【埕北油田】
1972年12月发现，中日双方合作进行开采，1985年10月B平台投产，1987年1月A平台投产。
【渤中油田群】
由渤中28－1油田、渤中34－2油田和渤中34－4油田组成。其中，渤中28－1油田于1981年5月发现，1989年5月投产。渤中34－2油田和渤中34－4油田于1983年5月发现，1990年6月建成投产。
1999年最新发现渤中29－4油田、渤中25－1油田。
【渤西油田群】
由歧口17－2油田、歧口17－3油田、曹妃甸18－2和歧口18－1油田形成渤西油田群。其中，歧口18－1油田于1992年1月发现，1997年12月投产。歧口17－3油田于1993年6月发现，1997年12月建成投产。
1999年最新发现曹妃甸11－1油田。歧口17－2油田新打31口生产井，平均井深2262米，平均建井周期5.66天。200年6月14日。歧口17－2油田提前半个月投产。年生产能力为55万吨。
2000年发现歧口18－2含油构造。科麦奇发现了曹妃甸12－1含油构造。
【渤南油田群】
南堡35－2等。
【锦州20－2凝析油气田】
油田于1985年11月发现，1992年8月投产。
【锦州9－3油田】
油田于1988年11月发现，1999年10月30日投产。该油田年产能力为100万吨，地质储量3080万吨。
【绥中36－1油田】
绥中36-1油田是迄今中国海上发现的最二大的油田。它位于渤海辽东湾海域，距辽宁省绥中县近岸46公里。油田所处水深为32米，一般年份冬季有流冰，寒冷年份将出现冰封。
该油田于1987年6月正式发现，发现时油田面积为24平方公里，地下油藏深度1600米，油藏储量2亿吨。由于该油田的原油属重质高粘原油，且天然气含量少，油藏深度浅，地下能力不足，给油田开发工程带来了相当大的难度。鉴于该油田开发难度大，决定先开发6.55平方公里的面积，做为试验区首先开发。
该工程从1987年开始概念研究，经过概念设计、基本设计、设备材料采办、陆地建造和海上安装、连接等几个阶段，A区工程已经建成，并于1993年8月31日投入生产。B区工程于1995年5月投产。A和B两区全部投产后，原油生产能力将达每年100万吨。在15年的生产期内，可采出原油800万吨。
绥中36-1油田试验区开发工程设施分A和B两个区域。A区设施包括两座井口平台；一座生活动力平台；一套单点系泊系统和一艘浮式生产储油装置，系泊在单点上。B区设有一座集生产和生活为一体的综合性平台。A区平台和单点之间，B平台和A区平台之间各铺设三条油、气、水海底管线，以输送原油、天然气和油田注水用海水。B区的电力由A区平台通过海底电缆供给。
A 区设有开发井32口，B区设有16口。A区和B区生产的原油分别在各自的平台上经脱气处理后，集中到A区生活动力平台，再通过海底管线通过单点输送到浮式生产储油装置上脱水处理，合格原油储存在该装置内，并定期外运。
浮式生产储油装置上最大液量处理能力10600立方米/天，储油能力58000吨。运油输采用旁靠型式。该装置可旁靠油输吨位为24000-35000吨。
单点系泊装置为抗冰型固定塔式软钢臂结构，浮式生产储油装置系泊其上，并随风、浪、流的作用绕单点转动。由于该海区冬季有流冰，浮式生产储油装置设计可抗冰厚240毫米，当极端寒冷年份，海冰厚度大于240毫米时，浮式生产储油装置可利用液压快速解脱装置与单点解脱，撤离到安全海域。
J区于1997年12月建成投产。
目前，二期工程正在进行计划钻完井186口井，1999年完成32口生产井，2000年7月15日，绥中36－1油田二期工程D平台30口完井作业顺利完成。2000年7月21，24日，绥中36－1油田二期工程G，C平台钻井作业分别开工。11月29日，中国海油的绥中36－1油田二期工程成功投产。
预计2003年250口井全面投产达到年产原油200多万吨。绥中36-1试验区的成功投产，为海洋石油全面开发渤海湾的石油提供可靠的经验与技术。
【秦皇岛32－6油田】
1999年开始进入全面生产开发。12月8日，秦皇岛32－6合作油田A平台生产井开始作业。
2000年6月17日，秦皇岛32－6B平台15口井钻井作业全部结束，平均完钻井深1671米，平均建井周期3.37天。2000年，秦皇岛32－6油田的15万吨浮式储油轮在大连建造。
【蓬莱19－3油田】
