录井地质岗位职责（精选多篇）

推荐第1篇：水平井地质导向录井关键技术

水平井地质导向录井关键技术

引言

在国外，随钻地质导向技术已得到广泛使用，如贝克休斯公司的Trak 随钻测井系列，包括深探测方位电阻率测井（AZiTrak）、高精度地层密度和中子孔隙度测井（LithoTrak）、随钻核磁共振测井（MagTrak）、实时阵列声波测井（SoundTrak）、高分辨率随钻电成像测井（StarTrak）、实时地层压力测试（TesTrak）等。

国内LWD（Logging While Drilling）技术刚刚兴起，主要还是采用录井（包括综合录井）、MWD（MeasurementWhile Drilling）等技术进行随钻地质导向。本文对水平井地质导向过程中的两项关键录井技术——地层对比与预测技术、地质解释与导向技术进行探讨。 1 地层对比与预测技术

地层对比是地质研究的基础和重要手段。地层对比、划分和预测，是现场地质录井的一项重要技术，对于卡准取心层位、潜山界面、完钻层位具有十分重要的意义，更是随钻准确预测并卡准水平井、大位移井目的层深度的关键。虽然水平井大多是在地层已经比较清楚并有邻井控制的情况下部署的，但由于受地震资料品质和分辨率等问题的影响，常会使得设计的目的层深度与实钻深度相差几米至十几米。进入水平段前的井斜角往往高达70°以上，此时的垂深若相差1m，水平距离就会相差几十米乃至上百米，导致水平井的质量和油层钻遇率大幅度降低。对于目的层为薄层的水平井，更是如此，一旦钻穿目的层并进入下伏煤层或软地层，便可能被迫提前完钻，完不成设计任务。 1.1 技术难点与对策

由于PDC（Polycrystalline Diamond Compact）钻头（即聚晶金刚石复合片钻头）、欠平衡工艺的使用及井斜角大等原因，导致钻屑细小、混杂，岩性判识困难，含油气级别也大幅度降低，且构造的变化、岩相和沉积相的变化等使得每两口井的地层情况及对比难度也不一样，有的井区甚至没有标志层、标准层可供对比，给地层随钻对比和预测带来很大困难。

随着录井技术的发展，精细化、定量化、全面化程度逐步提高。其中，快速色谱（分析周期30s）及微钻时（0.1m 1点）技术给地层的精细对比和划分提供了有效的解决方案；元素录井（X射线荧光元素录井、激光诱导元素录井）和岩屑伽马录井技术的兴起为特殊钻井工艺条件及缺乏标志层条件下的地层对比提供了有效的解决方案；核磁共振录井（岩样核磁共振、钻井液核磁共振）、定量荧光录井、离子色谱录井为储集层物性及含油性、含水性的定量检测与对比提供了有力手段。地层对比的原则是选同一断块、物源及沉积相相似的邻井，遵循旋回性、相似性、协调性的原则，先大段控制，后小层细对；对比的依据是标准层/标志层、沉积旋回、岩性组合、元素特征、伽马能谱特征等；对比的方法是在有合成记录标定的地震资料约束下，在掌握地层分布的基础上，利用正钻井的录井、MWD、LWD 等资料与设计依据井的测井、录井资料进行对比，对目的层深度进行随钻预测。 1.2 应用实例 以A 油田的L651-P1井为例。该井设计目的层为古近系沙河街组沙一段底部生物灰岩油层，相当于邻井L651井1945.0～1949.3m 井段油层，厚度4.3m。设计A、B 靶点垂深均在1945.5m，A靶、B 靶之间的水平位移为300m，要求水平段在目的层顶界以下1m按稳斜角90°钻进。本区沙一段岩性组合为油泥岩、油页岩夹白云岩、生物灰岩，白云岩、生物灰岩、油页岩均为本区的标志层。该井录井项目仅有气测录井和岩屑录井，LWD 带自然伽马（GR）和深感应电阻率RILD）测井（见图1）。

图 1L651井（a）与 L651-P1井（b）地层随钻对比图

由于沙一段的油页岩和灰色泥质白云岩都有气测显示，电阻率曲线均为高值，因此要用大段控制的原则进行对比。邻井L651井在目的层顶以上10m 开始见有泥质白云岩，可作为对比依据。在进入油层前的层位对比中，LWD 曲线在垂深1935m时电阻率均为低值，自然伽马曲线跳跃幅度大，不易对比；岩屑录井在该深度也未见到泥质白云岩，由此推断目的层可能推后；垂深测井曲线的对比也确定目的层将推后至1954.5m。继续降斜钻进，电阻率曲线在垂深1945m处出现高阻尖（见图1b），对比认定此高阻部位相当于L651 井1937.5m 部位的第1 层泥质白云岩，由此预测油层顶面为1957m。钻至斜深2092m（垂深1951.2m）开始见泥质白云岩，无油气显示，分析认为不是目的层，降斜钻进至斜深2172m（垂深1956.2m）开始见油斑泥质白云岩，经录井剖面对比表明其为目的层的岩性及显示，这说明实际目的层深度比设计目的层深度深11.7m（见图2）。

图 2 L651-P1井设计井身轨迹与实钻井身轨迹对比图

又如B气田的DP6井。该井设计目的层为山一段石英砂岩，设计A靶点垂深为2874m，距砂岩底5.14m。在钻进过程中，录井人员根据山二段的底界深度及标志层山一1段的顶部煤层深度作出预测，认为A靶点深度比设计结果将提前7m。但此预测结果未被甲方认可，于是继续按照原设计要求钻进，结果在垂深2871.53m处钻穿了目的层砂体（见表1），随后的打水泥塞填井耽误工程施工3d，重复钻井耽误钻井周期18d，累计耽误时间21d。对比后发现，随钻预测的目的层底界深度和实钻深度相差不足0.5m。

2 地质解释与导向技术

进入水平段后的油气层钻遇率是衡量水平井质量和成败的关键指标。国外的随钻成像测井、方位电阻率测井、核磁共振测井及远距离边界探测等先进的随钻技术已成为水平井地质导向的主要技术手段。目前，国内水平井地质导向技术与国外尚有相当大的差距，例如，LWD 技术和解释水平均远远落后于国外。但是依靠随钻过程中录井的岩性、物性、含油气性资料及LWD/MWD的电性资料，并结合地震剖面，实时修正油层模型，也可实现精确导向，提高油层钻遇率。地面录井资料虽然受井筒因素的影响，具有一定的滞后性，但资料直接、直观，有助于降低解释结论的多解性，这一优势是随钻测井资料所不具有的，且中浅层水平井的迟到参数也比LWD/MWD资料的实时性强；所以，在地质解释过程中，需要将二者有机结合。 2.1 目的层岩性变化的分析与判断

地震资料通常无法识别薄层的变化、相变导致的岩性变化和小断层，因而经常在水平段钻遇非目的层岩性或油气显示变差。岩性的变化可以通过钻时、元素录井、岩屑录井、随钻伽马曲线、随钻电阻率曲线等进行判识，油气显示的变化可以通过气测曲线、钻井液含油率的变化及电性变化进行判别。一般情况下，进入水平段后，钻遇非目的层岩性（如泥岩）可能有以下几种情形：①井眼偏离了正确轨迹（见图3a）。此时需要根据随钻测井资料分析井身轨迹与地层之间的夹角（在有方位电阻率、成像测井的情况下，更便于解释），判断钻头偏移方向（向上或向下）及距离后，及时调整井身轨迹。②目的层沉积相变化（见图3b）。该情况可能是砂岩相变或尖灭导致，也可能后面还有砂体，且砂体之间并不连通。对于前者应该及时完钻，对于后者则要根据井区资料和地震剖面判断砂体之间的距离以确定是否继续钻进。③钻遇断层（见图3c）。此时需要精确解释该断层是正断层还是逆断层以及断层的断距，以确定采用增斜还是降斜钻进。④钻遇泥岩夹层（见图3d）。遇到这种情形可继续钻进。只有解释准确，才能正确指导钻头的走向，并得出是否完钻、何时完钻的科学判断。

2.2 应用实例

A 油田的ZB3-P4 井，其目的层为古近系沙河街组沙一段底部生物灰岩油层，相当于BN3-30井沙一段1412.1～1423.6m 油层井段，厚度11.5m。设计A、B靶点垂深分别为1411.8m、1414.8m，A、B 靶点之间的水平位移为300m，A、B 靶处的油层顶深分别为1409.8m、1408.8m，要求水平段在目的层顶界以下2～6m 按稳斜角89.43°钻进。本区块沙一段生物灰岩油层属于生物礁沉积，在井区直井的钻探中，发现生物灰岩在有的井内厚度大，有的井内厚度小甚至缺失，由此推断生物礁沉积在横向上并不连续。钻进过程中，于斜深1515m（垂深1405.4m）进入目的层，比设计的深度（垂深1409.8m）提前了4.4m。依据新的油层顶部深度数据将A、B 靶点垂深均调整为1407.4m。在水平段钻进过程中，于斜深1606m 岩屑开始见灰色泥岩，从地震剖面上看（见图4）。

钻井轨迹仍在油层范围内延伸，分析认为是生物灰岩不连续导致钻遇泥岩，可继续按要求轨迹钻进，结果在钻穿49m泥岩后至斜深1655m又见油斑生物灰岩（见图5）。并按要求钻完水平段，圆满完成设计任务。

由此可见，水平井地质解释的关键是在掌握目的层沉积特点的基础上，在有邻井资料控制的前提下，依据地震剖面建立精确的地质模型，并在实钻过程中，及时修正和完善地质模型；否则便会做出错误的判断。如B气田的P26井，X 射线荧光录井的Si元素百分含量曲线显示，在井深2851～2950m（见图6中E—F 段）钻遇99m褐色泥岩，现场判断认为已钻穿目的层，于是做出向上纠斜的错误决定，致使井身轨迹偏离了目的层，导致油层钻遇率大大降低。实际上，该井目的层有3口邻井资料控制，虽然目的层深度不一致，但其岩性均为砂岩且不夹泥岩层。P26井E—F段的泥岩应为泥岩条带。因此，在钻遇非目的层岩性时，要分析沉积相及沉积微相特征，并尽可能多地结合邻井资料及地震剖面，做出正确解释和科学导向。

3 结语

本研究表明，在水平井地质导向过程中，除了应结合随钻测井、录井资料外，还要注重与物探资料的结合，实现宏观与微观的结合、构造与沉积相的结合、岩性与电性的结合、物性与含油气性的结合，做到精细对比，准确预测；合理解释，科学决策。

李兵冰摘自《石油勘探与开发》2012-10-30

推荐第2篇：录井

录 井

目录

1概念 2技术原理

3录井技术的发展现状与展望

录井-概念

录井：记录、录取钻井过程中的各种相关信息。

录井技术是油气勘探开发活动中最基本的技术,是发现、评估油气藏最及时、最直接的手段，具有获取地下信息及时、多样，分析解释快捷的特点。

录井-技术原理

根据测井数据、现场录井数据及综合分析化验数据进行岩性解释、归位，确定含油、气、水产状；自由选择绘图项目和绘图格式，绘制不同类型的录井图；在屏幕上实现钻具与电缆误差的校正、破碎岩心的处理、岩层界限调整等图形修改编辑工作，图例自动查寻绘制，图形数据存回数据文件。

现场录井服务技术以各类录井系统、分析仪器为手段对油气勘探与开发作业现场信息进行采集与整理，具体包括工程录井、地质录井、气测录井、定量荧光录井、地化录井、热解气相色谱录井、核磁共振录井、现场化验录井、岩屑成像录井等系列技术。

综合解释评价技术以气测录井、工程录井、定量荧光录井、地化录井、核磁共振录井为主要技术手段，通过对各项录井资料的综合分析，实现对油气水层的准确评价。

录井-录井技术的发展现状与展望

录井技术进入商业性服务已有五十多年的历史。初期录井服务包括深度测量、地质描述以及使用热导检测仪进行气测录井服务。随着录井技术的发展，仪器的更新换代，计算机技术的应用，使得录井技术得到了迅速的发展，越来越多的高新技术及装备应用于录井，构成了现代录井技术。归纳起来，有以下几个特点： 1.计算机技术带来录井革命

计算机技术的应用推动了录井技术的发展，使录井实现了从手工劳动向机械化、自动化的飞跃，使录井资料的应用实现了从简单分析向综合解释、评价的飞跃。通过采用先进的计算机技术，使综合运用现场各种地质数据进行综合评价成为可能，工作效率大大提高。

第一，发展了综合评价技术。一是采用新的系统工具，如岩屑描述软件、岩心描述软件、完井报告编制软件为我们进行这些工作提供了模板、提高了工作效率和资料整理水平，实现了自动化。二是对现场采集所有资料进行分门别类，剔除各种影响因素，使其反映地层情况，并综合分析研究，得出可信的结论。三是应用多井对比技术，根据邻井的各种录井资料、测井资料、随钻录井资料，利用计算机系统的多井对比软件可进行多达22口井的对比，从而建立区域构造剖面和地层剖面，据此进行随钻分析，及时修改设计，预报目的层段，卡准取心层位和完钻层位，确定完钻井深，指导钻井工程合理使用钻井参数。

第二，发展了数据管理与决策技术。先进的综合录井系统就是一套数据管理和决策服务系统，该系统可以对钻井过程中的各种活动进行数据信息采集、存储、实时显示和处理。这些活动包括：钻井、取心、中途测试、井控、下套管、固井、起下钻、扩眼、流量监测、防喷监测、打捞和海底作业等。对地质录井、随钻录井、随钻测量、电测资料等亦可进行存储和处理。该系统主要包括如下软件或软件包：工程计算；井涌监测系统；岩屑描述资料包；综合报告生成软件；地层压力软件包；卡钻测量与预防软件；岩石物理特性软件包；钻井扭矩和阻力监控软件；数据实时作图及系统管理软件。

通过钻井现场多种信息的计算机采集、处理、解释、分析、决策以及井场间多井联网、远距离数据传输等现代化手段，突破性地实现了在钻井过程中即时、定量发现油气层，现场地层评价，及时发现和解决钻井工程问题，从而可以缩短油气发现与评价周期、及时有效地进行油气层保护，达到更有效地为勘探服务的目的。该系统的应用面对四个方面的用户：钻井人员，录井人员，现场监督，作业者（油公司）基地管理人员。通过向上述用户实时提供地面和地下不同深度、不同时间的钻井和测试信息，有助于上述人员及时做出井控、钻机管理、安全、地质评价等方面的决策，从而提高钻井效率、提高地质评价质量并为后续作业和生产提供高效的地质导向。

2.录井的内涵在不断延伸

一方面改变了过去的地质录井以取准现场有限的地质信息为目的、发现油气能力较差的简单工作，发展成为在井场能够准确、全面的直接识别、评价油气层和获取勘探资料的一种非常重要的手段，实现了多学科的综合。围绕及时地、最大限度地获取更多的钻井地质、工程信息，综合录井技术所涉及的内容包括地质录井、气测录井、钻井液录井、工程录井、地球化学录井和地球物理录（测）井等。综合录井技术是现代科学技术和多学科理论在石油勘探中的应用。可以说，综合录井是录井工作人员建立在钻井现场对整个施工过程中的大量信息采集、处理、存储的信息管理工作站。

另一方面从单一的地质录井服务发展到多种服务。国内、外录井服务主要包括： 地质录井服务 地化录井服务 气测录井服务 随钻录井服务 工程录井服务 测斜服务

岩心测量与描述服务

3.老的录井方法焕发出青春

过去一些传统的录井方法由于采用新技术，应用范围不断扩大，应用效果越来越好。 （1）定量气测技术：主要采用定量脱气的方法实现气测录井的定量化。实现定量脱气的方法目前有两种：第

一、德士古公司对传统脱气器进行了改造，开发出QGM（定量气体检测）脱气器并获得专利。QGM脱气器消除了传统脱气器效率低、性能不稳定以及影响脱气结果等诸多不利因素，通过监控脱气器的工作性能，实现了定量气体检测，进而为地层定量评价创造了条件。第

二、法国地质录井公司则对脱气器进行了全新设计，开发出GasloggerⅡ，采用恒流原理，使采样的钻井液体积保持恒定，从而实现了气体定量检测。

（2）定量荧光技术：原油荧光主要在紫外线范围内，肉眼只能识别其中一小部分，凝析油、轻质油及中质油的大部分不在肉眼范围内，常规荧光仪荧光描述主观性很大，其准确性在很大程度上取决于现场人员的经验。QFT的理论依据是：荧光强度与岩样中石油浓度成正比，其工作原理是用紫外线荧光灯、光波选择器及初级滤液器共同组合起来，选择最佳波长的激发光、激发光被样品溶液散射后，再经初级滤液器后，送到鉴定器测定其荧光强度，实现了荧光录井的定量化。

虽然QFT已被证明是一种识别油气的有效方法，但不能区分地层原油和油基钻井液的荧光，因此，开发出全荧光扫描技术（TST）。 TST的原理是：物质的荧光性质主要取决于芳香烃的分子结构，具有不同芳香烃分子结构的化合物表现不同的激发波长。而这些化合物的混合物在一较宽的激发波长范围内，每次激发可产生系列发射波长，应用TST检测法就是检测这些发射波长，形成表示混合物中芳香烃组成的光谱图。由于TST具有较高的灵敏度和可选择性，因此可区别各种荧光物质。

目前，用计算机和辅助紫外光谱仪进行分析，在紫外光下利用一较宽波长范围（240-430纳米）使样品受激发，检测样品荧光发射情况并以数字形式表示其强度，其结果可看作是三维荧光检测图，图中包括发射波长（x），激发波长（y）和荧光强度（z），也可以看作是二维的轮廓图，通常称为“指纹图”。

把QFT与TST相结合，不但可实现荧光定量检测，而且可区分地层原油荧光与钻井液荧光。

推荐第3篇：地质因素对气测录井影响

地质因素对气测录井影响

前言

气测录井作为综合录井的重要组成部分,是随钻油气发现和评价的重要手段。它可以直接测量地层中天然气含量和组成，并能用来油气水层的解释。从20世纪30年代开始就显现出气测录井在油气勘探开发中的重要性。进入80年代随着人们对油气勘探认识程度的提高，以及电子技术，计算机技术在气测录井的应用，使气测录井在随钻油气发现和评价以及实时钻井参数监控中起着不可替代的作用。但由于气测数据从采集到分析受到各种因素的制约，解释符合率不能达到100%,本文将对地质因素对气测录井的影响进行探讨。

1.钻井过程中几种常见的气体显示

众所周知，只要地层中有气体存在，在钻井过程中，气体就会随着破碎岩石溢入井筒，以钻井液为载体返出地面。而气测录井就是在钻井过程中随钻检测钻井液中烃类气体的含量及其组成，并将其与对应的地层联系起来画出井深与烃类各组分对应的气测录井图。在录井过程中，地层中不仅有烃类气体的存在，还有非烃气体，我们会遇到各种各样的气体显示。如何正确认识这些气体显示，分析其成因，对我们及时发现油气层和进行地层评价以及更准确的判断、认识气测影响因素都起着重要的指导作用。下面就对钻井过程中常见的气体显示作一个简单分析。

1.1背景气

当钻穿的岩层岩性较单一，稳定时，在录井图上通常记录一稳定的气值，就称为背景气。在实际工作中，基本以稳定泥岩段的气体显示作为背景值。背景值不是一成不变的，它因钻井液种类的不同、钻井参数不同而变化。

1.2真显示

钻进气：钻头破碎岩柱而释放出的气体所形成的气体显示，称为钻进气。也称地层气。当破碎岩层及地层中油气渗滤和扩散而形成的高于背景气的显示，这部分气体反应油气层的情况，是发现油、气、水层的重要依据，也是我们研究的重点。

1.3假显示

A 停钻气：当接单根或者其它作业采取停泵并上提钻具时，导致地层中的烃类物质渗入到钻井液，该气侵段循环到地面，会产生一个记录峰值。该显示被称为停钻气。这种气体显示能够在一个循环周期内表现出来。上提钻具的抽吸效应

时形成停钻气的主要原因。停钻气不仅来自井底，而且可能来自上部地层。事实上，一次停泵或上提钻具可能引起两次或更多次的停钻气峰值。

B 起下钻气：当停止钻井液循环实施起下钻作业过程中，由于已被钻穿的油气层的侵入，当再次开泵循环时，会导致色谱记录曲线出现一个峰值，这一记录称为起下钻气。

C 污染气：当钻井液在地面循环系统受到污染后，而导致录井中出现的异常值。这一记录称为污染气。典型的是(1)当中途测井时，由于钻井液在井下静止时间过长，泥浆有机质的降解，会出现硫化氢的报警，但是此时并非为紧急情况。

(2)当钻井液中添加原油或者柴油作为润滑剂时，可能会掩盖地层中的油气体显示。

D 再次循环气：含油烃类的钻井液被泵回井眼再循环，循环一周后，在录井图上记录的峰值称为再循环气。其产生的原因主要是由于钻井液把在井下烃类气体携带到地面，由于地面钻井液循环系统除气不充分，将钻井液再次泵入井中，循环一周就会出现的循环气。再循环气可能一次或多次出现，并将随着多次循环和混合，烃类物质不断散失这些再循环气将逐渐变宽成平滑的背景气。

E 试验气：在需要做迟到时间作业时，人们往往使用碳化钙(电石)，使其曲线记录一个峰值，被称为碳化钙气，碳化钙气可实现对烃显示的一个检验。对实际工作不会造成影响。

F 钻后气：已被钻穿的油气层中的流体向井眼中渗滤和扩散而产生的气显示。亦称为后效气。

气测录井首先要检测以上各种气体显示并加以甄别，排除假显示，提取真显示,并对其影响因素进行分析，及时发现油气层和进行地层评价。

2.地质因素对气测录井的影响

主要是指石油天然气的性质，储集层的特性，地层压力的影响。

2.1石油天然气性质的影响

石油是一种以烃类为主的混合物主要是由C、H和少量的O、S、N等元素构成的。常温常压下，C1～C4以气态的形式溶解在石油中。

天然气一般指岩石圈中一切天然生成的气体。主要是烷烃类，其中以甲烷（CH4）为主（一般占80%以上），此外还有乙烷（C2H6）、丙烷（C3H8）和丁烷（C4H10）等等。轻烃—甲烷含量多的天然气为气田中的天然气。这是我们用气测资料区别油层和气层的重要标志。

我们把在温度20℃条件下相对密度＜0.84的原油定为轻质原油，0.84—0.9的原油定为中质原油，0.9—0.94的原油定为重质原油，＞1.0为超重原油或稠

油。从现场经验来看，密度越小，原油的成熟度越高，轻烃组分越多，气测显示越好，反之越差。

原油中油气比也是影响气测录井的重要因素。油气比是指每吨原油中含有多少立方米的天然气。油汽比越高，含气的浓度就会越高，一般油汽比大于50m3/t储集层，气测异常明显。

2.2储层性质的影响

储层性质影响气测录井的主要因素为：储层的类型、储层空间、储层的厚度、孔隙度及含油气饱和度、储层成藏阶段以及煤层气的影响。

(1)储层的类型的影响

常见储层为砂泥岩储层、碳酸盐储层、火成岩储层、变质岩储层。油气层在实时录井过程中均有异常，异常值的大小与地层的岩性，物性(录井表现为可钻性)，钻井液的使用密度有关。但是在同等条件下储层为砂岩，可钻性较好，显示也好，储层为碳酸盐岩、火成岩、变质岩时，可钻性差，显示也差。

(2)储集空间的影响

储集层的空间主要为孔隙型、裂缝型、缝洞型。在相同的钻井液体系的环境下，由于碎屑岩类砂岩等储层的孔隙主要为粒间孔隙，可钻性越好，孔渗越好，从破碎岩屑中释放的破碎气，从地层进入钻井液中的压差气浓度也越大；储层为非碎屑岩类的碳酸盐岩、火成岩、变质岩时，主要是以裂缝、缝洞含油为主，其破碎气浓度与裂缝的大小成正比。裂缝大则气体显示好，裂缝小则气体显示差。

(3)储层的厚度的影响

储层的厚度越厚，相对来说，其含油气饱和度越高，也就是说钻穿单位体积岩石进入钻井液的油气越多则气测的显示越好；反之越差。

(4)孔隙度和含油饱和度的影响

对于裂缝型碳酸盐岩油气体显示层来说，如果油气产能较高，油气主要存在于较大的裂缝里，受钻井液冲刷作用大，可动油气大多分散在钻井液中，而岩屑中只残留少量的油气，显示级别较低，大多为荧光级，气测异常明显，钻井液相对密度、电导率、井温等参数也都有比较明显的变化；如果没有产能，油气主要存在于微细裂缝及小溶孔中，受钻井液冲刷作用小，油气主要被岩屑吸附，钻井液中的油气很少，岩屑显示级别可能反而较高，气测异常不明显，钻井液相对密度、电导率、井温等参数都没有变化。

(5)储层成藏阶段的影响

储层的成藏分为三个阶段：成长，稳定，消亡(衰退)。 在储层的成长和成熟阶段， 储层的孔隙度越大，气测显示越好，反之越差。

A 成长阶段： 石油在储层中首先沿高渗透带运移，当高渗透带含油饱和度

达到一定程度时，低渗透带才会逐渐充注石油。在同一渗透带内，油首先充注顶部。

B 成熟阶段: 油气藏进入相对的稳定阶段，油气水主要在密度驱动和分子扩散作用下在层内流动，力图消除油气藏成长阶段形成的流体分布不均衡现象,重新建立力学和化学的动态平衡。

C 消亡阶段: 油气聚集成藏后，如果圈闭条件受到破坏，油气藏就进入衰退阶段。此阶段油气向圈闭外运移。连通性好的、高渗透带里的油气首先发生运移，运移到一定程度时，连通性差的、低渗透带里的油气才开始运移。而且连通性好的、高渗透带里的油气的运移速率远大于连通性差的、低渗透带里的运移速率。当圈闭受到彻底的破坏时，油气藏就会消亡。如果油气藏以前充油不满，这时就只有低渗透带残留少量石油，高渗透带基本无油；如果以前充满了油，储层已经从水润湿性转变成了油润湿性，岩石对石油的吸附能力就会大大增加，层内将会残留大量的束缚油。即使高渗透带没有可动油，低渗透带还有一定的可动油，也会出现高渗透带的含油丰度高于低渗透带的含油丰度的现象。

(6)煤层气的影响

在钻井过程中钻遇煤层时，由于钻头对煤层的破碎，煤层中所含气体随着煤层的破碎进入钻井液中。经过仪器分析，煤层气层段气测全量值明显增高，甚至达到饱和状态.但是我们知道,在煤化过程中烃类气体的产生贯穿整个变质作用始末.而在整个变质过程中生成的气体主要是甲烷气。所以分析其组分可以发现:组分大部分是甲烷成份。此外，还有少量二氧化碳、氮气、氢气等，而重烃气体几乎没有。在其它砂泥岩段气测全量及组分中甲烷含量相对于煤层气层段较小。在油气体显示层位,甲烷气的值小于煤层气,但是重烃组分明显大于煤层气或者组分齐全.煤层气储层在地质录井中表现为钻时快、气测全量剧增，有时可达饱和，组分含量中甲烷含量也是剧增甚至饱和。职称论文发表 翰林教育

2.3地层压力

气体具有可压缩性。气层或者轻质油层由于饱含天然气体，导致地层压力升高，气体更容易向井中聚集，形成高的气测显示异常。所以气层和轻质油层对气测录井的影响比较大。若储层的气体为欠饱和状态则影响不大。但是在现场中地层压力转换为另一种表现形式。即正压差和负压差，在钻遇油气层时，当正压差较大是，气测录井所测到的气体是地层的破碎气，气量有限，而地层中的气体，由于钻井液液柱压力远大于地层压力加上钻头水眼的高压喷射作用而很难进入井眼。同时，由于天然气的成分主要是甲烷，逸散速度快，在钻井液中停留时间较短，在钻井液向上循环过程中，气体体积压力释放而膨胀，当携带破碎气的钻井液达到井口时，相当一部分气体散失到大气中，实际进入色谱仪的分析样品量很少、当负差或近平衡钻进时，气测录井所测的气体不仅有地层破碎气，而且有

大量的地层压差气，表现为气体显示活跃，气测值较高。

3.结论

由于影响气测录井的因素是多方面，而且每一种单项资料都具有多解性，因此很难完全定量去评价地层情况。通过对地质因素对气测录井影响的研究,校正其中部分影响因素，使气体数据进行解释前，让影响气测值的因素减小到最低限度，最大程度上保证气测值的准确性，从而更加准确地揭示地层流体性质。

推荐第4篇：录井前沿

国内

根据核磁共振（NMR）岩心测量值预测岩石物理参数

根据100%饱和水岩心的NMR测量值预测的岩石物理参数值与岩心分析的相关数值作了比较，结果表明，对于100%饱和盐水的样品，NMR在预测孔隙度方面效果良好。预测的渗透率与实验室测量值相比，差别高达两个数量级。应用固定的T2截止值（固定的孔隙尺寸截止值）预测的束缚水饱和度与实验室测量值相比，相差达25～30饱和度单位。

目前对NMR预测的岩石物理参数值离散现象的解释是，与每块样品未知的表面弛豫特性有关，所以需要进行测井-岩心刻度。与此相反，有关资料提出样品未知的表面弛豫特性不是造成预测的岩石物理参数值离散现象的主要因素。NMR预测值和岩心分析测量值之间相对差的关系，引起对NMR响应可解释为与孔隙尺寸分布有关的一项假定进行研究。有证据指出，关于孔隙隔离和快速扩散的基本假设可能不被接受，而正是这些假设在NMR响应和孔隙尺寸分布之间建立了联系。应该指出，一般来说NMR测井通过应用标准的NMR解释技术增强了储层评价，有证据表明现在NMR响应的标准解释是不正确的，但偶然起作用。

由此，提出建议：

* 将NMR T2测量值解释为孔隙尺寸分布可能会导致对岩石物理特性不正确的理解；

* NMR测井数据应根据岩心分析数据进行刻度（不是实验室岩塞的NMR测量值）；

* 将NMR得出的岩石物理数据列入岩心分析计划就有可能导致岩石物理的误解释。

(摘自：http://www.daodoc.com/spe-app/spe/meetings/08ANET/2008/index.htm)

