可动流体饱和度

1、0口2.218口2.1831.286口0.910口0.364口0.3120.289口0.276口0.216口0.1870.1860.1510.1090.108口0.089口0.053口0.0470.038-0.0240.023-0.019口0.016-0.015口0.011二0.011-0.01口0.0070.005-0.004=0.003频布分常规压汞实验图1-1是30块岩心常规压汞实验所得的不同孔径的孔喉分布频率。可以看出，低渗透砂岩气藏储层的孔径峰值主要是小孔喉。不同渗透率岩心孔径小于0.1微米的小孔喉占据的孔隙体积比例如图1-2所示，可以看出，岩心渗透率越小，小孔喉（小于0.1pm）所

2、占孔隙体积就越大，渗透率低于0.1mD的岩心中小孔喉（小于0.1pm）控制的孔隙体积约为40%以上，随着渗透率的增大，小于0.1微米的孔喉占据的孔隙体积比例基本保持在同一水平，并没有降低的趋势。这表明须家河低渗气藏储层渗流通道主要受到小于0.1pm的小孔喉控制。低渗砂岩气藏储层中流体的储集和流动都受小孔喉影响严重，决定了储量丰度低、开发难度大的特点。9080706050403020100.010.130.210.330.520.821.32.053.255.158.151320.532.551.581.5100孔喉半径pm）图1-1不同孔径的孔喉分布频率998070孔的隙米微1宇小径孔6020

3、o1504030y=30.647x-0.1141R2=0.544800.00.20.40.60.81.01.21.41.61.82.02.22.4渗透率(md)图1-2不同渗透率岩心小于0.1um的孔喉所占孔隙体积图1-3是低渗砂岩岩心孔喉平均半径和中值半径与渗透率的关系图，由于常规压汞只能给出孔喉半径及对应孔喉控制体积分布，并非准确的喉道分布，而恒速压汞可以同时得到孔道和喉道的信息，对于孔喉性质差别非常大的低渗、特低渗储层尤为适合。因此还需要通过恒速压汞实验作进一步深入研究储层微观孔喉特征。3530252015105501003003500频布分150200250孔道半径(pm)肇频布分计累

4、100908070605040302010050100300350400=13%申=12.1%申=11.9%申=10.4%=6.5%G002-39#11-1,K=1.2201mD,申=14.6%G5#1,K=1.0206mD,申=15.4%G002-23#4-2,K=0.6564mD,申=13.2%口Hechuan5#154,K=0.5mD,申=6.4%G002-43#11-2,K=0.3231mD,申=13.4%G113#7,K=0.3133mD,申=11.5%Tongnan6#4-4,K=0.2319mD,申=13.4%G113#17,K=0.1042mD,申=11.5%G5#5,K=0.

5、0962mD,申=12.2%Tongnan6#2,K=0.08mD,申Tongnan6#1,K=0.0684mD,G002-43#15-1,K=0.044mD,Hechuan3#8,K=0.0342mD,Hechuan3#4-1,K=0.0148mD,150200250孔道半径(pm)恒速压汞实验图1-4和图1-5分别是14块岩心恒速压汞实验得到的不同半径孔道分布频率和累计分布频率。可以看出，不同渗透率的岩心孔道半径分布致，孔道集中分布在110微米左右。这说明孔道不是决定储层渗透性能的关键因素。G002-39#ll-l,K=1.2201mD,0=14.6%G5#1,K=1.0206mD,0=1

6、5.4%G002-23#4-2,K=0.6564mD,0=13.2%Hechuan5#154,K=0.5mD,0=6.4%G002-43#11-2,K=0.3231mD,0=13.4%G113#7,K=0.3133mD,0=11.5%Tongnan6#4-4,K=0.2319mD,0=13.4%G113#17,K=0.1042mD,0=11.5%G5#5,K=0.0962mD,0=12.2%Tongnan6#2,K=0.08mD,0=13%Tongnan6#1,K=0.0684mD,0=12.1%G002-43#15-l,K=0.044mD,0=11.9%Hechuan3#8,K=0.0342

