印度油气上游市场规模及份额

印度石油和天然气上游市场分析

2025年印度石油和天然气上游市场规模预计为160.8亿美元，预计到2030年将达到205.3亿美元，预测期内（2025-2030年）复合年增长率为5%。

强有力的政策支持、数字油田的推出和提高石油采收率 (EOR) 项目抵消了地质复杂性的拖累，使运营商能够从成熟资产中提取更多石油，从而减缓进口增长。资本正在转向深水前景，在那里，大型发现可以与现有基础设施联系起来，而随着印度第一代海上平台接近其使用寿命，一波退役合同出现。私营公司引入敏捷的钻井和完井技术，而国有企业通过持有土地和遗留基础设施保留战略控制权。供应链瓶钻井平台、支撑剂和海底设备的瓶颈仍然是主要的运营阻力，但随着国内制造业在“印度制造”的要求下扩张，这些瓶颈正在逐渐缓解。

印度石油和天然气上游市场趋势与见解

国内产量下降刺激EOR投资

国家石油产量产量从 2017 财年的 3600 万吨下降到 2024 财年的 2940 万吨，这为运营商在成熟油藏中部署三元复合驱、聚合物驱和混相气驱创造了明确的动力。 Cairn Oil & Gas 已拨出 10 亿美元，通过全油田 ASP 改造其拉贾斯坦邦油田，目标是将采收率提高 15-20%（根据其 2025 年 4 月股东介绍）。^{[1]Vedanta Ltd.，“Cairn阿萨姆邦 Lakwa 和古吉拉特邦 Kalol 油田的试点项目记录了每天 4,000-6,000 桶的增量收益，这表明印度 430 个成熟油田的可复制收益。运营商现在将 EOR 视为风险前沿勘探的一种可增加利润的替代方案，因为大多数地面设施已经到位，将投资回收期缩短至四年以下。}

扩大 OALP 投标轮次和a议员； HELP激励措施

碳氢化合物勘探和许可政策（HELP）已将印度从成本回收生产共享制度转变为透明的收入共享制度，从而消除了审计纠纷，同时给予天然气充分的营销自由。据碳氢化合物总局称，自 2018 年以来，九轮 OALP 已累计授予 134 个区块，并吸引了价值 13.7 亿美元的工作计划承诺。受涵盖常规和非常规资源的统一许可条款的吸引，英国石油公司和埃尼公司等主要行业参与者已经获得了即将到来的第十轮资格预审。开放面积模式允许投标人开辟特定前景的多边形，而不是等待政府策划的投标图，从而加快面积收购周期。

天然气价格指数化改革改善项目经济性

2024年4月，石油和天然气部将新的天然气生产推向活力。c 上限价格与布伦特原油平均报价的 10% 挂钩，取代了之前与过去的亨利中心平均价格挂钩的公式。新指数为深水油田提供每 MMBtu 8-9 美元的盈亏平衡点，这一水平足以批准 KG-Basin 卫星和 Mahanadi Basin 集群开发。并行改革将印度天然气交易所作为交易中心，为生产商提供现货和定期销售之间的选择，并使下游买家能够对冲燃料成本。该政策增强了 HELP 下授予的富含天然气区块的价值主张，并锚定了城市燃气分配项目的长期需求。

由印度 IT 巨头主导的数字油田采用

Infosys 和塔塔咨询服务公司现在将数据分析套件、物联网传感器网格和边缘计算网关捆绑到现成的“石油平台”中，与全球相比，实施成本最多可削减 40%根据 ONGC 提交的数字路线图，服务公司发送给石油工业安全局。^{[2]石油工业安全局，“上游运营数字化路线图”，oisd.gov.in} 位于古尔冈的凯恩远程运营中心从其网络中传输 34,000 个实时参数拉贾斯坦邦和坎贝资产，在部署的第一年内产量增加了 5%，运营支出减少了 12%。印度石油公司的 DRIVE 计划将数字化扩展到 HSE 合规性和供应链库存，目标是到 2027 年每年节省 6000 万美元。

