2录井规范.doc

地质录井规范1. 总则1.1 为适应石油及天然气勘探开发工作的需要，对原地矿部1988年颁发的石油及天然气勘查钻井地质规范（DZ6088）进行修订，形成本规范，作为石油及天然气勘探开发钻井地质工作的准则。1.2 本规范的覆盖范围包括钻前工作、综合录井、质量监控、完井地质工作及完井地质报告。1.3 石油及天然气勘探开发工作的基本任务是发现和评价油气田，提交石油、天然气储量，开发石油、天然气资源。1.4 钻井工程是直接发现、评价和开发油气藏的手段。钻井工程施工的全过程必须以取全取准各项地质资料及提供有利于油气评价和开采的合格井眼为目的。 钻井工程施工必须以完成地质任务为中心，坚持地质质量第一、严格执行钻井地质设计、确保地质录井、地球物理测井、中途测试、固井等工作的质量。1.5 钻井地质工作是油气勘探开发工作中获取相关地质资料的重要环节。1.6 录井队长是执行单井地质设计的负责人，对录井质量负责，要及时向甲方汇报地质录井过程中的地质成果和问题，钻井队长（或平台长）对完成地质任务的工程质量负责。1.7 钻井地质工作应严格按照HSE要求进行，把健康、安全及环境保护工作贯彻始终。1.8 在综合录井过程中，也应注意及时发现石油、天然气之外的其它有用矿产。1.9 各种录井设备均应建立档案并定期保养，保证设备正常运转，确保录井工作正常进行。1.10 对综合录井方面的新设备、新方法、新技术应积极引进、吸收，使之尽快应用到综合录井工作中，以不断提高综合录井工作的技术水平。1.11 本规范是石油、天然气勘探开发过程中综合地质录井工作的基本技术法规，各地区分公司可依照本规范有关条文制订相关实施细则。1.12 相关专业涉及钻井地质方面的内容，以本规范为准。1.13 附录与规范正文有同等效力。2. 钻前工作2.1 钻井性质的划分 石油天然气勘探开发钻井性质按照不同的任务可划分为参数井、普查井、探井、评价井、开发井（包括注入井）。参数井、普查井、重要探井（深度大于2000米的探井）井位部署建议由新星油气分公司审批，一般探井、评价井和开发井（包括注入井）由地区局或分公司审批并报新星油气分公司备案。2.1.1 参数井2.1.1.1 定义 在油气区域勘探阶段，地震普查的基础上，为了解一级构造单元的区域地层层序、岩性、生油条件、储层条件、生储盖组合关系，并为物探、测井解释提供参数而部署的钻井，它属于盆地（坳陷）进行区域早期评价的探井。2.1.1.2 部署条件 一个大地构造单元、盆地（或区域）内，已完成了：20万（或相当于：20万）区域地质测量、综合地球物理勘探，尤其是地震勘探工作，进行了初步构造区划，基本掌握了沉积岩系发育的厚度及埋藏深度。2.1.1.3 钻井地质任务 a. 建立勘查区内地层层序，了解地层岩性、岩相特征。 b. 建立勘查区内生油岩系的生油地化剖面。 c. 了解油气勘查目的层系的发育及生、储、盖组合条件。 d. 提供地球物理勘探所需的各种参数。2.1.1.4 井位建议及钻前预测应具备的资料 a. 区域地质及技术经济论证资料。 b. 1：20万地球物理勘探综合成果平面图。 c. 过井或近井的两条正交地震剖面和地质解释剖面图及地层层序。 d . 地震速度谱资料和地层压力预测资料。2.1.2 普查井2.1.2.1 定义 是以查明地层层序及展布、圈闭类型或获得生储盖条件、地球物理解释所需参数为目的而部署的钻井。2.1.2.2 部署条件 a. 在分区评价的油气勘查远景区（带）内，对待评价的各种圈闭进行了择优精选。 b. 初步明确了油气勘查的目的层系。 c. 完成了：10万（或1：5万）地震普查，提供了圈闭图件。2.1.2.3 钻井地质任务 a. 探索圈闭的含油气性、取得储层物性及油、气、水性质等资料。 b. 建立钻井地层剖面，了解岩性、岩相特征，为区域地层、构造及沉积相研究提供资料。 c. 提供地球化学及生、储、盖组合资料。 d. 验证地震波组地质属性，提供地球物理参数。2.1.2.4 井位建议及钻前预测应具备的资料 a. 具备1数层：10万（或：5万）地震构造图或其它圈闭图件。 b. 提交两条过井或近井正交的：2万地震剖面和地质解释剖面图及相关的钻前预测资料。 c. 提供钻井附近的地震速度谱和地层压力预测资料。2.1.3 探井2.1.3.1 定义 在油气勘探的圈闭预探阶段，在地震详查的基础上，针对构造带内各种圈闭而进行钻探，以发现油气藏，为计算预测储量和控制储量为目的而部署的钻井。2.1.3.2 部署条件 a. 圈闭落实可靠，有望获得工业油气流或相邻构造已发现了含油气层，或已获得了工业油气流。 b. 具备了：5万或1：2.5万含油气目的层圈闭图，二级断裂可靠。2.1.3.3 钻井地质任务 a. 发现油气藏（层）。 b. 了解油气藏类型，取得计算控制储量和预测储量所需参数。