7、mD,0=10.4%Hechuan3#4T,K=0.0148mD,0=6.5%400图1-4不同半径孔道分布频率图1-5不同半径孔道累计分布频率图1-6和图1-7是恒速压汞实验得到的不同半径喉道分布频率和累计分布频率图，可以看出不同渗透率岩心喉道半径分布频率差别很大。图1-8是不同半径单根喉道对渗透率的贡献率图，表明渗透率高的岩心大吼道对于渗透率的贡献起主要作用，而渗透率特低的岩心小喉道对渗透率的贡献起主要作用，从而导致特低渗透率储层渗流阻力巨大，对应的开发难度增加，开发效果明显变差。同时图1-28到图1-30还可以表明，渗透率小于0.1mD的岩心，平均喉道半径在1pm以下，喉道在0.7pm左

8、右处集中；渗透率在0.1lmD的岩心，平均喉道半径在13pm，喉道半径分布相对有所展宽；渗透率大于1mD的岩心，平均喉道半径在3pm以上，喉道半径的分布则比前两类宽得多，既有小于1pm的小喉道，也有10-15pm这样的比较大的喉道，且后者的比例随渗透率的变大所占比例变大。喉道大小决定了储层性质好坏，并进而影响开发效果。4540353025201510500246810121416喉道半径（|Jm）图1-6不同半径喉道分布频率100908070605040302010G002-39#11-1,K=1.2201mD,=14.6%G5#l,K=1.0206mD,甲=15.4%G002-23#4-2,

9、K=0.6564mD,甲=13.2%Hechuan5#154,K=0.5mD,甲=6.4%G002-43#11-2,K=0.3231mD,甲=13.4%G113#7,K=0.3133mD,甲=11.5%Tongnan6#44,K=0.2319mD,甲=13.4%G113#17,K=0.1042mD,甲=11.5%G5#5,K=0.0962mD,甲=12.2%Tongnan6#2,K=0.08mD,甲=13%Tongnan6#1,K=0.0684mD,甲=12.1%G002-43#15-1,K=0.044mD,甲=11.9%Hechuan3#8,K=0.0342mD,甲=10.4%=65%024

10、6810121416喉道半径（Um）图17不同半径喉道累计分布频率 035302015喉道半径（pm）单10对I25G002-39#11-1,K=1.2201mD,甲=14.6%G5#1,K=1.0206mD,甲=15.4%G002-23#4-2,K=0.6564mD,甲=13.2%Hechuan5#154,K=0.5mD,甲=6.4%G002-43#11-2,K=0.3231mD,甲=13.4%G113#7,K=0.3133mD,甲=11.5%Tongnan6#4-4,K=0.2319mD,甲=13.4%G113#17,K=0.1042mD,甲=11.5%G5#5,K=0.0962mD,甲=

11、12.2%Tongnan6#2,K=0.08mD,甲=13%Tongnan6#1,K=0.0684mD,甲=12.1%G002-43#15-1,K=0.044mD,甲=11.9%Hechuan3#&K=0.0342mD,甲=10.4%Hechuan3#41.K=0.0148mD.=6.5%图1-8不同半径喉道对渗透率的贡献率403530G002-39#11-1,K=1.2201mD,T=14.6%G002-23#4-2,K=0.6564mD,=13.2%G002-43#11-2,K=0.3231mD,=13.4%G00243#151：K=0.044mD：申=11.9%5024681012141

12、6图1-9至图1-12分别是广安须六、广安须四、合川须二和潼南须二储层岩心不同半径喉道分布频率图。图1-13至图1-16分别是广安须六、广安须四、合川须二和潼南须二岩心不同半径喉道累计分布频率图。图1-17至图1-20分别是广安须六、广安须四、合川须二和潼南须二岩心不同半径单根喉道对渗透率贡献率图。将以下12副图对四个层位进行对比分析发现，对相同渗透率级别的储层而言，广安须六储层喉道分布宽，平均喉道半径大，物性好，广安须四次之，须二储层喉道分布窄，平均喉道半径小，储层物性差。喉道半径（pm）图1-9广安须六岩心不同半径喉道分布频率 频布分频布分403505032230G5#1,K=1.0206

13、mD,申=15.4%G113#7,K=0.3133mD,申=11.5%G113#17,K=0.1042mD,申=11.5%G5#5,K=00962mD,串=122%121416图1-10广安须四岩心不同半径喉道分布频率Hechuan5#154,K=0.5mD,屮=6.4%Hechuan3#8,K=0.0342mD,屮=10.4%Hechuan3#4-l,K=0.0148mD,=6.5%/522051o123456喉道半径（pm）图1-11合川须二岩心不同半径喉道分布频率 频布分1614Tongnan6#4-4,K=0.2319mD,p=13.4%Tongnan6#2,K=0.08mD,p=13

