保壓取心儲層流體飽和度分析方法——以柴達(dá)木盆地臺南氣田第四系生物成因氣藏為例

馬力寧李江濤華銳湘李 清常 琳曲 斌孫虎法

1.中國石油青海油田公司 2.中國石油大慶油田勘探開發(fā)研究院

馬力寧等.保壓取心儲層流體飽和度分析方法——以柴達(dá)木盆地臺南氣田第四系生物成因氣藏為例.天然氣工業(yè)，2016，36（1）：76-80.

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保壓取心儲層流體飽和度分析方法——以柴達(dá)木盆地臺南氣田第四系生物成因氣藏為例

馬力寧1李江濤1華銳湘1李 清1常 琳1曲 斌2孫虎法1

1.中國石油青海油田公司 2.中國石油大慶油田勘探開發(fā)研究院

馬力寧等.保壓取心儲層流體飽和度分析方法——以柴達(dá)木盆地臺南氣田第四系生物成因氣藏為例.天然氣工業(yè)，2016，36（1）：76-80.

摘 要為了準(zhǔn)確獲取柴達(dá)木盆地臺南氣田第四系疏松泥質(zhì)粉砂巖儲層原始流體飽和度，在其區(qū)內(nèi)兩口氣井中應(yīng)用保壓密閉取心及其配套分析技術(shù),對儲層溫壓條件下所含流體含量進(jìn)行了測定。具體方法是,運用保壓密閉取心技術(shù)保證巖心從井筒提升到地面后仍保持地層壓力，冷凍截取過程中系統(tǒng)收集游離氣和游離水，并對巖樣開展束縛水、可動水及殘余氣飽和度等實驗分析研究，依據(jù)巖心孔隙體積最終按照地面實際收集的流體體積通過校正得到地層溫壓條件下儲層孔隙內(nèi)的原始?xì)?、水總飽和度和可動流體飽和度等參數(shù)。在此基礎(chǔ)上，對比測井解釋儲層流體飽和度后發(fā)現(xiàn)，測井求取值偏大、物性好的氣層平均相差17.89%，物性中等的氣層平均相差為20.79%，物性差的氣層平均相差36.64%。結(jié)論認(rèn)為，只有采用保壓密閉取心才能夠準(zhǔn)確獲取儲層的真實原始流體飽和度，其對測井解釋計算方法具有修正作用。

關(guān)鍵詞柴達(dá)木盆地 臺南氣田 第四紀(jì) 儲集層 保壓取心 含水飽和度 含氣飽和度 測井解釋 對比分析 誤差值

臺南氣田位于柴達(dá)木盆地中東部三湖地區(qū)，為澀北三大氣田之一。該氣田為第四系生物成因氣藏，儲層成巖性差、巖性疏松、粒間孔發(fā)育。儲層受泥質(zhì)含量差異的影響，層內(nèi)與層間非均質(zhì)性強(qiáng)，孔隙內(nèi)含氣及含水飽和度的差異大，進(jìn)而給氣層測井解釋精度及含氣飽和度的確定帶來挑戰(zhàn)，直接影響到氣田儲量計算。為此，通常在應(yīng)用阿爾奇公式計算含氣飽和度的同時，開展保壓取心核準(zhǔn)儲層的真實氣水飽和度，并研究束縛水、可動水賦存機(jī)理，建立流體含量測井精細(xì)解釋計算圖版，修正理論計算值是非常必要的。

1 保壓取心技術(shù)與應(yīng)用

1.1 保壓取心技術(shù)流程

保壓密閉取心技術(shù)是石油行業(yè)鉆探取心領(lǐng)域最先進(jìn)的技術(shù)之一，通過專用取心工具，使巖心從井筒提到地面后仍保持地下壓力。巖心提到地面后，以液氮為冷凍劑采用低溫技術(shù)冷凍巖心，確保巖心內(nèi)的流體不散失，并在液氮的保護(hù)下，制備巖心樣品，將制備好的樣品裝入特定不同流體收集裝置中進(jìn)行解凍緩融，收集巖心中釋放出來的流體。并在緩融過程中采用不同的分析技術(shù)對巖心內(nèi)的殘余流體進(jìn)行分析[1]。

