随着人工智能、大数据技术融入,油气勘探领域已经实现钻进过程从经验驱动到数据驱动的模式转变。同时,地质工程一体化服务也从“打成井”转向“打快井”,但一体化技术依然停留在工作模式、操作流程上的优化改进阶段,复杂地层钻井中依然存在机械钻速受限、轨迹控制精度低、井下风险响应滞后等技术难题,制约着该领域的进一步发展。人工智能技术为突破这些瓶颈提供了新路径：通过动态机械比能（MSE）建模与实时优化,实现地层特性到工程参数的精准映射,以此为核心构建了“数据-决策-执行”三核驱动的智能钻井优化系统,实现全流程闭环优化。该系统成功应用于现场钻井施工,实践验证其能够提升机械钻速、减少非生产时间并有效控制井眼轨迹偏差。该研究为智能钻井优化系统的开发提供了理论支撑,揭示了数字技术对传统钻井优化工作模式的变革,在工程层面提供了可复制的解决方案。

随着油气勘探开发的深入,以图板为主的传统气测录井解释方法难以满足复杂储层与油气水关系的评价需求,近年来大数据分析和机器学习的快速发展为气测录井解释提供了新的方向。基于多口井的气测解释数据,应用数据预处理与特征工程方法对气测数据进行处理,并采用5个常用的机器学习模型（KNN、NB、SVM、MLP、LightGBM）进行建模解释与应用对比分析,结果表明,SVM与LightGBM模型综合表现较好,平均预测准确率达到87%以上,能够满足实际的解释需要。机器学习模型解决了传统解释图板灵活性不足,受维度限制难以提取深层信息等问题,显著提升了解释准确率,具有实际推广应用价值。

在地质勘探领域,密度测井曲线在确定储层孔隙度、识别气层、判断岩性、划分油水界面、识别流体类型以及提升反演精度等方面具有重要意义。然而,在实际操作中,测井曲线可能因仪器故障、数据传输错误或外部干扰而导致数据丢失或失真。为了解决这一问题,研究提出了一种基于Transformer-LSTM融合模型的密度测井曲线重构方法。该方法利用Transformer的自注意力机制,有效捕捉测井数据中的长距离依赖关系,同时结合长短期记忆神经网络（LSTM）的递归特性从而显著提高重构精度。通过对鄂尔多斯盆地Y区的测井数据进行预处理、模型构建和训练,并与双向门控循环单元（BiGRU）、深度神经网络（DNN）、多元回归分析（Logistic）、时域卷积网络（TCN）及Transformer模型进行了性能对比。结果表明,Transformer-LSTM融合模型在密度测井曲线重构中表现优异,尤其在重构精度和泛化能力方面。实验结果验证了该模型能够重构高精度的密度曲线数据,为地质勘探提供可靠支持。

为提升录井在油气勘探中储层识别的精度,开发了一种基于红外光谱技术的录井系统。该系统的硬件采用小型化、集成化设计,搭配高灵敏度红外探测器件,通过红外光谱扫描技术,实现气体光谱特征的全面识别,完成对钻井液中的碳氢化合物快速、自动分析;软件具备远程数据共享、软件成图与数据分析等功能,用于实现地层解释与评价。现场测试表明,红外光谱气测录井系统可以快速发现油气显示,对于评价薄层和裂缝型储层具有明显的技术优势,并且具有精度高、误差低、响应迅速和重复性良好等优点,能满足不同区域录井作业的需求,有效提升储层评价精度。

随着钻井工艺水平优化提升,钻井勘探的钻进速度显著加快,尤其在海上平台和浅井钻探中,每米钻时极小（一般为0.1~1.0 min/m）,而录井样气采集管路延迟时间通常为2~10 min,由此造成在接单根或因特殊原因停泵时,录井采集软件内的返砂井深停止更新,可样气管线内积聚的对应返砂深度的气体仍在被色谱仪分析,进而导致色谱仪分析的气测数据无法与迟到井深对应,出现气测数据“丢失”情况。“丢失”的数据量由样气管线延迟时间长短和钻时大小来决定。为保证气测数据的完整采集,研发了录井样气采集自动控制装置,该装置通过RS-232串口通信获取实时钻井状态,利用集成电路内的单片机控制单元,控制自动控制装置上的电磁阀对样气管线进行切换,实现对样气管线内的样品气进行精准分析,避免了气测数据的“丢失”。

