奥里诺科重油带是目前世界上最大的重油富集带，位于委内瑞拉东南部，因奥里诺科河而得名，面积5.4万平方千米，重油地质储量约2000亿吨，可采储量约500亿吨。该重油带主要储集层是一套第三系河流三角洲相砂岩，油层埋藏浅，厚度大，孔隙度高，渗透率高，含油饱和度高，岩石固结程度差，非均质性强。重油带油藏以岩性圈闭为主，局部受断层控制。重油带被划分为4大区32个可开发区块，目前探明储量主要分布在胡宁（Junin）和卡拉波波（Carabobo）两个地区，区内油藏具有三高一低的特点，即高比重、高含硫、高含重金属钒和镍，低黏度，可形成泡沫油。冷采条件下可流动并能获得很高的单井产能，水平井冷采日产量一般可达200吨，冷采采收率较低，为5%10%[1]。

　　一、奥里诺科重油带开发历史

　　20世纪初，委内瑞拉开始对奥里诺科地区进行石油勘探，至今主要经历了四个阶段。

　　第一阶段：1910-1958年为早期勘探阶段。1936年，Santa Ana油田被发现，但由于当时经济技术条件的限制，奥里诺科重油带的商业价值未被看好，当时人们习惯地称其为奥里诺科沥青带。

　　第二阶段：20世纪60-70年代初，委内瑞拉能矿部对奥里诺科重油带进行了大规模石油勘探，发现石油地质储量约6920亿桶。1961年，在奥里诺科河右侧的Punta Cuchillo地区建立中转站，用于原油增压外输，重油开始进入商业开采阶段，蒸汽吞吐开发技术也开始应用和推广。1967年，在墨西哥城举行的第7届世界石油大会上，委内瑞拉奥里诺科重油带被正式推到世人的面前。

　　第三阶段：1978-上世纪80年代为全面勘探和评价阶段。从1976年开始，委内瑞拉对石油资源实行国有化，由委内瑞拉国家石油公司（PDVSA）全面接管奥里诺科地区的勘探开采。1978-1983年，PDVSA在重油带上进行全面勘探和评价工作，确定重油带面积为5.4万平方千米，并将其划分为4个区，从西向东分别为Machete、Zuata、Hamaca和Cerro Negro（见图1）。2005年委内瑞拉将这四个区分别更名为Boyaca、胡宁（Junin）、Ayacucho和卡拉波波（Carabobo）。

　　第四阶段：20世纪90年代至今，对外开放、合作开发阶段。20世纪90年代，委内瑞拉对外开放了奥里诺科重油带。在资金和技术方面，委内瑞拉与国际大石油公司合作，合作的基础以委内瑞拉国家资本为主体。外国投资者纳税与本国企业相同。石油领域的投资以美元支付，收入和分成也以美元支付，并且可以汇入委内瑞拉境外账户。

　　二、近期奥里诺科重油带对外合作情况

　　奥里诺科重油开发投资大，采收率低，重油用途有限，加之委内瑞拉目前高达33.3%的矿税，这些因素削弱了国际石油公司投资的积极性，大大限制了重油带的开发。

　　为了吸引更多的投资，2005年，PDVSA推出为期25年的长远能源规划——“2005-2030石油播种（Siembra Petrolera）计划”，其核心内容之一是实施马格纳储量项目（Magna Reserve Project），通过战略地缘联盟，重新评估重油带储量，推进重油带一体化项目。随着马格纳储量项目的实施（见表1），重油储量预计可新增500亿桶。

　　为便于重新评价储量和对外合作，按照每个区块至少建成年产1000万吨重油油田的规模要求，依据各区储量分布特征，2005年委内瑞拉政府进一步划分了4大区的区块，共细分了27个新区块。2008年，由于卡拉波波区块招标的需要，委内瑞拉政府重新将该区域划分成7个区块。目前区块划分情况见图2。

