中东和非洲连续油管市场 尺寸和份额 2026-2035

中东和非洲连续油管市场规模

2025年，中东和非洲连续油管市场规模为 4.753 亿美元，预计到2035年将达到 6.298 亿美元，2026年至2035年的年均复合增长率（CAGR）为 2.9%。

需求主要集中在沙特阿拉伯、埃及、阿联酋、阿曼、科威特和阿尔及利亚，这些国家的国家石油公司管理着大量成熟生产井和注入井，同时开展有选择性的新油田开发。

在作业方需要循环流体、输送工具、增产改造地层、清理井筒或隔离产水层段，同时又不希望压死油井或调动完整修井机组的情况下，连续油管尤其具有重要意义。对于中东成熟油藏而言，这种能力十分关键，因为地层压力衰减、结垢、固体物质聚积、水突破以及较长的水平井段都可能削弱生产性能。沙特阿拉伯的案例研究介绍了在枯竭的 Ghawar 气井中采用欠平衡连续油管除垢，以及在大延伸注入井中开展复杂干预作业的情况，说明无需修井机的井下作业仍是油藏管理计划不可或缺的一部分。

该地区的供应链具有资本密集和技术集中的特点。连续油管管柱、注入头、控制系统、压力控制设备以及专用井底组合工具均由数量有限的国际制造商供应。因此，设备车队可用性、管柱完整性、设备认证以及受过培训的人员成为服务交付的核心因素。在阿曼，Petroleum Development Oman 采用一体化的无修井机作业方法来降低弃井成本，表明干预作业的经济性会影响服务选择以及井生命周期决策的时点。

数字化能力正逐渐成为实际的差异化因素，而不再只是独立的技术类别。电动和实时混合连续油管系统能够在开展机械作业的同时传输井下数据，使作业方可以在更少的起下管作业中结合测井、坐封桥塞、铣削或控水作业。一项 PDO 案例研究报告称，作业方使用一根 28,000-foot 实时混合连续油管管柱，在水平侧钻井段内坐封桥塞，同时向井下工具提供电力并传输实时数据。此外，基于云的规划和实时算法已被用于改进清砂作业执行，这表明连续油管车队的生产率越来越取决于力学建模、环空流速控制和作业决策支持。

国家石油公司的采购政策与油藏条件同样影响着市场。Saudi Aramco 的境内总价值增值计划要求到2027年实现 70% 的本地化率，因此本地化、劳动力发展、本地采购和国内服务能力均成为供应商资格评审的重要因素。^{[1]International Trade Administration, Saudi Arabia: Oil, Gas & Petrochemicals, trade.gov}大型上游项目也为干预和完井服务创造了需求基础。Saudi Aramco 报告称，2024年的有机资本支出为 504 亿美元，并预计2025年的资本投资为 520 亿～580 亿美元。^{[2]Saudi Aramco, Saudi Aramco Announces Full-Year 2024 Results, March 4, 2025, aramco.com}科威特和阿尔及利亚同样在推进多年期上游投资计划，但两国的需求特征有所不同：科威特正依托成熟的生产基础扩大产能，而阿尔及利亚则希望在修订后的碳氢化合物框架下重新激活勘探和开发活动。

该市场的成本结构将其可服务机会限制在这样一些油井：预期产量恢复、完整性保护或避免停产所带来的收益足以证明干预作业的合理性。海上作业的选择性尤其强，因为船舶通行、海上物流、吊装限制、安全系统和作业活动调度可能显著增加每项作业的成本。在埃及苏伊士湾，平台老化带来的限制推动了无修井机、驳船式连续油管作业的应用，但这些限制也同时增加了规划复杂性，并限制了可行的设备配置。

商业权衡十分明确：成熟油井创造了需求，但油井产能下降提高了经济上合理开展干预作业的门槛。能够结合诊断、实时作业数据和可靠调度能力的服务提供商，更有望帮助运营商识别具有最强产量或完整性效益的油井。在这一环境下，最高价值的机会并不只是增加机队能力，而是通过长期国家石油公司服务项目，改善干预作业的选择与执行。

主要驱动因素

成熟油气田油井干预活动增加

成熟油田干预是该市场的主要需求驱动因素。在沙特阿拉伯，连续油管已用于衰竭且压力低于静水压力的 Ghawar 气井，以清除沉积物，同时避免可能进一步损害低压地层的压井作业。同样的作业逻辑也适用于长水平注入井和生产井，在带压井条件下必须完成流体布置、除垢、堵水和生产诊断。

