第一篇：谈谈水平井地质录井导向
谈谈水平井地质录井导向
绘制海拔对比图
因水平井井斜大，录井地层厚度与实际地层厚度相差较大，不易地层对比，需绘制邻井与设计海拔井深对比图，从目的层以上300m绘制1：200海拔井深对比图，邻井最少要3口，把录井剖面上每一层岩性顶底斜身换算为海拔深度，绘制在海拔井深对比图上。具体换算方法如下：
（1）、直接从井斜数据表查处对应深度的垂深，如某层顶底深度在井斜数据表查不到，则可采用内分法：
例、某层顶面斜深（H斜）为2148m
井斜数据表深度：H1斜2135.93m 井斜 23 o H1垂2081m
H2斜2164.79m 井斜 22.9 o H2垂2107.60m
则：
H垂＝H1垂＋（H斜－H1斜）X（H2垂－H1垂）/（H2斜－H1斜）＝2081＋（2148－2135.93）X
（2107.60－2081）/(2164.79－2135.93)
＝2092.12m
H垂：某层顶面垂深m
（2）、将录井剖面岩性厚度直接换算为垂厚度（忽略地层倾角）： TVT=MDXCosα
式中：TVT－真实垂向厚度，m
MD－地层视厚度（斜深），m
ɑ－井斜角，度
最后将垂深换算为海拔井深
海拔井深＝垂深－（海拔＋补心高）
1.3 岩屑录井
（1）好钻具管理，保证钻具长度的准确性，钻具丈量最好保留3位小数。
（2）密实测迟到时间，及时对综合录井仪的迟到时间修正，保证及时、准确岩屑捞取。
（3）着陆点前100m加密捞取岩屑（1m1包），确保及时发现着陆点，保证下一步施工。
1.4 气测录井
气测录井作为判断油气层最直接、有效的方法，在现场录井过程中有着非常重要的作用。在钻井液没有混原油时，随着油气层的钻开，气测值有明显变化，全烃、组分都相应升高。在水平井施工中，为了保证井下钻井安全，经常在钻井液中混入原油，提高钻井液的润滑性，但对气测录井产生较大的影响，钻遇油层气测录井组分齐全，全烃无明显变化。根据多口井录井实践证明，在钻井液混原油
情况下，全烃、重组分现场录井意义不打，C1有明显变化，通过C1的变化可以判断油气层。
例如：在G10平1井，气测基值全烃 0.540％、C1 0.029％，钻遇油层时全烃由0.540％↑0.824%，C1由0.0295↑0.259%，及时准确卡准该井着陆点。
第二篇：水平井地质导向录井关键技术
水平井地质导向录井关键技术
引言
在国外，随钻地质导向技术已得到广泛使用，如贝克休斯公司的Trak 随钻测井系列，包括深探测方位电阻率测井（AZiTrak）、高精度地层密度和中子孔隙度测井（LithoTrak）、随钻核磁共振测井（MagTrak）、实时阵列声波测井（SoundTrak）、高分辨率随钻电成像测井（StarTrak）、实时地层压力测试（TesTrak）等。
国内LWD（Logging While Drilling）技术刚刚兴起，主要还是采用录井（包括综合录井）、MWD（MeasurementWhile Drilling）等技术进行随钻地质导向。本文对水平井地质导向过程中的两项关键录井技术——地层对比与预测技术、地质解释与导向技术进行探讨。1 地层对比与预测技术
地层对比是地质研究的基础和重要手段。地层对比、划分和预测，是现场地质录井的一项重要技术，对于卡准取心层位、潜山界面、完钻层位具有十分重要的意义，更是随钻准确预测并卡准水平井、大位移井目的层深度的关键。虽然水平井大多是在地层已经比较清楚并有邻井控制的情况下部署的，但由于受地震资料品质和分辨率等问题的影响，常会使得设计的目的层深度与实钻深度相差几米至十几米。进入水平段前的井斜角往往高达70°以上，此时的垂深若相差1m，水平距离就会相差几十米乃至上百米，导致水平井的质量和油层钻遇率大幅度降低。对于目的层为薄层的水平井，更是如此，一旦钻穿目的层并进入下伏煤层或软地层，便可能被迫提前完钻，完不成设计任务。1.1 技术难点与对策
由于PDC（Polycrystalline Diamond Compact）钻头（即聚晶金刚石复合片钻头）、欠平衡工艺的使用及井斜角大等原因，导致钻屑细小、混杂，岩性判识困难，含油气级别也大幅度降低，且构造的变化、岩相和沉积相的变化等使得每两口井的地层情况及对比难度也不一样，有的井区甚至没有标志层、标准层可供对比，给地层随钻对比和预测带来很大困难。
随着录井技术的发展，精细化、定量化、全面化程度逐步提高。其中，快速色谱（分析周期30s）及微钻时（0.1m 1点）技术给地层的精细对比和划分提供了有效的解决方案；元素录井（X射线荧光元素录井、激光诱导元素录井）和岩屑伽马录井技术的兴起为特殊钻井工艺条件及缺乏标志层条件下的地层对比提供了有效的解决方案；核磁共振录井（岩样核磁共振、钻井液核磁共振）、定量荧光录井、离子色谱录井为储集层物性及含油性、含水性的定量检测与对比提供了有力手段。地层对比的原则是选同一断块、物源及沉积相相似的邻井，遵循旋回性、相似性、协调性的原则，先大段控制，后小层细对；对比的依据是标准层/标志层、沉积旋回、岩性组合、元素特征、伽马能谱特征等；对比的方法是在有合成记录标定的地震资料约束下，在掌握地层分布的基础上，利用正钻井的录井、MWD、LWD 等资料与设计依据井的测井、录井资料进行对比，对目的层深度进行随钻预测。1.2 应用实例 以A 油田的L651-P1井为例。该井设计目的层为古近系沙河街组沙一段底部生物灰岩油层，相当于邻井L651井1945.0～1949.3m 井段油层，厚度4.3m。设计A、B 靶点垂深均在1945.5m，A靶、B 靶之间的水平位移为300m，要求水平段在目的层顶界以下1m按稳斜角90°钻进。本区沙一段岩性组合为油泥岩、油页岩夹白云岩、生物灰岩，白云岩、生物灰岩、油页岩均为本区的标志层。该井录井项目仅有气测录井和岩屑录井，LWD 带自然伽马（GR）和深感应电阻率RILD）测井（见图1）。
