基于三孔隙度测井对致密砂岩储层流体识别综述

魏晓　陈天一　周邵鹏　郝江波

摘 要：随着油气勘探开发的不断深入，致密砂岩气等非常规天然气逐渐进入人们的视野，但目前致密砂岩中的流体识别技术还没有达到统一，特别是常规测井中的三孔隙度测井（密度、中子和声波时差）资料的处理。该文基于国内外测井界运用三孔隙度测井资料对致密砂岩气水识别进行了大量探索和研究，从而总结致密砂岩储层在测井上的响应特征，以及对常见定性和定量识别方法进行了分析对比，指出各类方法的处理过程及其优缺点，并且探讨其意义，最后给出利用三孔隙度测井资料时的合理建议。

关键词：三孔隙度测井 致密砂岩储层 测井响应 气水识别

中图分类号：P631.8 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）09（c）-0080-02

致密砂岩气层是指储层孔隙度一般小于10%，含水饱和度大于40%而渗透率小于0.1×10-3μm2能够产出天然气的砂岩层[1]。1978年美国国会天然气政策法案，最早定义致密砂岩气藏，规定致密砂岩储层为渗透率小于0.1 mD的砂岩储层[2]。国内致密砂岩气地质评价标准（2011）中将覆压基质渗透率小于或等于0.1 mD砂岩储层定义为致密砂岩储层[3]。由油气资源构成三角图（图1）可以看出，常规资源占总资源的20%左右，非常规资源占80%左右，其中致密储层中的致密油气、非常规天然气等约占50%左右，而致密砂岩气在非常规天然气中位居第二（天然气水合物第一），现有技术上可开采的致密砂岩气储量为10.5～24×104亿m3，有望成为21世纪最重要的资源[4-6]。

致密砂岩储层中流体识别方法一直是地质界和地球物理界的重大难题，含气致密储层因其埋藏深度较大，储层压实作用强，孔隙较小，孔吼变窄，流体在孔隙中含量降低，使得对致密气层的识别比常规气层困难[7-8]。本文通过致密砂岩储层在测井上的响应特征，以及基于三孔隙度测井资料对储层流体常见的几种定量、半定量和定性识别方法的比较，从而分析其各自的优缺点，为利用常规测井资料解决致密砂岩储层流体识别这一难题提供有效素材。

1 致密砂岩测井响应特征

1.1 致密砂岩储层响应特征

（1）自然伽马低值且变化平缓；（2）井径多数规则；（3）电阻率低一中值；（4）三孔隙度曲线变化不明显，呈一条直线接近砂岩骨架值。

1.2 储层流体响应特征

天然气和油、水相比具有含氢量低、密度低和纵波速度低，对应的中子孔隙度小，密度测井值低，声波侧井值高的特点。通常，气层的自然电场不活跃，自然电位呈低幅异常，水层一般较大，自然伽马随泥质的增多而增大。

2 定性识别方法

定性识别方法主要是指将两条或两条以上的测井曲线重叠起来，是测井专家常用的气层识别方法。

2.1 中子-声波曲线重叠法

中子测井测的是地层的含氢量，当致密层含气时，由于天然气含氢量低于水，中子孔隙度就会降低，而声波时差测井测的是声波在地层中的传波时间差，由于声波在气层的传播速度比在水层中低，因此声波时差会增大，甚至会出现“周波跳跃”，将两条测井曲线重叠，在含气层，则会出现重叠区域。地层含气饱和度越大，重叠区域的面积也会越大。

2.2 中子-密度曲线重叠法

天然气的密度远小于水，所以当地层孔隙中存在天然气时，引起视密度孔隙度增大，视补偿中子孔隙度减小。因此，当把中子测井孔隙度同密度测井重合，在气层段两条曲线出现交叉，分开明显的现象，也称为“挖掘效应”。

3 半定量识别方法

半定量识别方法主要以交汇图的形式，半定量识别方法方法比较多，本文主要分析以下几种方法。

3.1 电阻率、声波时差气水指数法

天然气为非导体，地层水为导体，气层电阻率高于水层电阻率，气层的声波时差高于水层，这是该方法的基础。对纯气层和纯水层段的声波与深感应电阻率做交汇图，分别拟合气层与水层感应电阻率计算公式。

以各计算得到的气、水层电阻率与实测深感应电阻率比值定义气、水指数，如下：

气指数：

水指数：

式中：RT为实测电阻率，RTg、RTw为计算电阻率。

最后做GM和WM交会图，从而得到气层和水层GM和WM的范围。

3.2 三孔隙度差值和比值法

该方法主要是基于气层和水层本身在三孔隙测井值上存在差异性，即在中子与密度和中子与声波曲线重合时表现为“挖掘效应”和“周波跳跃效”。但在泥质砂岩储层中，由于黏土矿物的存在会使中子孔隙度增大和密度孔隙度减小，从而是其对气层响应明显度降低，为此对三孔隙度先做泥质矫正。矫正公式如表1。

泥质矫正之后，定义三孔隙度差值与比值：

式中：φda密度孔隙度，φsa声波孔隙度，φna中子孔隙度。

由于φda、φsa、φna都作了岩性和泥质校正，因此只反映孔隙流体性质，从而用C3、B3做交会图加以区分。

3.3 四孔隙度比值法

在三孔隙度的基础上，除使用三空隙度以外，又加入了电阻率测井，利用了气层具有密度、中子低，声波和电阻率高这一特点，因此重新定义：

令，式中：φD、φS和φN分別为密度、声波和中子孔隙度，当R4>0时，指示为气层，否则为非气层[9-10]。

4 定量识别方法

4.1 纵波时差差比法[11]

该方法主要是利用了中子与声波时差在气层段的“挖掘效应”，将其定量化为参数（DT），利用DT来判别气水层。先利用中子测井合成声波时差，计算声波时差Δt与合成声波时差之差，再定义参数DT。

当DT>0时，为气层且地层含气饱和度越高，DT越大；当DT≤0时，为非气层。

4.2 纵波时差差值法

当储层含天然气时，纵波速度降低，但对横波速度影响比较小。Castagna等在1985年建立了饱和水砂岩的纵横波速度计算公式：

式中：VP纵波速度，km/s；VS横波速度，km/s。

由上式可以得到饱和水砂岩的纵波时差，实测纵波时差与计算声波时差之差PS，当PS越大则说明储层含有天然气的可能性越高。

4.3 地层含气指标法

该方法也是利用声波、中子和密度测井进行气层识别[11]。其计算公式如下：

式中：FG为地层含气指标；ρma，ρf，ρb分别为地层骨架、流体密度及地层密度测井值，（g/cm3）；△tma，△tf，△tf分别为地层骨架、流体时差及地层声波时差测值，（μs/m）；分别为地层骨架、流体含氢指数及地层中子测井值，（%）。

当储层孔隙中含有天然气时，ρb降低， 降低，而△t升高，从而Fg>0。

5 结论

（1）三孔隙测井资料的处理主要是基于气层中子低，密度低、声波时差高的特点。四孔隙比值法同时结合气层电阻率高的特点，效果较好。

（2）半定量及定量识别方法是基于气层的“周波跳跃”和“挖掘效应”，但出现该现象的情况较多，也可能为裂缝地层、井孔扩大、泥浆中含气和破碎带等，从而造成误判和漏判气层，因此使用三孔隙测井资料判别储层气水层时应选用多种方法综合使用。

参考文献

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

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