1：200岩心录井草图规范

《1：200岩心录井草图》绘制规范

为规范《1：200岩心录井草图》的绘制，统一格式，便于资料的保存、使用，并能简明、有效的反应地层、油气显示等情况，特制定此规范。

一、图头

名称：××井岩心录井草图

字体：2×3cm扁隶书实心字，距顶部5cm。“××井”和“岩心录井草图”分行居中，上下间隔1cm。

二、比例尺

距图头字1cm居中用阿拉伯数字书写，数字规格1×1cm，前后数字间隔2cm，中间为比例尺符号。

三、绘图单位、绘图人及时间

绘图单位：××录井公司××队

绘图人：×××

时间：开始绘图时年、月、日。

规格：字体大小：0.5×0.5cm，字体工整，用正楷或仿宋体书写，与上部间隔1cm，绘图单位和时间分两边，与下部图头表对齐，绘图人居中。

四、图头表（见下表）

图头表位置距上部内容0.5cm，高度4cm，宽度24cm，内容按要求距离划分，其中的文字用正楷或仿宋体书写，在要求空间内合理摆放，要求字迹工整，禁止涂改，干净大方，单位、比例尺标注准确、合理。

五、内容说明

1、层位：填写该段地层所属的组的名称。

2、钻时曲线：按每米一点的钻时绘制曲线，标注比例尺，当钻时出现大幅变化时要及时调整比例尺，重新标注。起下钻或接单根时标注起下钻或接单根符号，在相应井深标在钻时曲线右侧，距边线1cm。

3、井深：每10米用阿拉伯数字标注一个深度，完钻井深应标明。

4、取心井段：在取心井段的上部用阿拉伯数字标注取心回次，在中部以分数形式标注心长/进尺，单位：米，下部标注取心收获率，保留两位小数。

5、破碎带位置：破碎岩心处标注破碎带符号。“△”表示轻度破碎，“△△”表示中度破碎，“△△△”表示高度破碎。

6、岩心位置：取心井段标注岩心位置线，单筒（奇数）次用单线段表示，双筒（偶数）次用间距1mm双直线段图实心表示，收获率为零的下筒岩心位置线，用间距1mm的双直线段（空心）表示，岩心位置线靠右侧标注。

7、样品位置：在对应岩心位置左侧，用垂直于岩心位置线的直线段表示归位后的样品位置，逢五逢十用5mm长线段表示，其余均用3mm线段表示。

8、磨光面位置：用“~”表示岩心磨光面。

9、颜色：填写颜色符号，小于1米地层的可不填写，但特殊岩性必须填写。

10、岩性剖面：按粒度剖面绘制岩性柱子，岩性剖面中要解释含油气产状，小于10米的地层，每层画一个符号，大于10米的地层可适当加密。

11、层理、构造及含有物：将岩石中含有的层理、构造及含有物用符号标注在相应位置。

12、气测曲线：按每米一点的气测百分含量绘制全烃和C1曲线，全烃曲线用实线绘制，C1曲线用虚线绘制，标注比例尺，当气测值出现大幅变化时要及时调整比例尺，重新标注。在显示段峰值处，标出全烃峰值数据。

