探究录井技术在四川油田中的应用

第一篇：探究录井技术在四川油田中的应用

探究录井技术在四川油田中的应用

【摘要】随着社会经济的发展和科学技术的进步，越来越多的人将研究的重点放在了提高资源开采率与管理效率技术的研究上。伴随着世界能源的有限性和能耗的不断增加，需要技术力量的支持和引导。科技是第一生产力，能源问题已成为亟待解决的问题，面临外界日益激烈的竞争环境，石油行业要想获得更大的生产空间和更多的市场份额，就需要不断地进行技术革新，不断地进行新技术的应用与推广，但这些技术的应用都必须建立在对技术的研究与对实际油田地质概况了解的基础上，具体情况具体分析，才能发挥出科技真正的潜力与价值，创造更大的社会财富。本文将从简析录井技术、简析录井技术在四川油田中的应用情况，浅谈录井技术的发展前景等几个方面做以简要的分析，旨在了解录井技术及其相关开采知识，了解录井技术对石油开采业的影响，不断的对录井技术进行科学创新，使其能够为社会经济效益的提高和加速石油的开采率及开采进程做出贡献，并将录井技术在实践应用中不断推广。

【关键词】录井技术；四川油田；钻井工程；社会经济效益

前言

深度测量、地质描述以及使用热导检测仪进行气测录井服务丰富了初期录井服务的内容。而随着技术革新，仪器设备之间的更新换代，录井技术得到了更广阔的发展天地。科学技术的不断发展，计算机技术的推进，使录井技术呈现出自动化、数字化、智能化的发展趋势。通过对各种地质数据的分析和相应数据库的研究进行综合评价，可帮助其作出科学、正确的决策，大大提高了工作效率和实际开采进程，使录井技术在实践中的应用更加游刃有余。

一、简析录井技术

录井技术是现代科学技术和多学科理论在石油勘探中的应用，是多种技术与多门学科集合而成的高新技术的集合体。录井技术包括地质录井、气测录井、钻井液录井、工程录井、地球化学录井和地球物理录（测）井等内容。它是石油钻井勘探技术由科学化钻井阶段到自动化、智能化钻井阶段的伟大尝试。录井技术是油田勘探开发过程中补课缺少的技术环节，对整个油田的社会经济效益的提高具有重要的作用。随着其不断地发展，如今已改变了地质录井的内涵，它以多参数、大信息量和实时性为现场提供可靠的决策资料，方便其发现油气显示、地质分层、储量预测、区块、构造评价等，保证工程施工、检测的安全，指导科学钻井，降低使用开采过程中的风险，拓宽录井服务领域，以期增加录井工作量，充实工作量，加速开发进程，避免或减少人力、物力、财力方面的消耗与浪费。

录井系统综合应用了岩屑描述软件、岩心描述软件、完井报告编制软件等新的系统工具，在实现自动化的同时，提高了工作效率。通过对现场采集所有资料进行分门别类，摒弃各种影响因素，使其正确科学的反映地层情况，减少了人工整理资料的时间和误差。对资料进行综合分析研究，提高决策的正确性。利用先进的录井系统及其整套数据管理和决策服务系统。方便了钻井、取心、中途测试、井控、下套管、固井、起下钻、扩眼、流量监测、防喷监测、打捞和海底作业等施工环节的顺利进行。录井系统通过向钻井人员，录井人员，现场监督，作业者基地管理人员等提供实时地地面和地下不同深度、不同时间的钻井和测试信息，帮助作业人员及时做出井控、钻机管理、安全、地质评价等方面的决策，从而提高钻井效率、提高地质评价质量并为后续作业和生产提供高效的地质导向。

二、简析录井技术在四川油田中的应用情况

随着石油钻探技术的不断改革，石油工程的决策者和地质人员也愈加重视钻井录井技术的应用。但是其的应用范围比较有限，现已录井技术在四川油田中的应用情况做以简单的介绍，旨在了解其在实践中的可操作性，帮助人们解决疑惑，接受新技术，推广新技术。

四川油田属于碳酸盐裂缝性油气藏，由于其地质条件较为复杂，给实际的勘探开发带来了很大的困难。而通过川南地质录井公司使用新的录井开发技术，多数采用JL-I型的进口流量监测器，配合电磁流量传感器，使其在检测过程中不受钻井液温度、粘度、密度等外部因素的影响，从而完成了将近录井35000m的进尺，使得钻井的准确率高达90%以上。在四川油田的勘探过程中对预探井、边远井、地质结构复杂的深井运用了录井技术，提高了其生产的时效、纯钻进时效、机械钻井等，决策中也体现了其科学性及及时性的特点。极大地减少了避免了钻井录井事故的发生，节约了钻井成本，提高了油田钻探开采的社会经济效益，缩短了钻井周期。

四川油田根据其地质情况、成藏特征等概况，善于应用新科技，大胆实践。大胆利用了录井仪设备，该设备集地质和工程参数的采集、处理、显示为一体，对四川油田的油气层进行识别和指导安全施工和优化录井等起到了举足轻重的作用。通过录井仪对钻井液气体检测，通过井口钻井液脱气装置和色谱仪连续分析和识别油气层。将录井液脱气器改为电动式，提高了其录井检测的精确度；将信息技术和录井技术的结合，运用色谱对相关数据进行分析，增加其工程录井，预报和检测工程事故，提高录井技术的资源共享水平。利用转盘转速、钻压、机械转速、钻井液密度等参数来计算地层可钻性指数、岩石强度指数、破裂地层压力系数、处理和计算地层压力系数、地层孔隙度的相关参数，从不同角度达到检测地层压力的目的。

录井技术的巧妙运用也可起到对潜在的施工事故进行预报监测的效果。如预防一些钻具事故（钻杆、钻铤刺穿或扭断，钻头堵塞或掉落），井漏事故等的发生，都需要录井技术的实时监测平台来防患于未然。

四川油田正是成功的运用了录井技术以上的优点，使其在油田的勘探开发上不断取得新的成就与收获。

三、浅谈录井技术的发展前景

录井技术依靠其便利的实时监测手段，减少或避免各类工程事故及隐患的发生。通过监控盐膏侵、盐水侵及一些有害气体的浓度，保证了钻井的安全。实现了社会效益、经济效益与环境效益的统一，起到了良好的导向作用。为其奠定了更广的发展前景，若将录井传感器发展到井下，使地面与地下录井相互融合，有利于实现录井技术的多元化、多样化发展，在不断的改进与深化中，不断地使用和推广录井技术，使其服务于工业化与现代化建设，造福人类。

