为降低钻井现场数据采集人员的工作量,充分复用已采集到的钻井数据,实现数据“一方录入、多方共享”的效果,通过数据库触发器感知数据变更,凭借模型转换规则动态配置实现数据异构同步,利用消息队列将数据变更捕获与数据同步两个功能解耦提升系统性能,最终研发了钻井数据异构同步系统。该系统自上线以来,累计同步数据2.8亿条,平均每日实时同步数据61.14万条,大幅减轻了现场人员数据填报负担,使得数据共享更加安全和及时,实现了数据同步统一管理。该系统在打破数据壁垒、消除数据孤岛、提高数据利用率、保障数据一致性、促进跨领域协作等方面成效显著,为企业管理者的分析决策活动提供了强有力的数据支撑。

针对石油钻井工程中数据质量参差不齐、多源异构数据治理困难等问题,设计并实现了一个面向钻井数据的治理系统,以提升数据的一致性、准确性和可用性。系统包含数据管理模块、数据质量评估模块、数据治理模块和视频识别模块。数据管理模块主要实现了数据查询、文件导入、文件下载等功能;数据质量评估模块则通过缺失值、无效值、离群值检测与相关性计算进行质量评估;数据治理模块通过时序分割、工况识别与数据插补,实现对异常数据的修正和补全;视频识别模块通过大模型技术对现场安全提供动态化智能监测。该系统在华北油田试运行表明能够显著提高钻井数据的质量,为后续的分析和决策支持提供可靠的数据基础。

多元线性回归等传统的储层孔隙度预测方法,通常难以有效捕捉测井数据的时空特征及掌握测井数据与孔隙度间复杂的非线性关系,导致预测结果与实测数据间存在较大误差。为此,引入卷积神经网络（CNN）-长短期记忆网络（LSTM）混合神经网络方法,阐述基于测井数据的CNN-LSTM混合神经网络储层孔隙度预测原理,采用互信息法筛选出与孔隙度相关性较强的声波时差、体积密度、补偿中子和自然伽马4个测井参数作为模型输入特征,构建CNN-LSTM混合神经网络模型的预测流程,选取样本数据并划分训练集及测试集,通过缺失值处理、标准化和数据重塑对样本数据进行处理,最终建立了基于测井数据与储层孔隙度间非线性映射关系的孔隙度预测模型。模型的测试和评估结果表明：该混合神经网络模型在同井预测的误差指标MAE和RMSE分别降至0.2和0.25以下,比多元线性回归模型低60%以上,比循环神经网络模型低50%以上,比长短期记忆网络模型低40%以上。在未参与训练的C井的现场应用中,预测精度达到92.3%,应用效果良好。

精准预测深部煤层含气量,是优选煤层气“甜点区”、部署开发井位和优化压裂方案的关键依据。然而由于传统预测模型在含气量预测中往往存在明显局限,如对复杂非线性关系的表征能力不足、泛化性能较差且易陷入局部最优解,导致预测精度难以满足实际需求。为此在系统分析煤层含气量与测井参数相关性的基础上,优选出声波时差、补偿中子、自然伽马、密度和电阻率5个测井参数作为输入特征,提出了一种融合随机森林（RF）与遗传算法优化BP神经网络（GA-BP）的集成学习模型,首先采用3σ准则对异常值进行清洗,然后利用随机森林初步完成回归特征重要性评估,进而将其预测结果作为新特征与原始参数融合,输入至经遗传算法优化的BP神经网络进行精细建模。采用5折交叉验证评估模型性能可知,测试集结果为R²=0.894、RMSE=1.698、MAE=1.313。应用井验证结果表明,模型在Y-1、Y-2井含气量的预测绝对误差介于-1.37~1.39 m³/t之间,与实测值吻合良好。该融合模型有效提升了预测精度,表现出良好的鲁棒性和泛化能力,为深部煤层气资源评估提供了可靠技术方法。

