海洋石油开发了多少

⑴ 海底资源传统资源

传统矿产资源，主要是指在深海中发现的较早，并已进行工业开采或具备开采能力的资源，如深海油气、多金属结核矿物等。海底的石油和天然气，不论其生成环境是否属于海洋环境，都被列为海底石油资源。经过近四十多年的海上石油勘探工作，海底被发现蕴藏着丰富的石油和天然气资源。据1979年的统计，世界近海海底已探明的石油可采储量为220亿吨，天然气储量为17万亿立方米，占当年世界石油和天然气探明总可采储量的24%和23%。

海底蕴藏石油的理论，源自19世纪末海底发现石油以后，科学家们的研究。在中、新生代时期，海底板块与大陆板块相挤压，形成了许多沉积盆地，在这些盆地中形成了数千米厚的沉积物。这些沉积物主要由海洋中的浮游生物遗体，以及河流从陆地带来的有机质组成。这些沉积物被沉积的泥沙埋藏于海底，构造运动使盆地岩石变形，形成断块和背斜。伴随着构造运动，岩浆活动产生大量热能，加速了有机质转化为石油，并在圈闭中聚集和保存，形成现今的陆架油田。

中国沿海和各岛屿附近的海底，蕴藏着丰富的石油和天然气资源。国外有人估计，中国近海石油储量约为100～250万吨，这表明中国是世界海洋油气资源丰富的国家之一。渤海是中国第一个开发的海底油田。渤海大陆架是华北沉降堆积的中心，大部分发现的新生代沉积物厚达4000米，最厚可达7000米。这形成了一个很厚的海陆交互层，周围陆上的大量有机质和泥沙沉积其中。渤海的沉积物在新生代第三纪适于海洋生物繁殖的高温气候下进行，对油气的生成极为有利。断陷伴随褶皱，产生了系列背斜带和构造带，形成各种类型的油气藏。东海大陆架宽广，沉积厚度大于200米。外国人认为，东海是世界石油远景最好的地区之一；东海天然气储量潜力可能比石油还要大。

南海大陆架是一个巨大的沉积盆地，新生代地层厚度约2000～3000米，有的甚至达6000～7000米，具有良好的生油和储油岩系。生油岩层厚度可达1000～4000米，已探明的石油储量为6.4亿吨，天然气储量为9800亿立方米，是世界海底石油的富集区。某些外国石油专家认为，南海可能成为另一个波斯湾或北海油田。

海上石油资源的开发利用，前景广阔。然而，海上寻找和开采石油的条件与陆地不同，技术手段复杂，建设投资高，风险大。因此，当今世界海洋石油开发活动，绝大多数国家采取了国际合作的方式。中国为了加快海上石油资源的开发，明确规定了中国拥有石油资源的所有权和管辖权，合作区的海域和资源、产品属中国所有，合作区的海域和面积大小以及选择合作对象，都由中国决定。

海底除了石油、天然气外，还蕴藏着丰富的金属和非金属矿。至今已发现海底蕴藏的多金属结核矿、磷矿、贵金属和稀有元素砂矿、硫化矿等矿产资源达6000亿吨。若将太平洋底蕴藏的160多亿吨多金属结核矿开采出来，镍可供全世界使用两万年，钴使用34万年，锰使用18万年，铜使用1000年。海底锰结核矿石（含锰、铁、铜、钴、镍、钛、钒、锆、钼等多种金属）还在不断生长，不会因为人类的开采而消失。太平洋底的锰结核以每年1000万吨左右的速度不断生长。每年仅从太平洋底新生长出来的锰结核中提取金属，其中铜可供全世界用三年，钴可用四年，镍可用一年。

海底锰结核这一大洋深处的“宝石”，是世界上一种取之不尽、用之不竭的宝贵资源，是人类共同的财富。要从四、五千米深的大洋底部采取锰结核，需要先进的技术。目前只有少数发达国家能够实现这一目标。中国也已具备了开发大洋锰结核的条件，预计到21世纪，可实现生产性开采。

