中国海上深层油气探井日产纪录

事项

最近，中国海油发现了许多海上油气资源。2024年2月25日，中国海油渤海深油气田渤中26-6油田新增油气探测地质储量超过4000万立方米，地质储量超过2亿立方米；2024年3月8日，中国海油在南海发现开平南亿吨油田，是中国深水领域自主发现的最大油田；2024年3月18日，中国海油在渤海获得秦皇岛27-3亿吨油田，10年后是另一个1亿吨油田；2024年3月25日，中国海油在渤海超过5000米的地层发现了一口高产油气井，测试了近1400立方米的日产油气等量，创造了中国海上深层油气探井日产纪录。国信化工观点：1）海洋油气，特别是深海油气探测率低，探测潜力大：陆地油气勘探技术成熟，油气探测程度高，新发现油气规模逐渐减小，海洋油气资源探测率低，勘探潜力大。截至2017年，陆地油和气储量探明率分别为36.72%、47.01%，而海洋油、气储量探明率仅为23.70%和30.55%。截至2017年，陆地油和气储量探明率分别为36.72%、47.01%，海洋油气储量探明率仅为23.70%和30.55%。由于海洋油气勘探处于早期阶段，海洋油气已成为油气开发最现实的新领域。2)海洋油气开发装置和技术的持续发展，推动成本下降，推动油气开采从浅水到深水，海洋油气勘探支出持续快速增长，将推动海洋油气储量和产量的快速增长：自2010年以来，深水柱生产平台、第五代半潜水钻井平台、海洋钻井船、智能深水钻井平台等设备的发展，极大地促进了超深水领域的发展。在油气勘探支出方面，2022年海上油气绿地项目投资超过1000亿美元，预计未来将保持在1000亿美元以上。在海洋油气储量发现方面，2011年至2023年，年均油气发现180亿桶油当量，深水发现占51%。根据IEA数据，深水原油产量预计将从2015年的600万桶/天增加到2040年的100万桶/天，而深水天然气的年产量预计将从2015年的830亿立方米快速增加到2040年的4610亿立方米。3)海洋油气是增储上产的关键方向，公司是国内油气增储上产的主力军。中国海洋油气资源约占中国总资源的1/3。2023年，中国海洋原油产量6220万吨，新产量约360万吨，占中国原油产量增量的60%以上。目前，中浅层海洋油气勘探开发日益成熟。深层油气资源、深水水域油气资源、已开发的海上稠油和低渗透油气资源仍是我国油气资源储存和生产的关键方向。国内公司在渤海、南海西部、南海东部、东海、陆地进行油气勘探开发，深水、超深水油气资源前景广阔。

风险提示：

原油价格波动较大的风险；自然灾害风险频发；新项目投产风险低于预期；地缘政治风险；政策风险等。

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海洋油气，尤其是深海油气，探明率低，发掘潜力大

目前，陆地油气勘探技术成熟，油气勘探程度高，新发现油气规模逐渐减小，海洋油气资源勘探率低，勘探潜力大。截至2017年，陆地油和气储量探明率分别为36.72%和47.01%，远高于海洋油和气储量探明率的23.70%和30.55%。随着水深的加深，海洋油气的探明率大大降低。在海洋石油方面，浅水（2000米）的探明率分别为28.05%、13.84%及7.69%；在海洋天然气方面，浅水(2000米)的探明率分别为38.55%、27.85%和7.55%。随着深度的增加，油气探明率迅速下降。由于海洋油气勘探处于早期阶段，海洋油气已成为油气开发最现实的新领域。

