1、勘探监督手册地质分册xx石油总公司目 次前言 第一篇地质监督岗位职责、素质要求及相关管理规定1.1岗位职责1.2素质要求1.3相关管理规定1.3.1健康安全与环保1.3.2保密规定汇报制度第二篇 探井地质录取资料2.1 井位资料2.2 岩屑资料2.3 岩心资料2.4 钻井液及压力资料2.5 钻时气测资料2.6 测井资料2.7 井身资料及工程资料2.8 化验分析资料2.9 测试资料2.10集束勘探预探井取资料要求第三篇 地质监督工作细则3.1钻前准备阶段3.1.1井场调查3.1.2井位测量3.1.3地质设计书3.1.4录井合同3.1.5收集资料3.1.6地质交底3.1.7录井仪器、地质材料委托32、.1.8录井人员资格确认3.2井场准备阶段3.2.1录井设备安装、调试检查3.2.2录井设备安全检查3.2.3地质装备、地质耗材确认3.2.4通讯条件确认3.3钻进阶段 3.3.1作业指令3.3.2每日例行工作3.3.3钻遇目的层3.3.4督促录井人员对气体设备进行检查与调校3.3.5地层压力预测与监测3.3.6钻井液密度、体积检查井场发生重大事件时的地质工作3.3.8紧急弃船3.3.9起下钻、短起下钻、地质循环作业3.3.10随钻测井作业3.3.11交接班制度3.4完井阶段3.4.1地球物理测井3.4.2下套管、固井3.4.3井身质量要求3.4.4测试建议3.5钻后总结3.5.1气测资料3.3、5.2工作总结3.5.3泥浆综合录井报告3.5.4完井地质总结报告岩屑、岩心及资料管理第四篇 录井方法4.1综合录井仪 4.1.1大钩负荷传感器4.1.2转盘转速传感器4.1.3转盘扭矩传感器4.1.4深度传感器4.1.5立管、套管压力传感器4.1.6泵冲数传感器4.1.7进、出口流量传感器4.1.8钻井液池体积传感器4.1.9钻井液进、出口密度计4.1.10钻井液进、出口温度计4.1.11钻井液进、出口电阻率传感器4.1.12气体全量分析仪4.1.13气体组份分析仪4.1.14二氧化碳分析仪4.1.15硫化氢(H2S)探测仪4.1.16控制回压循环时的取样装置4.2各种传感器、探测仪的技术要4、求4.2.1深度传感器4.2.2脱气器4.2.3气管线4.2.4全量分析仪.4.2.5组份分析仪4.2.6硫化氢探测仪4.2.7钻井液密度4.2.8钻井液池液面4.2.9泵冲数计数器4.2.10钻井参数记录4.2.11测压4.3录井仪器的安装、调校、安全与防护4.3.1录井仪器房的安全环保要求4.3.2录井装置4.3.3录井仪器房增压4.3.4电器设备的安装要求4.3.5录井安全应急措施4.3.6某些有毒物品中毒后应采取的措施4.4气测录井参数的检测4.4.1深度4.4.2录井间距4.4.3检测内容4.4.4后效监测4.4.5钻井液真空蒸馏（VMS）取样和分析4.4.6地质循环监测4.5利用气5、相色谱资料判断油气层的若干方法4.5.1烃比值图版法4.5.2烃湿度比法4.5.3三角形气体组份解释法4.5.4各类烃组份的初步校正用地面潜在指数（）对各类烃组份校正4.5.6钻井液内气体含量的确定4.5.7校正曲线的建立4.5.8绘制气体录井图4.5.9的计算与应用4.6岩屑录井井深4.6.2岩屑迟到时间校正4.6.3岩屑捞取岩屑清洗4.6.5岩屑烘晒4.6.6岩屑观察描述4.6.7岩屑保存4.7岩心录井4.7.1取心原则取心方法4.7.3取心前准备4.7.4取心深度4.7.5岩心出筒整理4.7.6岩心描述4.8井壁取心4.8.1井壁取心原则4.8.2井壁取心要求井壁取心方法4.8.4计算发6、射率和收获率4.8.5壁心描述整理4.9荧光录井4.9.1荧光录井要求4.9.2荧光录井方法4.9.3荧光录井的作用4.10钻井液录井4.10.1钻井液性能要求4.10.2钻井液性能监测4.10.3槽面油、气、水显示检测4.10.4井漏、井涌等复杂情况资料收集4.10.5钻井液中氯离子含量测定方法4.10.6钻井液电阻率测定方法4.10.7油、气、水样的取样方法4.11泥（页）岩体积密度测定法4.11.1相对密度计法4.11.2密度比较法4.11.3浮力法4.12碳酸盐含量测定方法4.12.1仪器及调校4.12.2注意事项4.12.3曲线解释4.13异常地层压力的预测、监测方法4.13.1异常7、地层压力的定义4.13.2异常地层压力的预测4.13.3异常地层压力的判断及监测方法4.13.4异常地层压力井的井漏、井涌、井喷的预防措施4.13.5异常地层压力井的录井要求4.14地球化学录井4.14.1方法及技术特点4.14.2岩石热解分析程序和定量计算4.14.3对生油岩进行评价4.14.4对储集层流体性质进行评价4.14.5应用地球化学录井资料进行单井综合评价4.14.6资料质量要求4.15井场储层物性分析4.15.1定义4.15.2原理与用途4.15.3注意事项 4.16特殊钻井条件下地质录井简介4.16.1空气钻井4.16.2泡沫钻井4.16.3充气钻井液钻井4.16.4油基钻井液8、钻井4.16.5海上深水区钻井附录附录A：泥浆综合录井报告编写要求和图件格式附录B：完井地质总结报告编写要求和图件格式附录C：钻前准备附表附录C.1地质材料委托书附录C.2录井设备检查表附录C.3录井设备安全检查表附录C.4地质装备检查表附录C.5地质耗材确认书附录C.6地质作业指令书附录C.7迟到时间校验记录表附录C.8气测设备调校记录表附录C.9现场作业提示记录附录C.10海上岩心、岩屑装运委托单附录C.11岩心、岩屑入库清单附录C.12地质监督海上交接班记录附录C.13录井设备、人员评价表附录C.14作业材料返库清单附录D：完井地质总结报告附表附录D.1钻井地质基本数据表附录D.2地层分9、层数据表附录D.3岩心、岩屑录井表附录D.4钻井取心汇总表附录D.5定向井基本数据表附录D.6井斜数据表附录D.7钻头、套管程序及钻井液性能表附录D.8固井水泥返深及质量评价表附录D.9油气显示综合表附录D.10钻井液漏失数据表附录D.11地层测试压力数据表附录D.12地层测试取样数据表附录D.13井壁取心数据汇总表附录D.14井壁取心描述表附录D.15测井作业现场解释成果表附录D.16固井质量解释数据表附录D.17测试综合数据表附录E：应用图版附录E.1固井质量SBT评价图版附录E.2荧光岩屑、储集岩屑百分含量评估图版附录E.3沉浮法测定泥（页）岩密度图版附录E.4天然气指数校正图版附录E.10、5含盐(NaCl)浓度与温度、电阻率关系图版附录E.6碎屑岩粒径量版附录E.7碎屑颗粒圆、球度评估图版附录E.8岩石可钻性指数(dc)计算图版附录F：钻井地质英文词汇标准缩写附录F.1地质附录F.2工程附录F.3测井附录F.4泥浆综合录井附录G：常用法定计量单位附录G.1地质附录G.2工程附录H：常用钻头、套管、油咀尺寸附录I：图例及符号附录I.1井位构造图附录I.2过井地震剖面图附录I.3岩心综合图附录I.4综合录井图附录I.5完井地质综合图附录I.6井身结构图附录I.7图例、符号附录J:名词术语 前 言x石油是我国最早实行全方位对外开放的行业之一。二十年来，我们在大量汲取国外石油公司先进技11、术和管理经验的基础上，不断地探索、建立和完善了自己的一套管理机制，以期形成适应国际合作的需要。为适应这种管理机制的转变，一九九五年秋x石油总公司在x召开的勘探管理工作会议上决定，编写一套xx石油总公司作为作业者的油气勘探现场作业管理和技术规程的法规性文件，以使xx石油总公司的管理更加规范化。并将这套手册定名为勘探监督手册。勘探监督手册包括物探、地质、测井、测试分册等四部分内容，其中地质分册主要内容包括：地质监督的职责和素质要求及相关管理规定，各阶段作业技术规程及有关应用基础知识、方法和范例。因此，地质分册对地质监督来说是必备的工具书和上岗培训的主要内容；对勘探业务管理部门的管理者来说，是规范管12、理的依据之一；对作业承包商来说，是与有限公司合作之必需；对x石油各级研究机构的科研人员来说，通过本手册可以孰知现场录井资料获得的条件，对研究活动无疑是有益的。编写本手册是在总结x石油几十年来，尤其是在对外合作十几年来生产实践经验的基础上，借鉴、消化、吸收了大量国内外油公司的作业标准和技术规范，并力求使手册具有一定的先进性和实用性。这是x石油勘探工作者集体劳动的成果。同时，在编写本手册过程中总公司领导和各地区(专业)公司领导给予了有力支持，并得到中石油、国家x局第一研究所等单位的协助。有关专家对稿件进行了技术性审核。在此一并致谢。如前所述在编写手册过程中就将手册内容的先进性做为一个主要要求提出来13、，这就能使手册在相当一段时间内具有一定的稳定性。但是在我国，x石油勘探开发活动虽然取得了很大成果，积累了大量经验，但毕竟只有十多年的历史，特别是当今勘探装备不断更新，新技术，新工艺不断发展。因此，在本手册诞生之日起，就必将面临某些内容在一段时期后需要补充和完善。为适应这些新技术、新工艺不断被采用的可能性，2001年x石油（中国）有限公司对勘探监督手册进行了重新修订，修订后的地质监督分册增加了与勘探有关的管理规定、健康安全与环保职责、资料保密规定、钻前准备附表及相关的新技术、新方法等内容，同时对原手册的章节、内容和编排顺序也作了较大的调整，尤其是完井地质总结报告附表作了较大的修改，修改后的完井地14、质总结报告附表与数据库的表格一致，减少了数据库录入人员的工作量。通过对手册的修改，使手册更加符合现场的实际，使用更加方便。但是由于编者的水平有限，肯定还会有许多缺点和错误，敬请批评指正。第 一 篇地质监督岗位职责、素质要求及相关管理规定第一篇地质监督岗位职责、素质要求及相关管理规定1.1 岗位职责地质监督是作业者(以下简称甲方)派驻钻井现场的地质代表和地质技术负责人，是现场地质录井工作的指挥者和监督者，受派出部门管理并对其负责。其具体职责是：1.1.1代表甲方执行录井合同；对现场地质录井资料质量全面负责；1.1.2在现场作业过程中，按钻井地质设计要求，监督录井承包商具体实施，确保钻井地质设计任15、务的完成；1.1.3严格执行设计，若需修改设计，必须征得主管部门同意；在紧急情况下，可以先处理，再报告主管部门；1.1.4地质监督是地质成果的报告者，在钻井过程中应例行汇报制度，完井后应收集整理和综合分析各项资料，编写完井地质总结报告和相应的图表并负责钻井地质资料的上交归档，包括录井样品的入库；1.1.5根据合同对承包商的人员资质、设备、录井质量、资料和付款项目以及所提交的综合录井图件和报告进行检查、验收，对不合格的设备以及不称职或工作中出现严重差错的人员，有权提出撤换建议；1.1.6与现场的有关监督协作配合，共同搞好工作。1.2 素质要求1.2.1具有本专业中专以上学历；1.2.2具有中级以16、上专业技术职称或相当技术水平；具有3年以上的现场工作经验；1.2.4持有相应的岗位资格证书和安全技术证书；1.2.5熟知地质录井工作原理，钻井地质各项作业技术要求和钻井工作流程；1.2.6具有组织和指导录井人员做好地质录井工作的能力；1.2.7熟悉本区及邻区地质情况，会利用各种资料卡准目的层和取心井段及预报将钻遇的主要岩性、油、气、水显示及钻井难点等；1.2.8会利用测井资料进行一般的油、气、水层和岩性解释；会针对地层岩性、含油气情况提出测井取资料要求；会检查验收测井成果资料；1.2.9会利用“dc”指数、泥岩密度、气测、钻井液、地球物理等资料监测和预测异常地层压力；了解井斜数据计算和井身轨迹17、图的绘制方法，并根据钻点与设计靶点之间的距离情况提出修正意见，提高中靶率；1.1.11会应用计算机编写完井地质总结报告和绘制图表；1.2.12对完井方法和测试层位提出建议；3能熟练阅读外文技术资料，编写电传汇报和外文报告；能用外语与外方人员交流生产技术问题。1.3 相关管理规定1.3.1健康安全与环保1.3.1.1熟悉xx石油（中国）有限公司健康安全环保管理体系的基本内容与要求；1.3.1.2遵守所在作业现场的各项安全管理规定；1.3.1.3执行所在作业现场的安全应急计划和措施并接受安全演习训练；1.3.1.4必须经过有关部门的安全培训并持有相关证件（上岗证、五小证）；1.3.1.5必须按规定18、配备、穿戴和使用符合国家标准的劳动防护用品；1.3.1.6执行有关地质录井的安全规定；1.3.1.6.1录井设备、仪器的安装应符合要求，尤其是各种报警系统要灵敏；1.3.1.6.2气测仪器房必须安装增压装置，具备防爆功能；1.3.1.6.3严禁带电作业，不准乱接电源，需接地的必须接地；1.3.1.6.4化学药品、有毒、有害气体必须妥善保管，严格按操作规程要求使用；1.3.1.6.5地质房、气测仪器房应配备灭火器材，在设备工作期间必须有人值班；1.3.1.6.6严禁在地质房、气测仪器房内吸烟；1.3.1.6.7在井场需动用明火时必须经过安全总监批准；1.3.1.6.8维护工作场所的工业卫生，严禁19、乱扔乱倒各种废弃物，最大限度的减少污染事故发生。1.3.2 保密规定按照总公司的保密规定执行；钻井现场取得的各项地质资料，地质监督、录井人员不得透露给第三方； 1.3.2.3有限公司的重要信息，个人一律不得对外披露或发表。1.3.3 汇报制度1.3.3.1日常汇报1.3.3.1.1每日定时向主管部门汇报井深、进尺、地层、岩性、油气显示、钻井液性能、工程简况、下步作业计划和存在问题等；钻遇异常地层压力期间，每日向主管部门传送地质及压力图。1.3.3.2特殊情况汇报1.3.3.2.1如需用原油、轻质油调整钻井液性能，影响地质录井资料时，必须请示主管部门同意后方可实施；1.3.3.2.2钻遇目的层后20、发现油气显示时，应随时将地层、岩性、气测值、荧光级别等向主管部门汇报；1.3.3.2.3每筒岩心出筒粗描后，应及时向主管部门汇报收获率、岩性及油气显示情况；1.3.3.2.4出现异常情况(如井涌、井喷、井漏)或与执行设计有矛盾时，应及时向主管部门汇报；1.3.3.2.5钻达设计完钻井深之前，应视井下实际情况和完钻原则提出完井意见并报主管部门批准。异常地层压力井钻进时的报告1.3.3.3.1每日早晨向主管部门用E-mail或电传方式汇报前一天的情况，内容除常规规定外，还应包括: A).进、出口钻井液相对密度、粘度、温度、电阻率和氯离子含量； B).钻进井段的气测背景值，各深度点气测值，CO2、H21、2S含量及钻速； C).dc指数，泥岩密度，预测孔隙压力，试验破裂压力。1.3.3.3.2每日下午用电话进行口头汇报；1.3.3.3.3出现特殊情况应及时向主管部门报告。第 二 篇探井地质录取的资料第二篇 探井地质录取的资料2.1 井位资料2.1.1浅层地震(浅层气、浅层断裂、滑坡、塌陷等)资料；2.1.2海底地质(海底地貌、海底取心及工程地质试验)情况；2.1.3海况(海况、气温、冰冻、水文、海浪、潮汐、热带风暴等)资料；2.1.4井位(地理位置、海域或区块位置、离岸距离、构造部位、地震测线位置等)；2.1.5井别（预探井、评价井、开发井）；2.1.6井位坐标(大地坐标、直角坐标系统)；2.22、1.7海拔高度(水深、补心海拔)。2.2 岩屑资料2.2.1岩性(颜色、定名、成分、含有物、重要矿物、碳酸钙含量等)；2.2.2结构(粒度、圆度、分选)；2.2.3胶结(胶结物、基质、胶结类型、胶结程度)；2.2.4含油程度(颜色、级别、含油岩性、百分含量、饱满程度、产状)；2.2.5荧光(颜色、亮度、产状、级别)；2.2.6化石(类别、丰富程度、完整程度等)；2.2.7缝隙(次生矿物、晶体形态、大小、透明度)；2.2.8孔洞(大小、形态、充填物、充填程度等)；2.2.9物理及化学性质(硬度、断口、光泽、解理与盐酸反应情况等)。2.3 岩心资料2.3.1取心井段、进尺、心长、收获率；2.3.223、壁心设计颗数、实取颗数、收获率；2.3.3岩性(颜色、定名、成分、含有物、重要矿物、碳酸钙含量)；2.3.4结构(粒度、圆度、分选)；2.3.5胶结(胶结物基质、胶结类型、胶结程度)；2.3.6构造(层理类型、层面构造、非成层构造)；2.3.7缝隙(类型、产状、长度、宽度、密度、充填物、缝洞连通关系等)；2.3.8孔洞(类型、大小、密度、充填物、充填程度、连通情况、次生矿物等)；2.3.9接触关系(渐变、突变、冲刷面接触、断层接触等)；2.3.10化石(类别、丰富程度、产状、保存情况等)；2.3.11地层倾角；2.3.12荧光(颜色、亮度、产状、级别)；2.3.13含油程度(含油空间类型、颜色24、饱满程度、级别、产状、滴水试验等)；2.3.14含气情况(气泡大小、密度、连续性、持续时间等)；2.3.15破碎、磨损情况；2.3.16素描图或照片。2.4 钻井液及压力资料2.4.1性能(包括密度、粘度、电阻率、温度、失水、含砂、切力、泥饼、酸碱值、氯离子、钙离子含量等)；2.4.2钻井液处理(井深、时间、处理剂名称、数量、性能变化)；2.4.3钻井液中见油、气、水时槽面显示(时间、井深、油花、气泡的大小、产状、占槽面百分比、槽面上涨高度、气样点燃情况、进出口钻井液性能变化等)；2.4.4漏失(时间、井深、层位、岩性、钻头位置、漏速、漏失液性质、性能、漏失量，堵漏的用品名称、用量及效果)；25、2.4.5井涌、井喷的起止时间、井段、层位、岩性、涌(喷)高度、喷势、涌(喷)出物、间歇情况、放喷及点火情况、喷出物量及折算产量、压井液性质、性能、关井压力及处理结果；2.4.6放空(时间、井段、岩性)；2.4.7 地层压力(破裂压力、地层孔隙压力等)；2.4.8泥(页)岩密度测定。2.5 钻时气测资料2.5.1钻时(井段、纯钻时间、钻井参数)；2.5.2气测值(全烃、组分)；2.5.3烃类百分含量或ppm；2.5.4非烃类百分含量或ppm；2.5.5钻井液真空蒸馏VMS(蒸馏钻井液体积、脱出气体体积、气体组份含量、非烃组份含量、气体基值)；2.5.6后效气(测时井深、时间、气测值、气体异常峰26、值、组分、延续时间、钻井液性能变化、推算的含油气段深度等)。2.6 测井资料2.6.1全井测井：感应或侧向系列 ，比例尺：1：200和1：500；2.6.2目的层和油气显示井段测井：2.6.2.1感应或侧向系列，比例尺：1：200和1：500；2.6.2.2密度、中子系列，比例尺：1：200和1：500；2.6.2.3井壁取心，校深比例尺1：200；2.6.2.4 测压和取样，测压取样图比例尺1：1000，校深图比例尺1：200；2.6.3 固井质量检查；2.6.4 垂直地震测井；2.6.5 放大曲线：重点取心井段：1：20和1：50；2.6.6 选择项目：如地层倾角、全波列、地层微电扫描成像27、变密度、伽玛能谱、方位电阻率伽玛、岩性密度中子能谱、偶极子声波、核磁共振、模块式地层动态测试等。2.7 井身资料及工程资料2.7.1基本数据(开完钻时间、完井时间、完钻井深、完钻层位、完井方式等)；2.7.2工程参数(钻压、大钩负荷、扭矩、转速、立管压力、导管压力(关封井器时)、泵冲数、泵速、每冲排量等)；2.7.3井身结构(钻头程序、套管程序、阻流环位置、短套管和放射性标记位置、固井时间、水泥上返井深、试压情况、固井质量、人工井底等)；2.7.4井身质量(井眼情况、井斜情况)；2.7.5工程大事纪要(卡钻、泡油、泡酸、井漏、井塌、落物、侧钻等)；2.7.6侧钻资料(造斜点、造斜终斜深、垂深28、方位、位移、最大井斜井深、斜度及狗腿度)。2.8 化验分析资料2.8.1岩矿分析(薄片鉴定、重矿物分析、扫描电镜、X衍射等)；2.8.2油层物性(孔隙度、渗透率、残余油(水)饱和度、分选、粒度、碳酸盐含量、泥质含量等)；2.8.3古生物(介形虫、有孔虫、钙质超微、孢粉、轮藻、沟鞭藻、牙形石及大化石等)；2.8.4有机地化分析(有机碳、氯仿沥青“A”、族组分、饱和烃、芳香烃、气相色谱、质谱、镜煤反射率、孢粉颜色、酐酪根类型、元素、碳同位素、岩石热解生油母质类型和成熟度、罐顶气(轻烃)气相色谱、荧光扫描等)；2.8.5地面原油性质(颜色、密度、粘度、凝固点、闪点、含蜡量、含硫量、胶质和沥青质含量29、馏分、含水、含砂、含盐量等)；2.8.6天然气性质(密度、组分、压缩系数、临界温度、临界压力、气中凝析油含量等)；2.8.7地层水性质(密度、总矿化度、六项离子含量、水型、微量元素、环烷酸含量、酸碱度等)；2.8.8高压物性(原始饱和压力和油气比、地下原油密度、粘度、体积系数、压缩系数、一次脱气气体密度、一次脱气油气比、多次脱气原油密度等)；2.8.9绝对年龄(井深、岩类、岩性、分析方法、百万年)；2.8.10岩心处理(伽玛扫描、剖切、自然光与荧光照相等)。2.9 测试资料2.9.1完井方法：裸眼、套管、筛管完成：压井液性质、裸眼井段、套管、筛管情况；2.9.2射孔资料：射孔层位、井段、孔密30、孔数、发射率、射孔枪类型、射孔后显示；2.9.3洗井和诱喷：洗井管柱下入深度、洗井方法、洗井液性质及用量、漏失量、诱喷方式、管柱结构及完成位置；2.9.4求产：求产时间、求产方式、工作制度、抽汲提捞、气举制度、动液面、排出量、累计排出量、油气水日产量、阶段产量和累积产量；2.9.5压力：油压、套压、地层压力、流动压力；2.9.6温度：静温、流温、井口温度；2.9.7原油含水、含砂。2.10集束勘探预探井取资料要求2.10.1不进行钻井取心；2.10.2不下油层套管，不进行DST测试；2.10.3表层套管及以上井段不录井、不测井；2.10.4如果录井中无油气显示，完钻后只测对比测井。测井后如有31、疑问，可补充井壁取心加以验证；2.10.5如果录井中有油气显示，完钻后首先进行对比测井和中子密度测井；2.10.5.1如果上述资料能准确判断整个井段无油气层，则结束测井作业；2.10.5.2如果上述资料有可能解释出油气层，则按下列要求继续进行测井作业；2.10.5.2.1对所有可能解释的油气层进行电缆压力测量（包括取得可靠的水线）；2.10.5.2.2如测井和压力资料反映该发现可能有经济性，则对所占储量比例较大的若干可能的主力层进行电缆泵抽流体取样和旋转井壁取心，不适合用旋转井壁取心的疏松或其它地层用炸药式井壁取心；2.10.5.23如根据以上资料初步判断该油气发现可能需要进行进一步评价钻探，32、则加测VSP；2.10.6对可能具有商业性，但因储量规模较小，没有必要再钻评价井的特殊情况，经有限公司勘探部同意后，可采用侧钻取心、追加测井项目和DST测试等方式取全必要的资料。第 三 篇地质监督工作细则第三篇 地质监督工作细则3.1 钻前准备阶段3.1.1 井场调查3.1.1.1探井井位确定后，应进行海上井场调查，确认井场附近1km2范围内浅层无潜在地质灾害后方可实施钻探；3.1.1.2井场调查以设计井位为中心，在2km2km范围内进行浅层地震、旁侧声纳、浅层剖面扫描和测定海底温度与深度的作业；3.1.1.3测网布置：主测线在井位附近应选100m线距，边部可用200m线距，联络测线可选用5033、0m线距。实际测点偏离设计测线的距离应小于10m；3.1.1.4当海底出现不利于钻井的地貌时应从不同方向，用不同测量档次进行全复盖扫描，确定其形状及大小；3.1.1.5若发现可能存在断裂、滑坡、塌陷、浅层气及其它特殊地质体时，应分析对钻探是否有影响；3.1.1.6使用自升式钻井平台钻探时，如有必要还需在设计井位所在位置进行海底工程地质调查、取心做工程地质实验；3.1.1.7新区钻探还应收集海流、气温、冰冻、水文、海浪、潮汐、热带风暴等资料；3.1.1.8在已证实未发现浅层有潜在地质灾害因素的探区(海域)，可不进行钻前井场调查，但需对井场范围内的地震测线进行1秒记录范围内的浅层高分辨率处理，经解34、释证实无浅层潜在地质灾害因素，并经主管部门确认后方可实施钻探。3.1.2井位测量 收集、了解井位测量与定位资料。3.1.3 地质设计书3.1.3.1熟悉钻井地质设计书的相关内容；3.1.3.2严格执行地质设计；3.1.3.3对地质设计书中有疑问或现场中不易操作的问题提出意见和建议。 录井合同了解合同的种类，熟悉合同的相关内容，尤其对录井合同中有关技术、设备、人员、服务的有关条款应认真执行。 收集资料3.1.5.1地质监督到井场前应收集、熟悉区域和邻井的地层、岩性、油气水分布、地层压力等资料，特别应注意了解钻探地区易井涌、井喷、井漏、坍塌等复杂井段的层位及邻井在相应井段的处理经过、结果、经验教训35、等资料；3.1.5.2观察邻区、邻井的岩心、岩屑及实物剖面资料。 