Tamanho e Participação do Mercado de Upstream de Petróleo e Gás de Omã
Visão Geral do Mercado
| Período de Estudo | 2022 - 2031 |
|---|---|
| Período de Dados de Previsão | 2026 - 2031 |
| Período de Dados Históricos | 2022 - 2024 |
| Taxa de crescimento | 5.12% CAGR |
| Concentração do Mercado | Baixo |
Principais jogadores *Isenção de responsabilidade: Principais participantes classificados em nenhuma ordem específica Imagem © Mordor Intelligence. O reuso requer atribuição conforme CC BY 4.0. | |
Análise do Mercado de Upstream de Petróleo e Gás de Omã por Mordor Intelligence
Espera-se que o tamanho do Mercado de Upstream de Petróleo e Gás de Omã registre um CAGR de 5,12% durante o período de previsão (2026-2031).
O mercado foi negativamente impactado pela COVID-19 em 2020. Atualmente, o mercado atingiu os níveis pré-pandemia.
- No longo prazo, políticas governamentais favoráveis, esforços para expandir o setor marítimo e projetos futuros são os principais impulsionadores do mercado de upstream de petróleo e gás do país. Além disso, o aumento das atividades de exploração no país deverá ser o principal motor do mercado de upstream de petróleo e gás de Omã.
- Por outro lado, a necessidade de elevado investimento de capital e a falta de financiamento devido à desaceleração econômica global são algumas das restrições para o mercado de upstream de petróleo e gás de Omã.
- No entanto, as muitas descobertas nos últimos anos e as atividades de exploração em curso representam as principais oportunidades para os participantes do mercado do setor de petróleo e gás do país.
Nota: Os números de tamanho de mercado e previsão neste relatório são gerados usando a estrutura de estimativa proprietária da Mordor Intelligence, atualizada com os dados e insights mais recentes disponíveis até 2026.
Tendências e Perspectivas do Mercado de Upstream de Petróleo e Gás de Omã
Setor Terrestre a Dominar o Mercado
- O setor terrestre tem dominado o mercado de petróleo e gás de Omã nos últimos anos e espera-se que continue a fazê-lo durante o período de previsão. A produção de petróleo e gás do país provém de campos de petróleo e gás terrestres. As atividades de exploração e produção de petróleo e gás marítimo no país são relativamente recentes e levarão um tempo significativo para se desenvolver.
- A produção de gás natural em Omã foi de 41,8 bilhões de metros cúbicos, um aumento de 13% em relação ao ano anterior. Espera-se que cresça ainda mais devido ao início do aumento das atividades de exploração no país.
- Em 2022, alguns ativos críticos no mercado de exploração e produção de petróleo e gás de Omã são o Bloco 6, Khazzan, Mukhaizna, Bloco 9, Wadi Aswad, Blocos 3 e 4, Abu Butabul, pequenos campos de Karim, Yumna e o Agrupamento de Pequenos Campos Rima. O Bloco 6 é o principal campo no mercado de exploração e produção de petróleo e gás de Omã.
- Além disso, em junho de 2022, o Ministério de Energia e Minerais anunciou que as reservas de petróleo bruto de Omã eram de 5,2 bilhões de barris e as reservas de gás de cerca de 24 trilhões de pés cúbicos. O governo também reportou receitas de USD 17,4 bilhões (e um superávit de USD 2 bilhões) no primeiro semestre de 2022, com base em um preço médio do petróleo de USD 87 por barril, estando no caminho certo para registrar seu primeiro superávit anual em uma década.
- Devido à melhoria da produção e das receitas, espera-se que o setor terrestre de Omã domine o mercado durante o período de previsão.
Aumento das Atividades de Exploração a Impulsionar o Mercado
- A produção de petróleo em Omã foi de 971 mil barris por dia em 2021, um aumento de 2% em relação ao ano anterior. Embora tenha havido um crescimento lento na produção de petróleo em Omã, considerando a crescente demanda de petróleo das principais economias, espera-se que a produção aumente no futuro.
