录井是在钻井现场直接获取第一手实物、数据及影像等资料，提供地质、工程、信息一体化服务的技术，是“勘探开发的眼睛、石油工程的参谋、井场信息的中枢”^[1]。“勘探开发的眼睛”指通过录井，在钻井过程中实时发现石油、天然气、水合物、氦气、氡气及热（地热、干热岩）、铀、钾、锂等各种目标矿产；“石油工程的参谋”指录井为钻井安全及提速提效、测井校准与解释、压裂选层与压后评估提供技术支撑，并在测井、测试难以施工的情况下进行替代；“井场信息的中枢”指录井工作是井场数据采集与传输中心、井场数据深度挖掘与综合应用中心。可见，录井既是一项油气勘探技术，也是一项石油工程技术，其采集对象主要包括岩屑（心）、钻井液及钻井工程参数，现阶段的主要特点是“地面”“直接”“实时”；“地面”采集相比于井下采集，不受高温、高压、高含硫化氢、小尺寸井眼等因素的限制或影响，具有低风险、低成本等优势；“直接”采集相比于测井的间接性、综合性采集，可以单独获取不同位置样品、不同类型流体的属性，具有高精度、高分辨率、低多解性等优势；“实时”是相比于电缆测井、实验室分析、地层测试等技术，具有随钻分析、所钻即所得的效果，能够有效支撑钻井安全与勘探决策。

此消彼长、优势互补是各个专业的共存之道，取长补短、相互融合是各个专业的发展渠道。相比于实验室分析、电缆测井、随钻测井技术，录井分别需要强化数据准确性、一致性、实时性方面的研究；面对非常规、超深层等复杂地质条件和油基钻井液、PDC钻头等工程条件，录井需要进行孔喉尺度分辨率和孔隙流体分辨率方面的攻关。近年来，国内外的录井技术发展迅速，但“雪中送炭”的技术相对较少^[2]；且相比于其他油气勘探与石油工程技术，录井技术的发展仍较为缓慢。录井朝什么方向发展、如何发展，困扰着管理层及技术研发层人员。针对录井技术的短板、面临的主要挑战、行业发展的困局，剖析了“十三五”期间中国石化录井技术在钻井液在线录井仪器、岩样录井仪器、录井评价方法3个方面的主要进展，厘定了复杂地质工程条件对录井提出的4大需求，从深化基础研究、突破采集方式、创新评价方法3个方面提出了11个方向的发展建议，以期为夯实高质量发展根基、实现录井高科技发展、提升技术支持与参谋能力提供指导。

1.   中国石化“十三五”录井技术进展

“十三五”期间，中国石化从地面到井下、从钻井到采油、从常规油气到非常规油气、从中浅层到深层超深层、从陆地到海上、从天然油气藏到人工气藏（储气库）^[3]进行了广泛的录井技术方法探索和研究，取得了系列重要进展。代表性技术可以概括为3个方面：在钻井液录井方面，研发了钻井液含油性核磁共振在线录井、钻井液性能在线监测2项技术；在岩样录井方面，研发了岩屑（心）元素成分在线录井、高分辨率三维核磁共振录井、激光扫描共聚焦录井、岩屑声波录井等4项技术；在评价方法方面，创建了钻井液混源含油性二维（T₁−T₂）核磁共振识别与评价、页岩不同赋存状态的油水信息二维（D−T₂，T₁−T₂）核磁共振识别与评价、基于元素录井的地层多参数求取与双甜点评价、不同赋存状态的气体δ¹³C₁—δ¹³C₃碳同位素录井评价等4种方法。

1.1   钻井液在线录井技术进展

钻进过程中，钻井液包含有丰富的地质与工程信息，如岩性信息、地层流体信息（石油、天然气、非烃、有毒有害气体、地层水等）、地层温度压力信息、钻井液处理剂信息、井壁稳定性信息等，录井、钻井时都非常重视钻井液性能及其所包含信息的监测。基于钻井液的持续流动性，在分析周期与钻进速度相匹配的前提下，均可以实现在线监测。

