科技日报记者 操秀英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。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%。
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