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天然气储层的识别方法

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天然气储层的识别方法 1 空间模量差比值法 物理基础:岩石含气后,其空间模量将大大降低。空间模量差比值的定义为: ﹥0,气层; = 0,非气层。 2 密度—中子包络线法识别气层 物理基础:气层具有低密度和低中子的特征。 原理:将密度与中子以相反的方向进行刻度,中子向右减小,密度向右增大,这样,对应于气层,则出现密度左偏,中子右偏,但都是读值减小的情况,测井曲线上表现为密度向右包络中子的图形。如果定义由密度向中子的包络为正包络,则容易看出,在正包络区为气层,如下图: 3 孔隙度重叠法 物理基础:气层具有声波孔隙度变大和中子孔隙度变小的特征。 实现步骤: ⑴ 首先确定本井段的声波时差的极差,即计算本井段声波时差最大值和最小值的差DT: ⑵ 计算声波孔隙度和中子孔隙度,确定其相对关系: >> 气层 > 气层或气水层 ≈ 水层 ≤ 干层 ⑶ ,以 ≈ 为零线。 > 0,气层,在零线右侧; ≈ 0,水层,在零线附近; < 0,干层,在零线左侧或左右摆动。 4 密度—中子交会图法 原理: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。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,因此,可以直接利用中子和密度测井值识别气层。 5 三孔隙度差值法和三孔隙度比值法 物理基础: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,并在天然气层常存在“挖掘效应”,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,岩石纵波时差增大,甚至出现“周波跳跃”,因此天然气层的纵波时差高于其完全含水时的纵波时差。 由泥质砂岩体积模型有: :视密度孔隙度;:视中子孔隙度;:视声波孔隙度 ,气层;,非气层。 6 四孔隙度比值法 令,当 > 0 ,气层;否则为非气层。 7 孔隙度背景值法 孔隙度背景值是指岩石孔隙完全含水时的视孔隙度,即: :中子孔隙度, :密度孔隙度,:声波孔隙度 < , > , > ,指示为气层。 8 视水层中子孔隙度测井值法 原理:读取井眼条件较好的水层段的密度、中子测井值,建立起中子—密度测井值之间的函数关系,即。利用此函数关系在全井段计算出一条中子孔隙度曲线(视水层中子孔隙度曲线),将该中子孔隙度曲线与实际测量的中子孔隙度曲线重叠,当目的层段实...

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