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。

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。

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。

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。

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”。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

“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。

录、测井数据在储层流体识别,尤其是随钻阶段的流体识别中起着重要作用。录、测井数据体依赖于区域内井的数量,海上油气勘探在大数据维度上来说样本相对较少,导致在利用机器学习对储层流体进行识别时受限于有标签数据量太小,存在过拟合及泛化能力差等问题。针对上述问题,提出一种融合半监督学习（Self-Train）与马尔科夫链蒙特卡洛（MCMC）算法的流体识别方法。利用少量有标签数据初步训练神经网络模型;结合半监督学习算法为无标签数据生成机器标签（伪标签）,然后使用马尔科夫链蒙特卡洛法随机采样量化模型预测的不确定性,筛选置信度高的机器标签,以扩充高质量训练数据集,最终结合筛选后的机器标签与原有标签数据,采用自适应训练方法调整利用有标签数据建立的神经网络模型,构建适用于小样本条件的录、测井数据储层流体识别模型。对新钻井进行模型验证,符合率达到85%以上,应用效果较好。MCMC方法筛选机器标签后建立的储层识别模型,提升了随钻流体解释模型的准确率与泛化能力,为井场快速识别随钻流体提供了有效的技术支撑。

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。

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。

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。

为降低钻井现场数据采集人员的工作量,充分复用已采集到的钻井数据,实现数据“一方录入、多方共享”的效果,通过数据库触发器感知数据变更,凭借模型转换规则动态配置实现数据异构同步,利用消息队列将数据变更捕获与数据同步两个功能解耦提升系统性能,最终研发了钻井数据异构同步系统。该系统自上线以来,累计同步数据2.8亿条,平均每日实时同步数据61.14万条,大幅减轻了现场人员数据填报负担,使得数据共享更加安全和及时,实现了数据同步统一管理。该系统在打破数据壁垒、消除数据孤岛、提高数据利用率、保障数据一致性、促进跨领域协作等方面成效显著,为企业管理者的分析决策活动提供了强有力的数据支撑。

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。