天然气数据分析_天然气动态分析方法有哪几种类型

1.天然气的成分与特性

2.天然气水合物简介

3.测井在天然气水合物勘探与评价中的应用

4.Jason反演技术在天然气水合物速度分析中的应用

5.国内外研究现状

①张国华等．1998，石油和天然气勘探地质评价规范，北京，中国海洋石油总公司。

勘探目标评价和风险分析方法是石油公司的核心技术之一。自1998年中国海油建立了《石油和天然气勘探地质评价规范》以来，对石油和天然气勘探全过程中的地质评价，尤以其中包括的勘探目标评价和勘探风险分析工作起到了促进作用，是使勘探管理工作与国际接轨的重要技术环节。勘探目标评价与勘探风险分析浸透了商业性理念和相关的评价技术，近期集束勘探方法的产生和更进一步的价值勘探的提出，就是执行这一规范的直接成果。

一、石油和天然气勘探地质评价

油气储量的增长是任何一个油公司生存、发展的根本所在，世界上的各大油气公司，无一不将油气勘探工作放在首位，并把油气风险勘探视为一种商业经营活动，力求勘探工作优质高效，即用有限的资金投入而能获得更多的、有商业开价值的油气储量。

图5-32　油气勘探地质评价程序

中国海油一直在探索一套具有自己特点的油气勘探工作和管理模式，用以具体指导海上油气勘探工作。在总结勘探经验和吸取国外油公司管理经验的基础上，按照勘探工作要革新管理、优化结构、科技进步的指导方针，于1998年编制成此《规范》。它规定了中国海油在石油和天然气勘探全过程中的地质评价阶段及各阶段地质评价的目的、任务、程序、内容以及应用的技术、标准和应用的成果和要求。它适用于中国海油所进行的油气勘探活动中的地质评价工作。

一般而言，石油和天然气勘探地质评价的全过程，系指从某一特定区域的石油地质调查开始，到提交石油（或）和天然气探明储量为止的勘探活动中的地质评价工作。根据油气勘探活动的阶段性和地质评价的目的、任务，又将地质评价全过程进一步划分为区域评价、目标评价和油气藏评价三大阶段，具体阶段划分和工作程序见图5-32，各阶段的具体含义如下。

a．区域评价阶段：即从某一特定的地理区域（可以是盆地、坳陷、凹陷或其中的某一部分）的勘探环境和石油地质调查开始，到决定是否谋求区块油气探矿权为止的地质评价工作全过程。很明显，区域评价阶段的主要目的，在于谋求获得石油和天然气探矿权。

b．目标评价阶段：即从获得区块的油气探矿权后进行勘探目标优选开始，到预探目标钻后地质评价完成为止的地质评价工作全过程。当然，目标评价的主要目的，在于发现商业性油气藏。

c．油气藏评价阶段：即从预探目标的油气藏评价方案开始实施，到提交探明储量为止的地质评价工作全过程。油气藏评价阶段的主要目的，在于落实可供开发的石油和天然气探明储量。

二、区域评价

区域评价一般按资料准备、区域地质特征分析、含油气系统分析和勘探区块选择4个阶段循序进行（图5-33）。四个阶段的具体内容如下。

图5—33　区域评价程序

a．资料准备：为区域评价收集、提供有关投资环境、区域地质背景和各项有关的基础资料。

b．区域地质特征分析：阐明评价区的构造、沉积特点及其发育演化史。

c．含油气系统分析：确定评价区含油气系统及其油气潜力。

d．勘探区块选择：确定有经济开发前景的油气聚集区块，并谋求其油气探矿权。

在评价内容中，主要包括了资料准备，具体为各种资料收集、基础资料的补充和完善、建立区域评价数据库工作；区域地质特征分析，包括区域地层格架的建立、地震资料连片解释、沉积体系及岩相分析、表层构造和断裂体系分析、基底结构和盆地演化特点分析工作；含油气系统分析包括烃源识别、储、盖层特征及时空分布、盆地模拟分析、含油气系统描述等工作；勘探区块选择包括成藏区带评价、有利区块选择、谋求油气探矿权的建议等内容。

评价要求作到成藏区带评价；油气成藏模式预测；潜在量预测；区带勘探风险分析和工程经济概念设计和评价。

最终提交的主要成果包括文字报告的7项内容、27种附图、8类附表及相关专题研究附件。

三、目标评价

目标评价一般按资料准备、勘探目标优选、预探目标钻前评价、预探井随钻分析和预探目标钻后评价5个阶段循序进行（图5-34）。在勘探程度较高的地区，勘探目标优选和预探目标钻前评价可以同步进行；在已知油气成藏区带内则当以圈闭的落实和预探目标钻前评价为重点。

5个阶段主要内容如下。

a．资料准备：为目标评价提供必要的地质背景资料和基础资料。

b．勘探目标优选：优选可供预探的有利含油气圈闭。

c．预探目标钻前评价：提交有经济性开发效益前景的钻探目标及预探井位。

d．预探井随钻分析：发现油气藏及取得必要的地质资料。

e．预探目标钻后评价：对预探目标的石油地质特征进行再认识和总结勘探经验教训，并提交获油气流圈闭的预测储量及进一步评价的方案。

评价内容主要包括资料准备，具体为资料收集、地震资料集和处理、建立目标评价数据库；勘探目标优选包括查明和落实各类圈闭、圈闭的油气成藏条件分析、圈闭的潜在量计算、预探目标优选；预探目标钻前评价包括圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭的潜在量复算、圈闭的地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计和评价、预探井位部署建议、预探井钻井地质设计；预探井随钻分析包括跟踪了解钻井动态、随钻地层分析和对比、随钻油气水分析、钻井设计调整和测试层位建议等；预探目标钻后评价包括预探井钻后基础资料整理和分析、圈闭石油地质再评价、油气藏早期评价等项内容。

其中，十分重要的是要求对预探目标做到：圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭潜在量计算、圈闭地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计与评价、预探井位部署建议和预探井钻井地质设计。

要求预探目标钻后评价做到：圈闭的石油地质再评价、油气藏早期评价、预测储量计算、油气藏开发早期工程经济评价和油气藏评价方案建议。

最后要提交预探目标评价报告，内容有预探目标评价及评价井钻探方案文字报告8项内容、附图16种、附表5类。预探目标钻后评价内容包括文字报告5项内容、附图15种、附表14类。

图5-34　目标评价程序

四、油气藏评价

油气藏评价按资料准备、油气藏跟踪评价和探明储量计算3个阶段实施（图5-35）。油气藏评价应是滚动进行的，随着勘探程度的提高和资料的积累，从宏观的油气层分布范围和规模等框架描述到微观的油气储集空间分布和体积等的精细描述，不断提高精度。

图5-35　油气藏评价程序

3个阶段的主要内容如下。

a．资料准备：为油气藏评价提供必要的地质背景资料、基础资料和各种条件。

b．油气藏跟踪评价：探明获油气流圈闭的油气层分布范围、规模和产能。

c．探明储量计算：提交可供商业开的石油和天然气探明储量。

主要评价内容为资料准备包括资料收集、建立油气藏评价数据库；油气藏跟踪评价包括评价井钻井地质设计、评价井随钻分析、评价井完钻跟踪评价、评价方案调整建议、油气藏终止评价报告；探明储量计算包括油气藏结构、储层性质、储层参数、油气藏特征、油气藏静态模型描述、油气藏模式研究、探明储量计算及评价、开发方案概念设计、收率研究、工程经济评价、探明储量报告的编写等。

需要注意的是，工程经济评价要包括勘探和开发工程参数，勘探和开发投资额操作费估算，经济模式和财务参数的选取，内部盈利率、投资回收期、净观值和利润投资比等指标的计算，敏感性和风险分析等内容。

最后应提交油藏终止评价报告和探明储量报告。

油藏终止评价报告包括文字报告6项内容、附图17种、附表23类。

探明储量报告按国家矿产储量委员会的储量规范和储量报告图表格式要求完成。

五、地质风险分析方法

勘探风险分析是石油公司勘探投资决策的重要参数，如前所述，勘探工作地质评价各个阶段都要进行风险分析。当然投资决策并不完全取决于地质风险的高低，还取决于石油公司的资金实力和承受风险的能力，但地质风险毕竟是投资决策中不可稀缺的基本参数。

根据多年勘探实践，并参考外国油公司风险分析经验和方法，我们确立了以地质条件存在概率为核心的地质风险分析方法。

本方法适用于中国海油油气勘探中预测圈闭的钻前评价分析，也可以用于对盆地或凹陷进行量预测时的地质风险分析。

此法的目的在于通过对形成油气藏基本石油地质条件存在的可能性分析，预测或估计目标圈闭的地质成功概率，为勘探目标经济评价和勘探决策提供依据。

一般而言，风险（Risk）通常解释为失败的可能性。油气勘探过程中的风险主要包括地质风险、技术风险、商业风险和政治风险等。地质风险（Geological Risk）指勘探者对勘探目标基本石油地质条件认识不足而导致勘探失败的可能性。而地质成功概率（Probability of Geological Success）或称地质把握系数，是预计目标的圈闭经钻探获得商业性油气发现的概率。地质风险分析（Geological Risk Ana1ysis）则是用概率统计学原理和圈闭评价方法，研究并量化形成油气藏的基本石油地质条件存在的可能性，预测目标圈闭的地质成功概率。

（一）地质风险分析方法

预测地质成功概率的方法有地质条件概率法、历史经验统计法和类比法等多种方法。这里用地质条件概率法，当然，也可以根据具体情况使用多种方法进行比较和互相印正。

1．地质条件概率法的基本依据

a．油气藏的形成需要同时具备烃源、圈闭、储层、盖层和运聚匹配等基本石油地质条件，缺一不可；

b．各项地质条件必须满足彼此互相独立的设；

c．各项地质条件存在概率之积即为该目标圈闭的地质成功概率。

2．地质条件存在概率的取值原则

a．各项地质条件存在概率的求取有多种方法，本规范取由已知与未知的联系来判断未知的原则，并强调占有资料的类别和可靠程度对分析结果的影响。

b．正确分析各项石油地质条件存在概率和资料的可靠程度是测算目标圈闭的地质成功概率的关键。要求必须掌握本区的石油地质条件和资料状况在目标评价总和研究的基础上进行地质风险分析和取值。

c．由于不同地区地质条件千差万别，使用者也可以根据各盆地的实际情况对取标准作适当调整和修改，但应予以说明。

（二）地质风险分析程序

首先对基本石油地质条件进行分析，确定或估计其存在概率；然后计算单层或多层圈闭的地质成功概率。

1．基本石油地质条件分析

a．烃源条件：①根据同盆地、同凹陷或同构造带内油气田分布情况，已钻探圈闭或井的含油气情况，油气苗和其他油气显示情况（地球物理烃类检测、化探、摇感等），确定是否存在成熟的烃源条件；②烃源岩的体积；③烃源岩中有机质的数量和质量；④烃源岩中有机质的成熟度；⑤资料类型和证实成度（地震、录井、钻井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

b．储层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭相同储层的储集能力及优劣成度；②储层的沉积相和储集体类型；③储层的岩性、厚度及分布的连续性；④储层的储集类型和物性条件；⑤储层段是否有同盆地、同凹陷或同构造带内的井可供标定、模拟和对比；⑥资料类型和证实成度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

c．盖层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭同类盖层的封闭能力及优劣程度；②盖层的沉积相、岩性、厚度及稳定性；③盖层的封闭类型和垂向封堵能力；④盖层中断层的数量、性质、规模及活动时期；⑤资料类型和证实程度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

d．圈闭条件：①圈闭类型及规模；②同盆地、同凹陷或同构造带内同类型圈闭的含油气情况；③断块、岩性等圈闭的侧向封闭条件和性能；④地震测网的密度和资料的质量。

e．运移条件：①油气运移通道类型，如砂岩输导层、断层面、不整合面、底辟、高压释放带等；②供烃范围内圈闭与有效烃源岩连通的路径及通畅程度；③油气运移的方式、指向和距离。

f．保存条件：①圈闭形成后构造或断裂活动对圈闭封闭条件的影响；②区域水动力条件对油气聚集的影响；③是否遭受过水洗或生物降解破坏作用；④油气是否有过热或非烃气体（CO2、N2等）的潜入；⑤油气扩散作用对油气藏的影响。

g．运聚匹配条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内同期的圈闭是否存在油气田或油气藏；②圈闭形成时间与油气主要生成时间、运移时间的关系。

2．地质条件存在概率的评估

使用地质条件存在概率评价标准，来评定目标圈闭各项地质条件的存在概率。

3．目标圈闭地质成功概率计算

a．单层圈闭地质成功概率的计算。

单层圈闭地质成功概率为该层各项地质条件存在概率之积，即：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ps为单层圈闭的地质成功概率；Pt为烃源条件的存在概率；Pc为储层条件的存在概率；Pg为盖层条件的存在概率；Pq为圈闭条件的存在概率；Py为运、聚匹配条件的存在概率。

b．多层圈闭地质成功概率的计算。

如果各层圈闭对应的各项地质条件均相互独立，则：

该目标圈闭（构造）至少有一层圈闭获得地质成功，其概率为Pas：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ps1为第一层圈闭的地质成功概率；Ps2为第二层圈闭的地质成功概率；Psn为第n层圈闭的地质成功概率，为了强调主要的钻探目的层，n值一般不大于3。

