开发过程包括地质研究、可行性分析、工程设计、钻井、采集、储输等作业。其中，地质研究的基本理论和方法、工艺流程设计原理与陆上油气田开发大致相同，但钻井、采集、储输等作业过程与陆上有根本区别。海上油气开发涉及海洋学、气象学、土力学、流体力学、结构力学等学科，以及造船、航海、环境保护、材料、水声工程等专业技术。

21世纪初，已探明的海上石油储量占世界总储量的25.2%，天然气储量占26.1%。海上石油储量中有55%～70%在水深小于200米的大陆架范围内。海上油气开发大致经历了3个阶段。

①初期阶段。1897年美国最先在加利福尼亚州西海岸用木栈桥打井。20世纪40年代前，海上油气开发主要使用常规土木工程技术搭建木栈桥、木平台、筑长堤和人工岛，只能在几米水深的海滩和内海开采石油。

②探索阶段。20世纪40～60年代，随着焊接技术和钢铁工业的发展，相继出现了钢质导管架平台、坐底式平台、自升式平台等油气开发装备，使海上油气开采范围扩大到30米水深的海域。

图1 自升式钻井平台——“TZ301-1”

③发展阶段。20世纪60年代后，随着电子计算机技术和造船、机械工业的发展，建成了各种大型、复杂的海上钻井、采集、储输设施，促进了海上油气开发的迅速发展。至80年代，除南极外，世界各地的大陆架都已进行油气勘探和开发，约有34个国家共建成海上油气田430多个。其中，最大的海上油田是沙特阿拉伯的塞法尼耶油田，可采储量达42亿吨。海上油气开发范围已扩展至几千米水深的海域。

中国沿海大陆架面积占世界大陆架面积的5.2%，油气资源丰富。1958年在南海莺歌海浅海区用顿钻打井发现原油。1966年在渤海用导管架平台钻探了第一口探井，获得有开采价值的油流。1974年在黄海钻探发现含油构造。1982年在东海钻探发现多层高压天然气层和油砂层。1982年2月中国海洋石油总公司成立，标志着中国海上油气开发进入新时期。2014年，中国渤海海域年产石油达到2611万吨。同年，中国南海荔湾3-1气田投产，成为中国第一个深水气田。

按水深、油田类型和开发方式可分为水上常规采集系统和水下采集系统。

水上常规采集系统：使用固定式平台采油，在井口安装与陆上油气采集相同的采油树进行生产。与陆上油气采集设备相比具有以下特点：①采油速度快。②工艺流程和设备布置紧凑，要求设备小型化、高效耐用。③安全措施严格。④对人员技术要求高。⑤人员组成不同，维护人员远多于生产操作人员。

水下采集系统：20世纪60年代初发展，由水下采油井口装置、井内测试设备、井口监控系统、浮式或固定式集油站组成。水下采集系统能遥控操作，采集井口流出的油气进行处理，测试各井油气生产参数，必要时向井内注入化学药剂以保证正常生产。水下采集系统适用于水深300米以上的油气田。

水下采集系统主要形式有：①单井水下采集系统。采油树安装在水下井口上，通过管线连接到水面集油站。使用钻井船钻井，完井后即投产，以取得足够的油层资料数据，油田进入开发阶段后即可转为正式生产。②卫星井采集系统。有一个中心管将周围的水下井口进行集中，水面集油站与中心导管连通。优点是实行分片采集可减少管线数量，可将勘探井纳入采油系统，并便于监控。

水下采油井口装置是水下采油系统中最基本的部分。1943年在加拿大伊利湖安装了第一个水下井口装置。1960年在美国路易斯安那州的大陆架第一次不用潜水员安装了水下井口装置，所有安装工作都在钻井船上遥控进行。随后在圣巴巴拉海峡安装了5个这样的井口装置。水下井口装置分为两种：①湿式。井口设备与海水接触。②干式。用金属封闭罩保护井口，罩内保持一个大气压，维修人员可乘潜水器进入罩内检修，比较方便。

对海底开采的油气进行收集、处理、计量、储存和运输所需设施的总称。海上油气储输系统在总投资中占很大比例，维持费的百分比占比也较大，必须根据油气储藏性质、油气消费点位置、环境条件和经济效益等合理选择储存和输送方式。按照处理和储油所在的位置可分为：①全陆式。在油气田与海岸的距离非常近时使用。②半海半陆式。即部分或全部处理设备在海上，储油中转站在陆上。一般高产海上油田采用这种油气储输系统比较灵活。1938年在墨西哥湾建成一套半海半陆式油气储输系统。③全海式。适于海上小油田采用。1966年在波斯湾建成第一套全海式油气储输系统。

海上储油方式主要有：①海上平台储油，只适用于离岸较远产量不大的油田。②海面单点系泊储油装置，储量可达30万吨以上。③海底油罐。

海上油气输送方式主要有两种：①管线输送。输送稳定，维持费用低，适用于近岸或油气产量大的油田。②油轮输送。在航道及港口允许的条件下，油轮愈大，运输成本愈低。