14、%Tongnan6#1,K=0.0684mD,p=12.1%图1-12潼南须二岩心不同半径喉道分布频率10090G002-39#ll-l,K=1.2201mD申=14.6%G002-23#4-2,K=0.6564mD傘=13.2%G002-43#11-2,K=0.3231mD(p=13.4%G002-43#15-1,K=0.044mDe=11.9%10121416喉道半径(Jm)图1-13广安须六岩心不同半径喉道累计分布频率频布分计累6810喉道半径Jm)iG5#1,K=1.0206mDq)=15.4%G113#7,K=0.3133mD(p=11.5%G113#17,K=0.1042mDq)=

15、11.5%G5#5,K=0.0962mDg)=12.2%42010喉道半径(Jm)Hechuan5#154,K=0.5m,=6.4%Hechuan3#8,K=0.0342m,=10.4%Hechuan3#4-1,K=0.0148岬,=6.5%456图1-15合川须二岩心不同半径喉道累计分布频率 0234喉道半径(Jm)56O540O3oO211率频布分计累图1-16潼南须二岩心不同半径喉道累计分布频率喉道半径Jm)献贡的率透渗对道喉根单图1-17广安须六岩心不同半径单根喉道对渗透率的贡献率0505050504332211献贡的率透渗对道喉根单喉道半径m)5O30520501X1X秦献贡的率透渗

16、对道喉根单图1-19合川须二岩心不同半径单根喉道对渗透率的贡献率图1-20潼南须二岩心不同半径单根喉道对渗透率的贡献率图1-21是须家河低渗砂岩岩心主流喉道半径、中值半径和平均喉道半径与渗透率关系图。从图中可以看出，主流喉道半径大于平均喉道半径，中值半径最小。在岩心渗透率小于0.1mD时，主流喉道半径保持在0.7至1.0m范围内，且两者差别很小，当岩心渗透率大于0.1mD后，主流喉道半径和平均喉道半径随渗透率的增大而迅速增大，且二者之间的距离增大。中值半径随岩心渗透率的增大而增加缓慢。0.500.000.001主流喉道半径汕m)中值半径(pm)血平均喉道半径(um)*A心1i110.01010

17、.0005.004.504.00)3.00径2.50径2.001.501.000.1001.000渗透率(mD)图1-21不同渗透率岩心的主流喉道半径、中值半径和平均喉道半径m比径半道喉流主100.01y=1.5145x1.9957R2=0.4689y=0.0518x2.0778R2=0.945/*zyy-/A主流喉道半径中值半径乘幕（主流喉道半径）1乘幂（中值半径）图1-22主流喉道半径与渗透率关系10.10.11.010.0半径/m图1-234和图1-45是须家河气藏不同储层岩心主流喉道半径与渗透率关系，可以看出，主流喉道半径随渗透率的增加而增加，而且二者之间存在非常好的正相关关系，特别是

18、储层岩心渗透率在O.lmD以上时，二者的相关性更好。但是储层岩心中值半径与渗透率之际的相关性就要差的多。因此主流喉到半径更加能够反映低须家河渗砂岩气藏储层特征。5.004.50）4.003.503.002.502.001.501.000.500.000.0010.0100.1001.00010.000渗透率（mD）图1-23主流喉道半径和中值半径与渗透率拟合关系图1-24是须家河储层岩心微观均质系数和相对分选系数与岩心渗透率的关系，可以发现二者之间没有较好的相关性，不适合作为储层的评价参数。对比图1-46和图1-47可以看出，须家河组砂岩储层与长庆油田储层微观均质系数和相对分选系数有较大的差别

19、，与渗透率的关系存在明显不同。可以看出须家河气藏储层随渗透率增加非均质性增强，而长庆低渗油藏储层正好相反。须家河数系质均观微数系选分对相5555432Ll微观均值系数相对分选系数45352515oo1Xooooooooo0.5020.40.60.81.01.21.4渗透率(mD)7654321000000数系质均观微0.0.0.0.0.0.0.0.0.024681012渗透率（mD）长庆微观均质系数相对分选系数数系选分对相987654321须家河组储层微观均质系数和相对分选系数与渗透率的关系图1-25长庆低渗储层微观均质系数和相对分选系数与渗透率的关系图1-26是恒速压汞实验过程中孔隙进汞饱和