13、备注：如有地层需要特殊说明的在相应位置填写，书写时以不影响整体剖面的美观大方为宜。

六、图尾

在剖面绘制完成后，绘制图尾表，要求同图头表。按同样间距、字体要求写明绘图单位、绘图人、绘图完成时间。先写比例尺，再写图名，间距、字体要求同图头

七、图例

图上所涉及到的图例都要绘制在图的最下方。图例两字用扁隶书实心2×2.5cm的字体书写，位置居中，上下间距各2.5cm。

1、岩石符号按粒度柱状绘在左侧，名称在右侧，每格高度1cm。

粉砂质泥岩

泥质粉砂岩

粉砂岩

细中粗砂岩

砂砾岩、砾岩

其它

2、其它符号外框大小长2.5cm、宽1cm，排列要求，列距2.5cm、行距2cm，符号名称在符号框下用正楷或仿宋字横写。

3、颜色代码：用连续的1×1cm框，上部写颜色，下部写代码，要有深浅符号，居中。

七、其它

1、岩心草图的绘制从刘家沟底50米开始，连续绘图至完钻，中间不允许间断，试采井岩心草图从刘家沟组底部开始绘制。

2、取心段收获率不足的，岩心要归位描述，其余段用岩屑描述

补充。

3、整个草图的绘制要保持整洁，明了，不允许有涂改。

4、草图编绘时要保持前后一致，字体、大小均要一致。

5、草图的绘制要跟上钻头。

6、1：200草图透明和不透明各一份，在完钻电测前上交。

7、常用图例标准（见附表）。

8、此规范由天然气勘探开发部录井队负责解释。

附表：常用图例标准

1-200岩心录井草图示范

《1：200岩心录井草图》绘制规范为规范《1：200岩心录井草图》的绘制，统一格式，便于资料的保存、使用，并能简明、有效的反应地层、油气显示等情况，特制定此规范。一、图头名称：××井岩心录井草图字体：2×3cm扁隶书实心字，距顶部5cm。“××井”和“岩心录井草图”分行居中，上下间隔1cm。二、比例尺距图头字1cm居中用阿拉伯数字书写，数字规格1×1cm，前后数字间隔2cm，中间为比例尺符号。三、绘图单位、绘图人及时间绘图单位：××录井公司××队绘图人：××× 时间：开始绘图时年、月、日。规格：字体大小：0.5×0.5cm，字体工整，用正楷或仿宋体书写，与上部间隔1cm，绘图单位和时间分两边，与下部图头表对齐，绘图人居中。四、图头表（见下表）

图头表位置距上部内容0.5cm，高度4cm，宽度24cm，内容按要求距离划分，其中的文字用正楷或仿宋体书写，在要求空间内合理摆放，要求字迹工整，禁止涂改，干净大方，单位、比例尺标注准确、合理。五、内容说明 1、层位：填写该段地层所属的组的名称。 2、钻时曲线：按每米一点的钻时绘制曲线，标注比例尺，当钻时出现大幅变化时要及时调整比例尺，重新标注。起下钻或接单根时标注起下钻或接单根符号，在相应井深标在钻时曲线右侧，距边线1cm。 3、井深：每10米用阿拉伯数字标注一个深度，完钻井深应标明。 4、取心井段：在取心井段的上部用阿拉伯数字标注取心回次，在中部以分数形式标注心长/进尺，单位：米，下部标注取心收获率，保留两位小数。 5、破碎带位置：破碎岩心处标注破碎带符号。“△”表示轻度破

碎，“△△”表示中度破碎，“△△△”表示高度破碎。 6、岩心位置：取心井段标注岩心位置线，单筒（奇数）次用单线段表示，双筒（偶数）次用间距1mm双直线段图实心表示，收获率为零的下筒岩心位置线，用间距1mm的双直线段（空心）表示，岩心位置线靠右侧标注。 7、样品位置：在对应岩心位置左侧，用垂直于岩心位置线的直线段表示归位后的样品位置，逢五逢十用5mm长线段表示，其余均用3mm线段表示。 8、磨光面位置：用“~”表示岩心磨光面。 9、颜色：填写颜色符号，小于1米地层的可不填写，但特殊岩性必须填写。 10、岩性剖面：按粒度剖面绘制岩性柱子，岩性剖面中要解释含油气产状，小于10米的地层，每层画一个符号，大于10米的地层可适当加密。 11、层理、构造及含有物：将岩石中含有的层理、构造及含有物用符号标注在相应位置。 12、气测曲线：按每米一点的气测百分含量绘制全烃和C1曲线，

工程地质岩心的鉴定和描述

铁路工程地质钻孔的岩心鉴定和描述一．土的分类和定名（一）、土的分类——按颗粒粒径大小（二）、土的定名——按《铁路工程岩土分类标准》（TB10077-2001）执行1．漂石（块石）土：粒径大于20cm的颗粒超过总质量的50% 2．卵石（碎石）土：粒径大于2cm的颗粒超过总质量的50% 3．圆砾（角砾）土：粒径大于2mm的颗粒超过总质量的50% 4．砾砂土：粒径大于2mm的颗粒占总质量的25-50% 5．粗砂土：粒径大于0.5mm的颗粒超过总质量的50% 6．中砂土：粒径大于0.25mm的颗粒超过总质量的50% 7．细砂土：粒径大于0.075mm的颗粒超过总质量的85% 8．粉砂土：粒径大于0.075mm的颗粒超过总质量的50% 9．粉土：塑性指数等于或小于10，且粒径大于0.075mm的颗粒的质量不超过全部质量的50% 10．粉质黏土：粉粒小于黏粒，塑性指数10-17 11．黏土：主要由黏粒组成，塑性指数大于17 注：定名时应根据颗粒级配，由大到小，以最先符合者确定。（三）、黏性土的分类及野外鉴别 1．黏土：极细的均匀土块，搓捻无砂感，黏塑滑腻，易搓成细于0.5mm 的长条

