国家能源局：中国油气勘探开发发展报告（2026）（34页）.pdf

核心结论速览： 中国页岩油产量7年增长10倍：从2018年的不足80万吨跃升至2025年的超850万吨，三大国家级陆相页岩油示范区全面建成，产量占比由不足1%提升至4%。 鄂尔多斯盆地建成中国首个亿吨级油气生产基地：2025年油气产量当量突破1亿吨，长庆油田连续6年保持6000万吨以上规模，苏里格气田连续4年保持300亿立方米生产规模。 海洋油气贡献全国产量增量的70%：2025年海洋油气产量当量达9000万吨，较2018年增长51%，渤海油田突破4000万吨，成为中国第一大原油生产基地。 深层煤层气跨越1500米开发“禁区”：大吉气田深层煤层气效益开发主体技术2.0迭代升级，全年投产水平井76口，年产气31亿立方米，成为天然气产量增长的新引擎。 中国超深层油气正成为全球引领者：超深层油气产量全国占比分别超4%、11%，深地塔科1井以10910米完钻，成为亚洲第一垂直深井。 CCUS年注入二氧化碳超380万吨：2025年全国运营CCUS项目90个，累计注入近2000万吨、累计产油650万吨以上，齐鲁石化—胜利油田百万吨级示范项目日产油从220吨升至487吨。 昆仑大模型3000亿参数赋能油气勘探：在地震资料处理、地震解释、测井处理解释三大领域率先落地应用，智能油气田建设全面提速。H2：垂直主题的现状与路径——非常规油气如何成为增储上产主力。中国油气资源禀赋决定了非常规油气在保障国家能源安全中的战略地位。随着常规油气勘探难度持续加大，页岩油、页岩气、深层煤层气等非常规资源正从“补充”走向“主力”。页岩油：从“技术禁区”到“规模效益开发” 。中国陆相页岩油资源潜力巨大但开发难度极高。通过新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳三大国家级示范区建设，形成了“一全六化”管理模式、大平台立体开发等可复制经验。2025年全国页岩油产量超850万吨，是2018年的10倍以上。深层煤层气：跨越1500米开发“禁区” 。中国借鉴页岩气勘探开发理念，在鄂尔多斯、准噶尔、四川等盆地实现深层煤层气勘探重大突破。大吉气田深层煤层气效益开发主体技术2.0迭代升级，全年投产水平井76口，年产气31亿立方米。页岩气：向深层拓展稳中有升。2025年页岩气产量277亿立方米，较2018年增长155%。涪陵示范区三层立体开发区采收率提高至44.6%，达到国际领先水平。H2：垂直主题的核心模式解析——中国油气的三大突围路径。路径一：“新区新领域”战略突破（万米深地+千米深水）。定义：向深层超深层和深海进军，拓展油气资源新空间。推动力：陆上常规油气发现难度加大，深地深水成为战略接替。典型成果：深地塔科1井10910米完钻（亚洲第一）；南海发现全球首个超深水超浅层千亿方大气田——陵水36—1。关键数据：中国超深层油气产量全国占比分别超4%、11%。路径二：“老区稳产+新区上产”双轮驱动（四大生产基地）。定义：东部老油田通过三次采油技术稳产压舱，西部新区和海洋加快上产。推动力：老油田普遍处于特高含水、特高采出程度阶段，需要更多新建产能弥补递减。典型成果：鄂尔多斯盆地建成首个亿吨级油气生产基地；新疆地区超6600万吨稳居全国首位。关键数据：海洋原油增产量占全国70%。路径三：“技术+管理”双创新（页岩革命+数智赋能）。定义：通过技术创新突破资源开发瓶颈，通过管理创新提升效益。推动力：新发现资源以深层超深层、深水和纳米级非常规油气为主，开发难度大、成本高。典型成果：昆仑大模型3000亿参数在地震资料处理等三大领域落地应用；吉林油田“红岗模式”实现清洁替代率17%。H2：服务商生态的“断层”与机会——从产业链视角看结构性空白。断层一：深层超深层钻完井装备与服务能力。万米深地勘探对钻完井装备提出极端要求。虽然12000米自动化钻机等装备已实现国产化，但深层高温高压条件下的测井、钻井液、固井等配套技术服务仍存在缺口。机会：深地钻完井一体化技术服务。断层二：页岩油气“甜点”精准评价与立体开发技术。页岩油气开发依赖“甜点”优选评价和立体开发技术。不同盆地、不同层系的页岩油气地质条件差异大，精准评价和差异化开发方案需求迫切。机会：页岩油气地质工程一体化服务。断层三：海洋油气深水工程装备与水下生产系统。中国深水油气勘探开发能力已实现从300米到1500米的跨越。但水下采油系统等海洋油气工程技术与装备自主研发能力仍需提升。机会：深水油气工程装备国产化。断层四：CCUS全产业链服务。2025年全国运营CCUS项目90个，但距规模化产业化仍有较大差距。