录井现场资料解释细则

1、PAGE 69录井现场资料解释细则1 资料解释内容和要求1.1 解释内容1.1.1 建立地层岩性剖面。1.1.2 油、气、水层的解释。1.1.3 异常地层压力的解释、预报。1.1.4 钻井工程施工中的异常事件的解释、预报。1.2 解释要求1.2.1 在无特定要求时，现场只对录井参数的异常井段进行解释；对无异常井段，不作解释。1.2.2 充分利用录井资料进行全面综合地判断，根据任一测量参数的异常变化和录取的岩屑、岩心资料，荧光显示资料以及钻井液性能、槽池面变化情况，详细地指明油、气、水层所地的井段及厚度，确定异常压力层段及压力系数，预报（或提示）钻井施工中出现的异常或事故，及时做出解释结论，为发

2、现和保护油、气层，防止和处理钻井工程事故提供科学依据。1.2.3 现场录井期间，录井人员必须进行现场实时解释，及时将解释、处理、判断的结论或报告，通报现场地质监督、钻井施工的有关方面和甲方单位，并将解释结果填入相关的报表中。完井后，利用综合录井资料和可能收集到的相关资料，对油气层作出详细解释评价，为确定试油（测试）层位提供可靠依据。1.2.4 对气测异常井段或岩屑、岩心显示必须有定量荧光解释、地化解释、气测解释、综合解释。气测解释应包括具有地层含气指数法的至少三种解释方法，解释结论应与SY/T 6020-94探井地质录井油气水层解释符合率统计方法中的解释结论一致，解释成果表中应包括与解释有关的

3、主要参数。2 录井资料的异常无特定要求和规定情况下，录取的任意一项资料或参数符合下列情况则为异常 ：2.1 钻时突然增大或减小，或呈趋势性减小或增大。2.2 在正常钻进时，钻压大幅度波动或突然增大100kN以上，或钻压突然减小并伴有井深跳进。2.3 除去改变钻压的影响后，大钩载荷突然增大或减小100kN以上。2.4 转盘扭矩呈趋势增大10%以上，或大幅度波动。2.5 转盘转速无规则大幅度波动，或突然减小甚至不转，或人工监测发现打倒转。2.6 立管压力逐渐减小0.5MPa，或突然增大或减小2MPa以上。2.7 钻井液总体积相对变化量（包括起下钻相对变化量）超过2m3。2.8 钻井液出口密度突然减

4、小0.04g/cm3以上，或呈趋势减小或增大。2.9 钻井液出口温度突然增大或减小，或出口温度差逐渐增大。2.10 钻井液出口电导率或电阻率突然增大或减小。2.11 钻井液出口排量明显大于或小于入口排量10%以上。2.12 气体全量高于背景值2倍以上，且绝对值大于0.2%。2.13 二氧化碳、氢含量明显增大。2.14 硫化氢含量超过5ppm（5mL/m3）。2.15 实时钻进中的钻头成本呈增大趋势。2.16 泥（页）岩井段dc指数或Sigma值相对于正常趋势线呈趋势减小。2.17 泥（页）岩密度呈趋势下降。2.17 碳酸盐含量明显改变。2.18 岩性明显改变或岩屑中有金属碎屑。2.19 岩屑照

5、射的荧光及其以上含油显示。2.20 定量荧光分析数据有异常结果。2.21 地化录井分析数据有异常结果。2.22 钻井液性能有明显变化。3 取值要求3.1 全量含量以百分数表示，将数值修约到4位小数。3.2 烃组分总和及单一烃组分绝对含量取值：烃组分总和及单一烃组分绝对含量小于0.1%时，将数值修约到4位小数。当大于或等于0.1%时，将数值修约到二位小数。3.3 烃组分相对含量以百分数表示，将数值修约到二位小数。3.4 非烃组分值以百分数表示，将数值修约到二位小数。4 综合解释4.1 建立地层岩性剖面根据随钻录取的岩屑、岩心资料，结合钻时变化，及时建立地层岩性剖面。4.2 油、气、水层综合解释4