图 1L651井（a）与 L651-P1井（b）地层随钻对比图
由于沙一段的油页岩和灰色泥质白云岩都有气测显示，电阻率曲线均为高值，因此要用大段控制的原则进行对比。邻井L651井在目的层顶以上10m 开始见有泥质白云岩，可作为对比依据。在进入油层前的层位对比中，LWD 曲线在垂深1935m时电阻率均为低值，自然伽马曲线跳跃幅度大，不易对比；岩屑录井在该深度也未见到泥质白云岩，由此推断目的层可能推后；垂深测井曲线的对比也确定目的层将推后至1954.5m。继续降斜钻进，电阻率曲线在垂深1945m处出现高阻尖（见图1b），对比认定此高阻部位相当于L651 井1937.5m 部位的第1 层泥质白云岩，由此预测油层顶面为1957m。钻至斜深2092m（垂深1951.2m）开始见泥质白云岩，无油气显示，分析认为不是目的层，降斜钻进至斜深2172m（垂深1956.2m）开始见油斑泥质白云岩，经录井剖面对比表明其为目的层的岩性及显示，这说明实际目的层深度比设计目的层深度深11.7m（见图2）。
图 2 L651-P1井设计井身轨迹与实钻井身轨迹对比图
又如B气田的DP6井。该井设计目的层为山一段石英砂岩，设计A靶点垂深为2874m，距砂岩底5.14m。在钻进过程中，录井人员根据山二段的底界深度及标志层山一1段的顶部煤层深度作出预测，认为A靶点深度比设计结果将提前7m。但此预测结果未被甲方认可，于是继续按照原设计要求钻进，结果在垂深2871.53m处钻穿了目的层砂体（见表1），随后的打水泥塞填井耽误工程施工3d，重复钻井耽误钻井周期18d，累计耽误时间21d。对比后发现，随钻预测的目的层底界深度和实钻深度相差不足0.5m。地质解释与导向技术
进入水平段后的油气层钻遇率是衡量水平井质量和成败的关键指标。国外的随钻成像测井、方位电阻率测井、核磁共振测井及远距离边界探测等先进的随钻技术已成为水平井地质导向的主要技术手段。目前，国内水平井地质导向技术与国外尚有相当大的差距，例如，LWD 技术和解释水平均远远落后于国外。但是依靠随钻过程中录井的岩性、物性、含油气性资料及LWD/MWD的电性资料，并结合地震剖面，实时修正油层模型，也可实现精确导向，提高油层钻遇率。地面录井资料虽然受井筒因素的影响，具有一定的滞后性，但资料直接、直观，有助于降低解释结论的多解性，这一优势是随钻测井资料所不具有的，且中浅层水平井的迟到参数也比LWD/MWD资料的实时性强；所以，在地质解释过程中，需要将二者有机结合。2.1 目的层岩性变化的分析与判断
地震资料通常无法识别薄层的变化、相变导致的岩性变化和小断层，因而经常在水平段钻遇非目的层岩性或油气显示变差。岩性的变化可以通过钻时、元素录井、岩屑录井、随钻伽马曲线、随钻电阻率曲线等进行判识，油气显示的变化可以通过气测曲线、钻井液含油率的变化及电性变化进行判别。一般情况下，进入水平段后，钻遇非目的层岩性（如泥岩）可能有以下几种情形：①井眼偏离了正确轨迹（见图3a）。此时需要根据随钻测井资料分析井身轨迹与地层之间的夹角（在有方位电阻率、成像测井的情况下，更便于解释），判断钻头偏移方向（向上或向下）及距离后，及时调整井身轨迹。②目的层沉积相变化（见图3b）。该情况可能是砂岩相变或尖灭导致，也可能后面还有砂体，且砂体之间并不连通。对于前者应该及时完钻，对于后者则要根据井区资料和地震剖面判断砂体之间的距离以确定是否继续钻进。③钻遇断层（见图3c）。此时需要精确解释该断层是正断层还是逆断层以及断层的断距，以确定采用增斜还是降斜钻进。④钻遇泥岩夹层（见图3d）。遇到这种情形可继续钻进。只有解释准确，才能正确指导钻头的走向，并得出是否完钻、何时完钻的科学判断。
2.2 应用实例
A 油田的ZB3-P4 井，其目的层为古近系沙河街组沙一段底部生物灰岩油层，相当于BN3-30井沙一段1412.1～1423.6m 油层井段，厚度11.5m。设计A、B靶点垂深分别为1411.8m、1414.8m，A、B 靶点之间的水平位移为300m，A、B 靶处的油层顶深分别为1409.8m、1408.8m，要求水平段在目的层顶界以下2～6m 按稳斜角89.43°钻进。本区块沙一段生物灰岩油层属于生物礁沉积，在井区直井的钻探中，发现生物灰岩在有的井内厚度大，有的井内厚度小甚至缺失，由此推断生物礁沉积在横向上并不连续。钻进过程中，于斜深1515m（垂深1405.4m）进入目的层，比设计的深度（垂深1409.8m）提前了4.4m。依据新的油层顶部深度数据将A、B 靶点垂深均调整为1407.4m。在水平段钻进过程中，于斜深1606m 岩屑开始见灰色泥岩，从地震剖面上看（见图4）。
钻井轨迹仍在油层范围内延伸，分析认为是生物灰岩不连续导致钻遇泥岩，可继续按要求轨迹钻进，结果在钻穿49m泥岩后至斜深1655m又见油斑生物灰岩（见图5）。并按要求钻完水平段，圆满完成设计任务。
