中國石油 煤巖氣成為天然氣增產(chǎn)新動能

請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)聲明及其項(xiàng)下所有內(nèi)容1證券研究報(bào)告|2025年02月19日煤巖氣成為天然氣增產(chǎn)新動能中石油宣布煤層氣公司全年生產(chǎn)煤巖氣19.6億立方米，同比增長90.4%。該公司全年總產(chǎn)量達(dá)到41.2億立方米，同比增長20.96%。1）煤巖氣是不同于煤層氣的新類型非常規(guī)天然氣：“十四五”之前我國煤層氣勘探開發(fā)主要集中在1200m以淺煤層?！笆奈濉币詠砦覈_始進(jìn)入深層煤層氣規(guī)模開發(fā)新階段。在深層煤層氣開發(fā)過程中，發(fā)現(xiàn)此類天然氣與傳統(tǒng)煤層氣相比差異較大。1500米以深煤層的滲透率低、孔隙度低，長期被認(rèn)為是煤層氣開發(fā)的禁區(qū)。隨著埋深增加，煤層溫度、壓力增加，而煤層對煤層氣吸附的高溫解吸效應(yīng)超過壓力增加對吸附的增強(qiáng)效應(yīng)，會使其游離氣比例隨埋深的增加而逐漸增加。當(dāng)埋深大于此煤層的“臨界深度”后，游離甲烷氣含量可能逐漸增加到總含氣量50%以上。2003年專家將煤巖自身生成或其他氣源運(yùn)移而賦存于煤巖中，游離態(tài)和吸附態(tài)并存，游離氣含量高，通過儲層改造可快速產(chǎn)氣并能獲得工業(yè)化開采的烴類氣體定義為煤巖氣。2）煤巖氣具備多種非常規(guī)天然氣特點(diǎn)：煤巖氣在儲層類型上與煤層氣相似，在天然氣賦存特征上與頁巖氣相似，在開發(fā)方式上與頁巖氣、致密氣相似。相較傳統(tǒng)的煤層氣，因煤巖儲層埋深更深、保存條件更好，埋深超過2000m的煤巖氣具有“高壓力、高溫度、高含氣、高飽和、高游離”的5高特征。煤巖氣地質(zhì)特征的特殊性，決定了其在開發(fā)上與煤層氣不同。以吸附態(tài)為主的煤層氣被范德華力束縛，在地下水的壓力封閉作用下，需通過長期規(guī)模排水降壓，將儲層壓力降低至吸附氣臨界解吸壓力以下，才可實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)；而煤巖氣游離氣占比高，通過人工改善儲層連通性，游離氣在彈性勢能作用下產(chǎn)出，儲層壓力降低后吸附氣解吸形成接替，實(shí)現(xiàn)長期有效開發(fā)。3）煤巖氣資源量大，開發(fā)潛力足，是公司天然氣增產(chǎn)新動能：我國2000m以淺的煤層氣地質(zhì)資源量約為30.05萬億立方米，其中1500～2000m占31.5%。我國尚未系統(tǒng)開展國家層面2000m以深煤巖氣資源量評價(jià)，但據(jù)中國礦業(yè)大學(xué)研究成果，我國2000m以深煤巖氣資源量非常豐富，29個(gè)主要盆地（群）埋深大于2000m煤巖氣資源量為40.71萬億立方米，遠(yuǎn)大于我國2000m以淺煤層氣資源量。大吉煤巖氣是中石油煤層氣開發(fā)重點(diǎn)領(lǐng)域，以2000m以深的8#煤層為主力開發(fā)層，探明深部煤層氣儲量區(qū)2個(gè)，共提交探明儲量1121.62億立方米，目前正加速推進(jìn)區(qū)塊內(nèi)其它4個(gè)井區(qū)儲量評價(jià)工作，煤層氣資源量有望成倍躍增。4）我國天然氣市場化不斷深化，天然氣市場空間較為廣闊。2023年以來，國內(nèi)天然氣順價(jià)工作提速，天然氣市場活力進(jìn)一步釋放。2024年我國天然氣表觀消費(fèi)量4261億立方米，同比增長8%，2025年天然氣消費(fèi)有望繼續(xù)維持中高速增長。據(jù)中石化經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院預(yù)測，我國天然氣消費(fèi)平臺為6200億立方米，中長期維度我國天然氣市場空間較為廣闊。投資建議：我們維持對公司2024-2026年歸母凈利潤1735/1863/2029億元的預(yù)測，攤薄EPS分別為0.95/1.02/1.11元，對于當(dāng)前A股PE為8.49/7.91/7.27x，對于H股PE為5.91/5.51/5.06x，維持“優(yōu)于大市”評級。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)聲明及其項(xiàng)下所有內(nèi)容2證券研究報(bào)告煤巖氣是一種新類型非常規(guī)天然氣煤層氣開發(fā)過程中，科研界及工業(yè)界不斷向深層探索?！笆奈濉敝拔覈簩託饪碧介_發(fā)主要集中在1200m以淺煤層。但是隨著水平井多段壓裂技術(shù)突破，頁巖氣獲得有效開發(fā)。工業(yè)界將該技術(shù)嘗試應(yīng)用于煤巖儲層內(nèi)深層非常規(guī)天然氣勘探開發(fā)。2005—2016年，中國石油新疆油田公司在準(zhǔn)噶爾盆地侏羅系煤巖儲層（埋深2560～2620m）部署了彩504和彩512等多口直井，壓裂測試獲日產(chǎn)天然氣（0.15～0.73）萬立方米，這種深層煤巖儲層內(nèi)的非常規(guī)天然氣引起重視。