SY/T 7620—2021
基本信息
标准号： SY/T 7620—2021
中文名称：随钻测井资料处理与解释规范
标准类别：石油天然气行业标准(SY)
标准状态：现行
出版语种：简体中文
下载格式：.zip .pdf
下载大小：6262591
标准分类号
关联标准
出版信息
相关单位信息
标准简介
SY/T 7620—2021.
1范围
SY/T 7620规定了随钻测井资料质量分析、预处理、处理和解释的基本内容与技术要求。本文件适用于随钻测井资料的处理与解释。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件﹔不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单)适用于本文件。
SY/T 5360裸眼井单井测井数据处理流程SY/T 5633 石油测井图件格式
SY/T 5945测井解释报告编写规范
sY/T 6488电成像和声成像测井资料处理解释规范sY/T 6489水平井测井资料处理与解释规范
sY/T 6546复杂岩性地层测井数据处理解释规范sY/T 6617核磁共振测井资料处理与解释规范
sY/T 6937多极子阵列声波测井资料处理与解释规范sY/T 6992碳酸盐岩地层测井资料处理与解释规范sY/T 6994页岩气测井资料处理与解释规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
刻量值主要受邻层相关属性对比度的影响。零
3.2
深度—数据匹配depth-data matching
将以时间为索引的深度文件和随钻测量数据文件，转换为以深度为索引的随钻测量数据文件。
3.3
实时传输测井资料real time transmission of logging data
钻进过程中实时测量并通过钻井液脉冲、电磁、声波等传输技术上传至地面存储器中的数据或文件。
1范围
SY/T 7620规定了随钻测井资料质量分析、预处理、处理和解释的基本内容与技术要求。本文件适用于随钻测井资料的处理与解释。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件﹔不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单)适用于本文件。
SY/T 5360裸眼井单井测井数据处理流程SY/T 5633 石油测井图件格式
SY/T 5945测井解释报告编写规范
sY/T 6488电成像和声成像测井资料处理解释规范sY/T 6489水平井测井资料处理与解释规范
sY/T 6546复杂岩性地层测井数据处理解释规范sY/T 6617核磁共振测井资料处理与解释规范
sY/T 6937多极子阵列声波测井资料处理与解释规范sY/T 6992碳酸盐岩地层测井资料处理与解释规范sY/T 6994页岩气测井资料处理与解释规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
刻量值主要受邻层相关属性对比度的影响。零
3.2
深度—数据匹配depth-data matching
将以时间为索引的深度文件和随钻测量数据文件，转换为以深度为索引的随钻测量数据文件。
3.3
实时传输测井资料real time transmission of logging data
钻进过程中实时测量并通过钻井液脉冲、电磁、声波等传输技术上传至地面存储器中的数据或文件。
标准图片预览
标准内容
ICS73.020
CCSE12
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 7620-2021
随钻测并资料处理与解释规范
Specifications for processing and interpretation of logging while drilling data行业标准信息服务平台下载标准就来标准下载网
2021—11—16发布
国家能源局
2022—02—16实施
行业标准信息服务平台
1范围
2规范性引用文件
3术语和定义
4资料收集
区域资料
邻井资料
4.3本井资料
5测井原始资料质量分析
通用要求
单项测并原始资料质量分析
6测并资料预处理
地层建模
6.2实时传输测井资料预处理
