油气勘探开发中,依靠现有模式实现勘探开发技术创新的空间越来越小,现有信息化、数字化成果已无法满足油气资源增储上产、降本增效的新需求。国内油气勘探开发领域经过多年探索实践表明,实施地质工程一体化是逆转油气储量下降趋势,实现高质量勘探开发的必由之路,为此提出了一套工程实施与地质研究一体化融合的应用方案,在整合现有油气勘探开发信息系统资源和应用模块,解决现有系统中存在的各类技术缺陷和应用问题的基础上,构建了油气勘探开发大数据和核心业务系统集成的地质工程多专业一体化协同决策平台。该平台采用包括数据采集层、网络保障层、数据存储层及数据应用层的标准化4层结构模式,由录井资料采集处理解释、录井地质大数据应用等7个核心模块组成,可为油气勘探开发数字化创新提供涵盖录井数据采集与解释评价、钻井工程施工、地质综合研究等业务的一体化服务支撑。该平台的建设和应用取得了良好的经济效益和社会效益,成为拓展业务、提质增效的重要驱动,并不断推动油气勘探开发各专业由数字化向智能化的全面转型。

近年来随着非常规油气藏的开发,油气勘探复杂程度显著上升,地下流体关系愈发复杂,增大了快速、准确评价地层流体,发现薄层、裂缝型、弱显示油气层的难度,为勘探开发提供决策依据的需求更加紧迫。针对复杂储层薄互层识别困难、非常规油气流体性质判识困难等难点,开展了基于气体分子光谱原理的红外光谱录井特色技术研究。该项技术分析周期≤8 s,在快速钻井条件下不易漏失油气层,特别是在油气水层随钻流体评价、裂缝型/薄层油气藏识别及储层精细划分与界线卡取方面更具技术优势。基于红外光谱气体录井技术,建立了储层能级谱图评价模型和储层流体性质评价标准,并在井场实际应用中取得较好效果,有效解决了在快速钻井条件下储层流体识别评价的难题。

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。

塔河南岸是塔里木油田勘探开发增储上产的主要区域之一,以深层、超深层为主要勘探目标,但受二叠系火成岩发育影响,在钻井过程中,井漏、卡钻事故频发,严重制约了钻井提速。为此,在钻完井阶段通过地质工程一体化技术,提前进行井下事故复杂预警,减少钻井过程中工程事故复杂。即钻前利用地震、测井、录井识别方法,总结火成岩分布规律及火成岩相组合方式,进行单井岩性预测,建立地质风险预测模板,以此指导钻头选型,同时提前制定防漏措施;钻中利用元素、全岩、岩石薄片鉴定、扫描电镜等录井技术组合,从“化学成分+微观结构”角度识别火成岩岩性,建立火成岩识别标准,进行火成岩岩性识别,实现现场精准卡层、裂缝识别、可钻性评价,从而进行实时风险预警;钻后总结施工经验,完善二叠系火成岩段安全钻井提速模板,对后续钻井提供指导。运用地质工程一体化技术为优化火成岩发育区钻井施工提供了地质技术支撑,有效降低了区域事故复杂率,提升了钻井时效。

做好碳酸盐岩储层异常高压随钻预测,是降低溢流、井漏风险发生概率的关键。针对塔里木盆地富满地区一间房-鹰山组碳酸盐岩储层异常高压预测难题,通过岩矿扫描录井技术,获取与断控缝洞型碳酸盐岩储层异常高压相关的孔隙度、裂缝数两个参数,引入反映裂缝复杂程度的裂缝复杂指数,并建立孔隙度与裂缝复杂指数图板,对塔里木盆地富满地区一间房-鹰山组碳酸盐岩储层异常高压进行识别和预测。以塔里木盆地富满地区FD 1井为例,应用孔隙度与裂缝复杂指数图板能有效表征碳酸盐岩储层异常高压段,为该地区碳酸盐岩储层异常高压研究和预测提供了一个新方法,也为下一步勘探开发提前采取工程措施,降低溢流、井漏风险发生概率提供技术支撑。

