2022年中曼石油研究报告 钻井工程服务强劲复苏，装备制造加速高端转型

1.立足传统油服领先优势，完善勘探开发产业布局

1.1 崛起中的一体化综合油气公司

通过不断向油气上游拓展，实现向油气资源型企业的战略转型。公司成立于 2003 年， 总部位于中国（上海）自由贸易试验区临港新片区，是一家专注于石油、天然气领域的国 际知名综合性油气公司。自 2011 年起，公司开始实施“走出去”国际化战略，深耕“一带 一路”国家，提供油气工程服务和石油装备产品，其中 2011 年通过参与国际项目进入伊朗 市场，后面陆续进入伊拉克、埃及、俄罗斯等市场，海外业务规模保持快速增长。2017 年 11 月 17 日，公司在上海证券交易所挂牌上市，成功登陆 A 股。2018 年以后，公司积极 参与国家油气改革，打破上游垄断，2021 年成为国内第一家获得自然资源部颁发油气区块 探矿权和采矿证的民营企业，逐步形成“油气勘探开发→原油销售→工程服务→油气高端 装备制造”涵盖上下游的完整产业链，成功实现向油气资源型企业的战略转型。

公司由上海中曼投资控股有限公司控股，股权结构集中。公司的实际控制人是朱逢学 与李玉池，截至 2021 年底，两人直接持有公司 18.27%的股权，直接以及间接合计持股 55.17%。公司中高级管理人员绝大部分来自于三大石油公司，具有丰富的油田工作经验和 海外钻井工程服务经验，尤其在中东市场经验丰富，对油服行业的技术和经营有着深刻见 解，能够为公司制定符合自身情况的全球发展战略。

1.2 上游拓展助力多元化战略转型

从主营业务来看，随着国内温宿区块的快速上产，公司一体化布局日趋完善。目前涵 盖勘探开发、油服工程、石油装备制造等核心板块，各板块均处于石油产业链上游，通过 自身业务链条的紧密配合和衔接，形成了以勘探开发拉动油服工程服务、油服工程服务拉 动装备制造，三大板块协调发展的良性循环格局。其中： 1） 勘探开发板块：公司积极拓展勘探开发业务，相继完成了国内外油气区块的布局。 一方面，积极参与国家油气改革，公司于 2021 年 10 月成为国家推行油气体制改 革后首家获得国内常规石油天然气区块采矿许可证的民营企业。另一方面，通过并 购和参股境外油气田，完成上游勘探开发业务的合理布局。2022H1 温宿项目实现 原油产量 19.79 万吨，同比增长 294.22%。而海外坚戈项目和岸边项目也为中长 期产量提供增长空间。 2） 钻机工程服务：公司致力于工程大包服务，整合资源发挥协同作战优势，为客户提 供全方位服务，形成了行业领先的井筒工程技术智能一体化解决方案，为客户提供 定向钻井、钻井液技术、录井测量、固井作业、完井、增产等服务。 3） 装备制造：公司装备板块致力于高端油气装备的研发与制造，布局了“一个集团、 两个基地”，涵盖从钻机整机到顶驱、泥浆泵、自动猫道等关键部件一系列的完善 的产品体系。公司生产的钻机装备及部件不仅能为公司钻井工程服务和油气勘探开 发板块提供设备保障，同时也积极拓展业务，对外销售和租赁，主要产品已经遍及 全球 20 多个国家和地区。

1.3 温宿区块投产推动业绩明显改善

从营收和归母净利润来看，公司业绩受油价影响较大。其中 2018 年业绩同比下滑较为 明显，主要是由于公司前几年长期服务的俄罗斯天然气工业股份有限公司在伊拉克的巴德 拉项目于 2018 年二季度结束，而新增项目尚处于客户的开拓与业务磨合期，毛利率较低， 使得业绩明显下滑；2020 年，油价暴跌使得公司海外项目非正常等停，收入下滑明显；同 时，海外项目员工滞留境外，购买防疫物资等导致成本增加，国内新疆温宿项目勘探投入也产生了的三维地震费用，多种因素使得业绩大跌。2022H1，油价重心逐步上移到 104.6 美金/桶的高位，公司归母净利润达到 2.12 亿元，同比增加 778%。

