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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。