油气产储日新月异，炼化产能减油增特

事项： 中国石油近期进行了2025年度反向路演，调研团队参观了呼图壁储气库、百里油区、新能源&配套煤电&碳捕集一体化项目、页岩油勘探开发重点实验室、克拉玛依石化及独山子石化等生产科研设施，向广大投资者介绍了中国石油在能源保供、非常规油气开发、炼化升级等方面进展。 国信化工观点： 1)稳定的能源供应是经济运行的压舱石，公司作为国内最大油气生产供应商，其油气产销直接支撑了全国工业生产和基础设施运转。在民生保障方面，中石油呼图壁储气库是国内首座库容超100亿立方米的大型储气库，具备北疆地区及西气东输管线系统季节调峰和事故应急双重功能，该储气库有效保证了居民供暖和城市燃气稳定；油气勘探开发方面，中石油不断进行技术开发，推动老油气田稳产增产，并积极推进绿色低碳战略。克拉玛依油田探索了浅层超稠油油藏的双水平井蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD技术），助力环烷基稠油的经济开发和稳产增产，并通过“新能源及配套煤电、碳捕集一体化项目”实现了综合利用煤炭、低碳效益开发油气、融合发展新能源的目标。 2)公司通过炼厂升级改造及延长天然气产业链，积极践行“减油增特”战略。克拉玛依石化经过多年研发，实现了稠油加工技术从空白到国际先进的跨越，目前建成稠油集中加工、环烷基润滑油生产、高等级道路沥青生产、低凝柴油生产＂四大基地＂。独山子石化则实现了塔里木油田丰富、稳定的乙烷高值化利用，一期已经建成60万吨/年乙烯裂解装置，2026年即将建成120万吨/年乙烯裂解装置，该项目充分发挥中国石油上下游一体化的规模效应和低成本优势。 投资建议：我们维持之前盈利预测，预计公司2025-2027年归母净利润1674/1709/1740亿元，摊薄EPS分别为0.91/0.93/0.95元，对于当前A股PE为10.09/9.87/9.66x，对于H股PE为6.79/6.65/6.51x，维持“优于大市”评级。 评论： 新疆油田：历史悠久，不断突破页岩油开发 新疆油田发展历史悠久，可追溯至20世纪初。1955年1月，新中国成立新疆石油公司（新疆石油管理局），负责新疆油气业务。1955年10月29日，克拉玛依一号井喷出工业油流，宣告新中国第一个大油田诞生。 1958年，克拉玛依油田正式开发，当年产油33.38万吨，两年后跃升至166万吨，成为我国最大的油田。 1975年，克拉玛依、白碱滩、百口泉等18个油田区块原油产量成功突破300万吨大关。2022年12月22日，原油年产量突破千万吨，成为中国西部首个千万吨级油田。6年后又建成全国首个“数字油田”，实现原油产量连续28年稳步增长。2024年新疆油田原油产量再创历史新高，成为国家原油增储上产的绝对主力。新疆油田累计探明石油地质储量超30亿吨、天然气1700多亿立方米，贡献原油近4.5亿吨、天然气超1000亿立方米，原油千万吨稳产已持续23年。2025年新疆油田预计原油产量2000万吨，并向着全面建设5000万吨现代化综合性能源公司的宏伟目标挺进。 由新疆油田公司吉庆油田作业区开发管理的新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区，是中国首个国家级陆相页岩油示范区。吉庆油田作业区位于准噶尔盆地东部，面积1278平方千米，资源储量估算超过10亿吨。 2023年，吉木萨尔凹陷页岩油产量达到63.5万吨。吉木萨尔页岩油的勘探开发经过先导试验和工业化试验目前进入技术定型和规模化建产阶段。 图1：吉木萨尔页岩油井位分布 吉木萨尔凹陷的页岩油为源-储一体，决定水平井产能高低的关键因素是“甜点”中的“黄金靶体”，即一、二类“甜点”的油层。中国石油新疆油田公司为提高其钻遇率进行了技术攻关，“黄金靶体”钻遇率从43.4%提升至83.6%，资源动用程度由50%提高至89%，单井综合投资降至4500万元，实现了效益建产。 吉庆油田产能建设加快，预计2025年产量页岩油产量达140万吨。