CN104989391B - 利用层内甲烷含量图形进行油气层录井解释评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种利用层内甲烷含量图形进行油气层录井解释评价方法，依据油气显示解释层内每米甲烷相对含量的纵向变化情况；绘制出“层内甲烷含量多边形”，依据多边形的形态，进行解释层流体性质纵向变化的精细分析，确定准确的解释结论。本发明有效地弥补气体参数单点评价储层油气水性质的局限性，客观进行储层流体性质评价，提高录井油气水层解释符合率，为油田勘探、开发试油选层提供可靠的支持。
Description
技术领域
本发明涉及一种用于判断石油天然气储集层内油气水分布的评价方法，具体地说，是石油天然气勘探开发综合录井或气测录井作业过程中判断储集层流体性质的一种直观、快速的气体解释评价方法。
背景技术
目前，录井油气层解释评价一般以气测解释为基础，采用岩屑录井、定量荧光目、分析化验等多参数综合应用，分区块、分层位建立评价模型或评价图版的方法进行储层流体性质判识。
常规的气测解释方法一般依据全烃值高低、峰型饱满程度、组分特征进行储层流体性质评价，作为判断储层流体性质的关键参数——组分数据，通常运用解释层内组分显示最好的一点数据进行组分特征分析。该种分析方法对于流体性质均一的储层应用效果良好，但对于非均一流体性质的储层(油气层、油水同层、气水同层等)，仅依靠单点分析组分数据进行储层评价就不能客观的反映储层流体性质情况，影响了录井解释评价技术的效果，也满足不了试油选层的需要。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是，提供一种利用层内甲烷含量图形进行油气层录井解释评价方法，适用于非均一流体性质储层的解释评价，弥补气体参数单点评价储层油气水性质的局限性，提高录井油气水层解释符合率，为试油选层提供可靠支持。
为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案包括以下步骤：一种利用层内甲烷含量图形进行油气层录井解释评价方法，包括以下步骤：
第一步：依据气测录井、常规录井资料划分油气显示解释层；
1.以各油田油气显示层录井资料划分标准为依据，满足下列条件其一即可划分油气显示解释层：
(1)气测全烃显示值高于基值2倍；
(2)岩屑录井见荧光或荧光以上级别显示；
2.确定油气显示解释层井段，选取评价参数，参数内容：岩性，全烃，组分；组分参数包括：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)绝对含量；
3.计算烃总量(C1+C2+C3+iC4+nC4+iC5+nC5),计算各组分相对含量：某组分相对含量＝某组分/烃总量×100％；
4.建立油气显示数据表；
第二步：依据油气层解释评价规律，进行油气显示解释层流体性质初步评价；
1.根据地区油气显示规律，判断储层流体性质；
(1)气层：岩屑见荧光或无显示，全烃显示值10-100％，组分不齐全，甲烷现对含量≥95％；
(2)油气层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃显示值10-70％，组分齐全，甲烷相对含量85-95％之间；
(3)油层：岩屑见荧光、油迹、油斑、油浸显示，全烃显示值2-30％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间；
(4)水层，岩屑无显示，全烃显示值＜1％或无异常，组分不全，甲烷相对含量≥95％；
2.确定油气显示层气测全烃峰型的饱满程度，饱满程度判断标准如下：
(1)饱满：全烃显示厚度/自然电位曲线渗透层厚度≥1.0；
(2)较饱满：0.8≤全烃显示厚度/自然电位曲线渗透层厚度＜1.0；
(3)欠饱满：0.5≤全烃显示厚度/自然电位曲线渗透层厚度＜0.8；
(4)不饱满：全烃显示厚度/自然电位曲线渗透层厚度＜0.5；
3.依据地区油气显示规律、全烃峰型饱满程度，初步确定油气显示解释层解释结论：
(1)气层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型饱满，显示值10-100％，组分不齐全，甲烷现对含量≥95％；
(2)油气层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃峰型饱满，显示值10-70％，组分齐全，甲烷相对含量85-95％之间；
