地质监督工作规范
一、地质监督岗位职责
地质监督是监督管理中心应各事业部要求，派驻钻井现场的甲方地质代表，对所驻井的地质录井工作全面负责。
熟悉本井钻井地质设计，收集邻井地质资料，了解区域地质情况。
在录井前，监督检查乙方钻井队、录井队的物质、技术准备；依据《综合录井服务合同》审查录井队编制、人员资历和持证；检查HSE例卷审批表及内容。
为保证钻井地质设计、合同的严格执行，保障各个阶段作业的质量和资料收集工作的顺利开展，应对乙方作业队伍下达生产管理、作业要求和指导为主要内容的作业指令。
依据《钻井地质设计》资料录取要求进行岩屑录井，对岩屑捞取、清洗、荧光湿照及喷照、干燥、岩屑装袋及保管、百格盒装入等工作方法和质量进行监督；负责落实油气水显示并检查岩屑定名；及时对地质师的岩屑描述内容及其它岩屑录井原始资料进行检查。
掌握本井所在区域的地层层序、地质分层及依据、主要标志层，应用邻井资料进行地层划分和对比，确定目前地层层位；依据钻井地质设计和上级指令，卡准取心层位、中完及完井井深。
依据《钻井地质设计》和邻区、邻井钻探成果，认真进行地层对比，在钻揭预计油气层、浅气层、特殊层段前，为保障安全、顺利钻进，作出安全提示预告。
定期检查综合录井设备运行状况；督促录井队定期对色谱仪及钻井参数传感器进行检查校验，做好油气显示和工程参数异常的及时发现和准确预报；定期审查综合录井原始资料。
发现油、气、水显示要及时收集资料并进行落实，督促乙方录井队按照地质勘探标准的要求及时编写油气显示专报，并对专报内容的齐全、准确性进行审查；严格执行油气层保护措施。
钻井取心前，提示检查钻井队及录井队，要求乙方充分做好准备工作；准确丈量方入，核实取心钻具组合长度，保证取心进尺和井段无误；下钻到底，取心钻进前、取心钻进结束和割心前要在同一钻压条件下丈量方入；合理选择割心位置；组织岩心出筒、整理、丈量；核实岩心描述，并对其它岩心录井原始资料进行检查。
探井按照《钻井地质设计》测井设计中提前通知的时间要求，通知测井作业具体时间和准备要求；开发井，提前24小时通知测井；按照《钻井地质设计》测井设计中测井环境要求，做好钻井液性能、井眼以及其它相关准备工作。在电测前，必须通井1次，并起钻至最后一层套管鞋内；测井施工作业中途，需测放射性项目或仪器起下不畅时，必须进行通井作业；检查测井队《测井作业HSE例卷》及人员持证；为测井队提供并收集所需的各项资料。
对测井、下套管、中途测试、完钻及大幅度调整钻井液密度等重大措施，要事先请示勘探、开发等有关部门或领导，批准后方可实施。提供测井、测试、下套管、固井、VSP测井等各项作业必须的地质数据，并收集所需的各项资料。
按监督中心及各项目部的具体要求，进行各种生产管理记录的填写。
在规定的汇报时间段内，按照规定的汇报方式和内容，及时准确地向规定汇报的单位及个人进行生产汇报。
按照油田公司保密制度的要求，对本井录取资料、悬挂的各类图表及借阅资料要严格保密；完钻后，相关地质资料要全部上交。
负责编写《监督总结报告》，并在完井后1日内上交。
完成领导安排的其它临时性工作。
地质监督工作内容
第一部分：上井前的准备
第二部分：录井前的准备
第三部分：录井工作程序
第一部分 上井前准备
一、个人证件自查
1、《工程监督资格证书》。必须持有中国石油天然气股份有限公司《监督资格证书》或大港油田分公司《工程监督资格证书》二者之一；且在有效期内。
2、《井控操作合格证》。必须持有在有效期内的大港油田分公司颁发的《井控操作合格证》。
3、《上岗证》。在钻井现场工作期间，必须持有并佩带监督管理中心颁发的《上岗证》。
目的
本部分为提示性内容。便于地质监督在接到上井工作安排后，及时做好个人准备。
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资料准备
1、《钻井地质设计》
2、邻井或邻区岩屑录井图
参数井、预探井要求尽可能收集设计中所提到的邻井的岩屑录井图；评价井、开发井收集临近井2份以上岩屑录井图。
工作要求咨询
上井工作前，到本井所属的项目经理部（开发井到勘探开发研究院开发所）咨询本井工作重点、注意事项、汇报要求。
劳保用品准备
按照大港油田分公司的要求准备全套符合标准的井场工作劳动保护用品。
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第二部分 录井前准备
一、技术准备
1、录井相关知识
① 掌握地质录井、荧光录井、工程录井、气测录井、压力录井、地化录井、轻烃分析等录井方法、技术要点、资料的采集与整理，了解三维定量荧光、核磁共振、岩心扫描等新技术录井方法。
② 了解地球物理测井仪器的工作原理和一般解释原则，熟练应用测井资料以及解释成果。
③ 了解地球物理勘探技术，熟练应用其与钻井地质相关的技术成果。
本程序为地质监督提供录井施工前各项工作的准备内容，便于地质监督做好检查及验收。
适用于现场地质监督。按照《钻井地质设计》资料录取要求，依据《录井资料采集整理与报告编写规范》的资料录取内容，进行录井前的准备。
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④ 熟悉中国石油天然气股份公司企业标准大港油田公司企业标准G/SY-2003《地质录井工程质量技术监督及验收规范》、SY/-93《石油天然气钻井地质综合录井规程》、SY/T6020-94《探井地质录井油气水层解释符合率统计方法》、SY/T6294-1997《油气探井分析样品现场采样规范》、《录井资料采集整理与报告编写规范》、中国石油天然气股份有限公司企业标准《地质勘探（二）》的主要内容和要求。
2、详细阅读《钻井地质设计》，熟记关键数据点
① 基本数据：井号、井别、井型、井口坐标（设计、实测、复测）、地面海拔（设计、实测、复测）、地理位置、构造位置、测线位置。
② 设计井深、钻探目的、主要目的层、完钻原则及完钻层位。
③ 构造概况：区域构造位置（一级构造单元、二级构造单元、三级构造带、局部构造位置）、局部构造特征（面积、高点埋藏深度、高点海拔、闭合高度、油气柱高度）、断裂特征、圈闭要素。
④ 地层概况：地层层序、地震层位预测、地层分层、地层分布特征、岩性特征、岩性变化情况、标志层特征；生、储、盖条件；邻井钻探成果；预计地层层位、岩性特征及分层数据。
⑤ 预计油、气、水层井段及地层压力情况、油气水性质。
⑥ 工程要求：邻井地层压力成果及本井设计钻井液使用要求（钻井液类型、密度等）。中完、完钻井深，套管下深要求；井身质量要求。
⑦ 录井项目、录井井段、录井间距及资料录取要求。
⑧ 地球物理测井：测井系列、测井项目及要求。
⑨ HSE风险识别及控制，包括HSE风险识别与评价和HSE风险控制。
3、了解《钻井工程设计》内容
了解钻井工程设计、钻井液设计、地球物理测井设计、试油设计等设计的主要内容和要求；设计变更程序及其它要求。
4、熟悉《大港油田井控实施细则》内容
重点掌握与地质录井施工有关的内容（压力计算、井控操作的危险点、逃生路线等）。
5、地质交底
在生产会或专门召开的地质交底会上，向钻井监督、钻井队、录井队等相关作业队伍进行地质交底，地质交底应包括以下内容：
① 介绍本区域的勘探形势，地层构造情况及邻井钻探成果。
② 介绍本井的钻探意义、钻探目的和任务。
③ 介绍本井资料采集的具体要求，并提出取全取准地质资料的具体措施以及需要工程配合的有关事项。
④ 介绍邻井钻遇油、气、水层和特殊层的层位、深度、压力资料及所采取的措施，预告本井钻遇相应油、气、水层和特殊层的深度和压力等内容。
⑤ 介绍邻井钻井过程中所遇到的复杂情况和处理经过，预告本井钻探难点及可能出现的复杂情况，钻进中可能遇到的故障层位、深度，供制订工程措施时参考。
⑥ 介绍本井完钻原则。
二、地质监督物质准备
1、办公用品
除在地质监督办领取的物品以外，其余均由录井队提供。
2、荧光灯及各种化学试剂（盐酸、四氯化碳、氯化钡）、滴瓶、试管、系列对比标准样等。
除开发井系列对比标准样由地质监督在地质监督办领取以外，其余均由录井队提供。
3、岩屑录井图
严格执行大港油田公司企业标准《地质勘探（二）》中《油气探井岩屑岩心录井图编制规范》的编绘格式和要求，采用透明坐标纸绘制。
4、建立生产管理记录
管理文件包括钻井地质设计、综合录井作业合同、测井服务合同等3项。
管理记录包括上级指令、地质监督作业指令、地质生产汇报记录、生产会记录、地质监督汇报材料、地质监督交接书、地质月、周报、地质预告、油气显示专报、异常预报通知单、录井设备及资料检查记录、钻井液性能及钻井液添加剂记录、钻具记录、套管记录等13项。
