岩屑录井方法
岩屑录井
编写人：杨柳孝2005.10.27
第2章 岩屑录井
2.1 概述
岩屑录井是按照一定的取样间距及迟到时间，连续捞取并描述钻井过程中被钻头破碎后随泥浆返出井口的岩屑，并利用测井资料使其归位、建立地层原始剖面的过程。
岩屑录井成本低、资料连续、了解地下情况及时，在石油勘探中得到广泛地应用。
岩屑录井可分三个主要步骤，即捞样、描述和解释归位。捞样的关键是确保岩样的深度可靠；描述的关键是从混杂的岩屑样品中找出所在井深的真岩屑并给于准确的定名；而解释归位的质量则决定于操作人员的综合分析能力。
2.2岩屑样品的捞取
2.2.1确定岩屑井深
岩屑样品的井深由钻具井深和迟到时间确定，钻具井深是岩屑样品在地下的井深，但岩屑样品是在井口捞取的，岩屑从井底到井口有一个返出时间，此时间就叫迟到时间。
2.2.1.1钻具管理与井深的计算（见岩心录井）
2.2.1.2迟到时间的确定方法
A.理论计算法
Q V T ==H Q
d D ?422）—（π 其中V ：井眼与钻杆之间的环形空间容积，米3；
Q ：泥浆泵排量，米3/分；
D ：井径，即钻头直径，米；
d ：钻杆外径，米；
H ：井深，米。
以上公式把钻头直径看作井径，但实际井径是很不规则的，工区实际井径的平均值大约为钻头直径的1.2—1.5倍，所以理论法计算的迟到时间在现场仅作参考。一般在开钻后，1000米以上的井段使用，但要附加一定的系数。
B.实物测定法
选用与钻屑大小相当的、密度相近的白瓷片、红砖块等较醒目的碎块，在接单根时投入钻杆后，同时投入颜色鲜艳的塑料片，记下开泵时刻。其后在井口观察返出物，当塑料片返出后，密切注视投入碎块的返出时刻并作记录，碎块返出时刻与开泵时刻的差值即为循环周时间，其中实物从井口沿钻杆到井底的时间叫下行时间，由井底沿环形空间返至地面的时间叫迟到时间，循环周时间减去下行时间即为迟到时间。由于钻具是规则的，所以下行时间是确定的，它等于钻杆容积除以泵排量。
因为迟到时间是随井深增加而不断改变的一个连续变量，而实际工作中又不可能每一个深度都进行测定，为了保证相对的准确性，东营地区规定1500m 以内做成一次。1500—2500m 每100m 作成一次。2500m 以下每50m 作成一次。若是岩性与迟到时间明显不符或井眼情况复杂等应主动加密测量。此外，在按一定间距实测迟到时间的基础上，应随井深的增加，采用正比法逐点加大迟到时间。
在钻井过程中，往往由于机械或其他原因需要变泵。可以是单泵变双泵，也可以是双泵变单泵，遇到这种情况，我们可用反比法进行校正。
⑴变泵时间早于钻达时间 原新原新T Q Q T ?=
为了工作方便，现场还把排量与迟到时间的关系制成一个计算盘，用计算盘计算既快，又准确。
用计算盘查新迟到时间的方法如下：
在内盘上找出新排量，转动内盘使新排量对准外盘上的原迟到时间，此时内盘的原排量对应的外盘上的时间就是新迟到时间。
⑵变泵时间晚于钻达时间：
此时新迟到时间仍可用反比法计算或用计算盘查出。但要先求修正时间，变泵时刻加上修正时间即为新捞砂时间。
修正时间=t Q Q ??新原
Δt 即原捞砂时刻减去变泵时刻的差。
C.特殊岩性法（异常钻时法）
钻进过程中遇到特高钻时或特低钻时，记下钻遇时刻和岩屑上返至井口的时刻，二者之差即为真实的岩屑迟到时间，此法比实测迟到时间还准，建议尽量多采用。
2.2.2岩屑取样
2.2.2.1取样方法
现场一般用取样盆在振动筛前或架空槽连续捞取，要领如下：
A.放盆前必须彻底清扫振动筛和架空槽。
B.第一包砂样的放盆时刻等于捞砂时刻减去该取样间距的钻时。
C.若取样间隔过长，未到捞砂时间砂样盆已装满，不能任意去掉一部分，而应垂直切去1/2，或1/4，推平后再接样。
D.每捞取一包岩屑后，应迅速清理振动筛，清干净后再放盆，接样过程中一般不允许清理架空槽。
E.起钻前循环泥浆，待最后一包岩屑返出后才可停止。起钻井深若不是整米数，井深尾数大于0.2米时，应捞取岩屑，注明井深，与下次钻完取样间距后捞取的岩屑合为一包。
2.2.2.2捞样时刻
捞砂时刻=钻达时刻+迟到时间，如中途停泵则加上停泵时间，若变泵则采用校正迟到时间。
2.2.2.3取样间距
取样间距根据本井的任务而定，一般在地质设计中已有明确规定。我探区一般要求非目的层井段4米1包，目的层2米1包，古潜山厚层碳酸盐岩地层及3500米以下探井井段每米1包。遇油气显示时及其它特殊情况，现场人员可根据具体情况适当加密。
2.2.2.4取样位置
正常情况下在振动筛前用砂样盆连续捞取。要经常注意砂样盆是否在振动筛前，不允许出现砂样盆跳离接样位置不能正常接样的情况。若钻时慢或泥浆性能不好，在振动筛上没有岩屑可捞，则可按迟到时间用铁锹在架空槽上捞取。在架空槽上捞取时，可在槽中放一档板，档板不要过高，能挡住岩屑即可，每捞取一次，应把档板前的余砂清除干净，使新鲜的岩屑能够保存下来。
2.2.3岩屑洗、晒、装
2.2.
3.1洗岩屑
刚取出的岩屑被泥浆包裹着无法观察，必须用清水缓缓冲洗，直至岩屑露出本色为止。冲洗时注意以下几种情况：
A.勿将薄片状较轻的岩屑（如碳质页岩、油页岩等）漂掉。
B.勿将盆底的散砂扔掉。
C.对于容易造浆的软泥岩和极易泡散的砂岩的冲洗，适可而止。
D在冲洗时注意观察盆面有无油气显示及沥青块。若有，应及时观察记录。
2.2.
3.2晾晒岩屑
一般情况下，岩屑在室外编有格号，写明井深的砂样台上晾晒。此时要注意砂样台的清洁，不能有任何油污。砂样摊开后，各包之间必须留有一定的间隔（2cm以上），不能上下左右混样。在晾晒时，避免过分地搅动，以免岩屑表面色调模糊，不易观察。冬季或风雨天气，室外无法晾晒时，应设置蒸汽烘箱烘干，若用电炉或烤箱时，温度控制在80℃以下，避免岩屑变质，油砂跑油。
2.2.
3.3装岩屑
岩屑使用专用的塑料袋、纸袋或布袋包装，每包岩屑都有一张样品标签，标签上写明井号、井段及编号，正面朝外、放在标签插袋内。保存样品每袋重量不少于500克，有挑样任务的样品多装一袋，挑样样品应尽量多装。装岩屑时应把明显大而圆的假岩屑去掉，而底部颗粒细小的，甚至分散的砂粒往往是真岩屑，千万不要漏装。
岩屑装袋后按井深顺序自左而右，从上到下依次放入专用岩屑盒内，并标明每盒的井号、编号、岩屑袋数及井段。挑样用的与描述保存用的岩屑应分开装箱。挑样用岩屑在挑样任务完成后不再保存。描述用样品必须妥善保管，完井后送往指定的岩屑库。岩屑入库必须认真填写清单，清单上应按岩屑盒的编号顺序，逐箱填写取样井段和样品包数。清单正文的第一页，应写明总的取样井段、盒数及样品总数，并标明井号、队号、送样日期。
2.2.4岩屑挑样
参数井、新区预探井一般安排系统挑样任务，泥岩样作孢粉、介形虫分析，用以确定地层层位；砂岩样作薄片、重矿物和碳酸盐岩含量分析、确定其矿物成分；专挑暗色泥岩时，则作生油指标分析。有挑样任务的井，岩屑捞取量一定要充足，为常量的2倍，分装两袋，其中一袋专供挑样。对挑样的要求是样品真实、纯净、数量符合分析项目的要求。而样品是否真实，取决于描述定名是否准确，因此在挑样前必须重新核实描述定名。对挑出的样，要及时填写样品标签，标签内容有：井号、样品编号、井深、岩性定名。全井挑样完后，填写送样清单，内容包括井号、井段、取样间距、包数、分析内容、送样日期、送样人。
对挑样间距及每包的重量，除设计书有明确规定外，一般要求如下：
①砂岩
a单层厚度＜2米，每层1包，质量10克，量少时，挑完为止。
b单层厚度2—5米，每层2包，每包10克。
c单层厚度＞5米，每增加5米加1包，每包10克。
②火成岩、变质岩及少见的特殊岩性
每层1包，每包10克，量少时，挑完为止。
③泥岩
a每10米1包，从上而下分别挑样，合并1包，20—30克，作孢粉分析。
b每10米1包，从上而下抓混合样、过筛子、选细屑，质量200克，作介形虫分析。
④煤层
大于1米厚的煤层，每层挑1000克
⑤作生油分析的暗色泥岩，设计书中应写明井段、挑样间距、每包质量。
2.3 岩屑描述
岩屑描述与岩心描述相比，因岩屑破碎、细小，除沉积构造、接触关系无法描述外，其它描述内容与岩心大体一致。由于岩屑的原始地层层序在上返过程中遭到破坏，利用各种方法和资料最大限度地恢复其原始地层的面貌，是岩屑描述的难点和要点。
2.3.1描述前的准备工作
2.3.1.1资料准备
A.了解区域地质资料及邻井实钻资料、搞清本井与邻井在构造及相带上的相互关系，对本井将钻遇的地层层序、岩性、标准层、标志层、油气显示做到心中有数。
B.准备好本井的钻时、气测、泥浆、槽面显示及工程有关情况的资料，作为描述时的参数。
2.3.1.2工具和试剂准备
准备齐全镊子、放大镜、双目镜、小刀、玻璃板等各种描述工具及荧光灯、四氯化碳、盐酸、茜红素、酒精灯、试管等试剂及挑样袋、标签等。
2.3.2钻时、泥浆性能及有关工程资料在描述中的应用
2.3.2.1钻时
当工程参数相对不变时，钻时变化可反映岩石的可钻性，在工区常见岩性中，油砂——普通砂岩——泥岩——灰质砂岩——灰岩、白云岩——玄武岩、片麻岩的钻时是由低到高的。在碳酸盐岩地层中，钻时突然变快，可能钻入缝洞发育段或风化壳、风化带。但利用钻时判断岩性只是在小范围内进行相对比较，如同一种岩性因层位不同，埋深不同钻时是不同的。此外要注意工程参数相对稳定，否则失去了对比前提。
2.3.2.2钻井液性能
指钻井液常规性能即密度、粘度、失水、切力、含盐量在钻遇特殊岩性层及油气水层时的变化，其中密度的变化取决进入钻井液中油气及固体颗粒的数量。粘度、失水、切力主要取决于进入钻井液中Ca2+、Na+等阳离子的数量，如石膏、盐岩中的Ca2+、Na+阳离子对粘土颗粒外层吸附的负离子有中和作用，使失去负电荷的颗粒相互靠近，水膜减小，从而失水增大，粘度升高，单位面积上的网状结构力（切力）提高。而含盐量的变化取决于进入钻井液中的盐离子的数量。以下是钻遇各
A.钻头使用情况
一般牙轮钻头的钻屑成小片状，刮刀钻头的岩屑成大片状，带棱角，PDC钻头钻屑成均匀小米粒状。钻头使用后期岩屑变小。
B.起下钻和划眼的情况
起下钻前后钻时变慢。划眼井段岩屑混杂。
C.变泵情况
频繁变泵，使岩屑混杂。
D.泥浆性能
使用低密度、低粘度或清水钻进时，井壁易塌垮，岩屑混杂。
E.处理泥浆时，若性能变化过大，则破坏了靠近井壁的停滞胶状泥浆带，使该带中的大量混杂岩屑循环出来，使岩屑变混杂。
2.3.3真假岩屑的判断
2.3.3.1假岩屑
A.色调模糊，形态大而圆，局部有微曲面的岩屑往往是上部地层在井内经较长时间冲刷、磨损，超迟到时间返出井口的残留岩屑。
B.棱角明显，但个体较大的岩屑往往是上部井壁垮塌的碎块。
C.上包已出现过，本包百分比减少的岩屑，是上部地层的延续岩屑。
D.岩性与钻时明显不符的岩屑。
E.根据区域地质情况或岩性组合关系在本段地层不可能出现的岩性。
2.3.3.2真岩屑
A.色调新鲜，个体小，呈片状或棱角状，带锐利边缘，数量较多，在整包岩屑中成为主体的岩屑，往往是灰岩、白云岩、深层纯泥岩的真岩屑。
B.数量较多，个体圆，甚至呈散粒状，往往是低钻时的疏松砂岩的真岩屑。
C.大量出现的圆豆状灰色泥岩岩屑往往是沙三段灰质泥岩的真岩屑。
D.上包有，但本包百分比明显增加的岩屑。
E.泥浆初切力高时，较大的带棱角的、色调新鲜的岩屑往往也是真岩屑。
以上是判断真假岩屑几条经验，但是最重要的是具体情况具体分析，并利用钻时、泥浆性能、迟到时间、气测等其他各项资料进行验证。
2.3.4岩屑描述的步骤
2.3.4.1利用特高钻时和特低钻时的钻屑，如灰质砂岩、火成岩、疏松砂岩等，测算本井各段迟到时间的系统误差，在描述时参考。
2.3.4.2宏观粗描