从营收占比来看，在温宿区块油气产量释放之前，公司业务主要包括钻井工程服务和 钻机装备制造业务，其中钻井工程服务占比高达 99%，随着公司 2021 年获得国内常规石 油天然气区块采矿许可证，2021 年原油销售板块的营收贡献占据 23%，而钻井工程服务 大幅回落到 63%，随着温宿区块增储上产的加速，以及哈萨克斯坦区块的放量，原油销售 板块的贡献有望进一步加大。

从毛利率来看，随着油价重心上移以及原油销售贡献增加，公司毛利率逐步提升。2021 年以前，受到油价低位运行，公司海外订单调整，以及温宿项目前期勘探投入等多种因素 影响，公司毛利率呈现下滑态势。2021 年和 2022H1，公司毛利率明显改善，主要是新增 了毛利率较高的原油销售板块，该板块 2021 年至 2022H1 原油销售毛利率分别为 70.64%、 79.50%，不仅远高于钻井工程服务和钻机装备制造业务，也高于同行业公司相关业务毛利 率。一方面，公司目前仅有新疆温宿区块油气资产，原油销售规模相对较小，另外，部分 可比公司具有天然气生产和销售业务，拉低了油气销售整体毛利率。

2. 钻井工程服务强劲复苏，装备制造加速高端转型

2.1 钻井工程业务具备渠道优势

钻井工程是指以勘探开发石油天然气为目的，在地层中按照事先设计的井眼轨迹，钻 成一定深度的圆柱形孔眼并将套管入井固定，完成地面与油气层连续通道的工程服务，业 务具体包括：钻井、测井、录井、固井、完井、钻井液以及定向井等项目。目前公司拥有 各类钻机 59 台套，服务沙特阿美、壳牌、斯伦贝谢等国际知名公司。

2.1.1 公司海外业务拓展顺利，未来仍有提升空间

钻井工程业务的发展与石油资源直接相关，由于国内石油资源禀赋不足，国际化发展 是民营油服企业寻求突破的关键。但是国际油服市场门槛非常高，石油公司在选择油服供 应商时非常慎重，一般要经过资审、邀标、技术和商务标评标、合同谈判等过程，时间较 长，并且除了在资金、技术、团队等方面有较高要求以外，还需要优异的历史业绩和市场 口碑。公司通过国际化发展战略与成本领先战略相配合，逐步在海外市场竞争中获得优势， 形成了以中东为中心，覆盖亚、欧、非洲的市场结构。从公司的国际化拓展来看，2011 年 参与伊朗的雅达瓦兰项目进入国际市场；2012 年进入伊拉克市场，后陆续进入埃及、俄罗 斯、巴基斯坦等多个市场。

公司中东和俄罗斯市场为主力市场，这将为公司提供长期稳定的工作量。其中2022H1， 伊拉克业务占公司营收比重高达 65.37%。根据《bp 世界能源统计年鉴》最新数据显示， 俄罗斯和伊拉克分列世界前五大产油国的第三、第五位，日产原油分别为 1094.4 万桶和 410.2 万桶。尤其是伊拉克，在战争结束以后石油产量逐步恢复，从 2003 年 66 百万桶逐 步攀升到 2021 年的 200 百万桶，并且仍然有较高的资源潜力，伊拉克现有 78 个油田中 9 个是储量大于 50 亿桶的超级大油田，23 个是储量大于 10 亿桶的大油田。伊拉克 90%的 国土还没有进行油气勘探，大部分地区（尤其是西部）是钻井盲区，这也为公司提供充足 的工作量。

另外，中东地区开采成本全球最低，钻机活动受低油价影响较小，工作量相对稳定。 中东油气田大都是陆上油气田，其储量丰富、地质条件简单，开采成本非常低廉，平均开 采成本为 10 美元/桶附近，开采收益较大，这保证了中东地区可以在油价极度低迷的环境 下继续进行石油开采活动。由于 2020 年的油价暴跌后 OPEC 进行了大规模的主动减产， 因此可以参考 2014 年的油价变动对于开采活动的影响，当时油价暴跌导致石油公司延期甚 至取消大量的勘探开发项目以避免亏损，从“活跃钻机数量”这一关键指标来看，2014 年 -2016 年，美国的活跃钻机数量减少 70%以上，亚太地区减少 25%左右，而中东市场的活 跃钻机数量仅略有下降，对作业活动影响相对较小。