20、度和喉道进汞饱和度与岩心渗透率关系图。渗透率K0.1mD时，两者也比较接近，说明须家河组低渗砂岩气藏储层中喉道既是气体重要的渗流通道，也是气体重要的存储空间。就须家河组低渗砂岩气藏而言，孔隙度和渗透率具有同样重要的作用。和饱汞进10.00.00.00.20.40.60.81.01.2渗透率(mD)1.4图1-26不同渗透率岩心进汞饱和度低渗砂岩气藏储层原始含水饱和度及可动水饱和度测试研究不存在可动水的气藏开发过程中气体的渗流是单相渗流，渗流过程中阻力小，开发容易；而对于存在可动水的气藏，开发过程中是气、水两相渗流，由于水的流动大大降低了气相的相对渗透率，同时在渗流过程中大量的气体被水圈闭，很难

21、再采出，导致气藏开采难度增加，开发效果差。因此可以说低渗砂岩气藏储层含水的可动性决定了气藏的开发方式和开发效果。因而，可动水饱和度的准确测试对于低渗砂岩气藏合理开发意义重大。3.1核磁共振测试低渗砂岩储层原始含水及可动水饱和度实验方法根据油气藏完全成藏理论，运用核磁共振技术结合离心的方法来确定实验岩心的T2截止值。低渗岩心的T2截止值确定以后，就可以根据岩心100%含水时的T2谱线和原始含水饱和度下的T2谱线计算出岩心的原始含水饱和度及其可动水饱和度。图3-1是低渗砂岩岩心含水饱和度与离心力的具体对应关系，可以发现当离心力到达200psi时，再增加离心力，岩心的含水饱和度减小幅度明显变小，当离

22、心力达到300psi时，再增加离心力，岩心的含水饱和度基本上不再发生变化可见对于低渗砂岩储层而言，300psi是低渗砂岩束缚水饱和度对应的临界离心力，由其对应的核磁共振T2谱线结合原始含水状态的T2谱线，计算得到的T2值即为该岩心代表储层的T2截止值。图3-2中的三条谱线分别是岩心饱和水状态、200psi离心后状态和300psi离心后状态对应的T2驰豫时间谱，其中蓝色线段为T2截止值标定线，其左侧与饱和状态的T2谱线包围的面积就是储层的原始含水信息，其右侧与300psi离心后状态的T2谱线包围的面积就是岩心的可动水信息，根据岩心饱和状态的T2谱线所包含的原始含水信息，即可计算出实验岩心所代表储

23、层的原始含水饱和度及可动水饱和度。350300250200心禺150100500020406080100含水饱和度(%)图3-1低渗砂岩岩心离心实验结果幅图3-2低渗砂岩岩心核磁共振T2谱图3-3和图3-4分别是苏128井和苏50井储层岩心在不同离心力下对应的核磁共振T2驰豫时间谱。可以发现图3-3对应的苏128井可动流体饱和度很高，达到了74.4%，而图3-4对应的苏50井可动流体饱和度只有35.4%。根据成藏理论二者对应的含水饱和度分别是25.6%和64.6%，但是实际的情况是苏128井是水井，基本不产气，因此，有些储层的可动流体饱和度并不一定都等于含气饱和度，对于成藏充分的气藏来讲，二者

24、是一致的，相反就会出现判断失误，所以仅靠可动流体饱和度大小来认识气藏是存在严重缺陷的，应该同时考虑可动水饱和度的影响，统一考虑原始含水饱和度和可动水饱和度的大小可以准确判断储层的含气饱和度及其开发过程中的产水动态。二者对应的可动水饱和度分别是14.6%和4.4%，与其对应气井的含水饱和度及产水情况完全一致。图3-3苏128#18岩心可动水饱和度测试曲线T2弛豫时间(ms)图3-4苏50#1-5/17岩心可动水饱和度测试曲线3.2核磁共振实验测试储层原始含水饱和度及可动水饱和度可动流体饱和度，是核磁共振实验测试的一个临界饱和度值，其可以反映储层的原始含油、气饱和度，同时其大小能够反映储层开发的难

