目前，东南亚海上油气勘探开发速度逐渐趋缓，但深水油气开发项目却逆流而上，尽管技术难度高、投资额度大，但各国仍然投资热情不减。印度尼西亚、马来西亚、越南等国都加大了同国际石油公司的合作力度，在今后几年内，陆续将有新油田投产。

印度尼西亚：增加新油田

随着印尼老油田的逐渐枯竭，又缺乏新油田投产，自1998年起石油产量不断下降，到2008年开始由石油出口国变为石油进口国。截止2011年中，印尼探明石油储量为36亿桶，2010年平均日产量为100万桶。根据BPMIGAS的统计，原油和凝析油产量从2010年的94.5万桶/天降至90.5万桶/天，2000～2010年间的平均递减率为4.1%，去年达到4.2%。另一方面，天然气产量保持了增长势头，2011年前三季度平均产量为84.6亿立方英尺，超出目标8.3%。

为了满足国内石油需求，印尼政府对多个海上区块进行公开招标。2011年3月，瑞典伦丁石油公司获得纳土纳海Gurita区块的开发合同，面积为8018平方英里。11月，总部位于加拿大卡尔加里的Niko能源公司获得两个深水油气产量分成合同。北Banal项目位于加里曼丹东部海域，面积939平方英里，由Niko、意大利埃尼、挪威石油、法国燃气苏伊士集团、黑金能源公司联合开发，埃尼公司担任作业者。由Niko、挪威石油和Manley公司联合开发的Obi项目位于哈马黑拉岛南部海域，面积3111平方英里，Niko担任作业者。2011年三季度，TGS开始对印尼东部海域的Sunrise-Troubadour和Abadi气田北部地区进行二维地震勘探。挪威石油于2011年底在Kuma区块完1口勘探井，2012年将在Karama深水区块钻3口井。2011年10月加拿大塔里斯曼能源公司位于南Sageri的Lempuk 1井开钻。

印尼国家石油公司与埃克森美孚、道达尔和马来西亚国家石油对纳土纳海的Alpha D深水区块签订联合开发合同。之前印尼石油曾与埃克森美孚尝试开发储量达46万亿立方英尺的大气田，但由于CO2含量过高而未实现商业化开采。雪佛龙公司的印尼深水开发项目正按计划正常进行。该项目计划开发位于Makassar海域水深975～1785m的5个深水天然气田，共划分为4个作业区，包括Ganal、Rapak、Makassar海峡和Bakau河口。正在开发的区块包括Gendalo、Maha、Gandang、Gehem和Bangka，所有区块都统一集中开发，以满足国内和出口需求。印尼石油天然气监管机构BPMIGAS表示，Bangka气田将于2015投产，日产量达到1.2亿立方英尺天然气和2880桶凝析油。Gendalo和Gehem气田分别将于2016年四季度和2017年二季度投产。Eni公司作为Muara Bakau的作业者，已经向印尼监管部门递交Jangkrik气田的开发计划，按照计划Jangkrik气田将于2015年投产。2011年10月，Premier石油公司位于纳土纳海A区块的Gajah Baru气田投产。

马来西亚：提高现有油田产量

马来西亚2004年原油日产量86.2万桶，之后持续缓慢下降，2010年为66.5万桶，2011年降至63万桶，其中17%为凝析油，一般以上的石油产自马来盆地的Tapis油田。在提高现有油田产量的同时，马来西亚政府重点关注深水区块的勘探开发，并制定了税收和投资优惠政策，以鼓励更多企业投资。目前在执行的产量分成合同共有19份，涉及7家作业者，其中2011财年签署11份合同，另有8个新的深水区块合同有待签订。

在勘探方面，英国墨菲（Murphy）石油公司2011年完成了三维地震勘探，2012年计划开钻3口勘探井。必和必拓公司去年开钻了马来西亚水深最深的井，新田（Newfield）石油公司已在2C区块发现油气资源，下一步将钻探井评价其商业可行性。其它正在开发的深水油气田包括壳牌石油的Gumusut/Kakap、Malikai、Ubah Crest、Pisangan，墨菲石油的Jangas以及韩国国家石油（KPOC）的Kamunsu和Kebabangan，其中Gumusut油田将于2013年投产。Malikai油田于2005～2006年完成勘探评价，目前正在进行前期工程建设，预计于2014年投产。KPOC于2011年5月决定开发沙巴海域水深100～400m的Kebabangan气田，整个项目包括12口井，1个钻井、生产、生活一体式平台。

