1 范围
本文件规定了地球物理测井原始资料质量通用要求,还规定了测井设备、刻度与校验、原始图、测井深度、测井速度、重复测井、数据记录及单项测井原始资料质量监控的技术要求。
本文件适用于石油天然气、地质矿产、能源等行业或领域电缆测井原始资料质量检查、监督和控制，存储式、随钻测井及其他工艺测井原始资料质量检查与监控参照执行。
2 规范性引用文件
本文件没有规范性引用文件。
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1 低电阻率环带 low resistivity annulus
在钻井过程中,水基钻井液滤液侵入含油气地层时,由于钻井液滤液和地层水电阻率的差异,在侵入带与原状地层之间形成的一个电阻率较低的环带,测井表现为部分深探测电阻率测量值低于浅探测电阻率测量值。
3.2 PVT 样品 pressure volume temperature sample
能够维持井下地层中原始状态(压力、体积、温度)而不发生相变的流体样品。
[来源:SY/T 5692—2016,3.1.1]
4 通用要求
4.1 测井仪器及设备
4.1.1 应满足地质测量、工程作业等对地球物理测井的需求。
4.1.2 应满足测井施工时井筒环境对测量的要求。
4.1.3 应满足技术指标要求，并经过实验室及标准井验证。
4.1.4 应根据测井井下环境与仪器类型选择扶正器、偏心器、间隙器等辅助设备。
4.2 图头
4.2.1 基本数据
图头基本数据应包括:
a）资料采集服务公司标识、名称及测井项目；
b) 油气(矿)公司名、井名、油气(矿)区、行政区；
c) 地理位置(井口的大地坐标或经纬度坐标),永久深度基准面及海拔高度、测井深度基准面及海拔高度、钻井深度基准面及海拔高度、转盘面补心高度等;
d) 钻头程序(直径、深度)、套管程序(外径、壁厚、深度等);
e）测井日期、测井井底深度、测量井段底部深度和顶部深度；
f) 地面系统、资料采集队编号、操作工程师和现场测井监督姓名；
g）下井仪器信息(列出仪器名称、序列号、编号、仪器串示意图等);
h) 附注栏内标明需要说明的其他信息(如测井工艺、零长计算,最大井斜角、狗腿度及对应深度,异常情况等)。
4.2.2 裸眼井测井
图头数据应符合 4.2.1 的要求, 还应包括以下数据:
a) 钻井液性能(类型、密度、黏度、pH值、滤失量);钻井液电阻率 Rm 、钻井液滤液电阻率 Rmf 、钻井液泥饼电阻率 Rmc 及其样品来源,并注明测量电阻率时的样品温度,油基钻井液时,应依据现场情况确定是否需要测量;
b) 钻井液循环起止时间、仪器到达井底时间、井底温度。
4.2.3 套管井测井
图头数据应符合 4.2.1 的要求, 还应包括以下数据:
a）测井目的、人工井底、套补距、射孔层段、井下工具深度等信息；
b) 与生产数据关联的测井项目,填写冲程、冲次、井口产量、实注、配注、油压、套压等生产概况;
c) 放射性同位素示踪测井,应包括示踪剂强度;
d) 新钻井固井质量评价测井，应包括固井结束日期及时间、开始测井日期及时间；水泥浆的密度、级别及注入体积；预计水泥返高、实测水泥返高、预计水泥塞深度、实测水泥塞深度；浮箍深度、短套管深度；附注栏内标明水泥浆是否返出地面、有无挤水泥及水泥浆漏失等异常情况；其他井固井质量监测可根据实际情况选择所需数据。
4.3 刻度与校验
4.3.1 测井仪器的刻度与校验应符合仪器技术文件要求。
4.3.2 刻度与校验报告应列出设备信息、日期、物理量、工程值及刻度系数等内容。
4.3.3 深度编码轮、张力系统、钻井液测量等影响测井数据质量的装置应按技术文件要求进行刻度或校准。
4.4 原始图
4.4.1 图面整洁、清晰；线性格线分布均匀，对数格线符合对数比例关系；曲线布局、线型选择合理，曲线交叉处清晰可辨；成像测井图颜色对比合理、图像清晰。
4.4.2 绘图曲线应便于读取数值、质量检查。
4.4.3 重复文件、主文件、接图文件、验证文件、测井参数、刻度与校验数据、下井仪器串示意图、仪器参数、井身结构示意图及图头应连续打印。
4.4.4 测量值应符合区域地质规律,常见矿物、流体参数见附录 A;当出现与井下条件无关的异常时,应对异常段进行重复测量,重复测量应符合 4.7 的要求;如未能查明原因,应更换仪器验证。
4.4.5 同次测井曲线补接时,接图处曲线重复测量井段不少于25 m;点测量方式不少于2个重复点。不同次测井曲线补接时,接图处曲线重复测量井段应符合4.7的要求。
4.4.6 由于仪器连接或井底沉砂等原因造成漏测井段，应小于 15 m 或满足地质要求；遇阻曲线应平直稳定，放射性测井曲线应考虑统计起伏的影响。
4.4.7 采用磁记号测井深度系统施工时，在深度标准井深度范围内，记号应齐全准确，连续缺失记号不应超过2个，井底和套管鞋附近不应缺失记号。
4.5 测井深度
4.5.1 测井电缆的深度按规定在深度标准井内或地面电缆丈量系统中进行注磁标记；非磁性记号深度系统应定期在深度标准井内进行深度校验；深度误差应符合电缆标定的要求。
4.5.2 同趟次几种仪器组合测井时,测量的各条曲线深度误差应在±0.2 m以内。
4.5.3 测井曲线确定的表层套管鞋深度与工程深度差值应在±0.5 m以内；测井曲线确定的技术套管鞋、油层套管（包括尾管）、短套管深度与工程深度相对误差应在±0.1%以内；测井井深不应超过钻井井深的0.1%；测井深度与岩性剖面深度相对误差应在±0.1%以内；超出误差范围应查明原因。
4.5.4 同一口井不同次测量或不同电缆的同次测量，在钻井液密度和仪器质量差别不大的情况下，深度误差应在±0.1%以内。
4.5.5 不同次测井接图深度误差超过规定时,应将自然伽马曲线由井底测至井口,其他曲线通过校正达到深度一致。
4.5.6 半潜式钻井平台电缆测井时,若钻柱升沉补偿器松动,应进行压力补偿并校正深度后再继续测井。
4.5.7 套管井测井资料深度宜以裸眼井测井资料深度为准。
4.6 测井速度、采样间距、深度比例与测量值单位
4.6.1 测井速度应符合仪器技术文件要求；几种仪器组合测井时，应满足测井速度最低的仪器要求。
4.6.2 测井采样间距应满足地质任务需求。
4.6.3 应根据地质任务对测井的需求,采用相应的深度比例(1:500、1:200等),见附录B。
4.6.4 常用测井项目的测量值单位见附录 B。
4.7 重复测井
4.7.1 重复测井用于验证测井仪器的重复性、稳定性和可靠性，应在井径规则、曲线幅度变化明显的井段测量。
4.7.2 根据仪器的测井速度及测量方式,重复井段应满足以下要求:
a）测井速度大于或等于 150 m/h 的测井项目，重复井段不应少于 50 m ;
b) 测井速度小于 150 m/h 的测井项目, 重复井段不应少于 25 m ;
c) 点测量方式(电缆地层测试除外),重复测量点数不应少于有效点数的 5% 且井段不应少于 25 m。
4.7.3 重复测井与主测井对比,测量值误差应符合仪器技术文件的有关规定。
4.8 质量控制曲线
应依据仪器技术文件的规定显示并记录质量控制曲线，且该曲线应能反映仪器的工作状态。
4.9 数据记录
4.9.1 测井施工现场应及时回放并检查数据记录,当数据记录与原图记录不一致时,应补测或重新测井。
4.9.2 原始数据记录应齐全,清单内容包括:井号、测井日期、测井队别、文件名及数据格式、测量井段、 曲线名称,同时应标注主测井、重复测井及其他测井(接图、验证等)对应的文件名。
4.9.3 应依据资料处理规程的要求,提交测井数据;数据记录应标明井号、测井日期、文件名及数据格式、测量井段、曲线名称、采样间距等信息;数据中同趟次测量曲线的深度误差应在±0.2 m以内,不同趟次测量曲线的深度误差应在±0.4 m以内。
5 裸眼井测井原始资料质量要求
5.1 自然电位测井
5.1.1 在钻井液性能稳定的情况下,泥岩基线在 100 m 测量井段内偏移应在 ±10 mV 以内。
5.1.2 在砂泥岩剖面地层,曲线应能反映岩性变化,砂岩渗透层自然电位曲线的幅度变化符合 Rmf 与地层水电阻率 Rw 的关系:
a) 当 Rmf 大于 Rw 时, 自然电位曲线为负幅度变化;
b) 当 Rmf 小于 Rw 时, 自然电位曲线为正幅度变化。