25、易程度及最终的开发效果。根据成藏机理，可动流体饱和度实际就是储层含气饱和度。可见，可动流体饱和度及可动水饱和度可以有效评价低渗砂岩气藏储层的储采特征及其最终的开发效果。根据低渗透砂岩储层核磁共振实验的统计结果，T2截至值一般在15ms左右，以此来判断低渗砂岩气藏储层岩心的可动流体饱和度。表3-3-2是须家河低渗砂岩气藏12块岩心的核磁共振实验测试结果。由于气体粘度极低、弹性能量大，相对于低渗透油藏来比，开发难度要小得多。因此核磁共振测试可动流体饱和度实验过程中油藏的最大离心力一般选取150psi就足够了，大于150psi所对应的增值空间中的油一般是很难开发出来的；而气藏测试可动流体饱和度时要选

26、择200psi，大于这一离心力所增加的可动流体空间中的气体在开发过程中就很难动用了。表中的实验结果表明，低渗岩心的可动流体饱和度与孔、渗关系密切。孔隙度或渗透率值较高的岩心，其对应的可动流体饱和度也较大，一般大于30%；而孔、渗都很低的岩心，其对应的可动流体饱和度都比较低，一般小于20%。总结12块岩心的实验结果，可以得到以下认识：渗透率小于0.01毫达西，孔隙度小于6%的储层，其对应的可动流体饱和度一般低于20%；渗透率大于0.1毫达西或孔隙度大于8%的储层，其对应的可动流体饱和度一般大于30%；当然渗透率大于0.1毫达西且孔隙度大于8%的储层，其对应的可动流体饱和度会更大，一般在40%以上

27、。表中的实验结果也同时说明，将离心力由200psi增加到300psi，对应的可以脱出水的最小喉道半径由0.106微米减小到0.07微米，即当离心力由200psi增加到300psi时，岩石中喉道半径介于0.07-0.106微米之间的孔隙空间中的水也可以被驱出，但是由于这一喉道半径范围内对应的空间体积很小，含水量很少，因此，低渗岩心最终的束缚水饱和度变化不大，一般减小3%左右。表3-212块低渗岩心可动流体饱和度测试结果井号岩心号孔隙度(%)渗透率(10-3pm2)可动流体饱和度(%)束缚水饱和度(%)入喉道半径(pm)200psi300psi200psi300psi广安173/55/1124.3

28、50.127539.1360.8757.520.9210.1060.07广安174/35/734.440.138637.5162.49/0.106/广安1016/16/1444.590.009715.3384.6780.560.790.1060.07广安1016/136/1444.590.064925.1974.81/0.106/广安1051-25/1336.590.002710.0889.92/0.106/广安1052/139/27111.390.076041.0858.9254.650.9050.1060.07广安1052/175/2716.440.00639.2090.80/0.106/

29、广安1053/277/3864.890.002310.4189.5987.360.8260.1060.07广安1071/65/724.420.008916.9383.0780.140.8550.1060.07广安1072/44/863.800.008117.2682.74/0.106/广安1073/19/728.800.033535.1764.83/0.106/广安1127/61/824.010.013321.9278.0874.580.8630.1060.07图是须家河低渗透砂岩气藏岩心的T2谱频率分布曲线。T2谱线是由100%含水饱和度及7个不同离心力对应的束缚水饱和度下测试的8条T2谱线

30、构成，图中最上边的一条T2谱线对应岩心的含水饱和度为100%，由上往下的其余7条T2谱线分别对应于50psi、100psi、150psi、200psi、250psi、300psi、350psi离心力下岩心的含水饱和度。可以看到，越靠下面的T2谱线，它们之间的差别就越小，当离心力大于150psi以后，下面的三条T2谱线基本重合，即在达到一定的离心力后，岩心中的含水饱和度变化很小。不同岩心含水饱和度与离心力大小之间的关系，随着离心力增加，岩心含水饱和度的变化越来越小，当离心力达到200psi时，再增加离心力，岩心中含水饱和度的变化一般小于2%,所以把300psi对应的含水饱和度看作是低渗砂岩储层的

31、原始含水饱和度，其对应的喉道半径为天然气田成藏时的临界半径，对应的含气饱和度为低渗砂岩气藏的原始含气饱和度，它反映了低渗储层天然气地质资源量的多少。可动流体饱和度是定义低渗气藏储层在200Psi离心力作用下岩心中可以脱出水的饱和度。它代表了低渗储层资源量开发的难易及采出程度，可动流体饱和度越大，气藏的资源量就越大，其开发也就越容易，最终的采出程度也就越高。图27表明，随着离心力的增加，岩心中的含水饱和度逐渐趋于一个定值，这个定值也就是该低渗储层对应的原始含水饱和度，约为57%左右，因此储层的原始含气饱和度约为43%左右。可动流体饱和度反映的是该含气饱和度下的低渗气藏气体的开发潜力，理论上讲其值

