化工论文

石油組論文

Petroleum Session-Group A

(一)主持人：吳榮章林再興

Conductors：Jong-Chang Wu Zsay-Shing Lin

(二)論文：14篇14 Papers

1. 臺灣第三紀的石油系統 (97)

李長之、黃旭燦、王佳彬

2. 珠江口盆地地質特徵與斷層模式的建立 (98)

吳明賢、王乾盈、胡錦城、周學良

3. 台灣海域台南盆地中生代地層研究 (98)

翁榮南、丁志興、王明惠

4. 震波振幅頻譜屬性在岩性辨識之應用 (98)

林人仰、陳建文、唐毅鈞

5. 表面相關複反射消除法－案例探討 (99)

唐毅鈞、黃昌盛、林人仰

6. 三分量震測在官田氣田附近之探勘應用 (99)

賴炤輝、陳太山

7. 酸處理候選井篩選程序之研究 (100)

謝秉志、王志文、李宗和、林再興

8. 氣井酸處理之酸液配方評估 (100)

黃德坤、林舜隆、陳大麟

9. 逆變凝結油氣田降壓增產分析研究 (100)

曾繼忠、吳柏裕、謝秉志、林再興

10. 涸竭型舊氣田二氧化碳封存量之評估 (101)

曾繼忠、范振暉、宣大衡、吳榮章

11. 先導擠注試驗－CO2 地下封存技術的試金石 (101)

范振暉、宣大衡、吳榮章、曾繼忠

12. 儲氣地層氣體組成份變化對二氧化碳封存量影響之研究. (102)

劉政典、謝秉志、林再興、曾繼忠

13. 厄瓜多16 號礦區營運管理 . (102)

張明湖、王明輝、盧東郎

14. 論開放中國大陸廠商參與投標台灣中油公司海域F構造開發工程採購之可行性 (103)

陳養愚

石油1

臺灣第三紀的石油系統

李長之1黃旭燦1王佳彬1

台灣中油公司1探採研究所

台灣古第三紀盆地多由大規模的正斷層形成獨立的張裂盆地，最早期的同張裂沈積為絕佳的生油源岩，形成一套由同張裂沈積產生油氣的石油系統。

台灣新第三紀盆地在剛開始的晚漸新世到早中新世，仍有部份盆地受到某些構造因素控制，形成局部的張裂盆地，例如台南盆地及北港高區南坡，所以F 構造與八掌溪氣田也是由同張裂沈積生成油氣的石油系統。

早中新世以後，世界性的大海侵造成台灣新第三紀盆地完全由沈積因素主導而不受構造干擾，所以完全是海相沈積，例如台西盆地。其海相沈積的有機物富集度並不高，只有煤系地層才能孕育大量的油氣，形成另一套由煤系地層產生油氣的石油系統。

台西盆地剛開始發育時，也有由正斷層造成的中小型張裂盆地，例如南日島脊旁邊，在五指山層到木山層底部有一個地塹生成，其中的同張裂沈積，被潮汐河道運送到銅鑼向斜，再經深埋加溫而熟成，乃造成全台灣最大的鐵砧山氣田。這也是台西盆地內由同張裂沈積生成油氣的第二種石油系統。

五里牌地塹本身就是晚漸新世開始的張裂盆地，不必藉助於潮汐河道，就有大量的同張裂沈積存在，並且深度亦達6000 公尺以上，足夠提供成熟高溫，所以五里牌地塹產氣能力理當優於銅鑼向斜。台西盆地還有一些漸新世晚期生成的張裂盆地，能夠成為區域性的生油中心，值得探勘人員注意。並且目前國內探勘處於低潮期，急需新觀念帶來新的探勘目標，所以追尋台西盆地新的探勘標的，實乃刻不容緩的事。

關鍵詞：石油系統、張裂盆地、同張裂沈積

石油2

珠江口盆地地質特徵與斷層模式的建立

吳明賢1,3王乾盈3胡錦城3周學良1

台灣中油公司1探採研究所2探採事業部

3國立中央大學地球物理研究所

珠江口盆地之構造單元可劃分為三個坳陷、四個隆起。其盆地構造運動及其特徵包括四次岩漿活動、五次構造活動及斷層發達構成東西分塊、南北分帶之格局，具張性特徵，拉張斷層發達，局部地區可能伴有擠壓特性等特徵。構造演化共分白堊紀時期等7 個階段。