5.1.3 重复曲线与主曲线形态应一致，幅度大于10 mV的地层，重复测量值相对误差应在±10%以内。
5.2 电位电极系、梯度电极系电阻率测井
5.2.1 套管段测量值应接近零值,长电极系干扰值应在 ±0.2 Ωcdotm 以内。
5.2.2 大段泥岩段，长、短电极系测量值应基本相同。
5.2.3 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±5%以内。
5.3 电极电位测井
5.3.1 测井曲线应符合矿(岩)层的电极电位特征,常见金属矿物的电极电位值见表1。
| 矿物 | 电极电位V | 矿物 | 电极电位V |
| 白铁矿 | +0.37 | 方铅矿 | +0.15 |
| 辉银矿 | +0.23 | 辉铜矿 | +0.14 |
| 黄铜矿 | +0.18~+0.30 | 红镍矿 | +0.02 |
| 硫砷铜矿 | +0.20 | 砷铜矿 | +0.01 |
| 铜蓝 | +0.20 | 铜 | 0 |
| 黄铁矿 | +0.18 | 辉锑矿 | -0.17~-0.60 |
| 斑铜矿 | +0.17 | 闪锌矿 | -0.20~-0.40 |
5.3.2 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±7.5%以内。
5.4 滑动接触电流法测井
5.4.1 在金属矿体边界处,曲线变化应清晰可辨,并进行重复测井验证。
5.4.2 滑动接触电流法测井曲线与电极电位测井曲线宜有较好的对应性。
5.4.3 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±7.5%以内。
5.5 微电极测井
5.5.1 在井径规则井段,纯泥岩层段微电位与微梯度曲线应基本重合。
5.5.2 在淡水钻井液条件下,渗透层段微电位与微梯度曲线应有明显正幅度差(微电位测量值大于微梯度测量值)。
5.5.3 微电极曲线与微球型聚焦、微侧向、邻近侧向曲线形态相似，与自然电位、自然伽马、声波时差曲线有较好的相关性。
5.5.4 重复曲线与主曲线形态应一致，在井径规则的渗透层段，重复测量值相对误差应在±10%以内。
5.6 双侧向测井
5.6.1 在 2 Ω cdotm ∼2000 Ω cdotm 有效测量范围内，厚度大于 2 m 的砂泥岩地层，测井曲线在井径规则井段应符合以下规律:
a）在均质非渗透性地层中，双侧向曲线应基本重合；
b) 在渗透层段, 当 Rmf 小于 Rw 时, 深侧向测量值应大于浅侧向测量值; 当 Rmf 大于 Rw 时, 水层的深侧向测量值应小于浅侧向测量值; 油(气)层的深侧向测量值应大于或等于浅侧向测量值。
5.6.2 对于碳酸盐岩和火成岩地层，溶孔发育段的测井特征与砂泥岩剖面的渗透性储层相似；裂缝发育段的测井特征与裂缝的发育程度、地层流体性质、钻井液性质及侵入情况有关；深、浅侧向的差异与裂缝的角度有相关性。
5.6.3 在仪器有效测量范围内,裂缝、孔隙均欠发育的致密层双侧向曲线基本重合。
5.6.4 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±5%以内。
5.7 微球型聚焦测井
5.7.1 井径规则井段,泥岩层微球型聚焦曲线与双侧向曲线应基本重合;在其他均质非渗透性地层中,曲线形状应与双侧向曲线相似,测量值和双侧向数值相近;在渗透层段应反映冲洗带电阻率的变化并符合地层的侵入关系。
5.7.2 在 2 Ω cdotm ∼500 Ω cdotm 有效测量范围内，井径规则井段，高电阻率薄层的微球型聚焦测量值应高于双侧向测量值。
5.7.3 碳酸盐岩及复杂岩性地层,致密层段微球型聚焦测量值多低于双侧向测量值,储层发育段及泥岩段接近双侧向测量值。
5.7.4 重复曲线与主曲线形态应一致，在井径规则的渗透层段，重复测量值相对误差应在±10%以内。
5.8 微侧向测井
微侧向曲线应符合 5.7 中的规定。
5.9 邻近侧向测井
邻近侧向曲线应符合 5.7 中的规定。
5.10 阵列侧向测井
5.10.1 地层界面显示清晰,可分辨厚度大于 0.3 m 的地层。
5.10.2 在 2 Ω cdotm ∼2000 Ω cdotm 有效测量范围内, 测井曲线在井径规则且厚度大于 2 m 的地层应符合以下规律:
a）在均质非渗透性地层中，不同探测深度的曲线应基本重合；
b) 在渗透性地层,不同探测深度的曲线应反映地层的侵入特征,侵入特征符合 Rmf 与 Rw 的关系。
5.10.3 在仪器有效测量范围内,裂缝、孔隙均欠发育的致密层不同探测深度的测井曲线基本重合。
5.10.4 当井径大于 254 mm(10 in) 或地层与钻井液电阻率比值大于 2 000 时, 浅探测曲线受井眼影响增大, 与深探测曲线重合性变差。
5.10.5 重复曲线与主曲线形态应一致，电阻率在 0.2 Ω cdotm ∼1.0 Ω cdotm 范围内，重复测量值误差应在 ±0.1 Ω cdotm 以内；电阻率在 1 Ω cdotm ∼2000 Ω cdotm 范围内，重复测量值相对误差应在 ±5% 以内；电阻率大于 2000 Ω cdotm ，重复测量值相对误差应在 ±20% 以内。
5.11 激发极化测井
5.11.1 激发极化测井,宜同时测量视电阻率和自然电位曲线,在金属矿区应采用梯度电极系测量。
5.11.2 测井过程中,若视极化率曲线出现负值或突变,应查明原因。
5.11.3 测量值大于 3 倍背景值为激电异常体,每个异常体应至少有 3 个测量点控制。
5.11.4 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±7.5%以内。
5.12 磁化率测井
5.12.1 应在地面或井内无磁性地段确定背景值(零线)。
5.12.2 磁化率曲线出现异常跳变,应查明原因。
5.12.3 钻井液中含磁性颗粒(如赤铁矿粉等),应进行说明。
5.12.4 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±7.5%以内。
5.13 双感应-八侧向测井
5.13.1 在 0.1 Ω cdotm ∼50 Ω cdotm 有效测量范围内, 砂泥岩剖面地层, 井径规则井段测量值应符合以下特征:
a）在均质非渗透性地层中，双感应-八侧向曲线基本重合；
b) 在渗透层段(有侵入情况下): 当 Rmf 小于 Rw 时, 水层的八侧向电阻率小于中感应电阻率, 中感应电阻率小于深感应电阻率; 当 Rmf 大于 Rw 时, 水层的八侧向电阻率大于中感应电阻率, 中感应电阻率大于深感应电阻率; 在油(气)层段, 深感应电阻率大于中感应电阻率, 中感应电阻率大于八侧向电阻率。
5.13.2 除高、低电阻率薄互层或受井眼及井下金属物影响引起异常外，曲线应平滑无跳动，在仪器有效测量范围内，不应出现饱和现象。
5.13.3 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±5%以内。
5.14 高分辨率感应-数字聚焦测井
5.14.1 在 0.1 Ω cdotm ∼200 Ω cdotm 有效测量范围内，井径规则井段测量值应符合以下特征:
a）在均质非渗透性地层，高分辨率感应-数字聚焦曲线应基本重合；
b) 在渗透层段(有侵入情况下): 当 Rmf 小于 Rw 时, 水层的数字聚焦电阻率小于高分辨率中感应电阻率, 高分辨率中感应电阻率小于高分辨率深感应电阻率; 当 Rmf 大于 Rw 时, 水层的数字聚焦电阻率大于高分辨率中感应电阻率, 高分辨率中感应电阻率大于高分辨率深感应电阻率; 在油(气)层段, 高分辨率深感应电阻率大于高分辨率中感应电阻率, 高分辨率中感应电阻率大于数字聚焦电阻率。
5.14.2 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±5%以内。
5.15 阵列感应测井
5.15.1 在 0.1 Ω cdotm ∼200 Ω cdotm 有效测量范围内, 井径规则井段应符合以下特征:
a）在均质非渗透性地层，不同探测深度的曲线应基本重合；
