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国信证券化工团队

杨林 CPA执业证号S0980520120002

薛 聪 执业证号S0980520120001

张玮航 执业证号S0980522010001

张歆钰 执业证号S0980123050087

余双雨 执业证号S0980523120001

王新航 执业证号S0980123070037

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事项

中国海油近期发现多个海上油气资源。2024年2月25日，中国海油渤海深层油气田——渤中26-6油田新增油气探明地质储量超4000万立方米，累计探明地质储量超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级油田，是截至目前我国在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27-3亿吨级油田发现，这是中国渤海中北部海域时隔10年后又一个亿吨级油田；2024年3月25日，中国海油在渤海超5000米的地层钻探发现一口高产油气井，测试日产油气当量近1400立方米，创造我国海上深层油气探井日产纪录。

国信化工观点：

1）海洋油气尤其是深海油气探明率低，具有非常大的发掘潜力：目前陆地油气勘探技术成熟，油气探明程度较高，新发现油气规模逐步变小，而海洋油气资源探明率较低，勘探潜力较大。截至2017年，陆地油、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%及30.55%。由于海洋油气勘探处于早期阶段，海洋油气成为最现实的油气开发新领域。

2）海洋油气开发装置与技术的不断发展，带动成本不断下降，推动油气开采从浅水走向深水，海洋油气勘探支出持续快速增加，将带动海洋油气储量及产量快速上升：2010年以来为超深水发展阶段，深吃水立柱生产平台、第五代半潜式钻井平台、远洋钻井船、智能深水钻井平台等装备的发展，使超深水领域的发展得到极大推动。油气勘探支出方面，2022年海上油气绿地项目投资额突破1000亿美元，未来有望继续维持在1000亿美元以上。海洋油气储量发现方面，2011年到2023年，年均油气发现180亿桶油当量，深水发现占比达到51%。根据IEA数据，深水原油产量有望由2015年的6百万桶/天增加至2040年的10百万桶/天，深水天然气年产量则有望从2015年的830亿立方米，快速增加至2040年的4610亿立方米。

3）海洋油气是增储上产重点方向，公司是国内油气增储上产主力军。中国的海洋油气资源占国内总资源量的约1/3，2023年中国海洋原油产量6220万吨，新增产量约360万吨，占全国原油产量增量的60%以上。目前中浅层海洋油气勘探开发日趋成熟，近海的深层油气资源、深水海域的油气资源及已开发的海上稠油和低渗透油气资源仍是我国油气资源增储上产重点方向。国内公司在渤海、南海西部、南海东部、东海和陆上进行油气勘探和开发，深水、超深水油气资源前景广阔。

风险提示：

原油价格大幅波动的风险；自然灾害频发的风险；新项目投产不及预期的风险；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，具有非常大的发掘潜力

目前陆地油气勘探技术成熟，油气探明程度较高，新发现油气规模逐步变小，而海洋油气资源探明率较低，勘探潜力较大。截至2017年，陆地油、气储量探明率分别为36.72%及47.01%，远高于海洋油、气储量探明率的23.70%及30.55%。海洋油气探明率随着水深加深而极具降低，海洋石油方面，浅水（2000米）探明率分别为28.05%、13.84%及7.69%；海洋天然气方面，浅水（2000米）探明率分别为38.55%、27.85%及7.55%。油气探明率随深度增加快速下降。由于海洋油气勘探处于早期阶段，海洋油气成为最现实的油气开发新领域。

海洋油气开发装置与技术的不断发展，推动油气开采从浅水走向深水。海洋油气开采史可大致分为三个阶段。（1）1917-1976年为浅水发展阶段，海洋油气最早借助木质钻井平台及人工岛开发。随着钢铁工业的发展，出现了坐底式平台、自升式平台、钻井船、半潜式钻井平台等钻井装置，此时作业水深大多局限在500米以浅的海域；（2）1977年-2009年为深水发展阶段，此时期旋转导向钻井、浮式生产储卸油装置、顺应塔、第四代半潜式钻井平台以及张力腿平台的发展，为深水油气勘探的快速发展奠定了技术和装备基础；（3）2010年以来为超深水发展阶段，深吃水立柱生产平台、第五代半潜式钻井平台、远洋钻井船、智能深水钻井平台等装备的发展，使超深水领域的发展得到极大推动。

