天然气储层的识别方法.doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流天然气储层的识别方法.精品文档.天然气储层的识别方法1 空间模量差比值法物理基础：岩石含气后，其空间模量将大大降低。空间模量差比值的定义为：0，气层； = 0，非气层。2 密度中子包络线法识别气层物理基础：气层具有低密度和低中子的特征。原理：将密度与中子以相反的方向进行刻度，中子向右减小，密度向右增大，这样，对应于气层，则出现密度左偏，中子右偏，但都是读值减小的情况，测井曲线上表现为密度向右包络中子的图形。如果定义由密度向中子的包络为正包络，则容易看出，在正包络区为气层，如下图：3 孔隙度重叠法 物理基础：气层具有声波孔隙度变大和中子孔隙度变

2、小的特征。实现步骤： 首先确定本井段的声波时差的极差，即计算本井段声波时差最大值和最小值的差DT： 计算声波孔隙度和中子孔隙度，确定其相对关系： 气层 气层或气水层 水层 干层 ，以 为零线。 0，气层，在零线右侧； 0，水层，在零线附近； 0，干层，在零线左侧或左右摆动。4 密度中子交会图法原理：利用气层与非气层在测井曲线上值的大小不同进行交会，找出气层的测井响应范围，进而达到识别气层的目的。将储层处的中子和密度测井值进行交会，会发现气层交会点和非气层交会点有一较明显的界线，因此，可以直接利用中子和密度测井值识别气层。5 三孔隙度差值法和三孔隙度比值法物理基础：天然气的密度大大低于油和水的密

3、度，因此天然气层的密度测井值低于地层完全含水时的地层密度；天然气的含烃指数远低于1，并在天然气层常存在“挖掘效应”，因此天然气层中子测井值比它完全含水时偏低；地层含气后，岩石纵波时差增大，甚至出现“周波跳跃”，因此天然气层的纵波时差高于其完全含水时的纵波时差。由泥质砂岩体积模型有：视密度孔隙度；：视中子孔隙度；：视声波孔隙度，气层；，非气层。6 四孔隙度比值法 令，当 0，气层；否则为非气层。7 孔隙度背景值法孔隙度背景值是指岩石孔隙完全含水时的视孔隙度，即：中子孔隙度， ：密度孔隙度，：声波孔隙度 ， ， ，指示为气层。8 视水层中子孔隙度测井值法原理：读取井眼条件较好的水层段的密度、中子测

4、井值，建立起中子密度测井值之间的函数关系，即。利用此函数关系在全井段计算出一条中子孔隙度曲线（视水层中子孔隙度曲线），将该中子孔隙度曲线与实际测量的中子孔隙度曲线重叠，当目的层段实际测量中子孔隙度测井值小于视水层中子孔隙度测井值时，显示为气层，当二者相差不大，则为水层。9 合成纵波时差物理基础：气层的含氢指数小于水，其中子孔隙度变小。威利公式是利用声波测井值计算储层的孔隙度，表达式如下：纵波时差测量值，：流体声波时差值，：密度孔隙度，：岩石骨架声波时差值。将上式中的密度孔隙度换成利用中子测井值计算的孔隙度，得到纵波时差为合成纵波时差，为中子孔隙度，表达式如下：，气层；，非气层。10 声波时差与

5、合成纵波时差的差值法原理：利用纵波时差与合成纵波时差的差值识别气层。威利的线性时间平均公式（纵波时差）：合成纵波时差公式：中子孔隙度， ：声波孔隙度。两式相减得：DM 0，气层；DM 0，非气层。11 声波与电磁波测井法原理：气层声波孔隙度大于有效孔隙度，而气层电磁波孔隙度小于有效孔隙度，两者均与含气饱和度有关，根据二者的关系可以识别气层。声波孔隙度为：地层声波孔隙度；：骨架纵波时差；：水的纵波时差。电磁波孔隙度为：地层电磁波孔隙度；：地层电磁波传播时间；：骨架电磁波传播时间；：水的电磁波传播时间。 ，指示为气层。12 斜率法原理：密度、声波时差与中子交会能识别气层，如图：D，T分别是岩石滑架

