非常规天然气测井

非常规天然气是指在成藏机理、赋存状态、分布规律或勘探开发方式等方面有别于常规天然气的烃类(或非烃类)资源，主要指致密砂岩气、煤层气、页岩气、天然气水合物等。和常规油气资源相比，煤层气、页岩气、天然气水合物的测井评价方法有很大的区别。

10.4.1 煤层气

煤层气是煤层在漫长的煤化作用过程中形成的，与煤层共生、以甲烷为主的非常规天然气，是一种蕴藏量巨大的新兴潜在能源。煤层气(甲烷)以三种状态存在于煤中，即以分子状态吸附在基质孔隙的内表面上，以游离气体状态存在于孔隙和裂缝，或溶于煤层的地层水中。由于煤层的物理结构以及煤层气(甲烷)的存储、运移等方面区别于常规天然气，因而传统的常规天然气储层的测井评价方法不适合于煤层气层。

10.4.1.1 储层特征

煤层气储层物性是指由煤储层内部结构特征所决定的允许气体渗流能力的综合特征，主要指煤储层的孔隙结构和渗透率特征，二者不同又有密切的联系。

煤层是一种双重孔隙介质，属裂隙－孔隙型储层。按扫描电镜特征分类，孔隙类型主要包括:原生孔、后生孔、外生孔、矿物质孔。按孔径分类，有微孔、小孔、中孔、大孔。煤基质是储气空间，甲烷被吸附在微孔的表面。

煤中的天然裂缝，又称割理。它通常发育成大致相互垂直的两组，主要的、延伸较大的一组叫面割理;次要的、与面割理大致垂直的一组叫端割理。割理是煤中流体运移的主要通道。

与常规储层相比，煤层的渗透率一般很低，通常小于1×10－3μm2。渗透率各向异性明显，面割理方向的渗透率比端割理方向要大。

在煤层气勘探与开发中需要确定的储层基本参数有储层的深度、厚度、含气量、渗透率、压力、温度及机械特性(抗拉、抗压强度等)。其中含气量指的是煤层中吸附和游离状态的甲烷总量，是评价煤层气储层的重要标准。根据这些参数对煤层气储层进行的分类如表10.4.1所示。

表10.4.1 煤层气储层评价标准

10.4.1.2 测井响应特征

煤层相对于围岩，物理性质差异明显，在测井曲线上表现出不同的特征。

(1)电测井

自然电位曲线有异常;烟煤、褐煤电阻率表现为高值，无烟煤的电阻率为低值。

在双侧向曲线上，垂直裂缝发育处会出现正差异，即深侧向电阻率大于浅侧向电阻率。差异大小决定于钻井液滤液电阻率与地层水电阻率的大小，以及裂缝发育程度。

微侧向测井曲线上，裂缝不发育处的值为煤基质电阻率，表现为相对高值;在裂缝发育层段显示为相对低值，或锯齿形变化。

(2)声波测井

声波时差大，纵波时差值在350～450μs/m之间，横波时差在500～700μs/m之间。声波孔隙度高。

煤层的声强反射系数比其他地层都小。声波井周成像是记录声波在井壁处反射波的能量，由于煤层反射系数小，声波透过地层的能量多，而反射的能量少，因此声波井周成像图像颜色深。

(3)核测井

自然伽马值低，一般在20～80API之间，煤质不纯的最大值可达200API。铀、钍的含量也低，个别煤层铀含量高。体积密度值低，煤层体积密度值在1.2～2.0g/cm3之间。光电有效截面值低，煤层光电有效截面值在(0.5～1.2)×10－28m2/e范围内。密度孔隙度高、中子孔隙度高。

10.4.2.3 储层评价及应用

测井资料评价煤层气储层可以包括以下几个方面:

1)划分煤层、夹层及识别岩性。

2)煤质参数计算。

3)计算孔隙度、渗透率、饱和度、含水性等参数。

4)机械强度指数、地层压力、井眼状况等。

5)计算煤层含气量。

6)煤层对比、沉积环境分析。

7)煤层裂缝发育分析。

图10.4.1为辽河油田某井部分井段测井曲线及处理解释结果:根据自然电位、自然伽马测井及侧向测井、三孔隙度测井，在该井段一共识别出7个煤层，并分别计算出每个煤层的含气量。

