利用录井岩性资料绘制岩性剖面

利用录井岩性资料绘制岩性剖面

实训三：利用录井岩性资料绘制岩性剖面

实训目的与任务

掌握分析视电阻率曲线找出储集层和描绘岩心图

实训基本原理与要求

1. 正确绘制视电阻率曲线和分析视电阻率曲线找出储集层

2.掌握录井岩心资料描述的方法

3.描绘岩心剖面

实训设备:绘图纸、铅笔、橡皮、测井曲线、三角板、绘图仪

实训内容:已知书下列岩屑录井资料，试绘出该井段的岩性解释剖面

2062 含油细砂岩2257微含油粉砂岩

2066 饱含油粒状砂岩2262 含油斑粉砂岩

2075 含油粉砂岩2277 粉砂岩

2086 含油粉砂岩2290 灰质砂岩

2113 含油粉砂岩2293 粉砂岩

2120 含油粉砂岩2300 粉砂岩

2146 微含油粉砂岩2304 粉砂岩

2153 含油粉砂岩2307 泥质粉砂岩

2162 含油斑泥质粉砂岩2316 粉砂岩

2174 含油粉砂岩2321 粉细砂岩

2175 含油斑泥质粉砂岩2324 粉砂岩

2198 微含油粉砂岩2332 粉细砂岩

2220 含油粉砂岩2334 灰质砂岩

2231 泥岩2340 粉砂岩

2237 泥质砂岩2359 泥质砂岩

2248 微含油粉砂岩2371 含砾砂岩

2252 含油斑泥质砂岩2380 粉砂岩

实训步骤：

岩心描述的主要对象是油、气层的岩心。描述岩心应取得的主要资料有：岩性、含油、气情况、岩石结构、构造、古生物化石、岩石胶结情况、分层厚度、缝洞发育情况以及与上下岩层的接触关系等等。

对含油、气岩心要在岩心取出后立即观察、记录。因为在钻井过程中泥浆冲刷岩心、而且在起钻过程中压力逐渐降低，岩心中的原油已析出很多，特别是天然气几乎全部逸出，如不及时观察记录，以后很难补救。

含气岩心，注意观察岩心表面的泥浆，会发现有气泡冒出，将岩心放入水中也能看到有气泡外逸，并可以澳到汽油味或原油芳香味。

含油岩心具有较浓的汽油味，要描述石油在储油岩石中的产状。对碳酸盐岩储油层应观察石油是储藏在岩石晶洞中，还是在岩石裂缝中，对晶洞的大小、裂缝的宽窄、长短都要有详细的描述。对砂岩储油层要观察砂岩孔隙中含油饱满程度，含油是否饱满肉眼鉴定的具体标准为：

（l）含油饱满：颗粒孔隙被油饱和，岩心呈棕褐色、黑褐色，油脂感强、染手。

（2）含油较饱满：岩心棕色、深棕色，油脂感强、捻碎后染手。

（3）不饱满：浅棕色，不染手。

一般按照砂岩中含油饱满程度及岩心含油面积的百分数将砂岩含油产状分为4级：

（1）油砂：含油面积大于75％，含油饱满，仅局部出现含油较差的斑点。

（2）含油：含油面积在50％～75％之间，含油饱满程度次于油砂，含油部分成连片状，不含油部分成条带状。

（3）油浸：含油面积在25％～50％之间，含油部分成条带状，不含油部分成连片状。

（4）油斑：含油面积在10％～25％之间，只局部含油，成斑点状或条带状，不含油部分成连片状。

为了划一标准，将岩心沿轴线劈开，在其劈开的断面上观察统计含油面积百分比。

含油甚微的岩心，可以用试剂浸泡岩样，然后观察试剂的颜色，着试剂被染成某种程度的黄色，说明岩样中有石油存在。常用试剂有汽油、氯仿（CHCI3）、四氯化碳（CCI4）等。

含油饱满程度与岩石渗透性及原油性质有关。轻质油易渗出、易挥发，岩心含油显示则弱于含重质原油的岩心。渗透性好则原油易散失，所以高渗透率的岩心含油显示弱于低渗透率的岩芯。因此，在利用岩心含油饱满程度来预测油层产油能力高低时要考虑这些情况，对含油饱满程度所反映的产油能力要作具体分析。

利用岩心资料可以帮助我们建立完整的地层剖面（图2-1），搞清储集层岩性的组合特征，提供油层物性、含油性等情况。岩心经描述后，要妥为保存，可根据需要选样送实训室进行分析。

录井资料解释2015版(优.选)

1、掌握储层物性，含油气水丰度和（油气水的可动性）是评价油气层的充要条件。 2、如果层内含油丰度相近而不同渗透带的渗透率相差较大，那么可以确定高渗透带内 没有充满油，水是可动的，该层不高于（油气同层）。 3、进行井间对比的条件是：井距不远，储层的埋深相近，层位相近，储集类型和（物 性）相近，油气水物理化学性质相近。 4、定量荧光仪测定的是（荧光强度）。 5、在平衡状态下，组分在固定相和流动相中的量之比称为（分配系数）。 6、岩心描述时，一般长度大于或等于（10）cm，颜色，岩性，结构，构造，含油情况 有变化着，均需分层描述。 7、正常地下油气显示层在工程参数出现钻时降低，DC指数减小，立压降低等变化，在 钻井液参数上，具有出口温度升高，相对密度（降低）和出口电导率（变小）等现象，而假油气显示没有上述变化。 8、氢火焰离子检测器属于（质量流速检测器）。 9、在下列各组参数中，是综合录井仪实时参数的是（立管压力，1号泵冲速率，4号泥 浆体积）。 1.QFT定量荧光仪的激发波长是（254）nm。 2.QFT定量荧光仪检测到的荧光物质是（以萘族为主的化合物）。 3.假岩心一般出现在岩心的（顶部）。 4.全脱分析时盐水必须使用（饱和盐水）。 5.普通电动脱气器使用时，一定要注意脱气器钻井液出口量，应为满管的（2/3）最 佳。 6.DC指数是建立在（泥岩沉积压实）的理论基础上的。 7.Slgma方法是根据（岩石骨架强度）理论基础建立的。 8.在钻井过程中，用岩性对比地层时，最有效，最可靠的的方法是（岩性标准层标志 层）。 9.岩石热解地化录井参数TMAX的含义是热解（S2）的最高点所对应的温度。 10.直接测量项目按被测参数的性质和及时性可分为：实时参数和（计算参数）。 11.转盘扭矩是反应（地层变化）及钻头使用情况的一项重要参数。 12.出入口钻井液温度的测量可以掌握（地温梯度），帮助判断油气层，还可以探测超 压地层。 13.从色谱组分分析仪注样开始到全部组分分析完成所用的时间为一个（出峰时间）。 14.对于气液色谱分离下列定义（利用不同物质的组分在涂有固定液的固定相中的溶解 度差异，从而在两相中有不同的分配系数，当混合物质通过色谱柱时是单一物质组分得到分离，即挥发-溶解-在挥发=在溶解直至分离）是正确的。 15.对于气固色谱分离：利用吸附剂对单一物质的吸附性不同，是混合物质通过色谱柱 分离，即吸附-再吸附-解吸-再解吸直至分离。 16.根据石油的荧光性，请选择物质的荧光颜色正确的一组（油，沥青。黄色） 填空题

