引用本文
裴发根, 方慧, 仇根根, 何梅兴, 彭炎, 吕琴音. 青海木里冻土区AMT探测天然气水合物正演模拟研究[J]. 物探与化探, 2017,41(6): 1237-1247.
PEI Fa-Gen, FANG Hui, QIU Gen-Gen, HE Mei-Xing, PENG Yan, LYU Qin-Yin. AMT forward modeling research on detecting natural gas hydrate in Muli permafrost area, Qinghai Province[J]. Geophysical and Geochemical Exploration, 2017,41(6): 1237-1247.
Doi:10.11720/wtyht.2017.6.33  
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青海木里冻土区AMT探测天然气水合物正演模拟研究
裴发根1,2,3, 方慧1,2,3, 仇根根1,2,3, 何梅兴1,2,3, 彭炎1,2,3, 吕琴音1,2,3
1.国土资源部地球物理电磁法探测技术重点实验室,河北 廊坊 065000
2.国家现代地质勘查技术研究中心,河北 廊坊 065000
3.中国地质科学院 地球物理地球化学勘查研究所,河北 廊坊 065000

作者简介: 裴发根(1984-),男,硕士,毕业于中国地质大学(北京),主要从事大地电磁测深与岩石物理方面的研究工作。

收稿日期: 2017-09-08
基金: 国家高技术研究发展计划(“863”计划)课题(2012AA061403); 国家127专项项目(GZHL20110324,GZH201400305); 中国地质调查局地质调查项目(DD20160224)
摘要

自2008年首次在中低纬度带青海木里地区发现天然气水合物以来,开展了一系列的地球物理与地球化学勘查工作,但该区的水合物储层呈现低孔低渗的特征,给勘探工作带来了诸多挑战。为了研究冻土区的天然气水合物模型的电性响应特征,开展了冻土区天然气水合物AMT正演模拟研究。针对木里地区天然气水合物薄层分布的特点,结合该区天然气水合物层测井电阻率值分布特征构建了砂岩与泥岩两类模型,通过对不同参数的两类模型开展AMT正演模拟与反演研究,得到了两类模型的电性响应特征,结果表明:当水合物层的厚度/埋藏深度和水合物层/围岩电阻率比值满足一定条件时,无论是砂岩模型还是泥岩模型,可通过一维反演曲线分辨水合物层;在木里地区水合物稳定带内,无论是砂岩模型还是泥岩模型,对于水合物层的电阻率为含水合物砂岩层、泥岩层的均值时,当其厚度/埋藏深度≥10%时,可通过一维反演曲线分辨水合物层;而当水合物层厚度/埋藏深度≤5%,则无法分辨水合物层。

关键词: 天然气水合物; 冻土; 音频大地电磁测深; 测井; 正演
中图分类号:P631 文献标志码:A 文章编号:1000-8918(2017)06-1237-11
AMT forward modeling research on detecting natural gas hydrate in Muli permafrost area, Qinghai Province
PEI Fa-Gen1,2,3, FANG Hui1,2,3, QIU Gen-Gen1,2,3, HE Mei-Xing1,2,3, PENG Yan1,2,3, LYU Qin-Yin1,2,3
1. Eelectromagnetic Detection Technology Key Laboratory of Ministry of Land and Resources, Langfang 065000, China
2.National Modern Geological Exploration Technology Research Center, Langfang 065000, China
3. Institute of Geophysical and Geochemical Exploration, CAGS, Langfang 065000, China
Abstract

