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海洋，覆盖地球71%的表面积，蕴藏着全球约34%的油气资源。随着陆地油气勘探日趋成熟，海洋正成为全世界能源版图上最具潜力的领域。从水深不足5米的滩浅海到深邃黑暗的3000米超深水，每一次下探都是对技术极限的挑战，每一口探井都可能改写区域能源格局。
向深蓝迈进，为能源求索。茫茫大海上，一场面向未来的能源开拓之旅仍在继续。
陆地和海洋都蕴藏着丰富的油气资源。二者的勘探核心原理基本相同，都要寻找圈闭构造、油气来源、储层条件等，但作业环境、技术体系、成本、风险各异。
首先是作业环境与平台基础不同。陆上勘探以地表为作业面，依托道路、井场和地面集输系统，可调动重型钻机与卡车，工作场景看得见、摸得着。海洋勘探依赖浮式或固定式平台，作业空间受限，设备必须能抗腐蚀、抗风浪，需要动态定位钻探船和海底防喷器等专属装备。
其次是勘探技术与精度控制不同。陆上常用地震检波器布设受障碍物、地形、建筑物等影响较大，需要动态调整。海洋勘探则以拖缆地震勘探为主，受场地影响较小，震源阵列和长达10公里的拖缆能快速覆盖广阔海域，但受洋流和偏移误差影响，深层成像难度比陆地勘探更大。陆上探井可直接取芯验证，效率很高；海洋探井多依赖随钻测井与远程数据传输。
最后是成本与风险差异比较大。3000米的陆上探井造价通常在数千万元，深水探井总投资基本过亿元。陆上风险来自地质构造复杂性和水文干扰；海洋则叠加风暴、海底滑坡等特殊灾害，一旦井喷或平台倾覆，救援难度极高，水污染修复难度极大。陆上勘探征地、场地改造等费用较多，海洋勘探主要是钻井平台建设。
海陆勘探各有主攻方向。陆上勘探追求“更深”，侧重超深层与非常规资源。如中国石化顺北油气田（新疆塔里木盆地）是超深层勘探的代表，顺北84X井完钻井深超过8900米，攻克了高温度高压力与破碎性储层难题；中国石油的庆城页岩油（鄂尔多斯盆地）则通过长水平井段与体积压裂实现了页岩油商业化开发。海洋勘探主攻“更远”，向深水、超深水及高温度高压力领域拓展。如中国海油的“深海一号”大气田（陵水17-2），最大水深超过1500米，最大井深超过5000米，连续3年天然气年产量保持30亿立方米以上。陆上与海洋，均在长期勘探实践中形成了各自独立的学科方向和技术系列，共同构成我国能源安全的“双通道”。
在海洋油气领域，水深是划分技术体系的第一道门槛。业界通常将500米作为浅水与深水的分界线米以上则界定为超深水。
浅水与深水作业最直观的不同之处在于装备的“站姿”。固定式平台凭借扎根海床的结构，在浅水区稳定性高、应用成熟，但受结构型式制约，无法适应深水环境。钻井船、半潜式平台等浮式钻探装备作业水深范围广、抗风浪能力强、机动性能好、甲板面积和装载容量大、作业效率高，成为深水及超深水油气钻探的主流装备。目前，浮式钻井平台已发展至第七代，作业水深可达3658米，钻井深度达15240米，配置高效双井架、双井口、双提升系统和DP3闭环动力定位系统，可在全球约95%的海域作业。
在浅水固定式平台作业中，防喷器、井口等装置置于平台面以上，称为“干式井口”。设施安装维护方便，改造成本低，工艺与陆地钻井区别不大。深水浮式平台则不同，受安全性和经济性限制，防喷器、井口装置大多置于海底，通过隔水管与平台连接，称为“湿式井口”。水下装置同时承受海水腐蚀、海底低温和井筒高压作用，对材质的抗腐蚀、抗高压、抗低温能力，及结构强度、密封耐久性均提出极高要求。防喷器组通过电-液系统远程控制并采用模块化设计，以满足水下机器人辅助装配需求。在环境稳定性较好的深水水域，也可将水上防喷器与小直径高压隔水管、水下断开系统结合使用，大幅度减少隔水管质量和体积，降低平台性能要求，日费可减少50%~60%。
浅水与深水钻井的另一个区别体现在浅部地层作业。深水沉积过程中，部分上覆岩层被海水替代，导致浅部地层松散、破裂压力低、密度窗口窄。常规的“钻井-下套管-固井”方式效率低、风险大。目前深水钻井普遍采用喷射方法下入导管，一趟钻完成钻眼及下导管两项作业，既节约大量时间，又降低表层作业风险。