参考文献：

[1]综合录井技术在四川油气田钻井工程中的应用实践；《中文科技期刊数据库》； 王俊良，刘奇志

[2]油田录井技术应用现状与发展对策分析；现代商贸工业 ；2011年第11期；黄晨翔

[3]综合录井技术在油气田勘探中的应用；《油气地质与采收率》；2003年第2期；邴尧忠，朱兆信，慈兴华；

郝兴瑞

第二篇：综合录井技术

综合录井技术广泛应用于油气勘探活动中的钻探过程。它不仅在新区勘探过程中对参数井、预探井、探井有广泛的应用，而且对老区开发过程中的开发井、调整井的施工也有着十分明显的作用。由于综合录井技术是多学科、多技术集成的高新技术集合体，因此它在施工现场所获取的大量参数、资料信息并不只是为单一用户服务。也就是说：获取的钻井工程信息既可以供钻井工程技术人员使用，也可以供地质技术人员使用：同时，获取的地质信息也同样为工程、地质技术人员共同使用，这两者是相辅相成、互为利用、资源共享的。

总体讲，综合录井技术在油所勘探开发中大致有以下几方面的应用：

1． 利用综合录井开展地层评价

地层评价包括岩性的确定、地层划分、构造分析、沉积环境分析、岩相古地理分析及以单井评价为基础进行区域对比。地层评价是勘探活动的一项基础工作。

在勘探过程中，利用综合录井收集的大量资料可以有效地进行随钻地层评价。综合录井使用MWD、FEMWD（随钻地层评价仪）获取的电阻率、自然伽马、中子孔隙度、岩石密度等资料，配合岩屑、岩心、井壁取心，泥（页）岩密度、碳酸盐含量等资料，参考钻时、转盘扭矩等参数变化可以建立单井地层剖面、岩性剖面及单井沉积相和岩相古地理分析。利用综合录井计算机系统的多井对比(Multiwell)软件可以进行多达22口井的对比（图3）。随钻进行小区域的地层对比，建立区域构造剖面，据些进行随钻分析、及时修改设计、预报目的层、卡准取心层位和古潜山顶面、确定完钻井深。2． 进行油气资源评价

油气资源评价是勘探活动中最主要的工作之一。油气资源评价的好坏直接关系到勘探效果。资源评价搞的好，有利于提高勘探的成功率和效益，减少探井钻探口数，有助于加快勘探的步伐，从而具有很大的经济效益和社会效益。

综合录井配套的各种技术和仪器设备可以在现场提供从单井油气层的发现、解释到储层的分析、评价，生油层的生油资源评价等一整套手段和方法，在钻探现场及时、准确地进行油气资源评价。从单井评价 到区域评价都可以快速进行并能及时作出评价报告，供石油公司使用。

1）及时、准确发现油气层

发现油气层是资源评价的基础。综合录井技术使用了多种方法来检测、发现钻井中油气显示，在一般的岩屑录井、岩心录井、荧光录井的基础上，综合录井使用气测录井包括定量脱气分析、岩屑残敢分析、VMS真空蒸馏脱气分析、岩石热解分析、定量荧光分等方法及时有效、准确地发现油气显示。特别是ALS－2型综合录井仪分析菘灵敏度已达10 ,组分测量从C1到C5,整个分析服周期仅需1min ,大大增加了气测灵敏度采样密度,有利于薄层、微弱油气层的发现。由于使用了ＱＦＴ（Quantitative Fluorescence Technique）荧光定量分析技术和QGM（quantitative Gas Measurement）定量脱气分析技术使油气层的检测由过动定性检测发展到定量检测，大大提高了油气层发现率和解释精度。0 除了上述方法外，综合录井还采集有钻井液、电阻率、温度、流量、泥浆池体积等参数进行井下流体的分析、判断，以发现油气显示。2）油气层解释

利用综合录井技术不仅可以快速、准确地发现油气显示，而且还可以利用自身的手段进行油气层的综合解释，大大提高了现场资料的运用效果。

综合录井使用岩屑（岩心）含油显示描述、荧光观察、热解色谱、分析资料、钻井液性能变化情况与计算机应用程序库的气测解释软件的皮克斯勒法、三解形法、比值法、烃湿度法（Wh ,Bh,Ch),对发现的油气显示进行综合解释，在实际生产中取得了很好的效果。3）储集层评价

综合录井在钻井施工现场利用岩屑、岩心描述（包括视孔隙度、粒度、园度、分选、胶结类型、胶结物、结构、构造等参数的描述）对储集层的储集空间、油气运移通道等储集条件进行分析，充分利用P－K仪测量孔隙度、渗透率、含油饱和度，利用地化录井仪测量TOC、（总有机炭）、STOC（残余碳）、I h(氢指数)、D（降解潜率）、Is（重烃指数）、S t（总烃含量）等参籽确定储层类型、含油级别、估算产能、现场计算单层油气地质储量等。4）生油层评价

生油层评价实际是生油资源评价。综合录井使用热解色谱地化录井仪测量STOC（残余碳）、TOC（总有机碳）、Ih、D、St、SS、S4（残余碳加氢生成油量）等参数进行生油层的有机质类型、成熟度、有机质丰度、生油气量、排烃量及生油潜力等参数的计算，总体评价生油资源。

5）单井油气资源综合评价

在上述四项工作基础上，利用综合录井计算机系统应用软件对所钻井的油气层、生油层进行统计分析，对该井做单井综合油气资源评价，为用户提供单井油气资源综合评价报告。在此基础上，可以利用多井对比软件进行横向区域油气资源评价，寻找有利的生油、储油部位，直接指导勘探部署。由于评价报告来源于现场，故其所具有的及时性、准确性可大大加快勘探步伐，提高探井的成功率，节省勘探费用，具有良好的经济效益。3． 监控钻井施工

前面已经谈到，综合录井技术是钻井工和和地质录井 合于一体的专业技术，因此，在钻井施工中，综合录井技术的应用也是非常广泛的。

1）钻井实时监控

在钻进中，综合井实时采集诸如钻时、钻压、悬重、立管压田、转盘扭矩、转速、钻井液性能等大量参数，并计算出地层压力系数、泥浆水力学参数等。利用机系统进行实时屏幕显示、曲线记录，根据作业公司的施工设计，指导和监督井队按设计施工。如发现有异常变化则及时判断，分析原因，提供工程事故预报，以使施工单位超前及时采取相应措施，减少井下事故的发生,达到节约成本，提高钻井效益的目的。多年来，录井服务队伍成功地预报了大量的钻头磨损程度、钻具刺漏、井涌，井漏、遇卡、遇阻等事故预兆。其准确率几乎达到100％，避免了大是经济损失，受到了各钻井施工单位的欢迎。2）优选参数钻井，提高机械钻速

