录井规范3新星.docx
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录井规范3新星
1.总则
1.1为适应石油及天然气勘探开发工作的需要，对原地矿部1988年颁发的《石油及天然气勘查钻井地质规范》（DZ60—88）进行修订，形成本规范，作为石油及天然气勘探开发钻井地质工作的准则。
1.2本规范的覆盖范围包括钻前工作、综合录井、质量监控、完井地质工作及完井地质报告。
1.3石油及天然气勘探开发工作的基本任务是发现和评价油气田，提交石油、天然气储量，开发石油、天然气资源。
1.4钻井工程是直接发现、评价和开发油气藏的手段。
钻井工程施工的全过程必须以取全取准各项地质资料及提供有利于油气评价和开采的合格井眼为目的。
钻井工程施工必须以完成地质任务为中心，坚持地质质量第一、严格执行钻井地质设计、确保地质录井、地球物理测井、中途测试、固井等工作的质量。
1.5钻井地质工作是油气勘探开发工作中获取相关地质资料的重要环节。
1.6录井队长是执行单井地质设计的负责人，对录井质量负责，要及时向甲方汇报地质录井过程中的地质成果和问题，钻井队长（或平台长）对完成地质任务的工程质量负责。
1.7钻井地质工作应严格按照HSE要求进行，把健康、安全及环境保护工作贯彻始终。
1.8在综合录井过程中，也应注意及时发现石油、天然气之外的其它有用矿产。
1.9各种录井设备均应建立档案并定期保养，保证设备正常运转，确保录井工作正常进行。
1.10对综合录井方面的新设备、新方法、新技术应积极引进、吸收，使之尽快应用到综合录井工作中，以不断提高综合录井工作的技术水平。
1.11本规范是石油、天然气勘探开发过程中综合地质录井工作的基本技术法规，各地区分公司可依照本规范有关条文制订相关实施细则。
1.12相关专业涉及钻井地质方面的内容，以本规范为准。
1.13附录与规范正文有同等效力。
2.钻前工作
2.1钻井性质的划分
石油天然气勘探开发钻井性质按照不同的任务可划分为参数井、普查井、探井、评价井、开发井（包括注入井）。
参数井、普查井、重要探井（深度大于2000米的探井）井位部署建议由新星油气分公司审批，一般探井、评价井和开发井（包括注入井）由地区局或分公司审批并报新星油气分公司备案。
2.1.1参数井
2.1.1.1定义
在油气区域勘探阶段，地震普查的基础上，为了解一级构造单元的区域地层层序、岩性、生油条件、储层条件、生储盖组合关系，并为物探、测井解释提供参数而部署的钻井，它属于盆地（坳陷）进行区域早期评价的探井。
2.1.1.2部署条件
一个大地构造单元、盆地（或区域）内，已完成了１：
20万（或相当于１：
20万）区域地质测量、综合地球物理勘探，尤其是地震勘探工作，进行了初步构造区划，基本掌握了沉积岩系发育的厚度及埋藏深度。
2.1.1.3钻井地质任务
a.建立勘查区内地层层序，了解地层岩性、岩相特征。
b.建立勘查区内生油岩系的生油地化剖面。
c.了解油气勘查目的层系的发育及生、储、盖组合条件。
d.提供地球物理勘探所需的各种参数。
2.1.1.4井位建议及钻前预测应具备的资料
a.区域地质及技术经济论证资料。
b.1：
20万地球物理勘探综合成果平面图。
c.过井或近井的两条正交地震剖面和地质解释剖面图及地层层序。
d.地震速度谱资料和地层压力预测资料。
2.1.2普查井
2.1.2.1定义
是以查明地层层序及展布、圈闭类型或获得生储盖条件、地球物理解释所需参数为目的而部署的钻井。
2.1.2.2部署条件
a.在分区评价的油气勘查远景区（带）内，对待评价的各种圈闭进行了择优精选。
b.初步明确了油气勘查的目的层系。
c.完成了１：
10万（或1：
5万）地震普查，提供了圈闭图件。
2.1.2.3钻井地质任务