2019年，中石油煤層氣有限責(zé)任公司在鄂爾多斯盆地二疊系8#煤（埋深2200m）部署了大吉3-7向2直井，壓裂測試獲日產(chǎn)氣0.6萬立方米，并率先啟動了大吉區(qū)塊開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)?！笆奈濉币詠砦覈_始進(jìn)入深層煤層氣規(guī)模開發(fā)新階段。在深層煤層氣開發(fā)過程中，發(fā)現(xiàn)此類天然氣與傳統(tǒng)煤層氣相比差異較大。1500米以深煤層的滲透率低、孔隙度低，長期被認(rèn)為是煤層氣開發(fā)的禁區(qū)。隨著埋深增加，煤層溫度、壓力增加，而煤層對煤層氣吸附的高溫解吸效應(yīng)超過壓力增加對吸附的增強(qiáng)效應(yīng)，會使其游離氣比例隨埋深的增加而逐漸增加。當(dāng)埋深大于此煤層的“臨界深度”后，游離甲烷氣含量可能逐漸增加到總含氣量50%以上。中國深部煤層氣的“臨界深度”為"1500-1700m，一般壓力較高、含氣量也高（15-30m3／t游離甲烷氣含量大于7-15m3／t，使其能適用于現(xiàn)有非常規(guī)天然氣開發(fā)理論與技術(shù)，用水平井壓裂或水平井體積壓裂等方法有效開采。2020—2023年，中國石油新疆油田公司在準(zhǔn)噶爾盆地部署的彩探1H井，長慶油田公司、冀東油田公司和遼河油田公司等分別在鄂爾多斯盆地部署的納林1H、佳南1H和米172H等井，水平井壓裂測試獲日產(chǎn)氣（5～10）萬立方米；中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司在鄂爾多斯盆地臨興區(qū)塊部署的LX-62-CH1井，水平井壓裂測試獲日產(chǎn)氣6萬立方米；中國石化華東油氣分公司在四川盆地渝東南地區(qū)部署陽1和陽2等直井，壓裂獲日產(chǎn)氣（0.6～1.2）萬立方米，華北油氣分公司在鄂爾多斯盆地大牛地氣田部署陽煤1HF水平井，壓裂測試獲日產(chǎn)氣10.4萬立方米。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)聲明及其項(xiàng)下所有內(nèi)容3證券研究報(bào)告2023年該類非常規(guī)天然氣被命名為煤巖氣。該類天然氣具有游離氣占比高、存在微距運(yùn)移、生產(chǎn)初期以游離氣為主、吸附氣接替等特征。2023年4月22日，中國石油召開“深層煤巖氣勘探開發(fā)技術(shù)研討會”，通過廣泛研討初步達(dá)成了將這種新類型非常規(guī)天然氣稱為煤巖氣的共識。2023年5月23日，在《鄂東大吉區(qū)塊深層煤層氣國家級開發(fā)示范區(qū)建設(shè)方案》評估中，專家組“建議深層煤層氣也稱深地煤巖氣或深層煤層致密氣”。目前煤巖氣的學(xué)術(shù)定義為：煤巖自身生成或其他氣源運(yùn)移而賦存于煤巖中，游離態(tài)和吸附態(tài)并存，游離氣含量高，通過儲層改造可快速產(chǎn)氣并能獲得工業(yè)化開采的烴類氣體。中國石油天然氣股份有限公司（簡稱中國石油）制定了首部中長期業(yè)務(wù)發(fā)展規(guī)劃及“十四五”后三年實(shí)施方案。截至2023年底，中國針對煤巖儲層內(nèi)新類型非常規(guī)天然氣已鉆井70口以上，探明地質(zhì)儲量3246萬億立方米，2023年產(chǎn)量12萬億立方米。煤巖氣具備多種非常規(guī)天然氣特點(diǎn)煤巖氣在儲層類型上與煤層氣相似，在天然氣賦存特征上與頁巖氣相似，在開發(fā)方式上與頁巖氣、致密氣相似。具體來看煤巖氣有以下三個(gè)內(nèi)涵1）游離氣含量豐富，賦存狀態(tài)與頁巖氣相似。在較大埋深，煤巖有機(jī)質(zhì)生氣量足以滿足基質(zhì)吸附或微觀孔隙儲存，部分氣體以游離態(tài)形式保存在煤巖宏觀孔縫中。鄂爾多斯、四川和準(zhǔn)噶爾等盆地煤巖實(shí)測游離氣占比20%～50%。（2）游離氣微距運(yùn)移聚集，類似常規(guī)氣。煤巖儲層的宏觀孔縫發(fā)育，是良好的油氣運(yùn)移通道與儲集空間。在重力與浮力的作用下，游離氣與可動水形成分異，游離氣在大孔中通過微距運(yùn)移聚集，符合達(dá)西定律。煤巖儲層宏觀孔縫以游離氣為主，如鄂爾多斯盆地東緣煤巖儲層實(shí)測含氣飽和度60%～90%，部分儲層基本無可動水。（3）頂?shù)装蹇刂泼簬r氣富集。游離氣聚集受保存條件影響，隨著埋深增加地應(yīng)力作用增強(qiáng)，儲層的保存條件變好，煤巖氣聚集條件更有利。鄂爾多斯盆地東緣埋深超過2000m煤巖氣發(fā)育“煤巖-灰?guī)r、煤巖-泥巖、煤巖-砂巖”3種聚散組合，前兩種保存條件好；四川盆地埋深超過2000m的煤巖儲層壓力系數(shù)1.1～1.5，頂?shù)装宸忾]條件好。