为了破解我国天然气供应面临的技术瓶颈，系统梳理了人工智能大模型在天然气勘探开发中的可行应用场景。以DeepSeek为范例，采用技术迁移与案例实证相结合的方法，通过归纳其行业应用范式，构建了适用于天然气领域的技术迁移路径；进而结合国内油气企业实践，系统论证了相关大模型的应用场景。研究结果表明：①在知识管理方面，大模型能构建智能问答系统，内化海量非结构化资料，系统化专家经验，显著提升决策支持效率；②在数据处理与解释方面，其多模态融合能力可统一处理地震、测井等多源数据，实现地质特征智能提取与储层精准表征，助力“甜点”预测；③在工程作业方面，基于计算机视觉的岩心薄片智能识别技术，可实现地质描述的自动化与客观化；④在生产优化方面，依托时序预测与强化学习模型，可实现全气田的实时调度、故障预警与措施优化，从而提高油气采收率；⑤人工智能大模型在天然气勘探开发中要实现落地，仍面临数据安全、领域知识融合、模型泛化及系统集成等挑战。结论认为，以DeepSeek为代表的人工智能大模型为实现从“经验驱动”到“数据与模型双驱动”的范式变革提供了关键技术路径；未来通过深化领域知识嵌入、探索大小模型协同、构建人机平台及完善安全体系，将有力推动天然气勘探开发的智能化进程，进而为保障国家能源安全提供技术支撑。
苏里格气田的成功开发，为鄂尔多斯盆地致密气产量不断攀升做出了巨大的贡献。目前，该气田中区已进入开发的中后期，天然气开发程度和储量动用程度均较高。为了定量表征致密砂岩气藏开发中后期剩余储量的空间分布并制订差异化挖潜对策，以苏里格气田中区苏36-11区块为例，在对致密砂岩储层展布特征进行精细描述的基础上，采用三维地质建模与CMOST智能历史拟合数值模拟相结合的研究方法，计算有效砂体的发育规模、分布频率，逐级描述致密气剩余储量。研究结果表明：①苏36-11区块沉积时期水动力较强，受辫状河体系叠置带控制，砂体广泛连片发育；②二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段有效砂体发育频率相对高，盒8上亚段、盒8下亚段和山1段有效砂体发育频率分别为14%、56%、30%；③采用CMG软件CMOST模块实现了气井自动历史拟合与参数优化，数值模拟定量评价结果表明，剩余气主要集中在盒8下亚段和山12层，剩余气类型主要为层间滞留型以及井间滞留型，局部还存在压裂不完善滞留型；④将该区块按照储量动用程度划分为4类21个井区，分区块开展了不同类型井区储量动用对策研究。结论认为，针对该区块不同类型井区需要分别开展局部加密、查层补孔、老井侧钻、整体部署等差异化挖潜对策，以提高该区块天然气采收率进而支撑苏里格气田持续稳产。
为了解决深层碳酸盐岩强非均质气藏因储层类型差异导致的衰竭开发产能与递减规律复杂性问题，以四川盆地深层碳酸盐岩气藏为研究对象，选取不同物性范围和储层类型岩心，开展了地层温度压力条件下衰竭开发物理模拟实验，揭示了气藏瞬时产气量、孔隙压力、采出程度等参数动态变化，分析了各类储层的产气能力、生产周期及储量动用情况，明确了溶洞和裂缝对衰竭开发效果的影响。研究结果表明：①储层渗透率影响衰竭开发产能上限，而孔隙度则影响高产维持时间；②高渗透率—低孔隙度储层能在短期内获得较高的天然气采出程度，而低渗透率—高孔隙度储层则采出程度偏低且生产周期延长；③裂缝和溶洞的合理搭配是气藏高产和稳产的关键，但溶洞主要改善储集空间而对渗流能力影响很小；④缝洞型储层采出程度高且可短期内以较高产量生产，孔洞型储层采出程度略高于孔隙型储层且可长期以较低稳定产量生产，孔隙型储层采出程度最低且难以获得效益产量。结论认为，深层碳酸盐岩气藏衰竭开发效果受孔隙—裂缝—溶洞三重介质的组合关系控制，缝洞型储层短期与长期产气能力均强，是实现效益开发的主力；孔洞型储层需通过酸化压裂改造来提升渗流能力以实现效益开发；孔隙型储层动用价值低，应侧重于区域能量补充作用。
