天然气水合物的测井评价方法综述

天然气水合物的测井评价方法综述
赵军;武延亮;周灿灿;及成林;韩能润
【摘要】地球物理测井作为一种重要的资源评价方法,在天然气水合物储层准确识别和精细定量评价中发挥着重要作用,并且随着以勘探天然气水合物为目的的钻井增多,日益受到重视.基于国内外地球物理测井技术在天然气水合物勘探中的应用,综述各种定性识别和定量评价天然气水合物储层的地球物理测井方法和技术,对地球物理测井方法进行全面了解和研究,有助于未来逐步探明天然气水合物的赋存情况,为今后对其进行合理开发打下基础,进而为国家建设提供充足的能源支撑.着重介绍了不同地球物理测井技术在天然气水合物储层定性识别和定量评价中的应用,并分析储层评价过程中的难点,展望今后的研究方向、思路和应用前景.
【期刊名称】《测井技术》
【年(卷),期】2016(040)004
【总页数】7页(P392-398)
【关键词】测井评价;天然气水合物;地球物理测井;测井响应;储层识别;综述
【作者】赵军;武延亮;周灿灿;及成林;韩能润
【作者单位】西南石油大学地球科学与技术学院,四川成都610500;西南石油大学地球科学与技术学院,四川成都610500;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油集团测井有限公司长庆事业部,陕西西安710220;中国石油西部钻探工程有限公司测井公司,新疆库尔勒841000
【正文语种】中文
【中图分类】P631.8
0 引言
天然气水合物分布于深海沉积物或陆域的永久冻土中,在合适的温度(低于300 K)、压力(大于6 MPa)、气体饱和度、水的盐度和pH值等条件下由轻烃、二氧化碳以及硫化物等小分子与水相互作用形成类冰的、非化学计量的笼形固体结晶化合物。

自然界中存在的天然气水合物的主要成分是甲烷(>90%),所以又常称天然气水合物为甲烷水合物[1]。

对天然气水合物资源量的研究早在20世纪60年代就已经开始,由于评价方法不同及评价参数差异大,不同的学者估算得到的资源量值相差几个数量级[2]。

目前天然气水合物中甲烷储量的计算已趋理性,仍然需要高分辨率的测量手段。

地球物理测井方法能够在原位地层压力和温度条件下测量地层物理特性,在天然气水合物探测和储量评价中是其他勘探方法所不能替代的[3]。

通过对国内外天然气水合物地球物理测井响应的特征以及现有测井评价方法的了解和研究,对于加快中国天然气水合物勘探与开发具有重要的促进作用。

1 天然气水合物的岩石物理实验
水合物的岩石物理实验模型是建立在其在孔隙中赋存模式的基础上,根据不同赋存状态建立水合物实验研究的岩石物理模型。

孔隙中不同的天然气水合物赋存模式对储层的物理平衡具有深远的影响,Ecker C、Helgerud等以及王祝文、李舟波等先后对水合物的赋存模式进行研究分类。

Xu等[4]在前人研究的基础之上提出了较为全面的6种水合物赋存模型:①水合物分布于颗粒的交接处,起胶结作用;②水合物包裹岩石骨架颗粒;③水合物生长在骨架的内部,与颗粒共同承担着围压;④水合物占据较大的岩石粒间孔隙;⑤水合物像冰层一样分布于冻土的岩石骨架之中,呈包裹体结构;⑥水合物呈结核状分布,或充填在裂缝当中(见图1)。

李景叶等根据天然气水合物
在储层中的赋存状态不同建立了4种不同岩石物理模型分析水合物,并给出了相应
模型的弹性力学参数计算方法。

图1 天然气水合物在地层中的分布模式
国外学者在模拟海相沉积物中甲烷水合物的形成时介绍了一种先进的计算模型(无
网格基于粒子的模型),用来模拟孔隙级的流体流动、热量和物质传送,以及水合物的形成。

