与浅水油气田开发“变海为陆”的基本思路不同，深水油气田开发的基本思路是“潜入海底”。所谓“潜入海底”就是将油气生产系统安装在海底，使其避免海面环境的影响。
当水深超过300米后，固定式平台钢结构成本急剧增加，这时往往需要采用“潜入海底”深水油气开发模式：
（1）“浮式生产/钻井平台＋外输管道”开发模式。如果距离海岸较近，或者附近已建有管网或其他储油设施，可以采用这种模式。在这种开发模式中，采用浮式平台进行钻井、采油、修井和生产等作业；浮式平台通常没有储油能力，生产出的油气经处理后由海底管道进行外输。
（2）“浮式钻井平台＋浮式生产装置FPU（FloatingProductionUnit）＋外输管道”开发模式。这种开发模式目的是减少浮式平台上的有效荷载。浮式平台仅作井口及钻修井平台，油气处理等在浮式生产装置FPU上进行，处理过的油气通过管道外输。
（3）“浮式钻井平台＋FPSO”开发模式。浮式平台作为井口和钻修井平台，原油在FPSO上处理、储存，并通过穿梭油轮外输。由于FPSO还可以回接水下井口，因此这种模式适用于干湿结合的大型油田开发。
（4）“水下生产系统＋FPSO”开发模式。在这种开发模式中，水下井口产出的油气回接到FPSO进行处理、储存，之后原油由穿梭油轮拉运，天然气通过海底管道外输。
（5）“水下生产系统＋FLNG”开发模式。FLNG是集海上天然气液化、储存和装卸为一体的新型装置，具有开采周期短、灵活、可独立开发、可回收移位、无需管道输送等特点，是未来深水远海气田、小型气田开发的重要工程应用模式之一。在这种模式中，水下井口产出的天然气回接到FLNG进行处理、液化，之后通过LNG穿梭船运输上岸。
（6）“水下生产系统＋海底管道”开发模式。这种开发模式完全超出了人们之前的想象，没有任何水面设施，完全利用水下生产系统和海底管线。Sn＆oslash；hvit是挪威海域第一个没有任何水面设施的水下油田开发工程，水下生产设施安装在水深250～345米的海底，由20多口井来进行三个油田原油的生产，生产出来的原油和天然气通过145千米长的管线输送到陆地上。
（7）“浮式生产/钻井平台＋水下生产系统＋浮式生产储卸装置（FPSO）/海底管道”开发模式。水下井口采出液经水下管汇、海底管道输送到油轮进行油、气、水处理，或经海底管道外输至陆地终端进行处理。浮式生产钻井平台为水下井口提供液压、化学药剂，为井下电潜泵提供电力。
我国南海具有丰富的油气资源，但是这里夏季热带风暴多发，冬季季风频发，深海海域存在内波流且距岸较远，环境条件恶劣。荔湾3－1气田是我国第一个真正意义上的深水气田，该气田处于深海和浅海的交替区域，水深从200米的浅海突然跨入海平面以下1500米的深海，油气输送距离超过79千米，采取的开发模式是“导管架＋水下井口”。从海底抽上来的油气通过导管架外设置的管道输送到天然气平台，然后进行油、气分离，去除杂质、水分，产出的天然气供应市场，整个控制系统全部自动化，相当于把一座工厂搬到了海上。