地质交底 向录井人员、钻井工程人员进行地质交底。3.1.7录井仪器、地质材料委托根据地质设计要求，列出录井仪器、地质用料清单，并填写委托书（见附录C.1）交有关单位执行。3.1.8录井人员资格确认地质监督对录井承包人员资格进行认可。3.2 井场准备阶段3.2.1录井设备安装、调试检查地质监督对录井仪器的安装调试进行检查、认可，确保正常运转，同时填写录井设备安装、调试检查表（见附录C.2）。3.2.2录井设备安全检查：录井设备安全由录井队长负责，但地质监督负责进行检查，填写录井设备安全检查表（见附录C.3）。3.2.2.1检查气测36、房的增压系统是否工作正常；3.2.2.2对电器设备的接地进行检查；3.2.2.3氢气瓶的存放和使用应严格按规定执行，必须在有效期内并放置在安全的位置；3.2.2.4接线盒应防爆；3.2.2.5气体探测系统工作正常；3.2.2.6检查各种化学试剂和样气是否在有效期内、存放是否安全；3.2.2.7气测房必须按规定配备灭火器材，检查灭火器材的有效期；3.2.2.8对烘箱的电源、电压、温控、接地等进行检查，确保安全使用。3.2.3地质装备、地质耗材确认对录井仪器、地质装备、地质耗材进行确认，填写地质装备、地质耗材确认书（见附录C.4、附录C.5）。3.2.4 通讯条件确认落实通讯设备是否具备数据传输、37、传真、通话条件，并将现场联系方法通知主管部门。3.3 钻进阶段3.3.1作业指令3.3.1.1在作业各个关键环节，地质监督对录井人员的各项工作要求，应以作业指令（见附录C.6）的方式下达；3.3.1.2书面作业指令应及时、内容齐全、简洁、准确；3.3.1.3指令内容应突出取全取准资料的措施要求、安全环保职责、各岗位之间的协调配合等。3.3.2每日例行工作3.3.2.1监督录井人员检查各种录井仪器的工作状况，按设计要求取全取准各项地质资料； 3.3.2.2每天交接班时，审查各项原始记录、指出下步工作注意事项，需解决的问题等；3.3.2.3在发现油气显示及发生其它异常情况(如井涌、井漏、井喷等)时38、，向录井人员提出加密监测、取样(包括钻井液真空蒸馏样品)和分析(包括烃类气相色谱图解释)等具体要求，并按要求监督录井人员及时调校迟到时间（见附录C.7）；3.3.2.4负责岩屑的观察描述，及时将钻遇地层的岩性与设计进行对比，做好随钻分析和预告，特别是在钻达目的层之前，要做出目的层是否按设计钻达、提前或推迟的判断；3.3.2.5在钻井液槽面发现油气水显示时，要做好观察记录，推算显示的深度、层位，并及时复查岩屑、落实显示的岩性和荧光级别；3.3.2.6观察钻井液性能的变化，及时分析引起钻井液性能变化的原因，并通知有关人员；3.3.2.7由于井漏、井涌、井喷需要调整钻井液性能时，应尽可能使性能的调整39、不致影响录井资料的真实性并记录堵漏或压井处理措施及其效果；3.3.2.8在钻入设计取心的目的层段，出现钻时明显变化或见油气显示时，应停钻循环，确认岩性、荧光级别后并决定是否取心，若要取心应卡准取心深度和层位；3.3.2.9取心作业时，取心工具到井底和割心前，要校准井深和进尺；出心时，应在现场监督岩心出筒、清洗、装盒；并观察、记录岩心出筒时的油、气、水显示情况；3.3.2.10负责岩心整理、观察描述和取样，分析样品除按设计规定选样外，可针对特殊岩性、化石和地质疑难问题增选样品，并及时将岩心和样品送回基地作化验分析；3.3.2.11在整个钻井过程中，应与钻井监督、泥浆监督及其他相关人员及时进行沟通40、，通报有关资料。 钻遇目的层3.3.3.1钻遇目的层前应加强分析、对比，作好地质预告；3.3.3.2向地质录井人员下达作业指令，重申目的层段的样品采集规定，收集油、气、水等资料各项要求及其它注意事项。督促录井人员加强仪器的校验，特别是脱气器、色谱仪、H2S 传感器、井深、泵压传感器、钻井液密度及体积传感器等；3.3.3.3提示钻井监督作好防喷、防漏、钻井取心等准备工作，同时对钻达目的层的钻井液密度、循环排气及地质循环等达成一致意见，钻达目的层前及时通知钻井监督控制钻速，以利及时发现油气层和确保钻井安全；3.3.3.4加强地层压力监测，密切注意油气显示变化，判断钻井液密度是否合适，在一般情况（未41、发生井涌、井喷、井漏）下，若气全量大于50%，循环排气不降或下降速度较慢时要考虑加重钻井液密度，控制气全量在30%以下；3.3.3.5钻达目的层，特别是发现油气显示，应认真观察每一包岩屑，落实岩性、含油性及荧光显示，并作好记录；3.3.3.6了解钻井液的体系、性能、主要材料及其材料中是否含有影响荧光录井的物质和含量，发现问题应及时解决；3.3.3.7密切观察泥浆槽面油气水显示，及时取样。并记录见槽面显示的时间、井深、油花、气泡的大小、产状、占槽面百分比、进出口钻井液性能变化等；3.3.3.8根据各项录井油气水显示，利用三角图版、气体比值法等进行油、气、水层解释；3.3.3.9要求录井人员将气体42、显示异常相关资料及时提交地质监督，及时传回主管部门；3.3.3.10钻井过程中，根据井上情况有权增加录井项目、加密取样及建议是否取心；3.3.3.11钻遇地层、油气显示与地质设计不一致的四种情况处理设计目的层缺失，钻遇设计以外的地层、岩性；提前钻遇设计目的层；在非目的层钻遇油、气、水显示；设计目的层段加深。在以上四种情况下应做到：A). 及时通知钻井监督及其他相关人员，采取相应措施； B). 及时向主管部门汇报；C).根据现场实际情况，提出修改地质设计的建议。3.3.4督促录井人员对气体设备进行检查与调校(见附录C.8)3.3.4.1每个班应进行脱气器注样分析检查；如发现测量值不准确时应及时调43、校仪器； 3.3.4.2 FGP全量仪：使用纯甲烷气进行调校，最大允许误差5%；3.3.4.3 FCP色谱仪：使用1%或10%的混合气检查。测量值和实际值最大允许误差5%；3.3.4.4 H2S传感器：必要时用H2S气样（20PPM）检查一次；3.3.4.5脱气器位置的检查，特别是当钻井液液面有变化时，要及时调整脱气器位置；3.3.4.6气测实时曲线检查：对实时曲线的各种出峰情况进行标注，如：地层气、起下钻气、接单根（立柱）气、背景气等；3.3.4.7整个气路检查：使用1%或10%的混合气，从脱气器的进气口注样检查，同时记录气体通过气路所需的时间。在冬季，特别要注意管线内的积水和冻裂。需要进行44、气管线密封检查时，进行气体抽吸测试，将样气（100cc，1%或10%的混合气）与气管线接通来检查样气泵的实际抽吸速度，同时检查气管线是否漏气。3.3.5地层压力预测与监测3.3.5.1了解本井异常地层压力的成因，对地质录井工作可能带来的影响。3.3.5.2钻遇高压地层前的工作3.3.5.2.1邻区、邻井或本井有异常地层压力的，应向录井人员和工程人员做好预报，提出在相应井段取全取准各项资料的具体要求；3.3.5.2.2向录井人员下达指令，指令的主要内容应包括：A).仪器房必须留人值班；B).进行录井仪器调校，工作状态良好；C).调校迟到时间；D).设定有关警报门槛；E).利用各种方法如dc指数、45、泥岩密度等加强监测和预报。3.3.5.2.3从预计的高压层以上500m 开始，早报应增加以下内容： dc指数、孔隙压力预测、气体上窜速度、泥岩密度、钻井液出口温度、电导率等；3.3.5.2.4不同专业岗位之间的相互沟通：（见附录C.9）要求钻井液人员要随时将配制新浆、排放或增加钻井液、倒池及池内液面的变化及时通知录井人员，及时做好记录，地质监督要进行检查；若存在问题，地质监督要做好协调；3.3.5.3钻进高压地层时的工作3.3.5.3.1钻遇高压层时录井显示的各项特征要十分清楚。如钻井液体积、密度、粘度、电阻率、出口温度、气测值、钻时、扭矩、岩屑物理特征等；3.3.5.3.2利用各项综合资料，46、如dc指数、泥岩密度以及各项表征，及时分析是否钻遇高压层，并判断钻遇的高压层的层位、流体性质等；3.3.5.3.3当发现有高压征兆时，录井人员立即向地质监督和钻井监督报告，并提出停钻循环的建议，并作好记录；3.3.5.3.4必须在现场作好随钻分析工作，发现异常，及时书面通知钻井监督，同时对录井人员提出明确要求，以保证在异常井段取全取准各项资料，包括油气水及钻井液样；3.3.5.3.5若钻井液密度等性能与地质设计书要求不一致时，在保护油气层和安全钻井的前提下，现场应提出调整建议，请示主管领导同意后再实施；紧急情况下可以先处理，后汇报；3.3.5.3.6钻遇高压油气层段，停止使用烘箱；3.3.5.47、3.7编写钻遇高压地层的钻后小结，并附必要的图件。3.3.6钻井液密度、体积检查记录的钻井液密度、体积要与钻井液人员测得的资料进行核对，以保证其准确性。3.3.7井场发生重大事件时的地质工作3.3.7.1井涌、井喷3.3.7.1.1井涌是井喷的前兆，一旦发现钻井液体积增加，发生气侵甚至井涌，地质录井人员应立即通知值班司钻-钻井监督-地质监督；3.3.7.1.2一旦发生井涌、井喷，地质监督和录井人员必须执行平台应急计划。井涌井喷的处理由钻井监督负责。在条件允许的情况下，地质监督要收集好关井压力资料，分析井涌、井喷的原因，推算地层压力和压井液密度；3.3.7.1.3同时收集好以下资料：井深、层位、48、岩性、井涌、井喷前后的钻时、钻压、泵压、气全量、钻井液密度、泥浆池体积、涌（喷）高度、喷势、涌（喷）出物、间隙情况、喷出物量及折算产量、压井液的性质、性能、压井返出物、涌喷起止时间及处理结果。条件允许时应注意取样；3.3.7.1.4地质监督及时将收集到的所有相关资料汇报主管部门。3.3.7.2井漏井名、起止时间、井深、层位、岩性、钻头位置、漏速、漏失液性质、漏失量、堵漏材料名称、用量及效果；同时保存发生井漏时的实时数据和曲线，并及时汇报至主管部门。3.3.7.3断、卡钻具时间、钻头位置、地层、岩性、发生原因、处理方法、断点、卡点、鱼顶深、落鱼长、泡油、泡酸等。3.3.7.4侧钻开窗原因、时间、49、井段、层位、侧钻造斜点、造斜终了斜深、垂深、方位、位移、最大井斜井深、斜度及狗腿度。3.3.7.5钻遇有毒有害气体3.3.7.5.1一旦发现有毒、有害气体，地质录井人员应立即通知值班司钻-钻井监督-地质监督，并采取相应的安全措施；3.3.7.5.2迅速向主管部门汇报。3.3.8紧急弃船3.3.8.1应严格按照弃船应急计划执行；3.3.8.2地质监督、录井人员应服从指挥；3.3.8.3应尽最大努力带走各种原始、成果资料。3.3.9起下钻、短起下钻、地质循环作业3.3.9.1短起及起下钻作业，地质监督及录井人员应把已钻遇的油气层、高压层及其它异常井段给钻井工程人员一定的提示；3.3.9.2短起、起50、下钻过程中气测房必须有仪器工程师值班；3.3.9.3短起、起下钻时一定要测量计量罐体积，同时认真填写灌钻井液记录单，地质监督要进行检查；3.3.9.4发现钻井液体积变化、大扭矩、遇阻、卡、泵压变化等情况，录井人员应及时通报有关人员，并在实时曲线上作好标注。3.3.10随钻测井作业根据地质目的提出测井项目、测井图件及资料提交时间、数量要求；3.3.10.2对采样密度、资料质量、钻井速度等提出要求；3.3.10.3利用随钻测井作业资料及时进行随钻分析。3.3.11交接班制度3.3.11.1地质监督要清楚地质录井公司倒班人员和倒班时间，并提供便利条件。对新倒班上来的录井人员要重申录取、整理资料的要求51、及注意事项，并做好检查；3.3.11.2地质监督之间海上倒班需办好交接，要给新倒班上来的监督提供方便，填写地质监督海上交接班记录（见附录C.12），交接内容包括：工程作业进度、资料录取情况、邻区邻井资料、与邻区邻井油气显示及地层对比、录井设备及人员状况、存在的问题及下步工作建议等；1.3地质监督回到陆地后应及时向主管人员以书面形式报告一个班的工作情况，同时提交录井设备人员评价表（见附录C.13）及考勤表；3.3.11.4地质监督从海上回到基地时，应带回编写完井地质总结报告、绘制地质综合录井图所需要的各项原始资料，包括数据软盘。3.4 完井阶段地球物理测井3.4.1.1测井前工作3.4.1.1.52、1向测井人员提供有关井身结构，钻井液性能、地层、岩性、油气显示资料； 3.4.1.1.2根据地质设计和现场分析参与选定全井测井项目以及目的层段、油气显示层段和重点取心层段所需要的测井项目(火成岩、变质岩、石灰岩地层一般不测感应系列，可选测侧向、地层倾角，全波列，裸眼变密度系列、井下电视、地层微电扫描成像、方位电阻率、伽玛、岩性密度中子能谱、偶电极声波、核磁共振、模块式地层动态测试等)；3.4.1.1.3其它特殊测井项目，如生产测井、工程测井、环境测井等可视情况选定。3.4.1.2测井资料的现场地质分析及时将测井资料与录井资料对比，确定钻遇层位，落实油、气、水显示、厚度、岩性等；参与确定测压、取53、样、井壁取心的位置和数量；3.4.1.2.3地层重复测试和井壁取心时，应亲临现场，收集油、气、水样和测压资料，并观察、描述壁心。3.4.1.3测井质量要求3.4.1.3.1测井的深度与钻具深度的误差允许范围： 井深小于1000m，允许误差 0.5m；井深1000-2000m，允许误差 lm；井深2000-3000m，允许误差 2m； 井深3000-4000m，允许误差 3m。 综合解释岩性剖面时应以测井深度为准.如深度误差超过上述范围时，应查明原因及时修正；3.4.1.3.2各种系列的测井深度误差应符合要求，与第一条电阻率曲线深度误差应小于0.3m；3.4.1.3.3各种测井资料的质量应符合x54、石油总公司测井企业标准和测井分册要求。3.4.2下套管、固井3.4.2.1下套管3.4.2.1.1预探井、评价井、开发井在测井前须将全部录井、气测资料报送主管部门；测井中每个项目测完后即用传真或将数据传输回主管部门；全部测井结束后，由主管部门决定是否下套管及人工井底的深度；3.4.2.1.2决定下套管的井，应立即检查测试层底界以下是否留足口袋。若口袋长度不足，必须加深钻进。加深钻进时，必须按设计要求收集全部资料，如新发现油气层则必须继续钻进，并重新电测，直至油气层底界以下留足口袋为止；3.4.2.1.3下套管前，必须核对工程承包商丈量和编配好的套管顺序及记录；3.4.2.1.4阻流环必须下至油55、层底以下3050m；3.4.2.1.5短套管及放射性标记，应位于每个测试层位以上70-100m。3.4.2.2固井3.4.2.2.1固井前，应向钻井监督提供有关本井地层、岩性、油气层顶底界深度等资料，并提出水泥返深等要求；3.4.2.2.2固井时要收集注水泥时间，水泥牌号、用量，添加剂名称、水泥浆密度(包括先行水和尾随水泥浆的最大、最小和平均密度)，泵压变化；钻井液替入时间，替入量，替钻井液压力、碰压及回流情况；3.4.2.2.3水泥上返高度要求A).技术套管：无油气层和特殊要求时，按钻井工程要求执行，有油气层时，按油层套管要求执行；B).油层套管：水泥返至油层顶界以上150m或气层顶界以上256、00m；对于高压和含硫化氢的油气层，要求水泥返至油气层顶界以上300m；C).尾管：水泥浆必须返至尾管顶部以上。3.4.2.2.4固井质量检查 候凝时间按钻井手册规定执行，固井质量检查，按测井分册质量解释标准执行。SBT检查固井质量时，其质量评价标准参考附录E.1。3.4.2.2.5套管试压时间30min，压降小于0.5MPa；并下钻探测人工井底。3.4.3井身质量要求3.4.3.1井眼情况：有无明显的缩径(井径、井段)和因垮塌、溶解形成的扩径(井径、井段)以及键槽、井底落物等，井径扩大率在目的层段和水泥封固段(盐层除外)一般不得超过20。3.4.3.2井斜情况：包括每个测斜点井深、斜度、方位57、角，全井最大井斜点的斜度与井深，全井最大全角变化率及其井段，井底总水平位移、总方位角，井底垂直井深，油气层段(目的层段)的顶、底水平位移、方位角及垂直深度等。3.4.3.3井斜全角变化率（见表3-1至表3-3）。表3-1 国际上推荐的允许最大全角变化率表井 段 测量间距允许最大全角变化率 ftmftm100ft25m0-4000-12210030.51.51.23400-6000122-1830200611.51.236000-120001830-3660200612.52.05 12000-140003660-4270200613.52.87 14000-150004270-4575200658、143.28表3-2 我国行业全角变化率标准表井 段(m)不同完钻深度井的全角变化率(/25m)1000m2000m3000m4000m5000m6000m0-10001401401151111001-20002101401151151152001-3000210210223001-40002302152154001-50002202305001-60003注：全角变化率以电测的井斜、方位角资料为计算依据，如连续三个测点的全角变化率超过标准则为不合格。全角变化率以每25m一点为计算单位。表3-3 我国行业标准井底水平位移允许标准表井 深(m)水平位移(m)井 深(m)水平位移(m)1000 359、03000 801500 403500 1002000 504000 1202500 654500m以上 140注：计算水平位移，应以设计主要目的层的顶部作为主要衡量标准。3.4.4测试建议完井后，应提出测试层段建议。3.5 钻后总结3.5.1气测资料探井完钻后，地质监督从海上回到陆地时，应带回编写完井地质总结报告、绘制完井地质综合录井图所需要的全部资料。3.5.2.工作总结对全井作业存在的问题、经验、教训、使用的新技术，新方法等进行总结。3.5.3泥浆综合录井报告3.5.3.1验收内容3.5.3.1.1各项录井资料是否按设计录取；3.5.3.1.2各项录井资料是否符合质量标准要求；3.5.360、.1.3原始录井资料是否齐全、准确(对重点层位抽样检查)；3.5.3.1.4综合录井图的格式、内容及图例、符号等是否执行甲方制定的标准；3.5.3.1.5图内曲线及描述文字布局是否合理、清晰、美观；3.5.3.1.6图面资料与各项记录是否吻合，有无差错、遗漏。3.5.3.2验收要求3.5.3.2.1报告内容齐全、图表清晰；3.5.3.2.2资料准确、齐全，与原始记录、附图、附表相一致，计量单位执行法定标准；3.5.3.2.3报告按时提交，各项原始记录完整，无差错。3.5.3.3地质录井承包商应在完井后10天内向甲方主管部门提交泥浆综合录井总结报告及综合录井图，由地质监督在3日内按录井合同要求进61、行审查验收。3.5.3.4几项具体要求3.5.3.4.1提交的资料和报告均用A4纸打印、分类装订成册；3.5.3.4.2若报告和资料是用磁盘记录的，应同时上交一套磁盘，电子文件上注明井名、文件号、文件名、记录的起止深度、软件名、版本名及需要说明的事项；3.5.3.4.3提交归档的资料和报告、图件、磁盘及提交清单，应由审核人和验收人签字后方可上交。3.5.4完井地质总结报告 完井地质总结报告由甲方主管部门组织审查验收，内容包括文字报告、附图和附表三部分。3.5.4.1文字报告部分A.)报告内容是否按规定要求编写；B.)资料齐、全、准，与附图、附表及原始记录相吻合；C.)分层依据充分，油、气显示描62、述准确；D.)资料运用充分，文、图、表吻合，综合评价、论证依据充分，结论建议可行。3.5.4.2附图(含完井地质综合图等) A.)附图的格式、内容及图例、符号等符合规定标准； B.)图面曲线及文字描述准确，图名、表格、图例、框线的粗细，以及文字描述的疏密布局应合理、清晰、美观； C.)图面资料与原始记录、文字报告、附表相吻合； D.)岩性剖面解释正确，与测井曲线相吻合。3.5.4.3附表 资料齐全、准确，与报告、附图相一致，计量单位执行法定标准。3.5.4.4资料提交时间规定3.5.4.4.1完井地质总结报告及图表上交时间A.) 2000-3000m的井，为完井后20个工作日；B.) 大于3063、00m的井，为完井后30个工作日；C.) 完井地质总结报告及图、表上交后需在5日内审查验收。提交的报告和完井地质总结报告的附图(除完井地质综合图和完井地质剖面图、“垂深”图外)、附表均用A4纸规格打印；提交归档的报告和图件，应由编写人、编制人和审核人签署后，方可上交。3.5.5岩屑、岩心及材料管理3.5.5.1所有录取到的原始资料，包括岩屑、岩心、壁心、油、气、水样、钻井液样及数据， 应及时送回基地，并出具清单与有关单位交接（见附录C.10、附录C.11）；3.5.5.2剩余专用地质材料清查，如该平台短期内没有钻井任务，则要将剩余的地质用料送回基地，同时填写作业材料返库清单（见附录C.14）。64、第 四 篇录 井 方 法第四篇 录井方法4.1 综合录井仪4.1.1大钩负荷传感器 与钻机指重表并接在死绳固定器的液压变送器(或液压传感器)上。录井房是通过传感器提供的信号获得大钩负荷的。4.1.2转盘转速传感器 多选用非接触磁性传感器，安装在转盘下面或传动轴附近，以测量每转的脉冲数而获得转速的，也可直接从顶驱获得信号。4.1.3转盘扭矩传感器 机械传动钻机安装在转盘驱动链条上；电动钻机则安装在驱动转盘的电动机动力电缆上。前者以测量链条张力、后者以测量电流强度而获得扭矩，也可直接从顶驱获得信号。4.1.4深度传感器 大部分安装在钻机绞车轴端，通过测量单位井深的钻进时间而获得钻时资料。要求：滚筒65、参数准确；座卡瓦时悬重门限合理；钢丝绳排列整齐；安装在浮动式钻井船上时，应考虑船体移动和上下浮动的补偿装置。4.1.5立管、套管压力传感器 前者安装在转盘面以上的立管上；后者安装在防喷四通或放喷管汇上。转换器自由端应向上，由通过传感器电桥的电阻变化而获得压力资料。4.1.6泵冲数传感器 安装在活塞拉杆上或传动轴端上。测量时，前者所得到的脉冲数要用2除之，后者则要乘以传动系数。4.1.7进、出口流量传感器 分别安装在进出口管的进出口处，利用电磁进出口流量计连续测量循环流速造成的电动势变化而得(油流不能测量)。测量的最大套管直径为2032mm。优点是可实时准确地预报井漏或井涌，缺点是进口端衬管寿命66、短。另一种把式系统(blowshow型)已被淘汰，不再使用。4.1.7.1入口流量计安装在立管上，无特殊要求。4.1.7.2出口流量计4.1.7.2.1传感器前的直线长度应尽量短，以流量处于片流状态不形成旋涡产生气泡影响测量效果为原则；4.1.7.2.2传感器应垂直放置，避免有沉淀物；4.1.7.2.3传感器应保持满载或断开； 4.1.7.2.4每个仪器都要有标准说明书；4.1.7.2.5应安装一个放喷器，以便洗涤仪器，防止金属刮、擦测量电极；4.1.7.2.6仪器的电缆若过长，在任何情况下都不能把电缆缩短；4.1.7.2.7在油基钻井液中不能使用这种流量计。4.1.8钻井液池体积传感器 有超67、声波、电容、射频、浮子四种，其传感器垂直安放在各种钻井液罐(池)内，位置应远离搅拌器。现场一般用浮子系统，由浮子带动释放信号的电位计测量钻井液池内液面高度变化等参数。4.1.8.1每个钻井液罐(池)，安装一个或数个浮子和相应的地面校正仪；4.1.8.2各池必须用相同的纸卷记录速度，记录比要适当，以达到可监测200升左右的液量变化；4.1.8.3钻井液处理时应通知录井房。4.1.9钻井液进、出口密度计 一般采用吸收伽玛射线(铯137)来测定。直接将伽玛密度计安装在立管上和靠近井口的出口管线上，位于液流中轴部位，在承压下测定可去除气泡影响。此外还有U型管半连续称重和压力传感器密度计。目前国内多选用68、压差式传感器密度计。4.1.9.1安装压差式传感器密度计应注意事项4.1.9.1.1入口测量须在钻井液保持均匀的位置进行；一般不连续测量；当钻井液性能不稳定时，则要求连续测量；4.1.9.1.2出口测量须在钻井液循环中有变化和能检测到井涌的地方进行，要求安装在喷出管处或靠近井的出口处。4.1.9.2安装伽玛密度计的注意事项4.1.9.2.1应选择一个极稳定的固定点；4.1.9.2.2伽玛射线源应放在人不常去处，在其周围2米范围内标出危险区记号，并制定安全规定。