西南石油大学学报(自然科学版)  2020, Vol. 42 Issue (2): 85-93
海洋天然气水合物测井评价研究进展    [PDF全文]
周建1, 宋延杰1,2, 姜艳娇1,2, 孙钦帅1, 靖彦卿3    
1. 东北石油大学地球科学学院, 黑龙江 大庆 163318;
2. 非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室·东北石油大学, 黑龙江 大庆 163318;
3. 长城钻探工程有限公司国际测井公司, 辽宁 盘锦 124010
摘要: 资源量巨大的天然气水合物越来越引起人们的重视。针对目前海洋天然气水合物储层的测井评价问题,介绍了海洋天然气水合物的晶格结构、物理性质、分布形式和形成条件,结合天然气水合物的物理性质和储层特征,分析了海洋天然气水合物的常规测井响应特征。根据大量文献调研,得出目前利用测井方法求取天然气水合物储层的孔隙度和饱和度等参数的主要方法,对南海神狐海域含天然气水合物储层的实例站位进行泥质含量、天然气水合物饱和度评价。提出实验室合成人工岩芯研究天然气水合物时,需考虑泥质的存在。通过总结海洋天然气水合物测井评价研究进展的调研成果,为今后大规模海洋天然气水合物的储量预测及勘探开发提供重要依据,对天然气水合物资源的有效开采具有重要现实意义。
关键词: 天然气水合物    测井响应    综述    孔隙度    饱和度    
The Research Progress of Well Logging Evaluation of Marine Natural Gas Hydrate
ZHOU Jian1, SONG Yanjie1,2, JIANG Yanjiao1,2, SUN Qinshuai1, JING Yanqing3    
1. School of Earth Sciences, Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang 163318, China;
2. Accumulation and Development of Unconventional Oil and Gas, State Key Laboratory Cultivation Base Jiontly-constructed by Helongjiang Province and the Ministry of Science and Technology, Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang 163318 China;
3. International Logging Company, Great Well Drilling Company of CNPC, Panjin, Liaoning 124010, China
Abstract: More and more attention has been paid to natural gas hydrates with huge resources. Aiming to slove the present problem of logging evaluation of marine gas hydrate reservoirs, this paper introduces the lattice structures, physical properties, distribution form and formation conditions. According to the physical properties and reservoir characteristics of natural gas hydrates, the logging response characteristics of natural gas hydrates are analyzed. Based on the literatures investigation, the main methods of calculating the porosity and saturation of natural gas hydrate reservoir by logging method are obtained, the shale content and saturation of the natural gas hydrate reservoir in Shenhu of South China Sea are evaluated. It is suggested that the existence of shale should be considered in the study of natural gas hydrates by synthetic artificial core in laboratory. By summarizing the research results of well logging evaluation of marine gas hydrate, this paper provides an important basis for future large-scale prediction of marine gas hydrate reserves and exploration and development, and has important practical significance for effective exploitation of natural gas hydrate resources.
Keywords: natural gas hydrate    well logging response    literature review    porosity    saturation    
引言

天然气水合物(Natural Gas Hydrate,NGR)是由天然气(主要为甲烷,CH$_{{\rm 4}}$)和水在低温(通常低于300 K)、高压(通常大于0.6 MPa)条件下形成的类冰状的、具有“笼形”分子结构的、可燃化合物[1]。2017年5月至7月,中国南海北部神狐海域天然气水合物连续试采60 d,累积产气超过30$\times 10^4$ m$^{{\rm 3}}$;同年9月,张鑫团队在中国南海海底首次发现“可燃冰”露头,中国海洋天然气水合物逐渐进入勘探、开发阶段。随着中国天然气需求量的日益增加[2],天然气水合物的大规模勘探开发也必将提上日程,天然气水合物的资源储量评价显得十分迫切。

Collett等利用体积法估算天然气水合物的资源,认为天然气水合物资源量的评价需要确定天然气水合物的产出面积、储层厚度、孔隙度、饱和度和产气因子等参数[3-4]。其中,储层孔隙度和天然气水合物饱和度两个参数主要通过测井方法求取。