推荐第5篇：录 井 复习题

录 井 复习题

一、填空题

1.录井的功能主要分为 地质 服务和 工程 服务两大功能。 2.常规的录井系列是指 综合 录井、气测 录井和 地质 录井。

3.录井按检测的地质目标来划分主要检测的是岩石中的 骨架 和 流体 的信息。 4.国外对录井的称谓是 Mud-Logging 。

5.今后的发展中应主要加强对 对各种参数的传感与检测 理论、异常识别 理论、信息源的解释评价 理论的研究。

6.录井传感器主要安装在钻井的 提升 系统、循环 系统和 旋转 系统之中。 7.井的最上部称为 井口 ，井的最下部称为 井底 ，井周围的侧壁称为 井壁 ，井眼的直径称为 井径 ，全部井眼称为 井身 ，全部井身中的某段称为 井段 。 8.钻压= 钻具重量 — 悬重 。

9.井底压差 = 井底液柱压力 － 地层空隙压力 。

10.发生井涌、井喷时录井参数的响应为：出口流量 增加、钻井液池钻井液体积 增加、

泵压 下降、钻井液密度 降低 。

11.发生井漏时录井参数的响应为：出口流量 减少、立管压力 下降、钻井液池体积 下降 。

12.发生卡钻时录井参数的响应为：扭矩 增大/大幅度波动、上提钻具时大钩负荷 增大、下放钻具时大钩负荷 减少、立管压力 升高 。

13.掉钻具时录井参数的响应为：大钩负荷 突然减小、立管压力 下降、扭矩 突降 。

14.堵水眼时录井参数的响应为：立管压力 增大、钻时 增大、扭矩 增大 。

15.钻具(或泵)刺穿时录井参数的响应为：立管压力 逐渐下降、钻时 增大、扭矩 增大 。

16.孔隙性地层含油岩屑含油级别划分为： 富含油、油斑、油迹、荧光 。

17.缝洞性地层含油岩屑含油级别划分为： 富含油、油斑、荧光 。 18.现场常用的荧光录井工作方法有： 岩屑湿照、干照、滴照 和 系列对比 。

19.碳酸盐岩含油级别的划分为：： 富含油、油斑、荧光 。 20.裂缝密度＝ 裂缝条数 × 1/岩心长度 。 21.孔洞密度＝ 空洞个数 × 1/岩心长度 。

22.储集层的“四性”为： 岩性、物性、含油性、电性 。 23.三维定量荧光分析图谱的三个坐标参数是： 发射波长Em、激发波长Ex、荧光强度INT 。

24.二维定量荧光分析图谱的两个坐标参数是： 荧光波长λ、荧光强度INT 。

25.三维定量荧光分析中质原油最佳激发波长范围为 320-340nm ，三维定量荧光分析中质原油最佳发射波长范围为 370-390nm 。

26.三维定量荧光分析重质原油最佳激发波长范围为 330-350nm ，三维定量荧光分析中质原油最佳发射波长范围为 380-400nm 。

27.利用定量荧光参数计算岩石含油量是指，单位体积岩石的含油量= 岩屑 含油量+ 钻井液 含油量。 28.T1称为核磁共振的 纵向 弛豫时间，与核磁共振峰的 强度 成反比；T2称为核磁共振的 横向 弛豫时间，与核磁共振峰的 宽度 成反比。

29.核磁共振的英文缩写为 NMR ，自由感应衰减信号的英文缩写为 FID 。 30.T2谱下的积分面积分别对应的流体量为： 总液量、油量、水量 。

31.T2弛豫时间的大小隐含着： 空隙大小、固体表面性质、流体类型 以及 流体性质 等信息。

32.核磁共振渗透率一般是由 总孔隙度、可动流体饱和度、束缚流体饱和度 几个参数计算得到的。

33.含油饱和度的测量过程中，第一次测量所得到的信号为岩样内 油和水总 的 T2谱信号；第二次测量所得到的信号为 岩样内油相 的T2谱信号。

34.油气层综合解释的宏观原则是指： 综合性 原则、针对性 原则、相对性 原则

35.相对性原则，要注意加强 层内、层间 和 井间对比分析 3个层次的对比工作。

36.气固色谱是指流动相是 气 体，固定相是 固 体。 37.气液色谱是指流动相是 气 体，固定相是 液 体。

38.皮克斯勒对数比值图版解释法油层判断标准为C1/ C2 2-10 ，C1/ C3 2-14 ， C1/ C4 2-21 。

39.三角形图版解释规则中油层对应着 打到 或 中倒 内三角形。 40.三角形图版解释规则中油水层对应着 小倒 或 小正 内三角形。 41.单井评价包括 钻前 评价、随钻 评价、完井 评价3个阶段。 42.现场综合录井资料地层评价对储集层的划分是以 钻时、瞬间钻时、dc指数、

岩性 及 分析化学资料 为主划分储集层。 43.光学分析法可以分为 光谱 法与 非光谱法 两类

二、简答题

1.说明钻井液的循环流程。16 2.说明钻井液的作用16 3.钻井液的设计原则16 4.钻井工程参数有哪些？15 5.由传感器测量的直接钻井液迟到参数有哪些？17 6.说明测量钻井液电导率的作用。17表 7.说明测量钻井液池体积的作用17表 8.常见的工程异常主要有哪些？17 9.说明起钻产生井涌的原因19 10.说明下钻产生井涌的原因19 11.岩屑的定名原则51 12.岩屑描述包括哪些内容？51 13.说明岩心描述的分层原则64 14.岩心描述的定名原则64 15.岩心构造描述的内容68 16.粘土岩的描述内容70 17.蒸发岩描述内容73 18.井壁取心的目的76 19.荧光光谱法的基本原理239 20.定量荧光分析中的二次分析的作用255 21.轻质油二维定量荧光谱图特征264 22.重质油二维定量荧光谱图特征264 23.定量荧光分析的作用270 24.自旋回波信号的测量是指？278 25.横向弛豫时间T2的测量是指？274 26.核磁共振录井测量的参数主要有哪些：281 27．T2截止值是指？281 28.核磁共振分析中，孔隙度的测量方法是指？281 29.对于储集层的T2特征谱图表现为？305 30.对于非储集层的T2特征谱图表现为？305 31.油层的T2弛豫谱特征表现为？306 32.干层的T2弛豫谱特征表现为？306 33.煤层的T2弛豫谱特征表现为？308 34.广义的录井解释内容包括哪些？316 35.烃类气测参数有哪些？321 36.油气水层解释的一般流程为：322 37.反映含油性的参数有哪些？322 38.反映含水性的参数有哪些？323 39.油田气的主要特征？？？？？ 40.气田气的主要特征？？？？？？ 41.煤田气的主要特征？？？？？

42.气测资料定性解释常用的三个图版是？332 43.石油的组成239 44.全烃曲线特征法的适用条件是？343 45.钻后评价(综合评价)的油层评价是指？389 46.现场综合录井资料地层评价对显示层的划分是指？390 47.现场综合录井资料地层评价对流体性质的确定是指？390

三、名词解释 1.方入13 2.补心高13 3.立柱 4.到底方入13 5.整米方入13 6.钻时15 7.欠平衡426 8.过平衡426 9.井喷18 10.井漏19 11.岩屑44 12.岩屑录井45 13.岩屑迟到时间45 14．岩心录井59 15.跟踪井壁取心76 16.首次零长76 17.荧光激发光谱232 18.荧光发射光谱233 19.荧光主峰波长253 20.荧光强度253 21.二维定量荧光分析的油性指数R254 22.三维定量荧光分析的油性指数R258 23.三维定量荧光分析的最佳激发波长259 24.三维定量荧光分析的最佳发射波长259 25.纵向弛豫 26.横向弛豫 27.光谱法226 28.后效气（钻后气）331 29.重循环气 30.气显示 31.天然气 32.保留时间166 33.吸附色谱164 34.分配色谱165 35.脱气器 36.VMS 37.反吹的含义？

四、计算题 1.方入的计算。

2.用迟到时间法对油气上窜速度的计算。3.岩屑取样时间的计算。

4.用3H法计算烃湿度值（WH），烃平衡值（BH）；并判别地层的含油气性质。 5.地面含气量、地层含气量的计算。

推荐第6篇：录井计划

2014．。。。。监督部录井计划

2014年，在。。工作量缩减的大趋势下，无形之中给2014年录井工作带来了前所未有的压力，同时鉴于2013之不足，特制订计划。既往于优良传统，保证录井质量，安全生产，资料收集齐全准确，及时完成工作，做好监督本职工作，其具体计划如下：

一、工作要求

依据。。油田工作质量要求和。。油田监督手册管理细则，对录井工作进行质量安全管理，对现场录井资料进行全面监督，对重点井、水平井、钻井取芯、卡层位等重点工序监管到位，水平井住井监管。认真学习“。。油田分公司测录井队伍资质管理暂行办法”、“。。油田分公司录井工程质量处罚暂行细则”、“操作规程”、“录井原始资料质量要求”、“有、能、会、可”井控方针、“录井监督岗位职责”，制定详细的学习培训计划，重点是十大禁令及十二字井控方针的学习、并按照。。。。监督公司的要求坚决杜绝吃、拿、卡、要等违规违纪的行为发生。使录井监督的业务水平有一定的提高，保证录井施工资料质量合格率100%、油气显示发现率100%、完井口袋符合率100%。在监督经验中改良工作方法，更有

效的完成工作。为。。油田的开发、建设发挥我们监督的应有作用。

1、设备：摸底搜查，保证设备验收合格，符合采气二厂招标要求，杜绝验收合格后中途更换、调换设备，保证设备运行正常。

2、人员证件：掌握现场真实人员，人证对口，杜绝工作期间私自换人、调人。

3、资料：资料录入及时、上交资料及时准确，杜绝造假资料。

4、掌握现场工况，各道工序不落，汇报及时，杜绝异常情况谎报，瞒报。

二、工作态度

经以往的经验，今年杜绝工作态度敷衍，要求以工作为主，以乐观的态度正视工作，实现自身价值，踏实勤奋、好学求实，对工作认真，有责任感，始终怀有责任、态度、目标的工作思想，干一行是一行。

三、工作方法的改进部分

本年度新人较多，录井管理模式分为常规井和水平井两个管理区块，两个区块各有专人负责，并将资料汇总到资料员。鉴于2013之不足制定以下方法。

1、完钻资料和完井资料归档顺序一致，完钻未完井的留出位置，完井后按相应完钻资料归档，将资料统一，方便

统计。

2、每日早晨分区管理人将各队工况录入电脑，按日期录入各队工况、进尺，能更好的掌握各队伍施工状况，和整体进度。

3、整改单问题现场备档后，登录到整改单，并与当天将影像资料保存到建立的各队文件夹里。

四、监督管理

今年录井监督人员较去年增加很多，大部分是新人。这么多人在一起工作。为了做到管理清晰，责任明确，工作高效、准确。管理分三级架构，主管（主抓全面工作，向项目组和总监负责），常规井、水平井各设负责人(督促监督人员工作，向主管负责)，监督人员日常工作向分片负责人汇报。具体管理如下：

1、加强思想教育，做到遵纪守法，公正廉洁，具有较强的事业心和责任感。

2、监督日常工作管理，要求每一口井，先要熟悉钻井地质设计，明确钻探任务，邻井地质资料。区域地层油气分布。把好验收关，对录井施工的每个环节，每个数据都进行认真核对，复查。

3、监督日常汇报管理，坚持养成每天早会，晚会习惯。每天晚上开会，要汇报当天井队工况，对第二天工作做部署，早会对当天工作做具体安排。遇到紧急、异常情况要随时向

主管领导汇报。

4、建立资料三级验收制度，监督人员先认真仔细核对资料，再由分片负责二次核对，最后统一交资料员做最后核对后上交项目组。严格贯彻谁核查，谁负责的原则。责任落实的人。

5、监督人员要认真仔细，按要求填写好监督日志。建立好监督管理台帐。

五、培训学习计划

鉴于今年。。油田公司各项工作的空前严峻形势。日益完善的监督工作管理制度。使得我们必须加强监督人员业务学习，提高监督人员综合能力。更好的适应越发严格细致的工作。根据以前经验结合今年的具体情况我们制定了以下计划：

1、学习范围：“。。油田钻井井控细则及井控基本知识基础知识培训”、“。。油田分公司录井质量处罚暂行细则作规程” “地质学基础”。

2、每周组织一次集体学习，每个人员要做学习记录。每个月考核一次。考试试卷要建档保存。

3、针对各人具体情况，制定不同学习内容。对于专业知识不强，业务能力弱的人员要督促平时加强学习。

4、定期组织全体人员对于工作中的难点、重点进行讨论。通过讨论加强理解记忆。

虽然在大环境的冲击下，2014年我们面临很多的挑战和困难。但这不会成为我们的绊脚石，反而会激发我们的斗志。我们坚信在公司领导的正确领导下，通过我们认真扎实的努力。2014年我们。。监督部录井组会取得更好的成绩。

。。。监督部录井组2014年3月30日

推荐第7篇：综合录井地质学习知识(网上下的)

Datalog综合录井系统

Datalog综合录井系统从加拿大引进的第一台具世界先进水平的综合录井系统，也是国内第一台Datalog综合录井系统，通过一段时间的使用，我们发现该设备在许多方面具有独到之处，现就设备的一些情况向广大同行做以下介绍。

一、

操作系统

1、

操作系统的安全性

本系统采用QNX操作系统，是基于UNIX操作系统下开发的独特操作系统，该操作系统用户明显少于微软的Windows视窗系统，QNX操作系统一般只用于某一部门或某一专业系统，也正是此原因，针对该操作系统的病毒很少，尤其在国内很

少见到，这样就有效的保证了操作系统的安全性。同时系统本身由于不能直接与Windows系统兼容，如在DOS下格式化后的软盘，用于QNX操作系统以前，必须进行格式化，这样又增加了系统的安全性，正是由于以上的安全保证，确保了录井工作的安全性和稳定性，能齐全准确地录取各项资料。同时，系统具备自动查错、纠错功能，能在系统不稳定时对系统进行检查，查错后提醒你是否纠错，纠错后系统就会自动把丢失的文件找回，系统恢复正常。这样，对一些非专业人员在现场解决一些问题提供了很大帮助，并可减少因软件问题引起的数据丢失和系统故障排除时间，相应地增加钻井实效。 2.操作系统容量小

本操作系统容量小，仅须一张软盘，安装方便，所需时间短，并且系统功能强大，能完成如DOS一样的所有操作。 具备常规综合录井系统的全部功能，并且在诸如地质导向、煤层气分析等功能上有一定的独到之处。数据库分时间数据库和井深数据库，每个记录的参数近400个，记录参数齐全，并留有功能扩展记录位置，完全适合个性化要求。所有以上功能的实现如果是在Windows下，其系统应该是相当庞大，而在本操作系统下却相当小，真正地做到了短小精悍。 二.硬件系统

1、

数据采集系统硬件

数据采集系统硬件包括CPU和DAU两部分，设备高度集成，体积小。Datalog综合

录井系统整个系统的硬件不足0.5m2，高度10cm,高度集成的硬件结构，使硬件一目了然，全部硬件没有何调节开关，操方便，维修简单。数据采集处理后进入CPU存储。彻底改善了过去录井系统庞大的数据采集系统，硬件繁多而复杂，操作不容易的问题。

硬件若出现故障，在计算机控制台，以测试模式随机检测硬件故障原因，是属于传感器问题或是内部采集板问题一目了然，操作人员可迅速查明故障原因，

大大降低了处理任故障的时间，其趋于大众化的特点深受用户好评，大大缩短了维修时间。

1、

传感器

所有传感器输入电压24V，输出电流4~20mA,采用两线制接线方式，接线方便，容易掌握。体积传感器采用超声波体积穿感器，性能稳定，测量准确，故障率低。密度传感器测量范围为0.5~2.5g/cm3, 扩大了低密度测量范围，能用于低密度钻井液的测量和油气显示时钻业液密度变化的连续检测。而一般密度传感器最低测量密度为1.0g/cm3,无法用于低密度钻井液体系的测量和油气显示时钻井液密度低于1.0g/cm3后的连续检测。其它传感器性能和结构没有变化。传感器总线采用两条37芯系统总线，一条连接到安装在钻台的接线箱，另一条连接到安装在钻井液罐上的接线箱，减少了系统总线的数量，安装快捷方便，节省了安装时间。

三、

录井软件系统 1.实时录井系统

实时录井系统备有两台实时曲线打印机，一台数据打印机。系统设置了10屏显示参数，每屏显示参数各不相同，例如有钻井参数屏、气测解释参数屏、地层压力参数屏等，参数显示齐全，易于查看。实时显示参数的小数点位数和显示单位可由用户自由设定，录井测量参数都可由用户设置报警门限。各种参数都可在Windows下以曲线方式显示，同时具有钻具震动分析检测功能。 数据库管理

数据库储有300多项参数。数据库分为时间库和深度库，分别按用户所设定的时间间隔和深度间隔存储数据，并可由用户进行编辑。为了满足多井对比的需要可同时建立多个数据库。

1、数据输出

本系统采集软件为Qlog，它是基于在QNX系统下的应用软件，图形软件设计本着灵活多变，具有人性化的特点，能满足不同用户的不同要求，在系统中没有任何固定格式的图件，可以随时调用数据库的数据来组成各种绘图格式进行输出，以满足不同用户的需要，并且可以通过输入测井参数进行曲线组合，来达到录井综合解释的目的。数据输出以RSC-II方式输出，其他用户可直接使用录井数据。后台软件

系统本着为钻井工程和油气勘探服务的宗旨，编写了齐全灵活的后台软件。 （1）工程软件

在钻井服务方面系统提供了卡钻计算和分析、最大钻时计算、钻具设计、钻井参数优化、钻井套管设计、水利学优化、以及钻具震动分析等大量软件。这些软件可操作性强，非常适合现场的需要，是安全、优质、高效钻井的有利保证。

（2）地质软件

地质软件中，有气测解释、电测数据分析、煤层气分析、地层压力分析等软件，其中气测解释、煤层分析等软件在地质勘探方面具有良好的应用价值，现就其软件所具有的特点作以下介绍。

煤层气分析软件是专为煤层气田录井设置的，用于分析煤层气罐装气样的解吸分析，是煤层气田录井必不可少的应用软件，对煤层气录井有很大帮助，解决了煤层气录井解释无专用软件的问题。

在煤层气录井过程中夹矸位置的判断具有重要意义，利用快速色谱的分析解释结果和井深位置进行综合判断，能够较准确的判断夹矸的位置，避免取心过程中人为事故或由于煤层中泥岩的膨胀造成夹矸位置的错误判断，为煤层气的开采提供准确的数据。

5、数据转换

可以根据用户的要求随意设置录井数据单位，以适应不同习惯用户的单位需要，且在网络中每个用户可以单独采用自己的数据单位，而不影响其他用户，提高了系统在现场的实用性。

语言功能，系统具备3种语言选择，英语、意大利语和西班牙语，可以任意转换，为不同国家、地区的用户提供不同的用户界面。数据转换与国际接轨，数据库数据可以通过命令

转换成LAS格式和WITS格式，这两种格式均为国际流行的录井数据格式。 6.录井网络

本系统属于局域性网络，可以为现场地质监督、工程监督、平台经理、司钻提供网络计算机，也可以和基地实现远程通讯。对于登录本录井系统的所有用户，采取既独立又互连的原则，并且根据不同登陆用户名，采用不同的使用权限，系统的最高管理者是Datalog，享有网络的最高管理权，而如果采用Geologist或Engineer等登录的计算机，则权利就相当有限，只能显示或查看与自己有关的资料，这样能够有效的保证系统和数据安全。同时可以在不同的用户终端上管理打印机和其它网络用户的一些资源（必须在自己的管理权限之内），实现了资源在局域内的共享。在通讯方面也有一定优势，具备网络寻呼，收发邮件的功能，这些功能的实现方便了实时录井过程中的实时信息交流。

三、快速色谱分析系统

系统采用的快速色谱具有稳定性高、体积小、重复性好的特点，在30s内能够分析出从C1~nC5的所有烃值，该色谱分析技术最初属于美国航天局，用于分析大气组分，后应

用于石油行业的油气分析。

它标定简单，采用单点标定，1min就可标定好色谱系统，且取值采用积分求面积法，更准确。大大改善了常规色谱多点标定，且标定麻烦、时间长的问题。该色谱系统运行稳定，反应灵敏，只要做好维护工作，色谱仪运行一般不会出现故障。其另一特点是注样重复性好、线性好。

快速色谱的随机解释软件采用3H比值法对快速色谱采集的数据进行实时解释，每30s一个分析结果。具体分析过程中首先计算出WR（湿润比）、BR（平衡比）和CR（特征比），然后利用三者比值的大小及其三者数据的组合关系，综合判断地层的含油气水情况。其主要优势在于能够及时反应地下油气水情况。利用快速色谱的随机解释优点，在水平井的地质导向方面有很大的应用价值，水平井录井过程中，假如井深2000m时岩屑的上返速度为30min左右，如果采用普通的随钻测斜仪，测斜仪前端要有大约10m以上的位置是测斜仪无法探测到的，换句话说，也就是必须打开10m以后才能采集到2000m井深点的井斜,如果每米钻时为10min，那么，随钻测斜仪只能在100min以后得到2000m井深点的井斜，然后采取措施。而快速色谱利用其先进的解释手段，在钻达2000m后30min，就能判断井下钻头是否还在原来的同一渗透层内，明显的节约100min，并且可减少钻井的无效进尺以及由于无效进尺带来的后期定向问题。这样可以根据解释结果结合岩性，判断钻头是上偏还是下移，及时采取措施。对薄层的油气发现和大套油层中夹层的判断有重要意义，由于快速色谱分析周期短，仅30s，且能分析到nC5，所以它对地层的分辨率是显而易见的，对薄层油气层的发现起到很关键的作用，因为其采样点明显是常规色谱（周期按4min计）的8倍，如果常规色谱能分辨出1m的油层，那么在机械钻速不变的情况下快速色谱就能分辨出0.125m 的油层，这就是快速色谱的优势所在。

三、综述

综合录井系统具有结构简单、便于维护、安装，系统安全稳定，计算机系统软件齐全、功能强大等方面的特点，除具备常规综合录井系统的功能外，还具有钻具振动和快速色谱分析功能。该系统的引进对提高中原石油勘探局地质录井处录井装备水平和服务能力奠定了基础。

SDL-9000型综合录井仪

SDL-9000型综合录井仪是由地质录井分公司与美国哈里伯顿能源公司联合生产的新一代综合录井仪。该仪器集国内外先进技术于一体，仪器的所有传感器及信号线、色谱气测仪、接口面板、UPS、计算机系统(部分硬件及软件)均由美国哈里伯顿能源公司提供。地质录井分公司提供具有国际DNV认证的仪器拖撬、气测系统辅助设备和计算机系统的部分硬件(工作站、打印机)。该仪器除具有随钻气体检测、钻井工程事故预测、地层压力检测、钻井水动力优化等功能外，还增加以下功能：

●软件界面可以进行中英文切换

●钻井液粘度自动连续监测及记录

●岩屑油气显示自动评价

●仪器房内可燃气监测、烟雾报警

该仪器具有增压防爆的拖撬，高精度的仪表，快速的数据采集和灵活的UNIX操作系统，是海陆任何区域进行录井作业的理想设备。

SDL—9000型综合录井仪配备了14种28个传感器。各种传感器均装有防爆接线盒和防爆信号电缆，能够满足标准井场的工作需要，可直接采集钻井液、钻井工程、气体等参数40余项，通过计算机系统可自动处理，并输出和储存300多项参数。所采集信息可通过记录仪有选择地输出。声光报警可提示操作人员参数变化的情况，为安全钻井、优化钻井、评价地层提供可靠的信息。

●钻井液监控系统能自动连续不断地监测和显示钻井液状态或者参数变化，为安全钻井提供保障。

●钻井监控系统自动连续不断地监测和显示钻井工程参数，为优化钻井参数、提高钻井速度提供信息。

●气体检测系统用于分析、评价钻井液中的烃类、非烃类含量。

●H2S监测系统可检测井场不同部位的H2S含量,并具声光报警功能。

●粘度连续检测仪可连续测量动态钻井液粘度。

DAQING SDL—9000型综合录井仪DataDril是功能齐全的地面数据录井操作中心，具有最新的及最先进的计算机系统。本系统具有很大的灵活性,数据中的任何参数均可按时间、测量深度或TVD(总垂直深度)进行显示。功能齐全的工作站可以将数据存储并进行处理，然后转换成用户需要的格式。

●数据解释及地层评价的程序，可以帮助优化钻井、提高效率。

●以WINDOWS为基础，菜单驱动的软件操作简单、灵活。

●具有对所有有关钻井(包括定向井)、LWD、MWD、电缆测井及泥浆数据进行综合处理的能力(DataDril与WITS格式完全兼容)。

DataDril为用户提供了广阔的分析程序

气体分析：运用色谱气测仪对Cl—C5气体进行分析，由有关程序进行积分，并绘制烃比值图，确定储层的油、气潜能。本程序，也可应用存储的数据进行比值运算。 地层压力分析：

本程序可用于估算地层孔隙压力，该参数是用于监控钻井作业中最重要的参数之一。这项功能与有经验的人员有机结合可以对地层压力变化进行快速、精确的定义和识别。 水动力软件：

运用本程序根据有关参数可编写水动力报告，并可进行水马力优化运算。

冲击/抽吸分析程序：

在起下钻过程中运行脱机程序可预测冲击/抽吸水力学压力，做为一种安全的监控系统，本程序可使流体压力损失降至最少并通过调整水动力压力，预防井喷。

井斜运算程序：

输入井场记录的井斜数据，可以对TVD进行计算并可在水平及垂直两种模式下绘制井径剖面。

先进的DataDril包括LDS绘图系统。LDS录井绘图系统是深受用户欢迎的软件，可兼容 MWD、电测、地质等数据，并可对多井进行综合对比。主要具有如下特点：

●LDS拥有很大的灵活性：根据用户需要，可以对录井图表格式的组合、数据轨迹的分配、数据曲线的模式、图头的布局，以及岩性和真实符号的排布，进行任意组合。

●屏幕编辑：可进行全方位编辑，比如岩性、文本输入、数据编辑、深度位移、曲线标定编辑等。

●绘图功能：曲线8种颜色任选，可在FEL(注释栏)上进行每天事务综合描述；在录井作业过程中可以随时输出打印任何的数据、图表、文本。

●完井报告：完井时可提供多种格式内容的报告。

另外，SDL—9000型综合录井仪还可提供远程传输系统，可随时将现场获得的信息传递给油公司或作业单位，方便现场决策。

大庆地质录井分公司欢迎国内外同行使用SDL—9000型综合录井仪。我们将以一流的技术、一流的设备、一流的人员竭诚为您服务，保证满意！

SDL-9000型综合录井仪技术指标

SDL-9000 Mud Logging Unit Technical Specification

l、传感器部分(Sensors) 项

目 Items

测 量 范 围 Measurement Range 灵 敏 度 Sensitivity 精

度 Accuracy

钻井液出口流量 Mud Flow Out 03% 0400SPM 1SPM ±1SPM

钻井液密度 Mud Density 02000ms/cm 10ms/cm ±0.5FSD

钻井液温度

Mud Temperature 050 m3 2mm 6mm

大钩负荷 Hook Load 06000psi 0.01% ±0.25%

套管压力

Casing Preure 0400RPM 1 ±1 转盘扭矩

Rotary Torque 0100A ±2% ±2% 绞

车 Draw works 0100ppm 1ppm 0.01ppm

2、气体检测部分(Gas Detection)

项

目 Items

测 量 范 围 Measurement Range 灵 敏 度 Sensitivity 精

度 Accuracy 周期

Cycletime

总

烃 Total Gas 0100% 10ppm 2ppm 1.0min

二氧化碳

Carbon Dioxide 0100% 0.5% ±1%FSD

录井技术站

中原油田钻井三公司地质录井公司 版权所有

联系地址：河南省兰考县石油基地

邮编：475300 邮箱：zoushilei@263.net zousilei@sohu.com电话：0393-4867734

推荐第8篇：水平井录井工序

水平井是指钻进过程中的井斜角在90度时沿水平方向钻进的井。水平井由于其特殊的井身结构和施工要求，常规的录井方法已经无法适应这种新的钻井工艺的需要，而较先进的水平井地质导向系统又需要太大的投资，怎样才能既不大幅度的增加录井成本，又能准确完成水平井的地质录井工作并实现水平段的地质导向，已成为摆在我们面前的难题，本文对水平井录井方法进行了总结整理，并对怎样在现有录井条件下实现水平井的地质导向技术进行了一些探索。

一、录井前的准备工作

取资料前，地质人员要认真学习设计，对设计的各项内容和要求进行认真分析。同时广泛收集资料，掌握区域地层，做到心中有数。以卫117侧平井为例，我们从录井处、采油三厂分别借阅了卫117井、卫22-79井、卫18-6井、卫22-53井、卫22-8井、卫22-65井、卫22-14井等10余口井的资料。对这些资料进行整理归纳和综合分析，掌握地层变化特征及砂体分布和油层变化规律等。并在此基础上编制地层对比图、地质预告图、井身结构及地层的随钻分析图等，以指导以后的钻井工作。

需要注意的是：对借阅的邻井资料要对其深度进行校正，并用它们的井斜对其各个稳定的主要砂体及标志层视厚度及深度逐个进行校正。我们这样做的目的是为了保证在卡入口点（A点）前的地层对比更加正确，为下一步工作打好基础。 最后，由于水平井对井深精度要求极高，为了保证工程质量，我们要求钻具的丈量、计算都要做到尽可能的准确，并将这一思想贯穿于整个录井过程中。

二、卡好着陆点（A点、入口点）

可以这样说，卡好入口点A点代表水平井成功了一半，但是由于水平井目的层的厚度非常小，如濮1-侧平239井1.0m，濮1-侧平231井2.5m，卫117侧平井3.5m。因此，对入口点的确定必须要特别小心，消除一切可能出现的误差。经过我们分析，这些误差主要来源于以下几个方面：

（1） 由于邻井资料不正确，如电测深度误差而引起的本井设计的井深误差。

（2） 由于邻井井斜大，井深未校正而造成的深度误差。

（3） 实钻地层与设计数据之间的正常误差。

（4） 在设计本井之前，对井下构造认识不清，从而造成实钻地层与设计地层完全不符。这种情况往往将会使我们无法找到入口点，并预示着水平井的失败，这种情况应该比较少见。