有水气藏在开发过程中有可能因水侵导致气井产能下降，甚至水淹停产而使得气藏采收率大幅降低。为了给后续研究和工程应用提供参考，系统梳理了现有水侵特征分析方法的现状与研究进展，采用文献分析与技术对比的方法，重点评述了水化学分析、生产动态判别、压力响应、开发测井与测试技术以及数据驱动等方法在水侵类型识别、水体活跃程度评价、水侵路径追踪等方面的适用性与局限性。研究结果表明：①水化学分析方法可有效区分不同水源类型，但响应滞后；②生产动态分析方法虽简便直观，但却难以定量表征水侵强度；③压力响应类方法能够动态监测水侵过程并定量评估其影响，但部分模型尚未充分考虑水封气等机制；④开发测井与测试技术具有高分辨率和较强针对性，但实施成本较高；⑤数据驱动方法在产水趋势预测方面展现出良好潜力，但其性能高度依赖于数据质量与算力支撑。结论认为，单一的水侵特征分析方法都存在着局限性，实际应用中需融合多种方法以提升水侵识别与评价的综合精度与可靠性，未来应构建兼顾物理约束与数据驱动的水侵早期预警体系，进而实现从滞后响应向早期主动防控的转变。
为了实现厚层非均质气藏高效开发、均衡动用和水侵控制的协同调控，采用文献调查法对厚层非均质气藏的干扰渗流规律、水侵模式、控水开发相关方向的研究方法进行了系统梳理并预测分析了其发展方向。研究结果表明：①在传统物理模拟尺度，非均质性受限、物理场表征精度不足，难以反映厚层气藏开发中物理场的空间分布特征及干扰渗流特性； ②厚层气藏中流体运移受非均质、多渗流效应的综合影响，传统理论未耦合多向非均质与非线性渗流的协同效应，表征失真；③厚层气藏储量动用与稳定控水互相制约、互相耦合，单目标数值模拟优化技术难以量化二者之间的作用机制，无法科学合理确定实现两者最优的平衡点；④高相似度大尺度物理模型及其物理场可视化精细表征、双向非均质—多场耦合—多相渗流协同数学模型、融合物理约束与深度学习的智能数值模拟平台、“均衡开发—水侵调控”协同决策系统是未来厚层非均质气藏控水开发的技术发展趋势。结论认为：厚层非均质气藏储量动用与稳定控水互相制约、互相耦合，量化二者之间的协同机制，构建多维协同优化方法是该类气藏在合理控制压力下均衡控水开发的攻关研究方向。
塔里木盆地库车山前气田群由一系列超深层裂缝性致密砂岩边水气藏组成，基质—裂缝—断层多尺度离散裂缝发育，其试井解释极具挑战性。为了实现对该气田群储层动态特征的准确描述，基于实际测试资料和试井解释的基本原理，系统分析了库车山前裂缝性有水气藏试井曲线的特征。研究结果表明：①对于边部气井，压力导数的后期上翘可能是气水黏度差异形成的假边界；随着水的逐步推进，在双对数图中导数曲线整体向左上方收缩；②处于构造高部位的气井，其压力导数曲线后期是一条斜率介于0.5~1.0的直线；斜率大小代表裂缝缝网发育程度，裂缝缝网越复杂，斜率值越大；高部位气井出水前后导数曲线斜率发生变化，完全水淹后又恢复原状；③单井不同期次产量规整化试井导数曲线对比结果表明，若无边水影响，地层系数将不发生明显的变化；④存在基质向裂缝系统供气的现象。结论认为：①库车山前气田群储层基质致密，导数曲线未出现总系统径向流时，用解析试井方法不能解释渗透率、储容比等裂缝性气藏的关键参数；②边部气井压力导数曲线后期上翘不一定是边界特征，应结合动态、静态资料综合研判；③随着气田开发的推进，储层渗透率未表现出明显的应力敏感特征。
