孙福街：中国海上油气开发技术进展与展望

孙福街

（1. 海洋油气高效开发全国重点实验室 北京 102209；2. 中国海洋石油有限公司 北京 100010）

摘要：为了系统梳理中国海洋石油有限公司在过去40余年海上油气开发的技术演进与成效，采用综述研究方法，结合典型案例与数据，从“区域协同开发”核心理念出发，剖析了高含水、深水、深层及复杂油气藏开发等面临的关键挑战，并梳理了在开发模式、钻完井技术、工程装备及绿色智能化转型等方面的创新实践。研究结果表明：① 海域整体开发新模式通过“地下资源一网”与“地面工程五网”的时空域协同，实现了全海域资源的系统优化和设施共享，显著降低了开发成本；② 丛式井网加密调整、智能注采等技术推动老油田采收率显著提升；③ 稠油热采、化学驱等关键技术突破支撑难动用储量经济开发，海上热采产量规模已突破200×10^4 t，化学驱提高采收率幅度有望突破7%；④ 深水工程装备实现重大跨越，“深海一号”超深水大气田、“海基二号”深水导管架等标志性装备及水下生产系统自主化，支撑中国海域深水油气产量突破千万吨；⑤ 绿色智能化转型初见成效，岸电工程、CCUS示范项目、浮式风电平台及智能油田建设为行业低碳发展奠定基础。结论认为，中国海洋石油工业已走出一条以“区域协同”和“工程创新”为特色的跨越式发展道路。未来需从“技术跟跑并跑”转向“原创技术领跑”，关键在于深化区域一体化开发模式，攻克深水-超深水钻完井和工程技术装备、低碳技术及工业软件等瓶颈，推动人工智能与油气开发深度融合，培育海洋能源新质生产力，保障国家能源安全。

关键词：海上油气；开发技术进展；区域协同开发；提高采收率；深水装备；绿色低碳

引用格式：

孙福街. 中国海上油气开发技术进展与展望[J]. 世界石油工业, 2026, 33(1-2): 222-232.

SUN Fujie. Progress and outlook of offshore oil and gas development technology in China[J]. World Petroleum Industry, 2026, 33(1-2): 222-232.

引言

在全球能源加速转型与地缘政治格局深刻变化的背景下，海上油气资源作为全球能源供给的重要组成部分，战略地位日益凸显。然而，全球海上油气开发正面临储量复杂化、成本高企、环保要求升级和技术竞争加剧等多重挑战[1-3]，如何实现海上油气资源的经济高效、绿色低碳、智能化开发，已成为油气行业共同关注的核心课题。中国海洋石油有限公司（以下简称中国海油）作为中国海上油气开发的主力军，其40余年的技术发展与实践经验，可为应对上述挑战提供极具研究价值的“中国案例”。既有研究多聚焦于单项技术突破或特定区域经验[4−6]，虽为行业发展提供了阶段性参考，但普遍缺乏对中国特色“区域协同”开发模式的系统性解构，亦鲜有将深水油气工程、提高采收率技术、智能化与低碳转型路径纳入统一分析框架的系统性整合研究。

本文采用系统综述与典型案例分析相结合的研究方法，全面梳理了中国海油的技术发展脉络，提炼出以“区域协同”与“工程创新”为双核驱动的发展范式。首次从全海域、全产业链整合的视角，系统剖析“地下资源一网”与“地面工程五网”的协同理念如何引领开发模式变革，并深入阐释与钻完井、提高采收率、深水装备及绿色智能等技术集群的互动耦合，以期为中国海上边际储量开发与老油田稳产提供技术借鉴，进而为全球复杂海域油气资源的高效与可持续开发贡献一套兼具中国特色与普适参考意义的解决方案。

中国海上油气开发关键技术进展

Part.01

1.1 海上油气田区域协同开发新模式

面对海上油气整装优质储量发现难度增大、老油田稳产挑战加剧、基础设施呈现区域不平衡等困境，中国海油创新性提出海域整体开发理念，实现从传统单油田开发向区域级系统优化的跨越式演进，引领海上油气田区域协同开发新模式。该模式的核心在于将全海域视为统一的有机整体，通过“地下资源一网”与“地面工程五网”（油网、气网、水网、电网、通信网）的时空域协同（见图1），打破了过去按油田划界、分阶段实施的碎片化开发模式的限制，实现了资源、设施和管理的统筹[7-8]。该模式的系统架构建立在两大基础之上：资源基础的精准把控，通过大规模资源“摸底”，系统梳理各区域油气田生产动态与勘探潜力，绘制资源图谱；基础设施的共享互联，全面评估并优化利用现有管网、平台等设施能力，并前瞻性布局增量设施。

