魏曉　陳天一　周邵鵬　郝江波

摘 要：隨著油氣勘探開發(fā)的不斷深入，致密砂巖氣等非常規(guī)天然氣逐漸進入人們的視野，但目前致密砂巖中的流體識別技術還沒有達到統(tǒng)一，特別是常規(guī)測井中的三孔隙度測井（密度、中子和聲波時差）資料的處理。該文基于國內外測井界運用三孔隙度測井資料對致密砂巖氣水識別進行了大量探索和研究，從而總結致密砂巖儲層在測井上的響應特征，以及對常見定性和定量識別方法進行了分析對比，指出各類方法的處理過程及其優(yōu)缺點，并且探討其意義，最后給出利用三孔隙度測井資料時的合理建議。

關鍵詞：三孔隙度測井 致密砂巖儲層 測井響應 氣水識別

中圖分類號：P631.8 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2015）09（c）-0080-02

致密砂巖氣層是指儲層孔隙度一般小于10%，含水飽和度大于40%而滲透率小于0.1×10-3μm2能夠產出天然氣的砂巖層[1]。1978年美國國會天然氣政策法案，最早定義致密砂巖氣藏，規(guī)定致密砂巖儲層為滲透率小于0.1 mD的砂巖儲層[2]。國內致密砂巖氣地質評價標準（2011）中將覆壓基質滲透率小于或等于0.1 mD砂巖儲層定義為致密砂巖儲層[3]。由油氣資源構成三角圖（圖1）可以看出，常規(guī)資源占總資源的20%左右，非常規(guī)資源占80%左右，其中致密儲層中的致密油氣、非常規(guī)天然氣等約占50%左右，而致密砂巖氣在非常規(guī)天然氣中位居第二（天然氣水合物第一），現有技術上可開采的致密砂巖氣儲量為10.5～24×104億m3，有望成為21世紀最重要的資源[4-6]。

致密砂巖儲層中流體識別方法一直是地質界和地球物理界的重大難題，含氣致密儲層因其埋藏深度較大，儲層壓實作用強，孔隙較小，孔吼變窄，流體在孔隙中含量降低，使得對致密氣層的識別比常規(guī)氣層困難[7-8]。本文通過致密砂巖儲層在測井上的響應特征，以及基于三孔隙度測井資料對儲層流體常見的幾種定量、半定量和定性識別方法的比較，從而分析其各自的優(yōu)缺點，為利用常規(guī)測井資料解決致密砂巖儲層流體識別這一難題提供有效素材。

1 致密砂巖測井響應特征

1.1 致密砂巖儲層響應特征

（1）自然伽馬低值且變化平緩；（2）井徑多數規(guī)則；（3）電阻率低一中值；（4）三孔隙度曲線變化不明顯，呈一條直線接近砂巖骨架值。

1.2 儲層流體響應特征

天然氣和油、水相比具有含氫量低、密度低和縱波速度低，對應的中子孔隙度小，密度測井值低，聲波側井值高的特點。通常，氣層的自然電場不活躍，自然電位呈低幅異常，水層一般較大，自然伽馬隨泥質的增多而增大。

2 定性識別方法

定性識別方法主要是指將兩條或兩條以上的測井曲線重疊起來，是測井專家常用的氣層識別方法。

2.1 中子-聲波曲線重疊法

中子測井測的是地層的含氫量，當致密層含氣時，由于天然氣含氫量低于水，中子孔隙度就會降低，而聲波時差測井測的是聲波在地層中的傳波時間差，由于聲波在氣層的傳播速度比在水層中低，因此聲波時差會增大，甚至會出現“周波跳躍”，將兩條測井曲線重疊，在含氣層，則會出現重疊區(qū)域。地層含氣飽和度越大，重疊區(qū)域的面積也會越大。

2.2 中子-密度曲線重疊法

天然氣的密度遠小于水，所以當地層孔隙中存在天然氣時，引起視密度孔隙度增大，視補償中子孔隙度減小。因此，當把中子測井孔隙度同密度測井重合，在氣層段兩條曲線出現交叉，分開明顯的現象，也稱為“挖掘效應”。

3 半定量識別方法

半定量識別方法主要以交匯圖的形式，半定量識別方法方法比較多，本文主要分析以下幾種方法。

3.1 電阻率、聲波時差氣水指數法

天然氣為非導體，地層水為導體，氣層電阻率高于水層電阻率，氣層的聲波時差高于水層，這是該方法的基礎。對純氣層和純水層段的聲波與深感應電阻率做交匯圖，分別擬合氣層與水層感應電阻率計算公式。