1 天然气水合物概况 1.1 天然气水合物的晶格结构

天然气水合物具有多种晶格结构,目前已发现且被学者们普遍认可的天然气水合物晶格结构有3种,分别为结构Ⅰ型、结构Ⅱ型和结构H型。不同结构的天然气水合物分子式、客体分子、成因类型及分布情况[5],见表 1

表1 不同晶格结构天然气水合物基本性质 Tab. 1 Basic properties of natural gas hydrates with different lattice structures
1.2 天然气水合物的物理性质

自然界中发现的天然气水合物多为白色、淡黄色、琥珀色、暗褐色的类冰状固体。宏观上,天然气水合物的物理性质与冰类似,在力学性质上尤为明显[6],见表 2

表2 天然气水合物的物理性质 Tab. 2 Physical properties of natural gas hydrate
1.3 天然气水合物的分布形式

天然气水合物在储层中的分布形式有分散状、结核状、条状和层状4种。不同的分布形式对储层的非均质性影响程度存在差异[7],详见表 3

表3 天然气水合物的产出状态描述 Tab. 3 Description of natural gas hydrate production state
1.4 天然气水合物的形成条件

天然气水合物的形成条件主要包括气源、温度、压力,此外还和气体成分以及水的含盐度有关[8]。根据目前水合物的钻探结果来看,天然气水合物的气源主要来自微生物成因和热解成因两种类型[9]

为了更好地探究天然气水合物的电性、声学特性,目前先从实验室合成天然气水合物后再进行相关研究[10-11]。现在实验室在合成沉积物中天然气水合物时,采用的材料为石英砂、水(淡水或一定浓度Nacl溶液)、甲烷气体,而都没有考虑泥质的存在[12-13]

2 海洋天然气水合物测井响应特征

中国海洋面积广阔,海洋天然气水合物资源量巨大[14]。根据中国海域钻探计划[15-18],结合已发布的测井数据、取芯资料、岩性分析结果,可以总结出中国海洋天然气水合物储层的常规测井响应特征。据2015年广州海洋地质调查局于南海北部神狐海域GMGS3钻探区W11站位测井曲线图(图 1)[19],在钻探区23个站位发现了厚度大、饱和度高、储量大的天然气水合物储层。

图1 南海神狐海域GMGS3钻探区W11站位测井曲线 Fig. 1 Well logging of W11 station in GMGS3 drilling area, Shenhu of South China Sea

图 1已确定的含天然气水合物储层,可分析含天然气水合物储层的测井响应特征。110$\sim$200 m井段,主要含两个水合物储层,每层水合物含量由下向上逐渐增加。随着水合物饱和度值的逐渐增加,自然伽马数值相对降低。这是由于天然气水合物形成时,要从上下岩层中吸取大量的水分子,并吸收大量来自下伏沉积物中的烃类气体,由此导致单位体积沉积物内的黏土含量相对减少,使得含天然气水合物高的层段自然伽马曲线值相对降低。随着水合物饱和度值的逐渐增加,电阻率值相对增加,声波时差降低。此井段密度曲线值相对增加,未表现出如文献[7, 18, 20]等所述的因地层中含天然气水合物而出现降低的现象。

3 天然气水合物储层孔隙度求取方法

在评价天然气水合物储层时,孔隙度计算的精确性至关重要。现阶段通过测井评价孔隙度,主要利用密度测井和中子测井数据来求取孔隙度[20-21]

3.1 密度测井计算孔隙度

在天然气水合物储层中,密度测井主要用于评价孔隙度。结构Ⅰ型甲烷水合物的密度[22]约为0.91 g/cm$^{{\rm 3}}$

利用地层密度测井,孔隙度计算式为

$ {{\phi }_{{\rm D}}}=\dfrac{{{\rho }_{{\rm ma}}}-{{\rho }_{{\rm b}}}}{{{\rho }_{{\rm ma}}}-{{\rho }_{{\rm f}}}} $ (1)

式中:${{\phi }_{{\rm D}}}$—密度测井孔隙度,%;

