CN113376709B - 一种利用测井数据预测储层天然气水合物饱和度的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种利用测井数据预测储层天然气水合物饱和度的方法，涉及石油天然气勘探开发领域，其特征在于：利用电阻率测井数据，依据修正的阿尔奇公式初步估算储层天然气水合物饱和度；根据初步估算值，将储层天然气水合物分为流体(A)和骨架(B)两种赋存模式，划分出A、B模式井段；基于等效介质理论得出A、B模式计算模型，并通过地层声波测井和密度测井数据解释得到两种模型参数；将模型参数分别带入A、B模式计算模型得出相应井段天然气水合物饱和度，合并各井段预测结果得到储层连续井段天然气水合物饱和度。本发明考虑了天然气水合物在储层中的赋存形式，模型参数确定简单，预测结果可靠，可为天然气水合物资源储量精确评价提供指导。

Description

一种利用测井数据预测储层天然气水合物饱和度的方法

技术领域

本发明属于石油天然气勘探开发领域，具体涉及一种储层天然气水合物饱和度评价方法。

背景技术

储层天然气水合物饱和度是进行储量评价的重要参数。目前，常规天然气储层的气体饱和度通常是以电阻率测井数据为依据构建数学模型(如Archie公式)进行预测的。但由于天然气水合物储层与常规天然气储层特征差异较大，利用常规天然气储层的气体饱和度计算方法还难以实现储层天然气水合物饱和度的准确评价。因此，构建一套适用于储层天然气水合物饱和度计算方法对于准确评价其储量意义重大。

利用电阻率数据评价储层天然气水合物饱和度的方法，一般认为储层岩石孔隙内只含有水和天然气水合物两种物质，通过电阻率与储层含水饱和度之间的关系式求出储层的含水饱和度S_w，从而计算天然气水合物饱和度S_h＝1-S_w。通过储层的电阻率数据计算含水饱和度的方法主要有标准Archie公式、修正Archie公式、印度尼西亚公式和Simandoux公式等。其中标准Archie公式和修正Archie公式的应用最为广泛。但是，郭星旺等指出由于Archie公式所适用的储层地质条件与实际天然气储层地质条件之间的差异，导致利用Archie公式所计算出的天然气水合物饱和度数据较实际饱和度数据可能存在一定的偏差。

利用声波测井数据评价储层天然气水合物饱和度的方法，通常是根据储层天然气水合物饱和度与纵波速度之间的关系式来计算天然气水合物饱和度的，赵军等利用声波速度基于Lee权重方程计算了实验室环境下的岩心试样中天然气水合物饱和度。肖昆等利用声波测井资料与两端元层状介质模型相结合的方法，计算了祁连山冻土区天然气水合物DKXX-19井裂缝型储层天然气水合物饱和度。Lu等应用加入了ODP Leg 164航次的测井数据作为约束条件的弹性波阻抗反演技术，分别拟合出了饱和水沉积物的孔隙度、天然气水合物饱和度、含游离气与地震波阻抗的经验公式。除此以外，国内外学者还构建了储层天然气水合物饱和度和声波速度的数学模型，如时间平均方程、Wood方程、BGTL模型、等效介质模型、KT方程、Frenkle-Gassmann方程，基于这些模型可实现利用地层声波速度预测天然气水合物的饱和度。这些方程主要是根据天然气水合物储层的岩石组分、孔隙度、密度、天然气水合物饱和度等参数与储层纵横波速度的相关性构建的，并且具有各自的适用性。

此外，也有学者利用数学推演与地震反演的方式计算储层天然气水合物饱和度，例如，Wang等采用迭代正演模拟反演法估算储层中的天然气水合物和游离气饱和度的方法，Shelander等提出的在无井条件下基于地震反演、岩石物理模型和地层层序来计算天然气水合物饱和度的方法。

上述方法均是依托常规天然气储层气体饱和度计算方法来评价储层天然气水合物饱和度，而天然气水合物特殊的储层特征还并未很好的考虑到这些模型中，其预测的储层天然气水合物饱和度准确性还相对较差，主要体现在常规天然气储层饱和度计算方法无法清晰区分储层孔隙中游离气体、水和可作为骨架的天然气水合物这三种介质。针对天然气水合物储层特点，准确评价储层天然气水合物的饱和度，还需要考虑必要的约束条件，并且准确判别储层中呈不同状态特征的孔隙介质，发展相对精确的天然气水合物饱和度预测方法。为此，基于等效介质理论，将储层天然气水合物视为流体(A模式)或骨架(B模式)，本发明分别给出了利用测井数据来实施储层天然气水合物预测的A和B模式计算模型，进而提出了一种利用测井数据预测储层天然气水合物饱和度的方法。本发明可为天然气水合物储层的储量计算提供指导。