优选参籽钻井是提高钻井速度、加快勘探步伐的一项非常重要的技术，要实现科学钻井，除了与勘探的正确部署有关外，还在于如何选择合理的钻井参数、钻井液性能、水力参数，以提市钻井机械钻速。钻井三要素即指钻压、转速、排量。就是说这三个因素是提高机械钻速的关键因素。以前参数的选择是由人工[按和自的经恰进行选择，而今与综合录井技术配套的计算机软件可根据钻头使用情况结合地层岩性特征实时地进行钻井参数的优选设计，选择合理的钻井参数，指导施工作业，可以有效的提高钻井速度，缩短钻井周期，节省钻井费用，实现了科学打井的目的，加快了勘探进程。3）地层压力监测

钻井施工的安全、油气层的保护均与地层压力有关。要实现安全钻井和油气层保护，关键在于合理的钻井液性能参数，其中最主要的参数是钻井液密度。

钻井过和中钻井液密度的使用是由所钻遇的地层岩性及地层压力所决定的，也就是说，要实现钻井安全，油层不被污染和压死，就必须要实现钻井过程中的井微液柱压力与地层孔隙压力的动态平衡。要实现这个目的，关键在于在施工过程中进行实时的地层压力监测，根据地层压力变化情况，及时调整钻井液性能，这就是综合录井在勘探中的另一个重要作用。

综合录井技术用于检测地层压力的方法主要有dc指数法、Sigma法、泥（页）岩密度法，地温梯度法、C2 ／C3 比值法。其中最常用的方法是dc指数法，而最简单的方法为泥（页）岩密度法。

在现场的实际应用中则是几种方法同时使用，综合评价才能有好的效果。

4]利用随钻测井技术为定向井、水平井施工服务

先进的综合录井技术配备有ＭＷＤ、ＦＥＭＷＤ 或ＬＷＤ。而综合录井今计算佩系统亦配置有随机接收、处理ＭＷＤ（或ＦＥＭＷＤ、ＬＷＤ）信息的接口和软件。利用它可以为定向井、水平井的施工提供监测服务，保证定向中靶的成功。４．使用先进的计算机技术为勘探服务

计算机技术的高速发展为综合录井技术增添了强有力的技术支持，为油气勘探提供了更为广泛的服务。目前，综合录井使用的计算机软件有Unix、Windows、Dos6.0、等操作系统，Novell-ware网络技术、Borland C++ 语言、WITS数据传输格式。硬件以SUB Space Station2(Halliburton SDL-9000L)、SUN Space Station5(Inteq.Drillbyte)、Compaq486(GeoservicesALS-2)、Compaq586(petron MK-9)作为运行环境。利用数据终端网为地质师、钻井工程师、钻井平台司钻、监督及作业公司代表提供了远程终端，并配备有丰富的应用程序库。不同用户可以根据自身的需要从中心数据库中提取数据进行处理、分析、指导钻井施工、地层评价和油气资源评价。同时将获得的各种评价报告利用远传设备传回基地。

目前由于服务观念的改变，从原来的只为甲方服务成果，发展为向作业公司提供软件工作平台，方便石油公司和作业进行施工评价。如法国Geoservices公司开发的Geotop软件和美国的Baker Huges inteq公司开发的Drillbyte,就为甲方设计了岩心、储层评价、油藏描述、井控、钻井时效分析、地层压力评价以及地震、测井应用、区域对比等软件，甲方利用这些软件可以进行各种研究工作。

这些程序受到用户的欢迎，泰国国家石油公司还用drillbyte系统建成了该公司的数据管理系统，充分发挥了综合录井软件功能的作用。5.国外综合录井技术发展趋势

从开发/的新技术现状看，现代泥浆录井技术的发展趋势可归纳以下五个方面：

（1）资料信息数据采集方面正在由定性向定量方面发展，使之更趋于准确反映地趟客观情况（定量脱气、定量荧光分析等）

（2）采集的资料信息数据向更及时、真正代表地层住处的方向发展；（3）采集的信息由过去比较单一向多种手段、多种信息方向发展；（4）数据处理解释计算机系统由过去的功能低、运行速度慢的专用机向功能高、运行速度的现场工作站、软件平台方向发展，既可作为现场资料信息数据的监控采集系统，又可供共享的数据管理系统；（5）从组织形式看公司都已形成泥浆录井技术服务为龙头，新技术开发、仪器研制一体化的现代泥浆录井技术服务公司。

第三篇：管道泄漏检测技术在合水油田中的应用（xiexiebang推荐）

管道泄漏检测技术在合水油田中的应用

摘 要： 本文对管道泄漏检测方法进行了综述，介绍了“负压波法”和“输量平衡法”互补型管道泄漏监测系统及受限条件。

关键词：管道泄漏 负压波法 管道输量平衡法

一、序言

管道作为石油化工领域输送流体的最基本单元。与车辆拉运相比，无论从降低成本、提高安全性等方面都有较明显的优势。合水油田作为即将挺近百万吨油田队列的一员，原油输送必不可少，但是由于各种外界环境及人为因素导致管道经常遭受破坏，给国家财产造成很大的经济损失，同时对环境的污染也是不可估量的。管道泄漏检测定位技术的应用显得尤为重要。

二、管道泄漏监测方法综述

1.预警型管道泄漏监测报警定位系统

光纤振动传感器检测技术是沿管线埋设测震光纤来监测距离检测光纤一定范围内的振动，通过建立各种振动特征库可以识别“振动”产生的原因与类型，对有可能威胁或正在输油管线的情况产生预警并定位，显然可以防患于未然。但由于测震光纤要求灵敏，所以不适于加“铠”，而无“铠”光纤自身的安全性大幅度降低；只适用于新铺设的管线，否则施工成本太高；需要比较完备的适用性好的“特征库”支持，且即便如此误报也是在所难免的，因此目前应用较少。

振动声波监测法其基本原理是沿管线埋设若干“测震”传感器，形成虚拟防线，实时监测管线及周边的振动声波，以此判断是否有人在管线上实施破坏行为。很显然，它也能起到防患于未然的作用。但其“测震”传感器需要每隔几百米到几千米就埋设一个，野外设备的施工、供电、通信和本身的安全维护与管理维护等的难度也是显而易见的。另外它需要一个涵盖尽可能宽的“声源特征库”来支持，否则“误报”“漏报”在所难免。昂贵的造价和野外维护管理难度限制了它应用。

2.报警型管道泄漏监测报警定位系统

报警型以“管道瞬变模型法”、“负压波法”、“管道输量平衡法”、“振动声波监测法”应用最多。

管道瞬变模型法是根据管道质量平衡原理，计算水利瞬变效应，建立数学模型，在计算机上实时运算，理论上可以准确定位。但由于管道的摩阻、流体的温降梯度等不可能是完全线性的，所以判断泄漏定位也就打了折扣。另外对压力、流量、温度等参数采集缺一不可，这对于某些不具备条件的管线就不适用，因而在一定程度上也限制了它的推广。