c. 了解岩性、岩相变化。d. 验证地震波组属性。2.1.3.4 井位建议及钻前预测应具备的资料 a. 有钻井验证的：5万目的层圈闭图。 b. 提交两条过井的或近井正交的：2万地震剖面和地质解释剖面图及油气预测图。c. 提供邻井油、气、水层位，地层划分及标志层深度资料。d. 有相关的钻前预测资料。2.1.4 评价井2.1.4.1 定义 评价井是在已证实有工业性油气构造、断块或其它圈闭上，在地震精查基础上，以查明油气藏类型、探明油气层的分布及厚度变化和物性变化，取得探明储量参数，评价油气田规模、生产能力及经济价值为目的而部署的钻井。滚动勘探开发中与新增储量密切相关的井，亦可列为评价井。2.1.4.2 部署条件 a. 已完成了初探任务，提交了预测或控制储量。 b. 具备了：.5万（或：5万）目的层顶面构造图，构造图内三级断层基本清楚。2.1.4.3 钻井地质任务 查明油、气、水分布特征，扩大已知含油气层的分布范围，了解储集类型和流体性质，获得油气产能和驱动类型等资料，为计算探明储量和编制开发方案提供依据。2.1.4.4 井位建议及钻前预测应具备的资料 a. 经钻井验证的： 2.5万目的层圈闭图及油气藏剖面图。 b. 有邻井油气显示层位、产能、压力资料。 c. 有相关的钻前预测资料。2.1.5 开发井和注入井2.1.5.1 定义 以开发石油天然气资源为目的而部署的钻井称为开发井，在油气田开发早期阶段，兼有进一步详细评价油气藏的滚动开发井亦可列为开发井。在油气田开发过程中，为提高油气采收率，增加油气藏驱动能力而进行人工回注水（气）的井称为注入井。2.1.5.2 部署条件 a. 已完成油气藏（田）的评价任务，提交了探明油气储量。 b. 已查明油气藏驱动类型，油、气、水关系清楚。 c. 有经审批的油气藏（田）开发方案（设计）。2.1.5.3 钻井地质任务 开发石油及天然气资源，发现新的含油气层，提高油气藏（田）采收率，完成油气产量目标。2.1.5.4 井位建议及钻前预测应具备的资料 a. 具备 ：1万油气层顶板圈闭图和开发井位图。 b. 地震剖面做了必要的特殊处理。2.2 井位拟定 根据年度油气勘探开发目标，由地区分公司的职能部门组织地质、物探、工程等有关技术人员共同拟定并编写井位建议及钻前预测，按相应管理程序报新星油气分公司或地区分公司审批、备案。2.3 井位勘定2.3.1 审批后的井位由各地区油气分公司职能部门组织有关人员进行井位勘定。勘定井位时，要求做到地震剖面、构造图、地形图、实地井位一致，勘定后编写详细的井位勘定报告，有关人员在井位勘定报告书上签字。2.3.2 现场勘定地表条件不满足施工要求时，移动井位需经职能部门批准。2.3.3 现场勘定后，要埋设井位标志，钻前任何人不得随意移动。井架安装时应按井位标志座落井口位置。2.3.4 实地勘定井位与设计井位的误差应小于5。钻机安装就绪后进行实测坐标。若发现超过允许误差，测量人员要立即上报主管部门。2.4 钻井地质任务书的内容钻井地质任务书由地区分公司下达，内容包括：钻井的构造位置、地理位置、地震测线位置、井位座标、钻井性质、设计井深、完钻原则、钻井地质任务、钻遇地层岩性组合特征及界线深度、油气层预测、综合录井项目及要求，以及施工中应注意的其它问题。2.5 钻井地质设计2.5.1 钻井地质设计应紧扣地质任务书的地质任务及综合录井项目要求来设计。2.5.2 钻井地质设计是钻井工程设计的基础，钻井工程设计应依据钻井地质任务书和钻井地质设计内容及有关要求进行设计，各项施工应以保证完成地质任务为前提。2.5.3 钻井地质设计应具有统一的内、外封面，统一的编写格式（见附录D）。2.5.4 钻井地质设计的一般内容2.5.4.1 布井依据，主要论述部署钻井的地质依据及地层岩性、油气、构造圈闭条件等。2.5.4.2 钻井基本数据钻井位置：地理位置、构造位置、测线位置包括测线号及桩号、井位座标（X、Y、H）钻井性质及设计井深、完钻原则和完钻层位2.5.4.3 钻井目的及地质任务2.5.4.4 预测钻遇地层岩性、地质界线井深及与地震波组界面的对应关系。2.5.4.5 预测钻遇目的层井深及油气显示类型、层位、井深。2.5.4.6 地层压力预测2.5.4.7 综合录井内容及要求包括钻时录井、岩屑、岩心录井、气测录井、荧光录井、地化录井、钻井液录井、油气录井、工程参数录井、迟到时间测定、采样项目及其它录井项目和要求。依据钻井性质和地质任务，可选用不同项目、不同间距，提出不同要求，以达到完成地质目的为原则。2.5.4.8 地球物理测井项目及井段2.5.4.9 故障提示：提示易发事故的井段及应采取的预防措施。