016-2008 岩屑、岩心荧光录井方法
Q/SYCQZ 川庆钻探工程有限公司企业标准
Q/SYCQZ 016—2008 岩屑岩心荧光录井方法
2008—06—25发布 2008—07—25实施
川庆钻探工程有限公司发布
目次
前言 (Ⅱ)
1 范围 (1)
2 原理 (1)
3 要求 (1)
4 荧光录井的密度要求 (1)
5 仪器操作 (1)
6 定性分析 (2)
7 定量分析 (2)
8 鉴别含油级别 (3)
附录A（规范性附录）荧光标准溶液系列的配制 (4)
前言
本方法按GB/T 1.1-2000《标准的结构和编写规则》进行编写和表述。
本方法附录A为规范性附录。
本方法由川庆钻探工程有限公司提出。
本方法由川庆钻探工程有限公司物探、测井、录井专业标准化技术委员会归口。本方法由川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院起草。
本方法主要起草人：周国源、郁万里、冯建铭。
岩屑岩心荧光录井方法
1 范围
本方法规定了钻井现场荧光录井方法。
本方法适用于石油、天然气勘探中钻井现场的荧光录井。
2 原理
根据石油中的沥青、烃类等有机物质，在紫外光照射下会发出特有的荧光特性，在钻井中通过对岩屑、岩心进行荧光分析，可发现油气显示。
3 要求
3.1
试剂要求
a)正已烷，分析纯；
b)荧光分析标准溶液，配制方法见附录A。
3.2
器皿要求
a)移液管：5，10 ml；
b)滴瓶：50，100 ml；
c)试管：5，10 ml；
d)试管架；
e)托盘天平；
f)镊子；
g)滤纸：Φ9 cm ；
h)牛角匙；
i)容量瓶；
j)定性滤纸。
3.3
仪器要求
STY-型紫外光仪或仪器参数与其相当的其它仪器；
4 荧光录井的密度要求
a)岩屑按录井间距，对录取的岩屑逐包及时进行荧光测定。
b)岩心要求及时进行系统的荧光测定。
5 仪器操作
Q/SYCQZ 016—2008
将仪器电源插头插入电源插座，开启仪器电源开关，预热1 min～2 min。揿压启光辉按纽，待灯启辉后松开按纽。
6 定性分析
6.1 荧光检查（湿照、干照）
6.1.1 将湿的岩屑、岩心或干燥后的岩屑、岩心直接置于仪器的荧光灯下，观察描述含油岩屑的百分含量，描述岩屑、岩心的荧光分布特征，可表述为星点状、斑块状、片状等。
6.1.2 岩屑湿照、干照必须对录取的岩屑逐包全部直照观察，严禁部分取样直照。
6.1.3 岩心进行湿照、干照按岩性分段挑样观察。
6.1.4 为了准确识别非油气荧光与油气荧光，应记录所勘探构造非油气荧光与油气荧光的差异，必要时通过试验或泥浆荧光分析排除矿物岩性和人为油污荧光。一般矿物发光无溶解现象，可用点滴法予以区别。人为油污荧光一般较浅，呈浅紫、淡兰、兰色。
6.1.5 油质与荧光的关系：
a)油质好：发光颜色强，呈亮黄、金黄或棕黄色；
b)油质差：发光颜色较暗，呈褐色、棕褐色。
6.2 点滴分析
6.2.1 选取数粒破碎的含油岩屑或岩心样品置于滤纸中部，用滴管吸取一定量的正已烷，在样品上均匀的点1～2滴，待正已烷挥发后，置于荧光灯下观察滤纸表面荧光斑痕的颜色和形状。油质不同荧光斑痕可呈不同的颜色和形状。
6.2.2 油质与荧光斑痕特征的关系：
a)含烃类多的油质荧光斑痕发天兰色或微紫～天兰色斑点；
b)含胶质多的油质荧光斑痕发黄色或黄褐色斑点；
c)含沥青质多的油质荧光斑痕发黑～褐黑色斑点；
d)油质含沥青质由少到多，荧光斑痕由点状～细带状～不均匀斑块～均匀斑块变化。
7 定量分析
7.1 岩样浸泡定级
7.1.1 称取1.0 g～2.0 g粉碎的含油样品置于试管内，用移液管吸取2.5 ml～5.0 ml正已烷加入该试管，加塞浸泡8 h后，将抽提液置于荧光灯下与荧光标准系列对比定级，记录下与抽提液发光颜色最接近的标准液级别和含沥青质浓度（C）。
7.1.2 与荧光标准系列对比时，抽提液中沥青质含量只有在一定范围内，发光强度才与沥青质含量呈正相关关系，当沥青质含量达到一定极限时，会出现消光现象，观察时一定要注意到。当出现消光现象时，应减少称样量或增加正已烷溶剂体积，重新定级。
7.1.3 样品中沥青质百分含量计算。
Q=（C×V）×100%/（G×1000） (1)
式中：
Q——沥青质百分含量，% ；
C——与岩样抽提液发光颜色最接近的标准液浓度，mg/ml ；
V——加入正已烷的体积，ml ；
Q/SYCQZ 016—2008 G——样品称量，g 。
7.2 毛细分析
7.2.1 将系列对比后的抽提液，倒入直径15 mm，长160 mm的试管中，插入长200 mm，宽7 mm滤纸纸条，将其下端置入溶液，上端悬空固定，待抽提液挥发完后，取出滤纸条，编号入册，记下岩性、井深、地层时代，存于阴暗处。
7.2.2 在荧光灯下将含抽提液毛细吸取物的滤纸与含标准毛细吸取物的滤纸对比，根据发光颜色、强度、发带特点及宽度，确定沥青质性质和含量。
8 鉴别含油级别
8.1 饱含油：抽提液为棕色、棕褐色，芳香味浓、刺鼻。
8.2 含油：抽提液为棕色、浅棕色或棕黄色，芳香味较浓。
8.3 微含油：抽提液为浅棕、黄灰、淡黄、淡绿色，芳香味淡（油浸）。
8.4 不含油：抽提液颜色变化不大，将其滴在滤纸上，滤纸无颜色。
Q/SYCQZ 016—2008
附录 A
（规范性附录）
荧光标准溶液系列的配制
A.1 准确称取能代表本地区或本构造原油发光特性的原油1.0000 g，溶于少量正已烷中，无损的移入1