5、图表上墙
探井地质监督领取的《钻井地质设计》上墙图表要选择合理位置及时张贴。
督促地质师参考邻井资料，在钻遇特殊层、揭开油气层前或必要的钻井层段，编绘地质预告图。内容主要包括：预计层位、岩性剖面、预计油气层和特殊层位置、故障提示等。做到心中有数。
6、钻具丈量
开钻前，钻井监督、地质监督旁站检查钻井队工程师、录井队地质师丈量钻具。
旁站检查丈量方钻杆长度，补心高、圆井深等基本数据，并做好详细记录。
对下井钻具（钻铤、钻杆等）录井队协助钻井队技术员按照下井顺序编号，标明丈量长度并登记成册；丈量不得少于２次，保证准确无误，钻井队与录井队钻具资料对口。
钻具管理做到丈量钻具五清楚（钻具组合、钻具总长、方入、井深和下接单根）、两对口（钻井、录井）、一复查（全面复查钻具），严把倒换关，确保井深准确无误。
三、检查井场（钻井队）地质录井施工物质准备
1.地质监督房
按井场布置图要求摆放；办公用品、卧具，安全门、逃生路线图、防毒面具、消防器材及电源线、插头插座等，应符合HSE规定。
2.综合录井仪器安装条件
综合录井仪器房、地质师值班房具备摆放条件。
钻井队必须为录井队提供各类传感器及设备的安装条件。
提供录井作业所需的合格电源（电压220V或380V±10％、频率50±2HZ)
3.岩屑录井捞取、清洗岩屑以及晒样的基本条件
振动筛前应铺设木板、安放梯子及扶拦；安装防爆照明设备。
水罐。应摆放在适当的地方，便于换水及操作；安装防爆照明设备。
晒样台。应摆放在阳光充足、距地质值班房较近的地方；离地垫高，晒样台面应高出地面30ｃｍ以上；安装防爆照明设备。
4.通讯设备
录井自行配置汇报及远程传输用的设备。
四、检查录井队录井前准备
1. 录井队人员
编制和资历审查
钻井现场当班录井人员。应与单井《综合录井作业合同》人员名单相一致。
人员编制。按照年度《综合录井服务合同》要求，当班录井人员编制是录井工程师兼队长1人、地质师1人、联机操作员2人、采集工2人。
资历。录井工程师(队长，第一安全责任人) 具有中专及以上文化程度，五年以上现场工作经验，熟悉仪器，具有较高的独立维修、保养设备
的能力，具有现场录井工作的组织能力，能处理录井中所遇到的各类问题；地质师具有中专及以上文化程度，五年以上现场地质工作经验，具有熟练描述岩屑、岩心，鉴别油气显示及整理地质资料及编写录井报告的能力；联机-脱机操作人员具有高中及以上学历，三年以上现场工作经验，能够熟练操作仪器；采集工具有高中及以上学历，二年以上现场工作经验，能正确的捞取、清洗、烘(晒)砂样，能正确地进行岩屑荧光的湿照、干照、喷照，具有区别真假荧光的能力。
持证审查
《上岗证》。录井队人员必须每人都持有上岗证，在钻井现场工作期间，必须佩带《上岗证》。
《井控操作合格证》。录井工程师、地质师、联机操作员应持有大港油田颁发的在有效期内的《井控操作合格证》。
2. 综合录井施工作业HSE例卷
检查项目HSE例卷审批表。审批表应填内容齐全；必须有业主单位专业部门审查意见、业主单位例卷审批意见、业主单位HSE管理办公室审定意见。
检查HSE例卷内容。项目、单位情况介绍清楚；HSE相关组织机构健全，职责明确；设施、设备完整性评估良好；相关HSE风险危害来源、可能后果评估详细；
HSE承诺、工作目标及工作计划明确；HSE资源配置具备支持保证条件；HSE风险消除、削减和控制措施具体、可操作；信息处理畅通，方式简便快捷；关键岗位有HSE指导卡；应急预案全面、详细、可行；施工现场医疗、火灾、员工食物或气体中毒应急程序合理、清楚。
*3.录井队录井前物质准备
综合录井仪器
综合录井仪器房、地质值班房、地化录井仪器。综合录井仪器房应放在井场上靠近振动筛一侧，距井口30米以外平稳安放并垫高20cm以上；地质师值班房紧邻综合录井仪器房并排摆放；地化录井仪器房靠近地质值班房一侧摆放。均要求安装接地线。
泥（页）岩密度测定仪1套。
碳酸盐岩分析仪一套。
氢气发生器2台（1台备用），快速色谱。
空气压缩机1台。
监控显示器。钻台上安装防爆钻台显示器1台；钻井工程师房内装监控显示器1台、地质和钻井监督房内装设监控显示器各1台：水平井等特殊需要的重点井在要求内设监控显示器各1台。
井场通讯电话机。录井仪器房、钻井工程师、地质监督、钻井监督、钻台、地质总监、着陆队工作人员房各安装井场内部通讯电话机1部。
安全门、逃生路线图、防毒面具、消防器材及电源线、插头插座等，应符合HSE规定。
标准样。录井小队必须齐全配备在有效期内的1%和10%标准混合气样、各单组分标准气样；校验非烃色谱用的在有效期内的二氧化碳和氢气标准气样；在有效期内的硫化氢标准气样
地质录井物品
岩屑盒、百格盒、岩屑筛、砂样袋、砂样盘、取样盆、水罐、晒样台、岩屑袋标签（重点井要求正、副样）、岩屑盒标签、冬季施工准备烘烤岩屑的烤箱；岩心盒、岩心盒标签、岩心底部标签、岩心取样标签、岩心拍照器材、榔头、电炉、熔蜡锅、石蜡、蜡纸；透明坐标纸、不透明坐标纸、VMS取样瓶;井壁取心盒，井壁取心盒标签、井壁取心编号及岩性标签;薄片鉴定盒、薄片鉴定标签.
荧光灯及各种化学试剂（盐酸、四氯化碳、氯化钡）、滤纸（普通、定性）、过滤漏斗、滴瓶、试管、试管刷、试管架、系列对比标准样等。
双目显微镜1台；丈量器具(15m、2m钢卷尺；1m钢板尺)。
原始记录表格和表格样本。地质原始资料项目包括录井综合记录、岩屑描述记录、钻井取心描述记录、井壁取心描述记录、热解分析记录（烃源岩）、热解分析记录（储集岩一三峰分析法）、非碎屑岩
岩心缝洞统计表、地层压力监测数据表、荧光分析记录、三维定量荧光显示统计表、碳酸盐含量分析记录、泥（页）岩密度分析记录、钻井液热真空蒸馏气分析记录、后效气检测记录、套管记录、地质综合记录、岩心出筒记录、岩屑录井油气显示统计表、钻井取心油气显示统计表、气测异常显示统计表、岩心录井图、岩屑录井图等22项内容（钻井地质设计未做要求的录井项目原始记录表格不做要求）。
岩屑录井图、岩心录井图。采用透明坐标纸绘制，严格执行大港油田公司企业标准G/SY-2003《地质录井工程质量技术监督及验收规范》、SY/-93《石油天然气钻井地质综合录井规程》、SY/T6020-94《探井地质录井油气水层解释符合率统计方法》、SY/T6294-1997《油气探井分析样品现场采样规范》、《录井资料采集整理与报告编写规范》、中国石油天然气股份有限公司企业标准《地质勘探（二）》的编绘格式和要求。
4. 综合录井设备安装
样品气管线及传感器信号电缆
样气管线安装2条（1根管线备用）；样品气管线不能出现明显的的扭结、弯曲现象；气管线安装要合理，尽量短、防水、防堵；管线延迟时间不超过2min。
立管压力、大钩载荷、转盘扭矩、绞车、H2S等的传感器信号电缆，从钻台下沿、经高架槽（管）集中引至钻井液罐外沿后连至架线杆上。
钻井液池体积、密度器、温度、电导、H2S等的传感器信号电缆，固定在钻井液罐外沿。
钻井泵泵冲速传感器的信号电缆，需立杆引至钻井液罐外沿，杆距不大于3m。
室外电缆均用密封接线盒及防水接头连接，绝缘材料包扎，在钻井液循环系统附近电器必须具备防爆性能。
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发电房与仪器房之间的供电线路中应有过载保护、断相保护、漏电保护；录井仪器房内的电器设备均应绝缘良好，符合安全规定指标。
样气管线和电缆线架设要牢固、安全，不影响井场施工和交通，且便于检查和维护；综合录井仪器房和振动筛之间采取集中高空架设，并且用支架支撑（杆高2～，埋深大于），支架间要保持适当的距离（间距小于10m），其上架设直径5mm的承载钢丝绳，样气管线和全部电缆信号线捆扎后固定在承载钢丝绳上。
**** 脱气器
安装在距井口近，振动筛前缓冲罐或槽内，钻井液液面平稳；排液出口应与钻井液流向一致；脱气器钻井液喷出口喷出量为1/2或2/3为宜，保证脱气效率良好；必须有工作正常的备用脱气器。
绞车传感器
在滚筒轴静止的状态下，安装在司钻操作台一侧绞车滚筒轴端导气龙头处，安装时卸下绞车滚筒导气龙头，安装绞车传感器匹配器和传感器至滚筒轴上，定子固定在滚筒轴导气龙头的进气管线上，应确保同心、转动灵活、固定良好并做密封防水处理，若相位相反，使用倒向开关。
大钩负荷传感器
在坐卡状态下，连接三通及传感器后，安装在与指重表相接的死绳固定器的传压器快速接头上，注入液压油，排尽传压管线内空气，连接处密封良好。
立管压力传感器
在立管内无压力条件下，卸下钻台面以上立管或钻台附近的地面高压管汇上的堵头，装上液压转换器、高压软管、三通及传感器，传感器转换器自由端向上，注入液压油，排尽空气。
