功指数模型可以较好地反映钻头破岩做功的变化趋势，目前已在各类致密潜山地层（火成岩、碳酸盐岩等）中得到应用，但均停留在储集层识别方面，鲜有涉及常规砂泥岩地层的应用。基于在地质、工程领域对功指数模型的大量实践，对功指数趋势线建立方法进行了优化，使功指数比值参数的计算更为准确；同时通过研究功指数模型在砂泥岩地层的应用方法，并用于现场实时划分潜力层和定性分析地层泥质含量，为随钻录井综合解释提供有力参考；针对监测钻头失效、磨损以及钻井泥包等方面提出了功指数模型在钻井工程中的应用步骤，并取得良好效果。实践表明，功指数模型应用方法操作简单、时效性高，具有良好的推广价值。
渤海海域断层较为发育，原油性质复杂，油层解释评价的难度越来越大，需要从历年积累的大量数据信息中获得有价值的成果，统计方法成为一种不可或缺的手段。通过SPSS统计软件根据已有试油资料的岩石热解数据，分别建立判别公式和判别准则，利用判别函数建立二维坐标图板；通过将已知含油性的数据样本代入判别函数和分类函数，进而对储集层含油性质进行识别。将岩石热解判别模型应用于石臼坨凸起,其储集层流体性质识别准确率为87.6%，预测样品储集层流体性质识别准确率为87%，切实提高了岩石热解的解释速度和准确度。
录井装备技术在石油勘探开发过程中具有不可替代的作用，通过分析国内录井装备技术现状和当前录井装备技术发展面临的问题，归纳提出录井技术的不足与传统工作模式的缺陷，为提高录井技术水平和服务能力,满足油气勘探不断提高的要求,针对“互联网+”形势下录井装备技术的发展趋势，认为应立足于信息采集方式、作业范围、作业平台、跨平台应用四大技术领域，向“远程集群化录井”方向发展。
与一般意义上的定量荧光录井技术相比，三维定量荧光录井技术具有更高的灵敏度、更丰富的图文信息，能够相对全方位地反映油气显示的众多信息。针对该技术在渤海湾盆地的应用尚未建立有针对性的、有效的解释评价方法的现状，以该盆地A油田为例，利用不同性质原油样品分析的最佳激发波长、最佳发射波长和井壁取心岩心样品分析的油性指数建立原油性质识别标准；以井壁取心岩心样品分析的对比级别与油性指数为交会分析参数，建立三维定量荧光录井储集层流体性质初步解释评价图板，将该图板的解释评价结果与其他录井资料相结合，形成了储集层流体性质解释评价方法。该油田34口井43个油气显示层的应用表明，只有7层与试油结论不符合，解释符合率达到83.72%，能够较好地满足现场及时准确识别原油性质与解释评价储集层流体性质的要求。
近年来，水平井开发技术在断缝型致密砂岩油藏取得了良好的开发效果。断缝型致密砂岩油藏伴随断层、裂隙发育，具有一定的隐蔽性，而断层受地震预测精度制约仅通过设计识别较为困难，往往会严重影响正钻水平井钻遇效果。为确保满足地质要求，以断层对水平井地质导向的影响为出发点，通过钻前、实钻、钻后不同阶段的地层对比认识，结合实钻井、邻井与断层在空间的相互位置关系，形成断层识别对比方法，同时结合地震剖面综合预测，针对不同断层模式总结过断层水平井的轨迹设计方法，形成一套完整的过断层水平井地质导向方法。该方法已在泾河油田进行广泛应用，并取得了良好的导向实施效果。
页岩气作为近年来崛起的一种新型洁净能源，其钻完井关键技术是井筒服务技术研究的焦点。中国石油渤海钻探第二录井公司为实现优快钻井的目的，通过CN 8平台6口井的实验，探索“重点监测、及时预警、提前预防、根本解决”的综合录井安全监测工作方法。该方法利用页岩气开发工厂化作业的工艺特点，进一步挖掘综合录井地层对比分析、参数监测、远程传输等传统技术的优势，在优化井身结构、优化钻井参数、优化钻井液参数的钻井“三个优化”方面取得了良好的现场应用效果，钻井周期由首口井的73.23 d逐渐降至后期的27.33 d。现场实践结果表明，综合录井在工厂化作业中为实现优快钻井切实发挥了自身的技术优势。