Since the discovery of natural gas hydrate in Muli area of Qinghai Province for the first time in 2008, a series of geophysical and geochemical exploration work has been done. However, the fact that the gas hydrate reservoir in this area has features of low porosity and low permeability has brought many challenges to exploration work. To obtain the electrical response characteristics of the natural gas hydrate models in the frozen soil area, the authors conducted the AMT forward modeling of the gas hydrate in this paper. Based on the thin layer distribution characteristics of gas hydrate and the distribution range of the logging resistivity values of gas hydrate, the authors constructed two types of models, i.e., sandstone and mudstone models. Through the AMT forward modeling and inversion studies of the two models, the electrical response characteristics of the two models were obtained. The results are as follows: (1) When the ratio of the thickness of the hydrate layer to the depth of the hydrate layer and the ratio of the resistivity of the hydrate layer to the resistivity of surrounding rock meet certain conditions, both the sandstone models and the mudstone models can be used to distinguish the hydrate layer by 1D inversion curve. (2) In the hydrate stability zone of Muli area, the resistivity value of the hydrate layer is equal to 400 Ω·m or 200 Ω·m; when the ratio of the thickness of the hydrate layer to the depth of the thin hydrate layer is equal to 10%, the one-dimensional inversion can be used to distinguish the hydrate layer, and when the ratio of the thickness of the hydrate layer to the depth of the thin hydrate layer ≤5%, the one-dimensional inversion can not distinguish the hydrate layer.

Keyword: natural gas hydrate; permafrost; audio-frequency magnetotelluric survey; logging; forward
0 引言

天然气水合物是甲烷等烃类气体和水在低温高压环境下形成的类冰状结晶化合物, 遇火即可燃烧, 俗称“ 可燃冰” 。自然界中的天然气水合物主要为甲烷水合物, 通常分布于大陆边缘与冻土带, 目前发现天然气水合物的冻土区主要为高纬度极地地区, 如阿拉斯加北部、加拿大马更些三角洲与北极群岛、前苏联西伯利亚麦索雅哈气田。2008年11月, 我国在青海木里永久冻土区首次钻获天然气水合物实物样品, 使我国成为第一个在中低纬度高山冻土区发现天然气水合物的国家[1]。

电性差异是电(磁)法探测矿产的前提条件, 而含天然气水合物储层与围岩的电性差异如何?David S. G.等通过对比研究大陆边缘地区、阿拉斯加北坡、麦肯齐等地区的天然气水合物的特征, 总结了原位状态下沉积物测井的电阻率一般范围值[2] (见表1)。从表中可知, 含天然气水合物储层的电阻率比饱水沉积物高10~100倍, 具有良好的电性差异。Collett T. S.等对阿拉斯加北坡两口井研究表明:利用电阻率与声波时差测井来确定潜在的天然气水合物储层[3]。相比于饱水砂层段, 含天然气水合物的砂储层具有高的电阻率与低的声波时差[4]。国内学者叶爱杰等总结电阻率测井研究成果, 发现含天然气水合物层的电阻率是不含天然气水合物地层电阻率的10~100倍[5]。尽管大陆边缘海洋、高纬度冻土区含天然气水合物层段与非水合物层段具有良好的电性差异, 但青海木里地区含天然气水合物层段有其特殊性。青海木里地区天然气水合物储层具有以下埋藏的特点:①主要以80~120 m冻土层覆盖, 天然气水合物层位于冻土层的下方; ②天然气水合物贮藏于砂岩孔隙或泥岩、油页岩的裂隙中, 均是成岩岩石, 相对于高孔隙空的松散沉积物而言, 这些岩石一般具有低孔、低渗的特征; ③含天然气水合物层段较薄, 且水合物含量较少、饱和度较低; ④天然气水合物埋深较浅, 主要分布在130~400 m深度范围内。这些特征导致了该区的含天然气水合物储层具有独特的电性特征。

表1 原位状态下测井电阻率值范围[2]

从木里地区水合物储层特征可知, 高阻薄层状的水合物层是该区水合物的一大特征, 而目前电(磁)法对薄层的数值模型研究以要以低阻薄层研究为主, 对高阻薄层数值模拟研究相对较少。陈卫营等对电性源瞬变电磁对薄层的探测能力研究表明:电性源瞬变电磁对低阻目标体的敏感度远大于高阻目标体, 与CSAMT 相比, 两者对高阻薄层探测能力相仿, 但对低阻薄层电性源要明显优于CSAMT[6]; 李慧杰等开展了音频大地电磁法对断层分辨能力的正演模拟[7]; 朱庆俊等对导电薄层分辨能力进行正演模拟研究, 结果表明AMT对导电薄层的垂向分辨力与围岩的电阻率比值有关, 与测点密度关系不大[8]; 薛国强等开展了瞬变电磁法对薄层的探测能力研究, 研究表明瞬变电磁法探测低阻薄层的能力比探测高阻薄层的能力强, 瞬变电磁法探测薄层的能力比CSAMT要高[9]; 安志国等利用一维有限元法实现CSAMT对低阻薄层的数值模拟[10], 归纳了CSAMT法对低阻薄层结构的分辨能力; 石显鑫给出了地下半空间存在低阻薄层时的地下水平电偶源在地面形成的电磁场各分量的表达式, 得出有意义的结论[11]。上述研究均是针对找水、断层及其他矿体为目的设置的薄层电(磁)法模型, 其相关的结论并不能应用于冻土区天然气水合物的电(磁)法勘查。为了研究冻土区的薄层高阻的天然气水合物模型的响应特征, 开展了AMT对陆域冻土区薄层天然气水合物正演模拟研究。

