公司业务进展 - 公司旗下CNG顺利完成印度尼西亚贾邦登加区块内Akeh-X井的全部试油试气工作 [1] - 测试结果显示该井发育高产纯气层，深度为5,230英尺，储层物性良好，孔隙度及渗透度均处于较高水平 [1] - 测试数据显示油气显示活跃且产能稳定，证明该区块具备形成规模油气藏的条件与资源潜力 [1] 测试结果与产能数据 - 在24/64英寸油嘴条件下，天然气流量为3.965百万标准立方英尺/日，凝析油19.2桶/日 [1] - 在32/64英寸油嘴条件下，天然气流量为6.255百万标准立方英尺/日，凝析油244桶/日 [1] - 在40/64英寸油嘴条件下，天然气流量为9.256百万标准立方英尺/日，凝析油273桶/日 [1] - 在48/64英寸油嘴条件下，天然气流量为12.305百万标准立方英尺/日，凝析油267桶/日，井口压力为1,630-1,337磅/平方英寸 [1] 项目意义与未来展望 - 此次勘探测试成功标志着公司对该区块地质认识进一步深化、把控性更高 [1] - 此次成功有助于公司挖掘存量资源潜力、提升可采储备量 [1] - 董事会相信此次测试为后续勘探开发奠定了稳固基础 [1] - 此次测试对公司于印度尼西亚地区的油气业务拓展具有积极意义 [1]

公司业务进展 - 公司旗下CNG已顺利完成印度尼西亚贾邦登加区块内Akeh-X井的试油试气工作 [1] - 测试数据显示该井发育高产纯气层，深度为5,230英尺，储层物性良好，孔隙度及渗透度均处于较高水平，油气显示活跃且产能稳定 [1] - 此次勘探测试成功标志着公司对该区块地质认识进一步深化、把控性更高，有助于挖掘存量资源潜力并提升可采储备量 [1] 测试结果与产能数据 - 在24/64英寸油嘴条件下，天然气流量为3.965百万标准立方英尺/日，凝析油产量为19.2桶/日 [1] - 在32/64英寸油嘴条件下，天然气流量为6.255百万标准立方英尺/日，凝析油产量为244桶/日 [1] - 在40/64英寸油嘴条件下，天然气流量为9.256百万标准立方英尺/日，凝析油产量为273桶/日 [1] - 在48/64英寸油嘴条件下，天然气流量为12.305百万标准立方英尺/日，凝析油产量为267桶/日，井口压力为1,630-1,337磅/平方英寸 [1] 资源潜力与战略意义 - 测试结果证明该区块具备形成规模油气藏的条件与资源潜力 [1] - 董事会相信此次测试为后续勘探开发奠定了稳固基础 [1] - 此次成功对公司于印度尼西亚地区的油气业务拓展具有积极意义 [1]

业务开展 - 公司附属公司CNG与POI在印尼贾邦登加区块开展油气勘探等活动[4] 勘探数据 - Akeh - X井不同油嘴条件下天然气流量及凝析油产量[5] - Akeh - X井井口压力为1,630 - 1,337磅/平方英寸[5] - Akeh - X井深度5,230英尺[5] 意义与展望 - 勘探测试成功标志公司对该区块地质认识深化[5] - 测试为后续勘探开发奠定基础，利于印尼油气业务拓展[5]

产量数据 - 2025年四季度伊拉克资产平均权益日产量72,208桶油当量/天[5] - 2026年一季度伊拉克资产平均权益日产量指引65,000 - 67,000桶油当量/天[5] - 2025年四季度巴基斯坦资产平均权益日产量28,739桶油当量/天[5] - 2026年一季度巴基斯坦资产平均权益日产量指引24,000 - 26,000桶油当量/天[5] - 2025年四季度埃及资产平均权益日产量20,347桶油当量/天[5] - 2026年一季度埃及资产平均权益日产量指引20,000 - 22,000桶油当量/天[5] - 2025年四季度集团合计平均权益日产量121,294桶油当量/天[5] - 2026年一季度集团合计平均权益日产量指引109,000 - 115,000桶油当量/天[5] - 2025年第四季度公司日均权益产量同比增长6.4%至121,294桶油当量/日[19] - 2025年第四季度伊拉克资产平均权益日产量同比增长6.6%[37] - 2026年第一季度伊拉克资产较2025年Q4产量下降约9.1%[48] 其他业绩 - 2025年作业工时约30百万小时，行驶里程约63百万公里，零死亡，离岗工伤事故频率实际0.16，总可记录事故频率实际0.02[22] - 2025年公司举办4次LFI研讨会[25] - 2025年第四季度平均作业日产量较去年同期提升约5.1%，完成钻井14口[30] - 2025年第四季度实现价格约54.5美元/桶油当量，完成5项修井工程[31] - 埃及资产通过措施节省约5百万美元钻井成本[44] 技术与并购 - 巴基斯坦MKK区块部署套管钻井技术至约4,000英尺，Badin区块部署先进旋转操纵系统技术[40] - 2025年10月收购APEX后，埃及资产总产量超35,000桶油当量/日，公司成埃及第五大国际石油生产商[44]

