爱华网工作区环境特点与陆地油气勘探相比较，海上的台风所形成的巨浪、狂风影响勘探工作进度，威胁勘探人员的生命和财产安全。例如流花油田在台风侵袭前，人员撤离平台，油井关井停产，之后经历很长时间才恢复生产，其间的损失可谓惨重。
勘探方法特点陆地上的油气勘探方法与技术在海洋油气勘探中都是适用的。但是，受恶劣的海洋自然地理环境和海水物理化学性质的影响，许多勘探方法与技术受到了限制。
钻井工程特点海上钻井工程设备的结构要复杂得多，海上钻井必须使用钻井平台。由于受海洋自然地理环境的影响，海上钻井工程要考虑风浪、潮汐、海流、海冰、海啸、风暴潮、海岸泥沙运动的影响。考虑海洋的水深、海上搬迁拖航等因素的影响，而陆地上钻井工程则无须考虑这些因素。为了使油田获得高产，就要使用长距离水平钻井及分支水平钻井技术等，这类钻井技术复杂，成本也较高。
投资及风险特点海上油气勘探的投资大幅增加，一般是陆地油气勘探投资的三到五倍。勘探投资主要体现在海上钻井设备的设计与制造、海上钻井设备的搬迁拖航、海上油气的集输、海上钻井施工过程中的后勤补给、海上钻井工程技术人员的工资与保险等方面。这些勘探投资都要比陆地上大得多。而海洋石油开发所需要的各类设备因为海洋环境的特殊性，价格也非常高，同样一口勘探井的钻井成本，陆上石油、浅海石油与深水石油的比例一般在1：10：100，甚至更高。2000米到3000米水深的钻井船，仅仅是租金就达到每天40万到50万美元。一般的钻井船日租金也高达15—20万美元，钻井平均成本每米10000—12000元，是陆上的6—10倍。为了求得高产，海洋钻探通常采用水平井、大位移井技术、又推高了成本。其次并不是每次钻井都能获得油气，这些干井和无价值的低产井的费用也要摊在成本中，这就是海洋石油成本高昂的原因所在。
以水深1350米、井深5100米、钻井时间45天进行钻井成本分析、平均平台日费40万美元，综合费用65万美元。最后计算总费用达到5500万美元。如下图
图1 海上钻井成本
而海上油田又有一些列无法预估的风险，如流花油田因遭遇台风而关井停产，仅后期恢复工作就持续了一年。而维修费用最初曾预估为5-6亿美元，而海洋石油开采还要面对海底溢油、原油泄露、平台火灾、翻沉等事故，这些事故一旦发生，损失巨大，足以使实力一般的公司陷入绝境。
2010年BP石油公司在墨西哥湾的深水地平线号半潜式钻井平台发生爆炸并沉没。该平台是第五代深水平台，事故时平台作业水深在1524米，该事故造成了大面积的溢油导致了近年来最为严重的污染。
图2 墨西哥湾事故示意图，BP公司新开钻两口井，为事故井泄压
图3BP公司调集了大量钻井平台和工作船前来救灾，展现了不凡的实力
海洋石油勘探优势海洋地球物理勘探，由于交通便利和使用特殊的仪器设备，海洋油气勘探具有极高的工作效率。在海洋地震勘探中，地震船沿测线边前进边进行测量施工作业，施工作业效率比陆地地震工作效率高。
资源递减率高，油田寿命短。由于海水对钢铁的腐蚀作用，海上平台的安全寿命仅20年，而海上平台费用高昂，因此需要在平台寿命期限内开采出更多的油气。这就提高了油田开发强度，导致资源递减率进一步提高，缩短了油气田寿命。蓬莱19-3油田溢油事故就是因为操作者康菲石油公司为多采油气违反开发方案，过量注水，导致原油从地层溢出。
另外海上油田的成本也导致产量过低的油田由于“不经济”而被废弃或搁置。一些油田在发现初期由于产量较低，加上油价低迷，而不具备开采价值，多年后油价持续攀升，采油技术进步使得成本能够下降，再次开发就又变得合算。
海洋石油开发的基本模式
海洋石油开发和陆地石油开发都是围绕勘探，钻探，采收等几个环节展开，不同的是海上勘探使用地震船、海上钻探采用丛式井，大位移井，水平井等高难度钻井技术，钻探和采收设备要使用钻采平台、水下井口/水下生产系统及浮式生产储油等装置。
海上平台主要分为四大类：钻井/勘探平台、采油平台、中心平台、储存式平台。
通过对海上平台，水下生产系统，储油设施进行结合则产生不同的开发模式，主要包括以下两种：
1全海式开发 WHP(井口平台)+FPSO（浮式生产储油卸油装置） 适合远离海岸的浅海、深海和边际油田
当油田距岸边较远的情况下，再以陆地为依托，不但在技术上会遇到难题，经济上往往也是不可取的。在这种情况下，需要考虑全海式的开发方案。这种开发方案是将全部生产和处理设施建在海上。油田生产的原油和生产污水在海上进行处理。处理合格的原油可直接从海上装船外运销售，处理达标的生产污水直接排海。
