潜能恒信 300191

2025年,公司始终践行现代系统石油勘探学理论,秉持“透视地球、智慧找油”的科学找油理念,依托自主研发的WEFOX三维叠前成像技术、GEOSTAR储层预测技术、MAVORICK油气藏预测技术三大核心找油技术体系,全面推进各油气合作区块的油气勘探、评价、开发与生产全链条业务发展,构建形成海陆油气勘探开发协同发力、技术与资源双向赋能的发展格局。

报告期内,公司围绕8个海陆油气区块,开展油藏地震地质研究、油藏工程研究、海洋工程研究、老油田增产措施研究,顺利推动了首个自主发现的南海涠洲5-3油田正式投产、新疆九1-九5区块开发持续增储上产、渤海区块全面进入勘探后期开发前期评价、蒙古Ergel-12区块勘探正式启动等勘探开发工作,超额完成全年油气勘探开发生产任务。

（一）石油区块勘探开发1.准噶尔盆地九1-九5合作开发区块报告期内,准噶尔盆地九1-九5区块合作项目秉承“精细管理、技术创新、效益开发”的核心原则,充分利用高精度全息三维地震处理解释技术和精细油藏评价技术,按照“三相一动态”的地质油藏工程一体化研究思路,重点围绕浅层稠油采收率提升和石炭系稀油滚动开发评价及年度产能建设等三大核心任务,确保实现产量稳中有升。

基于稠油油藏精细描述和发现的剩余油分布规律,开展优化注汽参数、热水化学驱试验,充分挖掘剩余油潜力,实现桶油成本降低与效益提升双目标。

在石炭系稀油开发上,精准还原地层接触关系,明确油气富集区与地震特征耦合关系,严谨论证高效开发井井位并开展增能试验研究,为长效高效开发奠定基础。

针对产能建设,按照“三相一动态”的地质油藏工程一体化的开发思路,实时优化钻井轨迹,有效提高单井产量,强化投产后动态管理,最大化提高新井产能贡献率。

潜能恒信子公司智慧石油与新疆油田公司通力合作,全年无事故实现生产原油57.3万吨,展现了作业者运营老油田的稳健滚动开发能力。

2.南海北部湾涠洲22/04合同区报告期内,南海涠洲22/04合同区涠洲5-3油田开发项目于2025年6月6日正式投产。

作为公司首个全程自主主导、从独立勘探到规模化开采的油田,其成功投产标志着公司在海洋油气领域实现重大突破,为后续增储上产筑牢了坚实基础。

截至报告期内,累计生产原油16.6万方（折合14.19万吨）。

在涠洲5-3油田实施过程中,创新践行“滚动勘探开发一体化”理念,通过地质与工程协同攻关攻克多项技术难题,从油田发现后,仅用一年多时间高效完成从储量申报、开发方案研究、基本设计至油田投产的油藏地质工程一体化全周期开发生产作业工作,创造了海上单个油田投产时间效率的历史纪录。

在开发建设与运营层面,涠洲5-3油田依托地震地质工程一体化研究,顺利完成第一批开发井的钻完井作业,实现高效目标。

涠洲5-3油田整体规划部署10口开发井（含7口生产井、2口注水井、1口注气井）,预计2026年完成第二批全部钻完井作业,实现增储上产。

与此同时,同步推进合同区北部滚动勘探开发工作并取得重要勘探突破和油气发现：主要围绕石炭系碳酸盐岩潜山、长流组砂岩油藏开展滚动勘探评价与井位部署及钻探工作,圆满完成探井WZ5-3N-1井的钻井、录井、测井及地层测试作业,在长流组与石炭系地层均获重要油气发现,进一步明确了合同区北部的油气勘探潜力,为油田增储上产提供了储量资源保障。

3.南海北部湾涠洲10-3W合同区报告期内,涠洲10-3西油田开发投产各项工作均取得实质进展,为2026年上半年投产奠定了坚实基础。

海工建造方面,井口平台陆上建造基本完成,海上安装有序推进,海底管道与电缆铺设作业全面展开,自安装生产处理平台已完成下水及系统联调测试。

钻完井方面,已启动钻井作业工作。

涠洲10-3西油田项目整体按计划推进,力争实现2026年上半年正式投产目标。

4.南海北部湾涠洲22/05合同区报告期内,按照“滚动勘探开发一体化”的思路,充分借鉴涠洲22/04合同区涠洲5-3油田的勘探开发的成功经验,重点开展区块地质油藏综合研究、井位部署与钻前准备工作。

通过深化长流组砂岩、石炭系碳酸盐岩油藏的地质评价技术,精细描述石炭系碳酸盐岩潜山构造单元、缝洞单元与油藏单元的分布规律,优选6口滚动评价开发一体化井位；同步完成探井WZ10-11-2井的井位优化、钻井地质与工程设计、海洋环境调查等全部钻前准备工作,为该区块后续的滚动勘探开发奠定了坚实基础。

5.渤海09/17合同区报告期内,按照“立体勘探、分步实施、整体评价、整体探明、商业开发”的工作思路,有序推进渤海09/17合同区综合地质研究、整体井位部署、钻前准备、钻探实施、储量估算等各项工作。

