2023 年國內外油氣資源形勢分析及展望

樊大磊，王宗禮，李 劍，王彧嫣

（自然資源部油氣資源戰略研究中心，北京 100860）

2023 年，世界經濟走勢、產油國生產策略、地緣政治博弈持續影響油氣供需。2023 年5 月5 日，世界衛生組織（WHO）正式宣布結束新型冠狀病毒肺炎疫情全球緊急狀態，后疫情時代，世界經濟有所恢復，但發展不平衡。新興經濟體經濟展現出較強韌性，國際貨幣基金組織（IMF）10 月預測，新興經濟體2023 年經濟增長率在4.0%左右，為能源需求提供了有力保障；發達經濟體經濟增長疲弱，為抑制疫情和進口激增帶來的國內通脹，美國聯邦儲備系統（FED）從2022 年3 月起進入加息周期，連續10 次提高聯邦基金利率，累計加息幅度高達500 個基點[1]，西方主要經濟體也紛紛跟進，緊縮的貨幣政策對經濟帶來下行壓力，發達經濟體經濟增速從2022 年的2.6%降至2023 年的1.5%，歐元區經濟降幅更為明顯，從2022年的3.3% 降至2023 年的0.7%，美國經濟增速從2022 年、2023 年的2.1%降至2024 年的1.5%；全球整體經濟增速下降，從2022 年的3.5% 降至2023 年的3.0%和2024 年的2.9%，低于3.8% 的歷史（2000—2019 年）平均水平[2]。以沙特阿拉伯和俄羅斯為首的歐佩克+（OPEC+）產油國為穩定油價實行石油限產，而以美國為首的非OPEC+產油國加大油氣生產力度，填補了油氣供應缺口。俄烏沖突已近兩年，西方持續對俄羅斯開展全方位制裁，俄羅斯對歐洲供應化石能源等大宗商品數量斷崖式下跌。歐洲天然氣消費國為解決供需矛盾，開源節流，在推行降低消費政策的同時，向西尋求美國、卡塔爾液化天然氣（LNG）替代俄羅斯管道天然氣，天然氣供應緊張的局面有所緩解。2023 年10 月，巴以沖突風波再起，對沖突外溢的擔憂沖擊油氣市場。

我國經濟穩中向好，高質量發展扎實推進[3]。油氣需求、進口增長明顯。油氣資源主管部門和石油企業持續加大油氣勘探開發力度，努力端牢能源飯碗，油氣勘查開采投入創歷史新高，在主要盆地、重要領域獲得多項重要發現。油氣增儲上產成效顯著，石油產量穩定增長，天然氣產量增長較快。

1 2023 年全球油氣形勢

1.1 石油供需增長明顯，總體保持平衡

全球石油供需基本平衡。在需求端，根據國際能源署（IEA）數據，盡管2023 年第四季度主要經濟體增長低于預期，石油需求增長有所放緩，但2023 年全球石油需求仍同比增加200 萬桶/d 以上，達1.02 億桶/d，超過2019 年水平；根據美國能源信息署（EIA）數據，2023 年中國、印度、美國分別同比增加79 萬桶/d、29 萬桶/d、13 萬桶/d。在供應端，以沙特阿拉伯和俄羅斯為首的OPEC+產油國持續推行自愿減產政策，其中，俄羅斯宣布從3 月起減產50 萬桶/d，9 月起減少出口30 萬桶/d；OPEC+多國宣布從5 月起自愿減產，其中，沙特阿拉伯、伊拉克、阿拉伯聯合酋長國、科威特、阿曼、阿爾及利亞、哈薩克斯坦分別減產50 萬桶/d、21.1 萬桶/d、14.4 萬桶/d、12.8 萬桶/d、4 萬桶/d、4.8 萬桶/d、7.8 萬桶/d，OPEC 成員國自愿減產幅度占其總產量的3.7%。之后，沙特阿拉伯宣布從7 月起再額外減產100 萬桶/d，持續到12 月底。非OPEC 國家2023 年石油產量增加180 萬桶/d，主要來自美國、巴西、挪威、圭亞那等國，其中，美國受益于供應鏈和油井生產運營效率改善，原油日均產量達1 293 萬桶的歷史新高[4]，貢獻了增量的七成[5]。此外，隨著對伊朗制裁措施的放松，11 月，伊朗原油日產量達313 萬桶[5]，是2018 年以來最高值（表1 和表2）。

表1 2021 年以來世界石油供需及預測Table 1 Supply and demand of oil in the world since 2021 and forecast 單位：萬桶/d

