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+5C5
T 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。

即使上述比值为0.8~2.0时，若取不到有代表性的气测数据，定量判别结果符合率也较低。

在选取气测数据时，有可能会出现两种错误的取值方法：一是取储集层异常显示层段的平均值；二是取储集层异常显示层段的单点值。

前者可能导致判别结果与实际试油结论相矛盾，后者导致在判别结果中出现相互矛盾的结果。

因此，气测数据的选取，应该结合钻时从气测原始工作曲线上选取曲线开始爬坡的数据点为顶界，高峰拐点处为底届。

这些数据反映的是储集层物性最好、含油气饱和度最高的储集层段，具有代表性。

应用此方法选取的气测数据定量判别油、气、水层时，判别结果与实际试油结论符合率较高。

经验统计方法的优选：
相对成熟的几种方法及其改进
烃组分三角形图解法、皮克斯勒图版法、烃类比值（3H ）法和C 2/C 3比值法，对于其中的烃组分三角形图解法和C 2/C 3比值法，又从解释量化以及准确性考虑进行了改进。

烃组分三角形图解法
该方法是由法国GEOSERVICES 公司提出的，其优点是直观明了且符合率较高，缺点是每个地区均需重新建立、作图繁琐。

何宏对烃组分三角形图解法进行数学求解，讲通过作图判别油、气、水层的方法改进为利用算术求值的简单方法，提出了利用Q 值进行判别的标准：
()
背景值2.014321432-+++++-=C C C C C C C Q 具体判别标准为：0.75<Q<1时为气层，0.25<Q<0.75时为气水同层，-0.25<Q<0.25时为油水过渡带，Q<-0.25时为油层。

C 2/C 3比值法
该方法是对前苏联学者根据前苏联20个含油气盆地统计资料建立起来的综合参数法的改进。

利用综合参数法进行油气层识别时，对高凝析油含量的凝析气田符合率较低，重新建立了判别油气层C2/C3比值法的标准。

表1 C 2/C 3比值法判别油气层标准
凝析气藏，在油气藏勘探及开采实践中常常见到这种现象：在地下深处高温高压条件下的烃类气体经采到地面后，由于温度和压力降低，反而会凝结出液态石油，这种液态的轻质油就是凝析油，这种气藏就是凝析气藏，凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种气藏。

虽然凝析气藏也产油（凝析油），但凝析油在地下以气相存在。

而常规油藏乃至轻质油藏在地下以液相存在，虽然其中含有气，但这种伴生气在地下常常溶解于油，称为单一油相。

一般气藏（湿气藏、干气藏）在开采过程中很少产凝析油。

笔者提出了利用全烃含量、异常背书（全烃含量与背景值比值）和重烃相对含量判别油、气、水层的简易参数法。

表2 利用简易参数法判别油、气、水层
油气藏盖层若遭受构造运动的破坏，油气藏中的轻质组分就会大量散失，重烃组分则易滞留在孔喉之中形成残余油。

这种喊残余油的储集层，岩屑录井或荧光录井显示往往非常好，但试油结果常为水层或含油水层。

因此，对油、气、水层进行解释时，不能仅考虑储集层物性、流体性质、岩电关系等因素，盖层封闭性能好坏也应纳入油、气、水层解释的范畴。

实践表明，对储盖组合综合分析可提高解释精度。

气测录井可反映盖层封盖性能的优劣。

若盖层封闭性能较好，气测数据在储集层与盖层界面会出现突变，反之，气测数据变化不明显。

图中为利用气测资料判断盖层封闭性能优劣的实力。

图中为利用气测资料判断盖层封闭性能优劣的实力。

从2a可以看出，气测值在储集层和盖层中差别很大，且在储集层与盖层界面处出现突变，反映了盖层优质的封闭性能，试油结果多为高产商业气流；从图2b 中可以看出，气测值在储集层和盖层中变化不明显，在储集层与盖层界面处为连
续渐变，反映了盖层封闭性能较差，试油结果多为水层。

综上所述，判别油、气、水层时，首先应根据地质录井图中的荧光录井描述、岩屑录井描述和气测曲线全烃含量、峰形特征、组分是否齐全对储集层流体情况进行定性识别；其次，选取油代表性的气测数据并对气测数据质量进行评价，若气测数据质量较好，综合运用简易参数法、C2/C3比值、3H法、烃类比值法和三角形图解法等多种方法对储集层含油气水情况作出定量判断；然后，根据气测曲线在储集层和盖层中是否连续过度及数据特征，初步对盖层的封闭性能作出判断；最后，综合定性、定量以及盖层封闭性能判别结果，对储集层流体作出综合判别。

