随着钻井工艺及信息化技术的进步，传统的岩屑录井与现代勘探技术的发展已不相适应，岩屑描述数字化技术不断发展，这些技术以岩屑为分析对象，获取岩屑中元素、矿物的含量和放射性数据，从而实现了岩屑数字化分析，突破了传统的岩屑描述录井方法，使录井由定性向定量的发展得以实现。以X射线荧光岩屑录井技术、X射线衍射技术、岩屑伽马技术为代表的岩屑录井数字化技术在塔里木油田应用取得了较好效果，对于该地区地质卡层、特殊岩性识别、储集层的预测起到了重要的作用。
奥陶系碳酸盐岩是塔河油田勘探开发的主力油气藏，其储集层的非均质性、缝洞单元横向变化以及多期油气充注、复杂油气水赋存关系，一直困扰着储集层流体识别与测试选层、酸压方案的准确与高效决策。通过气测烃类组分变化与测试结果拟合研究，创新建立塔河油田复杂碳酸盐岩储集层湿度系数与干燥系数流体识别模式及C1/C2与（C3+C4+C5）/C1油质判别模式，首次实现储集层流体与油质的随钻快速同步识别，为勘探开发现场及时卡层取心、完井决策、测试选层以及酸压段与酸压方案论证提供了新的技术支撑，实现了弱含气油层的随钻发现与油质轻重类型判别以及纵向含水层段的锁定，为酸压工艺配套优化提供了新的依据。该技术在塔河油田22口新井现场应用成效显著，随钻流体识别与测试结果验证符合率达86.36%，随钻油质识别与实验分析验证符合率为82.35%，展示了良好的推广应用前景。
X射线荧光录井在一定程度上解决了细小岩屑和特殊岩性随钻识别的难题，为钻井现场岩性解释和地层评价提供了更多的依据。但前人基于X射线元素录井的岩性精细解释方法论述较少，且当地层环境复杂、井筒岩屑混杂、岩样取样间隔大、元素录井分析样品代表性差时，地层岩性的有效识别依然是困扰地质人员的难题。为此，以渤中21-23构造带的碳酸盐岩岩性为例，提出了利用常规测井资料提高元素录井元素含量纵向分辨率，利用元素俘获测井提高元素录井岩性解释精度的新方法，即相关性判别法。该方法通过实际应用与验证，能有效提高解释精度，并可实现现场快速应用推广。
沙一段生物碎屑白云岩储集层是渤中X油田的主力油层，由于其埋藏深、厚度薄、横向分布变化大的特点，钻前地震预测精度低；钻井作业过程中受井眼井况、钻井液性能、东营组异常压力等因素的影响，井场录井对生物碎屑白云岩的识别难度也大大增加。在对油田内已钻井的生物碎屑白云岩储集层岩电特征统计分析的基础上，通过归纳总结渤中X油田生物碎屑白云岩的钻时特征、气测特征、岩屑特征，形成了渤中X油田沙一段生物碎屑白云岩井场综合录井识别方法，应用钻前深度预测、钻时对比、气测异常、岩屑识别可有效解决薄层生物碎屑白云岩储集层识别难的问题。该方法在调整井A3井和A8井的作业中获得了较好应用效果，对油田后续调整井作业具有较强的指导性。
通过对高青油田花古区块卡取下古生界潜山界面的6口井进行连续系统的碳酸盐含量分析发现,分别在太原组中下部、本溪组中部、下古生界八陡组存在3段碳酸盐含量异常变化，进行数据制图分析则可以看出纵向上碳酸盐含量异常层段存在着“3段步步高”变化特征，尤其是第三段进入下古生界八陡组在碳酸盐总含量较第二段本溪组存在“步步高”变化特征的同时，还伴随着CaMg(CO3)2含量较第一段太原组和第二段本溪组均出现“突变(骤高)”的特征。利用这种碳酸盐总含量“3段步步高”与CaMg(CO3)2含量“突变（骤高）”组合变化（即“3合1”组合特征），可以准确有效地确定地层层位和碳酸盐潜山界面。
