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陆相中低熟页岩油原位改质要获得商业突破，关键是能量产出与投入比（能量产投比）大于经济门限，原位加温窗口选择是影响能量产投比的关键要素之一。基于鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段3亚段（简称长73亚段）页岩和松辽盆地白垩系嫩江组二段（简称嫩二段）页岩的生烃模拟和烃产率、页岩孔渗性变化与升温关系研究，认为页岩油原位加温窗口可实现最佳控制，从而有效降低成本：①干酪根类型和结构控制“人造烃”主生烃窗口分布和产物构成。长73亚段干酪根富短侧链碳氢基团，生烃早、烃产物偏轻；嫩二段干酪根富长链碳氢基团，生烃晚、烃产物偏重，原位加热温度分别达到346，363 ℃时干酪根转化率均超过80%且轻烃产率最高；②页岩黏土矿物是天然催化剂，可降低干酪根生烃活化能并提高气态烃/轻烃产率。富蒙脱石页岩在加热过程中有机质轻烃质量产率超过贫蒙脱石页岩20%~50%，黏土矿物含量高可降低加热窗口温度；③页岩孔渗性增加存在拐点，与人造烃主形成期对应。在原位加热温度为300~350 ℃时页岩孔隙度和渗透率显著增大，且沿页理方向增幅远高于垂直页理方向，350 ℃时孔隙度增加到7.3倍，渗透率增加到265倍。长73亚段和嫩二段页岩油原位加温窗口可控制在330~360 ℃（长73亚段不超过350 ℃），窗口内人造烃产出量、能量产投比和产出物价值可最大化，从而提高资源开发的经济性。
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基于沉积学类比、地面和地下地质分析相结合的方法，利用露头、现代沉积、钻井岩心、测井、地震、油气生产和分析化验资料进行综合分析，对准噶尔盆地南缘喀拉扎组的形成分布、地质时代归属及其与白垩系清水河组之间的关系进行研究。研究表明：①喀拉扎组为一系列发育在准噶尔盆地南缘山前、规模不同的砂砾质分支河流体系沉积，沉积体系包括粗粒冲积扇、河流扇和砂质巨型河流扇及其形成的三角洲和扇三角洲。②喀拉扎组广泛分布在准噶尔盆地南缘地区，沿盆地南缘呈裙带状分布，整体上具有南厚北薄、东厚西薄的特征。③喀拉扎组砾岩与清水河组砂泥岩在山前露头区附近垂向上相互叠置，为连续沉积，二者呈整合接触；平面上向盆地中心方向，喀拉扎组逐渐变薄消失，演变为白垩系清水河组和吐谷鲁群细粒沉积。④喀拉扎组的地层归属与准噶尔盆地南缘的侏罗系/白垩系界线有关，但目前这一界线的划分仍然存在不确定性，建议进一步积累生物地层和年代地层数据。钻探证实喀拉扎组具备优质储层的基本条件，建议加强本层位沉积体系定量刻画，关注与其相关的侏罗纪与白垩纪之交的岩相古地理变迁，为油气勘探提供更多依据。
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为系统审视人工智能驱动下沉积古地理学研究范式的变革进程，梳理技术融合路径与核心挑战，采用理论与典型案例分析相结合的方法，归纳范式转型的多维度特征，探索智能古地理重建的新技术框架。研究表明，沉积古地理学研究范式呈现4个维度的系统转型：数据体系从经验驱动转向数据驱动，认知方式从定性描述转向定量表征，预测目标从静态表征转向动态预测，决策模式从单一分析转向系统决策。在此基础上，构建了传统经验、数字化与智能化范式的对比框架。分析认为，在古地理重建、沉积过程模拟与储层参数预测3个关键环节，知识图谱、物理信息神经网络与集成学习等方法展现出显著的融合效能。最后，提出了涵盖多源数据融合、知识图谱约束、机器学习预测、专家校验与反馈迭代的智能古地理重建技术流程框架，为沉积古地理学数智化转型提供了系统的理论参照与技术路径。