基于此模型,能够预测水合物形成过程中孔隙空间分布及渗透率的变化。

以
无网格为基础的水合物形成模型,包括宏观和介观2种模型。

宏观模型提供了系统
级水平的形成过程,而介观模型提供了水合物内或沉积物表面的物理化学反应信息。

2 天然气水合物的测井响应特征及定性识别
常温常压条件下,天然气水合物不稳定。

地球物理测井评价方法,尤其是随钻测井评
价方法具有直接测量原位状态下的天然气水合物储层的物理性质的优势,相对于取
心测量既有经济性和连续性等特点,又充分显示了地球物理测井在天然气水合物勘探、评价和生产工作中的特殊优势。

2.1 天然气水合物储层测井响应特征
天然气水合物的地球物理性质与地层中的岩石骨架、油层、气层和水层在很多物理性质上存在较大差异,这些差异必然在测井曲线上有其特殊的反映。

综合深海钻探
计划、大洋钻探计划和永久冻土带天然气水合物产出地的常规测井数据的分析结果,根据其物理特征与对测井结果的影响方式,通过总结前人研究成果,得到天然气水合
物储层的地球物理测井响应特征[3,5-9](见表1)。

2.2 天然气水合物储层测井定性识别
Collett等[10]在阿拉斯加北坡普拉德霍湾和库帕勒克河地区利用测井曲线确定水
合物存在的过程中,总结出利用测井评价技术鉴别天然气水合物层段的4个条件:①较高的电阻率值(大约是水电阻率值的50倍以上);②声波传播时间短(大约比水低131 s/m);③在钻进过程中有明显的气体排放(气体的体积浓度为50‰～
100‰);④测井解释出的天然气水合物储层至少要存在于有2口或多口钻井的地区(仅在布井密度高的地区)。

由于天然气水合物的物理性质与储层骨架以及油气不同,因此,天然气水合物层段无
论是在常规测井曲线上有明显的特征(低自然伽马、井径扩大、高电阻率、低密度、高中子孔隙度以及低声波时差等),还是在电成像测井(显示高亮)和核磁共振孔隙度
测井(总孔隙度明显减小)等,都有较为明显的显示。

根据上述测井响应特征(见表1)
定性识别天然气水合物是判断天然气水合物储层的重要依据。

表1 天然气水合物储层的测井响应特征各种方法测井响应特征井径测井钻井过程
中天然气水合物层段的温度和压力条件被改变,会造成天然气水合物分解,从而引发
井壁坍塌,表现为井径扩大自然电位测井钻头钻进引起天然气水合物分解,造成该井段钻井液离子浓度和活度下降,上下围岩层中相对较高活度地层水向该井段扩散(氯离子的扩散速度比钠离子的扩散速度大),最终使得天然气水合物赋存层段的钻井液中负电荷数增加,因而呈现负的电位异常自然伽马测井含天然气水合物的储层
段的自然伽马曲线表现为突然减小的特征声波测井天然气水合物的纵波时差约
为80μs/ft*,与石英的纵波时差(55μs/ft)也有很大差别,明显小于水的纵波时差(190μs/ft,与盐度、温度和压力有关)和天然气的纵波时差(超过200μs/ft,取决于气体密度等因素)密度测井含天然气水合物层位的密度(约0.91g/cm3)曲线与非储层
相比明显降低,与完全饱和水(1g/cm3)的层段相比略显低值 ,与天然气(0.1～
0.2g/cm3)差别较大中子孔隙度测井中子孔隙度测井在天然气水合物层段响应值略高 (相对于同等状态下的水层大约高出6%～7%)电阻率(电导率)测井天然气水
合物具有不导电的特性,对于双感应测井,天然气水合物层位在深浅电阻率测井曲线
上呈现出急剧增高的箱状。

