海洋石油工程領域 “十一五”技術創新成果及“十二五”展望

金曉劍 趙英年 李健民 尤學剛 陳 海 楊宏濱 秦曉彤 杜夏英齊玉釵 白 剛 俞 勇 李淑民 李懷亮 陳可欽 常青林

（1.中海石油（中國）有限公司工程建設部； 2.海洋石油工程股份有限公司）

“十一五”期間，中國海油油氣田工程設施投資（不包括鉆完井及生產準備）達到約700億元人民幣，53個油氣田設施建成投產；共建造安裝了75座海上平臺、4條FPSO及單點系泊系統、2座陸上終端，鋪設海底和陸地管道總長超過1 766 km，新建原油產能2 500萬m3，天然氣產能80億m3。如此浩大的產能建設支撐了中國海油國內油氣年產量從2005年的3 364萬t提高到2010年的5 185萬t，實現了幾代海洋石油人建設“海上大慶”的夢想。

本文主要對“十一五”期間海洋石油工程技術創新的主要成果進行回顧總結，結合中國海油“十二五”發展規劃，展望“十二五”期間海洋石油工程技術的發展方向。

1 “十一五”海洋石油工程特點和突出成績

“十一五”期間，中國海油經歷了創歷史的快速上產和產能建設期，凈增產能（量）1 821萬t，新增產能3 300萬t。總體來看，“三大”和“三小”（建造超大型化和超小型化、安裝超大型化和小型化、儲運超大型化和獨立小型化）是“十一五”期間海洋石油工程的突出特點；天然氣和電力系統以組網為思路；海上風力發電和并網，應用水下生產技術開發邊際、衛星油氣田，天然氣回收利用和工程數字化等領域不斷取得突破性進展；初涉深水取得階段性成果。

1.1 建造超大型化與超小型化特征突出，覆蓋了整個鋼結構產品系列

1.1.1 建造“超大型化”

“十一五”期間，一批儲量較大、油品性質較好的油氣田（番禺30－1氣田、蓬萊19－3油田、渤中34－1油田群、渤中28－2南油田群等）陸續進入工程建設階段，約占總產能建設的80%。在大型油氣田開發過程中，大規模的生產和處理設施使得平臺上部組塊和導管架的重量越來越大；抓住機遇，迅速上產，“超大型化”的工程建設應運而生。

以番禺30－1氣田導管架建造為例，一座8腿16樁的固定式綜合平臺，集工藝處理、發電、鉆井模塊、生活模塊于一體。番禺30－1氣田導管架是亞洲當時海上油氣田最大的平臺導管架，于2007年3月11日開工建造，僅用了380天就完成了建造任務，創造了同類型國際海洋工程建造周期最短紀錄。導管架高212.32 m，底部尺寸為74 m×74 m、頂部尺寸為44 m×18 m，重量為16 213 t；使用鋼材中高強厚板多，其中主結構中超過36 mm的厚板達到6 899 t，占到主結構的54.3%，最厚達到95 mm，焊接及熱處理難度在國內前所未有。

1.1.2 建造“超小型化”

以錦州20－2N獨腿三樁平臺為例。平臺由上部模塊和下部結構組成，下部結構的中心為一個獨腿立柱，外圍是3個套筒組件，獨腿立柱與3個套筒組件之間由若干根鋼管支撐連成一個整體，上部支撐與獨腿立柱之間安裝若干個上部支撐。套筒組件由鋼樁和套在其外的鋼管套筒組成，鋼樁和鋼管套筒間用水泥連接固定，3個套筒組件位于以獨腿立柱為圓心的同心圓的3個等分點區域上（可在±10°變化）；獨腿立柱由鋼管制造，其外部裝有抗冰錐體（僅對于有冰海域，其它海域不裝），內部裝有隔水套管、泵護管、立管和電纜護管等，大大減輕了平臺用鋼，同時也降低了建造安裝成本。錦州20－2N獨腿三樁平臺模型見圖1。

圖1 錦州20－2N獨腿三樁平臺模型

1.2 安裝超大型化和小型靈巧化，徹底解決了中國近海油氣田開發中以鋼結構為主要特征的各類安裝需求問題，部分大型平臺海上“零調試”和邊際油田平臺“自安裝”基本實現

1.2.1 安裝超大型化

（1）大型化吊裝設備“藍鯨”號——單塊吊重革命性的突破

2007年，大型起重浮吊船“藍鯨”號出廠。“藍鯨”號船總長239 m，型寬50 m，型深20.40 m，最大起重能力7 500 t，全回轉時起重能力為4 000 t。此船可同時容納300人進行海上工程作業，自航速度達11節。

