致密油：美国产量2025年将达峰
未来能否实现关键技术突破，是影响美国致密油发展趋势的最重要因素。
美国是全球重要的致密油生产国
据伍德麦肯兹估计，美国拥有致密油技术剩余可采储量103.5亿吨，主要分布在特拉华盆地（35.96亿吨）、米德兰盆地（24.77亿吨）、美国湾岸盆地（17.24亿吨）及威利斯顿盆地（11.91亿吨）等。目前美国能源信息署等官方机构对于美国致密油资源潜力的评估，仍存在很大不确定性。
致密油开发是近年来美国原油产量上升的主要驱动力，2018年，美国原油产量7.48亿吨，为全球第一大产油国，其中，约44%的产量来自致密油产区，其致密油的产量为3.30亿吨，美国致密油产量已成为影响全球原油市场供需形势及未来油价走势的重要因素。
2018年美国致密油产量主要来自湾岸盆地、特拉华盆地、米德兰盆地和威利斯顿盆地。其中湾岸盆地产量为0.96亿吨，占美国致密油产量的28.92%；特拉华盆地产量为0.71亿吨，占21.39%；米德兰盆地产量为0.56亿吨，占17.04%；威利斯顿盆地产量为0.55亿吨，占16.72%。
北美致密油开发实践表明，水平井产量具有随水平段增加而增大的趋势，但水平段长度的增加会带来钻井周期延长、成本增加、压裂改造难度加大等问题，因此，水平段长度需要综合考虑砂体规模、储层条件、工艺技术水平和经济效益等因素。巴肯区带内储层厚度薄（3~40米）、分布广，因此分段压裂水平井水平段较长；鹰滩区带内储层相对较厚（60~150米），物性横向变化大，因此水平井段长度较短。
从近年的变化情况来看，二叠纪盆地作为目前美国致密油增产最重要的地区，尤其是沃夫坎区带水平段平均长度有明显增长，由2012年的1698米增至2018年的2912米。
致密油井普遍具有产量递减快、采收率低的特征。致密油井的生产特征明显有别于常规油气井，生产曲线表现出典型的L形特征，即产量在投产早期迅速下降，第一年递减率多数超过70%，中后期递减趋缓，油井长期处于低产稳产状态；致密油井采收率低，多数集中在5%~10%。因此，目前致密油区带产量的增长主要依靠井间接替的方式维持，未来能否在提高致密油井采收率、实现致密油老油田二次开发等技术上有关键性的突破，是影响美国致密油未来产量发展趋势的最重要因素。
美国致密油生产成本有所上升
美国主要致密油区带2018年单井钻完井费用在430万~780万美元，较2017年各主要区带单井成本均有所上升，尤其是奈厄布拉勒、伯恩斯普林斯和特拉华区带，分别上升了50.70%、31.34%和21.27%，除巴肯和鹰滩外，其他区带单井成本均回升至2014年同期水平。
美国致密油剩余可采储量潜力较大
以单井估算最终可采量（EUR）和盈亏平衡油价进行“甜点区”划分。一类甜点区的单井EUR不小于6万吨，盈亏平衡油价不大于40美元/桶；二类甜点区的单井EUR不小于6万吨，盈亏平衡油价在40~60美元/桶之间；非甜点区的单井EUR小于6万吨或盈亏平衡油价大于60美元/桶。美国致密油主要区带中的甜点区剩余可采储量总计为42.94亿吨，占美国致密油剩余可采储量的41.49%。米德兰次级区带内的甜点区剩余可采储量规模最大，占美国主要致密油区带剩余可采储量的48.49%，约20.82亿吨，是未来美国致密油增产的核心产区；鹰滩次级区带内甜点区剩余可采储量占比虽高，但其储量规模较小，为3.65亿吨，未来对美国致密油产量的贡献较为有限。
美国未来致密油产量有上升趋势
伍德麦肯兹预测美国致密油在2025年将达到5.20亿吨；国际能源署与欧佩克均预测美国致密油产量将在2025年达到产量高峰4.25亿吨。巴肯和鹰滩等致密油开发成熟区带，由于开发时间早，甜点区剩余可采储量已大幅下降，加之在目前开发技术条件下无法实现致密油老油田二次开发，上述区带未来产量上升空间有限。特拉华盆地是美国致密油产量增长的主动驱动力，预计在2027年达到产量高峰1.78亿吨。
美国致密油盈亏平衡油价低于50美元/桶的累计产量占68%，当前产量占比为80%，剩余可采储量占比为83%，但随着本轮投资周期接近尾声，油价波动将会影响投资者信心，进而影响致密油产量；致密油藏为衰竭式开采，产量的增加主要依靠井间接替，对新井产量的依赖度高，若无开采技术突破，致密油在达到高峰产量后无法保持稳产。
