录井报告格式

1、XXX油气田XXX井综合录井报告编写人：XXX审核人：XXX上海特殊作业分公司XXXX年XX月XX日目录一 前言1二 工程概况32.1 钻井施工概况32.3 定向轨迹概况42.4 套管及固井质量62.5 钻井液性能72.6 工程纪要92.7 钻井施工进度统计11三 综合录井综述123.1 录井设备及施工人员资质123.2 综合录井项目133.3 异常监测情况153.4 录井质量评价及影响因素16四 地质成果174.1 地层174.2 油、气显示19五 地层压力分析22六 结论与建议235.1 结论235.2 建议23附表岩屑及荧光描述记录表取心描述表附图XXXX井综合录井图 XXXX井综合录井

2、数据（光盘） 包括以下几个内容：XXXX井岩屑描述记录表（EXCEL及PDF）XXXX井岩心描述记录表（PDF）XXXX井综合录井图（卡奔格式）XXXX井综合录井图1:500(PDF)XXXX井综合录井图成图相关文件（现场岩心及岩屑记录表，基本数据表等）XXXX井综合录井报告(word)XXXX井综合录井报告（pdf）XXXX井钻时气测数据表（EXCEL）XXXX井工程参数表（EXCEL）XXXX井X月-X月时间库（EXCEL） 一 前言主要描述内容：井的地理位置、构造位置、钻探目的、设计井深、完钻井深、钻探结果等(部分内容可参考地质设计的前言)XX油气田位于上海市东南方向420km的东海大陆

3、架，位于东海西湖凹陷苏堤构造带南部（图1-1）。北纬：28°39¢-28°48¢，东经：125°2¢-125°9¢。XX油气田在平面上分三个区，北块、中块、南块。南块以油藏为主，而北块油和气均较富集，主要油气藏分布在北块。油气藏纵向有19 个单元：北块的H2a、H4a2 和南块的H2b、H2c、H4a、H4b、H4d、H5a、H5b；块状底水油藏3 个：北块的H2c、H6d 和南块的H6d；带气顶的块状底水油藏2 个：北块的H3c和南块的H3b；带气顶的边水油藏1 个：北块的H3b；层状边水气藏8 个：北块的H3a

4、、H4b、H4c、H4d、H5B、H6a、H6b、H6c；块状底水气藏1 个：北的H5c。带油环的层状气藏1 个：北块的H4a1。平面上分北块、南块和中块三个计算单元；纵向上，以小层或油气组（亚组）为单元，其中北块分16 个单元（H2a、H2c、H3a 、H3b、H3c、H4a1、H4a2、H4b、H4c、H4d、H5b、H5c、H6a、H6b、H6c、H6d），南块分11个单元（H2b、H2c、H3b、H4a、H4b、H4d、H5a、 H5b、H5c、H6a、H6d），中块分4个单元（H2b、H3b、H4a、H4b），总计31个单元。计算的探明地质储量为天然气27.17×108m3

5、、溶解气11.66×108m3；原油741.5×104m3 （619.1×104t）,凝析油31.48×104m3（25.1×104t）。控制地质储量：原油193.2×104m3（162.0×104t），溶解气2.99×108m3；预测地质储量：天然气0.84×108m3、溶解气0.60×108m3，原油33.1×104t）、凝析油1.3×104m3。XXX井为开发井，位于9号槽口，井口坐标：X：705112.71，Y：3176783.04。工区水深104m，钻盘面至海底14

6、8.8m。设计完钻斜深3382.46m(垂深3347.74m，深度均从钻盘面起算，下同），实际完钻斜深3396m（垂深3356.93m），完钻层位花港组H8层。（表1-1）钻井目的：生产残雪构造北块井区H3c、H4a+H6a气藏。本井在施工过程中严格按照地质设计和中海油企业标准有关要求进行地质录井，所取资料齐全、准确，与测井解释结果较为吻合，全井综合解释气层11层，垂厚70.3m；油层5层，垂厚30.3m；差油层1层，垂厚5.3m；油气层1层，垂深7.9m；气水同层7层，垂厚39.0m；油水同层2层，垂厚10.3m；含气水层10层，垂厚84.1m；含油水层4层，垂厚29.9m；可疑层4层，垂厚