由此可见，水平井地质解释的关键是在掌握目的层沉积特点的基础上，在有邻井资料控制的前提下，依据地震剖面建立精确的地质模型，并在实钻过程中，及时修正和完善地质模型；否则便会做出错误的判断。如B气田的P26井，X 射线荧光录井的Si元素百分含量曲线显示，在井深2851～2950m（见图6中E—F 段）钻遇99m褐色泥岩，现场判断认为已钻穿目的层，于是做出向上纠斜的错误决定，致使井身轨迹偏离了目的层，导致油层钻遇率大大降低。实际上，该井目的层有3口邻井资料控制，虽然目的层深度不一致，但其岩性均为砂岩且不夹泥岩层。P26井E—F段的泥岩应为泥岩条带。因此，在钻遇非目的层岩性时，要分析沉积相及沉积微相特征，并尽可能多地结合邻井资料及地震剖面，做出正确解释和科学导向。结语
本研究表明，在水平井地质导向过程中，除了应结合随钻测井、录井资料外，还要注重与物探资料的结合，实现宏观与微观的结合、构造与沉积相的结合、岩性与电性的结合、物性与含油气性的结合，做到精细对比，准确预测；合理解释，科学决策。
李兵冰摘自《石油勘探与开发》2012-10-30
第三篇：常用地质录井英文简写
常用地质录井英文简写
强烈 strng
中等 mod
稀少，低的 pr 湿照（直照）dir
明亮的 brt
白色荧光 wh dir flour 均匀的 even
金色荧光 gld dir flour
湿照5%黄荧光yel dir flour
斑点/油斑 pch/spt(stn)
黄色荧光yel dir flour
斑点的 sptd
暗黄色荧光 dk dir flour
滴照 cut
滴照快速扩散 fast cut 滴照暗黄色荧光 dk yel cut flour 立即 instant 滴照扩散中等 mod cut 滴照乳黄色荧光 mlky yel cut flour
放射性扩散 blmng 滴照扩散慢 slw cut 滴照白色荧光 wht cut flour 均匀扩散 strmng 滴照金色荧光 gld cut flour 滴照乳白色荧光 mlky wht cut flour
上部 upper
无烟煤,白煤 anthr
重的hvy 下部under
残余物 res 逐渐 grad
含 wl
瓷状的 porc(porcelaneous)
普见 com 条痕 strk 断面 sks(slickenside)偶见 occ
煤coal 孔隙度差（好）（fr）pr por 稀有，罕见rr(rare)褐煤 lig
少量的 a few 沥青质 bit 微量 tr
石英 qtz
方解石 cal(callitc)高岭土 kaolin 长石 feld
部分长石风化 wthrd feld i/p 黄铁矿 pyr
暗色矿物 dk mnrl 白垩质 chkly 海绿石 glauc 白云母 mic/musc
燧石 cht
有孔虫 foram
角，棱角 ang
非常圆 w rnd 隐晶crpxl 次棱角 sbang 中晶粒mxl 粗晶 cxl 次圆 sbrnd
结晶 xln
斑点的 spec(spt)圆状 rnd 微晶 micrxl
分选差/中/好 p/mod/w strd 钙质胶结 cal mtx,cmt 白云质胶结 dolic mtx,cmt 泥质胶结 ary mtx,cmt
高岭土胶结 kao lin mtx,cmt 凝灰质胶结 tuf mtx,cmt
松散 lse 团块 lmp 造浆（粘性的）stky 致密的 cpct/tight 块状blky 溶液（解）sol 质纯的pure 次块状 sb blky 可塑性 plas
均匀（不均匀）的 hom(netr)碎个 pch 未定形的 amorp 板状，片状 plat
岩屑 lith frag 化石碎屑 foss frag 灰质 lmy 含碳物质 carb mat 生物碎屑
biod frag 硅质sil 贝壳碎屑 shell frag 碳质斑点 carb spec 泥质 arg 砂质 sdy 部分含粉砂 slty i/p 微含钙质 sli calc 含粉砂 slty 部分含泥质重v ary i/p 不含钙质 no calc
颗粒 gr 非常粗 v crs 一般 gen 非常细 vf 砾石 pbl 最大的 max 细 f 结构 tex 部分 pt i/p 中粒 m 直径 dia 局部 loc 粗 crs 尺寸 size 丰富 abdt
主要的 pred dom 泥质砂岩 arg sst 花岗岩 granite 次要的 mnr
碳质泥岩 carb clyst 片麻岩 gneiss 粘土岩 clyst 灰岩 limest,lst 板岩 slate 泥岩 mdst 泥灰岩 mrly 玄武岩 bas 页岩 sh 白云岩 dol 辉长岩 gabbro 粉砂岩 sltst 泥粒灰岩pkst 砂岩 sst 砾岩 cong/cgl
纯净的 cln 半透明 transl 微弱的 wk(sh,fnt)清晰的 clr 透明的 transp 暗的 dk
白色 wht 褐色 brn 红色 red 灰色 gy 橄榄色 olv 浅色，淡色 pale(pl)中灰色 med gy 蓝色 bl 浅黄色，米黄色 buff(bf)黑色 blk 绿色 gn
杂色 vcol 黄色 yel 紫色 purp
未固结的 uncons 硬 frm 硬 hd 易碎的，脆性 fri,brit 微硬 sli hd
非常硬 v hd 软或细腻
soft,sft 中硬 mod hd 极硬 extr hd
第四篇：常规地质录井教材
常规地质录井培训
2006-12-20
前言
常规录井方法有岩屑录井、荧光录井、钻时录井、泥浆录井、岩芯录井。
一口井的录井工作质量不仅直接影响到能否迅速摘清本井地下地层、构造及含油、气情况，而且还关系到对整个构造的地质情况的认识，含油、气远景的评价和油田开发方案的设计等重要问题。因此，地质录井工作在整个油、气同勘探与开发过程中是一个重要节，必须认真、细致地做好这项工作。
