现场岩性准确识别在油气勘探开发过程中起着至关重要的作用,随着勘探难度增加,现场岩性识别难度也相应加大。针对现场随钻地层岩性识别的难题,提出一种基于随钻数据的岩性智能识别方法,通过对随钻地层元素和钻井参数进行分析,提取特征向量,建立不同岩性的多特征样本库,并用最大最小蚂蚁系统优化算法的广义回归神经网络模型实现了基于随钻数据的岩性智能识别。将该方法应用于实际随钻岩性识别中,对非特征提取数据与特征提取融合数据所构建的MMAS-GRNN模型进行比较,结果表明：基于多源信息特征提取融合数据建立的MMAS-GRNN模型地层岩性识别准确率达到了90.71%,比基于非特征提取数据的模型准确率高出了4.76%,展现出特征提取融合后的多源数据在地层岩性识别效果方面的优越性。

随着页岩油气勘探开发持续获得突破,为满足页岩油气钻井工厂化施工模式以及钻测录定等一体化施工需求,“井工厂”模式应运而生。但在井场施工、后方管理、数据应用等多个方面,钻测录定等专业还是独立运行,缺少协调管理手段,存在业务运行比较分散,软件难以集成、数据难以共享共用等问题,缺少统一的综合应用平台满足“井工厂”模式的需求。基于“井工厂”模式,通过构建一种跨专业、跨区域、跨组织的可实现各专业技术之间有机融合、多方实时共享、协同联动的一体化决策支持平台,满足了地质工程一体化施工需求,对智能油气田建设与智慧油气田发展也具有借鉴意义。

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。

录井现场缓冲罐内钻井液液面常随着泵排量、井底复杂情况的变化及一些人为因素影响而上下波动,为了使脱气器能够稳定脱气,需要根据钻井液液面变化对其进行人工调节。否则,钻井液液面过高易造成抽钻井液堵塞气管线,烧毁电机;钻井液液面过低脱不到钻井液,导致丢失气测数据。为节省人力、保证气测数据的准确性和及时性,研发了全自动液位自调式脱气器,可通过超声波液位传感器对液面高度进行测量,进而驱动电机对脱气器吃液高度上下调节,自动应对缓冲罐内液面起伏、钻井液气泡过多等复杂情况。与传统脱气器相比,全自动液位自调式脱气器改变了调节驱动模式,实现了脱气器吃液高度自动调节,从而降低了劳动强度,提升了设备运行可靠性和本质安全,提高了气测录井数据的质量。

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。

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。

ZY 1井为南阳凹陷内一口以钻探基质型页岩油为主要目的的风险探井,原研究认为ZY 1井所在牛三门次凹为基质型页岩油勘探最有利区块,预测ZY 1井将钻遇4套优质页岩层,但实钻结果仅钻遇古近系始新统核桃园组核二段Ⅲ油组（E₂h₂Ⅲ）上地层厚度为85.0 m的相对优质页岩层,而核桃园组核二段Ⅲ油组（E₂h₂Ⅲ）中-核三段Ⅱ油组（E₂h₃Ⅱ）地层钻遇厚层砂岩层,与原预测差异较大。在没有多井元素资料对比的情况下,通过分析纵向易迁移元素和反映泥质类岩石元素的含量变化,结合岩心录井资料、区域地质资料,综合判断导致实钻与原预测差异大的原因是该井钻遇地层来源于两个物源：核桃园组核二段Ⅱ油组（E₂h₂Ⅱ）中-核二段Ⅲ油组（E₂h₂Ⅲ）上地层物源来自于北部三角洲,与原认识相符;核桃园组核二段Ⅲ油组（E₂h₂Ⅲ）中-核三段Ⅱ油组（E₂h₃Ⅱ）上地层物源则来自于近南部边界断裂小型砂体,与原认识不符。ZY 1井实钻结果对油气勘探的影响表现为：一方面烃源岩面积减少,影响了资源量计算与评估;另一方面提供了新的勘探领域。依据元素录井资料并结合其他勘探成果,对南阳凹陷油气勘探提出了相应的建议。

