录井工应知应会题库2025年附答案

录井工应知应会题库2025年附答案1.简述录井作业中岩屑描述的关键要素及质量控制要点。关键要素包括：岩屑颜色（原生色与次生色区分）、矿物成分（石英、长石、黏土矿物比例）、结构特征（颗粒大小、分选性、磨圆度）、构造特征（层理、节理、裂缝发育情况）、含油气显示（油味、荧光级别、渗滤试验现象）、岩性定名（如细砂岩、泥质粉砂岩等）。质量控制要点：确保岩屑代表性（按迟到时间准确捞取）、清洗时避免破坏原始结构、描述术语标准化（参照SY/T5361-2016）、荧光分析前避免光照污染、重点层位加密描述并拍照留档。2.综合录井仪中，泵冲传感器的安装要求及信号异常的常见原因有哪些？安装要求：应固定于钻井泵动力端传动部件（如连杆或十字头）的非运动干扰区域，传感器端面与被测体间隙保持3-5mm（电感式）或10-15mm（磁电式），信号线需穿金属屏蔽管并与电源线分开布线，接地电阻≤4Ω。信号异常常见原因：传感器间隙变化（振动导致松动）、被测体表面氧化或磨损（磁电式）、信号线屏蔽层破损（电磁干扰）、采集模块通道故障（电压偏移）、钻井泵冲次过高（超出传感器响应频率）。3.计算岩屑迟到时间：已知井深3200m，钻杆内容积9.5L/m，钻铤内容积3.2L/m（钻铤长度200m），钻井液排量32L/s，求岩屑迟到时间（单位：分钟）。计算步骤：①钻杆内容积总量=（3200-200）×9.5=28500L②钻铤内容积总量=200×3.2=640L③环空容积=井眼容积-钻具外容积（假设井眼直径215.9mm，钻杆外径127mm，钻铤外径203mm）井眼容积=π×(215.9/2)²×3200×10⁻⁶≈117800L钻杆外容积=π×(127/2)²×(3200-200)×10⁻⁶≈37500L钻铤外容积=π×(203/2)²×200×10⁻⁶≈6500L环空容积=117800-(37500+6500)=73800L④岩屑上返时间=环空容积/排量=73800/32≈2306.25s≈38.44分钟（注：实际作业中常用“容积法”简化计算，即环空容积=井深×[π(D²-d²)/4]，D为井径，d为钻具外径）4.气测录井中，全烃曲线出现“尖峰状”异常，基值0.3%，峰值8.5%，持续时间2分钟，后迅速回落到0.4%，可能的原因有哪些？如何验证？可能原因：①钻遇浅层气（如疏松砂岩中的游离气，上返速度快）；②钻井液混气（如泵入空气或钻头水眼刺漏吸入气体）；③钻具内残留气（接单根时钻杆内气体释放）；④地层裂缝气（局部高含气裂缝段）。验证方法：①检查钻井液出口密度是否下降（浅层气侵入会降低密度）；②观察烃组分变化（浅层气甲烷占比＞95%，混气可能含CO₂或氮气）；③对比钻时（钻遇裂缝段时钻时会突然降低）；④测量后效气（停泵后观察气体是否持续上升）。5.简述地化录井S1、S2、S3参数的意义及在储层评价中的应用。S1（游离烃含量）：单位质量岩样中可直接挥发的烃类含量（mg/g），反映储层中已存在的原油或轻质油数量；S2（热解烃含量）：岩样在300-600℃热解产生的烃类含量，反映岩石中干酪根或重质油的生烃潜力；S3（热解CO₂含量）：热解过程中产生的CO₂量，反映有机质类型（腐殖型S3较高）。应用：①判别储层性质（S1＞2.0mg/g多为油层，0.5-2.0mg/g为含油层）；②计算含油饱和度（结合孔隙度、岩心分析）；③评价生油岩（S1+S2＞6.0mg/g为好烃源岩）；④区分油质（S1/S2＞0.1多为轻质油，＜0.1为重质油或未熟油）。