2.5.4.10本着安全钻井、保护油气层、尽量减少污染的原则，依据不同井别、不同地层压力系数，对钻井液类型、性能、油层浸泡时间、井身结构、堵漏材料及措施、固井质量等提出具体恰当要求，制定相应的油气层保护措施。2.5.4.11依据钻井性质及区内情况，设计中可对中途测试原则加以注明。2.5.4.12 完井上交资料项目及要求2.5.5 依据钻井性质、不同的勘探开发阶段，钻井地质设计应有不同的侧重。2.5.5.1参数井、普查井应侧重于查明区域地层发育特征，建立地层层序和岩性、电性剖面，落实含油气性，为构造修编提供依据。2.5.5.2 探井应侧重于落实局部构造或圈闭含油气性及生、储、盖组合特征。2.5.5.3 评价井应将侧重点放在油气藏（层）评价、储层评价、圈闭评价及储量评估等方面，为编制开发方案提供可靠的基础地质资料，设计应详细交代前期勘探程度、邻井油气水层特征及分布，并附邻井油气水层柱状剖面图及本井油气水层预测对比图。2.5.5.4 开发井（包括注入井）简要介绍油田的开发现状、油气田的地质特征、构造特征、圈闭特征、油气水的纵横向分布特征、主要目的层段地层界线井深及主要岩性段井深、油气水层预测井段井深、主要开发层系油水界面井深、开发区内水动力条件及地层压力预测、开发效果预测。并附主要开发层系含油气面积图、邻井油气水层与本井油气层预测柱状剖面对比图、过井十字油气藏剖面图、油藏动态压力图。2.5.6 钻井地质设计经审批后有效，并应及时下发到施工单位，施工单位未收到设计不得开钻施工。2.5.7 钻井施工过程中，发现实钻结果与钻井地质设计有较大出入时，录井队应及时上报甲方，甲方应及时研究修改方案，经设计审批单位批准后实施。在修改方案下达之前，仍按原设计执行。2.5.8 甲方在钻井施工过程中修改钻井地质设计必须有正式的书面文字通知，录井队有权拒绝甲方任何人口头上对设计的修改指令，否则责任由录井队承担。2.5.9 完钻原则2.5.9.1 钻达地质设计层位，完成地质设计任务。2.5.9.2 钻达设计井深。2.5.9.3 油气层底界距井底不少于30。特殊情况由甲方确定。2.5.9.4 遇特殊情况，甲方可视其情况，决定是否完钻。2.5.9.5 完钻时间：指钻达设计井深或甲方指令井深后，钻头起出钻台面的时刻。2.5.9.6 完井时间：指油层套管固井质量校深曲线检测最后一套下井仪器起出钻台面的时刻；裸眼完井指最后一套综合测井仪器起出钻台面的时刻。2.6 录井队资质要求2.6.1 录井队必须首先取得资质认证。各作业单位应优先使用资质等级高的录井队。2.6.2 录井队人员及资质要求 录井队人员及资质必须符合新星油气分公司录井队资质等级标准。2.6.3 不同性质的井要求相应资质的录井队进行录井，参数井要求使用甲级队录井，普查井、探井、评价井要求乙级（包括乙级）以上录井队录井。2.6.4 录井队人员 录井队在现场工作人数必须符合录井队资质等级标准要求。2.7 录井队钻前准备工作 钻前准备工作，是保质保量、顺利完成地质任务、达到地质目的的保证，井队和录井队必须密切配合，动员全体职工做好钻前准备工作。2.7.1 录井队和井队应认真组织学习和传达钻井地质设计及审批意见，使全体职工明确钻井目的、任务和质量要求。2.7.2 地质技术人员要在了解区域地质资料的基础上学习、掌握地质设计，做到要求明确、措施落实、分工合理。2.7.3 准备好全井地质施工所需的物品：计算机、打印机、荧光灯（两台）、暗室。新配标准系列（两套）、电子秒表、岩心箱、岩屑箱、砂样盘、岩心劈割器、双目镜、放大镜、照像机、烘干箱及其它必备用品。易损工具及用品要配足，必须有通讯及汇报系统,软硬件配备根据工区要求确定。2.7.4 钻井液槽与捞砂房的安装要求2.7.4.1钻井液槽便于捞取岩屑及放置脱气器、钻井液传感器。钻井液槽有效长度不小于m，坡度以13为宜，槽底平整；导液管口与钻井液槽底面不能有落差。捞砂台以平台的形式安装在钻井液槽与捞砂房之间。捞砂房内要有记录桌、荧光灯暗室、防爆电源、捞洗晒岩屑设备等。捞砂房必须接地（接地电阻小于4），上下梯子及护栏完好。钻井液槽上方要安装防爆灯，灯光满足要求。2.7.4.2 钻井液在地面循环的情况下，必须保证岩屑的正常捞取。2.7.4.3 导液管与振动筛直接密封联接时，必须考虑脱气器的安装位置和保障岩屑取样的真实性。2.7.5 洗岩屑用水应干净无污染，使用方便。污水排放应符合环保要求。2.7.6 气测仪、综合录井仪器房与捞砂房安装在同侧。距离井口不小于30m，不大于50m，且对钻台（井口）便于观察。综合录井仪的安装、调试见附录。2.7.7 各类传感器的安装见附录。2.8 钻前验收2.8.1 由甲方组织相关部门的专业人员组成验收组，在开钻前对钻井队和录井队的准备工作进行全面检查，逐项验收，填写钻前验收书，钻前验收合格后方可开钻。