岩石热解地化录井操作规程(07年新)
地质录井方法与技术3
二、岩石热解地化录井储层评价
• 1、岩石热解地化录井储层评价原理 • 岩石热解地化录井储层评价是 1990年以后国内迅速发
展起来的一门技术，其评价原理是岩石中含有的油气经高 温热、裂解，在不同温度区间产生低分子烃类物质，被岩 石热解地化录井仪器接收、检测，得到原油轻、重组分含 量和裂解烃峰顶温度。仪器检测到的岩石中轻、重组分含 量经校正、恢复后，可得到地下原始状态下岩石的含油量。 结合储层的物性参数、有效厚度以及原油有关参数，能够 计算出储层的含油饱和度，进而应用多参数储层评价模型 判断储层含油特征，评价储层的原始含油级别以及储层储 量和产量的预测。并应用原油轻、重（组分）比参数定性 评价储层中的原油性质。
地质录井方法与技术
第四章 录 井 新 方 法
第一节
岩石热解地球化学录井
• 岩石热解是70年代末发展起来的一种生油岩评 价方法。岩石热解地化录井是根据有机质热裂 解原理，利用岩石热解仪随钻对岩石样品进行 分析，进而对烃源岩和储集层进行评价的录井 方法。该方法基于实验室Rock-Eval评价生油 层的基础上，经移植改造用于地质录井现场并 拓展到对储集层分析评价的。目前，岩石热解 地球化学录井技术已在全国各油田普遍应用， 并获得了较好的勘探效益。
一、岩石热解地化录井仪器结构及分析原理
• •
1、仪器组成 岩石热解地球化学录井仪器由气路系统、热 解装臵、氢焰离子化检测器（ FID）、微电流 放大器、温度程序控制系统、数据处理系统五 部分组成（图4-1）。 • 数据处理系统以处理各项资料的计算机为核心， 外围设备有前臵可变增益放大器、A/D转换卡、 打印机等（图4-2）。
• （ 2 ）影响储层评价的主要因素及其对油气水 层评价的影响 • 从大量的油气田勘探开发实践经验中，我们已 知影响储层评价的主要因素有：岩石含油饱和 度（So）、含气饱和度（Sg）、束缚水饱和度 （ Swi）、可动水饱和度（ Swm）、岩石有效 孔隙度（ Φ）、原油粘度（ μ）、岩石粒度中 值（Md）等。 • 要准确的进行油气水层评价，必须首先搞清楚 以上各因素之间的相互关系以及它们与油气水 层评价结果之间的关系。
地质录井作业安全规程 (2)
地质录井作业安全规程地质录井作业安全规程第一章总则为了保障地质录井作业的人身安全和财产安全，规范录井作业人员的操作行为和工作规范，制定本安全规程。
第二章录井作业前的准备工作1. 录井车、设备、仪器等的检查工作1.1 录井车的检查检查录井车轮胎的磨损情况是否符合要求，驾驶室及车身上是否有明显的损伤，车架、钢丝绳、挂钩及吊装装置是否结构完整、稳定牢固。
1.2 设备的检查检查井筒夹、扩展筒、地层异位筒、钻杆、钻头及配重块等钻机工具和井下设备是否完好、无松动、磨损、裂纹、变形和腐蚀等情况。
1.3 仪器的检查检查绘图仪器、激光测深仪、红外线扫描仪、测温仪、电流表、电压表、频率计、各种传感器及录井仪器的精度、灵敏度、可靠性和操作是否正常。
2. 作业区域的检查在录井作业前，要检查井口周边的地形、状态和安全设施是否符合要求，作业场地是否平整、无杂物、无水泥块、无金属碎片等危险物品，以及周围是否有住宅区、商业区、交通路线等敏感区域。
第三章录井作业中的安全措施1. 执行工作票制度，制定详细的安全措施和工作任务，并严格按工作票的要求进行操作。
2. 录井作业时应加强井下通风，通风设备应设在安全距离内，通风作业应避免工人直接接触。
3. 录井作业中要确保钻具的稳定性和井下作业场所的通畅，钻具锚稳，防止钻具折断或倒塌。
4. 对井口覆盖物、封堵材料进行严格检查，防止材料失效或不牢固，导致井口塌陷或漏油。
5. 录井作业中不得无故停滞，不得挖长井下任何工具或设备。
6. 录井作业中要做好随时给救援人员传达井下情况的准备工作，如发生事故，可以及时报告和接受救援。
第四章事故处理1. 发生事故时，要立即采取与事故性质相应的措施，制止事故扩大，避免二次事故的发生。