在立足现有市场的基础上，进一步冲击海外高端市场。为优化海外市场结构和推进油 服业务的战略布局，公司积极部署进军更多的高端市场，2021 年与沙特阿美签署了沙特市 场工程订单约 11.09 亿元，标志着公司成功进入世界油服行业公认的门槛最高的沙特钻井 工程市场，实现历史性的突破；并通过科威特 KOC 钻井资审，为后续打开这一高端市场打 下坚实基础。在传统市场以及高端市场的贡献下，2021 年公司合计新签海外工程订单约 20.06 亿元。根据公司规划，钻井工程板块将沙特作为未来海外大包项目的目标市场，将利 比亚作为伊拉克市场的补充市场，将科威特作为后备的高端市场，未来增长可期。

2.1.2 油服市场化改革以及公司一体化发展带动国内市场份额提升

国内油服市场市场化改革加速，民营油服的准入壁垒逐步打破。三大国家石油公司加 快专业化重组进程，主辅分离改革加速推进，即将石油勘探、采油、炼油等核心业务作为 主业进行股份制改造，而将包括井下作业、压裂、测井等油田服务业务从主体中分离，形 成了专业服务公司。而之前这些服务公司基本围绕各区域的油田公司开展业务，形成“一 对一”服务模式下的区域垄断竞争，对于民营企业造成较高的壁垒。而这一壁垒在逐步打 破，油田公司已经逐步开放市场，面向全社会招标，比如塔里木油田、长庆油田等市场化 的招投标机制已经相对成熟，凭借价格优势与灵活机制参与国家石油公司项目，公司紧抓 市场机遇抢占国内市场。 公司自身的国内油气项目持续推进，一体化优势为国内钻机活动提供新的支撑。2021 年，公司获得了自然资源部颁发的采矿许可证，温宿区块油气进入上产周期，形成勘探开 发拉动油服工程服务、油服工程服务拉动装备制造的内循环模式，公司国内钻探工作量大 幅提升。其中 2021 年，公司新签国内钻井项目订单 30 个，合同金额合计约 2.57 亿元， 较去年同期增长 62.66%。同时，公司各钻井队生产指标屡创新高，其中温宿项目各井队在 钻完井一体化运作模式下，单支井队从搬家、安装至达到开钻水平，由 2020 年的 7 天缩 短到现在的 4-5 天以内，为国内项目提供更为高效的服务。在上述因素推动下，公司国内 市场贡献从 2016 年的 7%逐步攀升到 2020 年的 24%，而 2021 年得益于新疆油气项目的 放量，国内市场营收占比进一步攀升到 38%。未来仍有较大的提升空间。

2.2 装备制造业务强化协同优势

公司装备板块致力于高端油气装备的研发与制造，涵盖从钻机整机到顶驱、泥浆泵、 自动猫道等关键部件一系列的完善的产品体系，可以根据钻井工程不同的项目地域和项目 要求提供迅捷的个性化定制方案。公司生产的钻机装备及部件不仅对外销售和租赁，远销 中东、欧洲、北美等海外市场，其中 2021 年，装备板块签订外部合同 57 个，新签外部订 单约 1.17 亿元。同时，装备板块也能为公司钻井工程服务和油气勘探开发板块提供设备保 障，进一步提升公司的一体化优势。

装备制造板块提升装备自给率和自修比例，推进全流程“降本增效”。装备板块为公 司钻井工程板块和勘探开发板块提供了有力支持，仅用 45 天时间，就为公司沙特项目配套 完成两台钻机，助力两支井队的如期开钻；在温宿项目增储上产中，发挥自身优势生产抽 油机、储油罐、输油管道等，支持了油田的开发建设；相比国家石油公司，公司依托管理 机制和装备制造板块，减少外包服务环节，提升自修比例，有效降低成本费用。通过自身 油服工程和石油装备制造提供开发油田服务，协同效应好，勘探开发原油能够形成一定成 本优势。

