2025年，全球经济复苏乏力，国际油价震荡波动，地缘政治冲突持续影响能源供应链，绿色低碳转型深入推进，全球油气供需格局持续优化调整，油气作为主体能源仍发挥关键支撑作用。国内经济稳步回升，能源消费刚性增长，保障国家能源安全、提升油气自主保障能力成为行业发展的核心任务，中国油气勘探开发面临复杂外部环境与艰巨内部保供任务的双重挑战。
2025年是石油天然气发展“十四五”规划与大力提升油气勘探开发力度“七年行动计划”收官之年，中国油气行业保持战略定力，全力攻坚增储上产，推动油气探明储量保持高位增长，原油产量达2.16亿吨历史新高，天然气产量连续9年超百亿立方米增长，油气产量当量达到4.2亿吨的新高度，自主保障能力显著提升，油气科技创新、上游体制机制改革与低碳转型发展迈出坚实步伐，“七年行动计划”圆满收官，油气行业进入“量效齐增与绿色开发”新发展阶段。
2026年是石油天然气发展“十五五”规划开局之年，中国油气行业将立足新起点，聚焦建设能源强国战略目标，持续推进油气勘探开发，加快构建油气与新能源协同发展新格局，高效支撑新型能源体系建设，保障国家能源安全。
2025年，全球油气勘探开发投资在地缘政治、经济形势、能源转型、油气市场等复杂宏观环境下呈现结构性调整。油气勘探开发投资连续第二年下降，年投资约5300亿美元，同比下降2%，降幅较2024年收窄。其中，陆上油气勘探开发投资3510亿美元，同比下降约5%；海域油气勘探开发投资1790亿美元，同比增长约6%，增速较2024年放缓。从地区来看，北美地区陆上油气勘探开发投资1560亿美元，同比下降约1%，占全球勘探开发总投资约29%；拉美及亚太地区海域勘探开发投资950亿美元，同比增长约3%，继续保持占勘探开发总投资约18%。
2025年，全球新增油气可采储量13.2亿吨油当量，同比上升5.6%。其中新发现常规、非常规油气可采储量分别为12.9亿、0.3亿吨油当量。从地区分布看，新发现常规油气可采储量主要集中在美洲地区，占比38.0%；其次为非洲、亚太、欧洲、中东和中亚—俄罗斯地区；从海陆分布看，深水—超深水可采储量占比仍然最大，达到7.8亿吨油当量，占比59.0%，其中巴西桑托斯和坎波斯盆地新发现油气可采储量分别为2亿、1.8亿吨油当量，包括Bumerangue、Agua—Marinha油气田等。从新发现常规油气田规模看，可采储量超过1亿吨油当量的大—中型油气田依然是全球常规油气勘探新发现的主体，数量占比仅为12.9%，但可采储量占比达到77.6%。
2025年，全球原油产量49.5亿吨，同比增长3.1%。从地区分布看，美洲、非洲、中东、中亚—俄罗斯、欧洲、亚太等六大地区原油产量分别为18.5亿吨、3.7亿吨、15.5亿吨、6.8亿吨、1.5亿吨、3.5亿吨，同比增长4.6%、4.0%、1.9%、1.6%、0.8%、0.4%。从资源类型看，超深水（水深超过1500米）原油产量2.6亿吨，同比增长12.2%；页岩油（致密油）产量9.6亿吨，同比增长5.4%；重油产量2.0亿吨，同比增长5.4%；油砂产量1.7亿吨，同比增长3.0%。
2025年，全球天然气产量41785亿立方米，同比增长2.6%。从地区分布看，美洲地区为14957亿立方米，同比增长3.9%；中东地区为7143亿立方米，同比增长1.5%；亚太地区为6697亿立方米，同比增长1.0%；非洲地区为2577亿立方米，同比下降0.1%；中亚—俄罗斯地区为8304亿立方米，同比下降1.4%；欧洲地区为2107亿立方米，同比下降3.8%。从资源类型看，超深水天然气产量647亿立方米，同比增加13.2%；页岩气产量10987亿立方米，同比增加5.1%；致密气产量2466亿立方米，同比增长5.2%。
2025年，油气行业脱碳进入深水区，规模扩张放缓。全球石油公司参与的低碳资产交易金额为1807亿美元，同比下滑21%，近两年持续负增长。国际石油公司低碳业务策略持续调整，更加聚焦于自身竞争优势领域，在2025年全球油气勘探开发支出整体下降背景下，五大国际石油公司油气上游投资同比增长6%，占总投资的74.5%，投资额和投资占比均创近5年新高；调整发展目标，将达不到投资门槛的低碳项目暂停或缩减规模，多家国际石油公司收缩可再生发电、低碳氢与生物燃料业务。国家石油公司重视天然气业务国际化以及低碳发展主权，沙特阿美等中东国家石油公司以天然气为核心抓手，通过海外资产并购与长约锁定市场等方式深度参与全球天然气市场，并通过多种措施加强对本国能源低碳转型路径与节奏的掌控。