该目标圈闭各层圈闭均获得地质成功，其概率为Pts：

中国海洋石油高新技术与实践

最后，为了更好地把握主要地质风险因素，提高风险预测水平，并不断完善地质风险分析方法，要求进行钻后相关数据的整理，并按要求填写地质条件的钻探结果和钻后分析，对照钻前预测验证其符合程度，分析钻探成功或失利的原因。

六、集束勘探方法

中国海油入市以来，其经营管理方式迅速与国际接轨。反应在勘探上，也实现并正在实现着一种理念的转变，即由经济遗留的“储量指标”勘探理念——“我为祖国献石油”，向市场经济“经营型”勘探理念——“股东要我现金流”转变。入市后，股市对油公司业绩的衡量标准是现金流，它体现在勘探上不仅是新增储量的多少，而是一系列的经营指标——储量替代率、桶油勘探成本和资本化率。

储量替代率：是指新增探明可储量与当年产量之比。

桶油勘探成本：是指每探明一桶可原油储量所需的勘探费用，包括管理费用、研究费用、物探费用和无经济性发现的钻井费用。这些费用需进入当年勘探成本，叫做成本化。

资本化率：指有经济性发现的钻井费用与总勘探费用之比，这部分费用不进入当年勘探成本，可在油田开发中回收，故称资本化。

储量替代率反映了储量资产的增减。桶油发现成本是衡量勘探经营总体水平的指标，在保持稳定的勘探投人，保证100%储量替代率的前提下，要降低桶油发现成本，就要降低经营管理费用和每公里物探作业费用与每米进尺的钻井费用。当然大的储量发现会导致桶油勘探成本大幅度下降，但除特殊需要，油公司更希望保持股市稳定，无需披露重大储量发现。资本化率反映了油公司所占有的勘探区块（也是一种资产）的质量，它不仅可以降低桶油成本，更重要的是表现所占有的勘探区是否具备一定潜力、储量代替率是否有保障。

要想有多的储量发现就要打更多的井，在保证桶油发现成本承诺的前提下，只有降低单位作业成本。面对发展需要的压力、投资者的压力、服务价格走向市场后的压力，必须走出一条勘探管理新路子，于是集束勘探思路孕育而生。

集束勘探是探索适应市场经济条件下多快好省的勘探新理念，主要包括以下3层含义。

a．集束部署：着眼于一个领域或区带，选择具有代表性的局部构造集中部署，用较少的工作量以求解剖这一领域或区带，达到某一确定的地质目的。

b．集束预探：基于不漏掉任何一个有经济性油气藏为出发点，简化初探井钻井过程中取资料作业和测试，加强完钻过程中的测井工作，以显著提高初探井效率，大幅度降低初探井费用，用简化预探井、加速目标的勘探方法。

c．集束评价：一旦有所发现，则根据地下情况，优选最有意义的发现，迅速形成一个完整评价方案，一次组织实施，缩短评价周期和整个勘探周期。如有商业性，使开发项目得以尽快实施。

集束评价钻探包括两类不同取资料要求的钻井，一类是取全取准资料的井，此类井要充分考虑开发、工程、油藏甚至销售部门的需要，取足取好资料；另一类井是为了解决复杂油气田面上的控制问题，需要简化其中一些环节，作为集束井评价，以求得到以最低的评价费用取全取准资料，保证储量计算和编制ODP方案的需要。

在实施集束勘探一年的时间中，我们针对一个有利区带和目标共钻探集束探井20多口，初步见到以下效果：①储量代替率可望达到151%；②资本化率39%；③桶油发现成本保持在1美元；④完成了历年来最高的和自营勘探投资——16.75亿元；⑤建井周期缩短2/3；⑥每米钻井进尺费用降低40%。

通过一年的实践，主要体会如下。

1．以经济性发现为目的，统筹资料的获取

初探井是以经济性发现为目的的，关键在于证实有一定烃类产能、有一定厚度油气层的存在，精确的测试资料、储层物性资料、原油物性资料都可留在评价井钻探中获取。这就可以在初探井中作到不取心、不测试，从而大大简化钻井程序，达到降低钻井成本的目的。

一般来说初探井的经济成功率只有10%之间，我们可以在90%左右的初探井中实现低成本探井。事实证明用电缆式测试（MDO）、加旋转井壁式取心技术，完全可以保证不漏掉有经济测试价值的油气层。集束评价更有利于有目的地取好油藏评价的资料，在进行了早期油藏评价后，我们对油气藏模式有了基本的认识，就可以有目的地安排油藏评价井资料获取方案，大大减少了盲目性。

2．集束勘探在资料问题上体现了性、目的性

集束勘探“三加三简”的有所为和有所不为的获取资料原则——抓住有无油气，有油气则加强，无油气则从简；突出经济性，有经济性则加强，无经济性则从简；区分主力层与非主力层，主力层则加强，次要层则简化。这样保证了总体资料的质量，减少不必要的繁琐取资料工作量。

3．实现集束勘探要做好技术准备

首先应加强完井电测、简化钻井测试，测井要做好电缆测试（泵抽式取样）、旋转式井壁取心和核磁共振测试的技术准备。

其次，钻井工程借鉴开发生产井优快钻井经验，对初探井简化井身结构，打小井眼，不取心，尽可能保证钻井作业的连续性，提纯钻进时间比例，用集束勘探的办法尽量减少动员费用，在拖航、弃井等环节上提高时效，降低费用，保证稳定的、高质量的泥浆性能，打好优质的规则井眼，创造良好的测井环境。

第三，评价井的测试工作中，要做好直读压力计、多层连作、油管完井等技术准备。

4．集束勘探协调了长期困扰勘探家的三大矛盾

第一，协调了加大勘探工作量与有效控制成本间的矛盾。集束勘探可实现相同的勘探成本下，多打初（预）探井，总体上必然加快勘探进程。如在合同区义务勘探工作量确定的前提下，勘探成本的降低，则意味着抗风险能力的增强。

第二，协调了不同专业间的利益矛盾。长期以来地质家想多取资料——资料越多越好；钻井工程想快——钻完井越快越好；测井公司想省——下井次数越少越好。集束勘探实现了集约性的成本控制，使各专业各得其所。

第三，协调了老石油传统与现实市场经济间理念上的矛盾。在老石油地质家的传统观念中，是取资料越多越好、储量发现越多越好、收率提得越高越好。把这些观念放在市场经济条件下，都会与勘探成本产生冲突，于是这些观念都变成了相对的、有条件的：资料——在保证不同勘探阶段起码质量要求下，取资料的工作量越少越好；储量发现——在保证勘探资本及时回收条件下越多越好，否则无须及时探明；收率——在保证现金流和盈利率条件下越高越好，否则宁可要相对较低的收率；勘探成功率——对油公司来讲，地质成功率毫无意义，油公司只要商业成功率，更关心的是勘探投入的资本化率；储量概念——不能只讲地质储量，对油公司来说更关心可储量，尤其是可作为公司资产的份额可储量。

集束勘探是我们由经济成功转向市场经济时，在经营理念上发生根本变革的表现。一年来的成功实践，不但在中国海油勘探家中产生了巨大观念上的震动，也影响到许多外国作业者，纷纷吸收或效仿集束勘探方法。集束勘探方法的产生，表明我国企业不仅可以进入国际市场，并且完全可以在市场运作中有所发现，有所发明，有所前进，创造出更好的经济效益。

在2002年中国海洋石油勘探年会上，将集束勘探发展为价值勘探的一部分，这是勘探工作进步的表现。这一新生事物的出现，使公司上市后出现了新情况：结束了国有独资的历史，十分关注投资的收益、储量增长的压力、成本的压力等。如此，必须对过去传统的勘探理念进行重新审视：由过去的地质调查研究型，变为经营油气实物的经营型，要创造经营价值。所以，价值勘探是一种以价值为取向的勘探理念，具体地说，每项工作以是否增加公司或股东的价值，作为决策的依据，即勘探的每个环节，以创造出更多的价值作为决策的出发点，勘探工作将围绕价值中心来进行。这也体现了勘探工作本身是发展的、动态的，在勘探工作不断进展中，随时拓宽、发展勘探方法，以促进海洋石油事业不停顿地、持续发展。

天然气的成分与特性

史进1 吴晓东1 孟尚志2 莫日和2 赵军2

作者简介:史进,1983年生,男,汉族,山东淄博人,中国石油大学(北京)石油天然气工程学院博士生,主要从事煤层气、页岩气开发方面的研究工作。E-mail:shijin886@163,电话:18901289094。

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室 北京 1022492.中联煤层气有限责任公司 北京 100011)

摘要:页岩气是一种储量巨大的非常规天然气,但是页岩气藏储层结构复杂,多为低孔、低渗型,开发技术要求很高。本文简述了国内外页岩气开发现状,分析了页岩气成藏机理以及开发特点,重点介绍了国外主要用的页岩气开技术,包括页岩气的储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面,其中水平井钻井以及压裂技术是最为重要的。最后本文指出了中国页岩气开发急需解决的几个方面的问题。

关键词:页岩气 开技术 储层评价 水平井增产 完井技术 压裂技术

Analysis on Current Development Situation and Exploitation Technology of Shale Gas

SHI Jin WU Xiaodong MENG Shangzhi MO Rihe ZHAO Jun

(1.Petroleum engineering institute, China University of Petroleum, Beijing 102249,2.China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 10001 1, China)

Abstract: The shale gas is a kind of non-conventional with giant amount of reserves,but the shale reservoir has complex structure with low porosity and low Permeability , so it needs advanced technology.This article sum- marizes current situation of shale gas development both in and abroad,analyses the gas generation and development characteristic of shale gas,mainly introduces gas exploration and development of technology,including reservoir e- valuation technology, horizontal well stimulation techniques, completion technology as well as fracturing tech- niques.At last, the paper points out the urged problem needed to be sloved for china's shale gas development.

Keywords: Shale gas;development technology; Reservoir evaluation; Horizontal well stimulation; comple- tion technology; fracturing techniques.

1 前言

地球上各种油气在地层分布的位置各不相同(图1),随着全球能源的需求量增大,页岩气作为一种非常规能源越来越受到人们的重视。页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集[1]。世界页岩气很丰富,但尚未得到广泛勘探开发,根本原因是致密页岩的渗透率一般很低。但近几年来,页岩气的开已经成为全球开发的一个热点。由于页岩气的赋存、运移以及开机理与普通天然气有很大的不同,所以在勘探开发技术方面与普通天然气也有很大的差别。

图1 各种油气分布示意图

2 国内外页岩气勘探开发现状

2.1 国外页岩气开发情况

国外的页岩气开发以美国为主,美国是目前世界上唯一商业化开发页岩气的国家。美国第一口页岩气井可追溯1821年,钻遇层位为泥盆系Dunkirk页岩[2],井深仅8.2m。19世纪80年代,美国东部地区的泥盆系页岩因临近天然气市场,在当时已经有相当大的产能规模。但此后产业一直不甚活跃。直到20世纪70年代末,因为国际市场的高油价和非常规油气概念的兴起,页岩气研究受到高度重视,当时主要是针对FortWorth盆地Barnett页岩的深入研究。2000年以来,页岩气勘探开发技术不断提高,并得到了广泛应用。同时加密的井网部署,使页岩气的收率提高了20%,年生产量迅速攀升。2004年美国页岩气年产量为200×108m3,约占天然气总产量的4%;2007年美国页岩气生产井近42000口,页岩气年产量450×108m3,约占美国年天然气总产量的9%。参与页岩气开发的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家。美国相关专家预测,2010年美国页岩气产量将占天然气总产量的13%。图2是美国页岩气分布图。

美国的页岩气能够得到快速发展,技术上主要得益于以下四个方面:(1)减阻水压裂技术:携带非常少的添加剂,这样降低了成本,减少对地层的伤害,但携砂能力下降。(2)水平井替代了直井,长度从750m增加到了1600m。(3)10至20段,甚至更多的分段压裂大大提高了收率。(4)同步压裂时地层应力变化的实时监测。当然,这也离不开国家政策的支持,20世纪70年代末,美国在《能源意外获利法》中规定给予非常规能源开发税收补贴政策,而得克萨斯州自20世纪90年代初以来,对页岩气的开发不收生产税。

除了美国,加拿大是继美国之后较早规模开发页岩气的国家,其页岩气勘探研究项目主要集中在加拿大西部沉积盆地,横穿萨克斯其万省的近四分之二、亚伯达的全部和大不列颠哥伦比亚省的东北角的巨大的条带。另外,Willislon盆地也是潜在的气源盆地,上白平系、侏罗系、二叠系和泥盆系的页岩被确定为潜在气源层位。可以预测,在不久的将来加拿大西部盆地很可能发现数量可观的潜在页岩气。

2.2 中国页岩气开发现状

2009年以前,我国的页岩气开发以勘探为主,2009年12月,才正式启动页岩气钻井开发项目[3]。我国主要盆地和地区的页岩气量约为(15~30)×1012m3,中值23.5×1012m3,与美国的28.3×1012m3大致相当。预计到2020年,我国的页岩气年生产能力有望提高到150亿~300亿m3。页岩气在中国的分布在剖面上可分为古生界和中-新生界两大重点层系。在平面上可划分为南方、西北、华北-东北及青藏等4个页岩气大区。其中,南方及西北地区的页岩气(也包括鄂尔多斯盆地及其周缘)成藏条件最好。

