录井资料识别油、气、水层
利用综合录井资料解释评价油气层
目录第1章前言 (3)1.1 问题的提出 (3)1.2 解决该问题的目的及意义 (3)第2章综合录井资料在油气水层的反映特征 (5)2.1 综合录井资料包含的内容 (5)2.2 综合录井资料与油气水层的一般规律 (5)2.2.1 气测录井资料在油气水层的反映特征 (5)2.2.2 常规地质资料在油气水层的反映特征 (7)2.2.3 钻井工程参数在油气水层的反映特征 (8)2.2.4 特殊录井资料在油气水层的反映特征 (9)第3章综合录井资料的影响因素分析 (11)3.1 气测录井 (11)3.1.1 储层物性和原油性质的影响 (11)3.1.2 泥浆性能的影响 (11)3.1.3 钻井因素的影响 (12)3.1.4 气测仪器的影响 (12)3.2 岩屑录井 (13)3.2.1 岩屑细小的影响 (13)3.2.2 泥浆性能的影响 (13)3.2.3 采集取样的影响 (13)3.3 QFT (14)3.3.1 流体性质的影响 (14)3.3.2 人为因素的影响 (14)3.4 其他 (15)第4章油气层评价方法的介绍及适用性分析 (16)4.1 皮克斯勒法（Pixler） (16)4.2 轻烃（3H）比值法 (17)4.3 三角图版法 (18)4.4 双对数比值法 (20)4.5 气体比率法 (20)4.6 其他方法 (22)4.6.1 乙烷/丙烷比值法 (22)4.6.2 气体评价法 (22)4.6.3 同源系数法 (23)4.6.4 趋势图法 (23)第5章综合录井资料在XX油田的应用 (25)第6章结论与建议 (29)参考文献 (32)致谢 (33)第1章前言1.1问题的提出随着近年来海洋石油勘探开发难度的日益增大，勘探开发的成本也逐步升高。
在地质方面，由于渤海地区地质构造、储层物性较为复杂造成区内油气藏类型多、差异大；而在工程方面，“优快钻井”、“集束勘探”等新技术理念的应用极大的加快了开发井的钻井速度，使现场地质监督、综合录井人员的工作量成倍增加，难度也进一步加大。
测井解释识别油、水、气层
用测井曲线判断划分油、气、水层测井资料是评价地层、详细划分地层，正确划分、判断油、气、水层依据；从渗透层中区分出油、气、水层，并对油气层的物性及含油性进行评价是测井工作的重要任务，要做好解释工作，必须深入实际，掌握油气层的地质特点和四性关系(岩性、物性、含油性、电性)，掌握油、气、水层在各种测井曲线上显示不同的特征。
1、油、气、水层在测井曲线上显示不同的特征：(1)、油层：微电极曲线幅度中等，具有明显的正幅度差，并随渗透性变差幅度差减小。
自然电位曲线显示正异常或负异常，随泥质含量的增加异常幅度变小。
长、短电极视电阻率曲线均为高阻特征。
感应曲线呈明显的低电导(高电阻)。
声波时差值中等，曲线平缓呈平台状。
井径常小于钻头直径。
(2)、气层：在微电极、自然电位、井径、视电阻率曲线及感应电导曲线上气层特征与油层相同，所不同的是在声波时差曲线上明显的数值增大或周波跳跃现象，中子伽玛曲线幅度比油层高。
(3)、油水同层：在微电极、声波时差、井径曲线上，油水同层与油层相同，不同的是自然电位曲线比油层大一点，而视电阻率曲线比油层小一点，感应电导率比油层大一点。
(4)、水层：微电极曲线幅度中等，有明显的正幅度差，但与油层相比幅度相对降低；自然电位曲线显示正异常或负异常，且异常幅度值比油层大；短电极视电阻率曲线幅度较高而长电极视电阻率曲线幅度较低，感应曲线显示高电导值，声波时差数值中等，呈平台状，井径常小于钻头直径。
2、定性判断油、气、水层油气水层的定性解释主要是采用比较(对比)的方法来区别它们。
在定性解释过程中，主要采用以下几种比较方法：(1) 纵向电阻比较法：在水性相同的井段内，把各渗透层的电阻率与纯水层比较，在岩性、物性相近的条件下，油气层的电阻率较高。
一般油气层的电阻率是水层的3倍以上。
纯水层一般应典型可靠，一般典型水层应该厚度较大，物性好，岩性纯，具有明显的水层特征，而且在录井中无油气显示。
(2) 径向电阻率比较法：若地层水矿化度比泥浆矿化度高，泥浆滤液侵入地层时，油层形成减阻侵入剖面，水层形成增阻侵入剖面。
油气水层判别
B、对数坐标读值法：当坐标间隔为 l0x至10x＋1，其实际长度为 ycm（或mm ）时，距l0x点z长度处之值为l0x× 10z/y。
二、要求
计算地层含水饱和度和束缚水饱和度，识别低电阻 率油层。
三、作法
1、利用声感组合测井资料计算地层水饱和度 Sw和孔隙度φ ， （有关方法及参数同作业一）。
2、利用自然伽玛曲线确定地层束缚水饱和度。
据统计：粉砂岩粒度中值 (M d )和自然伽玛相对值 (△G R ) 有如下关系式：
lgMd = -1-0.75△GR 地层束缚水饱和度(Swi)与粒度中值之关系为：
φ＝（0.002272△t-0.409）/（1.68-0.0002H） (1)
式中：φ为孔隙度，（% ）数；△t为声波时差(μs/m )；H为油层中部深度(m)
在测井曲线上读出渗透层段的时差和埋藏中部深度值， 即可求得孔隙度。
该区地层因素F与φ 之间关系式为：
F
?