国外自20世纪70年代启动深水钻完井实践，已形成成熟技术体系，最大钻探水深达3628米（安哥拉48号区块Ondjaba-1井），油气田开发作业水深达3000米。我国目前已具备超深水半潜式钻井平台自主设计建造能力，在深水隔水管、水下防喷器等关键装置研发上取得重大进展，形成了深水钻完井及开发总体方案设计、安全高效钻完井关键技术体系。2010年以来，“海洋石油981”等深水半潜式平台陆续投用，南海荔湾、流花、陵水等深水油气田成功实施钻探，国内首个自营超深水大气田“深海一号”投产，南海钻完井作业最大水深达2619.35米（荔湾22-1-1井）。至此，我国已具备3000米级超深水钻完井、1500米级超深水油气田开发工程技术能力，实现了海洋油气勘探开发从浅水、深水迈向超深水的重大跨越。
近日，勘探八号钻井平台承钻的一口超深大位移水平井顺利完钻，完钻井深7300米，刷新平台投产以来最深作业纪录，创造又一亮眼成绩。近年来，上海海洋石油局持续攻克深海勘探难题，在储量发现、钻井施工、核心研发技术等方面接连取得关键进展，为保障国家能源安全提供了坚实支撑。
南海北部湾区域自1982年启动油气勘探以来，长期被业界判定为“资源潜力小、商业勘探价值低”。如今，就是这样一片不被看好的低效探区，却被上海海洋石油局科研团队彻底激活。2024年7月，海3斜井试获日产油气1010立方米油当量；2025年3月，海301井再创佳绩，两个层系分别试获日产1108立方米、167立方米油当量。两口千方级高产探井不仅证实了海3构造整体含油潜力，而且有力推动了自营区块实现超千万吨规模储量扩容升级，让昔日“勘探禁区”蝶变为中国石化首个中深海自营油田核心建设阵地。
钻井装备是深海作业的关键支撑。作为中国石化自动化、集成化、智能化水平领先的自升式钻井平台之一，勘探八号自2022年投产以来屡创佳绩，创下国内海域6000~6500米深层水平井最短钻井周期纪录；刷新海域表层井眼最快进尺纪录，平均机械钻速达206米/小时。依托先进的国产定向钻井系统，该平台实现钻头岩层精准导航，年度内设备使用率两次位列国内中深海钻井平台前列，得到甲方高度认可，多次获评“服务的品质优秀奖”。
科技自主创新是破解深海开发难题的核心手段。面对世界公认的开发“硬骨头”——海上深层低渗气藏，上海海洋石油局2020年组建攻关团队，历时5年，解决了海上4000米以深低渗透储层的“甜点”描述难题，形成了低渗透气藏合理井网密度设计技术，储量控制程度达90%，建成了国内海上首个千亿方低渗透大型气田，有关技术系列荣获集团公司科学技术进步一等奖。同时，科研团队成功研发国内领先的OBN（海底节点）五维地震处理解释技术体系，填补了中国石化海洋物探高端技术空白，大幅度的提高了断裂识别精度，为北部湾高产井开发方案优化提供了有力支撑。
以自主创新为引擎，向深海要能源。上海海洋石油局持续突破技术壁垒，激活深海能源潜力，为海域油气增储上产、保障国家能源安全注入源源不断的动力。
在渤海湾南部水深5~20米极浅海海域，胜利油田海洋采油厂扎根于此，历经多年探索攻关，走出了一条从无到有、由弱到强的创新发展之路。作为中国石化唯一浅海油田开发单位，该厂管理着埕岛和新北两个油田，已发现明化镇组、馆陶组、东营组等7套含油气层系，探明储量5.44亿吨，累计产油8150万吨。
勘探方面，该厂坚持“拓展领域、储量接替”思路，逐步实现了从构造油藏向岩性油藏、从埕北低凸起向垦东凸起等广阔区域、从陆相砂泥岩向海相及碳酸盐岩等复杂储层的持续拓展。每一次领域拓展，都得益于技术的重大突破。目前，该厂已攻关形成了三大核心技术系列、15项关键核心技术，其中，复杂潜山勘探、岩性油藏精准识别、海相储层评价等技术大幅度的提高了勘探成功率和储量发现效率。近年来，该厂在埕岛主体周边、垦东凸起等中深层重点区域取得一系列突破性成果，多次斩获集团公司油气重大突破一等奖、商业发现一等奖，连续10年规模增储超千万吨。
钻完井方面，该厂遵循“一体化协同、提质增效”理念，与胜利石油工程深化战略合作，构建“目标同向、责任共担、合作共赢”的紧密合作机制。该模式聚焦钻井、完井全流程管控，形成“事前一体化攻关+方案优化、事中24小时在线动态优化+精细质量管控、事后系统总结+持续迭代”的闭环管理体系，实现了钻完井工作的精准化、高效化推进。面对海上钻完井难度大、成本高、效率低等痛点，技术团队结合极浅海地质特点，优化钻完井参数、改进工艺，相继打造出多口百吨高产井。
开发方面，该厂秉持“创新驱动、效益优先”理念，在没有先例可借鉴的情况下，走出了一条独具特色的浅海油田开发之路。开发初期，该厂率先采用半陆半海开发模式，坚持少井高产、安全简易、海陆结合，大大降低了边际油田的开发成本，打破了“边际油田无效益”的传统认知。同时，该厂始终将技术创新作为推动油田开发的核心动力，攻关形成了精细油藏描述、井网整体调整、注水开发优化、剩余油挖潜等多项核心技术，推动注水开发从“粗放式”向“精细化”转变，有效提升了采收率与开发效益。