錦州25－1 CEP平臺為6腿結構，共6層甲板，規格為55.8 m×41.5 m。2010年8月28日，錦州25－1CEP組塊由藍鯨號完成海上吊裝就位工作，吊裝重量為6 200 t，本次吊裝作業再次刷新中國海油工程吊裝新記錄（表1）。圖2為“藍鯨”號對錦州25－1CEP組塊進行海上吊裝。

表1 國內部分吊裝組塊統計表

圖2 “藍鯨”號對錦州25－1CEP組塊進行海上吊裝

（2）超大型上部組塊浮托法安裝實現重大突破

面對建設海上大慶的巨大工作量，采用浮托法是最有效的安裝手段。浮托法安裝不同于常規采用的吊裝方式，不必使用浮吊，只需將整體建造完成的組塊裝上駁船，運輸組塊的駁船作為安裝資源、依靠港作拖輪輔助進入導管架，系泊并調載駁船通過安裝的LMU、DSU等緩沖設施將組塊荷載安全轉移到鋼樁上。

“十一五”期間，先后有渤中34－1CEP、渤中28－2南CEP、錦州25－1南 WHP和CEP、旅大PSP等組塊連續采用浮托法安裝，浮托技術越來越成熟，浮托組塊的重量也不斷創新高，已由7 500 t提升到最高達11 000 t（表2）。圖3為渤中34－1CEPA 平臺組塊海上浮托法安裝現場。

表2 國內部分已使用浮托組塊統計表

圖3 渤中34－1CEPA平臺組塊海上浮托法安裝現場

（3）超大型導管架安裝——滑移下水自扶正技術日臻成熟

番禺30－1超大型導管架自扶正首次采用小孔注水自扶正技術，安裝過程中取消了管架頂部2個用于輔助扶正的浮筒，采用直徑為13 mm的小孔充水，容易控制注水速度，姿態控制相對較好，牽引纜與導管架結構不容易產生纏繞。圖4為番禹30－1超大型導管架滑移下水現場照片。

圖4 番禹30－1超大型導管架滑移下水現場照片

1.2.2 安裝小型化

筒基平臺用新型的筒形基礎來代替傳統的導管架樁基基礎，雖然在基礎承載力上有限制，但是在其適用的工作范圍具有很大的優越性。筒基平臺不僅能夠節省用于樁基的鋼材、有效地降低平臺的制造費用，而且可以采用特殊的安裝就位方式，安裝就位時間短，不需用大型浮吊，降低了海上安裝的費用。因為筒基的特殊工作機理，使筒基平臺成為一種可移動的海上作業設備，具有能夠重復利用的優點。圖5為錦州9－3某平臺自安裝現場照片。

圖5 錦州9－3某平臺自安裝現場照片

1.3 海上生產儲運系統的超大型化和獨立小型化，開創了海上超大型油田經濟有效開發的模式，徹底解決了孤立小油田開發難題

1.3.1 儲運系統的超大型化——世界級30萬t FPSO成功投產

以浮式生產儲卸油裝置為例。2009年5月，中國最大的浮式生產儲卸油裝置 “海洋石油117”（“渤海蓬勃”號）FPSO在蓬萊19－3油田投產，是全球最大的FPSO之一，同時具有全球最大的上部模塊系統；其設計日處理能力為19萬桶原油（年處理能力為1 000萬t），設計存儲能力為200萬桶。“渤海蓬勃”號船體建造有力地提升了中國造船業和海洋工程業的綜合實力，是國內迄今為止建造的噸位最大、技術最新的FPSO，標志著我國在FPSO領域的設計與建造已居世界先進行列。

在大型化方面，陸地處理終端的規模在“十一五”期間也有所突破，綏中36－1陸地終端經過改造年處理能力達750萬t，是國內最大的海上油氣處理終端。

1.3.2 儲運系統的獨立小型化——平臺自儲油和“蜜蜂式”移動自升式儲油平臺開創了孤立小油田開發的新篇章

以可移動式自安裝生產儲油平臺為例。“海洋石油161”是我國首座插銷式液壓自升降生產儲油平臺（見圖6）。與固定式采油平臺相比，“海洋石油161”自安裝采油平臺最大的不同在于配備有插銷式液壓升降系統，這個系統使其具備了獨特的優勢。“海洋石油161”是能夠實現“蜜蜂式”采油的可移動平臺，插銷式結構擴大了樁腿高度的可調節范圍，有利于根據水深調節平臺升降高度，使平臺可適應的海域更廣。此外，借“插銷”之力，“海洋石油161”比同等規模液壓升降平臺的起升重量更大、穩定性更好。