b) 在渗透性地层,不同探测深度的曲线应反映地层的侵入特征,侵入特征符合 Rmf 与 Rw 的关系;
c) 在高矿化度地层水、油水两相共存、钻井液侵入的渗透性地层，阵列感应测井曲线可能出现低电阻率环带现象。
5.15.2 在电阻率对比明显的层界面处,受井轴与地层法线间的夹角影响,可能出现“犄角效应”的特征。
5.15.3 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±5%以内。
5.16 电磁波电阻率测井
5.16.1 在仪器有效测量范围内,测井曲线符合以下特征:
a）无侵入或均质非渗透性地层不同频率相位差(或幅度比)电阻率曲线基本重合；
b) 渗透性地层且有侵入情况下:侵入特征符合 Rmf 与 Rw 的关系。
5.16.2 地层厚度较小或仪器探测范围大于仪器到地层界面距离时，测量值受围岩影响较大。
5.16.3 不同频率相位差(或幅度比)电阻率曲线应具有一致性;相位差与幅度比的电阻率差异应反映探测深度与纵向分辨率的差异。
5.16.4 当地层电各向异性较强时,若井轴与地层法线间的相对角度大于 60° ,可能出现极化现象。
5.17 三分量感应测井
5.17.1 在 0.1 Ω cdotm ∼200 Ω cdotm 有效测量范围内, 测井曲线在井径规则井段应符合以下规律:
a）在均质非渗透性地层中，不同探测深度的各条电阻率曲线应基本重合；
b) 在渗透性地层,不同探测深度的曲线应反映地层的侵入特征,侵入特征符合 Rmf 与 Rw 的关系;
c) 在高矿化度地层水、油水两相共存、钻井液侵入的渗透性地层，测井曲线可能出现低电阻率环带现象。
5.17.2 在各向异性储层中(如砂泥岩薄互层、页岩等),垂直电阻率的数值应高于其他电阻率曲线数值。
5.17.3 三分量感应测井计算的地层倾角应与地层真倾角一致。
5.17.4 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±5%以内。
5.18 双频介电测井
5.18.1 在地层电阻率 Rt 大于 3 Ω cdotm 、 Rm 大于 1 Ω cdotm 的情况下，47 MHz 仪器所测曲线应能反映储层含油气情况。
5.18.2 在 Rm 大于 0.6 Ω cdotm 的情况下，200 MHz 仪器所测曲线能反映储层侵入带含油气情况，与 47 MHz 仪器所测曲线组合应能反映储层的侵入特征。
5.18.3 200 MHz 测井曲线与孔隙度、电阻率曲线有相关性，应能反映地层岩性及孔隙度变化。
5.18.4 47 MHz 与 200 MHz 仪器所测两组曲线具有相关性。
5.18.5 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±5%以内。
5.19 介电扫描测井
5.19.1 纯砂岩标准水层的介电孔隙度与总孔隙度相对误差应在±5%以内。
5.19.2 纯砂岩地层介电扫描电阻率应与浅探测电阻率数值接近。
5.19.3 同一频率下不同接收器接收的纵向和横向极化信号幅度随源距增加应有序降低；源距越大，接收信号幅度应越低。
5.19.4 不同频率下同一接收器接收的纵向和横向极化信号幅度应无异常跳变；频率越高，幅度越小。
5.19.5 不同频率、不同源距的幅度及相移信号的不均衡曲线应与零线重合或在零线附近小幅度变化。
5.19.6 重复曲线与主曲线形态应一致，相对介电常数重复测量值相对误差应在±5%以内。
5.20 自然伽马测井
5.20.1 测井特征应符合地区规律，与地层岩性有较好的对应性。泥岩、酸性火山岩及富含放射性物质的地层呈高自然伽马特征；砂岩、中基性火山岩及纯碳酸盐岩地层呈低自然伽马特征。
5.20.2 自然伽马曲线与自然电位、补偿中子、体积密度、补偿声波及电阻率曲线有相关性。
5.20.3 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±5%以内。
5.21 中子伽马测井
5.21.1 曲线首尾刻度线漂移应在±5%以内。
5.21.2 统计起伏相对误差应在±7%以内。
5.21.3 重复曲线与主曲线形态应一致,渗透层重复测量值相对误差应在±5%以内。
5.22 自然伽马能谱测井
5.22.1 自然伽马能谱测井所测总自然伽马与自然伽马测井曲线基本一致。
5.22.2 铀(U)、钍(Th)、钾(K)数值符合地区规律。
5.22.3 重复曲线与主曲线形态应一致,总自然伽马重复测量值相对误差应在±5%以内,钍和铀的重复测量值相对误差应在±7%以内,钾的重复测量值相对误差应在±10%以内。
5.23 元素测井
5.23.1 元素测量数值应符合地区规律。
5.23.2 地层元素曲线符合岩性特征；在不含放射性物质的砂岩层、纯碳酸盐岩地层与自然伽马、自然伽马能谱有较好的相关性。
5.23.3 元素测井计算的地层骨架密度与地层岩性特征相符合。
5.23.4 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±10%以内。
5.24 补偿密度测井
5.24.1 体积密度曲线与补偿中子、纵波时差、自然伽马曲线有相关性；在致密的纯岩性段，测井值应接近岩石骨架值。常见矿物和流体密度值见附录 A。
5.24.2 砂泥岩剖面,渗透层段(气层除外)体积密度计算的地层孔隙度与补偿中子、纵波时差计算的地层孔隙度接近。
5.24.3 明显气层段,密度孔隙度应大于中子孔隙度。
5.24.4 密度补偿值应为零或小的正值；除钻井液中添加重晶石或地层为煤层、黄铁矿层等，不应出现负值；井径曲线应符合 5.33 中的规定。
5.24.5 重复曲线与主曲线形态应一致，在井径规则井段，重复测量值误差应在 ±0.03 g/cm3 以内。
5.25 岩性密度测井
5.25.1 体积密度曲线应符合 5.24 中的规定；井径曲线应符合 5.33 中的规定。
5.25.2 光电吸收截面指数曲线应能反映地层岩性的变化, 常见矿物和流体的光电吸收截面指数见附录 A。
5.25.3 钻井液中含有重晶石成分时，光电吸收截面指数曲线在渗透层及裂缝发育段应有明显的升高。
5.25.4 重复曲线与主曲线形态应一致，在井径规则井段，光电吸收截面指数重复测量值误差应在 ±0.46 b/eV以内。
5.26 补偿中子测井
5.26.1 补偿中子曲线与体积密度、纵波时差、自然伽马曲线具有相关性；在致密的纯岩性段，测井值应接近岩石骨架值，常见矿物和流体中子值见附录 A。
5.26.2 砂泥岩剖面,渗透层段(气层除外)补偿中子计算的地层孔隙度与体积密度、纵波时差计算的地层孔隙度接近。
5.26.3 明显气层段,中子孔隙度应小于密度和声波孔隙度。
5.26.4 重复曲线与主曲线形态应一致。在井径规则井段,当测量孔隙度大于7个孔隙度单位时,重复测量值相对误差应在±7%以内;当测量孔隙度小于或等于7个孔隙度单位时,重复测量值误差应在±0.5个孔隙度单位以内。
5.27 补偿声波测井
5.27.1 测前、测后应分别在无水泥黏附的套管中测量不少于 10 m 的声波时差曲线，测量值应在 187 mus/m ±7 mus/m(57 mus/ft ±2 mus/ft) 以内。
5.27.2 声波时差曲线在渗透层出现跳动,应降低测速重复测量。
5.27.3 声波时差曲线与补偿中子、体积密度、微电极等曲线具有相关性。
5.27.4 声波时差曲线数值不应低于岩石的骨架值,常见矿物和流体声波时差值见附录 A。
5.27.5 砂泥岩剖面,渗透层段(气层除外)声波时差计算的地层孔隙度与补偿中子、补偿密度或岩性密度计算的地层孔隙度应接近。
5.27.6 明显气层段,声波孔隙度应大于中子孔隙度。
5.27.7 重复曲线与主曲线形态应一致,渗透层重复测量值误差应在±7 μs/m(±2 μs/ft)以内。
5.28 长源距声波测井
5.28.1 声波时差曲线应符合 5.27 中的规定。
5.28.2 波形曲线应近似平行变化，在硬地层纵波、横波、斯通利波界面清晰。
5.28.3 波形图应与声波时差、补偿中子、体积密度曲线有相关性，裂缝层段应有明显的裂缝显示。
5.28.4 水泥面以上井段套管波明显,水泥胶结良好段地层波可辨认。
5.28.5 重复测井与主测井的波列特征应一致。
5.29 阵列声波测井
