岩屑录井操作细则

1、岩屑录井操作细则1 采集内容包括井深、钻达时间、迟到时间、捞砂时间、层位、岩性、描述内容、岩屑样品。要注意岩屑捞取时间、间距、位置及方法、岩屑描述、岩屑样品采集以及岩屑处理等环节，岩屑的归位误差：目的层应小于2个录井间距，非目的层应小于3个录井间距。2 岩屑捞取2.1 迟到时间的测量及计算2.1.1 理论计算法：T迟V/Q（D2d2）H/4Q 式中：T迟钻井液迟到时间（min）；Q钻井液排量（m3/min）；D井眼直径（m）；d钻具外径（m）；H井深（m）；V井内环形空间容积（m）。注： 井径不一致时，要分段计算环形空间容积，并求和（VV1+V2） 钻具外径不一致时，要分段计算环形空间容积，并

2、求和（VV1+V2） 理论计算法求取的迟到时间一般不作为录取岩屑时应用，仅作为参考，或在实测法不能完成时，临时参考应用。2.1.2 泵冲数法：N（D2d2）H/4q式中：N累计捞砂泵冲数，冲；q泵每冲的容积（m3）；D井眼直径（m）；钻具外径（m）；H井深（m）；2.1.3 实测迟到时间：(1) 计算原理公式：T迟T一周-T下行式中：T迟岩屑（钻井液）迟到时间（min）；T一周实际测量一周的时间（min）；T下行测量物下行时间（min）。T下行 （C1+C2）/Q 式中：C1钻杆内容积（m3）；C2钻铤内容积（m）；Q钻井液排量（mmin）。(2) 测量物质：白瓷片（重物），塑料条（轻物）。(

3、3) 记录井口投物时间（T）观察振动筛，分别记录捞到白瓷片的时间（T重）和捞到塑料条的时间（T轻）。(4) 分别计算T循重T重-T T循轻T轻-T(5) 分别计算T岩迟、T泥迟，并做好详细记录。(6) 迟到时间测定要求：a 依据钻井地质设计要求，在规定的间距范围内以符合要求为准，否则继续测定，但不超过该测定间距范围。b 钻井液迟到时间测定标志物为玻璃纸或软塑料条，岩屑迟到时间测定标志物应为瓷砖片或染色岩屑。 c 迟到时间测定间距，应考虑地层的新老及钻速的快慢，实测时可以加密。d 迟到时间必须在取样井深以上50m以内测成；进入预计油层前50m，必须实测迟到时间，同理论计算值相比较，分析误差及原因

4、，校正迟到时间。e 迟到时间的测定，原则上至少每200m实测一次，根据实际情况加密，在目的层和下套管前50m左右必须实测一次。一般情况下，井深1500m，每200m测定一次；井深1500m2500m每100m测定一次；井深2500m3000m每80m测定一次；井深3000m， 每50m测定一次(超过4000m可824小时测定一次。若下套管前未进行迟到时间的测定，下套管后可采用理论计算的迟到时间，进入新井眼20m内实测迟到时间。f 实测迟到时间必须经录井队地质师或录井队长审核签字认可后方能使用。2.1.4 迟到时间的检验方法(1) 特殊岩性法：与邻井对比，利用大段单一岩性中的特殊层，在钻时上表现

5、出特高或特低值，记录钻遇的时间和上返至井口的时间，二者之差即为真实岩屑的迟到时间。(2) 用气测过程中的循环气体峰（单根峰），也是精确计算、检查迟到时间的一种方法。2.2 岩屑捞取时间计算(1) 泵排量无变化情况下：捞样时间=钻达时间+迟到时间。(2) 变泵时间早于钻达取样深度的时间： T新T原(Q原/Q新)；新捞样时间=钻达时间+T新。(3) 变泵时间晚于钻达取样深度的时间，早于捞样的时间：新捞样时间=变泵时间+（Q原/Q新）（变泵前捞样时间-变泵时间）。(4) 如果连续变泵则按上述方法确定捞样时间。2.3 岩屑捞取间距及数量依据钻井地质设计书要求进行取样，每包岩屑数量为500g，系统挑样井