${{\rho }_{{\rm ma}}}$—骨架密度,g/cm$^{{\rm 3}}$

${{\rho }_{{\rm b}}}$—地层密度,g/cm$^{{\rm 3}}$

${{\rho }_{{\rm f}}}$—流体密度,g/cm$^{{\rm 3}}$

为了计算含天然气水合物的储层孔隙度,在式(1)的基础上建立了适用于储层由骨架、天然气水合物、水组成的三组分储层孔隙度体积响应方程

$ {{\rho }_{{\rm b}}}={{\rho }_{{\rm ma}}}(1-\phi )+{{\rho }_{{\rm w}}}\phi (1-{{S}_{{\rm h}}})+{{\rho }_{{\rm h}}}\phi {{S}_{{\rm h}}} $ (2)

式中:$\phi $—孔隙度,%;

${{\rho }_{{\rm w}}}$—地层水密度,g/cm$^{{\rm 3}}$

${{S}_{{\rm h}}}$—天然气水合物饱和度,%;

${{\rho }_{{\rm h}}}$—天然气水合物密度,g/cm$^{{\rm 3}}$

三组分海洋沉积物所有可能条件下密度方程校正图版如图 2所示[21]。天然气水合物对密度孔隙度的影响很小。如果烃类为Ⅰ型甲烷水合物,那么密度约为0.91 g/cm$^{{\rm 3}}$,则可以利用式(2)得到校正后的天然气水合物密度孔隙度。

图2 三组分密度孔隙度修正图版 Fig. 2 Plot of the modified three-component density porosity

如果进一步考虑储层中含有泥质成分,那么,四组分储层密度孔隙度的体积响应方程为

$ {{\rho }_{{\rm b}}}={{\rho }_{{\rm ma}}}(1-\phi -{{V}_{{\rm sh}}})+{{\rho }_{{\rm w}}}\phi (1-{{S}_{{\rm h}}})+\\{\kern 20pt}{{\rho }_{{\rm h}}}\phi {{S}_{{\rm h}}}{\rm +}{{\rho }_{{\rm sh}}}{{V}_{{\rm sh}}} $ (3)

式中:${{V}_{{\rm sh}}}$—泥质含量,%;

${{\rho }_{{\rm sh}}}$—泥质密度,g/cm$^{{\rm 3}}$

泥质含量的变化可以在自然伽马曲线上很好地反映出来,通常利用自然伽马测井求取泥质含量

$ \left\{ \begin{array}{l} {{V}_{{\rm sh}}}=\dfrac{{{2}^{G_{\rm CUR}{{I}_{\rm GR}}}}-1}{{{2}^{G_{\rm CUR}}}-1} \\ {{I}_{\rm GR}}=\dfrac{G_{\rm R}-G{_{{\rm R}_{\min }}}}{G{_{{\rm R}_{\max }}}-G{_{{\rm R}_{\min }}}} \end{array} \right. $ (4)

式中:$G_{\rm CUR}$—地区经验系数,神狐海域取3.7;

${I}_{\rm GR}$—中间变量,无因次;

$G_{\rm R}$—目的层段的自然伽马测井值,API;

$G{_{{\rm R}_{\max }}}$$G{_{{\rm R}_{\min }}}$—纯砂岩和泥岩层段的自然伽马测井值,API。

修正后的密度方程中的未知数${{S}_{{\rm h}}}$,考虑了天然气水合物饱和度的影响,造成计算难度增大。在实际应用中,还需联合其他方程组来求取,关于求取${{S}_{{\rm h}}}$的方法参考后文。

3.2 中子测井计算孔隙度

中子测井通过探测地层对中子的减速作用来确定地层的含氢指数,地层的含氢指数取决于水和天然气水合物的含氢量,与砂质沉积物无关。当地层孔隙中含有天然气水合物时,地层对中子的减速能力相对于孔隙中完全含水时有所增加,虽然差异不大,但这是中子孔隙度测井识别天然气水合物的重要依据。

$ {{\phi }_{{\rm N}}}=\phi ({{I}_{{\rm Hh}}}{{S}_{{\rm h}}}+{{I}_{{\rm Hw}}}{{S}_{{\rm w}}}) $ (5)
$ {{S}_{{\rm h}}}+{{S}_{{\rm w}}}{\rm =}1 $ (6)

式中:${{\phi }_{{\rm N}}}$—中子测井孔隙度,%;