具体判别流程见图
图3 油、气、水层综合判别流程
录井实时资料中与油气显示有关的参数和信息：
在综合录井所采集处理的众多录井参数和数据信息中有大量的数据与油气显示有关，其具体分类为地质信息、钻井工程信息、钻井液信息、气体信息、压力信息等。

地质信息：岩屑岩性、荧光级别、滴水试验产状、油味、污手情况等； 钻井工程信息：钻时/钻速、悬重、钻压、扭矩、立管压力等；
钻井液信息：流量、体积、密度、温度、电阻率/电导率、粘度、出口槽面油花气泡等；
气体信息：全烃、色谱组分（C1、C2、IC4、NC4、C5）、非烃等；
压力信息：dc （岩石可钻性指数）、Sigma （西格玛，岩层 骨架强度参数）、页岩油、气、水层定性判别
岩屑录井 荧光录井 气测录井
油、气、水层定量判别
选取代表性气测数据 气测数据质量判断
简易参数法 烃类比值法 皮克斯勒解
释图版法 C2/C3比值法 三角形图解法
盖层封盖性能判别
油气水层综合判别
密度等。

2、油气判断
1）分析钻时变化：
现场录井过程中，油气显示及时发现首推对钻时变化的观察：
钻时突然或有趋势性的降低，很有可能钻入储集层。

此时应进行钻井液的循环观测，以确定是否钻入了油气层。

钻时的变化之所以是录井油气显示判断的第一项参数，其原因如下：
a、在综合录井系统一定的数据采集频率下，钻时的变化呈现的是大钩高度的减
少和井深的增加，且是瞬间完成处理的；
b、当钻井参数一定时，钻时的降低常常表现为底层岩性的改变；
c、所钻地层流体参数的变化、岩屑显示则必须通过一个迟到时间才能确定。

2）分析气测参数变化：
现场综合录井技术服务的主要任务之一是实现石油天然气勘探开发地质目的——即及时发现或找到油气层，而在现场钻探发现油气显示方面，综合录井则主要依靠其系统所配置的气体检测分析系统来完成。

由于现场钻井钻探技术水平的提高、工艺的改进和进步，岩屑细碎，导致利用岩屑识别油气显示越来越困难，而利用气测系统则可以解决上述问题，从而不漏失油气显示。

a、综合录井检测分析气体含量分类：
全烃（总烃）：由全烃检测分析仪检测分析出循环钻井液中的所有烃类气体含量的总和；
色谱组分：由气体色谱分析仪检测分析出的循环钻井液中所有烃类气体的各组分含量；
非烃气体含量：由热导气体分析仪检测分析出的循环钻井液中除烃类气体之外的各种气体的含量，主要指CO2、H2及惰性气体；
全量：由惹到或其它气体检测仪分析出的循环钻井液中所有气体的含量总和；有毒气体：利用有毒气体的特性，通过对其敏感的感应元件和检测仪检测分析出的钻井液中或井场环境的易造成人身损害的气体，主要指H2S、CO等。

b、综合录井气体分析的划分与区别
轻烃气：专指甲烷气，即C1；
重烃气：指气体分子量大于甲烷分子量的气体，如C2、C3、IC4（正丁烷）、NC4（异丁烷）、C5以上均属于重烃气；
全烃或总烃气：轻烃气与重烃气之和，一般用C表示。

c、综合录井现场判断气体显示异常的原则：
当气体显示大于背景值（基值）的2倍或超出背景值50%的气体显示均为异常气体显示。

d、综合录井现场服务中涉及到几种状态下的气体显示：
a）钻进背景气
在井筒内压力系统平衡的条件下，当钻进大段泥（页）岩层段，由于已被钻穿的地层内流体（主要指油气）向井筒钻井液内侵入，或受其他因素的影响作用，使全烃含量不为零，此全烃含量值即为钻进背景气值。

b）起下钻气
在起下钻过程中，由于停止钻井液循环，已钻穿的油气层内的流体会侵入钻井液中；当循环钻井液时，全烃或色谱组分就会出现一个峰值，此峰值则为起下钻气显示。

（停止钻井液循环后，迟到时间会趋近无穷大）
c）接单根气
在钻进阶段，由于要间断停止钻井液循环实施接单根或接立柱作业，使低层内流体有一个短暂的渗入和积聚的过程（这一部分渗入和聚集的气体由于钻井液的压力向上运移的非常缓慢）。

