緻密油：美國產量2025年將達峰
未來能否實現關鍵技術突破，是影響美國緻密油發展趨勢的最重要因素。
美國是全球重要的緻密油生產國
據伍德麥肯茲估計，美國擁有致密油技術剩餘可採儲量103.5億噸，主要分佈在特拉華盆地（35.96億噸）、米德蘭盆地（24.77億噸）、美國灣岸盆地（17.24億噸）及威利斯頓盆地（11.91億噸）等。目前美國能源信息署等官方機構對於美國緻密油資源潛力的評估，仍存在很大不確定性。
緻密油開發是近年來美國原油產量上升的主要驅動力，2018年，美國原油產量7.48億噸，為全球第一大產油國，其中，約44%的產量來自緻密油產區，其緻密油的產量為3.30億噸，美國緻密油產量已成為影響全球原油市場供需形勢及未來油價走勢的重要因素。
2018年美國緻密油產量主要來自灣岸盆地、特拉華盆地、米德蘭盆地和威利斯頓盆地。其中灣岸盆地產量為0.96億噸，佔美國緻密油產量的28.92%；特拉華盆地產量為0.71億噸，佔21.39%；米德蘭盆地產量為0.56億噸，佔17.04%；威利斯頓盆地產量為0.55億噸，佔16.72%。
北美緻密油開發實踐表明，水平井產量具有隨水平段增加而增大的趨勢，但水平段長度的增加會帶來鑽井週期延長、成本增加、壓裂改造難度加大等問題，因此，水平段長度需要綜合考慮砂體規模、儲層條件、工藝技術水平和經濟效益等因素。巴肯區帶內儲層厚度薄（3~40米）、分佈廣，因此分段壓裂水平井水平段較長；鷹灘區帶內儲層相對較厚（60~150米），物性橫向變化大，因此水平井段長度較短。
從近年的變化情況來看，二疊紀盆地作為目前美國緻密油增產最重要的地區，尤其是沃夫坎區帶水平段平均長度有明顯增長，由2012年的1698米增至2018年的2912米。
緻密油井普遍具有產量遞減快、採收率低的特徵。緻密油井的生產特徵明顯有別於常規油氣井，生產曲線表現出典型的L形特徵，即產量在投產早期迅速下降，第一年遞減率多數超過70%，中後期遞減趨緩，油井長期處於低產穩產狀態；緻密油井採收率低，多數集中在5%~10%。因此，目前緻密油區帶產量的增長主要依靠井間接替的方式維持，未來能否在提高緻密油井採收率、實現緻密油老油田二次開發等技術上有關鍵性的突破，是影響美國緻密油未來產量發展趨勢的最重要因素。
美國緻密油生產成本有所上升
美國主要緻密油區帶2018年單井鑽完井費用在430萬~780萬美元，較2017年各主要區帶單井成本均有所上升，尤其是奈厄布拉勒、伯恩斯普林斯和特拉華區帶，分別上升了50.70%、31.34%和21.27%，除巴肯和鷹灘外，其他區帶單井成本均回升至2014年同期水平。
美國緻密油剩餘可採儲量潛力較大
以單井估算最終可採量（EUR）和盈虧平衡油價進行“甜點區”劃分。一類甜點區的單井EUR不小於6萬噸，盈虧平衡油價不大於40美元/桶；二類甜點區的單井EUR不小於6萬噸，盈虧平衡油價在40~60美元/桶之間；非甜點區的單井EUR小於6萬噸或盈虧平衡油價大於60美元/桶。美國緻密油主要區帶中的甜點區剩餘可採儲量總計為42.94億噸，佔美國緻密油剩餘可採儲量的41.49%。米德蘭次級區帶內的甜點區剩餘可採儲量規模最大，佔美國主要緻密油區帶剩餘可採儲量的48.49%，約20.82億噸，是未來美國緻密油增產的核心產區；鷹灘次級區帶內甜點區剩餘可採儲量佔比雖高，但其儲量規模較小，為3.65億噸，未來對美國緻密油產量的貢獻較為有限。
美國未來緻密油產量有上升趨勢
伍德麥肯茲預測美國緻密油在2025年將達到5.20億噸；國際能源署與歐佩克均預測美國緻密油產量將在2025年達到產量高峰4.25億噸。巴肯和鷹灘等緻密油開發成熟區帶，由於開發時間早，甜點區剩餘可採儲量已大幅下降，加之在目前開發技術條件下無法實現緻密油老油田二次開發，上述區帶未來產量上升空間有限。特拉華盆地是美國緻密油產量增長的主動驅動力，預計在2027年達到產量高峰1.78億噸。
美國緻密油盈虧平衡油價低於50美元/桶的累計產量佔68%，當前產量佔比為80%，剩餘可採儲量佔比為83%，但隨著本輪投資週期接近尾聲，油價波動將會影響投資者信心，進而影響緻密油產量；緻密油藏為衰竭式開採，產量的增加主要依靠井間接替，對新井產量的依賴度高，若無開採技術突破，緻密油在達到高峰產量後無法保持穩產。