为了解决四川盆地南部地区深层页岩气井在压裂过程中因储层岩石致密、天然裂缝条带异常发育而导致的压裂窜扰现象频发、压窜模式差异大、缺乏有针对性的防压窜工艺等难题，提升储层改造效果，采用数值模拟与理论分析相结合的方法，构建了该区深层页岩气藏水平井压裂窜扰裂缝扩展模型，并基于3种压窜作用模式、4种防压窜工艺，开展了不同压窜干扰程度下的防压窜工艺效果对比研究。研究结果表明：①所构建模型中提出的3个评价指数（应力前缘半径、裂缝不对称生长系数及压力变化积分指数）有助于实现对压窜干扰程度的多维度定量表征，其中“应力前缘半径”反映了地应力扰动范围，“裂缝不对称生长系数”量化了裂缝扩展不对称性强弱，“压力变化积分指数”表征了井口压力场异常程度，三者协同构成完整的压窜评价体系；②W型布井工艺针对性强，对天然裂缝型窜扰（Ⅱ类）、以水力裂缝为介质的直接窜扰（Ⅲ类）这两种压窜模式的防控效果最优，可有效阻断窜扰通道的形成与延伸；③隔井拉链压裂与阶梯式提高排量工艺适配范围广，对岩石基质介导的孔隙弹性窜扰（Ⅰ类）与天然裂缝型窜扰（Ⅱ类）均具有显著的压窜防控作用，能通过调控应力场与裂缝扩展方向而降低窜扰风险；④停泵转向结合前置高砂浓工艺更适用于岩石基质介导的孔隙弹性窜扰（Ⅰ类）及小规模发育的天然裂缝型窜扰（Ⅱ类），可通过优化裂缝形态而抑制窜扰影响。结论认为，该项研究成果明确了不同防压窜工艺的适配场景与调控原理，形成了防压窜工艺适配方案，为川南深层页岩气藏水平井投产前压裂作业中的压窜防控提供了技术支撑。
为了系统梳理煤岩储层伤害评价方法的发展脉络，解决该领域因信息零散导致的储层伤害防控方法选择困难问题，采用文献计量与时间序列分析相结合的研究方法，对1982—2023年间相关文献进行了解构评述与趋势建模分析。研究结果表明：①在所构建的文献数量随时间变化模型中，以3年及6年为考察周期的方程决定系数分别达0.755 5和0.799 4，表明中长期趋势拟合良好，可用于揭示煤岩储层伤害评价方法发展的整体规律，而以1年为周期的模型受短期波动影响显著，解释能力有限；②分别对物理法与数字法两类评价方法进行趋势拟合发现，在3年与6年考察周期下，两类方法文献数量均与时间呈正相关，其中物理法的决定系数分别为0.756 9和0.840 1，数字法则分别为0.582 0和0.677 8，说明物理法的发展趋势更为稳定和显著；③从增长态势来看，物理法与数字法在早期文献数量接近，但在3年与6年周期拟合中，物理法的增长斜率（分别为1.156 0和4.607 1）远高于数字法（分别为0.107 7和0.428 6），表明物理法占据主导地位并保持较快发展。结论认为，物理法在未来一段时间内仍是煤岩储层伤害评价的主要技术手段；物理法面临的样本局限性与评价周期长等问题，可通过与数字法融合的途径予以改善；“物数融合”的煤岩储层伤害评价方法有望为加快煤层气勘探开发进程提供有力的技术支撑。
为了精准识别与刻画储渗体、揭示静态地质认识与生产动态特征的匹配关系，进而提升强非均质性碳酸盐岩气藏在稳产阶段的开发效益，以四川盆地安岳气田GM区块台缘带震旦系上统灯影组四段气藏为例，在“动静结合”（生产动态特征与静态地质认识相结合）思路的指导下，基于储渗体识别与分类，融合地震、地质与生产动态资料，开展了储渗体精细刻画与开发流动单元细化研究，并系统评价了研究区不同开发流动单元的剩余天然气可动储量。研究结果表明：①研究区储渗体可划分为3类，其中Ⅰ类以高导流能力的裂缝-孔洞型储层为主，Ⅱ类以孔喉结构组合的孔洞型储层为主，Ⅲ类以孤立分布的孔隙型储层为主，上述3类储渗体的储集与渗流能力按Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类的顺序依次递减，Ⅰ、Ⅱ类为优质储渗体；②优质储渗体的空间展布具有显著的非均质性，其发育规模的大小是决定气井能否实现高产且稳产的关键地质因素；③基于储渗体特征与动态响应，研究区可细分为4个Ⅰ类、1个Ⅱ类及2个Ⅲ类开发流动单元，剩余天然气可动储量主要富集于Ⅱ类与Ⅲ类流动单元中。结论认为：①实施“分类优化、精准施策”的差异化开发对策，是应对强非均质性气藏地质要素与生产动态复杂性的有效途径；②构建“地质模型不断迭代、工程技术协同集成、动静结合持续优化”的闭环攻关研究模式，是解锁该类强非均质性气藏高效开发难题的核心策略。