　　2009-2010年，委内瑞拉政府与外国公司签订了胡宁和卡拉波波区块的重油开发协议，奥里诺科重油带进入新一轮勘探开发阶段。2009年，PDVSA与越南国家石油公司、中国石油、意大利埃尼和俄罗斯财团分别签订了胡宁2、4、5和6区块项目。2010年，雷普索尔和雪佛龙两财团分别中标卡拉波波1和3区块项目[3]。目前重油带项目情况见表2。

　　根据中国石油与PDVSA签署的胡宁4区块项目合资经营协议，该项目原油产量将达到40万桶/日，双方还将共建一座炼油厂用于加工胡宁4区块所产原油。中国石化与PDVSA签署协议合作开发胡宁1和胡宁8区块，两项目的高峰产量均可达到20万桶/日。中国石化还将参与委内瑞拉处理能力20万桶/日的卡夫鲁塔炼厂项目，用于加工胡宁地区的原油。

　　三、奥里诺科重油带开发风险分析

　　尽管奥里诺科重油带开发机遇很多，但石油公司开发重油带面临一系列的政治、经济和技术风险。

　　1. 石油政策多变，税负较重

　　投资委内瑞拉石油领域首先要面临政策多变的风险。尽管委内瑞拉没有采用过大规模没收、征用等老的激烈的国有化方式，但曾采取驱逐出境、大幅提高税费比例、削减外方公司股权比例等形式来达到国有化或变相国有化的目的。

　　1976年委内瑞拉立法将石油资源收归国有。20世纪90年代，查韦斯的前任佩雷斯实行石油资源私有化。1998年查韦斯上台，2001年出台新石油法，将石油资源重新收归国有，并指责前任及之前所签合同出卖了国家和人民的利益。

　　2001年11月委内瑞拉颁布了新石油法并于2002年1月1日开始执行。在执行新石油法的过程中，国会不断公布解释条款和法规。新石油法颁布之前，委内瑞拉重油带的矿税为1%。2004年10月，按照新石油法，矿税提高到16.67%，政府因此增加年收入19亿美元。2005年6月，政府又一次调整重油矿税至30%，政府年收入又增加了16亿美元。2005年5月，政府增加一项3.33%的石油开采税，此项税收可为政府每年增加４亿美元的收入。2006年10月，委内瑞拉政府规定，所有石油项目净利润的50%归国家所有，如果公司缴纳的矿税、所得税、开采税加上社会项目费用（营业额的1.5%）总和没有达到规定的净利润的50%，则要单独缴纳差额部分。此项规定可使政府每年增加11亿美元的收入。

　　从2006年年初开始，委内瑞拉推行新一轮的油气工业国有化政策，PDVSA收回了所有出售给外国公司的32个油田，并将PDVSA在合资企业中的持股比例提高到60%80%。此后，委内瑞拉频繁通过改变合同模式，提高控股比例和税费等手段，加强国家对资源的控制权，实施国有化。2007年以来委内瑞拉对石油行业实施国有化的情况见表3。

　　2007年5月1日，委方开始接管该国奥里诺科重油带项目控制权。根据国有化计划，奥里诺科重油带的外资控制项目必须转为由委国家石油公司控制的合资项目，且委方股份不低于60%。为此，委方展开了一系列国有化行动。

　　例如，2001年，委内瑞拉国家石油公司与中国石油天然气集团公司（CNPC）签署一项战略性合作协议，两公司共同开发某区块石油，主要在奥里诺科重油带从事超重油的勘探、开发、生产、乳化和销售。2006年8月24日，查韦斯总统在访华期间，提出乳化油价格过低，委政府计划全面停止乳化油生产。从2007年1月起，在国际原油价格大幅上涨的背景下，委内瑞拉政府决定停产乳化油，转产混合油。经过中方与PDVSA的长时间谈判，按照委新的石油法，2008年2月该项目转为PDVSA控股的合资公司。