圖6 “海洋石油161”平臺全貌

1.4 海底管道鋪設里程2009年實現年鋪設703 km的歷史新高，管道鋪設綜合能力大幅度提升

1.4.1 海底管道年鋪設能力創歷史新高

2009年，在中國海域，由海洋石油工程股份有限公司承擔，創造了年鋪設703 km海底管線的歷史記錄，成為當年完成鋪設量最大的海洋工程承包商。

1.4.2 管道鋪設類型增多、工藝難度增大、技術及綜合能力大幅度提升

（1）稠油管道長距離輸送與平臺短距離連接

綏中36－1油田73 km 稠油（API15°）含水混輸管道是目前國內最長的稠油輸送管道；而最短的油田間管道只有1.5 km。

（2）海底管道設計、制造和鋪設新工藝

2010年6月南海北部灣潿洲6－1項目成功鋪設了第一條長12 km直徑76.2 mm柔性管，標志著中國海油在海底柔性管的設計、制造及鋪設上邁出了新的一步。

（3）集膚效應電伴熱海底管道

在繼續正常保持長輸中途不加熱、不加壓“冷”輸送的同時，在世界上第一次使用鋪管船鋪設長距離集膚效應電伴熱海底管道。

以渤南二期油氣田開發工程為例，渤中13－1平臺至渤中26－2平臺長距離油氣輸送管道所輸原油凝固點較高，為了防止油氣凝固結蠟，必須進行管道伴熱。為確保渤南二期項目的順利實施，創新性地采用鋪管船法鋪設集膚效應電伴熱海底管道。全長11 km的電伴熱管道是目前世界上已經實施的最長的電伴熱海底管道系統，創造了伴熱長度世界第一的佳績。圖7為渤南二期項目集膚效應電伴熱海底管道鋪設現場照片。

圖7 渤南二期項目集膚效應電伴熱海底管道鋪設現場照片

1.4.3 為提升管道有效輸送能力的平臺功能專業化嘗試——電脫水專業平臺的成功實踐，為管網建設開辟了解決能力瓶頸的有效途徑

在應對各種難點的過程中，努力尋求工藝技術突破及創新，基于平臺功能專業化（例如水處理平臺等）思路解決難題。

在綏中36－1一期調整開發工程項目中，創造性地提出在超稠原油（API15°）上岸前進行脫水處理的思路，研究出在油田群中設置單獨的水處理平臺的方案，將綏中36－1一期各平臺的高含水原油在水處理平臺上進行脫水后再輸送上岸到綏中36－1終端；既減輕了海管腐蝕與結垢，又降低了終端排放壓力，同時增加了注水水源，減少了打水源井數量，更增強了平臺到終端海管的輸送能力。圖8為綏中36－1油田CEP和WHPD平臺全貌（紅圈內為水處理平臺）。

圖8 綏中36－1油田CEP和WHPD平臺全貌（紅圈內為水處理平臺）

1.5 以組網為思路的天然氣和電力系統工程，是構建區域大開發模式的探索和實踐，初戰告捷

1.5.1 天然氣組網——渤西－渤南聯網、遼東灣聯網、潿洲灣聯網，構建了局部區域的天然氣供應格局

截至“十一五”末，渤海海域在生產油田有51個，在建設油田2個，生產平臺92座，FPSO 6艘，陸地終端4座，實現了渤西南和遼東灣氣網組網的大構架。

渤海海域管網結構相對發達和完善。目前，渤海區域長輸管網中已投產的油氣長輸線共有6條，其中氣管線3條、油管線3條，總長約360 km。圖9為渤西南地區天然氣聯網供氣開發示意圖。

天然氣組網從總體上解決了油氣田生產中天然（伴生）氣的綜合利用問題，降低了油田操作費和油田開發總投資，能更加經濟有效地開發邊際油田，在油田全生產周期獲得收益；同時對于落實節能減排、降耗增效措施，減少排放和資源浪費起到積極作用和良好的社會效益。

