录井资料采集及整理规范(修订)2002-11-11

中国石油天然气股份有限公司录井资料采集与整理规范
（修订）
中国石油天然气股份有限公司
勘探与生产分公司
二ΟΟ二年十一月
中国石油天然气股份有限公司录井资料采集与整理规范
编制说明：为了进一步提高钻井工程中的录井质量，加强对录井现场资料的实时应用，提高油气勘探开发效益，中国石油天然气股份有限公司勘探与生产公司特制定《录井资料采集与整理规范》。

本规范由两部分组成，第一部分为现场录井资料的采集与整理，第二部分为完井资料的整理。

规范主要围绕着如何搞好录井工作，利用现有的录井技术取全取准各项录井资料，并加强录井资料在现场的实时应用，保证钻井施工的顺利进行。

另外，为了确保存档资料中数据的准确性和唯一性，避免录井队上交的资料与其它作业单位上交的资料不必要重复，本规范对资料的上交要求做了较大的改动，这也是与国际录井市场和技术标准接轨的需要。

修订说明：本《规范（修订）》
目录
第一部分录井资料的采集与整理 (1)
1.地质录井 (1)
1.1. 钻时 (1)
1.2. 岩屑 (1)
1.3. 钻井取心 (4)
1.4. 井壁取心 (6)
1.5. 荧光 (7)
1.6. 碳酸盐岩 (9)
2.气体录井 (9)
2.1. 目的 (9)
2.2. 资料录取要求 (9)
2.3. 仪器精度要求 (10)
2.4. 测量项目、密度（间距）及要求 (10)
2.5. 后效气测（地质循环、下钻和完井气测） (10)
2.6. 全脱分析（VMS）取样要求 (11)
2.7. 标准气样的要求 (11)
3.工程录井 (11)
3.1. 目的 (11)
3.2. 钻井液参数 (11)
3.3. 钻井参数 (12)
3.4. 硫化氢检测要求 (13)
4.压力录井 (13)
4.1. 目的和内容 (13)
4.2. 压力预测方法 (13)
5.其它录井 (14)
5.1. 地化录井 (14)
5.2. 定量荧光录井 (15)
5.3. 特殊条件下的地质录井 (15)
6.分析化验 (17)
6.1. 区域探井、重点探井分析化验项目 (17)
6.2. 岩心、岩屑选样密度要求及规格 (17)
第二部分完井资料的整理 (18)
1.录井报告 (19)
1.1 格式、字体 (19)
1.2. 目录 (20)
1.3. 内容 (20)
1.4. 报告附表 (22)
1.5. 报告附图 (28)
2.原始记录表格式 (30)
3.图、表的绘制及来源 (36)
4.原始（录井）资料的上交要求 (36)
4.1. 期限 (36)
4.2. 项目及内容 (36)
第三部分附录及附则 (38)
1.附录 (38)
2.附则 (38)
中国石油天然气股份有限公司录井资料采集与整理规范
（修订）
第一部分录井资料的采集与整理
本部分主要是对现有录井方式的资料采集项目、原始资料整理要求及分析化验项目进行规定。

1.地质录井
1.1.钻时
1.1.1 井深
1.准确丈量钻具，做到五清楚（钻具组合、钻具总长、方入、井深和下接单根）、三对口（工程、地质、场地）、一复查（全面复查钻具），严把倒换关，确保井深准确无误。

2.深度取值保留到小数点后2位（完钻井深取整数）。

1.1.2误差
钻井时仪器记录深度与单根深度误差小于0.2米，每根校正一次。

1.1.3单位
常用“分/米”表示，取整数（特殊井段可缩小计时间距）。

1.1.4仪器
综合录井仪、气测录井仪、钻时录井仪等。

1.2.岩屑
1.2.1.取样井段
满足资料录取要求，取值整米，单位为“米”。

1.2.2. 取样密度（间距）
1.根据（地质设计）资料录取要求，不同的井段可有不同的录井间距。

2.遇特殊情况，需要调整录井间距的，必须经请示汇报批准后，方可执行。

1.2.3. 迟到时间
及时准确地进行迟到时间的实测、理论计算和校正，做到准确、符合实际，确保岩屑
的代表性：
1.井深1500米前，实测一次，每500米计算一次；1501～2500米，每500米测定一次，每200米计算一次；2501～3000米，每200米测定一次，每100米计算一次；3000米以上，每100米测定一次，每50米计算一次。