成熟陆上盆地的地质复杂性

拉贾斯坦邦Barmer-Hill和阿萨姆邦裂隙碳酸盐岩的储层非均质性需要多级水力压裂和高密度垂直测井，这使得钻井成本比老井增加了一倍。碳氢化合物总局列出了 60 多个渗透率低于 1 mD 的勘探区，将其归类为致密油。油藏质量的不确定性增加了故障风险，迫使运营商在钻井时预先使用完井硬件，从而占用资金并提高油田收支平衡。压裂作业的水源也提高了斋沙默尔等干旱地区的环境审查。

延长环境和土地征用批准

根据环境、森林和气候部的数据，对于与野生动物走廊相交的上游地点，森林砍伐可以延长 900 天以上ange 2025 年 4 月合规仪表板。^{[3]环境、森林和气候变化部，“2025 年第一季度环境清理仪表板”，moefcc.gov.in}并行的土地征用立法要求广泛的社区协商，从而导致补偿方案可以使项目总预算增加 8-12%。延长的时间表阻止了外国独立企业进行前沿投资，并将资本转向已经存在法定文书的棕地再开发。

细分分析

按部署地点：海上加速推动未来增长

海上油田交付了 2024 年收入的 45.5%，但仍将超过由于深水回接缩短了投资回收期，到 2030 年，陆上作业的复合年增长率为 6.5%。印度油气上游标志仅海上石油开采规模预计将从 2024 年的 69.4 亿美元增长到 2030 年的 95.7 亿美元。与此同时，陆上领域虽然规模仍然较大，但由于大多数低端资源已经耗尽，其产出将面临稳定的复合年增长率 3.7%。

海上增长叙述基于 ONGC 的 KG-DWN-98/2 集群、Reliance-BP 的 MJ卫星开发，以及印度石油公司和巴西石油公司在马哈纳迪盆地的合作。海底增压、多相泵送和长回接管道可降低单位提升成本，即使在水深超过 1,500 米的情况下也是如此。 Panna-Mukta-Tapti 平台的退役也表明了监管机构管理晚年负债的能力，鼓励新进入者对晚年义务保持警惕。拥有成熟基础设施的陆上机会仍然具有吸引力；然而，严格的用水限制和土地使用延迟可能会削弱近期增长。

按资源类型：Natural 天然气动力建立在政策支持的基础上

2024年原油保持68.2%的收入份额；然而，随着天然气产量增加以实现国家一次能源份额 15% 的目标，到 2030 年，与天然气相关的收入预计将占 34%。根据 HELP 许可的富含天然气区块到 2024 年将为印度油气上游天然气市场规模带来 56.3 亿美元的贡献，复合年增长率为 7.1%。这一增速超过了石油的 4.3% 增速，反映出政策激励和较低的碳强度。

基础设施建设（包括国家天然气电网扩建和 295 个新 CNG 站）创造了承购确定性。天然气生产商享有 2016 年后发现的高达 6 Tcf 的销售自由，从而避免了传统价格上限带来的回报。相反，以石油为主的资产依靠 EOR 支出来阻止下降，增加了成本层，抑制了利润率的上涨。伴生气货币化仍然是一个未充分利用的杠杆；仅 ONGC 的孟买高火炬回燃项目就可以做出贡献建成后产量将达到0.4 Bcf/d，加强油气组合平衡。

按井类型划分：常规优势面临非常规挑战

到2024年，常规井占印度油气上游市场份额的82.8%。然而，非常规钻井（致密油、页岩气和煤层气）的复合年增长率为6.3%，有望达到到 2030 年将达到 44.5 亿美元。Cambay 页岩的多级压裂和 Raniganj 煤层的定向钻井已在试点测试中将非常规产能推至 3.5 Bcf/d。

碳氢化合物总局于 2024 年 12 月发布了详细的指导方针，涵盖井控、压裂水处理和采出水回注，提供了释放资本的监管确定性。尽管如此，支撑剂供应目前仅能满足预计需求的 30%，这促使根据生产挂钩激励计划开发新的陶瓷支撑剂工厂。常规油井继续为公司提供资金现金流，但发现规模的下降凸显了向非常规领域多元化的紧迫性。

按服务划分：退役成为增长动力

开发和生产 (D&P) 占 2024 年总支出的 65.0%。然而，退役的复合年增长率最快为 6.9%，收入池将在 2024 年从 6.8 亿美元扩大到到 2030 年将达到 10.2 亿美元。Tapti 和 Panna-Mukta-Tapti 平台的拆除验证了当地承包商执行复杂提升作业的能力，这是计划到 2030 年退役的 78 个海上结构的先决条件。