管道输量平衡法（简称输量平衡法）根据质量守恒定理，同一期间流进和流出管道的油品的质量应当相等。在管道两端安装流量计，实时监测比对两端流量，可以判断有无泄漏发生。由于某些管线没有流量计也不具备安装流量计的条件，其应用也受到了很大的限制。

泄漏声波检测法也叫音波检测法其基本原理是检测泄漏时产生的“泄漏声波”。声波检测法就是检测沿着管道内的液体传播低频波，来判断泄漏和定位的。由于“泄漏声波”很微弱，需要特殊的声波传感器，目前可以做到的最大检测距离是15km，具有了一定实用价值，是一种非常有前途的泄漏检测预定位方法。但其造价过高限制了它的应用与推广。

负压波法也叫水击波报警法。负压波法因其所需参数可多可少，能够根据已有的工艺流程取舍，施工、管理比较方便，对不同管网的适应性较强。这种简单实用特点，已经使其成为目前应用最为成功最为广泛的一种管道泄漏监测的方法。负压波信号被分别设在管道起点和末点的压力变送器捕获。泄漏位置的不同，两端变送器响应的时间差也不同，因此可以确定泄漏点的距离。

三、“负压波法”和“输量平衡法”互补型管道泄漏监测系统

“负压波法”和“输量平衡法”二者结合形成了优势互补，不但极大地提高了泄漏监测的准确率，而且一个测压点不需要再安装两台压力变送器了，从而使输油管到泄漏报警系统应用更加灵活方便了。合水油区管道泄漏检测均采用此方法，以下对此方法进行简单介绍和总结使用中存在的问题。

1.系统构成

“负压波法”和“输量平衡法”互补型管道泄漏监测系统结构如图所示。该系统主要由数据采集预处理系统、远程通信系统、监视分析与管理系统三大部分组成。

2.“负压波法”和“输量平衡法”互补型管道泄漏监测系统的优点

“负压波法”在判断有无泄漏发生时，可能因为某些站内操作引起的非泄漏“压力下降”导致发生频繁的无意义报警，从而影响定位的准确性，更容易造成“狼来了”的恶性后果；“输量平衡法”的引入使得问题得到有效解决，因此，二者结合后，形成了优势互补，可以极大地提高泄漏监测的准确率，而且不需要安装两台压变，从而使其应用更加灵活方便。此方法不仅屏蔽了站内某些操作引起的压力下降，而且可以轻而易举地判断出是否发生了泄漏。为生产带来很大方便。

四、应用情况分析

管道泄漏检测系统在合水油田的应用，降低了工人的劳动强度，提高了工作效率，减少了原油输送过程中打空盗油及原油泄漏事件的发生。通过近4年的应用，该系统在对泄漏事件及管线打眼事件能够准确检测并报警提示，为生产带来很大帮助，减少了经济损失及对环境的污染。为了保证系统的高精度，在应用过程中还需注意以下几方面。

1.关于信号干扰与识别

在理想的信号状态下，要识别“负压力波”信号并不困难。但在实际生产中，信号中的电磁干扰等会造成压力下降的假象，加大了真正“泄漏压力波”的识别难度。系统具有准确的识别能力外，还需要有良好的抗电磁干扰能力。

要做到这一点首先要合理选择前端数据采集部分的硬件，采取良好的隔离和抗干扰措施，尽量减小电干扰对原始数据的影响。对于因工艺流程等引起的固有压力波动，理论上可以采用各种波形变换手段对采集到的信号波形进行变形分析处理。如：均值滤波、中值滤波、小波变换等。这需要根据管道的工况条件合理运用，才能起到有效的作用。

2.关于多分支复杂管网

输油管线大多不是一进一出简单管段，多是中间有一个或几个插入分支构成的复杂管网，这无疑给泄漏监测带来了很大的难度。一般说来，对于多分支管网，最好能在每个插输点安装采集装置，否则“管道输量平衡法”将失去有效的依据，无法把中间站的“减压操作”与确实发生的“泄漏” 区分开来。

3.关于多翻越管线

当管线穿越山梁沟壑，落差大时，就有可能形成半管油的充不满现象，阻断了压力波的传递途径，系统也就无法对泄漏进行定位。所以对于穿越山区的输油管线必须合理选择监测点并合理调整输油参数，必要时可以适当节流。

4.关于报警和定位模式

采用 “自动报警定位+人工核实”的模式是比较切合实际的，且此模式也必须在工况条件比较好的管线上运用才有一定的意义。因为这样可以充分发挥计算机的优势，有效地避免误报。倘若系统没有“人工手动核实”功能，一旦“自动报警定位”出现偏差，将无法作进一步的分析判断，有可能造成一些假象，引起不必要损失。

作者简介：杨柳，（1986年―）女，汉族，学历本科，于2009年毕业于西安石油大学（西安）自动化专业，在长庆油田分公司超低渗透油藏第一项目部从事数字化管理工作，助理工程师。

第四篇：录井技术难点及对策

水平井录井技术难点及对策

作者：郑俊杰 转贴自：本站原创 点击数：875 更新时间：2004-10-8 文章录入：zoushilei

摘要：本文就水平井录井过程中存在的技术难点加以分析和研究，结合钻井新工艺的应用探讨出一种有别于传统地质录井技术的水平井录井方法和对策，旨在充分发挥水平井现场录井的地质导向作用。关键词：水平井，录井，地质导向，钻井新工艺，着陆点，符合率，对策

一、引 言

随着油田勘探程度的不断加深，勘探对象由简单构造变为复杂断块构造，油田开发中后期，主要油区含水量上升，开发难度大、成本高，加之好多地区（包括深层地层）岩性致密，储层薄、夹层多，等等，想有效解决这些难题，最好的办法应该是钻水平井或大位移井。而在老油区为完善开发井网，愈来愈多的地面绕障井也逐渐被提到钻井日程上来，同时，由于直井受储层裸露面积和地层非均质性的影响，油层单井产量受到一定限制，因此为提高单井利用率，尽可能地多发现或多钻穿油气层，扩大产层裸露面积、提高油层采收率的水平井越来越多的被利用。

然而，水平井的钻井施工与直井相比有较大的风险性，如钻井事故增多、达到地质目的的难度增大等，所以水平井地质导向技术和工程预报是水平井成功钻探的关键。同时水平井钻井也给现场地质录井工作带来了极大的困难，如工程需要使用PDC钻头来提高钻井时效以及钻具结构、井眼复杂所带来的岩屑运移方式的改变形成的岩屑细小混杂，代表性差等等，造成岩屑描述困难，油气显示落实和归位难度增加，钻时不能准确反映地层岩性和物性，而且水平井钻井为减少钻具“磨阻”往往要使用有机和混油钻井液，这又会极大的影响荧光录井、气测录井的作用等等。所有这些因素都会在降低录井资料的采集品质、岩性和油气层符合率的同时，削弱现场录井对钻井施工的地质导向作用。