2. 向作业现场指挥人员报告事故发生情况，停止有关的录井作业，并作好事故记录。
3. 应按照应急预案，立即启动救援，调派专业救援人员，疏散人员和设备，处理事故现场。
4. 对于事故责任人，依法给予处理。
岩石热解录井规范
岩石热解录井规范1. 引言岩石热解录井是一种地质勘探方法，通过测量岩石在高温下的热解性质，来获取地层热解特征和有关地质信息的方法。
这一方法在油气勘探和开发中具有重要的应用价值。
为确保热解录井数据的准确性和可靠性，制定本规范以规范岩石热解录井的过程和要求。
2. 术语和定义•岩石热解：岩石在高温下发生物理和化学变化的过程，通常包括岩石的脱水、分解、氧化等过程。
•录井：测量井中地层岩石性质、含油气性质以及井筒流体等信息的过程。
•热解录井：利用岩石热解的特性来获取地层热解特征和有关地质信息的测井方法。
•温度计：用于测量井中温度变化的仪器设备。
3. 设备要求•热解录井设备应具备高温控制能力，并且能够记录温度变化。
•温度计应具有高精度和高稳定性，以确保测量结果的准确性。
•录井仪表应具备可靠的数据采集和存储功能，能够记录温度、时间等数据。
•辅助设备包括岩心采样设备、气体分析仪等，用于收集和分析录井过程中的岩石样品和气体样品。
4. 人员要求•执行岩石热解录井作业的人员应具备相关的专业知识和技能，熟悉录井操作流程和方法。
•熟悉热解录井设备的使用和维护，能够进行设备的调试和修理。
•具备安全意识和应急处理能力，能够正确处理录井作业中可能出现的异常情况。
5. 测井流程•准备工作：包括准备岩心样品、准备录井设备、设置井口温度计等。
•井下操作：将录井设备安装到井下井眼位置，进行温度控制和数据采集。
•数据处理：对采集到的温度数据进行处理和分析，获得地层热解特征和相关地质信息。
•结果解释：根据测井数据结果，结合地质背景和其他测井数据，进行地质解释和评价。
6. 数据标准和质量控制•录井数据应按照相关标准进行编码和存储，以确保数据的可靠性和一致性。
•确保温度计的准确性和稳定性，定期进行校准和维护。
•对录井设备进行定期检查和维护，确保设备的正常运行。
•对试井数据进行质量控制，如确保数据的完整性、准确性和一致性。
7. 安全措施•在进行岩石热解录井作业时，应严格遵守相关的安全操作规程，确保作业的安全性。
地化录井
目录第四章地化录井 (1)第一节岩石热解分析技术 (1)一、岩石热解分析技术原理 (1)二、岩石热解仪简介 (6)三、储集岩岩石岩石热解评价方法 (15)四、生油岩岩石热解评价方法 (24)第二节饱和烃气相色谱分析技术 (26)一、饱和烃气相色谱分析技术基础 (26)二、热解气相色谱仪器 (30)三、饱和烃气相色谱资料应用方法 (33)第三节轻烃气相色谱分析技术 (37)一、轻烃气相色谱分析技术基础 (37)二、参数的求取和优选 (41)三、应用方法 (44)第四章地化录井地球化学录井技术简称地化录井，主要包括岩石热解技术、饱和烃气相色谱技术、轻烃气相色谱技术等。
近年来，岩石热解技术的快速发展及其在生产中应用的明显效果，使该项技术逐渐受到录井油气层解释评价人员的青睐。
地化录井技术发展的起源是岩石热解技术， 20世纪70年代末法国石油研究院成功地研制了ROCK-EVAL Ⅰ型岩石热解仪，我国最早于1978年开始引进此仪器，主要用于烃源岩的成熟度、有机质类型、有机质丰度及油气资源评价等。
20世纪90年代初，我国成功将岩石热解仪国产化，并将岩石热解技术推广到录井现场。
北京石油勘探开发研究院还研发了针对储油岩评价的“储油岩油气组分定量分析方法”专利技术，获中国发明专利金奖。
至此，岩石热解技术从应用范围讲在我国的发展已经超过了其起源地──法国的技术水平。
饱和烃气相色谱技术在勘探领域的应用最初是用于评价生油岩，主要用于评价生油岩的有机质类型、成熟度、丰度及油源对比等研究。
最初要用有机溶剂萃取预处理，分析岩石中C10-C40左右的正构烷烃、异构烷烃等。