我国南方地区是我国最大的海相沉积岩分布区[4],分布稳定,埋藏深度浅,有机质丰度高。四川盆地、鄂东渝西及下扬子地区是平面上分布的有利区。在中国北方地区,中新生代发育众多陆相湖盆,泥页岩地层广泛发育,页岩气更可能发生在主力产油气层位的底部或下部。鄂尔多斯盆地的中-古生界、松辽盆地的中生界、渤海湾盆地埋藏较浅的古近系等也属于有利区。

3 页岩气开发特点分析

3.1 页岩气成藏机理

页岩气成藏机理兼具煤层吸附气和常规圈闭气藏特征,但又与这两者有显著的区别(表1),显示出复杂的多机理递变特点。页岩气成藏过程中,赋存方式和成藏类型的改变,使含气丰度和富集程度逐渐增加。完整的页岩气成藏与演化可分为3个主要过程,吸附聚集、膨胀造隙富集以及活塞式推进或置换式运移的机理序列。成藏条件和成藏机理变化,岩性特征变化和裂缝发育状况均可对页岩气藏中天然气的赋存特征和分布规律有控制作用。

图2 美国的页岩气分布

表1 页岩气与其他天然气对析

3.2 页岩气开发特点

页岩气储层显示低孔、低渗透率的物性特征,气流的阻力比常规天然气大。因此,页岩气收率比常规天然气低[5]。常规天然气收率可以达到80%甚至90%以上,而页岩气仅为5%~40%。但页岩气开发虽然产能低,但具有开寿命长和生产周期长的优点,页岩气井能够长期以稳定的速率产气,一般开寿命为30~50年,美国地质调查局(USGS)2008年最新数据显示,Fort Worth盆地Barnett页岩气田开寿命可以达到80年。

页岩气中气体主要分为吸附态和游离态,和煤层气相似,但页岩气中的吸附气的比例较低,有的只有30%左右[6],裂缝中的水很少,主要为游离态的压缩气,页岩气的生产可以分为两个过程,第一个过程是压力降到临界解吸压力以前,产出的只有游离态的气体,它的生成基本与低渗透天然气无异,这个过程也是页岩气地层压力降低的过程,第二个过程是压力降到临界解吸压力以后,这时基质中的气体开始解吸出来,与裂缝中的气体一起被出,所以产气量会达到一个峰值,如图3所示,但是由于吸附气占的比例并不大,所以产气量又很快下降,最终的残余气饱和度中只有很小一部分是吸附气,因为和煤层气不同的是,气降压不可能使储层的压力降得很低。

图3 不同类型天然气藏的生产曲线示意图

4 主要页岩气勘探开发技术

页岩气的勘探开发技术与普通的气井的不同之处主要体现在页岩气储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面,其中水平井钻井以及压裂技术最为重要。

4.1 储层评价技术

页岩气储层评价的两种主要手段是测井和取心。应用测井数据,包括ECS(Elemental Capture Spectroscopy)来识别储层特征[7]。单独的GR不能很好地识别出粘土,干酪根的特征是具有高GR值和低Pe值。成像测井可以识别出裂缝和断层,并能对页岩进行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向,进而为气井增产提供数据。岩心分析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性,并分析测试TOC和吸附等温曲线,以此得到页岩含气量。

4.2 水平井钻井技术

页岩气储层的渗透率低,气流阻力比传统的天然气大得多,并且大多存在于页岩的裂缝中,为了尽可能地利用天然裂缝的导流能力,使页岩气尽可能多的流入井筒,因此开可使用水平钻井技术,并且水平井形式包括单支、多分支和羽状。一般来说,水平段越长,最终收率就越高。

水平井的成本比较高,但其经济效益也比较高,页岩气可以从相同的储层但面积大于单直井的区域流出以美国Marcellus页岩气为例,水平井的驱替体积大约是直井驱替体积的5.79倍还多。在用水平井增产技术过程中,水平井位与井眼方位一般选在有机质富集,热数度比较高、裂缝发育程度好的区域及方位。

4.3 完井技术

页岩气井的完井方式主要包括组合式桥塞完井、水力喷射射孔完井和机械式组合完井。组合式桥塞完井是在套管井中,用组合式桥塞分隔各段[8],分别进行射孔或压裂,这是页岩气水平井最常用的完井方法,但因需要在施工中射孔、坐封桥塞、钻桥塞,也是最耗时的一种方法。水力喷射射孔完井适用于直井或水平套管井。该工艺利用伯努利原理,从工具喷嘴喷射出的高速流体可射穿套管和岩石,达到射孔的目的。通过拖动管柱可进行多层作业,免去下封隔器或桥塞,缩短完井时间。

4.4 压裂技术

据统计,完井后只有5%的井具有工业气流,55%的井初始无阻流量没有工业价值,40%的井初期裸眼测试无天然气流,这是因为页岩气埋深大,渗透率过低。所以压裂对于页岩气来说是最为重要的。而且因为页岩气多用水平井开,因此页岩气压裂技术,主要包括水平井分段压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术以及裂缝综合检测技术(图4)。

4.4.1 水平井分段压裂技术

在水平井段用分段压裂,能有效产生裂缝网络,尽可能提高最终收率,同时节约成本。最初水平井的压裂阶段一般用单段或2段,目前已增至7段甚至更多。如美国新田公司位于阿科马盆地Woodford页岩气聚集带的Tipton-H223[9]井经过7段水力压裂措施改造后,增产效果显著,页岩气产量高达14.16×104m3/d。水平井水力多段压裂技术的广泛运用,使原本低产或无气流的页岩气井获得工业价值成为可能,极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开范围,是目前美国页岩气快速发展最关键的技术。

4.4.2 重复压裂

当页岩气井初始压裂因时间关系失效或质量下降,导致气体产量大幅下降时,重复压裂能重建储层到井眼的线性流,恢复或增加生产产能,可使估计最终收率提高8%~10%,可储量增加30%,是一种低成本增产方法,压裂后产量接近能够甚至超过初次压裂时期,这是因为重复压裂可以发生再取向(图5),在原有裂缝的基础上,还会压开一些新的裂缝。美国天然气研究所(GRI)研究证实[10],重复压裂能够以0.1美元/mcf(1mcf=28317m3)的成本增加储量,远低于收购天然气储量0.54美元/mcf或发现和开发天然气储量0.75美元/mcf的平均成本。

图4 Barnett页岩压裂模式示意图

图5 重复压裂再取向

4.4.3 同步压裂

同步压裂技术最早在Barnet页岩气井实施,作业者在相隔152~305m范围内钻两口平行的水平井同时进行压裂。由于页岩储层渗透性差,气体分子能够移动的距离短,需要通过压裂获得近距离的高渗透率路径而进入井眼中。同步压裂用的是使压力液及支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法,来增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积。目前已发展成三口井,甚至四口井同时压裂,用该技术的页岩气井短期内增产非常明显。

4.4.4 裂缝综合监测技术

页岩气井压裂后,地下裂缝极其复杂,需要有效的方法来确定压裂作业效果,获取压裂诱导裂缝导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息,改善页岩气藏压裂增产作业效果以及气井产能,并提高天然气收率。

利用地面、井下测斜仪与微地震监测技术结合的裂缝综合诊断技术,可直接地测量因裂缝间距超过裂缝长度而造成的变形来表征所产生裂缝网络,评价压裂作业效果,实现页岩气藏管理的最佳化[11]。该技术有以下优点:(1)测量快速,方便现场应用;(2)实时确定微地震的位置;(3)确定裂缝的高度、长度、倾角及方位;(4)具有噪音过滤能力。

作为目前美国最活跃的页岩气远景区,沃斯堡盆地Barnett页岩的开发充分说明了直接及时的微地震描述技术的重要性。2005年,美国Chesapeake[12]能源公司于将微地震技术运用于一口垂直监测井上,准确地确定了Newark East气田一口水平井进行的4段清水压裂的裂缝高度、长度、方位角及其复杂性,改善了对压裂效果的评价。

5 中国页岩气开发亟需解决的问题

5.1 地质控制条件评价

我国页岩气勘探才刚刚起步,尽管页岩气成藏机理条件可与美国页岩气地质条件进行比对,但我国页岩气的主要储层与美国有很大区别,如四川盆地的页岩气层埋深比美国大,美国的页岩气层深度在800~2600m,四川盆地的页岩气层埋深在2000~3500m。因此需要建立适合于我国地质条件且对我国页岩气战略调查和勘探开发具有指导意义的中国页岩气地质理论体系。应重点研究我国页岩发育的构造背景、成藏条件与机理(成藏主要受控于页泥岩厚度、面积、总有机碳含量、有机质成熟度、矿物岩石成分、压力和温度等因素)、页岩成烃能力(如有机质类型及含量、成熟度等)、页岩聚烃能力(如吸附能力及影响因素等)、含气页岩区域沉积环境、储层特征、页岩气富集类型与模式,系统研究我国页岩气分布规律、潜力和评价方法参数体系等。

5.2 战略选区

作为可商业规模化开的页岩气,战略选区是页岩气勘探开发前的基础性、前瞻性工作,除了地质控制因素的考虑,还应特别重视页岩气开发可行性。我国页岩气起步阶段应首先要考虑海相厚层页岩中那些总有机碳含量大于1.0%、Ro介于1.0%~2.5%之间、埋深介于200~3000m之间、厚度大于30m的富含有机质页岩发育区;其次考虑海陆交互相富含有机质泥页岩与致密砂岩和煤层在层位上的紧密共生区;但同时要研发不同类型天然气多层合技术;对于湖相富含有机质泥页岩,重点考虑硅质成分高、岩石强度大、有利于井眼稳定的层系。

5.3 技术适应性试验

美国页岩气成功开发的关键原因之一在于水平井技术、多段压裂技术、水力压裂技术、微地震技术、地震储层预测技术、有效的完井技术等一系列技术的成功应用。但这些手段在中国是否会取得比较好的效果,还值得进一步的现场试验才能得出结果。中国页岩气的开发急需要研究出一套适合中国地质条件以及页岩气特点的开发技术,使分布广泛的页岩气量逐步转化为经济和技术可储量。

5.4 环保因素的考虑

对Barnett页岩开地区的研究表明,钻井和压裂需要大量的水,2000年在Bar-nett页岩中开页岩气需86.3×104m3的地表水和地下水,2007年这一用量增长了10倍多,约60%~80%的水会返回地面,其中含有大量的化学物质或放射性元素,会造成水污染,因此页岩气开发过程中对于环境的保护也是需要重视的问题。

6 结论

(1)美国页岩气的高速发展表明,除了天然气价格上涨、天然气需求增加以及国家政策扶持等因素外,主要得益于以下开发技术的进步与推广运用:水平井钻井与分段压裂技术的综合运用,使页岩开发领域在纵向和横向上延伸,单井产量上了新台阶;重复压裂与同步压裂通过调整压裂方位,能够改善储层渗流能力,延长页岩气井高产时期;裂缝监测技术能够观测实际裂缝几何形状,有助于掌握页岩气藏的衰竭动态变化情况,实现气藏管理的最佳化。

(2)目前中国的页岩气开发急需要解决以下几个方面的问题:地质控制条件评价、战略选区、技术适应性试验、环保因素的考虑,从而推动中国页岩气产业的快速发展。

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天然气水合物简介

1.2.1 天然气的类型

天然碳氢气体是石油的固定伴生物，或者以自由积聚的形式出现，构成气顶，或者溶解在石油中，构成它的馏分。组成天然气矿床的气体成分有甲烷、重碳氢化合物、氧、氮、硫化氢，有时也有一定数量的氩和氦。溶解于石油中的植物组分基本是烃族C1—C6，即甲烷、乙烷、丁烷、戊烷、己烷，包括烃族C4—C6的同分异构体。溶解气体中所含的重烃达到20%～40%，少数情况下达到60%～80%。溶解气体中的非烃类组分通常是氮和含硫化氢、氩、氦混合物的碳酸气。氮的含量从0到30%不等；CО2 含量在 0 到 10%～15%之间，H2S含量在0到6%之间。氢气和惰性气体含量很低。

碳氢化合物气体是天然气的组成部分，其中最常见的是甲烷（CH4）、氮气（N2）和碳酸气（CО2），它们都是在化学和生物化学过程中形成的（表1.9）。

表1.9 天然气组分的平均含量

1.2.2 天然气分类

最先提出天然气分类的是威尔南斯基（Вернадский），分类的主要依据是：① 形态，也就是气体在地球中的存在形式；② 化学成分；③ 形成历史。

1）根据气体的存在形态分为：在岩石孔隙中的含量；游离态（空气中）；气体流——存在于火山活动、构造运动及地表中；气体蒸发；气体的液态溶液（存在于大洋、湖海、江河等各种水体中）；气体的固态形式（被岩石和矿物吸附的气体）。

