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基于煤系全油气系统具有“双源多储耦合、三场共存控藏、深层煤岩气（页岩气）—近源致密砂岩气（裂缝型致密气）—远源致密气/常规气—浅层煤层气有序成藏”的地质特征，为揭示中国西北地区侏罗系含煤盆地群的煤系全油气系统共性地质规律，通过解剖塔里木盆地库车坳陷和准噶尔盆地南缘冲断带煤系全油气系统结构、油气成藏等地质特征，指出西北地区侏罗系煤系全油气系统与华北地区石炭系—二叠系煤系全油气系统具有显著差异。西北侏罗系主要发育4类源储耦合成藏模式，包括构造型浅层—深层源外常规气、构造型深层—超深层源外致密气、近源/源内致密气、自生自储煤岩气等。研究认为，西北地区侏罗系是新特提斯洋被动大陆边缘巨型陆相沉积区，发育6个沉降带，煤系及煤岩发育具有区域统一性和盆地差异性，形成中国最大的中生界煤系分布区和巨型天然气聚集区。资源评价表明，西北地区侏罗系煤系全油气系统天然气资源量达30×1012 m3，探明率仅11%，其中煤岩气资源量为17×1012 m3，具有巨大的勘探潜力。塔里木盆地库车坳陷和西南坳陷、准噶尔盆地南缘、柴达木盆地北缘、吐哈盆地台北凹陷的深层、超深层致密气和煤岩气是未来重点勘探领域。
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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，通过建立一种地层条件下的孔隙度计算新模型，研发一套上覆压力70 MPa、孔隙压力40 MPa、测试温度120 ℃模拟地层高温高压条件下页岩孔隙度测量装置，进而构建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，并将该技术体系应用于松辽盆地上白垩统古龙页岩油储层。研究表明：古龙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矿物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；针对高黏土含量的古龙页岩，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。
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针对陆相页岩油赋存环境复杂且组分构成变化大、可动性与可流出数量存在不确定性等问题，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”现象，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，可有效提高页岩油产量。研究表明，与芦草沟组上甜点段相比，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，因而产出原油密度偏大，单井预测最终可采储量（EUR）也较高；②邻近断层且保存条件较差区，虽然产出原油密度较轻，但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EUR最大化的重要因素。新认识可用于经济达产有利甜点区/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。
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根据煤演化过程中的分子结构跃变、生成烃类组成及储层特征变化规律，结合气藏生产特征，对中国煤岩气生成阶段及气藏成因类型进行研究。煤的生气过程可分为5个阶段：低煤阶生物气生成阶段（Ro$＜$0.5%），中煤阶过渡型气生成阶段（0.5%$\le $Ro$＜$0.8%），中煤阶成熟气生成阶段（0.8%$\le $Ro$＜$1.3%），中煤阶高成熟气生成阶段（1.3%$\le $Ro$＜$2.0%），高煤阶过成熟气生成阶段（Ro$\ge $2.0%）。基于气藏埋藏深度和成因来源，将其划分为3种类型，即浅层煤层气、深层煤岩气和他源型煤岩气。其中，深层煤岩气根据煤岩生烃演化阶段，进一步划分为4种类型：中煤阶过渡型煤岩气、中煤阶成熟煤岩气、中煤阶高成熟煤岩气和高煤阶过成熟煤岩气。煤岩从浅到深的动态演化过程中，经历了“生物气→过渡型气→湿气→干气”的成烃演化过程，以及“原生孔→割理发育→有机质孔达峰→致密脆化+裂隙张开”的成储演变序列，赋存状态从“吸附气绝对主导”逐步转变为“游离气占比持续增高”，开发也从“需长期排水降压解吸”转变为“开井即见气、见气即高产”的模式。此外，还有一类来自外源的煤岩气，天然气来自下伏地层，煤岩煤阶低，储层发育，气藏受构造控制，游离气含量高，初期产量高。