塔中北斜坡构造带在奥陶系地层先后发现了大型礁滩型与岩溶型凝析气藏，主要储集层类型为发育缝洞体的碳酸盐岩，横纵向非均质性强。进入目的层地质跟踪过程中，受随钻仪器特性与现场录井方法限制，钻头位置判断与井底流体分析能力较弱，影响水平井实施效果。为了弥补上述不足，在该地区首次引入元素、岩石热解、轻烃录井技术，通过元素录井优选元素组合特征进行地层小层划分，指导导向建模，导向跟踪过程中，根据元素组合特征确定钻头在地层中的位置，通过岩石热解分析参数S2检测数值进行礁滩体储集层预测，并结合综合录井、岩石热解、轻烃等录井参数建立了该地区解释评价标准及图板，提高水平井随钻储集层流体评价能力和辅助水平井地质跟踪水平。通过现场试验，已取得了一定的应用效果。
渤中34-1油田为复杂河流相油藏，以3%以上采油速度实现连续5年稳产高效开发。目前随着油藏含水上升，油田已进入中含水生产阶段，老井产量递减趋势加大，同时由于河流相非均质性影响，尤其受地震资料及测试资料少限制，剩余油分布复杂，油藏潜力认识不清，调整挖潜难度大，导致稳产难度加大。该文对于缺乏资料认识的区域，探索用流压与产量压降试井等方法落实储量潜力；对于油藏认识程度较高区域，采用油藏优势动用潜力丰度评价等方法对剩余油进行定量表征，同时开展精细注水研究，优选注入压力，提高单井注水效率；通过对储量潜力的系统研究，为下步调整提供科学依据，也为海上类似油藏开发提供了借鉴。
吐哈盆地台南凹陷北部玉北区块深层二叠系稠油储集层气测录井异常显示微弱，呈C1相对含量低、C2相对含量较低和重组分含量高的特征，岩石热解分析以S1、S2峰为主，属于一种特殊烃组分的储集层，采用常规气测或岩石热解单一录井方法建立的图板难以有效识别流体性质。在分析该区块10口井15层试油层不同流体性质储集层气测与岩石热解录井参数特征的基础上，尝试应用气测与岩石热解各自常规图板类型统计分析，筛选出区分油层、差油层、干层明显的两个特征参数——C1/C3和Pg，建立了气测与岩石热解参数综合解释评价图板及标准，为该区块稠油储集层解释评价提供了有效方法。回判应用解释评价符合率为86.7%，2015年新井应用解释评价符合率为87.5%。虽然该方法解释评价符合率较高，但有时会出现油层与干层重叠的特殊情况，可结合录井的荧光分析、岩心观察以及测井资料，综合确定解释评价结论。
苏里格气田是全国天然气的主要产区之一，鉴于该区气田边界及规模尚不明确，气水分布规律也较复杂，对主力产气层盒8段、山1段、马五段储集层的含水性难以识别。考虑到轻烃录井技术能够更加准确地检测出天然气储集层中各组分含量，尤其是检测C1-C5比气测录井更加准确灵敏,首先利用轻烃谱图对储集层类型进行初步的定性判断，再通过对轻烃参数的分析筛选出该地区含气储集层流体性质识别的多项标志性参数，如全烃、烃指数、苯、甲苯等8个参数，基于这些参数与储集层类型相关性的普遍规律，从中优选出C3/（C4+C5）和［C3/（C4+C5）］∑C1-5两参数，并分层系建立了轻烃解释图板。通过综合运用轻烃谱图、标志性参数、轻烃图板等轻烃解释方法，已经实现半定量判断天然气储集层的流体性质，从而有效地识别天然气储集层的含水性，提高了录井解释评价符合率，为后期的勘探开发提供了更可靠的依据。