圖9 渤西南地區天然氣聯網供氣開發示意圖

1.5.2 電力組網——潿洲油田群、錦州25－1南區域、綏中36－1油田（加密調整）等一批油田實現了油田群內部的電力組網

為增強平臺供電可靠性，降低油田建設和運行成本，湛江分公司建設了潿西南油田群電力組網工程（圖10），這是國內第一個海上油田的電力組網工程。潿洲終端、潿洲12－1和潿洲11－1共有9臺發電機組，正常情況下為“五用四備”，備用率為45%，有較大富余量。組網后，剩余負載可為周邊油田開發提供電力，不但解決了本平臺電源檢修或事故退出運行時的供電問題，而且提高了各平臺的供電可靠性及經濟性，有效節省了油田開發和生產成本。

圖10 潿西南油田群電力組網示意圖

1.6 海上風力發電示范工程建設，是綠色能源在海上小型電網應用的大膽實踐，正在為未來海上油田電力供應和電力組網提供基礎數據

海上風電是海洋工程與風力發電這兩項高風險、高難度技術相結合的全新領域，結構設計、設施防腐、海上施工、運行維護等方面均存在較多技術難題。2007年4月26日，中國海油啟動了具有產業化示范性質的渤海海上風力發電項目建設，在離岸70 km的海域安裝了一臺1 500 k W 風電機組，并于2007年11月8日成功并網發電，這是我國第一座海上風力發電站，也是世界上第一個向海上油田孤島電網供電的風力發電站。

1.7 應用水下生產技術開發邊際油氣田——探索中深水邊際油氣田開發新模式、熟悉深水關鍵技術的有效實踐

流花4－1油田開發工程項目是中國海油第一次主導并聯合國外公司共同設計完成，采用水下生產技術經濟有效地開發300 m水深邊際油田。通過這個項目以及后續的崖城13－4氣田開發工程項目，中國海油培養了自己的水下生產系統設計人員，為今后利用水下生產技術開發深水油氣田儲備了技術。

1.8 天然氣回收利用取得實質性進展

在南海文昌油田的FPSO（浮式生產儲油裝置）上處理、儲存外輸伴生氣中的輕烴和LPG，提高了能源的回收率和利用率，每天可處理回收18萬m3伴生氣。

2007年3月，渤海旅大油田富余的天然氣成功回注到地層，回注到地層的天然氣不僅可以驅油，后期氣量不足時還可以用來發電，每年節省使用柴油發電的費用超過1.2億元人民幣。

1.9 工程數字化試點奠定了油田全生命周期管理的基礎

自2008年起，分別在若干個工程項目組開展了工程設施數字化的試點研究工作，對不同的技術路線進行探索和驗證。其中，在渤中28－2S工程開發項目組開展了固定生產平臺數字化工作，成功實現5座新建平臺的數據規范化整理和數據庫開發，形成了一系列數據規范和編碼規則，為日后在全海域推廣應用工程數字化管理和移交打下了堅實的基礎；針對部分老油田海底管纜分布密集、復雜，給后續油田調整開發帶來極大風險，在綏中36－1一期調整項目組開展了水下管線探摸，初步實現了海管和電纜的GIS管理和工程應用；對于眾多服役期內生產平臺和設施的數字化問題，在樂東項目組應用三維激光掃描技術，通過逆向建模方式，真實再現了數字化平臺和終端等。工程數字化試點，把“數字油田”的理想向前大大推進了一步。

1.10 深水戰略推進取得重大階段性成果

1.10.1 深水重大裝備建造——打造進軍深水利器戰略性步伐扎實邁進

“十一五”期間，中國海油建造了深水多功能勘察船、深水物探船、深水鉆井船、深水起重鋪管船、深水大馬力起拋錨三用工作船等大型深水工程裝備，將于2011年陸續投入運營。“海洋石油981”是被譽為海洋石油工業“航空母艦”的深水半潛式鉆井平臺，高136 m，重3萬t，最大作業水深3 000 m，鉆井深度可達10 000 m。“海洋石油981”是中國首座擁有自主知識產權的大型深水油氣勘探工程裝備，投資60億元，2011年5月23日命名，將在2011年四季度建造完成并投入使用。

1.10.2 南海北部陸坡區深水氣田開發典型模式的確定，確立了南海北部陸坡海洋工程的基本技術方向

2009年，南海深水天然氣開發項目啟動，揭開了我國深海油氣開發的序幕。工作水深從300 m到1 500 m，中國海油將實現從淺水到深水的歷史性跨越。項目一期主要包括水深1 500 m的荔灣3－1氣田及水深約200 m的番禺34－1/35－2/35－1氣田，一期將年產天然氣50億m3，計劃于2013年底投產。