长宁页岩气田是四川盆地南部地区页岩气持续上产的“压舱石”，但其地质工程条件较北美复杂，储层非均质性强，气井产量递减快，一次井网采收率仅20%~30%，储量动用程度不均匀、不充分，气田稳产面临挑战。为此，在对气藏进行精细描述的基础上，通过攻关四维地应力刻画、全区高效数值模拟、井网—缝网协同优化等关键技术，创新形成了页岩气藏二次井网提高采收率技术，进而优选了该气田剩余页岩气储量挖潜目标区，优化部署了加密及立体开发井。研究结果表明：①以“三维模型精细重构、压力场精细重构、应力场精细重构、井群EUR精细重构、空间井网精细重构”为核心的页岩气藏二次井网提高采收率技术，实现了三维空间井网、缝网、采收率的协同匹配；②现场试验结果表明，通过实施井间加密和立体开发，平台采收率较一次井网可提升40%~60%；③通过精细刻画长宁区块剩余页岩气储量分布特征，优选了二次井网目标区298.6 km2，新部署加密及立体开发井246口，气田采收率可提升27%。结论认为，该项研究成果可以为四川盆地页岩气藏提高储层动用程度与采收率提供借鉴和指导。
为了实现深层礁滩相高含硫气田稳产，围绕水侵、硫沉积及剩余气挖潜等决定该类气藏稳产的关键因素，从礁滩相储层精细表征入手，开展了水侵前缘识别及预测、硫沉积预测及剩余气精细表征攻关研究，并提出了有针对性的控水、控硫及剩余气挖潜对策。研究结果表明：①所建立的深层礁滩相储层精细刻画及双重介质建模技术，实现了礁滩相强非均质储层精细表征并评价了分类储量，为水侵、硫沉积预测及剩余气精细表征奠定了基础；②所形成的井—震—电联合的水侵前缘识别技术，实现了气水前缘三维空间识别，分气井类型提出了个性化的“控—排—堵”治水对策；③所形成的井筒、储层硫沉积预测技术，明确了井筒及储层硫沉积规律，探索了固态硫、液态硫在储层中的微观流动行为，提出了井筒硫沉积治理对策，确认酸化解堵对储层硫沉积治理效果最优；④所形成的基于渗流特征差异的分区带剩余气精细表征技术，定量表征了纯气区、水侵区剩余气分分布特征，对剩余气类型进行了精细划分，进而提出了分类挖潜对策。结论认为，该配套技术能够有效破解深层礁滩相高含硫气田面临的稳产难题，对于同类气田实现长期高效开发具有借鉴作用。
深层碳酸盐岩气藏普遍埋藏深、非均质性强、气水关系复杂，投资风险高、开发难度大。为了克服传统评价方法难以区分主客观因素对深层碳酸盐岩气藏开发效果影响的局限，准确识别影响开发效果的主控因素并为同类气藏开发优化提供科学依据，基于传统技术经济指标，拓展引入“开发水平”指标，量化人为因素对开发效果的贡献，构建了一套融合技术、经济与开发水平的多维评价指标体系。研究结果表明：①所构建的评价方法能够有效剥离地质客观因素与人为主观因素，川东石炭系气藏群的开发水平指数整体较高（80%~97%），但开发效果指数差异显著（50%~91%），揭示了地质条件的根本制约作用。②明确了影响该区气藏开发效果的三大主控因素——储层品质、驱动类型，以及开发模式与储层非均质性的匹配关系。③对于早期均衡开发模式的气藏，开发效果与地层系数及储量丰度呈显著正相关；对于“少井高产”模式的气藏，水侵是核心风险，开发效果随水侵强度增加而明显恶化；对于强非均质性气藏，则必须采用“基础井网＋多轮加密”模式才能有效动用储量进而获得较高的采收率。结论认为，通过量化各类因素（特别是人为因素）的贡献度，有效识别了影响开发效果的主控因素，可以为深层碳酸盐岩气藏的开发策略优化与管理决策提供依据。