装备制造板块助力公司作业模式向大包转型，提升盈利水平。钻井工程包括钻井、测 井、录井、固井、完井、钻井液以及定向井等多个项目，合作方式包括分包和大包两种主 要模式，分包服务仅提供钻井作业，而大包服务涵盖全套工艺流程，需要对项目进行整体 管理，包括项目计划编制、项目运行监管以及与各参与主体进行统筹协调等，以确保项目 质量达标、按期完成。公司最初以钻井工程分包商的身份进入国际市场，随后陆续承接了 俄气及马石油等国际石油公司的大包业务。由于企业需要进行项目的现场管理并承担更多 的风险，因此大包模式可以提升公司整体的毛利率。公司通过业务转型，形成板块互补， 进一步扩大了优势。

3. 高油价叠加政策驱动，油服板块回归高景气

3.1 高油价格局有望延续

油服公司的收入主要来源于上游公司的勘探开发投资，而原油价格会影响上游公司的 勘探开发投资意愿，因此油价波动对于油服公司的业绩影响较大。我们认为，短期来看， 此前由 OPEC+以及美国页岩油达成的供需相对平衡的格局已被打破，国际油价的涨跌主要 由地缘政治局势主导。中长期来看，欧佩克与美国页岩油增产不及预期，未来两年油价有 望维持高位运行。

3.1.1 受俄乌冲突影响，全球经济与石油需求增速放缓

从历史上来看，全球的石油需求与 GDP 具有较高的关联性。虽然油价受供给的影响较 大，但是整体当经济恢复时，油价也会有较强的基本面支撑。同时在低油价时，对于需求 的刺激也较强。2000-2021 年间，全球石油的需求增速平均为 1.3%：其中 2003-2007 年 间，全球经济增长较快，期间石油的需求年均增速为 1.9%；2015-2017 年间，由于低油 价带来的需求增长，期间石油的需求年均增速为 1.8%；而 2020 年受新冠疫情影响，经济 增速放缓，带动石油需求同比下滑约 10%；2021 年随着疫情好转，全球经济复苏，石油需求同比回升 12.3%。目前石油的下游应用中，约 20%是用于化工品，60%以上会用于燃 料用途（交通运输），但是未来原油用于化工品的比例将会提高。

受战争影响，IMF 下调未来两年全球经济增速预期，同时主流机构均下调对 2022 年 全球石油需求预测。过去两年，新冠疫情是影响全球及各国经济增长的决定性因素，全球 经济受到重创。进入到后疫情时代，受疫情管控措施缓解以及主要经济体采取经济刺激措 施等因素影响，全球经济有望逐步复苏。但今年以来，由于受到俄乌冲突影响，大宗商品 价格上涨，导致全球经济增速明显放缓并推升通胀。根据国际货币基金组织（IMF）最新发 布的《世界经济展望报告》显示，IMF 下调 2022 和 2023 年全球经济增长预期至 3.2%和 2.7%，其中 2023 年较此前预测值下调 0.2 个百分点，这也将带动石油需求有所缩窄。EIA 和 OPEC 等主流机构在 10 月发布的月报中，均不同程度的下调了对于 2022 年全球石油需 求的预测, 其中 OPEC 预计 2022 年全球石油需求增长 260 万桶/天（较上月预测下调 50 万桶/天）,EIA 预计 2022 年全球石油需求将增加 210 万桶/天（较上月持平），供 需紧平衡的态势仍然有望维持，对中长期油价形成支撑。

3.1.2 中长期来看：原油供给增长有限

3.1.2.1 俄罗斯原油供应出现缺口

欧盟制裁落地，短期内俄油供应缺口仍然存在。俄罗斯为全球第二大产油国。根据 EIA 数据，2020 年俄罗斯原油和其他液体燃料的产量为 1050 万桶/天（其中 990 万桶为原油）， 出口量约为 493 万桶/日。随着俄乌冲突的持续，6 月 3 日，欧盟正式批准第六轮对俄制裁， 欧盟将在未来六个月内，禁止成员国以海运方式进口俄罗斯原油，这占欧盟进口俄原油的 三分之二。如果欧盟方面的规划贯彻执行，EIA 预计俄罗斯的液体燃料总产量将从 22Q1 的 1130 万桶/天下降至 22Q4 的 930 万桶/天，供应量下降 200 万桶/天。到 2022 年底， 预计欧盟从俄罗斯进口的石油将减少 90%；据 Rystad Energy 预测，未来半年俄油逐步淘 汰期内，欧盟进口俄罗斯原油数量将下降约 200 万桶/天，对俄油依赖度大幅减少，支撑年 内油价维持相对高位。