菲利普中国公司是phillips石油公司下属企业，最近圆满完成了在中国渤海湾11/05区块蓬莱（PL）19-3发现的评价钻井计划。该公司正在继续计划开发这一重大发现区块，预期2001年第四季度可望投产。渤海Phillips合同区内的蓬莱19-3油田,目前探明原油储量3亿吨，是继大庆之后我国发现的最大整装油田。预计2000年下半年进入开发，2004年全面投产，最高产能可达到每年1500万吨。
“根据与此地区类似油田的发现指数，我们相信我们能够从该油田中央构造顶部采出大约五亿桶原油。我们已经在此地区钻遇的原油比渤海湾其他地区所发现的油品更轻、更容易开采，”公司主管油田前阶段工作的执行副总裁Kirby Hedrick说。“我们计划把我们的初步开发工作重点集中在此地区，然后向构造翼部地区扩展，开发更多具有渤海湾特征的原油，从而保持油田长期稳产、高产。油田预期开采期限为30年，开发构造翼部地区可望使最终采收率增加两亿至三亿桶。
计划分若干阶段实施开发
第一阶段将利用一个钻井平台和一个浮动生产、储存和卸油装置使日产量达到3.5万桶至4万桶。第一阶段最早可望2001年第四季度开始生产。
第二阶段包括多井平台、中央处理装置和连接管道，或者采用浮动储存和卸油装置。第二阶段目标投产日期是2004年第一季度，每天要生产十万至十五万桶原油。
这两个阶段合在一起，预期可以开发约五亿桶可采储量。剩余的最终采收率目标要靠开发构造翼部地区以及采用二次、三次采油等提高采收率的方法来实现。
菲利普公司在11/05区块的探区面积巨大，使公司在此高产油区尚未勘探地区拥有意义重大的额外勘探机会。“根据PL19-3令人鼓舞的评价结果，我们已经编制了在此区块其他未勘探构造上的勘探计划，2000年至少要部署四口井，”Hedrick说，“而且，随着三个油气构造的发现和几个大型额外远景构造的确定，我们对这一区块的潜力非常乐观。”
由于PL19-3的开发，先前发现的PL14-3和渤中36-2地块的工业化生产也正在评价中。 2000年上半年，菲利普斯和中海油在11/05区块又发现了蓬莱9－1和蓬莱25－6两个含油构造。
南海西部油气田
【涠洲10－3油田】
于1982年12月发现，是南海西部公司最早的海上合作油田，合作方是法国的TOTAL公司。1986年8月7日投产，1992年5月16日转为自营，与1991年8月20日自营建成的涠洲10－3北油田连片生产，形成年产能30万吨，至今已产原油近400万吨。
作业采油平台：南海自强号
【涠洲11－4油田】
涠洲11－4油田仍是涠西南油田群主力油田之一，1982年11月发现，1993年9月19日自营建成，设计产能60万吨，经改造达80万吨。与1999年8月2日自营建成的涠洲11－4东油田连片生产，形成年产能90万吨以上，至今已产原油近600万吨。
作业采油平台：涠洲11－4A，涠洲11－4C
【涠洲12－1油田】
涠洲12－1油田，是涠西南油田群的最大油田，1989年12月发现，1999年6月12日自营建成，设计产能100万吨，至今已产原油近160万吨。与涠洲10－3油田、涠洲10－3北油田、涠洲11－4油田和涠洲11－4东油田连片生产，形成了南海北部湾涠西南油田群。
1999年7月28日，涠西南油田群总体开发工程投产庆典仪式在北部湾的涠洲岛上隆重举行。该项目总投资32亿元人民币，历时三年建成。并每年向广西北海炼油厂供油50万吨。
作业采油平台：涠洲12－1
【崖城13－1大气田】
项目背景
崖城13－1气田位于三亚市以南100公里，是1983年8月在水深约100米的地方发现的，估计储量在3万亿立方英尺。阿科为作业者并拥有该气田34％的权益。中国海洋石油总公司拥有51％的权益，科威特石油勘探公司拥有15％的权益。崖城13开始投入生产时，成为中国第一个海上气田。
崖城13气田的开发是伴随着亚太地区能源需求的增长和商业用气市场的发展而来的。阿科气田生产的天然气通过500英里的运输到达香港的Castle Peak电力公司。
崖城气田的开发在中国是史无前例的。这是一个价值10多亿美元的项目，需要建设陆上和海上处理设施以及去往海南岛和香港的输送管线。将气体通过管线运输到香港需要建设480英里的海底管线，这在世界上是第二长的。
除了向香港青山发电厂供应天然气以外，崖城13气田也向海南岛输送气体，用于发电和作为化肥厂的原料。
崖城气田的特点
