(高清版)DB43∕T 1445-2018 页岩气录井技术规程　

页岩气录井技术规程2018-06-05发布2018-09-05实施湖南省质量技术监督局发布I Ⅱ 12规范性引用文件 13术语与定义 3 4 47荧光录井 88岩心录井 89气测录井 11工程录井 12地化录井 13异常地层压力录井 2014特殊录井方法 2215录井资料整理编录 2816资料验收与质量评定标准 附录A(资料性附录)工程录井钻前验收书 附录B(资料性附录)特殊录井钻前验收书 附录C(资料性附录)岩屑录井草图格式 36附录D(资料性附录)荧光录井样品分析记录表 附录E(规范性附录)热蒸发烃气相色谱 附录F(规范性附录)轻烃组分分析图谱 附录G(资料性附录)核磁共振录井取样记录格式 附录H(资料性附录)核磁共振录井样品分析记录表格 41附录I(资料性附录)核磁共振录井驰豫谱示意图格式 附录J(资料性附录)核磁共振录井成果表格式 附录K(资料性附录)综合录井资料完钻验收书 44本规程按照GB/T1.1—2009给出的规则起草。本规程由湖南省煤田地质局油气资源勘探队提出。本规程由湖南省国土资源厅归口。本规程起草单位：湖南省煤田地质局油气资源勘探队、湖南省地质学会。本规程主要起草人：李奋强、杨汉元、曾琳、陈潇、杨支援、赵亚辉、叶见玲、何大芳、曾啸、李冯燕、唐建军、旷巍、何荣华、杨新华、李宇、谭甫伟、刘梅、曹晖、刘素平、周广湘。页岩气录井技术规程本规程规定了页岩气勘探开发过程中的录井准备、钻时录井、岩屑录井、荧光录井、岩心录井、气测录井、钻进液录井、工程录井、地化录井、异常压力录井、特殊录井方法(含核磁共振录井、泥(页)岩体积密度测定、碳酸盐岩含量测定、同位素录井、X射线元素录井和井场薄片鉴定)、录井资料整理编录、资料验收与质量评定标准等十六项内容。本规程适用于在湖南省实施的页岩气勘查项目。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB16297大气污染物综合排放标准GB/T17412.1岩石分类和命名方案火成岩岩石分类和命名方案GB/T17412.2岩石分类和命名方案沉积岩岩石分类和命名方案GB/T17412.3变质岩岩石的分类和命名方案NB/T14017页岩气录井技术规范Q/CUCBM0305煤层气钻井工程质量SY/T5412下套管作业规程SY/T5788.1石油天然气钻井地质综合录井规程SY/T5788.2油气探井气测录井规范SY/T5788.3油气探井地质录井规程SY/T5965油气探井地质设计规范SY/T5977综合录井仪录井资料解释规范SY/T6022综合录井仪现场安装技术规范SY/T6195油气探井完井地质录井规范SY/T6243岩石热解录井规范SY/T6294录井分析样品现场采样规范SY/T6438油气探井录井资料质量控制规范SY/T6679.1综合录井仪校准方法第1部分：传感器SY/T6679.2综合录井仪校准方法第2部分：录井气相色谱仪SY/T6679.3综合录井仪校准方法第3部分：数据采集系统3术语与定义下列术语和定义适用于本规程。2方入kellylengthbelowturndisk方钻杆进入转盘面(方补心)以下的长度。方钻杆进入转盘面(方补心)以上的长度。随钻气测gasloggingwhiledrilling含气显示发现率recoveryratioofgasshow比值，用百分数表示(修约到小数点后一位数)。示(修约到小数点后一位数)。在录井过程中，提供异常预报的总次数与该仪器应检测出的异常总次数的比值，用百分数表示(修3卡准钻井取心的层段数与应取心总层数之比，用百分数表示(修约到小数点后一位数)。4录井准备4.1.1录井任务下达后，承担单位应及时组织录井队伍，落实录井仪器、地质工程师、仪器工程师及4.1.2承担单位应及时安排仪器工程师或者录井队长踏勘井位，落实仪器的摆放位置，并满足仪器安装、使用符合SY/T5788.1、SY/T5788.2、SY/T5788.3标准所规定的要求。4.1.4根据设计井深及综合录井要求，准备足量的综合录井材料。4.1.5按照所使用录井仪的要求和相关规程安装录井仪器。4.2.1新井数据的初始化，包括：井名、数据库名、开钻日期、钻头位置、标准井深、方限井深等。4.2.2钻机参数收集，包括：钻机每日费用、绞车滚筒直径与长度、大绳直径、大绳盘绕层数、每层4.2.3地面设备数据收集，包括钻井泵数量、排量和泵量容积、地面循环管线、立管、水龙带、水龙4.2.4钻井液池参数，包括：池的数量、池的长宽高参数等。4.2.5钻头参数收集，包括：钻头类型、钻头成本、钻头规格、喷嘴直径与个数、流量参数等数据。4.2.6裸眼和套管数据收集，包括：井眼及表层套管、技术套管、尾管的下入深度及内外径、钢级等4.2.7钻具数据收集，包括：钻铤和钻杆的长度、内径、外径和线重量等数据。4.2.8钻井液参数收集，包括：粘度、塑性粘度、密度、屈服值、动切力、静切力、六速仪读数等数4.2.9定向井施工参数收集，包括造斜位置、测斜数据、靶点4.2.10超压数据收集，包括：录井能够收集的超压数据：砂岩线、左边线、替换压力梯4.3钻前验收4.3.1安装、调试完毕，由甲方或者录井单位项目部组织钻前验收。4.3.2.1强电系统的过压、欠压、漏电保护和交流参数稳压电源及UPS不间断电源工作是否正常。4.3.2.2工程和钻井液测量系统的传感器和接口安装、调试校验、标定是否符合要求。4.3.2.3总烃、烃组分和非烃组份的最小检测浓度、测量范围、基线漂移、噪声和重复性误差等是否4.3.2.4计算机系统的服务器、采集机、图像机、数据处理机、视频分配器、监督终端、钻台防爆终44.3.2.5强电电缆和信号电缆架设是否符合要求；输气管线和氯化钙净化筒、砂芯过滤球安装是否正确；仪器接地装置安装是否符合要求。4.3.2.6防火、防毒措施是否落实，仪器应急逃生口及通道有无障碍物品阻挡。4.3.3验收合格、填写《钻前验收书》(见附录A或附录b),予以确认后方可投入录井。5钻时录井5.1录井内容5.1.1井深、钻时、放空起止时间、放空井段。5.1.2钻压、泵压、排量、钻头直径及类型、起下钻井深、钻头蹩跳时间、蹩跳井段、下入钻头深度、起出钻头深度。5.2录井要求5.2.1钻具入井前应进行准确丈量并记录，单根钻具长度的单位为m,数值修约到2位小数。5.2.2井下钻具的种类、规格、钢印号、长度及其连接顺序应做到钻井与录井记录一致。5.2.3钻完每个单根后，录井仪器测量井深与钻具井深误差不应超过0.2m。5.2.4发生气侵、水侵、井涌(必要时，可包括中途测试)时，应采集集气、水分分析样。采集的样品应具有代表性，且深度准确，质量和规格满足分析要求。5.3录井操作5.3.1采样密度：非页岩地层每1.0m～3.0m记录1个点；页岩地层0.5m～1.0m记录1个点；目的层井段0.1m～0.5m记录1个点。