为了处理、储存和装运所生产的原油，需要在海上设置必要的原油和污水处理设施。而为了确保整套生产设施的正常运转，一方面要适当的配置必要的管理和操作维修人员，还要为这些生产人员提供良好的生活环境和后勤服务以及可靠的安全设施。这相当于将一座处理工厂从陆地搬到海上，可想而知，其所需要的面积和空间是相当可观的。
图4 流花11-1油田即采用深水全海式开发方案。
流花11-1油田采用的就是全海式开发，整个工程设施包括5部分：半潜式浮式生产系统（FPS）南海“挑战号”，浮式生产、储卸油装置（FPSO）南海“胜利号”，单点系泊系统，海底输油管线和水下井口系统。流花11-1油田的设计开采年限为12年，工程设施的设计寿命为20年，批准投资预算65300万美元，实际投资决算62200万美元，比预算节约了3100万美元。
流花11-1油田的设计水深近310ｍ，如果使用常规的导管架固定平台结构形式，仅导管架的造价就高达10亿美元，而建造一座浮式张力腿式平台估计费用也要12亿美元。经过市场调研和经济评价，若改造一艘半潜式钻井平台作为生产平台，再加上与之配套的水下井口生产系统，其总费用也只有2亿美元，具有明显的经济效益。
南海“挑战号”浮式生产系统FPS,并于1995年8月安装完毕。它装备了水平井钻井、完井以及修井所必须的设备，具有钻井、完井、修井、监视、控制水下井口、为井底电潜泵提供悬挂月池和供电的功能，并能安装和回收水下井口设备。“挑战号”浮式生产系统（FPS）按100年一遇极端海况设计，用11根非对称的锚链永久系泊于海底，可承受台风和内波流等各种恶劣海况。“挑战号”还配有2台ROV遥控机器人支持作业，通过25根水下电缆向井口供电。生活模块可容纳130人居住。
南海“胜利号”浮式生产、储卸油轮（FPSO）南海“胜利号”是由一艘14万吨级的旧油轮改装的。改装后的油轮，具有发电、原油净化处理、原油储存和卸油的功能。高峰日处理液量为4.77×104m3，日产油量1.03×104m3。可储存原油72万桶。针对流花11-1油田原油粘稠的特点，原油处理流程采用了世界先进的电脱盐/脱水二合一新技术，即在一个设备内，分步完成原油的脱盐和脱水。“胜利号”的生活楼模块可容纳85人居住。储存的合格原油经串靠的穿梭油轮外运销售。
胜利号”的单点系泊系统
“胜利号”浮式生产、储卸油系统（FPSO）采用永久式内转塔单点系泊系统。单点用锚链固定于海底，通过油轮船体前部空洞内的转塔机构与船体相连，油轮可绕单点作360°的旋转。在深水情况下比固定塔架式系泊结构要经济的多。设计环境条件采用100年一遇极端海况，用10条Φ114.3mm的锚链系泊。根据环境条件各个方向极值的差别，适当调整锚链的长度。该单点系泊系统为永久不可解脱式，最大系泊力为600t。
2 半海半陆式开发 WHP（井口平台）+海底管道+陆地终端，适合近海、浅海、油田群。
这种开发方案是在海上建造比较简易的井口平台，通过海底管线将生产的原油或天然气输送到陆地上的终端处理厂，充分利用陆地地域广阔的优势，在处理厂对原油或天然气作进一步的处理。处理合格的天然气或提供给用户继续进行深加工，或进管网供工业和居民使用。处理合格的原油通过外输或外运销售。这种开发方式一般适合于距离岸边较近的油田。
图5 绥中36-1 油田工程设施图
绥中36-1位于渤海，是我国第二大油田，采用半海半陆式开发，图中共有9座井口平台（WPH），1座中心平台（CEP）1座生活动力平台APP.各平台间有海底管线连接，井口生产的油气汇聚至CEP-中心平台进行简单的油水处理后经海底管道送入路上终端的油气处理厂。
国外深海开发模式
1、FDPP+WHXT+SPL 模式即浮式钻采平台+水下井口/水下生产系统+海底管线网 又称美国模式
由于美国限制浮式生产设施，所以采出的油气均通过管网输送上岸，属于半海半陆开发模式。
2、SP+WHXT+FPSO/PSO 模式即半潜式平台+水下井口/水下生产系统+浮式生产储油卸油装置/浮式储油卸油船 又称巴西模式
巴西模式属于全海半陆开发模式，将钻采、生产、存储、外输结合在一起。
3、TLP+WHXT+FPSO/FSO 模式即张力腿式平台+水下井口/水下生产系统+浮式生产储油卸油装置/浮式储油卸油船
4、FPL+WHXT+FSO 模式即挠性储油管+海底工作盒+浮式储油卸油船
南海石油是怎么分布的？