如果钻井过程中天然气水合物被分解,则深、浅电
阻率曲线测量值能够产生足够的差异而分开钻井速率天然气水合物储层中由于胶结属性的影响,使得钻井速率相对较低钻井液录井钻头的钻进会破坏水合物稳定
存在的条件,天然气水合物分解时释放出大量甲烷到钻井液中,钻井液录井相应井段
将有大量的自由甲烷气体显示电成像测井天然气水合物有较高的电阻率,储层的电阻率因此增高,对应FMI图像上的高亮度带核磁共振测井天然气水合物层段在核磁共振总孔隙度曲线上显示明显的低值偶极声波测井含天然气水合物地层的纵波和横波速度都会增加,一般会表现为均匀各向同性介电测井冰和水合物的
介电常数有显著差异(在273K条件下,冰的介电常数为94,水合物为58)。

介电测井成为在永冻层识别水合物的一种可行方法γ射线测井形成水合物过程中的水为纯水,因此,水合物层段的API值会比相邻层段的明显增大电磁波测井EPT具有较
高的垂向分辨率,相对含水层具有较短的电磁波传播时间
*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同
3 天然气水合物储层定量测井评价
定量评价天然气水合物的地球物理测井方法基本延用常规油气藏测井评价理论与方法。

水合物测井评价包括水合物的分布形态、地层孔隙、水合物饱和、水合物的资源潜力等,同时也涉及到储层渗透性的评价,总体上,储层孔隙度和饱和度仍是测井评价的重点。

对天然水合物储层的评价基本围绕结合Collett的多组分模型(将天然气水合物储层的多组分体积模型归纳为如图2所示的4类,同时与常规油气评价储层
多组分体积模型进行对比,Sh是天然气水合物饱和度)[11]。

图2 常规油气评价与天然气水合物储层评价的多组分体积模型
3.1 天然气水合物孔隙度评价
储层孔隙度的准确性直接影响天然气水合物储层和天然气储量的正确评价,也是天
然气水合物储层最难计算的参数之一。

孔隙度常用的评价方法是密度测井评价方法、中子测井评价方法和核磁共振测井评价方法,声波和电阻率测井曲线特征明显,也可
用来评价天然气水合物储层的孔隙度。

利用2种和2种以上测井资料综合求取天
然气水合物储层孔隙度也有了新的应用。

依据岩石物理体积模型的加权平均方法,
结合不同测井方法的原理,总结前人研究的成果,可以得到各种不同测井评价方法的孔隙度计算模型[3,6-8,12](见表2)。

表2中,Rt、Rw分别为地层和孔隙中水的电阻率;φ为地层孔隙度;a、m为经验参数;Rr为在参照温度Tr( ℃)时给定盐度下水的电阻率;Δtpma、Δtpf分别为岩石骨架以及孔隙中流体的纵波时差;ρb、ρf、ρma分别为地层、地层流体和地层岩石骨架密度;ρh为天然气水合物的密度;Sh为天然气水合物的饱和度;ρsh为泥质的密度;Vsh为泥质含量;ρi为冰的密度;φf、φh、φma、φNsh分别为地层流体、天然气水合物、岩石骨架和泥质的中子响应;φi为孔隙中冰的响应;φDC、φNC分别为用泥质含量修正后的密度测井孔隙度、中子测井孔隙度;φDsh、φNsh为密度测井及中子测井中泥质的等价孔隙度;vw、vh和vma分别为孔隙水、水合物和岩石骨架的声波纵波速度,m/s;vp为由声波测井得到的水合物储层的纵波速度,m/s。

表2 天然气水合物孔隙度评价方法及计算公式评价方法孔隙度计算公式岩心分析岩心分析孔隙度实际代表了100%含水沉积物中总含水量占岩石总体积的比例,包括层间水、束缚水和自由水。

