第七章 井壁取心录井技术

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。

3．5 预计的取心岩性，应占总颗数的70％以上。

3．6 确保岩心真实，严防污染。

要求所用工具容器必须干净无污染。

3．7 填写井壁取心清单一式两份，一份附井壁取心盒内，一份留录井小队附入原始记录中。

岩心实物，现场及时观察描述完后，要及时送有关单位使用。

4 井壁取心资料的收集
4．1 基本数据：取心井段、设计颗数、装炮颗数、实装颗数、实取颗数、发射率、收获率等。

4．2 井壁取心粗描应包括每颗井壁取心深度、岩性定名及颜色、含油级别、岩性。

4．3 壁心描述同岩屑描述，填写入井壁取心描述专用记录。

4．4 井壁取心情况用规范符号标在岩屑录井草图及综合录井图内。

4．5 描述记录的几项统一要求：
A．井深单位用“m”，取1位小数。

编号由深至浅顺序。

B．荧光颜色以湿照荧光为准。

系列对比浸泡溶液颜色和对比级别。

第八章荧光录井技术
1 荧光录井的作用及意义
荧光录井鉴别油气层最方便易行的方法，其发光亮度可测定油气含量，发光颜色可测定油气组分，是定性与定量解释油气层不可缺少的资料。

1．1 肉眼很难鉴别的油气显示，用荧光录井法能比较灵敏地发现。

1．2 判断油气层位，尤其对挥发较快的轻质油层很有效，容易鉴别。

1．3 区分油质及油气显示程度，为油气测试提供参考资料。

1．4 辅助电测解释。

特别是新探区或特殊岩性段，电测解释不过关时，结合其它各项录井资料，帮助电测解释的作用不可忽视。

1．5 由于荧光录井方法简便易行，且能系统进行，这对落实井下地质剖面上的油气显示有着不可估量的作用。

2 荧光录井过程中必须注意的事项
2．1 在油气钻探过程中，只有与油气相关的荧光才有实际意义。

因此，在荧光录井过程中要注意区别真假荧光，排除矿物岩性发光及人为污染发光。

2．2 非油气荧光与油气的存在所发的荧光亮度颜色是不同的。

只要设置不同物质荧光谱，就能很方便地区分。

2．3 通过有机溶剂试验，很容易地将油气荧光同矿物岩性荧光区分出来。

3 荧光录井原则与方法
3．1岩屑及钻井和井壁取心所获得的岩心都要及时进行荧光直照。

3．2 目前应用的荧光分析方法有岩屑湿干照、点滴分析、系列对比，毛细分析、组分分析、荧光显微镜分析等。

3．3 条件限制，现场荧光录井是用紫外光仪，俗称荧光灯，逐一照岩屑、岩心，观察其亮度、颜色、产状。

通常对储集岩要进行湿照、干照、普照、选照、滴照、浸泡照、加热照、系列对比照等八照荧光，并记入专门荧光记录之中。

4 荧光录井密度要求与操作要领
4．1按录井间距，所录取的岩屑要逐包及时进行湿照和干照，岩心也要及时系统直照和复照。

4．2 岩屑湿、干照，必须逐包全部直照观察，严禁部分取样直照。

4．3 岩样滴照，是在普照的基础上，挑样点滴。

A．砂泥岩地层中的储集层岩屑逐层挑样，厚度大于5m以上的，分上、中、下挑样。

B．碳酸盐岩、火成岩地层岩屑要逐包挑样。

C．岩心滴照按岩性分段挑样。

D．井壁取心滴照逐颗取样。

E．滴照时，氯仿或四氯化碳滴入量必须使全部岩样浸湿，待干后进行直照观察。

4．4 区域探井及轻质油或天然气区目的层段中的储集层岩样均应进行氯访或四氯化碳浸泡加热照。

4．5 岩样浸泡定级：
A．区域探井及预探井录井井段的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）挑样进行氯仿或四氯化碳浸泡系列对比定级。

B．浸泡定级样品取1g，轻质油或天然气区应取2g，粉碎，氯仿或四氯化碳用量取5ml，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，进行直照系列对比。