在油气勘探中,随钻判识天然气成因类型具有重要意义,它可以实时反映重要的油气地质信息。目前随钻判识天然气成因类型方法少,针对判识方法多元性的问题,选择白云凹陷作为研究区域,利用FLAIR录井技术,以乙烷碳同位素判识储层的天然气成因类型和储层对应的FLAIR录井3个敏感参数C₇H₁₄、nC₇、C₇H₈为研究对象,借鉴C₇轻烃系统三角图判识方法,建立了适用于白云凹陷的天然气成因类型判识新方法。研究结果表明：利用与天然气成因类型密切相关的FLAIR敏感参数建立的新C₇轻烃系统三角图判识方法,可以准确鉴别油型气和煤型气,在随钻判识中取得了较好的应用效果,可为油气成藏特征及运聚分布体系研究提供重要的数据依据,具有推广价值。

全烃数据是解释评价中的重要参数,由于全烃峰形形态的评价主要依靠肉眼识别,主观因素占比较大,其应用效果受到一定限制。为了实现全烃峰形形态的定量化评价,从全烃曲线基本原理出发,先通过梯形分割计算出全烃峰形的绝对面积,再通过其绝对面积与矩形面积的比值建立全烃峰形相对面积计算方法。基于全烃峰形绝对面积、相对面积与全烃最高值、甲烷相对百分含量建立解释评价图板,区分流体性质的效果良好。该方法在霸县凹陷岔河集油田进行应用验证,符合率达77.3%,可以满足生产需求,为全烃峰形形态的定量化评价提供了一种新方法。

自然伽马能谱录井技术在岩性识别、地层划分、储层识别等方面发挥了重要的作用,然而操作人员的操作差异、钻进过程中钻井取心以及井漏等钻井复杂导致的岩屑量不足均会造成测量数据出现偏差。通过开展自然伽马能谱数据影响因素实验,分析了检测时长、岩屑样品充填方式、岩屑颗粒粗细、样品干湿程度、样品质量对测量数据的影响程度,认为样品质量是影响自然伽马能谱录井最重要的因素,其辐射伽马总剂量率与岩屑质量呈线性关系。基于实验结果,形成了一套适用于现场的规范性操作,在取样条件受限导致样品质量不足时,利用辐射伽马总剂量率与样品质量线性关系可进行参数校正。

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。

苏里格气田致密砂岩气藏储层非均质性强,气水关系复杂,流体测井响应特征不明显,导致常规测井参数交会图法对储层流体性质的识别符合率较低,且容易引起误判,严重制约了气田的勘探开发。基于灰色关联法和主成分分析法,建立了一种致密砂岩储层流体性质测井解释新方法,并利用苏20区块西南部30口井112个试气层位资料对该方法的准确性进行了验证。首先利用灰色关联法优选出对储层流体性质变化反映最为敏感的声波时差、补偿密度、补偿中子、孔隙度和声波时差-补偿中子曲线幅度差（A₁）共5种测井响应参数,在此基础上,开展主成分分析,构建了Y₁-Y₅共5个相互独立的主成分变量,并选取累计方差贡献率为86.99%的主成分Y₁和Y₂来综合反映多维测井变量的原始信息,最后,利用Fisher线性判别法,建立了气水定量解释模型。应用新方法结合多种测井敏感参数信息对储层流体性质进行识别,整体解释符合率为86.6%,气层解释符合率达到92.3%,相对常规交会图法均有明显提升。同时,新方法在研究区盒8段实际应用中效果显著,进一步表明新方法能够为研究区致密气藏的高效开发提供有效的技术支撑。

海洋勘探中潜山油气藏勘探技术的提高和突破,对录井在储层有效性评价方面提出更高标准的需求——潜山储层解释评价精细化和定量化。潜山储层的地质录井解释评价也面临数据多样化而使定性评价难度增大的问题,目前储层可靠性评估手段无法实现将多个地质录井数据降维,采用模糊物元分析法对气测录井、三维定量荧光录井、元素录井、衍射录井等多参数进行融合评价,可将多维降至一维,综合评价储层的物性和含油气性;依据工程录井参数的机械比能、机械比能基值引入孔缝指数,用其表征潜山储层的物性;最终通过模糊物元的综合评价指标和孔缝指数交会,将储层有效性的标准定量化,给潜山储层有效性评价提供一种新的方法。将该评价方法在某区块新钻井进行应用,取得了较好的应用效果。

渤海海域浅层岩性油藏具有目的层薄,砂体纵、横向变化快,砂体构型复杂等特征。采用较薄储层地质导向常用的“稳斜探顶”法往往出现着陆时钻穿目的层的情况,这给水平井的精确着陆带来了极大的困难和挑战。通过对相关资料进行归纳总结及对水平井常规着陆方法适用性进行分析和改进,提出了针对薄储层水平井的低井斜着陆地质导向方法,即稳斜找到目的层后立刻着陆,将剩余增斜段在水平段实施。该方法在H井的成功应用有效提高了薄储层水平井着陆的成功率,可为类似薄储层水平井的着陆导向提供借鉴参考。