技术发展带动成本不断下降，经济性提升是海洋油气快速发展的底层逻辑。以钻井速度为例，巴西国家石油公司钻完井时间由2010年的240天，下降至2017年的46天，降幅超80%。深水油气田发现到开发投产时间周期也逐渐缩短，1991−2000年全球深水油气田投入生产时间约在勘探发现后7年，2011年以来，全球深水油气田发现至投产平均周期缩短至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由2014年的78美元/桶降至2021年的49美元/桶，降幅达37%。大部分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。

海洋油气勘探支出持续快速增加，将带动海洋油气储量及产量快速上升。根据睿咨得能源统计，油气勘探支出方面，2020年由于疫情影响，海上油气绿地项目投资急速萎缩，随着疫后恢复，海上油气绿地项目投资额快速增加，2022年突破1000亿美元，今明两年有望继续维持在1000亿美元以上高位，体现了海洋油气的高景气度。海洋油气储量发现方面，2000年到2010年，平均年均发现350亿桶油当量，深水发现占30%，2011年到2023年，年均油气发现180亿桶油当量，深水发现的占比达到了51%。即全球油气勘探的整体大趋势是发现越来越少，但是深水发现占比越来越多。海洋油气产量方面，根据IEA数据，深水原油产量有望由2015年的6百万桶/天增加至2040年的10百万桶/天，深水天然气年产量则有望从2015年的830亿立方米，快速增加至2040年的4610亿立方米。这些统计都在指向海洋、深海将是未来石油工业的一个重点方向。

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我国海洋石油工业快速发展跻身先列，海洋油气是未来增储上产的重点

中国海洋石油工业经历了从合营到自营，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，此阶段为我国海洋石油工业的实验开发阶段。（2）改革开放后，我国海洋石油工业开始了对外合作的道路，通过区块的开放、合作开发，我国海洋石油工业无论从勘探、开发、生产建造还是管理水平，都取得了质的飞跃。到1990年，我国海洋石油年产量已经达到126万吨。（3）经过前期合作，我国海洋油气工业有了一定积累，我国海洋石油工业开始尝试自营模式。截至1995年年底，中国自营油田产油量占比从合作初期的5%上升至25%，我国初步掌握了海上油气评价和开采技术。（4）1996年以后，我国海洋石油进入高速发展时期，1996年9月中海油宣布原油产量达1000万吨，同年我国海洋石油工业进入深水时代。近年来我国流花及陵水深水油气田的成功开发证明我国海洋油气工业实现了重大跨越，进入世界先进行列。

目前海上石油贡献了我国大部分石油增量，海洋油气仍将是增储上产重点方向。2023年中国海洋原油产量6220万吨，新增产量约360万吨，占全国原油产量增量的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量的15%。中国的海洋油气资源占国内总资源量的1/3，其中海洋原油增量占全国总增量的80%以上。当前中浅层海洋油气勘探开发日趋成熟，近海的深层油气资源、深水海域的油气资源及已开发的海上稠油和低渗透油气资源仍是我国油气资源增储上产重点方向。

公司油气资源规模大，坚持增储上产，产量快速增长

公司拥有丰厚的资源基础，截至2023年末，公司净证实储量约为67.8亿桶油当量（考虑权益法核算的净证实储量3.8亿桶油当量），同比增长8.7%，其中国内净证实储量为40.5亿桶油当量，同比增长12.6%，海外净证实储量为23.5亿桶油当量，同比增长4.0%；2023年，公司储量替代率达180%，连续7年储量寿命持续维持在10年以上。2023年，公司净产量达到678.0百万桶油当量，同比增长8.7%。

