了解加拿大油气工业最新进展 包括现在最大的油砂项目

　　中油网消息:据美国《油气杂志》(OGJ)的最新统计数据显示，截止2006年1月，加拿大拥有探明石油储量1788亿桶，仅次于沙特阿拉伯位居全球第二的位置。不过这些储量的绝大多数(超过95%)是位于该国阿尔伯特省的油砂储藏。由于油砂在抽提和加工方面比常规原油要难得多，因此这种包括油砂在内的探明石油储量数据受到了争议。

　　2005年加拿大石油产量(包括所有的液体产品)达到310万桶/天，而当年该国的石油消费量为230万桶/天。由于新油砂项目和海洋油田的陆续投产弥补了西部省份老化油田的减产，自1999年起加拿大的石油产量出现稳步增长。据分析师们预测未来几年加拿大的油砂产量将出现显著增长，这将弥补该国常规原油产量的下降。

　　加拿大原油出口总量的99%以上是出口至美国。2005年加拿大出口至美国的原油量达到160万桶/天，成为美国最大的石油进口来源国。同时2005年加拿大还向美国出口约52万桶/天的成品油。加拿大出口至美国的石油主要流向美国中西部地区，有少量流向洛基山脉和东海岸地区。

　　部门组织

　　加拿大的石油工业已私有化，近年来该国的石油工业在已进行了相当规模的整合。加拿大最大的综合油气生产商是帝国石油公司，该公司的绝大部分股权由埃克森美孚公司持有。2002年，阿尔伯特能源(Alberta Energy)公司和泛加拿大能源(PanCanadian Energy)公司合并创建了EnCana公司，成为加拿大最大的独立油气上游领域生产商。加拿大其它主要的石油生产商包括塔利斯曼能源(Talisman Energy)公司、Suncor、EOG Resources、赫斯基能源(Husky Energy)公司和阿帕奇加拿大(Apache Canada)公司。美国公司在加拿大石油工业占据了相当大的规模。

　　加拿大政府在1975年成立了Petro-Canada公司，当时的目的是为降低美国公司在加拿大石油工业的统治地位。Petro-Canada在成立之初从加拿大政府手中接受了大量的油气资源，不过后来评论家们指责Petro-Canada在配置这些资源时的低效以及干涉私人公司的业务。1991年，加拿大政府开始对Petro-Canada进行私有化改革，2004年底，加拿大政府出售了其在该公司中剩余20%的股权。

　　石油勘探和开采

　　加拿大的石油产量主要来自三个不同地方：西加拿大沉积盆地、阿尔伯特省北部的油砂储藏和海洋油田。

　　西加拿大沉积盆地(WCSB)

　　WCSB是过去50年加拿大主要的石油生产基地，该盆地大部分位于阿尔伯特省，部分位于不列颠哥伦比亚省(BC)、萨斯喀彻温省、马尼托巴省和西北地区。由于大部分油田日趋老化，因此该盆地的常规石油产量呈现逐步下降的状况。业内分析师们预测油砂将完全替代常规原油作为未来西加拿大石油生产的重点。

　　油砂

　　油砂中包含有沥青，一种重质粘稠的石油。当前从地底抽取沥青有两种方法，一种是地表开采，另一种是就地开采。其中地表开采采用了常规的采矿技术，对于抽取临近地表的油砂储藏非常有效。然而加拿大估计油砂储量的大多数(约80%)位于地下深处，无法使用地表开采方法。第二种方法是就地开采，这种方法可以开采地下较深处的油砂储藏。就地开采法使用蒸汽分离被砂土包裹的沥青，并将沥青提升至临近地表的收集池。截止目前，加拿大油砂开采商对这两种方法的青睐程度几乎一样，但是未来的开采似乎会倾向于使用就地开采法。一旦沥青抽提出来了，油砂开采商必须向沥青中加入较为轻质的石油以保证其在管道内的流动性。然后沥青就输送至油品改质装置加工成合成原油。当前一些油砂项目已集成了沥青改质装置，而另一些油砂项目必须将沥青产品输送至另外的改质装置。

　　位于阿尔伯特省北部的Athabasca油砂储藏是全球最大的油砂储藏之一。此外在加拿大北冰洋的Melville岛也拥有相当规模的油砂储藏，在阿尔伯特省北部靠近Cold Lake和Peace River还有两处较小的油砂储藏。

