技术突破 - 公司成功实现海上稠油热采技术体系和核心装备规模化应用关键进展 [1] - 公司研制世界领先耐350℃注采一体化装备 自主研发小型化高效注热装备 井下安全控制系统与长效防砂装置 [1] - 公司设计建造全球首座移动式注热平台"热采一号" 填补海上稠油热采装备领域空白 [1] 产量规模 - 海上稠油热采累计产量突破500万吨 [1] - 公司成为全球首个实现海上稠油规模化热采开发的国家 [1] - 热采油田主要分布在渤海海域 包括南堡35-2 旅大21-2 锦州23-2等多个主力油田 [1] 行业挑战 - 海上稠油具有黏度高 密度大 流动性差且易凝固特性 开采难度大 [1] - 海上平台作业空间小 成本高 面临技术装备和经济效益双重挑战 [1] - 海上稠油热采规模化开发属业界公认世界级难题 全球范围内无先例 [1]

技术突破与行业地位 - 公司成为全球首个实现海上稠油规模化热采开发的国家 累计产量超500万吨 [1] - 公司创新提出"少井高产"热采开发理论 采用大井距高强度注采、高干度蒸汽及多元热流体协同增效开发模式 [4] - 公司自主研发耐350℃注采一体化装备 小型化高效注热装备及全球首座移动式注热平台"热采一号" 填补海上稠油热采装备空白 [4] 资源潜力与开发布局 - 中国海上需注热开发的高黏稠油探明储量超6亿吨 占全国稠油已探明储量约20% [1] - 海上稠油热采主要集中在渤海海域 已建成南堡35-2、旅大21-2、锦州23-2等多个主力热采油田 [1][3] - 2024年稠油热采产量首次突破百万吨大关 动用油藏实现跨越式发展 [4] 技术挑战与解决方案 - 海上稠油热采面临平台作业空间小、成本高、技术装备和经济效益双重挑战 属世界级难题 [1] - 通过注入高热量蒸汽辅助气体及化学药剂 配套大液量高效举升工艺 成功破解热采产能低与热量损失大难题 [4] - 世界剩余石油资源中稠油占比约70% 热采技术通过降低稠油黏度使其成为易开采的"稀油" [1]

技术突破 - 中国海油海上稠油热采技术体系和核心装备规模化应用取得关键性进展[1] - 海上稠油热采累计产量突破500万吨[1] - 成为全球首个实现海上稠油规模化热采开发的国家[1] 资源特征与开发挑战 - 稠油具有黏度高、密度大、流动性差且易凝固的特性[3] - 海上平台作业空间小且成本高[3] - 稠油热采开发面临技术装备和经济效益双重挑战[3] - 此前全球范围内无海上稠油规模化热采开发先例[3] 行业地位与开发方式 - 世界剩余石油资源中稠油占比约70%[3] - 稠油是各石油生产国实现增产的主攻方向之一[3] - 高黏稠油主要采用热采方式开发[3] - 通过注入高温高压蒸汽降低稠油黏度使其成为易开采的"稀油"[3] 产业布局 - 中国海上稠油热采主要集中在渤海海域[3] - 已建成南堡35-2、旅大21-2、锦州23-2等多个主力热采油田[3]

财务表现 - 2025年上半年营业收入19.81亿元同比增长3.29% 归母净利润3.00亿元同比下降29.81% 扣非归母净利润2.91亿元同比下降30.38% [1] - 2025年第二季度营业收入10.38亿元同比下降6.59%环比增长10.02% 归母净利润0.70亿元同比下降72.36%环比下降69.33% 扣非归母净利润0.69亿元同比下降72.21%环比下降68.98% [1] - 第二季度财务费用1.37亿元环比大幅增长1.6亿元 主要因伊拉克油田建设基金摊销增加利息费用 [2] 生产运营 - 2025年上半年原油产量43.89万吨同比增长8.37% 油气当量产量54.82万吨 [2] - 温宿项目生产原油31.80万吨同比增加0.54% 伴生气2417.85万方 油气当量33.73万吨 [2] - 坚戈项目生产原油12.09万吨同比增加36.30% 伴生气11292万方 油气当量21.09万吨 [2] - 原油及衍生品总销量37.05万吨 其中温宿区块26.93万吨 坚戈区块10.12万吨 [2] 价格与成本 - 2025年第二季度布油均价66.71美元/桶 环比一季度74.98美元/桶下滑11.0% 导致油气销售板块经营利润显著下滑 [2] 资源储量 - 温宿油田温7区块探明石油地质储量3011万吨 柯柯牙/红旗坡/赛克油田新申报探明石油地质储量1323万吨 天然气探明储量14亿方 [3] - 哈萨克斯坦坚戈油田矿权面积154平方千米 C1+C2地质储量7853.5万吨 [3] - 岸边项目原矿权面积18.3平方千米储量约2523万吨 扩边后总探矿权面积90.5平方千米 [3] 国际项目储备 - 伊拉克EBN区块面积231平方千米 原始石油地质储量123.65亿桶(17.66亿吨) 溶解气54310亿立方英尺(1538亿立方米) 预测3P石油地质储量5.50亿吨 溶解气1501亿立方米 [4] - MF区块面积1073平方千米 原始石油地质储量28.13亿桶(4亿吨) 溶解气7310亿立方英尺(207亿立方米) 预测圈闭原始石油地质资源量12.58亿吨 溶解气508亿立方米 [4] - Zerafa II区块初步评估天然气地质储量和资源量合计1092.57亿方 [4] 盈利预测与估值 - 假设布油63美元/桶 预计2025-2027年归母净利润分别为7.4亿元/11.0亿元/13.9亿元 对应2025年8月29日收盘价PE为12.2X/8.2X/6.5X [5]

