在可行性研究階段，提出優化的油氣田開發可行性方案，構成ODP的基本框架，總體開發方案研究階段壹般不變，實際上也不允許有大的變動。例如生產平臺的數量和位置、油氣集輸方式、已建成的生產規模等。因為壹些相關的工程項目需要在ODP建立後及時進行，而這些項目會產生相當大的費用。
(1)環境影響評價報告
海洋油氣田總體開發方案向國家申報時，環評報告是必不可少的文件。該報告由具有國家環保局認證的環境影響評價證書的部門撰寫，其目的是了解油田海域的環境質量現狀；預測油田開發不同階段產生的廢物對海洋環境的影響；分析事故性溢油的可能性及其對海洋環境可能造成的影響；分析減緩不利影響措施的有效性和可行性，從環境保護的角度論證開發項目的可行性，為油氣田各開發階段的環境保護和管理提供依據。這是壹項專業性很強的工作，工作量很大，需要委托給海洋系統的知名單位。
通常評估範圍僅限於海上結構物和海底管道周圍幾公裏，需要近百萬元的費用，耗時數月。為了不影響ODP的進度，有時候這項工作在可研階段就已經開始了，所以方案的框架不能變。
(2)平臺場地和海底管道路由的工程地質調查
海上油氣田ODP項目立項後，必須對平臺場地和海底管道進行工程地質和工程物探調查。其目的是查明作業海域的海底地形地貌，查明淺地層的結構構造和各種潛在的災害性地質現象，為樁基平臺和海底管道路由提供工程設計、海底管道鋪設和平臺安裝所需的土壤參數和設計資料。對於平臺，需要提供以平臺為中心半徑500 ~ 800 m範圍內與海上工程施工和平臺安裝相關的地質條件；對於路由區，主要對海底管道中心線300 ~ 500米帶狀範圍內0 ~ 25m深度範圍內的水深、地形和地層特征進行說明和分析。此外，應調查工作海域的環境參數。這項工作因為工作量大，周期長，所以成本高。根據調查後獲得的信息，除非絕對必要，否則不會改變計劃。
(三)海底管道登陸點和油氣集輸終端場地的工程地質勘察。
海陸集輸方式選擇的登陸點和陸上終端壹般在港口或有利於碼頭建設的區域。通過對登陸點和終端場地的地形、構造、場地地層和水文地質條件的勘探，對工程地質進行評價，為陸上終端提供必要的設計參數。因為這項工作也需要壹定的野外工作，所以應該在項目立項後立即進行。
二、專業緊密聯系與合作，提高總體發展規劃的質量。
油氣田總體開發規劃描述了油氣資源從地下到地表直至成為商品的完整過程，各個學科之間的關系非常密切。在項目運作中，既要考慮本專業的技術經濟問題，又要綜合考慮與其他學科的交流，及時調整思路和方案。這樣才能全面提升ODP質量。
A.所選油氣藏方案為鉆完井和海上工程提供了相關的設計參數，如井數、井位、層位、生產方式、建設規模、預測生產指標、生產程序、生產過程中的調整等。，給出了開發方案的風險分析，提出了實施要求。
B.鉆完井采油技術是以油藏方案為基礎，充分考慮油藏對鉆完井的實施要求，優化鉆井設計，選擇完井方式，確定生產方式，計算生產井井口參數，采用機械采油和人工註水，選擇修井機類型等。為海洋工程提供設計參數，為經濟專業估算鉆完井費用。
C.海洋工程概念設計主要是確定設計依據和基礎數據，工藝系統(中心平臺和井口平臺)的工藝設計和物料熱平衡計算，公用系統(海水系統、淡水系統、發電機動力系統、消防救生系統、燃油系統、排放系統、通信系統、儀表控制和火災探測系統等)的工藝設計和設施選型計算。)，以及海底管道的工藝計算和結構設計。導管架、組塊、生活模塊、單點等海洋工程的結構設計，浮式生產儲油裝置主要尺度的性能論證，單點形式的論證和選擇，陸地終端的初步設計和投資估算，提供給經濟專業。
D.生產作業安排確定海上平臺和陸上終端的生產組織和數量，並提供給工程設計，確定房屋規模，描述各崗位的工作職責，提出作業要點和安全管理要點。
E.安全分析的主要內容是審查項目使用的各種規範是否具有權威性，研究可能對生產設施造成危害的因素、後果和對策，分析生產設施的生活和工作條件，提出並說明安全防護系統、消防救生系統和救護醫療設施的設置(為工程設計人員提供平臺布置)，安全設施對人員的技術要求，最後提出存在的問題和建議。
