在系统梳理注采工程、人工举升、储层改造、修井作业等多个采油工程领域的发展阶段、发展现状基础上,总结采油工程目前面临的4大主要挑战,即智能化终端和工艺集成度、极端环境、协同作业挑战,人工智能融合中的数据和模型挑战,先进结构和功能材料挑战,以及油藏认识、工程提效、绿色发展的地质工程一体化挑战。以多学科交叉为核心,提出“采油工程智能体”的概念,即面向油气井筒极端环境与复杂工况,高度集成供电、通讯、传感、计算、执行等模块,具备环境感知、自主决策、自适应控制能力的微型化、智能化、一体化软硬件系统;分析注采、举升、压裂、修井等不同智能体的特点,提出微型化自主供能与能源管理、强干扰环境中的可靠通信、高集成多参数传感与长期漂移自校准、高可靠微系统集成制造等重点攻关方向。人工智能决策优化是智能体的本质特点,数据方面应聚焦数据采集体系、数据治理体系、数据融合体系等3个方向,算法模型方面应聚焦模型自身性能突破与模型部署应用适配两个方面,同时通过先进结构与功能工程材料支撑智能体构建与极端环境适应性,通过地质-工程-地面一体化不断拓展采油工程的功能作用。

综合现场测试、古热流恢复、超压演化、地球化学等分析,重建松辽盆地北部白垩系青山口组富有机质页岩温压演化史,以恢复古龙页岩油形成演化过程并揭示其富集规律。研究表明：①受白垩系明水组沉积末期构造热事件和构造运动影响,青山口组一段（简称青一段）有机质成熟演化呈明显阶段性,可划分为白垩纪快速演化期和古近纪—新近纪缓慢演化定型期。②较高古地温促进青一段滞留油二次裂解,形成古龙轻质页岩油。古龙凹陷在白垩系嫩江组沉积末期、明水组沉积末期和新近纪存在3期超压,前两期分别与生油高峰和二次裂解有关,第3期为继承性超压并叠加烃类持续裂解与流体体积热膨胀。③松辽盆地北部原油有序分布,萨尔图、葡萄花等常规油层非烃化合物含量高,充注成藏与第1期超压有关;扶余、高台子致密油成分和物性与青一段页岩油最相似,饱和烃含量高,充注成藏与第2期超压有关。④构造热事件形成的强古热流是青山口组有机质阶段生烃的驱动因素,青一段页岩高热导率和嫩江组页岩低热导率的“下导上封”的热结构延长了烃类二次裂解时间、拓宽了液态烃窗口,并通过第3期超压造成古龙轻质页岩油自封闭富集。

针对陆相页岩油赋存环境复杂且组分构成变化很大,可动性与可流出数量存在不确定性问题,基于地球化学分析和生产监测等手段,研究准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油在生产过程中发生的“组分流动”行为,明确不同烃组分与非烃物质通过组分混相,改善多组分烃与非烃的流动性,可有效提高页岩油可动烃产量。研究表明,下甜点段轻、中质烃组分含量较高、地层能量较强,致使其中采出原油的密度和黏度偏大,可视为滞留烃发生“组分流动”的佐证。上甜点段存在两种情形：①远离断层且保存条件较好区,因滞留烃中轻、中质组分含量较高,地层压力系数较大,更容易形成组分流动,因而产出原油比重偏大,单井累计采出量（EUR）也较高;②临近断层且保存条件较差区,虽然产出原油比重较轻,但单井EUR偏小,说明地下滞留烃发生组分流动的条件变差。经研究论证揭示,保存条件（避免轻烃逸散、保持地层能量）和生产制度（控制生产压差、保持制度稳定）是调控“组分流动”发生和连续性、实现单井EUR最大化的重要因素。新认识可用于有利经济达产甜点区/段评价,并可为页岩油单井获最佳EUR产出效果提供指导建议。

鉴于深层油气储层压裂改造对减阻剂长程减阻、高效携砂、耐温增黏等性能的苛刻需求,采用双水相聚合方法,引入纳米材料ANSD,制备一种适用于深层油气压裂的双水相高黏减阻剂（ANSD-PADA）;通过荧光光谱、微观形貌、纳米力学等分析方法探究其耐温增黏、减阻机理,并开展现场试验。研究表明：疏水单体N-（3-二甲氨基丙基）甲基丙烯酰胺引入共聚可使PADA（自制疏水三元共聚物）分子在范德华作用力、静电斥力、疏水作用力等超分子力作用下发生缠绕、缔合并自组装形成蜂窝状网络结构,增大流体力学体积,大幅提升产物增黏性能;纳米材料ANSD充填于聚合物网状结构孔眼,有效增强网络骨架和缔合结点强度,体系耐温性能显著提升,130 ℃仍保持73.36%的减阻率,耐温可达150 ℃。该减阻剂在苏北盆地高邮凹陷北部斜坡带深层页岩油XX-HF井压裂现场应用取得初步成效。

