时，深水项目竞争力不断提高，回报率也有明显优势。据统计，全球典型深水开发项目的桶油盈亏平衡成本已从2014年的75美元/桶下降至目前的40—50美元/桶左右。
标普全球对2023—2025年全球陆上和海上计划运营开发的上游典型项目的全成本分析显示，当前全球299个商业化开发的深水项目，平均内部收益率为24%，其中83%的项目内部收益率高于15%。
成本、技术、运营、安全等因素制约深水资源开发
就天然气而言，尽管深水领域在过去10年贡献了全球58%的新增储量，但能够进入开发阶段的项目不足一半。成本、技术、运营、安全和能源转型都给深水油气开发带来了诸多不确定性。
以纳米比亚Venus发现为例，该发现的水深为3000米，有机构预测Venus储量最高可达130亿桶油当量，但未来能否实现效益开发还有待论证。Venus的开发面临高气油比的挑战，开发过程中产生的过高气量难以简单回注油藏。同时，纳米比亚缺乏大型油气田运营的经验，不具备超深水作业的完整供应链体系。
巴西具有丰富的深水油气勘探开发和运营经验。2006年桑托斯盆地在水深约2000米处获得Tupi发现，成为全球重要的深水发现之一。Tupi也是第一个进入商业性开发的深水盐下发现。由于油藏和作业环境极为复杂，直到2020年Tupi油田才达到高峰产量。截至2020年7月，Tupi油田累计产油气20亿桶油当量。随后因含水量上升、极端操作条件引发的注气管道腐蚀等导致产量快速下降，严重影响该油田的长期产能建设。桑托斯盆地是全球唯一拥有碳酸盐岩深水油藏的盆地，技术进步是降低对超深水、厚岩层和深层碳酸盐岩油藏认识风险的有效手段，也是实现效益开发的关键。除此之外，因桑托斯盆地距离陆地300公里，补给、穿梭油轮、钻井平台人员倒班等也面临挑战。
石油公司谋划深水业务布局
深水油气勘探开发需要坚持长期的战略投入。壳牌继2022年初在纳米比亚奥兰治盆地获得Graff发现后，今年又在该盆地的水深2210米处获得Jonker发现。标普全球估算，Jonker发现的2P可采储量约为3.2亿桶油当量。1978年壳牌开展本公司首个美国墨西哥湾水深300米的海上开发项目以来，积累并发展了成熟的深水油气技术，成为深水油气行业的佼佼者。
深水油气可持续发展需要依靠技术进步。技术进步推动海域油气勘探不断向纵深发展，项目韧性大幅增强、效率显著提高。统计显示，全球海域油气勘探水深从100米到1000米历时近20年，从1000米到2000米历时约10年，从2000米到4000米历时仅5—8年。以巴西为例，盐下深水储层的平均单井钻井时间由2010年的300天缩短至2018年的不到50天。2020年，“Dump Flood”注水新技术帮助美国墨西哥湾Tornado项目单井产量提高63%，产量达到1.4万桶/日，并保持了一段时间的稳产。2015年开始，壳牌对美国墨西哥湾Vito项目原有设计进行升级改造，据估算，此举可帮助该项目成本下降约70%，设施使用寿命内的二氧化碳排放量减少约80%。bp在美国墨西哥湾Argos平台部署了LoSal提高采收率和动态数字孪生专利技术，推进深水油气数字化和智能化发展，有助于产量提升和生产安全。壳牌近期宣布，将与大数据分析公司合作，利用人工智能技术进行深水勘探和生产，提高勘探成功率和油气产量，保护海洋生态环境。
由于投资规模巨大，合作是深水油气勘探开发的重要方式。2022年全球十大油气发现中的9个深水发现均为2—4家公司联合勘探。除了通过合作降低投资风险外，各公司发展深水业务与本国、本企业的发展战略密不可分。以莫桑比克4区科洛尔浮式液化天然气项目为例，埃尼借助该项目扩大LNG在其上游投资组合中的比重；埃克森美孚参与该项目，既是坚持发展上游油气核心业务，又是看好LNG绿色低碳的特点；韩国天然气公司参股该项目，旨在增加本国LNG供应和保障国内能源安全。
深水油气勘探开发具有长期性、复杂性、系统性、高投资、高难度、高风险和高回报的特点。未来，发展深水油气业务需要以效益为核心，以创新为驱动，以高水平科技自立自强下好“先手棋”，以开放合作扩展深水油气全产业链技术边界，为实现“更经济、更绿色、更智能”的目标助力。