海洋为人类的生存提供了极为丰富的宝贵资源。只要我们能合理地开发、利用，这些资源将循环不息地为人类所用，取之不尽，用之不竭，是下个世纪人类的重要资源供应地。

海洋盆地是各种矿物沉积的来源，除了已知的矿藏，还发现了多金属硫化物和富钴结壳等新发现的海洋矿物资源。多金属硫化物矿床在海底热泉附近积聚而成，热泉位于海底活火山山脉各处，散布全球所有海洋盆地。另一类新发现的海洋矿物资源是富钴结壳，沉积于水下死火山侧面，历时数百万年形成，矿物来自海水中溶化的金属，这些金属由河水和海底热泉提供。热泉还提供了来自地球内部的化学能量，微生物利用这些能量生长。这些微生物在温泉生命形式生态系统中处于食物链底层，基本无需光能，是具有工业和医药用途的新化合物来源。这些微生物也包括原始的生命形式，可能有助于揭开生命起源的奥秘。

人类社会的发展，离不开对各种资源的开发和利用。在陆地资源逐渐枯竭的今天，人们把目光投向了深海大洋。海底世界除了大家耳熟能详的锰结核、深海油气，还有热液矿床，以及当前最炙手可热的天然气水合物。天然气水合合物的储量极为巨大。据估计，把人类已经用掉的和还没有开发石油、煤、天然气加在一起，还赶不上天然气水合物中有机碳总含量的一半。如果这个估计不错，那无疑是人类的福音，因为它很可能将成为新世纪的新能源。

⑵ 海底有哪些矿产资源

海底的矿产资源有：石油、天然气、煤、铁等固体矿产、海滨砂矿、多金属结核和富钴锰结壳、可燃冰。

据估计，世界石油极限储量1万亿吨，可采储量3000亿吨，其中海底石油1350亿吨；世界天然气储量255～280亿立方米，海洋储量占140亿立方米。

上世纪末，海洋石油年产量达30亿吨，占世界石油总产量的50%。我国在临近各海域油气储藏量约40～50亿吨。由于发现丰富的海洋油气资源，我国有可能成为世界五大石油生产国之一。

海底矿产资源的分布：

分布于水深4,000～6,000米海底，富含铜、镍、钴、锰等金属的多金属结核。分布于海底山表面的富钴结壳和分布于大洋中脊和断裂活动带的热液多金属硫化物。生活于深海热液喷口区和海山区的生物群落，因其生存的特殊环境，其保护和利用已引起国际社会的高度重视。

现今主要发现于大陆边缘的天然气水合物，其总量换算成甲烷气体约为1.8-2.1X1016m3，大约相当于全世界煤、石油和天然气等总储量的两倍，被认为是一种潜力很大、可供21世纪开发的新型能源。

以上内容参考：网络—海底资源

⑶ 我国海洋石油储运技术是什么

一、海底管道

在我国近40年海上油气田开发中，从最初的油气田内部短距离海底管道发展到各类长距离平台至陆地海底管道，海底管道设计、施工技术都有了长足发展。目前，我国海上油气田的开发工程模式也本上是全海式与半海半陆式。

我国海洋石油工业起步于20世纪60年代，在改革开放前的20多年中，海洋石油人自力更生；改革开放后的30多年中，通过对外合作，引进、吸收国外先进技术与管理经验，中国海洋石油工业实现了跨越式发展，先后在渤海、东海、南海发现并开发了30多个油气田，年产油气当量已超过5000万吨。伴随着海洋石油工业的发展，海洋油气储运事业也得到了长足发展。20多年来，中国海洋石油总公司在我国渤海、东海以及南海先后建设了各类平台60余座，浮式生产储油装置11艘，海底管道2000多千米，陆上油气处理终端6座。可以说，经过20多年来的引进、学习与实践，目前，我国工程技术人员已基本掌握了百米水深以内的海洋油气储运工程技术，并且形成了一些有中国近海特色的专有技术与能力。但是，尽管我国海上已铺设了两千余千米海底管道，但国内设计、施工能力及水平与国际先进水平相比还有很大差距。工程设计方面，国外公司已形成水深近3000米，恶劣海况与复杂海底地貌及地质情况下的设计技术；而国内设计单位仅能涉足百米水深、常规环境下的海管设计；工程施工方面，国内只有两条铺管船，铺设水深百米以内，工程检测与维修方面更是相形见绌。