1 模型基础与参数选取

通过木里地区多口井含天然气水合物层段的电阻率值统计(表2)可知:①含天然气水合物砂岩层段的电阻率的基本变化范围在300~800 Ω · m, 均值为400 Ω · m左右, 这一范围值与田贵发等[12]研究得到的天然气水合物储集层300~600 Ω · m的结论具有一致性; 而不含天然气水合物的砂岩地层的电阻率一般分布在40~300 Ω · m范围, 大多数值在100 Ω · m上下, 含天然气水合物砂岩层电阻率相对较大。②含天然气水合物泥岩层段与油页岩层段电阻率变化范围较大, 其中, 泥岩层段电阻率主要变化范围100~350 Ω · m, 均值约为200 Ω · m, 油页岩层段电阻率主要分布在80~250 Ω · m区间内, 均值约为150 Ω · m, 不含天然气水合物泥岩层段与油页岩层段的主要电阻率分布37~150 Ω · m之间, 大多数值分布在50~60 Ω · m区间, 这一分布数值范围与侯颉等[13]研究得到的木里地区不含水合物普通泥岩电阻率值主要分布于30~70 Ω · m 区间的结论较为接近, 含天然气水合物的泥岩、油页岩层段的电阻率也相对较大。

表2 木里地区含水合物砂岩、泥岩、油页岩层段电阻率统计

以上分析表明, 对于木里地区, 无论是砂岩孔隙储层还是泥岩、油页岩裂隙储层, 含天然气水合物层段电阻率值均比同一类型岩性普通层段高, 呈现中高阻的电性特征, 为开展AMT探测提供了良好的物性前提。

此外, 盖层冻土的性质也是影响AMT正演模拟的主要参数。Harada K.对西伯利亚北部不同岩性在原位状态下进行直流电阻率测量[14], 结果表明同一岩性在冻状态比未冻状态下电阻率值大几倍或十几、成百上千倍。同一岩性不同地区的冻与未冻的的电性差异较大, 针对青海木里地区, 潘语录等对该区的测井数据统计表明:冻土的电阻率比非冻土平均高约3倍[15], 冻土层的电阻率均值455.8 Ω · m。在本次研究中, 冻土层的电阻率取值500 Ω · m, 厚度90 m。

针对木里地区天然气水合物与盖层冻土的分布特征, 依据李栋梁等推算出木里地区天然气水合物的稳定区为100~750 m之间[16], 并结合实际获取天然气水合物样品基本分布在130~400 m之间的特征, 本次AMT正演模拟主要参数值设置如表3所示。

表3 正演模拟主要参数值
2 模型模拟

木里地区的电(磁)法模型主要有两类, 其一是水合物砂岩模型— — 砂岩孔隙中含有天然气水合物, 其二为水合物泥岩或油页岩模型— — 泥岩或油页岩裂隙中含有天然气水合物; 每一种模型又涉及不同深度、不同尺寸, 以下将分别予以讨论。鉴于片幅, 本文主要讨论砂岩模型。为对比研究不同深度、不同尺寸水合物层的识别效果需要, 扩展了含天然气水合物电阻率值的范围与尺寸的大小, 含水合物砂岩的电阻率值变化范围200~1 500 Ω · m, 厚度尺寸变化范围:约为埋深的2.5%~40%。