${{I}_{{\rm Hh}}}$—烃的含氢指数,无因次;

${{I}_{{\rm Hw}}}$—水的含氢指数,无因次;

${{S}_{{\rm w}}}$—含水饱和度,%。

图 3是三组分海洋沉积物中子测井孔隙度图版。

图3 中子测井孔隙度图版 Fig. 3 Plot of the neutron-porosity

图 3可见,结构Ⅰ型甲烷水合物对中子测井孔隙度测量结果影响相对较小,但是可以测量,利用式(5)可以得到校正后的天然气水合物中子孔隙度。

如果进一步考虑储层中的泥质含量,那么四组分储层中子测井孔隙度的响应方程为

$ {{\phi }_{{\rm N}}}={{\phi }_{{\rm ma}}}(1-\phi -{{V}_{{\rm sh}}})+{{\phi }_{{\rm w}}}\phi (1-{{S}_{{\rm h}}})+\\{\kern 20pt}{{\phi }_{{\rm h}}}\phi {{S}_{{\rm h}}}{\rm +}{{\phi }_{{\rm Nsh}}}{{V}_{{\rm sh}}} $ (7)

式中:${{\phi }_{{\rm ma}}}$—岩石骨架的中子响应,%;

${{\phi }_{{\rm w}}}$—水的中子响应,%;

${{\phi }_{{\rm h}}}$—水合物的中子响应,%;

${{\phi }_{{\rm Nsh}}}$—泥质的视中子孔隙度,%。

3.3 中子-密度交会计算孔隙度

此外,还可以应用中子-密度交会法计算储层孔隙度

$ \left\{ \begin{array}{l} \phi =\dfrac{{{\phi }_{{\rm Dc}}}+{{\phi }_{{\rm Nc}}}}{2} \\ \phi =\sqrt{\dfrac{\phi _{{\rm Dc}}^{2}+\phi _{{\rm Nc}}^{2}}{2}} \end{array} \right. $ (8)
$ \left \{ \begin{array}{l} {{\phi }_{{\rm Dc}}}={{\phi }_{{\rm D}}}-{{V}_{{\rm sh}}}{{\phi }_{{\rm Dsh}}}\\ {{\phi }_{{\rm Nc}}}={{\phi }_{{\rm N}}}-{{V}_{{\rm sh}}}{{\phi }_{{\rm Nsh}}} \end{array} \right . $ (9)

式中:${{\phi }_{{\rm Dc}}}$${{\phi }_{{\rm Nc}}}$—用泥质含量修正后的密度测井孔隙度、中子测井孔隙度,%;

${{\phi }_{{\rm Dsh}}}$—泥质的视密度孔隙度,%。

4 天然气水合物储层饱和度求取方法 4.1 电阻率法

根据实验室和现场试验对岩石电阻率、孔隙度和孔隙流体的大量研究,确定了孔隙度、孔隙流体和岩石电阻率之间的关系。这就包括Archie建立的用于估计烃—水—骨架模型的含水饱和度经验关系式[23]。由于天然气水合物和油、气一样,都是绝缘体,那么电阻率测量值也可以用来估算天然气水合物的饱和度。

Archie提出利用含烃类沉积物的电阻率测井值计算地层含水饱和度${{S}_{{\rm w}}}$的公式

$ {{S}_{{\rm w}}}{\rm =}{{\left( \dfrac{a{{R}_{{\rm w}}}}{{{\phi }^{{m}}}{{R}_{{\rm t}}}} \right)}^{\frac{1}{{ n}}}} $ (10)

式中:${{R}_{{\rm w}}}$—地层水电阻率,$\Omega\cdot$m;

$a$$m$—Archie系数,一般通过岩电实验获得;

$n$—经验参数,取决于储层岩性,一般接近2;

${{R}_{{\rm t}}}$—含天然气水合物的地层电阻率实测值,$\Omega\cdot$m。

如果已知地层水的矿化度和温度,利用公式可以计算地层水的电阻率。

考虑泥质的影响,评价天然气水合物饱和度采用含泥质修正的Archie公式

$ {{R}_{0}}={{\left[ \dfrac{{{\phi }^{{ m}}}}{a{{R}_{{\rm w}}}}{\rm +}\dfrac{\left( 1-\phi \right){{V}_{{\rm sh}}}}{{{R}_{{\rm c}}}} \right]}^{-{\rm 1}}} $ (11)