第一节
岩 屑 录 井
岩屑录井方法是除岩芯外，最直观地认识地下地质情况的手段。在勘探过程中，为了查明探区含油、气的情况，获得大量的地层、构造、生储盖组合关系等第一性资料，就必须采用岩屑录井方法，岩屑录井是荧光录井的基础，在常规地质录井方法中，更显得尤为重要。
通常把地下的岩石被钻头破碎后，随泥浆带到地面上的岩石碎块叫岩屑。
随着钻井进尺的不断加深，地质人员按照一定间距、一定迟到时间，将岩屑连续收集起来，进行观察、描述、分析，恢复地下原始地层剖面的过程叫岩屑录井。
岩石在井底被钻头破碎后，岩屑返至井口需要一段时间，在这段时间里钻头又继续钻进。因此，当钻头钻到预定取样井深时，在地面不能马上捞到该深度的岩屑，需要一段时间再去捞，通常把岩屑从井底返至井口所需要的时间叫岩屑迟到时间。
及时准确的测定迟到时间是确保岩屑录井的首要条件。①理论法：T迟到=V/Q=H*（D2-d2）π/4Q ②实测法：T迟到=T实测-T下=T实测-Hd2π/4Q（H：井深 Q排量 D钻头直径 d钻杆外径 T下下行时间）
一、岩屑录井的方法及要求
在迟到时间准确的前提下要捞好岩屑还必须保证井深准确，同时选择合理的取样密度和正确的捞砂方法。井深准确与否是取全取准地质资料的关键。要求地质、气测（综合）、工程三对口。因此地质人员要与工程人员密切配合，管理和丈量好钻具，建立钻具记录或卡片，同时要经常同气测人员校对井深，深度面板与钻具井深误差不能超过0.1米。每次下钻到底必须校对方入，校对方入必须以钻具井深为准。
选择合理的取样密度。取样密度就是隔几米捞一次岩屑，取样间距大小一般根据对区域地层情况的了解程度和井的任务而定。新区或地质复杂地区，应建立起完整的地层剖面，可以每米取一包；在目的层含油气显示段可加密到半米一包。对一个研究程度较详细的成熟油区，可以不系统取样，而只在目的层段取样，取样密度每米取1包。
捞取的岩屑能否有代表性，不漏掉岩层，甚至不漏掉0.5米的薄夹层，它不仅取决于捞取时间和密度，捞样方法也很重要。具体方法和步骤如下，①捞样：要选择好取样地点，固定取样位置，以保证岩屑能真实地反映井中某段所钻岩层。一般情况是根据岩屑迟到时间，按设计间距在振动筛前捞取，取样时必须保证岩屑的连续性，可在岩屑盆内从上到下垂直切取二分之一或四分之一样品(盆内岩屑过多才这样做)，这种方法所取的岩屑，代表了取样间距内全部地层的岩屑。绝不允许只取盆内上面部分或只要下面部分的岩屑。在没有振动筛和无法在振动筛前捞取(岩屑呈粉末状)时，可在架空槽上边择岩屑易沉淀的部位取样。并把这个取样地点固定下来。每次取样后要彻底清除掉剩余岩屑。
起钻前必须循环泥浆捞至最后一包岩屑才能起钻。不足一包的尾数要标明深度，待与再次下钻钻完该米所取的岩屑合并一起。在钻进过程中，要经常注意泥浆携带出的岩屑多少，如果很少或没有，应立即处理泥浆，然后继续钻迸。以不漏取资料为准。
捞取岩屑总量不得少于1000克。凡有挑样任务的井，将所捞岩屑分装两袋，一袋用做挑样，一袋用做保存。
②洗样：取出的岩屑要缓缓放水冲洗，并加以搅拌，直至岩屑露出本色为止(造浆性能 的粘土岩及极易泡散的岩石例外)；冲洗时要防止沥青块、碳质页岩，油页岩、煤屑等轻质 样品悬浮在水面上流失，并注意观察油气显示。
③晒样：晾晒岩屑时应注明深度，不能搞乱搞混。雨季和冬季烘样时要用温火，防止将岩屑烤焦而失真(岩屑堆积烘烤，因缺氧易变为黑色；摊开烘烤过分，常变为红色；最好是风干，但要注意不要把岩屑吹乱)，在摊开晒样的同时，发现含油岩屑或其它特殊岩性应挑出包一小包，注明深度，放在该深度岩屑上面，便于以后观察。
④装样：晒干的岩屑应附有正式深度的标签装入袋内，凡有挑样任务的井，将岩屑各500 克分两袋装好，要用两分法来取，不能随意抓满两袋，否则没有代表性。
二、影响岩屑录井的因素
捞取的岩屑，其岩性总是混杂的。要正确地识别每米的真实岩性，必须去伪存真，影响岩屑录井的因素主要有以下四点。
1、钻头类型和岩石性质的影响
钻头类型及新旧程度的差异，所破碎的岩石形态的差异，比重也有差异，所以上返速度也就不同。如页岩呈片状岩屑，接受泥浆冲力及浮力的面积也大，较轻，上返速度快；砂岩呈粒状及块状，与泥浆接触面积小，较重，上返速度慢。由于岩屑上返速度不同，直接影响到岩屑迟到时间准确性。
2、泥浆性能的影响
泥浆是钻井的血液，它起着巩固井壁、携带岩屑、冷却钻头的作用。在钻井过程中泥浆性能的好坏，将直接影响到钻井工作的正常进行，也严重影响了地质录井质量。
1)若采用低比重、低粘度泥浆或用清水快速钻进时，井壁垮塌严重，岩屑特别混杂，使砂样失去真实性。
2)当切力太低时，携带和悬浮岩屑能力降低，没有浮力岩屑就更混杂。
正常钻进时，泥浆循环空间形成三带，靠近钻具的一带为正常泥浆循环空间，靠近井壁者形成泥饼，二者之间为停滞的胶状泥浆带，其中混杂有各种岩性的岩屑。当泥浆性能较稳定时。胶状泥浆带不流动，所似岩屑混杂情况较轻。如突然处理泥浆，切力变小，胶状泥浆带受到破坏，使三带失去平衡状态，造成大量混杂岩屑与所钻深度岩屑一同返出地面，使岩屑异常混杂。
3、钻井参数及井眼大小的影响
钻井参数不变而井眼不规则时，泥浆上返速度就不一致。在大井眼处上返慢，携带岩屑能力差：甚至在“大肚子”处出现涡流使岩屑不能及时返出地面，造成岩屑混杂；而在小井眼处，泥浆流速快，携带岩屑上返及时。由于井眼不规则，泥浆流速不同，岩屑上返时快时慢，直接影响迟到时间的准确性，并造成岩屑混杂。钻井参数改变时，如排量大，则泥浆流速快，岩屑上返及时，准确性强；否则相反。尤其是单、双泵频繁倒换时，则排量也频繁变化，最易产生岩屑混杂现象。