转盘转速传感器
在转盘静止的状态下传感器探头安装在转盘底座上，金属激励物固定在转盘上，或安装在转盘离合器轴端或万向轴外围或钻机过桥链轮侧面（以能测到转盘转速合适安全的位置为宜），金属激励物与传感器探头之间的距离不大于30mm。
泵冲传感器
每台泵各安装1个；安装在钻井泵拉杆箱内中心拉杆上方或传动轮侧面；金属激励物与传感器探头之间的距离不大于30mm。
套管压力传感器
安装在井口防喷四通或距井口3m～6m处的节流管汇上（如丝扣不匹配，应接液压转换器匹配接头），装上液压转换器、高压软管、三通及传感器，传感器转换器自由端向上，注入液压油，排尽空气，不漏油。
扭矩传感器
机械（液压）扭矩传感器。卸下转盘传动链条，顶丝式扭矩传感器安装在固定转盘的顶丝上，确保感压膜受力面与转盘转动的切力方向垂直；过桥式扭矩传感器安装在转盘传动链条正下方。再接上链条，接高压软管、三通及传感器到液压扭矩仪上，注入液压油，排尽空气，张紧链条
电扭矩传感器。安装在驱动转盘的电动机动力电缆上，电源线穿过传感器的中心，电源方向对准红色标记面。
钻井液密度传感器
根据《综合录井服务合同》综合录井仪配套标准要求，安装进、出口密度传感器各一套；进口传感器安装在钻井液泵入口附近，流动平稳且浸没传感器探头，感应膜片应背对钻井液流向，安装稳固；出口传感器要安装在振动筛前面，靠近脱气器的位置，钻井液浸没传感器探头，且无沉砂掩埋；传感器应直立且感应膜片应背对钻井液流向，否则会影响测量结果；传感器的二个法兰盘要经常冲洗，若清洗不及时，淤泥堵塞法兰盘则影响测量结果；传感器安装在泥浆池中钻井液流动相对平稳的地方，以保证传感器正常工作。
钻井液温度传感器
根据《综合录井服务合同》综合录井仪配套标准要求，安装进、出口温度传感器各一套；进、出口传感器必须安装在钻进或循环钻井液时探头都能接触并浸没在钻井液面下的深度和位置，安装稳固；出口传感器要安装在振动筛前面，靠近脱气器的位置，且无沉砂掩埋；起下钻期间要及时清洁粘附于传感器上的钻井液,保证传感器可靠、准确运行。
钻井液电导率传感器
根据《综合录井服务合同》综合录井仪配套标准要求，安装进、出口电导率传感器各一套；进口传感器安装在钻井液泵入口附近，流动平稳且浸没传感器探头，安装稳固；出口传感器要安装在振动筛前面，靠近脱气器的位置，钻井液浸没传感器探测头孔，且无沉砂掩埋或堵塞；传感器探头带有可拆卸的保护罩,可防止探头意外受损,并保证测量的准确性,因此投入使用前,一定要注意装上保护罩,并注意在测量过程中不使异物进入护罩(如温度传感器)。
钻井液出口流量传感器
安装在距井口3m～6m高架槽或高架管内，靶子活动方向与钻井液流向一致，防止被沉砂掩埋；固定良好；经常清洁、润滑，使靶子活动自如。
超声波池体积传感器
根据《综合录井服务合同》综合录井仪配套标准要求，安装池体积传感器3个；保持传感器面与最高液位距离至少在30cm以上；安装时注意声波传播路线应无障碍且垂直于液体表面；安装位置应尽量选择在震动小、尽量远离搅拌器的地方，液面平稳，不影响其它作业、保养方便。
H2S传感器
根据《大港油田钻井井控细则》、《综合录井服务合同》综合录井仪配套标准要求，含H2S地区井和探井由综合录井队提供固定式H2S监测系统，至少在仪器房样气管线进色谱分析仪前端安装一个监测传感器、圆井、钻井液出口、钻台等安装3个监测传感器；由于硫化氢气体比空气重，安装位置不应高于人的呼吸系统以上，且应始终把带有滤网的头朝下；由于硫化氢传感器最怕潮湿，选择安装地点时应予以充分考虑，如实在无法避开潮湿地方可考虑加护罩。
*****5、录井仪器标定与校验
所有录井仪器在录井前应进行调校、标定，经现场监督检查符合技术指标和安全要求后方可投入使用；在录井软件中不得设置替代值。
烃类氢焰色谱分析仪
设备经搬迁进入正式录井前，必须重新全面标定。包括全烃、组分、非烃。
最小检知浓度应符合本仪器出厂技术标准，保证色谱仪的灵敏度。一般全烃不大于0．01%（100ppm）；组分不大于0．03%（30ppm）。
管线延时不超过2min。
井口(脱气器处)注样检查管线密封性及样气泵的抽气效率
要求注甲烷样100ml，样气浓度100%。从管线注样，全烃出峰浓度不低于30%；或者从脱气器空气入口注样，全烃出峰浓度不低于5%（此处30%、5%的出峰浓度可能因不同仪器的脱气器规格、气管线粗细长短、样气泵抽吸量的不同会有所不同，但在录井期间井口注样的出峰浓度先后应基本保持一致。
全烃标定
标定全烃点必须使用气囊进样；全烃标定必须在保证最小检知浓度能够检知，并且最高浓度不出现饱和的基础上做出；注入由低到高不同浓度的样气，标定点数不少于7点（个别单点标定色谱仪除外），记录其对应的电压值，建立准确的烃浓度与电压值一一对应的色谱工作曲线，从而建立一条线性工作曲线。
组分标定
按照要求须使用各单组分样(C1～C3)进行；标定点数不少于7点（个别单点标定色谱仪除外），用针管取样100ml，按照浓度从低到高依次注样，记录其对应的电压值；同一浓度注样点必须进样2～3次，取其重复性较好的点的电压值；组分C1和C2分离度必须符合出厂技术标准，一般应大于3s，肉眼观察应能明显分辨；如所在地区为可能的高气油比油藏，应要求录井队配制并注入甲乙烷浓度比100：1（10%甲烷和%乙烷）的样，要明显可辨。
标定检查
点数要符合要求；工作曲线要求线性良好（在可能的高浓度探区，对于单点标定的色谱仪尤其要注意检查其高浓度的线性）；注样校验，测量值与实际值的相对误差应小于10%；重复性，两次以上注入同一浓度的样气，其出峰值或电压值应大致保持一致，参数精度不超出《录井资料采集整理与报告编写规范》中条要求。
非烃类热导色谱分析仪
最小检知浓度应符合本仪器出厂技术标准，保证色谱仪的灵敏度。一般氢气最小检知浓度%（100PPm）；二氧化碳最小检知浓度%（2000PPm）。
标定点数不少于7点，用针管取样100ml，按照浓度从低到高依次注样，记录其对应的电压值；同一浓度注样点必须进样2～3次，取其重复性较好的点的电压值，建立准确的非烃浓度与电压值一一对应的关系曲线。
标定检查。点数符合要求；工作曲线线性良好；注样校验，测量值与实际值的相对误差应小于10%；参数精度不超出《录井资料采集整理与报告编写规范》中条要求。
传感器
H2S传感器
测量范围%~%（1～100ppm）；起始响应时间不大于30s，2min达到最大值的90%；参数精度不低于《录井资料采集整理与报告编写规范》中条要求。
其它传感器
综合录井仪开机后，一般均应根据传感器的物理特性，采取方法改变测量值的大小进行传感器的测试，测试检查传感器信号输出和测量范围是否正常；通过测试和检查，发现某一种传感器输出的信号值与测量范围不作相应比例的变化，而传感器本身正常，这时对传感器进行标定；标定（软件）是对其工作状态的描述，不同仪器操作软件的标定点数不尽相同，但至少应有对应参数值为零和最大值两点的标定。
地化录井仪
岩石热裂解分析仪
空白样分析重复相对偏差小于5%，标样分析重复所得S2峰面积积分值（V2）相对偏差小于5%，Tmax绝对偏差小于±2℃。同一标样重复分析S2值（V2）相对偏差小于10%，Tmax绝对偏差小于±3℃。
岩屑罐顶气轻烃气相色谱仪
进标样1mL～2mL，打印出谱图及各组分的峰面积，三次重复分析结果的相对误差小于30%。
泥（页）岩密度测定仪
检测范围1～3 g/cm3；分辨率 g/cm3；最大允许误差≤2%FS；校验误差不大于
碳酸盐含量分析仪
分别用1g和碳酸钙标准样进行检验，检测范围0～100 %；分辨率1%；最大允许误差≤2%FS；标准样品碳酸钙标定值应为100分度，走纸速度误差不大于 cm /min。
相对误差=绝对误差/约定真值
引用误差=绝对误差/量程 所以大家说FS是满量程也是有道理的
最大引用误差=最大绝对误差/量程
精确度=最大引用误差去掉百分号
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泥（页）岩密度测定仪
检测范围1～3 g/cm3；分辨率 g/cm3；最大允许误差≤2%FS；校验误差不大于
碳酸盐含量分析仪
分别用1g和碳酸钙标准样进行检验，检测范围0～100 %；分辨率1%；最大允许误差≤2%FS；标准样品碳酸钙标定值应为100分度，走纸速度误差不大于 cm /min。
热真空钻井液蒸馏脱气器
抽气速率≥2 mL/s；真空泵抽吸10min，真空度达（730mmHg）以上；加热功率≥300 W，加热能使钻井液沸腾。
6.其它录井技术
核磁共振
核磁共振均为相关技术人员到现场取样，回基地进行分析，地质师做好取样的配合工作，并收集相关分析资料.
