【精选】罗良才等：国内外油气勘探开发形势及发展趋势

罗良才 张焕芝 张珈铭 李田玮 邱茂鑫

（中国石油集团经济技术研究院）

1.1 中长期内油气仍是全球能源供应主力

在未来相当长一段时期内，以油气为主的化石能源仍是全球能源安全的“压舱石”。综合11 家机构（包括IEA、bp、Equinor、IEEJ、OPEC、EIA 等） 的20种情景预测，未来20年，油气在全球一次能源结构中占比仍在40%以上。其中，埃克森美孚、OPEC等预测，油气在2050年能源结构中占比仍将超过50%。

预计2024 年，全球勘探开发投资同比增长2.1%，将继续拉动全球工程技术服务市场规模扩张。全球油气产量也将小幅提高，美洲继续保持增幅领先其他地区，俄罗斯油气产量则将延续下滑态势，但降幅会进一步缩小。据IEA 预测，2024 年全球石油产量增长约1.67%，增幅低于2023 年；天然气产量增幅约2%，增速较快。

1.2 全球勘探开发投资触底回升，国内相应投资再创新高

近年来，全球勘探开发投资支出持续增长，已达到上一轮低油价（2020 年） 以来最高水平，但很难恢复到2014 年的高点。2023 年，油公司对勘探开发投资持谨慎乐观态度，主要考虑乌克兰危机、全球经济复苏不平衡、能源转型节奏变化和未来石油需求预期等因素，全球油气勘探开发投资5687 亿美元，同比增长10.6%，增幅低于上一年。按领域看，陆上勘探开发投资为主要增长点；分地区看，北美地区为勘探开发投资主要增长点，近两年增幅超过50%，其次为亚太和拉美地区，俄罗斯—中亚地区投资出现负增长，同比下降4.5%。

2023 年，国内各油气田企业持续加大勘探开发力度，开发投资保持较高增长水平。全年勘探开发投资约3900 亿元，较上年增加10%。其中，勘探投资接近900 亿元，开发投资约3000 亿元，同比增长均超过10%，共创历史新高。

1.3 全球油气发现量与储量皆降，油气产量保持双增，国内形成新的增产高峰期

2023 年，全球共获得213 个油气发现，发现油气储量15.3×10⁸t 油当量，发现平均规模达720.3×10⁴t油当量；与上一年相比，油气发现数量减少，发现储量降低，新发现平均规模大幅下降，创近5 年以来新低。2023 年超过5×10⁸bbl 油当量（约合6800×10⁴t 油当量） 的发现有4 个，3 个是天然气、1 个是石油，其中2 个在伊朗陆上，印度尼西亚深海、圭亚那深海各1 个（图1）。

图1 2015—2023 年全球油气发现统计

数据来源：S&P Global，2023

2023 年全球油气产量保持双增。石油产量达44.5×10⁸t，同比增长7090×10⁴t，增幅1.6%。其中，北美地区增量最大（6686×10⁴t），其次是拉美地区（3000×10⁴t）。产量增长超过1000×10⁴t 的国家有美国（6490×10⁴t） 和巴西（1919×10⁴t），俄罗斯减产1200×10⁴t （图2）。天然气产量达到4.28×10¹²m³，同比增长0.8%。北美地区增量最大（500×10⁸m³），其次是中东地区（180×10⁸m³）， 分别增长3.8%、2.4%。在欧洲、亚洲LNG 需求旺盛的刺激下，美国LNG 出口增长带动天然气产量增长达1.15×10¹²m³。因俄欧管道天然气贸易减少，致使俄罗斯天然气产量继续下降至6420×10⁸m³，较上一年减少300×10⁸m³。全球天然气产量位列前3 的国家依次为美国、俄罗斯和伊朗（图3）。

图2 2022—2023 年各地区石油产量

数据来源：S&P Global，2023

图3 2022—2023 年各地区天然气产量

数据来源：S&P Global，2023

2023 年， 国内新增石油探明地质储量约13×10⁸t，主要来自鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、塔里木盆地和渤海湾盆地（含海域）；新增天然气探明地质储量近1×10¹²m³，主要来自四川盆地、鄂尔多斯盆地和塔里木盆地；新增煤层气探明地质储量超2200×10⁸m³。