在描述台上按顺序摊开十来包或几十包砂样，在明亮的日光下宏观上找出颜色、岩性、岩屑新鲜程度、含油情况有明显变化的界限，为下一步细描划出大的轮廓。如岩屑十分混杂，界限不明显，则要参考钻时或其它资料粗划分层界限。
2.3.4.3逐层细描
宏观粗描仅仅划出了大的轮廓，对于精确的分层界限需逐包细致观察。A.薄层或疏松砂岩，岩屑数量往往很少，需要逐包仔细查找；B.宏观上发现的新成分的界限，往往数量已经很多，还需向上追踪新的成分刚开始出现时的顶界；C.岩性基本相同，但结构有变化；D.岩屑含油，但含油级别有变化等等。
2.3.5分层定名
2.3.5.1分层原则：
A.新成分的出现，标志着一个新层的开始。岩屑百分比的增加标志该层的持续；岩屑百分比的减少，说明该层的结束。
岩屑新成分的出现，哪怕数量很少也应该分层定名，可能是薄层或因岩屑疏松，散失太多的缘故，这种情况下要参考钻时决定层的厚度。
B.在大套单一岩性中，颜色、结构或含油性有变化者也应分层描述。
C.厚度小于0.5米的标准层、标志层、特殊岩性和含油显示层应分层描述。
D.同一包岩屑中同时出现两种新成分，其中一种比另一种明显地多，分层时只定多的一种，而将少的一种当作夹层处理。
E.对于层厚小于0.5米的一般岩性，不定名，只作条带处理。
2.3.5.2定名原则：
定名时以工区统一色谱和岩谱为标准，并自始至终采用同一种沉积岩分类法和命名法。新生界的砂岩采用粒度定名法，分粗、中、细、粉等，前新生界的砂岩采用成分、粒度复合定名法，如石英中砂岩。我区的定名原则是：颜色+突出特征+岩石本名。含量﹥50%时，定基本名；25—50%用“××质”表示，写在基本名之前；10—25%之间，以“含××”表示，写在名称的最前面；﹤
10%，不参加定名，只在描述中说明。
2.3.6岩屑描述的内容
岩屑描述的内容与岩心基本一致（见岩心描述内容），但由于岩屑颗粒细小，上返时受钻井液反复冲刷及原始地层层序在钻进过程中遭受破坏，因此在描述内容上略有差别。
2.3.6.1岩屑描述中的含油级别没有饱含油，只有含油、油浸、油斑、油迹、荧光五个级别。
2.3.6.2描述刚性地层（碳酸盐岩、火成岩、硅质泥岩等）的缝洞发育情况时，不能直接观察，而是利用缝洞充填矿物的多少和自形程度进行间接判断。缝洞充填物主要是一些次生的方解石、白云石、石英、石膏、重晶石、粘土、黄铁矿等，在实际工作中利用岩屑中次生矿物的含量与全部岩屑的比，表示缝洞发育情况，称缝洞发育系数。而用自形晶矿物的含量与次生矿物总含量的比，表示缝洞开启程度，称缝洞开启系数。
2.3.6.3沉积构造、接触关系通常观察不到，无法描述。
4.通常用含有物这个名词统称在岩屑中无法判断的结核、脉体、断层破碎带的新生矿物等。
2.3.7岩屑描述中应注意的事项
2.3.7.1一口井的岩屑描述应由专人负责到底，不要中途随意换人，这样做思路连贯、标准统
一、术语一致，发现问题也容易纠正。
2.3.7.2岩屑描述必须跟上钻头，以便及时掌握地层情况，作出地质预告，指导下步钻探。
2.3.7.3应在明亮的日光下描述，以便正确地判断颜色。对油气显示目的层应及时照荧光，防止轻质油挥发而漏掉油气显示。
2.3.7.4对油气显示层、标准层、标志层、特殊岩性要挑出样品，用小样品袋装好，并填写标签，放在岩屑袋中，供完井讨论和复查岩屑参考。
2.3.7.5泥浆混油时，对油砂的识别要慎重。根据经验，可采用多次滴定法和浸泡法进行区分。
在滤纸上对“油砂”进行多次滴定，观察每次滴定后荧光强度减弱的速度及最终是前者是用CCL
4
否有荧光。真油砂经多次滴定荧光强度减弱的速度慢，且最终还有荧光；而假油砂荧光强度减弱的速度快，最终无荧光。后者是取同一包岩屑中等量的“油砂”和泥岩，用等量的CCL
浸泡，数分
4
钟后进行对比，若“油砂”的荧光强度大于泥岩则为真油砂，反之为假油砂。原因是泥岩中的粘土颗粒对油的吸附能力大于砂粒。
2.3.7.6水平井造斜井段，因钻井参数变化大，钻时与岩性的响应关系变差，可参考dc指数进行描述。
2.3.7.7 PDC钻头钻进时，因钻屑细小，给岩屑观察、描述带来一定的困难，但由于钻井参数相对稳定、井眼较规则、岩屑上返的序次较好，给岩屑描述带来了有利的一面。为适应PDC钻头的井眼特点，应更加重视宏观粗描。通常摊开几十包岩屑，根据颜色、岩屑的新鲜程度、钻时异常和气测异常找出粗分层的界限，再用筛子筛出粗的用来观察对比。超迟到时间返出的大块岩屑可能是掉块，但可指示上部地层有该种岩性，由此可逐层上返寻找真岩屑。筛下最细小的，可用来普照荧光，发现有显示，再在镜下细找含油岩屑。
2.3.7.8岩屑描述一定要以实物为准，其它资料仅为参考，决不能本末倒置。
第3章济阳坳陷基本岩石类型的描述要领和实例
3.1 泥岩类
3.1.1描述要领
3.1.1.1注意观察岩心的外观形态，若有爆皮现象且颜色深，一般为厚层纯泥岩。爆皮的原因是深色泥岩富含蒙脱石，岩心取出地表在减压的情况下此种泥岩易吸水膨胀呈球状剥开。若岩心颜色浅，呈致密圆柱状，不爆皮，通常含灰质或白云质。
3.1.1.2注意观察有无页理及页理成分，区分油页岩、碳质页岩、灰质页岩或页状灰岩。根据页理的可剥性，判断页理的发育程度。注意页理面上是否有化石、云母片、黄铁矿、砂粒等。
3.1.1.3注意观察泥岩的断口，是粗糙还是细滑，并将岩块在玻璃板上压碎，滴稀盐酸溶泡，反应后观察残留物是否为石英砂。若石英砂太细小，无法判断，则可用铁锤压着残留物在玻璃板上来回磨，若为石英砂，则有砂感且听到特有的吱吱声。若断口为细滑的贝壳状，说明不含砂，再进一步判断是否含灰质或白云质。方法是先在碎块上滴稀盐酸，若中等以上起泡，说明含灰质；若起泡弱，则在玻璃板上把碎块压成粉末再滴酸，起泡中等以上则含白云质；不起泡或起泡微弱且溶液浑浊，则为纯泥质。
3.1.1.4观察泥岩的硬度：用性软（指甲可划动）、硬（小刀可划动）、坚硬（小刀刻不动）等术语表示。一般老地层泥岩致密、硬，新地层泥岩软。
3.1.1.5描述泥岩的钻屑形态：诸如块状、长条状、片状、圆豆状等。泥岩的形态除与钻头类型有关外，与泥岩的硬度、可塑性、可溶性等物理性质有关。往往较纯的老地层的泥岩成片状、长条状、而较新地层的泥岩呈块状，含灰质重易溶时呈圆豆状。
3.1.1.6对于含灰质、硅质、白云质重的刚性泥岩、注意观察裂缝及裂缝面是否含油。
3.1.1.7泥岩的颜色取决于自生色，有很好的指相意义，要准确判断泥岩的颜色。
3.1.1.8薄层暗色泥岩往往富含微体化石，当层位不清时，注意挑样送化验室鉴定。
3.1.2描述实例
A.深灰色泥岩：岩屑呈长条状、性硬、质纯、断口细腻。见少量介形虫，介形虫个体一般长2mm，宽1mm，似小米粒，保存完整，经鉴定是中国华北介，为沙三段标准化石。
B.黄褐色油页岩：见阶梯状断口，页理构造极为发育，页理面上见白色灰质薄膜，页片发脆，可燃，燃时可闻油烟味。
C.暗紫红色页岩：
具不明显的页理，呈土状光泽，断口不平整，略有粗糙感，用铁锤在玻璃板上研磨有明显的砂感。页理面上还可见到较多的云母片。
3.2 砂岩类
3.2.1描述要领
3.2.1.1前新生界砂岩应目估石英、长石、岩块的含量和粒级，采用成分、结构定名法，如石英中砂岩、细粒硬砂岩等；新生界砂岩采用结构定名法，着重观察粒级，如中砂岩、粉砂岩等。
3.2.1.2对于细砂岩以上粒级的，应着重描述碎屑颗粒的结构，包括粒级、磨圆、分选情况，胶结物的成分、胶结类型以及物性的均一性及纵向上的变化。
3.2.1.3砂岩储油层，应着重描述其含油情况，包括油的颜色、气味、产状、饱满程度、CCl
4浸泡及荧光滴照情况。钻进中如有槽面显示，气测显示，应在描述中特别写明。油质好坏直接关系到渗透率的大小，决定产能，所以在描述中对油质要进行判断。滴水试验对判断砂岩储油层含有级别是很重要的，其结果反映岩性的水润湿性，间接反映出油能力，必须每层都做，描述水珠形态，确定滴水级别。
3.2.1.4当砂岩含油时，主要描述原油的颜色。不含油砂岩着重描述胶结物的颜色，胶结物的颜色代表生成环境，而碎屑颗粒的颜色仅代表母岩的颜色。
3.2.1.5砂岩的沉积构造比较发育，特别是层理构造复杂多变，可反映沉积环境的能量大小，应注意观察、认真描述。
3.2.2描述实例
A.浅灰色稠油油斑砾状细砂岩
岩石成分以石英细砂为主、次为砂岩砾石及泥灰质。在岩心中未见纹层，砾石含量自下而上逐步减少，呈正序列的递变层理，为水下浊流沉积。砾石的砾径一般在1.5mm左右，最大达3mm，次圆—次棱角状。含油分布不均，主要为分选好的细砂含油，呈斑块状，黑褐色、光泽暗，含油面积小于30%。油稠、不染手、无油味。泥、灰质胶结，岩石较致密，加HCl＋。
B.灰色泥质粉砂岩
颜色不均，局部见灰绿色斑块。粉砂结构，岩屑断口粗糙不平、呈瓷瓦状。泥质胶结、较致密，加HCl—。具小型槽状交错层理、波状层理，为三角洲平原分流河道沉积。
3.3 碳酸盐岩类
3.3.1描述要领
3.3.1.1加盐酸反应或用茜素红染色法定性分析方解石、白云石的相对含量。
3.3.1.2用肉眼或放大镜观察岩石的结构，如用清水或稀盐酸冲洗后再观察将更清楚。确定是结晶结构、内碎屑结构还是生物格架结构。下一步则进行结构细描，如显晶还是隐晶、晶粒的大小，生物是碎片还是全形，内碎屑的成分、大小、分选、磨圆、有无氧化圈等。
3.3.1.3仔细鉴别生物的种类，如有困难送化验室分析。
3.3.1.4古生代碳酸盐岩是我区的重要储集层，多为结晶灰岩和内碎屑灰岩，岩性致密，电阻率高，在构造活动带附近裂缝发育，应着重对缝洞发育情况进行描述。若为岩屑，要挑出次生矿物及自形晶矿物并计算其百分含量，定性分析岩层的缝洞发育情况。新生界灰岩多为孔隙性的生物灰岩或岩性较致密的隐晶灰岩，与老地层灰岩相比，电阻率相对低一些，应着重观察生物溶孔的含油情况。
3.3.1.5注意观察自形晶矿物及岩石裂缝面的含油情况。
3.3.1.6进行荧光检查
碳酸岩盐的储集空间主要是裂缝和溶洞，在井眼条件下能直接钻遇裂缝，溶洞的几率是不大的。特别是岩屑，少量缝壁、洞壁含油岩屑自井底上返至井口，由于泥浆反复淘洗，大多数轻质油已被冲刷干净，所以通过肉眼观察，发现轻质油的可能性是不大的，而轻质油往往是高产的。因此对碳酸盐岩储层进行系统的荧光录井是十分重要的。
A.进行荧光普查：
将刚洗净的岩样，凉干水份后立即按井深逐包在荧光灯下观察。若发现荧光显示则在荧光记录卡片上填好井段、荧光颜色、明暗程度，荧光岩屑的百分比含量，并挑样、装袋、填写标签、备进一步分析使用。
B.进行点滴分析：
为了区分原油发光和矿物发光，并进一步确定荧光显示的级别，要进行点滴分析法：
取一张做过“空白”试验的干净滤纸，将少量普照有显示的岩屑放在滤纸中心，在岩样上滴一、二滴有机溶剂，待溶剂挥发后，在荧光灯下观察，若有光亮的色斑，说明有显示，是原油发光，若无色斑则为矿物发光。确定是原油发光后，则进一步判断含油岩屑的荧光级别，根据经验可按下述方法定性判断。
亮斑模糊、边缘没有色环的定为7级以下。
亮斑很弱，但边缘有色环的定为7级。
明亮，但呈星点状分布的定为8级。
明亮，呈放射状分布的定为9级。
明亮，呈不均匀斑块状分布定为10级。
明亮呈均匀块状分布定为11级。
3.3.2描述实例
A.灰色灰泥质三叶虫灰岩
岩屑由三叶虫碎片和灰泥胶结物两部分组成。三叶虫碎片含量占60%左右，排列杂乱。此外，还有少量的绿色矿物散布其中，可能为海绿石。颗粒和胶结物加HCl+++。为海盆前缘斜坡潮间高能带生物滩沉积。
B.灰色荧光中晶灰岩
中晶粒状结构，砂状断口，质纯，加HCl+++。岩屑中见较多的次生方解石脉的碎块，约含占定名岩屑的2%，自形晶方解石占次生矿物的20%，荧光灯下自形晶矿物及缝洞岩屑有荧光显示，在滤纸上滴照，见浅棕黄色明亮的不均匀的光斑，定为10级。为开阔海厚层碳酸盐岩沉积，经重结晶成岩。
C.暗紫红色微晶化灰泥鲕粒灰岩
