录井技术具有“多、快、好、省”四大优势,但行业发展仍面临“基础理论薄弱、高端技术不足、服务存在短板、发展生态欠佳”四大挑战,亟需抓住“思维模式”这个源头,驱动录井技术创新的良性发展。为此,提出了录井技术创新应遵循的理论思维、系统思维、原位思维三种基本思维模式：理论思维包括沿用理论、延伸理论、创新理论三个层次;系统思维包括技术链思维、技术系列思维、技术体系思维三个层次;原位思维包括油气藏原位思维、地质工程一体化原位思维两个层次。三者相辅相成,构成录井技术创新思维的基石。三种基本思维模式对于厚植录井理论体系、深耕录井技术体系、完善录井服务体系,从而改善录井生态体系具有一定的指导与促进作用。

新疆油田、塔里木油田等西部油田地域辽阔,传统传输网络因通信信号覆盖不足,导致部分井场采集的数据无法及时回传,这对于前方井场钻井施工运行优化、后方基地钻井施工实时监控及地质解释研究等产生了一定的影响。为解决因网络覆盖不足导致的录井数据实时传输难题,研发了基于北斗短报文的录井数据实时传输系统。通过解析北斗三号卫星导航系统传输协议、构建北斗录井数据传输测试环境、开发北斗录井数据实时传输系统,实现了录井数据的“采-编-发”一体化闭环传输。该研究不仅解决了传统网络依赖问题,还通过北斗协议的自主可控性降低了能源数据安全风险,为油田数字化转型提供了高可靠、低成本的通信技术支撑,并为北斗系统在能源领域的规模化应用提供了实践范例。

钻井技术发展大幅提升了钻井效率,导致传统肉眼岩屑识别方法难以满足高效录井,加之现场人员技术水平差异,严重制约了岩屑录井质量提升。为此,构建融合人工智能、图像分析与物联网技术的岩屑数字化智能识别系统,实现了岩屑数据的自动化采集、实时处理与智能解释。该技术集成了高分辨率图像采集、数字图像特征提取和基于深度学习的AI岩性分类模型,在长庆油田的实际应用表明,岩屑数字化智能识别系统的岩性识别准确率提升至90%以上,有效解决了传统人工鉴定中对微小碎屑岩性定名困难的问题。该系统不仅显著提升了岩屑录井的精度与效率,也为推动录井作业由经验型向智能化转型提供了关键技术支撑,对提升整体录井质量具有重要的现实意义,应用前景广阔。

岩石硬度和塑性系数是石油钻探的重要指标,由于全尺寸岩心取心难度大、成本高,利用岩心实验获取该指标的方法受到限制。为此选取某油田青山口组岩心,通过开展静载压入实验和XRF元素实验,构建硬度、塑性系数和元素特征数据集,并运用皮尔逊相关性分析和粒子群优化的BP神经网络（PSO-BP）算法,揭示了岩石硬度和塑性系数的主控元素,建立了基于XRF元素录井的页岩硬度和塑性系数随钻跟踪评价方法。预测结果表明：页岩硬度的主控主量元素为Fe、Al、K、Ca,微量元素为Cr、Rb,页岩硬度与Ca元素呈正相关,与其他主控元素呈负相关;塑性系数的主控主量元素为Ti,微量元素为Cd、Nb、Ni、V,塑性系数与Ti元素呈负相关,与其他主控元素呈正相关;页岩硬度预测模型网络误差为8.06×10^-8,塑性预测模型网络误差为3.02×10^-11,均小于预设阈值。由该方法在页岩油钻井随钻跟踪中的应用可知,工区页岩主体属于中软3级的低塑性岩石,据此推荐了适配的PDC钻头,取得了较高的机械钻速,为钻井动态优化提供了技术支撑。

随着油气资源勘探开发的不断深入,地层三压力（孔隙压力、坍塌压力、破裂压力）的精准监测显得更为重要。然而,传统地层三压力监测方法虽然已被广泛应用,但存在依赖人为经验和参数设定的局限性。为了实现地层三压力的实时精准监测,以黄骅坳陷北大港潜山构造带4口待监测井为例,基于待监测井周边已完钻井的钻、录、测井资料,结合极端梯度提升（XGBoost）、轻量级梯度提升机（LightGBM）及随机森林（RF）等先进机器学习算法,将钻、录井数据与基于多孔弹性力学理论的测井计算压力相耦合,并采用加权集成（Weighted Ensemble）算法进行了优化,实现了地层三压力的实时精准监测。结果表明：研究区全部实测压力点钻后评价显示,孔隙压力预测的平均相对误差为6.32%,整体监测精度在93%以上,多参数耦合地层三压力监测技术具有较高的预测精度和良好的泛化性能及可行性。鉴于该方法能够实现多岩性、多类型储层、多压力成因地层的随钻三压力精准监测,可推广应用到其他复杂油气藏的随钻三压力监测中,为地质工程一体化风险预测与钻井安全高效施工提供技术支撑。