早期的综合录井仪控制系统所采用的延时继电器等纯硬件逻辑控制电路技术,现在已不适用。为了满足现场防爆1区的危险作业环境,研发设计了新型的综合录井仪控制系统。该系统以高可靠性的可编程逻辑控制器（PLC）为控制核心,融合高灵敏度传感器探测、高分辨率数据采样、多机通信、电源冗余等技术,以嵌入式工控组态触摸屏为人机交互界面和数据存储终端、以安全隔离栅作为安全侧和危险侧信号传送的安全保证,将所有电气控制组件置于隔爆箱体内部,外部辅以各种防爆探测类传感器。控制系统能够自动识别环境的危险程度,并根据相关标准智能决策,及时执行提醒、报警、断电等不同等级的保护措施。采用该控制系统的第一批12台综合录井仪已成功应用于科威特石油公司的录井服务项目,现场使用效果良好,有效地保护了现场人员的安全,确保了现场设备的可靠运行。

针对油基钻井液环境下,电缆地层测试样品中原油与钻井液混溶导致污染程度难以定量分析的技术难题,提出了基于常规流体物理对比分析和饱和烃气相色谱组分对比分析的综合定量评价方法。通过建立样品密度分析图板和气相色谱分析图板,开发地层原油钻井液污染比例计算软件,实现了油基钻井液对电缆地层测试样品污染程度影响的定量评价。该方法在北部湾盆地涠西南凹陷14口井进行应用,其分析结果与实验室样品分析结果及试油产能分析数据对比表明,最大绝对误差在5%以内。现场应用结果表明,该方法具备较高的分析精度和现场实用性,能够实现电缆地层测试样品油基钻井液污染率的快速、精准评价。

在珠江口盆地的勘探中发现大量CO₂气体,其成因复杂,涵盖有机成因、无机成因和混合成因。CO₂的成因机制研究对判断该地区的油气来源、成藏模式等具有重要意义。然而,随钻录井过程中监测的CO₂可能源于添加的钻井液材料,这对研究CO₂成因的影响显著。由于CO₂在形成过程中继承了母源物质的地球化学信息,不同的${{\delta }^{13}}{{C}_{C{{O}_{2}}}}$可指示不同的母质来源。通过设计相关实验,获取钻井液材料的${{\delta }^{13}}{{C}_{C{{O}_{2}}}}$值,与录井随钻过程中测量得到的${{\delta }^{13}}{{C}_{C{{O}_{2}}}}$值对比,以此来确认CO₂来源：A、B井钻井液材料中${{\delta }^{13}}{{C}_{C{{O}_{2}}}}$与随钻${{\delta }^{13}}{{C}_{C{{O}_{2}}}}$差别较大,判断CO₂来源于地层而非钻井液材料,据此,确认恩平凹陷A井CO₂为有机质热解的有机成因,阳江东凹B井CO₂为幔源的无机成因,为恩平凹陷与阳江东凹的油气勘探提供了重要的地球化学依据。

古龙页岩主要由大套黏土质长英页岩构成,孔隙类型多样且孔隙结构复杂,其储集性是页岩油地质研究的核心,但常规测井方法难以有效评价这种微纳米级孔隙。为解决这一问题,将核磁共振（NMR）技术应用于地球物理测井中,全尺度表征页岩储层的孔隙度和孔隙结构。通过建立核磁共振弛豫时间（T₂）与岩石孔径的转换关系,利用特定T₂谱组分表征古龙页岩中大孔隙占比,定量评价页岩储集性,系统揭示了古龙页岩储层孔隙结构差异和分布规律。根据储集性评价结果,优选孔隙度大且孔隙结构好的目标靶层,优化水平井轨迹设计。结果表明：随着岩石矿物组分的变化,古龙页岩储层纵向上孔隙结构存在差异,其中Q₉油层中下部大孔隙占比最高,孔隙结构最好。将此部位作为水平井核心靶窗实施的扩大试验区,水平井产量整体获得大幅提升。这一技术为后续古龙页岩油的高效开发提供了有利支撑。

