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歧口凹陷南大港地区天然气测井识别技术研究

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摘要：天然气在现代化能源开发中占据重要地位，在整个天然气开采进程中歧口凹陷南大港地区是我厂天然气勘探开发工作的重地，通过运用测井识别技术对歧口凹陷地区天然气储藏情况进行识别，能够正确了解天然气在地层中的储藏位置以及储藏量，为我厂今后天然气勘探、开采工作提供可靠的理论依据。

关键词：歧口凹陷；南大港地区；天然气；测井识别技术

前言：

将歧口凹陷三维地震剖面图作为天然气研究的基础材料，通过对沙河街组一段、沙河街组三段、东营组沉积时期的古落差进行计算，对南大港地区断裂的活动性进行分析，了解南大港地区天然气的的储存情况。为此，本文将针对歧口凹陷南大港地区天然气测井识别技术进行分析与探讨，了解天然气测井识别技术在歧口凹陷南大港地区的实际应用与发展。

1.歧口凹陷南大港地区天然气储存情况

通过对歧口凹陷南大港地区断裂现象对烃源岩、油气聚集、圈闭、运移、油气藏分布等因素的影响进行分析，从中了解到南大港断裂现象对烃源岩、油气聚集、圈闭、运移、油气藏分布等因素具有直接影响。南大港每次所开展的断裂活动均会增加歧南次凹的埋藏深度，有效加快沙河街组、东营组生油层的成熟速度及其演化进程，所形成的烃源岩以“Ⅱ1-Ⅰ型”为主，为天然气的聚集和成藏提供有利的物质基础。南大港地区在发生断裂的过程同歧南次凹形成的烃源岩接触面积相对较大，能够对天然气运移范围、运移路径以及最终圈闭的聚集方式进行控制。

南大港地区西南侧是歧口凹陷西南边缘构造岩性油气藏的形成区域，同羊二庄等近东西方向断裂共同对该地区油气聚集成藏情况进行控制，并在控制的过程形成多个油田。南大港地区的东北侧末端同张北断裂下降盘之间相照应，此处形成一套东营组三角洲前缘砂体。南大港断层对垂向上运移方式具有一定的控制作用，与不同的构造背景相匹配，形成多种类型的天然气储藏类型。

2.歧口凹陷南大港地区天然气测井识别方法

每一种测井资料识别气层方法的应用原理上均存在一定的差异，可将天然气层测井识别方法分为三种形式，即直观现实方法、定量识别方法、测井新技术是被方法。

2.1直观显示方法

直观显示方法在实际应用中又被细分为密度—中子测井曲线重叠法和密度—核磁共振识别法。

2.1.1密度—中子测井曲线重叠法

因中子测井测量主要是对地层中的含氢指数进行测量，若储层中富含天然气，地层中含氢指数必将减小，中子测井曲线所显示的孔隙度相对较低。若密度和中子测距井曲线呈反向刻度形式，通过对刻度范围进行调整，使密度和中子测井曲线能够在水层发生重合，使密度和中子测井曲线在气段层产生较大的差异，按照密度和中子测井曲线所存在的这一差异能够对地层中是否存在天然气进行准确识别。

2.1.2密度—核磁共振识别法

密度—核磁共振识别法是对总孔隙度和密度测井孔隙度的综合利用，通过运用核磁共振与仪器对总孔细度和密度测井孔隙度进行测量，对地层中天然气的存在情况进行综合判断。若井眼附近含有气体，地层体积密度的测量值必将减小，此时，密度测井对地层总孔隙度的估测数值相对较高。气体对总孔隙度具有相反影响作用，气层中密度测井孔隙度大于总孔隙度，即可实现对气层的识别。

2.2定量识别方法

定量识别方法在歧口凹陷南大港地区天然气测井识别工作中，根据使用数据的不同，可将定量识别方法细分成多种形式，例如纵横波时差对比法、斜率法、等。

2.2.1纵横波时差对比法

若地层中含有天然气，纵向波速必将减小，横向波速不会受到任何的影响，因此，天然气的存在必将会增加纵波时差，将纵波时差和横波时差的比值同其他地区经验值重叠，但凡出现负差异的井段均属于天然气层。

2.2.2斜率法

斜率法是凭借密度声波时差同中子交会情况对天然气层进行识别的。当地层中呈现完全含水状态时，岩石骨架点的密度与声波时差、中子交会的任意一处焦点均需要落到含水纯砂岩线上；当地层中含有气体时，岩石骨架点的密度和孔隙度必将减小，声波时差增大，密度与声波时差、中子交会斜率均减小。为提升对天然气层识别的灵敏度，降低岩性对识别结果的影响，需要将PDRT作为识别气层的基本参数，开展相应的计算工作。当地层中含有天然气时，PDRT必将大于“0”，若地层中不存在天然气是，PDRT必将等于“0”。

2.2.3合成纵波时差

通常运用声波测井方法对储层孔隙度进行计算。若储层中含有天然气时，中子孔隙度必将减小。通过相关物理计算公式可将密度孔隙度转化成中子测井孔隙度，从而得到纵波时差。当储层中用于天然气时，纵波时差必将比实际测量得到的纵波时差大，由此可对储层中是否含有天然气进行计算。

2.2.4双源距纵波测井

长距离声波测仅能够同时对长源距波时差和短源波时差。长源距声波测井径向探测深度相对较深，容易受到冲洗带所含的饱和度的影响；短源距声波测井径向探测深度相对较浅，受冲洗带所含的饱