1）钻井液含油性核磁共振在线录井。利用低场核磁共振技术测量体相流体具有3大优势^[4]：对油质反应灵敏、定量精度高、一种纯流体只有一个弛豫峰。该技术填补了钻井液含油性录井的空白，着重解决了3大难题^[5-7]：1）PDC钻头的岩屑细小及超深井、超长水平井的岩屑上返时间长导致岩屑含油级别大幅度降低或无显示，基于岩屑的含油气分析手段失去物质基础；2）含荧光钻井液体系（聚磺、混油、油基、合成基、重复利用的老浆等）、裸眼段多套含油层系导致含油信息混杂，影响录井准确识别地层含油性；3）低气油比油层导致气测值较低甚至没有显示，难以准确识别与评价该类油气层。钻井液含油性核磁共振在线录井系统采用0.5 T的磁场频率，实现了弛豫剂的在线添加、钻井液自动进样与测量，避免了人工取样劳动强度大与及时性、连续性、一致性难以保证等问题^[8]。

2）钻井液性能在线监测。以往录井对钻井液性能的监测主要采用综合录井、化学滴定、离子色谱等。其中，综合录井仪对钻井液密度、电导率、流量等进行监测；离子色谱录井根据油田水的苏林分类检测钻井液中的K⁺、Na⁺、Mg²⁺、Ca²⁺、Cl⁻、SO₄²⁻、CO₃²⁻、HCO₃⁻等8种成分^[9]。新研发的钻井液性能在线监测系统能够测量密度、pH值、流变性能（漏斗黏度、表观黏度、塑性黏度、动切力、流性指数、稠度系数）、Cl⁻和S²⁻质量浓度等10项参数，采用离子选择电极监测Cl⁻和S²⁻的质量浓度^[10-12]。根据pH值及相关离子质量浓度的变化，可以判别地层是否含有H₂S^[13]或是否钻遇CO₂气藏、酸性气藏^[14]。根据盐度的变化，可以判别是否钻遇高压水层^[15]。

1.2   岩样录井技术进展

非常规油气、超深层油气是目前勘探开发的热点和难点，需要在采样率及采样及时性、孔隙结构与孔隙流体分辨率、岩石力学等方面提升识别与参谋能力。中国石化研发的4套岩样（岩屑、岩心）录井仪器各具特色，显著增强了地层信息的检测能力，拓宽了录井的服务空间。

1）岩屑（心）元素成分在线录井。岩屑（心）元素成分在线录井包括X射线荧光（XRF）^[16]、激光诱导击穿光谱（LIBS）^[17-18]2项技术。XRF技术仍需对岩屑（心）进行制样，按样品排列顺序逐样进行连续扫描；LIBS技术可以通过调整光谱系统，增大光路汇聚焦距，使汇聚光斑处于岩屑样品表面以下的位置，高能激光照射到岩屑样品表面时，能够诱导产生击穿光谱，产生“剥蚀”作用，消除油基钻井液对岩屑表面的污染。岩心扫描有单一功能的扫描技术，如图像扫描、伽马扫描、核磁共振扫描等，也有集图像、磁化率、密度、孔隙度、伽马、电阻率、纵波波速、元素、矿物等多功能于一体的扫描技术。岩屑在线录井受自动取样、样品处理等因素的影响，实现难度较大，但实现这项技术的意义重大，是录井发展的重要方向。

2）高分辨率三维核磁共振录井。核磁共振是识别孔隙流体类型并评价其饱和度的重要技术手段，但对于低渗透、致密储层，如致密砂岩油、页岩油的岩样，由于弛豫剂难以扩散到纳米尺度的孔喉中，不能抑制水信号，采用一维（T₂）核磁共振技术难以识别油、水信号，而采用二维（D−T₂，T₁−T₂）核磁共振技术则无需弛豫剂浸泡，可以直接识别油、水信号，因此，其成为储层评价的前沿技术^[19-21]。实现高分辨率三维核磁共振录井需要着重解决4个方面的难题，即小体积高磁场强度的磁体设计、较短的回波间隔、采用固定梯度代替脉冲梯度、先进的快速反演算法。研发的高分辨率三维核磁共振录井仪，质量40 kg，共振频率10.9 MHz，回波间隔60 μs，具备T₁，T₂，D以及D−T₂和T₁−T₂谱的测量能力。