6、段捞取2包岩屑各500g（其中一包为现场描述、挑样、粘贴实物剖面用，一包为保存的原样）。2.4 岩屑捞取方法(1) 严格按捞砂时间在架空槽挡板前或钻井液振动筛前定点捞取，严禁随意捞取。遇油气显示，卡取心层位，卡层位界面等特殊情况时，可加密捞取。(2) 取样时要严密注意槽池内的油气显示情况。(3) 每次取样后，必须将捞样处的余砂清理干净，保证新样的存储；样品数量少时，全部捞取，数量多时采用垂直切捞二分、四分法从所接样中，从顶至底取样。(4) 正常情况下，每次起钻前，必须取完已钻井段岩样，大于录井间距四分之一以上的零头砂样也要捞取（井深尾数大于0.2m应捞取岩屑），与下次钻至取样点所捞的岩屑合为1

7、包。若遇特别情况，起钻前无法取全的岩样，下钻后应补捞，但这种岩样质量太差，应加说明。(5) 渗漏时，要校正迟到时间。井漏未取到岩屑，要注明井段及原因。(6) 钻遇特殊层段，取不到岩屑时，及时采取措施。(7) 侧钻井岩屑取样：侧钻点在已录井井段，从开始侧钻就应取观察样，一旦发现侧钻出原井眼，按钻井地质设计要求连续取样，编号自侧钻出点前原编号顺延。2.5 岩屑的清洗(1) 清洗方法要因岩性而定，以不漏掉、不破坏岩屑及矿物为原则。(2) 正确的洗样方法是，充分显露岩石的本色，防止含油砂岩、疏松砂岩、沥青块、煤屑、石膏、盐岩、造浆泥岩等易水解、易溶岩类被冲散流失。可将岩样初步冲洗后，观察是否是造浆地层

8、，若发现造浆岩性将岩样分成两半，一半简单冲洗，另一半洗净。若遇极易碎岩层和造浆地层、易水溶水解岩层，必须漂洗，如岩盐、软石膏等。(3) 清洗砂样一般用洗样筛在洗样池（洗样池容积不小于1m3）中清洗，严禁用水在洗样筛中直接冲洗砂样。洗样池水要经常更换，水要保持清洁，严禁油污，严禁高温，严禁用盐水(盐岩层除外)清洗砂样。(4) 注意嗅油气味，观察含油岩屑的情况。(5) 油基钻井液录井的岩屑应采用柴油、洗涤剂、清水进行清洗。2.6 荧光直照(1) 岩屑洗净后，必须立即进行荧光湿照和滴照,并写荧光照记录。肉眼不能鉴定含油级别的储集层岩样要浸泡定级。(2) 通过荧光直照发现的荧光真岩屑，要按规定选样，做

9、系列对比及含油特征观察。(3) 岩屑晾干后还要进行荧光直照，以搞清其颜色、含量等变化。3 岩屑晾晒、保管、百格盒装入3.1 岩屑晾晒(1) 岩屑清洗干净后，按深度顺序整齐地摆放在晒样台上晾晒（环境和条件允许应采取岩屑自然晾干，并避免阳光直照），并标明深度，且每包之间有一定的间隔，防止混样。(2) 除雨季、冬季可用烤箱烘烤砂样外，正常情况下应尽量使砂样自然凉干。(3) 雨季、冬季需要烘烤时，要控制烘箱温度，烘烤时要注意保证岩屑不被烘烤过度而变质失真，烘烤温度应控制在90-110摄氏度为宜，显示层岩屑控制在80摄氏度以下，最好用抽风机吹干,含油岩屑严禁烘烤，只能自然晾干。3.2 岩屑保管(1) 岩