崖城13气田使用了数种先进的地质数据技术来估算储量和生产能力。这些技术将来自多方面的信息集合在一起，包括地理模型，地质资料，石油物理分析以及工程分析。采用了一个三维图象来表现气田内部结构的地理状况。
崖城13－1气田被圈闭在渐新世陵水砂岩层的一个大而狭长、西北－东南走向的断块中。砂岩层被一巨大的向西南倾覆的正断层沿上倾方向截断，上覆不整合。气水界面构成下倾界限。在A平台，油藏约在海平面下3600米深处。6口生产井、5口探边井以及三维地震测线数据证明了气藏面积为44平方公里，最大厚度为217米总厚度（178米净厚度）。大量小断层切割了储集层，其中一条断层的断距为40米。主储层之上的透镜状砂岩仍具有储藏潜力。
生产情况
崖城13－1的天然气探明储量为19,330亿立方英尺，天然气凝析油探明储量约为1030万桶，1995年10月投产，1999年上半年，天然气平均日产量约为1.506亿立方英尺。
【文昌13－1，13－2油田】
2000年进入全面开发，计划打22口生产井，其中2口水平井。2000年9月7日，南海二号承钻的文昌13－2油田开发生产井的11口表层集束井顺利结束，平均1.87天/井。
文昌13－1/13－2油田15万吨级浮式生产储油轮（FPSO）也正在大连建造。
2000年10月13日，中国海油与加拿大哈斯基石油公司签订南海文昌13－1/13－2石油合同，这是第145个石油合同。该外国公司参股40％。
【东方1－1气田】
2001年进入全面生产开发。
2000年8月25日，东方1－1气田开发工程方案初定，将建造4个平台和一个陆地处理终端，它建成后将形成年产24亿立方米天然气的生产能力，一期工程将于2003年9月15日投产。
南海东部油气田 多为中外合作油田
【西江24－3，30－2油田】
西江24－3发现于1985年3月，西江30－2发现于1988年7月。1988年8月在合同区域15/22启动第一口探井之前，进一步对该区域进行了146公里的地质调查。第二块油田30－2的商业可行性在1990年被证实。
在对24－3和30－2油田进行了联合开发研究之后，1991年底这两块油田的整体开发计划（ODP）被提交到中国有关部门审批。ODP中估计开发成本为6亿美元，按计划在1994年11月投产24－3油田，然后30－2油田在1995年10月投产。24－3油田的原油可采储量为1.83亿桶，30－2油田的原油可采储量为2.54亿桶。1992年1月ODP获得批准。
这两块油田由菲利普斯石油国际公司亚洲部代表其合作者Pecten和中国海洋石油总公司（51％）进行作业。
项目组成
西江油田的开发包括带有第一阶段分离设备的两个采油平台和一艘用于最终分离、储存和卸载原油的浮式生产储存卸载船（FPSO）。两个平台相隔13.6公里，一个在24－3油田（合同区域15/11），另一个在30－2油田（合同区域15/22），FPSO则位于二者之间，具体位置在考虑了两个油田原油特点的差异后进行了最优布置。
每个平台均是8脚钢柱式结构，导管架重量达5600吨，每个钢柱重达3760吨。每个平台的生活区可以容纳100名作业工人。
FPSO是由一条储油船改造而成，带有二级分离装置，储存和分配计量表。
项目采购
设备大部分从美国和欧洲采购，很大一部分加工工作是在亚洲进行的。价格比较而言具有竞争性的中国资源亦被采用，占到项目总投资的20％左右。
项目执行
该项目的执行由菲利浦斯、Pecten 和中国海洋石油共同组成的项目组负责。该小组在设计阶段位于休斯顿，而在制作与安装阶段迁至中国蛇口的PPCIA办公室。
开发井
两个平台的钻井和完工进度的执行有Halliburton公司承担，采用了集成式工程服务合同的形式。克瓦纳约翰布朗在1992年2月至1995年间担任西江油田的主要工程承包商，负责24－3和30－2海上平台顶部设施、生活区、XJ-2钻井机、FPSO加工设施和管线的详细设计和工程。同时也负责所有加工设备和特种设备的采购、催交、检查、出口/运输。克瓦纳约翰布朗帮助PPICA制定和评估建造标包，为项目管理小组提供海外人员，管理在中国、韩国和中国海上的建造工作。
现在24－3油田的日产量超过70000桶。在30－2油田投入生产以后，1996年最高日常量预计为10万桶/日。
生产情况
