气测录井各种单根峰的识别
录井资料识别油、气、水层
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。
综合录井气测曲线异常识别及应用探讨
TECHNOLOGY 技术应用一、气测异常产生的机理录井气测系统通常由脱气器、气测管路、气相色谱等部分组成。
当地层中含有烃类气体时，在地层压力作用下，烃类气体进入钻井液，随钻井液循环至井口，经过脱气器时在搅拌棒作用下，烃类气体从钻井液中分离出来，沿气测管路到达色谱仪，被色谱仪检测到，色谱仪分析周期可以达到30s，色谱仪连续分析就形成了气测曲线。
气测录井在油气显示识别中发挥重要作用，气测全烃曲线通常为连续曲线，能够实时反映钻井液中烃类气体含量。
通常如果地层岩性及地层中含有的流体性质稳定，气测曲线是相对稳定的，气测曲线幅度变化较小，只有当地层性质变化、储层流体性质改变、钻井施工情况等出现变化时，可能会造成气测曲线形态出现变化，导致出现气测异常，此时要引起重视。
当地层中没有油气显示，钻井液没有烃类物质时，全烃曲线通常是比较稳定的，波动较小，这时的全烃值称为全烃基值。
当钻井液脱气中含烃类物质时，全烃曲线开始上升，达到基值的3倍以上时，可以认为是气测异常显示。
出现气测异常必须及时识别，引起重视，以免漏失油气显示信息。
二、气测异常类型储层含油气性、地层岩性、钻井施工情况等都会影响气测曲线显示形态，为此，需要厘清气测异常类型。
（一）油气显示气测异常。
当含油气储层被钻开后，在地层压力作用下，储层中油气进入钻井液，导致钻井液中烃类物质含量上升，特别是烷烃类物质，这些物质随钻井液循环至井口，经脱气后被色谱仪检测到，在气测曲线上全烃及组分含量快速上升，达到气测异常标准，这就是油气显示异常[1]。
（二）气测后效异常。
钻井施工过程中，由于起下钻、修钻具等状况，需要停钻一段时间，此时井筒内钻井液不循环，钻井液出现静止状态，地层中烃类物质在压力作用下会持续进入钻井液，并且在起钻时对地层有抽吸作用，导致烃类气体迅速进入钻井液，当重新开始循环钻井液时，这部分烃类物质被检测到，形成气测异常，这种气测异常类型称为气测后效异常。
（三）单根气。
气测录井识别真假油气显示及现场应用
90气测录井是直接分析钻井液中油气含量的一种录井方法。
通过气测录井资料来判断地层流体性质，间接地对储层进行评价。
钻井地质的最终目的是发现和研究油气层，因此，在钻井过程中能够及时准确地识别油气显示及其优劣程度，对油气水层评价、确定试油层位以及提高勘探的整体效益具有十分重要的意义[1]。
在实际工作中，油气显示的识别受多种因素影响。
不加鉴别地将气测值高于基值2倍对应的井段定为显示层段，将会导致大量的“假显示”被误认为油气显示，对试油层位的确定产生误导，造成巨大的经济损失。
为此，分析现场识别油气显示的影响因素，并有针对性地总结识别假油气显示的方法十分必要。
1 识别真假油气显示的影响因素在现场录井过程中，识别真假油气显示主要受钻井技术和录井技术的影响。
钻井技术主要包括钻头直径、钻井速度、钻井液排量、钻井液性能（密度、黏度）、后效录井、接单根、钻井液添加剂的影响；一般一口井气测录井设备不变的情况下，录井技术的影响主要是脱气器浸没程度。
油气显示反映的是在现有钻井液性能下储层流体的特性，在不大幅度改变钻井液性能的前提下油气显示的识别是不受钻井液性能影响的。
钻井现场为保障钻井时效及工程安全，选择合适的钻头尺寸、严格控制钻井速度、钻井液排量，而这些因素只是对油气显示值的高低有一定的影响，并不会造成假显示，因此对识别真假油气显示的影响可忽略不计。
本文主要论述在后效录井、接单根、钻井液添加剂及脱气器浸没程度的影响下如何识别真假油气显示。
2 后效录井影响下识别真假油气显示为保证井控安全，钻井过程中钻遇油气显示，起下钻后须先循环钻井液排完后效再进行下步作业，当排出的后效进入循环罐随钻井液再次进入井筒循环一周后返出地面可能形成假显示。
图1所示为×井后效和后效第2周的原始录井图，该井段一个循环周的时间为120min，这与第1次（16：50出峰）、第2次出峰（19：05）时间间隔（135min）相吻合。