表2 2020 年以來部分國家原油和全球石油供應情況Table 2 Global oil supply and crude oil supply in some countries since 2020 單位：萬桶/d

1.2 國際油價沖高回落，在中高位震蕩

2023 年，國際油價在中高位震蕩，布倫特（Brent）原油現貨價格、WTI 原油現貨價格、OPEC 一攬子原油價格分別在71～98 美元/桶、66～94 美元/桶、71～98 美元/桶間浮動，總體呈現“上半年區間震蕩、下半年沖高回落”走勢。

受西方主要經濟體持續收緊金融政策、推高商業銀行融資成本等因素影響，2023 年3 月，美國和歐洲出現金融市場動蕩，3 月10 日、3 月12 日美國硅谷銀行、簽名銀行相繼倒閉[6]，3 月14 日，瑞士信貸銀行也宣布發生巨額虧損[7]，恐慌情緒傳導至石油市場，油價短期大幅下挫，布倫特（Brent）國際油價3 月17日下跌至71.0 美元/桶的年內低點。為提振油價，OPEC+國家紛紛宣布自愿減產，4 月12 日布倫特（Brent）國際油價上漲至88.3 美元/桶的上半年高位。之后隨著5 月初美國第一共和銀行倒閉，以及美國兩黨對避免6 月份聯邦政府債務違約[8]遲遲未達成共識，為國際油價帶來了第二波下行壓力。5 月初至6 月末，布倫特（Brent）國際油價在75 美元/桶附近窄幅波動。第三季度，隨著主要經濟體經濟數據好于預期、FED 暫停加息,以及主要OPEC+成員國延續減產，國際油價進入上升通道，布倫特（Brent）國際油價9 月下旬升至97.1 美元/桶年內高點。10 月7 日，新一輪巴以沖突爆發，布倫特（Brent）國際油價在90美元/桶附近高位震蕩；11 月，隨著巴以沖突外溢擔憂情緒減輕、對經濟增長前景不確定性的擔憂，以及美國等非OPEC 產油國石油產量大幅提升，國際油價持續回落，至12 月，布倫特（Brent）國際油價下探至75～80 美元/桶附近（圖1）。

圖1 2023 年國際原油現貨平均價格走勢Fig.1 Average price trend of international crude oil spot in 2023

1.3 歐洲市場供需矛盾緩解，天然氣價格持續回落，

2022 年開始的俄烏沖突深刻改變了歐洲和全球的天然氣市場[9]，根據IEA 數據，俄羅斯對歐盟管道天然氣供應量從2021 年的近1 400 億m3跌至2022年的略高于600 億m3，跌幅達50%以上，2023 年進一步跌至200 億～250 億m3。供需失衡導致天然氣價格飆升，2022 年8 月，歐洲天然氣（TTF）價格創歷史新高。之后由于高氣價抑制終端消費、暖冬過后庫存偏高、能源消費結構調整、能源效率提升等因素，歐洲天然氣消費量持續下降，2023 年歐洲天然氣消費量較2021 年下降約1 200 億m3，降幅約為五分之一。此外，通過尋求替代氣源、加快LNG 基礎設施建設等措施，歐洲國家積極改善進口結構，其中，在2022 年全年、2023 年前三季度，經濟合作與發展組織（OECD）中的歐洲國家在天然氣總進口量同比分別下降6% 和22% 的情況下，LNG 進口量同比分別增長了59%和2%，其中從美國進口天然氣同比分別增長131%和5%[10]。通過節流與開源，歐洲天然氣供需矛盾得到緩解，價格大幅回落，2023 年，歐洲天然氣（TTF）月均價格回落至9.55～20.18 美元/mmbtu 區間。2023 年，亞洲新興經濟體天然氣需求復蘇，其中，中國和印度同比分別增長7%和4%；而日本和韓國天然氣需求有所下降，同比分別下降6%和2%[10]；2023 年，日本進口LNG 月均價格在12.21～20.19 美元/mmbtu 區間。北美地區2023 年天然氣消費量與2022 年基本持平，11 月，美國天然氣日產量達到29.7 億m3，創歷史新高[7]，預計2023 年全年產量達1.046 萬億m3，占全球天然氣產量的23%；前三季度，美國出口天然氣1 584 億m3，同比增長7.6%[11]，美國亨利中心（Henry Hub）2023 年月均價格在2.15～3.27美元/mmbtu 區間（圖2）。全球天然氣供需總體平衡，IEA 10 月預計，2023 年全球天然氣供應總量約為4.08 萬億m3，需求總量約為4.07 萬億m3，2022—2026 年全球LNG 供應量將增長25%，正在推動一個全球化天然氣市場的形成。

