南海神狐海域天然气水合物声波测井速度与饱和度关系分析

利用南海北部神狐海域A站位的地震和测井资料综合分析神狐海域含天然气水合物沉积层的声波测井速度及水合物饱和度的分布特征和变化规律,并对水合物饱和度的理论计算值和实测值进行对比分析,同时对水合物稳定带的纵波速度特征与饱和度的关系进行了综合研究。结果表明：神狐海域A站位的水合物层厚度约20 m,纵波速度在1 873～2 226m/s之间,水合物饱和度在15.0%～47.3%之间变化,水合物饱和度值相对较高;受海底复杂地质因素的影响,根据岩心孔隙水的氯离子淡化程度实测的水合物饱和度随声波速度的变化并不是单一的正比例关系,而是随声波速度的升高而上下波动,波动幅度在10%～20%之间,总体趋势上随声波速度的升高而升高,并集中分布在理论曲线附近;利用热弹性理论速度模型计算并校正后的水合物饱和度随声波速度的增加而有规律地增加,水合物饱和度的理论计算值与实测数据比较吻合,说明所建立的岩石物理模型正确,模型参数选取合理。根据声波速度计算水合物饱和度这一方法可扩展到整个研究区域,并为研究区的水合物资源量评价提供基础数据。     

南海神狐海域天然气水合物地球物理测井评价

我国南海北部神狐海域的天然气水合物钻探过程中采用电缆测井来识别水合物储层,使用了自然伽马、电阻率、密度、声波全波列、井温—井方位、井径及中子等7种测井仪器,测量的参数主要包括地层的自然放射性、深(浅)探测电阻率、密度、纵波速度、温度、井径、长(短)源距中子计数率及井眼方位,这些参数对于确定天然气水合物的赋存位置起到非常重要的作用。详细介绍了神狐海域天然气水合物测井的工作方法和基本步骤,参照国外相关分析,针对其中某站位钻孔ZK1的地层孔隙度及天然气水合物饱和度进行初步评价。结果表明密度测井和电阻率测井两种方法求出的地层孔隙度的一致性较好,而计算的天然气水合物饱和度值则高于孔隙水淡化分析得到的值,因此尚需结合研究区岩心分析数据来提高解释精度。研究结果对未来我国的天然气水合物测井评价具有指导意义。     

基于电阻率测井的天然气水合物饱和度估算及估算精度分析

利用电阻率测井基于阿尔奇公式能够估算孔隙空间中天然气水合物饱和度。基于神狐海域的水合物钻井(SH2站位)资料,利用密度反演的地层孔隙度与地层因子交会图,计算出估算水合物饱和度的阿尔奇常数。假定地层中水合物呈均匀分布,利用电阻率资料计算的该站位水合物饱和度平均为24%,最高达44%,水合物饱和度在垂向上具有明显的不均匀性;利用孔隙水氯离子异常估算的SH2站位水合物饱和度平均值为25%,最高值达48%,厚度为25 m。这两种方法估算的水合物饱和度基本吻合,利用电阻率资料计算的饱和度与阿尔奇常数和饱和度指数及孔隙度有关。     

南海北部神狐海域高饱和度天然气水合物分布特征

神狐海域是我国天然气水合物勘探的一个重点区域,2015年在该区域执行的GMGS3天然气水合物钻探,不仅发现了高饱和度天然气水合物,而且发现了热成因的Ⅱ型天然气水合物。其中的W11井在细粒泥质沉积物中获得了厚度达70多米的水合物层,饱和度平均值达40%,局部层高达53%。本文分析了神狐海域W11井的随钻测井资料,利用各向同性的电阻率模型,基于阿尔奇公式估算了天然气水合物饱和度,并与岩心资料中孔隙水氯离子异常估算的水合物饱和度进行对比,查明水合物在垂向上的变化,再结合地震资料反演的声波阻抗来获得水合物横向分布特征,发现水合物空间分布与储层变化、流体运聚和深部热成因气有关。     

基于波阻抗反演的天然气水合物地震检测技术

天然气水合物作为特殊的地质体,可以有效地粘结碎屑颗粒,降低沉积物孔隙度,它的存在改变了地层沉积物的物理性质,造成天然气水合物与围岩速度反差较大,从而与围岩之间存在明显的波阻抗差。为了对地层中是否有天然气水合物赋存进行地震检测,对南海北部神狐海域的天然气水合物赋存区域的地震资料进行波阻抗反演分析,结果显示波阻抗反演方法能够作为探测天然气水合物的一种技术手段,研究区天然气水合物矿体的波阻抗呈高值分布特征,波阻抗值约为3 850~3 960 g/cm3.m/s。综合分析认为,波阻抗反演方法能够用于天然气水合物的地震探测、储层分析和综合研究工作中,反演结果可以为天然气水合物储量计算提供比较准确的矿体面积和厚度参数。     

