录井储层评价讲座二.docx

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录井储层评价讲座二

第二部分轻质油气层及重质油层录井识别与评价

第一节概念、组分特征及划分标准

一、基本概念

1）轻质油：

指地面相对密度小于0.886的原油。

2）凝析油：

在一定温度、压力及气液比条件下，液态烃逆蒸发为气相，反溶解于气态烃中，后来因温度、压力条件改变又逆凝析为液相。

其地面相对密度小于0.80的原油。

3）重质油：

地面相对密度大于0.934的原油。

4）气层：

地下与地面条件下均为气相，聚集在地下储集层中。

二、主要特性与组分特征

1．轻质油、凝析油、重质油的主要特性

1）轻质油一般为褐色，也有棕黄色，地面相对密度为小于0.886。

粘度、含蜡量及凝固点均较低。

粘度一般为0.83～3.0mPa·s，含蜡量为0～4.97％，初馏点68～70℃。

气油比较高为（210～977）m3／m3。

馏份也较高为60％～78％。

2）凝析油色浅，一般为无色、浅棕黄色，也有桔色及褐色。

透明度高，油质轻，具有六低二高之特性：

即地面相对密度低，一般小于0.72～0.80；粘度低，为0.61～0.83mPa.s；含蜡量低，一般不含蜡，有的微含蜡；初馏点低为50～68℃；凝固点低，含胶质、沥青质低；而馏分高，大于78％；气油比高，大于1000m3／m3。

凝析油的成分以汽油成分为主，煤油成分次之。

3）重质油色深，为黑色或黑褐色，油质重，具有六高二低之特性：

即地面相对密度高，大于0.934；粘度高大于30～50mPa.s；含蜡量高，大于20％；初馏点高，大于70℃；凝固点高，大于30℃；含胶质、沥青质高；而馏分低，小于60％；气油比低，小于3.1m3／m3。

