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安哥拉陆上油田板块正在经历1990年代以来最显著的战略复苏。安哥拉石油工业自1990年代末深水热潮兴起后，大量勘探开发资本向海上转移，致使陆上盆地长期欠投资、产量萎缩。然而，2024年以来随着增量产能激励政策出台、近海产量持续承压以及国际独立石油公司（Independents）的积极进入，陆上板块以令人瞩目的速度重新进入战略视野。2026年，安哥拉陆上油田正处于从欠投资沉睡向独立公司主导复苏转型的关键窗口期。

2026年陆上板块核心里程碑

• Block 3/05（下刚果盆地近岸）：Afentra与合作方启动2026-2027年两井加密钻探及修井计划；Borr Grid自升式钻机通过Sonangol融资安排快速部署，Pacassa SW探井即将开钻；潜在毛产量提升约9,000桶/日

• Block KON 16（宽扎盆地陆上）：Corcel完成326公里2D地震采集并完成解释（2026年Q1），融资660万英镑，计划12个月内钻探第一口预盐和后盐勘探井

• Block KON 13：尼日利亚最大独立油公司Oando于2026年3月完成45%权益的正式收购，取得作业权，成为安哥拉陆上最受瞩目的新进入者

• 埃托沙-奥卡万戈盆地：ReconAfrica 2026年Q1启动地球化学采样，XTG（越南迅天集团）开展联合研究；ReconAfrica为非洲勘探计划融资3,200万加元

• Block KON 4（Afentra）：完成地球物理数据采集，正在圈定圈闭；风险服务合同（RSC）正式确认

• 刚果盆地CON 3、CON 7：Walcot Energy（尼日利亚）签署PSC并推进早期勘探

• Sonangol：主导KON 11、KON 12、KON 15的勘探活动；深化陆上业务战略布局

• 卡宾达Norte区块：ACREP自2025年起主导20口历史井的复产评价工作，支撑卡宾达本地能源供应

一、安哥拉陆上油气地质格局

1.1  陆上盆地体系与资源禀赋

安哥拉陆上油气勘探涵盖多个性质迥异的沉积盆地，从已具备一定生产历史的刚果和宽扎盆地，到几乎属于处女地的埃托沙-奥卡万戈、卡桑杰和达马拉褶皱带，形成了从成熟棕地到高风险前沿的完整梯度。

安哥拉陆上盆地面积广阔，但勘探密度极低。根据ANPG数据，与已授权区块数量相比，安哥拉实际钻探井数极为有限，众多陆上区块仅完成了初步地震采集或甚至尚未有地震覆盖。这一特征在全球主要油气国家中较为罕见，同时也意味着：在适当财税激励条件下，安哥拉陆上存在较大的初级勘探发现空间。

1.2  陆上勘探的历史背景与复苏驱动力

安哥拉陆上油气生产最早追溯至1950年代末，宽扎盆地和刚果盆地浅层是最早商业开发区域，在独立战争（1975-2002年）期间产量受到严重冲击。2002年内战结束后，勘探投资优先向深水领域集中，陆上板块再度陷入长期停滞。进入2020年代，以下因素共同推动陆上复苏：一是2024年增量产能激励法令改善了成熟资产的经济性；二是海上产量持续递减迫使政府寻求多元化增量来源；三是独立石油公司对低成本、基础设施主导型资产的战略偏好；四是ANPG的主动出击——通过简化许可流程、开放边际油田和提供财税优惠吸引新投资者。

二、刚果盆地陆上/近岸区块

2.1  Blocks 3/05与3/05A——最重要的近岸棕地复兴案例

区块概况

Block 3/05和Block 3/05A是安哥拉陆上/近岸板块中产量最高、最具现实意义的在产区块，位于下刚果盆地卡宾达省近岸浅水区，水深约20-80米。Block 3/05包含八个成熟产油油田，均由20世纪80年代初法国Elf石油（现TotalEnergies前身）发现。当前开发基础设施包括17座井口和支撑平台、4座处理平台，以及通过FSO Palanca（浮式储卸装置）进行原油出口的系统。