10、屑晒干后，用标明构造、井号、井深、编号的砂样袋装好正样，自左至右地放入专用岩屑盒内。(2) 正样袋上深度应与岩屑深度一致，编号与岩屑描述记录统一。(3) 岩屑未取到或量极少时，在正样袋上和副样标签上注明原因。(4) 每盒上标明构造、井号、盒号、取样密度、起止井深及岩屑数量，其格式如下：构造：构造 盒 号：第盒 井段：m井号：井 取样密度：包/ m 数量： 共包 (5) 岩屑装盒，妥善保管，防止日晒、雨淋、损坏、倒换位置、丢失、沾染油污等。(6) 侧钻成功的井，原废弃井眼与新井眼重复段的岩屑，完井验收后再处理。3.3 百格盒装入规定(1) 装入岩屑，应具有代表性，每5格标明井深。(2) 装入顺序

11、应按取样深度从左至右、从上至下依次装盒。(3) 取心井段可放入小块岩心代表相应井深岩性。(4) 每格装90%，做到利于观察、方便搬运，不串格。(5) 发现少量特殊岩性及矿物，应用白纸包好，标明深度，放回原位。(6) 井喷、井漏岩屑未取到或量极少时，在相应格内放入“井漏（喷）无岩屑”或“井漏（喷）岩屑量少”等字条。(7) 百格盒的正面应贴上标签，标签内容：井号、盒号、层位、井段、包数、日期。4 岩屑描述4.1 描述方法(1) 在自然光下描述未过筛的岩屑干样。(2) 挑选新鲜真实岩样逐包定名，分段描述。(3) 岩性鉴定要注意干湿结合分辨颜色，对浅层松散岩屑要干描和砸碎描述结合，系统观察认准岩性，审

12、视准确挑选岩样，反复比较分层定名，从上至下逐层描述。(4) 不能定论的东西要注明疑点和问题。(5) 岩屑失真段，主要内容描述后，要注明其失真程度及井段，进行原因分析，用井壁取心资料及时校正和补充。(6) 岩性、颜色、含油气性等不同时，均要分段描述。(7) 厚度不到一个取样间距的标志层、标准层、油砂显示层，应按一个取样间距单独定名，分段描述。(8) 岩性、电性不符的井段，复查岩屑。(9) 结合班报表的油气观察记录，确定油气显示。(10) 用不饱和或欠饱和盐水钻井液钻进，未取到易溶盐岩岩屑的，描述可参照该段钻井液氯离子和电导率的变化，并结合钻井参数和岩屑数量变化情况以及测井曲线特征加以判定和描述。

13、(11) 有薄片鉴定资料的，参考薄片资料。(12) 长井段取心，且岩心中单一岩性厚度较大者（0.5m），岩屑描述时可参照岩心岩性描述。4.1.1 岩屑的鉴别(1) 观察岩屑的色调和形状：色调新鲜，其形状往往多棱角或呈片状者通常是新钻开地层的岩屑（但应注意，由于岩性和胶结程度的差别，在形状上也会存在差异，如软泥岩常呈椭球状，泥质胶结的疏松砂岩呈豆状或散砂）；反之，在井内久经磨损成圆形、岩屑表面色调模糊或者岩块较大者，多为上部井段的滞后岩屑或掉块。(2) 观察岩屑中新成份的出现：在连续捞取岩屑中，如果发现有新的成份出现，并逐渐增加，则标志着井下一个新层次的开始。即使开始出现的数量很少（特别是在井深