录、测井数据在储层流体识别,尤其是随钻阶段的流体识别中起着重要作用。录、测井数据体依赖于区域内井的数量,海上油气勘探在大数据维度上来说样本相对较少,导致在利用机器学习对储层流体进行识别时受限于有标签数据量太小,存在过拟合及泛化能力差等问题。针对上述问题,提出一种融合半监督学习（Self-Train）与马尔科夫链蒙特卡洛（MCMC）算法的流体识别方法。利用少量有标签数据初步训练神经网络模型;结合半监督学习算法为无标签数据生成机器标签（伪标签）,然后使用马尔科夫链蒙特卡洛法随机采样量化模型预测的不确定性,筛选置信度高的机器标签,以扩充高质量训练数据集,最终结合筛选后的机器标签与原有标签数据,采用自适应训练方法调整利用有标签数据建立的神经网络模型,构建适用于小样本条件的录、测井数据储层流体识别模型。对新钻井进行模型验证,符合率达到85%以上,应用效果较好。MCMC方法筛选机器标签后建立的储层识别模型,提升了随钻流体解释模型的准确率与泛化能力,为井场快速识别随钻流体提供了有效的技术支撑。

当前传感器检定工作面临数据存储分散、管理标准不统一、跨部门协同低效等问题,导致信息流通受阻、数据整合分析困难,严重制约了检定效率提升与行业数字化进程。为破解上述困境,设计了一套功能完备、操作便捷的录井传感器检定数据管理系统。该系统采用模块化界面架构,集成传感器管理、报告管理等功能模块,通过标准化流程设计,实现了生成传感器检定报告流程的标准化与高效化,以检定数据统一存储打破数据孤岛,以多维度统计分析支撑科学决策,以电子化报告模板确保格式规范统一,以跨部门数据共享机制提升协同效率。实际应用表明,系统可显著提升管理效能,降低人力、物力运营成本,同时通过全生命周期数据追溯功能保障检定结果的可信度与合规性,有力推动了传感器检定工作的规范化、数字化管理进程,为录井行业高质量发展提供了坚实的技术支撑,对提升行业整体效能、促进数据资产化运营具有显著实践价值,为行业的数字化转型提供了可复制的技术范式。

针对油气勘探过程中,多组分碳同位素光谱仪在钻井现场复杂温度环境下存在激光波长漂移和测量精度下降的问题,开发了一种基于三级温控策略的高精度温控系统。该系统由外层隔热箱、中层恒温舱与核心激光器温控单元3部分构成,通过逐级热阻隔减缓环境干扰。系统集成测试与现场实测表明：在恒温25 ℃实验室条件下,激光器温度稳定于37.7±0.005 ℃,对应波长漂移小于0.002 nm;在3~38 ℃的野外条件下连续运行72 h,系统稳态控温误差优于±0.01 ℃,使CH₄ δ¹³C₁测量误差减小至±0.5‰以内,显著提高了光谱仪测量稳定性与分辨率,为油气成因分析与储层评价提供了关键技术支撑。

随着页岩油气勘探开发的深入,岩相识别成为页岩油储层评价与甜点预测的关键环节。针对传统岩相识别方法（如岩心观察、测井解释）成本高、连续性差等问题,通过X射线衍射（XRD）及有机地球化学测试等录井资料,结合“有机质丰度+沉积构造+无机矿物含量”的“三端元-三级次”岩相划分方法,将南海涠西南凹陷页岩划分为10种岩相类型,在汇编矿物、岩石热解和工程3类录井数据特征指标的基础上,选取黏土矿物、长英质矿物、碳酸盐矿物、总有机碳含量、氢指数、含油饱和度、钻速、扭矩、热解烃、游离烃共10种特征指标,分别采用支持向量机（SVM）和随机森林（RF）算法,构建页岩岩相识别模型。结果表明：随机森林模型能够准确识别页岩岩相,其准确率为92%;模型在现场应用效果良好,符合率达到100%。该研究成果能够随钻快速地实现岩相识别,为页岩储层的甜点评价及压裂分段分簇设计提供指导。

岩屑荧光检测是判断储层含油性与油气显示级别的重要手段,但传统人工判读存在主观性强、难以量化等问题。为此,提出一种基于HSV色彩空间的荧光图像自动识别方法。通过将RGB图像转换至HSV色彩空间,解耦色调（H）、饱和度（S）和明度（V）,有效抑制光照不均干扰,并结合阈值分割提取荧光区域,统计不同颜色（如黄白、亮黄、浅蓝）的像素占比,可实现荧光特征的定量化表征。进一步融合地质深度信息,构建“深度-图像”剖面图,实现了图像与录井曲线的深度对齐。该方法已用于鄂尔多斯盆地F 25等多口预探井1 286个储层单元的含油性解释与评价,经试油、测压及生产动态资料验证,其中1 103个储层的解释结果与实际流体性质相符,整体符合率达85.8%,较传统人工判读方式提高18%,显著提升了油气判识的客观性、一致性与可视化水平,为智能录井中油气显示的自动识别与分级提供了技术支撑。