2.8.2 人员资质核定：录井队长、仪器工程师资质必须与经过认证准入的等级队人员一致，其他技术人员及气测工、采集工资质必须与认证资质一致或相当，人员数量必须符合规定。乙方需要调整录井队人员时，须报请甲方批准。2.8.3 设备资质核定：对录井仪及附属设备进行核实，录井仪必须是资质认证时或投标书标注的录井仪或同档次的录井仪，原则上允许高档仪器替换低档次仪器，不允许低档次仪器替代高档次仪器。2.8.4 录井人员对工区及邻井地质资料的熟悉程度：主要录井人员应对施工所在的工区区域地质资料及邻井地质资料熟悉，认真学习钻井地质设计和钻井工程设计内容，对地层、油气层可能发生的变化要有针对性的技术措施。2.8.5 捞砂台、捞砂槽的安装符合要求。2.8.6 为保证电动脱气正常工作，振动筛三通槽内钻井液深度应大于0.5m，底部不得有沉砂。2.8.7 值班房：配置工作所需桌椅，工作制度、安全制度、岗位责任制上墙，各种录井装备及各种录井报表齐全。2.8.8 录井仪器房按规定摆放。2.8.9 各类传感器安装及校验符合要求。3. 综合录井在钻井过程中，通过各项录井（特别是应用综合录井仪、定量荧光仪、地化分析仪等先进仪器）获取直接或间接反映地层、岩性、油气水及工程施工等方面的有关资料和数据的综合性录井技术叫综合录井。它包括岩心录井、岩屑录井、气测录井、地化录井、钻时录井、工程参数录井、荧光录井、井口油气录井、钻井液录井等多种方法和技术。3.1 岩心录井 利用获取的岩心资料来研究地层、岩性、沉积构造、储层物性、流体性质及其它矿产的录井技术叫岩心录井。岩心是钻井过程中利用特定钻井工具对井下某一层位取出的柱状岩石。3.1.1 钻井取心目的3.1.1.1 获取岩性、岩相资料，分析判断沉积环境。3.1.1.2 获取古生物资料，进行地层对比，确定地层时代。3.1.1.3 取得储集层有效厚度及其物理化学等特征资料，获取其岩性、物性、电性、含油气性及“四性关系”资料，获取保护开发油气层的化验分析资料数据。3.1.1.4 取得生油岩地化指标及其特征资料，确定区域勘探开发前景。3.1.1.5 取得地层倾角、接触关系、断层、孔洞缝资料，为研究油气藏类型，确定开发方案提供依据。3.1.1.6 获取油气田储量计算资料。3.1.1.7 取得开发过程中必须取得的资料数据，检查开发效果。3.1.1.8 解决钻井现场临时出现的工程、地质问题。3.1.2 确定取心井段的基本原则3.1.2.1 钻井取心分地质取心、油气层取心和工程取心，根据工区的研究程度、钻井性质和地质任务，设计钻井取心层位及取心对象，根据工程施工需要进行工程取心。3.1.2.2 参数井、普查井目的层系各组段地层应控制取心，参数井地质取心进尺为目的层系厚度的1015，普查井地质取心进尺为目的层系厚度的510，发现含油气层后，必须进行油气层取心，原则上应取穿油气水层界面，油气层取心进尺不能充抵地质取心进尺。3.1.2.3 参数井、普查井进入目的层段，要及时发现各油气组合的第一油气显示层，并尽量取得岩心，其下各油气显示层应及时卡准，取好岩心。3.1.2.4 探井取心进尺为预测全井含油气层总厚度的30%，要保证主要油气显示层均有岩心控制。3.1.2.5 探井要卡准含油气层。厚层的孔隙性含油气层和裂隙性含油气井段要连续取心；长井段的夹层、互层含油气层井段应间断地取心；设计中的油气取心层位无油气显示时应进行控制取心。3.1.2.6 探井预测含油气层井段以外新发现的含油气显示，新发现油气层时应进行取心，原则上应取穿油气层底界。3.1.2.7 评价井取心进尺根据圈闭评价和储量计算的要求而定，原则上一个含油气构造应利用多口井协同取心来建立起主要油气层的完整岩心剖面。3.1.2.8 评价井新发现的含油气显示，取心原则与探井相同。3.1.2.9 参数井、普查井完钻前应进行地质取心，探井井底层位不确切，也应进行完钻地质取心。3.1.2.10 海上钻井，取心次数和进尺适当减少。3.1.2.11 开发井、注入井原则上不取心。3.1.2.12 编写钻井地质设计时，要根据地质目的及要求，明确规定取心层位及取心要求。3.1.2.12.1 油气层取心不受设计取心回次、进尺限制。3.1.2.13 油气层井段漏取或取心率过低，需进行井壁取心弥补。3.1.3 取心前准备工作3.1.3.1 根据钻井地质设计，钻前向井队有关人员交底，明确钻井取心井段和见油气显示时钻井取心原则。3.1.3.2 认真掌握设计取心原则，结合区域及邻井钻探资料，进行分析研究，做好取心预测和预告。3.1.3.3 为了卡准取心井段，录井队必须认真进行地层对比，以设计为依据，根据实钻结果不断修正地质设计取心井段。3.1.3.4 在目的层或可能含油气井段，如遇低钻时、放空、泵压异常等现象时，司钻应立即停钻，循环钻井液；仪器操作员应密切注意钻时、泵压等参数，发现异常应立即通知有关人员循环钻井液。