致密块状，断口粗糙，鲕粒结构。鲕粒含量约占75%左右，鲕暗棕色、大小均一，鲕径一般为1.5－2mm，圆球形，个别呈椭圆形。鲕粒切面多见同心层，中心核为方解石单体。胶结物为微晶化灰泥方解石，色调较浅，致密均一。鲕粒和胶结物滴HCl+++。为盆地前缘斜坡高能带的鲕粒滩沉积。
D.褐灰色隐晶白云岩
肉眼见不到晶体，但显微镜下可见，晶径小于0.01mm，为显微晶结构。岩石致密，具不明显的贝壳状断口，小刀可刻动，加冷酸不起泡，遇热酸起泡剧烈。为潮上带的蒸发岩沉积。
E.浅灰色内碎屑灰岩
岩石主要由内碎屑组成，次为亮晶胶结物呈明显的栉壳状，其含量小于10%。内碎屑颗粒大小不等，一般小于1mm，形态不规则，排列无一定方向，加HCl+++。为潮下高能带沉积。
3.4 岩浆岩
3.4.1概述
我们石油地质工作者经常接触的对象是沉积岩，所以我们对岩浆岩往往比较生疏。但随着石油勘探领域的扩大，在岩浆岩、变质岩裂缝带和风化壳不断见油，石油地质工作者对岩浆岩也越来越关心了。
此外，岩浆岩的识别还关系到我们是否继续钻进。一般来说基性喷发岩的厚度不大，钻遇时不必担心钻不穿，而放弃下部目的层的钻探。而酸性喷发岩，由于成岩岩浆粘稠不易流动，多冷凝成锥体，厚度大，常常要认真考虑是否继续钻进。当然钻遇深成岩即到了盆地基底，如果不是专门探内幕是无需继续钻进的。有时我们的目的层是基底火成岩的风化壳，如果我们把喷发岩、脉岩或浅成岩误认为是深成岩，就会卡错风化壳。
对于岩浆岩的描述，基本要求是能够区分喷出岩、浅成岩和深成岩三大类岩石，在此基础上判断是基性、中性还是酸性，能够准确定名更好，否则可送化验室鉴定。
3.4.2根据结构构造区分三大类岩浆岩
请见下表：
橄榄石、辉石、角闪石、黑云母、钾长石、斜长石、石英七种主要的造岩矿物必须能够识别。前四种为暗色矿物，后三种为浅色矿物。在暗色矿物中，橄榄石以特有的橄榄绿色、棕色区别于其它三种。而黑云母是比较容易识别的，它有一组极完全解理，用小刀可挑开它的鳞片。识别起来比较困难的是辉石和角闪石，但它们的解理面夹角不等。辉石的二组解理面夹角接近90。，而角闪120。多一点。如果矿物颗粒太小，解理面无法观察，这时可注意其晶形，一般来说，辉石呈短柱状，横断面呈等轴四边形，而角闪石一般为长柱状、横断面为菱形。
在浅色矿物中，首先根据有无解理来区分石英和长石。长石具有平滑、光亮的解理面，而石英没有；石英的断口经常是不平整的，而长石的断口常呈阶梯状。斜长石和钾长石的区别主要借助于双晶，斜长石为聚片双晶，而钾长石为卡氏双晶。从颜色上看，钾长石通常是肉红色的，而斜长石是灰白色的，但有时也有相反的情况，而在下列几种情况下可靠性就大一些。
3.4.3.1如果岩石中出现两种颜色的长石，那么一般说来肉红色的是钾长石，灰白色的为斜长石。
3.4.3.2如果长石呈浅绿色，则为斜长石。
3.4.3.3斜长石常为细针状，而钾长石常为宽板状。
3.4.4根据鉴定表给予命名。
应用鉴定表时应注意：
3.4.4.1石英的有无及其含量。
3.4.4.2钾长石和斜长石的有无及其含量。
3.4.4.3暗色矿物的种类及其含量，特别注意橄榄石、黑云母的有无。
常见岩浆岩肉眼鉴定表
3.4.5工区常见的几种特殊结构
3.4.5.1辉绿结构：
斜长石的晶体要比辉石的晶体自形得多。呈长条状的斜长石晶体杂乱无章地排列，在这些长条体组成的三角空隙中充填着辉石的他形晶体，具有这种结构的称辉绿岩。辉长岩、辉绿岩、玄武岩属同一岩浆源，但产状分别为深成、浅成和喷出。
3.4.5.2煌斑结构：脉岩含暗色矿物较多，呈斑状结构，斑晶都是暗色矿物。
3.4.5.3以某些据有典型结构的岩石命名的结构：如花岗结构，即按花岗岩特有的全晶质、粗粒、等粒结构命名的。
3.4.6工区常见的岩浆岩：
3.4.6.1斑岩和玢岩：
它们都是浅成侵入岩，呈斑状结构。斜长石为斑晶的叫玢岩，钾长石和石英为斑晶的叫斑岩。如果玢岩中不但有角闪石斑晶并在基质中可鉴定出角闪石时，则为闪长玢岩。斑晶中如果没有石英斑晶叫正长斑岩，有石英叫花岗斑岩。
3.4.6.2辉绿岩和辉绿玢岩
具辉绿结构的浅成侵入岩叫辉绿岩。如果还有斜长石斑晶的叫辉绿玢岩。
3.4.6.3煌斑岩。具煌斑结构的浅成侵入岩叫煌斑岩。又根据斑晶成分，可分为黑云母煌斑岩，角闪石煌斑岩，辉石煌斑岩。
3.4.6.4细晶岩：主要由浅色矿物组成的脉岩，成分为石英、长石，细粒结构，暗色矿物极少。
3.4.6.5伟晶岩：组成岩石的晶体特别粗大的脉岩。
3.4.6.6玄武岩和安山岩：
玄武岩多呈黑色、暗灰色，有的呈灰绿色。大多数玄武岩全部由玻璃质或隐晶质组成，这时肉眼鉴定十分困难。很多玄武岩具有斑状结构，基质为玻璃质或隐晶质，斑晶常是橄榄石或辉石、斜长石等。大部分玄武岩具有气孔构造，气孔园、孔壁光滑。常见杏仁构造，杏仁多为玉髓、方解石、绿泥石的充填物。
安山岩与玄武岩的基本特征相似，可根据下列差异区分二者。
A.如果斑晶中出现橄榄石则为玄武岩。如果出现黑云母则为安山岩。
B.如果斑晶中只有斜长石和辉石，则可根据斜长石的形态，如斜长石为宽板状，多半为安山岩，如斜长石为针状，则可能是玄武岩。如上述特征不明显统称为玄武—安山岩。
3.4.7描述实例
3.4.7.1暗紫褐色玄武岩：
斑状结构，基质为隐晶质，斑晶为橄榄石和基性斜长石。橄榄石呈棕色，玻璃光泽。斜长石呈细针状、灰白色、强玻璃光泽。岩石具极好的气孔构造，约占表面积的10%。气孔大小不等，一般为5—6mm，最大达10mm，小者不到1mm，气孔呈园形至椭圆形，很少有拉长现象，孔壁光滑，没有次生矿物充填。
3.4.7.2灰色辉长岩：
暗灰色、中粒结构，颗粒均匀，直径一般在2-5mm之间，块状构造。暗色矿物为黑色的辉石，呈近于等轴形的颗粒，解理清楚可见，有时可见到阶梯状的解理面断口，半金属光泽，含量约占50%。浅色矿物为斜长石，呈长板状，白色至灰色，玻璃光泽。平整的解理上常可见到聚片双晶纹，含量约占50%。
3.5 变质岩
3.5.1概述
在地表风化带以下，由于地壳运动和岩浆活动的影响，原来的物化条件发生巨大变化，使早期形成的固体岩石在新的条件下，伴随物质成分的带入带出，改变了岩石原有的矿物成分，结构和构造，而组成一种新的岩石叫变质岩。
变质岩根据其变质的主导因素可分为四种基本的成因类型，即接触热变质、动力变质、气成水热变质和区域变质。
3.5.1.1接触热变质：其变质主导因素是岩浆热及所含的挥发组分，由于沉积岩形成时的温度等物化条件与岩浆大不相同，所以极易发生热变质，常见的有：
A.板岩：页岩受热不深，主要是失水硬化，强度增加，重结晶微弱，变质后成薄石板，还保留有页岩原有的层状变余构造。(博山可见，老百姓当瓦盖房子)。
B.角岩：粘土岩、粉砂质泥岩、硬砂岩等，受热较高，变质稍强的一种。原有组分全部重结晶，生成新的矿物。粘土变质而成长石、云母及其它变质矿物堇青石、红柱石、石榴石等。硅质重结晶后形成石英。钙质重结晶后形成方解石。角岩主要呈显微粒状变晶结构。角岩定名时常用变斑晶作为前缀，如红柱石角岩、堇青石角岩等。
C.大理岩：碳酸盐岩受热变质，发生重结晶作用、颗粒变粗、形成大理岩。白色细粒纯净的大理岩又称“汉白玉”。如果有其它变质矿物出现，则可在大理岩前面加以前缀，如石墨大理岩(有机质)。矽灰石大理岩(硅质)，绿帘石大理岩，石榴石大理岩(泥质)。
D.石英岩：石英砂岩热变质后生成的岩石，一般具粒状结构和块状构造。
E.矽卡岩：当中酸侵入岩与碳酸盐岩或中基性火山岩接触时，在热接触变质的基础上，加上高温气化热液影响会发生接触交代作用而形成矽卡岩。根据主要矿物的化学成分，矽卡岩分为两类：一类是含富钙硅酸盐矿物石榴石、辉石、硅灰石，称钙质矽卡岩；另一类是含富镁矿物镁橄榄石、透辉石、尖晶石、金云母，称镁质矽卡岩。
3.5.1.2动力变质：其主导因素是定向压力。在动力变质过程中刚性岩石发生破碎，柔性岩石则产生各种劈理和片理，并有重结晶作用相伴生。常见的有碎裂岩和糜棱岩。
A.碎裂岩：藐似砾岩，岩石被压碎后，较大的象是砾石，被压得很碎的象是胶结物，但两者的成分是完全一样的，称碎裂结构。碎裂岩与原岩的成分一致，仅发生碎裂变化，定名时可根据变质前的岩石来命名。如盐5井的碎裂角闪片麻岩。若动力变质较轻，仍保持原岩的岩性特征则称构造角砾岩，如华北任丘雾迷山组构造角砾白云岩。
B.糜棱岩：是受较强的动力变质而形成的岩石，颗粒直径<0.5mm。这种岩石常在强烈错动的断层带附近见到，原岩多为花岗岩、石英砂岩，大部分被搓得很细，或保留少量的眼球体。结构上除了有明显的动力变质特征外，还伴有微弱的重结晶作用，形成一些不完全定向排列的细小的绢云母、绿泥石等鳞片状晶体。岩石若具有强烈的丝绢光泽（千枚构造）称千枚岩。
3.5.1.3气成水热作用：其主导因素是挥发性成分和岩浆后期高温热水。代表性的岩类有蛇纹岩。
的作用下蚀变而成蛇纹岩是超基性岩蚀变而来的。原岩中的橄榄石和辉石在热液的挥发份CO
2
外表象蛇皮样的网状花纹，一般呈黑色、暗灰绿色至黄绿石，新鲜的蛇纹石多为隐晶结构，也可见纤维状或鳞片变晶结构，具腊状光泽、性软、其中常见纤维状石棉脉和滑石。
3.5.1.4区域变质：指地壳发生大规模的升降，伴随大量的岩浆活动，岩石大面积反复遭受各种变质。
区域变质按变质深浅分为四个变质带：
A.浅变质带的代表性岩石有板岩、千枚岩。
B.浅-中变质带的有片岩，片岩的成分以片状矿物或柱状矿物为主，成定向排列，如白云母片岩、黑云母片岩等。
C.中-深变质带有片麻岩：成分以长石、石英为主，及少量的黑云母、角闪石。柱状或片状矿物作断续的定向排列、粒状矿物间夹其中，形成所谓片麻构造，片麻岩可根据长石不同而命名为钾长石片麻岩、斜长石片麻岩、若角闪石超过10%，斜长石超过70%，则定为角闪斜长片麻岩。
D.深变质带混合岩：
是在区域变质的基础上，由地壳内部热流升高产生的局部熔融，融浆渗透交代、贯入变质岩中形成的新变质岩。
混合岩的外藐多种多样，由浅色部分(长石、石英等)和暗色部分组合而成。浅色部分称为脉体，是混合岩化过程中，由于外来物质注入，交代或重熔作用而新生成的物质，主要由浅色的长石和石英组成。暗色部分称为基体，为变质时未熔部分，仅粒度变粗。混合岩就是由脉体和基体以不同形式组合而成的岩石。基体可成角砾状被脉体胶结，二者也可互成条带，也可完全分散。泰山望府山组都是一些混合岩，常见的有混合岩化斜长角闪岩，条带条纹状混合岩化黑云母斜长片麻岩等。
3.5.2描述实例
浅灰色黑云母斜长片麻岩。
粒状变晶结构，片麻构造。矿物成分主要是斜长石，次为石英，并有少量的黑云母。斜长石灰白色，个别略带绿色，解理面清楚可见。石英为乳白色，玻璃光泽。黑云母呈暗绿色，呈定向排列。
3.6 火山碎屑岩
3.6.1概述
火山碎屑岩主要是火山喷发活动所产生的固态碎屑物质，弥散在空中，通过大气不同程度的搬运，下沉后而形成的。它是介于岩浆岩、变质岩和沉积岩之间的一种过渡性岩石，命名火山碎屑岩时，其火山碎屑成分的含量必须>90%。
火山碎屑岩的碎屑成分由石屑、晶屑、玻屑三部分组成，前者是火山喷发时破碎的围岩碎块及空中冷凝的火山弹、火焰石等塑性岩屑，后二者是岩浆突然冷却而生成的结晶和未结晶的颗粒。火山碎屑岩的结构分为集块结构(碎屑直径>100mm居多)、火山角砾结构(100—2mm)，凝灰结构(<2mm以下居多)。
火山碎屑岩的定名为火山熔岩成分+火山碎屑成分+结构，如安山质玻屑凝灰岩，安山质为熔岩成分，玻屑为火山碎屑成分，凝灰为结构。
凝灰岩在我区中生界地层中常见，并作为中生界地层的标志层。凝灰岩貌似喷出岩，不同点在于岩石中常含有尖棱状的杂色熔岩石屑。而各种晶屑常以尖棱角状的外形有别于喷出岩中的斑晶，并由火山灰组成的岩石的基体部分。凝灰岩较疏松，具粗糙粉砂感，不象喷出岩那样致密。用放大镜观察，有时可觉察基体中还保存部分具泡沫状外形的玻屑，形如鸡骨。