5.3.2钻时记录装置要定期检查、维修、保养，要保证仪器正常运转、准确记录。5.3.3要随时记录钻时突变点，以便及时发现页岩层，卡准页岩层深度、厚度等。5.3.4为使钻时能更好地反映地层岩性，钻井参数要保持相对稳定，并记录造成假钻时的非地质因素。5.3.5要经常校对钻具长度及井深，每打完一个单根和起钻前必须校对井深；每次起下钻后，下钻至孔底重新开钻前，需校对井深；井深误差不得超过0.1m。6岩屑录井6.1取样与整理6.1.1.1非气体钻井条件下，应根据岩屑沉淀情况选择合理的取样位置，采用垂直切捞法录取岩屑，并在取完一包岩屑后立即清除剩余岩屑；气体钻井条件下，岩屑采样装置应安装在排砂管线斜坡段的下部，使用透气的长条形布袋录取岩屑。6.1.1.2正常情况下，起钻前应至少循环钻井液一周；因工程原因无法循环钻井液时，未捞出的岩屑应在下次下钻到底循环钻井液时进行补取。6.1.1.3岩屑返出地面后，地质人员根据设计的捞样间距在振动筛前捞取岩屑。6.1.1.4岩屑录取后应立即清洗，除去油污、泥饼和掉块后立即进行荧光检查，并查找其他矿物，确定岩性定名。细小和粉末状岩屑采用漂洗法清洗，气体钻井条件下的岩屑不清洗。6.1.1.5岩屑清洗后应及时进行井名、深度标识，干燥后(烘干或自然晾干)后方可装袋。56.1.2取样位置一般情况下，岩屑是按取样时间在振动筛连续捞取，取样容器放在振动筛出砂口下方，岩屑沿筛布斜面落入取样容器内。6.1.3.1岩屑录井井段和取样间距应符合钻井地质设计的要求。6.1.3.2岩屑的捞取必须严格按照迟到时间连续进行，以确保岩屑的真实性，准确性。6.1.4取样容器放置时间与取样时间：6.1.4.1取样容器放置时间。钻至岩屑取样井段顶届时间或下钻到井底恢复钻进时间，加上该井深的岩屑迟到时间。6.1.4.2取样时间。钻至岩屑采样井段底界的时间，加上该井深的岩屑迟到时间。6.1.5岩屑采集方法：6.1.5.1采集结束后，应立即更换采集容器。6.1.5.2若砂样盆接满后未到取样时间，应垂直砂样盆将岩屑二等分后去掉一半，剩余部分则搅拌均匀后摊平。当振动筛前砂样很少时，应更换筛布或在架空槽上取样，以不漏取和取准岩屑为原则。6.1.5.3岩屑捞取数量按钻井地质设计要求或甲方要求，一般无挑样任务时，岩屑每包不少于500g,有挑样任务时，岩屑每包不少于1000g。6.1.5.4起钻循环时，井深尾数大于0.2m的岩屑应捞出后与下次钻至取样点捞取的岩屑合为一包；若遇特殊情况起钻造成井内岩屑未能全部返出时，则在下次循环钻井液时补取。6.1.6岩屑清洗：6.1.6.1捞取出的岩屑应用无油垢的清水进行清洗，并进行充分搅拌，水满时应慢慢倾倒，要防止悬浮细砂和较轻的物质(炭质页岩等)被冲掉，直至清洗出岩屑本色。清洗时要注意观察盆面有无气显示。6.1.6.2对盐膏层地层清洗时，应尽量避免反复冲洗，确保岩屑的真实性；条件允许的情况下可使用饱和盐水清洗。6.1.7岩屑干燥：6.1.7.1采用自然晾晒法时，将清洁后放有井深标签的岩屑按深度顺序依次摊晒在砂样台上，且相邻两个岩屑样品之间的晾晒距离应不小于5.0cm。6.1.7.2采用烘烤法时，按一个烤盘装一包岩屑样品的原则，将清洁后放有井深标签的岩屑置于烤箱内烘烤。烤箱温度应控制在100℃以下，防止烤焦岩屑。6.1.7.3对用于含气试验的储集层岩屑和生气条件分析的岩屑均不得进行烘烤。6.1.8真、假岩屑识别：6.1.8.1新鲜岩屑。个体碎小，色调新鲜，棱角明显。6.1.8.2残留岩屑。一般个体较大，色调较模糊，略带或明显有磨圆痕迹。残留岩屑分上部井段岩屑和长久滞留的岩屑两种。6.1.8.3掉块。掉块个体有大有小，色调往往较新鲜，也有带棱角的，有时与新鲜岩屑难于分辨。但只要是从上到下系统地进行观察、鉴定，并熟悉已钻过地层岩性，一般都能排除。6.1.8.4坍塌物。坍塌物多为集中突发性地出现，且与所钻地层的钻时、岩性明显不符，因而容易区别排除。6.1.8.5假岩屑。假岩屑包括水泥块、泥皮、铁锈片、某些钻井液处理剂以及其他杂质。岩屑混杂程度主要取决于井深、裸眼长度、井径规则与否、钻井液性能好坏、钻井液泵工作状态以及停钻时间长短等因素。6.1.9岩屑挑选方法：6.1.9.1岩屑的色调与形状。色调新鲜、棱角特征明显者通常是新开的岩屑；色调模糊晦暗、棱角磨6损者，一般为滞后岩屑或掉块。6.1.9.2岩屑中新成分逐渐增加。岩屑中新成分逐渐增加且连续出现时，即使开始数量很少，也是新地层钻进的标志。6.1.9.3利用钻时、气测等资料验证是否进入新地层。在砂泥岩剖面中钻进时，常常出现砂岩与泥岩岩屑交互出现的情况，此时可根据钻时曲线判断是否钻入砂岩或泥岩，并据此鉴别真假岩屑。若钻入气层，则气测曲线一般都有明显的显示。6.1.10岩屑含气性观察：6.1.10.1清洗岩屑时，应观察有无气泡，并记录显示井段和气泡数量级大小。6.1.10.2清洁后的岩屑在晾晒或烘烤前，应逐包进行荧光湿照、滴照，并记录其显示井段和荧光颜色。6.1.10.3岩屑干燥后，观察记录含气岩屑颜色、产状和含气岩屑占同类岩性岩屑的百分比，并从每个显示层中挑出约10g含气岩屑代表样(以井号、井深和岩性作为识别)装入样品袋保存。6.1.11岩屑包装、整理：6.1.11.1岩屑晾晒干后，有挑样任务的分装两袋，一袋供挑样用，一袋用来描述及保存，每袋应不小于500g。装岩屑时，要把同时写好井号、井深、编号的标签放入袋内。6.1.11.2将袋装岩屑按照井深顺序从左到右、从上到下依次排列于岩屑盒中，并在盒外标明井号、盒号、井段和包数。用于挑样的岩屑要分袋，挑样完毕后不必保存。6.1.11.3供描述用的岩屑，描述完后，要按原顺序放好，并妥善保管，一口井完毕后作为原始资料入库保存。6.2岩屑描述6.2.1描述前准备：6.2.1.1器材准备：包括稀盐酸、放大镜、双目实测显微镜、试管、荧光灯、有机溶液(氯仿或四氯化碳)、镊子、小刀及描述记录本等。6.2.1.2资料收集：包括钻时、憋跳钻情况、取样间距、气测数据、槽面或盆面气显示情况、钻遇气显示的层位、岩性、井段等。6.2.2描述方法：6.2.2.1仔细认真、专人负责。描述前仔细认真观察分析每包岩屑。一口井的岩屑由专人描述，如中途换人，二人应共同描述一段岩屑，达到统一认识、统一标准。6.2.2.2大段摊开、宏观细找。岩屑描述要及时，应在岩屑未装袋前，在岩屑晾晒台上进行描述。若岩屑已装袋，描述时应将岩屑大段摊开(不少于10包岩屑),系统观察分层。描述前必须检查岩屑顺序准确。宏观细找是指把摊开的岩屑大致看一遍，观察岩屑的颜色、成分的变化情况，找出新成分出现的位置，尤其是含量较少的新成分和呈散粒状的岩性更需仔细寻找。6.2.2.3远看颜色、近查岩性。远看颜色，易于对比，区分颜色变化的界线。