式中:${{R}_{{\rm 0}}}$—饱含水地层的电阻率,$\Omega \cdot$m;

${{R}_{{\rm c}}}$—泥质的电阻率,$\Omega \cdot$m。

地层水合物饱和度为

$ {{S}_{{\rm h}}}{\rm =1}-{{\left[ \dfrac{a{{R}_{{\rm w}}}\left( 1-{{F}_{{\rm c}}} \right)}{{{\phi }^{{\rm m}}}{{R}_{{\rm t}}}} \right]}^{\frac{1}{{n}}}} $ (12)
$ {{F}_{{\rm c}}}={{{R}_{{\rm t}}}{{V}_{{\rm sh}}}\left( 1-\phi \right)}/{{{R}_{{\rm c}}}}\; $ (13)

式中:${{F}_{{\rm c}}}$—中间变量,无因次。

4.2 声波波速法

国外研究人员早期主要通过实验室合成四氢呋喃、二氧化碳等水合物来替代甲烷水合物,因为实验室更容易获得四氢呋喃、二氧化碳等水合物[24, 25]。由于四氢呋喃、二氧化碳等水合物的声学性质与天然气水合物的声学性质差异较大,导致实验结果符合度较差。目前,国内实验室主要是合成甲烷水合物进行实验研究,最大程度接近天然气水合物成分,从而为勘探开发提供更好的基础数据和理论依据。

声波波速计算天然气水合物饱和度的方法又分为两类:一类是经验公式,主要包括改进的Wyllie平均时间方程、Wood方程和Lee的加权平均公式。另一类是理论模型,包括热弹性理论、BGTL理论和等效介质方程等。

Wyllie曾提出“时间平均公式”,该公式利用声波速度测井求取两组分储层孔隙度[26]

$ \dfrac{1}{v}=\dfrac{1-\phi }{{{v}_{{\rm ma}}}}{\rm +}\dfrac{\phi }{{{v}_{{\rm f}}}} $ (14)

式中:${v}$—声波速度,m/s;

${{v}_{{\rm ma}}}$—骨架的声波速度,m/s;

${{v}_{{\rm f}}}$—流体的声波速度,m/s。

已知声波速度与声波时差互为倒数关系(即$v ={1}/{\Delta t}$),并考虑压实情况,可以得出孔隙度关系式为

$ \phi {\rm =}\dfrac{\Delta t-\Delta {{t}_{{\rm ma}}}}{\Delta {{t}_{{\rm f}}}-\Delta {{t}_{{\rm ma}}}} \dfrac{1}{{{C}_{{\rm P}}}} $ (15)

式中:${\Delta t}$—声波时差,s/m;

$\Delta {{t}_{{\rm ma}}}$—骨架的声波时差,s/m;

$\Delta {{t}_{{\rm f}}}$—流体的声波时差,s/m;

${{C}_{{\rm P}}}$—压实校正系数,无因次,${{C}_{{\rm P}}}>1$

1968年,Timur在解释永久冻土带时,考虑到不同温度情况下胶结程度岩石的波速,提出了三组分的时间平均公式,将其称为Timur公式[27]

$ \dfrac{1}{{{v}_{{\rm b}}}}=\dfrac{1-\phi }{{{v}_{{\rm ma}}}}{\rm +}\dfrac{\phi \left( 1-{{S}_{{\rm h}}} \right)}{{{v}_{{\rm w}}}}{\rm +}\dfrac{\phi {{S}_{{\rm h}}}}{{{v}_{{\rm h}}}} $ (16)

式中:${{v}_{{\rm b}}}$—岩石的声波速度,m/s;

${{v}_{{\rm w}}}$—地层水的声波速度,m/s;

${{v}_{{\rm h}}}$—天然气水合物的声波速度,m/s。

Person等在将Timur公式用于天然气水合物储层评价时,发现该公式在胶结较好的地层介质中可以很好地评价天然气水合物[28]