32、越大，开发潜力越大。气体的采出程度可以用一个采出系数来描述，这一系数可以定义为200psi对应的含气饱和度与300psi对应的含气饱和度之比，即5/S,、=丫，久越大，低渗气藏的可采g（200）g（300）程度就越高。110饱和状态50psi离心后lOOpsi离心后150psi离心后200psi离心后250psi离心后300psi离心后350psi离心后00.1图3-5G17#（3-55/112）岩心100%含水饱和度和六次离心后的T2谱503J1S心离0102030405060708090100含水饱和度(%)003502002501X001X50图27G17#(3-55/112)岩心含水饱

33、和度与离心力大小关系曲线图是须家河广安101井6-16/144号岩心所代表的特低渗储层原始气水饱和度测试的实验过程和实验结果。整个实验过程与上述低渗岩心完全一致，只是实验结果存在一些差异。由于岩心孔渗都比较低，所以其7条T2谱线都差别不大,资源量饱和度和可动资源量饱和度都很低，气体的采出系数也比较小。图表明，在离心力的增加过程中含水饱和度的变化范围很小，仅介于80%-100%之间，说明该储层气体资源量饱和度只有20%左右，而且采出系数小，最终的采出程度较低。度幅T2弛豫时间(ms)图3-7G101#(6-16/144)岩心100%含水饱和度和六次离心后的T2谱IIIIIIIIIIIIIIIIl

34、liIIIIIIlliIlliIIIII102030405060708090100含水饱和度(%)003502002501X001XO5503lzls心离图3-8G101#(6-16/144)岩心含水饱和度与离心力大小关系曲线须家河低渗砂岩气藏储层由于孔隙结构作用，原始含水饱和度偏高并且地层条件下的束缚水中含有一定量的可动水，因此开发过程中很容易出现气水同产现象。3.3核磁共振测试低渗砂岩储层含水饱和度及可动水饱和度的可行性3.3.1密闭取心岩样测试结果对比对合川127井四块密闭取心全直径岩样应用核磁共振技术测试了其原始含水饱和度及其可动性，岩样基本物性参数见表。表3-3四块现场全直径岩样基本

35、物性参数序号取心资料常规分析结果岩心标号；井号层位取样深度(m)讐定长度(cm):直径(cm)【岩石视密(g/cm:廉测孔隙(%)度气测渗透(103“mi8合川127倾二2220.32222).502.86砂岩4.656.72约1(约72.447.680.0092252222.672222.447.400.0073382224.462222.524.850.0084512226.552222.564.130.015率图28至图-12是四块全直径岩样核磁共振T2谱。分析四个核磁共振T2谱得到，合川127井8号岩样原始含水饱和度为57.3%，合川127井25号岩样原始含水饱和度为62.69%，合川

36、127井38号岩样原始含水饱和度为68.33%，合川127井51号岩样原始含水饱和度为65.37%。(序号1，合川127井8号样)T2弛豫时间(mS)图28合川127井8号岩样核磁共振T2谱图3-10合川127井25号岩样核磁共振T2谱度幅图3-11合川127井38号岩样核磁共振T2谱图3-12合川127井51号岩样核磁共振T2谱图至图是从四块全直径岩样边部和内部所取的颗粒样核磁共振T2谱。分析这些T2谱数据得出，合川127井8号岩样内外部颗粒样平均原始含水饱和度为58.23%，合川127井25号岩样内外部颗粒样平均原始含水饱和度为60.02%，合川127井38号岩样内外部颗粒样平均原始含水饱

37、和度为69.99%，合川127井51号岩样内外部颗粒样平均原始含水饱和度为62.57%。图3-13合川127井8号岩样边部所取小岩样核磁共振T2谱（序号2，合川127井8号样内部）度幅T2弛豫时间（ms）图3-14合川127井8号岩样内部所取小岩样核磁共振T2谱（序号3，合川127井25号样边部）图3-15合川127井25号岩样边部所取小岩样核磁共振T2谱（序号4，合川127井25号样内部）图3-16合川127井25号岩样内部所取小岩样核磁共振T2谱（序号5，合川127井38号样边部）图3-17合川127井38号岩样边部所取小岩样核磁共振T2谱图3-18合川127井38号岩样内部所取小岩样核磁