入口密度计4.1.9.3.1安装在直径127mm的高压管线上，不改变流动处；4.1.9.3.2入口密度计的测量头应装在减震器上，最好安放69、在离钻井液泵较远的地方，防止震动；4.1.9.3.3若不能防止振动，整套检测器可与高压管脱开。4.1.9.4出口密度计4.1.9.4.1安装在能测出钻井液循环中有变化的地方，并能监测井涌(气体或液体)；4.1.9.4.2应在钻井液进入震动筛前并能获得2032mm管径的钻井液层处量测。4.1.10钻井液进、出口温度计4.1.10.1出口温度探测器(通常指潜入管式温度计)4.1.10.1.1传感器必须浸入钻井液中至少20cm；4.1.10.1.2必须置于钻井液快速循环、畅流的地方(避免放在钻井液滞留不动处)；4.1.10.1.3不得将传感器末端沉入可能有岩屑沉淀处。4.1.10.2入口温度探测器470、.1.10.2.1若用潜入管式温度计，一般沉放在钻井液池内靠近钻井液泵抽吸接头、钻井液不停搅拌处；4.1.10.2.2若用热灵敏探头，则需用一个特殊的外绝热环直接将它固定在立管上(无法配备一个池一个传感器的情况下，可用此法)。4.1.11 钻井液进、出口电阻率传感器4.1.11.1测定仪有：4.1.11.1.1铂或石墨电极传感器：以方波交流电供电，电极与流体接触；4.1.11.1.2感应电阻率传感器：浸入液流，但不与流体直接接触，其位置应距离金属器件至少15厘米，现被广泛应用。4.1.11.2出口传感器4.1.11.2.1安装在钻井液循环通畅、无岩屑或固体沉淀处；4.1.11.2.2流动管线关71、闭时，要求保护罩不触及钻井液槽壁或震动筛前的钻井液池壁。4.1.11.3入口传感器，尽可能置于接近钻井液泵吸入处，注意事项同出口要求。4.1.12气体全量分析仪4.1.12.1脱气器或气体分离器4.1.12.1.1固定安装在钻井液槽上，尽可能靠近井口，最好位于管道出口处的垂直部位，使用电动或气动脱气；4.1.12.1.2尽量使通过脱气器的钻井液流量均匀。4.1.12.2用泵将脱气器脱出的混合气体吸入录井房的过程中，需有一个05升左右的防堵罐，再用一个不吸附烃类的干燥器(如氯化钙，绝不能使用硅胶)进行处理。4.1.12.3探测仪4.1.12.3.1热导鉴定器：因其检测的C02为负值，重烃的热导系72、数低于甲烷，氢气又为甲烷的5倍，而检测数值为气体的代数和，故该仪器准确性较差；4.1.12.3.2氢火焰(FID)鉴定器：比较灵敏、准确；4.1.12.3.3红外线检测仪：主要检测易燃气体(主要为甲烷)，具有灵敏高、稳定好的性能，并能在充气钻井液或泡沫中检测；缺点是仪器易损坏；4.1.12.3.4仪器的校正：要求定期用配制好的不同浓度的标准样气进行线性刻度校正。4.1.13气体组分分析仪 该仪器的鉴定器有热导、燃烧、氢火焰(FID)等几个类型，其中氢火焰灵敏度较高，使用较普遍，一般能分析ClC5；有些色谱仪还可同时分析烃类和非烃类气体。二氧化碳分析仪4.1.14.1安装：该分析仪是面板结构，固73、定在设备房内的仪器架上，与烃类气体分析仪共享同一样气气路；4.1.14.2调试：用标准CO2气体注样进行不同浓度的调校，调校好后即可分析；4.1.14.3功能：实时连续监测地层内CO2气体的含量，分析数据储存在深度数据库里，可以人工设定高、低报警门槛值。4.1.15硫化氢(H2S)探测仪 现多用化学或半导体探头进行监测，监测最小值为1ppm，并装有浓度超标警报器。仪器探头安装在气分析设备的取样管线中或与气分析设备成一体，并在钻井液仓、平台甲板、司钻位置均安有探头。4.1.16控制回压循环时的取样装置 一种在流体大量溢出、气柱干扰使钻井液产生断续流或测试终了进行反循环情况下，不致中断向密度计、脱74、气器输送钻井液的备用装置膨胀罐和泵。4.1.16.1 连接钻井液管汇与膨胀罐管道的直径、系列，应与钻井液管汇下游的管道相同；4.1.16.2在气涌时，为防止超压，应开启膨胀罐，使钻井液从大口径软管返回钻井液管汇；4.1.16.3在出水或出油情况下，为使钻井液池内的钻井液不受污染，可使用软管循环系统排出液体；4.1.16.4需使用启闭速度快、不易堵塞的阀门；整个系统应固定在底座上，不能固定在钻井液槽上，以避免受振动。4.2 各种传感器、 探测仪的技术要求4.2.1深度传感器 应经常与钻具计算的深度进行校核(每接两根或三根钻杆校核一次)。4.2.2脱气器4.2.2.1检查脱气器中的钻井液流量，是否75、达到稳定；4.2.2.2检查缓冲器(必要时进行清洗)，使之处于完全正常状态；4.2.2.3检查调节装置是否堵塞；4.2.2.4每次起下钻时应对脱气器，进行彻底清理和检查；4.2.2.5若孔洞腐蚀或锈死须彻底清洗、除锈、上防锈漆(x船用油漆)，严重时须系统地更换脱气器的钟形罩。4.2.3气管线4.2.3.1每次起下钻或钻遇储集层有显示时，利用接单根或停止循环机会，对线路进行测验；4.2.3.2在可能的情况下，要求安装两条管线，在工作线路堵塞的情况下，能接通另一条线保持连续检测显示；4.2.3.3干燥剂应常更换，不能在变硬失效时再更换；干燥剂要经常摇动，以免粘结在线路末端上；4.2.3.4每次起下76、钻时，使用空气压缩机或打气筒清洗气管线，将线路中可能含有的水压出、排净。全量分析仪4.2.4.1每班须用甲烷校准；4.2.4.2调零(排放测试)，每班在停止循环期间进行数次；4.2.4.3热导鉴定器，当曲线出现负偏时(如CO2)，应果断将零向右调整；4.2.4.4定时在曲线图上标出所采用的零位置。4.2.5组份分析仪4.2.5.1检测器、氢气发生器和压缩机应处于完全正常的工作状态，如要更换或更新应在钻井液停止循环的间隙进行；4.2.5.2压缩机压力严格保持仪器规定的压力值；4.2.5.3载气、样气、氢气等各种气体的流量一定要保持稳定，并且应严格符合厂商的说明；4.2.5.4试验与校准4.2.577、.4.1停止循环或起下钻时，每天至少进行一次；4.2.5.4.2人工注入已知成分和含量的气体，对仪器进行出峰时间和值的校准检验，应用不同浓度进行多次试验，应每天检验一次，最好是在每天的同一时间内进行(温度作用)，确保校准良好(考虑到因操作引起的误差)； 4.2.5.5每班检查零，详细记录所有操作产生的峰值，并在相对应的曲线上做出解释；4.2.5.6每班检查仪器的增益，并且在仪器整个运转过程中，务必使增益准确；4.2.5.7最大灵敏度上零的偏移应保持在可接受的范围内；4.2.5.8在更换气柱的情况下，重新调节，全面校准，重新绘制刻度曲线；4.2.5.9双柱色谱更换一个气柱时，应同时更换另一个气柱78、。4.2.6 硫化氢探测仪 应经常使用标准样气检查刻度。4.2.7钻井液密度4.2.7.1应检查钻井液流量是否均匀，防止产生涡流，否则需调整传感器位置；4.2.7.2每班进行几次清洗、除砂。4.2.8钻井液池液面4.2.8.1若用体积计传感器，其机械组件(轴、齿轮、轴承)必须合理上油；4.2.8.2每次起下钻时，系统检查电缆线的电压以及浮子和滑轮转动的自由程度，并清洗钢缆和浮子（如有泥饼应除去）；4.2.8.3清洗期间不要挪动电位计。4.2.9泵冲数计数器每次工作结束后，必须检查有关泵冲计数器运转情况。4.2.10钻井参数记录每次开钻时和每次下套管后必须校准（用钻台上的仪表进行检查）。4.2.79、11测压 对读出的压力数值应与钻井仪表所提供的数值进行核对。4.3 录井仪器的安装、调校、安全与防护4.3.1录井仪器房的安全环保要求4.3.1.1录井仪器房的安装、调校、安全与防护应符合有限公司安全环保规定；4.3.1.2电缆线、气管线架设要牢固安全、易于检查和维护；4.3.1.3所有室外电缆线均要密封及防水、防爆盒连结，禁止用绝缘材料包扎；4.3.1.4仪器房必须接地良好，外引电缆线不得有短路和漏电现象；仪器房和发电房之间应装有断路开关；仪器房内的附加电器设备应绝缘良好，符合安全规定；4.3.1.5仪器房应焊接固定，完好无损及房内清洁。4.3.2录井装置4.3.2.1承包商提供的设备应与合80、同相符；4.3.2.2每台仪器应按合同备有足够数量的备件；4.3.2.3根据合同，在钻井开始前应按时将水、电接通；4.3.2.4所有传感器和记录仪，应根据厂商的说明正确安装；4.3.2.5开钻前对所有仪器应准确调校；4.3.2.6钻井期间，应对所有仪器进行常规和特别的维护。4.3.3录井仪器房增压4.3.3.1值班工程师应对仪器房合理增压；4.3.3.2增压时，务必关好门窗；4.3.3.3供给录井房的空气应在危险区范围以外抽取。4.3.4电器设备的安装要求电气设备均应接地良好，电缆线均要密封及防水，并每周详细检查一次。在防爆区内及钻井液循环系统附近不得安装不防爆的电器；4.3.5录井安全应急措81、施4.3.5.1应有灵敏的报警装置；4.3.5.2应有井涌、井喷的应急措施；4.3.5.3应有消防设备和消防措施；4.3.5.4应有防毒设备和防毒措施。4.3.6某些有毒物品中毒后应采取的措施4.3.6.1乙炔、一氧化碳、二氧化碳、煤气、硫化氢、甲烷中毒，应立即更换空气，进行人工呼吸至少一小时；打入约含5二氧化碳的氧气，同时进行氨或亚硝酸戊脂呼吸；4.3.6.2氯仿、氯醛、醚中毒，应用凉水浇头部和胸部，并进行人工呼吸；4.3.6.3酚中毒，应用硫酸锌催吐后服无毒硫酸盐，大量吃生蛋白(蛋清)、石灰乳、钙蔗糖盐、加入氢氧化镁的橄榄油或蓖麻油，用含50醋的水洗胃，并喝白酒；4.3.6.4氢氧化钠和氢82、氧化钾烧伤，可喝醋、柠檬汁、桔子汁和油或牛奶；4.3.6.5盐酸烧伤，应服氢氧化镁、碳酸碱、蛋白和冰淇淋；4.3.6.6硫酸烧伤，用与盐酸烧伤相同的方法，但须加些肥皂和油；4.3.6.7二氧化硫中毒，应在胸部敷上芥子泥敷剂，服麻醉药和祛痰剂；4.3.6.8碘(蒸气)中毒，应使用胃虹吸管，服催吐药及淀粉物和硫代硫酸钠。表4-1某些物品毒性和易燃性限度名 称毒性安全浓度(MAC)危险浓度致死浓度爆炸下限爆炸上限(ppm)(ppm)(ppm)()()苯25300200001.59.5甲苯2005008001.57二甲苯25与苯相似与苯相似1.17丙酮1000800017000213四氯化碳10分解后83、有危险不燃不燃三氯乙烯100热分解后有危险氯仿501400068000二硫化碳20100-1501.2550硫化氢20200 400-6004.346一氧化碳200500400012.574二氧化碳5000740名 称毒性安全浓度(MAC)危险浓度致死浓度爆炸下限爆炸上限(ppm)(ppm)(ppm)()()盐酸550-1001000-2000 烧碱2mgm3接触与食入有危险氢高浓度有窒息危险475甲烷515汽油1.77.2乙醚1.8540酒精3.3184.4 气测录井参数的检测4.4.1深度应与钻具计算的深度进行校核(每两根或三根钻杆校核一次)。4.4.2录井间距录井间距从地质设计规定深度开84、始，每米检测一次，必要时(钻时、气测值变化大时)可加密；4.4.3检测内容气测值(全烃、重烃)和组份值(各烷烃和非烃类百分含量或ppm)。4.4.4后效监测监测起下钻、换钻头、接单根时的后效气体。4.4.4.1监测记录内容：时间、井深、气测全量值、气测组份值、油花气泡的延续时间和变化；4.4.4.2根据迟到时间和油气上窜速度，推算显示井段深度。油、气上窜速度计算迟到时间法计算式：V H-(h/t)(t1-t2) / t0容积法计算式：V H-(Q/Vc)(t1-t2) / t0 式中：V-油气上窜速度，mh； H-油、气层深度，m； h-循环钻井液钻头所在井深,m; t-钻头所在井深的迟到时间85、，min； t1-见到油气显示的时间，时：分； t2-下钻至井深h的开泵时间，时：分； t0-井内钻井液静止时间，h； Q-钻井液泵量，lmin； Vc-井眼环形空间每米理论容积，L。4.4.5钻井液真空蒸馏（VMS）取样和分析4.4.5.1一般情况下，每24小时至少做l一2个样品；4.4.5.2当气显示峰值高于背景值5倍时，即应取样进行色谱组份分析，判断显示类型；4.4.5.3达到上述取样条件且厚度大于3米的层，取样不少于3个；4.4.5.4检测内容：蒸馏钻井液体积，脱出气体体积，烃类和非烃类气体组分含量，气体基值。4.4.6地质循环监测指为查清岩性变化、油气显示层位或套管鞋定位等需要，由地86、质监督特意要求中断钻进作业而使钻井液在井内循环时的监测，要求：4.4.6.1在进行井底循环时，根据迟到时间和气体含量要增加20一50的循环时间；4.4.6.2应连续取样检测。4.5 利用气相色谱资料判断油气层的若干方法目前，气相色谱资料的解释不论在理论上或实践上都还不够完善。国外一些专门从事钻井液录井的公司，也认为它尚不能作为地层定量评价的可靠依据。不过人们通过实践所摸索的一些气相色谱的解释方法，对预测油气层仍有一定的参考作用。下面介绍几种常用的方法：4.5.1烃比值图版法(气体组分曲线法，或称气相色谱比值法)4.5.1.1作图版 根据气相色谱分析资料，先求出甲烷(C1)与各重烃(C2、C3、87、C4)的比值，标在单对数纸上(横坐标为等距，代表各组分比值的名称；纵坐标为对数坐标，表示气体组分的比值)，将同一测点各组分比值连起来，就是烃比值曲线。在有条件的地区，可根据测试资料建立本区划分油、气、水层(或非生产性)的标准图版，（见图4-1）。图 图4-1 气相色谱烃组份比值图 4.5.1.2解释4.5.1.2.1油、气、水层的划分：A).用本区的标准图版划分；B).在新区可按以下一般解释标准划分：表4-2 新区解释标准划分气体比油层天然气层非生产性的C1/C221010352和35C1/C321414822和82C1/C42-2121-2002和2004.5.1.2.2生产能力的划分：若C88、l/C2Cl/C3C1/C4，曲线为正斜率，表示具有生产能力；若C1/C4Cl/C3C1/C2或是Cl/C4C1/C3为负斜率，则表示不具生产能力，或为水层；低渗透层斜率往往不反映产层性质，而斜率很陡时，多为致密层；4.5.1.2.3图4给出的是实际钻井液录井所取得的各种类型的油气样品，经过气相色谱分析所标出的烃比值点。 其中：A-气体储层； 4-原油储层的气顶； 5-中等密度原油储层； 6-低密度原油储层； 8-含残余油的水层。 这些实例表示了事实存在但不确切的关系，在全面评价实践中仍是一种有用的展示。4.5.1.2.4根据一些经验，生产性的干气层主要产生(或仅产生)C1，但是异常高的比值可89、能表示为水层中呈溶解状态的气。如果C1/C2降到油区，C1/C4在气区为高值，则该层可能是非生产性层。4.5.2 烃湿度比法(烃比值法)4.5.2.1 色谱组分值比值计算 烃湿度比Wh重烃/全烃 100 烃平衡比Bh(C1C2)/(C3C4C 5) 100 烃特征比Ch(C4C5)/C3 1004.5.2.2 各组分比值的内涵解释4.5.2.2.1一般解释标准(表10)以烃湿度比(Wh)作为解释参数点：Wh0.5为纯干气；为湿气；17.5-40为油；40为残油，密度随湿度比增加而增加。表4-3 组份比值解释标准油气类别WhBhCh非可采干气0.5100可采天然气WhBh100可采湿气WhBh090、.5可采轻质油0.5可采石油17.5-40非可采稠油或残余油40WhBh 4.5.2.2.2将Wh和Bh两曲线绘制在一起时(图4-2)，基于大量的实验观测可对流体特征作出解释：图4-2 烃类流体烃组份比值曲线例图A).当Bh高于100时，这一层段含有纯干气； B).当Wh指示气相且Bh高于Wtl时，说明含气，且气体浓度随两曲线的相互接近而增加； C).当Wh指示气相且Bh高于Wh时，说明含气/油或气/凝析油； D).当Wh指示油相且Bh低于Wh时，说明含油，浓度随两曲线分离而增加； E).当Wh大于40，Bh远低于Wh时，说明含残油。4.5.2.2.3特性比(Ch)的解释(只用于当Wh和Bh指91、示气体时)A).如果Ch低于0.5，Wh和Bh指示气体，解释正确。 B).如果Ch高于0.5，Wh和Bh解释的气体特性与油有关。三角形气体组分解释法(或称三角形气体组分图版法)三角形坐标系的建立 三角形坐标系是由C2/C、C/C、C4/C (C为：ClC2C3C4之和)三个参数构成。把三个参数的零值作为一个正三角形的三个顶点(ABC)，然后，做夹角为60的三组线，分别代表三个参数的不同比值，即建立了三角形的坐标系(见图4-3)。 图4-3 三角形气体组份比值图解释步骤4.5.3.2.1对所测得的各烃类组份进行校正；4.5.3.2.2计算出各烃类组份的和(CClC2C3C4 )；4.5.3.2.92、3分别求得各参数的百分比值：C2/C，C/C，C4/C；4.5.3.2.4根据三个参数比值的大小，分别点在相应的比例线上，然后通过三点位置分别做出相应参数值的平行线，便可以得到另一个三角形，ABC；4.5.3.2.5根据所得出的三角形的大小，倒正，按下列原则区分A).三角形ABC的大小,以占三角形ABC的边长的百分数区分:大于75%为大三角形，25%-75%为中三角形，小于25的为小三角形； B).三角形的倒正以外三角为准，与外三角形同向者的正；反向者为倒。4.5.3.2.6生产能力区域的圈定：根据大量已被证实的具有生产能力的油气层的气体色谱分析资料，圈出生产能力区(图中虚线圈定的椭圆部分)。93、一般的解释原则4.5.3.3.1正三角形解释为气层；4.5.3.3.2倒三角形解释为油气层；4.5.3.3.3大三角形，表示气体来自干气层或低油气比油层；4.5.3.3.4小三角形，表示气体来自湿气层或高油气比油层；4.5.3.3.5联接内外三角形相应的顶点，交点在生产能力区内，即认为有生产能力，否则无生产能力。各类烃组份的初步校正上述三种方法如用现场录井的气相色谱资料进行解释，没有消除钻头直径、钻速及钻井液流量的影响，只能相对地表示气显示指数的相对值。若要较准确地反映真实情况，需对各类烃组分进行校正。气指数校正 IGC(1=Index Gas Correct)公式为：IGCIQVH 式中：I94、-气体(总量或色谱单一气体)的近似百分比，； Q-钻井液流量，Lh；V-钻进一米的岩石体积，Lm； H-钻进速度，mh。气指数计算图表校正 利用气指数校正图版(附录E.4)可直接读出所求值。该图版使用公制时，应将结果乘以0.6。用地面潜在指数(S.P.I)对各类烃组分校正S.P.I(Suface Potental Index)表示从地下单位体积岩石进入单位体积钻井液中的气体浓度。是用V.M.S(真空蒸馏脱气器)对定量钻井液进行全脱分析而求得的钻井液中的真实含气量。4.5.6钻井液内气体含量的确定尽量在接近钻井液泵入口的地方取一升钻井液样。每天至少取样l一2次。当发现有影响背景值因素时，如气浸严95、重和钻遇油气显示较好的层段，可以多取几次样；样品用VMS进行全脱后在色谱仪上进行分析；用气体总量和色谱仪读数百分比(取样体积为500m1)，按下列公式计算各组份的含量。 Cn(anV/500)100 式中：Cn-钻井液样中的烃组份含量，； an-色谱分析的Cn的百分比含量，； V-由VMS收集的气体总量，m1； n-为碳原子数，如n1，为甲烷。取各次按上式计算分析所得的各组份含量(包括峰值和背景值)的平均数，作为钻井液中各组份的含量。这些平均值是进一步求得钻井液真实含气量的基础。4.5.6.5钻井液中真实含气量的确定4.5.6.5.1当地层内有气体释放出来时，反映在色谱仪或全量记录仪上将有总烃96、及各组分的峰值出现。这时，所计算出的组分含量减去相应组分背景含量的差值，即是钻井液中的真实含气量。 4.5.6.5.2用VMS蒸馏分析并计算各组分的含量；4.5.6.5.3可以在接近钻井液出口处取一定量的钻井液；校正曲线的建立 建立从脱气器所提气体的百分比含量与经过全脱分析后又经过色谱仪分析的各组份的钻井液中真实含气量的关系曲线，其程序是：采用双对数坐标为刻度的坐标系；把某一段时间间隔内(如24小时或48小时)按取样顺序所取得的VMS气样分析的并经过校正的各组份在钻井液中的真实含气量用纵坐标表示，相应井深的(对应取样点井深)从脱气器来的气体各组份的百分比含量用横坐标表示；对某单一组份(如C、)97、，都可在坐标系中找到其所对应的点。当这种取样进行二次以上时，便可以得到2个以上对应点，从而得到一条关系曲线，这便是某一单一组份的校正曲线(这一曲线在对数坐标系中常为一直线)。绘制气体录井图 作为深度的函数，将每一固定的深度间隔上所取得GZI(脱气器)读数通过的关系曲线。就可以得到在钻井液中的真实含气量。把这些经过校正后的气体值按深度绘出，便是经过校正后的气体录井图。 S.P.I的计算与应用 4.5.9.1 计算公式：SPI1.274(SQROP)/d2 10-2 式中：SPI-单位体积岩石进入单位体积钻井液中的气体含量，也称地表潜在指数；S-钻井液中含气饱和度，即经过校正的钻井液含气(Cl十C98、d)总量，；Q-排量，m3min；ROP-钻时，minm；d-钻头直径，mm。4.5.9.2 S.P.I的应用 地面潜在指数同“气指数校正”一样，是消除地面条件下(钻井参数，钻头大小，钻井液流量)诸因素而推算出的一个指标，同时又相应地消除了钻井液性质对气体监测的影响。因此也就更加真实地反应了岩层中的含气程度。它具有如下的作用：4.5.9.2.1可以对比各井段的气体显示；亦可做为邻井同一层段气体的对比资料；4.5.9.2.2作为岩性的函数，可以通过对比说明岩石的相对孔隙度大小；4.5.9.2.3作为深度的函数，可以相对比较全井的烃类气体显示的情况；4.5.9.2.4可用于地下气体饱和度的计算。499、.6 岩屑录井井深井深(m)等于钻具总长(m)加方入(m)；要求每次下钻完或接单根时必须核实钻具长度与井深。4.6.2岩屑迟到时间校正测量要求：理论迟到时间计算和实测迟到时间的间距及测量要求由现场地质监督决定，做到准确、符合实际。计算方法理论计算法twVQ (D2d2)/ 4Q H 式中：tw-钻井液迟到时间，min； V-井内环形空间的容积，m3； Q-钻井液泵排量，m3min； D-井眼(钻头)直径，mm； d-钻杆外径，mm； H-井深，H钻具总长 方入，m。泵冲数法N(D2d2)/ 4q H 式中：N-累计捞砂泵冲数(冲)； D-井眼(钻头)直径，mm； d-钻杆外径，mm； H-井深100、，m； q-泵每冲的容积，m3。实物测定法：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(或泵冲数)t1；记录仪器检测到乙炔气体的时间t2，则可用下式求得迟到时间(tw)。 t迟t循-t。 式中：t循-乙炔气体循环一周的时间，即t2tl，min； to(i十j)Q，为气体下行时间，min； i-钻杆内容积，m3；j-钻铤内容积，m3； Q-钻井液排量，m3min。4.6.3 岩屑捞取根据地质设计的间距要求在振动筛前取样。若振动筛前砂样太多，应用垂直取样法取样，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；当振动筛前砂样很少时，应更换筛布或在架空槽上取样，以不漏取和取准岩屑为101、原则；每次起钻前，应充分循环钻井液，以保证取完最后一包岩样。若规定捞样间距为lm时，最后一包岩屑的代表深度超过0.7m时算一包，小于0.7m则注明捞取岩屑的井深，再与下次钻完整米所取的岩样合为一包；.3下钻后的第一包岩屑应按迟到时间待新钻岩屑(一般最细)返出来时再捞取，捞样前必须把振动筛清洗干净；常规情况下每次捞取1000g，分装两袋，一袋永久保存，一袋作为观察样；自然干样每次取1000g；分析化验样品根据需要捞取；每包岩屑都应放上取样标签，以免弄错井深。4.6.4 岩屑清洗岩屑捞出后，采用三级分样筛清洗。分样筛孔径为：顶筛为8目，中筛为32目，底筛为110目；用海水洗样时，最后必须用淡水漂洗102、，以利保存；软泥岩和疏松砂岩应轻轻冲洗，但必须洗净钻井液；成岩性较好的岩屑，清洗时要洗出岩石本色；岩样洗净后，按顶筛10，中筛70，底筛20取样置于观察皿中以备观察描述。岩屑烘晒岩屑应采用凉干、晒干的方法，若不具备凉晒条件时，可以烘干；烘烤岩屑时，温度应控制在900一110，防止烤焦岩屑，造成失真；岩屑未干时，尽量不要翻动，以免松软岩屑结块变成糊状。