它是東南亞第三大產油國，僅次于中國和印度，
它是東南亞第三大天然氣生產國，僅次于中國和澳大利亞
它是世界第三大LNG出口國，僅次于卡塔爾和澳大利亞
它的油氣產量主要源于海上，在這里你可以看到近乎所有類型的深水油氣田開發裝備
它就是世界海洋油氣開發的萬花筒，馬來西亞。
一、油氣概述
馬來西亞海域海洋油氣資源主要分布在三個區域，包括西部近馬來西亞半島海域和東部沙撈越海域和沙巴海域，西部海域為淺水海域，東部沙撈越海域包括淺水和深水海域，沙巴海域主要為深水海域。
馬來西亞海域海洋油氣資源累計探明可采儲量約260億桶油當量，油氣儲量各占一半，累計采出量已經超過60%，剩余未采出油氣中主要為天然氣。
一、油氣生產
（1）石油
馬來西亞油氣海洋油氣生產始于上世紀60年代，在1995年達到原油產量高峰約為77萬桶/天。之后一直處于下滑態勢，直到2010年后深水油氣田的開發進入開發日程，石油產量有所回升，但是石油探明可采出量僅剩不到25%，后續產量已經難以為繼。
目前馬來西亞原油從量上看基本上供需平衡，但是由于馬來西亞產出原油多為輕質原油，品質好售價高，近半產出原油用于出口。同時，馬來西亞從中東進口大量重質原油用來煉化加工滿足內需。
（2）天然氣
近年馬來西亞天然氣生產一直處于穩步上升趨勢。但是由于天然氣多為伴生氣，開采難度大，效率低，將制約其產量的上升空間和持續時間。
目前馬來西亞產出天然氣一般用于出口，比較有意思的是，西部馬來半島由于天然氣需求增長，需要井口LNG來滿足內部需求。
二、油氣設施
馬來西亞海域最大的油氣生產商是馬來西亞國家石油公司Petronas，Petronas創建于1974年，擁有馬來西亞絕大多數油氣區塊股份，代表馬來西亞政府開展海洋油氣開發，自成立以來為國家創造了大量稅收。Petronas與世界上主要油氣公司都有合作往來，與Shell 、ExxonMobil、ConocoPhillips, Murphy, Santos、Total等石油公司共同開發馬來西亞海上油氣區塊，與此同時，將國外的一些先進技術引入該海域，這里有亞太海域第一座SPAR平臺、第一座新建半潛式生產平臺和第一座FLNG。
（1）FPSO項目
Bertam油田位于南中國海馬來西亞西部海域，平均水深60m，油田采用“FPSO+MOPU+穿梭油輪”工程模式進行開發。干式井口產出油氣經MOPU初步處理后輸送至FPSO進行最終處理存儲外輸。
氣田于1995年被發現，2016年投產，InternationalPetroleum Corp為開發作業者占有75%的權益，Petronas占有25%的權益。FPSO由Lundin運營。
馬來西亞海域有10余座FPSO在服役，主要分布在西部淺水海域，這些FPSO多通過租賃型式運營，并且FPSO主要由二手油輪改造而成。“FPSO+MOPU+穿梭油輪”模式比較適合用于環境條件較好的淺水海域。
（2）SPAR平臺項目
Kikeh氣田位于南中國海馬來西亞東部海域，離岸約120km，平均水深1320m，氣田采用“FPSO+SPAR+水下生產系統+穿梭油輪+外輸管線”工程模式進行開發。干式井口及水下生產系統產出氣經外輸管線輸送至Easington天然氣處理終端進行處理。
氣田于2002年被發現，2007年投產，MurphyOil為開發作業者占有80%的權益，Petronas占有20%的權益。
該SPAR平臺項目是當時墨西哥海域以外第一個實施的SPAR平臺項目，世界上第一個在開放海域實施浮托法安裝的SPAR項目，世界上第一個采用Tender實現輔助鉆井的SPAR平臺項目，項目的成功實施為業界積累了寶貴的經驗。項目采用SPAR平臺有以下幾個主要原因：
1. 作業者Murphy在之前已經成功實施了兩個SPAR平臺項目，積累了豐富的經驗。
2. 項目實施時深水鉆井資源緊俏，SPAR平臺帶修井機，可以支持干式井口（25口），便于后期修井作業，降低全生命周期中的修井成本。
3. 馬來西亞海域環境條件溫和，便于實施SPAR平臺的海上浮托法總裝。