三维定量荧光
应用所选试剂将标准油样的浓度配制在5mg/L～40mg/L之间，选用4点或4点以上不同浓度的标准油样对仪器进行校验，其中应包括5mg/L和40mg/L两个浓度。定波长的位置是否在最大荧光峰值对应的波长位置。标准工作曲线线性响应相关系数应该满足R2＞。用已知浓度的样品校验仪器时,测定误差应在±2mg/L内。
样品的选取
岩屑
荧光录井井段及间距按钻井地质设计要求执行。
结合钻时、岩屑、气测等录井资料选取具有代表性且未经烘烤、晾晒的储集层岩样。
若岩屑样品代表性差，采用混合样进行荧光测定。
分析速度跟不上钻井速度时，应将样品称取后放入试管内密封保存。
井壁取心
对储集层井壁取心选取中心部位进行逐颗分析。
钻井取心
选取岩心中心部位，在岩心显示段处分析一次，无显示储集层段分析一次；钻井地质设计有特殊要求时，执行钻井地质设计。
钻井液
对每次钻井液调整处理循环均匀后选取钻井液样品进行分析。
在显示段处选取钻井液样品进行分析。
岩心扫描
岩心扫描录井，有相关专业技术人员自带设备到井做扫描工作，地质师做好配合。地质监督协调。
五、地质监督录井施工前资料收集
1、作业施工单位
钻井施工单位：钻井承包单位、队号、钻机类型及作业主要人员（经理、工程师）；
录井施工单位：录井承包单位、设备类型及作业人员；
测井施工单位：测井承包单位及作业主要人员；
钻井液服务单位及人员；
钻井监督、地质监督姓名。
2、基础数据
井口座标、（设计、实测、复测）、测线位置、地面海拔（设计、实测、复测）、补心高、补心海拔（复测）、方钻杆长度、圆井深度；开钻日期（具体写至分钟）。
3、钻井液
钻井液体系：如聚合物钻井液、聚磺钻井液等。
钻井液性能：每天钻井液性能变化情况。
3、井身结构
钻头程序：从井口开始不同外径尺寸的钻头及所钻达的井深。
套管程序：表层、技术、油层套管外径尺寸及下深。
~
第三部分 监督工作程序
一、日常工作
1、地质汇报
汇报时间及电话号码
地质监督（组）必须在每天规定时间段内向以下单位做出生产汇报，不得越级汇报：
上午7：30--8：00，下午14:30～15:00向勘探事业部、开发事业部、滩海开发公司等项目部的各相关部门及人员。
7：30 ～ 8：00监督管理中心监督办.
遇特殊情况及时准确汇报。
*
汇报方式
向各单位生产运行总值班室汇报的方式。安装有通信设备的井（以电子版的形式经电子邮箱或BQQ发送）；没有安装通信系统的井，用电话口头汇报生产内容。
向勘探事业部、开发事业部、滩海开发公司、油藏评价事业部、和各项目部地质监督办公室进行BQQ网上办公系统汇报，汇报网有问题的要求用电话汇报。
汇报内容
上午汇报前一日8：00至当日8：00一天的生产情况，下午汇报当日8：00～18：00的生产情况。内容包括井深、进尺，钻井液相对密度、粘度、氯根等，工程简况，岩性、气测异常、地质分层等相关生产情况和数据；钻井取心数据及含油气情况；测井项目、比例及测量井段；详细的套管数据、固井数据。最后说明下步工作提示。日费井还要汇报相关的日费核算内容。
发现良好油气显示，经进一步落实后，立即口头汇报。其中，装网络系统的，在5h内以油气显示专报的形式经网络向相关处室做出汇报。
实钻与钻井地质设计有较大出入时，应及时向相关处室汇报。
发生重大事件，负责按照《大港油田公司突发事件应急救援预案》中的分级情况，及时将现场发生的重大事件汇报至相应的管理部门。
2、岩屑录井
依据《录井资料采集与整理规范》以及《地质勘探（二）》的《油气探井岩屑录井规范》进行岩屑录井，录井队地质师负责岩屑的定名及描述和油气显示的落实。地质监督负责核实油气显示，采取旁站、审查、检查的方式对以下录井过程中的工作方法、质量进行监督。
岩屑录井间距。执行《钻井地质设计》资料录取要求。
在非目的层段钻遇含油气层或特殊地层应加密取样。
钻井取心井段，正常进行岩屑录井。
其它特殊情况须加密时，可先录井，后请示。
岩屑录井样品质量、装袋数执行《钻井地质设计》资料录取要求。一般探井每次取干后样品质量不少于500g，区域探井（参数井）应取双样，重点探井目的层应取双样，其中500g用于现场描述、挑样使用，另500g装袋保存。
井漏、放空取不到岩屑时要注明井段及原因
钻入特殊层段，取不到样品或样品质量达不到要求时，应及时更换钻井液体系；要注明井段及原因。
其它取不到样品或样品质量达不到要求时，应分析原因，采取措施。
迟到时间的确定
理论计算法
T迟＝ V/Q ＝ [π（D2—d2）×H]/4Q。
(a)井径不一致时，要分段计算环形空间容积，求和：ΣV＝V1+V2＋……；
(b)钻具外径不一致时，要分段计算环形空间容积，求和：ΣV＝V1+V2＋……；
(c)理论计算法求取的迟到时间一般不作为录取岩屑时应用，仅作为参考，或在实测法不能完成时，临时参考应用。
实测迟到时间
计算原理公式： T迟＝T一周-T下行
测量物质：白瓷片（重物），塑料条（轻物）。
记录井口投物时间（T０），观察振动筛，分别记录捞到白瓷片的时间（T重）和捞到塑料条的时间（T轻）。
分别计算。T循重＝T重-T０；T循轻＝T轻-T０
分别计算T岩迟、T泥迟，并做好详细记录。
迟到时间测定要求
钻井液迟到时间测定标志物为玻璃纸或软塑料条，岩屑迟到时间测定标志物应为瓷砖片或染色岩屑。
迟到时间测定间距，应考虑地层的新老及钻速的快慢，实测时可以加密。
每次进行实物迟到时间测定后，对理论迟到时间进行校正。理论计算迟到时间应与实物迟到时间相对应。
迟到时间的测定, 目的层之前200m及目的层，每100m实测一次；非目的层，井深在1500m前，实测一次；井深在1501m～2500m，每500m实测一次，井深在2501m～3000m，每200m实测一次；井深大于3000m，每100m实测一次。注：井眼尺寸小于8 1/2寸井深大于2500米的井眼，每50米实测一次。
实测迟到时间必须经地质监督审核认可后方能使用。
*******迟到时间的检验方法
特殊岩性法：与邻井对比，利用大段单一岩性中的特殊层，在钻时上表现出特高或特低值，记录钻遇的时间和上返至井口的时间，二者之差即为真实岩屑的迟到时间。
用气测过程中的循环气体峰（单根峰），也是精确计算、检查迟到时间的一种方法。
岩屑捞取时间计算。
泵排量无变化情况下。
捞样时间=钻达时间+迟到时间。
变泵时间早于钻达取样深度的时间。
T新＝T原(Q原/Q新)；新捞样时间=钻达时间+T新。
变泵时间晚于钻达取样深度的时间，早于捞样的时间。
新捞样时间=变泵时间+（Q原/Q新）×（变泵前捞样时间-变泵时间）
如果连续变泵则按上述方法确定捞样时间。
岩屑捞取、清洗、荧光湿照及喷照、干燥由录井队采集工完成。地质监督必须对其工作方法、工作量进行监督。
取样位置。根据实际情况确定取样位置，但每口井必须统一取样位置，取样后必须清除剩余岩屑，保证岩屑样品的连续性及准确性。
样品数量较少时，全部捞取；数量较多时，在岩屑堆上从顶垂直到底采用二分、四分法取样；混有堵漏材料（核桃壳、棉籽壳、云母片等）时应多取，以保证漂出堵漏材料后真实岩样的质量；每次取样后，应清除余下岩屑。
每次起钻前，应取完已钻井段的全部岩屑样品。若遇特殊情况，起钻前无法取全岩屑样品，下钻后进行补捞。
岩屑洗干净后，应立即湿照、喷照，发现真实的荧光显示，必须立即通知钻台司钻停钻循环，及时报告地质监督。
环境条件允许应采取岩屑自然晾干，并避免阳光直射；否则，可采取风干或烘烤干燥方法，烘烤岩屑应控制温度不大于110℃，严禁岩屑被烘烤变质。
见含油气显示的岩屑严禁烘烤，只能自然晾干或风干。
岩屑装袋、保管、百格盒装入由录井队采集工完成。地质监督须对其工作方法、质量进行监督。
百格盒装入岩屑量为格子容积的90%。
岩屑盒、百格盒标签应注意统一位置、对齐。
岩屑晾干后，地质师必须逐包进行干照、喷照，发现真实的荧光显示，及时报告地质监督。
岩屑定名、落实油气水显示由录井队地质师完成，地质监督复查。
岩屑描述由录井队地质师完成，地质监督对描述内容进行检查。
岩性定名、颜色（见附录A）、矿物成分、结构、构造、含有物、物理化学性质、含油气显示情况（取心井段岩屑含油气情况参照岩心油气显示七个级别定级描述，未取心井段岩屑含油情况按附件三中的表3、表3规定的级别定级描述）。
岩屑不能直接观察到含气情况，但对于富含天然气的大港探区，依据各项录井资料落实岩屑是否含气（行业标准有气砂的规定），并在岩性定名及描述中反映出来，很有必要。定名为含气岩屑必须具备以下条件：