随着海洋油气开发装置和技术的不断发展，油气开采从浅水向深水推进。海洋油气开采史大致可分为三个阶段。(1)1917-1976年是浅水开发阶段，海洋油气是第一个借助木钻平台和人工岛开发的。随着钢铁工业的发展，出现了坐底平台、自升平台、钻井船、半潜水钻井平台等钻井装置。此时，大部分作业水深仅限于500米以浅的水域；（2）1977-2009年为深水开发阶段。在此期间，旋转导向钻井、浮动生产储卸油装置、顺应塔、第四代半潜水钻井平台和张力腿平台的开发，为深水油气勘探的快速发展奠定了技术和设备的基础；（3）自2010年以来，深水柱生产平台、第五代半潜水钻井平台、海洋钻井船、智能深水钻井平台等设备的发展极大地促进了超深水领域的发展。

技术发展带动成本下降，经济提升是海洋油气快速发展的底层逻辑。以钻井速度为例，巴西国家石油公司的钻井时间从2010年的240天降至2017年的46天，降幅超过80%。1991年深水油气田发现，开发投产时间周期也逐渐缩短−勘探发现后7年左右，2000年全球深水油气田投入生产。自2011年以来，全球深水油气田发现平均投产周期缩短至3.6年，超深水油气田缩短至2.9年。由于成本降低和管理优化，全球深水油气项目平衡油价从2014年的78美元/桶降至2021年的49美元/桶，降至37%。大多数深水项目平衡油价低于55美元/桶，以巴西为代表的部分项目平衡油价低于40美元/桶。深水项目在全球油气领域的竞争优势明显增强，技术进步促进了深水油气勘探开发的进程。

海洋油气勘探支出的持续快速增长将推动海洋油气储量和产量的快速增长。根据瑞咨得能源的统计，在油气勘探支出方面，由于疫情的影响，海上油气绿地项目的投资在2020年迅速萎缩。随着疫情后的恢复，海上油气绿地项目的投资迅速增加，2022年将超过1000亿美元。预计今年和明年将继续保持在1000亿美元以上的高水平，这反映了海洋油气的高繁荣。在海洋油气储量发现方面，2000年至2010年，平均每年发现350亿桶油当量，深水发现占30%。2011年至2023年，每年发现180亿桶油当量，深水发现占51%。也就是说，全球油气勘探的总体趋势是发现越来越少，但深水发现的比例越来越大。在海洋油气产量方面，根据IEA数据，深水原油产量预计将从2015年的600万桶/天增加到2040年的100万桶/天，而深水天然气的年产量预计将从2015年的830亿立方米快速增加到2040年的4610亿立方米。这些统计数据都指向海洋和深海，这将是未来石油工业的关键方向。

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中国海洋石油工业发展迅速，海洋油气是未来增加储存和生产的重点

中国海洋石油工业经历了从合资到自营，从浅海到深海的发展历程。(1)中国海上石油开发始于1956年对莺歌海和渤海的勘探。截至1978年，海上石油产量仅为9万吨左右，是中国海洋石油工业的实验开发阶段。（2）改革开放后，中国海洋石油工业开始了对外合作的道路。通过区块开放和合作开发，中国海洋石油工业在勘探、开发、生产、建设和管理方面取得了定性的飞跃。到1990年，我国海洋石油年产量已达126万吨。(3)经过前期合作，我国海洋油气工业有了一定的积累，我国海洋石油工业开始尝试自营模式。截至1995年底，我国自营油田产油量比例已从合作初期的5%上升至25%，我国已初步掌握了海上油气评价和开采技术。(4)1996年以后，中国海洋石油进入快速发展时期。1996年9月，中国海洋石油工业宣布原油产量达到1000万吨，同年进入深水时代。近年来，中国流花和陵水深水油气田的成功发展证明，中国海洋油气工业取得了重大飞跃，进入了世界先进行列。

目前，海上石油为中国大部分石油增量做出了贡献，海洋油气仍将是增加储存和生产的关键方向。2023年，中国海洋原油产量6220万吨，新产量约360万吨，占全国原油产量增长的60%以上；海洋天然气产量约238亿立方米，约占全国天然气产量增长的15%。中国海洋油气资源占中国总资源的1/3，其中海洋原油增量占中国总增量的80%以上。目前，中浅层海洋油气勘探开发日益成熟。深层油气资源、深水水域油气资源、已开发的海上稠油和低渗透油气资源仍是我国油气资源储存和生产的关键方向。