结合我们在水平井录井过程中遇到的实际问题和技术难点，现加以认真分析研究，探讨出一种水平井地质录井方法，有望在水平井钻井过程中尽可能的发挥其应的作用。

二、技术难点

1、受水平井固有的特点和钻井新工艺的影响，钻井岩屑变得十分细小，甚至呈粉末状，由于PDC钻头的使用，被钻头破碎的岩屑在井底返出井口的过程中，不断受到钻头与井壁、套管壁的碰撞、研磨而多次破碎，岩石变得更加细小，特别是螺杆驱动的反复研磨使细小的岩屑呈粉末状悬浮在环空，这些因素的综合作用使录井中的岩屑细小，甚至捞不到真岩屑。进而增加了岩屑描述的难度，直接影响了岩屑描述的准确性，使岩屑录井工作根本无法按常规方法进行。

2、岩屑荧光显示微弱。特别是对于一些轻质油藏，细小的岩屑在井眼中经过长时间的冲刷和浸泡，油气散失严重，用常规的荧光录井方法较难发现和落实油气显示。

3、井深大、井眼结构复杂，使得迟到时间长，岩屑失真，难以准确恢复地层真实剖面。

4、由于欠平衡液气分离器的使用，使气测录井变得复杂化。欠平衡钻井技术的应用，一方面使井底油气层流体压力大于钻井液柱压力，有利于油气渗入钻井液；另一方面，井眼返出的钻井液先流经液气分离器进行初步“脱气”，然后才经过录井仪的脱气器，使得色谱分析检测到的气测值整体变低，不能准确反映钻井液中的气体含量。当打开新的油气层（尤其是较差的油层）时，气测异常特征往往变化不明显。同时在施工过程中，因测斜或接单根等工程原因引起的停泵现象，造成井底压力动态平衡的改变也可形成“气测异常”假象，这些因素的共同影响使气测录井的解释工作变得困难。

5、钻时资料的真实性下降。在钻井参数相对稳定的情况下，钻时的变化主要与岩性有关，因而钻时资料是岩屑描述工作中定性判断岩性和进行岩性分层的重要参考资料。在普通直井钻进中，一定井段的钻井参数是相对稳定的，因此钻时能够比较真实地反映地层的可钻性，但在水平井的钻进过程中，钻具易紧帖井壁，稳定器基本与井壁四周接触，使得部分钻压施加在井壁上，传至钻头上的钻压减少，钻时相对明显升高，同时为满足造斜、增斜、降斜等定向施工的需要，时常要进行钻压、转盘转数和排量等工程参数的调整，钻时已难以真实的反映地层的可钻性。

6、在水平井的钻进过程中，卡准着陆点、保证钻头在顶、底板之间运行是关键，诸多因素的影响，造成资料失真，分析判断困难致使保证无力。

7、井下情况的复杂化使得综合录井仪的工程参数检测和异常预报难度加大。这就要求综合录井人员应以高度的责任心和准确的判断能力及时进行工程异常预报，保证钻探施工的安全性。

三、录井施工对策

在大位移超深井、水平井的录井过程中，由于上述一些技术难点，致使一般的综合录井方法和技术得不到充分的发挥和应用，另一方面甲方未要求钻井取心、岩屑薄片坚定、定量荧光分析及地化录井技术等项目的服务，给现场录井人员的综合分析和解释带来难度。通过我们深入分析传统综合录井方法和特点，结合这类井的特殊情况，对录井工作流程进行改进，主要对策如下：

1、熟悉工区的构造、地层及岩性特征，结合设计要求做到心中有数。通过收集工取的实钻资料，熟悉工区内的地层岩性特征，了解油层及标志层在横向及纵向上的分布及变化特征，及时进行分析对比，在保证资料录取质量的前提下，卡准油层顶、底板深度。

2、加密测定迟到时间，并对综合录井仪迟到时间及时修正，保证岩屑准确取样。综合录井仪的迟到时间是计算的理论值，实际上由于井眼复杂不规则、泥浆泵工作效率及钻井液排量等因素的影响，实测迟到时间与理论计算时间往往存在较大差异，有时相差十分钟左右，所以在岩屑捞取的过程当中，通过加密实测迟到时间，不断的修正岩屑的上返时间，保证岩屑捞取的时间尽可能准确。

3、确保细小岩屑的捞取质量。细小岩屑的接样、捞取、洗样应严格按照岩屑录井操作规程进行，首先接样盆放置位置眼适当，以能连续接到从震动筛上滤出的新鲜细小真岩屑为宜，并根据震动筛实际返砂情况，灵活调整接样盆的位置。其次接样盆接满后应尽快取样，岩屑采集、取样应严格按照二分法或四分法均匀采集，确保岩屑样品的代表性，并取样后多余的岩屑清理干净。在洗样的过程中应采用小水流、轻搅拌，稍微沉淀后倒混水换清水的办法，从而保证岩屑样品的数量和代表性。

4、改进传统的“大段摊开”的观察描述法。首先镜下观察，岩样洗出后取20 g洗净的细小岩样和20g原样分别置于直径10cm的白瓷碟（其他方便工具均可）内，作深度标记后放到双目镜下进行仔细观察对比描述。刚洗净未干的细小岩屑因其表面清洁，容易观察其岩性组合特征，晒干后，砂岩岩屑表面变得模糊而难以观察，因此对于细小岩屑的描述要重点进行湿样描述。其次是对细小岩屑进行宏观观察描述，将大段的盛有岩屑的白瓷碟（百格盒既可）整齐排开进行观察、分析对比。另外对于装袋用的细小岩屑在晒样时应避免过多翻动，以免造成岩屑表面模糊，影响岩屑复查工作。

5、岩屑描述中的两个结合。首先，描述应结合工区地层岩性特征，细小岩屑多是经二次破碎造成，粒级比邻井砂粒要细，因此在观察描述时应注意认识岩屑的磨光面和破碎面，进行必要的估计恢复，以提高岩性剖面符合率。其次描述应结合工程情况，由于水平井井况复杂，井眼极不规则，常规井的岩屑描述规则不再适用，实践表明：钻遇新岩层，其岩屑并不一定在相应的井段中返出；持续在该岩层中钻进，其岩屑百分含量在对应的井段内不一定明显增加；该层结束时，其岩屑百分含量不一定在对应的井深减少。因此在描述岩屑时应参考工程参数的变化，分析岩屑含量的变化是由于地层变化引起的还是由于工程因素引起的。在钻井参数相对稳定的井段，钻时资料还有一定的使用价值。