若循环钻井液证实为含油气层，应立即取心。3.1.3.5 参数井、普查井取心油气层揭开厚度不得超过2.0m，探井、评价井、开发井取心油气层揭开厚度不得超过1.5m。海上录井油气层揭开厚度不得超过2.5m。3.1.3.6 取心前工程、录井人员共同认真校核井深，准确丈量取心工具，计算取心钻具方余（入）。3.1.4 岩心编录3.1.4.1 岩心出筒应使用岩心卡，地质人员必须在场，岩心出筒后按从左到右、从上到下顺序排放，确保岩心不乱。3.1.4.2 准确丈量岩心长度，计算取心率，并对岩心含油气情况初步检查，含油气岩心不得用水冲洗，用布擦干后及时描述，并于24小时内向甲方上报取心结果。3.1.4.3 岩心出筒时应及时做岩心入水试验，观察岩心是否溢气。在岩心溢气处用红铅笔标记号，并详细记录岩心入水试验情况，如气溢出时呈连续状或断续状、气溢持续时间、强度。从孔隙或是从缝洞中溢出等现象均要作详细描述并及时拍照。3.1.4.4 编录前对岩心认真核查，保证岩心次序不乱。3.1.4.5 岩心要一次性丈量和分段、分块编号，凡长度5cm的岩心，都必须统一编号，分块岩心长度一般不大于40cm。编号时，在每一块岩心表面左端用白漆涂4cm 2.5cm长方形块，在漆块上用黑色油漆标注岩心编号，破碎岩心用白色布袋装好，在白布袋上用黑色笔编号。该块岩心排列顺序号本次取出岩心总块数岩心编号格式： 回次 3.1.4.6 认真填写回次票及分层票。3.1.4.7 岩心出筒后48小时内完成编录、描述，当日及时发出专报。3.1.4.8 含油气岩心要求及时劈开采样，采整块岩心样后，应在相同位置用相同长度的木块替代，并标注岩心编号。3.1.4.9 连续取心时，若获取到残余岩心，一般推至上一筒编录归位。3.1.4.10 岩心箱要进行统一编号。 （格式： 井、井深mm，编号，第箱）3.1.4.11 取心数据包括：回次数、取心井段、取心进尺、岩心长、取心率、取心层位、岩性分层深度、视厚度、岩心编号、岩性、含油气情况、破碎及磨损情况等。3.1.4.12 岩心取心率要求（见表1）表1 岩心取心率标准表 井深 取心率低限(%) 层段、井别4000m煤层、风化壳、易破碎岩层油气层探井类90908530非探井类858075非油气层8075703.1.4.13 岩心回次票、分层票要求（格式）井岩心回次票进 尺自 m至 m层 位岩心长 m编 号取心率 %残 留 m录井队取心日期 86cm井岩心分层票层 位编 号深 度自 m至 m岩心长 m取心率 %岩 性描述人描述日期 86cm3.1.5 岩心描述3.1.5.1 岩心描述采用“回次综合、分层细描”的原则，做到观察细致、定名准确、分层合理、内容齐全、重点突出、术语规范、标准统一。对于沉积构造、特殊地质现象要附有素描图或照片。3.1.5.2 取心率不足100，应根据岩性磨损程度、破碎情况，结合钻时，按测井曲线归位到相应井深。3.1.5.3 一般厚度大于0.1m的岩层均要单独分层描述，小于0.1m的层，作条带或夹层描述，不再分层。3.1.5.4 厚度小于0.1m的特殊层，如油气层、化石层及有地层对比意义的标准层等，要单独分层描述，绘图时适当放大。3.1.5.5 连续取心时，两筒岩心的连接处，磨损面上下，不到0.1m的岩心，也要单独分层描述。3.1.5.6 岩心描述内容包括：岩性定名（采用颜色十含油气级别十矿物成分十粒度十基本岩性定名）。颜色（采用复合色）、矿物成分（单矿物成分与岩块的岩石类型等）、结构（粒度、磨圆度、分选程度、结晶程度、颗粒大小、形状特征及相互关系等）、构造（层理类型、层面特征、接触关系、团块、含量、斑块、结核、冲刷面、缝合线、虫孔、节理、劈理、裂缝、孔洞等）、胶结物（胶结物成分、胶结类型、胶结程度等）、化石及含有物（化石种类大小、丰富程度、保存程度、含有物种类、分布状况等）、含油气水情况（含油饱满程度、面积、油气味、滴水试验、荧光显示特征等）、地层倾角及接触关系。3.1.5.7 对于碳酸盐岩岩心，还应详细描述和统计孔、洞、缝发育情况，包括：裂缝的长度、宽度、产状、裂缝数量及充填情况、充填物及结晶程度；孔洞的类型、大小、数量、发育程度，连通性、充填情况、充填物及其结晶程度；缝洞组合特征及连通性；缝合线发育程度、分布特征、缝中含有物等。3.1.6 井壁取心的原则及要求3.1.6.1 根据录井、测井资料认为属油气显示层，但无岩心资料时，应进行井壁取心。3.1.6.2含油气层段取心率低，应以井壁取心补充。3.1.6.3 测井资料与录井剖面明显不符或地层层位不清时，需以井壁取心加以验证。3.1.6.4 取心深度必须准确。3.2 岩屑录井 获取、观察、分析并综合运用各种资料进行岩屑鉴定、描述和归位，以恢复地层剖面的录井技术叫岩屑录井。