【中国海油十四五专刊】李怀亮等：中国海上浅水油气开发工程关键技术进展与展望

21世纪以来，全球重大油气发现和产量增量主要来源于海洋，其中浅海油气储量占全球海域剩余经济可采储量的78.6%^［1］。在油气田数量和产量贡献方面，目前世界油气田主要集中于水深小于200 m的浅水区域，数量超过2 271个，占比达88%，充分表明浅水区域在海洋油气开发中的主导地位^［2］。

中国大陆架广阔，近海浅水区油气资源丰富。截至2025年底，已在渤海、南海及东海等海域建成浅水固定油气平台近400座。作为传统开发主力，浅水固定平台在保障成熟油田稳产、推动边际油田开发及实现新资源快速投产方面发挥着战略基石作用^［3］。然而，当前中国浅水油气开发工程正面临日益严峻的挑战。近年来，探明储量品质呈明显劣质化趋势，高温高压、低渗、潜山、岩性等领域储量占比已超过70%，开发难度显著增大。浅水区油气资源效益日趋边际化，持续提质增效能力亟待提升。海洋油气装备硬件国产化率虽已达85%，但关键组件、部件及材料仍存在短板，产品质量有待提升。装备智能化发展面临数据基础薄弱、应用成熟度不均、智能分析能力不足、决策依赖专家等问题，智能化价值尚未充分释放。与此同时，在“碳达峰、碳中和”的战略背景下，海上油气开发面临的绿色低碳压力不断加大，现有技术体系在碳减排、能效提升及清洁能源融合利用等方面仍有较大提升空间。

面对上述挑战，亟须通过技术及装备创新降低开发门槛，推动浅水油气开发工程向高效、绿色、智能方向转型。中国海油积极响应国家战略，持续强化核心能力建设，在技术创新、绿色低碳、智能转型等方面深入开展攻关。目前，已在浅水油气开发工程技术领域构建了国际先进工程技术体系，完成了从技术引进到自主创新的历史性转变。

为此，本文围绕中国浅水区油气田开发工程需求，重点研究区域整体开发、工程标准化、极寒设计、关键装备自主化、绿色低碳技术及智能化运维等领域，系统总结了“五网合一”的区域整体开发规划、浅水固定平台工程标准化、极寒环境钢结构设计与焊接技术、集成式水处理技术、大型组块浮托安装技术、海上碳封存与岸电工程、智能无人平台应用等关键技术进展，分析了当前海上油气开发面临的提质增效、绿色低碳与智能转型的挑战，并明确了未来劣质储量高效开发、受限储量开发路径创新、国产化替代等重点攻关方向，以期为突破当前开发瓶颈、推动浅水油气资源可持续利用提供技术支撑。

1　关键技术领域进展

1.1　海上油气田区域整体开发“五网合一”规划设计技术

面对海上油气低品位储量增加、高含水稳产难等挑战，传统分散式开发模式已难以适应高质量发展需求。中国海油创新提出“五网合一”整体开发技术，实现了从单点开发向区域协同开发的战略转变^［4-6］。油、气、水、电、信“五网”，构建全局规划、协同共享的开发新模式（图1）。

图 1 地下“一网”+地面“五网”区域整体开发规划设计示意图^［6］

在管网输送方面，创新构建高精度区域级管网仿真模型，集成多油气田地质油藏数据、生产动态信息与设备设施状态参数，建立以全局水力热力仿真为核心、基础设施共享为支撑的区域协同优化技术，疏解上产稳产“卡堵点”，实现主动脉互通共享、微循环畅通无阻^［7］。在电力与通信方面，首创融合油藏特征与负荷特性的电负荷预测技术，构建“电负荷-油藏数据”关联模型，提出单位耗电推荐指标，形成安全、可靠、经济的海上电网滚动规划体系；同时依托岸电规划敷设海陆通信光缆，实现海上平台光纤联网与上岸，为智能油田建设奠定链路基础。

目前，该技术已在渤海油田群成功应用，助力稳产上产4 000万吨，并保障了长三角与粤港澳大湾区的天然气稳定供应。2024年以来，整体统筹渤海3个亿吨级油田工程预留方案设计，累计节省投资数亿元，并通过勘察资源统筹、区域调查及施工资源优化等方式实现显著降本，为增储上产和系统提质增效提供了有力支撑。

1.2　浅水固定平台工程标准化

为实现海洋油气开发装备提质增效的发展目标，中国海油突破传统高定制、长周期、高成本的工程模式，将标准化与模块化设计确立为推动浅水边际油田及复杂环境经济有效开发的核心技术范式。

