油气层识别及评价方法
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一、天然气层测井识别的岩石物理基础
天然气与原油、地层水的物理性质差异主要体现在其密度及 含氢指数上，扩散性（包括弛豫时间T1/T2)及压缩性的差异
也是利用测井资料识别气层的基本依据。
1、天然气的密度
单位体积天然气的质量，用符号ρg表示 ，单位为g/cm3 。天然气的密度与 温度、压力有关，地层条件下天然气的密度可由气体的状态方程求出（油 层物理相关内容）。
-1 1
自然伽马(API)
150
补偿密度(g/cm3)
2
浅侧向(欧姆米)
10000 1
合成纵横波速度比
2
深度 井径(英寸) 14 (m) 4 自然伽马(API)
4960
1
4970
天东30井石炭系：气层
补偿声波(us/ft)
90 120 2.5 40
4990
横波时差(us/ft)
70 3 20
深侧向(欧姆米)
( M 水－M ) M
DAM
当DAM>0时，指示为气层。否则为干层、油层或水层。
4950
4、空间模量差比法
补偿声波(us/ft)
90 40
深度 (m)
井径(英寸)
4 0 14
横波时差(us/ft)
120 2.5 70 3 2
深侧向(欧姆米)
10000 1
纵横波速度比
2
解释 结论 空间模量差比值
10000 1
纵横波速度比
2
解释 结论 空间模量差比值
-1 1
4850
0
补偿密度(g/cm3)
20
浅侧向(欧姆米)
10000 1
合成纵横波速度比
2
150
4860
1
4870
梁7井石炭系：水层
4880
5、核磁共振测井差谱法*
基本原理：
天然气、水的极化 时间差异；
长、短极化时间。
天东30井石炭系：气层
梁7井石炭系：水层
H
—同一压力系统任意两个有效测压点间的深度差，m。
第四章 作业
4-4、作出JXXX井4390-4510m中子—密度重叠图（密度左
右刻度分别采用(1.85,2.85;1,95,2.95g/cm3)，中子左
右刻度均采用(45,-15%)），对比分析Jxxx井44874497m、4410－4433m、4439-4442m层段重叠图特
MDT：3893.2(气含油)
5、核磁共振测井差谱法*
MDT：3918.5(油)
MDT：3913(油气)
某井核磁测井 差谱法识别气/油、油/水界面
6、电缆地层测试压力梯度法
利用压力梯度可以计算地层流体密度：
f
p 1.422 H
f —测压层流体密度，； p —同一压力系统任意两个有效测压点间的压差，psi；
二、天然气层测井识别方法 2、孔隙度交会图法或重叠法
基本原理：
天然气的声波时差比原油、 地层水时差大；而密度和含 氢指数比原油、地层水小。
45 40 35
响应特征：
气层声波孔隙度、密度孔隙 度值偏大，而中子孔隙度值 偏小。 实例： 声波－中子孔隙度交会图
POR_DT, %
30 25 20 15 10 10 15 20 25 CNL,% 30 35 40 45 4487-4497m 4444-4454m 4410－4436m
1
含氢指数, HI
0.9
0.8
0.7
0.6 10 20 30 原油相对密度, API 40 50
第三节 天然气层识别
二、天然气层测井识别方法
1、中子——密度测井重叠法
2、三孔隙度重叠法P33 3、纵横波时差比值法 p46
4、空间模量差比法 p47
5、核磁共振测井差谱法* 6、电缆地层测试压力梯度法*
二、天然气层测井识别方法 3、纵横波时差比值法
基本原理：
天然气层纵波时差增大，横 波时差不变或略有减少，纵 横波时差比值变小； 上段：气层；下段：水层
水层和油层岩石的纵横波时 差比值其理论数值，主要储 层岩性的纵横波时差比理论 值为：砂岩为1.65；灰岩为 1.90；白云岩为1.80。