原油体积系数是利用容积法计算原油储量的重要参数,对于提高油气田的开发效率、降低经济风险具有重要意义。为解决预测原油体积系数的高压物性取样分析方法存在的高成本、未设计高压物性取样,以及录井气测数据对比法预测精度不高等问题,提出一种结合区域地质资料与录井天然气碳同位素数据,使用耦合了模拟生烃动力学、同位素分馏和排烃过程的IsoBox软件推算气油比,继而通过原油体积系数与气油比相关关系求取地层原油体积系数的方法。利用涠洲X 6油田5口探井的天然气碳同位素录井数据对该方法进行了验证,结果显示计算的原油体积系数与高压物性分析结果相对偏差小于6.3%,表明该方法预测精度较高,具有较好的勘探应用前景。

随着天然气开发进程不断深入,苏里格气田X区块逐步由富集区向外围区滚动建产,有效储层逐渐减薄,含气性分布复杂,常规叠后地震反演已经难以适应当前储层预测与含气性检测需求。为此,应用共反射点（CRP）道集数据开展叠前弹性参数反演,旨在定量预测盒6、盒8、山1段有效储层分布。首先开展道集优化,应用走时校正方法提高道集资料一致性;进而应用Xu-White模型进行岩石物理建模及横波速度预测,得到满足叠前弹性参数反演需求的横波速度数据;随后开展目的层岩石物理分析,明确纵横波速度比能够有效区分岩性,其与纵波阻抗交会分析能够有效区分含气性;最终通过子波参数优化获得相关系数较高的叠前分角度地震子波,通过叠前弹性参数反演定量预测有效储层厚度及分布。结果表明：①以纵横波速度比1.82为界能够有效区分砂、泥岩,以纵波阻抗11 000 （g/cm³）·（m/s）为界能够有效区分有效储层与干层;②砂岩厚度与纵横波速度比呈负相关,有效砂岩厚度与纵横波速度比及低于纵波阻抗门槛值的交会数据点数呈正相关;③依据反演成果实施井位9口,证明叠前弹性参数反演方法为X区块后续滚动建产及产能接替目标优选提供了可靠依据。

川西雷口坡组碳酸盐岩气藏具有较好的勘探开发潜力,是天然气增储上产的重点领域。孔隙度是雷口坡组储层评价的重要参数之一,但钻进过程中难以直接获取,制约了随钻解释评价的开展。通过研究分析地层溶蚀程度对孔隙度的影响,基于元素录井资料,按照不同溶蚀程度分别建立了无溶蚀、部分溶蚀、溶蚀地层的孔隙度计算模型,并最终形成川西雷口坡组随钻孔隙度计算方法。现场10余口井应用表明,该方法计算结果能够为随钻解释评价提供有力支撑,为川西地区雷口坡组的地层评价提供依据。

随着南海东部油气勘探开发的深入,低孔低渗储层逐渐成为主要勘探目标。这类储层孔喉结构复杂、孔隙度与渗透率相关性差,导致传统测录井与岩心实验分析解释精度难以满足勘探需求,显著增加了作业成本。为此在南海东部引入随钻微取心和数字岩屑的技术组合,通过深入挖掘数字岩屑敏感参数,基于CT扫描图像和微米级孔喉半径,运用计算机图像处理技术完成数字岩屑重构,实现了储层分类,并利用微米级中值孔喉半径预测流度,建立起西江凹陷番禺4洼低孔低渗储层定性与定量评价体系,有效提高了低孔低渗储层综合解释评价的精细化水平,为南海东部低孔低渗储层勘探提供了新路径。

深层煤岩气作为我国非常规能源体系的重要组成部分,其优质储层的精准识别对确保煤岩气开发效率与经济效益具有重要意义。然而深层煤岩气储层普遍具有“高温、高压、高应力、强非均质”的特征,传统评价方法因时效低、成本高、参数单一等问题,难以满足快速随钻评价需求。为此提出基于热重分析（TGA）技术的优质煤岩气储层评价方法,通过监测井筒返出煤屑样品升温过程的质量变化,同步获取灰分含量、最大失重速率温度、热重质量差、最大失重速率、水分含量5个关键参数,以实现储层品质与含气性的随钻综合解析。该技术已成功应用于多口新钻井,有效储层钻遇率提升8%,压裂选层决策周期缩短12%,为深层煤岩气储层高效勘探开发提供了新的技术途径与决策支持。