我国第一条海底输油管道是中日合作开发的埕北油田内部海管。该海管为保温双重管，内管直径6分米，外管直径12分米，长1.6千米。该管道由新日铁公司设计，采用漂浮法施工，1985年建成投产，至今仍在生产。我国第一条长距离油气混输海底管道是1992年建成投产的锦州20-2天然气凝析油混输管道；该管道直径12分米，长48.6千米。这是国内第一条由国内铺管船铺设的海底管道。我国迄今为止最长的海底管道是1995年底建成投产的由南海崖13-1气田至香港的海底输气管道，管道直径28分米，长度787千米，年输气量29亿立方米。由美国JPKenny公司设计，意大利Seipem公司铺设。我国第一条长距离稠油输送海底管道是2001年建成投产的绥中36-1油田中心平台至绥中陆上终端海底管道，该管道长70千米，为双重保温管，内管直径20英寸，外管直径26英寸，年输油量500万吨；所输原油密度0.96克/立方厘米。该管道完全由海总工程公司设计并铺设。它是在总结绥中36-1试验区海管输送的经验基础上建设的。在1987年发现该油田后，在进行油田工程方案可行性研究中曾探讨铺设50千米海底管道将海上原油输送上岸。最后经过国内权威专家及国外公司研究评估认为，该油田所产原油密度高、黏度高，且当时国内外尚无长距离海底管道输送稠油的先例，技术风险大。特别是油田处在辽东湾，冬季气温低，停输再启动风险更大。随即启动了试验区方案，通过1993—1998近5年的生产试验，认为采用双层保温管长距离输送高黏原油是可行的。该长输管道自2001年油田投产以来系统运转正常。可以说，绥中长距离海底输油管道填补了国内外海底长距离输送高黏原油的空白。目前我国海上开发的天然气田，均采用了半海半陆式模式。东海的平湖气田以及南海的崖13-1气田、东方1-1气田等气田生产的天然气在海上平台完成气液分离及天然气脱水后，均通过长输海底管道输送到陆上油气终端进行处理后销给陆上用户（或工业用或民用）。渤海以及南海开发的大部分油田基本上用了全海式工程模式，如渤海的秦皇岛32-6油田、南海的惠州油气田等。在平台生产的油气通过海底管道混输到海式生产储油装置上进行处理、储存、外销。近年来渤海及北部湾油田群的开发也开始采用半海半陆式形式，如渤海的绥中36-1油田、南海的涠洲油田。这些油田生产的油气在平台上进行油气分离及脱水后，通过长距离海管将原油输送到陆上终端处理、储存，并通过码头或单点外销。

此外，中国近海铺设了多条长距离海底管道，如表37-1所示。

表37-2主要长距离管道

此外，我国海底管道技术也取得了长足的进步，其中许多都达到了国际领先水平。这方面尤以海底管道多相混输等新技术的研究特别突出，相信在未来的世界海洋石油储运中，我国将会有更大的发展。多相混输技术在我国具有广阔的市场应用前景，制约多相混输技术应用的主要因素体现在技术本身的不完善和适用程度。我国石油工业迫切需要一整套完善的、适用性强的长距离多相混输技术，以提高海洋油田、滩海油田、沙漠油田和边远外围油田开发的经济效益，从而为石油工业实施低成本战略提供技术支持。