图1　“地下资源一网”和“地面工程五网”时空域协同开发模式图

中国海上油气开发模式经历了“点上突破”的独立开发到“连片开发”的联合开发，再到“区域开发”的演进过程。随着勘探程度提高，新发现储量呈现“小、低、边、稠、潜”等劣质化趋势，而老油田普遍进入高含水期，稳产难度大，叠加海域使用受限、绿色低碳转型要求等外部压力，传统开发模式难以适应新形势。区域协同开发模式通过前瞻规划和系统思维，将勘探、开发、工程、生产、运维等环节深度融合，旨在实现全海域、全生命周期的整体效益最优化。

1.2 区域协同开发关键技术体系

海上油气田区域协同开发新模式的落地实施，依靠核心技术的集群化突破与系统化集成。相关技术以“资源统筹、设施共享、效益最优”为核心，形成了相互支撑、协同增效的技术集群，共同构成区域协同开发的技术基座，推动海上油气开发从传统的单点、单环节优化，迈向全海域、全生命周期的系统优化。

1.2.1　海上丛式井网整体加密调整关键技术

当前中国海上陆相砂岩油田普遍进入高含水期，储层构造情况复杂，同时受海上平台定向井、丛式井网开发方式制约，呈现产量递减大、含水上升快、剩余油分布复杂等特征，稳产挑战加大。通过持续技术攻关，创新形成以“少井条件下油藏精细描述-剩余油定量评价-丛式井网一体化防碰”为核心的整体加密调整关键技术体系，有效支撑了海上陆相砂岩油田的高效挖潜与持续稳产。

（1）少井条件下油藏精细描述技术。通过海底电缆高密度二次地震采集技术，显著提升地震资料分辨率，典型代表油田新近系储层频带宽度从10～56 Hz拓宽至6～80 Hz，分辨率从10 m提至5 m，井震吻合率超过90%，极大提高了对砂体连通关系的刻画效果；在此基础上，结合地震沉积学与井震协同模拟方法，系统开展河流相砂体构型解剖，实现了典型河流相油藏主力储层4～5级单一砂体的精细刻画，显著提高储层预测精度，可为加密井轨迹优化提供可靠地质依据[9]。

（2）高含水期剩余油定量评价技术。在储层精细刻画基础上，通过高倍高速岩心驱替实验揭示不同驱替压力与驱替倍数对微观剩余油动用的影响机制，明确海上大井距、强注强采条件下剩余油的分布规律。在此基础上，融合水淹层测井解释、单砂体油层水淹定量描述与地质-油藏双模型迭代技术，构建从井点至井间、从平面到三维立体的剩余油评价方法，实现对高度分散剩余油的精准定位，为加密井靶点选择提供科学依据[10-11]。

（3）丛式井网一体化防碰技术。针对加密调整井间距小、老井密集、碰撞风险高等难点，研发了随钻陀螺测量、近钻头测斜、声波防碰等关键技术，形成了涵盖设计、监测、控制的一体化防碰技术体系。该技术将丛式井防碰分离系数从1.5降至1.0，加密调整井实施中实现“零碰撞、零事故”，保障高密度钻井作业的安全高效进行。

海上丛式井网整体加密技术体系已在中国渤海海域绥中36-1、秦皇岛32-6等20多个油田开发中得到成功应用，推动油田采收率提升5.5%～16.4%（见表1），为海上高含水油田持续稳产提供了借鉴[12]。

表1　中国渤海海域高含水油田综合调整统计

1.2.2　海上大排量智能注采关键技术

海上水驱油田整体已进入高—特高含水阶段，层间矛盾不断加剧，传统分层注采技术依赖钢丝作业进行调控，存在作业周期长、成本高、效率低等问题，尤其难以适应大斜度井与水平井的复杂井况，严重制约了海上油田的精细挖潜与效益开发[13]。针对上述难题，研发了有缆与无缆智能注采技术系列，通过远程操作与井下工具自动调控，实现了从“定期干预”向“实时优化”的调配调产新模式转变[14-15]。