7、58.0m。施工过程中严格按照地质设计和中海油企业标准有关要求进行地质录井，在H3、H4、H5、H6均发现较好油气显示，所取资料齐全、准确，基本达到预期钻探目的。本井由中海油田服务有限公司钻井事业部负责钻井施工，钻井平台为海洋石油942钻井平台，第三海洋地质调查大队负责综合录井工作，由中海油服油田技术事业部测井中心承担测井工作，由中海油服油田技术事业部定向井中心负责定向作业。沈海东、胡元元任该井地质监督，陶志江任测井监督。表1-1 基本数据表井号井别井型钻井平台槽孔号目的层平台中心位置X: 北纬： Y: 东经： 补心海拔井口坐标X: 工区水深Y: 靶点设计实钻靶心偏移靶点1靶点2设计井深斜深完

8、钻井深斜深垂深垂深完钻地层及岩性开钻时间完钻时间完井时间图1-1 XXX油气田地理位置二 工程概况主要内容：钻井施工程序、工程事故、完井方法主要包括以下内容等基本数据表、工程纪要（按天记录），井身结构、定向井数据表、轨迹图、套管程序及固井质量、钻头记录、施工进度、钻井液性能评价（按实际井段统计泥浆性能分析表），注意：如发生重大施工施工井要详细记录描述2.1 钻井施工概况XXX井钻井施工由XXX承担；综合录井由上海海洋石油局特殊作业分公司承担。其他施工项目如：钻井液技术服务、测井技术服务和固井施工中海油服承担。XXXX年XX月XX日，XXX钻井平台拖至平湖十一井井位，开始压载作业。X月XX日XX

9、:XX一开，36井眼钻至XXXm，30隔水管下深XXXm。XX月XX日XX:XX二开，26井眼钻至XXXm,20套管下深XXXm。XX月XX日XX:XX三开，17-1/2井眼钻至XXXm，13-3/8套管下深XXXm。XX月XX日XX:XX四开钻12-1/4井眼，XX月XX日XX:XX钻至XXXm中完。XX月XX日XX:XX开始电测作业，XX:XX-XX:XX第一趟测井（MSFL/DLL/XMAC/DGR/CAL/SP），XX月XX日XX:XX-XX月XX日XX:XX第二趟测井（ZDL/CN/GR/CAL/MSFL）。XX月XX日XX:XX开始下套管，9-5/8"套管下深XXXm。X

10、X月XX日XX:XX五开钻8-3/8井眼，XX月XX日XX:XX钻至XXXm完钻。XX月XX日XX:XX开始电测作业，XX:XX-XX:XX第一趟测井（MSFL/DLL/XMAC/DGR/CAL/SP），XX月XX日XX:XX-XX月XX日XX:XX第二趟测井（ZDL/CN/GR/CAL/MSFL）。（见表2-1、2-2、2-3、图2-1）表2-1 XXX井钻头、套管程序表设计钻头程序套管程序实际钻头程序套管程序图2-1 XXX井井身结构示意图2.3 定向轨迹概况XX构造由浅至深圈闭高点具有向南东方向迁移的特征，故本井轨迹设计为南东方向的定向井，该设计轨迹基本兼顾了XX组和XX组的构造高点，纵

11、向上能够钻遇多层油气层。 本井直井段钻进至XXXm（12-1/4井段）开始造斜，XXXm造斜结束，进入稳斜井段，井斜基本控制在12°-14°，初始方位133°，钻进过程中方位有右漂趋势，钻至XXXm，方位已接近160°，定向指令扭方位继续稳斜钻进，钻至XXm取心位置时方位145.07°/井斜11.37°。取芯结束后改变钻具组合，甩掉挠性短节，以减少使用高钻压低转速时对井斜的影响。进入新地层旋转钻进旋转导向使用稳斜钻井模式，井斜方位稳定。XXXm进入平湖组，旋转导向使用稳斜钻井模式，井斜稳定，但方位明显左漂，平均-1°/30m