3）激光扫描共聚焦录井。激光扫描共聚焦（LSCM）属于显微镜分析技术，它可以弥补普通光学显微镜与扫描电子显微镜的不足，通过分层扫描，获取样品内部高分辨率、高清晰度的图像，在此基础上重建三维立体图，直观获取孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其连通情况；还可以应用于原油形态、微体古生物化石、次生包裹体、乳化油等方面的研究^[22-24]。该项技术首先需要制样，将具有荧光特性的灌注剂采用正负压交替方式灌注入岩石的孔隙中，选择合适的参数（激光波长、激光强度等），LCMS的穿透深度可以达到1 200 μm，满足岩屑的分析要求。显然，灌注剂若不能灌入微小孔隙中，则影响对小尺度孔喉的探测；荧光强度、激光强度、激光波长、物镜倍数，也会影响采集效果^[25]。

4）岩屑声波录井。岩石力学是石油工程的重要研究领域，是地层可钻性、井壁稳定性、地层可压性的重要评价参数。通过纵波波速、横波波速、岩石密度、泥质含量中的1～3个参数，可以计算弹性参数（泊松比、杨氏模量、体积压缩模量、剪切模量、拉梅常数）、强度参数（抗压强度、抗拉强度）、地层三压力（孔隙压力、破裂压力、坍塌压力）、地应力（垂直地应力、最大水平地应力、最小水平地应力）和可钻性级值），并在此基础上，计算可压性参数（脆性指数、水平两向主应力差^[1]）。可见，研发岩屑声波录井仪，在钻井现场实现纵波波速、横波波速的快速测量，具有重要意义^[26-28]，且可为井震信息融合指导钻井提供实时的声波数据；与三维地震融合，可实现由线到体的岩石力学随钻预测^[29]。试验与应用结果表明，对于粒径≥1 mm的岩屑，可以获取稳定、可靠的纵波波速、横波波速，与实验室测量结果相比，精度＞98%^[30]。

1.3   录井评价方法进展

1.3.1   钻井液混源含油性二维（T₁−T₂）核磁共振识别与评价方法

监测钻井液含油性是发现复杂地质与工程条件下其他录井手段难以发现的地层含油性的重要举措（见图1），实现在线监测有助于提高采样效率（纵向分辨率）与采样一致性。通过前期研究，建立了聚磺钻井液^[5]、混油钻井液^[6]、油基钻井液^[7]的一维（T₂）核磁共振识别与评价方法，为了鉴别是否存在油、水信号叠加及判别新出现的信号峰是油信号还是水信号，这种离线录井方法需要在添加弛豫剂前后进行2次分析；而在线录井只能在添加弛豫剂后进行1次分析，且一维（T₂）谱难以直接识别采用油基钻井液体系钻进过程中的基础油与地层油，为此在室内试验的基础上，建立了混源含油性T₁−T₂判识图版及原油密度的评价模型，经实钻及试油证实，能够及时识别与准确评价混油、合成基、油基钻井液条件下的地层含油性和可动性，提高了录井发现含油储层的能力。

图  1  复杂地质、工程条件对录井的影响

Figure  1.  Influence of complex geological and engineering conditions on surface logging

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1.3.2   页岩储层多组分二维核磁共振识别与评价方法