a) 岩屑不含油，无荧光或具弱荧光显示；
b) 钻进中气侵显示明显，集气点火可燃；
c) 气测录井，钻井液性能及钻井参数变化具明显气层特征；
d) 各种资料解释图版解释对口性好，为气层、凝析气层、含水气层、差气层等。
碳酸盐岩定名主要依据岩石中碳酸盐矿物的种类和含量，次要依据岩石中的其它物质成分。着重突出与岩石储集油气性能有关的结构、构造特征。
岩屑录井的其它规定和操作细则，以上条款未涉及的内容，详见大港油田分公司《地质勘探》（二）企业标准Q / SY TZ0050-2001。
岩屑录井资料审查。依据附录O（规范性附录）《原始记录、录井报告附表填写细则》审查岩屑描述记录、碳酸盐含量分析记录、岩屑录井油气显示统计表、岩屑录井图。
3、绘制地质监督自用岩屑录井草图
岩屑定名完成后，收集钻时、气测、钻井液性能数据，按照附录E《随钻岩屑录井图格式》编图格式及要求进行绘制。
其它相关要求
图件采用透明或不透明座标纸绘制。
钻时曲线要求能跟上钻头进尺；剖面和气测、钻井液性能曲线要能当班绘制完成。
每次中完对比测井后，完成自然伽玛、自然电位、电阻率曲线透绘；并在中完井深处用分数形式标注钻头程序及套管程序。
在地层界面的电阻率曲线栏左边画10mm长的线段，线段上下分别标出上覆地层和下伏地层代号；在井喷、井漏、溢流和放空等符号旁注明井喷情况，漏失数量、漏失密度，溢流量和密度，放空井段和长度等；进行过中途测试的井，在相应井段适当位置注明钻杆测试（DST）或模块式地层动态测试（MDT）主要数据和测试成果。
****4、地层对比
落实地层层位，做好地层对比。
详细阅读《钻井地质设计》，掌握本井所处构造或构造带的地层层序以及地质分层的主要标志层、辅助标志层和各层系岩性组合特征。
根据实钻的岩性特征、岩性组合特征以及钻时曲线，与邻井或区域地层对比，找准主要标志层，参考辅助标志层，现场进行录井地质分层（岩性分段），确定目前正钻地层的具体层位。
中完对比测井后，依据电性特征对录井地质分层做进一步的校正。
掌握地层实钻与设计的差异。以表格的形式反映实钻与设计的地层厚度、底界深度、底界海拔的误差，并用邻井地层钻探成果与本井进行对比，以此来指导下部地层层位判别、卡取中完井深和取心层位。
对于潜山等复杂井层位不清时，要经常性请示项目组，落实目前地层层位的确定有无最新进展。
地层总结。当地层层位落实后，应对已钻层位的岩性组合特征、电测后的电性特征、分层依据、地层对比进行总结。
5、明确下步工作重点
根据本井钻井进度、地层层位以及与邻井对比情况，严格执行《钻井地质设计》、上级指令，确定下步工作重点。
以地质预告、作业指令或在生产会上进行宣讲等形式，使钻井监督及各相关乙方作业队伍清楚下步地质工作重点，相互配合实现地质目的。
6、原始记录资料审核
原始记录资料填写
记录项目。依据《钻井地质设计》资料录取要求项目进行资料收集整理。
原始记录表格填写。按照附录M（规范性附录）《资料上交项目（一）》要求项目填写。
资料填写由录井队地质师完成。
原始记录资料审核
审核原始记录项目。钻井施工各阶段原始记录资料项目必须齐全。
审核原始记录内容。依据附录O（规范性附录）《原始记录、录井报告附表填写细则》的要求进行。
审核岩屑录井图、岩心录井图。图件采用透明坐标纸，严格执行附录E（资料性附录）《随钻岩屑录井图格式》编图格式及要求。
7、综合录井设备与资料检查
注样检查色谱仪。在录井过程中地质监督要不定期要求录井操作人员按照监督要求进行注样，检查其设备是否正常。如出现较大误差，地质监督应将此情况详细记录，并及时向相关部门及时反映，同时督促录井队重新进行标定，保证气测资料的准确录取。
在气测显示不活跃或气测背景值较低的井段，可要求录井队检查最小检知浓度，检验其色谱灵敏度；井口注样，做管线密封性检查；注入较低浓度的样气（如1%甲烷），看其全烃、组分出峰值浓度是否在允许误差范围内。
在气测显示活跃或背景值较高的井段，可要求录井队配样注入与前期显示段显示值相接近的样气进行检查。
在可能的高气油比油气藏，应要求录井队配制并注入甲乙烷浓度比大于或等于100：1（10%甲烷和%乙烷）的样气，观察C1、C2的分离度，曲线或色谱峰要明显可辨；同时，用较高浓度样气注样观察。
检查色谱记录原图
根据校验记录对照原图，看是否按照要求在交接班前进行井口注样；是否按照要求在起下钻期间，注混合气样检查仪器标定刻度。
色谱记录曲线形态是否稳定、连续及完整。全烃有无毛刺或周期性抖动等异常情况；组分记录曲线或出峰是否是正常序列。有无异常，尤其是有C1、C3而无C2或单有除C1之外的其它组分。
在全脱分析取样时抽查是否符合取样操作要求；对照记录原图查看是否按照合同、地质设计进行全脱分析，所取得的分析数据是否合理可靠。
标注是否清楚。注样、全脱分析、单根气、后效、基值明显变化、气测显示等应该标注说明的内容是否齐全。
检查各类传感器
H2S传感器及检测仪。H2S报警值设置要合理；不定期对H2S传感器进行校验，且地质监督必须在现场，并签字认可。
其它传感器和辅助设备。工程参数测量数据与实测数据要基本相一致，误差在允许范围内；传感器线性良好；检查传感器和辅助设备的清洁保养。
检查工程参数打印长图
工程参数曲线要合理布局、齐全准确输出，记录仪量程设置合理，能反映出参数的变化。
工程参数测量数据与实测数据要基本相一致，曲线变化情况与钻井施工情况相吻合。
曲线异常变化标注清楚。
依据《大港油田钻井井控实施细则》，从安装防喷器开钻之日起钻井队泥浆工、录井队联机员开始坐岗。要求并检查录井队坐岗记录必须每30分钟手工记录一次。
8、钻具管理
钻具丈量、管理。参照本地质监督工作程序第一部分录井前准备条。
钻具复查。变换钻具结构、倒换钻具，井深相差较大，或者钻具、套管、电测三种井深误差较大，组织录井队、钻井队对钻具进行复查。
9、生产管理档案填写
依据《地质监督考核细则》要求填写的项目、内容进行填写。
生产管理档案室内悬挂，要求统一规范，整齐美观。
二、阶段性工作
1、作业指令
《作业指令书》的下达原则
内容应符合大港油田公司企业标准《地质勘探（二）》、《录井资料采集与整理规范》以及《钻井地质设计》、《大港录井技术行业管理规范》、《综合录井服务合同》的要求。
如果没有作业指令书就不能保证钻井地质设计、合同的严格执行，影响工作质量，应对乙方作业队伍（录井队、测井队、钻井队、钻井液服务公司等）下达生产管理、作业要求和指导为主要内容的作业指令。
《作业指令书》的编写内容要求
作业指令目的明确。
作业指令简单、明了、可获唯一理解，实用且可操作性强。
作业指令必须明确作业名称、内容、目的、具体的作业项目、接受人以及完成的步骤。
《作业指令书》的下达
在开始录井前；卡套管下深、卡潜山风化壳；钻达目的层（油层）前；卡取心层位、取心作业前；各次开钻、完钻等情况下，要对乙方作业队伍下达作业指令书。
要求指令接受人签字。
应对作业指令的执行情况进行监督。
2、地质预告
预告方式。由地质师完成地质预告图、书面预告、生产会口头预告、黑（白）板提示性预告。地质监督审查，核实。
预告内容
参考设计，根据实钻地层与邻井对比，对预计的层位、岩性以及油气显示层、高压盐水层、高压层、漏层、盐膏层、断层和风化壳等特殊层的预计井深或井段做出预告。
对预告的特殊层段提出相应的预防措施（防漏、防卡、防喷）或注意事项。如上部厚层疏松砂层易缩径，注意防粘卡；盐层易产生蠕变遇卡，注意防卡；膏盐岩层段要及时转换钻井液体系，调整密度，注意防卡；火成岩裂缝发育，注意防漏、防塌；油气显示层，注意保护好油气层，并防喷、防漏；潜山风化壳顶部裂缝和溶蚀孔洞比较发育，注意防漏、防喷。
根据进一步的实钻结果，可对预告内容进行不断修正。
《大港油田井控实施细则》的相关要求。现场地质人员提前七天以上，以书面形式向钻井队提出钻开油气层的地质预告。不论全面钻进还是取心钻进，钻开新的油气层起钻前都应进行短程起下钻检测油气上窜速度。下钻到底后应循环排除后效后，再进行其它钻井作业。地质监督应及时以<地质预告>的形式向相关单位和人员进行安全提示。
卡取心层位
掌握钻井取心的原则。根据《钻井地质设计》和上级指令，确定取心原则。
区域探井（参数井）、预探井钻探目的层及新发现的油气显示层。
为确定地层岩性、储集层物性、局部层段含油性、生油指标、接触界面、断层、油水过渡带等情况。
邻井岩性、电性关系不明，影响测井解释精度的层位。
3、卡层
区域上特征不清楚的标志层。
确定完钻层位及特殊地质任务。