a.探索圈闭的含油气性、取得储层物性及油、气、水性质等资料。
b.建立钻井地层剖面，了解岩性、岩相特征，为区域地层、构造及沉积相研究提供资料。
c.提供地球化学及生、储、盖组合资料。
d.验证地震波组地质属性，提供地球物理参数。
2.1.2.4井位建议及钻前预测应具备的资料
a.具备1~数层１：
10万（或１：
5万）地震构造图或其它圈闭图件。
b.提交两条过井或近井正交的１：
2万地震剖面和地质解释剖面图及相关的钻前预测资料。
c.提供钻井附近的地震速度谱和地层压力预测资料。
2.1.3探井
2.1.3.1定义
在油气勘探的圈闭预探阶段，在地震详查的基础上，针对构造带内各种圈闭而进行钻探，以发现油气藏，为计算预测储量和控制储量为目的而部署的钻井。
2.1.3.2部署条件
a.圈闭落实可靠，有望获得工业油气流或相邻构造已发现了含油气层，或已获得了工业油气流。
b.具备了１：
5万或1：
2.5万含油气目的层圈闭图，二级断裂可靠。
2.1.3.3钻井地质任务
a.发现油气藏（层）。
b.了解油气藏类型，取得计算控制储量和预测储量所需参数。
c.了解岩性、岩相变化。
d.验证地震波组属性。
2.1.3.4井位建议及钻前预测应具备的资料
a.有钻井验证的１：
5万目的层圈闭图。
b.提交两条过井的或近井正交的１：
2万地震剖面和地质解释剖面图及油气预测图。
c.提供邻井油、气、水层位，地层划分及标志层深度资料。
d.有相关的钻前预测资料。
2.1.4评价井
2.1.4.1定义
评价井是在已证实有工业性油气构造、断块或其它圈闭上，在地震精查基础上，以查明油气藏类型、探明油气层的分布及厚度变化和物性变化，取得探明储量参数，评价油气田规模、生产能力及经济价值为目的而部署的钻井。
滚动勘探开发中与新增储量密切相关的井，亦可列为评价井。
2.1.4.2部署条件
a.已完成了初探任务，提交了预测或控制储量。
b.具备了１：
２.5万（或１：
5万）目的层顶面构造图，构造图内三级断层基本清楚。
2.1.4.3钻井地质任务
查明油、气、水分布特征，扩大已知含油气层的分布范围，了解储集类型和流体性质，获得油气产能和驱动类型等资料，为计算探明储量和编制开发方案提供依据。
2.1.4.4井位建议及钻前预测应具备的资料
a.经钻井验证的１：
2.5万目的层圈闭图及油气藏剖面图。
b.有邻井油气显示层位、产能、压力资料。
c.有相关的钻前预测资料。
2.1.5开发井和注入井
2.1.5.1定义
以开发石油天然气资源为目的而部署的钻井称为开发井，在油气田开发早期阶段，兼有进一步详细评价油气藏的滚动开发井亦可列为开发井。
在油气田开发过程中，为提高油气采收率，增加油气藏驱动能力而进行人工回注水（气）的井称为注入井。
2.1.5.2部署条件
a.已完成油气藏（田）的评价任务，提交了探明油气储量。
b.已查明油气藏驱动类型，油、气、水关系清楚。
c.有经审批的油气藏（田）开发方案（设计）。
2.1.5.3钻井地质任务
开发石油及天然气资源，发现新的含油气层，提高油气藏（田）采收率，完成油气产量目标。
2.1.5.4井位建议及钻前预测应具备的资料
a.具备１：
1万油气层顶板圈闭图和开发井位图。
b.地震剖面做了必要的特殊处理。
2.2井位拟定
根据年度油气勘探开发目标，由地区分公司的职能部门组织地质、物探、工程等有关技术人员共同拟定并编写井位建议及钻前预测，按相应管理程序报新星油气分公司或地区分公司审批、备案。
2.3井位勘定
2.3.1审批后的井位由各地区油气分公司职能部门组织有关人员进行井位勘定。
勘定井位时，要求做到地震剖面、构造图、地形图、实地井位一致，勘定后编写详细的井位勘定报告，有关人员在井位勘定报告书上签字。
2.3.2现场勘定地表条件不满足施工要求时，移动井位需经职能部门批准。