1）深化奥陶系、侏罗系、沙河街、明化镇四套勘探层系的地震地质研究、油气成藏规律预测、综合含油气评价及井位部署优化工作。

2）部署并实施2口探井,进一步证实了奥陶系储层展布规律、油气成藏规律及含油气规模,对下一步探井实施及未来开发方案编制均具有重要指导意义。

3）完成2026年准备上钻井地质设计及工程设计,为2026年钻井做好准备工作。

4）积极与中海油天津分公司研究院筹备成立储量估算联合研究小组,共同推进已发现油藏的探明及控制石油天然气地质储量估算与申报工作,为后续开发奠定资源基础。

6.渤海05/31合同区报告期内,为实现油田高效益开发,公司与中海油天津分公司研究院联合开展CFD1-2油田商业性开发方案优化研究。

1）优化CFD1-2油田油藏地质方案,进一步明确油藏储量规模,夯实油田开发根基；2）深化海洋工程方案优化,论证移动式探采储一体化采油平台方案及依托周边现有设施实施海油陆采方案的可行性,为油田效益开发构建多元化技术支撑体系。

7.蒙古Ergel-12合同区报告期内,公司按照地震地质工程一体化的勘探思路,在蒙古国Ergel-12区块开展构造解释、地质综合研究、区带评价及井位部署工作,锁定一批有利钻井目标,同时开展探井钻探、随钻跟踪与油藏评价等全流程工作。

1）深化地震资料精细处理与地质油藏综合研究,系统分析区块构造特征、储层展布、烃源岩分布、油气运移及富集规律、资源潜力,明确了区块主力含油气层系与有利油气富集区带。

2）优选并钻探实施4口探井,进一步落实了油层发育层系及成藏规律,验证并深化了地质及油藏认识,为区块后续勘探及风险评价提供了坚实数据基础。

（二）技术服务项目报告期内,公司依托三大核心找油技术体系与全链条技术服务能力,围绕合作区块勘探开发需求,持续开展高端油气勘探开发技术服务业务,为勘探开发综合研究成果和勘探开发效益双向赋能。

1、《南海22/04合同区2025年度地质综合研究及井位部署》项目：借鉴涠洲5-3油田开发井钻探实践经验,充分利用公司三大核心找油技术,深化合同区石炭系碳酸盐岩潜山油藏、长流组砂岩油藏、下洋组砂岩油藏等领域滚动勘探评价及井位优化部署工作。

通过三维地震全息解释、缝洞储层定量雕刻、精细油藏评价等关键技术应用,全面完成合同区主要目的层系构造精细解释、圈闭评价、储层预测、成藏规律分析及综合含油气评价等重点研究任务,明确合同区北部油气勘探评价潜力,完成2025年度实施井WZ5-3N-1井优化调整及2026年2口评价井位部署论证工作,为后续钻井实施、储量估算与申报工作奠定坚实技术基础。

项目取得主要成果如下：（1）利用三维地震全息解释技术,完成合同区石炭系顶面等关键目的层低序级断层识别、石炭系逆冲构造精细刻画及重点圈闭评价,合同区石炭系发育多条北东走向逆冲断裂,局部伴生正断层,构造格局清晰；（2）利用碳酸盐岩缝洞储层定量雕刻技术,完成合同区石炭系潜山风化壳和潜山内幕孔洞及裂缝精细预测工作,研究认为储层空间发育程度受古地貌、微地貌及断裂共同控制,微地貌高部位与断裂发育带为缝洞储层富集区；（3）厘清合同区石炭系油气成藏模式,涠洲5-3油田紧邻生烃源岩,形成“烃储对接、下生上储、双向供烃”的逆冲断层成藏模式,横向上油藏自低部位向高部位差异化聚集；（4）经综合评价,认为石炭系、长流组和下洋组勘探评价潜力大；（5）完成合同区整体井位部署,整体部署5口井,完成探井WZ5-3N-1井钻前优化,该井钻探后在石炭系、长流组获勘探发现,成功落实WZ5-3N构造的含油性,为进一步滚动评价该构造含油范围,优选部署2口评价井,为下一步钻探提供井位储备,通过后续评价井钻探有望实现合同区规模性增储目标。

2、《南海22/05合同区2025年度地质综合研究及井位部署》项目：以现代系统油气勘探理论为指导,充分利用公司三大核心找油技术,借鉴南海22/04合同区涠洲5-3油田开发实践经验,开展合同区石炭系碳酸盐岩潜山、长流组砂岩油藏勘探评价及井位部署工作。

通过三维地震全息解释、缝洞储层定量雕刻、精细油藏评价等关键技术,完成合同区石炭系和长流组构造精细解释、碳酸盐岩储层预测、油气成藏规律分析和综合含油气评价工作,明确了合同区油气富集规律和勘探潜力,完成3口探井井位优化部署,为2026年合同区钻探提供井位目标。