由于以上误差的出现，往往会是我们钻达设计井深而未见到目的层，这就要求我们综合分析，针对不同情况采取不同的措施。

第

一、第二个问题的解决要求我们在开钻前就要了解，分析好各邻井资料的可靠性，并多井、多法对比，挑选出资料最可靠，最有对比性的几口井作为对比井。并对这些井进行深度校正，尽量消除深度误差。而第三个问题的解决就要求我们加强随钻对比。直井段的分析对比比较简单：对比方法与普通井别一样。而在造斜段、增斜段分析对比比较复杂且至关重要，是我们在卡入口点前地层对比的关键。总之，正确无误的地层对比、及时掌握地层变化是我们卡好入口点的保证。根据经验，水平井的卡入口点地层对比要从以下几方面去努力：

（1）从开始造斜起，要绘制1：200的“深度校正录井图”，与邻井进行对比。要求在造斜段、增斜段的钻进过程中随时把单层厚度及深度换算为真厚度，同时以厚度为目标层与邻井进行对比，忽略薄层。换算方法如下：（忽略地层倾角）：

TVT＝MD×COSα

TVT—真实垂向厚度（m）；MD—地层视厚度、斜深（m）；α—井斜角（°）

（2）在对地层及砂层组进行大段对比的基础上，要坚持小层对比，因为水平井的目的层最后要落实到一个小层上。

（3）及时绘制“地质轨迹跟踪图”，根据地层对比结果，结合实际轨迹，及时绘制轨迹运行图与设计轨迹进行对比。

（4）在岩性描述及挑样上做到去伪存真，提高所描述岩屑的代表性、正确性。

（5）结合与邻井中目的层岩性、物性、含油性及分析和化验资料的分析和对比判断着陆点（A点）的位置。

（6）另外：在水平井钻井过程中，地质人员必须熟悉当前目标层的合理的地质构造解释。必须了解构造解释的三维特征。同时应善于通过分析井身的几何结构来指导下部的井身轨迹，通过对构造的分析并结合井身轨迹，随时了解钻头所处的断块、地层，分析与设计是不是一致。

（7）利用邻井资料，结合气测、定量荧光分析技术解决油气层的归属问题，为地层对比提供依据。

三、水平段地质导向

水平段的地质导向工作主要包括两大方面的内容：其一主要是检测油层内部岩性、物性及含油性的变化，一旦在水平段出现明显水砂应能及时发现并提出下部措施。其二是将钻头控制在油层内部，使钻井轨迹与油层顶面平行顺层面钻进，防止钻穿油层顶、底面，进入盖层或油层底部泥岩层。我们知道，理想的地质导向信息应该是一旦偏离目标层，立即就能被地质人员发现。基于这一原理，我们认为可以通过以下方法，在我们现有的录井条件下完成地质导向。

（1）钻时：钻时具有较好的实时性，能及时反映地下岩石的可钻性，进而推测其岩性。但由于其影响因素较多，因此在利用它作地质导向时，一定得考虑钻压、转盘转速、单驱或双驱等等因素得影响。

（2）油气储层最直接、最有效的信息为气体组分。最常见的储层结构是气顶、中油、下水，它们的组分值会有明显的不同。

（3）连续观察、描述含油岩屑百分含量的变化，也是我们指导水平井钻进的主要方法之一。并及时绘制水平段地质导向图，结合井深轨迹和地下构造合理提出导向意见。

（4）几何导向的作用、意义、方法：几何导向的用法明显，即使用MWD提供的几何导向变量信息和已设计的钻头轨迹响应点上的设计值相比较，即可得出实际钻头轨迹是不是偏离了设计轨迹，如发生了偏离，则需作校正设计，直至确认钻头达到设计的目标层位置或沿目标层位置前进。

推荐第9篇：综合录井技术

综合录井技术广泛应用于油气勘探活动中的钻探过程。它不仅在新区勘探过程中对参数井、预探井、探井有广泛的应用，而且对老区开发过程中的开发井、调整井的施工也有着十分明显的作用。 由于综合录井技术是多学科、多技术集成的高新技术集合体，因此它在施工现场所获取的大量参数、资料信息并不只是为单一用户服务。也就是说：获取的钻井工程信息既可以供钻井工程技术人员使用，也可以供地质技术人员使用：同时，获取的地质信息也同样为工程、地质技术人员共同使用，这两者是相辅相成、互为利用、资源共享的。

总体讲，综合录井技术在油所勘探开发中大致有以下几方面的应用：

1． 利用综合录井开展地层评价

地层评价包括岩性的确定、地层划分、构造分析、沉积环境分析、岩相古地理分析及以单井评价为基础进行区域对比。地层评价是勘探活动的一项基础工作。

在勘探过程中，利用综合录井收集的大量资料可以有效地进行随钻地层评价。综合录井使用MWD、FEMWD（随钻地层评价仪）获取的电阻率、自然伽马、中子孔隙度、岩石密度等资料，配合岩屑、岩心、井壁取心，泥（页）岩密度、碳酸盐含量等资料，参考钻时、转盘扭矩等参数变化可以建立单井地层剖面、岩性剖面及单井沉积相和岩相古地理分析。利用综合录井计算机系统的多井对比(Multiwell)软件可以进行多达22口井的对比（图3）。随钻进行小区域的地层对比，建立区域构造剖面，据些进行随钻分析、及时修改设计、预报目的层、卡准取心层位和古潜山顶面、确定完钻井深。 2． 进行油气资源评价

油气资源评价是勘探活动中最主要的工作之一。油气资源评价的好坏直接关系到勘探效果。资源评价搞的好，有利于提高勘探的成功率和效益，减少探井钻探口数，有助于加快勘探的步伐，从而具有很大的经济效益和社会效益。

综合录井配套的各种技术和仪器设备可以在现场提供从单井油气层的发现、解释到储层的分析、评价，生油层的生油资源评价等一整套手段和方法，在钻探现场及时、准确地进行油气资源评价。从单井评价 到区域评价都可以快速进行并能及时作出评价报告，供石油公司使用。

1） 及时、准确发现油气层

发现油气层是资源评价的基础。综合录井技术使用了多种方法来检测、发现钻井中油气显示，在一般的岩屑录井、岩心录井、荧光录井的基础上，综合录井使用气测录井包括定量脱气分析、岩屑残敢分析、VMS真空蒸馏脱气分析、岩石热解分析、定量荧光分等方法及时有效、准确地发现油气显示。特别是ALS－2型综合录井仪分析菘灵敏度已达10 ,组分测量从C1到C5,整个分析服周期仅需1min ,大大增加了气测灵敏度采样密度,有利于薄层、微弱油气层的发现。由于使用了ＱＦＴ（Quantitative Fluorescence Technique）荧光定量分析技术和QGM（quantitative Gas Measurement）定量脱气分析技术使油气层的检测由过动定性检测发展到定量检测，大大提高了油气层发现率和解释精度。0 除了上述方法外，综合录井还采集有钻井液、电阻率、温度、流量、泥浆池体积等参数进行井下流体的分析、判断，以发现油气显示。 2） 油气层解释

利用综合录井技术不仅可以快速、准确地发现油气显示，而且还可以利用自身的手段进行油气层的综合解释，大大提高了现场资料的运用效果。

综合录井使用岩屑（岩心）含油显示描述、荧光观察、热解色谱、分析资料、钻井液性能变化情况与计算机应用程序库的气测解释软件的皮克斯勒法、三解形法、比值法、烃湿度法（Wh ,Bh,Ch),对发现的油气显示进行综合解释，在实际生产中取得了很好的效果。 3） 储集层评价

综合录井在钻井施工现场利用岩屑、岩心描述（包括视孔隙度、粒度、园度、分选、胶结类型、胶结物、结构、构造等参数的描述）对储集层的储集空间、油气运移通道等储集条件进行分析，充分利用P－K仪测量孔隙度、渗透率、含油饱和度，利用地化录井仪测量TOC、（总有机炭）、STOC（残余碳）、I h(氢指数)、D（降解潜率）、Is（重烃指数）、S t（总烃含量）等参籽确定储层类型、含油级别、估算产能、现场计算单层油气地质储量等。 4） 生油层评价

生油层评价实际是生油资源评价。综合录井使用热解色谱地化录井仪测量STOC（残余碳）、TOC（总有机碳）、Ih、D、St、SS、S4 （残余碳加氢生成油量）等参数进行生油层的有机质类型、成熟度、有机质丰度、生油气量、排烃量及生油潜力等参数的计算，总体评价生油资源。

5） 单井油气资源综合评价

在上述四项工作基础上，利用综合录井计算机系统应用软件对所钻井的油气层、生油层进行统计分析，对该井做单井综合油气资源评价，为用户提供单井油气资源综合评价报告。在此基础上，可以利用多井对比软件进行横向区域油气资源评价，寻找有利的生油、储油部位，直接指导勘探部署。由于评价报告来源于现场，故其所具有的及时性、准确性可大大加快勘探步伐，提高探井的成功率，节省勘探费用，具有良好的经济效益。 3． 监控钻井施工

前面已经谈到，综合录井技术是钻井工和和地质录井 合于一体的专业技术，因此，在钻井施工中，综合录井技术的应用也是非常广泛的。

1）钻井实时监控

在钻进中，综合井实时采集诸如钻时、钻压、悬重、立管压田、转盘扭矩、转速、钻井液性能等大量参数，并计算出地层压力系数、泥浆水力学参数等。利用机系统进行实时屏幕显示、曲线记录，根据作业公司的施工设计，指导和监督井队按设计施工。如发现有异常变化则及时判断，分析原因，提供工程事故预报，以使施工单位超前及时采取相应措施，减少井下事故的发生,达到节约成本，提高钻井效益的目的。多年来，录井服务队伍成功地预报了大量的钻头磨损程度、钻具刺漏、井涌，井漏、遇卡、遇阻等事故预兆。其准确率几乎达到100％，避免了大是经济损失，受到了各钻井施工单位的欢迎。 2）优选参数钻井，提高机械钻速

优选参籽钻井是提高钻井速度、加快勘探步伐的一项非常重要的技术，要实现科学钻井，除了与勘探的正确部署有关外，还在于如何选择合理的钻井参数、钻井液性能、水力参数，以提市钻井机械钻速。钻井三要素即指钻压、转速、排量。就是说这三个因素是提高机械钻速的关键因素。以前参数的选择是由人工[按和自的经恰进行选择，而今与综合录井技术配套的计算机软件可根据钻头使用情况结合地层岩性特征实时地进行钻井参数的优选设计，选择合理的钻井参数，指导施工作业，可以有效的提高钻井速度，缩短钻井周期，节省钻井费用，实现了科学打井的目的，加快了勘探进程。 3）地层压力监测

钻井施工的安全、油气层的保护均与地层压力有关。要实现安全钻井和油气层保护，关键在于合理的钻井液性能参数，其中最主要的参数是钻井液密度。

钻井过和中钻井液密度的使用是由所钻遇的地层岩性及地层压力所决定的，也就是说，要实现钻井安全，油层不被污染和压死，就必须要实现钻井过程中的井微液柱压力与地层孔隙压力的动态平衡。要实现这个目的，关键在于在施工过程中进行实时的地层压力监测，根据地层压力变化情况，及时调整钻井液性能，这就是综合录井在勘探中的另一个重要作用。

综合录井技术用于检测地层压力的方法主要有dc指数法、Sigma法、泥（页）岩密度法，地温梯度法、C2 ／C3 比值法。其中最常用的方法是dc指数法，而最简单的方法为泥（页）岩密度法。

在现场的实际应用中则是几种方法同时使用，综合评价才能有好的效果。

4]利用随钻测井技术为定向井、水平井施工服务

先进的综合录井技术配备有ＭＷＤ、ＦＥＭＷＤ 或ＬＷＤ。而综合录井今计算佩系统亦配置有随机接收、处理ＭＷＤ（或ＦＥＭＷＤ、ＬＷＤ）信息的接口和软件。利用它可以为定向井、水平井的施工提供监测服务，保证定向中靶的成功。 ４．使用先进的计算机技术为勘探服务

计算机技术的高速发展为综合录井技术增添了强有力的技术支持，为油气勘探提供了更为广泛的服务。目前，综合录井使用的计算机软件有Unix、Windows、Dos6.0、等操作系统，Novell-ware网络技术、Borland C++ 语言、WITS数据传输格式。硬件以SUB Space Station2 (Halliburton SDL-9000L)、SUN Space Station5 (Inteq.Drillbyte)、Compaq486(GeoservicesALS-2)、Compaq586(petron MK-9)作为运行环境。利用数据终端网为地质师、钻井工程师、钻井平台司钻、监督及作业公司代表提供了远程终端，并配备有丰富的应用程序库。不同用户可以根据自身的需要从中心数据库中提取数据进行处理、分析、指导钻井施工、地层评价和油气资源评价。同时将获得的各种评价报告利用远传设备传回基地。

目前由于服务观念的改变，从原来的只为甲方服务成果，发展为向作业公司提供软件工作平台，方便石油公司和作业进行施工评价。如法国Geoservices公司开发的Geotop软件和美国的Baker Huges inteq公司开发的Drillbyte,就为甲方设计了岩心、储层评价、油藏描述、井控、钻井时效分析、地层压力评价以及地震、测井应用、区域对比等软件，甲方利用这些软件可以进行各种研究工作。

这些程序受到用户的欢迎，泰国国家石油公司还用drillbyte系统建成了该公司的数据管理系统，充分发挥了综合录井软件功能的作用。 5.国外综合录井技术发展趋势

从开发/的新技术现状看，现代泥浆录井技术的发展趋势可归纳以下五个方面：

（1） 资料信息数据采集方面正在由定性向定量方面发展，使之更趋于准确反映地趟客观情况（定量脱气、定量荧光分析等）

（2） 采集的资料信息数据向更及时、真正代表地层住处的方向发展； （3） 采集的信息由过去比较单一向多种手段、多种信息方向发展； （4） 数据处理解释计算机系统由过去的功能低、运行速度慢的专用机向功能高、运行速度的现场工作站、软件平台方向发展，既可作为现场资料信息数据的监控采集系统，又可供共享的数据管理系统； （5） 从组织形式看公司都已形成泥浆录井技术服务为龙头，新技术开发、仪器研制一体化的现代泥浆录井技术服务公司。

推荐第10篇：基础录井培训

常用录井方法简介

录井即记录、录取钻井过程中的各种相关信息。 录井技术是油气勘探开发活动中最基本的技术， 是发现、评估油气藏最及时、最直接的手段，具有获取地下信息及时、多样，分析解释快捷的特点。

初期录井服务包括深度测量、地质描述以及使用热导检测仪进行气测录井服务。随着录井技术的发展，仪器的更新换代，计算机技术的应用，使得录井技术得到了迅速的发展，越来越多的高新技术及装备应用于录井，构成了现代录井技术。

在钻进过程中，随着泥浆一起被带至地面的地下岩石碎块叫做岩屑，俗称为砂样。在钻进的过程中，按照一定的时间顺序。取样间距以及迟到时间，将岩屑连续收集、观察并恢复井下剖面的过程即为岩屑录井。通过岩屑录井可以掌握井下地层层序、岩性，初步了解钻遇地层的含油、气、水情况。岩屑录井具有低成本、简便易行、及时了解井下地质情况、资料的系统性强等优点。

作好岩屑录井工作的几个基本条件：

1、井深准确，即钻具丈量准确并且及时检查核对钻具长度；深度传感器正常工作。

2、迟到时间准确，即迟到时间准确，能够正确反映对应深度下的岩性，而且要牢牢掌握迟到时间的公式，理论计算法：

tw＝V／Q＝{π(D2－d2)/4Q}×H ；需要掌握迟到时间的校对方法：（1）钻进接单根时，将电石指示剂从井口投入钻杆内，记下开泵时间；记录仪器检测到乙炔气体的时间，则可求得实际迟到时间。（还有用玻璃纸、大米、碎砖头等食物投测）；（2）利用钻时曲线校对迟到时间；大段泥岩中的砂岩夹层可以帮助我们判断迟到时间是否合适。（反过来大段砂岩中的泥岩夹层同样适用）。

3、岩屑捞取准确；（1）捞取方法：采用垂直取样法取样，不允许只取上面或下面部分，取样后应将剩余部分清除干净；（2）定时、定点捞取；（3）为了保证岩屑资料的准确性，振动筛选用的筛布应比较合理，尤其在第三系疏松地层中要求使用的筛布不小于80目；（4）每次起钻前，应充分循环钻井液，保证取完井底的岩样；（5）下钻后在新钻岩屑返出井口之前，把振动筛清除干净。

做好地质录井一项基本的工作是岩屑的描述，包括以下几方面的内容：

1、颜色：岩石颗粒、基质胶结物、含有物的颜色及其分布变化状况等；

2、矿物成份：单矿物成份及其含量；

3、结构：粒度、圆度、分选性；

4、胶结：胶结物成份，胶结程度、类型；

5、晶粒：指碳酸盐岩的晶粒大小、透明度、形状以及晶间、晶内孔隙；

6、化石：名称、形状、充填物；

7、化学性质：指与盐酸反应情况及各种染色反应情况；

8、荧光：颜色、直照、滴照、产状、泡样对比。同时需要做好地质分层工作，主要原则为：

1、岩屑观察描述时是按照分层定名、分层描述的原则进行的。

2、通常是按照顺序多包摊放，自上而下连续对比的方法，以确定各类岩屑的相对含量变化和新岩屑成分出现的井深；根据新岩屑的出现和百分含量的变化分层。

3、新成分出现标志着钻遇新岩层；百分含量增加表示该层的延续；百分含量减少，说明该层结束，下伏新岩层出现。

4、在划分岩层时还应该参考钻井参数（钻时、钻压、扭距）气测全烃、钻头类型和新旧程度，甚至要考虑本区地质特征、和邻井对比情况等进行分层定名描述。也就是说可以理解为“以岩屑为基础，利用现有资料，对本井地层的岩性、含油性情况的综合解释”。

作为地质录井的一项工作重点，岩心及井壁取心的描述内容包括：

1、颜色：岩石颗粒、基质胶结物、次生矿物、含有物的颜色及其分布变化状况等；

2、矿物成份：单矿物成份或岩块及其含量；

3、结构：粒度、圆度、分选性；

4、构造：层理、层面特征、接触关系、生物扰动等；

5、胶结：胶结物成份，胶结程度、类型；

6、晶粒：指碳酸盐岩的晶粒大小、透明度、形状以及晶间、晶内孔隙；

7、缝洞情况：类型、分布和数量统计；

8、化石及含有物：名称、形状、充填物；

9、物理性质：硬度、断口、光泽等；

10、化学性质：指与盐酸反应情况及各种染色反应情况；

11、含油气情况：包括含油气岩心的显示颜色、级别、产状、含油面积百分比、原油性质、油气味、滴水试验、荧光、含油气试验。

荧光是指在紫外线照射下，原油中的荧光分子将吸收一些能量，暂时使荧光分子达到一个高能量且不稳定的状态，而当这些荧光分子由不稳定状态回到原始状态时，将以光波的形式释放过剩的能量，石油的这种特性称为荧光。石油中的发光物质主要是芳烃和非烃，饱和烃并不发光。

作为地质录井最关心的内容，常规荧光录井分为两大部分：

1、荧光直照：含油岩屑、岩心、壁心在紫外光下呈浅黄、黄、亮黄、金黄、黄褐、棕、棕褐等色。油质好，发光颜色强、亮；油质差，发光颜色较暗；矿物荧光：石英、蛋白石呈白一灰色；方解石、贝壳呈黄到亮黄色；石膏呈亮天蓝、乳白色；成品油及有机溶剂污染荧光：柴油呈亮紫一乳紫蓝色；机油呈蓝一天蓝、乳紫蓝色；黄油呈亮乳紫蓝色；丝扣油呈白带蓝一暗乳蓝色；白油、煤油呈乳白带蓝色；磺化沥青呈黄、浅黄色；525呈乳白一浅乳白色；铅油呈红色。

2、荧光滴照法，方法为：取几颗岩屑样品，分散放在滤纸上，在岩屑上滴一滴氯仿溶液，观察岩样周围有无荧光扩散和斑痕，并记录荧光的颜色和强度；荧光扩散边斑痕的颜色：含烃多的油质为天蓝、微紫一天蓝色，胶质呈黄色或黄褐色，沥青质呈黑一褐色；矿物荧光无扩散现象，成品油荧光颜色较浅，呈乳紫一天蓝，一般只污染岩屑表面，可破开岩屑、岩心、壁心观察新鲜面。 相应的，随着录井技术的发展，我们有了荧光录井的新技术，QFT定量荧光录井，它的理论依据是：荧光强度与岩样中石油浓度成正比。定量荧光录井仪有以下优点：

1、无论是试验室还是钻井现场都适用；

2、无论是岩屑、岩心、井壁取心都可以用QFT仪来测定，且操作简单，每测定一个样品只需几分钟；

3、QFT是监测油层的可靠手段，是常规泥浆录井、MWD、电测的有力补充，当钻遇油层时，QFT会出现一个峰值，然后降回到背景值；

4、寻找其它监测技术漏掉的油层；

5、能消除改性沥青、矿物荧光、丝扣油对地质录井荧光的影响，从而克服了普通荧光灯下肉眼无法观测到的凝析油-轻质油的荧光

6、仪器灵敏度高，计算机自动分析读值；将QFT测量值绘在深度坐标的综合录井图中，结合气测数据和其它地层评价数据进行综合分析，对识别含油气层的精度和可靠性方面比常规荧光录井方法好得多。作为地质录井最明显的一个响应特征，气测录井是现代地质录井不可缺少的一部分。气测录井是直接测定钻井液中可燃气体含量的一种录井方法。气测录井是在钻进过程中进行的，利用气测资料能及时发现油、气显示，并能预报井喷，在钻井作业中广泛采用。气测录通过分析钻井过程中进入钻井液中可燃气体的组分及其含量来分析判断有无工业价值的油气层，也就是说通过分析钻井液中气体的含量，可以直接测量地层中的石油、天然气的含量及其组成。

油层响应特征：气测异常值高 ，全量和组分较全，且重烃含量较高；曲线形态呈弧形饱满，且持续稳定；QFT值较高。

气层响应特征：气测异常值高，组分不全且轻烃含量高；全量和组分曲线变化快，曲线呈峰状或锯齿状；QFT值相对油层较低。

水层响应特征：气测异常值不高，组分不全；曲线整体呈箱状低幅；QFT值低。 另外作为地质录井的重要判断依据和手段，FLAIR流体录井技术、地化录井、钻进液录井-槽面显示、钻进液录井-密度、粘度及导电率等、工程参数录井等同样需要我们注意和总结，在工作中加以利用，作为我们做好地质录井的重要依据和方法。

第11篇：录井安全操作规程

地质勘探开发研究院 录井安全操作规程

地质勘探开发研究院

二00五年

录井安全操作规程

1 录井准备

1.1搬迁

1.1.1搬迁录井仪、设施时，所有物品应固定牢靠，房内禁放易燃易爆物品。1.1.2吊装、吊放仪器房、值班房、野营房及其它设施时，应有专人指挥，注意安全。

1.1.3仪器房运输时，应有专人押运，平稳行使，以防损坏仪器。

1.2仪器房及传感器的安装

1.2.1录井仪器房、地质值班房的安装：录井仪器房、地质值班房应摆放在靠振动筛一侧，距离井口30m之外的安全场地，安放平稳，垫高20cm以上。

1.2.2传感器和脱气器的安装应固定牢靠，位臵合乎要求，与电缆线的连接合乎1.3.2之要求；硫化氢传感器一般只在振动筛之前钻井液出口处安装一只，有特殊要求时，另外增添传感器的安装位臵由甲方或钻井主管人员指定。

1.2.3高处作业时应系好安全带，其正下方不应有人作业、停留和通过；遇有六级以上（含六级）大风、雷电或暴雨、雾、雪、沙暴等能见度小于30m时，应停止设备吊装及高处作业。

1.3电气系统的安装

1.3.1野营房电气系统的安装应符合SY 5576-93中5.4之要求，进户线应加绝缘护套管，室内严禁私拉乱接电线及私自使用功率大于1000W电热器具。

1.3.2所有室外电缆线均用密封接线盒及防水接头连接，并用绝缘材料包扎。1.3.3仪器房与发电房之间的供电线路中应装有安全断路（漏电保护、过流过压保护）开关，外引电缆线不得有短路、断路和漏电之处，录井房内的附加电器设备应绝缘良好，合乎额定要求。

1.3.4电缆线及输气（样品气）管线架设要牢固、安全，不影响井场工作，易于检查和维护，仪器房和振动筛之间的线路要集中架设，并用支架支撑，间隔不超过10m。

1 1.3.5仪器用电须架设专线，用四芯电缆直接引入。电缆线及电源要求如下： a.各单元电源电缆线插头与检测信号传输电缆线插头必须明显区别，不得互换；

b.各单元电源插座的相线、中线、地线及信号插座的电源线、信号线、地线等排列位臵应一致；

c.不同信号传输电缆插头相互区别，并标明标记；

d.屏蔽线不得作信号线、中线使用，电源线必须配臵排线机构；

e.电源要求：电压380/220（1±2%）V（交流），频率50±1Hz，波形失真

f.绝缘要求：在工作条件下，整机电力电路对仪器外壳的电气绝缘不小于2ΜΩ，仪器应设臵漏电安全保护装臵。

1.3.6室外报警器和警报灯的架设高度必须超出仪器房顶0.3m以上。1.3.7电热器、烘样烤箱及降温电器（空调）均应根据其负载大小，正确选用供电线、闸刀、熔断器、漏电保护器，烘样烤箱电源线应单独连接；电热器、烘样烤箱应距墙壁0.2m以远，周围禁放易燃物品。

1.3.7录井仪器房、地质值班房、烘样烤箱等接地良好，接地线应统一接至发电房回零，否则应采用金属导体制作接地体，打入潮湿地下0.5-1.0m，接地体导线与仪器房等接地点之间的电阻应小于1Ω，并做好记录。

1.4仪器标定：按SY/T 5788-93要求执行。

2 录井作业

进施工作业现场应按要求穿戴好劳保用品。 2.1钻时录井

2.1.1钻具、管具应先排放整齐，再进行丈量，丈量时应注意防碰撞、防碾压、防跌倒。

2.1.2钻具、管具上下钻台时，录井人员应远离钻台大门坡道15m以外。2.1.3录井人员上钻台划方入时应站在转盘面以外。

2.1.4收集泵压、排量数据时录井人员不应接近钻井泵皮带轮和站在钻井泵安全阀泄流方向。

2 2.2岩屑录井

2.2.1取样处应安装好护栏、梯子、扶手及照明设施，上下注意防滑。2.2.2捞、洗、晒砂样的场地应平整和方便操作。

2.2.3使用烘样烤箱烘烤岩屑时，应先检查烤箱外壳接地是否可靠，腐蚀性物品及易燃物品不能在烘箱内烘烤。

2.3岩心录井

2.3.1岩心出筒时，岩心筒与钻台面距离不大于0.2m，应用岩心夹持器接心，禁止用手掌直接接心。

2.3.2用榔头敲击岩心筒辅助出心及选样劈心时，应防止榔头伤人。2.3.3岩心下钻台时应将岩心捆绑好，缓慢下放或抬岩心下钻台时防止滑倒。 2.3.4岩心封蜡禁止使用烘箱加热石蜡，以免引起火灾；当使用明火加热石蜡时，应在下风方向，远离井口30m以外。

2.4荧光录井

2.4.1荧光灯波长365mm，总功率不大于25W。

2.4.2荧光灯外壳接地应可靠，经检查确认安全时方可使用。2.4.3保持荧光观察室通风良好，试验后的残液应集中处理。

2.5气测录井

2.5.1仪器开机前，应检查各部分电、气路元件，确认安装正确可靠、无断电、无损坏时方可通电。打开电源时，应先打开总电源，后打开分电源。

2.5.2氢气发生器应排气通畅，不堵不漏。

2.5.3启动空气压缩机时，应注意转动方向。当发现旋转方向错误时，应立即停机整改。

2.5.4当检测发现硫化氢时，应立即报警。当在硫化氢含量超过10mg/L的污染区内作业时应佩戴防护器具，并有监护措施。

2.5.5现场做点火试验时，点火地点应在下风方向，远离井口30m以外。2.5.6进入仪器房工作的人员，不应穿带有铁钉的皮鞋，防护服装应符合防静电要求。

2.5.7井场及仪器房内禁止烟火。

3 2.6工程录井

2.6.1录井队负责人应在录井前向现场施工单位提出防喷、防卡、防漏、防斜井段的地质预告。

2.6.2上循环罐、钻台时，应防滑、防跌；进入含硫化氢地层钻进后应防硫化氢中毒。

2.6.3检查、维护、更换各类传感器时，应按1.2.2、1.2.3及2.6.2执行。2.6.4发现钻井液性能、池体积和其它工程参数异常时，应及时通知有关人员采取措施。

2.7特殊作业

2.7.1当发生井喷时，应按录井队应急预案及钻井施工单位的统一指挥，及时关闭所有录井用电，灭绝火种，并妥善保管资料。

2.7.2遇欠平衡钻井（含空气、天然气、柴油机尾气等各种介质的欠平衡钻井）、中途测试、泡油解卡、爆炸切割、打捞套铣等特殊作业，应严格遵守钻井施工单位的有关安全规定和应急措施。

2.7.3在新探区、新层系及已知含硫化氢地区录井时，应进行硫化氢监测，并配备相应的防毒面具。

2.7.4吊套管上钻台时，核对入井套管编号的录井人员，应远离钻台大门坡道15m以外。

2.7.5进行固井、加砂压裂等作业时，录井人员不应进入高压警戒区。2.7.6带电检修仪器应有可靠的安全措施，操作时应至少有2人在场实施监控。

2.8仪器的校验：按SY/T 5788-93标准及《中国石油天然气股份有限公司录井资料采集与整理规范》要求执行。

3 化学试剂的使用与管理

3.1化学试剂、气体标样的存放和保管

3.1.1化学试剂、气体标样必须有标签，化学试剂要按危险性和非危险性加以分类，专人保管。

3.1.2剧毒药品及贵重物品必须有保管使用制度，设专柜加两把锁存放。由

4 两人保管，使用时严格登记准确称量。

3.1.3化学试剂、气体标样要存放于阴凉、通风场所，注意防火、防潮及防日晒。

3.2酒精灯的使用

使用前应检查灯体、灯芯有无损坏。酒精灯内液面不得超过灯体2/3，灯体外酒精应擦干。用完酒精灯后应用灯盖盖灭酒精灯。

3.3点滴试验

3.3.1操作浓酸碱时，应戴橡皮手套、防护眼镜，穿好耐酸服。3.3.2可燃物质及有机溶剂不可放在电炉、酒精灯及其它火源附近。 3.3.2吸取酸碱和有害溶液应使用吸耳球。