圖2 2020 年以來國際天然氣價格走勢Fig.2 Price trend of international natural gas since 2020

1.4 油氣上游投資持續增長，活動鉆機數保持在較高水平

全球油氣上游投資自2020 年受疫情和低油價影響降至低點以來，持續回升，2023 年較2020 年增長24%，達5 080 億美元，其中，中東地區、北美地區、亞太地區占比分別為24%、23%和19%[12]，主要集中在深水、致密油氣等領域。近年來全球常規油氣勘探儲量發現保持在20 億t 當量水平，主要來自于中-新生界儲層[13]，海域為勘探主戰場，中-南大西洋兩岸、東地中海、黑海等持續引領全球新增儲量增長，深水（超深水）油氣持續成為勘探熱點領域[14]。2023 年12月全球（不含中國陸上）活動鉆機數為1 739 臺，繼續保持在較高水平（圖3）。其中，美國活動鉆機數雖然有所下降，但得益于單井效率提高、采取大井叢、提高單井水平段進尺等技術手段，其油氣產量創歷史新高。

圖3 2020 以來全球（不含中國陸上）活動鉆機數Fig.3 Number of active drilling rigs in the world（excluding China’s onshore） since 2020

2 我國油氣資源形勢

2.1 油氣消費量增長較快，對外依存度依然較高

根據國家統計局、海關總署數據，2023 年1—11 月，我國原油表觀消費量70 584 萬t，同比增長9.2%，進口量51 593 萬t，同比增長12.1%，對外依存度72.9%，較2022 年同期增加2.0 個百分點；天然氣表觀消費量3 538 億m3，同比增長7.1%，進口天然氣1 499 億m3，同比增長8.6%，對外依存度40.8%，較2022 年同期增加0.6 個百分點。預計2023 年我國原油表觀消費量77 290 萬t，同比增長8.7%，對外依存度73.0%；天然氣表觀消費量3 953 億m3，同比增長8.9%，對外依存度41.9%（表3）。

表3 2010—2023 年我國原油、天然氣表觀消費量及對外依存度Table 3 Apparent consumption and external dependence of crude oil and natural gas in China from 2010 to 2023

2.2 油氣勘查開采力度持續加大，油氣找礦成效顯著

2023 年石油企業和有關部門大力推進找礦突破戰略行動，持續加大油氣勘探開發力度，全年勘查投資約900 億元，開采投資約3 000 億元，均創歷史最高水平。在重點盆地和海域取得多項重要突破，油氣產量繼續保持增長勢頭。

2.2.1 常規油氣勘探在主要含油氣盆地和近海海域取得多項新發現

陸上四川盆地、塔里木盆地、準噶爾盆地、渤海灣盆地等大型含油氣盆地新區帶、新類型、新層系勘探取得多項新發現。陸上常規油氣勘探，塔里木盆地順北“深地一號”中部獲13 口高產井，發現了2條億噸級和4 條千萬噸級富油氣斷裂帶，躍進3-3XC井刷新超深大位移紀錄[15]；富滿油田評價東部主干斷裂、次級斷裂，甩開預探FI5 以西主干斷裂，15 口探評價井獲成功[16]；塔北西部托探1、雄探1 兩口風險探井在新層系勘探取得突破，雄探1 井首次在上寒武統白云巖發現海相油氣，推動海相油氣勘探向西拓展[16]；庫車坳陷克探1 風險探井在克拉2 構造深部獲高產氣流，實現了庫車山前白堊系亞格列木組新層系重大突破，有望成為現實的萬億立方米接替領域[16]。準噶爾盆地哈山5 井在西北緣哈山山前風城組獲高產氣流[15]。四川盆地德陽-安岳裂陷槽西側大探1 井獲震旦系燈影組臺緣帶勘探重大突破[17]；川東北開江-梁平海槽東側宣探1 井[18]、川中蓬溪-武勝蓬深10 井在飛仙關組-長興組獲礁灘天然氣勘探重大突破[19]；合川-潼南地區潼深6HC 井在茅口組獲斷溶體型儲層重要發現[20]；川北巴中1HF 井、元陸2HF 井分別在涼高山組、須家河組獲陸相致密油氣勘探重要發現；川西合興場豐谷110 等多口探井獲高產氣流，獲須家河組新類型致密氣勘探重要發現[15]。渤海灣盆地陸上滄探1 井在深凹區孔二段發現百米油層，試油獲百噸高產，開辟了規模增儲戰場；海探1 井發現東營組自生自儲新含油氣系統，實現了歧口深凹區勘探突破[21]；保清凹陷保清6 井、武清凹陷泗探1X 井均取得突破，開辟了冀中探區淺層和超深層規模增儲新局面[22]。鄂爾多斯盆地西緣天環坳陷23 口探井獲得高產工業油流，其中3 口井日產油超過百噸，發現了億噸級洪德油田[23]。