2．粉质黏土：无均质感，搓捻时有砂感，塑性，弱黏结，能搓成比黏土较粗的短土条 3．粉土：有干面似的感觉，砂粒少，粉粒多，潮湿时呈流体状，不能搓成土条、土球（四）、土的潮湿和塑性程度的划分 1、黏性土——含粉质黏土、黏土，分为坚硬、硬塑、软塑、流塑 2、砂性土的潮湿程度的划分——含漂（块）石土、卵（碎）石土、圆砾（角砾）土、砂土，分为稍湿、潮湿及饱和稍湿—呈松散状，手摸时感到潮，饱和度Sr 50% 潮湿—手捏时手上有湿印，Sr=50-80% 饱和—空隙中的水可自由流出（地下水位以下），Sr>80% 3、粉土潮湿程度的划分稍湿—天然含水率w<20% 潮湿—天然含水率w=20-30% 饱和—天然含水率w>30% 4、土的潮湿程度在钻孔中的表达方法黏性土砂性土、粉土、碎石类土

录井地质总结报告(定稿)

附录4 探区井录井地质总结报告延长油田股份有限公司采油厂年月日

探区井录井地质总结报告施工单位：地质监督：编写人：审核人：延长油田股份有限公司采油厂年月日

录井地质总结报告编写规范 1、格式要求 1.1、纸张规格:报告（附表）采用A4（297×210mm）幅面。叠图采用A4（297×210mm）幅面。 1.2、封面格式:见附录1。区域探井、预探井用黄色封面，评价井用白色封面。 1.3、扉页格式:见附录2。 1.4、目录格式: “目录”两字采用小二号字，加粗，其他均采用四号字。见附录3。 1.5、正文部分:一级标题：小三号字，加粗；二级标题：四号，加粗；正文文字：小四号。 1.6、页码:正文开始标注页码，从1开始顺序编号，逢奇数页在右下底部，逢偶数页在左下底部。 1.7、字体:均采用宋体字。 1.8、文字和图件电子资料要求卡奔软件绘制。 2、报告内容及要求第一章概况 1、本井所在的地理位置、构造位置及钻探目的。 2、简述钻井施工程序、工程事故及完井方法。第二章录井综述 1、录井项目、内容、工作量及质量情况。 2、工程监测：钻井液检测、地层压力检测、工程事故预报等情况。 3、对录井资料质量的影响因素进行分析评价。 4、钻井液使用情况及目的层浸泡时间。第三章地质成果一、地层 1、简述本井所钻遇地层层序，钻遇的断层及地层变化情况（如地层缺失）等。 2、自上而下按组、段分述；

a、层位、井段、厚度。 b、岩性组合特征，包括颜色、岩性、结构、构造、成分、含有物。 c、电性特征。 d、重矿物特征、所含化石情况、沉积特征（只限区域探井）。 e、纵向岩性和厚度变化情况（与邻井对比）。 f、与下伏地层的接触关系。二、构造 1、叙述本井构造情况，包括本井所处构造位置、构造形态、构造要素。 2、通过本井实钻情况与钻井地质设计对比，结合地震解释资料，简述本井构造落实情况。三、生、储、盖层评价 1、生油岩。 1.1 生油岩的发育情况。暗色泥岩的颜色、厚度、分布情况，占地层总厚度的百分比。区域探井重点叙述该部分。 1.2 根据生油分析化验资料与区域成熟生油岩指标进行对比评价，资料充足的要定出本井生油母质类型和生油门限深度。 2、储集层。 2.1 叙述各目的层段内的储集层类型、发育情况（储层总厚度、最大、一般、最小单层厚度，储集层厚度与地层厚度之比）及纵向的变化情况。 2.2 叙述储集层岩性特征（岩石矿物成分，含有物、层理类型、粒度、磨圆度、分选、胶结物、胶结类型、成岩后生作用等、物性特征（孔隙度、渗透率等）和储层的储集空间特征，粒度分析曲线等。 2.3 有分析资料的应划分出储层的具体沉积相带（亚相级）。 3、盖层：盖层岩性、厚度、分布情况，有分析资料的要叙述排替压力和孔隙的孔喉半径。 4、生、储、盖组合情况 4.1 生、储、盖组合类型，平面分布规律。 4.2 评价生、储、盖层的组合情况是否有利于油气的聚集、保存，