当前区块合作伙伴结构（2026年完成Etu收购后预期）：Sonangol E&P约39.34%、Afentra约33.33%（Block 3/05）/24.99%（3/05A）、Maurel & Prom约23.33%（Block 3/05）/30.33%（3/05A）、NIS Naftgas约4%/5.33%。

Afentra的价值重构战略

Afentra（伦敦AIM上市，专注非洲成熟资产收购）自2023年进入安哥拉以来，通过系列收购不断深化在Block 3/05和3/05A的权益，最近一次是2025年收购Etu Energias持有的权益。2026年初，公司完成独立机构Sproule ERCE对两个区块未开发发现（Bufalo Norte、Punja、Gazela 1&2、Caco等）的资源评估，2C可采资源量从历史水平大幅提升超过400%，达87.3百万桶当量（工作权益口径）；2C毛资源量高达164.2百万桶当量，涵盖关联天然气。

Afentra Block 3/05 2026-2027年钻探计划

• 钻机：Borr Grid自升式钻机（通过Sonangol安排使用，融资由Sonangol提供，未来增量产量收入偿还）

• 两口新井：Pacassa SW探井（先行，钻探周期约80-90天）+ Impala-2加密井

• 另加3口修井作业（Palanca油田）

• 潜在毛产量提升：约9,000桶/日（两口新井），最终整体计划潜在提升约12,500桶/日

• 目标资源量：Pacassa SW潜在高达7,000万桶可采，Impala油田潜在高达5,000万桶可采

• 预计总毛资本投入：约1.15-1.30亿美元

• 2C资源量认证：Block 3/05毛可采36.6百万桶当量；2P工作权益储量34.2百万桶（截至2024年底）

Block 3/24——Afentra的新增资产

除3/05和3/05A外，Afentra还在2025年获得Block 3/24（下刚果盆地近岸）的作业权（持股40%）。公司对该区块的发现资源进行了初步内部评估，认为具备可观的潜力，目标在2026年末或2027年初提交FID。Block 3/24代表Afentra在近岸刚果盆地建立完整资产组合战略的关键一步。

2.2  卡宾达Norte区块—历史井复产

卡宾达Norte区块位于卡宾达飞地内陆，自1968年起由Cabinda Gulf Oil Company（雪佛龙子公司）在Massabi和Dinge两个市镇完成了20口以上历史勘探井，后因多种原因长期搁置。2024年8月，ACREP-Exportacao Petrolifera S.A.被指定为安哥拉国内运营商，开始主导该区块的复产评价工作，包括道路修复、井场建设和历史井条件评估。项目被命名为Nzila计划，目标是在评价完成后确定经济产能，为卡宾达省本地能源供应提供支撑。

2.3  CON 3与CON 7——Walcot Energy进入刚果盆地

尼日利亚能源集团Walcot Group于2025年4月与ANPG签署PSC，获得刚果盆地三个陆上区块（包括CON 3和CON 7）的权益，其中Block KON 13为10%参股。Walcot的进入体现了西非本地独立油公司向安哥拉陆上扩张的新趋势，也反映出ANPG在吸引多元化投资者结构上的政策成功。目前Walcot在刚果盆地区块处于早期勘探阶段。

三、宽扎盆地陆上区块—独立公司的主战场

3.1  宽扎盆地陆上地质特征

宽扎盆地是安哥拉历史上第二重要的产油盆地（仅次于卡宾达/刚果盆地），也是安哥拉最早商业生产石油的地区。陆上宽扎盆地被ANPG细分为23个区块（KON系列），面积约2.5万平方公里。盆地具有已证实的成油系统，中新生代后盐层（Post-salt）油藏是主要产出层位，而更深层的预盐层（Pre-salt）结构则类比近海Block 20宽扎盆地预盐层的地质条件，理论上具备更大的储量潜力，但目前勘探程度极低。

宽扎盆地陆上开发的主要挑战是基础设施：全盆地缺乏系统的输油管道和油气处理设施网络，任何勘探成功都需要配套建设独立的出口解决方案，使发现到产油的周期和资本要求显著高于已有基础设施的成熟油田。这一现实促使独立公司在寻找钻探目标时，尤其关注能够利用现有基础设施或交通网络的区块。