　　在Athabasca地区的所有大型油砂项目均利用地表开采方式。由加拿大油砂有限公司运营的Syncrude项目在2004年时的油砂产量达到28万桶/天。Suncor公司的油砂项目的总产能为28万桶/天，不过2005年发生的火灾导致公司的油砂产量下降，2005年的平均产量下降至17.1万桶/天。由壳牌加拿大公司运营的Athabasca油砂项目(AOSP)自2002年起开始投产，当前的产能为15.5万桶/天。

　　Athabasca地区采用就地开采方式的油砂项目在规模上均小于采用地表开采方式的项目。2004年，Suncor开始运营其Firebag油砂项目，该项目采用相对先进的就地开采技术蒸汽辅助重力驱动生产法(SAGD)。2005年Firebag油砂项目的产能达到3.5万桶/天。其它采用SAGD技术的油砂项目包括Petro-Canada公司的MacKay River油砂项目(3万桶/天)和Dover项目(1400桶/天)；EnCana公司的Foster Creek项目(4万桶/天)和Christina Lake项目(1万桶/天)；Nexen公司的Athabasca项目(1300桶/天)和Long Lake项目(2500桶/天)。Petro-Canada公司的Dover项目还包含了一个试验项目，该项目采用一种叫做蒸汽抽提(VAPEX)的新型就地开采技术。VAPEX使用溶剂如丁烷而不是水蒸汽去抽提沥青，该技术可以显著节省生产成本。

　　Athabasca地区还有众多的油砂项目正在进行扩能，大多数项目预计在2006?2007年投产，这些项目包括康菲公司的Surmount油砂项目(2.5万桶/天)和道达尔公司的Joslyn项目(1万桶/天)。Petro-Canada公司5万桶/天的Fort Hills油砂项目计划在2009年投产。2005年2月，加拿大自然资源有限公司(CNRL)决定继续推进投资达110亿美元的Horizon油砂项目，该项目预计到2012年投产，届时的产能将达到21.2万桶/天。

　　除了Athabasca地区，加拿大最大的油砂项目就是帝国石油公司的Cold Lake项目，该项目采用的是就地开采方式，设计产能为14万桶/天。同样在Cold Lake地区，CNRL运营着5万桶/天的Primrose油砂项目，而赫斯基能源公司计划在2006年将其3万桶/天的Tucker油砂项目投入生产。在Peace River地区，壳牌加拿大运营着Cadotte Lake油砂项目(1.1万桶/天)。

　　尽管加拿大油砂项目的开发前景非常鼓舞人心，但仍然困难重重。第一个困难是油砂生产合成原油的成本较高，据分析师们预测来自油砂的合成原油只有在油价达到30美元/桶以上的水平才是经济可行的。不过未来随着油砂技术的进步应该会降低油砂合成原油的生产成本，到时只要油价维持在较高水平，油砂项目就有利可图。第二个困难是油砂工业对水和天然气需求量非常大，这两者在从油砂中抽提出沥青以及将沥青改质成合成油过程中都是必须的，因此天然气价格的增加以及天然气供应的减少对油砂工业的影响都非常大。第三个困难是油砂项目的兴起使得阿尔伯特省石油业劳工缺乏，这促使劳动力成本的增加以及建设项目的延期。

　　尽管困难重重，但众多全球石油市场分析师估计加拿大油砂将日益成为全球石油供应中的一支重要的生力军。据美国能源情报署(EIA)估计到2025年加拿大来自油砂项目的合成原油产量将达到350万桶/天。

　　海洋油田

　　加拿大在其大西洋沿岸拥有三个石油项目，均位于Jeanne d’Arc盆地。这三个石油项目分别是Hibernia油田、Terra Nova油田和White Rose油田。其中Hibernia油田发现于1979年，2004年时的石油产量为20.4万桶/天。Terra Nova油田于2002年开始生产石油，2004年的石油产量为11万桶/天。2005年6月，Terra Nova油田的大股东Petro-Canada向管理层提出，同意其将油田的生产扩大至Far East，这样的话将新增4000万桶可开采石油储量。White Rose油田是在2005年底投产，作业者是赫斯基能源公司，该油田的最终产量将达到9万桶/天。

　　加拿大同时还在Orphan海洋盆地进行勘探作业，该盆地位于Jeanne d’Arc盆地北边的深水区域。不过大西洋油田的作业者必须面对严峻的自然条件，包括风大浪急的海面、季节性的冰山和极端的温度。这些因素增加了该地区石油开采的难度和成本。