4.6.6 岩屑观察描述取样、洗样时应观察、记录岩屑的油气显示情况。对目的层段，每包岩屑均应进行荧光湿照。应认真鉴别显示的真假，查明假显示的性质和原因，确定真正的油气显示和级别；对每包岩屑均应进行真假岩屑的识别，剔去假岩屑(如泥饼、坍塌物等)，再区103、别出不同岩性的岩屑，估算其各自所占的百分含量；岩屑的观察描述，必须采用多包顺序摊放，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；岩屑描述内容主要包括：岩性类别、名称、颜色、成分、结构、构造、胶结情况、油气显示、化石及其它含有物等；分层解释.5.1根据新岩屑的出现和百分含量的变化分层，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；在钻井参数相对稳定的条件下，可参考钻时进行分层，但应注意钻头类型和新旧程度。描述时的定名采用颜色，含油级别，岩石名称三者综合定名原则；岩屑的观察描述要跟上钻井进度，及时与设计地层进行对104、比，以便卡准油气显示层位、取心层位、下套管位置和预告新钻地层；对油气显示层、标志层及特殊层位的岩屑，应挑出样品、标明井深，供分析化验和保存。4.6.7 岩屑保存岩屑袋应注明井号、井深、取样日期、取样人；岩屑入袋时应检查样袋上所标注深度与岩屑深度是否吻合，有无漏取或错取等现象；岩屑装袋数量应按设计要求执行；岩屑装袋应注意岩屑的代表性，不能只装大块或小块的岩样；入袋后的岩屑必须妥善保管，严防日晒、雨淋、掺混、倒乱或丢失，并应避免油类及其它脏物污染；捞取的岩样应及时送回基地；送样时需附送样清单，内容包括：井号、井段、样品名称、样品数量、包装方法、送样日期、送样单位、送样人等；对同一深度样品应分两个航105、次送回基地，以减少海损风险。4.7 岩心录井钻井取心是提供地层剖面原始标本的唯一途径，是获得地下岩层岩性和储层特性的最理想手段。储层是否含有油气以及含量多少，岩心资料直观、可靠，它在油气田的勘探开发中起着不可替代的作用。建国以来我国的石油钻井取心技术已经获得了巨大的发展，由单筒取心发展到双筒取心和橡皮筒取心；由短筒取心发展到中、长筒取心；由浅井取心发展到深井取心；由一般常规取心发展到特殊的密闭取心、保压密闭取心和定向取心。4.7.1 取心原则4.7.1.1预探井：为了解地层岩性、含油气层段的岩石物性、含油气情况、生油条件和确定地层层位及完钻层位等；4.7.1.2评价井、开发井：集中在有代表性的106、一、二口井的目的层段进行系统取心或分井分层取心，以获得各油层组的岩性、物性、含油性等资料，为储量计算和油气田开发提供所需的地质资料；4.7.1.3各类井的取心目的、要求、取心层位、取心数量及收获率，应在地质设计中规定，钻井现场如要增减取心，原则上须请示主管部门同意后方可执行。4.7.2 取心方法4.7.2.1常规取心4.7.2.1.1一般短筒取心：是指取心钻进中途不接单根的常规取心。它的工具只含有一节岩心筒，结构简单，在整个钻井取心工作中，它所占的比例最大，在任何地层条件下均可进行；4.7.2.1.2中、长筒取心：是指钻进中途要接单根的取心。它的工具必须含有多节岩心筒。通常只有当地层岩石的胶结107、性与可钻性较好时，才进行中、长筒取心。中、长筒取心的目的是在保证岩心收获率较高的前提下，尽可能提高取心的单筒进尺，以大幅度提高取心效率，降低取心成本、；4.7.2.1.3橡皮筒取心：是指取心工具中含有特制的橡皮筒，通过橡皮筒与工具的协调作用，能将钻出的岩心及时有效地保护起来的取心。它的目的是为提高特别松散易碎地层的岩心收获率。但工具结构复杂。且由于目前橡皮筒耐温性能的限制，只适用井温不超过摄氏80度的松散易碎地层的取心。4.7.2.2 特殊取心油基钻井液取心：是指在油基钻井液条件下进行的取心。油基钻井液取心的目的是取得不受钻井液自由水污染的岩心，以求出较为准确的储层原始含油饱和度资料，为合理制108、定油田开发方案提供依据。它适用于砂岩油田的各种地层。由于油基钻井液不失水，性能稳定，流动性与润滑性都很好，因而取出岩心规矩、完整、成柱好、收获率高。同时钻头不易泥包，工具不易粘卡，井下不易发生异常情况，是钻井取心、特别是长筒取心的有利条件；密闭取心：是指以注水方式开采的砂岩油气田，在开发过程中为检查油田注水开发效果，了解地下油层水洗情况及油水动态，以制定合理的开发调整方案，采用密闭取心工具与密闭液，在水基钻井液条件下取出几乎不受钻井液自由水污染的岩心。它适用于砂岩油田的各种地层。由于油基钻井液取心成本高，劳动条件差，安全设施多，所以在密闭取心质量指标有可靠保证的条件下，密闭取心可近似代替油基钻109、井液取心；4.保压密闭取心：为准确求得当时井底条件下储层流体饱和度、储层压力、相对湿度及储层物性等资料，为制定合理的油田开发方案，提高油田最终采收率，采用保压密闭取心工具与密闭液，在水基钻井液条件下，取得能保持储层流体完整性的岩心。也就是能取得不受钻井液自由水污染并保持当时井底条件下储层压力的岩心；定向取心 ：是指在油气藏的勘探、开发过程中，为直观了解储层的构造参数，全面掌握地质构造的复杂性及其变化，采用定向取心工具，取出能反映地层倾角、倾向、走向等构造参数的岩心。它只适用于岩心成柱性较好的各种地层。对松散易碎的地层不适应。海绵取心A).特点a).海绵取心是利用一种特制的取心钻头，将钻头前方及110、钻头内的钻井液冲洗降低到最小程度，同时还可以防止钻井液进入内简；b).取心钻井液中示踪剂可提供发生于取心过程中钻井液对岩心的冲刷程度及方向资料；c).当岩心起出井眼，由于静水压力降低导致岩心中的溶解气及流体排出时，内筒里的海绵衬管能够保留这些排出的液体。B).优点a).海绵取心与常规取心相比较，它与电测及生产测试具有更好的可比性；b).海绵取心使用油湿性和水湿性聚氨脂海绵衬管吸收储于岩心中的油和水，从而可以鉴定可动油区。按每英尺采样分析，可区分极薄层之间的差别。可以较钻杆测试(数英尺为一间隔作业)提供更精确的可动油资料；c).海绵取心(密闭取心)的最大优点可获得较准确的油藏资料，包括：.含油饱111、和度；.含水饱和度；.渗透率；.相对渗透率；.润湿性；.毛管压力；.气饱和度。C).取心工具a).低浸入取心钻头；b).海绵取心筒；c).预饱和装置；d).运输容器；e).运输管。D).求取油、水饱和度资料的装置要求a).若求含油饱和度，须与水基钻井液和水基预饱和液相结合使用油吸收性海绵；b).若求含水饱和度，必须与油基钻井液和油基预饱和液结合一起使用水吸收性海绵。E).取心作业a).取心工具到达井场后，取心工程师应重新确认，并检查设备是否齐全、无损坏；b)海绵衬管的内筒必须充填预饱和液，封住内筒的两端并将其抽成真空；c).海绵取心下钻时，应比常规取心慢，防止震动以免活塞从其座封位置脱开；d)112、.取心作业程序与常规取心相同，但钻井参数会有少量改变；e).取心作业完成后，钻具起出井口、回收岩心时，海绵衬管需直接用泵从内筒送进运输管内，尽量减少海绵取心筒暴露在大气中的时间；f).运输管内必须充入一些预饱和液，以防止运输过程中岩心被干燥；g).应按岩心整理规定要求，在运输管表面注明方向标记及相关数据；h).海绵衬管在运输途中为防止惰性气体(氮气)逸出可采用冰冻运输，既有助于保护岩心，也有助于保证试验室分析渗透性、润湿性及毛管压力资料的精度。F).适用条件和要求a).不适宜海绵取心的岩层 .燧石和黄铁矿层； .裂缝型或有断裂破碎带的岩层； .具多孔、开放性大晶洞的岩层； .固结极不好的地层。113、b).需下套管封固的岩层 若钻遇下列钻井液不能控制的地层时，取心前应下套管封固。 .易水化泥岩(页岩)； .盐及石膏层； .异常高压地层； .异常低压地层； .漏失层。G).钻井液性能要求a).海绵取心时要求钻井液参数满足如下条件： .漏斗粘度(s)4050； .塑性粘度(cP)2530； .屈服值(b100ft2)810； .失水(cm330min)46； .pH值7590； .过平衡(psi)50300。b).理想的钻井液应尽量减少下列影响： .对岩心的冲洗； .钻井液或滤液进入地层孔隙； .岩心中液体饱和度的变化；.岩心中粘土岩的膨胀； .作用于岩心的压差。H).对井眼尺寸的要求 海绵取114、心目前常用的有171.45mm(外径)82.549mm(内径)的岩心简，可用于203.2mm228.6mm的井眼中取心。也可在228.6mm井眼中用作鼠洞取心。I).对井底温度的要求 不可用于井底温度超过300F(1500C)的井，超过将使海绵老化。J).对井斜的要求 任何井斜的井均可进行海绵取心，标准的海绵取心筒可用于达到下列狗腿度的井中：a). 10.50100ft使用取心筒；b). 9.50100ft使用171.45mm101.6mmHDT取心筒；c). 8.50100ft使用取心筒。K).地质工作a).制定取心计划，提出海绵取心资料录取要求；b).做海绵取心工具、材料准备及动复员；c)115、.海绵取心前要卡准取心层位；d).取心过程中，向钻井工程师提供地层资料，以便工程技术人员优选取心钻井参数；e).取心完毕，岩心按要求出筒，注明方向标记和有关资料后冷冻；f).岩心描述，在送到实验室后进行。4 7 3 取心前准备向现场承包人员进行取心交底，包括取心目的、方法和根据地质情况对现有取心工具(常规取心、玻璃钢内筒取心、袜式取心、胶皮筒取心、海绵取心)的选择等；准备好各种取心用品，材料；加强各项录井工作，搞好随钻分析，预测取心深度，卡准取心层位根据过井地震剖面与邻井资料对比；地层情况复杂时，可进行对比电测；如钻速变快，应立即停钻、循环，观察砂样和油气显示。4.7.4 取心深度在统一取心钻116、压下，丈量到底方入及割心方入，确保井深无误；连续取心中途须扩眼时，必须严格控制深度，以免磨掉余心和需要取心的地层；取心进尺应小于内筒长度05m以上，以防沉砂和钻掉余心；.4正确选择割心位置，确保岩心收获率。4.7.5 岩心出筒整理常规取心出简要及时，要防止岩心在筒内冻结，一旦冻结，严禁火烤；专人把守筒口，确保出筒顺序正确，严防顺序错乱，上、下颠倒；岩心出筒后应立即观察岩心出油、冒气、含水情况并进行荧光直照、滴照和滴水试验，作好记录；含油岩心禁用水洗，可用刀刮或棉纱清除钻井液；做特殊分析化验的岩心应用铝铂包装、蜡封、尽快送化验室分析鉴定；其余岩心应清洗干净，呈岩石本色；4.7岩心洗净后，必须按岩117、性特征、含有物、断面特征、岩心形状和化石、印痕、岩心爪痕迹等，对好自然断口，使茬口吻合，恢复岩心原始顺序和位置；磨光面摆放要合理；松散、破碎的岩心用“体积法”堆放或用塑料袋装好；岩心长度采取一次丈量法，切勿分段丈量；岩心磨损时，按实际长度量取；并要识别真假岩心和井壁掉块；岩心丈量的读数精确到厘米，收获率计算精确到小数点后一位； 岩心收获率本筒岩心实长(m)/本筒取心的进尺(m)100全井岩心的总收获率全井岩心总长(m)/全井累计取心进尺100岩心装盒时，应按井深由上至下的顺序自左而右装入岩心盒，作出整米、半米记号，其记号应放在方向线的同一侧，标出两条平行的方向线，箭头指向钻头位置，上为红色线,118、下为黑色线；选取分析化验样品后，其样品空位上应放置相应长度、大小的木块或泡沫棒作替样；每筒岩心底部要放置岩心卡片挡板；岩心卡片式样如下(表4-4)：表4-4 岩心卡片井名取心次数取心井段m取心层位取心进尺m取心日期岩心实长m取心方式收获率整理人岩心按岩性、破碎情况、自然分块进行编号，用黑油漆笔在白油漆涂的矩形标签上书写标签内容；若岩心破碎无法涂矩形标签时，可在岩心对应的岩心盒位置上贴规格统一的标签，并在岩心盒内标出整米记号；岩心盒两端横侧顶部需写明“顶”“底”字样表示岩心顺序。岩心盒正面及两侧均要给出标识如下(表4-5、表4-6和表4-7)：表4-5岩心标签式样 表4-6 岩心盒两侧标记式样 119、井 名：井 名：筒 次本块序号筒 次本盒序号本筒总块数本筒次总盒数本块岩心井段本盒井段表4-7 岩心盒正面标记式样井名：第 次 取心井段： - m; 进尺： m; 心长： m; 收获率： %4.7.5.1.12玻璃钢内筒取心整理A.)内筒取出后，将玻璃钢内筒和岩心，按l米长度切割成若干段；B.)按常规岩心描述方法，尽快描述内筒切割处断面的岩性、油气显示等情况； C.)和常规取心一样，在每米玻璃钢内筒上标出两条平行的方向线，并标明井号、取心次数、取心井段心长，然后尽快装入冰柜内进行冷冻并送回实验室；D.)岩心到达实验室后，应尽快沿岩心纵向锯成两半，按常规描述要求进行描述、分析。 岩心描述岩心描述120、总的要求 岩心描述要及时、准确、特征突出，对特殊的地质现象，如含油、冒气与岩石结构、构造的关系及油气水界面应附比例尺1:20的素描图和照片。岩石名称、块号、厚度、累积厚度；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；4.7.6.1.3矿物成份：单矿物成份或岩块及其含量；结构：粒度、圆度、分选性；构造：层理、层面特征、接触关系、生物扰动等；胶结：胶结物成份，胶结程度、类型；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；缝洞情况：类型、分布和数量统计；化石及含有物；物理性质：硬度、断口、光泽等；化学性质：指与盐酸反应情况及各种染色反应情况；含油气情况：包括含121、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(放入水中)。岩心观察描述方法含油气情况A).肉眼或借助放大镜、双目显微镜观察，确定岩样孔隙或缝洞含油饱满程度、产状和占岩石总面积的百分比，一般可分为饱含油、富含油、油浸、油班、油迹等(见表4-8)；表4-8 岩心含油级别划分定名含油面积占岩石总面积百分比()含油饱满程度颜 色油脂感味滴水试验饱含油95含油饱满、均匀,颗粒之间孔隙中充满原油，颗粒表面被原油糊满，局部或少见不含油的斑块、团块和条带等被原油污染后呈棕、黄棕、深棕、褐色、深褐等色看不到岩石本色油脂感强,可染手原油芳香味浓,剌鼻呈圆珠状不渗入富122、含油75-95含油基本连片，较均匀被原油污染后呈棕、浅棕、黄棕、棕黄等色，不含油部分见岩石本色油脂感较强,手捻后可染手原油芳香味较浓呈圆珠状不渗入油浸40-75含油不饱满,油浸呈条带状、斑块状不均匀分布，连片差被原油污染部分呈棕黄、黄棕色，其余为岩石本色。油脂感弱,一般不染手原油芳香味浓含油部分滴水呈馒头状油斑5-40含油多呈斑块、条带状，互不相连多呈岩石本色。无油脂感不染手原油味很淡同上油迹5含油呈星点状分布,或肉眼难以发现含油显示, 用有机溶剂溶解后，可见棕黄、黄色几乎为岩石本色同上极微滴水缓慢渗入荧光肉眼见不到油迹有荧光显示为岩石本色或微带黄色同上一般闻不到,个别有缓慢渗入或呈馒头状注：123、若为沥青或黑油砂，需参加直接定名，如沥青质油斑。B)滴水试验：在含油岩样新鲜面上滴一滴水，观察水的渗入速度和停止渗入后水珠所形成的形状，一般分为五级(见图4-4)；C).荧光分析：确定有无荧光显示和显示强度、级别。 图4-4 滴水试验示意图岩石的颜色A).确定岩石的颜色要在明亮的自然光下进行，只能以色描色，不能以物描色； B).岩石为单一颜色时，直接参加定名，由于有时与标准色具深浅之别，可在标准色前冠以深、浅等形容词，如深灰色、浅灰色、暗紫红色； C).同种岩石中出现多种单一颜色，并且有主次之分时，主要颜色参加定名，次要颜色放在描述中加以叙述； D).同种岩石中出现三种以上单一颜色且比例相近时124、，定名为杂色； E).岩石中出现的颜色不是单色，而是复合色时，将次要色作为形容词，放在主色之前。如灰绿色、黄褐色、绿灰色等；F).当岩石呈散粒状时，参考井壁取心及区域地层颜色特征确定色名；G).岩石颜色名称及代号见附录I.7。两种颜色的以中圆点相连，如灰绿色为“75”；颜色深浅用“十”和“一”表示，如深灰色为“十7”，浅灰色为“-7”。岩石的成分碎屑岩中单矿物成分或岩块(如石英、长石、云母、暗色矿物、岩块、砾石等)及其含量，凡肉眼或借助放大镜、双目实体显微镜可见的均要描述；描述时主要矿物以“为主”表示，其余矿物以含量多少，用“次之”(含量为30-20)，“少量”(含量10-5)，“微含”(含量125、5)等表示，若不能估计百分比时则用“偶见”、“少见”表示；几种常见矿物的现场鉴定方法 A).石膏：白色、无色透明或较少染有不同颜色，具有燕尾双晶，解理发育，常呈板状、纤维状、粒状、柱状，具玻璃、珍珠、丝绢光泽，硬度2-3.5，密度。鉴定方法是用热盐酸溶解后，加氯化钡溶液有硫酸钡白色沉淀；B).盐岩：呈白色、无色透明，极少数染有其它颜色，具立方晶体，吸潮、有咸味、易溶于水； C).煤：黑色或褐黑色，染手，条痕为黑色，密度低，可点燃； D).碳质沥青：外形似煤，黑色、质纯、脆、光滑、具贝壳状断口、可点燃、有臭味； E).铝土矿：灰、褐灰、深绿灰色，硬而脆、具贝壳状断口、破碎后呈块状，部分具粒状结构126、； F).白垩土：白色，手能捻碎且污手，有滑腻感，加10稀盐酸起泡剧烈，反应后残留物较少或无残留物； G).方解石：通常呈乳白色，含杂质时为黄、褐红、灰黑等色，玻璃光泽，硬度小于3，三向完全解理，加10稀酸起泡剧烈； H).云母：无色透明或稍具浅色者为白云母，含铁多呈黑色、绿黑色或褐黑色者为黑云母，一向完全解理，易于揭裂成簿片，具弹性，玻璃一珍珠光泽，硬度小，近于指甲； I).黄铁矿：常呈完好的立方体或五角十二面体，晶面有条纹，也呈粒状集合体或块状、结核状、粉末状等，强金属光泽，浅铜黄色，条痕为带绿的黑色，硬度小于小刀，性脆、无解理； J).普通角闪石：细长柱状晶体，绿黑一黑色，二向解理完全，127、解理交角近600或1200，断面呈菱形，玻璃光泽，硬度大于小刀，多出现在岩浆岩，变质岩和碎屑岩中； K).普通辉石：晶体为短柱状，横切面为八边形，黑色、带绿或带褐的黑色，玻璃光泽，两组解理夹角近于900； L).海绿石：通常直径为1毫米至数毫米的圆粒状浸染体，分布于沉积岩中，暗绿色或黄绿色，性脆，硬度小。碳酸盐岩方解石、白云石、硅质、泥质和砂粒百分含量的现场鉴定见表4-9；表4-9 碳酸盐岩现场简易鉴定方法岩石定名区 别 方 法岩石成分()与5-10稀盐酸作用与热盐酸作用肉眼观察主要特征染色灰 岩方解石75立即强烈起泡作用时间长，可听到响声，岩屑能跳动浮起来。立即强烈起泡且大于前者。岩石越纯与128、酸作用后，其岩石表面和溶液越清洁。遇茜素红呈红色。白云质灰 岩方解石50-75白云质25-50 很快起泡，作用时间较长，有较小响声，岩屑上气泡呈串株状冒出，只有轻微跳动。立即强烈起泡，泡径稍小。岩石越纯与酸作用后，其岩石表面和溶液越清洁。白云岩白云质75很弱很慢，仅在放大镜下可见表面起小泡，岩屑开始反应弱，后渐快，且有气泡冒出。立即起大量小泡。断面平直，越平性越脆，硬度34级，小刀可刻动。遇茜素红不染色。灰 质白云岩白云质50-75方解石25-50微弱起泡，靠近耳边可听到声音，反应微弱也不跳。立即起泡，泡较小。断面平直，越平性越脆，硬度34级，小刀可刻动。硅 质灰 岩方解石50-75硅 质25129、-50微弱起泡。起泡较大，但不强烈。较白云岩、灰岩硬，断口较平或似贝壳状。硅 质白云岩白云质50-75硅 质25-50不起泡。起泡小、弱。较白云岩、灰岩硬，断口较平或似贝壳状。硬石膏硫酸钙75不起泡。不起泡。比灰岩、白云岩软，热盐酸与其粉末反应液遇氯化钡生成硫酸钡白色沉淀。泥灰岩灰 质50-75泥 质25-50立即强烈起泡，泡径大，但作用时间长。立即强烈起泡，泡径大，表面有泥垢。较软、易脆，断口较平坦或呈贝壳状，与酸作用后岩石表面呈糊状。灰 质泥 岩泥 质50-75灰 质25-50立即起泡，作用时间短，过量酸泡后呈泥团。立即强烈起泡，泡径大。较软、易脆，断口较平坦或呈贝壳状，与酸作用后岩石表面130、呈糊状。白云质泥 岩泥 质50-75白云质25-50不起泡。微弱起小泡，作用时间短。较软、易脆，断口较平坦或呈贝壳状，与酸作用后岩石表面呈糊状。灰 质砂 岩砂 粒50-75灰 质25-50起泡，作用时间短，过量酸作用后，见残余砂岩。起泡较强烈，作用时间短。较硬，断口粗糙，与盐酸作用后岩石表面及溶液清洁。白云质砂 岩砂 粒50-75白云质25-50不起泡。微弱起泡，作用时间短。较硬，断口粗糙，与盐酸作用后岩石表面及溶液清洁。岩石结构A).粒度标准划分见表4-10，碎屑岩颗粒的大小在现场可对照附录E.6确定。表4-10 粒径划分标准颗粒类砾砂粘土 巨砾 粗砾 中砾 细砾极粗砂 粗砂 中砂 细砂粉砂131、主要颗粒直径(mm)25664-2564-642-41-21-0.50.01主要粒级颗粒含量50时参与定名，次要粒级颗粒含量在25-50时用“ 质”表示，如泥质粉砂岩；若砾石含量在25-50时，则用“状”表示，如砾状中砂岩：若次要粒级颗粒含量在5一25时，用“含”字加于主要成分之前，如含砾砂岩；次要粒级颗粒含量5时，只作描述。B)圆球度：按AGI标准，将圆、球度划分为30级(分级序号从左向右，自上而下排列，即左上角为1号，右下角为30号(见附录E.7)；按图版观察评估时，可先球度后圆度描述，如： a).扁球状棱角：碎屑的原始棱角无磨蚀的痕迹，或只受到轻微磨蚀，其碎屑形状多呈扁球形；b).次扁球132、状次棱角：原始棱角已磨蚀且不尖锐，碎屑外形轮廓多呈次扁球形；c).次柱状次磨圆：碎屑的原始棱角已受到较大的磨蚀，碎屑形状多呈柱状；d).球状高磨圆：碎屑的原始棱角已基本磨蚀或完全磨蚀，碎屑大多呈球状。C)分选性：碎屑岩粒度的均匀程度叫做碎屑岩的分选性。描述时可分为：a).分选好：粒度基本均匀者，其主要粒级含量75；b).分选差：粒度大小混杂，主要粒级含量50； c).分选中等：主要粒级含量为75-50之间。岩石构造A).层理：系由岩石成分、颜色、结构等沿垂直方向变化而形成的层状构造。层理包括水平层理、波状层理、斜层理、交错层理（见图4-5） 图4-5 层理类型示意图 B).层面特征：波痕、冲刷133、面、龟裂和侵蚀下切痕迹、斑点、虫孔及其它印痕等； C).接触关系：从上、下岩层的颜色、成分、结构及产状特征，判断属渐变性质还是突变性质，如为后者应结合其它资料进一步判断是否存在角度不整合或平行不整合、断层接触等。若判断为断层，则应描述上下盘岩性、破碎带岩性、产状、伴生物(角砾、断层泥)、断面倾角、擦痕等； D).生物扰动构造：指栖痕、蠕痕、食痕、穴状构造等。岩石的胶结情况 A).胶结物成分常见的有：泥质、钙质、白云质、硅质、高岭土质、铁质、石膏质等，其含量超过25-50时用“ 质”含量在5-25时用“含 ”加在岩性前定名，含量5时，可用文字描述，不参加定名； B).胶结程度：分疏松、中等、致密134、三级 a).疏松：岩石颗粒呈散粒状； b).中等：岩石可用手捻开成散粒； c).致密：岩石不能用手捻开成颗粒。C).胶结类型：分基底式、孔隙式、接触式镶嵌式四种类型(见图4-6)。图4-6 胶结类型示意图4.7.6.2.9 化石及含有物A).化石：指化石种类、颜色、成分、大小、纹饰、形态、数量、产状、保存状况；B).含有物：包括动植物化石、结晶矿物、包裹体、团块、斑晶等，应描述其名称，颜色、大小、形状、数量、分布特征及与层理的关系。 4.7.6.2.10 岩石的物理性质岩石的硬度、风化程度、断口、水化膨胀、可塑性、燃烧程度、透明度、光泽、气味、条痕、解理、溶解性等；其中：A).硬度：分坚硬、硬135、较硬、软等； B).断口：有贝壳状、土状、锯齿状等； C).光泽：有金属、蜡状、油脂、丝绢光泽等。化学性质 指盐酸反应、茜素红染色、三氯化铁染色、硝酸银与铬酸钾染色等情况。其中，与盐酸反应情况，可分为4级：A).剧烈：反应迅速，大量冒泡，并有“咝咝”响声； B).中等：反应较迅速，冒泡中等，有微弱响声； C).微弱：反应缓慢，有少量小泡冒出； D).无反应：与盐酸作用不起泡。缝洞发育情况A).缝洞的分类a).按缝的宽度和洞径分类，见表4-11：表4-11 缝的宽度和洞径分类名 称缝 宽(mm)名 称洞 径(mm)大 缝3大 洞10中 缝31中 洞105小 缝 10.1小 洞52微 缝0.1针136、 孔2b).