McClay 砂盒模型實驗發現，張裂盆地內部斷層的走向與盆地拉張的方向是垂直的，與轉移帶是平行或與邊界斷層垂直的；這個特徵以60°斜交拉張方式對比於珠江口盆地力學機制時發現，邊界斷層、張裂盆地內部斷層的走向以及轉移斷層的走勢都相互一致，可判定斷層拉張機制是60°斜交拉張方式，拉張應力的方向是南北向。而珠二坳陷之白雲凹陷於T8（約39Ma）以前屬於同一凹陷範圍，並發育在轉型斷層中。T8（約39Ma）以後的同張裂時期中、晚期和後張裂初期的受轉型斷層的活動，發生了走向滑移力量的影響，撕裂成白雲主洼與南洼，白雲主洼東側、中央击起帶與南洼北側即是轉型－正斷層經過的地方；而白雲主洼的北側的轉型－正斷層經過的地方正是番愚低隆起帶。這種不對稱的大走向滑移盆地很可能是因與轉型斷層垂直的張力作用所造成；白雲凹陷內是一多層次向上疊積的沈積模式，相當符合現狀，層序地層模式亦同意這種看法。

珠江口盆地開裂的先後是南北向拉張造成珠江口盆地，中央隆起帶分隔珠一－珠三坳陷與珠二坳陷，約30Ma 珠二坳陷之白雲凹陷受走向滑移作用力的影響形成開裂盆地，番禹低隆起因而形成，海水面升降伴隨著沈積物的發育以及邊界斷層的形成逐漸形成今日的形貌。

關鍵詞：珠江口盆地、張裂盆地、轉移斷層、轉型斷層

石油3

台灣海域台南盆地中生代地層研究

翁榮南1丁志興1王明惠2

台灣中油公司1探採事業部2探採研究所

台灣海域台南盆地的油氣探勘至今有多口探井鑽穿漸新世地層，先漸新世地層最大鑽遇厚度達600公尺，普遍未見到鈣質超微化石及有孔蟲化石，根據其中所含的孢粉化石分析鑑定為中生代早白堊紀及侏羅紀地層，缺失始新世及古新世地層，地質缺失年代高達6000萬年。

中生代早白堊紀地層埋深約3000公尺，主要岩性為砂岩夾頁岩，演海陸相沉積環境，少量至普通級有機富集度，中度成熟階段；侏羅紀地層為黑色頁岩，有機富集度較佳，中度至高度成熟階段，研判曾經生成大量油氣。

綜合白堊紀及侏羅紀的地層及地化資料，顥示台南盆地所鑽遇之中生代地層具油氣潛能，因此除目前已鑽探證實的第三系石油系統外，中生代的石油系統仍值得研究探勘，然其油氣潛能可能受第三紀/白堊紀（T/K）不整合面影響甚鉅，完整而未遭受破壞的中生代古構造高區是主要的探勘目標，油氣的二度移聚亦值得注意。

關鍵詞：台南盆地、中生界、油氣探勘、生物地層、地球化學

石油4

震波振幅頻譜屬性在岩性辨識之應用

林人仰1陳建文1唐毅鈞1

台灣中油公司探採事業部1國外探採及資料處理處

傳統震測剖面提供了岩層面的反射係數訊息，但藉由這些訊息並無法精確的瞭解各個岩層的岩性以及所含之流體性質，也就是無法確切得知油氣所在位置。本研究利用Gabor 以及Gabor-Morlet轉換所產生之頻譜分解屬性，成功藉由震測資料預測儲集岩之流體性質。建立最適之頻譜分解屬性分析處理流程、處理參數，及標準作業程序等相關技術。藉由本研究所產生之頻譜分解屬性剖面，可以準確預測儲集岩之流體性質，得以提供更精確之儲油氣層之分佈範圍，並足以提高探勘之成功率及生產之採收率。

石油5

表面相關複反射消除法－案例探討

唐毅鈞1黃昌盛1林人仰1

台灣中油公司探採事業部1國外探採及資料處理處

表面相關複反射消除法為現今主要消除與地表或海面相關複反射的方法之一，其利用分析海底複反射事件的能量來求得頻率相依尺度因子，並同時求得震源特徵，而後模擬複反射事件來做解迴旋以提高震測資料的噪訊比，在本研究中並針對濾波器設計閘長度及濾波器長度作探討，此兩參數分別與海底時間深度及海底反射事件訊號長度有關，在進一步的探討中，濾波器設計閘長度扮演著關鍵的角色，而較長的濾波器設計閘長度會明顯影響到消除複反射的效果，故濾波器設計閘長度應根據海底深度及探勘目標來決定以獲得最佳的地層解析度。