图10.4.1 辽河油田某井部分井段测井曲线及处理解释结果(据潘和平，2009)1ft≈0.3048m

10.4.2 页岩气

页岩是主要由固结的黏土颗粒组成的片状岩石，是地球上最普遍的沉积岩石。尽管含气页岩通常被称作“黑色页岩”，但并不仅是指单纯的页岩，它也包括细粒的粉砂岩、细砂岩、粉砂质泥岩、灰岩及白云岩等。在矿物组成上，页岩主要包括一定数量的碳酸盐、黄铁矿、黏土质、石英和有机碳。

富含有机质的页岩层既可以是天然气的源岩，又储集大量的天然气，甚至可以充当圈闭和盖层，是以这些天然气被称为页岩气。页岩气可以在页岩的天然裂缝和孔隙中以游离方式存在，在干酪根和黏土颗粒表面以吸附状态存在，甚至在干酪根和沥青质中以溶解状态存在。

10.4.2.1 储层特征

页岩气储层的岩性多为沥青质或富含有机质的暗黑色泥页岩和高炭泥页岩，其间或有夹层状发育的粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩等。

暗色页岩孔径很小，大于50nm为大孔，2～50nm为小孔，小于2nm为微孔;因此气源岩比表面积大、孔隙小，结构复杂，总孔隙度一般小于10%。孔喉小、基质渗透率低的页岩是页岩气吸附气的重要存在场所。

另外，页岩气储层中的裂缝是游离气储集的主要场所。裂缝规模差别较大，裂缝类型多样，包括成岩时形成的层理、高压异常气膨胀时形成的破裂缝。裂缝的渗透率远远大于基质渗透率，多种类型的天然裂缝大范围连通，可形成一个拥有独立压力系统的页岩气藏。

10.4.2.2 测井响应特征

利用测井曲线形态和测井曲线相对大小可以快速而直观地识别页岩气储层。实测中页岩气储层在常规测井曲线上有明显的特征响应。识别非常规天然气所需的常规测井方法主要是:电阻率测井、自然伽马及自然伽马能谱测井、中子测井、岩性密度测井、密度测井、声波速度测井、井径测井。通过测井解释资料可以定性分析储层的岩性，定量评价储层的基本参数，包括评价储层物性的孔隙度和渗透率，评价储层含气性的含气饱和度、含水饱和度与束缚水饱和度、储层厚度等。

页岩气储层电阻率总体上为低值，局部出现高值，深、浅侧向电阻率曲线几乎重合。页岩气的电阻率影响因素复杂。

页岩气储层声波时差值显示高值，或出现周波跳跃现象。页岩比泥岩致密，孔隙度小，声波时差介于泥岩和砂岩之间，当其中的有机质含量增加时，其声波时差增大。遇到裂缝气层有周波跳跃现象，或者曲线突然拔高。

页岩气储层的自然伽马值显示高值(>100API)，中子孔隙度为高值，地层密度为低值。裂缝的存在，也会使地层密度测井值低(图10.4.2)。岩性密度测井可应用于识别页岩黏土矿物类型。

在井径曲线上，砂岩一般显示为缩径，泥页岩层段为扩径，含油气则井眼扩径更大。

10.4.2.3 储层测井评价

在页岩气储层评价中，测井资料可以用来:

1)识别岩性;

图10.4.2 页岩气储层的测井响应特征

2)识别裂缝;

3)计算矿物成分;

4)计算孔隙度;

5)计算饱和度;

6)计算总有机碳含量(TOC);

7)计算成熟度指数(MI)等。

总有机碳含量、成熟度是表征页岩气的重要地化指标，下面介绍几个应用实例。

(1)总有机碳含量

有机质含量是生烃强度的主要影响因素，它决定着生烃的多少，TOC是衡量烃源岩生烃潜力的重要参数。另外，有机质可作为吸附气的核心载体，TOC的大小直接影响吸附气数量的变化。有研究表明，页岩气储层的含气量主要取决于其总有机碳含量。