在传统海疆线内，油气构造主要分布在珠江口、台西南、琼东南、笔架南、北部湾、莺歌海。而在南海南部则是分布在存在争议的盆地的中建南盆地、南薇西盆地、万安盆地和礼乐盆地、曾母盆地等,这些含油盆地均远离中国大陆，正好沿着九段线分布。而南海的中间恰恰没有石油蕴藏。
图6 世界主要石油开采区域
南海石油蕴藏在世界范围内处于何种地位？
海洋石油勘探的热点集中于“三湾”：波斯湾、墨西哥湾、几内亚湾，“两海”：北海、南海，“两湖”：里海、马拉开波湖。世界海洋石油产量中，北海油田居首，在2000年达到峰值年产石油3.2亿吨，但目前日渐衰退。其次是波斯湾、墨西哥湾、巴西、西非。
而深海油田主要集中在墨西哥湾、巴西近海、安哥拉和尼日利亚近海即所谓的四大深海油区，几乎集中了世界全部深海探井和新发现储量。而南海石油生产主要还是依靠大陆架浅水地区，东南亚的深海油气开发规模尚小，远不及以上四大深海油区。
目前南海石油总产量将中国计算在内为6835万吨，不算中国为5300万吨左右，产量并不算大。
南海石油现状
我国在南海南部没有一口油井，而越南、马来西亚、文莱凭借地理优势，早在20世纪70年代就开始在其临近的大陆架上开采石油。而我国最早符合国际标准的海上油田是1986年才在渤海开发的埕北油田。在南海搭建钻井平台也是从1986年才开始.
由于技术能力和资金原因，东南亚各国的南海油气开发基本由国际大石油巨头主导，各国采取PSC（产量分成合同，Production Sharing Contract）合作开发模式。即：资源国以资源出资，外国公司负责勘探开发并承担风险，收回成本后，双方按比例分成。东南亚国家在石油分成合同中的收益很低，马来西亚与合作方的收益基本是三七开。
事实上我国一些油气田也PSC模式开发，但中方通常要求收益必须达到51%。与东南亚国家不同，我国通过对外合作最终掌握了大部分的海洋石油开发技术，不仅开辟了大量的自营油田，还走向海外。而东南亚国家几十年来仍未走出与人分成的套路。
1、越南的南海油气现状
越南海上油气勘探主要集中在Song Hong basin, PhuKhanh basin, CuuLong basin（九龙盆地）, Nam Con Son basin（南昆山盆地）, Malay-ThoChu basin, Hoang Sa basin（黄沙盆地） Truong Sa basin(中沙盆地).等七大盆地。越南为亚洲第三石油生产国，其油田主要位于南部大陆架，其主要油田分别为 ：Bach Ho (White Tiger白虎), Rang Dong (Dawn黎明), Dai Hung (Big Bear大熊), and Su Tu Den。
据预测越南油气生产在近年已经进入高峰，随着部分油田老化，越南油气呈逐年递减的状态。此外由于经济的增长和石化产业的发展，越南油气需求逐年攀升。因此越南近年对南海石油的勘探十分活跃，在2000年之后在其大陆架获得了一些新的油气发现，并逐渐投产，一定程度缓解了其油气产量递减的速度。越南对九段线内的油气勘探十分活跃，与世界多个能源巨头签署了勘探协议，深切渴望在南海深水区域获得新的油气田。
图7 越南近海石油区块示意图
1）越南的跨界勘探
越南从北到南的众多石油招标区块均跨越我海疆线 其中有：113、115、117、118-136、04-1、04-3、05-1B、05-2、05-3、06-95 、06-1、06-2、07、08.多个区块。越南在万安滩一带04-3、05-1B、05-2、05-3、06-95 、06-2。06-1等区块油气开采和勘探活动十分活跃。越南在九段线内已经有Dai Hung（大熊油田）、 Lan Tay、Lan Do 、HAI THACH 、Moc Tinh 、Cá Rong Do、Tuong Vi ，多个油气田，其中Dai Hung（大熊油田）、 Lan Tay、Lan Do 、已经开采多年。而其他几个油气田也将在不久的将来进入试采。
2)越南的跨界生产
越南最早跨界生产的油田便是Dai Hung（大熊油田）位于万安盆地北部，水深110米，05-1区块，跨越我国传统海疆线，北距昆仑岛４８０ｋｍ。Mobil Oil & Gas Co. 在1974年首先发现了大熊油田，1987年苏越石油公司钻探大熊-1井，测试原油日产5800桶,天然气850000立方米。大熊油田开发分为三个阶段（1994、2000、2004），2003年越方收回了该油田全部权益。目前其操作者为 Dai Hung Co.