中國海油以荔灣3－1氣田開發為契機，以“迎上去”的姿態創造性地提出南海北部陸架、陸坡深淺水氣田混合開發模式：在南海北部陸坡的邊緣建設集輸處理增壓平臺，同時接收深水氣田和淺水氣田來氣，并預留接收其它深、淺水區域氣田天然氣能力，匯集的天然氣通過被稱為“高速公路”的淺水段長輸管道輸送至珠海高欄陸上終端，將實現南海深水天然氣滾動開發的整體戰略。

1.10.3 初步開展南海北部陸坡區工程地質災害風險評價和海洋環境立體監測，為整個北部陸坡區的勘探開發奠定了更堅實的基礎

南海北部陸坡地形地貌極其復雜，海底峽谷、侵蝕洼地、海底陡坎、古珊瑚礁、活動沙波等地貌發育，存在海底滑坡、海底濁流等不良地質體。“十一五”期間，結合實際深水工程項目和國家科技重大專項的勘察工作，初步收集了荔灣3－1示范區域背景資料，采用高分辨率淺層多道地震儀和AUV探測系統，獲取了荔灣示范區地質災害風險評價所需的第一手數據，辨識和圈定了示范區地質災害類型和位置，初步開發了深水地質災害風險評價輔助決策系統。大量研究結果表明，斷階型陸坡帶的海底滑坡、滑塌是對海底管道最大的威脅。

2 “十二五”面臨的技術挑戰、技術需求與發展趨勢

2010年12月20日，中國海油國內油田提前實現了“十一五”規劃的5 000萬t目標，6 500萬t作為“十二五”規劃目標，意味著新一輪的挑戰又將開始。

展望“十二五”，初步的認識是，“淺”展鴻圖，“深”有收獲。

2.1 “淺”展鴻圖，實現“四化”“一移植”

“十二五”期間，淺水要穩產在5 000萬t，要把渤海、北部灣各自作為一個大油田來開發，這必然會面臨與海洋漁業、交通和軍事的用海矛盾。“和諧用海，共存雙贏”，解決大區域規劃、大規模建設、大量舊設施延壽、新舊設施共存共用的難題，以及把淺水的成熟技術體系移植到海外，是中國海油淺水領域的目標和方向。

“十二五”期間，在我國海洋石油開發生產淺水領域將結合大區域規劃、節能環保以及生產設備、材料國產化，重點開展平臺標準化、系列化設計和安裝技術研究，實現“油、氣、水、電、污”區域“網絡化”、平臺“標準化”、共贏共存“和諧化”和平臺設施“數字化”的“四化”宏圖。

2.1.1 網絡化——向“油、氣、水、電、污”的大區域管網輸送和管理的網絡集約方向努力

在“油、氣、水、電、污”方面實現全面聯網，由小聯網逐步形成大聯網，其中公用系統以節能減排為導向，實現污水回注零排放和消滅火炬。

2.1.2 標準化——實現成熟地區平臺的標準化、系列化，實現部分大型設備的系列化

工程項目的獨特性決定了每個產品不可能完全一致，但總結項目的相似之處，歸納相同點，將相同點系統化、標準化并在未來的項目中應用，將大大減少技術人員的工作量，并減少工作中的矛盾（例如同一水深的導管架）。

2.1.3 和諧化——在海域資源利用矛盾突出的區域，堅持“互信、互諒、互避、互讓、雙贏”的和諧用海理念，用創新技術和空間互避技術實現中國海油的大發展

“和諧化”將深入人心并成為技術人員的指導思想。在油氣田開發工程方案中鉆研新技術，解決用海矛盾。對于可以共存的，要找到辦法，制定新標準，創造交通、軍事、油田開發用海的新模式（如考慮采用潛沒式、水下生產系統等）。

2.1.4 數字化——全面推行海上設施的數字化建設和數字化管理，把全生命周期的油田管理貫穿始終

推廣實施EDIS（工程數字化信息系統）項目，在完成33個在建平臺的全部數據資料整理的基礎上，以南海深水開發項目為試點，參考已制訂的相關數據規范，補充建立深水工程涉及的新設施數據規范。從工程設計期開始就嚴格數據采集標準，在采購、建造、安裝、完工及生產移交全過程實現數字化管理。建立和完善工程設施的生產運營、維修改造過程的數據信息管理程序，通過技術和管理手段，實現深水工程設施全生命期數據信息完整準確，從而為深海油氣田設施完整性管理提供信息化支撐。