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)聲明及其項(xiàng)下所有內(nèi)容4證券研究報(bào)告類型定義儲層類型賦存特征聚集類型開發(fā)方式主體技術(shù)生產(chǎn)特征煤巖氣以煤巖自身生成的或其他氣源運(yùn)移而賦存于煤巖中，游離態(tài)和吸附態(tài)并存，游離氣含量高，通過儲層改造可快速產(chǎn)氣并能獲得工業(yè)化開采的烴類氣體煤層，微觀宏觀孔裂隙體系內(nèi)存在大量游離氣，但不同地區(qū)游自生自儲為主并可有他源運(yùn)移聚集水平井多衰竭段壓裂、直開采/叢井大規(guī)模壓裂開井即見氣，初期產(chǎn)量高，生產(chǎn)周期長孔隙與宏觀裂隙發(fā)育離氣占比差異較大（20%～50%吸附氣在游離氣壓力下吸附于微觀孔隙，吸附氣含氣飽和度超過100%；部分儲層存在超壓，壓力系數(shù)可達(dá)1.5賦存在煤層中，原始賦存狀態(tài)以吸附煤在煤基質(zhì)顆粒表面為主，以游離于煤層割理、裂隙和孔隙中或溶解于煤層水氣中為輔，并以甲烷為主要成分的烴類氣體煤層，微觀煤層氣儲層宏觀孔裂隙體系通常被地下水充填，吸孔隙與宏觀裂隙發(fā)育附氣占比近100%孔隙與宏觀裂隙發(fā)育或無，吸附氣含氣飽和度通常小于100%；儲層常壓和欠壓為主，壓力系數(shù)通常小于1自生自儲式滯留聚集直/叢井壓排水1～2年排水裂、多分支后降壓水平井、水產(chǎn)氣達(dá)峰值，開采平井多段穩(wěn)產(chǎn)2～5壓裂年頁巖氣致密氣是指以游離態(tài)、吸附態(tài)為主，賦存于富有機(jī)質(zhì)泥頁巖層段中的天然氣富有機(jī)質(zhì)微觀孔隙為主，孔隙直徑150～400nm；游離氣占頁巖，微觀比50%～80%；部分儲層存在超壓，壓力系數(shù)最高孔隙發(fā)育可達(dá)2.0以上自生自儲式滯留聚集衰竭開采水平井多段壓裂初期產(chǎn)量高，遞減快，前3年約采出EUR的50%覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于0.1×10-3μm2的砂巖類氣層，單井一般無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能低于工業(yè)氣流下限，但在一定經(jīng)濟(jì)條件和技術(shù)措施下可獲得工業(yè)天然氣產(chǎn)量致密砂巖，宏觀孔隙為主宏觀孔隙為主，孔喉半徑0.1～1.0μm，游離氣為主；氣水關(guān)系復(fù)雜、并非嚴(yán)格受構(gòu)造控制，通常存在氣水關(guān)系倒置現(xiàn)象近源成藏衰竭開采直井壓裂、水平井多段壓裂初期產(chǎn)量高，遞減快，前3年約采出EUR的40%資料來源：煤巖氣：概念、內(nèi)涵與分類標(biāo)準(zhǔn)煤巖氣具有可依靠地層自然能量開采及長周期產(chǎn)氣的的優(yōu)點(diǎn)。相較傳統(tǒng)的煤層氣，因煤巖儲層埋深更深、保存條件更好，埋深超過2000m的煤巖氣具有“高壓力、高溫度、高含氣、高飽和、高游離”的5高特征。煤巖氣地質(zhì)特征的特殊性，決定了其在開發(fā)上與煤層氣不同。煤巖氣和煤層氣賦存與聚集差異性決定了開發(fā)機(jī)理不同。以吸附態(tài)為主的煤層氣被范德華力束縛，在地下水的壓力封閉作用下，需通過長期規(guī)模排水降壓，將儲層壓力降低至吸附氣臨界解吸壓力以下，才可實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)；而煤巖氣游離氣占比高，通過人工改善儲層連通性，游離氣在彈性勢能作用下產(chǎn)出，儲層壓力降低后吸附氣解吸形成接替，實(shí)現(xiàn)長期有效開發(fā)；不同煤階煤巖儲層的生烴量、孔縫結(jié)構(gòu)、滲透率和力學(xué)性質(zhì)等特征不同決定其開發(fā)方式不同。針對鄂爾多斯盆地東緣高煤階煤巖煤體結(jié)構(gòu)好、脆性指數(shù)高、頂?shù)装逭趽跣詮?qiáng)，逐步探索形成了“超大排量+超大液量+超高砂量+快速返排”的“三超一快”水平井多段壓裂工藝模式，有效改善了儲層的連通性，最大程度控制儲量規(guī)模，氣井依靠地層能量衰竭開采；通常情況下，煤層氣井需先排水1～2年才可達(dá)產(chǎn)，達(dá)產(chǎn)后穩(wěn)產(chǎn)2～5年，直井穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)量800～1500m3/d，水平井穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)量5000～10000m3/d。煤巖氣水平井多段壓裂過程中，大量壓裂液注入儲層，返排初期天然氣即可快速產(chǎn)出。目前看，水平井生產(chǎn)的初期套壓與累產(chǎn)氣量呈現(xiàn)典型的線性關(guān)系，煤巖氣井達(dá)產(chǎn)氣峰值后呈“三段式”特征，游離氣產(chǎn)出后，吸附氣形成接替，游離氣與吸附氣同產(chǎn)出，推測中后期規(guī)模降壓，大量吸附氣產(chǎn)出，生產(chǎn)周期長。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)聲明及其項(xiàng)下所有內(nèi)容5證券研究報(bào)告煤巖氣資源量大，開發(fā)潛力足非常規(guī)氣是國產(chǎn)天然氣的重要增長級，煤層氣增長趨緩條件下煤巖氣戰(zhàn)略意義更加突出。