页岩储层中的氢核信号包括水信号和烃信号。水信号包括束缚水（吸附水、结晶水、结构水）和可动水（无机孔中的水），烃信号包括干酪根（未转化的有机质）、滞留烃（有机孔中的油）、游离烃（无机孔中的油、微裂缝中的油）。在核磁共振一维谱（T₂）上，难以区分如此多的组分，采用弛豫剂浸泡的方式抑制不掉水信号，也难以识别油、水信号。D−T₂虽然能够直观识别孔隙流体信号，但常规储层的解释模型不适用于非常规储层，尤其是其孔隙尺度分辨率、孔隙流体定量精度满足不了页岩储层评价的需要。因此，T₁−T₂二维核磁共振成为页岩储层评价的热点技术。大量试验结果与文献资料表明，样品的保存状态对T₁−T₂谱的信噪比影响较大，从而影响组分分辨率与定量精度。在页岩油样品保存完好（如液氮冷冻）且分析及时的情况下，视样品自身条件的不同，可以准确识别4～7个组分（见图2）^{[21, 31-33]}。

图  2  页岩T₁−T₂核磁共振解释图版

Figure  2.  T₁−T₂ NMR interpretation plates of shale

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1.3.3   基于元素录井的页岩地层多参数求取与双甜点评价方法

元素成分是页岩油气井必须录取资料的项目，能分析十几至四十几种元素，在岩性识别、地层卡取、地质导向、沉积环境识别等方面具有重要的作用^[34]。深层次的应用是基于元素挖掘更多的地质、工程信息，如计算生物硅含量、岩石密度、孔隙度、总有机碳、含气量、矿物成分、脆性、伽马、弹性参数（杨氏模量、泊松比）、抗压强度等，用于地质甜点评价、地层可钻性与井壁稳定性评价、可压性评价、综合地质导向^[35-36]。参数求取方法主要有基于敏感元素的回归方法和基于大数据的人工智能方法等2种。在敏感元素的选择上，要考虑钻井液的影响、多重共线性的影响、微量或低原子序数元素检测精度的影响等，同时要具有地质含义。建模的效果受制于目标参数的精度、数据点的多少或目标数据的曲线平滑度、井深或样品位置的匹配度、选取的敏感元素数量、地层或岩性的均质程度等。

1.3.4   高分辨率碳同位素录井评价方法

烷烃气碳同位素主要受控于生烃母质碳同位素组成、生烃过程碳同位素分馏、生烃后碳同位素分馏^[37-39]。通常情况下，烃源岩的成熟度越高，碳同位素值越重（偏正）；相同成因、相同来源的油气，碳同位素值相同或相近^[40]。因此，碳同位素技术可用于油气成熟度评价、油气成因分析、油气源对比、地质导向等^[41-43]。采用近红外光吸收、比值质谱仪等技术原理的碳同位素录井仪，能够在线监测钻井液气中的C₁、C₁—C₃、C₁—C₅中的碳同位素^[44-46]，而新型碳同位素录井仪采用气相色谱—红外光谱（GC-IR²）原理，不仅能够检测钻井液气（游离气）中的碳同位素，还可检测罐顶气（吸附气）中的碳同位素^[47]。碳分子越多，同位素值越重；随着成熟度增高，原油会发生裂解，碳链断裂，导致碳同位素值降低，即发生“倒转”。因此，碳同位素发生“倒转”的深度往往指示高压层、高产层的存在^[48]。在岩性、含气性相同的条件下，岩屑释放气体的效率，与孔隙结构及渗透性有关。渗透率高，钻井液气含量高、罐顶气含量低；渗透率低，则反之。吸附气含量越高，解析过程中的碳同位素分馏越显著，即吸附气含量与∆δ¹³C₁呈正相关；游离气含量越高，分馏幅度越小，游离气含量与∆δ¹³C₁呈负相关。所以，钻井液气、罐顶气的碳同位素值差别越大，指示渗透率越低；二者越接近，渗透性越好。干酪根气与原油裂解气的碳同位素具有明显的差异性，通过图版识别气体的成因，也可预测产能的高低^[49-50]。因此，新型碳同位素录井技术可用于初始赋存压力的判别、纳米孔喉发育程度的判识、地质甜点评价、油气产能预测等。