录井资料识别油、气、水层

录井资料识别油、气、水层

油、气、水定层定性判别 利用气测录井资料判断油、气、水层： 一般而言，油气层在气测曲线的全烃含量和组分数值会出现异常显示，可根据气测曲线的全烃含量、峰形特征及组分情况判断油、气、水层。油层具有全烃含量高，峰形宽且平缓及组分齐全等特征；气层具有全烃含量高，曲线呈尖峰状或箱状，组分主要为C1，C2以上重烃甚微且不全；含有溶解气的水层具有全烃含量低，曲线呈锯齿状，组分不全，主要为C1等特征；纯水层气测则无异常。利用荧光录井判断油、气、水层 利用发光明亮成都，发光颜色，含油显示面积、扩散产状、流动速度等荧光录井描述可定性对油、气、水层进行判别。一般而言，油质越好颜色越亮，油质越差颜色越暗。轻质油荧光显示为蓝紫色、青蓝色、蓝色，正常原油荧光显示为黄橙、黄色、黄褐色，稠油荧光显示为棕色、深褐色、黑色。扩散产状常见有晕状、放射状和溪流状，其中，晕状、放射状显示含油级别高，溪流状系那是含油级别低。流动速度常见有快速、中速和慢速，其中，快速、中速显示含油级别高，慢速显示含油级别低。含油显示面积大于60%显示含油级别高，30%~60%显示含油级别中等，小于30%显示含油级别低。 利用岩屑录井判断油、气、水层： 井底岩石别钻头破碎后，岩屑随钻井液返出井口，按规定的取样间隔和迟到时间，连续采集岩屑样品，济宁系统观察、分析、鉴定、描述和解释，并初步恢复地层剖面。岩屑录井是地质录井的主要方法，根据岩屑录井描述可初步对储集层的含油、气、水情况作出判断。 油、气、水层定量判别 气测数据质量控制： T g=C1+2C2+3C3+4iC4+4nC4+5C5 T g为全烃值，可以根据T g/（C1+2C2+3C3+4iC4+4nC4+5C5）比值对气测数据是否准确进行判断。如果该值为0.8~2.0，用气测数据定量判别油、气、水层效果较好，反之，判别结果与实际试油结论符合率较低，因此，当该比值为0.8~2.0时，认为气测数据可比较真实地反映底层流体性质，可用气测数据结合一些优选的经验统计方法实现对油、气、水层较为准确的定量判别。

常规录井资料整理规范

录井资料整理格式规范 一. 录井综合图：（1 ：500） 1. 规格:纸张规格A4（卷纸） 2 . 图头：一号字（隶书），比例尺1:500 二号字（宋体） 油商秘密（3号黑体 图列：六号字（宋体），其他文字均为小五号字（宋体） 3. 图幅：横向总宽为279 依次为： 35+45+9+9+7+30+13+45+40+30+8+8=279 钻时+电位时差伽马+层位+井深+颜色+剖面+取心+双侧向 +全烃+密度粘度+测井解释+综合解释 4. 曲线颜色： 钻时红色，自然电位为红色，声波时差为绿色，自然伽马为蓝色感应（红色、绿色、蓝色、紫色、黑色），密度为红色，粘度为绿色。 5. 色谱曲线一栏：参考复印(红色、绿色、蓝色、紫色) 6. 特殊岩性使用统一图列; 碳质泥岩：凝灰质泥岩：钙质砂岩： 二. 岩心录井综合图：（1 ：100） 1. 规格: 纸张规格A4（卷纸） 2.图幅：横向总宽为279 cm 依次为 15+15+15+45+9+9+15+15+7+30+9+40+55=279 cm 孔隙度+渗透率+饱和度+电位时差伽马+层位+井深+取心 +岩样（心）位置+颜色+剖面+破碎磨光位置+深感应+岩性描述 字体、字号、曲线颜色均与录井综合图一致。 三. 录井完井报告：（二号宋体加粗） 1.纸张规格A4（包括附图、附表） 2. 封面格式、扉页格式、报告字号与报告文字内容必须严格按石油天然气探井录井资料采集与整理操作规程（第三版）执行。 封面：页边距上60mm、下45mm、 盆地及一、二、三级构造单元名称（三号宋体） xx井录井完井报告封面（二号宋体） 中国石油…..年…..月…日….. 为（四号宋体） 扉页：盆地及一、二、三级构造单元名称（三号宋体、距顶50mm）井录井报告为（二号宋体）

录井解释方法

录井解释方法 开放分类：石油、地质、录井、采油 录录井解释方法 录井解释的具体工作，首先是对录井采集资料进行资料处理，求取储层评价参数，对录井单项资料进行定性解释，然后结合测井资料、岩心分析、试油等资料，进行图版解释和综合分 析判断，确定油气水层解释结论，预测油气层产能。从研究对象上，又可细分为油水层解释、气水层解释和水淹层解释。 第一节油水层解释方法 油水层解释流程： 采集资料处理——应用技术及有效参数优选——单项资料解释——解释图版建立——综合分析判断——油层产能预测 一、应用技术及有效参数优选 1.主要应用技术 ①岩心等实物观察判断技术 ②气测资料解释技术 ③地化分析评价技术 ④荧光显微图像分析评价技术 ⑤井喷、井涌、井漏、油气水侵及钻井液油气显示解释技术 ⑥测井解释技术 2.有效参数优选 ①反映有效厚度的参数：岩心含油产状及厚度，测井解释井段及对应的曲线特征，井壁取心含油砂岩井深位置，岩屑含油显示井段，气测异常显示井段。 ②反映孔隙性的参数：岩心分析孔隙度及孔隙类型，测井解释孔隙度、声波时差、岩性密度、中子密度曲线特征，地化热失重分析孔隙度，核磁共振分析孔隙度，岩心、岩屑、井壁取心岩性、粒度、分选性、磨圆度等，荧光图像分析面孔率。 ③反映渗透性的参数：岩心分析渗透率，岩心、岩屑、井壁取心岩性、粒度、分选性、磨圆度、胶结物、充填物、裂缝及层理构造发育程度等，荧光图像分析孔隙清晰度、连通性，测井自然电位、自然伽玛、声波时差、微电极幅度差、井径等。 ④反映含油性的参数：岩心、岩屑、井壁取心一次观察含油特征，地化分析岩石含烃量，气测分析全烃含量及异常显示曲线形态，井喷、井涌等异常现象及钻井液槽池面显示特征，测井电阻率及其曲线特征。 ⑤反映原油物性（渗流性）的参数：岩心、岩屑、井壁取心二次观察含油特征，地化分析岩石烃类组分含量、相对含量及其谱图形态特征，荧光图像孔隙含油颜色及分布特征，气测分析组分相对含量，井喷、井涌等异常现象及钻井液槽池面显示特征。 ⑥反映含水性的参数：岩心、井壁取心含水特征，地化分析烃类组分相对含量及其谱图形态特征，气测分析H2、CO2、CH4含量，气测异常显示曲线形态及组分相对含量，荧光图像含水特征，测井解释含水饱和度。 ⑦反映地层压力的参数：钻井液密度与井喷、井涌等异常现象，综合录井d指数、σ指数及钻井液体积等参数。 由于地下地质现象的复杂性，真实的地层很难直接得到，测、录井井筒采集资料中的感官现象、曲线特征、图形特征、图像特征、宏观的井口异常现象等，都可以作为获得储层参数的重要信息。 二、单项录井资料解释方法