在油田勘探开发系统工程中油气水层解释评价是重中之重，录井解释常用的手段是利用气测录井对储集层进行含油气性评价。基于地下单位体积岩石含气率的解释方法研究以常规录井数据、气测数据为基础，用地层取样、地层测试等结论来验证，通过整合不同区块、层组已钻探井的储集层流体结论信息，对不同流体类型的常规录井气测数据进行计算及特征统计，消除井筒环境参数、钻井工程参数的影响，建立地下单位体积岩石含气率的储集层评价方法及标准。经录井现场实例验证，地下单位体积岩石含气率解释评价方法适用于南海西部各盆地中不同地层的各种流体类型，取得了较好的应用效果。该方法将理论与实际相结合，从地下单位体积岩石含气率计算入手，从还原地层真实含油气信息的角度进行储集层解释评价，逐步提高了录井资料解释应用的精准度和可信度，具有一定的创新性。
松辽盆地英台断陷不饱和气藏投产易出水且出水量大，给后续开发带来很大困难。为解决该断陷天然气储集层含水性识别的难题，首先，分析了该断陷识别储集层含水性的常规气测解释评价图板所存在的不足，即只能识别气水同层及以上价值层，而对于价值层是否含水以及含水量高低无法判断；然后，分别针对气测录井的重烃相对含量、中-重组分比值、全烃异常及其曲线形态、烃湿度比与烃特征比曲线交会特征与储集层含水性的关系进行了深入分析研究，明确指出了各个特征参数及曲线与含水性判断指标，据此通过该断陷多口井有试气结果的多层数据的统计分析，形成了天然气储集层含水性解释标准。在应用过程中，依次利用储集层含水性常规解释评价图板进行识别，对参数与曲线特征进行分析，根据解释标准进行识别，可实现天然气储集层含水性的有效解释评价。经该断陷26口井55层的试气验证，与试气结果相符的为 51 层，不符的4层，解释符合率为92.72%。
辽河油区太古界基岩潜山油气藏由于受岩性和构造的影响，油气分布不均，储集层非均质性强、流体性质复杂，一些井在试油中出水量高，在含水识别上存在着一定的困难。针对该问题，分别从气测录井和轻烃录井的角度分析了储集层含水特征的主要表现形式。气测录井表现为：正构烷烃nC4含量减少，而异构烷烃iC4含量相应增大，当iC4/nC4比值大于1、且轻烃C1远远大于重组分∑C3-5时，可以考虑储集层含水，而随着含水量的增大，特征越来越明显；轻烃录井表现为：首先是随着深度的增加苯和甲苯积分值呈现一定程度的递减趋势，两者相比苯的递减趋势快，甚至会出现苯远远小于甲苯的情况，其次是轻烃谱图反映出出峰个数减少、C3以后的正构烷烃含量减少、正构与异构相比正构烷烃损失量大，且苯与甲苯的峰值逐渐降低。综合应用气测与轻烃录井识别储集层含水方法，较好地解决了太谷界基岩潜山储集层含水识别的难题，提高了储集层含水解释评价符合率。
随着大庆油田浅层气勘探由长垣南部向中部的杏树岗地区转移，杏树岗地区已成为浅层气勘探开发的重点地区之一。为加大该区浅层气勘探力度有效解释评价气层，在分析浅层气录井、测井参数响应特征的基础上，明确了气层定性解释方法，即录井的气测全烃异常幅度、曲线形态、显示厚度、相对甲烷含量以及钻时的异常变化特征法和测井的以中子孔隙度与密度为主、参考相关参数的特征法；在尝试应用常规气测解释方法不理想的条件下，结合该地区已试油层的全烃差值与烃灌满系数，建立了气测录井定量解释评价交会图板。将气层综合解释的定性与定量解释评价方法相结合，参考录井、测井参数响应特征，实现了浅层气的准确解释评价。