2.3.3现场勘定后，要埋设井位标志，钻前任何人不得随意移动。
井架安装时应按井位标志座落井口位置。
2.3.4实地勘定井位与设计井位的误差应小于5ｍ。
钻机安装就绪后进行实测坐标。
若发现超过允许误差，测量人员要立即上报主管部门。
2.4钻井地质任务书的内容
钻井地质任务书由地区分公司下达，内容包括：
钻井的构造位置、地理位置、地震测线位置、井位座标、钻井性质、设计井深、完钻原则、钻井地质任务、钻遇地层岩性组合特征及界线深度、油气层预测、综合录井项目及要求，以及施工中应注意的其它问题。
2.5钻井地质设计
2.5.1钻井地质设计应紧扣地质任务书的地质任务及综合录井项目要求来设计。
2.5.2钻井地质设计是钻井工程设计的基础，钻井工程设计应依据钻井地质任务书和钻井地质设计内容及有关要求进行设计，各项施工应以保证完成地质任务为前提。
2.5.3钻井地质设计应具有统一的内、外封面，统一的编写格式（见附录D）。
2.5.4钻井地质设计的一般内容
2.5.4.1布井依据，主要论述部署钻井的地质依据及地层岩性、油气、构造圈闭条件等。
2.5.4.2钻井基本数据
钻井位置：
地理位置、构造位置、测线位置包括测线号及桩号、井位座标（X、Y、H）
钻井性质及设计井深、完钻原则和完钻层位
2.5.4.3钻井目的及地质任务
2.5.4.4预测钻遇地层岩性、地质界线井深及与地震波组界面的对应关系。
2.5.4.5预测钻遇目的层井深及油气显示类型、层位、井深。
2.5.4.6地层压力预测
2.5.4.7综合录井内容及要求
包括钻时录井、岩屑、岩心录井、气测录井、荧光录井、地化录井、钻井液录井、油气录井、工程参数录井、迟到时间测定、采样项目及其它录井项目和要求。
依据钻井性质和地质任务，可选用不同项目、不同间距，提出不同要求，以达到完成地质目的为原则。
2.5.4.8地球物理测井项目及井段
2.5.4.9故障提示：
提示易发事故的井段及应采取的预防措施。
2.5.4.10本着安全钻井、保护油气层、尽量减少污染的原则，依据不同井别、不同地层压力系数，对钻井液类型、性能、油层浸泡时间、井身结构、堵漏材料及措施、固井质量等提出具体恰当要求，制定相应的油气层保护措施。
2.5.4.11依据钻井性质及区内情况，设计中可对中途测试原则加以注明。
2.5.4.12完井上交资料项目及要求
2.5.5依据钻井性质、不同的勘探开发阶段，钻井地质设计应有不同的侧重。
2.5.5.1参数井、普查井应侧重于查明区域地层发育特征，建立地层层序和岩性、电性剖面，落实含油气性，为构造修编提供依据。
2.5.5.2探井应侧重于落实局部构造或圈闭含油气性及生、储、盖组合特征。
2.5.5.3评价井应将侧重点放在油气藏（层）评价、储层评价、圈闭评价及储量评估等方面，为编制开发方案提供可靠的基础地质资料，设计应详细交代前期勘探程度、邻井油气水层特征及分布，并附邻井油气水层柱状剖面图及本井油气水层预测对比图。
2.5.5.4开发井（包括注入井）简要介绍油田的开发现状、油气田的地质特征、构造特征、圈闭特征、油气水的纵横向分布特征、主要目的层段地层界线井深及主要岩性段井深、油气水层预测井段井深、主要开发层系油水界面井深、开发区内水动力条件及地层压力预测、开发效果预测。
并附主要开发层系含油气面积图、邻井油气水层与本井油气层预测柱状剖面对比图、过井十字油气藏剖面图、油藏动态压力图。
2.5.6钻井地质设计经审批后有效，并应及时下发到施工单位，施工单位未收到设计不得开钻施工。
2.5.7钻井施工过程中，发现实钻结果与钻井地质设计有较大出入时，录井队应及时上报甲方，甲方应及时研究修改方案，经设计审批单位批准后实施。
在修改方案下达之前，仍按原设计执行。
