随钻脉冲中子测井识别天然气的数值模拟

由于天然气具有密度低、黏度小等特点,利用3种孔隙度资料可以定性识别天然气层,但定量评价存在困难。为此,在随钻过程中依据天然气与油、水的含氢指数不同,利用脉冲中子测井技术记录的近、远探测器热中子或俘获伽马计数率比的相对变化量来定量确定含气饱和度;在此基础上,利用蒙特卡罗方法建立计算模型,模拟不同井眼和地层条件下脉冲中子测井远近探测器记录的热中子或伽马计数,研究其比值与含气饱和度的测井响应。结果表明:油水层和气层的计数相对变化量能反映地层的含气饱和度,孔隙度越大,相对比值越大,对气层的定量评价越准确;岩性、泥质含量、地层水的矿化度、井眼流体和尺寸以及钻井液侵入等因素都会对天然气地层的脉冲中子测井响应产生影响。总之,利用脉冲中子测井技术可以定量评价天然气层,对提高天然气识别能力和气田高效勘探开发具有重要意义。     

徐家围子断陷深层烃源岩生气评价

采用开放和限定两种模拟实验体系,根据生烃动力学和甲烷碳同位素动力学,计算了徐家围子断陷深层烃源岩中泥岩和煤的生气动力学参数及甲烷的碳同位素分馏参数;结合盆地的热史及埋藏史,定量评价了烃源岩生气过程及甲烷碳同位素的演化情况。沙河子组泥岩和煤的生气门限深度分别为2100m和1750m,对应的镜质体反射率分别为0.7%和0.6%;沙河子组泥岩和煤于登娄库组沉积时期开始生气,在泉头组到青山口组沉积时期为生气高峰期,累计生气量分别为201.37×10¹¹m³和88.39×10¹¹m³,平均生气强度分别为250×10⁸m³/km²和100×10⁸m³/km²。徐深1井营城组天然气藏中平均甲烷碳同位素值介于煤成甲烷、泥岩成甲烷的累积碳同位素值之间,与泥岩成甲烷的累积碳同位素值较为接近,反映出该气藏与沙河子组煤系地层（泥岩及煤）具有亲缘性,且泥岩的贡献大于煤,气藏属于长期聚集而成。     

北部湾盆地福山凹陷天然气成因与来源

利用(δ¹³C₂-δ¹³C₃)-C₂/C₃(mol/mol)关系、“天然气曲线”和天然气C_7-重烃三角图对海南福山凹陷天然气的成因和来源进行了研究，结果表明福山凹陷天然气主要为干酪根生烃高峰到湿气阶段的产物；天然气和该区原油同源，都来自流沙港组Ⅱ-Ⅲ型有机质；天然气没有遭受明显的次生变化，受运移效应的影响也较弱；花场地区天然气主要来自白莲次凹，而Hx4井和H3\|4井的天然气可能有来自皇桐次凹的贡献。认为(δ¹³C₂-δ¹³C₃)-C₂/C₃(mol/mol)关系图和“天然气曲线”是研究天然气成因与来源的有效方法。     

TBM地区低孔渗高产气储层预测

 本文从TBM地区目的层的地质和地球物理特征分析出发，以三维地震资料为基础，综合利用人工和神经网络波形分类等定性储层预测方法和利用反演及敏感地震属性分析，对TBM地区低孔渗砂岩分布区开展了砂体展布特征分析和天然气高产区预测研究。根据研究结果部署了10口钻井，已完钻的4口井中有3口获得高产气流（其中DK27井日产天然气36.8×10⁴m³）。值得指出的是，目前所用的预测方法还不能预测厚度小于6m的单砂层或砂层组构成的储层。     

