气体录井操作细则

1、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)

2、 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

3、 硫化氢传感器每d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：。2.1.5.2 测

4、量间距与数据回放2.1.5.2.1. 烃类非烃类气体连续测量。2.1.5.2.2 色谱分析:全烃(量)异常时，每4分钟记录一次，发现异常显示时，连续分析。2.1.5.2.3 正常录井期间实时采集数据按每米1点的间距进行回放，取心井段每0.25米1点的间距进行回放。2.1.6 测量数据要求2.1.6.1 全烃和色谱分析要求保留记录原图(长图)2.1.6.2 数据库中保留时间数据和深度数据2.1.6.3 色谱原图2.1.6.3.1 正常录井过程中，应保持连续记录气测曲线，不得间断或记录、标识不清。任何录井项目的记录曲线连续间断相当于深度0.5m即是漏记，若计算机实时打印数据表或曲线同时亦缺失1m以

5、上（含1m）的数据则为漏测。每间断相当于深度0.5m以上作为一个漏测点。2.1.6.3.2 正常录井时的记录仪走纸速度：根据钻进速度的快慢合理设置走纸速度，并保证组分各峰曲线的分离清晰可辨，不能出现各组分峰的互相迭加现象，一般选择20cm/h。2.1.6.3.3 正常录井期间，色谱分析采用长分析周期，使氢焰分析到nC5。2.1.6.3.4 曲线颜色：钻时、热导曲线用蓝色笔绘制；全烃曲线用红色笔绘制；组分曲线要用绿色笔绘制；2.1.6.3.5 记录原图的基线设置规定：气体全量（组分）曲线零位设置在记录仪标尺10分度处；组分（非烃）曲线零位设置在记录仪标尺零分度处（SLQ-1气测录井仪非烃曲线零位

6、设置在记录仪标尺中间5分度处），换档后及时调整零位，使记录曲线轨迹在标尺分度范围内（010），确保记录曲线不能画到头，保证数据可从记录原图中查出。2.1.6.3.6 记录原图的标注。(1) 井深 a 在记录原图上，每隔10m按井深记号标注一个整米实钻井深（钻时记录原图除外）。b 在钻时记录原图上，每隔25m标注一个整米实钻井深。c 在碳酸盐分析仪的记录原图上，标注每个分析样品的井深。d 每次起下钻前后标注起(下)钻井深及起(下)钻符号。e 每钻进完一个单根，在记录原图上标注一个打完单根井深，并标注接单根符号。f 停钻4h以上，补充标注停钻时的井深。(2) 迟到井深a 根据钻进速度的快慢合理选择

7、标注迟到井深间隔，一般快钻时每隔5m标注一个迟到井深、低钻时每隔2m标注一个迟到井深，异常井段和取心钻进加密标注。上提和到底记号根据录井软件条件进行标记。b 发现油气显示(全量、组分出峰)时，在记录原图上加密标注迟到井深。(3) 迟到时间：以分为计量单位，每班标注一次，且在下入新钻头开始钻进或起用新的迟到时间，必须标注在记录原图上。(4) 量程：每班标注一次，且在改变量程时，并标明新量程的档次。(5) 校验仪器：在与校验仪器相关的记录原图相应位置上标注，且标明调校项目和有关数据。(6) 日常事件：在记录原图上及时标注出调零、反吹清洗、管线堵塞、注样调校、井口进样、接单根、起下钻、划眼、开（停）

8、泵、循环、开（停）钻、中间停止录井起止时间及原因、仪器故障、停电、电网干扰、放空等、在某些事件结束后，注明恢复正常录井时间。并加盖相关印章。(7) 气体显示：在全量、组分记录原图上标注气体基值、气体单根峰、异常显示及其最高全量，对异常显示加注其校正井深。(8) 扩（划）眼：在相关记录原图上标注井段、钻头类型、钻头直径。(9) 取心钻进：在相关记录原图上标注钻头直径、筒次和井段。(10) 测量参数异常：任何一项测量参数有重大异常显示，均应在相应记录原图上给予注释。(11) 特殊事件：遇到钻井工程发生事故和处理事故等特殊事件，应在相应记录原图上给予注释，特别是泡油和泡解卡剂井段。(12) 交接班：

