中国海上油气田主要开发模式及产业规模
本文摘要（由AI生成）：
文章总结了我国近海油气田的开发方式及装备需求，包括东海和南海的不同开发模式及所需装备。文章指出，我国近海油气开发主要采用导管架、FPSO、海底管道等组合方式，装备需求类型包括导管架、拖航下水驳船等。同时，根据美国DeepStar项目的统计，装备建造费用占总建设投资的30%左右，我国装备投资占比更高。文章还预测了未来开发成本的趋势，指出在油价低迷的背景下，成本缩减空间有限，但渤海、北部湾等浅水油田仍将继续开发，南海深水开发进程将放缓。
本文一些数据来自于公开资料，一些来自于自己估算，算的不准，大概是那么个意思，大家看看权当科普，不要较真。
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主要开发模式及装备需求类型
中国海上油气田主要分布在渤海湾、东海凹陷盆地、珠江口盆地、北部湾、琼东南盆地及莺歌海。大大小小的油气田有160余个。这些油气田多为中小型储量，采用的开发方式不尽相同。
1）渤海的开发方式及装备需求类型
渤海水深在0-40m左右，主要开发方式有两种：
中心平台导管架+导管架+海底管道（输送到陆地）：中心平台起到综合处理作用，周边导管架实现开采功能，海底管道输送油田产出物。
导管架+海底管道（输送到FPSO）+FPSO+穿梭油轮：导管架实现开采功能，FPSO实现油田产出物的预处理和储存，穿梭油轮实现原油外输。
油田建设分为勘探、预钻井、安装、生产四个阶段。在渤海海域，油田勘探、预钻井主要采用自升式平台进行相关钻探工作。整个作业过程需要自升式平台、拖轮、工作船进行互相配合。
安装阶段主要包括：导管架安装、组块安装、海底管线铺设、FPSO拖航等工作。在渤海海域，导管架安装主要采用吊装安装，组块采用吊装或浮托安装，海底管道通过铺管船来进行安装。作业过程主要需要打桩船、驳船、拖轮、工作船、起重船、铺管船等进行互相配合。
在油田投产后，主要通过供应船进行海上油田的补给和人员轮换工作。
2）东海的开发方式及装备需求类型
东海水深在50-100m左右，该海域现今发现的均为气田，主要开发方式是：
中心平台导管架+导管架+海底管道（输送到陆地）：中心平台起到综合处理作用，周边导管架实现开采功能，海底管道输送气田产出物。
在东海海域，油田勘探、预钻井主要采用自升式平台或半潜式钻井平台进行相关钻探工作。整个作业过程需要自升式平台、拖轮、工作船进行互相配合。
在东海海域，导管架安装主要采用吊装或滑移下水，组块采用吊装或浮托安装，海底管道通过铺管船来进行安装。作业过程主要需要打桩船、拖航驳船、下水驳船、拖轮、工作船、起重船、铺管船等进行互相配合。
在油田投产后，主要通过供应船进行海上油田的补给和人员轮换工作。
3）南海的开发方式及装备需求类型
南海海域广阔，水深、环境复杂，主要水深范围从几十米到几千米不等，现今我国对南海油气开发刚刚起步主要着眼于500以下的浅水、较深水的油气田开发，现有主要开发方式有：
中心平台导管架+导管架+海底管道（输送到陆地）：中心平台起到综合处理作用，周边导管架实现开采功能，海底管道输送气田产出物。
导管架+海底管道（输送到FPSO）+FPSO+穿梭油轮：导管架实现开采功能，FPSO实现油田产出物的预处理和储存，穿梭油轮实现原油外输。
半潜式生产平台+水下井口+海底管道（输送到FPSO）+FPSO+穿梭油轮：半潜式生产平台实现开采功能，FPSO实现油田产出物的预处理和储存，穿梭油轮实现原油外输。
中心平台导管架+水下井口+海底管道（输送到陆地）：中心平台起到综合处理作用，周边水下井口实现开采功能，海底管道输送气田产出物。
水下井口+海底管道（输送到FPSO）+FPSO+穿梭油轮：周边水下井口实现开采功能，FPSO实现油田产出物的预处理和储存，穿梭油轮实现原油外输。
在南海海域，油田勘探、预钻井主要采用自升式平台或半潜式钻井平台进行相关钻探工作。整个作业过程需要自升式钻井平台、半潜式钻井平台、拖轮、工作船进行互相配合。
在东海海域，导管架安装主要吊装或滑移下水，组块采用吊装或浮托安装，海底管道通过铺管船来进行安装，水下生产系统通过工作船进行吊装安装。作业过程主要需要打桩船、拖航驳船、下水驳船、拖轮、工作船、起重船、铺管船等进行互相配合。
在油田投产后，主要通过供应船进行海上油田的补给和人员轮换工作，通过穿梭油轮进行油品运输。
总体而言，由于我国现今主要针对近海浅水油气进行开发，主要的开发模式为导管架、FPSO、海底管道、水下井口的组合。主要装备需求类型为导管架、拖航下水驳船、拖轮、工作船、供应船、FPSO、穿梭油轮等。
2.开发投资情况及装备市场规模
根据美国DeepStar研究项目对美国墨西哥湾油气工程的相关统计，整个油气田建设投资中船体、相关结构建造费用占15%，相关设备安装等费用占15%，即装备建造总装费用占总的建设投资的30%。其他为铺管、水下生产系统及海上安装费用。
由于我国现今主要进行近海油气开发，水下生产系统采用较少，水下铺管作业多为浅水铺管作业，费用较低，在总的建设投资中，装备投资占有比重较高（约为30-40%，甚至更高）。
根据保守估计，中国正在运营及正在建设的160余个大小油气田总的建设投资规模为千亿美元规模，估计相关装备资产规模在300亿美元。
已经列入开发计划，有望未来进行开发的15个项目总的建设投资规模在200亿美元左右，估计装备投资规模在百亿美元左右。
3.开发成本未来发展
中海油2016年战略展望透露，当前主要成本平均在40美元左右。当前桶油价格30美元左右，生产一桶相当于赔10美元。如果油价长期位于30美元附近，那么2016年形势将非常严峻。从当前趋势看，降成本是首要任务，但个人感觉成本缩减空间有限。
作为油公司不可能不进行油气项目开发，尤其是中海油这样的上游公司。未来开发成本较低的渤海、北部湾等浅水油田依旧将进行一定程度的开发。一方面是面临收入压力，主动出击的策略；另一方面也是由于中海油不单单是油公司，他同时还是油服公司、工程公司。推进项目养活旗下企业是他必须尽到的责任。在缩减成本的大背景下，南海深水开发进程将放缓，但相关的技术储备尤其是水下技术还将在国家科研经费支持下继续进行。