2025年，油气行业持续强化地质理论认识创新，加大新领域风险勘探、突出重点领域甩开预探和集中勘探、深化成熟探区精细勘探，在陆上深层超深层、海洋、非常规、成熟探区等领域取得一系列重要成果，年新增石油、天然气探明地质储量同比分别增长40%、16%。石油探明地质储量连续7年保持10亿吨以上，天然气探明地质储量连续7年保持1.2万亿立方米以上。在常规油气新增探明地质储量、技术可采储量均下滑的情况下，页岩油、煤层气等非常规资源实现规模增储，确保了油气探明地质储量持续高位增长，夯实了上产资源基础。
陆上深层超深层成为增储新阵地。塔里木盆地富满—果勒地区超深层奥陶系构建次级断裂叠加白云岩滩体成藏新模式，果探1井证实鹰山组断裂+白云岩滩体可形成新的规模接替领域；顺北中部地区断控油气藏勘探开发一体化甩开评价实现全面拓展，顺中2、顺北隆1井新类型储集体勘探获突破，于奇斜坡带、塔河深层奥陶系试获高产油气流。四川盆地川西北部龙王庙组持续深化构造—沉积演化与滩体分布规律研究，部署柘探1井实现寒武系深层勘探新突破。
海洋油气勘探展现巨大增储潜力。2025年，海洋油气勘探在浅层岩性、深层—超深层、复杂潜山等领域获重大突破。浅层岩性领域、环渤中斜坡带相继发现秦皇岛29—6油田、龙口25—1和曹妃甸22—3油田，龙口25—1油田为2025年全国发现的最大常规油田；深层—超深层领域，南海陆丰南深层勘探获大中型岩性油田突破；潜山领域，获渤中8—3南中生界火山岩潜山大中型油气勘探发现，南海北部湾盆地涠洲10—5/5南多岩类潜山实现重大突破，涠西南海中新区海3构造带勘探评价再获日产千方高产油流。
非常规油气勘探捷报频传。页岩油方面，渤海湾盆地济阳页岩油新增探明地质储量3.27亿吨，松辽盆地古龙页岩油田青山口组Q9油层新增探明石油地质储量超3亿吨，四川盆地探明首个页岩油田—复兴油田。致密气方面，四川盆地通南巴气田和元坝气田须家河组致密气探井持续获高产；鄂尔多斯盆地富县探区、神府区块隐蔽性致密气层等均取得新进展。页岩气方面，四川盆地自贡、大安、泸州区块龙马溪组深层页岩气新增探明地质储量近2800亿立方米，红星探区二叠系吴家坪组发现国内首个二叠系页岩气大气田，永川深层新增探明地质储量超千亿立方米，资阳寒武系资页8井在深层页岩气试获高产，无阻流量超两百万立方米/日。煤层气方面，在鄂尔多斯盆地米脂—神木、佳县、大吉、宜川等地区新增深层煤层气探明地质储量超4000亿立方米。
成熟探区勘探向纵深突破。松辽盆地松北三肇地区致密油勘探取得重要进展。渤海湾盆地东濮凹陷葛岗集、歧口深洼区古近系实现规模增储。四川盆地川中沙溪庙组一体化勘探部署31口探井获高产，推动天府—梓潼千亿立方米大气田持续规模增储。鄂尔多斯盆地在吴起丈方台、志丹洛河、延川—清涧、冯庄—南泥湾等区块，新增探明地质储量超7000万吨油当量。南海莺—琼盆地创新一体化井位评价，东方29—1、陵水25—1、陵水17—2气田新增优质储量。
2025年，全国生产原油21609万吨，在克服2000万吨自然递减的基础上，又增产320万吨，原油产量创历史新高。陆上老油田突出高效稳产与精准提产，深化新区拓展与老区挖潜，切实发挥“压舱石”作用。大庆油田智能化精准化水驱开发结合大数据措施优选提效，全年水驱产油1820万吨，自研抗盐聚合物及低成本高效复合驱油体系，强力支撑化学驱产量连续24年超过1000万吨，大庆油田原油产量连续11年稳守3000万吨大关，创造了中国老油田开发史上的新纪录。胜利油田新区持续拓展砂砾岩大斜度井弹性开发、滩坝砂差异化压驱压裂、浊积砂精细描述+压驱压裂等效益建产模式，老区加强地上地下一体化治理控含水降递减，连续10年保持2300万吨以上稳产。