F.項目設計必須遵循國家海洋石油勘探開發海洋環境保護的法律法規和標準。ODP海洋環境保護主要描述汙染源和主要汙染物(鉆井階段、海底管道鋪設階段、平臺定位/安裝/調試階段和生產階段)，對環境汙染(溢油或氣體溢出)進行風險分析，提出預防措施，提出汙染控制和治理的初步方案，對環境保護進行投資估算，並提供給經濟評價。
G.經濟評價主要是對各專業提供的投資估算進行審核匯總，檢查有無遺漏、重復或超預算；確定開發期間的年度運營費用；預測可構成商品部分的石油和天然氣的價格變化；研究貨幣平價和利率；研究勘探費用的分配和開發費用的回收方法以及與經濟評價有關的其他內容。根據年度開發指標和作業費用，找出盈虧平衡點，確定油氣田的經濟回收期和經濟回收率，計算投資回收期和收益率，通過對各種重要參數的敏感性分析，研究方案的抗風險能力。
H.最後，應制定開發項目時間表。包括從基礎設計到平臺各實施階段銜接的時間安排，包括海上設施(平臺、管道和平臺上部結構)的采購、建造、安裝、調試、鉆井、完井和平臺調試。確定關鍵時間點，確保油氣田及時投產。
第三，全方位優化方案，減少開發投入。
相對於項目實施階段的投資預算和決算，ODP編制階段的投資預測稱為估算。壹旦總行內部方案被批準並決定實施，這個ODP就具有了“法律”效力。在實施過程中，不能隨意修改計劃，投資不能突破。因此，技術上要綜合考慮，投資估算要相當準確，不能因為投資估算過高而降低項目的經濟性，甚至不能啟動原本有利的項目，也不能因為投資估算過低而使項目啟動後無法運營。盡量降低投資估算是油氣田開發獲得較高回報率的基礎，所以各專業在自己的研究領域不僅要考慮技術的先進性、可行性和實用性，更重要的是要考慮經濟性。經驗告訴我們，只有在每個環節都註意節約投資，整個項目才能獲得最佳的經濟效益。所以各專業在學習ODP的時候，壹定要不斷地在技術和經濟之間進行權衡，反復優化方案。
(1)水庫平面圖
油藏方案是油氣田開發的基礎。壹個好的海上水庫方案，首先要盡可能多地開采地下資源，其次要為節約投資創造條件。海上油藏方案壹直關註如何用更少的油井實現高產。少量的井可以減少鉆井投資，減少平臺結構和采油設施的規模，減少工程建設投資；油氣田投產後，運營成本低；追求高初始產量可以提高投資回收率，縮短投資回收期，有效縮短開發周期。因此，海上油氣田開發的油藏方案應突破壹些傳統觀念。
1.以少井高產為基礎
海上已投產油氣田的井網密度很小，單井控制儲量很大。已投產和在建的5個稠油油田平均每平方公裏只有3.46口生產井(含註水井)，平均單井控制儲量為127.5×104t。23個輕質油田統計井網密度僅為1.35口井/km2，平均單井控制儲量為146×104t。五個氣田統計井網密度為0.122口井/km2，平均單井控制儲量為43.8×108m3。
在這樣的井網密度下，油田的設計采油速度和實際高峰年產量都遠遠大於陸上同類油氣田。據統計，已投產和即將投產的稠油油田平均采收率為2.09%，輕質油田平均采收率為6.12%，最高達到13%以上。大型氣田產氣率也很高，南海西部崖城13-1氣田產氣率高達6%。除了獨特的地質條件，改變油氣田開發中壹些問題的觀念也很重要。
少井高速度是海上油氣田的開發原則。對采油速度與穩產年限關系的認識，也在改變著人們在開發實踐中的認識。南海東部幾個高速油田在20世紀90年代初投產，實際產油量高於設計產量。實踐證明，高速開采並不降低石油采收率，而是縮短開發周期，盡快收回投資，從而獲得非常好的經濟效益。到20世紀90年代中期，自編制開發方案以來，就把少井高產作為海上油氣田的開發原則，從根本上改變了過去油氣田開發中“長期穩產高產”的開發方針。
2.壹個井網用於開采多個油層，減少了生產井的數量。
多油藏油田開發的傳統做法是針對油藏非均質性，采用多套井網細分開發層。這當然是解決層間矛盾最好最有效的方法，但另壹方面也勢必增加井數。海上油田基本上是用壹套井網開采多套油層。在開發程序和采油技術方面，找到了減緩壹套井網造成的采收率損失的方法。惠州26-1油田位於南海東部，采用壹套井網，20口開發井，分為三個階段(單層開采、分層開采和跨層混采)。利用補孔技術，實現了長635米含油井段9套油層的分采。經過9年的開采，回采率為35.2%，其中主煤層高達40%。位於渤海的綏中36-1稠油油田也采用壹套反九點井網，井距350m，含油層段長達400m的兩套儲層，包括14油組，儲層物性和流體特征差異較大。由於儲層巖性疏松，無法分期補孔，所以分三段防砂，各段之間采用滑套控制，實現三段開采，七年生產試驗區采收率達到102%。
