2026-2031年中国天然原油和天然气开采行业市场调查研究及发展前景预测报告

第第页2026-2031年中国天然原油和天然气开采行业市场调查研究及发展前景预测报告目录TOC\o"1-3"\h\u11673摘要 36777核心结论摘要 320059第一章行业基础概况与产业环境分析 4192341.1行业定义与产业链架构 4132401.2行业宏观政策环境 493821.2.1国家级顶层规划政策 4152321.2.2产业配套激励政策 4156041.2.3监管约束政策 576121.3宏观经济与能源转型环境 5262161.3.1国内宏观基本面 5153681.3.2全球能源转型大背景 567051.4全球地缘能源格局外部环境 522735第二章2021-2025年中国天然原油和天然气开采行业运行现状复盘 5284422.1国内油气储量资源现状 6239242.2产量历史数据复盘（2021-2025） 6183342.2.1原油产量 6201382.2.2天然气产量 6310662.3国内油气供需平衡与对外依存度 6185602.3.1原油供需 63532.3.2天然气供需 7266112.4行业资本开支、成本与盈利特征 7133222.4.1上游资本开支规模 7302212.4.2开采成本结构对比 731022.4.3行业盈利周期性规律 722502.5行业竞争格局分析 873222.5.1第一梯队：三大石油央企（市场份额90%以上） 8123832.5.2第二梯队：民营油气企业与地方企业 8152632.5.3外资企业 8201062.6行业技术发展现状 813448第三章2026-2031年中国天然原油和天然气开采行业供需与市场规模预测 9151643.1核心驱动因素预判 9323263.22026-2031年产量预测 9276903.2.1原油产量预测（基准情景） 920843.2.2天然气产量预测（基准情景） 1090093.3国内油气需求与供需缺口预测 10259333.3.1原油需求预判 1011893.3.2天然气需求预判 10223433.4行业市场规模与资本开支预测 10267053.5细分赛道发展前景对比 1124453.5.1海上油气开采（最优赛道） 1169733.5.2页岩油开采（弹性赛道） 11283403.5.3页岩气/致密气（稳定成长赛道） 11247423.5.4陆上常规老油田开发（稳健存量赛道） 11296953.5.5煤层气（区域性机会赛道） 1113272第四章行业关键风险与机遇分析 1198084.1行业发展机遇 1166074.1.1能源安全战略带来长期政策红利 12316974.1.2非常规与深海资源打开增量空间 1222364.1.3天然气作为过渡能源需求持续扩张 12204384.1.4数字化、国产化持续降低开发成本 12237864.1.5低碳转型催生新业务增长点 12191294.2行业核心风险 12198634.2.1国际原油价格剧烈波动风险 12322034.2.2资源开发成本持续上行风险 12106794.2.3能源转型长期需求压制风险 12316264.2.4地质勘探不确定性风险 1291544.2.5环保与安全生产监管风险 13140054.2.6海外技术装备供应链风险 13278974.3行业SWOT汇总 131797第五章企业发展策略与行业投资建议 1391585.1不同市场主体发展策略建议 13267605.1.1三大国有石油央企 13302405.1.2民营油气与油服企业 13294255.1.3装备、技术服务商 1482245.22026-2031行业投资主线 14123855.3投资风险提示 1428710第六章报告结论与行业发展总展望 14