碳捕集、运输、注入、监测等全产业链服务能力不足。机会：CCUS工程设计与运营服务。H2：标杆案例深度解析。案例一：鄂尔多斯盆地——中国首个亿吨级油气生产基地。区域：鄂尔多斯盆地。背景：深耕非常规领域，加大致密油气、页岩油增储上产力度。关键数据：2025年油气产量当量突破1亿吨，其中原油连续2年站稳3800万吨，天然气年产量近800亿立方米。长庆油田连续6年保持6000万吨以上规模；苏里格气田连续4年保持300亿立方米生产规模。启示：非常规油气的规模化开发完全能够支撑亿吨级生产基地建设。案例二：新疆吉木萨尔——首个国家级陆相页岩油示范区。区域：新疆吉木萨尔。背景：中国陆相页岩油开发先行区。做法：全面践行“一全六化”管理模式，累计探明储量2.43亿吨。关键数据：年产油量突破180万吨。启示：管理创新与技术创新并重，是页岩油规模效益开发的关键。案例三：涪陵页岩气示范区——国际领先的三层立体开发。区域：四川盆地涪陵。背景：中国首个页岩气商业开发示范区。做法：持续推进立体开发调整，三层立体开发区采收率提高至44.6%。关键数据：2025年保持85亿立方米以上稳产。启示：立体开发是页岩气提高采收率的有效路径。案例四：吉林油田“红岗模式”——油气与新能源融合典范。区域：松辽盆地吉林油田。背景：低品位资源开发与新能源替代相结合。做法：通过“新能源替代降本+智慧管控增效+多能互补稳产”一体化技术应用。关键数据：年产油量提升3.5倍，整体释放低品位资源储量2700万吨，终端用能电气化率达35%，燃煤消耗清零，清洁替代率17%。启示：油气与新能源融合可形成可复制范式。H2：垂直主题的行动指南——油气企业增储上产的“五步法”。核心公式：增储上产成效 = 新区突破 × 老区稳产 × 技术创新 × 管理变革 × 绿色发展。起步步骤：1. 聚焦重点盆地：锚定鄂尔多斯、四川、塔里木、准噶尔、渤海湾、南海等六大重点盆地。2. 突破新领域：加大深层超深层、深水、非常规（页岩油/气、深层煤层气）风险勘探。3. 夯实老区稳产：推广化学驱、气驱等三次采油技术，控制老区递减。4. 推进页岩革命：借鉴三大示范区经验，推动页岩油、页岩气向更多盆地拓展。5. 加快绿色转型：统筹推进新能源替代和CCUS规模化产业化。避坑指南： 不要忽视老区稳产：老油田产量递减是最大挑战，需持续加大提高采收率技术攻关。 不要低估非常规开发难度：页岩油气、深层煤层气开发周期长、成本高，需做好长期投入准备。 不要忽视数智化转型：人工智能与油气业务深度融合是提升新质生产力的关键路径。分阶段实施建议： 第一阶段（2026-2027年） ：确保原油2亿吨以上稳产，天然气持续上产。 第二阶段（2027-2029年） ：深层煤层气、页岩油效益开发规模扩大。 第三阶段（2029-2030年） ：深水、超深层形成规模接替，CCUS产业集群初步建成。延伸阅读：以上为报告核心趋势分析，如需获取完整报告详细数据及全部案例，请访问下载页下载完整PDF报告。FAQ区块。Q1：中国页岩油为什么能在7年内增长10倍？A：得益于三大国家级示范区建设——新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳，形成了可复制的管理模式和技术体系，推动页岩油从战略突破迈向规模效益开发。Q2：鄂尔多斯盆地为何能成为首个亿吨级油气生产基地？A：深耕非常规领域，长庆油田连续6年保持6000万吨以上规模，苏里格气田连续4年保持300亿立方米生产规模，致密油气、页岩油持续增储上产。Q3：中国海洋油气发展到了什么水平？A：国内油气产量增量约七成来自海上。渤海油田突破4000万吨，南海发现全球首个超深水超浅层千亿方大气田，深水能力实现从300米到1500米的跨越。Q4：深层煤层气为什么是新的增长极？A：中国借鉴页岩气理念，在鄂尔多斯、准噶尔、四川等盆地突破1500米以深的开发“禁区”，大吉气田深层煤层气年产气31亿立方米，成为天然气增长新引擎。Q5：CCUS在油气行业的应用前景如何？A：2025年全国运营CCUS项目90个，年注入超380万吨。齐鲁石化—胜利油田百万吨级示范项目日产油从220吨升至487吨。“十五五”将着力打造CCUS产业集群。Q6：油气行业数智化转型进展如何？A：昆仑大模型3000亿参数在地震资料处理、地震解释、测井处理解释三大领域率先落地应用。“深海一号”智能气田入选国家首批领航级智能工厂。数据来源说明。本报告数据来源于国家能源局石油天然气司、油气行业战略研究中心、中国石油勘探开发研究院、中国石化石油勘探开发研究院、中国海油勘探开发部联合发布的《中国油气勘探开发发展报告2026》。