国际油价“调控者”的四大增长引擎

低油价下，美国的页岩油企除了采取与传统油企类似的裁员、削减投资、业务聚焦等措施外，也采取了一些针对性措施，主要包括改善钻完井设计、调整生产思路、利用信息与数字技术、借助新型金融模式等四个方面。

通过调整页岩油生产井的水平段长度、射孔间距、支撑剂使用量改善钻完井设计，降低页岩油单井递减率和桶油成本。

降低页岩油单井递减率和桶油成本，是页岩油企在低油价时的普遍做法。通过对页岩油生产井的水平段长度、射孔间距、支撑剂使用量进行调整，使单井产量和最终可采资源量（EUR）与作业成本达到最佳组合，同时提高单井产量和最终可采资源量。

美国能源信息署（EIA）的统计显示，2015年美国二叠盆地页岩层系和巴肯页岩区新钻页岩油生产井在投产4个月后的平均产量递减率分别为18.4%和16.2%，而2012年时，这两个区带的递减率均高达31%左右。通过对这两个页岩区带近十年来页岩油生产井钻、完井情况的统计发现，增加水平段长度和支撑剂使用量、缩短各期次压裂作业的间距、调整压裂液成分是作业者提高页岩油井产量、降低递减率和作业成本的主要措施。

巴肯页岩区自2006年以来，页岩油井的垂直深度一直保持在10000英尺左右，而水平段长度则逐年递增，由约5000英尺增至约10000英尺。与此同时，各压裂期次的平均间距也从最初的800英尺缩短至约300英尺，单井压裂的支撑剂用量由不到50万磅猛增至约400万磅。

另外，自2011年开始，巴肯页岩区进行水力压裂时所使用压裂液的成分也有较大变化，由原来的清水和滑溜水为主改为以X-link凝胶为主，目前近3/4的新增钻井中采用的都是这种压裂液。得益于压裂作业方案的调整，巴肯页岩区新增生产井的初始产量不断提高，首月产量由400桶/日增至约600桶/日，递减率也降低近50%，页岩油单井可采资源量由2010年时的30万桶增至约50万桶，每千英尺水平段的可采资源量由约4万桶增至5万桶。而油田服务和材料费用则因低油价大幅降低，作业者有限的费用增加换来了更大的产量提升，最终达到降低桶油成本的目的。

放弃追求开发前期高产能，“扼流效应”降低产量递减速率及生产成本。

低油价下，越来越多的页岩油企开始改变生产思路，在页岩油井投产初期便对产量进行限制，该策略被称作“扼流效应”。它们通过放弃追求开发前期页岩油井的高产能，降低产量递减速率，最终实现产量的提高，从疲于钻井保产的困境中解放出来。

加拿大能源公司（EnCana）是采取这种生产思路的典型代表。该公司总裁在今年的一次投资者大会上表示，公司在油井投产初期对其产量进行限制，采取这种策略的原因是其认为在此种情况下油井在投产的前6个月内的产油量会更高，即意味着更多的资本回流。

该公司在鹰滩页岩区带核心区卡恩斯的生产中采用了这一策略，并将其中一口井与同区依欧格资源（EOG）的一口井进行了对比。依欧格资源的井投产后首月的平均产油量为2000桶/日，而加拿大能源公司的井在相同时间内的产油量大概是依欧格资源产量的1/3。但生产模拟的结果显示，依欧格资源的井到第3个月时产量下降了54%，而加拿大能源公司对应期限内的产油量只下降了17%。在持续生产9个月时，依欧格资源所钻井的产量将被加拿大能源公司超越，这一产量优势将一直持续到生产结束。从第3年开始，依欧格资源页岩油井的累计产量也将被加拿大能源公司的井超越。

但这种限产策略的不足在于会延长投资回收期。根据测算，依欧格资源的井在8个月内即可全部收回投资，而加拿大能源公司的井则需要历时12个月。更早收回投资，就可以在更短时间内投资钻新井或偿还债务。

借助信息与数字技术，在人员大减情况下保证作业量稳定，那些充分利用数据的经营者最终成为赢家。

智能化和数字化是近年来油气领域发展的重要动向之一，伍德麦肯锡一份研究报告称，有效利用数字技术可以帮助油气工业降低20%左右的资本支出，将上游经营成本降低3%～5%，大数据是未来数字技术的重要内容。在本轮低油价期间，美国页岩油企通过利用信息与数字技术提高了作业效率，使其在人员大量减少的情况下仍能保证作业量的稳定。

