天然气活动_天然气动态扩散的原因分析有哪些分析方法
1.天然气水合物资源远景预测
2.气源对比存在问题及研究思路
3.燃气灶熄火的原因分析燃气灶熄火的解决方法
4.天然气怎么勘探的？
5.测井在天然气水合物勘探与评价中的应用
天然气的优点分析：清洁燃烧、高效能源，缺点分析：有限资源、环境影响。
优点：
1、清洁燃烧
相比煤炭和石油等传统化石燃料，天然气燃烧产生的排放物较少，减少了对空气质量的负面影响。它在减少温室气体和污染物排放方面表现出色。
2、高效能源
天然气在燃烧过程中释放出的能量比煤炭和石油更高，因此使用天然气作为能源可以提供更高的能效，更有效地利用能源资源。
缺点：
1、有限资源
天然气是一种有限资源，其开采和使用对于能源可持续性和未来供应是一个挑战。依赖于天然气作为主要能源来源需要考虑能源多样化和替代能源的发展。
2、环境影响
天然气的开采和生产过程可能涉及土地破坏、水资源污染和生态系统破坏等环境问题，需要在开发和利用过程中进行合理的环境保护措施。
天然气的用途
1、燃料使用：天然气常用于供应市区和工业用途的燃料。它可以用于发电厂发电、提供城市和工业区域的能源供应，以及用于家居和商业建筑的取暖和炊事等。
2、工业应用：天然气在工业领域中用于多种用途，包括用作加热和熔融材料、提供工业过程中所需的热能、用于制造化学品和肥料、以及驱动各种工业设备等。
3、汽车燃料：天然气也可以作为汽车燃料的替代品。天然气燃料车辆可以通过燃烧天然气发动机来驱动，具有较低的尾气排放和更低的碳排放。
4、液化天然气（LNG）：天然气可以通过液化处理转变为液化天然气（LNG），便于储存和运输。LNG主要用于远程地区的能源供应、船舶燃料和化学工业等。
5、化学工业：天然气中的组分可以用于生产化学品和合成其他化合物，如氢气、甲烷等，这些化学品广泛应用于化学工业、医药、材料科学和其他领域。
以上内容参考：百度百科-天然气
天然气水合物资源远景预测
天然气是现代家庭必备的资源之一，它相比较于传统的煤气更为环保，并且实际使用操作也更加便携，在产品的后期维护和注意方面减轻了我们的负担，因此不少朋友都依赖于天然气以便于日常烹饪等等操作。而今天为大家介绍的就是在具体使用过程中的一些常见故障的原因分析和解决办法两个板块的内容，具体包括天然气表显示异常方面的信息。针对的主要就是天然气用户。
一、为什么天然气表显示阀门关
阀门关可能有多种原因，燃气表的液晶显示器上面应该会有相关代码显示，然后你根据这个代码查看一下说明书，如果没有说明书，请咨询燃气公司。当然你最好先查一下你们家的购气IC卡片，一般情况下，插入IC卡片后都会开阀。
二、家中燃气表显示“欠压”或“关阀”是怎么回事?
有两种情况：第一，是真的欠压，也就是压力不够。这个需要联系燃气供应商来解决，因为只有他们能控制供气压力，或者检修管道。基本没有危险。第二，很可能是电子燃气表的电量不足。因为电子燃气表内部有个电控阀门。根据侦测到的压力来控制阀门开关，当压力不够时自动关闭阀门。但是，当电量不足时，侦测探头失灵，压力信号微弱。但是液晶板耗电量很少，于是液晶板读数正常，会显示『欠压』字样，当电量更低时则会『关阀』。所以更没有危险，解决办法就是换上新电池就好。
三、天然气总阀关闭怎么办
长时间不使用天然气，总阀会自动关闭。小编这次也是因为回家过年。回到出租房里面之后发现怎么开阀门都没有燃气。打电话给客服才知道，长时间不用，天然气的总阀门是会自动关闭的!而总阀很多都是电子阀门
1、有些家庭可能是使用的手动阀门。这个直接扳动总阀就可以了
2、自动的阀门需要找到电池盒。把电池和里面的电池下下来。然后等十分钟左右过后在把电池上上去。阀门就自动打开。然后就可以使用燃气了
3、如果这样还不能解决可以电话拨打燃气的客服电话。网上可以查询的到。燃气机上面也会有电话号码。
关于天然气表显示阀门状况异常的情况，以上具体分析了多个板块的信息，包括原因以及解决的详细处理步骤，我们能够了解到，出现这种故障的情况有很多，具体需要用户结合实际使用情况以及产品的信息综合分析考虑，以便能够确定准确的方法。除此之外，我们也可以在必要的时候求助相关专业人士的帮助，尽可能减免不必要的损失。
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气源对比存在问题及研究思路
一、天然气水合物资源量估算方法
为评估天然气水合物资源量，人们曾经做了大量努力，20世纪80年代至90年代初，许多学者在对控制水合物形成条件与分布规律进行分析、推测的基础上，利用体积法对全球天然气水合物所含甲烷资源量进行过估算（Dobrynin等，1981；Mclvei，1981；Kvenvolden，1988；Sloan，1990），但由于实际资料的缺乏，参数的选择主要依据各种各样的假设，不同学者的估算结果差别很大，相差几个数量级。20世纪90年代中后期，随着地震反射、测井、钻井取样与测试技术在天然气水合物勘探中的广泛应用，一系列间接的地球物理方法被用来对天然气水合物与下伏游离气体的资源量进行了估计，参数的选择往往通过实测资料推算获得，其精度和可靠性大大提高。
目前国际上流行的天然气水合物资源评估方法可分为两类，一是基于天然气水合物地球物理-地球化学响应的已发现矿藏的常规体积法，该方法以日本地质调查所1992年进行的“容积法（体积法）”为代表；二是基于天然气水合物成因的未发现资源的概率统计法，该方法以美国地质调查局1995年的“未发现资源的概率统计法”为代表。