文章核心观点 - 菲律宾在巴拉望岛近海获得十余年来首个重大天然气发现 初步评估天然气地质储量约980亿立方英尺 预计可转化为约140亿千瓦时的年发电量 足以满足约570万户家庭一年的用电需求 对保障该国能源安全、降低进口依赖至关重要 [1] 资源发现与评估 - 新发现的MAE-1井位于现有马拉帕亚气田以东约5千米处 初步评估显示其天然气地质储量约980亿立方英尺 [1] - 初试日产量达到6000万立方英尺 产能与原始气井相当 表明这是一个高产能储层 [1] - 该井同时伴生高价值的凝析油 [1] - 这一发现是马拉帕亚气田第四阶段钻探计划的首个里程碑 [1] 对能源供应与安全的影响 - 此次发现对菲律宾能源安全至关重要 随着主力气田产量下降 该国对进口液化天然气的依赖不断加深 [1] - 新资源预计可转化为约140亿千瓦时的年发电量 足以满足约570万户家庭一年的用电需求 [1] - 新发现有助于稳定电力供应并降低燃料进口风险 [1] - 随着原有气田产量自然递减 此次在东侧的新发现有望实质性延长该气田群对国内市场的供气年限 [1] - 马拉帕亚气田一直是菲律宾本土能源供应的支柱 为吕宋岛发电提供燃料 [1] 项目后续计划 - 项目下一步将完成Camago-3井的测试 [1] - 项目将继续钻探Pag-asa勘探区 以进一步评估该区域的资源潜力 [1]

文章核心观点 - 中国海油旗下“深海一号”超深水大气田实现重要生产里程碑，其2025年油气总产量已突破450万吨油当量，并展示了公司在超深水油气开发与生产运维领域的技术实力和高效运营能力 [1] 气田生产里程碑与产能 - “深海一号”完成投产以来第100船原油外输，2025年油气总产量突破450万吨油当量 [1] - 气田当前每天产出1500万立方米天然气和超过1600吨凝析油 [1] - 部分凝析油存储于平台四根立柱的储油舱中，达到一定量后通过穿梭油轮进行外输 [1] 气田资源与技术特征 - “深海一号”是我国迄今为止自主开发的作业水深最深、地层温压最高、勘探开发难度最大、天然气产能最大的海上气田 [1] - 气田最大作业水深超1500米，地层最高温度达到138摄氏度，天然气探明地质储量超1500亿立方米 [1] - 气田分两期开发建设，两期项目的核心装置“深海一号”能源站和“四星连珠”平台群均具备基本的深海油气加工处理能力，能在海上就地完成天然气和原油的分离和外输 [1] 运营效率与技术进步 - 现场作业团队通过持续改造生产设备设施、应用多年海上气田生产管理经验优化工艺流程，以最大限度释放深水气田生产潜能 [1] - 作业团队已自主建立起一套完整的超深水气田生产运维技术体系 [1] - 该技术体系推动“深海一号”能源站原油外输作业用时缩短至8小时以内 [1]

公司运营与生产里程碑 - 中国海油宣布其"深海一号"气田近期完成第100船原油外输工作[1] - 该气田2025年油气总产量突破450万吨油当量[1] - 气田目前每天产出1500万立方米天然气和超过1600吨凝析油[1] - 自2021年投产以来，原油外输作业用时从18小时缩短至8小时以内[2] 气田资源与技术概况 - "深海一号"是我国自主开发的作业水深最深、地层温压最高、勘探开发难度最大、天然气产能最大的海上气田[1] - 气田最大作业水深超过1500米，地层最高温度达138摄氏度[1] - 天然气探明地质储量超过1500亿立方米[1] - 作业团队自主建立起一套超深水气田生产运维完整技术体系[2] 生产与储运流程 - 产出的部分凝析油存储于平台四根立柱的储油舱中[1] - 凝析油达到一定规模后通过穿梭油轮进行外输[1]