气测录井基础知识

气测录井基础知识 一、概念 1）破碎岩石气 在钻进的过程中，钻头机械的破碎岩石而释放到泥浆中的气体称为破碎气。破碎岩石的含气量的大小与许多因素有关，一般情况下，含油气多的地层往往有较多的显示，这是现场录井人员及时发现油气层的基础，有时在欠压实泥岩盖层的钻进中可能有较好的气显示。如果泥浆压力大于地层孔隙压力，也可能没有明显的气显示。 2)压差气 当井下地层孔隙压力大于井筒泥浆压力时，地层流体将按达西定律向井筒泥浆运移，由此产生的天然气成为压差气。压差气产生的原因又分下列四种情况。 (1)接单根气 在接单根时的抽汲作用对井底压力降低，易形成压差气进入井筒，经过一个迟到时间就可以在录井仪器上检测到。如果钻过不同岩性地层的大段井段，而没有接单根气显示，这属不正常现象。 (2)起下钻气——后效气 起钻过程中，由于停泵、上提钻柱，必然会有泥浆静止或抽汲效应，这两个效应都会使井中泥浆压力下降，因而有利于压差气的产生。在正常的起钻过程中，没有泥浆流出井口，因而也无从检测泥浆中的气体，停留在井筒内的气体要等到下钻后再次循环泥浆密度才能被检测到，这就是后效气。 (3)扩散气 地层气可以以扩散方式进入井筒泥浆中，扩散气不受压力平衡状态影响，只与浓度有关，但扩散气的扩散过程较长，故在气显示上具有漫步性，这一特点使这种气显示与层位对应关系变得很模糊。很少用来确定油气层层位，一般把它划入到背景气中。 4）背景气 在压力平衡条件下，钻头并未进入新的油气层，而是由于上部地层中一些气体浸入钻井液，使全烃曲线出现微量变化，称这段曲线的平均值为地层背景气，又称基值。 全烃—由全烃检测分析仪检测分析出循环钻井液中的所有烃类气体含量的总和。 全量---循环钻井液中所有气体含量的总和。 色谱组分----循环钻井液中所有烃类气体的各组分含量。 非烃组分----主要指二氧化碳，氢气及惰性气体。 二、气测录井基础知识 1、气测录井的作用。 （1）气测录井---气测录井就是利用气体检测系统或按一定周期检测分析通过钻井液脱气器从钻井液中脱离出的烃类气体含量的一种录井方法，它能及时发现油气显示、预报井涌、井喷、气侵，综合评价储集层。

利用综合录井资料解释评价油气层

利用综合录井资料解释评价油气层 第2章综合录井资料在油气水层的反映特征 2.1 综合录井资料包含的内容 综合录井资料为随钻测量或观察所得，具有及时性、直观性强的特点，是发现、识别油气水层的重要手段。主要包括以下四部分： 1. 气测录井资料，包括气测全量、组分等资料； 2. 常规地质资料，包括岩屑、岩心、壁心、钻时、钻井液密度、粘度、油气水等资料； 3. 钻井工程参数，包括钻速、钻压、泵压、出口流量、DC指数及钻头参数等； 4. 特殊录井资料，定量荧光分析（QFT）、地层压力参数以及计算参数等资料。 这些参数在钻遇油气水层时，都会表现出一定的异常反映，对识别气层、油气层、水层有一定的贡献，但由于一些特殊性（地质环境、采集因素、过压等），某些参数对气层、油气层、水层的反映特征变化不明显或几乎没变化，有必要对其进行进一步的分析和总结。 2.2 综合录井资料与油气水层的一般规律 2.2.1 气测录井资料在油气水层的反映特征 气测录井资料是直接测定钻井液中可燃气体含量的一种录井方法。气测录井是在钻井过程中进行的，具有实时、精度高、应用方便有效等特点，是目前我们发现和评价油气层极其有效的手段。气相色谱仪是气测录井的核心设备，其工作原理是样品由载气带进色谱柱进行分离，分离后各组分依次进入鉴定器，在鉴定器中气样燃烧，产生的电流信号放大后以数字信号的形式直接进入计算机存储。气相色谱仪能准确地检测出钻井液中的全量、甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和戊烷的含量。根据不同的产生机理，我们可以把钻井液中的气体分为以下几类： 1) 破碎气：在钻进过程中，由钻头机械破碎地层而释放到钻井液中的烃类气体。 2) 压差气：当地层压力超过井筒内液柱压力时，受压差作用从储层进入钻井液中的烃气。 3) 二次循环气：从地表泵入井底又第二次在地表出现的气体，主要是由于钻井液除气系统未将钻井液中的气体排除干净所致。 4) 外源气：除岩屑之外的某个气源被人为导入钻井液中的烃气，如磺化沥青、磺化苯醛树脂、润滑剂等泥浆材料所产生的烃气。 所以，气测录井要去伪存真，抓住破碎气，分析压差气，校正二次循环气，排除外源气，发现真显示。因此，气测录井是我们发现和识别油气层最值得研究和利用的方法。 在分析气测值在油气层的反映特征之前，我们应该很清楚的认识到：气测值的高低不能反映储层的流体性质，也不能反映天然气层的产能，高产气层和低产气层与气测值的高低没有直接的关系。因为，油气层在实时录井过程中均有异常，但异常值的大小与地层的岩性、物性、钻井液使用密度密切相关，目前渤海地区普遍采用过压钻进，所以气测录井所测到的气体主要是地层的破碎气，气量较有限，而地层中的气体，由于钻井液压力大于地层压力加上钻头水眼的高压喷射作用而很难进入井眼。所以，在油气水层中气测值的反映具有一定的规律性，总结如下：