3.3.3录井仪器房、地质值班房内不应存放非试验用易燃易爆物品。

4 安全设施的配备（应记录在HSE设施清单中）

4.1灭火器：仪器房配备CO2灭火器2只，值班房、野营房各配备干粉灭火器1只，放臵在便于取用的醒目之处。

4.2防毒面具：综合录井队配备5套，地质录井队、试油录井队各配备3套。（在新探区、新层系及已知含硫化氢地区录井时配备）。

4.3空气呼吸器、便携式H2S监测仪：由钻井队统一保管，钻井、录井共同使用。

4.4 可燃气体检测仪：综合录井队仪器房内均配备一套。在欠平衡钻井条件下录井时，配备1～2套便携式可燃气体检测仪。当甲方另有要求时，按甲方要求配备。

4.5安全带：录井队各配2根。

4.6安全标示：仪器房、值班房内应设臵禁止吸烟、防火、防爆、防触电、危险化学药品等。

4.7医药箱：每个录井队均应配备医药箱，内装简单急救所需的药品、工具、物资等。

4.8化学药品箱：每个录井队均应统一配备化学药品箱，由专人保管（化学药品）。

5 5 井控工作有关规定

5.1 井控操作证制度（下列人员应持井控操作证）：

录井队：地质技术人员、其他技术人员及主要操作人员；

录井工作站：主任、主管生产和技术的副主任、负责现场生产的技术人员； 院机关：院长、主管生产和技术的副院长、正副总工程师及负责现场生产的技术人员。

5.2 正常钻进：录井人员按《钻井地质设计》资料录取要求及三类十五种溢流显示认真观察钻时、岩性、蹩跳钻、放空、泵压、悬重、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流态、气泡、气味、油花等情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环罐液面等变化，并作好记录，发现异常及时报告钻井队司钻。（《井控补充规定》要求：钻井生产班必须落实人员坐岗）。

5.3 起下钻、停钻或其它辅助作业：

5.3.1《井控补充规定》要求起下钻、停钻或其它辅助作业时钻井生产班和录井人员应同时落实专人坐岗。坐岗人员应认真观察钻井液池体积变化、钻井液出口情况和防溢管异常情况，并分别准确真实地记录与校核钻井液池体积变化和灌入与返出量，有异常及时报告钻井队司钻。记录间距要求如下：

a.起钻时严格按每起出3柱钻杆或1柱钻铤（高含硫地区每起出1柱钻杆）灌满钻井液1次。

b.起下钻期间每起下3柱钻杆或1柱钻铤记录1次灌入或返出量，如出现中停则按每15min记录1次钻井液池体积。

c.停钻或其它辅助作业时，每15min记录1次钻井液池体积。

5.3.2使用钻具回压阀下钻时，应坚持每下20～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液，采用专用灌钻井液装臵小排量灌注，做好记录。下钻至主要油气层顶部前应灌满钻井液，再循环一周排出钻具内的剩余压缩空气后方可继续下钻。下钻到井底也应用专用灌钻井液装臵灌满钻井液后再循环。

5.4异常报告要求：

5.4.1钻井液总池体积变化量大于±0.5m3应说明原因，溢流应在1.0m3以内发现并报警，关井时溢流量不超过2.0m3。

6 5.4.2钻进及循环过程中，出口钻井液密度减小0.04g/cm以上时应查明原因并报告。

5.4.3气测全烃高于背景值2倍以上，且绝对值大于0.2%应解释。5.4.4“井喷预兆（溢流）三类十五种显示”中的其它显示。

35.5 循环钻井液和短程起下钻

5.5.1 每次起钻前循环钻井液时间不得少于一周半，进出口钻井液密度差不得超过0.02g/cm3 。

5.5.2 在油气层中钻进起钻前，都应进行短程起下钻，短程起下钻的循环观察时间也应达到一周半以上，若后效严重，不具备起钻条件时，应调整钻井液密度，使之具备起钻条件。

5.5.3 在起下钻过程中，设备检修应安排在下钻至套管鞋进行。若起钻过程中因故不得不检修设备时，检修中应采取相应的防喷措施，检修完后立即下钻到井底循环一周半以上，若后效严重，不具备起钻条件时，应调整钻井液密度，使之具备起钻条件。

5.6坐岗人员培训要求：坐岗人员上岗前应由录井队技术负责人进行培训，达到正确判断异常情况并及时发现溢流。

5.7钻井现场：钻井队是井控及其它安全责任的主体，钻井队队长是钻井现场井控及其它安全的第一责任人。在现场服务的相关单位人员应服从统一的井控和其它安全管理，应执行一切井控及其它安全规定、规程、细则和标准。

附：井喷预兆（溢流）三类十五种显示

二00五年三月二日

7 附：

井喷预兆（溢流）三类十五种显示

1 间接显示 1.1 蹩跳钻。

1.2 钻时突然加快或放空。 1.3 悬重增加或减少。 1.4 泵压下降或上升。 2 直接显示

2.1 钻井液密度下降和粘度上升或下降。 2.2 气泡增多。 2.3 气测烃类含量升高。 2.4 氯根含量增高。 2.5 油味或硫化氢味很浓。 2.6 钻屑中方解石含量增加。 2.7 出口管返出钻井液量增加或减少。

2.8 起钻灌钻井液困难，实际灌入量小于钻具起出体积。 2.9 下钻接单根或停止下放钻具时，出口管钻井液仍然外溢。 2.10 钻井液循环池内未加钻井液而液面升高（井漏则降低）。 3 严重显示——井涌

第12篇：录井作用历程

地质录井在油气勘探中的地位和作用

时间：2009-05-04 08:48:09 来源：阿果石油网 作者：

从古至今，地质录井是油气层（藏）发现的最重要手段，可以说离开了地质录井，就很难有所发现。

人们不会忘记，1919 年以来，在美国众多杂志上发表的“中国贫油论”文章传播世界。同时更不会忘记，1959 年9 月26 日大庆长垣松基3 井喷油和27 日扶余油田发现，改写了中国贫油论的历史。大庆会战截止1960 年12 月，完成了93 口井探井钻探，每口探井要求必须取全取准“十二项资料和七十二项数据”，正是这种高度的革命精神和实事求是的科学态度，坚持严、细、精、准的地质录井，只用了1 年零3 个月探明了世界级特大油田。松基3 井自井深1051m 取心，至1461.76m 已多次发现油气显示，取心见油砂（1109.5～1308.5m 共14 层，厚19.8m），中方决定完钻，与前苏联总地质师米尔钦克专家有重大分歧（不能中途改变设计），结果经康世恩批准测试，从而加速了大庆油田的发现。

1974 年9 月在冀中拗陷任丘构造上的冀门1 井于井深2976m 进入震旦系（新元古Ⅲ系）取心0.92m，发现风化壳白云岩晶洞裂缝含油，结果只在下第三系（古近系）试油日产油63°t，推迟了古潜山的发现。1975 年任4 井钻至井深3153m，进入震旦系迷雾山组，在地质人员精心录井下，于3162m 发现十余颗含油白云岩，3177m 发生井漏，钻至3200.67m 试油，7 月3 日经酸化后日产油1000t，翌年探明石油地质储量5 亿t，成为继1960 年大庆油田探明后又一个储量增长高峰期。

1970 年，东濮凹陷新霍构造的新1 井在沙二段发现0.5m 的油斑白云岩，于是决定对凹陷开展地震普、详查，1975 年6 月在文留构造上钻探的濮参1 井，在井深2067m 发生强烈井喷，由此揭开了中原大地石油勘探的序幕。

地质录井首先发现油气田，在全国各油气区，乃至国外的勘探实例是枚不胜举的。回顾四川盆地的勘探，在储量增长的曲线上，最引人注目的增长点，无不与气藏的重大发现息息相关。其中，以1960 年下二叠统、1964 年震旦系、1977 年石炭系、1987 年雷一1 亚段、1995 年飞仙关组和上侏罗统等气藏的发现最令人醒目的！因为这些发现充满着地质录井的曲折与艰辛、成功与失利的经验和教训。1960 年4 月8 日，自流井构造的自2 井钻入下二叠统井深2265m，钻具放空4.45m（未见底）强烈井喷，获日产200×104m3 以上的高产气井，探明动态法储量55.7×108m3，1990 年被中国石油天然气总公司命名为“功勋气井”。结合当前在川东南地区已累计钻探27 个构造，获气田13 个的事实，从而确立了四川盆地“油气并举，以气为主”的勘探方针。

威远构造是中国的罕见大构造，三叠系顶面闭合面积1751km2，闭合度1080m，可是它的钻探却经历了“三上二下”的曲折经历。1940 年首钻威1 井无果；1956 年学习前苏联“上地台，打基准井”的区域勘探经验，钻威基井，因设备不足，进入寒武系20.65m 被迫停钻；1963 年决定修井、完成原设计，钻穿震旦系，于1964 年9 月1 日井深2831m进入震旦统，2844.5m 下油层套管固井后，使用密度为1.19～1.21g/cm3 钻井液，钻至井深2852.7m 发生井漏，至2859.39m 共漏失钻井液44.27m3。正在四川考察的原石油部勘探局局长唐克等赶赴现场，当机立断中测。结果，在不同回压下，日产气（7.89～14.4）×104m3，产水12.7～37.2m3/d。威基井发现震旦系气藏，促使了距8.5km 的威2 井第二次修改钻探目的层（第一次由下二叠统改为奥陶系-寒武系），1965 年在震旦系井深2836.5～3005m 测试，日产气71.1×104m3 ，极大地推动了四川“开气找油”大会战，至1967 年探明了威远震旦系储量400×108m3，成为中国20 年世纪80 年代前的最大气田。

回首川东石炭系的发现更是不同寻常的。本来1965 年9 月蒲包山构造蒲1 井在钻遇②号断层的下二叠统梁山组与志留系之间发现了39.5m 白云岩，且见针孔。但不知其白云岩的层位归属，结果在完井总结报告中用“D？”表达了地质技术员的疑惑。1977 年，相国寺构造相8 井又在上述层位间钻遇17.4m白云岩，因高密度钻井液无显示完钻，“其层位暂定为石炭系？”，又是一个疑问，但它留下来无尽的思索。同年9 月，本来进入下二叠统完钻的相18 井，决定修改设计，加深钻探相18 井白云岩，结果在井深2305～2317.5m，钻厚12.5m 白云岩测试日产气85.05×104m3，并通过地层标准生物化石鉴定，确认为石炭系，经过12 年的周折，才发现了石炭系气藏，由此改变了四川盆地以

二、三叠系裂缝性气藏为主的勘探历史，揭开了川东石炭系整体会战的序幕。

80 年代，川东石炭系勘探是“一波三折”的，直到1986 年后才取得高陡构造地震勘探突破，但1987年的储量增长却面临找米下锅的窘境。然而这年春节，川中磨溪构造的磨9 井雷一1 亚段取心74.12m，发现了溶孔性白云岩13.84m，平均孔隙度10.13%，井段2776～2785m 井漏，漏失钻井液80m3。于是对2756.7～2787.94m 测试，日产气11.8×104m3，产水50m3/d，根据该井气/水界面海拔-2445m，圈定孔隙性气藏的含气面积122.2km2，预测储量180×108m3，于是果断决策调整当年勘探部署。结果当年探明+控制储量207.45×108m3，后来实际探明349×108m3。磨溪构造雷一1 气藏发现不仅解决了1987 年储量的燃眉之急，而且改写了川中有油无气的历史，填补了四川盆地东西南北中的天然气空白！

川东南地区飞仙关组低孔、低渗裂缝性气藏早在20 世纪60 年代以来，时有发现，但无大气。1995年，川东北部地区地台边缘鲕滩相白云岩孔隙性气藏的发现是始料不及的。本来渡口河构造的渡1 井以石炭系为目的层，兼探

二、三叠系。12 月25 日当钻至井深5037m 进入下二叠统风化壳5m，超高压气流引起强烈井喷，4 条127mm 管线放喷，压力不降，天然气中高含H2S 异常，这才被迫从裸眼井段地层中查找产层原因。结果，综合录井的钻时、气测在井深4292～4252m 均有显示特征，复查岩屑发现白云岩，测井解释有两段气层。如果地质录井要能及时发现针孔白云岩，综合分析相关录、测井资料，绝不致于使这一发现付出沉重的代价。尽管如此，飞仙关组台缘滩相高孔隙、高丰度气藏的发现，必定成为继川东石炭系勘探的接替层，截止2005 年，它的探明地质储量已超过了石炭系。

综上，油气勘探的发现，都离不开地质录井。即便是综合录井发展到随钻录井直接监测油气的那天，也依然离不开地质录井的标定、刻度和检验。因此，它在油气勘探中的重要地位和作用是不可取代和动摇的。随着勘探领域的日益复杂和不断拓宽，更需要培养、造就一批很有素养的录井队伍。

第13篇：录井作业流程

录井作业流程

一、录井全过程

接井位坐标——井位初、复测——设计——队伍、设备、材料及资料准备——设计交底、录井条件检查——各项录井——完井讨论——完井作业——完井资料整理上交、验收评级——打印装订归档。

1．接井位坐标：发坐标单位有：采油厂、地院等。 2．井位初复测：测量队完成。

井位复测应在开钻前完成，甲方规定：未招标或未安排的井不得进行井位踏勘和初测。 3．设计：（1）、编制过程：接通知单——收集邻井资料——设计——送审——打印装订——发放。 （2）、设计内容： 探井：①、基本数据 ②、区域地质简介

③、设计依据及钻探目的

④、设计地层剖面及预计油气水层位置

⑤、地层孔隙压力预测和钻井液性能使用要求 ⑥、取资料要求 ⑦、选送样品要求

⑧、井身质量要求、中途测试要求 ⑨、技术说明及要求

⑩、附图及附表（井位构造图、过井剖面图、地震图、剖面柱状图、压力预测图、样品分析项目要求等）

开发井：①、基础数据表 ②、钻井目的及设计依据 ③、设计分层及邻井分层数据 ④、邻井资料

⑤、对钻井液使用原则要求 ⑥、取资料要求

⑦、固井水泥返高要求 ⑧、对工程提示及要求 ⑨、附图及附表

4、上井准备：（1）、队伍：综合录井队一般6—7人，地质队3人 （2）、设备：探井依甲方要求上仪器 （3）、材料物资：砂样盒、样品袋、标签、分析药品及报表等 （4）、资料：邻井录井图、测井图、区块有关地质资料 5．设计交底（地质交底）：二开前或录井前完成 （1）、开发井：由小队负责 （2）、滚动井和探井：甲方组织、录井人员参加 （3）、录井人员交底内容：

①、本井设计基础数据、区块及邻井地质资料 ②、录井任务要求③、工程提示④、录井条件要求 （4）、录井条件检查：在录井前及录井过程中完成，开发井由大队负责，生产管理中心抽查；滚动井和探井由“中心”或甲方人员组织检查。 录井条件检查内容：录井队队伍人员数量和素质，录井设备安装调试，材料准备，洗样用水，捞样环境，供电条件和文件资料准备情况等。 6．录井：内容有：（1）、钻时录井（2）、岩屑录井（3）、荧光录井 （4）、气测录井及综合录井（含色谱、工程参数及全脱样采集） （5）、岩心录井（钻井取心、井壁取心） （6）、钻井液录井（密度、粘度、失水、氯根含量） （7）、地化录井及定量荧光录井 （8）、特殊作业资料录取（测井、中途测试、下套管、固井及试压等）

7．完井讨论：时间一般由测井公司通知，甲方组织、录井测井地院人员参加。 （1）、录井人员应提供的资料：

①、设计及开完钻基础数据、井斜及中靶情况、钻井液使用和工程复杂事故情况等 ②、录井分层及分段油气显示层统计，钻进中显示及后效显示情况 ③、地化、气测、定量荧光及综合解释成果 ④、录井地层对比及钻探认识 （2）、完井讨论数据确定：

内容：油顶、油底、阻位、短节、水泥返高及注意事项

一般阻位在油底以下30米处，短节在油顶以上30米或主力油气层段以上30米处，返高要求：油顶以上100—150米，气顶以上200—300米。 下发完井讨论数据由甲方通知录井单位，录井单位下发到小队、钻井单位和工程监督中心。

8．完井作业：——从完钻到完井之间的过程。包括： （1）、完井电测：录井单位依据设计要求填写测井通知单，探井由甲方审批，通知单在测井施工24小时前下发到测井单位。 测井内容：标准、组合、井斜、特殊项目 测井系列：普Ⅰ、普Ⅱ、国产数控、CSU （2）、下油层套管：按完井讨论数据及要求下油套，重点对下深和阻流环及短节位置进行把关。

套管下深==联入+套管串总长+套管鞋长 （3）、油套固井：主要收集工序内容及时效，包括： 固井时间、注水泥量（t）、水泥浆密度（最大、最小、平均值）、替钻井液量及性能、碰压。 （4）、固井质量测井（测声幅、变密度等）：注意返高、短节、人工井底是否符合实际及标准要求。 （5）、完井试压：必须用水泥车试压，不准用井队的泥浆泵试压！油套试压加25MPa,经30分钟，压降小于0.5MPa为合格。

完井时间：最后一道工序的资料收集完毕时间。

9．完井资料整理上交验收评级（探井还需处内审和甲方评审） 10．打印装订上交归档

录井作业流程图

第14篇：录井工程复习

录井工程考试复习

一、名词解释

1.钻时录井：系统地记录钻时并收集与其有关的各项数据、资料的全部工作过程，特点：

简便、及时。常用的钻时录井间距有lm和0.5m两种

2.岩心录井：在钻井过程中利用取心工具，将地下岩石取上来（这种岩石就叫岩心），进行整理、描述、分析，获取地层的各项地质资料、恢复原始地层剖面的过程。

3.岩屑录井：在钻井过程中， 按照一定的取样间距和迟到时间， 连续收集与观察岩屑并恢复地下地质剖面的过程。（取样间距： 1m，目的层段0.5m；迟到时间： 岩屑从井底返至井口的时间）

4.真岩屑： 在钻井中，钻头刚刚从某一深度的岩层破碎下来的岩屑， 也叫新岩屑。 5.假岩屑： 指真岩屑上返过程中混进去的掉块及不能按迟到时间及时反到地面而滞后的岩屑， 也叫老岩屑（钻具磨掉有金属屑）。 6.气测录井：安置在振动筛前的脱气器可获得从井底返回的钻井液所携带的气体,对其进行组分和含量的检测和编录,从而判断油气层的工作称之为气测录井。 7.破碎气：在钻井过程中，钻头机械破碎岩石而释放到钻井液中的气。

1接单根气－ 接单根作业时刻在延迟一个钻井液上返时间和管路延迟时间后8.压差气：○

2后效气－在钻开上部油气层后工程进行起下钻作业，由于钻井检测到的一个假异常。○液在井筒中的静止时间较长和钻具的抽吸作用，使地层中的油气在压差的作用下，不断的往钻井液中渗透。下钻到底钻钻井液循环后，会出现后效气的假异常。 9.扩散气：在富含气的地层中，地层流体的浓度高于钻井液成分的浓度时，将产生扩散气。 10.二、简答题

1. 井深计算方法？

答：方入：方钻杆进入转盘面（或方补心） 以下的长度。

方余：方钻杆在转盘面（或方补心） 以上的长度 钻具总长=钻头长度+接头长度+钻铤长度+钻杆长度 井深=钻具总长度+方入

2.影响钻时的因素？

答：岩石性质；（岩石性质不同，可钻性不同，其钻时的大小也不同。在钻井参数相同的情况下，软地层比坚硬地层钻时小， 疏松地层比致密地层钻时小， 多孔、缝的碳酸盐岩比致密的碳酸盐岩钻时低）钻头类型与新旧程度；（根据地层选钻头，达到优质快速钻进。新钻头比旧钻头钻进速度快，钻时小，钻头使用到后期钻时会逐渐增大）钻井参数；（在地层岩性相同的情况下，若钻压大， 转速高，排量大，钻头喷嘴水功率大，则钻头对岩石的破碎效率高，钻时低，反之，钻时就高）钻井液的性能；（钻井液密度、粘度、固相含量及其分散性等性能指标对钻速都有明显的影响）人为因素的影响（司钻的操作技术与熟练程度对钻时的影响也是很大的，有经验的司钻送钻均匀，能根据地层的性质采取相应的措施（软地层轻压，硬地层重压），因此，钻进速度较快，钻时就低）。 3.钻时曲线在综合录井中的意义？

答：可定性判断岩性， 解释地层剖面：疏松含油砂岩钻时最小；普通砂岩钻时较小；泥岩、灰岩钻时较大；玄武岩、花岗岩钻时最大。玄武岩、花岗岩钻时最大。对于碳酸盐岩地层， 利用钻时曲线可以判断缝洞发育井段。 如突然发生钻时变小、钻具放空现象， 说明井下可能遇到缝洞渗透层。

在无测井资料或尚未进行测井的井段， 钻时曲线与岩屑录井剖面相结合，是划分层位、与邻井做地层对比、修正地质预告、卡准目的层、判断油气显示层位、确定钻井取心位置的重要依据

4.岩心收获率的计算？

答：岩性收获率=实际取出岩性的长度

/ 取芯进尺 5.取心过程中的注意事项？

答：准确丈量方入；合理选择割心位置；取全、取准取心钻进工作中的各项地层资料；在取心钻进时，不能随意上提下放钻具。

6.砂岩含油级别的六个级别？

答：饱含油(含油面积占岩石总面积的百分比>95）；富含油（70~95）；油浸（40~70）；油斑（5~40）；油迹（≤5）；荧光（0 肉眼见不到油迹）。

7.了解岩屑描述的内容？

答：定名，颜色，含油气水情况，矿物成分，结构，构造，接触关系，化石，含有物，

物理性质，化学性质

8.岩心录井在油气田勘探中的应用？

答：岩心录井资料是最直观地反映地下岩层特征的第一性资料。通过对岩心的分析、研究，可以解决以下问题：

（ 1） 获得岩性、岩相特征，进而分析沉积环境。

（ 2） 获得古生物特征，确定地层时代，进行地层对比。 （ 3）确定储集层的储油物性及有效厚度。

（ 4）确定储集层的“四性”（岩性、物性、电性、含油性）关系。 （ 5）取得生油层特征及生油指标。

（ 6） 了解地层倾角、接触关系、裂缝、溶洞和断层发育情况。

9.迟到时间的计算方法？

答：理论计算法10.岩屑描述的要点及如何区分真假岩屑？

答：

岩屑的描述：1，仔细认真，专人负责；2，大段摊开，宏观细找；3，远看颜色，近查岩性；4，干湿结合，挑分岩性。 11.岩屑录井的影响因素？

答：钻头类型和岩石性质的影响

钻井液性能的影响

钻井参数的影响

井眼大小的影响钻、划眼的影响

人为因素的影响 12.常规荧光录井和劣？

1荧光录井灵敏度高， 对肉眼难以鉴别的油气显示，尤其是轻答：常规荧光录井优势：○

2通过荧光录井，质油， 能够及时发现。○可以区分油质的好坏和油气显示的程度，

3在新区新层系以及特殊岩性段，荧光录井可以配合其他录井手正确评价油气层○

4荧光录井成本低，方法简便易段，准确解释油气显示层， 弥补测井解释的不足○行，可系统照射，对落实全井油气显示极为重要。劣势：常规荧光灯是用波长365nm的紫外光照射石油，不能充分激发轻质油的荧光定量荧光录井，常规荧光录井用氯仿或四氯化碳浸泡进行系列对比，而氯仿对人体健康有害，四氯化碳则对荧光有猝灭作用，会降低仪器检测的灵敏度，不是理想的荧光试剂。定量荧光录井的优势：定量荧光分析技术是近几年来发展的录井新技术， 继承常规荧光录井方法的的优点， 弥补了肉眼分辨范围的局限性。

13.定量荧光录井的应用？

答：含油级别划分，原油性质判别，储集层性质评价。 14.什么是综合录井？

答：综合录井技术是在地质录井基础上发展起来的一项集钻井液录井、气测录井、地层压力录井和钻井工程录井多位一体的综合性录井技术。目前的综合录井仪集石油钻井、地质勘探、传感技术、微电子技术、计算机技术、精密机械、色谱技术、电力技术等于一体。在钻井现场可以连续监测油气显示，并对油气显示做出解释评价；分析岩屑样品； 实时采集钻井工程、钻井液、地层压力等各项参数，并对各种信息进行实时处理及远程传输， 逐步成为了钻井现场的信息中心。 15.工程录井的意义？

答：

16.对比常规直井，水平井的优势？

1开发裂隙性油层或低渗透油气层，○2对于多套含油层系、且富集好、产能高的答：○

3高效开发剩余油富集区， 改复式断块油田，采用定向钻井， 达到一井多靶的目的，○

4一井多底或平台拖3米即可钻探， 或在原善开发效果（减少含水率），提高产能。○

5可以实施由采油井开窗侧钻， 节约搬迁费用， 提高效益， 也便于试、采油工程。○于地面条件限制（高山、建筑物、河流等）不能靠近的钻探。 17.水平井录井的基本流程和工作要点？

1掌握设计要点、收集工区资料○2熟悉工区地质特征， 编制施工预案○3现场技术答：○4关键环节上井把关○5对比， 预测、卡准着陆点、导向。水平井录井工作要点：交底○及时落实岩性，油气显示，加强地层对比，预测着陆点深度，水平井段地质导向。 18.影响水平井录井的主要因素？

答：井斜角；环空返速；环空流态；钻井液流变性能；钻井液密度；钻柱尺寸；转速；钻柱的偏心度；钻井速度和岩屑尺寸。

第15篇：录井制度内容

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安全检查制度

为加强安全生产监督管理，杜绝违法行为和消除事故隐患，促进安全监督检查工作规范化、制度化，根据《安全生产法》、《安全生产条例》等法律、法规，制定本安全检查制度。

一、安全检查的目的：发现和消除施工中人的不安全行为和物的不安全状态；督促落实安全规章制度、规范、标准；相互交流经验，吸取教训。

二、安全检查的主要内容：查思想、制度、机械设备、安全设施、安全教育培训、操作行为、劳保用品使用、文明施工、施工用电、井架、伤亡事故的处理等等。

三、安全检查的方法是坚持定期或不定期的安全检查制度。

1、公司每季度组成由生产副经理任组长的安全生产检查组，对所属作业队进行一次全面安全生产检查，掌握项目部的安全生产、文明施工情况。检查完毕进行总结并发通报。对查出的事故隐患，以《事故隐患通知书》通知受检负责人，限期整改。

2、项目部每月对所属作业队进行全面安全检查。对检查出的隐患，指定作业队长立即限期整改。

3、施工现场要经常进行班组自检、互检和交接检查。自检：对自身所处环境和工作程序进行安全检查。互检：相互监督、共同遵章守纪。交接检查：工序完毕，交给下道工序使用前，应由作业队长组织技术员、安全员，进行安全检查或验收，确认无误后或合格后，方能交给下一道工序使用。

4、项目部专职安全人员，根据本项目部的生产安排制度巡回检查，对本单位所属作业现场进行检查。对查出的隐患，报告项目，责令各作业队整改，并上报公司。

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5、各作业队长，除在日常检查时，随时检查施工现场的安全状况外，每周六对所属作业现场进行一次全面的安全检查。对查出的隐患，立即进行整改，并作为周一教育的内容。

6、各作业队长兼职安全员，班前对施工现场、作业场所、工具设备进行检查，生产过程中巡回检查，发现问题立即纠正。

三、季节性安全检查。各作业队在雨期、冬期前要做好季节性安全检查工作。由队长带队，安全、机械、电气人员参加的安全生产检查，雨期重点检查井架、电气设备、施工用电的安全状况；冬期重点检查机械设备、施工用电、消防、预防煤气等中毒以及防滑防冻措施等。

四、检查要求。

1、对现场管理人员和操作工人，不仅要检查是否违章指挥和违章作业行为，还应进行应知应会知识的抽查，以便了解员工的安全素质。

2、对检查发现的安全事故隐患组织落实“三定”，即定人员、定时间、定整改措施，限期整改，并做好检查记录入档。

3、整改是检查的最终目的，整改工作包括隐患登记、限期、整改、复查、销项。

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职业危害预防制度

1、加强对施工作业人员的职业病危害教育，提高对职业病危害的认识，了解其危害，掌握职业病防治的方法。

2、电气焊作业操作人员在施工中应注意施工作业环境的通风或设置局部排烟设备，使作业场所空气中的有害物质浓度控制在国家卫生标准之下，在难以改善通风条件的作业环境中操作时，必须佩带有效的防毒面具和防毒口罩。

3、进行躁声大的施工作业时，施工人员要正确佩带防护耳罩，并减少躁声作业的时间。

4、长期从事高温作业的施工人员应减少工作时间，注意休息，保证充足的饮用水，并佩带好防护用品。

5、从事职业危害作业的职工应按照职业病防治法的规定定期进行身体健康检查，单位应将检查结果告之本人，并将体检报告存入档案。

6、根据工作性质和劳动条例，为员工配备或发放个人防护用品，各单位必须教育员工正确使用防护用品，不懂得防护用品用途和性能的，不准上岗操作。

7、根据工作性质，配备必要的检测仪器和急救设备。

8、努力做好防尘、防毒、防辐射、防暑降温工作和防噪音工程，进行经常性的卫生监测，对超过国家卫生标准的有毒有害作业点，应进行技术改造或采取卫生防护措施，不断改善劳动条件，按规定发放保健食品补贴，提高有毒有害作业人员的健康水平。

9、对从事有毒有害作业人员，要实行每年一次定期职业体检制度。对确诊为职业病的患者，应调整工作岗位，并及时作出治疗或疗养的决定。

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10、禁止中小学生和年龄不满18岁的青少年从事有毒有害生产劳动。禁止安排女职工在怀孕期、哺乳期从事影响胎儿、婴儿健康的有毒有害作业。