柴达木盆地英西地区E32地层岩性复杂，矿物种类多样，储集层混积特征明显，现场录井岩性描述困难。为了解决英西地区录井岩性剖面符合率低的问题，从X射线元素录井分析仪所分析的众多化学元素含量中，选择与矿物种类密切相关的元素含量，建立了黏土、白云岩、灰岩、硬石膏及钙芒硝、盐岩、砂岩6种矿物与元素含量的多元线性计算模型，模型计算出的矿物含量与实验室全岩分析数据进行对比，相关性都在0.91～0.95。应用效果表明，在英西地区建立的XRF元素录井计算模型计算精度高，便于录井现场快速推广应用；另一个优势是，由于英西地区井下复杂情况频出，XRF元素录井技术可以基于岩屑资料来实现岩性识别以及岩石矿物的定量评价，解决无条件进行测井情况下的岩性识别问题。
常规录井技术方法已不能满足非常规页岩气井勘探开发的需求。根据不同品质的页岩储集层中岩样的放射性强度及各类矿物元素含量不同的特征，运用随钻伽马能谱及元素含量曲线特征分析技术，切实解决了中靶前目标储集层及靶点深度位置准确预测难、页岩储集层纵向优劣变化及横向分布识别不清等难题。该技术为水平段轨迹动态导向、判断页岩储集层位置、预测优质储集层顶底界面、轨迹优化调整及提高优质页岩储集层钻遇率提供了有效的技术支撑。
冀东南堡凹陷是渤海湾盆地油气富集区之一，主要勘探开发层位为新生界古近系、新近系。为解决复杂钻井中油气水层难以识别的问题，引入了轻烃录井技术。通过对轻烃各项参数特征进行分析，结合单层试油结论，优选出轻烃丰度、出峰数、C1/∑C等作为含油性、含气性参数；为提高储集层含水性的识别能力，优选出C6-C7中差异性大的两组参数组合，定义为含水指数Dw，利用轻烃丰度与Dw建立适应该地区的轻烃录井解释图板，进而建立了轻烃录井解释标准。截至2016年底，通过运用轻烃录井解释新方法，解释符合率已提高至82.9%，有效地解决了南堡凹陷储集层油气水层流体性质识别难题。
新场气田蓬莱镇组气藏曾被誉为川西陆相“浅而肥”气藏，总年产量占气田的60%以上，在经历近20年的开发后目前大部分井已处于低效、低产甚至停产状态，急需挖潜增产接替衰减的产能。但由于早期中深层勘探评价井对浅层蓬莱镇组未开展测、录井，专层规模开发时期采用丛式井组，井组单元内仅1口井进行测、录井，其余大部分井未进行测井或录井，导致后期老井挖潜选层面临评价资料欠缺的难题与技术挑战。通过井震合成标定，创新建立了井震结合砂体识别与含气评价技术，有效解决了未测、录井段砂体的识别与含气评价难题，取得了老井挖潜技术井震结合、点面延展的新突破。在首批挖潜实践的11口老井中，9口井获得工业产能，挖潜效果明显，产量提高至原来的3~17.5倍，挖潜建产成功率达81.8%，最大限度规避了挖潜选层风险，为低孔隙度、低渗透率、致密难动剩余储量的挖潜提供了新技术支撑，展现出良好的应用前景。
充分利用核磁共振录井获得的可动性参数和物性参数，是提高核磁共振录井解释评价准确性的关键。针对鄂尔多斯盆地陇东地区中生界延长组部分致密储集层核磁共振录井所测含油饱和度偏高，以及现有解释不能充分体现物性好坏的问题，引用反映流体可动性的可动指数和反映储集层孔隙度和渗透率的物性指数两个参数，建立核磁共振录井解释图板。经过最近两年陇东地区的试油资料和实际应用验证，不同流体性质的可动指数和物性指数差异性明显，可动指数与物性指数图板能够准确划分不同流体性质，提高了核磁共振录井在陇东地区中生界延长组解释评价准确性。