在疏松或含气地层中,声波发生严重衰减,引入岩石体积模量,有

$ \dfrac{1}{{{\rho }_{{\rm b}}}v_{{\rm b}}^{2}}=\dfrac{1-\phi }{{{\rho }_{{\rm ma}}}v_{{\rm ma}}^{2}}{\rm +}\dfrac{\phi \left( 1-{{S}_{{\rm h}}} \right)}{{{\rho }_{{\rm w}}}v_{{\rm w}}^{2}}{\rm +}\dfrac{\phi {{S}_{{\rm h}}}}{{{\rho }_{{\rm h}}}v_{{\rm h}}^{2}} $ (17)

1993年,Lee提出一种Timur和Wood方程的加权平均公式[29],通过选取与胶结程度和天然气水合物含量有关的系数$W$$r$,来适应不同地区的特殊情况。该式在海洋沉积物中天然气水合物层段评价效果良好。

$ \dfrac{1}{{{v}_{{\rm b}}}}=\dfrac{W\phi {{\left( 1-{{S}_{{\rm h}}} \right)}^{{ r}}}}{{{v}_{{\rm Wood}}}}{\rm +}\dfrac{1-W\phi {{\left( 1-{{S}_{{\rm h}}} \right)}^{{r}}}}{{{v}_{{\rm Timur}}}} $ (18)

式中:

$r$—天然气水合物储层胶结指数,无因次;

$W$—权重指数,多数情况下为1;

${{v}_{{\rm Wood}}}$${{v}_{{\rm Timur}}}$—Wood、Timur公式计算的结果。

此外,纵波和横波的波速比也可以反映地层的岩性情况,由于多种岩石中声波的横波波速和纵波波速存在线性关系。Williams考虑到横波受岩石孔隙中赋存流体类别影响不大,总结得到

$ \dfrac{{{v}_{{\rm p}}}}{{{v}_{{\rm s}}}}{\rm =}A+B\Delta {{t}_{{\rm s}}} $ (19)

式中:${{v}_{{\rm p}}}$—纵波速度,m/s;

${{v}_{{\rm s}}}$—横波速度,m/s;

$A$—系数,无因次;

$B$—系数,m/s;

$\Delta {{t}_{{\rm s}}}$—横波时差,s/m。

式(19)在大量含水砂岩中非常符合,但这种方法需要对横波和纵波波速进行准确地测量。在测井中,偶极子或多极子声波测井仪可以测量横波波速。此外,胡高伟等利用弯曲元换成器直接插入待测样品,从而准确地测量了含天然气水合物松散沉积物的纵、横波速度[30]。他们在研究中发现,南海沉积物声波信号较好,且纵、横波幅度皆比较明显,易于识别和读取。

梁劲等首先推导热弹性理论纵波速度公式,再通过迭代正演模拟法修正模型参数,从而准确地计算出南海天然气水合物饱和度[31]。其推导的热弹性理论纵波速度公式为

$ {{v}_{{\rm p}}}{\rm =}{{\left[ \left( \dfrac{3K+4\mu }{3} +\dfrac{9{{K}^{2}}{{\alpha }^{2}}{{T}_{0}}}{{{\rho }_{{\rm m}}}{{C}_{{\rm e}}}} \right)\dfrac{1}{{{\rho }_{{\rm m}}}} \right]}^{\frac{1}{2}}} $ (20)

式中:$K$—有效体积模量,N/m$^2$

$\mu $—剪切模量,N/m$^2$

$\alpha $—热膨胀系数,K$^{-1}$

${{T}_{0}}$—初始热力学温度,K;

${{C}_{{\rm e}}}$—比热系数,J/(kg$\cdot$K);

${{\rho }_{{\rm m}}}$—沉积层有效密度,g/cm$^{{\rm 3}}$

文献[31]详细给出了$\mu $$\alpha $${{C}_{{\rm e}}}$的定义式和$K$的推导式。该方法在中国南海神狐海域天然气水合物饱和度应用过程中,发现了饱和度随纵波速度的增加而有规律的增加,其变化规律又满足