　　业内专家相信加拿大不列颠哥伦比亚省的大平洋沿岸也含有大量的石油储量。然而由于联邦政府禁止在太平洋进行海洋石油勘探及开采活动，因此加拿大太平洋沿岸至今没有进行石油开采。大不列颠哥伦比亚省政府一直在游说联邦政府废除该禁令，希望能在2010年开始生产石油。

　　管线系统

　　国内管线系统

　　加拿大国内拥有广阔的石油管线系统，将西加拿大的石油输送至国内其它地区和美国市场。加拿大有两大石油管道公司：Enbridge Pipelines公司和Kinder Morgan Canada公司(先前的Terasen公司)。其中Enbridge公司运营着长达9000英里的管线和终端，将来自阿尔伯特省埃德蒙顿的石油输送至加拿大东部和美国的大湖地区。Kinder Morgan运营着Trans Mountain Pipe Line (TMPL)，该管线主要将来自于阿尔伯特省西部的石油输送至大不列颠哥伦比亚省温哥华地区的炼油厂和石油终端。

　　阿尔伯特油砂工业的扩能已经促使加拿大必须新建几条管线来运输沥青和合成原油至埃德蒙顿地区的下游设施。1999年，Enbridge建成长达920英里，设计输送能力为57万桶/天的Athabasca管线，该管线连接了Suncor公司的油砂田至Enbridge位于阿尔伯特省Hardisty的终端。Kinder Morgan公司运营着一条长达280英里，设计输送能力为26万桶/天的Corridor管线，该管线连接了临近Muskag River油砂矿区至阿尔伯特省Scotford的壳牌炼油厂。2005年8月，Kinder Morgan开始进行前期的工程准备工作计划在2009年前对Corridor系统进行加倍扩能。

　　出口管线系统

　　加拿大有大量的石油管线连接至美国。Enbridge公司运营着连接加拿大主要城市和美国芝加哥之间的石油管线。同时Enbridge还运营着Spearhead石油管线，该管线长达650英里，设计输送能力为30万桶/天，将原油从俄克拉荷马的Cushing输送至芝加哥。Enbridge在2004年底获得管理机构的同意，计划将该管线进行反输，这样的话可以允许将加拿大的石油更加深入地出口至美国市场。Kinder Morgan通过扩展的TMPL管线已可以将加拿大石油输送至华盛顿北部。该公司同时还运营着Express管线，该管线长达790英里，设计输送能力为17万桶/天，连接阿尔伯特省Hardisty至美国怀俄明州的Casper；然后从Casper起公司还运营着一条长达930英里，设计输送能力为12万桶/天的Platte管线，将石油输送至伊利诺斯州的Wood River。

　　Enbridge已经得到管理层的同意，计划新建一条从加拿大埃德蒙顿至Kitimat或Prince Rupert的Ga eway输油管线，该管线长达720英里，设计输送能力为40万桶/天。Kitimat和Prince Rupert均是大不列颠哥伦比亚省的深水港口，均有能力支持超级油轮(VLCC)的进出港。Gateway管线的建设将方便向亚洲和加利福尼亚出口油砂。Enbridge宣布将于2009年完成这条投资达20亿美元的输油管线建设。2005年4月，中石油已承诺购买这条管线至少一半的输送能力。此外，Kinder Morgan已讨论计划准备新建一条同样的管线以及对TMPL进行扩能。

　　炼油工业现状

　　据OGJ统计，截止2006年1月，加拿大拥有200万桶/天的原油加工能力。由于阿尔伯特省占据了加拿大大部分的原油产量，因此加拿大的炼油产能也主要集中在该省。据悉阿尔伯特省共有四家炼油厂，总炼油能力为447400桶/天。而安大略省和魁北克省合计拥有八家炼油厂。据加拿大自然资源部的统计数据显示，加拿大最大的炼油厂是Irving石油公司位于New Brunswick的28万桶/天加工量的St. John炼油厂。

　　天然气工业现状

　　据OGJ统计数据显示，截止2006年1月，加拿大拥有探明天然气储量56.6万亿立方英尺(Tcf)。2003年加拿大的天然气产量为6.5Tcf，同年天然气消费量为3.2Tcf。加拿大是美国主要的天然气来源国之一。2005年前11个月共计向美国出口约3.9Tcf的天然气，约占期间美国天然气进口量的85%。加拿大出口至美国的天然气主要通过管线输送。

