“深海一號”是我國首個自主勘探開發的超深水大氣田，天然氣探明地質儲量超千億立方米，一期工程于2021年6月25日建成投產，標志著我國海洋石油工業實現從300米到1500米的歷史性跨越。二期工程開發距離“深海一號”能源站約70公里的陵水25-1區塊，區域水深近千米，于2015年勘探發現，

2019年拓展勘探取得成功，天然氣探明儲量超500億立方米，天然氣高峰年產量超過15億立方米。該項目全面投產后，“深海一號”整體的天然氣年產量將增長到45億立方米以上，相當于海南省2023年天然氣消耗總量的1.67倍。

“相比‘深海一號’一期，二期項目面臨的自然條件更加復雜，水下工程作業量大幅增長，整體作業難度顯著增加。”據中國海油“深海一號”二期天然氣開發項目經理劉康介紹，該項目地層最高溫度達到138攝氏度；地層最高壓力超過69兆帕，相當于家用高壓鍋的1000倍；設計總井深超60000米，接近7座珠穆朗瑪峰的高度；主要生產設施地理距離跨度超過170公里，超過北京到天津的直線距離；是我國迄今為止自主建設的地層溫壓最高、鉆井總井深最大、主要作業設施覆蓋海域面積最廣的深水氣田。

中國海油在“深海一號”二期項目首創“水下生產系統+淺水導管架處理平臺+深水半潛式平臺遠程操控系統”的全新開發模式，分南北東3個井區密集部署12口深水氣井，新建1座導管架平臺、1套水下生產系統，鋪設5條海底管道和4條臍帶纜，并對“深海一號”能源站、崖城13-1平臺和南山終端進行適應性改造。

面對“深水、深層、高溫、高壓”四大難題疊加的極限挑戰，中國海油牽頭開展關鍵核心技術攻關，形成7項世界首創技術，建成全球首套千米級深水自動發球管匯，帶動臍帶纜光連接器、海洋平臺透平發電機、大功率熱介質鍋爐、高密度無固相完井液等一大批裝備和產品成功實現國產化，填補多項國內技術空白。

據悉，“熱采一號”是我國自主設計建造的國內首個海上移動式試采平臺“海洋石油162”升級改造而成。項目于今年1月啟動，改造重點包括新增海水處理系統、蒸汽鍋爐系統、氮氣系統等。項目團隊攻克了高溫高壓注氣管線、電纜傳輸等多項技術難題，對原平臺100余臺套設備進行拆除利用，并完成新平臺500余噸鋼結構的焊接和管線電纜安裝工作。

近年來，中國海油相繼攻克高溫注采一體化等世界級難題，在稠油熱采領域邁出堅實步伐。“熱采一號” 出塢下水后，工作人員將加快推進各設備的調試工作，為項目完工投產夯實基礎。

流花11-1/4-1油田二次開發項目由流花11-1和流花4-1兩個油田組成，平均水深約305米，主要生產設施包括1座深水導管架平臺“海基二號”、1艘圓筒型FPSO“海葵一號”，計劃投產開發井32口，高峰日產油約2700噸，油品性質為重質原油。

流花11-1油田是我國第一個深水油田，1996年3月建成投產，推動當年我國海上原油產量首次突破1000萬噸。近年來，隨著礁灰巖油田開發技術的持續突破，中國海油開展油田綜合調整項目研究，推動油田群可采儲量和采收率大幅提升，開采壽命延長30年。流花11-1油田與流花4-1油田聯合開發，迎來了二次開發的機遇。

按照常規模式，深水油氣田開發一般采用“水下生產系統+浮式生產裝置”，但成本較高且技術難度大。“項目團隊從技術、經濟、國內產業鏈建設等多方面進行論證比選，采用干式開發技術代替水下開發方式，采用自研多點系泊系統代替單點系泊系統，開創‘深水導管架平臺+圓筒型FPSO’開發模式，建成兩大亞洲第一、世界領先的‘國之重器’。”中國海油深圳分公司副總經理袁瑋介紹。

