全球对石油和天然气的搜寻正在向更深的水域推进。深海投资预计将在2026年超过2000亿美元，是过去十年平均水平的两倍，累计支出到2035年可能达到2.5万亿美元。《自然》杂志的一项新分析提出的问题不是这种钻探是否必要，而是它能否安全到足以证明生态风险的合理性。
过去十年间，七家最大国际石油公司发现的已探明储量中，超过70%来自水深400米（1312英尺）或更深的海域。深海储层的规模平均是陆上发现的16倍。其开采成本平均约为每桶43美元，巴西油田甚至低至30至40美元，与美国许多页岩作业相比具有竞争力或更为低廉。
“你不能在建设可再生能源的同时一夜之间关闭石油和天然气，”中国西安CNPC管材研究所高级研究员、该《自然》评论文章的作者赵玉新表示。”但仅凭这一点不能证明生物多样性损失是可以接受的运营成本。”
推动发展的技术
深海钻探已被一系列工程进步所改变。浮式生产储卸装置（能够在海上作业多年而无需靠港的船舶）已成为行业标准。中国在南中国海运营的”海葵一号”每天处理约5600吨（6173美吨）石油，能够连续作业长达15年而不返回港口。
数字孪生技术（由实时传感器数据驱动的物理模拟）使运营商能够在腐蚀、疲劳和潜在泄漏演变为故障之前加以检测。遥控潜水器和自主水下航行器在过深或危险、不宜载人操作的条件下对结构进行检查。
最重要的进步或许是钻穿超浅层气层的能力，这些气层位于海床以下不足1500米（4921英尺）处，占海上井喷事故的20%以上。地震成像和数字建模如今使工程师能够识别并保护天然气水合物盖层，同时钻穿它们，这一技术已在南中国海的陵水36-1气田得到验证，该气田被描述为世界上首个大规模超深水超浅层气田。
风险尚未解决
2010年的深水地平线灾难仍然是深海风险的标志性参照。一口故障油井在87天内泄漏了超过300万桶石油，污染了超过1600公里（994英里）的海岸线。自那以来，行业改进了防喷器技术，但在极端深度条件下（高压、强流、低能见度），仍然充满挑战。
海上作业的甲烷排放持续被低估。来自MethaneSAT和Sentinel-5P等仪器的卫星数据显示，海上平台的放空燃烧排放平均比官方清单高出50%。赵玉新主张建立独立核查机制，将卫星监测与空中无人机和ROV相结合以早期定位泄漏，并对无法证明低排放且可核查的项目实施处罚。
深海钻探的治理体系支离破碎。大多数项目位于沿海国家的专属经济区内，适用国家法规。超出这些区域，国际监督薄弱，海底法律框架日益受到争议。
能源转型的悖论
深海投资的激增反映了一种根本性矛盾。天然气被广泛视为一种过渡燃料，碳排放低于煤炭，能够填补可再生能源的间歇性缺口，并且越来越需要为人工智能数据中心供电。但从深海开采天然气所承担的风险比陆上钻探更难管理。
赵玉新的分析要求对项目进行逐案论证，运营商必须证明生态损害可以避免、排放可以核查、故障可以控制、责任可以延伸至生产寿命结束之后。该行业能否以目前规划规模（未来十年2.5万亿美元）达到这些标准，将决定深海是成为新的能源前沿还是环境负担。
婷 翻译