在油田开发定向钻井作业中，传统的随钻工具间多线连接通信方式增加了工具设计的复杂性，同时限制了多功能短节配置自由度，而将基于频分复用技术的电源线载波通信方法应用到随钻工具设计中，是一种现实可行的选择。在分析现有单总线传输方式、传输原理及网络结构和总线协议的基础上，发展了一种电源供电与数字信号传输共存的适用于井下随钻工具电气连接的单总线传输技术，该传输技术以其连接结构、节点连接方式和频移键控信号（FSK）的调制与解调方法，不但可简化电气接口的设计结构，还为石油钻井随钻工具适应不同的现场需要提供了可能，具有较大的技术优势和推广应用价值。
针对PDC钻头推广以来，油田岩屑录井作业所面临的人工采样难、描述识别难、信息上报不及时等问题，介绍了一种岩屑白光荧光自动录井系统。从结构设计、样品采集、样品清洗、图像采集、采样精密度等方面介绍了硬件部分的功能和特点，从现场实时分析和实时传输控制方面介绍了软件系统的功能原理和技术特点及在钻井现场的应用效果。实际生产测试表明，该系统能够自动连续采集岩屑样品，实时获取、存储和分析白光和荧光图片信息，并实现图片和报表等信息的共享和数据库管理，有助于实时钻井决策和后续勘探分析，具有较高的推广价值。
霸县凹陷鄚州地区油气勘探程度较高，但对油气成藏特征及主控因素等缺乏系统的总结和认识。为此，以鄚州地区古近系主要含油层系为目标，从生储盖组合特征入手，对该地区油气成藏特征进行了深入研究。鄚州地区油源条件相对有利，沙三段烃源岩厚度大，演化程度高，生排烃量大；沙一段烃源岩母质类型好，分布范围广，也具备规模的生排烃能力，油气供应条件良好，是其主要的生油层位；沙四段烃源岩对目的层段影响相对较小。受东西向物源体系影响，发育三角洲、滨浅湖、滩坝相等沉积储集层类型，砂体垂向上叠置，在深洼槽处也有发育；纵向上构成了多套生储盖组合。构造、沉积特征是该区油气成藏主控因素，尤其是区内断层发育；起到油源和储集层的沟通与调节作用，连续的砂体展布也对油气侧向运移起到重要的作用。
南堡凹陷古近系发育削超不整合、削平不整合、平行不整合等3种不整合类型。由于区域风化泥岩总体不发育，不整合的结构类型划分为双层结构Ⅰ型（砂-泥）、Ⅱ型（砂-砂）、Ⅲ型（泥-砂）、Ⅳ型（泥-泥）等4种类型，其中Ⅲ型（泥-砂）是区域最主要不整合油气藏成藏方式。受不整合结构类型的控制与断裂系统较为发育的影响，已发现油气藏主要为削平不整合油气藏与不整合断层复合型油气藏。这两类不整合油气藏也是南堡凹陷不整合油气藏勘探的首选目标。
尼日尔Termit盆地构造上位于西非裂谷系，是白垩纪早期发育形成的中-新生代裂谷盆地，目前盆地已经获得商业油气发现。在对Termit盆地烃源岩地球化学评价基础上，对油岩样品的生物标志化合物特征进行对比分析，明确上白垩统Yogou组发育好烃源岩，有机质类型为Ⅱ-2-Ⅲ型，烃源岩分布广，并且大范围进入生烃门限，是区内的主力烃源岩。油源对比结果表明，Termit盆地原油可划分为3类：A类原油来自上白垩统Yogou组海相烃源岩；B类原油来自古近系Sokor组陆湖相烃源岩；C类原油推测来自上白垩统Donga组海相烃源岩。
北部湾盆地福山凹陷为该盆地南部坳陷的次级构造单元，总体为北断南超近北东向展布的新生代断陷湖盆，其古近系流一段主要发育辫状河三角洲沉积，具有典型三角洲前积地震反射特征，为凹陷主要勘探目的层系之一。通过地震地层学研究结合地震反射特征对流一段划分出低位、水进、高位3个体系域，同时通过地震相特征分析、井震联合储集层预测、测井约束反演、频谱能量分析等技术开展分体系域储集层预测，结果表明流一段具有多物源、多扇体沉积特征；进一步厘清了预测扇体的展布规律，认为这些扇体处在合适的构造条件下有可能形成油气富集带，为有利的勘探单元。