保壓取心技術(shù)通常僅應(yīng)用于油藏儲層的油水飽和度測定，而且應(yīng)用于氣田，特別是成巖性差、巖性疏松并含有高壓甲烷氣第四系生物成因氣藏在國內(nèi)外尚屬首次，在這樣的地質(zhì)條件下，實施保壓取心缺少配套技術(shù)。為此，制訂適合臺南氣田儲層特性的保壓巖心分析技術(shù)流程，創(chuàng)新了疏松巖心保壓巖心儲存與運輸技術(shù)、疏松巖心的樣品制備技術(shù)、疏松巖心的保壓巖心氣、水收集技術(shù)、疏松巖心物性分析技術(shù)、疏松巖心氣水飽和度分析技術(shù)等。現(xiàn)場保壓巖心制備的過程中，重點把握樣品幾何尺寸的測量，現(xiàn)場鉆取并塑封小柱塞樣品，對泥巖樣品鉆取柱塞樣品后進(jìn)行蠟封處理，塑封部分全直徑樣品，全直徑殘余水分析采用干餾法檢測等技術(shù)[2]。

將巖心內(nèi)筒，放入特制的冷凍裝置，以液氮為冷凍劑進(jìn)行6～8 h的深度冷凍。并對保壓巖心各環(huán)節(jié)及時冷凍冷卻，防止氣體散失。在切開冷凍內(nèi)筒前，對內(nèi)筒的氣體進(jìn)行收集與采樣工作[3]。改單壓力表為雙表（原來6.89 kPa提高到200 kPa），提高計量準(zhǔn)確度。

1.2 保壓取心實施情況

臺南氣田的保壓取心選擇的是處于原始狀態(tài)下的未動用儲層，不同巖性、物性和孔隙特征的儲層均兼顧在內(nèi)，并在兼顧不同深度和不同流體含量儲層的原則下，取心在兩口井5個層段上進(jìn)行，共計進(jìn)行了10次取心。

臺5-13井在同一層段上進(jìn)行兩次取心，累計進(jìn)尺9.0 m，心長為7.5 m，該井取心平均收獲率為83.3%，密閉率73.3%。臺6-28井在4個層段上進(jìn)行了8次取心，累計進(jìn)尺32.0 m，累計巖心長22.8 m，平均收獲率為71.2%，密閉率64.06%。兩口井均達(dá)到收獲率50%、密閉率50%的技術(shù)指標(biāo)要求。

2 保壓密閉取心流體收集

2.1 氣體收集

取心鉆具內(nèi)筒的游離氣體收集：巖心從井筒提到地面，即使在壓力與密閉液的保護(hù)下，巖心內(nèi)氣體通過孔隙也要擴(kuò)散到巖心內(nèi)筒中，造成氣體的損失。為了減少這種損失，先對內(nèi)筒的氣體進(jìn)行收集與采樣工作[4-5]。在對兩口井10筒取心現(xiàn)場氣體收集與采樣過程中，只有在臺6-28井第8筒取心鉆具的內(nèi)筒收集到了氣體，并進(jìn)行了采樣分析。從其氣體組分分析看主要是氮氣，烴類氣體甲烷含量在1%～5%之間。一方面說明冷凍效果較好，巖心內(nèi)的烴類氣體散失的少；另一方面也說明在提鉆的過程中，平衡室的單向閥打開，向內(nèi)筒補(bǔ)充了氮氣，提高了內(nèi)筒壓力，增強(qiáng)了保壓效果[4]。

巖心樣品氣體收集：指在現(xiàn)場將內(nèi)筒切成長20 cm左右的樣品，直接裝入氣體收集裝置，進(jìn)行緩融收集氣體，這樣可以避免巖心在剖銑內(nèi)筒時氣體的損失。經(jīng)剖心、選樣，再經(jīng)切磨的冷凍巖心，丈量稱重后裝入裝置中，進(jìn)行72 h緩融，收集巖心樣品釋放出的氣體[6]。對兩口井200多塊巖心樣品的降壓脫氣，總體上看，臺5-13井第1筒收集的氣體較多，臺6-28井第3、4、8筒收集到了相對較好的氣量，而第8筒要好于其他筒次（表1）。

