对于石油行业来说，当前没有人能预测油价的走向。油价是不可控的，随时间的推移，油价将会极大影响石油行业的发展。于是，许多油公司正在竭力减少项目成本。采油成本太高，已经众所周知。在过去十年，即使在油价超过100美元/bbl的时候，商品和服务的成本就已翻倍了。

能源需求仍是驱动力

世界对能源的渴求这一关键驱动力依然没有改变，其中，绝大部分能源需求仍将通过石油和天然气来满足。

目前我们所面临的挑战就是如何满足日益增长的能源需求。一个真正的挑战是，如果没有再投资，油田数量每年必然减少10%~15%。由此，在维修、修井和加密钻井上的花费用每年可降低3%~6%，相当于全球每年下降5MMbbl/d的石油。

石油开采必须通过新的供应来补充，补充能源的来源更复杂、更遥远，且全生命周期成本更高，例如北极、深水、重油、含硫气等等。

据估计，为了弥补减少的石油产量以满足日益增长的需求。到2035年，石油行业必须开发新的石油资源，需求量高达290Bbbl。尽管非常规资源以“改变游戏规则”的姿态已经出现，但大部分的新产量仍来自海上。

“协作”等新词频频再现

国际能源署表示，为了满足所有能源需求，从现在到2035年，石油行业需要投资12万亿美元。石油行业的新规则呈现出更多的控制和协同作用，这意味着自2015年开始，大量标准的“新词”将被很好地讨论。几乎没有会议中不重复出现“协作”、“标准化”、“驱动值”以及“合作”这些新词。

坦白地说，越来越明显的是出自于有经验人手中的那些词语，他们中许多人经历了三个、四个甚至五个产业周期，从基层做起，一步一个脚印往上爬。因此，这些人的观点很有影响力。例如，全球深水硬件(GSH)组织内的BP东部地区项目总经理卡尔最近在伦敦MCE深水开发会议上发言，他表示作业者要努力使其海底工程师和水下标准化硬件执行多个任务。

GSH部门成立于2011年，业务范围覆盖井口装置、采油树与阀组的控制以及脐带式管缆和服务。这种跨系统操作方法，以少于25%的GSH人员，为BP预先确定的项目解决了深水概念开发工程，为“专用项目”模式带来了30%的效率提升。

卡尔还指出了一些稳定的支出能力——GSH部门在2014年的主管资本为12亿美元，2015年这个资本数字将会更高。

同时，卡尔着重强调了一些标准化项目的范例，如post-FEED致力于其在埃及的采油树项目，该项目采用了相同的采油树核心组件、材料、施工以及质量要求作为Trinidad采油树的一个组成部分。

全面协作

另一个建议者是目前世界上最大在建项目之一的Inpex Ichthys LNG发展项目经理路易，该项目在WA-285-P澳大利亚西部近海开发。路易表示，Ichthys LNG发展项目能取得成功，正是因为所有项目参与者的全面协作努力。

路易对交付世界级项目十分熟悉，当接收到Ichthys合作方Total的工作任务时，他便主要负责管理几个最大深水项目，其中包括安哥拉近海的Pazflor油田。他表示，关键在于组建一个完整的团队来克服世界级项目如Ichthys中所面临的HSE和协调方面的挑战。

为了阐明这一点，他强调项目的开发覆盖韩国、泰国、中国、菲律宾、印度尼西亚、新加坡和马来西亚的船厂同时建造项目的FPSO船、中央处理设备半潜式平台以及大型水下生产系统的各个方面。“我们每年在珀斯都会有一场所有公司参与培养团队方法的会议。”为了深入了解全球大规模的Ichthys项目，全球超过30,000人正在为它工作。

从逻辑角度来讲，在施工活动高峰期间，该项目有高达2,000个人员在近海工作，目前在近海有500人。路易称其为“大规模的后勤行动”使用了七架直升机。

Ichthys气田自身含有大于340 Bcm(12Tcf)的天然气量，含有的凝聚物超过500MMbbl。目前该项目已完成了64%以上。最新的活动包括，把7,000吨塔楼嵌入到气田的FPSO船中，在水下250m(820ft)处安装海底立管支撑结构。“深水管道安装铺设活动从夏季开始，有望在年末结束。”他补充道。Ensco 5006和Jack Bates这两个平台目前正在钻探开发井和注水井。

路易也把Ichthys称之为“极为显著的水下装置”，总共30,000多吨的设备被安装在海底。

结构集成

在两两一组两用举升机中集成平台装置上部结构模块可以提高效率。对此，最大的挑战是装置上部结构的集成化，需解决预集成最大化问题;另一个挑战是如何在现场把CPF同FPSO船连接到一起。

Intecsea咨询公司的油田开发部经理Ronald Doherty支持采用这种方法。在他看来，在工程阶段削减成本只会造成其它方面有更多的花费，导致净现值低于预期获利。根据具体项目实例，消减成本使整个项目收入估计损失近20亿美元。

巨型设备

中央处理设备(CPF)本身是一种大型设施。有专家指出，它重达70,000吨左右，重量超过第二大水线以上部分设备——BP Thunder Horse平台近70%，该设备重量近40,000吨。该平台能够承受飓风的袭击并保持原位不动，且可以持续运动40年之久。