鄂尔多斯盆地作为我国战略性能源基地,其深层（埋深>2 000 m）煤岩气资源潜力巨大,被视作继页岩气、致密气之后非常规天然气勘探开发的重要接替领域。当前产业发展的核心挑战在于如何通过多维度数据融合与智能化技术手段,精准定位兼具“高含气性、高可压性”特征的甜点层段,以实现资源的经济高效开发。针对这一技术瓶颈,创新性构建了“气体录井-岩石热解录井-元素录井”三位一体评价体系,即通过解析储集性、烃源岩特性、含气性、流动性、脆性,建立含气性动态表征模型、渗流能力分级标准及脆性指数计算方程,最终建立本溪组8^#煤层煤岩气储层分级评价标准（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类）,形成“数据采集-模型构建-现场验证”的螺旋式认知提升机制。实践表明,该体系显著提升了储层评价效率与精度,甜点识别效率较传统方法提高约20%,典型区块Ⅰ类储层预测准确率超过85%。研究成果已在鄂尔多斯盆地多个重点区块推广应用,展现出良好的适应性和推广价值,为深层非常规气藏开发提供了可复制的技术范式。

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造带长7段页岩油储层岩性复杂多样,储层的孔隙度、渗透率等物性参数变化范围大,各类矿物在储层中的含量与分布也呈现出显著差异。为了实现长7段页岩油储层精准评价,为后续勘探开发决策提供坚实依据,现场引入了岩矿扫描录井技术。通过分析同一区块多口井的岩矿扫描数据,建立了长7段页岩油储层综合品质计算方法和页岩油储层“四性”综合评价标准,并在多个关键领域取得了显著应用成效：在微观储层物性定量分析方面,可定量表征储层的孔隙结构和流体分布,为产能评估提供更准确的数据支持;在岩石力学性质精细分析方面,可准确掌握岩石的力学特性,有助于压裂施工方案优化;在水平井地质导向井眼轨迹及时优化方面,可为钻井作业提供及时、准确的地质信息,显著提高钻井效率和成功率;在甜点区预测与评价中,通过对多参数的综合分析,可精准识别高效开发潜力区域;在压裂方案个性化设计方面,可依据不同储层段的特性,定制化设计压裂方案,显著提升压裂效果。以鄂尔多斯盆地伊陕斜坡H 701井的应用为例,验证了岩矿扫描录井技术在页岩油储层评价中的良好适用性,不仅为其他类似盆地或地区的页岩油储层评价积累了宝贵经验,也为更广泛的非常规能源储层评价提供了重要借鉴。

针对渤海湾盆地渤中A构造古生界碳酸盐岩潜山勘探中存在的岩性定名不精准、界面卡取精度低、地层划分与对比困难、优质储层识别缓慢等问题,引入X射线衍射（XRD）录井技术。通过建立岩性定名三角图板,实现了碳酸盐岩过渡岩性的精细定名;基于上覆泥岩矿物含量的“三段式”变化规律,建立了潜山界面预警与识别方法;利用长石含量与自然伽马测井曲线的拟合模型,实现了随钻地层精细划分与对比;结合矿物成分与岩石脆性关系,建立了基于脆性指数的优质储层快速识别方法。该技术在渤中A构造7口探井中应用结果表明,岩性定名符合率达92%,界面卡取精度控制在界面以下的3 m以内,地层层位划分误差不超5 m,优质储层解释符合率达83%,有效支撑了钻井安全与勘探决策。

福山凹陷永安构造流二段发育低渗透非常规油气藏,厘清其储层砂岩微观孔隙结构对该类油气藏的开发至关重要。通过多种实验方法对流二段砂岩储层的孔隙结构进行二维-三维精确解析发现：①岩石薄片鉴定、场发射扫描电镜、MaipSCAN（岩矿扫描电镜）、铸体薄片鉴定、环境扫描电镜及高压压汞等实验研究结果表明,流二段砂岩类型以岩屑砂岩及长石岩屑砂岩为主,石英含量高,碎屑组分主要为岩屑及石英,杂基填隙物主要由黏土矿物及少量细粉砂碎屑组成,孔隙类型主要为粒间残余孔、碎屑颗粒溶蚀孔和颗粒裂缝,且以宏孔为主;②恒速压汞实验数据分析表明,研究区储层孔喉类型主要为孔隙主导型、孔喉共控型及喉道主导型;③气体吸附（N₂、CO₂）实验结果表明,储集空间以平板状宽狭长缝为主,主要发育孔径介于50~55 nm的宏孔;④利用FIB-SEM（聚焦离子束扫描电镜）及微纳米CT三维立体重构表征流二段储层微观孔隙的分布与连通性特征,实验结果表明研究区储层孔隙结构具有较好的连通性。基于以上分析结果,通过多尺度全孔径联合表征,表明研究区砂岩孔隙结构以宏孔为主,微孔、介孔欠发育。通过对永安构造流二段孔隙结构进行二维-三维全面分析,深度剖析研究区储层微观孔隙结构特征,为该地区后期的油田开发提供了更可靠的技术支持。