4．6 荧光沥青的定量分析由专门化验室试验。

样品由录井小队在现场选送。

区域探井及重点预探井储集层，要逐层挑样1包，重量2～4g。

4．7 湿照与干照：
A．湿照，指每捞取一包岩屑，待洗净后，即时置荧光灯下观察；岩心出筒洗净后的荧光观察；井壁取心逐颗及时进行荧光观察，特别要注意无钻井污染的新鲜面荧光。

B．干照，是指岩屑、岩心，包括井壁取心细描前的系统荧光检查。

C．含油气岩样在紫外光下呈现亮黄色、浅黄色、黄色、棕黄色、棕褐色等。

若发现含油气岩样，要选样装袋，填写标签，注明井深及岩性，以备进一步分析。

D．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，岩样表面似涂一层金黄色花粉一般。

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，颜色深暗。

岩样有干枯或湿水感觉，无油脂感或因含油不均，荧光呈现斑块状。

d．人为油污，即成品油荧光一般呈浅紫、淡兰、兰色。

e．矿物发光无溶解现象，以点滴法区别。

4．8 点滴分析，将磨碎的样品粒放在准备好的标准滤纸上，并在样品上点1～2滴氯仿溶液，氯仿立即溶解样品中的沥青，随着溶液挥发，滤纸上滴氯仿处的沥青浓度增加，留下各种形态与色调的斑痕，在荧光灯下进行观察，可定性地确定沥青含量与性质。

A．含烃类多的油质发天兰色或微紫－天兰色斑点。

B ．胶质发黄色或黄－褐色斑点。

C ．沥青质发黑－褐黑色斑点。

D ．根据上述颜色特点，可粗略判断样品中的沥青组分。

同时，斑痕形状可粗略判断沥青质的多少。

一般讲，沥青质由少到多，斑痕从点状－细带状－不均匀斑块－均匀斑块。

4．9 系列对比法－利用溶液发光强度定量判定溶液中的沥青含量。

A ．取1g 研碎的岩样，放入磨口带塞玻璃试管中，倒入5 ml 氯仿，封住管口，摇动数分钟后，静置8～10小时，与标准系列对比。

B ．把样品溶液置荧光灯下与标准系列比较其发光强度，从标准系列中找出与样品发光强度近似的试管。

即可根据已知标准系列计算出样品中的沥青含量。

即：%100⨯⨯=G
B A Q 式中 Q —岩石中的沥青含量，％；
A —1ml 标准溶液所含沥青重，g ；
B —分析样品溶液量，ml ；
G —样品重量。

C ．注意，系列对比中，只有当溶液的沥青浓度非常小的情况下，其发光强度与其沥青物质的含量浓度才成正比。

由于溶液发光强度的增加慢于其浓度的增加，且浓度达到一定极限时，浓度与发光强度间的正比关系已不成立，浓度再增加，发光强度反降低而产生浓度消光。

此外，某些消光剂如石蜡、低沸点烃类等对溶液的发光强度均有影响。

D ．系列对比结果的正确性取决于正确的操作和标准系列的配制。

a ．配制标准系列，必须采用本探区及邻近探区石油、沥青或含沥青的岩石配制，才有可靠的对比性。

b ．标准系列在使用期间要加强保管，使用期不能超过半年，发现失效，立即更换。

4．10 毛细分析—利用石油沥青溶液的毛细管特性及发光特性判定溶液中石油沥青组分和性质。

由于溶液中石油沥青不同组分沿毛细管，即滤纸条上升速度不同而在滤纸条上形成特有的宽窄不等的色带，在荧光灯下观察其色带宽度和颜色，即可确定石油沥青性质和组分。

分析操作过程是，将系列对比后的5毫升溶液，也可另行配制，倒入直径为15mm 、长160mm 试管中，插入长200mm 、宽7mm 滤纸条，将其下端浸入溶液，上端悬空固定，等试剂挥发完后，取出滤纸条，编号入册，记下岩性、井深、地层时代，放在阴暗处，待与标准毛细吸取物对比，在荧光灯下观察滤纸条发光颜色、强度、发光带特点及宽度等，以确定沥青性质及含量。