9、交接班时，在记录原图上的中间位置盖交接班印章，并填写齐全印章内容；印章内容应有值班人姓名、交接班次、日期、迟到时间、纸速。(13) 全脱气分析：进行钻井液全脱气分析时，在记录原图上，标注样品名称、序号和井深。并加盖全脱分析印章。(14) 标识印章:录井完成后，需在每卷记录原图上的中间位置加盖标识印章，所加盖的印章一律采用蓝色油泥。并填写齐全印章内容；印章内容应有卷号、构造、井名、该卷录井起止日期、该卷录井起止井深、纸速、录井队号、队长姓名。(15) 岩屑碳酸盐岩含量分析：测定时，在碳酸盐分析仪记录上，标注样品井深及测定出的石灰、白云岩百分含量。2.1.7 作业要求2.1.7.1 按钻井地质设计

10、书、综合录井服务承包合同及监督指令规定的录井项目、井段和密度进行综合录井。2.1.7.2 录井作业时，严格按照操作规程操作仪器。2.1.7.3 安装和录井期间应做到：防风、防雨、防火、防爆、防毒、防冻、防污染和防腐蚀。2.1.7.4 录井工作期间按甲方确认的供电标准，确保连续稳定地供电，以保证正常录井作业。2.1.7.5 钻井工程施工方面应向录井人员提供能保证正常录井所必须有有关钻井的基本参数和数据。2.1.7.6 录井期间若遇到井涌或井喷事故发生，应及时收集有关井涌或井喷的资料。当出严重事故或发生火灾时，应在必要时切断井口附近录井设备的电源，并采取一切必要安全措施，保护、抢救录井资料和设备。

11、2.1.7.7 在起钻前必须循环钻井液一周以上（钻井取心例外），待录取完资料后方可停泵起钻。2.1.7.8 录井过程中，以钻具长度为基准及时校正井深，任何时候录井深度误差不得大于0.2m；每次起下钻前后，要实测方入，及时对计算机系统数据进行修改，确保井深准确无误。2.1.7.9 及时计算并实测迟到时间，根据钻时录井需要，按不同的单位间隔对钻时进行记录如：0.1m、0.25m、0.5m等，设置钻时计算间隔规定为时间120s，深度0.2m。2.1.7.10 传感器检查要求每周或每次起下钻检查一次，填表。2.2 后效气检测（地质循环、下钻和完井气测）2.2.1 后效气检测目的后效气测是为钻井液与地层

12、流体压差的变化引起的烃类显示的需要而进行的气测录井，力求尽快发现井下烃类流体。2.2.2 后效气检测要求2.2.2.1 进行后效气检测时，应循环1个周期以上。2.2.2.2 钻遇气体显示后，每次起下钻均应进行循环（后效）气测录井，并填写“后效气检测记录”，内容包括循环钻井液时时间、井深、钻具下入深度、钻井液静止时间、循环一周时间、开停泵时间、排量、泵压、油花气泡及气测的延续时间和变化。2.2.2.3. 连续检测烃类组分和非烃类气体的含量。2.2.2.3 落实油气层归位深度、层位、计算油气上窜速度（后效测量要求排量均匀、泵压稳定）。2.2.2.4 确定解释结论：循环钻井液气测解释应参考地质录井剖

13、面、钻井液密度、粘度和热真空蒸馏分析资料，确定气侵、油侵或无侵。2.3 热真空蒸馏分析（VMS）2.3.1 取样和分析密度规定用于全脱分析的钻井液样品，应在连续脱气器前距脱气器不到1m处、气体显示相对平稳时取样，严格按钻井地质设计做全脱分析，其取样和分析密度按以下规定：2.3.1.1 一般情况下，在目的层之前进行两次分析，其中一次为钻井液基值样品，另一次为进入目的层之前50m内样品分析；进入目的层后每12h或100m内进行一次。2.3.1.2 出现气测异常必须进行全脱分析。2.3.1.3 气体全量与色谱录井有异常显示时，应取样分析，厚度大于3m 的层取样不少于3个（500mL）样品。2.3.1

14、.3 循环气测时，除异常段取样外，还应取基值样。2.3.1.4 大型处理钻井液后，进行1次取样分析。2.3.1.5 钻井取心时，每筒进行一次取样分析。2.3.1.6 进行脱气效率校正时，进行3次以上取样分析。2.3.1.7 特殊情况或仪器故障时，应每米进行一次热真空蒸馏分析。2.3.1.8 分析时取250mL样品，使其真空度达到0.090.10Mpa。2.3.1.9 加热至沸腾，加热时间同要求时间一致，注样量大于定量管容积，要取满瓶（取样量大于500mL），瓶口要密封，取样瓶清洁无污染，贴好标签。2.3.2 根据烃含量法计算地层含气量2.3.2.1 计算钻井液含气量计算公式：G=(a/b).C