本天然气水合物储层饱和度评价方法建立的理论依据如下：

A模式情况下等效介质理论：

当沉积介质中充填体积模量为K_f的流体时，可以根据Gassmann方程，通过如下公式得到沉积物(等效介质)的体积模量K_sat和剪切模量G_sat：

G_sat＝G_dry (2)

式中，φ为不含天然气水合物时岩石骨架孔隙度，无量纲；K为组成岩石的体积模量，MPa；K_dry和G_dry分别为干岩样骨架的体积模量和剪切模量，MPa；K_f为充填流体的体积模量，MPa。

模式A情况下，孔隙中有天然气水合物生成，K_f计算公式为：

式中，S_h为天然气水合物饱和度，％；K_h为天然气水合物的体积模量，MPa；K_w为水的体积模量，MPa。

K_dry和G_dry的计算公式为：

其中，

式中：φ_c为临界孔隙度，无量纲，一般取0.36～0.40；P为有效压力，MPa；m为临界孔隙度时单位体积内颗粒平均接触的数目，一般取8～9.5；G_ma为岩石骨架的剪切模量，MPa；ν为岩石骨架的泊松比，无量纲，计算公式为：

式中，K_ma为岩石骨架的体积模量，MPa。

当沉积物为多种成分组合而成时，岩石骨架的体积模量和剪切模量可根据Hill平均公式计算：

式中，m为岩石固相部分中矿物的种数，整数；f_i为第i种矿物占固相部分的体积分数，无量纲，可以通过岩石矿物成分测试获得；K_i和G_i为第i种矿物的体积模量和剪切模量，MPa。

模式B情况下等效介质理论：

对于B模式情况下，天然气水合物被认为是岩石骨架的一部分，产生了两个效应，一个是使孔隙度减少，另一个是改变了骨架的体积模量，因此，在模式A的基础上需要对沉积物孔隙度进行修正，即：

φ_r＝φ(1-S_h) (12)

式中，φ_r为天然气水合物作为骨架时，岩石的孔隙度，无量纲。

同时，应将天然气水合物作为矿物组分来计算岩石的体积模量和剪切模量。此外，沉积物孔隙中只有水，孔隙流体的密度和体积模量等直接用水的替代。

发明内容

本发明的目的在于：解决储层天然气水合物饱和度的评价问题，为此提出了一种利用测井数据预测储层天然气水合物饱和度的方法。

本发明采用的技术方案如下：

一种利用测井数据预测储层天然气水合物饱和度的方法，其实施步骤如下：

步骤1.1、确定天然气水合物储层研究层位，利用电阻率测井数据，依据修正的Archie公式初步估算储层天然气水合物饱和度范围，并将初步估算值小于或等于10％的井段划分为A模式井段，初步估算值大于10％的井段划分为B模式井段；

步骤1.2、根据天然气水合物储层声波时差测井数据和密度测井数据，确定A模式和B模式情况下基于等效介质理论的储层天然气水合物饱和度计算模型的参数；

步骤1.3、选择A模式或B模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型，分别计算得出A模式井段和B模式井段储层天然气水合物饱和度，并对A模式井段和B模式井段计算结果进行合并，得到储层连续井段的天然气水合物饱和度预测结果。

进一步，所述步骤1.1的具体步骤如下：

步骤1.1.1、根据储层饱和水岩心电阻率测试得到的饱和水岩石电阻率和天然气水合物储层电阻率测井值，计算得到天然气水合物储层含水饱和度S_w，计算公式如下：

式中，S_w为天然气水合物储层含水饱和度，％；R₀为饱和水岩石电阻率，Ω·m，可通过储层饱和水岩心的电阻率测试得到；R_t为天然气水合物储层电阻率测井值，Ω·m；n为饱和度指数，n＝1.9386。