1.基于天然气水合物地球物理-地球化学响应的常规体积法
该类方法以地球物理、地球化学和钻井测试等勘查成果为基础，对已发现的天然气水合物的分布厚度、沉积物孔隙度和孔隙中水合物的含量直接演算，参数来自被评价区，因而结果较为可靠，目前仍然是以地球物理方法为主。与大陆边缘一般的沉积物相比，含天然气水合物的沉积层具有较高的纵波速度，因而可通过岩石物理模型的方法估算水合物的含量，识别BSR，确定其上覆水合物的含量及其下伏游离气体的分布。另外，精细速度分析及波阻抗反演、地震波形反演、叠前AVO技术在资源量评价方面也发挥了重要的作用，如20世纪90年代早期，School等（1993）、Max等（1996）运用多道地震剖面的VAMPS（Velocity and Amplitude Structures）分析天然气水合物及其下伏游离气体的存在以及水合物定量分析；Miller等（1991）通过对秘鲁滨外多道地震资料和合成地震记录来推断天然气水合物的含量及其下伏游离气层的厚度；Lee等（1993）利用多道地震反射的真振幅和层速度分析对沉积物中水合物的含量进行了定量分析。在有取样或者钻探的条件下，则利用沉积物中氯离子浓度变化、δ18O值的变化、取样器温度-压力变化和孔隙水成分测量等地球化学方法来评价甲烷水合物的含量多少。Dickens等（1997）对美国东南部布莱克海台水合物样品的甲烷含量直接进行了测量，其测量结果显示，垂向沉积剖面上的甲烷含量变化趋势与间接法得出的结论一致，但下伏游离甲烷气含量比间接法的结果高出三分之一。
日本学者对Gornitz（1994）发表的计算思路进行了扩充，即天然气水合物气田的原始资源量（Q），理论上是天然气水合物分解生成的气体总量（QH）、游离气体总量（QG）以及层间水中所含溶解气体总量（QL）的总和，即
我国海域天然气水合物地质-地球物理特征及前景
（1）水合物分解气体的资源量（QH）
分解气体的资源量（QH）为天然气水合物中甲烷量（V）与集聚率（R）的乘积；终极可采资源量（GH）又是分解气体的资源量（QH）与采收率（B）的乘积。即
我国海域天然气水合物地质-地球物理特征及前景
式中：A为水合物的分布面积；R为集聚率；ΔZ为天然气水合物稳定带的平均厚度；Φ为沉积物的平均孔隙度；H为天然气水合物饱和度；E为产气因子。
（2）游离气的资源量（QG）
在天然气稳定带（HSZ）内，剩余的游离气由于被认为是与层间水反应形成的天然气水合物，可以假定一般不存在具有资源量的游离气。因此，游离气的资源量（QG）最好用常规气田储藏量计算法计算HSZ下圈闭的游离气的量。水合物层下伏游离气资源量可用下式计算：
我国海域天然气水合物地质-地球物理特征及前景
式中：QG为游离气的原始资源量；GG为游离气的终极可采资源量；AG为游离气的分布面积；ΔZG为游离气层的平均厚度；RG为游离气的集聚率；ΦG为沉积物的平均孔隙率；P为地层压力；P0为标准状态的压力；T为沉积物的绝对温度；T0为标准状态的绝对温度；W为沉积物的水饱和率；BG为来自游离气的天然气的回收率。式中（AG×ΔZG×RG）表示水合物层下含游离气沉积物的容积。
（3）溶解气资源量（QL）
层间水中所含溶解气的量（QL）随温度、压力及盐度的变化而变化。因其与水合物层中所含气体量相比少得多，在计算大区域资源量时可以忽略不计。
2.基于天然气水合物成因的概率统计法
该类方法以天然气水合物成因为基础，主要用于未发现天然气水合物资源的评价，参数选择上主要参考区内已发现矿藏的实际参数，或与具有相似成矿地质条件的其他区域进行类比而获得，带有很大程度的推断性，因而参数往往以概率分布的形式参与统计计算。通常需要分别对生物成因气和热成因气进行评估。在评价生物气时，不需要引用气捕及运移通道的形成和烃类热成熟时间等指标，而有效孔隙度和甲烷生成量则是最重要的两个指标。热成因天然气水合物往往与油气勘探中烃类的形成过程类似，所以甲烷水合物的评估方法可与传统油气成藏的评价方法相类同，定量参数中的储层厚度和气藏大小，基本上与天然气水合物稳定带的体积相同，因此可根据研究区水深、海底温度和地温梯度等参数进行计算。如果研究区上述参数分布很不均匀，可将上述参数划分成若干可信度区分别计算与评价。
美国地质调查局（Collect，1997）考虑了生物气含量、生物气源层厚度、热成因气供给、时间、有效运移概率、储集岩相、圈闭机制、有效孔隙度、烃聚集指数、水合物稳定带范围、储层厚度、水合物饱和度和水合物含气率等指标，依据有限的实际参数对美国海洋和陆地上的天然气水合物资源分区带进行了初步评价，计算了各区带和整个美国天然气水合物中天然气资源量大致的概率分布，计算的天然气水合物资源量几乎就是天然气水合物中甲烷的总量。
评价含两个部分：①对区带属性进行风险评价，以判断区带中存在天然气水合物的概率；②对水合物含量的参数进行评价，以判断区带中可能的水合物量的概率分布。天然气水合物的资源量（Q）主要取决于以下5个条件（Gornitz，1994；Collet等，2000）：①天然气水合物分布面积（A）；②天然气水合物储层厚度（ΔZ）；③沉积物孔隙度（Φ）；④天然气水合物饱和度（H）；⑤产气因子（E，即单位体积天然气水合物包含的标准温-压条件下的气体体积）。评价中没有考虑资源的可开采率，其计算公式为：