5.29.1 测前、测后应分别在无水泥黏附的套管中测量不少于 10 m 的时差曲线，纵波时差数值应在 187 mus/m ±7 mus/m(57 mus/ft ±2 mus/ft) 以内。
5.29.2 首波到达时间曲线应符合地层响应规律且变化形态应基本一致。
5.29.3 在井径规则且声波各向异性弱的地层,分量数据 XX 和 YY 曲线应基本重合。
5.29.4 不同接收器的波列记录齐全可辨,硬地层的纵波、横波、斯通利波以及偶极弯曲波界面清楚,幅度变化正常。
5.29.5 曲线应反映岩性变化,纵、横波数值在纯岩性地层中与理论骨架值接近,常见矿物和流体声波时差见附录 A。
5.29.6 纵波时差与补偿声波测井纵波时差曲线应基本一致。
5.29.7 在 12 m 井段内,仪器旋转不应超过 1 周。
5.29.8 重复测井与主测井的波列特征应一致；纵波时差重复曲线与主曲线形态应一致，重复测量值相对误差应在±3%以内。采用定向测量方式时，井斜角重复误差应在±0.4°以内；当井斜角大于0.5° 时，井斜方位角重复误差应在 ±10° 以内。
5.30 三维阵列声波测井
测井曲线符合 5.29 中的规定。
5.31 声波远探测测井
5.31.1 首波到达前的基线应平整,采集到的波列长度应满足远探测测井的技术要求。
5.31.2 其他曲线应符合 5.29 中的规定。
5.32 井温-流体电阻率测井
5.32.1 测井仪器在井口读值与地面温度相差应在±1.5℃以内。
5.32.2 采用下放测量方式,异常井段宜将测速降低至允许测速的80%以内重复测量。
5.32.3 井底井温测井值与温度计记录值应基本一致,非井温异常深度点的钻井液电阻率测井值与现场取样测量的钻井液电阻率数值(经过温度校正后)相差应在±10%以内。
5.32.4 横向比例的选择应使井温曲线异常变化部位显示明显。
5.33 井径测井
5.33.1 井径连续测量进入套管,曲线平直稳定段长度超过 10 m,与套管内径标称值对比,误差应在 ±15 mm(±0.6 in)以内。
5.33.2 致密层井径数值应接近钻头直径,渗透层井径数值接近或略小于钻头直径。
5.33.3 井径腿全部伸开、合拢时的最大、最小值与仪器标称值对比，相对误差应在±5%以内。
5.33.4 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±5%以内。
5.34 井斜测井
5.34.1 测前、测后应对垂直悬挂在井架上的仪器进行偏斜、旋转检查，井斜吊零误差不应大于 0.5° ，并记录检查结果。
5.34.2 曲线变化正常,无负值。
5.34.3 重复曲线与主曲线对比,井斜角重复误差应在 ±0.5° 以内;当井斜角大于 1° 时,井斜方位角重复误差应在 ±10° 以内。
5.35 地层倾角测井
5.35.1 仪器串入井前应对垂直悬挂在井架上的仪器进行偏斜、旋转检查，对电极进行灵敏度检查，并记录检查结果。
5.35.2 井径测量值与套管标称值误差应在±12.7 mm(±0.5 in)以内,其他应符合5.33中的规定。
5.35.3 测井时极板压力适当,微电阻率曲线峰值明显。
5.35.4 微电阻率曲线变化正常,曲线间有对应性,不应出现台阶或负值。
5.35.5 井斜角、方位角曲线变化正常,无负值。
5.35.6 在 12 m 井段内,仪器旋转不应超过 1 周。
5.35.7 重复测井电阻率曲线与主测井电阻率曲线响应特征应相似；井斜角重复误差应在 ±0.5° 以内；当井斜角大于 1° 时，井斜方位角重复误差应在 ±10° 以内。
5.36 微电阻率成像测井
5.36.1 测前使用模拟地层盒检查全部电极；测前、测后应用井径刻度器对各个独立的井径进行检
10 查,与标称值对比误差应在 ±8 mm(±0.3 in) 以内。
5.36.2 测井时极板压力适当;除仪器遇卡外,图像上不应出现拉直现象。
5.36.3 直井段所测量的 X 分量和 Y 分量的磁力交会点分布应以 (0,0) 为圆心的圆、圆弧或螺旋形；井斜变化大的测量井段，则呈多个圆弧，且井斜越大，圆弧半径越大。
5.36.4 井径曲线变化正常,除椭圆井眼外,井径规则井段应基本重合。
5.36.5 井斜角、方位角曲线变化正常,无负值。
5.36.6 微电阻率曲线变化正常、具有相关性、不应出现负值，且与其他微电阻率曲线有对应性。
5.36.7 电成像反映地层特征(裂缝、溶洞、层界面等)清晰,与声成像具有一致性,与其他资料具有对应性。
5.36.8 在 12 m 井段内, 仪器旋转不应超过 1 周。
5.36.9 重复测井与主测井的图像特征应一致；井径重复误差应在±8 mm(±0.3 in)以内；井斜角重复误差应在±0.4°以内；当井斜角大于0.5°时，井斜方位角重复误差应在±10°以内。
5.37 井周声波成像测井
5.37.1 测井前,应依据仪器技术文件,选择与井筒条件和钻井液性能相匹配的探头。
5.37.2 测前应对垂直悬挂在井架上的仪器进行偏斜、旋转及探头的旋转检查，并记录检查结果。
5.37.3 在套管中进行测前、测后校验，井径测量值与套管内径标称值误差应在±5 mm(±0.2 in)以内，测前、测后钻井液时差的差值应在±1.64 μs/m(±0.5 μs/ft)以内。
5.37.4 回波(反射波)时间成像图与回波振幅成像图应具有一致性。
5.37.5 井斜角、方位角曲线变化正常,无负值。
5.37.6 声成像反映地层特征清晰,与电成像具有一致性。
5.37.7 在 12 m 井段内, 仪器旋转不应超过 1 周。
5.37.8 重复测井与主测井的图像特征应一致；井斜角重复误差在 ±0.4° 以内；当井斜角大于 0.5° 时，井斜方位角重复误差在 ±10° 以内。
5.38 核磁共振测井
5.38.1 测井前，应依据井眼尺寸、井深、地层温度与压力、钻井液性能、目的层中的矿物成分、地层流体类型及原油性质，优化采集参数设计并确定采集方式。
5.38.2 根据井径及井眼轨迹变化情况,选择钻井液排除器。
5.38.3 测量曲线应符合地层规律,核磁有效孔隙度响应符合如下要求:
a）孔隙充满液体的较纯砂岩地层:核磁有效孔隙度近似等于密度/中子交会孔隙度；
b) 泥质砂岩地层:核磁有效孔隙度应小于或等于密度孔隙度;
c) 泥岩层:核磁有效孔隙度应低于密度孔隙度;
d) 较纯砂岩气层:核磁有效孔隙度应近似等于中子孔隙度;
e) 泥质砂岩气层:核磁有效孔隙度应低于中子孔隙度,同时气体的快横向弛豫将导致束缚流体体积增加;
f) 在孔隙度接近零的地层和无裂缝存在的泥岩层中,核磁有效孔隙度的基值应小于1.5个孔隙度单位。
5.38.4 井径规则井段且井径接近 200 mm(7.9 in)，地层孔隙度大于或等于 15 个孔隙度单位时，孔隙度曲线重复测量值的相对误差应在 ±10% 以内；当地层孔隙度小于 15 个孔隙度单位时，孔隙度曲线重复测量值的误差应小于 1.5 个孔隙度单位。
5.39 电缆地层测试测井
5.39.1 测井过程中采用自然伽马测井跟踪定位,校深曲线测量井段不应少于 50 m,测试点深度误差应在 ±0.2 m 以内；当测试点深度距上一次校深井段底部深度差超过200 m时，应再次进行深度校正。
5.39.2 压力测试根据设计深度由浅至深测量,每个点的测量要等到压力计温度平衡(60 s 内温度变化小于 0.1 ℃)后进行。
5.39.3 测前、测后钻井液静液柱压力及地层最终恢复压力应稳定，15 s内的变化应在±6.895 kPa (±1 psi)以内。
5.39.4 在钻井液面相对稳定的情况下,测前、测后钻井液静液柱压力相差应在±34.474 kPa(±5 psi)以内。
5.39.5 钻井液静液柱压力随垂直深度的变化应呈近似线性关系；在井筒钻井液无油气侵及钻井液无沉淀的井段，相邻两点计算的视钻井液密度值之差不大于 ±0.02 g/cm3 。
5.39.6 除气层井段外,地层压力恢复曲线变化正常,无抖跳现象。
5.39.7 第一次密封失败的测试点,可在该点的上、下 0.5 m 内选点补测。
5.39.8 干点至少测量两次,第一次压力恢复时间应在60 s以上;第二次压力恢复时间应在120 s以上;极低渗透性地层,压力恢复时间不少于600 s。