正演响应的频率范围为104.38~1 Hz, 频点数为58个, 正演模拟软件选用Winglink, 一维反演采用Occam方法, 二维反演采用非线性共轭梯度方法。

2.1 砂岩模型

2.1.1 不同深度模型

设计了水合物埋藏深度不同的6类模型, 水合物的中心深度分别为150、200、300、400、500 m与700 m。每一类模型又包括不含水合物与含不同电性特征水合物层的对比, 其含水合物层的电阻率分别为200、300、400、600、800、1 000 Ω · m与1 500 Ω · m(图1)。对6类模型采用Winglink进行了正演模拟计算, 对比研究各砂岩模型的视电阻率与相位的响应特征, 并进行一维反演, 以研究各类模型对水合物层的分辨效果。

图1 不同深度砂岩模型示意500 Ω · m, 90 m分别代表该层的电阻率值与层的厚度, 200/300/400/600/800/1000/1500 Ω · m代表该层的电阻率值分别为200、300、400、600、800、1 000 Ω · m与1 500 Ω · m; (下同)

对6类不同深度的砂岩模型开展了正演模拟计算, 得到了相应的视电阻率与相位曲线图:对于厚度约为埋深的10%的薄层状天然气水合物, 无论其埋藏深浅, 当其视电阻率曲线与相位对中高阻水合物层反映不敏感; 提高水合物层与围岩层的电性差异, 并不能显著提升含水合物薄层与不含水合物薄层的视电阻率与相位曲线的差异, 两者均不能直观反映含水合物层存在。

对此, 开展了一维反演研究, 得到了各类模型在不同深度段的一维反演曲线(图2)。由图可知:

图2 不同深度砂岩模型正演数据的一维反演结果

1)对于厚度约为埋深的10%的薄层状天然气水合物, 当水合物层/围岩层的电阻率比值≥ 3时, 各含水合物层的一维反演曲线与不含水合物层的最大相对误差[9]基本分布在18%~26%之间。在此认为, 最大相对误差大于15%时, 具有分辨识别效果, 即当水合物层/围岩层的电阻率比值≥ 3时, 通过一维反演能够识别厚度约为埋深的10%的薄层状天然气水合物层。当天然气水合物砂岩层的电阻率在400 Ω · m时(木里地区水合物砂岩层的电阻率均值约为400 Ω · m), 无论水合物埋藏深浅, 其与不含水合物的最大相对误差均在20%以上, 具有较好的识别效果, 其中, 含水合物层中心埋深从150 m至700 m的最大相对误差分别为23.3%、23.3%、21.1%、21.1%、21.3%、20%。

2)对于厚度约为埋深的10%薄层水合物层, 当水合物层/围岩层的电阻率比值≥ 3倍时, 进一步增大电性差异, 并不能显著提高分辨效果。

在一维反演的基础之上, 开展了不同深度砂岩模型的AMT二维反演研究。鉴于木里地区的含水合物砂岩层的电阻率均值约为400 Ω · m, 钻遇天然气水合物层分布在130~400 m区间内, 在模型设计中, 水合物的电阻率取值为400 Ω · m, 中心埋藏深度分别设在150、250、400 m, 厚度分别为15、25、40 m, 横向展布均为200 m。

不同深度范围内赋含水合物的AMT二维反演砂岩储层模型见图3, 从图中可知, AMT二维反演模型能较好地反映冻土厚度。图3a显示, 在400 m以浅的范围内, 利用AMT可探测厚度为埋深的10%薄层状天然气水合物层, 即AMT能较好地识别薄层天然气水合物。同时, 图3a还表明AMT在探测中、浅水合物层的能力优于深部, 在中心埋深150 m浅部, 受表层冻土的影响, 其异常范围变大, 由冻土底界一直延展到水合物层的下部, 具有明显体积放大效应; 在中心埋深250 m处, 异常明显, 同样具有体积放大效应; 而在中心埋深400 m处, 受测点分布的影响, 其异常范围在横向上变窄, 纵向上具有下延的趋势, 异常范围变小。对比图3a与图3b, 可见测点的密度是AMT探测水合物薄层的重要影响因素, 点距越密越有利于AMT探测水合物, 无论是中浅部还是深部, 点距为100 m的二维反演剖面分辨薄层水合物的效果均优于点距为200 m, 由于受测点过稀、水合物横向尺寸过小的影响, 点距为200 m的剖面容易产生虚假异常。

