保压取心储层流体饱和度分析方法——以柴达木盆地台南气田第四系生物成因气藏为例

马力宁李江涛华锐湘李 清常 琳曲 斌孙虎法

1.中国石油青海油田公司 2.中国石油大庆油田勘探开发研究院

马力宁等.保压取心储层流体饱和度分析方法——以柴达木盆地台南气田第四系生物成因气藏为例.天然气工业，2016，36（1）：76-80.



保压取心储层流体饱和度分析方法——以柴达木盆地台南气田第四系生物成因气藏为例

马力宁1李江涛1华锐湘1李 清1常 琳1曲 斌2孙虎法1

1.中国石油青海油田公司 2.中国石油大庆油田勘探开发研究院

马力宁等.保压取心储层流体饱和度分析方法——以柴达木盆地台南气田第四系生物成因气藏为例.天然气工业，2016，36（1）：76-80.

摘 要为了准确获取柴达木盆地台南气田第四系疏松泥质粉砂岩储层原始流体饱和度，在其区内两口气井中应用保压密闭取心及其配套分析技术,对储层温压条件下所含流体含量进行了测定。具体方法是,运用保压密闭取心技术保证岩心从井筒提升到地面后仍保持地层压力，冷冻截取过程中系统收集游离气和游离水，并对岩样开展束缚水、可动水及残余气饱和度等实验分析研究，依据岩心孔隙体积最终按照地面实际收集的流体体积通过校正得到地层温压条件下储层孔隙内的原始气、水总饱和度和可动流体饱和度等参数。在此基础上，对比测井解释储层流体饱和度后发现，测井求取值偏大、物性好的气层平均相差17.89%，物性中等的气层平均相差为20.79%，物性差的气层平均相差36.64%。结论认为，只有采用保压密闭取心才能够准确获取储层的真实原始流体饱和度，其对测井解释计算方法具有修正作用。

关键词柴达木盆地 台南气田 第四纪 储集层 保压取心 含水饱和度 含气饱和度 测井解释 对比分析 误差值

台南气田位于柴达木盆地中东部三湖地区，为涩北三大气田之一。该气田为第四系生物成因气藏，储层成岩性差、岩性疏松、粒间孔发育。储层受泥质含量差异的影响，层内与层间非均质性强，孔隙内含气及含水饱和度的差异大，进而给气层测井解释精度及含气饱和度的确定带来挑战，直接影响到气田储量计算。为此，通常在应用阿尔奇公式计算含气饱和度的同时，开展保压取心核准储层的真实气水饱和度，并研究束缚水、可动水赋存机理，建立流体含量测井精细解释计算图版，修正理论计算值是非常必要的。

1 保压取心技术与应用

1.1 保压取心技术流程

保压密闭取心技术是石油行业钻探取心领域最先进的技术之一，通过专用取心工具，使岩心从井筒提到地面后仍保持地下压力。岩心提到地面后，以液氮为冷冻剂采用低温技术冷冻岩心，确保岩心内的流体不散失，并在液氮的保护下，制备岩心样品，将制备好的样品装入特定不同流体收集装置中进行解冻缓融，收集岩心中释放出来的流体。并在缓融过程中采用不同的分析技术对岩心内的残余流体进行分析[1]。

保压取心技术通常仅应用于油藏储层的油水饱和度测定，而且应用于气田，特别是成岩性差、岩性疏松并含有高压甲烷气第四系生物成因气藏在国内外尚属首次，在这样的地质条件下，实施保压取心缺少配套技术。为此，制订适合台南气田储层特性的保压岩心分析技术流程，创新了疏松岩心保压岩心储存与运输技术、疏松岩心的样品制备技术、疏松岩心的保压岩心气、水收集技术、疏松岩心物性分析技术、疏松岩心气水饱和度分析技术等。现场保压岩心制备的过程中，重点把握样品几何尺寸的测量，现场钻取并塑封小柱塞样品，对泥岩样品钻取柱塞样品后进行蜡封处理，塑封部分全直径样品，全直径残余水分析采用干馏法检测等技术[2]。

将岩心内筒，放入特制的冷冻装置，以液氮为冷冻剂进行6～8 h的深度冷冻。并对保压岩心各环节及时冷冻冷却，防止气体散失。在切开冷冻内筒前，对内筒的气体进行收集与采样工作[3]。改单压力表为双表（原来6.89 kPa提高到200 kPa），提高计量准确度。

1.2 保压取心实施情况

台南气田的保压取心选择的是处于原始状态下的未动用储层，不同岩性、物性和孔隙特征的储层均兼顾在内，并在兼顾不同深度和不同流体含量储层的原则下，取心在两口井5个层段上进行，共计进行了10次取心。

台5-13井在同一层段上进行两次取心，累计进尺9.0 m，心长为7.5 m，该井取心平均收获率为83.3%，密闭率73.3%。台6-28井在4个层段上进行了8次取心，累计进尺32.0 m，累计岩心长22.8 m，平均收获率为71.2%，密闭率64.06%。两口井均达到收获率50%、密闭率50%的技术指标要求。