在油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。
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。
做好地层对比，落实地层层位。
尽可能收集齐全区域及邻井地质资料，掌握区域地层层序以及地质分层的主要标志层、辅助标志层和各层系岩性组合特征。
参考钻井地质设计的地震层位预测、预计地层层位及分层数据，根据实钻的岩性特征、岩性组合特征以及钻时曲线，与邻井或区域地层对比，找准主要标志层，参考辅助标志层，现场进行录井地质分层（岩性分段），确定目前正钻地层的具体层位。
作业指令的下达
根据卡层需要，向录井队和钻井队下达作业指令书。
指令内容需明确钻时录井、气测录井、岩屑录井、荧光录井、工程录井、钻井液录井以及地质循环的具体要求，强调发现异常情况后的处理方法、汇报程序。
卡取心层的技术措施
根据与不同邻井之间的对比结果，制定多套卡层方案，由浅到深，逐步实施；做好随钻分析，掌握实钻与设计、邻井对比结果的误差，适时对方案做出调整。
针对取心目的层的特点，观察重点相关的参数变化，进行判断和决策。
加强地质循环，落实岩性和油气显示。必要时可采取控时钻进，即在一个迟到时间内钻进2～3 m。
卡中完层位(潜山风化壳、中完技术套管下深等)
中完原则。根据《钻井地质设计》和上级指令确定中完层位、井深。
卡层方法同条。
4、钻遇油气显示
录井方法应用要点
钻时录井。在预计将钻遇的油气显示层段钻进过程中，出现快钻时应停钻观察；如卡层难度大，必要时可采取控时钻进。
气测录井
录井操作人员实时监视气测录井参数，合理设置参数报警值。
发现气测异常的汇报程序。录井操作人员发现气测异常，应立即通知钻台司钻停钻循环，并向地质监督汇报气测异常情况。
地质师对气测异常作进一步落实，综合判断是否为气测显示。
发现气测异常后，录井操作员应立即在振动筛前取钻井液样；气测异常经地质师判断是气测显示后，做VMS分析。
钻井液录井
钻井液循环过程中，观察综合录井仪器测量的钻井液密度、温度、电导率变化情况，辅助判断地层流体性质。
在振动筛前取钻井液样，加密测量钻井液性能，观察相对密度、粘度、氯根变化情况；必要时可要求测量钻井液全套性能。
岩屑、荧光录井
准确捞取岩屑样品，进行荧光湿照、滴照。
如有含油（气）岩屑，挑选含油岩屑做系列对比。
对油气显示层的岩屑岩性进行准确定名。
槽面观察
观察钻井液槽面是否有气泡和油花出现。
如有气泡，进行集气点火试验。
油气显示专报编写内容
显示井段、层位。
钻时变化。应体现钻时的升降。
岩屑岩性（含油气显示情况参与定名）及荧光显示。碳酸盐岩岩屑可进一步说明岩屑中有无次生矿物。
气测值变化情况（含非烃变化）。
VMS分析。
钻井液参数变化情况。包括综合录井仪器测量的钻井液密度、温度、电导率变化情况和钻井液工程师实测相对密度、粘度、氯根变化情况。
钻井液池体积变化情况。
槽面显示。出现油花、气泡的时间、显示高峰时间、显示明显减弱消失时间、油花、气泡占槽面的百分比、油花的颜色及分布特征、气泡的大小及产状、槽面上涨情况、有无油气芳香味或硫化氢味等；集气点火试验，火焰颜色、焰高、持续时间。
岩屑荧光录井显示。
气测解释结论。根据本井录井软件所使用的气测解释方法做出的解释结论
油气显示层资料的齐全收集。在后续录井过程中，对油气显示专报的项目内容做进一步补充完善。
岩心岩性（如果取心）、缝洞发育和分布情况、含油气显示情况。
后效显示及节流循环排后效情况。收集后效显示的气测值和取样所做的VMS分析值；后效所引起的钻井液参数变化、池体积变化、槽面显示；油气上窜速度和上窜高度；节流循环排气时出口点火情况等。
地化、三维定量荧光解释成果、氢烃色谱分析。
测井解释结论。
中途测试结论（若进行此项目）。
其它更有利于说明油气显示层性质的数据，可对原油气显示专报已有的项目内容做进一步补充完善.
综合解释结论。以气测解释图版为基础，参考岩心、岩屑的荧光、系列对比资料，钻井液参数变化情况以及非烃显示，对解释结论进行修正；如果气测显示值较低，不足以导致钻井液参数变化，但后效显示良好，则可参考后效显示的情况对解释结论做进一步的修正。总之，利用所收集的各项资料集中说明所钻遇的显示层可能的产液性质。
特殊情况下油、气、水显示资料的收集
溢流
应收集的资料：溢流发生时间、工况、井深、层位、岩性、钻头位置、溢流时钻井液性能；关井时溢流量，关井立压和套压、立套压的变化情况；节流循环压井数据（压井液密度、排出的污染物类型、密度和数量等。如为气体则记录排气管直径出口点火火焰高度、颜色、持续时间并拍摄照片）；发生溢流时，溢流物类型（油或水），节流循环排污时要进行取样并将样品帖好标签。
井喷（涌）
应收集的资料：井喷（涌）起止时间、工况、井深、井底层位、岩性、钻头位置；悬重、泵压变化情况、放喷压力及变化、喷（涌）出物性质、喷（涌）量（单位时间的数量及总量）、喷出方式、喷（涌）高度或射程、含油气水情况和气体组分的变化情况，井喷（涌）前后的钻井液性能；节流循环和压井过程、时间、钻具位置、加重剂及用量、压井过程中钻井液性能的变化情况； 有条件时要对喷（涌）出的油水进行取样；井喷（涌）原因分析，如异常压力的出现，放空，起钻抽汲等。
在钻井液污染或混油情况下油、气显示资料的采集
在钻井液污染或混油的情况下，首先要求工程方面尽量排除掉污染物和原油，然后充分循环钻井液2-3周，使气测基值稳定；其次要求录井队配样注入与前期显示段显示值相接近的样气，检查色谱灵敏度、管线密封性和出峰浓度情况；第三，挑选具代表性的砂岩、泥岩进行系列对比，检验对岩屑的污染程度；做好以上几项工作，进行详细记录和标注。
当钻遇油气显示层时，和正常情况下一样收集各项显示资料，再考虑和排除污染对气测和荧光的影响，分析显示的好坏，决定下步工作。当取出有含油岩心时，用敲开的岩心新鲜断面进行荧光检测，则对荧光的污染影响可以忽略。
油气显示资料审查。依据附录O（规范性附录）《原始记录、录井报告附表填写细则》审查岩屑描述记录、碳酸盐含量分析记录、气测异常显示统计表、钻井液热真空蒸馏气分析记录、岩屑录井油气显示统计表、荧光分析记录、三维定量荧光显示统计表、热解分析记录（烃源岩）、热解分析记录（储集岩一三峰分析法）、后效气检测记录、录井综合记录、地质综合记录、岩屑录井图等13项与油气显示相关的资料内容。
5、钻井取心
按钻井地质设计要求和上级指令，卡准取心层位。
取心前的准备工作
准备取心、出心、整理及观察岩心所需的器材和分析试验用品、试剂。
了解取心工具性能，复查内外岩心筒长度。
钻井取心井深控制
取心之前起钻，应在钻头接触井底，钻压为“20kN~30kN”的条件下丈量方入。
取心下钻到底，取心钻进前丈量方入，核实井深。
取心钻进结束后，割心前丈量方入。
取心时下钻、起钻方入的丈量应在同一钻压条件下进行。
岩心整理（由录井地质师完成）
岩心出筒、清洗、含气试验及油气水显示观察
岩心出筒时观察油气水显示情况，按由左至右、由浅至深的顺序摆放岩心。
除密闭取心外，岩心应清洗干净，同时进行浸水试验，观察油气水显示特征，并做好观察记录。对含易挥发油气的岩心，以及将进行含油饱和度测定的岩心，应擦拭干净（不用水洗），及时采取封蜡等保护措施。
岩心整理、丈量及标识
清洗后的岩心，根据岩心断裂茬口及磨损关系，对岩心进行最紧密衔接，并按由浅至深的方向在岩心表面画方向线，要求每个自然断块岩心均应有方向线。
由浅至深丈量岩心长度，注明半米、整米记号，在该筒岩心的底端注明单筒岩心长度。
由浅至深，按自然段块的顺序进行编号，编号的密度一般为：碎屑岩储集层一个，泥岩、碳酸盐岩、火成岩及其它岩类一个。
岩心编号用带分数形式表示。
按由浅至深的顺序依次装入岩心盒中，并对岩心盒进行系统标识，包括井号、盒号、筒次、井段、岩心编号；在单筒岩心底放置岩心挡板，注明井号、筒次、井段、进尺、心长、收获率、层位。
岩心描述。由地质师完成。
分层原则
一般岩性，厚度大于或等于，颜色、岩性、结构、含有物、油气水产状等有变化的层，均应分层描述；厚度大于或等于的薄层，作夹层描述；厚度小于的薄层，作条带描述，不再分层。
厚度小于、大于或等于的特殊层，如油气层、化石层及有地层对比意义的标志层或标准层均应分层描述；厚度小于的冲刷、下陷切割构造和岩性、颜色突变面、两筒岩心衔接面及磨光面上下岩性有变化均应分层描述
含油气岩心描述应结合岩心出筒及整理过程中油气显示观察记录，综合叙述其含油气特征，准确定级。