（1）通过全息三维地震解释,完成石炭系顶面、长流组构造精细刻画,明确石炭系发育北东向逆冲断裂体系,断裂带与裂缝-溶洞储层发育区耦合关系显著；（2）利用碳酸盐岩缝洞储层定量雕刻技术,完成合同区石炭系潜山风化壳孔洞及裂缝精细预测工作,断层附近缝洞储层最发育,形成优质储集体；（3）明确合同区油源来自涠西南凹陷A次洼流二段油页岩,断裂-不整合面构成高效输导体系,油气运移通畅,第二排潜山具有较好成藏条件；（4）落实南海22/05合同区石炭系、长流组有利含油面积18.5平方公里；（5）针对石炭系部署1口预探井、1口开发评价井,兼顾长流组油藏,按照探采一体化的思路部署6口开发井,形成探采一体化开发方案。

3、《渤海09/17合同区2025年度地质综合研究及井位部署》项目：充分利用公司WEFOX双向聚焦成像的三维地震数据及新钻井钻、测、录数据及试油成果数据,深入开展奥陶系、侏罗系、沙河街、明化镇四套主要勘探层系的地质及油气藏综合研究,明确了各勘探层系构造特征、储层展布规律、油气富集规律,有效指导了各层系有利含油气范围、资源潜力评价及井位部署。

1）奥陶系整体为受逆断层控制的大型整装油气藏。

钻井已证实,北部地区发育凝析气藏,南部地区发育常规油藏。

综合分析预测有利含油气面积141平面公里；2）侏罗系发育构造圈闭,有利含油面积45.85平方公里；3）沙河街发育构造及构造岩性油气藏,有利含油面积55.48平方公里；4)明化镇发育构造岩性油气藏,有利含油面积21.56平方公里。

5）按照“立体勘探、整体部署、分批实施”的原则进行井位部署及实施。

以奥陶系为主要层系,其它为兼探层系,整体部署探井及评价井井位12口,并优选出第一批可实施井位目标,为下一步钻井、储量估算及申报奠定基础。

4、《涠洲5-3油田开发井位优化及井轨迹设计》项目：按照“地震地质工程一体化”研究理念,综合缝洞储层预测成果、已钻井地质油藏认识、钻井工程工艺优化等,系统开展涠洲5-3油田开发井位论证与井轨迹优化研究,完成两批次共7口开发井的轨迹优化设计及钻井地质方案设计工作,为油田高效钻探与产能建设提供了坚实技术支撑。

主要研究成果如下：（1）第一批开发井优化设计：基于OpendTect裂缝-孔洞储层预测与空间雕刻技术,精细刻画石炭系潜山缝洞储层发育特征及空间展布,明确优质储层发育区带,结合钻完井工程工艺条件,统筹兼顾油层钻遇率与施工安全性,完成第一批开发井井位优化及轨迹设计,形成标准化地质设计成果。

经实钻验证,井位优化效果显著,油层钻遇率与投产成效超设计预期；（2）第二批开发井优化：依托第一批开发井随钻跟踪成果,验证了公司地震成像处理及储层预测成果的可靠性与适用性。

结合缝洞储层预测成果与钻井轨迹优化,完成第二批开发井轨迹优化及地质设计编制工作。

5、《涠洲5-3油田开发井随钻跟踪及钻完井方案优化》项目：按照“地震地质工程一体化”的思路,物探、地质结合指导钻井工程,精准预测地层和压力及卡山,确保作业安全。

针对涠洲5-3油田开发井系统开展地层预测、压力预测、潜山顶面深度预测及卡山、随钻测井解释、侧钻方案优化、钻完井方案优化及全过程资料录取等工作,为现场钻完井作业提供精准技术支撑与决策指导,保障作业高效实施。

（1）综合运用地震、录井、测井及邻井资料,采用潜山顶面深度精准预测技术,实现潜山顶面深度预测误差1～8m；（2）通过地震地质工程一体化随钻分析,对所有井钻井、录井、测井、固井、完井全流程实施动态跟踪与技术指导,确保现场作业安全、高效、有序完成；（3）完成随钻测井解释,有效识别油气层；同步开展固井质量评价,为完井决策与开发评价提供可靠依据；（4）系统完成井壁取芯、钻井取芯、光纤测试、PLT测试、岩石薄片分析等多类资料录取及优化工作,确保录取数据准确无误；（5）完成开发井完井方案优化,简化完井结构,提升井筒适应性,为后期生产措施调整与改造作业创造有利条件。

1、概述报告期内,公司南海22/04区块涠洲5-3油田于2025年内投产,油气销售收入显著增加；得益于油田开发生产成本控制良好及原油产出,整体毛利率较上年同期明显提升；为支持涠洲5-3等油气项目的勘探开发资金需求,公司在本年度适度扩大了债务融资规模,导致利息支出增加,财务费用较上年同期上升；2025年度公司实现营业收入71,358.74万元,同比增长46.88%；实现营业利润3,236.99万元,同比增长150.69%；实现归属于母公司股东的净利润4,348.23万元,同比增长182.33%。

（有关详情请见2025年年度报告全文-报告期内公司从事的主要业务）。

当前国际地缘政治复杂多变,局部冲突持续扰动全球能源供给格局,在能源需求刚性增长与国家能源安全保供战略的双重驱动下,预测国际油价将处于长期高位运行周期。

公司将精准抓住行业市场规律和高油价机遇,立足先进的勘探开发技术和高效管理机制,按照公司中长期发展规划和近期国际油气发展形势,做好2026年勘探开发工作计划,坚持技术创新和资源发现双轮驱动,全力打造国际化、高质量的油气勘探开发一体化企业。