2.5.8甲方在钻井施工过程中修改钻井地质设计必须有正式的书面文字通知，录井队有权拒绝甲方任何人口头上对设计的修改指令，否则责任由录井队承担。
2.5.9完钻原则
2.5.9.1钻达地质设计层位，完成地质设计任务。
2.5.9.2钻达设计井深。
2.5.9.3油气层底界距井底不少于30ｍ。
特殊情况由甲方确定。
2.5.9.4遇特殊情况，甲方可视其情况，决定是否完钻。
2.5.9.5完钻时间：
指钻达设计井深或甲方指令井深后，钻头起出钻台面的时刻。
2.5.9.6完井时间：
指油层套管固井质量校深曲线检测最后一套下井仪器起出钻台面的时刻；裸眼完井指最后一套综合测井仪器起出钻台面的时刻。
2.6录井队资质要求
2.6.1录井队必须首先取得资质认证。
各作业单位应优先使用资质等级高的录井队。
2.6.2录井队人员及资质要求
录井队人员及资质必须符合新星油气分公司《录井队资质等级标准》。
2.6.3不同性质的井要求相应资质的录井队进行录井，参数井要求使用甲级队录井，普查井、探井、评价井要求乙级（包括乙级）以上录井队录井。
2.6.4录井队人员
录井队在现场工作人数必须符合《录井队资质等级标准》要求。
2.7录井队钻前准备工作
钻前准备工作，是保质保量、顺利完成地质任务、达到地质目的的保证，井队和录井队必须密切配合，动员全体职工做好钻前准备工作。
2.7.1录井队和井队应认真组织学习和传达钻井地质设计及审批意见，使全体职工明确钻井目的、任务和质量要求。
2.7.2地质技术人员要在了解区域地质资料的基础上学习、掌握地质设计，做到要求明确、措施落实、分工合理。
2.7.3准备好全井地质施工所需的物品：
计算机、打印机、荧光灯（两台）、暗室。
新配标准系列（两套）、电子秒表、岩心箱、岩屑箱、砂样盘、岩心劈割器、双目镜、放大镜、照像机、烘干箱及其它必备用品。
易损工具及用品要配足，必须有通讯及汇报系统,软硬件配备根据工区要求确定。
2.7.4钻井液槽与捞砂房的安装要求
2.7.4.1钻井液槽便于捞取岩屑及放置脱气器、钻井液传感器。
钻井液槽有效长度不小于６m，坡度以1°～3°为宜，槽底平整；导液管口与钻井液槽底面不能有落差。
捞砂台以平台的形式安装在钻井液槽与捞砂房之间。
捞砂房内要有记录桌、荧光灯暗室、防爆电源、捞洗晒岩屑设备等。
捞砂房必须接地（接地电阻小于4Ω），上下梯子及护栏完好。
钻井液槽上方要安装防爆灯，灯光满足要求。
2.7.4.2钻井液在地面循环的情况下，必须保证岩屑的正常捞取。
2.7.4.3导液管与振动筛直接密封联接时，必须考虑脱气器的安装位置和保障岩屑取样的真实性。
2.7.5洗岩屑用水应干净无污染，使用方便。
污水排放应符合环保要求。
2.7.6气测仪、综合录井仪器房与捞砂房安装在同侧。
距离井口不小于30m，不大于50m，且对钻台（井口）便于观察。
综合录井仪的安装、调试见附录Ｂ。
2.7.7各类传感器的安装见附录Ｂ。
2.8钻前验收
2.8.1由甲方组织相关部门的专业人员组成验收组，在开钻前对钻井队和录井队的准备工作进行全面检查，逐项验收，填写钻前验收书，钻前验收合格后方可开钻。
2.8.2人员资质核定：
录井队长、仪器工程师资质必须与经过认证准入的等级队人员一致，其他技术人员及气测工、采集工资质必须与认证资质一致或相当，人员数量必须符合规定。
乙方需要调整录井队人员时，须报请甲方批准。
2.8.3设备资质核定：
对录井仪及附属设备进行核实，录井仪必须是资质认证时或投标书标注的录井仪或同档次的录井仪，原则上允许高档仪器替换低档次仪器，不允许低档次仪器替代高档次仪器。
2.8.4录井人员对工区及邻井地质资料的熟悉程度：
主要录井人员应对施工所在的工区区域地质资料及邻井地质资料熟悉，认真学习钻井地质设计和钻井工程设计内容，对地层、油气层可能发生的变化要有针对性的技术措施。