(3)油层：岩屑见荧光、油迹、油斑、油浸显示，全烃峰型饱满，显示值2-30％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间；
(4)气水同层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型较饱满—欠饱满，显示值10-30％，组分不齐全，甲烷现对含量≥95％；
(5)油水同层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃峰型较饱满—欠饱满，显示值2-15％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间；
(6)含气水层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型不饱满，显示值＜10％，组分不齐全，甲烷现对含量≥95％；
(7)含油水层：岩屑见荧光、油迹显示，全烃峰型不饱满，显示值＜2％，组分不齐全，甲烷相对含量70-95％之间；
(8)水层，岩屑无显示，全烃峰型不饱满或无异常，显示值＜1％，组分不全，甲烷相对含量≥95％；
第三步：以油气显示层层内每一米甲烷相对含量、厚度为坐标绘制多边形；
2.将划分出的油气显示层内每一米的甲烷相对含量数值汇总；
2.以油气显示层厚度为外围坐标，每一米甲烷相对含量为纵坐标，绘制雷达图；
3.根据油气显示层内实际甲烷相对含量数值调整纵坐标区间刻度，使其变化区间为20％；
第四步：依据绘制出多边形的形态进行油气显示层纵向流体性质变化分析；
1.规则多边形：多边形边长基本一致，其层内甲烷相对含量变化范围≤3％，反映储层流体性质纵向无差异，解释多为气层、油层；
2.较规则多边形：多边形边长较为一致，其层内甲烷相对含量变化范围＞3％≤5％，反映储层流体性质纵向存在一定的变化，解释多为油气层、气水同层、油水同层；
3.不规则多边形：多边形边长不一致，其层内甲烷相对含量变化范围＞5％，储层流体性质纵向变化差异较大，解释多为含气水层、含油水层；
第五步：结合层内甲烷含量对变形的形态，对初步解释结果进行修正，确定最终的解释结论；
1.气层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型饱满，显示值10-100％，组分不齐全，甲烷现对含量≥95％，层内甲烷含量图形呈规则状态；
2.油气层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃峰型饱满，显示值10-70％，组分齐全，甲烷相对含量85-95％之间，层内甲烷含量图形呈较规则状态；
3.油层：岩屑见荧光、油迹、油斑、油浸显示，全烃峰型饱满，显示值2-30％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间，层内甲烷含量图形呈较规则状态；
4.气水同层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型较饱满—欠饱满，显示值10-30％，组分不齐全，甲烷现对含量≥95％，层内甲烷含量图形呈较规则状态；
5.油水同层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃峰型较饱满—欠饱满，显示值2-15％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间，层内甲烷含量图形呈较规则状态；
6.含气水层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型不饱满，显示值＜10％，组分不齐全，甲烷现对含量≥95％，层内甲烷含量图形不较规则状态；
7.含油水层：岩屑见荧光、油迹显示，全烃峰型不饱满，显示值＜2％，组分不齐全，甲烷相对含量70-95％之间，层内甲烷含量图形不较规则状态。
所述第三步中使用office—EXCEL办公软件绘制雷达图。
本发明的有益效果是：本发明所提供的层内甲烷含量图形油气层录井解释评价方法，具有独特的优势，有效地解决了气体参数单点评价储层油气水性质的不足，客观的反映了储层纵向上流体性质的变化情况，提高了录井油气水层解释符合率。
附图说明