公司资产遍及世界二十多个国家和地区，包括印度尼西亚、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、俄罗斯和阿联酋等。分区域来看，2023年国内净产量占比69%，海外净产量占比为31%。国内净产量127.8万桶油当量/天（合467.8百万桶油当量），同比增长7.8%；海外净产量52.4百万桶油当量/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引导下，公司国内六年获得六个亿吨级油田。公司在国内通过自营作业及合作项目，在渤海、南海西部、南海东部、东海和陆上进行油气勘探、开发和生产。自2018年总书记作出关于加大国内油气勘探开发力度，保障我国能源安全的重要批示以来，公司积极响应党中央号召。2019年公司研究出台国内油气增储上产“七年行动计划”：提出到2025年，公司勘探工作量和探明储量要翻一番。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“深耕在生产、推进新项目、突破低边稠、攻克化学驱、加快深水区、发展煤层气、强攻致密气、突破页岩气”的开发部署思路，加大了前期研究项目推动力度，强化勘探开发一体化体系建设，形成了较为完善的勘探开发一体化管理制度、工作模式和工作机构。公司在先进理论指导和技术支持下，先后斩获大型凝析气田渤中19-6、亿吨级油田垦利6-1、亿吨级油气田渤中13-2、亿吨级油气田垦利10-2、亿吨级油气田渤中26-6，尤其2024年更是在两周内先后宣布勘探获得开平南油田、秦皇岛27-3油田两个亿吨级油气田。

国内油田中渤海储量、产量及产量增幅均居首位。截至2023年底，公司国内合计净证实石油储量为40.49亿桶油当量，其中渤海、南海西部、南海东部、东海、陆上净证实储量分别为19.68、8.62、8.93、1.93、1.33亿桶油当量。从储量增幅看，渤海、南海西部、南海东部、东海、陆上储量分别增加2.47、-0.41、2.11、-0.01、0.36亿桶，渤海的储量及储量增幅较为领先。从产量来看，2023年公司渤海、南海西部、南海东部、东海、陆上合计净产量分别为59.98、22.16、37.52、3.12、4.99万桶油当量/天，相较2022年，产量增幅分别为4.21、1.09、1.95、1.19、0.85万桶油当量/天。

渤海油田是公司最主要的原油产区，为我国最大原油生产基地。

渤海油田海域面积7.3万平方公里，其中可勘探矿区面积约4.3万平方公里，包括5个构造带，6个亿吨级大油田，形成4大生产油区和8个生产作业单元，作业水深约为10米至30米。截至2023年底，渤海净证实储量为1968.4百万桶油当量，同比增长14.37%。2023年公司渤海合计净产量为599847桶/天，同比增长7.55%。渤海是公司天然气储量、产量增长的重要来源。目前，渤海已探明天然气地质储量超5000亿立方米。未来，公司聚焦浅水深层／超深层勘探，扎实推进渤海万亿大气区勘探工程。

渤海油田目前处于储量发现高峰阶段早期，未来储量有望维持高速增长。渤海油田勘探高峰早期阶段始于1992年，经历了三次储量增长高峰。第1个储量增长高峰期为1992−2005年，大体以新近系为主的勘探时期，先后发现了歧口17-2油田、秦皇岛32-6油田、旅大10-油田等20余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700万吨，年均探明速率为1.3%。第2个储量增长高峰期为2006-2014年，大体对应多层系立体勘探时期，发现了锦州25-1油田、蓬莱9-1油田、垦利10-1油田等多个亿吨级油田，每口探井控制面积约50-100km2，单井控制储量约为400万吨，年均探明率为1.6%，大于第1个增长高峰期的探明率，反映了储量增速进一步加快。第3个储量增长高峰期为2015年至今，大体对应着精细勘探阶段，每口探井控制面积＜50km2，单井控制储量约为393万吨，年均探明率为1.7%，高于第2个增长高峰期。这表明虽然近年来渤海油田勘探难度越来越大，但储量仍在以更快的速度增长，并未呈现放缓的迹象，未来储量有望维持高速增长的趋势。

渤海油田资源潜力较大，根据现有理论及数据挖潜目标明确。截至2023年，渤海油田上报探明石油天然气储量当量超过50亿吨。“十三五”期间的油气资源评价结果表明，渤海油田的总资源量约为140亿吨，未来勘探领域主要为潜山领域、古近系领域、新近系领域及页岩油气领域。潜山领域重点围绕辽北潜山带、辽南潜山带和环渤中凹陷的隐蔽型潜山开展攻关，原油资源潜力约为2.6亿吨，天然气资源潜力为1600亿m3；古近系领域围绕辽中—辽西北部洼陷带、石南陡坡带东段、渤中凹陷西南环地区与黄河口凹陷北部陡坡带开展勘探，原油资源潜力约为4.1亿吨，天然气资源潜力为300亿m3；浅层新近系领域围绕环渤中凹陷，资源潜力为2亿吨；非常规油气领域优选莱州湾凹陷页岩油进行重点探索，资源潜力为8.6亿吨。