Larsen & Toubro 的“即插即弃”扩展和 Cochin Shipyard 的新回收码头使印度有能力满足 IMO 和欧盟废物管理标准。由于 EOR 和加密钻探，D＆P 活动仍然活跃，但退役积压提供了长周期可见性和对冲钻井周期下降的风险。勘探服务滞后，因为运营商优先考虑已探明储量的货币化而不是前沿风险。

地理分析

以孟买 High 和 Heera 集群为核心的 Western Offshore 受益于海底电潜泵 (ESP)，在 2024 年交付了约 49% 的国家液体，并保持了 3.8% 的复合年增长率减少水份并延长高原寿命的改造。随着 KG-D6 的新 MJ 油田在 2025 年达到 15 MMscmd 平台，东部沿海地区的天然气产量将占全国产量的 24%。印度东北部的石油产量（主要来自阿萨姆邦）预计将实现 8.4% 的复合年增长率，因为加密钻探和聚合物驱使韦丹塔新增 7,650 平方公里土地上的老化油田焕发活力。

拉贾斯坦邦仍然至关重要，占液体总量的 25%，根据凯恩的拉贾斯坦邦更新计划，到 2030 年目标是到 2030 年达到 50% 的份额。流域低硫原油在国内炼厂获得溢价，提升项目经济即使水处理成本更高。古吉拉特邦的坎贝盆地虽然成熟，但利用其靠近贾姆讷格尔和巴罗达石化中心的优势，维持了稳定的需求并最大限度地减少了物流费用。

安达曼深水盆地和卡奇-索拉什特拉盆地等前沿地区吸引了通过国家地震计划资助的早期地震计划，预计到 2024 年将完成 48,000 线公里。这些高风险、如果商业碳氢化合物得到证实，高回报的活动可能会改变地区动态；然而，后勤挑战和飓风暴露延长了评估过程。

基础设施差异影响了资源货币化；东北电网和哈尔迪亚-贾格迪什普尔支线可实现天然气疏散，而帕拉迪普港口深度不足限制了大直径钻机的进口。这种差距将资本引向具有完整中游价值链的流域，加强了现有的中心，同时政策激励措施试图在中游价值链中进行重新分配。

竞争格局

印度石油和天然气上游市场的竞争取决于技术敏捷性和运营效率，而不仅仅是面积数量。 ONGC 在采矿租赁下保留了 118,200 平方公里的主导面积，但仍面临自然衰退和资本支出膨胀的问题。其 2024-2027 年战略拨款 65 亿美元用于 EOR 试点、海底回接和 34 个海上平台的数字孪生。^{[4]ONGC，“2025 财年投资者简报”，ongcindia.com} 印度石油奉行“从棕地到绿地”的路线图，将 30% 的资本支出指定用于阿萨姆邦和拉贾斯坦邦的新致密油勘探区。

最大的私营运营商韦丹塔 (Vedanta) 旗下凯恩石油天然气公司 (Cairn Oil & Gas) 承诺投资 40 亿美元，通过 ASP 到 2028 年将产量提高到 300,000 桶油当量/天以及紧缩石油的退出。国际石油巨头热衷于技术服务条款——英国石油公司提供油藏建模和海底压缩服务，而雪佛龙则在坎贝试点碳捕获，更喜欢低风险服务利润而不是高风险股权。

随着国内 EPC 巨头建立上游资质，服务行业的竞争加剧。 Larsen & Toubro 和 Afcons 执行集成 EPCI 包，向传统国际承包商发起进攻。 Infosys、Wipro 和 HCL Technologies 利用云分析占领了数字油田领域，打破了斯伦贝谢 (Schlumberger) 的 DELFI 和哈里伯顿 (Halliburton) 的 Landmark 昔日的主导地位。 2024 年仅钻探了 13 口探井，为十年来最低。投资者将资金分配给增产和退役，这些领域的投资回收期较短。这种务实的转向缓和了繁荣-萧条周期，意味着资本支出状况稳定但并不引人注目到 2030 年。