海上油田勘探开发过程中，可利用丰富的气测参数建立多种交会图板，用于油气层的快速识别评价。为了确定最优解释图板，首先从参数优选出发，在分析渤海X油田地层流体性质及气测录井特征的基础上，以井深2150m为界将X油田地层分为浅层和中深层；然后运用统计分析的方法，按层位分别从气测幅度指数（DF）、重烃指数（CHS）、含油丰度指数（TCS）、油性指数（DY）4个气测派生参数中优选出对储集层含油性最敏感的2个参数：浅层为DF和TCS，中深层为DF和DY；最后利用敏感参数建立了渤海X油田气测解释交会图板：DF与TCS图板（浅层）和DF与DY图板（中深层）。所建立的图板经过X油田6口井21个层的验证，总体符合率达90.5%，证明了图板的有效性。
渤海油田现有的气测录井解释储集层流体性质的方法存在多解性和不确定性，为更有效地提高储集层流体性质识别的精确度，通过分析大量气测数据和流体性质的相关性，发现正异烷烃比值能更准确地解释油水层，提出了一种利用气测录井资料识别储集层流体性质的新方法——正-异烷烃比值图板法，并采用10nC4/iC4、10nC5/iC5建立了相关区块比值图板和评价标准。该图板已用于渤海油田10口井，油水层识别准确率达90%，效果显著，具有较高的推广价值。
岩心作为地下地质信息的最直观的载体，可以直观地提供储集层岩性、物性、含油性的信息，其在油水层解释中的作用不容忽视。基于岩心资料在大庆油田中浅层油水层解释评价中的应用情况，从岩心资料观察技术入手，重点分析了岩心资料在样品采集、含油显示落实、油水层精细解释等方面的应用方法，并通过岩心资料在大庆油田中浅层J67井等疑难井解释中的应用实例，证明了岩心在油水层解释中不可替代的作用。统计2015-2017年来大庆油田中浅层试油井64口（其中取心井26口，非取心井38口），结果可知：取心井试油60层，符合52层，符合率为86.7%；非取心井试油68层，符合56层，符合率为82.4%。取心井的符合率明显高于非取心井，表明岩心资料在中浅层油水层解释中所具有的重要作用。
信息化技术在石油钻探领域应用较晚，在高速发展的同时，也暴露了系统架构缺乏顶层设计、数据资源无法共享、业务系统难以满足需求的核心问题。为解决作业队伍宏观管控、生产市场数据共享应用、系统录入工作量大、多系统间信息孤岛等问题，研发了渤海钻探生产运行与应急指挥系统,利用地理信息技术和多源异构空间数据集成、云计算、物联网等技术，采取多形式通信手段，通过跨专业、跨部门、跨地区的数据综合分析、协同作业，建立符合行业实际应用的综合应用平台，实现生产及应急资源数据的综合应用，提升了企业的管理水平。该系统为应用人员在队伍动态、生产运行、应急资源、应急演练及指挥、远程通信等方面提供了信息化服务，也为管理决策人员及时掌握市场生产动态、应急指挥提供了决策依据。
为了快速准确地完成井斜数据批量处理，提出了基于EXCELVBA批量处理井斜数据的方法，采用VBA进行编程，实现井斜数据直接导入PETREL、GSM等建模软件中。首先借助导入外部文件函数打开井斜数据文件并进行校正处理，然后借助“批量处理”函数，对所有的井斜文件一次性批量校正处理，批量导出3种不同格式的文件，并根据预设的数学模型计算出与井斜数据相关的各种参数。该方法有效缩短了人工重复性井斜数据处理时间，提升了井斜数据处理时效，满足了后期地质研究建模和油气田开发研究的需求。