跨越海疆线生产的有06-1区块Lan Tay气田。该气田于1993年被发现后，该区域还有在1992年发现的Lan Do 气田。该区块已经处于我国传统海疆线内，原操作者为BP（英国石油公司），BP拥有该气田35%权益，印度ONGC公司拥有45%权益，PVEP拥有20%权益。Lan Tay气田已于2002年投产。2011年4月6日俄罗斯第3大石油公司TNK-BP公司从英国石油公司（BP）购买了越南的06-1区块，并担任作业者。Lan Tay和Lan Do气田是目前越南最大的气田。
HAI THACH气田位于05-2区块，已经位于我国传统海疆线以内，操作者为BP(UK)英国石油公司 BP(UK)占有该区块权益的 75,9%，PVEP占有另24,1% ，处勘探开发阶段，尚未投产。
。
Moc Tinh 气田位于05-3区块，位于我国传统海疆线以内，2011年6月，越南最大的石油钻机在此开始钻探，此次钻探 由Bien Dong Petroleum Operating Company (Bien Dong POC)公司投资，该公司为PetroVietnam公司的子公司。Moc Tinh和Hai Thach两气田预计每天可生产 15000到20000桶凝析气。
越南对07/03区块的勘探也在紧锣密鼓中，该区块面积4915平方公里，水深319米，位于我国传统海疆线以内，紧邻印尼单方面划分的南海界线，在印尼设置TUNA区块以北。操作者为Vamex，在2004年进行了 1925km 2D勘探。
2009年Pan Pacific Petroleum在07-03区块钻探了一口探井(07-CRD-1X)，发现该井控制区域内有明显油气显示，并将其命名为 Cá Rong Do（Red Emperor红色皇帝） 。经过试采，该井日产3652桶原油和810万立方英尺天然气，并且不含水。同年在该区块钻探的另一口井 Cá Rong Vang 则是一口干井。2011年Premier公司作为其操作者将继续对该区块进行勘探，并将钻探新的探井，以对该区域的开发做深入评估。
Tuong Vi 位于06-94区块，该区块在我国传统海疆线内，Pearl Energy为其操作者并拥有 33.33% 权益，AWE （Australian Worldwide Exploration Limited ）Vietnam Pte. Ltd 拥有23.33% 权益Lundin Petroleum 和Serica也分别拥有33.33%和10%权益。该区域已经进行了1750平方公里的3D勘探。2009年该区块钻探了探井--06/94-TV-1X，但未收到油气显示。
那么越南究竟在九段线内盗取了多少油气资源呢？ 关于越南在九段线内的油气产量有多种说法，事实上这一数据很难计算。从目前状况我们可以简单估算如下：
Lan Tay、Lan Do 两个气田当前的产量为1320万立方米/日。理想情况按365天计算，一年大概就是48亿立方米。实际上油气生产处于动态不稳定性，因此可将其年产量保守估算为35亿立方，而越南2010全年天然气产量为90亿立方米。这样仅这两个气田的天然气就占到越南全年天然气产量的38%。
大熊油田年产量目前保持在500万吨，在今年中期越南将大熊油田的日产量提升一倍，因此今年该油田产量将有显著增长。由于该油田部分跨越我国传统海疆线，因此我们暂且将该油田九段线内石油产量估计为250万吨，那么越南来自九段线内的石油产量就占其全年石油产量（2000万吨左右）的12.5%。
2、菲律宾
菲律宾虽然在黄岩岛问题上闹的鸡飞狗跳，但是在南海石油方面的影响力几乎不值一提，其野心主要是礼乐滩的天然气田--Sampaguita。
图8 礼乐滩勘探示意图，可看到礼乐滩探井，及菲律宾其他油气田
有报道称该气田很可能是一个世界级气田，其储量可能在20万亿立方英尺（566亿立方米）。但实际上该气田其实早在1976年时就已发现，但由于当时的作业公司认为该气田的储量太少而放弃了进一步的投资开发。不过一些业内分析师则对20万亿立方英尺储量的数字表示怀疑，他们认为根据目前的情况看，Sampaguita气田的天然气储量应该在3.5万亿立方英尺-5万亿立方英尺之间。近期菲律宾曾说打算和中海油合作开发此气田，但遭到了中国官方的否认。
3、马来西亚
马来西亚有多个区块深入我国传统海疆线，它们是ND1、ND2、ND3、ND4、ND5、 F 、2C 、E 、M、 L、 K、 N 、P、 Q、H、 SK308、 SK310、 SK311、 SK305 、SK8 、SK10、 等。
图9 马来西亚近海石油区块划分
