气测录井各种单根峰的识别
录井资料识别油、气、水层
录井资料识别油、气、水层油、气、水定层定性判别利用气测录井资料判断油、气、水层：一般而言，油气层在气测曲线的全烃含量和组分数值会出现异常显示，可根据气测曲线的全烃含量、峰形特征及组分情况判断油、气、水层。
油层具有全烃含量高，峰形宽且平缓及组分齐全等特征；气层具有全烃含量高，曲线呈尖峰状或箱状，组分主要为C1，C2以上重烃甚微且不全；含有溶解气的水层具有全烃含量低，曲线呈锯齿状，组分不全，主要为C1等特征；纯水层气测则无异常。
利用荧光录井判断油、气、水层利用发光明亮成都，发光颜色，含油显示面积、扩散产状、流动速度等荧光录井描述可定性对油、气、水层进行判别。
一般而言，油质越好颜色越亮，油质越差颜色越暗。
轻质油荧光显示为蓝紫色、青蓝色、蓝色，正常原油荧光显示为黄橙、黄色、黄褐色，稠油荧光显示为棕色、深褐色、黑色。
扩散产状常见有晕状、放射状和溪流状，其中，晕状、放射状显示含油级别高，溪流状系那是含油级别低。
流动速度常见有快速、中速和慢速，其中，快速、中速显示含油级别高，慢速显示含油级别低。
含油显示面积大于60%显示含油级别高，30%~60%显示含油级别中等，小于30%显示含油级别低。
利用岩屑录井判断油、气、水层：井底岩石别钻头破碎后，岩屑随钻井液返出井口，按规定的取样间隔和迟到时间，连续采集岩屑样品，济宁系统观察、分析、鉴定、描述和解释，并初步恢复地层剖面。
岩屑录井是地质录井的主要方法，根据岩屑录井描述可初步对储集层的含油、气、水情况作出判断。
油、气、水层定量判别气测数据质量控制：T g=C1+2C2+3C3+4iC4+4nC4+5C5T g为全烃值，可以根据T g/（C1+2C2+3C3+4iC4+4nC4+5C5）比值对气测数据是否准确进行判断。
如果该值为0.8~2.0，用气测数据定量判别油、气、水层效果较好，反之，判别结果与实际试油结论符合率较低，因此，当该比值为0.8~2.0时，认为气测数据可比较真实地反映底层流体性质，可用气测数据结合一些优选的经验统计方法实现对油、气、水层较为准确的定量判别。
综合录井气测曲线异常识别及应用探讨
TECHNOLOGY 技术应用一、气测异常产生的机理录井气测系统通常由脱气器、气测管路、气相色谱等部分组成。
当地层中含有烃类气体时，在地层压力作用下，烃类气体进入钻井液，随钻井液循环至井口，经过脱气器时在搅拌棒作用下，烃类气体从钻井液中分离出来，沿气测管路到达色谱仪，被色谱仪检测到，色谱仪分析周期可以达到30s，色谱仪连续分析就形成了气测曲线。
气测录井在油气显示识别中发挥重要作用，气测全烃曲线通常为连续曲线，能够实时反映钻井液中烃类气体含量。
通常如果地层岩性及地层中含有的流体性质稳定，气测曲线是相对稳定的，气测曲线幅度变化较小，只有当地层性质变化、储层流体性质改变、钻井施工情况等出现变化时，可能会造成气测曲线形态出现变化，导致出现气测异常，此时要引起重视。
当地层中没有油气显示，钻井液没有烃类物质时，全烃曲线通常是比较稳定的，波动较小，这时的全烃值称为全烃基值。
当钻井液脱气中含烃类物质时，全烃曲线开始上升，达到基值的3倍以上时，可以认为是气测异常显示。
出现气测异常必须及时识别，引起重视，以免漏失油气显示信息。
二、气测异常类型储层含油气性、地层岩性、钻井施工情况等都会影响气测曲线显示形态，为此，需要厘清气测异常类型。
（一）油气显示气测异常。
当含油气储层被钻开后，在地层压力作用下，储层中油气进入钻井液，导致钻井液中烃类物质含量上升，特别是烷烃类物质，这些物质随钻井液循环至井口，经脱气后被色谱仪检测到，在气测曲线上全烃及组分含量快速上升，达到气测异常标准，这就是油气显示异常[1]。
（二）气测后效异常。
钻井施工过程中，由于起下钻、修钻具等状况，需要停钻一段时间，此时井筒内钻井液不循环，钻井液出现静止状态，地层中烃类物质在压力作用下会持续进入钻井液，并且在起钻时对地层有抽吸作用，导致烃类气体迅速进入钻井液，当重新开始循环钻井液时，这部分烃类物质被检测到，形成气测异常，这种气测异常类型称为气测后效异常。
（三）单根气。
气测录井识别真假油气显示及现场应用
90气测录井是直接分析钻井液中油气含量的一种录井方法。
通过气测录井资料来判断地层流体性质，间接地对储层进行评价。
钻井地质的最终目的是发现和研究油气层，因此，在钻井过程中能够及时准确地识别油气显示及其优劣程度，对油气水层评价、确定试油层位以及提高勘探的整体效益具有十分重要的意义[1]。
在实际工作中，油气显示的识别受多种因素影响。
不加鉴别地将气测值高于基值2倍对应的井段定为显示层段，将会导致大量的“假显示”被误认为油气显示，对试油层位的确定产生误导，造成巨大的经济损失。
为此，分析现场识别油气显示的影响因素，并有针对性地总结识别假油气显示的方法十分必要。
1 识别真假油气显示的影响因素在现场录井过程中，识别真假油气显示主要受钻井技术和录井技术的影响。
钻井技术主要包括钻头直径、钻井速度、钻井液排量、钻井液性能（密度、黏度）、后效录井、接单根、钻井液添加剂的影响；一般一口井气测录井设备不变的情况下，录井技术的影响主要是脱气器浸没程度。
油气显示反映的是在现有钻井液性能下储层流体的特性，在不大幅度改变钻井液性能的前提下油气显示的识别是不受钻井液性能影响的。