6、油气显示的落实坚持挑样与混样结合，干样与湿样相结合的原则。岩屑荧光实验表明：由于混合湿样颗粒表面有水膜存在，荧光滴照实验仅为微弱光圈，经微波炉快速烤干后，其荧光滴照实验特征明显，相反若使用电吹风方式烤干的岩屑其荧光滴照实验特征要差得多；另外对比发现，用环己烷作有机溶剂的岩屑荧光特征比用四氯化碳作有机溶剂要明显得多。

7、气测录井与岩屑录井互补，进行油气显示综合解释。气测录井是发现和评价油气的直接有效手段，理论上讲，岩屑细小、浸泡时间长更有利于气测录井对油气的发现，但由于钻井施工中应用了欠平衡钻井技术，欠平衡液气分离器的使用使脱气器搅拌脱出的气体仅是井眼流体内的残余气，使检测到的气测值失真，不能真实反映井眼中的气体含量。油迹钻井液对气测录井的影响无需质疑，但通过分析真假气测显示的不同特征可以准确评价油层。水平井钻井中使用的油基钻井液使得气测全烃基值升高，但基值相对稳定，组激将法值分一般只有少量甲烷和重组分，在未进目的层之前可以以此作为整体气测基值。但钻井液中无论加入何种有机物在充分循环均匀后，组分中的甲烷等轻组分将降低致至消失。在水平钻进中，一旦甲烷、乙烷等轻组分出现或升高时，则可判断进入油气层。同时有非烃参数变化时，参考非烃参数变化，也可判断是否在同一油层内钻进。这就要求录井人员要对气体检测系统进行细致准确的刻度校验、维护保养、巡回检查等，以降低气体检测系统造成的误差。在综合分析过程中，气测异常需要岩屑荧光实验来证实，同时岩屑荧光实验因气测异常而更有针对性，两者综合分析可落实油气显示情况。

8、监控钻头位置，确保在目的层中钻进是水平井的目的所在。利用综合录井仪实时井斜监控软件，输入设计的轨道数据及根据区域邻井地质资料预测的地层数据，可以绘出设计井眼轨迹和预测地层剖面。实钻过程中，通过及时输入或提取LWD测量的井斜数据，绘出实时井眼轨迹的同时，可以预测钻头的实际位置。结合岩性的变化情况，及时调整地层数据以获得真实的地层剖面。

（1）：从开始造斜起，要绘制 1：200 的“深度校正录井图”与邻井进行对比。要求在造斜段、增斜段的钻进过程中随时把单层厚度及深度换算为真厚度，同时以厚层为目标层与邻井进行对比，忽略薄层。换算方法如下：（忽略地层倾角）：

TVT=MD*COS α

式中:TVT-真实垂向厚度，米

MD-地层视厚度（斜深），米

α-井斜角，度

如下图为TVD、TVT、TST区别的图解。

（2）：在对地层及砂层组进行大段对比的基础上，要坚持小层对比。因为，水平井的目的层最后要落实到一个小层上。

（3）：及时绘制“地质轨迹跟踪图”。根据地层对比结果，结合实际轨迹，及时绘制轨迹运行图与设计轨迹进行对比。

（4）：在岩性描述及挑样上做到去伪存真，提高所描述岩屑的代表性、正确性。

（5）：结合与邻井中目的层的岩性、物性、含油性及分析和化验资料的分析和对比判断着陆点（A点）的位置。

（6）：另外：在水平井钻井中，地质人员必须熟悉当前目标层的合理的地质构造解释。必须了解构造解释的三维特征。同时应善于通过分析井身的几何结构来指导下步的井身轨迹，通过对构造的分析并结合井身轨迹，随时了解钻头所处的断块、地层，分析与设计是不是一致。

（7）：利用邻井资料，结合气测、定量荧光分析技术解决油气层的归属问题，为地层对比提供依据。

9、提高录井仪的工程服务能力。录井人员应密切观察录井参数的变化，尤其是立管压力、套管压力、扭矩、悬重、钻井液等参数的变化，及时提供事故预报，确保安全施工，逐步使工程人员由经验判断改为更多的依赖于录井参数的分析应用。

第五篇：取心录井技术

取心录井技术

（一）概 述

岩心录井就是在钻井过程中用一种取心工具将地下岩石取上来并对其进行分析、研究而取得各项资料的过程。取上来的岩心是最直观、最可靠地反映地下地质特征的第一手资料。录井地质师通过岩心分析，可研究钻遇地层的岩性、物性、电性、含油气性；掌握生油层特征及其地球化学指标；考察古生物分布和沉积构造，判断沉积环境；了解构造和断裂的情况，如地层倾角、地层接触关系、断层位置；查明开发过程中所必须的资料和数据，检查开发效果；为增产措施提供地质依据。

1．取心原则

虽然岩心录井具有很多优点，但取心成本高，钻进速度慢。因此，并不是取心越多越好。为了既能取全取准所必需的资料，又要适应油气田勘探开发的速度，取心时通常遵循以下原则。①新探区的第一口探井一般可不取心，以期迅速了解新探井的地层、构造、含油气情况。若在第一口井发现了良好的油气显示，在以后的探井中就应该有重点地安排取心。②勘探阶段的取心工作应注意点面结合，将取心任务集中于少数几口井或分井分段进行取心。③主要油气层应当重点取心，以便分析储层岩性、物性、含油气等参数及其变化情况。④为特殊目的设计的取心井段，如为了了解地层的特殊岩性、标准层、接触关系、断层情况及油水过渡带的厚度等，要适当取心。

按取心时泥浆的不同，可分为水基泥浆取心和油基泥浆取心。按取心的工具可分为：常规取心、金刚石钻头取心、绳索式取心、井壁取心和橡皮套取心。

2．注意事项

岩心录井是录井地质工作中比较复杂和细致的工作，录井质量的好坏，是否做到了齐全准确，将直接影响取心任务的完成。因此，要做好取心前的准备工作。在取心时必须注意以下事项：①准确丈量；②合理选择割心位置；③分工协作、注意安全；①录井地质师应做好配合工作；⑤积极与钻工配合。

（二）岩心整理

岩心出筒时，其方法很多，如钻机或“电葫芦”提升岩心法，手压泵顶出岩心法。周泥车出心法。但目前一般采用悬空顺序接心出筒法。用岩心卡分段卡住岩心并按出筒顺序放好。此方法既安全，又简便。