油砂：2020年開始復甦加拿大四大本土石油公司部分擴建項目將獲得最終投資決策並開始建設。
油砂集中分佈在加拿大艾伯塔省三大礦區，資源豐富。加拿大油砂主要富集在西加拿大盆地，技術可採儲量為207.80億噸，佔全球的99.71%；技術剩餘可採儲量為191.24億噸，佔加拿大原油總技術剩餘可採儲量的80.80%，佔北美原油總技術剩餘可採儲量的36.81%。99.89%的油砂技術剩餘可採儲量集中在艾伯塔省，其中阿薩巴斯卡、冷湖、和平河三大油砂礦區油砂剩餘可採儲量佔比分別為8%、12%、8%；80%的油砂剩餘可採儲量適用於以蒸汽輔助重力驅技術（SAGD）為主的原位開發，其餘20%適用於露天開發。
三大油砂礦區儲層物性之間存在差異。阿薩巴斯卡儲層埋深0~760米，由北向南儲層埋深逐漸增加，礦區北部集中了加拿大所有露天開發項目；儲層淨厚度5~35米，自西向東儲層厚度逐漸增加；平均孔隙度、平均滲透率和平均含油飽和度高於冷湖、和平河油砂礦區，採用露天開發和SAGD開發。冷湖儲層埋深300~600米，淨厚度20~30米，滲透率小於阿薩巴斯卡礦區，礦區內項目多采用蒸汽吞吐法（CSS）開發。和平河儲層埋深460~760米，為三大油砂礦區中最深，孔隙度、滲透率明顯小於其他兩個礦區，礦區內項目採用CSS開發。
油砂開發經歷四個階段
加拿大油砂從開發方式看，經歷了四個階段：1985年前，一直處於露天開採；1986～1995年，以CSS為主的原位開採逐步發展；1996～2008年，SAGD開發起步；2008年至今，SAGD開發快速發展。
2018年油砂產量為134億噸，阿薩巴斯卡佔89.82%、冷湖佔10.07%、和平河佔0.11%，比上年增長9.11%，原位開採佔油砂產量的47.75%。2008年後SAGD產量年均增長約10%。
相比2014年產量預測，各機構均下調對加拿大油砂的產量預期：埃信華邁、伍德麥肯茲預測2030年油砂產量為1.95億噸，其中原位開發產量佔比約為60%。2014年前，高油價時期通過最終投資決策的油砂項目在這兩年相繼投產，將使2018～2020年油砂產量仍保持較高的增速。2015～2017年，因油價下跌，共計有11個項目推遲最終投資決策，產能共計0.14億噸，只有兩個項目通過最終投資決策，受此影響，2020年後油砂產量增速將放緩。
受低油價影響投資大幅下降
加拿大油砂投資與油價相關。2009～2014年間油價快速增長，帶動油砂投資以年均44%的速度快速增長，其中原位開發投資年均增長73%，露天開發投資年均增長25%；2014年至今隨著油價下跌，油砂投資大幅下降，2018年投資較2014年高峰下降72%；隨著油價回升，預計2020年加拿大森科能源公司、加拿大自然資源有限公司、加拿大西諾沃斯能源公司、加拿大帝國石油公司四大本土石油公司部分現有項目的擴建工程將獲得最終投資決策並開始建設，將帶動油砂投資復甦。
加拿大共有油砂項目83個，可商業開發的項目34個，其中露天開發項目6個、CSS開發項目3個、SAGD開發項目25個；目前油價下不具備商業開發性的項目49個。2002～2012年間投產的項目，開發區塊較好、運行時間長、產量高、成本相對較低、效益較好，內部收益率基本大於10%；2012年後投產的項目，效益相對較差，特別是大多數SAGD項目，內部收益率低於5%。
LNG：進入快速增長階段2025年前產量處於上升趨勢，屆時全球產量可達6.88億噸。
2018年，全球LNG貿易量為3.2億噸，比上年增長0.27億噸，增幅為9.2%，在全球天然氣貿易中佔比為36%。2009～2018年，LNG在全球天然氣貿易中佔比由28%增長到36%。LNG出口國家和地區為19個，新增喀麥隆1個LNG出口國；LNG進口國家和地區為42個，新增巴拿馬和孟加拉國兩個LNG進口國。
伍德麥肯茲預測，2025年前LNG產量處於上升趨勢，預計2025年全球LNG產量6.88億噸，其中卡塔爾1.46億噸，佔全球LNG總產量的21.23%；澳大利亞1.19億噸，佔全球LNG總產量的17.35%；俄羅斯0.70億噸，佔全球LNG總產量的10.25%。