所产石油为25o至38oAPI，不同产层的孔隙度在15％至28％之间，渗透率为400－3700毫达西。油藏驱动机理为边缘水驱或底部水驱，取决于油藏情况，目前15口井的日产量为27,000桶原油。
【惠州油田群】
由惠州21－1，惠州26－1，惠州32－2，惠州32－3和惠州32－5形成惠州油田群。其中，惠州21－1油田于1985年8月发现，1990年9月投产。惠州26－1油田于1988年3月发现，1991年11月投产。惠州32－2油田于1990年12月发现，1995年6月投产。惠州32－3油田于1991年1月发现，1995年6月投产。惠州32－5油田于1996年9月发现，1999年2月投产。
2000年6月，惠州26－1北项目成功投产，该油田石油日产量将增加1万桶。
【流花11－1油田】
流花11－1油田，发现于1987年2月，是目前南中国海发现的最大的油田。该油田位于南中国海的珠江口盆地，在香港东南方向1000英尺（300米）的水中。阿莫科于1985年从中国海洋石油总公司获得区块29/04合同。经过初步勘探研究后，流花11－1A开钻。测试产油量是每天2240桶重油。随后进行的评价井钻探流花11－1－3和流花11－1－4证实油储量巨大，超过10亿桶。1993年12月，科麦奇公司加入合作开发的队伍，持有24.5%的股份，阿莫科也持有24.5％股份，中国海洋石油总公司东部公司持有51％的股份。
但是，由于产出原油非常稠密的特点以及油层的相对较浅深度的特点，表明要使流花油田能够生产，必须使用革新性的技术和成熟的技术相结合的办法。
技术上的突破
在1987年至1992年间，阿莫科和南海东部公司工程部对各种开发设想进行了试验和测试，直到发现了突破性的解决方案。项目组决定该油田的海上生产系统应包括以下几个主要部分：
一个浮式生产系统，用于钻井和采油（FPS）
一个浮式生产、储存和卸载系统，用于加工和储存原油（FPSO）
一套革新性的水下系统，使用电动半浸式泵，其可以服务于约20口水平井
全球化的快速开发方案
1993年3月，在油田被发现后6年之后，流花11－1的整体开发计划获得中国各级政府的批准，项目进入了实施阶段。
1993年9月购买了一艘半潜式钻井船，并被改装成南海挑战号FPS。1993年10月又购买了一艘14万吨的油轮，并被改装成南海胜利号FPSO。1995年6月和1996年3月分别进入预定位置。两艘船系泊相距3公里。
FPS是经过改装的半浸式钻机，带有钻探水平井的系统。除此以外，FPS可以安装和运行水下折叠系统并安置发电设备和电力分输设备。开始时钻了10口井，到1996年底再完成10口井。
FPSO是一艘改装过的油轮，用来加工原油。储存加工后的油，燃烧相关的气体和处理生产废水。FPSO上的处理设备能够每天加工65000桶油和30万桶的流体。该船的储存能力是72万桶，加工过的原油将通过前后系泊的往来运送船卸载。
建立模块概念
流花项目中水下系统的模块概念是该项目成功的关键因素。通常，深水系统机构庞大，必须在陆上建造，然后拖到现场。但是这个方法在流花油田却不实际。于是工程师设计了一个可以在现场拼装的系统，通过浮式钻机来进行安装。通过将水下系统分割成可控制的组件，并使用一些革新性的技术－包括连接井与井的现场加工的牵索－工程师们创造了能够在FPS上拼装的系统，然后沉到海底，不需要潜水作业。
所有的独立水下组件均被设计成从FPS上使用水下机器人来安装和收回的模式，而不需要潜入水中。一个特殊的单点锥体，放置在海底，它也是设计成水下机器人可自由在水下选择工具而非往返水面更换工具的模式。
生产情况
1996年3月正式投产。1999年平均每天产油13,800桶，总共有25口生产井。
【陆丰13－1，22－1油田】
其中，陆丰13－1油田于1987年1月发现，1993年10月投产。陆丰22－1油田于1986年5月发现，1997年12月投产。
【番禺5－1油田田】
油田于1999年发现。
东海油气田
【平湖油气田】
油田于1983年4月发现，1998年12月油井投产。1989年3月气井投产。目前还在继续打生产井。平湖油气田1999年生产原油55.56万吨，天然气1.66亿立方米。
【春晓油气田】
2000年2月14日,新星石油公司在东海发现迄今储量规模最大油气田。日前钻探成功的“春晓三井”获得高产工业油气流，它位于东海陆架盆地西湖凹陷南部海区，日产天然气１４３.１９万立方米、原油８８立方米。