公司拥有丰富的资源基础。截至2023年底，公司净确认储量约为67.8亿桶油当量(考虑权益法核算的净确认储量为3.8亿桶油当量)，同比增长8.7%，其中国内净确认储量为40.5亿桶油当量，同比增长12.6%，海外净确认储量为23.5亿桶油当量。同比增长4.0%；公司的储量替代率在2023年达到180%，连续7年保持10年以上的储量寿命。2023年，公司净产量达到678.0万桶油当量，同比增长8.7%。

该公司拥有印尼、澳大利亚、尼日利亚、伊拉克、乌干达、阿根廷、美国、加拿大、英国、巴西、圭亚那、阿联酋等20多个国家和地区的资产。2023年国内净产量占69%，海外净产量占31%。国内净产量为127.8万桶油/天(合467.8百万桶油)，同比增长7.8%；海外净产量为52.4百万桶油/天(合210.2百万桶油当量)，同比增长12.0%。

在国内油气增储上产战略的指导下，公司在国内六年内获得了6亿吨油田。公司通过自营经营合作项目，在渤海、南海西部、南海东部、东海和陆地进行油气勘探、开发和生产。公司自2018年发布关于加强国内油气勘探开发、确保中国能源安全的重要指示以来，积极响应号召。2019年，公司研究发布了国内油气增储上产“七年行动计划”：提出到2025年，公司勘探工作量和探明储量将翻一番。公司贯彻“深化渤海、发展南海、推进东海、拓展非常规、探索中南部”的区域发展战略，突出“深入生产、推进新项目、突破低边、克服化学驱动、加快深水、发展煤层气、攻击致密气、突破页岩气”的发展部署理念，加强初步研究项目，加强勘探开发一体化体系建设，形成了较为完善的勘探开发综合管理体系、工作模式和工作机构。在先进的理论指导和技术支持下，公司先后在气田渤中获得19-6个大型凝析、6-1吨油田垦利、渤中13-2亿吨油气田、10-2亿吨油气田垦利、渤中26-6亿吨油气田，特别是2024年，两周内宣布勘探开平南油田和秦皇岛27-3油田2亿吨油气田。

渤海的储量、产量和产量增长在国内油田中排名第一。截至2023年底，公司国内合作确认石油储量为40.49亿桶油，其中渤海、南海西部、南海东部、东海和陆地分别为19.68亿桶油、8.62、8.93、1.93、1.33亿桶油当量。从储量增加的角度来看，渤海、南海西部、南海东部、东海和陆地储量分别增加了2.47、-0.41、2.11、-0.01、0.36亿桶，渤海的储量和储量增长相对领先。从产量上看，2023年渤海、南海西部、南海东部、东海、陆上总净产量分别为59.98、22.16、37.52、3.12、与2022年相比，4.99万桶油的当量/天分别为4.21、1.09、1.95、1.19、0.85万桶油当量/天。

渤海油田是中国最大的原油生产基地，是公司最重要的原油产区。

渤海油田面积7.3万平方公里，其中勘探矿区面积约4.3万平方公里，包括5条结构带和6亿吨大油田，形成4个生产油区和8个生产作业单元，作业水深约10米至30米。截至2023年底，渤海净确认储量为1968.400万桶油，同比增长14.37%。渤海公司2023年净产量为59847桶/天，同比增长7.55%。渤海是天然气储量和产量增长的重要来源。目前，渤海已发现天然气地质储量超过5000亿立方米。未来，公司将重点放在浅水深处／渤海万亿大气区勘探工程超深度勘探稳步推进。