我国海域天然气水合物地质-地球物理特征及前景
通常，依据区带上的地震、地质、地球化学信息（水深图、沉积厚度分布图、沉积物中总有机碳含量、海底温度、地温梯度以及水合物稳定温-压域分布图等）以及类似地区的资料来进行评价，从而确定各参数的概率值。计算分3个步骤：①确定区带是否含水合物；②区带中水合物的量；③把上述两个步骤算得的结果结合起来考虑统计意义上的资源潜力。
二、天然气水合物远景资源量评价
（一）南海陆坡
1.常规体积法评估
根据南海海域BSR分布情况，综合考虑水深、稳定带厚度、有利构造区带、有利沉积区带和有利地球化学异常区分布等因素，在南海陆坡区共推测5个天然气水合物资源远景区块，分别为南海北部陆坡东部远景区、南海北部陆坡西部远景区、南海南部陆坡西部远景区、南海南部陆坡东部远景区和南海南部陆坡南部远景区，在此基础上，对各个区块进行了天然气水合物资源常规体积法评估。
（1）参数选择
天然气水合物分布面积与厚度 依据BSR的分布情况，计算出南海各远景区块天然气水合物有效分布面积在南海北部陆坡东部远景区约36787km2，南海北部陆坡西部远景区约26988km2，南海南部陆坡西部远景区约20197km2，南海南部陆坡南部远景区约26123km2，南海南部陆坡东部远景区约15737km2。整个南海海域BSR有效分布面积约125833km2。在已经开展天然气水合物资源调查的西沙海槽区，将BSR之上的弱振幅及空白带厚度作为含水合物层的厚度，其他区块采用稳定带潜在厚度作为含水合物层的厚度，得出各有利区块的含水合物层平均厚度在南海北部陆坡东部远景区约232m，海北部陆坡西部远景区约175m，南海南部陆坡西部远景区约160m，南海南部陆坡南部远景区约194m，南海南部陆坡东部远景区约152m。
孔隙度 孔隙度采用相似地区类比获得。大西洋边缘布莱克海台ODP164的994钻孔、995钻孔和997钻孔在含天然气水合物层位（190～450m）沉积物孔隙度分别为57.0%、58.0%和58.1%，而由南海ODP184的1143钻孔、1144钻孔、1145钻孔、1146钻孔、1147钻孔和1148钻孔的资料来看，在海底以下200～400m左右，沉积物孔隙度平均为55%左右，因此计算天然气水合物资源量时沉积物孔隙度取55%。
水合物饱和度 天然气水合物饱和度的准确计算较为困难，由于天然气水合物并不稳定，在采样过程中容易分解，因而难以直接测定天然气水合物饱和度的大小。许多学者应用各种间接方法对水合物饱和度进行了估计。由于天然气水合物富集同位素重的18O而且不含Cl-，因此采样过程中水合物的分解将造成沉积物孔隙水的δ18O同位素组成以及Cl-含量异常。因而根据沉积物孔隙水的氧同位素组成和Cl-含量就可以估计天然气水合物饱和度的大小，但这种方法存在一个缺陷，沉积物原地孔隙水δ18O同位素组成和Cl-含量并不知道，计算时通常采用海水的Cl-含量来代替原地孔隙水的Cl-含量并通过曲线拟合来确定原地孔隙水δ18O同位素组成，但这实际上并不十分准确，Egeberg等（1999）根据对流-扩散模型计算了原地孔隙水的化学组成，对天然气水合物的饱和度进行了更准确的估计；保压取心采样器可采取原地压力下1320cm3的样品，如果假定其中过饱和的甲烷均以天然气水合物的形式存在，则可以计算出水合物的饱和度；由于水合物和沉积物的物理性质存在诸多差异，因而可以根据地震剖面或测井数据的差异来估计水合物的饱和度，如垂直地震剖面上的速度数据和测井电阻率等。表7-5为一些学者对天然气水合物饱和度的估计。Kaster等（1995）根据卡斯卡迪大陆边缘889钻孔的声速测井以及垂直地震剖面速度数据计算得出水合物饱和度至少为15%；Spence等（1995）利用889钻孔地震速度资料估算水合物饱和度为11%～20%；Paull等（1995）根据孔隙水C1-含量异常计算出布莱克海台天然气水合物饱和度最高为14%，994钻孔、995钻孔和997钻孔平均饱和度分别为1.3%、1.8%和2.4%；Matsumoto等（2000）利用孔隙水氧同位素组成异常以及最新测定的氧同位素分馏系数计算出994钻孔水合物饱和度为6%，997钻孔水合物饱和度为12%；Holbrook等（1996）根据地震速度数据计算994钻孔水合物饱和度为2%，995钻孔和997钻孔为5%～7%；Dickens等（1997）利用保压取心采样器所获样品的甲烷含量估计布莱克海台水合物饱和度约为0～9%；Collet等（2000）依据电阻率测井数据估算994钻孔、995钻孔和997钻孔水合物饱和度分别为3.3%、5.2%和5.8%；Lee（2000）利用声速测井资料计算出994钻孔、995钻孔和997钻孔水合物饱和度分别为3.9%、5.7%和3.8%。根据ODP164的钻井结果，水合物不可能在整个稳定带中均匀分布，在特定含有较多水合物的层位其饱和度较高（14%），但其平均饱和度不太可能很高。据以上分析，体积法计算天然气水合物资源量时，水合物饱和度取3.5%。
表7-5 天然气水合物饱和度估计
表7-6 天然气水合物的部分参数特征
