海上油气开发生产已有100多年的历史。1897年美国人在加利福尼亚Summerland近岸带发现石油后，搭建了10多座延伸至海中400米长的木质栈桥，在栈桥上用木质井架钻了198口生产井，每口井平均日产量不到2桶，连续生产了5年，从此开始了海上油气开发和生产的历史。在过去的100多年中，尤其是自1947年钢质导管架平台在美国墨西哥湾成功应用以后，海上油气田的开发和油气生产得以迅猛发展。海上石油日产量已从1974年占世界石油总产量不到20%上升到2015年的30%以上，日产量达到429万立方米（2700万桶）的水平。中国的海洋石油工业起步于20世纪60年代，在改革开放政策的指引下得到了迅猛发展。通过对外合作和自营，中国海上石油年产量从1982年不足10万吨发展到2016年生产原油7707多万吨、天然气207.7亿立方米。截至2016年，已在渤海湾、黄海、南海、北部湾建成投产了122个海上油气田。

海洋油气储运工程是指从海底采油经水下生产系统、海底管道至油气处理系统生产出合格的油气产品的系统工程，是油气储运工程学科的重要组成部分。海洋油气储运系统是海洋油气生产的重要环节。海洋石油始于北海的石油开发，从滩海、浅海到深海，现在人类已经能将5000米以上水深的海床下面的油气资源开采出来。

根据油气储运工程的特点，海洋油气田开发工程设施的模式可分为全海式和半海半陆式两类。全海式是指油气田的油气生产、处理以及产品储存与外销全部在海上进行；半海半陆式是指油气生产在海上进行，油气处理在海上或陆上进行，而产品储存与外销在上岸后进行。中国海上油气田的开发工程模式也基本上是这两种形式。这些油田生产的油气在平台上进行油气分离和脱水后，通过长距离海底管道，将原油输送到陆上终端处理、储存，并通过码头或单点外销。

从油气水处理的工艺流程上讲，海上和陆上的油气生产是没有差别的。在海上油气田，也需要对从井筒产出的流体计量后进行油、气、水及其他杂质的分离；原油经过脱水、稳定处理合格后，用海底管线输往岸上销售终端或从海上设施直接装船外销；天然气经过干燥、轻烃回收处理后，通过海底管线输往岸上用户或回注油层；含油污水经过处理合格后，回注油层或排入海水中。由于海上油气田的开发和生产是在特殊的海上环境条件下进行的，其生产设施的布置和集输系统的设计具有许多不同于陆上油气田的特点。

海洋油气田开发的特点是高技术、投资巨大、高风险和高回报率。油气田开发模式的选择决定着油气田开发的经济性、安全性和有效性。经过多年的探索，中国形成了以下两种常用的开发模式：

全海式工程模式。①井口平台+FPSO系统+系泊系统；②井口中心平台（或井口平台+中心平台）+FSO；③水下生产系统+FPSO+系泊系统；④水下生产系统+FPS+FPSO+系泊系统；⑤水下生产系统回接到固定平台；⑥井口平台+处理平台+水上储罐平台+外输系统；⑦井口平台+水下储罐（沉箱）处理平台+外输系统。

半海半陆式工程模式。①井口平台+中心平台+海底管道+陆上终端，这是最常见的半海半陆式工程模式；②生产平台+中心平台+水下井口+海底管道+陆上终端；③水下生产系统+深水海底管道+浅水中心平台+浅水海底管道+陆上终端。

按照是否依托已建工程设施，开发模式又可分为独立开发工程模式和依托开发工程模式：①独立开发工程模式一般设有一个海上工艺处理中心，生产平台和处理中心之间由海底管道连接，若需将生产物流送到岸上做进一步处理，还需要一条登陆管道将海上工艺处理中心和陆上终端连接，区域中第一个开发的油气田只能采用此种模式。②依托开发工程模式也可看作被动式的油气田群区域开发模式。由于新油气田周边海域一般已有在产的油气田，此时只需要新建一个生产平台或者水下生产设施，新建海底管道连接生产设施和已建的油气处理中心即可。