渤海油田目前处于储量发现高峰期，预计未来储量将保持快速增长。渤海油田勘探高峰始于1992年，经历了三次储量增长高峰。1992年第一个储量增长高峰期−2005年，新近系勘探期间发现了歧口17-2油田、秦皇岛32-6油田、旅游大学10-油田等20多个新近系大中型油田。每口探井控制面积约100-200km2，单井控制储量超过700万吨，年均探明率为1.3%。第二个储量增长高峰期为2006-2014年，大致对应多层系统立体勘探期。发现锦州25-1油田、蓬莱9-1油田、垦利10-1油田等1亿吨油田。每口探井控制面积约50-100km2，单井控制储量约400万吨，年均探明率1.6%，大于第一个增长高峰。自2015年以来，第三个储量增长高峰一般对应于精细勘探阶段，每个探井的控制面积＜单井控制储量约为393万吨，年均探明率为1.7%，高于第二个增长高峰期。这表明，虽然渤海油田近年来勘探难度越来越大，但储量仍在以更快的速度增长，没有放缓的迹象，预计未来储量将保持快速增长。

根据现有的理论和数据挖潜目标，渤海油田具有较大的资源潜力。截至2023年，渤海油田已报告探明石油天然气储量超过50亿吨。“十三五”期间油气资源评价结果显示，渤海油田总资源约140亿吨，未来勘探领域主要为潜山、古近、新近、页岩油气。潜山领域重点关注辽北潜山带、辽南潜山带和环渤中凹陷的隐蔽潜山。原油资源潜力约2.6亿吨，天然气资源潜力约1600亿m3；古近系围绕辽中-辽西北部凹陷带、石南陡坡带东段、渤中凹陷西南环、黄河口凹陷北部陡坡带进行勘探，原油资源潜力约4.1亿吨。300亿m3的天然气资源潜力；浅层新近系领域围绕环渤凹陷，资源潜力2亿吨；莱州湾凹陷页岩油是非常规油气领域的首选，资源潜力8.6亿吨。

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南海是世界主要产油区之一，占中国主权面积的三分之二

南海总面积超过300万平方公里，中国主权面积占三分之二，是西太平洋边缘最大的海盆之一。目前，公司在南海的勘探开采主要集中在南海北部。为便于管理，国家将南海油气田划分为“南海西部油田”和“南海东部油田”。南海油气资源丰富，是世界主要产油区之一。中国对南海的勘探始于20世纪80年代，探明石油资源储量152亿吨。南海西部油田勘探面积近50平方公里，主要由崖城13-1、东方1-1、南海文昌13-1、文昌13-2、涠洲10-3、涠洲12-1等组成。崖城13-1气田是中国海上最大的与国际石油公司合作气田，东方1-1气田是中国海上最大的自营天然气田。截至2023年底，南海西部油田储量为861.9百万桶，同比增长-4.56%。2023年南海西部总净产量为221573桶/天，同比增长5.14%。目前，南海西部已探明天然气地质储量近万亿平方米。未来，公司将重点探索深水和深水，扎实推进南海万亿大气区勘探工程建设。

南海东部油田矿区面积约25.8万平方公里，油气产区7个，生产油气田51个，生产设施42个，主要由陆丰13-1、陆丰22-1、惠州21-1、流花11-1、由西江24-3等油田组成。流花11-1油田是中国海上最大的合作油田，由中海油和阿莫科和科麦奇合作开发。自1990年以来，油气产量已超过3.5亿吨，成为粤港澳大湾区的重要能源支柱。截至2023年底，南海东部储量达到892.6百万桶油当量，同比增长30.94%。2023年南海东部总净产量为375232桶/天，同比增长5.50%。

