为提升海上油田录井作业的实时数据解析与智能化水平,构建了面向录井任务的大语言模型OffshoreGPT。该模型依托7 405条结构化领域段落和约6 000条高质量“问答对”进行预训练,并结合监督式微调与指令微调策略,提升了领域术语解析与专业文本生成能力,且全流程训练在配备多卡GPU的高性能服务器环境中完成,可确保在复杂工况下具备稳定性与快速响应能力。测试结果表明,OffshoreGPT在领域知识问答和故障诊断任务中的BLEU-4得分提高81.77%,ROUGE-L得分提高 63.43%,在模拟录井场景中能够实时识别关键作业事件并生成风险提示,从而提高作业准确性与安全性,减少人工干预。该模型在现场技术支持中表现出良好的适配性,表明其在海上油田录井作业智能化应用中兼具可行性与优势。

完井地质报告是油气勘探开发的关键成果资料,针对其传统人工编制模式存在的效率低、易出错、规范性差等问题,基于GeoWell软件研发了一套智能生成系统。该系统以中海油EOM数据湖提供的数据为基础,实现录井、测井、测试等多源数据的批量导入与数据解析,以中国海洋石油集团有限公司企业标准为准则,融合地质人员经验,构建可配置规则库与结构化模板,采用“数据接入→规则决策→内容组装→规范输出”闭环架构,结合数据映射、动态内容生成与自动化排版技术,实现从原始数据到标准化报告的一键生成。在渤海油田158口井的规模化应用表明,该系统使报告编制效率提升73%以上,数据准确性与格式规范性显著改善,有效推动地质人员从事务性操作向高价值分析研究转型,为油气地质工作的数字化、智能化提供了范例。

氦气是国防建设与高科技产业发展不可或缺的稀缺战略资源,含氦天然气是当前工业化生产氦气的唯一来源。现有氦气检测技术主要依赖实验室质谱仪检测与现场色谱+热导检测器（TCD）检测,前者检测数据不连续,后者分析周期长、检测精度不足,难以满足随钻勘探中实时评价的需求。为破解上述技术瓶颈,进行了氦气随钻快速检测装备研发。该装备主要由质谱检测系统、抗干扰预处理系统及配套控制软件系统构成,核心单元质谱检测系统由电子电离系统、四极杆质量分析器筛选系统及电子倍增器检测系统构成,并配套专用数据处理软件;采用机架式便携设计,可与综合录井仪无缝集成,其氦气最低检出限2×10^-6,分析周期30 s,与综合录井仪实现同步分析、数据处理、成图输出及实时监控,为氦气随钻快速检测与储量评价提供了设备支撑和技术保障。该装备已在鄂尔多斯和下扬子盆地开展现场应用,检测数据与天然气氦气实验室化验结果一致性较好,应用效果显著,为含氦气藏的高效勘探开发提供了重要技术支撑。

钻井液出口流量是录井工程中监测井下溢流与井漏的关键参数之一。鉴于常规靶式流量计等测量方法受非满管流态、现场振动及介质特性影响,测量精度低,预警延迟明显,难以满足高精度安全钻井的需求,通过研发一套基于雷达流速计、雷达液位计、高清摄像头与多参数融合模型的钻井液在线溢漏监测系统,实现了在非满管条件下钻井液出口流量的实时在线测量,较综合录井仪可提前1~3 min发现溢漏异常并报警。井场应用表明,该系统安装便捷、操作简单、维护成本低,有效解决了非满管流量测量精度低的难题,为钻井安全提供了可靠的技术保障。

为适应模块化录井仪器发展需求,实现通道信号检测系统的智能化、自动化,研制出了模块化录井仪器多通道信号检测系统。该系统将标准信号发生电路及数据采集电路用于仪器采集系统通道信号的快速、精确、智能检测,计量结果具有可溯源性及可传递性,符合石油行业标准的要求。应用结果表明,该检测系统智能化程度高,检测误差小,功能强大,实现了录井仪器通道信号的精确检测,进一步提升了井场录井服务质量。