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基于地震、钻井及露头资料，利用断层几何学与运动学解析、平衡剖面恢复等技术，厘定塔里木盆地北部坳陷阿瓦提凹陷的地质结构与边界，恢复构造演化序列，探讨其油气成藏主控因素及勘探方向。研究表明：①受南喀拉玉尔衮、沙井子、阿恰—吐木休克3条边界断裂带多期差异改造，阿瓦提凹陷形成西厚东薄的楔形地质结构，内部共轭断裂与走滑断裂群构成多期、分层、非均一的三维变形网络，具复合构造样式。②构造演化可分为前凹陷期（晋宁期裂谷活动中心、早—中加里东期克拉通内坳陷、中—晚加里东期周缘前陆盆地隆后、早—中海西期塔西北古隆起和晚海西期裂谷活动中心5个阶段）和凹陷期（印支期凹陷雏形、燕山期低幅度隆升和喜马拉雅期凹陷定型3个阶段）。③该凹陷主力烃源岩为寒武系玉尔吐斯组、奥陶系萨尔干组2套海相烃源岩，奥陶系印干组海相泥页岩及二叠系—三叠系煤系、暗色泥岩为辅助烃源岩；热演化具长期低温浅埋、晚期快速深埋升温的特征。基于全油气系统综合分析显示，近源缝洞型、致密砂岩油气与远源构造-岩性油气有望构成复式油气聚集区，源内页岩油气为潜在勘探方向，东部斜坡带勘探潜力最大。
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将细粒（粒径小于62.5 μm）碎屑沉积纳入源—汇系统，打破以粗粒为主导的沉积储层研究传统理论框架，解析从物源区到沉积盆地的完整物质迁移过程与多要素耦合关系，综合多指标物源示踪与海-陆相沉积对比，提出全源—汇系统（IS2S）概念并探讨其关键要素、粗粒与细粒沉积储层之间的耦合关系。IS2S把研究对象从粗粒碎屑拓展至陆源碎屑全粒序，将化学风化提升至与物理剥蚀同等重要的控制地位，实现了同一框架内碎屑通量与伴生溶解/胶体通量动态耦合的统一刻画，并明确化学、生物诱导沉淀作为独立并行路径、不纳入碎屑粒序研究范畴。研究提出，粗粒沉积受地形梯度和牵引流控制，细粒沉积以悬浮搬运和絮凝沉降为主，陆源粗—细粒碎屑总体具有同源联系，但搬运-沉积机制差异显著。相较于粗粒碎屑沉积，细粒碎屑沉积仍受物源示踪多解、底流改造复杂及海-陆相差异制约。IS2S主要用于刻画沉积期物质组成与沉积体构型，可为细粒源区贡献率定量和常规-非常规油气共生建模提供沉积学约束。
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以塔里木盆地顺北地区穹窿构造奥陶系蓬莱坝组获工业油气流的顺北隆2井为例，基于钻井、录井、测井和薄片等资料，开展岩石学、流体包裹体显微测温、碳氧同位素组成、微量元素与U-Pb同位素年代学等研究，剖析穹窿构造蓬莱坝组白云岩储集空间特征、流体性质与来源、储层发育控制因素等，探讨白云岩储层形成机制，建立储层发育模式。研究表明：①白云岩储层为薄互层并以似层状分布，储集空间以具有一定组构选择性孔洞为主，并叠加网状裂缝。成像测井揭示孔洞与裂缝发育段相关性较弱，表明孔洞形成主要受高频层序界面控制。②白云岩基质主要由中—粗晶白云石构成，含少量细晶白云石与晚期方解石胶结物。中—粗晶基质白云石U-Pb年龄为（464±14）Ma，与细晶白云石、孔洞白云石胶结物均具有相似的继承性海水白云石化流体来源特征。③次生石英与晚期方解石流体包裹体均一温度分别集中在150~160，130~140 ℃，晚期方解石胶结物原位U-Pb年龄为（450.0±3.4）Ma，热液流体活动与晚奥陶世构造热事件相关。④穹窿构造蓬莱坝组白云岩储层发育模式为准同生期高频层序界面控制的选择性溶蚀、浅埋藏条件下的白云石化作用、热液流体沿断裂-裂缝体系对碳酸盐岩的溶蚀、网状裂缝叠加改造前期的孔洞层，最终形成“裂缝—孔洞”复合型白云岩储集体。
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以塔里木克拉通新元古界—下古生界白云岩储层为研究对象，构建涵盖塔里木盆地16个白云岩储层中的常规油气藏、40口钻揭白云岩储层未获得油气发现的区域探井及全球典型碳酸盐岩油气藏的储层地质数据库，并据此开展储层解剖与对比，探索规模白云岩储层的类型、空间分布与几何构型的耦合关系，总结地震响应特征。研究表明，沉积相、喀斯特岩溶、构造破裂是控制白云岩储层空间展布与几何构型的主控因素，据此将规模白云岩储层划分为沉积型、喀斯特型与构造型3种类型，并进一步细分为10种亚类。沉积型储层发育于3种碳酸盐台地中的6类沉积相带，具“层状/准层状”构型，地震反射表现为丘形-锥形杂乱或反“S”形反射；喀斯特型储层分为断裂构造带与区域隆升2种亚类，主要分布在岩溶高地—斜坡，呈“块状”构型，地震反射以削截特征为主；构造型储层分为盐下构造与走滑断裂带2种亚类，也呈“块状”构型，地震反射分别表现为挠曲状与串珠状特点。在此基础上，进一步归纳总结了10种亚类储层的地质模式，为白云岩储层油气勘查提供地质依据和勘探实践参考。