传统地化热解技术在分析过程中存在烃类轻组分易散失的问题,这导致地化热解参数S₀参数失真。轻质烃类散失过程受多种因素影响,目前的热解校正恢复方法仍无法准确恢复样品实际的烃类含量,制约了传统地化热解技术对页岩油可动性的准确评价与应用。针对上述问题,提出应用四温阶密闭热解录井技术评价涠西南凹陷页岩油可动性的方法,将该方法获得的S_g与S₀₁值之和定义为四温阶密闭热解的S₀,是现场岩石热解S₀的35.7倍,由此实现了全组分烃类的梯度分析。基于四温阶密闭热解和现场热解TOC得到的涠洲X构造WYX 1井取心段含油饱和度指数OSI平均为258 mg/g,气态烃指数平均为0.085,轻重比平均为0.35,指示研究区页岩油可动性好,具备开采潜力。四温阶密闭热解录井技术可有效避免轻质烃类散失,实现了气态烃和游离烃含量的精确测定,还原了页岩的真实含烃情况,为海上页岩油可动性评价提供了可靠的方法。

随着勘探开发的不断深入,渤海K油田持续增储上产遇到了瓶颈,低阻油藏逐步成为重要的勘探目标。然而渤海K油田馆陶组低阻油层的受控因素复杂多变,常规的录井和测井评价方法无法在随钻过程中有效、快速地识别低阻油层。针对渤海K油田馆陶组储层,深度挖掘电阻率受控因素、录井参数、含油气丰度之间的相关性,优选出气测录井、地化录井、三维定量荧光录井的特征参数,并结合电阻率,建立了地层流体多元参数解释评价方法。该方法能够在随钻过程中有效地识别低阻油层,将地层流体解释符合率提高至88%以上,从而为渤海K油田增储上产提供了有效技术支持。

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。

针对压缩空气储能注采井地质特征、工程特征以及钻探过程中的技术难点,确定了录井技术评价方向,从3个方面开展了录井技术研究。依托XRD和XRF技术,经过饱和盐水实验,建立了石盐、石膏、芒硝的评价方法;依托综合录井工程参数,结合注采井在入腔卡层过程中的5个阶段,建立了工程异常状况预警标准;依托地质资料,结合工程要求,建立了压缩空气储能注采井卡层方法。经过现场施工7口井验证,工程异常预警18次,准确率为100%,中完卡准盐腔顶部准确率为100%,充分验证了上述评价方法的有效性,为后期压缩空气储能注采井钻探提供了可借鉴的方法和标准。

鄂尔多斯盆地陕北地区油气资源分布广泛,是油气勘探的重点地区。对陕北志丹地区延长组长2、长6段储层成藏时间、成藏期次进行系统科学的研究,既利于油田的精细化勘探,又能完善对鄂尔多斯盆地三叠系油气成藏的认识。采取显微镜镜下观察及荧光观察包裹体特征,通过包裹体均一温度实验、冰点实验等对储层流体包裹体成藏期次进行划分。结果表明：陕北志丹地区延长组长2、长6段储层主要存在3类流体包裹体,分别为盐水包裹体、含液态烃包裹体及液态烃类包裹体;液态烃类包裹体在荧光照射下,多呈黄绿色及橙黄色,表明长2、长6段储层有机质成熟度达到中等水平;长2、长6段储层流体包裹体主要分布在石英加大边及石英愈合微裂隙中;均一温度分布连续,表明长2、长6段储层为一期充注,其均一温度主要分布于85~130 ℃之间,峰值介于90~110 ℃之间;盐水包裹体具有高温、中等盐度和中高密度特征;来源于有机质热演化时期形成的油气流体,成藏时间为111~100 Ma之间,成藏时间为早白垩世晚期。

海上中深层油气藏开发早期实钻资料少,地震资料品质差,储层横向变化快,纵向不同油组储层厚度、储层结构差异大,造成优势储层精确预测难度大。选取渤海D油田沙河街组一段开展储层展布主控因素分析,通过古地貌恢复、地震属性分析以及储层聚类分析对优势储层进行预测。研究结果表明：D油田沉积早期储层受古地貌控制,优势储层发育于沟谷、斜坡带;沉积中期储层受古地貌及物源供给双重控制,优势储层发育于1井区西侧高部位;沉积晚期储层受物源供给影响,优势储层主要发育于1井区南东块。研究成果成功指导了D油田开发方案井位优化及随钻实施,取得较好效果,可为相似油田提供借鉴。