非常規(guī)天然氣主要包括致密氣、頁巖氣和煤層氣，2023年非常規(guī)天然氣產(chǎn)量突破960億立方米。2018-2023年，非常規(guī)天然氣產(chǎn)量占全國天然氣總產(chǎn)量的比例由不足35%提升到約43%，成為國產(chǎn)天然氣產(chǎn)量重要增長極。煤層氣做為非常規(guī)氣的重要組成部分，產(chǎn)量增速回落。從月度產(chǎn)量數(shù)據(jù)看，2024年6月，煤層氣產(chǎn)量同比增速最高，為51.49%，隨后煤層氣產(chǎn)量增速下降，2024年11月及12月，煤層氣產(chǎn)量與去年同期幾乎持平。在全國天然氣需求維持較高增速的背景下，加大國產(chǎn)天然氣生產(chǎn)，提高天然氣自給率意義重大，開發(fā)煤巖氣具有十分重要的戰(zhàn)略意義。煤巖氣資源量超40萬億立方米，遠(yuǎn)大于現(xiàn)有煤層氣資源量。我國2000m以淺的煤層氣地質(zhì)資源量約為30.05×1012m3，其中1500～2000m占31.5%。我國尚未系統(tǒng)開展國家層面2000m以深煤巖氣資源量評價(jià)，但據(jù)中國礦業(yè)大學(xué)研究成果，我國2000m以深煤巖氣資源量非常豐富，29個(gè)主要盆地（群）埋深大于2000m煤巖氣資源量為40.71×1012m3，遠(yuǎn)大于我國2000m以淺煤層氣資源量。我國大于2000m深層煤層氣資源量主要集中在準(zhǔn)噶爾、鄂爾多斯和吐哈—三塘湖三大盆地，分別占總量的37%、32%和27%。據(jù)中國石油勘探開發(fā)研究院估計(jì)，全國埋深2000～3000m的煤層氣資源量約18.47×1012m3。近兩年，我國先后在鄂爾多斯盆地的大寧—吉縣區(qū)塊和神府區(qū)塊發(fā)現(xiàn)了兩個(gè)千億立方米級的煤巖氣氣田，在準(zhǔn)噶爾、四川等盆地也取得勘探突破。上述表明我國深層煤層氣具有良好的勘探開發(fā)前景。序號煤層深度（米）資源量（萬億立方米）數(shù)據(jù)來源＜100011.181000-20009.40自然資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心1500-20009.4742000-300018.47中國石油勘探開發(fā)研究院5>200040.71中國礦業(yè)大學(xué)“十四五”以來，煤巖氣地質(zhì)理論，儲層改造技術(shù)相關(guān)攻關(guān)取得了重大突破。一是地質(zhì)理論認(rèn)識更加深入。煤巖氣儲層中甲烷賦存狀態(tài)明顯有別于經(jīng)典煤層氣吸附理論，由于深層地層溫度較高，導(dǎo)致煤層對甲烷的吸附能力降低，一部分氣體轉(zhuǎn)變?yōu)橛坞x狀態(tài)。隨著煤巖氣勘探突破，對煤巖氣資源認(rèn)識也不斷深化，如成藏特點(diǎn)由“連續(xù)成藏”轉(zhuǎn)變?yōu)椤安町惢患?，提出“煤層氣向斜富集論”，認(rèn)識到深煤儲層中張性裂隙、剪性裂隙、割理廣泛發(fā)育等，這些新認(rèn)識為推動煤巖氣勘探開發(fā)提供了理論指導(dǎo)。二是鉆完井工藝快速進(jìn)化。井型由“十三五”期間以直井、定向井為主正在轉(zhuǎn)向以L形水平井為主；形成了成熟的低成本鉆完井技術(shù)體系，解決了煤儲層易垮塌、工藝效率低等難題，具備井眼穩(wěn)定、低成本、可改造增產(chǎn)、可作業(yè)恢請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)聲明及其項(xiàng)下所有內(nèi)容6證券研究報(bào)告復(fù)等優(yōu)勢；基于地質(zhì)工程一體化思路實(shí)施水平井軌跡設(shè)計(jì)和導(dǎo)向，顯著提高了深層煤層氣開發(fā)儲層鉆遇率；平均建井周期大幅縮短，大寧—吉縣地區(qū)縮短了30%以上。三是壓裂理念與工藝實(shí)現(xiàn)進(jìn)化。壓裂是調(diào)控煤層氣解吸和擴(kuò)散的主要手段，煤塊切割得越小，煤層氣逸出速度越快。壓裂規(guī)模由常規(guī)壓裂技術(shù)30～70m3/段、排量為7～12m3/min）為主轉(zhuǎn)變?yōu)槌笠?guī)模極限體積壓裂技術(shù)（砂量為300～450m3/段、排量為14~18m3/min）。通過大液量、大砂量、大排量及優(yōu)化支撐劑粒徑組合等方式，實(shí)現(xiàn)超密體積縫網(wǎng)改造、長裂縫擴(kuò)展和有效支撐，合理井網(wǎng)與體積壓裂相結(jié)合有助于實(shí)現(xiàn)煤層氣極限開發(fā)，顛覆了常規(guī)煤層氣儲層改造方式，為煤巖氣效益開發(fā)提供了技術(shù)路徑?！笆濉薄笆奈濉敝攸c(diǎn)領(lǐng)域地質(zhì)認(rèn)識以深層煤層氣(>1500m)為主重點(diǎn)領(lǐng)域地質(zhì)認(rèn)識以深層煤層氣(>1500m)為主成藏特點(diǎn):吸附氣、游離氣共存，游離氣占20%-40%；含氣量:平均為25.2m/t；甜點(diǎn)識別:以三維地震、錄井、測并資料為主開展研究，三維地震資料多。