（在目的层前200米开始，每100米测定一次，每50米计算一次）
2.进入预计油层前50米，必须实测迟到时间，同理论计算值相比较，分析误差及原因，校正迟到时间。

1.2.4.样品数（质）量
每次取样干后，数（质）量不得少于500克，区域探井、重点探井要求系统取样的井段取双样，500克用于现场描述挑样用，另500克装箱保存。

1.2.5. 取样位置
在确保取样精度的前题下，根据实际确定捞样位置，每口井必须统一在同一位置取样。

1.2.6. 取样方法
1.严格按捞砂时间定点取样，严禁随意捞取。

2.取样时要严密注意槽池内的油气显示情况。

3.每次取样后，必须将捞样处的余砂清理干净，保证新样的存储；样品数量少时，全部捞取，数量多时，采用二分、四分法在砂堆上从顶到底取样。

4.正常情况下，每次起钻前，必须取完已钻井段岩样，大于录井间距四分之一以上的零头砂样也要捞取。

若遇特别情况，起钻前无法取全的岩样，下钻后应补捞，但这种岩屑质量太差，应加说明。

1.2.7. 清洗岩屑
1.清洗方法要因岩性而定，以不漏掉、不破坏岩屑为原则。

2.正确的洗样方法是，充分显露岩石的本色，防止含油砂岩、疏松砂岩、沥青块、煤屑、石膏、盐岩、造浆泥岩等易水解、易溶岩类被冲散流失。

可将岩样初步冲洗后，观察是否是造浆地层，若发现造浆岩性将岩样分两半，一半简单冲洗，另一半洗净。

若遇极疏松易碎岩层和造浆地层、易水溶水解岩层，必须漂洗，如岩盐、软石膏等。

3.洗样用水要保持清洁，严禁油污，严禁高温。

4.注意嗅油气味，观察含油岩屑的有关情况。

1.2.8.荧光直照
1.为了及时发现油气显示，岩屑洗净后，必须立即进行荧光湿照和滴照。

肉眼不能鉴定含油级别的储集层岩样要浸泡定级。

2.通过荧光直照发现的荧光真岩屑，要按规定标准选样，做系列对比及含油特征观察。

3.岩屑晾干后还要进行荧光直照，称为干照，以搞清其颜色含量等变化。

1.2.9.烘晒岩屑
1.环境条件允许，最好让岩屑自然晾干，避免直晒。

2.自然晾干来不及时，须烘烤的，要保证岩屑不被烘烤过度而变质，烘烤温度应控制在90～110摄氏度为宜，显示层岩屑控制在80摄氏度以下，最好用抽风机吹干。

1.2.10.岩屑描述
1.2.10.1.描述方法
1.挑选真样逐包定名，分段描述。

2.岩性鉴定要注意干湿结合分辨颜色，对浅层松散岩屑要干描和轧碎描述结合，系统观察认准岩性，审视准确挑选岩样，反复比较分层定名，从上至下逐层描述。

3.不能定论的东西要注明疑点和问题。

4.岩屑失真段，主要内容描述后，要注明其失真程度及井段，进行原因分析，用井壁取心资料及时校正和补充。

1.2.10.2 描述内容
1.按深度分井段、层位、厚度、岩性定名(颜色、含油级别、岩性)进行描述。

含油级别按饱含油、富含油、油浸、油斑、油迹、荧光、含气描述。

2.颜色按附录执行
3.矿物成分
4.结构
5.构造
6.胶结物
7.化石及含有物
8.物理化学性质
9.油气显示情况
1.3.钻井取心
1.3.1. 取心目的及原则
1.区域探井、预探井钻探目的层及新发现的油气显示要取心。

2.确定地层岩性、储集层物性、局部层段含油性、生油指标、接触界面、断层、油水过渡带等要取心。

3.邻井岩性电性关系不明，影响电测解释精度的层位应当取心。

4.对比标准层变化较大或不清区域，应在标准层取心。

5.在油气水边界落实的准备开发区，要选定一两口有代表性的评价井或开发井集中进行系统取心或密闭取心，以获得各类油气层组的物性资料和基础资料数据。

6.开发阶段的检查井应当根据取心目的而定，如为查明注水效果，要在水淹处取心，开采效果不清楚的层位要取心。

7.确定完钻层位及特殊地质任务要取心。

1.3.
2. 取心方式根据取心目的确定取心方式：
1.水基钻井液取心
2.油基钻井液取心
3.密闭取心
4.大直径取心
1.3.3.取心钻进中应该注意的事项
1.准确丈量方入，保证取心进尺和井段无误。