钻井现场为保障钻井时效及工程安全，选择合适的钻头尺寸、严格控制钻井速度、钻井液排量，而这些因素只是对油气显示值的高低有一定的影响，并不会造成假显示，因此对识别真假油气显示的影响可忽略不计。
本文主要论述在后效录井、接单根、钻井液添加剂及脱气器浸没程度的影响下如何识别真假油气显示。
2 后效录井影响下识别真假油气显示为保证井控安全，钻井过程中钻遇油气显示，起下钻后须先循环钻井液排完后效再进行下步作业，当排出的后效进入循环罐随钻井液再次进入井筒循环一周后返出地面可能形成假显示。
图1所示为×井后效和后效第2周的原始录井图，该井段一个循环周的时间为120min，这与第1次（16：50出峰）、第2次出峰（19：05）时间间隔（135min）相吻合。
后效气峰二次后效气峰图1 后效气峰与二次后效气峰对比示意图二次后效假显示一般出现在后效峰之后的一周时间加上钻井液在外循环设备中流动的时间。
气层的测井识别
孔隙度 （％）
25
含油饱和度
4.0m 感应
40
40
350
>480 声波曲线明显跳 跃,中子伽马显示高值
气层测井特征：
电阻率曲线明显高于油、水层，声波曲线明显跳跃，声波时 差一般大于480s/m。在具体确定时，结合地震、录井，气 测及试气、试采资料综合分析确定。
3、应用
港199井970-1006米井段沉积相分析图
河
480
漫
5
亚
相
内容
一、浅层气的测井识别 二、中层气的测井识别 二、深层气的测井识别
1、砂泥岩剖面系列
砂泥岩剖面系列,这类中层气的识别一 方面要通过总结中层气的电测响应，比如 声波曲线有的有周波跳跃现象，有的却是 平直的，另一方面更要关注气测录井。
1、碳酸盐岩剖面系列
声波时差 花4井
岩性剖面 150700 AC150 700 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 1360 1370
第三、密度测井孔隙度偏高。 密度测井是利用人工伽马源发射的伽马射线与地层元
素的原子核外电子发生的康普顿效应。此效应导致伽马 射线减弱程度与介质密度成正比。
密度测井可以给出密度值和石灰岩刻度的孔隙度值。 在相同岩性和孔隙度条件下，地层含天然气时所测的 密度值要比含油和水时降低，使密度计算的孔隙度升高。
+
-
2
明 明
化
上 镇
段 组
5 430
440 8
450 5
460 8 5
470 8
电阻率曲线
10
18
声波曲线
26
岩电特征总结
沉积相 含油 亚相 相 气性
录井资料识别油、气、水层
油、气、水定层定性判别利用气测录井资料判断油、气、水层：一般而言，油气层在气测曲线的全烃含量和组分数值会出现异常显示，可根据气测曲线的全烃含量、峰形特征及组分情况判断油、气、水层。
油层具有全烃含量高，峰形宽且平缓及组分齐全等特征；气层具有全烃含量高，曲线呈尖峰状或箱状，组分主要为C1，C2以上重烃甚微且不全；含有溶解气的水层具有全烃含量低，曲线呈锯齿状，组分不全，主要为C1等特征；纯水层气测则无异常。
利用荧光录井判断油、气、水层利用发光明亮成都，发光颜色，含油显示面积、扩散产状、流动速度等荧光录井描述可定性对油、气、水层进行判别。
一般而言，油质越好颜色越亮，油质越差颜色越暗。
轻质油荧光显示为蓝紫色、青蓝色、蓝色，正常原油荧光显示为黄橙、黄色、黄褐色，稠油荧光显示为棕色、深褐色、黑色。
扩散产状常见有晕状、放射状和溪流状，其中，晕状、放射状显示含油级别高，溪流状系那是含油级别低。
流动速度常见有快速、中速和慢速，其中，快速、中速显示含油级别高，慢速显示含油级别低。
含油显示面积大于60%显示含油级别高，30%~60%显示含油级别中等，小于30%显示含油级别低。
利用岩屑录井判断油、气、水层：井底岩石别钻头破碎后，岩屑随钻井液返出井口，按规定的取样间隔和迟到时间，连续采集岩屑样品，济宁系统观察、分析、鉴定、描述和解释，并初步恢复地层剖面。
岩屑录井是地质录井的主要方法，根据岩屑录井描述可初步对储集层的含油、气、水情况作出判断。
油、气、水层定量判别气测数据质量控制：T g=C1+2C2+3C3+4iC4+4nC4+5C5T g为全烃值，可以根据T g/（C1+2C2+3C3+4iC4+4nC4+5C5）比值对气测数据是否准确进行判断。
如果该值为0.8~2.0，用气测数据定量判别油、气、水层效果较好，反之，判别结果与实际试油结论符合率较低，因此，当该比值为0.8~2.0时，认为气测数据可比较真实地反映底层流体性质，可用气测数据结合一些优选的经验统计方法实现对油、气、水层较为准确的定量判别。
四川盆地天然气录井特点与识别方法
图 1 L J14 井气测曲线图
图4
钻井进入储层前的小层对比分析图
2. 欠平衡钻井的天然气识别 近年来, 欠平衡钻井技术在勘探开发中的应用 越来越广。欠平衡钻井有利于油气显示的发现和保
图 2 L J14 井靶区录井综合图
护油气层, 但却给录井显示的发现、 对比、 评价带来 ∃ 35 ∃
地质与勘探
天
地质与勘探
天
然
气
工
业
2007 年 11 月
四川盆地天然气录井特点与识别方法*
唐家琼 胡可以 李成 周洪恩 龙 辉
( 四川石 油管理局地质勘探开发研究院 )