放眼长远,公司将秉持“放眼世界、布局全球”的发展思路,深度挖掘全球优质油气资源区块价值,精准把握国际能源市场机遇,积极参与全球油气资源招投标与项目并购活动,稳步拓展海外权益版图,构建覆盖国内外核心油气富集区的战略布局。

技术层面,公司将持续深化“AI+油气”融合创新,依托WEFOX三维叠前成像、GEOSTAR储层预测等核心技术优势,全面升级人工智能勘探开发体系,通过AI算法赋能地震数据处理、储层预测、油气藏动态分析等全流程,大幅提升勘探成功率、降低开发成本、优化生产效率,以领先的数字化、智能化技术构筑核心竞争壁垒,为公司可持续高质量发展注入强劲动能,助力国家能源安全保障与全球能源产业升级。

一、2026年工作计划2026年,公司将聚焦效益增长核心目标,全面加大资源投入与项目推进力度。

对已开发油田,强化精细管理与技术赋能,全力推动增储上产,稳固现有产能基本盘；对处于评价阶段的优质区块,加速评价转开发进程,力争早日形成新的产能增长点；对已进入生产阶段的项目,优化生产运营体系,深挖上产潜力,推动开发项目全面投产、评价项目快速落地,形成“勘探一批、评价一批、开发一批、生产一批”的良性循环,确保公司经营效益实现快速、稳健增长。

公司重点推进的各勘探开发区块的具体经营计划如下：1.准噶尔盆地九1-九5区块2026年,公司将重点围绕“技术增储、高效建产、效益稳产”三大核心任务开展工作：①技术增储：针对石炭系裂缝型油藏储层非均质性强、裂缝发育特征复杂等挑战,以精细三维开发地震资料为基石,深度融合地震、测录井、岩心资料及生产井动态资料,精准刻画裂缝展布规律、深入分析高产主控因素、重新厘定油藏模式,精准预测油气富集高产区的分布,据此部署及钻探新一轮滚动评价井,实现新增探明储量突破,为区块长期稳产增产筑牢资源根基。

②高效建产：全面利用地震、地质、测录井及新钻井的最新成果,深入探究地质油藏的富集高产规律,通过解析地震反射同向轴的强度、频率及反射结构与岩性、储层物性及含油性之间的内在联系,科学规划并实施石炭系、浅层稠油井及驱泄复合试验井的部署、钻探及地面工程建设,确保新井高效投产,为区块产能接续提供坚实支撑。

③效益稳产：聚焦浅层稠油层的地层构造、储层特性、油水界面、隔夹层分布及剩余油潜力等关键要素,开展全维度油藏精细描述工作；通过实施井网重构、层系重组、井型优化、多介质辅助、多元热流体驱及驱泄复合水平井试验等先进提高采收率技术手段,有效激活老井生产潜力,实现产量与效益双重提升,同时持续压降开发成本,确保区块长期效益稳产。

2.南海北部湾盆地涠洲22/04合同区2026年,公司将重点围绕“技术增储、高效建产”核心任务,全面加速涠洲22/04合同区涠洲5-3油田产能建设与合同区资源评价,具体工作如下：一方面,优化涠洲5-3油田已开发井开发政策,充分释放开发潜力,稳步提升原油产量,实现已开发井增产增效；一方面,聚焦高效建产,以2025年首批开发井生产动态为基础,深化涠洲5-3油田油藏地质综合研究,优化第二批开发井轨迹,加快钻完井作业与投产节奏,提高新增原油产量,切实保障合作双方经济效益；另一方面,锚定技术增储,在推进涠洲5-3油田增产增效的同时,同步开展合同区整体滚动评价,计划部署钻探1-2口评价井,加快落实涠洲5-3N构造油气储量规模,启动储量估算与申报工作,为合同区长远高效开发筑牢资源基础。

3.南海北部湾盆地涠洲10-3西合同区2026年,公司将全力推进涠洲10-3西油田全面投产这一核心目标,开展下面具体工作：1）完成自安装生产处理平台海上联合调试及会接等全部海工建设工作；2）分批实施开发井位优化及钻完井工作,力争2026年上半年实现涠洲10-3西油田投产,打造公司海上第二核心油气产能阵地,与第一核心油气产能阵地涠洲5-3油田形成联动整体效益。

4.南海北部湾盆地涠洲22/05合同区2026年,公司将按照“滚动开发评价一体化”的思路,重点开展探采一体化采油平台设计研究和井位部署实施钻探,主要工作安排如下：1）创新设计思路,开展探采一体化采油平台优化设计,统筹考虑勘探评价与开发生产需求,优化工艺流程,实现勘探与开发阶段的高效衔接与设施共享；2）依托新钻井钻探成果,持续深化石炭系碳酸盐岩潜山地质油藏研究,精细刻画构造单元与缝洞单元,厘清油气储集特征及空间展布规律,为合同区勘探开发部署提供坚实地质依据；3）按照滚动开发评价一体化研究理念,旨在快速评价新发现、落实含油气边界及储量规模,利用探采一体化平台,实现油田快速高效开发。