通过系统对比全球海陆相页岩油地质特征、资源分布与勘探开发现状,深入剖析制约中国陆相页岩油发展的关键理论技术问题,指出不同岩性组合页岩油类型富集与成藏机理、纳米限域空间内多尺度多相流动机制不明确等基础理论研究领域相对薄弱,甜点预测精度不能有效指导靶层优选和水平井轨迹导向定位,同时地质-工程一体化实践不足,严重制约了资源规模动用。围绕松辽盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地和渤海湾盆地的陆相页岩油研究进展,从细粒沉积岩成因模式、生烃母质类型分布与生排烃模式及生烃潜力、储集空间类型与储集性、甜点评价参数优选与评价技术、产能规律和提高采收率6个方面的瓶颈问题、理论技术研究进展、例证和攻关方向进行系统论述,指出中国页岩油革命面临的地质理论与工程技术六大挑战：成藏机理、甜点识别、渗流规律、压裂改造、排采技术和采收率提升等。基于此,建议建立以源-储组合关系为核心的页岩油分类方案,推广“地质-工程-地质螺旋式一体化”精细开发模式,构建适用于中国陆相地质条件的页岩油高效开发技术体系,为实现规模效益开发提供理论技术支撑。

为了解决复杂油藏注采系统连通表征困难、动态预测效率低和优化实时性不足等问题,提出一种融合物理机理与深度学习的图连接元智能注采建模方法。该方法以连接元法为物理基础,通过建立注采井间的非欧几里得物理连通网络,实现井网系统的物理拓扑构建与动态特征表征;通过引入自适应注意力机制的图卷积网络和节点动态属性特征,建立具备物理一致性的油藏动态预测模型;结合差分进化与粒子群混合算法,构建以经济指标为约束的智能优化框架,在快速预测注采动态的基础上,实现注采制度的优化与油藏开发经济效益的最大化。实际应用表明,图连接元智能注采模型能够准确再现生产井含水率动态并量化预测不确定性,实现复杂注采系统的快速拟合与动态响应预测,具有较高的预测精度和稳定性,可实现以经济为约束条件的生产制度全局优化,具有较好的工程实用性和推广价值。

全球深地探索和超深层（6 000 m以深）油气勘探得到越来越多的重视,油气重大发现日益增多。通过系统梳理1937年以来超深层油气勘探历程,划分为陆上超深层探索和局部突破（1937—1982年）、浅水为主超深层探索和零星发现（1983—1997年）、海陆超深层规模发现（1998—2018年）以及陆上特深层探索和新突破（2019年以来）等4大阶段。截至2025年底,全球已完钻1 348口深度大于6 000 m的探井,在20个国家共29个盆地发现305个超深层油气田,可采储量当量达63.21×10⁸ t,仅占全球总储量的0.9%,仍有很大的勘探潜力。已发现资源高度集中于特提斯含油气域与南冈瓦纳含油气域,以被动陆缘盆地为主（占比71.25%）,储层以中—新生界碳酸盐岩和碎屑岩为主。研究表明,克拉通、被动陆缘和前陆等3类优势盆地具有各自独特的成盆-成烃-成储-成藏特征。全球超深层油气勘探程度极低,可能存在另一个油气聚集的“黄金带”,资源潜力大。未来需强化超深层油气成烃成藏机理研究和资源估算,开展地质-工程-智能一体化评价,国际上应聚焦大西洋两岸、中东、中亚-俄罗斯、澳大利亚等富油气区开展超深层新项目评价和油气合作;随着中国国内特深层油气勘探的加快,将迎来储量增长新高峰。