2 保压密闭取心流体收集

2.1 气体收集

取心钻具内筒的游离气体收集：岩心从井筒提到地面，即使在压力与密闭液的保护下，岩心内气体通过孔隙也要扩散到岩心内筒中，造成气体的损失。为了减少这种损失，先对内筒的气体进行收集与采样工作[4-5]。在对两口井10筒取心现场气体收集与采样过程中，只有在台6-28井第8筒取心钻具的内筒收集到了气体，并进行了采样分析。从其气体组分分析看主要是氮气，烃类气体甲烷含量在1%～5%之间。一方面说明冷冻效果较好，岩心内的烃类气体散失的少；另一方面也说明在提钻的过程中，平衡室的单向阀打开，向内筒补充了氮气，提高了内筒压力，增强了保压效果[4]。

岩心样品气体收集：指在现场将内筒切成长20 cm左右的样品，直接装入气体收集装置，进行缓融收集气体，这样可以避免岩心在剖铣内筒时气体的损失。经剖心、选样，再经切磨的冷冻岩心，丈量称重后装入装置中，进行72 h缓融，收集岩心样品释放出的气体[6]。对两口井200多块岩心样品的降压脱气，总体上看，台5-13井第1筒收集的气体较多，台6-28井第3、4、8筒收集到了相对较好的气量，而第8筒要好于其他筒次（表1）。

表1 岩心气体收集情况统计表

2.2 可动水收集

对全直径饱和度样品在降压脱气的同时，进行了可动水收集，共收得830.8 mL，最多的为33.7 mL，平均为3.6 mL（表2）。

表2 岩心可动水收集情况统计表

3 储层流体含量综合评价

台南气田储层孔隙中的流体是地层水与天然气，由于天然气在水中的溶解度很小，天然气中水蒸气的含量也很小，在储层流体饱和度恢复时，这些因素没有考虑。

3.1 岩心流体饱和度确定

保压取心能够收集密闭取心降压脱气散失的流体，即可动流体。由该流体得到的饱和度可对密闭取心散失的流体进行校正[7]。因此，在保压取心储层流体饱和度恢复时，对不同方法得到的流体要分别计算。保压取心主要有几部分。

1）收集气饱和度。保压岩心冷冻缓融后在气体收集装置中收集到的天然气，根据气体各组分的临界参数及气态方程等相关资料，压缩到地层条件下再计算的含气饱和度。

2）校正气饱和度。由钻井液滤液浸入岩心时驱替出的气饱和度，该饱和度是根据钻井液滤液浸入岩心量校正得到的。

3）总气饱和度。是指岩心含气饱和度，即收集气饱和度与校正气饱和度之和。

4）收集水饱和度。是指保压岩心在气体收集过程中收集到的水占岩心孔隙体积的百分数，该数据在密闭取心过程中无法得到。

5）残余水饱和度。保压岩心经过降压脱气后残留在岩心内的水的饱和度。

6）总水饱和度。是岩心的含水饱和度，即收集水饱和度与残余水饱和度之和。

7）气水总饱和度。就是在地层条件下气与水的总饱和度。

在上述饱和度中，通常把收集到的水饱和度与气饱和度之和称为可动流体饱和度[8]。进行台南气田保压取心储层流体饱和度恢复，可得到两口井各层样品储层流体饱和度，保压效果较好的岩心气水总饱和度在90%以上，最大含气饱和度72.8%。表3为某小层的流体饱和度。

表3 台5-13井1-14小层流体饱和度数据表

在进行流体饱和度分析的同时，开展束缚水饱和度实验，采用高速离心法，分析岩心样品在不同驱动力条件的束缚水饱和度[9]。实验样品是压实塑型样品，两口井共计完成28块样品实验。束缚水饱和度分布范围为：26.3%～61.1%，平均为44.9%。

根据取心情况，制作脱气校正图版[10]，以台5-13 井1-14号层为例，因为第1筒岩心含气丰度高，在脱气校正图版制作时，不考虑第2筒岩心样品。地面水饱和度相当于密闭取心含水饱和度，是保压岩心降压脱气后的水饱和度，也就是残余水饱和度，地下水饱和度是储层状态下含水饱和度。该筒岩心共计制作保压样品20块，其数据全部参与制作校正图版（图1）。

图1 地面水与储层水饱和度的关系图

从图2可以看到，岩心地面水饱和度与储层水饱和度呈很好的线性关系[11]，回归方程为：

SW下=1.384 0+1.080 4SW

同样，该筒岩心的20块样品均参与回归，绘制地面水饱和度与储层气饱和度关系曲线（图2），回归方程为：

SG下= 94.134 6-1.100 2SW

各取心层段脱气校正图版中气水地面地下饱和度相关系数在0.8以上，标准偏差很小，所以在密闭取心含水饱和度较准确的情况下，采用校正图版能够得到储层孔隙内较准确的气水含量[12]。

图2 地面水与储层气饱和度的关系图

3.2 归位对应储层定性

本次保压取心涉及5个层位，200多块样品的分析结果表明，各层位具有不同的气水饱和度特征，储层性质差异大。

1-14号层段：在井段1 099.50～1 103.00 m（归位后深度，以下同）内，含水饱和度平均为61.29%，含气饱和度平均为38.71%，为差气层。在井段1 104.00～1 108.00 m内是水层。