R0 Rw
?
0.5
?2
(2)
式中：Ro和Rw分别为孔隙中完全含水时岩石电阻率和地层水电阻率 ,该区Rw为 0.30Ω·m
3、根据φ，Sw并结合地质录井资料，判断油、水层。
四、资料
图1-1 某井储层综合测井曲线
图1-1为东部油田某井的综合图，岩性为中粒石英砂岩，泥质含量极少。钻 进该地层时，泥浆性能极好，泥浆侵人带深度不超过 1米，感应测井仪为0．8m 六线圈系。
图1-2 某井储层综合测井曲线
《油气水层的综合判断》课件
第二章 油气层识别与评价
（4）油层-低产油层-干层与油层-油水同层-水层变化分析模式 油层→低产油层→干层变化分析模式:随着渗透性变差，产 层含油饱和度呈规律性减小。
油层→油水同层→水层变化分析模式:含油饱和度的降低主要不 受渗透率变化控制，而是自 由水增加的结果。
③水层：Sw Sor Swm Swi Sor 1 Sor S0 Som 0
表明储层孔隙空间不含油或只含残余油，主要被 水所饱和。
第二章 油气层识别与评价
（2）分析方法 “可动水分析法”具有形象直观的特点，便于做出完整的
解释。通常，采用交会法和重叠法进行分析。
3.地层不同性质产液的定量描述 利用测井信息直接计算产层的油气、水相对渗透率与
第二章 油气层识别与评价
油藏形成过程中，油、气、水对岩石润湿性的差异以及 发生在孔隙内的毛细现象，决定了油、气、水在孔隙空间内 独特的分布方式与流动特点。油气由生油层向储层运移的过 程就发生了油、气驱水的过程。但是，油气最终不可能把产 层孔隙内的水完全排出，总有一部分原生水由于毛细管阻力 而滞留在油气层的微小毛细管内，或者被亲水岩石颗粒表面 所吸附。因此，这部分水的相对渗透率极小，不能流动，称 为“不动水”。此时，水主要占据在微小毛细管孔隙中或被岩 石颗粒表面所吸附，不易流动；油气则主要分布于较大的孔 道或孔隙内，形成只有油气流动而水不能流动的状态。
L
Qg KgA • p
g L
式中：Q0、Qr、Qw——储集层油气水的分流量；
K0、Kg、Kw——油气水的有效渗透率：
μo、μg、μw——油气水的粘度； A——渗流截面； p ——压力梯度。
L
第二章 油气层识别与评价
2-2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。
录井知识
含油(气)水层：组份特征与油(气)层相近，但全烃值低很多，显示厚度小于储层厚度，全烃曲线峰形不饱满，曲线前沿陡，后沿缓慢回落，高点在储层上部，呈倒三角形状，储层顶部有少量游离气，呈油(气)特征。钻井液参数变化不明显，岩屑无或荧光显示，滴水渗入；非烃分析资料CO2、H2略有上升，无后效反应。
油层：显示井段钻时相对较低，全烃异常显示明显，峰形饱满，显示厚度与储层厚度相当，烃组份分析齐全。C1相对含量一般在60%~90%之间，钻井液密度降低、粘度上升，电导率下降，岩屑、岩心见油斑以上显示，滴水试验呈珠状，不渗；三角形图版解释呈大倒—小倒、皮克斯勒图版解释为油区。钻穿油层后，每次接单根，出现单根峰，后效录井反应明显，槽面可见油花显示。
盐水层：全烃曲线无异常，组份分析数据不全，以C1为主，钻井液密度降低，粘度、电导率急剧升高，非烃分析资料CO2、H2有明显上升，岩屑无显示，无后效反应。
转自中原油田科技处的一个资料，是石油的专业知识，算是吧。
如何充分利用各项现场资料进行油气水层的解释评价工作
由于油、气、水的流体性质不同，其中所含的烃类气体富集程度也不相同，钻遇油气水显示后，可以利用全烃曲线形态、组份特征、后效资料、VMS分析资料、岩屑，岩心显示特征、钻井液参数的变化情况、图版解释方法进行油气水的现场综合解释评价。