该地区最大型油田的技术复杂性正在提高。一项沙特阿拉伯干预案例记录了连续油管在一口超长水平注入井中达到 30,365 英尺的作业深度，因此需要专门的管柱设计和干预技术。这类油井提高了常规服务提供商的进入门槛，因为仅具备机队能力并不足够；运营商还需要工程支持、疲劳管理、压力控制能力，以及能够在极端测量深度下维持工具输送的技术。

埃及苏伊士湾体现了另一种同样具有持久性的干预需求。有限的平台甲板空间和老化的海上基础设施，可能使常规修井作业调度在经济上不合理或难以实施。

无修井机连续油管作业为海上作业编组提供了一种作业路径，可在设施受限的条件下开展清洗、增产和产能恢复工作。电动连续油管还曾用于苏伊士湾油井，在复杂井眼几何结构中搭载生产测井和水诊断工具。

不断增加对油气勘探与开发的投资

上游投资扩大了未来需要完井支持、钻井服务以及后续干预作业的油井规模。Saudi Aramco 持续推进的资本计划包括原油产能、海上活动和 Jafurah 气田开发方面的支出。尽管沙特王国对最大可持续石油产能计划进行了调整，该计划仍为服务业保留了可观的业务机会。新井初期会带动对完井相关连续油管作业的需求；随着这些油井逐渐成熟，还将扩大干预作业的基础规模。

科威特的产能扩张战略是另一个重要需求来源。科威特已提出大规模上游投资计划，目标是到 2035 年将日产能提高至 400 万桶。该计划的范围不仅限于增加钻井数量，水资源管理、储层监测、油井再进入以及完井优化将决定新增产能能否以经济方式持续。因此，与单纯由钻井投资主导的周期相比，该计划将支持更加多元化的连续油管服务组合。

阿尔及利亚的许可和合同活动可能带来中期开发后续增长。2024 年依据第 19-13 号《油气法》开展的许可轮次，标志着上游区块重新开放；与此同时，Sonatrach 随后与 Sinopec 达成的协议也表明阿尔及利亚的勘探与开发投资仍在持续。 ^{[3]Reuters, Algeria's Sonatrach, China's Sinopec Sign $850 Million Contract for Hydrocarbon Development, Exploration, February 25, 2025, reuters.com} 初期服务影响可能更多体现在钻井和完井作业方面；随着资产从开发阶段进入稳定生产阶段，干预作业需求将随之出现。

海上产能扩张与干预作业需求

海上增长既来自新项目开发，也来自成熟海上油井的维护需求。2025 年 4 月，ADNOC Drilling 获得了 ADNOC Offshore 一份价值 16.3 亿美元、期限五年的综合钻井服务合同，进一步凸显了阿联酋海上活动的规模以及对综合油井交付能力的需求。 ^{[4]ADNOC Drilling, ADNOC Drilling Awarded $1.63 Billion, Five-Year Integrated Drilling Services Contract, April 17, 2025, adnocdrilling.ae} 沙特阿拉伯的海上油井，包括长延伸水平井，也需要能够缩短修井机占用时间并保持生产连续性的干预方法。

海上业务机遇在运营层面具有吸引力，但并不必然意味着业务量较大。海上作业活动需要船舶可用性、起重能力、安全系统、人员认证以及物流协调。因此，配备经过海上作业认证的设备并具备成熟海上执行能力的服务提供商，可以获得复杂度更高的作业机会；而规模较小的运营商可能仍集中于成本较低的陆上干预和清洗合同。

主要制约因素

高昂的运营及相关成本

当连续油管作业能够避免使用完整修井机组或恢复具有实际意义的产量时，其经济性较为突出，但在所有场景下都不能视为低成本替代方案。海上干预作业可能需要完整的海上作业组合、专用起吊配置、压力控制设备以及前期物流准备，之后连续油管设备才能开始作业。苏伊士湾的实践表明，平台限制可能使无修井机干预成为必要选择，但采用驳船执行作业也会带来额外的作业规划要求和成本。

连续油管柱的疲劳和设备可用性进一步加剧了成本压力。大位移井会对连续油管柱施加严重的弯曲、拉伸和压力载荷，因此全生命周期监测以及保守的作业范围管理变得更加重要。高规格设备车队还需要专用井下工具、经过培训的作业人员以及维护能力。这些成本可能使规模较小或产量较低的油井不具备经济性，尤其是在预期增产幅度存在不确定性的情况下。

本地化义务为运营模式增加了另一层要求。沙特阿拉伯的本地内容要求国际油田服务公司必须建设本土能力，而不能完全依赖外籍劳动力和进口设备。这有助于加强供应商的长期本地化整合，但也需要在培训、设施、采购和本地合作伙伴方面进行前期投入。