（1）有缆智能注采技术。以预置电缆为信号载体，建立井下工具与地面控制系统的实时通信链路，实现对井下流量、压力、温度等参数的连续监测与水嘴开度的远程无级调节，且不受井斜限制。该技术采用整体二次密封设计，耐压能力达60 MPa，关键水嘴部件通径扩大至26 mm，并采用耐冲蚀陶瓷材质，支撑单层注水排量提升至1 000 m3/d，满足海上大液量注水需求。目前有缆智能注采技术现场应用超490井次，在井完好率超过96%，大幅节约测调时间和作业费用。

（2）无缆智能注采技术。采用压力脉冲信号进行双向传输，摆脱了对物理电缆的依赖，通过井下电池供电与无线通信模块，实现分层流量的远程监测与调控。该系统核心在于可投捞式大排量结构设计，将电池、控制电路与传感器集成于可投捞芯子内，通过钢丝作业即可完成电池更换或技术升级，显著降低维护成本；搭配小压差编码指令技术，将压差识别精度提升至0.5 MPa，有效提升信号抗干扰能力与解码可靠性。目前无缆智能注采技术现场应用超120井次，在井完好率超93%。

1.2.3　海上稠油热采技术

海上平台作业空间小、安全风险大、经济门槛高，无法简单复制陆上成熟热采开发模式，且全球范围内缺乏海上规模化热采开发先例。通过多年技术攻关，实现了海上热采关键技术和核心装备从“0”到“1”的突破，探索出海上稠油规模化热采的开发技术路径[16-18]。

（1）大井距高强度热采开发理论与模式。通过实验揭示了高强度注采与多元热流体（蒸汽、氮气、CO2及化学剂）协同增效作用机制，构建了融合温度场非线性扩展、岩石温变效应及多元协同机理的热-流-固耦合数学模型，提出“大井距高强度注采+高干度蒸汽+氮气/ CO2/化学剂”多元热流体热采模式，为海上稠油经济开发奠定基础[19]。

（2）大液量高温注采一体化井筒技术。针对温压剧变、大液量注采工况，攻克耐高温电缆、安全控制工具等技术瓶颈，研发耐350 ℃高温的电潜泵注采一体化装置，同步开发全金属密封同心双管射流泵注采一同装置；研发抗冲蚀防砂筛管，结合分段变粒径高饱和充填工艺，将热采防砂有效期从3 a延长至8 a以上，支撑长寿命安全热采生产[20-21]。

（3）海上热采集约化工艺技术和核心装备。针对海上平台空间小、水源特殊、海况环境复杂等特点，形成了紧凑型蒸汽锅炉供水处理、稠油高效处理与输送等系统化集约化技术装备，建成多座固定式热采平台。研发高温高压蒸汽跨平台输送应力补偿技术，建成全球首座移动式注热平台“热采一号”，实现了多油田共享注热，大幅提升装备利用率[22]。

上述海上稠油热采技术在中国渤海海域旅大21-2、旅大5-2北、锦州23-2等多个稠油油田成功应用，实现了中国海上稠油规模化热采开发，推动2025年中国海上稠油热采产量跃升至228×104 t。

1.2.4　海上油田化学驱关键技术

随着海上油田普遍进入“双高-双特高”开发阶段，常规水驱提高采收率的空间日益狭窄，同时海上平台处理能力受限。为此，研发了具有较好耐温耐盐和抗剪切性能的聚合物驱油剂，通过分子结构设计创新、合成工艺优化、功能单体筛选等途径，使聚合物黏度提高3～5倍，耐硬水能力提高3倍，剪切和老化保留率提高1.6倍。针对海上平台空间狭小、淡水资源匮乏等问题，研发海上平台聚合物高效配制技术装置，聚合物溶解时间由60 min缩短至15 min，并实现黏度保留率90%以上，该装置占地面积仅为陆上的1/30～1/20，极大提升了平台空间的利用效率。聚合物驱在大幅提高采收率的同时，也改变了采出液的性质，带来高乳化稳定性、高黏度与复杂流变性、高含固量与污油泥生成量大等挑战，创建“物理强化破乳-高效分离-精细处理-污油泥源头减量”的全流程一体化含聚采出液一体化高效处理技术，解决了含聚采出液处理问题[23-25]。