钻井现场出口钻井液参数监测过程中,因井筒返出钻井液流速快、冲击力大且伴随岩屑沉积,常导致传感器安装不垂直、探头被掩埋,造成测量参数误差大,影响油气显示发现、评价及井筒安全,为此基于自动化控制原理及钻井液定量采集技术,研发了一套出口钻井液参数定量监测系统。该系统通过优化传感器工作环境与监测方式,可确保出口温度、密度和电导率传感器在最佳工作条件下实现定量监测,有效解决了井场工作条件不达标等难题,已在吐哈、新疆、苏里格等油气田的32口井应用,显著提升了出口钻井液参数监测的精准度,为油气田钻井过程中井筒安全把控及后续油气资源开发评价提供了可靠的技术支持。

为满足石油工业生产领域对压力测量精准度的严苛要求,解决传统压力表校验方式的局限性,应用高精度压力传感器、自动化控制技术、机器视觉与图像处理技术及智能算法,从硬件与软件两方面进行智能校验装置开发设计：硬件着重压力源、传感器等模块的关键部件选型与架构搭建;软件实现数据采集、处理、存储及自动校验流程等功能。现场测试与应用表明,该装置校验精度高、稳定性好且操作便捷,能显著提升压力表校验工作的效率,确保压力表的质量,为石油计量工作提供有力的技术支撑。

针对油气田井场钻井液出口缓冲罐液位监测中出现的超声波液位传感器易受环境干扰、测量精度不足等问题,提出了一种采用78 GHz调频连续波（FMCW）的雷达液位传感器改进方案。通过波束角优化设计与抗干扰信号处理算法,实现了毫米级测量精度（误差为±3.2 mm）与窄波束（≤6°）覆盖特性。在西南油气田W 204HX-X井的应用表明,该传感器在剧烈液面波动场景下较超声波传感器准确性提高79.6%、数据稳定性提升16.2%,有效克服了高温烟、水雾等环境干扰导致的测量偏差并提升了监测稳定性。研究结果揭示并扩展了高频雷达技术在复杂工业环境中的适用边界,无论从成本还是功效上比较,都可以替代传统的超声波液位传感器,为钻探过程中钻井液液面智能监测装备的研发应用提供了新的技术路径。

针对传统地层孔隙压力监测方法在生烃增压作用较强地层中存在的不足,提出一种基于地层孔隙压力监测技术与漫反射红外傅里叶变换光谱（DRIFTS）技术协同耦合的新型地层压力趋势判别方法。在随钻地层压力监测过程中,利用测录井参数（如dc指数、声波时差、电阻率等）偏离正常趋势线的特征识别异常压力地层,同时引入DRIFTS技术快速分析岩屑样品的矿物成分、总有机碳含量（TOC）及镜质体反射率（R_o）,揭示有机质生烃增压效应。以珠江口盆地文昌A凹陷B井为例,通过地层压力技术与DRIFTS技术的协同耦合构建图板,进而识别出该井4 350 m为生烃增压拐点,发现地层孔隙压力上升趋势与TOC、R_o的升高趋势高度一致,验证了协同判别方法的有效性。与传统模型相比,该方法能够同时量化欠压实与生烃作用的超压贡献,显著提高了复杂超压机制地层的压力判别精度。DRIFTS技术对矿物与有机质的高分辨率分析能力,与随钻压力监测数据的动态结合,为钻井工程提供了更可靠的地层压力预测与安全指导,具有重要现场应用价值。

歧口凹陷沙三段页岩油层黏土矿物含量较高,水敏性较沧东凹陷孔二段强,裂缝系统发育,钻进过程中工程异常复杂,自2023年在歧口沙三段水平井开始使用白油基钻井液后,钻探开发效率明显提高,但对气测录井造成很大影响。通过对比分析水基与油基钻井液条件下气测录井响应特征,总结不同气体侵入程度下油基钻井液对全烃及各烃组分的吸附特征规律,基于各组分实测相对百分含量变化率数据,研究气测校正方法,建立了气测解释图板和评价标准,为油基钻井液条件下页岩油甜点评价提供依据。通过投产效果验证,具有一定指导意义。