2．天然气的组分特征（表5一5）

1）凝析气：

凝析气具有地面相对密度小，为0.59～0.81。

甲烷含量高，一般为77.99％～91％，部分为46.73％～76.60％，局部甲烷含量达94.84％～98.40％；乙烷以上重烃含量较低。

2）伴生气：

油田伴生气具有地面相对密度较高，为0.743～1.141。

甲烷含量较低，为36.23％～87.31％；乙烷以上重烃含量高。

3）煤成气：

煤成气具有地面相对密度低，为0.57。

甲烷含量高，为83.42％～96.75％；乙烷以上重烃含量低。

不含硫化氢，氮气含量也很少见。

4）生物气：

生物气具有地面相对密度低，为0.60。

甲烷含量高为94％；乙烷以上重烃含量低，乙烷为4％；丙烷为1％；丁烷为0.80％；少量二氧化碳为0.20％。

三、原油划分标准

第二节录井显示特征

录井显示主要指岩屑显示、荧光显示、钻井液显示、气测显示及电性显示。

在钻开储层后，由于油质不一，其录井显示特征也不相同。

尤其是气层和轻质油气层，具有易挥发的特点，在钻井过程中，由钻井液带至地面的油气容易被冲洗，挥发散失掉，在录井显示上有其独特的特征。

一、岩屑显示特征

1）气层：

对于气显示来说，在岩屑中很难见到，甚至湿岩样也呈“白砂子”。

但在湿岩样中仔细及时观察，仍能闻到油气味或芳香气味。

2）轻质油气层：

轻质油气在岩屑显示方面一般比较弱，只能见到一些零星含油斑痕。

含油岩屑色浅，多为浅灰色、浅棕黄色，有的甚至呈“白砂子”。

在岩屑中的含油级别比较低，在荧光灯下照射大部分只能定荧光级，有的为油迹或油斑级，个别可达油侵级。

3）重质油层：

重质油在岩屑中显示明显清晰，肉眼很易鉴别，大部分岩屑呈黑色、黑褐色、灰褐色或棕褐色。

含油级别也较高，为油侵或富含油级，有的为油斑或饱含油级。

二、荧光显示特征

1）气层：

气层荧光湿、干照可能均无显示，荧光系列对比定级级别低，小于6级。

2）轻质油气层：

轻质油气岩样的荧光显示也较弱，荧光颜色多为浅黄色、乳白色，有的为浅蓝色、乳黄色，少数为暗黄色。

荧光系列对比定级级别也较低，一般为6～8级，有的可达8～10级：

岩样干后的级别更低，一般小于8级，为5～7级，甚至有的无荧光显示。

3）重质油层：

重质油岩样的荧光显示似乎不清晰，多为黑色，黑褐色、棕褐色，故肉眼看起来似乎无显示，这完全是假象，必须将重质油岩样用氯仿或四氯化碳稀释后再照射溶液颜色，即可清晰地看到重质油浸泡后的溶液本色为茶色，荧光照射为棕黄色、暗黄色，有的也有亮黄色。

荧光系列对比级别高，为13～15级。

毛细分析，色带上升高度较低，小于8.0cm，色带色深为黑色、黑褐色、棕褐色，色带较宽，大于1.0cm，有的可达5.0cm。

说明油质重，含胶质、沥青质高。

三、钻井液显示特征

1）气层：

钻井液槽面显示常见气泡小而多，太阳光下可见闪闪发光。

有时可闻到芬芳气味或硫化氢味。

钻井液相对密度下降，粘度上升。

钻遇高压气层，可能会发生气侵、气涌现象，严重时会发生井喷（表8-1）。

2）轻质油气层：

钻井液槽面显示常见气泡，少见油花，易闻到浓郁的油香味。

钻井液性能一般变化不大，但钻遇高压油气层，钻井液相对密度明显下降，粘度上升，甚至有气侵、气涌现象，槽面钻井液呈波浪式涌出，严重时则会发生井喷。

3）重质油层：

钻井液槽面显示常见油花较多，少见气泡，有的可闻到臭油味。

钻井液性能变化也不大，钻井液相对密度稍有下降，粘度稍有上升。

四、气测显示特征

1）气层：

气层在气测显示上为全烃高，重烃很低或无，气测曲线呈尖峰状，气测异常短而窄（图5-1），组分含量C1＞C2＞C3＞iC4＜nC4＞iC5＜nC5。

（图5-2）

2）轻质油气层：

轻质油气层在气测显示上一般为全烃高，重烃低或无，气测曲线呈高峰状，有气测异常时峰长而宽，地层压力也有异常（见图5-3）。

组分含量甲烷为主，C1＞C2＞C3＞iC4＜nC4＞iC5＞nC5（见图5-4），轻质油气层的后效气测显示较显著，且显示时间长，异常带也宽。

3）重质油层：

在气测显示上一般不明显，往往气测异常值不大，且全烃与重烃值相差不大，全烃略大于重烃（见图5-7）。

组分含量C1≥C2＞C3＞C4＞C5。

五、电性特征

1）气层：

电阻率曲线反映为尖峰状高阻层，真电阻率值也较高。

有的薄气层电阻率曲线呈尖状。

例如沧1井（图5-1）、单层厚度仅0.5～1.0m，电阻率曲线呈现薄尖状。

2）轻质油气层：

轻质油气层除具有一般油气层所具有的电性特征外，有相当一部分轻质油气层电阻率曲线呈现为低阻。

造成油气层低阻值的主要因素有以下几方面:

（1）孔隙间存在着高矿化度盐水;

（2）高孔隙度、高泥质含量以及高间隙水（束缚水）饱和度;

（3）又由于某些轻质油气富集地区，其地层压力均较低，一般接近静水柱压力，而钻井过程中使用的钻井液相对密度较大，矿化度较高的盐水钻井液，从而大幅度地降低了油气层的侵入带电阻率，致使这些油气层在视电阻率曲线上表现为较低的数值（见图5-8）。