5.39.9 地层流体样品采集时,实时流体分析参数(流体密度、气油比等)曲线应连续,且无明显失封、超压等造成的断点;实时流体分析参数指示为地层流体特征,且在泵抽后两个泵抽周期内不应发生变化。
5.39.10 对于纯油气层，PVT 样品中烃类流体体积占比应大于或等于 70%，油基钻井液条件下应大于或等于 95%。
5.39.11 对于挥发油藏，PVT样品取样前应进行泡点测试，所取样品承压应高于泡点压力（液相烃类在压力变化过程中，保持单一液相状态与溢出气相状态之间的界面压力）；对于凝析气藏，PVT样品取样前应进行露点测试，所取样品承压应高于露点压力（气相烃类在压力变化过程中，保持单一气相状态与析出液相状态之间的界面压力）。
6 套管井测井原始资料质量要求
6.1 注入剖面测井
6.1.1 测量参数
注入剖面测井主要包括磁性定位、井温、压力、自然伽马、流量等测量参数。
6.1.2 磁性定位
6.1.2.1 曲线变化显示清楚,接箍信号峰明显可辨,且不应出现畸形峰,干扰信号幅度应小于接箍信号幅度的 30%。
6.1.2.2 目的层段不应缺失接箍信号,非目的层段不应连续缺失2个以上接箍信号。
6.1.2.3 接箍、封隔器、配注器等井下工具在曲线上应有明显的显示。
6.1.3 井温
6.1.3.1 采用下放测量方式,静水区温度测量值变化趋势应符合地温梯度变化规律。
6.1.3.2 井温曲线应重复测量,开井井温重复误差应在±2℃以内。
6.1.4 压力
6.1.4.1 密闭测井情况下,根据压力测井曲线折算到井口的压力与井口实际压力误差应在±1 MPa以内。
6.1.4.2 重复曲线与主曲线形态应一致,压力测量值相对误差应在±5%以内。
6.1.5 自然伽马
6.1.5.1 测井曲线应符合 5.20.1 中的规定。
6.1.5.2 重复曲线与主曲线形态应一致,重复测量值相对误差应在±10%以内。
6.1.6 流量
6.1.6.1 超声、电磁流量法
6.1.6.1.1 测井速度稳定,流量曲线波动幅度与流量曲线平均值的相对误差应在±10%以内。
6.1.6.1.2 应测得总流量与零流量(井底有漏失或遇阻等情况除外),重复测量值相对误差应在±10%以内。
6.1.6.1.3 流量曲线在井下工具(配注器、封隔器等)变径处应有明显变化。
6.1.6.1.4 点测流量应满足以下要求:
a）流量曲线稳定后录取时间不应少于60 s，曲线变化相对误差应在±5%以内；
b) 总流量测量值与井口计量值的相对误差应在±10%以内。
6.1.6.2 示踪相关、脉冲中子氧活化法
6.1.6.2.1 测点宜避开油管接箍和套管接箍位置。
6.1.6.2.2 曲线应有明显示踪峰或谱峰。
6.1.6.2.3 除遇阻外，每级配注层段中向上、向下水流应追踪到仪器测量下限值。
6.1.6.2.4 重复测量全井总流量、零流量和异常点(窜槽或漏失)，重复测量值相对误差应在±10%以内。
6.1.6.3 放射性同位素示踪载体法
6.1.6.3.1 放射性同位素示踪剂释放前应测量自然伽马曲线作为基准曲线，且应符合6.1.5中的规定。
6.1.6.3.2 同位素示踪伽马曲线分层明显，在注入层位幅值应大于自然伽马曲线幅值。
6.1.6.3.3 同位素示踪伽马曲线应复测全部测量井段,复测曲线与主曲线显示的注入层位应一致。
6.1.6.4 非集流涡轮法
6.1.6.4.1 相同测向不同测速的流量曲线变化趋势一致，且不应少于4条。
6.1.6.4.2 测井速度按等差法选择,应使流量曲线间隔数值不小于1 rps,并同时记录测速曲线,单次测井的测井速度稳定,相对变化不应大于±10%。
6.1.6.4.3 两个相邻射孔层段之间流量曲线波动幅度值与流量平均值的相对误差应在±10%以内，零流量涡轮流量曲线平直。
6.2 产出剖面测井
6.2.1 测量参数
产出剖面测井主要包括磁性定位、井温、压力、自然伽马、流量、流体密度、持水率、持气率等测量参数。
6.2.2 磁性定位、压力、自然伽马
磁性定位、压力和自然伽马曲线应分别符合 6.1.2、6.1.4、6.1.5 的规定。
6.2.3 井温
6.2.3.1 井温测量方式及曲线应符合 6.1.3 中的规定。
6.2.3.2 井温曲线应能反映出主要产出层，与流量曲线反映一致。
6.2.4 流量
6.2.4.1 集流涡轮点测流量法
6.2.4.1.1 集流涡轮流量测井采用定点测量方式测量,测点应选在相邻的两个射孔层之间。在最上面的射孔层顶部以上,选点测量总流量。
6.2.4.1.2 使用皮球集流器录取的流量曲线不少于2次打泵记录，且每次打泵记录时间应大于5 s，最后一次打泵前后流量曲线的录取时间应大于30 s，打泵前后的流量曲线峰值稳定。
6.2.4.1.3 使用伞式集流器录取的流量曲线稳定,曲线的录取时间应大于60 s。
6.2.4.1.4 主产液层、分层产液量出现负值的层、测量产液量与静态资料相矛盾层的上下测点和第一测点处应进行流量重复测量，各流量测量值相对误差应在±10%以内。
6.2.4.2 非集流涡轮流量法
测井曲线应符合 6.1.6.4 中的规定。
6.2.5 流体密度
6.2.5.1 应记录仪器在空气和水中的响应值。
6.2.5.2 在底水区井段内,曲线变化平稳,且与地层水或井筒流体密度相一致。
6.2.5.3 重复曲线与主曲线形态应一致,流体密度测量值相对误差应在±10%以内。
6.2.6 持水率
6.2.6.1 持水率(点测)
6.2.6.1.1 持水率录取稳定段相对误差应在±3%以内。
6.2.6.1.2 主产液层、分层产液量出现负值的层和第一测点应进行持水率重复测量,各持水率测量值相对误差均应在±10%以内。
6.2.6.1.3 阻抗式、同轴线相位式全水值曲线应平直，全水值与混相值录取时间应大于或等于60 s，阻抗式混相值应高于全水值，同轴线相位式混相值应低于全水值。
6.2.6.1.4 取样式电容法曲线由明显显示油水初期分离过程的弯曲部分和相对稳定分离过程的平直段两部分组成,曲线显示录取时间应大于或等于 400 s。
6.2.6.2 持水率(连续)
6.2.6.2.1 曲线变化能划分出油(气)、水界面。
6.2.6.2.2 在底水区井段内,曲线变化平稳,重复测量值相对误差应在±10%以内。
6.2.7 持气率
6.2.7.1 在不同流体产出部位,应与流体密度曲线变化趋势一致。
6.2.7.2 测井特征应能指示井筒气液界面的位置。
6.3 工程测井
6.3.1 磁性定位测井
6.3.1.1 磁性定位曲线应符合 6.1.2 中的规定。
6.3.1.2 用于射孔、测卡爆炸松扣等作业校深，测量井段内有异常时，应对异常井段的上、下各10 m区间进行重复测量；测量井段内无异常时，应对整个目的层段进行重复测量。
6.3.1.3 用于井下工具深度检查时,工具特征及形态应明显,应对全部井段重复测量。
6.3.2 自然伽马校深测井
6.3.2.1 自然伽马曲线幅度起伏变化与裸眼测井曲线应有良好的一致性,砂岩、泥岩和特殊岩性层分辨清楚。
6.3.2.2 测量井段小于 100 m 时, 应对全部井段重复测量; 重复曲线与主曲线形态应一致, 重复测量值相对误差应在 ±10% 以内。
6.3.3 多臂井径成像测井
6.3.3.1 正常油管或套管的测井曲线数值与其内径标称值对比,误差应在±2 mm以内。
6.3.3.2 非射孔井段接箍显示明显。
6.3.3.3 重复曲线与主曲线测量误差应在±2 mm 以内。
6.3.4 井斜测井
6.3.4.1 测井曲线应符合 5.34 中的规定。
6.3.4.2 与多臂井径组合测井时,应将方位角测量的 X 轴基准母线,与多臂井径仪 1 号测量臂进行方位对准。
6.3.5 电磁测厚测井
6.3.5.1 测井曲线在管柱无损伤、无变形处应为相对稳定的基值。
6.3.5.2 在无损伤接箍、油套管短节或井下特殊工具等井段,多个探头曲线响应特征应基本一致,变化特征明显。
6.3.5.3 纵横向损伤范围较大井段，多个探头曲线上应有明显异常显示。
6.3.5.4 变化异常的井段应进行重复测量,多个探头曲线相对误差应在±10%以内。
6.3.6 可见光电视测井
6.3.6.1 图像清晰可辨,无明显噪点、模糊或光晕干扰,灰度对比适中。
6.3.6.2 图像应能识别管柱较大变形、损伤、射孔等位置及井下工具内壁结构。