2023 年，全国油气产量当量约4×10⁸t，近7 年年均增幅达1170×10⁴t 油当量，形成新的产量增长高峰期。原油产量2.09×10⁸t，同比增长2.1%。天然气产量2353×10⁸m³ （含页岩气、煤层气和煤制气），同比增长5.7%，连续7 年增产超百亿立方米。油气产量当量位列前6 的油田依次为长庆油田、渤海油田、大庆油田、西南油气田、塔里木油田、胜利油田。

1.4 全球新能源发展势头强劲，欧美加速新能源产业链本土化

近年来，全球可再生能源发电装机容量大幅增长，2023 年全球可再生能源新增装机5.1×10⁸kW，较2022 年增长50%，增速创20 年来新高，其中中国的贡献超过了50%。受国际政治局势影响，欧美等相继出台新能源本土化制造补贴、碳边境调节机制等政策，意欲与我国脱钩，加速新能源产业链本土化。

2023 年12 月，《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会（COP28） 达成《阿联酋共识》，各国在最终协议文本中纳入了有关化石燃料的表述，并就制定“转型脱离化石燃料”的路线图达成一致，这在联合国气候变化大会尚属首次。

1.5 油气和新能源业务呈现多路径、多维度融合发展趋势

油公司充分利用矿权范围内的土地、风光、地热、电网等资源条件和基础设施，以油气产业为基础加强新能源开发利用，形成油气与新能源产业融合、多能互补发展新格局（图4）。主要表现为三方面融合：一是技术融合，油公司开始将油气勘探开发技术、队伍、设备、资料用于地热、伴生矿开发；二是市场融合，油公司在矿权区内开发新能源及伴生矿产；三是转型融合，油公司积极布局气—风—光融合发电。

图4 油气和新能源业务融合发展

2.1 常规油气勘探开发精细化

伴随着常规油气资源的不断劣质化、勘探目标的日益复杂化，以储层DNA 测序技术、智能分层注水、特高含水精细水驱等为代表的提高采收率和储量动用率的技术进步，正在助推油气勘探开发方式向精细化发展，从而进一步提升效率、效益和可持续性。

（1）储层DNA 测序技术。微生物对地层温度、压力条件、有机质含量、矿化度、油水性质、孔喉结构等有着较强的选择性，微生物的DNA 信息是储层特征的重要标识。基于这一原理，通过提取钻井液、岩屑、产出的油和水等样本中的DNA，利用DNA 测序及云计算技术，对大量DNA 信息进行分析，可获得相应位置更为准确的储层特征信息。

（2）多介质/精细化智能分层注入技术。水驱开发油田后期，油水关系越来越复杂，剩余储量开采难度不断加大，已开发低渗透油田稳油控水难度大；特殊岩性油藏多采用衰竭式开发，补充能量难度大。根据不同油藏条件，目前已发展出适用不同介质的精细化/智能化分层注入技术与装备，实现多介质/精细化智能分层注入、井筒实时监测、层段自动调整及注采智能分析决策（图5）。

图5 多介质/精细化智能分层注入技术示意图

2.2 非常规油气勘探开发趋于常规化

近10 年，美国页岩油气产量快速增长，页岩油产量和页岩气产量占比分别从2015 年和2016 年起超过50%，非常规油气开发逐渐常规化。从技术服务看，从2010 年起，水平井钻井进尺首次超过直井钻井进尺，水平井钻井工作量成为主流。从作业方面看，工厂化作业和“一趟钻”成为常态，“一趟钻”不断刷新单趟进尺纪录和机械钻速纪录。从技术研发看，页岩油气技术成为美国油公司和油服公司的研发重点，并不断取得进展和突破。

（1）“甜点”预测技术。利用地球物理方法，联合微地震及岩心数据，采用三维含油气系统，模拟油气生成和剩余油气资源量，通过人工神经网络、大数据分析识别“甜点”，确定有利区面积和未钻目标区，已成为大幅提高储层钻遇率、降低勘探成本的重要手段。

（2）立体开发技术。根据不同深度储层特点，制定不同的开发技术对策，水平井上下交错部署，直井分段实施，实现多层立体开发，大幅提高资源动用程度（图6）。

图6 立体开发技术示意图

2.3 勘探开发手段智能化

人工智能与油气工业融合的不断加深，正迅猛推动油气行业数字化转型（图7）。油气工业加快从“数字油气”升级为“智能油气”，催生出智能勘探、智能油田等新技术、新业态，极大地推动油气工业增储上产、降本增效和安全生产。