6.3并下存储测井资料预处理
7测井资料处理
7.1实时传输测井资料处理
7.2并下存储测并资料处理
8测井资料解释
实时传输测井资料解释
井下存储测井资料解释
解释成果报告
随钻测井解释成果
随钻测井解释报告
附录A（资料性）随钻测井响应特征轨迹跟踪图
附录B（资料性）
附录C（资料性）地质导向剖面图件绘图格式参考文献
SY/T76202021
行业标准信息服务平台
SY/T76202021
本文件按照GB/T1.12020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由石油工业标准化技术委员会石油测井专业标准化委员会（CPSC/TC11）提出并归口。本文件起草单位：中国石油集团测井有限公司、中国石油集团油田技术服务有限公司、中海油田服务股份有限公司、中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院。本文件主要起草人：耿尊博、陈鹏、朱军、刘鹏、胡秀妮、张树东、刘行军、李永杰、徐大年、李留、王珺、赵文杰、骆庆锋、勇、左兴龙、薛峰、黄川、宋锦祥、黄梅。S
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1范围
随钻测井资料处理与解释规范
SY/T76202021
本文件规定了随钻测井资料质量分析、预处理、处理和解释的基本内容与技术要求。本文件适用于随钻测并资料的处理与解释。2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件，不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
SY/T5360
SY/T5633
SY/T5945
SY/T6488
SY/T6489
SY/T6546
SY/T6617
SY/T6937
SY/T6992
SY/T6994
3术语和定义
裸眼井单井测井数据处理流程
石油测井图件格式
测井解释报告编写规范
电成像和声成像测井资料处理解释规范水平井测井资料处理与解释规范复杂岩性地层测井数据处理解释规范核磁共振测井资料处理与解释规范多极子阵列声波测井资料处理与解释规范碳酸盐岩地层测井资料处理与解释规范页岩气测井资料处理与解释规范下列术语和定义适用于本文件。3.1
探边地质信号
反映地层界面距离和方位的测量信号。注：测量值主要受邻层相关属性对比度的影响。3.2
深度一数据匹配depth-datamatching将以时间为索引的深度文件和随钻测量数据文件，转换为以深度为索引的随钻测量效据文件。3.3
实时传输测井资料realtimetransmissionofloggingdata钻进过程中实时测量并通过钻井液脉冲、电磁、声波等传输技术上传至地面存储器中的数据或文件。3.4
井下存储测井资料downholestorageofloggingdata在随钻测并仪器内部存储器中记录的钻具起出后下载的测量数据或文件。1
SY/T76202021
4资料收集
4.1区域资料
包括但不限于：
a）井位部署图、区域构造图、油气藏类型、地质分层数据和相关地震解释成果图等；b）勘探开发目的层地质特征，地层水水型、矿化度，含油气层系的岩性、物性、电性、含油(气）性。
4.2邻井资料
包括但不限于：
a）邻井岩心实验分析资料、目的层试油和生产及分析化验资料；b）邻并目的层测井解释模型及参数等；c）邻并的测并资料。
4.3本井资料
包括但不限于：
a）钻井取心、岩屑录井现场地质描述、含油性描述和气测数据等：b）钻井地质设计、钻井工程设计、钻头尺寸、钻井液性质、钻时，钻井过程中发生的井涌、井喷或井漏井段，喷、漏物质成分及数量，工程事故及处理情况等，c）本并的测并资料。
5测井原始资料质量分析
5.1通用要求
5.1.1测并仪器和设备
测并使用的仪器和设备应符合仪器测并技术要求。5.1.2
深度记录
随钻测井深度应与钻井工程深度一至，深度误差应控制在土0.1m之内。应对井下存储测井资料进行深度一数匹配：并对随钻测井曲线进行仪器零长校正。5.1.3
测量速度和旋转速度
5.1.3.1实钻测量时，钻进速度（测量速度）应考虑仪器要求的数居采样度，钻柱划眼通井测量时，通井速度应符合该仪器技术指标要求。5.1.3.2