2026-2031年中国天然原油和天然气开采行业市场调查研究及发展前景预测报告摘要天然原油与天然气开采是现代工业体系的能源基石，是保障国家能源安全的核心上游产业。2019-2025年我国实施油气增储上产七年行动计划，行业实现历史性突破，2025年国内原油产量达到2.16亿吨、天然气产量2619亿立方米，油气总产量当量突破4.2亿吨，创造历史新高。但我国原油对外依存度仍维持72%以上、天然气对外依存度接近40%，高对外依存格局长期存在，能源供给风险持续凸显。“十五五”（2026-2030）规划明确提出持续实施中长期油气增储上产战略，确立原油稳产2亿吨、天然气持续增产核心目标。2026-2031年将成为我国油气开采行业转型关键周期：一方面，深层超深层、海上油气、陆相页岩油气成为核心增量来源；另一方面，“双碳”目标驱动油气行业低碳转型，CCUS、油气田绿电开发、甲烷管控加速落地，行业从单纯追求产量规模转向“产量稳定、效益提升、绿色低碳”高质量发展。本报告系统梳理2021-2025年行业运行基本面，剖析产业链结构、竞争格局、政策环境、供需平衡、技术迭代，预判2026-2031年市场规模、产量、投资、成本变化趋势，识别行业机遇、多重风险，并提供投资策略与企业发展建议。报告全文总字数约11800字。核心结论摘要产量预判：2026-2031年国内原油产量维持2.00-2.20亿吨区间震荡，以稳产为主；天然气产量保持年均80-120亿立方米稳步增长，2031年有望突破3200亿立方米。资本开支：行业上游勘探开发资本开支维持3600-4100亿元/年高位，海上油气、非常规油气、老油田提高采收率是资金主要投向。竞争格局：中石油、中海油、中石化“三桶油”持续占据行业绝对主导，民营资本聚焦油田技术服务、中小型非常规区块开发，难以撼动资源端垄断格局。核心矛盾：常规老油田自然递减持续加大、新增优质常规资源稀缺；陆相页岩油气、深水油气开发成本偏高，经济效益高度依赖国际油价；能源转型长期压制化石能源远期需求。投资主线：海上油气产能建设、陆相页岩油气规模效益开发、老油田三次采油、低碳油气开发配套技术、油气资源勘探技术装备国产化。第一章行业基础概况与产业环境分析1.1行业定义与产业链架构天然原油和天然气开采（B07），涵盖油气地质勘探、钻井、油气藏开发、油气采出、初步脱水脱烃处理等上游环节，是石油石化产业链最前端资源端。

完整油气产业链三层结构：上游（本行业）：油气勘探、钻井、油气开采、井口油气初步处理；参与主体：中石油、中石化、中海油、民营油服、地方小型油气企业。中游：长输管道、LNG接收站、地下储气库、油气储运；下游：原油炼化、成品油销售、化工原料生产、城市燃气、工业燃料、燃气发电。上游开采具备强资源属性、重资产长周期、高资本投入、周期性极强三大特征：油气区块资源不可再生，单油田开发周期普遍20-50年；勘探钻井沉没成本高，投资回报高度取决于国际原油、天然气价格。1.2行业宏观政策环境1.2.1国家级顶层规划政策1）《国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要（2026-2030）》：明确实施中长期油气增储上产战略行动，保障原油年产量稳定在2亿吨左右，推动天然气产量稳步增长；坚持常规与非常规并举、陆上海洋并重；大力推进深地、深海、非常规油气勘探；推进油气田与新能源融合开发，布局CCUS低碳项目。

2）能源安全新战略：立足国内保障能源供给，降低油气对外依存度成为长期国家战略，持续支持上游勘探开发投入。

3）“双碳”配套政策：严控油气行业甲烷排放，推动油气田电气化、清洁化改造；鼓励油气企业布局碳捕集利用与封存项目，传统油气开发附加低碳约束。1.2.2产业配套激励政策税收优惠：海洋油气勘探开发进口设备关税减免、非常规油气资源开采税费减免、CCUS项目财税补贴；矿权改革：持续推进油气勘查区块竞争性出让，适度向民资开放非常规油气区块；价格机制：天然气门站市场化改革持续推进，上游开采端市场化定价范围持续扩大；科技政策：设立深层油气、页岩油气、深水装备重大科技专项，推动油气勘探开发装备国产化。1.2.3监管约束政策生态环保监管持续收紧，油气勘探开发水土保持、废水回注、甲烷管控、海上溢油防控标准持续提升；陆上油气开发征地、生态红线管控趋严，勘探施工环保成本持续上行。1.3宏观经济与能源转型环境1.3.1国内宏观基本面我国工业化进程进入中后期，化工原料、交通运输、制造业对原油刚性需求长期存在；天然气作为清洁过渡能源，在城市燃气、工业燃料、调峰发电领域替代空间持续扩大。中长期看，电动车、氢能、可再生能源逐步挤压成品油需求，原油终端消费增速放缓；天然气需求增长持续性显著优于原油。1.3.2全球能源转型大背景全球碳中和浪潮下，欧美长期降低化石能源消费预期，但短期2026-2031年不存在油气大规模退出条件。国际能源署（IEA）判断：2030年前全球油气需求维持高位，天然气作为低碳过渡能源需求韧性更强。能源转型加速倒逼油气开采行业主动低碳改造，单纯依靠传统采油采气的发展模式难以为继。1.4全球地缘能源格局外部环境全球油气供给格局持续重构：OPEC+持续动态调节产能、美国页岩油气维持弹性供给、巴西、圭亚那等新兴产油国产能释放。中东霍尔木兹海峡作为全球油气航运核心通道，地缘冲突持续带来供给扰动，国际油价中长期维持高波动特征。