3.6.2描述实例
浅绿色流纹质玻屑凝灰岩
浅绿色，主要由绿色火山灰(玻璃质)显现。火山灰约占70%左右，颗粒均小于0.25mm。晶屑约占25%，主要成分为长石，无色透明、具玻璃光泽，解理清楚。此外，还有烟灰色，具贝壳状断口的石英及少量黑云母，均呈棱角状、粒径1-2mm，岩石呈凝灰结构。
第4章岩心、岩屑录井草图和综合图
将岩心、岩屑录井资料按规定的格式和项目内容绘制的图件叫岩心、岩屑录井图。岩心、岩屑录井图分草图和综合图两种，前者是用原始资料直接绘制的，后者是在增加测井等相关资料的基础上，对原始资料进行解释、归位后绘制的。
4.1 岩心录井草图
岩心录井草图是用岩心原始录井资料直接绘制的简明图件，主要内容包括取心井段、层位、钻时、心长、进尺、岩性、结构、构造、筒界、磨光面、破碎带等。在钻进过程中，通常取心一筒，描述一筒，绘制一筒，以便及时进行随钻对比，作出近期地质预告，指导下步钻进。其格式及项目见标准《岩心录井综合图编制方法及规范》的有关附录，绘制内容及要求如下：
1.按标准绘制图框。
2.填写数据：将所有与岩心有关的数据(如取心井段、收获率等)填写在相应的位置上，数据必须与原始记录相一致。
3.深度比例尺为1：100，深度记号每10m标一次，逢100m标全井深。
4.第一筒岩心收获率低于100%时，岩心录井草图由上而下绘制，底部空白。下次收获率大于100%时（有套心），则岩心录井草图应由下而上绘制，将套心补充在上次取心草图空白部位。
5.每次第一筒岩心的收获率超过100%时，应根据岩心情况合理压缩成100%绘制。
6.化石及含有物，用图例绘在相应地层的中部。化石及含有物分别用“1”、“2”、“3”符号代表“少量”、“较多”、“富集”。
7.样品位置、磨损面、破碎带、按其顶面距该筒岩心的顶部距离用符号分别表示在不同的栏内。
8.岩心含油情况除按规定图例表示外，若有突出特征时，应在“备注”栏内描述。钻进中的槽面显示和有关的工程情况也应简略写出，或用符号表示。
4.2 岩屑录井草图
岩屑录井草图是用岩屑原始录井资料直接绘制的简明图件，主要内容包括井段、层位、钻时、岩性等，有气测和地化资料时也要绘上。要求紧跟钻头，即钻头打到哪里，描述到哪里，草图画到哪里，以便及时对比分析，作出近期地质预告，指导下步钻进。其格式及项目见标准《岩屑录井综合图编制方法及规范》的有关附录。绘图内容及要求如下：
1.按标准绘制图框。
2.填写数据：将所有与岩屑有关的数据填写在相应的位置上，数据必须与原始记录相一致。
3.深度比例尺为1：500，深度记号每10m标一次，逢100m标全井深。
4.绘制钻时曲线；若有气测录井则还应绘制气测曲线。
5.颜色、岩性按井深用规定的图例、符号逐层绘制。
6.化石及含有物、油气显示用图例绘在相应地层的中部。化石及含有物分别用“1”、“2”、“3”符号代表“少量”、“较多”、“富集”。
7.有钻井取心时，应将取心数据绘在相应的栏内。
8.有地化录井时，将地化录井的数据画在相应的深度上。
9.完钻后，将测井曲线（一般为自然电位曲线或自然伽马曲线和电阻率曲线）透在岩屑草图上，以便于复查岩性。
10.岩屑含油情况除按规定图例表示外，若有突出特征时，应在“备注”栏内描述。钻进中的
槽面显示和有关的工程情况也必须简略写出。
4.3 岩心录井综合图
岩心录井综合图是在岩心录井草图的基础上，利用测井曲线对岩性剖面进行归位后绘制的。绘制岩心综合图的关键是归位，所谓归位就是把草图剖面上的岩性逐一绘到测井曲线的对应层上。众所周知，用取心工具把地下岩层取出地面要经过钻、磨、振动、钻井液浸泡、冲蚀及压力释放和温度降低的过程，一般情况下岩心都会受到不同程度的破碎、磨损或泡胀，其长度和岩性界面深度的原始状态将被破坏。而归位就是恢复其原始状态的过程。由于测井所测曲线反映的是地下原始状态的地层，所以通过岩心归位就能恢复地下岩层的原始状态。
现场录井人员经过多年的总结，归纳了如下一套岩心归位方法：
4.3.1求取系统误差，标定取心井段
岩心的深度是用钻具丈量的，而测井曲线的深度是用电缆丈量的，求系统误差就是求钻具井深和电缆井深的误差。钻具和电缆在地面都是用标准米尺丈量的，应该是没有误差的。下到井里以后，由于两者的伸长系数不同，在自身重力作用下，拉长程度不一致，其差值就叫系统误差。这个误差是随井深增加而加大的，通常是电缆井深大于钻具井深，在有限井深范围内，其理论误差幅度小于1‰。在实际工作中，当连续取心不超过30--50m，通常只求一个误差。若分段取心或连续取心井段过长，则要分段求系统误差。求系统误差的方法，通常是在该段岩心中选取连根割心的高收获率筒次中的标志层，所谓标志层即岩电关系对应性好，分层界限十分明显的岩性层，如大套泥岩中的灰质层、灰质砂岩层，油页岩、碳质页岩层或薄砂层，然后卡出该层在测井曲线上的顶、底界，则该层岩心的顶(底)界深度和曲线顶(底)深度的差值即该层的系统误差。然后按系统误差值，把该段岩心以筒为单元移到测井曲线的相应深度上，就完成了取心井段的标定。
4.3.2以筒为单元自上而下逐层归位。
归位的基本方法是：以筒为单元，用标志层控制，在筒界、破碎带、磨光面处合理拉长，在泥岩或破碎带处合理压缩，使岩电层层对应。
1.标志层控制
这里说的标志层指本筒内岩电关系吻合性好，分层界限最明显的岩性层。对这样的层应该全部找出来，并进行分优排序，最佳的标志层优先归位，并由其控制上下岩性不得越位，然后再由次级标志层分级控制，最后再归位岩电关系对应性较差的过渡岩性。
2.原始分层界限遭受破坏的岩性层归位
(1)岩心破碎带
指地层的连续性遭受破坏，原始层界深度已发生变化的破碎岩性层，此时可由上下标志层控制进行合理拉压。
(2)磨光面
由于层间分离，钻进过程中上下两部分岩心在内筒里相互磨擦、形成光滑平面。由于磨损会缺失一部分岩心，归位时可在上下标志层的控制下合理拉长。
(3)泥岩膨胀
由于钻井液对岩心的长时间浸泡，某些岩性，特别是含蒙脱石较多的泥岩吸水膨胀明显，使岩心变粗变长，原始界限深度发生变化，此时可在上下标志层的控制下对膨胀泥岩层进行合理压缩。
(4)筒界
在筒界上下，由于钻井液的冲蚀和钻头的研磨，通常会损耗一部分岩心，致使筒界处的岩性原始分层界限深度发生变化，此时可在上下标志层的控制下合理拉长。
岩心录井综合图的具体编制方法及规范见标准《岩心录井综合图的编制方法及规范》。
4.4 岩屑录井综合图
岩屑录井综合图是在岩屑录井草图的基础上，利用测井曲线对草图剖面进行逐层解释后绘制的。岩屑与岩心相比，由于钻井工艺流程的差异，不但所有岩性层的原始深度界限全部遭受破坏，而且岩性层序在井底以上范围内都可能发生混淆。为了解决上述问题，录井人员总结了一套较为科学的描述方法(见本书有关章节)，基本上解决了岩屑的分层定名问题。但由于影响岩屑资料准确性的因素十分复杂，所以岩屑录井草图与岩心录井草图相比，其可信度肯定大打折扣，因此编制岩屑录井综合图不能象岩心那样采用归位的方法，只能进行逐层解释。
归位是岩层原始层序正常，仅局部原始深度界限遭受破坏，通过合理拉长，压缩就能恢复原藐的情况下，根据岩电系统误差把岩性层逐一移到测井曲线上，使岩电关系层层对应的过程。但岩屑不具备上述条件，其岩层层序和深度界限只能利用测井曲线划分，岩性要在混杂的岩屑中寻找，通过这种方法使岩电层层对应的过程就叫解释。因此，进行岩屑综合图的剖面解释，一要熟练掌握各种岩性的测井曲线特征，并能准确划层，二要能在混杂的岩屑中找出与测井曲线特征对应的岩性。
岩屑录井综合图的具体编制方法及规范见标准《岩屑录井综合图编制方法及规范》。
4.5 砂泥岩剖面综合图的油气层解释
油气层综合解释就是利用各种井筒资料对储层的含油气情况进行客观地评价，并按油层、气层、水层、干层及过渡性的油(气)水同层、含油(气)水层的分类方案进行定性、划层。工业油气流标准及试油结论见附录A。
要搞好油气层综合解释，必须掌握各种井筒资料的特点，分析其优势和不足，以便取长补短，发挥综合优势，使解释结论最大限度地逼近客观实际。
在综合解释中，最基础的是测井资料和岩屑、岩心、气测录井资料，前者是分层、确定储层顶底界的依据，后者是确定有无油气的依据。而地化、罐装样分析资料在特定储层的解释中有重要的作用，邻井试油资料在相同储层的解释中有重要的参考价值。
4.5.1各种井筒资料的优势和不足
4.5.1.1岩屑、岩心资料
岩屑、岩心资料是第一性的，岩性和油气水是直观可见的，特别是钻井过程中槽面油气显示和滴水试验资料在判断油气水层时有不容置疑的权威性。但由于岩心、岩屑资料是采用肉眼观察描述的方法收集的，因此其质量水平在很大程度上取决于操作者的经验和技术素质。
4.5.1.2测井资料
测井资料是第二性的，它是通过测量储层岩性及其所含流体的物理性质(简称电性)来划分油气水层的，只要地层有差异就可以进行分层，而且深度准确、资料连续、系统。存在问题是：①电性差异不是单一因素造成的，在地层条件下的复杂因素中，要彻底排除干扰因素的影响，求得与判别目标单一相关的精确电性值是十分困难的。②普通测井把所测地层看成是一个假想的均质体，但实际地层是不均质的，不仅层间不均质，即使层内也不是均质的。
4.5.1.3气测色谱分析资料
气测是通过检测钻进过程中被钻开地层及破碎岩屑释放的、随钻井液返出井口的样气来划分油气层的。气测录井的优势在于资料及时、连续，反映的是第一性可动油气。对气层来讲，所测资料涵盖了它的主要烃组分。对钻屑来说，越细小，破碎越彻底，实测值越接近原状地层。因此气测资料在解释气层，特别是松散地层的含气情况时，具有独特的优势。但在划分油水层时，有其缺
陷。主要原因是气测能测到的只是常温下呈气态的C
1、C
2
、C
3
、iC
4
、nC
4
，而石油的烃组分，在结构
上包括烷烃、环烷烃、芳香烃三大类，在碳数上包括常温下呈气态的C
1—C
4
、呈液态的C
5
—C
16
、呈
固态的C
16
以上。而气测能测到的只是石油轻烃中的一小部分，因所测组分太少，不能准确反映储
层的含油水特性。此外利用气测资料划分油气层时只能用相对值(比值)，不能用绝对值。其原因是地层气和岩屑破碎气要经过扩散，钻井液循环、脱气才能成为样气，这个过程必然要受钻井液柱和地层的压差、钻速、岩屑破碎程度、钻井液排量、粘度、上覆地层的油气后效、脱气效率等多种因素影响，虽然可以利用标准化的方法进行必要的校正，但由于影响因素复杂，是很难获得原状地层的准确值的。
4.5.1.4罐顶气轻烃色谱分析资料
将随钻返出井口的岩屑(岩心)捞出后立即装罐(约占罐体积的80%)，加入10%的随钻钻井液，加盖密封。当罐顶部空间的气体与岩屑(包括钻井液)中自然脱出的气体混合达到平衡时，抽取罐顶气进行色谱分析，这就叫罐顶气轻烃色谱录井。由于在操作过程中采取程序升温的方法(常温
--90℃)，所以不仅能测出在常温下呈气态的C
1—C
4
，而且能测到在常温下呈液态的C
5
---C
7
，其单
体组分共29个，包括7个正构烷烃，13个异构烷烃，8个环烷烃和1个芳香烃。这些单体基本上涵盖了油气层中的主要轻烃组分。有效延长了气测的分析链。因为油气水层中的轻烃单体组分的分布有一定规律，因此可以采用组分比值法，结合特征单体组分，对照地区标准图版，对储层进行定性解释。
罐顶气轻烃色谱和气测可以互补。如上所述，气测在划分松散地层的气层时有明显的优势，但对罐装样来说则表现为明显的劣势。因为罐装样分析的是返出井口岩屑的残留烃，由于气层的烃分子量小，逸散速度快；加之岩屑细小或散粒，被钻井液冲刷彻底，所剩残留烃十分微弱，实测值必然远远低于原状地层的含气情况。但罐装样在划分油水层时又表现为明显的优势，可弥补气测的不足。尤其在划分成岩性较好的中、轻质油水层时，效果最佳。其原因是罐装样所测轻烃单体组分比气测多，不但涵盖了油水层中的主要轻烃组分，还包括划分油水层的特征单体（如苯指数）；其二是由于成岩性较好，比起松散地层来抗钻井液冲刷能力强，岩屑中剩余的残留烃相对较多，所测值更接近原状地层的含烃情况。