步骤1.1.2、根据计算得到的天然气水合物储层含水饱和度，计算得到初步估算的储层天然气水合物饱和度，计算公式如下：

S_h′＝1-S_w

式中，S_h′为初步估算的储层天然气水合物饱和度，％。

步骤1.1.3、根据初步估算的储层天然气水合物饱和度，将其值小于或等于10％的井段划为A模式井段，将其值大于10％的井段划为B模式井段。

进一步，所述步骤1.2的A模式和B模式情况下基于等效介质理论的储层天然气水合物饱和度计算模型如下：

基于等效介质理论，将储层天然气水合物视为流体，得出A模式情况下储层天然气水合物饱和度S_h计算模型：

式中：S_h为储层天然气水合物饱和度，％；K_h为天然气水合物的体积模量，GPa；K_w为水的体积模量，GPa；K_f为孔隙流体的体积模量，GPa。

基于等效介质理论，将储层天然气水合物视为骨架的一部分，得出B模式情况下储层天然气水合物饱和度S_h计算模型：

式中：φ_r为天然气水合物作为骨架时储层的孔隙度，无量纲。

进一步，所述步骤1.2的A模式和B模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型参数确定的具体步骤如下：

步骤1.2.1、利用测井数据和实验测试数据，确定A模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型参数。

天然气水合物的体积模量K_h取7.7GPa。

水的体积模量K_w取2.29GPa。

孔隙流体的体积模量K_f根据如下方程求得：

式中：K_sat为沉积物(等效介质)的体积模量，MPa；K_dry为干岩样骨架的体积模量，MPa；K_ma为岩石骨架的体积模量，MPa。

沉积物的体积模量K_sat通过如下公式计算求得：

式中，ρ_b为地层体积密度，g/cm³，通过密度测井获得；Δt_s和Δt_c分别为地层的横波和纵波时差，μs/m；其中，a_c＝1.0×10⁹。

纵波时差Δt_c通过声波测井获得，横波时差Δt_s利用以下方程求得：

干岩样骨架的体积模量K_dry根据以下方程得到：

其中，

式中：φ_c为临界孔隙度，无量纲，一般取0.36～0.40；P为有效压力，MPa；m为临界孔隙度时单位体积内颗粒平均接触的数目，一般取8～9.5；G_ma为岩石骨架的剪切模量，MPa；ν为岩石骨架的泊松比，计算公式为：

K_ma、G_ma根据以下公式计算：

式中，m为岩石固相部分中矿物的种数，整数，通过岩石矿物成分测试获得；f_i为第i种矿物占固相部分的体积分数，％，通过岩石矿物成分测试获得；K_i和G_i为第i种矿物的体积模量和剪切模量，MPa，通过查阅文献标准获得。

不含天然气水合物时岩石骨架的孔隙度φ计算公式如下：

式中，ρ_i为储层岩石各矿物的密度，g/cm³，通过查阅文献标准获得；ρ_h为纯天然气水合物的密度，取0.9g/cm³；ρ_w为水的密度，取1.0g/cm³。

有效压力P的计算公式为：

P＝P_c-αP_p

式中：P_c和P_p分别为地层最小主应力和地层压力，MPa；α为Boit弹性系数，无量纲。

Boit弹性系数α的计算公式如下：

式中：ρ_ma岩石骨架的体积密度，g/cm³，通过储层岩心的室内实验获得；Δt_mc、Δt_ms分别为岩石骨架的纵波、横波时差，μs/m，通过储层岩心的室内实验获得。

P_c为垂直和两个水平方向上的最小地应力值，三个方向的地应力采用黄氏模型计算得到：

则P_c取值如下：

P_c＝min(σ_v，σ_h，σ_H)

式中：σ_v为垂直方向地应力，MPa；H为地层深度，m；σ_h为最小水平地应力，MPa；σ_H为最大水平地应力，MPa；β₁、β₂为在构造应力系数，利用水力压裂实验反演方法确定。

地层压力P_p的计算公式如下：

式中：P_w为地层静液压力，MPa；Δt_n正常压实趋势线上的声波时差值，μs/ft；c为压实指数，常取0.914。

步骤1.2.2、利用测井数据和实验测试数据，确定B模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型参数。

天然气水合物视为骨架时的储层孔隙度φ_r计算公式如下：

式中，Δt_c为声波时差测井值，μs/m；Δt_f为储层流体的声波时差值，一般取620μs/m；φ_s为修正前的声波孔隙度，无量纲；C_p为储层压实系数，无量纲，计算公式如下：