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。

工程地质岩芯描述细则及范例

工程地质岩芯描述细则及范例有机质土的描述颜色、状态、气味、有机质含量及其分解情况、夹杂物质量等特征。 ★描述范例：淤泥：灰黑色，流塑，饱和。含贝壳及有机质，手捻具滑腻感，略具腥臭味。淤泥质土：深灰色，软塑，主要由河流环境沉积而成的软土，大多数为粉质粘土和粘质粉土，含各种有机质和贝壳。泥炭质土：深灰色或黑色，主要由炭质有机质及粘土组成，有腥臭味，能看到未完全分解的植物残渣。浸水体胀，易崩解，干缩现象明显。泥炭：深灰色或黑色，主要由炭质有机质组成，结构松散，土质很轻，暗无光泽，浸水体胀，易崩解，干缩现象极为明显。土类的描述碎石类土的描述颜色、颗粒级配、颗粒形状、颗粒排列、颗粒的母岩成份及其大小（一般和最大粒径）、含量、硬度（风化程度）、湿度、密实度，充填物的性质、物质成份、充填程度等。 ★描述范例：碎石土：黄褐色，饱和中密，主要成分为弱风化页岩、砂岩等，呈尖棱状及少量岩夹土状。充填物为杂粒砂和粘性土，其中7-7.2ｍ为粘性土，灰褐色，软塑。岩芯采取率=75％。细圆砾土：褐黄色，母岩为花岗岩、闪长岩、片麻岩，粒径2－20ｍｍ约占60﹪、20－40ｍｍ约占20﹪，余为砂类土充填，多呈圆棱状，大小混杂，分选性差，稍密－中密，1.70－2.40ｍ潮湿，2.40ｍ以下饱和。或：2-20mm的占55﹪、20-60mm的占10﹪、大于60mm 的占5﹪，余为杂砂充填…岩芯呈散状。粗圆砾土：褐黄色，母岩为片麻岩、花岗岩，砾径20－40ｍｍ约占10﹪、40－60ｍｍ约占20﹪、60－100ｍｍ约占60﹪，间隙充填物为石英砂和粘性土，岩石多呈圆棱状，稍密，潮湿，饱和。或：20-60mm的占55﹪，60-100mm的占5﹪，100-200mm的10﹪，余为土砂充填…。卵石土：灰褐色，密实，饱和母岩以砂岩为主，少量花岗岩，呈圆棱状，质硬，粒径60-80mm，最大120mm，含量约60%，间隙充填石英砂及粘性土...。粗角砾土：灰褐色，中密，稍湿。母岩为灰岩、砂岩，呈尖棱状，质硬，粒径20-60mm，最大100mm，含量约55%，间隙充填石英砂及粘性土。砂类土的描述颜色、砂的矿物成份、颗粒级配、颗粒形状、粘粒含量、湿度、密实度、夹杂物等。★描述范例：中砂：灰白色，稍密，潮湿。以石英、长石为主，浑圆状，级配良好。含少量粘性土。粉土的描述颜色、夹杂物、湿度、密实度、摇震反应、光泽反应、干强度、韧性等。 ★描述范例：粉土：褐黄色，稍密，潮湿。以粉粒为主、粘粒为次，部分细砂。摇震表面反水，粘性小。刀切面不光滑，手捻摸时感觉有细颗粒存在或感觉粗糙，干土时用手易捏碎。

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

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 ?=

岩芯描述汇总

一、花岗岩 1、花岗岩的残积土我们叫残积砂（砾）质粘性土：[AN= G!r ? 为中粗粒花岗岩原地风化残留产物，以褐黄色为主，湿～饱和，可塑状。成份主要由长石风化的粘、粉粒，石英颗粒、少量云母碎屑及少量黑色风化矿物等组成，原岩残余结构仍清晰可辨，＞2.00mm的颗粒约占5.90%～15.70%。粘性一般，韧性中等，干强度中等，切面稍光滑，无摇震反应。该土层属特殊性土，具有遇水易软化、崩解的特点。该土层在纵向上有随深度增加，风化程度逐渐减弱，强度逐渐增高的趋势。kP[LS1}* ?`)n/J+g ? 2、散体状强风化花岗岩：灰黄色、褐黄色，呈散体状，组织结构大部分破坏，矿物成分显著变化，除石英外，长石、云母、角闪石等其他矿物大部分风化为土状。土层具有泡水易软化、崩解，强度降低的特点，岩石坚硬程度属极软岩，岩石完整程度为极破碎，岩体基本质量等级为V类，岩石质量指标（RQD）为0，属极差的。j`l'M g ? 3、碎裂状强风化花岗岩：褐黄色，岩石风化强烈，矿物成分由长石、石英、云母组成，钻进时拔钻声大，岩芯呈碎块状，手折可断。该层做点荷载试验7组（共90块），换算后抗压强度范围值为10.80～15.20MPa，平均值为13.11MPa，标准值为11.97MPa，岩石坚硬程度为软～较软岩，岩石完整程度为破碎，岩体基本质量等级为V类，岩石质量指标（RQD）为0，属极差的。工程地质性能良好，强度由上而下逐渐增大。Y* -dUJK-` ? 4、中风化花岗岩：灰白、浅灰色，由长石、石英、云母、角闪石组成。中粗粒花岗结构，块状构造，节理、裂隙较发育，岩体完整性一般，岩芯多呈短柱状，RQD= 60～75。该层做岩石单轴抗压强度试验6件，单轴饱和抗压强度范围值为36.90～54.30MPa，平均值为46.87MPa,标准值为41.43MPa。岩石按坚硬程度属较硬岩，岩体完整程度属较完整～较破碎，岩体基本质量等级属Ⅲ～Ⅳ类，力学强度高。n_eN|m?@ ? 5微风化花岗岩：灰白、浅灰色，由长石、石英、云母、角闪石组成。中粗粒花岗结构，块状构造，节理、裂隙不发育，岩体完整性较好，RQD= 80～90。该层做岩石单轴抗压强度试验6件，单轴饱和抗压强度范围值为66.10～95.20MPa，平均值为78.50MPa,标准值为70.09MPa。岩石按坚硬程度属坚硬岩，岩体完整程度属较完整，岩体基本质量等级属Ⅱ类，力学强度高。二、泥质灰岩灰岩按泥质含量可以分为：k ;^$Pd?t- ? 石灰岩：泥质含量0-10% 8J Y0]G6 ? 含泥石灰岩：泥质含量10%-25% c]u ieig0~ ? 泥灰岩：泥质含量25%-50% .aT@'a{F ? 泥灰岩：即泥质灰岩。为隐晶质或微晶结构，致密，多层薄层或中厚层，颜色多样。三、板岩板岩:是具有板状结构，基本没有重结晶的岩石，是一种沉积岩，原岩为泥质、粉质或中性凝灰岩，沿板理方向可以剥成薄片。板岩的颜色随其所含有的杂质不同而变化，含铁的为红色或黄色；含碳质的为黑色或灰色；含钙的遇盐酸会起泡，因此一般以其颜色命名分类，如会绿色板岩、黑色板岩、钙质板岩等。四、泥灰岩泥灰岩:介于粘土岩与碳酸盐岩之间的过渡类型沉积岩。由粘土和碳酸盐微粒组成。呈微粒状或泥状结构，一般粒径小于0.01毫米。与粘土岩的区别是滴稀盐酸后产生气泡，与石