　　同样的事情也发生在国际大石油公司身上。2006年，委内瑞拉国家石油公司与国际大石油公司成立了4个战略联盟，项目名称分别为Cerro Negro、Sincor、Petrozuata、Hamaca。但在2007年，委内瑞拉强制对所有奥里诺科重油带合资项目进行国有化。这4个战略联盟改组成合资公司，并分别更名为Petromonagas、Petrocedeno、Petroanzoategui、Petropiar[2]（见表4）。

　　2. 种种限制影响项目开发

　　委内瑞拉通过修改合同模式，对服务公司国有化，提高税费和政府分成比例，实现政府对油气领域的全面控制。目前，PDVSA控制了委内瑞拉95%以上的石油储量。

　　委内瑞拉通过将石油项目合同模式由操作协议和战略合作合同模式转为合资公司的合同模式，使原本由PDVSA合作伙伴负责操作的油田全部转到PDVSA手中。以中国企业参与的某个项目为例，合资公司员工共计702人，其中中方员工26人，委方雇员676人。合资公司管理层设总裁1人，总经理1人，部门经理18人。其中，总裁和总经理为委方委任。中方员工部门经理占6人，部门副经理2人，其他技术和管理人员18人。合资公司领导和公司主要部门领导都必须由PDVSA的人员担任，PDVSA的管理水平、人员的技术水平和油田生产的操作能力决定了外国投资者在重油带的投资能否取得成功。因此，外国石油公司必须寻求有利的外部监督和检查手段，否则难以保护自己的利益。

　　同时，委内瑞拉工会势力强大，工会经常由于招工、提高工资和福利等事项发动罢工。PDVSA每两年要与石油工会签署一次集体劳工协议，每次都会对生产造成不良影响。

　　委内瑞拉政府还规定，PDVSA的经营首先要满足社会的需要。在委内瑞拉，公司经常因社会活动而影响正常的业务工作。

　　此外，委内瑞拉缺乏高水准的行政官员和技术人员，工作效率较低，特别影响审批的效率，大大增加了外国石油公司在重油带开发的操作风险。

　　目前，合资公司开采超重油，用于生产混合油。生产混合油的稀释剂由PDVSA提供，而稀释剂供应是生产开发中的重要环节。2009年，由于PDVSA统一协调过程中出现问题以及某合资公司改质厂故障，影响到某项目混合油中稀释剂的输送和分离，造成2010年4月至8月期间，累计影响此项目生产37天，影响产量13.7202万吨。

　　3. 合资模式降低了重油带项目开发价值

　　为了实现政府对油气领域的全面控制，委内瑞拉政府将重油带项目合同模式改为合资公司的合同模式，导致重油带项目价值降低。以重油带某项目为例，新的运作模式要求每家企业采取油品质量提升技术，不再生产乳化油，保证日产18万桶不含重质燃料油的高品质超重油（API度为32），即高质低硫合成油（Zuata Sweet）；再将其用做稀释剂，生产额外的20万24万桶超重油，形成日产40万桶API度为1620的混合油产量。石脑油将用做生产超重油的稀释剂，产品将进入油品提升系统；石脑油随后从常减压蒸馏柱的顶层回收（见图3）。

　　另以某项目油田为例，根据地质储量估计，此项目油田的总储量不超过170亿桶，委内瑞拉政府要求重油开采的最终采收率必须达到20%，这意味着此项目一个区块将至少产出32亿桶的石油。为满足同期政府规划的产量需求，可行的手段只能是采用热采生产技术。但是，在该项目招标说明中，并未提及燃料的使用、天然气进口关税、天然气需求量及其来源等问题，这些都是建立新企业并持续生产必须考虑的关键问题。

