致密砂岩气层测井解释

致密砂岩气层测井解释方法综述章雄,潘和平,骆淼,李清松,赵卫平(中国地质大学地球物理与空间信息学院,武汉430074) 2005致密砂岩气层是指地下含有天然气的,其孔隙度低(一般小于10 %) , 含水饱和度高(大于40 %) 而渗透率(小于0. 1 ×10 - 3 μm2 ) 勉强能使天然气渗流的砂岩层。

由于这类砂岩层往往处于深处或盆地的深部,所以又常称为深层致密砂岩气层。

美国能源部根据渗透率进一步把致密砂岩气藏划分为:一般性气藏(渗透率大于1 ×10 - 3μm2 )；近致密气藏(渗透率在0.1～1×10-3μm2)；标准致密气藏(渗透率大于0. 05～0. 1 ×10 - 3μm2 ) ;极致密气藏(渗透率大于0. 001～0. 05×10 - 3μm2 ) ;超致密气藏(渗透率大于0.0001～0.001×10- 3μm2)。

加拿大的阿尔伯达盆地(又叫西加盆地),美国落基山地区,中国的鄂尔多斯盆地等地区都蕴藏着丰富的天然气资源,同时又都是典型的致密砂岩气田。

虽然致密含气砂岩层在世界上很多含油气盆地都有分布,但目前对这种资源进行卓有成效的加以开发利用的,主要局限于美国、加拿为数不多的几个国家。

气层的直接识别是测井地质专家们常用的气层识别方法,由于该方法快速、直观、简单易行而受到广泛应用。

常用的直接识别方法包括:曲线重叠法和交会图法等。

211 曲线重叠法三孔隙度曲线重叠法(即:中子孔隙度—密度孔隙度法、中子孔隙度—声波孔隙度法) 是气层直接识别方法中最为常用的方法。

中子孔隙度—密度孔隙度法(即:核测井孔隙度差异法) 最早是谭廷栋教授提出的一种适合于深层致密砂岩天然气勘探的有效方法。

深层天然气由于埋藏深,储层孔隙度小,核测井(中子和密度测井) 读数的分辨率较低。

采用传统的核测井读数差异难以发现深层天然气。

核测井孔隙度差异法是将核测井读数转换成核测井孔隙度,在气层由于天然气的存在使得中子孔隙度减小,密度测井孔隙度增大,两者重叠出现负异常。

地层含气饱和度越大,重叠区域的差异面积也会越大。

李云省等(2003) 采用中子孔隙度—声波孔隙度法识别气层效果较好。

当地层孔隙中含有天然气时,由于天然气含氢量低于水和油,所以气层中子的孔隙度会降低。

而由于声波在气层中的传播速度比在油和水中的低,所以气层的声波时差会增大,甚至会出现“周波跳跃”。

所以在测井曲线图上含气层的中子和声波时差曲线就会出现重叠区域。

地层含气饱和度越大,重叠区域的差异面积也会越大。

212 中子密度交会图法交会图法也是一种直观识别方法。

它主要是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。

实践表明,中子和密度测井是对天然气响应最明显的两种测井方法。

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,。

所以可以直接利用中子和密度测井值识别气层。

3 定量识别方法定量的方法能更加客观、准确的识别气层。

现在,国内外的许多油气田都根据各自的实际情况,摸索出一系列有效的致密砂岩气层识别方法。

所以应用于致密砂岩气层识别的方法种类比较繁多,经过分析对比可以把前人提出的各种方法归为以下几大类。

311 孔隙度方法31111 三孔隙度差值法和比值法天然气的密度大大低于油和水的密度,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 ,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可能高于其完全含水时的纵波时差。

这就是用三孔隙度差值法和比值法识别天然气的物理基础。

定义: P1 =ΦD +ΦS - ΦNP2 = (ΦD +ΦS ) / 2ΦN式中:ΦD 、ΦS 、ΦN 分别为密度、声波、中子孔隙度。

令P3 = P2 - 1 , 当P1 > 0 或P3 > 0 时,指示为气层;反之则指示为非气层。

31112 四孔隙度比值法定义r4 = (φD +φS ) / (φN +φR )φR = (1 - V sh )RW R wsh / RtV sh R w + (1 - V sh ) Rwsh令R4 = r4 - 1 , 当R4 > 0 时, 指示为气层; 否则为非气层。

式中:ΦD 、ΦS 、ΦN 分别为密度、声波、中子孔隙度。

2) 视孔隙度比值法①含气指数法:天然气的存在使得声波孔隙度和密度孔隙度增大,而中子孔隙度减小,定义比值Qc (QC =φsφn /φ2n ) 可作为气层的指示指标。

