哈萨克斯坦石油天然气上游市场规模及份额

哈萨克斯坦石油和天然气上游市场分析

2025年哈萨克斯坦石油和天然气上游市场规模预计为64.6亿美元，预计到2030年将达到77.8亿美元，预测期内复合年增长率为3.79% （2025-2030）。

尽管硫磺处理成本持续存在且陆上基础设施老化，但持续转向海上大型项目、快速采用强化回收方法以及出口路线的逐步多样化支撑了这一增长。离岸资产已占 2024 年收入的 83.8%，并实现最快的 5.5% 增长，而雪佛龙耗资 480 亿美元的 Tengiz 升级改造、卡沙干二期工程以及更大的通往中国的管道带来了扩张动力。原油继续保持70.2%的成交量主导地位；然而，随着 2026 年至 2030 年间四个加工厂产能增加 8.4 bcm，伴生气正在加速增长。传统井仍占活动的 95%，但在新的税收减免和数字孪生分析的推动下，非常规紧俏油气业务正以每年 5.3% 的速度增长。

哈萨克斯坦石油天然气上游市场趋势与见解

油价回升推动勘探和生产预算

2024 年勘探和生产预算增加 18%，布伦特原油价格保持在每桶 75 美元以上。资本流入加速了 Uzen 的钻探，导致 2024 年第一季度额外产量 5,900 吨。雪佛龙在类似的价格支持下快速完成了 Tengiz 项目。^{[1]Chevron Corporation，“Tengiz 未来增长项目更新”， chevron.com} 然而，遵守 OPEC+ 配额将全国产量限制在 170 万桶/日，使哈萨克斯坦石油和天然气上游市场面临价格波动的风险。

卡沙干第二阶段产能提升

第二阶段通过安装新井口平台，到 2027 年将卡沙干产能从 37 万桶/日提升至 45 万桶/日并增加3.5 bcm的气体处理。与 2022-2023 年相比，耐酸性气体钢和实时腐蚀监测将停机时间减少了 60%。休息-随着效率的提高，成本甚至从每桶 45 美元下降到 32 美元。

增强的石油回收税收激励

2024 年增强型合同模式将 CO2-EOR 和聚合物驱的企业税减半，将 Tengiz 的投资回收期从九年缩短到六年。^{[2]哈萨克斯坦能源部，“增强型合同模式”，energy.gov.kz}卡拉查加纳克试点将回收率提高到 48%，同时每年锁定 210 万吨二氧化碳。

中国干线管道扩建

中国的产能预计在 2024 年将达到 2000 万吨，并上升到到 2027 年将输送 2500 万吨，将对俄罗斯航线的依赖度从 2024 年的 85% 减少到 2030 年预计的 75%。^{[3]CNPC，“哈萨克斯坦-中国管道扩建”， cnpc.com.cn} 新型泵和更厚的管材等级生产事件质量处罚一度使每桶净收益减少 3 美元。

高含硫量加工成本

硫化氢含量达到 15-19%，开发成本比全球平均水平高出 25-35%。^{[4]Eni S.p.A.，“卡沙干 H2S 挑战”，eni.com} 运营商每年花费 4 亿美元更换卡沙干腐蚀的管道，而 Tengiz 储存了 60 万吨元素硫每年。

老化的陆上基础设施

到 2030 年，超过 35,000 公里的管道（平均使用年限为 30 年）需要 200 亿美元进行升级。曼格斯托最近发生的泄漏事件加强了监管审查，并使运营成本提高了 15-20%。

细分市场分析

按部署地点：海上优势推动技术创新

海上资产到 2024 年将创造 52.3 亿美元，占哈萨克斯坦石油和天然气上游市场规模的 83.8%，预计到 2030 年将以 5.5% 的复合年增长率增长。卡沙干、田吉兹的碳酸盐陆架和卡拉姆卡斯-海集群是这一推动的重点更深、压力更高的储层。全球各大公司的持续技术转让为里海项目带来了耐酸性气体合金和实时腐蚀监测。 60亿美元的投资专门用于卡拉姆卡斯海和哈扎尔，突显了尽管形势严峻，但持久的信心天然气和易结冰水域。