4·停钻和划眼的影响
起下钻及钻进过程中的停钻和划眼，也会造成岩屑混杂。这种情况应仔细观察，注意与稍后的岩屑对比，可以识别出所钻岩层的真实岩屑。
三、真假岩屑的判断
从振动筛或架空槽上捞取的每包岩屑，其成分是复杂的。泥浆在上返过程中除携带出井口的新岩屑以外，还有上部裸眼井段垮落下来的岩石碎块，以及下沉滞后的上部地层的旧岩屑，这就给建立地层剖面带来了一定的闲难。从这些新旧真假岩屑中、鉴别出真正代井下一定深度岩层的岩屑是提高岩屑录井质量，准确建立地层剖面的重要环节。
因此，工作中要熟悉和掌握工作区域的地层特征，如邻井剖面。经常将本井己钻穿的地层剖面与邻井对比，这对于指导录井工作和判断其假岩屑是极为重要的。但是在鉴别每包岩屑的代表样时，要从实际出发做具体分析。真假岩屑可根据它们各自不同特征加以区别。
1、假岩屑特征：
（1）色调模糊，形态大而圆，局部有微曲面。这是上部个体大，未及时返出地面的岩屑在井内经过冲刷和磨损的结果。
（2）棱角明显，个体较大的岩属往往是假岩屑。这是上部井壁垮塌的碎块，在井内时间不长，还来不及圆化，就被泥浆带到地面。
（3）在熟悉区域地层特征的基础上，根据岩屑某种成分百分比变化、钻时、岩性组合关系等，可以判断假岩屑。一般情况下，上部地层掉抉延续井段长，占岩屑百分比低，岩性与钻时不吻合。
2、真岩屑特征：
(1)一般颜色新鲜、个体小、具棱角，若为厚层则百分比将不断增加。
(2)若泥浆切力高时，较大的、带棱角的、色调新鲜的岩屑，是其实的有代表性的岩屑。(3)高钻时的真岩屑，往往是碎小的，棱角特别明显的岩屑，如灰岩、白云岩、砾岩的岩屑。
(4)泥质岩多呈扁平状，页岩呈薄片状，疏松砂岩较圆而不带棱角或栈角不明显，致密 砂岩呈块状。
四、岩屑描述方法: 岩屑干后应及时进行系统、细致的描述。对岩屑描述的要求着重在岩石定名和含油气情况。定名要准确，油层及砂质岩类应重点描述，不漏掉油、气显示和0.5米以上的特殊岩层及其主要特征。
岩屑描述的方法一般是大段摊开，宏观细找：远看颜色，近查岩性；干湿结合，挑分岩性；分层定名，按层描述。
(1)大段摊开，宏观细找。在描述之前，先将数包岩屑大段摊开，稍离远些进行粗看，目的是大致找出颜色和岩性有无界线，然后再系统地逐包仔细地观察岩屑的连续变化，找出新成分，目估百分比变化情况。
(2)远看颜色，近查岩性。对于明显较厚的岩层，由于岩屑中颜色混杂，远看视线开阔，易于找出颜色界线；而有些薄层或疏松层，岩屑数量极少，只有仔细查看才能发现不明显的渐成分及细微的结构变化。
(3)干湿结合，挑分岩性。岩屑颜色的描述一律以晒干后的色调为准，但岩屑湿润时颜色微细的结构、层理格外清晰而明显，二者结合在一起描述时才更准确。对很难估计百分比的岩屑，则可在各包中取出同样多的岩屑进行比较，正确判断和除去掉块与假岩屑。
(4)分层定名，按层描述。通过上述方法所观察到的岩性变化，应参考钻时曲线，上追顶界，下查底界，卡出层来，然后对其岩屑进行描述。
第二节
荧 光 录 井
石油和大部分石油产品，在紫外线照射下能发出一种特殊光亮，这种现象叫荧光。石油的荧光性非常灵敏，只要在溶剂中含有十万分之一的石油，用荧光灯一照就可以发光，而这种光不产生热量所以也叫冷光。
所谓荧光录井，就是系统地收集岩屑荧光资料，进行对比分析判断油、气层位的方法叫荧光录井。
石油的荧光性是这一类物质特有的物理性质，它取决于本身的化学结构，是由石油中的多环芳香烃和非烃引起的。
实验表明，荧光的颜色和亮度与石油的类型和含量有密切关系。根据发光的亮度可测定石油含量，根据发光颜色可测定石油组分，这就是荧光录井的基本原理。
一、荧光录井的方法
目前常用的荧光分析方法有荧光直照法、滴照分析法、系列对比法。
1、荧光直照法
岩屑直照法是一种应用比较广泛的荧光录井方法。此法对岩样无特殊处理要求，操作简便。通常采用的办法是将岩屑系统地逐包置于荧光灯下观察，看是否有荧光显示。含油岩屑在紫外线照射下呈现浅黄色、黄色、亮黄色、褐色、棕褐色等颜色。经荧光灯照射后，若发现含油岩屑，应作好记录，注明井深、岩性。
根据含油岩屑在荧光灯下所呈现的颜色，发光岩屑占岩屑总量的百分比和荧光分布情况，可以初步确定油质的好坏及岩样含油的饱满程度。油质好，发光颜色呈黄、金黄色或棕黄色，岩屑表面好象涂上了一层金黄色花粉。油质差，发光颜色暗，呈褐色、棕褐色。发光岩屑百分比含量高，荧光分布多为斑块状、片状，发光颜色强则含油饱满程度高。如果因油层含水或水层含油，石油经地下水作用而变稠加重，含油不饱满、不均匀时，则发光颜色变暗加深，并且呈星点状、斑块状分布。
用岩样进行荧光直照时，要注意区分成品油、矿物发光和衬纸上填加料及油污造成的荧光干扰。
2、滴照分析法
对含油、气不明显的岩屑，荧光直照显示微弱，难以鉴别，或岩屑已呈粉末时，利用滴照分析方法可以发现岩样中极少量的沥青，达到定性认识的目的。
氯仿是无色有机溶剂，能够溶解石油。在滤纸上放少量具有代表性的磨碎样品，滴1~2 滴氯仿溶液，静置2~4分钟，岩样中若含沥青则被氯仿溶解，氯仿挥发后，沥青遗留在滤纸上，在紫外线照射下，滤纸上将显现出具有荧光的不同形状的斑痕(扩散圈)。由此可以大致确定沥青的含量及类型。用此法可以区分原油发光还是矿物发光。
