气测录井全烃值大于100%的原因分析

气测录井全烃值大于100%的原因分析
根据目前现行的标准的全烃工作曲线做法，氢焰色谱仪的工作原理及其现场气测仪的检测方式，以及现场多口井的气测录井实践经验和对气测录井理论的研究，认为在现场进行录井作业时，出现气测全烃值大于100%（甚至可能比较大）是正常的现象。

全烃值大于100%对油气的解释评价基本上不产生影响。

气测值的高低与多种因素有关，而且气测值的大小是相对的，而不是绝对的，气测解释时主要采用的方法是“全烃确定异常，烃组分值确定异常性质”，只要一口井采用一种气测操作模式，即使出现上述现象也不会对气测解释评价结果产生影响。

标签：气测；录井；全烃；影响因素；原因分析
1 气测录井仪介绍
气测录井属碎钻天然气地面测试技术，主要是通过对钻井液中天然气的含量和组成成分进行分析，依此来判断地层流体性质，间接地对储层进行评价。

气测录井能够及时地发现油气层，并对井涌、井喷等工程事故进行预警。

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。

在探井中根据半自动气测成果可以发现油气显示，但是不能有效地判断油气性质，划分油气水层。

色谱气测则可以判断油、气层性质，划分油、气、水层，提高解释精度。

2 钻井液携带的烃类气体
烃类气体具有溶解性。

它不仅能溶于石油，而且还能溶解于水中，这样就形成了溶解气的储集。

以甲烷为例，在石油中的溶解度为水中溶解度的10倍。

假如甲烷在石油中的溶解度为1，则乙烷为5.5，丙烷为18.5，丁烷以上的烃气，可按任意比例与石油混合。

二氧化碳和硫化氢在石油中的溶解度比在水中要稍大一些，氮气则不易溶解于石油中。

烃类气体的储集状态一般有：游离状态、溶解状态和吸附状态三种。

在钻井过程中，天然气以两种方式进入钻井液。

其一是来自钻碎的岩石中的油气进入钻井液。

油气层被钻开后，岩屑中的油气由于受到钻头的机械破碎作用，有一部分逐渐释放到钻井液中。

单位时间钻开的油气层体积越大，进入钻井液的油气越多。

其二是由钻穿的油气层中的油气，经渗滤和扩散的作用而进入钻井液。

有以下两种，第一种：油气层中的油气经扩散作用进入钻井液，即油气分子通过某种介质从浓度高的地方向浓度低的地方移动而进入钻井液。

第二种：油气层中的油气经渗滤作用进入钻井液，即油气层的压力大于液柱压力时，油气在压力差的作用下，沿岩石的裂缝、孔隙以及构造破碎带，向压力较低的钻井液中移动。

进入钻井液的天然气可分为：破碎气、扩散气、压差气（接单根气和后效气）、再循环气。

气测录井仪所测的气体即随钻井液返到井口的游离气和脱气器脱出的溶于钻井液中的部分气体。

3 气测显示的影响因素分析
综合分析影响气测录井资料的主要因素，对分清资料真伪是十分重要的。

录井中要根据具体情况，消除影响，取全取准各项资料。

消除部分影响因素，为加强气测录井技术深入研究，使其真正实现从定性向定量发展，提出了帮助。

以通过钻井液实时连续检测烃类气体为目的的气测录井在油气勘探开发过程中一直起着其它录井手段无法替代的作用。

钻井液密度、钻头尺寸、钻进速度、钻井液排量等钻井工程因素都可能影响气测值。

相同性质的油气层，在不同条件下钻井，会产生不同强度的气测异常。

3.1 储集层及油气自身特性的影响
储层含油气量、气油比、原油性质、渗流性、地层压力等储集层及油气自身特性是气测显示的主要影响因素。

3.2 钻井条件的影响
3.2.1 钻头直径的影响
当其它条件一定时，钻头直径越大，破碎岩石体积越多，进入钻井液中的油气含量越多。

3.2.2 钻井速度的影响
在相同的地质条件下，钻速越大，单位时间破碎岩石体积越大，进入钻井液中的油气含量越多。

3.3.3 钻井液排量的影响
排量越大，钻井液在井底停留时间越短，通过扩散和渗滤方式进入钻井液中的气相对减少。

3.3.4 钻井液密度的影响
一般情况下，为了保证钻井施工正常进行，总要使钻井液柱压力略大于地层压力。

以压力平衡点为分界点，钻井液密度对含气显示影响差别是较大的，在欠平衡状态，压差气将远远超过破碎气。

3.3.5 钻井液粘度的影响
钻井液粘度大，降低了气测录井的脱气效率，使气测录井异常显示值较低，气测基值会有不同程度地增加，油气的上窜现象不明显。

3.3.6 接单根及后效气的影响
不利的方面：一是加大了气测真假显示的识别难度，二是影响了气测显示的真实值。

有利的方面：可以作为判断油气层以及含油气程度的辅助手段，同时也是实时检测漏失气显示时的重要参考资料。

3.3.7 钻井液处理剂的影响
在目前的钻井过程中，钻井液中要根据不同的钻井施工需求，加入一定数量的钻井液处理剂。

钻井液处理剂对气测录井均会产生不同程度的影响。

4 气测录井仪器色谱标定方法
依据中石化的企业标准LJ/KZ 7.5.1-12.1-2001色谱气测仪仪器刻度方法，在做全烃工作曲线时，采用最高浓度为100%的纯C1样进行满度标定。