14、的情况下，对于一些薄岩层，有时仅发现有数颗新成份的岩屑），反映是进入了新的地层。(3) 从岩屑中各种岩屑百分比的变化来识别：对于由两种或两种以上岩性组成的地层，观察新成份的出现往往不易区分开来，所以须从岩屑中某种岩性的岩屑百分比含量增减来判断是进入什么岩性的地层，从而确定其真伪。(4) 利用钻时、气测等资料验证：除综合使用上述几种判断方法之外，为了可靠起见，还须参考其他录井资料。例如参考钻时资料对于辨别砂、泥岩和灰质岩类就比较准确；油层在气测曲线上也常有显示。4.1.2 岩屑的初描岩屑洗净后，应对岩屑进行初描。初描的目的和内容主要是：(1) 掌握钻时与岩性的关系，以便了解二者深度的符合程度，检

15、验钻井液迟到时间，校正井深。(2) 系统观察岩性，识别真伪岩屑，参照钻时分层定名，对其中少量的特殊岩性及特殊的结构、构造等，要挑出样品包好，注明深度，放在相应深度的岩屑上面，以备细描时参考。(3) 细致观察是否有油砂，如有显示应包一小包，注明深度，放在该深度的岩屑上面。(4) 对岩性进行粗略描述，以便掌握岩层层序，为修改地层预告提供依据，粗描要做到新成份出现卡出单层厚度，结合钻时卡出渗透层以初步判断油、气层。4.1.3 岩屑的细描岩屑晒（烘）干后应及时进行系统、细致的描述。对岩屑描述的要求着重在岩石定名和含油、气情况。(1) 大段摊开，宏观细找：在描述前，先将数包岩屑（如1015包）大段摊开，

16、稍离远些进行粗看，目的是大致找出颜色和岩性有无界线；然后再系统地逐包仔细地观察岩屑的连续变化，找出新成份，目估百分比变化情况，避免孤立地看一包岩屑。(2) 远看颜色，近查岩性：因为岩屑中颜色混杂，远看视线开阔，易于区分颜色界线。用这种方法划分出来的层次，都是明显或较厚的层。有些薄层或疏松层，岩屑数量极少，这就需要逐包的仔细查看，以发现那些不明显的新成份、细微的结构变化等。这样的细查工作还常常是有目的地去进行，如与邻井对比该段应出现油层或其它较为特殊岩性，或因为出现某种异常变化（如钻时，钻进中的憋、跳钻，漏失现象和气测显示等），使怀疑可能有某种岩层出现时，就需要再仔细找落实。(3) 干湿结合，挑

17、分岩性：岩屑颜色的描述一律以晒干后的色调为准。但岩屑润湿时，颜色和一些微细的结构、层理等格外清晰而明显，易于区分。因此，常在岩屑未晒干之前就粗看一遍，记下某些岩性特征和层界，作为正式描样的参考。对一些岩屑百分比变化不明显、很难用目估法分辨的层次，则可在各包中取出同样多的岩屑，分别挑分出每包各种不同岩性的岩屑后，再进行比较，正确判断和除去掉块与假岩屑。(4) 分层定名，按层描述：通过上述方法所观察到的岩性变化概念，遵循去伪存真的原则，参考钻时曲线，进一步在岩屑中上追顶界下查底界，卡分出层来，对每层的代表样进行描述。4.1.4 “卡层”的原则是：(1) 在大段单一岩性中，如有新成份出现（如大段泥岩

18、中出现砂质岩），或是同一岩性内颜色有变化时，都应单独卡出层来。(2) 根据不同岩性的数量变化情况进行卡层。(3) 以0.5m为单层厚度的最小单位。因为小于0.5m的岩层在岩屑中常不明显，在绘图时亦不易表示，在综合研究时除有特殊意义的岩层外也很少应用。4.2 描述内容岩性定名、颜色、矿物成分、结构、构造、含有物、物理化学性质、含油气显示情况。碳酸盐岩定名主要依据岩石中碳酸矿物的种类，次要依据岩石中的其它物质成份，着重突出与岩石储集性能有关的结构构造。4.2 1 岩性定名(1) 按“颜色+含油级别+岩性”定名。(2) 不同岩石种类参与的“岩性”定名有不同方法，具体的“岩性”参与定名方法视同岩心定名