由于采用有机溶剂萃取处理周期长，污染环境、伤害人身健康，国内厂家采用热蒸发的原理来替代溶剂萃取预处理，研发成功了热解气相色谱仪器。
该仪器可直接分析岩石中的饱和烃类组分，不需要预处理，大大缩短了分析周期，且所得结果与溶剂萃取方法对比性好。
热解气相色谱仪器的研制成功推动了饱和烃气相色谱技术的快速发展。
录井新方法
10～30
>300 100 ～ 500 <300 200 ～ 1000
>600
0.06～0.4 不 出 现 不 出 现 —
2.0～4.0
20～40
600～ 200
0.01～0.06
—
3.5～6.0
不出 现 不出 现
气层
<17
>80
>1000
<0.04
—
—
干层
17～ 24
>30
>1000
<0.06
>1.0
先期工作，制约了分析速度，不能适应现场快速录井的要求。
热解气相色谱仪：在一般气相色谱仪前面加装热解装置，对样品进行高 温预处理，直接将样品中的烃类热蒸发出来，利用毛细管柱程序升温方
法将原油中各个组分分开。
利用所测结果及相关谱图特征来判断真假油气显示、添加剂影响、储层 产液性质、生油岩的成熟度等。
C1-C7烃组分：29个单组分
每一个色谱峰对应一个烃组分
罐顶气轻烃录井气相色谱分析原始结果图
三、罐顶气轻烃录井资料在储层评价中的应用
评价指标
三、罐顶气轻烃录井资料在储层评价中的应用
评价指标
三、罐顶气轻烃录井资料在储层评价中的应用
评价指标
三、罐顶气轻烃录ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ资料在储层评价中的应用
评价指标
三、罐顶气轻烃录井资料在储层评价中的应用 将罐顶气轻烃分析资料与试油、气测、测井资料等进行详 细对比，提出适合某油区的油气水层判别标准。
表4.1.1
储层中原油性质判别数据表
3．储层储量预测
N
2.3 AhkP g 10 Bo
岩心岩屑录井规范
中国石化西北油田分公司企业标准
Q/SHXB0092-2012
岩心岩屑录井规范
、
2012-09-10 发布
2012-09-20 实施
中国石化西北油田分公司 发布
目录
Q/SHXB 0092—2012
前 言 ............................................................................. II 1 范围 ............................................................................... 1 2 规范性引用文件 ..................................................................... 1 3 术语和定义 ......................................................................... 1 4 录井条件 ........................................................................... 2 5 含油（气）级别划分 ................................................................. 2 6 岩屑录井 ........................................................................... 6 7 岩心录井 .......................................................................... 15 8 井壁取心录井 ...................................................................... 20 9 荧光录井 .......................................................................... 