12、。XXXm以后旋转导向使用54°/75%微增井斜及方位模式钻井，为五开二次造斜奠定基础，钻进至XXXm四开中完。8-3/8井眼钻至XXXm开始第二次造斜，但对PD工具下指令后增斜效果不明显，用Power Drive工具进行本井第二次造斜失败，现场判断PD近转头扶正器偏大(同钻头外径)， 定向钻井至XXXm起钻。更换BHA改为马达定向钻进BHA，下钻到底后滑动钻进，二次造斜十分顺利，泥浆粘度控制在45S/qt，滑动造斜时磨阻较小，平均造斜率2.5°/30m。钻至斜深XXXm/垂深XXXm时第一靶点中靶，井斜29.23°/方位147.46°，水平位移XXXm

13、，靶心距XXXm，靶点坐标：E:XXXX，N：XXXX。中靶后继续造斜钻进至XXXm（井斜31.82°/方位148.68°）起钻。更换BHA改为旋转导向BHA钻进,但造斜效果极差，降斜率很高，降斜率-2°/30m，方位右漂1.8°/30m，钻至XXXm起钻。更换BHA使用旋转导向工具加挠性短节，提高造斜率继续二次造斜钻进，但井斜仍然下降严重，从XXXm钻至XXXm井斜由29. 71°下降至24.9，继续钻至XXXm第二次取心钻进。由于旋转导向钻具组合降斜严重，取芯后下入马达导向钻具组合继续增斜，下钻到底后使用TF:90/75%模式增方位钻进，增

14、斜十分顺利，泥浆粘度控制在55S/qt，滑动造斜时磨阻较小，无脱压现象。平均造斜率，4.5°/30m，造斜钻进至XXXm起钻电测。电测完毕后继续打测试口袋至XXXm完钻（未带定向工具），井底垂深XXXm，水平位移XXXm，方位：140.07°。本井定向轨迹基本符合设计要求，井身质量良好。（见表2-3、图2-2）表2-2 XXX井井斜数据表MeasuredDepth(m)Inclination(°)Azimuth(°)Vertical Depth(m)+N/-S(m)+E/-W(m)VerticalSection(m)DLSdeg/30m000000005

15、9.50.55203.0959.5-0.26-0.110.290.28图2-2 XXX井井身轨迹图2.4 套管及固井质量9-5/8套管采用单级固井，水泥浆裸眼附加40%，确保尾浆封固段的封固质量，首浆返高在13-3/8套管鞋上150m，1.75g/cm3尾浆封固到2280m，1.90g/cm3封固到XXXm，固井质量良好。7尾管重叠段XXXm，固井采用单级单封的固井方法，水泥浆裸眼附加50%，水泥浆密度1.90g/cm3，水泥浆返至尾管悬挂器顶部，固井后，悬挂器顶部不保留水泥塞，重点保证套管鞋、油气层井段和尾管重叠段的水泥封固质量，固井质量优。（见表2-3、2-4）表2-3 XXX井套管数据表

16、井深（m）套管鞋底深(m)浮箍顶深重量(PPF)内容积(L/M)公扣丝扣长度序号场地号记录长度 (m)有效长度 (m)累计长度 (m)下入顶深 (m)钢级重量 (t)扶正器 (m)表2-4 XXX井固井数据表套管名称导管技术套管技术套管通标直径（in）外径（mm）套管总长（m）下入深度（m）短套管及放射源下入深度（m）水泥用量（t）首浆平均密度（SG）尾浆平均密度（SG）水泥浆（m3）水泥塞深度（m）水泥上返深度（m）顶深底深套管试压加压（psi）时间（min）降压（Psi）固井质量2.5 钻井液性能本井要求使用低固相、低失水、热稳性好的优质泥浆，平衡钻井。36井眼(XXX-XXXm)泥浆体系

17、为海水/搬土浆，密度1.06g/cm3，粘度120sec。26井眼(XXX-XXXm) 泥浆体系为海水搬土浆/海水聚合物，使用海水搬土浆钻进至XXXm，密度1.04-1.12g/cm3，粘度32sec；XXXm以下使用海水聚合物泥浆，密度1.16 g/cm3，粘度34s左右。12-1/4井眼（XXX-XXXm）使用PEM泥浆体系， XXX-XXXm井段密度控制在1.17g/cm3左右，粘度50sec左右；XXXm以下井段密度提高至1.22g/cm3，粘度55sec左右。8-3/8井眼（XXX-XXXm）使用PEM泥浆体系，XXX-XXXm井段钻井液密度控制在1.19g/cm3左右，粘度45se

