针对录井企业的生产经营仍沿用纸质文件和Excel表格等传统管理模式,存在文件保存困难、功能有限、跨专业统计不便等问题,开展了生产经营综合管理系统建立与应用研究。在构建生产经营综合管理系统过程中,经深度剖析公司各部门管理运行需求,运用分层与微服务架构及前沿技术,实现了数据高效整合、流程优化与智能决策。该系统应用可显著提升管理效能、降低成本,有力推动了录井企业的数字化管理创新。

随着国内石油行业组织结构变革及民营队伍的蓬勃发展,现场录井作业往往由非地质（录井）专业人员或青年工程师承担,录井作业人员工作经验匮乏、专业知识体系不完善等问题日益凸显,导致录井现场误操作、误报、漏报等现象增多,钻井井控风险日趋增加,对安全生产构成了不容忽视的威胁。基于此,提出了一套基于MapReduce（映射-归纳）大数据处理技术的智能录井平台,以大数据分析处理为核心,构建了录井任务书自动化生成、地质异常实时预警、综合地质评估等一系列核心功能模块,极大地提升了录井作业的智能化水平。经川渝、长庆地区98支录井队、700余口井实践证明,数字化录井作业模式可有效减少人为因素引发的误判与遗漏,为钻井作业提速、提质、增效提供强有力的技术支撑与安全保障。

碳同位素录井技术在石油勘探领域尤其是非常规油气勘探中应用广泛,为满足页岩油气大规模勘探开发需求,研制了DQL-T碳同位素随钻录井仪。其基于色谱-中红外量子级联激光联用,采用的激光吸收光谱技术是一种检测性能高、抗干扰能力强、使用成本低的气体检测技术。通过¹²C-O/¹³C-O分子键对激光光谱的吸收特征峰,能快速检测碳化合物的同位素值,将钻井液气或岩屑罐顶气进行C₁-C₃组分分离后输入氧化池,氧化生成的CO₂输入中红外激光光谱测量模块,即可实现碳同位素的测量。通过研究“紧凑-直线”型激光测量模块和超小体积气体吸收腔等技术达到整体设备小型化目的,采用多级控温技术使钻探环境下光谱核心温度波动小于0.02 ℃,从而可在井场实时测量钻井液气以及岩屑罐顶气碳同位素的变化特征。对某油田X井进行的碳同位素录井分析表明,DQL-T碳同位素随钻录井仪能够快速进行碳同位素测量,适用于野外严苛环境;分析认为罐顶气δ¹³C_1-7分馏较大、放气量中等的储层,油气富集程度高、赋存压力较大、储层物性相对较好,可作为重点改造层段。

在油气勘探开发现场,目前地层中氦气检测主要依靠气测录井技术,但在钻井液经环空返至地面的过程中,随着温度、压力等环境条件的改变,氦气等不易溶于钻井液的气体随着钻井液上升到地面后,会通过液面直接逸失到大气中。同时,现用的电动脱气装置安装位置距离钻井液出口较远,无法收集钻井液出口管道内逃逸的氦气,从而影响了氦气检测的可靠性。为此,设计研发了防逃逸式氦气收集装置,该装置由集气室、浮筒、固定装置、防逃逸补气管、集气管、提手等组成,固定在钻井液槽中钻井液管道的出口位置,其防逃逸补气管直接与钻井液出口管道连接,可以将钻井液中逸出的氦气补充至集气室内,从而便于及时收集钻井液中气体,减少氦气逃逸,有效提高氦气检测的可靠性。该装置结构简单,加工成本较低,使用便捷,适用于石油勘探现场对出口钻井液中氦气的收集,方便及时获取钻井液中氦气含量,提高了氦气气藏勘探的可靠性和有效性。

页岩气井产能的准确预测对页岩气高效开发至关重要,然而复杂的地质及工程因素使产量预测成为气田开发的难题。通过深入研究页岩气吸附特征和渗流机理,系统监测页岩气生产井天然气样品甲烷碳同位素特征,并结合生产历史数据与产量递减规律,建立调和递减模型和双曲递减模型来预测页岩气井早期产量。监测数据显示,生产气甲烷碳同位素值前期持续变轻,增产措施实施后变重,且在日产量与甲烷碳同位素值同时达到最大后,甲烷碳同位素值又开始变轻,分析认为可能是吸附气采出后扩散效应加剧分离作用的结果。研究表明,生产气甲烷碳同位素变化与产气量变化有良好对应关系,结合生产实际,前期采用双曲递减、后期采用指数递减的产能预测模型,预测结果更加准确。通过产能准确动态监测及储量评估,可有效指导页岩气开发。