“海基二號”總高度達428米，總重量超5萬噸，是亞洲最高最重的海上原油生產平臺。平臺搭載原油工藝和外輸系統、生產水處理系統及電力供應系統等300余套設備，可實現遠程水下井口控制、智能油氣開采、臺風遠程生產等功能。為更好應對深海極端惡劣環境，平臺還針對性設計配備了深水導管架數字孿生健康管理系統，可全方位監測導管架的環境載荷和結構響應，顯著提升深水油氣生產的安全性和穩定性。

“海葵一號”總高度近90米，總重量約3.7萬噸，最大儲油量6萬噸，每天可處理原油5600噸。作為原油處理、存儲與外輸的關鍵裝備，“海葵一號”由60多萬個零部件構成，結構極其緊湊，按照南海百年一遇惡劣海況設計，可連續運行15年不回塢。“海葵一號”為全球首個集成海洋一體化監測、船體運動與系泊數字孿生、三維可視化管理等近10套數智化系統于一身的圓筒型FPSO，可在臺風期間實現遠程遙控生產。

近10年，全球70%至80%的新油氣田發現在海洋，其中近三分之二集中在深水區。我國深水油氣勘探開發仍處于初期階段，增儲上產前景廣闊。流花11-1/4-1油田二次開發項目建設歷時近4年，中國海油聯合國內40多家先進制造業企業，成功攻克一系列技術難題，形成S420級超強度鋼、高韌性永久系泊聚酯纜繩、自研中央控制系統等實現3項世界首創技術和15項關鍵技術國內首次應用，工程質量、安全、進度等均達到世界先進水平，使我國具備了根據不同海域、不同油田，自主設計制造不同類型深水油氣裝備的能力。

中國海油總經理周心懷表示：“該項目是亞洲首個采用‘深水導管架平臺+圓筒型FPSO’開發模式的油田，公司成功攻克多項關鍵核心技術，在推動億噸級深水油田煥發新生機的同時，大幅降低工程建設和生產成本，為高效開發類似深水油氣田貢獻了中國方案。”

文昌19-1油田位于珠江口盆地西部，海域水深約125米，其二期開發工程項目——新建文昌19-1D平臺是集生產、油氣處理、鉆修井、生活和動力供給為一體的綜合性多功能海上油氣鉆采平臺，通過棧橋與文昌19-1A平臺相連。

此次完成裝船的上部組塊重約1.3萬噸，長88米、寬38米、高72米，設計有上、中、下三層甲板。投影總面積相當于24個標準籃球場大小，共設有20個井槽，分成東、西塊獨立建造，各水平片采用正造法，在預制場地墊墩上進行一體化預制，有效節省總裝作業時間、減少后期涂裝修補工作、提升項目整體建造效率，較計劃提前12天完成陸地建造。

目前，該平臺上部組塊正在進行裝船固定作業，即將前往文昌油田所在海域，該項目建成投產后將有效助力文昌油田群的產能釋放。

據介紹，位于深圳西南約 200 公里的亞洲最大海上石油生產平臺 —— 恩平 15-1 平臺是我國首個海上二氧化碳封存示范項目所在地。每天大約有 12 萬立方米的二氧化碳在這里封存到海底，這些氣體可以充滿近 6 萬瓶二氧化碳滅火器。

恩平二氧化碳封存示范項目是將油田開發伴生的二氧化碳通過平臺上高碳原油生產井、生產處理系統、二氧化碳壓縮機及分子篩脫水橇等設備進行處理至超臨界狀態，最后通過一口回注井被回注至距平臺3公里遠、在海床800米底下的“穹頂”式地質構造中，實現長期穩定封存。目前設備已安全運行超10000小時。

據了解，所謂二氧化碳封存回注，是指通過工程技術，將從碳排放工業源捕集的二氧化碳直接注入至地下 800~3500 米深度范圍內的地質構造中，通過一系列的巖石物理束縛、溶解和礦化作用而將二氧化碳封存在地質體中。可用于封存二氧化碳的地質體有陸上咸水層、海底咸水層、枯竭油氣田等。

“雙碳”戰略背景下，我國能源產業發展迎來新的結構性調整關鍵時期和新能源產業大跨步發展的黃金階段。氫能作為未來終極能源和最具降碳競爭力的能源形式，將在我國乃至全球的能源產業中占據舉足輕重的地位。基于氫能的稟賦差異，在國際范圍內，氫能發展具有資源獲取不平衡、技術水平差異大、能源替代成本高等現實問題。由于氫能的物性特點，安全高效的運輸技術是決定氫能產業長足發展的關鍵環節，誰能解決氫能長距離高效運輸技術，誰就能掌握產業發展的制高點。