19、中各岩类的说明。(3) 对复杂和现场认识不清的岩性必须借助分析化验资料（薄片、粒度等）定名，在原始描述记录中作好标记。(4) 碳酸盐含量分析参与岩性定名。(5) 定量荧光的对比级别参与含油级别定名。4.2 2 颜色 视同岩心录井中的颜色。4.2 3 矿物成分描述能判断出的主要矿物成分及其它成分的相对含量，可用”为主、次之、少量、偶见”等术语来描述。描述视同岩心描述中的矿物成份。此外，结合各矿物成份自身表现出来的一些地质现象，尽可能地进行描述。4.2 4 结构:结构描述以粒度、分选、磨圆程度为主，颗粒表面特征也应详加描述，根据岩屑显示的结构特点参照岩心结构描述内容进行。4.2 5 构造： 构造描

20、述视其岩性显示特征，参照岩心构造描述进行。4.2 6 胶结物及胶结程度:胶结物成分常见的有泥质、高岭土质、灰质、白云质、硅质和铁质等。胶结程度分四级：松散、疏松、较疏松、致密。松散：一般胶结物很少，且多为泥质胶结，其特征是岩石成散粒；疏松：一般为泥质或高岭土胶结，其特征是用手可将岩石捻成细颗粒；较疏松：胶结物含量多，多为泥质胶结，含少量灰质，其特征是用手难以捻成颗粒；致密：胶结物含量多，多为灰质、白云质和硅质胶结，其特征是用手不易将岩石捻成颗粒。4.2 7 化石及含有物:化石：描述化石名称、颜色、成份、大小、数量、产状、保存情况。含有物：常见的有黄铁矿、菱铁矿、炭屑、沥青、盐类矿物、次生矿物等

21、；描述名称、颜色、大小、结晶程度、透明程度、数量、产状、分布特征等。4.2 8 物理化学性质:描述岩屑的硬度、风化程度、断口、水化膨胀和可塑性、燃烧的程度、光泽性、溶解性、含钙情况（与盐酸反应情况）4.2 9 岩屑形状岩屑形状有团块状、团粒状、片状、粉末状、碎块状、扁平状等；处理事故、研磨落物等岩屑失真，岩屑形状可以不描述。4.2 10 描述岩屑的微裂缝及针孔大小、分布情况。4.2 11 油气显示情况(1) 孔隙性含油岩屑含油级别划分见表227表227 孔隙性含油岩屑含油级别划分 含油级别含油岩屑占岩屑的质量分数%油脂感味滴水试验饱含油95油脂感强、染手原油味浓呈圆珠状、不渗入富含油7095油

22、脂感较强、染手原油味较浓呈圆珠状、不渗入油浸4070油脂感弱、可染手原油味淡含油部分呈馒头状油斑540油脂感很弱、可染手原油较淡含油部分呈馒头状、微渗油迹5无油脂感、不染手能够闻到原油味滴水缓慢渗入渗入荧光0无油脂感、不染手，荧光系列对比6级以上（含6级）一般闻不到原油味渗入（2） 缝洞性含油岩屑含油级别划分见表228表228 缝洞性含油岩屑含油级别划分含油级别含油岩屑占定名岩屑的百分含量%富含油5油斑51油迹1荧光荧光系列对比6级以上（含6级）(3) 根据原油性质、储层孔隙类型进行含油级别划分和油气显示描述，稠油、轻质油含油级别划分可借鉴岩心含油级别划分。5 岩屑样品采集(1) 按钻井地质设

23、计要求的项目进行岩屑挑样。(2) 混合样品按钻井地质设计要求从备用挑样用的岩屑中直接取样。(3) 非混合样品按钻井地质设计要求从备用挑样用的岩屑中挑取，先把挑样用的岩屑过筛，除去掉块，倒在挑样盘中，与描述时分层定名的岩样对比，用镊子在挑样盘中挑样，将挑好的样品应及时装入填写好的挑样袋（挑样袋上要填写序号、井号、岩样深度、岩性、样品名称）。(4) 填写送样清单一式两份，一份随样送研究院化验室，一份保存，现场核对清楚。填写内容包括：构造、井号、样品名称、分析项目、送样井段、包数、取样日期、送样日期、送样单位、送样人、编号、井深、部位、岩性等。(5) 凡岩性识别不准，层位不清的样品，应送研究院化验室