5 资料录取内容
5．1 小班对当班录取的岩屑要逐包系统湿照，将其观察结果全面记入荧光录井记录中。

交接班中不能出差错，要求一清二楚。

5．2 全井要有专职人员系统检查岩屑及岩心荧光。

对电测可疑段及区域油气层要进行复照。

对油气显示逐层进行综合描述。

5．3 荧光观察要特别注意新鲜面发光特点：弄清量，包括含量面积；性质，包括颜色强度、产状，一旦发现荧光，要向上追踪顶界，要进行全面试验。

5．4 碳酸盐岩探区，要特别注意缝洞壁和次生矿物如方解石、石膏等荧光
显示。

5．5 所有荧光录井资料要层层对口，记录描述要确切。

A．深度、岩性、含油气级别、物性、电性资料要齐全配套对口。

B．储集层岩屑占岩屑的百分比及含油显示岩屑占定名岩屑的百分比要细心计算准确，量少时以颗粒计数。

C．岩样湿照、干照、滴照荧光颜色、浸泡后溶液荧光颜色、浸泡加热溶液荧光颜色要细致辨认，准确记录。

D．系列对比级别等及其它有关荧光录井资料要收集齐全准确。

第九章钻井液录井技术
1 钻井液的功能及其录井意义
1．1 钻井液，俗称泥浆，是石油天然气钻井工程的血液。

因此，根据地层条件，合理选用钻井液，可以防上钻井事故的发生，保证正常钻进，加快钻井速度，降低钻井成本，是打好井、快打井、科学打井的重要措施与前提。

1．2 钻井液的作用与功能：
A．带动涡轮、冷却钻头和钻具。

B．携带岩屑，悬浮岩屑，防止岩屑下沉。

C．保护井壁、防止地层坍塌。

D．平衡地层压力、防止井喷与井漏。

1．3 钻井液录井是钻探地质录井的一个重要手段。

A．利用钻进过程中钻井液性能的变化分析研究井下油气水层的情况。

B．利用钻井过程中钻井液性能的变化可以判断特殊岩性。

C．通过槽池油气显示发现地下油气层。

D．通过进出口钻井液性能及量的变化，发现水层、漏失层或高压层。

F．发现盐层、石膏层、疏松砂层、造浆泥岩层等。

1．4 为了充分发挥钻井液录井的作用，必须做好以下几项工作：
A．如果必须在钻井液中混油及其它有机处理剂时，需要有地面地下实验报告，经勘探主管部门批准后方可实施。

