海洋油气勘探开发正从海洋浅水区迈向深水区甚至超深水区。图片来源：视觉中国

■本报记者 秦志伟

前不久，我国首个海洋天然气储量超千亿方的深水气田“深海一号”正式投产。据中国海洋石油集团有限公司（以下简称中海油）称，“深海一号”最大水深超过1500米，其正式投产，标志着我国从装备技术到勘探开发能力全面实现从300米到1500米超深水的跨越。

为实现这一跨越，我国组织各方力量不断攻关。但中海油研究总院高级工程师谢彬等人判断，我国仍落后国外10~15年。

“由于深海油气工程具有‘四高’的基本特征，必须对深海油气勘探开发的安全高效作业模式及其技术支撑体系进行持续研究与实践。”中科院院士、中国石油大学（北京）石油与天然气工程国家重点学科负责人高德利告诉《中国科学报》，既要掌握基本的科学规律与先进的勘探开发模式，还要不断实现相关工程技术与装备支撑体系的重大创新与突破。

就在日前国家能源局组织召开的2021年大力提升油气勘探开发力度工作推进会上，“全力突破油气勘探开发系列关键技术，力争再发现新的大中型油气田”成为重要共识。

由浅入深成为趋势

纵观全球，海洋油气勘探开发正从海洋浅水区迈向深水区甚至超深水区。有学者统计，近十年来，全球重大油田发现有一半以上来自深海。例如，全球2018年前十大油气田发现均位于巴西、圭亚那、塞浦路斯和墨西哥湾等海域，其中深水、超深水区油气发现储量占海域发现储量的60%。

这一趋势的驱动力之一是全球各国对油气需求量的持续增长。以我国为例，我国石油和天然气对外依存度逐年攀升，2019年分别达到70.8%和43%。

在业界，区别海洋油气“浅与深”有两套标准，分别是挪威标准和欧美标准。前者以300米为界，300米以内为浅水区，300至1500米为深水区，超过1500米为超深水区；后者以500米为界，500米以内为浅水区，500至1500米为深水区，超过1500米为超深水区。我国学者多采用挪威标准。

“深海一号”属于超深水区油气田。据中海油称，“深海一号”发现于2014年，是我国目前发现的平均水深最深和勘探开发难度最大的海洋深水油气田，后者主要体现在钻井作业面临地质结构复杂、高温高压、台风极端天气等更多挑战。

这些挑战也是海洋深水油气田勘探开发“四高”基本特征的具体表现，即高技术、高投入、高风险和高回报。高德利介绍，高回报吸引着世界各国及相关公司持续高强度投入和进行大规模开发。

然而，高回报往往伴随着高风险。

以墨西哥湾2010年“深水地平线漏油事件”为例，这一事件最终导致10余人死亡，给海洋生态造成毁灭性破坏。10年后的今天，影响依稀可见。与此同时，负责勘探开发的英国石油公司在后续处理上花费超400亿美元。

因此，实现安全环保、降本增效及提高最终采收率的安全高效开发目标，已成共识。

但高德利向《中国科学报》表示，制约深海油气田勘探开发的主客观因素纷繁复杂，相关科学研究涉及多学科领域，特别是对一些不确定性影响因素的认识，需要不断探索与实践。

认识差距是关键

在我国，深水油气勘探开发起步较晚，但进展迅速。

自然资源部油气资源战略研究中心助理研究员王陆新等人撰文介绍，我国深水油气实质性勘探始于2005年珠江口盆地白云深水区。截至2018年年底，我国在南海北部先后发现14个大中型深水油气田，累计探明油气地质储量约为3.9×108t油当量。

科学技术的不断进步也是油气勘探开发走向深海的重要驱动力。《中国科学报》获悉，以中海油为代表的企业历经十余年发展，初步具备了深水油气勘探和开发的能力。

早在2008年，中海油研究总院牵头，联合国内多家科研院所和高校，国家科技重大专项“海洋深水油气田开发工程技术”项目启动。项目分为3期，共涉及深水钻完井工程技术、深水平台工程技术、水下生产技术等7个方向。

谢彬介绍，在“十一五”期间，项目主要开展深水工程核心技术攻关，建立深水工程相关实验手段，并具备深水油气田开发工程总体方案设计和概念设计能力；在“十二五”期间，项目持续开展深水工程核心技术攻关，具备深水油气田开发工程基本设计能力；在“十三五”期间，项目完成深水油气田开发工程应用技术攻关，基本实现深水工程关键技术体系化、设计技术标准化、关键设备和产品国产化、科研成果工程化。

在已开发深水油气田中，最具代表性的是2006年发现的第一个深水大气田荔湾3-1。该气田由中海油与加拿大相关公司联合投资65亿元，并于2014年建成投产，为我国拓展深水油气资源开发提供可借鉴范本。

但谢彬同时强调，无论在深水油气田开发工程技术还是深水工程装备方面，我国与国外先进水平相比仍存在较大差距。

“国外水下采油树最大作业水深2934米，国内最大作业水深仅1480米；国外浮式生产装置最大作业水深2895.5米，国内作业最大水深仅330米；国外气田最长回接海底管道距离149.7千米，国内仅80千米；国外有各种类型的深水浮式生产设施300多艘，国内在役的仅有13艘浮式生产储油卸油装置和1艘半潜式平台……”谢彬举例说。

探索适宜的开发模式

“较之于浅水或陆地，深海天然气工程最大特点是需要浮式钻采作业、水下井口及相适应的天然气生产与集输系统等。”高德利表示，我国有必要围绕深海天然气田安全高效开发目标，优选比较适用的工程模式及配套技术与装备，同时积极探索更加先进适用的工程模式及技术支撑体系。

他进一步介绍，深海油气田开发模式一般是根据具体的约束条件进行优选或创新，主要约束条件包括欲开发的深海油气田离岸距离、海洋环境条件、油气藏类型与产能规模，以及工程建设、油气生产与集输处理、市场销售等环节的技术装备能力，力求形成“海洋—地质—工程—市场”一体化解决方案。

以“深海一号”为例。为确保气田顺利开发，中海油建立“半潜式平台+水下生产系统+海底管道”深水油气田开发工程模式。

值得一提的是，“深海一号”周边发现的多个深水气田将得到有效开发，形成气田群，有望建成万亿大气区。同时，“深海一号”气田的开发，也使环海南岛并辐射香港、广东的海上天然气大管网最终成型，可将一批海上气田串联起来。据介绍，“深海一号”气田高峰年产天然气33.9亿立方米、凝析油24.7万立方米，可满足粤港澳大湾区1/4的民生用气需求；而且设计开采年限超25年，高峰稳产期10年。

事实上，我国是海洋大国，以300米水深为界，深水海域主要分布于南海九段线内及东海冲绳海槽。王陆新指出，截至2018年年底，我国南海海域传统疆域内深水区油气资源探明率不足10%，未来“前景广阔”。

“根据南海中南部资源分布和地理位置，建议重点发展海上液化天然气技术装备，以应对深远海天然气开采。”王陆新说。

高德利建议，对于深海常规天然气田，应积极试验与建立“水平井或复杂结构井浮式钻完井+水下钻采系统+浮式生产、集输与浮式液化天然气处理系统+船运外输”的开发模式及技术支撑体系；而对于邻近浅水区的深海天然气田，则可以考虑采用大位移水平井开发模式，将“水下井口”转移到浅水区固定钻采平台，从而大幅度提高综合开发效益。

“未来，应通过持续的创新驱动，不断提升深水钻探、开采及储运一体化技术体系的先进性与安全高效应用水平。同时，应高度重视环保问题。”高德利说。