在我国海疆线内的油气田则分别有：M1 Saderi Jintan Serai 、M4 、M3 、M3S、G7 、Bijan 、F14、 F29、 F23 、F6、 F28 、F05E 、Cili Padi 、Selasih、 B11 、B12 、Beryl 、F13、 F13W 、E11、 E19NE、 D12 、ShallowClastic 、Ubah、 Malikai 、Pisigan 、Petai 、Gumusut、 E8、 D35 、kumang 、Helang 、Kikeh、F6 等。
图 10 文莱沙巴及曾母盆地油气田
有资料显示（2004年度）文莱和马来西亚在曾母盆地建立了三个开发体系、一个是E11 、F13为中心联合周围15个油气田所建立的开发体系。一个是以D18、Bayan、Temana，三个油田建立的开发体系，一个是以D35、D26等油气田建立的开发体系。这三个开发体系中的23个油气田中有17个位于我国海疆线内。
马来西亚在南海问题上历来处事圆滑而低调，因此马来西亚在南海的跨界开采不为国人所关注。马来西亚大部分油田也属于浅水油田，但02年发现的Kikeh油田则属于深海油田。
图11 建设中的Kikeh油田SPA平台
Kikeh油田于2002年发现，2007年投产，在K 区块南部水下1300米深处，跨越我国海疆线，是马来西亚首个深海油田。据预测，该油田蕴藏3～7亿桶高质量的原油。这也是东南亚地区在过去10年中发现的最大的油田之一。该油田到2010年生产能力将达到120000桶/天石油和150百万标准立方英尺/天天然气。Murphy公司为该油田的操作者，并拥有80%权益，马石油拥有20%权益。在南海油气开发中，东南亚国家由于缺乏资金和技术，难以承担勘探风险而把石油区块大量承包给他国石油公司，自身所获得权益则非常小，基本上属于被掠夺的角色，可即便如此，这些国家依然抗拒同中国的合作。
4、文莱和印尼
文莱也是南海石油的受益国，文莱的主要勘探活动集中在文莱-沙巴盆地，04年相关数据显示文莱沙巴盆地有8个油气田进入了我国海疆线，2001年文莱划出了M和L两个深水区块，但近年来在该深水领域中未有突破，而印尼守着曾母盆地的纳士纳气田却无法开发。
我国南海石油开发概况
国土资源部《全国油气动态评价2010》中指出我国对南海勘探仅有16万平方公里，储量52.2亿吨，初步估计整个南海为230亿至300亿吨之间，约占我国油气总量的三分之一。
图12 中海油在我国近海作业区域
我国在南海的石油开发主要集中在北部大陆架附近的珠江口、琼东南、北部湾、莺歌海等地区，水深普遍在100-300之间，水深最大的油田是流花油田，在330米左右。
我国南海石油开发的历史课追溯到1957年，真正启动南海油气开发是1982年中海油成立后，改革开放宽松的政治氛围和对西方的开放的外交政策使南海迎来了第一批国际石油商。包括雪佛龙、BP、阿莫科、壳牌、菲利普斯等国际石油巨头。虽然此时南海已经有第二波斯湾的美称，但在经过勘探后发现的油田储量不超过亿吨后，这些国际巨头纷纷撤离。直到1986年，中国在南海上才搭建了第一座平台。
南海上最早发现的具有开采价值的中国油田为涠洲10－3油田，于1982年12月发现，是南海西部公司最早的海上合作油田，合作方是法国的TOTAL公司。 1986年8月7日 投产， 1992年5月16日转为自营，与 1991年8月20日 自营建成的涠洲10－3北油田连片生产，形成年产能30万吨，至今已产原油近400万吨。
涠洲11－4油田仍是涠西南油田群主力油田之一，1982年11月发现， 1993年9月19日 自营建成，设计产能60万吨，经改造达80万吨。与 1999年8月2日 自营建成的涠洲11－4东油田连片生产，形成年产能90万吨以上，至今已产原油近600万吨。
涠洲12－1油田，是涠西南油田群的最大油田，1989年12月发现， 1999年6月12日自营建成，设计产能100万吨，至今已产原油近160万吨。与涠洲10－3油田、涠洲10－3北油田、涠洲11－4油田和涠洲 11－4东油田连片生产，形成了南海北部湾涠西南油田群。
西江24－3，30－2油田，分别于1994年和1995年投产。
1985年8月后相继发现了惠州21－1，惠州26－1，惠州32－2，惠州32－3和惠州32－5组成的惠州油田群。
流花11－1油田，发现于1987年2月，是目前南中国海发现的最大的油田。1996年3月正式投产。1999年平均每天产油13,800桶。
陆丰13－1油田于1987年1月发现，1993年10月投产；陆丰22－1油田于1986年5月发现，1997年12月投产。
番禺5－1油田田于1999年发现。
崖城13－1气田位于三亚市以南 100公里 ，是1983年8月在水深约 100米的地方发现的，估计储量在3万亿立方英尺。
文昌13－1，13－2油田2000年进入全面开发。
2000年8月25日 ，东方1－1气田开发工程方案初定，将建造4个平台和一个陆地处理终端，一期工程于 2003年9月15日投产。