钻井过程中环空液面不在井口时,为解决开井状态下井下液面难以连续监测、液面深度缺乏自动识别手段及无法与钻井工程参数联动,指导溢漏全过程决策的技术难题,提出钻录一体化井下液面连续监测技术及应用方案。结合现场实际进行井下液面监测仪传感器化设计及与综合录井深度集成的研究：通过优化安装位置减少声波干扰,解决开井状态下连续监测的难题;采用基于回波周期性衰减特征的相关性算法,解决了井下液面自动识别的难题,提高了连续监测自动化程度。该技术与综合录井系统进行数据交互并实时曲线监控,结合液面深度建立起计算漏速和漏失量的井筒漏失动态模型,实现了井漏失返情况下钻井工程与综合录井的一体化应用,达到对井下状态和溢漏情况进行实时监测、分析、报警、记录等目的。在井场实际应用案例中,开井实时监测取得了较好的应用效果,实现了井漏失返工况下的动态预警并精准指导堵漏决策,为井控安全提供了有力的保障。

随着录井分析技术的长足进展,以RoqSCAN为代表的岩屑矿物识别技术已成为录井分析的重要工具。然而,该技术目前仅能测试岩屑颗粒的矿物组成,无法实现岩性自动识别,对复杂岩性更难以鉴定。为此,提出了一种基于数字岩石图像分析的复杂岩性识别方法：利用边缘检测与图像分割技术,实现岩屑颗粒的自动提取;结合颗粒形态和矿物信息,开展颗粒级别的岩性识别;通过对识别结果进行统计与可视化分析,为复杂岩性的识别与分类提供科学、可靠的数据支持。目前,该识别方法已在鄂尔多斯盆地D 2井成功应用,显著提升了复杂地层的识别准确度和效率,为录井现场岩屑高效识别提供了新的技术方法。

针对现场勘探开发中人眼观察岩屑荧光所存在的不确定性及不稳定性等问题,开展基于图像处理技术的岩屑荧光含量定量计算方法研究。经过对比Robert、Prewitt以及Sobel算子的特点,最后选用Sobel边缘检测算子及形态学算法准确锁定岩屑区域,再将岩屑区域图像进行HSV空间转换,提取出特定的荧光区域,从而实现定量化表征岩屑荧光含量。同时,通过对比可以看出,该方法与人工提取的岩屑区域误差小于5%,而荧光含量的提取误差小于0.2%,现场应用正确率为98.35%,表明该方法具有较高的准确度,可有效克服人眼识别带来的不确定性及量化不足等问题,提高录井作业效率,对推进录井技术智能化发展具有重大意义。

针对东海盆地西湖凹陷深层勘探中,因PDC钻头导致地层原始颗粒破坏程度高,难以利用岩屑对碎屑岩粒度进行准确分析,且钻井取心和井壁取心成本高、时效性差等问题,建立一种随钻条件下快速、准确的碎屑岩粒度评价方法。基于元素录井数据与地质机理分析,优选与粒度相关的特征元素组合;再通过机器学习方法,分层系建立预测模型：对花港组采用线性回归,对平湖组上段和中段分别采用决策树与随机森林算法,最终建立了适用于西湖凹陷不同层系的碎屑岩粒度评价方法。实践应用表明,该方法在西湖凹陷花港组及平湖组地层的岩性粒度预测中,总体符合率达89.7%,能够有效识别从泥岩到砂砾岩的7个粒度级别,为西湖凹陷花港组与平湖组碎屑岩储层的随钻甜点评价以及后续作业决策提供了较为可靠的技术手段和参考依据。