2）威尔南斯基根据其形成历史把天然气分为以下几类：地表气体；高温形成的气体；伴随构造运动过程渗透到地表的气体。

他把这些构造运动形成的气体按照组成成分分为氮气流、碳酸气流、甲烷气流、氢气流。

3）索科洛夫（Cоколов）根据天然气在自然界中的存在形式和化学成分对其进行了最详细的分类，参见表1.10。

4）按来源把气体分为两种——游离态和溶解气体（Бакиров и др.，1993）。游离态的碳氢化合物气体可能呈以下几种形式存在：① 在单纯的气体矿床，而且在某些情况下这些气体矿床在同一个油气带是油气带与石油带交替出现，而在另一些情况下集中于单独的含气带；② 游离态——存在于石油矿床的气帽中。

溶解气体可以存在于石油中和地下水中。

但是游离态和溶解气体之间不存在明显的界限，因为在油气田气帽和石油及冲刷矿床的地下水之间存在着一个动态的相平衡。

表1.10 天然气体的分类

续表

1.2.3 天然气矿床的气体组成

1.2.3.1 碳氢化合物

天然气矿床的碳氢化合气体主要由甲烷（CH4）和数量不定的混合物组成，混合物包括重同系乙烷C2H6，丙烷C3H8，丁烷C4H10及微量的戊烷和己烷。在石油矿床的气体中可能存在着液态的碳氢化合物，比C6更重。

重碳氢化合物的含量（从C2H6开始）取决于以下几个因素：① 原始有机物质的成分；② 有机物质的退化程度；③ 聚积过程。岩石封闭期所包含的吸溜气体可以提供重要的信息。

天然气体的碳氢化合物成分的特点是标准的及同构的丁烷和戊烷含量的千差万别，这取决于一系列的因素：有机物质的成分、退化的程度、气体矿床岩层的温度、压力条件等。

在碳氢化合物的组分中也会遇到碳酸气（CО2）、氮气（N2）、硫化氢（H2S）、氦气（Hе）和 氩气（Ar）。

为了测定天然气的碳氢化合物组分引入“干燥指数”这个概念——甲烷相对于其同族数量的百分比，同族也就是CH4/（C2H6及以上）。天然气的干燥指数也是其聚积方向的指标。因为甲烷的特点就是极其稳定，那么随着分子量的增加其聚积速度就减慢。

1.2.3.2 同位素

天然气的同位素组成。正如希尔威尔门（Cильвермен）所指出的，甲烷、乙烷、丙烷等含量最丰富的是同位素13C。在甲烷和乙烷之间存在着明显的突变，以后13C分子量的增加不明显。氮的同位素是14N 和 15N。根据赫令格的分析，同位素比重的特点是富15N，按照这个标准是大气中的氮。他确认，对于石油、岩石有机物质和碳氢化合物气体，15N相应地发生变化，其同位素组成分别为×0.7%～1.4%、0.1%～1.7%、×1%～1.5%（表1.11）。

表1.11 天然气体的物理特性

有关天然气中硫的同位素组成，潘基纳亚通过研究得出这样的规律：随着地质年龄的增加硫重同位素所占的比重减少。此外，在形成硫化氢时，硫酸盐的微生物还原过程可能会表现出硫同位素32S/34S值的明显波动。

1.2.4 天然气的主要物理化特性

气体可以在孔状及裂隙状岩石中流动，而且可能通过岩石进行扩散。此外，气体可能溶解在石油和水中，从而在地壳中运移。气体的这些特性取决于它们的一系列物理特性，表1.12列举出了其中几个特性。

1.2.4.1 气体的溶解

气体的溶解取决于一系列的因素：压力、温度、化学成分、地下水中盐的浓度。在压力小于5 MPa的条件下符合亨利定律：被溶解气体的数量与压力机溶解系数成正比。当压力增大以及气体成分复杂时，这种制约关系将变得复杂多样。总的说来，压力增加，气体的溶解度增大。

气体溶解度对温度的依赖关系如下：温度低于100 ℃时为反比例关系，高于100 ℃时是正比例关系。尤其是非极性气体（碳氢化合物和氮气）在高压下溶解度随着温度的增加而升高。

气体的化学成分也对溶解度有影响：水中极性气体的溶解度比非极性气体的溶解度要高出很多：二氧化碳在20 ℃时的溶解度相当于甲烷溶解度的27倍，是氮气溶解度的58倍。

1.2.4.2 岩石圈对天然气的吸存方式

岩石圈中对天然气的吸存有几种形式（Бакиров，1993）。气体被吸存在坚硬的矿物岩石及有机体中。被吸存的气体存在于裂隙的表层或者岩石的孔隙中，岩石深处还有被吸存的气体。后者可能以气泡的形式存在于岩石晶体中。

1.2.4.3 聚积

天然气（地壳气态矿物）学说的创始人是韦尔纳茨基（Вернадский）院士。他把天然气看作是自由聚积并在大气圈和地壳之间交换的产物，认为“地壳”的演化是天然气不断混合的过程，包括垂直方向，也包括水平方向的运动。在这个过程中，自然聚积从地球静压力高的区域趋向静压力低的区域。

气体的聚积导致某些构造中的气体贫乏，而在另外一些构造中又出现富集。如果在这种情况下形成天然气或者石油和天然气的大量聚积，那么这就被称作矿床，也就是石油和天然气矿床——这不是它们生成的地方，而是有利于其矿床形成的地方。

气体的聚积有各种形式：扩散、渗透、漂浮、涡流、液态下气体的运移。

扩散可能实际发生在任何环境：气体在气体中，气体在水中，气体在固态物质中。扩散时气体的交换可能发生在穿透岩石、液体或者气体的封闭孔隙中（彼此隔绝）。扩散的过程符合福柯定律：扩散与气体聚积梯度方向呈现正相关关系。随着气体物质分子的扩大，扩散系数降低，而随着温度的升高而扩大。

渗透（或者过滤）是最活跃的迁移形式，发生在有孔洞和缝隙相通的各层之间，构成一个开放的体系。渗透的发生受压力差影响，符合达西定律。显然，气体在渗透时的迁移比扩散时要显著得多。比如，甲烷中截面压差为每100 m2 2 个大气压：在格罗兹内或者巴库型砂岩或者粘土中，渗透率为0.03～0.04 D时，每平方千米的表面会向大气中散逸大于1 m3 的气体。或者在一百万年间散逸大于10亿m3 的气体。可惜这个过程既不能避免，也不能逆转，因此气体的积聚和矿床的形成只能在圈闭构造中，渗透层或者构造被实际的不透水层覆盖。在这种绝缘构造中气体的迁移运动完全没有终止，但是扩散代替了渗透，这个过程在几百年或者几百万年的过程中能够大大缩减矿床气体的藏量。

在自然界中不存在严格意义上的运移方式划分。根据运移机制的不同分为以下几类：

1）渗透式：① 以连通孔洞及裂隙为通道；② 以部分被水填充的孔洞及裂隙为通道；③ 与水合为一体（气体溶解在水中）。

2）扩散式——以被其他气体充满的孔洞或裂隙为通道。

3）渗透-扩散式。近期的研究非常关注液体中气体的运移：在漫长的时间里多次受到内动力（热力）作用的构造中含有水或者凝析油，其中的气体随之运移。这种构造可以是断裂带或者盆地，或者火山颈，由于热液物质的壳下喷射使得石油和天然气变热，并且随着气液热流的形成而富含内源气体，这个过程中进行着物质分异：富含轻质成分的处于运移的前缘，而富含较重成分的处于运移的后部或者侧翼。

这个过程中热液组分很容易溶解在气体中——随着在冷却积聚地带的进一步冷凝转变为气态物质。

气体在液体中的漂浮是多相液体的渗透现象。在大气层中，较轻的气体漂浮在较重的气体上面。在岩石的孔洞和裂隙中，气体以气泡的形式上浮。压缩至10 MPa的气体物质质量相当于同样体积的水质量的十分之一，这就是气体在水或石油中具有浮力的原因。

气体的涡流运动是气层中低层所特有的。

可溶状态下水对气体的运移在水圈和沉积层中起着巨大作用，尤其是在气体矿床的形成中所起的作用更大。

测井在天然气水合物勘探与评价中的应用

王力锋

（中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，无锡214151）

摘要 天然气水合物的发展历史不过200 多年时间，而真正得到科学界和工业界重视的时间则更加短暂，仅有60多年而已。但在能源问题突出严重的当今社会，天然气水合物作为下一代清洁的非常规能源却正以飞快的速度赢得各个领域的不同程度的重视。本文以简述的形式，回顾天然气水合物的发展历程，着重于天然气水合物的现状、未来的发展方向以及各国策略分析。

关键词 天然气水合物，非常规能源，能源政策

A Brief Introduction to Natural Gas Hydrates

WANG Li-feng

（Wuxi Research lnstitute of Petroleum Geology，SlNOPEC，Wuxi214151）

Abstract The history of research on natural gas hydrate is not more than two hundred years and the time for it to get scientific and industrial solid concerns essentially is only of sixty years.But under the coming global energy crisis，the studies of natural gas hydrate which is regarded as potential new unconventional resources he been growing dramatically in all fields.As a brief introduction，we show reviews on its history，current situation，future perspective and energy policies all over the world.

Key words natural gas hydrate unconventional resources energy policies

1 简介

天然气水合物（natural gas hydrates，简称为NGH）属于笼形化合物（clathrate）的一种，因此又被称为笼形水合物（clathrate hydrates）［1］。从化学意义角度也可解释为一种分子构架包裹另一种分子的形式。天然气水合物是由一种或几种小分子气体在一定的温度和压力下与水作用生成的一种非固定化学计量的笼形晶体化合物［2］。在自然界中，天然气水合物呈现为似冰状的固体［3］，水分子通过氢键构成骨架，由于客气体被裹在骨架内部，因此客气体最基本的要求就是其分子体积要足够的小，以便容纳于骨架内部。尽管这样的小分子气体很多，例如早在1810年，英国化学家Humphry Dy在实验室中首先发现以氯气作为客气体的水合物［4］，但现在从全世界的发展前景观察，主要研究以CO2/H2O 和CH4/H2O为主的水合物主客结构，前者涉及大气环境、绿色效应和工业界尾气的封存［5，6］，后者涉及新能源探测和开发利用［7］。

天然气水合物有机碳储量大，约占全球有机碳的53.3%，是其他包括煤、石油和天然气三者总量的一倍以上。其中分布在陆地上的天然气水合物最大地质储量约为5.3×1011t，主要分布在高原冻土带和高纬度的常年冻土区；分布在海洋中的最大地质储量约为1.61×1014t，主要分布在被动大陆边缘和活动大陆边缘［8］。天然气水合物能量密度大，客气体中甲烷多，可占到90%以上。在标准状态下，1标准体积的饱和甲烷气水合物完全释放后，其甲烷体积可达到164倍标准体积，因而单位体积的天然气水合物燃烧所放出的热量远远大于煤、石油和天然气，为煤的10倍，是传统天然气的2～5倍［1］。

天然气水合物的赋存条件主要受温度、压力和气源等控制，当然也包括其他因素的限定。目前研究表明，天然气水合物是在低温（0～10℃）、高压（＞10 MPa）下形成的，在陆地和海洋中稳定带分布条件并不十分苛刻［9］。资料统计表明，冻土地区天然气水合物可在100m左右深度的浅层存在，最大可达1800～2000m，最常见的是700～1000m；在海洋中存在水深为300～5500m，在距离海底1000m深处都可能稳定存在［2］。

2 研究进展

英国科学家Dy在1810年首次发现了天然气水合物，当时他所发现的是氯气作为客气体的水合物［4］。第二年，Dy经过仔细地研究这种物质后，发表了正式的学术论文，稍后他又在英国学会展示了他的发现，这是天然气水合物走进人类历史的第一个印迹。

但在此之后的100年里天然气水合物研究发展速度不快，进展相对缓慢，人们仅通过实验室来认识水合物。1832年，Faraday在实验室合成了氯气水合物Cl2·10H2O，并对水合物的性质做了较系统的描述。其后人们陆续在实验室合成了Br2，SO2，CO2以及H2S等的气水合物。1884年，Roozeboom提出了天然气水合物形成的相理论［10］。此后不久，Villard在实验室合成了CH4，C2H6，C2H4以及C2H2等的气水合物［11］。1919 年，Scheffer和Meijer建立了一种新的动力学理论方法来直接分析天然气水合物，他们应用Clausius-Clapeyron方程建立三相平衡曲线，来推测水合物的组成。由此可见这段时期的研究主要集中在纯科学的研究范围内。

天然气水合物从发现到20世纪30年代并没有引起工业界重视，直到人们发现它是远东地区冬天里堵塞煤气管道的物质［12］，这时对它的物理化学性质才开始比较深入的研究，出于工业生产目的，其间对水合物的抑制剂研究较为繁盛［13］。60年代，原苏联科学家预言了自然界中存在天然气水合物［14］，后来在远东的梅索亚哈气田勘测证实有天然气水合物存在，极大地促进了人们对未来能源的期盼。据科学家保守估计，现在全世界以天然气水合物形式包裹的碳总量是其他常规能源碳总量的两倍之巨［2］。另一方面，由于温室效应气体二氧化碳大量地排放到空气中，使近些年来全球气候异常，厄尔尼诺现象和全球平均温度的上升已经开始导致生物生存的环境发生不可逆的恶化，因此有效地减少二氧化碳这种温室气体排放到空气中、减少温室效应，在科学界和工业界也逐渐形成广泛共识［15］。目前，日本、美国等几个国家前瞻性地研究天然气水合物将其作为对二氧化碳的有效封闭物质，把二氧化碳禁锢在主气体的框架内沉到深海排泄地，从而达到封存温室气体的效果［16］。