　　天然气勘探和开采

　　同石油工业一样，加拿大的天然气生产主要集中在WCSB，特别是阿尔伯特省。即便在WCSB已发现了一些新的常规天然气储藏，但众多分析师预测在WCSB的常规天然气产量已达到顶峰。加拿大未来新增天然气产量应该来自煤层气储藏、北极圈天然气储藏、Deep Basin区域以及大西洋和太平洋沿岸的天然气田。

　　西加拿大沉积盆地(WCSB)

　　WCSB包括该盆地大部分位于阿尔伯特省，部分位于不列颠哥伦比亚省(BC)、萨斯喀彻温省、马尼托巴省和西北地区。WCSB的天然气产量在1990年代出现快速增长，在十年间增长超过60%。2004年该地区的产量水平达到166亿立方英尺/天，其中约80%来自于阿尔伯特省。近年来北美天然气价格的居高不下已刺激了WCSB地区的天然气钻井活性。

　　WCSB地区的天然气生产已开始从阿尔伯特省转向大不列颠哥伦比亚省新发现的天然气储藏。2004年该省的天然气产量已从1996年时的19亿立方英尺/天上升至约26亿立方英尺/天。WCSB地区的萨斯喀彻温省、马尼托巴省和西北地区也生产少量的天然气。

　　Deep Basin是潜在的弥补WCSB地区天然气产量下降的地区之一。据业内分析师们估计Deep Basin至少拥有15Tcf的可开采天然气储藏。2005年底，壳牌加拿大公司位于Tay River的天然气田投产，产量为5000万立方英尺/天。

　　海洋天然气田

　　加拿大新斯科舍省海岸的Scotian盆地是大西洋海岸的天然气生产中心。由埃克森美孚和壳牌加拿大为首的Sable Offshore Energy Project (SOEP)于1999年开始在该盆地进行天然气生产。SOEP运营着众多的海洋天然气田，其中包括新近投产的Alma和South Venture天然气田。SOEP当前的天然气产能为4亿立方英尺/天，天然气液体产品产能为2万桶/天。

　　加拿大纽芬兰省的海洋油田运营商们预测，他们也能从油田生产出相当数量的天然气。据估计Hibernia和White Rose油田合计拥有4Tcf的可开采天然气储量。虽然当前这两个油田还没有产出天然气，但埃克森美孚(Hibernia油田的运营商)和赫斯基能源公司(White Rose油田的运营商)已计划在不远的将来进行商业化天然气生产。

　　如前面提及的，大不列颠哥伦比亚省政府希望在太平洋进行海洋油气勘探钻井，据悉加拿大太平洋沿岸估计拥有43.4Tcf的天然气储量。

　　北极地区

　　位于加拿大西北边疆的Mackenzie三角州估计拥有可开采天然气储量5?6Tcf。如果天然气公司能按计划完成Mackenzie天然气管线的建设工作，那么该地区的天然气就可能在2010年前流向加拿大南部市场。在Mackenzie三角州有三个大型已探明储量的天然气田：帝国石油公司的Taglu天然气田(3Tcf)、康菲公司的Parsons Lake天然气田(1.8Tcf)以及壳牌加拿大和埃克森美孚合资的Niglintgak天然气田(1Tcf)。2005年Devon能源公司已获得初步的环境评价同意，在波弗特海开始进行勘探钻井计划。

　　液化天然气(LNG)

　　为弥补国内天然气产量的减产，加拿大天然气公司已开始研究建设LNG接受终端。天然气公司可能在国内出售再气化的LNG，或者是重新出口至美国市场。加拿大当前有处于不同开发阶段的七个LNG再气化项目，其中两个在新斯科舍省、两个在大不列颠哥伦比亚省、两个在魁北克省，还有一个在新不伦瑞克省。这些项目总的再气化能力为49亿立方英尺/天。虽然也遭受到了不同的争议，但加拿大的LNG终端项目还没有遇到类似于美国一样面对当地居民和环保专家的强烈抵制的局面。

　　在新斯科舍省，美国安纳达科公司正在Hawkesbury港口附近新建Bear Head LNG再气化终端，该终端的初始设计气化能力为10亿立方英尺/天。安纳达科公司计划在2008年投用该终端，不过截止2005年2月，该公司还没有获得该项目的LNG供应来源。同样在新斯科舍省，Keltic石化公司和荷兰Petroplus合作已建议在Goldsboro新建10亿立方英尺/天的LNG接受终端。

　　在新不伦瑞克省，由Irving石油公司和雷普索尔公司组成的财团Canaport LNG于2005年9月开始在Canaport新建10亿立方英尺/天的LNG终端，预计完成时间在2008年。

