合川001-40-X2井钻井地质设计

目录
1 井区自然概况 (1)
1.1地理简况 (1)
1.2气象、水文 (1)
1.3灾害性地理地质现象 (2)
2 地质简介 (2)
2.1构造概况 (2)
2.2地层概况 (3)
2.3储集层特征 (5)
2.4油气藏简述 (7)
2.5勘探开发简况 (8)
2.6已钻井复杂情况 (11)
3 地质目标设计 (11)
3.1设计依据 (11)
3.2基本数据表 (12)
3.3地质目标靶区设计 (12)
3.4地层分层设计 (14)
3.5预计油、气、水、漏层 (16)
4 工程要求 (18)
4.1地层压力 (18)
4.2钻井液类型及性能 (21)
4.3井身质量 (22)
4.4井身结构要求 (22)
4.5完井质量要求 (23)
5资料录取要求 (23)
5.1岩屑录井 (23)
5.2钻时录井 (23)
5.3工程参数录井 (23)
5.4气测录井 (23)
5.5钻井液录井 (24)
5.6循环观察(地质观察) (24)
5.7钻井取心 (25)
5.8中途测试 (25)
5.9地层漏失量 (25)
5.10化验分析选送样品要求 (25)
5.11地球物理测井要求 (25)
5.12完井后提交资料要求 (26)
6健康、安全与环境管理 (26)
6.1基本要求 (26)
6.2健康管理要求 (26)
6.3安全管理要求 (26)
6.4环境管理要求 (27)
6.5钻遇含有毒、有害气体层段要求 (27)
7设计及施工变更 (27)
7.1设计变更程序 (27)
7.2目标井位变更程序 (27)
8 技术要求 (27)
9附件、附图 (28)
9.1附件 (28)
9.2附图 (29)
1 井区自然概况
1.1 地理简况
1.1.1 地理环境
合川构造位于重庆合川区和四川广安市境内，地表为丘陵地貌，地面海拔一般在250～450m，地势相对高差50～150m。

本井组为丛式井组，合川001-40-X2井与合川001-40井、合川001-40-X3井合川001-40-X4同场，地处合川市合川区钱塘镇长安村2社，500m范围内属中深丘地貌，多呈台状，台面宽平，地势较平坦，海拔在292～311m，相对高差不大，井口位于一块水田内，井场地势平缓，距井301m处有一所学校，井口500m范围内无大型厂矿、油库、铁路等重要设施。

1.1.2 交通、通讯
合川001-40-X2井公路交通较方便。

有线及无线通讯网络已覆盖本井区，手机信号强，通讯条件好。

1.1.3 人居调查情况
合川001-40-X2井井口0～70m范围无民居，70～100m范围有民房4户，19人，房屋面积620m2；100～300m范围有民房60户，280人，房屋面积13040m2；300～500m 范围有民房85户，804人，房屋面积23260m2(表1)。

1.2 气象、水文
本区属于亚热带湿润季风气候，全年四季分明，气候温和，雨量充沛，日照充足，年平均日照时数1304.6小时，全年无霜期长达328天，年平均气温17.6℃，年平均降雨量1037.9mm。

1.3 灾害性地理地质现象
区内无地震、滑坡等自然灾害，主要自然灾害有干旱、伏旱、秋绵雨等。

2 地质简介
2.1 构造概况
2.1.1 区域地质背景
按构造分区划分，合川地区属于“四川盆地川中古隆中斜平缓构造区”内的一个局部背斜构造，其北端与龙女寺构造相接，东南与华蓥西构造连为一体，西为潼南区块，南为永安场构造。

2.1.2 构造基本特征
合川处于川中—川南过渡带的第三排构造带“街子坝—仁和寨—文昌寨构造带”和第四排构造带“合川—太平场—涞滩场构造带”。

其中“街子坝—仁和寨—文昌寨构造带”地表构造沿北东东转北东轴向分布有街子坝、仁和寨构造，两构造以北隔一向斜与龙女寺构造南翼接触，构造以南隔一向斜扬起端为合川、太平场、涞滩场构造；仁和寨构造北东倾没端与文昌寨构造呈正鞍接触，街子坝构造北西倾没端与龙女寺构造向南东突起的鼻状构造呈鞍部接触。