38、共振T2谱图3-19合川127井51号岩样边部所取小岩样核磁共振T2谱图3-20合川127井51号岩样内部所取小岩样核磁共振T2谱图3-21至图3-24是四块岩样100%饱和水和7次离心后核磁共振T2谱图。分析T2谱数据得出，合川127井8-1岩样原始含气饱和度为43.6%，可动水饱和度为10.9%；合川127井25-1号岩样原始含气饱和度为39.8%，可动水饱和度为11.1%；合川127井38-1岩样原始含气饱和度为32.2%，可动水饱和度为12.7%；合川127井51-1岩样原始含气饱和度为33.4%，可动水饱和度为13.7%。图3-21合川127井8-1号岩样100%饱和水和7次离心后核

39、磁共振T2谱图3-22合川127井25-1号岩样100%饱和水和7次离心后核磁共振T2谱（序号3,合川127井38-1号样）T2弛豫时间（ms）图3-23合川127井38-1号岩样100%饱和水和7次离心后核磁共振T2谱（序号4,合川127井51-1号样）（序号4,合川127井51-1号样）140120100度80幅60402000.1110100100010000T2弛豫时间（ms）图3-24合川127井51-1号岩样100%饱和水和7次离心后核磁共振T2谱表3-4是四块密闭取心不用规格岩样核磁共振分析含气饱和度对比表。定义储层原始含气饱和度S=100%-S,实验测试原始含气饱和度g1w地层

40、S=100%-S。图293-25是不同规格岩样两种含气饱和度柱状对比图。g2w实验结果表明,核磁共振方法测试密闭岩样原始气水饱和度精度很高,干岩心核磁共振分析实验结果原始含气饱和度略高于密闭岩样直接测试结果。原因有二：一是密闭水基取心岩样受到水基泥浆污染,导致原始含水饱和度偏高,含气饱和度偏低；二是干岩心测试方法利用的是气藏完全成藏理论,可能导致含水饱和度偏低,含气饱和度偏高。总的来看二者的一致相关性很好,核磁共振测试低渗气藏原始含水饱和度方法完全可行。表3-5全直径岩样初始状态含水饱和度核磁共振检测结果表3-4不同规格岩心核磁共振分析含气饱和度岩心号颗粒样边部颗粒样内部颗粒样平均全直径岩心圆

41、柱岩心Sg1(%)Sg2(%)Sg1(%)Sg2(%)Sg1(%)Sg2(%)Sg1(%)Sg2(%)Sg2(%)841.9246.9141.6145.5741.7746.2442.7047.3543.552538.5242.1841.4343.2639.9842.7237.3142.7339.753829.7136.9830.4938.6230.1037.8031.6734.3232.195138.3639.0036.4939.7537.4339.3834.6336.7233.42oOa554oOa543ooO050322备和饱气含O5OaO5口口颗粒样Sgl(NMR)颗粒样Sg2(NMR)

42、全直径岩心Sgl(NMR)全直径岩心Sg2(NMR)口颗粒样离心Sg2(NMR)口颗粒样Sg1(称重)全直径岩心Sg1(称重)1234岩心序号0.0图29不同岩心含气饱和度以上核磁共振实验结果表明，核磁共振实验确定的含气饱和度与地层条件下的含气饱和度有很好的相关性。这一工作为精细定量化描述地层含水饱和度展示很好的前景。表3-5是须二四块密闭取心全直径岩样初始状态含水饱和度核磁共振检测结果表。结果表明，储层原始含水饱和度高，在60%左右；而且原始可动水饱和度都达到了10%以上，说明储层中有大量水可动。符合须家河低渗砂岩气藏大部分气井开发过程中气水同采的特点。特低渗透岩心的束缚水饱和度一般大于60

43、%,有的达到了90%左右，说明气藏储层的可动流体饱和度低，原始含气饱和度偏低。总含水饱和度(%)原始可动水饱和度(%)含气饱和度(%)57.3010.942.7062.6911.137.3168.3312.731.6765.3713.734.63岩样矿场测试结果与实验测试结果对比表3-6中的10块岩心分别取自须家河气田须四和须六储层，其中须六广安108井6块，须四广安102井4块，10块岩心都具有矿场原始含水饱和度检测数据，可以对核磁共振测试结果进行现场检验。表3-6的实验结果证明核磁共振实验测试的储层原始含气饱和度与矿场检测结果几乎一致，广安108井实验室测试6块岩心的原始含水饱和度平均值为