6、.2.1 解释原则4.2.1.1 以气体全量、色谱录井组份含量、钻时、岩心、岩屑显示、地化录井分析异常数据和定量荧光分析异常数据为主要依据划分异常层段。4.2.1.2 根据钻时、岩心、岩屑、气体含量变化、地化分析数据变化、定量荧光分析数据变化、钻井液参数及测井孔隙度等资料，参考色谱录井显示和对比气体后效录井显示情况，划分出储集层（异常解释层）的顶、底深度。4.2.1.3 应用岩心岩屑含油（气）显示级别及含水性、地化录井成果、定量荧光录井成果、烃组分解释方法、地面含气指数（SPI）、地层含气指数（CGS），结合非烃气体含量，钻井液参数变化和槽（池）液面显示，综合判断储集层流体性质，得出解释结论。

7、4.2.1.4 利用计算机气体解释图版、地化录井解释图版、定量荧光解释图版进行分析时，应使用本地区的解释图版，且气体解释图版优先使用全脱气分析资料。在无本地区解释图版时，可参照使用仪器原带的图版。4.2.1.5 在取得测井与试油或射孔求产资料后，应及时总结现场综合解释和完井综合解释结果的符合率，找出本井解释上的偏差原因，以便进一步提高综合解释上的符合率。4.2.2 烃组分相对百分含量计算4.2.2.1 计算公式：C=C1+C2+C3+iC4+nC4+iC5+nC5C1A= (C1/C)100%C2A=( C2/C)100%C3A=(C3/C)100%iC4A=(iC4/C)100%nC4A=(

8、nC4/C)100%iC5A=(iC5/C)100%nC5A=(nC5/C)100%式中：C烃组分含量之和C1A甲烷相对百分含量C2A乙烷相对百分含量C3A丙烷相对百分含量iC4A异丁烷相对百分含量；nC4A正丁烷相对百分含量；iC5A异戊烷相对百分含量；nC5A正戊烷相对百分含量。4.2.3 解释依据在有本地区的解释标准时，以本地区解释标准为依据；无本地区解释标准时，以下列一般显示特征为基本解释依据（注意区分气测后效和单根峰）。4.2.3.1 油层(1) 钻时相对减小，气体全量增大。(2) 色谱组分分析各组分均有显示，甲烷相对百分含量在60%90%之间，乙烷、丙烷、异丁烷和正丁烷明显增高。(

9、3) 各种烃组分解释图上应显示液态石油的特征。(4) 岩心或岩屑含油级别在油浸级以上，滴水呈珠状或半珠状，槽（池）面观察有油花，或少量气泡，有可能取到气样并可能点燃。(5) 岩心或岩屑荧光照射显示明显，发光产状均匀-较均匀，系列对比不低于7级。(6) 出口钻井液密度下降，温度下降，电阻率增大或电导率降低，粘度相对增大，出口流量相对增大和钻井液总体积增大。(7) 地化和定量荧光解释具有油层特征。4.2.3.2 气层(1) 同4.2.3.1条（1）。(2) 色谱组分分析呈高甲烷异常，甲烷相对百分含量在90%以上。(3) 各种烃组分解释图上，应显示天然气特征。(4) 岩心或岩屑不含油，槽（池）面观察

10、气泡较多且液面明显上涨，取一定量气样进行点火试验可见火苗。(5) 岩心、岩屑荧光照射无显示或见微弱的星点状荧光。(6) 出口钻井密度下降，温度下降，电阻率增大或电导率降低，粘度剧增，出口流量相对增大或减小，钻井液总体积增大。4.2.3.3 可能油气层(1) 同4.2.3.1条(1)。(2) 色谱组分分析各烃组分均有显示。(3) 各种烃组分解释图上，具有液态石油和天然气的双重特征，但特征不明显。(4) 岩心或岩屑含油级别为荧光油斑，滴水多呈半珠状，槽（池）面观察无显示或少量油花或气泡。(5) 岩心或岩屑荧光照射显示较差，发光产状不均匀，多呈星点状，系列对比6级以上。(6) 出口钻井液密度无变化或