2.8.5捞砂台、捞砂槽的安装符合要求。
2.8.6为保证电动脱气正常工作，振动筛三通槽内钻井液深度应大于0.5m，底部不得有沉砂。
2.8.7值班房：
配置工作所需桌椅，工作制度、安全制度、岗位责任制上墙，各种录井装备及各种录井报表齐全。
2.8.8录井仪器房按规定摆放。
2.8.9各类传感器安装及校验符合要求。
3.综合录井
在钻井过程中，通过各项录井（特别是应用综合录井仪、定量荧光仪、地化分析仪等先进仪器）获取直接或间接反映地层、岩性、油气水及工程施工等方面的有关资料和数据的综合性录井技术叫综合录井。
它包括岩心录井、岩屑录井、气测录井、地化录井、钻时录井、工程参数录井、荧光录井、井口油气录井、钻井液录井等多种方法和技术。
3.1岩心录井
利用获取的岩心资料来研究地层、岩性、沉积构造、储层物性、流体性质及其它矿产的录井技术叫岩心录井。
岩心是钻井过程中利用特定钻井工具对井下某一层位取出的柱状岩石。
3.1.1钻井取心目的
3.1.1.1获取岩性、岩相资料，分析判断沉积环境。
3.1.1.2获取古生物资料，进行地层对比，确定地层时代。
3.1.1.3取得储集层有效厚度及其物理化学等特征资料，获取其岩性、物性、电性、含油气性及“四性关系”资料，获取保护开发油气层的化验分析资料数据。
3.1.1.4取得生油岩地化指标及其特征资料，确定区域勘探开发前景。
3.1.1.5取得地层倾角、接触关系、断层、孔洞缝资料，为研究油气藏类型，确定开发方案提供依据。
3.1.1.6获取油气田储量计算资料。
3.1.1.7取得开发过程中必须取得的资料数据，检查开发效果。
3.1.1.8解决钻井现场临时出现的工程、地质问题。
3.1.2确定取心井段的基本原则
3.1.2.1钻井取心分地质取心、油气层取心和工程取心，根据工区的研究程度、钻井性质和地质任务，设计钻井取心层位及取心对象，根据工程施工需要进行工程取心。
3.1.2.2参数井、普查井目的层系各组段地层应控制取心，参数井地质取心进尺为目的层系厚度的10～15％，普查井地质取心进尺为目的层系厚度的5～10％，发现含油气层后，必须进行油气层取心，原则上应取穿油气水层界面，油气层取心进尺不能充抵地质取心进尺。
3.1.2.3参数井、普查井进入目的层段，要及时发现各油气组合的第一油气显示层，并尽量取得岩心，其下各油气显示层应及时卡准，取好岩心。
3.1.2.4探井取心进尺为预测全井含油气层总厚度的30%，要保证主要油气显示层均有岩心控制。
3.1.2.5探井要卡准含油气层。
厚层的孔隙性含油气层和裂隙性含油气井段要连续取心；长井段的夹层、互层含油气层井段应间断地取心；设计中的油气取心层位无油气显示时应进行控制取心。
3.1.2.6探井预测含油气层井段以外新发现的含油气显示，新发现油气层时应进行取心，原则上应取穿油气层底界。
3.1.2.7评价井取心进尺根据圈闭评价和储量计算的要求而定，原则上一个含油气构造应利用多口井协同取心来建立起主要油气层的完整岩心剖面。
3.1.2.8评价井新发现的含油气显示，取心原则与探井相同。
3.1.2.9参数井、普查井完钻前应进行地质取心，探井井底层位不确切，也应进行完钻地质取心。
3.1.2.10海上钻井，取心次数和进尺适当减少。
3.1.2.11开发井、注入井原则上不取心。
3.1.2.12编写钻井地质设计时，要根据地质目的及要求，明确规定取心层位及取心要求。
3.1.2.12.1油气层取心不受设计取心回次、进尺限制。
3.1.2.13油气层井段漏取或取心率过低，需进行井壁取心弥补。
3.1.3取心前准备工作
3.1.3.1根据钻井地质设计，钻前向井队有关人员交底，明确钻井取心井段和见油气显示时钻井取心原则。
3.1.3.2认真掌握设计取心原则，结合区域及邻井钻探资料，进行分析研究，做好取心预测和预告。