石油6

三分量震測在官田氣田附近之探勘應用

賴炤輝1陳太山1

1台灣中油公司探採事業部測勘處

歷年來應用AVO 概念在官田氣田附近之前人研究，計有以P 波為主之AVO 分析（王、陳，2003）或以KTN-3測井資料進行P 波之AVO 模型化分析（林、楊，2006）和利用P 波部份重合前震測逆推之分析（傅、張等，2008）。民國97 年在官田（KTN）區施測了2 條二維三分量的震測測線，處理PP 波及PS 轉換波剖面，本文在AVO 應用上除了以KTN-3 測井為基礎的震測AVO 正推、逆推、P 波部份重合前震測逆推外，也採取PP+PS 多分量重合後震測逆推，以三種逆推方式來交互驗證並預測KTN 區儲氣層的延伸範圍。

在KTN-3 井測井資料部分經過岩石物理模型校正後，先檢視其可靠性與合理性後。利用各種彈性波屬性所做的交叉圖分析，建立AVO 的判別準測，作為氣層檢測標準。並根據Biot-Gassmann 流體替換理論對三段氣層分別進行流體替換，得到水趨勢線（trend）、氣層頂部界面和氣層底部界面的範圍，將之用於震測AVO 逆推的P、G 交叉圖上。P 波部份重合前震測逆推得到的P 波阻抗、S 波阻抗及P、S 波速度比進行分析，檢視KTN-3 井旁的震測AVO 逆推結果與井位置對應的P 波阻抗、S 波阻抗值非常吻合，證明逆推結果的可靠性。傅、張等根據早期處理的傳統震測剖面，針對P 波進行部份重合震測逆推之分析結果，比對KTN-3 井點位置相對應的P 波阻抗和S波阻抗值，顯然有些許誤差，可能是所根據的震測資料在處理過程中，其靜態修正、雜波去除和真振幅保存等不盡理想所致。三分量震測資料處理後，多分量重合後震測逆推得的P 波阻抗、S 波阻抗和泊松比結果與KTN-3 井實測值吻合度高，支持逆推結果的可靠性。

以KTN-3 測井資料所建立的氣層檢測標準可預測出氣層的延伸範圍。三者預測的三段氣層的分佈範圍基本上類似。多分量重合後震測逆推得到的S 波阻抗可進一步得到孔隙率屬性，三段氣層的孔隙率以第一段為最高，第二段的次之，第三段的相對最低。

由三種震測逆推結果，顯示第二段氣層分佈範圍最廣，第三段次之，尤其以孔隙率屬性變化顯示第二段氣層最為樂觀，然而目前僅有KTN-3 井作為震測逆推之根據，外圍符合氣層識別標準的地區因無明顯的構造封閉相匹配，真實性有待證實。

關鍵詞：震測逆推、PS 轉換波、AVO、P 波阻抗、S 波阻抗、泊松比

石油7

酸處理候選井篩選程序之研究

謝秉志1王志文2李宗和3林再興4

國立成功大學資源工程研究所1助理教授2博士候選人人4教授

台灣中油公司探採研究所3專案經理

台灣油氣生產井的鑽井多採用正壓鑽井法，雖然正壓鑽井法較為安全，但常造成泥漿侵入地層，導致井口附近地層污損而滲透率減低，進一步使生產率下降，而地層污損可以膚表因子（Skin factor）來表示。解決地層污損的方法有酸處理法及液裂處理法，在使用酸處理進行井激勵之前，需先要進行生產井評估。如果造成產率低的原因是因為地層污損所造成，則可以採用酸處理，因此，本研究的目的是建立酸處理候選井篩選程序，評估國內C 礦區生產井的地層污損現況，篩選出適合於進行酸處理之候選井，以作為酸處理設計的目標油氣井。