大多数孔隙度测井测量的是沉积物中总含水量的多少,因此岩心和测井得到的孔隙度应当具有一致性电阻率测井RtRw=aϕ-m,其中Rw 由Arps公式Rw=Rr(Tr+21.5)T+21.5(T单位为℃)声波测井声波时差双组分校正时间平均公式ϕ=Δt-ΔtpmaΔtpf-Δtpma1Cp密度测井D类储层ρb=ρfϕ(1-Sh)+ρhϕSh+ρma(1-ϕ)A类储层ρb=ρfϕ(1-Sh)+ρhϕSh+ρma(1-ϕ-
Vsh)+ρshVshB类储层ρb=ρiϕ(1-Sh)+ρhϕSh+ρma(1-ϕ-Vsh)+ρshVsh中子测井A类储层ϕN=ϕfϕ(1-Sh)+ϕhϕSh+ϕma(1-ϕ-Vsh)+ϕNshVshB类储层
ϕN=ϕiϕ(1-Sh)+ϕhϕSh+ϕma(1-ϕ-Vsh)+ϕNshVshD类储层ϕN=ϕfϕ(1-
Sh)+ϕhϕSh+ϕma(1-ϕ)核磁共振测井ϕ=ϕD+λhϕNMR1-λh,其中λh=ρf-
ρhρma-ρf,ϕD=ρma-ρbρma-ρf密度—中子交会法ϕ=ϕDC+ϕNC2或
ϕ=ϕ2DC+ϕ2NC2,其中ϕDC=ϕD-VshϕDshϕNC=ϕN-VshϕNsh{声波和密度结
合修正的Wood方程1ρbv2p=ϕ(1-Sh)ρwv2w+ϕShρhv2h+1-ϕρmav2ma 3.2 天然气水合物饱和度评价
天然气水合物饱和度Sh是天然气水合物评价过程中非常重要的一个参数。

饱和度的评价方法除常用的电阻率和声波测井外,还有核磁共振测井和电磁波测井。

其中,密度-核磁共振联合解释DMR(Density-Magnetic Resonance)方法所获得的水合物饱和度通常被假定为准确的饱和度并对其他测井评价结果进行校正。

不过对于薄的天然气水合物层,由于电磁波测井具有较高的分辨率,其所获得的饱和度估算结果甚至可以比NMR测井更为准确。

评价时应当特别注意天然气水合物物性与水、天然气的不同之处和相似之处,根据实际的地层条件选用不同的地层模型计算饱和度[7-8,12-18](见表3)。

表3中,Sw为含水饱和度;
R0为100%含水时表3 天然气水合物饱和度评价方法及计算公式评价方法饱和度计算公式电阻率测井Sh=1-Sw其中Sw=aRwϕmRt()1/n,快速查看法
Sw=R0Rt()1/n声波测井简化三相B-Type方程
vp=(K+4G/3)ρb[]1/2vs=(G/ρb)1/2{, K=Kma(1-βP)+β2PKav; G=Gma(1-
βS)1Kav=(βP-
ϕ)Kma+ϕwKw+ϕhKhβP=ϕas(1+α)(1+αϕas)βS=ϕas(1+γα)(1+γαϕas)经验公式Sh=vp/vs-awΔts-bw(vp/vs)Sh=100%-aw(Δts)Sh=100%-bw中子伽马能谱碳氧比方法A、B、D类储层C/O=Aα(1-ϕ)+βϕSh+Cbγ(1-ϕ)+δϕ(1-
Sh)+μϕSh+ObC类储层C/O=Aα(1-ϕ)+χϕ(1-Sh)+βϕSh+Cbγ(1-ϕ)+δϕ(1-Sh)+μϕSh+Ob孔隙水氯离子浓度根据孔隙水中的氯离子异常,Sw=1ρh1-cCl,pwcCl,sw()DMR方法Sh=(ϕ-ϕNMR)/ϕ介电测井A、D类储层ρ=(1-
ϕ)ρma+ϕShρh+ϕ(1-Sh)ρwεr=(1-ϕ)εrma+ϕShεrh+ϕ(1-Sh)εrwC类储层
ρ=(1-ϕ)ρma+ϕShρh+ϕSwc(1-Vsh)ρw+ϕSwcVshρcεr=(1-
ϕ)εrma+ϕShεrh+ϕSwc(1-Vsh)εrw+ ϕSwcVshεrc1=Sh+Swcα=LN-
LFLtpl=ϕSwtpw+ϕShtph+(1-ϕ)tpmaεr=C2t2pl-α22978.5f2()σ=αtpl5458
地层电阻率;Rt为含天然气水合物的地层真电阻率;n为经验系数;α为固结参
数,γ=(1+2α)/(1+α);φh=φSh;φas=φw+εφh;φw=φ(1-Sh);ε推荐取0.12;Kma、Kw和Kh分别为骨架基质、水和水合物的体积模量,MPa;Gma为骨架基质的剪切模量,MPa;可以通过Hill提出的平均方程得出;vp/vs为纵波与横波波速比;Δts为横波时差;aw、bw为常数。