实验表明，含烃类多的油质，荧光显示多为天兰色·乳白色、微紫一天蓝色斑痕;胶质发黄色或黄褐色斑痕；沥青质发黑一褐色斑痕。根据这些特点，就可以粗略地确定样品中沥青的组成成分。
根据斑痕的形状，可以粗略地确定含油多少。含油由少到多，斑痕的特点是：点状一细带状一不均匀斑块状一均匀斑块状。
点滴分析的滤纸必须洁净，在使用前需做“空白”试验。方法是将滤纸放在荧光灯下检查，若无荧光显示，再滴一滴氯仿，如没有发现荧光现象才能说明滤纸和溶剂是洁净的。
3、系列对比法
系列对比法是利用所测溶液的发光强度与标准溶液的发光强度进行对比，从而定量测定溶液中石油(沥青)含量的分析方法。
测定石油(沥青)含量的方法:取1克磨碎的岩样，放入磨口带塞的试管中，加5毫升氯仿浸泡8~10小时后，待与标准系列对比。
把样品溶液放在荧光灯下照射时的发光强度和本地区本构造标准荧光系列的发光强度相比较，从而找出近似于样品发光强度的试管进行对比定级。
二、荧光录井的影响因素
1、发光矿物的干扰
荧光直照时，除油砂外，在岩屑中常遇到一些矿物也可以发光，造成荧光干扰。遇到这种情况，可以根据氯仿点滴实验方法：在发光物质上加一滴氯仿，若是石油可被溶解而在滤纸上呈现出发光的荧光色环(扩散圈)，若是矿物发光则滤纸上无荧光现象出现。
锆英石、朱砂、重晶石、铝钨矿及某些铀矿等有荧光。
2·泥浆混油和成品油的污染
由于油气侵混油，处理工程事故泡油以及人为的其它一些原因，对泥浆及岩屑进行了污染，使本来不含油的岩屑而有荧光显示，特别是对疏松砂岩的影响很大，给荧光录井工作带来很大的困难。在实际工作申要加以认真注意，严格区分。
目前泥浆混油最有效的录井方法是定量荧光录井和气测录井。
3·岩性描述鉴定准确性的影响
荧光录井是岩芯、岩屑录井的一种辅助找油方法，因此它有一定的局限性。尤其是在岩屑录井中，岩性鉴定是首要的，而荧光分析是在岩屑描述的基础上进行的。只有当岩性描述准确时，荧光显示层位才可能是正确的，否则荧光显示层位是不确切的。
三、荧光录井在落实油层中的作用
1)荧光录井是地质录井中寻找油层的重要而有效的方法。及时系统地进行荧光观察，可以较快地发现油气显示。
2)由于油层中石油的物理、化学性质不同，其发光颜色各异。根据荧光鉴别其沥青性质，可以初步判断原油性质。同时，根据发光岩屑的百分比和荧光分布状况初步确定含油饱满程度，为油层测试和综合判断提供参考资料。
3)新探区及特殊岩性井段，电测解释不过关时，它可以配合其它录井资料解释油、气显示层位。
4)钻井取芯中对含油砂岩进行荧光分析，系统鉴别其沥青性质，可以帮助了解油层纵向上含油性质的变化情况，对判别油水同层、底水油层有一定的作用。
另外，在地层剖面中，系统地作荧光分析，根据沥青含量和性质的变化，有助于研究生油层及油、气运移方向，有利于地层对比工作的进行。
第三节
钻 时 录 井
钻时是指钻头每钻进一个单根深度的岩层所需要的时间。通常以“分/米”表示。
通常把钻时数据，按井深绘成钻时曲线，作为研究地层的一项资料，称为钻时录井。
其次，在生产实践中用“米/分”表示钻进中进尺的快慢，即单位时间内进尺的多少，叫钻速。显然钻时与钻速是完全不同的两个概念。
钻进过程中，当钻头钻遇不同性质的岩层时，由于其坚硬程度不同，往往表现在钻时上也有明显的差异。因此，在钻压、转速、泥浆性能、排量、钻头类型及新老程度等条件相同的悄况下，钻时高低变化，在一定程度上反映了不同性质的岩性特征。
钻时录井具有简便、及时、经济的特点，并能帮助工程技术人员掌握钻头使用情况，提高钻头利用率，选择合理的钻井措施，提高钻速，降低成本，对地质及工程都很重要。
一、钻时录井的影响因素
钻时录井虽然能反映地下岩层的可钻性，但由于影响钻时大小的因素甚多，钻时的真实性常常受到不同程度的影响；并且钻时曲线的应用本身就带有相对比较的概念，所以使用钻时录井资料时，要分析影响钻时的因素，估计钻时资料的可靠性，以免造成错误的判断。
1、钻头类型及新旧程度的影响
钻头是井下破碎岩石的主要工具。钻头破碎岩石能力的强弱，将直接影响到钻进速度即决定钻时的大小。钻买类型的选择是否合理将直接影响钻时的大小。如果硬地层选用了适合钻软地层的钻头类型，钻时就大，反之，钻时就小。
钻头的新旧程度对钻时的大小也有十分明显的影响。新钻头比旧钻头钻速快，钻时小，在同一地层，同一井段，同一钻井参数下可以清楚地将这种情况反映出来。所以钻头使用到后期，钻时有逐渐增大的现象。
2、泥浆性能的影响
实践表明，改善泥浆性能对提高钻速有明显的作用。泥浆性能稍有变化，钻时往往都有反应。一般使用比重低、粘度小的泥浆比使用比重高、粘度大的泥浆钻时小。
3、钻井参数及操作水平影响
在泥浆性能、钻头类型、地层软硬相同时，钻井参数选择是否恰当，对钻时大小的影响也十分明显。当钻压大、转数快、排量适当时则钻时低，反之则高。
钻井参数大小是相对而言的。如果钻压过大，超过了钻具负荷，会出现掉牙轮、掉钻头甚至断钻具等事故。若钻压过小，钻头不能很好地破碎岩石，就会使钻时过大，影响钻井速度。转数和排量的选择也同样如此。钻井参数只有因地制宜，合理选择，配合恰当，才能起到既快又好的作用。
司钻操作技术的熟练程度在很大程度上也会影响到钻时的真实性。经验丰富的司钻，送钻均匀，钻压平稳，钻时的变化就能很好地反映地下岩层的软硬程度。否则，钻时不能真实地反映出地下岩石的性质或反映很差。
4、钻井方式的影响
我国常用的钻井方式一般是转盘钻进和涡轮钻进两种。由于钻井方式不同，同一条件下同一岩性的钻时差别很大。通常情况下，涡轮钻进时转数比转盘钻进时的转数大得多，所以涡轮比转盘钻进时要快，钻时小。
5、井深的影响