5.渤海09/17合同区2026年,公司将充分利用公司WEFOX双向聚焦成像的三维地震数据及新钻井钻、测、录数据及试油成果数据,针对奥陶系、侏罗系、沙河街、明化镇四套勘探层系,深化地质油藏认识、优化井位部署、加快井位钻探工作,进一步扩大油气规模,为后续储量估算、开发方案编制提供坚实依据。

1）开展已发现的奥陶系、侏罗系、沙河街、明化镇油气藏探明及控制石油天然气地质储量估算及申报工作；2）结合新钻井成果,细化奥陶系潜山的构造单元划分、缝洞储层预测、油气成藏规律研究,夯实含油气规模；3）深化侏罗系油气藏综合评价,在构造落实、储层预测、成藏规律研究的基础上,优化探井井位,择机优选优质油层段进行试油,力争侏罗系实现油气发现新突破；4）开展沙河街组、明化镇组油气藏综合评价,落实油气富集规律,寻找规模性构造-岩性油气藏；5）优化部署钻探3-7口探井,为储量申报、开发方案编制奠定坚实基础。

6.渤海05/31合同区2026年,公司将重点推进CFD1-2油田开发可行性研究优化及油藏地质方案审查工作。

1）完成油藏地质专项研究优化及审查工作；2）落实自安装采油平台和依托人工岛开发两套方案的钻完井设计优化及经济评价比选工作,尽快推动油田商业化开发落地。

7.蒙古国东戈壁盆地Ergel-12合同区公司将围绕油气勘探、地表勘察及二维地震勘探普查开展2026年各项工作。

1）完成2025年度4口探井的后续未完成的工作；2）深化地质油藏综合研究,落实构造特征、有利储层展布、生烃潜力、油气富集规律,优化探井井位；3）有序推进新钻井工作,完成2-3口探井的钻探工作；4）推动合同区东南部地表勘察及二维地震、多矿种勘探普查工作。

二、可能存在的风险1、境外经营风险随着公司加速国际化,公司在境外采购、技术服务项目、投资、并购等涉外经营活动面临的境外法律风险、汇率变化、地缘政治风险也随之增加。

存在法律风险防范能力不足,应对不及时的风险。

一旦当地法律法规和经营环境发生对公司开展业务的不利变化,影响境外应收账款的回收,将会对公司的整体经营和盈利产生不利影响。

公司将加大对海外子公司的管理,遵守国外法律法规的同时,对海外项目严格管理把控,敦促交易对方及时回款并采取提供抵押物担保等措施,降低境外经营风险。

2、国际油价波动的风险油价的变化影响油气行业的景气度和需求变动,对公司传统油田服务业务景气度产生直接影响。

公司将根据国际原油价格走势,以“技术创新和管理创新促进提质降本增效”理念统筹部署勘探开发节奏,油价低迷时加大勘探评价力度以“发现油气、增加储量”为重心,油价回升时加大开发生产力度积极提高产量,同时考虑探索适度利用金融工具对冲油价波动的可能。

3、市场竞争加剧的风险随着油气改革的深入,国家对石油天然气勘探开发领域出台多项政策,在石油、天然气等重点行业和领域,预计国内将会有更多的市场主体进入原油天然气勘探开发领域,公司传统服务业务竞争加剧,区块运营亦将面临更多竞争对手。

公司将继续加大研发力度,持续创新,保持核心技术竞争力；科学运营现有油气勘探开发区块,以“低成本、高质量”的区块作业经验和成果,树立公司在油气勘探开发领域的独特地位,成为民营企业在油气上游板块改革中的先行者。

4、重大合同风险（一）中国渤海05/31合同区2013年9月16日,公司海外全资公司智慧石油与中国海油签订为期30年的产品分成合同——《中国渤海05/31合同区石油合同》。

智慧石油成为合同区内勘探、开发、生产作业的作业者。

智慧石油在勘探期享有该区块100%勘探权益并承担全部勘探费用,如合同区内有商业油气发现,智慧石油享有49%的开采权益。

有关重大风险提示如下：①智慧石油承担100%勘探权益并承担全部勘探费用,投入大、风险高。

若合同区最终未能发现油（气）田,智慧石油所支付的钻初探井等勘探费用将形成损失。

②本项目除石油勘探开发常规具有的地下地质多因素制约的资源风险外,还存在不同于陆地的海上环境因素风险。

③合同区的油气资源预估仅为公司内部地质、油藏专家团队根据该区块公开资料及区块周边探明情况预估,并未聘请权威第三方对该区油气资源进行评估,尚存在较大不确定性,实际油气资源量将根据勘探最终结果确定。

根据石油合同规定合同区内有了石油发现而没有足够的时间完成评价工作,或按照联合管理委员会批准的本合同的评价工作计划对一个石油发现的评价工作的时间超过勘探期时,勘探期应予以延长,延长的期限应是中国海油认为完成上述评价工作所需的合理的一段时间,以便使联合管理委员会能够按照石油合同规定对该石油发现是否有商业价值作出决定,直至中国政府主管部门对总体开发方案作出批准或最终否决。