3.1.2.2 欧佩克增产意愿不足

中长期来看，欧佩克以及美国页岩油的增产进度将决定全球原油的再平衡情况。过去 10 年美国页岩气的崛起使得 OPEC 在全球原油供应中的占比不断下滑(从 40%以上下滑到 目前的 37%)，但是 OPEC 仍然是影响原油供应最重要的一级，其增产意愿不足和增产能力 受限对于供应市场影响较大。 OPEC 成员国财政平衡油价长期处于高位，增产意愿不足。根据 IMF 数据，2020 年 OPEC 主要成员国实现财政盈亏平衡对应的油价约为 150 美元/桶，预计 2022 年为 100 美 元/桶附近，这也意味着部分成员国财政平衡油价更高，他们对于增产的意愿更低。因此， 在油价不断突破近几年的高位之际，OPEC 自 2021 年 10 月以来减产执行率始终大于 100% 且不断上升，而随着油价高位回落，2022 年 10 月，OPEC+会议达成新一轮减产协议，决 定 11-12 月减产 200 万桶/天，这是 2020 年疫情以来的最大力度减产。考虑到此前多个产 油国产量达不到产能配额，因此实际减产规模约为 100 万桶/天。 OPEC 成员国剩余产能的释放受到一定的制约。根据 IEA 数据，OPEC+剩余产能 300 万桶/日，其中绝大部分剩余产能集中在沙特、阿联酋、伊拉克这三个国家。然而，伊拉克 和沙特境内石油设施均面临袭击风险。此外，中东部分油田的衰减加快，未来增产空间也 较为有限。

3.1.2.3 美国页岩油增产缓慢

美国页岩库存井降至历史低点。页岩油短期内的产量来自完井，未来的产量来自于新 钻井。2021 年 5 月油价恢复以来，美国页岩油完井数量持续回升，而新钻井复苏较缓，库 存井 DUC 不断减少。根据 EIA 数据，2022 年 8 月，美国 DUC 数量为 4283 口，环比减 少了 16 口，处于近 10 年的低位。说明过去页岩油产量恢复主要依靠消耗库存井,未来页岩 油生产将更多依靠新钻井。这就导致资本开支的投入，短期内无法体现在产量的增长上。 因美国原油产量较钻机数有约半年的滞后期，预计 2023 下半年页岩油产量将有一定提升。

业务转型，叠加股东看重现金流与分红，美国页岩企业资本开支增幅有限。中长期的 产量需要关注美国页岩油增产情况。但是过去一年页岩油维持资本开支纪律，产量增速放 缓。历史上，当国际油价超过 65 美元/桶时，页岩生产商会立即释放产量，对油价形成一 定制约作用。但是经历了 2020 年的暴跌甚至负油价之后，美国页岩油企业恪守资本开支纪 律，即使油价上涨，扩张较为谨慎。考虑到美国页岩油企业近几年纷纷开始向新能源业务 转型，同时股东更加看重现金流和分红，预计资本开支增加幅度有限。考虑到未来四年是 页岩油企业债务到期相对集中的时期，面临较为严峻的偿债压力，预计页岩油企业中长期 资本开支将继续保守。