针对渤海X油田沙二段低渗储层非均质性强,不同井之间产能差异大,勘探开发中部分井实际产能与钻前预测差异较大的问题,基于X油田18口井的录井和测井数据,运用灰色关联分析确定影响产能的敏感因素,创建产能评价模型,在此基础上,结合Pearson相关系数理论,确定产能判定指标（C_DP）、评价图板及标准,形成了随钻快速准确评价沙二段低渗储层单井初期产能的方法。研究确定气全量、深电阻率、孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量、有效厚度为沙二段低渗储层产能的敏感因素,通过这7个敏感因素建立产能判定指标、评价图板及标准,当C_DP≥0.28时,单井初期产能≥40 m³/d,当C_DP<0.28时,单井初期产能<40 m³/d。产能判定指标、图板及标准在X油田7口井中应用效果良好,可准确评价单井初期产能,为完井方案决策提供了依据,为复杂低渗储层快速评价产能提供了新方法。

为了提高利用测井资料识别致密砂岩储层岩性的精度和效率,基于文献调研,提出Lasso-SSA-Adaboost组合模型识别致密砂岩储层岩性。首先采用最小绝对收缩和选择算子（Lasso）模型对原始数据集特征值重要性进行排序及特征降维,进而把对于岩性识别分类精度更高的特征值送入自适应提升算法（Adaboost）模型进行训练学习;由于Adaboost在建模过程中使用较多超参数,因此采用麻雀优化搜索算法（SSA）对其进行超参寻优以获得最佳参数组合。以J研究区延8段致密砂岩储层测井及岩心数据为基础,训练构建Lasso-SSA-Adaboost组合模型。经Lasso模型特征提取后,Adaboost模型迭代误差率较未使用Lasso算法明显降低,岩性识别准确率提升明显;SSA算法全局优化搜索经较少次数迭代获得Adaboost最优超参数,提升了模型训练精度及效率。与K-近邻算法（KNN）模型和随机森林模型识别岩性效果进行对比,Lasso-SSA-Adaboost组合模型在测试集上预测准确率达到90%以上,表明了其在研究区应用效果较好。

在古近系复杂沉积动力条件下,惠州26-6构造形成了复杂的规模性砂砾岩沉积体,并持续伴有强烈的火山作用和伴生物质,导致潜山界面岩性非常复杂。目前对于潜山储层复杂岩性的系统性研究较少,且潜山界面的卡取与预警也是棘手问题。为了精准区分潜山储层复杂岩性,以及准确卡取潜山界面并减少工程事故,利用元素录井资料对潜山复杂岩性（主要是火成岩,包括闪长岩、花岗岩、辉绿岩）及进山模式进行了研究。研究表明,惠州26-6构造主要元素包括7种（Si、Al、Fe、Mg、K、Na、Ca）,针对潜山主要岩性火成岩,Si与Fe、Si与Mg、Si与Ca、Si与K这4个图板的区分效果较好。惠州26-6构造存在两种进山模式：一种为先进入闪长岩裂缝发育带,随后进入花岗岩基底,该模式存在亚类,其闪长岩裂缝发育带顶部风化壳发育一小段花岗岩侵入体,与基底花岗岩特征元素变化一致,但Si、Al元素存在差异,风化壳Si、Al元素含量略高;另一种为直接进入花岗岩基底。前者进入闪长岩裂缝发育带时,元素特征为Si、K、Na元素含量降低,Fe、Mg、Ca元素含量升高,再进入花岗岩基底时,Si、K、Na元素含量升高,Fe、Mg、Ca元素含量降低。后者的元素特征直接表现为Si、K、Na元素含量升高,Fe、Mg、Ca元素含量降低。