供应端与结构性制约因素

需求增长时，区域服务市场无法迅速扩大先进连续油管产能。高规格设备、电动连续油管系统和长距离连续油管柱均需要专业化制造、工程支持和资质认证。赢得额外工作范围的服务商可能需要从其他市场调配设备、进行分包，或推迟作业，直至新增产能可用。

海上供应限制更加明显，因为连续油管设备只是所需作业组合中的一个组成部分。船舶调度、起重机使用条件、海上人员可用性和天气窗口都可能决定作业计划的时间安排。这些限制有利于能够将多口井作业整合为计划性作业活动的运营商，而不是按单井逐项、临时采购干预服务的运营商。

石油产量政策是另一个调节因素。Saudi Aramco 于 2024 年决定停止将最大可持续产能扩大至每日 1,300 万桶的计划，从而减少了潜在新增油井来源。成熟油田干预仍然必要，但产量管理政策可能限制运营商推进自主性增产计划的速度。

这进一步凸显了能够降低执行不确定性的服务商优势。实时混合系统、电动输送技术、井筒清洗算法以及更完善的疲劳管理实践可能无法消除海上物流和本地化成本，但能够减少非生产时间，并提高所选干预作业取得可量化成果的可能性。在由买方主导的国家石油公司市场中，无法证明这一价值的油田服务公司仍将面临价格竞争。

中东和非洲连续油管市场细分分析

按服务类型 

服务需求正转向将机械执行与诊断和实时决策支持相结合的干预作业。连续油管不再局限于流体注入或井筒清洗；电动系统和混合系统能够将数据采集、测井、压力监测和机械隔离整合到同一作业流程中。在可减少多趟作业的情况下，这将提高单项作业的服务价值，但也会进一步提升市场对工具可靠性和工程能力的要求。

2025 年，井筒干预占据市场份额的 48.3%，预计到 2035 年将以 3.2% 的年均复合增长率（CAGR）增长。沙特阿拉伯、科威特、埃及、阿曼和阿联酋的成熟油田持续需要除垢、基质增产、堵水、氮气举升、生产测井和完整性修复等服务。

沙特阿拉伯的远距离海上井和注入井表明了干预作业为何仍是最大的服务类别。连续油管已用于 Manifa 开发项目，在复杂侧钻井段中实施增产处理；为到达目标层段，需要采用锥形管柱、减阻方法和处理液注入位置控制技术。^{[5]SLB, Saudi Arabia's Manifa Giant Offshore Field Development: The Role of Technology, slb.com}因此，该细分市场更青睐能够管理特定井机械限制的供应商，而不是仅提供标准化干预方案的供应商。

2025 年，井筒清洗占收入的 4.1%，预计将以 2.6% 的年均复合增长率扩张。尽管其规模小于干预或完井作业，但由于大量在产井的流动受到结垢、固体颗粒、石蜡和生产残留物的限制，井筒清洗仍是持续性需求。

该细分市场的经济效益取决于缩短单井作业时间。数据驱动的清洗方法已用于优化连续油管速度、氮气注入速率、液体流量和固体输运，从而帮助运营商根据井下条件的变化调整作业执行方案。对于区域供应商而言，这创造了一个无需重复配置所有高端干预技术即可提升竞争力的机遇：在大规模陆上项目中，可靠的作业执行能力和较低的单次清洗成本可能成为决定性因素。

2025 年，井筒完井占市场收入的 22.6%，预计到 2035 年将以 2.6% 的年均复合增长率增长。该类别包括打捞、射孔、测井及其他完井支持活动。

2025 年，钻井服务占市场收入的 25.0%，预计将以 2.5% 的年均复合增长率扩张。连续油管钻井主要用于重新入井、侧钻、套管内钻井，以及选择性进入被常规钻井平台绕过的储层层段；在这些作业中，使用常规钻井平台的成本可能明显过高。

按应用领域 

陆上和海上需求的主要差异体现在井密度、物流和干预作业经济性方面。由于沙特阿拉伯、科威特、阿曼、阿尔及利亚和埃及拥有规模庞大的在产井储备，陆上资产贡献了区域收入中更大的份额。海上作业增长更快，因为海上井通常具有更高的产值、受限的作业条件，以及更强的避免钻井平台调动的需求。

陆上应用在 2025 年占市场收入的 62.3%，预计到 2035 年将按 2.6% 的年均复合增长率（CAGR）增长。需求主要来自 Ghawar、Burgan、PDO 运营资产、阿尔及利亚撒哈拉盆地和埃及西部沙漠等成熟油田。这些作业环境有利于持续开展清砂、增产、测井、完整性维护和水管理等工作。