地腹此构造带由西向东包括万寿场南、隆兴场北、古楼场潜高和街子坝、仁和寨构造，其中以街子坝构造规模最大。

“合川—太平场—涞滩场构造带”地表由西向东分布有合川、太平场、涞滩场构造，构成一排北东向展布的构造带。

合川构造西南端向西延伸一宽缓的鼻状构造，倾没于泰安场以东，北东端与太平场构造呈鞍接触，南东翼过渡到合川向斜。

地表太平场构造规模较小，北东端隔一低鞍与涞滩场构造呈鞍部接触。

涞滩场构造北西翼与仁和寨构造向东延伸的鼻褶呈鞍部接触，北东端倾没于合川向斜北东翼。

该构造带地腹构造形态较地表复杂，潜伏构造、潜高发育，由西向东主要分布有安居镇潜高、大河坝潜伏构造、白沙铺潜高和合川、太平场、涞滩场构造。

2.1.3 圈闭特征
根据地震处理解释成果，从整体上看，合川构造为处于华蓥山西侧的川中－川南过渡带单斜背景上的完整背斜构造。

合川地区须家河组潜伏构造断层不发育。

须家河组各段顶界构造均存在，但规模和高点有差异。

从须三段底地震反射构造图分析，合川构造是由多个近北东向的短轴潜伏背斜组成的复式背斜。

其中合川构造须二段顶界闭合度68m，闭合
面积160.8km2；街子坝潜伏构造闭合度80m，闭合面积120.79km2；涞滩场潜伏构造闭合度32m，闭合面积33.92km2；大河坝潜伏构造闭合度28m，闭合面积16.14km2，由这4个潜伏构造构成的合川—涞滩场—街子坝以海拔线-1840m共圈，构造闭合度100m，闭合面积688.95km2。

在共圈构造东南的太平场潜高闭合度43m，闭合面积45.92km2；在共圈构造西北的刘家沟潜高闭合度38m，闭合面积15.3km2，刮骨滩断潜高闭合度31m，闭合面积17.87km2(表2)。

邻区内龙女寺构造、潼南区块及本构造内多口井钻井中须家河组多见油气显示，合川构造的1、3、4、5、6、7、104井及龙女寺构造女103井在须二段获工业气流，证实了圈闭的有效性。

2.2 地层概况
根据对本区钻探数据与区域地质情况综合分析，合川地区地面出露地层为中侏罗统沙溪庙组沙二段。

自上而下依次为中侏罗统沙溪庙组、下侏罗统凉高山组和自流井组，上三叠统须家河组，中三叠统雷口坡组，地层序列正常。

侏罗系(J)：残留中、下统
中统(J2)
沙溪庙组(J2s)：区域上以叶肢介页岩为界将沙溪庙组分为沙二段、沙一段。

沙二段(J2s2)为厚层状的紫红色泥岩，灰绿色泥质粉砂岩与浅灰绿色细砂岩、泥质细砂岩、灰绿色细砂岩不等厚互层，底为叶肢介页岩。

沙一段(J2s1)上部以紫红色泥岩为主夹灰白色细砂岩;中下部为深紫红色泥岩、灰绿色
粉砂岩、泥质粉砂岩；底部以浅灰绿色细砂岩夹紫红色泥岩与下伏凉高山组黑色页岩分界。

