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气体录井操作细则1 目的气测录井是所有录井中最直接的、最有效的录井方法，只要进行录井都应录取气体资料，以确保油气水层的发现。
2 录取项目及内容(1)随钻气体检测，烃类气体检测，包括全烃和组份；非烃类气体检测，包括二氧化碳、硫化氢等。
(2)后效气体检测，包括烃类气体检测和非烃类气体检测。
(3)热真空蒸馏分析（VMS）。
2.1 随钻气体检测2.1.1随钻气体检测资料录取要求2.1.1.1预探井、区域探井进行气体录井；评价井目的层应进行气体录井，非目的层是否进行录井应根据盆地、地区的具体情况确定。
2.1.1.2烃类与非烃类气体检测连续测量。
2.1.1.3 随钻气测值：包括全烃和组分(1) 组分:包括各组烃类百分含量、非烃类百分含量；(2) 相应钻时、岩性及相关资料，如放空井段等。
(3) 随钻及后效测量时应及时进行现场真空蒸馏分析。
(4) .及时发现气测异常，判断钻遇的油气显示层的真伪。
(5)及时收集影响气测异常的非地质因素，整理油气显示层的资料。
2.1.2 色谱仪精度要求（见录井前准备与验收色谱仪精度要求表）。
2.1.3 气体检测仪刻度与校验2.1.3.1每口井进行一次刻度，用包括最小检知浓度在内不少于5个不同浓度值的标样进行刻度。
2.1.3.2录井前、起下钻、进入目的层前及录井过程中每3d应校验一次，校验使用在检测范围内不少于2个不同浓度值的标样进行。
2.1.3.3硫化氢传感器每７d使用最小检知浓度标样进行一次校验。
2.1.3.4 在全烃基值低的井段，每班至少从井进样一次（混合样）校验色谱仪的灵敏度或管路是否畅通，2.1.4 标准气样2.1.4.1标准气样应使用有效期内的合格产品。
2.1.4.2同一口井应使用同一批标样。
当钻井时间较长，更换标准气样批号时应对气体检测部份进行校验。
2.1.5 测量项目、密度（间距）及要求2.1.5.1测量项目全烃(量)（TG）、甲烷(C1)、乙烷(C2)、丙烷(C3)、异丁烷(iC4)、正丁烷(nC4)、异戊烷(iC5)、正戊烷(nC5)、二氧化碳(CO2)、氢气(H2)和硫化氢(H2S)，单位：％。
1、掌握储层物性，含油气水丰度和（油气水的可动性）是评价油气层的充要条件。
2、如果层内含油丰度相近而不同渗透带的渗透率相差较大，那么可以确定高渗透带内没有充满油，水是可动的，该层不高于（油气同层）。
3、进行井间对比的条件是：井距不远，储层的埋深相近，层位相近，储集类型和（物性）相近，油气水物理化学性质相近。
4、定量荧光仪测定的是（荧光强度）。
5、在平衡状态下，组分在固定相和流动相中的量之比称为（分配系数）。
6、岩心描述时，一般长度大于或等于（10）cm，颜色，岩性，结构，构造，含油情况有变化着，均需分层描述。
7、正常地下油气显示层在工程参数出现钻时降低，DC指数减小，立压降低等变化，在钻井液参数上，具有出口温度升高，相对密度（降低）和出口电导率（变小）等现象，而假油气显示没有上述变化。
8、氢火焰离子检测器属于（质量流速检测器）。
9、在下列各组参数中，是综合录井仪实时参数的是（立管压力，1号泵冲速率，4号泥浆体积）。
1.QFT定量荧光仪的激发波长是（254）nm。
2.QFT定量荧光仪检测到的荧光物质是（以萘族为主的化合物）。
3.假岩心一般出现在岩心的（顶部）。
4.全脱分析时盐水必须使用（饱和盐水）。
5.普通电动脱气器使用时，一定要注意脱气器钻井液出口量，应为满管的（2/3）最佳。
6.DC指数是建立在（泥岩沉积压实）的理论基础上的。
7.Slgma方法是根据（岩石骨架强度）理论基础建立的。
8.在钻井过程中，用岩性对比地层时，最有效，最可靠的的方法是（岩性标准层标志层）。
9.岩石热解地化录井参数TMAX的含义是热解（S2）的最高点所对应的温度。
10.直接测量项目按被测参数的性质和及时性可分为：实时参数和（计算参数）。