油气层：显示井段钻时相对较低，全烃显示值较高，一般在15%以上，烃组份齐全，C1相对含量在85%~95%之间。油型气的C1含量随钻与全脱差别较大，凝析油气的C1含量随钻与全脱差别不大，槽面可见油花、气泡，可以闻到油气芳香味道，岩屑、岩心见油斑、油浸等显示，滴水试验呈珠状，不渗；三角形图版解释呈中正、皮克斯勒图版解释为油气区，钻井液密度降低明显、粘度上升，电导率下降；单根峰、抽吸峰反应明显，后效反应明显。
油气田地下地质学 第二章油、气、水的综合识别
总之，含油性和不含可动水是油、气 层的两个重要特征，并在事实上构成了判 断油、气、水层的两个重要条件。其中含 油性是评价油、气层的依据，分析产层的 可动水则能把握油、气层的变化和界限， 而对油、气层的最终评价则取决于对地层 油、气、水相渗透率的分析.★★
1、选择测井系列的主要原则
➢ 能够确定岩性的成分、清楚的划分渗透层； ➢ 至少能够比较完整的提供下列主要参数：孔隙度、含油饱和 度、束缚水饱和度、可动油量和残余油饱和度、泥质含量以及 渗透率的近似值等；
➢ 能够比较清楚的区分油层、气层、水层，确定有效厚度和计 算地质储量；
➢ 能够尽量的较少和克服井眼、围岩和钻井液侵入的影响，至 少在通常情况下，不使测井信息失真；
只含“不动水” 不含“可动水”
油、气层
（三）储集层的产流体性质主要取决于油、气、水 各项的相渗透率
绝对渗透率：当单向流体充满岩石孔隙，流体不 与岩石发生任何物理化学反应，流体的流动符合 达西直线渗滤定律时，所测得的岩石对流体的渗
透能力称为该岩石的绝对渗透率。
2 bt a / bQ K (P1 P2 )F L
短电极视电阻率为高阻，长
电极为低阻；
感应曲线为高电导值；
水 层
声波时差中等，呈平台状。
4、快速直观显示油、气、水层的方法
A、声波时差－中子伽马曲线重叠
一、评价油、气层的地质依据
（一）含油性是评价油气层的重要依据
习惯概念：以含油饱和度的大小作为划分油、气、 水层的主要标准
特殊情况： 1、低渗透砂岩油气层含油性普遍解释偏低 2、高渗透砂岩油气层的含油性解释偏高
1、低渗透率砂岩油气层
低渗透产层的特点：
录井资料识别油、气、水层
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。
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录井资料识别油、气、水层油、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。
即使上述比值为0.8~2.0时，若取不到有代表性的气测数据，定量判别结果符合率也较低。
在选取气测数据时，有可能会出现两种错误的取值方法：一是取储集层异常显示层段的平均值；二是取储集层异常显示层段的单点值。
前者可能导致判别结果与实际试油结论相矛盾，后者导致在判别结果中出现相互矛盾的结果。
因此，气测数据的选取，应该结合钻时从气测原始工作曲线上选取曲线开始爬坡的数据点为顶界，高峰拐点处为底届。
这些数据反映的是储集层物性最好、含油气饱和度最高的储集层段，具有代表性。
应用此方法选取的气测数据定量判别油、气、水层时，判别结果与实际试油结论符合率较高。
经验统计方法的优选：相对成熟的几种方法及其改进烃组分三角形图解法、皮克斯勒图版法、烃类比值（3H ）法和C 2/C 3比值法，对于其中的烃组分三角形图解法和C 2/C 3比值法，又从解释量化以及准确性考虑进行了改进。
烃组分三角形图解法该方法是由法国GEOSERVICES 公司提出的，其优点是直观明了且符合率较高，缺点是每个地区均需重新建立、作图繁琐。