00 ml容量瓶中，用正已烷定容，摇均，即成原油含量为10 mg/ml的标准溶液。
A.2 分别用移液管移取适量10 mg/ml的标准溶液转入100 ml容量瓶中，用正已烷稀释定容，逐步稀释配制成含量范围分别为：10、5、2、1.25、0.625、0.32、0.16、0.08、0.04、0.02、0.01、0.005、0. 0025、0.00125、0.000625 mg/ ml的标准系列。
A.3 用于5 ml的移液管分别移取该标准系列溶液5 ml，分别转入无色、透明、管径均匀的石英玻璃试管中。
A.4 将装液试管置于冷水中，用氧焊吹烧封结其端部。
1-200岩心录井草图示范
《1：200岩心录井草图》绘制规范 为规范《1：200岩心录井草图》的绘制，统一格式，便于资料的保存、使用，并能简明、有效的反应地层、油气显示等情况，特制定此规范。 一、图头 名称：××井岩心录井草图 字体：2×3cm扁隶书实心字，距顶部5cm。“××井”和“岩心录井草图”分行居中，上下间隔1cm。 二、比例尺 距图头字1cm居中用阿拉伯数字书写，数字规格1×1cm，前后数字间隔2cm，中间为比例尺符号。 三、绘图单位、绘图人及时间 绘图单位：××录井公司××队 绘图人：××× 时间：开始绘图时年、月、日。 规格：字体大小：0.5×0.5cm，字体工整，用正楷或仿宋体书写，与上部间隔1cm，绘图单位和时间分两边，与下部图头表对齐，绘图人居中。 四、图头表（见下表）
图头表位置距上部内容0.5cm，高度4cm，宽度24cm，内容按要求距离划分，其中的文字用正楷或仿宋体书写，在要求空间内合理摆放，要求字迹工整，禁止涂改，干净大方，单位、比例尺标注准确、合理。 五、内容说明 1、层位：填写该段地层所属的组的名称。 2、钻时曲线：按每米一点的钻时绘制曲线，标注比例尺，当钻时出现大幅变化时要及时调整比例尺，重新标注。起下钻或接单根时标注起下钻或接单根符号，在相应井深标在钻时曲线右侧，距边线1cm。 3、井深：每10米用阿拉伯数字标注一个深度，完钻井深应标明。 4、取心井段：在取心井段的上部用阿拉伯数字标注取心回次，在中部以分数形式标注心长/进尺，单位：米，下部标注取心收获率，保留两位小数。 5、破碎带位置：破碎岩心处标注破碎带符号。“△”表示轻度破
碎，“△△”表示中度破碎，“△△△”表示高度破碎。 6、岩心位置：取心井段标注岩心位置线，单筒（奇数）次用单线段表示，双筒（偶数）次用间距1mm双直线段图实心表示，收获率为零的下筒岩心位置线，用间距1mm的双直线段（空心）表示，岩心位置线靠右侧标注。 7、样品位置：在对应岩心位置左侧，用垂直于岩心位置线的直线段表示归位后的样品位置，逢五逢十用5mm长线段表示，其余均用3mm线段表示。 8、磨光面位置：用“~”表示岩心磨光面。 9、颜色：填写颜色符号，小于1米地层的可不填写，但特殊岩性必须填写。 10、岩性剖面：按粒度剖面绘制岩性柱子，岩性剖面中要解释含油气产状，小于10米的地层，每层画一个符号，大于10米的地层可适当加密。 11、层理、构造及含有物：将岩石中含有的层理、构造及含有物用符号标注在相应位置。 12、气测曲线：按每米一点的气测百分含量绘制全烃和C1曲线，
影响岩屑录井的因素分析
影响岩屑录井的因素分析 岩屑录井是指对与钻井液一起返到地面的地层岩石的碎块和砂样进行录取和分析的一种作业。通过岩屑录井技术在石油钻井过程中可以系统的采集岩屑进行观察分析，从而对地层的岩性、物性和含油性进行直接鉴别，所以岩屑录井是一种非常重要的钻井录井方法。本文简要分析了岩屑录井的技术特点及影响岩屑录井的各种因素。 标签：岩屑；录井；影响因素 1.引言 随着录井技术的不断发展，对于岩屑录井的应用越来越广泛。相教于岩心录井来说，岩屑录井更为经济有效，岩屑录井对钻进速度影响小，能降低钻井成本。通过岩屑录井也可以直接有效的判断地层的岩性、物性和含油性。通過建立地层岩屑剖面图，可以了解地层的构造，探索生油层、储集层和盖层之间的关系，所以，岩屑录井在油气勘探和开发中起着非常重要的作用。依靠岩屑录井资料可以建立钻遇地层的岩性剖面，地质学家根据岩屑录井资料可以判断油气水层，分析油层的有效厚度等，为后期油井开发过程中各种施工措施提供地质依据。 2.岩屑录井的技术特点 岩屑录井是固定取样间距和迟到时间，连续的捞取钻井过程中被钻头破碎后随泥浆返出井口的岩屑和砂样，然后对其进行描述和分析，同时利用测井资料使其归位并且建立地层的原始岩样剖面图的过程。岩屑录井虽然成本低，但是获取的资料经过分析处理后是连续的，可以及时的了解井下地层的情况。岩屑录井的诸多优点使其在石油勘探中得以广泛的应用。岩屑录井包括三个主要的步骤，即样品捞取、样品描述和解释归位。其中的关键技术主要包括以下几个方面。 2.1岩屑样品的捞取。岩样捞取的关键是保证捞取岩样的深度准确可靠。而判断岩屑深度的方法通常用计算迟到时间来确定。所谓的迟到时间指岩屑从井底返至井口的时间。迟到时间的测算方法有很多，常用的有理论计算法、实测法和特殊岩性法。岩屑录井取样一般用取样盆在振动筛前连续捞取，取出的岩屑要用清水缓缓冲洗掉上面包裹的泥浆以便观察，冲洗的过程中要注意观察和记录岩样的特点。岩屑冲洗完后还要注意后期的晾晒和分装，并按照描述用的岩屑和挑样用的岩屑等进行详细的分类和记录。 2.2岩屑样品的描述。岩屑的描述是岩屑录井的难点，因为岩屑在上返的过程中被破坏的十分严重，十分细碎，要依靠岩屑最大限度的恢复地层岩性剖面存在一定的困难。在岩屑描述时要注意以下几点：（1）挑选真样进行逐包定名，然后再分段描述。（2）可以通过颜色分辨岩性。（3）如果遇到不能确定的岩性时，要注明疑点和问题。（4）若有失真的岩屑要及时注明失真程度及井段，必要的时候可以应用井壁取心进行补救。