供需關係呈現“三域四區”特點
“三域”指中東域、太平洋盆地域和大西洋盆地域。其中，中東域供應量佔比為29%，主要供應國為卡塔爾、阿曼、阿聯酋；太平洋盆地域供應量佔比為46%，主要供應國為澳大利亞、馬來西亞、俄羅斯、印度尼西亞、文萊、秘魯； 大西洋盆地域供應量佔比為25%，主要供應國為美國、尼日利亞、特立尼達和多巴哥、阿爾及利亞、巴布亞新幾內亞、挪威。
“四區”指亞太地區、歐洲地區、美洲地區和西亞北非地區。其中，亞太地區需求量佔比為76%，主要進口國為日本、中國、韓國、印度、巴基斯坦；歐洲地區需求量佔比為16%，主要進口國為西班牙、土耳其、法國、意大利、英國等；美洲地區需求量佔比為5%，主要進口國為墨西哥、智利、阿根廷、巴西等；西亞北非地區需求量佔比為3%，主要進口國是科威特、埃及、以色列等。
LNG流向以亞太地區為主，更趨於多元化
卡塔爾2018年LNG出口至21個國家和地區，從地區來看屬於亞太地區的國家和地區有9個，佔卡塔爾總出口量的73.69%；屬於歐洲的國家有7個，佔比為21.54%；屬於西亞北非地區的國家有3個，佔比為3.21%；屬於美洲地區的國家有兩個，佔比為1.56%。從國家來看，卡塔爾2018年主要出口國為韓國，佔卡塔爾總出口量的18.67%，其次是印度、日本，分別佔卡塔爾總出口量的14.09%、12.89%。
美國2018年LNG出口至23個國家和地區，從地區來看，屬於亞太地區的國家和地區有7個，佔美國總出口量的52.59%；屬於美洲地區的國家有6個，佔比為27.81%；屬於歐洲地區的國家有5個，佔比為13.73%；屬於西亞北非地區的國家5個，佔比為5.87%。從國家來看，美國2018年主要出口國為韓國，佔美國總出口量的22.71%，其次是墨西哥、日本，分別佔美國總出口量的17.23%、11.95%。
澳大利亞2018年LNG出口至10個國家和地區，從地區來看，屬於亞太地區的國家和地區有9個，佔澳大利亞總出口量的99.78%；屬於西亞北非地區的國家有1個，佔比為0.22%。從國家來看，澳大利亞2018年主要出口國為日本，佔澳大利亞總出口量的42.59%，其次是中國、韓國，分別佔澳大利亞總出口量的34.95%、11.72%。
LNG價格走出低位，建設成本有所增加
全球LNG需求量增大、建設成本增加，使LNG價格上升。2018年亞太地區LNG現貨均價為9.78美元/百萬英熱單位，比上年增長43%。歐洲NBP年均價為7.98美元/百萬英熱單位，同比增長38%：美國亨利港天然氣期貨年均價為3.13美元/百萬英熱單位，同比增長6%，2009~2018年投產的LNG項目建設成本均值為1005美元/噸，而2000~2008年LNG項目建設成本均值為404美元/噸。
深水油氣：資源潛力巨大全球深水油氣資源由巴西國家石油和殼牌、埃克森美孚等國際石油公司掌控。
海域是2000年以來油氣新增儲量的主體。2000年以來，全球年度勘探新增儲量中，海域佔比平均為61%，且有逐年增加趨勢。截至2018年，全球油氣勘探探明儲量大於0.14億噸（1億桶）的大油氣田共17處，其中海域佔16處。
全球深水、超深水油氣資源潛力巨大，技術剩餘可採儲量為260.21億噸油當量，採出程度僅為19.03%，未來深水油氣產量呈上升趨勢。南美東部、東非、西非、墨西哥灣和澳大利亞西北陸架是全球深水、超深水油氣資源主要富集區。
深水油氣項目成本大幅下降
低油價以來，深水油氣項目成本下降37%，大部分南美洲深水項目平衡油價低於40美元/桶，大部分東非、西非深水項目平衡油價低於60美元/桶。
成本下降的主要因素包括項目優化，如優化井數、採用分階段開發、優化生產方式；提升鑽井效率以降低鑽井費用，特別是在墨西哥、巴西、安哥拉、尼日利亞等地；降低鑽機日費、水下生產設施成本、供應鏈成本；更好的項目執行情況和標準化。
巴西國家石油和殼牌、埃克森美孚、BP、雪佛龍、道達爾等國際油企掌控全球深水油氣資源，其剩餘可採儲量佔比為45%，產量佔比為68%。
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