渤海海域秦皇島27-3 油田獲淺層巖性油藏重要突破，發現了渤海中北部首個億噸級巖性油氣田；渤中26-6 億噸級油田整體探明2 億t 規模，成為最大的整裝太古界變質巖潛山油田；渤中8-3 南超深層獲得天然氣勘探突破，打開了渤海中生界潛山勘探新局面[24]。珠江口盆地開平南古近系獲日產超千噸高產油流，有望建成國內首個深水深層億噸級輕質油田；珠一坳陷深層在番禺10-6、惠州26-6 北發現兩個大中型油氣田，實現了珠江口盆地勘探由淺層向深層的轉變[24]。潿洲11-6 實現了南海北部灣盆地最大整裝油田發現。瓊東南盆地6 口井落實了淺層含氣性和儲量規模，拓展了超深水超淺層天然氣勘探新領域[24]。

2.2.2 頁巖油氣和深層煤層氣等非常規油氣勘探取得多項新發現和新突破

頁巖氣領域，四川盆地內江地區資201 井在筇竹寺組獲日產氣74 萬m3高產，獲得寒武系古老地層和超深層頁巖氣勘探突破[25]；宣漢-達縣地區雷頁1井獲日產43 萬m3高產氣流，實現了二疊系大隆組海相深層頁巖氣勘探新突破；紅頁茅1HF 井、紅頁茅2HF 井茅四段壓裂分別試獲日產氣6.4 萬m3、6 萬m3，率先在茅口組頁巖氣實現重大突破[15]。頁巖油領域，東營凹陷利津洼陷利頁101 井試獲日產油201 t，實現新區、新類型勘探重大突破；蘇北盆地海安凹陷勘探取得新突破，海頁1HF 井試獲最高日產油50.7 t，高郵凹陷向深層拓展，花頁7HF 井阜二段獲日產油52.3 t、日產氣1.04 萬m3[15]。深層煤層氣領域，鄂爾多斯盆地大寧-吉縣地區深層煤層氣風險探井納林1H 井、佳煤2H 井均獲高產，納林河-米脂北地區新增探明地質儲量1 254 億m3，大吉-石樓地區新增探明地質儲量1 108 億m3，落實了國內首個深層煤層氣萬億立方米大氣區[26]；大牛地氣田深層陽煤1HF 井太原組8 號煤層獲工業氣流，深層煤層氣勘探獲重大突破[15]；東北緣神府煤層氣田開展致密氣與煤層氣互補式開采，成功申報我國首個千億立方米深煤層氣田[24]。

2.2.3 石油產量站穩2 億t 水平，天然氣產量繼續保持高速增長

“十三五”以來，我國石油產量從2016 年接近2.00 億t 下降到2018 年的1.89 億t，之后連續5 年持續穩中有增，2022 年全國石油產量增長至2.05 億t，時隔六年重上2 億t 大關[27]，2023 年全國石油產量2.09 億t；天然氣產量從2016 年的1 369 億m3增長到2023 年 的2 997 億m3，連 續7 年 增 長 超100 億m3。2023 年，我國油氣開采領域捷報頻傳，11 月底，我國最大的油氣田長慶油田年產當量突破6 000 萬t，預計全年油氣當量突破6 600 萬t[28]；我國第二大油氣田、最大海上油田渤海油田油氣日產量首次突破10 萬t油當量并高位運行[29]；大慶油田連續9 年保持原油3 000 萬t“硬穩產”，天然氣生產連續13 年實現穩定增長[20]；塔里木油田連續4 年持續刷新油氣產量當量3 000 萬t 用時記錄[30]，超深復雜油氣規模效益開發取得新進展，我國最大超深油田富滿油田突破400 萬t大關[31]；西南油氣田再度實現歷史性跨越，年產天然氣突破400億m3，其中頁巖氣油氣當量突破1 000 萬t[32-33]。

2.3 國家發布多項油氣等能源政策，油氣資源管理改革持續深化

2023 年上半年，國家發展和改革委員會、國家能源局、自然資源部印發了《加快油氣勘探開發與新能源融合發展行動方案（2023—2025 年）》《關于加快推進能源數字化智能化發展的若干意見》《礦業權出讓交易規則》《關于油氣勘查實施方案、開發利用方案及勘查開采工作進展報告編寫大綱的通知》《礦業權出讓收益征收辦法》《關于進一步完善礦產資源勘查開采登記管理的通知》《關于進一步做好用地用海要素保障的通知》等政策文件，積極引導能源行業健康有序發展，持續規范完善包含油氣資源在內的礦產資源管理[34]。