公司开发了多个深水、超深水油田，南海深水油气田蓬勃发展。世界公认的深水定义是：从水面到海床的垂直深度为500-1500米，水深为1500米，水深为超深水。世界上约有10个国家可以开发深水-超深水油气田，其中大多数国家依靠少数欧美发达国家开发水油田。经过20多年的理论技术研究，公司建立了深水区优质储存发展模式和天然气储存模式，形成了一套表面钻井、探井开发井、井壁加固等深水快速钻井关键技术，理论技术突破，形成了钻井、测试等深水勘探技术体系，使中国成为世界上少数具有深水勘探作业的国家之一。目前，中国有荔湾深水气田、流花深水油田、陵水深水气田三个国内深水油气田。

荔湾深水气田是由公司与加拿大哈斯基能源公司合作开发的南海东部油田。荔湾3-1气田是中国第一个真正的深水油气田，位于南海东部，香港东南300公里，平均水深1500米。2006年6月发现储量为1000亿-1500亿立方米。开采项目于2009年初启动，由中国海油与哈斯基能源公司合作开发。中国海油拥有气田51%的权益，后者将持有49%的股份。自2014年4月24日起，气田正式商业投产，开启了我国深水天然气资源开发利用的序幕。流花深水油田属于南海东部油田，是中国第一个自营深水油田群。流花16-2油田包括流花16-2、流花20-2和流花21-2三个油田。油田平均水深412米，是中国海上开发水深最深的油田。拥有亚洲最大的海上油气田水下生产系统，开发技术难度和复杂性居世界前列。自2020年9月首个油田投产以来，流花16-2油田产量一直在上升，截至2023年6月，油气日产量仍保持在1.1万吨以上。陵水深水气田属于南海西部油田，是中国第一个自营深水气田。陵水深水气田所在水域水深约1500米，海床下油气层约2000米，属超深水井。发现时间为2014年9月，是中国第一个自营深水气田。陵水17-2深水气田探明地质储量超过1000亿平方米，天然气日产量达到1516吨(油当量)。2021年6月25日，中国首个自主勘探开发的1500米超深水大气田“深海一号”在海南岛东南陵水正式投产，标志着海洋石油勘探开发进入“超深水时代”。南海北部深水区仍处于勘探初期，油气勘探前景广阔。南海北部深水区发现的油气主要位于琼东南盆地和珠江口盆地。深水勘探仍处于早期阶段，仍有潜力继续发现100亿立方米的气田群。珠江口盆地深水区包括珠江口盆地Ⅱ白云凹陷和南部凹陷带鹤山、荔湾、兴宁凹陷和潮汕凹陷，大部分水深＞1500米，根据国家石油和天然气资源动态评估结果（2015年），乐东陵水凹陷、长昌凹陷、松南低凸起和松南宝岛凹陷主要为天然气，天然气资源量为3.36万亿立方米。琼东南盆地的有利勘探方向如下：①陵南坡带乐东陵水凹陷峡谷；②松南-宝岛凹陷反转结构带，宝岛北坡海底扇；③长昌凹陷的环A洼圈闭带(海底扇)。

琼东南盆地：深水区主要包括乐东、陵水、松南、宝岛、长昌、北礁6处凹陷，松南、陵南2处低凸。珠江口盆地深水区珠江口根据国家油气资源动态评价结果(2015)Ⅱ原油资源4.62亿吨，天然气资源1.47万亿立方米；南部原油资源4.64亿吨，天然气资源0.26万亿立方米。天然气资源主要分布在珠子上Ⅱ白云凹陷、东沙隆起、云荔低隆起、云开低凸起、南部凹荔湾凹陷。珠江口盆地的有利勘探方向如下：①主洼深水扇、主洼两翼、西南断阶带白云凹陷；②荔湾凹陷的深水扇。