岩屑是指钻井过程中被钻头破碎的岩石碎块。3.2.1 取屑间距3.2.1.1 根据工区的工作程度、钻井性质及目的、任务，在钻井地质设计中具体规定取屑井段和间距。3.2.1.2 参数井、普查井、探井、评价井目的层段取屑间距为1m，非目的层段，取屑间距为210m。含油气井段及重要地质界线附近则加密到0.5m。3.2.1.3 开发井目的层段取屑间距为1m，非目的层段一般不录井。3.2.1.4 注入井一般不录井。3.2.2 岩屑录井要求3.2.2.1 要把握好捞屑、洗屑、荧光检查、晾干、描述、采样、装袋、保管八个环节。3.2.2.2 按设计要求勤测、测准、用好岩屑迟到时间，确保岩屑的代表性及真实性。3.2.2.3 钻进过程中保持钻井参数相对稳定，钻井液性能要利于保护油气层及岩屑录井质量。3.2.2.4 岩屑必须在钻井液槽内按其迟到时间准时捞取。取屑方法应选择合理捞取位置多次捞取、积累成样。特殊情况下，可在震动筛取样。3.2.2.5 钻井液迟到时间理论计算及测量：一般1000m以上井段采用理论计算值，1000m以下井段采用实测值（浅井施工视实际情况而定），其间距非目的层段100200m实测一次，目的层段50100m实测一次，随时注意排量的变化，修正迟到时间。如换径钻进，长时间停钻后，均应及时测量迟到时间。当钻遇特别突出的高低钻时层，岩性特征又很明显，应及时捞屑以校正所用的迟到时间。 实测迟到时间时，一般选用条状彩色塑料片及瓷碗碎块或染色的岩屑同时入井。测量物的大小以能安全通过钻头水眼为准。实测迟到时间期间，要保证泵压、排量、泵速稳定，不得中途停泵，以免影响实测效果。3.2.2.6 迟到时间公式 a. 钻井液下行时间计算 d02H to 4Q 式中：t0某一井深的下行时间（min）； do钻具内径（m）； H井深（m）； Q排量（m3min）。 b. 钻井液上返时间计算 （D2d2）H t 4Q 式中：t某一井深的上返时间（min）； D钻头直径（m）； d钻具外径（m）。 c. 实测迟到时间公式： t实=t循-t0式中：t实某一井深时测量物实际上返时间（即迟到时间）； t循某一井深时测量物投入后开泵，至测量物返出井口时循环一周的时间。 d. 经验公式： t岩屑=t钻井液+t0 e. 泵量变化时迟到时间的换算： t现=t原Q原Q现 式中：t现泵量变化时新的迟到时间（min）； t原上次实测迟到时间（min）； Q原上次实测迟到时间的排量（m3min）； Q现泵量变化后的排量（m3/min）。3.2.2.7 每包岩屑捞完及时清理沉砂，每次下钻到底，先冲孔10分钟以上，再开始钻进，新岩屑上返到井口前，应清理沉砂，减少岩屑混杂。3.2.2.8 岩屑要及时洗净，对于“软泥岩”，应采取漂洗方法，以保证岩屑本来面目；对于极细、松散岩屑要采取淘洗，避免冲掉。洗样时要注意嗅有无油气味，观察含油岩屑的有关情况。3.2.2.9 钻遇可能含油气层时应冲孔，冲孔时间为岩屑迟到时间的1.5倍。3.2.2.10 采集工应按设计要求逐包进行观察和含油试验，对岩性和油气显示进行简单描述，目估含油岩屑占本层岩屑的百分比，并结合其它资料准确判断显示的层位、深度和含油级别。地质大班要在12小时内对储层进行逐包荧光复查，并对油气显示进行现场解释定级。3.2.2.11 参数井、普查井全井每包岩屑捞取量不得少于1500g，分为正样（供保存）、副样（供采样）和百格盘。探井、重点评价井非目的层井段只采集正样（含百格盘样），目的层井段需采集正样和副样（含百格盘样），数量与参数井、普查井相同。副样请示甲方同意可以就地处理。开发井只在目的层井段采集正样（含百格盘样），注入井原则上不采岩屑样。3.2.2.12 目的层井段，钻井工艺（如钻头选型）应满足岩屑录井的要求。非目的层井段，由于钻井工艺（如PDC钻头、巴拉斯钻头）造成钻屑颗粒很细，岩屑混杂时，应尽可能地捞取真岩屑，同时应参考钻时、扭矩、转速等参数，结合邻井地质资料判断岩性。3.2.2.13 目的层段不得漏取岩屑，全井漏取岩屑包数不得超过总数2（井喷、严重井漏、放空除外）。3.2.2.14 岩屑应分包晾晒，不准混杂。寒冷季节烘烤岩屑时，应避免高温烘烤。含油岩屑不准烘烤。3.2.2.15 每次起钻前应循环钻井液至全部岩屑返出后方可起钻。因钻井事故、取心等原因，未返出的岩屑应在下次钻进前充分循环钻井液，取全残留样（井底取心时未返出的岩屑不采残留样）。3.2.3 岩屑描述要求3.2.3.1 一口井岩屑描述应由专人负责，中间不得随意换人。3.2.3.2 描述人要熟悉区域地质资料及邻井实钻资料。3.2.3.3 描述要数十包一齐摊开，系统观察描述，利于找出颜色变化、岩性界线，进行分层。3.2.3.4 岩屑描述时，必须充分利用双目镜、放大镜等工具及试剂，同时必须综合考虑钻时、气测、钻井液及井口、槽面、池面、震动筛前显示等资料。