随着油气勘探开发向深层-超深层及非常规领域快速发展,储层致密程度加剧,孔隙尺度从毫米级急剧缩减至微米级乃至纳米级,孔隙数量呈指数级增长,孔径分布跨度显著拓宽,致使孔隙结构的复杂程度一再攀升。在此背景下,传统的直接观测法和压汞法难以精细刻画纳米级孔隙结构特征,更无法有效量化其强非均质性。鉴于气体吸附（N₂、CO₂）及核磁共振（NMR）技术能够有效识别微小孔隙,结合分形几何理论,可通过分形维数（D）定量表征孔隙结构的跨尺度自相似性,为解决这一难题提供了新途径。系统综述了压汞毛管压力曲线、气体吸附等温线及NMR弛豫谱的主流分形建模方法,对比了各方法在纳米-微米尺度的适用性边界与互补策略,总结了分形维数与储层物性（如渗透率、含气性）的定量关联模型。研究表明,融合多实验的分形维数可构建“微孔-介孔-宏孔”全尺度复杂度评价体系,为非常规储层甜点预测提供理论支撑。未来,人工智能驱动的动态分形校正技术与多源数据融合模型是孔隙结构分形分析的重要发展趋势。

靖边气田上古生界为典型的致密砂岩气藏,储量资源丰富,石盒子组盒8段、山西组砂岩地质成藏条件优越,是气田长期稳产的主要接替层,但因储层非均质性强,含气性评价难度大,严重制约了气田的高效开发。为进一步明确致密砂岩储层特征及开发潜力,基于岩心观察、薄片鉴定、物性测试、测井解释等技术,结合试气及生产资料,以研究区盒8段储层为目标,深化储层特征精细研究与含气性测井评价,通过建立测井交会图板确定了储层的含气性下限,并在储层精细分类评价的基础上,对储层含气有利区进行评价预测。结果表明：研究区盒8段岩石类型以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主,石英砂岩次之,其中石英砂岩的物性优于岩屑石英砂岩和岩屑砂岩;岩屑溶孔、粒间溶孔、晶间孔等次生孔隙控制着有效储集空间的成型;预测储层含气有利区为Ⅱ、Ⅲ两类,分布于研究区中部和东部。研究成果为靖边气田上古生界气藏的开发潜力研究及勘探部署提供了地质依据。

针对南海西部乌石凹陷新近系浅层钻遇的“高重烃、低轻烃”气测组分倒序异常,及其引发的流体性质识别困难、储层评价精度低等问题,以乌石A油田为例,结合地质背景、气测数据特征明确该异常主要分布于斜坡带、反转构造带等部位,提出研究区“横向运移分馏+纵向重力分异”气测异常形成机理;在此基础上,构建了基于随机森林算法的储层流体智能识别模型,该模型以气测全烃及C₁-C₅等组分为特征,利用研究区40口井的历史数据进行训练与优化。实际应用表明,该模型在21口井气测组分倒序异常层段流体识别中整体符合率达80.1%。该研究结果为南海西部浅层低阻油藏及同类复杂油气藏的流体精准识别提供了新的理论依据与技术支撑,对提升油气勘探开发效率具有重要的指导意义。

为实现苏里格气田北部苏X区块深层煤岩气的勘探与开发,采用“实验分析-测井建模-平面展布分析-有利区优选”的研究方法,对该区块本溪组8^#煤层进行了系统评价。基于关键取心井的实验室数据,通过系统分析煤层的含气量、岩石学、物性、微观孔隙结构及岩石力学等特征,明确了该区煤层具有原生-碎裂结构、微孔、割理发育较差、特低渗透率、脆性中等的储层基础;通过岩心实验数据与对应测井曲线的回归分析,建立适用于该区的工业组分、含气量、孔隙度、渗透率等关键参数的测井解释模型,实现了对煤岩气储层的精细、连续评价。在此基础上,综合分析了目标煤层的埋深、厚度及夹矸层空间分布等关键地质条件,并从煤层厚度、平面展布特征、煤岩灰分、煤岩含气量、构造位置、顶板岩性以及夹矸层数等多因素耦合角度,建立了有利区优选评价标准,圈定了煤岩气开发的有利目标区,为该区块深层煤岩气的下一步勘探部署提供了重要依据。