6.3.6.3 图像模糊无法识别关键特征井段应进行重复测量。
6.3.7 电磁探伤测井
6.3.7.1 测速稳定且不应大于 300 m/h 。
6.3.7.2 电磁探伤测井曲线在管柱无损伤、无变形处应各为相对稳定的基值。
6.3.7.3 测量井段内有异常时，应对异常井段的上、下 10 m 区间进行重复测量；测量井段内无异常时，应在测量井段内至少选取 60 m 井段进行重复测量，重复曲线与主曲线形态应一致。
6.3.8 井温测井
6.3.8.1 井温测量方式及曲线应符合 6.1.3 中的规定。
6.3.8.2 用于检查压裂效果时,在压裂前,应测量静态井温曲线;压裂后井温测井时间应与压裂结束时间间隔不应超过20 h。
6.3.8.3 用于找漏找窜时,异常井段应将测速降低至允许测速的80%以内重复测量,重复误差应在±1℃以内。
6.3.8.4 重复测井与主测井时间间隔不应少于 15 min。
6.3.9 噪声测井
6.3.9.1 点测资料录取时间应大于或等于 30 s。
6.3.9.2 曲线变化应连续,不应出现与井内状况无关的突变或跳跃。
6.3.9.3 测量井段内有异常时，应对异常井段的上、下10 m区间进行测点加密重复测量；测量井段内无异常时，应在测量井段内至少选取20 m井段进行重复测量，重复曲线与主曲线形态应一致。
6.3.10 声波变密度测井
6.3.10.1 有自由套管的井，应在自由套管井段刻度；无自由套管的井，应选用测井前在刻度筒、刻度井或套管结构、尺寸一致的邻井的刻度值。
6.3.10.2 测量井段应由井底遇阻位置测到水泥返高以上曲线变化平稳的井段，并测出五个以上的自由套管接箍(水泥浆上返至地面、悬挂套管等特殊情况固井除外)。
6.3.10.3 自由套管井段,声波变密度套管波显示清晰平直、明暗条纹可辨;声波幅度曲线数值稳定,套管接箍信号明显。
6.3.10.4 声波幅度曲线变化与声波变密度套管波显示应具有相关性,并符合以下规律:
a）当声波幅度曲线数值较低时，对应的声波变密度套管波显示弱或无；
b) 当声波幅度曲线数值较高时,对应的声波变密度套管波显示强。
6.3.10.5 有自由套管的井，在混浆带及自由套管井段重复测量；无自由套管的井，在固井质量有变化井段重复测量；重复测井与主测井的变密度波列特征应相似，声波幅度曲线相对误差应在±10%以内。
6.3.11 扇区水泥胶结测井
6.3.11.1 声波变密度测井应符合 6.3.10 中的规定。
6.3.11.2 扇区声幅型水泥胶结测井在自由套管中的扇区最大声幅、最小声幅和平均声幅曲线数值平稳，相对差异应在±10%以内。
6.3.11.3 扇区衰减率型水泥胶结测井符合以下要求:
a) 在自由套管中,平均衰减曲线与最小衰减曲线之差应在±3.28 dB/m(±1 dB/ft)以内;
b) 在非接箍位置且套管内无水泥黏附的情况下,最大声波时差和最小声波时差曲线数值应稳定,差值在 ±19.7 mus/m(±6 mus/ft) 以内;
c) 在 12 m 井段内, 仪器旋转不应超过 1 周。
6.3.11.4 声波变密度测井与扇区测井响应及水泥胶结图应具有相关性。
6.3.11.5 水泥胶结图清晰,沟槽等显示清楚。
6.3.11.6 有自由套管的井，在混浆带及自由套管井段重复测量；无自由套管的井，在固井质量有变化井段重复测量；重复测井与主测井的图像特征应基本一致；重复曲线与主曲线测量值相对误差应在±10%以内。
6.3.12 伽马密度测井
6.3.12.1 在自由套管或完全胶结井段,水泥密度计数率平均值与最大值、最小值的相对差异应在±5%以内。
6.3.12.2 在固井质量变化明显的井段进行重复测井,两次测量的综合道计数率相对误差应在±10%以内。
6.3.13 套后超声成像测井
6.3.13.1 扫描头型号、探头类型的选择，应符合套管尺寸、井筒流体性质等条件的要求。
6.3.13.2 测井过程中仪器应保持居中,超声脉冲回波换能器、弯曲波换能器均不应超过各自允许的最大偏心距。
6.3.13.3 测井过程中扫描头转速应平稳，且在要求的数值范围内。
6.3.13.4 测井过程中测速应保持稳定。
6.3.13.5 超声脉冲回波、弯曲波信号清晰完整,无明显信号丢失。
6.3.13.6 超声波信号在接箍处信号响应特征明显，套管尺寸变化处套管半径和壁厚响应变化明显。
6.3.13.7 在自由套管井段,最大、最小及平均衰减曲线应平直且相互平行。
6.3.13.8 重复测井与主测井的图像特征应基本一致。
6.4 储层评价测井
6.4.1 碳氧比能谱测井
6.4.1.1 表征中子产额的曲线值相对变化应在±10%以内。
6.4.1.2 同步采集非弹性散射能谱与俘获伽马能谱,采样间隔不应大于0.125 m。
6.4.1.3 俘获能谱特征峰(氢 2.223 MeV、铁 7.63 MeV)清晰,峰位偏差不应大于 0.2 MeV。
6.4.1.4 岩性指示曲线(Si/Ca、Ca/Si)、孔隙度指示曲线(RNF)与裸眼井自然伽马、声波曲线相关,饱和度指示曲线(C/O、Cl/H)反映储层流体性质。
6.4.1.5 典型储层段重复测量时，C/O 曲线形态一致，相对误差应在±8%以内。
6.4.2 中子寿命测井
6.4.2.1 表征中子产额的曲线值相对变化应在±10%以内。
6.4.2.2 采集时间分辨率不大于 10 mus 的伽马时间谱，覆盖 0 mus ∼1000 mus ; 采样间隔不应大于 0.125m 。
6.4.2.3 远探测器计数率应大于或等于 1 000 cps; 泥岩计数率衰减应快于砂岩储层。
6.4.2.4 热中子俘获截面曲线与裸眼井岩性曲线相关,重复测量相对误差应在±10%以内。
6.4.2.5 硼(钆)-中子寿命测井时,非渗透段注示踪剂前后俘获截面曲线基本重合。
6.4.3 脉冲中子-中子测井
6.4.3.1 表征中子产额的曲线值相对变化应在±10%以内。
6.4.3.2 采集热中子时间谱(0 μs~1 800 μs)，采样间隔不应大于0.1 m。
6.4.3.3 热中子计数率应反映地层含氢指数与泥质含量,泥岩段计数率为相对低值。
6.4.3.4 热中子计数率衰减应反映地层俘获热中子能力,泥岩计数率衰减应快于储层计数率衰减。
6.4.3.5 典型储层段重复测量时,热中子俘获截面相对误差应在±10%以内。
6.4.4 脉冲中子全谱测井
测井曲线应符合 6.4.1 和 6.4.2 的规定。
6.4.5 宽能域-氯能谱测井
6.4.5.1 中子伽马曲线应符合 5.21 中的规定。
6.4.5.2 采集自然伽马能谱、近远中子-伽马全能谱和低能谱、近远中子-中子计数率，采样间隔不应大于0.1 m。
6.4.5.3 能谱峰位(钾 1.46 MeV、硼 0.487 MeV)稳定,漂移不应大于10道。
6.4.5.4 近、远热中子计数率曲线形态相似,重复测量值相对误差应在±7%以内。
6.4.6 四中子测井
6.4.6.1 统计起伏相对误差应在±10%以内，采集近远中子、伽马计数率曲线，采样间隔不应大于0.1 m。
6.4.6.2 四条曲线形态趋势一致,泥岩段计数率应为低值,砂岩段应为高值。
6.4.6.3 非渗透层重复测量值相对误差应在±10%以内。
6.4.7 过套管电阻率测井
6.4.7.1 采样间隔不应大于 0.5 m, 有效测量范围 0.1 Ω·m~200 Ω·m。
6.4.7.2 泥岩段测量值与裸眼井深电阻率数值相对误差应在±8%以内,渗透层测量值应与生产动态(含水率等)相符合。
6.4.7.3 重复测量电阻率数值相对误差应在±10%以内。
7 测井原始资料质量监控
7.1 应全程实时监控仪器工作状态和曲线质量。
7.2 测井原始资料质量监控检查表见附录 C。
| 矿物、流体名称 | 化学成分 | 纵波时差μs/m | 纵波时差μs/ft | 横波时差μs/m | 横波时差μs/ft | 骨架密度g/cm3 | 测井曲线 | ||||
| 中文名 | 英文名 | 密度g/cm3 | 超热中子孔隙度% | 热中子孔隙度% | 光电吸收截面指数b/e | ||||||
| 石英 | Quartz | SiO2 | 167 | 51 | 243 | 74 | 2.65 | 2.64 | -1.1 | -2.1 | 1.81 |
