苏东区块地层水水化学特征分析

张 林徐铜浩杨智凯杨 洋夏 阳叶鉴文

(1.中国石油长庆油田公司第五采气厂,西安 710021;2.成都理工大学 能源学院,成都 610059)

0 引言

在油气藏中,地层水以不同的形式与油气共存于地下岩石孔隙中,是油气运聚的重要动力和载体,它的形成及运动规律与油气的生成、运聚及油气藏的形成、保存和破坏紧密相关[1]。鄂尔多斯盆地苏格里气田存在低孔低渗、低丰度、低产量等特征,其地层水分布主要受生烃强度和储层非均质性控制[2]。苏20区块作为重要开发区块,其气水关系及分布规律往往受到生气强度、构造、藏内温度及压力等条件的影响[3-4]。对苏格里气田石盒子组地层水和天然气关系进行研究,常常结合实际地层特征并根据地层水矿化度分析,可以得出该组气水分布特征及控制因素[5-7]。不难发现,对于同一气田,其不同区块内气水分布特征存在着很大差异[8]。

因此,深入了解地层水的相关特性在油气田开发过程中非常必要,而研究地层水的水化学特征首先要对油气运移规律展开研究,根据油气运移规律制定合理的开采方案。而苏东地区储层具有较强的非均质性,且地层水水化学特征差异性较强,地层中气水关系复杂,所以必须搞清楚气藏水化学特征及其差异性原因,指导气藏的经济高效开发。

苏东区块位于苏里格气田的东北方向,区块构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中段,构造形态表现为盆缘构造发育,盆内存在西倾的大型平缓斜坡,区域单斜构造及其平缓,局部构造不发育,仅见有小型鼻状挠曲,区域内发育多套含气层段,上古生界二叠系山西组山1段、山2段和石盒子组盒8段是苏东区块的主力层,已探明储量5 791.1×108m3,总资源量达10 000×108m3以上,储量丰富,开发潜力巨大[9-10]。

1 苏东地区地层水类型

苏东地区生产井的产水类型划分为3类[11-12],分别是地层水、凝析水以及入井残留液。

1.1 地层水

苏里格气田的岩心压汞分析结果表明,苏东地区地层水K++Na+及Ca+均占阳离子含量的47.6%,Mg+占阳离子总量的4.8%,Cl-占阴离子总量的78.1%,SO2-4占阴离子总量的19.5%,HCO-3占阴离子总量的2.4%,含水饱和度位于41%～78%的区域为气水两相渗流区,由于存在生产压差,地层液态水从储层流入井筒最终产出地面的水。

1.2 凝析水

凝析水在流出井口之前,主要以气体形式存在,假设储层中仅含有束缚水及天然气,在开采的过程中,天然气的轨迹为储层—井筒—井口,由于在整个过程中,温度和压力是不断降低的,饱和水气压也不断下降,因此,地层中的水蒸气会发生凝析作用形成液滴,这些液滴就叫做凝析水。

1.3 入井残留液

在压裂施工过程中,会向地下注入大量压裂液,但在压裂施工结束后,仍有部分压裂液没有返排干净留在地层中,这部分压裂液即为入井残留液。经现场资料显示,苏东地区生产井的入井残留液中K++Na+及Ca+均占阳离子含量的47.6%,Mg+占阳离子总量的4.8%,Cl-占阴离子总量的78.1%,SO2-4占阴离子总量的19.5%,HCO-3占阴离子总量的2.4%。

在气井实际生产过程中,气井产出水多以2种或多种水型混合的形式存在;生产过程中,凝析水与少量的地层水混合后,可形成淡化地层水。根据现场的实际情况,苏东地区南部和北部的产出水主要为地层水,中部为凝析水。对于同一气井,初期排出压裂液,后期逐渐产出地层水。

2 产出水化学特征分析

2.1 矿化度

由于凝析水混合较为严重,所以工区内单井氯根平均值偏低,为27 937.04 mg/L,矿化度平均值47 723.88 mg/L,低于地层水平均值52 924.9 mg/L,水型大多为CaCl2(如表1所示)[13]。2013年氯根、矿化度最高,近年总体变化不大[13]。图1所示为苏东气田产出水矿化度面的分布特征。

图1 苏东气田产出水矿化度面分布图Fig.1 Distribution of salinity of produced water in the Sudong Gas Field

表1 2011—2015年单井水质分析结果统计表Table 1 Statistical table of single well water guality analysis results from2011 to 2015

2.2 p H值

图2为苏东气田p H 值频率分布图,经过整合现有的水分析资料,对苏东气田的产出水p H 值进行汇总。可以看出,苏东气田p H 值为5.3～7.2的产出水占比97%以上,显示为弱酸性-中性,考虑到凝析水的淡化作用,则实际的地层水的p H 值酸性应更强。