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针对四川盆地中部地区（简称川中）震旦系灯影组油气成藏过程复杂、古油藏形成时间存在较大分歧、绝对年龄数据缺乏等问题，通过岩相学观察、流体包裹体、碳酸盐矿物U-Pb定年、古油水界面追溯法等分析，解析川中灯影组储层成岩-成藏演化序列，对古油藏形成时间进行精细厘定。研究结果表明，灯影组第Ⅰ期古油藏形成于晚寒武世—早奥陶世，但规模有限；第Ⅱ期规模古油藏形成时间为中三叠世末，相比于前人认为的晚三叠世末提前了约30 Ma；中三叠世的灯影组顶面古构造高部位分布范围规模较晚三叠世末的更大，受其控制而成的灯影组古油藏富集区分布范围更广阔，且古油藏具有“广泛连片含油、准连续分布、高部位相对富集”的特点，为后期规模裂解气藏群的形成奠定了液态烃基础。上述认识有望提升四川盆地震旦系天然气勘探潜力，预测川中古隆起及外围构造-岩性圈闭群具有可观的天然气勘探前景。
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以松辽盆地北部白垩系青山口组页岩为例，采用X射线衍射分析、场发射电镜、原子力显微镜、二维核磁共振等实验方法，结合保压密闭岩心超低温冷冻样品测试，探讨有机黏土复合体成岩演化与页岩储集性、含油性、可动性、可压性等“四性”的耦合关系。结果表明：①有机黏土复合体最大含油量是相应页岩2倍以上，对页岩油产出有重要贡献，其含油量随成岩作用增强呈先增加后减小趋势，中成岩B期有机黏土复合体含油量降低，指示其部分原油微运移进入页岩其他孔隙中储集；②有机黏土复合体BET（Brunauer-Emmett-Teller）比表面积和孔容随成岩演化呈先增后降的趋势，中成岩A1末期最大分别达65 m2/g、0.15 cm3/g，中成岩A2期到中成岩B期，有机黏土复合体体积收缩，形成大量有机黏土复合孔和页理缝，页岩有效孔隙度从5%增加到10%左右；③有机黏土复合体中黏土矿物转化以及自生石英等矿物的形成，导致页岩可压性变好，其中，中成岩B期页岩弹性模量大于20 GPa，泊松比小于0.2，脆性指数大于65%；④有机黏土复合体和页岩的游离油含量均随成岩作用增强而增大，促使页岩油可动性变好。其中，在中成岩A2期和B期，黏土矿物脱水导致页岩孔隙水含量增加，最高值达11.8 mg/g，指示页岩油流动通道润湿性发生改变，有利于压裂过程中水油渗析置换。在此基础上，综合页岩油富集模式和“四性”参数耦合关系，划分出3类页岩油“甜点”区（段）。研究成果对陆相高黏土质页岩油勘探评价和开发实践具有重要理论意义。
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基于岩心、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储层特征及有利储层主控因素。研究区早白垩世沉积期为碳酸盐缓坡，处于半局限环境，岩性以粒泥灰岩、泥粒灰岩和粘结岩为主，横向可对比性差，总体为中低能浅水沉积相，以大规模潟湖沉积为主，局部发育滩前、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、胞网菌和似球粒等生物碎屑最为富集。研究区Yamama组发育孔隙型储层，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、特低渗和超低渗，中高渗储层发育程度较低；溶蚀作用相对强烈的部位发育物性良好的规模优质储层。Yamama组优质储层发育的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相带富含藻类和胞网菌等易溶生屑，准同生期遭受强烈溶蚀改造，形成大量铸模孔或生物体腔孔，有效改善储层物性，形成较大规模的优质储层；而地层超压封存箱则有效抑制压实和胶结作用，使优质储层的次生孔隙得以持续保持。研究区Yamama组有利储层主要发育在YA段和YB段，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。