2.   录井技术需求

录井面临的地质、工程条件日趋复杂，具有“深”（深水、深层、特深层、超深层）、“高”（高温、高压、高含硫、高含水）、“多”（多源、多类、多种/多个）、“非”（非常规、非均质）、“低”（低渗透、低品位）、“薄”（薄层、薄互层）、“微”（微尺度、微幅度、微含量）、“新”（新领域、新类型、新层系）等特点，这些特点可概况为“极端性”、“多样性”2类。“极端性”是指地层厚度、构造幅度、样品粒径、资源丰度或含量、地层温度或压力等过低或过高，超出了现有仪器的检测、分辨或承受极限；“多样性”是指岩石或流体成分/组分、（油气、压力）成因、（含油气、油/气水、地层压力）系统等具有多种、多类、多源、多套等特征，且相互叠置、边界模糊，或分布不均、变化多端，导致定性识别、定量评价难度较大。复杂地质、工程条件对录井的需求可以概括为实时性、准确性、全面性和经济性4个方面。

所谓“实时性”，是要提高及时性甚至具有超前性。要求采集、传输、处理、解释、评价的速度跟上钻头甚至实现超前预测或预警，包括工程异常预报、地层压力预监测、井涌井漏预警、地质导向评价、地质层位或井眼位置卡取、地层流体信息监测等，以满足保障钻井安全、精准发现油气层、支撑快速勘探开发决策的需求。

所谓“准确性”，是要求录井仪采集数据具有高稳定性、高分辨率、高精度，以实现水平井优质储层高钻遇率、工程预警高准确率、岩心及油气层解释评价高符合率，满足不同岩性、沉积相、构造、油气水关系、压力系统、埋藏深度等地质条件及PDC钻头、油基/合成基钻井液、水平井等特殊钻井工艺条件下资料采集、评价的需求。

所谓“全面性”，是要从空间、时间等多个维度取全资料，实现全地层（岩石骨架、孔隙流体、温度、压力、应力等）信息、全井筒信息、全钻井过程、全生命周期的监测与评价，以满足地质工程一体化、勘探开发一体化的需求。

所谓“经济性”，是实现录井自身及所支撑领域的低成本运行，包括3种主要途径：1）挖掘技术潜力，实现功能最大化，用尽可能少的技术解决尽可能多的需求或问题，即降低项目成本；2）实现技术自动化、在线化、一体化、智能化，减少或摆脱手工录井，即降低人工成本；3）通过提高服务质量，助力钻完井、压裂等工程实现提速、提效、提产，即降低单井钻探成本和单位油气当量成本。

3.   录井技术发展方向

除了上述技术需求，录井还面临基础理论薄弱、技术差距明显、瓶颈问题突出等诸多挑战。中国石化录井研发人员将全面贯彻高质量发展理念，担当保障国家能源安全的生力军，围绕岩样、钻井液、工程参数等检测对象，强化移动实验室、工程应用、井场大数据中心等行业定位，加强基础研究、科技攻关与成果转化，通过自动化、在线化、智能化等技术提高录井采集的及时性、系统性、准确性；通过解谱解耦、数据恢复、相互融合等资料处理技术，提高录井采集分辨率、精度、适用性；通过技术挖潜、技术耦合、智能解释等方法满足复杂油气藏及新型领域的技术支撑。

3.1   录井资料采集

录井采集模式，是提高决策实时性、数据准确性、解释可靠性、作业经济性的关键，主要发展方向为研发填补空白、提高分辨率或精度的录井新技术，在此基础上，加强标准化、自动化、在线化、一体化、井下化研究，智能化可贯穿录井作业全过程。

1）样品采集与处理实现流程标准化、自动化。岩屑（心）、钻井液等样品的分析用量、保存方式、保存时长、测时温度及人为因素等都会影响数据或图像的准确性。这些因素若不实现标准化、自动化，其一致性便难以把握，影响数据的校正与对比。如页岩油样品，储层的储集性能（孔隙度、渗透率、孔隙结构等）、含油性（总有机碳、含油饱和度等）、可流动性（有机质成熟度及原油密度、黏度、气油比等）决定了储层单位质量岩石含有多少油、含有多少可动油；但样品保存的温度、时间、密封性及样品处理方式、方法及处理时的密封条件等，则会影响对含油性、可流动性的评价。因此，需要强化样品采集和处理的标准化、自动化，以提高数据的可比对性。