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在煤系全油气系统成藏机理研究和煤岩气勘探实践中，发现煤岩气随煤岩地层展布，在不同的构造区域存在不同的气藏类型，呈现出不同的气藏地质特征，在原生型煤岩气和残留型煤岩气（即传统浅层煤层气）之间煤岩储层的宏观孔缝内气水关系在空间上发生渐变演化，形成了特征显著的煤岩气聚集过渡带（简称过渡带）。以鄂尔多斯盆地中东部石炭系本溪组煤岩气为重点研究对象，结合煤岩储层双重介质结构、应力敏感性和润湿性特性以及气藏内力学平衡关系研究等，阐明了煤岩气聚集过渡带形成的动力学机制并构建了数学模型。研究表明，在抬升改造的地质构造背景下，煤岩储层割理裂缝、煤岩生烃膨胀力、煤阶与煤岩孔渗性的空间变化等控制煤岩气聚集过渡带的形成与分布特征。数值模拟结果与勘探开发实践均表明，鄂尔多斯盆地东缘南部大宁—吉县地区中高煤阶煤岩气聚集过渡带埋深集中在1 300~1 800 m，北部中低煤阶煤岩气聚集过渡带下移至1 500~2 300 m。通过综合研究，对鄂尔多斯盆地东缘煤岩气聚集带进行了成藏演化解剖和空间分布预测，划分出深层煤岩气聚集带、过渡带和浅层煤层气聚集带等3个连续成藏演化单元。研究成果深化了煤岩气成藏机理与差异富集机制，为完善煤岩气藏分类，指导有利区评价与高效勘探开发提供了理论依据。
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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8 000 m以深探索和新突破（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，资源潜力大，可能存在另一个油气聚集的“黄金带”。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8 000 m以深油气勘探的加快，将迎来储量增长新高峰。
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全油气系统理论是针对传统含油气系统理论的局限性而提出的重要创新。这一理论的成功实践推动了中国油气勘探向“全层系、全类型、全领域”的新态势发展。在回顾该理论基本原理的基础上，对中国12个盆地25个相关案例进行全面剖析。研究表明：全油气系统存在自由动力场、局限动力场和束缚动力场3种有序分布的流体动力场，油气在局限动力场中主要依靠毛细管力和黏滞力，但若保持长期有效仍依赖盖层与区域边界条件。不同母质类型或不同岩性烃源岩生烃作用的叠加，导致其生烃窗较传统Tissot模式更宽，生烃更早，持续时间更长，表现出全母质类型、全过程生烃特征。储层分布特征和物性差异总体受沉积相和成岩作用控制，从盆缘向凹陷中心，沉积物颗粒总体上呈现出由粗到细的全相带、全粒序成储变化特征。典型全油气系统总体具有“平面3个带，纵向3层楼”的全序列立体成藏规律。在平面上，主力烃源岩层系自盆缘区→斜坡区→凹陷区依次发育常规油气藏、致密油气和页岩油气；在纵向上，除了主力烃源岩层段发育页岩（煤岩）油气以外，还发育源上和源下致密/常规油气藏。在全油气系统成藏框架内，未获得突破的低勘探程度区是未来有望取得油气发现的重要领域。
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以四川盆地西南部资阳—井研地区寒武系筇竹寺组为研究对象，综合利用岩心与薄片观察、地球化学测试及生产动态分析等方法，开展新类型页岩气储层特征、富集机理与成藏模式研究。结果表明：①研究区发育富有机质与低有机质两类页岩，低有机质页岩可接受邻区烃源岩裂解气源补给，具备多源生烃与供气基础；②四川盆地南部（简称川南）筇竹寺组中发育多套凝灰质页岩，多期火山热液活动促进无机孔、微裂缝及储集空间发育，储层整体呈现高无机孔、高脆性矿物、高游离气特征，超深层页岩可改造性与含气潜力优越；③突破传统页岩气短距离运移、仅富有机质页岩原地成藏的固有认识，建立低有机质页岩原地自生+异地输导混源富集新模式，明确四川盆地中部（简称川中）天然气遵循“源岩裂解—原位生成—输导补给”复合成藏演化路径，依次形成高石梯—磨溪寒武系龙王庙组早期原地裂解常规气、资阳筇竹寺组中期原地富集页岩气、井研筇竹寺组原地叠加晚期输导补给混源页岩气3类气藏。
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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。