为了有效评价深层潜山凝析气田气驱注采井间连通性，以渤海湾盆地渤中19-6凝析气田为研究对象，综合应用岩心CT扫描、成像测井及生产动态资料，采用静态研究与动态研究相结合的方法开展了系统评价。静态研究基于拓扑裂缝平均连接数理论，明确了裂缝网络的微观结构与宏观分布模式；动态研究则基于Blasingame变产量、变流压气井拟稳态流动理论，建立了以采气指数叠加为核心的动态连通性判断方法。研究结果表明：①该气田储层裂缝平均连接数介于1.1~2.8，整体呈现“大尺度离散、中小尺度连通”的临界连通至弱连通模式，通过动静结合验证，明确了A2-A4H-A7井组间存在强连通性关系；②基于裂缝密度、开度及连通性参数，建立了考虑连通性的多尺度离散裂缝模型（EDFM＋PGT），较之于传统双重介质模型，该新模型显著提高了气驱开发效果预测的精度；③在连通性评价指导下实施的“限产增注”均衡注采策略，在矿场应用中使目标井组表现出明显的气驱受效特征，实现了凝析油产量的“零递减”与气油比的“零上升”，有效遏制了反凝析现象。结论认为，所建立的动静结合连通性评价方法能够有效量化复杂裂缝性潜山凝析气藏的井间连通关系，为气驱开发方案优化与动态调控提供了科学依据，对同类油气田的高效开发具有参考和借鉴作用。
位于四川盆地东北部的元坝气田是全球已开发气田中首个埋深达7 000 m的超深层高含硫生物礁大气田，具有高温、高压、高含硫、储层非均质性强、气水关系复杂等特征，开发难度极大。通过十余年的技术攻关与开发实践，在该气田高效建成34×108 m3/a净化气产能规模，并实现了连续10年稳产。为此，系统梳理了元坝气田二叠系上统长兴组气藏从评价到稳产全过程的开发实践，总结了该气田开发中的管理模式创新与实践启示。研究结果表明：①迭代创新超深层条带状多期次小礁体精准识别、精细刻画及薄储层定量预测技术，实现了目的层埋深7 000 m、厚度最薄15 m的Ⅰ至Ⅲ类储层分类预测；②创新集成了以超深水平井优化设计、优快钻井与轨迹控制、长水平段多级暂堵分流酸化增产技术为核心的超深零散资源高效动用技术，实现了超深高含硫底水气藏高效产能建设；③所形成的生物礁底水气藏全生命周期差异化防控水、超深高含硫气藏异常井高效治理技术体系，有效破解了水侵、堵塞等长周期稳产瓶颈，实现了该气田较长周期稳产；④所形成的气藏不同类型剩余气高效动用、非整装酸性气藏增压、硫沉积与地层水综合治理等配套技术，支撑了高含硫生物礁底水气藏采收率的提高。结论认为，培育形成了“精神化传承、集团化决策、项目化管理、集成化创新”的元坝气田高效开发建设模式，提升了中国在超深层高含硫气田开发领域的技术领先地位，其管理模式及技术成果可以为同类气田高效开发提供借鉴。
为了实现水侵疏松砂岩气藏剩余气精准挖潜、提高其采收率，以柴达木盆地涩北气田为研究对象，采用室内机理实验、气藏工程理论与现场实践相结合的研究思路，系统开展了水侵区剩余气分布主控因素分析，提出了剩余气潜力区定量判识方法，建立了剩余气潜力区分级评价标准。研究结果表明：①涩北气田剩余气分布受微观与宏观因素共同控制，微观上包含疏松砂岩储层孔隙结构、黏土矿物组成、水敏与压敏效应影响，宏观上包含非均质性、构造位置、气藏压降、井网控制程度；②所提出的水侵气藏剩余气潜力区“2221”定量判识方法，综合考虑了包括储量基础、渗流条件、水侵状况、稳产能力等要素在内的7个参数；③所建立的剩余气潜力区5参数分级分类量化评价与划分标准，确定出高丰度剩余气、中丰度水封气、低丰度残余气3种类型，进而提出了有针对性的分类分区的挖潜对策。结论认为，该项研究成果在现场应用中表现出便捷、实用的优点，对剩余气潜力区实现了从“定性描述”到“定量界定”的转变，“精准识别、分类评价、靶向施策”技术体系在老气田提高采收率实践中展现出有效性，对同类有水气藏提高采收率具有借鉴作用。
