北京
10月3日，随着“北海开拓”油轮缓缓解缆离泊，投产刚满两年的亚洲首艘圆筒型FPSO（海上油气加工厂）“海葵一号”顺利完成第53船次提油作业，流花油田二次开发项目累计生产和外输原油突破200万吨。这标志着我国深水老油田二次开发模式经受住连续生产实战检验，为深水复杂油藏效益开发、挖潜增产提供了可复制的实践样本。
流花油田位于珠江口盆地海域，距深圳东南约240公里，海域平均水深约305米，由流花11-1、流花4-1两个油田组成。项目依托“海葵一号”FPSO、“海基二号”平台和水下生产系统协同作业，构建起“水下采油—平台预处理—FPSO深度处理、储存、外输”的全流程深水生产链条，全面实现自主可控。该项目已投产32口生产井，最高日产原油达到3900吨。
流花油田是我国首个深水油田，也是我国海上探明地质储量最大的礁灰岩油田。深水礁灰岩油藏是全球公认开发难度较高的油藏类型之一，经过20多年开发，流花油田采出程度不足20%，仍有约1.4亿吨储量尚未动用。历经十年技术攻关，中国海油科研团队创新推出“筛盲组合、智能分舱”等五项核心改进措施，通过精细控制油柱高度、科学规避隐蔽断层、系统性提升控水成效，探索形成一套海上礁灰岩油藏稳油控水技术体系，推动开发井综合含水率较设计大幅下降、可采储量和采收率大幅提升，油田开采寿命延长30年。
南海深水区台风、强对流、内波流等恶劣海况集中多发，海上安全生产和外输作业面临极大挑战。流花油田生产团队持续优化外输作业组织流程，迭代升级引缆对接、船舶靠离、原油装载等核心工艺，有效压缩单次外输作业时长，最大化利用有限海上作业窗口期；创新采用“双外输点+双艉拖”外输模式，配套多维度内波流监测、系泊张力实时监控、船舶智能预警等保障系统，全年外输作业窗口期的利用率保持在90%以上。同时，该平台依托数字孪生与智能中控系统，实现安全管理从"人防"向"智防"的转型升级，并配套建立"台风模式"生产机制。台风来临时，作业人员撤离至陆地，通过远程操控系统维持短期无人化生产。截至目前，该模式已成功应用11次。自投产以来，平台外输作业保持零安全事故纪录，油品合格率达100%。
“海葵一号”外输工况特殊，不具备常规船型FPSO的风标效应，姿态调整空间有限，且根据所在海域盛行季风风向，设置了东北、西南双外输点位，对提油轮定位、靠泊、软管对接提出严苛要求。中海油国贸北海船务公司对现有油轮“北海开拓”实施专项改造，首次在国内常规油轮上加装艏装载系统，可在复杂海况下完成软管对接，动态切换两个外输点位，用足海上作业窗口，单次最大运输45万桶原油，保障“海葵一号”原油稳定上岸，推动深海油气“开采—储存—运输”全链条自主可控。
此次“海葵一号”累计外输原油突破200万吨，标志着“深水导管架平台+圆筒型FPSO”深水油田开发新模式成功经受住长周期、高负荷、复杂海况的实战检验，形成了成熟可靠、可复制、可推广的深水油气开发“中国方案”。下一步，流花油田生产团队将持续抓实深水装备精细化运维和油藏动态精准调控，深挖油田稳产增产潜力，稳步释放油田优质产能，全力服务国家海洋能源发展战略。
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