2）数据或图像采集实现技术在线化、一体化、井下化。在线化的目的是实现无人值守或连续作业，提高信息采集的系统性。数据或图像的一体化采集包括串联和并联2种方式，即对同一个对象（样品或样品位置、组分）进行依次或并行采集，如GC-IR²碳同位素技术为串联方式，先通过气相色谱实现组分分离，再对单体组分中的碳进行同位素检测；而钻井液性能在线检测技术为并联方式，即采用多类多个传感器或检测器实现同一样品不同参数的依次采集。一体化的意义至少有3点：一是解决多类数据源样品或样品条件不一致的难题，提高数据的同源性、对比分析的可用性与建模效果；二是提高解决复杂难题的能力，如元素与成像技术的融合，可同时解决粒度与成分的分析，提高岩性识别的准确性；三是降低用工人数、作业强度及人为因素的影响，提高录井采集的经济性、系统性与采样率。井下化录井是在保持分析对象不变的前提下，将地面采集移至井底或井中，提高原位性、实时性，为勘探开发决策、安全钻井提供更及时更可靠的保障。

3）录井信息采集实现智能化。智能化采集包含软件和硬件2个方面。软件方面包括测量过程的智能控制、测量参数的智能优化。智能控制的目的是实现多个步骤的协同，提高录井采样率；智能优化的目的是获得更好的测量效果，提高测量的准确性，如核磁共振测量中的等待时间、回波间隔、截止值、累积次数等高度依赖于操作人员的专业知识与操作经验，通过机器学习，可以根据样品自动确定相应的测量参数组合。硬件方面包括机械臂、机器人等智能化设备，配合智能控制软件，减少或代替人工作业，如：研发井场智能采样机器人，代替岩屑或钻井液的人工取样；研发智能头盔，代替专人巡检等。

3.2   录井资料处理

录井的检测对象复杂，地质、工程多重影响因素叠加，导致录井采集、计算参数的定量精度及解释图版、评价模型的通用性相对较低，需要从以下4个方面强化基础研究。

1）多元响应解谱解耦技术。录井的核心是谱，包括色谱、光谱、质谱、波谱等，不同原理的原始谱图分辨率不同，对于分辨率较低的原始谱图需要解谱，才能实现精准评价。如天然气的拉曼光谱，包含了不同的烃类组分与非烃组分；岩样的傅里叶变换红外光谱包含了不同的矿物（含黏土矿物）及干酪根组分等；钻井液的核磁共振谱图包含了添加的及地层的油、水信息等。录井的钻时包括了地层（岩性、岩石力学特性、物性）及工程（钻头类型及新旧程度、钻压、转速）等多重信息。多类信息在录井手段上的响应往往不是简单的叠加，还有耦合作用。所以，录井应重视解谱解耦技术，提高解释分辨率与评价精度。

2）非原位非实时探测数据恢复技术。录井是在地面检测，脱离了原始的深度、温度、压力、应力环境，属于非原位探测，所检测的数据不能反映地层的真实信息，如：气测资料受井底压差、钻头破岩尺度与速度、钻井液稀释程度、温压条件变化、脱气器效率等因素的影响；岩样含油气性也受样品保存条件、放置时长、样品处理等因素的影响。地层测试数据是衡量录井解释评价的准确性或符合率的重要尺度，但地层测试是在地层钻开后所测得的数据，属于非实时探测，同样不能代表地层刚钻开时的状态。如地层压力，对于缝洞型储层，压力释放速度较快；而对于致密低渗储层，压力释放较慢。所以，需要进行数据校正或恢复，以准确评价地层原始状态的物性、含油气性、孔隙压力等信息。

3）多元化多尺（维）度融合技术。录井作为勘探开发的“眼睛”，需要通过技术、方法、学科的融合，实现由点到线、面、体，由一维到二维、三维、多维，由局部到整体，由监测到预测，由井筒到井周，增强对地层的识别评价能力、对钻井安全与压裂选层的支撑能力，如：录井要实现钻头前方未钻开地层的地层压力预测、井筒甜点的三维立体评价，需要与测井、地震相融合；录井要实现准确的监测与预测，也需要融合实验室试验、地层测试等数据，对录井数据进行校正。