特殊情况下，现场技术人员可按“科学打探井技术规定”执行。

B．钻遇油气层时，要加密录取钻井液密度、粘度、含盐量等项资料，并详细记录。

C．要重视加强钻井液循环槽池面观察及液面定时观测记录。

若发现油气显示、井漏或井喷预兆、盐膏浸等异常情况，要及时通报井队，确保安全钻进。

D．及时收集整理钻井液录井资料，准确排除地面影响因素，绘制曲线，以便判别地下油气水层，及时采取保护措施。

E．必须及时测量钻井液进出口性能，才能发现钻井液在钻进过程中的变化情况。

F．根据钻时及其钻井参数及时计算d或dc指数。

绘制连续沉积剖面d或dc指数压力变化趋势线。

做好随钻压力预测工作，为合理调整钻井液性能，保证近平衡钻进，为发现油气层，保护油气层提供措施依据。

2 钻井液录井原则与要求
2．1任何类别的井，在钻进或循环过程中都必须进行钻井液录井。

2．2 区域探井、预探井钻进时不得混油，包括机油、原油、柴油等，不得使用混油物，加黄化沥青等。

若处理井下事故必须混油时，需经探区总地质师同意，事后必须除净油污后方可钻进。

2．3 必须用混油钻井液钻进时，一定要做混油色谱分析。

2．4 下钻划眼或循环钻井液过程中出现油气显示，必须进行后效气测或循环观察，落实到具体层位或层段上。

推算后效显示层的钻时、岩性由原钻进中获得。

2．5 遇井涌、井喷应采用罐装气取样进行及时分析。

2．6 因井漏未捞岩屑，待处理井漏或正常后钻井液返出时，按原迟到时间捞取，这种样代表性差，应加以备注说明。

2．7 井场严禁明火，做气样点燃试验必须远离井场。

2．8 钻井液处理情况，包括井深、处理剂名称、用量、处理前后性能等，都要分次详细记入观察记录中，特别对混油钻井液必须注明油品及混油量等。

3 钻井液种类及性能
3．1 钻井液—粘土颗粒分散在水中所形成的，其颗粒大小在10－3～10－6mm 之间的胶体溶液和颗粒大于10－3mm的悬浊液的混合液。

A．分散于水中的粘土颗粒因带负电荷而相互排斤，不致聚沉。

B．因粘土颗粒带负电而在其表面控制着极性水分子形成水膜（图9－l）。

水膜保护着粘土颗粒而不致彼此粘结聚沉。

C．改变粘土颗粒带电量和水膜厚度，必然导致钻井液性能的改变。

如钻进盐水层时，钻井液含盐量增加，其粘度和失水量增加。

当含盐量增加很多时，粘度反而迅速下降（图9－2～5）。

a．当钻井液盐浸时，部分Na＋与粘土颗粒结合而减少负电性，导致水膜变薄，粒间吸力增大，使钻井液流动阻力增大，粘度上升。

b．当钻井液含盐量大增时，导致粘土颗粒大量聚沉，引起粘度迅速下降。

c．钻井液中粘土颗粒表面水膜所控制的极性水—束缚水，未受控制的水—自由水。

当钻井液中粘土颗粒水膜减薄时，自由水增多，其失水量升高，更容易渗入浸泡伤害地层。

3．2 钻井液种类繁多，其分类依据各异。

A．水基钻井液—用粘土加水搅拌混合而成，是钻井使用最广泛的一种。

这种钻井液稍加特殊处理，即可解决复杂地层的钻进。

例：
a．钙处理钻井液—以普通水基钻井液为基础，加氯化钙、石灰或水泥等含钙物质及煤碱剂、单宁酸钙、CMC等处理而成。

它能控制失水、降低切力，防止钻井液受石膏污染，解决石膏层的钻进问题。

b．石膏处理钻井液—以普通水基钻井液为基础，加褐煤、烧碱及石膏等处理而成。

控制失水越小越好，用于钻进易坍塌层。

c．混油钻井液—以水基钻井液为基础，加入一定量的油质（通常是10％～20％）混合而成，用于钻生产井。

有时为了解卡或提粘度、降切力、降失水等，也加入适当的油质。

B．油基钻井液—以90％左右的柴油作溶液，也有用原油的，用乳化剂、粘土等混合而成，失水量小，用于钻生产井及低压油气层，油基钻井液取心。

C．清水钻进适用于井浅、地层较硬、无严重垮塌、无阻卡、无漏失及先期完成井。

a．要注意千方百计提高时效，减少地层浸泡。

b．要大排量强化洗井，努力减少井内沉砂。

c．储备足够量的优质钻井液，一旦地层坍塌较多，阻卡严重、沉砂较多时，即时替入，防止卡钻等井下事故。

3．3 钻井液性能：