6.钻进至3500m时，钻井液出口流量由32L/s升至45L/s，全烃值从0.2%骤升至5.8%，钻井液密度由1.35g/cm³降至1.28g/cm³，泵压下降2MPa，应判断为何种井下异常？需立即采取哪些措施？判断为井涌（油气侵入导致钻井液密度降低，出口流量增加）。应急措施：①立即停钻，上提钻具至安全位置（≥1个单根）；②关闭防喷器（按关井程序操作），记录关井立压、套压；③通知司钻、泥浆工程师及值班干部；④加密监测全烃、钻井液性能（密度、黏度、氯离子含量）；⑤启动HSE应急预案，检查消防设备、硫化氢监测仪是否正常；⑥绘制关井压力变化曲线，计算地层压力（关井套压+钻井液柱压力）；⑦准备压井材料（加重剂、堵漏剂），配合泥浆工程师调整钻井液密度。7.岩心录井中，如何判断“岩心归位”的准确性？需重点核对哪些参数？判断方法：①深度校对（岩心顶面深度与钻井深度对比，误差≤0.5m）；②岩性吻合（岩心描述与邻井同一层位岩性特征一致）；③电性对应（岩心电阻率、自然伽马值与测井曲线匹配）；④化石验证（岩心中所含古生物化石应与地层时代对应）。重点核对参数：岩心长度（丈量误差≤2cm）、收获率（实际岩心长度/取心进尺×100%，要求≥85%）、顶底界深度（与钻井液返出时间、钻时曲线对应）、荧光显示级别（与气测异常段对应）、特殊标志层（如煤线、火山灰层）的位置。8.简述随钻地质导向录井的关键技术要点及在水平井中的应用场景。关键技术要点：①实时地层对比（利用岩屑、气测、LWD数据建立随钻地层剖面）；②井眼轨迹监控（结合MWD数据计算井斜、方位、垂深）；③储层边界识别（通过电阻率、伽马值突变判断油层顶底界）；④工程参数预警（扭矩、泵压异常预示井壁失稳）。应用场景：①水平段调整（当伽马值升高预示接近泥岩时，调整井斜角保持在油层中部）；②避水避气（电阻率降低提示接近水层，上提井眼轨迹）；③储层评价（实时计算含油饱和度，优化完井层位）；④复杂构造应对（如断层、尖灭带，通过岩性突变及时调整轨迹）。9.录井作业中，硫化氢监测的布点原则及浓度超标（＞20ppm）时的应急处置流程。布点原则：①井口周围（距井口5-10m，覆盖钻台、循环罐区域）；②钻井液出口槽（监测返出流体释放的H₂S）；③值班房、仪器房入口（人员活动区域）；④风向标下风向（监测扩散方向）；⑤高度1.5m（H₂S密度比空气大，易聚集在低位）。应急处置流程：①立即发出警报（声光报警），停止非必要作业；②人员佩戴正压式空气呼吸器（PPE），撤离至上风方向安全区；③关闭点火装置（防止爆炸），启动H₂S焚烧装置（若配备）；④通知井队司钻停钻，关井控制流体涌出；⑤检测浓度变化，若＞100ppm启动全员撤离（距离井场≥1000m）；⑥记录超标时间、浓度峰值、影响区域，上报上级部门；⑦恢复作业前需通风置换，检测各点浓度＜10ppm且持续30分钟以上。10.分析钻时曲线与岩性的对应关系，并举例说明特殊岩性的钻时特征。钻时（min/m）与岩性硬度、胶结程度正相关：①泥岩/页岩：钻时低（5-15min/m），岩性松软，钻速快；②砂岩：中低钻时（10-30min/m），随胶结物（硅质＞钙质＞泥质）含量增加而升高；③石灰岩/白云岩：中高钻时（20-50min/m），致密层钻时高，裂缝发育段钻时骤降；④石膏层：低钻时（5-10min/m），但易吸水膨胀导致井径缩小；⑤砾岩：钻时变化大（15-60min/m），砾石硬度高时跳钻明显，钻时波动大；⑥煤层：特低钻时（3-8min/m），但易垮塌导致井径扩大。