唐家琼等 . 四川盆地天然气录井特点与识别 方法 . 天然气工业 , 2007, 27( 11) : 34 37. 摘 要 四川盆地天然气录井具有隐 蔽性 强的 特点 , 使过 平衡 钻井中 不易 识别 、 发现 气层 , 易 发生井 漏与 井 喷 , 对产层的解释评价也有一定难度 。 为此 , 总结和归纳了四川盆地天然气录井特 点与识别方 法 : 在 常规钻井条 件 下的 天然气识别方法主要靠气测 , 辅之以钻时 、 岩屑录 井技术 , 并 及时进 行小层 对比 , 以确保 发现储 层 。 欠平衡 钻 井的天然气识别方法主要有 4 种 : 气测录井仍是判断油 气显示的 主要依据 ; 精细分析 钻时, 从微弱变 化中明查 储层 ; ! 正确录取和鉴别岩屑是及时发现储层的关键 ; ∀ 及时观察出口工程 参数及火焰的变化 , 是发现气层的佐 证。 天然气录井中的井控工作包括: 搞好地质预报预告 , 及时发现油气水漏显示与预警 , 加强坐岗记录以保证钻井安全。 主题词 四川盆地 天然气 录井 方法 井控 年 11 月
一定的困难。在欠平衡状态下, 由于井筒处于负压 状态 , 钻开储层后地层流体会不断地进入井筒, 使气 测显示失真并形成极高的背景值, 用常规的录井解 释方法已不能准确解释油气水层。从以下几方面加 强录井, 及时发现气层。 ( 1) 气测录井仍是判断油气显示的主要依据 欠平衡钻井分为液相欠平衡钻井和气相欠平衡 钻井。两种钻井方式的气体检测方式也有所不同。 在液相欠平衡钻井过程中, 出口流体被分离器 分离为两部分 , 一部分是液路 , 一部分是气路, 综合 录井往往只能监测液路出口的参数。 在气相欠平衡钻井过程中 , 出口流体只有气路。 1) 液相欠平衡的气测录井 基于不同井段的天然气 , 其组分可能有区别 , 在 气路再安装 1 套色谱分析 , 通过液路、 气路双色谱的 检测 , 更有利于判断新出现的气层。该方法曾在邛 西构造上试验, 取得较好效果。 Q X4 井在井段 3549. 50~ 3550. 50 m 液相欠平 衡取心钻进过程中 , 分离器液路出口检测到的全烃 含量由 4. 2500% ↗ 7. 3700% , C 1 含量由3. 7200% ↗ 5. 9500% , C2 含量由 0. 1900% ↗ 0. 2800% , C3 含量 由 0. 0440% , iC 4 含量由 0. 0020% ↗ 0. 0050% , nC4 含量由 0 ↗ 0. 0040% 。气路检测到的色谱分析: C1 含量由 45. 0000% ↗ 98. 0000% 。由此可看出 , 液路 的气测异常不明显, 而气路的气测异常是明显的 , 故 现场将该段定为新的气显示段。后经试油结果证实 解释是准确的。 2) 气相欠平衡的气测录井 以空气钻井为例。空气钻井过程中, 带动岩屑 返出地面的介 质是压缩 空气。地 层经过钻 头破碎 后, 原始地层中的流体将会和高压空气充分混合 , 浓 度大幅度降低, 使得气测录井的分析结果降低, 甚至 好显示层的分析结果相当于常规钻井液钻井情况下 的分析基值而容易被忽视。 特别要强调的是 , 由于甲烷在空气中的燃爆值 为 5. 0% ~ 15. 0% , 所以, 在录井过程中, 必须做到及 时、 准确的监测和预报。要求无论气测的基值高低 , 只要分析值达到了基值的 2 倍以上, 现场技术人员 就要对该分析值引起足够的重视, 结合其他参数以 判定是否为新的显示层。 为了减少岩屑粉尘对气测分析仪的堵塞 , 必须 对样品气进行净化、 过滤处理。同时 , 四川石油管理 局已立项进行% 气体净化装置& 的研究 , 目前取得了 较好的进展。 ∃ 36 ∃
录井迟到时间的校正与应用
录井迟到时间的校正与应用摘要：只有及时校正并使用准确的迟到时间，才能在录井中获得各项真实的迟到数据及资料。
在录井现场，可通过实物、气显示变化、标志层及参考随钻测井等多种方法，对迟到时间进行校正，从而获得准确的实际迟到时间，并总结迟到时间在录井、钻井和固井中的应用。
主题词：迟到时间计算与校正远应用0引言录井中的迟到时间是指在钻井过程中，钻井液携带钻头破碎岩石形成的岩屑及地层气，从井底沿钻具与井壁间的环形空间上返到地面所需要的时间。
随着井深的不断增加，迟到时间也相应持续变大。
1理论和实际迟到时间理论迟到时间计算时，它只与井身结构（井深、井眼直径、套管尺寸及下深）、钻具结构（钻具内外径和长度）和泵排量有关。
但现场钻井中，受井径不规则、钻井液性能变化、岩屑密度与颗粒大小等许多因素的影响，实际迟到时间与理论计算值有很大差异。
应用迟到时间不准，会造成录井数据库中记录的迟到数据归位不符，油气显示发生漏描错描；岩屑实物不能按时捞取，编绘的岩性柱状图失真；甚至会造成关键界面卡取不准，影响整个钻井施工进程[1]。
因此在录井现场，必须及时对迟到时间进行校正。
2迟到时间校正方法为获得准确的迟到时间，可以通过使用实物（玻璃纸、电石）进行实测，也可以通过气显示变化（单根气、接单根气测基线异常）及其它方法（特殊标志层、随钻电测LWD对比）等方法，对迟到时间进行实测和校正。
2.1使用玻璃纸实测迟到时间在钻井施工停泵接钻杆时，将玻璃纸、碎瓷块投入钻具内环空中。
开泵时，启动秒表，记录开泵时间。
然后在振动筛取点样处守侯，分别记录取玻璃纸大量出现的时间。