11、稍有下降，电阻率或电导率、温度、粘度、出口流量和钻井液总体积无变化或稍有增加。(7) 地化和定量荧光解释具有一定的含油特征。4.2.3.4 油水同层(1) 同4.2.3.1条(1)。(2) 色谱组分分析各组分均有显示，甲烷相对百分含量在50%90%之间，重烃组分明显增高。(3) 各种烃组分解释图上，具有液态石油和水的双重特征，但特征不明显。(4) 岩心或岩屑含油级别为荧光油斑，滴水多呈半珠状扩散状，槽（池）面观察无显示或少量油花。(5) 同4.2.3.3条(5)。(6) 同4.2.3.3条(6)。(7) 地化和定量荧光解释具有油水同层特征。4.2.3.5 水层（含有溶解气或残余油）(1) 同4

12、.2.3.1条(1)。(2) 色谱组分分析呈极高的单一甲烷异常显示，无重烃组分或只有极少量的乙烷，非烃气体氢气和二氧化碳气体含量明显增高。(3) 在各种烃组分解释图上，显示水的特征。(4) 岩心、岩屑无显示或含油级别不高于油迹级，滴水呈扩散状，肉眼观察明显含水。(5) 岩心、岩屑荧光照射无荧光或显示较差，系列对比低于6级。(6) 出口钻井液密度、粘度相对下降，温度相对升高或无明显变化，电阻率或电导率改变明显、出口流量和钻井液总体积相对增大或无变化。4.2.3.6 干层(1) 同4.2.3.1条(1)。(2) 色谱组分分析无显示或呈单一甲烷异常显示。(3) 在各种烃组分解释图上，无液态石油、天然

13、气及水的特征。(4) 岩心、岩屑无油、气、水显示或只含有少量的沥青及残余油迹，滴水呈扩散状，肉眼观察无明显含水显示。(5) 同4.2.3.5条(5)。(6) 出口钻井液密度、粘度、温度、电阻率或电导率、出口流量和钻井液总体积无变化。(7) 油、气、水简易试验方法见表2-644.3 异常高压地层解释4.3.1 解释原则4.3.1.1 以钻时、dc指数、泥（页）密度、钻井孔隙度、Sigma值及岩性为主，参考出口钻井温度、气体显示及钻井液出口流量变化，确定压力过渡带和可能出现的异常高压地层的位置。4.3.1.2 利用计算机处理的dc指数等资料确定地层压力系数。4.3.1.3 利用综合录井仪录井资料发

14、现与解释异常地层压力，应在钻开高压油气层之前完成。4.3.1.4 在现场解释异常地层压力时，录取的地层压力参数资料不应小于1000m井段。4.3.1.5 每次起下钻必须进行dc指数或Sigma值回放处理，重新选择正常趋势线参数，并修改联机的有关参数。4.3.1.6 回放处理的压力参数曲线，应以使得压力变化的趋势更加明显为标准来选择比例。4.3.1.7 在取得测井与地层测试（RFT）压力资料时，应及时总结现场录井预测结果的成功率，找出本井预测结果产生偏差的原因，以便确定本井所在井区的现场录井监测的地层压力参数，为今后现场录井正确解释评价异常地层压力提供依据。4.3.2 解释依据4.3.2.1 在