成藏特點(diǎn):以甲烷吸附氣為主，占90%以上，游離氣極少；含氣量:平均12.4m/t；甜點(diǎn)識別:以錄井、測井、二維地震資料為主開展研究，三維地震資料少。鉆井工程壓裂工藝排采管理產(chǎn)氣效果完鉆井型:直井、定向并為主，水平并較少；井身結(jié)構(gòu):三開；建井周期:水平井在兩個(gè)月左右。壓裂理念:常規(guī)壓裂為主;施工規(guī)模:中一小排量(7-12m/min)、中一小液量(<10000m/口)、中一小砂量(30-70m/段)排采理念:初期悶井、緩慢、長期；排采技術(shù):雙控制逐級排采區(qū)域降壓技術(shù)；排采設(shè)備:以抽油機(jī)有桿泵為主。~產(chǎn)氣量低，直井、定向井日產(chǎn)氣量多在3002000m；水平井日產(chǎn)氣量多在3000-10000m。完鉆井型:“L”形水平井為主，直井、定向井較少；井身結(jié)構(gòu):二開；建井周期:較前期減少30%以上。壓裂理念:超大規(guī)模極~限體積壓裂為主；施工規(guī)模:大排量(1418m/min)、大液量(>20000m/口)、大砂量(300-450m/段)。排采理念:初期快速返排壓裂液，中后期穩(wěn)液面促解吸；排采技術(shù):全生命周期排采模式；排采設(shè)備:以電潛螺桿泵等無桿泵為主。~產(chǎn)氣量高，直井、定向井日產(chǎn)~氣量多在300020000m'；水平井日產(chǎn)氣量多在30000100000m。煤巖氣（深層煤層氣）開發(fā)實(shí)現(xiàn)了快速發(fā)展。國家能源局批準(zhǔn)的4個(gè)國家級“深部煤層氣開發(fā)示范項(xiàng)目”正在組織實(shí)施，深層煤層氣成為勘探新熱點(diǎn)和規(guī)模增儲新領(lǐng)域，有望成為非常規(guī)天然氣增儲上產(chǎn)新的增長極。目前，鄂爾多斯盆地深層煤層氣勘探開發(fā)效果最佳，延川南、大牛地、大寧—吉縣和臨興—神府等地區(qū)取得了一系列重大突破，新增探明地質(zhì)儲量超過4000萬億立方米，新建產(chǎn)能超15萬億立方米。中國石化在延川南萬寶山區(qū)塊采用有效支撐壓裂工藝，提出“優(yōu)快降壓、高效解吸”排采理念，石炭系山西組2#煤層實(shí)現(xiàn)由單點(diǎn)突破到規(guī)模效益應(yīng)用，太原組10#煤層新層系評價(jià)取得重要進(jìn)展，單井日產(chǎn)氣量高至6.7×104m3，連續(xù)6年保持年產(chǎn)氣量3.5萬億立方米以上穩(wěn)產(chǎn)水平。在大牛地區(qū)塊，創(chuàng)新深層煤層氣賦 存和富集認(rèn)識，應(yīng)用大規(guī)模體積壓裂工藝，直井日產(chǎn)氣量超過2×104m3，水平井日產(chǎn)氣量超過10×104m3，實(shí)現(xiàn)深度2800m深層煤層氣勘探重大突破，新增預(yù)測儲量1227萬億立方米。在南川區(qū)塊，針對薄煤層特征精細(xì)刻畫，采用穩(wěn)壓控縫有效支撐壓裂，試獲峰值日產(chǎn)氣量1.8×104m3，投產(chǎn)1年累產(chǎn)氣量380×104m3，初步落實(shí)南川煤層氣資源量504萬億立方米。中國石油在大寧—吉縣和納林河—米脂北地區(qū)實(shí)施的JS6-7P01井和NL1H井等試獲高產(chǎn)，提交探明儲量超過3000萬億立方米，新建產(chǎn)能超過10萬億立方米。中國海油提出致密氣與煤層氣“互補(bǔ)式”和“立體式”勘探理念，加強(qiáng)儲層改造和排采工藝研究，在鄂爾多斯盆地東緣發(fā)現(xiàn)神府深層煤層氣田，單井最高日產(chǎn)氣量達(dá)2.9×104m3，探明地質(zhì)儲量超過1100×108m3。盆地主要目的層系典型井生產(chǎn)情況鄂爾多斯盆地石炭系-二疊系延川南區(qū)塊Y3-P11井,埋深1140m,峰值日產(chǎn)氣量6.7萬立方米大吉區(qū)塊JS6-7P01井,埋深2200m,峰值目產(chǎn)氣量10.1萬立方米榆林地區(qū)NLIH井,埋深3222m,峰值日產(chǎn)氣量5.4萬立方米大牛地區(qū)塊YM1HF井,埋深2880m,峰值日產(chǎn)氣量10.4萬立方米四川盆地準(zhǔn)噶爾盆地二疊系侏羅系南川區(qū)塊Y2井,埋深1976m,峰值日產(chǎn)氣量1.8萬立方米五彩灣地區(qū)CTIH井,埋深2385m,峰值日產(chǎn)氣量5.7萬立方米資料來源：中國深層煤層氣地質(zhì)特征與勘探實(shí)踐煤巖氣（深層煤層氣）增儲上產(chǎn)仍需持續(xù)攻關(guān)。深層煤層氣已實(shí)現(xiàn)單井戰(zhàn)略突破，但是總體尚處于探索階段。我國深層煤層氣類型多樣，地質(zhì)條件復(fù)雜，資源稟賦差異大，富集高產(chǎn)機(jī)理尚不明確；勘探開發(fā)工程請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)聲明及其項(xiàng)下所有內(nèi)容7證券研究報(bào)告關(guān)鍵技術(shù)尚不成熟，投資回報(bào)率低，效益開發(fā)難度大；深層煤層氣勘探程度低，礦權(quán)少，增擴(kuò)礦權(quán)面臨挑戰(zhàn)。