11.转盘扭矩是反应（地层变化）及钻头使用情况的一项重要参数。
12.出入口钻井液温度的测量可以掌握（地温梯度），帮助判断油气层，还可以探测超压地层。
13.从色谱组分分析仪注样开始到全部组分分析完成所用的时间为一个（出峰时间）。
气测井资料解释规程(一）解释层段划分；（1）全烃显示值高与基值2倍以上的异常显示段（2）低钻时并有气测异常显示的井段。
（3）混油钻进时，甲烷出现明显变化的异常显示段。
（二）解释结论的确定：（A）油层（1）全烃显示值明显，显示厚度与储层厚度，钻时异常厚度差异不大，峰平缓，呈正态分布。
（2）随钻组分齐全且重烃含量较高，一般在10％以上。
（3）单根峰和钻井循环气显示明显。
（4）三角形图版价值点处与价值区内，且为大倒，中倒，小正，中正三角形，含气量图版处于油区或油气转化带。
（B）气层：（1）全烃显示呈尖峰状且高于油层显示。
（2）含气量图板处于油气转化带或气区。
（3）组分中重烃含量较低，一般仅含少量的C2，C3，甲烷含量占95％以上。
单根峰和钻井液循环气显示明显。
（C）油气层：（1）全烃显示活跃，实时曲线峰形常有分异特征。
（2）单根峰和钻井液循环气显示明显。
（3）三角形图版价值点处于价值区。
（4）含气量图板处于油气转化带或气区。
（三）油水同层：（1）全烃显示明显，显示厚度常低与储层厚度，烃组份缺少i c4或缺少n c4（2）烃组份齐全，但重烃总体含量低与本地区油气显示的一般规律。
（3）非烃组份时常有氢气显示，单根峰和钻井液循环气显示明显。
（4）三角形图版多为大正或打倒或极打倒三角形，含气量图板与油层类似。
（四）气水同层：（1）全烃，烃组分显示与气层基本相同，峰形常有拖尾。
（五）纯水层（1）全烃显示极低，组分为纯甲烷。
（六）含气水层（1）全烃显示明显，常伴随较长拖尾，组分以c1为主，重烃组分仅有少量c2,c3.(七) 含油水层（1）全烃显示明显，组份齐全，但i c4和n c4显示极低甚至缺少i c4或n c4（2）全烃显示较低，组份齐全，重烃组分含量明显偏低（八）气干层（1）气干层，油干层既与流体性质有关有与岩石物性有关需要借助电测地质资料识别。
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。
录井资料整理格式规范一. 录井综合图：（1 ：500）1. 规格:纸张规格A4（卷纸）2 . 图头：一号字（隶书），比例尺1:500 二号字（宋体）油商秘密（3号黑体图列：六号字（宋体），其他文字均为小五号字（宋体）3. 图幅：横向总宽为279 依次为：35+45+9+9+7+30+13+45+40+30+8+8=279钻时+电位时差伽马+层位+井深+颜色+剖面+取心+双侧向+全烃+密度粘度+测井解释+综合解释4. 曲线颜色：钻时红色，自然电位为红色，声波时差为绿色，自然伽马为蓝色感应（红色、绿色、蓝色、紫色、黑色），密度为红色，粘度为绿色。
5. 色谱曲线一栏：参考复印(红色、绿色、蓝色、紫色)6. 特殊岩性使用统一图列;碳质泥岩：凝灰质泥岩：钙质砂岩：二. 岩心录井综合图：（1 ：100）1. 规格: 纸张规格A4（卷纸）2.图幅：横向总宽为279 cm 依次为15+15+15+45+9+9+15+15+7+30+9+40+55=279 cm孔隙度+渗透率+饱和度+电位时差伽马+层位+井深+取心+岩样（心）位置+颜色+剖面+破碎磨光位置+深感应+岩性描述字体、字号、曲线颜色均与录井综合图一致。
三. 录井完井报告：（二号宋体加粗）1.纸张规格A4（包括附图、附表）2. 封面格式、扉页格式、报告字号与报告文字内容必须严格按石油天然气探井录井资料采集与整理操作规程（第三版）执行。