图7 油气工业加快从“数字油气”升级为“智能油气”

（1）勘探开发工程全流程一体化协同平台。利用平台综合实现地球物理参数计算、地质模型构建、裂缝描述、随钻实时分析、随钻裂缝提示、优化压裂设计等功能。目前，已经可以实现一体化、集成化的勘探—开发—工程多任务、全流程模拟。

（2）油藏数字孪生建模技术。基于大数据的人工智能地震反演—油藏描述—油藏模拟一体化技术，可高效动态最大限度地逼近真实油藏，有效解决地质、油藏不确定性问题。

（3）智能微流体芯片技术。通过一种只有邮票大小、由硅和玻璃条刻蚀而成的微流体芯片复制储层物性参数，展示化学剂和碳氢化合物相互作用的全过程，实现油藏纳米级可视化，被称为“认识非常规油气藏的杀手锏”。

（4）2D 智能纳米黑卡提高采收率技术。这是一种两亲性片状纳米材料，具有抗高温、抗高盐、抗剪切、抗吸附的特性，适用于各种类型油藏的高效开发。从传统化学驱油到智能纳米驱油转换，已取得实质性的突破与发展。

2.4 勘探开发方式低碳化

为适应全球应对气候变化和可持续发展的要求，近年油气勘探开发通过整合绿色技术和可再生能源减少碳足迹、优化资源利用。当前各国油公司不断强化脱碳目标，重点关注CCUS、油气与新能源融合等领域，推动勘探开发方式低碳化。

（1）CCUS-EOR 技术。国内外油公司都在大力部署CCUS-EOR 项目，并借助大数据、预测分析、人工智能、自动化和3D 可视化等技术，对注采全过程进行实时监测，使开发、生产和管理实现安全性、准确性和经济性。

（2）太阳能/风能开采稠油技术。利用太阳能、风能等绿色能源加热冷水产生蒸汽，减少稠油热采过程中的燃料消耗和蒸汽用量，突破稠油油藏热采燃料消耗高、环境不友好、成本高等主要障碍，达到降低热采成本、大幅提高采收率的目的。

3.1 安全性成为油气领域投资的首要因素

近年来，全球对大宗商品贸易的限制措施大幅增加，在地缘冲突加剧和全球贸易体系前景不明的大背景下，各国把能源供应安全摆在更突出的位置，油公司需承担保障供应、低碳转型和盈利三重责任。乌克兰危机爆发后，bp、壳牌和埃克森美孚等国际油公司纷纷退出在俄罗斯的投资业务，遭受巨大损失。为了提升资产的安全性，适应欧美国家政府提出的油公司要加大本土油气开发力度、提高本国能源安全性的要求，国际油公司加快回归北美、欧洲等传统“政治安全”地区。

3.2 资源确定性成为投资油气的重要考量

国际油公司在选择资源投资时，更强调资源的确定性。页岩油气因探明程度高，资本转化效率高，成为重要的投资目标。在新发现储量逐年下降的大背景下，收并购成为国际油公司的主要选项。2023年10 月，埃克森美孚和雪佛龙先后宣布收购先锋自然资源公司（Pioneer） 和赫斯公司（Hess），总收购金额超过1100 亿美元，创下1999 年以来美国油公司并购的新高。完成收购后，埃克森美孚和雪佛龙的油气储量产量将大幅增加。以埃克森美孚为例，2023 年在二叠盆地的页岩油气日产量同比翻倍，达到130×10⁴bbl 油当量（约合17.7×10⁴t 油当量），预计2027 年将达到200×10⁴bbl 油当量（约合27.3×10⁴t油当量）。

3.3 天然气综合利用及战略规划持续强化

天然气和LNG 得到国际油公司的普遍关注，战略地位持续强化和提升。一是提升天然气产量目标。埃尼、壳牌天然气产量的油气占比将在2030 年分别提高至60% 和55%；道达尔能源预计2035 年天然气产量提高至60%。二是加大天然气产业链相关投资。例如，道达尔能源发展原料气供应—液化—再气化的一体化LNG 产业链业务。三是积极打造天然气生产装置及先进技术。北美油公司天然气全产业链引进CCUS 技术，助力实现净零排放，支撑低碳发电系统；道达尔能源采用联合循环燃气轮机进行天然气低碳发电；壳牌运用数字技术和数据分析优化LNG生产等。