钻井作业中钻头是否在目的层中穿行,可根据钻井液离子浓度变化判断。然而,常规人工化学滴定测量存在操作周期长、误差大、受人为因素影响大的问题;而部分实验室采用的离子选择电极法测量精度受pH值与温度的影响较大,无法满足现场需求。为此,提出了一种针对钻井液pH值与温度干扰的离子选择电极测量误差补偿方法。在总结离子选择电极的测量原理基础上,通过分析pH值与温度参数对离子选择电极的影响特性,建立氯离子浓度测量的实验方案;随后根据pH值与温度的实验数据与模型分析,在能斯特方程中引入pH和温度线性补偿项来消除待测溶液pH和温度变化对电极测量电位的干扰,建立离子选择电极的pH和温度补偿模型;最后通过实际采集的不同温度与pH值下的离子浓度参数进行模型验证,经过补偿之后的氯离子浓度测量误差均在10%以内,满足现场实际需求。

保定凹陷为华北油田勘探开发重点区带,由于区域内油藏埋深浅,具有甲烷含量高、油质重等低熟油特点,还普遍存在生物降解及水洗破坏现象,使得气测组分特征已不具备评价敏感性,且实物显示级别均较高,录井评价中,P_g等参数均受到一定程度影响,现有录井解释评价技术表现出一定局限性,适用性变差。为有效解决油藏录井响应特征复杂、储层流体性质识别难等问题,通过试油定产数据及各项分析化验数据,整合相关影响因素提取敏感参数,利用统计分析软件进行分类判别并构建线性回归模型,使录井随钻解释符合率达到73.33%,满足了随钻快速评价储层流体性质的需要,并达到在现场推广应用的条件,同时为录井行业数智化转型提供支撑。

四川盆地东缘红星地区吴家坪组页岩气资源潜力大,但各井产能差异显著,影响因素尚未系统量化。鉴于层次分析法（AHP）可有效实现多因素定量评价,建立地质因素与工程因素一级指标层,涵盖轨迹因素、物性因素、储气因素、压裂因素、试气因素5个二级指标层,以及水平段长、总含气量、破裂压力、返排液量等21项三级指标,构建了各级指标层判断矩阵并计算指标权重。选取红星地区典型单井,将单井各指标标准化值与层次分析法算出的权重值相乘,得到各井的综合评价值并与无阻流量及可采储量拟合,验证模型可靠性。研究结果表明：甲烷含量、开井压力、有机碳含量3项指标权重值分别为0.121 8、0.111 1、0.088 9,为气井产能主控因素;各井综合评价值与无阻流量和可采储量拟合效果好,拟合度大于85%。通过研究明确了红星地区吴家坪组页岩气井产能的关键控制参数,可为该区高效开发提供理论依据。

煤岩气作为新型非常规能源,其勘探开发备受关注。由于煤岩气储层化学组成复杂,影响含气性、吸附能力及开发效果,传统实验室分析和测井方法受限于成本高、周期长及复杂井况适应性差等问题,难以满足深层煤岩气高效开发需求,亟需高效精准的动态评价方法。以鄂尔多斯盆地中东部石炭系本溪组和二叠系山西组煤岩为对象,提出一种基于X射线元素录井技术与气测全烃数据综合评价煤岩工业组分的方法。通过分析36件煤岩样品,首次构建了主量元素含量与灰分的线性正相关模型及其与固定碳的线性负相关模型;针对挥发分与水分受有机质热解控制的特点,引入气测全烃数据实现了挥发分与水分的动态反演。模型应用于M 172、WT 1井,为储层改造提供指导数据,试气产量分别达13.6×10⁴ m³/d和10.4×10⁴ m³/d。该方法突破了传统实验室分析与测井方法的局限性,可实时分析评价复杂井型（水平井、大斜度井）的煤岩工业组分,为深层煤岩气勘探提供了低成本、高效率的技术支撑。

针对深层煤岩地质条件复杂、目的层煤岩易垮塌所导致的测井作业难度大、获取测井资料有限,而录井储层品质综合评价尚不成熟等问题,依托长庆油田近两年多口新钻井的关键录井参数,兼顾岩石品质、烃源岩品质、含气品质、工程品质4个方面,建立了一套基于录井技术的深层煤岩气储层品质评价技术,并成功应用于长庆深层煤岩气15口井的压裂选层方案设计,凸显了录井综合评价的技术优势,实现了地质-工程一体化深度融合。该技术有效满足了深层煤岩气储层勘探开发需求,为水平井轨迹优化及压裂层位优选提供了可靠的技术支撑,验证了其在深层煤岩气评价中的较强优势。