此外当地层岩性严重不均质时，如砂、砾、泥混杂的砾岩，测井很难清除岩性影响，求取与油气单相关的准确值，而罐装样（包括气测）检测值不受影响，可以弥补测井的不足。
至于稠油，由于所含轻烃组分少，重烃含量高，而罐装样只能检测到温度至90℃呈气态的轻烃，所以利用罐装样资料划分稠油层是十分困难的。
4.5.1.5岩石热解地化分析资料
岩石热解地化分析是采用程序升温的方法使岩样中的烃及干酪根在不同温阶范围内挥发和裂解，再检测其烃及有机质含量的。对于储层来说，所测的是烃及其剩渣，参数有：S
——起始温度到90℃温阶范围内检测到的单位质量储层岩石中的烃含量，包括常温下呈气
态的C
1-C
4
及常温下呈液态而温阶范围呈气态的C
5
-C
7
。
S
1
——90℃-300℃温阶范围内检测到的单位质量储层岩石中的烃含量，为常温下呈液态而温阶
范围内呈气态的C
8-C
16
。
S 11——90℃-200℃，为常温下呈液态，温阶范围内呈气态的C
5
-C
11
。
S 2——为常温下呈固态、温阶范围内呈气态的C
16
以上。
S
4
——恒温600℃，经6min氧化，检测到的岩石中残余有机碳含量。
Tmax——S
2
达到高峰值的温度，温度越高，说明液态烃的分子量越大，油质越重。
从上述分析参数可知，岩石热解地化分析可检测储层中的全部烃及残渣，和气测、罐装样相比，大大延长了分析链，不同之处在于热解地化检测的不是单体烃，而是按温阶分段的单体烃之和。
至于样品，热解地化使用的是从井底返至井口，捞取清洗后晾干的岩屑（岩心）。在样品形成过程中必然要经过钻头研磨、钻井液冲刷、减压及空气中的浓度挥发，其烃含量已不是原状地层的实际情况，减少的数量就叫做样品的烃损失量。
根据以上分析，我们可以得出结论，岩石热解地化分析资料在解释成岩性好的中、重质油储层时具有明显优势。一是因为成岩性好，钻屑颗粒相对较大，比起小颗粒岩屑或散粒来在样品形成过程中抗钻井液冲刷及表面挥发的能力强，烃损失量相对较小。二是烃挥发能力是随其分子量增大
录井资料解释2015版(优.选)
1、掌握储层物性，含油气水丰度和（油气水的可动性）是评价油气层的充要条件。 2、如果层内含油丰度相近而不同渗透带的渗透率相差较大，那么可以确定高渗透带内 没有充满油，水是可动的，该层不高于（油气同层）。 3、进行井间对比的条件是：井距不远，储层的埋深相近，层位相近，储集类型和（物 性）相近，油气水物理化学性质相近。 4、定量荧光仪测定的是（荧光强度）。 5、在平衡状态下，组分在固定相和流动相中的量之比称为（分配系数）。 6、岩心描述时，一般长度大于或等于（10）cm，颜色，岩性，结构，构造，含油情况 有变化着，均需分层描述。 7、正常地下油气显示层在工程参数出现钻时降低，DC指数减小，立压降低等变化，在 钻井液参数上，具有出口温度升高，相对密度（降低）和出口电导率（变小）等现象，而假油气显示没有上述变化。 8、氢火焰离子检测器属于（质量流速检测器）。 9、在下列各组参数中，是综合录井仪实时参数的是（立管压力，1号泵冲速率，4号泥 浆体积）。 1.QFT定量荧光仪的激发波长是（254）nm。 2.QFT定量荧光仪检测到的荧光物质是（以萘族为主的化合物）。 3.假岩心一般出现在岩心的（顶部）。 4.全脱分析时盐水必须使用（饱和盐水）。 5.普通电动脱气器使用时，一定要注意脱气器钻井液出口量，应为满管的（2/3）最 佳。 6.DC指数是建立在（泥岩沉积压实）的理论基础上的。 7.Slgma方法是根据（岩石骨架强度）理论基础建立的。 8.在钻井过程中，用岩性对比地层时，最有效，最可靠的的方法是（岩性标准层标志 层）。 9.岩石热解地化录井参数TMAX的含义是热解（S2）的最高点所对应的温度。 10.直接测量项目按被测参数的性质和及时性可分为：实时参数和（计算参数）。 11.转盘扭矩是反应（地层变化）及钻头使用情况的一项重要参数。 12.出入口钻井液温度的测量可以掌握（地温梯度），帮助判断油气层，还可以探测超 压地层。 13.从色谱组分分析仪注样开始到全部组分分析完成所用的时间为一个（出峰时间）。 14.对于气液色谱分离下列定义（利用不同物质的组分在涂有固定液的固定相中的溶解 度差异，从而在两相中有不同的分配系数，当混合物质通过色谱柱时是单一物质组分得到分离，即挥发-溶解-在挥发=在溶解直至分离）是正确的。 15.对于气固色谱分离：利用吸附剂对单一物质的吸附性不同，是混合物质通过色谱柱 分离，即吸附-再吸附-解吸-再解吸直至分离。 16.根据石油的荧光性，请选择物质的荧光颜色正确的一组（油，沥青。黄色） 填空题
录井资料识别油、气、水层
录井资料识别油、气、水层
油、气、水定层定性判别 利用气测录井资料判断油、气、水层： 一般而言，油气层在气测曲线的全烃含量和组分数值会出现异常显示，可根据气测曲线的全烃含量、峰形特征及组分情况判断油、气、水层。油层具有全烃含量高，峰形宽且平缓及组分齐全等特征；气层具有全烃含量高，曲线呈尖峰状或箱状，组分主要为C1，C2以上重烃甚微且不全；含有溶解气的水层具有全烃含量低，曲线呈锯齿状，组分不全，主要为C1等特征；纯水层气测则无异常。利用荧光录井判断油、气、水层 利用发光明亮成都，发光颜色，含油显示面积、扩散产状、流动速度等荧光录井描述可定性对油、气、水层进行判别。一般而言，油质越好颜色越亮，油质越差颜色越暗。轻质油荧光显示为蓝紫色、青蓝色、蓝色，正常原油荧光显示为黄橙、黄色、黄褐色，稠油荧光显示为棕色、深褐色、黑色。扩散产状常见有晕状、放射状和溪流状，其中，晕状、放射状显示含油级别高，溪流状系那是含油级别低。流动速度常见有快速、中速和慢速，其中，快速、中速显示含油级别高，慢速显示含油级别低。含油显示面积大于60%显示含油级别高，30%~60%显示含油级别中等，小于30%显示含油级别低。 利用岩屑录井判断油、气、水层： 井底岩石别钻头破碎后，岩屑随钻井液返出井口，按规定的取样间隔和迟到时间，连续采集岩屑样品，济宁系统观察、分析、鉴定、描述和解释，并初步恢复地层剖面。岩屑录井是地质录井的主要方法，根据岩屑录井描述可初步对储集层的含油、气、水情况作出判断。 油、气、水层定量判别 气测数据质量控制： T g=C1+2C2+3C3+4iC4+4nC4+5C5 T g为全烃值，可以根据T g/（C1+2C2+3C3+4iC4+4nC4+5C5）比值对气测数据是否准确进行判断。如果该值为0.8~2.0，用气测数据定量判别油、气、水层效果较好，反之，判别结果与实际试油结论符合率较低，因此，当该比值为0.8~2.0时，认为气测数据可比较真实地反映底层流体性质，可用气测数据结合一些优选的经验统计方法实现对油、气、水层较为准确的定量判别。
录井知识
1、石油的组成是以碳氢化合物为主的混合物吗？（是的） 2、石油是以碳氢两种元素为主，你知它们一般各占多少百分比？（碳的含量82.2-87.1％，氢的含量11.7-14.7％） 3、石油中烷烃类在常温下呈气态的碳原子数量是多少？（C1-C4） 4、石油中碳氢化合物按其分子结构不同，有哪三种基本类型？（烷烃、环烷烃、芳香烃） 5、烷烃在常温下气态，液态、固态的碳原子数的多少？（C1-C4气态；C5-C15液态；C15以上为固态） 6、测量，描述地面原油的主要物理性质有哪些？（颜色、比重、粘度、荧光性、旋光性、溶解性、导电性等） 7、影响石油比重的因素有哪些？（胶质、沥青质） 8、石油的颜色主要与哪种物质成份有关？（主要与胶质—沥青质的含量有关） 9、通常我们将轻质原油，重质原油比重的分界点定在多少?(0.9) 10、粘 度的单位是什么？（泊、厘泊） 11、原油粘度大小受哪些因素的影响较大？（主要取决于原油中的溶解气量和温度，溶解气愈多，温度愈高，程度愈低，其次与密度有关） 12、石油中的荧光性是随石油中各组份含量的变化而变化吗？（是的） 13、你知道在石油勘探中，常应用石油的哪些物理特性？（荧光性—荧光录井，导电性—电测井，旋光性—确定绝对年龄，以及用石油的其它特性进行油层对比，油层分析，构造等综合研究） 14、煤田气、泥火山气和沼泽气以什么成分为主？（以甲烷为主） 15、一般认为，干气与湿气的区分是以甲烷含量的多少来划分的、你知道这个标准吗？（甲烷含量大于95％为干气，小于95％为湿气） 16、天然气具有溶解性，它的溶解度与温度、压力的关系如何？ (溶解度随温度升高而降低；压力不太高时，溶解度与压力成正比；压力很高时，这种关系就不存在了) 17、什么叫天然气的溶解度和溶解系数？ 溶解度：在一定温度压力下，一定量的溶剂中所溶解的某种气体的饱和量。溶解系数：是指达到平衡时溶解的气与溶剂体积之比。 18、气态烃类易溶于石油还是易溶于水？（石油） 19、甲烷在石油中的溶解度是水中溶解度的多少倍？（10倍） 20、不同的烃类气体在石油中的溶解度有何不同？ 随烃类气体分子的增大而增大，如设甲烷在石油中的溶解度为1，则乙烷为甲烷的3—5倍。在5个大气压时，乙烷及比它更重的烃气可按任意比例与石油混合。 21、你知道现场对储集岩孔隙度好坏是如何分级的吗？ 孔隙度： 0-----5％无价值 5-----10％不好 10-----15％中常 15-----20％好 20-----25％极好 22、实际应用中，评价储集层岩石渗透率的数值是如何规定的？ 渗透率：1.0-----10.0 毫达西中常
常规录井资料整理规范
录井资料整理格式规范 一. 录井综合图：（1 ：500） 1. 规格:纸张规格A4（卷纸） 2 . 图头：一号字（隶书），比例尺1:500 二号字（宋体） 油商秘密（3号黑体 图列：六号字（宋体），其他文字均为小五号字（宋体） 3. 图幅：横向总宽为279 依次为： 35+45+9+9+7+30+13+45+40+30+8+8=279 钻时+电位时差伽马+层位+井深+颜色+剖面+取心+双侧向 +全烃+密度粘度+测井解释+综合解释 4. 曲线颜色： 钻时红色，自然电位为红色，声波时差为绿色，自然伽马为蓝色感应（红色、绿色、蓝色、紫色、黑色），密度为红色，粘度为绿色。 5. 色谱曲线一栏：参考复印(红色、绿色、蓝色、紫色) 6. 特殊岩性使用统一图列; 碳质泥岩：凝灰质泥岩：钙质砂岩： 二. 岩心录井综合图：（1 ：100） 1. 规格: 纸张规格A4（卷纸） 2.图幅：横向总宽为279 cm 依次为 15+15+15+45+9+9+15+15+7+30+9+40+55=279 cm 孔隙度+渗透率+饱和度+电位时差伽马+层位+井深+取心 +岩样（心）位置+颜色+剖面+破碎磨光位置+深感应+岩性描述 字体、字号、曲线颜色均与录井综合图一致。 三. 录井完井报告：（二号宋体加粗） 1.纸张规格A4（包括附图、附表） 2. 封面格式、扉页格式、报告字号与报告文字内容必须严格按石油天然气探井录井资料采集与整理操作规程（第三版）执行。 封面：页边距上60mm、下45mm、 盆地及一、二、三级构造单元名称（三号宋体） xx井录井完井报告封面（二号宋体） 中国石油…..年…..月…日….. 为（四号宋体） 扉页：盆地及一、二、三级构造单元名称（三号宋体、距顶50mm）井录井报告为（二号宋体）
地质录井的几点认识