图3 不同深度范围内赋含水合物的AMT二维反演砂岩储层模型

2.1.2 不同厚度尺寸模型

上述研究了不同深度、不同电性特征厚度为中心埋深的10%薄层天然气水合物模型, 对于其他厚度尺寸的天然气水合物层, AMT是否能有效分辨更薄的水合物层是值得深入研究, 为此, 开展了不同厚度尺寸的天然气水合物层状模型的研究。同样设计了水合物埋藏深度不同的6类模型, 水合物的起始埋深分别为145、190、285、380、475 m与665 m。每一类模型天然气水合物厚度尺寸变化范围约为埋深的2.5%~40%, 其含水合物层的电阻率为400 Ω · m。图4给出了不同尺寸的砂岩模型示意。

对6类不同厚度尺寸的砂岩模型开展了正演模拟计算, 得到了相应的视电阻率与相位曲线图:对于厚度约为埋深的20%以下的层状天然气水合物, 无论水合物层埋藏深浅, 视电阻率曲线对其反映较弱; 对于厚度约为埋深的40%及以上的水合物层, 视电阻率与相位曲线对水合物层反映明显。

图4 不同厚度尺寸砂岩模型示意

由于视电阻率与相位曲线对薄层的高阻水合物层分辨能力较弱, 为了更好地分辨中高阻薄层, 对上述6类的不同厚度尺寸砂岩模型的正演数据开展一维反演研究, 结果见图5。由图可知:①无论水合物砂岩层起始埋深深浅, 当水合物层厚度/埋藏深度≥ 10%, 含水合物层的一维反演曲线与不含水合物的最大相对误差> 20%, 即利用一维反演曲线可以较好地识别水合物层; 而当水合物层厚度/埋藏深度≤ 5%, 含水合物层的一维反演曲线与不含水合物的最大相对误差小于11.4%, 即不利于分辨水合物层。②水合物层厚度/埋藏深度比值越大, 越有利于一维反演曲线分辨中高阻水合物层。如当水合物层厚度/埋藏深度为40%时, 水合物层的分辨效果显著, 起始埋深145、190、285、380 、475 m与665 m, 含水合物层的一维反演曲线与不含水合物的最大相对误差分别为111.8%、109.4%、99.9%、99.1%、96.3%与95.4%。

在开展一维反演的基础之上, 对典型的厚度尺寸砂岩模型开展了二维反演研究。设计模型:表层永冻土层电阻率为500 Ω · m, 厚度90 m; 天然气水水合物埋深约为250 m, 电阻率值400 Ω · m, 其厚度分别为10、25、50 m, 横向展布为200 m。埋深约为250 m赋含不同尺寸水合物的AMT二维反演砂岩储层模型见图6。由图可知:①点距100 m反演模型对冻土厚度的反映直观明了, 点距为200 m剖面由于受测点密度过稀的影响, 引起冻土厚度虚假的起伏变化。②当点距为100 m时, 厚度为25 m与50 m的水合物层可以得到较好分辨, 反演电性模型异常中心与实际模型对应较好, 存在一定的体积放大效应, 而厚度为10 m的水合物层无明显反映。③当点距为200 m时, 受测点密度过稀的影响, 虽然对厚度为25 m与50 m的水合物有一定反映, 但易产生虚假异常, 需引起注意; 同样, 该模型对厚度为10 m的水合物层无反映。④在二维反演模型中, 在层厚度约为埋深的5%及以下时(如10 m), 不能够识别水合物层异常, 而在层厚度约为埋深的10%及以上时(如25 m), 可分辨水合物异常。

图5 不同厚度尺寸砂岩模型正演数据的一维反演结果

图6 埋深约为250 m赋含不同水尺寸水合物的AMT二维反演砂岩储层模型

由于受复杂构造的影响, 木里地区水合物层横向连续性较差, 因而, 在开展AMT水合物勘探时, 测点的密度是一重要影响因素, 测点密度能够影响AMT对冻土厚度与水合物层的探测效果。