南海中南部地质条件优越，油气资源开发潜力巨大。曾母、万安、文莱-沙巴、北康、中建南、笔架南、双峰、南沙海槽、礼乐、西北巴拉望、南威东、南威西、九章、安渡北等14个沉积盆地，总面积约75万平方公里。南海中南部油气资源丰富，石油地质资源116万吨，天然气地质资源26.3万亿立方米。文莱-沙巴、曾母、万安盆地主要分布在南海中南部油气资源，三大盆地累计地质资源占总量的72.5%。目前，越南、菲律宾、马来西亚、文莱、印度、尼西亚和其他国家围绕“九段线”周围的主要含油结构开展油气勘探活动。相当数量的街区属于“九段线”或有争议的地区。然而，这些国家的勘探和开采活动大多集中在浅水区，深水区钻井相对较少，勘探潜力仍然很大。

东海油气资源丰富，产量快速增长，未来储量增长潜力巨大。春晓、平湖、残雪、断桥、天外天等7个油气田是中国在东海开发勘探的油气田。春晓油气田由中海油和中国石化投资建设，包括春晓、残雪、断桥、天外天等四个油气田。1995年发现，2005年正式投产，目前油气开采受到与日本领海发生争议的影响。平湖油气田是中国东海第一个发现并投入开发的复合油气田。2003年第一期扩建实施后，日供气规模从120万立方米增加到180万立方米。截至2018年底，东海已发现气田16个，其中储量超过1000万亿立方米的特大气田4个，盆地整体勘探程度较低。仍有许多预测储量较大的气体结构，发现大中型气田的希望较大。截至2023年底，东海总储量已达192.8百万桶，同比增长-0.67%；东海2023年净产量达到31154桶/天，同比增长61.19%。

公司布局煤层气，储量和产量快速增长。公司在稳步推进常规油气储存和生产的同时，通过子公司中联公司积极布局煤层气等非常规油气资源的开发，在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘建成了神府、临兴、潘河三大生产基地。公司具有煤层气和致密气勘探开发技术能力，重点是高级煤层气勘探开发和低成本薄层压致密气开发技术能力。截至2023年底，公司陆上煤层气总储量为133.2百万桶，同比增长37.04%，2023年公司陆上煤层气总净产量为4919桶/天，同比增长20.65%。

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公司油气勘探理论和技术进步引领油气资源发现

渤海活动断裂带油气差异丰富理论，南海北部大陆边缘深水油气成藏理论和南海西部高温高压天然气成藏理论的重大创新，引领中国海油在渤海、南海北部深水和高温高压层系统方面取得了一系列重大突破。与此同时，近年来，随着油气勘探向深水和深水领域的逐步扩张，渤中19-6大型凝析气田的发现是基于深埋潜山成藏理论的创新。“盆-源-热”共同控制地质理论，明确深水区可形成近100亿吨油当量资源；水道砂岩储存-垂直裂缝输导-晚期填充轴向峡谷收集模式，突破了对世界深水大峡谷水道仅限于垂直发展的理解，引领琼东南盆地深水区峡谷水道陵水17-2、陵水25-1、陵水18-1等气田的发现，开辟了海域深水天然气勘探的新领域。浅水开采技术不断优化，有助于渤海油田产量的快速提高。公司根据渤海地质特点，形成了适合渤海中深天然气安全、环保、高效勘探开发的钻井关键技术体系，并不断优化。渤海油田的储存描述技术、地质模型和建模技术、工程施工技术和油田生产综合调整技术均达到世界先进或国内领先水平。例如，自20世纪90年代以来，中国海油已经开展了三次“快速钻井”改进行动。利用海上大位移井和海上丛井技术，平均钻井周期从57天下降到10天，钻井效率提高了6-7倍，为渤海油田的快速发展开辟了关键瓶颈。此外，以“丛式井”调整增产为例，渤海油田研发形成了海上丛式井组平台位置综合优化和极限井槽分配技术，针对海上大中型油气田开发井网密度高、碰撞风险高的问题，实现了一个平台打88口井。

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深水公司不断突破海上高温高压钻井技术、深水钻井技术、深水隔水管运行技术等关键技术，成功实现了多个深水油田的发展