曙光油田地质录井的几点认识 摘要根据曙光油田探区钻井、录井新技术使用情况及油气层特点，结合华北录井公司成立以来在鄂北工区油气勘探录井取得的一些录井成果与认识，提出一些适合曙光油田地质特点录井方法和经验，并分别从混入添加剂条件下油气显示的识别；定向钻井技术应用对地质录井的影响；曙光油田的油气层特点等三方面对曙光油田勘探录井方法方面提供一些参考。 关键词曙光油田录井技术油气解决方法 概述：地层简介所揭示的地层自上而下依次为第四系（Q），白垩系下统罗汉洞组（K1Z5），环河组（K1Z4），华池组（K1Z3），洛河-宜君（K1Z1+2），侏罗系中下统安定组（J2a），直罗组（J2z），延安组（J1-2y），三叠系上统延长组第三段(T3y3)，第二段（T3y2） 在钻井液混入有机添加剂条件下油气显示的识别 在钻井施工过程中，常因工程需要加入有机添加剂，主要有润滑剂、磺化沥青、乳化剂、防塌剂、柴油和原油等，这些材料对荧光录井和气测录井有不同程度的影响。干扰了真假油气显示识别，给油气层解释评价带来了很大困难。 1）对荧光录井的影响 荧光录井的原理：沉积岩中的沥青物质和石油中的一些组份，在紫外光的作用下能发出荧光。在钻井过程中用荧光灯来照射岩心或岩屑，从而发现其中的含油显示，根据发光的亮度和发光颜来可以半定量和定性地判别沥青物质或石油的含量和组份。但当钻井液中加入大
量的有机添加剂时，这种方法受到了极大影响。主要表现在以下几个方面： ①岩屑湿照、干照均有明显的荧光异常显示，系列对比显著提高。 ②岩屑荧光因添加剂类型不同而存在差异，影响较为严重的是磺化沥青类，干、湿照均有明显的荧光显示，磺化沥青的程度磺化程度愈低，对荧光录井的影响愈大；其次是润滑剂、消泡剂类，干喷照有显示，系列对比也较高。 ③随着加入量的加大，岩屑荧光含量和系列对比级别均有不同程度的提高。 表1 各种污染环境下岩屑荧光特征 2）解决办法 解决钻井液混油和有机添加剂对荧光显示现场有多种常归方法，精细观察法，定量荧光技术法，污染基值判别法、图版法、热解参数直接判别法。现仅就最适合本区现场操作的方法加以说明: 精细观察法：是指在荧光灯下挑出发光岩屑，观察岩屑断面发光面积及强度是否均匀。如果是不含油的污染岩屑，其断面荧光显示多为环状或发光强度外部大于内部，对其进行滴照，滤纸上将出现明显
常用计算公式
常用计算公式 1、投资率，又称资本形成率，通常指一定时期内资本形成总额（总投资）占国内生产总值的比重，一般按现行价格计算。目前，国际上通行的计算方法为： 2、消费率，又称最终消费率，通常指一定时期内最终消费（总消费）占国内生产总值的比率，一般按现行价格计算。用公式可表示为： 其中，最终消费包括居民消费和政府消费。 社会上也有人用社会消费品零售总额代替最终消费，用生产法GDP 代替支出法GDP计算消费率，但这种方法大大低估了消费率。原因是，社会消费品零售总额与最终消费存在较大差异，它仅与最终消费中的商品性货物消费相对应，服务性消费以及实物性消费、自产自用消费和其他虚拟消费都不包括在内，不能全面反映生产活动最终成果中用于最终消费的总量。 反映三大需求对经济增长拉动的指标 3、投资拉动率，又称投资对GDP增长的拉动率，通常指在经济增长率中投资需求拉动所占的份额，也称投资对GDP增长的贡献率。计算方法为： 同时，还可以计算投资拉动GDP增长的百分点。计算方法为： 投资拉动GDP增长（百分点）＝投资拉动率×GDP增长率 其中的GDP增长率一般为不变价生产法GDP增长率（下同）。 4、消费拉动率，又称消费对GDP增长的拉动率，通常指在经济增长率中消费需求拉动所占的份额，也称消费对GDP增长的贡献率。计算方法为：
同时，还可以计算消费拉动GDP增长的百分点。计算方法为： 消费拉动GDP增长（百分点）＝消费拉动率×GDP增长率 5、“贡献率”？它是怎样计算的？ 在统计分析中经常使用“贡献率”，那么“贡献率”是什么含义？它是怎样计算的？ （产业贡献率：指各产业增加值增量与GDP增量之比 产业拉动率：指GDP增长速度与各产业贡献率之乘积。） 贡献率是分析经济效益的一个指标。它是指有效或有用成果数量与资源消耗及占用量之比，即产出量与投入量之比，或所得量与所费量之比。计算公式： 贡献率（%）=贡献量（产出量，所得量）/投入量（消耗量，占用量）×100% 贡献率也用于分析经济增长中各因素作用大小的程度。 计算方法是： 贡献率（%）=某因素贡献量（增量或增长程度）/总贡献量（总增量或增长程度）×100% 上式实际上是指某因素的增长量（程度）占总增长量（程度）的比重。 举例说明如下： 总资产贡献率（%）=（利润总额+税金总额+利息支出）/平均资产总额×100% （1）总资产贡献率：反映企业资金占用的经济效益，说明企业运用全部资产的收益能力。 （2）社会贡献率：是衡量企业运用全部资产为社会创造或支付价值的能力。 社会贡献率（%）= 社会贡献总额/平均资产总额×100% 社会贡献总额包括工资、劳保退休统筹及其他社会福利支出、利息支出净额、应交增值税、产品销售税金及附加、应交所得税及其他税、净利润等。为了反映企业对国家所作贡献的程度，可按上述原则计算贡献率。
录井解释方法
录井解释方法 开放分类：石油、地质、录井、采油 录录井解释方法 录井解释的具体工作，首先是对录井采集资料进行资料处理，求取储层评价参数，对录井单项资料进行定性解释，然后结合测井资料、岩心分析、试油等资料，进行图版解释和综合分 析判断，确定油气水层解释结论，预测油气层产能。从研究对象上，又可细分为油水层解释、气水层解释和水淹层解释。 第一节油水层解释方法 油水层解释流程： 采集资料处理——应用技术及有效参数优选——单项资料解释——解释图版建立——综合分析判断——油层产能预测 一、应用技术及有效参数优选 1.主要应用技术 ①岩心等实物观察判断技术 ②气测资料解释技术 ③地化分析评价技术 ④荧光显微图像分析评价技术 ⑤井喷、井涌、井漏、油气水侵及钻井液油气显示解释技术 ⑥测井解释技术 2.有效参数优选 ①反映有效厚度的参数：岩心含油产状及厚度，测井解释井段及对应的曲线特征，井壁取心含油砂岩井深位置，岩屑含油显示井段，气测异常显示井段。 ②反映孔隙性的参数：岩心分析孔隙度及孔隙类型，测井解释孔隙度、声波时差、岩性密度、中子密度曲线特征，地化热失重分析孔隙度，核磁共振分析孔隙度，岩心、岩屑、井壁取心岩性、粒度、分选性、磨圆度等，荧光图像分析面孔率。 ③反映渗透性的参数：岩心分析渗透率，岩心、岩屑、井壁取心岩性、粒度、分选性、磨圆度、胶结物、充填物、裂缝及层理构造发育程度等，荧光图像分析孔隙清晰度、连通性，测井自然电位、自然伽玛、声波时差、微电极幅度差、井径等。 ④反映含油性的参数：岩心、岩屑、井壁取心一次观察含油特征，地化分析岩石含烃量，气测分析全烃含量及异常显示曲线形态，井喷、井涌等异常现象及钻井液槽池面显示特征，测井电阻率及其曲线特征。 ⑤反映原油物性（渗流性）的参数：岩心、岩屑、井壁取心二次观察含油特征，地化分析岩石烃类组分含量、相对含量及其谱图形态特征，荧光图像孔隙含油颜色及分布特征，气测分析组分相对含量，井喷、井涌等异常现象及钻井液槽池面显示特征。 ⑥反映含水性的参数：岩心、井壁取心含水特征，地化分析烃类组分相对含量及其谱图形态特征，气测分析H2、CO2、CH4含量，气测异常显示曲线形态及组分相对含量，荧光图像含水特征，测井解释含水饱和度。 ⑦反映地层压力的参数：钻井液密度与井喷、井涌等异常现象，综合录井d指数、σ指数及钻井液体积等参数。 由于地下地质现象的复杂性，真实的地层很难直接得到，测、录井井筒采集资料中的感官现象、曲线特征、图形特征、图像特征、宏观的井口异常现象等，都可以作为获得储层参数的重要信息。 二、单项录井资料解释方法
岩屑录井方法
岩屑录井 编写人：杨柳孝2005.10.27
第2章 岩屑录井 2.1 概述 岩屑录井是按照一定的取样间距及迟到时间，连续捞取并描述钻井过程中被钻头破碎后随泥浆返出井口的岩屑，并利用测井资料使其归位、建立地层原始剖面的过程。 岩屑录井成本低、资料连续、了解地下情况及时，在石油勘探中得到广泛地应用。 岩屑录井可分三个主要步骤，即捞样、描述和解释归位。捞样的关键是确保岩样的深度可靠；描述的关键是从混杂的岩屑样品中找出所在井深的真岩屑并给于准确的定名；而解释归位的质量则决定于操作人员的综合分析能力。 2.2岩屑样品的捞取 2.2.1确定岩屑井深 岩屑样品的井深由钻具井深和迟到时间确定，钻具井深是岩屑样品在地下的井深，但岩屑样品是在井口捞取的，岩屑从井底到井口有一个返出时间，此时间就叫迟到时间。 2.2.1.1钻具管理与井深的计算（见岩心录井） 2.2.1.2迟到时间的确定方法 A.理论计算法 Q V T ==H Q d D ?422）—（π 其中V ：井眼与钻杆之间的环形空间容积，米3； Q ：泥浆泵排量，米3/分； D ：井径，即钻头直径，米； d ：钻杆外径，米； H ：井深，米。 以上公式把钻头直径看作井径，但实际井径是很不规则的，工区实际井径的平均值大约为钻头直径的1.2—1.5倍，所以理论法计算的迟到时间在现场仅作参考。一般在开钻后，1000米以上的井段使用，但要附加一定的系数。 B.实物测定法 选用与钻屑大小相当的、密度相近的白瓷片、红砖块等较醒目的碎块，在接单根时投入钻杆后，同时投入颜色鲜艳的塑料片，记下开泵时刻。其后在井口观察返出物，当塑料片返出后，密切注视投入碎块的返出时刻并作记录，碎块返出时刻与开泵时刻的差值即为循环周时间，其中实物从井口沿钻杆到井底的时间叫下行时间，由井底沿环形空间返至地面的时间叫迟到时间，循环周时间减去下行时间即为迟到时间。由于钻具是规则的，所以下行时间是确定的，它等于钻杆容积除以泵排量。 因为迟到时间是随井深增加而不断改变的一个连续变量，而实际工作中又不可能每一个深度都进行测定，为了保证相对的准确性，东营地区规定1500m 以内做成一次。1500—2500m 每100m 作成一次。2500m 以下每50m 作成一次。若是岩性与迟到时间明显不符或井眼情况复杂等应主动加密测量。此外，在按一定间距实测迟到时间的基础上，应随井深的增加，采用正比法逐点加大迟到时间。 在钻井过程中，往往由于机械或其他原因需要变泵。可以是单泵变双泵，也可以是双泵变单泵，遇到这种情况，我们可用反比法进行校正。 ⑴变泵时间早于钻达时间 原新原新T Q Q T ?=
常用相关分析方法及其计算
二、常用相关分析方法及其计算 在教育与心理研究实践中，常用的相关分析方法有积差相关法、等级相关法、质量相关法，分述如下。 （一）积差相关系数 1. 积差相关系数又称积矩相关系数，是英国统计学家皮尔逊（Pearson ）提出的一种计算相关系数的方法，故也称皮尔逊相关。这是一种求直线相关的基本方法。 积差相关系数记作XY r ，其计算公式为 ∑∑∑===----= n i i n i i n i i i XY Y y X x Y y X x r 1 2 1 2 1 ) ()() )(( (2-20) 式中i x 、i y 、X 、Y 、n 的意义均同前所述。 若记X x x i -=,Y y y i -=，则（2-20）式成为 Y X XY S nS xy r ∑= (2-21) 式中n xy ∑称为协方差，n xy ∑的绝对值大小直观地反映了两列变量的一致性程 度。然而，由于X 变量与Y 变量具有不同测量单位，不能直接用它们的协方差 n xy ∑来表示两列变量的一致性，所以将各变量的离均差分别用各自的标准差 除，使之成为没有实际单位的标准分数，然后再求其协方差。即： ∑∑?= = )()(1Y X Y X XY S y S x n S nS xy r