正如图5-8所示的三口井，在板桥地区和北堡低压地区使用高相对密度盐水钻井液（压力系数1.1，相对密度大于1.30），结果电测解释均不好，但试油结果均获较高工业油气流和凝析油。

3）重质油层：

重质油层电性特征电阻率曲线一般反映为中高幅值，例如孔16、枣19井（图5-9）。

第三节录井识别方法与评价

主要方法有岩屑录井、荧光录井、钻井液录井、气测录井、罐装气录井、地化录井。

一、岩屑录井

（1）对于气层：

岩屑录井很难发现，常反映为“白砂子”;

（2）对于轻质油气层：

有其独特的方法，首先是捞取岩屑的方法（迟到时间和捞砂时间），捞取岩屑的位置；捞取岩屑的方向、次数；冲洗方法；

（3）对于重质油层：

岩屑录井就很容易识别，常反映为“黑砂子”。

显示层的岩屑常为灰褐色、黑褐色、棕褐色等深色。

但在造浆泥岩及红层中能否及时发现油层就有一个办法和经验问题。

不能一见造浆泥岩或红层就忽视岩屑录井，需认真仔细观察分析，才能不漏任何油气层。

二、荧光录井

荧光录井是现场录井工作的重点。

油气中不同成份具有不同的荧光颜色，一般讲油质成份具有蓝色或淡黄色荧光，胶质具有各种黄色荧光，而沥青质具有黑色或黑褐色荧光。

荧光显示按其表现形式可分为三种类型：

显型、微型、隐型。

显型：

湿岩样直照即可荧光。

微型：

湿岩样直照无荧光，点滴分析可见荧光。

隐型：

湿干滴祲泡均无荧光，加热照，毛细分析有荧光。

轻质油气层的荧光显示中，三种类型显型、微型、隐型都有可能出现，因此，荧光录井显得更为重要，不能光靠直照荧光无显示就加以否定无油气显示，荧光录井的方法主要有六种（见表5一10）。

