海洋浅水油气田采油装备基本都安装在海面以上。浅水油气田开发的基本思路就是“变海为陆”。根据浅水油气田开发的组成要素不同、“变海为陆”方法不同，业界形成了“海油陆采平台＋进海路”开发模式、“人工岛＋海底管线”开发模式、“固定平台＋海底管线”开发模式、“固定平台＋FPSO＋穿梭油轮”开发模式。
（1）“海油陆采平台＋进海路”开发模式。潮来是海、潮去是滩，处于这种潮间带的油气田也称滩海油气田。滩海油气田开发的基本理念就是通过“变海为陆”，进行海油陆采。“海油陆采平台＋进海路”开发模式中，通过修筑“进海路”将“海油陆采平台”与陆地紧密相连，这样采用陆地钻机、修井及采油设备即可。除安全逃救生系统、应急通信系统外，其他系统设计标准基本等同于陆地油田。
海油陆采避免了使用海洋钻修井设备的高昂造价，同时也节省了大量航道开挖费用。该模式适用于距离陆地较近的滩海油田的开发，黄河入海口处的极浅海海域，如胜利油田垦东12区块、老168区块都是非常具有代表性的滩海陆岸平台。
在垦东12区块开发之前，人们在大海中抛投大量石头来建设进海路。当风暴潮来临时，由于石头没有固定的根基，被海浪裹挟滚入大海，因此每年需要补充大量的石头进行维护。针对这种情况，设计人员研发出一种适应垦东12区块海洋环境的进海路新结构——桩板组合结构。这种结构就像“搭积木”一样将管柱插入海底约12米，在海上架起高速路，为进海路和平台建设深深扎下了根，成为滩海油田开发的示范工程。
（2）“人工岛＋海底管线”开发模式。对于离岸较近的浅水区域油气田，“变海为陆”的方法是建设人工岛。人工岛就像是大海上的绿洲，但由于修筑成本较高，该模式仅适用于水深小于5米的滩浅海油田开发。我国环渤海地区已在辽河油田、冀东油田及大港油田建成各种形式的人工岛。
国内第一座与陆地不连接的“人工岛”是辽河油田的“海南8号”，海南8号距离陆地6千米，该人工岛作为生产中心，共布置了5口油井、3口气井，通过船舶运输陆地钻修井机具，在岛上完成钻修井作业，油气通过一条海底管线输送上岸处理。
冀东南堡油田4号构造也是采用“人工岛＋海底管线”的开发模式，该构造包括NP4－1号、NP4－2号两座人工岛，岛间通过人工修筑道路连接，井底产出液汇合后通过海底管线登陆上岸处理。
（3）“固定平台＋海底管线”开发模式。当水深大于5米以后，再用人工岛就不经济了，这时就需要建设浅海固定平台。常用的固定平台一般采用导管架结构，根据井数和投资效益的不同，可以有多种功能类型，如井口平台、生产平台、钻采修一体化平台。
井数较多的导管架平台可设计为钻采修一体化或采修一体化形式，兼有钻井、修井作业及采油功能，原油处理为合格的商品原油直接通过海底管线外输，也可经过简单计量后进入陆地集中处理站进行处理。例如，埕岛西区块某平台设计为采修一体化平台，具有采油、油气处理、修井等功能，原油直接在平台处理为低含水商品原油后通过海底管线上岸交接外销。
井数较少的钢质固定平台一般设计为简易采油平台，采用无人值守的生产方式，依靠外部钻井平台和修井作业平台进行钻修井作业。
该种开发模式适应用于距离陆地较远、航道条件有利于船舶及移动式钻修井平台通行的浅海油气开发，已广泛应用于我国渤海、东海等海域的油气田。
（4）“固定平台＋FPSO＋穿梭油轮”开发模式。如果油气田距离陆岸终端较远，仍然可以建设固定平台，但铺设海底管道进行油气外输的成本会大大增加。由此，人们利用船舶可自由活动的特点，将其应用到油气开发中，形成了一种新的开发模式：由导管架实现油气开采功能，采用浮式生产储油和卸油船（FPSO）实现油田产出物的预处理和储存，穿梭油轮实现原油外输。这种模式油气水生产处理能力和原油储存能力强，具有良好的机动性和运移性，可以与海上固定平台和水下生产系统配合，用于浅水及深水油田开发。