油砂：2020年开始复苏加拿大四大本土石油公司部分扩建项目将获得最终投资决策并开始建设。
油砂集中分布在加拿大艾伯塔省三大矿区，资源丰富。加拿大油砂主要富集在西加拿大盆地，技术可采储量为207.80亿吨，占全球的99.71%；技术剩余可采储量为191.24亿吨，占加拿大原油总技术剩余可采储量的80.80%，占北美原油总技术剩余可采储量的36.81%。99.89%的油砂技术剩余可采储量集中在艾伯塔省，其中阿萨巴斯卡、冷湖、和平河三大油砂矿区油砂剩余可采储量占比分别为8%、12%、8%；80%的油砂剩余可采储量适用于以蒸汽辅助重力驱技术（SAGD）为主的原位开发，其余20%适用于露天开发。
三大油砂矿区储层物性之间存在差异。阿萨巴斯卡储层埋深0~760米，由北向南储层埋深逐渐增加，矿区北部集中了加拿大所有露天开发项目；储层净厚度5~35米，自西向东储层厚度逐渐增加；平均孔隙度、平均渗透率和平均含油饱和度高于冷湖、和平河油砂矿区，采用露天开发和SAGD开发。冷湖储层埋深300~600米，净厚度20~30米，渗透率小于阿萨巴斯卡矿区，矿区内项目多采用蒸汽吞吐法（CSS）开发。和平河储层埋深460~760米，为三大油砂矿区中最深，孔隙度、渗透率明显小于其他两个矿区，矿区内项目采用CSS开发。
油砂开发经历四个阶段
加拿大油砂从开发方式看，经历了四个阶段：1985年前，一直处于露天开采；1986～1995年，以CSS为主的原位开采逐步发展；1996～2008年，SAGD开发起步；2008年至今，SAGD开发快速发展。
2018年油砂产量为134亿吨，阿萨巴斯卡占89.82%、冷湖占10.07%、和平河占0.11%，比上年增长9.11%，原位开采占油砂产量的47.75%。2008年后SAGD产量年均增长约10%。
相比2014年产量预测，各机构均下调对加拿大油砂的产量预期：埃信华迈、伍德麦肯兹预测2030年油砂产量为1.95亿吨，其中原位开发产量占比约为60%。2014年前，高油价时期通过最终投资决策的油砂项目在这两年相继投产，将使2018～2020年油砂产量仍保持较高的增速。2015～2017年，因油价下跌，共计有11个项目推迟最终投资决策，产能共计0.14亿吨，只有两个项目通过最终投资决策，受此影响，2020年后油砂产量增速将放缓。
受低油价影响投资大幅下降
加拿大油砂投资与油价相关。2009～2014年间油价快速增长，带动油砂投资以年均44%的速度快速增长，其中原位开发投资年均增长73%，露天开发投资年均增长25%；2014年至今随着油价下跌，油砂投资大幅下降，2018年投资较2014年高峰下降72%；随着油价回升，预计2020年加拿大森科能源公司、加拿大自然资源有限公司、加拿大西诺沃斯能源公司、加拿大帝国石油公司四大本土石油公司部分现有项目的扩建工程将获得最终投资决策并开始建设，将带动油砂投资复苏。
加拿大共有油砂项目83个，可商业开发的项目34个，其中露天开发项目6个、CSS开发项目3个、SAGD开发项目25个；目前油价下不具备商业开发性的项目49个。2002～2012年间投产的项目，开发区块较好、运行时间长、产量高、成本相对较低、效益较好，内部收益率基本大于10%；2012年后投产的项目，效益相对较差，特别是大多数SAGD项目，内部收益率低于5%。
LNG：进入快速增长阶段2025年前产量处于上升趋势，届时全球产量可达6.88亿吨。
2018年，全球LNG贸易量为3.2亿吨，比上年增长0.27亿吨，增幅为9.2%，在全球天然气贸易中占比为36%。2009～2018年，LNG在全球天然气贸易中占比由28%增长到36%。LNG出口国家和地区为19个，新增喀麦隆1个LNG出口国；LNG进口国家和地区为42个，新增巴拿马和孟加拉国两个LNG进口国。
伍德麦肯兹预测，2025年前LNG产量处于上升趋势，预计2025年全球LNG产量6.88亿吨，其中卡塔尔1.46亿吨，占全球LNG总产量的21.23%；澳大利亚1.19亿吨，占全球LNG总产量的17.35%；俄罗斯0.70亿吨，占全球LNG总产量的10.25%。