封面：页边距上60mm、下45mm、盆地及一、二、三级构造单元名称（三号宋体）xx井录井完井报告封面（二号宋体）中国石油…..年…..月…日….. 为（四号宋体）扉页：盆地及一、二、三级构造单元名称（三号宋体、距顶50mm）井录井报告为（二号宋体）施工单位、监督单位、地质监督、编写人、审核人（四号宋体）中国石油….年..月…日..（四号宋体）四、录井报告内容格式：第一章概况（小三号宋体加粗）第二章录井综述1. 钻井简史2.录井概况3、工程与录井、4、其他与录井质量有关的问题（四号宋体、报告里面字号需加粗）第三章地质成果1、地层2、油、气、水显示3、生储盖层（1.生油层、2.储集层、3.盖层4、生储盖组合）4、构造、（四号宋体、报告里面字号需加粗）第五章结论与建议1、结论2建议五、录井完井报告附表：附表：（四号宋体）1、基础数据表 2.录井资料统计表3、油气显示统计表4、钻井液性能分段统计表5、测井项目统计表6、钻井取心统计表7、井壁取心统计表8、气测综合解释统计表9、分析化验统计表（小四号宋体）附件一：（四号宋体）1、井录井综合图（1:500）（小四号宋体）2、井岩心录井综合图（1:100）3、井井斜图（水平投影图、垂直投影图、三维投影图）附件二：（四号宋体）1、井录井综合记录（小四号宋体）2、井岩屑描述记录3、井钻井取心描述记录4、井套管记录5、井井斜数据表6、井岩心分析报告7、井壁取心描述记录四、录井原始资料规范封面：构造名称（三号宋体）xx井xx记录（二号宋体加粗）中国石油….年…月…日（四号宋体）扉页：构造名称（三号宋体）xx井xxxx记录（二号宋体）施工单位、监督所在单位、地质监督:、编人、审核人（小三号宋体）中国石油…….公司.. ..年月日（四号宋体）快速色谱录井资料整理规范一、快速色谱录井综合图1.纸张规格、图头、曲线颜色、字号均与录井综合图相同。
![[原创]气测资料方法步骤](https://img.taocdn.com/s1/m/d4f541c577a20029bd64783e0912a21614797fda.png)
天成气测资料现场解释方法步骤1、天成录井气测现场解释方法及步骤异常平均值大于0.2%，异常值与基值之比达到3倍以上就可定为异常段，应向常规录井及钻井队发出气测异常通知单（通知单格式附后，以后按此统一格式填写）。
1）根据钻时和岩性，确定异常段为煤层显示、碳质泥岩显示或储层油气显示。
2）根据C2/C1、C3/C1比值确定油层显示，C2/C1、C3/C1均大于0.2为油气显示。
3）根据曲线异常幅度与形态，确定划分异常显示为水层、含油水层或油水同层、差油层，油层。
一般划分标准为：异常平均值大于0.2小于0.6%，异常值与基值比值大于3，曲线形态为锯齿状或指状或不规则状，组分不全或重组分无明显变化，无拖尾或拖尾不明显，岩性为砂岩的为水层或含油水层。
异常平均值大于0.6%，异常值基值比值大于3，常规显示较差，组分全而且曲线形态为锯齿状或指状或不规则状为差油层。
异常平均值大于0.6%，异常值基值比值大于3，曲线形态饱满呈箱状，组分齐全并都有比较明显的异常，曲线拖尾明显，岩性为砂岩且有常规显示较好的为油层或油水同层。
4）层段的响应特征和相互匹配关系，采用“四高一低”的分析方法。
“四高”：TG（全烃）、重烃、湿度比、C3/C1四个参数呈高异常。
“一低”：平衡比参数呈低异常。
TG（全烃）=C1+C2+C3+IC4+NC4+IC5+NC5重烃=C2+C3+IC4+NC4+IC5+NC5WH(湿度比)=重烃/全烃BH(平衡比)=(C1+C2)/(C3+IC4+NC4)5）曲线形态意义箱型：代表储层具有良好的均质性指型：代表储层含油的条带状和薄油层等正三角型：代表储层含油向下逐步变差锯齿型：代表均质性较差或裂缝发育6）全烃异常拖尾分析主要通过各曲线拖尾的长度宏观地判识储层能量，拖尾长度越大，储层能量越大，成为产层可能性越大。
2、快速色谱现场制图方法步骤1）剖面图打开“剖面绘图”，选择“启用宏”，按alt+f8健，在弹出的对话框内点击“删除”，然后点击“执行”按钮，删除以前的剖面图。