图1为采用本发明方法的单井层内甲烷含量油气层评价特征曲线示意图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细说明：
本发明的利用层内甲烷含量图形进行油气层录井解释评价方法，包括以下步骤：
第一步：依据气测录井、常规录井资料划分油气显示解释层；
1.以各油田油气显示层录井资料划分标准为依据，满足下列条件其一即可划分油气显示解释层：
(1)气测全烃显示值高于基值2倍；
(2)岩屑录井见荧光或荧光以上级别显示；
2.确定油气显示解释层井段，选取评价参数，参数内容：岩性，全烃，组分；组分参数包括：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)绝对含量；
3.计算烃总量(C1+C2+C3+iC4+nC4+iC5+nC5),计算各组分相对含量：某组分相对含量＝某组分/烃总量×100％；
4.建立油气显示数据表；
第二步：依据油气层解释评价规律，进行油气显示解释层流体性质初步评价；
1.根据地区油气显示规律，判断储层流体性质；
(1)气层：岩屑见荧光或无显示，全烃显示值10-100％，组分不齐全，甲烷现对含量≥95％；
(2)油气层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃显示值10-70％，组分齐全，甲烷相对含量85-95％之间；
(3)油层：岩屑见荧光、油迹、油斑、油浸显示，全烃显示值2-30％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间；
(4)水层，岩屑无显示，全烃显示值＜1％或无异常，组分不全，甲烷相对含量≥95％；
2.确定油气显示层气测全烃峰型的饱满程度，饱满程度判断标准如下：
(1)饱满：全烃显示厚度/自然电位曲线渗透层厚度≥1.0；
(2)较饱满：0.8≤全烃显示厚度/自然电位曲线渗透层厚度＜1.0；
(3)欠饱满：0.5≤全烃显示厚度/自然电位曲线渗透层厚度＜0.8；
(4)不饱满：全烃显示厚度/自然电位曲线渗透层厚度＜0.5；
3.依据地区油气显示规律、全烃峰型饱满程度，初步确定油气显示解释层解释结论：
(1)气层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型饱满，显示值10-100％，组分不齐全，甲烷现对含量≥95％；
(2)油气层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃峰型饱满，显示值10-70％，组分齐全，甲烷相对含量85-95％之间；
(3)油层：岩屑见荧光、油迹、油斑、油浸显示，全烃峰型饱满，显示值2-30％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间；
(4)气水同层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型较饱满—欠饱满，显示值10-30％，组分不齐全，甲烷现对含量≥95％；
(5)油水同层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃峰型较饱满—欠饱满，显示值2-15％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间；
(6)含气水层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型不饱满，显示值＜10％，组分不齐全，甲烷现对含量≥95％；
(7)含油水层：岩屑见荧光、油迹显示，全烃峰型不饱满，显示值＜2％，组分不齐全，甲烷相对含量70-95％之间；
(8)水层，岩屑无显示，全烃峰型不饱满或无异常，显示值＜1％，组分不全，甲烷相对含量≥95％；
第三步：以油气显示层层内每一米甲烷相对含量、厚度为坐标绘制多边形；
3.将划分出的油气显示层内每一米的甲烷相对含量数值汇总；
2.以油气显示层厚度为外围坐标，每一米甲烷相对含量为纵坐标，绘制雷达图；
3.根据油气显示层内实际甲烷相对含量数值调整纵坐标区间刻度，使其变化区间为20％；
第四步：依据绘制出多边形的形态进行油气显示层纵向流体性质变化分析；
1.规则多边形：多边形边长基本一致，其层内甲烷相对含量变化范围≤3％，反映储层流体性质纵向无差异，解释多为气层、油层；
2.较规则多边形：多边形边长较为一致，其层内甲烷相对含量变化范围＞3％≤5％，反映储层流体性质纵向存在一定的变化，解释多为油气层、气水同层、油水同层；
