经济观察报记者 郑晨烨
在很长一段时间里，渤海湾水下数千米深处的太古界变质岩潜山（指深埋于海底之下、由古老山脉演变而成的坚硬岩体），是中国石油地质专家们眼中一块既诱人又棘手的“硬骨头”。
“诱人”，是因为地球物理信号模糊地暗示着那里可能蕴藏着巨大的油气资源；“棘手”，则是因为传统的石油地质理论一度认为，这类在漫长地质年代中经受了高温高压“变质”的古老岩石，已变得致密坚硬，难以形成可供规模开采的储油空间。
然而，正是对这块“硬骨头”长达十余年的持续攻坚，以及在地震勘探技术和地质成藏理论上的关键突破，最终孕育了渤海上巍峨的石油钻井平台。它所依托的，是中国东部第一个探明储量超千亿立方米、技术可采储量超亿吨油当量的整装凝析气田——渤中19-6凝析气田。
6月12日，经济观察报记者搭乘直升机飞抵的，正是为开发这一气田而建造的核心枢纽——“渤中19-6”中心处理平台。从空中俯瞰，它如同一座巨大的工业积木，被精准地嵌合在蓝色的海面上，钻井平台、生产处理模块、生活支持系统等功能区清晰可辨，通过钢铁栈桥相连，构成了一套完整且高效的海上油气生产、处理体系。
这块曾被视为地质“硬骨头”的古老潜山，其内部蕴藏的油气资源，通过记者眼前的平台源源不断地被开采出来，这不但使其成为了日产油气当量超万吨的“功勋油田”，也是渤海油田冲刺年产4000万吨目标的核心枢纽之一。
以“渤中19-6”中心处理平台为代表的一系列重大项目的相继落地，以及背后所代表的一系列技术突破和持续的资本投入，共同指向一个更为宏大的议题：以安全、高效、环保的方式开采现有自然资源，为社会提供清洁、可靠、稳定的能源供应。
海上油气如何来
初登“渤中19-6”平台，最直观的感受是其作为一台精密、巨大“工业机器”的压迫感。脚下是坚实的钢铁甲板，四周管道纵横、阀门林立，空气中弥漫着淡淡的咸味和机油气息，背景音则是设备运转时持续不断的低沉嗡鸣。
这座平台，就是整个油气田集群的“中央处理器”。
要理解这台“机器”的运作，需要将视线穿透20多米深的海水，再深入其下数千米的岩层。渤海油田的一位技术人员向记者介绍，虽然渤海是浅海，但其油气资源大多埋藏在地下数千米的“深层”乃至“超深层”。以“渤中19-6”为例，其主要开采对象是位于地下5000米左右的太古界变质岩潜山。
“这就在一个看似简单的环境里，叠加了极大的技术难度。”中国海油（600938.SH 00883.HK）相关业务负责人向记者介绍，“首先是‘高温高压’，井底的温度超过180摄氏度，压力则高达53兆帕，相当于指甲盖大小的面积上要承受超过半吨的重量。这对我们的钻井技术、井下工具和生产管线的耐受性都提出了极限挑战。”
“53兆帕”是什么概念？平台上一位工程师对记者打了一个比方：普通家用高压锅的工作压力大约是0.1兆帕，而“渤中19-6”的管线要承受的压力是其500多倍。
这意味着，从管材的选择、焊接的工艺到阀门的密封，每一个细节都必须做到万无一失。油气在这样的极端环境下被钻头“唤醒”后，便开始了它的地面旅程：夹带着地层水、泥沙和各类杂质的原油和天然气，通过生产管线被提升至平台；然后，它们将进入这台“机器”最核心的部分——生产处理系统。
这是一个由各种分离器、换热器、压缩机组成的复杂系统，其核心任务，就是对采出物进行“精加工”。以“渤中19-6”这个典型的凝析气田为例，它产出的天然气中富含石油液体（即凝析油），好比“湿气”。
处理系统的首要任务就是“拧干毛巾”，将油、气、水分离。随后，天然气还要经过脱水、脱硫、稳压等一系列处理，才能成为符合标准的商品天然气；分离出的凝析油和原油，也要经过类似处理，才能成为合格的“黑色黄金”。