6、点与100含水饱和度点的连线，即含水纯砂岩线。当地层中完全含水时，、与交会的任意一交点都应落在这条线上。D,T分别时、与交会图的斜率，公式如下：从上式可知D，T的大小与岩性及储层中所含流体性质有关。当地层岩性确定后，地层密度的大小与地层中流体的性质有关。当地层含气时，减小、减小、增大，斜率D,T均减小。为了提高识别气层的灵敏度，减少岩性影响，用PDRT作为识别气层的基本指示参数：PDRT 0 , 气层；PDRT 0 , 非气层。13 流体声阻抗比值法原理：采用地层孔隙内饱和水时的声阻抗与饱和流体时的声阻抗之比来识别气层。：骨架声波时差值； ：流体声波时差值；：骨架密度值； ：总有效孔隙度值。流

7、体声阻抗，令Z 0，气层或轻质油层；Z 0，水层；Z 0，泥岩。14 声阻抗与声速重叠法原理：利用声阻抗与声速重叠识别气层。地层的声阻抗与岩石骨架成分、孔隙大小及流体性质有关，表达式如下：流体密度；：流体时差；：声阻抗。上式变为：气层：密度（）减小，时差（）增大，声阻抗（）减小。水层：密度（）增大，时差（）减小，声阻抗（）增大。将声阻抗（）与声速（）重叠，可以识别气层。15 视流体识别指标法原理：利用气层在密度测井和声波测井曲线上的不同响应特征来识别气层。 根据密度测井和声波测井求取视流体密度（）和视流体时差（）：地层骨架密度；：地层骨架声波时差；：地层总孔隙度。 计算地层视流体识别指标（PF

8、）：地层流体声波时差值；：地层流体密度值。当地层含气时，声波时差增大，密度降低，则PF 0；当地层含水时， ， ，则PF 0；当地层不含流体时，则PF 0。16 地层含气指标法原理：利用声波、中子和密度测井进行气层识别。计算公式如下：当地层含气时，降低、降低、升高，则 0。 说明：该方法是基于气层的“挖掘效应”的。因此，当气层“挖掘效应”明显时，该方法识别气层效果很好，但当“挖掘效应”不明显时，其识别结果就不理想，常常会误判或漏判气层。而且由于公式中要用如流体参数和骨架参数，所以这两种参数值的大小也会影响到该方法的识别结果。17 利用偶极横波资料识别气层DSI偶极横波成像仪把新一代的偶极技术与

9、最新发展的单极技术结合在一起，从而提供了当今测量地层纵波、横波和斯通利波的最好方法，偶极横波成像仪克服了常规声波测井仪在软地层中不能测取横波的缺点，它在软地层中能像在硬地层中一样，测取地层的横波。DSI仪具有8个阵列接收器、一个单极发射器和两个偶极发射器。接收器阵列对传播波场可进行广泛的空间采样，以便进行全波列分析。发射器和接收器阵列的排列可使我们测量到较深传播深度的声波信息。通过对全波的处理计算，可以提取大量的岩石机械特性参数，如泊松比（）、剪切模量（）、杨氏模量（）、纵横波速度比（）等动态弹性系数。根据波动弹性理论，地层中纵横波速度可以用下式表示：岩石体积弹性模量；：岩石切变模量；：岩石体

10、积密度。由上式知，纵横波速度大小是岩石弹性模量和密度决定的。地层密度表示成： 纵横波速度比识别气层当地层含气时，地层密度变小，体积弹性模量变小很多，而地层切变模量几乎不变，这样引起纵波速度减小很大；而横波速度稍许增大，使得地层纵横波速度比减小很多。理论分析及实验结果均表明，纵波速度随含气饱和度增加而减小，而横波速度随含气饱和度增加而有增大的趋势，因此在含气地层中纵、横波速度比要比饱和水地层小的多。纵、横波速度比变小指示为气层。 横纵波转换法识别气层建立纵横波时差在3种含气饱和度情况下的交会图，如下图：根据图建立0、20、80三种含气饱和度的横纵波的转换模型：横波时差；、分别为0、20、80这三

11、种含气饱和度情况下的纵波时差，。不同含气饱和度的纵波时差与完全含水情况下的纵波时差有明显差异，只要确定出不同含气饱和度理论纵波时差，根据实际纵波时差与它们的差异大小就可以进行储层含气性识别。理论纵波时差与实际纵波时差的差异识别气层。 实测偶极横波计算横波交会图法识别气层利用纵波时差资料，通过下式可以计算得到横波时差：为时差，角标c、s分别表示纵波和横波，ma、f分别表示骨架和流体（水）。理论横波时差与实际横波时差的差异识别气层： ，气层； ，非气层。 泊松比和压缩系数识别气层泊松比在高孔隙度盐水饱和的砂岩中具有较高的值,在高孔隙度油气饱和的砂岩中具有异常低值。利用偶极横波资料提取出的地层纵横波