地质录井公司

立足新起点谋求新发展 ——地质录井公司在胜利油田厂长（经理）发展论坛上的发言 （2012年11月） 地质录井公司主要担负着发现、识别、评价油气层，随钻工程检测等职能，是一家集钻井地质设计、工程（井位）测绘、录井技术服务、信息远程传输、资料解释评价、地质综合研究、录井设备研发于一体的专业化录井公司。近年来，公司经济总量保持年均20%以上的增幅，2011年突破5亿元大关，实现了“十二五”高起点开局，连年超额完成管理局下达的生产经营任务，连续13年实现安全生产无责任事故。先后获得全国企业文化建设优秀单位、中国AAA级示范单位和全国文明诚信示范单位、山东省文明单位、集团公司创先争优先进基层党组织、油田劳动和谐示范单位等荣誉称号。 一、2012年工作开展情况 今年以来，地质录井公司按照油田“打造世界一流，实现率先发展”的战略规划和“稳中要进、进中求新”的发展主基调，积极推进“一业为主，双轮驱动，立足胜利、两翼推进”的发展模式（以录井技术服务为主、录井装备研发和

录井信息化为双引擎，在保障油田勘探开发需求的同时，充分利用两个市场两种资源，拓展生存发展空间），经济总量同比有了大幅增长，综合实力也取得较大提升。一是充分发挥支撑保障职能，服务油田增储上产能力有新提升。紧跟油田“三大战役”的推进步伐，合理调配人员、技术、设备等生产资源，强化一线技术支持，各项技术指标持续向好。深化录井技术应用，承办油田2012年开发录井技术研讨会，加强与各开发单位交流与协作，实现多专业、多领域的交叉集成，更好地服务于油田的资源战略。加强碳同位素、随钻地质导向等录井项目、新技术的应用和总结分析，逐步完善非常规井录井技术规范、技术系列和录井资料解释评价标准。强化西部实验室建设，开展西部新区各类复杂油气层的录井资料研究，完善西部新区综合解释方法和解释评价标准，为西部快上产提供了更有价值的技术参考。二是录井装备研发和信息化建设双轮驱动效应明显，核心竞争能力有新提升。以中石化录井装备制造中心为平台，研制录井无线传感器、开发波斯语录井软件和新一代综合录井仪软件，推广应用水平井钻井地质导向监测软件，进一步完善了具有自主知识产权的“探索者”系列录井仪整体功能。4项技术获得国家实用新型专利。完成国家863项目“石油井下录井技术与装备”的可行性论证，目前进入项目实施方案论证阶段。录井设备检测资质进一步升级，取得了两项国家级计量标准

浅析产出剖面测井仪器在油田的应用

浅析产出剖面测井仪器在油田的应用 本文从指导油层改造阐述了产出剖面测井资料应用效果，揭示了产出剖面测井技术在油层改造等领域的应用前景，为高含水后期油田动态监测技术的不断优化和发展提供了技术思路。 标签：产出剖面测井资料；油田开发；应用分析 1 前言 产出剖面测井资料是在油井正常生产的条件下获得的有关油井的信息，主要包括井筒内不同深度处流体的温度、流量、持水率等，在油田开发中具有广泛的应用。在油田开过程中，为了控制综合含水率的上升，保持油田的持续稳产和高产，提高开发水平和效益，必须对油井进行改造，改造的措施通常是对油井进行压裂、酸化及封堵高含水层位，产出剖面测井资料为油层改造提供了依据，并且为措施效果的检查提供了可靠的手段。 2 主流测井技术分析 过流式低产液产出剖面测井仪在原理上具有2点技术特色，一是涡轮流量计的工艺优化设计与低流量段刻度曲线的分段拟合及解释，以此来降低流量测量的下限，提高精度；二是含水率计采用过流式电容法的工作方式，在一定程度上消除了因低产井井下间歇出油等因素带来的含水测量误差。同时由于取消了取样继电器部件的设计，使仪器的可靠性得到提高，维护工作量也有所减少。 分离式低产液测井仪是一种比较新颖独特的找水技术，其基本原理是通过几组电极探测井下集流空间中油水分离界面的移动时差来推算油相的流量。该仪器的突出特点在于它的流量测量下限低，测量精度和油水分辨率较高。仪器测量精度不会受到电路温漂的影响，从而降低了设计和制造难度。这种测量方法的关键是，为了消除分离空间已有油相存在的影响，在解释时必须搞清滑脱速度与持水率和油水密度差三者间的关系。低产液测井技术在大庆油田外围及杏区应用较多。在应用过程中又不断进行了改进完善工作，一是数据处理和解释方法的完备与自动化；二是高可靠性集流器的持续改进，因此技术实用性得到一定的提高。 油田自主研发的阻抗式产出剖面测井技术专门针对高含水井产出剖面测井而设计，含水率测量采用电导传感器，通过测量传感器内混相油水介质的阻抗变化来确定含水率。该技术适合在水为连续相条件下工作。其突出特点是能够实现在时间轴上对流量和含水2个参数同时进行连续测量，测井过程中可在不同深度测点对地层水电导率进行实地校正，因此产出水矿化度和流体温度变化对测量的影响很小。最近几年对阻抗式含水率计又进行了一系列的优化及相关理论与实验研究，同时开发了高流量阻抗式产液剖面测井仪，可较好解决作业自喷井的测试问题。目前阻抗测井技术已成为油田高含水产出剖面测井的主力技术。电导相关流量測井同样是一种基于电导传感器测量流量的测井技术。其基本原理是当油水

注入、产出剖面行业标准

目次 前言 (Ⅱ) 1范围 (1) 2规范性引用文件 (1) 3通则 (1) 3．1测井仪器设备 (1) 3．2图头 (1) 3．3刻度 (1) 3．4图面 (1) 3．5测井深度 (1) 3．6测井速度 (1) 3．7数字记录 (1) 4注入剖面测井原始资料质量要求 (2) 4．1放射性核素载体法示踪测井 (2) 4．2井温测井 (2) 4．3注入剖面组合仪测井 (2) 4．4电磁流量测井 (3) 4．5生产测井组合仪(PLT)测井 (3) 5产出剖面测井原始资料质量要求 (4) 5．1过环空集流点测油水两相流测井 (4) 5．2过环空油水两相流产液剖面组合仪测井 (5) 5．3生产测井组合仪测井(DDL一Ⅲ) (6) 5．4放射性示踪组合测井(DDL一Ⅲ) (7) 附录A(资料性附录) 注入、产出剖面测井仪器主要技术指标 (8)