图13 南沙海域等深线地图，图中白色为0-200米水深、浅蓝为200米-1000米水深、蓝色为1000米-2000米水深、深蓝色代表2000-4000米水深。
南沙海域的深水油气
南沙海域跨越我海疆线主要有六大含油盆地（如下表）
盆地名称 盆地总面积(万平方公里)海疆线内远景资源量(%)海疆线外远景资源量(%)
曾母盆地 16.8775.4% 24.6%
文莱沙巴盆地 9.4334.5%65.5%
万安盆地8.50173.8%26.2%
北巴拉望盆地1.68442.9% 57.1%
西巴拉望盆地 2.4148.3%51.7%
中建南盆地 5.0785 71.7% 28.3%
如图14 越南目前已投产的油田水深均不超过300米，在万安滩外围的浅水区域越南已经发现了大熊油田、LAN TAY气田，但在万安滩的深水区域目前仍未有大的发现，在更加深入九段线的地区水深超过1000米，虽然这些区块中的一部分已经得到外国石油商的青睐，但并没有实质性的发现，也没有油田投产。
如图15 马来西亚的气田大部分来自曾母盆地，但曾母盆地平均水深不超过200米。其在文莱沙巴盆地中200-2000米水深的地带近年来有所收获，在K区块投产了KIKEH油田。文莱在深水区域划出的其他区块并未有大的收获。
如图16 K区块水深在2000至1000米之间，近年除了投产了KIKEH油田外，还在临近的G区块、发现了多个油气构造。
如图17 菲律宾将希望全部寄托在礼乐滩，礼乐滩内大部分水深在200米以内，但在其边缘测水深迅速下降至1000米之后急速下降至2000米。礼乐滩的探井位于浅水区域，勘探迄今未有大的突破。
我们缘何没在南海深处钻得一口油井？
谈到南海石油我们往往感到气馁，那就是我们眼巴巴的看着南海周边各国在南海南部开采石油，而我们自己只能干瞪眼。
中国在南海南部石油的窘况是特殊的政治军事背景产生的，也是由我国落后的海洋石油技术及装备水平导致的。首先70年代，我国刚收回西沙主权，而沿九段线各国在发达国家石油公司的拥趸下已经开始开发其沿岸的海洋石油。而到了90年代初，我国尚未完全掌握海洋石油开发技术，我国近海石油开发也才刚刚起步不久。
迄今为止， 由于南海周边各国大陆架浅海油田已被各大石油公司瓜分，外加敏感的政治背景，中海油即便有能力和技术要对九段线内的浅海油田进行开发也是极其困难的。
即便现在我国的深水开发能力依然有限，海上石油装备的制造能力依然不足，尤其是我国水下生产设备完全依赖进口。
我国与世界深水开发能力对比
我国水平（2012年前）世界先进水平
钻探最大水深505m 3050m
投产油田最大水深 333m(流花油田)2192m
铺管最大水深150m2202m
起重能力1400t 3800t
图 18 为导管架平台巨大的导管架，这个架子座沉在海底，平台则在其顶端，导管架仅能适用于200米水深
图19 看上去高大壮观的自升平台也只是浅海里的玩具
图20 对于远距离高海况的平台搬迁需要依靠半潜驳船
图21 为BP公司墨西哥湾事故抢救任务中由水下机器人（ROV）拍摄的照片，图中为控制溢油的控油罩
图22蓝疆号在南海进行平台吊装作业
深水油田与浅水油田的开发技术有很大不同，因此浅水油田的开发技术和经验到了深海就无法应用。
要突破深海油田开发就要掌握钻井立管技术、深水钻井技术、水下井口技术、动力定位技术、深水安装及铺管技术、深水油气田安全保障技术。
深水设备更是阻碍我国深水开发的瓶颈，主要有深海地质调查设备、深海钻井平台装备、深海管道及铺管船装备、大型浮吊船装备、大型运输平驳、水下井口装置、深水遥控潜水器（ROV）、海洋综合探测器（AUV）等。
南海的环境也是世界上最为恶劣的。南海是世界上台风最密集的海域、由于南海海域内海水密度、质量的差异，形成了南海独特的内波流，这是一种极其严重的自然灾害，最快速度可达到2米/秒，可在瞬间就将一座平台摧毁，南海的地质条件极其复杂，有大量的沙地沙沟，且这些沙坡、沙脊是移动的，每年可移动300米，这就对海底井口和管线等生产设施产生巨大的威胁。
此外我国深海石油开发缺乏技术人才，以“海洋石油981”作业团队为例，绝大多数岗位均由中方人员自主管理和操控，但是在动力定位系统操作等7个关键岗位上，仍需外籍专家进行技术支持。不过这种高级关键岗位的技术“进口”并不会持续太久。
最关键的原因还是距离，南沙海域距离我国大陆过于遥远（距大陆2000-3000公里），我国在南沙海域没有取得完全的控制权。
由于距离的原因，即便中国在南沙海域开采石油，也难以保障人力物力的供给，因为海上平台工作人员依赖直升机换班，而直升机飞不了如此遥远的距离。开采出的天然气也难以通过管道送回我国，因为我国迄今还没有进行1000米水深的铺管经验，而从南沙到我国大陆距离达到2000公里以上，水深跨度巨大。