公司在地层压力预测、井体结构设计、套管材料选择、钻井加速、固井、钻井液等方面进行了一系列技术研究，通过现场实践和优化，逐步探索形成了适合莺歌盆地高温高压地层特点的新型钻井技术体系。实现了高温高压探井作业时效性高、事故率低、成本控制合理的目标，在莺歌盆地东13-1和东13-2气田的发现中发挥了关键作用。通过对外合作，公司形成了相对成熟的深水钻井技术体系，包括深水表面管道安装技术、深水浅安全高效钻井技术、深水深钻井技术等，打破了西方少数国家的技术垄断，成功完成了陵水17-2气田的开发建设，初步表明公司形成了深水钻井技术体系和自主化能力。

我国海洋开发设备快速突破，支持油气资源走向深蓝。海洋油气的开发基本概括为勘探、钻井、采油、集输等一系列工艺。目前，深海的主要钻井平台有半潜式钻井平台和钻井船。半潜式钻井平台适用于海域范围广、抗风浪能力强、稳定性好，将成为深水水域油气田开发的主要钻井平台类型，从100米到几公里不等；FPSO作为油气生产的中转站，海上浮式生产储卸油装置逐渐成为大型油气田区域化发展的主流装备。

深海工程设备:中国自主研发建成了“海洋石油981”深水半潜、“海洋石油201”深水起重铺管船、“海洋石油” 以“708”深水工程勘探船为代表的5型6船深水工程设备，具有3000m水深作业能力。其中，“海洋石油981”是中国第一个独立设计和建造的第六代深水半潜式钻井平台，长114米，宽89米。“海洋石油981”最大作业水深3000米，高137米，自重3.067万吨，承重12.5万吨，钻井深度1万米。2021年9月，中国自主设计建设的世界上第一个智能深水钻井平台“深蓝探索”在南海珠江口盆地开钻。该平台最大工作深度为1000m，最大钻井深度为9144m。它集成了传统锚定钻井平台和现代动力定位平台的性能优势，可以应对恶劣的海况和超强的台风威胁，特别适用于南海的油气勘探开发。

生产平台:2021年6月，“深海一号”能源站正式投产，是世界上第一个采用立柱储油舱储存凝析油、具有油气处理和油气输送功能的深水半潜生产运营平台，采用“半潜生产平台+水下生产装置+海底管道”的全海开发模式，标志着我国深海油气勘探开发从300米到1500米取得了重大进展。通过“深海一号”的技术改造，气田具有台风天遥控产气的能力，年产量可增加6000多万立方米。2023年10月，中国第一个深水高压开发项目——“深海一号”二期工程，第一口开发井成功钻测，日产天然气超过100万立方米，日产油超过230立方米，产能远超设计预期。陵水25-1深水区块由“深海一号”二期工程开发。该区块的气体埋在海底5000多米处，地层压力高达69兆帕，温度高达138℃。公司采用“水下生产系统+浅水导管架平台”模式开发，部署12口开发井，钻井总进尺是“深海一号”一期的2.2倍。2024年3月26日，中国自主设计建造的亚洲第一个深水导管架“海基二号”成功滑入珠江口盆地水域，准确就位。该导管架总重量近3.7万吨，总高338.5米，应用水深约324米。这是中国第一次在水深超过300米的水域安装固定导管架，标志着中国深水超大导管架的关键技术和安装能力。对促进海上油气储存和生产，确保国家能源安全具有重要的战略意义。

集输平台:2020年5月，FPSO“海洋石油119”投入使用，全长256米，宽49米，型深27米，满载排水量19.5万吨。甲板集成了14个油气生产功能模块和1个能容纳150名员工的生活楼，可控制3个水下油田和26棵水下采油树的全生命周期。工作水深超过410米，每天可处理原油2.1万立方米，天然气54万立方米，相当于陆地占地30万平方米的油气处理厂，堪称“海上超级工厂”。-国信证券