$ {{v}_{{\rm p}}}{\rm =}1800.7S_{{\rm h}}^{4}-2348.9S_{{\rm h}}^{3}+1715.5S_{{\rm h}}^{2}+\\{\kern 40pt}405.17{{S}_{{\rm h}}}+1847 $ (21)

除此之外,文献中还提到了BGTL理论、等效介质理论、FG方程、K-T方程等利用体积模量和剪切模量等与岩石弹性系数有关的饱和度求取方法。

4.3 核磁共振测井

核磁共振测井利用地层中氢核的电磁特性来分析孔隙结构与求取孔隙度等参数。在强感应磁场中,氢原子核倾向于磁场定向有序排列,实现这种定向排列所需的时间称为纵向弛豫时间$T_{{\rm 1}}$。当外加磁场消失后,氢核恢复无序状态所需的时间称为横向弛豫时间$T_{{\rm 2}}$。虽然固体中氢原子核的横向弛豫时间很短,但液体中氢原子核的横向弛豫时间可以从数十毫秒到数百毫秒不等,这主要取决于孔隙内流体黏度和邻近表面的相互作用。Collett等研究表明[21],结构Ⅰ型甲烷水合物中的水分子$T_{{\rm 2}}$约为0.01 ms,这与储层的固定弛豫时间非常接近。由于横向弛豫时间太短,甚至低于仪器的检测极限,所以,标准核磁共振测井仪器记录不到。因此,核磁共振测井技术目前还无法直接检测到天然气水合物。但是,由于笼型结构中的水分子$T_{{\rm 2}}$较短,核磁共振测井将天然气水合物看成是固体颗粒的一部分。因此,核磁共振测井计算出的总孔隙度会低于实际孔隙度,但仍可以准确地获得天然气水合物饱和度数据。

在利用密度和中子测井计算孔隙度后,再结合核磁共振的计算结果,可以快速地计算天然气水合物饱和度。由于核磁共振测井计算的孔隙度不包括天然气水合物中水所占的孔隙空间,所以,天然气水合物饱和度为

$ {{\phi }_{{\rm NMR}}}={{\phi }_{{\rm t}}}\left( 1-{{S}_{{\rm h}}} \right) $ (22)

整理,得

$ {{S}_{{\rm h}}}=\dfrac{{{\phi }_{{\rm t}}}-{{\phi }_{{\rm NMR}}}}{{{\phi }_{{\rm t}}}}=1-\dfrac{{{\phi }_{{\rm NMR}}}}{{{\phi }_{{\rm t}}}} $ (23)

式中:

${{\phi }_{{\rm NMR}}}$—核磁共振测井孔隙度,%;

${{\phi }_{{\rm t}}}$—地层总孔隙度,%。

5 实例分析

根据文献[19]中的测井数据,利用式(4)计算W11站位泥质含量,结果见图 4

图4 南海神狐海域GMGS3钻探区W11站位天然气水合物饱和度计算 Fig. 4 Natural gas hydrate saturation calculation of W11 station in GMGS3 drilling area, Shenhu Area, South China Sea

该站位天然气水合物储层主要在112$\sim$200 m,其中,泥质含量的平均值为13%,经过文献查阅,与文献[17]中介绍的同一凹陷内邻近站位中分析的泥质含量对应较好。利用式(10)求取含天然气水合物饱和度平均值为35%,考虑泥质含量利用式(13)计算天然气水合物饱和度平均值为30%,与文献[19]中已给的岩芯分析天然气水合物饱和度对应较好。实例分析表明,在参数准确情况下,可以用电阻率法较准确地评价天然气水合物饱和度。

6 结论

(1) 常规测井响应表明,在含天然气水合物储层,随着水合物饱和度增加自然伽马曲线值相对降低、电阻率相对升高、声波时差值降低。

(2) 天然气水合物储层孔隙度求取时,主要采用密度测井孔隙度法、中子测井孔隙度法、密度-中子交会法。饱和度的评价方法主要采用电阻率法、声波速度法、核磁共振测井等方法。实例分析表明,在准确确定公式参数情况下,可以通过文中总结的方法评价天然气水合物的储层参数。

(3) 实验室合成人造岩芯研究天然气水合物时,除考虑储层中含砂外,需考虑泥质的存在,建立更加有效的饱和度求取模型。

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