3.1.3.3为了卡准取心井段，录井队必须认真进行地层对比，以设计为依据，根据实钻结果不断修正地质设计取心井段。
3.1.3.4在目的层或可能含油气井段，如遇低钻时、放空、泵压异常等现象时，司钻应立即停钻，循环钻井液；仪器操作员应密切注意钻时、泵压等参数，发现异常应立即通知有关人员循环钻井液。
若循环钻井液证实为含油气层，应立即取心。
3.1.3.5参数井、普查井取心油气层揭开厚度不得超过2.0m，探井、评价井、开发井取心油气层揭开厚度不得超过1.5m。
海上录井油气层揭开厚度不得超过2.5m。
3.1.3.6取心前工程、录井人员共同认真校核井深，准确丈量取心工具，计算取心钻具方余（入）。
3.1.4岩心编录
3.1.4.1岩心出筒应使用岩心卡，地质人员必须在场，岩心出筒后按从左到右、从上到下顺序排放，确保岩心不乱。
3.1.4.2准确丈量岩心长度，计算取心率，并对岩心含油气情况初步检查，含油气岩心不得用水冲洗，用布擦干后及时描述，并于24小时内向甲方上报取心结果。
3.1.4.3岩心出筒时应及时做岩心入水试验，观察岩心是否溢气。
在岩心溢气处用红铅笔标记号，并详细记录岩心入水试验情况，如气溢出时呈连续状或断续状、气溢持续时间、强度。
从孔隙或是从缝洞中溢出等现象均要作详细描述并及时拍照。
3.1.4.4编录前对岩心认真核查，保证岩心次序不乱。
3.1.4.5岩心要一次性丈量和分段、分块编号，凡长度≥5cm的岩心，都必须统一编号，分块岩心长度一般不大于40cm。
编号时，在每一块岩心表面左端用白漆涂4cm×2.5cm长方形块，在漆块上用黑色油漆标注岩心编号，破碎岩心用白色布袋装好，在白布袋上用黑色笔编号。
岩心编号格式：
回次
3.1.4.6认真填写回次票及分层票。
3.1.4.7岩心出筒后48小时内完成编录、描述，当日及时发出专报。
3.1.4.8含油气岩心要求及时劈开采样，采整块岩心样后，应在相同位置用相同长度的木块替代，并标注岩心编号。
3.1.4.9连续取心时，若获取到残余岩心，一般推至上一筒编录归位。
3.1.4.10岩心箱要进行统一编号。
（格式：
××井、井深××m－××m，编号××－××，第×箱）
3.1.4.11取心数据包括：
回次数、取心井段、取心进尺、岩心长、取心率、取心层位、岩性分层深度、视厚度、岩心编号、岩性、含油气情况、破碎及磨损情况等。
3.1.4.12岩心取心率要求（见表1）
表1岩心取心率标准表
井深
取心率低限（%）
层段、井别
<3000m
3000~4000m
>4000m
煤层、风化壳、易破碎岩层
油气层
探井类
90
90
85
30
非探井类
85
80
75
非油气层
80
75
70
3.1.4.13岩心回次票、分层票要求（格式）
××井岩心回次票
进尺
自m至m
层位
岩心长
m
编号
取心率
%
残留
m
录井队
取心日期
8×6cm
××井岩心分层票
层位
编号
深度
自m至m
岩心长
m
取心率
%
岩性
描述人
描述日期
8×6cm
3.1.5岩心描述
3.1.5.1岩心描述采用“回次综合、分层细描”的原则，做到观察细致、定名准确、分层合理、内容齐全、重点突出、术语规范、标准统一。
对于沉积构造、特殊地质现象要附有素描图或照片。
3.1.5.2取心率不足100％，应根据岩性磨损程度、破碎情况，结合钻时，按测井曲线归位到相应井深。
3.1.5.3一般厚度大于0.1m的岩层均要单独分层描述，小于0.1m的层，作条带或夹层描述，不再分层。
3.1.5.4厚度小于0.1m的特殊层，如油气层、化石层及有地层对比意义的标准层等，要单独分层描述，绘图时适当
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