油服行业市场现状及发展趋势
编辑：刘帆 来源： 思瀚 通源石油    2023-02-14

油服行业位于油气能源产业链上游，直接为石油、天然气勘探及生产提供服务，因此油气能源行业产业链上游的勘探及生产的发展状况直接决定了油服行业的发展。其行业传导机制为，国际原油、天然气价格的涨跌直接影响油气行业公司的收入和利润，进而影响油气公司的资本开支计划，可见，上游油气行业的发展决定性的影响油服行业的发展。

1、油气将长期在全球能源系统扮演重要角色

根据2022年发布的《BP世界能源统计年鉴》显示，从消费总量上看，化石燃料占全球一次能源消费的82%，油气依然是全球能源消费的主力。虽然2020年新冠疫情暂时影响全球经济发展导致石油需求下降，但长期来看随着全球经济复苏将继续带动能源需求保持增长，而油气在保障国防安全、粮食安全、基础工业、科技发展、衣食住行等方面都起到了重要的作用，将长期在全球能源系统中扮演重要角色。

根据2020年《BP世界能源展望》，随着新兴国家的不断繁荣和生活水平的提升，全球能源需求将会持续增长，预计到2050年增长约25%。其中石油需求将在持续增长后达到峰值并保持平稳，而天然气需求将在未来30年持续增长，预计到2050年增长约30%以上。未来全球油气需求增长旺盛，与之相对应的油气田服务市场需求也将持续增长。

2、我国原油、天然气需求依然呈现增长趋势

近年来，我国化石能源特别是石油及天然气消费量呈长期快速增长趋势，2021年我国石油产量1.99亿吨，石油表观消费量7.15亿吨，石油消费量增速高于产量增速，国内有限的能源供应使我国石油的对外依存度节节攀升，从21世纪初的不到30%到2021年我国石油对外依存度达到71.90%，并长期居高不下。

数据来源：国家统计局、智研咨询

随着我国经济的不断发展，能源需求将不断提升，为保护国家能源安全，我国能源安全战略提出加大国内上游油气勘探开发力度，推动国家能源结构调整，增强自主供给。2021年7月15日国家能源局召开2021年大力提升油气勘探开发

力度工作推进会，会议强调要提高政治站位，坚持长抓不懈，持续提升油气勘探开发和投资力度，加大勘探开发资金和工作量投入，加强海洋油气勘探开发，深入推进页岩革命等。2021年10月11日，国务院总理、国家能源委员会主任李克强主持召开国家能源委会议，会议提出加大油气勘探开发。随着我国油气需求持续增长，国内油气勘探开发力度将持续加大。

3、以页岩油气为代表的非常规油气成为中国未来油气增储上产的主要增量来源

根据EIA和美国先进资源国际公司（Advanced Resources International，ARI）数据，截至2017年底，全球页岩油地质资源总量9,368.35亿吨，技术可采资源量为618.47亿吨。美国页岩油资源量最大，技术可采资源量达153.75亿吨，约占全球总量的25%。中国排名全球第三，技术可采资源量43.93亿吨，约占全球的7%。

随着常规、易采和优质油气资源日渐减少，以及水平井钻井、射孔分段、水力压裂等技术的发展，美国于2008年爆发页岩革命，依靠其技术进步和充分的市场竞争，美国页岩油实现从零开始到目前年产接近5亿吨，使美国原油产量迅速跃居世界第一，实现了能源独立。根据EIA公布数据显示，截至2019年12月，美国二叠纪盆地、巴肯、鹰滩等七大产区页岩油产量已突破900万桶/天，在原油总产量中比重达到70%，美国原油出口量达到446.2万桶/天，创历史新高。尽管2020年美国页岩油开发受疫情影响，美国原油产量在2020年底同比减少了190万桶/天，原油产量为1,100万桶/天，但仍然是全球最大的原油生产国，表现出顽强的生命力。