近查岩性是指对薄层、松散岩层及含气岩屑、特殊岩性需要逐包仔细查找、落实，并把含气岩屑、特殊岩性及本层定名岩性挑出，分包成小包，以备细描和挑样。6.2.2.4干湿结合、跳分岩性。描述颜色时，以晒干后的岩屑颜色为准。但岩屑湿润时，颜色变化、层理、特殊现象和一些微细结构比较清晰，容易观察区分。挑分岩性是指分别挑出每包岩屑中的不同岩性，进行对比，帮助判断分层。6.2.2.5参考钻时、分层定名。钻时变化虽然反映了地层的可钻性，但因钻时受钻压、钻头类型、钻头新旧程度、钻井泵排量、转速等因素影响，所以不能以钻时变化为分层的唯一依据。应该根据岩屑新成分的出现和百分含量的变化，参考钻时，上追顶界、下查底界的方法进行分层定名。6.2.2.6含气岩性，重点描述。对百分含量较小或成散粒状的储层及用肉眼不易发现、区分气显示的76.2.3.1岩性相同而颜色不同或颜色相同而岩性不同，厚度大于0.5m的岩层，均需分层描述。6.2.3.2根据新成分的出现和不同岩性百分含量的变化进行分层。6.2.3.3同一包内出现两种或两种以上新成分岩屑，是薄层或条带显示，应参考钻时进行分层。除定6.2.3.4特殊岩性、标准层、标志层在岩屑中含量较少或厚度不足0.5m时，必须单独分层描述。6.2.4定名原则6.2.5.1分层深度：岩屑分层深度以钻具井深为准。连续录井描述第一层时，在分层深度栏写出该层6.2.5.2岩性定名：参照GB/T17412.1、GB/T17412.2和GB/T17412.6.2.5.3描述内容：包括颜色、矿物成分、结构、构造、化石及含有物、物理性质及化学性质等，可6.2.5.4岩性复查：中途测井或完井测井后，发现岩性、电性不符合处，需及时复查岩屑。复查前需并在描述中复查结果栏进行更正。若复查结果与原描述相同，则注明已复查，表6.3迟到时间测量6.3.1井深小于1000.0m,实测不成功时可采用SY/T5251中理论计算法求取迟到时间。6.3.2非气体钻井条件下使用颜色醒目的指示物实测迟到时间；气体钻井条件下可采用注气法在钻头到底时实测迟到时间(必要时，可采用理论计算)。6.4录井图编绘6.4.1岩屑录井草图参照附录C格式绘制图框。6.4.2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。6.4.3深度比例尺为1:500,深度记号每10.0m标一次，逢100.0m标全井深度。6.4.4绘制钻时曲线：若有气测录井，则还应绘制气测曲线。6.4.5对颜色、岩性按井深用规定的图例、符号逐层绘制。6.4.7有钻井取心、井壁取心时，应将取心数据对应6.4.8有地球化学录井数据时，应将地球化学录井的数据画在相应的深度上。6.4.9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)画在岩屑草图上，8面显示和有关的工程情况也应简略写出，或用符号表示。7荧光录井7.1材料准备7.1.1试剂的选择可选用四氯化碳、三氯甲烷溶剂中的一种作为分析试剂，试剂应保持不变。试剂纯度要求大于95%7.2仪器的标定7.2.1按仪器操作规范规定的标准进行标定。7.2.2标准工作曲线线性响应相关系数应大于0.98。7.3样品的选取7.3.1.1钻遇目的层储层，应按岩屑井的间距进行取样。7.3.1.2钻遇非目的层储层，应按两个岩屑录井间距进行取样。7.3.1.3钻遇非储层，单层厚度小于10.0cm时至少取一个样品；单层厚度大于10.0cm时，按录井设计间隔取样。7.3.1.4应结合钻时、岩屑、气测等录井资料选取有代表性且未经烘烤、晾晒的样品。7.3.1.5若岩屑样品代表性差，应选取混合岩屑样品。7.3.2钻进取心集岩段单层厚度小于1.0m至少取3个样品；单层厚度大于1.0m,每0.2m取一个样品。7.4.1把滴照挑出来的荧光显示岩屑一粒或数粒放在备好的滤纸上，用有机溶剂清洗过的镊柄碾碎。7.4.2悬空滤纸，在碾碎的岩样上滴1～2滴有机溶剂。待有机溶剂挥发后，在专用荧光灯下观察。若为岩心，可先在岩心的荧光显示部位滴1～2滴有机溶剂，停留片刻，用备好的滤纸在显示部位压印，再在专用荧光灯下观察。7.4.3若滤纸上无荧光显示，则为矿物发光。7.4.4观察荧光的亮度和产状，按表1划分滴照级别，若为二级或二级以上，则参加定名。表1荧光级别的划分滴照级别一级二级四级五级荧光特征明亮，呈星点状分布明亮，呈开花状、7.4.5填写“荧光录井样品分析记录”(格式见附录D)。8岩心录井8.1基础工作98.1.1取心前应收集好邻井、邻区的地层、构造、含气情况及地层压力等资料，在综合分析各项资料后，根据地质设计的要求，作好取心井目的层地质预告图。8.1.2丈量取心工具和专用接头，确保钻具、井深准确无误。分段取心时，对取心钻具与普通钻具的替换，或连续取心时倒换用的岩心筒长度，都应分别做好记录。要准确计算到底方入，并记录清楚，为判断真假岩心提供依据。8.1.3在钻达预定取心层位前，应根据邻井实钻资料及时对比本井实钻剖面，抓准岩性标准层或标志层、电性标准层或标志层，卡准取心层位。若该井无岩性标准层或标志层，或者地层变化较大，则必须进行对比测井，根据测井对比结果，决定取心层位。8.2取心原则8.2.1新区第一批探井应采用点面结合、上下结合的原则将取心任务集中到少数井上，或者用分井、分段取心的方法。或按见气显取心原则，利用少数井取心资料获得全区地层、构造、含气性、储气物性、岩电关系等资料。8.2.2针对地质任务的要求，安排专项取心。如开发阶段，要检查注水效果，部署注水检查井取心；为了解断层、接触关系、标准层、地质界面而布置专项任务取心。8.2.3发生气侵、水侵、井涌(必要时，可包括中途测试)时，应采集气、水分分析样。8.3出筒、整理与定名8.3.1岩心出筒及清洗：8.3.1.1岩心筒起出井口后，要防止岩心滑落。8.3.1.2岩心出筒前应丈量岩心内筒的顶空、底空，顶空是岩心筒内上部无岩心的空间距离，底空是岩心筒内下部(包括钻头)无岩心的空间距离。8.3.1.3用机械出心法出筒时，岩心筒内的胶皮塞长度应不小于岩心筒内径的1.5倍，胶皮塞直径等于内筒内径。8.3.1.4用水泥车、手压泵出心时，必须使用本井取心钻进时所用的钻井液，严禁用清水或其他液体8.3.1.5取心要特别注意顺序，先出筒的为下部岩心，后出筒的为上部岩心，应依次排列在出心台，不能排乱顺序。8.3.1.6岩心全部出完要进行清洗。对油基钻井液取出的岩心，应用无水柴油清洗；对密闭取出的岩心，用三角刮刀刮净或用棉纱擦净即可。8.3.1.7将岩心按从左至右的顺序合理摆放在丈量台上(严重破碎岩心装袋后放置在相应位置)。8.3.1.8用红色记号笔在岩心上画出方向线，每个自然断块至少画一个箭头，箭头指向岩心底部。8.3.2.1将丈量好的岩心按井深顺序自上而下、从左到右依次装入岩心盒内。放岩心时，如有斜口面、磨损面、冲刷面和层面都要对好，排列整齐。