饶阳凹陷是冀中坳陷潜山油藏规模最大的富油凹陷,于奥陶系、寒武系、蓟县系、长城系均见较高储量油气藏,但太古宇潜山内幕变质岩油气藏一直没有突破。针对该问题,以NG 1井高于庄组高产凝析油气为研究目标,论证该井油气来自串岭沟组暗色泥岩、页岩。以河间潜山、留路潜山钻至太古宇地层的井为研究对象,剖析已知潜山内幕地震剖面地震特征,加强区域潜山内幕地层厚度分布及层位对比研究,分析潜山断裂结构,精细梳理断层;准确追踪解释任丘潜山内幕变质岩,完成了变质岩顶面构造图,同时从生储盖及成藏模式方面分析研究了潜山内幕变质岩勘探潜力及方向。结果表明：潜山内幕变质岩油气主要来自长城系串岭沟组的暗色泥岩、页岩,其分布范围广、厚度大,属于中等-好烃源岩;并发育任西断层裂缝带、潜山顶面风化壳裂缝带等优质储层;内幕变质岩地震相可分为不连续杂乱反射型、错断反射型、断面波反射型、近平直近连续反射型;建立饶阳凹陷任丘潜山内幕变质岩凝析油气藏成藏模式,识别出断裂破碎带、顶部风化壳破碎带及内幕断裂破碎带3种类型油气藏。精细对比优选了任丘潜山R 7山头有利目标,为凝析油气藏的勘探指明方向,如果任丘潜山内幕变质岩凝析油气藏钻探成功,可为华北油田太古宇领域的勘探打开新局面。

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。

为了明确火山岩优质储层分布,基于显微镜下薄片、扫描电镜、高压压汞、核磁共振等地质资料,分析了松辽盆地北部营三段致密火山岩储层孔隙分形特征及其与物性关系,并通过分形维数Q型聚类方法对营三段火山岩储层进行了分类评价。研究结果表明：营三段火山岩储层孔隙具分形特征,核磁共振能反映更多微小孔隙,核磁共振反映的分形维数D₂整体上略大于高压压汞的分形维数D₁;分形维数与储层物性及孔隙结构参数呈显著的正相关关系,且不同岩性岩相储层分形维数存在一定差异。通过分形维数Q型聚类和孔隙结构特征将致密火山岩储层分为4种类型：Ⅰ类储层孔缝组合以“原生气孔+溶蚀孔隙+构造裂缝”为主,分形维数主要分布在2.06~2.34之间,排驱压力平均值为4.79 MPa,平均孔喉半径与相对分选系数分别为2.40 μm、34.37,储集性能较好;Ⅱ类储层孔缝组合以“杏仁体孔+构造裂缝”为主,分形维数分布在2.24~2.62之间,排驱压力平均值为9.64 MPa,平均孔喉半径与相对分选系数分别为0.69 μm、46.64,储集性能良好;Ⅲ类储层孔缝组合以“微孔+微裂缝”为主,分形维数分布在2.43~2.86之间,排驱压力平均值为9.98 MPa,平均孔喉半径与相对分选系数分别为0.25 μm、63.78,储集性能相对较差;Ⅳ类储层孔缝组合以“火山碎屑间基质内微孔+脱玻化微孔”为主,分形维数普遍>2.8,排驱压力平均值为13.99 MPa,平均孔喉半径与相对分选系数分别为0.09 μm、70.47,基本无储集性能。整体而言,研究区以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,且不同类型储层孔隙类型及孔隙结构差异显著。

