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影响气测录井准确发现和评价油气层的因素【摘要】气测录井的工作原理就是通过使用钻井液来很好的检测烃类气体并达到连续检测和实时检测的目的，通过它对气体的检测来判定油气的是否存在，因此气测录井对于油气的勘探开采工业的贡献与其他种类录井来比较是巨大的，所采用的手段和达到的效果也是大有不同。
但是由于种种原因的存在，气测录井发现和评价油气层的准确性并不能达到100%，本文就是从气测录井发现和评价油气层的工作手段出发，对气测录井工作时难以控制的因素进行分析，阐述影响气测录井准确发现和评价油气层的些许因素。
希望可以通过讨论分析，找到影响气测录井正常评价判断的因素，及时找到方法提高，加深对气测录井准确发现和评价油气层的方法技术的研究。
【关键词】气测录井发现油气评价油气影响因素钻井脱气器气测仪单根气标定曲线1 前言气测录井在油气勘探和开采的工作过程中发挥的作用是巨大的，它最开始是由美国的一家知名公司首次研制出来的，大约在20世纪30年代左右，那时候还是一种简单的利用气体检测来分析的简便式气测录井。
随着油气开采勘探项目的增多，气测录井发挥的力量更加巨大并且难以替代，它作为一种油气勘探项目工作中难以替代的一种检测手段在广泛应用。
后来，在科技的带动下，各种各样的气测录井相继问世，人们也已经对气测录井的功能要求越来越高。
可是，由于气测录井在工作中受着多方面因素的影响，它发现和评价油气层的准确率并不能到达满分。
为了尽可能提高气测录井发现和评价油气层的准确率，必须进行有效的影响因素分析，下面笔者就对影响气测录井准确发现和评价油气层的因素进行简单的阐述。
2 影响因素分析2.1 钻井影响气测录井的因素。
钻井影响气测录井的因素主要有：钻井液排量、钻压、钻头直径、起下钻、接单根、钻井液性能、钻头类型以及钻速等。
在以上因素当中，钻井速度是无法控制的，只能随钻头的性能、探测地层质地的软硬变化而变化，因此钻速快慢会影响所钻地层的破损程度和钻井液流量多少，当钻速加快，钻头单位时间内破碎地层岩石的体积增多，地层中流体进入钻井液中也越多，这样，脱气器从钻井液中脱出的地层气就越多；反之，脱出的地层气就越少。
录井技术在新沟油田致密油气层解释评价中的应用江汉盆地新沟油田新下段2油组主要为自生自储型致密油藏，通过对气测、岩石热解、核磁共振录井和定量荧光等录井资料的精细分析认为，2油组主要为中等-差烃源岩，说明生烃能力有限；有机质类型主要以混合型母质为主，有早期生排烃的特点。
通过各种录井技术在新沟致密油气层的应用分析可以看出：录井技术能够较好地评价致密油烃源岩和储集岩。
目前主要是利用常规储层的判识模板来识别致密油储层，导致有些解释结果与实际有矛盾，建议研究适合江汉油田新沟地区致密油藏有效储层的现场快速判识、评价体系及标准。
标签：致密油；气测录井；岩石热解录井；定量荧光；核磁共振；X射线衍射；录井评价引言致密油是继页岩气之后全球勘探开发的又一热点，被石油工业界誉为“黑金”。
2006年Williston盆地ElmCoulee油田Bakken组致密油突破7950m3/d，极大提振了致密油勘探开发的信心。
2012-2013年江汉油田在新沟油田钻探完成了11口井，岩心分析资料表明，新沟油田新下段2油组为中低孔特低渗储层，储层岩性主要为泥晶白云岩、泥质白云岩、泥晶云质灰岩，属于致密油藏。
通过大型地层压裂改造有7口井获得工业油流，证实了新沟油田致密油具有一定的勘探开发潜力。
文章对新沟致密油录井技术及其解释评价方法进行研究探讨，希望对江汉油田致密油藏勘探开发起到一定作用。
1 地质概况新沟油田位于江汉油田潜江凹陷西南丫角～新沟低凸起，总体上为断层复杂化的断块、断鼻构造。
主要含油层系为下第三系新沟嘴组下段的1、2、3油组。
1、3油组是渗透性砂岩储层，2油组以致密碳酸盐储层为主。
2油组为三角洲前缘及半深湖、湖泊相过渡带沉积。
新沟油田位于主力烃源岩分布范围内，主力烃源岩主要分布于下3油组顶部—2油组，烃源岩总厚度70-100米，且呈现由南往东北逐渐变好的趋势。