①下钻到底，取心钻进前丈量方入
②取心钻进结束，割心前丈量方入
③取心前后方入的丈量应在同一钻压条件下进行丈量
2.一般取心钻进中，应加密为0.25米或0.10米记钻时。

3.取心钻进过程中，应照常进行捞样及其它录井工作。

4.取心钻进过程中，不能随意上提下放钻具，以防损坏岩心，降低收获率，同时杜绝超长磨心。

5.取心起钻时，应努力做到平稳操作，严禁转盘卸扣、猛提猛刹，防止岩心脱卡，使之掉入井内；整个起钻过程中，应严密注意井下动静，观察记录井口、槽面油气显示情况。

1.3.4.岩心出筒、整理、丈量与保管
1.岩心出筒，地质人员必须在场，按岗位分工各司其责，同工程人员一起做好岩心出筒工作。

2.钻头一出转盘面，立即用钻头盒子盖住井口，以防止岩心掉入井内。

3.丈量“底空”和“顶空”。

4.运用专门工具将岩心依次取出岩心筒，排好顺序，标识清楚。

5.按岩心断裂茬口及磨损关系，做最紧密衔接安放好后，丈量岩心长度，计算收获率。

6.岩心出筒过程中，注意观察油气水显示情况：
①取心钻头一出井口，要立即观察从钻头内流出来的钻井液中的油气显示情况和
特征，注意油气味。

②边出筒边观察油气在岩心表面的外渗显示情况，注意油气味。

③凡含油气岩心，若在现场取孔渗饱化验分析样，岩心出筒擦净表面入盒，确认
岩心次序无误时，立即按规定选样。

④送化验室选样用的岩心，不能清洗，出筒后应立即擦净表面钻井液，纸包蜡封，
装塑料袋，做好标签，选样过程中要特别注意观察剖开新鲜面的含油气分布与岩性变化的关系。

⑤选样后的岩心要边清洗边做浸水试验，观察油气水显示特征，必要时应依次剖
开观察，同时进行滴水试验，鉴定含油岩，特别是砂岩类含油岩的含水程度，完成现场油气试验。

反复观察，做好观察记录。

⑥荧光直照、滴照及取样做系列对比。

7.采集样品
①现场采集孔渗饱样时，化验人员必须提前赶到现场；岩心出筒后，立即密封，
尽快送到化验室。

②采样由录井小队负责，按设计选取。

取样长度视分析项目而定，一般5~10厘米，
取样部位要在留下的一半相对部位标记清楚；若全段取走，应以取相应长度竹、木等物顶替并标注。

③所选样品要有代表性，杜绝一块样品有明显的岩性差异。

④填写清单一式两份，一份随样送到化验室，一份保存，现场核对清楚。

8.选样清洗后的岩心要正确编号、整理、描述并装箱妥善保存。

1.3.5.岩心描述
1.3.5.1. 描述方法及要求
1.大段综述，分层细描。

2.一般岩性，厚度大于0.1米的层，均要单独分层描述，小于0.1米的层，作条带或薄夹层描述，不再分层。

3.厚度小于0.1米的特殊层，如油气层、化石层及有地层对比意义的标志层或标准层等要单独分层描述。

4.含油气岩心描述要充分结合出筒显示及整理过程中的观察记录，综合叙述其含油气特征，准确定级。

1.3.5.
2. 描述内容
1.岩性定名
井段、厚度、岩性定名(颜色、含油级别、岩性)，含油级别按饱含油、富含油、油浸、油斑、油迹、荧光、含气等描述及含气显示情况。

2.颜色按附录执行
3.矿物成分
4.结构、粒度变化
5.胶结物、胶结程度
6.构造
7.缝洞
8.地层倾角与接触关系
9.化石及含有物
10.物理化学性质
11.含油气情况
包括含油气产状、含油饱和程度、含油面积、原油性质、油气味、荧光颜色、浸泡颜色、系列对比级别、颜色等。

做岩心滴、浸水试验，观察岩心含气情况，包括气泡的大小、时间、产状等，观察岩心干湿程度、含油连通性等。

1.4.井壁取心
1.4.1. 井壁取心原则
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.凡应该钻井取心而错过了取心机会的井段，都应该进行井壁取心。