21 10 记录填写 ......................................................................... 22 附录A （规范性附录）岩心岩屑描述内容和方法 ........................................... 23 附录B （规范性附录）地质录井中常见矿物及岩石鉴定方法 ................................. 36 附录C （规范性附录）岩心孔洞缝的分类与统计 ........................................... 43 附录D （资料性附录）常规岩心岩屑含油气水检测方法 ..................................... 44 附录E （资料性附录）真假岩屑及真假油气显示的判断与识别 ............................... 46
地化录井技术简介
地化录井技术简介一）热解技术1、分析原理热解技术是将岩石样品在热解炉中程序升温排出烃类物质，由氢火焰离子化检测器进行检测，热解后的残余有机质加热氧化生成二氧化碳由热导或红外检测器检测的方法。
分析流程如下图。
图2 热解分析原理示意图2、参数意义1）储集岩热解分析参数意义S0 —90℃检测的单位质量储集岩中的烃含量，mg/g ；S1—300℃检测的单位质量储集岩中的烃含量，mg/g；S2—300～600℃检测的单位质量储集岩中的烃含量，mg/g；Tmax—S2峰的最高点相对应的温度，℃；Pg—含油气总量，Pg=S0+S1+S2，mg/g；GPI：气产率指数，GPI＝S0／(S0+S1+S2)；OPI：油产率指数，OPI＝S1／( S0+S1+S2)；TPI：油气总产率指数，TPI＝( S0+S1)／( S0+S1+S2)；PS —原油轻重比，PS＝S1／S2。
2）烃源岩热解分析参数意义S0 —90℃检测的单位质量烃源岩中的烃含量，mg/g ；S1—300℃检测的单位质量烃源岩中的烃含量，mg/g；S2—300～600℃检测的单位质量烃源岩中的烃含量，mg/g；S4—单位质量烃源岩热解后的残余有机碳含量，mg/g；RC—单位质量烃源岩热解后的残余有机质的碳占岩石质量的百分比，％；Tmax—S2峰的最高点相对应的温度，℃；Pg—烃源岩生烃潜量，Pg= S1+S2，mg/g；Cp—有效碳含量，Cp＝0.083×Pg，；TOC—烃源岩有机碳含量，TOC＝Cp+RC，％；HI—氢指数，HI＝100×S2／TOC；D—降解潜率，D＝100×Cp／TOC；有机质母质类型—Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ，依次为腐泥型、腐殖腐泥型、腐泥腐殖型、腐殖型；二）热解气相色谱技术1、分析原理热解气相色谱技术综合了热解仪和气相色谱仪的优势，不需要对样品进行预处理，直接将样品中的原油在300℃下热蒸发出来，利用毛细管柱程序升温方法将原油中各个组份分开鉴定，可以在分子水平上系统评价样品性质。
石油天然气地质与勘探岩石热解地球化学录井
Tmax—热解S2峰的最高点相对的温度，℃
2020/8/1
（三）录井参数及意义
• 烃源岩热解地化计算参数的含义 Pg—表示生油岩中潜在的生油气量,mg/g
TOC—单位质量岩石中有机碳占岩 石质量的百分数，%
2020/8/1
（三）录井参数及意义
• 烃源岩热解地化计算参数的含义 PC—能生成油气的有机碳，%
P1—凝析原油指数
2020/8/1
（三）录井参数及意义
• 储集层岩石热解录井计算参数及含义 P2—轻质原油指数
P3—中质原油指数
2020/8/1
（三）录井参数及意义
• 储集层岩石热解录井计算参数及含义 OPI—油产率指数 TPI—油气总产率指数
2020/8/1
（三）录井参数及意义
• 储集层岩石热解录井计算参数及含义 P4—重质原油指数