下统(J1)：包括凉高山和自流井2个组
凉高山组(J1l)
上段(J1l2)：上部为灰黑色页岩与灰色泥质细砂岩不等厚互层；下部为灰色细砂岩。

砂岩以厚层状—块状为主。

下段(J1l1)：中上部为灰黑色页岩夹灰色细砂岩；下部以浅灰色粉砂岩与下伏过渡层段杂色泥岩分界。

自流井组(J1z)
自流井组自上而下包括过渡层段(J1z5)、大安寨段(J1z4)、马鞍山段(J1z3)、东岳庙段(J1z2)、珍珠冲段(J1z1)5段。

区域上具有一定的含油气性。

过渡层段上部为深紫红色泥岩；下部为紫红色泥岩、灰绿色粉砂岩；底部为杂色泥岩。

大安寨段—东岳庙段上部以灰黑色页岩为主夹灰岩，中部以灰色粉砂岩与紫红色泥岩为主，下部主要为暗色泥页岩和粉砂岩互层，夹灰色灰岩；富含双壳类和植物化石。

珍珠冲段上部以灰绿色、深紫红色泥岩、粉砂质泥岩为主，夹灰绿色粉砂岩及泥质粉砂岩；下部为粉砂岩、细砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩及页岩、砂质页岩不等厚互层，底以黑色页岩与下伏须家河组浅灰色细砂岩呈假整合接触。

三叠系(T)：包括上、中、下3个统
上统(T3)
须家河组(T3x)：
须家河组为一套内陆河湖交替的陆源碎屑岩沉积，厚度稳定分布，厚度在448～571m 之间，纵向上自上而下划分为6段，即须六段、须五段、须四段、须三段、须二段、须一段。

其中一、三、五段以黑色页岩、泥岩为主夹薄层泥质粉砂岩、煤层或煤线，是须家河组的主要烃源层和盖层。

须二、须四、须六段岩性以灰色中粒、中—细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主，是须家河组含油气层的主要储集层段。

合川气田内须二段分布较稳定，厚度在76.5～139.5m之间，厚度变化较大，表现为东南薄西北厚的分布格局。

底以黑色页岩与下伏雷口坡组碳酸盐岩呈假整合接触。

中统(T2)
雷口坡组(T2l)：灰岩、泥质云岩夹石膏。

2.3 储集层特征
2.3.1 成岩环境
川中地区晚三叠世以三角洲及湖泊沉积体系为主，在须一、三、五期以湖泊沉积为主，须二、四、六期为三角洲沉积，发育三角洲体系的分支河道砂体。

其中须二段以水下分支河道砂、河口坝砂体微相为主，间夹分支河道间湾微相，形成砂岩储集体。

平面上，合川地区须二期东南部为三角洲平原亚相，而该区及以西则为三角洲前缘亚相。

合川气田须二气藏储层在须二段的上、中、下部均有发育，储集岩石类型以灰白色、浅灰色细～中粒砂岩为主，中部往往发育一段泥页岩及泥质砂岩段。

2.3.2 物性特征
2.3.2.1 孔隙度
须二段岩心分析孔隙度在0.16%～16.54%之间，总平均孔隙度为6.39%。

单井砂岩平均孔隙度在2.82%～10.2%之间(表3)。

砂岩孔隙度主要集中分布在4%～8%之间，孔隙度＜6%的岩样占52.59%，而孔隙度＞6%的岩样占47.41%，合川气田以低孔低渗砂岩为主，但发育有高孔砂岩。

对储渗段岩样统计分析表明，单井平均孔隙度在6.12%～10.20%之间(表4)，总平均孔隙度为8.45%，孔隙度主要分布在6%～12%之间，说明6%～12%是产气段的主要孔隙度范围。