15、10式中：G钻井液含气量，a一蒸馏出的气体体积，mLb蒸馏的钻井液体积、，mLC蒸馏出的气体浓度总和、。2.3.2.2 计算地层含气量计算公式：CDg=BG(4QV1)/(D2)SDg=(CDg)100/其中：CDg地面含气量，Q钻井液排量，m3minB天然气体积系效岩石孔隙度，SDg地层含气量，V1钻时，minmD钻头直径，m。2.4 气测井解释的基本方法及要求2.4.1 油、气储集层位置和厚度的确定方法2.4.1.1 根据全烃含量和钻时确定(1) 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。(2) 在泥质岩层段，钻时变化不明显时，应依据全烃曲线的高

16、峰起止值划分油气储集层的起止深度。(3) 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。2.4.1.2 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。2.4.2 根据烃组成法判断储集层油气性质2.4.2.1 常规油气层直观解释要求及方法2.4.2.1.1 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

17、气水层。2.4.2.1.2 常规油气层直观解释方法(1) 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，缺少或极微量的正、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。(2) 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，钻井液密度下降，粘度增加，岩屑荧光均有明显显示。(3) 水层：不含有溶解气和残余油的水层烃组分无显示。钻井液密度下降，粘度下降，失水增加，当出现氢气和二氧化碳时可考虑为水层。2.4.2.2 三角形图板解释法2.4.2.2.1 计算图板坐标值(C2C、C3C、nC4C)三角形图版是一内角60度，边长为20等分的等边

18、正三角形，三个边的坐标参数自左至右分别为C2C、C3C、nC4C即C2、C3、nC4的烃类相对组成。2.4.2.2.2 绘制三角形，确定对应角连线的交会点。分别取C2，C3，nC4的相对组成数据，逆时针方向分别做C2C、C3C、nC4C的平行线，得到一组分三角形，该三角形三个顶点分别与图版三角形的顶点相连，得出一交点(M点)，该交点即为该色谱分析数据在三角形图版中的位置。2.4.2.2.3 按照三角形的状态、大小和交会点的位置判断油气性质不同地区、不同油气性质的色谱分析数据，在三角形图版中的位置是不同的。把同一地区、同一油气性质的色谱分析点同时点在一张图版上，即局限在一大致区域，该区域即所谓的

19、价值区。根据三角形顶尖的指向，三角形的大小和M点在解释图版中的位置来判断储层内流体的性质和是否有产能。M点落在价值区内认为有生产能力，否则认为无生产能力。组分三角形顶尖朝上为正三角形，顶尖朝下为倒三角形。边长与图版三角形比值小于25%为小三角形，25%-75%为中三角形，大于75%为大三角形，大于100%为极大三角形。据此可对某一地区做出轻质油层、油层、稠油层、气层、重质油层、干气、油水、气水、水层等九种流体性质图解。烃组分三角图版及解释方法见图2-8。图2-8 烃组分三角图版及解释方法2.4.2.3 匹克斯勒解释法(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

20、上作出各比值连线，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。该法使用的油气界值见表2-37，图版示意图见图2-9。表2-37 匹克斯勒图板解释法界值界值解释组分油气无产能C1/C22-1010-352或35C1/C32-1414-822或82C1/C42-2121-2002或200图2-9 匹克斯勒图版示意图2.4.2.3.1 选取校正后的各烃类组分的C1/C2、C1/C3、C1/C4、C1/C5四个比值点绘在纵坐标为对数的烃比值解释图上，将各点联成线段（图2-9）。2.4.2.3.2 被解释地层的烃比值点（尤其是C1/C2点）落在哪个区带内，该层即为那种流体储层。

21、位置确定流体储层类型。C1/C2值越低，流体含气越多或油的密度越低。若C1/C2值低于2，则该层为干层。2.4.2.3.3 只有单一组分C1显示的层段是干气层的显示特征，但单一组分C1过高的显示层段往往是盐水层。2.4.2.3.4 若C1/C2比值点落在油区底部，而C1/C4比值点落在气区顶部，该层可能为非生产区。2.4.2.3.5 如果任一比值（使用混油钻井液时C1/C5比值除外）低于前一个比值，则该层可能为非生产层。例如：若C1/C4低于C1/C3，则该层可能为含水层。2.4.2.3.6 各烃比值点连线的倾斜方向能指出储集层是产烃还是产水和烃：正倾斜（左低右高）线表示是生产层，负倾斜（左高