為推進(jìn)深層煤層氣的增儲上產(chǎn)，需進(jìn)一步加強(qiáng)以下幾方面的持續(xù)攻關(guān)：一是加大新區(qū)新層系新領(lǐng)域勘探開發(fā)力度。我國深層低、中、高階煤層氣資源量相當(dāng)，但以準(zhǔn)噶爾、吐哈、海拉爾等盆地為代表的低階深層煤層氣尚未實(shí)現(xiàn)規(guī)模開發(fā)，是未來發(fā)展的重要方向。二是加強(qiáng)深層煤層氣富集理論與“雙甜點(diǎn)”區(qū)優(yōu)選研究，加強(qiáng)水平井優(yōu)快鉆完井技術(shù)與壓裂改造降本增效技術(shù)攻關(guān)，強(qiáng)化排采規(guī)律研究，促進(jìn)深層煤層氣高效開發(fā)。三是聚焦深層煤層氣勘探開發(fā)中關(guān)鍵問題和卡脖子技術(shù)，推進(jìn)“中-中”深層煤層氣合作，加強(qiáng)深層煤層氣研討交流，聯(lián)合攻關(guān)不同地區(qū)不同煤階富集高產(chǎn)機(jī)理研究和鉆完井、壓裂等關(guān)鍵技術(shù)。中國石油煤巖氣開發(fā)效果顯著，是未來天然氣發(fā)展重要看點(diǎn)2005年，中國石油新疆油田在準(zhǔn)噶爾盆地白家海地區(qū)常規(guī)油氣直井，開展深層（超過2000米）煤巖層段試氣，獲日產(chǎn)氣7000立方米。但由于當(dāng)時(shí)的開采技術(shù)不足、經(jīng)濟(jì)成本較高，深層煤層氣（煤巖氣）并未持續(xù)開發(fā)下去。2021年，中國石油煤層氣公司在鄂爾多斯盆地東緣大吉區(qū)塊部署的一口水平井，壓裂后獲日產(chǎn)氣10萬立方米，宣告了煤巖氣具有商業(yè)化開發(fā)的潛力。2022年，中石油在鄂爾多斯盆地部署的納林1H、佳南1H和米172H等風(fēng)險(xiǎn)探井獲日產(chǎn)氣5萬立方米至10萬立方米，拉開了煤巖氣規(guī)?？碧介_發(fā)序幕。大吉煤巖氣是中石油煤層氣開發(fā)重點(diǎn)領(lǐng)域。大寧—吉縣區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東緣晉西撓褶帶的南端、伊陜斜坡的東南部。區(qū)塊東西構(gòu)造分帶明顯，由東至西依次劃分為東部斜坡帶、桃園背斜帶、中部陡坡帶和西部緩坡帶，斷層不發(fā)育、構(gòu)造平緩，地層傾角一般小于2°。目前開發(fā)主力煤層為太原組8號煤，開發(fā)區(qū)處于區(qū)塊的西部緩坡帶，埋深主要為2000～2520m，煤層平均厚度7.8m，含氣量18～26m3/t，平均25.2m3/t，割理較發(fā)育。資料來源：大寧—吉縣區(qū)塊深層煤巖氣特征與儲量估算方法指標(biāo)探討，請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)聲明及其項(xiàng)下所有內(nèi)容8證券研究報(bào)告自2019年開始，大寧-吉縣區(qū)塊逐步邁入深部煤層氣“規(guī)?？碧?先導(dǎo)試驗(yàn)”階段，以2000m以深8#煤層為主力開發(fā)層，開展規(guī)模化勘探開發(fā)工作，探明深部煤層氣儲量區(qū)2個(gè)，共提交探明儲量1121.62萬億立方米，目前正加速推進(jìn)區(qū)塊內(nèi)其它4個(gè)井區(qū)儲量評價(jià)工作，煤層氣資源量有望成倍躍增。2021年，吉深6-7平01井（2000m以深煤層）日產(chǎn)氣量突破10.1萬立方米，預(yù)計(jì)可采儲量達(dá)到4000-5000萬立方米，標(biāo)志著深部煤層氣開發(fā)獲得戰(zhàn)略性關(guān)鍵突破，為煤層氣產(chǎn)業(yè)重新步入快車道發(fā)展注入新動能。截止2024年2月，投產(chǎn)開發(fā)井82口，初期日產(chǎn)氣10萬立方米以上井11口，5-10萬立方米井59口，其中有6口井單井累產(chǎn)氣量達(dá)3000萬立方米，最高突破4000萬立方米。2024年，中石油在鄂爾多斯盆地落實(shí)煤巖氣的三級地質(zhì)儲量近2萬億立方米，其中探明地質(zhì)儲量5023億立方米。中石油煤層氣公司全年生產(chǎn)煤巖氣19.6億立方米，同比增長90.4%。全年總產(chǎn)量達(dá)到41.2億立方米，同比增長20.96%。中石油數(shù)據(jù)顯示，公司深層煤巖氣日產(chǎn)量已攀升至近700萬立方米，占公司日產(chǎn)能力的一半以上。中國天然氣市場化改革不斷深化，中長期需求維持中高速增長天然氣市場化不斷推進(jìn)，價(jià)格體系不斷完善。天然氣定價(jià)方面，國內(nèi)天然氣定價(jià)機(jī)制長期以來是“計(jì)劃”與“市場”交織。為保供居民端用氣，城燃公司長期通過工商業(yè)用戶補(bǔ)貼居民用戶，導(dǎo)致天然氣消費(fèi)增長受到影響。2023年以來，國內(nèi)天然氣順價(jià)工作提速。