前言 本标准的附录A为资料性附录。 本标准由石油测井专业标准化委员会提出并归口。 本标准负责起草单位：大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司。 本标准参加起草单位：胜利石油管理局测井公司。 本标准主要起草人：陈晓华、赵平伟、徐金武、张志文、邓荣、蔡兵、史丽华。

注入、产出剖面测井原始资料质量规范 1 范围 本标准规定了注入、产出剖面测井原始资料的质量要求。 本标准适用于注入、产出剖面测井原始资料的质量监督和检验。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于奉标准。SY／T 5132 测井原始资料质量要求 3 通则 3．1 测井仪器设备 3．1．1 测井使用的仪器、设备应符合产品要求。 3．1．2 各种测井仪器的主要技术指标参见附录A。 3．2 图头 测井原始资料图头应符合SY／T 5132中图头的规定。 3．3 刻度 各种测井仪器刻度应符合SY／T 5132中刻度的规定。 3．4 图面 3．4．1 图面整洁、清晰、走纸均匀，纵横格线清楚。曲线按规定格式摆放，布局合理，各项数据齐全准确。 3．4．2 测井曲线横向比例按曲线变化范围选择，曲线显示清楚，交叉可辨，线条宽度不超过0．5mm。 3．4．3 曲线连续变化，无抖、跳现象，若出现与井下条件无关的畸变及限幅等情况，应重复测量。必要时更换仪器验证。 3．5 测井深度 3．5．1 以钻井方补心上平面为井深计算的零点值，记号深度标注清楚、准确。每次测井应测量校深用的自然伽马曲线或磁性定位曲线。 3．5．2 其他各项深度要求应符合SY／T 5132中深度的规定。 3．6 测井速度 3．6．1 明记录要记录1min的测速标记和测速曲线，数字记录应记录测速数据。3．6．2 测速均匀，测量速度不超过规定值的±10％。 3．7 数字记录 3．7．1 数字记录与明记录应一致。测井队在离开井场前应仔细检查数字记录是否正确，若发现漏记或数字记录与明记录不一致，应进行补测或重测。 3．7．2 原始数字记录标识内容应填写齐全，标识内容包括井号、井段、曲线名称、测量日期、测井队别、文件号，同时标注主曲线和重复曲线的文件号。 3．7．3磁性介质记录应按资料处理中心要求的数据格式拷贝。各条曲线深度对齐，曲线问的深度误差应在±0．2 m以内。 4 注入剖面测井原始资料质量要求 4．1放射性核素载体法示踪测井 4．1．1 自然伽马及放射性示踪曲线 4．1．1．1 自然伽马曲线(基线)数值应符合本地区规律，与地层岩性吻合。重复曲线与主

录井资料识别油、气、水层

油、气、水定层定性判别 利用气测录井资料判断油、气、水层： 一般而言，油气层在气测曲线的全烃含量和组分数值会出现异常显示，可根据气测曲线的全烃含量、峰形特征及组分情况判断油、气、水层。油层具有全烃含量高，峰形宽且平缓及组分齐全等特征；气层具有全烃含量高，曲线呈尖峰状或箱状，组分主要为C1，C2以上重烃甚微且不全；含有溶解气的水层具有全烃含量低，曲线呈锯齿状，组分不全，主要为C1等特征；纯水层气测则无异常。 利用荧光录井判断油、气、水层 利用发光明亮成都，发光颜色，含油显示面积、扩散产状、流动速度等荧光录井描述可定性对油、气、水层进行判别。一般而言，油质越好颜色越亮，油质越差颜色越暗。轻质油荧光显示为蓝紫色、青蓝色、蓝色，正常原油荧光显示为黄橙、黄色、黄褐色，稠油荧光显示为棕色、深褐色、黑色。扩散产状常见有晕状、放射状和溪流状，其中，晕状、放射状显示含油级别高，溪流状系那是含油级别低。流动速度常见有快速、中速和慢速，其中，快速、中速显示含油级别高，慢速显示含油级别低。含油显示面积大于60%显示含油级别高，30%~60%显示含油级别中等，小于30%显示含油级别低。 利用岩屑录井判断油、气、水层： 井底岩石别钻头破碎后，岩屑随钻井液返出井口，按规定的取样间隔和迟到时间，连续采集岩屑样品，济宁系统观察、分析、鉴定、描述和解释，并初步恢复地层剖面。岩屑录井是地质录井的主要方法，根据岩屑录井描述可初步对储集层的含油、气、水情况作出判断。 油、气、水层定量判别 气测数据质量控制： T g=C1+2C2+3C3+4iC4+4nC4+5C5 T g为全烃值，可以根据T g/（C1+2C2+3C3+4iC4+4nC4+5C5）比值对气测数据是否准确进行判断。如果该值为0.8~2.0，用气测数据定量判别油、气、水层效果较好，反之，判别结果与实际试油结论符合率较低，因此，当该比值为0.8~2.0时，认为气测数据可比较真实地反映底层流体性质，可用气测数据结合一些优选的经验统计方法实现对油、气、水层较为准确的定量判别。

长庆录井资料整理要求(全)

长庆录井资料整理要求 2005年石油预探项目组资料整理新要求： 1.录井综合记录工序栏要记主要工序。 2.岩屑、岩心描述要认真，不要千篇一律。 3.岩心中的油气显示不能漏掉。 4.直罗组泥岩：颜色一般为紫红色、灰绿色，不是生油层；底部一般为深灰色，并且质较纯， 不含砂质。 5.延安组泥岩：一般为深灰色或灰黑色。 6.在延长组长7层底部为张家滩页岩，岩屑中油气显示可能为掉块，该段电测为高阻层，是标 志层，无渗透层。 7.取心井段录井解释可以比电测解释厚，电测解释两层且间隔不大、解释结果相同的层，录井 解释可解释为一层。 8.地化：谱图页码编号应用黑碳素墨水按顺序统一编页码。 9.录井资料统计表中的录井点数＝录井顶深-录井底深。 10.完井报告附表页码要连续编写。 11.录井综合记录、报告中所涉及的钻头尺寸保留一位小数，如311.1、215.9等。 12.报告中热解分析：S0、S1、S2、Tmax值取区间值 13.报告中所涉及的钻时均保留一位小数 14.报告中生储盖生油层：直罗组、富县组不是生油层，（不写？） 15报告附表基本数据表中：偏离设计座标均保留一位小数 16.完钻井深：井底取心或事故完井的保留一位小数，正常完钻的保留整数 17.报告附表基本数据表备注栏： 油层套管总长： m， 油层套管下深：m， 阻流环位置：m， 短套管位置：～m， 水泥塞深：m， 水泥面深：m， 固井质量：。 18.报告附表基本数据表钻头程序：钻头尺寸保留一位小数，完钻井深保留整数 19录井资料统计表：井段保留整数，岩心中间隔一栏不填，数量填写实际心长 20.油气显示统计表：钻时保留整数，热解分析Tmax值填写S2出现峰值时的最大温度 21.钻井液分段统计表：钻井液体系填写“清水聚合物”或“三磺钻井液”等 22、分析化验统计表：只填写取样日期，如“2003-09-10” 23、综合图、岩心图图头：钻头程序钻头保留一位小数，完钻井深同基本数据表中，业主单位： 长庆油田分公司石油预探项目组，综合图上应注意取心井段为归位后的取心井段 24、岩心描述：接触关系，原则上同一类岩性，接触关系为渐变，如砂岩与砂岩之间为渐变， 不同类岩性之间为突变接触，如砂岩与泥岩之间为突变接触，泥质粉砂岩在这里算砂岩类 资料整理注意事项（新生代） 一、综合记录 1、内容顺序：应以时间先后为序，如： 1:00～2:00钻进，2:00～3:00起钻，3:00～4:00下钻… 内容就应为： 钻经层位、起钻井深、起出钻头新度、下入钻头型号及新度，而不是起钻井深、下入钻头