CPF的设计对整个项目的发展具有巨大影响。拥有一个持续运转的设备成为最大的挑战。

最大化价值

美国Quest海上资源公司总裁Paul Hillegeist指出，石油行业关键的挑战是“最大化原油当量桶的价值”。

深水项目的经济性将越来越具挑战性。“关注的领域如持续增长的成本和浮式生产系统装置上部结构重量推高了这些系统的成本，且项目延误增加。复杂的项目要求更高规格的设计。”Paul说。

Paul认为，海上勘探开发活动在减少，如果持续降低则意味着潜在的油气短缺将发生，因此，勘探开发活动在未来五年必须增加以满足到2021年或2021年以后的开发需求。

石油及天然气行业研究公司Wood Mackenzie分析师表示，2016年全球钻井勘探活动将出现反弹。

据分析，低油价市场情况使石油行业勘探预算减少了30%左右，与此同时，这解决了长期已久的成本上涨问题，使成本减少了三分之一。尽管2015年总井数下降了，2016年钻井活动将恢复，到时众多勘探开发者应抓住这个更低成本钻井的机会。

成本紧缩

针对“上游成本紧缩，勘探开发成本将下降多少”的问题，有分析师认为，勘探开发成本在2016年将平均减少33%，包含外加局部有利外汇率走势的世界性因素：成本同比下降19%，活动减少可节约5%成本，效率提高将降低5%成本，美元走强将节约4%成本。

石油及天然气行业研究公司安德鲁·莱瑟姆博士说：“2015年随着部分合同的解除，这些收益只有一半可以获得，作业者要花时间采取新的做法和行动。我们预计如果2016年油价没有很快恢复，不能获得全部收益。”更低的勘探成本将有助于降低保本价，提高全生命周期的经济性，实现深水开发区域中最佳的效益。

寻求合作

BP全球井施工负责人加里·琼斯表示，早在行业市场出现低迷之前，我们就已经在寻找全方位的合作伙伴。当然，在当前环境下，寻求合作显得更重要。

加里·琼斯指出，油公司面对要失去50%~60%的收益，他们有两种选择：削减投资资本和停止钻探活动或以减少成本继续勘探。

“我们选择与承包商长期合作，并且我们必须保持现在所进展的工作，最好的选择方式是以更少的花费来更有效地做事情。不过，这不是要减少供应商的利润。我们正在和承包商一起合作，寻求如何降低钻井成本的空间。”加里·琼斯说。

壳牌国际钻井HSE副总裁Ivan Tan表示，油价变化趋势要求勘探开发必须实现高资本效率。但风险管理至关重要，造成风险的结果是相当严重的，安全第一的理念将深入到钻井的各个方面，且范围日渐扩大。

斯伦贝谢钻井集团总经理史蒂夫强调，在过去的几年里，公司在掌握技术方面一直都做得很好，大幅降低非常规领域开采每桶油所需的较高成本。从墨西哥湾深水钻进性能和效率来看，墨西哥湾深水钻井也取得了更大的效益。

“但是今天我们不得不更多地开展合作，并更好地理解作业者提出的要求。”史蒂夫说。与此同时，史蒂夫指出，哪里是空白区，哪里就有“更好效率”。“斯伦贝谢目前在墨西哥湾深水中可以提供24种不同大小的旋转导向系统，有开展合作的巨大机会，使我们能够更好地提高效率。面对当前低迷市场，在过去的四五个月，行业合作还是有很好效果的。”史蒂夫说。

提高效率

挪威国家石油公司的钻井技术首席工程师Lyngholm举出了挪威作业者为提高效率采取的一些例子。一是改造工程过程，到目前为止，估计已有25,000个小时的时间用于重新调整系统使之更有效。另一个例子是井设计，60%的井设计(95~100口井)通过采用标准的井设计实现生产。同时他还强调继续开发与实施新技术的重要性。

“我们必须研发技术并将技术很好地用于实践。行业也必须更努力地进行更好地合作，尤其是作业者之间，还必须改进许多不同区域的行业标准。”Lyngholm说。

降低EPC成本

雪佛龙公司上游业务高级副总裁詹森对于工程总承包商(EPC)成本问题谈了一些看法。詹森认为，运营商减少深水项目的建造部分和设备，是由于成本问题而不是大家所关注的钻井平台制造问题。对于成本来说，雪佛龙公司的上游总运营支出主要用于指定的EPC。

“制造船在资本成本中占很大比例，”詹森说：“海底成本转向更高标准的海底设备，因此，要充分利用在供应商和我们自己系统之间存在可互换性。我们也努力在这方面降低成本。比如像协调方面，有协调支持中心帮助，我们可以更有效地利用我们的船。”

技术驱动效率

显然，技术能够更好地驱动效率。詹森继续强调了一些例子：在深水中，通过海底节点增强地震有助于优选布井方式和井数，降低成本以及提高采收率。“在过去的两年里，我们已交付的深水钻井10,000英尺(3,048米)在钻井时间上减少了25%”，詹森说：“在完井方面，我们开发实施的一次起下钻多层压裂组提高了完井效率并降低了钻井时间，节省了近2亿美元，且节省的成本随着我们钻探和完成所增加每口井的数量而增长。”

海底泵降低了深层油气藏反压力，提高了采收率。对于Jack/St. Malo项目而言，预期收益率增加10% ~30%，这相当于石油开采增加了50 MMbbl ~ 150 MMbbl。“对于深水项目来说，新技术的应用正在成功降低成本，提高采收率及增加经济产出。”詹森表示。