3.2.3.5 岩屑描述内容：参照岩心描述。3.2.3.6 碳酸盐岩地层，除对岩性详细描述外，还要描述次生矿物种类及分包估计百分含量，晶粒大小、自形程度，为利用岩屑资料判断孔、洞缝发育情况提供依据。3.2.3.7 油气显示层段，除对岩性进行详细描述外，还需对油气显示特征进行详细描述。3.2.3.8 油气显示层、特殊岩性标志层厚度大于半个录井间距，应单独分层进行描述。3.2.3.9 岩屑描述要及时跟上钻头，不得滞后24小时的进尺。3.3 钻时录井 记录、分析钻时资料的录井技术叫钻时录井。钻时是钻头钻进一个单位深度所需要的时间。3.3.1 各类钻井均从井口开始钻时录井，非目的层段录井间距等同于岩屑录井间距或其二分之一，油气水层段及取心井段应适当加密，全自动仪器应连续检测。3.3.2 要及时记录钻时突变点及放空井段的深度（特别是目的层井段），以便卡准低钻时层的厚度。一般比背景值降低二分之一至三分之一可视为低钻时层。同时应注意高钻时油气层或特殊油气层特征。3.3.3 要记录各种钻井参数及其变化情况，记录钻头类型、使用时间以及蹩跳钻等现象。并须注意溜钻和其它非地质因素造成的假低钻时。3.3.4 目的层和油气显示井段不得漏点，全井漏点数不得超过2。3.3.5 每钻完一个单根和交接班时，要进行一次井深校对，一个单根井深误差要小于0.1m。3.3.7 钻具管理以工程为主，录井人员必须参加。丈量钻具必须用钢尺，丈量长度精确到1cm，复查无误后编号登记。加强钻具管理，及时核对钻具长度，坚持工程、地质、气测“三对口”，钻具不清不打钻，确保入井钻具准确无误。3.3.8 及时绘制钻时曲线，并按录井深度标明起下钻位置。3.3.9 井深的计算 井深从钻台面起算。3.3.9.1井深计算公式 a. 陆上钻井 井深=钻具总长+方入 （式中：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+方钻杆长度-方余 （式中：钻具总长=钻头长度+接头长度+钻铤长度+钻杆长度） b. 海上钻井 井深=钻具总长-方余+平均水深-当前水深 （式中：方余=平台面以上的钻具长度）3.3.9.2 方入（余）计算公式 到底方入=终了方入-新加单根长度 =井深-钻具总长 到底方余=终了方余+新加单根长度 =钻具总长+方钻杆长度-井深 整米方入=到底方入+前一单根打完时的井深与其紧邻的整米井深之差值 整米方余=到底方余-前一单根打完时的井深与其紧邻的整米井深之差值3.4 荧光录井 测定和分析岩屑、岩心或钻井液中荧光的强度、颜色、波长等资料的录井技术荧光录井。3.4.1 荧光录井间距同岩屑录井间距，岩心荧光录井间距为0.1m0.5m，在油气水界面附近要适当加密。3.4.2 常规荧光录井要保证荧光灯完好，功率1236瓦，波长 360420nm。要求使用四氯化碳，试剂必须清洁无污染，经荧光检查无色方可使用；荧光对比标准系列由各地区化验室统一配制，尽量用本区同一性质油气藏原油配制，不能用失真或浓缩的对比标准系列进行对比分析。3.4.3 荧光对比系列分为112级，其含量标准：每10ml四氯化碳溶液中发光沥青的含量，单位：克。系列对比级别121110987654321发光沥青含量（g/10ml）1.2510-26.2610-33.1210-31.610-3810-4410-4210-4110-4510-52.510-51.2510-56.2610-63.4.4 目的层井段采集工对当班录取的岩屑要逐包系统干照、湿照，并将其观察结果详细记录。非目的层井段的岩屑也应逐包干照，储集层岩屑则挑样进行湿照并结合气测及钻井液槽面油气显示观察等资料，力争不漏掉油气显示资料。3.4.5 全井要有专职人员系统及时复查岩屑及岩心荧光，对测井可疑井段及区域油气层段要进行复照，对油气显示层逐层进行综合描述。3.4.6 要采用干照、滴照、湿照及系列对比等方法，要注意鉴别其它矿物发光和污染的干扰。 干照指岩屑或岩心直接在荧光下照射；滴照指岩屑放在滤纸上，滴试剂以后在荧光下照射，观察岩屑和滤纸的发光情况；湿照指岩屑用试剂浸泡后，观察试剂浸泡液在荧光照射下的发光情况。3.4.7 观察时要注意量（如发光面积百分比、含油岩屑占本层真岩屑百分比等）、质（发光颜色）的变化，要特别注意新鲜面发光特点，一旦发现荧光，要向上追踪顶界，及时确定油气显示井段。3.4.8 目的层井段或可能含油气井段的储层均应用四氯化碳进行系统的系列对比分析。系列对比分析采集干照发光或储层岩屑1g，装入干净试管，加入四氯化碳5ml，采集工当班照射对比后密封静置2小时复查，确定系列对比级别。地质大班（专职人员）及时复查（岩屑12小时之内复查，岩心立即复查）。