3.2  Block KON 16——Corcel：2026年最接近钻探的陆上区块

Block KON 16是当前安哥拉陆上宽扎盆地最受市场关注的勘探区块，由英国伦敦上市公司Corcel担任作业者，持股合计超过71.5%，合作方包括Intank Global（30%权益被Corcel收购，前持有人）和Sintana Energy（2025年通过250万美元农入获得5%权益）。Sintana Energy的入股标志着这家在南部非洲具有良好业绩记录的勘探公司正式进入安哥拉。

KON 16 2026年钻探前进度

• 面积：约25,000平方公里（宽扎盆地最大陆上区块之一）

• 2024年：完成全张量梯度（FTG）重磁联采数据采集

• 2025年：完成326公里2D地震采集（BGP地球物理公司执行）

• 2026年Q1：完成2D地震解释，识别钻探目标

• 2026年融资：Corcel两次募资合计660万英镑，专项支持KON 16钻探

• 计划：12个月内钻探首口预盐/后盐探井

• 技术目标：同时评价后盐层（已证实成藏）和预盐层（高风险/高潜力，类比近海Kaminho项目）

3.3  Block KON 13——Oando：尼日利亚最大独立油公司进入安哥拉

尼日利亚最大独立油公司Oando Energy Resources于2025年初正式进入安哥拉，获得Block KON 13（宽扎盆地陆上）的45%权益和作业权。2026年3月，Oando完成收购手续，正式取得作业者地位，成为安哥拉陆上宽扎盆地规模最大的新进入者之一。

Oando在尼日利亚拥有14个陆上及近岸资产的运营经验，其在西非陆上石油工程的技术积累对安哥拉宽扎盆地具有直接可迁移的价值。Oando计划在完成早期地质研究和地震解释后，识别类比近海成功的圈闭进行钻探。2026年3月完成了Block KON 13地震采集，预计2026-2027年进入钻探准备阶段。Walcot Group以10%参股加入，进一步强化了西非独立公司在安哥拉陆上的集体布局。

3.4  其他活跃宽扎盆地区块

Block KON 4——Afentra的陆上扩张

Afentra通过风险服务合同（RSC）获得KON 4作业权，目前正在开展地球物理数据采集工作，以圈定高潜力圈闭。KON 4的获批使Afentra形成了近岸（Block 3/05、3/05A、3/24）与陆上（KON 4、KON 15）的双轨资产布局。

Block KON 8——Alfort Petroleum

安哥拉本土石油公司Alfort Petroleum于2023年许可轮次中取得作业资质，负责运营KON 8。公司完成KON 8地震数据解释后，目标在2026年第二季度提交钻井建议书，有望成为宽扎盆地内首批由本土公司作为作业者钻探的区块之一。

Copia Group——KON 5与KON 8

Copia Group担任KON 5和KON 8的作业者，正在推进地震解释和油田评价工作，参与AOG 2026等行业平台展示其技术能力和投资机会。

Block KON 11、KON 12、KON 15——Sonangol主导

Sonangol E&P直接主导宽扎盆地三个关键区块（KON 11、KON 12、KON 15）的勘探活动，通过直接投入资源强化国家公司在陆上板块的存在感，并为后续与私营合作方合作奠定技术基础。

四、前沿盆地——高风险高回报的新边疆

4.1  埃托沙-奥卡万戈盆地——非洲最后的大型陆上处女地之一

地质背景与勘探意义

埃托沙-奥卡万戈盆地（Etosha-Okavango Basin）横跨安哥拉东南部及纳米比亚北部，总面积约20万平方公里，是非洲大陆最大的尚未经历系统性油气勘探的内陆盆地之一。盆地位于卡拉哈里超级盆地内，以内陆河流和泛滥平原为主要地貌，属于典型的裂谷期后构造背景，在理论上具备生烃条件，但实际含油气系统是否存在尚无直接证据，需要通过表面地球化学采样、野外地质调查和系统地震勘探加以验证。

ReconAfrica——前沿主力先行者

加拿大探索公司ReconAfrica于2025年4月与ANPG签署协议，获得超过500万英亩（约2万平方公里）的侦察许可，在安哥拉埃托沙-奥卡万戈盆地开展初步勘探。公司凭借在相邻纳米比亚Kavango盆地（PEL 73许可证）的勘探经验进入安哥拉，2026年Q1计划开展地球化学采样（surface oil and gas seep sampling），同年4月计划向达马拉褶皱带派遣地质调查队进行2D地震勘探前期准备。为推进包括安哥拉在内的非洲勘探计划，ReconAfrica于2025年成功融资约3,200万加元。