5.1.3.3几种仪器组合测量时，应采用最低测量速度仪器的测速。5.1.3.4仪器扫描测量时，应保持仪器处于旋转状态，旋转速度应符合该仪器技术指标要求。5.1.3.5不同次测井曲线拼接时，同支仪器接图处曲线重复测量并段应大于5m，不同仪器接图处曲线重复测量并段应大于10m。
5.1.3.6重复测量误差应符合仪器的技术指标。5.1.3.7测量数值应与地区规律相吻合，常见矿物、流体参数参见SY/T5132中的常见矿物、流体参数表。
5.2单项测井原始资料质量分析
SY/T76202021
5.2.1随钻感应测井、侧向测井、自然伽马测并、岩性密度测井、补偿中子测并、补偿声波测并的资料质量分析参见SY/T5132和SY/T6489。5.2.2电磁波电阻率测井资料质量分析如下：a）随钻测并一般不受侵入影响，侵人特征不存在或不明显。b）在直井渗透层且有侵入情况下：当钻井液滤液电阻率（R）小于地层水电阻率（R）时，油层、水层的测量值一般呈低侵特征，当R大于R时，水层的测量值一般呈高侵特征，油层的测量值一般呈低侵或无侵特征。）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，地层电阻率与围岩电阻率差异越大，围岩影响越大。地层界面极化会引起测量值增大，除此之外测量值应介于地层电阻率与围岩电阻率之间。d）在仪器电阻率测量范围内，不应出现限幅现象。e）不同频率相位差（或幅度比）电阻率曲线响应具有一致性：相位差与幅度比的电阻率差异应反映它们之间探测深度与纵向分辨率的差异。f）电阻率受地层各向异性影响。当井地相对角大于60°时，层界面处可能会出现极化角现象，呈“特角效应”曲线特征。
g）在仪器探测范围内，均质非渗透地层不同频率相位差（或幅度比）电阻率曲线基本重合，渗透层段应反映地层的径向电阻率变化特征。5.2.3超声井径测井资料分析如下：a）在清洁完好的套管中，平均井径数值与套管内标称值误差的绝对值应小于5mm；b）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。5.2.4电磁波成像测井资料分析如下a）电阻率曲线应符合5.2.2的规定。b）探测范围内为电阻率均匀介质时，探边地质信号响应为零。c）探边地质信号受界面距离和界面两侧的电阻率对比度影响。距离界面越近，探边地质信号越强：电阻率对比度越大，探边地质信号越强d）前探电阻率由线在探润范围内有电阻率界面时，电阻率曲线受前方介质影响有向前方介质电阻率变化的趋势，距码界面近变化趋势越大，在仪器进入界面和穿出界面时会出现“特角效应”。
5.2.5随钻电阻率成像测井资料分析如下：a）微电阻率曲线变化正常，有相关性，不应出规负值，并与其他微电阻率曲线有对应性b）电成像反映地层特征（裂缝、溶洞、层界面等）请新，与声成像具有一致性，与其他资料具有对应性。
5.2.6随钻伽马成像测井资料质量分析如下：a）方位自然伽马曲线与地层岩性应有较好的相关性，在泥岩层或含有放射性物质的地层呈高自然伽马特征，砂岩、碳酸盐岩等致密地层呈低自然伽马特征。b）伽马成像清晰，图中色差应反映地层岩性差异。c）当地层比较薄时，自然伽马数值受邻层影响较大，伽马成像应反映地层界面与井眼接触关系。d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天：地层自然伽马与围岩自然伽马差别越大，围岩的影响越大。测量值应介于地层与围岩的自然伽马之间。
5.2.7随钻密度成像测井资料质量分析如下：3
SY/T7620-2021
a）经井眼校正后，致密纯岩性段的测井值应与岩石骨架理论值吻合。b）在井眼规则的情况下，致密纯岩性段计算的孔隙度与中子、声波测井值计算的地层孔隙度接近。
c）方位密度成像应反映地层界面与并眼接触关系。d）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，地层密度与围岩密度差别越大，围岩的影响越大。测量值应介于地层与围岩的密度之间。5.2.8随钻多极子声波成像测井资料质量分析如下：a）首波到达时间曲线变化形态应基本一致：b）波列记录齐全可辨，硬地层的纵波，横波、斯通利波界面清楚，幅度变化正常c）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参见SY/T5132的常见矿物、流体参数表；d）纵波时差与补偿声波测井纵波时差曲线应基本一致。5.2.9随钻核磁共振测井资料质量分析如下：a）测量模式和测量参数（测并速度、回波间隔、回波串个数、回波申累加次数和资料信噪比等）应与目的层储层特征相匹配，