3.2 高油价推动油服行业逐步复苏

随着油价的持续上涨，全球油服市场逐步迎来复苏。根据 IHS 数据，受 2020 年的油 价暴跌影响，全球油气勘探投资额从 2019 年 438 亿美金左右大幅下滑到 312 亿美金，油 价底部复苏以后，2021 年勘探投资额并未明显增加。考虑到高油价有望延续，并且油价对 油服行业传导的滞后效应逐步显现，2022 年以后全球油气勘探投资额有望明显增加。根据 Rystad Energy，预计 2022 年全球上游油田服务(油服/OFS)投资将同比增长 18.8%，为 10 年来最高增长。而大部分增长的上游投资将用于钻井和地面设施扩建等短周期上游活动，预计2022年全球油气开发新建投产项目约为189个，同比增长19%，但仍低于疫情前2019 年水平（213 个）。另外，受到供应链收紧等因素影响，预计油田服务价格有望上涨，钻 井和陆地钻机等服务板块有望受益。

从全球主要地区的活跃钻机数量来看，美国和中东地区的钻机数量逐步恢复，其中美 国钻机数量恢复较快，9 月份钻机数量达到 762 部，接近疫情前水平，并且主要由私营企 业贡献，因为其不受股东限制，产量调整更为灵活，而页岩上市公司受到 ESG 限制和股东 分红要求，资本开支的提升仍然较为谨慎。而中东地区钻机数量目前徘徊在 308 部，相比 疫情前仍然有较大的提升空间。 对于国内而言，能源安全促使国家石油公司持续增加资本开支，对国内油服行业形成 支撑。中国“富煤，贫油，少气”的资源格局使得原油以及天然气的进口依存度居高不下。 国内原油对外依存度由 2011 年的 55%上升至 2021 年的 72%，增长幅度 17%。与此 同时，中国石油剩余技术可采储量基本徘徊在在 35-36 亿吨附近，增速较为缓慢。在全球 地缘政治日趋复杂的背景下，国家能源安全面临严峻挑战，相关政策不断出台。其中《新 时代的中国能源发展》白皮书指出，大力提升油气勘探开发力度，推动油气增储上产，不 断提升能源供应的质量和安全保障能力；2022 年 1 月，国家发展改革委、国家能源局发布 《“十四五”现代能源体系规划》，要求加大国内油气勘探开发力度，坚持常非并举、海 陆并重，积极扩大非常规资源勘探开发，加快页岩油、页岩气、煤层气开发力度。

在政策驱动下，2019 年以来，国内主要油气公司纷纷制定七年行动计划，包括中石油 《2019-2025 年国内勘探与生产加快发展规划方案》、中海油《关于中国海油强化国内勘 探开发未来“七年行动计划”》。受此推动，2021 年，三大国家石油公司的勘探开发支出 为 3364 亿元，同比提升约 6%，以中海油为例，根据 2022 年经营计划，其资本支出预算 总额为 900-1000 亿元人民币，其中与油服密切相关的开发和勘探占比接近 80%，在增储 上产的政策驱动下，国内油服行业的长期工作量获得支撑。

4.温宿区块助力油气上产，海外项目并购打开成长空间

公司以国内外“一带一路”沿线油气富集区多个油气开发项目为重点，积极向上游布 局。国内完成新疆温宿项目的投标、中标、勘探、发现、试采等，海外参股了哈萨克斯坦 坚戈项目、收购岸边项目。通过整合三大业务板块优势资源，强化一体化运作模式，保障 上游油气项目上产开发提速，公司业绩迎来新的增长点。

4.1 温宿区块进入快速上产周期

温宿区块油气助力公司突破民营企业上游资源困境。区块位于新疆阿克苏地区温宿县， 构造上位于塔里木盆地西北部温宿凸起区。从该区块的开发历程来看，2018 年 1 月，公司 竞拍获得该区块探矿权；2020 年 5 月向自然资源部提交了温北油田温 7 区块石油天然气探 明储量新增报告，并于 2020 年 9 月 9 日收到自然资源部备案评审通过的储量报告。2021 年 8 月，公司成为首家获得国内常规石油天然气区块采矿许可证的民营企业。

4.1.1 温宿区块赋予公司较大的资源潜力

该区块涵盖面积 1086.26 平方千米，探明石油地质储量 3011 万吨，天然气地质储量 4.49 亿方。在 2021 年获得采矿许可证以后，温宿区块进入快速上产期。其中 2021 年区 块内新钻井 120 口，新井成功率 98.3%，年产油 17.5 万吨；2022 年计划全年完成开发井 120 口，计划全年产油 38.5 万吨，年底建成日产油能力 1300 吨以上、年产油 45 万吨的 生产规模；2022H1，温宿项目实现原油产量 19.79 万吨，同比增长 294.22%，完成半年 度产量目标的 113.8%，完成全年产量目标的 51.4%。