C_P＝1.68-0.0002H

不含天然气水合物时岩石骨架的孔隙度φ与权利要求4中步骤1.2.1所述方法相同。

进一步，所述步骤1.3的具体步骤如下：

步骤1.3.1、针对A模式井段，将所述步骤1.2.1确定的模型参数带入所述A模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型，计算得出A模式井段储层天然气水合物饱和度；

步骤1.3.2、针对B模式井段，将所述步骤1.2.2确定的模型参数带入所述B模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型，计算得出B模式井段储层天然气水合物饱和度；

步骤1.3.3、合并A模式和B模式井段计算得出的储层天然气水合物饱和度，得到储层连续井段天然气水合物饱和度预测结果。

综上所述，由于采用了上述技术方案，本发明的有益效果是：

本发明中，利用等效介质理论清晰区分储层孔隙中游离气体、水和可作为骨架的天然气水合物三种介质，构建的模型符合工程实际，提高了储层天然气水合物饱和度预测精度；同时，充分利用现场测井数据，增加了预测模型的适应性。本发明为储层天然气水合物的饱和度预测提供了一种科学的方法，可为天然气水合物储层的储量计算提供指导。

附图说明

图1为利用测井数据预测储层天然气水合物饱和度流程图；

图2为不同轴压下天然气水合物沉积物声波参数与天然气水合物饱和度实验值；

图3为A模式和B模式情况下基于等效介质理论的储层天然气水合物饱和度计算模型的参数；

图4为本发明预测岩心试件中天然气水合物饱和度、实验值与误差；

图5为本发明预测岩心试件中天然气水合物饱和度与实验值的1:1对比图；

图6为轴压分别为10MPa、15MPa、20MPa情况下预测天然气水合物饱和度与实验值比较的相对误差；

图7为祁连山DK-1井142.9-147.6m井段的测井数据、孔隙度计算值及预测的天然气水合物饱和度曲线图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明，应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

本发明实施的利用测井数据预测储层天然气水合物饱和度流程图见图1所示，具体说明如下：

1、A模式和B模式情况下基于等效介质理论储层天然气水合物饱和度计算模型推导如下：

基于等效介质理论，将储层天然气水合物视为流体，根据公式(3)，推导得到A模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型：

式中：S_h为天然气水合物饱和度，％；K_h为天然气水合物的体积模量，取7.7GPa；K_w为水的体积模量，取2.29GPa；K_f为孔隙流体的体积模量，GPa。

基于等效介质理论，将储层天然气水合物视为骨架的一部分，得出B模式情况下的储层天然气水合物饱和度计算模型：

式中：φ_r为天然气水合物作为骨架时储层的孔隙度，无量纲；φ为不含天然气水合物时岩石骨架孔隙度，无量纲。

2、利用电阻率测井进行初步估算储层天然气水合物饱和度范围的修正Archie公式如下：

式中，S_w为含水饱和度；R₀为饱和含水地层电阻率,Ω·m；R_t为电阻率测井值，Ω·m；n为饱和度指数；S_h为天然气水合物饱和度。

3、利用储层电阻率测井数据，采用修正的Archie公式初步估算得到储层天然气水合物饱和度，并将其值小于或等于10％的井段划为A模式井段，将其值大于10％的井段划为B模式井段。

4、A模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型参数具体确定方法如下：

(1)天然气水合物的体积模量K_h取7.7GPa。

(2)水的体积模量K_w取2.29GPa。

(3)采用岩石矿物成分测试得到储层岩石矿物组分，根据各矿物体积模量和剪切模量，并利用公式(10)、(11)计算K_ma、G_ma。

(4)采用室内岩心实验、声波测井和密度测井数据，并利用公式(16)计算得到地层岩石Boit弹性系数α：

式中，ρ_ma为岩石骨架体积密度，g/cm³，通过储层岩心固相密度测试实验获得；ρ_b为地层体积密度，g/cm³，通过密度测井获取；Δt_mc、Δt_ms分别为岩石骨架的纵波、横波时差，μs/m，通过储层岩心室内纵横波时差测试实验获得；Δt_c为地层声波测井得到的储层纵波时差，μs/m；Δt_s为利用储层纵波时差计算得到的储层横波时差，μs/m，采用公式(17)计算获得。

