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第七章井壁取心录井技术1 井壁取心作业1．1 井壁取心的工艺技术由现场地质人员同取心施工队伍制定，并完成作业任务。
1．2 井壁取心是对油气探井完钻后，完成电测井时，视井下实际情况需要而进行的一项录井技术，由各油气田探区的勘探部（处）或相当的地质主管部门决定。
1．3 录井单位和施工单位的有关技术人员在现场具体商定取心位置和取心颗数。
1．4 拟定井壁取心，必须综合钻时、气测、岩屑及钻井液录井资料、电测资料，以综合测井曲线为重要依据。
1．5 精心施工，确保井壁取心质量和准确的取心深度。
2 井壁取心的原则2．1 凡岩屑严重失真，地层岩性不清的井段均可进行井壁取心。
2．2 凡应该进行钻进取心，而错过了其取心机会的井段，都应作井壁取心。
2．3 油气层段钻井取心收获率太低，岩屑代表性又差，油气层情况不清时，要进行井壁取心。
2．4 岩屑录井无显示，而气测有异常，电测解释为可疑层，邻井为油气层的井段要井壁取心。
2．5 判断不准或需要落实的特殊岩性段要进行井壁取心。
2．6 需要了解的具有特殊地质意义的层段，如断层破碎带、油气水界面、生油层特征等要井壁取心。
3 井壁取心质量要求3．1取心密度依设计或实际需要而定。
通常情况下，应以完成地质目的为准，重点层应加密，取出岩心必须是具有代表性的岩石。
3．2 井壁取心的岩心实物直径不得小于12mm，岩心实物有效厚度不得小于5mm。
条件具备，尽可能采用大直径井壁取心。
每颗井壁取心在数量上应保证满足识别、分析、化验需要。
若因泥饼过厚或枪弹打取井壁太少，不能满足要求时，必须重取。
岩性出乎预料时，要校正电缆，重取。
3．3 井壁取心出井后，要有效保证岩心的正常顺序，避免颠倒。
及时按出枪顺序由上而下系统编号、贴好标签，准确定名描述。
及时观察描述油气水显示，选样送化验室。
及时整理装盒妥善保存。
岩性定名必须在井壁取心后一天内通知测井单位。
3．4 井壁取心数量不得少于设计要求，收获率应达到70％以上。
第五节综合判断油气水层的一般方法综合判断油气、水层就是要对储集层所产流体性质及其生产能力作出解释结论，是单井地层评价的综合结果，对油田勘探开发具有重要意义。
地球物理资料的间接性决定了其应用的多解性，因此在综合解释油气水层时，还需要参考各种地质资料、钻井过程中的第一性资料等进行综合分析、判断最终得到正确的解释结论。
它是一个综合分析、综合思考的过程。
计算机的应用还不能取代人们的思维，由计算机得到的各种参数和结果可以是人们综合分析的输入信息、中间结果和结果表述。
下面从定性判断油气层的角度介绍综合判断油气水层的一般方法。
§1.5.1 收集反映储集层地质特点的有关背景资料了解油田构造特点和油气藏类型，根据地下地质体的特点大概可分为构造圈闭油气藏、地层圈闭油气藏和岩性圈闭油气藏三大类。
油气藏的类型决定着成藏规模和油气水的分布规律，因此在测井解释时应对油田的构造特点和油气藏类型有足够的认识。
了解油田各个时代地层在纵横向上的分布规律，帮助划分岩性和解释井段。
了解油田各主要含油层系的四性关系在纵横向上的分布规律。
收集直接反映地质情况的第一性资料，主要包括以下几种：1）钻井过程中的油气显示，主要是泥浆性能的变化和槽面显示。
泥浆性能的变化主要表现在比重、粘度和含盐量的变化。
钻开油气层后，油气进入井内，引起泥浆比重降低、粘度升高；钻开盐层后，引起泥浆含盐量的增加。
遇到油气层后，泥浆槽面显示包括油气出现的深度、油花气泡的直径、油花气泡占槽面的百分比、槽面上涨情况等，油气上窜速度、泥浆漏失量、钻井放空等现象也对识别油气层有重要参考意义。
2）钻井取心，是开展各项研究的基础。
取心现场描述主要包括地层岩性、颜色和含有级别（饱含油、含油、微含油、油斑油迹），实验室分析包括物性分析、薄片分析、粒度分析、岩电测量等大量的常规分析化验资料和专项分析化验资料。
它们是测井解释的基础。
3）井壁取心，是用电缆把取心器下到预定深度，直接从井壁取出直径约1厘米的岩心分析其岩性和含油性的方法。
钻井取心技术钻井取心指的是为了掌握地下地质情况。