我国原油进口来源多元化持续推进，俄罗斯管道原油、中亚管道气占比持续提升，对冲中东进口风险；但海运进口原油占比仍然超过60%，供应链脆弱性无法短期消除。持续走高的对外依存度，倒逼国内持续加大自主勘探开发投入。第二章2021-2025年中国天然原油和天然气开采行业运行现状复盘2.1国内油气储量资源现状“十四五”期间我国油气勘探取得重大突破，新发现大中型油气田225个，亿吨级油田13个、千亿方气田26个。

1）原油探明储量：连续7年每年新增探明地质储量超10亿吨；陆相页岩油成为新增储量核心增长点，2025年页岩油新增储量占石油新增探明储量38%；松辽盆地古龙、渤海湾济阳、新疆吉木萨尔三大页岩油示范区完成储量落实。

2）天然气探明储量：连续7年新增探明储量高于1.2万亿立方米；四川盆地深层页岩气、鄂尔多斯盆地深层煤层气、致密气贡献主要增量。

资源禀赋短板客观存在：我国常规优质浅层油气资源进入开发中后期，主力老油田普遍进入高含水递减阶段；新增储量多集中在深层（4500米以上）、超深层、海上、陆相页岩油气，勘探开发技术难度更大、单位开采成本显著高于浅层常规油气。2.2产量历史数据复盘（2021-2025）2.2.1原油产量2021年：1.99亿吨

2022年：2.05亿吨（同比+3.02%）

2023年：2.08亿吨（同比+1.46%）

2024年：2.11亿吨（同比+1.44%）

2025年：2.16亿吨（同比+2.37%）

核心特征：七年行动计划推动原油产量止跌回升，连续四年站稳2亿吨大关；海上原油贡献全国新增产量60%以上，渤海油田成为国内第一大原油生产基地；页岩油产量2025年突破850万吨，但整体占全国原油产量比重仅4%，规模仍然有限。2.2.2天然气产量2021年：2053亿立方米

2022年：2201亿立方米

2023年：2353亿立方米

2024年：2487亿立方米

2025年：2619亿立方米

核心特征：连续9年每年增产超100亿立方米；非常规天然气（页岩气、致密气、煤层气）总产量突破1100亿立方米；四川盆地页岩气、鄂尔多斯致密气构成两大核心增长极。2.3国内油气供需平衡与对外依存度2.3.1原油供需2025年国内原油表观消费量7.94亿吨；国内自产2.16亿吨，进口5.78亿吨，原油对外依存度72.3%。

国内自产产能远不足以支撑消费，是行业最核心底层约束。短期无法依靠国内开采完全替代进口，产业目标是稳住国内产量上限，降低供给波动冲击。2.3.2天然气供需2025年天然气表观消费量4343亿立方米；自产2619亿立方米，进口总量1724亿立方米（管道气823亿立方米+LNG945亿立方米），天然气对外依存度39.7%。

天然气供需缺口持续扩大，国产气稳步增产能够有效缓解进口压力，也是2026-2031年行业最重要增长赛道。2.4行业资本开支、成本与盈利特征2.4.1上游资本开支规模2021-2025年国内油气上游年均资本开支3300-3600亿元；资金投向结构：陆上常规老油田稳产改造35%、海上油气开发30%、非常规油气勘探开发25%、前沿风险勘探10%。

“三桶油”资本开支具备逆周期特征，即便油价阶段性下行，仍维持勘探最低投入保障资源接续。2.4.2开采成本结构对比2025年头部企业桶油生产成本：中国海油：27.9-29.6美元/桶（海上低成本区块为主，成本优势最强）中国石油：32.5-33.5美元/桶（陆上老油田占比高，递减成本抬升）中国石化：37.5-39美元/桶（陆上稠油、页岩油占比偏高）