在提升温 7 区块产量的同时，持续加大其他区块的开发力度。 1）加快温北油田红 11 区块及红旗坡油田探井和评价井钻探及试油试采工作，尽快达 到上报新增探明石油天然气储量报告的条件，为后续油田建设奠定资源基础。根据公司公 告的红 11 区块 5 口探井和评价井的试油情况来看，其中两口井平均单井日产油 75.76 吨/ 天，另外 3 口井平均日产油 10 吨左右，相比温 7 区块当时的 10-20 吨/天处于偏高水平， 红 11 区块未来的产量潜力较大。

2）启动温宿区块剩余 709 平方公里的勘探工作，优选 440 平方公里开展二期三维地 震现场采集工作，已基本完成全部采集工作并开展地震资料处理解释工作，推进部署下一 步钻探工作。最终有望将整个区块建成接近百万吨级的中型规模油田。

4.1.2 温宿区块赋予公司桶油成本优势

从桶油成本来看，2021 年公司桶油成本约 17.7 美金/桶，低于可比公司。一方面，公 司温宿项目油藏埋深浅，储量丰富、开采难度较低。其中温北油田油藏埋深 1100-1800m， 赛克鼻状构造油藏埋深 500-800m，按中国油藏埋深分类标准，均属于中浅层油藏，并且 温宿区块属于陆地井，不需要铺设海底管线、海底电缆、井组平台等专用设施，开采成本 相对较低。另一方面，公司本身也是国内最具实力的国际化钻井工程大包服务承包商和高 端石油装备制造商之一，具有一体化业务的协同优势，降低了整体成本。

4.2 海外项目并购打开成长空间

除了立足国内油气项目以外，公司积极响应国家“一带一路”战略，通过参股哈萨克 斯坦坚戈项目、收购岸边项目完成国外布局。在地缘政治格局复杂的背景下，原油开采的 长期稳定性愈发凸显。而哈萨克斯坦位于“一带一路”核心区，并且中哈关系长期稳定， 近 期发布的两国联合声明中明确提出精心打造双边关系下一个“黄金 30 年”，良好的政治互 信也为公司在哈萨克斯坦长期的项目开发提供稳定的环境，公司坚戈项目和岸边项目的产 量提升更有保障。具体来看： 1）坚戈油气田地质储量丰富，开发前景较好。其位于哈萨克斯坦境内西南部，处于该 国第二大含油气盆地油气富集带，坚戈油气田周边约有 25 个大中型的油气田，其中坚戈 油气田以北 9km 为该国最大的油田乌津油田。根据第三方储量评估机构阿派斯油藏技术 （北京）有限公司出具的 2022 年坚戈油气田储量评估报告，按照 SPE-PRMS 标准计算， 2P 原油地质储量为 6441.4 万吨，2P 原油经济可采储量为 595.28 万吨；2P 天然气地质储 量为 218 亿方，采出程度低，具备良好的油气潜力。

坚戈油气田的开发分为两个阶段，一是 1964-2000 年的天然气勘探开发阶段，集中进 行天然气开发，主要生产层段为中侏罗统上部ⅩⅢ-ⅩⅦ层，产量规模较大，为当时第二大 气田；二是 2000 年至今的原油开发阶段，主要生产层段为中侏罗统下部ⅩⅧ-ⅩⅩⅢ层， 目前为开发初级阶段，原油产量稳定，开发形势良好。坚戈油气田油气藏储层分布和含油 气范围已基本明确，地面工程方面已基本完成建设。目前在产油井 20 口，日产油 300 吨， 2020 年产油 10 万吨、年产气 1182 万立方米，而公司通过中曼海湾持有昕华夏迪拜 51% 股权，从而间接控制坚戈区块，未来有望将其建成中型规模油气田。