神府区块致密砂岩具有低孔、低渗、小孔喉以及强非均质性特征,导致部分优选储层压裂后实际产能与预测偏差较大。为解决这一核心问题,基于挖掘效应指数、渗透率、全烃含量及储层压力系数等关键参数构建地质甜点指数（D_G）,结合脆性指数与水平应力差异系数构建工程甜点指数（F_E）,进而耦合形成储层地质工程双甜点指数（S_I）评价模型。分析发现：在围压差>3.3 MPa时,S_I>0.44为Ⅰ类甜点区,S_I介于0.35~0.44之间为Ⅱ类甜点区,S_I<0.35为Ⅲ类非甜点区。应用实例验证表明,该双甜点评价模型同步考量围压差异与储层内在品质,可有效筛选优质改造靶区,为致密砂岩储层开发部署及压裂甜点区优选提供了可靠技术支撑。

针对琼东南盆地深水深层勘探中,恒流变FLAT-PRO合成基钻井液因含高浓度荧光添加剂,导致传统三维定量荧光录井（3D-QF）存在背景干扰与荧光淬灭,难以精准识别油气显示的技术难题,聚焦于消除或弱化恒流变FLAT-PRO合成基钻井液对三维定量荧光录井的影响。通过分析合成基钻井液添加剂荧光图谱特征、设计原油样与钻井液滤液的梯度混合实验,明确干扰机制,建立了标准化扣除钻井液背景图谱的方法,用于识别储层含油特征并开展定量评价。经LX 30-1、LX 30-2井现场应用验证,该方法能快速、准确识别油气显示,显著提升了合成基钻井液条件下三维定量荧光录井的检测精度与可靠性,为复杂地层油气勘探提供有效技术支撑。

为了解决珠江口盆地开平南油田储层有效性识别难题,从测录井技术特点出发,开发形成了一套具有区域特色的测录井联合低孔渗储层随钻快速评价方法。具体方法：①通过统计地层测压流度数据,建立储层有效性指数（I_D）来快速评价储层有效性;②校正FLAIR气测数据得到校正后单位体积岩石甲烷含量（VC1）,并利用其归一化的异常倍数值（AC1）构建储层含油饱和度指数（X）;③基于区域测压取样及测试数据标定,利用I_D与X构建测录联合解释评价图板和标准,实现了低孔渗储层快速评价。井场应用结果表明,该方法在开平南油田随钻快速解释符合率大于85%,有效地指导了后续的电缆测压取样方案制定与作业决策,已取得可观经济效益,具有广泛的推广应用前景,为复杂储层领域的快速评价探索出一条新路。

为解释上海佘山流纹岩“类刀砍纹”成因,探讨其对流纹岩储层形成机理与评价方法影响的启示意义,通过野外观察、薄片分析和渤海井下数据分析,划分其发育阶段（裂缝形成期、“I”字形期、“V”字形期、“W”字形期）,并深入解析了流纹岩微观孔隙结构与溶蚀特性。结果表明：流纹岩“类刀砍纹”是长期淡水淋滤作用下裂缝优先溶蚀的产物,证实流纹岩具有高基础可溶蚀性,裂缝显著促进次生溶孔形成,二者构成储层形成的核心机理;基于此提出结合元素录井（K元素表征溶蚀因子、Si元素表征脱玻化因子）及标准化机械比能模型（裂缝因子）的储层评价方法,并通过层次分析法（AHP）建立不同分带（风化壳/母岩带）的综合评价模型,最终在渤海X井应用中与测井解释符合率达91%,为火山岩储层溶蚀-裂缝耦合机制提供了关键实证与理论支撑。

柴西坳陷风西构造是柴达木盆地西部重要的油气勘探目标,但前期研究对断裂结构、活动期次等关键地质问题认识不清。基于三维地震资料精细解释,综合运用地震属性分析技术,系统厘清了风南断裂带和风北断裂带的分期结构,并据此重建构造演化序列,最终形成“两断夹一隆”的断背斜构造格局。多期构造活动不仅控制了构造形态演化,也主导了圈闭类型的多样性发育。在新断裂模型基础上,识别出断背斜、下盘帽檐多层系和断裂夹持断块3类圈闭,并构建复式圈闭聚集模式,明确了3类油藏（A型,构造-岩性控藏;B型,断裂-岩性控藏;C型,断裂控藏）的成藏机制,进而提出了差异化的井位部署策略,针对A型油藏部署的水平井经实钻验证取得良好的生产效果。通过研究深化了对风西构造“断裂-圈闭-油藏”系统的认识,建立了“断裂分期-圈闭类型-油藏机制”协同分析框架,为油气勘探开发提供了可靠地质依据。