2023 年下半年，自然資源部又出臺了多項政策：7 月印發了《自然資源部關于深化礦產資源管理改革若干事項的意見》（自然資規〔2023〕6 號），允許已設采礦權深部或上部、周邊、零星分散資源，以及屬同一主體相鄰礦業權之間距離300 m 左右的夾縫區域以協議方式出讓；調整了探礦權延續扣減基數和扣減面積比例，扣減基數改為延續時的勘查許可證載明面積，扣減比例由25%調整為20%，非油氣已提交資源量的范圍、油氣已提交探明地質儲量的范圍不計入扣減基數；梳理細化了油氣探采合一管理要求；在礦業權交易中推廣使用保函或保證金；將探礦權每次的保留期限由2 a 延長為5 a；結合實踐經驗，明確礦業權出讓收益評估由省級自然資源主管部門統一組織開展；與礦業權出讓交易規則、礦業權出讓收益征收辦法等進行了銜接[35]。8 月印發了《自然資源部 財政部關于制定礦業權出讓收益起始價標準的指導意見》（自然資發〔2023〕166 號），對油氣礦產礦業權出讓收益起始價標準進行了調整，采用上海原油期貨價格作為我國油氣礦產礦業權出讓收益起始價標準。12 月1 日，國務院常務會議原則通過《中華人民共和國礦產資源法（修訂草案）》，決定將修訂草案提請中華人民共和國全國人民代表大會常務委員會審議[36]。

3 形勢分析和展望

2023 年，受經濟形勢、產油國政策、地緣政治等因素影響，國際油價在中高位震蕩，隨著新興經濟體經濟復蘇，拉動石油需求增長，以美國為首的非OPEC+產油國石油產量增長超過預期，世界石油供需基本平衡。歐洲天然氣市場供需矛盾得到緩解，全球能源大宗產品價格回落。全球油氣上游活動繼續保持2020 年以來的回暖態勢。預計2024 年全球石油需求端發達國家需求乏力，新興經濟體需求增長明顯，供應端沙特阿拉伯、俄羅斯等產油國減產收緊供應，美國等非OPEC 國家產量繼續保持高位，全球石油供需將呈現平衡態勢。影響2024 年油氣供需的因素包括：地緣政治因素對油價出現大幅度的干擾；宏觀經濟增速下滑導致需求不振；OPEC+聯盟修改石油供應計劃；美國放松對伊朗制裁導致伊朗原油快速回歸市場等。預計2024 年全球天然氣供需總體平衡，歐洲天然氣供需是否平衡將是影響天然氣市場價格波動的關鍵因素。

國內方面，2023 年我國油氣行業持續加大勘探開發力度，油氣找礦突破戰略行動取得可喜進展，從油氣勘探成果進展來看，有三個特點：一是重大油氣發現主要來自塔里木盆地、四川盆地、準噶爾盆地、鄂爾多斯盆地、渤海灣盆地（含海域）、珠江口盆地等大盆地，中小盆地的發現較少；二是油氣發現以深層-超深層、碳酸鹽巖、頁巖氣、頁巖油（致密油）為主；三是海域油氣勘探不斷開創新局面。我國當前油氣資源形勢挑戰與機遇并存。面臨的挑戰主要有：我國油氣對外依存度依然較高，海上油氣進口通道易受地緣政治、外部軍事干涉影響；國內新發現油氣儲量品質變差、豐度變小、埋藏變深、油藏類型趨于復雜[37]，油氣采收率下降趨勢明顯；老油田穩產困難，部分新發現油氣藏開采效益較差，難以規模建產。面臨的機遇包括：“一帶一路”倡議提出十年以來，我國和沿線國家能源領域合作基礎穩固，合作潛力巨大；我國西部和海域油氣勘探程度仍處于中低水平，非常規油氣勘探潛力大，未來可期；隨著我國油氣資源管理改革不斷深入、石油企業不斷提升理論認識、加強技術攻關，未來在深海、深層、非常規等領域增儲上產和提高老油田油氣采收率方面將大有作為。展望2024 年，油氣行業將全面落實找礦突破戰略行動要求，立足大盆地，持續推進“兩深一非”等重點領域高效勘探；扎實推動提高油氣采收率等技術攻關，確保老油氣田持續穩產和新區效益開發建產，預計全年國內石油產量2.11 億t 左右，天然氣（含頁巖氣和煤層氣）產量有望超2 400 億m3。