文章核心观点 - 2025年全球石油、天然气及凝析油探明可采储量同比均实现实质性增长，打破此前三年小幅波动格局，为全球能源转型过渡期的能源安全提供重要支撑 [1] - 储量增长旨在为可再生能源规模化发展和能源结构调整争取时间，行业需聚焦油气高效开采与低碳利用技术创新，推动化石能源与可再生能源协同发展 [2] 全球油气储量增长情况 - 2025年全球石油探明可采储量同比增长约2.3% [1] - 2025年全球天然气探明可采储量同比增长3.1%，增速领跑三大品类 [1] - 2025年全球凝析油探明可采储量同比增长2.7% [1] - 三大品类增长幅度均超出行业此前预期 [1] 区域储量增长动力 - 中东地区稳居全球油气储量核心枢纽地位，沙特阿拉伯、伊朗等通过老油田挖潜改造与新勘探区块开发推动石油储量稳步提升 [1] - 美洲地区凭借页岩油气技术迭代升级贡献显著增量，包括美国二叠纪盆地的页岩油开发以及巴西深海盐下油气区块的勘探突破 [1] - 亚太地区表现亮眼，中国陆上深层油气勘探和印度尼西亚海上气田开发成为天然气储量增长的关键动力源 [1] 行业发展趋势与战略意义 - 天然气储量增速领跑，凸显全球能源转型背景下对清洁化石能源的战略布局倾斜 [1] - 储量增长为可再生能源规模化发展和能源结构深度调整争取宝贵时间 [2] - 未来行业需持续聚焦油气高效开采和低碳利用技术创新 [2] - 行业需推动化石能源与可再生能源协同发展，助力全球能源转型平稳过渡 [2]

项目运营里程碑与产量数据 - 中国海上最大气田“深海一号”近期完成投产以来的第100船原油外输工作 [1] - 2025年“深海一号”气田油气总产量突破450万吨油当量，规模与陆地中型油田相当 [1] - 2025年，包括“深海一号”在内的环海南岛海上气田群累计生产油气突破1000万吨油当量，相较“十三五”末实现产量翻番 [1] 项目技术规格与生产能力 - “深海一号”是中国自主开发的作业水深最深、地层温压最高、勘探开发难度最大、天然气产能最大的海上气田 [1] - 气田最大作业水深超1500米，地层最高温度达到138摄氏度，天然气探明地质储量超1500亿立方米 [1] - 项目分两期开发建设，核心装置“深海一号”能源站和“四星连珠”平台群具备基本的深海油气加工处理能力，能在海上就地完成天然气和原油气的分离与外输 [1] - 目前“深海一号”气田每天产出1500万立方米天然气和超1600吨凝析油 [1] 区域产量结构与增长动力 - 环海南岛海上气田群中，深海油气成为重要增长极，占区域新增油气产量90%以上 [1]

公司运营与生产里程碑 - 中国海油旗下“深海一号”气田近期完成投产以来第100船原油外输 [1] - 该气田2025年油气总产量突破450万吨油当量，规模相当于陆地中型油田 [1] - 目前“深海一号”每日产出1500万立方米天然气和超1600吨凝析油 [1] 气田资源与技术实力 - “深海一号”是我国自主开发的作业水深最深、地层温压最高、勘探开发难度最大、天然气产能最大的海上气田 [1] - 气田最大作业水深超1500米，地层最高温度达138℃，天然气探明地质储量超1500亿立方米 [1] - 气田分两期开发建设，可在海上就地完成天然气和原油的分离与外输 [1] - 经过四年多探索，作业团队自主建立起一套超深水气田生产运维完整技术体系，表明我国深海气田生产运维技术已达到世界先进水平 [1] 区域产量与增长贡献 - 包括“深海一号”在内的环海南岛海上气田群，2025年累计生产油气突破1000万吨油当量 [1] - 该产量相较“十三五”末实现翻番 [1] - 其中深海油气成为区域重要“增长极”，占区域新增油气产量的90%以上 [1]