科学界认识到天然气水合物的研究已经成为一门综合各种学科的系统工程，除了涉及常规的物理和化学知识外，微生物学、计算机模拟、工程学和经济生态学等学科也渗透其中。物理、化学理论进展已经有几十年的积淀，成果斐然，而后来新兴的边缘科学从更广的角度给科学界带了对天然气水合物重新认识的机遇［1］。微生物（尤其是厌氧环境中的微生物）与水合物关系最为密切，其栖息环境与水合物的赋存环境相互依存。有迹象表明，在海底表面暴露的水合物与此相关［17］。计算机模拟的应用除了宏观地预测天然气水合物的赋存空间之外，还可在微观上模拟水合物分子的形成过程，便于理解和寻找水合物的有利靶区。工程学带动了水合物研究的实验室技术，现在已经开发了很多高度精密且灵活方便的仪器用来记录和刻画天然气水合物形成的实验过程，正是这些先进的实验装置极大地促进了水合物的研究进展。经济生态学既是自然科学，同时也是人文科学，由于天然气水合物是巨大的能源仓储，如果未来某一天可具有经济意义的开，必将会改变现今世界的能量消耗模式，世界经济格局也必然随之改变，由能源再分配所引发的未来世界变化也应引起足够重视，这不仅关系到个人和国家的发展，同时也是企业未来发展的良好预判［18］。

3 各国动态

目前，美国、日本、印度等能源进口大国纷纷涉足天然气水合物的研究，上述3个国家最为积极，对天然气水合物的研究都受到了国家财政部的全力支持。

日本从1992年起开始关注天然气水合物，1995年由通商产业省能源厅石油公团联合10家石油天然气私营企业，设立了“甲烷天然气水合物研究及开发推进初步”，为期5年，投入的研究经费高达9000万美元。经由对日本周边海域，特别是对鄂霍次克海的调查，初估天然气水合物量可供日本100年的能源消耗。

1995年冬，以美国为首的ODP164航次海洋探测，在大西洋西部布莱克海台针对天然气水合物进行了专门的调查，首次肯定其具有商业开发价值。同时指出，天然气水合物矿层之下的游离气（气态天然气）也具有经济价值。据初步估计，该地区天然气水合物量多达100×108t，可满足美国105年的天然气消耗。美国参议院于1998年通过决议，把天然气水合物作为国家发展的战略能源，并列入国家级长程，要求每年投入2000万美元进行探勘，并于2015年进行商业性试。

印度为了解决天然气供应问题也开展了大量的水合物研究，已获取了印度大陆边缘的地震数据。此外，在印度东海岸Krishna-Godari盆地的常规油气田开中也发现了水合物。

近年来，我国传统化石燃料已不能满足我国经济发展、环境保护的需要，仅2002年我国进口原油和成品油就近1×108t，预计2010 年石油缺口为1.2×108t。随着我国经济的快速发展，我国今后对能源的需求将急剧增加，我国能源安全和后续能源供应直接关系到我国社会和经济的可持续发展，因此开展天然气水合物研究具有重大战略意义。针对我国近年来能源供需矛盾日益突出、对国外石油和天然气的依赖程度不断加大的状况，面对国家开发新型洁净能源的现实需求，为提升我国天然气水合物的研究开发水平，促进我国经济和社会的可持续发展，中国科学院积极部署天然气水合物研究工作，组织了跨所、跨学科的优势研究力量，依托广州能源所，组织地质与地球物理所、广州能源所、广州地化所和南海海洋所等单位于2004年3月正式在广州成立了“中国科学院天然气水合物研究中心”。与此同时，一些国内大型企业也逐步开始认识到天然气水合物的未来能源意义，如中石化和中石油等已经着手启动了勘探研究等项目。发展、开发一套关键的高新技术，为开展海洋天然气水合物综合勘测研究提供高技术支撑，是形势的需要，是国家发展战略的需要。同时，高新研究勘测关键技术的开发，也可带动相关学科的发展，赶上国际发展步伐，维护国家权益，保持经济发展增长不衰。

中国天然气水合物研究虽起步较晚，但近几年效果显著，先后在我国南海和东海盆地发现了数量可观的天然气水合物矿带，通过分析地球物理探矿资料和追踪天然气水合物存在标志，证实仅在南海北部西沙海槽区估算的天然气水合物总量达到（469～563）×109桶的石油当量，大约相当于我国陆上和近海石油天然气总量的二分之一。在青藏高原的羌塘盆地，天然气水合物研究也处于调研阶段，研究项目稳步推进。令人更为欣喜的是最近在我国南海东沙海槽提取到天然气水合物实物，这无疑会大大加速我国天然气水合物的研发力度和规模。

致谢 研究工作得到所领导赵克斌教授和其他同事的帮助，表示衷心的感谢。

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Jason反演技术在天然气水合物速度分析中的应用

陆敬安

（广州海洋地质调查局 广州 510760）

作者简介：陆敬安，男，（10—），博士，高级工程师，主要从事综合地球物理资料解释工作。

摘要 测井是水合物深入勘探阶段—钻探阶段的必要手段，已得到较好应用。文章综合介绍和分析了ODP204航次、加拿大西北马更些河三角洲地区Mallik 5L-38井、IODP311航次及日本南海海槽等较新的水合物钻探调查的测井方法与技术，重点分析了核磁测井、电磁波测井及偶极横波测井等测井新技术在水合物勘探与评价中的应用，对测井方法在水合物勘探中存在的问题进行了讨论。

关键词 天然气水合物 测井方法 测井解释

1 前言

测井方法在油气藏勘探和开发过程中得到了广泛的应用，由于水合物的发现与研究相对较晚，测井方法在天然气水合物中勘探中的应用也只是随着钻探工作的开展而有了应用的空间。由于天然气水合物存在于合适的温压条件环境中，一旦脱离该条件，水合物即分解。因此，能够在原位地层压力和温度条件下测量地层物理特性的测井方法对发现和研究天然气水合物来说是其它的勘探方法所不能替代的（高兴军等，2003）。到目前为止，已有的水合物钻孔勘探中几乎都使用了测井方法，如危地马拉的570号钻孔、ODP164航次（Paull，C.K.，Matsumoto，2000）、State Ellien-2及日本南海海槽天然气水合物钻探、ODP204航次、Mallik 5 L-38井及IODP311航次等。测井方法对含水合物沉积层的识别起到了良好的效果。在水合物钻探过程中，一个井场往往要钻几口井，分别用于随钻测井、钻探取芯及电缆测井等。随钻测井方法与电缆测井是在钻井的不同阶段进行的，同样的测井方法原理基本相同。根据以往的情况分析，不是所有的水合物钻探都使用了随钻测井。作为测井工作的一部分及为了全面了解水合物测井方法及其特点，本文将分别加以介绍。

2 测井方法概述

2.1 随钻测井

天然气水合物钻探中随钻测井（LWD）的主要目的之一是为了确定合适的取芯位置。通常随钻测井与随钻测量（MWD）同时进行。LWD和MWD仪器测量不同的参数，MWD仪器位于紧邻钻头之上的钻环中，用于测量井下钻探参数（如钻头重量、扭矩等）。LWD和MWD仪器的差别是LWD数据被记录到井下内存当中并在仪器到达海面之后取出数据，而MWD数据是通过钻杆内的流体以调制压力波（或泥浆脉冲）的形式传输并进行实时监控。在LWD和MWD两种仪器联合使用的情况下，MWD仪器可同时将两种数据向井上传输。在最新的水合物钻探中，日本南海海槽的天然气水合物钻探、ODP204航次及IODP311航次使用了LWD测井，所使用的仪器名称及其输出参数见表1。

表1 天然气水合物随钻测井和随钻测量方法　Table1 The LWD＆MWD tools description used for gas hydrate logging

204航次中使用的LWD和MWD仪器有钻头电阻率仪（RAB）、能量脉冲MWD仪、核磁共振仪（NMR-MRP）及可视中子密度仪（VND），如图1 所示，图中GVR6 为可视地层电阻率仪，包括深、中、浅电阻率及环带电阻率和自然伽玛五种测量。这是NMRMRP仪器首次用于ODP航次。不同的测井方法组合在不同的测井场合有不同的名称，如在日本的天然气水合物钻探中，密度与中子组合在一起称为CDN、伽马射线和电阻率组合称为CDR，尽管名称存在差异，但其测量的物理参数是一致的。

LWD测量被安排在钻孔之后及钻探或取芯作业所引起的负面效应之前进行。由于钻探和测量相距的时间较短，相对于电缆测井而言钻井液对井壁的侵入处于轻微阶段。

图1 ODP204航次使用的随钻测井及随钻测量仪器串

（图中数字单位为米，从钻头最底部算起）

Fig.1 LWD＆MWD Tools Used in ODP204

（The unit of the number is meter and starts from the bottom）

LWD设备由电池提供电源并使用可擦写/编程的只读存储器芯片来存储测井数据。LWD仪器以等时间间隔的方式开展测量并与钻井架上监控时间和钻探深度的系统同步。钻探之后，LWD仪器被收上来下载数据。井上和井下时钟的同步能够使得将时-深数据与井下时间测量数据合并成一个深度测量的数据文件。最终的深度测量数据被传送到船上的实验室进行整理和解释。

2.2 电缆测井

电缆测井对天然气水合物储层的精确定量评价起非常重要的作用。由于天然气水合物储层的电阻率及声波速度明显偏高，因此电阻率测井和声波测井是识别天然气水合物的有效方法。另外，精确的评价天然气水合物储层还需要结合其它测井方法进行综合评价。天然气水合物钻探中使用过的电缆测井方法见表2，这些测井方法的详细介绍可在有关书籍和文件中找到。一些较新的测井技术，如FMI、DSI、EPT、CMR等测井方法在ODP204航次（Tréhu，A.M.，Bohrmann，2003）、Mallik 5L-38及日本南海海槽天然气水合物的识别和评价过程中发挥了重要作用。

表2 天然气水合物电缆测井方法　Table2 The wireline logging methods for gas hydrate exploration

续表

表2中大部分测井仪为204航次使用的方法，EPT在Mallik 5L-38井中首次使用，日本南海海槽的天然气水合物钻井勘探中使用了CMR仪（Takashi UCHIDA，Hailong LU，2004）。

3 水合物测井评价

天然气水合物储层测井评价的关键问题之一是建立合适的储层评价模型（手冢和彦，2003）。根据岩心观察，天然气水合物在沉积物中的分布主要有以下几种情形（王祝文等，2003）：分散胶结物、节状、脉状及块状。永久冻土带及海洋天然气水合物的储层模型如图2所示。模型共分四类，其中永久冻土带两类：冻土层内及冻土层下，二者的区别为在冻土层之下，流体部分含自由水，而在冻土层内部流体部分含冰成分；海洋天然气水合物也分两类：一类为流体部分含自由水，另一类为流体部分含游离气。在ODP204航次及日本的南海海槽水合物钻探中使用模型C对测井资料进行解释，而在Mallik井中则使用的是模型A。模型A和C均是基于常规油气评价的双水模型提出的。

由于天然气水合物具有独特的化学成分及特殊的电阻率和声学特性，因此，通过了解天然气水合物储层的这些特征应有可能获得天然气水合物饱和度及沉积孔隙度（陈建文，2002；王祝文等，2003），这也是两个最难确定的储层参数。钻井是获取孔隙度及烃饱和度的重要数据来源。本质上，目前大部分的天然气水合物测井评价技术还是定性的，且借用的是未经证实的石油工业使用的测井评价方法。为了证明标准的石油测井评价技术在评价天然气水合物储层中的有效性，还需要进行大量的实验室和现场测量。由于天然气水合物以不同的方式影响每种孔隙度测量方法，因此可通过对比不同的孔隙度测量技术来估计天然气水合物的数量。

图2 永久冻土及海洋天然气水合物储层模型

Fig.2 The reservoir models for permafrost and marine gas hydrate

3.1 孔隙度评价

天然气水合物储层的孔隙度评价所利用的测井数据主要包括电阻率测井、密度测井、声波测井、中子测井、核磁共振测井等与地层孔隙密切相关的地层物理响应，同时还辅以自然电位、自然伽玛、岩心分析等数据来进行的。有关文献已经对部分常规测井方法的应用作了介绍，这里仅介绍较新的测井手段及其解释方法。

3.2 饱和度评价

（1）电磁波传播测井

电磁波传播测井仪只在 Mallik 5L-38井中使用过（S.R.Dallimore，T.S.Collett，2005），电磁波传播测井的垂向分辨率高于5cm，用来测量天然气水合物的原位介电特性，据此计算天然气水合物的饱和度。天然气水合物储集带的平均介电常数为9，在5到20之间变化；带内的平均电阻率超过5Ω·m，当仪器的工作频率为1.1GHz时，电阻率在2Ω·m到10Ω·m之间变化。电磁波传播测井仪同时输出传播时间及信号衰减两个参数。地层的介电常数及电导率可由下式计算（Y.-F.Sun，D.Goldberg，2005）：