2020/8/1
（三）录井参数及意义
• 烃源岩岩石热解录井分析参数的含义
S0— 小 于 等 于 9 0 ℃ 时 , 单 位 质 量 岩 石 中 有 机 质 热 解 烃 类 含 量,mg/g; S1—90 ～ 300℃ 时 , 单 位 质 量 岩 石 中 有 机 质 热 解 烃 类 含 量,mg/g; S2—300 ～ 600℃ 时 , 单 位 质 量 岩 石 中 有 机 质 热 解 烃 类 含 量,mg/g; S4—恒温600℃经6分钟氧化，检测到的单位质量岩石热解后
2020/8/1
简介
北京石油勘探开发科学研究院的邬立言等人还研发了针 对储集岩评价的“储油岩油气组分的定量分析方法”专利 技术，获中国发明专利金奖，并出版了《油气储集岩热解 快速定性定量评价》专著（2000年）。至此，岩石热解地 化录井技术在我国的发展，从应用范围讲已经超过了起源 地——法国的技术水平。由大庆油田勘探开发研究院和辽 宁海城市石油化工仪器厂共同开发YQ系列油气显示评价仪 除具备法国及国内同类仪器的一般分析功能外，还针对储 集层评价需要，开发研制了和中国发明专利金奖的储油岩 油气组分的定量分析方法（五峰分析），将分析过程细化 得到5个温度段的烃类含量值。因此可以说，我国的岩石热 解地化录井技术目前已经处于国际领先地位。
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附1岩石热解地化录井操作规程本规程根据相关的国际、行业标准、企业标准，对岩石热解地化录井相关仪器的性能指标、安装、调试及操作、校验进行了规定；对岩石热解的取样分析间距、样品的挑选、分析参数和评价参数的计算、资料整理的内容进行了规范。
本规程适用于实验室和地质录井现场储集岩中的气态烃、液态烃及热解烃的测定。
一、引用标准操作规程在起草过程中，参考、引用了下列标准、规范。
GB/T 18602—2001 岩石热解分析SY/T 5117—1996 岩石热解分析方法SY/T 5675—1997 油气探井完井地质总结报告编写规范Q/SY 128—2005 录井资料采集与整理规范SY 6014—1994 石油地质实验室安全规定SY 6438—2000 油气探井录井资料质量控制规范《石油天然气探井录井资料采集与整理操作规程》（第二版）中国石油长庆油田二、仪器设备1.油气显示评价仪（1）仪器灵敏度要求：基线漂移≤25μV/30min,最小检测量≤0.01mg/g﹔（2）仪器稳定性要求：热解烃S2、最高热解温度Tmax符合标样要求；2.油气组份综合评价仪仪器灵敏度要求：基线漂移≤25μV /30min；3.不间断稳压电源（≥3kw）；4.氢气发生器（氢气发生量：≥200ml/min）；5.空气压缩机（空气发生量：≥1000ml/min）；6.荧光灯；7.打印机；8.电子天平：感量1mg。
电子天平须经县级以上政府计量行政部门所属或授权的计量鉴定机构进行检定。
三、试剂与材料1.蒸馏水，二级；2.二氧化碳吸附剂：分析纯；3.氢氧化钠（NaOH）：分析纯；4.5A分子筛：分析纯；5.活性炭；6.硅胶；7.氮气（纯度不低于99.99℅）；8.弹性石英毛细管非极性交联柱，长度30m～50m，内径0.20～0.32mm，最高使用温度不低于300℃。
四、参数和定义（一）分析参数符号及定义1.岩石热解录井分析表1 三峰分析方法参数符号表2.热蒸发气色谱分析表2 油气组分综合评价仪分析方法参数符号表1.岩石热解分析计算参数⑴含烃总量（P g、P g′，mg/g）含烃总量为储集岩中气态烃（S0）、液态烃（S1、S11）、热裂解烃（S2）含量的总和。
P g＝S0+ S1+ S2 P g′＝S0′+S11 +S21+ S22+ S23⑵气产率指数（GPI）2. 气产率指数是热解三峰法的计算参数，为气态烃量⑴总烃量的比值，表明原油的轻重。
GPI = S0/（S0+S1+S2）⑵油产率指标（OPI）油产率指数是热解三峰法的计算参数，为轻质液态烃量与总烃的比值，表明原油的轻重。