二、浮式生产储油装置

自1986年第一艘海上浮式生产储油装置希望号在南海涠10-3投入使用至今，在海上油气田开发中，先后有11条各类浮式生产储油装置投入使用；1989年在渤海BZ28-1由田投入使用的友谊号浮式生产储油装置是国内设计、建造的第一条海上储油装置。浮式生产储油装置由单点系统系泊在海上，它是在油轮基础上演变过来的。井口平台生产的油气由海底管道输送到单点装置后进入浮式生产储油装置上处理并定期外销。渤海使用的四条浮式生产储油装置，均为国内设计、建造；1989—1992年投产的3条装置储油量在5万～7万吨，2002年秦皇岛油田投产的世纪号储油量达到15万吨。渤海地区应用的浮式生产储油装置的系泊装置均为软刚臂系泊系统，这种设计主要是针对渤海海域水浅，冬季海面有流冰的特殊情况。而南海使用的六条浮式生产储油装置中有五条是由外国公司由旧油轮改造而成的；2002年南海文昌油田投入使用的南海奋进号是由国内设计、建造的15万吨浮式生产储油装置，该装置系泊采用了内转塔式系统，南海使用的浮式生产储油装置基本上采用了类似的系泊装置：浮式生产储油装置是一种简便可靠的海上装置，它集油气处理、成品油储存外输、人员生活居住为一体；1997年投产的陆丰油田采用水下井口系统与浮式生产储油装置组合，实现了一条船开发油田的设想。

2009年6月，我国最大的海上浮式生产储油装置“海洋石油117号”在蓬莱19-3油田投产。该装置又名“渤海蓬勃号”，船体尺寸为323米×63米×32.5米，是全球最大的浮式生产储油装置之一。

三、油轮

在国家能源运输安全战略导向之下，到2010年实现中国油轮船队承运中国年进口原油量50％的目标，中国油轮船队运力需从目前的约900万载重吨迅速扩充到1600万载重吨，因此建造中国自己的远洋运油船队乃至“超级船队”势在必行。

分析师认为，一个国家打造一支自己的超级油轮船队是一项十分庞大、复杂的工程，须由政府主管部门进行政策引导，同时需要航运、石化、造船、金融等相关行业的协作配合。目前，国内几大航运巨头基本都与中国石化集团、中化集团等中国最大的原油进口商之间建立了战略合作关系，签订了长期运输合同。

中国共有七家油运企业，中远集团、中海集团、招商局集团、中国对外贸易运输集团、长江航运集团是“国家五巨头”，民营企业有两家，河北远洋和大连海昌集团。还有一个比较特别的是泰山石化，该公司属于内地起家、境外注册的民营企业。

油轮的建设更涉及我国深水油气田的开发。

深水油气田的开发正在成为世界石油工业的主要增长点和世界科技创新的热点，是世界海洋石油的发展趋势，世界上钻井水深已达2967米，海管铺设水深已达2150米，油田作业水深已达1853米；据有关资料介绍，2000—2004年，世界上新建114座深水设施，深水钻完井1400口；安装水下采油装置1000多套，铺设深水海底管道与立管12000千米；世界各大石油公司对深水油田勘探开发的投入达566亿美元，深水产能提高1倍。严格说，我国尚不具备独立自主开发深水油田的能力。20多年来，我国通过对外合作已基本掌握了开发200米水深以内各类油气田的工程技术。我国最深的海上油田流花油田水深为330米，是1996年由美国阿莫科石油公司开发的。该生产系统由一艘半潜式生产平台与一艘浮式生产储油装置组成，采用了许多当时世界上最先进的技术组合。世界目光已转向深海，西非、巴西外海及墨西哥湾已开始采油，中国油气前景亦寄希望于深水。我国南海有着丰富的油气资源，预计的南海大气田区水深范围在200～300米，海洋石油对外招标区块水深均在300～3000米，因此，走向深水既是世界海洋石油发展趋势，也是中国海洋石油战略目标所在。深水开发不同于浅海，需要更多先进的技术与技术组合；常规的平台及浮式装置深水海管铺设无论技术上还是经济上均已不再适应新的环境，过去的海上作业装置与技术需要更先进的动力定位、ROV等先进装备配合才能完成。