PDO 的井筒资产组合展示了陆上连续油管作业的广泛应用。其一体化无修井机封堵与弃井作业表明，与基于修井机的方法相比，该方案有望降低弃井成本；与此同时，其干预项目能够应对复杂水平井轨迹所带来的限制。因此，对于具备可靠调动能力并通过国家级运营商资质审核的本地服务提供商而言，陆上作业仍是最容易进入的细分市场。

海上应用在 2025 年占市场收入的 37.7%，预计将按 3.4% 的年均复合增长率（CAGR）增长，增速快于陆上需求。

由此形成的细分市场有利于不同的业务模式。对于远距离延伸、电气化、混合式和海上作业而言，工具集成能力与工程实力至关重要，因此国际服务提供商更具优势。本地和区域性专业服务商则可通过满足本地化要求、保持较短的调动时间，并以具有竞争力的日费率提供可靠作业，在陆上清理和干预项目中巩固自身地位。能否在这两种模式之间灵活转换，将决定服务提供商是只能参与常规作业，还是能够获得利润率更高的技术型作业。

中东和非洲连续油管市场区域分析

各国需求受到油藏成熟度、国家生产战略、海上业务比重、采购本地化程度以及新油田开发速度共同影响。预计沙特阿拉伯和科威特的增速将超过区域市场，而埃及和阿曼的需求仍主要由成熟资产维护项目支撑。随着新的勘探与生产承诺逐步推进，阿尔及利亚将呈现出更偏向开发驱动的机遇。

沙特阿拉伯

沙特阿拉伯在 2025 年占区域市场收入的 29.5%，预计到 2035 年将按 3.9% 的年均复合增长率（CAGR）增长。其市场地位建立在 Saudi Aramco 庞大的陆上和海上资产基础之上，其中包括需要定期开展干预作业的成熟油藏，以及对先进设备有需求的远距离延伸井。

Saudi Aramco 持续实施的资本计划支撑了干预、完井和天然气开发等领域的服务需求。超长延伸井中的复杂连续油管作业进一步提高了沙特市场的技术门槛，有利于拥有专用管柱、输送工具和实时监测能力的供应商。同时，IKTVA 要求使国内能力成为核心商业要求，而非可有可无的差异化优势。

埃及

埃及在 2025 年占据市场收入的 11.3%，预计 2025 年至 2035 年的年均复合增长率（CAGR）为 1.8%。需求主要集中在成熟的苏伊士湾海上资产，这些资产的平台老化且甲板空间受限，使无修井机干预成为传统修井作业的实用替代方案。

连续油管电气化技术已应用于苏伊士湾的 ESP 井，以支持产水诊断和针对性修复作业。埃及较低的增长率反映出其生产资产基础较为成熟，但现有井群仍支持持续性的干预作业。涉及 SUCO 和 OSOCO 的新钻井与生产作业可能带来增量完井需求，但该国的核心机遇仍在于生产维护，而非快速扩张。 ^{[6]Egypt Oil & Gas, EGPC Affirms Support for SUCO and OSOCO as New Drilling Operations Begin, 2024, egyptoil-gas.com}

阿联酋

阿联酋在 2025 年占据市场收入的 7.7%，预计 2025 年至 2035 年将以 3.1% 的年均复合增长率增长。ADNOC 的海上扩张、综合钻井方案以及非常规资源开发，均支撑干预和完井作业领域的需求。

ADNOC Drilling 的综合海上服务合同，以及其与 SLB 和 Patterson-UTI 成立的 Turnwell 合资企业，体现出市场对技术驱动型综合井交付模式的偏好。这种模式可能有利于能够衔接钻井、完井、干预和数字化工作流程的服务提供商，而不是仅依靠单项服务线定价展开竞争。

阿曼

阿曼在 2025 年占据市场收入的 8.2%，预计年均复合增长率为 1.7%。该国由 PDO 主导的市场相对稳定，但包含复杂水平井、含硫井和高温井等技术要求较高的作业。

PDO 已在先进的水泥磨铣和桥塞设置作业中采用实时混合连续油管技术，其中包括一项报告所称的 4,000-meter次水泥磨铣作业。这些案例表明，阿曼较低的增长率不应被解读为低技术市场。相反，这反映出该国生产资产基础较为成熟，需要专业化干预能力来管理复杂井况并延长资产寿命。

科威特

科威特在 2025 年占据市场收入的 7.3%，预计将成为各国中年均复合增长率最高的国家，2025 年至 2035 年的年均复合增长率为 4.5%。KPC 的产能扩张计划以及 Kuwait Oil Company 的勘探和钻井活动，将在干预、完井、控压钻井和定向钻井领域创造需求。