南海地质研究.2006

南海地质研究.2006

式中：tpl为慢度或传播时间，单位ns/m；a为衰减量，单位为db/m；εr为相对介电常数，无量纲；σ为电导率，单位为西门子/s，c（=0.3m/ns）为真空中光的速度。

Y.F.Sun及D.Goldberg等用等效介质方法并定含天然气水合物地层的多相系统可近似为连续、均质及各向同性介质，认为含天然气水合物介质的等效磁导率为1，其介电常数及体积密度遵从下面的体积平均混合规则：

南海地质研究.2006

南海地质研究.2006

南海地质研究.2006

式中，φa为第a种成分的体积百分比，ρa和εa分别是第a种成分的密度和介电常数，ρ和εr分别为体密度及体介电常数。这里定孔隙性介质仅包含三种组分：固体颗粒、天然气水合物及水。从而上面的公式可以简化为：

ρ=（1-φ）ρs+φShρh+φ（1-Sh）ρw （6）

南海地质研究.2006

式中，φ为总孔隙度，Sh为天然气水合物的饱和度，ρs、ρh及ρw分别为固体颗粒、天然气水合物及水的密度，εrs、εrh及εrw分别为固体颗粒、天然气水合物及水的介电常数。在已知每种组分的密度和介电参数情况下，就可依据介电和密度测井由上面的方程计算出含天然气水合物地层的孔隙度和水合物饱和度。

图3所示为电磁波传播测井在Mallik 5 L-38井中含水合物层的传播时间与电阻率图。从图中可以看出，电磁波传播时间曲线与声波传播时间曲线具有相似的趋势，但其分辨率更高。右边的电阻率曲线道上，电磁波传播电阻率的分辨率也明显高于感应电阻率。

图4为根据电磁波传播测井求出的地层孔隙度及天然气水合物饱和度。图中中子孔隙度的数值偏高，这是由于中子孔隙度测量的含氢指数不仅与游离态的氢有关，还与束缚水中的氢有关。由于电磁波传播测井具有较高的垂向分辨率，因此其在揭示含天然气水合物层的细微结构方面拥有独特的能力。

（2）声波测井

与不含天然气水合物的沉积层相比，含有天然气水合物的沉积层呈现出相对较高的纵波和横波速度。目前已提出了许多不同的速度模型来预测天然气水合物对弹性波速度的影响，如时间平均方程、等效介质理论、孔隙填充模型、胶结理论、加权方程及改进的Biot-Gassmann理论（BGTL）等。以下介绍BGTL的基本理论及应用效果。

根据纵横波速度的如下关系式：

Vs=VpGα（1-φ）n （8）

式中，Vp为纵波速度，Vs为横波速度，α为骨架物质的Vs/Vp比值，n的值取决于不同的压力和固结程度，φ为孔隙度，G为取决于骨架物质的参数，Lee（2003）推导出了下面的剪切模量μ：

南海地质研究.2006

其中，

南海地质研究.2006

式中的kma、μma、kfl及β分别为骨架的体积模量、骨架的剪切模量、流体的体积模量及Biot系数。

Biot-Gassmann理论给出了沉积物体积模量的计算方法：

k=kma（1-β）+β2M （11）

饱和水的沉积物的弹性波速度可由下式依据弹性模量计算：

南海地质研究.2006

图3 电磁波传播测井曲线与声波及感应电阻率曲线的对比

（其中声波传播时间、电磁波传播时间较低段及电阻率显示高阻值段为水合物层）

Fig.3 The comparison of logging curves between EPT，acoustic and induction

（The depth interval between 906.5～925meters is the gas hydrate zone）

式中ρ为地层的密度。

对于松软岩石或未固结的沉积物，用如下的Biot系数

南海地质研究.2006

对于坚硬或固结的地层，用Biot系数为

β=1-（1-φ）3.8 （14）

Lee（2003）建议用下面的方程计算n值：

图4 电磁波传播测井计算出的地层孔隙度及天然气水合物饱和度

Fig.4 The porosity and gas hydrate saturation calculated from by EPT logging

南海地质研究.2006

式中，p为差分压力（MPa），m代表固结或压实对速度的影响。实际问题中，?φ/?p很少知道，上式中的m很难直接应用。测量数据分析表明固结沉积物的m值为4～6，未固结沉积物的m值为1～2。

参数G用于补偿当骨架为富含粘土的砂岩时实测值与预测值之间的差异。对于泥质砂岩，G值为：

南海地质研究.2006

其中，Cv为粘土含量百分比。对于含天然气水合物沉积有如下的求取G的方程：

南海地质研究.2006

式中Ch为孔隙空间中天然气水合物的浓度。Lee（2002）指出含天然气水合物沉积的n=1及G=1。由于这些参数是在没有考虑速度发散的情况下在超声频率范围由速度获得的，因此参数n和G可以认为是用来拟合测量数据的自由调节参数。图5为根据纵波速度及NMR孔隙度求出的天然气水合物浓度对比图。

图5 由纵波求出的天然气水合物浓度及由NMR求出的天然气水合物饱和度

Fig.5 The gas hydrate saturation calculated from P-we and NMR

根据分析结果可知，当用声波数据估计天然气水合物浓度时，P波速度优于S波速度，主要原因是当用P波速度时与BGTL中的n和G参数有关的误差较小；另外，在纯砂岩层段，NMR孔隙度测井估计的天然气水合物浓度值略高于由P波速度估计的数值。

（3）核磁共振测井

核磁共振测井在描述天然气水合物沉积方面起着重要作用。如果与密度孔隙度测量结合起来，可能是获取天然气水合物饱和度的最简单同时也是最可靠的手段。核磁共振测井仪仅对孔隙空间中的液态水有响应，对天然气水合物没有响应。计算储层孔隙度和天然气水合物饱和度的公式如下：

南海地质研究.2006

南海地质研究.2006

式中，水的氢指数HIw?1，甲烷水合物的NMR视氢指数HIh=0。水的密度ρw=1.0g/cm3，天然气水合物的密度ρh=0.91g/cm3，砂岩骨架的密度ρma=2.65g/cm3，Ph为天然气水合物的NMR极化校正值，仅与HIh伴生出现。λ=0.054，因此

南海地质研究.2006

声波和电阻率测井求出的饱和度在大部分层段是一致的，而在1003～1006m、1014～1020m之间，三种方法给出了三种不同的结果。而核磁共振方法与另两种确定的方法得到的结果不一致，造成这种不一致的原因目前尚不得而知，有待于进一步分析。

3.3 地层应力分析

图6 1088m深度处天然气水合物层段发散曲线

图6中a）图分别为快横波偶极挠曲波（红色）、慢横波偶极挠曲波（深蓝色）、低频单极斯通利波（淡蓝色）及高频单极斯通利波（绿色）；b）图为相应的平均谱特征。

Fig.6 The dispersion curves from the gas hydrate interval at a depth of 1088m

a）The dispersion curves for the fast shear dipole-flexural（red），the slow shear dipole-flexural（dark blue），the low frequency monopole stoneley（light blue）and high frequency monopole stoneley（green）；b）Average spectral characteristics

交叉偶极声波测井数据提供了描述地层横向各向异性的条件。传统的处理是在时间域进行的，得到的是地层各向同性或各向异性特征（Lee，M.W.，2002）。声波各向异性既可以是内在的，也可以是应力诱导的。最近的研究表明交叉偶极测井数据的频域处理可以将内在各向异性与应力诱导的各向异性区分开。交叉偶极测井数据的频域处理还使得对地层横波慢度的径向变化描述成为可能，对交叉偶极挠曲波的慢度频域分析还表明低频部分的探测深度达到六倍的井孔半径，可探测到原状岩石，而高频部分的偶极挠曲波则可以穿透一倍井孔半径的深度，探测到机械损坏区。高频测量数据偏离均质、各向同性模型则是机械破坏的指示。分析偶极发散曲线可以估计机械破坏区的深度。

声波数据的处理分两步进行：①慢度及各向异性分析，及②发散曲线分析。

图6及图7所示分别为含天然气水合物层及水填充的各向异性层段的发散曲线。曲线发散分析是了解声波波形数据的有效方法。在低频段，挠曲波穿透能力深至地层并可探测到远场应力；在高频段，挠曲波探测靠近井周的应力。图6a的纵波首波慢度大约为300us/m，它是非扩散型的且最大激发频率超过8 kHz。斯通利波慢度为850us/m，同时含有淡蓝色及绿色的点，表明低频和高频单极激发都能产生斯通利波。两条正交的偶极挠曲波发散曲线相互重叠。这是在垂直于井孔的平面内地层为各向同性的关键指示。

图7 1112.8m深度处水填充各向异性层段发散曲线

Fig.7 Dispersion curves from the water-filled anisotropic interval at a depth of 1112.8m

a）The dispersion curves for the fast shear dipole-flexural（red），the slow shear dipoleflexural（dark blue），the low frequency monopole stoneley（light blue）and high frequency monopole stoneley（green）；（b）Average spectral characteristics

图7a所示与图6a所示具有明显的不同，即它是各向异性层。偶极挠曲波清楚显示出在低频段的各向异性特征。地层的快横波慢度约为900us/m，而慢横波约为1100us/m。这指示出了22%的各向异性。与含天然气水合物层段相比，纵波数据高度发散。

4 结论

测井技术在天然气水合物勘探的高级阶段是必不可少的工具，其对天然气水合物储层参数的精确评价对计算天然气水合物的储量至关重要，并为天然气水合物的开提供准确的层位定位及基础数据。测井方法的发展日新月异，数据解释的精度也不断提高，在利用测井技术研究天然气水合物储层时仍限于移植油气评价方法，由于天然气水合物在地层中具有不同于油气的赋存状态，对于这样做的合理性还有待于深入的研究。根据以上研究成果得出以下结论：

1）电磁波传播测井由于具有较高的垂向分辨率，对于较薄的地层显示出较其它测井方法具有精细评价饱和度的优势；

2）核磁共振测井反映的是自由流体所占的孔隙空间，有利于详细评价自由水、束缚水及水合物所占的空间，但有关核磁测井的精细解释尚需建立在实验分析的基础上；

3）偶极声波测井对预测地层各向异性及应力分布有良好的效果；

4）另外，还应开展对天然气水合物样品的实验室研究，以便对测井解释结果进行刻度。

参考文献及参考资料

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The Application of Well Logging To Exploration And Evaluation of Gas Hydrates

Lu Jingan

（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，510760）

Abstract：Well logging is the indispensable roach when the exploration of gas hydrates step into drilling and good results has been illustrated.The paper briefly introduces and construes the well logging technologies employed in the exploration of gas hydrates of Mallik 5 L-38，IODP311 and MITI Nankai-trough well.The emphasis lies in the analysis of the lication of NMR，EPT and DSI logging to exploration and evaluation of gas hydrates.Also some issues during the well log interpretation of gas hydrates are discussed.

Key Words：Gas hydrates Well logging methods Well logging interpretation

国内外研究现状

梁劲1　王宏斌1，2　梁金强1

（1.广州海洋地质调查局 广州 510760；2.中国地质大学（北京）北京 100083）

第一作者简介：梁劲，男，11年生，高级工程师，1995年毕业于成都理工学院信息工程与地球物理系应用地球物理专业，主要从事天然气水合物调查与研究工作。

摘要 本文用Jason 反演技术对南海北部陆坡A 测线纵波速度进行计算，结合BSR、振幅空白带以及波形极性反转等多种水合物赋存信息的分析，对水合物成矿带的速度特征进行了综合研究，结果表明：低速背景中的高速异常，是天然气水合物赋存的重要特征；高速异常体一般呈平行于海底的带状分布；在高速异常的内部，速度也是不断变化的。一般在异常体的中心速度最高，由中心到边缘速度逐渐降低，反映在水合物矿带内部，水合物饱和度由矿体中心向边缘逐渐降低的特征。本文的研究成果进一步表明高精度速度分析不仅可以帮助寻找水合物矿点，还可以进一步判定水合物的富集层位。

关键词 Jason 反演技术 天然气水合物 速度分析

1 前言

天然气水合物是在低温、高压环境下，由水的冰晶格架及其间吸附的天然气分子组成的笼状结构化合物，广泛分布于海底和永久冻土带。温度和压力是天然气水合物形成和保存最重要的因素（王宏斌等，2004）。针对天然气水合物的野外调查及研究表明：高分辨率的地震勘探方法是天然气水合物调查评价中行之有效的方法。地震反演技术一直是地震勘探中的一项核心技术，其目的是用地震反射资料反推地下的波阻抗、速度、孔隙度等参数的分布，从而估算含天然气水合物层参数，预测天然气水合物分布状况，为天然气水合物勘探提供可靠的基础资料。常用的地震反演技术有Jason、Strata、Seislog和ISIS等，其中Jason反演技术在含天然气水合物层预测中因其分辨率高而得到广泛推崇，它主要由有井约束和无井约束两种方法组成（廖曦等，2002）。