描述内容
岩性定名、颜色（见附录A）、矿物成分、结构（细砂级及其以上级别的碎屑岩要描述分选、磨圆，收到分析化验及薄片资料后，其描述内容要作适当修正）、构造及缝洞、含有物、地层倾角与接触关系、物理化学性质、含油气水情况、含气试验及滴水试验情况，对含油气变化情况进行二次描述。
碳酸盐岩定名主要依据岩石中碳酸盐矿物的种类及含量，次要依据岩石中的其它物质成分。描述突出岩石的缝洞情况特征，与储集油气性能有关的结构、构造特征。要注意薄片资料的运用。
含油气级别的划分
碎屑岩（孔隙性储集岩）划分为饱含油、富含油、油浸、油斑、油迹、荧光、含气七个级别，非碎屑岩（缝洞性储集岩）划分为富含油、油斑、油迹、荧光、含气五个级别，具体情况按附件三中的表1、表2有关规定执行。无荧光以上级别显示的岩心含气规定如下：①出筒见气膜的岩心段；②含气试验岩心块上至少有2处冒气泡的岩心段（只有1处冒气泡的不参与含气定名及长度统计，仅在描述中交代）。具荧光以上含油级别的岩心块，岩心段上有1处冒气泡的，可以按附件二中规定，用含气参与复合定名，其长度统计用<数字>表示。
含水试验方法及含水级别的划分
用滴管将清水滴在干净平整的新鲜岩心断面上，观察水珠的形状和渗入情况，包括以下四级：
a）速渗：滴水后立即渗入，具水层特征。
b）缓渗：滴水后水滴向四周立即扩散或缓慢扩散，水滴无润湿角或呈扁平形状，具含油水层或致密层特征。
c）微渗：水滴表面呈馒头状，润湿角在60o -90 o之间，表示微含游离水，具含水油层或凝析气层特征。
d）不渗：水滴表面呈珠状或扁圆状，润湿角大于90°，表示不含游离水，具油层特征。
岩心录井资料审查
依据附录O（规范性附录）《原始记录、录井报告附表填写细则》审查岩心出筒记录、钻井取心描述记录、非碎屑岩岩心缝洞统计表、碳酸盐含量分析记录、钻井取心油气显示统计表、气测异常显示统计表、钻井液热真空蒸馏气分析记录、荧光分析记录、三维定量荧光显示统计表、热解分析记录（烃源岩）、热解分析记录（储集岩一三峰分析法）、后效气检测记录、录井综合记录、地质综合记录、岩心录井图等15项与岩心录井相关的资料内容。
6、井壁取心
******* 井壁取心原则
岩屑失真严重，地层岩性不清的井段。
钻井取心漏取及钻井取心收获率低的储层井段。
未进行钻井取心，岩屑录井见含油气显示的井段，为落实其含油气性及归位有困难的层段。
岩屑录井无油气显示，而测井曲线上表现为可疑油气层及参照井为含油气层的层段。
判断不准或需要落实的特殊岩性井段。
井壁取心质量要求
壁心数量以达到井壁取心设计目的为原则
井壁取心的质量应满足现场观察、描述及分析化验取样，长度不小于。
井壁取心的整理及标识
壁心出筒后及时清洁表面钻井液，装入井壁取心瓶中，并在井壁取心瓶上粘贴标签，标识井号、井深及编号。
井壁取心的描述。由地质师完成。
按执行。
井壁取心录井资料审查
依据附录O（规范性附录）《原始记录、录井报告附表填写细则》审查井壁取心描述记录、非碎屑岩岩心缝洞统计表、碳酸盐含量分析记录、热解分析记录（烃源岩）、热解分析记录（储集岩一三峰分析法）、荧光分析记录、三维定量荧光显示统计表、录井综合记录、地质综合记录等9项与岩心录井相关的资料内容。
7、工程参数异常
对录井人员的要求
录井操作人员对录井仪器所录取的钻井液参数、工程参数进行实时监视，合理设置参数报警值。
工程参数异常预报程序
录井操作人员发现工程参数异常，应立即通知钻台司钻、钻井监督、地质监督；并在内，将预报单和异常参数回放绘图送达钻井监督、地质监督；地质监督负责对资料内容进行审核，钻井监督负责对工程参数异常作出判断、签字认可。
异常预报资料
异常预报资料应包括预报单和异常参数回放绘图两部分。
预报单填写格式、内容规范。参照《地质勘探（二）》中《油气探井综合录井资料整理、解释及报告编写规定》附表7，不允许录井队自行改变格式和内容。
预报单所叙述参数变化内容和参数回放图应一致，如不一致或不齐全，要查明原因。
在回放绘图上，异常参数变化应标注清楚；主要相关参数无论有无变化，都应齐全回放参数曲线。
对已经发生的工程事故，应重点检查落实其中可预报的事故录井队有无预报。
常见事故的工程参数异常
井涌。入口流量无变化，立管压力降低，出口流量增大，钻井液体积增加，密度减小，温度升高，电导率升高或降低，气体全烃可能增大。
井漏。入口流量无变化，立管压力降低，出口流量减小，钻井液体积减小，在碳酸盐岩地层可能伴随有放空现象。
井塌。扭矩增大，振动筛上岩屑增多，岩屑多呈大块状。
刺钻具、刺泵。泵冲数稳定，入口流量上升，立管压力逐渐下降，钻时、扭矩增大。
溜钻或顿钻。钻压突然瞬时增大，大钩载荷突然瞬时减小，大钩高度下降速度瞬时加快，钻时骤减，深度跳进。
掉水眼。立管压力突然呈台阶式减小后稳定，钻时相对增大。
水眼堵。立管压力呈台阶式增大。
断钻具。大钩载荷突然呈台阶式减小，立管压力突然呈台阶式下降。
泵上水效率差。泵冲数增大，立管压力突然呈台阶式降低，出口流量突然降低。
卡钻预兆。扭矩增大或大幅度波动，上提钻具大钩负荷增大，下放大钩负荷减小，立管压力升高。
钻头寿命终结。钻时增大，扭矩增大或大幅度波动，实时钻井成本增大，岩屑变细或有铁屑。
8、测井作业
测井任务的通知
探井，按照《钻井地质设计》测井设计中提前通知的时间要求，向勘探事业部生产办通知测井作业具体时间（要求测井队于某月某日某时到井）和准备要求；开发井，提前23小时通知。
现场测井条件准备
按照《钻井地质设计》测井设计中测井环境要求，做好钻井液性能、井眼以及其它相关准备工作。
在测井前，必须通井1次，并起钻至最后一层套管鞋内。
放射性测井前必须先通井再施工；测固井质量前，必须先刮壁再测井。
检查测井队《测井作业HSE例卷》及人员持证。
检查HSE例卷审查表；检查测井人员井控操作合格证、上岗证。
测井作业期间注意事项
召开有测井队、钻井队、录井队、钻井液服务公司、钻井监督等单位和人员参加的测井作业工作协调会，制定电测期间工作措施，提示注意事项。
在测井过程中，钻井队相关人员应观察井口有无钻井液外溢、井漏等，并记录相关资料；录井仪器房必须保证23h有人员座岗观察。若发现外溢或井漏时，应及时通知当班司钻、现场监督及井队干部，及时采取相应措施。
为测井队提供资料
基本数据。井号、井深、层位、补心高、中完开完钻时间、井身结构；表层套管的内外径、总长、联入、下深、钻井过程中的井下复杂情况及测斜情况。
岩屑录井草图。主要标志层、特殊层段位置，含H2S地层层位和井段。
油气显示情况。
钻遇油、气、水层，则应根据油、气、水上窜速度，计算出允许钻井液静止的最长时间，避免测井时间过长而发生井涌、井喷。
应收集资料
按仪器组合下井顺序，记录测井的起止时间、测量井段、测量项目。
测井遇阻、遇卡时，应记录遇阻、遇卡井深和层位以及处理情况。其中，遇阻井深离井底超过10m 时，要请示井所属事业部（项目经理部）是否继续测井。
测井时的全套钻井液性能。
井斜数据。
固井质量评价。
测井草图（至少2份）、测井现场标准曲线电子版。
资料应用
每次中完测井收到正式图后，要及时检查地质师岩性剖面解释和归位
9、下套管、固井作业
下套管作业
套管的丈量、计算和资料收集
套管到井后，由钻井监督组织钻井队工程师等丈量、记录；地质监督组织录井队地质师进行复查丈量。
收集套管尺寸、产地、钢级、型号、壁厚，检查套管记录场地编号并计算套管总长。
按照实钻井深和设计要求，与工程技术人员共同确定套管管串结构、下入深度及根数，设计短套管、分级箍、阻流环的位置。
下套管期间录井工作与资料记录
下套管前，与工程技术人员一起复查井场套管总数及质量，每根套管进行入井编号。
下套管过程中，地质师和工程技术人员共同进行现场把关。
录井人员负责人工跟踪套管入井顺序是否与设计顺序一致，保证套管按设计顺序下入，替换套管时先进行丈量后再行更换下井。同时记录下套管时间；灌入钻井液时间、灌入量、灌入次数、钻井液性能；
下套管中途循环钻井液，综合录井要检测大钩悬重、入口排量、泵压、钻井液性能及气测、钻井液池体积变化量、槽面显示，有异常变化立即通知司钻、钻井监督。记录中途循环钻井液时间以及遇阻、遇卡井深、处理情况。
套管下完后，要立即检查场地剩余套管根数及编号，下井套管根数，二者之和与井场套管总数吻合。复查原始记录，计算下入深度、阻流环位置、短套管位置是否合乎要求。
下完套管循环钻井液，录井队检测要求和资料记录内容同条。
下套管后的资料收集