在钻井过程中可以明显看到，随着井深的增加，钻时也会相应变大，原因之一是深部地层比浅部地层更致密，更坚硬的缘故，还有随着井深的增加地层压力增大，泥浆比重变大，钻时也会相应变大。
二、钻时录井资料的应用
钻时录井有很多影响因素。尽管单一的使用钻时资料有很大的片面性、多解性，但由于它简便、及时，钻井过程中在其它资料缺乏的情况下往往十分重要，是一项重要的参考资料。它主要有以下作用。
1、定性的判断岩性：
井下岩石的可钻性是由其塑性、脆性、研磨性，硬度等物理性质决定的。不同的岩性由于其组成的矿物成分、固结程度、形成条件不同，表现在物理性质上往往也有很大区别。在钻进过程申，当其它条件不发生变化时，钻时则反映岩性的变化。因此在一个地区，掌握了钻时与岩性的变化规律，就可以利用钻时来定性的判断这个地区的岩性，对砂泥岩剖面和膏盐剖面反映尤其明显。
因此，在录井过程中，有时因井漏或泥浆性能不好而捞不到岩屑时，用钻时资料可以推测漏取井段的岩性；在取芯收获率低时，利用钻时曲线和岩屑资料，可以推断出未取得岩芯井段的岩性。
2、用于岩屑定层归位
岩屑录井由于多种因素的影响，在描述岩屑时往往确定岩性的具体深度及其顶底界时有很多困难，尤其底界在岩屑百分比变化不明显时，而钻时上则有较明显的变化，此时利用钻时曲线进行卡层归位将较容易。
在岩屑混杂，代表性不好的井段或薄层的岩屑返出地面很少，钻时的变化往往可以提示我们在岩屑中寻找新的成分，从而可避免漏定岩性或错描岩性。
3、确定井下渗透层
对于砂泥岩剖面地区，由于油、气层往往是疏松的砂岩层，钻时低，所以利用钻时资料卡分砂岩井段，分辨渗透层和判断油、气层效果较好。一般钻时越低，砂岩层就越疏松，孔隙性、渗透性亦越好。
对于碳酸盐岩剖面，钻时的变化是发现缝缝洞洞最及时的一项录井资料。利用放空、钻时变低和鳖钻、跳钻等资料，与岩屑、泥浆等资料配合，可帮助判断地层是否存在缝缝洞洞及缝洞大小和发育程应，从而确定井下渗透层段。
4、结合录井剖面进行地层划分和对比
在未电测的井段，根据钻时曲线的变化，结合录井剖面常可进行地层的划分与对比工作。尤其在钻井资料较多、地层较熟悉时，对比效果较好。这在钻进过程中对做好地层预告，卡准取芯层位，合理地选择割芯位置都有十分重要的意义。
5、钻时录井资料在钻井工程方面的应用
1)根据钻时录井可以计算纯钻进时间，进行实效分析。
2)根据对邻井钻时资料的分析，对本井的钻头类型选择及钻井措施的制定提供依据。
3)钻进过程中，可以利用钻时辅助判断钻头使用情况。
4)在新探区，可根据钻时由慢到快的突变，及时采取停钻观察的措施，推断是否钻遇油、气层，以便循环泥浆，观察油气显示情况。若是油、气层，可以从钻时曲线上推断出油、气层的顶界深废，决定是否取芯。若是高压油、气层，则便于及时采取措施防止井喷。
应当指出，钻时资料的应用原则是钻井参数及具它条件大致相同，至少在一个钻头内变化不大。只有在这样条件下，钻时的变化才能比较真实地反映井下地层的变化。如果钻井条件不同，就是相同的地层也会使钻时出现较大的变化。总之，不能只看到钻时的快慢不同就下结论，而应结合地层全而考虑各种影响因素，才能得出比较接近于地下真实情况的结论。
第四节
泥浆录井
泥浆在钻井工程中极为重要，合理地使用泥浆可以防止钻井事故的发生，保证正常钻进提高钻井速度，降低钻井成本；同时，钻进中泥浆性能的变化与所钻进的地层性质有关。因此，必须记录泥浆性能的变化。所谓泥浆就是由粘土、水及化学处理剂，按一定比例组成的溶胶——悬浮混合体系。泥浆录井就是收集井队测量的泥浆参数，研究地层及其油、气、水情况的一项资料称为泥浆录井。泥浆的组成与分类：钻井泥浆一般是用粘土与水混合搅拌，并加入化学处理剂配制而成。主要固体成分，其颗粒多数小于0.002mm。
泥浆录井的主要工作：
1、收集泥浆性能、观察槽面显示
1)连续检测钻井液性能及气测值的变化(应用综合录井仪)。
2)记录钻井液性能变化及油气显示发现的时间及相应井深。
3)观察显示的产状及随时间的变化，并记录。
①油花或原油的颜色、产状(如片状、条带状、墨点状或不规则状等);
②气泡的大小及分布特点K注意区别空气泡、水蒸气泡和油十天然气泡的特征、形态);③显示点槽面面积的百分比;④油气味或硫化氢味的浓度;
⑤槽面上涨情况，外溢情况及外溢量;
⑥钻井液性能的相应变化。
4)按下列规定确定显示类别:
①油花、气泡：钻井液中气泡或油花的面积占槽面少于30 %，全烃及色谱组分值上升，岩屑有荧光级别7级以上显示，钻井液性能变化不明显;②油气侵：油花气泡占槽面30%~50%，全烃及色谱值高，钻井液出口密度下降，粘度上升，有油气味，钻井液池内总体积增加;
③油气涌出：出口钻井液流量时大时小，混人钻井液申的油气间歇涌出或涌出转矗面lm以内，油花、气泡占槽面50%以上，油气味浓;④油气喷出：钻井液涌出转盘面lm以上称井喷，超过二层平台称油气强烈井喷。
5)推算显示深度和层位。
2、井漏、井涌的资料收集
1)井漏时应观察记录: ①漏失井段、岩性、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，②井口返出情况，返出量，有无油、气、水显示;③井漏处理情况，堵漏的时间，堵漏的物资，泵入数量，堵漏时钻井液的性能，有无
返出物等;④井漏的原因分析(地质因素、工程因素、人为因素等)。
2)井涌、井喷时应收集: ①井涌、井喷、井段、层位、时间、岩性;②工程参数变化情况;③井涌、井喷及井涌、井喷过程中含油、气、水情况和气体组分的变化情况，泵压和钻井液性能的变化情况