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以渤海湾盆地济阳坳陷二叠系碎屑岩潜山储层为研究对象，利用岩心、薄片及分析化验等资料，研究潜山储层特征、成岩流体类型及其组合，分析储层控制因素并建立控储模型。结果表明：①碎屑岩潜山储层发育凝灰质蚀变伴生碱性水、大气淡水、热液流体和有机酸流体4类成岩流体，不同潜山储层的成岩流体组合差异显著，孤北潜山为“大气淡水+火山热液+有机酸”组合，高青潜山为“凝灰质蚀变伴生碱性水+大气淡水（较弱）+有机酸”组合，义和庄—大王庄潜山为“凝灰质蚀变伴生碱性水+大气淡水+有机酸”组合，其中大气淡水和有机酸对储层具建设性改造作用。②储层受到断缝-风化壳、易溶组分、成岩流体多因素协同控制，由此建立的“三元-六要素”控储模型预测结果与实测储层物性呈显著正相关。③沉积期发育的较厚、粗粒、富凝灰质砂体为优质储层的形成奠定了物质基础，抬升期大气淡水沿断缝-风化壳溶蚀储层中的易溶组分，埋藏期有机酸进一步溶蚀改善潜山储层。该模型的建立为碎屑岩潜山储层预测提供了新的地质理论支撑。
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为揭示典型岩石中氢气表观扩散特征、主控因素及不同盖层的封堵能力，采用双腔气体扩散实验装置，在0.1 MPa等压条件下测定25件沉积岩、火成岩和变质岩样品的表观扩散系数（Dapp），并选取代表性样品开展温度、有效应力、含水率和对侧气体组分敏感性实验，基于实测参数进行一维扩散模拟。实验结果表明：①1 MPa有效应力下，所测样品Dapp值为（2.54~358.43）×10-9 m2/s，多数集中于（10~100）×10-9 m2/s，并与孔隙度呈较强正相关关系；砂岩、煤及部分高孔隙度页岩和碳酸盐岩的氢气扩散能力较强，所测玄武岩、花岗岩和辉绿岩总体处于低至中等水平，所测蛇纹岩和盐岩较弱。②温度由278.15 K升高至318.15 K时，所测代表性岩石样品的Dapp值提高11.9%~34.4%；有效应力增大使Dapp呈指数衰减，所测代表性样品的应力敏感性由强到弱依次为盐岩、蛇纹岩、辉绿岩、页岩、砂岩和灰岩；含水率升高显著抑制氢气扩散。③与对侧气体为N2的边界条件相比，替换为CH4时，对应的Dapp值变化较小，替换为CO2时，对应的Dapp值平均降低8.6%。④模拟结果表明，增加盖层厚度和含水率可减缓氢气的扩散与散失；在所选典型盖层样品中，干燥盐岩的封堵能力最强，相近含水率条件下页岩的封堵能力不弱于辉绿岩。研究认为，氢气表观扩散系数受孔隙度、孔喉结构、连通性、温度、有效应力和含水率共同控制，盖层封堵评价应综合考虑岩性、厚度、有效连通性、原位温度、应力和含水状态。
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针对天然气生产中因井筒积液导致的产量递减与安全等问题，提出一种物理机理与智能算法深度融合的积液预测与水淹停喷预警方法。该方法以携液机理为依据、以生产时序数据为驱动，通过携液机理模型和数值仿真生成增强样本，建立双通道积液预测模型和多策略融合水淹停喷预警模型，引入物理约束进行模型矫正，实现从积液识别到停喷预警的递进分析。将模型应用于中国某致密气田56口测试井上，积液识别准确率达91.6%，对长期积液和间歇性积液案例的识别起点较标注点分别提前5 d和3 d，典型停喷井案例的预警提前量为7 d；停喷事件中模型成功预警49次，事件覆盖率为87.5%，成功预警事件的平均提前量为6.5 d，有助于优化维护决策、降低非计划停产风险、延长气井生产周期，具有工程应用价值与推广前景。