实际钻井液迟到时间＝玻璃纸出现时间－开泵时间－下行时间。
2.2使用电石实测迟到时间当还未出现地层气时，可以采用电石来实测迟到时间。
电石化学名称碳化钙，遇水激烈分解产生C2H2和Ca(OH)2.。
利用这一特性，停泵接钻具时，将电石投入钻杆内，通过色谱仪检测到钻井液中乙炔气体。
记录好开泵时间和色谱检测到乙炔气体的出峰时间，就能计算获得迟到时间。
中石油气测录井技术
二、石油、天然气进入钻井液的方式与分布状态
3.石油、天然气进入钻井液后的分布状态
1)油气呈游离状态与钻井液混合
游离气以气泡形式与钻井液混合，然后逐渐 溶于钻井液中。一般情况下，天然气与钻井液接 触面积越大，溶解越快；接触时间越长，溶解程 度越大。
二、石油、天然气进入钻井液的方式与分布状态
2)油气呈凝析油状态 与钻井液混合
溶解气的储集
天然气具有溶解性。它不仅能溶解于石油，而且还能溶解于水，这 样就形成了溶解气的储集。天然气的各组分在石油和水中的溶解度极不 相同，烃类气体和氮气在水中的溶解度很小，二氧化碳和硫化氢的溶解 度较大。烃类气体在石油中的溶解度比在水中的溶解度大得多，属于最 易溶解在石油中的气体。
一、地层中石油与天然气的储集状态
一、地层中石油与天然气的储集状态
吸附状态的储集
吸附状态的天然气多分布在泥质地层中，它以吸附着的状态 存在于岩石中，如储集层上、下井段的泥质盖层，或生油岩系。 这种类型的气体聚集，称为泥岩含气。一般没有工业价值，但在 特殊情况下，大段泥岩中夹有薄裂隙或孔隙性砂岩薄层等，会形 成具有工业价值的油气流。
3)天然气溶解于地 层水中与钻井液混合
凝析油和含有溶解气的石油 从地层进入钻井液后，在钻井液 上返过程中，由于压力降低，凝 析油大部分会转化为气态烃；高 油气比地层C1--C4含量较高。随 着钻井液的上返，含有溶解气的 石油，由于压力降低，会释放出 大量的天然气。（释放出天然气的数量
取决于石油的含量与质量）。
三、气测录井资料的影响因素
2、钻井技术条件的影响
⑦接单根的影响 接单根的影响一般出现在较浅的井段。接单根时，在高压管线和方钻杆内 充满了空气，开泵后由于压力的改变，空气段会急剧地从钻井液中分离出来， 分离过程在井底的油气层段较为强烈，带出了地层中的烃类气体，形成气测录 井假异常。而在较深的井段，钻井液循环时间加长，接单根时钻具内的空气被 分散在大段的钻井液中，当钻井液返至井口时，钻井液中烃类气体的浓度相对 降低，形成的气测录井假异常较小。在接单根的过程中，由于钻具的上提与下 放，也存在抽汲作用的影响。以上两种情况共同形成接单根的影响。
录井新技术识别真假油气显示的方法
识别真假油气显示的方法岩石热解录井一、样品操作方法1、取每次加入添加剂的泥浆1罐（注明好深度），然后用没有显示的砂岩裹泥浆，进行热解分析。
2、分析每个深度的储集层样品（清洗过的）。
二、识别方法1、谱图法录井前，建立一口井钻井液添加剂岩石热解地化谱图库，将分析谱图与显示层谱图对比，判断异常显示的真假。
若一致为假显示，不一致为真显示。
（若钻井液中混入成品油或磺化沥青等，由于这类物质馏分比较固定，热解时只引起对应参数的数值发生异常。
五峰参数储油岩热解分析特征：如混入柴油，只引起热解参数S21发生异常；如混入磺化沥青，只引起热解参数S23发生异常，其它参数变化很小，近似为零。
而含油储层样品的五峰均有异常值，据此特征可以识别真假油气显示）。
夏斜506井例某颗井壁取心深度2820米，热解分析为S：0.047mg/g , S1：1.481mg/g , S21：14.947mg/g , S22：0.73mg/g , S23：0.081mg/g ,从数据看,只有S21有异常,其它几乎为零。
从下面原始谱图中看更加直观，谱图基本上呈现单峰形态，热解参数仅S21大，其余分析参数基本上无异常，呈直线，据此判断为假油气显示。
（如下图）2、对比原油性质：看油性指数（或轻重比指数）是否一致。
（参考下列数值）若一致为假显示，不一致为真显示。
例如车66井：浆PS 高达3.51，且S 11含量非常高，属于非常轻质；而两个岩屑罐装样的PS 在0.86～1.96，属于轻质油。
据此判断，两个岩屑罐装样的显示为真显示。
3、S 0法各种钻井液添加剂包括成品油不含气态烃，S 0值很小，无S 0峰，而地层异常显示常常有明显的S 0峰，据此判别真假油气显示。
43644340混油泥浆4、对比法将岩心中心部位和边缘部位分析值对比，中心部位大于边缘部位，说明样品无污染，反之则被污染。
定量荧光技术一、样品操作方法1、每次加入荧光添加剂前，配置原浆，利用原浆浸泡无显示砂岩进行分析；或直接分析原浆用正己烷浸泡进行分析；或者取井眼泥浆进行分析。
气测录井技术
气测录井技术气测录井是直接测定钻井液中可燃气体含量的一种录井方法。
气测录井是在钻进过程中进行的，利用气测资料能及时发现油、气显示，并能预报井喷，在探井中广泛采用。
（一）气测录井的常见类型根据所用仪器不同，气测录井可分为两种，即半自动气测和色谱气测。
半自动气测是利用各种烃类气体的燃烧温度不同，将甲烷与重烃分开。
这种方法只能得到甲烷及重烃或全烃的含量。
色谱气测是利用色谱原理制成的分析仪器，它是一个连续进行、自动记录体系。
样品由进样口进入后被载气带进色谱柱进行分离，分离后各组分分别进入鉴定器，产生的信号在记录器上自动记录下来。