18、c左右；XXX-XXXm井段，钻井液密度控制在1.22g/cm3左右，粘度48sec左右。（见表2-6）本井钻进过程中能及时调整泥浆性能，确保了钻井、测井等作业顺利进行。21表2-5 XXX井钻井液基本数据表项目性能井段XXX井眼XXX井眼XXX井眼XXX井眼XXXm-XXXmXXXm-XXXmXXXm-XXXmXXXm-XXXm海水/搬土浆海水/搬土浆海水聚合醇防塌泥浆体系海水聚合醇防塌泥浆体系钻钻井液性能密度(g/cm3)设计实钻漏斗粘度(s/qt)设计实钻塑性粘度PV(mPas)设计实钻动切力YP(Pa)设计实钻静切力Gel(Pa)(10/10)设计实钻API失水(ml/30min)设计

19、实钻PH值设计实钻含砂量(%)设计实钻MBT（g/L）设计实钻2.6 工程纪要本井按照设计要求顺利完成钻井作业任务，期间由于井架天车快轮偏磨严重，检测，及进行检修和台风的影响耽搁了作业时间。XXX月XXX日 安装简易一开井口，一开旋转钻进至XXXm。XXX月XXX日 一开36"井眼定向钻进至中完井深XXXm。以下为每天的工程情况。表2-6 地漏试验井深(m)套管尺寸（inch）井眼大小（mm）套管鞋(m)破裂压力(psi)地层破裂压力当量密度(SG)泥浆密度(SG)表2-7 XXX井钻头使用情况统计表编号直径(in)厂家型号序列号喷嘴组合入井深度(m)出井深度(m)进尺(m)钻压(t

20、)钻速(rpm)扭矩(lb*ft)纯钻时(hrs)平均钻时（m/hr）钻头评价2.7 钻井施工进度统计（见表2-8）表2-8 XXX井钻井施工进度统计表序号施 工 项 目计划用时（d）计划累计时间（d）实际用时（d）实际累计用时（d）备注0定位，抛锚，压载1钻前准备2钻914.4mm井眼至131.2m3下762.0mm导管，固井4钻444.5mm井眼至596.5m5下339.7mm套管固井下BOP试压、下18-3/4"座保护器6组合钻具，扫水泥塞 ，地漏试验7钻311.2mm井眼至1602m起下钻，循环处理钻井液8电测井，通井9下244.5mm套管，固井，试压，下抗磨补心10甩接钻具

21、、扫水泥塞，地漏试验起下钻换PDC钻头11钻215.9mm井眼至1908m台风撤离及恢复钻215.9mm井眼至2428m(包括3筒取芯5天)短程起下钻，投测起钻12电测井，通井13下177.8mm套管，固井，试压14测固井质量、VSP测井15完井测试(按1层计算)16封井,回收,弃井，卸载17升船，拖航准备三 综合录井综述1、录井承包商、设备型号、队伍岗位设置2、录井项目、工作量及质量情况3、简述异常监视情况（包括气测异常、钻井液、工程参数、压力异常等）4、录井质量评价及影响因素A、质量评价B、影响录井质量的因素分析（包括但不限于钻井工程施工、钻井液以及井下复杂情况的影响等）3.1 录井设备及

22、施工人员资质3.1.1录井设备本井采用局最新从法国地质服务公司Geoservices引进生产的ALS-3.0型综合录井仪进行录井，也是目前具国内、国际先进的石油录井设备之一，在同类产品中有较强代表性。该设备具有完全增压防爆功能，防腐蚀性能好；对环境要求不高，性能稳定可靠、维修简单。具备A02.7.1&2.7.2，2.7.1结构认证，适用于海上作业，仪器房进行静态、动态的强度测试，门A60均有认证。ALS-3.0综合录井仪在本井钻井施工中提供了多项工程参数监测、分析、记录、异常监测预报、信息传输等，为XXX钻井施工提供了以下参数如:井深、钻时、钻压、悬重、大钩负荷、立压、套压、转盘转速、