b）标准水层应无明显差谱信号
e）短等待时间核磁总孔隙度不超过长等待时间核磁总孔隙度，长回波间隔核磁总孔隙度不超过短回波间隔核磁总孔隙度，长回波间隔横向弛豫时间7谱右边界不超过短回波间隔横向弛豫时间T2谱右边界：
d）内部电压值应保持稳定，相邻深度点的正常波动无明显台阶变化。增益值变化应与地层电阻率、钻并液电阻率和井径等因素的变化相一致，平滑无突变；e）温度校正前后交变电磁场强度差异应不超过5%，变化应平稳；f）纵向弛豫时间一横向弛豫时间（T-T）测井资料中T谱右边界应不超过T谱右边界：g）重复测量井段应包括储层段且不少于20m，T谱重复测量形态一致，孔隙度误差的绝对值应小于1.5p.u.。
5.2.10随钻测压测井资料质量分析如下：a）压力预测试次效应不少于三次b）压力曲线变化正常，无拉跳：c）测压点的深度值应精确到0.i，压力数据读值应精确到0.06895kPa（0.01psi）：d）最终恢复压力、地层流度应采用最一次预测试所获得的数据，地层压力应满足压力稳定的判定条件[0.6895kPa/m（0.1psi/m）慧服务平
e）宜根据测前与测后钻井液压力回归接近，确定压力稳定可靠。6测并资料预处理
6.1地层建模
根据邻井或导眼井资料、地质构造图、地震面图、井眼轨迹设计、地层倾角、构造形态特征及岩石物理参数等建立初始地层模型。包括内容如下：a）利用多井对比软件模块，依据由大层到小层的对比原则，绘制邻井地层对比图，6）利用地层建模软件模块，依据自标并的设计并斜、方位、斜深和垂深数据，绘制并眼轨迹图。井眼轨迹图应包含垂直投影曲线道、水平投影曲线道和地层模型显示区域。e）加载邻井（或导眼井）垂深测井曲线和分层数据到垂直曲线道，构建地层框架。4
d）加载地震剖面图，该剖面应与目标并设计轨迹定义的垂向部面相匹配。SY/T76202021
e）依据地层对比图，井眼轨迹图和地震剖面图中的岩石物理参数和构造形态信息，包括不同层厚、地层倾角、层边界距离、电阻率和各向异性系数等信息，约束地层框架模型，建立初始地层模型。
6.2实时传输测井资料预处理
6.2.1有效数据提取实时上传数据，避免误解码引入异常值6.2.2依据随钻测井仪器参数及其环境校正方法等，对实时数据进行井眼几何尺寸、井内流体类型、温度、压力、井斜等校正。
6.3并下存储测并资料预处理
6.3.1随钻测井深度以井下存储数据深度一数据匹配结果为准。6.3.2深度校正内容如下：
a）以自然伽马曲线为基准线，校正不同趟次测井曲线之间的深度，不同曲线深度误差应在±0.2m之内；
b）对照特殊岩性（如泥岩、钙质、白云质夹层、薄层油页岩、生物灰岩、煤层和凝灰岩等）的随钻测井响应特征，确定不同曲线间的深度校正量。6.3.3环境校正内容如下：
a）依据随钻测井仪器参数及其环境校正方法等，对测井曲线做围岩、厚度、并眼几何尺寸、井内流体类型、温度、压力、井斜和螺纹井眼等校正；b）随钻伽马测井曲线应进行钻链密度、钻钮内径或外径、钻井液密度、氯化钟、偏心间隙和井径等校正：
c）随钻电阻率测井曲线应进行钻并液侵人、钻井液电阻率、各向异性和交角等校正d）随钻密度测井曲线应进行钻井液密度、氯化钾、岩性、偏心间隙、井径和矿化度等校正。7测井资料处理
7.1实时传输测井资料处理
7.1.1根据实时获得的随钻测井及书工程轨迹等测量参数计算井眼轨迹和地层视倾角等信息。7.1.2井眼轨迹计算包括东西位移、南北位、垂直深度、水平位移和闭合方位的计算，计算方法参见SY/T6489中水平并井眼轨迹参数的计算公式7.1.3主要地层视倾角计算方法如下：a）成像测井计算法：依据成像测井获取的地层真倾角，计水平方位视倾角，计算方法见公式(1)。
=arctan（tancoso）
式中：
e一视地层倾角，单位为度（°）；地层倾角，单位为度（°）；
の视倾向与真倾向之间的夹角，单位为度（°）。b）多井联井计算法：计算方法见公式（2)。台
SY/T76202021
式中：
-arctan(HL)
H一同相轴两个参考点垂直距离，单位为米（m）：L同相轴两个参考点水平距离，单位为米（m）。7.1.4通过实时获取的探边地质信号，借助实时反演软件得到探边距离。（2)