它可将天然气中各种组分（主要是甲烷至戊烷）分开，分析速度快，数据多而准确。
目前后者已基本取代半自动气测。
按气测录井方式可将气测录井分为两类，即随钻气测和循环气测。
随钻气测是在钻井过程中测定由于岩屑破碎进入钻井液中的气体含量和组分。
循环气测是在钻井液静止后再循环时，测定储集层在渗透和扩散的作用下进入钻井液中的气体含量和组分，故又称之为扩散气测。
（二）半自动气测资料解释由于半自动气测只提供了全烃和重烃的数据，因此只能定性的识别储层中流体性质。
主要根据油层气与气层气的不同特点，及烃类气体在石油中的溶解度不同进行解释。
1．区分油层和气层油层气体的重烃含量比气层高，而且包含了丙烷以上成分的烃类气体。
气层的重烃含量不仅低，而且重烃成分中只有乙烷、丙烷等成分，没有大分子的烃类气体。
所以油层在气测曲线上的反映是全烃和重烃曲线同时升高，两条曲线幅度差较小。
而气层在气测曲线上的反映是全烃曲线幅度很高、重烃曲线幅度很低，两条曲线间的幅度差很大。
2．分轻质油层和重质油层由于烃类气体在石油中的溶解度随基本上是随分子量的增大而增加的，所以在不同性质的油层中重烃的含量是不一样的。
轻质油的重烃含量要比重质油的重烃含量高。
因此，轻质油的油层气测异常明显的，而重质油的油层气测异常显示远不如轻质油的油层显示明显。
它们各自呈现完全不同的特征。
天然气层录井识别技术及解释评价
随机抽 取 ５ ０个 气 显 示层 分 析 ， １ 储集 层 类 型 以
１ ３ 钻 井 液 密 度 变 化 特 征 ．
孔 隙型 为 主 ； 次是 孔 、 、 型 ， 中孔 、 型 主要 其 洞 缝 其 洞 分 布在海 相碳 酸盐岩 地层 中 ， 裂缝 型所 占 比例较 少 ；
域 地 质 普 查 、 气 滚 动 勘 探 开 发 、 合 录 井 及 地 质 监 督 ｌ作 。 通 讯 地 址 ： １０ ０ 四 川 省 德 阳 市 Ｆ南 街 金 谷 商 住 楼 Ｂ幢 。 电 话 ： ０ ３ ） 油 综 ： ６８０ （ １ ５
４ ２ ２ １ 。 Ｅ ｍａｌｌｈ ｓ ｌｌ １ ３ ｃ ｎ ８ ６ ５ ５ ｉ：ｇ ｚ ｘｙ＠ ． ｏ １ ６
喷、 井漏 （ 统计 数据 ） 为Ｉ 显 示 ， ≤ 槽 面气泡 无 归 类 ５ ＜３ 归为Ⅱ 显示 ， ０ 类 槽面气泡＜５ 归为 Ⅲ 显示 。 类
表 １ 井 口槽面 气 泡 显 示 类 型 统 计
甲烷 上升 系数 和储 集 层 厚 度 贡献 值 乘 积 判 别 系 数
法， 探讨 了天 然气层 录井解 释评 价模式 。
维普资讯
第 １ 卷 第 ４期 ８
刘 光 辉 ： 然 气 层 录 井 识 别 技术 及解 释评 价 天
・ ３ ６ ・
发现 ， 度 下 降 系 数 （ 密 度 背 景 值／ 度 异 常 密 Ｒ一 密 值 ） ． ～１ ６ 分 布范 围窄 ， 表 ２可 以看 出 ： 数 为１ ０ ． ， 从 多
口槽 面显示 以及钻 时 、 钻井 液密度 和粘 度 、 离子 变 氯 化情 况 ， 发现全 烃 和 组 分 的变 化特 征 。但 对 钻 遇 的
气测录井谱峰识别算法的改进
峰 的起 点） 。这些 特征点 确定 以后 ， 别谱 峰 的 目的 识
也 就达 到 了。
２ ２ 常 规 谱 峰 识 别 法 ．
波值偏 高 的 台阶 ， 这个 台 阶就是异 常值 影响造 成 的 ，
宽度 为滤波 窗 口的宽度 点数 。
上 限从 ｎ 展 到 ｎ 在 石 油 勘 探 开发 中发 挥 了 Ｃ 扩 Ｃ，
用 斜率进 行谱 峰识 别时 ， 只考 虑 这两 种 情 况 ， 图 １ 如
和图 ２ 示 。 所
Ｃ
越 来越 重要 的 作 用 。气 测 录 井 色 谱 仪 分 析 对 象 单
一
、
性 能较好 ， 一般是 采用 通过 斜率进 行谱 峰识别 的
从 色谱仪 检测 器 输 出的模 拟 信 号 经 Ａ／ Ｄ转 换
后 被计算 机采 集 ， 集到 的数 字 信号 常 常伴 有较 大 采 的噪声信 号 ， 有时还 可 能会有 假 的油气显 示异 常值 。 因此 ， 在进 行谱 峰识 别前 ， 要对 采集 到 的原 始谱 峰信
号 进行 滤波 。
需 要 注意 的是 ： 综 合 滤波 算 法 中应 用 中位 值 在
滤波法 时 ， 对窗 口的采样 值排 序后 ， 在去 除最 大值 和
最 小值个 数 时 ， 根 据 实 际信 号 的异 常 干 扰 情况 而 要 定 ， 异常 干扰较 严 重 ， 增加 去 除 的个数 ， 原则 如 应 其 是 要去 除 的最大 、 小值 的个 数 略 大 于一个 移 动 窗 最
２ ２ １ 窗 口移 动 法 ． ．
色谱 信 号 的采 集 频 率是 有 限 的 ， 如果 采 用对 多
气相色谱15种异常峰型分析