我国大型油轮船队经营正处于起步阶段，绝大部分船公司目前主要致力于加快船队规模的发展，而在安全管理方面，与国际知名公司相比，则处于相对滞后的状态。

对单壳油轮航行，我国海域未做出明确的限制性规定，而我国目前还没有限制单壳船进港，这无疑增加了我国海上溢油事故的隐患，使我国沿海海域面临更大的油污风险。

对于管道和管线系统，水越深，水压越大，立管系统响应越大；而水压越大，海底管道屈曲传播加剧。更严重的是，深水的海管和立管比浅水的重得多，其连接、牵引和安装比浅水域困难得多。

深水温度比较低（3～4℃），油气管道容易形成钠化物结晶和水合物，给管道流动保障带来严重挑战；而高温输送带来的热应力是管道整体屈曲（主要是侧向的蛇形屈曲）的主要原因。

四、发展趋势

国内海上油田的发展有两个趋势，一是向偏远边际小油田发展，二是向更深的水域发展。一些新技术的开发和推广应用将在开发偏远边际油田上起着十分关键的作用，这些新技术代表了海上油田技术发展的趋势。

（1）研究和推广多相流技术。利用多相泵和多相混输，可以扩大集输半径，使边际油田纳入已建的集输系统，充分利用现有已建设施来减少投资和操作费用，使边际小油田开发变得经济有效。目前多相泵在陆地应用已逐步推广，但还未应用于滩海油田建设中。随着计量技术的不断发展，传统的分离计量装置将会逐渐被不分离计量装置所替代。目前，国外已有几十套商业性产品应用于海上油田，而我国在此方面目前正处于研制和试验阶段。

（2）研制轻小高效型设备。由于受海上平台面积和质量的限制，一些轻小高效型设备将会越来越多地应用于海上油田。虽然我国在液液旋流设备研制上取得了一定进展，但与国外水平相比仍有较大差距，因此，轻小高效型设备的研制仍是海上油田技术发展的一个趋势。

（3）平台结构多样化和轻小型化。平台建造在海上油田开发中占有相当大的投资比重，国内外都在致力于开发轻型平台技术以降低投资费用，这是平台建造技术的发展趋势。

（4）海底管道技术及其他配套技术。海底管道敷设技术和单壁管输送技术的推广应用，以及立管技术、水下回接技术、安全与环保等配套技术等是未来降低海上油田开发成本的技术发展趋势。

（5）海洋平台振动及安全分析研究。这也是轻型平台发展需要完善的基础理论研究。

（6）深海油田开发工程配套技术研究。水下连接技术、多相流技术等是深海油田开发技术的发展趋势。

（7）深海油田越来越多地采用FPSO进行海上油田开发。在海上油田偏远的较深水域内采用FPSO进行油田开发，可能是将来开发边际油田的一种选项和趋势。

我国与国外合作开发的油田技术起点高，处于同期国外先进水平。但从整体上来讲，由于我国海洋石油工业起步较晚，与国外先进水平相比，仍有相当大的差距。如深海油田的水下处理技术及设备（如立管技术、水下生产设施）主要依赖进口，设备的高效化、小型化、橇装化与国外相比仍需做进一步的改进，在平台结构形式多样化、简易平台技术发展上还不成熟等，这些都是今后科研工作需要努力的方向。在我国科研经费投入相对不足的情况下，新技术开发应树立有所为、有所不为的思想，积极稳妥地采用新技术、新设备。有所为就是开发一些投入小、效益高、现场较为急需的项目，如轻型平台技术，小型化、高效化和撬装化设备的研制，多相流技术等：有所不为并不是指无所作为，一些投入高、风险大，且国外发展较成熟，技术水平领先的技术，如水下回接技术、水下生产设施、多管径智能清管器技术、腐蚀监控技术、井下分离回注技术等，可以走通过项目引进与合作开发的路子，缩短研制周期，尽快缩小与国外先进水平的差距。如我国的FPSO制造技术，就是通过引进国外先进技术，加以消化吸收，为己所用，迅速达到世界先进水平的典型例子。