　　在大不列颠哥伦比亚省，WestPac Terminals和Galveston LNG两家公司已建议分别在Prince Rupert和Kitimat新建LNG接受终端，其中Prince Rupert终端的设计能力为3亿立方英尺/天，而Kitimat终端的设计能力为6亿立方英尺/天。

　　在魁北克省，Petro-Canada和TransCanada管道公司计划在Gros Cacouna新建一座5亿立方英尺/天的LNG接受终端。2004年，Petro-Canada开始和俄罗斯Gazprom谈判关于从Gazprom计划中的Shtokman气田向Gros Cacouna终端供应LNG。Petro-Canada预计在2007年开始建设该项目。同样地在魁北克省，一个由Enbridge、Gas Metro和法国燃气公司组成的财团已经申请进行初步的环境研究，计划新建RabaskaLNG终端，该终端将位于Levis，初始设计能力约为5亿立方英尺/天。

　　非常规天然气资源

　　煤层甲烷(CBM)的生产在加拿大仍处于初期阶段，其首个井钻于1997年。不过业内坚信CBM的产量最终将替代常规天然气产量的下降。2004年加拿大CBM的产量为1亿立方英尺/天，预计到2010年将达到14亿立方英尺/天。业内分析师们估计加拿大拥有500Tcf的可开采CBM储藏，主要集中在大不列颠哥伦比亚省和阿尔伯特省。

　　天然气管线系统

　　国内管线系统

　　TransCanada管道公司是加拿大最大的天然气管道运营商，拥有25600英里的天然气管网。TransCanada管网重要的组成部分包括全长达13900英里，设计输送能力为106亿立方英尺/天的阿尔伯特管网系统；全长120英里，设计输送能力为9亿立方英尺/天的大不列颠哥伦比亚管网系统；全长8900英里，设计输送能力为72亿立方英尺/天的Canadian Mainline管网以及全长600英里，设计输送能力为30亿立方英尺/天的Foothills管网系统。

　　Mackenzie天然气项目

　　由帝国石油公司为首的天然气公司组建的财团计划新建Mackenzie Valley天然气管线。这条全长760英里，设计输送能力为12亿立方英尺/天的管线将把北极圈内部的天然气输送至阿尔伯特省北部，在那里这些天然气将汇入现有的天然气输送系统。该财团可能还将建设一条平行的运输天然气液体产品的管线。加拿大的国家能源委员会(NEB)已在2006年安排了一系列的听证会，将从经济和环保影响来审查该项目。如果该项目获得管理部门的许可，建设过程将历时四年，成本约60亿加元。

　　阿拉斯加管线

　　Mackenzie管线的支持者同时还对竞争对手??阿拉斯加北极圈至美国的天然气管线项目而表示担忧。全长3400英里，设计输送能力46亿立方英尺/天的阿拉斯加管线至少要在2012年才能投用。美国国会已在2004年底同意向这个投资达200亿美元的项目提供180亿美元的贷款担保。不过关于该管线加拿大部分由谁来施工和营运还存在一些法律上的疑问，这可能会延期该项目的完成时间。同时还有一种说法是扩大阿拉斯加的LNG出口能力替代该管线项目。

　　出口管线系统

　　加拿大天然气管线系统已经高度地与美国管网集成在一起。全长1300英里，设计输送能力19亿立方英尺/天的Gas Transmission Northwest管线从大不列颠哥伦比亚省??爱达荷州边境至俄勒冈州??加州边境，将TransCanada公司位于加拿大西部的管网同美国国内市场相连。而全长2000英里，设计输送能力为24亿立方英尺/天的Great Lakes Gas Transmission管线从加拿大马尼托巴的Emerson连接至安大略湖的St. Clair，主要服务美国的明尼苏达州、威斯康星州和密歇根州。而全长400英里，设计输送能力为9亿立方英尺/天的Iroquois Gas Transmission System管线则连接了纽约?加拿大边境至Long Island，该管线主要服务纽约州的天然气分销网络。全长280英里，设计输送能力为2亿立方英尺/天的Portland Natural Gas Transmission System将来自魁北克省的天然气分销至新英格兰。而全长780英里，设计输送能力为6.5亿立方英尺/天的Maritimes和Northeast Pipeline则将来自加拿大大西洋上天然气田的天然气输送至马萨诸塞州的Dracut，在这里与美国国内的管网相连。

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