钻井工程数据对钻探企业具有重要价值,企业数字化转型战略的实施对数据质量提出了更高的要求。但是受系统规划、管理要求和人员操作水平等多重因素影响,钻探企业在石油勘探开发过程中采集的钻井工程数据经常出现数据质量不高、数据多源和时效滞后等问题。针对这些问题,通过总结分析问题的种类和成因,提出了一套适用于钻探企业的数据治理方案,将数据生命周期管理理念与数据治理过程相结合,重点在现场数据采集、数据审核、考核监督和数据共享4个环节上采取了技术和管理措施。在阐述采集端软件升级、网页端审核功能开发以及数据同步和接口服务开发的同时,介绍了钻井工程数据治理工作取得的成效。数据治理方案的实施不仅满足了钻探企业在生产管理上的需要,也为上层分析和预警类应用的建设奠定了基础。

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。

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。

随着勘探开发的不断深入,深层煤岩气已逐渐成为勘探的主要对象之一。黄骅坳陷乌马营聚煤带深层煤岩气未来可能成为大港油田实现产能接续的重要领域,然而该区域的煤岩气勘探录井技术尚无经验可循,随钻录井评价尚属盲区,为此,通过分析黄骅坳陷乌马营聚煤带7口井山西组和太原组煤系地层的多项录井技术数据,总结技术特征,初步形成了煤岩品质、含气品质、烃源岩特性、荧光特性随钻录井评价方法。该方法在研究区石炭-二叠系煤系地层综合评价应用中表征较好,为黄骅坳陷深层煤岩气下步勘探部署提供了有力地质依据。

粘吸、沉砂卡钻是常见和频发的卡钻事故,发生此类事故的主要原因是停止循环或钻井液静止后,钻具紧贴井壁失却钻井液润滑,且液柱横向正压将钻具挤向井壁压紧,导致钻具紧贴井壁与泥饼粘合,同时岩屑下沉将井下钻具包裹堵塞。利用循环密封三通技术、SIT功能合并和高压冲管的旋转原理,研制出一套在井口能够旋转循环防卡装置,用于吐哈、三塘湖等油气田的29口井,在钻井提升系统、旋转系统或钻井液循环系统发生故障时,将旋转循环防卡装置安装后,实现转动钻具及独立循环的功能,解决了钻井现场因钻井提升系统、旋转系统或钻井液循环系统发生故障而无法有效预防粘吸、沉砂卡钻事故的难题,从而为优快钻井及安全钻井提供了技术保障。

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。

作为我国第一座建成并投入商业运营的地下储气库,大港油田X储气库至今已连续安全运行了24个注采周期。针对该储气库初期运行过程中暴露出的达容达产效果差、工作气量增速缓慢等问题,通过对注采井网、运行方式以及运行压力的适应性论证和实施优化调整,增强了储气库及单井注采气能力和携排液能力,扩容效果不断改善,储气库调峰能力累计增加1.17×10⁸ m³,增幅达到24.2%,为同类型地下储气库运行管理优化和调峰能力提升提供了成熟的技术手段和可借鉴的实践经验,对地下储气库运行管理技术的发展具有重要参考意义。

随着录井技术的发展,碳同位素录井已经成为油气勘探常用的手段之一。围绕涠西南凹陷页岩油区开展的碳同位素录井工作,旨在有效评估不同层位页岩油气的成熟度及成因。采用碳同位素录井获取钻井液气的同位素组成,结合不同构造位置的探井特征进行对比分析,同时通过监测岩屑罐顶气的同位素分馏特征和岩屑放气量变化,评估页岩的孔隙发育程度及其含油气特征。研究发现涠西南凹陷油页岩夹层和互层段碳同位素偏重,分析认为是由于深部高演化油页岩生烃产物的充注导致,进而明确了北部湾盆地涠西南凹陷页岩油的有利储集层位,为后续油气勘探的部署提供了指导。