A．相对密度—无量纲，用专门的钻井液天平仪（图9—6）称量，读数取两位小数。

B．粘度—钻井液流动时的粘滞程度。

现场录井，通常都用漏斗粘度计（图9－7）测量，单位用“s”表示。

测量时，要注意取样测量应及时，粘度计应常用清水校正检查。

C．含砂量—钻井液中所含直径大于0.05mm的砂粒的体积占钻井液总体积的百分比。

通常用含砂量测定仪或CM—1型金属澄清器（图 9—8）测定。

D．失水量—钻井液中自由水渗透入地层孔隙中去的能力－失水，其量的多少即为失水量，单位用毫升表示，测量精度取0.5。

测量仪器用BM－6型失水仪（图9－9），测量时要注意：
a．滤纸放正，筛板顶紧。

b．丝杆不宜上得过紧，上紧后最好稍松一下。

c．对零线时，开小油孔要慢，并转动活塞杆。

d. 失水仪要常用机油校正检查。

E．泥饼—钻井液在失水过程中形成的胶结状泥糊，它附着井壁，有保护井壁的作用，失水量大，泥饼厚，反之则薄。

泥饼的测量是在测完失水后，从失水仪内取出筛板，用小钢板尺直接度量附着在筛板滤纸上的泥饼厚度，单位用“mm ” 表示。

F ．酸碱值—PH 值，氢离子浓度的简写，现场测量，将PH 试纸浸入钻井液数秒钟后，取出与标准色板比较，即用比色法，找出一致或相近之色，即是钻井液的PH 值。

PH 值的实质是氢离子浓度的负对数。

例如某溶液中氢离子浓度为 1.36 × 10－3（g 离子／L ）。

即pH ＝－lg （1.36×10－3）＝2.87。

因此，标准试纸指示的比色板：
pH ＞7—碱性；
pH ＜7—酸性；
pH ＝7—中性。

G ．切力—使钻井液自静止开始流动时作用在单位面积上的力，即指钻井液
静止以后能够防止岩屑下沉的能力，以“mg ／cm 2” 为单位，常用圆筒切力仪（图
9－10）测定。

3．4 钻井液性能的一般要求：
A ．相对密度，一般要求为1.05～1.25。

根据各探区地层压力确定。

a ．为防止地层垮塌及井喷等，要适当提高密度。

b ．为防止井漏及保护低压油气层等，要适当降低密度。

c ．钻井液相对密度的计算： 2.110⨯=H
p γ 式中 γ—钻井液密度；
P —地层压力；
H —油气层深度。

其中，P 可用已钻井或邻近已知构造地层压力资料，或区域地层压力估计或用静水柱压力确定。

B ．粘度，一般要求20～40s 。

a ．易造浆地层应适当小；
b ．易垮塌地层应适当高；
c ．粘度过高，易气浸，会造成泥包钻头或卡钻，砂子不易下沉而含砂量增大，影响钻进速度。

一般地层钻进以低粘度、大泵量为好。

C ．含砂量越小越好。

小于4％为合格，过大会增加相关设备的磨损。

D．失水量，特别是易垮塌地层钻进中，越小越好，要求严格控制失水，一般以小于10ml为合格。

E．泥饼，过厚易造成缩径，诱发阻塞和卡钻，一般小于2mm为合格。

F．切力，对付易垮塌地层可适当提高，但过高砂子难以排除，钻头易泥包，钻井液易气浸，钻井泵起动困难，影响钻进。

一般要求，初切0～10mg／cm2。

4 钻井液录井间距
4．1 密度、粘度、氯离子滴定：
A．区域探井、预探井非目的层段50～100m，目的层20m，显示段加密。

B．评价井、生产井目的层以上100m做基值，目的层20～30m，显示段加密，不做氯离子滴定。

C．碳酸盐岩探井5～10m。

4．2 全套性能测定：不分井别，每班测一次，钻井液处理前后各一次。

4．3 钻井液荧光沥青含量测定：区域探井岩屑录井段50～100m测一次。

5 资料录取内容
5．1 钻井液性能资料：包括钻井液类型、测点井深、密度、粘度、失水量、泥饼、切力、PH值、含砂量、氯离子含量、钻井液电阻率等。

5．2 钻井液荧光沥青含量资料：包括取样井深及荧光沥青百分含量等。

5．3 钻井液处理资料：包括收集处理药剂名称、浓度、数量及处理时井深、时间和处理前后性能变化情况。

5．4 钻井液显示基础资料：
A．正常钻进中收集显示出现时间，井深、层位、显示类型包括气测异常、钻井液油气浸、淡水浸、盐水浸、井涌、井喷、井漏等延续时间，高峰时间、消失时间等。