2-14号层段：在井段1 348.00～1 351.00 m内，岩石物性好，岩性较均一，含气饱和度平均为60.3%，是好气层。

3-2号层段：该井段1 445.82～1 446.46 m、1 451.9～1 452.455 m，有效厚度为0.58 m、0.42 m，可划分为差气层。

3-6号层段：水饱和在90%以上，为水层。

3-10-1号层段：在井段1 594.8～1 597.4 m，累计厚度为1.42 m，平均含水饱和度为59.47%，该层位属于差气层。在井段1 598.5 ～1 600.15 m，累计厚度为1.4 m，平均含水饱和度为41.26%。该层属于气层。

从以上的分析可以看出，3-10-1号层段，上部大多属于差气层，而在1 598 m以后属于气层。

4 与测井解释流体饱和度的对比

该分析定性结果与测井解释结果对比具有一定差距，而且不同层位差异不同。为了解两者区别，对保压取心与测井解释含气饱和度[13-14]进行综合对比分析如表4所示。

表4 储层保压岩心与测井解释饱和度对比表

由表4可知，保压取心含气饱和度总体上小于测井解释饱和度。与2004年最新测井解释结果对比[15]，一类气层平均相差17.89%，二类气层最大相差25.72%，最小相差15.85%，平均相差为20.79%；三类气层[16-17]相差最大相差37.58%，最小相差35.70%，平均相差为36.64%。整体表现为好的气层相差较小，差的气层相差较大。

5 结论与认识

台5-13、台6-28井的保压取心岩心不仅取得接近地层条件下水饱和度，还得到了可信的气体饱和度。保压效果较好的层位总饱和度最高可达到99%，平均在95%左右；气体饱和度最高可在70%以上。而对于保压效果较差的层位，由于采用全直径的全岩分析方法，对流失的流体能够进行较准确的校正，能够正确地认识储层流体含量及分布状态。本次实验再次证明，保压取心流体饱和度分析远好于密闭取心等其他取心方式。

通过采用孔隙度、渗透率、含气饱和度等参数对各层分类结果显示，各层位具有不同的气水饱和度分布规律，含气性好的一、二类气藏与测井解释结果相差较小，而三类气藏与测井解释结果相差较大。

同时也说明，在确定储层流体饱和度时，对测井解释的误差不容忽视，应及时修正测井解释饱和度计算方法。对天然气饱和度的确定尽可能采用保压密闭取心实测数据。

参 考 文 献

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An analysis method for reservoir fluid saturation by pressure coring: A case study from Quaternary biogenetic gas reservoirs in the Tainan Gas Field, Qaidam Basin

Ma Lining1, Li Jiangtao1, Hua Ruixiang1, Li Qing1, Chang Lin1, Qu Bin2, Sun Hufa1
(1. PetroChina Qinghai Oilfield Company, Dunhuang, Gansu 736202, China; 2. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Daqing Oilfield Company, Daqing, Heilongjiang 163453, China)
NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 1，pp.76-80， 1/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:For getting the initial fluid saturation of the Quaternary argillaceous siltstone reservoirs in the Tainan Gas Field, Qaidam Basin, pressure coring and its supporting analysis technologies were adopted in two gas wells in this area to measure fluid content under the conditions of reservoir temperature and pressure. Based on pressure coring technology, the cores were kept in reservoir pressure when they were taken to the surface from the wellbore. Free gas and water were systematically collected in the process of freezing cutoff. Experiments were conducted on rock samples to investigate the saturation of bound water, movable water and residual gas. After core pore volume was ultimately corrected on the basis of actual volume of the fluid collected on the ground, the initial gas and water saturation and movable fluid saturation of reservoir pores were measured under the conditions of reservoir temperature and pressure. Then, they were compared with logging reservoir fluid saturation. It is indicated that the logging values are higher, with average difference of 17.89% for gas reservoirs with good physical properties, 20.79% for those with medium physical properties and 36.64% for those with poor physical properties. In conclusion, pressure coring technology is the only way to obtain the real initial fluid saturation of reservoirs and it is available for correcting logging interpretation calculation methods.

Keywords:Qaidam Basin; Tainan Gas Field; Quaternary; Reservoir; Pressure coring; Water saturation; Gas saturation; Well log interpretation; Comparative analysis; Error value

(收稿日期2015-07-13 编辑 韩晓渝)

通信作者：李江涛，1969年生,高级工程师，硕士；从事天然气开发研究与科研管理工作。地址：（736202）甘肃省敦煌市七里镇中国石油青海油田公司勘探开发研究院。电话：（0937）8921896。E-mail:ljtqh@petrochina.com.cn

作者简介：马力宁，1962年生,教授级高级工程师,博士；长期从事油气田开发研究与科研生产管理工作。地址：（736202）甘肃省敦煌市七里镇。ORCID:0000-0003-3210-7294。E-mail:mlnqh@petrochina.com.cn

基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大科技专项(编号:2011E-03)。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.01.009