直接获得真实可靠的地下岩层的有关资料，在钻井过程中用取心工具从地下取出大块岩样(岩心)的作业。
1取心方式1.1常规取心对岩心无任何特殊要求的取心称为常规取心。
常规取心是取心作业中最大量、最常见的，无论是什么油气藏，在勘探阶段或开发阶段都要进行大量的常规取心。
1.1.1主要目的：1.1.1.1发现油气层，了解含油气情况与储集特征，并确定油气层岩性、物性、厚度、面积等基础数据。
1.1.1.2建立地层剖面，研究岩相及生、储特征。
1.1.1.3了解岩性与电性关系。
1.1.2常规取心方式：1.1.2.1一般短筒取心，是指取心钻进中途不接单根的常规取心。
它的工具只含有一节岩心筒，结构简单。
它在整个取心作业中所占的比例最大，在任何地层条件下均可进行。
1.1.2.2中、长筒取心，是指钻进中途要接单根的取心。
它的工具必须含有多节岩心筒，通常只有当地层岩石的胶结性与可钻性较好时，才进行中、长筒取心。
中、长筒取心的目的是在保证岩心收获率较高的前提下，尽可能提高取心的单筒进尺，以大幅度提高取心收获率，降低取心成本。
1.2特殊取心对岩心有一定特殊要求的钻井取心称为特殊取心。
它多用在油田开发阶段，通常有下列几种方式：1.2.1油基钻井液取心是指在油基钻井液条件下进行的取心。
对储量较大的砂泥岩油气藏，在开发之前一般都要进行这种取心，其目的是取得不受钻井液自由水污染的岩心，以求获得较为准确的储层原始含油饱和度资料，为合理制定油田开发方案提供依据。
由于油基钻井液不失水，性能稳定，流动性和润滑性都很好，因而岩心不存在吸水膨胀或剥落的问题，也不易断裂或磨损，取出的岩心规矩、完整、成柱性好、收获率高。
1.2.2密闭取心是指以注水方式开采的砂岩油田，在开发过程中为检查油田注水开发效果，了解地下油层水洗情况及油水动态，以制定合理的开发调整方案，采用密闭取心工具与密闭液，在水基钻井液条件下取出几乎不受钻井液自由水污染的岩心。
录井新技术取心层位的卡取及油气层的辩别
1、熟悉设计及邻井资料，加强地层对比，尤其注重在地层对比
中标志层的作用
邻井资料最好有设计井周围三口井的地质资料，这样才能在横
向上对本井的地层起到一个较好的控制作用，掌握设计井区地层在
平面上的分布情况，从而对设计井的取心层位的卡取做到心中有
数，但我们都知道红山嘴探区地层断层较多，会对地层对比带来不
便，这种情况下标志层的对比工作，就起到了重要的作用，在xx
井录井过程中，白垩系吐谷鲁群主要岩性以泥岩为主，间夹薄层泥
质粉砂岩及粉砂岩，岩性变化不明显，再加上地层钻时无明显变化，
侏罗系齐古组厚度变化大，砂层发育不稳定，给地层对比带来了较
大的不便，为此要卡取侏罗系齐古组岩心，尤为重要的是准确卡取
白垩系吐谷鲁群底界深度。通过邻井对比发现，该区吐谷鲁群底部
均为砂砾岩，虽然厚度变化较大，但区域上均有发育，以吐谷鲁群
底部砂砾岩为标志层，在录井过程中仔细观察岩屑就可以准确的卡
出白垩系底界，为侏罗系齐古组岩心的卡取奠定基础，从而卡准了
本井的取心层位。
2、循环观察和钻时、dc指数及钻压变化在卡取心层位中的重要
作用
无疑这几项参数为准确卡取取心层位中都是至关重要，但循环
观察在实际操作中不同地区要分别对待，做到具体问题具体分析，
前提条件是首先了解设计井区储层段的物性特征。在邻井资料中，
白垩系储层厚度较薄，鉴于此种情况，我们在录井过程中，应加强
钻时录井，把快钻时控制在0.5－1.5m之间，发现钻时变快，立即
停钻循环观察，若无油气显示，就可把此层打穿。该区地层埋藏较
浅，钻时较快，变化不明现，但在泥岩和砂岩的钻进过程中钻时仍
会有很小的变化，同时在泥岩和砂岩的钻进过程中dc指数和钻压
也会有相应的变化，这就需要在进入预计取心井段之前对钻时、dc
指数和钻压变化作出一个初步的分析，以此为基础来卡取取心井
段，千万不可盲目观看《地质原始综合记录》上的钻时记录，因为
录井操作员填写的《地质原始综合记录》上的钻时记录是按录井规
范经过四舍五入后取的整数，但这一点卡卡忽略了钻时的细小变
化。例如xx井白垩系地层岩心的卡取，通过邻井资料分析，首先
确定其油气显示约在700m以后，那么提前大约100m左右（600—
700m）之间就应该对该井的钻时、dc指数和钻压变化作出仔细的统