在高端装备大规模定制集成方面，创新构建适应海域整体高效开发的海洋油气装备“功能分解、物理分解、结构分解、部件分解”四重解耦技术体系（图2）^［8］，创新提出主控参数解耦优化设计方法，实现功能、结构、制造与安装的四级解耦。针对油气田个性化需求，基于标准化和定制化部件，首创基于通用部件批量化制造的海洋装备三次集成装配技术，形成“预制、预舾装、预总装、总装”的工序价值流管理，推动工程模式由“串行”向“并行”转变，显著提升建造效率。建立了“标准化设计、清单化配置、流程化作业、工序化管理、智能化赋能”的技术体系，结合标准化工装与仿真模型智能辅助技术，支撑油气田高效建设与快速投产。该技术体系已在渤海等海域的多个边际油田项目中广泛应用，形成区域化生产装备体系，包括渤海6型标准导管架、9型标准上部模块、5型标准生活楼等系列化成果，实现了工艺装置模块化、设备材料系列化、通用部件产品化及技术规范标准化^［8］。

图 2 海洋油气工程大规模定制集成技术-解耦机理^［8］

1.3　极寒环境钢结构设计与焊接技术

针对亚极地海域海冰参数精度不足、冰荷载评估方法适用性差及动态抗冰设计理论缺失等问题，融合冰力学与结构动力学理论，依托现场实测与冰池模型试验数据，创新构建了以径厚比为核心的冰荷载计算模型，揭示了冰激振动与冰致疲劳机理，形成了涵盖静态设计到动态响应评估的完整抗冰设计及疲劳寿命评价方法。该体系有效解决了冰荷载计算保守、动态冰振安全评估手段缺失等关键技术难题，实现了抗冰设计由经验驱动向理论驱动、由静态分析向动态评估的重大技术跨越。基于所提出的抗冰设计体系，平台冰荷载得以优化，满足百年一遇冰工况要求，为结构轻量化设计提供了科学依据^［9-11］（图3）。相关技术成果已成功应用于辽东等渤海冰区项目，有效节约建造成本，并构建了覆盖海冰环境条件与抗冰设计全流程的标准体系。

图 3 冰载荷模型结构试验^［11］

针对极地区域焊接结构低温脆断风险高的问题，基于低温焊接热-力耦合分析与组织韧性保障理论，形成了-50 ℃低温结构钢焊接、-60 ℃低温碳钢管线焊接、-196 ℃不锈钢管线焊接等核心工艺体系，全面覆盖-50 ℃极寒环境下结构与工艺管线的焊接需求，焊接质量稳定可靠，满足极地环境长期服役要求。该技术成果已成功应用于极地项目，为项目按期完工提供了技术保障，也为极寒环境油气资源开发提供了关键技术支持。

1.4　集成式生产水处理技术

国产化装备研发是保障国家能源安全、降低开发成本、提升核心竞争力的战略基石。近年来，中国海洋油气装备国产化已从部件替代迈向覆盖核心工艺模块及超大型深水装备的全链条、系统级突破，构建起自主可控、层次分明的技术创新与产业支撑体系。

在核心工艺模块领域，针对海上油田中后期含水率上升导致的液量激增、处理设施庞大、平台荷载受限等问题，中国海油重点开展高效紧凑集成式生产水处理技术研究，创新研发出以高效聚结分离与涡流三相气浮为核心的处理工艺（图4）。该技术基于异质纤维组合强化破乳原理，使油滴聚并时间由秒级缩短至毫秒级，同时实现涡流场内高压气体溶解与药剂分子拉伸提效等功能一体化。工艺采用一级处理替代传统两级处理，缩短了生产水处理系统水力的停留时间，提高了除油效率，减少设备占地面积及重量。该技术已在渤海、南海海域多个油气田完成规模化试点应用，有效解决高含水生产难题，显著降低系统复杂性和运行维护成本，同时减少污染物排放，提升海洋环境保护水平^［12-13］。