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。

4.录井无显示，测井为可疑层以上或参照井为油气层的相应井段要井壁取心。

5.判断不准或需要落实的特殊岩性段要进行井壁取心。

6.井壁取心要确保重点层段；为解决同类问题，要重视选代表层取心。

1.4.
2. 井壁取心质量要求
1.取心数量、质量依据实际需要而定，通常情况下，应以完成地质任务为准。

2.井壁取心出井后，按顺序正确编号，贴好标签，准确定名，认真及时观察描述油气水显示及各种岩性特征。

3.及时送化验室。

1.4.3.井壁取心资料的收集
1.基本数据：取心井段、层位、设计颗数、实取颗数、收获率、含油岩心颗数等。

2.岩心描述同岩屑描述，包括每颗井壁取心的取心深度、岩性定名、颜色、含油级别等。

3.荧光颜色以湿照荧光为准。

4.井深单位用“米”，取一位小数，编号由深至浅顺序。

1.5.荧光
1.5.1.荧光测定的原则
岩屑、岩心（钻井取心和井壁取心）都要及时进行荧光测定。

1.5.
2.荧光录井中必须注意的事项
一口井乃至一个地区必须使用同种有机溶剂。

记录当地非油气荧光与油气荧光颜色的差异，通过有机溶剂试验，排除矿物岩性荧光和人为污染发光。

必要时需做钻井液荧光分析。

1.5.3.荧光录井密度要求与操作要领
1.按录井间距，所录取的岩屑要逐包及时进行湿照、干照和滴照。

岩心也要及时湿照、
干照和滴照。

2.湿照、干照和滴照：
①岩屑湿、干照必须逐包全部直照观察，严禁部分取样直照。

②岩屑滴照是在普照的基础上，逐包挑样点滴。

③岩心要进行湿照，滴照按岩性分段挑样进行。

④井壁取心滴照逐颗取样。

⑤油质与荧光颜色：
a). 油质好：发光颜色强，呈亮黄、金黄或棕黄色。

b). 油质差：发光颜色较暗，呈褐色、棕褐色。

c). 若油气层含水或水层含油，石油经地下水作用变稠加重，颜色较暗，岩样有
干枯或湿水感觉，无油质感或因含油不均，荧光呈现斑块状。

d). 人为油污，即成品油荧光一般较浅，呈浅紫、淡兰、兰色。

e). 矿物发光无溶解现象，以点滴法区别。

3.岩样浸泡定级
①区域探井及预探井录井井段储集层和评价井及重点开发井目的层段中的储集层
均应逐层（厚度大于5m的按上中下分段）挑样进行有机溶剂浸泡系列对比定级。

②浸泡定级样品取1g，轻质油或天然气区应取2g，粉碎，有机溶剂浸泡，用量为5
（或2.5）毫升，并用适量水封堵，贴好标签，浸泡时间不得少于8小时，最多不
超过24小时，进行系列对比。

③系列对比中，只有当溶液中的沥青浓度非常小的情况下，发光强度与沥青的含
量浓度成正比，当浓度达到一定极限时，会出现消光现象，观察对比时一定要特
别注意。

4.点滴分析
将磨碎的样品粒放在准备好的滤纸上，并在样品上点1~2滴有机溶液，待溶液挥发，滤纸上便可留下各种形态与色调的斑痕，在荧光灯下观察，可定性地确定沥青含量与性质：
1)含烃类多的油质发天兰色或微紫~天兰色斑点。

2)胶质发黄色或黄~褐色斑点。

3)沥青质发黑~褐黑色斑点。

4)沥青质由少到多，斑痕从点状~细带状~不均匀斑块~均匀斑块。

1.6.碳酸盐岩
碳酸盐岩的录井方法与普通的岩屑录井相似，只是在岩屑描述上有些不同。

1.注意成分（主要是方解石和白云石）及含有物（硅质、石膏质、泥质、砂质和生物化石）的变化，按规范，当上述含有物超过一定比例时均参加定名。

2.结构：结晶粒状、生物碎屑状、鲕状、溶蚀状、重结晶状、白云化及去白云化等。

3.构造：层理、结核、缝合线、斑块、节理、缝洞等。

4.描述时特别是岩性定名，可借用简易物理化学鉴定方法，初步判定碳酸盐岩的主要类别：
①如与稀盐酸、热稀盐酸，反应后的酸可溶物含量，反应后的残余酸液与氯化钡
作用可确定碳酸盐岩主要类别，采用染色法区分方解石和白云石，可借助碳酸
盐岩分析仪帮助定名。