| 正长石 | Orthoclase | KAlSi3O8 | 226 | 69 | - | - | 2.56 | 2.53 | -1.5 | -1.1 | 2.86 |
| 钠长石 | Albite | NaAlSi3O8 | 154 | 47 | 321 | 98 | 2.62 | 2.59 | -1 | -1.3 | 1.68 |
| 钙长石 | Anorthite | CaAl2Si2O8 | 148 | 45 | - | - | 2.76 | 2.74 | -1.3 | -1.6 | 3.13 |
| 伊利石 | Illite | K1-1.5Al4(Si,Al)8O20(OH)4(O,OH)10 | - | - | - | - | 2.64 | 2.63 | 12.7 | 15.8 | 3.45 |
| 蒙脱石 | Montmorillonite | (Na,Ca)0.33(Al,Mg)2Si4O10(OH)2·nH2O | - | - | - | - | 2.06 | 2.02 | 12.6 | 11.5 | 2.04 |
| 高岭石 | Kaolinite | Al2O3·2SiO2·2H2O | 695 | 212 | 1076 | 328 | 2.59 | 2.61 | 47.8 | 45.1 | 1.49 |
| 方解石 | Calcite | CaCO3 | 151 | 46 | 292 | 89 | 2.71 | 2.71 | 0 | 0 | 5.08 |
| 白云石 | Dolomite | CaMg(CO3)2 | 138 | 42 | 253 | 77 | 2.87 | 2.87 | 1.7 | 0.5 | 3.14 |
| 重晶石 | Barite | BaSO4 | 226 | 69 | 436 | 133 | 4.48 | 4.09 | -1 | 0.2 | 266.8 |
| 石膏 | Gypsum | CaSO4·2H2O | 174 | 53 | - | - | 2.31 | 2.33 | 58.5 | 57.6 | 3.99 |
| 硬石膏 | Anhydrite | CaSO4 | 177 | 54 | 321 | 98 | 2.96 | 2.98 | -1.2 | -0.7 | 5.06 |
| 岩盐 | Halite | NaCl | 220 | 67 | 394 | 120 | 2.03 | 2.04 | -2.2 | -1.8 | 4.65 |
| 矿物、流体名称 | 化学成分 | 纵波时差μs/m | 纵波时差μs/ft | 横波时差μs/m | 横波时差μs/ft | 骨架密度g/cm3 | 测井曲线 | ||||
| 中文名 | 英文名 | 密度g/cm3 | 超热中子孔隙度% | 热中子孔隙度% | 光电吸收截面指数b/e | ||||||
| 天然苏打 | Trona | Na3H(CO3)2·2H2O | 213 | 65 | — | — | 2.13 | 2.11 | 55.4 | 54.9 | 0.71 |
| 氯化钾 | Sylvite | KCl | 243 | 74 | 459 | 140 | 1.99 | 1.87 | -2.7 | -4.1 | 8.51 |
| 普通辉石 | Augite | (Ca,Mg,Fe,Ti,Al)2(Si,Al)2O6 | 269 | 82 | 367 | 112 | 3.38 | 3.4 | -0.5 | 1.5 | 7.79 |
| 普通角闪石 | Hornblende | Ca2Na(Mg,Fe,Al,Ti)3Si8O22(O,OH)2 | 144 | 44 | 269 | 82 | 3.12 | 3.12 | — | — | 5.99 |
| 镁橄榄石 | Forsterite | Mg2SiO4 | 115 | 35 | 216 | 66 | 3.21 | 3.23 | 0.5 | -0.6 | 1.54 |
| 镁铝石榴石 | Pyrope | Mg3Al2(SiO4)3 | 171 | 52 | — | — | 3.56 | 3.59 | 1.3 | 0.7 | 1.6 |
| 夕线石 | Sillimanite | Al2SiO5 | 105 | 32 | 203 | 62 | 3.25 | 3.24 | — | — | — |
| 白云母 | Muscovite | KAl2(AlSi3)O10(OH)2 | 154 | 47 | 259 | 79 | 2.83 | 2.82 | 13.4 | 16.5 | 2.4 |
| 黑云母 | Biotite | K(Mg,Fe)3(Al,Fe)Si3O10(OH,F)2 | 167 | 51 | 735 | 224 | 3.01 | 2.99 | 15.8 | 22.5 | 6.27 |
| 磁铁矿 | Magnetite | Fe3O4 | 236 | 72 | 508 | 155 | 5.2 | 5.1 | 4.5 | 11.2 | 22.24 |
| 黄铁矿 | Pyrite | FeS2 | 125 | 38 | 194 | 59 | 5.01 | 5 | -2.2 | -1.9 | 16.97 |
| 铝 | Aluminum | Al | 156 | 47.5 | 328 | 100 | 2.7 | 2.6 | — | — | 0.23 |
| 铁 | Iron | Fe | 171 | 52.1 | 308 | 93.9 | 8.93 | 8.72 | — | — | 2.55 |
| 无烟煤 | Anthracite | C720H258N6O16 | 344 | 105 | — | — | 1.6 | 1.57 | 46.1 | 41.4 | 0.16 |
| 烟煤 | Bituminous | C532H418N8O41 | 394 | 120 | — | — | 1.35 | 1.33 | >60 | >60 | 0.17 |
| 褐煤 | Lignite | C480H412N7O101 | 525 | 160 | — | — | 1.1 | 1.05 | 55.6 | 54.2 | 0.2 |
| 淡水 | Water | H2O | 620 | 189 | — | — | 1 | 1 | 100 | 100 | 0.36 |
| 油 | Oil | CH4-6 | — | — | — | — | 0.83 | — | — | — | 0.12 |
| CH2 | — | — | — | — | 0.85 | — | — | — | 0.13 | ||
附录 B (资料性)
部分测井项目的深度比例、测量值单位
B.1 裸眼井部分测井项目的深度比例、测量值单位见表 B.1。
| 测井项目 | 深度比例 | 测量值单位 | |
| 自然电位测井 | 1:200 | mV | |
| 电位、梯度电极系电阻率测井 | 1:200 | Ω cdotm | |
| 电极电位测井 | 1:500或1:1000或1:50 | mV | |
| 滑动接触电流法测井 | mA | ||
| 微电极测井 | 1:200 | Ω cdotm | |
| 双侧向测井 | 1:200 | Ω cdotm | |
| 微球型聚焦测井 | 1:200 | Ω cdotm | |
| 微侧向测井 | 1:200 | Ω cdotm | |
| 邻近侧向测井 | 1:200 | Ω cdotm | |
| 阵列侧向测井 | 1:200 | Ω cdotm | |
| 激发极化测井 | 视极化率 | 点测,1:500、1:1000、1:50 | % |
| 激发极化电位 | mV | ||
| 磁化率测井 | 10-6SI | ||
| 双感应-八侧向测井 | 1:200 | Ω cdotm | |
| 高分辨率感应-数字聚焦测井 | 1:200 | Ω cdotm | |
| 阵列感应测井 | 1:200 | Ω cdotm | |
| 电磁波电阻率测井 | 1:200 | Ω cdotm | |
| 三分量感应测井 | 电阻率 | 1:200 | Ω cdotm |
| 地层倾角 | (°) | ||
| 双频介电测井 | 相位角 | 1:200 | (°) |