Y X Z Z n ∑?= 1 (2-22) 这样，两列具有不同测两单位的变量的一致性就可以测量计算。 计算积差相关系数要求变量符合以下条件：（1）两列变量都是等距的或等比的测量数据；（2）两列变量所来自的总体必须是正态的或近似正态的对称单峰分布；（3）两列变量必须具备一一对应关系。 2. 积差相关系数的计算 利用公式 (2-20)计算相关系数，应先求两列变量各自的平均数与标准差，再求离中差的乘积之和。在统计实践中，为方便使用数据库的数据格式，并利于计算机计算，一般会将(2-20)式改写为利用原始数据直接计算XY r 的公式。即： ∑∑∑∑∑∑∑---= 2 22 2 ) () (i i i i i i i i XY y y n x x n y x y x n r (2-23) （二）等级相关 在教育与心理研究实践中，只要条件许可，人们都乐于使用积差相关系数来度量两列变量之间的相关程度，但有时我们得到的数据不能满足积差相关系数的计算条件，此时就应使用其他相关系数。 等级相关也是一种相关分析方法。当测量得到的数据不是等距或等比数据，而是具有等级顺序的测量数据，或者得到的数据是等距或等比的测量数据，但其所来自的总体分布不是正态的，出现上述两种情况中的任何一种，都不能计算积差相关系数。这时要求两列变量或多列变量的相关，就要用等级相关的方法。 1. 斯皮尔曼(Spearman)等级相关 斯皮尔曼等级相关系数用R r 表示，它适用于两列具有等级顺序的测量数据，或总体为非正态的等距、等比数据。
气测录井基础知识
气测录井基础知识 一、概念 1）破碎岩石气 在钻进的过程中，钻头机械的破碎岩石而释放到泥浆中的气体称为破碎气。破碎岩石的含气量的大小与许多因素有关，一般情况下，含油气多的地层往往有较多的显示，这是现场录井人员及时发现油气层的基础，有时在欠压实泥岩盖层的钻进中可能有较好的气显示。如果泥浆压力大于地层孔隙压力，也可能没有明显的气显示。 2)压差气 当井下地层孔隙压力大于井筒泥浆压力时，地层流体将按达西定律向井筒泥浆运移，由此产生的天然气成为压差气。压差气产生的原因又分下列四种情况。 (1)接单根气 在接单根时的抽汲作用对井底压力降低，易形成压差气进入井筒，经过一个迟到时间就可以在录井仪器上检测到。如果钻过不同岩性地层的大段井段，而没有接单根气显示，这属不正常现象。 (2)起下钻气——后效气 起钻过程中，由于停泵、上提钻柱，必然会有泥浆静止或抽汲效应，这两个效应都会使井中泥浆压力下降，因而有利于压差气的产生。在正常的起钻过程中，没有泥浆流出井口，因而也无从检测泥浆中的气体，停留在井筒内的气体要等到下钻后再次循环泥浆密度才能被检测到，这就是后效气。 (3)扩散气 地层气可以以扩散方式进入井筒泥浆中，扩散气不受压力平衡状态影响，只与浓度有关，但扩散气的扩散过程较长，故在气显示上具有漫步性，这一特点使这种气显示与层位对应关系变得很模糊。很少用来确定油气层层位，一般把它划入到背景气中。 4）背景气 在压力平衡条件下，钻头并未进入新的油气层，而是由于上部地层中一些气体浸入钻井液，使全烃曲线出现微量变化，称这段曲线的平均值为地层背景气，又称基值。 全烃—由全烃检测分析仪检测分析出循环钻井液中的所有烃类气体含量的总和。 全量---循环钻井液中所有气体含量的总和。 色谱组分----循环钻井液中所有烃类气体的各组分含量。 非烃组分----主要指二氧化碳，氢气及惰性气体。 二、气测录井基础知识 1、气测录井的作用。 （1）气测录井---气测录井就是利用气体检测系统或按一定周期检测分析通过钻井液脱气器从钻井液中脱离出的烃类气体含量的一种录井方法，它能及时发现油气显示、预报井涌、井喷、气侵，综合评价储集层。
人力资源常用计算公式大全
2016-02-10人力资源研究人力资源研究 HRresearch881、人力资源专业知识的分享、互动；2、HR行业信息的发布、揭秘；3、HR相关的培训、咨询、产品等推介！博主个人号：rockysml HR必知的九大效益计量公式 1. 人事费用率： 人事费用率指人力成本占销售额比重。该指标反应了人力成本的投入产出比，计算的是人力成本投入在企业总收入中的份额，是最能直接反应人力使用效率的一个指标。 计算公式：人事费用率＝人事费用总额/营业额*100％ 2. 人均劳动生产力： 人均劳动生产力是指每一个劳动力平均所创造的公司营业额。 计算公式：人均劳动生产力＝公司营业额/劳动力人数（员工人数） 3. 人事费用投入产出率：
该指标反应的是每投入1单位的人事费用，能产生多少单位的营业收入。 计算公式：人事费用投入产出率＝公司营业额/人事费用总额 4. 人力成本利润贡献率： 人力成本利润贡献率指企业投入的人力成本代价与企业最终获得的以利润表现的经济效益之间的关系。 计算公式：人力成本利润贡献率＝税前利润/人事费用总额 5. 薪资占人事费用的比例： 计算公式＝薪资总额/人事费用总额*100％ 6. 人均薪资与人均劳动生产率的比例： 人均薪资与人均劳动生产力的比例关系在于说明薪资与劳动生产力的变化关系，如人均劳动生产力越高，人均薪资越低，则对投资者而言，投资报酬率越高，也就是投入最低的成本获得最大的效益（这个指标数字越大，公司老板越高兴啊）。计算公式＝人均劳动生产力÷人均薪资*100％ 7. 培训费用占人事费用的比例：
计算公式＝培训费用/人事费用总额*100％ 8. 人均招聘成本： 计算公式：人均招聘成本＝招聘费用总额/到岗总人数 9. 离职率（主动）： 主动率职率＝主动离职人数/（月初人数＋月末人数/2）*100％，关于离职率的计算，有好几种计算方式，简单化，就采取这种最常用的计算方式： 离职率=离职总人数/（期前总人数+期间入职人数） HR必收藏的50条最常用的计算公式 一、招聘分析常用计算公式 1、招聘入职率：应聘成功入职的人数÷应聘的所有人数×100％。 2、月平均人数：（月初人数＋月底人数）÷2
录井常用知识
名词解释： 1、迟到时间：岩屑从井底循环返到井口的时间。 2、下行时间：钻井液从井口循环到达井底的时间。 3、一周时间：钻井液从井口循环到达井底再返出到井口的时间. 4、分离度：色谱柱分离烃组分的程度。是检测色谱柱效能的重要参数。录井规范要求色谱柱分离度要在0.5以上，实际使用中色谱柱分离度要在0.8以上才行。 分离度K=（C2峰高-C1回峰高）/C2峰高。 5、载气：携带样品气进入色谱柱的具有一定压力的气体，烃组分使用氢气做载气，非烃组分使用空气做载气。 6、保留时间：某一组分从阀体动作分析开始到出峰最大值所需要的时间。 7、ppm：浓度单位，表示百万分之一单位浓度。 1ppm＝0.0001%；30ppm＝0.003%；2000ppm=0.2%。 8、单根峰：在接单根过程中，由于停泵造成地层流体侵入钻井液中，再经过循环后这部分被气浸的钻井液返出到地面而测到的气测异常。 9、后效：在起下钻过程中，由于起钻的抽吸作用、钻井液静止时间较长，地层中的流体侵入到钻井液中，当下钻到底后再次开泵循环而出现的气测异常。 叙述题： 1、全烃使用的鉴定器名称，烃组分使用的鉴定器名称,工作原理。 答：使用的都是氢火焰鉴定器，简写FID。 原理:当有机物随载气进入火焰燃烧,由于化学电离反应产生带电离子对.在电场作用下这些带电离子向两极定向运动,形成离子流。通过微电流放大板放大,取出信号,进行记录,采集,处理,即可对有机物进行定性定量分析。 2、非烃组分使用的鉴定器名称,工作原理。 答：使用的是热导池鉴定器，简写TCD。 原理:在热导池中热敏元件的阻值变化用惠斯顿电桥原理进行测量.电桥四臂都由热敏元件组成,位于池体同一孔道中的R1,R3为测量臂,另一孔道中的R2,R4为参比臂.四个钨丝的阻值相同,以增加鉴定器的稳定性.由于组分的热导系数和纯载气的热导系数不同,有热传导带走的热量不同而引起热敏元件阻值的变化,使电桥失去平衡,产生不平衡电压输出信号. 3、电动脱气器工作原理。各组成部分名称。 答：将从井底返出到地面的循环钻井液进行机械搅拌,脱出其内所含有的气体,进入集气室收集,然后通过脱气器出口输入到气测分析系统。组成主要有电机、搅拌棒、空气补偿口、样品气出口、钻井液喷出口、钻井液入口、档圈、支架。 4、样品气工作流程。 答：脱气器→沉淀瓶→氯化钙干燥筒→气路管线→脱脂棉干燥筒→沙芯虑球→抽气泵→色谱仪。 5、综合录井仪使用的外部传感器名称。 答：泵冲传感器、钻井液出口/入口温度传感器、钻井液出口/入口密度传感器、钻井液出口/入口电导传感器、钻井液池体积传感器、钻井液出口流量传感器、立管压力传感器、套管
《地质录井应用》课程标准
地质录井及应用课程标准 课程名称：地质录井应用课程代码：01007092 适用专业：钻井工程技术课程学时：32 一、课程定位 本课程是钻井技术专业的重要课程之一，通过本课程学习，使学生掌握地质录井的基本方法，利用地质录井资料指导现场钻井过程，结合测井资料进行油气水层的综合分析和判断，建立地层柱状剖面图。使学生具备钻井工，地质工的职业素质，满足零距离就业的需要。同时，还要注重学生再学习能力的培养，为后续就业奠定基础。 前修课程: 油气藏地质分析及应用 后续课程: 钻井施工 二、课程目标 （一）知识目标 1．认知什麽是地质录井，为什么要进行地质录井。 2．了解并掌握各种地质录井方法的原理及作用。 3．地质录井技术在钻井过程中的应用。 4．绘制地质录井综合柱状剖面图。 5．利用地质录井资料判断油气水层。 （二）能力目标 1．专业能力 （1）能够利用岩屑和岩心资料确定地层岩性、划分储集层。并进行储层地质描述； （2）能够结合测井资料判别油气水层及沉积旋回的划分； （3）应用资料绘制地质录井综合柱状剖面图； （4）地质录井资料在地质综合研究中的应用。 2. 方法能力 （1）地质录井过程是一个资料采集的全过程，通过学习学生可以掌握信息收集的方法和去伪存真的能力； （2）完井过程要绘制录井综合柱状剖面图，可提高学生的动手及逻辑能力；
（3）编写完井地质总结报告可提高学生的系统思考及书面表达能力。 3. 社会能力 （1）具有良好的职业道德及爱国创业精神； （2）具有良好的团队协作精神； （3）具有安全生产及环境保护意识； （4）认同石油企业文化，坚持“三老四严”，对工作精益求精。 三、课程设计思路 1.教学内容设计思路 本课程是在对油田企业进行充分调研的基础上，与现场场专家共同对地质录井岗位进行工作任务分析，参照地质录井工国家职业标准，提炼出典型工作任务； 根据地质录井的工作流程，本课程设计了4个学习情境。 （1）地质录井及其方法 （2）综合录井原理及资料应用 （3）录井新方法 （4）完井地质总结 2.教学组织设计思路 首先以真实的地质录井过程为背景提出教学项目，在每一个项目中明确各项工作任务以及各项任务之间的衔接关系。其次，在各项任务中获取资料信息的整理过程中应用实际图幅和文字报告明确实际收集的资料和整理后资料之间的关系。最终将资料采集，收集和整理的全过程系统化完成教学设计。该项教学属于实际应用教学，教学方法的采用比较灵活。 四、课程内容
常用的计算公式大全
齐全的计算公式 在实际生活中我们往往会遇到各种各样的计算，为此特向大家提供各种换算公式，以供参考。 1平方公里（km2）=100公顷（ha）=247.1英亩（acre）=0.386平方英里（mile2） 1平方米（m2）=10.764平方英尺（ft2） 1平方英寸（in2）=6.452平方厘米（cm2） 1公顷（ha）=10000平方米（m2）=2.471英亩（acre） 1英亩（acre）=0.4047公顷（ha）=4.047×10-3平方公里（km2）=4047平方米（m2 ） 1英亩（acre）=0.4047公顷（ha）=4.047×10-3平方公里（km2）=4047平方米（m2 ） 1平方英尺（ft2）=0.093平方米(m2) 1平方米（m2）=10.764平方英尺（ft2） 1平方码（yd2）=0.8361平方米（m2） 1平方英里（mile2）=2.590平方公里（km2） 体积换算 1美吉耳（gi）=0.118升（1）1美品脱（pt）=0.473升（1） 1美夸脱（qt）=0.946升（1）1美加仑（gal）=3.785升（1） 1桶（bbl）=0.159立方米（m3）=42美加仑（gal）1英亩·英尺＝1234（注本文介绍的生活常用资料，销售小技巧，一些小方法的消防安全法律知识所