2.3.2.2 渗透率
砂岩渗透率主要分布在(0.0007～23.6)×10-3μm2范围内，总平均渗透率值在0.388×10-3μm2。

单井平均渗透率在(0.003～1.612)×10-3μm2之间(表3)，说明合川气田须二段砂岩渗透率较低。

砂岩渗透率主要集中分布在(0.01～0.16)×10-3μm2之间，占75.34%。

储渗段样品渗透率主要集中在(0.01～0.64)×10-3μm2，占90.77%之间，储渗段平均渗透率为0.313×10-3μm2(表4)。

反映合川气田须二气藏储层具低孔特低渗特征，渗透率在(0.02～0.64)×10-3μm2是产气段的主要渗透率范围。

2.3.2.3 孔隙度－渗透率关系
合川气田须二段气藏岩心分析显示，孔隙度与渗透率具较好的正相关关系，揭示储层储集空间主要为孔隙。

由孔～渗关系图可知，孔隙度与渗透率有较好的相关性，随着孔隙度的增大渗透率呈上升趋势，具明显的孔隙型储层特征。

但是，从岩心砂岩样品和储渗段样品孔～渗关系图上均可以看出，孔隙度6%～9%的部分样品渗透率高，表明存在裂缝的
影响。

2.3.2.4 含水饱和度
根据合川气田12口井须二段砂岩利用烘干法测定含水饱和度值分析，含水饱和度总平均74.99%，60%～90%之间样品占86.74%，揭示合川气田须二段砂岩含水饱和度较高。

储渗段含水饱和度总平均74.41%，50%～90%之间样品最占96.31%，揭示合川气田须二段气藏储渗段含水饱和度仍较高。

须二、须四段岩心物性对比分析表明，须四段储层物性明显较须二段好。

从区域研究表明,无论须二或须四段储层均表现为高含水饱和度特征。

根据岩心观察和分析、钻井显示特点，须四段储集类型为孔隙型，须二段储层孔隙类型以晶间孔和粒内溶孔为主，属裂缝-孔隙型。

合川气田须二段储层储集空间以孔隙为主，但有裂缝影响。

2.3.3 空间展布特征
据合川气田34口井须二段储层测井处理解释成果分析，储层单层厚度一般较薄，最大仅达16.0m(合川102井)，平均2.71m，层数多，累厚一般大于11.62m。

根据大量钻井岩心标定测井综合解释成果，合川气田须二段储层较发育，孔隙储层总体上呈现为顺水下分流河道自东南和北东汇流后向西的展布特征。

从合川1～7、103、109井储层分布来看，须二段储层主要发育在该段的中下部，上部亦有发育，但储层较薄稳定性差，横向对比较差，具有较强的非均质性。

2.3.4 岩石的敏感性
本区暂无分析数据，但从邻区广安气田的资料看，须家河组储层段含伊利石、伊蒙混层等粘土矿物，总的具有较强的水敏性、盐敏性和水锁效应。

2.4 油气藏简述
2.4.1 油气藏类型
合川构造须二段、须四段气藏属于构造—岩性油气藏。

2.4.2 流体性质及有毒、有害气体含量
合川地区须家河组气藏为非含硫气藏，天然气以甲烷为主，体积百分比为88%左右，乙烷7%左右，二氧化碳2.223～5.481g/m3，含少量重烃组分，不含H2S(表5)。

合川气田须二段气藏地层水性质比较稳定，为封闭变质程度高的CaCl2型。

2.4.3 油气水界面
须二段储层主要呈薄互层展布，横向上具较强的非均质性，目前无统一的气水界面。

2.4.4 压力特征
根据本区钻探资料，须二段储层多为高压特征。

除合川1井须二段气层中部井深2151.5m地层压力22.574MPa，压力系数1.07(未稳)外，合川3井须二段气层中部井深2130.8m地层压力26.314MPa，压力系数1.26，合川6井须二段气层井深2140m地层压力27.659MPa，压力系数1.32，合川7井须二段气层压力系数1.34～1.36，合川109
井须二段气层压力系数1.36，合川001-1井须二段气层压力系数1.43，地压系数均大于1.20，为高压油气藏。

2.5 勘探开发简况
合川地区(包括街子坝构造)地面地质工作始于1956年，并发现合川等构造，次年完成1:50000的地质细测。

1989年完成了地震连片详查，测线间距1～1.5km，经过本区的测线共有13条，发现了街子坝地腹构造。

2004年经对川中川南过渡带地震资料重新作构造处理解释，提供了须六顶、须二顶、须四顶等14层构造图，其构造基本形态、断层展布等特征更加清楚。

2006年对合川构造重新部署二维地震采集，测线27条，并对须二段储层进行预测，其储层平面展布有了初步的认识。

2007年对安岳～合川区块进行了二维加密详查，
主测线距达到1.5×1.5km，通过对安岳～合川的须二气藏的新处理解释，进一步明确了须二储层的展布特征，构造形态进一步细化。