按裂缝与岩层面的夹角分类：水平缝(110度)，斜交缝(1070度)，垂直缝(7090度)； c).按裂缝的充填程度分类：无充填缝(张开缝)，半充填缝(半张开缝)，全充填缝(闭合缝)；B).假缝：裂开面不平，破裂面新鲜，无充填物和擦痕，这是机械或人为造成的。C).缝洞统计 a).统计的方法和原则：注意区别并剔除机械或人为因素造成的假缝，裂缝数量以分段岩心柱面上见到的条数为准，连续穿过几块岩心或切穿岩心柱面者，只作一条统计； b).缝洞密度：指缝洞总条(个)数占柱面的百分数； c).缝洞开启度或有效密度：指张开的缝洞总数除以缝洞数。D).缝洞的描述，分段综合描述各类缝洞的数量、长宽、洞137、径、密度、开启程度、产状、排列、连通情况、充填物和含油气情况等。岩心分层4.7.6.3.1颜色分层：厚度大于10cm(含10cm)的不同颜色必须分层描述；4.7.6.3.2含油等级分层：厚度大于5cm(含5cm)的不同含油等级岩心，应分层描述；4.7.6.3.3岩性分层：厚度大于10cm(含10cm)的一般岩层和厚达5cm的特殊岩层、化石层均要分层描述；4.7.6.3.4厚度小于5cm的含油岩层、特殊岩层、化石层以及厚度小于10cm的一般岩层，作为薄层、条带状描述，不单独分层定名描述。4.7.6.4分层定名4.7.6.4.1采用岩石颜色、含油等级和岩石名称三者综合定名原则；4.7.6.4.2岩138、石名称主要根据岩石的颜色、成分、结构以及特殊矿物、化石、含有物等基本性质确定；4.7.6.4.3碳酸盐岩类型可依据方解石、白云石、粘土矿物的相对百分含量和颗粒类型、含量划分(表4-12表4-15)。4.7.6.5分层描述4.7.6.5.1记录层(块)的编号、名称、分层厚度、累计厚度、岩心破碎带及磨损位置等；4.7.6.5.2详细描述该层(块)的颜色、含油情况和岩性特征。表4-12 LEIGHTONOEBDECTER石灰岩分类表颗粒/微(泥)晶颗粒() 颗 粒 类 型有机骨架生物建造无有机骨架生物建造碎屑颗粒骨粒(片)颗粒球粒团粒包粒颗粒9:1-90碎屑石灰岩骨粒(片)灰球粒石灰岩团粒石灰岩鲕状139、灰岩、豆状灰岩、藻类、海百合灰岩珊瑚灰岩藻类灰岩等钙质石灰华建造1:1-50微(泥)晶碎屑灰岩微(泥)晶骨粒(片)灰岩微(泥)晶球粒灰岩微(泥)晶团粒灰岩微(泥)晶鲕状(豆状等)灰岩微(泥)晶珊瑚灰岩、微(泥)晶藻类灰岩等1:9-10碎屑微(泥)晶灰岩骨粒(片)微(泥)晶 灰岩球粒微(泥)晶灰岩团粒微(泥)晶灰岩鲕状(豆状等)微(泥)晶灰岩珊瑚微(泥)晶灰岩藻类微(泥)晶灰岩等微(泥)晶石灰岩 表4-13 根据方解石和白云石相对含量划分岩石类型方解石()白云石()石灰岩类石灰岩1009505含白云质灰岩9575525白云质灰岩75502550白云岩类灰质白云岩50255075含灰质白云岩255140、7595白云岩5095100表4-14 根据方解石和粘土矿物相对含量划分岩石类型方解石()粘土矿物()石灰岩类石灰岩1009505含泥灰岩9575525泥质灰岩75502550粘土岩类灰质粘土岩50255075含灰粘土岩2557595粘土岩5095100注：粘土岩指泥岩和页岩表4-15 根据白云石和粘土矿物相对含量划分岩石类型白云石()粘土矿物()白云岩类白云岩1009505含泥白云岩9575525泥质白云岩75502550粘土岩类白云质粘土岩50255075含白云粘土岩2557595粘土岩509510 注：粘土岩指泥岩和页岩各岩类描述模式4.7.6.6.1 碎屑岩A).定名：根据颜色、粒度、141、成分、含油气情况定名。 B).岩石结构：指碎屑颗粒的大小、形状、表面特征、分选情况等； C).构造：指碎屑岩的层理、层面特征、接触关系、颗粒排列、地层倾角、擦痕、裂隙等； D).胶结情况：指碎屑岩的胶结物成分、胶结物含量、胶结类型及胶结程度； E).充填情况：主要对砾岩而言，在描述填充物时，应描述其成分、粒径大小、数量及砾石间的相互接触关系； F).化石及特殊含有物：生物化石、矿脉、黄铁矿、海绿石、石膏、盐岩、煤、包裹体、团块、斑晶等； G).含油气情况。泥质岩 A).定名：原则与碎屑岩相同。泥质岩中页状层理发育的称页岩，不发育的称泥岩； B).颜色：对泥质颜色的描述应特别注意对次生颜色的观察142、描述； C).纯度：指含砂、含灰质、含石膏；含盐等； D).物理性质：指断口形态、滑感、脆性、可塑性、膨胀性及硬度； E).构造特征：节理、擦痕、滑动面、裂缝及收缩痕等； F).化石及含有物； G).油气显示。碳酸盐岩 A).颜色：一般为浅灰、灰白色，如含高价铁则呈红、褐、黄、紫等色；含低价铁则呈黑、灰绿等色； B).成分：主要描述方解石(CaCO3)和白云岩(CaMg(C03)2)、硅质(SiO2)、泥质、砂粒、生物碎屑、有机骨架生物的含量； C).含油气情况； D).颗粒：碳酸盐岩的颗粒指内碎屑、鲕粒、生物颗粒、球粒、藻粒；一般应描述其颜色、形态、成分、圆度、分选、保存程度、包裹物、分布情143、况； E).晶粒：描述粒度、透明度、形状、晶间和晶内孔隙； F).泥：指泥级的碳酸盐质点，主要描述其含量及分布均匀程度等；G).构造特征：包括物理、化学、生物、生物化学等成因的构造如裂缝、溶洞、缝合线、纹理、叠层石及其它生物沉积构造的形态、大、小、内部结构等，以及其它构造如鸟眼、斑状、豹皮状，竹叶状、豆状、鲕状、针孔状、蜂窝状等。H).碳酸盐岩的染色鉴定a). 茜素红-S染色液的配制:量取2m1浓盐酸，用1000ml蒸馏水稀释，制成0.2的稀盐酸后，溶解0.1g茜素红-S于100ml的稀盐酸中。b).染色鉴定步骤在点滴瓷板的两个小圆坑里分别放入10的盐酸和蒸馏水；用镊子将要染色鉴定的碳酸盐岩样144、浸一下盐酸液后放入蒸馏水中漂洗；将漂洗过的岩样放入另一个干净的小圆坑里，滴上23滴茜素红染色液，停留45秒钟后取出，再用蒸馏水漂洗后凉干；在显微镜下观察，染成红色者系方解石，白云石和其它矿物不着色。岩浆岩A).深成(侵入)岩：岩浆侵入到地壳较深处冷凝形成，多形成沉积盆地的基底或大面积分布的岩株、岩基。B).浅成(侵入)岩：为岩浆侵入到地壳较浅处冷凝形成，多呈岩墙、岩脉、岩床，厚度一般不大。 C).喷出岩：为岩浆喷出地面后迅速冷凝所形成，多呈火山锥或岩被。 D).主要造岩矿物：长石、石英、黑云母、角闪石、辉石、磷灰石、磁铁矿、黄铁矿、锆英石、石榴子石、橄榄石等。 E).定名：在产状分类的基础上依145、据主要造岩矿物种类和含量的多少定名。F).描述要求：先观察描述所见到的岩石的结构、构造，确定其岩石的产状、类别，即区分开喷出岩、浅成岩、深成岩，然后再根据观察到的颜色、酸性指示矿物石英含量的多少及长石、暗色矿物的种类、含量，定出岩石成分名称。具体描述内容，见火成岩分类表(表19)：47665火山碎屑岩 A).火山角砾岩：火山碎屑直径为2100mm，多数为大小不等的熔岩角砾，分选差，棱角明显，不具层理，多为火山灰胶结。 B).凝灰岩：火山碎屑直径小于2mm，多与砂泥岩碎屑混杂沉积。火山碎屑多为棱角状，其中：火山碎屑含量多于75者叫凝灰岩；含量在；50-75，称质凝灰岩；含量在25-50且砂泥含量146、50，称凝灰质 岩。 C).描述内容：颜色，火山碎屑形状、大小、磨圆度、含量、胶结物情况、结构、构造、含油气情况。变质岩 A).片麻岩：主要矿物为石英、长石、暗色矿物。暗色矿物有片状结晶的黑云母和柱状结晶的角闪石，呈互相平行定向排列，并为粗粒的石英、长石晶体所隔开(即片麻结构)。 B).板岩：主要矿物是粘土矿物和云母。具可沿一定方向劈开成平滑的、相当面积的、致密簿板的板状构造。 C).片岩：主要是由含量多、富集成层、定向排列的片状矿物(云母、绿泥石、滑石)所组成。D).大理石：主要矿物是结晶颗粒大的方解石，多具镶嵌结构。表4-16 火成岩分类表 成产 分 状 分 分 类 类酸 性 岩中 性 岩147、基 性 岩变化趋势由浅-深;浅肉红、灰、灰白棕、灰、灰绿、深灰深灰绿、深灰、黑灰色酸性指示矿物75-6565525245黑云母为主，角闪石次之角闪石为主，黑云母、辉石次之辉石为主，角闪石次之类别结构构造颜色为黄、棕、灰白、流纹岩颜色为红、棕、绿、灰安山岩颜色为深灰、灰褐、灰玄武岩喷出岩多为玻璃质、隐晶质或斑状结构，少见半晶或细粒结构具气孔、杏仁状、流纹状构造;少见斑状构造色；成份以斑晶石英、长石为主，少量暗色矿物，基质为隐晶；见贝壳状断口; 流纹结构；呈岩被堆积，厚度大，分布面积小。色、深灰色；成份：板 状斜长石晶体，呈灰白色或绿色，少量角闪石，黑云母为斑晶；隐晶斑状结构，具气孔、杏仁构造；产148、状：火山锥、岩被。黑色，风化后呈红、绿色；成份主要为辉石、斜长石，次为角闪石、黑云母；玻璃质或隐晶结构；有气孔、杏仁状构造；产状：火山锥、岩被。浅成侵入岩多为斑状微晶和隐晶质结构块状构造少见气孔构造颜色为浅肉红、灰、灰白色；成分以石英、正长石以斑晶为主，少量角闪石、辉石；斑状结构；产状：多为岩脉、岩墙。花岗斑岩颜色为深灰色；成分以正长石为主，少量石英及斜长石，暗色矿物主要是角闪石，少量黑云母、辉石；斑块结构，基质细密；产状：多为岩床、岩墙。闪长斑岩颜色为深灰绿、深灰色；成分主要是辉石、斜长石、次为角闪石、黑云母；具辉绿结构，即斜长石结晶早，晶粒大，辉石结晶慢充填在斜长石晶粒孔隙中；产状：多呈岩149、床、岩墙、岩脉。辉绿岩岩脉成份和深成岩相当，沿围岩节理、层理、裂缝具一定方向伸延呈浅成岩脉状分布，其中暗色矿物少。细晶岩成分同深成岩，具明显斑状结构，斑晶为角闪石、斜长石，呈脉状分布。闪长玢岩具煌斑结构即辉石、角闪石形成自形斑晶，基质为微晶斜长石，呈岩脉分布，以黑云母斑晶为自形晶者叫云煌岩。煌斑石深成侵入岩全晶质，多呈等中粒、粗粒结构。全为块状构造颜色浅肉红、灰、灰自色；成份有石英，长石粗晶、中晶，暗色矿物含量小于15，以黑云母为主，少量角闪石、辉石；产状：为岩基、岩株、少见岩床。花岗岩颜色为灰、深灰、灰绿色；成份：以斜长石为主，少量石英和正长石，暗色矿物为角闪石，少量黑云母、辉石；全晶质、中150、粗粒结构产状全为岩基、岩株。闪长岩颜色为深灰、黑灰色：成份同上；全晶质中粒、粗粒结构；产状呈岩株、岩墙，横向上变化大。辉长岩4.7.6.7 描述中几种专用符号4.7.6.7.1用“、”分别表示岩心轻微破碎，中等破碎，严重破碎。整个描述层全破碎时破碎符号画在该层分编号的下方；若描述层的某一段破碎，应在破碎符号上方标注距筒顶的距离；4.7.6.7.2用“”表示磨光面，凡有磨光面的地方，必须标注距筒顶的距离；4.7.6.7.3侵蚀面用“V”表示，在符号上方标注距筒顶的距离；4.7.6.7.4应用碳酸盐含量测定仪记录含量百分数；用浓度5或10的盐酸点滴时，分别用HCl-、HCl、HCl、HCl表示加151、酸不反应；加酸反应微弱；加酸反应中等及加酸反应强烈；4.7.6.7.5碳酸盐岩分别用冷酸、热酸试验时,加热酸试验用( )表示，如(HCl)、(HCl)、(HCl)、(HCl)。4.7.6.8.几种地质现象的初步分析和判断不整合面的判断 下列地质现象是判断不整合面的标志。 A）岩层表面有矿物富集，如磷酸盐、黄铁矿、海绿石、锰结核； B）矿物组合突变，如动物群、岩性特征、或胶结物； C）岩层有铁的氧化物污染或锰的涂覆； D）岩层表面被侵蚀，一般见于砾岩； E）砂粒表面呈釉质光泽，卵石表面具抛光面； F）有底砾岩存在； G）存在风化的燧石，是比较肯定的不整合面； H）有沥青的残余； I）灰岩中具多孔152、隙带； J）存在钙质层和渗流豆粒。4.7.6.8.2断层的判断 岩性突变、地层缺失或在岩屑、岩心上出现擦痕面、裂缝中充填大量亮晶方解石、大量的黄铁矿和别的物质，或发生裂缝性漏失钻井液，都有断层存在的可能。4.7.6.8.3沉积相和沉积体的判断与分类 结合邻井和过井地震资料依据沉积体的几何形态和分布；沉积物的结构和岩性组合；化石组合三方面的资料进行沉积相与沉积体初步判断。以下为沉积相和沉积体分类的的一般相关关系：A）深水相：可有浊积体和泥页岩等沉积；B）近岸相：可有沙丘、滨浅海(湖)沉积、滨前沉积；潮坪、潮滩沉积；泻湖、藻坪沉积；C）三角洲相：可有河口坝等沉积；D）三角洲平原相：可有(1)点坝；153、(2)决口扇等沉积；E）冲积相：可有(1)网状或辨状河沉积；(2)冲积扇等沉积；F）碳酸盐相：可分为(1)潮下；(2)潮间；(3)潮上沉积。4.8 井壁取心4.8.1 井壁取心原则4.8.1.1为了解生油层；4.8.1.2证实油气层段及可疑油气层段；4.8.1.3岩性与电性关系有矛盾的井段；4.8.1.4钻井取心收获率低需要进一步落实岩性、油气显示的井段；4.8.1.5相邻井有油气显示的井段；4.8.1.6地层分界、风化壳上下或特殊岩性段。井壁取心要求确定取心井深、颗数、填写取心通知单；放炮完毕，井壁取心枪上提至井口时要有专人接心和通心，严防错乱；壁心取出后应及时描述和进行荧光检验，若岩性、电154、性不符或收获率太低应重取；壁心应装入专用的玻璃瓶内，并标明序号、井号、井深、层位及岩性。4.8.3 井壁取心方法4.8.3.1取心枪：将取心枪下放在预定的位置，发射中空的圆柱形弹体进入地层，采集地层岩心样品，取心时从地面进行电点火，按顺序每次发射一颗取心弹，点火由枪的底部自下而上进行，弹体射入地层后由联在枪上的两条钢丝绳回收。可以2-3支枪联在一起一次下井；4.8.3.2机械取心仪：机械取心仪在预定深度固定后，通过旋转的取心钻头钻取地层岩心样品；计算发射率和收获率4.8.4.1发射率实际发射颗数/下井颗数 1004.8.4.2收获率实际收获颗数/下井颗数 100壁心描述整理：壁心描述同钻井取心155、。4.9 荧光录井4.9.1荧光录井要求4.9.1.1岩屑代表性好；4.9.1.2钻井液无荧光污染物，使用的钻井液材料也无荧光；4.9.1.3岩屑必须用淡水清洗；4.9.1.4试验用滤纸和试剂必须清洁无荧光。4.9.1.5荧光录井密度： 岩屑每包进行干湿照及滴照，岩心、壁心地质监督根据需要进行干湿照及滴照，如果需要加密或做其它试验(如毛细分析、系列对比等)时，由现场地质监督决定。4.9.1.6荧光录井记录内容4.9.1.6.1样品井深；4.9.1.6.2岩性定名；4.9.1.6.3肉眼鉴定含油级别；4.9.1.6.4岩样湿、干照荧光的颜色、强度和面积(用百分比表示)；4.9.1.6.5滴照反应156、速度；4.9.1.6.6滴照荧光颜色及产状；4.9.1.6.7石油沥青(B)百分含量；4.9.1.6.8储集岩岩屑占岩屑的百分含量和荧光岩屑占储集岩岩屑的百分含量评估(见附录E.2)，如荧光岩屑量极少，则计其颗数；4.9.1.6.9岩心和壁心的荧光面积百分比；4.9.1.6.10荧光显示级别共分四级(按表7标准记录)；4.9.1.6.11沥青类型判别(按表8标准记录)。4.9.2荧光录井方法4.9.2.1荧光干湿照4.9.2.1.1将洗净的岩屑、岩心、壁心放在荧光灯下进行干湿照，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157、暗；4.9.2.1.2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；4.9.2.1.3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。4.9.2.2荧光滴照法4.9.2.2.1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；4.9.2.2.2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；4.9.2.158、2.3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；4.9.2.2.4排除成品油污染和发光矿物荧光后，描述记录荧光岩屑、岩心、壁心的发光颜色、强度并估计占整包岩屑的百分比(见图版2)。4.9.2.3荧光系列对比法4.9.2.3.1岩屑石油沥青(B)的定量分析主要是通过试样与标准系列对比来确定等级并计算其百分含量，因此，必须预先选取本构造、相邻构造或邻区的纯原油配制出荧光标准系列。标准系列共分15级，每级1ml标准溶液中沥青(B)含量见表4-17；表4-17 原油标准系列液的含油量级别百分含量()含油浓度(g/ml)级别百分含量()含159、油浓度(g/ml)10000310000000066180040000000781200006300000001229007800000156300012500000002441001560000031340002560000000488110312500006255000500000000097612062500001256001000000000195131250000025070020000000003911425000000501550000001004.9.2.3.2将岩样粉碎，取lg岩样放入试管中，加入5m1氯仿，加盖密封，摇动数分钟后静置8小时；4.9.2.3.3在荧光灯下与标准160、系列溶液对比，定出显示级别。4.9.2.4荧光毛细分析法用02g岩样碾碎后浸泡于5ml氯仿中，待沥青质溶解后，倒入试管lml，将0515cm滤纸条下端浸入试管溶液中，上端悬空固定，待氯仿挥发干后，再将毛细滤纸条放在紫外光下照射，观察其发光带宽度和光泽，再与本区域标准系列对比，从而粗略确定出岩样的沥青质类型和含量。4.9.2.5荧光级别、沥青类型划分标准、岩样溶解特征与荧光等级划分标准见表4-18、表4-19、表4-20表4-18 荧光显示级别划分标准荧光显示级别荧光面积()反应速度A90快B7090中快C3070中快D30慢中 表4-19 沥青类型划分标准斑 痕 发 光 颜 色沥 青 类 型淡161、蓝色、带白色的蓝色、蓝绿色油 质 沥 青黄色、浅黄色、橙黄色、黄褐色胶 质 沥 青浅褐色、橙褐色、褐色 平 均 组 成 沥 青绿褐色、深褐色一类胶质沥青质沥青黑绿色、褐黑色、暗褐色二类表4-20 岩样溶解特征与荧光等级划分标准荧 光 等 级1级2 级3 级4 级试剂扩散边荧光显示色*浅蓝色微弱光环浅蓝-浅黄色明亮光环浅黄-黄色明亮光环棕黄-棕色片状岩样印痕荧光显示色无无无或黄色星点状亮点棕黄-棕色片状岩样荧光显示色干湿照无无无或不明显棕黄-棕色滴 照无无浅黄-黄色浅黄色、棕黄色、棕色 *指将1g岩样粉碎溶于5m1氯仿中，数分钟后滴一滴于试纸上，在荧光灯下观察。4.9.2.6定量荧光录井技术QF162、T(Quantity Fluorescence Test)分析方法4.9.2.6.1荧光录井作为泥浆录井技术之一，从二十世纪三十年代开始，直到今天还在广泛应用。所谓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。经过多种原油的频谱分析，发现了最佳激发光的波长（即紫外线光），波长范围在250-330纳米，大多数散射光（即石油荧光）波长范围在300-400纳米，而可见光波长大约从400纳米开始。每一种163、原油都有独特的荧光频带，因为荧光波长的变化范围取决于原油的组成成分。从凝析油到重质油，只有中质油的外频带（即中质油的一小部分）到重质油的荧光是肉眼可以看到的，也就是说多数石油荧光是肉眼看不到的，QFT设备的测量精度高，既能区分矿物荧光和丝扣油荧光，并能克服在普通荧光灯下肉眼无法观测到的凝析油、轻质油的荧光。将QFT读值绘在深度坐标的综合录井图上，结合气测数据和其它地层资料进行综合分析，对判别含油气层的精度和可靠性较其它常规荧光录井方法要好。其升级设备QFT2能够用计算机自动读值，并计算出该样品的原油浓度和API重度，能较准确地得出原油性质和来源，可比性较高。4.9.2.6.2常规荧光录井仪的局164、限性A).激发光的波长不在最佳范围之内，不能更有效地激发石油荧光；B).原油荧光主要在紫外线范围内，肉眼只能识别其中的一小部分，凝析油、轻质油及中质油的大部分都不在肉眼可见范围内，常规荧光录井仪会错过这些原油、凝析油的荧光显示；C).岩屑从井底返到地表，经捞取后冲洗，其外表的原油可能被冲走，用有机溶剂浸泡，获得的原油量也不能完全代表地层孔隙中的含油量；D).常规荧光录井仪很难区分矿物荧光和石油荧光；E).现场录井人员或地质师的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，即是同一个人在同一口井也不能自始至终保持一样的标准。正是由于以上原因，TEXACO公司从1985年开始研究开165、发定量荧光录井仪，即QFT,并获得成功。4.9.2.6.3 QFT的理论依据是：荧光强度与岩样中石油浓度成正比。4定量荧光录井技术QFT分析方法g)取一小匙放入试管中，用吸液器抽取 5ml 异丙醇溶剂到试管中，戴好医用手套，用手指堵住试管口摇晃混合均匀。用孔隙为0.4um的过滤器进行过滤，再用异丙醇溶济对设备进行调零后，将滤好样品的溶液置于设备的注射器中，打开进液阀进行分析，在溶液剩余2cc时关闭进液阀，按*键等到屏幕显示“DONE”时，所显示的数值为该样品的定量荧光强度值。4.9.2.6.5定量荧光录井仪（QFT）的主要优点是：A).无论是试验室还是钻井现场都适用；B).无论是岩屑、岩心、井166、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；C).QFT是监测油层的可靠手段，是常规泥浆录井、MWD、电测等其它方法的有力补充，当钻遇油层时，QFT会出现一个峰值，然后降回到背景值；D).寻找其它监测技术漏掉的油层；E).采用的溶剂毒性小，有利于操作人员的身体健康；F).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；G).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；H).计算167、样品的原油浓度及API重度;比较准确地得出原油性质和来源。目前，QFT的应用已十分普及，几乎在所有的预探井和评价井中都使用这一技术。4.9.2.6.6存在问题A).QFT不适用于气井，除非有凝析油存在；B).相同浓度不同种类的原油所测得的QFT值不同，重质油的QFT值比轻质油的QFT要高；C).QFT不适用于油基钻井液。4.9.3 荧光录井的作用4.9.3.1用荧光鉴别沥青性质，并根据沥青性质初步判断原油性质；4.9.3.2系统鉴别含油层的沥青性质，可帮助了解油层纵向的变化对判断油、水层有一定作用；4.9.3.3系统分析荧光录井资料，结合沥青含量和性质在区域上的变化关系，有助于研究油气生成及油168、气运移方向。4.10 钻井液录井4.10.1钻井液性能要求探井使用的钻井液性能要有利于取全取准地质资料；有利于发现和保护油气层，减少对油气层的污染；有利于油气溢出和保证地质录井、测井、钻杆测试的顺利进行；探井使用的钻井液要具有低固相、低失水、低摩阻、携砂能力强、稳定性好等特性；据地层压力预测或监测提供的地层压力系数，尽量采用低密度附加值的钻井液，确保在近平衡压井条件下钻井，一般油层段的密度附加值为0.050.10gcm2：，气层段为0.070.15gcm2；钻井液不得混油(机油、原油、柴油等)或使用混油物。若处理事故必须混油时，须经公司主管部门地质负责人批准。如果情况紧急，可先执行，后报告。事169、故结束后，必须调整钻井液性能(含油量2，确认对岩屑及荧光录井质量无影响后方可钻进。4.10.2 钻井液性能监测正常钻进时，要求钻井液人员每隔l小时测量一次钻井液的进、出口密度和粘度；每班作全套性能一次。内容包括：钻井液量，包括各个钻井液罐内的量及总量；钻井液的密度、粘度、电阻率、温度、失水量、含砂量、切力、泥饼、酸碱度和氯离子含量等；依据钻井液性能的变化，判断钻遇地层的液体性质(表4-21)；钻井液进行处理、调整时，应做好井深、时间、处理剂名称和数量以及处理前后液量和性能变化的详细记录。表4-21 钻井液性能变化分析钻井液性能淡水层盐水层油层气层石膏层密度下降下降下降下降不变或稍上升粘度 下降170、先上升后下降上升上升上升含盐量不变或下降上升不变不变不变失水量上升上升不变不变上升槽面油、气、水显示监测连续监测钻井液性能及气测值的变化；记录显示时间及相应井深；观察显示的产状及随时间的变化，应记录。