11、公司对生产中的安全工作，除进行经常的检查外，每年还应该定期地进行二至四次群众性的检查，这种检查包括普遍检查、专业检查和季节性检查，这几种检查可以结合进行。

12、开展安全生产检查，必须有明确的目的、要求和具体计划，并且必须建立由公司领导负责，有关人员参加的安全生产检查组织，以加强领导，做好这项工作。

13、安全生产检查应该始终贯彻领导与群众相结合的原则，依靠群众，边检查，边改进，并且及时地总结和推广先进经验。有些限于物质技术条件当时不能解决的问题，也应该定出计划，按期解决，必须做到条条有着落，件件有交待。

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安全教育培训制度

一、为贯彻“安全

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2、项目部安全培训教育的主要内容是：工地安全制度、施工现场环境、工程施工特点及可能存在的不安全因素等。培训教育的时间不得少于15学时。

3、各作业队安全培训教育的主要内容是：本工程、本岗位的安全操作规程、事故案例剖析、劳动纪律和岗位讲评等。培训教育的时间不得少于20学时。

五、实行安全培训教育登记制度。公司必须建立员工的安全培训教育档案，没有接受安全培训教育的职工，不得在施工现场从事作业或者管理活动。

六、安全培训的实施主要分为内部培训和外部培训。内部培训是指公司的有关专业人员或公司骋请的专业人士对员工的一种培训；外部培训是指公司劳动人事部委托培训单位对部分员工进行培训，从而取得上岗证或是继续教育，提高业务水平。

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生产安全事故管理制度

为做好公司的安全管理工作，进一步把安全工作落到实处确保各项工作的完成，特制定本制度。

一、生产安全事故管理的总体工作由安全生产管理领导小组负责。

二、各级安全事故的管理由相应的部门和人员分级管理。

三、针对具体的事故组织相应的事故管理小组或具体负责人负责事务的处理。

四、各作业队长负责现场的处理。

五、按照各种应急管理的制度和处理的流程及时处理。

六、一般事故各作业队处理完后向公司汇报有关情况。

七、机械及伤人事故在作好紧急处理后在

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重大危险源监控及重大隐患整改制度

1、总则

根据《安全生产法》》的要求，为认真落实“安全

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查中发现的问题要及时处理，确实不能处理的，要写出书面整改意见，报安全办公室协调处理。在问题未得到处理前，所在作业队要采取相应的防范措施，保证不发生事故。

4、重大隐患整改

4.1重大隐患范围

(1) 作业队无安全保证体系及专职安全员或项目安全达标计划、无安全技术措施方案的。

(2) 设备、设施未安装防井喷装置的。

(3) 作业现场不平整、设备、设施安装没有按照要求，容易发生事故的。 (4) 作业用电未使用“三相四线制”，且不按规定装置漏电保护装置的。 (5) 作业现场无消防安全措施及设施的。

(6) 作业现场多处违反强制性规范标准、行业或者公司对现场安全评价不合格的。

(7) 夏季作业现场处于泥石流易发生地区或河道范围内的。 (8) 未经检测或者检测不合格投入使用的大型机械设备的。 (9) 作业现场没有做夏、冬季“四防”工作的。 (10) 其他易导致人员死亡、设备损毁的事故隐患的。 4.2 重大隐患须以“隐患整改通知书”形式通报整改。

4.3 作业队要对安全生产管理部门反馈的事故隐患进行落实、安排整改，并将整改况反馈到安全生产管理部门。

4.4安全生产管理部门查出的隐患，反馈至各作业队，各作业队将整改情况填写安全检查整改反馈单，及时反馈给全生产管理部门。

4.5 作业队、班组对自查和上级反馈的重大隐患进行落实整改。 4.6 对暂时不具备整改条件的重大隐患要采取可靠临时防范措施。本作

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业队无法整改的隐患，要先采取可靠的临时防范措施前提下，纳入到今后技改、大修计划中解决。

4.7 对查出的隐患，各作业队必须搞好整改。由于整改不力，出现事故的，要追责任作业队有关人员的责任。

5、应急预案

由安全生产领导小组组织安全生产管理部门、各作业队制定出事故应急预案，并报上级主管部门备案。安全生产管理部门负责定期组织针对突发事件的应急措施演练；及时申报必要的安全防护用品的材料计划，从根本上提高安全防范意识，避免事故的发生。

6、安全责任

各部门、作业队及责任人要恪尽职守，尽职尽责，明确各自的责任，熟悉相关规定，严格执行各项规程，加强对重大危险源的监控管理，克服马虎、侥幸心理，对因违反规定、制度、规程等造成事故者，将按有关规定进行处理。

7、发生本规范未涉及的问题，参照国家有关法律、标准、规范执行。

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设备安全管理制度

设备安全管理是公司安全管理的重要组成部分。公司要做好生产设备的、购置、安装、使用、维修、改造、更新、全过程的综合管理。

一、设备安全管理制度

（一）凡价值在贰仟元以上及使用期限一年以上的设备均为本公司固定资产。

（二）新设备的接收移交工作：新设备移交使用前，办公室根据出厂说明书、检验单、附件单进行验收，同时办理移交手续，填写新设备移交单，经项目部与作业队设备管理员共同签字，就地进行编号，并制定操作规程。新设备使用三至六个月后，必须由公司机修工进行精度校正后方能使用。新设备的附件主机一起登记建卡。项目部应经常教育督促操作员工正确使用附件。合理保养，经常检查附件是否齐全，设备附件要专用，专人保养。

（三）设备的拆卸及移迁工作：为了延长设备使用年限，拆卸时必须按照操作规程和拆卸方案进行，做好防护措施。

（四）设备的封存工作：设备闲置一个月以上，各作业队必须指定专人擦试设备，整理附件，就地涂油封存。凡无定人的设备，应按封存制度查封，封存设备，各作业队应通知财务暂停折旧，一年以上不使用的设备，应上报公司经理。

（五）设备的报废：设备报废应由各作业队提出申请单，由公司组织有关人员进行现场鉴定，经主管领导审批，报公司批准。

1、超过使用年限，主要结构陈旧，生产效率低。

2、腐蚀过甚，无修复价值，或继续使用易发生危险的。

3、绝缘老化，磁路失效，性能低劣。

4、严重损坏，无修复价值的。

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（六）设备的档案管理工作：建立设备档案是搞好设备管理的重要手段，它主要包括下列内容：

1、设备说明书、合格证、图纸、设备装箱单，设备精度检验单，设备附件登记。

2、设备台帐、卡片。

3、设备移交验收单。

4、设备历次修理原始记录，技术资料及修理完工验收单。

5、设备改装申请、审批单及改装图纸资料。

6、设备事故报告单和分析处理结论。

7、主要设备技术状况明细表。

二、设备、设施维护保养管理制度

（一） 操作人员严格按操作规程进行设备的运行，并认真填写使用记录。

（二）认真做好设备日常管理中清洁、润滑、调整、紧固、十字作业。

（三）及时消除设备运行中的跑冒滴漏等现象。

（四）对暂时停用设备维护保养要进行不定期检查，以确保设备始终处于完好状态。

（五）及时总结维护保养经验和存在的不足，提高设备管理水平。

（六）当设备出现故障时，使用人员应立即通知维修人员进行维修。维修时，维修人员应挂 “正在维修”牌，并切断电源以防他人使用机器设备。当设备本公司无法维修时，由作业队填写《设备维修申请单》上报公司审批经同意后，聘请有资质人员维修或送厂家维修。

（七）设备维修，必须按照程序填写《设备维修申请单》，上报公司审批实施。

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安全生产档案管理制度

一、安全生产档案员职责

1、负责对本公司安全生产档案和资料进行管理。

2、负责对本公司安全资料的收集、整理及归档。

3、负责档案资料的查询、借阅、发放回收及文件的销毁或隔离存放。

4、负责安全档案的放火、防潮、防盗等。

5、保证安全档案资料的安全，不得泄密。

二、安全生产档案的内容安全生产档案的内容包括：

安全检查日志、安全会议纪要、各种设备的检修、运转记录、钢丝绳检查记录、调度简报、每月生产记录，防风记录、防火记录、防井喷、中毒、高空坠落、车辆伤害、职业病、机械伤害等记录。

三、安全生产档案资料的归集

1、各作业队日常安全生产资料由技术员负责收集。

2、相关制度及措施由职能部门负责归档管理。

3、定期收集、归档相关各作业队的资料。

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安全生产考核与奖惩制度

一、安全生产考核纳入基层作业队和负责人任期目标。考核指标由公司安全生产领导小组根据三级下达的指标结合公司实际情况制定，年初以文件形式下达。

二、安全生产综合考核实行风险抵押制度，由财务部门根据公司安全生产领导小组确定的限额从奖金中预留一定的比例，作为安全生产抵押金。年终由项目部考核，公司安全生产领导小组审定后，予以兑现奖罚，考核分为：

1、安全生产先进作业队

返还全部风险抵押金；如连年被评为安全先进作业队，按每年递增5%奖励。

2、安全生产达标作业队 返还全部风险抵押金。

3、安全生产不达标作业队

扣除全部风险抵押金，并对单位的队长级安全员分别罚款500元和300元。

4、安全生产基本达标作业队

按得分比例发放部分安全生产抵押金。

三、员工有下列情况之一者，给予200－1000元奖励：

1、模范遵守劳动保护法令，遵章守纪，认真贯彻执行本规定在安全生产方面做出显著成绩者；

2、发现事故隐患，及时采取措施排除险情或钻上级报告，避免了重大事故的发生者；

3、事故发生后，积极组织抢救，减少人员伤亡和保护财产有突出贡献者；

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4、在安全生产科技、劳动卫生、安全生产管理学术研究即安全规章制度修订等方面取得重要成果及效果显著等。

四、员工有下列情况之一的，单位要追究当事人责任，按情节轻重给予200---1000元罚款：

1、拒不接受安全检查的；

2、上岗时不正确穿戴劳动保护用品或将劳动保护用品挪作它用的；

3、擅自拆除、毁坏、挪用安全、消防装置和设施的；

4、玩忽职守，违反安全生产责任制和劳动纪律；

5、有章不循，违章作业的；

6、发现事故险情，不采取防范措施，不及时报告或隐瞒事故真相、伪造现场的；

7、对批评和制止违章违纪人员进行打击报复的；

8、明知故犯屡教不改者；

9、危及安全生产的其他行为；

10、造成事故的按事故处理条款执行。

五、安全生产奖励资金的来源及使用

1、资金来源： A、违章罚款 B、事故罚款 C、公司预留资金

2、安全生产奖励资金的使用：

由项目部提出奖励方案，安全领导小组审查，报主管领导审批后实施。

3、安全生产奖励资金由财务科单独到帐管理，并监督使用，其他任何部门不得挪用。

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动火作业制度

1、所属各作业队及个人，凡因施工需要现场动用明火时，必须事先向公司提出申请，经安全领导小组批准，办理用火手续后，方可用火。

2、对各用火种类的要求：

(1) 电焊：操作者必须持有电焊操作证，在操作前必须首先向公司提出申请，经批准并办理用火证后，方可按用火证批准内的规定进行操作。操作前，操作者必须对设备进行检查，禁止使用保险装置失灵、线路有缺陷及其它故障的焊机。

(2) 气焊(割)：操作者必须持有气焊工操作证，在操作前必须向公司提出申请，经批准并办理用火证后，方可按用火证批准栏内的规定进行操作。在操作现场，乙炔瓶、氧气瓶和焊接地点呈三角形分开，乙炔瓶与氧气瓶之间有距离，不得小于5m，焊枪与乙炔瓶、氧气瓶之间的距离不得小于10m。

(3) 因工作需要在现场用火烧水、熔化沥青时，必须先向公司提出申请，经批准并办理用火证后，方可按用火证中规定搭设使用。

(4) 作业井场区域内严禁吸烟。

3、施工现场如需要进行其他用火操作时，必须先经公司批准，在指定地点动火。

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一般事故隐患排查整改制度

为加强事故隐患监督管理，防止和减少事故，保障员工生命财产安全，根据《安全生产法》及《安全生产事故隐患排查治理暂行规定》有关规定，特制定本制度。

1、公司法人代表对本单位事故隐患排查治理工作全面负责，应逐级建立并落实从主要负责人到每个员工的隐患排查治理和监控责任制。

2、任何部门和个人发现事故隐患，均有权向公司主要负责人、分管领导、安监部门和所在作业队报告。各级领导或部门接到事故隐患报告后，应当按照职责分工立即组织核实并组织整改。

3、公司定期组织各作业队、安全生产管理人员、工程技术人员和其他相关人员排查作业井场的事故隐患，暂定每月进行一次排查。对各作业队及部门进行排查时队长及部门负责人必须参加。

4、对排查出的事故隐患，应当按照事故隐患的等级（分为一般事故隐患与重大事故隐患）进行登记，建立事故隐患信息档案，并按照职责分工实施监控治理。

5、应当建立事故隐患报告和举报奖励制度，鼓励、发动员工发现和排除事故隐患。对发现、排除和举报事故隐患的有功人员，应当给予物质奖励和表彰。

6、应当每季、每年对本单位事故隐患排查治理情况进行统计分析，并分别于下一季度15日前和下一年1月31日前向安监部门和有关部门报送书面统计分析表。统计分析表应当由公司主要负责人签字。

7、对于一般事故隐患，由工程部负责人、作业队长、以及有关人员立即组织整改。整改期时间为5天，若工作量较大可适当延长，最长不超过10天。

陕西中庆源实业有限公司安全管理制度

劳动防护用品发放制度

1、劳动防护用品是保护劳动者健康的一种预防性辅助措施，是安全生产的重要内容之一。

2、按照劳动部《国营企业职工个人防护用品发放标准》及行业特点制定防护用品发放标准。

3、应有专人负责组织劳动防护用品的采购，验收保管和发放。

4、劳动防护用品到货后，应严格按照有关标准验收，并做好数量和质量检验记录。

5、保管人员要按照标准发放劳动防护用品，不得随意提高发放标准和扩大发放范围。

6、职工调动工作和改变工种，按新岗位的标准发放。

7、职工在上班或工作期间必须按规定配戴防护用品。

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野外安全用电制度

1、发电房严禁使用自然材料建造，所有野外施工作业的仪器房、值班房，宿舍的电源线路架设必须符合电力作业安全技术管理规定。

2、进入室内的电源必须有总控保护装置，各分支电路可视实际情况采用分级控制，但必须有保护装置。

3、室内所有用电设备设施必须有可靠的接地，接地电阻≤4Ω。

4、任何单位和个人不得私拉乱接线路，不得对原有设计线路进行改造。设计线路的改造必须报请生产安全监督批准，由专业人员施工。

5、各类电力设施的安全装置应齐全完好，灵敏有效，严禁用其他金属代替保险丝。

6、各类手持电动工具必须按规定检验合格后，方准许使用。

7、除工业使用电炉外，单位和个人不得以任何理由使用电炉。

8、所有电力作业，必须执行国家及行业电力作业安全管理规定不得无证操作。

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防洪防汛管理制度

1、防洪防汛工作是公司的安全重点工作之一，各作业队一定要将各项防洪防汛措施落实到实处，确保公司安全度汛。

2、各单位成立防洪防汛工作小组，落实防洪防汛现场检查，对检查出的问题限期整改。

3、禁止职工下河钓鱼、洗澡；在河谷、山坡休息游玩，谨防突降暴雨和上游山洪的爆发，造成人身伤亡事故的发生。

4、外出车辆，一要了解近期天气情况，合理安排出车；二要观察路面，谨防路边被雨水冲垮的空洞和松软的路段；三要加强行驶中的安全，既不许在河中逗留，也不许将车辆停靠在山洪爆发地段休息；四要因时因地果断采取措施，尤其在对山区工作的车辆，在突发暴雨来临之际，应将车辆立即停靠在安全区，不可盲目行驶。

5、提前做好物资储备，保证生产工作正常运行。

6、各基地排洪渠每次雨前雨后要对排洪渠进行疏通、清理以免积水造成污染，要及时消毒、保证畅通。严防野营房、库房、办公室进水。

7、在汛期各单位要安排24小时值班，加强汇报制度，做到上下信息沟通，确保不安全隐患得到及时消除，有重大汛期时立即汇报，将洪水造成的损失降到最低限度。

8、各级领导要从思想上要对防洪防汛工作引起重视，要深入基层，要认真履行安全职责。树立“安全

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安全例会制度

为了更好的学习、贯彻国家安全生产法律、法规和上级主管部门有关安全生产的文件、会议精神，制定本公司的安全生产管理政策、规定，有针对性的解决安全生产工作中出现的问题，不断改进和完善安全生产管理工作，根据本公司实际情况，特制定安全例会制度。

一、例会制度分为

1、公司安委会：每季度召开一次，由安委会主任主持，安委会全体成员参加。

2、安全例会： 每月召开一次，由主管经理主持，各部门负责人参加。

二、时间安排

1、公司安委会：每季度初月

第16篇：录井应急预案

应急与响应预案

1、目的

在预知和预测的前提下，确保高效、有序地采取应急行动，保护员工生命和第 综合录井队生产作业中的财产安全，以及生态环境和各种资源。

2、原则

事故抢险救助的原则是以人为本，以抢救员工生命为第一位。做到先救人，后抢救生产设施。

3、应急领导小组

组

长： 副组长： 组

员：

应急办公室：住房 (项目部应急办公室电话:)

4、应急领导小组职责

负责制订本单位年度应急演习计划，总结本单位应急工作；负责传达和执行公司及第三项目部应急办公室各项指令；负责及时掌握本单位的安全生产情况，发生事故险情时，立即报告本单位应急领导小组和公司应急办公室，并及时采取应急措施；负责在公司及第三项目部没有下达应急指令时，根据事故情况和险情，迅速确定应急状态的起始，先期组织本单位实施三级应急系统，并将险情发展情况及时报告第三项目部应急办公室；负责在公司及第三项目部下达应急指令时，执行公司及第三项目部应急指令，调动本单位力量参加公司应急行动；负责本单位应急演习，组织参加公司总体演习。

5、应急领导小组录井队长职责

负责本录井队应急工作的计划的安排，确保应急状态的起始。实施本录井队应急行动，安排录井队人员参加抢险救助工作。组织本录井队进行应急演习。

6、应急领导小组副组长职责

协助队长开展应急组织工作，队长不再时，负其职责。负责落实公司各项应急工作，制定应急工作措施，向上级应急办公室汇报应急工作开展情况。负责各种应急设施的维护保养。

7、三级应急行动程序

事故险情出现后，值班人立即三级应急行动（火灾、井喷必须首先报119火警），并同时上报录井队长或副组长；录井队长或副组长接到险情报告后，必须迅速到达事故险情现场，确保是否采取三级应急行动，是否达到二级险情，随时向本单位应急领导小组报告险情态势。

8、应急状态的起始与解除

起始原则：凡发生应急险情范围的险情，首先由本单位负责执行第三级应急状态，同时上报险情情况；三级应急状态的起始由本单位应急领导小组长指令，下达应急行动命令。 解除原则：只有当危险完全消除，生命和财产完全脱险，应急行动已没有必要时，才可以解除应急状态。解除三级应急状态，由本单位应急领导小组组长指令，并保存档案。

9、应急报告的基本程序

值班人发生险情时，立即自救，同时上报录井队长或副组长。录井队长或副组长立即到达现场执行第三级应急状态，控制事故扩大、减少事故损失，同时报项目部应急办公室；发生二级事故险情时，立即进行自救，同时报项目部应急办公室；发生一级事故时，可直接报告公司应急办公室，并进行自救，同时划定警戒范围，尽量控制事态发展，避免连锁事故险情的出现；录井队长得到可能引发事故险情报告，均应迅速作出判断，组织应急准备和行动，并及时上报；在各级应急行动过程中，应急值班人员及时了解并掌握事故险情现场情况，及时上报；发生事故险情时，如一线录井队与公司应急办公室通讯中断，可通过钻井队或现场附近的可利用通讯工具与公司任何单位联系，请求转告公司应急值班室。

10、应急报告基本内容

事故险情种类；险情严重程度；发生地点；发生时间；险情的基本情况；险情发生区域的环境情况；自救情况；需要救援内容；已向何部门报告险情情况等。

11、应急决策基本原则

由于事故或险情发展存在随机性和不可预测性，为迅速作出决策，避免或减少损失，约定以下决策原则：

疏散无关人员，最大限度减少人员伤亡；阻断危险物源，防止二次事故发生；保持通讯畅通，随时掌握事故发展动态；正确分析现场情况，划定危险范围，现场决策当机立断；正确分析风险损失，在尽可能减少人员伤亡的前提下，组织设备、设施脱险；处理事故险情时，首先考虑人身安全，其次应尽可能减少财产损失和环境污染，按有利于恢复生产的原则组织应急行动。

12、各类事故险情应急程序

a、强沙尘暴、山体滑坡应急行动程序（见CQLJ-ZY-7.7-01-01中7.1款）。

b、火灾、爆炸应急行动程序（见CQLJ-ZY-7.7-01-01中7.2款）。

c、井喷应急行动（见CQLJ-ZY-7.7-01-01中7.3款）。 d、硫化氢、有毒物质泄露中毒应急行动（见CQLJ-ZY-7.7-01-01中7.4款）。

e、重大交通事故应急行动程序（见CQLJ-ZY-7.7-01-01中7.5款）。

综合录井队

批准人：

年 月 日

第17篇：综合录井图

五、录井报告图幅

1录井综合图

1.1录井综合图格式

___井录井综合图

绘图人1:500绘图日期：年月日

40盆地名称：构造名称：井别：

30构造位置：地理位置：钻探目的：坐X=m

标Y=m经度：

纬度：地面海拔：m

补心海拔：m设计井深：m

完钻井深：m

完钻层位：开钻日期：

完钻日期：

完井日期：

20业主单位：

录井单位：

仪器型号：

录井地质师：录井工程师：钻头程序套管程序录井井段：m～m

录井时间：～图例

20钻时

（孔隙度）自然电位

（自然伽玛）层位井

深

m颜色岩性

剖面取心井段井壁取心双侧向

(电阻率)全烃

组分值测井解释录井解释

40C1C2C3iC4nC4iC5nC520406080

2468

0.10.20.30.400.010.020.030.04304051010301565401010注：单位

为mm

1.2绘图说明：

1.2.1盆地名称：按钻井地质设计书填写。

1.2.2构造名称：按钻井地质设计书填写。

1.2.3井别：按钻井地质设计书填写。

1.2.4构造位置：按钻井地质设计书填写。

1.2.5地理位置：按钻井地质设计书填写。

1.2.6钻探目的：按钻井地质设计书填写。

1.2.7坐标：填写井位复测数据，单位：m，保留2位小数。

1.2.8经度、纬度：填写与复测坐标相对应的经、纬度值。

1.2.9地面海拔：填写井位复测数据，单位：m，保留2位小数；

1.2.10补心海拔：补心高+地面海拔，单位：m，保留2位小数。

1.2.10设计井深：填地质设计数据；

1.2.11完钻井深：填写实际完钻井深。

1.2.12完钻层位：填写完钻时井底层位，用汉字填写组、段、亚段。

1.2.11开钻、完钻、完井日期：用阿拉伯数字和汉字填写年、月、日。

1.2.12业主单位：填至油田公司二级单位。

1.2.13录井单位：填至××公司（处）××录井队；

1.2.14仪器型号：填写综合、气测录井仪器的型号；

1.2.15录井地质师：填写录井小队录井地质师姓名；

1.2.16录井工程师：填写录井小队录井工程师姓名。

1.2.17钻头程序：依据钻头直径由大至小填写钻头的尺寸和钻达井深。

1.2.18套管程序：填写表层、技术、油层套管的尺寸和下深。

1.2.19录井井段：填写岩屑录取井段。

1.2.20录井时间：开钻日期至结束录井日期。

1.2.21主要图例：本井使用的图例。

1.2.22钻时：按每米1点的钻时值绘制曲线，线型为折线，根据钻时高低可变换横向比例。起下钻符号绘在钻时曲线右侧5mm处。若有PK仪分析的孔隙度值，则同时绘制孔隙度的棒值图。

1.2.23自然电位、自然伽玛、层位、井深、颜色、测解释、录井解释、岩性剖面（校正剖面）：与随钻岩屑录井图3.3.1.3相同

1.2.24全烃、组份值：用折线绘制全烃数据曲线，全烃值在10～100，用点划线()绘制，全烃值在1～10，用点线()绘制，全烃值在0.1～1，用虚线()绘制，全烃值在0.01～0.1，用实线()绘制。在异常井段处用直线段画成7个等分框格（框格的顶底界为异常井段的顶底界），分别填写该段C1～nC5组份分析的数据。

第18篇：完井地质总结

第五章 完井地质总结

地质录井资料是认识地下岩层、构造、油气水层客观规律的第一性原始资料。所以，当一口井完井后，需要认真、系统地整理、分析和研究在钻井过程中所取得的各项资料（包括中途测试和各种分析化验资料），同时还要综合各项地球物理测井资料以及原钻机试油成果，对地下地质情况及油、气、水层做出评价性的判断，找出其规律，在各单项录井工作小结的基础上，对本井进行全面的地质工作总结，编制各种成果图，写出完井地质总结报告。

第一节 地质录井资料的整理

地质录井最根本的任务就是取全、取准直接或间接反映地下地质情况的各项数据、资料，及时、准确发现油、气、水层，预测钻进过程中可能会遇到的各种井下复杂情况。不同的井别地质任务不同，因而录取资料的要求也不同，但不管录取的是什么资料和数据，都要对各项原始录井资料进行整理，去粗取精，便于进一步深入研究。

一、岩芯录井综合图的编制

岩芯录井综合图是在岩芯录井草图的基础上综合其他资料编制而成。它是反映钻井取芯井段的岩性、含油性、电性、物性及其组合关系的一种综合图件，其编制内容和项目见图（岩芯录井综合图）。

由于地质、钻井工艺方面的各种因素影响（如岩性、取芯方法、取芯工艺、操作技术水平等），并非每次取芯的收获率都能达到百分之百，而往往是一段一段的，不连续的。为了真实地反映地下岩层的面貌，需要恢复岩芯的原来位置；又因岩芯录井是用钻具长度来计算井深，测井曲线则以井下电缆长度来计算井深。钻具和电缆在井下的伸缩系数不同，录井剖面与测井曲线之间在深度上就有出入，而油气层的解释深度和试油射孔的深度都是以测井电缆深度为准，所以要求录井井段的深度与测井深度相符合。因此在岩心资料的整理、编图过程中，就按岩电关系把岩心分配到与测井曲线相对应的部位中去，未取上岩心的井段，则依据岩屑、钻时等资料及测井资料来判断钻取岩心井段的地层在地下的实际面貌，如实地反映在综合图上，通常把这一项编制岩心录井图的工作叫做岩芯“归位”或“装图”。

（一）准备工作

准备岩芯描述记录本，1∶50或1∶100的岩芯录井草图和放大测井曲线。

编图前，应系统地复核岩芯录井草图，并与测井图对比。如有岩性定名与电性不符或岩芯倒乱时，需复查岩芯落实。

（二）编图原则

以筒为基础，以标志层控制，破碎岩石拉、压要合理，磨光面、破碎带可以拉开解释，破碎带及大套泥岩段可适当压缩，每lOOm岩芯压缩长度不得大于1.5m，碎屑岩、火成岩、碳酸盐岩类除在破碎带可适当压缩外，其他部位不得压缩，最大限度地做到岩性和电性相吻合，恢复油层和地层剖面。

（三）编图方法 1.校正井深

编图时，首先要找出钻具井深与测井井深之间的合理深度差值，并在编图时加以校正。为了准确地找出深度差值，使岩性和电性吻合，就要选择、统计编图标志层（岩性特殊、电性反映明显的层），同时地质人员要掌握各种岩层在测井曲线上的反映特征，见表（各种岩层在不同测井曲线上的响应特征表）。

1

3 一般将正式测井图（放大曲线）和岩芯草图比较，选用连根割芯、收获率高的岩芯中的相应标志层（如灰岩、灰质砂岩、厚层泥岩或油层、煤层或致密层的薄夹层等）的井深（即岩芯描述记录计算出的相应标志层深度--钻具深度）与测井图上的相应界面的井深相比较，并以测井深度为准，确定岩芯剖面的上移或下移值，若标志层的钻具深度比相对应的测井标志层小，那么岩芯剖面就应下移，反之，就上移，使相应层位岩性、电性完全符合。如右图，测井曲线解释标志层灰质砂岩的顶界面深度为1648.7m，比岩芯录井剖面的深度1648m要深0.7m，其差值为岩电深度误差，校正时要以测井深度为准，而把岩芯剖面下移0.7m。

如果岩芯收获率低，还需参考钻时曲线的变化，求出几个深度差值，然后求其平均值，这个平均值具有一定的代表性。如果取芯井段较长，则应分段求深度差值，不能全井平均或只求一个深度差值。间隔分段取芯时，允许各段有各段的上提下放值。深度差值一般随深度的增加而增加

2.取芯井段的标定

钻具井深与测井井深的合理深度差值找到以后，就可以标定取芯井段。取芯井段的标定应以测井深度为准。对一筒岩芯而言，该筒岩芯顶、底界的测井深度就是该筒岩芯顶、底界的钻具深度加上或减去合理深度差值。

3.绘制测井曲线

测井曲线是根据测井公司提供的1∶100标准测井放大曲线透绘而成，或者计算机直接读取测井曲线数据自动成图。手工透绘时要求曲线绘制均匀、圆滑、不变形，深度及幅度偏移不得超过0.5mm，计算机自动成图时数据至少8点／米。两次测井曲线接头处不必重复，以深度接头即可，但必须在备注栏内注明接图深度及测井日期。如果曲线横向比例尺有变化或基线移动时，也需在相应深度注明。

4.以筒为基础逐筒装图

岩芯剖面以粒度剖面格式按规定的岩性符号绘制，装图时以每筒岩芯作为装图的一个单元，余芯留空位置，套芯拉至上筒，岩芯位置不得超越本筒下界（校正后的筒界）。

5.标志层控制

先找出取芯井段内最上一个标志层归位，依次向上推画至取芯井段顶部，再依次向下画。如缺少标志层，则在取芯井段上、中、下各部位选择几段连续取芯收获率高的岩芯，结合其中特殊岩性落实在测井图上归位卡准，以本井的岩芯描述累计长度逐筒逐段装进剖面，达到岩电吻合。