录井地质总结报告(定稿)
附录4 探区 井录井地质总结报告 延长油田股份有限公司采油厂 年月日
探区 井录井地质总结报告 施工单位： 地质监督： 编写人： 审核人： 延长油田股份有限公司采油厂 年月日
录井地质总结报告编写规范 1、格式要求 1.1、纸张规格:报告（附表）采用A4（297×210mm）幅面。叠图采用A4（297×210mm）幅面。 1.2、封面格式:见附录1。区域探井、预探井用黄色封面，评价井用白色封面。 1.3、扉页格式:见附录2。 1.4、目录格式: “目录”两字采用小二号字，加粗，其他均采用四号字。见附录3。 1.5、正文部分:一级标题：小三号字，加粗；二级标题：四号，加粗；正文文字：小四号。 1.6、页码:正文开始标注页码，从1开始顺序编号，逢奇数页在右下底部，逢偶数页在左下底部。 1.7、字体:均采用宋体字。 1.8、文字和图件电子资料要求卡奔软件绘制。 2、报告内容及要求 第一章概况 1、本井所在的地理位置、构造位置及钻探目的。 2、简述钻井施工程序、工程事故及完井方法。 第二章录井综述 1、录井项目、内容、工作量及质量情况。 2、工程监测：钻井液检测、地层压力检测、工程事故预报等情况。 3、对录井资料质量的影响因素进行分析评价。 4、钻井液使用情况及目的层浸泡时间。 第三章地质成果 一、地层 1、简述本井所钻遇地层层序，钻遇的断层及地层变化情况（如地层缺失）等。 2、自上而下按组、段分述；
a、层位、井段、厚度。 b、岩性组合特征，包括颜色、岩性、结构、构造、成分、含有物。 c、电性特征。 d、重矿物特征、所含化石情况、沉积特征（只限区域探井）。 e、纵向岩性和厚度变化情况（与邻井对比）。 f、与下伏地层的接触关系。 二、构造 1、叙述本井构造情况，包括本井所处构造位置、构造形态、构造要素。 2、通过本井实钻情况与钻井地质设计对比，结合地震解释资料，简述本井构造落实情况。 三、生、储、盖层评价 1、生油岩。 1.1 生油岩的发育情况。暗色泥岩的颜色、厚度、分布情况，占地层总厚度的百分比。区域探井重点叙述该部分。 1.2 根据生油分析化验资料与区域成熟生油岩指标进行对比评价，资料充足的要定出本井生油母质类型和生油门限深度。 2、储集层。 2.1 叙述各目的层段内的储集层类型、发育情况（储层总厚度、最大、一般、最小单层厚度，储集层厚度与地层厚度之比）及纵向的变化情况。 2.2 叙述储集层岩性特征（岩石矿物成分，含有物、层理类型、粒度、磨圆度、分选、胶结物、胶结类型、成岩后生作用等、物性特征（孔隙度、渗透率等）和储层的储集空间特征，粒度分析曲线等。 2.3 有分析资料的应划分出储层的具体沉积相带（亚相级）。 3、盖层：盖层岩性、厚度、分布情况，有分析资料的要叙述排替压力和孔隙的孔喉半径。 4、生、储、盖组合情况 4.1 生、储、盖组合类型，平面分布规律。 4.2 评价生、储、盖层的组合情况是否有利于油气的聚集、保存，
地质录井的几点认识
曙光油田地质录井的几点认识 摘要根据曙光油田探区钻井、录井新技术使用情况及油气层特点，结合华北录井公司成立以来在鄂北工区油气勘探录井取得的一些录井成果与认识，提出一些适合曙光油田地质特点录井方法和经验，并分别从混入添加剂条件下油气显示的识别；定向钻井技术应用对地质录井的影响；曙光油田的油气层特点等三方面对曙光油田勘探录井方法方面提供一些参考。 关键词曙光油田录井技术油气解决方法 概述：地层简介所揭示的地层自上而下依次为第四系（Q），白垩系下统罗汉洞组（K1Z5），环河组（K1Z4），华池组（K1Z3），洛河-宜君（K1Z1+2），侏罗系中下统安定组（J2a），直罗组（J2z），延安组（J1-2y），三叠系上统延长组第三段(T3y3)，第二段（T3y2） 在钻井液混入有机添加剂条件下油气显示的识别 在钻井施工过程中，常因工程需要加入有机添加剂，主要有润滑剂、磺化沥青、乳化剂、防塌剂、柴油和原油等，这些材料对荧光录井和气测录井有不同程度的影响。干扰了真假油气显示识别，给油气层解释评价带来了很大困难。 1）对荧光录井的影响 荧光录井的原理：沉积岩中的沥青物质和石油中的一些组份，在紫外光的作用下能发出荧光。在钻井过程中用荧光灯来照射岩心或岩屑，从而发现其中的含油显示，根据发光的亮度和发光颜来可以半定量和定性地判别沥青物质或石油的含量和组份。但当钻井液中加入大
量的有机添加剂时，这种方法受到了极大影响。主要表现在以下几个方面： ①岩屑湿照、干照均有明显的荧光异常显示，系列对比显著提高。 ②岩屑荧光因添加剂类型不同而存在差异，影响较为严重的是磺化沥青类，干、湿照均有明显的荧光显示，磺化沥青的程度磺化程度愈低，对荧光录井的影响愈大；其次是润滑剂、消泡剂类，干喷照有显示，系列对比也较高。 ③随着加入量的加大，岩屑荧光含量和系列对比级别均有不同程度的提高。 表1 各种污染环境下岩屑荧光特征 2）解决办法 解决钻井液混油和有机添加剂对荧光显示现场有多种常归方法，精细观察法，定量荧光技术法，污染基值判别法、图版法、热解参数直接判别法。现仅就最适合本区现场操作的方法加以说明: 精细观察法：是指在荧光灯下挑出发光岩屑，观察岩屑断面发光面积及强度是否均匀。如果是不含油的污染岩屑，其断面荧光显示多为环状或发光强度外部大于内部，对其进行滴照，滤纸上将出现明显