油氣田開發過程中的調整是改善開發效果不可或缺的重要手段。在海上油氣田開發過程中，由於條件的限制，不允許進行大量的補充鉆井。原因之壹是平臺無法為調整井的鉆井和生產預留足夠的空間，包括足夠的井槽和膨脹設備安裝場地，平臺結構無法承受因井數增加而增加的過多載荷。其次，鉆井難度大，因為調整井位於初始井網的生產井之間，海上油氣田的鉆井軌跡設計必須與初始井網同時進行。然而，在實施調整井鉆井作業時，鉆頭安全通過叢式井是相當困難的，鉆井成本將大大增加。因此，海上油氣田的經濟有效開發必須以壹次井網為基礎。以原井網為基礎並不意味著在開發過程中不做調整。隨著鉆井和采油技術的不斷發展，海上油氣田的開發調整措施主要是在原井眼中進行，主要是側鉆無價值的生產井或在平臺上鉆有預留槽的個別補充井。海上油氣田非常重視壹級井網的部署。基本思路是在保證主力油層儲量充分動用的前提下，盡可能照顧非主力油層的開發，為主力井網難以控制的地區和油藏今後的措施創造條件。對於低產低效井，在井網優化過程中要堅決剔除。厚度薄、儲量豐度小的地區，不布置主井網。
如渤海稠油油田，如綏中36-1、錦州9-3、秦皇島32-6等，儲量相對較大，油田邊緣油層厚度小於15m的區域無井，擬利用邊緣井鉆水平井或大角度斜井增加生產儲量。南海東部惠州26-1油田有9套獨立油藏。開發方案設計采油井15口，註水井5口。初期動用5套主力油層，占儲量的74%。1991 ~ 1992陸續投產。通過生產，認識到油藏水驅能量充足，不需要註水，所有20口井都是生產井。該油田最高采油速度為6%，近4年來壹直保持5%以上的采油速度。1996油田含水率上升到60%左右。利用高含水老井眼鉆5口水平井，通過補孔調整開發層系。在不增加井口的情況下，動用儲量達到100%，有效改善了開發效果，采油速度始終保持在4%左右。截至2000年底，全油田采收率達到39.48%，綜合含水率為74.2%。
3.人工舉升增加了生產壓差，提高了采油速度。
對於有自噴能力的井，過去的做法是盡量保持自噴。海上油田開發采用機械采油不僅是因為油井停止流動，還有壹個很重要的原因是增加生產壓差來提高單井產量。南海惠州油田群產能高，邊底水能量充足。但為了達到較高的單井產量，設計了氣舉采油(自註、氣舉、泵送同時進行)，開發初期平均單井產油量達到300 ~ 400 t/d。渤海綏中36-1、錦州9-3、歧口18-1油井均具有壹定的自噴能力。為了達到更高的采油速度，開發方案都設計為機械采油。
4.充分合理利用自然能源，節省投資。
海上油田開發應盡量不浪費自然能源。例如，惠州油田集團不僅利用邊水和底水的能量驅油，還利用位於油藏上部的氣藏作為氣舉采油的氣源。綏中36-1油田和秦皇島32-6油田利用位於東營組油藏上部的館陶組水油藏作為註水水源進行人工註水；平臺產生的溶解氣用於發電和其他平臺自用；通過經濟評價，在條件允許的情況下，剩余的生產氣可以作為商品出售(渤海歧口18-1油田群生產的溶解氣供應天津)。
5.油田聯合集團開發
油田的聯合集團開發，為無法單獨啟動的小油田創造了非常好的經濟效益。在評價階段，應特別註意被評價油氣田周圍的小構造，可建議優先勘探，或在開發過程中同時勘探。壹旦發現它們，就可以作為壹個群體使用壹套生產設施，這將大大提高這些油氣田的經濟效益。如惠州21-1油田，根據編制開發方案時可采儲量的經濟評價結果，屬於邊際油田。當時為了使其在經濟上可行，除了采取生產井高速開采、合采的措施外，還將生產設施放在油輪上，以減少平臺的體積和重量，為聯合開發創造了條件。惠州21-1油田投入開發後，周邊發現了惠州26-1、惠州32-2、惠州32-3、惠州32-5、惠州26-1北油田，除惠州26-1外，均未單獨開采。
(二)鉆井、完井和采油技術
鉆井、完井和采油工藝設計是總體開發方案的第二個重要內容，也是投資估算的開始。海上油氣田的鉆井、完井和采油費用壹般占總投資的1/3 ~ 1/2。因此，要在盡可能滿足油藏要求的前提下，千方百計降低鉆完井成本，推進設備國產化。降低成本有兩層含義:壹是降低前期投入；此外，還要考慮投產後的二次或多次投資，即要考慮工程質量和設備壽命，因為海上油氣田的修井成本遠高於陸地。