若岩心是松散砂或是破碎状，可用塑料袋或塑料筒装好，放在相应位置。8.3.2.2每筒岩心都应做好5.0cm或10.0cm以上长度记号，对岩心盒内的岩心应进行编号，岩心编号可用代分数表示。8.3.2.3岩心编号方法是在岩心柱面上涂一小块长方形白漆，待白漆干后，用墨笔将岩心编号写在长方形白漆上，岩心编号密度一般以20.0～30.0cm为宜，在本筒范围内，按自然断块自上而下逐块涂漆编号，或用卡片填写后贴在该块岩心之上。8.3.2.4盒内两次取心接触处用挡板隔开，挡板两面分别贴上标签，标签上注明上下两次取心的筒次、井段、进尺、岩心长度、收获率和块数。岩心盒外进行涂漆编号。8.3.2.5在岩心整理过程中，应对岩心的出气及其他含气情况进行观察，在出气的地方用彩色铅笔加以圈定，并做好文字记录。对大块段页岩地层的岩心，还应及时作浸水含气试验。8.3.2.6整理工作完成以后，对于用于分析含饱和度的岩块，应及时采样、封蜡，以避免气体逸散。8.3.2.7对于保存完整有意义的化石或构造特征应妥善加以保护，以避免弄碎或丢失。8.3.3岩心丈量：8.3.3.1剔除假岩心。假岩心松软，像泥饼，手指可插入，剖开后成分混杂，与上下岩心不连续，多出现在岩心顶部。凡超出该筒岩心收获率的岩心，只有查明井深后，才能确定是否为上筒余心的套心。8.3.3.2岩心丈量。岩心清洗干净后，对好岩心茬口，磨光面和破碎岩心要堆放合理，用铅笔或白漆自上而下划一条丈量线，箭头指向钻头的方向，标出0.5m和整m记号。用钢卷尺从本筒岩心顶端沿岩心方向线一次性丈量岩心长度(精确到cm)。8.3.3.3按公式(1)、公式(2)分别计算单筒和累计岩心收获率，数值修约到一位小数。式中：为单筒岩心收获率，%为单筒岩心长度，m;为单筒取心进尺，m。式中：Y为累计岩心收获率，为累计岩心长度，m为累计取心进尺，m.8.3.3.4连续进行钻井取心时，若上筒在井底留有余心，则本筒岩心长度(应不超过本筒取心进尺与上筒余心长度之和)大于取心进尺的部分作为套心处理。8.3.4岩石定名及描述岩石的定名及描述参照本规程6.2标准执行。8.4采样与保管8.4.1岩心采样：8.4.1.1采样要求：a)一般岩心1～2块/m,气显段及缝洞发育段5块/m。b)样品长度一般为8.0～10.0cm,松散岩心取300g。8.4.1.2采样前应检查岩心顺序，核对岩心长度。8.4.1.3采样时应将岩心依次对好，沿同一轴面劈开，用同一侧岩心取样，另一侧保存。8.4.1.4样品必须统一编号，从第一筒岩心到最后一筒岩心顺序排列，不能一筒岩心编一次号。8.4.1.5采样完毕，应填写送样清单一式三份(两份上交，一份自存),并随样品送分析化验单位。8.4.2岩心保管：8.4.2.1岩心装箱后，应按先后顺序存放在岩心房，严防日晒、雨淋、倒乱、人为损坏和丢失。8.4.2.2每取一井段的岩心后，应及时要求管理单位验收，验收合格后，将岩心送岩心库统一保管。8.4.2.3入库时要求填写详细的入库清单，包括井号、取心井段、取心次数、心长、进尺、收获率、地层层位、岩心箱数等。9气测录井9.1基本要求9.1.1气测录井从地质设计规定深度开始进行连续检测，以m为单位记录气测数据，必要时(钻时、气测值变化较大)要加密记录。通常情况下目的层段测量1次/m.加密测量测量1次/0.5m。9.1.2通常情况下检测内容：全烃，单位为%烷烃组份值(C、C₂、C₃、iC₄、nC₄、iC₅、nC₅),单位为%;二氧化碳值，单位为%项目实施过程中以地质设计的要求为依据。9.1.3在气测录井期间，遇到任何气体显示(气测异常出现或有除C₁之外的其它组份出现)时，要及时进行气体解释(三角图版或其它解释方法等-取决于综合录井设备本身所具备的解释手段)和汇报。9.1.4全烃最小检测浓度不大于0.02%时，取值需3位小数。9.2仪器标定与复查9.2.1仪器校验标定方法和要求，按SY/T6679.2的规定执行。9.2.2仪器重复性检查，每次起下钻，进1%、10%的甲烷和混合样，检查仪器最小检测浓度和重复性误差符合要求。每揭遇一个新地层，需作一次仪器校正。9.2.3非目的层段，总烃与烃组分录井无显示时，每天从室内进样分析一次，确认色谱仪的工作状态正常(进样浓度混合样0.1%。9.2.4目的层段，总烃与烃组分无显示，每班应从脱气器和室内各进样分析一次，确认气路管线和色谱仪的工作状态正常(进样浓度混合样0.1%和甲烷样1%)。9.3仪器设置及色谱标注9.3.1零位设置的基本要求：9.3.1.1记录仪电零位应与机械零位重合。9.3.1.2总烃基线位于记录纸5.0mm处。9.3.1.3烃组份基线位于0.0mm处。9.3.1.4非烃组份基线位于5.0mm处。9.3.2烃组份曲线用两支笔记录，一支笔记录C1曲线，另一支笔记录C2～C5曲线，两支笔的衰减比例一般为1:10。9.3.3记录笔各道颜色，一旦选定要严格遵守。9.3.4记录仪走纸速度一般为20.0cm/h;校验仪器或高异常井段，亦可选用60.0cm/h。9.3.5交接班时，应仔细填写交接班内容：交班人、接班人、交接班日期与时间、交接班井深、仪器工作条件等。9.3.6原始记录纸上，每1.0m或0.5m标注一次井深。9.3.7气测异常时，应在原始记录纸上标注起止井深、时间和百分含量等。9.3.8每次起下钻标注起下钻井深及符号。9.3.9每钻进一个单根标注加单根井深及符号。9.3.10加单根时应进行空气调零，并标注。9.3.11原始记录纸上还应标注其他日常事件：清洗脱气器、注样、检查密封性、划眼、停(开)钻、停(开)泵、循环钻井液、处理钻井液、仪器故障、停电、电源干扰、倒发电机、取心钻进、人工取样、换干燥剂、电测井、下套管、固井等。9.3.12因关井循环，无法收集到的资料，应在原始记录纸及当班日志中予以标注和记录。9.4采样与送检9.4.1钻井液样，使用500ml盐水瓶或细口瓶在泥浆槽中取样。9.4.2气样使用500ml盐水瓶采用饱和盐水，瓶内留50ml～100ml做封隔液，样品瓶密封倒置。9.4.3一般情况下，当首次出现气体显示值时，应及时取VNS(全脱分析)样品进行钻井液真实气体含量分析。9.4.4当气测显示值高于背景值2倍时，应及时取VNS样品进行钻井液真实气体含量分析；以判断显示类型。9.4.5显示地层厚度大于3.0m,VNS取样应不少于3个。9.4.6填写取样标笺，写明井号、井深、层位、采样人和采样日期，正笺贴于样品瓶上，副笺保留以备查验。9.4.7样品采集后，应及时填写送样清单，并及时送实验室分析。9.5后效、槽面和地质循环检测9.5.1后效检测。在短起下钻、换钻头、接单根后都要进行气测后效检测，检测记录的内容为：显示井深、时间、气测值、异常值、组份、气泡的含量及其延续时间和变化情况等；并推算气体上窜速度。9.5.2槽面检测。