4. Technip本地船廠可以實施SPAR平臺柱體的本地化建造。
本項目的實施極大的提高了馬來西亞海工技術能力。
（3）半潛式生產平臺項目
Gumusut-Kakap油田位于南中國海東南部海域Baram Delta區域，SB J PSC和SB K PSC區塊，油田平均水深1200m。油田采用“半潛式生產平臺+水下生產系統+外輸氣管線”工程模式進行開發，水下生產系統產出油氣經半潛式生產平臺處理后外輸。
油田于2003年被發現，2012年投產，Shell為開發作業者占有40%的權益，Petronas占有20%的權益。
油田所用半潛式生產平臺完全采用本地化建造，屬于單船公司GKL (Gumusut-Kakap Semi-Floating Production System)，并由該公司出資建造擁有，油田項目與GKL簽訂25年租賃協議，租用該平臺在海上作業。2012年12月，MISC將GKL公司 50%的權益作價3.05億美金賣給Petronas Carigali；2016年3月，MISC以4.45億美金，從E&P Venture Solutions（Petronas Carigali子公司）回購GKL公司50%的權益。平臺通過單船公司與油氣項目隔離，由專業的平臺公司投資運營，實現了項目的風險隔離。
（4）張力腿平臺項目
Malikai油田項目位于南中國海馬來西亞東部海域，離岸約110km，平均水深500-1500m，油田采用“TLP+外輸管線”工程模式進行開發。干式井口產出油氣經TLP平臺處理后外輸。
油田于2004年被發現，2014年投產，Shell為開發作業者占有35%的權益，Petronas占有30%的權益。
Malikai TLP也是一座本地化建造項目，平臺作業水深500m左右，采用干式井口，充分利用了TLP井口平臺的優勢。平臺建造因循了Gumusut-Kakap半潛式生產平臺的建造經驗。作業者Shell在TLP及半潛式生產平臺項目實施方面擁有豐富的技術經驗。
（5）FLNG項目
氣田位于南中國海海域Sarawak區域，氣田平均水深70m。
氣田采用聯合開發方案分兩期開發，一期采用“導管架平臺+外輸管線”工程模式進行開發，產出氣供陸上終端；二期采用“FLNG+LNG運輸船”工程模式進行開發，增加產量用于LNG出口。屬于存量氣田擴產項目。
作業者Petronas。
該FLNG項目設計之初即考慮用于多氣田滾動開發，與FPSO用于多油田滾動開發的思路如出一轍。FPSO用于多油田滾動開發，已實施多年，成為業界比較常用的一種開發模式，帶動了很多邊際油田的開發，獲得了較好的經濟性。像FPSO一樣，FLNG便于重新部署，具有高度靈活性，滾動開發的模式可以分攤其成本，提高氣田開發的經濟效益。FLNG SATU是邊際氣田開發的模式創新，雖然作為第一座投產的新建FLNG項目，運行過程中遭遇重重困難，遲遲不能達到預設產量目標，但是意義重大，前景可期。
（6）FSO項目
Sepat油田位于南中國海馬來西亞西部海域，平均水深60m，氣田采用“FSO+MOPU+穿梭油輪”工程模式進行開發。干式井口產出油氣經MOPU處理后輸送至FSO進行存儲外輸。FSO由Petrofac運營。
氣田于2003年被發現，2011年投產，Petronas占有100%的權益。
本模式特別適合用于淺水邊際油氣田的開發，FSO可由二手油輪改造而成，改造工作量簡單，改造工期短，費用低；MOPU可以由二手自升式鉆井平臺改在而成，眼下自升式平臺嚴重過剩，由于拆除成本高，改造再利用是不錯的歸宿。
三、深入思考
馬來西亞位于南中國海南端，環境條件溫和，非常適宜海洋油氣田開發；馬來西亞處于交通要道，開放和包容的思維，使世界各油氣巨頭投身其中，成就了油氣田開發的多樣性；馬來西亞油氣開發策略及本地化措施，保證了油氣田開發技術沉淀，培養了本地海工制造企業及設備商的成長和發展。這就是我們鄰居，馬來西亞。
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本文由“藍色大地”發布，2018年9月7日。