由於所有鉆井都是定向井或水平井，因此在設計中需要優化鉆井軌跡和井身結構，以節省油管和降低鉆井難度，為優質快速鉆井創造條件。
完井方面，主要對需要特殊完井技術的油氣井進行專項研究。特殊完井技術比普通套管射孔完井技術更復雜、更昂貴。專項研究的目的是確定特殊完井技術的必要性。這種專項研究尤為重要，因為海上油氣井完井的任何措施都必須在投產前完成，投產後沒有辦法補救。如東方1-1氣田，氣體成分中含有CO2。在編制ODP時，專門研究了生產氣井的防腐問題。通過對各種井下防腐方法的對比研究，認為防腐管和井下工具是唯壹的方法。根據NACE(全國防腐蝕工程師協會)制定的標準和日本NKK公司的研究成果，確定6口井井下裝置和過流道用Cr13合金鋼，其余井用1Y80，不同井區別對待比所有井都用Cr13會節省很多錢。該氣田氣井測試時沒有明顯出砂，但從巖石結構來看，在高速開采條件下可能會出砂。因此開展出砂預測研究，邀請美國AR-CO公司和英國EPS公司對氣井進行出砂預測。結果表明，水平井割縫管完井出砂的臨界生產壓差約為常規井套管射孔的兩倍，生產井在生產過程中設計的生產壓差遠小於臨界壓差。因此，水平井生產層采用裸眼加割縫管和盲管完井，具有壹定的防砂作用，從而節省了上百萬美元的完井費用。
在采油工藝設計方面，不僅要考慮設備的長期實用性，還要考慮設備的使用壽命。因為采油是壹個漫長的過程，即使在海上，也需要15 ~ 20年。所以選擇選擇性好的成熟技術並不過分。雖然前期投資大，但是後期投資小，可以降低運營成本。
(3)海洋工程的概念設計
海洋工程概念設計是開發項目中的主要投資對象，壹個大型項目的工程投資占總投資的1/2 ~ 2/3。由於其內容多，涉及學科多，所以要本著少花錢多辦事，做好事的原則來優化每壹個設計。重點是確定設計依據，選擇設計參數，正確理解和使用規範，優化設計，減少設施，簡化工藝，優化布局，促進設備國產化。平臺、FPSO和海底管道是海上油氣田開發的三大主要項目。海域環境條件首先影響其結構設計依據，環境條件會隨時間變化，具有壹定的規律性和偶然性。比如洋流，海況中的波浪，氣象學中的風速，都有不同年份的重現期(5年，10年，直到100年)。我們應該從大量統計數據的分析中選擇合適的設計參數，這對結構設計是非常重要的。海上油氣田通過多年的開發實踐，已經認識到平臺、海底管道等永久性裝置能夠滿足生產要求，保證生產期內的安全。因此，根據海域的實際情況，合理謹慎地選擇設計參數，可以節省大量的投資。當外部自然條件對這些永久性裝置的定量影響確定後，剩下的就是根據油氣田開發本身的參數進壹步優化結構設計。概念設計應執行中國和中國海洋石油總公司的相關法律法規，以及結構、機械設施、電氣、儀表、消防和通信的國際標準、國家標準和企業標準。特別是環保和安全要嚴格按照國家法律法規執行，因為概念設計是基礎設計的基礎。項目的基本設計必須經過國際或國內知名船級社的審核，油氣田投產前必須經過國家環保局和國家安辦的審查。如果達不到標準，就需要整改，使油氣田不能按時投產，造成不必要的經濟損失。
在概念設計階段，除了永久性構築物的設計，降低投資的主要途徑是優化平臺設施，包括集輸方式的優化、總體系統工程的優化、公共系統的優化、平臺設施平面布置的優化、工藝流程的優化。如綏中36-1油田二期工程，無論集輸方式是全海還是半海半陸，在概念設計上都經過反復優化。對於綏中36-1油田，我們在近五年的試驗區開發中有成功的經驗。半海半陸型對於儲量幾億噸的大型稠油油田來說有很多優勢，但涉及到很多過去沒有遇到過的問題，比如登陸點問題、碼頭問題、征地問題、碼頭改造問題、長距離稠油管道問題、海岸線附近排汙問題、地方行政問題等。為此，該組織強迫同時對多個問題進行研究。在確認技術可行性後，總體投資上與全海型幾乎相當，但從長遠利益來看，節省了海上部分的運行費用，總體經濟效益優於全海型。目前，該油田已采用半海半陸集輸方式於2000年底順利投產。
海上油氣田總體開發方案研究是壹項系統工程，涉及多學科、多工種、高技術。在這個過程中需要多次平衡和優化，目的是實現油氣田的高效高速開發。