1．直照法

直照法就是利用荧光灯紫外光源对湿、干岩屑、岩心、井壁取心进行直接照射，观察有无荧光显示。

如果见到亮黄色或乳黄色荧光显示，无疑是好的油气显示。

如果湿照有荧光显示，干照无荧光显示，肯定是轻质油气的反映。

如果直照见到暗色发黑褐色荧光，则为油质较重的原油反映。

2．点滴分析

将挑选的岩样放在滤纸上，滴上氯仿或四氯化碳溶液数滴，再进行紫外光照射观察。

如果岩样直照无荧光显示，点滴分析有荧光显示且色浅，呈乳白色，各种黄色、浅蓝色或浅黄色光圈，无疑是轻质油气的反映。

如果荧光暗呈黑色或褐色，则为高沥青质稠油反映。

3．浸泡分析

岩屑中选出浸泡样品1g碾碎装入试管中，同时倒入氯仿或四氯化碳溶液5mL，并用适量水封堵，浸泡时间不小于8h，最多不超过24h，再进行紫外光照射观察。

如果溶液颜色呈各种黄色、乳白色或无色，而紫外光照射呈各种黄色或乳白色，即为轻质油气反映。

如果溶液颜色呈茶色，荧光呈暗黄色，则为油质较重或高沥青质稠油反映。

4．加热分析

浸泡样品无任何显示，可在酒精灯下适当加热，并在紫外光下仔细观察有无荧光显示。

发现有乳白色或蓝色显示，即为轻质油气或干气层反映。

5．系列对比分析

在浸泡样品的同时即可进行系列对比分析。

即将浸泡8～24h的样品与同地区同层位的标准荧光系列样品在紫外光下进行对比照射，并确定荧光级别。

一般情况，荧光级别为5～6级为气层反映，6～10级为轻质油气反映，个别可达12级，大于12级的为油质较重的原油或高沥青质稠油反映。

如果在已知重质油或稠油区则小于8级的荧光显示不一定是油层的反映，可能为水层的反映。

在已知轻质油气区和未知的新探区，对于5～7级的荧光显示也不可忽视，可能为气层或轻质油气的反映。

6．毛细分析

滤纸条插入浸泡样品的试管中，8～24h后即可将滤纸条取出，观察色带的颜色、宽度上升高度。

色带颜色越浅，宽度越窄，上升高度越高，则油质越轻。

（1）气层的反映：

色带颜色为浅黄色，宽度0.1～0.5cm，上升高度大于10cm。

（2）轻质油气：

色带颜色为各种黄色、黄褐色、棕褐色，宽度为0.1～1.0cm，上升高度5.0～10.0cm。

（3）油质较重或重质稠油：

色带颜色深，为棕褐-黑褐色，宽度大于10.0cm，上升高度小于5.0cm。

7．荧光录井注意事项

任何油气显示，通过荧光录井是可以识别的（气层比较困难）。

但应注意以下事项：

l）荧光录井贵在及时，尤其是气层与轻质油气层，往往湿照有荧光显示，干照就没有荧光显示。

因为轻质油气含轻烃较多，重烃较少，而轻烃易挥发散失之缘故。

2）荧光照射要注意新鲜面的发光情况，要区别真假荧光显示，排除岩性、矿物及其他污染物的发光显示。

一般情况，碳酸盐岩方解石矿物也发乳白色荧光，但较明亮，点滴分析无显示，而轻质油气的乳白色荧光有浑浊现象，且点滴分析有浅黄色光圈。

当然混油物也发乳黄色、蓝色、乳白带黄色荧光，混油物质只有岩石表面具荧光显示，而岩石内部新鲜面就没有显示，油气显示则岩石内部新鲜面荧光显示更好。

然而对于渗透性好的岩层混油严重就无法区别。

因此，荧光录井严禁混油。

3）氯仿或四氯化碳溶剂要鉴定合格后才能使用，溶剂本身应为无色透明液。

4）滤纸不能污染，经荧光检查为无色者方可使用。

5）试管要洗净，经荧光检查为无色者方可使用。

6）配制荧光标准系列应为同地区同层位之样品，标准系列使用期限为半年。

三、钻井液录井

现场地质工作者可以通过观察：

（1）槽面油气显示情况（有无油花、气泡，占槽面百分比，有无油气味，硫化氢气味，槽面上涨高度，下降情况）；

（2）测量钻井液性能变化情况；

（3）有无油气侵、井涌、井喷现象等可以及时发现油气层。

在平衡钻井时，

A.对于气层，槽面将可以观察到较多气泡，钻井液相对密度明显下降，粘度上升，有时可闻到天然气味。

B.对于轻质油气层，槽面可以见到少量油花、气泡，钻井液相对密度下降，粘度上升。

并经常能闻到芳香油气味或硫化氢味。

C.对于重质油层，槽面常可见到较多油花，少量气泡，钻井液性能变化不大。

且可闻到浓郁的臭油味或硫化氢味。

当钻井液液柱压力小于地层压力时（欠平衡钻井），

A.对于气层，槽面将出现大量气泡，

B.轻质油气层，将出现大量气泡和油花，

C.重质油层可见到满槽油花。

D.液面将大幅度上涨，尤其是气层和轻质油气层可使液面逸出槽面或造成井涌。

如果槽面钻井液呈波浪式前进，将是井喷预兆，严重时即可发生井喷。

如果钻井液液柱压力大于地层压力时，将会造成井漏。

因此，钻井液录井要做到平衡钻井，压而不死，活而不喷。

钻井液录井的关键是及时，必须在捞砂时间前1～2min到槽面及时观察油气显示情况，还要会识别真假气泡（铁铬盐加入钻井液中也会产生许多气泡），这些假气泡一般较大，易破裂，而真的天然气气泡个体小较密集，不易破裂，在太阳光下闪闪发亮，呈天蓝色。