速度异常是判断天然气水合物是否赋存的重要条件之一。结合BSR（Bottom Simulating Reflector）特征、波形极性特征、振幅特征以及AVO特征等目前已成为判断是否存在天然气水合物层主要手段（史斗等，1999）。大量的测试数据显示：水合物的速度与冰的速度较为接近，而比水高。与含水或含游离气沉积层相比，含水合物沉积层的密度降低，声波速率增大，含水合物层的地层速度往往比一般的地层速度高，含水合物沉积层的下部由于充填了水或气，而使水合物底界面出现速度负异常。因此，地层中速度反转是水合物赋存的一个地球物理标志。含水合物地层的声波速度与水合物的含量有关，水合物含量越高，其声波速度越高。从速度方面看，BSR是上覆高速的含水合物地层与下伏较低速的含水层或含气层之间的分界面。通常，海洋中浅层沉积层的地震纵波速度为1600～1800m/s，如果存在水合物，地震波速度将大幅提高，可达1850～2500m/s，如果水合物层下面为游离气层，则地震波速度可以骤减200～500m/s。因此，在速度剖面上，水合物层的层速度变化趋势呈典型的三段式，即上下小、中间大的异常特征（张光学等，2000）。西伯利亚麦索雅哈气田的资料表明，在原为含水砂层内形成水合物之后，其纵波的传播速度会从1850m/s提高到2700m/s；而在胶结砂岩层，这种速度会从3000m/s提高到3500m/s。深海钻探的570站位的测井结果表明，由含水砂岩层进入含水合物砂岩层时，密度由1.79g/cm3降低到1.19g/cm3，声波传播速度从1700m/s提高到3600m/s，且电导率剧烈下降。

Cascadia海域ODP889站位的VSP测井资料反映水合物底界为强烈的负速度界面，速度从水合物沉积物层的1900m/s陡降到含游离气层的1580m/s，由于VSP测井为地震测井，受钻井因素的影响较少，因此认为VSP测井真实地反映了水合物沉积层底界的速度变化（陈建文等，2004）。

国土部广州海洋地质调查局在2001～2004年在南海北部陆坡进行10000多公里的天然气水合物高分辨地震调查。本研究利用Jason反演技术，通过对南海北部陆坡区的地震速度资料的精细分析，在已圈定BSR分布范围的基础上研究陆坡区各沉积层的速度特征，最后对速度值与水合物的关系进行了分析和探讨。

2 方法原理

纯天然气水合物的密度（0.9g/cm3）和海水密度相近，而游离气的含量又十分有限，这就决定了产生BSR的波阻抗差主要由速度造成。速度反演技术的特点是在无井约束时，以地震解释的层位为控制，对所有的地震同相轴来进行外推内插来完成波阻抗反演，这样就克服了地震分辨率的限制，最佳的逼近了测井分辨率，同时又使反演结果保持了较好的横向连续性。速度反演技术的主要原理是：①通过最大的似然反褶积求得一个具有稀疏特性的反射系数系列；②通过最大的似然反演导出波阻抗；③通过波阻抗计算速度。该方法的主要优点是能获得宽频带的反射系数，是一种基于模型的反演，具有多种建模方法，对所建模型进行比较分析，并使地质模型更趋合理，反演结果更加真实可靠（郝银全等，2004）。

波阻抗反演方法的出发点是认为地下的反射系数是稀疏分布的，即地层反射系数由一系列叠加于高斯背景上的强轴组成。具体反演是从地震道中，根据稀疏的原则抽取反射系数，与子波褶积生成合成地震记录，利用合成地震记录与原始地震道的残差修改反射系数，得到新的反射系数序列，然后再求得波阻抗。其具体步骤是：

设地层的反射系数是较大的反射界面的反射和具有高斯背景的小反射叠加组合而成的，根据这种设导出一个最小的目标函数（安鸿伟等，2002）：

南海地质研究.2006

式中：R（K）为第一个样点的反射系数，M为反射层数，L为样总数，N为噪音变量的平方根，λ为给定反射系数的似然值。

最大的似然反演就是通过转换反射系数导出宽带波阻抗的过程。如果从最大的似然反褶积中求得的反射系数式R（t），则波阻抗：

Z（i）=z（i-1）×（1+R（i））/R（1-i） （2）

利用波阻抗和速度的关系式：

v=Z（i）/ρ （3）

即可得到速度值。其中，ρ为地层密度，可从区域测井资料结合该测线重力资料反演求取。

在上述过程中为了得到可靠的反射系数估算值，可以单独输入波阻抗信息作为约束条件，以求得最合理的速度模型。一方面，速度反演结果是一个宽频带的反射序列和波阻抗及速度数据，同时加入了低频分量，使反演结果更能正确反映速度变化规律；另一方面，它有多种质量控制方法，具体表现为监控子波的选取、同相轴的连续追踪、反演结果准确性的判断和提供多种交汇显示的相关性分析。所以利用速度反演可对地震剖面上任一相位进行速度反演，在每一个CDP点都可得到任一个同相轴速度数据，并利用二维的反射波的速度层析成像反演方法得到高度连续的速度剖面，如果地震测线足够密，还可利用三维速度反演得到速度体图像。

3 实现过程

3.1 初始模型的确立

在地质规律的指导下，利用地震和测井资料开展沉积特征分析和沉积旋回划分；建立岩石-电性关系，进行砂层组和单砂层对比；在地震剖面上提取各含油砂层组反射波属性，建立地震属与矿体的关系，实现地震-测井综合预测矿体平面分布厚度，开展层间矿体组外推预测；建立初始速度场；在地震属性约束下开展地震反演，反演层间小层矿体厚度。细分层反演层位的标定正确与否直接影响反演结果的精度。因此，在反演过程中对子波提取、能谱特点、信噪比、频谱及反射系数的研究至关重要（闫奎邦等，2004）。技术路线流程如图1所示：

3.2 初始速度场的获得

初始速度场的获得首先要对速度谱进行解释，速度谱的解释和取值是否合理，将直接影响均方根速度的计算精度。具体步骤如下：

1）速度谱的解释先从地质条件简单、反射层质量好、能量团强、干扰少的剖面段开始，绘制叠加速度-反射时间曲线，并逐渐向外扩展；

2）结合地震剖面的反射特征，判断速度极值点是否正确，并选择读取能量团最大的极值点。排除干扰波能量团，从而求得有效波的叠加速度；

3）对相邻速度谱进行比较，通过比较速度谱曲线的形状、相同反射层的速度极值等方法予以检查和修改。

4）每隔40个CDP拾取一组数据，利用地震剖面上的反射倾角数据对它们进行校正，便可得到均方根速度（梁劲等，2006）。

图1 速度反演技术线路流程图

Fig.1 The flow chart of the velocity inversion of technical route

3.3 子波的提取

子波提取时，要使能量集中于子波的主瓣，与地震子波形态吻合。如果所提子波近于零相位，则从波峰向两侧能量衰减较快，波峰两侧波形对称；在子波的能谱特征分析，要使能量都集中在地震波的主频范围内；有井资料时，要对井资料都作了子波与地震波自动关联质量控制。保证子波能谱与地震波能谱相吻合，是反演中较为重要的一方面，子波能谱的峰值与地震波主频的能谱峰值相吻合。首先了解合成记录与地震记录之间的偏差。通过合成记录与地震记录之间的偏差分析，对Jason反射系数偏差、能谱偏差进行进一步的校正，使合成记录与地震记录之间的偏差减小。然后通过反射系数与地震资料之间偏差分析，取相应的手段校正，使地层与合成记录反射系数相吻合。再进行信噪析，使反演处理后的信噪比得到最大限度的提高。通过一系列质量控制手段，使各油层合成记录与地震记录的标定精度得到了较大的提高。

关于速度反演可信程度，不能完全由反演方法确定，关键在于获取地震记录的质量和反演前处理流程的振幅保真度。另一个影响因素是数值模拟结果应当是比较准确的，这与计算方法有关，也与子波拾取和地质构造模型有关。至于反演结果的灵敏度，主要由拟合误差值和收敛速度来判断。如果给定的初始模型正确，即与实际地质结构一致，则拟合的误差较小且收敛速度快。本文工作由于受实际情况限制，没有实际的测井资料验证，因此反演所得速度的准确性和精度会受到一定程度的影响。

4 速度剖面特征

运用多种特殊地震成像综合分析，是天然气水合物地震资料解释的关键技术。目前一般用识别BSR、振幅空白带、波形极性反转、速度异常、波阻抗面貌和AVO等天然气水合物地震相应特征来综合分析沉积物中是否含有水合物。高精度的层速度分析可帮助判定水合物的富集层位，速度及振幅异常结构是水合物与下伏游离气共同作用形成的特殊影像，剖面上表现为“上隆下坳”结构，多层叠合构成一明显的垂向“亮斑”这一特殊成像结构在未变形的水合物盆地内较适用于寻找水合物矿点，并可据此定量估算水合物盆地内水合物的数量，分析BSR上下的详细速度结构，是水合物地震资料综合解释的重要手段（张光学等，2003）。

图2 南海北部陆坡测线A道积分剖面

Fig.2 Trace integration profile of the line A in north slope of the South China Sea

图2是南海北部陆坡测线A的地震反射道积分剖面，从图中可以看出，该剖面中部及右下角距海底大约350ms处出现一强振幅反射波，大致与海底反射波平行，与地层斜交，BSR特征明显。在波形极性方面，海底反射波和BSR都表现为成对出现的强振幅双峰波形特征，海底反射波表现为蓝红蓝特征，而BSR表现为红蓝红特征，这表明相对于海底，BSR显示出负极性反射同相轴，即所谓的极性反转（与海底反射相反）。反射波的极性是由反射界面的反射系数决定的，而反射系数则与界面两侧的波阻抗差有关。实际上，海底和BSR都是一个强波阻抗面，海底是海水和表层沉积物的分界面，上部为低速层，下部为相对高速层，反射系数为正值；BSR是含水合物层与下部地层（或含气层）的分界面，上部为高速层（水合物成矿带是相对高速体），下部为相对低速层（如含游离气，则速度更低），反射系数为负值，因此造成了BSR和海底反射波的极性相反现象（沙志彬等，2003）。图3是用速度反演法反演出来的纵波速度剖面，该速度剖面明显显示出一近似平行于海底的相对高速地质体，其位置恰好在BSR上方。高速地质体的纵波速度大约在2000～2400m/s，其上面的低速层的纵波速度大约在1500～1800m/s，而下面的低速层的纵波速度大约在1500～1900m/s，没有明显的游离气存在特征，但根据其高速地质体特征、BSR以及波形极性反转分析，可以认为南海北部陆坡测线A的相对高速地质体极可能是水合物成矿带。

图3 用速度反演法计算的南海北部陆坡测线A纵波速度剖面

Fig.3 P velocity profile of the line A in north slope of the South China Sea computed by velocity inversion

由图3可见，水合物成矿带内部速度是变化的，表明水合物分布不均匀，呈平行于海底的带状分布，中心速度最高，由中心到边缘速度逐渐降低。海底以下有3个近似平行海底的低速和高速带：①海底与高速体之间的相对低速带，为水饱和带；②水合物成矿带；③水合物成矿带下的低速带。水合物成矿带下面的低速带在速度剖面上没有明显的低速特征，由此推断水合物成矿带下可能不含游离气，或者是气体的饱和度很低。

5 结论

水合物的生成除了需要一定的温度和压力条件外，还需要大量的碳氢气体和充足的水。这就需要地层具有较高的孔隙度和渗透率。未固结沉积岩的孔隙度很高，渗透率大，具备水合物生成的物理条件。具备这种特征的未固结沉积岩的地震波速度较低，而含水合物地层的地震波速度增大。这就形成了水合物成矿带作为低速背景中的高速地质体特征。另外，水合物的生成受温度和压力控制，一般情况，等温面和等压面近似平行于海底，因此低速背景中近似平行于海底的相对高速地质体是水合物成矿带的特征（刘学伟等，2003）。

通过对南海北部陆坡A测线纵波速度的计算，并且结合BSR和振幅空白带识别以及波形极性反转等多种特殊地震成像进行综合分析，我们可以进一步了解水合物成矿带的速度特征：揭示水合物成矿带的高速异常一般呈平行于海底的带状分布，在高速异常的内部，速度也是不断变化的，一般在异常体的中心速度最高，由中心到边缘速度逐渐降低，该现象反映在水合物矿带内部，水合物分布并不均匀，水合物饱和度由矿体中心向边缘逐渐降低。分析BSR上下的详细速度结构，是水合物地震资料综合解释的重要手段。高精度速度分析可帮助判定水合物的富集层位，较适用于寻找水合物矿点，并可据此估算水合物量。

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The Application of Jason Inversion Technology in Velocity Analysis of Gas hydrate

Liang Jin1　Wang Hongbin1，2　Liang Jinqiang1

（1.Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，5107602.China University of Geosciences（Beijing），Beijing，100083）

Abstract：The P velocity of A seismic profile in the north slope of the South China Sea were calculated by Jason inversion method.The velocity characterostic of the gas hydrate bed was researched in detail based on the calculated result and the information of gas hydrate existing including BSR，amplitude blanking and polarity reversion of the weform.Research shows that：The abnormity of higher velocity in the background of lower velocity is an important characteristic of gas hydrate existing；The abnormity of higher velocity which distribute as a belt usually parallel to the seafloor；The velocity changes gradually at the inner of the abnormity of higher velocity with the highest velocity at the center of the abnormity whereas the lowest velocity at the margin of it，which suggests that the saturation of gas hydrate decreases gradually from the center to the margin.The result that mentioned above suggest that high resolution velocity analysis not only help to search the hydrate spot but also help to estimate the rich layer of gas hydrate.

