苏东区块产水规律研究

成育红，张文强，曹朋亮，李大昕，唐 婧，周 通

（1.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，内蒙古乌审旗 017300；2.中国石油长庆油田分公司第四采气厂，内蒙古乌审旗 017300）

苏东区块位于苏里格气田东部投入开发已有7年，是苏里格气田的重要开发区块。随着区块的进一步开发建设，气井产水问题逐渐显现，目前苏东区块管辖集气站20 座，投产气井1 005 口，集气站水气比最小值0.05 m3/104m3、最大值2.52 m3/104m3、平均值0.61 m3/104m3；投产气井中573 口井因产水需要采取排水采气措施，占总井数的57 %，产量216.5×104m3/d，平均压力9.1 MPa，平均单井产量0.38×104m3/d，气井产水成为制约产能发挥的主要因素。

针对苏东区块生产井产水量无法计量、水样无法获取的现状，通过总结集气站产水规律，分析产出水的性质及成因机理，明确气井产水规律及类型，对于促进该区块天然气开发部署的顺利实施及控水、排水措施的合理制定无疑是十分必要的。

1 气井产水机理分析

按照气井产出水的顺序将气井的产水类型可分为：入井残留液、正常地层水、凝析水三大类。

1.1 入井残留液

入井残留液指在钻井过程中侵入地层的钻井液或压裂返排不彻底残留的压裂施工混合液。主要表现为试气后关井恢复时油套压恢复程度低、油套压恢复速率不同步、存在油套压差三种现象（见图1，图2）。

图1 关井恢复存在油套压差

图2 关井恢复油套压恢复速率不同步

1.2 地层水

成藏过程中存在着气对水驱替不彻底的现象，因此就形成了成藏滞留水。苏里格气田的岩心压汞分析结果表明：含水饱和度位于41 %～78 %的区域为气水两相渗流区，苏东区块气井含水饱和度普遍处于该区间，储层存在气水两相渗流，因此气井在生产过程中会有一定的地层水产出。

1.3 凝析水

凝析水是油气藏中水蒸气由于温度、压力的降低发生凝结而形成的。在任一物系内一般等温加压引起凝结，减压导致蒸发。地层状态下的天然气均混有水蒸气。在生产过程中，天然气在井筒中的温度和压力下降，都可能导致凝析水析出（见图3，表1）。

图3 苏东54-46 井凝析过程模拟图

表1 单井凝析临界值统计表

苏东区块气井节流后油压在0.5～4.5 MPa，井筒温度0～60 ℃，因此气井节流后有一定量凝析液产生，在气井生产后期压力逐渐降低，因此产凝析液的比例将增大。

2 苏东区块集气站产水规律分析

目前苏东区块管辖集气站20 座，集气站水气比最小值0.05 m3/104m3、最大值2.52 m3/104m3、平均值0.61 m3/104m3。按照集气站水气比的大小可在平面可分为三个区域：水气比小于0.5 的集气站6 座（见图4 中粉红色圈内）位于区块南部；水气比在0.5 与1 之间的集气站4 座（见图4 中蓝色圈内）位于区块中部；水气比大于1 的集气站10 座（见图4 中绿色圈内）位于区块北部。

图4 集气站水气比平面分布图

苏东区块集气站水气比由南往北逐渐升高，总体上区块北部液气比大于南部（见图5）。

图5 集气站水气比由南往北排列折线图

3 水化学特征分析

3.1 矿化度

通过分析20 座集气站300 多个水样化验结果，统计表明：20 座集气站矿化度的最小值22 676.5 mg/m3、最大值10 897.7 mg/m3、平均值52 924.9 mg/m3、中值52 250.2 mg/m3，集气站矿化度主要集中在5～6 万。

图6 集气站矿化度分布频率图

3.2 水型分析

按照苏林（1946）分类法，可将油田中的地层水分为4 种类型：CaCl2型、NaHCO3型、MgCl2型和NaSO4型。对于油田来说，含油气圈闭的水文地质开启程度决定了油田水性质。如裸露和严重破坏的圈闭构造中，多属于开放性的NaSO4型水；而与地表隔绝良好的圈闭构造中，多属于封闭性的CaCl2型水。

研究结果表明，苏东区块大部分地区储集层封闭条件较好，地层水为CaCl2型，处于停滞状态，有利于油气的聚集和保存（见表2）。

3.3 组分分析

苏东区块各集气站产出水主要包含的阳离子为K+、Na+、Ca2+、Mg2+，阴离子为Cl-、SO42－、HCO3-，不含CO32-、OH-。其中阳离子顺序为K++Na+＞Ca2+＞Mg2+，K++Na+与Ca2+的比值为1.04 含量基本相当；阴离子顺序为Cl-＞SO42－＞HCO3-，阴离子中主要为Cl-且Cl-与总矿化度呈现良好的线性关系（见图7，表3）。