油花或原油的颜色、产状(如片状、条带状、星点状或不规状等)；气泡的大小及分布特点；显示占槽面面积的百分比；油气味或硫化氢味的大小；槽面上涨情况，外溢情况及外溢量；钻井液性能的相应变化。按下列规定确定显示类别油花、气泡：钻井液中小气泡或油花的面积占槽面少于30，全烃及色谱组份值上升，岩屑有荧光显示，钻井液性能变化不明显；油气浸：油花气泡占槽面30一50，全烃及色谱值高，钻井液出口密度下降，粘度上升，171、有油气味，钻井液池内总体积增加；4.1油气涌出：出口钻井液流量时大时小，混入钻井液中的油气间歇涌出或涌出转盘面1m以内，油花、气泡占槽面50以上，油气味浓 A).油气喷出：钻井液涌出转盘面1m以上称油气喷出，超过二层平台称油气强烈喷出； B).推算油气显示深度和层位； C).取样：槽面见油气水显示时，必须取样进行分析。4.10.4 井漏、井涌等复杂情况资料收集4.10.4.1井漏时应观察记录：漏失时间、漏失量及漏失前后的泵压、排量和钻井液性能、体积的变化；4.10.4.2井口返出情况、返出量，有无油、气、水显示；4.10.4.3井漏处理情况：堵漏的时间，堵漏时钻井液的性能、泵入量及返出情况；4172、.10.4.4井涌、井喷时应收集4.10.4.4.1大钩负荷变化情况；4.10.4.4.2井涌、井喷前及井涌、井喷过程中含油、气、水情况和气体组份的变化情况，泵压和钻井液性能的变化情况；4.10.4.4.3井涌、井喷时，如有条件应连续取样分析；4.10.4.4.4井涌、井喷原因分析，如异常压力的出现、放空井涌、起钻抽汲等。4.10.5钻井液中氯离子的测定方法4.10.5.1原理 以铬酸钾为指示剂，用硝酸银测定氯离子(Cl-)，当氯离子(Cl-)和银离子(Ag)全部化合后，过量的银离子与铬酸根离子(Cro4)反应，生成微红色的沉淀，即指示滴定终点。化学反应式如下： ClAg AgCl (乳白色沉173、淀) 2AgCrO42Ag2CrO4 (微红色沉淀)4.10.5.2试剂配制4.10.5.2.1 5铬酸钾溶液：5克铬酸钾溶于95m1蒸馏水中；4.10.5.2.2 稀硝酸溶液或NaHCO3(碳酸氢钠)溶液；4.10.5.2.3 0.02N和0.1N硝酸银溶液；4.10.5.2.4 pH试纸。4.10.5.3测定程序4.10.5.3.1在钻井液出口处取钻井液样小杯；4.10.5.3.2取钻井液滤液lml放入锥形瓶，加蒸馏水20ml稀释；4.10.5.3.3用稀硝酸或NaHCO3调整滤液的pH值到7左右后，滴入5K2CrO4(铬酸钾)溶液指示剂；4.10.5.3.4再滴入浓度为0.02N或0.1174、N的AgNO3(硝酸银)溶液至溶液呈现微红色(指示滴定终点)为止，记下AgNO3溶液用量(m1)；4.10.5.3.5计算氯离子含量Cl-35.5 10N.V 式中：Cl-氯离子含量，ppm；N-AgNO3浓度；35.5-氯的原子量；VAgNO3的用量，ml。4.10.5.4 注意事项4.10.5.4.1滴定滤液须保持中性；4.10.5.4.2不要在强光下操作，强光会使AgNO3分解，造成终点不准；4.10.5.4.3滤液若有单宁酸钠氧化后的颜色干扰，影响滴定终点的辩认，可用单宁酸钠溶于水中作空白试验，以作对比确定。4.10.6 钻井液电阻率测定方法4.10.6.1手提式钻井液电阻率测定仪的操175、作程序：4.10.6.1.1在钻井液出口处取一小杯钻井液样品；4.10.6.1.2用仪器中的吸管吸满钻井液，放回测量位置；4.10.6.1.3按测量按扭，读取电阻率(欧姆米)和吸管刻度上的温度；4.10.6.1.4在电阻率/温度图版(附录E.5)上校正到标准温度23.89C (75F)的电阻率；需要时也可查出矿化度(ppm)。4.10.7 油、气、水样的取样方法4.10.7.1 气样4.10.7.1.1排水取气法 将500m1或1000ml的磨口瓶灌满饱和食盐水，用手掌紧紧堵住瓶口，倒立放在水面或钻井液面以下才可将手松开(此时，倒立的玻璃瓶内应全是饱和食盐水，无任何气泡)；再将瓶口移至出气处，176、气泡进入瓶内排出盐水，待瓶内只余1/4或1/5的盐水时，在液面下将瓶塞堵紧，不漏气，不漏水，一直保持瓶口朝下，使盐水在下，气样在上，直到送至实验室。有条件时也可以用装橡皮管的漏斗收集气泡，同样用排水取气法收集气样。4.10.7.1.2 排气取气法 在气量大、压力大只出纯气的情况下，可用一个有橡皮塞的玻璃瓶，橡皮塞上插两根玻璃管，上端各接一段橡皮管，每段橡皮管上有一个活动管夹，一根橡皮管接气源(闸门等)，以大排量向瓶内充气，而从另一根橡皮管排气；待冲净瓶内空气(约需10分钟以上)后用活动夹卡死橡皮管，再用线扎紧即可。4.10.7.2 原油样 用清洁的取样桶或大磨口瓶，放掉或刮去死油后，装取有代表177、性的油样1000ml以上；要确保样品不受污染，避免某些组份的损失，必须将桶盖或瓶盖盖紧堵严。4.10.7.3水样 用500ml或1000ml玻璃瓶，洗净后再用要取的水样冲洗34次，然后接取水样，将塞堵紧即可。4.10.7.4 取样注意事项 取样容器上应贴有标签，标明井号、层位、日期、取样单位、取样人、分析项目及其它需注明的事项。4.11 泥（页）岩体积密度测定法 泥岩体积密度，直接用岩屑进行测定。岩屑须真实,有代表性；湿样要用滤纸吸去表面水分后进行测定；测定后作出密度“ D”与深度的关系图以确定欠压实地层。测定方法有：4.11.1 相对密度计法 此法在井场最适用，它是用钻井液天平进行测定，将岩178、屑投入天平的钻井液杯中，加上盖，投入量必须使天平指示1.00(淡水的密度)，再把杯子加满水再称，重新读数W2。泥岩密度D(g/cm3)用下式表示： D1/1-(W2-1)1/2-W2 式中：1-淡水的密度，第一读数； W2-注入淡水后读数，第二读数；如果用英制密度秤则为： D8.33/16.6-W2 用这种方法虽然简易可行，但是测量时需要较多的有代表性的岩屑。4.11.2 密度比较法 最简单的是“沉浮法”，将泥岩(页岩)岩屑浸在不同密度的重液中，岩屑在这些重液中的沉浮取决于相对密度。 用体积相同的重液A和轻液B两种液体先轻后重倒入量筒，静置一段时间分为上轻下重的液体，投入六种密度的塑料球(密度179、分别为2.135、2.21、2.27、2.35、2.52、2.71再用打捞篮慢慢地上提下放，使六个球在深度上分布均匀，就可得到一条沉浮深度与密度的关系曲线(附录E.3)。测定时投入所需要的泥岩(页岩)岩屑，记录岩屑的沉浮深度，用附录E.3)的曲线便可查得泥(页)岩的密度。这种方法，由于仅用一块岩屑，必须特别小心，保证选取的岩屑具有代表性。又因岩屑在振动筛的影响下会变形，所以不能在振动筛上取样。用该方法重复数次取平均值，以消除误差。 另一方法是配制系列相对密度液，根据所钻井泥(页)岩的密度变化，将三溴甲烷(CHBr3)与酒精(CH3CH2OH)配制成不同密度的重液。配制计算公式如下：酒(溴酒) 180、V溴/ V 式中：-重液密度； 酒-酒精的密度0.79； 溴-三溴甲烷的密度2.89； V溴-三溴甲烷的用量，m1； V-重液的体积，ml。 使重液的密度差控制在001002之间，分盛在几个容器之中，选取的颗粒形状大小要一致(0408cm)，用镊子放入重液中，岩屑在哪个瓶中浮起，则其密度即是瓶液所示之密度(或取平均值)。注意：药品都有一定的毒性，使用时应当小心。4.11.3 浮力法 这是根据阿基米德定律设计的仪器。首是在空气中进行称重(L1)，然后在水中称重(L2)，二者之差等于被测物体体积的数值。据此，泥(页)岩密度D由下式表示：DL1/L1-L2图4-7为法国地质服务公司生产的泥岩密度计。181、使用时先向有机玻璃筒内加水，并在水中加几滴肥皂水，放置24小时以消除水的表面张力，投入浮子调整镜面刻度，浮子尖对准零位，将0.5g左右的一块岩屑放于浮子的上盘，浮子下沉在镜面上的位置为L1，即岩屑在空气中的重量，即第一次称重；第二次称重则把岩屑放在浮子上，浮子下沉位置为L2，然后用上式求D值。一个深度至少作三次，求平均值。 图4-7 泥岩密度计4.12 碳酸盐含量测定方法4.12.1仪器及调校4.12.1.1测压式碳酸盐含量测定仪的结构见图2。4.12.1.2仪器调校4.12.1.2.1与BERNARD测定仪基本一样。不同点在于：仪器利用测量时产生的C02气体的压力，建立一条碳酸钙含量随压力变182、化的函数关系曲线，得出CO23-含量；而BERNARD测定仪仅测量C02的体积；图4-8测压式碳酸盐含量测定仪结构示意图4.12.1.2.2在反应池内，放入lg或0.5g CaCO3(化学纯)，同时将打破上口的装有50浓度的5ml盐酸瓶，放在反应池底座上；4.12.1.2.3起动钟表走纸驱动系统；4.12.1.2.4旋进破碎扭，使反应池内盐酸瓶破碎，CaCO3与HCl开始反应，此时，记录曲线应逐步走到100(1g)或50(0.5g)刻度位置；若不到位应检查是否漏气。4.12.2 注意事项4.12.2.1测定时应使用干燥后的岩样；4.12.2.2每24小时，应用肥皂水作一次漏气检查，并重复做一次183、校正实验。4.12.3曲线解释依据反应速度机理进行解释。 实验证明：由于岩石样品的化学成分不同(含Ca或Ca、Mg不同)，与HCl反应速度也不同；CaCO3(灰岩)与HCl的反应速度远高于Ca、Mg(CO3)2(白云岩)的速度。综合岩屑样品的实验情况主要有如下四种：4.12.3.1灰岩反应速度大于白云岩；4.12.3.2白云质灰岩中首先是灰质的快速反应峰，随反应时间的延长，才反应白云质成份；4.12.3.3泥质白云岩反应较慢；4.12.3.4其它类型的白云岩反应时间更长。 图4-9介绍了几种典型曲线解释实例。 图4-9单道碳酸盐岩记录曲线解释实例 (走纸速度为2格(1cm)min)4.13 异184、常地层压力的预测、监测方法4.13.1异常地层压力的定义4.13.1.1凡地层压力梯度高于淡水或盐水柱压力梯度的称异常地层压力；4.13.1.2凡地层压力梯度在18以上，需采取特殊措施进行钻探的井称超高压井。4.13.2异常地层压力的预测4.13.2.1利用邻井的压力录井、测井、测试资料进行预测；4.13.2.2利用过井地震层速度剖面资料进行预测： 利用过井地震层速度剖面和垂直地震测 井(VSP)进行预测。通常地震波传播速度随着地层埋藏深度的增加而增加，但在高压地层中由于其孔隙流体压力增大和岩石密度减小，地震波传播速度比围岩明显偏低。为此，可利用过井或邻井地震剖面的叠加速度谱资料按迪更斯公式逐185、层计算层速度(Vinterval)进行预测：Vinterval(V2i1 ti1-V2i ti)/(ti1-ti) 式中：Vi和Vil速度谱上某一时间点及其下一点的叠加速度， ti 、ti1相应Vi和Vil的时间。作出层速度随时间或深度的变化曲线如(图4-10)上d点深度即为异常压力可能开始出现的深度，d到dl点之间即为压力异常转化段。图4-10 层速度显示异常压力示意图4.13.3 异常地层压力的判断及监测方法4.13.3.1钻遇异常地层压力的各种表征：4.13.3.1.1钻井液出现明显的增量(2.0m3)，或发生井涌、井喷，或先漏后喷；4.13.3.1.2钻井液出口温度明显增高；4.13.186、3.1.3钻井液密度、粘度下降；氯离子、钾离子含量明显增高；电阻率降低；4.13.3.1.4气测值含量大幅度上升，且高峰显示的延续时间明显地大于钻穿该层的时间；与此同时钻井液密度降低，粘度变大；4.13.3.1.5气测基值升高，气体组份比值(ClC2、C2C3或ClC2十C2C3)降低(尤以C2C3最为明显)，当C2C3l时，多为欠压实层；4.13.3.1.6泥(页)岩体积密度偏离趋势线降低，声波时差增大，地震层速度偏低；4.13.3.1.7钻进时钻速突然加快，或扭矩增大；下钻时出现遇阻遇卡现象；4.13.3.1.8岩屑中伊利石、高岭石和碳酸钙矿物成分有明显的增加；4.13.3.1.9及时进行187、综合分析，判断是否钻遇高压层以及高压层的层位、类型和流体性质等。4.13.3.2 异常地层压力的监测方法4.13.3.2.1泥（页）岩体积密度监测法 利用泥(页)岩密度求地层异常压力，把每20米一点的泥(页)岩密度资料标在l万比例的深度密度图版上(图11)，作出一条上部泥(页)岩密度随深度增大的趋势线EF；由异常点A作平行纵坐标的直线AB交EF于B点，读出B点的深度HB，则B点深度的正常压力PB为：PBHB/10在压力轴上找出等于PB值的C点，连接BC，并过A作BC的并行线交压力轴于D点，D点的压力数值即为异常点A点的异常压力值，即PA。压力轴的比例是一个经验数，可通过实测压力来校正，使之为某188、地区(某层)的解释图版。4.13.3.2.2 利用可钻性（d）指数监测概念和表示式：可钻性指数(d)是利用钻井参数、钻井液参数来反映地层可钻性的指数，可用以计算地层孔隙压力和破裂压力。其表达式为：A).宾汉1965年提出的表达式R / N a ( W / B )d 式中：d-可钻性指数； N-转数，r/min； B-钻头直径，in； R-钻速，ft/min； W-钻压，b； a-骨架强度常数。 B).1966年约尔登(JORDEN)雪雷(SHIRLY)改变计量单位，并假定al，得： d log( R / 60N ) log( 12W / 106B ) 式中：R-钻速，ft/h； W-钻压，b；189、 N-转速，r/min，；B-钻头直径，in。 图4-11 泥岩密度与地层压力关系图 C).在钻遇高压层时，因压差变小或为负压差，d会变小。实际上，井底压差取决于地层孔隙压力和钻井液相对密度。为了消除钻井液相对密度变化所造成的干扰，任姆(Rehm)和克嫩麦任丹(MC.CLendor)给d乘上一个修正值，得修正后的d指数，用(dc或dcs表示： dc d （WegECD） 式中：ECD-有效循环密度, b/gal； Weg-正常孔隙压力梯度，psi/ft。 使用国家规定的计量单位时用下式计算： dc lg(3.282 / T N)lg(0.671W / 106B) (WegECD)式中：T-钻时190、，minm； N-转数，rmin； W-钻压，t； B-钻头直径，mm； ECD-有效循环当量密度，gcm3； Weg-正常井段地层孔隙压力梯度(当量密度与地层水密度相同)。并可以应用上式制成的计算图版(附录E.8)，求取dc。4.13.3.2.3趋势线：在现场取钻遇泥岩段时的上述各参数，计算出各个深度的dc，然后联机工程师根据各个深度的dc值便可在联机上确定出一条正常dc趋势线(图12)。趋势线(TREND LINE)标示的是正常的dcs值。合适地选择趋势线(dcn)对计算地层压力梯度是非常重要的。如下框架所示：SL(砂岩线) LM(左限) dcn(趋势线) RM(右限)FPG=转换线FPG191、(地层压力梯度)用Dcs计算FPGFPGH(正常钻井液静压梯度) 趋势线的斜度受A、B两个参数的制约，A和B与dcn的关系如：LogdcnA深度B。在老探区，有经验的联机工程师很快就能合适地确定趋势线；但是在新探区，开始钻进的300m井段中，要想合适地确定趋势线是非常困难的，其原因是开始的一段无法确定dc的变化趋势。严格地说，要真正合适地确定趋势线是联机工程师在d指数资料回放时完成的。由于换钻头或者是井眼直径变化可能会引起dc的突变，这时，应当根据dc的变化幅度，平移趋势线(图4-12)，否则所计算的地层压力梯度误差较大，如图4-13。 图4-12 可钻性指数(dc)录井曲线图在实时钻进过程中192、，联机工程师需要人为地在联机上设定右限、左限、砂岩线如上述的框架。右限，左限和砂岩线实际上把dc指数分为四个区域，dc值在右限的右边，可能是由于地层太硬或者是其它的工程因素造成，对高压预测没有多少意义；若dc值落在右限和左限之间的区域，就认为是正常的压实地层，地层压力梯度等于正常的液体静压力梯度；若dc值落在左限和砂岩线区域内，就认为是欠压实层，在欠压实层内，地层压力梯度是用dc来计算的；如果dc值落在砂岩线的左边，我们就认为是渗透层，在渗透层内测得的dc值对计算地层压力梯度是无效的，其地层压力梯度是由上面最近的有效三点值(在左限和砂岩线之间区域内的三点值)衰减转换而来的，也就是转换地层压力梯193、度(FPG RELAY)，所以说在渗透层中不能利用dc计算地层压力。 右限，左限和砂岩线的值都是相对趋势线而言的，实践证明，右限值(L1244)一般取0.16，左限(L1243)取0.05，砂岩线(L1255)取0.5比较合适。所谓相对趋势线是指这几个值距趋势线的距离，如趋势线为1.25，左限为0.05，那么左限的绝对值是1.20。图 4-13 dc指数正常趋势线平移实例图4.13.3.3地层孔隙压力梯度的测定与计算4.13.3.3.1实测地层孔隙压力A).地层重复测试(RFT)时仪器下井一次可以测得多个点的地层孔隙压力，可在测压曲线上直接读取；B).钻杆测试(DST)时可用莱茵斯(LYNES194、)钻杆测试器或道威尔(DOWELL)多流道钻杆测试器测试时读取压力资料。因为比较费事，费用较高，一般不单独用来测压；C).用井涌时关井记录的井口套压和立管压力进行计算。井涌后立即关井，这时存在四种静态压力：地层孔隙压力Pp，立管压力SIDP，关井时套管头压力SICP和钻井液柱压力(包括钻杆中的钻井液柱压力Pmd和环行空间残留钻井液柱静压力Pma、环空间井涌流体静压力Pfa)。它们之间关系为：Pp PmdSIDP PmaPfaSICP。D).正常压力梯度下地层孔隙压力或钻井液柱静压力的计算公式 Pp 0.098 W1 D 式中：Pp-静液柱压力，kg/cm2；Wl液体密度，g/cm3； D-井深195、，m。 海上钻井深度从海面起算，0.098为重力加速度，则地层孔隙压力梯度Pf(atmm)为： Pf PpD 0.098 Wl 正常情况下，静液柱压力与液体的密度、液体的含盐度有关：淡水的密度为1，压力梯度为0.098atmm；标准海水密度为1.03，压力梯度为0.101atmm。用当量密度或10米梯度表示：淡水为1，海水为1.03。4.13.3.4利用各项压力录井、测井曲线的趋势线计算异常压力：4.13.3.4.1基质应力公式 首先假定主应力是大地静载荷，那么，根据TERAYHI和PECK(1948)的基本概念可给出： Pfi Sg(DiDe)Ppn Di 式中：Di-异常压力点的深度，m；196、 Sg-上覆地层压力梯度，atmm； De-骨架应力的等效深度，m； Ppn-深度Di的正常地层孔隙压力，kgcm2； Pfi-异常的孔隙压力梯度，atmm。 4.13.3.4.2伊顿经验公式(EATON 1973) (Ri / Rn)b Ppi S (SPpn) (dci / dcn)b (tn/ti)b 式中：R-为真电阻率；DC-可钻指数； t-声速时差，下标n皆指正常趋势线的读数；i皆指曲线上异常点的实际读值；指数b是伊顿的经验值，在1.2-3之间； S-上覆地层压力，kgcm2； PPn-正常地层孔隙压力，kgcm2； PPi-异常的孔隙压力，kgcm2。4.13.3.4.3迪更逊/197、寇克方法:针对伊顿经验方程中指数是经验值,迪更逊(DECRENSON)1979年建议用RFT或其它方法测压资料求指数，这样，伊顿公式可改写成(以dc公式为例)： b (logSPPi)（SPPn）(logdci/dcn) 在实测了Pfi的情况下，可算出b；计算其它井深的异常压力，其误差可小到04大气压。4.13.3.4.4 对数法： Pfi 0.91Log(dcn-dci)1.98 比值法(反演算法)： Pfi Pfn dcn / dci 4.13.3.5等效循环钻井液密度和井底循环压力计算钻井液在循环时，由于与井壁及钻杆外壁的摩擦阻力而产生对地层的回压。根据宾汉(BINGHAM)的流层公式可198、计算出环形空间中的泵压损失： P1 PV V L/60000(dkdp)2 + YP L/200(dkdp) 式中：Pl-泵压损失,bin2； PV-钻井液的塑性粘度，s； V环形空间层流速度，fts； L-井段长度；按套管内径不同分段，ft； YP-钻井液屈服点，b100ft2； dkdp井径减钻杆外径，in。 在已知平衡地层压力梯度所使用的钻井液当量密度为Wte的情况下，等(有)效循环钻井液密度(ECD)为： ECD Wte P1/(0.052 D) 式中ECD的单位为(b/in2)，Wte的单位为(b/gal)。 起钻时，压力损失的方向相反，因此，为了安全钻井的需要，钻井液密度(Wtm)199、应是： Wtm Wte2 P1/(0.052 D) 井底的钻井液循环压力(BHCP，单位psi)则为： BHCPWtm 0.052 D2P14.13.3.6地层破裂压力的确定 4.13.3.6.1破裂压力梯度的计算：破裂压力梯度的计算和测定，对安全使用钻井液密度很重要，压力平衡钻进要求：SPfracECDPP。如果ECDPfrac,会出现地层压漏可能造成钻井液全部漏失。破裂压力梯度与深度以及区域构造环境有关。在主应力为铅锤方向时，可用下式计算压力(伊顿公式1969)：Pfrac (SPP) /(1-)PP Frac 10 Pfrac / D 式中：Frac-当量密度的破裂压力梯度，psi/ft200、。 经验公式： Pfrac PP(2/3 1/3)(SPP) 式中：Pfrac-为破裂压力,b/in2； S-为大地静载荷,b/in2； -岩石的泊松比； PP-地层孔隙压力，b/in2。4.13.3.6.2破裂压力测定：根据应力集中原理，井孔中紧挨套管鞋之下的井段是抗破裂最弱之点，因此，一般在下套管固井后，钻开水泥塞3-5m内进行破裂试验，直接求取破裂压力值。地层破裂压力梯度Frac(PFG)公式：Frac ( Wtm DPtm )/ D 式中：Wtm-破裂时用的钻井液密度，g/cm3； Ptm-固井泵对井口施加的压力，kgcm3；D-套管鞋深度，m。注：此公式只能用英制单位计算,若用国家法201、定计量单位，皆需进行推导。4.13.4异常地层压力井的井漏、井涌、井喷的预防措施4.13.4.1钻进时，如出现气测含量剧烈增大，应要求停钻循环钻井液，观察井下压力平衡状态，判断是否有潜在的井涌、井喷危险；4.13.4.2 起钻(包括短程起钻和全程起钻)及接单根时，监测气测全量和钻井液量的变化4.13.4.2.1起钻时，如气测全量升高很大，应采取短程起钻循环钻井液的办法(至少一天进行l一2次)，观察记录钻井液量和气测全量的变化；4.13.4.2.2如短程起钻循环钻井液时气测全量突增，则全程起钻必须谨慎；或加重钻井液密度后再起钻，或间隔循环钻井液，以防止钻井液严重气浸，发生井喷。4.13.4.3综202、合钻井液池面变化、钻井液密度、粘度、泵压等监测资料和钻井过程中有无扭矩增大、遇阻现象以及坍塌岩屑的岩性、形状，分析预测井涌、井漏的可能性；4.13.4.4必要时在井的进、出口处安装电磁流量计对井涌进行预报。4.13.5 异常地层压力井的录井要求4.13.5.1 钻前准备要求4.13.5.1.1地质监督应向录井人员和工程人员做好预报工作，提出在超压井段取全取准各项资料的具体要求和措施；4.13.5.1.2要求录井承包商选派责任心强或在高压井工作过、有丰富经验的人员上超高压井进行操作，并建立定期检验、校表制度，保证录井仪器工作状态良好、资料准确、可靠；4.13.5.1.3开始录井前，应将井架放空管203、线上旁通与录井房的通气管接通，以备在阻流管汇循环时进行气测监测；4.13.5.1.4在预计的超高压层之上500m时，应增派l一2名录井人员加强(特别是钻井液监测)工作；4.13.5.1.5从预计的超高压层以上500m开始，建立录井日报，内容包括：钻井参数、岩性、气测异常及组份值、钻井液性能，dc指数，孔隙压力预测等，每日早晨报送钻井及地质监督；4.13.5.1.6从预计的超高压层以上500m开始，要求钻井液工程人员将钻井液性能变化、配制新液所用水的性质及水量、排放或增加钻井液的性质和数量、使用或改用钻井液池号和池内液面的变化及时通知录井房，并做好记录；4.13.5.1.7从预计的超高压层以上5204、00m开始，要求钻井监督应将作业中各项工程参数的改变和指令(包括改用阻流管汇循环等)及时通知钻井值班人员。