成本分化逻辑：海上优质区块成本最低；浅层常规油气次之；深层油气、陆相页岩油、稠油开采成本显著抬升。2.4.3行业盈利周期性规律天然原油天然气开采属于强周期行业，固定成本占比高，业绩对国际油价高度敏感。行业普遍测算：布伦特原油价格每上行10美元/桶，上游开采企业净利润提升15%-30%。

行业盈亏平衡中枢：陆上常规油田盈亏平衡油价约55-60美元/桶；海上优质油田40-48美元/桶；陆相页岩油、深层油气盈亏平衡油价65-75美元/桶。油价长期低于盈亏线，非常规油气扩产意愿将显著收缩。2.5行业竞争格局分析行业资源壁垒极高，矿权集中，形成央企主导、民资配套二元竞争格局。2.5.1第一梯队：三大石油央企（市场份额90%以上）中国石油天然气股份有限公司（中石油）

国内陆上油气资源龙头；全国原油产量占全国50%；主力产区：大庆、长庆、塔里木、新疆油田；优势：陆上成熟盆地资源、全国主干天然气管网；增量依托新疆页岩油、塔里木超深层油气。中国海洋石油有限公司（中国海油）

国内唯一专注海上油气开采企业；国内海域矿权占据绝对优势；原油产量占全国18%；渤海油田稳定现金流，南海深水油气为中长期增量；桶油成本行业最低，抗周期能力最强。中国石油化工股份有限公司（中石化）

上游油气板块以胜利油田、四川页岩气为主；原油产量占全国16%；兼顾炼化一体化，上游更多服务自有炼化产能；重点布局陆相页岩油、川南页岩气。2.5.2第二梯队：民营油气企业与地方企业企业特征：难以获取大型整装油气矿权；主要参与中小型区块开发、煤层气、油田工程技术服务；代表企业：蓝焰控股（煤层气）、通源石油、中曼石油。市场份额合计不足10%，难以形成规模竞争。2.5.3外资企业准入受限，仅能通过合作开发、技术服务方式参与非常规油气、海上区块合作，无法独立大规模获取油气矿权，市场占比极低。2.6行业技术发展现状1）常规油气：老油田精细油藏描述、三次采油（化学驱、气驱）技术成熟，持续提升老油田采收率；

2）深层超深层油气：塔里木、四川盆地7000-9000米超深层钻井技术逐步国产化；

3）海上油气：深水钻井平台、水下生产系统持续突破，但高端装备仍存在部分卡脖子环节；

4）非常规油气：水平井+体积压裂页岩油气开发技术体系成型；陆相页岩油开发完成工业示范，但单井成本仍高于美国海相页岩油；

5）低碳技术：CCUS油气封存、油气田风光电融合、甲烷监测与回收技术进入试点规模化阶段。第三章2026-2031年中国天然原油和天然气开采行业供需与市场规模预测3.1核心驱动因素预判利好驱动：国家能源安全战略持续落地，“十五五”增储上产政策延续；海上油气、页岩油气产能持续释放，新增产能对冲老油田自然递减；天然气需求持续增长，气田开发经济效益持续改善；勘探开发装备国产化持续推进，中长期压低开采成本。制约因素：主力老油田自然递减率持续上行，稳产投入逐年增加；新增优质资源向深层、深海、非常规集中，资本投入门槛抬升；能源转型长期压制远期原油需求预期；环保、低碳相关投资持续增加，抬升综合运营成本。3.22026-2031年产量预测3.2.1原油产量预测（基准情景）行业基准情景基于“十五五”规划稳产目标，叠加老油田递减、新增产能测算：2026年：2.15亿吨2027年：2.14亿吨2028年：2.12亿吨2029年：2.09亿吨2030年：2.06亿吨2031年：2.03亿吨趋势解读：行业进入“稳产承压阶段”，产量缓慢小幅回落，维持2.00亿吨以上安全底线。海上原油、页岩油增量抵消陆上老油田产量下滑；若国际油价长期低于60美元/桶，非常规油气扩产放缓，产量存在进一步下行风险；油价持续维持80美元以上，页岩油产能加速释放，产量有望稳定在2.10亿吨平台。增量结构拆分：

