一种海域天然气水合物赋存状态的判别方法及系统技术方案

本发明专利技术提出了一种海域天然气水合物赋存状态的判别方法及系统，该方法包括：根据测井资料，得到井中孔隙度及水合物饱和度；建立岩石物理模型；根据构建的岩石物理模型，得到给定孔隙度情况下水合物赋存类型的第一判别参数及第二判别参数；其中，第一判别参数与横波速度测井数据相关；判断测井资料是否包含横波速度测井数据，若包含横波速度测井数据，选择第一判别参数，若不包含横波速度测井数据，选择第二判别参数，交会水合物饱和度与选择的判别参数，得到交会图版，进行变扰动误差计算；根据测井资料中的实测数据及扰动误差，得到选择的判别参数与水合物饱和度在交会图版的分布，定性判别水合物的赋存状态。

【技术实现步骤摘要】
一种海域天然气水合物赋存状态的判别方法及系统
本专利技术涉及天然气水合物识别
，尤指一种海域天然气水合物赋存状态的判别方法及系统。
技术介绍
天然气水合物作为化石燃料的重要替代能源，勘探潜力巨大，具有广阔的开发前景。由于沉积环境的不同，水合物会以不同的形态赋存在地下，赋存状态能够反应水合物的生成条件，对含水合物地层性质及成藏地质模式的研究具有指导意义。不同区域水合物钻探情况表明，水合物的赋存状态存在较大差异，并且能够引起水合物地层弹性响应的显著变化，水合物赋存类型的准确识别是天然气水合物储层岩石物理建模的基础和优质储层准确预测的前提。并且，天然气水合物的赋存状态影响天然气水合物与多孔介质的相互作用及储层的机械强度，进而决定不同赋存状态的水合物的开采方式。因此，研究经济有效的水合物赋存类型判别方法有着重要意义。然而，目前水合物赋存状态的识别主要依赖于钻井取芯，在取芯基础上进行CT扫描、热成像等分析。CT扫描是通过对CT图像进行开闭运算、多值化、梯度图像提取和边缘检测处理，获得清晰图像，识别含水合物沉积物多孔介质中不同物质边界，进而判断水合物的赋存状态(ChoiJH等，2011；OhnoH等，2011)。热成像法通过对钻芯进行热量检测进而识别水合物的形态。以上方法虽然对水合物赋存状态判别的准确度较高，但是，目前现有针对含水合物地层的取芯成功率很低，并且成本很大，该方法具有较大的局限性。除了钻井取芯外，现有技术还提出了电阻率成像测井可以刻画充填在裂隙中的水合物(Kim等，2013)，但电阻率成像测井的垂直分辨率很低，无法识别低角度的裂缝(Cook等，2010)，并且对于疏松高孔隙度地层的水合物赋存类型仍不能提供有效判别方法。在岩石物理建模方面，学者们依据岩石物理理论，构建了不同的岩石物理模型，如Biot-Gassmann理论(Lee，2002)、三相Biot方程(Lee，2006)等；另外还有在孔隙尺度下基于水合物颗粒与多孔隙介质颗粒之间的相互作用而构建岩石物理模型，如等效介质理论(EMT模型)(Helgerud，1999)，多孔颗粒的未固结砂岩模型(Ruiz和Dvorkin，2009)等；在这些模型建立过程中，针对水合物的不同赋存状态，对水合物的处理方式不同，模拟的弹性参数具有较大差异。虽然学者们针对不同的微观赋存模式给出了岩石物理模型建立方法，但对水合物的赋存状态判别研究甚少，依然缺乏可靠的方法。综上来看，亟需一种可以克服上述问题，能够实现稳定可靠、适用性强的天然气水合物赋存状态的判别方案。
技术实现思路
本专利技术提出了一种海域天然气水合物赋存状态的判别方法及系统，该方法及系统通过测井解释与岩石物理模拟技术，针对有无横波速度测井数据的情况，分别引入相应的判别系数与饱和度交会，实现孔隙充填型、颗粒支撑型或二者共存赋存状态的定性判别，并在此基础上针对孔隙充填与颗粒支撑共存情况，定量每种类型水合物含量体积分数，可以有效解决
技术介绍