上述化学驱技术已在中国渤海海域绥中36-1、锦州9-3、旅大10-1、歧口17-2等多个海上油田成功应用，完成了世界首个海上早期注聚试验与海上聚驱规模化应用，提高采收率7%以上。

1.2.5

海上深层油气田开发技术

（1）海上潜山油气藏开发技术。海上深层潜山油气田探明储量大，是海上增储上产重要增长极。潜山油气田高效开发面临裂缝网络复杂、高露点临界流体易相变、流动规律不清、硬地层侧钻难等挑战，通过技术攻关研发出一套海上潜山油气田开发技术[26-28]。提出高角度断裂约束的方位傅里叶系数叠前裂缝预测技术，实现了大、中、小尺度裂缝密度预测，弥补了常规各向异性反演预测小尺度裂缝的不足，净毛比预测吻合率从70%提升至85%以上；厘清富凝析气藏多尺度裂缝复杂相变及流动机理，形成潜山凝析气藏试井及产能评价技术；提出“强风化带小尺度缝注，次风化带大尺度缝采”“注采方向与裂缝走向斜向耦合，井斜角与裂缝角度交叉耦合”的立体井网开发模式；建立了“初期注气保压、干气置换凝析气降低露点，中后期随露点变化适当降压”的循环注气开发方式，凝析油采收率较衰竭开发提高约10%。针对潜山极硬地层悬空侧钻侧向力小、井眼分离难等难题，创新设计“预置空心结构、异形齿楔入锚定”的分支井侧钻工具，支撑深部硬地层高效侧钻实施。

上述技术在渤中19-6、渤中26-6等8个潜山油气田应用，建成全球首个海上裂缝性潜山凝析气藏循环注气示范基地，支撑2025年中国海上深层潜山油气藏年产油气当量超260×104t。

（2）海上低渗透油气藏开发技术。随着中国海上油气勘探逐步走向中深层，低渗透、特低渗透储量在新增资源中占比显著升高。然而，海上平台作业空间有限、建井成本高昂、储层改造规模受制约，严重限制了该类资源的有效动用，突破低渗透、特低渗透开发是走向海上中深层增储上产的必由之路[29-31]。针对海上低渗透储层非均质性强、砂体连通关系复杂的特点，创新形成了基于“地震响应-井震耦合-分频构型反演-深度学习建模”的四位一体分级次砂体构型精细解剖技术，支撑水平井平均砂体钻遇率超80%。同时，在发展大排量、高加砂强度压裂工艺方面取得重要进展，不断提升改造工艺与规模，从单层压裂到多层压裂、从单纯压裂到压驱压裂一体化，施工排量从3～4 m3/min提升至10～12 m3/min，目前单井加砂量达到600 m3、压驱液量超万方；面对低渗透油田自然产能低、常规水驱效果差的挑战，形成了包括天然气/CO2近混相驱方法、气窜控制与提高波及效率技术、重力混相驱技术等关键技术，为实现海上天然气/CO2驱奠定理论与技术基础。

上述海上低渗透油气藏开发技术在渤中25-1、涠洲12-1等多个低渗透油田推广应用，支撑2025年中国海上低渗透及压裂原油产量提升至240×104t以上。

1.2.6

深水油气开发关键技术

深水油气资源是全球油气行业未来增长的主战场，也是中国海上油气实现可持续上产不可或缺的战略接替区[32-33]。中国南海深水区地质条件复杂、油田规模小且品质不均，开发面临技术门槛高、作业风险大、经济性挑战严峻等多重制约，无法简单复制浅水开发经验[34]。

针对中国南海深水峡谷、斜坡扇等复杂重力流沉积体系，创新形成了适合深水特殊沉积背景的储层预测与油藏开发技术。通过沉积物理模拟，揭示限制性峡谷与非限制性斜坡环境下优质储层的成因机制。在此基础上，研发地震保结构反演与构型精细表征等关键技术，显著提升了深水储层预测精度，盲井及新钻井的储层厚度预测吻合率超过85%。基于精细地质认识，创立了“构造高部位定向井或穿层水平井、构造边部贴顶水平井”的深水砂岩油田立体井网布井策略，并配套形成了深水气藏防控水关键技术，从方案源头保障了深水油气田的开发效果。