本研究蒐集C 礦區中的8 口井（11組井串）之壓力測試資料，先利用壓力測試分析各井串的膚表因子，再經本研究所建立的酸處理候選井篩選程序（R因子），可得以下結論為：(1) 由膚表因子大小之排列順序結果可知，C-115井（第6層）為最大、C-144井（第6層）次之、而C-155井（第7Z、7層）為最小；(2) 由依照酸處理目標井選定參數（R-因子）值大小之排列順序結果可知：C-115 井（第6 層）為最大、C-144井（第6層）次之、而C-115井（第7Z、7 層）

最小；(3) 在所分析的11 組井串資料中，以C-115井（第6層）與C-144井（第6層）的酸處理目標井選定參數R-因子與膚表因子為最大，表示受污損程度最為嚴重，是最有進行酸處理後增產的潛能。其中，C-144井（第6層）的地下構造頂部深度介於C-113與C-114間，目前C-113的每天產量約2.5萬立方公尺；C-114每天產量約3.5萬立方公尺，而C-144井作噴流試驗結果得知其日產率只有數千立方公尺，顯見其井眼受嚴重污染，因此，可優先考慮C-144井（第6層）為酸處理候選井。

關鍵詞：地層污損、膚表因子、井壓測試、增產

石油8

氣井酸處理之酸液配方評估

黃德坤1林舜隆1陳大麟1

台灣中油公司1探採研究所

油氣井在鑽井或生產過程中，可能會因為生產層污損或井孔通道阻塞等因素而使產率下降，需要利用各種不同激產方式以提高產率，達到激勵增產的目的。酸處理是最常使用的方式之一，其可行性的評估工作主要包括酸處理生產井的篩選、岩性分析以及酸液配方式試驗評估，本文旨在探討酸液配方的評估。利用地層反應試驗儀及高溫高壓腐蝕試驗進行一系列各種不同酸液配方之岩心流動試驗，用以評估各種酸液之基本配方，同時完成三種不同防蝕劑之評估工作，評選出適用於某氣井之酸液配方。本研究同時依據酸液配方的評估結果及服務公司的建議提出酸處理的施工方式，提供現場單位作為未來施工的參考。

石油9

逆變凝結油氣田降壓增產分析研究

曾繼忠1吳柏裕2謝秉志3林再興4

台灣中油公司探採研究所1研究員2組長

國立成功大學資源工程研究所1博士生3助理教授4教授

台灣中部的YHS氣田為一個逆變凝結油氣田，自1975年開始正式生產，至今已生產逾三十年，目前多數生產井已廢井或因井口流壓接近管線壓大而停產，2007 年僅剩1口YHS-7號井尚在生產，因此本研究之主要目的是以YHS氣田為一先導性目標氣田，進行氣田降壓增產研究，研究結果若具可行性且未來實際施行狀況良好時，將再規劃其它氣田，擴大降壓增產氣井之應用範圍，以增加國內整體油氣之採收率。

本研究利用現場噴流試驗、單井產能（節點）分析、氣井液體聚積評估及物質平衡法評估之結果，進行YHS氣田降壓增產成分模式之油氣層模擬計算工作，評估整個氣田最佳之降壓增產及增產量，最後並比較各方案之經濟效益。由降壓增產模擬預測結果顯示，YHS氣田極具降壓增產潛能，考量現場執行可行性及投資報酬率與增產量，最佳隆壓增產的結果為：可增產約1.5億立方公尺天然氣，增加採收率11%，增產量總價值約新台幣15億元（以10元/M3估算），投資報酬率206%。此外所採購之昇壓機已於2008年1 月在YHS-6號井進行降壓增產中，至2008年底估計增產價值約新台幤4500萬元，扣除相關成本後增產效益已達新台幣2400萬元。