截至2024年一季度，吉庆油田围绕页岩油开发已取得1项理论创新与7项技术突破，陆相页岩油开发技术整体达到国际领先水平。截至2023年底，吉庆油田作业区页岩油累计完钻产能井252口，建成产能129.3万吨，2023年吉木萨尔页岩油产量达到63.5万吨，2024年页岩油计划产量突破90万吨，较2023年增加30万吨。按照计划，吉庆油田作业区今年将完成钻井100口，压裂井110口，2025年页岩油年产量将达到140万吨。 呼图壁储气库：兼具战略及调峰作用 天然气的生产、运输和消费体系有其自身的特殊性。一方面天然气蕴藏量和消费量分布十分不均匀，我国东部人口密集、天然气消费量较大的地区缺少稳定的天然气气源，而在西部地区天然气消费量较小，却存在大量的天然气气田。另一方面天然气的消费具有季节性的不均匀性，但是气源的供应量却不能跟随用气的峰谷进行同步供给。地下储气库是国家天然气“产-供-储-销”产业链中的重要组成部分，是关系国计民生的重点工程。地下储气库具有储量大、稳定性能好、调峰能力强的优点，能够有效调节天然气产销环节中的不平衡、不均匀状况；同时，地下储气库作为目前最大的储气“容器”，能有效弥补天然气管网系统应急能力较差的缺陷。 地下储气库由储气地质体、注采井网和地面集输系统三部分组成。根据储气库建库储集层类型不同，可将储气库划分为4种类型，即油气藏型、水层型、盐穴型和矿坑型。储气库以年为周期运作，我国采暖季为天然气消费高峰，“冬春采气、夏秋注气”是我国储气库的运作流程。 图2：地下储气库类型示意图 中国自20世纪90年代开始探索建设储气库，在借鉴国外经验的基础上，设计建成了第一座储气库-大张坨储气库。截至2019年底，中国建成储气库15座，形成工作气量115亿立方米，约占当年天然气消费量的3.8%，日调峰能力1.3亿立方米。2018年冬季，受“煤改气”和中亚天然气供应减少的双重影响，国内出现用气短缺的窘境，引起国家高度重视，国家对供气企业、城市燃气与地方政府下达了储气调峰的建设指标，要求加快推进储气设施建设。在此背景下，中国储气库进入高速发展期，至2023年底，累计建成储气库30座，工作气量达到230亿立方米，约占天然气年消费量的5.8%，日调峰能力超过2.6亿立方米。 图3：中国储气库发展历程 呼图壁储气库是在新疆油田原呼图壁气田基础上改建的，也是国内首座库容超100亿立方米的大型储气库（世界第六、亚洲第一），也是中亚进口气进入国内后的首座储气库。呼图壁储气库设计库容量107亿立方米，工作气量45.1亿立方米，具备北疆地区及西气东输管线系统季节调峰和事故应急供气双重功能。 与地面储罐相比，呼图壁储气库作为地下储气库，具有储藏量大、调节工作气量大、安全性高和成本低等优势。目前共有注采井49口，最大注气能力2600万方/天，高峰调峰能力3950万方/天，自2013年6月建成投运以来，已历经“十二注十二采”，累计注气244亿方，采气217亿方。 图4：呼图壁储气库 克拉玛依百里油区：石油中的“稀土”，环烷基稠油 克拉玛依油田位于准噶尔盆地西北缘纵贯克拉玛依区、白碱滩区、乌尔禾区三个区，南起红山油田、北至乌尔禾的217国道两侧，全长150公里左右，因此得名“百里油区”，其原油产量占新疆油田总产量的60%，是我国面积大的稠油开采区。 稠油根据环烷烃含量不同进行分类。少于20%的被称为石蜡基稠油，20%-40%的被称为中间基稠油，40%以上的被称为环烷基稠油。环烷基稠油是炼制航空煤油、低凝柴油、超低温冷冻机油、特种沥青、高端橡胶油等特种油品不可或缺的稀缺优质原料，储量仅占世界已探明石油储量2.2%，因而被誉为石油中的“稀土”。 目前世界环烷基稠油资源主要集中在美国、加拿大、委内瑞拉和中国。其中，美国、加拿大稠油中环烷烃含量为32%，委内瑞拉稠油中环烷烃含量为53%，中国渤海湾稠油中环烷烃含量为30%–46%，而克拉玛依油田稠油环烷烃含量高达69.7%，是环烷基稠油中的“极品”。