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）

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。

岩芯描述与鉴定方法

岩芯描述与鉴定方法 1．取芯前的准备工作钻井取芯前应进行以下准备工作： 1.1.了解钻井取芯的目的钻井取芯通常有以下几个方面的目的：（1）获取岩性、岩相特征资料,为分析和判断沉积环境提供依据。（2）获取古生物化石特征资料,确定地层时代和进行地层对比。（3）取得储集层有效厚度及其物理化学等方面的特征资料,弄清其岩性、物性、电性、含油气性这“四性”关系,获得保护开发油气层的化验分析（物性、含油饱和度等）资料数据。（4）取得生油气层的生油气指标及其特征资料,弄清其生油气（有机质）丰度和阶段,确定区域勘探开发前景。（5）取得地层倾角、接触关系、断层、岩石裂缝及缝洞资料，为研究油气田类型（油气藏类型），确定开发系统和方案提供依据。（6）获取有关油气田开发储量计算资料。（7）检查开发效果，取得开发过程中所必须取得的资料数据。（8）解决钻井现场临时出现的工程、地质问题。根据塔河油田目前勘探开发工作，钻井的取芯目的主要有以下几个方面：（1）为解决地层界线划分而进行地质取芯如在奥陶系几个组段界面附近进行的取芯，这种取芯以取到两个组段的界面为目的。

（2）以获取油气层储集性能和含油气性而进行取芯此种取芯在评价井中经常会设计，是在探井已发现油气显示层，但取芯资料不全为取全油气层各项资料及参数而进行的取芯，要求：一揭开油气层不能超出规范要求的范围，二要取至油（气）水界面之下。（3）对钻进过程中新发现的油气层进行取芯此种取芯在探井中和评价井设计外的油气层段常出现，由于具有事前不确定性，其取芯层段的卡取较困难，需要有预前性和果断性，钻前要对井区地质特征有一定的研究。 1.2 岩芯出筒时要进行的工作（1）观察和记录岩芯出筒的特征：出筒是否顺利？岩芯出筒是否完整？岩芯出筒是否有油、气外溢现象？有无油味？（2）观察和记录岩芯出筒顺利，参与岩芯的丈量和岩芯的编号，确定岩芯的顶、底界。（3）进行岩芯的粗描和含油气水初步观察、试验，确定本回次取芯是否完成了设计和预定取芯任务，参与确定是否继续取芯。 1.3 岩芯编录（1）岩芯按出筒顺序收放，确保次序排列不乱。（2）准确丈量岩芯长度，计算取芯率，根据岩芯含油气情况确定岩芯的清洗方式,含油气岩芯不得用水冲洗，擦干后及时描述，用无色玻璃纸包装蜡封。（3）岩芯出筒2 日内要完成对岩芯进行编录、描述。（4）编录前对岩芯进行认真核查, 核实岩芯次序是否正确,然后在在每一岩芯自然段的上方（顶端）用白漆涂4cm x 2.5cm长方形块，在漆块上用黑色绘图墨汁标注岩芯编号,破碎岩芯用白布袋盛装,白布袋上用黑色笔进行编号