②用滴定分析法可以准确计算碳酸盐及方解石或白云石的百分含量，帮助准确定
名。

③必要时，采用薄片分析方法。

2.气体录井
2.1. 目的
气测录井是所有录井中最直接的、最有效的录井方法，只要进行录井都应录取气体资料，以确保油气层的发现。

2.2. 资料录取要求
1.必须齐全准确的录取下列资料：
①气测值：包括全量（烃）和组分；
②组分：包括各组烃类百分含量、非烃类百分含量；
③钻时及相关资料，如放空井段等；
④随钻及后效测量时应及时进行现场真空蒸馏分析。

2.及时发现气测异常，判断钻遇的油气显示层的真伪。

3.及时收集影响气测异常的非地质因素，整理油气显示层段的资料。

2.3. 仪器精度要求
2.4. 测量项目、密度（间距）及要求
2.4.1. 测量项目
全量（烃）、甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷、正戊烷，探井应加测二氧化碳、氢气和硫化氢。

2.4.2. 测量间距
全量（烃）、组份连续测量；
2.4.
3. 测量数据要求
1.全烃和色谱分析要求保留记录原图（长图）
2.数据库中保留时间数据和深度数据
3.每日在原图上做一次标样记录
4.原图上要求标注开停泵、起下钻、接单根和钻井液密度及处理情况
2.5. 后效气测（地质循环、下钻和完井气测）
2.5.1. 目的
后效气测是为钻井液与地层流体压差的变化引起的烃类显示的需要而进行的气测录井，力求尽快发现井下烃类流体。

2.5.2. 要求
1.进行后效气测时，应循环2周以上。

2.钻遇气体显示后，每次起下钻均应进行循环（后效）气测录井，循环钻井液时应记录时间、井深、钻具下入深度、钻井液静止时间、循环一周时间、开停泵时间、排量、泵压、油花气泡及气测的延续时间和变化。

3.连续检测烃类组分和非烃类气体的含量。

4.计算油气层深度、油气上窜速度（后效测量要求排量均匀、泵压稳定）。

2.6. 全脱分析（VMS）取样要求
1.一般情况下，2000米前每24小时至少做1~2个样品，2000米后按深度间距50~100m 取样分析，目的层20m做一个样品,(目的层前200米开始按目的层要求取样、分析)。

2.当气测出现异常，应取样分析，厚度大于3m的层取样不少于3个（500 毫升）样品。

3.循环气测时，除异常段取样外，还应取基值样。

4.特殊情况或仪器故障时，必须每米取样补充缺少资料。

5.必须在脱气器前取样。

6.分析时取250毫升样品，使其真空度不小于0.08兆帕。

7.加热至沸腾，加热时间同仪器要求时间一致，注样量大于定量管容积。

8.要取满瓶（取样量大于500毫升），瓶口要密封好，取样瓶清洁无污染，贴好标签。

2.7. 标准气样的要求
1.标准气样必须是合格产品；
2.标准气样必须在有效期内使用；
3.同一口井必须使用同一批标样。

3.工程录井
3.1.目的
工程录井是录井作业的重要组成部分，它和其它录井共同组成现场数据的全部，是监测钻井施工必要手段。

工程录井主要分为两类，即录井观察和传感器采集；传感器采集又分为钻井液和钻井施工。

3.2.钻井液参数
1.传感器测量参数：密度、体积、排量、电导率、温度、泵冲、压力
2.人工测量参数：密度、流变性能、滤失量、含砂量、酸碱度、氯离子
3.2.1. 传感器精度要求
3.2.2. 传感器安装位置及要求
1.钻井液出口传感器。

①出口流量计：尽量靠近导管出口；
②钻井液出口密度、温度、电导率传感器应安装在震动筛之前。

2.钻井液入口传感器
安装在钻井液泵入口附近。

3.体积传感器
传感器垂直安放在各种钻井液罐（池），位置应远离搅拌器，液面基本平稳处。

4.压力传感器
①泵压传感器：安装在高压管汇的立管上;
②套管（环行空间）压力传感器：安装在防喷四通或放喷管汇上;
③传感器转换器自由端应向上，以确保压力准确;
④钻井液泵冲数传感器，安装在活塞拉杆上或传动轴端上。