2023年6月國家發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于建立健全天然氣上下游價(jià)格聯(lián)動機(jī)制的指導(dǎo)意見》，并在2024年1月份發(fā)布補(bǔ)充文件，要求全國兩千多個(gè)市、縣在2024年6月份前完成一次調(diào)價(jià)，9月底前全部建立價(jià)格聯(lián)動機(jī)制（包括居民和非居民天然氣市場活力進(jìn)一步釋放。受天然氣價(jià)格見底、經(jīng)濟(jì)復(fù)蘇影響，2024年天然氣消費(fèi)同比高增。2024我國全年GDP增速為5.0%，國內(nèi)經(jīng)濟(jì)呈現(xiàn)復(fù)蘇向好的態(tài)勢，帶動了天然氣需求的增長。國際市場上天然氣供給擾動較少，供給較為平穩(wěn)，天然氣價(jià)格同比有所下降。2024年我國天然氣表觀消費(fèi)量4261億立方米，同比增長8%，國產(chǎn)天然氣產(chǎn)量為2464億立方米。據(jù)上海石油天然氣交易中心數(shù)據(jù)，隨著經(jīng)濟(jì)進(jìn)一步恢復(fù)，2025年國內(nèi)天然氣需求持續(xù)增長至約4580億立方米，國產(chǎn)天然氣量約2620億立方米，產(chǎn)需兩端有望繼續(xù)維持中高增速。中長期維度我國天然氣消費(fèi)維持中高速增長。天然氣作為能源轉(zhuǎn)型的“橋梁”，在我國“先立后破”的能源轉(zhuǎn)型過程中被寄予厚望。據(jù)中國石化集團(tuán)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院預(yù)測，近中期工業(yè)領(lǐng)域以氣代煤和LNG重卡的爆發(fā)式增長將驅(qū)動天然氣消費(fèi)的主要增長，我國“十五五”期間天然氣消費(fèi)將再增1100多億立方米；在工業(yè)替煤、交通替油、燃?xì)獍l(fā)電等領(lǐng)域天然氣消費(fèi)存在極大潛力，2035-2040年天然氣消費(fèi)將來到峰值平請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)聲明及其項(xiàng)下所有內(nèi)容9證券研究報(bào)告臺達(dá)6200億立方米，我國天然氣市場增長空間較為廣闊。u投資建議：我們維持對公司2024-2026年歸母凈利潤1735/1863/2029億元的預(yù)測，攤薄EPS分別為0.95/1.02/1.11元，對于當(dāng)前A股PE為8.49/7.91/7.27x，對于H股PE為5.91/5.51/5.06x，維持“優(yōu)于大市”評級。公司代碼公司名稱投資評級收盤價(jià)EPSPEPB20232024E2025E20232024E2025E2024E601857.SH中國石油優(yōu)于大市8.070.880.951.029.198.497.91600938.SH中國海油優(yōu)于大市26.672.603.063.279.728.478.11u風(fēng)險(xiǎn)提示原油價(jià)格大幅波動的風(fēng)險(xiǎn)；自然災(zāi)害頻發(fā)的風(fēng)險(xiǎn)；新項(xiàng)目投產(chǎn)不及預(yù)期的風(fēng)險(xiǎn)；地緣政治風(fēng)險(xiǎn)；政策風(fēng)險(xiǎn)等?！吨袊停?01857.SH）-國內(nèi)油氣實(shí)現(xiàn)高效穩(wěn)產(chǎn)，海外資源版圖不斷擴(kuò)張》——2024-12-05《中國石油（601857.SH）-天然氣盈利大幅增長，第三季度歸母凈利潤環(huán)比增長2.3%》——2024-10-29《中國石油（601857.SH）-積極實(shí)施“走出去”戰(zhàn)略，海外項(xiàng)目快速發(fā)展》——2024-09-10《中國石油（601857.SH）-天然氣盈利大幅增長，新能源新材料放量，化工業(yè)務(wù)實(shí)現(xiàn)盈利》——2024-08-27《中國石油（601857.SH）-頁巖油未來有望迎來快速上產(chǎn)期》——2024-07-10請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)聲明及其項(xiàng)下所有內(nèi)容10證券研究報(bào)告財(cái)務(wù)預(yù)測與估值營業(yè)收入32391673011012310506731981103295256營業(yè)成本25279352302385237940424395312498769營業(yè)稅金及附加276821295015279456287830296573銷售費(fèi)用6835270260683117035872496營業(yè)收入32391673011012310506731981103295256營業(yè)成本25279352302385237940424395312498769營業(yè)稅金及附加276821295015279456287830296573銷售費(fèi)用6835270260683117035872496管理費(fèi)用5052355023518385328054786研發(fā)費(fèi)用2001621957217352398626362財(cái