煤层气井总体设计
目录 地质部分 (1) 一、基本数据 (1) 二、枣圆煤层气开发试验区布井方案 及该井在井网中的位置钻探目的 (1) 三、设计依据 (2) 四、设计地层剖面及目的煤层深度、厚度预测 (3) 五、地质录井项目及要求 (3) 六、地球物理测井 (3) 七、地层测试 (4) 八、样品采集与分析测试 (4) 工程部分 (6) 一、井身结构及套管程序 (6) 二、井身质量、固井质量......等项要求.. (6) 三、各阶段施工要求 (6) 四、施工进度预测 (8) 资料要求 (9) 一、需要提交的资料 (9) 二、资料提交时间 (10)
地质部分 一、基本数据 井名： 井别：参数井+试验井 地理位置： 构造位置： 井位坐标： X：Y：H：米 设计井深：米 目的煤层：二叠系山西组3#煤层和石炭系太原组15#煤层。 完钻层位：奥陶系峰峰组。 完钻原则：钻穿石炭系太原组15#煤层以下60米完钻。 完井方法：套管完井。 二、开发试验区布井方案及该井在井网中的位置和目的任务 该井的主要钻探目的和任务是： （1）获取可靠的目标煤层（3#、15#）煤层气评价参数，主要包括煤层厚度、埋深、煤岩煤质、割理和裂隙发育程度、等温吸附特征、含气量、含气饱和度、地层压力、原地应力、煤及顶底板岩石力学性质等。 （2）根据获得的较可靠的煤储层实测参数，与TL-003井进行初步对比研究，指导井网其它各井下步施工方案。
（3）井网其它各井钻井工程全部结束后，统一对主力煤层—3#煤层进行射孔压裂和排水采气试验。 三、设计依据 (1)“沁水盆地南部枣圆煤层气开发试验部署方案”（1999） (2) “枣圆煤层气开发试验井网各井总体设计原则”（讨论纪要） (3)“沁水盆地XXX井完井地质总结报告”（1998.2） (4) 沁水盆地XXX、XXX等井总体设计 四、设计地层剖面及预测目的煤层厚度和深度 根据井网上已完井的XXX井（相距该井约800m）完井地质总结报告，结合其他煤田勘探钻孔资料，并参考樊庄区块3#煤层、15#煤层厚度等值线和底板标高等值线图，预测出该井钻遇地层深度和厚度见表1。 预计该井3#煤层顶界深度为470m，厚度约6.0m; 15#煤层顶界深度为580m，厚度约1.4m。 该井设计地层分层数据表表1
快速钻井条件下提高岩屑录井质量的措施探讨
快速钻井条件下提高岩屑录井质量的措施探讨 发表时间：2019-07-30T11:05:21.013Z 来源：《基层建设》2019年第14期作者：赵兵辉 [导读] 摘要：随着钻井技术不断发展，PDC钻头加扭力冲击器的钻具组合大大提高了钻井施工速度，节约了钻井施工成本。 大庆钻探工程公司地质录井一公司资料采集第一大队 摘要：随着钻井技术不断发展，PDC钻头加扭力冲击器的钻具组合大大提高了钻井施工速度，节约了钻井施工成本。但PDC钻头特殊的破岩机理，导致所钻岩屑细小，给现场录井工作造成了较大的困难。为此，分析了快速钻井条件对岩屑录井的影响，针对实际情况，提出了切实可行的措施，对提高岩屑录井质量具有一定指导意义。 关键词：快速钻井；岩屑录井；影响；措施 前言 录井技术是油气勘探开发生产中最基本的技术之一，是发现油气层、解释落实油气层最直接、最及时的手段，也是获取井下各种信息及时、多样、分析解释快捷的技术之一，进而为研究、评价油气藏提供可靠的基础资料。近年来随着钻井工艺技术的发展，在油气勘探开发生产中，由于PDC 钻头运用的普及大大提高了钻井施工速度，给该油田钻井时效带来飞跃地向前发展，创造了可观的经济效益。但是，由于PDC钻头特殊的破岩机理，导致所钻岩屑细小，给现场录井工作造成了较大的困难，表现为岩屑样品的采集、鉴定、识别、描述面临诸多难题。 1 快速钻井对岩屑录井的影响 1.1 真假岩屑识别困难 真假岩屑的判别是岩屑描述的第一步，也是最关键一步。在日常工作中，我们通常把那些色调模糊，形态较大，局部微弯成棱角明显，个体较大的判断为假岩屑，而将颜色新鲜，个体小具棱角的判断为真岩屑。而PDC 钻头一般要求低钻压，高转速，大排量，加上本身独特的结构，使破碎后的地层岩屑呈极细的粉末状，这对传统的岩屑录井方法，即凭肉眼观察等来判断真假岩屑造成困难。 1.2 对岩屑描述的影响 PDC 钻头所钻岩屑极为细小，它的一些物理特征，诸如纯度、硬度等以及一些结构、构造特征、含矿物分布情况均不能明显表现出来，甚至造成假象。尤其是对一些含油气储层，因为好的含油气储层一般都较疏松，极易被PDC 钻头所破坏，加上钻井液的冲击一般会呈极小的岩屑出现，如果我们不仔细观察，将造成漏失油气层的不良后果。PDC 钻头所钻岩屑的描述一般常有的问题是描述内容不全面、不准确。 以上两点不利影响，造成的直接不良后果是降低了地层剖面符合率，使现场录井各地层单层厚度与测井所提供的各单层厚度相差较大，影响了油气层准确及时的发现。 2 提高岩屑录井质量的措施 2.1使用正确的捞、洗岩屑方式 细小岩屑的接样、采集捞取、洗样应严格按岩屑录井操作规程进行，接样盆放置位置应合适，以能连续接到从震动筛上滤出的新鲜细小真岩屑为宜，且应依据震动筛返砂变化情况，灵活调整接样盆的位置，如果震动筛返砂太少，筛布筛眼较粗，少于80目，应尽快与钻井队协调，使用80目以上的筛布，尽量减少细小真岩屑从震动筛上的流失数量。接样盆接满后应尽快取样，岩屑采集、取样应严格采用二分法或四分法均匀采集，确保岩屑样品的代表性，并将取样后多余的岩屑清理干净。