XTG（迅天集团）——越南独立公司入场

越南能源公司迅天集团（Xuan Thien Group，XTG）于2025年3月与ANPG签署协议，对埃托沙-奥卡万戈盆地开展联合研究与勘探。XTG的参与标志着东南亚独立资本进入安哥拉前沿盆地的新趋势，也体现了安哥拉政府在吸引非传统投资者方面的开放态度。

埃托沙-奥卡万戈盆地关键参数

• 面积：约20万平方公里，横跨安哥拉东南部及纳米比亚北部

• 地质类型：卡拉哈里超级盆地内陆盆地，裂谷期后构造背景

• 勘探历史：极少，几乎无系统性油气勘探记录

• 当前参与者：ReconAfrica（侦察许可，超500万英亩）、XTG（联合研究）

• 2026年计划：地球化学采样（Q1）、达马拉褶皱带地质调查（4月起）

• 风险评估：极高（无已证实成藏），但一旦发现将是非洲重大事件

4.2  卡桑杰盆地——ANPG主导的内陆盆地评价

卡桑杰盆地位于安哥拉中北部马兰热省和乌伊热省，是刚果盆地向内陆延伸的前陆盆地组成部分。ANPG自2022年起开展系统性油气潜力研究，包括野外岩石采样、地质和地球化学分析，并进行了环境影响评估（因盆地靠近受保护的自然环境区域）。目前还没有商业性勘探活动，ANPG的工作主要为未来区块授权和投资招商积累基础数据。

4.3  达马拉褶皱带——ReconAfrica的特殊地质目标

达马拉褶皱带位于安哥拉西南部，是纳米比亚Orange盆地前陆带在安哥拉境内的延伸，地质上与多个已知含油气系统相邻。ReconAfrica在其签署的安哥拉勘探协议中将达马拉褶皱带作为重点目标之一，计划在地球化学采样基础上开展2D地震采集，评估褶皱带内的构造圈闭潜力。

五、陆上勘探开发的关键挑战

5.1  基础设施缺失：陆上最大制约

与近岸和深水板块不同，安哥拉陆上几乎缺乏任何油气专用基础设施（输油管道、气体处理设施、储油库）。任何陆上发现在进入商业开发前，都需要单独规划和建设从井口到出口终端的全套基础设施链，这使得单井试产到商业出口的时间跨度通常达3-5年，显著高于近岸回接开发。Corcel KON 16团队坦言，即便明天做出发现，仍需要相当时间来建设出口解决方案。

这一制约也是大型IOCs不愿进入安哥拉陆上的主要原因之一——与其在陆上从零建设基础设施，不如通过海上回接利用已有FPSO和管网。独立公司愿意接受这一挑战，主要是因为其收益预期和风险承受能力与大型IOC不同。

5.2  融资可获得性

陆上独立公司（Corcel、Afentra、Oando等）普遍面临资本规模偏小的制约。钻探一口陆上勘探井（含前期地震、通道修建、后勤保障）的成本通常在500万至3,000万美元之间，对伦敦AIM市场的小型上市公司而言需要持续股权融资。目前Corcel已通过两轮募资合计融资660万英镑，尚能支撑首口探井；Afentra通过Sonangol提供的延迟融资安排（未来产量收益偿还）解决了Block 3/05钻探的资本问题，是一种颇具创意的融资结构创新。

5.3  技术与地质风险

安哥拉陆上盆地地震数据历史覆盖密度极低，加之多年前采集的老地震数据质量较差，导致圈闭识别的不确定性较高。宽扎盆地预盐层勘探（KON 16）在地质上类比近海Kaminho项目，但陆上预盐层的成藏机制、盐体分布和封盖条件与近海存在差异，成功率难以直接类比。

5.4  社会与环境风险

安哥拉部分陆上区块（尤其是东南部埃托沙-奥卡万戈盆地）位于生态敏感区域，包括受保护的自然保护区、重要水源涵养区和具有丰富生物多样性的地带。ANPG在推进相关盆地许可前均要求开展环境影响评估，但勘探活动对当地社区和生态环境的影响仍需持续关注和妥善管理。