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针对新疆中低煤阶煤岩（层）气富集要素不清、勘探方向不明与领域优选难度大等问题，基于煤系全油气系统理论指导，通过大量煤岩煤质分析、含气量测定与井-震数据解析等，研究该区中低煤阶煤岩（层）气富集主控因素，探讨煤岩（层）气勘探方向和战略选区。研究表明：煤岩热演化程度偏低、镜质体反射率Ro值普遍小于0.8%，是制约准噶尔等盆地实际含气量显著低于生烃量的核心原因，煤岩形成时代以及显微组分特征也是影响含气性与储集能力的关键因素。据此提出了“低中找高”（相对高煤阶、高地温场）与“新下找老”（上古生界煤系）勘探思路，并凝练出5大战略勘探方向：①成煤期后高地温梯度区；②早深埋-晚抬升型构造带；③上古生界高演化程度煤系；④高镜质组含量煤层；⑤煤系全油气系统协同开发区。结合新疆地区各盆地煤系展布、构造特征与煤岩特征，进一步优选出准噶尔盆地南缘山前带与腹部稳定区、吐哈盆地温吉桑构造带与红台斜坡、塔里木盆地库车坳陷北部构造带3大现实勘探领域，以及和什托洛盖、伊犁、焉耆、三塘湖、库普、福津等6大外围盆地战略接替领域。研究成果有望为推动新疆煤岩（层）气规模勘探与效益开发提供战略选区依据。
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基于全油气系统理论，对准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩、储盖条件及多类型油气聚集关系进行系统研究，以揭示侏罗系煤系全油气系统的成藏特征与勘探突破方向。研究表明：①侏罗系八道湾组、西山窑组煤岩及三工河组泥岩共同构成供烃源灶，具有厚度大、演化程度高、持续生气能力强的特征，为常规油气、煤岩气及致密砂岩气的有序成藏提供了充足气源；②多期河流—三角洲沉积使盆地发育厚层常规砂岩、致密砂岩和煤岩等多类型储层，为油气成藏聚集提供多种储集空间，区域性巨厚泥岩则能够为深层气藏提供有效封闭；③在统一成藏体系下，多期滑脱叠置构造调节油气运聚方向与聚集单元，形成了从构造高部位至深洼区的有序成藏格局：南缘中段发育深层常规天然气和深层煤岩气，东西两端以油气共生为特征；盆地腹部滴南—白家海地区形成古生新储型煤岩气，齐古地区形成自生自储型煤岩气；斜坡区及构造复杂区发育八道湾组致密砂岩气。
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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，前两期超压分别与生油高峰和二次裂解有关，第3期超压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、高台子油层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白垩系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。
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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获得突破。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（平均7.28×104 m3）与单井预测最终可采储量（平均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。
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基于涪陵焦石坝区块页岩气压裂后取心评价结果，研发页岩拉伸-剪切复合破坏压裂缝群模拟方法与剩余气多尺度精细表征方法，明确页岩气剩余气类型与分布特征，构建人工井网-压裂缝网-天然缝网三网协同高效渗流场，提出剩余气挖潜策略，指出页岩气藏高效开发的技术方向。研究表明：页岩压裂后缝网具有形态整体单一、集群簇式非均匀分布、树枝分叉状扩展、支撑范围小等特点；剩余气可划分为井网未控制、井间缝网动用不充分、层间缝网动用不均衡、段簇间未动用4种类型，可通过小井距井网加密、老井侧钻、井轨迹差异化部署、精细压裂设计等方式构建三网协同的高效渗流场，实现剩余气的挖潜与采收率的提高。未来页岩气的高效开发必须提升页岩储层精准刻画技术，发展基于三网协同的立体开发技术，迭代优化页岩气提高采收率技术体系，深化常规与非常规开发技术的互促，才能推动中国页岩气开发技术的高质量发展。
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结合碳捕集、利用与封存技术规模化应用及降低气源成本的发展契机，针对CO2多元气与原油体系相间传质机理尚不明确的关键问题，综合采用非平衡/平衡相态实验、流体状态方程计算、分子动力学模拟与油藏数值模拟手段，系统探索CO2多元气-原油体系的相行为特征与相间传质规律。研究表明：注入气-原油体系的非平衡传质过程呈现不均匀的局部传质特征；CO2动态传质能力最强，相同条件下N2动态传质作用极弱。CO2多元气对原油烃类组分的抽提效应呈现出非线性“临界响应”特征，当CO2摩尔分数达到约70%的抽提临界阈值后，体系整体抽提能力显著提升，且重烃组分对CO2浓度变化更为敏感。原油轻质化程度越高，驱油效率对多元气抽提重组分的依赖程度越低。研究结果可为多元气驱介质配比优化、低成本气源选配提供理论依据，对CO2多元气驱技术现场应用具有参考价值。