6.合理拉、压

对于分层厚度（岩芯长度）大于解释厚度的泥质岩类，可视为由于岩芯取至地面，改变了在井下的原始状态而发生膨胀，可按比例压缩归位，达到测井曲线解释的厚度，并在压缩长度栏内注明压缩数值。对破碎岩芯的厚度丈量有误差时，可分析破碎程度及破碎状况，按测井曲线解释厚度消除误差装图。若岩芯长度小于解释厚度，而且岩芯存在磨损面，可视为取芯钻进中岩芯磨损的结果，根据岩电关系，结合岩屑资料，在磨光面处拉开，使厚度与测井曲线解释厚度一致。

7.岩层界线的划分

岩层界线的划分，以微电极曲线为主，综合考虑自然电位、2.5m底部梯度电阻率、自然伽马等曲线进行划分。用微梯度曲线的极小值和极大值划分小层顶、底界，特殊情况参考其他曲线，若岩电不符，应复查岩芯。复查无误时应保留原岩性，并在“岩性及油气水综述”一栏说明岩电不符，岩性属实。不同颜色同一岩性，在岩性剖面栏内不应画出岩性分界线；同一种颜色、不同岩性，在 4 颜色栏中不应画出颜色分界线。

8.岩芯位置的绘制

岩芯位置以每筒岩芯的实际长度绘制，当岩芯收获率为100%时，应与取芯井段一致。当岩芯收获率低于100%（或大于100%时），则与取芯井段不一致。为了看图方便，可将各筒岩芯位置用不同符号表示出来。

9.样品位置标注

样品位置就是在岩芯某一段上取供分析化验用的样品的具体位置。在图上标注时，用符号标在距本筒顶的相应位置上。根据样品距本筒顶界的距离标定样品的位置时，其距离不要包括磨光面拉开的长度，但要包括泥岩压缩的长度。样品位置是随岩芯拉压而移动的，所以样品位置的标注必须注意综合解释时岩芯的拉开和压缩。

10.岩性厚度标注

在岩芯录井综合图中，除泥岩和砂质泥岩外，其余的岩性厚度均要标注。如果油层部分含油砂岩实长与测井解释有明显矛盾时，综合解释厚度与测井解释厚度误差若大于0.2m，应在油、气层综合表中，解释栏内注明井段。

11.化石、构造、含有物、井壁取芯的绘制

化石、构造、含有物、井壁取芯均按统一规定的符号绘在相应深度上。绘制时应与原始描述记录一致，还应考虑压缩和拉长。

12.分析化验资料的绘制

岩芯的孔隙度、渗透率等物性资料，均由化验室提供的成果按一定比例绘出。绘制时要与相应的样品位置对应。

13.测井解释和综合解释结果的绘制

测井解释是由测井公司提供的解释成果用符号绘在相应的深度上。

综合解释则是以岩芯为主，参考测井资料，分析化验资料以及其他录井资料对油、气、水层作出的综合解释。绘制时也用符号画在相应深度上。

14.颜色符号、岩性符号的绘制

颜色符号、岩性符号均按统一图例绘制。岩芯拉开解释的部分只标岩性、含油级别，但不标色号。

最后，按照要求将检查、修改、整理、绘制图例等工作做完，这样就做完了岩芯录井综合图的编绘工作。

至于碳酸盐岩岩芯录井综合图的编绘，其编绘原则和方法与一般的岩芯录井综合图的编绘方法大体相同，只是项目内容上略有不同。

二、岩屑录井综合图的编制

岩屑录井综合图是利用岩屑录井草图、测井曲线，结合钻井取芯、井壁取芯等各种录井资料综合解释后而编制的图件。深度比例尺采用1∶500。由于岩屑录井和钻时录井的影响因素较多，因此在取得完钻后的测井资料后，还需进一步依据测井曲线进行岩屑定层归位。分层深度以测井深度为准，岩性剖面层序以岩屑录井为基础，结合岩芯、井壁取芯资料卡准层位。

（一）准备工作

准备岩屑描述记录本、1∶500的岩屑录井草图和测井曲线。

（二）校正井深

岩性的确定：岩性确定必须以岩芯、岩屑、井壁取芯为基础，其他资料只作参考。

具体确定方法是：首先将录井剖面与测井曲线进行比较，查看哪些岩性与电性相符，哪些不符（应考虑测井与录井在深度上的深度误差）；然后把录井剖面中的岩性与电性相符的层次，逐一画到综合剖面上去，这些层次即为综合解释后的岩性。对录井剖面中的岩性与电性不符者，可查看录 5 井剖面中该层次上、下各一包岩屑中所代表的岩性，若这种岩性与电性相符合，即可采用为综合剖面中该层的岩性；若上、下各一包的岩性均与电性不符，又无井壁取芯资料供选取，在钻时曲线、测井曲线（主要是利用2.5m底部梯度视电阻率、自然电位、双侧向、自然伽马等曲线）都有明显特征的岩性层来校正，把录井草图与测井曲线的标志层进行对比，找出二者之间深度的系统误差值，然后决定岩性剖面应上移或下移。如测井深度比录井深度小，应把剖面上移，如测井深度比录井深度大，应把剖面下移（具体方法与岩芯录井综合图的校正方法相似）。

（三）编绘步骤

1.按照统一图头格式绘制图框

图框可按图（岩屑录井综合图）的格式绘制。若个别栏内曲线绘制不下，可适当增加宽度。 2.标注井深

在井深栏内每lOm标注一次，每lOOm标注全井深。完钻井深为钻头最终钻达井深。 3.绘制测井曲线

测井曲线是根据测井公司提供的1∶500标准测井曲线透绘而成，或者由计算机直接读取测井曲线数据自动成图。其他要求和方法与岩芯录井图中的绘制测井曲线的要求和方法相同。

4.绘制气测、钻时曲线及槽面油、气、水显示

气测、钻时曲线是用综合录井仪或气测仪录井所提供的本井气测、钻时资料，选用适当的横向比例尺，分别在气测、钻时栏内相应的深度点出气测、钻时值，然后用折线和点划线分别连接起来。或者由计算机读取气测、钻时数据，实现自动成图。

绘制槽面油、气、水显示时，应根据测井与录井在深度上的系统误差，找出相应层位，用规定符号表示。

5.绘制井壁取芯符号

井壁取芯用统一符号绘出，尖端指向取芯深度。当同一深度取几颗芯时，仍在同一深度依次向左排列。一颗芯有两种岩性时，只绘主要岩性。综合图上井壁取芯总数应与井壁取芯描述记录上相一致。

6.绘制化石、构造及含有物符号 化石、构造及含有物用符号在综合图相应深度上表示出来。少量、较多、富集分别用“1”、“2”、“3”表示。绘制时，可与绘制岩性剖面同时进行。

7.绘制岩性剖面

岩性剖面综合解释结果按粒度剖面基本格式和统一的岩性符号绘制。在一般情况下，同一层内只绘一排岩性符号，不必画分隔线。但对一些特殊岩性，如灰岩、白云岩、油页岩等应根据厚度的大小适当加画分隔线。

8.标注颜色色号

颜色色号也按统一规定标注。如果岩石定名中有两种颜色时，可并列两种色号，以竖线分开，左侧为主要颜色，右侧为次要颜色。标注色号往往与岩性剖面的绘制同时进行。

9.抄写岩性综述

把事先已写好的岩性综述抄写到综合图上，要求字迹工整，文字排列疏密得当。 10.绘制测井解释成果

根据测井解释成果表所提供的油、气、水层的层数、深度、厚度，按统一图例绘制到测井解释栏内。

11.绘制综合解释结果

综合解释的油、气、水层也按统一规定的符号绘制。绘制时应与报告中附表的综合解释数据一致。

最后，写上地层时代，绘出图例，并写上图名、比例尺、编绘单位、编绘人等内容。一幅完整的岩屑录井综合图就绘制完了。

6

绘制录井综合图时，并不一定非要根据上述步骤按步就班地进行。可以从实际情况出发，灵活掌握，穿插进行。

此外，碳酸盐岩的岩屑录井综合图编制方法与上述基本相同，只是内容上略有差别。

随着计算机技术的应用，大多数的录井公司均已利用计算机来编制岩芯、岩屑录井图，实现了计算机化，提高了工作效率。但是由于受地质、钻井工艺等多种因素的影响，计算机尚不能完全自动解释岩性剖面和油气水层，还需要人工干预。

（四）综合剖面的解释

综合剖面的解释是在岩屑录井草图的基础上，结合其他各项录井资料，综合解释后得到的剖面。 7 它与岩屑录井草图上的剖面相比，更能反映地下地层的客观情况，具有更大的实用价值。

1.解释原则

(1)以岩芯、岩屑、井壁取芯为基础，确定剖面的岩性，利用测井曲线卡准不同岩性的界线，同时必须参考其他资料进行综合解释。

(2)油气层、标志层是剖面解释的重点，对其深度、厚度均应依据多项资料反复落实后才能最后确定。

(3)剖面在纵向上的层序不能颠倒，力求反映地下地层的真实情况。 2.解释方法 (1)岩性的确定

岩性确定必须以岩芯、岩屑、井壁取芯为基础，其他资料只作参考。

具体确定方法是：首先将录井剖面与测井曲线进行比较，查看哪些岩性与电性相符，哪些不符（应考虑测井与录井在深度上的深度误差）；然后把录井剖面中的岩性与电性相符的层次，逐一画到综合剖面上去，这些层次即为综合解释后的岩性。对录井剖面中的岩性与电性不符者，可查看录井剖面中该层次上、下各一包岩屑中所代表的岩性，若这种岩性与电性相符合，即可采用为综合剖面中该层的岩性；若上、下各一包的岩性均与电性不符，又无井壁取心资料供参考，则应复查岩屑。

确定岩性时，一般岩性单层厚度如果小于0.5m，可不进行解释，作夹层理；但标志层及其他有意义的特殊岩性层，尽管厚度小于0.5m，也应扩大到0.5m进行解释。

(2)分层界线的划分

综合解释剖面的深度以l∶500标准曲线的深度为准，故地层分层界线的划分也以标准测井曲线的2.5m底部梯度、自然电位、自然伽马（碳酸盐岩或复杂岩性剖面时）等曲线为主，划分各层的顶、底界。必要时也参考组合测井中的微电极等测井曲线。具体确定方法是以2.5m底部梯度曲线的极大值和自然电位的半幅点划分高阻砂岩层的底界，而以2.5m底部梯度曲线的极小值和自然电位的半幅点划分高阻砂岩层的顶界。

对一些特殊岩性层及有意义的薄层，标准曲线上不能很好地反映出来，可根据微电极或其他曲线划出分层界线。

确定岩性时，一般岩性单层厚度如果小于0.5m，可不进行解释，作夹层理；但标准层、标志层及其他有意义的特殊岩性层，尽管厚度小于0.5m，也应扩大到0.5m进行解释。

一般情况下不同岩性的分层界线应画在整格毫米线上，而测井解释的油、气层界线则不一定画在整格毫米线上，以实际深度画出即可。

3.解释过程中几种情况的处理 (1)复查岩屑

复查岩屑时可能出现三种情况：一是与电性特征相符的岩性在岩屑中数量很少，描述过程中未能引起注意，复查时可以找到；二是描述时判断有错，造成定名不当；三是经过反复查找，仍未找到与电性相符的岩性。对前两种情况的处理办法是：综合剖面相应层次可采用复查时找到的岩性，并在描述记录中补充复查出的岩性。对后一种情况的处理应持慎重态度，可再次仔细分析各种测井资料，把该层与上下邻层的电性特征相比较，若特征一致，可采用邻层相似的岩性，但必须在备注栏内加以说明。

还有一种情况是经多次复查，并经多方面分析后，证实原来描述的正确，而测井曲线反映的是一组岩层的特征，其中的单层未很好地反映出来，此时综合剖面上仍采用原来所描述的岩性。

复查岩屑时，一般应在相应层次的岩屑中查找。但由于岩屑捞取时，迟到时间可能有一定误差，因此当在相应层次找不到需要找的岩性时，也可在该层的上、下各一包岩屑中查找，所找到的岩性（指需要找的岩性）仍可在综合剖面中采用。必须注意的是，绝不能超过上、下一包岩屑的界线，否则，解释剖面将被歪曲。

8 (2)井壁取芯的应用

井壁取芯在一定程度上可以弥补钻井取芯和岩屑录井的不足，但由于井壁取芯的岩芯小，收获率受岩性影响较大，所以井壁取芯的应用有一定的局限性。

井壁取芯与测井曲线和岩屑录井的岩性有时是符合一致的，有时也是不符合的，或不完全符合的。不符合时常有以下几种情况：井壁取心岩性和岩屑录井的岩性不一致，而与电测曲线相符，这时综合解释剖面可用井壁取芯的岩性；另外一种情况是，井壁取芯岩性与岩屑录井的岩性一致，而与电测曲线不符，此时井壁取芯实际上是对岩屑录井的证实，故综合解释剖面仍用岩屑录井的岩性；第三种情况是，井壁取芯岩性与岩屑录井岩性不一致，且与电测曲线不符，此时井壁取芯岩性可作为条带处理。

在油、气层井段应用井壁取芯时，尤其应当慎重，否则会造成油、气层解释不合理，给勘探工作带来影响。若井壁取芯岩性与岩屑录井的岩性、电性不符，可采用前面的办法处理。若井壁取芯的含油级别与原岩屑描述的含油级别不符，不能简单地按条带处理，应再复查相应层次的岩屑后，再作结论。

在实际应用井壁取芯资料时，将会遇到比前面所讲的更为复杂的情况，如同一深度取几颗岩芯彼此不符，或者同一厚层内取几颗岩芯彼此不符等等。因此，在应用井壁取芯资料时，应当综合分析，做到应用恰当，解释合理。

(3)深度误差的处理

标准测井曲线与组合测井曲线的深度有误差，且误差在允许的范围之内时，应以标准测井曲线的深度为准，即用2.5m底部梯度电阻率曲线、自然电位曲线或自然伽马曲线划分地层岩性和分层界线。当2.5m底部梯度曲线与自然电位曲线深度有误差（误差范围仍在允许范围之内）时，不能随意决定以某一条曲线为准划分地层界线，而应把这两条曲线与其他的曲线进行对比，看它们之中哪一条与别的曲线深度一致，哪一条不一致，对比以后，就可采用与别的曲线深度一致的那一条曲线，作为综合解释剖面的深度标准。

4.解释过程中应注意的事项

①综合剖面解释的过程实质上就是分析、研究各项资料的过程。因此，只有充分运用岩屑、岩芯、井壁取芯、钻时及各种测井资料，综合分析，综合判断，才能使剖面解释更加合理，建立起推不倒的“铁柱子”。

②应用测井曲线时，在同一井段必须用同一次测得的曲线，而不能将前后几次的测井曲线混合使用；否则，必将给剖面的解释带来麻烦。

③全井剖面解释原则必须上下一致，若解释原则不一致，不仅会影响剖面的质量，还将使剖面不便于应用。

④综合解释剖面的岩层层序应与岩屑描述记录相当。否则，应复查岩屑，并对岩屑描述记录作适当校正。在校正描述记录时，如果一包岩屑中，有两种定名，其层序与综合剖面正好相反，则不必进行校正。

（五）岩性综述方法

岩性综述就是将综合解释剖面进行综合分层以后，用恰当的地质术语，概括地叙述岩性组合的纵向特征，然后重点突出，简明扼要地描述主要岩性、特殊岩性的特征及含油气水情况。

1.岩性综述分层原则

在进行岩性综述时，首先应当恰当地分层，然后根据各层的岩性特征，用精炼的文字表达出来。分层时，一般应遵循下列原则。

(1)沉积旋回分层

在岩性剖面上如果自下而上地发现有由粗到细的正旋回变化特征，或有由细到粗的反旋回变化特征，依据地层的这个特征就可进行分层。一般可将一个正旋回（或一个反旋回）或一个完整的旋回分成一个综述层，不应再在旋回中分小层。

9 (2)岩性组合关系分层

在剖面中沉积旋回特征不明显时，常以岩性组合关系分层。 (3)特殊层段得分层

对标志层、油层及有意义的特殊岩性层或组段应分层综述，如生物灰岩段和白云岩段，应分层综述。

(4)分层厚度控制

分层厚度一般控制在50～lOOm之间，如果是大套泥岩或一个大旋回，其厚度虽大于lOOm，也可按一层综述。

(5)分层综述

分层综述不能跨越各组段的地层界线，如胜利油田不能把馆陶组和东营组，或沙一段和沙二段分在同一层内综述。

2.岩性综述应注意的事项

(1)叙述岩性组合的纵向特征时，对该段内的主要岩性及有意义和较多的夹层岩性必须提到，而对零星分布，不代表该段特征的一般岩性薄夹层，可不提及。但叙述中所提到的岩性，剖面中必须存在。一般的薄夹层无须说明层数，而特殊岩性层应说明层数。凡说明层数的应与剖面符合一致。

(2)综述时，在每一个综述分层中，一般岩性不必每种都描述，或者同一岩性只在第一个综述分层中描述，以后层次，如无新的特征，不必再描述；标志层、特殊岩性层，油、气层等在每一个综述分层中都必须描述。

对各种岩性进行描述时，不必像岩屑描述那样细致、全面，只要抓住重点，简明扼要地说明主要特征即可。

(3)在综述中，叙述各种岩性和不同颜色时，应以前者为主，后者次之。如浅灰色细砂岩、中砂岩、粉砂岩夹灰绿、棕红色泥岩这一叙述中，岩性是以细砂岩为主，中砂岩次之，粉砂岩最少；颜色则以灰绿色为主．棕红色次之。如果两种颜色相近，可用“及”表示，如棕及棕褐色含油细砂岩。同类岩性不同颜色可合并描述，如紫红、灰、浅灰绿色泥岩。同种颜色不同岩性则不能合并描述，如泥岩、砂岩、白云岩都为浅灰色，描述时不能描成浅灰色泥岩、砂岩、白云岩，而应描成浅灰色泥岩、浅灰色砂岩、浅灰色白云岩。但砂岩例外，不同粒级的砂岩，为同一颜色时，可合并描述，如灰白色中砂岩、粗砂岩、细砂岩。

(4)要恰当运用有关地质术语，如互层、夹层、上部和下部、顶部和底部等。如果术语用得不当，不仅不能反映剖面的特征，而且还可能造成叙述的混乱。

上部和下部是指同一综述层内中点以上或以下的地层。顶部和底部是指同一综述层顶端或底端的一层或几个薄层。

夹层是指厚度远小于某种岩层的另一种岩层，且薄岩层被夹于厚岩层之中。如泥岩比砂岩薄得多，层数也仅有几层，都分布于厚层砂岩中，在叙述时，就可称砂岩夹泥岩。

互层则是指两种岩性间互出现的岩层。根据两种岩性厚度相等、大致相等或不等，可分别采用等厚互层、略呈等厚互层、不等厚互层这些地质术语予以描述。

(5)在综述岩性特征时，对新出现的和具有标志意义的化石、结构、构造及含有物应在相应层次进行扼要描述。

(6)综述分层的各层上下界线必须与剖面的岩性界线一致，若内容较长，相应层内写不完，需跨层向下移动时，可引出斜线与原分层线相连，避免造成混乱。

三、油、气、水层的综合解释

钻井的根本目的是找油、找气，要找油、找气就必须取全取准各项地质资料。油、气、水层的综合解释是完井地质资料整理的主要内容之一。通过分析岩芯、岩屑等各种录井资料、分析化验资料及测井资料，找出录井信息、测井物理量与储层岩性、物性、含油性之间的相关关系，结合试油 10 成果对地下地层的油气水层进行判断，是综合解释的最终目的。油、气层解释合理，能够反映地下实际情况，就能彻底解放油、气层，把地下的油、气资源开采出来为人类服务；反之，如果解释不合理，就可能枪毙油、气层，使地下油、气资源不能开采出来，或者延期开采，以致影响整个油、气田的勘探开发，可见，做好完井后油、气层的综合解释，是一项十分重要的工作。

（一）解释原则

1.综合应用各项资料

综合解释必须以岩屑、岩芯、井壁取芯、钻时、气测、地化、罐装样、荧光分析、槽面油、气显示等第一性资料为基础，同时参考测井、分析化验、钻井液性能等项资料，经认真研究、分析后做出合理的解释。

2.必须对所有显示层逐层进行解释

综合解释时，首先应对全井在录井过程中发现的所有油、气显示层逐一进行分析，然后根据实际资料做出结论。不能凭印象确定某些层是油、气层，而对另一些层则不做工作，随意否定。

3.要重视含油级别的高低

要重视录井时所定的含油级别的高低，但不能简单地把含油级别高的统统定为油层，把含油级别低的一律视为非油层。事实上，含油级别高的不一定是油层，而含油级别低的也不一定就不是油层。因此，综合解释时一定要防止主观片面性，综合参考各项资料，把油层一个不漏地解释出来。

4.槽面显示资料要认真分析，合理应用

槽面油、气显示能在一定程度上反映出地下油、气层的能量。在钻井液性能一定的情况下，油、气显示好，说明油、气层能量大；油、气显示差说明油、气层能量小。但由于钻井液性能的变化，将使这种关系变得复杂。如同一油层，当钻井液密度较大时，显示不好，甚至无显示；而当钻井液密度降低后，显示将明显变好。所以，在应用槽面油、气显示资料时，要认真分析钻井液性能资料。

5.正确应用测井解释成果

测井解释成果是油、气层综合解释的重要参考数据，但不是唯一的依据，更不能测井解释是什么就是什么，测井未解释的层次，综合解释也不解释。常有这样的情况，测井解释为油、气层的层，经综合解释后不一定是油、气层；或者测井未解释的层，经分析其他资料后，可定为油、气层。

6.对复杂的储集层要做具体分析

对“四性”关系不清楚的特殊岩性储集层，测井解释的准确性较低，有时会把不含油的层解释为油层，或者油层厚度被不恰当地扩大。在这种情况下，不应盲目地把凡是测井解释为油层的层都解释为油层，且在剖面上画上含油的符号，或者不加分析地把原来较小的厚度扩大到与测井解释的厚度相符。此时，应进一步综合分析各项资料，反复核实岩性、含油性及其厚度，然后进行综合解释，并在综合图剖面上画以恰当的岩性、厚度及含油级别。

（二）解释方法 1.收集相关资料 收集邻井地质、试油及测井等资料，熟悉区域油气层特点，掌握油气水层在录井资料、测井曲线上的响应特征（见右表）。

2.准备数据

对录井小队上交的录井数据磁盘进行校验。校验时遇以下情况要对存盘数据进行修正。

（1）原图上显示的数据应与磁盘中的数据相吻合，若不吻合应查明原因，逐一落实清楚；

11 （2）草图、录井图中绘制数据已做修改，应检查修改是否合理；

（3）发现数据异常、不准确，应查各项原始记录，落实数据的准确性；

（4）深度重复或漏失；

（5）气测有显示的层位，应判断显示的真实性；

（6）后效测量数据是否完整、准确。

3.深度归位

以测井深度为标准，根据标志层校正录井数据。各项录井数据，特别是显示层段的各项数据的深度归位，关系到录井数据的计算机解释成果的好坏和成果表数据的生成。对这类数据应考虑层位、深度的一致性与对应性。

4.加载分析化验数据（磁盘数据）

将经过深度校正后的各项资料、数据加载到解释库中。

5.分析目标层

对在各项录井资料、测井资料上有油气水显示的层及可疑层进行分析研究，根据其显示特征，结合邻井或区域上油气水层的特点做出初步评价。

6.综合解释

按油气水层在各种资料上的显示特征进行综合解释，或利用加载到解释数据库中的数据，依据解释软件的操作说明进行解释得出结果，再结合专家意见进行人工干预，最后定出结论，自动输出成果图和数据表。

特别值得注意的是，一些特殊情况必须给予充分的考虑：

（1）录井显示很好，测井显示一般。这种情况往往是稠油层、含油水层、低阻油层的显示，测井容易解释偏低，而录井则容易偏高。

①稠油层、含油水层的岩芯、岩屑、井壁取芯常常给人含油情况很好的假象，这时应侧重其他录井信息如气测、罐顶气、定量荧光、地化等多项资料的综合分析，以获得较符合实际的结果。

②低阻油层的电阻率与邻井水层比较接近，测井解释容易偏低。这时应侧重录井资料及地区性经验知识的综合应用，否则容易漏掉这类油层。

12

（2）电性显示好，录井显示一般。这种情况通常是气层或轻质油层的特征，岩芯、岩屑、井壁取芯难以见到比较好的油气显示。这时应多注意分析气测、罐顶气、测井信息，否则容易漏掉这部分有意义的油层。

（3）录井和测井显示都一般，但已发生井涌、井喷，喷出物为油气。这种情况往往是薄层碳酸盐岩油气层、裂缝性、孔洞性油气层的特征。这类储层一般均具有孔隙和裂缝双重结构，裂缝又具有明显的单向性，造成测井解释评价难度大。这时根据录井情况可大胆解释为油层或气层。

（4）录井、测井显示一般，但显示层所处构造位置较高，且在较低部位见到了油层或油水同层。这种情况可解释为油层。

（5）对于厚层灰岩、砾石层，其电性特征不明显，一般为高电阻，受电性干扰，测井解释难度大。这时应注重考虑岩石的含油程度、孔洞、裂缝等发育情况，最后做出综合解释。

总之，油气水层的综合解释过程是一个推理与判断的过程，并不是对各项信息等量齐观，也不是孤立地对某一单项信息的肯定与否定，而是把信息作为一个整体，通过分析信息的一致性与相异处，辩证地分析各项信息之间的相关关系，揭示地层特性，深化对地层中流体的认识，提供与地层原貌尽量逼近的答案，排除多解性。在推理与判断的过程中要注意各种环境因素的影响而导致综合信息的失真，同时还要注意储集层特性与油气水分布的一般规律与特殊性。特别是复式油气藏，由于沉积条件与岩性变化大、断层发育、油水分布十分复杂，造成各种信息的差异性。如果不注重这些特点，仅仅使用一般规律进行分析就容易出现判断上的失误。

四、填写附表

（一）钻井基本数据表

（一）

填写内容按设计或实际发生的情况来填写，主要有：

（1）地理位置；（2）区域构造位置；（3）局部构造；（4）测线位置；（5）钻探目的； （6）井别；（7）井队；（8）大地坐标；（9）海拔高度；（10）设计井深：按地质设计填写；

13 （11）完钻井深；

（12）完钻依据，写明完成钻探任务、达到设计目的或事故完钻及因地质需要提前完钻； （13）完井方法，包括裸眼完成法、套管完成法、射孔完成法、尾管完成法，筛管完成法、预应力完成法，先期防砂缠丝筛管完成法、不下油层套管井；

（14）开钻、完钻、完井日期；（15）井底地层； （16）钻井液使用情况，包括井段、相对密度、粘度。

（二）钻井基本数据表

（二） 填写内容主要有：

（1）地层分层，填写钻井地质分层，界、系、统、组、段；

（2）油气显示统计（厚刀豆文秘助手／层），岩性柱状剖面中所解释的各种级别含油气层的长度，分组或分段进行统计填写。

（三）钻井基本数据表

（三） 填写内容主要有：

（1）地层时代，包括填写组（段）；

（2）综合解释油气层统计，按综合解释的油、气层等分别填写厚度和层数； （3）缝洞情况统计，按不同时代地层填写不同级别的缝洞段长度；

（4）套管数据（表层、技术、油层），包括套管尺寸外径、壁厚、内径、套管总长、下入深度、套管头至补心距，联入、引鞋、不同壁厚下深、阻流环深、筛管井段和尾管下深；

（5）井斜情况：最大井斜（深度、方位、斜度）、阻流环位移、油层顶、底位移；

（6）固井数据（表层、技术、油层固井）：水泥用量、替钻井液量、水泥浆平均相对密度、水泥塞深度、试压结果、固井质量。

（四）地质录井及地球物理测井统计表（

四、五） 填写内容主要有：

（1）钻井取芯：①层位，②取芯井段、进尺、芯长、收获率，③取芯次数； （2）井壁取芯；（3）岩屑录井、钻时录井情况；（4）气测录井情况；

（5）荧光录井情况；（6）钻井液录井情况；（7）钻杆测试；（8）电缆测试； （9）地球物理测井情况。

（五）钻井取芯统计表

（六） 填写内容主要有：

（1）层位：用汉字填写组（段）；（2）井段、进尺、心长；

（3）次数，即筒次；（4）收获率；（5）不含油岩芯长度；（6）含油气岩芯长度。

（六）气测异常显示数据表

（七） 填写内容主要有：

（1）序号；（2）层位；（3）异常井段；（4）全烃含量；

（5）比值：最大值与基值的比值；（6）组分分析；（7）非烃；（8）解释成果。

（七）岩屑热解色谱解释成果表

（八） 填写内容主要有：

（1）序号；（2）井段；（3）岩性；（4）S0、S

1、S2分析值；（5）解释成果。

（八）地层压力解释成果表

（九） 填写内容主要有：

（1）序号；（2）井段；（3）层位组（段）；（4）“d”指数；（5）压力梯度；

（九）碎屑岩油气显示综合表

（十） 填写内容主要有：

（1）序号；（2）层位；（3）井段；（4）厚度（归位后的厚度）；

14 （5）岩性：显示段主要含油气岩性；（6）含油岩屑占定名岩屑的含量； （7）钻时；（8）气测：显示段最大全量值和甲烷值；

（9）钻井液显示：相对密度和漏斗粘度的变化值（如无变化填写衡定值），油、气泡分别填写占槽面百分比，槽面上涨高度；

（10）荧光显示：填写该层最好的荧光检查显示颜色和系列对比级别； （11）井壁取芯：分别填写含油、荧光及不含油的颗数；

（12）含油气岩芯长度，岩芯归位后对应显示层的各含油、含气岩芯的长度； （13）浸泡时间；（14）测井参数及解释结果；（15）综合解释结果。

（十）非碎屑岩油气显示综合表

（十一） 填写内容主要有：

（1）序号、层位、井段、厚度、井壁取芯；

（2）钻井显示：包括井深、放空井段、井漏过程中钻井液总漏失量、喷出物及喷势和喷高； （3）钻井液显示；（4）含油气岩芯长度；（5）浸泡时间； （6）井壁取芯：显示层含油气或不含油气井壁取芯颗数； （7）测井参数及解释成果，综合解释结果。