页岩油先行示范区如期建成，页岩革命取得阶段成果。新疆吉木萨尔示范区全面践行“一全六化”管理模式，累计探明储量2.43亿吨，年产油量突破180万吨，全面建成首个国家级陆相页岩油示范区。大庆古龙示范区通过精细管理、精准优化，Q9油层规模开发区单井初年日产油已达17.3吨，示范区提前28天完成产量任务目标，2025年产油109万吨。胜利济阳建成国内首个陆相断陷湖盆页岩油国家级示范区，创建大平台立体开发高效建产模式，上报探明地质储量3.27亿吨，2025年页岩油年产量突破70万吨。长庆庆城油田创新研发并应用水平井全域暂堵压裂技术体系，裂缝扩展率提升10%以上，窜扰井数下降10%，2025年产量达313万吨，保持我国最大页岩油生产基地地位。3个示范区和1个主产区的增产格局不断巩固，2025年全国页岩油产量超850万吨，是2018年产量的10倍以上。
2025年，中国生产天然气2621亿立方米，同比增长6.3%，增量156亿立方米，连续9年增产超百亿立方米；非常规天然气产量快速增长，占比已近“半壁江山”。
常规气大气区持续稳产上产。主力气田狠抓精细调整与含水治理，确保安岳、普光、元坝、克拉—克深等老气田稳产，新区突出效益建产提速，博孜—大北、川西海相等新气田加快上产。安岳气田突出龙王庙气藏全生命周期整体治水与台缘灯四气藏堵塞长效治理，全年投产新井38口，完成产量增至172亿立方米。川东北普光、元坝气田持续推进整体和零散调整，加强精细控水和硫沉积治理，普光、元坝气田已分别稳产15年、10年。克拉—克深气区全面开展“控调排”等控水稳气措施，水侵形势进一步缓解，平均单井日产超30万立方米，年产气134亿立方米，继续保持我国最大超深气田地位。博孜—大北气区创新储层改造工艺，单井平均日产高达28万立方米，全年产气量突破百亿立方米。“深海一号”大气田最高日产能达1500万立方米，成为国内产量最大的海上气田。
非常规天然气上产力度持续加大。致密气狠抓精细调整和滚动建产，依托水平井规模化开发，2025年产量增至713亿立方米。苏里格气田连续4年实现300亿立方米以上稳产，累计产量超4000亿立方米；大牛地气田细化老区综合挖潜调整，连续13年稳产30亿立方米；延安气田提前完成150亿立方米天然气产能倍增工程，年产气99亿立方米。页岩气借鉴三个国家级示范区经验，逐步向深层拓展，产量稳中有升，2025年产量277亿立方米。涪陵示范区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%，达到国际领先水平，2025年保持85亿立方米以上稳产；长宁—威远示范区突出拓展外围增加动用，进一步控递减降成本，年产量84亿立方米；昭通示范区加密滚动与错层开发相结合，年产量9亿立方米。泸州、渝西深层页岩气区块狠抓先导试验和联合攻关，形成提产防复杂有效措施，实现产量60亿立方米。煤层气在中浅层稳产增产，中深层加快建设，大吉气田迭代升级形成深层煤层气效益开发主体技术2.0，全年投产水平井76口，年产气31亿立方米；沁水气田统筹部署已开发区综合调整、未动用储量高效开发、地面工艺流程优化等工作，实现年产量27亿立方米。2025年，非常规天然气产量达1100亿立方米以上，同比增长7.7%。
2025年，油气行业持续落实《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》，全力推进能效提升与融合发展，油气行业风电光伏新增装机规模超900万千瓦，地热和余热能开发利用规模1261万吉焦。各企业因地施策，加速推进油气田与新能源融合。中国石油开展新能源大基地建设，建成玉门红柳泉新能源基地一期50万千瓦风电等一批新能源示范项目；吉林油田成功打造“红岗模式”，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，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%，勘探开发自发自用绿电占比超30%，实现燃煤消耗清零、清洁替代率17%的历史性突破，开创了油气勘探开发与新能源融合发展的可复制范式。中国石化胜利油田立足“油田之中建热田”，创新构建国内油气领域首个“源用储联”清洁热能体系，为老油田地热多能融合发展提供了“胜利样板”；江苏油田创新绿电储热模式，自发自用绿电占比提升至38.4%。中国海油建成的我国首个深远海漂浮式风电示范项目累计发电超6200万千瓦时，全球首套海上5兆瓦级高温烟气余热回收发电装置发电突破1000万千瓦时。延长石油开展黄龙15万千瓦农光互补项目、安塞10万千瓦风电等新能源项目建设。