当再度钻进时，钻井液重新开始循环，全烃和色谱组分会出现一个峰值，此峰值则为接单根气。

不管钻井液循环与否，底层内只要有流体，都会向钻井液中渗入。

只有在开泵时，流体没有机会聚集就随钻井液一起循环了，不会出现峰值。

而短暂的停泵会给底层流体一个聚集的机会，下一次开泵循环时，这段聚集的气体就会出现峰值。

当接单根后无接单根气显示，则说明气体检测分析仪存在问题或现场使用的钻井液密度较大使井筒内钻井液液柱压力与底层压力失去平衡，抑制了底层流体侵入钻井液内。

PS：在接单根时，由于所接的单根里面是没有泥浆的，接上后，泥浆通过水龙带会向下压缩一段空气，这段空气会随着钻井液一起循环，现场单根气主要指的是
这个气体。

d）后效气
当气钻后因要实施其它作业而使井筒内钻井液长时间地处于静止状态（钻井液停止循环），从而导致已钻穿储集层的流体在扩散和渗透作用下侵入井筒钻井液内；当再度开始循环钻井液时就会在一定的时间内出现较高幅度气体显示，此显示的气体即为后效气。

准确判断后效气的出现需要精确计算出相应储集层的油气上窜速度。

e）碳化钙气（或称电石气）CaC2；
当现场录井需要做迟到时间测定时，除了使用玻璃试纸或珍珠岩作为鉴别物外，往往使用碳化钙来实测迟到时间。

即将一定颗粒大小的碳化钙（若干）投入到井筒内，利用其遇水反应生成乙炔气，经一个循环周期返出地面并通过气体检测仪分析检测到。

在此情况下的气体显示即为碳化钙气或电石气。

e 干气与湿气区别
干气：在气体显示中，当甲烷含量大于95%以上，此气体显示呈干气特征；
湿气：在气体显示中，当甲烷气含量小于95%以下，此气体显示呈湿气特征。

f 对气体全量的理解和认识
a）气体全量值不能作为储集层评价的定量依据
全量是指由全量检测分析仪所检测分析到的钻井液中所有气体的含量总和，因为这些气体的成分不能确定，显然由此不能说明其到底是否为油气显示。

b）气体全量不同于全烃
气体全量包括烃类气体、非烃气体，而全烃则是纯粹的烃类气体；两者的检测分析原理就目前而言也不同，前者为TCD（热导检测），后者为FID（火焰离子检测）。

c）全量曲线的负向偏移
由于载气多为空气或氮气，而标定气为甲烷气，致使热导系数低于空气的气体在仪器分析时呈反向偏移，因此全量气体分析仪在设定记录仪记录基线时通常提高一定的分度，以免其负向偏移使记录笔撞墙。

呈负向偏移的气体一般指CO2、N2等。

在记录仪上，当记录曲线呈负向偏移时，也有仪器发生问题的现象。

3）钻井液槽面油花、气泡显示
当钻遇油气水层（储集层）时，其钻井液槽面一定会有油花或气泡显示，通过观察其特征可以判断是否为所钻地层的油气显示。

a 天然气和空气在钻井液槽面上的显示特征
天然气：气泡多而呈小米粒状，分布均匀，在太阳光下呈多色漂浮；油层气具油香味，
气层气：一般具有硫化氢味或无味；取样能够点燃，油层气呈黄色火焰，气层气呈蓝色火焰。

空气：气泡较大并多为连片集中，无味，颜色发暗；气泡用手捞取不易破裂；取样不能点燃。

b、加工油与原油在钻井液槽面上的显示特征
a）加工油：当其混入钻井液中时，多呈条带状，搅动易散不集中。

b）原油：当其混入或侵入到钻井液中时，多呈褐黑色斑状油花，易集中，具油香味，且可使钻井液密度下降、粘度升高。

4）分析钻井液性能参数变化
当钻遇油气水层（储集层）时，通常情况下，钻井液性能参数均会有不同程度的变化。

具体参照下表。