产气因子 天然气水合物有3种结构（Kvenvolden，1995）：Ⅰ型、Ⅱ型（菱形晶体结构）和H型（六方晶体结构）。自然界中天然气水合物以Ⅰ型结构为主，Ⅰ型结构水合物仅能容纳甲烷（C1）和乙烷（C2）这两种小分子的烃类气体以及N2、CO2及H2S等非烃分子，其分子直径不能超过5.2×10-10m。每个单元的Ⅰ型结构天然气水合物由46个水分子构成2个小的十二面体“笼子”以及6个大的四面体“笼子”以容纳气体分子（Lorenson等，2000），因此，在理想状态下，每个Ⅰ型结构天然气水合物单元包含46个水分子以及8个气体分子，水/气分子比值（n，水合物指数）为46/8，即n=5.75。依此推算，在压力条件为28MPa的情况下，单位体积的水合物可以包含173体积的气体，即产气因子为173。实际上，在自然界的天然气水合物中不可能所有“笼子”均充填有气体，因此，水合物指数通常要大于5.75。许多学者对水合物指数进行了测定（Matsumoto等，2000），但结果却相差甚大，有些结果与水合物的晶体结构明显不符。Handa（1988）对中美洲海槽天然气水合物样品的分析结果表明，其水合物指数为5.91，墨西哥湾北部的格林大峡谷水合物指数为8.2。Ripmeester等（1988）测定了人工合成水合物样品的水合物指数，其范围为5.8～6.3。Matsumoto等（2000）测定的布莱克海台天然气水合物的水合物指数为6.2，从水合物指数与产气因子的对应关系（表7-6）可以看出，其产气因子为160.5。从实际测定的布莱克海台的天然气水合物样品所产生的气体与水的体积比（表7-7）来看，其变化范围为18～154，平均为76。由于在测定天然气水合物气体/水比值过程中存在孔隙水的混染，会造成计算结果偏低，Lorenson等（2000）采用水中的Cl-含量对气体/水比值进行了校正，因为天然气水合物中应该不会存在Cl-离子，其分解后的水中的Cl-含量应该是孔隙水混染所致，对比天然气水合物分解后的水与孔隙水中Cl-的含量就可以进行校正，计算结果表明，孔隙水的混染程度为2%～50%，布莱克海台校正后的天然气水合物气/水体积比为29～204，平均为104。从表7-7可以看出，水合物的气体/水体积比值并没有明显的地质模式。而沉积物较浅部位的天然气水合物气体/水体积比值相对较低，大多小于100，对应的产气因子相当低，是由于取样以及分析时的人为偏差抑或反映了地质过程的影响目前尚不太清楚。但据Holder等（1982）的研究，如果水合物“笼子”中气体的填充率小于70%（对应气体/水体积比值为151.8），将导致水合物的不稳定，因而水合物那些很低的气体/水比值可能更多的是由于取样以及分析时的人为因素造成的，其代表的只是水合物最低的气体/水体积比值。布莱克海台996钻孔与盐底辟有关的水合物出露较浅，其气/水体积比值相对较小，如果只考虑994钻孔以及997钻孔的天然气水合物样品，其平均气/水体积比为188.5，对应的水合物指数为6.6，与Matsumoto等（2000）测定的水合物指数较为接近，相应的产气因子为150.8。南海水合物成矿条件与布莱克海台相差不大，水合物最可能的产气因子范围在121.5（满足70%气体填充率）至160.5（水合物指数6.2）之间，计算资源量时产气因子取150。
表7-7 世界各地天然气水合物气体与水体积的比值
（2）体积法资源量计算结果
根据以上所选择的参数，不考虑集聚率（R），采用常规体积法（式5）计算得到南海5个远景区的远景资源量如表7-8所示。
应该说明的是，据国外钻探证实，在水合物层之下，还经常存在BSR之下储量相当可观的游离气（Dickens等，1997）。由于资料所限，难以解释游离气的分布，也难以选择合理的参数来评估游离气的资源量，因此，本次计算仅限于包含在水合物中的甲烷气资源量，没有考虑游离气的资源量。同时，由于目前识别BSR及含水合物层主要靠地球物理勘探，地球化学探测难以触及含水合物层，现场测试及室内分析得到的地球化学异常很少，不能说明问题，也难以确定水合物成矿气体的成因类型。因此，在上述资源量估算中，假设成矿气体为生物成因气，水合物中的烃类为甲烷。
表7-8 南海海域天然气水合物远景资源量估算结果
（3）法资源量计算结果
采用数学统计方法，根据前述分析结果，选取如下参数：A为取区块中BSR分布的有效面积（表7-9）；ΔZ为区块中含水合物层平均厚度（表7-8）；Φ为沉积物平均孔隙度，取55%；H为水合物饱和度，范围为2.0%～5.0%，平均取3.5%；E为产气因子，范围为121.5～160.5，平均取150。
利用（式10）进行法计算，得到南海各天然气水合物远景区块的资源量如表7-9所示。资源总计最小值为394×1011m3（394×108t油当量），中间值为667×1011m3（667×108t油当量），最大值为898×1011m3（898×108t油当量）。其中间值与上述体积法计算得到的资源量（表7-8）基本一致。
2.南海天然气水合物潜在资源的概率统计法评估
由于南海深水区域勘查程度很低，对潜在资源的评估中没有对区带属性进行风险评价，仅依据相似性原理，参照国外勘探程度较高的海域天然气水合物分布的统计规律对水合物含量的参数进行评价，计算了南海海域潜在的天然气水合物资源量的概率分布。
表7-9 南海各天然气水合物远景资源量计算结果（法）
（1）参数选择