图 4 高效聚结分离与涡流三相机理^［13］

1.5　万吨级大型组块浮托安装技术

针对万吨级以上组块安装，中国海油开发了全序列全海域安全高效精准浮托技术（图5）^［14］。该技术构建了万吨级海上平台浮托法总体设计理论方法，揭示驳船、导管架、组块三刚体在波流作用下的耦合碰撞机理，建立复杂海洋环境下的多刚体动力学分析模型，将浮体耦合分析精度提升至10%以内^［15］。开发了全系列海上平台浮托作业安全保障技术，包括世界首个动力定位浮托与护舷耦合分析程序，攻克多浮体耦合时域分析技术。同时开发浮托施工作业运动监测系统和作业演练模拟平台，实现施工仿真及运动监测，有效扩展作业窗口、缩减安装工时。攻关形成非线性多刚体耦合对接单元成套装备关键技术，基于桩腿对接缓冲装置（LMU）和组块支撑装置（DSU）的载荷转移技术，实现关键装备国产化与工程应用，大幅降低设备成本^［16］。该技术累计完成51座大型海洋平台浮托安装，最大浮托能力达3.2万吨，在浮托种类、作业难度和技术复杂度等方面均位居世界前列。

图 5 浮托法海上平台高效精准安装

1.6　绿色低碳与环境友好技术创新

在“双碳”战略目标引领下，海上油气开发工程加快推动绿色低碳转型。通过系统性的技术布局与集成创新，在二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）、岸电转型等领域取得实质性进展，逐步构建覆盖源头、过程、终端的全链条环境友好型开发技术体系。

在碳减排与封存技术领域，为实现高碳油气田绿色开发，中国海油完成了海上二氧化碳捕集、压缩、输送与注入一体化技术从研究示范到规模化应用的关键跨越。该技术首创海上全流程解决方案，攻克多场景捕集、48 MPa超高压压缩及腐蚀控制等难题（二氧化碳注水工艺与脱水脱碳压缩设备如图6所示）。目前已建成中国首个百万吨级海上碳封存示范项目，年封存能力30万吨，累计封存超146万吨，为岸碳入海提供了技术储备^［17-18］。

图 6 二氧化碳注水工艺与脱水脱碳压缩设备^［17］

在能源供给侧革新方面，以清洁岸电替代传统海上燃气发电成为重要转型方向。针对海上油气田自发电存在效率低、排放高、成本高、风险高等问题及绿色发展需求，中国海油开展基于跨区域互联海上岸电新模式的高可靠供电与智能调控技术研究，首创海上油田群千兆瓦级跨区域高压供电、长距离大容量高可靠供电、“发-输-变-配-用”全系统多层级协调安全稳定控制系统、高压交流海缆对长距离并行海管腐蚀干扰分析等关键技术。渤海油田建成980 MW世界级超大规模海上油田群岸电工程，覆盖约75%的海上平台，高峰年减碳可达175万吨，为渤海油田4 000万吨产能建设与“双碳”目标落地奠定坚实基础。

1.7　智能化运维与风险预警技术成就

智能无人平台是应对深海及边际油田开发成本高、风险大等挑战的核心设施，指正常生产时无人值守、仅在巡检检修时允许人员登临的海上生产平台。该类平台聚焦智能安全、设备设施与生产运营三大场景，可实现全面感知、远程操控、智能仿真、智能调控、智能诊断、智能安防和智能巡检等功能，推动海上油气生产从依赖人工经验向数据驱动的主动预警与优化管控模式转变^［19-21］。

在智能安防领域，海上智能无人平台构建了集智能视频行为分析、人员定位与多源报警系统智能联动的综合防控体系。系统通过前端智能传感设备实时采集多维数据，利用后台视频分析服务器与智能算法，实现对人员入侵、作业违章等风险的自动识别与判定。统一的智能安防管理平台实现报警事件的智能关联与跨系统协同响应，显著提升安全监控效能^［22-23］。

在设备设施健康管理方面，海上智能无人平台采用多源传感融合技术进行设备状态监测。通过部署振动、温度、声学等多维传感器网络，实现对关键设备运行状态的连续监测与早期故障预警。集成化的设备健康管理平台将多种监测手段与智能算法模型相结合，实现对设备状态的集中管控与综合研判，有效提升设备可靠性与维护效率^［24-26］。

在生产系统运行保障方面，远程监控与通信保障技术构成了智能无人平台的核心支撑。系统实现了对平台上设备状态、视频图像、工艺参数的远程监控，大部分现场工作已实现远程操作，关键设备具备状态实时监测和故障诊断功能，重点区域和房间实现视频监控全覆盖^［27-29］。

中国海油第三代智能无人平台已实现数据集成、生产调控、视频巡检、设备运维和能源管控五大智能化提升，应用效果显著：生产调配效率提升50%，视频巡检效率提升70%，空间占用减少50%，综合运维成本降低10%，为海上油气田智能化开发提供了成功范例。