B．起下钻要注意收集钻达井深、钻头位置、开泵时间、出现显示时间，延续时间、高峰时间、显示类型、消失时间、钻井液迟到时间。

5．5 观察试验资料：
A．槽面显示资料：
a．原油颜色、占槽面百分比、分布状态包括片块状或条带状或星点状等。

b．气泡大小（包括针状或直径）用毫米表示，分布情况包括密集或少量等。

c．油气味分浓、较浓、淡、无四个级别。

d．气样点燃试验包括燃烧程度、火焰颜色、高度等。

e．槽面上涨高度，水浸时钻井液流动状态等。

f．实测外溢量包括测量起止时间、液量、折算出每小时外溢量等。

B．井涌、井喷、井漏资料：
a．井涌或井喷高度及喷出物是油或气或水等，夹带物如钻井液、泥砂、砾石、岩块等及其大小、间歇时间等。

b．节流管放喷时要注意收集放喷管线尺寸或节流阀孔径、压力变化、射程、喷出物、放喷起止时间等。

C．井喷及放喷产量折算：井喷或放喷起止时间、油气水喷出总量、拆算成油气水日产量。

d．井漏：钻达井深、层位、井漏起止时间、漏速、漏失量。

e．井喷处理措施：处理方法、压井时间、加重剂性质及用量、井喷前压井
后钻井液密度。

f．井漏处理措施：处理方法、堵漏时间、处理剂性质及用量、井漏前堵漏成功后钻井液密度。

g．井漏或井喷原因分析。

5．6 油气显示基础资料；
A．气测异常资料：包括显示层及其顶底1m的全量、烃组分及非烃组分百分含量。

B．钻时资料包括显示层及其顶底1m钻时，放空井深、放空长度。

C．钻井液资料包括显示层及其前后一点的密度、粘度、水浸时加测失水量及氯离子含量。

D．岩性资料包括层位、显示层深度、岩性及含油级别。

5．7 资料收集的方法及要点：
A．油气水各种显示资料的收集：
a．钻井液性能的观察和测定：在主要油气水层和目的层井段要每隔两米或1m测一次密度、粘度、含盐量，必要时还需加密观察测量。

b．钻井液池面观察：测定性能的同时，要观察记录一次钻井液池的液面数据。

并经常注意池面变化。

如有升降，要连续观察记录升降起止时间、井深、层位、升降速度，有无油气水显示等。

c．钻井液出口情况观察：要经常注意观察收集钻井液从井口流出量的变化及涌势，并注意声响。

若发现异常现象，必须连续观察记录变化时间、井深、层位及变化情况等，要及时向有关方面报告。

d．钻井液槽面观察：一是、要注意油气水浸。

油浸时要观察记录槽面油膜、油花、油流显示。

气浸时要观察记录气泡显示情况。

水浸时要观察钻井液性能的变化，同时收集油气水样及气测资料。

二是、要注意钻井液中的油气芳香味及硫化氢味，并连续观察记录，显示不明显时要作荧光分析。

B．井喷资料的收集：
井喷前兆显示多，防喷防火赶紧作。

钻时加快方解多，蹩跳放空泵压落。

全烃上升氯根增、粘升比降气泡多。

液面升降间歇涌、味浓起满下成河。

这是四川气田在长期实践中，总结出来的经验。

它生动地概括了井喷征兆，说明了井喷前钻井液的性能变化及起下钻时钻井液的近出情况等。

一旦发现显示，立即加强观察与监检，提前采取措施做好防喷防火准备工作。

万一发生井喷，地质录井人员要沉着应战，紧张而有秩序地工作，从以下八个方面收集有关井喷资料。

a．丈量方入取得井深资料，记录井喷时间。

b．注意观察指重表，对比井喷前后钻具重量的变化。

C．向司钻了解蹩跳钻等情况。

d．观察记录泵压及放喷管压力变化情况。

e．记录点火时间、火焰颜色、高度及其变化情况等。

f．喷出物观察包括喷出高度或射程、喷出物如钻井液、油气水等颜色、数量及其变化情况如由小到大、忽大忽小、间喷、间隔时间等。

g．井喷前钻井液性能变化及返出情况等。

h．压井时间、加重及钻井液性能变化与有无井漏等情况。