關鍵詞：噴流試驗、節點分析、物質平衡、液體聚積、成分模式

石油10

涸竭型舊氣田二氧化碳封存量之評估

曾繼忠1范振暉1宣大衡2吳榮章1

台灣中油公司1探採研究所2探採事業部

目前較為人所知之二氧化碳末端減量方法多處於研究階段，僅有地質封存最具發展前景，且地質封存中，又以舊氣田為最快速可行且可靠的二氧化碳末端減量方式。本文從油層工程的觀點，探討如何利用物質平衡模式，評估涸竭型舊氣田在二氧化碳地質封存的能量及其擠注曲線在監測上之應用性。首先由本文的推導可知，涸竭型舊氣田轉為二氧化碳地質封存時，其可儲存的二氧化碳並不等於舊氣田停產前所產出的天然氣體積，其可儲存的二氧化碳由案例分析結果最多約可增加73.5%（視舊氣田採收率而定），且涸竭型舊氣田生產期間物質平衝模式之P/Z 直線，可用來快速估算未來轉為二氧化碳地質封存時，其可能的最大封存能量。此外，由本文的推導顯示，涸竭型舊氣田轉為二氧化碳地質封存時，應用油層工程地質平衡模式，可快速建立二氧化碳擠注曲線，並可用來當作二氧化碳擠注監測之用。雖然臺灣舊氣田容量有限，但是因為舊氣田經過多年的探勘、開發及生產，累積掌握了完整的地質、生產及壓力資料，無論在地質封存的評估與監測上，均為最快速可行且可靠的二氧化碳末端減量方式，值得倡導進行先導性工作，使台灣在二氧化碳減量的議題上，可以快速建立良好的國際形象。

關鍵詞：物質平衡、二氧化碳地質封存、二氧化碳減量、擠注率

石油11

先導擠注試驗－CO2地下封存技術的試金石

范振暉1宣大衡2吳榮章1曾繼忠1

台灣中油公司1探採研究所1探採事業部

人類大量使用化石能源導致大氣中CO2濃度異常上升乃造成地球暖化的主因。減碳已成為人類在21世紀所面臨最艱鉅的挑戰，目前的情況是其他手段都不足以有效抑制大氣中CO2濃度的上升，而諸多末端減量的方式亦無法發揮效果，只有地下封存經過石油工業數十年來之發展與驗證，在技術上已臻成熟、經濟上接近可行。所有的減碳方法與手段當然都需要持續發展推動，但若欲在短時間內達到商業化或準商業化的程度，地下封存確為不二的選擇。

在台灣，中油公司希望能夠進行一個地下封存的先導型試驗，利用中油公司在台灣陸上探勘多年所累積的資料、資訊、知識、技術與經驗，進行小規模的先導擠注試驗，這亦是台灣發展、商業化CO2地下封存的重要基礎。

地下封存之風險主要為封存量估算誤差或封存效果不如預期等經濟考量而非安全顧慮，且仍在可控範圍內。政府宜責成專責單位，統籌各方資源，建立合作平台推展相關研究，同時加速水層注儲潛能調查，供研議有效控制CO2排放政策之參考。

化石能源來自地下，將它的衍生產物放回地下絕對是符合生態循環的原則，有道是：「從哪裡來，回哪裡去」，以現況看來，應該是最理想、有效、可行的減量方法了。經濟發展是台灣的命脈，環保減碳卻是全世界共同的責任，在這兩難之間，地下封存或許是一個達到平衡、共創雙羸的契機，如此深具意義的創舉就從先導試驗開始。

石油12

儲氣地層氣體組成份變化對二氧化碳封存量影響之研究

劉政典1謝秉志2林再興3曾繼忠4

國立成功大學資源工程研究所1碩士研究生2助理教授3教授

台灣中油公司4探採研究所

將二氧化碳地質封存於舊氣層有兩個重要目的：(1) 減少二氧化碳排放至大氣中，以減緩溫室效應；(2) 進行強化採氣（EGR）或強化採凝結油（ECR），得到更佳的油氣採收量。本研究主要目的是：研究二氧化碳地質封存於兩個舊氣層（T氣層與C氣層）過程中，天然氣與二氧化碳混合所產生的相態變化，並估算兩個舊氣層的天然氣組成對二氧化碳封存量的影響。

本研究利用兩個舊氣層（T氣層與C氣層）的天然氣成分及組成，計算地層在混合不同濃度二氧化碳下的PVT圖，然後假設一個固定的儲氣地層參數，分別使用兩個舊氣層的二氧化碳混合天然氣所得之PVT圖，經過模擬注入二氧化碳得到兩個舊氣層的封存總量及單位時間內的注儲量，本研究結果為：(1) 兩個舊氣層加入二氧化碳後，氣體壓縮因子（Z-Factor）皆變小，可封存的二氧化碳體積大於可注儲的天然氣量；(2) 得到兩個舊氣層在不同壓力及二氧化碳濃度下的液體體積變化；(3) 比較兩個舊氣層完成二氧化碳地質封存所需要的時間；(4) 藉由p/Z 圖比較兩個舊氣層的二氧化碳封存能力。