5.5  战时历史遗留：地雷问题

安哥拉内战（1975-2002年）遗留大量地雷，部分陆上区块（尤其是中部和东南部省份）在开展野外地质工作前需要先完成地雷清除作业。埃托沙-奥卡万戈盆地项目的早期工作进度中即包含地雷清除（排雷工作60%完成）作为前置条件，这是安哥拉陆上勘探独有的操作风险。

六、陆上政策与监管环境

6.1  ANPG陆上战略：主动出击，广纳投资

ANPG局长Paulino Jeronimo多次明确表示，陆上盆地是安哥拉2026-2030年新许可轮次的重要组成部分。ANPG目前提供的陆上投资机会包括：4个在永久要约（Permanent Offer）框架下随时可申请的陆上区块、6个已授权或谈判中的陆上区块（含KON系列）、首批边际油田机遇（可单独授权的已发现但未开发圈闭，位于已在产区块内）。

ANPG特别强调，安哥拉钻探井数相对授权区块数量的比例极低，希望通过改善财税条款和加快行政效率来促进实质性勘探活动。

6.2  财税框架：增量产能激励法令对陆上的适用

2024年颁布的增量产能激励法令（Presidential Decree No. 25/24）为现有生产区块超出基准产量的增量部分提供政府分成比例减免。这一政策对Block 3/05等成熟近岸区块的经济性改善尤为显著——通过加密钻探实现的超产部分将享受更高的作业者留存份额，直接提升了再投资回报率。

6.3  本地内容要求与本土运营商支持

安哥拉本地内容政策（Presidential Decree 271/20及相关规定）要求油气作业者优先使用本地劳动力、本地服务商和本地制造的产品。对陆上独立公司而言，本地内容要求在实践中体现为：优先雇用当地工人、使用安哥拉本地运输和物流公司、在本地采购能采购的材料等。本地内容要求总体上与外资独立公司的运营模式基本兼容，并已催生了一批具备一定技术能力的本地石油服务公司（如Sonangol旗下的多个本地合资企业）。

6.4  风险服务合同（RSC）——陆上前沿区块的灵活授权形式

对于缺乏历史数据、勘探风险较高的陆上前沿区块，ANPG推广使用风险服务合同（Risk Service Contract，RSC）模式。RSC允许公司在承担勘探风险的同时，约定在发现商业储量后以一定比例的产量作为勘探投入回报，而非采用传统产品分成合同（PSC）的固定政府分成模式。这一灵活机制有效降低了独立公司进入高风险陆上区块的门槛。

七、主要参与方格局分析

7.1  Afentra——安哥拉陆上/近岸最活跃的国际独立公司

Afentra plc（伦敦AIM上市）是当前安哥拉陆上/近岸板块最具代表性的独立运营商，资产布局横跨近岸（Block 3/05、3/05A、3/24）和陆上（KON 4、KON 15），采用基础设施导向型收购策略——优先收购已有生产基础设施和已知储量的成熟资产，通过加密钻探和修井释放剩余价值。2025年完成对Etu Energias权益的收购，公司2C可采资源量提升至87.3百万桶当量，具备明确的2026-2027年增量产量路径。

7.2  Corcel—KON 16的技术先锋

Corcel plc（伦敦上市）聚焦宽扎盆地KON 16，通过系统的地震数据采集和先进地质工作流为勘探钻探奠定基础。已完成2D地震326公里采集（BGP执行）并完成解释，在股东支持下融资660万英镑，计划12个月内实施首口探井。Corcel还持有KON 11和KON 12的权益，与Sintana Energy的农入合作引入了新的技术合作伙伴。

7.3  Oando Energy Resources——西非最大独立公司跨境扩张

Oando Energy Resources是尼日利亚最具规模的独立油公司之一，2026年3月正式取得Block KON 13作业权（45%），以其在尼日利亚14个资产积累的西非陆上技术经验进入安哥拉宽扎盆地，代表了西非独立公司区域整合的新趋势。