面对极端海洋环境与复杂工程地质条件带来的巨大作业风险与成本压力，攻关形成了以“安全、高效、可靠”为核心的深水钻完井技术系列。在钻井安全方面，研发了气侵早期监测预警技术与高精度环空压力预测方法，筑牢了深水钻井防喷安全防线。在作业效率方面，形成了深水防喷器与采油树双线并行作业等提速技术，钻井作业时效提升近2倍，大幅降低作业成本。在完井方面，研发了深水高效防砂及上下部一体化完井技术，在“深海一号”超深水大气田等项目中实现了100%的防砂作业成功率，保障了超深水井的长期高产稳产[35-36]。

深水开发能力的根本标志在于核心装备的自主化。在生产平台领域，自主设计建造了全球首座10×104 t级深水半潜式生产储油平台“深海一号”，形成了1 500 m级半潜式平台技术体系[37]；建成亚洲第一深水导管架平台“海基二号”（导管架高度338 m），拓展了深水固定式平台的应用边界。在浮式生产与水下系统领域，成功打造了10×104t级、15×104 t级船型及6×104t级圆筒型系列化FPSO（浮式生产储卸油装置）；水下生产系统攻关取得里程碑突破，500 m级系统已成功投用，1 500 m级国产深水水下采油树及控制模块已完成海试[38-40]。

上述深水油气田开发技术和装备支撑建成中国首个自营深水油田群（流花油田群）和首个自营超深水大气田（“深海一号”大气田），推动中国海上油气开发全面进入“超深水时代”。2024年“深海一号”二期、流花11-1/4-1油田二次开发等重点项目成功投产，中国海域深水油气产量达千万吨以上。

1.2.7

海上绿色数智化转型

在“双碳”目标引领全球能源变革的时代背景下，面对资源禀赋约束、环保要求趋严与降本增效等压力，中国海油将绿色低碳与智能化转型确立为战略方向之一，推动海上油气生产向更安全、更高效、更清洁迈进[41-42]。

（1）岸电替代工程。创建世界最大规模、最大容量的海上油田岸电替代工程，攻克了高压长距离输电、高压无人化/智能化变电站、海上电力动力平台标准化等关键技术，逐步构建岸电工程标准体系。岸电技术已在渤海海域全面推广，大幅减少碳排放。

（2）CO2捕集与封存工程。在恩平15-1油田实施了中国首个海上规模化碳封存项目，将油田伴生气中的CO2封存在埋深800 m的咸水层，一期年封存量能力达30×104 t。

（3）深远海浮式风电平台。“海油观澜号”浮式风电平台是中国首座深远海浮式风电平台[43]，全球首座满足“双百”条件（离岸超100 km、水深超100 m）的海上风电项目，位于离岸136 km，水深120 m的深远海域。该平台于2023年投入运营，年设计发电量2 200×104 kW·h，减排CO2达2.2×104 t。

（4）智能油气田建设。在海上平台大规模部署传感器、智能仪表、视频监控，构建覆盖设备状态、生产工艺、环境参数的物联网网络，实现数据实时采集与传输[44-47]。秦皇岛32-6油田建成中国首个全流程智能油田[48]。

海上油气开发关键技术对比与挑战分析

Part.02

2.1 海上油田水驱开发关键技术

海上在生产油田中陆相砂岩和海相砂岩水驱开发产量占比高，是保障油气产量的压舱石。针对海相砂岩油田，中国海油构建了“少井高产、高速高效、立体接替”的典型开发模式，支撑中国海上海相砂岩主力油田采收率达60%以上，显著高于全球同类油田平均采收率水平（见表2）。对于海上陆相砂岩油田，形成了以陆相沉积油气藏精细描述、丛式井网加密调整、高含水期稳油控水为核心的高效注水开发模式，近10年来主力油田平均采收率由27%提升至37%以上。在关键技术装备方面，大排量智能分注技术实现重要突破，攻克了150 ℃、60 MPa高温高压环境下的密封难题，以及大斜度井800 m3/d大排量注水的精细调控难题，实现了对深部储层参数的在线直读与精准调配，年调控注水量超亿立方米，显著提升了水驱开发过程的动态调控精度与效率。