OPI = S1/（S0+S1+S2）⑶油气产率指数（TPI）油气产率指数是热解三峰法的计算参数，为气态烃褐轻质液态烃的量与总烃量的比值，表明原油的性质（轻质油、中质油、重质油）。
TPI = （S0+S1）/（S0+S1+S2）⑷原油轻质指数（PS）原油轻质指数是热解三峰法的计算参数，为轻质液态烃的量与热解烃量的比值，表明原油的性质。
PS = S1/S23.热蒸发气相色谱计算参数⑴主峰碳数样品中质量分数最大的正构烷烃碳数。
其与原始生成母质性质有关，以藻类为主的有机质，主峰碳位于C15～C21；而以陆源高等植物为主的有机质，主峰碳则分布于C25～C29，有时在色谱曲线中除主峰位置外，间隔一定碳数又可见另一主峰，这种双峰型的色谱曲线，可能是多元有机质的反映。
主峰碳也是一个比较好的成熟度指标，随着有机质成熟度过程，温度、压力增加,促使高分子烃裂解为低分子烃，相应的主峰碳位置朝低碳数方向迁移。
热蒸发烃中主峰碳主要为油源对比和原油组分是否受生物降解、水洗的判断指标。
⑵碳优势指数（CPI）碳优势指数指在C24—C34范围内，分别取两次奇碳数的相对含量和偶碳数的相对含量总和之比的平均值，改比值为成熟度指标，主要作为油源对比和原油成熟度指标。
CPI=1/2[(C15+C27+C29+C31+C33)/(C24+C26+C28+C30+C32)+( C15+C27+C29+C)/( C26+C28+C30+C32+C34)]31+C33式中：C15—正二十五烷质量分数，其余类推。
当某一碳数的正构烷烃含量未检出时，部赋值，与其对应的分子或分母的正构烷烃含量也部赋值。
⑶奇偶优势值（OEP）奇偶优势值反映分子量的增加，组分奇偶优势的变化情况，为成熟度指数。
OEP＝〔(C K-2+6C K+C K+2)/(4C K-1+4C K+1)〕-1(K+1)式中：K—主峰碳数CK—正K烷质量分数，其余类推。
⑷∑C-21/∑C22+比值比值是以样品分析所得的碳数，将C21以前各碳数百分含量总和除以C22之后各碳百分含量总和，作为成熟度指标。
∑C2+1/∑C2+2＝∑C-21/∑C2+2式中：∑C2+1—正二十一烷及以前各正构碳数烷烃质量分数之和。
∑C2+2—正二十二烷及以后各碳数正构烷烃质量分数之和⑸〔C21+C22〕/(C28+C29)比值比值作为鉴别海相与陆相湖泊相生油岩指标，湖相生油岩指标的比值基本落在1.5～5.0之间。
〔C21+C22〕/(C28+C29)＝〔C21+C22〕/(C28+C29)式中：C21—正二十一烷质量分数，依此类推。
⑹ Pr/nC17比值姥鲛烷（Pr）为无环类异戊二烯生物标志物，来自于高等植物中叶绿素、菌、藻中菌藻素在微生物的作用下分解成的植醇，植醇在弱氧化条件植醇生成姥鲛烷，姥鲛烷与nC17的比值反映原油生成母质型和生成环境。
Pr/nC17＝Pr/ nC17式中：Pr—姥鲛烷的质量分数nC 17—正十七烷质量分数 ⑺ ph/nC 18比值植烷（ph ）也为无环类异戊二烯生物标志，同样来自于高等植物中叶绿素、菌、藻中菌藻素在微生物的作用下分解成的植醇，植醇通过还原途径形成植烷。
植烷与nC 18的比值同样反映原油生成母质型和生成环境。
Ph/nC18=式中：Ph ─植烷质量分数； nC18─正十八烷质量分数。
⑻ Pr/Ph 比值姥鲛烷（Pr ）与值烷（Ph ）的比值反映原油生成母质类型和生成环境。
Pr/Ph=式中：Pr-姥鲛烷质量分数； Ph-植烷质量分数； 五、仪器搬运和安装 （一）仪器搬运1．搬迁仪器时，房内禁放易燃易爆物品，所有物品应固定牢靠； 2．仪器房运输时，应有专人押运，平稳行驶，以防损坏仪器。
Ph nC 18Pr Ph（二）现场仪器安装1．仪器房安装（1）仪器房应安装在井场大门右前方、与地质房同一侧；（2）符合钻井井场布局要求，远离震动筛处；（3）仪器房门口应平坦，仪器房顶不得堆放杂物；（4）仪器房应接地。