越南：与国际石油公司合作

为了满足国内经济发展需求，越南国家石油（Petrovietnam）迫切需要提高油气产量，并于2011年下半年加大对大陆架的勘探力度，希望将探明储量至少增加1.5亿桶，石油年产量能增加7%，达到1600万吨。越南加快与国际石油公司的合作步伐，2011年5月转让20%的权益给日本石油。日前Cat Ba-1X井钻至1724m完钻，在碎屑岩地层钻遇38m厚的烃源层，但没有油显示，仅有少量气显示。2011年12月，其同Fugro公司签订合同，为越南南部海域的2个区块提供为期1年的前期勘查服务，为后续的勘探钻井提供数据。位于越南北部沿海的101-100/04区块，由Salamander能源公司担任作业者。

2011年中Permier石油公司位于13W区块的Chim Sao和Dua油田完成钻井任务，将浮式生产储油装置（FPSO）完成调试和海试厚拖至海上停泊位，10月投产，正常生产后日产量最低达25,000桶。2011年下半年，Soco国际公司开始Te Giac Trang区块的第二期钻井作业，第一口井在H4平台使用PVD-1自升式钻机开钻，目前已完成5口井的表套施工，施工进度超过预期，投产后产量将达2000万立方英尺天然气和35,000桶原油。

菲律宾：加快油气开发进度

随着天然气发电厂和经济的发展，菲律宾能源部门面临石油、天然气和电力行业的多重压力，天然气发电厂对LNG进口需求巨大，国内石油产量难以满足市场需求。为了满足能源需求，不仅需要加快油气开发进度，同时需要提高对能源的利用率。菲政府将于2012年4月和7月拍卖7个勘探区块，下半年正式签署合同。澳大利亚Nido石油公司和道达尔公司决定联合投标，其中Nido公司将对15个招标区块展开技术和商业评估。2011年中，Nido部署在Palawan的Gindara 1井完钻，评价为含水层而弃井，公司计划在SC63区块再钻2口井。2011年11月Searcher地震服务公司联合Seabird勘探公司和菲律宾能源部开始对Pala Sulu区块进行二维地震勘查。另外Otto能源公司和必和必拓将于2012年4月开展菲律宾海域的天然气远景勘探钻井。壳牌的Malampaya深水天然气发电项目于2011年8月9日正式启动，第二步将提高Malampaya和Camago储层的天然气采收率，其中包括在2014年钻2口井。第三步安装一个新平台，以容纳2015年投入使用的附加生产设施。

2011年菲律宾10口海上生产井日产原油20,500桶，天然气3.898亿立方英尺。通过加大招标力度，加快新油田开发步伐，到2013年原油日产量将增至50,000桶。泰国：与壳牌合作深水开发 2011年11月泰国国家石油公司（PTT）与壳牌就深水勘探开发合作展开谈判，PTT希望能够从壳牌获得更多的深水开发经验。2011年5月，海岸能源公司在泰国湾的北Bua Ban B-02井钻至6513ft完钻，在Miocene钻遇62ft厚的油层。11月，澳大利亚Tap石油声明Manora油田的探明储量超过预期3倍，作业者新加坡Pearl能源公司已完成生产计划的制定，预计到2014年日产原油15,000桶。

深水开发面临的技术挑战

东南亚的深水油气勘探开发年限较短，要实现深水油气产量的较快增长，仍面临不少的技术挑战。首先，由于相当一部分深井使用油基泥浆，为了获得高质量的PVT和流动性室内实验数据，需要采用先进的取样技术，以保证取样流体的纯度，从而提高分析精度并更好地了解储层流体性质。其次，东南亚碳酸盐储层地层破碎，钻井过程中经常发生井涌、井漏等复杂情况，应用国外的控压钻井技术可以较好地解决此类问题，根据统计，目前已经成功应用超过200口井，包括水深超过400m的深水区域。尽管控压钻井费用较高，但相比昂贵的钻井平台日费，仍具有一定经济效益。由于东南亚部分海域勘探程度较低，勘探井的成败主要取决于对地震数据的准确解释。印尼在Makassar海峡的6口勘探井因地震数据解释有误，均宣告失败。要得到准确的处理数据，需要应用层序地层学知识和碳酸盐岩相模型，并根据实钻数据对碳酸盐储层目标的地震特征进行重新定义。尽管东南亚地区具有广阔的勘探前景，但由于技术水平有限，要达到墨西哥湾、北海等世界主要产油区的开发水平，东南亚各国任重而道远。