钻井液槽面见气显示(气泡、溢流、气涌出)时要加密检测，检测记录内容为：显示时间、层位、井段、全烃、组份分析值；取VNS样品进行钻井液真实气体含量分析；气泡，喷、涌物，喷、涌势；取样点火试验等。9.5.3地质循环检测。密切观察各种参数及岩性的变化情况；在进行井底循环时，根据迟到时间和气体含量变化情况要适当增加20%～50%的循环时间。9.5.4气体上窜速度的计算。 式中：为气体上窜速度，m/h;H为气层深度，m;h为循环钻井液时钻头所在的深度，m;t为钻头所在井深的迟到时间，min;t₁为见到气体显示的时间，min;t₂为下钻至井深的开泵时间，min;to为井内钻井液静止时间，h;Q为钻井液泵量，I/min;Vc为井眼环形空间每m理论容积，L;S₁为循环钻井液时，钻头所在深度的迟到泵冲数；S₂为见到气体显示时实际的泵冲数。9.6硫化氢监测与报警9.6.1仪器安装位置：9.6.1.1平面上应选择在缓冲罐(振动筛)、井口、循环池内拐角处和泵房、录井房和司钻位置等。9.6.1.2垂直方向上应采用立体安装，在喇叭口和缓冲罐口附近及距地面较近的位置。9.6.2仪器检测。参照SY/T5788.2的相关条款执行。9.6.3报警级别。参照GB16297的相关条款执行。10钻井液录井10.1基本要求10.1.1应准确记录测点井深的钻井循环介质性能资料，如钻井循环介质类型、密度、粘度、失水量、泥饼、切力、pH值、含砂量等。10.1.2处理钻井循环介质时，应记录时间、井深、处理剂名称及用量，更换钻井循环介质时注明类型。10.1.3当钻井循环介质中出现气显示时，应记录井深、层位、气显示特征等。10.2录井操作10.2.1正常钻进时，通常情况下每1.0m记录1点所测资料，特殊情况加密记录；全烃为连续记录曲线，每m选一最高数记录到原始记录表上；无异常时，组分分析每4h至少进行1次，如发现异常或钻时明显变低时，必须连续分析。10.2.2气测大班要及时整理所测资料，绘制随钻气测曲线图，对异常井段应及时做出初步解释。10.2.3钻井液岗位人员每隔1h测量1次钻井液的进、出口相对密度和粘度；钻井液录井连续监测和记录钻井液的进、出口密度、温度和电导率。10.2.4钻井液性能资料：钻井液类型，测点井深、相对密度、黏度、失水、泥饼、切力、pH值、含砂量。10.2.6槽面气、水显示及气测异常的监测：10.2.6.1连续检测钻井液性能及气测值的变化。10.2.6.2记录显示时间及相应井深。10.2.6.3观察记录显示的产状及随时间的变化：b)显示占槽面面积的百分比。c)硫化氢味的大小。e)钻井液性能的相应变化。10.2.6.4按下列规定确定显示类别：a)气泡。钻井液中小气泡面积占槽面小于30%全烃及组份值上升，有时岩屑有荧光显示，钻井液性能变化不明显，有时集气可点燃。c)井涌。出口钻井液流量时大时小，混入钻井液中的气间歇涌出喇叭口或涌出转盘面1m以内，气泡占槽面50%以上。10.2.6.5确定显示井段、层位和岩性。10.2.7.1井漏时应观察记录：b)漏失情况：漏失时间、漏失量、漏速、累计漏失量及漏失前后的泵压、排量和钻井液性能、体积的变化。c)井口返出情况：返出量，有无气、水显示。d)井漏处理情况：堵漏的时间，堵漏材料、用量、堵漏时钻井液的性能、泵入量及返出情况，堵10.2.7.2井涌时应收集：a)井涌的井深、层位、岩性，井涌的涌势、涌高、涌出物。b)大钩负荷变化情况。c)井涌前及井涌过程中含气、水情况和气体组份的变化情况，泵压和钻井液性能的变化情况。d)井涌时如有可能应连续取样分析。e)井涌处理情况及原因分析，如地层异常压力的出现、放空井涌、起钻抽汲等。11工程录井11.1录井参数及要求11.1.1直接(原生)测量参数，通常情况下见表2,工程中应以地质设计中规定的技术参数为准。表2直接测量参数烃类气体组分立管压力套管压力1号泵冲速率1号池钻井液体积2号池钻井液体积3号池钻井液体积4号池钻井液体积出口钻井液密度出口钻井液温度出口钻井液电导率出口钻井液流量11.1.2计算(次生)测量参数，见表3。表3计算参数迟到时间无无11.1.3参数的测量范围和准确度要求，见表4。表4参数测量范围及准确度要求电扭矩传感器，A0-1000(交流、直流)钻井液温度传感器，℃11.1.4工程参数录取内容：根据录井合同及该井的地质设计书要求进行录取。11.1.5由工程参数所反应的钻井动态在实时打印图上要做到及时标识，以达到全过程记录反映整口井的作业状况。11.1.6各项工程录井参数的数据异常按SY/T6205的规定执行。11.1.7任何参数异常显示及汇报情况、处理情况等都要在实时打印图上有明确的标识。11.2传感器的调试与校验11.2.1在新井录井前及录井期间必须进行调试与校验。11.2.2按SY/T6679.1、SY/T6679.2、SY/T6679.3规程调试校验标定工程参数传感器。11.2.3传感器校验的误差，达不到技术指标的不准使用。11.2.4校验后应填写附录A的内容并予以保存。11.3录井操作11.3.1钻时必须连续测量，记录每钻进1.0m或0.5m(目的层)所需的纯钻进时间。11.3.2钻时除受地层因素影响外，还受钻压、转速、排量、泵压、钻井液相对密度等参数的改变及钻头新旧程度的影响，应同时记录这些参数。11.3.3钻时突然变快或放空时应立即停钻进行地质循环，观察记录：11.3.3.1突然变快或放空的时间、井段、厚度、层位、岩性及次生矿物。11.3.3.2突然变快或放空井段的钻时、泵冲、泵压、排量、大钩负荷、钻压、转盘转速、扭矩及钻井液体积变化。11.3.3.3出口钻井液密度、粘度、电导率、温度变化和气显示情况。11.3.4发生气、水侵和井涌(喷)时，应按SY/T6294的规定采集气、水分析样。11.4工程异常事件预告11.4.1工程录井参数，由录井系统自动采集、处理后在钻进实时综合参数报表、起下钻实时工程参数报表和综合录井实时长图中打印输出。11.4.2密切注意钻井施工过程中各种钻井参数值是否正常，不正常应及时查明原因，是仪器或传感器故障的应及时排除，是异常显示应及时向有关人员预告工程事故预兆。11.4.3工程异常事件预告内容：快钻时、放空井段，严重气浸、水浸、井漏、井涌预兆，溢流、后效11.4.4异常事件预报通知单：11.4.4.1异常事件预报，情况紧急时由值班操作员口头或电话通知值班司钻、现场监督、项目负责人和仪器工程师，随后经进一步确认后填写异常事件预报通知单一式两份，一份交现场地质或工程监督，另一份作为原始资料上交。11.4.4.2异常事件预报通知单，内容包括：日期、井号、井深，地层时代、异常开始时间(时、分)、口头和书面预报时间(时、分)、异常出现实时参数变化情况、建议处理措施、采纳建议情况、异常事件的实际结果、录井队名、预报人、钻井队名、现场当事人或现场监督签字等。12地化录井12.1仪器的标定及要求12.1.1必须使用国家技术监督局批准颁布的岩石热解标样物质，必须使用3种不同有机质含量的标准物质对设备进行标定。