)務(wù)費(fèi)用1961418110811747613203投資收益資產(chǎn)減值及公允價(jià)值變(11140)9554100001000010000動(39697)(26948)(27000)(30000)(30000)其他收入199(21735)(23986)(26362)營業(yè)利潤242564253024279205298364323067營業(yè)外凈收支(29292)(15566)(20000)(20000)(20000)利潤總額213272237458259205278364303067所得稅費(fèi)用4929557167648016959175767少數(shù)股東損益1460219147209012244524437歸屬于母公司凈利潤149375161144173503186327202863現(xiàn)金流量表（百萬元）202220232024E2025E2026E凈利潤149375161144173503186327202863資產(chǎn)減值準(zhǔn)備962220711420677折舊攤銷200277210347177293193296209681公允價(jià)值變動損失3969726948270003000030000財(cái)務(wù)費(fèi)用1961418110811747613203營運(yùn)資本變動(14749)68334252315其它14793624275089043經(jīng)營活動現(xiàn)金流381721400726386792421976454579資本開支0(175695)(255000)(255000)(255000)其它投資現(xiàn)金流000投資活動現(xiàn)金流(190524)(258000)(258000)(258000)權(quán)益性融資73174592000負(fù)債凈變化(28375)(43465)(30000)(30000)(30000)支付股利、利息(76531)(106304)(104102)(130429)(162290)其它融資現(xiàn)金流(110050)129568(106795)00融資活動現(xiàn)金流(312545)(165378)(240897)(160429)(192290)現(xiàn)金凈變動6151344824(112105)35474289貨幣資金的期初余額163536225049269873157768161315貨幣資金的期末余額225049269873157768161315165604企業(yè)自由現(xiàn)金流0232667151217184065216698權(quán)益自由現(xiàn)金流03187708334150494184296現(xiàn)金及現(xiàn)金等價(jià)物225049269873157768161315165604應(yīng)收款項(xiàng)11665599802102084105143108337存貨凈額167751180533136180139056141883其他流動資產(chǎn)100536100908931529594398858流動資產(chǎn)合計(jì)613867658520496588508862522086固定資產(chǎn)659903665611712957741951755303無形資產(chǎn)及其他9296092744940349532496615投資性房地產(chǎn)10373501054863105486310548631054863長期股權(quán)投資26967128097228397228697228997226737512752710264241426879722718839短期借款及交易性金融負(fù)債108936156795500005000050000應(yīng)付款項(xiàng)304747309887272359278112283767其他流動負(fù)債210580222325208137212616217035流動負(fù)債合計(jì)624263689007530497540728550802長期借款及應(yīng)付債券2224781431981131988319853198其他長期負(fù)債288907289884290384290884291384長期負(fù)債合計(jì)511385433082403582374082344582負(fù)債合計(jì)11356481122089934079914810895384少數(shù)股東權(quán)益168527184211192524201452211172股東權(quán)益13695761446410151581115717091612282負(fù)債和股東權(quán)益總計(jì)26737512752710264241426879722718839關(guān)鍵財(cái)務(wù)與估值指標(biāo)202220232024E2025E2026E每股收益0.820.880.951.021.11每股紅利0.420.580.570.710.89每股凈資產(chǎn)7.487.908.288.598.81ROIC14%12%14%16%17%ROE11%11%11.4%11.9%12.6%毛利率22%2