采集工发现显示后，大班应立即全面复查，落实追踪显示层顶底界。3.4.9 碳酸盐岩井段，要特别注意缝、洞壁荧光显示，并注意区别次生矿物（如方解石、石英、石膏等）造成的荧光显示。3.4.10 资料录取内容：井深、岩性、含油（气）层产状、本层岩屑占总岩屑百分比、干照和湿照荧光颜色、试剂浸泡后溶液颜色、荧光下试剂浸泡液的颜色、系列对比级别、含油气级别。3.4.11 水平井、大斜度井在混油钻井液井段，应采用定量荧光录井代替传统荧光录井。负压钻井一般不要求荧光录井。3.4.12 对轻质油、凝析油发育区域，应尽量使用定量荧光录井方法。3.5 气测录井 利用气相色谱技术，实时测定、记录、分析钻井过程中钻井液气体含量性质及其组份，从而判断储层流体性质的录井技术叫气测录井。3.5.1 气测录井原则及要求3.5.1.1 参数井、普查井、探井、评价井监视全烃全井连续记录，气测异常井段连续进行组分分析，开发井从目的层开始监视全烃连续记录，气测异常井段连续进行组分分析。3.5.1.2 录井过程中应始终保证色谱仪处于良好运行状态，气测曲线不稳或发生漂移时，应结合其它资料迅速查明原因，排除假象。原因不明停钻，同时取气样尽快送实验室分析。3.5.1.3 色谱记录原图要正确标注以下内容：迟到井深、停泵时间、加单根时间、起下钻位置；衰减档次、走纸速度、空气调零、走基线；保留时间；灵敏度、重复性检查、扩散气测；单根峰、地层后效、钻井液后效；日期、班次及值班者姓名等。3.5.1.4 钻过油气层后，应做每个回次的后效测量，详细记录后效显示特征，并根据后效井深算出上窜速度，确定后效层段。3.5.1.5 钻井液气侵或后效强烈，必须循环钻井液脱气，至全烃基值稳定，且曲线波动幅度在相对基值10%范围内，方可正常钻进。负压钻进，钻开油气层后，全烃基值基本饱和，常以出口流量变化或组分变化判别是否揭开新的油气层。3.5.1.6 井队必须在开钻前48小时提供符合要求的电源，以调试、标定各种录井仪器，做工作曲线。电源要求：电压380/220V10%，频率50HZ4%。3.5.1.7 仪器发生故障或供电不正常时，必须立即停钻，故障排除，待正常后方可钻进。3.5.1.8 除井喷、井漏等无法测量井段外，目的层和异常井段不允许有漏测。3.5.1.9 随时注意钻井液性能变化和脱气器工作状况，及时掌握钻井液处理情况，如加入药剂的种类、数量、混油情况等，并及时测定气测、荧光背景值。3.5.2 色谱仪标定、调试要求3.5.2.1色谱标准定量校验一律采用“定量进样校正曲线法”。在一定的操作条件下，用已知纯样品加稀释剂（气体试样用空气稀释）配制成不同浓度标准样，采用定量进样方式，逐点注入色谱仪，经分离、放大、检测后，最终绘制成电压响应信号百分含量校正曲线，即标准工作校验曲线。3.5.2.2 正式校验前，原始工作曲线（记录纸上）须保留30min的走空气基线，30min的走切换基线。3.5.2.3 烃类标定浓度系列（%）：0.01，0.05，0.1， 0.5，l，5，10，50，100。3.5.2.4 非烃类标定浓度系列（%）：CO2： 0.2，0.5，l，3，5，10，20，30， H2：0.02，0.2，0.5，l，3，5，10，30直到饱和。3.5.2.5 进行配样、分析操作、保留值卡定的人员，一经确定，中途不得换人；仪器标定及校验全程必须连续，中途停电、曲线间断、仪器故障时必须重做；球胆配样存放时间不得超过l小时。3.5.2.6 进样分析由低浓度向高浓度逐点标定，每个标定浓度点进样分析不少于3次，同时要对色谱组份出峰的名称、峰值、保留时间、百分含量、量程等及时进行标注。3.5.2.7 改变衰减档次必须重新进行空气调零，并标注；色谱峰值未达到满量程时，不得变换衰减档次。衰减档次一般置于0.5mvcm处。3.5.2.8 工作曲线标定顺序先做烃类，再做非烃类，并按此序编号，每条曲线之间间隔为30min。3.5.2.9 仪器标定结束后，绘制刻度曲线及电压百分含量浓度对照表。3.5.2.10 记录笔零点位置及颜色规定：全烃笔零点置于0cm处，用红色记录笔；烃组份笔零点置于1cm处，用绿色记录笔；热导非烃类笔置于7cm处，用蓝色记录笔；深度记录笔用红色。3.5.2.11 仪器标定每口井开钻之前标定一次，连续工作超过6个月时应再标定一次；重复性检查每口井做5次以上，目的层井段每次起下钻检查一次，脱气器口进样5次以上，对仪器灵敏度和气路进行检查并详细记录。3.5.2.12 记录仪走纸速度正常情况下为 20cmh，校验仪器或异常井段为 60cmh。3.5.2.13 严禁用高压气瓶代替氢气发生器，不得用压风机气源代替仪器空压机气源。3.5.2.14 综合录井仪仪器性能、技术指标、检查校验、维护保养及记录内容等要求见附件B。3.5.3 气