依欧格资源有“石油界的苹果公司”之称，因为其在近几年的作业中大量采用了高科技手段，帮助其在投资削减、作业人员减少的情况下保持了页岩油产量的稳定。该公司为自己量身打造了一款名为iSteer的手机应用程序，地质工程师可以通过该程序向100英里以外的钻机发送指令，钻井工人收到提示之后能够马上调整钻头位置，使钻井工作窗保持在10～15英尺，确保井筒处于最理想的层位，而整个调整只需几分钟。

近3年，该公司一直在壮大从事计算机相关研究的人员队伍，利用各种手机应用程序解决生产中遇到的技术问题。目前该公司在用的手机应用程序有65款之多，iSteer只是其中之一。这些手机应用程序帮助依欧格资源极大地提高了页岩钻井效率，该公司目前在西得克萨斯地区完成1英里（约合1600米）以上水平段钻探平均用时为20天，最低的甚至只有10.5天，较2014年时的38天减少了近一半。

康菲石油则借助大数据技术提高了鹰滩页岩区的钻井作业效率，节省了投资。该公司在鹰滩页岩区在产井的生产设备上安装了微型传感器，实现了井下数据的实时收集，利用Tibco软件公司的Spotfire可视化数据包对这些数据进行对比分析，通过程序实现钻头马力和钻速的自动调节，将该区的钻井时间缩短了一半。该公司计划未来在鹰滩页岩区新钻3000多口井，如果都使用该方法，则可以节省数十亿美元的费用。通用公司研究认为，以大数据为基础，通过油气设备互联可以缩短设备维护时间，缩短项目停工周期和降低成本。如果作业者能实现基于数字技术的、可预测的设备维护，则可将计划外停工时间减少36%，而目前全球只有3%～5%的油气设备实现了互联。

鹰滩页岩区最早参与者之一的美国新世纪勘探公司表示，油气勘探开发的未来很大程度上取决于数据和数字化技术，油企应该重视起来并应迅速采取行动尝试在油气领域更广泛地使用数字化技术。近年来的技术进步大幅提高了油气行业的生产效率，过去6年间，每台钻机的产油桶数平均每年增长25%，那些充分利用数据的经营者最终成为赢家。目前的油田中只有小部分实现了数字化，而获得的大量数据只是归档，并未做进一步研究。随着美国页岩区的开发从核心区向非核心区转移，对“大数据库”的深入挖掘和分析势在必行。将累积的数据文件加载到一些数据可视化分析软件中运行，往往会发现一些潜在的有价值信息，可以指导公司决策，亦可评估收购。目前该公司正在着手以FracFocus、IHSMarkit或Drillinginfo等为基础来建立自己的数据库，以便通过对鹰滩页岩区的趋势分析来评估收购机会。

经营模式创新结合投资者和页岩生产商，具有融资功能的油服公司应运而生。

经营模式的创新也是美国页岩油企低油价下增强生存能力的重要方式。在油企与油服公司合作方面，美国页岩油开发过程中又产生了新的作业模式。

近两年，美国页岩油气业内诞生了一种名为DrillCos的钻探作业合资公司，这种公司将投资者和拥有闲置可钻探区块的页岩生产商结合到一起。初始阶段由DrillCos负责在目标闲置区块上作业生产页岩油气，将销售页岩油气所产生的全部现金返给投资者。当向投资者返回的现金总额达到其投资额的115%时，拥有区块的页岩公司接手区块作业权，投资者可以继续获得该区块10%的页岩油气产量。

这种公司的实质是一种具有融资功能的油服公司，通过许诺稳定长期的回报，吸引投资者参与投资，同时带资为油企提供工程服务并获得一定的产量分成。借助这种形式，页岩油气公司可以在不增加自身投资的情况下，在未来获得生产更多页岩油气的能力。目前美国有数家这样的合资公司，它们在过去的两年内已筹措了至少20亿美元资金，包括依欧格资源在内的多家页岩油生产商都在尝试与DrillCos开展合作。