后效气峰二次后效气峰图1 后效气峰与二次后效气峰对比示意图二次后效假显示一般出现在后效峰之后的一周时间加上钻井液在外循环设备中流动的时间。
气层的测井识别
孔隙度 （％）
25
含油饱和度
4.0m 感应
40
40
350
>480 声波曲线明显跳 跃,中子伽马显示高值
气层测井特征：
电阻率曲线明显高于油、水层，声波曲线明显跳跃，声波时 差一般大于480s/m。在具体确定时，结合地震、录井，气 测及试气、试采资料综合分析确定。
3、应用
港199井970-1006米井段沉积相分析图
河
480
漫
5
亚
相
内容
一、浅层气的测井识别 二、中层气的测井识别 二、深层气的测井识别
1、砂泥岩剖面系列
砂泥岩剖面系列,这类中层气的识别一 方面要通过总结中层气的电测响应，比如 声波曲线有的有周波跳跃现象，有的却是 平直的，另一方面更要关注气测录井。
1、碳酸盐岩剖面系列
声波时差 花4井
岩性剖面 150700 AC150 700 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 1360 1370
第三、密度测井孔隙度偏高。 密度测井是利用人工伽马源发射的伽马射线与地层元
素的原子核外电子发生的康普顿效应。此效应导致伽马 射线减弱程度与介质密度成正比。
密度测井可以给出密度值和石灰岩刻度的孔隙度值。 在相同岩性和孔隙度条件下，地层含天然气时所测的 密度值要比含油和水时降低，使密度计算的孔隙度升高。
+
-
2
明 明
化
上 镇
段 组
5 430
440 8
450 5
460 8 5
470 8
电阻率曲线
10
18
声波曲线
26
岩电特征总结
沉积相 含油 亚相 相 气性
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。
四川盆地天然气录井特点与识别方法
图 1 L J14 井气测曲线图
图4
钻井进入储层前的小层对比分析图
2. 欠平衡钻井的天然气识别 近年来, 欠平衡钻井技术在勘探开发中的应用 越来越广。欠平衡钻井有利于油气显示的发现和保
图 2 L J14 井靶区录井综合图
护油气层, 但却给录井显示的发现、 对比、 评价带来 ∃ 35 ∃
地质与勘探
天
地质与勘探
天
然
气
工
业
2007 年 11 月
四川盆地天然气录井特点与识别方法*
唐家琼 胡可以 李成 周洪恩 龙 辉
( 四川石 油管理局地质勘探开发研究院 )
唐家琼等 . 四川盆地天然气录井特点与识别 方法 . 天然气工业 , 2007, 27( 11) : 34 37. 摘 要 四川盆地天然气录井具有隐 蔽性 强的 特点 , 使过 平衡 钻井中 不易 识别 、 发现 气层 , 易 发生井 漏与 井 喷 , 对产层的解释评价也有一定难度 。 为此 , 总结和归纳了四川盆地天然气录井特 点与识别方 法 : 在 常规钻井条 件 下的 天然气识别方法主要靠气测 , 辅之以钻时 、 岩屑录 井技术 , 并 及时进 行小层 对比 , 以确保 发现储 层 。 欠平衡 钻 井的天然气识别方法主要有 4 种 : 气测录井仍是判断油 气显示的 主要依据 ; 精细分析 钻时, 从微弱变 化中明查 储层 ; ! 正确录取和鉴别岩屑是及时发现储层的关键 ; ∀ 及时观察出口工程 参数及火焰的变化 , 是发现气层的佐 证。 天然气录井中的井控工作包括: 搞好地质预报预告 , 及时发现油气水漏显示与预警 , 加强坐岗记录以保证钻井安全。 主题词 四川盆地 天然气 录井 方法 井控 年 11 月