以各計算得到的氣、水層電阻率與實測深感應電阻率比值定義氣、水指數，如下：

氣指數：

水指數：

式中：RT為實測電阻率，RTg、RTw為計算電阻率。

最后做GM和WM交會圖，從而得到氣層和水層GM和WM的范圍。

3.2 三孔隙度差值和比值法

該方法主要是基于氣層和水層本身在三孔隙測井值上存在差異性，即在中子與密度和中子與聲波曲線重合時表現為“挖掘效應”和“周波跳躍效”。但在泥質砂巖儲層中，由于黏土礦物的存在會使中子孔隙度增大和密度孔隙度減小，從而是其對氣層響應明顯度降低，為此對三孔隙度先做泥質矯正。矯正公式如表1。

泥質矯正之后，定義三孔隙度差值與比值：

式中：φda密度孔隙度，φsa聲波孔隙度，φna中子孔隙度。

由于φda、φsa、φna都作了巖性和泥質校正，因此只反映孔隙流體性質，從而用C3、B3做交會圖加以區(qū)分。

3.3 四孔隙度比值法

在三孔隙度的基礎上，除使用三空隙度以外，又加入了電阻率測井，利用了氣層具有密度、中子低，聲波和電阻率高這一特點，因此重新定義：

令，式中：φD、φS和φN分別為密度、聲波和中子孔隙度，當R4>0時，指示為氣層，否則為非氣層[9-10]。

4 定量識別方法

4.1 縱波時差差比法[11]

該方法主要是利用了中子與聲波時差在氣層段的“挖掘效應”，將其定量化為參數（DT），利用DT來判別氣水層。先利用中子測井合成聲波時差，計算聲波時差Δt與合成聲波時差之差，再定義參數DT。

當DT>0時，為氣層且地層含氣飽和度越高，DT越大；當DT≤0時，為非氣層。

4.2 縱波時差差值法

當儲層含天然氣時，縱波速度降低，但對橫波速度影響比較小。Castagna等在1985年建立了飽和水砂巖的縱橫波速度計算公式：

式中：VP縱波速度，km/s；VS橫波速度，km/s。

由上式可以得到飽和水砂巖的縱波時差，實測縱波時差與計算聲波時差之差PS，當PS越大則說明儲層含有天然氣的可能性越高。

4.3 地層含氣指標法

該方法也是利用聲波、中子和密度測井進行氣層識別[11]。其計算公式如下：

式中：FG為地層含氣指標；ρma，ρf，ρb分別為地層骨架、流體密度及地層密度測井值，（g/cm3）；△tma，△tf，△tf分別為地層骨架、流體時差及地層聲波時差測值，（μs/m）；分別為地層骨架、流體含氫指數及地層中子測井值，（%）。

當儲層孔隙中含有天然氣時，ρb降低， 降低，而△t升高，從而Fg>0。

5 結論

（1）三孔隙測井資料的處理主要是基于氣層中子低，密度低、聲波時差高的特點。四孔隙比值法同時結合氣層電阻率高的特點，效果較好。

（2）半定量及定量識別方法是基于氣層的“周波跳躍”和“挖掘效應”，但出現該現象的情況較多，也可能為裂縫地層、井孔擴大、泥漿中含氣和破碎帶等，從而造成誤判和漏判氣層，因此使用三孔隙測井資料判別儲層氣水層時應選用多種方法綜合使用。

參考文獻

[1] Kuuskraa V A，Brashear J P，Elkins L E，et al. Gas Recovery From Tight formation—A Function of Technology and Economics[J].Journal of petro-leum Technology，1981，33（8）：1545 -1556.

[2] Federal Energy Regulatory Commission，Natural gas policy act of 1978[S].Michigan Enterprise Institute for Public Policy Research，1980：340-346.

[3] 石油地質勘探專業(yè)標準化委員會.SY/T6832-2011致密砂巖氣地質評價方法[S].北京：中國標準出版社，2011：1-10.

[4] Surdam R C. A new Paradigm for Gas Exploration in A nomalously Pressured“Tight Gas Sands”in Rocky Mountain Laramide Basins[J].AAPG，Memoir，1997（67）：283-298.

[5] Kuuskraa V A.Hoak TE，Kuuskraa J A，et al.Tight Sands Gain as U.S.Gas Source[J].Oil and gas Journal，1996，94（12）：102 -107.

[6] HalverSon J R.Seismic Expression of Upper Morrow Sands，western Anadarco Baisin[J].Geophysics，1988，53（3）：290-303.

[7] 董瑞霞，范曉敏.致密砂巖氣層綜合識別方法的改進[J].世界地質，2003，22（3）：266-270.

[8] 范翔宇，夏宏泉，陳平，等.致密砂巖蓋層測井評價研究[J].天然氣工業(yè)，2004，24（4）：24-36.

[9] 湯永梅，秦菲莉，周宏才，等.致密深層氣層測井評價方法研究[J].河南石油，2004，18（5）：21-23.

[10] 張松楊.識別低阻氣層的一種特征參數判別法[J].測井技術，1995，19（6）：428 -434.

[11] 李云省，曾淵奇.致密砂巖氣層識別方法研究[J].西南石油學院學報，2003，25（1）：25-29.