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南海是世界上主要产油区之一，我国主权面积占三分之二

南海总面积超过300万平方千米，我国主权面积占三分之二，是西太平洋最大的边缘海海盆之一。公司目前在南海的勘探开采主要集中于南海北部，为了便于管理，国家将南海油气田以珠江出海口为界，划分为“南海西部油田”与“南海东部油田”。南海油气资源丰富，是世界上主要的产油区之一。我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等油田组成。其中崖城13-1气田是中国海上最大的与国际石油公司合作的气田，东方1-1气田为我国海上最大的自营天然气田。截至2023年底，公司南海西部油田储量为861.9百万桶，同比增长-4.56%。2023年南海西部合计净产量为221573桶/日，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方。未来，公司将聚焦深水深层和深水超浅层勘探等，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，现有7大油气产区，包括51个在生产油气田、42座生产设施，主要由陆丰13-1、陆丰22-1、惠州21-1、流花11-1、西江24-3等油田组成。其中流花11-1油田为中海油与阿莫科、科麦奇公司合作开发，为目前中国海上最大的合作油田。1990年以来已累计生产油气超过3.5亿吨油当量，成为保供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年南海东部合计净产量为375232桶/天，同比增加5.50%。

公司已经开发多个深水、超深水油田，南海深水油气田蓬勃发展。目前世界公认的深水定义是：从水面到海床垂直深度500-1500米水深称为深水，1500米水深以深为超深水。全球能够进行深水-超深水油气田开发的国家约10个，其中多数国家是依靠少数欧美发达国家进行水水油田开发的。公司经过20余年理论技术攻关，建立了深水区优质储层发育模式与天然气成藏模式，形成一套表层批钻、探井转开发井、井壁强化等深水优快钻完井关键技术，理论技术获得突破后，形成了钻井、测试等一整套深水勘探技术体系，使得我国成为全球少数几个具备深水勘探作业的国家之一。目前我国拥有三个国内深水油气田：荔湾深水气田、流花深水油田和陵水深水气田。

荔湾深水气田属于南海东部油田，由公司和加拿大哈斯基能源公司合作开发。荔湾3-1气田是中国首个真正意义上的深水油气田，位于南海东部，中国香港东南300千米处，平均水深1500米，于2006年6月被发现，探明储量1000亿-1500亿立方米。2009年初启动开采项目，由中国海油与和哈斯基能源公司合作开发，中国海油拥有该气田51%的权益，后者将持有49%的股份。气田自2014年4月24日正式商业性投产，揭开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，是我国首个自营深水油田群。流花16-2油田群包括流花16-2、流花20-2和流花21-2三个油田。油田群平均水深412米，是中国海上开发水深最深的油田群，拥有亚洲规模最大的海上油气田水下生产系统，开发技术难度和复杂性位居世界前列。2020年9月首个油田投产以来，流花16-2油田群产量节节攀升，截止2023年6月，油气日产量保持在1.1万吨油当量以上。

陵水深水气田属于南海西部油田，是我国第一个自营深水气田。陵水深水气田所在水域水深在1500米左右，油气层在海床下2000米左右，属于超深水井。其发现时间为2014年9月，是我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千亿方，天然气日产量达1516吨（油当量）。2021年6月25日，我国首个自营勘探开发的1500米超深水大气田“深海一号”在海南岛东南陵水海域正式投产，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早期阶段，油气勘探前景广阔。目前南海北部深水区已发现的油气主要位于琼东南盆地和珠江口盆地。深水区勘探仍处于早期阶段，仍具备继续发现千亿立方米级气田群的潜力。

珠江口盆地方面：深水区包括珠Ⅱ坳陷的白云凹陷和南部坳陷带的鹤山、荔湾、兴宁凹陷以及潮汕坳陷，水深多数＞1500m，根据全国油气资源动态评价结果（2015年），琼东南盆地的乐东-陵水凹陷、长昌凹陷、松南低凸起和松南-宝岛凹陷主要以生天然气为主，天然气资源量为3.36万亿立方米。根据盆地石油地质条件、资源潜力和勘探成效等特征分析，琼东南盆地的有利勘探方向为：①乐东-陵水凹陷的中央峡谷、陵南斜坡带；②松南-宝岛凹陷的反转构造带、宝岛北坡海底扇；③长昌凹陷的环A洼圈闭带(海底扇)。