祁连山冻土区DK一1钻孔天然气水合物测井响应特征和评价

祁连山冻土区天然气水合物科学钻探工程中采用电缆测井识别水合物储层,使用了三侧向、声波速度、自然伽马、长源距伽马伽马、井温、井径、井斜7种测井仪器,所获参数有利于确定天然气水合物的赋存位置。根据DK-1钻孔中获得水合物样品层段的测井曲线总结出水合物测井响应的特征,并参考国外的相关资料．对DK-1地层的孔隙度和天然气水合物饱和度进行了初步评价。结果表明,电阻率方法求出的地层孔隙度与岩心分析值较为接近,而用标准阿尔奇方程和修正的阿尔奇方程计算出的天然气水合物的饱和度值相差较大。因此,尚需对水合物岩心进行深入的分析测试,建立适当的岩石物理模型．来指导中国天然气水合物的测井评价．     

祁连山冻土区DK-1钻孔天然气水合物测井 响应特征和评价

祁连山冻土区天然气水合物科学钻探工程中采用电缆测井识别水合物储层,使用了三侧向、声波速度、自然伽马、长源距伽马伽马、井温、井径、井斜7种测井仪器,所获参数有利于确定天然气水合物的赋存位置。根据DK-1钻孔中获得水合物样品层段的测井曲线总结出水合物测井响应的特征,并参考国外的相关资料,对DK-1地层的孔隙度和天然气水合物饱和度进行了初步评价。结果表明,电阻率方法求出的地层孔隙度与岩心分析值较为接近,而用标准阿尔奇方程和修正的阿尔奇方程计算出的天然气水合物的饱和度值相差较大。因此,尚需对水合物岩心进行深入的分析测试,建立适当的岩石物理模型,来指导中国天然气水合物的测井评价。     

南海神狐海域天然气水合物储层参数定量评价方法

海洋型天然气水合物以固态形式赋存于尚未固结的泥质粉砂和粉砂质泥地层中,不同于常规油气藏在固结砂岩地层中的赋存模式,因此造成水合物储层测井评价的难题。2007年以来我国南海神狐地区实施了4次水合物钻探,取得丰富的地球物理与岩心资料并且证实该区存在着巨大的天然气水合物资源潜力。本文通过对神狐地区常规测井、特殊测井资料以及取心资料的研究分析,总结水合物地层各项测井响应特征,利用岩心数据刻度测井,建立储层岩性、物性以及水合物饱和度计算模型,形成一套适合神狐地区天然气水合物储层参数的定量评价技术。利用本文方法对研究区部分井进行综合评价,水合物地层孔隙度平均为49.91%,水合物饱和度平均为29.75%,孔隙结构以小孔隙为主,渗透性较差,评价结果与岩心实验结果基本一致,符合率达85%。该研究成果为神狐海域水合物资源量评价及成藏研究提供了新的参考。     

台西南盆地含天然气水合物沉积层测井响应规律特征及其地质意义

文章分析了台西南盆地渗漏型和扩散型天然气水合物沉积层的测井曲线特征,并通过对比DSDP 84航次570号钻孔含天然气水合物层段测井资料,结合研究区的区域地质条件、水合物饱和度、钻井岩心资料以及地震反射剖面特征,总结出台西南盆地天然气水合物沉积层的测井响应规律及其地质意义,结果表明:研究区含水合物沉积层的测井曲线有高电阻率、高声波速度、高中子孔隙度、低补偿密度和低自然伽马的"三高两低"的异常特征,渗漏型水合物层测井曲线"三高两低"特征较扩散型明显,渗漏型水合物沉积层内水合物碳氢气体浓度高,在断层通道内高度聚集形成块状水合物,水合物的饱和度最高达到100%,水合物分解后形成碳酸盐层,部分碳氢气体沿裂隙向上运移后再次形成的水合物层,扩散型水合物主要分布在水合物稳定带的底部,水合物呈分散状存在于沉积物中,水合物分布范围较大,气体容积扩散,碳氢气体浓度下降,水合物的最高饱和度为31%,水合物气源主要为微生物成因气,裂解气可能以生物降解气的形式与微生物气为水合物的形成共同提供气源。研究区断层、断裂和气烟囱等构造发育,地震反射剖面上具有似海底反射(BSR)、振幅空白带、BSR与地层斜交、穹状反射(速度振幅异常而形成的眼球状结构)等水合物响应特征。     