（十一）电缆重复(RFT)测试数据表

（十二） 填写内容主要有：

（1）序号；（2）测试层位（组、段）；（3）测点井深；（4）测点的温度；

（5）测前钻井液静压、测后钻井液静压、地层压力；（6）测前钻井液密度，测后钻井液密度； （7）地层压力系数（即地层压力值与该点静水柱压力值之比）。

（十二）钻杆测试(DST)数据表

（十三） 填写内容主要有：

（1）测试日期；（2）测试仪器类型；（3）油气显示井段；

（4）一开时间、二开时间、三开时间；（5）油、气、水累计产量；（6）油、气、水的日产量； （7）原油相对密度；（8）原油动力粘度；（9）原油凝点；（10）原油含水； （11）天然气甲烷、乙烷、丙烷、丁烷；（12）地层水氯离子、总矿化度； （13）水型；（）地层水pH值。

（十三）地温梯度数据表

（十四） 填写内容主要有：

（1）序号；（2）层位；（3）井深；（4）测量点温度；（5）地温梯度。

（十四）分析化验统计表

（十五） 填写内容主要有：

（1）层位、井段；（2）样品种类；（3）分析项目。

（十五）井史资料（十六）

填写内容主要有：按工序，以大事纪要方式填写，文字应简练。

第二节 完井地质总结报告的编写

不同类型的井，由于钻探目的和任务不同，取资料要求和完井资料整理的内容也不相同。 开发井的主要任务是钻开开发层系，完井总结报告不写文字报告部分，仅有附表。 评价井仅在重点井段录井，文字报告部分也较简单。

探井（预探井、参数井）完井总结报告要求全面总结本井的工程简况、录井情况、主要地质成果、提出试油层位意见，并对与本井有关的问题进行讨论，指出勘探远景。

下面着重介绍探井完井总结报告的编写内容和要求。

一、前言

简明扼要地阐述本井的地理、构造位置，各项地质资料的录取情况和地质任务的完成情况。进行工作量统计，分析重大工程事故对录井质量的影响，对录井工作经验和教训进行总结。简要记述工程情况和完井方法。上综合录井仪的井，要总结综合录井仪录取资料的情况，尤其是对工程事故的预报，要进行系统总结并附事故预报图。

二、地层

(1)阐明本井所钻遇地层层序、缺失地层、钻遇的断层情况等。

(2)按井深及厚度（精确至0.5m）分述各组、段地层岩性特征（岩屑录井井段）、电性特征及岩电组合关系，交代地层所含化石、构造、含有物及与上下邻层的接触关系等，结合邻井资料论述不同层段的岩性、厚度在纵、横向上的变化规律。

(3)区域探井（参数井）根据可对比的标志特征，结合各项分析化验和古生物资料及岩电组合特征，重点论述地层分层依据。根据录井、地震和分析化验资料，叙述不同地质时期的沉积相变化情况。

(4)使用综合录井仪录井的要结合综合录井仪资料叙述各段地层的可钻性，预探井、评价井要突出地层变化、特殊层的新认识。

三、构造概况

说明区域构造情况（区域探井要简述构造发育史），叙述本井经实钻后，构造的落实情况，结合地震资料和实钻资料对局部构造位置、构造形态、构造要素、闭合高度、闭合面积等进行描述评价。

四、油气水层评价

(l)分组段统计全井不同显示级别的油气显示层的总层数和总厚度。 (2)分组段统计测井解释的油气层层数和厚度。

(3)利用岩芯、岩屑、测井、钻时、气测、综合录井、荧光、钻时、井壁取芯、中途测试、分析化验等资料，对全井油气显示进行综合解释，对主要油气显示层的岩性、物性、含油性要进行重点评价，并提出相应的试油层位意见。上了综合录井仪的井要用计算机处理出解释成果。

(4)油气水层综述

①油气水层综述原则：

A．目的层段主要油气水特征；

B．非目的层段新发现的主要油气层特征； C．非目的层段则简述其特征即可；

D．综合解释结论与测井等其他资料解释结论不一致的油气水层要重点论述；

E．综合解释结论油水同层及以上的层进行重点综述，含油水层（或含气水层）简述；若全井综合解释最好结论为含油水层（或气水同层），则选厚层、有重点地进行综述；

F.录井剖面中的薄层油气层，一般情况下可简述；

G．一般情况下不应跨地层界限综述，若不同组段地层组成同一油气层时，也可放在一起进行综述。

②油气水综述方法及内容要求：

A．合理划分油（气）层组或油（气）水系统并以此为单位综述；

B．油气水综述的重点是主要油气水显示特点、岩性和电性及含油性特征、储集类型特征和油气层物性、流体性质、油气层压力及产能分析、油气水界面及各项地质、测井、钻井、泥浆、测 16 试等资料显示情况、隔层组合和油气水压力情况等，具体有以下内容：

a．井段：油气综述层段的顶、底井深； b．录井岩性：叙述本段储层岩性及主要的、有代表性的岩性特征（钻井取心情况要特别说明）； c．槽面显示与含油气水试验及岩心出筒油气显示观察情况：叙述钻井中的油气水显示及钻井液性能及处理情况，井涌、井喷、井漏等情况进行简述，无槽面显示可不叙述；

d．井壁取心：按含油砂岩xx颗，不含油砂岩xx颗等样式叙述；

e．气测解释（包括后效测井）：叙述本段全烃、甲烷最小值至最大值数据，解释结果； f．地球化学解释：叙述地球化学解释成果； g．定量荧光解释：叙述定量荧光解释结果；

h．罐顶气评价：叙述评价成果（只叙述储层的评价成果）；

i．测井解释：叙述本段孔隙度、渗透率、含水饱和度的最小值至最大值数据，解释结果； j．地层测试、原钻机试油等成果：叙述结论性的数据、解释结果； k．综合解释：叙述解释依据、解释结果。

⑨钻井中的油气水显示、地层（钻杆）测试、试油等成果资料能够确定为某对应层（段）时在本段油气水综述中叙述，不能确定时在大概相当的位置单独叙述说明。

④综述时不应简单地进行资料罗列，应充分利用现有资料分析得出结论。 ⑤在可能的情况下油气水综述应放在综述层（段）相应的位置。

叙述油、气、水层与隔层组合情况以及油、气、水层在纵、横向上的变化情况，统计出全井油、气、水（盐水层和高压水层）显示的总层数和总厚度。

(5)叙述油、气、水层的压力分布情况及纵向上的变化情况。

(6)碳酸盐岩地层要叙述地层的缝、洞发育情况。井喷、井涌、放空、漏失等显示要进行叙述分析和评价。

五、生、储、盖层评价

（一）生油层

分析生油层的厚度变化、生油特点，生油指标，区域探井（参数井）要重点分析。分组段统计生油层的厚度，根据生油指标评价各组段生油、生气能力及其差异。

（二）储层

叙述储层发育情况、砂岩厚度与地层厚度之比、储层特征、物性特征及纵横向上的分布、变化情况。预探井和区域探井要特别重视对储层的评价，并分组段评价其优劣。

（三）盖层

分组段叙述盖层岩性、厚度在纵横向上的分布情况，并评价其有效性。

（四）生储盖组合

分析生、储、盖层分布规律，判断生、储、盖层的组合类型，评价生、储、盖组合是否有利于油气聚集、保存，是否有利于油气藏的形成。

六、油气藏分析描述

根据本井地层的沉积特征、构造特征、油气显示特征等，分析描述本井所处的油气藏类型、特点、保存条件，初步计算油气藏储量。

七、结论与建议

(1)结论是对本井钻探任务完成情况及所取得的地质成果，通过综合评价得出的结论性意见，对本井沉积特征、构造特征、油气显示、油气藏类型等方面提出基本看法（规律性认识），并评价本井的勘探效益。

17 (2)建议是提出试油层位和井段，提出今后勘探方向、具体井位及其他建设性意见。

第三节 单井评价

一、单井评价的意义

单井评价是以单井资料为基础，井眼为中心，结合区域背景，由点到面的综合地质和钻探成果价，是油气资源评价的继续和再认识，是油气勘探的组成部分，在钻探评价阶段，要打一口、评价一口。在一个地区或一个圈闭的单井评价未完成前，决不能盲目再上另一口井钻探，开展单井评价具有很大的实际意义：

第一，能够验证圈闭评价的钻探效果，说明含油与否的根本原因，总结钻探成败的经验教训，提高勘探经济效益；

第二，促进多学科有机地结合，可使地震、钻井、录井、测井、测试等多种技术互相验证，互相促进；

第三，促进科研与生产密切结合，开展单井评价既有利于科研，也有利于生产，是科研与生产结合的最好途径；

第四，促进录井质量的提高，开展单井评价就是充分运用录井资料的全过程。不管哪一项、哪一环节的资料数据存在问题，都可在单井评价过程中反映出来，因此促使地质人员必须从思想上、组织上重视录井工作，凡开展单井评价的井，录井质量和评价水平都普遍地有所提高。

二、单井评价的基本任务

单井评价工作通常分为钻前评价、随钻评价、完井后评价三个阶段，三个阶段的任务各有侧重点，但又互相关联。

钻前评价主要是根据已有的资料对井区地下地质情况，预测评价钻探目标，为录井工作做好资料准备，为工程施工提供地质依据。

随钻评价是钻探过程中收集第一性资料进行动态分析，验证实际钻探情况与早期评价、地质设计的符合程度，并根据新出现的情况，提出下一步钻探意见。

完井后评价是对本井所钻的地层、油气水层进行评价，对井区的石油地质特征、油气藏进行研究评价，对本井的钻探效益进行综合评价，指出下一步的勘探方向。

勘探实践证明，单井评价是勘探系统工程的重要环节，贯穿于整个钻探过程，该项工作的开展既可以促进录井技术的全面发展，又能大大的提高勘探效益，其主要任务是：

(1)划分地层，确定地层时代； (2)确定岩石类型和沉积相；

(3)确定生油层、储油层和盖层，以及可能的生储盖组合； (4)确定油气水层的位置、产能、压力、温度和流体性质； (5)确定储层的厚度、孔隙度、渗透率及饱和度；

(6)确定储层的地质特征（岩石矿物成分、储集空间结构和类型）及在钻井、完井和试油气过程中保护油气层的可能途径；

(7)确定或预测油气藏的相态和可能的驱动类型； (8)计算油气藏的地质储量和可采储量；

(9)根据井在油气藏中的位置及井身质量确定本井的可利用性； (10)通过投入和可能产出的分析，预测本井的经济效益； (11)指出下一步的勘探方向。

三、具体做法

（一）钻前早期评价

在早期评价阶段，根据钻探任务书的目的和要求，对该井做出预测性地质评价，具体作法是： (1)了解井位位置，包括地理位置、构造位置及地质剖面上的位置。

(2)区域含油评价，分析本区的成油条件、有利圈闭及本井所在圈闭的有利部位。 (3)预测钻遇地层，确定可能性最大的一个方案，作为施工数据。

(4)预测钻探目的层具体位置。在地层预测的基础上，进一步预测本井可能性最大、最有工业油流希望的储层作为主要钻探目的层，并预测含油层段的井深。

(5)预计完钻层位、完钻井深、完钻原则。

(6)提出取资料要求。根据预测可能钻遇的地层和油气水提出岩屑、岩芯、气测、测井、地震、中途测试、原钻机试油以及各种分析化验的要求。

(7)预测地层压力。根据地震和邻井钻井资料对本井的地层压力、破裂压力进行预测，为安全钻进和保护油气层提供依据。

(8)预测地质储量。根据已有资料评价预测全井可能控制的地质储量。

(9)对钻探任务书提供的数据和地质情况进行精细分析，把自己的新观点、新认识，作为施工时的重点注意目标。

（二）随钻评价

在这个阶段，地质评价人员主要是做以下工作：

(1)与生产技术管理人员、录井小队负责人相结合，把早期评价的认识和设想传授给技术管理人员和小队人员，使现场工作人员要深入地了解钻探过程中可能将遇到的情况。

(2)掌握钻探动态。把握关键环节，全面掌握各种信息，及时了解钻井工程进展情况和地质录井情况。

(3)落实正钻层位、岩性及含油气显示情况。

(4)及时分析本井的实钻资料，若发现油气层位置、岩性、层位与预计的有出入，应及时分析原因，提出预测意见。

(5)落实潜山界面和完钻层位。

(6)及时把钻探中所获得的新认识绘制成评价草图或形成书面意见供现场人员参考。

（三）完井后综合评价

本阶段的工作是单井评价过程中最重要的工作，是完井地质总结的深入，既要进行完井地质总结，又要对本井和邻井所揭示的各种地质特征进行本井及井区的石油地质综合研究。概括起来，主要从地层评价等八方面的内容来开展。

1.地层评价

(1)论证地层时代

利用岩性、电性特征、化石分布、断层特征、接触关系以及古地磁和绝对年龄测定资料等，论证钻遇地层时代并进行层位划分。

(2)论证地层层序

通过地层对比，分析正常层序和不正常层序。如不正常，则搞清是否有断块、超覆、加厚、重复、倒转。

(3)综合地层特征

包括岩性特征和地层组合特征，即岩石的结构、构造、含有物、胶结物及沉积构造现象、各种岩石在地层剖面上有规律的组合情况。

(4)编制相关图件

在综合分析的基础上，编制地层综合柱状图、地层对比图、化石分布图、地层等厚图等相关图 19 件。

2.构造分析

(1)分析本井所处的区域构造，即一级构造特征、二级构造特征。

(2)分析本井所处的局部构造。利用钻探资料、落实局部构造的特征，利用地震、测井、地质等资料编制标准目的层顶面构造图。

(3)研究构造发育史，说明历次构造对生储盖层的影响。 3.沉积相分析

重点分析目的层段的沉积相，根据沉积相标志、地震相标志、测井相标志，综合分析（分析到微相），并编制单井相分析图。

4.储层评价

(1)论述储层在纵向上的变化特点，研究储层的四性关系和污染程度。 (2)利用合成地震记录标定、约束反演等手段，对储层进行横向预测。 (3)根据储层评价标准，对储层进行评价，编制储层评价图。 5.烃源岩评价

(1)对单井烃源岩进行评价

研究分析烃源岩的岩性、厚度、埋藏深度、地层层位、分布范围及相变特征。 (2)评价生烃潜力及资源量

利用有机地球化学指标，分析有机质的丰度、性质、类型、及演化特征。确定烃源岩的成熟度，根据标准评价烃源岩的生烃能力，并估算资源量。

6.圈闭评价

(1)利用录井分层数据解释地震剖面，修改和评价井区主要目的层的顶面构造图以及有关的构造剖面，确定圈闭类型。

(2)依据有关图件（如构造平面图、构造剖面图、砂体平面图等），确定圈闭的闭合面积、闭合高度和最大有效容积。

(3)结合本区地层、构造发育史和油气运移期评价圈闭的有效性。 7.油藏评价

(1)对探井油气层进行综合评价，编制单井油气层综合评价图。

(2)评价本井钻遇的油气藏，论证钻遇的地层时代并进行层位划分，分析类型、特点和规模，计算地质储量。

8.有利目标预测

综合本井区油源条件、储层条件和圈闭条件的分析，并结合实际钻探的油气层情况和试油试采资料，全面论证本井区油气藏形成及成藏条件，预测油气聚集区，确定有利钻探目标，并作出钻探风险分析。

附：油气探井完井地质总结报告编写规范

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第19篇：13石油天然气钻井地质综合录井规程重点[推荐]

石油天然气钻井地质综合录井规

程

石油天然气钻井地质综合录井规程

1 主题内容与适用范围

本标准规定了油气钻井地质录井时主要工序的基本技术、工序及资料采集的要求。

本标准适用于使用TDC-VIGILANCE型联机综合录井仪，对石油天然气探井进行钻井地质综合录井。使用其它型号综合录井仪进行石油天然气探井钻井地质综合录井，也可参照使用本标准。 2 录井项目

应录取5类资产、31条记录曲线、3种样品及有关数据资料（除常规地质录井录取的数据资料外）33项。

2.1 5类资料

2.1.1 地质录井（岩屑、岩心等）类； 2.1.2 气测井类； 2.1.3 钻井液录井类； 2.1.4 钻井工程录井类； 2.1.5 地层压力录井类； 2.2 31条记录曲线

2.2.1 钻时，min/m（钻速m,/h）； 2.2.2 甲烷（C1）含量，%； 2.2.3 甲烷（C2）含量，%； 2.2.4 甲烷（C3）含量，%； 2.2.5 甲烷（iC4）含量，%； 2.2.6 甲烷（nC4）含量，%； 2.2.7 气体全量；% 2.2.8 二氧化碳含量；% 2.2.9 硫化氢，ml/m3（ppm）； 2.2.10 1号罐钻井液量，m3； 2.2.11 2号罐钻井液量，m3； 2.2.12 3号罐钻井液量，m3； 2.2.13 4号罐钻井液量，m3； 2.2.14

钻井液总量，m3；

2.2.15 进口钻井液电阻率，Ω·m(电导率S/m)； 2.2.16 出口钻井液电阻率，Ω·m(电导率S/m)； 2.2.17 进口钻井液温度，℃； 2.2.18 出口钻井液温度，℃； 2.2.19 进口钻井液密度，g/cm3; 2.2.20 出口钻井液密度，g/cm3; 2.2.21 出口钻井液密度，g/cm3; 2.2.22 大钩载荷（悬重和钻重），KN； 2.2.23 钻压，KN； 2.2.24 转盘转速， r/min； 2.2.25 转盘扭矩，N·m； 2.2.26 1号泵冲速，冲/min；

2.2.27 2号（或3号）泵冲速，冲/min； 2.2.28 立管压力，Mpa； 2.2.29 套管压力，Mpa；

2.2.30 色谱流出曲线（气体组分），%； 2.2.31 岩屑碳酸岩含量，%； 2.3 3种样品 2.3.1 岩屑样品 2.3.1.1 岩屑描述样品； 2.3.1.2 荧光分析样品； 2.3.1.3 碳酸盐岩分析样品； 2.3.1.4 泥（页）岩密度测试样品； 2.3.2 岩心样品

2.3.2.1 钻井取心分析化验样品； 2.3.2.2 井壁取心样品； 2.3.3 钻井液样品

2.3.3.1 气体基值钻井液样品； 2.3.3.2 气测异常井段钻井液样品； 2.3.3.3 地质循环钻井液样品； 2.3.3.4 罐装钻井液样品。 2.4 数据资料33项

2.4.1 地质录井2项数据资料（其它地质录井资料项目参见SY/T 5788中的岩屑录井和岩心录井内容）。

2.4.1.1 泥（页）岩密度（深度、密度）； 2.4.1.2 碳酸盐岩含量（深度、石灰岩、白云岩）。 2.4.2 气测井7项数据资料 2.4.2.1 深度（迟到井深）； 2.4.2.2 时间； 2.4.2.3 钻时；

2.4.2.4 气体含理（全量、甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、二氧化碳、硫化氢）；

2.4.2.5 钻井液全脱气分析（蒸馏钻井液体积，脱出气体体积、烃气组分含量、非烃组分含量、气体基值）；

2.4.2.6 含气指数（地面含气指数、地层含气指数）；

2.4.2.7 后效气测（钻具下入深度、测时井深、气体全量、气体组分、气体异常峰值、推算异常深度、油气上窜速度、钻井液静止时间、排量）。

2.4.3 钻井液录井4项数据资料

2.4.3.1 物理、化学性能及变化（类型、进口密度、迟到密度、出口密度、迟到温度、出口温度、进口电阻率或电导率、迟到电阻率或电导率、出口电阻率或电导率、塑性粘度、屈服值）；

2.4.3.2 钻井液量（总量及变化、各分罐量）；

2.4.3.3 迟到时间（循环一周时间、岩屑迟到时间、钻井液迟到时间）；

2.4.3.4 钻井液排量（进口钻井液排量、迟到校正井深、钻头位置）。 2.4.4 钻井工程录井16项数据资料

2.4.4.1 井深（实钻井深、垂直井深、迟到校正井深、钻头位置）； 2.4.4.2 钻具（钻铤、加重钻杆、钻杆、方钻杆、内径、外径、长度、单位质量、总质量）；

2.4.4.3 钻头和钻进成本（序号、类型、长度、直径、使用时间、进尺、钻头价格、新度、钻头指数、流量系数、喷嘴直径、钻进成本）；

2.4.4.4 井身结构（钻头程序、井眼状况、套管程序、阻流环位置、短套管位置、人工井底、水泥返高、固井质量、联入、套管头至补心距、试压情况）；

2.4.4.5 时间（日期、钻井天数、开钻与停钻时间、开泵与停泵时间、坐卡瓦时间、大钩载荷时间、事故或复杂时间、测试时间、钻井时效）； 2.4.4.6 钻压和大钩载荷； 2.4.4.7 转盘转速；

2.4.4.8 扭矩（平均扭矩、最大扭矩）； 2.4.4.9 立管压力； 2.4.4.10 套管压力；

2.4.4.11 泵冲速（1号泵冲速、2号泵冲速）；

2.4.4.12 起下钻具（钻杆数、钻铤数、立根数、钻具总长度、起下钻时间、井内钻具体积、超拉值）；

2.4.4.13 井斜（定向或侧钻井深、测斜井深、井斜角、方位角、狗腿度、闭合距、闭合方位、中靶情况）；

2.4.4.14 套（尾、筛）管与固井（规格、钢级、下深、阻流环位置、水泥浆密度、水泥返高、注水泥量、水泥塞深度）；

2.4.4.15 工程大事记要（井喷、井涌、井漏、卡钻、掉钻头牙轮、剌钻具、井塌、侧钻、溜钻、顿钻、泡油、泡酸、落物情况）；

2.4.4.16 井史资料（开钻时间、完钻时间、完井时间、钻井液程序、钻头程序、套管程序、完钻层位、完井方法）。

2.4.5 地层压力录井4项数据资料 2.4.5.1 上覆岩层压力；

2.4.5.2 地层压力（dc指数、SIGMA录井参数、地层压力梯度、钻井孔隙度等）；

2.4.5.3 地层破裂压力；

2.4.5.4 钻井液压力（钻井液静压力梯度、当量循环密度、抽汲压力、冲击压力）。 3 仪器设备安装

3.1 为保证综合录井工作条件，钻井施工单位给予必要的配合。 3.1.1 井场上靠近震动筛一边，距井口30m以外留有适合安放录井仪器房（包括门头斗房和发电机房）的安全场地。

3.1.2 在高架槽（管）和震动筛之间要有适合安装出口传感器及脱气器的位置。

3.2 录井人员必须正确安装录井仪器设备。 3.2.1 录井仪器房应安放平稳，垫高20cm以上。

3.2.2 电缆线及输气管线架设要牢固、安全。不影响井场工作，易于检查和维护，仪器房和震动筛之间的电缆线要集中架设，并用支架支撑，间隔不超过10m。

3.2.3 所有室外电缆线均用密封接线盒及防水接头连接，并用绝缘材料包扎，在钻井液循环系统附近不得安装不防爆的电器。

3.2.4录井仪器房和发电机房的接地良好，外引电缆线不得有短路、断路和漏电之处，发电房与仪器房之间的供电线路中应装有安全断路（漏电保护、过流保护）开关，录井房内的附加电器设备应绝缘良好，合乎规定安全指标。

3.2.5 按录井仪使用说明书要求及以下规定，把脱气器及传感器安装在工作位置上。

3.2.5.1 脱气器：安放在震动筛前，并装设有备用脱气器和输气管线；

3.2.5.2 硫化氢传感器及室外报警器：一般只在脱气器输气管线中安装一只传感器，有特殊要求时，另外几只传感器的安装位置由钻井主管人员指定；室外报警器和警报灯的架设高度必须超出录井房顶0.3m以上；

3.2.5.3 钻井液温度、密度和电阻度传感器：“进口”传感器安装在吸浆罐内并远离搅拌器，密度传感器必须保证垂直安装，“出口”传感器安装在震动筛前专用泥浆罐内；

3.2.5.4 转盘转速和泵冲速传感器：泵冲速传感器安装在泥浆泵拉杆箱内或传动轮侧边；转盘转速传感器安装在转盘底面或万向轴外围或转盘离合器轴端；

3.2.5.5 立管压力和套管压力传感器：立管压力传感器安装在钻台面以上的立管上或钻台附近的地面高压管汇上；套管压力传感器安装在防喷器节流管汇上，转换器自由端应朝上。

3.2.5.6 扭矩传感器：液压扭矩仪安装在转盘驱动链条的下边，底座固定良好，轮子转动自如，无偏磨，在电动钻机上使用霍尔式传感器，应安装在驱动转盘的电动机动力电缆上；

3.2.5.7 大钩载荷传感器：与钻机指重表并接在死绳固定器的传压器上；

3.2.5.8 绞车传感器：安装在绞车滚筒轴端，确保同心、转动灵活、固定良好；

3.2.5.9 钻井液体积传感器：垂直安装在所有在用的钻井液循环罐内，位置应尽量远离搅拌器；

3.2.5.10 出口钻井液流量传感器：安装在钻井液出口管的出口处钻井液流路中。

3.2.6 在有条件的情况下或有特殊要求时，可在地质监督和钻井监督工作房内装设一台图像显示器及内部通讯电话机。

3.3 井场上仪器、设备、传感器、电缆线、输气管线等安装作业完成后，必须由录井方面和钻井工程施工方面共同查验安装位置、规格、数量和质量，确认合格后才能通电开机运行。且查验记录应作为资料保存。

3.4 正式录井前应进行开机试运轩，将全部仪器进行系统检查、调校、确认所有仪器设备全部正常后，才能进行正式录井工作。 4 仪器校验

4.1 综合录井仪器在录井前及录井期间必须进行调试与校验，基地仪器校验和现场仪器校验均应达到规定要求，全部达到基地校验指标的仪器才能运到现场使用；录井过程中，要定期校验仪器，达不到现场仪器校验指标的仪器不能继续使用。

4.1.1 大钩参数测定器。

4.1.1.1 基地指标：模拟试验，正反转绞车传感器相对深度误差不大于1%；以压力校验台测试质量传感器时，大钩载荷测量值与实际值的相对误差不大于2%。

4.1.1.2 现场指标：以丈量钻具长度为准，每一单根的深度误差不大于0.2m，大钩载荷测量值与预定值的误差不大于30kN。

4.1.2 天然气组分分析器。

4.1.2.1 基地指标：保留时间，S1柱C1为73-102S，且峰值在相应的电子门限时间内，SQ柱C2为57-65S，且峰值在相应电子门限时间内；至少校验0.1%、1%和10%三种浓度（每一组分），测量值与实际值的相对误差不大于10%（0.1%浓度校验点除外）；注入1%混合气样时，各单一组分均在相应电子门限时间内出峰；重复性误差不大于10%。

4.1.2.2 现场指标：保留时间同基地指标；S1柱工作时注入10%C2；测量值与实际值相对误差不大于10%；SQ柱工作时注入1%C2；测量值与实际值相对误差不大于10%；注入1%混合气样时，各单一组分气体均在相应电子门限时间内出峰。

4.1.3 天然气总含量检测器。

4.1.3.1 基地指标：注入浓度20%氢气时，吸氢时的测量浓度不大于2%；甲烷校验点不少于3个，测量值与实际值（刻度值）的相对误差不大于10%，最大线性误差不大于10%；零位误差不大于1分度；零点漂移4h内不大于满量程5%；重复性误差不大于5%。

4.1.3.2 现场指标：确有必要时，注氢气检查同基地指标：注入10%C1校验，测量值与实际值的相对误差不大于10%；零位误差不大于1分度。

4.1.4 硫化氢检测报警器。

4.1.4.1 基地指标：校验点不少于2个，测量值与实际值的误差不大于3ml/m3；起始响应时间不大于20S，1min达到最值90%，重复性误差不大于满量程5%。

4.1.4.2 现场指标：用50ml/m3样品气校验，测量值与实际值的误差不大于4ml/m3；起始响应时间不大于30S，2min达到最大值90%。

4.1.5 二氧化碳测定器。

4.1.5.1 基地指标：在0-20%挡，注入5%和15%浓度样品气，测量值与实际值相对误差不大于5%；在0-100%挡注入20%、50%浓度样品气的相对误差不大于10%。

4.1.5.2 现场指标：在0-20%挡，注入10%样品气，测理值与实际值相对误差不大于10%。

4.1.6 压力扭矩测定器。

4.1.6.1 基地指标：至少校验2个点，以压力校验台测试时，各测量值与实际值的相对误差不大于2%。

4.1.6.2

现场指标：用模拟盒检查，各测量值与预定值的相对误差不大于2%。

4.1.7 泵冲次转盘转速测定器。

4.1.7.1 基地指标：震荡器的相对误差不大于0.5%；模拟校验时，测量值与实际值的相对误差不大于1%。 4.1.7.2 现场指标：检查震荡器时，测量值与预定值的相对误差不大于1%：模拟（或实测）时，测量值与实际值的相对误差不大于2%。