何宏对烃组分三角形图解法进行数学求解，讲通过作图判别油、气、水层的方法改进为利用算术求值的简单方法，提出了利用Q 值进行判别的标准：()背景值2.014321432-+++++-=C C C C C C C Q 具体判别标准为：0.75<Q<1时为气层，0.25<Q<0.75时为气水同层，-0.25<Q<0.25时为油水过渡带，Q<-0.25时为油层。
C 2/C 3比值法该方法是对前苏联学者根据前苏联20个含油气盆地统计资料建立起来的综合参数法的改进。
利用综合参数法进行油气层识别时，对高凝析油含量的凝析气田符合率较低，重新建立了判别油气层C2/C3比值法的标准。
表1 C 2/C 3比值法判别油气层标准 C 2/C 3类型 <1.4 油藏1.4~4.0 凝析气藏>4.0 气藏凝析气藏，在油气藏勘探及开采实践中常常见到这种现象：在地下深处高温高压条件下的烃类气体经采到地面后，由于温度和压力降低，反而会凝结出液态石油，这种液态的轻质油就是凝析油，这种气藏就是凝析气藏，凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种气藏。
虽然凝析气藏也产油（凝析油），但凝析油在地下以气相存在。
而常规油藏乃至轻质油藏在地下以液相存在，虽然其中含有气，但这种伴生气在地下常常溶解于油，称为单一油相。
一般气藏（湿气藏、干气藏）在开采过程中很少产凝析油。
笔者提出了利用全烃含量、异常背书（全烃含量与背景值比值）和重烃相对含量判别油、气、水层的简易参数法。
表2 利用简易参数法判别油、气、水层储集层流体性质全烃（%）异常倍数重烃相对含量（%）油层>1 >5 >50气层<20水层<1 <3 <20油气藏盖层若遭受构造运动的破坏，油气藏中的轻质组分就会大量散失，重烃组分则易滞留在孔喉之中形成残余油。
这种喊残余油的储集层，岩屑录井或荧光录井显示往往非常好，但试油结果常为水层或含油水层。
因此，对油、气、水层进行解释时，不能仅考虑储集层物性、流体性质、岩电关系等因素，盖层封闭性能好坏也应纳入油、气、水层解释的范畴。
实践表明，对储盖组合综合分析可提高解释精度。
气测录井可反映盖层封盖性能的优劣。
若盖层封闭性能较好，气测数据在储集层与盖层界面会出现突变，反之，气测数据变化不明显。
图中为利用气测资料判断盖层封闭性能优劣的实力。
图中为利用气测资料判断盖层封闭性能优劣的实力。
从2a可以看出，气测值在储集层和盖层中差别很大，且在储集层与盖层界面处出现突变，反映了盖层优质的封闭性能，试油结果多为高产商业气流；从图2b中可以看出，气测值在储集层和盖层中变化不明显，在储集层与盖层界面处为连续渐变，反映了盖层封闭性能较差，试油结果多为水层。
综上所述，判别油、气、水层时，首先应根据地质录井图中的荧光录井描述、岩屑录井描述和气测曲线全烃含量、峰形特征、组分是否齐全对储集层流体情况进行定性识别；其次，选取油代表性的气测数据并对气测数据质量进行评价，若气测数据质量较好，综合运用简易参数法、C2/C3比值、3H法、烃类比值法和三角形图解法等多种方法对储集层含油气水情况作出定量判断；然后，根据气测曲线在储集层和盖层中是否连续过度及数据特征，初步对盖层的封闭性能作出判断；最后，综合定性、定量以及盖层封闭性能判别结果，对储集层流体作出综合判别。
具体判别流程见图图3 油、气、水层综合判别流程录井实时资料中与油气显示有关的参数和信息：在综合录井所采集处理的众多录井参数和数据信息中有大量的数据与油气显示有关，其具体分类为地质信息、钻井工程信息、钻井液信息、气体信息、压力信息等。