水合物分布面积 海底天然气水合物分布面积具有一定的统计规律，据佐藤干夫统计，1992年以前公开发表的具有良好BSR分布图的海域，中美洲海沟区的墨西哥海区，面积为1.0×105km2，BSR的分布面积为1.9×104km2；危地马拉海区，面积为1.0×105km2，BSR的分布面积为2.0×104km2；日本四国海南海海槽面积为1.2×105km2，BSR的分布面积为3.5×104km2，BSR分布的区块面积达海域的20%～25%（佐藤干夫，1996）。因而，以南海稳定带潜在厚度大于50m、水深3000m以浅的陆坡区为天然气水合物潜在分布区，其面积为81745335km2，推测南海海域水合物潜在分布面积是该值的25%，即204363.3km2。
水合物实际产出厚度概率分布 我国南海地质特征与大西洋被动大陆边缘盆地类似，因而水合物分布规律也与其相近。Majorowicz等（2001）对加拿大大西洋边缘天然气水合物的厚度等参数进行了统计，编绘了该海域天然气水合物厚度分布的直方图（图7-19），由此可以计算出厚度的累积概率分布（图7-20），计算时假定南海天然气水合物厚度分布概率与之相同。
孔隙度概率、水合物饱和度概率和产气因子概率分布 Majorowicz等（2001）基于大量的钻井分析，得出了加拿大4个水合物成矿省的水合物分布面积、平均厚度、孔隙度及饱和度等参数的统计结果（表7-10）。孔隙度变化范围为22%～50%，而水合物饱和度的分布范围为2%～30%。美国地质调查局1995年在对海域天然气水合物资源进行评价时，孔隙度概率、水合物饱和度概率和产气因子概率分布全部采用表7-11中的值。计算中假定南海各参数与美国大西洋边缘海域的概率分布相同。
（2）资源量计算结果
选取上述参数，利用统计模拟法计算（式10）获得南海陆坡区的天然气水合物潜在资源量分布见图7-21。天然气水合物资源量最小值为91.66×1011m3（大于这一数值的累计概率为0.95），相当于91.66×108t油当量；最大值为6830.48×1011m3（大于这一数值的累计概率为0.05），相当于6830.48×108t油当量。概率期望值为1659.74×1011m3，相当于1659.74×108t油当量；潜在资源总量约为已推测资源量（体积法）的2倍。
表7-10 加拿大天然气水合物资源量分布
表7-11 孔隙度、饱和度和产气因子取值表
图7-19 大西洋边缘海域天然气水合物厚度分布频率直方图
图7-20 大西洋边缘海域天然气水合物厚度分布累计频率直方图
（二）东海冲绳海槽
采用产烃率法和残余有机碳法，分别针对冲绳海槽盆地各个坳陷生物气资源量和热成烃资源量进行了估算：其中生物气资源量为43.0×108t，热成烃资源量为30.0×108t。总资源量为73.0×108t（表7-12）。
采用容积法，当天然气水合物矿层充填率（H）为50%，聚集率（R）为0.01时，计算得到冲绳海槽天然气水合物总资源量为6.5×1012m3，即65.1×108t油当量。
图7-21 我国南海海域天然气水合物资源量分布累计频率曲线图
表7-12 冲绳海槽生物气资源量计算结果表
小结
1.南海部分
1）通过对陆坡区多道地震资料的再解释，识别并总结了BSR的区域分布规律和层位分布特征，探讨了部分海域BSR界面附近层速度及波形变化，分析了AVO属性等地球物理特征。初步研究表明，天然气水合物稳定带一般出现在中中新统之上，BSR埋深在海底以下约100～700ms（双程走时）。
2）依据多道地震资料识别的BSR及上部振幅空白带的发育情况，推算了研究区天然气水合物稳定带的分布与厚度。
3）根据实际温度、压力和盐及气体组分，开展天然气水合物形成的热动力学条件研究，建立相平衡模型及计算方法，以此推测天然气水合物稳定带的潜在厚度。模拟计算结果初步表明，南海海域天然气水合物形成所需要的水深一般大于500m，天然气水合物稳定带厚度一般在50～200m之间。
4）采用基于天然气水合物地球物理-地球化学响应的常规体积法和成因概率统计法，对南海天然气水合物资源量进行了初步测算。
2.东海部分
1）根据约3000km多道地震资料的解释，识别并总结了BSR区域分布规律和层位分布特征，初步圈定综合异常分布区，提出了3类BSR成因演化的地质-地球物理模式。
2）开展天然气水合物成矿的物理化学状态平衡数值模拟，建立了天然气-天然气水合物-盐-水体系中主要组分在气、液、固三相中的活度模型和化学势函数模型。
3）利用容积法、产烃率法和残余有机碳法等方法，对冲绳海槽的天然气水合物资源远景进行了评估。
燃气灶熄火的原因分析燃气灶熄火的解决方法
毋庸置疑，气源对比是天然气评价中一项重要的研究工作，通过气源对比可以确定气源岩分布并进一步预测天然气资源潜力，为下一步天然气勘探指明方向，因此在天然气勘探中气源对比发挥着重要的作用。然而，由于实验技术及天然气组成单一等因素的影响使得气源对比又是一项非常艰苦和困难的工作，例如我国已发现有十几年历史的鄂尔多斯盆地中部气田等，尽管许多学者做了大量的研究工作（关德师等，1993；陈安定，1994；张士亚，1994；黄第藩等，1996；戴金星等，1987,1999；杨俊杰等，1996；张文正，1997；夏新宇等，1998,2000；李贤庆等，2001,2002,2003），气源问题仍未得到令人满意的结果，也正是这些原因严重影响着勘探家对这些地区的天然气勘探部署决策，因此气源问题是又必须解决的迫在眉睫问题。纵观前人的研究工作，影响气源对比研究的原因，主要是与如下几方面因素有关：