液氫、液氨、氣氫、有機物儲運氫等當前氫能的主要運輸形式，各自均具有一定的差異化優勢和應用場景，但從長遠形式判斷，液氫以能量密度高、運輸效率高等優勢，成為解決未來大規模、長距離氫能運輸利用的首選形式。

為全面貫徹科技驅動未來能源產業低碳化高質量發展理念，中國海油積極響應國家氫能發展戰略，推動構建國際氫能創新鏈、產業鏈，探索氫能貿易，與氫能技術領先的國家和地區開展項目合作。中國海油以自主核心技術和豐富的LNG貿易經驗為依托，結合國際氫能地域稟賦差異特性，率先啟動了液氫國際貿易與跨洋運輸利用產業模式的探索與技術體系的攻關研究工作，并全力推進我國首船液氫國際跨洋運輸利用示范工程，旨在通過產業發展模式、產業技術體系、產業政策與法律法規等綜合研究，貫通國際跨洋氫能運輸利用的技術壁壘，打通全產業鏈關鍵環節。

為推動首船國際液氫跨洋運輸示范工程，氣電集團技術團隊針對液氫長距離跨洋運輸產業鏈，系統性開展了運輸工藝技術、裝備技術、安全技術及國際政策法律法規等方面的研究工作，確保“首航”順利開展。

此次跨洋運輸示范工程與法國液化空氣集團的產業技術與資源合作，由國際上具有低溫能源運輸經驗的運輸公司承運，經由大西洋至好望角至馬六甲海峽，抵達深圳的運輸航線，完成對液氫長距離跨洋運輸的試驗與測試。

據了解，本次國際首例長距離跨洋液氫運輸示范工程，開啟了我國在氫能長距離跨洋運輸利用產業發展“先行先試”的新篇章，為中國海油氫能產業“構建國際資源池、打造運輸網絡、形成利用市場”發展模式的建立及未來大規模氫能洲際存儲轉運產業發展奠定技術基礎，將著力打造中國海油繼LNG貿易鏈之后的又一海油特色的清潔能源發展之路，全面助力中國海油戰新產業領域產業技術的高質量發展。

余熱發電裝置采用有機朗肯循環發電技術（ORC，Organic Rankine Cycle），由透平膨脹機發電機組、工質泵、蒸發器、預熱器及冷凝器等部分組成，可利用主電站產生的高溫煙氣余熱作為熱源，低沸點有機工質吸收熱量后產生高壓蒸汽進入透平膨脹機做功，從而帶動發電機發電，從透平膨脹機排出的低壓蒸汽經冷卻凝結成液態工質，借助工質泵完成系統循環，從而實現低品位熱能向高品位電能的轉換。

余熱發電裝置設計裝機功率5000kW，投產后可提高海上油氣田主電站總發電效率20%以上，預計每年可為海洋平臺節約4000萬度電，可供30000個家庭全年使用。累計可減少二氧化碳排放約80萬噸，相當于植樹造林750萬棵。

ORC余熱發電裝置此前并無海上平臺應用先例，技術難度大。七一一所攜手中海石油（中國）有限公司北京研究中心和湛江分公司，以及海洋工程股份有限公司，多方共同開展技術攻關。經過一年時間， 成功攻克了工藝設備設計及制造技術、緊湊型橇裝化設計及制造技術、安全高效控制技術及動力循環試驗驗證等系列難題，實現了裝置100%國產化制造。七一一所應用于該項目的一系列關鍵技術可以廣泛適用于海上平臺余熱回收發電，具有良好的示范效應和社會效益。

該項目的順利交付，標志著海上油氣田主電站在煙氣余熱利用方面取得重大進展，將在高溫井流、生產水余熱等多場景中發揮更大的作用，對實現“雙碳”目標下的海上油氣田綠色低碳開發具有里程碑意義。