Schmoker于1981年对美国Illinois的NewAlbany页岩岩心进行研究，发现自然伽马测井值与TOC呈线性关系:wTOC=0.0265CGR－1.3161(R2=0.5453)。这一线性关系wTOC=aCGR－b可以推广至其他地区。如果研究区有相关的岩心数据，根据岩心数据得到a、b后即可计算TOC。

Schmoker于1979年对美国Illinois的NewAlbany页岩岩心进行研究，发现总有机碳含量与密度(ρb)之间具有良好的相关性(图10.4.4);因此，可以利用密度测井资料计算总有机碳含量。

电阻率－孔隙度曲线叠合图也可以用于确定总有机碳含量，这种方法也称为ΔlgRt法。把刻度合适的孔隙度曲线叠加在电阻率曲线上，在缺乏有机质的岩石中，这两条曲线彼此平行，并重合在一起。对于储层或富含有机质的烃源岩，这两条曲线之间便存在差异。Passeyet(1990)结合声波时差值，根据Δt/Rt重叠关系推导出ΔlgRt的数学表达式为:

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式中:Rt，地层电阻率;Rt基线，灰色页岩地层电阻率;Δt，地层声波时差;Δt基线，灰岩声波时差;Ro，饱和水地层电阻率。

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图10.4.4 美国Illinois的NewAlbany页岩岩心数据得到的TOC、ρb交会图

另外，也可以使用电阻率－密度、电阻率－中子测井曲线叠合图确定TOC(图10.4.5、图10.4.6)。

(2)成熟度指数(MI)

当页岩中TOC达到一定指标后，有机质的成熟度则成为页岩气源岩生烃潜力的重要预测指标，含气页岩的成熟度越高表明页岩生气量越大，页岩中可能赋存的气体也越多。潘仁芳等(2009)给出了页岩气层成熟度指数MI的计算公式:

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式中:N，取样深度处密度孔隙度大于或等于9%、含水饱和度小于或等于75%的数据样本总数;φn9i，每个取样深度的密度孔隙度都大于或等于9%时的中子孔隙度;Sw75i，每个取样深度的密度孔隙度都大于或等于9%、含水饱和度小于等于75%时的含水饱和度;Swi，含水饱和度;Rw，地层水电阻率;m，胶结系数，在泥岩或页岩中m=2;φd，由密度孔隙度测井估算的基岩孔隙度;Rt，地层电阻率。公式计算出的成熟度指数IMI是一个平均值。

图10.4.5 电阻率－声波时差叠合图计算TOC

10.4.3 天然气水合物

天然气水合物最早发现于被其堵塞的输气管道之中，它的存在是当时天然气生产中需要预防、克服的问题。20世纪60年代苏联在麦索雅哈气田发现并商业开发天然气水合物，向人类展示了天然气水合物作为一种新能源的曙光。近十年来，美、俄、日、印等国家先后投入巨资并成立专门的研究机构，进行天然气水合物勘查，把探明本国天然气水合物列入能源对策的重要目标。多年的研究表明，天然气水合物潜在储量是现有化石能源的2倍，且分布地域广泛，90%的海域和27%的陆地(主要是多年冻土区)，都具备天然气水合物赋存的温度和压力条件。

我国于20世纪90年代末开始在中国近海海域开展天然气水合物调查研究工作，2000年开始对青藏高原多年冻土区的天然气水合物资源进行调查。2007年4～6月我国在南海北部陆坡的神狐海域钻取水合物实物样品，2008年冬天和2009年夏天在祁连山冻土区的多个钻孔获取水合物实物样品。

与油气勘探一样，地震和测井是勘探天然气水合物的主要手段。天然气水合物储层在地震反射剖面上表现为异常反射特征，即似海底反射层(BSR)。采用地震方法不仅可以找到天然气水合物异常区域，还可以初步估算天然气水合物的储量。天然气水合物在多种测井曲线上也表现出异常特征，利用测井资料可以识别天然气水合物储层，计算储层的各种参数。