从技术发展与生产实际相结合的要求出发，现阶段的技术发展应着重解决以下几个技术问题：

（1）在海上边际油田和已建油田的集输流程改造中，积极推广应用混输泵技术，提高海上油田的集输半径，将一些边际油田纳入已建的集输系统，使边际油田得以经济有效地开发。

（2）加速多相流混相输送和不分离计量技术的研究和应用试验，尽早在海上油田建设中得到应用。

（3）开发和推广应用具有储油能力的小型钢筋混凝土平台和可重复利用桶形基础平台。

（4）参考国外在轻小型平台开发边际油田方面的经验，结合我国情况开发研究适合我国海上油田建设条件的轻小型平台，包括：开展轻型平台风险评估的研究，编制与轻型平台设计相适合的设计规范，提高设计人员素质。

（5）借鉴国外工艺设备轻小型化、一体化特点，进一步开发研制更适合我国海上油田建设特点的轻小型化、一体化高效设备。

⑷ 海上采油井中国海上采油井发展

中国的海上采油历史可以追溯到1963年，那时中国通过土法制造了首个浮筒式钻井平台，它位于莺歌海距海岸约4千米的地方，成功地在那里钻探了三口井，开启了中国海洋石油开采的新篇章。

1966年，中国在渤海海域建立了第一座正式的海上钻井平台，标志着海洋石油勘探开发的正式开始。同年，渤海的第一口探井开始钻探，于1967年6月14日取得了工业油流的喜讯，这标志着中国海洋石油开采迈出了坚实的一步。

截至1994年，中国海上累计采集地震测线达到57万千米，钻探了363口探井，发现了88个油气构造，石油地质储量达到了11.88亿吨，天然气地质储量更是达到了1800亿立方米。这一年，海洋石油产量达到了647万吨，而目前，年产量已提升至2500万吨，气产量约为50亿立方米。尽管海洋石油开采投资大、风险高，但由于油藏条件优越，如厚度大、储量丰富、单井产量高，使得其经济效益显着。

根据统计，仅在大陆架的473万平方千米范围内，石油地质储量就达到了约250亿吨，天然气储备则有80000亿立方米。如果扩展到整个大陆边缘，海洋石油的开发前景更是充满期待，显示出巨大的潜力。

⑸ 海底为何会有石油呢

世界上大陆架的面积约有2700多万平方千米。大陆架和深海（如海沟带）之间，还有段很陡的斜坡，称为大陆坡，已发现这里也有大量的油、气资源。大陆坡的面积比大陆架还要大，有3800多万平方千米。两者合计，相当于陆地沉积岩盆地面积的两倍。海洋的这些区域具有形成油、气积聚层需要的最好的地质条件，通常这是地壳稳定拗曲区域，覆盖着非常厚的沉积物，陆地的油矿与气矿一般是与这样的地带联系着的。大陆架是陆地的直接延续，大约在一万多年前也曾经是陆地的一部分。人们对大陆架的碳氢化合物的形成规律有了比较透彻的研究，已发现深海盆地也有大量油、气资源。在墨西哥的深达3500多米的海渊中钻井，探明有含油沉积岩层。因此，大陆坡将成为人们向海洋探寻油气宝藏的场所。目前，全世界石油总产量中，将近30％来自海底。海底天然气所占比例接近总产量的12％。2000年海洋很可能为人类提供50％的原油。现在大部分拥有出海口的国家均在从海底寻找并开采石油与天然气。据估测，全世界可采石油储量3000亿吨，其中海底石油约1350亿吨，迄今已发现的海洋油气田1600多个，已有40多个国家的海域在生产石油和天然气。几乎所有的大陆架都成为勘探、开发石油的对象和场所，都是很有希望的海洋油气区。