南沙石油蕴藏量的悖论
国内很多媒体将南沙乃至南海都称作第二个波斯湾，即预测南海石油地质储量约为230亿—300亿吨，其中70%蕴藏于南海深海区域。而美国能源机构（EIA）一份报告引用美国地质协会数据估计，南海石油储量总计在280亿桶（约合38.2亿吨）左右。
南海腹地是很大的沉积盆地，在理论上推测应该资源丰富，但我国至今未在这些区域进行详细的资源勘查，也没有打过一口井，很难确切证实有多少油气资源。而东南亚其他国家在南沙海域的深水油气发现也乏善可陈。
对于期望值和实际值相差悬殊的例子在石油业内并不鲜见，比如菲律宾给予厚望的礼乐滩。自1976年Amoco/Salen公司就在礼乐滩打了一口探井，并获得了油气显示。但一直到1986年，礼乐滩的7口探井中只有两口有少量油气发现。由于该区域地质条件复杂，一直没有大的突破，因此开发公司于1987年放弃了该区域。但菲律宾并不死心，在1992年重新对该区域进行勘探。前不久黄岩岛争端升级，菲律宾再次鼓吹礼乐滩蕴藏有巨量天然气。
另一个例子是东纳士纳气田（D-Alpha气田）即D-Alpha区块，该区块天然气已发现多年,由于气层伴生巨量的CO2 气体,导致该气田开发成本异常高昂与困难。
此外越南在万安滩深水区域也进行了多年的石油勘探，至今也未有大的发现。
因此南沙海域的油气资源好看却不好吃，虽然大家都知道这些热点盆地可能拥有巨量的油气储藏，但这些地方复杂的地质条件使得勘探十分困难。
我国对南海深海石油技术的探索
1）荔湾3-1气田的探索
2006年中海油、哈斯基（李嘉诚旗下）合作发现了荔湾3-1气田。2008年中海油、哈斯基和挪威海洋石油钻井公司对荔湾3-1气田进行了探井作业，哈斯基公司租用了第六代半潜式深水钻井船--西方大力士号。这使得中海油首次接触到世界先进水平的深水平台和钻探技术，并获得了难得的经验。
图23 珠江口盆地深水区快，可见荔湾气田29/26区块南分布着42/05 43/11等深水区快
荔湾3-1气田位于29/26区块，水深从200i到2000米，设计生产能力达到120亿立方米/年，总投资达到350亿元人民币，拟于2012年4季度投产。工程主要包括深水部分、浅水部分、陆上终端。
荔湾3-1气田借助了地形，浅水部分是荔湾3-1气田综合平台，水深为200米，刚好可以使用适于浅海且技术成熟的导管架平台，由中海油操作。而平台附近正好是个斜坡，斜坡之后水深则达到了1500米，气田的主要生产设施，和钻井工作均在这1000多米的深水之中。而在1000的深水进行钻探对中海油来说显然经验不足。
深海钻探技术是各大石油公司的核心技术，更属于核心机密。海洋浅水钻井的表层套管作业所采用的钻孔、下套管、固井的作业方式不适于深海钻井，由此中海油专为深海钻探中所需要的深水表层套管施工方式和施工技术（即喷射下表管施工技术）进行了攻关，形成了独立的知识产权。
2）、对外合作中的摸索
2006年，中海石油非洲有限公司（中海油全资子公司）与赤道几内亚签署产品分成合同（PSC），联合勘探开发赤道几内亚S区块。在此期间，双方还圆满完成了两口深水井的钻探作业任务。这是中国海油第一次在西非深水区域开展钻井作业，也是中国海油第一次作为作业者组织实施深水钻井作业。这一次，中国海油的海上钻井作业水深第一次突破1000米。通过赤道几内亚项目，中国海油掌握了一批与深水钻井相关的关键技术，成功探索出一套海外钻完井项目管理模式。
中海油的深水战略
事实上世界深水勘探的主要领域是在大陆边缘的盆地之中，诸如尼日尔三角洲盆地、墨西哥湾盆地。而中国南海北部大陆边缘发育的一系列边缘盆地具有相似的结构。而中海油在南海边缘深水盆地中已接连获得了荔湾3-1 、流花34-2、流花29-2三大海上天然气田。这三个气田同时是中国规模最大的三个海上气田，三者可采储量预估达到了1000亿立方米以上。
而在中海油同好斯基公司签订深水勘探合同之后，就开始了深海钻探技术的研发以及深海船队的建设。
中海油在近海深水区划出了珠江口盆地7万平方公里的区块准备与外国公司合营，而近海其他14万平方公里的区块准备自营开发。一般中海油的PSC合同规定，合作区块的勘探费用全部由承包方承担，中海油将有权参与合同区内任一商业油气发现最多51%的权益。 实际上，众人瞩目的海洋石油981平台等一些列装备都是为了给南海北部自营深水区块准备的。而南海大庆近期内也将围绕着南海北部深水区域建设。
深海舰队
为了实现深水油田技术突破，中海油投资150亿人民币打造了一支深海舰队，包括4艘半潜平台分别为海洋石油981号、pioneer 、innovator、Prooter。1艘深水工程勘察船-海洋石油708 。新一代三维地震物探船720，1艘深水起重铺管船-海洋石油201. 1艘多功能水下工程船，1艘半潜式工程驳船-海洋石油278、三用工作船-海洋石油681 682.