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。
第五节
岩芯录井
在油、气田勘探、开发过程申，为了了解地下岩层性质及其变化规律，特别是油、气层的性质，只凭钻时、岩屑、荧光录井资料是不够的，还需取得反映井下岩层最直观、最实际的岩芯资料。
所谓岩芯就是在钻井过程中，采用专门的取芯工具取出的地下岩石称为岩芯。岩芯录井则是地质人员按一定标准对岩芯进行编录、观察、试验和描述的过程叫岩芯录井。
通过对岩芯的观察和分析研究，主要解决下列问题：
①通过观察描述岩芯，可以了解地层沉积特征、岩性特征、含油、气、水特征和地下构造情况。
②通过对岩芯生油指标和油层物性等参数指标分析化验，对碳酸盐岩缝洞的观察研究，了解生油层，储油层特征，为油、气田的勘探、开发取得可靠的资料和基础数据。
③通过岩芯资料与地球物理、测井资料的对比研究，了解地层岩性——物性之间的关系，为地震、测井成果解释提供地质依据。
一、取芯的原则
取芯层位的合理选择有着相当重要意义。一般情况下，以下层位应当取芯。
1)预探井主要油层应当取芯，为开发提供必要的资料数据。
2)储集层的孔隙度、渗透率、含油饱和度、有效厚度及注水、采油效果不清楚的层位应当取芯。
3)地层岩性、电性关系不明，影响电测解释精度的层位应当取芯。
4)标准层变化较大或不清楚的区域应在标准层取芯。
二、岩芯录井的要求
现场取芯工作要求达到“四准”、“四及时”
所谓“四准”：取芯层位准；取芯深度准；岩芯长度、顺序准；观察描述准。这四准若一准达不到要求，就很难反映出该段地层的岩性特征含油气性，都会使勘探开发效果受到很大影响，因此，必须保证四准条条实现。
①取芯层位准：根据设计要求，确定该井取芯层位及井段。在钻井取芯前，用随钻录井草图和邻井对比，准确控制取芯层位；层位掌握有困难时，进行对比电测，使之准确性更强。严禁在取芯层位试取、遇有特殊情况(如地层性庞增减，断层等)随时修改取芯层位及井段。
②取芯深度准：管好钻具是保证深度准确的前提，钻具下井前地质值班人员要与钻具
记录作核对，要求工程、地质、气测三对口，钻具不准不下井，井深不对不取芯。取芯方入要以停钻后，恢复原悬重，在割芯前丈量为准。
③取芯长度、顺序准：准确的岩芯长度和顺序是岩芯录井的基础工作。岩芯出简前，地质负责人要组织好人员，分工要明确，保证岩芯出筒顺序不乱、丈投准确。要一次丈量，严禁分段丈量。岩芯破碎时要先对好茬口，恢复原始状态后再丈量。
④观察描述准：岩芯出筒后，要立即观查、记录油、气、水显示，如含气情况、含油产状、含油程度，分布特征、荧光、冒油冒气位置、油、气味、岩性特征，并做含水试验。
所谓“四及时”：岩心出筒整理及时；岩心描述及时；验收取样送样及时；资料整理及时。
①岩心出筒整理及时：接心的时候要有分工，岩心出筒按顺序摆放，同时作好出筒记录，对好茬口，按规定丈量清楚，选样时作好标记。
②岩心描述及时：油气显示在出筒后必须及时观察，否则这些含油或含气的特征就会消失或改变，因此岩心描述必须及时。
③验收取样送样及时：同样取样送样越及时，分析化验就越能体现地下的真实情况。④资料整理及时：取心是常规录井工作的一项重要工作，一般取心位置都是研究院或甲方高度重视的层位，因此必须及时整理资料，及时向甲方反馈现场情况。
第五篇：地质录井常用标准规范目录
地质录井常用规范、标准、管理规定目录
1石油天然气勘探开发地质录井规范Q/SH 0076-2007
2钻井井控技术规程SY/T 6426-2005
3地质录井作业安全规程SY/ 6348-1998综合录井仪技术条件 SY/ T5190-2007
5油气探井气测录井规范 SY/ T 5788.2-2008
6油气探井工程录井规范SY/ T 6243—1996
7油气探井油气水层录井综合解释规范 SY/ T 5969-2005 8油气探井分析样品现场采样规范SY/ T 6294—2008
9气测录井资料解释规程 SY/T 5969-2005
10含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程 SY/T 6277-2005 11中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定（2011年1月1日实施）中国石化安【2010】579号文
12西北油田分公司井控实施细则 第一部分：钻井 测井 测试 完井Q/SHXB 0038.1
13石油天然气勘探开发钻井地质规范实施细则（新疆探区）（试行）（2002西北分公司）
14地质录井开工验收标准 Q/SHXB0001-2008
15综合录井仪标定、校验规程 Q/SHXB0007-2009
16综合录井资料验收标准 Q/SHXB 0031-2007
17碳酸盐岩分析仪标定、分析技术规程（试 行）Q/SHXB 0030-2007 18定量荧光录井暂行规定（试行）2007.9.24发布、实施
19西北油田分公司钻井取芯管理规定 西北油监督发（2008）07号
20工程技术服务市场承包商业绩考核评价标准Q/SHXB0013-2009 21关于钻井队增加或改装三通槽（缓冲槽）的通知 西北监督发
[2004]40号水平井、侧钻井注意事项重申地质工程部关于对计量罐使用和井控坐岗管理的规定 西北油监督[2010]65
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