美國石油——最後一滴也不浪費？ - 《華爾街日報》

部分二疊紀盆地大型開發商正採用高資本投入、高風險的方式開採石油。圖片來源：Joe Raedle/Getty Images它們的底線究竟在哪裏？

美國頁岩油開發商一直在不懈追求以最低成本鑽井採油。由於資金充裕且預感可能很快將耗盡二疊紀盆地最優質資源，部分公司已轉向確保從現有油田榨取最後一滴原油——這可能意味着當前成本上升。

生產商在最大化初期產量方面表現卓越。Enverus數據顯示，自2007年以來，以每英尺鑽井前12個月產油量衡量的美國陸地和海上油田生產率持續攀升。

數據顯示，2022年8月以來投產滿12個月的美國陸上及海上油井，其生產率較五年前同期油井高出59%。堪薩斯城聯儲經濟學家Jason Brown指出，這一增長源於地震技術、地質測繪、水平井長度及壓裂液用量的進步。

尚不清楚這種生產率增速能維持多久。例如水平井長度可能存在物理極限。Enverus油田服務情報高級副總裁Mark Chapman表示，延長井身不僅需要更多連片土地，且井身越長維護難度越大。

與此同時，效率提升陷入停滯。據查普曼數據顯示，二疊紀盆地米德蘭地區的鑽井速度峯值已穩定在每日約1400英尺。近年來，項目全生命週期的資本效率基本停滯不前，近期更因油田服務成本上升而出現下滑。

美國頁岩油行業一直存在一個隱憂：雖然開採技術日益精湛，但代價是部分原油被遺留地下。若將地下頁岩層比作奶昔，傳統"最佳層位優先開發"模式就像先用一兩根吸管抽取某區域，後期再補採。這種方式雖使初期單井產量極高，但後續油井產能會大幅衰減。

“立方體開發”（又稱協同開發）正是為此而生。其原理是在開採前就在整個"奶昔"中密集佈置多根"吸管"。儘管該技術已應用多年，但井距設計曾經歷反覆試驗。正確實施後，開發商有望提升總體採收率這一優勢顯而易見。

Enverus情報高級副總裁斯蒂芬·薩格里夫在郵件中指出：“普遍認為立方體開發的總採油量高於最佳層位優先模式。“過去幾年，二疊紀盆地約60%的開發活動採用這種立體開發模式。

埃克森美孚是該技術的積極倡導者。公司在10月財報電話會上估算，相比德州馬丁縣採用傳統方法的競爭對手，其立方體開發法的淨現值高出30%-50%。這也是埃克森收購先鋒自然資源的重要依據——通過自有立體開發技術，埃克森有望從先鋒的區塊中採出更多油氣資源。

投資者並不完全相信這些宏偉預測，尤其是因為這家石油巨頭並未被視為最佳的頁岩開發商。採用這種方法的其他公司包括戴蒙德巴克能源，該公司自2019年起轉向聯合開發。根據其本月發佈的投資者報告，戴蒙德巴克從2015年平均每個項目鑽探約3口井增至2019年的10口，如今已達24口左右。

立方體開發的缺點在於前期成本更高、投產週期更長且風險較大。在這種模式下，井距必須足夠密集才能最大限度提升油田生命週期內的產量。但若井距過近，產能潛力會急劇下降。

正如能源分析公司FLOW Partners總裁湯姆·洛克裏所言：要實現採收率最優化，開發商必須"無限接近"產量斷崖式下跌的臨界點。這正是早期某些立方體項目遭遇的困境——由於井距不足，這些項目未能如預期般產出碳氫化合物（相關報道）。

並非所有人都認同立方體開發在全生命週期中更具資本效率的觀點。但可以肯定的是，只有資金雄厚、具備耐心且能承受風險的開發商才能嘗試。這可能還需要不同類型的投資者羣體。洛克裏指出，當先鋒自然資源公司2022年初開始加密井距時，“華爾街並不買賬”，該公司隨後便拉大了井距。他認為埃克森美孚之所以能推進立方體開發，是因為其投資者中包含更多關注長期主題而非逐季資本效率提升的投資者。

一些最大的二疊紀開發商正在採用資本密集、風險較高的方法，這表明他們對頁岩區還能剩下多少高產油井的信心不足，而對他們投資者的耐心則更有信心。

寫信給Jinjoo Lee，郵箱：[email protected]

刊登於2023年11月28日的印刷版，標題為《美國石油——最後一滴也珍貴？》。