计分析，从中找出其变化规律，通过统计分析发现在泥岩和砂岩钻
进过程中，钻时在0.9 min/m以上基本为泥岩，以下可能为砂岩，
结合dc指数和钻压变化作出判断，钻时在0.6min/m以下为砂岩，
0.6—0.9min/m之间为砂、泥岩互层带，以此为基础，进入预计显
示段后，要求钻时在0.9min/m以下进行地质循环，钻时在0.6—
0.9min/m之间进入地层1—1.5m循环，这样可以避免薄砂岩夹层对
取心的影响，而钻时在0.6min/m以下只需进入地层0.5m即可循环，
以此方法圆满的完成了xx井白垩系的取心任务。然而这种方法在
石南就不适用了，石南探区石南xx井储层特征为厚度大，一般为
15－20m左右，在纵向上物性变化较大，一般规律为顶部岩性致密，
含钙质，无油气显示，而中部或下部为油层。鉴于此种情况，只能
采用首先打开2m后循环观察，然后再打开1m，再循环观察，采用
多次循环的方法，后面循环间距控制在0.5m为好，如果打开2m后
无油气显示，就决定把该层钻穿的作法千万不可取，很有可能就把
取心层位钻掉，这点希望现场地质师千万注意。
钻时对取心层位的卡取非常重要，但却不能盲目“迷信”钻时，
因为钻时的影响因素较多，尤其是人为因素。循环观察与工程进度
一直是一个矛盾。钻井队为了少循环，就人为地控制钻时。在以往
许多井都有这种情况的发生，在现场实际操作过程中，我们一定要
注意钻时、dc指数及钻压变化之间的相互关系，在钻时无明显变化
的情况下，钻压明显下降就是循环观察的办法之一，钻井现场的实
际情况是复杂多变的，但只有在认真研究分析的基础上，找出各参
数之间的变化规律，才能保证完成地质设计中的取心任务。
3、油气层的辩别方法
对于常规的油气层的判断方法，我们都比较熟悉，就不再赘述。
这里注重说一下油气味和气测录井的作用，有时这种方法往往被我
们忽视。在红山嘴地区白垩系的地层中，岩性多为粉砂岩，气测组
分仅出至c1，由于砂样松散，呈粉末状，经过泥浆及清水冲洗后，
砂样有可能消光，在现场录井中，有时很难发现荧光显示，但此时
砂样油气味较浓，结合气测录井资料也可落实油气显示。下面介绍
几种在日常工作中总结出的气测在各种显示情况下的曲线形态供
大家参考：
油层中的气测特征：全烃、组分变化明显，级差大，曲线上升
幅度大、到达最大值后出现一段较平直段，下降到某一值上，峰值
跨度大，形态表现为“箱形”。当气测异常厚度小于储层厚度时，
反映储层含水。
气层中气测特征：进入储层后，全烃曲线形态呈忽高忽低的趋
势，但低的部位未能低过原基值，同一层段内出现若干尖形峰，形
如“手指状”，钻开储层后，全烃曲线呈现出上升、下降速度快、
幅度大的形态，形如“指状”。组分呈高c1，低重烃的趋势；
水层中气测特征：全烃曲线上升较缓慢，接近到储层的中、底
部时达到最大值，后急速下降到某一值上，形如一“正三角形”，
或者上升速度较快，迅速达到最大值，后缓慢下降的某一个值上，
形如一“倒三角”，普遍存在钻时较快，在全烃曲线低值时，组分
主要以c1为主，重烃含量低或没有；而全烃曲线在高值时，组分
含量明显增加，c1的相对含量在50 %以上，重烃组分齐全。一般
将具有该曲线形态的地层解释为“含油水层”或“油水同层”。如
果在全烃曲线高值时，出现一些小的“指状”尖峰，则将该层段解
释为“含气水层”或“气水同层”。
差油层及干层的气测显示特征：组分变化不定，全烃曲线形态
特征呈“锯齿状”或为“ 单尖峰状 ”；干层的气测显示特征：组
分变化以c1为主，全烃变化不大。曲线形态特征为“小三角形 ”
或无明显形态。
4、结束语
当然，作为现场地质师来说每个人都有自己一套的取心方法，
但总的原则是多对比，多了解邻井资料，吃透邻井资料，做到心中
有数。按设计取好每一口井的岩心，为油气勘探研究提供基础资料。
第一作者：李源盛：助理工程师 本科 1979年生，2003年毕业
于克拉玛依职业技术学院石油地质专业。现在克拉玛依广陆有限责
任公司从事石油地质工作。通信地址：新疆克拉玛依市克拉玛依区
东郊路8号。邮编：834000。
第二作者：李全：助理工程师 本科 1978年生，2003年毕业于
克拉玛依职业技术学院石油地质专业。现在克拉玛依广陆有限责任
公司从事石油地质工作。