表2　国内外海上水驱开发关键技术对比

当前中国海上老油田已普遍进入“双高”开发阶段，剩余油分布极度零散，现有地震与测井技术对井间微构造、薄夹层及优势渗流通道的刻画精度不足，制约了剩余油精准预测；进一步加密调整或实施复杂三次采油措施，面临平台空间、寿命和经济效益的约束，亟需发展低成本高效挖潜技术。

2.2　海上稠油热采开发关键技术

中国海上稠油资源丰富，但海上平台作业空间小、安全风险大、经济门槛高，无法直接照搬陆上成熟热采开发经验。面对这一世界性难题，中国海油通过技术攻关，实现了全球海上热采关键技术和核心装备从“0”到“1”的突破。创立大井距高强度热采理论与模式，研发全球首套耐温 350 ℃电潜泵装置、长效防砂工艺及移动式共享注热平台（“热采一号”），中国海上稠油热采技术整体处于国际领先水平，海上热采与陆上热采关键技术对比参数见表3。

表3　海上/陆上稠油热采开发关键技术对比

海上热采系统在装备紧凑性、安全性设计和作业效率上形成了独特优势，未来仍需进一步聚焦提高热采采收率与开发效果、完善配套工艺技术与装备、发展绿色低碳注热新模式，以应对更深、更稠、更复杂的油藏开发挑战，释放更多难动用储量。

2.3　海上油田化学驱开发关键技术

为应对海上油田平台寿命有限、空间狭小及油藏条件复杂等多重挑战，中国海油在国际上首次提出了海上油田早期注聚理论，并构建了涵盖理论创新、油藏筛选、方案优化与调整、驱油剂研发、模块化配注及采出液处理等全流程技术体系。该体系突破了传统陆上高含水期注聚模式，通过早期注聚显著提升了开发效率，矿场试验提高采收率超7%，技术整体处于世界领先水平，中国海上化学驱与陆上化学驱关键技术对比参数见表4。

表4　海上/陆上油田化学驱开发关键技术对比

2.4　深水油气开发关键装备

经过40余年的探索，在全海式开发模式和半海半陆式开发模式基础上，中国海油建设形成了“FPSO+水下生产系统”“FPSO+深水导管架”“陆上终端+半潜式生产平台+水下生产系统”“陆上终端+导管架+水下生产系统”等4种适用于中国南海深水油气资源经济高效开发的典型模式，具备了1 500 m水深油气资源自主经济高效开发能力，并形成了一批具有世界先进水平的深水装备与技术能力，显著提升了中国在深水导管架、半潜式平台、深水管道、船型/圆筒型FPSO等方面的设计、建造与安装能力，跻身全球技术竞争的第二阵营。

中国深水油气装备技术体系仍存在明显短板，在核心水下装备领域，如单点系泊系统、立管系统、水下生产系统等关键设备仍依赖进口；而在水下增压与分离设备、全电式水下生产系统、浮式液化天然气装置等仍处于起步阶段。全球深水高端技术话语权仍高度集中于美国、挪威、法国等欧美国家。差距的深层原因在于高端装备产业链不完整、复杂深海环境下的长期运营数据与经验积累不足，以及基础研究与工程软件自主化程度低。国内外深水油气开发关键技术整备对比见表5。

表5　深水油气开发关键装备技术对比表

海上油气开发未来发展思考与建议

Part.03

全球海上油气产量正稳步增长，预计到2030年将突破200×108 bbl，其中深水、深层油气资源的占比持续提升，已成为增储上产的核心领域。浅水区域仍是当前产量的主要贡献者，需通过精细化开发实现提质增效，进一步提高油气采收率。面对这一发展趋势，中国海油需立足自身资产特点，不断提升管理水平、加强技术攻关，同时依托数字化、绿色化技术赋能，推动海上油气产业向高效、智能、低碳方向转型，为保障国家能源安全提供战略支撑。

（1）深化践行整体开发理念。随着新发现的海洋油气资源品质趋于多样化和复杂化，中国海油需深化践行区域协同开发理念，统筹区域内油气资源、工程设施、服务资源，形成“地下-地面、当下-未来”一体化开发模式，推动区域内系统降本，为低品位资源经济开发、新油田快速建产和老油气田提高采收率创造条件。