图2 苏东气田p H 值分布图Fig.2 p Hfrequency distribution map of Sudong Gas Field

深盆地中有一类变质水长期处于封闭承压环境中,这类变质水中通常不含有酸性水,在大多数条件下,该类水中主要是以碱性或弱酸性水为主,即便是地面溶蚀已经达到平衡的水,其酸碱特性也表现为碱性,p H 值通常为7.00～8.68。出现这种现象的主要原因可能是由于地层水中的溶蚀作用仍在进行,这导致地层水中仍含有一定量的有机酸,使得地层水的p H 值偏小,酸性较强;除此类因素,还可能是由于煤层水的p H 值较低引起的。

2.3 常量元素分析

综上分析,苏东气田中阳离子以Na+和Ca2+为主,Mg2+相对较少;阴离子中以Cl-为主。从平面分布图可以看出,矿化度、Na+和Cl-呈现西南部高,东北部较低,并且相互之间分布具有较好的一致性。

图3 苏东气田产出水常量元素模型平面分布Fig.3 Plane distribution map of constant element produced water from Sudong Gas Field

3 水化学特征系数分析

由于地层水淡化严重且难以判断混合比例,单独分析各离子浓度意义不大。但凝析水的混合不影响地层水离子之间的当量浓度比例,因此可以从特征系数着手进行分析。

首先对钠氯系数进行分析,根据博雅尔斯基的研究,将CaCl2型水按钠氯系数进行分类,当钠氯系数(Na+/Cl-)大于0.75时,地层水有外来淡水混合,而油田水处于封存条件下钠氯系数应低于0.75[14]。

根据工区现场数据,将工区内井组的钠氯系数做分布统计,绘制钠氯系数分布直方图,如图4所示。可以看出,工区内地下水Na+/Cl-值集中在0.2～0.5,符合博雅尔斯基理论,表明地层封闭性较好,地层水处于封存状态。最后绘制工区内单井和集气站的钠氯系数与矿化度交会图,如图5所示。拟合后可以发现,钠氯系数与矿化度成负相关关系。这与矿化度越高,水交替活动越弱,即封闭性越高的特点相一致,表明苏东区块南部地层水封存条件高于北部。

图4 钠氯系数分布直方图Fig.4 Histogramof sodiumchloride coefficient distribution

图5 平均钠氯系数与矿化度交会图Fig.5 Intersection diagramof average sodiumchloride coefficient and salinity

其次对变质系数进行分析,通常情况下,地层水径流越慢,或水岩作用时间越长,离子交换越彻底,Na+,Mg2+的含量越低,Ca2+的含量会有一定量的增加,在这种情况下,由于离子数量的变化,会增强水的变质作用,水的变质作用更易于油气的保存。同时根据大量资料统计,与油气伴生的地下水(Cl--Na+)/Mg2+一般都大于1,Cl-/Ca2+小于26.8,Cl-/Mg2+大于5.13;苏东地区(Cl--Na+)/Mg2+比值约为1.3～58.7,随矿化度增加(Cl--Na+)/Mg2+和Cl-/Mg2+系数均下降。图6和图7所示为矿化度与相关系数的变化情况,反映出深层高矿化度层位地下较弱的水-岩作用和生物化学作用。

图6 (Cl--Na+)/Mg2+系数与矿化度交会图Fig.6 Intersection diagram of single well(Cl--Na+)/Mg2+coefficient and salinity

图7 集气站水化学矿物质系数与矿化度交会图Fig.7 Intersection diagramof gas gathering station hydrochemical mineral coefficitent and salinity

无论是单井数据还是集气站数据,苏东地区内Cl-/Ca2+系数普遍低于3,据此可以推断该地区储层封闭条件非常好。随矿化度上升,Cl-/Ca2+系数呈下降趋势,这也证实了深层高矿化度层位地下较弱的水-岩作用和生物化学作用。

4 结论

1)苏东地区南部和北部产出水为地层水,中部为凝析水;对于同一气井,初期排出压裂液,后期逐渐产出地层水。

2)工区内单井氯根平均值偏低,为27937.04 mg/L,矿化度平均值47 723.88 mg/L,呈现西南部高、东北部较低的特点;p H 值为5.3～7.2的产出水占比97%以上,Na+,K+和Ca2+的平均总含量占阳离子的99.83%,Cl-平均占阴离子总量的94.39%,钠氯系数集中在0.2～0.5,变质系数比值主要为1.3～58.7。结果表明:苏东区块地层封闭性较好,南部油气保存条件优于北部。