- Em maio de 2022, Omã e Irã decidiram trabalhar conjuntamente no desenvolvimento do campo petrolífero marítimo de Hengam, no Golfo Pérsico. Um Comitê Técnico Conjunto desenvolverá os campos petrolíferos de forma faseada. O campo de Hengam é uma reserva compartilhada entre Omã e Irã. Espera-se que o novo campo petrolífero gere produção significativa no futuro.
- Além disso, em junho de 2022, o Ministério de Energia e Minerais declarou ter feito novas descobertas de petróleo que elevariam a produção de Omã em 50.000 a 100.000 barris nos próximos dois a três anos. Em plena capacidade, a planta aumentará a capacidade total de produção da OQ de 219.000 barris por dia de equivalente de petróleo, representando 12,6% da produção total de petróleo de Omã.
- Ademais, em setembro de 2022, Omã assinou um acordo de exploração e partilha de produção com a Shell para o Bloco 11. As atividades de exploração incluirão o levantamento sísmico de 1.400 km², e a exploração de poços adicionais ocorrerá posteriormente.
- Todos os fatores acima mencionados relativos a acordos de produção e exploração, descobertas e crescimento da produção deverão contribuir para impulsionar o mercado de petróleo e gás de Omã durante o período de previsão.
Panorama regulatório
O setor de exploração e produção de petróleo e gás upstream em Omã é administrado pelo Ministério de Energia e Minerais (MEM). A Lei de Petróleo e Gás, emitida sob o Decreto Real 8/2011, fornece a base legal principal para licenciamento, acordos petrolíferos e supervisão do setor. Em abril de 2026, o MEM anunciou a Rodada de Licenciamento de Omã de 2026, oferecendo cinco blocos onshore (Blocos 12, 16, 42, 45 e 55) totalizando cerca de 48.000 quilômetros quadrados. Isso reforça o uso de licenciamento competitivo e reconfiguração de áreas para promover a atividade de exploração.
Em 2026, o MEM também emitiu e aprovou instrumentos de política que vinculam o desenvolvimento upstream às prioridades nacionais de transição. O Decreto Real 37/2026 aprovou um acordo de concessão para o Bloco 18 (PC Oman Ventures Ltd e OQ Exploration and Production Batinah Offshore LLC), e o Decreto Real 25/2026 aprovou uma emenda ao acordo petrolífero do Bloco 5. Em maio de 2026, o MEM lançou uma Estratégia de Zero Líquido atualizada e introduziu um marco regulatório para mercados de carbono, adicionando uma camada de conformidade e relatórios que os operadores upstream cada vez mais precisam considerar no design e nas operações de projetos.
Análise da cadeia de valor
A cadeia de valor upstream de Omã começa com a alocação de áreas e acordos petrolíferos administrados pelo Ministério de Energia e Minerais, seguida por trabalhos de geociências (estudos sísmicos e de subsuperfície), perfuração e serviços de poços, e atividades de desenvolvimento de campo, como instalações de superfície, linhas de fluxo e utilidades. As operações de produção então ocorrem em ativos onshore e offshore. A atividade é apoiada por operadores nacionais e internacionais e parcerias, com a OQ Exploration and Production (OQEP) gerenciando um portfólio de ativos upstream e trabalhando com IOCs e NOCs, incluindo atividade de concessão para o Bloco 18 offshore (Petronas como operadora junto com a OQEP) e o Bloco 80 offshore (OQEP com a Turkish Petroleum Overseas Company Limited).
Dentro da interface upstream-midstream, as necessidades de processamento e desgargalamento em ativos produtores moldam o fluxo prático de hidrocarbonetos. As expansões de capacidade aumentam o rendimento efetivo e ajudam a estabilizar a capacidade de entrega dos campos. Um exemplo recente é a comissionamento pela OQEP da instalação de expansão Bisat-C no Bloco 60 em junho de 2025, que aumentou a capacidade de processamento de petróleo para 95.000 bpd e o processamento de água para 800.000 bpd, apoiando o manejo da produção e reduzindo o risco de estrangulamento. Estruturas de contratação e parceria (EPSAs, concessões e emendas, como a emenda do EPSA do Bloco 9 com a Occidental Oman e a Mitsui E&P Middle East) permanecem mecanismos centrais para implantar capital e capacidades técnicas especializadas ao longo das etapas de desenvolvimento e produção.