有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ型为主，成熟度为未成熟-低成熟。
油气显示厚度薄，为薄互层，连续厚度小，主要表现为源储互层。
综合录井仪录井资料解释规范综合录井仪录井资料解释规范1 主题内容与适用范围本标准规定了综合录井仪录井资料（以下简称资料）的解释内容与要求、录井资料的异常反应、取值要求、油气水层、异常地层压力和钻井工程施工异常事件的解释原则和依据。
本标准适用于综合录井仪小队在现场进行录井资料的解释工作。
2 资料解释内容和要求2.1 解释内容2.1.1 建立地层岩性剖面。
2.1.2 油、气、水层的解释。
2.1.3 异常地层压力的解释、预报。
2.1.4 钻井工程施工中的异常事件的解释、预报。
2.2 解释要求2.2.1 在无特定要求时，现场只对录井参数的异常井段进行解释；对无异常井段、不作解释。
2.2.2 根据任一测量或检测参数的异常变化和录取的岩心岩屑资料，荧光显示资料以及钻井液表面观察情况，结合计算机处理的各种报告、进行全面的综合分析判断，及时做出解释结论。
2.2.3 及时将解释、处理、判断的结论或报告、通报现场地质监督和钻井施工的有关方面。
3 录井资料的异常反应在无特定要求和规定情况下，录取的任意一项资料或参数符合下列情况则为异常：3.1 钻进突然增大或减小，或呈趋势性减小或增大；3.2 在正常钻进时，钻压大幅度波动或突然增大98.066 5KN以上，或钻压突然减小并伴有深度跳进；3.3 除去改变钻压的影响后，大钩载荷突然增大或减小98.066 5KN以上；3.4 转盘扭矩呈趋势性增大10%以上，或大幅度波动；3.5 转盘转速无规则大幅度波动，或突然增大或减小2Mpa以上；3.6 立管压力逐步减小0.5Mpa，或突然增大或减小2Mpa以上；3.7 钻井液总体积相对变化量超过2m3；3.8 钻井液出口密度突然减小0.04kg/cm3以上，或呈趋势减小或增大；3.9 钻井液出口温度突然增大或减小，或出口温度差逐渐增大；3.10 钻井液出口电阻率或电导率突然增大或减小；3.11 钻井液出口排量明显大于或小于入口排量；3.12 气体全量高于背景值2倍以上；3.13 二氧化碳含量明显增大；3.14 硫化氢含量超过5×10-6mol/mol(5ppm)；3.15 实时钻进中的钻头成本呈增大趋势；3.16 泥（页）岩井段dc指数或Sigma值相对于正常趋势线呈趋势减小。
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。
一、填空题（0.5*40=20分）1、古潜山供油方式有（）（）（）（）。
2、根据台地与海岸的关系，碳酸盐岩台地可以分为（）（）（）碳酸盐岩台地。
3、根据地质、工程及经济原因划分，油气储量可分为（）（）。
4、标准层通常有（）（）（）。
5、迫使非润湿液体进入饱和润湿性液体的孔隙介质中所需要的最小压力称为（）6、储集层敏感评价的最终目的是（）7、利用轻烃分析中（）（）2个参数在剖面上的分布，可以区分生油带和生气带。
8、滨岸相在垂向上表现为一个（）相序。
9、沉积相标志通常包括（）（）（）10、区域勘探第一步是设立区域勘探项目，立项阶段主要任务是（）11、在油气田评价过程中可以利用（）来预测油气田的产能。
12、滚动勘探开发中要求（）不能逾越。
13、对于致密的碳酸盐岩样裂缝性油气层，通常采用（）完井。
14、凝析油层毛细分析色带为浅棕黄色，荧光照射为亮黄色，色带高度较高，一般（）cm，色带宽度一般为（）cm。
15、现场录井中判断疏松砂岩油气显示时，对怀疑层段可以进行（）以便综合分析。
16、岩心归位时以筒为基础，每筒岩心为归位单元，缺心（），套心（）。
17、岩心归位时，根据（）曲线半幅点划分同层的顶、底界，岩心归位不得超越本筒底界深度。
18、三维荧光分析技术判别产层性质主要依据（）和荧光系列对比级别，并结合样品分析数据在纵向上的差异以及储层的（）来综合判断。
19、T谱与吼道分布具有较好的对应关系，通常T2谱分布范围越宽，峰值越低，吼道分选越（）。
20、油层在核磁共振T2谱中，表现4高1低的特点，即：（）（）（）（）（）。