合川构造钻探始于1958年川中石油大会战，而以天然气为目的的钻探始于1988年川中—川中过渡带勘探。

2006年部署风险探井合川1井，预探井合川3、5、6、7井在须二段取得了较好的勘探成果，进一步证实该构造具有较好的勘探开发潜力。

相邻的龙女寺构造和潼南区块须家河组勘探均取得了较好的勘探成果。

合川区块于2008年10月提交了合川1井区块天然气探明储量，申报储量面积505.18km2，天然气地质储量1166.90×108m3。

截至2009年6月底，合川区块须二气藏完钻井79口，正钻井15口，待钻井4口，在须家河组普遍见不同程度的油气显示(表6)，完成试油井60口，获工业气井49口(表7)，成功率83.5%，总测试产气326.2×104m3/d。

2.6 已钻井复杂情况
合川1井东岳庙段、须二段气测异常，须五段、须四段气侵。

合川5井沙一段、凉下段、马鞍山段、珍珠冲段井漏，大安寨段、须二段气侵。

合川117井沙二段、沙一段、须六段、须五段、须四段、须三段、须二段见气测异常；沙二段、大安寨段、须五段井漏；须五段、须三段、须二段气侵。

合川108井沙一段、大安寨段、马鞍山段、东岳庙段、须六段、须五段、须四段、须三段、须二段气测异常；须五段、须四段、须二段、雷口坡组气侵；须六段、须五段井漏。

合川001-12-X1井须四段、须二段见气测异常，大安寨段、须二段见井漏；须二段见气侵。

合川001-12-X2井沙一段、须二段见气测异常；大安寨段、须四段井漏。

合川001-17-X2井沙一段、凉上段、大安寨段、东岳庙段、珍珠冲段、须六段、须四段、须二段气测异常；雷口坡组气测异常、井漏。

3 地质目标设计
3.1 设计依据
3.1.1 合川001-40-X2井井位论证报告
3.1.2 西南司开(2009)110号文《关于合川构造合川001-40-X2井等49口开发井井位的批复》
3.1.3 《合川区块合川001-40-X2井井位审批表》
3.1.4 合川构造须三段底界反射构造图
3.1.5 合川构造须二段09年第二轮地震预测储层厚度分布图、预测平均孔隙度分布图、预测储能系数分布图(φ≥7%)
3.1.6 过合川001-40-X2井地震偏移、反演剖面图
3.1.6.1 过合川001-40-X2井07AH23线叠加偏移剖面
3.1.6.2 过合川001-40-X2井07AH23线孔隙度反演剖面
3.1.7 邻井合川5、108、109、001-17-X2、001-18-X1、001-18-X2等井钻探成果
3.2 基本数据表
标(包括地面海拔)计算的地下目标和分层厚度进行修正，确保钻达地质目标。

3.3 地质目标靶区设计
3.3.1 地质目标的确定
合川001-40-X2井位于2008年提交的探明储量的有利区块内，处于储层地震预测(储层厚度≥25m、孔隙度≥6%)发育区及含气性较好的区块(附图2、6)，地震剖面上有地震“相位增多”等异常，孔隙度反演剖面须二段上中下部具有三套砂岩储层发育。

邻井合川5、108、109、001-17-X2等井在须二段获工业气流，合川001-40-X2井设计为斜井，井口投影于07AH23线4226CDP，要求钻至须二段储层顶位于07AH23线4149CDP点上，靶区半径≤30m。

3.3.2 靶区设计数据表
3.3.3 靶区水平投影图
图1 合川001-40-X2井井口位置与目标靶心、靶区和测线位置关系水平投影图3.3.4 靶区纵向剖面示意图
图2 合川001-40-X2井目标靶区纵向剖面图
3.4 地层分层设计
3.4.1 邻井实钻地层分层数据表
3.4.2 设计分层数据表
川5井、合川001-12-X1井、合川001-17-X2井、合川108井等井实钻资料设计而成，预计须二段顶界海拔为-1830m。

