《中国海洋能源发展报告2025》预计，2026年全球海洋油气勘探开发投资将继续增长，海洋油气发现占全球油气新增储量的比例有望超过80%；我国海洋石油产量预计达到约6900万吨，海洋天然气产量有望突破320亿立方米。

从1500米级深水气田规模化开发，到海上无人平台、海底管线和水下生产系统加快应用，我国海洋油气开发正在从近海、浅水进一步向深水、深层和复杂地质条件挺进。

“深海一号”气田最大作业水深超过1500米，天然气探明地质储量超过1500亿立方米。2025年，气田天然气年产量首次达到50亿立方米，超过项目设计产能峰值。海洋原油也已连续5年占全国石油新增产量的60%以上，成为国内原油增产的重要增长极。

当海上油气开发不断走向深水、深层，一个过去容易被忽视的问题正变得越来越重要：

钻井完成以后，如何长期掌握地下流体的运移状态？

传统油气勘探开发首先要解决三个问题：储层在哪里，井应该打在哪里，油气怎样经济有效地采出来。

进入深水油气开发阶段以后，行业还需要回答更多问题：

地下流体正在向什么方向运移？

断层、裂缝和井筒会不会形成异常流动通道？

海底管线、生产设施及周边环境是否出现泄漏？

发现海底异常气泡后，能否快速确定其来源和泄漏规模？

监测设备布置在哪里，才能兼顾探测效果与海上作业成本？

这些问题不仅影响油气田生产安全，也关系到海底管线运行、井筒完整性管理、废弃井治理以及油气藏全生命周期管理。

今年以来，中国海油持续推进海上油田智能化和无人化作业。在北部湾海域，41座海上平台和2个陆地终端厂已推广无人机作业，覆盖海底管线巡线、物流配送和应急安防等场景，可对500多公里海底管线开展快速巡检，识别泄漏等异常情况。

这反映出海洋油气开发正在发生一项重要变化：行业建设的不再只是钻井平台、生产井和输送管线，还包括覆盖地下储层、海底设施、海水环境与海上平台的立体化监测体系。

但与平台和海面设施相比，真正难以直接观察的，仍然是海床以下的地层。

地下流体看不见、摸不着，其运移过程受到压力、温度、储层物性、地层水、断层裂缝和井筒条件等多种因素共同影响。仅仅发现异常信号还不够，还要进一步判断异常从哪里产生、正在怎样扩散，以及可能造成多大风险。

在这一背景下，一套原本直接面向海底碳封存开发的技术体系，也展现出与海洋油气勘探开发高度相通的技术价值。

“海眸”：从海床到海面的地下流体监测体系

由中国科学院上海高等研究院、海油总节能减排监测中心有限公司联合完成的“海眸：海底碳封存全链条安全监测与风险评估技术体系”，围绕地下流体运移预测、海底监测点布设、异常泄漏识别和海上在线监测等难题，形成了从海床到海面的系统化技术方案。

项目虽然以海底二氧化碳封存为直接应用场景，但其背后的核心问题，与海上油气勘探开发具有共同的技术基础：

都是在复杂地质条件下研究地下流体运移；

都需要识别断层、裂缝和井筒等潜在泄漏通道；

都需要利用有限的海上设备构建高效率监测网络；

都要在发现异常后，对泄漏位置、强度和扩散趋势作出判断。

因此，“海眸”不仅是一套环境检测技术，更是一套融合地质建模、储层模拟、多相流分析、优化算法与人工智能的海底地下空间监测技术体系。

第一项能力：算清地下流体往哪里走

无论是油气开发还是海底封存，地下流体都不会静止不动。

流体进入储层以后，会受到储层孔隙结构、地层压力、温度、断层裂缝、地层水以及注采活动的共同影响，在地下持续运移和扩散。

“海眸”通过多场耦合数值模拟，将流体运移、地层温压变化和储层环境等因素纳入同一模型，分析二氧化碳在海底地质构造中的运移路径，并研究海底低温高压条件下水合物形成与稳定性变化。