中的问题，为海域天然气水合物赋存类型判别提供了一种经济有效的方法，为后续勘探开发奠定基础。在本专利技术实施例的第一方面，提出了一种海域天然气水合物赋存状态的判别方法，该方法包括：获取测井资料；根据所述测井资料，得到井中孔隙度及水合物饱和度；根据所述井中孔隙度及水合物饱和度，建立表征孔隙充填型、颗粒支撑型及二者共存三种赋存状态下的岩石物理模型；根据构建的所述岩石物理模型，得到给定孔隙度情况下水合物赋存类型的第一判别参数及第二判别参数；其中，第一判别参数与横波速度测井数据相关；判断所述测井资料是否包含横波速度测井数据，若包含横波速度测井数据，选择第一判别参数，若不包含横波速度测井数据，选择第二判别参数，交会所述水合物饱和度与选择的判别参数，得到交会图版，根据交会图版进行变扰动误差计算，得到孔隙充填型和颗粒支撑型的扰动误差；根据所述测井资料中的实测数据及所述扰动误差，得到选择的判别参数与水合物饱和度在所述交会图版的分布，定性判别水合物的赋存状态。在本专利技术实施例的第二方面，提出了一种海域天然气水合物赋存状态的判别系统，该系统包括：测井资料获取模块，用于获取测井资料；数据计算模块，用于根据所述测井资料，得到井中孔隙度及水合物饱和度；模型建立模块，用于根据所述井中孔隙度及水合物饱和度，建立表征孔隙充填型、颗粒支撑型及二者共存三种赋存状态下的岩石物理模型；判别参数计算模块，用于根据构建的所述岩石物理模型，得到给定孔隙度情况下水合物赋存类型的第一判别参数及第二判别参数；其中，第一判别参数与横波速度测井数据相关；扰动误差计算模块，用于判断所述测井资料是否包含横波速度测井数据，若包含横波速度测井数据，选择第一判别参数，若不包含横波速度测井数据，选择第二判别参数，交会所述水合物饱和度与选择的判别参数，得到交会图版，根据交会图版进行变扰动误差计算，得到孔隙充填型和颗粒支撑型的扰动误差；赋存状态判别模块，用于根据所述测井资料中的实测数据及所述扰动误差，得到选择的判别参数与水合物饱和度在所述交会图版的分布，定性判别水合物的赋存状态。在本专利技术实施例的第三方面，提出了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现海域天然气水合物赋存状态的判别方法。在本专利技术实施例的第四方面，提出了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现海域天然气水合物赋存状态的判别方法。本专利技术提出的海域天然气水合物赋存状态的判别方法及系统通过测井解释与岩石物理模拟技术，实现了基于井资料进行海域天然气水合物赋存类型的判别，针对有无横波资料实际数据情况，分别引入两种判别系数与饱和度交会进行定性判别，并引入误差扰动分析，实现区域含水合物地层孔隙填充类型、颗粒支撑型或二者共存赋存状态的定性判别，提高赋存类型判别的准确性，针对孔隙填充与颗粒支撑共存情况，定量每种类型水合物含量体积分数，为后续天然气水合物储层预测及敏感属性分析提供更准确的模型依据。附图说明为了更清楚地说明本申请实施例技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。图1是本专利技术一实施例的海域天然气水合物赋存状态的判别方法流程示意图。图2是本专利技术一具体实施例的利用水合物饱和度与判别系数交会判别海域天然气水合物赋存状态的示意图。图3是本专利技术一具体实施例的实际数据应用与海域天然气水合物赋存状态定量判别示意图。图4是本专利技术一实施例的海域天然气水合物赋存状态的判别系统架构示意图。图5是本专利技术一实施例的计算机设备结构示意图。具体实施方式下面将参考若干示例性实施方式来描述本专利技术的原理和精神。应当理解，给出这些实施方式仅仅是为本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种海域天然气水合物赋存状态的判别方法，其特征在于，该方法包括：/n获取测井资料；/n根据所述测井资料，得到井中孔隙度及水合物饱和度；/n根据所述井中孔隙度及水合物饱和度，建立表征孔隙充填型、颗粒支撑型及二者共存三种赋存状态下的岩石物理模型；/n根据构建的所述岩石物理模型，得到给定孔隙度情况下水合物赋存类型的第一判别参数及第二判别参数；其中，第一判别参数与横波速度测井数据相关；/n判断所述测井资料是否包含横波速度测井数据，若包含横波速度测井数据，选择第一判别参数，若不包含横波速度测井数据，选择第二判别参数，交会所述水合物饱和度与选择的判别参数，得到交会图版，根据交会图版进行变扰动误差计算，得到孔隙充填型和颗粒支撑型的扰动误差；/n根据所述测井资料中的实测数据及所述扰动误差，得到选择的判别参数与水合物饱和度在所述交会图版的分布，定性判别水合物的赋存状态。/n