（2）持续提升“双高-双特高”水驱油田采收率。水驱开发油田仍是中国海油当前以及未来一段时间产量贡献主力，目前海上水驱油田已经整体进入“双高”“双特高”开发阶段，剩余油分布更加零散，精准挖潜难度更大，需要持续推动不同类型油藏精细描述技术攻关，不断深化特高含水阶段剩余油赋存机理及有效动用机制研究，进一步提高智能注采技术长效性和准确性并大幅提高覆盖率，构建耦合层网重构、注采智能调控、多措施协同的多维度一体化深度挖潜调整技术，实现水驱油田采收率持续提升。

（3）加强深水自主高效开发能力。中国南海中南部等区域勘探程度仍较低，未来潜力大。一方面，中国海油需持续加强深水-超深水油气地质理论和勘探技术攻关，以支撑重点区域勘探新突破；另一方面，需强化深水-超深水油气藏高效开发技术攻关，进一步提高开发效果。同时，需加强深水全电式水下生产系统、深水浮式液化天然气等颠覆性技术与核心装备的自主设计建造能力，形成可覆盖南海中南部的深远海油气开发自主装备体系，实现3 000 m水深油气资源经济有效开发。

（4）持续加强深层油气田勘探开发。中国近海深层-超深层油气资源规模大、探明率低、潜力巨大，需加强深层-超深层地震采集处理、岩性表征及储层预测、测井评价等勘探技术攻关，加快资源量向储量转化，同时需持续攻关低渗透油气藏精细压裂、裂缝性油气藏不稳定注水/周期注气等关键开发技术，支撑深层油气藏有效开发。

（5）推动CCS/CCUS产业链发展。重点攻关紧凑型捕集、伴生气脱碳、EOR驱油与封存关键技术、防腐、长距离输送、长期监测等技术体系，推动打造海上CCUS示范基地。

（6）加速AI技术与油气开发生产深度融合。结合海上油气开发生产特点，精准实施“人工智能+”专项行动，加速人工智能技术与油气开发生产深度融合，规划和实施智能油气藏、智能生产优化、智能设备设施运维、智能安全保障等智能场景建设，培育发展海洋能源新质生产力。

（7）油气与新能源融合开发。充分发挥海洋工程领域优势和资源区位优势，因地制宜开展多种模式油气与新能源融合发展实施策略，加快风电项目建设，探索开展地热利用等关键技术研究，实现油气开发与多能融合绿色发展。

结束语

Part.04

中国海上油气工业40余年的发展，成功探索出一条以“区域协同”整合系统效率、以“工程创新”突破资源约束的特色发展道路。所构建的“地下-地面”一体化开发模式及配套技术集群，不仅实现了边际储量的经济有效动用，也为全球类似海域提供了从理念到实践的系统性解决方案，完成了从技术追随者到模式贡献者的关键转变。

要实现从“并跑领跑”到“全面引领”的跨越，必须攻克以下核心战略瓶颈：①产业链基础能力的系统性自主，其关键在于深水高端装备和核心工业软件的完全自主可控；②技术融合创新的体系化突破，亟需打通人工智能、绿色低碳等前沿技术与传统油气工程的融合壁垒，形成可复制、可推广的商业化范式；③全球技术治理中的主导性话语权，需从参与国际标准转向积极主导输出中国技术方案与工程标准。

展望未来，中国海上油气开发的持续引领将更加依赖于创新生态的构建，着重打造一个“基础研究-技术研发-工程应用-产业标准”全链条贯通的创新体系，并率先在“深水智能油田”“近零碳油气生产”等代表未来方向的新赛道上，形成成熟、完整且具有全球竞争力的技术供给能力，为全球海洋能源产业向高效、智能、可持续方向演进贡献中国智慧。

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论文刊载于《世界石油工业》2026年第1-2期

《世界石油工业》（CN 11-3480/TE，ISSN 1006-0030）创刊于1994年，双月刊，公开发行，中国应用型核心期刊，由中国石油天然气集团有限公司主管，中国石油集团经济技术研究院和世界石油大会中国国家委员会联合主办，为中国世界石油理事会国家委员会会刊，全面反映世界能源领域高水平的学术研究成果和最新发展动向，是国家新闻出版广电总局认定的第一批学术期刊。诚挚地邀请专家学者在《世界石油工业》发表论文，为世界能源领域的从业人员提供宝贵的参考，并成为读者了解最新研究成果和技术进展的重要来源。除了丰厚的稿酬之外，期刊还将竭尽全力提供最佳的发表服务，使成果获得最广泛的传播和影响。