海底天然气渗漏区热传递对天然气水合物形成的影响

天然气水合物的沉淀/分解作用是一种放热/吸热反应，海底天然气渗漏是从高温区向低温区运移而且携带热量，这2种热量（水合物生成热和渗漏天然气热容热）会导致海底温度场的变化并影响水合物的形成。以美国墨西哥湾布什山水合物丘为例，应用渗漏天然气形成水合物的动力学模型，探讨了水合物生成热和渗漏天然气热容热对水合物稳定性的影响：在布什山，水合物天然气渗漏量为1.8 kg/（m²·a）和10%的渗漏天然气沉淀为水合物条件下，10 ka内水合物生成热和渗漏天然气热容热使海底表层的地温梯度增加了3℃/km，在1 km深处的沉积层地温梯度则降低了1.4℃/km左右,温度最大的扰动发生于400 m左右深的沉积层里(增加了0.4℃)，这样的温度场变化使水合物稳定带厚度减少了12 m，使0.06 kg/m ²的水合物分解。     

低熟气评价方法及其在松辽盆地北部的应用

针对目前尚无公认的有效的评价低熟气生成量方法这一难题，从低熟气的（低温）热成因机理出发，认为当前被广泛、成功应用于成熟的热成因天然气生成量评价的化学动力学方法仍应是评价低熟气生成量的有效方法，在此基础上建立并标定了松辽盆地代表性源岩干酪根成气的化学动力学模型，进而与可能成为低熟气先质的非烃、沥青质的化学动力学模型一起，构成了评价低熟气生成量的方法，同时指出有机质中少量的低活化能组分的存在是低熟气生成的内因。实际应用表明，松辽盆地北部低熟气的总生成量为41 992×10⁸m³,如果采用1％的运聚系数，则松辽盆地低熟气的资源量约为420×10⁸m³，远低于松辽盆地常规热成因气的资源量;由化学动力学方法来评价低熟气生成量是可行的，这一方法也可以推广应用到其它富含低熟气的盆地。     

致密砂岩气藏地层水对含气性响应机理分析——以鄂尔多斯盆地杭锦旗地区下石盒子组气藏为例

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界下二叠统下石盒子组1段致密砂岩储层具有较高的束缚水饱和度,且地层水矿化度差异性大,导致通过测井解释的含气饱和度与最终的测试结论不符,极大地制约了天然气的有效开发。前人对杭锦旗地区上古生界气水关系规律进行了一定的研究,取得了一些的认识,但绝大多数都是从储层物理属性出发,为此,通过对杭锦旗地区石盒子组1段地层水矿化度的差异性分析,结合测试资料和测井资料,采用体积模型对不同含气饱和度条件下的矿化度、地层温度变化和电阻率响应关系的理论影响进行分析,弄清了地层水性质对含气性响应的影响机理。研究结果表明：(1)以40 g/L为界,高矿化度地层水条件下测井识别气层的电阻率下限值较低矿化度地层水条件下的地层电阻率低;(2)地层水矿化度对地层水电阻率的影响大于地层温度的影响,含气饱和度越高(S_g> 60%),地层电阻率受地层水矿化度影响越大,因此利用测井进行含气性解释时应充分考虑地层水矿化度差异性对原状地层电阻率的影响。该结论对低孔低渗的致密气藏含气饱和度的准确计算可提供新的技术支持。     

测井约束反演技术在LZ21-4构造带储盖层综合分析中的应用

 本文利用测井约束反演技术对位于辽中凹陷北洼部位的LZ21-4构造带储盖层进行了预测。在东营组上段T^U_3A，T^U_3B，T^U_3C三组反射中解释了4套储盖组合,并分别对T^U_3B，T^U_3C反射层中发现的3个单砂体进行了分析评价。认为LZ21-4构造带的T^U_3C地层中的2砂体储集物性好，且盖层条件也好。在此构造以南的LZ21-1S构造上的T^U_3C地层中的2砂体也具备良好的油气储集条件。     