下套管时效，灌入钻井液时间、灌入量、灌入次数、钻井液性能。
中途循环钻井液时间及遇阻、遇卡井深、处理情况。
下完套管后的循环起止时间、排量、泵压、钻井液性能等。
下井套管根数、总长、下入深度、套余（或联入）、阻流环位置、分级箍位置、短套管位置；不同尺寸、不同壁厚、不同纲级套管的段长和下深、套管串结构等。
固井作业
固井资料
各级固井的水泥标号及用量、注前置液、水泥浆、隔离液起止时间，水泥浆量、相对密度（最大、最小、平均值）；替隔离液、钻井液起止时间及用量、泵压、替入钻井液的性能，碰压时间及碰压压力，井口返出情况，有无井漏及蹩泵现象。
候凝资料。候凝时间。
固井质量测井后收集资料。人工井底、水泥浆上返深度及固井质量评价。
***** 地破试验
收集试验时井深，裸眼中部深度、钻井液相对密度、各个时间的泵入钻井液量和相应的立管压力值，绘制以立管压力与泵入钻井液量为坐标的地破试验曲线，确定漏失压力、破裂压力以及裂缝扩展压力等，计算破裂当量密度。
10、VSP（垂直地震）测井时应收集记录的资料
为VSP（垂直地震）测井队伍提供井况资料：裸眼、套管情况、井深、井径、井斜等。
应收集资料：零偏、非零偏、炮井距、井深、炸药量、炮数、井数、记录数、记录深度、资料质量。
11、钻井新技术或特殊工艺施工
水平井钻进
水平井常用术语。
A 点（入靶点）：是指地质设计规定的目标起始点。
B 点（终止点）：是指地质设计规定的目标结束点。
靶前位移：是指入靶点的水平位移。
水平段长：是指入靶点与终止点的轨道长度。
圆柱靶：即沿水平段设计井眼轴线的半径为R米的圆柱。
矩形靶：即纵向为a米，横向为b米的长方体。
调整井段：用于施工中调整井眼轨迹的井段。
测深：井眼轴线上任一点到井口的井身长度，称为该点的测深，也称为该点的测量井深。
井斜角：某测点处的井眼方向线与通过该点的重力线之间的夹角称该点处的井斜角。井眼方向线和重力线都是有向的直线。
井斜方位角：井斜方位角是指以正北方向线为始边，顺时针旋转至井斜方位线所转过的角度。
井斜变化率：单位井段内井斜角的绝对变化值称为井斜变化率，通常以两测点间的井斜角的变化量与两测点间的井段的长度比值表示。
井斜方位变化率：单位井段内井斜方位角的绝对变化值称为井斜方位变化率，通常以两测点间的井斜方位角的变化量与两测点间的井段的长度比值表示。
垂深：垂深即测点的垂直深度，是指井身上任一点至井口所在平面的距离。
水平位移：井眼轴线上某一点在水平面上的投影至井口的距离，又称闭合距。
闭合方位或总方位：是指以正北方向线为始边顺时针旋转至闭合距方位线上所转过的角度。
N（北）坐标E（东）坐标：是指测点以井口为原点的水平面坐标系里的坐标值。
视平移：是井身上某点在某一垂直投影面上的水平位移，这个“水平位移” 不是真实的水平位移。所以称为视平移。
最大井斜角：无论设计剖面还是实钻剖面。全井井斜角的最大值，称为最大井斜角。
磁偏角：在某一地区内，其磁北极方向线与地理北极方向线之间的夹角，称为该地区的磁偏角 。
全角变化率：“全角变化率”、“狗腿严重度”、“井眼曲率”，都是相同的意义。指的是在单位井段内三维空间的角度变化。它既包含了井斜角的变化又包含着方位的变化。
造斜点：指由原井眼（直井或定向斜井）某一位置开始定向造斜钻进的井深。
技术、资料准备
熟读钻井地质设计，重点了解水平井钻井、录井要求以及水平井轨迹设计；清楚开发区域构造、储层、油藏地质特征。
收集整理邻井录井草图、测井解释成果及其它相关地质资料，建立地层对比图表，为下步卡准各录井标志层作好充分的资料准备。
确定“A ”点
严格按照地质设计水平井的靶盒，实施钻井地质管理，指导录井队及相关合作队伍准确落实各个标志层段，为准确中靶提供地质信息。
进入“A”点前井斜角最好保持在87°左右。
进入“A”点气测、荧光一般应有显示（注意岩屑代表性，去伪存真），如果垂深已经达到设计的下限还没有显示，及时向勘探开发研究院汇报生产动态，提出合理地质建议，及时汇报申请电测找“A”点（不能将下部水层钻开，一旦钻开水层只能填井）。
水平段微调
在水平段油层钻进中，密切观察气测值变化，及时发现、落实是否在设计靶盒范围内钻进。如已钻出油层，及时参考气测录井及岩屑岩性，准确判断油层变化趋势，向勘探开发研究院做出汇报并提出轨迹微调的建议；确保水平段在油层中钻进，圆满钻达“B”点。
资料收集。
有关水平井钻井数据，按照地质设计要求收集整理。
地质录井资料采集执行《录井资料采集整理与报告编写规范》。
欠平衡钻井
欠平衡钻井施工中钻井液循环当量密度接近或低于地层压力系数，重点观察气测值的变化、岩屑含油气显示、氯离子变化，在气测值、钻井液流量、钻井液槽面、钻井液池体积、钻井液参数（密度、温度、电导率）、套管压力、立管压力等有明显异常时，录井要及时准确地做出预报。
地质录井资料采集类似正常录井。
12、特殊工况下资料采集(由录井地质师完成，地质监督复梳，检查)
井漏
应收集资料。
井漏起止时间、施工状态、井深、钻头位置；漏失井段、层位、岩性；漏失量及井漏速度；漏失前后的钻井液性能及其变化、泵压、排量和池体积变化及井筒内的”静止液面”。 是否有返出物，返出物的量及返出特点；有无油、气显示。
井漏处理情况。堵漏的时间、材料类型，泵入数量，堵漏时钻井液性能，有无返出物等。
井漏原因的分析（地质因素，工程因素和人为因素）
井塌
收集井深、岩性、泵压、排量、钻井液性能、处理措施及效果资料。
跳钻、蹩钻
收集井深、地层层位、岩性、转速、钻压及其变化、处理措施及效果资料。
放空
收集井段、时间、钻具悬重、转速、钻井液性能及排量变化、是否有油气显示等资料，如在放空的同时发生井喷或井漏，则应按井漏、井喷资料收集内容作好记录。
遇阻、遇卡
记录遇阻、遇卡时的时间、井深、地层层位、悬重变化及处理情况。
卡钻
记录卡钻时间、钻头位置、钻井液性能、钻具结构、长度、方入、上提下放活动范围、卡点、卡点层位、岩性、处理情况（泡油、倒扣、套铣及井下爆炸等内容）。
井下爆炸松扣
收集预定爆炸位置、井下遗留钻具长度、实际爆炸位置、实余钻具长度等数据。
倒扣、套铣
收集时间、打捞组合、落鱼组合、落鱼长度、鱼顶位置、鱼顶方入、正（反）扣钻具情况、倒出情况、套铣筒尺寸、套铣进度等资料。
泡油
记录油的种类、数量、泡油井段、泡油方式、浸泡时间、替钻井液情况、处理过程及对气测、岩屑、荧光、地化等录井造成的影响，泡油前后均应加取钻井液样作荧光背景值分析。
断钻具、井下落物及打捞
记录落物品种、断钻具落鱼长度、鱼顶位置、打捞钻具组合、井深及处理情况等资料。
打水泥塞及侧钻。
打水泥塞应收集预计水泥塞井段、水泥面深度、厚度、当时井深、钻具下深及打水泥塞水泥浆比重、水泥浆量、水泥牌号、注入井段、硬探水泥塞面深度。
侧钻应收集侧钻井斜、闭合距、闭合方位、中靶情况、侧钻井深，侧钻后应重新录取各项地质资料。
13、交接班
严格执行《地质监督交接班制度》（见附件六）
14、完井
申请资料验收、考核
在各项完井作业接近最后完成，准备交井前，地质监督要对各项录井资料做最后一次全面的检查、审核认可；并填写监督完井总结报告。
验收、考核后的工作
经完井验收合格后，将监督完井总结报告、岩屑录井图(1：500)和岩心录井图(1：100)、录井实时数据及曲线（光盘），深度数据及曲线（光盘）各1份交给所属项目部。
向该井所属单位请示有关录井队开始拆综合录井设备的时间和录井费用结算截止的时间，并及时通知录井队。未经同意，绝不允许录井队自行拆装综合录井设备。
当各项完井收尾工作完成后，及时向地质监督办请示回基地写完井报告的时间或下步工作安排。
谢谢大家
目的
本部分为提示性内容。便于地质监督在接到上井工作安排后，及时做好个人准备。
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本程序为地质监督提供录井施工前各项工作的准备内容，便于地质监督做好检查及验收。
适用于现场地质监督。按照《钻井地质设计》资料录取要求，依据《录井资料采集整理与报告编写规范》的资料录取内容，进行录井前的准备。
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相对误差=绝对误差/约定真值
引用误差=绝对误差/量程 所以大家说FS是满量程也是有道理的
最大引用误差=最大绝对误差/量程
精确度=最大引用误差去掉百分号
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