2.1.5 把國內成熟的淺水工程技術移植到海外項目

科學總結中國海域幾十年的工程技術和創新實踐，緊密結合海外所在各國的實際情況和環境，創造性地推進“中國海洋工程創新和系列技術”在海外的良好實踐，為“中國創造”變“世界創造”奠定基礎。

“十二五”期間，中國海油將進一步加大走向海外的步伐，中國海油成熟的體系化的淺水工程技術可以全面移植至海外油氣田開發工程項目的前期研究、設計和建造、安裝、調試等各個階段，引領海外項目的發展，增強海外競爭能力。

2.2 “深”有收獲，做實“未來發展”的基礎

“十二五”期間，將建成荔灣3－1深水氣田，建成南海深水天然氣集輸中心，建成一批新的深水裝備，同時還要在走向深遠海的方面有所收獲。

2.2.1 建成“荔灣3－1”示范工程——實現“對外合作”全新工程模式的全面成功

“十二五”期間，由中國海油和哈斯基合作開發并由雙方分段做作業者、水深在1 500 m的荔灣3－1氣田將建成投產，這將標志著國家科技重大專項“南海深水油氣勘探開發示范工程”階段目標的實現；在南海北部陸坡白云凹陷特定工程地質和環境條件下的深水氣田的開發過程中，中國海油將在對外合作的新模式、深水天然氣供給模式、深水開發理念、深水開發工程模式與關鍵技術，以及深水開發管理隊伍和人才建設方面，取得歷史性的突破和收獲。

2.2.2 研究新的陸坡開發工程模式——為“十二五”新的深水發現儲備技術

“十一五”期間，基本確定了以“水下生產系統回接＋淺水集輸增壓處理平臺＋長輸管線＋陸上終端”的深水天然氣開發工程模式；“十二五”期間，該模式將繼續應用在南海北部陸坡荔灣3－1及周邊氣田的開發中；同時，跟蹤新的油氣藏發現，將會研究更多、更加適合的開發模式。

2.2.3 加強深遠海基本認識和基礎知識、技術建設——鋪墊走得更深更遠的技術基礎

要進軍深遠海，建立深水工程地質災害風險評價系統和深水海洋環境立體監測系統。

“十二五”期間，針對荔灣3－1及周邊氣田不良地質體風險將開展示范研究，將建立不良地質體識別方法，查清管道路由區不良地質體的發育和分布特征，制定各種不良地質體失穩判別標準，探索性開展不良地質體風險評價研究，構建海底滑坡、淺層氣和海底沖刷等地質災害危害程度和規模的預測模型，建立海底管道不良地質風險評價信息系統，以期實現對海底管道路由區不良地質風險的預測和評價，為工程設施的建設和運營安全提供保障。

2.2.4 走向深遠海的關鍵技術儲備——打造適合全面走向深水的系列裝備和技術

“十二五”期間，深水領域將重點開展水下生產系統、深水流動安全保障、深水海底管道與立管工程等系列深水油氣田開發工程關鍵技術研究，初步形成1 500 m深水油氣田開發設計技術體系以及建造、安裝能力；同時要建立健全深水工程地質災害風險評價和深水海洋環境立體監測系統，為開發深水油氣田提供技術保障。

2.2.5 深遠海支持系統建立——維護國家主權，建立經濟有效、適合深遠海的后勤保障系統

基于礁盤和海島的支持，建立以海上樁基平臺為中心的供給基地，發展超大型浮式供給基地，建立簡易的修船基地，發展無土栽培技術，利用新型能源作為動力，海水淡化作為淡水補給，為開發南海深遠海油氣田提供補給保障。

2.2.6 深水工程設施國產化——拉動中國制造業向更高、更新、高度集成、高可靠和差異化方向努力

考慮到深水工程設施國產化對國內相關行業的帶動性，以及在保障深水工程項目進度和降低成本方面的優勢，“十二五”期間中國海油將繼續聯合廠家在鋼材、海管、水下生產系統及測試系統和臍帶纜等方面推進國產化。

3 結束語

綜上所述，海洋工程的方向在深海和海外，隨著“十二五”期間的發展與進步，中國海油將以油氣田發展為主線，引領海洋工程的需求方向，不斷發展和填補發展中的短板，形成獨特的工程競爭能力，帶領和推動國內海洋工程全面進步。