气相色谱15种罕见峰形异变来源解析之迟辟智美创作在日常色谱定量分析中，呈现色谱峰形异变或鬼峰，不单严重影响定量精度，甚至使分析工作无法进行，为此我们把峰形异变罕见类型(15种)加以分析，并给出可能原因，供工作经验缺乏的色谱工作者参考.我们在此讨论的峰形异变是指在色谱分析方法确定后，与曾记录的已知色谱图比力时，呈现某些色谱峰形的偏离畸变或过剩峰.或者说，对一已经设立好的色谱分析方法，由于不要求或出于无奈时有些峰分离不开、拖尾或峰形分歧毛病称等其实不影响方法的实施情况，不属于上述因仪器故障、经验缺乏或把持失误造成的峰形异变.否则需要重新审定或修改原来的分析方法.另外，还应指出：由于无乱装置使用没有评价过的色谱柱可能呈现的峰形拖尾，分离欠好或峰形畸变，也不属于讨论内容.显然叫一个普通色谱分析工作者，在惯例工作条件下去判断色谱柱的优劣，要求似乎高了一些.在怀疑峰形异变寻找可能原因、排除方法之前最好先做以下工作：仔细核查把持条件，与分析方法要求是否一致;和现在分析所存的标准色谱图对比，判断是否真出了问题;逐项仔细观察仪器或设备工作状态，看有无把持失误而引起的出峰失常.然后在依据以下15种异常峰形分析可能原因与排除方法. 1.台阶峰：(1)TCD热丝被样品中所含卤素、氧、硫等元素腐蚀;(2)气体流量突变如：注射垫突然漏气，气路受阻等;(3)记录色谱峰装置故障如：拉线松;2.负峰：(1)TCD用氮做载气，由于待测组分在N2中浓度分歧，热传导值呈现非线性而可能呈现负峰,有时可以通过改变载气流量或进样量克服;(2)把持ECD时进样量过年夜而出负峰，这是由于工作原理由电子捕捉转酿成电离检测，此时灵敏度还会年夜年夜降低;(3)把持FID，低电离效率的溶剂(如CS2)或杂质呈现，使原基流较高的输出基线减小而显示为负峰;(4)把持FID，在无极化电压，样品量较年夜可能呈现负峰;(5)把持NPD、FPD时气流比分歧适，溶剂或某些组分会呈现负峰;3."N" 或“W”峰：(1)TCD把持，用N2作载气由于热传导率非线性引起;(2)FID把持时，样品溶剂电离效率低(如CS2)，或气流比欠佳时;(3)ECD把持时，由于检测器被污染，溶剂峰或待测组分含量较高，或脉冲电源有毛病;4.舌头峰(前延峰)：(1)汽化温度偏低;(2)载气流量小：(3)进样量年夜，汽化时间长;(4)汽化室被污染，样品有吸附效应;(5)样品在柱头有冷凝或色谱柱被污染;(6)进样技术差(挥发性组分的进样速度太慢);(7)峰前呈现了“鬼”峰.5.拖尾峰：(1)色谱柱装置分歧格，样品不能以“塞子”形进入色谱柱，柱与检测器装置的死体积太年夜;(2)样品未能注射入柱头中(柱头进样方式);(3)汽化管没有装置好或破损，样品只能脱尾进入色谱柱;(4)化室的温度低或偏高;(5)载气流量偏低;(6)进样量年夜;(7)载气系统(如注射垫处)有漏气;(8)进样器(汽化室)，被样品中高沸点杂质或注射垫残渣污染;(9)色谱柱被污染至使被分析组分和高沸点污染物作用;(10)弥补气未开或偏低;(11)色谱柱温度偏低或失效;(12)甲烷化Ni催化剂失效;(13)进样技术差(如速度分歧适);(14)正好有干扰峰(鬼峰)呈现(如误用被污染的注射针);(15)无极化电压(FID)，此时陪伴灵敏度偏低;(16)样品前处置有毛病;6.出峰后基线下移：(1)样品量年夜，特别是溶剂改变了工作状态;(2)FID被污染状况发生改变，或气流比发生变动;(3)系统呈现漏气，或呈现梗塞;(4)色谱柱被污染;(5)样品处置不妥，如：样品中有些物质和固定相发生作用;7.法式升温时基流增加(漂移年夜)，噪声增加：(8)色谱柱需重新老化或失效;(9)新换载气纯度欠佳;(10)过滤器失效;(11)样品前处置不妥，如：杂质干扰物太多;(12)灵敏度太高.(13)数据处置装置的判峰参数设置分歧理.(17)样品量年夜起出了色谱柱容量;(18)汽化温度低;(19)色谱柱没按要求装置;(20)检测器工作状态分歧毛病，如载气太小、没开弥补气;(21)数据处置装置的判峰参数(半峰宽)设置偏年夜;9.平颠峰(未到满量程)：(1)样品量年夜，放年夜器量程高，衰减年夜，信号输出饱和;(2)检测器已工作在饱和区;(3)数据处置输入信号极性接错，或零点失调;10.基线呈现海浪状峰：(1)高灵敏度把持仪器未稳定之前;(2)把持TCD、ECD时，柱箱或检测器箱温度周期变动;(3)环境温度对仪器控温影响;(4)电压不稳，对柱温控制精度影响;(5)过温呵护设置低于控制温度;(6)压力(流量)调节阀失调，周期变动;11.原来能分开的峰分不开：(1)色谱柱装置分歧要求 ;(2)色谱柱被污染，需重新活化 ;(3)色谱柱寿命已到，需更换;(3)新更换的气源，纯度欠安;(4)滤器失效，重新老化或更换;(5)色谱柱温度和载气流量需要微调优化(色谱分析一般允许);(6)检测器工作状态变动(如ECD漏气、FID气流比欠佳);(7)汽化室被污染，注射垫漏气;(8)样品处置不妥，杂质干扰物太多;(9)样技术太差;(10)进样量超越了色谱柱容量;(11)数据处置的判峰参数，半峰宽或斜率设置分歧理;(12)放年夜器量程或衰减设置失误;(1)仪器输出负信号超越了数据处置的范围;(2)数据处置装置零点未校正，或量程设置太年夜无法判断基线位置;(3)数据处置装置输入信号极性接反，零点设置分歧毛病;(1)仪器工作不稳定，噪声年夜于要求;(2)数据处置装置的判峰参数，半峰宽和斜率设置太小;(3)极化电压(FID)不稳;14.把持条件未变，原来能判另外峰不见了：(1)色谱柱被污染或失效;(2)气路系统被污染(如气源纯度低，过滤器失效);(3)注射垫漏气;(4)注射针密封性差;(5)数据处置的判峰参数，如：半峰宽和斜率设置偏年夜;(6)进样方法分歧毛病;15.“鬼峰”(怪峰，过剩峰，记忆峰)：(1)上一次进样的高沸点杂质峰自然流出;(2)载气不纯过滤器失效使低沸点的污染物冷凝在色谱柱头，法式升温时正常流出;(3)注射垫未经老化或无隔垫清洗而出的污染峰;(4)汽化温度太高或严重污染至使样品某些组分分解;(5)样品某些组分与被污染固定相发生了作用;(6)色谱柱温度太高固定相分解;(7)使用了被污染的注射针( 自己分歧格，手摸或进过易污染的样品);(8)样品予处置不完善或用错溶剂;(9)样品中有空气;(10)TCD、ECD等密封性差(漏气);(11)电源不稳，对控温或放年夜器有不良影响(12)色谱柱梗塞物使用不妥，如玻璃棉未按要求进行处置;。
