5700亿投资迫在眉睫！全球油气产量递减引担忧
2025-10-15 作者：润滑油情报网 来源：润滑油情报网
摘要：近日，国际能源署（IEA）发布了《油气田产量递减率的影响》报告，直指全球油气行业长期“重需求、轻供应”的失衡现状
近日，国际能源署（IEA）发布了《油气田产量递减率的影响》报告，直指全球油气行业长期“重需求、轻供应”的失衡现状——2019年以来，近90%上游投资都是在“填产量递减的坑”，而非满足需求增长。欧洲小型海上油田年产量递减率高达15%，而致密油和页岩气的产量，在没有投资的情况下，递减率或将高达35%。2025年上游投资须预计达到5700亿美元，才能保证其中的10%用于满足需求的增长。
01.产量递减率背后的真相
“产量递减率” 是油气田峰值后年产量下降速度的量化指标，以 “复合平均年递减率（CADR）” 为核心，分为含投资干预的 “观察递减率” 与无投资的 “自然递减率”，主要受地下能源衰减驱动、地上因素调控，最终深刻影响油气供应、投资需求与能源安全，是理解全球油气市场供应端的关键指标。
行业人士表示："每年近90%的上游投资用于弥补现有油田的供应损失，只有一小部分上游油气投资用于满足日益增长的需求。"这一“补偿性投资”特征从2019年便开始持续显现。如果未来投资出现下滑，全球油气供应可能直接陷入“停滞”，若停止所有投资，未来10年全球石油产量将年均暴跌8%，天然气暴跌9%。
以美国为例，美国致密油在2014年时开采需要在90美元/桶以上才能盈利，如今通过水平井的技术升级、多井同钻等措施，盈亏平衡降至50美元/桶。但即便如此，美国90%的致密油新井，仅用于抵消老井的递减。2024年美国致密油产量为1000万桶/日，如果停止钻井，12个月内，产量将暴跌35%，次年将再降15%，相当于每个月消失一个“挪威级”产油规模。
IEA此次报告基于全球1.5万个油气田的生产记录，算出一组关键数据，常规石油在达到产量峰值后的平均产量递减率为5.6%，常规天然气为6.8%。但是不同类型、地区的油田，递减率差异较为悬殊，出现产量递减的“区域鸿沟”。 从规模上看，超巨型的油田年均产量递减率仅为2.7%，而小型油田（探明储量在1亿桶以下）高达11.6%。这在于超巨型油田的天然压力高，且能承担水驱、CO₂-EOR等昂贵技术成本，像伊拉克的超巨型油田鲁迈拉油田，通过注水开发，投产50年后仍维持在150万桶/日产量，递减率稳定在2%。
从地区上看，中东地区的常规油田年均产量递减率仅1.8%，欧洲则达9.7%。其核心原因是中东以陆上超巨型油田为主，例如沙特加瓦尔、科威特布尔甘油田；而欧洲70%产量来自北海深海油田，像挪威北海的约阿希姆油田，因海水入侵、设备老化，年均递减率达10%，需每年钻2-3口新井才能维持产量；而伊朗南帕尔斯气田（陆上），投产20年递减率仍控制在1.5%。
02.应对供需失衡的三把抓手
而面对产量递减率逐年上升的危机，IEA在报告中提出，需要通过保障上游投资、技术创新干预以及政策协调优化等手段来解决供需失衡问题。
在上游投资方面，需要维持投资规模的阈值。IEA在报告中提出，预计2025年上游投资须达到5700亿美元，才能保证其中的10%用于满足需求的增长。从当前的行业动态来看，一些石油巨头正不断将业务重心回归到传统能源，像BP此前宣布开启“根本性重置”计划，不断通过新能源交易来完成资产剥离，并计划筹集200亿美元现金，重新将业务重点放在油气领域；此前沙特阿美以合同额50亿美元，参与扩建 Zuluf 油田，目标是将该油田日产能提高60万桶，彰显对石油业务长期投资的决心。
在技术创新方面，通过交易并购和技术推广实现降本增效。在埃克森美孚对先锋自然资源的收购交易中，埃克森美孚通过融合先锋在甲烷减排和循环水压裂等环保方面的经验，与其在碳捕集与封存（CCUS）技术形成互补，加速推进减排目标。而对于像美国二叠纪盆地的非常规油田，通过推广水平井和体积压裂技术，可使得单井成本下降40%，通过AI井位优化能使作业效率提升20%，将盈亏平衡降至50美元/桶，缓解“高投入依赖”。
而在政策协调方面，地缘政治为油气供应增添了许多不确定性。一方面，面对美国“二级关税”制裁，俄罗斯进一步加大对印度石油出口的优惠力度；而此前中俄蒙签署具有法律效益的备忘录也印证俄罗斯“西气东输”战略。另一方面，与俄罗斯被动调整不同，沙特阿美通过主动的的策略调整来应对市场变化，在大幅下调10月对亚洲的原油价格后，又敦促亚洲卖家增加10月装运的原油采购量。