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。

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。

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。

为深化“甜点”识别方法探究,进一步提升录井技术在页岩油勘探中的作用,根据鄂尔多斯盆地长7页岩油的地质特征,围绕覆盖率100%的气体录井技术开展研究,全面分析了井筒中可能所含烃类气体和红外光谱录井影响因素。收集近几年长7页岩油红外光谱录井采集资料,首先利用数学方法逐次对现场采集数据进行清洗;然后通过扩散气校正、冲淡系数校正公式逐步求取了井筒中破碎岩屑的油气含量,以此表征地层中真实储层的信息;最后建立了适用于长7页岩油水平井的红外光谱校正方法,完成了井筒环境校正,实现了红外光谱数据标准化处理。从应用效果看,修正后的全烃数据能够更真实地反映储层的油气信息,具有较好的实用价值。

针对西湖凹陷储层流体性质复杂、现场数据受油基钻井液影响,致使解释评价符合率较低的问题,在深入挖掘地化轻烃谱图和数据的基础上,建立了基于轻烃谱图形态与衍生敏感参数的复杂流体识别方法,并进行了应用验证。研究表明：（1）基于轻烃谱图形态差异性可以识别轻质油层和凝析气层,轻质油层表现为正构烷烃C₁-C₉组分较为齐全,部分异构烷烃、环烷烃、芳香烃峰值较高且出峰齐全,凝析气层表现为C₅以后正构烷烃缺失,异构烷烃、环烷烃、芳香烃含量检测范围较少,峰值较低且出峰不全;（2）通过优选反映轻质油层和凝析气层轻烃检测组分差异性的I_g（气指数）、I_o（油指数）、∑（C₁-C₅）（含气性指数）和∑（nC₆-nC₈）（含油性指数）建立油气识别图板,可以有效区分轻质油层和凝析气层;（3）基于不同烃组分在水中溶解度的差异性,优选轻烃参数苯、甲苯、环己烷、甲基环己烷建立含水性评价图板,可以判断储层的含水性。该方法在西湖凹陷复杂储层流体的随钻评价中应用,解释符合率可达88%以上,具有较好的推广应用前景。

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。

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。

华庆地区B井区位于鄂尔多斯盆地西南部,长6₃储层是该井区的主力层位,其沉积环境为重力流沉积体系。随着B井区开发不断深入,开发矛盾逐渐突出,储层非均质性强、砂体连通性差,导致注水开发效果差,产能递减较大。为此对研究区重力流沉积特征进行研究,并结合动态开发资料分析其对油气开发的影响。B井区长6₃储层自上而下划分为长6₃^1-1、长6₃^1-2、长6₃^2-1、长6₃^2-2、长6₃^3-1、长6₃^3-2六个小层,研究区沉积岩石学特征和测井相分析显示,岩心上见平行层理、泥砾、火焰构造、槽模等沉积构造;长6储层为湖泊和浊流沉积,其中沉积微相划分为浊积水道、浊积水道侧翼、半深湖泥、浊积水道间4种。沉积微相平面分析显示,长6₃储层各小层沉积演变为一个水进到水退过程。在油气注水开发方面,由于砂体受沉积微相控制,同期砂体连通性好,注水开发效果好;砂体不同期对接式连通性差,注水开发受效差。研究结果为华庆地区油气注水开发提供了地质依据。

旧州斜坡带作为廊固凹陷关键的二级含油构造带之一,近年来在勘探方面未有新的进展,勘探程度相对较低,但剩余资源颇为丰富。针对旧州斜坡带浅层构造特征认识不清、岩性圈闭高点难以精准把控,以及油气富集规律认识不足等问题,深入开展综合地质研究,通过多维断层分析重塑区域目标构造格架;同时,从生储盖组合、圈闭类型、储层砂体与构造耦合发育等层面展开评价,构建了全新的成藏模式。研究结果表明：旧州斜坡带浅层沙三上亚段上部主要为构造油气藏,侧向封堵对其油气成藏至关重要;中浅层沙三上亚段中下部至沙三中亚段主要为构造-岩性油气藏或岩性油气藏,储层的发育程度及展布特征是其油气成藏的关键因素。在此基础上进行综合评价,优选出ZH 22井区构造-岩性圈闭、X 5井区南部构造-岩性圈闭两个有利目标,预测圈闭资源量累计达 1 062.1×10⁴ t,均可兼探多层目标且埋藏较浅,为该区域新一轮油气突破及储量规模发现奠定了坚实基础。