当Qc 大于1 时, 指示为气层;当Qc 小于1 时,指示为非气层。

②含气当量法: 含气当量Qg 定义为Qg =2φs / (φN +φD ) , 式中φs 、φN 、φD 、分别为声波、中子、密度孔隙度。

当Qg 大于1 时, 指示为气层;当Qg 小于1 时, 指示为非气层。

该方法既能消除泥质的影响, 又能突出天然气的影响, 而且Qg越大含气饱和度越高。

31312 视流体识别指标法和地层含气指标法视流体识别指标法是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的,其基本原理如下:1) 根据密度测井和声波时差测井求取视流体密度(ρf a ) 和视流体时差(Δtf a )ρf a =ρma - (ρma - ρb) / <tΔt f a = Δt ma + (Δt - Δt ma ) / <t式子中ρma为地层骨架密度;Δtma 为地层骨架声波时差; <t 为地层总孔隙度。

2) 计算地层视流体识别指标( P F)PF =Δt f aΔt f-ρf aD f/ρf aD f式子中, Δtf —地层流体声波时差值; Df —地层流体密度值。

当地层含气时,声波时差Δtf a 增大, 而密度ρf a 降低, 从而使P F > 0 ; 当地层含水时,Δtf a =Δtf ,ρf a =ρf ,所以P F = 0 ;当地层不含流体时P F< 0 。

地层含气指标法是利用声波、中子和密度测井进行气层识别的,其计算公式如下:Fg =ρma - ρbρma - ρf-ΦN maΦN f+Δt - Δt maΔt f - Δt ma-ΦN - ΦN maΦN f式子中, Fg 为地层含气指标;ρma 、ρf 、ρb 为地层骨架、流体及地层密度测井值(单位:g/ cm3 ) ,ΦN ma 、ΦN f 、ΦN 为地层骨架、流体含氢指数以及地层中子测井值( %) 。

其识别气层的原理是:当储气孔隙中含有天然气时,ρb 降低,ΦN 降低而Δt 升高, 从而Fg >0 。

所以,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。

以上2 种方法的共同缺点是误判或漏判率高,无法区分气、水层。

314 其他识别方法31411 岩性密度测井识别天然气岩性- 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。

值得说明的是,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。

31412 热中子衰减时间测井找气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。

31415 碳氧比测井资料识别气层碳氧比测井资料识别气层的方法是利用(俘获硅计数率) FCC 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,SO 与SOCO 交会的方法识别气层,既直观又有效。

地层中气体含氢量低,因而FCC 与CI 均为高值;油和水的含氢量高,故FCC 和CI 都是低值;而水的减速能力强一些,其FCC 和CI 值也更低一些。

另外还有一些识别气层的有效方法,如:利用核磁共振差谱图、移谱图等信息识别油气层;利用偶极横波成像测井可以准确探测到任何地层的纵波和横波信号,而纵横波的速度比可以指示天然气的存在。

李云省等(2003 年) 把灰色模式识别法和人工神经网络法用于川西北地区致密砂岩气层的识别,其识别结果表明:人工神经网络法比灰色模式识别法正确率要高一些。

赵彦超等(2003年) 利用测井资料,采用人工神经网络技术对致密砂岩的岩性进行了识别, 取得了较好的结果。

由此可见,针对不同地区的致密含气砂岩要选择特定的测井识别方法, 把常规方法和特殊方法相结合,再辅以智能化识别方法可以成倍地提高测井对致密砂岩气层的解释精度。

结论与建议总的来看,深层致密含气砂岩地层电导率低,而天然气也是低电导率,中浅层的电法测井解释方法不适合深层气解释。

气体的滑脱效应,粘滞阻力小,使得气层物性下限较低;天然气的可压缩性大,在超压钻进中,更易受泥浆浸染,从而使气层特有的低俘获中子、高声波时差等特征不明显,影响测井资料的解释,增加了气层识别难度。

直观识别法的优点是直观、简单,缺点是漏判率较高,尤其是当地层中有裂缝存在,气分布不均,岩石泥质含量较高时,该方法对气层指示不明显。

各种定量解释方法虽然处理资料效率高,也比较客观,但都有其局限性,必须在特定条件下使用才会奏效。

所以提出以下几点建议供测井工作者参考:①首先因为不同地区致密砂岩的岩性有较大差异,所以不能死搬硬套其他地区的方法,现在还没有一套绝对有效的识别致密砂岩气层的方法。

②在实际工作中,应该尽可能多地选用几种方法,综合多种测井资料进行气层识别,这样可以大大提高结果的可靠性。

③测井曲线校正:中深部致密地层测井曲线的气指示已变得不如浅部的明显。

这时若测井曲线质量不高,品质不好,很容易误解释,产生错误结论。

因此,一定要先对测井曲线进行测量误差评判和环境校正。

致密砂岩气层测井评价技术(2007)靳松伟 (长江大学地球物理与石油资源学院湖北荆州 434023) 致密砂岩岩气层有储集岩石结构复杂、物性条件差、孔隙度及渗透率低、非均质性极强、流体分异规律不明显等特点, 气水难以识别。