参考邻井合川001-12-X1(储层顶距须二段顶垂厚40.17m)、合川001-12-X2井(储层顶距须二段顶垂厚33.49m)、合川108井(储层顶距须二段顶垂厚35.12m)，预计储层顶距须二段顶35m，顶界(入靶点)海拔为-1865m(考虑补心高7.5m)，开钻后根据钻后海拔及补心高，及时校正各层垂深。

以钻穿须二段后再钻30m完钻。

3.5 预计油、气、水、漏层
4 工程要求4.1 地层压力
4.1.1 已钻井实测地层孔隙压力
4.1.2 已钻井破裂压力
4.1.3 生产井的采(注)压力
4.1.4 地层压力预测图
合川001-40-X2井压力设计，主要参考邻井合川108井、合川001-12-X1井、合川001-12-X2井、合川001-17-X2井实际钻井液密度资料并结合邻井钻井、开发资料而确定。

沙溪庙组：合川108井沙二段用密度1.05g/cm3钻井液见气测异常，沙一段用密度1.09g/cm3钻井液见气测异常；合川001-12-X2井沙一段用密度1.09g/cm3钻井液见气测异常；合川001-17-X2井沙一段用密度1.17g/cm3钻井液见气测异常。

预计地层压力系数1.00。

凉高山组～自流井组：合川108井大安寨段用密度1.18g/cm3钻井液见气测异常，东岳庙段和珍珠冲段用密度1.19g/cm3钻井液见气测异常；合川001-12-X1井大安寨段用密度1.18g/cm3的钻井液见井漏、气侵；合川001-12-X2井大安寨段用密度1.21g/cm3的钻井液见井漏；合川001-17-X2井大安寨段用密度1.31g/cm3钻井液见气测异常，珍珠冲段用密度1.29～1.31g/cm3钻井液见气测异常。

本段预计地压系数为1.10。

须六段～须三段：合川108井须六段用密度1.27～1.35g/cm3钻井液发现井漏和气测异常，须五段用密度 1.35～1.36g/cm3钻井液见气测异常和气侵，须四段用密度 1.12～1.23g/cm3钻井液见气测异常和气侵，须三段用密度1.23g/cm3钻井液欠平衡钻进见气测异常；合川001-12-X1井须四段用密度1.26～1.30g/cm3的钻井液钻进见气测异常；合川001-12-X2井须四段用密度1.28g/cm3的钻井液钻进井漏；合川001-17-X2井须六段用密度1.31g/cm3气测异常，须四段用密度1.37g/cm3气测异常。

本段预计地压系数1.20。

须二段压力系数根据合川108井实测地层压力确定，合川108井2221.0m实测地层压力为28.86MPa，压力系数1.33。

合川001-2井须二段压裂后实测地层压力30.51MPa，计算压力系数为1.46。

为了及时发现油气显示，减少储层损害程度，建议本井须二段气藏采用目前合川108井须二段压力系数钻进(表16、图3)，钻井液储备按合川001-2井地层压力储备。

合川气田纵向上具多产层特征，若钻遇油气层，压力系数可能大于设计压力系数；因此，钻井中需注意异常情况发生，出现压力异常时，根据关井压力及现场实际情况及时调整钻井液密度，做好井控准备及钻井液储备工作，确保钻井作业安全。

图3 合川001-40-X2井地层压力系数预测曲线图
4.2 钻井液类型及性能
4.2.1 已钻井钻(完)井液使用情况
4.2.2 设计井钻井液类型及性能要求
⑴、钻井液体系、性能、配方、处理方法与维护等内容以工程设计为准。

⑵、原则上在满足地质录井、保护油气层及钻井工程安全的条件下，针对不同的地层，应采用不同体系的钻井液。

⑶、按设计钻井液密度钻进，钻井中应根据实际情况，及时调整好钻井液性能。

⑷、钻开油气层前应根据预计的地层压力按规范储备足够数量相应密度钻井液和加重材料，进入储层前经委托方同意后加入适量储层保护剂。

⑸、在气层钻进中，针对井下实际情况及时调整钻井液密度，严格控制起下钻速度，以免抽汲造成井喷或压力激动造成产层损害；如出现井漏，应采用暂堵性堵漏材料；尽量减少油气层浸泡时间。