23、扭钜、泥浆（钻井液）体积和进、出口泥浆流量、泵冲、泵压、电导率、密度、温度、此外计算机地质资料应用分析软件等为现场工程、地质并重提供更多的服务。3.1.2施工人员资质参与该井录井工作的人员分工情况如下（见表3-1）：表3-1 涠2井录井人员责任表序号姓 名岗 位职 称工 作 职 责1吴德队长工程师全面负责、主持录井工作。2沈海东地质师助工负责岩屑鉴定、描述、发现油气显示、原始资料整理、录井报告编写等工作。3李建华地质师高工负责岩屑鉴定、描述、发现油气显示、原始资料整理等工作。4秦飞雄操作员工程师负责仪器操作、日常保养收集等工作。5法永林高级工6翁宝成地质大班高级工全面负责地质原始资料的收集、整

24、理、发送。7孙大坤数据传输助工负责数据传输。8陈爱国取样工工程师负责地质原始资料收集。9李文明初级工3.2 综合录井项目本井严格按设计要求进行岩屑、钻时、气测、荧光、采样、迟到时间测定、井口油气观察及工程参数监测等综合录井工作，包括取得了大量的实物资料。圆满完成了地质设计任务，各录井项目分述如下：（1）钻井参数录井：。（2）岩屑录井：按设计要求自600.00m开始岩屑录井：600.001480.00m井段录井间距为1包/5m，1480.002430.00m井段录井间距为1包/2m，每套岩屑分正、副样，全井累计捞取岩屑样1302包，岩屑清洗干净，数量充足，代表性好；古生物取样按设计要求自1305

25、.00m开始每20m采集一个古生物分析样，全井累计捞取古生物样54包。（3）气测录井：按设计从596.50m建立循环，开始全烃连续监测：596.502430.00m井段每1米记录1点，全井累计记录气测1834点；仪器标定、重复性检查符合标准要求。（4）钻井液录井：每班（12小时）作一次基础泥浆荧光检查，遇油气显示加密检查。（5）荧光录井及槽面观察：本井采用海水聚合醇防塌泥浆体系钻进，逐包对井深1000.00m2430.00m井段岩屑进行荧光检查，共检查、复查571个样；按照设计从1500.00m开始首次使用QFT定量荧光录井仪对主要储集层进行定量荧光录井，共35包；按照设计从1000.00开始

26、首次进行对主要储集层岩屑荧光扫描录井，共22包。钻进过程中，当班地质师及采集工及时观察泥浆槽面，出现气测异常或后效显示时，及时协助泥浆工测定出口钻井液性能，认真观察记录槽面显示情况，保证了油气显示资料收集准确、及时。（6）井中化探及岩石热解：从1480m开始进行顶空轻烃及酸解分析，全井共分析350个样品，并采集55个岩石热解样进行分析。（7）碳酸盐岩含量分析：按设计从井深1600.00m至完钻井深进行碳酸盐岩含量分析，共45包。（8）迟到时间测定：全井按设计要求实测迟到时间5次，并随时根据泵排量变化、低钻时点、气测显示等特殊点加以校正，保证了迟到时间使用的准确性。岩屑迟到时间测定间距合理，数据

27、可靠。（9）硫化氢监测：从设备安装完毕开始对H2S进行全程监测，未发现H2S异常。上述在本井施工中，录井队按照XXXXXXX的相关规定，及时汇报现场施工中的异常事件和向地质监督发送日报。表3-2 涠2井地质录井统计表岩屑录井井段，m间距，m包数备注600-14805176×2岩屑样分正、副样。1480-24302475×2合计1302古生物井段，m间距，m包数备注1305-24302054钻时录井井段，m间距，m点数备注70-243012360个气测录井井段，m间距，m点数备注596.5-243011834连续测量气体全量和组分分析荧光录井井段，m间距，m点数备注1000-