一定的困难。在欠平衡状态下, 由于井筒处于负压 状态 , 钻开储层后地层流体会不断地进入井筒, 使气 测显示失真并形成极高的背景值, 用常规的录井解 释方法已不能准确解释油气水层。从以下几方面加 强录井, 及时发现气层。 ( 1) 气测录井仍是判断油气显示的主要依据 欠平衡钻井分为液相欠平衡钻井和气相欠平衡 钻井。两种钻井方式的气体检测方式也有所不同。 在液相欠平衡钻井过程中, 出口流体被分离器 分离为两部分 , 一部分是液路 , 一部分是气路, 综合 录井往往只能监测液路出口的参数。 在气相欠平衡钻井过程中 , 出口流体只有气路。 1) 液相欠平衡的气测录井 基于不同井段的天然气 , 其组分可能有区别 , 在 气路再安装 1 套色谱分析 , 通过液路、 气路双色谱的 检测 , 更有利于判断新出现的气层。该方法曾在邛 西构造上试验, 取得较好效果。 Q X4 井在井段 3549. 50~ 3550. 50 m 液相欠平 衡取心钻进过程中 , 分离器液路出口检测到的全烃 含量由 4. 2500% ↗ 7. 3700% , C 1 含量由3. 7200% ↗ 5. 9500% , C2 含量由 0. 1900% ↗ 0. 2800% , C3 含量 由 0. 0440% , iC 4 含量由 0. 0020% ↗ 0. 0050% , nC4 含量由 0 ↗ 0. 0040% 。气路检测到的色谱分析: C1 含量由 45. 0000% ↗ 98. 0000% 。由此可看出 , 液路 的气测异常不明显, 而气路的气测异常是明显的 , 故 现场将该段定为新的气显示段。后经试油结果证实 解释是准确的。 2) 气相欠平衡的气测录井 以空气钻井为例。空气钻井过程中, 带动岩屑 返出地面的介 质是压缩 空气。地 层经过钻 头破碎 后, 原始地层中的流体将会和高压空气充分混合 , 浓 度大幅度降低, 使得气测录井的分析结果降低, 甚至 好显示层的分析结果相当于常规钻井液钻井情况下 的分析基值而容易被忽视。 特别要强调的是 , 由于甲烷在空气中的燃爆值 为 5. 0% ~ 15. 0% , 所以, 在录井过程中, 必须做到及 时、 准确的监测和预报。要求无论气测的基值高低 , 只要分析值达到了基值的 2 倍以上, 现场技术人员 就要对该分析值引起足够的重视, 结合其他参数以 判定是否为新的显示层。 为了减少岩屑粉尘对气测分析仪的堵塞 , 必须 对样品气进行净化、 过滤处理。同时 , 四川石油管理 局已立项进行% 气体净化装置& 的研究 , 目前取得了 较好的进展。 ∃ 36 ∃
录井迟到时间的校正与应用
录井迟到时间的校正与应用摘要：只有及时校正并使用准确的迟到时间，才能在录井中获得各项真实的迟到数据及资料。
在录井现场，可通过实物、气显示变化、标志层及参考随钻测井等多种方法，对迟到时间进行校正，从而获得准确的实际迟到时间，并总结迟到时间在录井、钻井和固井中的应用。
主题词：迟到时间计算与校正远应用0引言录井中的迟到时间是指在钻井过程中，钻井液携带钻头破碎岩石形成的岩屑及地层气，从井底沿钻具与井壁间的环形空间上返到地面所需要的时间。
随着井深的不断增加，迟到时间也相应持续变大。
1理论和实际迟到时间理论迟到时间计算时，它只与井身结构（井深、井眼直径、套管尺寸及下深）、钻具结构（钻具内外径和长度）和泵排量有关。
但现场钻井中，受井径不规则、钻井液性能变化、岩屑密度与颗粒大小等许多因素的影响，实际迟到时间与理论计算值有很大差异。
应用迟到时间不准，会造成录井数据库中记录的迟到数据归位不符，油气显示发生漏描错描；岩屑实物不能按时捞取，编绘的岩性柱状图失真；甚至会造成关键界面卡取不准，影响整个钻井施工进程[1]。
因此在录井现场，必须及时对迟到时间进行校正。
2迟到时间校正方法为获得准确的迟到时间，可以通过使用实物（玻璃纸、电石）进行实测，也可以通过气显示变化（单根气、接单根气测基线异常）及其它方法（特殊标志层、随钻电测LWD对比）等方法，对迟到时间进行实测和校正。
2.1使用玻璃纸实测迟到时间在钻井施工停泵接钻杆时，将玻璃纸、碎瓷块投入钻具内环空中。
开泵时，启动秒表，记录开泵时间。
然后在振动筛取点样处守侯，分别记录取玻璃纸大量出现的时间。
实际钻井液迟到时间＝玻璃纸出现时间－开泵时间－下行时间。
2.2使用电石实测迟到时间当还未出现地层气时，可以采用电石来实测迟到时间。
电石化学名称碳化钙，遇水激烈分解产生C2H2和Ca(OH)2.。