這是中國海油“碧海丹心、能源報國”的又一壯舉，“南海萬億方大氣區”落定更大規模的天然氣將由廣袤藍海被送進千家萬戶。

這更是中國海油科技創新綻放的亮麗“花朵”，我國南部海域地質條件復雜，天然氣勘探在高溫高壓、深水等領域面臨眾多世界級技術難題，“南海萬億方大氣區”落定標志著我國海上天然氣勘探開發能力和相關技術達到世界先進水平。

20世紀50年代，南海鶯歌海海域汩汩升騰的天然氣泡點燃了石油人下海找氣的夢想。1964年3月，中國第一代海洋石油人在鶯歌海用“兩個浮筒”打井的創舉開啟了中國“向海探油60年”的壯闊征程。

20世紀80年代，借助改革開放的春風，中國海洋石油工業逐漸走出缺資金、缺技術的困境，中國海油與外方合作勘探發現我國海上首個千億方大氣田崖城13-1，舉國振奮。

單個氣田開發投資大、風險高，亟待發現更多氣田一起開發，“南海萬億方大氣區”的夢想在海油人心中“生長。

為了追尋“大氣區”的夢想，中國海油合作與自營“雙輪驅動”，由淺水向深水，從淺部地層拓展至高溫高壓中深層，2006年在珠江口盆地1500米水深處發現了我國首個深水大氣田荔灣3-1。

隨后中國海油精耕細作，不僅在淺水區發現了東方1-1、番禺30-1等氣田，更是在高溫高壓區發現了東方13-2等氣田，在深水區還發現了“深海一號”等氣田。

截至2017年，中國海油已在我國南部海域探明天然氣地質儲量近8000億立方米。

2019年以來，中國海油實施國內油氣增儲上產“七年行動計劃”，提速“南海萬億方大氣區”建設，計劃2025年達成目標，但行百里者半九十越靠近目標，難度越大；中國海油迎難而上，不斷加大對海上復雜油氣資源勘探的攻關力度，勘探深水深部地層，于2022年發現我國首個深水深層氣田寶島21-1。

在優質勘探目標越來越少的情況下，中國海油將業界普遍認為不具備大規模成藏條件的超淺層氣作為戰略性研究方向。中國海油技術團隊對淺層氣成藏機理和工程作業關鍵技術展開系統攻關，通過研究分析，選定位于瓊東南盆地平均作業水深達1500米的陵水36-1區塊作為勘探目標。

經過嚴密的技術論證，中國海油作業團隊以打破常規的巨大勇氣創造性實施全球首例超深水超淺層鉆井作業，安全順利完成超深水超淺層氣藏、鉆井、取心、測試等多項作業目標，高質量獲取相關區域地層資料，完整準確勾勒出大氣田的全貌，實現對全球首個超深水超淺層氣田的精準快速評價。

陵水36-1氣田的勘探實踐揭示了將超深水超淺層氣資源從影響鉆完井作業安全的“災害氣”變成具備開發價值的清潔能源的可能性，進一步完善了我國自主建立的中國特色深水復雜油氣資源勘探開發技術體系氣田儲量的落實，也補上了“南海萬億方大氣區”建設版圖的最后一塊“拼圖”。

這是中國海洋石油工業全面深化改革、驅動產業變革的又一壯舉，也是幾代海油人勇擔“國之大者”接力奮戰推動科技創新取得的重大成果。

未來，中國海油將繼續堅定踐行“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，在全面做好能源保供的基礎上準確把握新一輪科技革命和產業變革帶來的發展機遇，加快培育發展以戰略性新興產業和未來產業為主要載體的海洋能源新質生產力，努力在建設現代化產業體系構建新發展格局中更好發揮科技創新、產業控制和安全支撐作用。

據介紹，西江30-2B平臺是一座集鉆井、生產、生活于一體的8腿12裙樁固定式油氣鉆采平臺，由上部組塊和導管架兩部分組成，總高度約198米，相當于70層樓的高度；總重量約3萬噸，所用鋼材重量超過2座廣州塔的鋼結構總重，投影面積相當于10個標準籃球場大小。

西江油田距深圳東南150公里至175公里，投產30年來累計生產原油超過1億立方米。西江30-2B平臺是該油田第7座海上生產設施，正式投用后將推動油田年產量突破300萬噸，為粵港澳大灣區能源供應注入新動力。