当全球聚焦新能源转型时，现有油气田的“递减时钟”仍在滴答作响——它不仅决定着未来投资规模，更影响着能源安全的“韧性底线”。无论是5700亿美金的“补偿性投资”，还是中东与欧洲的递减率差异，都在提醒着，油气行业的“平稳过渡”，需要对供应端的每一个“递减细节”保持警惕。
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01.产量递减率背后的真相
“产量递减率” 是油气田峰值后年产量下降速度的量化指标，以 “复合平均年递减率（CADR）” 为核心，分为含投资干预的 “观察递减率” 与无投资的 “自然递减率”，主要受地下能源衰减驱动、地上因素调控，最终深刻影响油气供应、投资需求与能源安全，是理解全球油气市场供应端的关键指标。
行业人士表示："每年近90%的上游投资用于弥补现有油田的供应损失，只有一小部分上游油气投资用于满足日益增长的需求。"这一“补偿性投资”特征从2019年便开始持续显现。如果未来投资出现下滑，全球油气供应可能直接陷入“停滞”，若停止所有投资，未来10年全球石油产量将年均暴跌8%，天然气暴跌9%。
以美国为例，美国致密油在2014年时开采需要在90美元/桶以上才能盈利，如今通过水平井的技术升级、多井同钻等措施，盈亏平衡降至50美元/桶。但即便如此，美国90%的致密油新井，仅用于抵消老井的递减。2024年美国致密油产量为1000万桶/日，如果停止钻井，12个月内，产量将暴跌35%，次年将再降15%，相当于每个月消失一个“挪威级”产油规模。
IEA此次报告基于全球1.5万个油气田的生产记录，算出一组关键数据，常规石油在达到产量峰值后的平均产量递减率为5.6%，常规天然气为6.8%。但是不同类型、地区的油田，递减率差异较为悬殊，出现产量递减的“区域鸿沟”。 从规模上看，超巨型的油田年均产量递减率仅为2.7%，而小型油田（探明储量在1亿桶以下）高达11.6%。这在于超巨型油田的天然压力高，且能承担水驱、CO₂-EOR等昂贵技术成本，像伊拉克的超巨型油田鲁迈拉油田，通过注水开发，投产50年后仍维持在150万桶/日产量，递减率稳定在2%。
从地区上看，中东地区的常规油田年均产量递减率仅1.8%，欧洲则达9.7%。其核心原因是中东以陆上超巨型油田为主，例如沙特加瓦尔、科威特布尔甘油田；而欧洲70%产量来自北海深海油田，像挪威北海的约阿希姆油田，因海水入侵、设备老化，年均递减率达10%，需每年钻2-3口新井才能维持产量；而伊朗南帕尔斯气田（陆上），投产20年递减率仍控制在1.5%。
02.应对供需失衡的三把抓手
而面对产量递减率逐年上升的危机，IEA在报告中提出，需要通过保障上游投资、技术创新干预以及政策协调优化等手段来解决供需失衡问题。
在上游投资方面，需要维持投资规模的阈值。IEA在报告中提出，预计2025年上游投资须达到5700亿美元，才能保证其中的10%用于满足需求的增长。从当前的行业动态来看，一些石油巨头正不断将业务重心回归到传统能源，像BP此前宣布开启“根本性重置”计划，不断通过新能源交易来完成资产剥离，并计划筹集200亿美元现金，重新将业务重点放在油气领域；此前沙特阿美以合同额50亿美元，参与扩建 Zuluf 油田，目标是将该油田日产能提高60万桶，彰显对石油业务长期投资的决心。
在技术创新方面，通过交易并购和技术推广实现降本增效。在埃克森美孚对先锋自然资源的收购交易中，埃克森美孚通过融合先锋在甲烷减排和循环水压裂等环保方面的经验，与其在碳捕集与封存（CCUS）技术形成互补，加速推进减排目标。而对于像美国二叠纪盆地的非常规油田，通过推广水平井和体积压裂技术，可使得单井成本下降40%，通过AI井位优化能使作业效率提升20%，将盈亏平衡降至50美元/桶，缓解“高投入依赖”。
而在政策协调方面，地缘政治为油气供应增添了许多不确定性。一方面，面对美国“二级关税”制裁，俄罗斯进一步加大对印度石油出口的优惠力度；而此前中俄蒙签署具有法律效益的备忘录也印证俄罗斯“西气东输”战略。另一方面，与俄罗斯被动调整不同，沙特阿美通过主动的的策略调整来应对市场变化，在大幅下调10月对亚洲的原油价格后，又敦促亚洲卖家增加10月装运的原油采购量。
当全球聚焦新能源转型时，现有油气田的“递减时钟”仍在滴答作响——它不仅决定着未来投资规模，更影响着能源安全的“韧性底线”。无论是5700亿美金的“补偿性投资”，还是中东与欧洲的递减率差异，都在提醒着，油气行业的“平稳过渡”，需要对供应端的每一个“递减细节”保持警惕。
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