利用这一特性，停泵接钻具时，将电石投入钻杆内，通过色谱仪检测到钻井液中乙炔气体。
记录好开泵时间和色谱检测到乙炔气体的出峰时间，就能计算获得迟到时间。
中石油气测录井技术
二、石油、天然气进入钻井液的方式与分布状态
3.石油、天然气进入钻井液后的分布状态
1)油气呈游离状态与钻井液混合
游离气以气泡形式与钻井液混合，然后逐渐 溶于钻井液中。一般情况下，天然气与钻井液接 触面积越大，溶解越快；接触时间越长，溶解程 度越大。
二、石油、天然气进入钻井液的方式与分布状态
2)油气呈凝析油状态 与钻井液混合
溶解气的储集
天然气具有溶解性。它不仅能溶解于石油，而且还能溶解于水，这 样就形成了溶解气的储集。天然气的各组分在石油和水中的溶解度极不 相同，烃类气体和氮气在水中的溶解度很小，二氧化碳和硫化氢的溶解 度较大。烃类气体在石油中的溶解度比在水中的溶解度大得多，属于最 易溶解在石油中的气体。
一、地层中石油与天然气的储集状态
一、地层中石油与天然气的储集状态
吸附状态的储集
吸附状态的天然气多分布在泥质地层中，它以吸附着的状态 存在于岩石中，如储集层上、下井段的泥质盖层，或生油岩系。 这种类型的气体聚集，称为泥岩含气。一般没有工业价值，但在 特殊情况下，大段泥岩中夹有薄裂隙或孔隙性砂岩薄层等，会形 成具有工业价值的油气流。
3)天然气溶解于地 层水中与钻井液混合
凝析油和含有溶解气的石油 从地层进入钻井液后，在钻井液 上返过程中，由于压力降低，凝 析油大部分会转化为气态烃；高 油气比地层C1--C4含量较高。随 着钻井液的上返，含有溶解气的 石油，由于压力降低，会释放出 大量的天然气。（释放出天然气的数量
取决于石油的含量与质量）。
三、气测录井资料的影响因素
2、钻井技术条件的影响
⑦接单根的影响 接单根的影响一般出现在较浅的井段。接单根时，在高压管线和方钻杆内 充满了空气，开泵后由于压力的改变，空气段会急剧地从钻井液中分离出来， 分离过程在井底的油气层段较为强烈，带出了地层中的烃类气体，形成气测录 井假异常。而在较深的井段，钻井液循环时间加长，接单根时钻具内的空气被 分散在大段的钻井液中，当钻井液返至井口时，钻井液中烃类气体的浓度相对 降低，形成的气测录井假异常较小。在接单根的过程中，由于钻具的上提与下 放，也存在抽汲作用的影响。以上两种情况共同形成接单根的影响。
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气测录井各种单根峰的识别
一、双单根峰产生的机理有两种情况可能产生双单根峰。
其一：接单根时钻具上提，钻头对井底产生抽汲作用，钻井液停止循环后，井底液柱压力相对减小，有利于地层气往井筒扩散和渗透，因此在井底会积聚一定量的气；新接单根、方钻杆、水龙带及部分立管内还没有钻井液，被空气充斥，一般有30 一40m开泵循环时这部分空气被压缩并逐渐混人到钻井液里，造成有一段钻井液密度相对较低，在这段低密度钻井液进人环空上返的过程中会对所经过的地层产生瞬时负压，油气层处的油气在压差作用下会有一部分快速扩散到该段钻井液里。
因此，在一个循环周期后全烃曲线会出现两个尖峰，前一个为单根峰，后一个为空气峰，这就是所谓的双单根峰。
由于低密度钻井液量很少，在井内液柱段很短，在油气层处前后滞留时间短暂，因此吸收到的地层气有限，所以，一般情况下空气峰比单根峰低。
可通过出峰时间来判断是否是双单根峰，单根峰为一个迟到时间，空气峰为一周时间，单根峰在前，空气峰在后，两峰间隔为一个下行时。
其二：钻开高压油气层后，油气一直源源不断地侵人到井筒内，接单根时位于该处的钻井液里便聚集了一定量的气，因此，一个迟到时间以后，在全烃曲线上也会出现两个尖峰，前一个为地层气峰，后一个为单根峰，这也是所谓的双单根峰。
由于高压油气层气源充足，所以一般情况下地层气峰高于单根峰，并且出峰时间也较为固定，两峰间距随着井深的增加而逐渐增大，随着时间增加泥饼逐渐形成，地层气造成的单根
峰将渐渐消失。
不论是哪种情况，要产生双单根峰必须满足一定的条件，一是已钻穿油气层，二是钻井液处于欠平衡或近平衡状态，二者缺一不可，否则双单根峰现象很难出现。