Cenário Competitivo
O mercado de upstream de petróleo e gás de Omã é fragmentado. Alguns dos principais participantes (sem ordem específica) são BP Plc, Royal Dutch Shell, Oman Oil Marketing Company SAOC, Total SA e Eni SpA, entre outros.
Líderes do Setor de Upstream de Petróleo e Gás de Omã
BP Plc
Royal Dutch Shell
Oman Oil Marketing Company SAOC
Total SA
Eni SpA
- *Isenção de responsabilidade: Principais participantes classificados em nenhuma ordem específica
Oportunidades de mercado e perspectivas futuras
O espaço de curto prazo para participação upstream é visível na Rodada de Licenciamento de Omã de 2026, na qual o MEM abriu cinco blocos onshore (12, 16, 42, 45 e 55) abrangendo cerca de 48.000 quilômetros quadrados. A rodada reflete um esforço para ativar a exploração mais granular em áreas de concessão disponíveis. No lado offshore, marcos de concessão recentemente concluídos, incluindo o Bloco 18 (Petronas com OQEP) e o Bloco 80 (OQEP com Turkish Petroleum), criam pontos de entrada adicionais para serviços de exploração, estudos de subsuperfície, campanhas de perfuração e desenvolvimento de campo em fase inicial vinculado a programas de trabalho comprometidos.
Uma segunda linha de oportunidade é a camada operacional e de infraestrutura em torno do processamento de gás, redução de emissões e otimização de recuperação em polos produtores. Em 2026, adjudicações de projetos e seleções de engenharia para expansões de processamento de gás incluem o Projeto Integrado Budour-Northeast Birba, uma adjudicação turnkey para a ENPPI com um objetivo declarado que inclui a redução da queima de rotina. O trabalho de engenharia para o Projeto de Gás Budour Tayseer, abrangendo escopo de remoção de gás ácido e recuperação de enxofre envolvendo a Worley Comprimo e a BASF e adjudicado pela SPETCO, aponta ainda mais para a demanda ativa por soluções de EPC, tecnologia de processo e controle ambiental vinculadas ao desenvolvimento de gás upstream. Movimentos de política, como o marco de mercados de carbono do MEM de maio de 2026, também reforçam a demanda por medição, monitoramento e mudanças operacionais que conectam a produção upstream com desempenho de menores emissões e conformidade relacionada ao carbono.
Desenvolvimentos recentes do setor
- Junho de 2026: A OQ Exploration and Production assinou uma emenda ao Acordo de Partilha de Exploração e Produção do Bloco 9 com o Ministério de Energia e Minerais, a Occidental Oman e a Mitsui E&P Middle East, com vigência a partir de 1º de julho de 2026. A emenda foi elaborada para aumentar a atividade operacional e apoiar o crescimento das reservas. Ela fortalece o caso de investimento do Bloco 9 e a demanda por serviços de perfuração e operações de campo.
- Maio de 2026: O Ministério de Energia e Minerais assinou um acordo com a Victarens Global Energy para investir 220 milhões de dólares na exploração de hidrato de metano no Bloco 83 onshore. O acordo expande o portfólio de recursos upstream além dos jogos convencionais. Também adiciona fluxos de trabalho e parcerias de exploração especializados às atividades upstream de Omã.
- Fevereiro de 2026: O Ministério de Energia e Minerais assinou um acordo de concessão para o Bloco 18 offshore com a Petronas como operadora (70%) e a OQ Exploration and Production (30%), lançando uma fase de exploração de quatro anos. A concessão aumenta o ímpeto de exploração offshore. Também eleva a demanda por geociências marinhas, logística de perfuração e estudos de desenvolvimento em fase inicial.
Estrutura da metodologia de pesquisa e escopo do relatório
Definição e abrangência do mercado
Para este estudo, o mercado upstream de petróleo e gás de Omã abrange atividades que permitem que o petróleo bruto e o gás natural sejam explorados, desenvolvidos, perfurados e produzidos em Omã, com os resultados representados como produção upstream vinculada a operações onshore e offshore.