录井常用知识
录井常用知识名词解释：1、迟到时间：岩屑从井底循环返到井口的时间。
2、下行时间：钻井液从井口循环到达井底的时间。
3、一周时间：钻井液从井口循环到达井底再返出到井口的时间.4、分离度：色谱柱分离烃组分的程度。
是检测色谱柱效能的重要参数。
录井规范要求色谱柱分离度要在0.5以上，实际使用中色谱柱分离度要在0.8以上才行。
分离度K=（C2峰高-C1回峰高）/C2峰高。
5、载气：携带样品气进入色谱柱的具有一定压力的气体，烃组分使用氢气做载气，非烃组分使用空气做载气。
6、保留时间：某一组分从阀体动作分析开始到出峰最大值所需要的时间。
7、ppm：浓度单位，表示百万分之一单位浓度。
1ppm＝0.0001%；30ppm＝0.003%；2000ppm=0.2%。
8、单根峰：在接单根过程中，由于停泵造成地层流体侵入钻井液中，再经过循环后这部分被气浸的钻井液返出到地面而测到的气测异常。
9、后效：在起下钻过程中，由于起钻的抽吸作用、钻井液静止时间较长，地层中的流体侵入到钻井液中，当下钻到底后再次开泵循环而出现的气测异常。
叙述题：1、全烃使用的鉴定器名称，烃组分使用的鉴定器名称,工作原理。
答：使用的都是氢火焰鉴定器，简写FID。
原理:当有机物随载气进入火焰燃烧,由于化学电离反应产生带电离子对.在电场作用下这些带电离子向两极定向运动,形成离子流。
通过微电流放大板放大,取出信号,进行记录,采集,处理,即可对有机物进行定性定量分析。
2、非烃组分使用的鉴定器名称,工作原理。
答：使用的是热导池鉴定器，简写TCD。
原理:在热导池中热敏元件的阻值变化用惠斯顿电桥原理进行测量.电桥四臂都由热敏元件组成,位于池体同一孔道中的R1,R3为测量臂,另一孔道中的R2,R4为参比臂.四个钨丝的阻值相同,以增加鉴定器的稳定性.由于组分的热导系数和纯载气的热导系数不同,有热传导带走的热量不同而引起热敏元件阻值的变化,使电桥失去平衡,产生不平衡电压输出信号.3、电动脱气器工作原理。
气相色谱分析中色谱峰的特征
气相色谱分析中色谱峰的特征气相色谱（Gas Chromatography，GC）是一种分离和分析化合物的常用技术，它是通过分子在流动气体载气的带动下，在固定相上进行分离的。
气相色谱分析可以提供许多有关分析样品的信息，其中色谱峰是气相色谱图中非常重要的特征之一，它包含了许多有用的信息。
1.峰形：色谱峰的形状可以告诉我们样品的纯度、杂质的存在以及分离的效果。
理想的色谱峰应该是对称的高峰，表明样品纯度高，分离效果好。
而不对称的峰形可能意味着样品的复杂性或者是一些不完全的反应。
2.峰高度：色谱峰的高度可以根据样品的浓度来推导出，因此可以用来定量分析。
通过峰高度可以比较不同样品之间的相对浓度或做定量分析。
同时，对于同一样品的多次分析，可以通过峰高度的变化来判断方法的稳定性。
3.峰面积：色谱峰的面积反映了样品的物质量，峰面积可以通过求解峰下面积来计算。
峰下面积是从起始点到峰的最高点或峰尾的峰底之间的面积。
通过峰面积可以进行定量分析，而峰面积的比较可以评估同一样品在不同色谱柱上的分离效果。
4.保留时间：保留时间是其中一特定物质在色谱柱中停留的时间。
保留时间可以通过样品的样品-内标标准曲线来确定，并可用于定性和定量分析。
保留时间是一个特定物质的独特特征，可以用来与已知物质的保留时间进行比较以进行确定。
5. 峰宽度：色谱峰的宽度可用于评估分离效果。
较窄的峰宽度表示样品分离较好，而较宽的峰宽度可能表示样品含有多个组分或者一些分离效果不理想。
峰宽的测量包括峰的半峰宽度或完整宽度。
峰宽度还可以通过响应因子（Resolution factor）来判断是否得到足够好的分离。
6.峰对称因子：峰对称因子是一个衡量峰对称性的指标，通常由高度和宽度计算得出。
理想的峰对称因子为1，而较高或较低的峰对称因子则表示峰的非对称性。
峰对称因子可以帮助评估分离过程中的对称性问题，进而改善色谱分离条件。
7.基线噪声：色谱图中的基线指的是色谱峰之间的筛选区域，当没有组分存在时，基线应为平坦的。
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气测录井各种单根峰的识别
一、双单根峰产生的机理有两种情况可能产生双单根峰。
其一：接单根时钻具上提，钻头对井底产生抽汲作用，钻井液停止循环后，井底液柱压力相对减小，有利于地层气往井筒扩散和渗透，因此在井底会积聚一定量的气；新接单根、方钻杆、水龙带及部分立管内还没有钻井液，被空气充斥，一般有30 一40m开泵循环时这部分空气被压缩并逐渐混人到钻井液里，造成有一段钻井液密度相对较低，在这段低密度钻井液进人环空上返的过程中会对所经过的地层产生瞬时负压，油气层处的油气在压差作用下会有一部分快速扩散到该段钻井液里。