二、举例分析
1. 标准双单根峰举例
假设某井在钻进到2000.00m 时，全烃由0.0500%上升至5.0000%之后基值整体上升，后效、停泵峰、单根峰十分活跃，并于2019.00m 时出现双峰现象。
该井录井曲线情况：第一峰出现时间与迟到时间吻合，第二峰出现时间与一周时间吻合，两峰间隔正好为一个下行时间，因此，可断定第一峰为单根峰，第二峰为空气峰。
2. 后效与空气峰举例
假设某井后效录井曲线，假设次井钻开第一个产能很好的油气层后，进行了一次短起下观察后效。
当钻至井深2600.00m 时
进人设计中第一个油气层。
不存在其他气源的情况下。
第一峰出现时间正好比迟到时间稍微小些，持续时间略长，峰值比较高。
第二峰出现时间与一周时间吻合，两峰间隔大于一个下行时间。
因此，可断定第一峰为后效峰，第二峰为空气峰。
3. 假双单根峰实例
假双单根峰的判断归根结底就是以单根峰和空气峰、后效峰和空气
峰的判别标准来做判断。
通过时间的对比和峰值大小的对比来多方面进行分析和判断。
假设某井气测录井，当钻进到1600m时见良好气测显示，全烃由5.0000%上升至30.0000%，组分C1 相对百分含量26.00%，为明显气层异常。
假如钻过该层后在1657m 1667m 1666m三次接单根时连续三次出现双峰。
双峰的特点是第二峰高于第一峰。
如果现场操作人员判断错误，当时把它们分别当作双单根峰处理了。
完井后验收资料时与电测曲线对比，通过对出峰时间、岩性及电性资料等进行综合分析，将会发现此处的“双单根峰”会有疑点。
这样的话就是质量事故，因为错误的操作可能将正常的油气显示数据给删除掉。
将会对公司的名誉带来不好影响！所以应尽量禁止这种事情发生，加强现场资料录入质量。
疑点1：空气峰一般情况下要低于单根峰值，也就是第二次出的单根峰要比第一次的低才对。
而三次所谓的空气峰却比单根峰高得多，与常理相矛盾。
疑点2:单根峰在刚钻穿油气层时最易产生，打开1600m的气层后，为什么前面几次接单根时不出双单根峰，而且连单根峰也不出，却等到后面连续三次接单根时出双单根峰？乍看让人迷惑不解，但仔细分析便会明白。
前三次不出峰说明1600m出现的气层并非高压气层，很可能钻井液密度略偏高，因此造成产气量不足的可能。
而后三次那是另有气源。
疑点3：出峰时间对不上。
三次双峰时间参数见表3。
和上面所讲的各种单根峰都不符合。
假如第二峰为空气峰，出峰时间则均应
为36min，然而它们却只有25min左右，相差11min之多; 而且两峰时间间距完全与下行时间不吻合外。
由此可断定第二峰根本不可能是空气峰。
那么这三次的双单根峰是否真的存在呢？三次双峰的第二峰时间基本相同，与迟到时间大致相差3min。
此时应该加强实测迟到时间的测验，来检验自己仪器采集的迟到时间是否正确。
没条件的至少要投入塑料片来实测比较，这种方法不能及时反应排量的变化，再加之气体具有超前特性，如果实测迟到时间和计算机采集的迟到时间出现几分钟的误差亦属正常，如何是这样则可以认为第二峰是单根峰。
三、结束语
近年来随着钻井技术的提高，越来越多的井采用近平衡或欠平衡钻进，这就为双单根峰的出现提供了前提条件。
尤其是存在高压油气层的井更容易出现。
因此，双单根峰现象也就接二连三地出现，在现场录井及资料解释过程中难免会出现过一些失误的判断，故特把此问题提出来，引起大家的注意。
总是空气峰的特点就是一个周期的时间。
单根峰则是一个迟到时间。
而油气层处得单根峰则要有一定的小于迟到时间，这则要通过多个单根峰和双峰的时间差，以及现场工程的泥浆性能来判断。
至于后效就容易判断了。
但说来说去，总重要的是现场的迟到时间一定要准确。
实测迟到时间不能马虎！因为泵排量的变化或者泥浆性能的调整，或者井身结构的因素而影响到实测迟到的塑料片发生失真的情况是在所难免，但时间再差也不会有太大。
所以在加强的迟到时间实测的同时，也要时刻关注地质和定向等现场录井数据的变化，才能更好的对更重气测
真假值做出良好的判断。
希望在以后科技的发展中，能更好的解决这类具有迷惑性的数据问题。