合同区勘探期三个阶段勘探作业已完成,智慧石油在完成CFD1-2-4井的钻探后,智慧石油对合同区已获油气发现的构造油藏进行了包括地质、开发、工程和经济在内的详细综合评价,并向联管会提交了《曹妃甸1-2油田商业性开发评价报告》,经联管会审查双方达成主要共识：（1）作业者基于曹妃甸1-2油田原油地质储量628.28万吨为储量基础,利用采储一体化移动生产平台+穿梭油轮模式的开发方式进行的滚动开发评价,初步认定曹妃甸1-2油田具有一定商业性价值,同意启动开发前期研究进一步落实曹妃甸1-2油田商业性并开展有关总体开发方案编制工作。

（2）将共同努力通过合理优化项目投资,创设商务模式,有效提高项目经济效益,满足项目开发要求。

联管会对《曹妃甸1-2油田商业性开发评价报告》达成的共识仅是对曹妃甸1-2油田商业价值的初步判断,仍需进一步开展更为详实的开发前期研究和总体开发方案编制工作确认其商业价值并最终决定是否开发。

双方对商业价值的最终判断存在一定不确定性,若某一油气发现双方未达成一致,该油气发现涉及前期勘探钻井等资本化投资将予以费用化；若双方达成一致将签署《补充开发协议》约定双方开发参与权益比例以及其他商业性条款。

④勘探成功,也存在后续经营的风险根据合同,智慧石油成为合同区内勘探、开发、生产作业的作业者。

智慧石油作为作业者,主要依靠母公司潜能恒信多年来在油气勘探开发领域的经验及技术手段。

但自合同区内若有任一油气田发现进入商业性生产,届时,无论对智慧石油或母公司潜能恒信,均将意味着业务领域的延伸,海上油气田开发生产存在诸如环境保护、安全生产等多种风险因素,作业者有义务尽最大努力防止对大气、海洋、港口等的污染和损害,并保障作业人员的人身安全,若因操作不当等原因造成对环境的污染,公司将承担一定经济损失。

当联合管理委员会通过审议一致决定含原油圈闭是一个具有商业价值的油田并决定开发时,中国海油将与智慧石油签订补充开发协议,依照中国海油51%、智慧石油49%参与权益比例,分别筹措并支付相关开发费用和生产作业费。

中国海油是中国最大的海上油气生产商,有丰富的海洋石油开发生产经验,同时公司将加强人才的储备与培训,加强海上石油作业的安全管理。

（二）蒙古Ergel-12合同区2016年9月9日,公司海外全资公司智慧石油投资有限公司与蒙古国矿产石油局签订为期33年的《Ergel-12合同区产品分成合同》,智慧石油成为合同区内勘探、开采作业的作业者,根据石油合同约定,智慧石油在勘探期8年内享有该区块100%勘探权益并进行地震数据采集、处理、综合地震地质解释、油气评价、井位部署及钻井等油气勘探作业,勘探井若有油气发现,经蒙古国政府确认储量并批准开采作业计划,智慧石油将开展相关开发建设活动开采石油,开采期为25年。

公司2018年6月25日召开的第三届董事会第二十六次会议审议通过了《关于蒙古Ergel-12区块勘探开发项目变更实施主体及实施地点的议案》同意公司将募投项目蒙古Ergel-12区块勘探开发项目的实施主体由公司海外全资公司“智慧石油投资有限公司”变更为公司海外全资公司“智慧油气投资有限公司”。

除变更实施主体事项外,蒙古“Ergel-12区块勘探开发项目”其他事项不变。

有关重大风险提示如下：①勘探开采周期长,投入金额大的风险。

合同勘探期整体时间较长,勘探期为8年,开采期为25年；智慧油气需承担勘探期间重力测量、地震数据采集、处理、综合地震地质解释、油气评价,钻井等预计费用约为3556万美元,探明经济储量后还需承担开采阶段的投入成本。

②勘探结果存在不确定性的风险。

合同区的油气资源预估仅为公司内部地质、油藏专家团队根据该区块公开资料及区块周边探明情况预估,并未聘请权威第三方对该区油气资源进行评估,尚存在较大不确定性,实际油气资源量以及最终获得发现并形成的储量将根据勘探最终结果确定。

若勘探未能发现石油,钻井等勘探投入将形成损失,若勘探发现石油储量未能达到预期规模,将对勘探开采投资回收期及收益产生不利影响,若勘探发现石油储量未能取得商业价值从而导致未能进入开采阶段,钻井等勘探投入也将形成损失。

③蒙古国法律法规和经营环境变化的风险。

合同区域所在蒙古国的法律、政策体系、商业环境与中国存在一定区别,一旦当地法律法规和经营环境发生对公司开展业务的不利变化,将会对公司的整体经营产生不利影响。

（三）中国南海北部湾涠洲10-3西油田暨22/04区域合同区2018年7月3日智慧石油和洛克石油与中国海油签订了为期30年的产品分成合同《中国南海北部湾涠洲10-3西油田暨22/04区域合同区石油合同》,智慧石油和洛克石油成为合同区内勘探作业、开发作业和生产作业的联合作业者（以下简称“合同者”）。

根据石油合同约定,涠洲10-3西油田的开发费用按国家公司40%、合同者60%（其中洛克石油35%、智慧石油25%）的参与权益比例由双方提供；22/04区块合同者之一洛克石油经联管会审议同意洛克石油退出22/04区块。