歧口凹陷沙一下亚段混合质页岩层系发育,孔隙结构主要为微孔-介孔,其中以灰质混合页岩孔隙结构最为发育,含油性以重质稠油为主。经过措施改造后,油井普遍达到工业油流,但尚未明确影响产能的地质因素,对此需要在该区开展相关研究,指导类似油井措施改造增产。根据岩石物性、岩石岩性,以及裂缝发育程度、地层压力和断裂规模、构造形态和曲率、电性参数等数据,总结出“自然产能井”“酸化有效果井”“压裂有效果井”“酸压有效果井”所对应的地质特征,以此来指导措施改造方式的选取。研究结果表明：（1）该区孔隙度低于15%、渗透率低于0.41 mD的页岩层系需经措施改造提产;（2）“自然产能井”以邻近断裂、裂缝较为发育的灰质混合页岩、长英质页岩为主,D值（井到断裂距离与垂直断距比值）普遍小于1,断裂影响较为明显,且构造曲率较大;（3）“酸化有效果井”以灰质混合页岩、云质混合页岩为主,总体上灰质含量较高,D值2.8~7.9,断裂对地层改造程度较弱,构造曲率中等,电性参数ΔGR普遍大于20 API;（4）“压裂有效果井”的D值为1.2~5.2时,以裂缝发育较差的云质混合页岩、长英质页岩为主,D值大于16时,断裂的影响极其微弱,以不发育裂缝的灰质混合页岩为主,“压裂有效果井”对应的构造曲率较小,电性参数ΔGR普遍小于20 API。基于不同产能井的地质因素影响分析,归纳提出“自然产能井”“酸化有效果井”“压裂有效果井”“酸压有效果井”适用的地质环境,指导该区新完钻井采取相应增产措施,改造后达到了工业油流产出标准,有效地提高了油气产量,对油田页岩层系提产具有积极的作用。

利用常规建模方法建立复杂构造模型,需对断层模型做近似处理,往往导致断层模型与构造解释成果匹配度降低,影响模型精度。为此,应用Petrel建模软件及其方法模块,采用角点网格方法与构造框架方法交互式建模的技术思路,通过判定、落实削截断层相互接触关系,对断层模型组合进行相交处理,并优化各断层模型面参数,建立高精度三维复杂断层模型。用此方法完成中亚A油田全区断层模型的优化,取得了很好的效果,也为各类复杂断块油田高精度断层建模工作提供了有效方法。

鄂尔多斯盆地构造稳定,输导体系相对简单,断裂、不整合面等类型的输导体系不甚发育。但作为烃源岩与圈闭之间的“桥梁与纽带”,输导体系在气藏富集规律研究中至关重要。对苏里格气田苏76区块上古生界输导体系进行研究表明：研究区除发育以孔隙为主的输导体系外,还发育以裂缝为主的输导体系。通过分析铸体薄片等岩性资料发现,以孔隙为主的输导体系对平行层面气藏运移起主导作用,而以裂缝为主的输导体系对垂向层面气藏运移起主要作用。应用构造曲率法和R/S分析法对研究区裂缝进行识别,两种方法均与裂缝发育地区有较高的耦合度,且其发育程度与生产情况呈正相关,裂缝越发育,越有利于改善致密储层的输导性能。裂缝的识别与预测,对苏76区块气藏开发具有重要的指导意义。

西湖凹陷是中国近海最重要的含油气凹陷之一,在凹陷断陷期末期阶段发育一套巨厚煤系地层,是西湖凹陷主力烃源岩层系,由于受到多解性的影响,很难通过岩性组合、沉积构造等宏观特征详细解释研究区沉积背景及水动力特征,尝试通过煤系地层干酪根显微组分,煤系地层显微岩石学特征等对西湖凹陷Z地区平湖组煤系地层沉积环境及水动力特征展开分析。研究表明,研究区不同地区干酪根显微组分存在较大差异,岩心具有交错纹层状、条带状、水平纹层状、结核状4种形态特征的菱铁矿,均指示Z地区平面及纵向上煤系地层沉积背景及水动力特征存在较大的差异：低凸A区沉积时期以弱氧化-还原沉积环境为主,水浅且间歇性出露水面,其上可发育天然堤与洼地,有利于水道发育;凹陷B区是受外缘低凸起遮挡而形成的半封闭潟湖,整体处于还原沉积背景,在大潮期间,潮流可越过低凸起,将隆起区及隆起区外侧碎屑物搬运至凹陷区而形成冲越扇;低凸C区长期位于水面之上,处于氧化环境,平中段时期受到间歇性潮汐的影响而被水体覆盖,从而形成浅水沼泽;凹陷D区为水体相对较深的沉积背景,是三角洲前缘沉积的有利场所。总体而言,Z地区平湖组沉积环境及水动力特征自南向北受地貌影响存在较大差异：低凸A及C区因长期暴露地表,整体表现为氧化环境,河控为主,间歇性受到潮流影响;凹陷B及D区,整体处于还原沉积环境,受潮汐影响较大。通过对西湖凹陷Z地区沉积背景及水动力特征认识的深化,为该地区勘探部署提供了重要理论支撑。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。