3.不规则多边形：多边形边长不一致，其层内甲烷相对含量变化范围＞5％，储层流体性质纵向变化差异较大，解释多为含气水层、含油水层；
第五步：结合层内甲烷含量对变形的形态，对初步解释结果进行修正，确定最终的解释结论；
1.气层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型饱满，显示值10-100％，组分不齐全，甲烷现对含量≥95％，层内甲烷含量图形呈规则状态；
2.油气层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃峰型饱满，显示值10-70％，组分齐全，甲烷相对含量85-95％之间，层内甲烷含量图形呈较规则状态；
3.油层：岩屑见荧光、油迹、油斑、油浸显示，全烃峰型饱满，显示值2-30％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间，层内甲烷含量图形呈较规则状态；
4.气水同层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型较饱满—欠饱满，显示值10-30％，组分不齐全，甲烷现对含量≥95％，层内甲烷含量图形呈较规则状态；
5.油水同层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃峰型较饱满—欠饱满，显示值2-15％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间，层内甲烷含量图形呈较规则状态；
6.含气水层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型不饱满，显示值＜10％，组分不齐全，甲烷现对含量≥95％，层内甲烷含量图形不较规则状态；
7.含油水层：岩屑见荧光、油迹显示，全烃峰型不饱满，显示值＜2％，组分不齐全，甲烷相对含量70-95％之间，层内甲烷含量图形不较规则状态。
所述第三步中使用office—EXCEL办公软件绘制雷达图。
下面结合图1、表1、表2对本发明层内甲烷含量图形油气层录井解释方法的工作原理做进一步详细说明。实施过程包括如下步骤：
第一步 依据气测录井、常规录井资料划分油气显示解释层。
1.依据气测全烃、岩屑录井见油斑、荧光显示资料特征，按照油气显示解释层划分标准，划分出1、2、3共三个油气显示解释层。1:井段2235-2244m、2:井段2271-2278m、3:井段2298-2304m；
2.收集数据，计算烃组分相对百分含量；
3.依据资料整理规范，建立油气显示数据表表1。
第二步 依据油气层解释评价规律，进行油气显示解释层流体性质初步评价。
1.解释层1，全烃显示值如图1中4所示，达到6.720％；如图1中4、13所示，全烃显示厚度/储层厚度＝1，峰型饱满；如表1中1所示，烃组分分析齐全，甲烷相对含量65.05％；如图1中16所示，岩屑录井为油斑砂岩；录井资料显示呈油层特征，初步解释为油层；
2.解释层2，全烃显示值如图1中5所示，达到4.752％；如图1中5、14所示，全烃显示厚度/储层厚度＝0.83，峰型较饱满；如表1中2所示，组分分析齐全，甲烷相对含量69.23％；如图1中17所示，岩屑录井为油斑砂岩；如图1中4、13、5、14所示，解释层2全烃显示值低于解释层1全烃显示层可能是由于储层物性差异导致；综合分析录井资料显示呈油层特征，初步解释为油层；
3.解释层3，全烃显示值如图1中6所示，达到2.034％；如图1中6、15所示，全烃显示厚度/储层厚度＝0.80，峰型较饱满；如表1中3所示，组分分析齐全，甲烷相对含量66.25％；如图1中17所示，岩屑录井为荧光砂岩；如图1中5、14、6、15所示，解释层3全烃显示值明显低于解释层2，虽然录井资料显示呈油相特征，但岩屑显示变差，全烃峰型上高下低，初步解释为油水同层。
表1 解释层油气显示数据表
第三步 以油气显示层层内每一米甲烷相对含量、厚度为坐标绘制多边形；
1.收集油气显示解释层整米气测数据，建立数据表，表2；
2.解释层1：井段2235-2244m，层厚9m，绘制9边形雷达图，如图1中10所示；
3.解释层2：井段2271-2278m，层厚7m，绘制7边形雷达图，如图1中11所示；
4.解释层3：井段2298-2304m，层厚6m，绘制6边形雷达图，如图1中12所示；