深水平台-海洋石油981
图24 海洋石油981
海洋石油981平台近期来成为国内媒体所追捧的焦点。那么海洋石油981究竟是一艘怎样的平台呢？
之所以选择半潜式石油平台作为荔湾油田的钻井平台，是因为半潜式平台具有极强的抗风性、优良的运动性能、易于改造，并具有钻井、修井、生产等多功能。第六代钻井平台通常使用双井口、双井架来提高钻井效率，最初海洋石油981平台井架也设计为双井架，但最终使用了挪威Aker Kvaerner MH公司的一联半钻井包。981平台主尺度大，立柱浮体和主甲板间内部空间增大，物资存储能力增强，自持力强，可减少补给成本。
981平台虽然是自主设计，其国产化率在40%，其核心设备-钻井包为挪威产品，平台也借鉴了国外同类型平台的设计，但也有所创新。在国际分工日益明显，我国同类产品不能满足需求的情况下，能把各种高新尖产品汇集一身，也是非常了不起的事情，即便不能全部国产化也没有什么可指责的。
海洋石油981所钻的荔湾6－1－1井，为中海油南海深水自营区的第一口井。
图25 海洋石油201
深水铺管起重工程作业船-海洋石油201”是世界上第一艘同时具备3000米级深水铺管能力以及4000吨级重型起重能力和DP3级全电力推进的动力定位并具备自航能力的船型深水铺管起重工程作业船，能在除北极外的全球无限航区作业。
图26 海洋石油720
新一代三维地震物探船--海洋石油“720”
“海洋石油720”为亚洲首艘最新一代三维地震物探船，将为中国深海的石油勘探提供急缺装备。该船的工作水深可达3000米，并配备了世界上最先进的探测和预处理系统。
图27 海洋石油708
深水工程勘察船-海洋石油708
全球首艘集起重、勘探、钻井等功能的综合性工程勘察船――“海洋石油708”作业水深3000米，钻孔深度可达海底以下600米，极大提高了我国深海海洋资源勘探开发能力和提升了海洋工程核心竞争能力。
图28 海洋石油681
海洋石油681/682
两艘具有国际先进水平的大马力深水三用工作船，是为深海石油和天然气勘探开采平台、工程建筑设施等提供多种作业和服务的多功能三用工作船。
结语：三十年来，我国海洋油气的发展是在坎坷中摸索，合作中进步。通过多年的不懈努力与探索，我国已经掌握了浅水油气藏的开发技术；深海石油技术与装备制造已经进入探索实践阶段。在近期南海北部深水区域将作为深水石油开发的重点。而南沙海域的石油开发仍然困难重重，首先是争议区域的不安定因素，其次是中海油的深水钻探才刚刚开始，相关设备和技术的应用还处于摸索阶段，距离成熟尚需时日。另外遥远的距离给石油开发造成了极大困难，而我国在此区域并没有合适的战略支撑点。
但具备深水油气开发能力的中海油进入马来西亚、文莱等国的深水油气领域的机会却增加了。马来西亚、文莱等国的深水区域开发程度也不高，虽然部分海域与我国有争议，但是如果能在搁置争议的前提下对争议地区进行石油开发既符合各方的利益，又符合国际惯例。因此具备开发深海石油能力对于中国的意义不仅仅是在南海，更在于全球。拥有了先进深海开发能力的中海油在国际上的竞争将更具优势，也会在海外深水油气开发领域获得更多份额，从而获取更多的油源以保障我国日益高涨的能源需求。
依照中国对争议海域石油开发的先例（东海油田），即便我国要开发南沙石油资源，也会在南沙北部远离与各国200海里经济专属区重叠海域的地方进行勘探和开发。因为这里距离中国大陆相对较近，在政治外交领域上不会陷入被动，在军事上更有保障。而我国持续增长的国力，也将增强对南海的控制，加强对南海的巡视。我国军事力量的成长将有效遏制周边国家对海疆线内油气的非法开采。
最后要指出的是 南海石油蕴藏量至今尚不明朗，波斯湾第二的称号还为之过早，在南沙开采石油的商业风险极大，是商业公司所难以独自承担的，因此是否在南沙开采石油需要凭借强大的国家意志和政治需要。 而技术因素将不占主导作用。
