维度网讯，纳米比亚奥兰治盆地的深水勘探重点正从勘探成功转向商业执行，运营商、投资者和融资方正在评估这些发现能否满足推进至最终投资决策所需的技术、商业和监管要求。该盆地虽迅速成为全球最受关注的深水勘探前沿之一，但行业焦点已有所调整。

壳牌（Shell）在三年内于PEL39区块钻探了多口探井，包括Graff、La Rona和Jonker，证实了有效石油系统和盆地油气潜力，但也凸显了将发现转化为可商业开采储量的挑战。壳牌在钻探中遇到低岩石渗透率和较高天然气含量等地质限制，影响生产性能并增加开发复杂性。2025年初，壳牌对其纳米比亚勘探权益录得4亿美元减记，但澄清这是一项会计减值而非退出该国，并重申对纳米比亚海上潜力的承诺。标准银行（Standard Bank）油气客户覆盖经理Iitembu Shituula表示，应将减记放在勘探生命周期的大背景下看待，而非视为纳米比亚长期潜力的反映。Shituula告诉《展望》（Prospect），Merlin-1X后续的成功增强了市场对奥兰治盆地的信心，持续的勘探成功、资源增长、技术风险降低、监管确定性以及运营商推进开发的承诺，是项目长期商业可行性的更强指标。

由道达尔能源（TotalEnergies）运营、卡塔尔能源（QatarEnergy）和纳米比亚国家石油公司NAMCOR参股的金星（Venus）油田发现于2022年，评估钻探证实了奥兰治盆地的一个大型油藏。该项目已进入最终投资决策前阶段，开发规划基本完成，运营商正努力在2026年年中做出最终投资决策。Shituula表示，融资方越来越关注项目能否满足进入开发所需的商业和技术要求，关键里程碑包括经过充分评估的资源基础、技术上和商业上可行的开发方案、有竞争力的项目成本结构、监管确定性以及稳定的财政环境。围绕储层性能、油田设计和伴生气管理的技术工作仍在继续，影响项目最终开发方案。

开发经济性仍是关注重点，现代深水开发的行业基准通常将全周期成本定在每桶30至60美元的区间内，具体取决于规模、基础设施需求和储层性能。早期建模表明，纳米比亚的发现可能落在这个区间内，但结果仍高度依赖于地下条件和气体处理需求。大型、高效的枢纽式开发若储层性能良好，往往处于低端，而独立项目若涉及更复杂的加工和海底要求，则成本更高。随着项目成熟，投资者在分配资本时不再仅仅关注盈亏平衡成本，资本配置越来越受资源质量、开发成本、执行准备情况以及关键里程碑进展的驱动。

投资者对纳米比亚海上行业的信心依然强劲，该盆地持续吸引大型国际能源公司。bp和巴西国家石油公司（Petrobras）等新进入者在纳米比亚布局，现有参与者也在通过许可证收购和参股活动增加区块面积和敞口。随着项目成熟，融资方正根据各项目推进准备情况进行区分，金星油田预计将为纳米比亚将勘探成功转化为商业生产的能力提供最明确的指标。