“你可以把这个平台理解为一个多功能的化工厂，”前述业务负责人人员打了个比方，“原料是来自地下的油气混合物，产品则是可以直接输送到下游的合格原油和天然气。”
如果说整个平台是一座“化工厂”，那么生产处理系统更像一道严苛的“净化关卡”。
每一立方米被采出的油气混合物，都必须在这里经历一场“大逃杀”，水、硫化物、二氧化碳等杂质，都是必须被剔除的“淘汰者”，因为一旦这些杂质随着管道长途奔袭，轻则腐蚀管线、损坏设备，重则在特定条件下形成“水合物”，像胆固醇堵塞血管一样，造成整条能源动脉的瘫痪。
而驱动这台巨大“机器”24小时不间断运转的，是平台上百余员工组成的运营团队。他们实行的是海上平台特有的“28天轮换制”——在海上连续工作28天，每天工作12小时，随后回到陆地休假28天。
为了保障员工在高强度、封闭环境下的身心状态，平台上的后勤支持系统力求完备。除了独立的居住房间，还设有健身房、篮球场等。另外，随着卫星通信技术的发展，如今平台上已覆盖4G/5G信号，员工可以随时与家人视频通话。
这个海上支持系统的核心，是一套被称为HSE（健康、安全与环境）的管理体系。在高压、易燃、易爆的作业环境中，安全是压倒一切的铁律，据记者了解，仅中国海油下属的一家专业公司，一年内组织的各类安全演习就高达2.5万余次，覆盖消防、弃船、溢油等所有可能发生的紧急情况。
当所有处理流程完成，合格的原油和天然气便通过直径近一米的海底管道，踏上前往陆地的旅程。它们首先将被输送到数百公里外的陆地终端，最终流向大大小小的工厂和千家万户，至此，这台海上“机器”才算完成了一次从输入到输出的完整作业循环。
28美元桶油成本的秘密
对于任何一个商业项目而言，无论其技术多先进、战略意义多重大，最终都必须回归到一个根本问题：成本。那么，这座投资巨大的“超级工厂”，其经济账是如何计算的？
中国海油给出的答案，是一个在全球石油行业中都极具竞争力的数字——28.52美元/桶油当量（2024年年报数据），这一数字，在国内“三桶油”中是最低的。
要理解28美元的含金量，首先需要明确什么是“桶油成本”。
在石油行业，它通常指“All-in Cost”，即总成本，是一个比生产成本更宽泛的综合性指标。它不仅包括了日常的作业费用，还摊销了巨额的前期投资（勘探、钻井、平台建造等形成的折旧、折耗及摊销），此外还涵盖了部分税费和管理费用。
“28美元的成本，意味着即使在国际油价下行周期，我们依然有较强的盈利能力和抗风险能力，从而保证必要的资本支出，去投资未来的增储上产。”中国海油相关负责人告诉记者。
这一数字并非与生俱来。“在2013年，我们的桶油成本是45美元。”该负责人称，当时正值国际油价处于100美元/桶以上的高位，高油价在一定程度上掩盖了高成本的问题。但随着资本市场对中国海油的桶油成本方面提出更高的期许，该公司管理层进行了深刻的讨论，自2014年起，一场以“质量效益”为核心、长达十年的“降本长征”就此拉开序幕。
这场“降本长征”的最终胜利，依托于三大支柱。
第一根支柱，是“管理与战略”。“低成本战略，已经从我们的高管层渗透到了每一个员工。每个人做某一件事的时候，脑子里都会有这根弦。”上述负责人说，这种文化体现在管理的每一个细节中，尤其是在投资决策的源头。中国海油的投资决策委员会以最严格的尺度来衡量每一个项目的经济性，从源头上杜绝“先天不足”的高成本项目。
据记者了解，这种成本意识已被固化为一套“全生命周期成本”的决策体系。一位项目工程师举例称，比如，在选择一台设备时，采购价格本身并非唯一决定因素，其后续的安装、能耗、维修、退役处置等所有费用都会被纳入一个精算的数学模型；“有时，一台采购价更贵的设备，因为其能耗更低、维修周期更长，其‘全生命周期成本’反而可能是最低的。我们要做的是算出这笔总账”。