4.13.5.2录井工作要求4.13.5.2.1录井人员应将录井仪器所监测的与超高压相关的各种参数及时编绘成深度关系曲线图(比例尺1：2000)；4.13.5.2.2有关人员应加强对钻井液进、出口性能的监测，建立氯离子含量与电阻率的相关曲线图；4.13.5.2.3随时向录井人员了解地层压力及油气显示监测结果；4.13.5.2.4录井人员应做好可能遇到的复杂情况(如强烈气浸、井喷)的一切准备；4.13.5.2.5在预计的超高压井段二次开钻后，仍应按超高压井段录井要求录井，以获得准确的正常压力205、趋势线；4.13.5.2.6当发现有井涌、井喷和超高压征兆时，要求录井人员立即向地质监督和钻井监督报告，并提出停钻循环的建议；4.13.5.2.7地质监督必须24小时在现场值班，直接参与录井工作和检查录井人员工作，了解仪器工作状况，发现问题及时更正；4.13.5.2.8地质监督必须在现场作好随钻分析，发现异常情况，及时通报钻井监督和录井人员(重要通报采取书面形式)，必要时提出停钻循环观察和关井测压等建议；4.13.5.2.9倒班时，应以文字形式向接班者交清钻井工程和地质录井情况，并提示即将钻达的层位和应注意的问题。4.13.5.3 井涌时的录井工作4.13.5.3.1连续监测钻井液量、性能的变206、化和油、气、水显示情况；4.13.5.3.2填写井涌记录表中有关资料(钻井液进、出口性能中的温度、密度、粘度、电阻率、氯离子含量)，并进行分析；4.13.5.3.3认真记录钻井液循环时，钻头上提下放的位置和时间、钻井液循环方式、关井时钻杆及套管的压力及随时间的变化情况；4.13.5.3.4按工程参数及井涌量估算地下浸入物到达地面时间；4.13.5.3.5在地下浸入物到达地面前后应加密观察，并要求录井人员及时取样(包括气浸钻井液、清水、油、气或其它涌出物)；4.13.5.3.6改由阻流管汇循环时，要求录井人员及时捞取振动筛上的岩屑并推算其代表深度；4.13.5.3.7井压稳之后，要求录井人员检测207、并记录钻井液总量、进出口性能，测定含气背景值。4.13.5.4 超压井井漏时的录井工作4.13.5.4.1测定漏失量和漏失速度，记录漏失前后钻井液排量、泵压变化，填写井漏统计表；4.13.5.4.2检测钻井液进出口性能变化和有无油、气、水显示；4.13.5.4.3记录堵漏时间、堵漏时钻井液性能、泵入量及返出情况；4.13.5.4.4堵漏后下钻循环过程中，应检测分段循环返出的钻井液性能及气测值的变化，有异常时要求录井人员取样分析。4.13.5.5 钻井液后效观测4.13.5.5.1停钻(特别是因故停钻)时，要求录井人员认真监测钻井液出口流量及温度的变化，发现井口溢流或液面下降，应立即向司钻、地质208、监督和钻井监督通报；4.13.5.5.2若钻井液停滞时间过长或出现异常情况循环钻井液时，除照常规检测进口钻井液性能外，应在钻井液出口处，按到达时间分别检测相当于井深500m、1000m、1500m井底(即按井深500m间距)处所返出的钻井液性能及温度，做对比分析。4.14 地球化学录井4.14.1 方法及技术特点4.14.1.1 分析方法4.14.1.1.1取样分析：称取40目筛析后的生油样品或整颗砂岩100mg，放进坩埚内置于一个特制的热解炉内，利用程序升温的方法，将岩石中的烃类及干酪根在不同的温度下热解或热蒸发成气态烃，分别由载气直接送入氢焰离子化检测器(FID)中检测并由数据处理机计算出209、含量和打印出来。4.14.1.1.2分析间距：同岩屑录井一样，一般510m分析一个样品。 4.14.1.1.3分析周期选定：DH910地化录井仪根据分析对象不同设置三个周期，钻井现场一般选用第二周期(图4-14)。图4-14 第二分析周期示意图4.14.1.2 地球化学录井技术特点4.14.1.2.1仪器自动化程度高，只需称一定重量的岩样放入坩埚中，把标样数据和分析样品重量、深度数据输入微机，按动分析按钮后，仪器即按程序自动进行分析，并打印出谱图和分析结果及参数；4.14.1.2.2分析速度快，分析一个岩样仅需1520分钟； 4.14.1.2.3岩样用量少，一般只需0.1g岩样；4.14.1.210、2.4得到的参数多，一次分析可以得到10个参数：S0-天然气峰 Sl-油 峰 S2-热解烃峰 Pg-产油气潜量 GPI-气产率指数 OPI-油产率指数 TPI-油气总产率指数 CP-有效碳 Tmax-样品的峰顶温度 SlS2-轻重比，游离烃热解烃比4.14.1.2.5根据岩样的总有机碳(TOC)含量计算3个参数 CPTOC-降解潜率HI-氢指数SlTOC-烃指数 4.14.2 岩石热解分析程序和定量计算4.14.2.1岩石热解分析程序是先将岩样放在温度90的气流(氢气或氦气)中吹扫3分钟，吹出的Cl至C7气态烃经氢火焰离子测定出天然气峰(S0)；再将岩样顶进热解炉在300温度中恒温3分钟，岩样211、中的C7C32烃热蒸发成气态，出油峰(Sl峰)；从300开始以50min(或25min)程序升温至600后再恒温lmin，C32重烃热蒸发成气态，干酪根和石油中的胶质、沥青质热解生成烃类，出热解烃峰(S2峰)。 对于储油岩，由于岩样中原油性质的差异，各峰的大小、比例也不同。一般是：储气岩只有S0峰，凝析油只有S0或Sl峰，轻质油Sl峰大而S2峰小，中质油Sl和S2峰面积相似，重质油S2峰大而Sl峰小。4.14.2.2 泥岩标样的选择标准 若生、储油岩热解生成的烃类相似，则该生油岩样是最好的标样。选择标准如下：4.14.2.2.1每克岩样热解烃(S2)量在5一10mg之间；4.14.2.2.2有212、机碳含量为1.5-2.5；4.14.2.2.3游离烃(S1)含量低的不成熟或低成熟的生油岩样。4.14.2.3 定量计算4.14.2.3.1根据峰面积与热解产生的烃类含量成正比的原理，用标样的S2峰面积和含烃量计算所分析的S。、Sl、S2、含量： S0 (P0 Q标 W标)(P标 W) S1 (P1 Q标 W标)(P标 W)S2 (P2 Q标 W标)(P标 W)W-分析样品的重量, mg；P0-S0峰的峰面积；P2-S2峰的峰面积；Q标-标样的S2含量，mg烃g岩石；Pl-S1峰的峰面积；P标-标样的S2峰的面积；W标-标样的重量，mg。图4-14 第二分析周期示意图原油热解各峰面积的相对百分213、率见表4-22。表4-22 原油热解各峰的面积相对百分率原 油So()Sl()S2()凝析油1585轻质油67222中质油25246重质油021794.14.2.3.2 其它常用指数之表示式：A).产油气潜量Pg(Kg烃t岩石)S0S1S2B).气产率指数GPIS0(S0S1S2)C).油产率指数OPIS1(S0S1S2)D).油气总产率指数TPI(S0S1)(S0S1S2)E).有效碳CP()(S0S1S2) 0.8310F).降解潜率D()CP 100/TOCG).氢指数HI(mg烃gTOC)=S2 100式中: TOC-总有机碳() 0.83-碳氢化合物中碳的百分含量10-计算有机碳系数214、4.14.2.4 各分析参数的涵义4.14.2.4.1 生油岩分析参数 S0-生油岩中吸附C7以前的烃类量，也即生成的气态烃类在生油岩中的残留量； Sl-生油岩中已生成未运移出去的C32以前的液态烃残留量； S2-生油岩中的干酪根及残留的重质烃、胶质、沥青质的裂解烃总量； Tmax-干酪根的成熟度指标； Pg-生油岩潜在的产油气量； CP-能生成油气的有机碳，该值与总有机碳之比(CpTOC)表明有机碳中可生成油气的百分数； GPI、OPI、TPI-分别表示气产率指数、油产率指数、油气总产率指数；用于判别生油岩的成熟度。4.14.2.4.2 储油岩分析参数 S0-单位岩石中储存的气态烃量，由此数215、值高低可判别气层； Sl-单位岩石中储存的液态烃量，是原油性质和丰度的参数，由此值的高低可判别油层； S2-单位岩石中储存的C32以上重质烃类、胶质、沥青质的裂解烃量，也是一个原油性质和丰度的参数； Tmax-表示原油的成熟度； Pg-储层中单位体积砂岩的含油总量；CP-原油的含碳量；GPI-储层中气产率指数，用于判别气层； OPI-上储层中油产率指数，用于判别油层； TPI-储层中油气总产率指数，用于判别油气层及确定原油性质。4.14.3 对生油岩进行评价4.14.3.1 定量评价生油岩 按产油潜量(Pg)和有效碳(Cp)把生油岩分为四个等级来定量评价生油岩(表4-23)。表4-23 生油岩216、定量评价等级表生油岩等级Pg(S1S2) (kg/t)Cp()极好生油岩201.7好生油岩5-20中等生油岩2-50.170.4差生油岩20.174.14.3.2 划分有机质类型4.14.3.2.1 用降解潜率和氢指数划分有机质类型，标准见表4-24。表4-24 有机质类型划分标准类别类型降解潜率D()氢指数(mg烃gTOC)腐泥506001腐殖腐泥20-50250-6002腐泥腐殖10-20120-250腐殖101204.14.3.2.2用氢指数与Tmax值图版(图4-15)划分有机质类型。各类有机质有一定的氢指数范围，且其氢指数随成熟度(Tmax)值的增高而沿着一定的轨道逐渐变小，只要把分217、析岩样的氢指数和Tmax值按坐标位置点在图版上，数据点靠近那一类曲线，便可判断是那一类有机质。上述是直接采用分析结果来判断干酪根的类型，未考虑成熟度和矿物基质对分析结果的影响，要得到原始有机质类型必须进行恢复，恢复的方法采用Tmax-K值演化图版，将恢复后的HI与Tmax重新作图即可得到原始有机质类型。图 图4-15 有机质类型与HI和Tmax关系图4.14.3.3 判断成熟度4.14.3.3.1用热解烃峰(S2)峰顶温度Tmax值(度)判断生油岩成熟度。Tmax值随成熟度的增高而增大(表4-25)。表4-25 各成熟范围的Tmax值成熟度范围未成熟生油凝析油湿气干气镜质体反射率R0()0.5218、1.3-22Tmax(度)类437437-460450-465460-490490类435435-455447-460455-490490类432432-460445-470460-5055054.14.3.3.2 用产率指数(SlS1S2)判断生油岩成熟度。所谓产率指数是生油岩的游离烃Sl与游离烃加热解烃S2之和的比值。此产率指数可看作在一定成熟度下的烃转化率，但这只是残余烃，只能反应生油岩进入生油门限后，随成熟度增高产率指数逐渐变大阶段，在过成熟阶段由于取样时气态烃的损失而导致产率指数变小，因而产率指数须与Tmax配合使用。4.14.3.4 单井单位面积生油量的计算 qQ M d 1km2219、 式中q-为lkm2面积内生油岩的生油量，kg； Q-为岩样计算得的生油量，kgt岩石； M-为岩样点的生油岩厚度，km； d-为生油岩密度，2.3 109tkm3。 把单井由各岩样点控制的各段生油岩1km2面积的生油量ql、q2、q3、累积起来，就是该井lkm2面积内全部生油岩的生油量(tkm2)。 Q生q1q2q3.qn4.14.3.5 岩石的排烃量计算 岩石热解分析只得到总的残留潜量(SlS2)，要计算排烃量必须先求得原始产油潜量St，其间之差作为排烃量： Q排St(S1十S2) 式中：Q排-排烃量，kg烃t岩石； St-计算得到的原始产油潜量； S1+S2-总残留油气潜量。4.14.4220、 对储集层流体性质进行评价 热解地球化学录井由于受取样条件和岩屑中油气散失等不利因素影响。有时不能准确反映储层流体性质，需要参考电测、气测、荧光等录井结果，对热解资料进行综合解释，并要根据试油资料来不断修正和判断本地区的油、气、水层热解参数值的范围。4.14.4.1 储集层岩样含油等级热解参数范围的确定 以本地区或本井的岩心含油、气总量S0+S1+S2(mg/g)值来划分含油等级(表4-26)。表4-26某区岩心、岩屑含油等级例表：岩样富含油砂岩S0+S1+S2(mg/g)油浸砂岩S0+S1+S2(mg/g)油斑砂岩S0+S1+S2(mg/g)油迹砂岩S0+S1+S2(mg/g)岩心2010-221、205-101.2-5岩屑52.5-54.14.4.2 储层流体类型4.14.4.2.1用比值法判别储层流体类型(表4-27)。比值法判别储层流体类型没有考虑原油物性的影响。对于密度小的轻质原油，比值在1.5左右即为油层；对于凝析油；比值在1.1-1.4仍为油层。使用时应考虑原油性质的影响，适当降低轻质原油的比值。表4-27 储层流体类型划分标准储集层油层含水油层油水同层含油水层干层水层K(S0S1S2)/1.8士 0.30.2用上述两个参数作图(图4-16)，横坐标为烃含量，纵坐标为有效孔隙度，表示则更加直观。图4-16 储层流体类型划分图4.14.4.2.2 直接用岩心、壁心测定数据判别储222、层流体类型 井壁取心代表层位准而且每口井都有井壁取心样品，可以根据井壁取心分析数值建立油气划分标准(表4-28)。表4-28 应用岩心、壁心分析数据判别储层流体性质表储集层油层含水油层油水同层含油水层干层水层(S0S1S2)/1.2士 0.20.14.14.4.3 根据地化录井数据划分原油性质把在温度20条件下相对密度0.84的原油定为轻质原油，0.840.9的原油定为中质原油，0.90.94的原油定为重质原油，1.0为超重原油或稠油；凝析油是指有露点的油，相对密度一般在0.70.86间。若无油品分析资料，可利用地化参数划分原油性质，如表4-29。表4-29 地化参数划分原油性质表原油性质地化223、参数GPIOPITPIHPI*Tmax 天然气0.80.02凝析油0.05400轻质原油0.1- 0.2360-410中质原油0.2-0.4390-440重质原油420-450稠油0.50.5440 * HPIS0S1S2S3S4/S2(即生油岩中残留烃的含量)4.14.5 应用地球化学录井资料进行单井综合评价4.14.5.1资料解释，需要收集的有关资料4.14.5.1.1钻井过程中的油气显示资料；4.14.5.1.2岩屑、岩心、井壁取心资料；4.14.5.1.3气测录井资料；4.14.5.1.4电测井资料；4.14.5.1.5钻井液中加入有机处理剂资料。4.14.5.2 油气水层的划分标准：224、4.14.5.2.1油层：产油、不含水或含水小于10；4.14.5.2.2气层：产气，不含水或含水小于10；4.14.5.2.3油水层：油水同出，含水10-90； 4.14.5.2.4含油水层：产水大于90到见油花；4.14.5.2.5水 层：完全出水；4.14.5.2.6干 层：日产液量1m3，其中油05t。4.14.5.3 油气聚集量计算4.14.5.3.1计算资源量的原理 资源量的计算方程为：资源量岩石总体积 孔隙度 含油饱和度。 地化录井计算资源量的原理与地质上计算储量相似，仅是采用的参数不同，地化录井一般计算的是单位面积的资源量。 根据地化参数定义，S。、Sl、S2表示的是单位砂岩中225、的含烃量，以mg烃g岩石，或kg烃t岩石表示，把重量单位换算成体积单位，即相当于岩石总体积，测定的含烃量即相当于孔隙度乘以含油饱和度的结果，因此，地化录井计算的只能是资源量；4.14.5.3.2资源量计算公式 地化录井计算资源量的公式主要有以下三个参数，即烃类恢复系数、S。、S1、S2测定值之和及储油气层厚度。S。、Sl、S2的测定值是非常准确的，油层厚度在电测曲线上可以准确地查出，主要误差来源是烃类恢复系数和储集层的样品分析密度。其公式为： QiK(SOS1S2) 2.3 H F 式中：Qi-代表资源量，kgm2；K-烃类恢复系数(孔隙度渗透率较小的胶结致密储层，恢复系数取1.0-1.3；对226、于胶结疏松、成岩性差、孔隙度和渗透率较大的储层，恢复系数取1.2-1.5。此系数为某油田的经验数据，估算时可选用本区的烃类恢复系数)； H-油层厚度，m； F-油层面积，m2； 2.3-岩石相对密度； S0、S1、S2 测定值，kg烃/t岩石。 上式表示的是每平方米油层面积的资源量(公斤)，此数值太小，不便应用，若油层面积用平方公里为单位则：QiK(SOS1S2) 2.3 H F10上式表示每平方公里资源量(万吨)。若某井有多层油层，把分层资源量相加即为总资源量。 Q总QiQlQ2Q3Qn4.14.5.3.3生油评价算出了总生油量和排烃量，储层流体评价计算了资源量，即可得到油气聚集系数(聚集系227、数Q资Q排)，这个参数是研究油气聚集和运移的重要参数，在进行区域生储油岩综合地化评价时，应在评价报告中计算出此参数。4.14.5.4 产能估算4.14.5.4.1产能估算经验公式QH 2 K G (OPI) S1400 式中：Q-油层单层日产量，m3d；H-油层单层厚度，m；2-油层孔隙度，；K-烃类恢复系数；同资源量计算式中的注释；G-(SOS1S2)取绝对值；OPI-测定值Sl(SOS1S2)；S-原油粘度校正系数。用OPI确定原油粘度校正系数见表4-30：表4-30 原油粘度校正系数OPISOPIS0.14.14.5.4.2地化录井有时也可对油气层的产能进行估算。估算方法是从总资源量中扣228、除没有商业产能的油气显示层的资源量。油层产能的估算是地化录井储集层流体评价中最困难、误差最大、影响因素最多的一项地化参数，公式计算出的产能会和试油结果相差较远。如果估算储层能出油并在试油过程中出油了，或估算储层不能出油而试油也确实如此，就是有意义的。4.14.6 资料质量要求4.14.6.1样品分析要及时：轻质烃类在大气环境下易挥发，测定结果低于实际值，因而要求岩屑、岩心一出地面就要在数分钟内及时进行分析，并记录取样与分析时间；来不及分析的，要采取隔离密封措施，保存在盛有水的杯子里。禁止使用烘干的岩样；4.14.6.2分析样品的代表性不能低于85；4.14.6.3严格按仪器操作说明书要求进行操229、作、保养和标定刻度； 钻井现场应用地化录井技术，采用快速热解法对生油岩、储油岩流体性质进行定量评价，捕捉钻井过程中的油气显示及油气层，特别是对薄层、轻质油气层、低阻油气层的发现具有极其重要的意义，它不但为钻井现场增添了种新的录井方法，而且为现场进行油气层综合评价增加了手段。当然任何一种录井方法都不是十全十美的，都会受到诸多因素的影响和制约，但只要各种录井方法相互取长补短，资料相互验证就一定能提高录井资料的质量和精度。 4.15 井场储层物性分析4.15.1定义 4.15.1.1 核驰豫 当把样品放入磁场中时，原子核需要时间调整环境。经一段时间之后，原子核系统达到平衡状态，在这种情况下，静磁化强230、度达到最大且为确定的值。 任何方式都可以破坏这个平衡状态，如样品离开磁场或使样品受到与Larmor频率相同的射频场脉冲作用，都能引起氢核能级间的跃迁。核驰豫这个概念就是用来描写这一跃迁过程的；4.15.1.2 驰豫时间 在氢原子核系统平衡状态被破坏后，原子核系统力图通过一个过程恢复到平衡状态，这种重新建立平衡状态所需要的时间T即称之为驰豫时间。不同的物质有着不同的驰豫时间，大量水(例如，试管中装一毫升水)的驰豫时间约3秒钟，但当这些水被紧闭在岩石孔隙中时T就小得多，约在1毫秒至几百微秒之间。这是因为孔隙的禁闭表面给氢核释放所吸收的射频场能量提供了条件，这个表面积对体积的比值越大，驰豫时间T就越231、小；4.15.1.3 孔隙度(P) 孔隙度是由PK分析系统依据磁化强度的最大值是对磁化作用有贡献的氢核数目的函数的原理测量的； 20孔隙度的岩样所含氢核的数目是10孔隙度岩样的两倍，所产生的信号大小也为10孔隙度岩样产生信号的两倍。岩样的孔隙度是利用下式求得的： 待测样孔隙度标样孔隙度 (待测样信号标样信号) (标样体积待测样体积)。其中标样体积待测样体积，称为体积校正系数。4.15.1.4 渗透率(K) 渗透率值是岩样孔隙表面积与其体积的比值。T(样品分析周期，秒)值越大，渗透率(K)值就越大，其单位为：10-3 m2，其值是通过PK分析系统测量得到的孔隙度(P)和T值计算得出的；4.15.232、1.5 自由流体指数(FFI) 一般认为岩石中具有12毫秒以下驰豫时间的流体是被束缚的部分，其余为自由的或可采部分。自由流体指数(FFI)是可采部分的孔隙体积，以占总孔隙体积的百分数表示；4.15.1.6 束缚水饱和度 岩石中流体为水时驰豫时间小于12毫秒的流体即是被束缚的水，束缚水体积与总孔隙体积之比()即称束缚水饱和度。这一部分流体主要是与粘土矿物伴生的流体，粘土孔隙表面与水分子间吸引太强导致这部分流体不能流动。即使泥岩的孔隙度达40，其束缚水饱和度一般都为100。4.15.1.7 分析结果说明4.15.1.7.1孔隙度(P)是岩样孔隙体积与岩样总体积的比值，用百分数表示。与常规的总孔隙度233、的概念是一致的，总孔隙度是相对于有效孔隙度而言的；4.15.1.7.2自由流体是指样品孔隙中可动流体，以占岩样总体积的百分数表示；4.15.1.7.3束缚水为孔隙中不能流动的那一部分流体，以占总孔隙体积的百分数表示；4.15.1.7.4渗透率是指地层流体通过岩石的能力，与实验室中常用的相对空气和其它气体的岩石渗透率一致；4.1.5孔隙度、自由流体与束缚水的关系是：孔隙度自由流体束缚水。4.15.2原理与用途 储层物性分析在井场使用的是KDl000型PK分析系统，该系统是依据脉冲核磁共振原理，集核技术、电磁技术、计算机技术于一体的高新录井技术。用于对井场岩心、岩屑等样品进行快速、精确的测量，取得234、有关储层孔隙度、渗透率、自由流体、束缚水饱和度等参数。不仅可以跟踪钻井取得大量储层物性资料，而且省时、省力、节约大量取心费用。4.15.3注意事项4.15.3.1严格按操作程序进行操作；4.15.3.2必须培训专职操作员驾驭系统；4.15.3.3在运输和使用时严禁铁或钢质物品或器件接近主机。4.16 特殊钻井条件下地质录井简介 空气钻井空气钻井除进尺快带来的问题外，还有岩屑、油气水显示和电测测井三个特殊问题在空气钻井中必须重视。 岩屑的录取和处理4.16.1.1.1岩屑由一个特殊闭合器录取。闭合器应置于离井口较远的地方，使之处在稍高于大气压力的压力下，同时又能排除导致管道堵塞的所有障碍；4.1235、6.1.1.2通常岩屑都很细，必须经过处理。一般用清水洗去灰尘或用微型旋风分离器除去灰尘，然后干燥。 油、气、水显示与取样4.16.1.2.1取气样是直接提取混合气体(空气加可能的地层气)，为防止管道堵塞应安装双重过虑设施，为使流量均匀还可以在抽吸泵管道上添加一个泵，然后对混合气体进行除尘和干燥(使用起泡剂时再加浓度50gl，的盐水使泡沫破裂，可减少除尘的麻烦，但要在干燥器前放一个防止水进入管线用于保护的瓶子)；4.16.1.2.2检测与分析，鉴于钻井时注入空气的量很大(31115mm井眼的井段为60100m3min，889mm井眼的井段为6015m3min)，而来自井底的气体显示很微弱，因此236、必须使用能检测浓度小于50ppm(0005)仪器，如红外线检测仪(ONERA或VRAS型)，缺点是计算含烃气量困难；4.16.1.2.3少量油的溢出，会导致堵塞，不利于空气钻井的继续进行，因此，在有大量油溢出的情况下，应改用常规钻井液继续钻井；4.16.1.2.4出水，甚至少量出水(4060Lh)，都会使岩屑上返不匀，开始形成堵塞以及压力变化无常等现象出现，此时，有必要在注入空气中加入起泡剂，岩屑的捞取和处理同常规钻井；4.16.1.2.5显示的定位：在空气钻井中，由于岩屑上返时间短(若不用起泡剂)，显示的定位可利用气体曲线与钻时来确定。4.16.1.3在空气钻井的井中可进行的电测项目有：感应237、伽玛伽玛、中子伽玛、密度、井径、井斜。4.16.2 泡沫钻井泡沫钻井是在钻杆中注入有起泡剂的空气和钻井液的混合物，空气扩散使混合物生成能携带走岩屑的致密均质泡沫。致密(粘稠)泡沫有较大的悬浮力，能以3060mmin左右相对较弱的上升速度将岩屑带出井口，且在停止循环后还可以防止沉淀。其适用范围是：适用于：大口径的井； 有漏失层的井； 有水敏感地层的井； 深度在10001500m的井。