3.4 务实性成为绿色低碳转型的最新特点

2022 年以来，乌克兰危机引发全球能源格局深刻变革，面对动荡的政治局势，国际油公司在转型战略、业务布局、投资方向、组织机构重塑等方面做出调整，加速向综合性国际能源公司转型，但目前主体投资仍然聚焦在油气业务本身。一是重视油气业务在转型中的支柱地位，如壳牌和bp 提高了油气业务投资，埃克森美孚提高了油气产量目标和盈利目标。二是降低阶段减排目标，如bp 将2020 年制定的范围Ⅲ碳减排目标进行了较大幅度调整，将2025 年的碳减排目标由减少20% 调整为减少10%～15%；2035 年碳减排目标由减少35%～40% 调整为减少20%～30%。三是更加看重新能源业务的回报率，如bp 预计2025 年之前新能源业务很难盈利，因此在低碳领域维持2022年的投资规模，无额外投资计划。四是机构重组促使可再生能源与油气业务协同发展，如埃克斯美孚将与油气业务并行设置独立的低碳部门，壳牌将低碳业务与炼化销售整合在一起，道达尔能源和bp 将低碳业务与天然气业务整合在一起。

3.5 数智化转型步伐不断加快

近年来，国际油公司纷纷制定数字化智能化转型战略，加快数智化转型步伐。壳牌以大数据为基础发展数字孪生技术，挖掘降本减排潜力，数字孪生体在虚拟环境再现物理系统，利用实时模拟数据对生产流程进行即时分析。bp 以“净零排放”为核心优化投资组合，强化数字创新战略，2025 年投资额将达到15亿美元，在公司发展规划中，数字创新是未来的核心业务之一。埃尼通过资产全面数字化推动“数字革命”核心目标实现，包括提高安全和资产的完整性；提高生产经营的效率效益；建立去碳化道路和循环经济；激发创新和发展人力资本。沙特阿美依托人工智能和无人化技术加快全链条数字化转型，在生产设施和系统的数字化方面进行大量投资，意欲成为低碳技术和燃料领域的引领者。

我国油气企业应落实国家创新驱动发展战略，坚持问题导向、需求导向，围绕高效勘探、效益开发、绿色低碳等战略目标，着力加强基础研究和关键核心技术攻关，超前布局前沿技术和颠覆性技术，充分发挥科技创新支撑引领作用，塑造油气行业发展新动能。

4.1 持续加大油气勘探开发力度

紧密围绕形势任务发展变化，深刻把握新特点、新规律，认真研究新思路、新措施，进一步加大油气勘探开发力度。一是聚焦重点盆地和页岩油气、深层煤岩气、深地油气、老油气田等重点领域。二是继续深化增储上产各项工作，以更高的标准保障国家能源安全。

4.2 持续加快油气与新能源融合发展

加快推动油气产业绿色转型，加速与新能源融合发展。一是加强天然气开发与综合利用，加大清洁能源开发利用和生产用能清洁替代。二是加快矿权区域内新能源项目建设，加强矿权边缘和外部区域的新能源业务拓展，加速“风光气氢储”一体化新能源大基地建设。三是加快布局CCUS 业务，推动“驱油减碳”，加快实现绿色低碳转型。

4.3 持续推进数智化转型

深化推动上游业务数智化转型。一是加快丰富上游全生命周期生产数据，并推动共享，强化专业工程软件基础，推进物联网和智能油气田建设。二是推动智能注采、智能化压裂系统部署及远程控制作业，推动生产现场井、站、厂、设备等全过程智能联动与自动优化。三是推动油气与新能源协同开发，提高源网荷储一体化智能调控水平。

罗良才,张焕芝,张珈铭,李田玮,邱茂鑫. 国内外油气勘探开发形势及发展趋势[J]. 石油科技论坛,2024,43(4):18-24.

Luo Liangcai,Zhang Huanzhi,Zhang Jiaming,Li Tianwei,Qiu Maoxin.Situation and Development Trend of Chinese and Foreign Oil and GasExploration and Development[J]. Petroleum Science and Technology Forum, 2024,43(4):18-24.