2　未来发展方向与展望

“十五五”期间，国内海上油气领域将持续加大勘探开发力度，助力国内原油稳产2亿吨以上。当前仍面临提质增效、受限储量开发、关键技术装备依赖进口、碳减排约束趋紧、数智化转型不足等挑战。中国海油将继续围绕增储上产、提质增效、自主攻关、绿色发展、智能转型等方向，推进技术创新攻关和海洋能源装备建设，为能源强国建设贡献力量^［30-31］。

2.1　劣质储量高效开发技术突破

中国海油将围绕稳住老油田、加快新油田、拓展低边稠、强化天然气的核心目标，坚持问题导向，以技术革新、装备升级、产能建设提速提效为支撑，加快推动各类油气储量高效低成本开发，同步推进基础主干管网及油气处理设施配套工程规划建设，为油气田高质量开发提供保障。

2.2　受限储量开发路径创新

中国海油将创新开发模式，贯彻小型化、标准化、智能化的开发理念，针对受限区域研发简易平台、水下生产系统、模块化处理等新型装备。通过无人化、简化设施、降低全周期成本，突破传统开发模式，实现受限储量经济有效的开发。

2.3　国产化替代与自主可控

为应对进口依赖带来的潜在风险，中国海油系统梳理了工程技术领域未来5年进口产品需求，提前布局、主动攻关，形成了需求牵引、技术攻关、工程应用、迭代升级的自主攻关方法论，并配套实施清单管理、分类施策、重点突破、应用牵引、生态构建五项措施。预计到2030年，基本完成生产装备自主化目标。

2.4　绿色低碳转型与“双碳”目标实现

《中华人民共和国能源法》于2025年1月1日正式实施，明确要求以保障能源安全、促进绿色低碳转型为目标，构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系^［32］。中国海油积极响应国家政策，力争在2030年前实现碳达峰，2060年实现碳中和。随着增储上产力度持续加大，稠油、低渗、高含碳气田等开发项目增多，碳排放总量与强度管控面临挑战。下一步将重点发展海上CCUS、岸电、氢能等技术，构建多能互补的海上能源系统，推动油气生产与碳减排协同发展。

2.5　数智化转型与人工智能应用

《2025年政府工作报告》明确提出持续推进“人工智能+”行动，2025年8月，国务院发布《国务院关于深入实施“人工智能+”行动的意见》。未来将在现有海毅系统的基础上，推动系统与中控平台深度融合，紧扣工程与生产实际需求，以应用、实用、好用、复用为策略，持续迭代系统模块，以产品化思维打造海上设施边端智能系统，支撑生产运营实现“智能、安全、经济、高效”的目标，实现规模、效率、体验的提升与成本、风险、直接接触降低的价值跃迁，助力海上平台生产管理模式变革，并依托大数据分析反哺工程设计优化。

2.6　创新生态构建与产业链协同

中国海油将充分发挥保障国家能源安全的主力军作用，以需求为导向，联合国内企业、高校及科研院所，推动产业联盟与企业国家重点实验室等平台建设，构建产、学、研、检、用一体化协同机制，促进产业链、创新链、资金链、人才链深度融合，加速科技成果转化，突破关键技术瓶颈，为培育新质生产力提供支撑。

3　结束语

“十四五”期间，中国海油在海上油气田区域整体开发“五网合一”规划设计、浅水固定平台工程标准化、极寒环境钢结构设计与焊接、关键装备与核心技术自主化、绿色低碳与环境友好及智能化运维与风险预警等领域取得显著突破，构建了较为完整的工程技术体系，实现了从技术追赶向技术引领的历史性跨越。

面向“十五五”，中国海油将坚持创新驱动发展战略，聚焦以下关键方向：劣质储量高效开发技术突破、受限储量开发路径创新、国产化替代与自主可控、绿色低碳转型与“双碳”目标实现、数智化转型与人工智能应用，持续提升技术核心竞争力。未来将进一步深化技术创新，优化开发模式，加强多学科协同，推动工程技术与数字化、智能化的深度融合，以提升资源开发效率与经济效益。同时，更加注重绿色低碳发展，探索油气开发与可再生能源的协同路径，降低全生命周期环境影响，推动海上油气开发向更经济、高效、可持续的方向发展，助力“双碳”战略目标的实现。通过构建开放协同的创新生态，推动产业链协同攻关，可为保障国家能源安全、实现海洋强国建设提供坚实的技术支撑。（本文发表于《中国海上油气》2026年第38卷第4期，编辑：吕欢欢，海洋油气网公众号授权发布）

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