产液剖面测井技术

产液剖面测井技术 钻探工程公司测井二公司数解中心生产解释组 二O一O年四月

产液剖面测井技术 产出剖面测井资料是在油井正常生产的条件下获得的有关油井的信息，目前应用的测井仪器是集流型产出剖面测井仪，采取集流点测的方式，使井流体流经仪器，测量井筒不同深度处流体的体积流量，持水率，温度，压力，磁定位等参数，进行综合解释，得出油井产出剖面结果，由于采取集流方式，使得液流加速，油水充分混合，克服了流速低，流量多变，流体粘度差异，持水率不同，及油水相混合不均对测量传感器响应的影响，提高了测量精度。 产液剖面五参数测井技术主要包括：井温、流量、压力、磁定位、含水率五个参数。该技术用于油水两相井。通过产液剖面五参数测井可以对高含水层实施堵水作业，又可以对低产层进行挖潜改造。在工程检测，油井生产状态诊断，油田开发效果分析及开发综合调整方面也有较大的应用。

涡轮流量计是进行分层产量测试的仪器。当流体的流量超过某一数值后，涡轮的转速与流量成线性关系。 即N = K(Q-q)，其中q为涡轮的启动排量。 涡轮流量计下部是集流器总承，它的作用是密封仪器与套管的环形空间，保证流体全部流过仪器。它由中心管、皮球、振动泵、泄压阀组成。当仪器到达预定深度后，给振动泵通电，则振动泵就吸入井液流，通过中心管的进液口流向仪器部，达到集流的目的。完成一个测点测井后，给泄压阀通电，打开阀门，则皮球的液体通过中心管的导管及泄压阀自动流回井，皮球收缩。

含水率测量方法有电容法和阻抗法两种。两种方法分别适用于低含水与高含水（50%以上）情况。 电容法测含水率是利用油气与水介电常数差异测定含水率的。 水的相对介电常数约为60-80，油气的相对介电常数为1.0-4.0。仪器对集流后流经仪器的液流进行取样，在取样室油水靠重力分离，在取样室轴心置一电容电极，电容电极与取样室外壳构成同轴圆柱电容器，流过其间的流体相当于电介质。不同含水率流体，其电介质不同，则电容量值不同，通过二极管泵电路把电容量转化成电位差值，并记录输出。 不同的油水比，电位差不同。 取样式含水率计结构为一个柱状电容器，在进液口和出液口分别加了

录 井 复 习 题

录井复习题 一、填空题 1.录井的功能主要分为地质服务和工程服务两大功能。 2.常规的录井系列是指综合录井、气测录井和地质录井。 3.录井按检测的地质目标来划分主要检测的是岩石中的骨架和流体的信息。 4.国外对录井的称谓是 Mud-Logging 。 5.今后的发展中应主要加强对对各种参数的传感与检测理论、异常识别理论、信息源的解释评价理论的研究。 6.录井传感器主要安装在钻井的提升系统、循环系统和旋转系统之中。 7.井的最上部称为井口，井的最下部称为井底，井周围的侧壁称为井壁，井眼的直径称为井径，全部井眼称为井身，全部井身中的某段称为井段。 8.钻压= 钻具重量—悬重。 9.井底压差 = 井底液柱压力－地层空隙压力。 10. 发生井涌、井喷时录井参数的响应为：出口流量增加、钻井液池钻井液体积增加、 泵压下降、钻井液密度降低。 11. 发生井漏时录井参数的响应为：出口流量减少、立管压力下降、钻井 液池体积下降。 12. 发生卡钻时录井参数的响应为：扭矩增大/大幅度波动、上提钻具时大钩负荷增大、下放钻具时大钩负荷减少、立管压力升高。 13.掉钻具时录井参数的响应为：大钩负荷突然减小、立管压力下降、扭矩突降。 14.堵水眼时录井参数的响应为：立管压力增大、钻时增大、扭矩增

大。 15. 钻具(或泵)刺穿时录井参数的响应为：立管压力逐渐下降、钻时增 大、扭矩增大。 16. 孔隙性地层含油岩屑含油级别划分为：富含油、油斑、油迹、荧光。 17. 缝洞性地层含油岩屑含油级别划分为：富含油、油斑、荧光。 18. 现场常用的荧光录井工作方法有：岩屑湿照、干照、滴照和系列对比。 19. 碳酸盐岩含油级别的划分为：：富含油、油斑、荧光。 20.裂缝密度＝裂缝条数× 1/岩心长度。 21.孔洞密度＝空洞个数× 1/岩心长度。 22. 储集层的“四性”为：岩性、物性、含油性、电性。 23. 三维定量荧光分析图谱的三个坐标参数是：发射波长Em 、激发波长Ex 、荧光强度INT 。 24. 二维定量荧光分析图谱的两个坐标参数是：荧光波长λ、荧光强度INT 。 25. 三维定量荧光分析中质原油最佳激发波长范围为 320-340nm ，三维定量荧光分析中质原油最佳发射波长范围为 370-390nm 。 26. 三维定量荧光分析重质原油最佳激发波长范围为 330-350nm ，三维定量荧光分析中质原油最佳发射波长范围为 380-400nm 。 27.利用定量荧光参数计算岩石含油量是指，单位体积岩石的含油量= 岩屑含油量+ 钻井液含油量。