24、进行鉴定；现场未能定名的岩屑送薄片样品鉴定时可不填写岩性。(6) 进行热解烃分析的样品应挑选新鲜真实样品100mg5 mg，如挑选岩屑混合样，应为50-100mg。样品不能污染，并及时送研究院化验室鉴定。(7) 样品质量和数量必须符合设计要求。(8) 不允许从正样袋中取样。6 随钻岩屑录井图6.1 随钻岩屑录井图格式及绘图内容见录井资料的整理、原始录井图幅随钻岩屑录井图1.11.3。6.2 校正剖面的方法及归位原则6.2.1 了解岩性在测井曲线上的特征各类岩石因其岩石性质的差异，在测井曲线上反映出不同的电性特征。反过来，根据不同的电性特征就可以确定岩石的性质。常见的几种岩性在测井曲线上的特征。

25、(1) 泥岩：视电阻率曲线显示平直，自然电位曲线平直无异常，微电极曲线幅度低平无幅度，自然伽马曲线读数最高，中子伽马曲线读数最低，声波时差较小。(2) 砂岩：视电阻率曲线出现幅度，幅度的高低与岩性、地层水矿化度、胶结物性质、含量、胶结程度密切相关；微电极曲线出现正幅度差；自然电位曲线显示负异常，且随泥质含量的减少，幅度增大；声波时差曲线出现平台状；自然伽马值最低，并随泥质含量增加而读数变高。(3) 灰质砂岩：视电阻率曲线显示高值；微电极曲线幅度高于普通砂岩，但幅度差小；自然电位一般有小的负异常。(4) 油页岩：视电阻率曲线显示高值；微电极曲线呈高幅度的尖峰，多为负幅度差；自然电位曲线平直，个别

26、情况下，可出现负异常。(5) 炭质页岩：视电阻率曲线显示中等高值；微电极曲线幅度较高，无幅度差，或有小的负幅度差；自然电位正异常；声波时差低值；自然伽马曲线显示低值。(6) 灰岩、白云岩：视电阻率曲线呈现高阻尖峰；微电极曲线幅度高，亦呈尖峰状，若与其它岩性成薄互层则曲线呈锯齿状，有幅度不大的正差异或负差异；自然电位曲线平直或略显负异常；自然伽马低值；中子伽马高值；声波时差最低。如果孔隙、裂缝比较发育时，微电极曲线幅度变低，且有明显的正幅度差；自然电位呈现负差异；声波时差增高，有时出现周波跳跃现象。(7) 生物灰岩：视电阻率曲线显示高值；微电极曲线幅度高，呈正幅度差；自然电位曲线负异常。随生物灰

27、岩孔隙发育情况的不同，微电极曲线的幅度差及自然电位的负异常也有所不同。(8) 泥灰岩：视电阻率值较高，且随钙质含量的增加而增高；微电极曲线幅度较高。有小的正差异或负差异；自然电位曲线平直；自然伽马值高于灰岩。(9) 石膏：视电阻率值高，如含泥质时，则视电阻率值高中有低；自然伽马低值；声波时差小（一般在55微秒/米）；井径扩大。(10) 岩浆岩：由于岩浆岩内部结构特征的不同，或遭受了不同程度的风化等原因，使岩浆岩在各种电测曲线上的反映也有很大的不同，但视电阻率曲线幅度特别高地岩浆岩的普遍特征。(11) 各种测井曲线对不同岩性地层的反映特征见表2-29。表2-29 各 种 测 井 曲 线 对 不