7.1.5通过修改初始地层模型一查询响应一精度控制不断循环，获得地层倾角、方位和边界距离等真实参数。
7.2并下存储测井资料处理
7.2.1各向异性分析
随钻电阻率各向异性的计算，按照SY/T6489的规定执行。7.2.2处理方法和解释参数的选择7.2.2.1砂泥岩地层探井常规测井资料处理方法和解释参数的选择按照SY/T5360的规定执行。碳酸盐岩地层探井测井资料处理方法和解释参数的选择按照SY/T6992的规定执行。7.2.2.2
7.2.2.3复杂岩性地层探井测井资料处理方法和解释参数的选择按照SY/T6546的规定执行。7.2.2.4
页岩气探井测井资料处理方法和解释参数的选择按照SY/T6994的规定执行。7.2.2.5多极子声波成像测井资料的处理与解释按照SY/T6937的规定执行。7.2.2.6
电成像、声成像测井资料的处理与解释按照SY/T6488的规定执行。核磁共振测井资料的处理与解释按照SY/T6617的规定执行。页岩油、煤层气、致密砂岩油气探井测井资料应选择相应程序进行处理。电磁波探边成像测资料选择仪器配套反演方法和软件进行处理。8测井资料解释
1实时传输测井资料解释
业标准信息
随钻测井响应特征
参见附录A。
8.1.2标志层识别
在邻井测井小层细分的基础上，通过本井实时传输带线与年产曲线之间的对比，落实标志层位服务平
置，确定地质靶点垂深。
8.1.3油气水快速识别
基于实时传输测井和录井资料，对油气水层进行快速定性判断，确定箱体内优质位置，8.1.4并眼轨迹与地层接触关系判断8.1.4.1基于电磁波界面探测仪器反演的窗帘图提供直观井眼轨迹与地层接触关系。8.1.4.2带有方位信息的成像测并图像反映井眼轨迹与地层接触关系，“哭脸”反映井眼轨迹下切地层，“笑脸”反映井眼轨迹上切地层。6
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CCSE12
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2021—11—16发布
国家能源局
2022—02—16实施
行业标准信息服务平台
1范围
2规范性引用文件
3术语和定义
4资料收集
区域资料
邻井资料
4.3本井资料
5测井原始资料质量分析
通用要求
单项测并原始资料质量分析
6测并资料预处理
地层建模
6.2实时传输测井资料预处理
6.3并下存储测井资料预处理
7测井资料处理
7.1实时传输测井资料处理
7.2并下存储测并资料处理
8测井资料解释
实时传输测井资料解释
井下存储测井资料解释
解释成果报告
随钻测井解释成果
随钻测井解释报告
附录A（资料性）随钻测井响应特征轨迹跟踪图
附录B（资料性）
附录C（资料性）地质导向剖面图件绘图格式参考文献
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本文件按照GB/T1.12020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由石油工业标准化技术委员会石油测井专业标准化委员会（CPSC/TC11）提出并归口。本文件起草单位：中国石油集团测井有限公司、中国石油集团油田技术服务有限公司、中海油田服务股份有限公司、中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院。本文件主要起草人：耿尊博、陈鹏、朱军、刘鹏、胡秀妮、张树东、刘行军、李永杰、徐大年、李留、王珺、赵文杰、骆庆锋、勇、左兴龙、薛峰、黄川、宋锦祥、黄梅。S
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1范围
随钻测井资料处理与解释规范
SY/T76202021
本文件规定了随钻测井资料质量分析、预处理、处理和解释的基本内容与技术要求。本文件适用于随钻测并资料的处理与解释。2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件，不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
SY/T5360
SY/T5633
SY/T5945
SY/T6488
SY/T6489
SY/T6546
SY/T6617
SY/T6937