| 介电常数 | — | ||
| 比值 | — | ||
| 电阻率 | Ω cdotm | ||
| 介电扫描测井 | 介电常数 | 1:200 | — |
| 电阻率 | Ω cdotm | ||
| 含水孔隙度 | % | ||
| 自然伽马测井 | 1:200 | API | |
| 中子伽马测井 | 1:200 | API | |
| 自然伽马能谱测井 | 钾 | 1:200 | % |
| 钍、铀 | 10-6 | ||
| 自然伽马 | API | ||
| 无铀伽马 | API | ||
| 测井项目 | 深度比例 | 测量值单位 | |
| 元素测井 | 铝元素、钙元素、硅元素、硫元素、镁元素、铁元素、锰元素、钾元素、钛元素 | 1:200 | % |
| 补偿密度测井 | 1:200 | g/cm3 | |
| 岩性密度测井 | 体积密度 | 1:200 | g/cm3 |
| 岩性光电截面吸收指数 | b/e | ||
| 补偿中子测井 | 1:200 | % | |
| 补偿声波测井 | 1:200 | μs/m(μs/ft) | |
| 长源距声波测井 | 声波时差 | 1:200 | μs/m(μs/ft) |
| 波形 | μs | ||
| 变密度 | μs | ||
| 阵列声波测井 | 时差 | 1:200 | μs/m(μs/ft) |
| 波形 | μs | ||
| 井温-流体电阻率 | 井温 | 1:200 | °C |
| 流体电阻率 | Ω·m | ||
| 井径测井 | 1:200 | cm(in) | |
| 井斜测井 | 井斜角 | 1:200 | (°) |
| 方位角 | (°) | ||
| 地层倾角测井 | 井斜角 | 1:200 | (°) |
| 方位角 | (°) | ||
| 井径 | cm(in) | ||
| 微电阻率 | Ω·m | ||
| 微电阻率成像测井 | 微电阻率成像 | 1:200、1:50、1:20 | - |
| 井斜角 | (°) | ||
| 方位角 | (°) | ||
| 井径 | cm(in) | ||
| 井周声波成像测井 | 时间成像 | 1:200、1:50或1:20 | - |
| 幅度成像 | - | ||
| 井斜角 | (°) | ||
| 方位角 | (°) | ||
| 井径 | cm(in) | ||
| 核磁共振测井 | 孔隙度 | 1:200 | % |
| 渗透率 | 10-3μm2 | ||
| 电缆式地层测试测井 | 点测、时间驱动 | Pa(psi) | |
| 测井项目 | 深度比例 | 测量值单位 | ||
| 注入剖面测井 | 磁性定位 | 1:200或1:500 | mV | |
| 井温 | °C | |||
| 压力 | MPa | |||
| 自然伽马 | API | |||
| 流量 | 点测,1:200或1:500 | m3/d | ||
| 产出剖面测井 | 磁性定位 | 1:200 | mV | |
| 压力 | MPa | |||
| 自然伽马 | API | |||
| 井温 | °C | |||
| 流量 | m3/d | |||
| 流体密度 | 点测或1:200 | g/cm3 | ||
| 持水率、持气率 | % | |||
| 工程测井 | 磁性定位测井 | 磁性定位 | 1:200或1:50 | mV |
| 自然伽马校深测井 | 自然伽马 | 1:200 | API | |
| 磁性定位 | mV | |||
| 多臂井径成像测井 | 井径 | 1:200 | mm(in) | |
| 井斜测井 | 井斜角 | 1:200 | (°) | |
| 方位角 | (°) | |||
| 井径 | mm(in) | |||
| 电磁测厚测井 | 幅度 | 1:200 | mV | |
| 相位 | (°) | |||
| 电磁探伤测井 | 自然伽马 | 1:200 | API | |
| 井温 | °C | |||
| 纵向探头 | — | |||
| 横向探头 | — | |||
| 井温测井 | 磁性定位 | 1:200 | mV | |
| 井温 | °C | |||
| 噪声测井 | 自然伽马 | 1:200 | API | |
| 噪声频率 | Hz | |||
| 声波变密度测井 | 声波幅度 | 1:200 | mV | |
| 变密度图像 | — | |||
| 扇区声幅型水泥胶结测井 | 声波幅度 | 1:200 | mV | |
| 扇区声波幅度 | mV | |||
| 变密度图像 | — | |||
| 水泥胶结图 | — | |||
| 测井项目 | 深度比例 | 测量值单位 | ||
| 工程测井 | 扇区衰减率型水泥胶结测井 | 声波幅度 | 1:200 | mV |
| 变密度图像 | — | |||
| 扇区衰减率 | dB/m(dB/ft) | |||
| 水泥胶结图 | — | |||
| 相对方位 | (°) | |||
| 最大、最小套管时差 | μs/m(μs/ft) | |||
| 伽马密度测井 | 密度计数率 | 1:200 | cps | |
| 自然伽马 | API | |||
| 套后超声成像测井 | 反射波幅度成像 | 1:200 | mV | |
| 弯曲波衰减成像 | dB/m(dB/ft) | |||
| 弯曲波衰减 | dB/m(dB/ft) | |||
| 声阻抗成像 | Mrayl | |||
| 固液气成像 | — | |||
| 储层评价测井 | 碳氧比能谱测井 | 净非弹性散射总计数率及硅、钙、碳、氧计数率 | 1:200 | cps |
| 碳氧比、钙硅比 | — | |||
| 俘获散射总计数率及元素计数率 | cps | |||
| 硅钙比等俘获散射元素比 | — | |||
| 俘获与非弹计数率比值 | — | |||
| 中子寿命测井 | 宏观俘获散射截面 | 1:200 | c.u. | |
| 各探测器非弹性散射计数率、俘获散射计数率 | cps | |||
| 近与远探测器俘获计数率比值 | — | |||
| 脉冲中子-中子测井 | 宏观俘获散射截面 | 1:200 | c.u. | |
| 各探测器热中子计数率 | cps | |||
| 近与远探测器热中子计数率比值 | — | |||
| 脉冲中子全谱测井 | 参照碳氧比能谱测井与中子寿命测井所要求参数 | 1:200 | — | |
| 宽能域-氯能谱测井 | 各探测器中子伽马软区、硬区计数率 | 1:200 | cps | |
| 各探测器中子-中子计数率 | cps | |||
| 自然伽马能谱总计数率 | cps | |||
| 四中子测井 | 近探测器与远探测器中子-中子计数率 | 1:200 | cps | |
| 近探测器与远探测器中子伽马计数率 | cps | |||
| 过套管电阻率测井 | 电阻率 | 1:200 | Ω·m | |
测井原始资料质量监控检查表
表 C.1 测井原始资料质量监控检查表
依据标准:
测井原始资料质量监控的主要内容见表C.1。
| 资料录取 | 测井日期 | 年 月 日 | 测井目的 | 资料采集施工单位 | 地面系统型号 | |||||
| 测量井段 | 1:200 m~ m | 上交图件 | 1:200 张 | 数据存储介质:数量: 张(个) | ||||||
| 1:500 m~ m | 1:500 张 | |||||||||
| 测井项目 | ||||||||||
| 测井原始资料检验 | 检验内容 | 图头、图面 | 刻度、校验 | 深度 | 测量值 | 与其他曲线相关性 | 重复性 | 测井速度 | 质量控制曲线 | 数据记录 |
| 测井项目1 | ||||||||||
| 测井项目2 | ||||||||||
| ...... | ||||||||||
| 备注 | ||||||||||
| 操作员: 队长: 测井监督: 年 月 日 | ||||||||||
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