表1 巖心氣體收集情況統(tǒng)計表

2.2 可動水收集

對全直徑飽和度樣品在降壓脫氣的同時，進(jìn)行了可動水收集，共收得830.8 mL，最多的為33.7 mL，平均為3.6 mL（表2）。

表2 巖心可動水收集情況統(tǒng)計表

3 儲層流體含量綜合評價

臺南氣田儲層孔隙中的流體是地層水與天然氣，由于天然氣在水中的溶解度很小，天然氣中水蒸氣的含量也很小，在儲層流體飽和度恢復(fù)時，這些因素沒有考慮。

3.1 巖心流體飽和度確定

保壓取心能夠收集密閉取心降壓脫氣散失的流體，即可動流體。由該流體得到的飽和度可對密閉取心散失的流體進(jìn)行校正[7]。因此，在保壓取心儲層流體飽和度恢復(fù)時，對不同方法得到的流體要分別計算。保壓取心主要有幾部分。

1）收集氣飽和度。保壓巖心冷凍緩融后在氣體收集裝置中收集到的天然氣，根據(jù)氣體各組分的臨界參數(shù)及氣態(tài)方程等相關(guān)資料，壓縮到地層條件下再計算的含氣飽和度。

2）校正氣飽和度。由鉆井液濾液浸入巖心時驅(qū)替出的氣飽和度，該飽和度是根據(jù)鉆井液濾液浸入巖心量校正得到的。

3）總氣飽和度。是指巖心含氣飽和度，即收集氣飽和度與校正氣飽和度之和。

4）收集水飽和度。是指保壓巖心在氣體收集過程中收集到的水占巖心孔隙體積的百分?jǐn)?shù)，該數(shù)據(jù)在密閉取心過程中無法得到。

5）殘余水飽和度。保壓巖心經(jīng)過降壓脫氣后殘留在巖心內(nèi)的水的飽和度。

6）總水飽和度。是巖心的含水飽和度，即收集水飽和度與殘余水飽和度之和。

7）氣水總飽和度。就是在地層條件下氣與水的總飽和度。

在上述飽和度中，通常把收集到的水飽和度與氣飽和度之和稱為可動流體飽和度[8]。進(jìn)行臺南氣田保壓取心儲層流體飽和度恢復(fù)，可得到兩口井各層樣品儲層流體飽和度，保壓效果較好的巖心氣水總飽和度在90%以上，最大含氣飽和度72.8%。表3為某小層的流體飽和度。

表3 臺5-13井1-14小層流體飽和度數(shù)據(jù)表

在進(jìn)行流體飽和度分析的同時，開展束縛水飽和度實驗，采用高速離心法，分析巖心樣品在不同驅(qū)動力條件的束縛水飽和度[9]。實驗樣品是壓實塑型樣品，兩口井共計完成28塊樣品實驗。束縛水飽和度分布范圍為：26.3%～61.1%，平均為44.9%。

根據(jù)取心情況，制作脫氣校正圖版[10]，以臺5-13 井1-14號層為例，因為第1筒巖心含氣豐度高，在脫氣校正圖版制作時，不考慮第2筒巖心樣品。地面水飽和度相當(dāng)于密閉取心含水飽和度，是保壓巖心降壓脫氣后的水飽和度，也就是殘余水飽和度，地下水飽和度是儲層狀態(tài)下含水飽和度。該筒巖心共計制作保壓樣品20塊，其數(shù)據(jù)全部參與制作校正圖版（圖1）。

圖1 地面水與儲層水飽和度的關(guān)系圖

從圖2可以看到，巖心地面水飽和度與儲層水飽和度呈很好的線性關(guān)系[11]，回歸方程為：

SW下=1.384 0+1.080 4SW

同樣，該筒巖心的20塊樣品均參與回歸，繪制地面水飽和度與儲層氣飽和度關(guān)系曲線（圖2），回歸方程為：

SG下= 94.134 6-1.100 2SW

各取心層段脫氣校正圖版中氣水地面地下飽和度相關(guān)系數(shù)在0.8以上，標(biāo)準(zhǔn)偏差很小，所以在密閉取心含水飽和度較準(zhǔn)確的情況下，采用校正圖版能夠得到儲層孔隙內(nèi)較準(zhǔn)確的氣水含量[12]。