表2 解释层整米气测数据表
第四步 依据绘制出多边形的形态进行油气显示层纵向流体性质变化分析；
1.解释层1：呈规则9边形，多边形边长基本一致，其层内甲烷相对含量变化范围≤3％，反映储层流体性质纵向无差异；
2.解释层2：呈较规则7边形，多边形边长较为一致，其层内甲烷相对含量变化范围≤5％，反映储层流体性质纵向存在一定的变化；
3.解释层3：呈不规则6边形：多边形边长不一致，其层内甲烷相对含量变化范围＞5％，储层流体性质纵向变化差异较大。
第五步 结合层内甲烷含量对变形的形态，对初步解释结果进行修正，确定最终的解释结论。
1、解释层1，常规油气层解释方法初步解释为油层，层内甲烷含量图形呈规则形态，反映储层流体性质均一，最终解释为油层；
2、解释层2，常规油气层解释方法初步解释为油层，层内甲烷含量图形呈较规则形态，反映储层流体性质纵向有所变化，顶部3m与下部4m差异不大，考虑油层试油含水小于20％的标准，最终解释为油水同层；
3、解释层3，常规油气层解释方法初步解释为油水同层，层内甲烷含量图形呈不规则形态，反映储层流体性质纵向存在明显差异，顶部2m与下部4m差异大，为油帽特征，最终解释为含油水层。
解释层试油情况：
1、解释层3：解释井段2298-2304m，解释结论为含油水层；试油井段2298.6-2301.6m，抽汲日产油1.75t，水3.50m3，含水率66.67％，产油量小于2000-3000m井段3t工业油流标准，试油结论为含油水层；与解释结论一致。
1、解释层2：解释井段2271-2278m，解释结论为油水同层；试油井段2271.2-2275.0m，抽汲日产油5.83t，水2.25m3，含水率27.85％，产油量大于2000-3000m井段3t工业油流标准，含水率大于20％，试油结论为油水同层；与解释结论一致。
2、解释层1：解释井段2235-2244m，解释结论为油层；试油井段2235.6-2242.8m，抽汲日产油16.52t，水0.40m3，含水率2.36％，产油量大于2000-3000m井段3t工业油流标准，含水率小于20％，试油结论为油层；与解释结论一致。
综上所述，本发明的内容并不局限在上述的实施例中，相同领域内的有识之士可以在本发明的技术指导思想之内可以轻易提出其他的实施例，但这种实施例都包括在本发明的范围之内。
Claims (2)
1.一种利用层内甲烷含量图形进行油气层录井解释评价方法，其特征在于，包括以下步骤：
第一步：依据气测录井、常规录井资料划分油气显示解释层；
1.以各油田油气显示层录井资料划分标准为依据，满足下列条件其一即可划分油气显示解释层：
(1)气测全烃显示值高于基值2倍；
(2)岩屑录井见荧光或荧光以上级别显示；
2.确定油气显示解释层井段，选取评价参数，参数内容：岩性，全烃，组分；组分参数包括：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)绝对含量；
3.计算烃总量(C1+C2+C3+iC4+nC4+iC5+nC5),计算各组分相对含量：某组分相对含量＝某组分/烃总量×100％；
4.建立油气显示数据表；
第二步：依据油气层解释评价规律，进行油气显示解释层流体性质初步评价；
1.根据地区油气显示规律，判断储层流体性质；
(1)气层：岩屑见荧光或无显示，全烃显示值10-100％，组分不齐全，甲烷相对含量≥95％；
(2)油气层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃显示值10-70％，组分齐全，甲烷相对含量85-95％之间；
(3)油层：岩屑见荧光、油迹、油斑、油浸显示，全烃显示值2-30％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间；
(4)水层，岩屑无显示，全烃显示值＜1％或无异常，组分不全，甲烷相对含量≥95％；
2.确定油气显示层气测全烃峰型的饱满程度，饱满程度判断标准如下：
(1)饱满：全烃显示厚度/自然电位曲线渗透层厚度≥1.0；
(2)较饱满：0.8≤全烃显示厚度/自然电位曲线渗透层厚度＜1.0；
(3)欠饱满：0.5≤全烃显示厚度/自然电位曲线渗透层厚度＜0.8；
(4)不饱满：全烃显示厚度/自然电位曲线渗透层厚度＜0.5；
3.依据地区油气显示规律、全烃峰型饱满程度，初步确定油气显示解释层解释结论：