随着油气勘探向纵深推进,由中浅层向深层开发已成必然趋势,尤其在准噶尔盆地的玛湖凹陷二叠系、沙湾凹陷石炭系的深层勘探接连取得重大突破,深层已成为油田增储上产重要接替领域。然而,二叠系、石炭系岩类多样、成分复杂、钻屑细碎,导致岩性快速识别难,制约了深层油气勘探效率。因此,针对深层主要发育的二叠系、石炭系地层研究需要,引进X射线衍射矿物录井、随钻伽马能谱录井技术,结合薄片鉴定,分别通过岩矿指数模型和标志性矿物优选分区块、分层位建立岩性识别图板,为快速识别岩性、精准卡层提供新方法,为钻井安全提供保障,同时进一步完善录井技术体系。目前,研究区共应用13口井,岩性识别符合率82%以上,在深层油气勘探开发领域,应用效果明显。

针对北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组二段、三段低渗-超低渗储层流体性质识别难题,尤其在油基钻井液污染下,常规的录、测井技术及其解释手段受限严重,导致流体性质识别准确性不足,给现场实时决策带来困难。利用烃相态录井评价技术,包括气体特征谱图判别法、原始吸收率曲线判别法和油气指数定量判别法,对该区块低渗储层流体性质进行分析,并探讨了该技术在裂缝识别以及油气来源等方面的拓展应用。结果表明,烃相态录井评价技术在油气划分和含水识别方面发挥了独特优势。针对涠西南凹陷多种井型、不同地层储层的20余口井次流体性质识别,综合解释符合率达90%以上。该方法有效解决了涠西南凹陷在油基钻井液污染及低渗储层双重因素导致的流体性质识别难题,为海上油气田开发提供了可靠的技术支撑,具备显著的推广应用价值。

为了解决油气勘探中复杂储层不同流体性质精准识别的问题,依托红外光谱技术在渤海湾盆地的应用数据,通过对不同流体性质的光谱吸收效率曲线特征的分析,优选出5个敏感波长,筛选出4组关键参数组合,经过多参数融合图板的构建,实现了对油层、高气油比油层、气层及含油水层的快速识别与精准评价。经过现场6口井的随钻测试数据验证,红外光谱技术解释符合率达到92.3%。该方法不仅提升了储层流体的定性分析能力,还为油气藏的勘探与开发提供了更为高效的技术支持,具有重要的工程应用价值。

针对鄂尔多斯盆地气探井储层流体性质解释符合率偏低的问题,通过系统分析核磁共振录井技术的关键影响因素,基于岩心实验数据,重新构建了以核磁孔隙度和初始状态可动水饱和度/初始状态束缚水饱和度动态比值为核心的定量评价模型,突破了传统谱图直观识别法对数据质量的过度依赖。现场应用表明,该模型通过规范数据采集流程、建立储层分级分类标准,显著提升了储层含水性判识精度,解释符合率由79.23%提高至85.32%。研究结果证实,动态比值参数模型可有效表征低孔低渗储层流体分布特征,从而为复杂地质条件下完井测试层段优选及储层改造方案制定提供了可靠的技术支撑,对类似油气藏勘探开发具有推广价值。

低对比度储层流体性质识别作为油气勘探开发领域的一个技术瓶颈,其核心特征表现为油层与水层电阻率差异微弱,常规测井响应难以有效区分。针对这一难题,以珠江口盆地恩平凹陷韩江组浅层低电阻率油层与陆丰凹陷古近系高电阻率水层为例,通过构建“三轴联动”录井评价技术体系,即气测录井识别烃类异常、实时流体录井定量表征烃类丰度、地化录井识别流体相态（油/水层）。在此基础上建立多参数定量解释图板,有效解决了薄互层储层和低阻油层评价难题,使区域流体性质判识准确率提升至85%以上。在恩平凹陷A 3H井应用实践中,获823 t/d的高产油流;在陆丰凹陷应用中成功识别出高电阻率水层界面,使高电阻率水层的识别准确率从传统测井电阻率数据解释的55%提升至82%。该技术为南海复杂油气藏高效开发提供了可靠的技术支撑。