依托中国最新勘探开发成果、7 000余口水平井生产动态数据及非常规油气数智平台（UOG）,耦合统计分析与机器学习预测技术,从资源特征、关键技术、开发指标及发展前景等方面,开展中国致密气、页岩气、浅层煤层气、中深层煤岩气4类非常规天然气资源的系统性对比研究。结果表明,中国非常规天然气资源总量雄厚,其中页岩气与中深层煤岩气资源优势显著,呈大面积“连续型”空间分布特征,75%以上优质资源集中于鄂尔多斯、四川两大盆地。已形成类型适配的关键技术体系：致密气依托“井网优化+低成本压裂”规模化开发,页岩气凭借“地质-工程双甜点评价+超级缝网压裂”实现商业化发展,中浅层煤层气通过“精细排水降压”构建稳定产能,中深层煤岩气水平井控压开发与聚能压裂等试验技术突破。4类非常规天然气开发指标差异显著：致密气、页岩气、中深层煤岩气见气后10~30 d产量达峰,具有“高初产—快速递减”特征（首年递减率30%~51%）,其中页岩气水平井首年平均日产（7.28×10⁴ m³）与单井预测最终可采储量（8 255×10⁴ m³）最优;浅层煤层气见气后240 d左右产量达峰,呈“慢上升—缓下降”特征,单井指标最低。当前开发面临地质复杂、技术瓶颈、环保约束、政策不完善等4大制约,需从资源、技术、环保、政策等多维度协同破局。

为精准评价页岩油储层地下原位温度压力条件的储集能力,建立了一种地层条件下的孔隙度计算新模型,研发了一套上覆压力70 MPa、孔隙流体压力40 MPa、测试温度120 ℃高温高压条件下页岩孔隙度测量装置,构建了用于恢复高黏土含量陆相页岩油储层原位孔隙度的工作流程。将该技术体系应用于松辽盆地上白垩统古龙页岩,研究表明：页岩油储层原位孔隙度普遍高于地面常压测试孔隙度,其中页岩孔隙度增幅为3.17~4.00个百分点,粉砂质页岩为1.58~1.60个百分点,碳酸盐岩为1.12~1.58个百分点。孔隙度恢复幅度随埋藏深度、温度、孔隙压力及压力系数增大呈规律性上升,这一现象反映了古龙页岩黏土及有机质伴生纳米孔隙的弹性扩张以及超压支撑型微裂缝的开度增大。同时发现,岩心卸压会导致这类压力支撑型孔隙发生闭合,使得常规氦气法与地面核磁共振测试会系统性低估储层储集能力,且该偏差在深层、富黏土、超压层段中尤为显著。在储量估算方面,采用常压孔隙度会造成原始石油地质储量大幅低估;针对高黏土古龙页岩,页岩孔隙度的校正系数建议在地面测量的孔隙度（简称地面孔隙度）基础上增加3~4个百分点,粉砂质页岩校正系数建议在地面孔隙度基础上增加约1.6个百分点,碳酸盐岩则仅需小幅校正。因此,原始石油地质储量计算应采用原位孔隙度参数,并将其建模为黏土含量、总有机碳含量、压力系数及埋藏深度的函数。在开发工程上,针对高黏土含量的超压层段,应采用控压开采方式,避免原生微裂缝发生弹性闭合,从而保障储层的长期产能。

基于岩心、铸体薄片、CT扫描、测井、测试及地震等资料,以中阿拉伯盆地A油田下白垩统Yamama组为例,解析碳酸盐缓坡半局限环境沉积成岩特征及有利储层主控因素。早白垩世研究区为碳酸盐缓坡,处于半局限环境,总体为中低能浅水岩相,以大规模潟湖沉积为主,局部发育颗粒滩、点礁、滩后和潮坪等,沉积物中藻类、底栖有孔虫、双壳类、胞网菌和似球粒最为富集。研究区Yamama组在准同生期遭受强烈成岩改造,胶结作用和溶蚀作用耦合控制次生孔隙的形成与保存。储层岩性以粒泥灰岩、泥粒灰岩和粘结岩为主,岩性变化频繁,横向可对比性差;发育孔隙型储层,储集空间以微孔、铸模孔和生物体腔孔为主,原生粒间孔发育程度总体较低,孔喉以中喉和微喉为主;物性主要为中低孔、低渗和特低渗,中高渗储层发育程度低。Yamama组有利储层发育的4个主控因素为：局部高能沉积、易溶生物碎屑富集、强溶蚀作用和地层异常高压。局部高能颗粒滩储层的胶结作用较弱,原生粒间孔保存较好,储层物性好,形成小规模的有利储层;潟湖和滩后等中低能沉积局部富含藻类和胞网菌等易溶生屑,遭受强烈溶蚀改造,形成大量铸模孔或生物体腔孔,有效改善储层物性,形成较大规模的有利储层。Yamama组有利储层主要发育在YA段和YB段,且规模储层均位于研究区中北部,是下步勘探开发部署的重点靶区。