根据中国石油经济技术研究院发布的《2018年国内外油气行业发展报告》显示，我国页岩气可采资源量达21.8万亿立方米，高居世界第一。近年来，我国在松辽盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地等地区加大页岩油气勘探开发投入，取得了一系列突破进展：松辽盆地页岩油估算资源量达40亿吨；2020年陇东页岩油示范区百万吨产能建设启动，标志着庆城10亿吨级大油田进入规模开发阶段；渤海湾盆地大港油田形成亿吨级页岩油增储；准噶尔盆地吉木萨尔油田已知探明储量12亿吨，已进入开发建设阶段。

同时，2021年我国页岩气产量达到230亿立方米，同比增长高达15%，整个“十三五”期间，我国页岩气产量更是增长了4.5倍。根据国家能源局规划，到2030年，我国要在海相、陆相及海陆过渡相页岩气开发上取得明显突破，年产量将达到800亿至1000亿立方米。随着页岩油气开发的持续深入，油气服务需求也将不断增长。

4、我国能源安全战略带动国内油气行业进入快速发展通道

自2019年我国全面实施油气勘探开发“七年行动计划”以来，三桶油持续加大国内油气勘探开发力度。根据国家统计局数据显示，2021年全国石油产量达到1.99亿吨，同比增长2.4%，连续两年产量回升；天然气产量达到2,053亿立方米，同比增长8.2%，连续5年增产超过100亿立方米。同时，我国油气对外依存度依旧居高不下，2021年为72%和45%，能源安全战略形势较为严峻。在国家发布的《“十四五”规划和2035年远景目标纲要》中明确要求“有序放开油气勘探开发市场准入，加快非常规油气资源利用，推动油气增储上产”。

十四五期间我国将继续重点突出松辽、鄂尔多斯、塔里木、四川、渤海湾等重点盆地的规模效益勘探开发，加大页岩气、页岩油等非常规资源开发力度，例如2020年鄂尔多斯盆地长庆油田实现国内首个6,000万吨产量，“十四五”期间产量提升至6,800万吨；2020年新疆地区塔里木油田建成3,000万吨产能，力争在2025年油气产量突破4,000万吨、2035年达到5,000万吨，新疆地区10亿吨级页岩油藏全面推进开发；2020年四川盆地中石油西南油气田全面建成300亿方大气区，中国石油西南油气田公司2021年生产天然气354.1亿方，较2020年同比增长36亿方，增幅11.3%，预计2025年产量将达到500亿方，2030年年产量将达到800亿方，成为国内最大的现代化天然气工业基地。国内油气行业已经进入一个快速发展通道，对油气服务需求将持续大幅增加。

5、全球油气勘探开发工程技术服务板块市场规模巨大

2019年全球油气勘探开发工程技术服务板块市场规模约2,692亿美元，2020年受疫情影响有所下降，约为1,921亿美元。其中最具附加值也是核心、敏感的板块当属钻井与完井服务以及油田生产服务，市场规模合计约1,938亿美元，占比超过70%。虽然受疫情影响，据行业信息机构Spears & Associates的研究报告显示，2021年全球油田服务和装备市场规模为2,023亿美元，较2020年有所回升，但随着疫情逐步受控，中长期看全球勘探开发投资将逐渐恢复，并保持长期向好态势。

尤其是以美国、中国为代表的非欧佩克国家将成为油气增产主要区域，特别是非常规、天然气等油气项目将大范围进入开发周期，老油田提高采收率以提振产量，勘探开发工作量需求保持增长，将拉动勘探开发工程技术服务需求回升。据中国石化报预计，2022～2025年石油工程市场规模保持增长态势，年均增长3%～6%。

6、油气行业数字化、智能化发展已是大势所趋

近年来，随着全球数字技术的发展，以人工智能、云计算、大数据、物联网为代表的数字技术在各个行业取得了大规模的应用。数字经济蓬勃发展，行业数字化转型不断加速，进入“十四五”时期，在高质量发展要求下，人工智能与传统产业的深度融合愈发凸显重要性。作为国家战略性资源和工业基础，在数字化浪潮冲击下，油气行业数字化转型智能化发展已是大势所趋。从全球范围来看，国内外油服企业均在加速数字化发展步伐，斯伦贝谢、贝克休斯等国际大型油服企业已抢先探索数字化转型道路。而在国内中石油长庆油田数字化覆盖率达到了90%以上，在数字化开发与建设方面走在了同行的前列。