28、1480596包逐包检查，凡渗透层和可疑层均进行详查，主要目的层和好的储集层均进行了荧光扫描及QFT检查1480-24302475包QFT井段，m间距，m点数备注1000-243035包主要目的层和好的储集层均进行了荧光扫描及QFT检查荧光扫描井段，m间距，m点数1000-243022包泥浆荧光井段，m间距，m次数备注600-2430每班作基础泥浆荧光检查，遇油气显示加密检查地化井段，m间距，m点数备注1480-2430350包顶空轻烃及酸解分析55包岩石热解迟到时间井段，m间距，m次数备注1600-243020053.3 异常监测情况例如：1、是否有单根气(钻井过程中一般气测值多少，单根气多

29、少，从多少米开始当时比重多少，随着比重的增加，多少米后结束)；2、是否有后效（后效气测值多少，上窜速度多少）；3、是否存在工程参数的异常（流量的变化，悬重扭矩的变化等等）；4、是否存在钻井液性能的急剧变化；5、其他。3.4 录井质量评价及影响因素3.4.1 录井质量评价（主要内容：是否取全取准了各项资料或存在哪些方面问题？整个录井仪工作是否正常？等等）本井严格按设计要求取全取准各类地质资料，包括岩屑、钻时、气测、荧光、采样、迟到时间测定、井口油气观察及工程参数监测等综合录井工作。3.4.2 影响录井质量的因素分析1、是否存在钻井液（例如跑浆现象）影响部分井段岩屑质量；2、是否存在取心项目影响取

30、心段岩屑质量；3、是否存在工程施工复杂（例如断钻杆、掉设备等）情况影响岩屑质量；4、是否存在录井设备工作异常影响对气测和各类工程参数准确值；5、其他。四 地质成果一 地层钻遇地层，建立地层层序表，按组段描述岩性组合特征（附地层简表）二 含油气性1、气测异常、岩屑荧光情况概况，油气显示特征描述（包括纵向上油气分布特征，储集层变化特征、压力及温度变化特征）2、解释结果（按照录井显示及三角图版来解释，表和文字都要有）。4.1 地层XXX自上而下钻遇的地层依次为第四系，新近系上新统望楼港组，新近系中新统灯楼角组、角尾组、下洋组，古近系渐新统涠洲组，始新统流沙港组，古新统长流组。（见表4-1）第四系（海

31、底）至上新统望楼港组：XXX-XXXm（设计），视厚XXXm。灰色泥岩、砂质泥岩夹黄色细砂岩。该组富含生物化石及贝壳碎片，普遍含灰质。（据资料介绍，在该区第四系岩性主要为灰黄色砂层与粘土互层）。与下伏地层呈不整合接触上中新统灯楼角组：XXX（设计）-XXXm，视厚XXXm。本井从XXXm开始岩屑录井。上部灰色泥岩、粉砂质泥岩夹灰黄色细砂岩；下部灰黄色砂砾岩、中砂岩夹灰色粉砂质泥岩。与下伏地层呈整合接触中中新统角尾组: XXX-XXXm，视厚XXXm。上部为灰绿色泥岩粉砂质泥岩夹灰绿色细砂岩；下部为灰绿色细砂岩、浅灰色砂砾岩、浅灰色含砾粗砂岩夹灰色粉砂质泥岩。与下伏地层呈整合接触下中新统下洋组：XXX-XXXm，视厚XXXm。以大套灰黄色砂砾岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩为主夹绿灰色泥岩、粉砂质泥岩。 与下伏地层呈不整合接触渐新统涠洲组：XXX-XXXm，视厚XXXm。本组分为四段，本井涠洲组仅钻遇二段部分、三段、四段的地层（一段和二段部分被剥蚀）。涠二段：XXX-XXXm，视厚XXXm。以大套棕红色泥岩、粉砂质泥岩，褐色泥岩、粉砂质泥岩为主夹浅灰色细砂岩。涠三段：XXX-XXXm，视厚XXXm。以大套浅灰色中砂岩、细砂岩为主夹褐色泥岩、粉砂质泥岩。涠四段：XXX-XXXm，视厚XXXm。浅灰色中砂岩、细砂岩、灰质细砂岩、灰白色泥质粉砂岩与褐灰色、灰色泥岩、粉砂质泥岩互层夹四