(1)气层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型饱满，显示值10-100％，组分不齐全，甲烷相对含量≥95％；
(2)油气层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃峰型饱满，显示值10-70％，组分齐全，甲烷相对含量85-95％之间；
(3)油层：岩屑见荧光、油迹、油斑、油浸显示，全烃峰型饱满，显示值2-30％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间；
(4)气水同层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型较饱满—欠饱满，显示值10-30％，组分不齐全，甲烷相对含量≥95％；
(5)油水同层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃峰型较饱满—欠饱满，显示值2-15％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间；
(6)含气水层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型不饱满，显示值＜10％，组分不齐全，甲烷相对含量≥95％；
(7)含油水层：岩屑见荧光、油迹显示，全烃峰型不饱满，显示值＜2％，组分不齐全，甲烷相对含量70-95％之间；
(8)水层，岩屑无显示，全烃峰型不饱满或无异常，显示值＜1％，组分不全，甲烷相对含量≥95％；
第三步：以油气显示层层内每一米甲烷相对含量、厚度为坐标绘制多边形；
1.将划分出的油气显示层内每一米的甲烷相对含量数值汇总；
2.以油气显示层厚度为外围坐标，每一米甲烷相对含量为纵坐标，绘制雷达图；
3.根据油气显示层内实际甲烷相对含量数值调整纵坐标区间刻度，使其变化区间为20％；
第四步：依据绘制出多边形的形态进行油气显示层纵向流体性质变化分析；
1.规则多边形：多边形边长基本一致，其层内甲烷相对含量变化范围≤3％，反映储层流体性质纵向无差异，解释多为气层、油层；
2.较规则多边形：多边形边长较为一致，其层内甲烷相对含量变化范围＞3％≤5％，反映储层流体性质纵向存在一定的变化，解释多为油气层、气水同层、油水同层；
3.不规则多边形：多边形边长不一致，其层内甲烷相对含量变化范围＞5％，储层流体性质纵向变化差异较大，解释多为含气水层、含油水层；
第五步：结合层内甲烷含量相对变形的形态，对初步解释结果进行修正，确定最终的解释结论；
1.气层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型饱满，显示值10-100％，组分不齐全，甲烷相对含量≥95％，层内甲烷含量图形呈规则状态；
2.油气层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃峰型饱满，显示值10-70％，组分齐全，甲烷相对含量85-95％之间，层内甲烷含量图形呈较规则状态；
3.油层：岩屑见荧光、油迹、油斑、油浸显示，全烃峰型饱满，显示值2-30％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间，层内甲烷含量图形呈较规则状态；
4.气水同层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型较饱满—欠饱满，显示值10-30％，组分不齐全，甲烷相对含量≥95％，层内甲烷含量图形呈较规则状态；
5.油水同层：岩屑见荧光、油迹、油斑显示，全烃峰型较饱满—欠饱满，显示值2-15％，组分齐全，重组分(C2-nC5)含量15-70％，甲烷相对含量30-85％之间，层内甲烷含量图形呈较规则状态；
6.含气水层：岩屑见荧光或无显示，全烃峰型不饱满，显示值＜10％，组分不齐全，甲烷相对含量≥95％，层内甲烷含量图形较不规则状态；
7.含油水层：岩屑见荧光、油迹显示，全烃峰型不饱满，显示值＜2％，组分不齐全，甲烷相对含量70-95％之间，层内甲烷含量图形较不规则状态。
2.根据权利要求1所述的利用层内甲烷含量图形进行油气层录井解释评价方法，其特征在于，所述第三步中使用office—EXCEL办公软件绘制雷达图。
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