海上原油：增量主力，年均新增产能300-500万吨；

陆相页岩油：2031年产量有望突破1300万吨；

陆上常规老油田：产量逐年自然递减，依靠提高采收率减缓下滑速度。3.2.2天然气产量预测（基准情景）2026年：2730亿立方米2027年：2835亿立方米2028年：2930亿立方米2029年：3015亿立方米2030年：3100亿立方米2031年：3180亿立方米趋势解读：天然气维持稳健增长曲线，年均增量80-110亿立方米。增长来源：四川深层页岩气、鄂尔多斯致密气、深层煤层气、海上天然气。天然气是2026-2031年开采行业唯一具备持续增长空间的核心品类。3.3国内油气需求与供需缺口预测3.3.1原油需求预判2026-2031年国内原油表观消费量增速持续放缓。电动车普及持续压制成品油需求；化工原料用油保持韧性。预计原油消费峰值大概率出现在2028-2029年，峰值规模约8.1-8.2亿吨。

供需格局：国内产量维持2.0-2.15亿吨区间，需求8.0亿吨上下；原油进口规模维持5.8-6.1亿吨，对外依存度维持71%-75%区间高位震荡，无法明显下降。3.3.2天然气需求预判需求持续稳步上行，城燃、工业燃料、调峰发电共同支撑需求增长。预计2031年国内天然气表观消费量达到5200-5400亿立方米。

自产气量3180亿立方米，进口需求2000亿立方米以上，天然气对外依存度维持38%-42%；扩大国内天然气产能，可以有效压缩进口LNG采购成本，平抑冬季供气价格波动。3.4行业市场规模与资本开支预测参照MordorIntelligence及国内能源机构测算口径，上游开采行业市场规模以油气产出价值测算（按照中长期布伦特中枢70美元/桶、国内气价中枢稳定假设）：

2026年国内油气上游市场规模约57000亿元；

2031年市场规模达到64500亿元，2026-2031年均复合增速约2.58%。资本开支预测：2026-2031年上游年均勘探开发资本开支维持3650-4050亿元。2026-2028年维持高位；2029年后受能源转型预期影响，资本开支增速小幅放缓；资金持续向海上、非常规、天然气项目倾斜。3.5细分赛道发展前景对比3.5.1海上油气开采（最优赛道）发展前景★★★★★

优势：桶油成本优势显著、新增储量充足、“十五五”重点扶持；渤海稳产、南海深水持续上产；海上油气与海上风电协同低碳开发具备政策红利。约束：深水开发初始投资巨大、建设周期长、海洋环保标准严苛。3.5.2页岩油开采（弹性赛道）发展前景★★★★

国内陆相页岩油资源潜力巨大，是原油稳产核心抓手；短板：单井投资高、递减快，经济效益高度依赖油价；只有油价维持70美元以上才能持续规模化扩产。3.5.3页岩气/致密气（稳定成长赛道）发展前景★★★★★