Key Words：Jason Inversion Technology Gas hydrate Velocity Analysis

1.2.1 元素硫溶解度及沉积运移实验研究现状

（1）元素硫溶解度研究现状

对高含硫天然气中元素硫溶解度的认识是该类气藏开发过程中重要的环节之一。国内外对该问题进行了深入的研究。硫溶解度的研究主要包括实验和理论两个部分，以下为实验部分。

1960年，Kennedy［7］等人研究了硫在不同含量的CH4、CO2和H2S三种气体中的平衡溶解问题。并且首次说明了硫的溶解性能与气体压力、温度和组分有关。在一定温度压力的条件下，其溶解能力大小依次为H2S、CO2、CH4。

11年，Roof[8]通过实验研究了低温低压条件下硫在硫化氢气体中的溶解度（压力6.8～30.6MPa，温度43.3℃～114℃）。

16年，为了更好地研究深层气藏的高温高压条件下硫在酸性气体中的溶解度，Swift［9］进行了溶解度实验研究（压力34.5 MPa～138 MPa，温度121℃～204℃）。

1980年和1988年，E.Brunner［10～11］等人将Kennedy等人研究进行推广（压力6.6MPa ～155MPa，温度116℃～213℃），研究了硫在不同比例的CO2、H2S、C1～C4的14个合成酸性气体混合物中的溶解度。

1992年和1993年，P.M.Dis［12］等人将E.Brunner等人的研究成果进行了深入研究（压力7 MPa～55MPa，温度60℃～150℃），将硫在简单多组分中的溶解扩展到实际的酸气组分中。

1993年，谷明星［13～14］等人建立了静态法测定难挥发溶质（固体或液体）在超临界、近临界流体中溶解度的实验装置，针对硫化氢大于50％的富含H2S酸性流体溶解度进行了测试。

2003年，C.Y.Sun［15］在谷明星实验研究的基础上，在室内利用静态实验测试装置完成了元素硫在7个高含硫混合气体（H2S CO2、CH4）中溶解度测定，并建立了能预测和关联硫在高含硫天然气中溶解度的气固热力学模型。

2005年，曾平［16～17］对元素硫在天然气中的溶解度进行了实验研究，并对其机理进行了说明，分析了不同组分对元素硫溶解度的影响，提出混合物中含碳原子数目较多的烃类组分对硫溶解度有着重要的影响。

2009年，杨学锋［18］通过自主设计的元素硫溶解度实验设备，针对Chrasnti［19］和Roberts［20］常系数模型进行了关联性研究，发现Chrasnti l溶解度计算模型更加科学可靠； 而Roberts溶解度模型，由于是根据有限特定的几组数据拟合得到，具有一定的局限性。

由于硫在含硫混合气中溶解度测试具有一定的危险性，故为了更好的得到硫在含硫混合气中的溶解度，国内外学者在理论模型方面也做了很多深入的研究。

1980年和1983年，J.B.Hyne［21～22］等人研究发现随着温度压力的升高，元素硫和硫化氢会生成多硫化氢。反之，随着温度压力的降低，多硫化氢又会分解成为元素硫和硫化氢，从而导致硫沉积。

1982年，Chrastil［19］基于理想溶液理论，提出了一个简化的热力学方程来计算硫的溶解度。该经验公式已经广泛用于超临界流体溶质溶解度的计算。

1989年，R.A.Tamxej［23］等人在对大量实验数据进行拟合的基础上，得到了元素硫在含硫气体中溶解度的预测模型。

19年，E.Bruce［20］等人利用Brunner［10］和Woll的实验数据，对Chrastil经验公式进行了回归拟合，建立了元素硫在酸性气体中的溶解度经验公式，该公式考虑了温度、压力和气体组分对元素硫溶解度的影响，因为方便应用，故一直被用于预测元素硫在含硫天然气中的溶解度。

1998年，Kunal Karan［24］等人建立一个热动态模型，可用于预测酸气混合气体中硫溶解度，并利用该模型计算了元素硫在硫化氢和高含硫气体混合物中的溶解度。

2003年，C.Y.Sun［15］等人用与谷明星类似的方法，建立了能够预测和关联元素硫在高含硫天然混合气中溶解度的气固热力学模型。

2006年，杨学锋［25］引入了超临界流体的压缩气体模型，建立了元素硫和高含硫天然气达到气固相平衡时定量计算元素硫溶解度的关联和预测模型。

（2）元素硫沉积运移实验研究现状

随着温度压力的降低，元素硫会从含硫天然气中析出，部分硫颗粒将会沉降，部分硫颗粒则会随储层流体运移。

目前，元素硫沉积实验主要集中在油藏方面［27～29］，由于硫化氢的剧毒性，开展高含硫元素硫沉积储层伤害的实验极少。

2000年，Jamal H.Abou-Kassem［30］利用氮气携带升华的元素硫进入碳酸岩岩心，观察和测定了元素硫对岩心的伤害。提出了一种简易的方法来模拟实际高含硫气藏元素硫对储层的伤害，但由于元素硫升华的温度极高，对其实验及数据的可行性值得深入探讨。

2008年，西南油气田分公司勘探开发研究院［31 ］自主研制了模拟实际储层高温高压的条件下，元素硫沉积对储层伤害驱替实验仪器，完成了不同初始压力、温度下元素硫对天然碳酸盐岩岩心渗透率和孔隙度的伤害。

1.2.2 含硫气藏储层改造铁离子伤害研究现状

储层改造作为低渗透油气藏重要的增产措施已经得到了广泛的认可，目前含硫气藏也通常进行酸压改造增产作业。由于含硫气藏涉及元素硫沉积和酸性气体等因素，对其储层改造必要性的探讨还存在空白。

考虑到元素硫沉积和酸性气体的影响，含硫气藏储层改造的核心就是控硫控铁。在处理含硫化氢气井的储层改造问题上，国内外主要集中在控制铁沉积上［32～37］。在酸压作业中，对于控制铁离子沉淀，通常有三种方法：

一是对主体工作液进行研究，用弱酸体系来控制残酸液的pH值，使得残酸pH值处于一个相对较低的位置，以便于抑制残液中析出含铁的硫化物。

二是用铁离子络合剂。由于络合剂对高价的金属离子具有较强的亲和力，从而使得溶液中铁离子浓度低于析出沉淀的浓度，从而抑制铁离子沉积的产生。

三是用还原剂，将溶液中的三价铁离子还原成为二价铁离子，从而达到避免沉淀析出的目的。

2004年，陈红军［38］等人对于含硫化氢气井酸化过程中，硫化铁沉淀预测及抑制剂研究进行了详细的调研和研究，并提出了一套适应含硫气井酸压作业且与之匹配的添加剂，优化了酸液体系的整体性能，其具体表现为铁离子稳定剂、硫化氢吸收剂和控硫剂。

2007年，Jairo Leal［39］等人在分析了在对解除硫化铁沉积过程中可能会出现的问题，提出了一系统有序的方法来对硫化铁沉淀进行移除。

2009年，Tao Chen［40］等人建立了一套新的硫化铁测试方法来评价硫化铁抑制剂的性能。在此基础上，研制了一种新的抑制剂并对硫化铁抑制剂机理进行了说明。

1.2.3 元素硫沉积对储层伤害研究现状

为了研究地层条件下元素硫沉积对储层的伤害，国内外学者分别建立了考虑元素硫伤害的含硫气藏伤害模型，分析元素硫沉积对储层参数及产能的影响。

1966年，C.H.Kuo［41］建立流体流动数学模型，该模型能够描述多孔介质中固相沉积。该模型设初始状态含硫天然气饱和溶解元素硫。

12年，C.H.Kuo［42］将硫沉积模型引入，在黑油模型的基础上，建立元素硫沉积的储层伤害数学模型，该模型考虑了硫溶解度的变化和硫沉积对渗透率和孔隙度的影响。该模型能够模拟均质气藏一维径向流动情况下，气速度、井距和井筒半径对硫沉积的影响。

1980年，J.B.Hyne［21］等人通过统计学原理，分析了100多口含硫气井的元素硫沉积问题，分析了混合物中不同碳原子数、CO2、硫化氢含量对元素硫沉积的影响。

19年，E.Boberts［20］在等温稳态理想流动的条件下，研究了酸性气井中元素硫沉积对流人动态的影响，建立了考虑元素硫沉积储层伤害模型，分析了不同时间，不同径向距离处元素硫饱和度的分布。发现硫的聚集速度与径向距离平方成反比，径向距离小，元素硫沉降距离的越快。同时还考虑表皮的影响，表皮越小，硫的聚集速度越小，但该模型设元素硫析出就地沉降，没有考虑元素硫运移。

19年，王琛［43］在Roberts建立的理论基础上，研究了硫沉积对气井产能的影响及各因素对硫沉积的影响。

2001年，Faruk Civan［44］将延迟效应引入到元素硫沉积里面，考虑元素硫动态沉积，即元素硫析出后不会就地沉降，而是运移一段时间或位移后再沉降。但并没有说明元素硫何时沉降，运移多长时间和位移。

2002年，Nicholas Hands［45］等建立了天然裂缝性含硫气藏硫沉积预测解析模型，该模型考虑了温度和近井地带的气流临界流速的影响，对元素硫在近井地带的分布进行了分区和详细地研究，并给出了相应的井底除硫时间，但对于元素硫颗粒临界流速计算并没有给出具体计算方法。

2004年，杨满平［46］考虑非达西渗流的影响，建立了高含硫气藏元素硫沉积模型。该模型在完善硫沉积伤害模型基础上，对比了考虑非达西和达西流动下，不同径向距离，不同时间元素硫饱和度随时间的变化关系，同时还分析了产能对硫颗粒沉积堵塞的影响。

2005年，曾平［47］就高含硫气藏渗流规律进行了研究，得到孔隙度，渗透率随时间的变化关系，进一步完善了考虑非达西影响的元素硫沉积伤害模型。

2006年，杨学锋［48］在Faruk Civan建立的模型基础上，考虑元素硫沉积的延迟效应，完善了元素硫动态沉积预测模型。

2006年，H.Mei［49］等人在Roberts建立伤害模型基础上，根据实际井参数，建立了无阻流量与渗透率和储层厚度之间的关系。

2006年，Du Zhi-Ming［50］等人建立了裂缝性气藏气液固三相耦合数学模型，并利用Roberts实例井数据进行计算，同时进行了结果对析。

2006年，Guo Xiao［51］等人将气液固三相耦合模型与硫沉积实验相对比，分析了流速，初始硫浓度和岩心渗透率对元素硫沉积的影响。

2007年，Guo Xiao［52］等人基于组分模型和相平衡原理建立了气液固三相数学模型，该模型可用于预测元素硫沉积，并提出需要进行储层解堵时间。

1.2.4 考虑元素硫沉积的产能方程及物质平衡方程研究现状

由于压力降最快的地方在近井地带，导致元素硫析出最快的地方聚集在近井地带，从而使得常规的产能方程需要进一步考虑元素硫沉积的影响。含硫气藏开发过程中元素硫沉积而导致试井曲线发生变化，对此学者们也进行了相应的研究。

2005年，李成勇［53］等人进行了高含硫气藏解释方法研究，建立了高含硫气藏两区复合试井模型，并用Stehfest反演算法对井底压力响应典型曲线进行了计算，分析了污染半径和流度比对井底压力动态的影响。

2007年，段永刚［54］等人建立了基于含硫气藏与井筒耦合的非稳态产能预测新方法，该方法为没有试资料的气井合理配产提供了一种方法。

2008年，张烈辉［55］等人基于渗流力学相关理论，对高含硫气藏的渗流模式进行了分析，建立了考虑附加表皮的复合渗流模型与产能试井解释数学模型。

2009年，晏中平［56］等人在现代试井解释方法和油气渗流理论基础上，建立了考虑含硫气井硫污染区和未污染区两区双孔介质复合试井解释数学模型，并利用Stehfest反演算法对井底压力响应典型曲线进行了计算，同时完成了多参数对井底压力的敏感性分析。

随着高含硫气藏的开发，储层压力会不断降低，析出的元素硫将会占据储层部分孔隙空间，使得在建立含硫气藏物质平衡方程的时候，体积平衡方程发生了变化。

1936年，R.J.Schilthuis［57］根据物质平衡原理首先建立了油藏的物质平衡方程式，因为该方法需要的相关地质及流体生产数据较少，同时计算方法相对简单，故一直在油藏工程中得到广泛使用。

国内的陈元千［58～60］等人在物质平衡原理的基础上建立了气藏的物质平衡方程，并完善了不同类型的气藏物质平衡方程式。

在凝析气藏物质平衡方程式的问题上，国内的马永详［61～62］利用摩尔平衡原理对凝析气藏物质平衡方程进行了研讨。

2006年，张勇［63］等人给出了高含硫气藏物质平衡方程的推导，该模型考虑了元素硫沉积的影响，但仅仅是基于体积平衡原理，没有考虑元素硫的析出会导致混合天然气密度发生变化。

2008年，卞小强［64］考虑了元素硫析出后，会使得天然气密度发生变化，必须使用质量平衡原理来建立含硫气藏物质平衡方程，故其利用摩尔平衡原理建立了气藏物质平衡方程，并进行了实例计算，但在建立物质平衡时，由于对元素硫产生的机理认识不足，使得摩尔平衡原理建立的方程求解具有一定难度。