经过数十年不懈努力，海洋采油厂年产量从1993年投产初期的10万吨逐步攀升至2014年的300万吨，2025年更是达到363万吨的历史高位，持续保持稳产高产态势，为国内外同类油田效益开发提供了宝贵的技术储备与实践参考。
国际层面，深水、超深水海域已成为全世界油气储量增长核心来源。近3年，全球超半数新增探明石油储量来自深水领域，深水项目占据全球顶级油气新发现的主导地位。同时，全球海洋油气投资连年增长，投资结构持续向天然气倾斜，深水新项目中，天然气相关项目投资占比已提升为45%~50%。在全球低碳转型驱动下，行业发展逻辑从传统单一采油模式升级为“采气-输送-LNG（液化天然气）出口”全链条发展模式，天然气年产量保持5%~7%的增速，成为海洋能源增量核心动力。
国内海洋油气同样表现抢眼。我国海洋原油探明储量增量占比全国增量连续5年增长，2024年达到74.6%。2025年，我国海洋原油产量约6800万吨，占全国总产量超31%，贡献全国约80%的原油增量。伴随“深海一号”等深水项目全面达产，海洋天然气在全国产量中的增量占比也将持续提升，海洋油气的战略支撑作用愈加凸显。
技术装备升级是海洋油气发展的核心支撑，整体呈现深水化、绿色化、大型化、智能化趋势。国际上，万米级深海脐带缆、水下采油树等核心技术装备逐步成熟，可适配超深、高温度高压力深海环境；低碳氢能钻井平台、超大型浮式生产储卸油装置（FPSO）、一体化智能开采装备持续迭代，大幅度的提高深海开发效能。国内海洋油气装备实现跨越式发展，“深海一号”超深水浮式平台、“璇玑”智能钻井系统、海基二号深水导管架、水下生产系统等核心领域实现自主可控，多项技术达到国际领先水平，为我国海洋油气产业升级、海洋强国建设筑牢了技术根基。
从产能前景来看，海洋油气将持续担当全球能源增长的“稳定器”与“加速器”。预计2030年全球海洋原油产量在49亿~50亿吨，年均增速1.5%~2%；海洋天然气产量增速更快，年均增速4%~5%，有望突破1.8万亿~2万亿立方米。国内海洋油气2030年前后有望成为最大油气增量来源，预计海洋原油产量在8000万~8500万吨、天然气产量在450亿~500亿立方米，对国家能源安全保障具有重大意义。
随着海洋油气勘探开发向超深水迈进，行业正面临前所未有的技术考验。除常规作业风险外，高温度高压力、窄密度窗口、复杂地层、超硬岩石等难题叠加，使得深水油气资源开发呈现高技术、高风险、高投入、高回报的特征。当前深水钻完井装备技术水平尚难以完全满足安全高效开发需求，在安全、效率、智能、环保等方面仍存在短板，对关键装备、工具、工艺技术及井筒工作液体系提出更高要求。
首先，深水钻井装备加速向智能化、多功能化发展。在信息化、数字化、自动化和智能化技术驱动下，叠加海洋风浪流及深水作业高风险影响，钻井装备正加速向智能型、少人化乃至无人化方向发展。未来深水钻井将呈现两大新模式：一是依托智能系统，在陆地或其他安全区域远程操控钻井平台；二是将钻机直接置于海底，从源头规避风、浪、流等恶劣环境。目前部分国家已启动水下钻井装备研发。同时，钻井平台在满足常规钻井技术需求的基础上，正拓展地质勘探、海洋勘察、大洋科考、海洋资源利用等多功能、多目标作业能力，重点研发适应超深水高风险水域和复杂地层的新型钻井装备。
其次，利用智能化钻完井技术提升作业安全与效率。海上作业空间存在限制、设备复杂、环境恶劣，既威胁人员安全，又影响工作效率。智能化钻完井技术通过集成物联网、大数据和人工智能，实现全流程智能感知与自主决策，推动安全高效作业。一方面，利用智能钻完井装备的视觉感知与自动化控制管理系统，实现平台少人化，降低人员安全风险；另一方面，借助智能钻完井决策系统，实时分析井下数据、自动优化钻井参数，实现智能闭环钻井，提升作业安全性与成功率。
最后，绿色环保技术成为行业发展必然要求。深海生态系统脆弱、恢复缓慢，若发生油气泄漏或污染事件，将造成长期生态影响。在“双碳”背景下，国内外对海洋环保法规和技术标准日益严格。目前行业正从多重维度发力：利用钻井平台环保设备及废弃物回收利用、处理与回注技术，减少废弃物排放；应用绿色环保井筒工作液，降低环境负面影响；提升深水低成本钻完修井技术水平，延长油气井寿命，减少作业量，降低对海洋ECO的扰动；发展海洋环境污染监测及事故应急处理技术，最大限度减少污染事件影响。