按照中石油的规划，在2025年将实现旗下油田100%数字化，地面、接收、管理平台也将全面迈向数字化。在我国“十四五”规划和2035年远景目标纲要中指出加快建设数字经济，以数字化转型整体驱动生产方式变革，2025年数字经济核心产业增加值占GDP比重提升至10%。随着数字技术在油气行业应用不断深入，以数字为核心驱动的油服行业解决方案将逐步落地。

7、我国非常规天然气开发提速，井口气回收市场前景广阔

“十四五”时期我国油气勘探开发进入“由常转非”阶段，非常规油气资源将呈现集中勘探开发的大场面。四川盆地作为我国非常规天然气开发主战场，2021年四川省天然气产量达到484亿立方米、同比增长12%，产量、增量均居全国第一；2022年1-7月四川产气323.1亿立方米，四川盆地产气量占全国的30%，为全国最高。

随着四川盆地非常规天然气开发力度持续加大，钻探开发的天然气井也将随之增加。而由于四川盆地多山密林的地质特征以及天然气管网铺设困难滞后等因素，导致钻探开发的零散边远的非常规天然气井产出的天然气没有管网及时输送，又因“双碳”目标战略不能随意排空造成碳排放污染及资源浪费，因此非常规井口气回收将成为目前非常规天然气开发输送回收的主要手段。根据中石油规划2025年西南油气田天然气产量将达到500亿，2030年年产量将达到800亿，成为我国最大的现代化天然气工业基地。非常规天然气开发提速增效，非常规井口气回收市场前景十分广阔。

在管线铺设前部分井采用常规CNG装置进行回收，但常规回收装置安装周期长、设备多、占地大、不便搬运，回收效果较差；同时在气体回收过程中，存在井产量不稳定，衰减严重，需要根据气量大小及时更换设备规格型号以适应井场生产需要的情形，但由于常规设备不具备该条件，造成气体不能完全回收或停产，不能满足油田需要。因此，针对各油田气体回收的需求和痛点，需要采用新装置、新工艺将各井口天然气实施高效回收，颗粒归仓。

8、“双碳”战略目标下，CCUS作为大规模快速减排的关键技术路径，市场潜力巨大

在我国双碳战略目标下，CCUS作为应对气候变化、实现大规模快速减排、迈向碳中和的关键技术路径，对实现二氧化碳净零排放的贡献率可达到15%～20%。捕集来的二氧化碳可以作为化工原料制作锂电池电解液、甲醇、乙醚等化工产品，亦可应用于油田，开展驱油、压裂、吞吐等作业，大幅提高原油采收率。CCUS技术是实现宏观碳经济、碳循环的主要方式，既实现了变废为宝，又能产生巨大的经济和社会价值。

而CCUS-EOR具有大幅度提高石油高采收率和埋碳减排双重效益，是将捕集的二氧化碳注入地质构造完整、封闭性好、基础资料详实的已开发油藏，通过驱替提高原油采收率并实现二氧化碳埋存，技术经济可行，是目前应用规模最大的CCUS技术。CCUS-EOR在我国油田有巨大的市场潜力。

随着近年国内各油田开展二氧化碳驱油配套技术攻关及不同类型油藏二氧化碳驱油试验区取得较好效果，不断拓展了适应二氧化碳驱油的油藏类型，我国共有130亿吨石油可以采用CCUS-EOR技术来提高采收率，同时埋存50～60亿吨二氧化碳在油藏中。按照目前国内二氧化碳驱先导试验驱（混相驱和非混相驱）平均提高采收率7.4%和二氧化碳埋存率60～90%计算，CCUS-EOR具有较好经济效益和社会效益，未来市场前景十分广阔。