地质信息：岩屑岩性、荧光级别、滴水试验产状、油味、污手情况等； 钻井工程信息：钻时/钻速、悬重、钻压、扭矩、立管压力等；钻井液信息：流量、体积、密度、温度、电阻率/电导率、粘度、出口槽面油花气泡等；气体信息：全烃、色谱组分（C1、C2、IC4、NC4、C5）、非烃等；压力信息：dc （岩石可钻性指数）、Sigma （西格玛，岩层 骨架强度参数）、页油、气、水层定岩屑录荧光录井气测录井 油、气、水层定量判别选取代表性气测数据 气测数据质量判断简易参烃类比值法 皮克斯勒解释图版法 C2/C3比值法 三角形图解法盖层封盖性能判别油气水层综合判别岩密度等。
2、油气判断1）分析钻时变化：现场录井过程中，油气显示及时发现首推对钻时变化的观察：钻时突然或有趋势性的降低，很有可能钻入储集层。
此时应进行钻井液的循环观测，以确定是否钻入了油气层。
钻时的变化之所以是录井油气显示判断的第一项参数，其原因如下：a、在综合录井系统一定的数据采集频率下，钻时的变化呈现的是大钩高度的减少和井深的增加，且是瞬间完成处理的；b、当钻井参数一定时，钻时的降低常常表现为底层岩性的改变；c、所钻地层流体参数的变化、岩屑显示则必须通过一个迟到时间才能确定。
2）分析气测参数变化：现场综合录井技术服务的主要任务之一是实现石油天然气勘探开发地质目的——即及时发现或找到油气层，而在现场钻探发现油气显示方面，综合录井则主要依靠其系统所配置的气体检测分析系统来完成。
由于现场钻井钻探技术水平的提高、工艺的改进和进步，岩屑细碎，导致利用岩屑识别油气显示越来越困难，而利用气测系统则可以解决上述问题，从而不漏失油气显示。
a、综合录井检测分析气体含量分类：全烃（总烃）：由全烃检测分析仪检测分析出循环钻井液中的所有烃类气体含量的总和；色谱组分：由气体色谱分析仪检测分析出的循环钻井液中所有烃类气体的各组分含量；非烃气体含量：由热导气体分析仪检测分析出的循环钻井液中除烃类气体之外的各种气体的含量，主要指CO2、H2及惰性气体；全量：由惹到或其它气体检测仪分析出的循环钻井液中所有气体的含量总和；有毒气体：利用有毒气体的特性，通过对其敏感的感应元件和检测仪检测分析出的钻井液中或井场环境的易造成人身损害的气体，主要指H2S、CO等。
b、综合录井气体分析的划分与区别轻烃气：专指甲烷气，即C1；重烃气：指气体分子量大于甲烷分子量的气体，如C2、C3、IC4（正丁烷）、NC4（异丁烷）、C5以上均属于重烃气；全烃或总烃气：轻烃气与重烃气之和，一般用C表示。
c、综合录井现场判断气体显示异常的原则：当气体显示大于背景值（基值）的2倍或超出背景值50%的气体显示均为异常气体显示。
d、综合录井现场服务中涉及到几种状态下的气体显示：a）钻进背景气在井筒内压力系统平衡的条件下，当钻进大段泥（页）岩层段，由于已被钻穿的地层内流体（主要指油气）向井筒钻井液内侵入，或受其他因素的影响作用，使全烃含量不为零，此全烃含量值即为钻进背景气值。
b）起下钻气在起下钻过程中，由于停止钻井液循环，已钻穿的油气层内的流体会侵入钻井液中；当循环钻井液时，全烃或色谱组分就会出现一个峰值，此峰值则为起下钻气显示。
（停止钻井液循环后，迟到时间会趋近无穷大）c）接单根气在钻进阶段，由于要间断停止钻井液循环实施接单根或接立柱作业，使低层内流体有一个短暂的渗入和积聚的过程（这一部分渗入和聚集的气体由于钻井液的压力向上运移的非常缓慢）。
当再度钻进时，钻井液重新开始循环，全烃和色谱组分会出现一个峰值，此峰值则为接单根气。
不管钻井液循环与否，底层内只要有流体，都会向钻井液中渗入。
只有在开泵时，流体没有机会聚集就随钻井液一起循环了，不会出现峰值。
而短暂的停泵会给底层流体一个聚集的机会，下一次开泵循环时，这段聚集的气体就会出现峰值。
当接单根后无接单根气显示，则说明气体检测分析仪存在问题或现场使用的钻井液密度较大使井筒内钻井液液柱压力与底层压力失去平衡，抑制了底层流体侵入钻井液内。