7.4  ReconAfrica——前沿冒险家

加拿大ReconAfrica在纳米比亚Kavango盆地的先行经验使其成为安哥拉前沿盆地的自然延伸者，2025年与ANPG签署覆盖超500万英亩的协议，2026年启动埃托沙-奥卡万戈盆地和达马拉褶皱带的地球化学采样和地质调查，是整个安哥拉陆上板块风险最高、潜在收益最大的参与者。

7.5  Sonangol——国家公司的陆上主体

Sonangol E&P直接作为作业者或持股方参与多个陆上区块（包括KON 11、KON 12、KON 15，以及在Block 3/05、3/05A的参股）。国家公司在陆上板块具有政策优先性，并通过提供钻机（如Borr Grid安排给Block 3/05）等资源支持独立公司的开发计划，体现了国有资本和私人资本协作推进陆上复苏的合作模式。

7.6  ACREP、Etu Energias与Alfort——本地公司崛起

ACREP（Angola的本地勘探生产公司）主导卡宾达Norte区块历史井复产评价；Etu Energias历史上积极布局近岸和陆上资产（部分权益已于2025年出售给Afentra），正将战略重心转向80,000桶/日的生产目标；Alfort Petroleum作为本土首批独立作业者之一，致力于KON 8的系统勘探。这三家公司代表了安哥拉本土石油公司在陆上板块的探索性崛起。

八、2026–2030年战略展望

8.1  近期增量产量预测（2026-2028年）

安哥拉陆上/近岸板块对全国总产量的直接近期贡献主要来自Block 3/05的加密钻探计划。若Pacassa SW和Impala-2两口井按计划实施并获得商业发现，毛产量提升约9,000-12,500桶/日，相当于全国日产量的约1%。这一增量虽然绝对量有限，但在国家海上产量持续面临递减压力的背景下，具有不可忽视的边际补充价值。

8.2  独立公司主导的陆上复苏模式

2026年安哥拉陆上板块的一个显著特征是，推动复苏的主力军不是TotalEnergies、ExxonMobil等大型IOC，而是Afentra、Corcel、Oando、ReconAfrica等中小型独立石油公司。这一模式的深层逻辑在于：陆上区块的规模经济门槛较低（勘探成本、单井开发成本均远低于深水），更适合资本规模有限但勘探风险承受能力强的独立公司；而大型IOC在获得充足深水回报后，缺乏足够的动力将有限的技术和资本资源配置到产量贡献相对小、运营更复杂的陆上资产。

8.3  陆上板块的长期战略价值

从长期来看，安哥拉陆上板块的战略价值不仅在于直接的产量贡献，更在于以下三个维度：一是储量基础多元化——宽扎盆地预盐层和埃托沙-奥卡万戈等前沿盆地若有重大发现，将为安哥拉提供全新的长期储量增长来源，从根本上改变对深水衰减的依赖；二是能源本地化——陆上气田的开发可为内陆省份工业发电和民用能源提供就地气源，减少偏远地区对柴油发电的依赖；三是地区发展平衡——油气勘探开发活动带来的就业和基础设施建设将惠及安哥拉内陆欠发达省份，契合政府推动均衡区域发展的政策目标。

8.4  投资机会建议

• 陆上钻探服务：KON 16、KON 13等区块的首口探井计划将在2027年前后触发陆上钻机需求，陆上钻探服务（钻机、钻井液、固井）存在差异化竞争空间

• 地球物理服务：陆上盆地地震数据严重不足，地震采集和处理解释需求将在2026-2028年间持续增长，中国BGP等地球物理公司已进入市场

• 基础设施建设：任何陆上发现的商业化都需要道路、管线、储油设施的配套建设，工程建设公司和本地物流商存在先发布局机会

• 数据技术与咨询：历史地震数据重处理、盆地模拟、岩石物理分析等专业技术服务，是帮助独立公司降低勘探风险的关键投入

• 融资与项目开发：陆上独立公司的资本需求持续存在，具有非洲资产风险承受能力的私募基金和专项融资安排（类比Sonangol对Afentra的延迟融资模式）存在显著市场机会

附录：陆上区块综合数据

本报告基于公开信息整理，仅供参考，不构成投资建议。数据来源：ANPG、Afentra、Corcel、Oando、ReconAfrica、GeoExpro、Energy Capital & Power、Oilfield Technology等。