15、钻进泥（页）岩地层时，钻时逐渐降低，气测资料有异常显示，特别是钻开或即将钻开异常高压层时更明显。4.3.2.2 泥（页）岩密度在一定范围内呈趋势性减小。4.3.2.3 泥（页）岩井段dc指数或Sigma值在一定范变化，梯度下降，并有明显升高且持续30m以上。4.3.2.5 计算机处理钻井孔隙度呈趋势性增大。4.3.2.6 出口钻井液密度相对减小，出口流量相对增大。4.3.2.7 出口电阻率或电导率有明显变化。4.3.2.8 可能有井壁坍塌及蹩卡钻现象。4.4 钻井工程施工异常事件解释预告4.4.1 解释原则4.4.1.1 从实时监测到某一个或数个钻井参数、钻井液参数的改变入手，结合计算机分析报

16、告，进行对比分析和综合判断，解释出参数异常的原因，并及时进行预告，最后与实际情况验证，进行经验总结。4.4.1.2 当资料出现异常进行现场解释时，首先要检查、排除地面因素，然后方能确定为井下异常。4.4.2 解释依据4.4.2.1 井涌入口流量无变化，钻井液体积增加，密度减小，出口流量增大，温度升高，电阻率或电导率升高或降低，立管压力降低，气体全量可能增加。4.4.2.2 井漏入口流量无变化，钻井液体积减小，出口流量减小，立管压力降低，可能有放空现象。4.4.2.3 刺钻具、刺泵泵冲数稳定，入口流量上升，立管压力逐渐下降，钻时、扭矩增大。4.4.2.4 钻头寿命终结钻时增大，扭矩增大或大幅度波

17、动，实时钻井成本增大，岩屑变细或有铁屑。4.4.2.5 溜钻或顿钻钻压突然瞬时增大，大钩载荷突然瞬时减小，大钩高度下降速度瞬时加快，钻时骤减，深度跳进。4.4.2.6 卡钻预兆扭矩增大或大幅度波动，上提钻具大钩载荷增大，下放大钩载荷减小，立管压力升高。4.4.2.7 掉水眼立管压力突然呈台阶式减小后稳定，钻时相对增大。4.4.2.8 水眼堵立管压力呈台阶式增大。4.4.2.9 井塌扭矩增大，振动筛上岩屑增多，岩屑多呈大块状。4.4.2.10 断钻具大钩载荷突然呈台阶式减小，立管压力突然呈台阶式下降。4.4.2.11 干钻（泵不上水）泵冲数增大，立管压力突然呈台阶式降低，出口流量突然降低。表2-

18、62 油、气、水简易试验方法方法判别浸水试验滴水试验沉降试验毛细分析环乙烷滴照对比定级脱气取样分析项目含油水面冒油花越多含油越好滴水呈圆珠状越明显含油越好，呈半球状或馒头状次之。浸润角60度为含油层的特征，大于90度为饱含油层的特征。“分散状”沉淀为好油层的特征；“絮状”沉淀为油水同层的特征；“凝集状”砂粒部分缓慢散开为油水同层或含油水层特征；“凝块状”砂粒不散开为含油水层特征稀油层呈浅色（浅亮黄、乳黄等）上爬高度大的“色宽度”，稠油层呈浅色带窄、深色带宽（深黄、褐色）。整个上爬高度小（即总色带也窄），气层、凝析气层偶见或只见上爬很高的乳白、天蓝宽色度亮黄、金黄色放射状、片状分布者油质好，褐黄

19、色及只见光圈者油质较差浓度大级别高多为桔黄色火焰；组份较全（轻烃及重烃）含气水面冒气泡有芳香味（为油型气或天然气）、有H2S味等在孔隙洞缝处滴水，渗入越慢常越好；有出气冲动现象油型气层可见乳白色和天蓝色的荧光圈特殊系列高级别以蓝颜色为主，以甲烷为主，轻烃较多，重烃较少含水研碎少许岩样，加入5mL蒸馏水溶蚀后测定Cl含量滴水即渗无荧光低或无级别水层含CO2、H2S、H2气等，含H2为桔红色火焰具体方法要点将岩样放入水中以下约2cm，观察水面有无油花、气泡冒出，有何气味，并尽可能标出冒油气的位置用滴管在储层岩样平整的新鲜面上靠近滴水，10min内观察水滴，形状和渗入速度，并看里外环滴试差别取1g新