岩屑录井操作规程_0

岩屑录井操作规程长庆录井Z24队

目次目次 (2) 1 范围 (3) 2 规范性引用文件 (3) 3 录井条件 (3) 4 录井要求 (3) 5 录井质量 (3) 6 岩屑捞取 (4) 7 岩屑清洗 (5) 8 岩屑烘晒 (6) 9 岩屑装袋 (6) 10 岩屑保管 (7) 11 岩屑荧光 (6) 12 岩屑描述 (7)

岩屑录井规范 1 范围本标准规定了参数井、预探井、评价井、开发井岩屑录井的内容及方法。本标准适用于各类探井、开发井的岩屑录井。 2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 SY/T 5788.3—1999 油气探井地质录井规程 SY/T 6158－1995 油气探井地质资料录取项目 Q/SY 128-2005 录井资料采集与整理规范 Q/CNPC-CY 625—2002 岩屑录井规程 3 录井条件 3.1 不小于2m3的洗砂储水罐安置于锥体罐一旁，便于排污。 3.2洗砂样用水管线接到洗砂储水罐；冰冻期用蒸汽管线接到洗砂储水罐。 3.3钻井工程应保证两部振动筛处于完好状态，振动筛出口下设置取样器位置。 3.4 照明电供至地质值班房和砂样房，另拉专线为烘烤岩屑的烤箱供电。 3.5气体钻进条件下,应在放喷管线的合适部位安装取样装置。 4 录井项目井深、钻达时间、迟到时间、捞砂时间、层位、岩性、描述内容、岩屑样品。 5 录井井段及间距 5.1 录井井段和间距按地质设计执行。设计中观察录井段分层界限上下20m应取样保存备查。 5.2现场录井应根据实钻剖面的变化调整录井间距，在非目的层钻遇含油气层及特殊地层应加密取样。 5.3 钻井取心井段，应正常进行岩屑录井工作。 5.4 确保井深准确无误，独立建立钻具登记表，且随时与工程校对，每次下钻、接单根、特别是倒换钻具时必须核实钻具长度与井深。 6 录井质量 6.1 一般探井每次取干后样品不得少于500g，区域探井应取双样，重点探井目的层应取双样，其中 500g用于现场描述及挑样使用，另500g用于保存。 6.2 岩屑的岩性与测井解释的深度误差要求 6.2.1 目的层小于2个录井间距； 6.2.2 非目的层小于3个录井间距。

比较全面岩芯描述

比较全面岩芯描述（编录模版）种植土：灰褐色，松散，含大量植物根系及腐殖物。填筑土：杂色，松散，主要由砖块、混凝土及垃圾组成。为修建洲边化肥厂而堆积。素填土：灰黄（褐）色，松散，主要由粉质黏土及少量碎石腐殖物组成。粉质黏土：黄褐色，流塑/软塑/硬塑/坚硬，含约10%角砾，粒径为10～20mm，棱角状，成分主要为灰岩及砂岩，分布不均匀，中下部角砾含量约为30%，其中在0.5～0.6m夹粉砂。黏土：褐黄色，5.3m以下为灰黄色，流塑/软塑/硬塑/坚硬，含约10%角砾，成分主要为灰岩及砂岩，粒径为12～25mm，棱角状，分布不均匀，其中4.2～4.6m角砾含量较多，粒径最大为 40mm，黏性较好，可搓细条。粉土：灰黄色，6.2～6.7m为灰白色，潮湿，稍密，手捏有砂感，不能搓条，含约5%细砂，局部夹黏土。粉砂/细砂/中砂/粗砂/砾砂：灰白色，松散/稍密/中密/密实（根据标贯试验确定），稍湿/潮湿（初见水位以下）/饱和（稳定水位以下），砂粒成分为长石，石英，粒径为5～8mm，偶见卵石，粒径为10～50mm，其中7.0～7.3m夹粉质黏土。细/粗角砾土：灰褐色夹褐黄色，松散/稍密/中密/密实（根据标贯试验确定），稍湿/潮湿（初见水位以下）/饱和（稳定水位以下），粒径一般为10～20mm，尖棱状，成分为石英砂岩及灰岩，充填约20%粉质黏土。细/粗圆砾土：黄褐色夹紫红色，松散/稍密/中密/密实（根据标贯试验确定），稍湿/潮湿（初见水位以下）/饱和（稳定水位以下），粒径一般为10～20mm，浑圆状和圆棱状，成分主要为石英，长石，充填约15%粉质黏土，中下部达30%。（初见水位以下）碎石土：灰褐色夹灰红色，松散/稍密/中密/密实（根据标贯试验确定），稍湿/潮湿（初见水位以下）/饱和（稳定水位以下），粒径60～120mm，尖棱状，成分主要为石英砂岩及灰岩，充填约10%粉质黏土，下部可达25%。卵石土：青灰夹黄色，松散/稍密/中密/密实（根据标贯试验确定），稍湿/潮湿（初见水位以下）/饱和（稳定水位以下），卵石含量约65%，粒径一般60-120mm，最大为180mm，主要组成成分为砂岩及石英砂岩，充填约35%细粗砂及黏性土。泥岩：棕红色，结构构造基本被破坏，全风化，岩芯呈土状。泥岩：棕红色，泥质结构，层状构造，强风化，泥质胶结，岩质较软，手掰易碎，岩芯破碎，多呈块状，块径一般为3㎝～8㎝，最大为11cm，少量短柱状。其中12.1～12.60m岩芯呈土状。泥岩：棕红色，泥质结构，层状构造，弱风化，泥质胶结，岩质较软，锤击易碎，脱水后易开裂，岩芯较完整，多呈柱状，节长一般为8～25㎝，最长为34cm，少量块状，块径为5～8cm，