央视网消息：每天8点，央视网为您梳理24小时内发生在咱们身边的大小事儿。 ·我国海上稠油热采累计产量突破500万吨。 ·2025年上海合作组织峰会新闻中心举行专场吹风会：上合示范区已落地项目投资超1500亿元。 ·韩国多地中学遭遇"诈弹"威胁。 ·美国联邦巡回上诉法院裁定特朗普对多国征收关税违法。 ·以色列财长：若哈马斯拒绝放下武器就吞并加沙。 ·美国务院撤销巴勒斯坦政要赴美签证。 ·越南将对13920名囚犯实施国庆特赦。 ·第四批国家级抗战纪念设施、遗址名录公布。 ·中国气象局启动重大气象灾害（台风）四级应急响应。 ·水利部：全国7条河流发生超警洪水。 ·财政部：前7个月国有企业营业总收入47.3万亿元。 ·山东省蓬莱第二中学通报：一教师与学生不文明聊天被辞退。 ·八名与以色列情报机构关联人员在伊朗东部被捕。 ·英国：不邀请以色列政府代表团出席伦敦防务展。 ·投诉鲁迅夹烟墙画当事人道歉后账号已被封。微博回应：多次借控烟之名违规推广所谓尼古丁袋。 ·河北蔚县通报"越野车意外坠崖致3人被困"：2人获救1人去世。 ·河南跨省查办一起私域直播案：公司为卖口服液雇医生拍虚假视频，3个月吸引3.7万人观看。 ·4名青年 ...

技术突破 - 海上稠油热采技术体系和核心装备规模化应用取得关键性进展 累计产量超500万吨 成为全球首个实现海上稠油规模化热采开发的国家 [2] - 成功研制世界领先的耐350℃注采一体化装备 自主研发小型化高效注热装备、井下安全控制系统与长效防砂装置 [2] - 设计建造全球首座移动式注热平台“热采一号” 填补海上稠油热采装备领域空白 [2] 行业挑战 - 稠油黏度高、密度大、流动性差且容易凝固 开采难度大 [2] - 海上平台作业空间小、成本高 稠油热采规模化开发面临技术装备和经济效益双重挑战 是业界公认的世界级难题 此前全球无先例 [2] 开发布局 - 海上稠油热采主要集中在渤海海域 [2] - 已建成南堡35-2、旅大21-2、锦州23-2等多个主力热采油田 [2]

海上稠油热采技术突破 - 中国成为全球首个实现海上稠油规模化热采开发国家 海上稠油热采累计产量超500万吨 [1] - 渤海旅大5-2北油田Ⅱ期项目新增动用稠油储量超2000万吨 日产热采稠油超500吨 累计产量超10万吨 [1] - 垦利10-2油田新增动用稠油储量超1400万吨 海上稠油热采年产量有望跃升至200万吨 [1][3] 稠油资源潜力与价值 - 中国稠油资源量约198.7亿吨 已探明35亿吨 渤海油田稠油产量占比不足3% 开发潜力巨大 [5] - 稠油被誉为"黑色黄金" 可提炼润滑油 润滑脂 工业沥青等产品 是医药化工基础原料 [6][8] - 稠油具有高黏度特性 需通过热采技术实现规模化开发 [6] 海上风电技术进展 - 中国自主研制全球最大26兆瓦级海上风电机组 风轮扫风面积达7.7万平方米 实现全国产化制造 [9][11] - 机组由超3万个零部件构成 轮毂中心高度相当于50层楼 为深远海风电开发提供技术支撑 [11] 熔盐储热技术应用 - 安徽宿州投运中国最大火电熔盐储热项目 储热容量1000兆瓦时 采用390℃高温和190℃低温双储罐系统 [12][14] - 项目可存储15000吨液态高温熔盐 最高温度达390℃ 供热能力提升至410吨/小时 较原水平提高260吨/小时 [12][16] - 实现满负荷连续供热4小时 深度调峰30%负荷下连续运行5小时 解决热电协同运行技术瓶颈 [16]

行业里程碑 - 中国成为全球首个实现海上稠油规模化热采开发的国家 [1] - 海上稠油热采累计产量突破500万吨 [1] - 今年以来海上稠油热采产量超130万吨创历史同期新高 [1] 重点项目进展 - 旅大5-2北油田Ⅱ期项目新增动用稠油储量超2000万吨 [1] - 旅大5-2北油田日产热采稠油超500吨且累计产量超10万吨 [1] - 新投产垦利10-2油田为亿吨级开发项目新增动用稠油储量超1400万吨 [1] 产能建设 - 公司加速推进海上稠油热采产能建设 [1] - 渤海区域实现海上首个规模化特超稠油热采开发 [1]