如果接到的岩屑样品呈稀泥浆糊状，应尽量将整盆岩屑取出清洗，洗样时应尽量采用小水流，轻搅拌，稍微沉淀后倒去混水再换清水的办法，防止细小的真岩屑在洗样过程中流失；在倒样时，尽量将细小岩屑全部留下，将明显的大块岩屑掉块去掉。在晒样、烤样时，切忌在岩屑未滤干水份的情况下，过多地翻动，以免造成岩屑表面模糊；在岩屑收样装袋时，应尽量将细小真岩屑装入袋中，细小岩屑中真岩屑占的比例较大，要尽量减少在各个环节的流失。当然，要严、细、认真地做好这些工作，给地质采集工增加了较大的工作量，特别是使用PDC钻头采用螺杆加转盘复合钻进时，钻时快，一个采集工既要记录钻时，又要按要求取准岩屑，就需要增加人员，进行双岗作业，才能确保细小岩屑录井工作的准确性。 2.2 准确描述岩屑 刚洗净未晒干的细小岩屑，因其表面清洁，容易观察其岩性组合特征，晒干后，由于砂岩胶结疏松，一些未破碎的细小砂岩颗粒在晒样过程中因翻动又进一步破碎，且砂岩岩屑表面变得模糊而难以观察，因此对于细小岩屑描述，要进行湿样粗描，晒干后再细描。对于细小粉沫状岩屑的含油气性试验，挑样确实无法进行的，就取混合样逐包荧光滴照、CCl 浸泡照射。由于细小岩屑的含油气数量在洗样、烤样的过程中绝大部分被挥发、冲洗掉，残留下来的较少，就要求对于细小岩屑的含油气试验要及时在洗净后还未烤晒干的状态下进行，油气显示定级应适当上提一个级别。一般洗净的岩样，在盆底大多数为粉沫状细砂，将细砂取出少量进行荧光湿、滴照、CCl 浸泡照射，也能及时发现油气显示。另外，细小岩屑的含油气性判定应结合槽面油气显示进行，洗样时水面是否有油花、油膜。钻井液槽面蒸汽和岩屑是否有油气味。这就严格要求采集工取样时要随时观察钻井液槽面有无油气显示、震动筛上有无油花、气泡、钻井液蒸汽气味是否有异常、有无油气味，这些也是综合判定是否进入油气层的依据。 2.3加强荧光录井，及时判断油气显示 常规录井过程中荧光发现和荧光级别的确定是采用PDC钻头钻进时最困难的问题之一。首先要明白我们所称的荧光显示应该是指岩屑被钻头破碎并被携带至井口，储集层孔隙内残余油气经过处理后或未经处理时在荧光灯下的具体表现。砂岩被破碎的程度越低，对应的岩屑含油级别越高；反之，砂岩被破碎的程度越高，对应的岩屑含油级别越低，甚至无显示。被PDC钻头破碎的岩屑明显偏小、偏细，相对而言发现油气显示的难度会增大，比如中砂岩或粗砂岩以上的松散储集层，在井下表现为含油层系，经过PDC钻头破碎，中途再经过高温钻井液浸泡冲洗，其中的胶结物和所含油气已经完全溶解于钻井液之内，返至地面会变成单个石英或长石小颗粒，不存在所谓的孔隙，此种情况下即使采用有机溶液浸泡对比也不会有明显的油气显示特征；只有那些组成颗粒较小，分选好，胶结较致密或者灰质胶结的储集层，它们返至地面仍然保持着片状或块状或团块状，换句话说仍然保持有一定的孔隙，经过压碎滴照、浸泡，会轻易地发现油气显示。 2.4 加强显微镜的应用 采用PDC钻头钻井时，岩屑样极细，有时用肉眼较难看出岩样的变化率及其成分与结构构造，有时虽然都是砂岩，其钻井参数有着相当大的变化，其原因是砂岩颗粒的胶结物及其胶结类型的不同，有些砂岩其钻时、钻压都较大，其钻井参数又无明显的指示，此时就得利
综合录井
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。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。 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
录井技术培训教材
吐哈录井技术在油田勘开发中的应用从吐哈地区目前录井技术现状来看，各种录井方法均能从不同方面、不同程度反映井筒地质信息， 实时地为油气层监测提供最佳服务。通过这几年的研究分析，我们认为利用综合录井仪，通过随钻地 层压力、钻井液、气体色谱参数实时监测再结合常规地质、地化、QFT 、PK、OFA、热解气相色谱录井 技术，均能较好地完成油田勘探开发中的油气层监测与评价任务。为油气勘探开发和钻井施工提供决 策依据 一、油气实时监测与评价 (一)、常规地质录井 主要是取全取准岩屑、岩心资料和荧光录井资料。这是现场地质录井鉴别油气显示的最基本方法， 也是最基础、最直观的方法。其以岩屑、岩心为实物，以闻油气味、看颜色、看结构、看构造；浸水 试验、滴水试验、荧光直照、滴照、浸泡、系列对比等为手段划分含油级别，快速准确地判断油气显 示。 岩屑录井 岩屑录井是油田地质工作的基础，任何探井均需要进行岩屑录井。它是建立地层剖面、了解地层 层序、岩性组合、油气水显示的重要手段。捞取岩屑应首先观察有无油气味及冒气泡和油花现象，发 现有气泡和油花处，立即挑选出含油岩样来，擦净保存，以便进行荧光检查和描述用。在冼样时不能 冲冼，放水时不能溢出砂样盆，以防含油岩屑冲漂丢失，放水满过岩样即可进行轻晃漂冼。选样时也 要观察有无冒气泡和油花现象，一但发现立即取出油砂样保存。在挑样描述时，应综合分析各种资料， 要仔细观察挑选砂样，注意有无油气味。对岩屑表 面呈黄色、浅黄色、黑色、褐色、棕褐色的砂样均 要挑选出来进行详细的荧光检查。 荧光录井 荧光录井是录井现场工作的重点。其方法是将 样品放在紫外光下观察样品的荧光颜色和强度，进 而确定其是否含油。在现场其又分为荧光直照、滴 照、浸泡、系列对比五过程。虽然这种方法仍在使 用，但受人为因素的制约较明显，其原因在于许多 石油其荧光都超出肉眼的观察范围。众所周知，吐哈的原油主要为轻质油(凝析油)及稠油。对于轻质 油(凝析油)其在紫外线下荧光的最大强度已超出肉眼的观察范围；对于稠油，由于油质较重，容易产 生“消光”现象，因而对于一些荧光显示较差或肉眼观察不到荧光的油层，随时可能在录井中漏失， 从而影响了油田的勘探开发，造成难以估量的损失，为此推广应用新一代荧光录井技术(QFT、OFA)势