第二根支柱，是“技术创新”。技术进步是降本增效最直接的驱动力。例如，通过推动海上平台的“工程标准化”，改变了过去“一个平台长一个样”的局面，实现了工厂化预制和模块化建造，大幅缩短了建设周期，节约了成本。另外，在钻井环节，通过优化作业流程和引入新技术，一口井的钻井周期从过去的近一个月，缩短到目前的五六天。
效率的提升，最直接地体现在费用的节约上。海上钻井作业是一项高成本的系统工程，其每日所需投入的综合费用（业内俗称“日费率”）通常以百万元计，这其中包含了平台运营、人员、物料、技术服务等多项开支。
将一口井的钻井周期从接近30天大幅压缩至6天以内，意味着仅在钻井环节，单井成本便可节约数千万元。当一个油田需要钻数十口甚至上百口井时，这种技术进步所带来的成本优势便构成了企业的核心竞争力之一。
第三根支柱，是“规模效应”。与陆地油田不同，海上油田的开发模式更依赖于大型核心枢纽。以渤海油田为例，其开发策略已从早期的建设单个平台，演进为由“渤中19-6”“垦利10-2”等多个大型中心平台互联互通的“超级集群”模式。一个大型枢纽可以同时为周边多个油田提供处理、电力和外输服务，其巨大的处理能力能够有效摊薄单位产量的固定成本。
这种“超级集群”模式，可以理解为将过去“每个小区都自建一个发电站和污水处理厂”的模式，转变为“多个小区共享一个城市级的中央能源与处理中心”。
“渤中19-6”平台就扮演着这个“中央枢纽”的角色，它将处理能力、电力、外输管道等基础设施共享给周边的卫星油田，避免了每个油田都重复建设一套昂贵的独立系统，从而大幅降低了整个区域的开发门槛和吨油气投资成本。
“有人会想，深水开发的成本是不是就一定高？其实不是。”中国海油相关负责人进一步向记者解释：“成本计算，是总投入作为分子，总产量作为分母。在把分子做小的同时，我们还有机会把分母做大。像南海的一些大型深水整装油气田，因为储量规模巨大，能把整体成本摊薄，所以单位成本反而低于公司的平均水平。”
这种对成本近乎严苛的控制，使得保障国家能源安全的宏大战略，得以建立在坚实的商业可行性之上。
能源供应“压舱石”
将视角从渤海湾上的一座平台拉升至整个能源供应版图，海洋油气资源作为“压舱石”的战略分量才得以被真正看清。
作为工业“血液”——石油，其稳定供应在很大程度上受制于国际政治经济形势、海上运输通道安全等外部因素，稳定的能源供应是经济发展的核心前提。因此，“能源的饭碗必须端在自己手里”的顶层设计被反复强调。其核心内涵，并非追求不切实际的能源完全自给，而是在于立足国内，大力提升油气勘探开发和增储上产力度，夯实国内能源生产基础，以增强能源供应的稳定性和自主性。
在这盘“大棋”中，中国海油，特别是其产量最大的主力——渤海油田，扮演着无可替代的角色。
据记者在现场采访时了解，渤海油田的原油产量已占全国总产量的近六分之一，其产量增量曾一度贡献了全国原油总增量的八成以上，2025年，渤海油田的油气当量目标直指4000万吨，这一体量相当于一个中等规模产油国的年产量。
而“垦利10-2”等新一代亿吨级大型油田的相继投产，正是实现这一目标的关键。这些项目不仅能带来巨大的产量贡献，更重要的是，其产出将直接用于保障京津冀及环渤海这一中国经济核心区之一的能源供应。
为了支撑这一宏大的增产计划，资本的流向清晰地反映了战略的决心。
根据中国海油公布的2025年经营策略，在其全年1250亿元至1350亿元的资本支出预算中，用于上游勘探和开发的比例合计高达近80%，大量的资金被优先用于寻找新的油气储量和建设新的产能。