（一）天然气组分单一，可供选择的指标较少
由于天然气主要由甲烷和少量C2-C5的重烃气以及少量N2、CO2等非烃气体组成，它所含的信息比原油要少得多，因此在气源对比中可供利用的只有C1-C4碳同位素和天然气组分等有限的资料，缺少与生源直接有成因联系的生物标志物，而且这些指标受热演化和运移效应等影响，使其可信度降低。
（二）天然气地球化学分析技术欠完善
在20世纪90年代前，我国主要以石油勘探为重点，因此引进和开发了一系列针对石油地球化学分析的实验技术，并且投入了大量的人力，使之日趋成熟和完善，而天然气地球化学分析技术非常有限，除同位素外，专门针对天然气分析的技术很少，这几年虽然加快了天然气的勘探步伐，对天然气实验室的建设有所投入，但与石油地球化学实验技术相比，差距还仍然较大。
（三）采用气—气、气—油对比间接确定气源岩
前人气源对比大多是通过气—气对比来确定气源岩，也就是说，在大量的资料基础上，总结出不同类型的天然气判识指标和地球化学特征（表5-7），然后根据具体地区的天然气性质确定天然气类型来间接地寻找气源岩。另一种方法是以气藏中伴生的原油作为“桥梁”与气源岩进行对比，这些方法的主要问题在具体地区天然气或其源岩并非为典型的腐泥型和腐殖型，混合型成因在陆相地层中也是常见的现象。不同热演化阶段的天然气或源岩产物组成差别很大，高—过成熟阶段的油型气与成熟—高成熟阶段的煤成气特征具有相似性。气藏中的原油和天然气可能不同源，通过原油为“桥梁”进行天然气对比，可能产生误导作用。有相似性。气藏中的原油和天然气可能不同源，通过原油为“桥梁”进行天然气对比，可能产生误导作用。
表5-7 煤成气和油型气综合鉴别指标
（据戴金星，1999）
针对上述问题，对一个具体气田进行气源对比时按如下思路进行（图5-9），首先是对气源岩进行评价确定生气潜力，然后是对有效气源岩生气阶段的化合物分布及碳同位素组成进行研究，同时对天然气和水溶烃的化学组成与碳同位素组成进行分析，最后对天然气与气源岩进行直接对比确定气源岩及气源。
图5-9 气源综合对比流程图
天然气怎么勘探的？
燃气灶，家中的常用烹饪工具。燃气灶使用久了就容易出现一些毛病，其中很多毛病是很难避免的，属于正常的损耗。燃气灶打不着火或者自动熄火应该算是其中最常见的了，基本上每家每户都经历过。对于燃气灶打不着火或者燃气灶老是自动熄火等问题，只要你了解一定的知识，这些都是比较容易解决的。接下来就跟随我们一起来了解一下燃气灶熄火的原因，燃气灶熄火的解决方法的相关内容吧！
燃气灶熄火的原因
1、初步检查
当遇到燃气灶自动熄火的情况之后，首先要检查连接软管是否有折扁或压弯，如果没有被折扁或压弯；其次，察看燃烧火焰是否太弱，如果达不到炉头，则是气体压力太低，使用液化气灶的用户建议其更换新减压阀，煤质气和天然气则可以向供气公司咨询反映。
2、进阶察看
首先可以把电池换掉，然后看看坏掉的那边，中间的火焰能不能烧到探针，因为只有烧到探针才能定住火。其次要保证燃烧的持续，煤气灶得保证反馈电路的畅通，煤气灶的反馈机构多设置在火焰能够直接燃烧到的地方，火焰正常时，反馈回路会给脉冲器提供持续供气的信号，否则，脉冲器会关闭电磁阀。
燃气灶熄火的解决方法
1、把电池换掉，然后看看坏掉的那边，中间的火焰能不能烧到探针，要必须烧到探针才能定住火。还有点的时候，你可以按住十秒种，在松开关，那个探针就是热感应，要烧烫，才能定住火。
2、要保证燃烧的持续，煤气灶得保证反馈电路的畅通，煤气灶的反馈机构多设置在火焰能够直接燃烧到的地方，火焰正常时，反馈回路会给脉冲器提供持续供气的信号，否则，脉冲器会关闭电磁阀。
3、然而，解决燃气灶自动熄火问题反馈畅通需要满足几个条件。
a、火焰必须烧到反馈针，如果相应的火孔被积碳堵塞了，或者火孔与反馈针没有对正，火焰不能直接烧灼到反馈针，脉冲器会认为火焰熄灭了，马上关闭了气源。维修中，使用了一段时间的灶的熄火多属于这一种情况。
b、如果火焰正常，而起反馈作用的热电偶老化了，提供给脉冲器的信号强度不够，脉冲器也会关闭电磁阀。反馈畅通3、反馈回路不畅通，譬如虚接、老化或者反馈针搭铁，信号无法到达。燃气灶自动熄火还有一种情况可能就是电池电量不足了，这个也需要注意。
以上就是燃气灶熄火的原因，燃气灶熄火的解决方法的详细解答，不知道大家对我们的介绍是否满意。
测井在天然气水合物勘探与评价中的应用
在石油工业的早期，勘探所使用的就是铁锨和镐头这类简单的工具，石油和天然气往往是偶然被发现的。探井也是随意钻的，或者在地表出露的天然气苗附近钻一口井也可以获得较大的成功。
然而，到了近代，人们使用各种先进的技术勘探天然气。这些技术可以分类为地质学、地球化学、地球物理等方法。这些方法用于寻找具有孔隙和渗透性储集岩的地质圈闭。一般来讲，这些储集岩主要是古代的湖泊、河流和海洋中沉积形成的砂岩和碳酸盐岩类。
地质学方法
地质勘探技术包括绘制地表与地下的构造地质图、采集岩石样品等。地形图是用来表示地球表面演化的图件，用等值线来表征相同的高度。
一些地质图上标出了何处有岩石层的“露头”，或者它们在地层表面的分布。这些图是平面的，用两维图形来表示地球的表面，第三维表示岩层的方向，用一种称为“走向与倾向”的符号来表示，它可以显示岩石层面的水平与垂直方向。