塔里木盆地台盆区天然气地球化学特征

通过对塔里木盆地天然气样品的分析，系统总结了台盆区的天然气地球化学特征：塔里木盆地台盆区天然气烃类组成以湿气为主，部分地区为干气，湿气分布在塔中、满东—英吉苏、英买力—东河塘、哈得逊和解放渠东—吉拉克等地区，在巴楚、轮南—桑塔木等地区既有干气又有湿气；在非烃气体中以N₂和CO₂为主，巴楚、塔中、满东—英吉苏、东河塘—英买力、哈得逊等地区以中、高N₂含量为特征，在和田河和东河塘地区天然气具高CO₂含量特征；天然气碳同位素具有中部轻、周边重的分布特征，塔中、东河塘—英买力、哈得逊等地区的天然气δ¹³C₁值小于-40‰，和田河、满东—英吉苏、轮南—吉拉克等地区的天然气δ¹³C₁值大于-40‰，δ¹³C₂值一般大于-30‰。     

一种有效的气层识别方法

针对天然气藏描述过程中气层难以识别和用常规阿尔奇公式计算的含气饱和度(S_g)偏低的问题, 利用阿尔奇公式提出了改进方法, 从而用交会图技术有效地识别出气层, 提高了含气饱和度解释精度, 使其与实际含气饱和度相符, 具有较强的理论基础和使用价值。     

天然气运移相态及其变化

天然气运移相态是影响其运聚成藏的重要因素.其除了受源岩类型和演化阶段的影响外,还要受到其所处环境条件变化的影响.天然气既可以由水溶、油溶和扩散相向游离相转变,又可以由游离相向水溶、油溶和扩散相转变.前者有利于天然气运聚成藏,后者则不利于天然气运聚成藏.天然气运移相态的转变需要一定的地质条件.水溶相、油溶相向游离相转变均需要压力降低,而扩散相向游离相转变则需要遇到烃浓度盖层或气层.实例分析表明,由其他相态向游离相转变而来的天然气均可成为天然气富集成藏的重要组成部分.     

天然气储层含气性定量评价新参数

天然气储层产能评价是储层测井综合解释的重要环节。但是,目前采用的天然气储层含气饱和度不能有效表征天然气储层的含气性。为此,在分析含气饱和度在天然气储层产能评价中所存在局限性的基础上,基于天然气物质的量和理想气体状态方程,提出了相对气体摩尔量定量评价储层含气性的新参数,给出了该参数的确定方法,并对鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏某井进行了测井评价及相对气体摩尔量参数计算,分析了该参数的应用效果。研究结果表明:①相对气体摩尔量参数受孔隙度、含气饱和度和孔隙压力及天然气压缩因子的共同控制,精确计算孔隙压力和天然气压缩因子是确定相对气体摩尔量参数的核心;②储层的含气饱和度与储层的产气能力并非一一对应,高含气饱和度储层不一定都能获得高产,而相对中等含气饱和度的储层也有可能获得高产;③相对气体摩尔量参数能够精确反映储层的绝对含气量,在储层含气级别识别方面有着较好的应用效果,其数值大小能够直接指示储层含气性的好坏。结论认为,该研究成果为天然气测井综合解释提供了一条新的思路。     

介绍一种双矿物含气体积模型

本文介绍的模型适用于孔隙型含气碳酸盐岩剖面,模型按双矿物双液体体积构成,建立补偿中子、岩性密度测井信息与矿物体积、孔隙度、含气饱和度之间的函数关系,是一种简明而实用的气层解释模型。     

川南深层页岩气储层含气量测井计算方法

页岩储层含气性是页岩气井获产的基础,含气量是页岩气储层评价的关键指标。通过岩心含水饱和度分析,建立了基于黏土含量与有机质含量双重因素影响的非电法页岩储层饱和度计算方法。通过岩心等温吸附实验,确立了兰格缪尔体积和兰格缪尔压力多因素动态计算方法。结合研究区地层在纵向上温度、压力以及总有机碳含量动态变化的特征,建立了基于兰格缪尔等温吸附模型的页岩吸附含气量测井计算模型,在川南地区龙马溪组五峰组深层页岩气储层含气性评价中取得了良好的应用效果。     