2．室内设备安装（1）仪器设备应在断电状态下安装；（2）仪器操作台安装应牢固、平稳，并具有较好的抗震能力；（3）仪器设备应按固定位置合理安放；（4）各种电缆线、信号线、气管线和各种仪表应正确连接，牢固、不漏气，电路和气路应不交叉；（5）干燥管中装入活性炭和硅胶，两端填充脱脂棉，并与气源（氮气、氢气、空气）和仪器连接；（6）仪器地线应与室内配电盘漏电保护器零线输入端连接；（7）应正确连接计算机系统与仪器接口、打印机。
六、仪器校（检）验（一）仪器校（检）验1．岩石油气显示评价仪的校验（1）校验的标准物质以国家技术监督局标准、发布的国家二级岩石热解标准物质作为岩石热解标样；也可以此标准物质标定本单位的管理标样，作为质量监控。
（2）校验要求1）称取的标样重量：100mg+1mg；2）标准物质校验前，仪器应连续稳定运行30分钟以上；3）标准物质校验前，应先进行空白分析；4）每次标准物质校验过程应连续完成，不应间断；5）每次标样样品校验过程中不得更换操作人员；6）同一种标准物质的校验应不少于3次。
2．油气组分综合评价仪的检验（1）启动油气组分综合评价仪，并与计算机联机；（2）在软件控制面板的主机工作状态栏显示“就绪”后，进行柱箱温度设定；（3）空白运行1～2周期，保证无残留；（4）设定柱箱初始温度为100℃，空坩埚运行1周期，运行30min 以上；（5）测试仪器的基线噪声与漂移，基线噪声与漂移不允许超过25μv/30min。
（二）仪器校验周期和校验要求1．校验周期（1）油气显示评价仪器在投入使用前，应进行三种以上标准物质的校验；（2）正常使用情况下，油气显示评价仪每年应进行一次三种以上标准物质的校验；（3）大修后的仪器应及时进行校（检）验；（4）调整仪器的技术参数应及时进行校（检）验；（5）仪器长途搬运，投入使用前应将仪器校（检）验。
2．校验要求油气显示评价仪在分析前应进行三种以上标准物质的校验，油气组分综合评价应进行基线检验和样品分析，校验精密度（重复性）和准确度（再现性）应符合本规程样品分析质量要求的相关规定。
3．校验记录（1）标准物质的校验图谱至少应标明分析次数、分析日期、标准物质名称、操作者。
（2）每次标准物质校验时间和结果应填写在仪器技术档案中，并予以保存。
七、仪器工作条件及主要性能指标（一）工作条件1．钻井液：清水、水基、盐水钻井液；2．仪器工作温度：10℃～35℃；3．相应湿度：≤85%；4. 工作环境：无腐蚀性气体、无较强的电磁场干扰、无强烈振动；5．供电电源：交流电，电压220v±22v，频率：50Hz±3HZ；6.绝缘和漏电保护：整机供电电路对外壳绝缘和相互绝缘均应≥2M Ω,安装有漏电保护装置；7．开机预热稳定30分钟左右；8．空气中可然气体含量不应超过爆炸下限。
（二）分析技术条件1．油气显示评价分析技术条件为了分析资料的可比性，分析分析条件采用表3所规定的参数。
表3 各分析参数的分析条件2.油气组分综合评价仪分析技术条件（1）温度设定1）热解炉温度：300℃～380℃2）管路温度：320℃～380℃3）进样器温度：320℃～380℃4）柱箱温度①初始温度；100℃，恒温1min②升温速率：8℃／min③终止温度:300℃,恒温10min(2)气体流量设定1）载气线速：15cm/s～25cm/s2)燃气流量：30ml/min～50ml/min3) 助燃气流量：300ml/min～500 ml/min4)尾吹气流量：30ml/min八﹑仪器操作步骤和要求（一）开机和关机1．开机（1）打开总电源；（2）接通辅助设备（空气压缩机﹑氢气发生器或氮气发生器）电源；（3）启动ups电源对仪器供电；（4）启动主机电源；（5）启动计算机进入油气显示评价仪（油气组份综合评价仪）软件；（6）待仪器预热稳定后，进行初始化设置；（7）1～2次空样分析；（8）岩石热解须标样校验；（9）样品分析2.关机（1）退出油气显示评价仪（油气组份综合评价仪）软件；（2）退出计算机系统；（3）关闭计算机；（4）关闭仪器；（5）关闭ups电源；（6）关闭辅助设备；（7）关闭总电源。