12.1.2设备的标定必须由同一操作者，在相同的仪器工作状态和参数下，使用与分析样品相同的分析周期的情况下完成。12.1.3地化录井仪器在下列情况下应进行标定：12.1.3.1首次投入使用的设备。12.1.3.2设备经过修理，更换了主要零部件。12.1.3.3更改了设备的工作参数等。12.1.3.4设备连续工作每12h应使用同一标准物质对设备进行检查，若12.1.4.1地化工作间的摆放、供电电源质量应符合要求。12.1.4.2地化设备使用气源的纯度、压力、流量以及使用化学试剂和材料的纯度等参数符合要求。12.1.4.3正式作业前，对设备进行至少2次以上空白分析。12.1.4.4准确称量同一种标样物质，至少进行2次平行的标样分析，分析仪器的S2值和Tmax的精度12.2.1岩样挑选见SY/T6294中的3.1,3.3和4.5。12.2.6分析样品应使用精度达0.1mg的电子天平准确称量，分析样品的代表性不能低于85%12.3.1.2空白分析。待仪器稳定后，启动仪器进行不少于2次的空白运行，且S2空白相对双差小于a)准确称量同一标准物质，进行不少于2次的平行分析，分析结果应符合表5和表6的规定。其中，相对双差和偏差分别按式(6)和式(7)计算。>1~≤3表6Tmx值指标偏差(℃)式中：d为偏差，℃;C₁为试样前次分析温度值，℃;C₂为试样后次分析温度值，℃。b)每开机分析时间超过24h应重新测量一次标准物质，其测定值应符合上一个标样的双差范围。a)准确称量待测样品100×(1±5%mg进行分析。b)烃源岩S₂,T的平行分析结果应分别符合表5和表6的规定。12.3.1.5关机。切断电源，关闭气源。12.3.1.6记录填写与处理按SY/T5778的规定执行。12.3.2.1烃源岩录取参数见表7。90℃检测的单位质量烃源岩中烃含量300℃~600℃检测的单位质量烃源岩中烃含量S₂峰的最高点相对应的温度降解潜率温度控制要求：So90℃恒温2min;S₁300℃恒温3min,升温速率50℃/min;S₂300℃~600℃,a)三峰录取参数见表8。表8三峰录取参数90℃检测的单位质量储集岩中烃含量300℃~600℃检测的单位质量储集岩中烃含量S₂′峰的最高点相对应的温度b)五峰录取参数见表9。90℃检测的单位质量储集岩中的烃含量200℃检测的单位质量储集岩中的烃含量200℃~350℃检测的单位质量储集岩中的烃含量350℃~450℃检测的单位质量储集岩中的烃含量450℃~600℃检测的单位质量储集岩中的烃含量12.4.1.1将适量的样品直接置于仪器热解炉中进行分析。12.4.1.2氮气做载气、流速41.5ml/min,氢气做燃气、流速40.0ml/min,空气做助燃气和动力气、12.4.1.3进样口温度340℃,FID(氢火焰检测器)温度310℃,初始柱温度100℃,以10℃/min程序12.4.2.1应用此分析方法可得到C₈~C₃左右的正构烷烃、姥鲛烷及植烷色谱峰及各组分的相对百分12.4.2.2姥鲛烃(Pr)、植烷(Ph)分别与正碳十七烷、正碳十八烷比邻其后，以类异戊二烯烃中姥鲛烷(Pr)、植烷(Ph)为标志峰，定性判别各组分名称(参照附录E)。12.5.1.1将录井取得的样品装瓶密封，使得样品中的吸附烃因压力和温度的变化逐渐脱附和挥发出12.5.1.2通过气相色谱法测定密封样品瓶中上方的气体成分的组成和含量。12.5.1.3进样口温度200℃,FID温度300℃,初始柱温35℃,恒温5min,以2℃/min程序升温至70℃,再以3℃/min程序升温至90℃,运行结束。空气流速350～400ml/min,柱前压20psi。分析谱图(参照附录F)。12.5.2轻烃组分参数12.5.2.1轻烃组分个数。它取决于储集岩的油气藏的特征，轻烃组分个数很少时，指示储层不含油。12.5.2.4ZC₁-C₅、ΣC₁-C₅/ZC₁-C₉该数值越大、储层物性越差，储层13异常地层压力录井13.1.2利用过井地震层速度剖面和垂直地震测井(VSP)进行预测。13.2.1钻井液出现明显的增量，或发生井涌、井喷，或先13.2.2钻井液出口温度明显增高。13.2.3钻井液密度、粘度下降，氯离子、钾离13.2.5气测基值升高，气体组分比值(C₁/C₂、C₂/C₃或C₁/C₂+C₂/C₃)降低(尤以C₂/C₃最为明显),当C₂/C₃≤1时多为欠压实层。13.2.6泥(页)岩体积密度偏离趋势线降低，声波时差增大，地层速度偏低。13.2.8岩屑中伊利石、高岭石和碳酸钙含量有明显的增加。13.3.1录井队应向地质监督确认有可能出现异常压力的井段，确认在异常压力井段的录井要求和措13.3.4从预计的超高压层之上500.0m开始，录井日报应增加如下内容：钻井参数、岩性、气测异常13.3.5从预计的超高压层之上500.0m开始，要求钻进液工程人员将钻井液性能变化、配置新液13.4.1录井人员应将录井仪器所监测的与高压相关的各种参数及时绘制成深度关系曲线(比例尺13.4.2有关人员应加强对钻井液进、出口性能的监测，建立氯离子含量与电阻率的相关曲线图。13.4.4录井人员应做好可能遇到的复杂情况(如强烈气侵、井喷)的一切准备。13.4.7地质监督必须24h在现场值班，直接参与、检查录井工作，了解仪器工作状况，发现问题及时13.4.8地质监督必须在现场作好随钻分析，发现异常情况，及时通报钻井监督和录井人员(重要通报采取书面形式),必要时提出停钻循环观察和关井测压等建议。13.5井涌时录井操作13.5.1.1连续检测钻井液量、性能的变化和气、水显示情况。13.5.1.2填写井涌记录表中有关资料(钻井液进、出口性能中的温度、密度、黏度、电阻率、氯离子含量),并进行分析。13.5.1.5在地下侵入物到达地面前后应加密观察，并要求录井人员及时取样(包括气浸钻井液、水、13.5.1.7井压稳定后，要求录井人员检测并记录钻井液总量、进出口性能，测定含气背景值。13.5.2.1井涌(喷)时的井深、层位、岩性、钻头位置、工作状态(如循环钻井液、钻进)。13.5.2.3井涌(喷)前及井涌(喷)过程中含气、水情况和气体组分情况的变化情况。13.5.2.4泵压和钻井液性能的变化情况，如有条件应连续取样分析。13.5.2.5节流管放喷时，应收集防喷管尺寸、压力变化、射程、喷出物(气、水)以及放喷起止时间。13.5.2.6井涌(喷)的处理方法、压井时间、加重剂名称及数量，以及放喷点火情况。13.5.2.7对井涌(喷)的原因进行分析，如异常压力的出现、放空井涌、起钻抽吸等。13.6井漏时录井操作13.6.1.3记录堵漏时间、堵漏物质、堵漏时钻井液性能、泵入量及返出情况。13.6.2.1井漏时应收集发生井漏的井深、层位、岩性、钻头位置、工作状态(如循环钻井液、钻进)。13.6.2.2观察记录漏失时间、漏失量及漏失前后的泵压、排量和钻井液性能变化。