用于地质制图的基本的岩石层是组，它具有标志明显的顶与底。地壳中的所有岩石都被地质学家划分到了组。每个组具有一个两重含义的名称：①它的地理分布位置，通常是一座小城镇的名称；②它的主要岩石类型，比如砂岩或灰岩。为了表示这些岩石层的垂直序列，地质家使用了地层柱状图，在这种图上，最年轻的地层出现在顶部而最古老的地层在底部 （图2.4） 。
图2.4 地层柱状图（引自Norman Hyne所著《石油勘探与开发》，PennWell， 1995）
除了对地表或近地表的地质构造进行制图之外，地质家还用等值线来表示地下的构造。这些地下的地质图件包括三种重要的类型：
（1）构造，表示岩石层的高程；（2）等值线，表示岩石层的厚度；（3）岩相，表示在单一岩石层内的相变。
除了地质制图之外，地质家还从地下岩石层中提取岩心并收集“岩屑”。岩心和岩屑提供了极为有用的、可供评价岩石组的岩相学、烃含量以及储集层和产出天然气能力的信息。地质家用这些样品来确定地下岩石层形成的条件并评价这些条件是否有利于油气的生成、聚集和成藏。
不论何人所钻，大量的来自钻井的地下资料最终都会公开的。法律要求一些井的“测井”记录在一个特定的时间内解密 （这个时间跨度从数月到数年不等，取决于具体的地域）。这些可能来源于钻井的地质信息亦可用于其他研究，比如水、盐、煤和其他矿产。
地质信息的另外一个重要来源是当地的测井资料图书馆。几乎每个县一级的钻井区域都有一座测井图书馆，但要成为其会员须付费。同样，这些图书馆还收集其他的钻井资料，比如钻井的岩屑和岩心。通常，这些资料是可以免费查询的。
为了帮助勘探地质学家，天然气工业已经汇编了一些尚未开发区域的资料。许多天然气盆地的图件已经出版，以减少或避免对天然气储集层的重复制图工作。这些图件和相似的数据库包括了6个区域的天然气勘探：落基山脉、阿巴拉契亚山脉、得克萨斯、墨西哥湾、东部与中部的海湾沿岸以及中部大陆区。在这些出版物中所收集的数据有助于人们了解这些具有最大勘探潜力的区域和已经发现的天然气田中那些最有可能找到尚未发现油气的地域。这些图件还有助于揭示构造与岩石类型的组合特征。
地球化学方法
地球化学方法的基础是对地表和地下油气储集层之上或者附近的细菌与化学组成所进行的分析。这种组成往往会因地下油气极为缓慢地向地表渗漏而发生改变。对采自这些区域的土壤或者水样品的地球化学分析，如果发现了微量的烃类物质，则可以表征下伏岩石中油气的存在。在许多情况下，出现在地表的极少的油气苗都可以由肉眼发现。这种“微油气苗”常常以一种被称为“油气晕”的圆形出现。
一种用于准确确定烃源岩成熟度的地球化学方法是镜质组反射率。镜质组是在页岩中发现的一种来自植物体的有机质类型。将烃源岩抛光，然后在显微镜下观测镜质组的反射率。镜质组所反射的光的百分比取决于烃源岩的成熟度。镜质组的反射率可以表征是否有天然气或者石油已经生成。
地球物理方法
地球物理勘探是由美国人Everette DeGolyer最先开展的。他于1924年探明了一个含油的盐丘。他还发明了一种名为地震反射的地球物理技术，该技术迄今依然是勘探地质家最重要的工具之一。地震技术和其他地球物理方法能够使地质家确定岩石层的深度、厚度与构造，并评价它们是否能够圈闭油气。实际上，地震技术使得地质家可以“看到”地球表面之下的情况 （图2.5）。
图2.5 陆上地震勘探方法（引自Norman Hyne所著《石油勘探与开发》，PennWell， 1995）
地震反射技术揭示了地下的构造，其原理是以爆炸的方式产生强烈的声波（地震波），然后检测这些波是如何被地下的岩石反射上来的。地震技术通过产生一幅地下岩石层的影像而帮助勘探家发现油气圈闭。在过去的几十年中，油气勘探领域最伟大的进步就是使用计算机获得地震数据并进行分析。这些进展提高了在越来越大的深度显示更加清晰的地下构造影像。
在油气勘探中所使用的地震设备就像安装在一条小船上的一台深度探测器，它发射出周期性的声波束，这些声波束又被海底反射。深度是由这种声音发出以后并被反射回来的时间来确定的，不同的物质反射声波的速度不同。设在地表的检测器记录了来自地下的信号，其中一些不需要的噪声则必须被滤掉。
在陆地上，产生地震能量的最常用的方法是爆炸和振动。炸药是最早使用的地震源，当然，还使用了一些其他的地震源，比如导爆索等。然而，爆炸是危险且昂贵的，这就是Conoco发明VibroseisTM仪器的原因。这项技术使用了装备有一台振动器的卡车，在卡车的底部有多个液压发动机。从卡车的前方向地下伸出一个踏板，该踏板承受了卡车的全部重量。然后，液压发动机用这些重量来撞击地面，由于这种装置便于携带且可在许多区域使用，所以是十分方便的。
地震能量向下穿过岩石层，一部分能量以一种反射波的形式被反射回地面，剩下的能量继续向下运动，直到被更深部的岩石层所反射或消失。反射波被设在地表的地震检波器接收，从而确定声波到达每层岩石顶部的时间。震源和地震检波器的位置由勘探人员确定。
在海上的地震作业与陆地的作业原理相同，但所用的工具却不同。通常用空产生地震能量，将高压的气泡射入水体中， 由Loran无线电发射器或全球定位系统 （GPS）来完成勘探。其震源用船发射，采用水下地震检波器检测。