当然，如果混油钻井液，那就无法区别。

故打探井严禁混油。

四、气测录井

气测录井就是利用色谱气测仪测量钻井液中烃类气体的含量及组分特征，根据储集层中天然气组分含量的相对变化来区分油、气、水层，并进行油气层评价。

对于轻质油气层、气层，气测录井无疑是一项行之有效的录井方法。

但由于钻井液中可以混合各种气体，泵抽空、每次起下钻、接单根、循环钻井液、处理钻井液等钻井作业都有可能引起各种气体的侵入，从而造成各种气测峰值。

因此，如何识别各种气测异常，正确评价油气层是气测录井的关键。

1．气测显示判断

1）钻井液背景值气。

主要来源于页岩或泥岩等生油地层中所含的分散的残留气进入钻井液，但数量很有限不能使气测曲线形态发生变化，而只能形成具有一定幅度的连续变化基线。

2）接单根气。

当接单根时，由于提升钻具的抽汲作用，油、气层中气体会侵入井内，但由于这一过程历时很短，一般只能引起少量天然气侵入，在气测曲线上出现一个小尖峰。

3）起下钻气。

在钻达油、气层后，每当起下钻恢复循环钻井液，就会出现一个显示高峰。

抽汲作用越强或停泵时间越长，进气量也越多，在气测曲线上的峰值也越高越宽，但是，这种气显示一般随钻进、循环钻井液而很快消失。

当欠平衡钻井时，气显示峰值越来越高，则是井涌、井喷的前兆。

4）显示气。

显示气是指在钻开储集层时发现的油气。

在气测曲线上呈陡而高的峰值，

A.如果经2～3周循环钻井液，气显示消失，说明来自渗透性较好的储层气；

B.如果显示继续存在且幅度有增高趋势，说明来自高压高产的储集层。

C.当幅度慢慢减少，说明来自高压低产的含气层。

气测录井不但能及时发现气层或轻质油气层，还是监视平衡钻井的有效方法。

2．通过组分分析可以判断油气层

图5-2、图5-4、图5-12是新疆塔北地区的几口轻质油气井组分分析成果图。

从三口井的组分分析成果可以看出轻质油气层、气层的组分有以下特征：

1）轻质油气层：

C1＞C2＞C3＞iC4＜nC4＞iC5＞nC5

2）气层：

C1＞C2＞C3＞iC4＜nC4＞iC5＜nC5,

3）煤层气：

C1＞C2＞C3＞C4＞C5,

3.利用烃气湿度比值法正确评价油气层

烃气湿度比值法引用了烃湿度值（Wh）、烃平衡值（Bh）和烃特性值（Ch）三个参数。

它们的计算式分别为：

烃湿度值：

（5-1）

烃平衡值：

（5-2）

烃特性值：

（5-3）

式中，C1～C5系各烷烃在色谱图上的相对含量，且C4与C5均包括所有的同分异构体。

此法的解释规则可归纳为如下三条（见图5-13）：

l）首先由烃的湿度值（Wh）对储层进行定性解释。

若Wh＜0.5，则为极轻的干气，但开采价值低；

若0.5＜Wh＜17.5，为有开采价值的气层，且天然气的湿度值随Wh值的增加而增大；

若17.5＜Wh＜40，为有开采价值的油层，且油的密度随Wh值的减小而降低；

若Wh＞40，为开采价值低的重质油或残余油。