岩屑录井方法
岩屑录井 编写人：杨柳孝2005.10.27
第2章 岩屑录井 2.1 概述 岩屑录井是按照一定的取样间距及迟到时间，连续捞取并描述钻井过程中被钻头破碎后随泥浆返出井口的岩屑，并利用测井资料使其归位、建立地层原始剖面的过程。 岩屑录井成本低、资料连续、了解地下情况及时，在石油勘探中得到广泛地应用。 岩屑录井可分三个主要步骤，即捞样、描述和解释归位。捞样的关键是确保岩样的深度可靠；描述的关键是从混杂的岩屑样品中找出所在井深的真岩屑并给于准确的定名；而解释归位的质量则决定于操作人员的综合分析能力。 2.2岩屑样品的捞取 2.2.1确定岩屑井深 岩屑样品的井深由钻具井深和迟到时间确定，钻具井深是岩屑样品在地下的井深，但岩屑样品是在井口捞取的，岩屑从井底到井口有一个返出时间，此时间就叫迟到时间。 2.2.1.1钻具管理与井深的计算（见岩心录井） 2.2.1.2迟到时间的确定方法 A.理论计算法 Q V T ==H Q d D ?422）—（π 其中V ：井眼与钻杆之间的环形空间容积，米3； Q ：泥浆泵排量，米3/分； D ：井径，即钻头直径，米； d ：钻杆外径，米； H ：井深，米。 以上公式把钻头直径看作井径，但实际井径是很不规则的，工区实际井径的平均值大约为钻头直径的1.2—1.5倍，所以理论法计算的迟到时间在现场仅作参考。一般在开钻后，1000米以上的井段使用，但要附加一定的系数。 B.实物测定法 选用与钻屑大小相当的、密度相近的白瓷片、红砖块等较醒目的碎块，在接单根时投入钻杆后，同时投入颜色鲜艳的塑料片，记下开泵时刻。其后在井口观察返出物，当塑料片返出后，密切注视投入碎块的返出时刻并作记录，碎块返出时刻与开泵时刻的差值即为循环周时间，其中实物从井口沿钻杆到井底的时间叫下行时间，由井底沿环形空间返至地面的时间叫迟到时间，循环周时间减去下行时间即为迟到时间。由于钻具是规则的，所以下行时间是确定的，它等于钻杆容积除以泵排量。 因为迟到时间是随井深增加而不断改变的一个连续变量，而实际工作中又不可能每一个深度都进行测定，为了保证相对的准确性，东营地区规定1500m 以内做成一次。1500—2500m 每100m 作成一次。2500m 以下每50m 作成一次。若是岩性与迟到时间明显不符或井眼情况复杂等应主动加密测量。此外，在按一定间距实测迟到时间的基础上，应随井深的增加，采用正比法逐点加大迟到时间。 在钻井过程中，往往由于机械或其他原因需要变泵。可以是单泵变双泵，也可以是双泵变单泵，遇到这种情况，我们可用反比法进行校正。 ⑴变泵时间早于钻达时间 原新原新T Q Q T ?=
浅谈弱油气显示录井解释评价方法
浅谈弱油气显示录井解释评价方法 随着勘探领域的拓展、超深井的钻探、新型钻井工艺PDC钻头及新型钻井液体系的使用等，造成大量弱油气显示。各种原因造成的弱油气显示，使测录井“发现难、评价难、现场快速识别难、定量评价难”等矛盾日益突出。搞清弱油气显示的成因，寻求有效的录井工艺及方法成为必然。本文从弱显示油气层的录井响应特征和分布规律出发，针对弱油气显示各种类型，总结了地化、核磁、定量荧光录井在弱显示录井识别及评价中的应用，对提高今后现场录井资料的油层发现率，具有一定的借鉴意义。 标签：录井方法；油气显示；解释评价；分布规律 1 弱油气显示特征 ①地质录井呈弱显示特征：岩屑、岩心、壁心荧光级别低，油气层识别难； ②气测显示弱，产层与非产层难以识别与评价；③低电阻率、低孔低渗、水淹等，造成测进解释产层与非产层、储层与非储层难以评价。 2 弱油气显示成因 ①低孔渗造成的弱显示。低孔低渗油气层进入井筒油气少，造成岩屑、气测录井显示弱、测井解释级别低；②薄互层、细岩性造成的弱显示。油气层电阻率低，测井识别难；油层与水层电阻率相差小，测井评价时油、水层界线难划分； ③深层造成的弱显示。深层油气层往往物性差、油质轻、上返井段长、岩样烃类损失大，常规地质及气测均显示差，现场油气层识别难；④原油性质造成的弱显示。一般地，轻质油常规地质录井弱显示；重质、稠油气测显示弱；⑤其它成因造成的弱显示。钻井工艺如PDC钻头、钻井液体系、过平衡钻进等造成地质及气测录井油气显示弱；油层水淹使油气层烃类尤其轻烃损失大，地质、气测显示弱。 3 弱油气显示录井评价方法 弱油气显示给测、录井带来了较大的挑战，通过地化、核磁、定量荧光录井手段可以大大提高弱油气显示的发现。 3.1 弱油气显示地化录井评价技术 岩石热解参数S0、S1、S2及Tg分别是岩石中气态烃、液态烃、热解烃及总烃的含量，反映了储层含烃丰度及烃组分情况，可以看作样品的“含烃指标”，该指标越大则储层产油可能性越大；“失重百分比”是单位重量岩石中流体含量，是样品的“含水指标”，该指标可判断储层是否含水。热蒸发烃色谱是储层中可动烃更细腻的描绘，它直接分析出可动烃单碳峰含量，相当于油气层烃类的“指纹”。通过地参数及图谱，针对各种类型弱油气显示地化录井参数响应特征，寻找规律，
现场地质录井技术详解
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）