(5)根据储层声波测井数据和密度测井数据，计算得到的ρ_b、Δt_s、Δt_c，及a_c取1.0×10⁹，带入公式(18)计算得到沉积物的体积模量K_sat。

(6)采用地层声波测井数据和地层密度测井数据，并利用公式(19)计算得到储层压力P_p：

式中，σ_v为垂直方向地应力，MPa，根据地层密度测井数据采用公式(21)计算获得；P_w为地层静液压力，MPa，采用公式(20)计算获得；Δt_n正常压实趋势线上的声波时差值，μs/ft；c为压实指数，常取0.914。

P_w＝ρ_wgH (20)

式中，H为地层深度，m；g为重力加速度，m/s²；ρ_w为地层水的密度，g/cm³。

(7)采用计算得到的K_ma、G_ma，并利用公式(9)计算岩石骨架的泊松比ν。

(8)根据水力压裂实验反演确定的构造应力系数β₁和β₂，并结合上述求得的α、P_p、ν，利用公式(21)、(22)计算地层最小主应力P_c：

P_c＝min(σ_v，σ_h，σ_H) (22)

式中，H为地层深度，m；σ_h为最小水平地应力，MPa；σ_H为最大水平地应力，MPa；β₁、β₂为在构造应力系数，利用水力压裂实验反演方法确定。

(9)根据计算得到的P_c、α、P_p，利用公式(23)计算有效压力P：

P＝P_c-αP_p (23)

(10)选定地层临界孔隙度φ_c、临界孔隙度时单位体积内颗粒平均接触的数目m、P、G_ma和ν，利用公式(7)和(8)计算得到K_HM和G_HM。

(11)不含天然气水合物时岩石骨架孔隙度φ由如下公式计算得到：

式中，ρ_i为储层岩石各矿物的密度，g/cm³，通过查阅文献标准获得；ρ_h为纯天然气水合物的密度，取0.9g/cm³；ρ_w为水的密度，取1.0g/cm³。

(12)根据上述方法确定的φ、φ_c、K_HM和G_HM，利用公式(4)计算得到储层干岩样骨架的体积模量K_dry。

(13)根据上述方法确定的K_sat、K_dry、K_ma、φ，采用公式(25)计算孔隙流体的体积模量K_f：

5、B模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型参数具体确定方法如下：

(1)利用公式(26)计算得到储层的压实校正系数C_p：

C_P＝1.68-0.0002H (26)

(2)利用地层声波测井数据，根据公式(27)计算天然气水合物储层的孔隙度φ_r：

式中，Δt_f为储层流体的声波时差值，一般取620μs/m；φ_s为修正前的声波孔隙度，无量纲；

(3)根据A模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型参数具体确定方法第(11)条，即公式(24)，计算不含天然气水合物时岩石骨架的孔隙度φ。

6、针对A模式井段，将根据上述方法确定的模型参数带入所述A模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型，计算得出A模式井段储层天然气水合物饱和度。

7、针对B模式井段，将根据上述方法确定的模型参数带入所述B模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型，计算得出B模式井段储层天然气水合物饱和度。

8、合并A模式和B模式井段计算得出的储层天然气水合物饱和度，得到储层连续井段天然气水合物饱和度预测结果。

实施例1

一种石英砂岩岩样的天然气水合物饱和度预测：

该实例所用岩样为纯石英砂岩制成。不同轴压下天然气水合物沉积物声波参数与天然气水合物饱和度实验值见图2。采用本发明提出的方法进行模型参数的确定，得到A模式和B模式情况下基于等效介质理论的储层天然气水合物饱和度计算模型的参数见图3。

采用图2和图3所示数据，利用A模式和B模式情况下基于等效介质理论的储层天然气水合物饱和度计算模型进行天然气水合物饱和度的预测，并将预测结果与实验结果进行对比，见图4。本发明预测岩心试件中天然气水合物饱和度与实验值的1:1对比图见图5，轴压分别为10MPa、15MPa、20MPa情况下预测天然气水合物饱和度与实验值比较的相对误差见图6。