2）由烃的平衡值（Bh）与烃的湿度值（Wh）结合起来解释，以提高解释的准确性。

若Wh＜0.5，且Bh＞100，则为几乎没有开采价值的干气；

若0.5＜Wh＜17.5，且Wh＜Bh＜100，为有开采价值的气层，且Wh值与Bh值二者越接近，其天然气的湿度和密度也越大；

若0.5＜Wh＜17.5，且Bh＜Wh，则为有开采价值的凝析气或为低密度、高气油比的轻质油气层；

若0.5＜Wh＜40，且Bh＜Wh，则为有开采价值的中、重质油层，同时Wh与Bh值两者相差越大（即Wh值越大，而Bh值越小），油的密度越大；

若17.5＜Wh＜40，且Bh＜Wh，则为无开采价值重质油或残余油。

3）当Wh值和Bh值表示为气或油层时，可用烃特性值（Ch）判断流体是气层还是与油伴生的轻质油气层。

若0.5＜Wh＜17.5，Bh＜Wh，且Ch＜0.5，为可采的湿气或凝析气；

若0.5＜Wh＜17.5，Bh＜Wh，但Ch＞0.5，为可采的低密度或高气油比的轻质油气层。

例如大港油田板桥地区利用烃气湿度比值法解释轻质油气层获得成功，经试油验证了板桥地区有20口井93层，有68层符合，解释符合率为73.12％，而用三角形法解释符合率仅为68.82％。

由此可见，烃气湿度比值法是现场快速评价储层，并能及时发现轻质油气层的有效方法。

它可以与气测曲线同时随井深绘制成图。

4．利用循环气测可以及时发现气层

气层靠岩屑录井和荧光录井一般很难发现，岩屑常呈“白砂子”，荧光湿干照可能无显示也呈“白砂子”。

而利用气测录井尤为循环气测遇到气层常可见气测异常，全烃大大地大于重轻，组分分析C1＞C2＞C3＞C4＞C5。

大港油田的沧1井就是利用气测录井及时发现的气井，沧1井（见图5-1），1810.4～1818.0m，7.6m／l层。

电测解释为可能气层，气测全烃大于3.5，重烃为0.05，解释为气层，试油日产天然气16158m3。

五、罐装气录井

罐装气录井技术是引用国外学者将食品工业中罐装食品顶部空间气体分析这一质量检查技术运用到石油勘探中，建立了罐装岩屑顶部空间气体轻烃分析技术（简称罐装气分析技术）。

该技术是用专制密封罐在钻井液槽内采集岩屑与钻井液混合样，根据钻井液岩屑中的吸附烃类在常压下逐渐脱附而富集于密封罐顶部空间的原理，采集顶部空间气体，用高柱效毛细气相色谱仪进行分离鉴定。

该技术与井口气测比较具有三大优点：

（1）首先大气干扰少，当岩屑与钻井液刚出井口就被采集并密封，减少了大气的干扰；

（2）其次是分辨率高，对沸点相近或构型相似的轻烃化合物具有良好的分离效果；

（3）第三是信息量大，井口气测录井只能测出C1～C5的7种单体轻烃化合物，且测量到的是溶入钻井液中的烃类，受到大气的干扰，压力降低，烃类散失快，因此气测录井能检测到轻烃类浓度一般都很低，而罐装气分析既检测了溶入钻井液中的烃类，又检测了被岩屑所吸附的烃类，甚至连游离的烃类也被包括在内，提高了烃类的浓度，且可以测量出C1～C13共37种单体轻烃化合物（见图5-15）。