21、原油越重，最佳激发波长越（），最佳发射波长（），油性指数越大。
二、单选题（30*0.5=15分）：1. 下列描述中，不属于同沉积背斜特点的为()。
A、顶部岩层薄，两翼岩层逐渐变厚B、顶部岩性粗，两翼岩性逐渐变细C、上、下部构造高点常发生明显位移D、两翼倾角一般多为上部较陡，向下逐渐变缓2. 根据()可将底辟构造分为刺穿构造和隐刺穿构造。
利用综合录井资料解释评价油气层
第2章综合录井资料在油气水层的反映特征
2.1 综合录井资料包含的内容
综合录井资料为随钻测量或观察所得，具有及时性、直观性强的特点，是发现、识别油气水层的重要手段。
主要包括以下四部分：
1. 气测录井资料，包括气测全量、组分等资料；
2. 常规地质资料，包括岩屑、岩心、壁心、钻时、钻井液密度、粘度、油气水等资料；
3. 钻井工程参数，包括钻速、钻压、泵压、出口流量、DC指数及钻头参数等；
4. 特殊录井资料，定量荧光分析（QFT）、地层压力参数以及计算参数等资料。
这些参数在钻遇油气水层时，都会表现出一定的异常反映，对识别气层、油气层、水层有一定的贡献，但由于一些特殊性（地质环境、采集因素、过压等），某些参数对气层、油气层、水层的反映特征变化不明显或几乎没变化，有必要对其进行进一步的分析和总结。
2.2 综合录井资料与油气水层的一般规律
2.2.1 气测录井资料在油气水层的反映特征
气测录井资料是直接测定钻井液中可燃气体含量的一种录井方法。
气测录井是在钻井过程中进行的，具有实时、精度高、应用方便有效等特点，是目前我们发现和评价油气层极其有效的手段。
气相色谱仪是气测录井的核心设备，其工作原理是样品由载气带进色谱柱进行分离，分离后各组分依次进入鉴定器，在鉴定器中气样燃烧，产生的电流信号放大后以数字信号的形式直接进入计算机存储。
气相色谱仪能准确地检测出钻井液中的全量、甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和戊烷的含量。
根据不同的产生机理，我们可以把钻井液中的气体分为以下几类：
1) 破碎气：在钻进过程中，由钻头机械破碎地层而释放到钻井液中的烃类气体。
2) 压差气：当地层压力超过井筒内液柱压力时，受压差作用从储层进入钻井液中的烃气。
3) 二次循环气：从地表泵入井底又第二次在地表出现的气体，主要是由于钻井液除气系统未将钻井液中的气体排除干净所致。
4) 外源气：除岩屑之外的某个气源被人为导入钻井液中的烃气，如磺化沥青、磺化苯醛树脂、润滑剂等泥浆材料所产生的烃气。
所以，气测录井要去伪存真，抓住破碎气，分析压差气，校正二次循环气，排除外源气，发现真显示。
因此，气测录井是我们发现和识别油气层最值得研究和利用的方法。
在分析气测值在油气层的反映特征之前，我们应该很清楚的认识到：气测值的高低不能反映储层的流体性质，也不能反映天然气层的产能，高产气层和低产气层与气测值的高低没有直接的关系。
因为，油气层在实时录井过程中均有异常，但异常值的大小与地层的岩性、物性、钻井液使用密度密切相关，目前渤海地区普遍采用过压钻进，所以气测录井所测到的气体主要是地层的破碎气，气量较有限，而地层中的气体，由于钻井液压力大于地层压力加上钻头水眼的高压喷射作用而很难进入井眼。
所以，在油气水层中气测值的反映具有一定的规律性，总结如下：
2.2.2 常规地质资料在油气水层的反映特征
在钻井过程中，我们通常比较关注的常规地质资料主要是岩屑、钻时、钻井液密度和粘度等录井资料。
以下我将分别叙述油气水层在上述资料中各自的反映特征。
1. 岩屑录井：钻井过程中由泥浆携带到地面的被钻头破碎后的岩石称之为岩屑。
虽然该方法较为原始，而且在目前的情况下影响因素颇多，但它之所以能够延续到今天是因为它有着自己得天独厚的优势。
岩屑录井可以直观的反映地下情况，地层的变化规律，同时可以修正一些干扰因素对气测的影响。
对于砂岩储层，岩屑录井资料对于油气水层的响应主要体现在颜色和荧光这两方面：
1) 油层：砂岩颜色较深，重质油层砂岩呈灰色、深灰色。
灰褐色、黑色、黑褐色等，荧光湿照颜色较暗；轻质油层砂岩呈黄色斑点状，荧光湿照颜色强、亮。
2) 气层：砂岩颜色较浅，多为岩石本色，白砂子，荧光显示微弱或无。