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针对传统宏观润湿性测试方法难以准确表征页岩孔隙尺度润湿性分布的问题，提出一种页岩微观润湿性定量表征方法。该方法对传统Amott法进行改进，结合核磁共振（NMR）与高压压汞（HMIP）技术，测试油-水体系、油-压裂液体系中岩心自发渗吸与加压渗吸过程的流体分布，构建不同尺度孔隙微观润湿指数计算模型。该方法反演得到的平均微观润湿指数与称重法、NMR宏观法测试结果高度一致，验证了方法的可靠性，同时解决了混合润湿特征被宏观平均值掩盖的问题。将该方法应用于鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段H181-1井夹层型、纹层型、泥纹型页岩岩心润湿性测试，结果表明：页岩原始宏观润湿性整体呈油湿，经压裂液作用后，3类岩心整体水湿程度显著增强，但微观润湿性变化差异明显。夹层型岩心小孔局部油湿程度增强，中—大孔水湿程度增强；纹层型岩心小孔油湿程度减弱，中孔润湿性响应不一致，大孔水湿程度减弱；泥纹型岩心小—中孔向水湿方向转变，大孔则表现出润湿性变化不均一的特征。研究明确了页岩储层不同孔隙微观润湿性分布特征，为压裂液优选、施工参数优化及提高采收率技术攻关提供了理论依据。
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针对准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩油CO2前置压裂驱油时出现气体窜逸、沥青质析出、压裂冲击下原油乳化增黏及CO2利用率低等问题，采用高温高压可视硅管实验系统，结合拉曼-红外显微镜与体视镜，研究缝网、微裂隙内CO2与原油的作用行为，揭示增溶剂对CO2-原油体系溶解特性、泡沫油行为及流动稳定性的影响机制。研究表明：增压驱替阶段，增溶剂可大幅降低CO2-原油体系的启动压力、油水界面张力，增强CO2在原油中的溶解与滞留能力，形成稳定而细密的泡沫油结构，抑制气泡聚集并延缓气体的脱出，推迟气窜的进程，提高CO2的波及与驱油效率，增溶剂质量分数为1.0%时的效果更优；降压开采阶段，增溶剂可借助胶溶作用抑制胶质、沥青质析出，减少近井地带储层堵塞风险，改善原油在人工裂缝网络中的流动性。矿场数据证实，增溶剂具有良好的增产效果，可为玛湖页岩油的高效开发提供技术途径。
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系统梳理中国陆相页岩油体积压裂技术现状，针对当前水平井“长缝”体积压裂模式下人工裂缝扩展与支撑剂运移受限问题，提出以“多簇布缝、均衡扩展、适度规模、经济选参”为原则，以近井区域充分改造为目标的“宽短缝”体积压裂新模式。“宽短缝”体积压裂模式的核心逻辑是打破当前压裂技术的能量分配模式，将能量定向集中于近井地带，实现多裂缝均衡扩展与全域支撑，有效沟通基质原油，扩大裂缝控制体积，实现井-缝协同控藏。地应力精细建模技术、裂缝均衡扩展控制技术、高密度等孔径射孔技术、复杂裂缝体系全域支撑技术及井网井距协同优化模式，是实现“宽短缝”压裂设计的5大核心要素。数值模型预测对比结果表明：采用该新型压裂模式可显著提升陆相页岩油开发平台整体最终可采储量和最终采出程度，可为此类油藏规模化、经济有效开发提供理论依据与工程技术支撑。
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针对鄂尔多斯盆地三叠系延长组8段陆相致密砂岩储层，在西峰油田建设水力压裂试验场，通过部署2口差异化压裂井与1口兼顾试验和生产的取心井，整合岩心观测、微地震监测、成像测井及陶粒追溯多源技术，开展裂缝定向扩展规律、裂缝参数和支撑剂铺置特征研究。研究明确了不同类型裂缝的差异化特征及识别方法，并在223.6 m的取心中识别出17条压裂缝，揭示压裂缝整体受地应力主导、局部发生小幅转向的扩展规律，主要压裂缝延伸方向为北东73°。压裂缝以单缝扩展为主，局部存在井间耦合，呈非均匀集群式分布，主要裂缝有效支撑半缝长约180 m。支撑剂采用粒径分级与颜色组合的低成本设计，沿裂缝呈非均匀单峰集中分布，近井多粒径混合、远端小粒径主导。西峰致密油水力压裂试验场形成了面向陆相致密油精准压裂的特色试验模式，为西峰致密油效益开发提供实践依据，并为与西峰油田长8储层类似的致密砂岩储层改造提供了技术支撑。