供需关系呈现“三域四区”特点
“三域”指中东域、太平洋盆地域和大西洋盆地域。其中，中东域供应量占比为29%，主要供应国为卡塔尔、阿曼、阿联酋；太平洋盆地域供应量占比为46%，主要供应国为澳大利亚、马来西亚、俄罗斯、印度尼西亚、文莱、秘鲁； 大西洋盆地域供应量占比为25%，主要供应国为美国、尼日利亚、特立尼达和多巴哥、阿尔及利亚、巴布亚新几内亚、挪威。
“四区”指亚太地区、欧洲地区、美洲地区和西亚北非地区。其中，亚太地区需求量占比为76%，主要进口国为日本、中国、韩国、印度、巴基斯坦；欧洲地区需求量占比为16%，主要进口国为西班牙、土耳其、法国、意大利、英国等；美洲地区需求量占比为5%，主要进口国为墨西哥、智利、阿根廷、巴西等；西亚北非地区需求量占比为3%，主要进口国是科威特、埃及、以色列等。
LNG流向以亚太地区为主，更趋于多元化
卡塔尔2018年LNG出口至21个国家和地区，从地区来看属于亚太地区的国家和地区有9个，占卡塔尔总出口量的73.69%；属于欧洲的国家有7个，占比为21.54%；属于西亚北非地区的国家有3个，占比为3.21%；属于美洲地区的国家有两个，占比为1.56%。从国家来看，卡塔尔2018年主要出口国为韩国，占卡塔尔总出口量的18.67%，其次是印度、日本，分别占卡塔尔总出口量的14.09%、12.89%。
美国2018年LNG出口至23个国家和地区，从地区来看，属于亚太地区的国家和地区有7个，占美国总出口量的52.59%；属于美洲地区的国家有6个，占比为27.81%；属于欧洲地区的国家有5个，占比为13.73%；属于西亚北非地区的国家5个，占比为5.87%。从国家来看，美国2018年主要出口国为韩国，占美国总出口量的22.71%，其次是墨西哥、日本，分别占美国总出口量的17.23%、11.95%。
澳大利亚2018年LNG出口至10个国家和地区，从地区来看，属于亚太地区的国家和地区有9个，占澳大利亚总出口量的99.78%；属于西亚北非地区的国家有1个，占比为0.22%。从国家来看，澳大利亚2018年主要出口国为日本，占澳大利亚总出口量的42.59%，其次是中国、韩国，分别占澳大利亚总出口量的34.95%、11.72%。
LNG价格走出低位，建设成本有所增加
全球LNG需求量增大、建设成本增加，使LNG价格上升。2018年亚太地区LNG现货均价为9.78美元/百万英热单位，比上年增长43%。欧洲NBP年均价为7.98美元/百万英热单位，同比增长38%：美国亨利港天然气期货年均价为3.13美元/百万英热单位，同比增长6%，2009~2018年投产的LNG项目建设成本均值为1005美元/吨，而2000~2008年LNG项目建设成本均值为404美元/吨。
深水油气：资源潜力巨大全球深水油气资源由巴西国家石油和壳牌、埃克森美孚等国际石油公司掌控。
海域是2000年以来油气新增储量的主体。2000年以来，全球年度勘探新增储量中，海域占比平均为61%，且有逐年增加趋势。截至2018年，全球油气勘探探明储量大于0.14亿吨（1亿桶）的大油气田共17处，其中海域占16处。
全球深水、超深水油气资源潜力巨大，技术剩余可采储量为260.21亿吨油当量，采出程度仅为19.03%，未来深水油气产量呈上升趋势。南美东部、东非、西非、墨西哥湾和澳大利亚西北陆架是全球深水、超深水油气资源主要富集区。
深水油气项目成本大幅下降
低油价以来，深水油气项目成本下降37%，大部分南美洲深水项目平衡油价低于40美元/桶，大部分东非、西非深水项目平衡油价低于60美元/桶。
成本下降的主要因素包括项目优化，如优化井数、采用分阶段开发、优化生产方式；提升钻井效率以降低钻井费用，特别是在墨西哥、巴西、安哥拉、尼日利亚等地；降低钻机日费、水下生产设施成本、供应链成本；更好的项目执行情况和标准化。
巴西国家石油和壳牌、埃克森美孚、BP、雪佛龙、道达尔等国际油企掌控全球深水油气资源，其剩余可采储量占比为45%，产量占比为68%。
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