从图4中可以看出，砂岩岩心试样中天然气水合物饱和度包括了10％以下的饱和度与10％以上的饱和度范围。采用本发明给出的天然气水合物饱和度预测方法得出的天然气水合物饱和度，围压为10MPa时与实验值的平均误差为5.16％；围压为15MPa时与实验值的平均误差为10.48％；围压为20MPa时与实验值的平均误差为8.72％。可以看出，采用本发明给出的天然气水合物饱和度预测方法计算得到的不同围压下天然气水合物饱和度值与实验值的平均误差均在11％以下。如图5所示，所有预测结果与实验值对比得到R²(0.975)较高，AAREP(7.20％)较小，说明采用本文提出的储层天然气水合物饱和度预测方法能够很好的评价不同围压下的砂岩岩心试样中天然气水合物饱和度。

从图6可以看出，总体上本发明预测的岩心天然气水合物饱和度相对实验值的误差会随着饱和度的增大而降低，并且随着轴压的增加而增大。

实施例2：

祁连山DK-1井储层井段的天然气水合物饱和度预测工程实例：

以祁连山冻土区DK-1井天然气水合物储层井段为例，分析了本发明的实际应用效果，该井段埋深约142.9～147.6m，采用地层测井数据，利用本发明提出的储层天然气水合物饱和度预测方法，分析得到该井段的测井数据、孔隙度计算值及预测的天然气水合物饱和度曲线见图7。

从图7中可以看出，祁连山冻土区DK-1井142.9～147.6m井段用修正的Archie公式估算的天然气水合物饱和度范围为25.4％～73％，采用本发明预测的天然气水合物饱和度范围为24.6％～54.1％，相比而言，本发明预测结果更接近实际储层天然气水合物饱和度值。因此，本发明可用于实际工程中的储层天然气水合物的饱和度评价。

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (1)

1.一种利用测井数据预测储层天然气水合物饱和度的方法，其特征在于，其实施步骤如下：

步骤1、根据储层饱和水岩心电阻率测试得到的饱和水岩石电阻率和天然气水合物储层电阻率测井值，依据修正的Archie公式，初步估算储层天然气水合物饱和度，并将初步估算值小于或等于10％的井段划分为A模式井段，初步估算值大于10％的井段划分为B模式井段；

步骤2、基于等效介质理论，将储层天然气水合物视为流体，得出A模式情况下储层天然气水合物饱和度S_h计算模型，将储层天然气水合物视为骨架的一部分，得出B模式情况下储层天然气水合物饱和度S_h计算模型；利用天然气水合物储层声波时差测井数据、密度测井数据和实验测试数据，确定A模式和B模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型参数；

步骤3、将A模式和B模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型参数代入到基于等效介质理论的A模式和B模式储层天然气水合物饱和度计算模型中，分别计算出A模式井段和B模式井段的天然气水合物饱和度，再对A模式井段和B模式井段的天然气水合物饱和度计算结果进行合并，得到储层连续井段的天然气水合物饱和度预测结果；

所述步骤1的具体步骤如下：

步骤1.1、根据储层饱和水岩心电阻率测试得到的饱和水岩石电阻率和天然气水合物储层电阻率测井值，依据修正的Archie公式，计算得到天然气水合物储层含水饱和度S_w，计算公式如下：

式中，S_w为天然气水合物储层含水饱和度，％；R₀为饱和水岩石电阻率，Ω·m，可通过储层饱和水岩心的电阻率测试得到；R_t为天然气水合物储层电阻率测井值，Ω·m；n为饱和度指数，n＝1.9386；

步骤1.2、根据计算得到的天然气水合物储层含水饱和度，计算得到初步估算的储层天然气水合物饱和度，计算公式如下：

S′_h＝1-S_w

式中，S′_h为初步估算的储层天然气水合物饱和度，％；

步骤1.3、根据初步估算的储层天然气水合物饱和度，将其值小于或等于10％的井段划为A模式井段，将其值大于10％的井段划为B模式井段；

所述步骤2的A模式和B模式情况下基于等效介质理论的储层天然气水合物饱和度计算模型如下：

基于等效介质理论，将储层天然气水合物视为流体，得出A模式情况下储层天然气水合物饱和度S_h计算模型：

式中：S_h为储层天然气水合物饱和度，％；K_h为天然气水合物的体积模量，GPa；K_w为水的体积模量，GPa；K_f为孔隙流体的体积模量，GPa；

基于等效介质理论，将储层天然气水合物视为骨架的一部分，得出B模式情况下储层天然气水合物饱和度S_h计算模型：

式中：φ_r为天然气水合物作为骨架时储层的孔隙度，无量纲；φ为不含天然气水合物时岩石骨架孔隙度，无量纲；

所述步骤2的A模式和B模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型参数确定的具体步骤如下：

步骤2.1、利用测井数据和实验测试数据，确定A模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型参数；