苏59区块出水气井排采措施优选新方法

苏59区块主力气层含气砂体分布孤立、含气饱和度差、地层压力系数低、气井产能差异大,这给该区块出水气井排采措施的合理选择带来极大的困难。通过对4种不同气井产能递减规律进行对比分析,优选出误差最小的Arps产量递减规律分析模型对苏59区块气井进行模拟计算,并提出反映单井控制含气面积、地层压力、储层物性的气井综合产能指数概念。根据气井综合产能指数,结合地层压力及实例井措施效果统计分析,制定出了适合苏59区块出水气井排采措施优选的新方法。该方法考虑因素全面、密切结合现场,为苏59及类似区块出水气井排水采气措施的优选制定提出了新思路和新方法,具有较强的指导意义。     

大牛地气田太2 段致密砂岩气层识别研究

大牛地气田太原组太 2 段是典型的低孔、低渗致密砂岩储层。因其低孔、低渗及非均质性强等原因,使气层识别和评价存在一定难度。 根据致密砂岩储层岩性控制物性以及物性控制含气性等特点,依据测井资料,建立了测井解释参数模型;应用无阻流量与声波时差、深侧向电阻率、泥质含量、孔隙度及含气饱和度的交会图法对太2 段有效气层进行识别,建立识别气层标准。 通过 23 口开发井测试层段的测井解释成果对该区确定的有效气层判别标准进行检验,其符合率达到 86.96%,证明了该方法的有效性。     

底水火山岩储气库库容和工作气量主控影响因素定量评价

升平储气库由底水火山岩气藏改建,针对其特殊的地质条件,通过采用纯气区、过渡带、水淹区分区含气饱和度计算有效含气孔隙体积的方法,建立考虑水侵、应力敏感、岩石和束缚水变形影响的储气库三区带库容参数模型,并优化设计了不同运行压力区间迭代求取最大工作气量和对应库容量的计算方法,对不同区带水侵、应力敏感、岩石和束缚水变形多种因素...     

利用测井视孔隙度差异识别二氧化碳和烃类气

当孔隙型砂岩储层含气时，使用测井曲线计算的视孔隙度与地层的真孔隙度、含气饱和度以及所含气的组份有关。若地层的真孔隙度和含气饱和度已知，根据中子测井视孔隙度、密度测井视孔隙度之间的差值的高低可区分气体的组份是二氧化碳气还是烃类气。给出视孔隙度差值的计算方法，并使用该方法计算出了在一定含气饱和度、不同的孔隙度的条件下，地层中分别存在二氧化碳和烃类气的理论值。在气井的解释过程中，将实际测量的视孔隙度差值与理论值相对比，看测量值接近那种类型气体的理论值，地层中就含有那种气体。当一口井的不同层位同时存在二氧化碳气和烃类气时，使用该方法来确定气体的类型，效果较好。     

中子和密度测井找气的一种特殊解释方法

针对钙泥质砂岩气层孔隙度低和岩性复杂的地质特点,提出一种中子和密度测井找气的特殊解释方法,排除了岩性变化引起的多解性;引入气层中子和密度孔隙度下限值概念,提高了中子和密度测井找气的直观性。同时,又引入气层含水饱和度下限值作验证,提高了中子和密度测井找气的准确性。应用效果表明,该法对解释钙泥质砂岩气层有良好的效果。     

大牛地气田二叠系下石盒子组致密砂岩储层含气性识别因子研究

鄂尔多斯盆地大牛地气田二叠系下石盒子组致密砂岩储层孔隙度低,含气饱和度变化所产生的地球物理特征变化相对微弱,储层流体识别困难。为此,基于岩石物理参数测试,优选出对含气性敏感的弹性参数组合;利用岩石物理参数关系,推导出基于地震纵、横波阻抗的流体敏感弹性参数计算公式,构建了一个新的含气性识别因子。利用叠前地震资料纵、横波阻抗同步反演结果计算出新的含气性识别因子数据体,对大牛地气田进行了流体识别。研究结果表明,新的含气性识别因子能有效地突出研究区流体变化的影响,对致密砂岩储层的含气性识别能力较强,且具有很好的抗噪能力。