标定时只能采用纯C1样进行标定，因为若采用混合组分样进行标定，则随着混合样中各组份比例的不同，将会导致不同浓度的全烃出峰，从而不能做出精确的标定。

仪器刻度的原则如下：连续录井6个月以及更换、维修色谱柱或鉴定器、放大器等主要部件后，或者录井过程中注样标定检查时，有3个以上浓度点出现与工作曲线误差大于15%的情况时，由录井队仪器负责人负责刻度。

4.1 氢焰色谱仪的工作原理
目前进行色谱分析所采用的均是氢火焰离子化鉴定器。

它是以氢气在空气中燃烧所生成的火焰为能源，使被分析的含碳有机物中的碳元素离子化，产生了数目相等的正离子和负离子（电子）。

在离子室的收集极和发射极的电场作用下，正负离子各往相反的方向移动，产生微电流，经放大后进行输出。

电离电流的大小与有机物的含碳量和浓度有关。

有机物的含碳量和浓度越大，产生的电离电流越大。

4.2 现场能够检测到的气体
由于气体的不同形态，大于C6的组分液化点很低，在常温下（30℃）一般只能检测出C6以前的气体。

检测到的气体是包含了C元素的烃类并能够燃烧产生电离的气体，这就包括了C元素的同分异构体（如C2H2，C5的三种同分异构体等），这些同分异构体在色谱组分中我们不能全部检测出来。

4.3 原因分析
检测到的全烃总的来说是上述烃类的总和，但并不是单纯的“+”的关系，如异丁烷（iC4），可能是小于4倍的关系（具体是多少倍目前尚无专业定论，此处以4倍表示）。

可以粗略地得到下述计算式：
全烃=C1+2C2+3C3+4（iC4+nC4）+5（iC5+nC5）+其它同分异构体含量
从上式可以看出，由于全烃的含量是由100%的C1进行标定，若在现场全烃全由纯C1组成，则最高为100%；但实际情况下，它是由烃类化全物组成的，由于其它组分（尤其是重烃组分）的倍数关系的存在，全烃完全可能超过100%，并可能达到一个比较高的值。

5 结束语
通过以上分析，我们可以看出，由于目前现行的标准的全烃工作曲线做法，氢焰色谱仪的工作原理及其现场气测仪的检测方式，可以得出以下结论：在录井现场进行录井作业时，气测全烃值大于100%（甚至可能比较大）是正常的现象。

气测值的高低与多种因素有关，而且气测值的大小是相对的，而不是绝对的，气测解释时主要采用的方法是“全烃确定异常，烃组分值确定异常性质”，只要一口井采用一种气测操作模式，即使出现上述现象也不会对气测解释评价结果产生影响。

特殊的油气层也有可能出现全烃值大于100%的现象。

另外，某些人为的因素改变了标定时的气测测量参数也有可能发生全烃值大于100%的现象。

因此，在气测录井过程中，应严格按标定时确定的气测参数进行气测录井，绝对不允许任意改变测量参数，避免气测全烃值和烃组分值失真。

不管什么原因产生的异常现象，都会给人们的认识带来一定的困惑，所以我们在录井前，应根据地下油气性质，选用适合的仪器的类型和测量方式，不同区块选用相应的混合气样进行标定，尽可能选用适合的混合气体和标定方式。

参考文献
[1]任光军.关于气测录井数据的应用探讨[J].录井技术，2003，14（3）.
[2]姚汉光.国外使用的一些气测录井解释方法录井技术文集[M].北京：石油工业出版社，1999.
[3]张策，石景燕.影响气测录井发现和准确评价油气层的因素分析[J].录井技术，2001，12（2）.
[4]杨占山，李富强，孙文库.对气测录井全烃值的进一步认识[J].录井工程，2006，17（4）.
[5]何宏，童锡骏，安源.对气测录井烃组分三角形图解法的研究[Z].
[6]宋义民，陈永红，李瑞民，等.浅谈气测录井单根峰的识别[J].录井技术，2003，14（3）.
[7]赵红权.气测录井资料环境影响因素分析及校正方法[J].大庆石油地质与开发，2005，24（增刊）.
[8]李鹏，杨寿文，王洪义，等.录井信息综合应用的研究[J].电脑开发与应用，2006，19（8）.。