渤海油田的勘探目标正在转向地质条件复杂的油藏带,这显著增大了油水层解释评价难度。传统的录井与测井技术结合的综合评价方法,因测井技术存在滞后性在一定程度上制约了作业效率,为此建立了基于地化录井的含油饱和度定量计算模型。该模型综合考虑储层孔隙中油、气、水三相流体的分布规律及岩石物性（原油密度、储层孔隙度、岩石骨架密度等）对含油饱和度的影响,为储层流体性质的准确评估提供了新的视角和工具,实现了储层流体性质的实时评价。通过渤海油田X区块新钻井的数据验证,模型解释准确率达86.67%,该含油饱和度计算模型能够为渤海油田的油气勘探开发提供有力支持。

春风油田排612块是准噶尔盆地西部特超稠油油藏开发最早的区块,由于高轮次频繁注汽加剧了储层的非均质性,存在井间汽窜频繁、储量动用不均衡等开发难题。为了深化对储层非均质性的认识,亟需开展差异性岩相研究和地质建模。排612块储层主要分为优质砂岩相和灰质砂岩相。在此基础上通过地震资料分析和水平井地层对比提升构造控制精度,建立构造模型;结合岩相研究、岩心资料和测井资料分析,确定水平井岩相与伽马曲线的线性对应关系,定量计算水平井岩相数据,建立该块差异性岩相模型;通过取心井岩样分析化验数据,回归声波时差和物性的对应关系建立直井属性模型,并根据泥质含量与物性的相关性建立水平井属性模型;最后通过不同岩相储层静态和动态特征对比,以及生产能力分析,确定不同岩相的净毛比,灰质砂岩相产量占优质砂岩相的66.7%。最终构建不同岩相差异化净毛比模型,为后期提高剩余油采收率奠定基础。

中印度河盆地位于印度河盆地中部,为被动大陆边缘之上发育形成的前陆盆地。前人研究认为控制前陆盆地致密气成藏的主要因素为断裂输导和裂缝改造,使油气在断裂附近裂缝发育区富集。但该地区钻探结果与前人研究成果存在一定的差异：并非所有断裂附近都有油气富集,成功井大部分沿着NS向断裂分布,NW向断裂附近钻探未能获得突破。为此亟需对断裂控藏的差异性进行更深入的研究,探索适合该地区的致密气成藏模式。基于区域地质认识及地震资料精细解释成果,通过总结中印度河盆地M地区断裂特征及发育期次,重点探讨形成此种断裂特征所经历的构造演化过程及所受区域应力情况,并分析其封堵性,最后揭示断裂对该区差异成藏的控制规律,为中印度河盆地致密气勘探提供理论依据。研究结果表明：现今NW向断裂早白垩世时期受挤压应力作用,泥岩涂抹作用严重,具有一定的封堵性,而近NS向断裂沟通主力气源,控制了油气的运聚,其两侧致密砂岩储层被断裂、裂缝改造,成藏潜力较大,为下一步气田的勘探开发指明了方向。

冀中坳陷文安斜坡沙河街组含油层系物源方向、沉积相演化历史及展布规律尚不明确。基于岩心、测井、地震等多种地质资料,通过古地貌恢复法和重矿物Q型聚类法,深入探讨了沙河街组物源体系及沉积相特征。结果表明：文安斜坡沙河街组沉积具有多源性,物源主要来自西北部牛驼镇凸起和文安斜坡东南部,两大物源区发育多个输送通道,沉积物沿斜坡地形依次发育了若干级次砂体。受西部陡峭、东部宽缓古地貌格局影响,沙河街组沉积时期主要发育扇三角洲、辫状河三角洲及湖泊3种沉积相。沙三段沉积时期,研究区主要发育扇三角洲平原、前缘,辫状河三角洲平原、前缘,滨浅湖5种沉积亚相,并沿水下分流河道形成了多个三角洲朵叶体;沙二段沉积时期,研究区西北方向主要发育滨浅湖泥微相,东南方向主要发育辫状河三角洲平原、前缘2种沉积亚相;沙一段沉积时期,研究区西北方向则主要发育扇三角洲平原、前缘2种沉积亚相,东南方向主要发育辫状河三角洲平原,少量发育辫状河三角洲前缘沉积亚相。该研究成果可为冀中坳陷文安斜坡沙河街组油气资源下一步精细化勘探开发提供理论依据与指导。

