01 “标新立异”，乌石油田群开发团队果敢创新
外方纷纷撤资，中国海油是否“独木难支”? 乌石区域早在1979年4月就钻探出了第一口探井Wan11井并获得工业油气流，此后中国海油与多家外国公司合作开发乌石区域，但无重要发现。2008年，外方企业宣告彻底退出，中国海油开始了独自开发乌石区域的漫漫长路。
常规模式纷纷“失灵”，边际油田该如何开发? 乌石油田群开发的最大难题在于油藏品质差、单井产量低、属于周边无依托设施的边际油田。常规海上油田的开发模式并不适配于乌石油田群，需要着力进行开发模式与技术创新，开展一系列的专题研究、方案比选、设计优化来降低开发成本。
研究总院技术团队创新采用浅水油气海陆协同开发模式。 为系统性解决乌石区域开发难题，项目组通过开展多个技术专题研究与方案论证，创新采用海上平台+陆上终端+原油外输单点+岸电的浅水油气海陆协同开发模式，主要包括采用油气水海陆协同处理模式、采用原油与天然气副产海陆协同外输模式、应用岸电供电模式三项创新。
原油外输处处“碰壁”，哪个才是最优解? 目前国内技术较为成熟可靠的原油外输方案主要有码头外输、陆管外输、车运外输等。然而受雷州半岛环境特点影响，三种方案均不适用，寻求合适的原油外输解决方案迫在眉睫。
研究总院技术团队完成国内首个塔架式外输单点设计 。基于区域开发特点及终端位置，通过技术方案比选确定单点外输作为原油外输方案，创新结合塔架式单点和CALM单点的优势和功能，完成国内首个塔架式外输单点WS23-5 SPM设计，实现终端原油的安全高效输送。
环评工作“步履维艰”，如何打造绿色+开发双赢模式? 乌石区域生态资源极度丰富，雷州珍稀海洋生物自然保护区、雷州海草自然保护区等多个自然保护区均位于乌石油田群原油外输单点附近，最近距离约0.79km。因此推动绿色高效开发、做好周边环评环保工作是研究总院技术团队全体成员的共识，同时也是巨大挑战。
研究总院技术团队在南海西部首次应用多维度环境监测方案 。在综合考虑岸基、平台基、潜标、浮标等各类海上生态环境监测系统特点后，项目组结合原油外输单点及原油外输海底管道特征，采用光学检测、智能分析、海底观测等手段，打造多维度环境监测系统，实现绿色生态+高效开发的核心目标。
02 “数智赋能”，乌石油田群智能化设计勇立潮头
为响应集团公司数字化转型、智能化发展相关指示要求，通过数智化赋能实现乌石油田群开发、生产过程降本增效。研究总院技术团队聚焦智能化核心技术攻关升级，从前期研究阶段便对乌石油田群开展智能化整体布局。完成海陆光纤+岸电+网络安全3项基础建设，创新应用远程监控+智能注采、智能生产、设备健康管理、设施健康管理、智能安防、三维可视化7项智能化核心技术，搭建经营指标分析平台、业务过程协同、实时监测报警、安全应急指挥4项海陆协同环境，实现海陆一体化运营、远程应急指挥和提质增效3大目标，实现真正的“零污染”“零排放”。
首次实现上岸混输海管远程预热功能。 在平台无人值守期间，通过对水源井以及海管预热流程上阀门的远程监控，远程开启海管预热流程，缩短平台复产时间，提高生产时率。
打造中国海油首个新建智能油气处理终端。 创新应用智能生产、设备健康管理、设施健康管理、智能安防、三维可视化等多项智能化核心技术，开展生产操控中心规划与建设，搭建作业公司经营指标分析平台、业务过程协同、实时监测报警、安全应急指挥4项协同环境。
乌石终端数智化操控中心
实现一体化智能安全管控。 采用基于视频流开发的智能视频分析算子，并通过视频联动预警、巡检机器人、手持巡检终端、船舶监测及预警等多种技术手段，形成海上平台智能安全技术体系，实现生产、作业、人员、船舶、环境等风险识别和一体化智能安全管控，为平台提供了全方位安全防线。
首次实现智能化系统集成部署。 集成智能注采、腐蚀监测、压缩机及泵在线监测、能耗监测、智能仪表管理、多维度环境监测等系统，降低现场空间占用与投资并实现数据的互联互通和共享，充分发挥数据价值。
乌石油田群开发项目是我国首个海上全方位绿色设计油田。乌石油田群的顺利投产是中国海油深入贯彻国家能源安全新战略要求，实现高效、绿色、智能开发的一张高分“答卷”。
未来，研究总院科技工作者将持续开展核心技术攻关，推动海上油气田数字化、绿色化转型，以数智化赋能助力边际油田绿色、经济、高效开发迈上新的台阶。