该国的增长前景并不局限于单一开发项目。Burgan 优化、海上活动、侏罗纪地层开发和勘探计划既需要新井服务，也将扩大未来符合干预条件的井群基础。NESR 在科威特部署钻井平台，体现了高规格井服务作业在该国获得的商业认可。

阿尔及利亚

阿尔及利亚在 2025 年占据市场收入的 6.4%，预计将以 2.6% 的年均复合增长率增长。Sonatrach 仍是决定需求的核心实体，而该国的市场前景受到 2024 年许可轮次及后续上游协议转化为油田作业的速度影响。

修订后的碳氢化合物法规框架以及与国际合作伙伴签订的新合同，为开发项目管线提供了支持。Sonatrach 与 Eni 于 2025 年 7 月就 Zemoul El Kbar 区块签署了一项价值 13.5 亿美元的产品分成协议；Sonatrach 与 Midad Energy 于 2025 年 10 月就 Illizi South 区块签署了一项价值 54 亿美元的协议。连续油管需求最初将集中于完井、增产和钻井支持；随着这些井投入生产，持续性的干预需求将逐步形成。

阿尔及利亚是主要的时间变量。其上游协议确立了开发项目储备，但连续油管机遇取决于执行里程碑，而不仅仅是已宣布的投资规模。具备本地运营基础设施、监管经验以及支持早期完井作业能力的服务提供商，可能在市场转向经常性干预需求之前取得有利地位。

中东和非洲连续油管市场份额与竞争格局

Halliburton、SLB、Baker Hughes、Weatherford 和 National Energy Services Reunited 五大参与者在 2025 年合计占据中东和非洲连续油管市场约 35% 的份额。SLB 是最大的单一参与者，市场份额为 10.5%。其余市场由区域专业企业、国家级服务公司、设备供应商和当地注册承包商共同占据。

沙特阿拉伯是技术集中度最高的国家市场，这是因为大位移井干预、成熟油田增产以及本地化要求更有利于成熟的服务提供商。SLB、Halliburton、Baker Hughes、Weatherford、NESR、TAQA KSA 和 ABRAJ 围绕差异化技术能力和本地化定位展开竞争。

埃及市场受苏伊士湾海上作业要求和西部沙漠陆上活动影响。国际服务提供商在需要海上作业能力、电连续油管和复杂干预专业能力的领域展开竞争，而 OILSERV、NAPESCO 及其他区域供应商则能够在本地可获得的服务类别中参与竞争。

阿联酋市场将 ADNOC 资质要求与钻井和干预一体化采购相结合。SLB、Weatherford、Baker Hughes、Halliburton、NESR、Emirates Western Oil Well Drilling & Maint. Co. LLC、Superior Abu Dhabi Company LLC、Hunting Energy Services 和 Premier Coil Solutions 分别凭借技术能力、综合服务、本地运营基础以及部件支持能力参与市场竞争。

阿曼的竞争格局以 PDO 合同、技术资质和 Omanisation 考量为基础。SLB、Weatherford、NESR、Gulf Energy SAOC、Moraikh Development & Oilfield Services LLC 和 Special Oilfield Services Co LLC 面向市场的不同部分提供服务，覆盖从先进干预作业到本地支持的现场服务。

科威特加速推进的上游项目支持 Weatherford、NESR、Halliburton、Baker Hughes、AL MAJAL、NAPESCO、NOV 及其他以海湾地区为基地的供应商参与竞争。市场青睐能够同时支持成熟油田优化以及高规格钻井或完井项目的服务提供商。

阿尔及利亚市场仍由 Sonatrach 主导，并倾向于选择具备成熟区域运营体系、可靠技术能力以及能够适应不断发展的上游投资环境的供应商。Halliburton、SLB、Baker Hughes、TechnipFMC plc、Tenaris、Oceaneering International 及区域供应商在工程、干预作业、设备和油田开发支持等领域具有相关业务。

近期行业动态

• 2025 年 4 月，ADNOC Drilling 从 ADNOC Offshore 获得了一份金额为 16.3 亿美元、期限为五年的综合钻井服务合同。
• 2025 年 7 月，Sonatrach 与 Eni 签署了一份金额为 13.5 亿美元的产品分成合同，涉及阿尔及利亚 Berkine 盆地的 Zemoul El Kbar 区块。
• 2025年10月，Sonatrach 和 Midad Energy 签署了一项为期 30 年的协议，就阿尔及利亚伊利济南部区块开展勘探与生产活动，报告称预计投资约 54 亿美元。