3) 水层：岩屑显示和气层相似。
2. 钻时录井：钻时是指钻进单位厚度岩层所需要的时间，在钻井参数不变的情况下，钻时大小在一定程度上反映不同的岩性特征，可以用它来划分储层，但它无法反映储层中不同流体性质。
3. 钻井液的密度和粘度：理论上，在钻遇油气水层后，钻井液密度、粘度及槽面都将有不同程度的反映，但在实际钻进过程中，由于使用的钻井液密度不同，钻井液参数的变化也有所不同。
当过压程度较大时，由于地层出气、水的量比较少，对参数的贡献也较小，表现为钻井液密度、粘度及槽面的变化不明显，甚至无变化，这样，我们通过钻井液参数对油气水层就很难判断了。
下表是近平衡钻进时，一般油气水层在钻井液参数上的表现特征：
4. 钻井液的电导率和温度：电导率是直接测量钻井液的导电能力，它与钻井液矿化度的变化呈正比，反映了钻井液中的矿化度的变化。
综合录井参数中，钻井液出口电导率参数是判别储层流体性质的参数之一。
出口温度是直接测量钻井液的出口温度的变化，也是判别储层流体性质的参数之一，但由于受外部环境影响因素太多，所以实际录井过程中应用较少，只是在理论上有一定的价值。
在海水钻井液钻井过程中，通过钻井液的电导率和温度判别储层流体性质反映特征如下
2.2.3 钻井工程参数在油气水层的反映特征
实践表明，随着地层岩性的变化，部分工程参数也随之变化。
地下油气藏与地层岩性之间有着密切的关系，在碎屑岩储层中，钻井工程参数的变化除了可以反映岩性的变化之外，在识别油气层显示方面也能起到一定的补充作用，反映特征如下：
扭矩扭矩的变化受许多因素影响，正常情况下，主要是钻头和地层因素。
钻头异常引起的扭矩变化是连续的，波动幅度较大，甚至一直异常下去；不同岩性变化引起的扭矩变化规律通常为在砂岩中扭矩曲线波动较大，而且砂岩中孔隙度越大扭矩曲线波动也越大，在泥页岩中扭矩曲线波动较小。
出口流量一般钻遇油气层时，钻井液出口流量增加。
2.2.4 特殊录井资料在油气水层的反映特征
这里所说的特殊录井资料主要是QFT，地化录井在现场应用很少，所以在这里我主要讲讲QFT——定量荧光测定在油气水层中的反映特征。
和常规荧光检测技术相比，定量荧光主要是根据石油在不同浓度时的发光强度差异，利用单位体积的钻井液在一定体积的溶剂中的荧光发光强度来定量测定此时钻井液中的含油浓度，进而计算出储层的原油浓度。
石油的主要成分以含有多种芳香烃的化合物组成，而这些芳香烃在紫外光的照射下（激发），吸收光能后发生能量跃迁处于不稳定的激发态，处于激发态的分子会放出光子重新回到分子基态（发射），这就是石油荧光的产生过程。
使激发波的波长固定在254纳米，照射样品滤液后，由光电倍增器转换，进而测量出含油荧光的发光强度，我们称之为定量荧光。
由于大多数原油的最强荧光在300－400纳米之间，而肉眼估计仅有在荧光发射范围大于400纳米时才能识别，即只有中质油的外频带（中质油的一小部分）到重质油的荧光是肉眼可以看到的，多数石油荧光是肉眼看不到的，所以传统的箱式荧光灯对于一些凝析油和轻质油根本无法显示，但是定量荧光弥补了传统荧光灯的这一缺陷，并能排除矿物荧光和丝扣油荧光的影响，对识别含油气层更精确更可靠。
QFT对油气层的反映特征是：QFT值随着原油丰度的增加而增加，在同一丰度下，又随油质的轻重变化而变化，即油质越重，QFT值越大。
在钻遇油层时，QFT会出现一个峰值，然后降回到背景值[1]。
钻遇气层和水层，QFT值都没有明显变化。
上图是XX-A23井的QFT曲线图，从图中我们可以清楚的看到油层的QFT异常明显，而气层、水层却变化不大。
QFT的每一个峰值基本上都对应着一个油层，所以，通过QFT我们也可以初步判断油层的存在，但5米一个点的测量制约着我们用QFT判断评价油气层的准确度。
以上就是油气水层在综合录井参数上各自的反映特征，我们可以看出，各项资料都会对不同的储层流体产生不同的响应，但是仅仅依靠单一的录井资料我们无法判别流体的属性，必须总结各自的反映规律，综合尽可能准确真实全面的录井资料，才能够对储层流体进行较准确的判别。
在此之前，我们应该清楚录井资料在不同的环境下会出现什么不同的变化，才能在综合判断时排除干扰因素，使判断结果准确可靠。