保8井区位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带北段的保德区块,为浅层煤层气勘探开发区域。因目的层埋深浅、地层倾角大、构造变化复杂,加之井场空间有限、井位密集,导致井区钻井施工面临钻井防碰、高位垂比、大摩阻扭矩和井眼清洁困难等难题。为此,采用Landmark钻井工程设计系统进行深入分析,通过计算特定入靶井斜角、靶点埋深及靶前距条件下的造斜率与稳斜段井斜角之间的关系,基于“提前造斜、稳斜探层、井间防碰”理念,进行井眼轨迹优化设计。即采用六段制三维井眼轨迹设计提升轨迹稳定性,通过调整造斜点位置来降低摩阻和狗腿度;采用漂浮下套管工艺来解决下套管难题,避免套管螺旋屈曲;通过“ϕ80.9 mm加重钻杆+ϕ73 mm油管+ϕ60.33 mm油管”的管串组合设计,确保压裂管柱顺利下入,减少抽油杆磨损,延长其使用寿命,提高排水降压效率。该方法成功应用于保8井区,完成了35口定向井和20口水平井的钻探,水平井平均位垂比3.15,最大位垂比5.32,无轨迹碰撞事故,储层钻遇率98.2%,井身和固井质量均达到100%优良标准。优化后的井眼轨迹在钻完井、压裂管柱下入和排采抽油杆偏磨等方面表现出良好的适应性,为构建国内首个亿方级煤层气大平台提供了坚实的技术支撑,该成功经验对于国内其他浅层煤层气勘探开发具有显著的示范效应和借鉴价值。

准确确定储层中岩石的类型和特征,可以为天然气勘探和开发提供重要依据,为此研究基于RBF神经网络模型的天然气储层测录井岩性识别方法。该方法针对设备性能差异和人为操作误差等因素导致测录井数据存在的偏差,分别从数据参数转换、压力平衡和钻井液流速影响3方面对测录井数据进行实时校正预处理,运用经验模态分解方法对校正后的测录井数据进行分解,得到低频、高频测录井数据分量,并计算测录井数据不同分量的状态特征谱熵,再将其输入RBF神经网络模型内,经过模型传输、映射和分类,输出天然气储层的岩性识别结果。实验结果表明,该方法可有效对测录井数据实施校正预处理,同时能从测录井数据内分解其高频分量,可准确识别天然气储层的岩性,应用效果较为显著。

原油密度的快速、准确预测可以直接支撑随钻过程中储量计算、指导作业方案制定及勘探决策部署。珠江口盆地珠一坳陷的油藏埋深、烃源热演化及运移保存条件不同,导致区域内原油密度差异较大,在作业现场无法实现原油密度的定量预测,给勘探作业决策及开发生产方案制定带来了一系列挑战。以三维定量荧光谱图和实验室原油密度资料为基础,结合区域油质定性划分标准,采用谱图分割的方法,确定不同油质组分占比,并与实验室原油密度进行相关性分析,构建了基于三维定量荧光录井资料的原油密度计算模型,实现了随钻过程中原油密度的实时、定量预测。在珠一坳陷不同靶区的9口井开展原油密度定量预测,其结果与实测原油密度相对误差不超过2%,表明该方法具备较好的推广应用前景。

目前,储层预测多依赖岩性和测井数据,录井气测资料中蕴含的丰富信息却一直没有被应用到储层预测工作中。地球物理专业认为,储层富集油气后形成双相介质,具有低频能量增强、高频能量衰减的特性,俗称“低频共振、高频衰减”,而录井气测资料能直观反映储层的含油气性质。为此,将地震资料和全烃曲线的优势有机结合,研究探索出一套基于地震-气测录井参数融合的储层预测方法。实践证明该方法既可应用于井位部署,也可用于随钻跟踪工作,为导向及时调整轨迹提供依据,从而提高钻井时效。

苏里格气田储层低渗致密,孔喉结构复杂,物性、含气性差异大,储层类型难以准确划分,不利于后续储层改造有效实施。为研究储层类型对储层改造的影响,甄选影响气井产能的有效厚度、孔隙度、渗透率、储层品质因子、渗透率变异系数、含气饱和度、气测最大全烃、自然伽马、水动力指数9个地质参数,利用K-means均值聚类分析算法将有效储层划分为3种类型,并采用归一化方法定义储层分类系数,形成了适合该气田的储层类型定量评价方法。以单套砂体为研究对象,从气层的净毛比、类型、有效厚度及平面展布规模4个方面量化分析,划分出15种储层组合类别并提出对应的压裂改造规模,形成差异化压裂改造方案,为储层改造提供量化依据。通过计算确定气田中部3个区块2023年149口完钻井的气层的储层类型,与压裂试气结果对比,平均符合率93.0%。气层的储层分类系数与无阻流量有较好的指数关系,可利用储层分类系数预测气层产能。