因此，在一个循环周期后全烃曲线会出现两个尖峰，前一个为单根峰，后一个为空气峰，这就是所谓的双单根峰。
由于低密度钻井液量很少，在井内液柱段很短，在油气层处前后滞留时间短暂，因此吸收到的地层气有限，所以，一般情况下空气峰比单根峰低。
可通过出峰时间来判断是否是双单根峰，单根峰为一个迟到时间，空气峰为一周时间，单根峰在前，空气峰在后，两峰间隔为一个下行时。
其二：钻开高压油气层后，油气一直源源不断地侵人到井筒内，接单根时位于该处的钻井液里便聚集了一定量的气，因此，一个迟到时间以后，在全烃曲线上也会出现两个尖峰，前一个为地层气峰，后一个为单根峰，这也是所谓的双单根峰。
由于高压油气层气源充足，所以一般情况下地层气峰高于单根峰，并且出峰时间也较为固定，两峰间距随着井深的增加而逐渐增大，随着时间增加泥饼逐渐形成，地层气造成的单根
峰将渐渐消失。
不论是哪种情况，要产生双单根峰必须满足一定的条件，一是已钻穿油气层，二是钻井液处于欠平衡或近平衡状态，二者缺一不可，否则双单根峰现象很难出现。
二、举例分析
1. 标准双单根峰举例
假设某井在钻进到2000.00m 时，全烃由0.0500%上升至5.0000%之后基值整体上升，后效、停泵峰、单根峰十分活跃，并于2019.00m 时出现双峰现象。
该井录井曲线情况：第一峰出现时间与迟到时间吻合，第二峰出现时间与一周时间吻合，两峰间隔正好为一个下行时间，因此，可断定第一峰为单根峰，第二峰为空气峰。
2. 后效与空气峰举例
假设某井后效录井曲线，假设次井钻开第一个产能很好的油气层后，进行了一次短起下观察后效。
当钻至井深2600.00m 时
进人设计中第一个油气层。
不存在其他气源的情况下。
第一峰出现时间正好比迟到时间稍微小些，持续时间略长，峰值比较高。
第二峰出现时间与一周时间吻合，两峰间隔大于一个下行时间。
因此，可断定第一峰为后效峰，第二峰为空气峰。
3. 假双单根峰实例
假双单根峰的判断归根结底就是以单根峰和空气峰、后效峰和空气
峰的判别标准来做判断。
通过时间的对比和峰值大小的对比来多方面进行分析和判断。
假设某井气测录井，当钻进到1600m时见良好气测显示，全烃由5.0000%上升至30.0000%，组分C1 相对百分含量26.00%，为明显气层异常。
假如钻过该层后在1657m 1667m 1666m三次接单根时连续三次出现双峰。
双峰的特点是第二峰高于第一峰。
如果现场操作人员判断错误，当时把它们分别当作双单根峰处理了。
完井后验收资料时与电测曲线对比，通过对出峰时间、岩性及电性资料等进行综合分析，将会发现此处的“双单根峰”会有疑点。
这样的话就是质量事故，因为错误的操作可能将正常的油气显示数据给删除掉。
将会对公司的名誉带来不好影响！所以应尽量禁止这种事情发生，加强现场资料录入质量。
疑点1：空气峰一般情况下要低于单根峰值，也就是第二次出的单根峰要比第一次的低才对。
而三次所谓的空气峰却比单根峰高得多，与常理相矛盾。
疑点2:单根峰在刚钻穿油气层时最易产生，打开1600m的气层后，为什么前面几次接单根时不出双单根峰，而且连单根峰也不出，却等到后面连续三次接单根时出双单根峰？乍看让人迷惑不解，但仔细分析便会明白。
前三次不出峰说明1600m出现的气层并非高压气层，很可能钻井液密度略偏高，因此造成产气量不足的可能。
而后三次那是另有气源。
疑点3：出峰时间对不上。
三次双峰时间参数见表3。
和上面所讲的各种单根峰都不符合。
假如第二峰为空气峰，出峰时间则均应
为36min，然而它们却只有25min左右，相差11min之多; 而且两峰时间间距完全与下行时间不吻合外。
由此可断定第二峰根本不可能是空气峰。
那么这三次的双单根峰是否真的存在呢？三次双峰的第二峰时间基本相同，与迟到时间大致相差3min。
此时应该加强实测迟到时间的测验，来检验自己仪器采集的迟到时间是否正确。
没条件的至少要投入塑料片来实测比较，这种方法不能及时反应排量的变化，再加之气体具有超前特性，如果实测迟到时间和计算机采集的迟到时间出现几分钟的误差亦属正常，如何是这样则可以认为第二峰是单根峰。
三、结束语
近年来随着钻井技术的提高，越来越多的井采用近平衡或欠平衡钻进，这就为双单根峰的出现提供了前提条件。
尤其是存在高压油气层的井更容易出现。
因此，双单根峰现象也就接二连三地出现，在现场录井及资料解释过程中难免会出现过一些失误的判断，故特把此问题提出来，引起大家的注意。
总是空气峰的特点就是一个周期的时间。
单根峰则是一个迟到时间。
而油气层处得单根峰则要有一定的小于迟到时间，这则要通过多个单根峰和双峰的时间差，以及现场工程的泥浆性能来判断。
至于后效就容易判断了。
但说来说去，总重要的是现场的迟到时间一定要准确。
实测迟到时间不能马虎！因为泵排量的变化或者泥浆性能的调整，或者井身结构的因素而影响到实测迟到的塑料片发生失真的情况是在所难免，但时间再差也不会有太大。
所以在加强的迟到时间实测的同时，也要时刻关注地质和定向等现场录井数据的变化，才能更好的对更重气测
真假值做出良好的判断。
希望在以后科技的发展中，能更好的解决这类具有迷惑性的数据问题。