针对大港油田歧口凹陷沙三段泥页岩地层钻井过程中井壁失稳频发的问题,综合运用XRF、XRD、地层压力测试及钻井液评价等技术,揭示了井壁失稳的主控因素并提出优化对策。结果表明：①低Ca（Ca含量4.2%~5.1%）、高Fe（Fe含量3.5%~4.7%）、低Al（Al含量5.7%~7.0%）的元素组合易诱发井壁失稳;②基于元素与矿物特征构建的脆性指数模型表明,掉块段脆性指数显著高于非坍塌段,高脆性是诱发井壁失稳的内在关键因素;③当碳酸盐矿物含量较低（18%~23%）、黏土矿物含量中等（23%~40%）、石英含量较高（25%~40%）时,坍塌风险升高,在此基础上,伊利石含量超过50%时,坍塌风险进一步升高;④降低井斜角并沿最小水平主应力方向钻井可提升稳定性;⑤钻井液实验显示,水基钻井液体系（BH-KSM、BH-WEI）掉块段较非坍塌段页岩膨胀率高出1.43%~3.84%,滚动回收率降低17.85%~18.30%,而油基钻井液体系（BH-OBM）对两类岩屑均展现出优异的综合性能,其在掉块段引发的最大膨胀率仅1.41%左右,回收率损失平均约2.50%,抑制作用效果较好,现场推荐优先级为BH-OBM>BH-KSM>BH-WEI。研究成果为歧口凹陷页岩油安全高效开发提供了理论依据与技术支撑。

为研究黄骅坳陷古近系深凹区优势储层的形成与分布规律,以CT 1和HT 1井钻井取心为基础,综合分析钻井、录井、测井、地震等资料,对深凹区砂岩储层特征、主控因素及发育模式进行分析研究,认为黄骅坳陷深凹区优势储层的形成与分布受沉积相和成岩相控制;砂岩储层岩性主要为长石砂岩,孔隙结构以Ⅱ-Ⅲ类为主,储层以低孔-特低孔、低渗-特低渗为主,具有较大厚度、较粗粒度、较高成熟度的优势沉积相是深凹区有效储层发育的基础;受优势沉积微相、超压保孔、油气早期强充注作用控制,深凹区埋深5 000 m仍发育有效储层,形成“主相带厚层砂岩快速深埋保孔、油气早期充注溶孔”的有利发育模式。2024年在沧东凹陷深凹区CT 1井区构造低部位部署XH 1、XH 2井,分别获得25.3 m³/d和59.2 m³/d的高产工业油流,证实深凹区具备效益开发的潜力。

南堡3号构造带发育多套烃源岩和含油层系,为确定油源关系,利用多项地化测试资料对烃源岩和原油特征进行了分析对比。结果表明：沙三段属于好-很好烃源岩,为Ⅱ型干酪根,水生有机质输入占优势,形成于弱还原的淡水-半咸水交替沉积环境,生烃潜力大;沙一段属于中-好烃源岩,以Ⅱ型干酪根为主,含少量Ⅰ、Ⅱ-Ⅲ型干酪根,陆生有机质占优势,形成于弱氧化-弱还原的半咸水沉积环境,生烃潜力中等;东三段属于好-很好烃源岩,以Ⅱ型干酪根为主,含少量Ⅰ、Ⅱ-Ⅲ型干酪根,具水生和陆生混合有机质输入特征,形成于弱氧化-弱还原的淡水沉积环境,生烃潜力中等。源下、源内、源上成藏组合原油的正构烷烃、甾烷和萜烷分布特征差异明显,生物标志化合物指纹特征对比揭示：源下成藏组合原油来源于沙三段烃源岩;源内成藏组合原油或为沙一段烃源岩贡献或为沙一段和沙三段烃源岩混合贡献;源上成藏组合原油来源于东三段烃源岩。研究成果为深入认识研究区油气运聚规律提供了依据。