为满足深水、高温高压等恶劣环境下的智能录井需求，引进了法国地质服务公司研发的最新一代智能化综合录井系统，并开展了该系统在优化钻井工程中的应用研究。该系统与常规综合录井工程监测相比，除现场监测软件外，还配备了基地供专家决策的Thema智能分析软件。现场监测软件增加了气测值同步校正、钻井液体积实时补偿以及钻井液回流监测等功能，提高了恶劣环境下现场快速判断井下复杂的能力；Thema智能分析软件可以根据各项参数智能分析钻井工程情况，如通过钻具振动、钻井效率、井眼清洁情况、同步事件等进行智能分析，实时分析钻头磨损、钻具磨损、井眼清洁、压力平衡等情况，并提出合理化建议。中法渤海地质服务有限公司应用该系统服务于南海、渤海、东海的各类重点井（深水井、高温高压井、科探井等），共计完成200余口井的录井作业，现场多次预报井涌、井漏等事故，Thema智能软件多次为甲方提供决策性意见，优化了钻井工程，多次避免恶性事故的发生，节约了钻井时间，提高了作业效率。
快速色谱仪是一种小型精密在线分析仪器，它在石油、化工等领域都有着广泛的用途。以中石化胜利石油工程有限公司地质录井公司自主研制的SLSP-2K型快速色谱仪为例，分析了其设计思路、仪器结构以及色谱最佳工作状态的影响因素，在此基础上提出了其最佳工作状态的调试方法。色谱柱柱箱温度设定为85℃左右且样品气进样量为100μL时,选择载气流量为30mL/min、燃气（氢气）流量为30mL/min、助燃气（空气）流量为300mL/min的混合比（1∶1∶10），检测器可以获得高的响应值和较好的稳定性。同时，定期更换氢气、空气、样品气过滤器滤芯，可确保快速色谱仪在最佳工作状态下运行，利于在石油勘探开发中获得较好的效益。
为实现直井、大斜度井、水平井等多井型录井资料快速对比的需要，开发研制了一个多井型录井资料对比系统，将大斜度井、水平井录井资料垂直校正和录井资料对比有效地结合起来。通过软件的设计和编程，实现了多井型录井资料垂直校正和对比图的快速绘制。该系统能够很好地完成由人工方式向计算机自动化的过渡，实现多井型录井资料对比图的绘制，具有省时、高效、高精度的特点。详细介绍了该系统的构成、特点、工作流程，以及在吉林油田英台、小城子和伏龙泉等地区165口井录井地质交底、中途对比、油气水层解释的录井资料对比分析应用，与以往方法相比可节省二分之一的工作量，并辅助提高了录井解释符合率。
为提高录井谱图的应用效果，利用计算机数据解析技术，对录井行业地化、轻烃、核磁等一系列特色技术产生的二进制数据谱图文件进行解析，进而总结出录井行业二进制谱图数据解析的通用方法和流程。利用这些方法，结合通用数据库，可以实现对谱图文件进行解析和数字化、格式化处理，最终形成录井特色技术谱图数据库。在谱图数据库的基础上，借助信息技术实现特色录井数据查询、谱图展示、谱图输出等，对实现特色录井技术谱图数据的再挖掘利用和数据综合解释评价工作起到了重要的作用。
鄂尔多斯盆地镇泾地区中生界印支古界面上下延安组、延长组具有良好的油气显示。一直以来，风化壳上下的岩性识别、地层归属都存在争议，这影响了油气成藏特征的认识及油藏主控因素的分析。通过实验室薄片鉴定、现场岩心核磁共振及测井曲线数值和形态等技术手段，对古界面上下岩性、物性及含油气性进行分析，厘清了古界面上下地层的岩性组合特征，确定了地层划分方案；在此基础上探索古界面上下油气富集规律，分析主控因素，并对古界面上下油气富集有利区进行预测。