二、天然气层测井识别方法
2、天然气的含氢指数
1cm3天然气的含氢量与同样体积淡水含氢量的比值，用符号HI（Hydrogen Index）表示。HI与单位体积介质中氢核数成正比 。 天然气的含氢指数比较低，而且受温度、压力的影响很大。
第三节 天然气层识别
地层条件下天然气的密度及含 氢指数图版
原油的密度与含氢指数图版
原油密度,g/cm3 1.000 1.1 0.934 0.876 0.825
解释上段及下段的流体性质
上段：气层；下段：水层
15 上段 下段 10 x y 5 线性 (x y)
响应特征：
声波孔隙度(%)
气层声波孔隙度、密度孔隙 度值偏大，而中子孔隙度值 偏小。 实例： 声波－中子孔隙度交会图
0 0 5 中子孔隙度(%) 图4-6 大天5井中子孔隙度与声波孔隙度交会图 10 15
第四章 油气层识别及评价方法
Identification of potential hydrocarbon-bearing zone and saturation evaluation
第一节 理论基础 第二节 定性识别方法 第三节 天然气层识别 第四节 饱和度定量评价
（纯砂岩及泥质砂岩）
第三节 天然气层识别
4、空间模量差比法 基本原理：
天然气层岩石空间模量小于油层及水层岩石空间模量。由弹性力学 知：
M
b
t c2
1016
式中：M――岩石空间模量，dynes/cm2 ρb―体积密度，g/m3 Δtc―纵波时差，us/m
M水
w (1 ) ma 1016 t wc (1 )t mac 2
二、天然气层测井识别方法 1、中子—密度测井重叠法
基本原理： 利用了中子测井天然气层的 “挖掘效应”和气层的低密 度特征。 响应特征： 低中子孔隙度、低密度。
实例：
Biblioteka Baidu
注意：重叠显示时应考 虑岩性的影响。
二、天然气层测井识别方法 2、孔隙度交会图法或重叠法
基本原理：
天然气的声波时差比原油、 地层水时差大；而密度和含 氢指数比原油、地层水小。
征。
天然气与原油、地层水的物理性质差异主要体现在其密度及 含氢指数上，扩散性（包括弛豫时间T1/T2)及压缩性的差异
也是利用测井资料识别气层的基本依据。
1、天然气的密度
单位体积天然气的质量，用符号ρg表示 ，单位为g/cm3 。天然气的密度与 温度、压力有关，地层条件下天然气的密度可由气体的状态方程求出（油 层物理相关内容）。
-1 1
自然伽马(API)
150
补偿密度(g/cm3)
2
浅侧向(欧姆米)
10000 1
合成纵横波速度比
2
深度 井径(英寸) 14 (m) 4 自然伽马(API)
4960
1
4970
天东30井石炭系：气层
补偿声波(us/ft)
90 120 2.5 40
4990
横波时差(us/ft)
70 3 20
深侧向(欧姆米)
( M 水－M ) M
DAM
当DAM>0时，指示为气层。否则为干层、油层或水层。
4950
4、空间模量差比法
补偿声波(us/ft)
90 40
深度 (m)
井径(英寸)
4 0 14
横波时差(us/ft)
120 2.5 70 3 2
深侧向(欧姆米)
10000 1
纵横波速度比
2
解释 结论 空间模量差比值
10000 1
纵横波速度比
2
解释 结论 空间模量差比值
-1 1
4850
0
补偿密度(g/cm3)
20
浅侧向(欧姆米)
10000 1
合成纵横波速度比
2
150
4860
1
4870
梁7井石炭系：水层
4880
5、核磁共振测井差谱法*
基本原理：
天然气、水的极化 时间差异；
长、短极化时间。
天东30井石炭系：气层
梁7井石炭系：水层
H
—同一压力系统任意两个有效测压点间的深度差，m。
第四章 作业
4-4、作出JXXX井4390-4510m中子—密度重叠图（密度左
右刻度分别采用(1.85,2.85;1,95,2.95g/cm3)，中子左