Exclusões de escopo: transporte e armazenamento midstream, refino, petroquímicos, combustíveis de varejo e energia e utilidades não upstream estão excluídos deste dimensionamento.
Visão geral da segmentação
- Localização de Implantação
- Terrestre
- Marítimo
Fontes de dados, dimensionamento de mercado e validação
Pesquisa documental
A pesquisa documental foi utilizada para ancorar o modelo aos fundamentos upstream específicos de Omã, antes que as premissas fossem testadas com dados de campo. Referenciamos principalmente séries de produção públicas e contexto de políticas, como publicações do Ministério de Energia e Minerais, comunicados da OPEP e OPEP+, séries de dados de organizações como a IEA e o Banco Mundial, e indicadores comerciais e macroeconômicos de órgãos como a UN Comtrade e o FMI.
Para manter a lógica do mercado consistente ano a ano, também revisamos anúncios de operadores, apresentações a investidores e atualizações de projetos relatados por sites de imprensa e associações do setor de boa reputação. Quando necessário, assinaturas pagas que abrangem finanças e inteligência corporativa, notícias e finanças, e patentes foram usadas para acelerar as verificações cruzadas em torno da intensidade de atividade e direção tecnológica. Essas fontes documentais são meramente ilustrativas, e muitas outras referências públicas e pagas também foram usadas para coleta de dados, validação e esclarecimento.
Entrevistas e pesquisas primárias
O trabalho primário focou em validar o que os dados documentais não conseguem mostrar totalmente, como a variação dos níveis de atividade por maturidade do campo, a rapidez com que novos poços se traduzem em produção estável e quais premissas de custo e cronograma são realistas. Conversamos com uma combinação de operadores upstream, prestadores de serviços, especialistas em perfuração e completação, e participantes do ecossistema local, e depois comparamos pontos de vista entre a exposição onshore e offshore e entre os tomadores de decisão vinculados a Omã.
As percepções dessas discussões foram usadas para confirmar as entradas do modelo, ajustar o cronograma de aumento de atividade e reconciliar diferenças entre os planos declarados e a execução observada, especialmente onde há mudanças no faseamento dos projetos.
Distribuição dos entrevistados do trabalho de campo da pesquisa primária
| Tipo de empresa | Cargo do entrevistado | Região |
|---|---|---|
| Nível superior: 37% | CXOs: 14% | |
| Nível médio: 48% | Líderes funcionais/de unidade: 30% | |
| Empresas menores: 15% | Gerentes: 56% |
Dimensionamento e previsão de mercado
O dimensionamento parte de uma reconstrução top-down, na qual a produção de petróleo bruto (barris por dia) e a produção de gás natural (pés cúbicos) em nível de Omã são mapeadas para divisões de atividade upstream entre onshore e offshore, e depois alinhadas com a definição do relatório. Uma vez que essa estrutura esteja estável, corroboramos com verificações bottom-up seletivas, como contagens de poços amostradas e faixas de produtividade típicas, além de uma consolidação limitada de atividade de projetos e intensidade de serviços para verificar se os totais se desviam da realidade.
As entradas práticas que moldam o modelo incluem tendências de produção de petróleo e gás, direção da atividade de perfuração e reparo de poços, intensidade de recuperação avançada de petróleo em ativos maduros, cronogramas planejados de início de projeto e de estabilização de platô, e sinais regulatórios ou fiscais que afetam o ritmo de investimento upstream. Onde existem lacunas de dados, as premissas são preenchidas usando faixas acordadas por meio de entrevistas, e depois ajustadas usando verificações de consistência em relação a padrões históricos.
Para a previsão, aplica-se análise de cenários, de modo que o caso base reflete a visão mais repetível de atividade e tradução de produção, enquanto os casos de alta e baixa refletem mudanças no cronograma de aumento de atividade, comportamento de declínio e ritmo de execução. As entradas de especialistas são usadas para validar quais variáveis são mais sensíveis em Omã, e então a previsão é revisada para garantir que a trajetória implícita permaneça consistente com a maturidade conhecida dos campos e os cronogramas dos projetos.