琼东南盆地方面：深水区主要包括乐东、陵水、松南、宝岛、长昌、北礁6个凹陷和松南、陵南2个低凸起。根据全国油气资源动态评价结果(2015)，珠江口盆地深水区珠Ⅱ坳陷原油资源量为4.62亿吨、天然气资源量为1.47万亿立方米；南部坳陷原油资源量为4.64亿吨、天然气资源量为0.26万亿立方米。天然气资源主要分布于珠Ⅱ坳陷的白云凹陷、东沙隆起、云荔低隆起、云开低凸起，南部坳陷的荔湾凹陷。珠江口盆地的有利勘探方向为：①白云凹陷的主洼深水扇、主洼两翼、西南断阶带；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。南海中南部主要发育曾母、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、南薇东、南薇西、九章和安渡北等14个沉积盆地，总面积约为75万平方千米。南海中南部油气资源十分丰富，石油地质资源量为116万吨，天然气地质资源量为26.3万亿立方米。南海中南部油气资源主要分布于文莱-沙巴、曾母、万安盆地，三大盆地累计地质资源量占总量的72.5%。目前越南、菲律宾、马来西亚、文莱、印度尼西亚等国围绕“九段线”周边主要的含油构造展开油气勘探活动，相当数量的区块属于“九段线”内，或处于争议地区，但是这些国家的勘探开采活动多集中在浅水区，深水区相对钻井较少，仍有较大勘探潜力。

东海油气资源丰富，产量快速增加，未来储量增长潜力巨大。中国在东海已开发及勘探的油气田有春晓、平湖、残雪、断桥和天外天等7个油气田。春晓油气田由春晓、残雪、断桥、天外天等4个油气田组由中海油和中国石化投资建设。1995年发现，2005年正式投产，目前因与日本领海的领海争议，油气开采受到一定影响。平湖油气田是我国东海海域第一个发现并投入开发的复合型油气田，2003年扩建一期实施后，日供气规模从120万立方米提高到了180万立方米。截至2018年底，东海已发现16个气田，其中储量大于1000万亿立方米的特大型气田4个，且盆地整体勘探程度较低，尚有一批预测储量规模较大的含气构造，发现大中型气田的希望较大。截至2023年底，东海合计证实储量达192.8百万桶，同比增长-0.67%；2023年东海合计净产量达31154桶/天，同比增长61.19%。

公司布局煤层气，储量、产量快速增长。公司在稳步推进常规油气增储上产的同时，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，已在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘建成神府、临兴和潘河三大生产基地。公司具备煤层气与致密气勘探开发技术能力，重点包括高阶煤煤层气勘探开发及薄层叠置致密气低成本开发技术能力。截至2023年底公司陆上煤层气合计证实储量为133.2百万桶，同比增长37.04%，2023年公司陆上煤层气合计净产量为49919桶/天，同比增长20.65%。

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公司油气勘探理论与技术进步引领油气资源发现

渤海活动断裂带油气差异富集理论，南海北部大陆边缘深水油气成藏理论及南海西部高温高压天然气成藏理论的重大创新，引领了中国海油在渤海海域、南海北部深水领域、高温高压层系获得了一系列油气勘探重大突破。同时随着近些年来油气勘探逐渐向深层、深水领域拓展，基于深埋潜山成藏理论的创新，引领了渤中19-6大型凝析气田的发现。“盆-源-热”共控地质理论，明确了深水区可以形成近百亿吨油当量资源；水道砂岩储集-垂向裂隙输导-晚期充注的轴向峡谷成藏模式，突破了世界深水大型峡谷水道仅局限于垂向发育的认识，引领了琼东南盆地深水区中央峡谷水道陵水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。