不适用于：很粘的粘土层；直径大于5cm砾石(泡沫不可能带走)；水涌太大耗费大，当水涌达2030m3/h时，为经济极限。 岩屑的收集4.16.2.1.1携带岩屑的泡沫从环形空间出来，经直径1778mm管子流向地面管汇238、前的钻井液槽，钻井液槽下装一带有上、下两个阀的袋子；4.16.2.1.2取样前先打开底阀(2号阀)把袋子排空后关上，开袋口阀(1号阀)接纳岩屑，然后按规定取样间隔要求关闭袋口阀，打开底阀，收集岩屑。 气体的收集4.16.2.2.1在钻井液槽上的直径508mm管子上加一个限制泡沫流的阀门，泡沫流向漏斗型装置上，装置上的小股水流将泡沫打碎，泡沫携带的一些岩屑即掉落在漏斗底部，然后通过虹吸管把岩屑除去；从泡沫中释放出来的天然气和混有的空气储集在漏斗顶部，通过泵入的空气循环将混合气体送入检测器和色谱仪(为避免将水吸到检测器和色谱仪中去，可使用缓冲瓶)；4.16.2.2.2由于这种取样条件烃类气体的含量239、比正常钻井液小，需用比较灵敏的检测器，如红外线检测器的气测仪；另外，如果检测到的天然气量达到一定值，为防止产生爆炸，地质监督应立即提出停止泡沫钻井的建议。4.16.3 充气钻井液钻井充气钻井液钻井是在钻井液高压管线中注入压缩空气，空气扩散以后得到一种空气钻井液乳化液，由于它的液柱压力小，适于钻探有漏失层的井。4.16.3.1岩屑仍通过震动筛捞取；4.16.3.2气体的收集是用一根直径508mm分管连接在钻井液槽(封闭的)上将钻井液引出，由重力自流或由泵把钻井液送到脱气器，再将脱气器钟形罩顶部的气体吸到检测器内。但在入口处需安一个阀门并在脱气器和检测器之间要有一个防堵装置。4.16.4 油基钻井240、液钻井油基钻井液是用原油(或炼制油)做为基本流体配制而成；也可用原油(或炼制油)和乳化剂与水配置，使水呈分散状态的反乳化钻井液。油基钻井液粘度高，携带岩屑能力强，但监测油气显示困难，一般避免使用。岩屑清洗 岩屑录井与水基钻井液录井方法相同，唯其清洗方法有别：4.16.4.1.1用洗涤剂溶液(在水中加10的洗涤剂，Hexago或Teep01等)连续洗岩屑23次，然后将样品存放在溶剂中(氯仿等)以除去钻井液和水的细薄膜。这种洗涤法可保留孔隙岩屑中的油显示；4.16.4.1.2用纯碱溶液(水5升，碱500克)洗，再在洗涤剂水(510)中洗，最后在清水中漂清；4.16.4.1.3用轻柴油洗涤是先将待洗241、涤的岩屑放在筛内，筛子部分地浸没在盛柴油的容器内，清除绝大部分钻井液；再用10洗涤剂水洗岩屑；最后在加洗涤剂的热水中漂清；4.16.4.1.4用三氯甲烷洗涤有效、快速、价钱也不昂贵(三氯甲烷可随时进行再生处理)，但需多次清洗。缺点是它能使储油岩所含油气消失，所以一般禁止使用；4.16.4.1.5注意事项：凡接触洗涤剂的操作，一定要戴胶手套；未洗岩屑装袋应用防油材料作标签。4.16.4.2钻井液中油、气、水显示的检测需综合荧光、钻时、漏失、含气量、钻井液密度和温度等资料加以判断。 海上深水区钻井深水区钻井，由于隔水导管口径大，钻井液在隔水导管中上返速度很慢，因而需加一台补充注入泵，在隔水导管底部242、注入钻井液，以提高钻井液的上返速度。由于泵将地面一定数量的钻井液加到来自井底的钻井液中而造成：4.16.5.1降低了碳氢化合物的显示浓度；4.16.5.2改变了来自井底钻井液的性能(密度、电阻率、温度等)，为求得隔水导管底部钻井液的密度值D可通过下式进行估算：D(DS QSDE QB)/(QSQB) 式中：DS-出口(地面)相对密度； DE-入口相对密度； QS-出口(地面)排量QE十QB十浸入量(或减漏失量)； QE-入口排量；QB-增加的排量。附 录 A泥浆综合录井报告编写要求和图件格式附 录 A泥浆综合录井报告编写要求和图件格式A.1 概述A.1.1基本数据：井名、井别、海域及区块位置、243、测线位置；井位的大地坐标、井位的直角坐标；水深、补心海拔、补泥距；设计及完钻井深、层位；开钻、完钻、完井日期；承包公司及钻井平台名称和类型等。A.1.2施工单位：作业(者)公司。A.1.3录井设备及人员A.1.3.1设备：传感器、面板显示器、计算机及辅助设备类型、数量；A.1.3.2人员：计算机工程师、地质师及采集员人数、姓名；A.1.3.3服务：各类样品取样间隔、数量及样品分配状况。A.2 录井简况地层分层表：层位、井段、钻厚、主要岩性。A.2.2岩屑录井A.2.2.1岩屑录井的起止井段、间距等；A.2.2.2岩屑录井情况统计。A.2.3钻井取心及井壁取心A.2.3.1钻井取心及井壁取心情况244、统计；A.2.3.2岩心及壁心描述。A.2.4油气显示A.2.4.1岩屑、岩心、壁心显示井段、岩性、级别、显示等特征；A.2.4.2槽面显示：时间、井段、油花气泡分布、颜色、占槽面百分比，槽面上涨情况等；A.2.4.3荧光：井深、直照、滴照等。A.2.5气测及异常解释A.2.5.1气测概况：各层位、井段的全烃百分含量和烃组分百分含量(包括最大值与一般值)；A.2.5.2气测异常及解释结果：井段、层位、岩性、全烃异常值、烃组分异常值、VMS取样分析结果和气相色谱解释所确定的流体属性、产能以及烃类组分的校正(包括校正用的曲线)。A.2.6钙含量测定：测定井段、间距及每个测点的测定结果。A.2.7测245、井A.2.7.1测井总表：测井日期、下井次序、井眼尺寸、测量项目、测量井段；A.2.7.2地层测试：井深、测压及取样结果；A.2.7.3井底温度及地温梯度(附地温梯度曲线)。A.3 钻井工程简况A.3.1时间统计：钻进、划眼、循环、取心、固井、测井等所用时间及占全井总时间的百分数(附时间分配图)；A.3.2钻头使用：类型、尺寸、编号、井深、进尺、纯钻及划眼时间、钻井参数、钻头使用情况分析及其它状况；A.3.3钻井液记录：井段、钻井液类型、性能及调整情况；A.3.4井斜：点测及系统测量数据(附井斜垂直与水平投影图)；A.3.5不同尺寸井眼钻井状况：尺寸、井段、钻进天数、使用钻头等；A.3.6工程246、事故：如断钻具、掉牙轮、卡钻、溜钻等。A.4 压力评价A.4.1 dc指数(包括SIGMA录井)随深度的变化情况；A.4.2泥(页)岩密度随深度的变化情况(附点测结果)；A.4.3压力：包括异常压力变化情况；A.4.4地层破裂压力(漏失)试验结果：包括钻井液密度及试验当量密度；A.5 存在问题及注意事项 如井漏造成漏测、漏取，泡油解卡造成资料失真等。A.6 泥浆综合录井图A.6.1泥浆综合录井图包括如下内容A.6.1.1综合录井图绘图比例 1：500；A.6.1.2实时记录曲线包括钻井液参数、气测参数和工程参数三部份；A.6.1.3气体评价图及曲线图(1：500)；A.6.1.4压力评价曲线图247、 (全井用小比例尺)；A.6.1.5井位区域位置图、井身结构图、钻井进度曲线。A.6.2综合录井图绘图要求A.6.2.1综合录井图图头由图名、基本资料和图例(根据实际需要选用)三部分构成；A.6.2.2综合录井图图面A.6.2.2.1日期：指有录井进尺段的日期(年、月、日)，顶底界线分别为该日0：00和24：00时的井深；A.6.2.2.2钻时(钻速)横向比例用对数坐标，以实线脉冲曲线方式表示数值变化；工程参数、钻井液性能均以数值在此栏内标注于相应测量井深处；换钻头位置与套管鞋位置符号也可标注于此栏内；A.6.2.2.3井深：以“m”为单位，每间隔10m标注一次； A.6.2.2.4岩性百分比248、剖面：在每包岩屑的代表深度处按鉴定的岩性百分数由细至粗、由左至右填绘，若同时出现两种以上新岩性，应分别自左、右两侧绘入；油气显示产状、化石、含有物均以符号表示在相应的岩性剖面中；A6.2.2.5钻井取心位置按取心深度标出顶底界线，未获岩心部分以空白段表示；A.6.2.2.6井壁取心用井壁取心符号表示，左侧尖角指向取心井深位置，内填注岩性、颜色和含油级别；A.6.2.2.7槽面显示：用图例和符号表示槽面油花和气泡于相应的井深处；A.6.2.2.8荧光：直照显示按显示强度用符号表示；滴照显示可按对比系列的级别号直接填写；若采用某些外国油公司QFT(Quantity Fluorescence Tes249、t-定量荧光分析录井)，则用曲线表示；A.6.2.2.9气测曲线：横向用对数坐标，以不同类型线条或不同彩色折线来表示全烃和各组分百分含量值的变化，取值范围为0.01-100，若有CO2则另用别的线条表示；有VMS取样的井段，应在相应井深标明VMS并填写分析资料；A.6.2.2.10方解石、白云石百分含量：采用线性坐标，可将0点分别置于左右两侧，用两种线条或色线、以折线连接方式显示其值变化，取值0-100，电测井深起止符号和地层测试符号也可标注在此栏内；A.6.2.2.11解释剖面：包括颜色与岩性两项 A).颜色：经解释确定的岩石颜色，均以规定的色号表示；B).岩性：根据岩屑解释确定的岩性，包括250、所含化石及含有物、特殊岩性等，按规定图例及符号绘制。A.6.2.2.12岩性描述与工程摘要 A).岩性描述：简要描述岩层的主要特征；对特殊岩性及标志层，应做较详细描述； B).工程摘要：简要说明工程事件，如某深度测斜、某深度更换钻井液、某深度改变录井取样间距等，同时用框线圈出，以便与岩性描述相区分。A.6.2.2.13地层层位：根据岩性分层，标明顶、底界线，时代单元填写至组或段。A.6.3实时记录曲线A.6.3.1记录内容除现场仪器记录的曲线内容外，还应包括：A).作业特性，深度或钻进时间(钻进、取心、测试、循环等)；B).最后一层套管的直径及套管鞋深度；C).井径；D).从脱气器到管线的气样251、流量(总流量)；E).计算的迟到时间；F).曲线标记以及使用的比例或灵敏度。A.6.3.2要求注明影响曲线变化和干扰读值的操作因素，包括：A).钻井液池中钻井液的搅拌；B).标准除泥、除砂器和脱气器的启动或停止；C).钻井液排泄管线可能出现漏失的观察；D).钻井液处理和添加材料(水、柴油或油、重晶石等)用量说明；E).每次钻井出现的参数变化；F).注入校验气的性质、含量；G).仪器灵敏度的变化、曲线比例的改变和位置的调整；H).应标出曲线值的任何变化，并加以说明；I).在可能的范围内，对气体异常作现场解释；J).任何影响曲线形状和参数值的事件。上述只是根据井内现象对曲线进行解释，还应尽可能地消252、除地面造成的干扰。附 录 B完井地质总结报告编写要求和图件格式附 录 B完井地质总结报告编写要求和图件格式 完井地质总结报告应包括以下内容：前言，基本数据，钻井简况，地层、岩性、油、气、水显示及对油、气、水层的认识，构造认识及生、储、盖层评价，结论及建议等。B.1 前言B.1.1井位确定的依据；井名、井别；钻井承包公司名称及作业平台的名称和类型；地质录井、测井、测试公司名称等；B.1.2基本数据：地理、海域及区块位置，构造和地震测线位置，设计与实际井位坐标(大地坐标、直角坐标)、设计与实际偏移方位、距离；水深、补心海拔、设计与完钻井深，层位，开钻、完钻、完井及弃井日期；B.1.3钻探概况：设计253、的主、次目的层层位、井段、岩性和实际钻探结果。B.2 钻井简况B.2.1钻井简史：开钻至弃井过程简述，包括钻进、取心、测井、固井、测试等重大工程事件；B.2.2钻井液的使用：井段、类型、性能；B.2.3井身结构：钻头（扩眼器）程序、套管程序；B.2.4井身质量：井斜、井眼情况。B.3 主要地质成果B.3.1地层综述B.3.1.1地层层序划分：自上而下描述层位、井段、钻厚、主要岩性、接触关系(可列简表)；B.3.1.2岩性描述：组段、井段、钻厚、岩性特征、标志层特征等；B.3.1.3化石特征：组段、井深、孢粉组合、轮藻、介形虫、有孔虫、钙质超微、沟鞭藻及含大化石等；B.3.1.4电性特征；B.3254、.1.5与邻井地层对比情况及地层分层依据。B.3.2油、气、水显示B.3.2.1显示概况：概述全井油气水显示井段、层数、厚度及按层位分布特征，可列简表说明(层位、井段、显示层数、厚度、全井总层数、总厚度)；B.3.2.2录井油气水显示综合表：包括序号、井段、厚度、层位、岩性、气测全烃及组分值、油气水显示、钻时、钻井液性能变化、槽面显示等；B.3.2.3油、气、水层综述：结合录井资料、测井解释资料、化验分析资料、电缆、钻杆测试资料等进行综合评价。B.3.3构造情况B.3.3.1各地震反射层与实钻地层的对比和对构造形态的认识；B.3.3.2钻遇断层简况。B.3.4生、储、盖层评价烃源岩评价：各层段255、暗色泥岩、页岩等发育情况(深度、层数、厚度)，结合地化分析资料进行评价；B.3.4.2储集层评价：各层段储集岩发育情况(层数、厚度、缝洞发育情况)，结合岩石物性分析或测井解释进行评价；B.3.4.3盖层评价：各盖层发育情况(深度、厚度、岩类)及与邻区、邻井对比情况；成藏条件分析。B.4 结论与建议B.4.1对本井所钻地层特征的认识；B.4.2对油气水显示情况的认识；B.4.3对本井钻探成功或失败原因的分析；B.4.4对含油气远景的认识及勘探方向的建议。B.5 问题讨论B.51资料录取情况；B.52 设计与实际是否吻合；B.53工程因素对资料录取的影响。B.6 完井地质综合图 完井地质综合图是综256、合各种录井资料和测井曲线，经过分析、整理和解释，集中展现井下地层岩性、组合特征及含油气情况和用于地层对比的图件。其纵向比例尺为1：500。B.6.1图头由图名及基本数据表格两部分组成B.6.1.1图名：位于图的顶端居中部位，采用44-50号棣书体打印；B.6.1.2基本数据表格：内容包括地理、构造位置、井位坐标、水深、补心海拔、设计及完钻井深、开钻、完钻、完井日期、完钻层位、钻头及套管程序、作业者（公司）等；B.6.1.3表格下方用40-44号等线体标明图的比例尺，一般为1：500。B.6.2图例与符号绘于图头与图面之间，其图例、符号数量和内容(包括取心、重复地层测试)，应按图面的实际需要选用257、。B.6.3图面B.6.3.1地层层位：标明系、组、段和相应的地层代号；B.6.3.2自然伽玛、自然电位和井径曲线：采用线性横坐标(具体取值视实际情况确定)，分别以实线、虚线和点线(或黑、红、黄色线条)绘制；套管鞋符号标注于右侧线旁，栏内所列钻井液性能、层理构造及含有物、槽面显示，应用规定的图例、符号或文字标明于相应井深处；B.6.3.3井深：以公制“m”为单位，每间隔10m标注一次；B.6.3.4岩性剖面：综合解释确定的岩性，精度至0.5m，特殊岩性可用彩色线绘制；在有油气显示处，按含油类别和相应图例标示；B.6.3.5荧光显示：按录井过程中显示的级别、类型标注；B.6.3.6电阻率曲线：横258、向比例采用对数坐标，取值范围为0.2-200(或0.2-20)欧姆米，分别以实线、点线、虚线(浅、中、深或不同彩色线)绘制微球聚焦、浅侧向和深侧向(或球形聚焦、深感应)曲线；栏内钻井取心应按伽玛扫描归位井段填绘；井壁取心、地层测试按规定的图例符号在图面相应深度处填绘；B.6.3.7井壁取心、地层测试按规定的图例符号在图面相应深度处填绘；B.6.3.8声波曲线用线性横向比例，以实线(或彩色线)曲线绘制；地层测试在相应井段处标注；B.6.3.9测井解释：在各显示层的相应深度处标注出测井解释结果；B.6.3.10综合解释根据岩屑、岩心、气测、槽面显示、测井解释成果、测试结果等进行综合解释；B.6.3259、.11岩性、油气显示综述B.6.3.11.1岩性综述：以岩性段或沉积旋回分段描述，描述内容包括颜色、定名、结构、构造、化石及含有物（对标志层、特殊岩性等应作详细描述）等；B.6.3.11.2油气显示：描述显示特征，如含油级别、气测值、槽面显示等；B.6.3.11.3文字综述用仿宋体，其布局应合理，避免过稀或过密，与岩性剖面对应，在所描述的文字前应标明描述段的顶底深度和厚度，若需占用上、下描述段空间，可用斜线引出再以直线分隔；附 录 C钻前准备附表附录 C.1地 质 材 料 委 托 书承办单位：_ 编 号：_钻井平台：_ 井 名：_委 托 人：_ 承办人：_序号名 称单 位数量委托要求年年 月 260、日附录 C.2录 井 设 备 检 查 表井 名： 钻井平台： 录井队：名称正常否备注名称正常否备注气体探测系统各传感器的工作情况脱气器位置及工作情况悬重(WOH)干燥剂的使用情况转速(TD RPM)气管线检查情况 扭矩(TD TRQ)备用气管线情况 转盘转速（RPM)全量探测仪（FGP）转盘扭矩(TRQ)组份分析仪（FCP）泵压(SPP)气体设备调校检查返出流量(FLOUT)二氧化碳探测仪情况1号池体积(PIT1)硫化氢传感器位置及调校2号池体积(PIT2)相关附属设备工作情况3号池体积(PIT3)4号池体积(PIT4)采集 / 打印设备情况计量罐(TRIPTANK)DAP 工作情况入口密度(261、MW IN)SCP 工作情况出口密度(MWOUT)DLP 情况入口温度(TEMP IN)打印机工作情况出口温度(TMP OUT)入口电导率(CON IN)系统工作站情况出口电导率(CON OUT)TDX 工作站RTM 工作站RTG 工作站SVX 工作站 地质师工作站客户工作站地质总监： 录井队长： 日 期：附录 C.3附录C.1录 井 设 备 安 全 检 查 表井 名： 钻井平台： 日 期：序号名 称合格不合格备注1气测仪器房增压系统2气测仪器房电源系统3气测仪器房接地系统4气测仪器房内的禁烟标志5烘箱电压、温控系统6烘箱绝缘、接地条件7地质房救生衣及灭火器材配备8气测房救生衣及灭火器材配备9262、灭火器材的有效期及存放位置10地质房防毒面具配备11气测房防毒面具配备12各种化学试剂及样气的有效期13各种化学试剂及样气的存放安全14各种有毒物品的存放安全15氢气瓶的存放安全位置16各种化学药品的有效期及存放安全地质总监： 录井队长：附录 C.4地 质 装 备 检 查 表井 名： 钻井平台： 日 期：序号名 称有无是否合格备注1双目显微镜2荧 光 灯3QFT 型荧光录井仪4OFA-1 型荧光录井仪5碳酸盐含量测定仪6泥岩密度测定仪7天 平8取 样 桶9冰 柜10割 刀11蜡封器皿12VMS测定仪13电 脑141516地质总监： 录井队长：附录 C.5地 质 耗 材 确 认 书井 名： 钻井263、平台: 日 期：序号名称单位数量备注序号名称单位数量备注1酒精灯17岩心盒2电炉18纸箱3铁锹19白布袋4水桶20宽胶带5观察皿21油笔6砂样盆22大塑料袋7砂样盘23小塑料袋8洗样筛24保鲜膜9石蜡25气样袋10滤纸11盐酸12丙酮13三氯甲烷14茜素红15酚酞16胶手套地质总监： 录井队长：附录 C.6地质作业指令书井名： 钻井平台： 作业项目： 编号：指 令 内 容地质总监： 签收人： 日期：附录 C.7迟 到 时 间 校 验 记 录 表井 名： 钻井平台： 录井队：当时井深理论计算实 测差 值校 正 后校验日期序号迟到时间迟到时间理论值-实测值迟到时间校 验 人备 注（米）（分）（分）264、（分）（分）月 日地质总监： 录井工程师：附录 C.8气 测 设 备 调 校 记 录 表井 名： 钻井平台： 录井队：全量（FGP）样气压力:样气流量:基线值(mv):0.5%C1标准样调校前测量值调校后测量值1%C1 标准样调校前测量值调校后测量值5%C1标准样调校前测量值调校后测量值10%C1 标准样调校前测量值调校后测量值50%C1标准样调校前测量值调校后测量值100%C1标准样调校前测量值调校后测量值组份（FCP）气样压力：气样流量：色谱柱温度：基线值(mv)：Precut 切换时间：分析周期：组份窗口保留时间（秒）C1 组份C2组份C3组份iC4组份nC4组份iC5组份nC5组份低值265、区调校情况（05或010）C1C2C3iC4nC4iC5nC5调校后测量值调校后测量值调校后测量值调校后测量值调校后测量值调校后测量值调校后测量值0.10.51.05.010高值区调校情况（5100或10100）C1C2C3iC4nC4iC5nC5调校后测量值调校后测量值调校后测量值调校后测量值调校后测量值调校后测量值调校后测量值5.0102550说明地质总监签字/日期 录井工程师签字/日期附录 C.9现场作业提示记录井 名： 钻井平台： 编 号：提 示 内 容地质总监： 收件人： 日 期： 附录 C.10海上岩心、岩屑装运委托单：兹有我部海上岩心、岩屑共计（ ）托盘，需送回陆地，有船返航时，266、请安排装船。致谢！委托明细如下：井 名： 钻井平台： 承运船：序号箱(盒)号井 段包装方法数 量合计备 注计划返航时间： 地质总监： 年 月 日附录 C.11岩心、岩屑入库清单井 号： 钻井平台： 承运船：序号箱(盒)号井 段包装方法数 量合 计备 注送样人： 接收人： 年 月 日附录 C.12地质监督海上交接班记录井 名： 钻井平台： 日 期：交班监督： 接班监督：序号交接项目交 接 内 容备 注1工程作业进度情况2资 料 录取 情 况3邻井地层油气显示对比情况4录 井 设备 情 况5录 井 人员 情 况6资 料 整理 情 况7存 在问 题8下步工作的计划和要求9移交资料的名称及数量10通 267、讯 联络 方 式11其 它附录 C.13录井设备、人员评价表井 名： 钻井平台： 录井队：开钻日期： 完钻日期： 完钻井深： A 地质师/脱机工作 1 气体设备工作是否良好？ 是 否 2 作业人员是否进行正规地检查和校验？ 是 否 3 作业人员是否进行电气石气体检查和迟到时间检查？ 是 否 4 所有钻井参数监测是否准确？ 是 否 5 岩屑收集和整理是否按照要求进行？ 是 否 6 录井人员的岩屑描述如何？ 好 一般 差 7 录井图的质量如何？ 好 一般 差 8 录井作业人员能进行正确预报和通知吗？ 是 否 9 对地质师/脱机的整体印象如何？ 好 一般 差 B 责任队长/联机工程师工作 1 计算机268、系统工作是否良好？ 是 否 2 系统所显示的数据如何？ 好 一般 差 3 按要求提供报告和图件吗？ 是 否 4 责任队长是否能主动进行有效的交流？ 是 否 5 录井软件（dc指数；气体等）如何？ 好 一般 差 6 对完井报告是否满意？ 是 否 7 完井报告是否准时提交？ 是 否 8 与工程人员沟通联系如何？ 好 一般 差 9 对责任队长和联机工程师的工作整体印象如何？ 好 一般 差 C 人 员 1 地质师评价 好 一般 差 2 脱机人员评价 好 一般 差 3 联机人员评价 好 一般 差 4 责任队长评价 好 一般 差 D 设 备 1 设备整体运转情况如何？ 好 一般 差 2 设备故障时间是否在269、允许的范围内？ 是 否 3 该设备是否备有足够的备件和消耗品？ 是 否 4 录井公司基地的工作是否满意？ 是 否 5 深度设备运转情况如何？ 好 一般 差 6 气体准确性如何？ 好 一般 差 7 QFT设备运转情况如何？ 好 一般 差 8 泥岩密度设备情况如何？ 好 一般 差 E 安 全 1 安全规程是否达到油公司所要求的标准？ 是 否 F 对录井服务的整体印象如何？地质总监（签字） 日 期：附录 C.14作业材料返库清单井 名： 钻井平台： 承运船：序号材 料 名 称单 位数 量备 注委托人： 接收人： 年 月 日附 录 D完井地质总结报告附表附录D.1 钻井地质基本数据表长度单位：m 日 270、期：井 名井 别作业方式钻井船设计位置地理位置构造位置测线位置井位坐标类 别东 经北 纬XY设 计实 测偏离设计方 位 ( )位 移 (m)水 深补心海拔补 泥 距弃井日期设 计 井 深设计层位井 况井口回接完 钻 井 深完钻层位目 的 层作 业 者开 钻 日 期完钻日期完井日期钻井承包设计钻头程序实际钻头程序设计套管程序实际套管程序附录D.2: _井地层分层数据表深度单位：m 日 期： 层 位底 斜 深(m)斜 厚(m)底 垂 深(m)垂 厚(m)备 注附录D.3 _井岩心、岩屑录井表报表日期：日 期层底深度岩 性钻 时气 测 ( % )荧 光岩样滴照含油产状QFT钻井液密度(g/cm3)钻井液粘度(秒3)备 注(m)颜色名称或组合(min/m)T GC1C2C3iC4nC4非烃面积(%)级别颜色反应颜色附录D.4 _井钻井取心汇总表报表日期：取心次数层位井 段(m)进尺(m)心长(m)收获率(%)油 气 显 示 心 长 (m)无显示心长(m)备 注饱含油富含油油浸油斑油迹荧光含气小计储层非储层