關鍵詞：二氧化碳、地質封存、強化天然氣採收、舊氣層

石油13

厄瓜多16號礦區營運管理

張明湖1王明輝1盧東郎1

1台灣中油公司探採事業部

台灣中油公司以海外石油投資公司名義，於民國75年起開始在中南美洲厄瓜多進行合作探勘及開採石油，75年2月參與聯合投標取得16 號礦區進行探勘工作，探獲具商業性生產價值之石油蘊藏，16號礦區當時經世界知名的油氣蘊藏評估公司GC&A評估後，認為所發現油田的證實蘊藏量約有5億桶油。

16號礦區於81年2月進入為期20年之開發生產期，由於位處於亞馬遜河流域熱帶叢林區，交通運補相當不便，以及頇符合厄國政府的嚴格環保要求，合作集團歷經萬難終於83年5月完成開發階段，正式開始生產原油，惟因16號礦區所產原油係13°API~18°API之重油，當時是利用當地唯一之厄國政府所擁有之老舊輸油管線SOTE 運輸，依該管線之限制，16號礦區之產油，必頇加輕油摻配成22°API之原油，始得進入SOTE管線，受限於輕油量之供應量，本礦區之產量亦受限制，無法全力開發生產，甚至因供應輕油之油田產能逐漸下降，而波及16號礦區之產量亦頇隨之下跌，位處相同地區的其他礦區亦有相同的處境，為解決此困境，6 個礦區的經營人（外國油公司）聯合出資建造另一條輸油管線，專供運輸厄國亞馬遜河流域東方盆地各礦區所產的重油至厄國太平洋海港Balao出口，該重油輸油管名稱為Oleoducto de Crudos Pesados 簡稱OCP，於90年7月開始建造，92年10月完成（花費14億美元），自此16號礦區之產量不再受限，因而可提高產量，使合作集團之收益增加，台灣中油公司參與該合作案的同仁更在技術面提供了寶貴的見解，督促經營人慎選井位、更正工作計劃以提高產能，在經營方面更爭取到最低的運費，並督促經營人降低營運成本，要求經營人償還不當的支出，使16號礦區之營運績效良好，唯97年後厄政府開始徵收超額收入損，造成合作集團之利潤重大損失，合作集團乃暫時停止新的資本支出，日產量自然遞減。

石油14

論開放中國大陸廠商參與投標台灣中油公司海域F構造開發工程採購之可行性

陳養愚1

1台灣中油公司探採事業部海域處

是否開放大陸廠商來台參與投標F 構造開發工程各項採購案件，不是單純法律許可的問題，更需要審慎考慮它的必要性、合宜性以及是否對台灣中油公司和F 構造開發計畫有利，因此必頇從技術可行性、法律可行性、計畫執行與

作業管理可行性、公司策略可行性及國家政策可行性做全面評估。單純就技術可行性而言，大陸在海域鑽井和海域開發兩個領域之技術能力和服務品質應該尚能符合台灣中油公司或是API、ISO、ABS/DNV 等國際產業標準的需求，如允許大陸廠商參加投標F 構造油氣開發工程，其提供之技術規範原則上應屬合格。但就法律可行性、計畫執行與作業管理可行性、公司策略可行性及國家政策可行性深入評估結果，發現四項可行性都不確定，且各有其疑慮與風險。簡言之，我國現行法律和當前政策仍不允許大陸地區廠商來台參與政府採購之投標，即使台灣中油公司嘗試專案申請開放大陸廠商參與投標F 構造開發工程採購，政府核准的可行性並不樂觀。

如就降低成本的企業經營觀點看，或可建議台灣中油公司應面對現實情況，就F 構造油氣開發工程採購範疇，考慮將大陸廠商定位於海域平台導管架（Platform Jacket）及（或）其甲板模組（Platform Topside Module）之製造廠商（Manufacturer）或供應商（Supplier），並將海域平台導管架及（或）其甲板模組視為自大陸進口之「物品」，由得標之外籍承攬商申辦進口，如此等同只允許「海油工程」等幾家大陸廠商間接參與F 構造油氣開發工程之（財物）採購，就不致違反98 年6、7月間經濟部和陸委會公告的幾項法規和法令政策解釋，卻仍能節省海域平台可觀的建造費用。