“双碳”战略加速了石油行业能源结构转型和新能源发展。目前,各大油田均遗留了一定数量的长停油气井,启用长停油气井转为地热井,可盘活资产、降低建产成本,是清洁能源替代的重要举措。以大港油田沧东凹陷沈家铺油田为例,通过收集整理钻井、地质资料,系统分析该油田馆陶组热储分布特征,采用热储体积法和三维地质建模法开展地热资源量评价,建立了长停油气井转地热井潜力定量评价方法。研究结果表明：①研究区馆陶组热储地层厚度大、埋藏适中、分布稳定、热储潜力大,主要发育中低温水热型地热资源,热储温度49.6~64.3 ℃,地热资源总量为0.13×10¹⁸ J,地热水资源量为2.9×10⁸ m³,地热水热量为0.05×10¹⁸ J,地热资源丰度为15×10¹⁵ J/km²,热储资源丰富;②优选构造形态、热储埋深、热储厚度、热储温度等10项评价要素,建立长停油气井转地热井潜力评价定量指标Z_i,对长停油气井进行分类评价,并优选Z_i大于80的地热资源条件优的6口Ⅰ类长停油气井优先实施;③先导试验井J 9井试水试验结果表明,研究区馆陶组地热水最大允许开采量为55.46 m³/h,为中产产能水平。该研究成果将为深化沈家铺油田乃至大港油田馆陶组热储整体认识和推动油区地热资源规模化开发利用提供重要支撑,对于促进油田的可持续利用和推动清洁能源发展具有借鉴意义。

点坝砂体作为X区块曲流河沉积体系中的核心储集空间,其内部构型和空间展布特征复杂多变,外部受成因控制形成的片状厚砂层难以划分。因此,采用储层构型层次分析法,根据砂体空间组合特征和其成因归类,以砂泥岩为界限确定曲流河有效储层复合曲流带的分布范围。从复合曲流带中识别单一河道砂体,根据河道迁徙方向形成砂体的空间配置关系并识别废弃河道;以废弃河道为界,并结合点坝砂体韵律特征确定的坝头、坝尾,划分出点坝范围,进而从平面和剖面上识别出各单一点坝砂体。重点解剖点坝砂体内部特征,通过精细识别侧积泥岩划分点坝沉积期次,基于对子井法定量计算侧积泥岩产状,求得单期侧积层宽度约430 m。通过水平井实钻对比,该方法计算结果与实钻结果相近,应用该方法指导部署K-4 X井,取得良好开发效果。证实其在X区块点坝识别与定量表征中具有较强的实用指导意义。

为保障储气库安全平稳运行,有效评价其地质体的密封性,需重点对盖层和断层的稳定性进行评价。以大港Z储气库为研究对象,基于地质气藏特征、生产动态特征、岩石力学实验等资料,结合该库多周期高速交变注采后地应力交替变化的特点,建立四维动态地质力学模型,综合评价Z储气库在经历了30年的开发和20个注采周期后的圈闭密封性。研究结果表明：①Z储气库地质体盖层的极限孔隙压力为48.8 MPa,控圈T断层的极限承压能力为35.1 MPa,Z储气库的运行上限压力为31.5 MPa,在安全范围内;②Z储气库在长期高速交变注采运行过程中,盖层、储层及断层均未发生破坏,但是地质力学模拟显示,控圈T断层出现个别风险点,目前总体仍比较安全;③建议在四维地质力学模型研究的基础上,结合实际的动态监测数据,对Z储气库地质体开展实时动态监测,在Z储气库的T断层风险点上盘部署监测井,加强注采动态监测,保障储气库长期安全平稳运行。

大庆油田古龙页岩Q₉油层下靶层测井曲线纵向特征差异性小,导致水平井钻井跟踪难度大。通过优选和细分核心靶层,明确测井曲线特征,形成了水平井随钻导向方法,入靶相对误差平均1.1‰,核心靶层钻遇率提高到90%以上。同时初步建立适用于古龙页岩油水平井的钻后评价方法,通过水平段地质细分有效指导了压裂设计。该研究成果在古龙页岩油钻井开发中得到全面应用,水平井拉链式整体压裂取得了较好的增产效果。

变质岩潜山是渤海湾盆地油气勘探的重要领域,茨榆坨潜山作为辽河坳陷东部凹陷西侧的地垒式构造,其油气分布受风化壳结构及物性分异显著控制。为明确茨榆坨潜山油气分布不均的原因,利用岩心、薄片、测井及分析化验等资料,对潜山顶面风化壳进行纵向结构划分与特征研究,通过解析其演化过程及物性分布规律,明确风化壳对潜山油气聚集的控制作用。研究表明：茨榆坨潜山风化壳缺失黏土带与风化砂砾岩带,纵向由淋蚀带和崩解带组成;风化壳厚度及物性差异控制“上倾尖灭”圈闭形成,淋蚀带（渗透率>10 mD）为优势运移通道;生烃强度分级模拟显示,高生烃强度（5×10⁶ t/km²）下油气可充注崩解带（厚度>12 m）。研究结果揭示了风化壳对潜山油气聚集的控制作用,为深化潜山成藏规律认识及优化勘探部署提供了重要地质依据。