世界稠油探明储量中该类资源仅有0.15%，新疆油田一家资源量就达10亿吨。 稠油与原油的区别就在于粘度大，流动性差，胶质、沥青质含量高。2007年至2012年，新疆油田公司石油科研技术团队经过4年艰苦奋斗，通过“引进—模仿—再创新”，为风城油田3.6亿吨超稠油开发找到了方法，探索出了适合新疆油田浅层超稠油油藏的双水平井蒸汽辅助重力泄油技术（以下简称“双水平井SAGD技术”），破解了超稠油开发的世界级难题。双水平井SAGD技术是一种类似于“烧烤”的开发技术，是在油藏底部平行部署一对注汽井和生产井，并向井内注入超高温蒸汽，将稠油逐渐“烤化”流动后，在重力作用下下泄采油的方法。这种采油方法具有高采油能力、高油气比、高采收率等优势。 图5：双水平井SAGD工作过程 SAGD技术解决了稠油开采难题，但该技术从蒸汽的生产到采出原油等环节都伴随着能量的高损耗。为此新疆油田公司制定了“十四五”稠油高效、低碳开发攻关思路：立足“少用蒸汽、不用蒸汽、余热利用”方向，拟通过电加热辅助SAGD和溶剂辅助SAGD技术，推进稠油低碳开发。2023年的现场试验显示井下大功率电加热SAGD预热技术较传统注蒸汽热采模式热效率提高了20%，蒸汽使用量减少了90%。“以电代气、以电代汽”绿色开发替代传统燃气锅炉的开发方式，将大幅减少天然气和蒸汽使用量以及二氧化碳的排放量，将极大地促进稠油开发技术与新能源的融合发展，降低稠油开发成本，应用前景广阔。 风城油田作业区重37井区积极开展高温光热利用先导试验项目。风城油田作业区重37井区高温光热利用先导试验项目是世界首个SAGD稠油塔式水工质高温光热试验工程，力求攻克稠油热采光热清洁替代技术瓶颈，探索解决稠油生产高能耗、高碳排放问题。项目太阳能集热区镜场总采光面积5.15万平方米，年可提供高品质过热蒸汽5.23万吨、替代天然气392万方，减少碳排放0.85万吨。 目前世界上稠油资源极为丰富，稠油超稠油和沥青大约占全球石油资源总量的70%，开发潜力巨大。随着新疆油田公司创新SAGD技术及新一代浅层稠油、超稠油开发技术日趋成熟，稠油油藏可以实现低成本开发。我国三大石油央企海外浅层稠油矿权储量多达上百亿吨，稠油开采技术大有可为。 新能源+煤电+CCUS一体化项目：新旧能源融合发展，油气资源绿色开采 碳捕集、利用与封存（CCUS）技术是指将二氧化碳从工业过程、能源利用或大气中分离出来，并通过工程化手段实现其减排并获得效益的过程，涵盖碳捕集、碳运输、碳利用与碳封存4个环节。在碳捕集方面，主要针对燃煤电厂、钢铁、水泥、石化等高碳排放企业，对其排放废气实施燃烧后捕集、燃烧前捕集和富氧燃烧等成熟技术，有效减少碳排放。在碳运输方面，主要根据运输距离、运输量、交通便捷度等因素，通过管道、船舶、铁路、公路等多种方式进行运输。在碳利用与碳封存方面，可以通过化工利用的方式将其转化为甲醇、化肥等高附加值产品。还能在石油、天然气及水资源开采中发挥驱替作用，提高资源开采效率，降低开采成本。其中，CCUS与提高采收率（EOR）相结合的碳驱油技术，既能提升油气田开发效率，又能封存温室气体，已成为国际能源行业战略布局的重要方向。 碳驱油技术的核心在于二氧化碳与原油之间的多种物理化学作用。其一，二氧化碳溶解于原油，会破坏分子间作用力，降低原油黏度，增强其在油藏孔隙中的流动能力，从而提高驱油效率；其二，二氧化碳溶于原油会使原油体积膨胀、黏度降低、流度增大，而溶于水又会使水黏度增加、流度降低，进而改善原油与水的流度比；其三，二氧化碳使原油体积膨胀，增加了弹性能量，为驱油提供了额外动力；其四，在一定条件下，二氧化碳能够萃取汽化原油中的轻质烃，形成混相或近混相状态，降低油水界面张力，便于驱替残余油。在碳驱油过程中，部分二氧化碳会随原油一同被采出，但仍有相当一部分会留在地下油藏中，实现地质封存。 图6：CCUS与EOR结合示意图 新疆油田264万千瓦新能源及配套煤电、碳捕集一体化(一期)项目是国内最大的“新能源+煤电+CCUS”一体化项目。一期建设264万千瓦光伏+132万千瓦煤电+100