C/O为碳氧比值;A为碳和氧元素相对非弹性中子界面决定的常数,大多数地层中取0.75;μ为结构Ⅰ型甲烷水合物中氧的丰度;α、β为骨架、地层孔隙中碳原子丰度;γ、δ为骨架、地层孔隙中氧原子丰度;χ为孔隙中天然气中碳原子丰度;ρh为纯天然气水合物的密度,约为0.91 g/cm3;cCl,pw为实测孔隙水
中氯离子的浓度;cCl,sw为正常孔隙水中氯离子的浓度;LN和LF为2个接收天线的信号电平;L为2个接收天线的距离;tpw、tph、tpma分别为电磁波在水、天然气
水合物和岩石骨架中的时差;εr为相对介电常数;σ为电导率,S/m;C为光在真空中的传播速度,0.3 m/ns;f为正弦仪器频率,EPT为11 GHz;ρma、ρh、ρw、ρc分别为岩石骨架、天然气水合物、水和黏土的密度;εrma、εrh、εrw、εrc分别为岩石的
骨架、天然气水合物、水和黏土的相对介电常数;Swc为黏土骨架和水的饱和度之和。

3.3 天然气水合物储层的渗透率估算
含天然气水合物地层渗透率的确定方法存在一定的局限性,测量误差比较大,测量技
术需要进一步提高。

测量原位状态下与天然气水合物地层渗透率相关的参数是关键技术,也是天然气水合物研究的热点之一。

含天然气水合物渗透率的计算模型主要
依赖于孔隙度和饱和度,其中与孔隙度相关渗透率计算模型是SDR模型,与饱和度相关的渗透率计算模型有平行毛细管模型、Kozeny颗粒模型以及Masuda下降模型。