1．利用轻烃相对含量和绝对含量分布图对油气显示层进行初步判别

根据罐装气轻烃分析资料可以绘制成轻烃相对含量（百分含量）分布图和轻烃绝对含量（组分浓度）分布图。

由图可以分析是地层的真油气显示，还是油污染的结果。

如果组分以甲烷为主，C1～C4轻烃含量占绝对优势，说明是地层的真油气显示，因为地层的沉积物只能生成大量的甲烷气，而油污染中的甲烷含量低而乙烷以上重烃含量高。

2．轻烃的特征组成三角图判别油气层

根据C2、C3、nC4组分占总烃的百分含量作出气体特征组分三角图。

如果三角形顶点朝上，为气显示，其三角形面积越小，反映气的湿度越大。

例如：

濮深12井气显示特征组分三角图（见图5-18）。

该井4860m和4990m剖面在轻烃特征组分三角图中，其顶点朝上，且面积较小，交点落在“希望椭圆形”内，是个具有工业开采价值的湿气藏。

又如中原油田的前参2井为油显示特征（见图5-19）。

该井4190m和4310m剖面在轻烃组分三角图中，其顶点朝下，三角形面积较大，交点落在“希望椭圆形”的外缘上，说明是个具有中等规模的油藏。

3．轻烃比值图判别湿度很低的油气层

特征组分三角图仅适用于具有正常湿度的油气源区，并不适用高成熟一过成熟区。

这些地区所生成的天然气湿度很低，甲烷含量往往超过95％，在这种情况下，交点始终无法落人“希望椭圆形”内。

因此，对于湿度很低的油气层应采用轻烃比值图法进行判别。

该图是经简文昌修改的轻烃比值坐标图。

采用半对数坐标分别表示C1／C2，C1／C3，C1／C4三项指数，A、B、C三条直线是根据经验积累修正的区间线。

样品点落A、B线之间，即为产气层，若落B、C线之间，为产油层。

一般低成熟有机质贫乏带的储层，比值线将落入非产层Ⅱ区，高成熟或有机质贫乏带的储层比值线将落入非产层Ⅰ区。

六、地化录井

岩石热解色谱分析技术采用地化录井仪对岩屑、岩心、井壁取心样品进行热解色谱分析，是我国目前在钻井现场唯一能进行定量评价储集层中烃类含量的录井方法。

当分析样品为储油岩时，

S0：

表示单位岩石储藏的气态烃量，mg/g;

S1：

表示单位岩石储藏的液态烃量，mg/g;

S2：

表示单位岩石储藏的重质烃、胶质、沥青质的裂解烃量，mg/g;

当分析样品为生油岩时，

S0：

表示生油岩中吸附的C7以前的气态烃类的残留量；

S1：

表示生油岩中已生成未运移的C8~C33之间的液态烃残留量;

S2：

表示生油岩中干酪根裂解烃的总量。

1．判别油、气、水层

可以初步判别储集层的性质（见表5-13，仅为参考标准，不同地区不同区块应建立不同的标准图版）。

一般情况，S0、S1值越大，油层越好，越小则油层越差或为干、水层。

由于储集岩孔隙度的大小决定含油气量，而渗透率的高低决定油气产量。

因此采用比值法判别储集层流体性质可能更具有适用性（见表5-14）。

表中S0、S1、S2分别表示气态烃、液态烃、裂解烃含量，k为恢复系数，φe为岩石孔隙度。

2．真假油气显示的判别

在常温常压下，300℃以后的组分不会大量损失，故轻烃损失仅对S0和S1含量有影响，而且时间越长，环境温度越高，损失量越大，而S2含量却是相当稳定的。

这就可以区分真油气显示还是污染物假显示。

地层中的油气显示刚出露地表时间很短，轻烃损失量少，故测得的S0、S1值就大；

而污染物已长期在常温常压下大量损失轻烃物质，故S0、S1值就小。

3．原油性质判别

（1）原油相对密度的计算

根据罗开齐实验结果，原油相对密度D与烃比值PI值经一元一次回归处理有如下关系：

（5-4）

式中PI—烃比值；

D—原油相对密度。

当岩屑样品中轻烃毫无损失时，它的PI值应与密度相同物原油相当。

（5-5）

式中S1—液态烃含量；

S2—裂解烃含量。

按式（5-4）和式（5-5）计算得出相对密度公式：

（5-6）

（2）利用地化参数判别原油性质

第四节结论

一、气层录井识别方法与评价

气层显示一般靠岩屑录井很难发现，而采用荧光录井、钻井液录井、气测录井、灌装气录井和地化录井，尤其是气测录井是可以及时发现评价气层显示的。

1.气层显示

一般在钻井液槽面可以闻到芳香气味，且有大量小汽泡，

荧光照射湿岩屑新鲜面可见到乳白色荧光，

有气测异常，全烃值远大于重烃组分含量，且循环气测有异常。

罐装气录井以甲烷为主，C1--C4轻烃含量占绝对优势，C5～C7烃的含量甚