　　与原来的合同模式相比，新合同运作模式采取的热采生产方式比冷采和将超重油提升为轻质合成油的生产方式具有更高的操作成本、更低的项目价值和更高的盈亏平衡点。在新的合同模式下，PDVSA和其合作者的项目价值明显偏低，而盈亏平衡点更高（见图4）。根据剑桥能源咨询公司（CERA）的资料，只有WTI原油价格不低于70美元/桶时，新的开发模式才可行。对比之下，采取冷采生产技术运作模式只要WTI原油价格不低于55美元/桶就可行。造成这种差别的主要原因是新合同模式的效率低，运营成本高，使外国石油公司开发重油带的利润降低[4]。

　　四、对中国企业以合资公司模式参与开发重油带的建议

　　在经济上，委内瑞拉现政府表现出对中国投资、技术以及石油消费市场的浓厚兴趣。在政治上，中国是委内瑞拉多元外交的重点国家。当前中国与委内瑞拉两国关系处于较好时期，两国政府之间设有高层管理委员会，并定期举行会谈，有效的高层对话机制为开展石油合作提供了良好的基础[3]。这些都为中国的石油公司参与开发委内瑞拉重油带创造了良好的机遇。重油带的大部分项目为合资公司。中国公司投资委内瑞拉重油带，应主要针对合资公司制度中PDVSA是大股东这一特点，制定相应的策略。

　　1. 建立和完善“小股东”的管理理念和机制

　　2005年以来，中方企业在重油带的合作项目中已经不是作业者，工作重点转为股权管理。这些变化需要中国企业及时确立和完善“小股东”下的经营管理策略。

　　首先，调整角色和心态，以实现股东投资效益最大化为首要工作目标，树立长期“合作双赢”的理念。其次，中国企业可以通过合作，学习PDVSA在项目管理、HSE管理等方面的成功经验，积极参与当地的社会公益活动，树立贡献社会的正面形象。第三，在合资公司中，中方应借参与合资公司定期审计的机会，做好监督和执行，确保中方利益。通过股东对合资公司的知情权、监督权和部分决策权的行使来确保合资公司的管理更加有效。

　　以某项目为例，根据“合资经营协议”的要求，相当于公司B股股东参股比例的经理层人员，应该由B股股东任命。因此约40%的经理层员工应该由中方公司任命。目前中方公司经过在董事会上的争取，已使中方人员担任一部分重要部门的经理，包括技术部经理、计划部经理、工程部经理、钻修井部经理、采办部经理、后勤管理部经理以及作业区副经理等。中方员工在合资公司的生产经营管理中开始发挥越来越重要的作用。

　　2. 寻找合作伙伴

　　在重油带项目中，PDVSA是合资公司的大股东，建议中国石油企业可与在委内瑞拉投资成功的公司或者有技术优势的公司结成合作伙伴，在保护自己的同时，改变公司管理模式，更好地适应在委国的投资环境。例如，BP、埃克森美孚、雪佛龙等国际大石油公司在长期国际能源合作中积累了丰富的管理经验，中国石油企业可以借鉴它们处在合资公司“小股东”地位时的成功经验，结合当地具体情况，不断参与和促进合资公司各项生产经营活动。

　　3. 加大对社会项目的投入

　　委内瑞拉政府对国际石油公司的社会责任十分敏感，规定营业额的1.5%必须用于社会可持续发展项目。雪佛龙在委内瑞拉的投资成功，与它每年投入600万1000万美元用于社会项目是分不开的。另外，委内瑞拉政府要求尽可能多地使用当地服务和在当地采办。中国企业可针对委内瑞拉政府的这一政策，适当加大对委社会项目投资，争取更多机会。

　　4. 利用员工本土化克服文化差异

　　中国和委内瑞拉两国文化的差异较大，跨越这种差异不是短时间内可以做到的。建议中国石油企业雇用当地员工来克服文化差异。在油田生产现场可雇用当地人为经理，发挥当地人员能够更加有效地与公众沟通的特长。在公司管理决策层，可以考虑雇用当地或者有拉美文化背景的人为CEO，以便更好地保持与PDVSA和政府的沟通。