基于声波测井的冻土区孔隙型水合物储层水合物饱和度估算方法

水合物饱和度参数的准确计算对于水合物资源量的评价至关重要。本文提出利用超声波测井资料与等效介质模型相结合的方法,可有效评价祁连山冻土区孔隙型水合物储层水合物饱和度变化特征,并在典型孔隙型水合物钻孔DKXX-13进行了应用。基于等效介质理论的弹性波速度模型正演模拟的纵波速度相比基于双相介质理论的弹性波速度模型更加吻合实际测井纵波速度,可用于分析孔隙型水合物储层的纵波速度特征;通过正演模拟的纵波速度与实际测井纵波速度的对比,识别出X30.0～X30.2m、X30.3～X30.4m、X31.1～X31.6m、X31.7～X31.9m、X32.0～X32.2m井段存在水合物,水合物赋存井段地层的水合物饱和度变化范围为13.0%～85.0%,平均值为61.9%,与标准阿尔奇公式估算结果和现场岩芯测试结果基本一致。研究结果可为祁连山冻土区水合物地层测井评价与地震勘探提供理论依据和技术支撑。     

Coexistence of natural gas hydrate,free gas and water in the gas hydrate system in the Shenhu Area,South China Sea

Shenhu Area is located in the Baiyun Sag of Pearl River Mouth Basin, which is on the northern continental slope of the South China Sea. Gas hydrates in this area have been intensively investigated, achieving a wide coverage of the three-dimensional seismic survey, a large number of boreholes, and detailed data of the seismic survey, logging, and core analysis. In the beginning of 2020, China has successfully conducted the second offshore production test of gas hydrates in this area. In this paper, studies were made on the structure of the hydrate system for the production test, based on detailed logging data and core analysis of this area. As to the results of nuclear magnetic resonance (NMR) logging and sonic logging of Well GMGS6-SH02 drilled during the GMGS6 Expedition, the hydrate system on which the production well located can be divided into three layers: (1) 207.8–253.4 mbsf, 45.6 m thick, gas hydrate layer, with gas hydrate saturation of 0–54.5% (31% av.); (2) 253.4–278 mbsf, 24.6 m thick, mixing layer consisting of gas hydrates, free gas, and water, with gas hydrate saturation of 0–22% (10% av.) and free gas saturation of 0–32% (13% av.); (3) 278–297 mbsf, 19 m thick, with free gas saturation of less than 7%. Moreover, the pore water freshening identified in the sediment cores, taken from the depth below the theoretically calculated base of methane hydrate stability zone, indicates the occurrence of gas hydrate. All these data reveal that gas hydrates, free gas, and water coexist in the mixing layer from different aspects.     

Velocity-porosity relationships in hydrate-bearing sediments measured from pressure cores,Shenhu Area,South China Sea

Evaluating velocity-porosity relationships of hydrate-bearing marine sediments is essential for characterizing natural gas hydrates below seafloor as either a potential energy resource or geohazards risks. Four sites had cored using pressure and non-pressure methods during the gas hydrates drilling project (GMGS4) expedition at Shenhu Area, north slope of the South China Sea. Sediments were cored above, below, and through the gas-hydrate-bearing zone guided with logging-while-drilling analysis results. Gamma density and P-wave velocity were measured in each pressure core before subsampling. Methane hydrates volumes in total 62 samples were calculated from the moles of excess methane collected during depressurization experiments. The concentration of methane hydrates ranged from 0.3% to 32.3%. The concentrations of pore fluid (25.44% to 68.82%) and sediments (23.63% to 54.28%) were calculated from the gamma density. The regression models of P-wave velocity were derived and compared with a global empirical equation derived from shallow, unconsolidated sediments data. The results were close to the global trend when the fluid concentration is larger than the critical porosity. It is concluded that the dominant factor of P-wave velocity in hydrate-bearing marine sediments is the presence of the hydrate. Methane hydrates can reduce the fluid concentration by discharging the pore fluid and occupying the original pore space of sediments after its formation.©2022 China Geology Editorial Office.     