图7 集气站氯离子与矿化度线性关系图

表2 地层水类型分类标准

表3 苏东区块各集气站气井产出水化验结果统计表

3.4 地层水化学特征系数

在油气田水文地质研究中，水化学特征系数是判识地下水成因的重要指标，通常将水化学特征系数与矿化度及其他地化指标结合起来应用，效果更好。

3.4.1 钠氯系数 钠氯系数，即水中Na、Cl 离子的当量数比值。它同油气聚集成藏一般无直接关系，但是它反映地层水的浓缩变质作用程度和储层水文地球化学环境。一般认为，地下水封闭越好、越浓缩，变质越深，其Na+/Cl-比值越小，反映了比较还原的水体环境，有利于油气保存。苏东区块各集气站地层水Na+/Cl-比值较低，主要分布在0.19～0.36，这种水环境对本区天然气藏的保存是有利的。

表3 苏东区块各集气站气井产出水化验结果统计表（续表）

表4 苏东区块各集气站钠氯系数统计表

3.4.2 脱硫系数 油田水中含有硫酸盐，是硫酸盐被还原的结果。在油气田范围内，硫酸盐还原进行得极其广泛。脱硫酸作用进行的结果，不仅使硫酸盐从中除去，而且有硫化氢在水中出现并有可能富集于天然气中。一般来说脱硫酸作用通常都是在缺氧的还原环境中进行，这种环境对油气藏保存有利，故脱硫作用为一种环境指标，仍具有极大意义。脱硫系数（SO42-×100/Cl-）越小，表明地层水封闭性越好，有利于油气的保存。苏东区块集气站脱硫系数介于3～8.9、平均值4.2、中值4.7，脱硫系数在10 以内表明地层水封闭性强利于油气富集。

表5 苏东区块各集气站脱硫系数统计表

4 产水类型划分

根据上述气层产出水型、矿化度、水化学特征系数，结合博雅尔斯基（1970）分类及苏里格气田近几年气井产出水的研究成果，通过类比分析，确定了苏东区块出水类型及判识指标（见表6）。通过对苏东区块20个集气站目前产出水的化学特征系数系统分析，依据上述判识指标，19 个集气站产地层水，1 个集气站产凝析液及地层水。

表6 苏东区块产水类型判识标准

表7 集气站产水类型统计表

5 单井压裂液排放后水样化验结果分析

在苏东区块要求单井压裂液排放完毕后必须取水样化验，判断压裂返排效果。通过跟踪苏东区块单井压裂液排放完毕后的水样化验结果，发现存在水型异常、矿化度异常高、矿化度异常低三种现象，表明返排效果较差。

5.1 水型异常

在苏东区块压裂排液后的水样化验结果中发现部分 井 水 型 为Na2SO4、NaHCO3、MgCl2，与 区 块 正 常 的CaCl2水型不相符，所以不为气井正常产出水，返排效果较差，需要进行二次放喷排液。

5.2 矿化度异常高井

苏东23-55 井试气层位马五5+马五6+山2+盒8，3月22 日至4 月3 日对该井马五6+马五5 段进行关放排液，4 月1 日对该井取样化验，化验矿化度181 456.62，明显高于苏东区块平均矿化度（52 924.9），表明返排效果差，需要二次排液。4 月28 日至5 月15 日，对该井盒8、山2 进行关放排液，5 月10 日、15 日分别进行取样化验，化验矿化度为76 238.21～77 866.6，接近苏东区块平均矿化度（52 924.9）表明返排效果较第一次好。苏东40-58H 井水样化验矿化度为206 001，明显高于苏东区块平均矿化度（52 924.9），表明返排效果较差，需要二次排液。

表8 单井矿化度异常高值水样化验结果统计表

5.3 矿化度异常低井

苏东34-72H2 井试气层位山1，5 月25 日至6 月9 日对该井关放排液。6 月8 日对该井取样化验，化验矿化度7 833.04，明显低于苏东区块平均矿化度（52 924.9），表明返排效果较差，需要二次排液。苏东29-36 井水样化验矿化度为15 686.94，明显低于苏东区块平均矿化度（52 924.9），表明返排效果较差，需要二次排液。

表9 单井矿化度异常低值水样化验结果统计表

苏东区块压裂排液后的水样化验矿化度在2 万以下、10 万以上、水型不为氯化钙型的气井压裂返排效果较差，需要二次排液，部分井还需与所在的集气站的矿化度进行对比判断压裂返排情况。

6 结论

（1）苏东区块主要产地层水伴有微量的凝析水，部分气井在压裂返排效果较差需要进行二次排液。

（2）气田产水主要为氯化钙型、钠氯系数在0.19～0.36、脱硫系数在3～8.9 表明地层封闭性好，水动力条件平稳，有利于天然气的聚集成藏和后期的保存。

（3）苏东区块产水矿化度主要集中在5～6 万，平均值52 924.9 mg/m3，水气比为0.61，由南往北逐渐升高，总体上区块北部液气比大于南部。

［1］ 王运所，许化政，王传刚，等.鄂尔多斯盆地上古生界地层水分布与矿化度特征［J］.石油学报，2010，31（5）：748-761.

［2］ 窦伟坦，刘新社，王涛.鄂尔多斯盆地苏里格气田地层水成因及气水分布规律［J］.石油学报，2010，31（5）：767-773.

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