SY/T6992
SY/T6994
3术语和定义
裸眼井单井测井数据处理流程
石油测井图件格式
测井解释报告编写规范
电成像和声成像测井资料处理解释规范水平井测井资料处理与解释规范复杂岩性地层测井数据处理解释规范核磁共振测井资料处理与解释规范多极子阵列声波测井资料处理与解释规范碳酸盐岩地层测井资料处理与解释规范页岩气测井资料处理与解释规范下列术语和定义适用于本文件。3.1
探边地质信号
反映地层界面距离和方位的测量信号。注：测量值主要受邻层相关属性对比度的影响。3.2
深度一数据匹配depth-datamatching将以时间为索引的深度文件和随钻测量数据文件，转换为以深度为索引的随钻测量效据文件。3.3
实时传输测井资料realtimetransmissionofloggingdata钻进过程中实时测量并通过钻井液脉冲、电磁、声波等传输技术上传至地面存储器中的数据或文件。3.4
井下存储测井资料downholestorageofloggingdata在随钻测并仪器内部存储器中记录的钻具起出后下载的测量数据或文件。1
SY/T76202021
4资料收集
4.1区域资料
包括但不限于：
a）井位部署图、区域构造图、油气藏类型、地质分层数据和相关地震解释成果图等；b）勘探开发目的层地质特征，地层水水型、矿化度，含油气层系的岩性、物性、电性、含油(气）性。
4.2邻井资料
包括但不限于：
a）邻井岩心实验分析资料、目的层试油和生产及分析化验资料；b）邻并目的层测井解释模型及参数等；c）邻并的测并资料。
4.3本井资料
包括但不限于：
a）钻井取心、岩屑录井现场地质描述、含油性描述和气测数据等：b）钻井地质设计、钻井工程设计、钻头尺寸、钻井液性质、钻时，钻井过程中发生的井涌、井喷或井漏井段，喷、漏物质成分及数量，工程事故及处理情况等，c）本并的测并资料。
5测井原始资料质量分析
5.1通用要求
5.1.1测并仪器和设备
测并使用的仪器和设备应符合仪器测并技术要求。5.1.2
深度记录
随钻测井深度应与钻井工程深度一至，深度误差应控制在土0.1m之内。应对井下存储测井资料进行深度一数匹配：并对随钻测井曲线进行仪器零长校正。5.1.3
测量速度和旋转速度
5.1.3.1实钻测量时，钻进速度（测量速度）应考虑仪器要求的数居采样度，钻柱划眼通井测量时，通井速度应符合该仪器技术指标要求。5.1.3.2
5.1.3.3几种仪器组合测量时，应采用最低测量速度仪器的测速。5.1.3.4仪器扫描测量时，应保持仪器处于旋转状态，旋转速度应符合该仪器技术指标要求。5.1.3.5不同次测井曲线拼接时，同支仪器接图处曲线重复测量并段应大于5m，不同仪器接图处曲线重复测量并段应大于10m。
5.1.3.6重复测量误差应符合仪器的技术指标。5.1.3.7测量数值应与地区规律相吻合，常见矿物、流体参数参见SY/T5132中的常见矿物、流体参数表。
5.2单项测井原始资料质量分析
SY/T76202021
5.2.1随钻感应测井、侧向测井、自然伽马测并、岩性密度测井、补偿中子测并、补偿声波测并的资料质量分析参见SY/T5132和SY/T6489。5.2.2电磁波电阻率测井资料质量分析如下：a）随钻测并一般不受侵入影响，侵人特征不存在或不明显。b）在直井渗透层且有侵入情况下：当钻井液滤液电阻率（R）小于地层水电阻率（R）时，油层、水层的测量值一般呈低侵特征，当R大于R时，水层的测量值一般呈高侵特征，油层的测量值一般呈低侵或无侵特征。）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，地层电阻率与围岩电阻率差异越大，围岩影响越大。地层界面极化会引起测量值增大，除此之外测量值应介于地层电阻率与围岩电阻率之间。d）在仪器电阻率测量范围内，不应出现限幅现象。e）不同频率相位差（或幅度比）电阻率曲线响应具有一致性：相位差与幅度比的电阻率差异应反映它们之间探测深度与纵向分辨率的差异。f）电阻率受地层各向异性影响。当井地相对角大于60°时，层界面处可能会出现极化角现象，呈“特角效应”曲线特征。