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。
气测录井资料解释规程
气测录井资料解释规程
1 主题内容与适用范围
本标准规定了色谱气测井资料定性解释的程序、内容、方法和要求。
本标准适用于各类探井的气测资料解释。
2 解释井段
2.1 全烃大于0.2%或高于基值2倍（含2倍）的气测异常井段。
2.2 低钻时并且有气测色谱分析资料的井段。
3 解释工作要求与流程
3.1 解释工作要求
气测井资料解释以可靠的现场录井资料为基础，以气测井油气显示为主导，及时搜集、分析现场油、气、水显示等情况，进行初步解释，提供中途测试层位和完井方法。
通过计算机处理，进行综合分析解释，确定油气层段、提出试油意见。
3.2 解释工作流程
3.2.1 搜集邻近井的地质资料及测井资料。
3.2.2 验收气测井资料。
3.2.3 分析色谱气测井资料与现场资料解释。
3.2.4 分层、选值、计算、绘图解、运用各种资料进行气测井综合分析解释，提出解释结论，进行完井讨论（见图书馆）
3.2.5 整理编写单井解释总结报告。
3.2.6 整理有关资料图件、并经审核。
3.2.7 按归档要求归档上报。
4 气测井资料的处理
4.1 气测井原图人工处理（采用联机设备的可省略）
4.1.1 按每米深度进行人工整理、查出相应的数值填写色谱气测记录。
4.1.2 在原图上划出异常井段，并根据钻时进行深度校正。
4.1.3 查出异常值。
4.2 气测资料计算机脱机处理
4.2.1 对气测井资料进行抽查，异常井段、地质设计目的层数据抽查率100%，其它井段数据抽查率10%。
4.2.2 把原始数据输入到计算机。
4.2.3 对输入数据进行审核。
4.2.4 绘制气测录井图。
4.2.5 绘制解释图。
4.2.6 打印解释数据表。
4.2.7 编写气测井解释报告
5 气测井解释的基本方法及要求
5.1 油、气储集层位置和厚度的确定方法
5.1.1 根据全烃含量和钻时确定
a、在砂质岩层段，对全烃含量值较高井段参照钻时曲线和全烃显示幅度划分油气储集层的起止深度；
b、在泥质岩层段，钻时变化不明显时，应依据全烃曲线的高峰起止值划分油气储集层的起止深度；
c、复杂岩层段，根据地质录井资料和测井资料来归位油气储集层起止深度。
5.1.2 钻速指数（表征地层可钻性的参数）法和全烃显示确定储集层位置和厚度
根据钻速指数的大小把地层划分为：好储集层、差储集层和非储集层，然后结合全烃显示幅度来确定油气储集层的位置和厚度。
5.2 根据烃组成法判断储集层油气性质
5.2.1 常规油气层直观解释要求及方法
5.2.1.1 常规油气层直观解释要求，应用色谱法分离测定的烃类各组分C1，C2，C3，iC4,nC4等的相对百分含量，根据油气层在本地区的地球化学特征，辅以录井槽面显示情况，视全烃组分的特征值的相互关系，解释油气水层。
5.2.1.2 常规油气层直观解释方法
a、气层，一般为高甲烷异常，少量乙烷和丙烷，乙烷含量大于丙烷，缺少或极微量正、异丁烷、钻井液密度下降、粘度增加，槽内钻井液液面上升、有气泡；
b、油层、烃色谱峰齐全、重烃组分中丙烷、异丁、正丁烷含量明显增高，槽面可见气泡及油花、岩屑劳光均有明显显示；
c、水层、不含有溶解气和残余油的水层组分无显示，当出现氢气
和二氧化碳时可考虑为水层。
5.2.2 三角形图板解释法
5.2.2.1 计算图板坐标值（C2/ΣC，C3/ΣC，nC4/ΣC）
5.2.2.2 绘制三角形，确定对应角连线的交会点。
5.2.2.3 按照三角形的状态、大小和交会点的益判断油担忧性质。
5.2.3 匹克斯勒图板解释法（Pixler）
计算解释层的甲烷分别与乙烷、丙烷、丁烷、戊烷的值之比，在该图板上作出各比值连结，根据其倾斜形状及落在的区域位置判别生产层和非生产层以及该层的油气性质。
5.2.4 轻烃值解释
5.2.4.1 计算烃的湿度比值（Wh），平衡比值（Bh）和特征比值（Ch）.