SDR模型是石油工业中广泛使用、接受的渗透率计算模型[19-20]。

该模型是在Kozeny模型的基础上,结合核磁共振测量,由Kleinberg等[20]提出。

渗透率的计算关系式为
(1)
式中,φNMR为核磁共振测井孔隙度;T2LM为T2的对数平均值为与岩性相关的常数。

含天然气水合物地层中的相对渗透率为[21]
(2)
式中,K(Sh)天然气水合物饱和度为Sh时的渗透率;K0为不含天然气水合物储层的渗透率。

平行毛细管模型由Kleinberg等[20]在模拟多孔介质时提出,假设模型是由相同半径的一束平行毛细管组成。

当水合物占据毛孔时,附着在毛细管壁上,使得孔隙度和毛细管半径降低。

(3)
式中,K为含水合物地层的绝对渗透率;Sh为地层的天然气水合物饱和度。

Kleinberg等在分析含水合物地层渗透率时认为多孔介质中孔隙空间是不规则的,流动路径不是一条直线。

因此,提出了针对水合物地层的Kozeny颗粒模型。

当水合物占据毛孔时,曲折度发生变化。

(4)
式中,指数n取15,0<Sh<0.8[22];Sh>0.8,水的相对渗透率相当小,n的增加只有轻
微的影响。

Masuda下降模型是平行毛细管模型和Kozeny颗粒模型的扩展。

在这个模型中,含水合物地层的相对渗透率随水合物饱和度的增加以指数形式下降。

影响水合物地层渗透率反映在指数上。

随着影响地层渗透率因素的增加,指数也增加[23-25]。

地层相对渗透率为
(5)
式中,N为渗透率下降指数,在2～15之间变化[26]。

4 天然气水合物储层评价的难点及前景展望
4.1 天然气水合物储层评价的难点
天然气水合物储层评价的难点包括4个方面。

①对于固结不好的天然气水合物储层,井壁不稳定并存在较深的侵入,使得测井曲线质量很差。

测井曲线能识别天然气水合物储层,但可能得到不同的解释结论,因此,获取原位状态下准确的测井响应最好选用随钻测井,以减少随时间变化引起的储层性质改变。

②某些非天然气水合物组分的性质和天然气水合物储层类似,或者由于采集时某些偶然因素的影响,使单条测井曲线难以实现对天然气水合物的识别,所以在实际工作中应视具体情况选用多种测井方法并结合其他的方法来判识天然气水合物储层。

③天然气水合物储层所含组分复杂,为避免多解性,确定储层温压条件及地层孔隙中的组分,根据不同地层模型选用合适的测井方法及评价方法就很重要。

定量求解地层孔隙度及天然气水合物饱和度通常要进行相应校正,并采用联合求解的方法,从而获取准确的地球物理参数。

④对于同一个深度点,常规测井资料只能提供1个测量数据,不能反映天然气水合物空间分布特征;随钻测井和电缆测井井眼之间存在横向非均质性,导致随钻测井数据和电缆测井数据之间存在一定的深度差异,难以对电缆测井数据和深侧向纽扣电极方位电阻率数据进行定量对比。

4.2 天然气水合物将是21世纪最具潜力的新能源
随着石油、煤等传统型能源的日益枯竭,人们对环保型能源需求不断加大,天然气水合物作为一种清洁、高效、绿色、储量巨大的潜在替代新型能源越来越受到世界各国的高度重视,各国纷纷开展了国家层面的天然气水合物资源调查、勘探并制定了开发研究计划,在石油工业中发挥巨大作用的测井技术必然在天然气水合物勘探中占有一席之地[2-3]。

各国科学家对天然气水合物资源量的估算值差别很大,一致地认为其资源总量约为(18～21)×1016 m3。

中国具有可形成天然气水合物天然条件的地区辽阔,其储量巨大。

据中国科学院戴金星院士估计全国天然气水合物总资源量不少于100×1012 m3。

天然气水合物必将替代煤和石油成为21世纪能源,或者说天然气水合物是未来能源[27]。

4.3 天然气水合物未来研究的方向及思路
天然气水合物有巨大的能源前景,随着当今科学技术的高度发展,开发天然气水合物已成为一种必然趋势。

预测今后的发展趋势将是地质学、地球物理和地球化学等多种学科相互结合,进一步认清天然气水合物形成的控制因素及其分布规律,较准确地估算其资源量,减少天然气水合物分解和开采带来的地质灾害和环境效应,最终合理开发利用这一潜在的巨大资源。

另外,水合物储层是一个比常规油气地层更为复杂的系统,能否准确识别复杂水合物储层并对其进行精细定量评价是当前及今后天然气水合物勘探技术研究的重点,也是水合物开发利用和环境影响评价的基础。

目前对复杂水合物储层的测井评价技术研究还较少,尤其是非孔隙填充型泥质水合物储层和夹层交界附近的测井研究,还需进一步针对具体储层研究适用的岩石物理模型和评价方法。

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