4.3 井身质量
备注：严格按钻井技术操作规程要求执行，由工程设计人员设计。

4.4 井身结构要求
⑴、表套下深根据地表地层地质情况决定(630m左右)；
⑵、在须家河组地层钻遇较好的油气显示等复杂情况，经请示同意后提前下177.8mm套管，下油管替喷测试，根据测试情况确定是否提前完井。

⑶、正常情况下，要求用139.7mm套管射孔完井。

4.5 完井质量要求
5资料录取要求
本井为开发井，要求按“地－气合一”进行录井作业，资料录取严格按照西南司勘(2005)31号《西南油气分公司录井资料采集及整理规范操作细则》的有关要求，取全取准各项录井资料。

5.1 岩屑录井
②迟到时间的实测及计算按规范执行。

5.2 钻时录井
仪器录井前人工记录钻时，每2m记录1次。

表层套管固完井后至井底仪器录井连续记录，每1m打印1次。

5.3 工程参数录井
表层套管固井后至完井进行连续采集，主要内容有：钻压、立管压力、套管压力、悬重、扭矩、泵冲、转速等，要求每1m打印1次。

5.4 气测录井
表层套管固井后至完井进行连续采集，主要内容有：全量(烃)、甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷、正戊烷、H2S、CO2等，要求每1m打印1次。

每天测1次VMS，见显示作VMS。

5.5 钻井液录井
5.5.1 录井项目及间距
5.5.1.1 密度、粘度、氯离子含量录井
5.5.1.2 总体积及差量
仪器录井前人工观测，每2m测量记录1次，遇油气水漏显示时加密；
仪器录井后连续测量，1m打印1次。

5.5.1.3 全套性能
钻井阶段每班收集、记录1～2次钻井液全套性能。

5.5.2 槽面观察
在正常钻进情况下按录井间距观察槽面的流动状态、有无气泡及油花等。

如有异常情况应密切注视槽面变化，作好记录，并及时取样作含油、含气试验。

钻遇油气水显示及打开油气层后每次下钻到底，认真观察出口、槽面、池面等处的后效反应，进行后效气测录井，取得全烃、烃组分、非烃组分、高峰值等资料，推算含油气层深度，并作好详细记录。

5.5.3 取样要求
测量密度、粘度、氯离子的钻井液样品应在钻井液筛(包括脱气器)之前的位置取样。

用于测量氯离子的样品，要使其中的气体逸散后取样测量，根据现场实际情况，统一工作方法。

5.6 循环观察(地质观察)
5.6.1 异常情况录井
钻遇裂缝、断层或发现油气显示、确定取心、固井层位时，要进行地质循环。

保证及时、准确判断井下情况和取全取准地质数据。

5.6.2 其它特殊要求
遇蹩跳钻、钻时突然加快或油气侵显示时，要连续测量各参数；
打开油气层后，每次下钻到底，要连续测量各参数，观察后效反应；
遇油气侵显示时，要取样作含气试验。

5.7 钻井取心
本井不取心。

5.8 中途测试
本井为开发井，在须二段以上地层钻遇良好油气显示或孔隙储层发育段，及时汇报，请示西南油气田分公司业务主管部门，批准后进行中途测试，中途测试须拟定具体试油方案，作为本设计的补充件，一并存盘，中测时应取得流体性质、产量、压力等资料。

5.9 地层漏失量
若发生井漏应及时落实井段、层位、岩性、起止时间、漏失量、漏失钻井液的性能，漏失前后的泵压、排量、井筒内的静止液面；井口返出情况、返出量、有无油气显示和放空现象；井漏的处理情况、堵漏的材料类型、泵入数量，堵漏时钻井液的性能、有无返出物等，及时分析井漏原因。

5.10 化验分析选送样品要求
5.11 地球物理测井要求。