陆上作业仍然至关重要，但到 2024 年，它们仅对哈萨克斯坦石油和天然气上游市场贡献 10.1 亿美元，即 16.2%。老化的苏联时代集输管线和日益严重的用水压力将陆上增长抑制在 2.8% 的复合年增长率。尽管如此，Uzen 和 Zhetybai 的智能修井计划，加上 CO2-EOR 税收减免，延长了油田寿命并防止急剧下降。

按资源类型：原油主导地位面临天然气加速

原油供应占 2024 年收入的 70.2%，相当于哈萨克斯坦石油和天然气上游市场规模的 43.7 亿美元，预计复合年增长率为 3.8% 2030 年。到 2025 年中期，Tengiz 的扩建计划已实现日产 26 万桶，而 Kashagan 二期的目标是日产 45 万桶。优质 Mangistau 和 Buzachi 等级产品受到亚洲炼油厂需求不断扩大的影响。

随着四个加工厂新增 8.4 bcm 产能，到 2024 年天然气价值将达到 18.7 亿美元，每年增长 5.0%。 Karachaganak 的 4 bcm 增量针对伴生气利用的新财政激励措施减少了火炬燃烧，并推动了对中国的出口潜力。

按油井类型：传统基础实现非常规增长

传统活动占据了 2024 年支出的 95%，但复合年增长率为 3.6%。大位移支管现已超过 8,000 米，释放了碳酸盐岩礁中残留的阁楼石油。

非常规井（如今占 5%）成为敏捷性策略，随着增强型合同模式将税收减半，复合年增长率为 5.3%。 Chu-Sarysu 盆地的紧张油气藏在多级压裂后表现出初始产量为 150-200 桶/日，人工智能驱动的地质导向可将钻井成本降低 20%。

按服务划分：开发领导力带来退役增长

开发和生产服务占 2024 年收入的 60.5%，但一旦大型项目达到预期目标，复合年增长率就会降至 3.9%。高原。以 KazMunayGas 的 ABAI 系统为代表的人工智能钻井有助于维护良好的利润率。

目前退役率为 13.7%，预计到 2030 年，复合年增长率将达到 5.7%，因为到 2030 年将有 2,500 口井面临退役。每口井的成本估计为 150,000-300,000 美元，加上严格的修复规则，刺激了各大石油公司的早期供应。

地理分析

阿特劳和曼格斯托走廊2024年产出占全国产量的78%，相当于哈萨克斯坦油气上游市场规模48.7亿美元。田吉兹和卡沙干的扩建使该走廊的生产复合年增长率到 2030 年达到 4.1%。上游运营商受益于附近的 CPC 和哈萨克斯坦-中国管道枢纽，尽管 150 亿美元的管道更新仍然紧迫。

克孜勒奥尔达和阿克托别合计占 2024 年收入的 15%，复合年增长率为 4.2%，因为更深的地层和紧张的区域吸引了资本。 Karachaganak 的天然气升级增加了 4 bcm 处理能力，减少了之前的回注瓶颈。监管f灵活性，包括边境地区的免税期，刺激了地震和评估活动。

东部和北部省份占剩余的 7%，但随着地震覆盖范围的扩大，他们获得了长期利益。随着铁路到管道终端的规划建设以及与西部出口路线的潜在跨里海连接，基础设施差距正在缩小。

竞争格局

五个最大的运营商——KazMunayGas、雪佛龙、埃尼、壳牌和 TotalEnergies——控制着大约 65%产能过剩，哈萨克斯坦油气上游市场集中度适度。中海油围绕 Tengiz 和 MOL 集团的广泛联盟斥资 21 亿美元组建的合资企业表明，尽管地缘政治紧张，但国际利益仍然很高。技术仍然是主要的差异化因素：数字孪生、高合金钢和 CO2-EOR 提供可衡量的效率cy 收益。新进入者包括人工智能专业服务公司，这些公司可以减少钻井停机时间并获得酸性气田的合同。随着 ISO 14001 认证加速了缺水地区的许可，环境管理正在成为一条有竞争力的护城河。