产出剖面测井技术进展和发展方向

产出剖面测井技术进展和发展方向 在现场试验过程中发现，如果利用产出剖面原始测井资料直接进行递减解释，经常出现分层解释结果不切实际的情况。44口试验井中，分层解释结果矛盾井的比例达到了59.1%，传统递减法解释无法得到合格的外报资料，而以往人为调整数据的方法又没有任何理论依据。通过测井资料的优化处理，能够使资料解释摆脱人为干预、提高解释精度的同时，更能够使整个的资料解释过程和结果趋于规范、合理化。 ⑴分层产液量优化解释试验 表3-2为南1-丁6-更37井的现场测量结果与优化解释结果对比。该井萨Ⅲ2层的测量产液量出现负值，无法解释。优化解释将合层产液调整后，得到萨Ⅲ2层产液量为0，同时产液与含水得到了全局性的调整，可见优化解释最终的结果必趋向合理化。 表3-2 南1-丁6-更37井现场测量结果与优化解释结果对比 层位合层产液(m3/d) 分层产液(m3/d) 合层含水(%) 合层产水(m3/d) 分层产水(m3/d) 分层含水(%) 测量优化测量优化测量优化测量优化测量优化测量优化 萨Ⅰ1--4+5 51.5 52.9 8.2 8.2 78 78.3 40.1 41.4 5.5 5.5 67.1 67.1 Ⅱ10-11--12 43.3 44.7 11.2 11.2 80 80.3 34.6 35.9 7.1 7.1 63.4 63.4 Ⅱ14 32.1 33.5 4.5 4.5 85.7 85.9 27.5 28.8 2.9 3.2 71.1 71.1 Ⅲ2 27.6 29 -1.5 0 88 88.2 24.3 25.6 -1.3 0 0 Ⅲ3--4 29.1 29 14.5 14.6 88 88.2 25.6 25.6 9.5 13.8 98.9 94.5 Ⅲ9-10--10 14.5 14.4 5.5 5.5 81 81.2 11.7 11.7 4.1 4.2 74.6 76.4 葡Ⅱ4-5 9 9 9 9 84 84.1 7.6 7.6 6.4 7.5 84 83.3 ⑵分层含水率优化解释试验 在现场试验测井结果中发现，分层含水率大于100%的矛盾情况经常出现，44口井中出现的几率为54.5%，但在主、次产层中的发生情况并无规律。通过优化处理，矛盾层的产液量和含水率得到合理解释的同时，其它层的产出状况也获得了相应调整，尤其表现在低产液层的含水率优化解释前后波动最大。 表3-3为北1-丁3-455井的现场测量结果与优化解释结果对比。从表中数据可以看出，测井结果中有3个层的分层含水率超过100%。通过优化解释，对所有产层的产液和含水都进行了合理解释，得到了合格的测井解释成果。 表3-3 北1-丁3-455井现场测量结果与优化解释结果对比 层位合层产液(m3/d) 分层产液(m3/d) 合层含水(%) 分层产水(m3/d) 分层含水(%)

地质录井公司企业概况

企业概况 中石化胜利石油工程有限公司地质录井公司始建于1983年，是国内最早组建的专业化录井公司。经过30多年的励精图治，目前已发展成为国内录井行业企业规模最大、技术装备最精良、服务项目最齐全、综合能力最强的专业化录井公司之一。市场已扩展至国内主要油气区以及蒙古、伊朗、印尼、墨西哥等亚洲、北美洲等15个国家和地区。胜利录井秉承“精益求精，卓越发展”的企业精神和“千方百计满足用户需求，一心一意关注员工利益”的经营理念，满足、超值的服务不断赢得用户的信赖和尊重，仅在国内外承担的诸如普光1井、CCSD-1井、红参1井、阿旺1井（ARN-1）等“1”字号井就多达150余口，充分彰显了胜利录井的综合实力。中国石油工业石油地质勘探专业标准化委员会地质录井分标准化委员会秘书处一直设立在胜利录井。 自1984年以来，胜利录井在胜利油田本土共完成各类录井23800余口。在5400余口的钻探井施工中累计发现油气显示15.45万米/1.63万层，油气显示发现率99.5%以上；主动提出加深钻探70100米，在设计目的层外新发现尤其显示9705米/612层；通过建议提前完钻，共节约无效进尺近30.7万米；成功预报井漏、井涌、钻具刺穿、硫化氢等各类井下异常情况1990次；车西勘探项目历经16年的努力，相继发现了东风港油田和富台油田，累计上报探明石油地质储量6095万吨，控制储量1765.04万吨，为胜利油田勘探开发和增储上产做出了积极贡献。

胜利录井始终坚持专业化、科学化、精细化的发展方向，录井技术系列日臻完善，逐步形成了井位（工程）测绘、钻井地质设计、岩性地层随钻分析、油气水快速识别分析、非常规油气录井、随钻工程预警及地层压力评价、井场综合信息传输及应用、综合解释评价、综合地质研究、录井设备研发制造等10大技术系列30多项录井技术，基本实现了录井资料采集技术系列化，资料解释评价实时化，资料采集、传输、监控管理一体化，录井装备研发制造产业化。 公司下设人力资源、技术监督、物资采办、法律合同、经营管理、市场营销等职能部门，拥有地质研究解释中心、信息中心、地质设计所、中石化录井装备制造中心研发机构，以及录井、测绘等专业技术服务队伍。 公司在册职工1500余人，拥有具备中石化资质的专业化队伍188支，各类录井设备共计300余台（套）。胜利录井研发的具有国内领先水平、国际先进水平和独立知识产权的“探索者”系列综合录井仪受到业界的广泛认可和使用，业已成为发现油气层、保护油气层的利器。 公司先后获得全国企业文化建设优秀单位、中国AAA级信用企业和全国文明诚信示范单位、山东省文明单位、山东省富民兴鲁劳动奖状、中石化创先争优先进基层党组织等荣誉称号。 胜利录井人意气风发，斗志昂扬，信心满满，正朝着“创建世界一流录井公司”的美好愿景阔步迈进！