至此，一条清晰的逻辑链条浮出水面：经济层面对能源供应的需求，转化为企业层面的“增储上产”战略；企业战略则通过上千亿元的资本支出，最终物化为渤海湾上的一座座平台、一次次钻井，以及源源不断输往陆地的油气流。
“增储上产”与“节能降碳”
在“增储上产”的主旋律之外，渤海油田正面临一道更具未来色彩的“考题”：在中国做出“力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的“双碳”承诺后，作为化石能源生产基地的它，将如何作答？
“增储上产”与“节能降碳”，这两个看似天然矛盾的目标，正在渤海湾上空交汇，中国海油给出的答案，则是一套“组合拳”。
第一项，是岸电工程。这是一个规模宏大的能源替代项目，所谓“岸电”，即从陆地电网通过数百公里的海底电缆，向海上平台输送电力。在岸电投用前，海上平台的所有电力都来自自身的燃油或燃气发电机，这不仅消耗了宝贵的油气资源，也产生了大量的碳排放和噪声污染。
岸电的应用，相当于用更清洁、更高效的陆地电网，替代了分散、低效的海上发电机。官方资料显示，渤海油田岸电工程是目前全球规模最大的同类项目，全面建成后预计每年可减少二氧化碳排放约175万吨。
第二项，是海上新能源的直接应用。除了引入陆地绿电，中国海油也在尝试让海上平台实现“能源自给”的绿色化。例如，在中国首个海上光伏建筑一体化项目——“蓬勃号”FPSO（浮式生产储卸油装置）上，工程师们在甲板的有效区域铺设了太阳能光伏板。这些光伏板发的电，被直接用于船上的生产和生活，从而减少油气消耗。在更远的南海，中国首座深远海浮式风电平台“海油观澜号”已成功为文昌油田群直接供电，验证了“海上风电+油气田”融合发展的模式。
第三项，也是未来极具想象空间的CCUS技术。所谓CCUS，即“碳捕集、利用与封存”技术，被视为化石能源行业实现深度脱碳的关键。其基本逻辑是将生产过程中产生的二氧化碳“捕捉”起来，阻止其排入大气。被捕获的二氧化碳有两种去向：一是将其永久封存于地下枯竭的油气藏或咸水层中；二是在“利用”环节下功夫，将其注入尚在开采的老油田。高压的二氧化碳可以有效驱替出岩层中常规方法难以采出的原油，在实现“碳封存”的同时，还能提高原油采收率，达到“一石二鸟”的效果。
据记者在现场了解，中国海油已在规划建设包括渤海在内的海上CCUS中心，并正在推进“渤中19-6”等项目开展二氧化碳驱油和封存的示范。
不过，亦有业内人士向记者指出，尽管CCUS技术路径清晰，被寄予厚望，但其大规模商业化应用在全球范围内仍面临着成本高昂、能耗较高、缺乏成熟商业模式等诸多挑战。对于中国海油而言，现阶段的示范项目，更多是在进行必要的技术储备和成本模型的探索，距离能够大规模、经济性地解决油田碳排放问题，仍有很长的路要走。
上述一系列的绿色布局，勾勒出渤海油田在能源转型大潮下的未来发展路径：一方面，作为我国海上油气资源供应的“主力军”，其“增储上产”的油气主业在可预见的未来仍需加强；另一方面，它又必须利用主业带来的资本和技术，为自身的长远发展寻找“降碳”的出路。
不过，如何平衡这两大任务，在未来很长一段时间内，仍将是渤海油田乃至整个油气行业必须直面的核心问题。
对此，中国海油一位相关负责人在回答记者提问时，给出了相当直接的回答：“油和气在未来相当长一段时间内，仍将是保障国民经济发展的基础能源，我们的首要任务是把这个基础夯实。同时，我们必须用更清洁、更高效的方式去获取它，并为最终的能源结构转换做好准备。”
“这两件事，对我们来说同等重要。”他说。
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