13.6.2.3井口返出情况包括：返出量，有无气、水显示。13.6.2.4井漏处理情况包括：堵漏的时间，堵13.7钻井液后效观测13.7.1停钻(特别是因故停钻)时，要求录井人员认真监测钻井液出口流量及温度的变化，发现井口溢流或液面下降，应立即向司钻、地质监督和钻井监督通报。13.7.2若钻井液停滞时间过长或出现异常情况循环钻井液时，除照常规检测进口钻井液性能外，应在钻井液出口处，按到达时间分别检测相当于井深500.0m,1000.0m,1500.0m,……井底(即按井深500.0m间距)处所返出的钻井液性能及温度，做对比分析。14特殊录井方法14.1核磁共振录井14.1.1仪器设备和材料配置：14.1.1.1核磁共振样品分析仪：磁场强度0.05T～0.28T,磁场均匀度不低于0.025%回波时间不大于0.6×10³s,仪器运行稳定后的磁体温度误差不超过0.05℃。14.1.1.2不间断电源：录井现场使用不间断电源，续电时间不小于1h。14.1.1.3电子天平：精度不低于0.01g。14.1.1.4真空样品饱和仪：真空饱和度-0.10NPa。14.1.1.5真空泵：极限真空10Pa。14.1.1.6标样：孔隙度分别为0.5%,1%,3%,6%9%,12%15%,18%21%24%和27%。14.1.1.7试剂：氯化钠(含量不小于99.5%)、氯化钾(含量不小于99.8%)、二氧化硅或氯化锰(含量不小于99.0%。14.1.1.8保鲜膜：材质应为聚乙烯。14.1.1.9取样桶：应使用密封、耐压、耐高温、耐腐蚀材质，内容积大于5ml。14.1.2仪器工作条件：14.1.2.1供电电源：电压220v±11v,50Hz±3Hz。14.1.2.2环境温度：16℃~29℃。14.1.2.3相对湿度：不大于85%14.1.2.4仪器电路的相互绝缘及其对机壳的绝缘电阻均不应小于20·m,并装有漏电保护及接地装14.1.2.5仪器应远离热源安装，做到牢固、平稳，无振动且与墙面的距离大于0.1m,与铁磁性物质14.1.3样品采集及处理14.1.3.1样品采集。按SY/T6294的规定进行样品采集，并填写“核磁共振录井取样记录”,格式参见附录G。14.1.3.2取样密度要求：a)岩屑：目的层的储集层应逐包取样：非目的层的储集层，单层厚度不大于5m的层，在5m井段间隔内取一个样，大于5m时，每5m取一个样，有油气显示的岩屑逐包取样。b)岩心：不含油气显示的储集层岩心每m取2块至3块样品，含油气显示的储集层岩心每m等间距取8块至10块样品。c)井壁取心：储集层的旋转式井壁取心应逐颗取样。14.1.3.3采样方法要求：a)岩屑：岩屑清洗后20min内装入取样桶，所选样品应具有储层原始孔隙结构、直径大于2mm的真岩屑，总体积以10mm×10mm×30mm为宜，标识清楚，在b)岩心：在岩心的中心部位取样，岩心整理后30min内用取样工具取样，大小以25mm×25mm×30mm为宜，用保鲜膜密封，标识清楚，现场分析、低温保存或蜡封保存。c)井壁取心：在井壁岩心整理后10min内取样，大小以25mm×25mm×30mm为宜，用保鲜膜密封，标识清楚，现场分析、低温保存或蜡封保存。a)干样分析样品。干样分析前，除去录井现场取到的岩心样和井壁取心样表面水分，保持密封状态，现场待分析。b)物性分析样品。做物性分析前，应使用混和盐水(每升水中加入10gNaCI与10gKCI配成)对样品进行真空饱和，岩屑样品饱和时间不少于0.5h,岩心和井壁取心样品饱和时间不少于2h,再去除表面水分待分析。14.1.4分析步骤及要求14.1.4.1仪器调试a)系统参数设置应符合下列要求：1)核磁共振频率的偏移值不超过其额定频率的2%2)90°和180°脉冲宽度的测量信号幅度均达到最大。3)在信号不失真的条件下，仪器接收增益设到最大。4)其他特定参数保持仪器出厂设置。b)分析参数设置应能最大限度地获取样品信息，满足录井解释和地质研究的需要，包括但不限于：回波间隔、等待时间、采集回波个数、采集扫描个数。14.1.4.2仪器标定a)仪器标定要求每次安装或维修仪器后，应对仪器进行误差、线性度测试；仪器连续运行24h应进行误差测试。b)误差要求：1)将孔隙度不小于10%的至少两个不同标样一次置于仪器探头内，稳定5s后测量，并按公式(8)计算其孔隙度相对误差，该值不应大于5%式中：d为孔隙度相对误差，%fic为第i个标样的实测孔隙度，%fb为第i个标样的标定孔2)将孔隙度小于10%的至少两个不同标样依次置于仪器探头内，稳定5s后测量，并按公式(9)计算其孔隙度绝对误差，该值不应大于0.5%式中：d为孔隙度相对误差，%f为第i个标样的实测孔隙度，%fb为第i个标样的标定孔c)线性度要求将不少于五个接近样品的不同孔隙度标样依14.1.4.3样品分析a)将待测样品装入不含氢的非磁性容器(样品高度不应超过磁体均匀区)。14.1.5.2根据样品分析数据，编制“核磁共振格式参见附录J。14.2泥(页)岩体积密度测定1.00(淡水的密度),把杯子加满水再称，重新读数W。14.2.1.2泥岩密度D(g/cm²)按公式(10)计算，即 式中：1为淡水的密度，第一读数；为注入淡水后读数，第二读数。14.2.1.3如果用英制密度秤则公式(11)修正为：D=8.33/16.6-W₂ 2.71g/cm²),再用打捞篮慢慢地上提下放，使6个球在深度上分布均匀，就可得到一条沉浮深b)测定时投入所要测定的泥岩(页岩)样品，记录岩屑的沉浮深度，依据沉浮法泥(页)密度图版曲线便可查得泥(页)岩的密度。a)根据所钻井泥(页)岩的密度变化，将三溴甲烷(CHBr₃)与酒精(CH₃CH₂OH)配制成不同密度的重液。配制方法按公式(12)计算：b)使重液的密度差控制在0.01～0.02之间，分盛在几个容器之中，选取的颗粒形状大小要一致(0.4～0.8cm),用镊子放入重液中，岩屑在哪个瓶中浮起，则其密度即是瓶液所示之密度(或c)操作过程中，药品都有一定的毒性，使用时应当注意防护。14.2.3浮力法14.2.3.1在泥岩密度计中，先向有机玻璃筒内加水，并在水中加几滴肥皂水，放置24h以消除水的表面张力。14.2.3.2投入浮子调整镜面刻度，浮子尖对准零位，将0.5g左右的一块岩屑放于浮子的上盘，浮子下沉在镜面上的位置为，即岩屑在空气中的重量，即第一次称重。14.2.3.3第二次称重则把岩屑放在浮子上，浮子下沉位置为，然后按公式(13)计算求值。D=L₁/(L₁-L₂)………………(13)14.2.3.4一个深度至少作3次，求平均值。14.3碳酸盐岩含量测定14.3.1仪器的调校14.3.1.1零刻度调整：a)确认反应池底座与密封盖保持敞开。b)没有外界压力后，点击“零刻度调整”。d)电脑自动将测量零位值存储，即完成零刻度标定。