高含水、低产液产出剖面测井技术进展

高含水、低产液产出剖面测井技术进展 刘兴斌胡金海黄春辉王延军 （大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司，黑龙江大庆 163453） 摘要在国家重大专项的资助下，在“十二五”期间，主要针对高含水和特高含水油井、低产液油井、水平 井及油气水三相流条件下的多相流产液剖面测井方法进行了研究，形成了特高含水油井产出剖面测井方法和 仪器、低产液井产出剖面三相流测井方法，水平井油水两相流成像测井方法，阵列光纤探针持气率测量方法 系列。所开发的现场样机进行了多井次的现场应用，初步形成了适应于国内陆上油田产出剖面测井技术。 关键词产出剖面测井高含水低产液水平井 0 引言 生产测井动态监测贯穿于油田开发的全过程，提供重要的储层动用信息，识别高含水层，了解油井的生产状态，为开发方案编制和调整，以及堵水、压裂、补孔等油层改造和增产措施提供重要依据，是精细油藏描述、确定剩余油动态变化的基础资料。国内虽已形成了较完备的生产测井技术，但一些关键技术尚不能适应复杂油气田开发新的需求，其原因是：（1）国内主要陆上油田因长期开发，油井普遍进入高含水或特高含水期，例如大庆长垣各油田综合含水均超过93%，特高含水状况对含水率计分辨能力提出更高要求；（2）油井流压降低，脱气严重，油气水三相流动日益普遍，克服气相影响以准确测量油水分层产量是急解决的难题；（3）随着新发现低渗透储量的增加，低产液油井越来越多，大庆外围、长庆、吉林等油田单井平均产液量低于10m3/d，要求测井仪器具有低的测量下限；（4）水平井技术在国内快速应用，急需相适应的低产水平井测试技术。近年来，斯伦贝谢等西方公司虽然发展了较为完善的生产测井仪器系列，研制了基于阵列探针的水平井成像测井仪器，但这些技术主要适用于高产液井，难以适用于国内的低产井。因此，急需发展与国内地质条件和开发方式相适应的多相流产出剖面测井技术，满足油田开发对监测技术的迫切需求。 针对上述难题，大庆油田重点开展了高含水和特高含水井、低产液井、水平井及油气水三相流条件下等测井技术研究，结合现代信息处理、电磁场仿真、流场仿真等手段进行对仪器进行优化设计，借助大型多相流装置进行实验研究，并开展了现场试验，为解决多相流产出剖面测井难题奠定了方法基础。 1 高含水油水两相流测井 针对高含水和特高含水油井，在电导含水率计的基础上发展了分流工艺，提高了含水率的分辨能力，同时发展了无可动部件的电磁法来测量油水总流量，有效地提高了可靠性。 1.1基于分流法的高分辨率电导含水率计[1][2] 分流式含水率计是在电导含水率传感器内设置了分流通道，并对进液口进行了改进，通过重力分异效应，一部分水通过分流通道，不经过测量通道而从测井仪器上的出液口直接流到井眼内，从而使流经传感器的油水混合物中的油的比例增大。仪器结构如图1所示。在多相流装置上的实验结果如图2所示，含水率分辨率（斜率）较无分流的仪器可提高约40%。图3为含水率高于90%以上加密标定结果，结果显示，此时含水率分辨率可达2%，优于已有仪器的3%。

录井

录井 目录 1概念 2技术原理 3录井技术的发展现状与展望 录井-概念 录井：记录、录取钻井过程中的各种相关信息。 录井技术是油气勘探开发活动中最基本的技术,是发现、评估油气藏最及时、最直接的手段，具有获取地下信息及时、多样，分析解释快捷的特点。 录井-技术原理 根据测井数据、现场录井数据及综合分析化验数据进行岩性解释、归位，确定含油、气、水产状；自由选择绘图项目和绘图格式，绘制不同类型的录井图；在屏幕上实现钻具与电缆误差的校正、破碎岩心的处理、岩层界限调整等图形修改编辑工作，图例自动查寻绘制，图形数据存回数据文件。 现场录井服务技术以各类录井系统、分析仪器为手段对油气勘探与开发作业现场信息进行采集与整理，具体包括工程录井、地质录井、气测录井、定量荧光录井、地化录井、热解气相色谱录井、核磁共振录井、现场化验录井、岩屑成像录井等系列技术。 综合解释评价技术以气测录井、工程录井、定量荧光录井、地化录井、核磁共振录井为主要技术手段，通过对各项录井资料的综合分析，实现对油气水层的准确评价。 录井-录井技术的发展现状与展望 录井技术进入商业性服务已有五十多年的历史。初期录井服务包括深度测量、地质描述以及使用热导检测仪进行气测录井服务。随着录井技术的发展，仪器的更新换代，计算机技术的应用，使得录井技术得到了迅速的发展，越来越多的高新技术及装备应用于录井，构成了现代录井技术。归纳起来，有以下几个特点：

1.计算机技术带来录井革命 计算机技术的应用推动了录井技术的发展，使录井实现了从手工劳动向机械化、自动化的飞跃，使录井资料的应用实现了从简单分析向综合解释、评价的飞跃。通过采用先进的计算机技术，使综合运用现场各种地质数据进行综合评价成为可能，工作效率大大提高。 第一，发展了综合评价技术。一是采用新的系统工具，如岩屑描述软件、岩心描述软件、完井报告编制软件为我们进行这些工作提供了模板、提高了工作效率和资料整理水平，实现了自动化。二是对现场采集所有资料进行分门别类，剔除各种影响因素，使其反映地层情况，并综合分析研究，得出可信的结论。三是应用多井对比技术，根据邻井的各种录井资料、测井资料、随钻录井资料，利用计算机系统的多井对比软件可进行多达22口井的对比，从而建立区域构造剖面和地层剖面，据此进行随钻分析，及时修改设计，预报目的层段，卡准取心层位和完钻层位，确定完钻井深，指导钻井工程合理使用钻井参数。 第二，发展了数据管理与决策技术。先进的综合录井系统就是一套数据管理和决策服务系统，该系统可以对钻井过程中的各种活动进行数据信息采集、存储、实时显示和处理。这些活动包括：钻井、取心、中途测试、井控、下套管、固井、起下钻、扩眼、流量监测、防喷监测、打捞和海底作业等。对地质录井、随钻录井、随钻测量、电测资料等亦可进行存储和处理。该系统主要包括如下软件或软件包：工程计算；井涌监测系统；岩屑描述资料包；综合报告生成软件；地层压力软件包；卡钻测量与预防软件；岩石物理特性软件包；钻井扭矩和阻力监控软件；数据实时作图及系统管理软件。 通过钻井现场多种信息的计算机采集、处理、解释、分析、决策以及井场间多井联网、远距离数据传输等现代化手段，突破性地实现了在钻井过程中即时、定量发现油气层，现场地层评价，及时发现和解决钻井工程问题，从而可以缩短油气发现与评价周期、及时有效地进行油气层保护，达到更有效地为勘探服务的目的。该系统的应用面对四个方面的用户：钻井人员，录井人员，现场监督，作业者（油公司）基地管理人员。通过向上述用户实时提供地面和地下不同深度、不同时间的钻井和测试信息，有助于上述人员及时做出井控、钻机管理、安全、地质评价等方面的决策，从而提高钻井效率、提高地质评价质量并为后续作业和生产提供高效的地质导向。 2.录井的内涵在不断延伸 一方面改变了过去的地质录井以取准现场有限的地质信息为目的、发现油气能力较差的简单工作，发展成为在井场能够准确、全面的直接识别、评价油气层和获取勘探资料的一种