核磁共振评价技术在地层流体性质识别中发挥着至关重要的作用。然而现有的一维核磁共振存在一定局限性,不同流体及赋存状态均展现在同一T₂谱图内,且其赋存状态的判断受人为因素影响较大,影响了其对流体性质识别的准确程度。与之相比,二维核磁共振技术可以提供T₁、T₂等参数,能有效解决一维核磁共振分析方法中因不同流体信息重叠造成识别困难的问题。通过开展原始样品、饱水样品、饱锰样品条件下流体赋存状态及分布区间二维核磁共振技术实验,创建了剩余油指数流体性质识别方法。将该方法应用于准噶尔盆地9口井的9个试油层的流体性质辨识,准确识别其中8个层位的流体性质,准确率达到88.9%,提升了二维核磁共振技术在流体性质识别上的有效性。

录井数据蕴含了丰富的油气藏地质信息,包括储层特征、含油丰度、流体性质、产能状况等。然而,传统录井解释评价方法的准确性和可靠性受人为因素影响较大,难以满足定量准确评价的需求。基于统计学多元线性回归模型和熵值法,通过综合分析研究气测录井、元素录井、岩矿录井和地化录井数据,建立储层物性指数M_i和含油丰度综合评价得分F_i,以此构建定量评价图板及标准,实现了对录井数据的定量解释评价。在河套盆地扎格构造5口井的解释评价中,随钻解释符合率由80.00%提高至92.50%,有效降低了录井解释评价过程中的人为误差,为区域储层勘探开发提供了有力的技术支持。

随着鄂尔多斯盆地天然气勘探不断向深层拓展,盆地西缘奥陶系的多口井在乌拉力克组试气获得工业气流,勘探潜力得到了进一步证实。然而,随着勘探的推进,识别甜点储层和评估流体性质的挑战也日益凸显。为此,在前人研究的基础上,综合分析了鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组储层的61口井的关键录井参数,总结了这些参数在页岩气储层中的响应特征,并建立了相应的甜点储层评价方法和解释标准。通过在乌拉力克组25层/9口井的实际应用,解释符合率达到了85.0%,较之前提高了6%,有效提高了该区域页岩气资源的勘探开发效率和成功率,为鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组页岩气储层的后续勘探开发提供了技术支持。

由于对塔里木盆地阿满过渡带东部中-下奥陶统特深层碳酸盐岩断控储层特征及主控因素认识不足,一定程度上限制了该地区的井位部署和开发方案编制。为此,利用岩心、铸体薄片、成像测井图像、测井曲线和生产动态等资料对阿满过渡带东部中-下奥陶统储层特征和主控因素进行研究。结果表明：阿满过渡带东部中-下奥陶统碳酸盐岩断控储层以亮晶砂屑灰岩为主,可见断裂空腔、角砾间孔、溶蚀孔洞、晶间孔、晶间溶孔、宏观构造缝、构造裂缝、缝合线、溶蚀裂缝9种储集空间类型,主要的储层类型有洞穴型、裂缝-孔洞型及裂缝型;储层发育主要受控于沉积作用、断裂作用和岩溶作用,即高能滩背景下的颗粒灰岩为储层发育提供物质基础,走滑断裂是储层形成的构造前提,岩溶作用对研究区储集空间具有改善作用,促进了储层的发育。

页岩油作为非常规能源之一,在助力油田增储上产方面作用突出。然而,页岩油开采难度较大,施工成本较高,需要明确页岩油富集因素,以便实现精准定位、效益开发。针对渤海湾盆地歧口凹陷歧北次凹沙三段页岩层系,通过开展不同岩相类型的有机质和滞留烃对比分析,明确具有工业价值的含油气岩相类型;通过建立矿物组分与游离烃的交会关系,分析裂缝数量与纹层数量的相关性,明确页岩油赋存空间的主要控制因素。研究表明,该区域沙三段以纹层状页岩和层状泥页岩为页岩油主要的富集岩相,孔隙结构较好,有机碳含量高,层理缝密度大,滞留烃和游离烃含量较高,具有生产开发优势。研究认为,岩相类型、有机质类型和丰度、热演化程度、岩石矿物组成、纹层数量是影响页岩油富集高产的主要因素。