录井全过程

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、样品分析项目要求等）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；

比较全面岩芯描述(编录模版)

比较全面岩芯描述（编录模版） 1种植土：灰褐色，松散，含大量植物根系及腐殖物。 2填筑土：杂色，松散，主要由砖块、混凝土及垃圾组成。为修建洲边化肥厂而堆积。 3素填土：灰黄（褐）色，松散，主要由粉质黏土及少量碎石腐殖物组成。 4粉质黏土：黄褐色，流塑/软塑/硬塑/坚硬，含约10%角砾，粒径为10～20mm，棱角状，成分主要为灰岩及砂岩，分布不均匀，中下部角砾含量约为30%，其中在0.5～0.6m夹粉砂。 5黏土：褐黄色，5.3m以下为灰黄色，流塑/软塑/硬塑/坚硬，含约10%角砾，成分主要为灰岩及砂岩，粒径为12～25mm，棱角状，分布不均匀，其中4.2～4.6m角砾含量较多，粒径最大为40mm，黏性较好，可搓细条。 6粉土：灰黄色，6.2～6.7m为灰白色，潮湿，稍密，手捏有砂感，不能搓条，含约5%细砂，局部夹黏土。 7粉砂/细砂/中砂/粗砂/砾砂：灰白色，松散/稍密/中密/密实（根据标贯试验确定），稍湿/潮湿（初见水位以下）/饱和（稳定水位以下），砂粒成分为长石，石英，粒径为5～8mm，偶见卵石，粒径为10～50mm，其中7.0～7.3m夹粉质黏土。 8细/粗角砾土：灰褐色夹褐黄色，松散/稍密/中密/密实（根据标贯试验确定），稍湿/潮湿（初见水位以下）/饱和（稳定水位以下），粒径一般为10～20mm，尖棱状，成分为石英砂岩及灰岩，充填约20%粉质黏土。 9细/粗圆砾土：黄褐色夹紫红色，松散/稍密/中密/密实（根据标贯试验确定），稍湿/潮湿（初见水位以下）/饱和（稳定水位以下），粒径一般为10～20mm，浑圆状和圆棱状，成分主要为石英，长石，充填约15%粉质黏土，中下部达30%。（初见水位以下）碎石土：灰褐色夹灰红色，松散/稍密/中密/密实（根据标贯试验确定），稍湿/潮湿（初见水位以下）/ 饱和（稳定水位以下），粒径60～120mm，尖棱状，成分主要为石英砂岩及灰岩，充填约10%粉质黏土，下部可达25%。卵石土：青灰夹黄色，松散/稍密/中密/密实（根据标贯试验确定），稍湿/潮湿（初见水位以下）/饱和（稳定水位以下），卵石含量约65%，粒径一般60-120mm，最大为180mm，主要组成成分为砂岩及石英砂岩，充填约35%细粗砂及黏性土。泥岩：棕红色，结构构造基本被破坏，全风化，岩芯呈土状。泥岩：棕红色，泥质结构，层状构造，强风化，泥质胶结，岩质较软，手掰易碎，岩芯破碎，多呈块状，

地化录井资料整理与应用(地化培训)