天草凹陷东部斜坡白垩系巴音戈壁组二段油气资源丰富,但存在储层横向变化快、发育控制因素不明确的问题,制约了该区域油气藏勘探进程。为此,采用构造-沉积耦合研究方法,结合地震解释、古地貌恢复、岩心观察、薄片鉴定及测井相分析等技术手段,系统研究了东部斜坡构造特征、沉积储层展布规律及二者的耦合关系。研究结果表明：①天草凹陷东部斜坡发育长期活动并控制沉积的主要断裂,随构造运动持续活动,形成了断裂坡折带,该断裂坡折带明显具有控沉积的作用,造成坡折带附近地形较陡、坡折带两侧地层厚度发生突变。②巴音戈壁组二段沉积时期,东部斜坡沉积相主要为辫状河三角洲前缘,该沉积相可进一步划分内前缘和外前缘2个相带,三角洲内前缘相带距离物源较近、沉积速度快、岩石分选较差、孔渗条件不佳;三角洲外前缘相带距离物源相对较远,沉积物受湖水改造作用增强,砂体岩石分选较好,有利于孔隙的发育和连通,孔渗条件较好。③断裂坡折带与沉积相叠合分析表明,坡折带两侧沉积微相有明显的差异,其正是内前缘与外前缘的分界线,坡折带之上主要发育三角洲内前缘相带,沉积微相主要为水下分流河道,岩性较粗、分选较差、物性不佳;坡折带之下主要发育三角洲外前缘相带,沉积微相主要为水下分流河道、河口坝,岩性较细、分选较好、物性较好,是有利储层发育区。研究成果为天草凹陷及相似地质条件地区的油气藏勘探提供了理论依据和实践参考。

渤海L油田已进入高含水开发阶段,储层纵向与平面动用不均问题突出,导致剩余油分布高度分散,常规挖潜措施效果受限。为提升油田采收率,以精细地质研究为基础,通过综合沉积微相研究、隔夹层分布识别、测井精细解释及生产动态分析等多种手段,系统剖析了油田水淹规律的主控因素。研究表明：纵向水淹受储层韵律性、重力分异效应及隔夹层发育特征协同控制,其中反韵律储层的水淹部位由渗透率级差与重力作用的耦合关系决定,临界渗透率级差约为5;平面水淹主要受控于沉积微相与构型主导的储层连通性、断层遮挡效应及注采井网完善程度。基于此,建立了适用于该油田的5种剩余油富集模式,即砂体边部富集型、断层遮挡富集型、接触相变富集型、无夹层切叠相变富集型及有夹层接触相变富集型。针对不同富集模式,提出差异化挖潜策略,例如采用水平井精准靶向钻进厚层顶部或夹层下部的剩余油富集区。研究成果可为L油田加密调整、产液结构优化提供直接技术支撑,同时为类似高含水稠油油田的高效开发提供重要参考。

苏XX区块上古生界非主力层盒6段单独试气获得工业气流,显示出开发潜力。为明确其成藏特征并指导勘探部署,基于测井、地震及生产资料,系统研究了盒6段储层特征与气藏富集规律。研究表明：研究区盒6_下亚段物性与主力产层相当,平均孔隙度5.73%,平均渗透率0.24 mD,具备规模成藏基础。区块内广覆式煤系烃源岩提供了充足气源,其富集规律可概括为“储层控藏、断裂控富”,气藏富集差异则主要受“储层、构造、输导”三因素协同控制：优质储层展布控制气藏范围与规模,微幅构造高部位控制天然气聚集位置,海西期以来发育的小规模断裂系统则为关键输导通道,控制天然气充注效率与富集程度。基于上述认识,结合储层预测、构造解释与断裂分析,在区块内优选出3个有利接替区,为研究区产能接替与下一步部署提供了重要依据。