四川盆地川东北地区凉高山组优质烃源岩是陆相页岩油气勘探开发的重要层位。为了指导该区域陆相页岩油气的下步勘探开发,通过岩石热解、扫描电镜和X射线衍射等录井技术进行储层的宏观、微观特征分析,深入探讨了凉高山组页岩油气主控因素。结果表明：凉高山组主要发育3类典型岩性组合序列,纵向上表现为一次较完整的湖侵-湖退旋回;不同烃源岩生烃潜力差异较大,其中黑色页岩的生烃能力最强,具有高总有机碳（TOC）、高游离烃（S₁）、高热解烃（S₂）的特征,而泥质粉砂岩的生烃能力最弱;优质页岩储集空间以无机孔、有机质孔和微裂缝为主,其主要矿物类型为石英和黏土矿物,储集性和可压裂性好。进一步分析认为,凉高山组大套优质湖相页岩主要受沉积环境控制,形成于水体较深的还原环境,有利于有机质的埋藏保存,较大的地层厚度使页岩油气难以克服运移阻力而多滞留于烃源岩的中部,且上部和下部页岩中少量油气可能在压力作用下部分发生了排运。综合分析认为,川东北地区凉高山组湖相页岩有机质热演化程度适中,微裂缝发育,可压裂性好,具有良好的页岩油气富集与开发潜力。

鄂尔多斯盆地东南缘延安地区延长组长7段是典型的陆相页岩气勘探开发层位。为了解不同成因孔隙及其结构对陆相页岩气吸附作用的影响,利用有机地球化学方法研究了延长组长7段泥页岩的矿物成分,采用氮气低温吸附法研究页岩的孔径分布特征并利用分形理论对页岩中氮的吸附特征进行解析,进而揭示了泥页岩孔隙结构的非均质性。长7段泥页岩有机碳含量为0.50%~6.43%,平均为2.93%;脆性矿物含量为0~46.00%,平均为7.75%;黏土矿物含量为21.00%~59.00%,平均为40.95%。由长7段岩样的分形拟合曲线可知,分形维数可以划分为两段,第一段分形维数D₁为2.029 4~2.501 5,平均为2.271 0,对应着长7段泥页岩中较大的微米级裂隙;第二段分形维数D₂为2.489 3~2.622 3,平均为2.555 0,与纳米级孔隙相对应,其孔隙结构更为复杂,孔隙内表面比较粗糙,具有极强的非均质性。在长7段泥页岩中,纳米级孔隙是吸附态气体的主要储集空间,而较大的微米级裂隙则是游离态气体的储集空间及渗流通道。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段的沉积环境主要为半深湖-深湖相,其中深水重力流沉积广泛存在。深入解析这些沉积特征及其空间分布规律,对于指导油气勘探具有重要意义。针对盆地西南部的长7段,依托取心井的精细岩心描述、测井数据分析以及实验室显微观察等手段,阐明了该层段深水重力流沉积的具体类型及其储层特性。长7段深水重力流沉积微相主要包括滑动-滑塌、砂质碎屑流和浊流3种典型类型,可细分为8种岩相组合类型。根据测井资料将长7段划分为6种具有代表性的测井相组合。在储集砂体方面,砂质碎屑流与浊流沉积占主导地位,滑动-滑塌沉积较少但同样重要。这些储集砂体普遍具有成熟度低、孔喉结构复杂及物性较差的特点。不同类型的成岩作用对储层孔隙的改造效果差异显著,这一发现对于理解深水重力流沉积的储层性能及其演化具有重要意义。

为深入了解苏49区块上古生界盒8段储层的地质特性和储层特征,应用取心观察描述、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光等试验研究资料,从岩石学特征、孔隙类型、孔喉特征及成岩作用等方面对盒 8 段储层开展了系统研究。结果显示：盒 8 段储层岩石类型以岩屑石英砂岩、石英砂岩为主,碎屑成分主要为石英类（石英、燧石）,其次为岩屑组分,局部见少量长石颗粒;孔隙类型以次生孔隙为主,原生粒间孔隙次之,且以发育小孔喉为主,盒8下亚段物性较好,平均孔隙度和渗透率分别为8.15%、0.58 mD,盒8上亚段物性次之,说明研究区盒8段储层属于致密特低渗砂岩储层;盒8段主要有压实、胶结和溶蚀3种成岩作用,其中溶蚀作用形成的高岭石晶间孔和溶蚀孔对储层物性具有明显改善作用;微裂缝对区块中、东部储层物性有较大的改善。研究成果有助于更好地理解该区域天然气储存规律,为储层改造和高效开发提供科学依据,从而助力区块产能建设和开发。