南海神狐海域有孔虫与高饱和度水合物的储存关系

通过对神狐海域沉积物组分与水合物成藏关系的研究, 得到SH7B孔含水合物层(155~177 m)有孔虫丰度以及有孔虫壳体微结构与水合物饱和度的关系.结果表明, 有孔虫丰度与水合物饱和度有良好的对应关系, 有孔虫丰度高, 水合物饱和度也高; 反之亦然.有孔虫丰度与水合物饱和度二者的相关系数为0.72, 说明有孔虫与水合物的分布和富集有关.扫描电镜研究表明, 有孔虫成岩作用不明显, 有孔虫为有效孔隙, 有孔虫独特的壳体结构增加了沉积物的孔隙空间, 有利于水合物的储存和富集.大部分有孔虫壳体大小相当于砂粒级, 它的存在一方面增加沉积物粗组分砂的含量, 另一方面增加沉积物的孔隙度.沉积物中生物组分——有孔虫, 是南海神狐海域水合物富集的重要因素之一.      

南海神狐海域水合物钻探区钙质超微化石生物地层与沉积速率

2007年我国首次在南海北部陆坡神狐海域实施了天然气水合物钻探, 并钻取水合物实物样品.为了解钻区地层、水合物产出带(the zone of gas hydrate occurrence)或水合物储层的地层时代以及沉积速率特征, 对其中4口钻孔(SH1B、SH2B、SH5C和SH7B)岩心沉积物进行钙质超微化石年代地层学和沉积速率变化的研究.本次工作识别出17个新近纪钙质超微化石事件, 确定了神狐钻探所钻达最老地层为新近系上中新统; 水合物产出带的地层为上中新统-上新统.这4个钻井地层沉积速率的变化特征因站位和时期而异.中新世以来各地质时期沉积速率差异较大, 全新世最高(20~34.16 cm/ka之间), 其次为更新世和晚中新世(3.14~5.74 cm/ka), 上新世最低(1.88~3.27 cm/ka).此外, 水合物产出带地层的沉积速率在各钻孔也有差异, SH2B孔为4.18 cm/ka, SH7B孔为1.88 m/ka.表明南海水合物产出层位沉积速率差异较大, 沉积速率与水合物成藏的关系可能比前期的认识更为复杂.      

A 3D basin modeling study of the factors controlling gas hydrate accumulation in the Shenhu Area of the South China Sea

Great advancement has been made on natural gas hydrates exploration and test production in the northern South China Sea. However, there remains a lot of key questions yet to be resolved, particularly about the mechanisms and the controls of gas hydrates enrichment. Numerical simulaution would play signficant role in addressing these questions. This study focused on the gas hydrate exploration in the Shenhu Area, Northern South China Sea. Based on the newly obtained borehole and multichannel reflection seismic data, the authors conducted an integrated 3D basin modeling study on gas hydrate. The results indicate that the Shenhu Area has favorable conditions for gas hydrate accumulation, such as temperature, pressure, hydrocarbon source, and tectonic setting. Gas hydrates are most concentrated in the Late Miocene strata, particularly in the structual highs between the Baiyun Sag and the Liwan Sag, and area to the south of it. It also proved the existence of overpressure in the main sag of source rocks, which was subject to compaction disequilibrium and hydrocarbon generation. It also shown that the regional fault activity is not conducive to gas hydrate accumulation due to excess gas seepage. The authors conjecture that fault activity may slightly weaken overpressure for the positive effect of hydrocarbon expulsion and areas lacking regional fault activity have better potential.©2022 China Geology Editorial Office.     

晚期泥底辟控制作用导致神狐海域SH5钻位未获水合物的分析

海底泥底辟构造与天然气水合物成藏关系密切,泥底辟既能为水合物提供充分的气源物质,同时又能促使地层温度场改变进而影响水合物成藏稳定性。南海北部神狐海域SH5站位虽然BSR明显,但钻探证实不存在天然气水合物。该钻位温度剖面异常高,温度场上移,同时在其下伏地层中发现泥底辟构造和裂隙通道。根据上述事实并结合泥底辟发育各个阶段中的特点,认为泥底辟构造对天然气水合物成藏具有控制作用。泥底辟发育早期和中期阶段,低热导率和低热量有机气体有利于天然气水合物生成;而在晚期阶段,高热量液体上侵稳定带底界,导致水合物分解迁移。SH5站位很可能由于受到处于晚期阶段的泥底辟上侵而未能获取天然气水合物。