图10.4.6 电阻率－密度、电阻率－中子测井曲线叠合图计算TOC

测井技术较早应用于极地和深海天然气水合物的勘探中。在20世纪60～70年代，测井就被用来预测北极大陆永久冻土区内油气田钻井剖面中的天然气水合物富集带。在深海钻探计划(DSDP)和大洋钻探计划(ODP)中，从1970年第11航次钻遇天然气水合物以来，先后在10余个航次中发现了天然气水合物。测井方法在识别含天然气水合物层位中起关键作用。

10.4.3.1 水合物形成机制

天然气水合物的固相稳定条件是在温度0～10℃范围内、压力10MPa以上(图10.4.7)。从海底沉积物和冻土带直接取样时，天然气水合物容易分解。在合成水合物试验获得成功后，可以在实验室中研究气水合物和含气水合物岩样的物理性质。从20世纪70年代开始，国外有学者利用实际的或人工合成的气水合物岩样，进行了声波速度、电阻率、介电常数等各种物性参数测量，这些实验研究成果为建立合理的测井解释模型提供了依据。

10.4.3.2 测井作业方法

目前天然气水合物勘查任务主要在大洋科学钻探中实施，常进行电缆测井和随钻测井(LWD)。

(1)电缆测井

在大洋科学钻探中，大多数常规测井项目是必须测量的，包括声波时差测井、井径测井、密度测井、自然伽马测井、地球化学测井、GPIT、孔隙度测井、电阻率测井、自然电位测井、总场磁化率测量、垂直地震剖面、温度测井等。成像测井包括FMS和BHTV等。其他的测井方法包括碳氧比测井(C/O)、介电测井、全波列声波测井、核磁共振测井(NMR)、地质高分辨率磁测井(GHMT)、温度测井等。

(2)随钻测井(LWD)

在钻井过程中钻遇目的层时，由于钻头附近温度较高，使得天然气水合物发生分解并释放出自由气体，因此目的层将发生变化。随钻测井提供了在天然气水合物溶解前对其进行探测和定量化的可能，能够更及时地测量储层性质，并可预报潜在的钻井事故。2002年ODP实施的204航次钻探计划中，开始采用随钻测井方法。

图10.4.7 天然气水合物的相平衡图

10.4.3.3 储层识别技术

测井能不能识别天然气水合物储层，完全取决于水合物层的测井响应特征。实际测井资料显示，天然气水合物储层测井响应特征与围岩测井响应特征通常是存在差异的。在利用测井资料识别含天然气水合物储层时，必须综合各种曲线来实现，识别技术要点可归纳为如下几个方面:①了解岩性变化对各种测井曲线的影响。②在纵向上分析电阻率、声波、密度和井径等测井曲线随深度变化情况。③根据含水层测井响应特征，识别出明显的饱和水沉积物层段。④通过对比典型水层测井曲线特征，并考虑岩性变化的影响，识别出含天然气水合物储层。

(1)电测井

岩石骨架和岩石内固态天然气水合物都是不导电的，因此天然气水合物层段的电阻率测井曲线具有很高的读数，比含水层段电阻率高得多。与饱和水的地层相比，天然气水合物层位在电阻率测井曲线上具有相对高的电阻率偏移，可达到含水层电阻率的140倍。

与含气层相比，天然气水合物储层的自然电位测井曲线幅度更小，较少出现负异常。

(2)声波测井

地层内存在天然气水合物时，声波传播速度加快。与含水层或含气层相比，声波测井记录的声波时差更小。

(3)核测井

含水合物层的中子测井响应与含水层大致相同，密度测井读数则比含水层稍微少一些;含水合物层的中子孔隙度略微增加，与含游离气层位中子孔隙度明显降低恰好相反。含水合物层的自然伽马值有所降低。

(4)其他测井

天然气水合物储层被钻穿后，水合物分解会导致井壁地层剥落、井眼扩径，因而储层的井径曲线一般呈高值。

综合上述各种测井响应特征，即可识别天然气水合物储层。2007年4～6月我国在南海北部陆坡的神狐海域成功钻获天然气水合物实物样品，钻探过程中电缆测井方法对准确判断天然气水合物的赋含层位起到了关键作用。如图10.4.8所示，电阻率测井和声波速度测井曲线上清晰地反映，深度段XXA－XXB为天然气水合物储层。