下扬子地区苏北盆地古生界页岩气研究尚处于起步阶段，为加强对古生界页岩气藏的认识，结合钻井现场地质剖面，研究了区域内泥页岩特征，并在此基础上对所采集样品进行地化分析，采用氯仿沥青“A”法和含气量法，计算出各层位页岩油气资源潜力，并进行最终的综合评价。认为二叠系大隆组（P2d）和寒武系幕府山组（∈1m）页岩有机碳含量高、吸附气含量大、脆性矿物含量高、资源潜力大，页岩气形成条件最有利，并针对这2套泥页岩发育的层位分别提出了有利勘探区，而二叠系龙潭组（P2l）、孤峰组（P1g）和志留系高家边组+奥陶系五峰组（S1g+O3w）页岩油气形成条件相对较差。这将为苏北盆地页岩油气下一步研究与勘探提供依据。
黄骅坳陷中北区新近系馆陶组、明化镇组浅层气丰富。为提高浅层气的开发程度，进行了成藏因素和多元复合成因类型分析，浅层气浅层气分布主要受断层及曲流河砂体展布形态等控制，单一气藏的规模受河道砂体岩性边界的影响很大。气藏可分4种类型：“Y”字形断层控制型气藏、反向断块型气藏、断层岩性控制型气藏、砂岩透镜体型气藏。浅层气源主要为油溶释放气和原油降解气，其形成机理主要表现在深部“端源”古近系生成油气沿大断层向上运移，二次油气分布主要是以游离气或油溶气、水溶气形式向上运移形成的古近系东营组及新近系馆陶组、明化镇组油藏；这些浅层油藏经原油稠化后的油气分离、天然气渗滤扩散，在新近系明化镇组、馆陶组浅层气成藏即第三次油气再分布。根据对浅层气成因及成藏序列的分析，在选择浅层有利目标时，可以优先考虑下部油气富集、断层发育的构造高部位，这些部位一般也是浅层气藏相对发育、储量分布相对集中的有利部位。
苏北盆地洋心次凹泰二段致密油的研究尚属起步阶段。为此，以大量岩心实物、化验分析数据为基础，开展洋心次凹泰二段烃源岩厚度、有机质丰度、有机质类型、演化特征及泰二段储集层岩性、物性、脆性、含油性等致密油形成条件研究。研究表明，洋心次凹泰二段烃源岩具有“有机质类型好、优质烃源岩发育、埋藏深度大、演化程度高”等特点。通过岩心薄片分析，明确了泰二段优势储集层以底部六尖峰白云岩为主，为裂缝孔隙型储集层，打破了以往对泰二段主要发育泥页岩烃源岩而储集层不发育的认识。开展致密油纵向和平面甜点的评价，确定了泰二段底部1号小层六尖峰白云岩是纵向甜点评价的重点层段，应用“关键参数平面叠合法”进行洋心次凹泰二段致密油综合含油评价，确定其平面“甜点区”优选原则和参数，并初步圈定泰二段致密油平面甜点区范围，从而为该区致密油油气勘探提供了有力的地质认识支撑。
准东区块博格达山前带位于准噶尔盆地东南部，该区块勘探程度低，相对于准东区块北部地区,博格达山前带推覆体地层内部认识少。在逆掩构造运动背景下，推覆体地层形成了特殊的地层沉积特征及含油性。通过准东区块已钻取的Q1井、M2井等5口井资料，从岩电、镜下薄片及古生物等方面进行分析，认为准东区块博格达山前带推覆体地层内部具反旋回沉积特征、沉积具不均质性、为具有碎屑岩和火成岩的双重特征以及多样性的储集空间，运用岩石热解气相色谱及荧光显微薄片等技术手段判断其含油性具中质油特征。
应用水驱实验和储集层敏感性流动实验评价方法，对鄂尔多斯盆地渭北油田延长组浅层超低渗致密砂岩油藏储集层进行敏感性评价。评价结果表明，长3储集层属于弱水敏，长6储集层属于弱-中等偏弱水敏，长7储集层属于弱-中等偏弱水敏。储集层岩石水敏性随层位加深，水敏指数增加，水敏性增强。长3储集层无酸敏，长6储集层属于无-弱酸敏，长7储集层属于无-弱酸敏。整体上，研究区储集层酸敏性评价结果为无-弱酸敏，随储集层深度增加，酸敏性增强。储集层水敏性、酸敏性的变化趋势与储集层黏土矿物分布相吻合。