针对特低渗油藏,目前主要采用水驱技术配合单井压裂来提高开发效果。但在开发实践中,表现出油藏单井压裂措施有效率低、单砂体改造效果差及油水井间无法建立有效驱动体系等问题。为此,以松辽盆地X区块特低渗油藏为例,基于油藏工程方法计算特低渗储层极限驱动井距,同时结合研究区域砂体和剩余油分布规律,制定特低渗油藏的单砂体精准压裂改造方案,确保压裂改造后油水井间的启动系数达到最大,以避免压裂规模过大导致水窜问题。并在油井压裂阶段采用井间微地震监测技术对特低渗油藏单砂体的压裂改造规模进行追踪和监控,通过实时调整压裂液排量来控制压裂规模,确保压裂规模的精准性。采用单砂体精准压裂改造技术对研究区平均渗透率分别为6.5 mD和3 mD的Ⅲ、Ⅳ类储层进行井网加密及单砂体精准缝网压裂改造后,油藏单砂体启动系数和油井压裂后产量大幅度提高,说明区块单砂体已经建立起有效驱动体系,剩余油挖潜效果显著。

为找寻安塞南侏罗系油藏东、西部产量差异原因,探究影响单井产能的主控因素,综合应用测井、岩心化验分析、原油高压物性测试、三维地震反演等多种手段,系统研究了沉积微相、储层物性、黏土矿物、原油性质及地层压力对产能的影响。研究表明,安塞南侏罗系东部与西部油藏的产能差异主要受原油性质及地层压力的影响,其中原油密度和粘度的区域性变化是关键。此外,还提出了针对东部高粘、低压储层的提产技术方向,研究结果为安塞油田侏罗系油藏有效开发动用及措施挖潜指明了方向,也为同类油藏的滚动开发提供了宝贵经验。

近年来工程甜点的重要性日益突出,但因致密油的开发仍以地质甜点为对象而极大地限制了油藏的可动用区域。即使在致密油开发中考虑工程甜点的概念,但如何将地质甜点与工程甜点有机结合,进行一体评价仍是难题。为了对致密油进行地质、工程双甜点评价,首先构建包含地质、工程双甜点评价指数的指标体系,然后应用层次分析法确定指标体系中各指标的权重并根据指标权重计算出地质、工程双甜点评价指数。以吉林油田为应用实例,展示了如何应用层次分析法构建每个井位对应目的层的地质、工程双甜点评价指数,通过绘制地质甜点、工程甜点及地质、工程双甜点评价指数平面图,发现新的甜点可动用区域;同时介绍了如何构建计算致密油水平井的地质、工程双甜点评价指数,并通过实例展示地质、工程双甜点评价指数在钻进过程中对井眼轨迹的调控以及有效追寻油层甜点的突出作用。井场的实钻应用验证表明,基于层次分析法的致密油地质、工程双甜点评价指数能够为油气勘探与开发提供全面和准确的指导,证明了其在地质工程评价中的实用性和有效性。

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。

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。

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。

钻井作业周期预测对钻井投资规模、作业安排以及油气田勘探开发目标的实现具有重要意义。现阶段的钻井作业周期预测模型特征参数相对简单,未考虑井段之间的联系,难以根据实际作业情况调整预测结果。针对上述问题,以北部湾区块探井为例,分析影响钻井作业时间的因素,优选模型特征参数,利用随机森林回归模型预测钻井作业周期。一到四开次的钻井作业预测模型拟合优度分别为0.980、0.947、0.903、0.823,能够满足实际应用需求。但随着钻井开次数量的增加,模型性能会因地层条件的复杂化和作业时间的延长而有所下降。可采用钻前预测与实时调参策略,持续补充训练样本,以提高模型对研究区特定作业特征的适应性。钻井作业周期预测对后续钻井方案的规划和费用评估具有重要意义,具备一定的推广价值。