图10.4.8 神狐海域天然气水合物储层测井曲线图(陆敬安，2008)

Stephen(1995)、Kvenvolden和Mathews(1985)、Mathews(1985)经过多年的研究，获得了天然气水合物沉积物的测井响应特征(表10.4.2)。这些测井响应特征，能有效地指导海洋环境或永冻层中水合物勘查工作中的测井工作。由于永冻层中存在冰，而冰与天然气水合物具有相似的物理性质，导致利用测井资料定性识别和定量评价天然气水合物变得更为复杂。

表10.4.2 天然气水合物与饱含水沉积物主要测井响应值对比

10.4.3.4 储层测井解释

(1)岩石物理模型

常规测井方法测量的物理参数一般可以看成是单位体积岩石中各部分的相应物理量的平均值;在岩性均匀的情况下，无论任何大小的岩石体积，它们对测量结果的贡献，按单位体积来说，都是一样的。根据这些特点，在研究测井参数与地质参数的关系时，就可以避开对每种测井方法微观物理过程的研究，着重从宏观上研究岩石各部分(孔隙流体、泥质、矿物骨架)对测量结果的贡献，从而发展了所谓岩石体积物理模型(简称体积模型)的研究方法。

对于海底含水合物测井评价说来，可以把体积为V的储层沉积物分成三个部分考虑:①颗粒骨架Vma;②孔隙空间Vφ，充填的是地层水和天然气水合物;③泥质成分Vsh。沉积物中泥质含量较少或者不含泥质的情况下，可以不考虑泥质成分，认为沉积物仅由岩石骨架和孔隙两部分组成，此种模型称为纯岩石体积物理模型。沉积物中泥质含量较多的情况下，为了提高孔隙度、饱和度等参数的计算精度，就不能忽略泥质的影响，应该采用含泥质的岩石体积物理模型。

(2)孔隙度评价方法

用于确定孔隙度的测井资料包括声波、密度和中子测井等资料。海底天然气水合物埋藏浅、沉积物疏松、孔隙度大，而且天然气水合物本身物理性质也对声波和密度等测井资料产生影响，从而加大了孔隙度计算难度。下面从几个方面进行天然气水合物储层孔隙度评价。

从测井解释的基本理论出发，根据岩石体积物理模型，进行孔隙度计算。

考虑天然气水合物埋深浅、孔隙度大等情况，采用声波地层因素公式计算孔隙度。

综合利用测井资料和岩心分析资料，按照岩心刻度测井思想，建立孔隙度模型。

1)声波测井:

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式中:Δtma、Δtw和Δth分别表示骨架、水和水合物的声波时差，Sw为含水饱和度。虽然Δtw与Δth在数值上相差较大，当沉积物中水合物饱和度较小时，为了计算方便，(1－Sw)(Δth－Δtw)可以忽略，于是得到简化后的孔隙度计算公式:

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式中:Δtf为流体声波时差。式(10.4.7)即为Wyllie公式，形式简单，参数少，却对地层条件要求极为苛刻。它只适用于孔隙分布均匀、颗粒大小比较一致、压实和胶结良好的纯砂岩，而且只有地层的孔隙度范围在25%～30%之间时效果才较为良好。在这种砂岩中，矿物颗粒间接触良好，孔隙直径较小(约0.2～0.0002mm)，故可以忽略矿物颗粒与孔隙流体交界面对声波传播的影响，可认为声波在岩石中是直线传播的。

对于未胶结、又未压实的疏松砂层，由于孔隙直径较大(多是0.5mm以上)，矿物颗粒间接触不好，故矿物颗粒与孔隙水的交界面对声波传播影响较大，使孔隙度相同的疏松砂层的声波时差要比压实砂岩大。因此需要用压实校正系数Cp校正:

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压实校正系数Cp可用统计的方法来求得。地层埋藏深度越大，压实程度越高，Cp一般与深度h呈如下线性关系:

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考虑泥质影响，则式(10.4.8)可改写为

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式中:Vsh为泥质含量，Δtsh为泥质的声波时差。

2)密度测井:

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当沉积物中水合物饱和度较小时，为了计算方便，(1－Sw)(ρw－ρh)可以忽略，于是得到简化后的孔隙度计算公式:

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式中:ρf为流体密度。考虑泥质影响，则式(10.4.12)可改写为:

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式中:ρsh为泥质的密度。

3)中子测井。中子测井值主要反映沉积物孔隙空间的含氢量，经过适当刻度或校正后可以转换为孔隙度。一般情况下纯地层中子测井响应值就表示地层孔隙度:

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考虑泥质影响时，需进行泥质校正:

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(3)饱和度评价

在众多的地球物理测井属性中，电阻率受水合物的影响最为强烈，含水合物的地层其电阻率明显随水合物浓度的增加而增加。这是由于水合物形成时对盐分的排除造成自身较高的电阻率，它的形成还导致其他低阻流体有效空间的减少。因此，电阻率测井是最为普遍用来确定水合物饱和度的方法之一。

假定水合物的存在仅仅只是降低了沉积物的含水饱和度Sw，利用Archie公式求出天然气水合物稳定带中含水饱和度，然后计算出水合物的饱和度Sh:

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Archie公式描述地层的电阻率、孔隙水的电阻率和孔隙度之间的关系，它有以下两种形式。

1)标准Archie公式。计算含水饱和度的标准Archie公式为:

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式中:Rw为原地孔隙水的电阻率，它主要是孔隙水的温度和盐度的函数;Rt为含水合物沉积层的电阻率;φ为沉积物孔隙度;a为弯曲系数;m为胶结指数;n为经验系数。

2)快速直观Archie公式:

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式中:R0为完全水饱和时的地层电阻率。

该公式是基于如下的认识:如果沉积物的孔隙空间中为100%的水饱和，那么将得到完全水饱和的地层电阻率R0，它是一个相对的基线，于是含水合物沉积层的饱和度就可以通过这个基线求得。

目前天然气水合物测井评价中普遍采用标准Archie公式计算饱和度。在这个公式中，Rw值主要是孔隙水的温度和盐度的函数，用Arp's公式表达如下:

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式中:Rr为在参照温度为Tr时给定盐度的海水电阻率;T为地层温度，可从地温梯度和海底温度计算得到。

公式中的常数a和m可由Serra公式求得:

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式中:R0与修正的Archie公式中的R0一样，都表示完全饱和水时的电阻率。

根据实测海底温度和地温梯度资料，可计算沉积物不同深度的温度，进而采用式(10.4.19)计算地层水电阻率Rw。

利用实际电阻率测井和岩心分析孔隙度数据，由式(10.4.20)可得到各井的系数a和m。

(4)其他参数评价

海底沉积物中含有大量泥质成分，在评价含泥质地层时，泥质含量Vsh是一个重要的地质参数。泥质含量不仅反映地层的岩性，而且地层有效孔隙度、含水饱和度等储层参数，均与泥质含量有密切关系。同时，几乎所有测井方法都在不同程度上要受到泥质的影响，在应用测井资料计算地层孔隙度、含水饱和度等参数时，均要用到地层泥质含量。因此，准确地计算地层的泥质含量是测井地层评价中不可缺少的重要方面。

储层厚度也是含水合物沉积物的一个重要参数，在目前各种地球物理和地球化学方法中，只有测井能够准确划分储层顶界和底界，并确定其厚度。

采用前面所述的定量评价方法，计算水合物储层的各项参数后对其进行综合解释。图10.4.9为ODP164航次994C井测井解释综合成果图，可以看出:自然伽马测井曲线在200m以上数值较高且变化较小，反映沉积物中泥质含量较多，200m以下数值变化较小，表明沉积物为砂泥互层;电阻率曲线在210m以下数值明显增大;密度测井曲线受井径变化的影响明显，在200m以下数值变化较大。从处理结果看，声波孔隙度与岩心分析孔隙度趋于一致;海底220～426m的含水孔隙度与总孔隙度不重叠，含水饱和度为85%～100%，该井段可解释为含水合物储层。

图10.4.9 ODP164航次994C井测井解释综合成果图

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