天然气储层的识别方法VIP免费

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，当目的层段实际测量中子孔隙度测井值小于视水层中子孔隙度测井值时，显示为气层，当二者相差不大，则为水层。9合成纵波时差物理基础：气层的含氢指数小于水，其中子孔隙度变小。威利公式是利用声波测井值计算储层的孔隙度，表达式如下：：纵波时差测量值，：流体声波时差值，：密度孔隙度，：岩石骨架声波时差值。将上式中的密度孔隙度换成利用中子测井值计算的孔隙度，得到纵波时差为合成纵波时差，为中子孔隙度，表达式如下：，气层；，非气层。10声波时差与合成纵波时差的差值法原理：利用纵波时差与合成纵波时差的差值识别气层。威利的线性时间平均公式（纵波时差）：合成纵波时差公式：：中子孔隙度，：声波孔隙度。两式相减得：DM＞0，气层；DM≈0，非气层。11声波与电磁波测井法原理：气层声波孔隙度大于有效孔隙度，而气层电磁波孔隙度小于有效孔隙度，两者均与含气饱和度有关，根据二者的关系可以识别气层。声波孔隙度为：：地层声波孔隙度；：骨架纵波时差；：水的纵波时差。电磁波孔隙度为：：地层电磁波孔隙度；：地层电磁波传播时间；：骨架电磁波传播时间；：水的电磁波传播时间。＞，指示为气层。12斜率法原理：密度、声波时差与中子交会能识别气层，如图：D，T分别是岩石滑架点与100％含水饱和度点的连线，即含水纯砂岩线。当地层中完全含水时，、与交会的任意一交点都应落在这条线上。D’,T’分别时、与交会图的斜率，公式如下：从上式可知D’，T’的大小与岩性及储层中所含流体性质有关。当地层岩性确定后，地层密度的大小与地层中流体的性质有关。当地层含气时，减小、减小、增大，斜率D’,T’均减小。为了提高识别气层的灵敏度，减少岩性影响，用PDRT作为识别气层的基本指示参数：PDRT＞0,气层；PDRT≈0,非气层。13流体声阻抗比值法原理：采用地层孔隙内饱和水时的声...