天然气水合物的体积模量K_h取7.7GPa；

水的体积模量K_w取2.29GPa；

孔隙流体的体积模量K_f根据如下方程求得：

式中：K_sat为沉积物的体积模量，MPa；K_dry为干岩样骨架的体积模量，MPa；K_ma为岩石骨架的体积模量，MPa；

沉积物的体积模量K_sat通过如下公式计算求得：

式中，ρ_b为地层体积密度，g/cm³，通过密度测井获得；Δt_s和Δt_c分别为地层的横波和纵波时差，μs/m；a_c＝1.0×10⁹；

纵波时差Δt_c通过声波测井获得，横波时差Δt_s利用以下方程求得：

干岩样骨架的体积模量K_dry根据以下方程得到：

其中，

式中：φ_c为临界孔隙度，无量纲，一般取0.36～0.40；P为有效压力，MPa；m为临界孔隙度时单位体积内颗粒平均接触的数目，一般取8～9.5；G_ma为岩石骨架的剪切模量，MPa；ν为岩石骨架的泊松比，计算公式为：

K_ma、G_ma根据以下公式计算：

式中，m_r为岩石固相部分中矿物的种数，整数，通过岩石矿物成分测试获得；f_i为第i种矿物占固相部分的体积分数，％，通过岩石矿物成分测试获得；K_i和G_i为第i种矿物的体积模量和剪切模量，MPa，通过查阅文献标准获得；

不含天然气水合物时岩石骨架的孔隙度φ计算公式如下：

式中，ρ_i为储层岩石各矿物的密度，g/cm³，通过查阅文献标准获得；ρ_h为纯天然气水合物的密度，取0.9g/cm³；ρ_w为水的密度，取1.0g/cm³；

有效压力P的计算公式为：

P＝P_c-αP_p

式中：P_c和P_p分别为地层最小主应力和地层压力，MPa；α为Boit弹性系数，无量纲；

Boit弹性系数α的计算公式如下：

式中：ρ_ma岩石骨架的体积密度，g/cm³，通过储层岩心的室内实验获得；Δt_mc、Δt_ms分别为岩石骨架的纵波、横波时差，μs/m，通过储层岩心的室内实验获得；

P_c为垂直和两个水平方向上的最小地应力值，三个方向的地应力采用黄氏模型计算得到：

则P_c取值如下：

P_c＝min(σ_v，σ_h，σ_H)

式中：σ_v为垂直方向地应力，MPa；g为重力加速度，m/s²；H为地层深度，m；σ_h为最小水平地应力，MPa；σ_H为最大水平地应力，MPa；β₁、β₂为在构造应力系数，利用水力压裂实验反演方法确定；

地层压力P_p的计算公式如下：

式中：P_w为地层静液压力，MPa；Δt_n正常压实趋势线上的声波时差值，μs/ft；c为压实指数，常取0.914；

步骤2.2、利用测井数据和实验测试数据，确定B模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型参数；

天然气水合物视为骨架时的储层孔隙度φ_r计算公式如下：

式中，Δt_c为地层的纵波时差，μs/m；Δt_f为储层流体的声波时差值，一般取620μs/m；φ_s为修正前的声波孔隙度，无量纲；C_p为储层压实系数，无量纲，计算公式如下：

C_P＝1.68-0.0002H

不含天然气水合物时岩石骨架的孔隙度φ采用如下公式计算：

所述步骤3的具体步骤如下：

步骤3.1、针对A模式井段，将所述步骤2.1确定的模型参数带入所述A模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型中，计算得出A模式井段储层天然气水合物饱和度；

步骤3.2、针对B模式井段，将所述步骤2.2确定的模型参数带入所述B模式情况下储层天然气水合物饱和度计算模型中，计算得出B模式井段储层天然气水合物饱和度；

步骤3.3、合并A模式井段和B模式井段计算得出的储层天然气水合物饱和度，得到储层连续井段天然气水合物饱和度预测结果。

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