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。
录井资料解释2015版(优.选)
1、掌握储层物性，含油气水丰度和（油气水的可动性）是评价油气层的充要条件。 2、如果层内含油丰度相近而不同渗透带的渗透率相差较大，那么可以确定高渗透带内 没有充满油，水是可动的，该层不高于（油气同层）。 3、进行井间对比的条件是：井距不远，储层的埋深相近，层位相近，储集类型和（物 性）相近，油气水物理化学性质相近。 4、定量荧光仪测定的是（荧光强度）。 5、在平衡状态下，组分在固定相和流动相中的量之比称为（分配系数）。 6、岩心描述时，一般长度大于或等于（10）cm，颜色，岩性，结构，构造，含油情况 有变化着，均需分层描述。 7、正常地下油气显示层在工程参数出现钻时降低，DC指数减小，立压降低等变化，在 钻井液参数上，具有出口温度升高，相对密度（降低）和出口电导率（变小）等现象，而假油气显示没有上述变化。 8、氢火焰离子检测器属于（质量流速检测器）。 9、在下列各组参数中，是综合录井仪实时参数的是（立管压力，1号泵冲速率，4号泥 浆体积）。 1.QFT定量荧光仪的激发波长是（254）nm。 2.QFT定量荧光仪检测到的荧光物质是（以萘族为主的化合物）。 3.假岩心一般出现在岩心的（顶部）。 4.全脱分析时盐水必须使用（饱和盐水）。 5.普通电动脱气器使用时，一定要注意脱气器钻井液出口量，应为满管的（2/3）最 佳。 6.DC指数是建立在（泥岩沉积压实）的理论基础上的。 7.Slgma方法是根据（岩石骨架强度）理论基础建立的。 8.在钻井过程中，用岩性对比地层时，最有效，最可靠的的方法是（岩性标准层标志 层）。 9.岩石热解地化录井参数TMAX的含义是热解（S2）的最高点所对应的温度。 10.直接测量项目按被测参数的性质和及时性可分为：实时参数和（计算参数）。 11.转盘扭矩是反应（地层变化）及钻头使用情况的一项重要参数。 12.出入口钻井液温度的测量可以掌握（地温梯度），帮助判断油气层，还可以探测超 压地层。 13.从色谱组分分析仪注样开始到全部组分分析完成所用的时间为一个（出峰时间）。 14.对于气液色谱分离下列定义（利用不同物质的组分在涂有固定液的固定相中的溶解 度差异，从而在两相中有不同的分配系数，当混合物质通过色谱柱时是单一物质组分得到分离，即挥发-溶解-在挥发=在溶解直至分离）是正确的。 15.对于气固色谱分离：利用吸附剂对单一物质的吸附性不同，是混合物质通过色谱柱 分离，即吸附-再吸附-解吸-再解吸直至分离。 16.根据石油的荧光性，请选择物质的荧光颜色正确的一组（油，沥青。黄色） 填空题
地质录井技术在煤层气勘探中的应用
地质录井技术在煤层气勘探中的应用 摘要：工程现场测井技术服务采用岩矿分析、地球化学、地球物理等方法，对 钻井中固体、液体、气体等油井排放物的信息进行观测、收集、记录、分析，建 立测井地质剖面，发现油气标志，评价油气层，进行工程(投资者目前我国经济结构和能源结构都在变化)，煤层气和油气储层但是目前国内对煤层气测井方法的研究很少。因此，本文研究了地质录井技术在煤层气勘探中的应用，供相关从业人 员参考。 关键词：地质录井技术；煤层气勘探；应用 引言 煤层气是指以甲烷为主要成分的煤层中氢气，吸附煤基颗粒表面，或部分分 离煤层气或溶解在煤层水中，是煤的关联矿产资源，也是煤化工过程中的额外产品。大多数主要分布在地层中，其余在一定温度和压力下自由或溶解。近年来， 中国在煤田勘探中发展了技术登录技术，在甲烷含量检测和煤层分析方面比传统 技术有更大的发展，但其投资高、周期长的问题尚未得到解决，总体还有更大的 改进空间。 一、煤层气勘探与开发技术的分析 煤层气能源主要是在地下的土层中进一步形成的，然因煤层本身具备一定的 优势及特性，可以使得钻井的技术与常规的技术有所不同，过去的钻井方式在复 杂的一些地质层中使用是十分不合适的，从而造成勘探部彻底的情况，所以，在 煤层气的开采的过程中，对相关的问题也是做了相应的完善和改进。针对煤层支 撑压力大的问题，一般为了对煤层气的能源进行有效的保护，同时确保一定的安全，现场会用清水取代一定的钻井的液体，然而由于清水自身有一定的缺陷，从 而会造成一定的安全事故，因此需要研究相关的液体，来取代清水，进一步促进 行业的发展和进步。我国煤层的地质一般都不是很优质，一不小心就容易产生一 定的损伤，煤层的缝隙是很少，不能承受太大的压力，渗透的效果也不是很很好，除此之外，煤层会出现一些固体物质，从而导致一定的困难，现时期，运用的技 术会造成煤层出现损害的现象，由此对煤层的保护工作出现问题，还有因为煤层 受不了太大的压力，钻井液会逐渐的进入到煤层里边，一旦进去之后是很难再出 来的，煤层气会因此而出现堵塞的现象，降低煤层气进一步的勘探和开采。 二、录井技术的应用 2.1岩屑录井 所谓头屑测井是指以一定的间隔收集头屑，通过系统的观察、分析等模拟原 始地层的剖面。在整个煤炭勘探过程中，煤层屑的特点明显。例如颜色浅，植物 碎屑增加，云母发育，黄铁矿结核等，通过这些特征可以准确判断煤层的具体位置。 2.2钻孔循环介质测井 根据测量范围测量钻井设备性能数据(例如钻井周期支撑类型、密度、粘度、 过滤器损耗、泥浆饼、切向力、PH值、沉积物浓度、氯化离子含量等)，并对其 进行准确记录。对钻井过程中发生的煤屑破裂、泄漏速度等进行详细观察和记录。煤层气钻井后，液体表面煤屑的损伤和地层损失可作为确定煤层瓦斯含量和煤层 储压大小的辅助依据。 2.3核心(煤炭心脏)测井 岩芯(煤层)测井是通过对钻井过程中获得的岩芯(煤层)的技术描述，达到设定