浅水领域开采技术不断优化，助力渤海油田产量快速提高。公司针对渤海地质特点研发形成了适用于渤海中深层天然气安全环保高效勘探开发的钻完井关键技术体系并不断优化。渤海油田的储层描述技术、地质数模和建模技术、工程建造技术以及在生产油田综合调整技术等均达到世界先进或国内领先水平。例如，中国海油自上世纪九十年代以来，已连续开展三次“优快钻井”提升行动，通过利用海上大位移井和海上丛式井等技术，使平均钻井周期从57天下降至10天以内，钻井效率提升了6至7倍，为渤海油田的快速发展打通了关键瓶颈。此外，以“丛式井”调整增产为例，针对海上大中型油气田开发井网密度大、碰撞风险高等难题，渤海油田研发形成了海上丛式井组平台位置综合优选及极限井槽分配技术，实现一个平台打88口井。

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深水领域公司不断突破海上高温高压钻井技术、深水钻井技术、深水隔水管作业技术等关键技术，成功实现多个深水油田开发

公司先后在地层压力预测、井身结构设计、套管选材、钻井提速、固井及钻井液等方面进行了一系列技术攻关研究，并通过现场的实践和优化，逐步摸索形成了一套适用于莺歌海盆地高温高压地层特点的新的钻井技术体系。实现了该地区高温高压探井钻井作业时效高、事故率低、费用控制合理的目标，为莺歌海盆地东方13-1和东方13-2气田的发现起到了关键作用。公司通过对外合作，形成了相对成熟的深水钻完井技术体系，包括深水表层导管安装技术、深水浅层安全高效钻井技术、深水深层钻井技术等，打破了西方少数国家技术垄断的局面，顺利完成了陵水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。

我国海洋开发装备快速突破，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、集输等一系列过程。目前，深海主要的钻井平台有半潜式钻井平台和钻井船。适用海域范围广、抗风浪能力强、稳定性好的半潜式钻井平台将成为100m以上到几千米中深水海域油气田开发的主要钻井平台类型；FPSO（海上浮式生产储卸油装置）作为油气生产的中转站，在大型油气田区域化开发中逐渐成为主流装备。

深海工程装备方面：我国自主研发并建成了以“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 708”深水工程勘探船为代表的具备3000m水深作业能力的5型6船深水作业工程装备，其中“海洋石油981”是中国首座自主设计、建造的第六代深水半潜式钻井平台，其长度达114米，宽89米，高137米，自重3.067万吨，承重12.5万吨“海洋石油981”最大作业水深3000米，钻井深度可达10000米。2021年9月中国自主设计建造的全球首艘智能深水钻井平台“深蓝探索”在南海珠江口盆地开钻，该平台最大作业水深1000m，最大钻井深度9144m，集成了传统锚泊型钻井平台和现代动力定位型平台的性能优点可应对恶劣海况和超强台风威胁，适应全球海域作业尤其适用于南海海域的油气勘探开发作业。

生产平台方面：2021年6月“深海一号”能源站正式投产，其是全球首座采用立柱储油舱存储凝析油且兼具油气处理、油气外输功能的深水半潜式生产作业平台，采用“半潜式生产平台+水下生产装置+海底管线”的全海式开发模式，这标志着我国深海油气勘探开发从水深300米到1500米的迈进取得了重大进展。通过技术改造“深海一号”，其使气田具备了台风天里遥控产气的能力，每年可增加产量6000多万立方米。2023年10月，我国首个深水高压开发项目-“深海一号”二期工程，首口开发井顺利完钻并测试，日产天然气超100万立方米，日产油超230立方米，产能远超设计预期。“深海一号”二期工程开发的陵水25-1深水区块。该区块的气藏埋于海底5000多米处，地层压力最高达69兆帕，温度最高达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，由我国自主设计建造的亚洲第一深水导管架“海基二号”在珠江口盆地海域成功滑移下水并精准就位，该导管架总重近3.7万吨，总高338.5米，应用水深约324米，是国内首次在超过300米水深的海域安装固定式导管架，标志着我国深水超大型导管架成套关键技术和安装能力达到世界一流水平，对推动海上油气增储上产、保障国家能源安全具有重要战略意义。

集输平台方面：2020年5月“流花16-2”项目中自主设计建造集成的我国最大作业水深的FPSO“海洋石油119”投入使用，海洋石油119”总长256米、宽49米、型深27米，满载排水量达19.5万吨。甲板上集成了14个油气生产功能模块和1个能够容纳150名工作人员的生活楼，可控制3个水下油田、26棵水下采油树全生命周期的生产。作业水深超过410米，每天可以处理原油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”。

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