中国海洋石油天然气资源十分丰富，但其大多数都埋藏于深水区，相应的油气勘探开发工作面临着“入地、下海”许多难题和工程技术挑战。历经多年的探索与实践，我国海洋深水钻探工程已经实现了从浅水（水深300米以内）到超深水（水深超过1500米）的跨越，并在南海发现了丰富的天然气及其水合物资源，亟待进行安全高效开发，因而对相应的开发工程模式及其技术支撑体系提出了重大需求。
深海油气工程具有“四高”特点。
随着全球油气需求量的持续增长与油气科学技术的不断进步，海洋油气勘探开发正在从浅水区（水深小于300米）向次深水区（水深介于300～500米）、深水区（水深介于500～1500米）及超深水区（水深超过1500米）加速推进。海洋深水区（以下简称深海）油气资源勘探开发日趋活跃，如墨西哥湾、西非、巴西、北海、澳大利亚及中国南海等深水海域。
近10年来，全球的重大油气发现一多半都来自深海，深海将成为油气资源的重要接替区之一。同时，深海油气勘探开发及其工程作业也面临着“入地、下海”的双重挑战，具有高技术、高风险、高投入及高回报的“四高”特点，其中的“高回报”和巨大的附加效益（如船舶技术进步、信息技术综合应用、海洋地质勘测、海防划界、军事情报获取等），吸引了世界相关国家及公司进行持续高强度投入与大规模勘探开发活动。
由于深海油气工程具有“四高”的基本特征，出现任何作业事故都可能极大地增加作业时间和成本，严重时还会导致灾难性的后果，因而必须对事关深海油气勘探开发的安全高效作业模式及其技术支撑体系进行持续研究与实践：一方面掌握其基本的科学规律与先进的勘探开发模式，另一方面力求不断取得相关工程技术与装备支撑体系的重大创新与突破。
中国南海油气资源丰富，但其中的70%以上都埋藏于深水区，相应的油气勘探开发及其工程作业因而面临着许多技术难题和挑战。历经10多年的探索和实践，我国海洋油气钻探的最大水深已超过2600米，实现了从浅水到超深水的跨越，同时也发现了丰富的深海天然气及其水合物资源，亟待进行安全高效开发利用，需要通过创新驱动积极探索相适应的安全高效开发模式，不断实现关键核心技术与装备的重大突破。
深水钻井技术创新是关键核心之一。较之于浅水或陆地，深海天然气工程最大的特点就是需要浮式钻采作业、水下井口及相适应的天然气生产与集输系统等。这不仅增加了工程作业的潜在风险及技术系统的复杂性，而且也大幅度增加了工程成本。
因此，在深海天然气开发工程中应尽可能地减少水下井口及配套设施的数量，缩短浮式作业时间，并通过实施水平井或以水平井为基本特征的复杂结构井工程，大幅度提高深海天然气田的单井天然气产量以及最终采收率。为此，我国有必要围绕深海天然气田安全高效开发目标，优选比较适用的工程模式及其配套技术与装备，同时积极探索更加先进适用的工程模式及其技术支撑体系。
深水钻井技术就是深海油气勘探开发不可或缺的关键核心技术之一，有关研究与实践在国内外备受关注。深水钻井作业主要包括深水导管安装、表层套管井段钻井、水下防喷器组及隔水管安装、后续钻井等4个主要作业环节。其中“后续钻井”的技术难度取决于油气藏特性与埋深、不同的井型技术要求（直井、水平井、复杂结构井等）及所钻地层的复杂性。
综合考虑深水钻井的客观约束条件和作业工艺特点，笔者团队提出了适用于深水井身结构设计的不同作业安全系数选取方法及套管柱强度设计的推荐做法，并给出一套先进的深水井身结构优化设计流程。
针对深水钻井作业的特点，综合考虑隔水管段井筒传热、钻井液增注、套管及其环空温压效应等诸多因素的影响，建立了深水钻井套管环空循环温度预测计算模型，以及由温度效应导致的环空增压计算模型，阐明了相关因素的影响规律，提出了深水井筒完整性设计控制新方法。此外，深水导管入泥深度设计与喷射安装控制研究也不断取得新进展。
相关研究成果揭示了深水导管与海底土体相互作用的机理，通过采用不同的桩土接触面模型，对深水钻井导管的承载能力进行了计算分析，揭示了深水导管作为“循环通道”和“持力结构”两大功能的动态力学特性，建立了深水导管喷射法安装入泥深度预测模型。
考虑到深水钻井隔水管安装过程的特殊边界条件，建立深水钻井隔水管安装过程中多种动力学行为分析模型及控制方程也至关重要。
通过采用传递矩阵和谱分析方法，对深水钻井隔水管的顶张力进行了优化分析，可得到不同作业参数下的顶张力最优值。目前，笔者团队已形成深水表层导管入泥深度预测与控制方法，以及深水隔水管综合力学分析与安全作业窗口预测方法，为深水钻探工程安全高效作业提供了重要的技术支持。
同时，建立了深海油气工程科技创新与人才培养基地，自主研发了深水钻井力学模拟实验装置，形成了“产、学、研、用”一体化的创新平台条件，推动了海洋深水钻探行业的科技进步。
深海天然气工程科技创新的几点建议。中国南海深水区天然气及其水合物的安全高效开发面临着许多技术挑战，迫切需要建立相适应的工程模式及其技术支撑体系，寻求“地质—工程—市场”一体化的解决方案。
对于深海常规天然气田，应积极试验与建立“水平井或复杂结构井浮式钻完井+水下钻采系统+浮式生产、集输与FLNG（浮式液化天然气）处理系统+船运外输”的开发模式及其技术支撑体系；而对于邻近浅水区的深海天然气田，则可以考虑采用大位移水平井开发模式，将“水下井口”转移到浅水区固定钻采平台上来，从而大幅度提高其综合开发效益。
以实现海域天然气水合物商业化开发为目标，还应积极试验与建立“水平井或复杂结构井浮式钻完井+天然气水合物原位分解开采+水下或浮式生产与集输处理系统+管道或船运外输”的开发模式及其技术支撑体系。
另外，由于天然气水合物埋藏在海底以下的浅部（如中国南海某海域的水合物埋藏在泥线以下200～300米之间），难以实施水平井、U形水平井等复杂结构井工程，可考虑将井位选在水深较浅的海底，通过实施大位移井工程进行安全高效开发，或采用吸力锚技术与装备建立水下井口。未来，应通过持续的创新驱动，不断提升深水钻探、开采及储运一体化技术体系的先进性与安全高效应用水平。
同时，在深海天然气工程中应高度重视安全环保问题，要特别注意防止发生井喷、泄漏等恶性事故。伴随着信息、材料、人工智能等相关学科领域的科技进步，深海天然气工程必然朝着信息化与智能化的方向加速发展。