岩屑录井操作规程_0
岩屑录井操作规程 长庆录井Z24队
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)
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2m3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。
录井解释方法
录井解释方法 开放分类：石油、地质、录井、采油 录录井解释方法 录井解释的具体工作，首先是对录井采集资料进行资料处理，求取储层评价参数，对录井单项资料进行定性解释，然后结合测井资料、岩心分析、试油等资料，进行图版解释和综合分 析判断，确定油气水层解释结论，预测油气层产能。从研究对象上，又可细分为油水层解释、气水层解释和水淹层解释。 第一节油水层解释方法 油水层解释流程： 采集资料处理——应用技术及有效参数优选——单项资料解释——解释图版建立——综合分析判断——油层产能预测 一、应用技术及有效参数优选 1.主要应用技术 ①岩心等实物观察判断技术 ②气测资料解释技术 ③地化分析评价技术 ④荧光显微图像分析评价技术 ⑤井喷、井涌、井漏、油气水侵及钻井液油气显示解释技术 ⑥测井解释技术 2.有效参数优选 ①反映有效厚度的参数：岩心含油产状及厚度，测井解释井段及对应的曲线特征，井壁取心含油砂岩井深位置，岩屑含油显示井段，气测异常显示井段。 ②反映孔隙性的参数：岩心分析孔隙度及孔隙类型，测井解释孔隙度、声波时差、岩性密度、中子密度曲线特征，地化热失重分析孔隙度，核磁共振分析孔隙度，岩心、岩屑、井壁取心岩性、粒度、分选性、磨圆度等，荧光图像分析面孔率。 ③反映渗透性的参数：岩心分析渗透率，岩心、岩屑、井壁取心岩性、粒度、分选性、磨圆度、胶结物、充填物、裂缝及层理构造发育程度等，荧光图像分析孔隙清晰度、连通性，测井自然电位、自然伽玛、声波时差、微电极幅度差、井径等。 ④反映含油性的参数：岩心、岩屑、井壁取心一次观察含油特征，地化分析岩石含烃量，气测分析全烃含量及异常显示曲线形态，井喷、井涌等异常现象及钻井液槽池面显示特征，测井电阻率及其曲线特征。 ⑤反映原油物性（渗流性）的参数：岩心、岩屑、井壁取心二次观察含油特征，地化分析岩石烃类组分含量、相对含量及其谱图形态特征，荧光图像孔隙含油颜色及分布特征，气测分析组分相对含量，井喷、井涌等异常现象及钻井液槽池面显示特征。 ⑥反映含水性的参数：岩心、井壁取心含水特征，地化分析烃类组分相对含量及其谱图形态特征，气测分析H2、CO2、CH4含量，气测异常显示曲线形态及组分相对含量，荧光图像含水特征，测井解释含水饱和度。 ⑦反映地层压力的参数：钻井液密度与井喷、井涌等异常现象，综合录井d指数、σ指数及钻井液体积等参数。 由于地下地质现象的复杂性，真实的地层很难直接得到，测、录井井筒采集资料中的感官现象、曲线特征、图形特征、图像特征、宏观的井口异常现象等，都可以作为获得储层参数的重要信息。 二、单项录井资料解释方法
第七章 井壁取心录井技术
第七章井壁取心录井技术 1 井壁取心作业 1．1 井壁取心的工艺技术由现场地质人员同取心施工队伍制定，并完成作业任务。 1．2 井壁取心是对油气探井完钻后，完成电测井时，视井下实际情况需要而进行的一项录井技术，由各油气田探区的勘探部（处）或相当的地质主管部门决定。 1．3 录井单位和施工单位的有关技术人员在现场具体商定取心位置和取心颗数。 1．4 拟定井壁取心，必须综合钻时、气测、岩屑及钻井液录井资料、电测资料，以综合测井曲线为重要依据。 1．5 精心施工，确保井壁取心质量和准确的取心深度。 2 井壁取心的原则 2．1 凡岩屑严重失真，地层岩性不清的井段均可进行井壁取心。 2．2 凡应该进行钻进取心，而错过了其取心机会的井段，都应作井壁取心。 2．3 油气层段钻井取心收获率太低，岩屑代表性又差，油气层情况不清时，要进行井壁取心。 2．4 岩屑录井无显示，而气测有异常，电测解释为可疑层，邻井为油气层的井段要井壁取心。 2．5 判断不准或需要落实的特殊岩性段要进行井壁取心。 2．6 需要了解的具有特殊地质意义的层段，如断层破碎带、油气水界面、生油层特征等要井壁取心。 3 井壁取心质量要求 3．1取心密度依设计或实际需要而定。通常情况下，应以完成地质目的为准，重点层应加密，取出岩心必须是具有代表性的岩石。 3．2 井壁取心的岩心实物直径不得小于12mm，岩心实物有效厚度不得小于5mm。条件具备，尽可能采用大直径井壁取心。每颗井壁取心在数量上应保证满足识别、分析、化验需要。若因泥饼过厚或枪弹打取井壁太少，不能满足要求时，必须重取。岩性出乎预料时，要校正电缆，重取。 3．3 井壁取心出井后，要有效保证岩心的正常顺序，避免颠倒。及时按出枪顺序由上而下系统编号、贴好标签，准确定名描述。及时观察描述油气水显示，选样送化验室。及时整理装盒妥善保存。岩性定名必须在井壁取心后一天内通知测井单位。 3．4 井壁取心数量不得少于设计要求，收获率应达到70％以上。 3．5 预计的取心岩性，应占总颗数的70％以上。 3．6 确保岩心真实，严防污染。要求所用工具容器必须干净无污染。 3．7 填写井壁取心清单一式两份，一份附井壁取心盒内，一份留录井小队附入原始记录中。岩心实物，现场及时观察描述完后，要及时送有关单位使用。