天然气储层流体识别方法研究.ppt

* 盖层是能够阻止天然气向外逸散的不渗透岩层。在断裂不发育的地区，只要岩石的最小突破压力大于天然气层的剩余压力，即可作为该气藏的盖层。 * * 1、陆相沉积具有多水系注入、多物源供给、多沉积环境与相变较快的特点。因此，这类储集体的均质性极差，为天然气勘探和开发带来很大的难度。 2、近源快速堆积，没有经过很好的磨圆、分选及风化，使得砂岩中的碎屑岩颗粒大小不均一，并富含粘土杂基，颗粒形状不规则，呈棱角状或次棱角状，这一特征导致了砂岩储层的孔隙结构复杂，原始孔隙度低，碎屑颗粒成分中富含长石和碎屑，这种成分成熟度低的砂岩易于压实，不利于原始孔隙的保存，这样使得次生孔隙发育程度在天然气储集中占有相当重要的位置。 3、储层物性普遍较差，中国主要含气盆地砂岩经过复杂的成岩作用演化后，现今孔隙度和渗透率相对较差，天然气储集岩的孔隙度主要分布在10~15%的范围内，储层主要以低孔、低渗储层为主。 4、次生孔隙是砂岩储层的主要储集空间，它是指岩石成岩以后在一定的物理化学条件下新产生的孔隙。 5、非常规储集层是指孔渗条件致密—超致密的储集层，储集类型全部为次生孔隙和各类裂隙。以裂隙为主构成的“储集体”成为非常规储集层最基本的储集单元。 * 1、碳酸盐岩以古生代海相沉积为主。因为时代较老，多数已进入晚成岩阶段，基质的孔隙度、渗透率都很低，由于具有相对稳定的大地构造特征，形成了孔、洞、缝储集层的大面积分布。 2、碳酸盐岩的储集层厚度普遍较大，储集条件的改善取决于各类侵蚀间断面的发育程度以及各类裂缝的展布规律，与原始沉积环境的关系不大。 3、孔隙类型多，孔、洞、缝连为一体是中国碳酸盐岩储集层的又一重要特征。主要以裂缝—孔洞型为主，储层的非均质性强，但是碳酸盐岩储层中的孔隙和喉道以外还有张开裂缝和洞穴，张开裂缝和洞穴改善了低孔、低渗、小孔喉为主的碳酸盐岩储层的物性特征。 4、碳酸盐岩与碎屑岩最大的差异在于碳酸盐岩矿物的易溶性和迁移性，导致了碳酸盐岩孔隙形成和变化的频繁与多期性。碳酸盐岩的脆性易于产生破裂缝，差异成岩作用就主要沿裂隙发生，地层流体也主要通过裂隙流动。 * 1、由于天然气的渗流阻力小，流动速度高，在相同条件下天然气的流动速度比原油的要高几个数量级。在井眼环境下，天然气更易受到侵入的影响，同时随着时间的推移，天然气的回注速度也较快，所以天然气的小分子、低粘度、强渗流性正是时间推移测井的根本所在。 2、单位体积天然气的质量称为天然气的密度。在常温常压下，以甲烷为主 的混合天然气密度为0.00073～0.00093g/cm3，油的密度为0.8～0.9g/cm3；在地层条件下，天然气的密度一般都在0.3g/cm3左右，与水的密度相差很大，而石油的密度一般在0.8g/m3左右，与水的密度相差较小。可见，从低压到高压的条件下，石油的压缩性很小，而天然气的压缩性很大。因此通过压缩系数可以很好的识别储层流体性质。 3、油层可以是亲水的，也可以是亲油的或中性的。但气层都是亲水的，水 滴到气层上就会渗吸进去。在气藏的钻井和开采中，水容易进入气层，造成气层的污染，同时引起测井参数发生改变，使天然气层难于识别，甚至漏掉气层。 * 天然气的存在使声波测井孔隙度增大和中子伽马测井孔隙度减小，它们之间的差值乘以438，提高了气层的分辨率 对于泥质含量较高的层段效果不是很好。 * 空间模量差比值定义为目的层完全含水岩石空间模量与目的层空间模量差值除以目的层岩石空间模量 * * * * * * 核磁测井测井识别流体性质 核磁共振测井测量的是岩石孔隙中流体的驰豫时间。由于不同的地层流体具有不同的驰豫特征，因此，可以根据油、气、水不同的驰豫特征判别储层含流体性质。 * * 物质的弛豫特征 水、油、气的弛豫特征 流体类型 弛豫特性 水 碎屑岩 表面弛豫 孔洞 体积/扩散弛豫 油 中、重油 体积弛豫 轻油 体积/扩散弛豫 气 扩散弛豫 水、轻质油和天然气的核磁共振性质的对比表 T1(ms) T2(ms) HI D0(10—5cm2/s) D0T2(cm2) 水 1~500 0.67~600 1 7.7 0.007~4.0 油 5000 460 1 7.9 40 气 4400 40 0.38 100 440 * * 不同流体的T2谱分布特征 天然气：受扩散影响较大，具有较短的T2时间，在T2谱分布上表现为自由流体峰值向T2较短的时间迁移，呈现单峰或双峰紧靠特征； 石油：在孔隙中处于被水包围的状态，弛豫分布在T2增大的方向，随着含油量增加峰值幅度也会增加，一般表现为双峰特征； 水层：含氢指数高，测量到的回波信号幅度较大，束缚水峰值和自由水峰值分布在不同的时间区域上，呈现双峰特征。 * * 核磁共振测井仪的井下观测方式 标准T2测井： 利用恰