4.1.8 钻井液体积测定器。

4.1.8.1 基地指标：至少校验3点，测量值与计算值误差不大于0.1m3。

4.1.8.2 现场指标：改变浮子高度，测量值与计算值的误差不大于0.2 m3。

4.1.9 钻井液温度测定器。

4.1.9.1 基地指标：自检记录值与预定值（0℃、18℃）的误差不大于0.2℃；至少校验2个点，测量值与标准值的误差不大于1.5℃。

4.1.9.2 现场指标：自检误差不大于0.5℃；校验的测量值与实际值的误差不大于2℃。

4.1.10 钻井液电阻率（电导率）测定器。

4.1.10.1 基地指标：至少校验3个点，测量值与实际值的误差不大于0.06Ω·m，校验线呈直线。

4.1.10.2 现场指标：校验的测量值与实际值的误差不大于0.1Ω·m。 4.1.11 钻井液密度测定器。

4.1.11.1 基地指标：自检高低压门限值正确，至少校验3个点，测量值与实际值的误差不大于0.02g/cm3。校验线呈直线。

4.1.11.2 现场指标：校验的测量值与实际值的误差不大于0.03g/cm3。

4.1.12 钻井液流量测定器。

4.1.12.1 基地指标：传感器电位器分别在零位和满量程位时，测量值分别为0和100%，误差不大于1%。

4.1.12.2 现场指标：在无钻井液流动时，测量值为0；挡板在最高位时，测量值为100%，误差不大于2%。

4.1.13 T

6、C301和C309记录仪

4.1.13.1 基地指标：刻度校验，记录值与实际值的相对误差不大于满量程的1%，走纸速度误差不大于0.1cm/h，C301和C309记录仪保持临界阻尼状态。

4.1.13.2 现场指标：一般不进行刻度校验、走纸速度误差不大于0.2cm/h。

4.1.14 IFZ钻时记录仪

4.1.14.1 基地指标：校验的记录值实际值的误差不大于满量程的1%。

4.1.14.2 现场指标：深度脉冲走纸，走纸长度实际值与理论值的误差不大于2cm/m。

4.1.15 计算机系统。

4.1.15.1 基地指标：自检图形与标准图形完全相符；接模拟机，全系统运转正常；磁带驱动器读写误差不大于2%。

4.1.15.2 现场指标：磁带驱动器读写误差不大于4%。 4.1.16 泥（页）岩密度计。

4.1.16.1 基地指标：校验误差不大于0.03g/cm3。 4.1.16.2 现场指标：必要时校验，同4.1.16.1条。 4.1.17 碳酸盐测定器。

4.1.17.1 基地指标：标准样品碳酸钙定值应为100分度；走纸速度误差不大于0.03cm/min。

4.1.17.2 现场指标：必要时校验，同4.1.17.1条。 4.1.18 热真空钻井液蒸馏脱气器。

4.1.18.1 基地指标：真空泵抽汲10min，真空度达0.1013Mpa（760mmHg）；加热20min能使500ml水沸腾。

4.1.18.2 现场指标：真空泵抽汲10min，真空度达0.0987Mpa(740mmHg)以上；加热能使钻井液沸腾。

4.2 在录井仪器进行修理后，必须重新校验仪器。

4.3 在某一仪器单元更换影响测量结果的重要部件后，必须重新校验该仪器单元。

4.4 录井期间，应进行例行的仪器检查校验。使用不按规定时间校验或虽经校验而达不以规定的指法标的仪器所录取的资料，可视为不合格资料。

4.4.1 每日从脱气器进样一次，检查气体管路畅通情况。 4.4.2 录井中每钻进一个钻头后，对天然气组分分析器、天然气总含量检测器、二氧化碳测定器及硫化氢检测报警器进行一次系统校验。

4.4.3 每2个月或情况需要时对全部仪器、设备进行系统检查校验。 4.5 仪器检查、校验记录应列入仪器技术档案，予以保存。 5 录井作业要求

5.1 按钻井地质设计书或综合录井任务书（综合录井服务承包合同及监督指令）规定的录井项目、井段和密度进行综合录井。

5.2 录井作业时，严格按照操作规程操作仪器。

5.3 为保证综合录井作业正常进行，钻井工程施工方面应提供必要的录井作业条件。

5.3.1 钻井工程施工方面应向录井人员提供有关钻井的基本参数和数据。

5.3.1.1 钻机参数（钻机每日费用“元/d”、绞车滚筒直径与长度、大绳直径，大绳盘绕层数、每层匝数、游动系统有效绳数、倒大绳情况）；

5.3.1.2 钻具参数（钻头类型、钻具结构规格、钻铤、井下工具、加重钻杆、钻杆、方钻杆的长度及内外径）；

5.3.1.3 钻头参数（钻头类型、钻头成本“元”、钻头规格、喷嘴直径与个数、流量系数）；

5.3.1.4 套管参数（泵型号、缸套数与直径、冲程长度、上水效率）； 5.3.1.5 钻井液性能；

5.3.1.6 钻井泵数（泵型号、缸套数与直径、冲程长度、上水效率）； 5.3.1.7 其它参数（钻井液罐长宽高、处理剂使用、工程情况）； 5.3.1.8 定向施工参数（造斜位置、测斜数据）；

5.3.2 在起钻前必须循环钻井液一周以上（取心例外），待录取完资料后方可停泵起钻。

5.3.3 录井工作期间由钻井队负责连续稳定地供给本相交流电（供电电压为380±30V、供电频率为50±2Hz），且井场电网不能出现漏电、短路、断相现象。

5.4 录井期间，应妥善保管所用的气体试样、易燃物品、化学药品、有毒品和液体容器，做到防火、防爆、防毒、防冻和防腐蚀。

5.5 记录原图的基线设置规定：气体全量（5%量程）曲线零位设置在记录仪10分度处；其它参数的零位设置在记录仪零分度处，并应以换挡、记变跨接器位置或补偿平移方法使记录曲线轨迹在10-90分度范围内。

5.6 录井过程中，在记录原图上进行及时、准确、详细地标注。 5.6.1 井深。

5.6.1.1 在记录原图上，每隔10m按井深记号标注一个整米实钻井深（钻进记录原图除外）。

5.6.1.2 在钻进记录原图上，每隔25m标注一个整米实钻井深； 5.6.1.3 在碳酸盐测定器的记录原图上，标注每个分析样品的井深； 5.6.1.4 每次起下钻前后标注起（下）钻井深及起（下）钻符号。 5.6.1.5 每钻进完一个单根，在记录原图上标注一个打完单根井深（不包括钻进记录原图）；

5.6.1.6 停钻4h以上，补充标注停钻时的井深。 5.6.2 迟到井深。

5.6.2.1 每隔10m标注一个迟到井深，异常井段和取心钻进加密标注（钻时记录原图除外）；

5.6.2.2 发现油气显示（全量、组分出峰）时，在全量和色谱组分记录图上加密标注迟到井深。

5.6.3 迟到时间。

5.6.3.1 以分为计量单位，标注在全量、组分和钻井液参数记录原图上；

5.6.3.2 每班标注一次，且在下入新钻头开始钻进或起用新的迟到时间，必须标注。

5.6.4 时间：以1-24为小时标记，每1-2h在记录原图（除钻时记录仪）的中间位置标注一次。

5.6.5 量程：每班标注一次，且在记变量程时，必须标明新量程的档次。

5.6.6 平移曲线：每班标注一次补偿量；在改变补偿值时，标注新补偿量。

5.6.7 校验仪器：在与校验仪器相关的记录原图相应位置上标注，且标明调校项目和有关数据。

5.6.8 日常事件：在除钻时记录仪外的记录原图上及时标注出调零、清洗、管线堵塞、注样调校、接单根、起下钻、划眼、开（停）泵、单（双）泵打钻（循环）、开（停）钻、替钻井液、处理钻井液、倒换钻井液、地面漏失钻井液及漏失量、换缸套和新缸套直径、中间停止录井起止时间及原因、仪器故障、停电、电网干扰、倒换发电机、放空、人工取样、检查封闭性、电测井、下套管、固井等、在某些事件结束后，注明恢复正常录井及时间。

5.6.9 气体显示：在全量、组分记录原图上标注气体基值、气体单根峰、气体后效峰、异常显示及其最高全量，对异常显示加注其校正井深。

5.6.10 扩（划）眼：在相关记录原图上标注井段、钻头类型、钻头直径。

5.6.11 取心：在相关记录原图上标注钻头直径、筒次和井段。 5.6.12 测量参数异常：任何一项测量参数有重大异常显示，均应在相应记录原图上给予注释。

5.6.13 特殊事件：遇到钻井工程发生事故和处理等特殊事件时，应在相应记录原图上给予注释。

5.6.14 交接班：交接班时，在记录原图（钻时记录图除外）上的中间位置盖交接班印章，并填写齐全印章内容；印章内容应有交班人姓名、接班人姓名、交接班日期与时间、交接班井深。

5.6.15 全脱气分析：进行钻井液全脱气分析时，在组分和色谱流出曲线原图上，标注样品名称、序号和井深。

5.6.16 岩屑碳酸盐岩含量分析：测定时，在碳酸盐测定器记录原图上，标注样品井深及测定出的石灰岩、白云岩百分含量。

5.7 录井前或录井中，应随时设置或改设记录仪的报警门限，且报警门限的设定必须以井场工程监督、地质监督的指令和录井显示异常状况为依据。

5.8 正常录井时的记录仪走纸速度。 5.8.1 按时间走纸的记录仪走纸速度为8cm/h；

5.8.2 钻时记录仪走纸速度为每1m井深增量走纸2mm； 5.8.3 碳酸盐岩分析记录仪走纸速度为1cm/min。

5.9 正常录井期间，色谱分析应用长分析周期，且应取得记录仪的滤波连续曲线，同时记录色谱流出曲线图。

5.10 录井间隔密度，除执行钻井地质设计书及地质监督指令外，还应符合以下规定：

5.10.1 记录原图上的深度记号为每0.5m（或1m）打一个记号。 5.10.2 计算机实时打印数据表上，通常为井深每增加1m或0.5m打印一行；钻进、划眼、循环的超限时间通常定为15min。

5.10.3 用于全脱气分析的钻井液样品，应在连续脱气器前距脱气器不到1m处取样，其取样和分析密度为：

5.10.3.1 气体全量与色谱录井无异常显示时，每班取样分析一次； 5.10.3.2 气体全量与色谱录井有异常显示时，应在每一个异常显示段进行1-3次取样分析；

5.10.3.3 地质循环和后效气测时，至少应进行一次取样分析，遇异常显示时必须增加取样次数；

5.10.3.4 大型处理钻井液时，进行1-2次取样分析； 5.10.3.5 钻井取芯时，每钻进1-2m进行一次取样分析； 5.10.3.6 进行脱效率校正时，进行3次以上取样分析。

5.10.4 在目的层或气测异常井段后，每次下钻应进行循环后效气测，以进一步确定异常层位置和特性。

5.10.5 钻井液、岩屑迟到时间的测定与计算规定，除应执行行业标准《石油天然气钻井地质常规录井规程》规定外，还应符合以下规定：

5.10.5.1 下套管后新开钻或大型井下事故处理后，应实测一次迟到时间；

5.10.5.2 更换缸套后或大幅度改变排量后，应实测一次迟到时间； 5.10.5.3 改用新的迟到时间时，必须时时修改计算机系统数据。 5.10.6 用于岩屑和荧光录井的样品（包括碳酸盐岩），其录井符合SY/T5788的规定，同时泥（页）岩密度分析样品，应按设计和现场地质监督指令进行。

5.10.7 钻时录井，除要求符合SY/T5788规定的录井要求外，还应符合如下规定：

5.10.7.1 在钻时录井原图上，可选择0.2m、0.5m、1.0m三种显示、记录方式；

5.10.7.2 设置钻时计算间隔规定为时间120s，深度0.2m。 5.11 录井过程中，以钻具长度为基准及时校正显示和记录的井深，任何时候录井深度误差不得大于0.35m，每次起下钻前后，要实测方入，确保井深准确无误。

5.12 录井中使用的记录磁带（盘），应在磁带（盘）上标明版本名、磁带（盘）名称及编号、井号、记录的起止录井深度、录井起止日期和最终充满度等。同时应在起下钻期间及时校改、编缉、整理数据磁带（盘）。

5.13 录井期间必须准确地把握钻井施工动态及地质显示状况，及时收集有关资料，运行有关前台、后台程序，并及时整理、编制有关资料及有关技术报告。在发现异常显示时，及时作出油气显示、钻井施工，地层压力异常的解释、预报。

5.14 正常录井过程中，应保持连续记录录井曲线，不得间断或记录不清。任何录井项目的记录曲线连续间断相当于深度.5m即是漏记，若计算机实时打印数据表同时亦缺失1m以上（含1m）的数据则为漏测，每间断相当于深度.5m以上作为一个漏测点。

5.15 录井期间若遇到井涌或井喷事故发生，应及时收集有关井涌或井喷的资料。当出现严重事故或发生火灾时，应在必要时切断井口附近录井设备的电源，并采取一切必要安全措施，保护、抢救录井资料和设备。

5.16 严格执行保密制度，专人保管录井资料，未经上级或指令者（监督）批准，不得损毁、丢失和额外复制资料。 6 资料整理

6.1 单井综合录井资料应在钻井地质录井施工现场进行及时的整理与编制。

6.2 综合录井除执行常规地质录井行业标准SY/T5788规定的现场整理资料项目外，还应整理，编制24项资料。

6.2.1 录井期间随时整理，编制的资料5项； 6.2.1.1 工作日志； 6.2.1.2 综合录井班报表；

6.2.1.3 原始记录，包括泥（页）岩密度分析、碳酸盐岩分析、钻井液全脱气分析、循环钻井液气测、现场初步分析解释、异常情况预报；

6.2.1.4 记录仪记录原图；

6.2.1.5 计算机实时打印钻进数据表；

6.2.2 按日整理、编制的资料1项：综合录井晨报。 6.2.3 按钻头周期整理、编制的资料6项： 6.2.3.1 钻头报告； 6.2.3.2 钻头成本曲线图； 6.2.3.3 钻井数据表； 6.2.3.4 钻头初始化数据表； 6.2.3.5 井眼钻具数据表； 6.2.3.6 地层压力录井图表；

6.2.4 按井段（如下套管）整理、编制的资料3项：

6.2.4.1 回放资料（钻井参数图、色谱组分图、气体比值图、气体色谱录井图）；

6.2.4.2 井斜图表（井斜数据表、水平投影图、垂直投影图、井斜立体图）；

6.2.4.3 套管与固井图表（套管数据表、下套管图、固井数据表）； 6.2.5 情况需要时整理、编制的资料8项：

6.2.5.1 气测井解释（气体组分解释图、气体评价解释图、湿度系数法解释图、气体综合解释图表、含气指数计算等）；

6.2.5.2 钻井水力学报告与冲击、抽汲效应图； 6.2.5.3 钻井参数优选图； 6.2.5.4 钻井液参数表；

6.2.5.5 井控图表（井涌数据表、压井图、调整钻井液计算数据表）； 6.2.5.6 侧钻图；

6.2.5.7 泥（页）岩密度法地层压力评价图； 6.2.5.8 钻头列表。

6.2.6

完井时整理、编制的资料1项：综合录井完井总结报告，包括前言、地层、构造、油气水层综述、生储盖层评价、地层压力检测、工程监测、结论与建议和附图、附表。并汇总全部资料，包括原始记录、记录原图、计算机处理图表、人工编制文件报告、数据磁带（盘）。

6.3 资料整理要求：

6.3.1 各种记录原图、原始记录、文件、表格均应按统一格式打印和编绘，各项资料都应按项目的时间顺序排列，前后内容一致，配以相应封面装订成册。

6.3.2 任何收庥、整理并输入计算机编制的文件、报告的资料，都应转录到数据磁带（盘）上，以备日后查寻。

6.3.3 在工程监督、地质监督无特殊规定时，按深度顺序打印资料的间隔以1m或0.5m为准，按深度顺序绘图资料的深度比例以1：500为准，井斜垂直投影图、钻井成本曲线图等应以适当比例将图件或报告限制在一页纸内。

6.3.4 记录原图都应以24cm长度折叠，在每叠始端背面中部加盖图印，图印内容有井名，录井起止日期、录井井段、原图序号、测量内容、队长或技术员签名等。 7 资料解释

7.1 综合录井资料解释工作的任务，是充分利用综合录井资料进行全面综合地分析判断，详细地指明油、气、水层所在的井段及厚度，确定异常地层压力层段及压力系数，预报（或提示）钻井施工中出现的异常或事故，为及时（早）发现和保护油、气层，防止和处理钻井工程事故提供科学依据。

7.2 解释程序：

7.2.1 现场录井期间，录井人员必须根据任何测量参数的异常变化，进行现场实时解释，及时将解释结果记录在工作记录内，重大解释结果应向有关人员发出预报，并编入日报及成果报告。

7.2.2 完井后，利用综合录井资料和可能收集到的其它资料，对油气层作出详细解释评价，为确定试油（测试）层位提供可靠依据。

7.3 解释井段：

7.3.1 任一参数检测值异常的井段（点），均为解释井段（点）。 7.3.2 测量参数的变化量或变化趋势符合下列状况则为异常，必做解释。在无特殊异常标准规定时，可参照如下标准：

7.3.2.1 钻进突然增大或减小，或呈趋势性减小或增大； 7.3.2.2 钻压大幅度波动或突然增大100KN以上，钻压突然减小并伴有井深跳进；

7.3.2.3 大钩载荷突然增大或减小（考虑了钻压的影响）100-200KN；

7.3.2.4 转盘扭矩呈趋势性增大10%-20%，或大幅度波动。 7.3.2.5 转盘转速无规则大幅度波动，或突然减小甚至不转； 7.3.2.6 立管压力逐渐减小0.5-1Mpa，或突然增大或减小2Mpa以上；

7.3.2.7 钻井液总体积变化量（包括起下钻相对变化量）超过1m3以上；

7.3.2.8 钻井液出口密度减小0.04g/cm3以上；

7.3.2.9 钻井液出口温度突然增大或减小，或出、入口温度差逐渐增大；

7.3.2.10 钻井液出口电阻率（电导率）突然增大或减小； 7.3.2.11 钻井液出口排量大于或小于入口排量10%以上，时间超过10min；

7.3.2.12 气体全量高于背景值2倍以上，且绝对值大于0.2%； 7.3.2.13 二氧化碳含量增大； 7.3.2.14 硫化氢含量超过5ml/m3； 7.3.2.15 钻井成本呈增大趋势；

7.3.2.16 dc指数或SIGMA值呈趋势性减小； 7.3.2.17 泥（页）岩密度呈下降趋势； 7.3.2.18 碳酸盐含量明显变化； 7.3.2.19 岩性明显改变或岩屑中有金属微粒； 7.3.2.20 岩屑明显改变或岩屑中有金属微粒； 7.4 基本解释内容和解释依据：

7.4.1 地层岩性判断，以岩屑描述和分析测定为主要依据，辅助以钻时记录；在取有岩心时，应以岩心资料为主要依据。

7.4.2 钻井工程事故判断：以钻井工程以数和钻井液参数为主要依据，结合地质和气测参数进行综合解释判断。

7.4.3 地层压力解释：对砂泥岩地层剖面，用dc指数法辅以泥（页）岩密度法和钻井液出入口温度差变化情况进行判断；对其它地层剖面，以西格玛录井方法分析判断。

7.4.4 油气水层解释、评价

7.4.4.1 以气体全量和钻时划分异常层段，并根据岩性、钻井液参数的变化认识特殊异常层段。

7.4.4.2 以烃比值法（如皮克斯勒法、三角形烃组分图解法、气体评价解释法、湿度系数法等）结合荧光屏分析、非烃气显示及其它参数变化，区分流体性质。

7.4.4.3 以全脱烃组分数据，计算地层含气指数和地面含气指数，判断储集层性质。 附加说明：

本标准由石油地质勘探专业标准化委员会归口。 本标准由大港石油管理局地质录井公司负责起草。 本标准起草人翟延平、姚汉光、束景锐。

第20篇：岩屑录井操作规程_0

岩屑录井操作规程

长庆录井Z24队

1 目 次

目

次...............................................................................................................................................................2 1 范围.................................................................................................................................................................3 2 规范性引用文件 .............................................................................................................................................3 3 录井条件 .........................................................................................................................................................3 4 录井要求 .........................................................................................................................................................3 5 录井质量 .........................................................................................................................................................3 6 岩屑捞取 .........................................................................................................................................................4 7 岩屑清洗 .........................................................................................................................................................5 8 岩屑烘晒 .........................................................................................................................................................6 9 岩屑装袋 .........................................................................................................................................................6 10 岩屑保管 .......................................................................................................................................................7 11 岩屑荧光 .......................................................................................................................................................6 12 岩屑描述 .......................................................................................................................................................7

2

岩屑录井规范

1 范围

本标准规定了参数井、预探井、评价井、开发井岩屑录井的内容及方法。 本标准适用于各类探井、开发井的岩屑录井。 2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

SY/T 5788.3—1999 油气探井地质录井规程 SY/T 6158－1995 油气探井地质资料录取项目 Q/SY 128-2005 录井资料采集与整理规范 Q/CNPC-CY 625—2002 岩屑录井规程 3 录井条件

3.1 不小于2m的洗砂储水罐安置于锥体罐一旁，便于排污。

3.

2洗砂样用水管线接到洗砂储水罐；冰冻期用蒸汽管线接到洗砂储水罐。 3.

3钻井工程应保证两部振动筛处于完好状态，振动筛出口下设置取样器位置。 3.4 照明电供至地质值班房和砂样房，另拉专线为烘烤岩屑的烤箱供电。 3.5 气体钻进条件下,应在放喷管线的合适部位安装取样装置。 4 录井项目

井深、钻达时间、迟到时间、捞砂时间、层位、岩性、描述内容、岩屑样品。 5 录井井段及间距

5.1 录井井段和间距按地质设计执行。设计中观察录井段分层界限上下20m应取样保存备查。

5.2 现场录井应根据实钻剖面的变化调整录井间距，在非目的层钻遇含油气层及特殊地层应加密取样。

5.3 钻井取心井段，应正常进行岩屑录井工作。

5.4 确保井深准确无误，独立建立钻具登记表，且随时与工程校对，每次下钻、接单根、特别是倒换钻具时必须核实钻具长度与井深。 6 录井质量

6.1 一般探井每次取干后样品不得少于500g，区域探井应取双样，重点探井目的层应取双样，其中 500g用于现场描述及挑样使用，另500g用于保存。 6.2 岩屑的岩性与测井解释的深度误差要求 6.2.1 目的层小于2个录井间距； 6.2.2 非目的层小于3个录井间距。 3 3 6.3 综合解释厚度大于5m的储集层和分层界面为剖面符合率计算层数。 6.4 岩屑剖面符合率，按下式计算。

剖面符合率计算公式：

X Ae＝—×100％

T 式中：

Ae—岩屑剖面符合率；

X—录井图符合综合解释剖面的层数； T—综合解释剖面的总层数。 7 样品的采集 7.1 迟到时间的确定 7.1.1 迟到时间测定要求

7.1.1.1 目的层之前200m及目的层，每100m实测一次迟到时间。

7.1.1.2 非目的层，井深在1500m前，实测一次迟到时间；1501～2500m，每500m实测一次迟到时间；2501～3000m，每200m实测一次迟到时间；大于3000m，每100m实测一次迟到时间；

7.1.1.3 每次进行实物迟到时间测定后，对理论迟到时间进行校正。理论计算迟到时间应与实物迟到时间相对应。

7.1.1.4 改变井身结构时，及时测定迟到时间。使用录井仪时应依实测数据修正录井仪提供值

7.1.1.5 岩屑迟到时间测定标志物应为瓷砖片或染色岩屑。要求标志物的大小适中，不得堵塞钻头水眼。

7.1.2 迟到时间的计算

岩屑迟到时间 ＝ 循环周时间 － 钻井液下行时间

循环周时间指从开泵到标志物大量返出的时间； 钻井液下行时间 ＝ 井下钻具内容积 ／ 排量。

7.2 取样时间的计算

7.2.1 正常情况下取样时间的计算

取样时间 ＝ 取样深度钻达时间 ＋ 迟到时间 7.2.2 非正常情况下取样时间的计算 7.2.2.1 变泵时间早于取样深度的钻达时间

取样时间 ＝ 钻达时间 ＋ 新迟到时间

新迟到时间 ＝ 原迟到时间 · 变泵前的排量 / 变泵后的排量 7.2.2.2 变泵时间晚于取样深度钻达时间，而早于捞砂时间

4 取样时间＝变泵时间＋(变泵前的取样时间－变泵时间) · 变泵前的排量 / 变泵后的排量

7.2.2.3 岩屑上返途中，突然停泵时，应记下停泵时间，这时的取样时间应向后顺延。 取样时间 ＝ 原取样时间 ＋ 停泵时间 7.3 取样位置

7.3.1 在振动筛下或架空槽挡板前的固定位置取样。

7.3.2 气体钻进条件下,应在放喷管线的合适部位安装取样装置。

7.3.3 根据实际情况确定取样位置，在同一钻井条件下，取样位置必须相同。 7.4 样品的采集方法

7.4.1 应按录井间距和迟到时间准确无误捞取岩屑。

7.4.2 样品数量较少时，全部捞取；数量较多时，采用二分、四分法在砂堆上从顶到底取样，若接样器未到捞取时间已满，应将已接岩屑纵向二等分后去掉一半继续接样；每次取样后，应清理余下样品。

7.4.3 每次起钻前，井深尾数大于0.2个取样间距，应捞取岩屑，标明井深，并与下次钻至取样点所捞的岩屑合为一包。

7.4.4 若遇特殊情况，井内岩屑未能全部返出，应在“交接班记录”上标注清楚，在下次循环钻井液时补取；当不能补取出岩屑时应在有关记录中注明原因。 7.4.5 钻井取心井段，应正常进行岩屑样品的捞取。 7.4.6 井漏取样

7.4.6.1 渗漏时，要根据漏速的大小校正迟到时间，确保准确取样；

7.4.6.2 当出口失返时应立即停钻，进行堵漏正常后，继续取样；若仍不能正常取样,要在相关记录中注明原因。 8 样品的清洗

8.1 样品的清洗应充分显露岩石本色，以不漏掉油气显示、不破坏岩屑及矿物为原则。 8.2 水基钻井液钻井的岩屑应使用洁净的清水进行清洗；油基钻井液钻井的岩屑应采用柴油、洗涤剂、清水进行清洗。

8.3 岩屑清洗方法分淘洗和漂洗，前者适用于密度大的岩屑，后者适用于密度小及软的岩屑。

8.4 清洗岩屑时，应注意观察油气显示，如：油味、油花、气泡、油砂、沥青等。 8.5 岩屑倒在筛子里淘洗时，筛子下面应用取样盆接收漏下的散砂。 8.6 取样盆充满水后应静止片刻，然后轻轻把水倒掉，收集悬浮的砂粒。

8.7 漂洗密度小的轻、软或岩屑时，岩屑倒入取样盆后加水到接近盆口，然后轻微搅动，慢慢倾倒，反复几次即可。

5 8.8 洗样用水要清洁，不允许油污和高温。 9 岩屑荧光

9.1 岩屑洗净后应按设计要求立即湿照、滴照，肉眼不能鉴定的储层岩屑，必须浸泡定级。发现真实的荧光显示应及时向技术负责人报告，滴照应保存滤纸。

9.2 岩屑晒干(烘干)后，应逐包进行干照和喷照，发现真实荧光显示，应及时汇报。 9.3 对具有荧光显示的岩屑，应及时取样做系列对比，定级。 9.4 湿照、干照、喷照荧光显示情况，逐项填写在岩屑描述记录上。 10 样品的干燥

10.1 环境条件允许应采取岩屑自然晾干，并避免阳光直射，否则，可采取风干或烘烤干燥方法。

10.2 见含油气显示的岩屑严禁烘烤，只能自然晾干或风干，并把含油岩屑挑出来妥善包好。。

10.3 用于含油气实验的储层岩屑和进行生油条件分析的岩屑，不允许烘烤。 10.4 烘烤岩屑应控制温度不大于110℃，严禁岩屑被烘烤变质。

10.5 成岩性差的岩屑，应先放在筛子里晾晒一段时间，然后再倒入盘内烘干。 10.6 烤干之前，不要翻动，以保持岩屑本色。 11 样品的整理、标识

11.1 干燥后的样品应及时装入样品袋及百格盒。 11.2 样品袋

标明井号、层位、井深、袋号、取样人姓名、日期，字迹要清楚。 11.3 百格盒

11.3.1 正面应白漆涂底，用绘图墨水进行标注，格式如下：

×××井，层位××，井段××××～××××m，第××盒

11.3.2 样品按取样深度依次从左到右，从外向内(涂漆一侧)装入岩屑盒。每5格均需标明井深。

11.3.3 数量装入每格的85% 即可，以利于观察和搬运。

11.3.4 发现少量特殊岩性或矿物，应用小塑料袋装好，标明深度，放回原处。 11.3.5 取心井段，可放入代表该井深岩性的小块岩心。 11.4 岩屑盒

11.4.1 岩屑盒一侧用白漆涂底，红漆喷明井号等，格式如下： ×××井，层位××，井段××××～××××m，第××盒

6 11.4.1 岩屑入袋后按取样深度依次从左到右，从外向内(涂漆一侧)装入岩屑盒。 12 岩屑保管

装盒的岩屑应移入室内妥善保管，防止日晒、雨淋、损坏和丢失，避免沾染油污。 13 岩屑描述 13.1 描述方法：

13.1.1 应在白天、室外，非阳光直射下描述晒干后去伪存真的岩屑；

13.1.2 应采用大段摊开，宏观细找，远看颜色、近看岩性，参考钻时，逐包定名； 13.2 具体要求

13.2.1 挑选真样逐包定名，分段描述。

13.2.2 岩性鉴定应干湿结合分辨颜色，对浅层松散岩屑要干描和轧碎描述结合，系统观察辨认岩性，挑选岩样，反复比较定名，准确分段。

13.2.3 岩性、颜色、含油气性不同时，均要单独分段描述。

13.2.4 对于标志层、标准层等特殊岩性，无论厚度大小，均应单独定名、描述，并照相存档。

13.2.5 对于油气水显示段岩屑或含化石等特殊岩屑应重点描述，并照相存档。 13.2.6 电测后，岩、电不符的层段，要复查岩屑，对岩性定名进行修正。

13.2.7 岩屑失真段，主要内容描述之后，要注明其失真的程度及井段，用井壁取心资料或其它资料加以校正和补充。

13.2.8 不能定论的岩屑，要注明疑点和问题。 13.3 岩屑描述内容

13.3.1 岩性定名：按颜色（代码见附录A）、含油级别、岩性的顺序进行岩石定名。 13.3.2 颜色：描述干燥的新鲜面的颜色，并注意描述局部颜色变化情况。 13.3.3 成分：描述主要和次要矿物，以及次生矿物的成分。

13.3.4 结构：包括粒度、圆度、分选、结晶程度、晶粗大小、形状特征以及相互关系、胶结物成分、胶结类型、胶结程度。

13.3.5 含有物：化石的类型、大小、丰富程度、完好程度及其分布状况，斑点、斑块、闭块、结核的大小、成分、形状、分布状况。

13.3.6 物理化学性质：硬度、断口、光泽、气味、可溶性、水化膨胀和可塑性、可燃性、含灰质或白云质情况。

13.3.7 含油情况：合油面积、含油产状、饱满程度；原油性质（轻质油、油质较轻、油质较稠、稠油）、油味（浓、较浓、淡、无）、滴水情况（不渗、微渗、缓渗、渗）、荧光显示情况。含油级别的划分见附录B。 13.3.8 裂缝及溶孔发育情况

根据岩屑中次生矿物种类、含量、大小、结晶程度，对断裂缝发育情况进行描述。

7 岩屑中见到溶孔的，要描述溶孔的分布及密集程度。 13.3.9 取得薄片鉴定的分析成果后要及时补充、修正岩屑描述。

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《录井地质岗位职责.doc》

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