地震监测的结果被记录下来用于分析地下的岩石层。岩石层的任何变形，比如倾斜、断层或褶皱等，在地震记录上都可以清晰地反映。“亮点”常常可以成功地揭示天然气盖层的位置。亮点是地震剖面上一个强反射区域 （图2.6）。这是地震能量中大约20%的反射波所产生的。然而，并不是所有的亮点都是具有商业性开发的气藏。另外一个指标是扁平点，它是一个气—油或气—水交界面的反射波。
图2.6 海湾地区一个天然气田的地震记录（由VibroseisTM获得）（引自Norman Hyne所著《石油勘探与开发》，PennWell，1995）
地震技术的最新进展是AVO（振幅随炮检距变化），这可以加强地表地震数据亮点分析的能力。另外一项进展是GRIP。地下地质学常常表现出构造与岩性的复杂性，这会掩盖勘探目标。GRIP方法通过将地质信息直接加入地震勘探设计而增强地震成像的分辨率。
除了二维的地震成像方法之外，地质家还能够使用三维技术，它可以给出一个三维的、高清晰的地下地震图像。该方法与CAT扫描 （计算机辅助层析成像）技术相似，还与MRI（磁共振成像）技术相似，二者都是用来获得人体内部影像的。三维技术正在帮助地质家学会如何校正那些由于岩石的厚度与压实之间的变化而产生的噪音 （不需要的信号）。
另外一项进步是“联井”地震技术，即在一口井中发射地震能量，在另一口井或相邻的多口井中安置信号接收器。所获得的数据影像可以用来确定钻井之间的岩石特征。连井地震成像的分辨率要大大高于地表地震数据的分辨率。连井地震成像已在石油勘探中获得了成功，但是在天然气勘探中仅仅在近期才开展应用的。
除地震技术之外，地球物理方法还包括了重力与磁力的测量。地质家们的重力计揭示了地下重力的变化，而磁力计则可以测量出地球磁场的强度与方向。
重力计对地下岩石的密度是非常灵敏的。它可以测出密度相对较小的岩石，比如盐丘或多孔的珊瑚礁，也可以灵敏地测出密度较大的岩石，比如一个盐丘或背斜的核部。磁力仪主要用于测定基岩层的海拔高度。磁力仪数据被用于推测充填在盆地中的沉积岩的厚度并判定基岩的变形程度。
建模
在上述所有技术都存在局限性的情况下，勘探地质家又转向使用数学模型来对地下地质构造和沉积条件进行“成像”。为了精确地建立这些计算机模型，勘探家将钻井数据与地球物理信息汇成一幅假设的地下图像。最新的进展已经极大地增加了计算机建模的成功率。
探井
地质学、地球化学和地球物理技术无论达到何等的精度，也仅仅能够做到确定在何处能够发现油气的沉积岩。证实地下有油气真正存在的唯一方法就是打一口井并检测靶区地层所含物质的性质。
由于钻井是非常昂贵的，用各种勘探技术所获得的资料往往要进行对比，以供选出最可能的位置。发现了新的油气的钻井称为探井或“野猫井”。一口野猫井的费用从100000～15000000美元。即使地质家做了大量的前期工作，也仅仅有 15%～20%的钻井能够发现有商业价值的油气。
如果一口野猫井发现一个新的气田，它就被称为该气田的发现井。一个气田的最终范围是在其发现井四周钻更多的探井来确定的。一旦气田被确定，就要打一些井来进行开发或者增加其天然气的采出率 （打加密井）。钻井人员用来评价井的生产能力的方法将在第3章“钻井、开采与处理”中讨论。
陆敬安
（广州海洋地质调查局 广州 510760）
作者简介：陆敬安，男，（1970—），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等采用等效介质方法并假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。这里假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，采用如下的Biot系数
南海地质研究.2006
对于坚硬或固结的地层，采用Biot系数为
β=1-（1-φ）3.8 （14）
Lee（2003）建议采用下面的方程计算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-wave and NMR
根据分析结果可知，当采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，主要原因是当采用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：
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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
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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采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 approach 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 application 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
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