20、鲜含油岩样研成末放入试管，注入5mL四氯化碳（或三氯甲烷），摇匀后静置5min然后观察试管内颗粒下沉状态将毛细条（0515cm）的专用滤纸）将1/31/4部分浸入已浸泡过的含油岩样的四氯化碳或“氯仿”溶液之中（悬吊10min后）观察毛细条荧光色带特征，判断油质好坏或劣质在对滤纸及氯仿作了空白对比的基础上，对岩样进行滴照，观察滤纸上的荧光颜色及产状特征用同类油质荧光对比系列对照有气测仪或综合录井仪时用脱气器取气样，否则可用磨口瓶排水取气法取气样进行组份分析和点火试验4.5 储层解释4.5.1 孔隙性储层解释（见表2-63孔隙性储层分级评价表）表2-63 孔隙性储层分级评价表 分级项目特征一类(高

21、孔好储层)二类(中孔中等储层)三类(低孔差储层)备注钻井钻时min/m低20影响因素与钻井条件有关此为一般宏观定性特征因影响因素差异而有所变化渗漏或涌出量m3/h较大较少微渗或无渗透与泥浆密度和地层压力有关岩性及其特征储层岩性中细粒，分选、圆度好的石英砂岩或长石石英砂岩细粉粒，次圆、分选中等的石英长石砂岩或岩屑长石砂岩棱角状、分选差的岩屑砂岩、浊积砂岩、变质砂岩与岩石组分和结构有关疏松程度结构疏松，手捏全碎较疏松，手捏部分可碎致密、坚硬，牙咬钉嘴主要与岩石结构、胶结物有关胶结物类型及胶结程度泥质为主，松散或疏松胶结泥灰质为主，胶结较疏松灰质、白云质可砂质、硬石膏质或凝灰质，胶结致密主要与胶结物

22、成分及含量有关（特别是砂岩的碳酸盐含量）孔隙度，%25251550010-3m2颗粒不均匀，连通较好，渗透率10050010-3m2颗粒极不均匀，成分杂、差异大，连通差，渗透率220)中等(220200)小(200)要考虑消除井径影响自然伽马值很低较低较高可反映泥质含量的多少声波、中子曲线差异大较大较小选好基准重叠线，”差异”大小反映相对值微电极差异大中等很小或无差异自然电位幅度大中等很小或无受地层流体性质和泥浆的影响井径小（缩径明显）较小（缩径较少）略大或较大受岩层特性及泥浆性能的影响；物性好井径一般都因渗滤缩径而变小储层埋藏深度m3000可间接反映储层原始埋深，一般埋深愈大物性愈差(如华北

23、冀中坳陷第三系剖面)4.5.2 缝、洞性储层解释（见表2-64缝、洞性储层分级评价表）表2-64 缝、洞性储层分级评价表 分级项目特征一类高渗透层二类中渗透层三类低渗透层备注钻井时的特征放空放空距离大无明显放空、只钻时明显加快钻时略加快或有微弱蹩跳钻现象低压层或中低压层放空井是重要特征；高压层放空、井涌、井喷是重要特征井漏有进无出、大漏漏量较大、但可断续或连续返出泥浆漏量漏速较小，泥浆可连续返出井涌、井喷连续井涌、井喷(高压层时明显)有时井涌、井喷无井涌、井喷，但有时泥浆略有增加岩石特征缝洞密度条、个m大于10510小于5张开的大缝、大洞常常是主要因素；密度及次生变化是重要的参考内容张开程度