22、右低）线表示是含水层。低产液量的储层可能显示为负倾斜，但这种情况非常少见。2.4.2.3.7 这种方法不适用于低渗透层，但陡的比值点连线可表明该层为致密层。2.4.2.4 轻烃值解释法2.4.2.4.1 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/(C1+C2+C3+C4+C5)Bh=(C1+C2)/(C3+C4+C5)Ch=(C4+C5)/C3 式中：k变比系数。2.4.2.4.2 绘图（轻烃值解释示意图见图2-10）。图2-10 轻烃值解释示意图2.4.2.4.3 判断地层流体性质 Wh小于0.5，则该层段含有轻的、非伴生的天

23、然气，但开采价值低。若Wh值在0.517.5范围内，即Wh大于0.5，小于17.5，该层为有开采价值的天然气，且天然气的“湿度”随Wh值的增加而增大。若Wh值在17.540.0范围内，即Wh大于17.5，小于40.0，该层为有开采价值的油层，且油的密度随Wh值的减少而降低。若Wh大于40.0，该层含有低开采价值的重油或残余油。由烃的平衡值Bh与烃的湿度值Wh一起做进一步的解释，以提高解释的准确性。若Wh小于0.5，且Bh大于100.0，该层仅含极轻的、几乎没有开采价值的干气。若Wh 大于0.5，小于17.5，且Bh小于100.0，Wh小于Bh，则该层含有可采的天然气，同时Wh值与Bh二者越接近

24、（即Wh值越大和Bh越小，则表明所含天然气的湿度和密度越大）。若Wh大于0.5，小于17.5，且Bh小于Wh，则该层含有可开采的凝析气或者该层为低密度、高油气比油层。 若Wh大于0.5，小于40.0，且Bh小于Wh，则该层为有开采价值的油层，同时Wh值与Bh值二者相差越大（Wh越大和Bh越小），油的密度越大。若Wh大于17.5，小于40.0，且Bh小于等于Wh，则该层所含流体为无开采价值的残当Wh值与Bh值表示为气或油时，依据第三个比值烃特征值Ch分辨流体是气还是与油伴生的气，更细致的为被解释层定性。 若0.5Wh17.5，BhWh和Ch0.5，该层含有可采的湿气或凝析气。若0.5Wh17.5

25、，BhWh但Ch0.5，则该层含有可采的低密度或高油气比的油。上述解释规则中所使用的“可开采”或“无开采价值”术语，都用词不严谨。实际上，某一油气区的生产能力是由储集层的厚度、范围、渗透率及经济可行性等方面指标决定的。2.4.2.5 轻重烃比值C1/C法使用轻烃与重烃的比值C1/C（C=C2+C3+C4，若有C5时也计入），按照表2-38所列标准确定储层内的流体性质。表2-38 轻重烃比值法流体性质划分值表C1/C液体性质5与油有关的天然气510油层气凝析气1015凝析气干气1525干气25甚干气2.4.2.6 乙烷丙烷比值法（C2/C3）法通常用C2/C3值作为检测异常地层压力的辅助依据，这

26、是由于孔隙压力增大，异常压力地层的地温升高，导致烃源物质成熟度增加并促成重质气体大量的或有选择地扩散，从而形成异常压力井段C1/C2、C1/C3、C2/C3值的减少。在气体录井资料解释中，也用C2/C3值乘以10以后，依据表2-39所列标准确定储层内的流体性质。表2-39 C2/C3法流体性质划分表C2/C310流体性质20伴生气油2030湿气凝析气3040凝析气干气4050干气甚干气50甚干气2.4.2.7 气体评价法（演变法）评价图上分划出四个区带A区：溶解于水中的干气；B区：天然气凝析气；C区：伴生气油；D区：向氧化油过渡。C2/C1与C3/C1二烃比值分别乘以1000后，点绘在双对数坐标系交会评价图上（示意图见图2-11），根据二烃比参数的交会点所落在的区带确定储集层内的流体性质。图2-11 气体评价法示意图A B C DC3/C1103C2/C11032.5 设备日常检查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；录井前、起