根据石油合同的约定,洛克石油退出后智慧石油将享有22/04区域100%勘探权益。

如22/04区块内有商业油气发现,合同者享有最少49%的开采权益,生产期为15年。

有关重大风险提示如下：①为保证合同的顺利履行,公司通过金司南能源有限公司（BVI子公司）向智慧石油分期增资14500万美元,用于南海北部湾涠洲10-3西油田暨22/04区块合同区勘探开发项目开展。

②海上油气勘探开发风险22/04区块勘探不成功的风险在7年的合同勘探期内,智慧石油需支付相对应比例的地震三维资料购买、钻初探井等必要的勘探费用,勘探成功与否有待实际勘探确认,存在较大不确定性。

若勘探不成功,上述勘探费用将形成损失,且22/04区块后续的开发生产作业将不再进行。

合同勘探期整体时间为7年,目前对合同区的油气资源预估仅为公司内部地质、油藏专家团队根据该区块公开资料及区块周边探明情况预估,并未聘请权威第三方对该区油气资源进行评估,尚存在较大不确定性,实际油气资源量将根据勘探最终结果确定,而且发现储量是否具有经济可采性也存在不确定性。

③涠洲5-3油田、涠洲10-3西油田筹资风险根据石油合同适用于涠洲5-3油田、涠洲10-3西油田的特殊规定：如果在勘探、开发阶段组成合同者的任一公司未能在作业者发出筹款通知之日起三十（30）天内完成支付到期筹款,则视为该公司（“退出方”）无条件退出本合同项下涠洲5-3油田、涠洲10-3西油田,退出方自退出日起无条件完全退出筹款所涉涠洲10-3西油田且其相关全部权利自动终止,其退出前持有的涠洲5-3油田、涠洲10-3西油田的任何及全部权益自动由国家公司和组成合同者的未退出公司按分别持有的本合同项下涠洲5-3油田、涠洲10-3西油田权益比例分配,但退出方仍应继续履行或承担其退出前已发生但尚未履行的义务和责任（除筹款义务外）。

但如国家公司选择不参与前述权益比例分配,则组成合同者的未退出公司应当承继筹款违约方的前述全部权益比例。

公司将通过自有资金投入、银行贷款、股东融资等多种方式切实保障智慧石油及时筹措资金,避免出现上述无条件退出情况发生。

（四）中国渤海09/17合同区2019年4月12日智慧石油与中国海油签订了为期30年的产品分成合同——《中国渤海09/17合同区石油合同》,智慧石油成为合同区内勘探、开发、生产作业的作业者。

根据石油合同规定,智慧石油在勘探期7年内享有该区块100%勘探权益并进行三维地震数据成像处理解释、综合地震地质研究、油气综合评价、井位部署及钻井等油气勘探作业,如合同区内有商业油气发现,智慧石油享有49%的开采权益,生产期为15年。

有关重大风险提示如下：①为保证合同的顺利履行,公司通过金司南能源有限公司（BVI子公司）向智慧石油分期增资4800万美元,用于中国渤海09/17区块勘探投入。

潜能恒信作为智慧石油实际控股股东为智慧石油提供履约担保,潜能恒信向中国海油作出保证,被担保人智慧石油会按时履行石油合同项下全部义务,勘探担保总金额不超过4800万美元或者同等金额人民币（以实际发生额为准）。

②智慧石油承担100%勘探权益并承担全部勘探费用,投入大、风险高。

勘探费用中,智慧石油三维地震数据成像处理解释、综合地震地质研究、油气综合评价、井位部署等费用支出将转换为母公司潜能恒信主营业务收入,对公司整体经营无影响。

勘探费用中的初探井钻井费用,会对公司整体业绩产生一定影响,若合同区最终未能发现油（气）田,智慧石油所支付的钻初探井等勘探费用将形成损失。

③合同勘探期整体时间较长,在7年的合同勘探期内,智慧石油需支付三维地震数据成像处理解释、综合地震地质研究、油气综合评价、井位部署及钻井等必要的勘探费用。

勘探成功与否有待实际勘探确认,存在较大不确定性。

若勘探不成功,上述勘探费用将形成损失,且09/17区块后续的开发生产作业将不再进行。

目前对合同区的油气资源预估仅为公司内部地质、油藏专家团队根据该区块公开资料及区块周边油田的探明储量和生产情况预估,并未聘请权威第三方对该区油气资源进行评估,尚存在较大不确定性,实际油气资源量将根据最终勘探结果确定。

（五）中国南海22/05合同区2022年2月15日智慧石油与中国海油正式签订了为期30年的产品分成合同——《中国南海22/05合同区石油合同》,智慧石油成为合同区内勘探、开发、生产作业的作业者。

根据石油合同规定,智慧石油在勘探期6年内享有该区块100%勘探权益并将进行地震资料精细处理解释、综合地震地质研究、油气综合评价、井位部署及钻井等油气勘探作业,如合同区内有商业油气发现,智慧石油享有49%的开采权益,生产期为15年。