【技术特征摘要】
1.一种海域天然气水合物赋存状态的判别方法，其特征在于，该方法包括：
获取测井资料；
根据所述测井资料，得到井中孔隙度及水合物饱和度；
根据所述井中孔隙度及水合物饱和度，建立表征孔隙充填型、颗粒支撑型及二者共存三种赋存状态下的岩石物理模型；
根据构建的所述岩石物理模型，得到给定孔隙度情况下水合物赋存类型的第一判别参数及第二判别参数；其中，第一判别参数与横波速度测井数据相关；
判断所述测井资料是否包含横波速度测井数据，若包含横波速度测井数据，选择第一判别参数，若不包含横波速度测井数据，选择第二判别参数，交会所述水合物饱和度与选择的判别参数，得到交会图版，根据交会图版进行变扰动误差计算，得到孔隙充填型和颗粒支撑型的扰动误差；
根据所述测井资料中的实测数据及所述扰动误差，得到选择的判别参数与水合物饱和度在所述交会图版的分布，定性判别水合物的赋存状态。


2.根据权利要求1所述的海域天然气水合物赋存状态的判别方法，其特征在于，获取测井资料，包括：
结合地质资料、岩心分析及测井数据，获取含天然气水合物砂岩中的矿物组分数据、孔隙流体的数据、纯水合物的数据及水合物层段的测井数据。


3.根据权利要求2所述的海域天然气水合物赋存状态的判别方法，其特征在于，根据所述测井资料，得到井中地层孔隙度及水合物饱和度，包括：
井中地层孔隙度的计算公式为：



水合物饱和度的计算公式为：
Sh＝1-Sw；
其中，






其中，为井中地层孔隙度；Sh为水合物饱和度；Sw为含水饱和度；Fc为泥质含量校正参数；a、m、n为阿尔奇参数；Rw为孔隙水电阻率；Rt为实测电阻率；Rc为黏土电阻率；Vsh为泥质含量；GR为自然伽马测井值；GRmax为纯砂岩自然伽马测井值；GRmin为纯泥岩段自然伽马测井值；电阻率及自然伽马数据来自于水合物层段的测井数据。


4.根据权利要求3所述的海域天然气水合物赋存状态的判别方法，其特征在于，根据所述井中孔隙度及水合物饱和度，建立表征孔隙充填型、颗粒支撑型及二者共存三种赋存状态下的岩石物理模型，包括：
根据所述测井资料、井中孔隙度及水合物饱和度，分别计算孔隙充填型对应的流体弹性参数和固体弹性参数、颗粒支撑型对应的流体弹性参数和固体弹性参数、干海洋沉积物骨架的弹性模量及含水合物地层的弹性参数；
建立表征孔隙充填型、颗粒支撑型及二者共存三种赋存状态下的岩石物理模型。


5.根据权利要求4所述的海域天然气水合物赋存状态的判别方法，其特征在于，根据构建的所述岩石物理模型，得到给定孔隙度情况下水合物赋存类型的第一判别参数及第二判别参数，包括：
第一判别参数的计算公式为：



其中，A为第一判别参数；Lambda为拉梅第一参数；Mu为剪切模量，拉梅第二参数；Lambda、Mu通过实测地层纵波速度Vp,、实测地层横波速度Vs及实测地层密度ρ计算得到，计算公式如下：






第二判别参数的计算公式为：
B＝ρ2ln(Vp)；
其中，B为第二判别参数；ρ为实测密度；Vs为实测地层横波速度；Vp为实测纵波速度。


6.根据权利要求5所述的海域天然气水合物赋存状态的判别方法，其特征在于，判断所述测井资料是否包含横波速度测井数据，若包含横波速度测井数据，选择第一判别参数，若不包含横波速度测井数据，选择第二判别参数，交会所述水合物饱和度与选择的判别参数，得到交会图版，根据交会图版进行变扰动误差计算，得到孔隙充填型和颗粒支撑型的扰动误差，包括：
若测井资料包含横波速度测井数据，交会所述水合物饱和度Sh与与判别参数A，孔隙充填型记为A1，颗粒支撑型记为A2，并根据纵波速度、横波速度及密度实测曲线计算判别参数A对应的判别曲线Ameasure；
若测井资料不包含横波速度测井数据，交会所述水合物饱和度Sh与判别参数B，孔隙充填型记为B1，颗粒支撑型记为B2，并根据纵波速度及密度实测曲线计算判别参数B对应的判别曲线Bmeasure；
当Sh＝0时，设置对应的参数A0及B0，根据参数A1、A2、B1及B2随水合物饱和度Sh的变化率定义误差限，计算公式如下：
孔隙充填型对应的扰动误差计算为：
判别参数A：
判别参数B：
颗粒支撑型对应的扰动误差计算...

【专利技术属性】
技术研发人员：刘迪，陈海峰，崔京彬，李磊，黄娜，陈萍，
申请(专利权)人：中国石油天然气集团有限公司，中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司，
类型：发明
国别省市：北京;11