g）在仪器探测范围内，均质非渗透地层不同频率相位差（或幅度比）电阻率曲线基本重合，渗透层段应反映地层的径向电阻率变化特征。5.2.3超声井径测井资料分析如下：a）在清洁完好的套管中，平均井径数值与套管内标称值误差的绝对值应小于5mm；b）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。5.2.4电磁波成像测井资料分析如下a）电阻率曲线应符合5.2.2的规定。b）探测范围内为电阻率均匀介质时，探边地质信号响应为零。c）探边地质信号受界面距离和界面两侧的电阻率对比度影响。距离界面越近，探边地质信号越强：电阻率对比度越大，探边地质信号越强d）前探电阻率由线在探润范围内有电阻率界面时，电阻率曲线受前方介质影响有向前方介质电阻率变化的趋势，距码界面近变化趋势越大，在仪器进入界面和穿出界面时会出现“特角效应”。
5.2.5随钻电阻率成像测井资料分析如下：a）微电阻率曲线变化正常，有相关性，不应出规负值，并与其他微电阻率曲线有对应性b）电成像反映地层特征（裂缝、溶洞、层界面等）请新，与声成像具有一致性，与其他资料具有对应性。
5.2.6随钻伽马成像测井资料质量分析如下：a）方位自然伽马曲线与地层岩性应有较好的相关性，在泥岩层或含有放射性物质的地层呈高自然伽马特征，砂岩、碳酸盐岩等致密地层呈低自然伽马特征。b）伽马成像清晰，图中色差应反映地层岩性差异。c）当地层比较薄时，自然伽马数值受邻层影响较大，伽马成像应反映地层界面与井眼接触关系。d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天：地层自然伽马与围岩自然伽马差别越大，围岩的影响越大。测量值应介于地层与围岩的自然伽马之间。
5.2.7随钻密度成像测井资料质量分析如下：3
SY/T7620-2021
a）经井眼校正后，致密纯岩性段的测井值应与岩石骨架理论值吻合。b）在井眼规则的情况下，致密纯岩性段计算的孔隙度与中子、声波测井值计算的地层孔隙度接近。
c）方位密度成像应反映地层界面与并眼接触关系。d）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，地层密度与围岩密度差别越大，围岩的影响越大。测量值应介于地层与围岩的密度之间。5.2.8随钻多极子声波成像测井资料质量分析如下：a）首波到达时间曲线变化形态应基本一致：b）波列记录齐全可辨，硬地层的纵波，横波、斯通利波界面清楚，幅度变化正常c）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参见SY/T5132的常见矿物、流体参数表；d）纵波时差与补偿声波测井纵波时差曲线应基本一致。5.2.9随钻核磁共振测井资料质量分析如下：a）测量模式和测量参数（测并速度、回波间隔、回波串个数、回波申累加次数和资料信噪比等）应与目的层储层特征相匹配，
b）标准水层应无明显差谱信号
e）短等待时间核磁总孔隙度不超过长等待时间核磁总孔隙度，长回波间隔核磁总孔隙度不超过短回波间隔核磁总孔隙度，长回波间隔横向弛豫时间7谱右边界不超过短回波间隔横向弛豫时间T2谱右边界：
d）内部电压值应保持稳定，相邻深度点的正常波动无明显台阶变化。增益值变化应与地层电阻率、钻并液电阻率和井径等因素的变化相一致，平滑无突变；e）温度校正前后交变电磁场强度差异应不超过5%，变化应平稳；f）纵向弛豫时间一横向弛豫时间（T-T）测井资料中T谱右边界应不超过T谱右边界：g）重复测量井段应包括储层段且不少于20m，T谱重复测量形态一致，孔隙度误差的绝对值应小于1.5p.u.。
5.2.10随钻测压测井资料质量分析如下：a）压力预测试次效应不少于三次b）压力曲线变化正常，无拉跳：c）测压点的深度值应精确到0.i，压力数据读值应精确到0.06895kPa（0.01psi）：d）最终恢复压力、地层流度应采用最一次预测试所获得的数据，地层压力应满足压力稳定的判定条件[0.6895kPa/m（0.1psi/m）慧服务平
e）宜根据测前与测后钻井液压力回归接近，确定压力稳定可靠。6测并资料预处理
6.1地层建模
根据邻井或导眼井资料、地质构造图、地震面图、井眼轨迹设计、地层倾角、构造形态特征及岩石物理参数等建立初始地层模型。包括内容如下：a）利用多井对比软件模块，依据由大层到小层的对比原则，绘制邻井地层对比图，6）利用地层建模软件模块，依据自标并的设计并斜、方位、斜深和垂深数据，绘制并眼轨迹图。井眼轨迹图应包含垂直投影曲线道、水平投影曲线道和地层模型显示区域。e）加载邻井（或导眼井）垂深测井曲线和分层数据到垂直曲线道，构建地层框架。4