Validação de dados e ciclo de atualização
Os resultados são validados por meio de triangulação entre sinais independentes, incluindo consistência de séries temporais, razoabilidade entre onshore e offshore, e alinhamento com marcos declarados de projetos. Antes da aprovação final, anomalias são sinalizadas, investigadas e ou corrigidas no modelo ou explicadas com um histórico claro de premissas. Uma segunda revisão por analista é então concluída para reduzir variações evitáveis.
O relatório é atualizado anualmente, e atualizações intermediárias são acionadas quando ocorrem eventos materiais, como um atraso significativo de projeto, uma mudança de política que afete o investimento upstream, ou um desvio sustentado nas tendências de produção. Pouco antes da entrega, uma revisão final é realizada para que o cliente receba a visão ajustada mais recente, com base em novas atualizações públicas disponíveis e quaisquer recontatos necessários.
Tamanho do mercado upstream de petróleo e gás de Omã segundo a Mordor Intelligence em comparação com outras estimativas publicadas
As estimativas publicadas para o setor upstream de Omã frequentemente não se alinham, porque o escopo pode variar entre dimensionamento centrado em produção e dimensionamento baseado em gastos, e porque as fontes também variam na forma como tratam a atividade onshore versus offshore e no ano que usam como ponto de partida. Diferenças também aparecem quando um estudo usa premissas agressivas de aumento de atividade para projetos, enquanto outro assume execução mais lenta ou declínio mais rápido em campos maduros.
Os principais fatores de discrepância neste mercado geralmente vêm de saber se o número é construído com base em sinais de produção upstream (volumes de produção de petróleo e gás) ou em pools mais amplos de valor upstream que podem incluir perfuração, completação e outros serviços de campo precificados por diárias e intensidade de serviço. O momento cambial e o tratamento da inflação também podem alterar os totais em USD, especialmente quando uma estimativa usa um único ponto de conversão e outra usa médias anuais.
Comparação de referência
| Fonte | Tamanho do mercado | Lacunas na metodologia de pesquisa |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 0,00 bilhão de dólares (2026) | |
| Consultoria Regional A | 16,59 bilhões de dólares (2026) | Este número é apresentado como um pool de receita upstream, e a descrição do escopo inclui um conjunto mais amplo de atividades de exploração, perfuração e produção. Como resultado, gastos intensivos em serviços provavelmente são contabilizados junto com as operações upstream, em vez de estarem estritamente vinculados aos resultados de produção. |
| Resumo Setorial B | 0,00 bilhão de dólares (2026) | O resumo público não declara claramente a base de dimensionamento. Sem uma vinculação transparente com séries de produção, premissas de declínio e divisões onshore-offshore, o número pode variar dependendo do que está implicitamente incluído e de como o ano de conversão em USD é tratado. |
A tabela mostra que a diferença é impulsionada principalmente pelo que é contabilizado como mercado. No modelo da Mordor Intelligence, o mercado é expresso por meio dos resultados de produção upstream por implantação onshore e offshore, em vez de agrupar um pool de valor de gastos upstream mais amplo em um único total em USD. Quando o escopo e as variáveis são explicitados, os compradores podem rastrear a estimativa até seus fatores práticos e repetir a lógica conforme surgem novas atualizações de produção e de projetos.
Principais Questões Respondidas no Relatório
Qual é o tamanho atual do Mercado de Upstream de Petróleo e Gás de Omã?
O Mercado de Upstream de Petróleo e Gás de Omã está projetado para registrar um CAGR de 5,12% durante o período de previsão (2026-2031)
Quem são os principais participantes do Mercado de Upstream de Petróleo e Gás de Omã?
BP Plc, Royal Dutch Shell, Oman Oil Marketing Company SAOC, Total SA e Eni SpA são as principais empresas que operam no Mercado de Upstream de Petróleo e Gás de Omã.
Quais anos este Mercado de Upstream de Petróleo e Gás de Omã abrange?
O relatório abrange o tamanho histórico do Mercado de Upstream de Petróleo e Gás de Omã para os anos: 2021, 2022, 2023 e 2024. O relatório também prevê o tamanho do Mercado de Upstream de Petróleo e Gás de Omã para os anos: 2026, 2027, 2028, 2029, 2030 e 2031.
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