圖2 地面水與儲層氣飽和度的關(guān)系圖

3.2 歸位對應(yīng)儲層定性

本次保壓取心涉及5個層位，200多塊樣品的分析結(jié)果表明，各層位具有不同的氣水飽和度特征，儲層性質(zhì)差異大。

1-14號層段：在井段1 099.50～1 103.00 m（歸位后深度，以下同）內(nèi)，含水飽和度平均為61.29%，含氣飽和度平均為38.71%，為差氣層。在井段1 104.00～1 108.00 m內(nèi)是水層。

2-14號層段：在井段1 348.00～1 351.00 m內(nèi)，巖石物性好，巖性較均一，含氣飽和度平均為60.3%，是好氣層。

3-2號層段：該井段1 445.82～1 446.46 m、1 451.9～1 452.455 m，有效厚度為0.58 m、0.42 m，可劃分為差氣層。

3-6號層段：水飽和在90%以上，為水層。

3-10-1號層段：在井段1 594.8～1 597.4 m，累計厚度為1.42 m，平均含水飽和度為59.47%，該層位屬于差氣層。在井段1 598.5 ～1 600.15 m，累計厚度為1.4 m，平均含水飽和度為41.26%。該層屬于氣層。

從以上的分析可以看出，3-10-1號層段，上部大多屬于差氣層，而在1 598 m以后屬于氣層。

4 與測井解釋流體飽和度的對比

該分析定性結(jié)果與測井解釋結(jié)果對比具有一定差距，而且不同層位差異不同。為了解兩者區(qū)別，對保壓取心與測井解釋含氣飽和度[13-14]進(jìn)行綜合對比分析如表4所示。

表4 儲層保壓巖心與測井解釋飽和度對比表

由表4可知，保壓取心含氣飽和度總體上小于測井解釋飽和度。與2004年最新測井解釋結(jié)果對比[15]，一類氣層平均相差17.89%，二類氣層最大相差25.72%，最小相差15.85%，平均相差為20.79%；三類氣層[16-17]相差最大相差37.58%，最小相差35.70%，平均相差為36.64%。整體表現(xiàn)為好的氣層相差較小，差的氣層相差較大。

5 結(jié)論與認(rèn)識

臺5-13、臺6-28井的保壓取心巖心不僅取得接近地層條件下水飽和度，還得到了可信的氣體飽和度。保壓效果較好的層位總飽和度最高可達(dá)到99%，平均在95%左右；氣體飽和度最高可在70%以上。而對于保壓效果較差的層位，由于采用全直徑的全巖分析方法，對流失的流體能夠進(jìn)行較準(zhǔn)確的校正，能夠正確地認(rèn)識儲層流體含量及分布狀態(tài)。本次實驗再次證明，保壓取心流體飽和度分析遠(yuǎn)好于密閉取心等其他取心方式。

通過采用孔隙度、滲透率、含氣飽和度等參數(shù)對各層分類結(jié)果顯示，各層位具有不同的氣水飽和度分布規(guī)律，含氣性好的一、二類氣藏與測井解釋結(jié)果相差較小，而三類氣藏與測井解釋結(jié)果相差較大。

同時也說明，在確定儲層流體飽和度時，對測井解釋的誤差不容忽視，應(yīng)及時修正測井解釋飽和度計算方法。對天然氣飽和度的確定盡可能采用保壓密閉取心實測數(shù)據(jù)。

參 考 文 獻(xiàn)

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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 編輯 韓曉渝)

通信作者：李江濤，1969年生,高級工程師，碩士；從事天然氣開發(fā)研究與科研管理工作。地址：（736202）甘肅省敦煌市七里鎮(zhèn)中國石油青海油田公司勘探開發(fā)研究院。電話：（0937）8921896。E-mail:ljtqh@petrochina.com.cn

作者簡介：馬力寧，1962年生,教授級高級工程師,博士；長期從事油氣田開發(fā)研究與科研生產(chǎn)管理工作。地址：（736202）甘肅省敦煌市七里鎮(zhèn)。ORCID:0000-0003-3210-7294。E-mail:mlnqh@petrochina.com.cn

基金項目：中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項(編號:2011E-03)。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.01.009