2.2 泥岩模型

在一维模拟中, 泥岩模型具有与砂岩模型相似的电性响应特征, 限于片幅, 在此不一一详述。以下主要简要讨论泥岩模型的二维电性响应特征。

由于木里地区含水合物泥岩层的电阻率均值约为200 Ω · m, 因此, 在二维正演模型设计时, 水合物层的电阻率取值为200 Ω · m, 同样考虑实际钻遇水

合物的深度范围, 水合物的中心埋深设计为150、250 m与400 m, 厚度分别为15、25 m与40 m, 横向展布均为200 m。不同深度的泥岩模型的二维反演见图7。从图中可以看出:①二维反演模型能较好地反映冻土的厚度。②对不同深度、厚度约为埋深10%的薄层水合物, 二维反演模型均呈现不同程度的中高阻异常反映。在水合物中心埋深150 m处, 受表层冻土层的影响, 其中高阻异常由冻土层一直往下延伸150 m水合物处; 在水合物中心埋深200 m处, 水合物异常具有体积放大效应, 异常中心比实际的水合物中心要浅, 在实际AMT资料解译时需引起注意; 在水合物中心埋深400 m处, 受测点密度的影响, 水合物异常分布范围有实际水合物范围有一定的偏离。③对比不同深度的砂岩模型, 泥岩模型的水合物异常强度相对较弱。

图7 不同深度范围内赋含水合物的AMT二维反演泥岩储层模型(点距100 m)

图8为不同尺寸水合物的AMT二维反演泥岩/油页岩储层模型。由图可知:①利用AMT二维反演模型可很好地划分冻土层厚度。②厚度为25 m与50 m的水合物层可以较好地分辨, 存在一定的体积放大效应, 且反演模型的异常中心较真实模型浅, 而厚度为10 m的水合物层无明显反映。③在二维反演模型中, 在水合物层厚度约为埋深的5%及以下时(如10 m), 不能够识别水合物层异常, 而在水合物层厚度约为埋深的10%及以上时(如25 m), 可分辨水合物异常。

图8 埋深约为250 m赋含不同水尺寸水合物的AMT二维反演泥岩/油页岩储层模型(点距100 m)

3 结语

水合物储层与围岩的电阻率差异和水合物层的厚度是影响AMT探测水合物异常体的两个主要因素, 一般来说, 水合物储层与围岩的电阻率差异越大, 水合物层越厚, 越有利于水合物异常体的探测。从木里研究区水合物电性特征的实际出发, 通过水合物的砂岩模型与泥岩模型的AMT正演模拟与反演研究, 得出以下认识。

1) 无论是砂岩模型还是泥岩模型, 对于厚度约为埋深10%薄层水合物层, 当水合物层/围岩层的电阻率比值≥ 3时, 可通过一维反演分辨水合物层; 继续增加水合物与围岩层的电性差异, 并不能显著提高一维反演分辨水合物的效果。

2) 在木里地区水合物稳定带内, 无论是砂岩模型还是泥岩模型, 对于水合物层的电阻率为含水合物砂岩层、泥岩层的均值时, 当水合物层厚度/埋藏深度≥ 10%时, 可通过一维反演曲线与二维反演模型分辨水合物层, 而当其厚度/埋藏深度≤ 5%, 则无法分辨水合物层。

3) 当水合物层的厚度/埋藏深度比值一定时, 水合物层埋藏越浅, 识别效果越好。对于中深部的水合物层, 应结合一维与二维的反演结果综合判别。

4) 由于木里地区天然气水合物的横向断续分布, 测点密度是影响AMT探测水合物的一个重要因素, 较密的点距(100 m或更小)可提高薄层水合物的探测分辨效果, 稀疏的点距(200 m或更大)则可能遗漏水合物。

5) 由于木里地区水合物层多以薄层分布且含量较少, 仅通过AMT探测水合物存在较大的风险, 需结合测井、地震、钻探等资料进行综合水合物探测判别。

(本文编辑:沈效群)

The authors have declared that no competing interests exist.

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