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
（浮式生产储卸油装置）“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
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
深水双子星
筑起自主可控全链条
流花油田位于南海珠江口盆地，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。项目已投产32口生产井，最高日产原油达3900吨。
十年攻关
唤醒礁灰岩老油田
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，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，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。
智慧防控
从“人防”到“智防”
针对南海深水区台风、强对流、内波流等恶劣海况，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”模式，配套内波流监测、系泊张力监控、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。
依托数字孪生、海陆一体化智能中控等数字化手段，两套核心生产设施实现从“人防”到“智防”的升级，并配套“台风模式生产”功能。截至目前，该智能化管理模式已应用11次。投产以来，外输作业保持零安全事故、油品合格率达100%。
向海而歌
深水外输的“中国方案”
“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。设施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。
为破解提油轮定位、靠泊、软管对接难题，项目为配套提油轮加装国内首个艏装载系统，使其可在复杂海况下完成软管对接、动态切换两个外输点位，单次最大运输45万桶原油，用足海上作业窗口，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。
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