地化录井资料整理与应用王明荣一、储集层热解地化分析 1、三峰热解地化分析参数热解地化录井仪对储层进行分析，采用的三峰温控区间和参数获得机制见储集层热解地化参数的含义及计算三峰分析可得到4个直接分析参数和7个计算参数。 2-1、三峰热解地化分析直接参数： S 0 ：室温-90℃检测的单位质量储集岩中的烃含量，ｍｇ/ｇ； S 1： 90℃-300℃检测的单位质量储集岩中的烃含量，ｍｇ/ｇ； S 2 ：300℃-600℃检测的单位质量储集岩中的烃含量，ｍｇ/ｇ； S 4 ：单位质量储集岩热解后的残余有机碳含量所相当的烃含量，ｍｇ/ｇ： T ｍａｘ：S 2 峰的最高点相对应的温度，℃； 2-2、三峰热解地化分析派生参数： GPI：储集层气的产率指数，GPI＝S 0/（S +S 1 +S 2 ） OPI：储集层油的产率指数，OPI＝S 1/（S +S 1 +S 2 ） TPI：储集层油气的总产率指数，TPI＝（S 0+S 1 ）/（S0+S1+S2） CP：单位质量储集层中原油的含碳量（%），CP＝0.083*（S 0+S 1 +S 2 ） Pｇ：单位岩石储层中的含烃量，Pｇ＝S 0+S 1 +S 2 ，ｍｇ/ｇ IP：衡量储集层中原油物性及产油率，IP＝S 1/（S 1 +S 2 ） P S ：烃类轻重比，P S ＝S 1 / S 2 3、烃源岩热解地化参数的含义 S ：室温-90℃检测的单位质量岩石中有机质热解烃含量，ｍｇ/ｇ； S 1 ：90℃-300℃检测的单位质量岩石中有机质热解烃含量，ｍｇ/ｇ； S 2 ：300℃-600℃检测的单位质量岩石中有机质热解烃含量，ｍｇ/ｇ； S 4 ：恒温600℃经6分钟氧化，检测到的单位质量岩石热解后残余有机碳含量，%； T ｍａｘ：热解S 2 峰的最高点相对应的温度，℃； 4、烃源岩计算参数 Pｇ：表示烃源岩中潜在的生油气量，ｍｇ/ｇ。 C ｏｔ：单位质量岩石中有机碳占岩石质量的百分数，%。 C ｏｔ：0.083*（S +S 1 +S 2 ）+ S 4 C P ：能生成油气的有机碳，%。 C P ＝0.083*（S +S 1 +S 2 ） IH：氢指数，单位总有机碳热解所产生的热解烃量，ｍｇ（烃）/ｇ（COT）。 IH＝S 2 *100/COT

常规地质录井培训教材

地质录井的主要任务：根据井的设计要求，取全取准反映地下情况的各项资料，以判断井下地质及含油、气情况。现场录井的主要方法：常规地质录井、气测录井、综合录井、物化录井等。常规地质录井包括：钻时录井、岩屑录井、荧光录井、岩心录井（钻井取心、井壁取心）、钻井液录井。地质录井全过程：接井位坐标—井位出、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。钻时录井相关概念和计算公式补心高：转盘面到地面的高度。单位m。方入：钻进时转盘面以下方钻杆的长度。单位m。井深=钻具总厂+方入（转盘面至井底的距离）钻具总厂=钻头长度+接头长度+钻铤长度+钻杆长度+其它钻具长度（扶正器、螺杆等）到底方入=方钻杆有效长度－单根长（正常钻进中）或=井深－钻具总长（下钻或换钻具时）整米方入=整米井深－钻具总长或=打完单根时的整米方入－新接单根长钻时的概念：钻时是指每钻进一定厚度的岩层所需要的时间，通常1m记录一次，单位为min/m，是钻速（m/h）的倒数。把记录的钻时绘成曲线，对比分析所钻地层岩性变化称为钻时录井。钻时录井的方法：有手工记录方法、简易计时法、钻时录井仪方法（综合录井仪）。影响钻时的因素： 1．岩石性质（岩石的可钻性） 2．钻头类型与新旧程度 3．钻井措施与方法 4．钻井液性能与排量 5．人为因素影响钻时曲线的绘制：录井队长应及时将钻时数据绘制在规定格式的录井草图上，采用透明方格厘米纸的背面，以纵坐标表示井深，单位m，比例尺1:500，横比例尺可视钻时变化大小合理选择，具体绘制方法按标准执行。钻时曲线的应用：可以直观的反映地层可钻性的变化情况，确定不同岩性的分层界面。在无电测资料或尚未电测的井段，根据钻时曲线结合录井剖面，可以进行地层划分和地层对比。根据钻时的大小，既可以帮助判断井下地层岩性的变化和缝洞发育情况，又能帮助工程人员掌握钻头使用情况，提高钻头利用率，并改进钻进措施，提高钻速，降低成本。钻时录井的特点是简便、及时，钻时资料对于现场地质和工程技术人员都是很重要的。碎屑录井概念：地下的岩石被钻头钻碎后，随钻井液被带到地面上，这些岩石碎块就夹岩屑，有长城为“砂样”。在钻井过程中，地质人员按照一定的取样间距和迟到时间，连续收集与观察岩屑并恢复地下地质剖面的过程，称为岩屑录井。通过岩屑录井可以掌握井下地层层序、岩性、初步了解地层含油气水情况。由于岩屑录井具有成本低，简便易行，了解地下情况及时和资