1．岩心清洗

对于致密岩性直接可用水龙头冲洗，洗掉岩心表面的泥浆膜即可。当岩心为疏松含油砂岩时，应缓缓冲洗，以防将疏松的砂岩冲散。对于一出筒即为松散的岩心，应分段用铁盆或其他盛水容器冲洗并用塑料筒或岩样袋装好后放回原处，切不可随意堆放。

2．岩心丈量

一般情况，岩心丈量很简单，但有时也会出现磨损、斜平面接触、破碎的现象，给丈量工作带来一定的困难。①斜平面接触：当岩心自然段之间为斜平面接触时，应尽量使二者在最大限度内吻合，方可丈量，否则，可能会丈量过长。②磨损面接触要处理适当。③斜平面与磨损面接触：应按最大长度来丈量。

通常丈量出的岩心长度常与取心进尺不符，常出现两种情况。①出筒长度小于取心进尺：常常因为有破碎或挤压现象而引起，此时应适当将破碎或挤压部位“拉长”。但当岩心确实很完整时，应以丈量长度为准计算岩心收获率。②出筒长度大于取心进尺，常因破碎、余心等因素引起，此时可适当地“压缩”破碎部分或泥质岩部分。

岩心收获率 ＝ 实取心长度（m）/ 取心进尺（m）×100%（1-5）

一般情况下，岩心收获率往往达不到100%，所以每取一筒岩心都应计算一次收获率。

当一口井的岩心取完了，应计算出总的岩心收获率，即平均收获率。

岩心总收获率 ＝ 累计岩心长（m）/ 累计取心尺（m）×100%（1-6）

3．岩心的整理

（1）整理：将岩心按顺序放在岩心槽里，认真仔细地将其断处对好，如斜口面、磨损面冲刷面、层面等，在丈量时用，一次从顶到底丈量，彩色蜡笔沿钢尺划一直线，并在每块岩心上从上至下标上箭头，以防顺序颠倒或难以对齐。每0.5m和lm分段长度记号，便于进行岩心描述，以免分层厚度出现累计误差。

（2）初步描述：根据颜色、岩性等特征初步描述岩性，划分岩性段，并重点描述油气特征，和岩心收获率一起及时向上级汇报。对大段碳酸盐岩地层，还应及时作含油、含气试验。

（3）封蜡：对于含油、气的砂岩等为便于含油饱和度分析用，应及时用玻璃纸裹好并上熔化的石蜡，以免油气散逸。选取封蜡的岩心长短要适中，位置要具代表性。对于保存完整的、有意义的化石或构造特征应妥善加以保护，以免弄碎或丢失。

（4）编号：根据取心筒次和该筒次的岩心总块数，一一对应地给岩心编上号。岩心编号原则上是按20cm一个，在一筒岩心范围内，按其自然段块自上而下逐块编号。如表示是第2次取心，共有30块，本块是其中的第4块。将编号用方框框起来，用乳胶贴在岩心的正方，并在其编号表面涂上薄薄的一层乳胶，以免模糊不清。

（5）装入岩心盒：上述工作完成后，即可装入岩心盒，若是疏松的散砂，或是破碎状，可回用塑料袋或布袋装好，并贴上标签，放在相应的位置。

（6）装好岩心后还应在其顶底部分别放上顶底部标签。填好标签后可贴在同等大小的硬底纸板和薄木板上。最后，在岩心盒的正前方贴上岩心盒标签。

（三）岩心描述

录井地质师在确已检查岩心排放顺序、岩心编号以及各种数据正确的情况，即可开始进行岩心描述。在现场工作中，一般备齐以下器材即可：岩心原始记录表、岩心描述记录表、若干支削好的铅笔及彩色蜡笔、橡皮擦、钢卷尺、直尺、放大镜、小刀、铆头、稀盐酸、蒸馏水。

1．岩心分段原则

（1）一般长度大于或等于5cm，颜色、岩性、结构、构造、含油情况等有变化者要分段。

（2）在两筒岩心接触处，磨损面的上下，岩心长度不到 5cm时也应分段。

（3）长度不足5cm的微含油以上的含油砂岩也应分段，绘图时可扩大到5cm绘出。

（4）特殊岩性和化石层及有地层对比意义的标志层，标准层要分段。

（5）一般岩性不足 5cm时，可作条带或薄夹层描述，不必再分段描述。岩心描述分段后，要丈量分段长度，为了防止产生累计误差，必须一次分段丈量。

（6）同一岩性中存在冲刷面时要分段。

2．岩心描述内容

岩心的描述是正确认识岩心的过程，是一项十分细致的地质基础工作，既要对岩心整体进行观察、概述，又要对能反映本地层的特征重点进行突出表达，即要有面又要有点，对于含油气者心的观察描述要及时进行，以免因为油气的挥发而使资料漏失，岩心的描述主要有以下内容。

（1）含气试验

为了确定从井底取出的岩心中是否含有气体，一般从井内取出的岩心要做含气试验。将岩心浸入清水下20mm处并仔细观察岩心中是否有气泡溢出。若有，则应记录其部位、气泡大小、连续性、延续时间、声响程度、有无硫化氢气味等。将气体溢出的部位用彩笔进行标记，能取样时要用针管抽吸法或排水取气法取样。

（2）含油试验

岩心从地层进入到岩心筒内后，都是浸泡在泥浆中，无论其岩心所处的油层是亲水还是亲油，都将被泥浆侵蚀。将岩心的大部分表层石油排除，剩下的仅是其岩心轴心处未被侵蚀到的一部分。另外若该岩心所处的是轻质油层段，岩心中的轻质油到达地面后，由于压力的释放使得其很容易从岩心中挥发掉，在岩心表面也很难见到油显示。有的岩心在放置于岩心盒一段时间以后才能见到有油在岩心表面出现，因而对于岩心的含油情况要经过一系列的试验来确定。主要内容如下：①滴水试验-用滴管将一滴水滴在被检查岩心平整的新鲜面上，观察水滴在岩心表面的形状及其水滴渗入到岩心中的程度可分为四级。滴一滴水在含油岩心的平整的新鲜面上，以一分中内的变化为标准分为：渗-滴水即渗，不成水滴状，反映含油水层；缓渗-水滴呈凸镜状，浸润角小于60º，反映油水层；半球状-浸润角为60-90º，不渗，表明含水油层；球状-不渗，浸润角大于90º，表明油层。②直照法-将岩心和岩屑在荧光灯下直接照射，观察其在荧光灯下的发光颜色，即可判断岩心中油气情况。在荧光灯下呈现淡青、黄色为油；呈现黄、褐黄色（橙色）为焦油；呈现淡青、黄褐、棕色为沥青；淡黄、棕色为地沥青。该方法是在综合录井现场快速发现所钻井段地层中油气显示的方法之一，具有简便易行，快速准确的特点。③系列对比法-将研碎的岩样置于干净的试管内，然后加入氯仿试剂，并将试管口封闭摇匀后浸泡8～12h，在荧光灯下与标准系列进行对比，通过其荧光级别得到岩心中所含油气的级别。④其他的鉴别方法-如点滴法、毛细分析法等，对岩心中所含油气性质进行一系列的鉴定。