例如：某井段钻时由25min/m骤降至8min/m，岩屑中见黑色条带、具油脂光泽，可初步判断钻遇煤层；若钻时由12min/m升至40min/m，岩屑含大量硅质胶结物，多为致密石英砂岩。11.简述综合录井仪传感器校验的周期及主要项目。校验周期：①日常校验（每班）：泵冲、转盘转速、大钩负荷（零点漂移检查）；②周校验：钻井液密度、电导率（标准液标定）；③月校验：气测全烃/组分（标准气样校准，误差≤±5%）；④季度校验：井深、钻压（与钻井队仪器对比，误差≤±0.3%）；⑤年度校验：所有传感器（送有资质的计量机构标定）。主要项目：①零点漂移（无输入时输出是否为0）；②线性度（输入递增时输出是否呈线性变化）；③重复性（同一输入多次测量的一致性）；④响应时间（输入变化到输出稳定的时间，气测≤30s）；⑤温度漂移（环境温度变化±10℃时输出偏差≤±2%）。12.解释“后效气”的概念及监测方法，分析后效气异常（全烃＞10%）的地质意义。后效气：钻具静止（如接单根、起下钻）期间，地层流体继续侵入钻井液，当恢复循环时随钻井液上返至井口的气体显示。监测方法：①停泵前记录全烃基值（T0）；②停泵时间（t）；③恢复循环后，连续监测全烃值，记录峰值（Tmax）及出现时间（t1）；④计算后效气增量（ΔT=Tmax-T0）及上返速度（v=井深/(t1-t)）。地质意义：①反映地层压力（ΔT越大，地层与钻井液压差越大）；②判断储层渗透性（上返速度快，渗透性好）；③识别油气层（后效气组分以甲烷为主多为气层，含C2-C5多为油层）；④评价泥浆性能（若后效气频繁且ΔT大，需提高钻井液密度或黏度）。13.录井资料整理的“五对口”原则具体指什么？简述岩屑录井图的编制要点。“五对口”原则：岩性描述与岩屑实物对口、深度与钻井队记录对口、油气显示与气测/地化数据对口、特殊标志层与邻井资料对口、解释结论与测井成果对口。岩屑录井图编制要点：①横坐标（井深）与纵坐标（岩性、钻时、气测、荧光级别等）比例1:200或1:500；②岩性符号按SY/T5361-2016标准绘制（如砂岩用点线，泥岩用斜线）；③钻时曲线用红色实线，标注数值（保留1位小数）；④气测全烃用绿色曲线，组分（C1-C5）用不同颜色填充；⑤荧光级别（1-8级）在岩性柱右侧标注，含油岩屑百分比用数字注明；⑥层位划分线（虚线）标注地层代号（如E2s、P1m）；⑦备注栏记录特殊事件（如漏失、取心、测井）。14.简述井漏的录井识别标志及不同漏失类型的特征差异。识别标志：①钻井液出口流量减少（＜进口流量）；②钻井液池体积下降（＞0.5m³/h）；③泵压降低（循环阻力减小）；④钻时可能异常（漏失段钻时无明显变化或略降）；⑤返出岩屑减少（部分岩屑随钻井液漏入地层）。漏失类型特征差异：①渗透性漏失：漏速小（1-5m³/h），钻井液性能无明显变化，多发生在孔隙性砂岩；②裂缝性漏失：漏速中等（5-20m³/h），泵压骤降后稳定，岩屑中见裂缝充填物（如方解石）；③溶洞性漏失：漏速大（＞20m³/h），出口流量骤降为0，泵压接近0，多发生在碳酸盐岩地层；④诱导性漏失：漏速随泵压升高而增大（如压裂地层），停止循环后漏失量减小。15.论述数字化录井技术对传统录井作业的改进及未来发展方向。改进点：①数据采集自动化（传感器网络实时传输，减少人工记录误差）；②解释评价智能化（AI算法自动识别岩性、预测储层参数，效率提升30%以上）；③远程协作高效化（云端平台实现专家实