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基于全球125个聚合物凝胶调剖现场项目（约900口处理井）数据，分析提炼关键参数和规律，构建一套简洁、实用且可操作的设计框架，用于指导地下交联凝胶体系的适用性判断、方案设计及效果评价。该框架主要包括凝胶类型筛选、凝胶处理参数设计和注入策略选择、现场响应预测、施工效果评估/反馈及设计调整等几个阶段。该框架融合经验选择规则、基于统计的参数设计范围、渐变注入策略和机器学习工具，为合理决策提供支持。尽管这种结构化方法主要基于对成功案例的回顾性分析，但提供了可操作的应用指导，有助于弥合现场经验与系统设计之间的差距。通过数据驱动的流程与现场数据支持，该方法可提升聚合物凝胶调剖技术在复杂油藏应用中设计的可靠性、规范性及经济性。
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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，构建以经济净现值为目标的智能优化框架，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。
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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、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。
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通过系统分析煤岩及煤矸微观孔隙结构、表面润湿性及力学强度等物性特征，揭示深层煤岩井壁坍塌机理，提出中大孔缝高效封堵-微小孔缝胶结成膜-表面疏水抑制的井壁稳定钻井液技术理念，研制自适应封堵剂、胶结成膜疏水抑制剂，构建胶结固壁成膜疏水钻井液体系。自适应封堵剂是有机-无机杂化聚合物微球，通过柔性变形可实现煤岩孔隙和微裂缝的自适应封堵，有效隔绝钻井液与煤岩中大孔缝；胶结成膜疏水抑制剂具有强吸附基团和疏水基团，兼具胶结固壁与致密成膜功能，显著提升煤岩整体结构强度，大幅度降低煤岩表面亲水性，抑制黏土矿物水化膨胀。胶结成膜固壁疏水钻井液体系流变性能、降滤失性能及润滑性能良好，可大幅提高岩样抗压强度，大幅降低岩样线性膨胀率，现场应用证实其防塌、携岩及润滑性能突出，井壁稳定效果优异。
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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。
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系统总结干热岩地热资源开发数值模型的构建方法，重点阐释多物理场耦合机制在干热岩开发各环节的影响规律及表征差异，详细梳理代表性数值模拟方法的技术特征、适用场景以及智能算法等新兴技术在干热岩地热资源开发数值模拟领域的应用潜力与优势，总结国内外主流地热数值模拟软件的功能特性与工程应用案例，在此基础上，深入剖析当前技术发展面临的核心挑战，展望其未来发展方向。目前干热岩地热资源开发数值模拟存在复杂储层结构表征精度不足、多场耦合机制不完善、跨尺度模拟能力有限、软件场景适配性不足、现场监测与基础数据支撑均显欠缺等问题。未来干热岩地热资源开发数值模拟技术需从全链条一体化建模、多场耦合精细化表征、智能算法与数值模拟深度融合、自主可控软件生态构建等方面开展理论与技术攻关，为中国干热岩地热资源的可持续、高效开发提供理论和技术支撑。
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针对传统测井解释高度依赖专家经验、多专业协同难度大的问题，提出一种以大语言模型为核心的多智能体系统，从主体、工具、环境三个维度构建孪生体系。主体层面，建立智能体岗位制架构，将复杂的测井解释流程分解为独立子任务，实现专家经验的结构化传承；工具层面，封装岩石物理公式与机器学习算法形成物理-数据双路径混合推理机制；环境层面，依托模型上下文协议，建立标准化数字孪生空间，进而实现全流程闭环控制。石油工程师通过自然语言指令即可驱动系统完成从数据加载、参数计算到储层划分的整套测井解释流程，实现从原始数据到解释结论的端到端自动化。100口现场井的规模化测试结果显示，该系统生成的测井关键解释参数与专家处理结果高度一致，对复杂储层类型展现出稳定的识别能力。研究表明，人机协同的工作模式能够显著提升测井解释的标准化水平与处理效率，为高专业度工业流程的智能化转型提供技术参考。