28、同岩 性 地 层 的 反 映 特 征（在一般淡水泥浆、常规钻井条件下的主要反映特征）测井项目地层岩性微电极0.4m电位感应双感应八侧向4m(底)电阻自然电位双侧向声波时差s/m中子伽马API补偿中子%补偿密度g/cm3岩性体积密度g/cm3泥 岩最低(无差异)低平很低低(无差异)低平偏正基线最低(无差异)最大(300)很低很高(3040最小2.3最低2.12.5油页岩中低尖状高低中中低(无差异)尖状较高偏正基线中低(无差异)大(260300)较低最小270)高偏低低(类似补偿密度相关数值)油 层中值(正差异)较高很高高(正差异大)很高中负大(250)较低中等20油水层中值(微正差异)较高中较高

29、中高(正差异)上高下低负幅大大(250)较低较低1618水 层低(负差异)低低低(负差异)低平负幅最大大(250)不规则低低15砾岩高峰状高高较高(有差异)高负幅大块状高(有差异)较大(190240)较高低15钠盐层最低(近于0)很低不规则最低负(偶正)较高特小2.03钾盐层最低(近于0)很低不规则最低负(偶正)较高泥膏岩高尖状(无差异)高尖状较高高尖状偏正高较低较小2.35大2.62.86硬石膏高值(无差异)高高高块状偏正较小(165175)最高最低(170)低低小(类似补偿密度数值)类较低较低较低较低负(不规则)中低(微差异)较大(160170)较低低较小类中低中低中低中低负(不规则)中低

30、(微差异)较大(160)偏低低中等白云岩高(常无差异)高高高负幅大(不规则)最高3000. m最小(150)高低中221大2.87燧石岩高(常无差异)高较高高负(不规则 )高(100)最小(150)安山、玄武岩高(微差异)高很高很高高偏负(不规则)高(100200)中值(180200)较大2.472.87高岭土中(常无差异)中值中值中值偏正较低中低2.122.2花岗岩中(常无差异)高很高最高不规则很小较大2.67备 注“正差异”微电位大于微梯度感应电阻率高则电导率低“正差异”深感应中感应八侧向含泥少含钙多致密层、粗粒时，为高值，反之为低值盐水泥浆时为”反转”特征油气层正差异，深浅侧向致密层、钙

31、尖层时差小与地层含气量、含泥量密切相关测地层的中子孔隙度(%)测地层体积密度b各 种 测 井 曲 线 对 不 同岩 性 地 层 的 反 映 特 征（续）密度自然伽马API自然伽马能谱APIC/O能谱核磁共振(T2驰豫)介 电井径井温流体密度说 明光电截面巴/电子相位(Q)常数()1.8345最高很高很低16015150一般d0(正常斜率)1、无论是判断岩性还是含油(气)性都要注意多项相关资料综合应用，才有很好的效果；在地层剖面中，还要考虑上、下邻层、井径、地层水矿化度、泥浆电阻率、仪器探测深度、温压等影响；2、“碳氧比(C/O)”是一种重要的直接找油的测井方法。除表中的“比值法”外，还可用“交

32、绘图法”或“重迭法”即将C/O和Si/Ca曲线，在水层处重迭，两线所包络的面积，可定性、直观了解含油饱和度；另用Si/Ca和Ca/Si可指示地层岩性(因不受地层水矿化度的影响)。但需注意主要用于井筒是清水、孔隙度15%20%的已下套管的地层剖面测量；3、“核磁共振”所测信息主要反映地层孔隙中的自由流体指数和纵(T1)、横(T2)向驰豫时间；(图上主用横向驰豫T2的数值大小和推移变化)两者结合来判断可动流体的性质和丰度。也可用T1/T2的比值反映；一般砂岩为1.5；气层氢指常数T2；T13000ms，T2仅400ms；油层T1T2；油水层比值12；裂缝层T1T2；4、碳酸盐岩储层、油气层电阻中低