2）岸边油气田油气资源丰富，拥有比较完善的石油和天然气基础设施。其位于哈萨克 斯坦日雷奥伊地区，上白垩系目的层已基本探明，勘探开发许可证面积 18.2km2，开发许 可深度至上白垩统底界，期限到 2038 年底。根据勘探开发潜力，可申请扩大许可证面积至 85km2。C1+C2 石油地质储量 3399.7 万吨，可采储量 679.9 万吨。岸边项目新发现圈闭 所处层位与东科油田及卡拉油田产层一致，且处于相同构造带，成藏背景一致，资源潜力 巨大。 从开发进程来看，岸边油田于 1975～1977 年共钻探了 15 口探井，多口井已试获油 气发现，但当时稠油开发技术不发达，油田一直没有投入开发。根据公告，公司拟收购 Neftserv Dmcc 持有的 Toghi Trading F.Z.C 公司 87%的股权，从而间接持有岸边区块 87% 的探矿权权益，未来开发有望提速。

另外，中亚区块天然气资源丰富，有助于公司清洁能源布局。虽然长期来看可再生能 源将占据主导地位，但是太阳能、风能等能源面临开发成本偏高、供应不稳定等问题，并 且化石能源内部也存在差异，天然气的单位热值碳排放相对较低，约为煤炭和原油的 60% 和 75%，同等热值下，煤炭、石油、天然气比价为 1：7：3，使用天然气也更为经济。因 此，天然气是化石能源中唯一的低碳、清洁能源，可以与可再生能源形成互补。在此背景 下，我国天然气消费持续快速增长。2021 年，国内天然气表观消费量约 3770 亿立方米， 2012-2021 年复合增长率达 11%，与此同时，国内天然气产量在 2012-2021 年复合增长 率仅 7%，天然气自给率进一步下滑到 55%，供需缺口扩大。

而中亚地区是国内天然气的主要来源，有望补足公司的天然气短板。目前土库曼斯坦 占据国内管道气进口的半壁江山，2021 年占比高达 57%，哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦分 别占比 11%、8%，中亚地区合计贡献 76%。而坚戈油气田曾经是哈萨克斯坦第二大气田， 早在 1964 年就进入天然气勘探开发阶段，主要生产层段为中侏罗统上部ⅩⅢ-ⅩⅦ层，天 然气产量规模较大。另外，公司国内温宿区块同样具备天然气勘探潜力，并且油区距离天 然气管道 18 公里左右，对于未来能汇入西气东输管网具有极大的便利性，有助于公司筹划 布局天然气销售业务，助力公司实现清洁能源转型目标。

5.盈利预测

国际油价：假设 2022 年油价重心在 105 美元/桶附近，2023 年以后油价重心有所下 移，但是受原油主产国增产能力受限以及国际油气公司加速转型导致上游投入不足等因素 影响，供应压力较为有限，整体油价有望维持 100 美金/桶的较高位置。 原油销售业务：公司立足国内温宿项目，同时加速开发哈萨克斯坦坚戈项目、岸边项 目，原油销售业务贡献逐步提升。假设温宿项目 2022-2024 年原油产量分别为 40、55、 65 万吨，坚戈项目和岸边项目从 2023 年开始贡献业绩，假设 2022-2024 年海外原油 权益产量分别为 12、21.5、44.7 万吨，届时国外油气收入贡献比例分为达到 18%、25%、 36%。

钻井工程服务业务：高油价对于油服业务的滞后效应逐步体现，公司持续优化海外市 场结构，推进钻井业务的全球战略布局。考虑到公司在立足伊拉克等传统市场的同时，沙 特和科威特等海外高端市场也逐步开拓，并且全球油服业务逐步复苏，预计该业务增速有 望明显改善，预计2022-2024年海外钻井工程占全部钻井收入比例分为达到 87.1%、87.6%、 88%。 钻机装备制造业务：公司装备板块致力于高端油气装备的研发与制造，为公司钻井工 程服务和油气勘探开发板块提供设备保障，随着上游开发的提速，公司钻机工程装备营收有望提升。考虑到装备制造板块受油价影响更为滞后，我们预计该业务 2022 年恢复到 15% 的增长，随着未来板块复苏加快，预计 2023-2024 年增速有望达到 20%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）