14.3.1.2满刻度调整：a)反应池外槽内放入1g纯碳酸钙，内槽5ml体积浓度50%的盐酸。b)将反应池与密封盖拧紧，关闭泄压阀。c)点“满刻度调整”,并立即90°倾倒反应池将酸与碳酸钙混合反应。d)3min后电脑自动提示“校准结束”,并自动存储满刻度值，即完成满刻度标定。14.3.2操作流程：14.3.2.1选样：精心选取有代表性的样品。14.3.2.2烘干：将选取的样品烘干。14.3.2.3研磨：在研钵中将岩屑样品研磨成粉末状，满足测定要求。14.3.2.4称重：用天平称取研磨后的岩屑样品1.0g。14.3.2.5反应：将5ml体积浓度为50%盐酸和称好的岩屑样品分别放入反应池的内外槽；拧紧反应池，打开泄压阀，点“测量”后立即将反应池倾倒90°,使盐酸与样品充分混合发生反应；继续轻轻摇晃反应池5～10s,确保反应连续充分。14.3.2.6根据反应得出的时间与碳酸根浓度曲线图版判断岩性。14.3.3.1石灰岩反应速度大于白云岩。14.3.3.2白云质灰岩中首先是灰质的快速反应峰，随反应时间的延长，再反应白云质成分。14.3.3.3泥质白云岩反应较慢。14.3.3.4其他类型的白云岩反应时间更长。14.3.4操作注意事项：14.3.4.1拧紧反应池后，打开泄压阀，使测量前反应池内外无压差。14.3.4.2每24h用肥皂水作一次漏气检查。14.3.4.3仪器调校使用化学纯碳酸钙标准样。14.3.4.4体积浓度50%盐酸具有很强腐蚀性，操作时做好防护。14.4同位素录井14.4.1同位素录井原理与特征。14.4.1.1通常同位素录井设备和气测录井设备一起使用。从气测录井房引进样气源。样气经过预处理后进行同位素检测。检测分两部分，一是利用近红外光吸收原理进行同位素测量；二是利用光腔衰荡光谱原理进行组分浓度的测量。14.4.1.2同位素录井设备具有下特点：a)分析周期短，每10s到100s测量一个点。b)测量精度高，检测范围在200～500μL/L时，可检测出样气浓度小于3%;检测范围在500~50000μL/L时，测量精度小于1%。c)稳定性好，对同一标准样，连续分析最大值与最小值偏差小于3%。d)直接测量并计算稳定碳同位素比率。14.4.2同位素录井间距及检测内容。14.4.2.1录井间距：从地质设计规定深度开始，每分钟检测一次，必要时(钻时、气测值变化大时)可加密。14.4.2.2检测内容：根据作业者要求，选择性检测甲烷稳定、乙烷稳定、丙烷稳定碳同位素和氘同位14.4.3同位素录井资料解释。14.4.3.1利用同位素资料进行气藏成因分析和类型划分主要有两个图板，分别是伯纳德—惠特卡尔气藏分类图板和惠特卡尔气体成因和分类图。14.4.3.2可以与成熟度参数镜煤反射率进行对比，建立同位素与镜煤反射率的对应关系模型，进而达到利用同位素资料研究烃源岩成熟度的目的。14.4.3.3根据实时监测到的储层烃类流体碳同位素与烃源岩碳同位素的对比，判断储层中的烃类流体与源岩的关系。14.5X射线元素录井14.5.1现场工作流程：14.5.1.1样品采集：取样密度按地质设计要求(或根据需要)采集，取样量约为8～10g。14.5.1.2样品干燥：采用自然晾晒或烘箱干燥的岩屑样品。14.5.1.3挑选样品：按取样密度选取具有代表性的样品。14.5.1.4粉碎样品：对选取的样品进行粉碎。14.5.1.5粉末压片：按仪器要求对粉末样品进行压片处理。14.5.1.6样品分析：要求分析状态为真空条件，避免因空气等外界条件的影响造成分析结果不准确。14.5.1.7资料解释：利用元素信息解释岩性、物性并划分地层。14.5.2资料解释。14.5.2.1经过图谱等方法的初级识别，为现场岩性识别及层位判断提供必要的解释依据。14.5.2.2根据现场分析采集的数据，通过相关的解释方法，完成样品的识别以及各重点层位分析。14.5.3X射线元素录井完井资料提交。14.5.3.2图谱库：样品分析图谱存储所形成的图谱库。14.5.3.3数据库：分析软件数据库。14.5.3.4X射线元素录井图：解释评价软件生成的录井图。14.5.3.5X射线元素录井完井报告：概括本井样品识别情况，风化地层识别，重点层分析情况等。14.6井场薄片鉴定14.6.1井场薄片鉴定的设备与试剂。14.6.1.1设备包括偏光显微镜、磨片机、电磁炉、电吹风机、毛玻璃板和酒精灯等。14.6.1.2试剂包括金刚砂、酒精、502胶。14.6.2井场薄片鉴定流程14.6.2.1井场薄片鉴定主要分析流程分为选样、制片、鉴定、提交报告四个环节，其中最核心部分是制片和鉴定。14.6.2.2操作中执行SY/T5368—2000《岩石薄片鉴定》及SY/T5913—2004《岩石制片方法》的相关规定。14.6.3操作方法：14.6.3.1样品吹干：将选取的样品用电吹风机吹干，避免煮胶时因有水炸裂。14.6.3.2煮胶：把样品放入煮胶盘内，倒入松脂胶(松香+松节油配制),松脂胶液面应没过样品。打开电磁炉进行煮胶，温度约150℃,待胶能用手指捻碎，关闭电磁炉。14.6.3.3磨底平面：使用磨片机，根据样品的松散程度、粒度选择100号或400号金刚砂，对胶固好的样品进行粗磨、中磨平面。使用W20号金刚砂与水混合对样品进行细磨和精磨。14.6.3.4粘片：将载玻片及磨完平面的样品平面擦干净。在载片上涂502胶，然后将样品与载片粘紧，要求胶厚小于0.01mm,均匀无气泡。14.6.3.5磨片和镜检：切好的样品进到磨片机上粗磨、中磨、再在玻璃板上细磨、精磨，要求岩片不脱胶。在磨片过程中应用偏光显微镜随时检验，磨至石英达一级灰白(干涉色)。14.6.3.6染色：将0.0125g铁氰化钾与2.5ml茜素红溶液混合。用染色剂对薄片进行染色。14.6.3.7盖片：在岩片中心位置抹上适量的胶，将盖片用酒精灯微加热，将盖片放在胶平面上，用镊子轻轻挤压排出气泡，用小刀去除余胶。14.6.3.8贴标签：用无水乙醇洗净薄片，薄片整洁无残胶，然后贴标签，标明井号、深度、原编号。14.6.3.9薄片鉴定：a)砂岩薄片主要观察成分和结构，其中成分包括沉积成分和成岩成分。沉积成分通常有碎屑石英、长石、岩屑、基质等，成岩成分通常有原生胶结物、次生矿物；结构包括沉积结构和成岩结构，沉积结构通常包括粒度、分选、磨圆、支撑及结构成熟度，成岩结构包括压实、胶结、交代等。b)碳酸盐岩薄片观察时，矿物成分鉴定较为次要，通常方解石、白云岩的含量超过95%次要成分为陆源粉砂、自生SiO₂等，准确区分方解石和白云岩采用染色薄片；鉴定的重点是碳酸盐岩的结构，包括沉积结构(颗粒结构、泥晶结构、粘结结构)和成岩结构(胶结方式、胶结物结构、溶蚀和交代、压实作用、结晶结构等)c)在偏光显微镜下按照岩石结构及成分进行岩石定名。15.1.5在资料整理编录结束后，15.2.2.1钻进实时综合参数绘图，绘图比例为60min/页或120min/页，或者按