立方米（m3 ） 1立方英寸（in3）=16.3871立方厘米（cm3）1英加仑（gal）=4.546升（1） 10亿立方英尺（bcf）=2831.7万立方米（m3） 1万亿立方英尺（tcf）=283.17亿立方米（m3） 1百万立方英尺（MMcf）＝2.8317万立方米（m3） 1千立方英尺（mcf）=28.317立方米（m3） 1立方英尺（ft3）=0.0283立方米（m3）=28.317升（liter）1立方米（m3）=1000升（liter）=35.315立方英尺（ft3）=6.29桶（bbl）长度换算 1千米（km）=0.621英里（mile）1米（m）=3.281英尺（ft）=1.094码（yd） 1厘米（cm）=0.394英寸（in）1英寸（in）=2.54厘米（cm） 1海里（n mile）=1.852千米（km）1英寻（fm）=1.829（m） 1码（yd）=3英尺（ft）1杆（rad）=16.5英尺（ft） 1英里（mile）=1.609千米（km）1英尺（ft）=12英寸（in） 1英里（mile）=5280英尺（ft）1海里（n mile）=1.1516英里（mile）质量换算 1长吨（long ton）=1.016吨（t）1千克（kg）=2.205磅（lb） 1磅（lb）=0.454千克（kg）[常衡] 1盎司（oz）=28.350克(g) 1短吨（sh.ton）=0.907吨（t）=2000磅（lb） （注本文介绍的生活常用资料，销售小技巧，一些小方法的消防安全法律知识所
利用综合录井资料解释评价油气层
利用综合录井资料解释评价油气层 第2章综合录井资料在油气水层的反映特征 2.1 综合录井资料包含的内容 综合录井资料为随钻测量或观察所得，具有及时性、直观性强的特点，是发现、识别油气水层的重要手段。主要包括以下四部分： 1. 气测录井资料，包括气测全量、组分等资料； 2. 常规地质资料，包括岩屑、岩心、壁心、钻时、钻井液密度、粘度、油气水等资料； 3. 钻井工程参数，包括钻速、钻压、泵压、出口流量、DC指数及钻头参数等； 4. 特殊录井资料，定量荧光分析（QFT）、地层压力参数以及计算参数等资料。 这些参数在钻遇油气水层时，都会表现出一定的异常反映，对识别气层、油气层、水层有一定的贡献，但由于一些特殊性（地质环境、采集因素、过压等），某些参数对气层、油气层、水层的反映特征变化不明显或几乎没变化，有必要对其进行进一步的分析和总结。 2.2 综合录井资料与油气水层的一般规律 2.2.1 气测录井资料在油气水层的反映特征 气测录井资料是直接测定钻井液中可燃气体含量的一种录井方法。气测录井是在钻井过程中进行的，具有实时、精度高、应用方便有效等特点，是目前我们发现和评价油气层极其有效的手段。气相色谱仪是气测录井的核心设备，其工作原理是样品由载气带进色谱柱进行分离，分离后各组分依次进入鉴定器，在鉴定器中气样燃烧，产生的电流信号放大后以数字信号的形式直接进入计算机存储。气相色谱仪能准确地检测出钻井液中的全量、甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和戊烷的含量。根据不同的产生机理，我们可以把钻井液中的气体分为以下几类： 1) 破碎气：在钻进过程中，由钻头机械破碎地层而释放到钻井液中的烃类气体。 2) 压差气：当地层压力超过井筒内液柱压力时，受压差作用从储层进入钻井液中的烃气。 3) 二次循环气：从地表泵入井底又第二次在地表出现的气体，主要是由于钻井液除气系统未将钻井液中的气体排除干净所致。 4) 外源气：除岩屑之外的某个气源被人为导入钻井液中的烃气，如磺化沥青、磺化苯醛树脂、润滑剂等泥浆材料所产生的烃气。 所以，气测录井要去伪存真，抓住破碎气，分析压差气，校正二次循环气，排除外源气，发现真显示。因此，气测录井是我们发现和识别油气层最值得研究和利用的方法。 在分析气测值在油气层的反映特征之前，我们应该很清楚的认识到：气测值的高低不能反映储层的流体性质，也不能反映天然气层的产能，高产气层和低产气层与气测值的高低没有直接的关系。因为，油气层在实时录井过程中均有异常，但异常值的大小与地层的岩性、物性、钻井液使用密度密切相关，目前渤海地区普遍采用过压钻进，所以气测录井所测到的气体主要是地层的破碎气，气量较有限，而地层中的气体，由于钻井液压力大于地层压力加上钻头水眼的高压喷射作用而很难进入井眼。所以，在油气水层中气测值的反映具有一定的规律性，总结如下：
油气上窜速度计算
复杂情况下的油气上窜速度计算后效录井是指工程停钻或起下钻时钻井液静止一段时间后，下钻到需要的深度进行钻井液循环时，测定通过扩散和渗透作用进人井筒钻井液中的烃类气体的含量(或在钻具抽吸作用下进人钻井液中的油气含量)。在气井特别是重点探井的钻进中，当上部打开一个气层后，会在后面的钻进过程中不可避免地多次出现后效气。根据多年来的实践结果来看，后效气的气测值往往比打开气层时的值高的多，特别是一些地层压力较高的气层，往往能达到全烃99.9%这样满值的情况。这极大加强了井控工作的难度。事实上最近几年发生在川东北的绝大多数溢流事故都是在起下钻过程中由于后效气导致的溢流。现场录井之中,准确的计算出油气上窜速度对于安全钻井,对于油气层的保护和后期的测试、油气产能评价意义重大。 目前录井常用的油气上窜速度方法为迟到时间计算法。计算公式为：V=（H油-H钻*（T1-T0）/T迟到）/T静 其中：V 油气上窜速度m/h H油新打开油气层顶部深度m H钻开泵循环时钻头所在井深m T1 循环气测值明显升高时间（见显示时间）min T0 开泵时间min T迟到在钻头位置所在井深的迟到时间min
T静静止时间h 在一般的情况下，油气层深度、钻头位置、开泵时间、见显示时间、静止时间都是确定的，唯一影响计算准确性的只有迟到时间这一个变量。计算迟到时间的理论公式T迟到=V/Q，其中V是井底钻具与井壁的环空容积m3，Q为循环时的泵排量m3/min。在钻具和井筒结构没有大的变化情况下，T迟到只与钻头位置和排量呈线性相关。在实际录井过程中，每钻进到一定深度录井人员会利用停泵的机会采用实测法得到一个迟到时间。在做迟到时间实测实验时，一般要求井队保持泵排量稳定在正常钻进时的排量。在正常情况下，泵的排量只与泵的泵冲转数有关。我们定义，在这种情况下得到的T迟到为标准迟到时间，这时候的泵冲转数为标准泵冲转数，标准迟到时间与标准泵冲数是呈反比关系。在使用综合录井仪的录井条件下，录井人员可以调整设置使仪器的迟到时间在标准泵冲转数下与标准迟到时间一致。这样当钻头位置或泵冲发生变化时，仪器能自动计算迟到时间保证录井资料的准确性。 当班录井人员在计算油气上窜速度时采用的迟到时间一般就是仪器实时反映的迟到时间。这种计算方法本身是没有问题的，但这种方法有一个前提，井队的泵冲在整个循环过程中必须稳定不变，这样才能保证迟到时间的准确性。但在实际钻井过程中，井队在下钻到底后通常会先低泵冲循环
地质录井公司
立足新起点谋求新发展 ——地质录井公司在胜利油田厂长（经理）发展论坛上的发言 （2012年11月） 地质录井公司主要担负着发现、识别、评价油气层，随钻工程检测等职能，是一家集钻井地质设计、工程（井位）测绘、录井技术服务、信息远程传输、资料解释评价、地质综合研究、录井设备研发于一体的专业化录井公司。近年来，公司经济总量保持年均20%以上的增幅，2011年突破5亿元大关，实现了“十二五”高起点开局，连年超额完成管理局下达的生产经营任务，连续13年实现安全生产无责任事故。先后获得全国企业文化建设优秀单位、中国AAA级示范单位和全国文明诚信示范单位、山东省文明单位、集团公司创先争优先进基层党组织、油田劳动和谐示范单位等荣誉称号。 一、2012年工作开展情况 今年以来，地质录井公司按照油田“打造世界一流，实现率先发展”的战略规划和“稳中要进、进中求新”的发展主基调，积极推进“一业为主，双轮驱动，立足胜利、两翼推进”的发展模式（以录井技术服务为主、录井装备研发和
录井信息化为双引擎，在保障油田勘探开发需求的同时，充分利用两个市场两种资源，拓展生存发展空间），经济总量同比有了大幅增长，综合实力也取得较大提升。一是充分发挥支撑保障职能，服务油田增储上产能力有新提升。紧跟油田“三大战役”的推进步伐，合理调配人员、技术、设备等生产资源，强化一线技术支持，各项技术指标持续向好。深化录井技术应用，承办油田2012年开发录井技术研讨会，加强与各开发单位交流与协作，实现多专业、多领域的交叉集成，更好地服务于油田的资源战略。加强碳同位素、随钻地质导向等录井项目、新技术的应用和总结分析，逐步完善非常规井录井技术规范、技术系列和录井资料解释评价标准。强化西部实验室建设，开展西部新区各类复杂油气层的录井资料研究，完善西部新区综合解释方法和解释评价标准，为西部快上产提供了更有价值的技术参考。二是录井装备研发和信息化建设双轮驱动效应明显，核心竞争能力有新提升。以中石化录井装备制造中心为平台，研制录井无线传感器、开发波斯语录井软件和新一代综合录井仪软件，推广应用水平井钻井地质导向监测软件，进一步完善了具有自主知识产权的“探索者”系列录井仪整体功能。4项技术获得国家实用新型专利。完成国家863项目“石油井下录井技术与装备”的可行性论证，目前进入项目实施方案论证阶段。录井设备检测资质进一步升级，取得了两项国家级计量标准
现场地质录井技术详解
一、录井全过程 接井位坐标—井位初、复测—设计—队伍、设备、材料及资料准备—设计交底、录井条件检查—各项录井—完井讨论—完井作业—完井资料整理上交、验收评级——打印装订归档。1．接井位坐标：发坐标单位有：采油厂、地院等 2．井位初复测：测量队完成 井位复测应在开钻前完成，甲方规定：未招标或未安排的井不得进行井位踏勘和初测。3．设计: （1）编制过程：接通知单—收集邻井资料—设计—送审—打印装订—发放。 （2）设计内容： 探井：①基本数据 ②区域地质简介 ③设计依据及钻探目的 ④设计地层剖面及预计油气水层位置 ⑤地层孔隙压力预测和钻井液性能使用要求 ⑥取资料要求 ⑦选送样品要求 ⑧井身质量要求、中途测试要求 ⑨技术说明及要求 ⑩附图及附表（井位构造图、过井剖面图、地震图、剖面柱状图、压力预测图、样品分析项目要求）
开发井：①基础数据表 ②钻井目的及设计依据 ③设计分层及邻井分层数据 ④邻井资料 ⑤对钻井液使用原则要求 ⑥取资料要求 ⑦固井水泥返高要求 ⑧对工程提示及要求 ⑨附图及附表 4、上井准备： （1）队伍：综合录井队一般6—7人，地质队3人 （2）设备：探井依甲方要求上仪器 （3）材料物资：砂样盒、样品袋、标签、分析药品及报表等 （4）资料：邻井录井图、测井图、区块有关地质资料 5、设计交底（地质交底）：二开前或录井前完成 （1）开发井：由小队负责 （2）滚动井和探井：甲方组织、录井人员参加 （3）录井人员交底内容： ①本井设计基础数据、区块及邻井地质资料 ②录井任务要求 ③工程提示 ④录井条件要求 （4）录井条件检查：在录井前及录井过程中完成，开发井由大队负责，生产管理中心抽查；滚动井和探井由“中心”或甲方人员组织检查。 录井条件检查内容：录井队队伍人员数量和素质，录井设备安装调试，材料准备，洗样用水，捞样环境，供电条件和文件资料准备情况等。