国内天然气增长核心载体；四川盆地深层页岩气持续突破，成本持续下行；需求持续增长，价格稳定性优于原油。3.5.4陆上常规老油田开发（稳健存量赛道）发展前景★★★

以稳产改造、三次采油为主，增量空间有限；主要依靠精细挖潜延缓产量递减，现金流稳定，但长期缺乏成长性。3.5.5煤层气（区域性机会赛道）发展前景★★★

鄂尔多斯深层煤层气取得突破，但资源区位集中，管道配套制约大规模开发；适合区域性专业化企业布局。第四章行业关键风险与机遇分析4.1行业发展机遇4.1.1能源安全战略带来长期政策红利降低油气对外依存度是国家长期战略，上游勘探开发持续获得财政、税收、矿权政策支持；中长期资本投入底线得到政策保障，行业不存在大规模资本收缩风险。4.1.2非常规与深海资源打开增量空间深层超深层、南海深水、陆相页岩油气、深层煤层气持续获得勘探突破，持续拓展国内油气资源池，为2026-2031年产量稳定提供资源基础。4.1.3天然气作为过渡能源需求持续扩张在新能源大规模储能技术成熟前，天然气是火电调峰、工业清洁替代最优选择，天然气开采企业具备持续稳定的需求基本面。4.1.4数字化、国产化持续降低开发成本智能钻井、数字油藏、自动化采油装备持续普及；油气装备国产化持续推进，降低设备采购成本，提升国内油气项目盈利能力。4.1.5低碳转型催生新业务增长点CCUS、油气田风光融合、甲烷回收利用，传统油气开采企业可以依托现有油气藏资源拓展碳封存、综合能源业务，打开第二增长曲线。4.2行业核心风险4.2.1国际原油价格剧烈波动风险行业最大周期性风险。若全球需求持续疲软、OPEC+增产，布伦特油价长期低于60美元/桶，页岩油、深水高成本项目投资计划收缩，行业资本开支下行，增量产能释放不及预期。地缘冲突又会造成油价短期暴涨，抬升下游消费成本，抑制需求。4.2.2资源开发成本持续上行风险优质浅层常规资源枯竭，新增资源向深层、深海、非常规转移，单井建设投资持续抬升；土地、环保、安全生产合规成本逐年增加，压缩企业利润空间。4.2.3能源转型长期需求压制风险中长期电动车、可再生能源、氢能替代持续推进，市场远期对原油需求预期下行，影响企业长期资本投入意愿，资本市场估值持续承压。4.2.4地质勘探不确定性风险油气勘探天然存在高风险，风险探井成功率有限；大量前期勘探投入存在无法形成商业储量的沉没风险。4.2.5环保与安全生产监管风险海上溢油、陆上油气开采废水、甲烷排放监管持续收紧；重大安全事故将带来停产整改、巨额处罚，严重冲击企业经营。4.2.6海外技术装备供应链风险部分高端深水钻井装备、测录试核心仪器仍依赖进口，地缘技术封锁可能影响重点项目建设进度。4.3行业SWOT汇总优势（S）：国家政策强力支持；国内油气资源基础雄厚；三大央企具备完整技术与资金实力；天然气需求具备中长期韧性。

劣势（W）：常规优质资源枯竭；新增资源开发成本偏高；陆相页岩油气经济效益偏弱；高对外依存格局难以短期扭转。

机会（O）：深海、非常规油气持续突破；装备国产化降本；低碳融合业务拓展；天然气替代需求持续增长。

威胁（T）：国际油价大幅波动；全球能源转型长期压力；环保监管趋严；外部地缘供应链扰动。第五章企业发展策略与行业投资建议5.1不同市场主体发展策略建议5.1.1三大国有石油央企资源布局：坚持“稳油增气”，加大海上、天然气、非常规资源投入；优化资产结构，逐步退出低效高成本陆上老油田；技术路线：持续攻关深水、陆相页岩油气、超深层国产化技术；推进数字化智能油气田建设；低碳转型：依托油气藏布局CCUS项目；油气田配套风光新能源，降低生产能耗与碳排放；开展甲烷全流程回收；经营策略：平衡产量目标与经济效益，高油价阶段加大勘探投入，低油价阶段严控低效资本开支。5.1.2民营油气与油服企业资源端：避免争夺整装大型油气区块，聚焦中小型煤层气、致密气区块、老油田提高采收合作项目；业务定位：优先发展油田技术服务（压裂、钻井、智能监测），轻资产运营降低周期风险；差异化赛道：布局甲烷治理、油气田节能、低碳配套细分赛道，避开央企直接竞争。5.1.3装备、技术服务商紧跟三大央企投资方向，重点研发深水钻井装备、非常规压裂设备、油气数字化监测系统、CCUS配套装备；推进进口替代。5.22026-2031行业投资主线核心主线一：海上油气产业链

中国海油为主的海上油气产能持续扩张，海上钻井平台、水下生产系统、海洋工程建设具备持续订单支撑；海上油气开采企业具备低成本护城河，穿越油价周期能力更强。核心主线二：天然气及非常规气开发

天然气需求增长确定性最强；川南页岩气、鄂尔多斯致密气、深层煤层气持续上产；页岩气开采技术服务商、气田运营企业长期受益。核心主线三：陆相页岩油产业链（弹性机会）

高度绑定国际油价，适合波段布局；油价上行周期页岩油扩产加速，压裂设备、油服需求快速提升。核心主线四：油气低