①为保证合同的顺利履行,公司通过金司南能源有限公司（BVI子公司）向智慧石油分期增资1800万美元,用于中国南海22/05区块勘探投入。

潜能恒信作为智慧石油实际控股股东为智慧石油提供履约担保,潜能恒信向中国海油作出保证,被担保人智慧石油会按时履行石油合同项下全部义务。

预计勘探期6年担保总金额不超过1800万美元或者同等金额人民币（以实际发生额为准）。

②智慧石油承担100%勘探权益并承担全部勘探费用,投入大、风险高。

若勘探未获油气发现,勘探费用中的初探井钻井费用,将对公司整体业绩产生一定影响。

若合同区最终未能发现油（气）田,智慧石油所支付的钻井等勘探费用将形成损失。

③合同勘探期整体时间较长,在勘探期内,智慧石油需支付地震资料精细处理解释、综合地震地质研究、油气综合评价、井位部署及钻井等必要的勘探费用。

勘探成功与否有待实际勘探确认,存在较大不确定性。

若勘探不成功,上述勘探费用将形成损失且22/05合同区后续的开发生产作业将不再进行。

目前对合同区的油气资源预估仅为公司内部地质、油藏专家团队根据前期的联合研究购买的地震地质油藏资料及区块周边油田的探明储量和生产情况预估,并未聘请权威第三方对该区油气资源进行评估,尚存在较大不确定性,实际油气资源量将根据最终勘探结果确定。

（六）中国准噶尔盆地九1-九5区块2019年11月8日智慧石油与中国石油签订了为期30年的石油产品分成合同—《中华人民共和国准噶尔盆地九1-九5区块开发和生产石油合同》（以下简称“石油合同”）,取得了中国准噶尔盆地九1-九5区块开发和生产权益。

合同区位置位于准噶尔盆地西北缘,面积20平方公里,距离克拉玛依市东北约40公里,是一个正在开发中的区块。

根据石油合同约定,智慧石油成为合同区内石油开发作业和生产作业者。

考虑到合同区石油生产作业便利及连续性,并发挥双方各自在油气勘探开发技术和生产经验优势,融合互补,智慧石油同意,在担任本合同石油作业者期间,委托中国石油新疆油田分公司新港公司,按照智慧石油的指令承担石油合同项下作业者应承担的相关工作,智慧石油与新港公司就有关委托事项签署了《委托作业合同》。

有关重大风险提示如下：本合同期限30年,开发生产期始于总体开发方案批准或备案之日,生产期十五(15)年。

①为保证合同的顺利履行,公司通过金司南能源有限公司（BVI子公司）向智慧石油分期增资9000万美元,用于准噶尔盆地九1-九5区块开发和生产。

潜能恒信作为智慧石油实际控股股东为智慧石油提供履约担保,潜能恒信向中国石油作出保证,预计准噶尔盆地九1-九5区块智慧石油合同期30年投入15亿元人民币,潜能恒信将提供或促使提供充分并有效的资金、融资支持、技术支持及人力资源支持予智慧石油以履行其在合同项下的任何和全部责任及义务。

如智慧石油未能履行合同项下责任及义务,则智慧石油在合同项下的任何和全部责任及义务由潜能恒信承担,直至智慧石油的该等责任及义务全面并有效地履行完毕,即使智慧石油股份被潜能恒信大量出售,该保证仍将持续有效。

②中国准噶尔盆地九1-九5区块目前年产油60万吨左右,预计合同期智慧石油投入约15亿元人民币,合同区现有探明储量落实,开发技术适应性强,地面工程配套,现场管理人员经验丰富,开发风险较小,但若国际油价大幅下跌或开发后期产量递减较快,导致费用回收油不能按预期回收生产作业费用、前期费用、评价费用、开发费用,公司将根据预计可回收情况在当年度进行资产减值测试,计提资产减值损失。

③根据石油合同约定,智慧石油将承担生产作业费用、评价作业费用以及开发费用,同时智慧石油还将支付中国石油在合同生效日前因在合同区进行的勘探评价、开发、生产作业和活动等而发生的2.65亿元人民币等值美元的部分前期费用（最晚于合同签署后5个月内全部支付）并在投资回收油中优先进行回收。

运行该合同智慧石油先行投入较大,预计合同期30年投入15亿元人民币（该投资随着开发方案的修改和调整而定）,对运营资金有较高要求。

如果在合同终止或合同区内该油田的生产期期满时,前期费用、评价费用、开发费用和生产作业费用未能全部回收完,则该未回收的费用视为损失,由双方各自承担。

④在实施石油作业过程中,智慧石油应对包括紧急事件处置在内的健康、安全和环境保护管理工作负责。

智慧石油应尽最大努力保护合同区块及周边陆上各类自然资源和陆地其他环境及生态环境造成污染和损害,并保障作业人员和当地社区的人身安全和健康。

（七）海上石油作业风险海上石油作业受海况影响较大且技术、装备复杂,受成本控制、环境保护、安全生产、油田废弃等多种因素影响,投入大、风险高。

智慧石油做为作业者有义务尽最大努力防止对大气、海洋、港口等的污染和损害,并保障作业人员的人身安全,若因操作不当等原因造成对环境的污染,公司将承担一定经济损失。

（八）油气勘探开发安全环保审批风险国家对安全环保工作空前重视,环保“严监管”、安全“零容忍“已成为常态,油气勘探开发生产过程中安全环保监管要求逐年提高,政府相关部门审批程序对作业手续及作业进度产生不确定影响。