其本质与油气藏数值模拟相近：通过建立地下地质模型和流体模型，把无法直接观察的储层内部过程转化为可计算、可预测的动态结果。

通过模拟，可以提前识别流体可能聚集的区域、潜在运移通道及高风险位置，为后续监测方案制定提供依据。

第二项能力：监测设备不是越多越好，而是要放得准

海上监测设备的安装、维护和回收成本远高于陆上。

如果只是简单增加传感器数量，不仅会推高项目投资，还可能出现设备很多、但关键泄漏通道没有被有效覆盖的情况。

“海眸”将数值模拟结果与优化算法结合，根据预测的流体运移方向、地质构造特征和潜在泄漏位置，计算不同监测点组合的探测效果，进而优化海底监测网络布设。

这与油气勘探中的地震测线设计、开发井网优化具有相似逻辑：不是平均分配资源，而是根据地下认识，把有限的设备布置在最可能捕捉关键信号的位置。

通过优化监测点布局，项目能够在保证泄漏探测效率的同时，减少无效设备部署，降低海上监测成本。

第三项能力：发现气泡以后，还要算出漏了多少

海底出现气泡，并不必然意味着工程设施发生泄漏。

海洋中可能存在天然气体逸散、生物活动及其他复杂背景干扰。即使确定异常气泡与工程活动有关，也还需要进一步判断泄漏规模和风险等级。

不同泄漏压力、泄漏口尺寸和海流条件，会形成不同大小、形态和运动轨迹的气泡。水深、温度、盐度和海水压力，也会改变气泡上升和扩散过程。

“海眸”将多相流模拟与物理信息神经网络结合，建立气泡形态、运动状态和泄漏速率之间的对应关系。

物理信息神经网络并不是完全依赖历史样本进行训练，而是将流体运动规律等物理约束引入模型。在海上实验样本有限、试验成本较高的情况下，仍能利用模拟数据和物理规律提高反演结果的可靠性。

通过分析水下监测设备获取的气泡图像和运动特征，系统可以快速估算泄漏量，为异常等级判断、扩散范围预测和应急处置提供依据。

这项能力对于海底管线、井口、废弃井和其他水下生产设施的泄漏监测，同样具有借鉴意义。

第四项能力：把地下、海底和平台连成一套系统

地下流体监测不能只依赖一个传感器，也不能只关注单一空间位置。

“海眸”将不同层次的监测技术连接起来：

在地下储层，通过多场耦合模拟预测流体运移状态；

在海床区域，通过优化算法布置监测设备，捕捉潜在异常；

在海水中，通过气泡形态分析和智能模型反演泄漏规模；

在海上平台，通过高精度二氧化碳在线监测技术，持续掌握作业环境变化。

由此，项目形成了覆盖事前风险预测、事中动态监测、异常识别和泄漏量评估的完整技术链条。

这种“地下模型+海底传感器+海上在线监测+智能分析”的技术路线，也是未来海洋油气开发走向智能化、少人化和无人化的重要基础。

数值模拟减少海上实验，降低监测评价成本

目前，“海眸”已经支撑海油总节能减排监测中心有限公司开展泄漏监测评价工作。

海底泄漏实验通常需要组织作业船舶、水下设备、海洋调查和长周期数据采集，实施难度大、成本较高，部分试验还受到海况和作业窗口限制。

项目利用数值模拟和智能反演方法，对不同地质条件、泄漏位置和泄漏规模进行计算分析，可以减少部分重复性实验，并将海上试验集中到关键场景和关键参数验证上。

这不仅提高了风险评价效率，也使地下流体监测由“出现问题以后再检测”，逐步转向“提前模拟、重点布控、动态识别和定量评估”。

从油气藏开发，到海底地下空间长期管理

海洋油气工业已经形成了一套较为完整的勘探开发能力，包括海洋地质调查、储层评价、钻完井、海上平台建设、海底管输和生产动态监测。

随着部分油气田进入开发中后期，行业面对的任务也在扩展：

一方面，要继续提高油气采收率，延长油田经济开发寿命；

另一方面，要加强井筒完整性、海底设施和废弃井的长期风险管理；

同时，部分枯竭油气藏未来还可能转化为天然气储库或二氧化碳封存空间。

这意味着，海洋油气行业的技术能力正在从“开发地下资源”，进一步延伸到“长期管理地下空间”。

无论地下储存的是油气、天然气还是二氧化碳，核心技术问题始终包括储层是否稳定、流体如何运移、井筒是否完整，以及异常泄漏能否被及时发现。

“海眸”所构建的全链条监测与风险评估体系，正是对这些共性问题的一次系统回答。

获评ECF能源技术创新奖技术发明奖二等奖

凭借在多场耦合模拟、海底监测点优化、泄漏量智能反演和海上在线监测等方面的创新，“海眸：海底碳封存全链条安全监测与风险评估技术体系”获评ECF能源技术创新奖技术发明奖二等奖，成果达到国际先进水平。

评审专家认为，该项目面向国家“双碳”战略需求，系统构建了海底碳封存全链条安全监测与风险评估技术体系，创新实现从海床到海面的多维监测一体化。

项目通过多场耦合数值模拟揭示二氧化碳运移规律与水合物稳定性，利用优化算法实现海底监测点精准布设，结合多相流模拟与物理信息神经网络，实现基于气泡形态的泄漏量快速反演与智能评估，并研发海上高精度二氧化碳在线监测技术。

相关成果提升了海底碳封存监测效率和安全保障能力，为项目全生命周期风险防控提供了系统化解决方案，具有较强的科研创新意义和应用推广价值。

从深水油气勘探开发到海底地下空间利用，开发对象和工程场景正在不断变化，但行业面临的一个基本问题始终没有改变：

如何看清地下流体，及时发现异常，并对风险作出准确判断。

当海洋油气开发进一步走向深水化、智能化和无人化，这类融合储层模拟、海底监测与人工智能分析的技术，将成为保障海洋能源安全开发的重要基础能力。

奖项：技术发明奖二等奖

奖项：科技进步奖二等奖

奖项：科技进步奖三等奖