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采用数字图像相关技术与多尺度表征方法，开展轴-扭耦合冲击破碎干热岩可视化实验，揭示轴-扭耦合冲击模式下高温花岗岩由动态应变响应、细观裂纹扩展到宏观钻井提速的演化机制。研究表明：轴-扭耦合冲击可在花岗岩内部产生拉-压组合应变响应，形成以穿-沿晶复合模式为主的裂缝网络，促进破岩模式由高耗能的挤压研磨转化为低耗能的体积剥离。轴-扭耦合冲击钻井提速机理是通过增强岩石拉-压组合应变响应，使主应变在正负值间交替，从而降低钻头吃入岩石所需钻压与钻压波动幅度，促进钻头稳定破岩，实现钻速的提高与机械比能的降低。福深热1井干热岩层实钻效果表明，轴-扭耦合冲击钻进模式可大幅提高钻速，降低机械比能，对干热岩的钻井提速具有良好的适用性。
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天然氢气无需人工制备且全生命周期零碳排放，是填补氢能供给缺口的潜在资源，但其成藏系统动态性及成藏要素耦合关系尚缺乏系统分析。基于系统论方法，提出天然氢气“源、运、储、盖、耗”5要素耦合的动态成藏系统，系统梳理了天然氢气的生成途径、赋存状态、运移机制、消耗过程与保存条件。研究表明：①天然氢气的生成机制主要包括：水岩反应、水辐射分解及深部流体活动，其生成具有持续性、多源叠加和通量控制特征；②氢气在地下可表现为游离态、溶解态和吸附态等多种赋存形式；③物理扩散、化学反应和微生物作用是限制氢气保存的主要消耗过程。天然氢气能否富集，取决于一定地质时间尺度内成氢输入能否补偿运移与消耗损失。基于不同地质背景下5要素组合关系，归纳出蛇绿岩带自生自储型、克拉通基底致密封存型和沉积盆地断控型3类典型天然氢气成藏模式。天然氢气资源评价应从传统静态储量思维转向对成氢通量、输导效率、储集能力、盖层封闭性和消耗强度的综合约束，所建动态成藏框架为天然氢气地质理论研究和勘探实践提供了新的系统认识。
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在碳中和与能源安全双重约束下，立足中国煤炭较多、油气较少、风光无限的资源禀赋特征与油气对外依存度较高的现实，系统剖析油气与新能源融合发展的背景、优势、路径及战略意义。世界能源发展遵循接续、降碳、不竭3大规律，据此揭示出“能源不竭”规律。油气行业具备“源网荷储智”一体化、矿区可再生资源就地消纳、天然气发电灵活调峰及油气田向电田、热田、氢田、碳田协同演进的内在优势，为深度融合发展奠定基础。在实施举措上，构建上下游多场景融合方案，分3个阶段梯次推进：清洁替代与示范突破期、战略接替与规模集成期、绿色转型与碳中和决胜期。其战略价值在于提升能源自给率与系统韧性、推进油气行业深度脱碳与综合能源服务转型、阐明可借鉴的油气新能源智慧融合“中国方案”、提升全球绿色能源治理影响力。油气新能源融合发展是保障国家能源安全、兑现“双碳”承诺及建设能源强国的必由之路。
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针对页岩油勘探开发中多源地质信息综合分析与智能决策需求，提出面向页岩油领域的专业化大语言模型构建方法和基于大语言模型的页岩油地震处理解释智能体构建与评测方法。以Qwen2.5-72B、Qwen3-32B为基座模型，融合页岩油公开文献与领域知识图谱，构建210×108词元级专业语料库，依托专家标注与模型生成，构建5.8×104条高质量领域问答对形成监督微调数据。通过任务感知扩充的持续预训练方法注入领域知识，结合量化低秩适配（QLoRA）技术与上下文并行算法完成监督微调，采用直接偏好优化（DPO）、组相对策略优化（GRPO）算法实现学科偏好对齐与推理能力强化，并构建反思式检索增强生成框架，优化模型输出的准确性与可解释性，搭建了页岩油大语言模型多阶段高效领域适配训练框架。在大语言模型的基础上，通过遴选开源地学工具构建专用工具集并实施面向工具调用的专项微调，增强大语言模型的工具调用能力，并有效抑制工具调用过程中的幻觉现象。在此基础上，依托模型上下文协议（MCP）搭建了智能调度服务，深度集成地震数据处理、地震解释、可视化及报告生成等核心功能，构建了由大语言模型驱动的页岩油地震处理与解释智能体。实验评测结果表明，页岩油大语言模型的专业问答精度显著优于通用基座模型，具备优异的领域适配性能，经过地学工具调用监督微调的页岩油大语言模型工具调用能力相比于开源基座模型大幅提升。