全海式开发模式为主流方法，半海半陆式开发模式主要针对离岸较近的浅海开发。全海式开发模式特别适合深水，尤其是边际油气田的开发。对于深水与浅水的划分，根据美国联邦海事委员会FMC资料，海洋工程界对水深的规定有不同的标准，如表所示。

可见，水深是一个相对的概念。水深的划分也会随着技术发展和海域状况而发生变化。中国通常认为300米以上为深水，1500米以上为超深水。中国针对不同水深的油气田开发模式的研究和实践取得了较为丰硕的成果。

中国已具备300米水深以内的海洋石油勘探开发技术体系和装备能力，达到一年5×10⁷吨的产能；初步建成以海洋石油981半潜式钻井平台为核心的深水重大工程装备。以下对浅水、深水开发模式进行简要介绍。

浅水开发模式。中国早期海上油气田开发以大型油气田独立开发为主，随着近海油气田勘探开发程度的提高，大型整装油气田等优质储量动用程度越来越高，大型整装油气田的开发也越来越困难。在难以独立开发的情况下，对油品相近、构造类似、空间距离接近的多个中小油田，采用油田群联合开发及体系性开发等开发模式，可以实现这些油田或区块开发最优化。区域开发模式越来越成为近海浅水油气田开发的主要方式，一些新型生产装置也逐渐开始应用。

提出了基于“区域中心＋次中心＋简易生产设施”工程平台模式，并在渤海湾的JZ25-1S、KL3-2等区域进行了应用。针对已有的“大型油田独立开发”“小型油田依托开发”“小型油田群联合开发”等开发模式不能适应渤海油气田数量增多、生产设施增加且不能充分共享、设施与地下资源不匹配、边际油田不能充分依托的问题，提出了区域一体化开发模式，实现了勘探与开发、油藏与工程、开发与生产的一体化建设。

深水开发模式。对于深水开采，钢质导管架平台的造价会随水深的增加而急剧增长，以致增加到在经济上不可行，这就促使在深海开发中必须使用新的结构形式。典型的浮式结构是FPSO/FPS浮式生产系统、Production Semi半潜式生产平台、TLP张力腿平台和SPAR平台、Subsea Production Systems水下生产系统。全世界已有3500多套水下生产设施、204座深水平台运行在世界各大海域。张力腿平台（TLP）的最大工作水深已达到300～1581米，SPAR为500～3000米，浮式生产储油装置（FPSO）为2600米，多功能半潜式平台达到6156米，遥控无人潜水器（ROV）超过3000米，采用水下生产技术开发的油气田最大水深为2192米，最大钻探水深为3095米。

开发模式对海上油气储运的技术要求包括①水深不同和生产平台的不同，导致油气水处理方式也有所差异。海域的地质地貌对平台的布置、管线的路径、水下生产系统的布置安装都有重要影响，起伏不平的海底地貌可能会导致混输管路产生严重的流动不稳定问题；油藏的品质直接决定了输送的方式和条件，如深水的水合物和蜡结晶要求将油品高温输送，对管线保温提出了更高要求；硫化氢和二氧化碳等介质的腐蚀对水下生产系统的材质和密封等有更特殊的要求；增压系统和分离系统与地层压力、油品成分等关系密切。中国海上油田原油多具高黏、易凝、高含蜡等特点，给海上长距离管道输送的工艺设计和生产安全带来许多难题，这也是中国海上油田开发大量使用FPSO的原因之一。②区域开发中的井口数量和布置较为复杂，影响到集输管网的布置和优化。③FLNG/FLPG等新型海上气田开发方式给海上开采天然气的净化处理、制冷液化、储存运输等方面提出更高的要求。④海底管道的敷设施工、投产运行、检测维修也需要更先进的技术支持。

总之，海上复杂的气候条件、地质条件和水文条件对海洋油气储运是巨大的挑战，海上油气资源由浅及深、由常规转向非常规的发展趋势为储运行业的发展拓宽了道路，也提出了更高的要求。