33、，大缝大洞井径大。类声波孔隙度4%6%；Rt150500，中子伽马3；类t3%4%，中子伽马74.5；类t3%，中子伽马10%，泥浆电阻率0.2.m时测井效果好高高低d01.812.86低很低K、U较高Th偏低1.4谱峰向大移可动烃高(1.0)d0低最低纯油0.12低K、U较高Th低1.41.5谱峰向大移可动烃高6014024 d0偏低较低低K、U低Th偏低1.4峰移少可动烃低6014024 d0稍高中值盐水1.64淡水0.36低低1.4低， 无可动烃801206080 d0高较高较低较低中低d04.65低较低5.66.4 d0先缩径后溶解升高最高8.51(最高)很高K最高Th、U低4.64.

34、810d04.85.2(5.08)较低(1030)很低(近于0)1.6607.59.2d0偏高特低( d0(含气偏低含水偏高)(随含流体性质而变)低(23)d0低(3)d036较低(1030)低1.6606.810d0偏高1.81低较低4.65d0偏高特低-2.85-4低(14)1520)60d0不规则偏高测截面吸收指数Pe(b/e)泥质多、放射性元素多则值高主要测钍、铀、钾的含量C/O判断油气、水层Si/Ca判断岩性可测可动烃、水、缚束水含量Q介电相差位曲线读数为度纯油的为22.4，纯水的为6080d0为钻头直径，渗透性好的砂岩层井径小，缝洞段井径大一般随井深增大而增高6.2.2 校正深度根

35、据钻时曲线与电测曲线之间的深度差值把岩性剖面上提或下放。6.2.3 复查岩屑，落实剖面岩屑录井剖面的岩性与电测曲线解释的岩性如有不符合现象，就应分析测井曲线和复查岩屑，找出原因进行修正。电测解释中不存在的岩层，复查中觉得岩屑、钻时的变化并不明显的应该取消；电测解释不存在的岩层，若岩屑、钻时的变化很清楚、很可靠的仍要保留。井壁取心与岩屑、电性有矛盾时可按条带处理，或考虑时否为薄夹层，或电测曲线不易分辨等原因。复查中发现的漏描层应补上。复查中不能解释的主要的岩电矛盾应做为问题在报告中提出。由于井喷、井漏和其它原因未捞取岩屑而又无钻井取心或井壁取心资料时，岩性剖面可参考钻时等其它资料，按电性进行剖面

36、解释，但不能推断含油级别，也不画颜色符号，并在相应位置或附近加以说明。6.2.4 归位原则(1) 校正剖面必须以原始剖面为基础，根据沉积旋回反映的电性特征，按粒度剖面升一级和降一级校正，不能跨越二级（即泥岩不能校正为泥质粉砂岩）。(2) 不同次数的测井曲线有不同的系统误差，若有取心井段，则参考取心井段的系统误差进行校正。(3) 归位方法视同岩心归位中所涉及到内容说明执行。6.2.4 划分渗透层在砂泥岩剖面中渗透层一般指的是砂质岩类。渗透性砂岩在各种测井曲线上的特征如下：(1) 在自然电位曲线上：当地层水矿化度大于泥浆滤液的矿化度时，渗透性砂岩在自然电位曲线上显示负异常；当地层水矿化度小于泥浆滤液的矿化度时，渗透性砂岩在自然电位曲线上显示正异常。正、负异常幅度的大小是随砂岩含泥量的多少而变化的，幅度越大，说明砂岩含泥量越少，渗透性则越好。(2) 在微电极曲线上：渗透性砂岩在微电极曲线上显示正幅度差，且幅度较高，显平台状。幅度差越大，反映了砂岩的渗透性越好。(3) 在声波时差曲线上：渗透性砂岩的声波时差中等，一般在300400微秒/米之间，曲线变化平缓，有时呈平台状。一般情况下时差变大，渗透性变好；时