右刻度均采用(45,-15%)），对比分析Jxxx井44874497m、4410－4433m、4439-4442m层段重叠图特
MDT：3893.2(气含油)
5、核磁共振测井差谱法*
MDT：3918.5(油)
MDT：3913(油气)
某井核磁测井 差谱法识别气/油、油/水界面
6、电缆地层测试压力梯度法
利用压力梯度可以计算地层流体密度：
f
p 1.422 H
f —测压层流体密度，； p —同一压力系统任意两个有效测压点间的压差，psi；
二、天然气层测井识别方法 2、孔隙度交会图法或重叠法
基本原理：
天然气的声波时差比原油、 地层水时差大；而密度和含 氢指数比原油、地层水小。
45 40 35
响应特征：
气层声波孔隙度、密度孔隙 度值偏大，而中子孔隙度值 偏小。 实例： 声波－中子孔隙度交会图
POR_DT, %
30 25 20 15 10 10 15 20 25 CNL,% 30 35 40 45 4487-4497m 4444-4454m 4410－4436m
1
含氢指数, HI
0.9
0.8
0.7
0.6 10 20 30 原油相对密度, API 40 50
第三节 天然气层识别
二、天然气层测井识别方法
1、中子——密度测井重叠法
2、三孔隙度重叠法P33 3、纵横波时差比值法 p46
4、空间模量差比法 p47
5、核磁共振测井差谱法* 6、电缆地层测试压力梯度法*
二、天然气层测井识别方法 3、纵横波时差比值法
基本原理：
天然气层纵波时差增大，横 波时差不变或略有减少，纵 横波时差比值变小； 上段：气层；下段：水层
水层和油层岩石的纵横波时 差比值其理论数值，主要储 层岩性的纵横波时差比理论 值为：砂岩为1.65；灰岩为 1.90；白云岩为1.80。
二、天然气层测井识别方法
2、天然气的含氢指数
1cm3天然气的含氢量与同样体积淡水含氢量的比值，用符号HI（Hydrogen Index）表示。HI与单位体积介质中氢核数成正比 。 天然气的含氢指数比较低，而且受温度、压力的影响很大。
第三节 天然气层识别
地层条件下天然气的密度及含 氢指数图版
原油的密度与含氢指数图版
原油密度,g/cm3 1.000 1.1 0.934 0.876 0.825
解释上段及下段的流体性质
上段：气层；下段：水层
15 上段 下段 10 x y 5 线性 (x y)
响应特征：
声波孔隙度(%)
气层声波孔隙度、密度孔隙 度值偏大，而中子孔隙度值 偏小。 实例： 声波－中子孔隙度交会图
0 0 5 中子孔隙度(%) 图4-6 大天5井中子孔隙度与声波孔隙度交会图 10 15
第四章 油气层识别及评价方法
Identification of potential hydrocarbon-bearing zone and saturation evaluation
第一节 理论基础 第二节 定性识别方法 第三节 天然气层识别 第四节 饱和度定量评价
（纯砂岩及泥质砂岩）
第三节 天然气层识别
4、空间模量差比法 基本原理：
天然气层岩石空间模量小于油层及水层岩石空间模量。由弹性力学 知：
M
b
t c2
1016
式中：M――岩石空间模量，dynes/cm2 ρb―体积密度，g/m3 Δtc―纵波时差，us/m
M水
w (1 ) ma 1016 t wc (1 )t mac 2
二、天然气层测井识别方法 1、中子—密度测井重叠法
基本原理： 利用了中子测井天然气层的 “挖掘效应”和气层的低密 度特征。 响应特征： 低中子孔隙度、低密度。
实例：
Biblioteka Baidu
注意：重叠显示时应考 虑岩性的影响。
二、天然气层测井识别方法 2、孔隙度交会图法或重叠法
基本原理：
天然气的声波时差比原油、 地层水时差大；而密度和含 氢指数比原油、地层水小。
征。