储油物性，主要是通过该段岩心的孔隙度、渗透性、孔洞缝隙发育情况与其分布特征来表征该段岩心所处地层的储存油气的能力。含油气性质，是通过该段岩心中所含油气的级别来判断该段地层中油气性质。

（3）含油级别的确定

含油级别是岩石中含油多少的直观标志，是判断油层好坏的标志，但不是绝对标志。因为有些气层、轻质油层及严重水浸的油层等的岩心的含油级别往往很低，甚至看不出含油。

包括饱含油、富含油、油浸、油斑、油迹和荧光等六个级别（表1—3）。

根据岩心的含油面积和含油饱和度来确定含油级别。

描述过的岩心按采样要求采样后，要及时装箱、编号并保管好。岩心入库时应填写清单。清单内容包括井号、取心次数、取心井段、心长、进尺、累计长、收获率、地层层位、箱号。

（四）绘制岩心草图

岩心草图是为了将岩心录井取得的各种资料用规定的格式及符号绘制在透明米格纸上，以便于及时进行分析对比，指导下一步工作的顺利进行。对于岩心草图有以下要求。

（1）岩心草图中所有的岩心数据（如岩心收获率、编号及分段长度等）必须与原始记录完全一致，深度比例尺与电测放大曲线比例尺一致。

（2）岩心草图中的岩性剖面在绘制时用筒界作为控制。当岩心收获率低于百分之百时，从上往下绘制，底部留空，待再次取心收获率大于百分之百时，应向上补充（自下而上绘制），即取心筒中所套有的前次岩心的下部。若由于因为岩心膨胀或破碎，而使收获率大于百分之百时，应根据岩心的实际情况在容易形成膨胀的或破碎的泥质岩段处进行合理压缩，使其心长与其实际进尺相符合后绘制。

其他，如化石及含有物、取样位置及磨损面等用统一图例绘制在相应深度上，岩心编号栏内应根据分段情况标出起止号、分层厚度（分段长度及岩心段长度）

（五）岩心综合录井图绘制

岩心综合录井图是在岩心综合录井草图的基础上，综合测井、试油等其他资料绘制而成的，它综合反映了该取心井段的地层岩性、含油特征、物化性质等，它是该取心井段多项资料的总体表现。在岩心综合录井图绘制过程中首先是要确定其取心井深。在综合录井过程中，其取心深度是依据钻具长度确定的，而电测井深是依据电缆长度确定的，由于其钻具与电缆伸缩系数的差异使得其测量井深有一定的误差，这就需要对其进行校正，其方法如下：选取收获率高，连续割心筒次中标志层，标出标志层在取心井深与电测井深中的差值，经过多组数据比较，得到钻具井深与电测井深的系统差值，再以电测井深作为标准，根据差值对取心井深进行上移和下移，使取心井段得到校正。

（六）井壁取心

井壁取心是利用取心器按设计要求，在地层中指定的位置，从井壁上取出地层岩石的一种方法。井壁取心主要是对钻具取心的一种补充。

井壁取心也是为了证实地层岩性，含油情况和岩性的关系以及满足地层评价的特殊要求。一般情况下，在以下层位应进行井壁取心操作。

①在钻井过程中发现有油气显示，但未能进行取心的井段，需要用井壁取心对其油气显示进行证实。

②岩屑录井中岩屑漏取的井段，岩心录井中岩心收获率低的井段，应需要用井壁取心对其所缺资料进行补充，保证其整井资料完整性。

③测井解释中的疑难层段（可疑油气层），需要用井壁取心对其进行证实，确定其含油与否。

④需要了解地层储油物性，但钻井过程中未能取心的井面，需要通过井壁取心得到该地层的岩心，以进行进一步的分析。

⑤录井资料解释与电测资料解释相冲突时需要利用井壁取心得到该层的真实岩心，确定其地层的真实属性，指导后续工作的开展。

⑥重要的标志层、标准层及其他特殊的岩性层位。

⑦满足地质设计上的一些特殊要求而选定的层位。

井壁取心时，为了尽可能地了解地层的含油情况，要优先考虑油气层，确保重点层位资料的准确性。

井壁取心的描述内容基本上与钻井内容相同，同时井壁取心在描述过程中要充分考虑其井壁取心的岩心长时间受泥浆浸泡以及岩心所受冲撞等影响因素。因此，在描述时要注意以下事项：①在描述岩心的含油级别时要考虑在油基泥浆或混油泡油泥浆中岩心所受到的影响，含油级别要尽可能真实地反映出地层的含油程度。②对可疑油气层的井壁取心得到的岩心要及时进行含油、含气试验，对可疑油气层进行准确评价。③对于油水界面的岩心要对其含水情况进行观察，对其含油情况进行试验。④要注意由于取心在取心过程中的强烈撞击，使白云岩岩心破碎，此时它们与盐酸作用时也会有较强的反应，应当正确区分白云岩岩心与灰质岩类的差别。⑤一颗岩心中含有两种或两种以上岩性的岩石时，描述岩心应当结合电测曲线，根据其岩电关系确定其主要岩性，其他岩性可按条带或夹层进行处理。

在现代综合录井技术条件下，一般都配备有较为完善的色谱分析仪，它们都能连续地对来自泥浆中的混合气体进行分析，并能将分析结果用记录仪输出和送往联机计算机进行记录和处理。并配有气测解释专家系统，可使用多种方法对气测资料进行解释。

影响气测显示的因素很多，如地层烃类的物性、泥浆出口管线的散失、泥浆性能、仪器对某一组分的灵敏度和脱气器的脱气效率等。被测物混合气体的体积与地层中实际所含气体的体积没有确定的关系，且其组分失真也很严重。因此，虽然泥浆中烃类气体的含量在一定程度上反映了所钻探地层的烃类富集程度，但是它不能作为对储集层进行定量评价的可靠依据。目前，为了尽可能减少各种因素对烃气显示的影响，在气测录井过程中，采取了一系列的措施。如在重要井段一般采用人工提取定量泥浆样用于全脱分析、人工在脱气器处注标样、尽量提高脱气效率，甚至采用定量脱气器装置等，这样使得气测录井的精度大大提高，增加了对所钻探的地层含油气层进行定量评价的可信度。

目前，气测资料的解释方法较多，比较广泛应用的几种定量或定性的解释方法包括定量计算地层的含气量、用烃类组分比值图版解释气测资料等。