d）加载地震剖面图，该剖面应与目标并设计轨迹定义的垂向部面相匹配。SY/T76202021
e）依据地层对比图，井眼轨迹图和地震剖面图中的岩石物理参数和构造形态信息，包括不同层厚、地层倾角、层边界距离、电阻率和各向异性系数等信息，约束地层框架模型，建立初始地层模型。
6.2实时传输测井资料预处理
6.2.1有效数据提取实时上传数据，避免误解码引入异常值6.2.2依据随钻测井仪器参数及其环境校正方法等，对实时数据进行井眼几何尺寸、井内流体类型、温度、压力、井斜等校正。
6.3并下存储测并资料预处理
6.3.1随钻测井深度以井下存储数据深度一数据匹配结果为准。6.3.2深度校正内容如下：
a）以自然伽马曲线为基准线，校正不同趟次测井曲线之间的深度，不同曲线深度误差应在±0.2m之内；
b）对照特殊岩性（如泥岩、钙质、白云质夹层、薄层油页岩、生物灰岩、煤层和凝灰岩等）的随钻测井响应特征，确定不同曲线间的深度校正量。6.3.3环境校正内容如下：
a）依据随钻测井仪器参数及其环境校正方法等，对测井曲线做围岩、厚度、并眼几何尺寸、井内流体类型、温度、压力、井斜和螺纹井眼等校正；b）随钻伽马测井曲线应进行钻链密度、钻钮内径或外径、钻井液密度、氯化钟、偏心间隙和井径等校正：
c）随钻电阻率测井曲线应进行钻并液侵人、钻井液电阻率、各向异性和交角等校正d）随钻密度测井曲线应进行钻井液密度、氯化钾、岩性、偏心间隙、井径和矿化度等校正。7测井资料处理
7.1实时传输测井资料处理
7.1.1根据实时获得的随钻测井及书工程轨迹等测量参数计算井眼轨迹和地层视倾角等信息。7.1.2井眼轨迹计算包括东西位移、南北位、垂直深度、水平位移和闭合方位的计算，计算方法参见SY/T6489中水平并井眼轨迹参数的计算公式7.1.3主要地层视倾角计算方法如下：a）成像测井计算法：依据成像测井获取的地层真倾角，计水平方位视倾角，计算方法见公式(1)。
=arctan（tancoso）
式中：
e一视地层倾角，单位为度（°）；地层倾角，单位为度（°）；
の视倾向与真倾向之间的夹角，单位为度（°）。b）多井联井计算法：计算方法见公式（2)。台
SY/T76202021
式中：
-arctan(HL)
H一同相轴两个参考点垂直距离，单位为米（m）：L同相轴两个参考点水平距离，单位为米（m）。7.1.4通过实时获取的探边地质信号，借助实时反演软件得到探边距离。（2)
7.1.5通过修改初始地层模型一查询响应一精度控制不断循环，获得地层倾角、方位和边界距离等真实参数。
7.2并下存储测井资料处理
7.2.1各向异性分析
随钻电阻率各向异性的计算，按照SY/T6489的规定执行。7.2.2处理方法和解释参数的选择7.2.2.1砂泥岩地层探井常规测井资料处理方法和解释参数的选择按照SY/T5360的规定执行。碳酸盐岩地层探井测井资料处理方法和解释参数的选择按照SY/T6992的规定执行。7.2.2.2
7.2.2.3复杂岩性地层探井测井资料处理方法和解释参数的选择按照SY/T6546的规定执行。7.2.2.4
页岩气探井测井资料处理方法和解释参数的选择按照SY/T6994的规定执行。7.2.2.5多极子声波成像测井资料的处理与解释按照SY/T6937的规定执行。7.2.2.6
电成像、声成像测井资料的处理与解释按照SY/T6488的规定执行。核磁共振测井资料的处理与解释按照SY/T6617的规定执行。页岩油、煤层气、致密砂岩油气探井测井资料应选择相应程序进行处理。电磁波探边成像测资料选择仪器配套反演方法和软件进行处理。8测井资料解释
1实时传输测井资料解释
业标准信息
随钻测井响应特征
参见附录A。
8.1.2标志层识别
在邻井测井小层细分的基础上，通过本井实时传输带线与年产曲线之间的对比，落实标志层位服务平
置，确定地质靶点垂深。
8.1.3油气水快速识别
基于实时传输测井和录井资料，对油气水层进行快速定性判断，确定箱体内优质位置，8.1.4并眼轨迹与地层接触关系判断8.1.4.1基于电磁波界面探测仪器反演的窗帘图提供直观井眼轨迹与地层接触关系。8.1.4.2带有方位信息的成像测并图像反映井眼轨迹与地层接触关系，“哭脸”反映井眼轨迹下切地层，“笑脸”反映井眼轨迹上切地层。6
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