4）普适性解释模型或评价标准构建技术。受地区、层位、沉积相、埋深、岩性、油气藏类型、温压系统、储层非均质性等地质因素，以及数据精度、井筒影响等录井因素的影响，录井参数计算模型、解释图版、评价标准等具有较强的局限性，难以在不同工区进行推广应用，需要增强解释模型、评价标准的通用性，如：页岩油气甜点评价，不同工区具有不同的层位、埋深、沉积相、岩相、成熟度、压力系统等，也具有不同的钻井工艺、压裂工艺、录井工艺，需要强化理论指导、数据分析、数学建模等基础研究，构建适用性强、准确性高的甜点参数计算模型及甜点类型评价模型。

3.3   录井资料应用

录井采集数据和图像的目的是满足地质、工程需求，因此需要不断创新技术方法，提升复杂地层、复杂油气藏、复杂工况、复杂工艺等条件下的判识、评价、决策水平。提高解释评价水平需在保证数据质量基础上，从单项技术挖潜、多项技术融合、人工智能研究、新型领域支撑等方面创新技术、方法。

1）单项技术挖潜。录井采集的曲线、谱图、图像中包含有丰富的地质或工程信息，不同类型谱图中包含的信息不同，但处理、解释、评价方法可以相互借鉴，相互补充，如可以通过谱图分割、谱图变换、分维分形、参数组合等方式方法，提取更多的信息或参数；也可以借鉴实验数据处理技术、地质评价技术等，提高录井评价能力。

2）多项技术融合。复杂问题的解决靠单一技术往往行不通，需要采用多元化、多尺度、多维度的特征参数、敏感参数共同参与计算模型、解释图版、评价标准（界限值）的确定。其中，涉及3项技术：一是特征参数或敏感参数的提取方法，二是多元数据的融合方法，三是参数界限值的确定方法。因此，需要掌握和利用先进的数据分析方法、参数建模方法。

3）人工智能研究。录井是井场数据中心，有诸多信息没有得到充分、有效利用。同时，有许多难题靠线性、非线性的方法难以解决，需要采用大数据技术、人工智能方法。有2个层次：一是将已有的人工智能方法应用于录井，优选合适的模型，解决相应的难题；二是针对数据与需求，开发适用的人工智能算法，攻克解释评价难题。

4）新型领域支撑。只有要钻井，就需要有录井。因此，录井的领域十分广阔，包括能源领域、环保领域等，如浅层气、天然气水合物、氡气、氦气、铀矿、锂矿、钾盐、地热、干热岩、储气库、储油库、碳封存、储氢、场地土壤污染成因与评价等，未来还会有新的类型、新的领域出现，录井要针对相关的需求与难题开展识别评价方法研究。

4.   结束语

“十三五”期间，中国石化的录井技术在填补钻井液含油性及岩屑声波检测空白、提高孔喉尺度与孔隙流体检测分辨率、实现钻井液及岩屑在线录井、挖掘元素及核磁共振录井潜力等方面取得了一定进展，增强了录井找油找气的视力、评价地层特性的能力，支撑了页岩油气、超深层油气等的勘探突破与效益开发。但面对日趋复杂的地质工程条件、层出不穷的新技术新领域、风云变化的国际形势，录井在实时性、准确性、全面性、经济性上仍不能完全满足勘探开发需求，仍存在诸多瓶颈与难题亟待攻关；与国外先进录井技术相比，仍有明显差距；与国内其他专业相比，基础理论较为薄弱，技术进步相对缓慢，需要锚定专业定位，增强专业自信，拥抱新兴技术，强化人才培养。通过深化基础研究、突破采集方式、创新评价方法，提高录井采集的自动化、在线化、一体化、井下化和智能化水平，提高录井采集的分辨率、处理的准确率、解释的符合率，实现录井技术的快速进步与录井专业的高质量发展，提高保障国家能源安全的能力。