核心观点 - 公司通过精细注水技术和CCUS技术实现石油产量大幅提升和绿色转型 年产量从3.5万吨增至13.2万吨 单井产量从0.31吨提升至1.32吨 自然递减率从6.8%降至-3.3%[1][2] - 公司形成煤化工低碳发展与致密油气绿色开发联动模式 CCUS项目年注入41万吨 累计封存二氧化碳50万吨 捕集成本每吨105元[3][4] - 公司创新体制机制 整合科研机构 授权专利年均增长21% 承担国家级项目29项 省部级项目137项 构建高校+院所+企业创新生态圈[7] - 公司推进营销数字化改革 成品油线上竞价交易首日成交8385吨 占比74.3% 吸引20家企业参与[8] 技术突破 - 控速增渗精细注水技术使项目区年产油量从2015年3.5万吨提高到2024年13.2万吨 增幅277%[1] - 注水井累计转注111口 实施补孔措施63口 治理压高井65口 日产油从97吨跃升至410吨 增幅322%[2] - 全球首套年产30万吨高压聚乙烯及EVA一体化装置实现陕西EVA产品零突破 年产光伏胶膜原料28万吨 可满足56GW光伏装机需求[5] - 乙醇和氨反应生产乙基胺催化剂技术及煤基特种燃料开发进入成果转化阶段[7] 绿色转型 - 化38注气站年注入二氧化碳36万吨 相当于种树324万棵 节水108万立方米[3] - CCUS技术使原油采收率提升8.1% 在陕西靖边县、吴起县等地建成产业闭环 输送距离小于150公里[4] - 聚焦油化并举、煤气电并重、新能源新材料并兴战略 打造绿色低碳综合能源服务商[8] 创新机制 - 2024年整合4家科研单位重组为西北化工研究院与陕西化工研究院 实行行政领导"三不抢"原则[7] - 建立科技创新容错免责机制 完善奖励激励制度 简化项目审批流程[7] - 联合20余家科研院所打造"2+3+4"合作模式 通过人才、技术、平台、资本四要素联动形成创新闭环[7] 营销改革 - 成品油线上竞价模式通过"延长云商"平台交易 针对1.128万吨成品油竞拍 最终成交8385吨[8] - 创新商业模式和数字营销体系 打造公开透明的"阳光销售"新模式[8]

核心观点 - 公司通过技术创新和机制革新实现油气产量提升、绿色转型及高端化工产品突破 重点发展精细注水、CCUS技术及聚烯烃高端化 并创新营销模式推动产品价值最大化[2][3][4][5][6][7][8] 精细注水技术应用 - 郝家坪注水项目区通过控速增渗等精细注水技术使年产油量从2015年3.5万吨增至2024年13.2万吨[2] - 累计转注水井111口 实施63口注水井补孔措施 治理65口压高井 日产油从97吨跃升至410吨（增长3倍） 单井产量从0.31吨提升至1.32吨 自然递减率从6.8%降至-3.3%[3] - 预计采油厂年产量2027年突破百万吨[3] 二氧化碳捕集利用与封存（CCUS） - 化38注气站年注入36万吨二氧化碳 相当于种树324万棵或节水108万立方米[4] - 公司为CSLF认证的首个通过CCUS国际认证的中国企业 形成煤化工与致密油气联动发展模式[5] - 在陕西靖边、吴起等地建成年注入41万吨CCUS项目 累计封存二氧化碳50万吨 捕集成本仅105元/吨 输送距离小于150公里 二氧化碳驱油使原油采收率提升8.1%[5] 高端化工产品突破 - 光伏级EVA产品透光率高 吨售价超1万元 年产28万吨 可满足56GW光伏装机需求[6] - 中高端聚烯烃产品占比超65% 全球首套年产30万吨高压聚乙烯及EVA一体化装置实现陕西EVA从无到有突破[6] 科技创新机制改革 - 2024年整合4家科研单位重组为西北化工研究院与陕西化工研究院 推行行政领导"三不抢"原则（不抢成果、排名、论文）[7] - 建立科技创新容错免责机制 简化审批流程 累计承担国家级项目29项、省部级137项 授权专利年均增21% 获国家科技进步奖2项、中国专利奖1项 27项成果达国际领先水平[7] - 联合20余家科研院所构建"2+3+4"创新生态圈（产业链与创新链协同 前沿探索/中试研究/工业示范三层次推进 人才/技术/平台/资本四要素联动）[7] 营销模式创新 - 2024年7月10日启动成品油线上竞价交易 吸引20家企业参与 1.128万吨成品油竞拍最终成交8385吨[8] - 通过"延长云商"平台打造"阳光销售"模式 延伸增值服务与数字营销体系[8] 战略定位 - 公司聚焦"油化并举、煤气电并重、新能源新材料并兴"战略 目标成为世界一流绿色低碳综合能源服务商[8]