44、53.52%，而矿场检测结果平均值为58.34%；广安102井实验室测试4块岩心的原始含气饱和度平均值为69.96%，而矿场检测结果平均值为72.37%，实验室测试结果略大，原因是矿场岩心在取心过程中受到水剂泥浆污染所致。图3-26是须家河和苏里格低渗砂岩气藏共计42块低渗岩心核磁共振测试计算的原始含水饱和度与孔隙度、渗透率关系曲线。可以发现低渗砂岩储层的原始含水饱和度与其孔隙度和渗透率之间具有较好的相关性，含水饱和度随孔隙度、渗透率增加而降低，完全符合低渗砂岩气藏的成藏理论，而且可以看到广安108和102井10块岩心的核磁共振测试结果与矿场测试结果基本相同。由此可见运用核磁共振技术测试低渗砂

45、岩气藏储层的原始含水饱和度是实用、可靠的。表3-610块岩心参数和矿场及实验检测结果对比表井号样号长度(cm)直径（cm）孔隙度（%）渗透率（1邸“m）300psiT2截止值核磁含水饱和度（）矿场含水饱和度（）可动水饱和度（%）广安108663.012.5410.610.02346.6954.2856.338.6903.002.5510.240.03865.5748.7458.117.2543.042.5410.600.11358.0347.5557.287.51023.022.549.720.01334.6454.2561.967.1873.042.5411.050.07666.6951.1

46、956.917.81063.042.548.350.010311.5765.1259.4510.2平均值10.100.057.2053.5258.348.1广安102859-13.022.563.650.000511.5778.7565.1111.7868-13.072.559.990.04265.5760.3175.9811.1832-13.012.566.190.006120.0374.2574.088.5906-13.032.555.770.031413.5966.5274.299.1平均值6.400.0212.6969.9672.3710.1100908070605040302010广

47、安+合川核磁结果广安108+102核磁结果广安108+102矿场结果广安+合川+潼南12岩心苏里格1015孔隙度（）20图3-26低渗岩心原始含水饱和度与孔隙度关系曲线0.00010.0010.010.1110渗透率(md)图3-27低渗岩心原始含水饱和度与渗透率关系曲线3.4低渗砂岩气藏储层产水的临界可动水饱和度研究图3-28和3-29是须家河、苏里格低渗砂岩气藏不同孔隙度和渗透率岩样应用核磁共振技术测试的可动水饱和度分布情况。可以看到，须家河组岩心可动水饱和度都大于6%，苏里格岩心可动水饱和度分布在6%上下的都有，分布范围较大，介于3%-15%之间。根据气田的实际生产动态，须家河地区大部分

48、气井产水量较大，而苏里格气田有的气井产水，有的不产水，尤其是苏128井产水22方/日，几乎不产气。图3-30是须家河部分气井产水量和对应储层可动水饱和度关系图，从图中可以确定6%是低渗砂岩气藏是否产水的临界值，12%是大量产水临界值。研究结果对于气藏储层评价及开发方案设计意义重大。图3-28低渗砂岩储层不同孔隙度岩心含可动水饱和度1614须家河苏里格须家河矿场广安+合川+潼南12岩心0.0010.010.11渗透率（md）1045图3-29低渗砂岩不同渗透率岩心含可动水饱和度20414021012水产154035302510568可动水饱和度（%）图3-30须家河气井产水量和可动水饱和度关系表

49、3-6须家河低渗砂岩岩心含气饱和度和可动水饱和度表明，广安002系列4口井原始含气饱和度高，平均值66%，可动水饱和度平均值只有7.1%，其产气量较高，只产少量水，如广安002-23井水气比见图3-3-31所示，水气比只有0.1左右；而广安5和113井含气饱和度也比较高，平均值达到59%，但是可动水饱和度高，平均值达到了11.7%，因此生产过程中水气比高，达到了50左右，如图所示；合川和潼南4口井原始含气饱和度都比较低，平均值只有36%左右，产气量较低，但是潼南气田储层岩心可动水饱和度偏高，产水量较大，如潼南6井水气比如图3-33所示，水气比达到了40左右，之后气井停产。由此可见，实验测试的可动水饱和度大小与矿场对应气井开发的产水动态及开发效果基本一致。表3-6须家河低渗砂岩岩心含气饱和度和可动水饱和度结果统计GRw72-1-62O1421-9002900221-800221-800280028-11-800232O1-80027-O1-800212-9-80025-