12、时差计算得到压缩系数、泊松比，地层含气将引起弹性力学参数发生变化，泊松比降低、压缩系数升高。泊松比降低、压缩系数升高指示为气层。18 碳氧比测井资料识别气层 FCC（俘获碳计数率）与CI（俘获伽马射线总计数与非弹性散射伽马射线总计数之比）重叠法。当地层中存在减速能力强的物质时，FCC与CI的值都会降低。气层含氢量高，FCC与CI均为高值；油和水含氢量低，FCC与CI均为低值。 SOC（碳氧比含油饱和度）与SO(原静态含油饱和度)重叠：SOC SO，气层；SOC SO，油层；SOC SO，水层。19 核磁共振测井识别气层核磁共振测井是一种研究包含在流体(水、油和天然气)中氢的天然含量和赋存状态的

13、一种测井方法。对天然气的识别应综合利用纵向弛豫时间T1、横向弛豫时间T2和扩散系数D等多种参数。水和油气的T1差别大，而石油和天然气T1接近但T2却有明显差别，天然气T2值小。根据油和气T2的差别可以识别天然气。油、气、水具有不同的扩散系数，在梯度磁场中对T2时间及其分布的影响程度不同。增加回波间隔TE（双间隔时间），将导致T2减小，气有最大的扩散系数D，T2减小最明显；而重质油有最小的扩散系数D，T2减小最不明显。 若采用不同TE测井，对比其T2分布变化的程度将能区分油、气、水的存在，达到识别气层的目的。其中差谱法、移谱法能有效识别气层。20 脉冲中子衰减识别气层PND测井采用独特的双脉冲发

14、射方式，可同时测量快中子与地层发生非弹性散射产生的伽马射线（NEAR）和热中子被俘获产生的伽马射线(FAR)，并可同时得到中子孔隙度和密度孔隙度。利用远近探测器计数率NEAR和FAR曲线进行气层识别：在气层，非弹性散射伽马的计数NEAR要比油水层时低得多，而俘获总计数FAR不会有大幅度的降低。将NEAR和FAR以适当比例在泥岩段重合，二者的幅值及其幅度差能很好地指示油气水层。21 岩性密度测井识别气层岩性密度测井同时测量两个地层参数：岩性测井是测量地层的光电吸收截面指数，密度测井是测量地层流体密度。通过测井数据计算机处理，获得视骨架体积光电吸收指数和视骨架体积密度。气层的视骨架体积光电吸收指数

15、小于骨架体积光电吸收指数，视骨架密度小于骨架体积密度。两者均与有效孔隙度和含气饱和度有关。说明：当钻井泥浆中加入重晶石时，测井Pe值会受到影响，该方法就不适用了。22 热中子衰减时间测井识别气层热中子衰减时间测井是测量地层热中子衰减时间，通过测井数据处理获得地层热中子俘获截面。该方法的一大优点是可以用于寻找套管井地层的天然气。岩石孔隙中的天然气引起的热中子俘获截面减小，热中子衰减时间测井找气的方法是：用测量的地层热中子俘获截面同合成的水层热中子俘获截面作比较。当测量的地层热中子俘获截面小于合成的水层热中子俘获截面时，直接显示是气层。在泥质气层中，气层热中子俘获截面同样地小于水层热中子俘获截面。

16、23 时间推移测井识别气层所有的测井方法都可以进行时间推移测井。井壁周围气层的含气饱和度随时间而变化，是获得时间推移测井信息找气的基本条件。在不同时间内使用同一种测井仪器探测气层冲洗带含气饱和度的变化，当测井曲线出现差异时，指示是天然气；当测井曲线没有差异时，指示是非天然气层。24 压力梯度识别气层应用重复式地层测试器测量地层的孔隙流体流动压力，通过测井数据处理，获得地层压力，用于确定气藏气水界面深度。地层压力梯度等于地层压力除以井的垂直深度。根据地层压力梯度可以确定地层孔隙流体密度。由于天然气密度小于地层水密度，当地层孔隙流体密度小于油层或水层孔隙流体密度时，直观显示是气层。实践证明，压力梯度找气新技术是勘探天然气藏的有效方法，特别是对发现粒间孔隙天然气藏的成功率更高。压力梯度找气新技术不受岩性影响，可以消除识别天然气的多解性。