24、全张开或 EQ F(自形晶,非自形晶) 比值大于50%半张开或 EQ F(自形晶,非自形晶) 比值为10%50%充填缝洞或 EQ F(自形晶,非自形晶) 比值小于10%缝洞大小 大缝大洞多大中缝较多，洞洞少主要较小的微细裂缝重结晶白云化程度强、明显较差中等无或差孔隙度%88331物性与储层埋藏深度、成岩阶段、次生变化及渗滤通道孔喉半径均值有关渗透率10-3m2100100110.01电性主要反 应特征密度g/cm32.75除此之外，还可参考井下照相、微电极、双侧向、石灰岩电极光电截面指数等反映缝洞特征；受地层流体性质和钻井、压井液的影响声波时差s/m170大于骨架值或跳跃明显中大160170较

25、小中等150160( EQ F(NG,GR)比值大中等较小自然电位幅度大幅度不大或中等幅度较小或无电阻率低较低较高井径偏大或不规则近似钻头直径井径小，不规则主要储集类型溶洞裂缝型裂缝型微裂缝型常见混合特征4.6 沉积相解释（见表2-65各类沉积相特征对比情况表）表2-65 各类沉积相特征对比情况表相类名称岩石特征晶、粒结 构分选圆度常见层理构造特征层面特征常见生物化石旋回韵律特征备注冲积相冲积扇砾岩及砂、泥岩。常见氧化条件下的红色泥岩及花斑；“扇根”粗，多为泥石流；“扇中”中，砂泥岩互层；“扇端”细，有时见膏盐砾、角砾较多较差差中等稍好棱角|次圆多为冲刷、冲填构造，也常见泥砾构造、花斑构造及压

26、扁状构造底部多冲刷面植物根碎片等正韵律如渤海湾地区孔家店组河流相河床相分山区型及平原型两种类型。岩性为砂砾岩，砾石多为火山岩、变质岩，砂岩多为长石质砂岩。泥岩多含砾、含砂，主要为紫红、棕褐、灰绿、花斑色粗粒|粉细粒(含砾)差|中差|次圆大型板块交错层理槽状交错层理波状变形及水平层理，有时还见爬升层理(单向水流时)底部多冲刷面，冲刷面上为砂砾岩富含碳屑及植物根茎多旋回正韵律概率图多为“S”形;河床相砂体厚占地层厚度如的20%以上点砂坝砂、泥岩间互细|粉中|好圆|次圆大型槽状交错层、大型板状交错层理、波状层理、水平层理层面波痕树干、树叶多植物化石正韵律河漫滩沼 泽泥岩为主，砂岩颗粒细，沼泽则多碳质

27、泥岩，见钙质结核或团块粉中|好爬升、变形、断续波状、水平层理、钙核结核泥裂、虫孔生物植物根较多，见碳屑、螺、蚌、漂浮生物正韵律河湖过渡相三角洲为一套灰、深灰色粉、细砂岩和砂质泥岩，砂岩多为长石砂岩，钙质胶结为主，砂岩一般占30%，孔隙度、渗透率较好以粉、细粒为主中|好圆|次圆小型交错层(板状、楔状、槽状)、波状、水平、变形、负荷、块状、透镜状、生物扰动构造，结核掘穴、虫孔、泥裂立生植物根较多，有时见介形虫多具反韵律特征湖相滨 湖浅滩相为一套灰色粉、细砂岩与泥岩间互层，夹藻灰岩、鲕灰岩、钙质页岩砂岩多粉粒，石灰岩为鲕粒、团球粒、亮晶中|好次圆为主水平、小组状、互层层理、球粒状、透镜状、压扁状构造干裂、波痕多，有时见雨痕、爪痕、虫孔介形虫（多在层上）、藻类、鱼化石反韵律砂体多长条状厚度占地层厚度的45%沿岸砂坝长石砂岩为主，上、下为暗色泥岩、钙质页岩所间夹，砂岩钙质胶结，有时见灰绿色泥岩粉|细较好次圆|次尖板状层理、波状交错层理、波状层理及透镜状层理爪