柳河营-大辛庄构造带是廊固凹陷西部带西南端勘探程度较低的二级含油构造带,因构造复杂、测网稀疏,油气成藏规律尚不明确。因此,基于井震结合、实钻地质及分析测试数据资料,深入剖析其油气成藏条件与勘探潜力。研究表明：（1）沙三下亚段（Es₃^下）暗色泥岩厚度大（600~1 600 m）、有机质丰度高（TOC 0.64%~1.03%）、干酪根以Ⅱ₂-Ⅲ型为主,是主力烃源岩层,油源条件良好;（2）沙三段储层整体以中-高孔、低渗为主,以大辛庄背斜构造带沙三中亚段（Es₃^中）物性最优,且沙三段储盖组合优越;（3）该构造带夹持于固安西与柳河营南两大生油洼槽间,油气富集受鼻状构造圈闭、浊积砂体展布、油源断层输导及后期构造抬升双重效应共同控制,形成下生上储和旁生侧储成藏模式;（4）构建屋脊式和牙刷状两种构造成藏模式,揭示油气沿构造高部位及断层带状富集规律。从49个圈闭中优选G 8和L 1北2圈闭为最有利目标,预测石油资源总量超500万吨、天然气近40亿方。研究成果为后续廊固凹陷复杂构造区含油圈闭的研究和勘探提供了理论指导和技术支撑。

东营凹陷北部陡坡带发育大量砂砾岩扇体,是油气富集的有利场所,在油气勘探中占据重要地位。但近年来胜坨地区多口井在沙四下亚段砂砾岩体钻探过程中未见有效油气显示。为揭示该异常现象成因,基于油气成藏理论,综合构造演化史、沉积史以及测录井资料,对坨深3块沙四下亚段烃源岩、储层、盖层、圈闭等控藏条件展开分析。研究表明：区块内主要发育自源型油气藏,与沙四上亚段低部位烃源岩相比,沙四下亚段盐膏层下发育烃源岩含油性差,生油潜力有限,难以提供油源支撑;在深湖-半深湖沉积背景下,砂砾岩体顶部沉积厚层盐膏层构成优质盖层,但其下孤立、不连续的储集体物性较差;油气主要通过断层、砂体及不整合面组成的输导系统运移至圈闭内保存,构造-岩性圈闭与沉积演化模式共同控制了区块内油气成藏。该研究为研究区沙四下亚段砂砾岩体的勘探识别及后期产能建设提供了重要的参考依据。

为充分认识南堡3号构造带油气成藏过程,提升油气勘探效果,基于地质、地球化学等资料,运用含油气盆地数值模拟技术,在系统分析烃源岩发育特征的基础上,定量重建主要烃源岩层系的生排烃史,并探讨成藏过程匹配关系。结果表明：研究区发育沙三段、沙一段和东三段3套烃源岩,有机质丰度高,有机质类型以Ⅱ型为主;沙三段烃源岩处于成熟和高成熟阶段,生排烃强度高,大规模生排烃时间主要集中在东营组沉积末期至明化镇组沉积中期;沙一段和东三段烃源岩处于成熟阶段,生排烃强度中等,主要生排烃时间在明化镇组沉积中期至今;圈闭的形成期与油气生、排、运、聚具有良好的匹配关系。研究建议,中深层油气勘探应以沙三段烃源岩为油源,中浅层油气勘探应以“沙一段+东三段”烃源岩为油源,以紧邻曹妃甸次洼且有断层垂向沟通烃源岩与储层的构造和岩性圈闭为主要目标。

为探索低渗透油藏开发过程中压力场的动态变化规律及其影响因素,以安塞油田W井区长2^1-3油层组为研究对象,综合运用静压测试、压降测试及压力恢复测试方法,分析2019年与2023年地层压力场的时空演化特征,并结合地质构造、砂体展布及注采比等参数,揭示压力场动态变化的主控因素及作用机理。研究结果表明：时间维度上,地层压力场呈现显著非均质性,流动系数差异达22.5倍,局部高渗带压力恢复明显;空间分布上,压力分布由均匀转为高低压分化,东区地层压力增幅达11.04%,西区地层压力降幅为15.45%,中区地层压力降幅为21.56%。地质构造低点、砂体厚度及注采比是压力场动态变化的主控因素,其中注采比与压力增加百分比呈强正相关（R²为0.972 2）。该研究结果为低渗透油藏开发调整方案的优化提供了理论依据。