原油密度是油气勘探和地质储量评价中非常重要的物性参数,针对陆丰凹陷原油密度预测方法少的问题,以陆丰凹陷储层FLAIR录井的轻、中、重组分数据与对应储层的测试或PVT样品实测原油密度数据为研究对象,运用多元线性回归方法,建立陆丰凹陷的储层原油密度预测模型,结果表明：通过上述方法建立的多元线性回归原油密度预测模型,显著性和拟合性检验均合格。使用该方法预测储层的平均原油密度值与实测原油密度值的误差绝对值均小于0.02 g/cm³,预测精度较高,实现了对陆丰凹陷储层原油密度的定量化评价,对储层取样优选、产能预测以及地质储量评价具有一定的指导意义。

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。

目前琼东南盆地松南低凸起的勘探程度相对较低,潜山储层发育的规律性并不明显,物性变化较大,且低凸起上的构造及演化特征差异明显,其天然气富集成藏特征及影响因素是后续勘探开发所面临的亟需解决的问题。通过对松南低凸起上实钻井潜山储层包裹体的发育特征、均一温度分布,储层及圈闭特征和成藏过程研究,并结合失利井剖析,详细阐述油气充注富集成藏过程,明确松南低凸起潜山领域油气成藏模式。研究表明：区内发育多种类型的次生成因包裹体,主要发育在石英颗粒内或颗粒群裂隙带内,呈线状或带状分布;潜山储层的包裹体中大多有烃类显示,表明接受过油气的注入;含烃盐水包裹体的均一温度分布显示部分地区主要有一次油气充注;含CO₂盐水包裹体的均一温度普遍高于含烃盐水包裹体,并且普遍高于地层所经历的古温度,反映了来自深部富含CO₂高温流体的破坏作用,对晚期构造的破坏影响较大。综合含气井和失利井的成藏过程分析,明确了主要的成藏控制因素是盖层封盖能力和深部高温流体破坏的程度,为后续勘探开发提供了理论依据。

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。

海上深层低渗砂砾岩储层是下步产能接替的重点拓展方向,有效动用低渗透储层内储量主要依靠储层压裂改造,对工程甜点的有效认识是高效储层改造方法的关键,为此研究了一种基于灰色关联-层次分析算法的工程甜点多元分析评价方法。针对低渗砂砾岩储层特征确定了弹性模量、泊松比、水平地应力差、脆性指数、压裂系数5个工程甜点评价参数计算方法,结合灰色关联-层次分析算法计算各参数影响权重,建立了砂砾岩工程甜度指示因子计算及分类方法。该方法在渤中X区孔店组低渗砂砾岩储层进行应用,并完成了该区域工程甜点计算和分类,确定了各类甜点分布情况。结果表明,该方法可以较为清晰合理地对低渗砂砾岩储层工程甜点进行评价,为海上低渗砂砾岩储层压裂开发提供基础支撑。

为研究荷载速率对岩石强度及变形特征的影响规律,分析力学参数、破坏特征与裂隙分布的耦合关系,通过MatDEM矩阵离散元平台构建25 mm×25 mm×50 mm方柱模拟岩样模型,设置四级荷载速率,数值模拟单轴压缩实验,探究泥岩、砂岩、灰岩、页岩及白云岩5种岩石的力学变形特征。结果表明：荷载速率对峰值前力学行为影响显著,对于白云岩、泥岩、砂岩及灰岩,弹性阶段曲线斜率随荷载速率增加而减小,而页岩受荷载速率影响较小;荷载速率对峰值后力学特征表现为,随荷载速率增加,5类岩样的残余强度均呈上升趋势,泥岩、白云岩、灰岩和砂岩从峰值强度跌落至残余强度的曲线逐渐平缓,而页岩从峰值强度跌落至残余强度的曲线形态较为相似;在较低荷载速率条件下,砂岩、页岩、白云岩和泥岩易发育剪切缝,灰岩易形成共轭缝,随荷载速率增加砂岩、页岩、白云岩和泥岩发育锥形共轭缝,灰岩破坏特征更显著;在较低荷载速率条件下,白云岩、页岩、灰岩及砂岩形成大量张裂隙,泥岩形成大量剪裂隙,随荷载速率增加,岩样形成张裂隙和剪裂隙,但对泥岩张裂隙形成影响较小;随着荷载速率的增加,各类岩石破坏应变梯度出现先增加后突减的变形规律,存在一个突变点,杨氏模量较大岩样突变点对应的荷载速率较低。

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。