计算公式：
Wh =
C2+C3+C4+C5
×K (1)
C1+C2+C3+C4+C5
Bh =
C1+C2
(2)
C3+C4+C5
Ch = C4+C5
(3)
C3+
式中：k—变比系数。
5.2.4.2 绘图。
5.2.4.3 判断地层流体性质，Bh大于100，该层含有极干的干气。
Wh指示气相，Bh大于Wh，该层含气。
Wh指示油相，Bh小于Wh，该层含油。
Wh大于40且Bh比Wh小得多，该层含残留油。
5.2.4.4 特征值Ch解释，Ch小于0.5，用Wh和Bh解释含气是正确的。
Ch大于0.5，用于Wh和Bh解释的含气与油有关。
只有在Wh 和Bh解释为含气时，才能应用Ch值做进一步说明。
5.2.4.5 湿度值Wh的解释，Wh在0.5 ～17.5时为气，气体密度
随Wh的增大而增大。
Wh为17.5～40时为油，油的密度随Wh的增大而增大。
5.3 根据烃含量法计算地层含气量
5.3.1 计算钻井液含气时
计算公式：
G = a
×ΣC×10 (4)
b
式中：G—钻井液含气量，%；
a—蒸馏出的气体体积，ml；
h—蒸馏的钻井液体积，ml；
ΣC——蒸馏出的气体浓度总和，%。
5.3.2 计算地层含气量
计算公式：
C Dg = 4QV g
×B×G (5)
πD2
S Dg = C Dg
×100 (6)
D
式中：C Dg—地面含气量，%；
Q—钻井液排量，m3/min
B—天然气体积系数；
S Dg—地层含气量，%；
V——钻时，min/m；
D——钻头直径，mm。
5.4 循环钻井液气测解释要求
5.4.1 计算循环钻井液显示深度。
5.4.2 确定解释结论；循环钻井液气测解释应参考地质录井剖面，钻井液密度，粘度和全脱气分析资料，确定气侵、油侵或无侵。
6 气测井解释报告及解释图标注内容
6.1 气测井解释报告内容
6.1.1 井别、设计井深、气测井段、气测目的、测量日期、施工小队、气测施工情况、仪器、质量监控、有关钻井工程作业等情况。
6.1.2 录取资料项目。
6.1.3 油气显示信处及分析。
6.1.4 资料质量评价。
6.2 气测井解释报告应由编写人和审核签字。
6.3 解释图标注内容应按要求（探井地质资料录取整理有关规范）标注。
7 完井讨论要求
7.1 气测井解释完成后经资料解释组讨论得出综合结论。
重点井要有技术负责人参加，由主解释人提出结论性意见。
最后由解释工程师或技术负责人审核。
7.2 按时参加管理局完井讨论，重点井技术负责人参加讨论。
8 资料归档
资料归档按要求（探井地质资料录取整理有关规范）整理归档。
附加说明：
本标准由石油地质勘探专业标准化委员会提出并归口。
本标准由大港石油管理局地质录井公司负责起草。
本标准主要起草人郭长明、贾立起、杨立刚。