3.2.3. 人工采集
钻井液性能参数除了传感器采集的之外，由钻井液专业人员分析，录井和钻井技术人员主要是收集和应用，钻开目的层前和钻入目的层的过程中，录井人员必须确定钻井液参数的准确性。

3.3.钻井参数
钻井参数是钻井工况的反映，参数的采集和应用是提高钻井效益和安全施工的必要手段，因此参数的采集至关重要，钻井过程中及时处理和应用这些数据是必须的也是可行的。

这些数据分为两类即传感器和人工记录的。

3.3.1. 传感器的种类
1.大钩负荷传感器
2.转盘转速传感器
3.转盘扭矩传感器：分机械和电扭矩两种
4.井深传感器：分液位和绞车两种，目前大部分使用绞车传感器。

3.3.2. 传感器的精度
3.3.3. 传感器检查要求
每周或每次起下钻检查一次，发现问题及时整改，填表。

3.4.硫化氢检测要求
硫化氢传感器安装位置、数量、校验期限及灵敏度。

1.仪器探头安装在钻井液导管出口、平台甲板、钻台司钻位置、钻井液池处，共四支。

2.每3个月校验一次；用化学或半导体探头进行监测，监测最小值为1 毫克/升。

4.压力录井
4.1.目的和内容
压力录井是石油钻井的重要手段，其录井的参数是确保安全施工的依据。

压力录井的方法可分为钻前预测、钻进中监测与检测和钻开压力异常带监测三类。

要求为相关人员提供地层超压和欠压实情况，钻进过程中及时提供反映井下压力变化参数的动态。

4.2. 压力预测方法
1.压力预测有三种方法：一是利用地震的层速度，预计井下的欠压实地层，来分析压力异常层的深度和压力：二是利用已钻井测井的声速资料，分析欠压实地层的位置，推断设计井压力异常带的深度和压力：三是利用已钻井的实测压力数据来预测设计井的压力梯度和压力异常带。

2.实钻中的检测是压力录井的开始，应通过钻井过程中实测地层孔隙压力、泥（页）岩体积密度和岩石可钻性分析，来确定压力异常带的存在和压力范围。

①泥（页）岩体积密度
泥（页）岩密度求地层欠压实状况，泥（页）岩密度的减低，证实异常压力的存在，预测压力异常地层的位置。

②可钻性指数
岩石的可钻性用相关的公式计算“dc”指数或“Sigma”指数，分析欠压实地层的存在，预计欠压层的位置，为钻开欠压层作好技术准备。

另外，也可以用标准化钻速法，取得岩石可钻性指数。

3.钻井过程中实测地层孔隙压力，方法有两种：一是利用地层重复测试（电缆或钻杆）的实测压力数据；二是利用井涌关井时得到的套管和立管压力数据求得。

下完套管以后做破裂压力实验可以获得钻井液的密度窗口。

4．钻开压力异常带的监测，是监测井筒液柱和井下地层压力的平衡状况。

钻开压力异常带以后，监测井筒压力平衡的状态。

第一是单根气、第二是背景（后效）气、第三是气体组分。

它们反映了地层与井筒压力的平衡状态。

5.其它录井
5.1.地化录井
5.1.1. 地化录井的目的：是为评价探区地层的生油条件及储集层的含油气性质提供相关的数据。

尤其是轻质油气藏和凝析油气藏钻井液中的轻质成分挥发甚快，常规录井手段很难发现，热解可以在一定程度上发现岩屑中的轻烃。

5.1.2. 采样要求：分析根据需要而定，探井的目的层每层做3-5个样，发现显示逐包分析（先好后次顺序）；生油岩一般是新区新层系，泥岩超过5米进行分析。

5.1.3.仪器要求：开机稳定，做空白样稳定、做标样合格，方可投入正常分析。

5.1.4.分析样品要求：称取研细后的生油岩样品或砂岩100 毫克。

5.1.5.分析项目
1.生油层分析S0、S1、S2、T max 和有机碳分析
2.储集层分析S0、S1、S2、T max
5.1.
6.分析要求
1.样品存放在有水的试管中；
2.样品分析要及时；
3.显示好的储集层先分析；。