蘇東區塊產水規律研究

成育紅，張文強，曹朋亮，李大昕，唐 婧，周 通

（1.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，內蒙古烏審旗 017300；2.中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，內蒙古烏審旗 017300）

蘇東區塊位于蘇里格氣田東部投入開發已有7年，是蘇里格氣田的重要開發區塊。隨著區塊的進一步開發建設，氣井產水問題逐漸顯現，目前蘇東區塊管轄集氣站20 座，投產氣井1 005 口，集氣站水氣比最小值0.05 m3/104m3、最大值2.52 m3/104m3、平均值0.61 m3/104m3；投產氣井中573 口井因產水需要采取排水采氣措施，占總井數的57 %，產量216.5×104m3/d，平均壓力9.1 MPa，平均單井產量0.38×104m3/d，氣井產水成為制約產能發揮的主要因素。

針對蘇東區塊生產井產水量無法計量、水樣無法獲取的現狀，通過總結集氣站產水規律，分析產出水的性質及成因機理，明確氣井產水規律及類型，對于促進該區塊天然氣開發部署的順利實施及控水、排水措施的合理制定無疑是十分必要的。

1 氣井產水機理分析

按照氣井產出水的順序將氣井的產水類型可分為：入井殘留液、正常地層水、凝析水三大類。

1.1 入井殘留液

入井殘留液指在鉆井過程中侵入地層的鉆井液或壓裂返排不徹底殘留的壓裂施工混合液。主要表現為試氣后關井恢復時油套壓恢復程度低、油套壓恢復速率不同步、存在油套壓差三種現象（見圖1，圖2）。

圖1 關井恢復存在油套壓差

圖2 關井恢復油套壓恢復速率不同步

1.2 地層水

成藏過程中存在著氣對水驅替不徹底的現象，因此就形成了成藏滯留水。蘇里格氣田的巖心壓汞分析結果表明：含水飽和度位于41 %～78 %的區域為氣水兩相滲流區，蘇東區塊氣井含水飽和度普遍處于該區間，儲層存在氣水兩相滲流，因此氣井在生產過程中會有一定的地層水產出。

1.3 凝析水

凝析水是油氣藏中水蒸氣由于溫度、壓力的降低發生凝結而形成的。在任一物系內一般等溫加壓引起凝結，減壓導致蒸發。地層狀態下的天然氣均混有水蒸氣。在生產過程中，天然氣在井筒中的溫度和壓力下降，都可能導致凝析水析出（見圖3，表1）。

圖3 蘇東54-46 井凝析過程模擬圖

表1 單井凝析臨界值統計表

蘇東區塊氣井節流后油壓在0.5～4.5 MPa，井筒溫度0～60 ℃，因此氣井節流后有一定量凝析液產生，在氣井生產后期壓力逐漸降低，因此產凝析液的比例將增大。

2 蘇東區塊集氣站產水規律分析

目前蘇東區塊管轄集氣站20 座，集氣站水氣比最小值0.05 m3/104m3、最大值2.52 m3/104m3、平均值0.61 m3/104m3。按照集氣站水氣比的大小可在平面可分為三個區域：水氣比小于0.5 的集氣站6 座（見圖4 中粉紅色圈內）位于區塊南部；水氣比在0.5 與1 之間的集氣站4 座（見圖4 中藍色圈內）位于區塊中部；水氣比大于1 的集氣站10 座（見圖4 中綠色圈內）位于區塊北部。

圖4 集氣站水氣比平面分布圖

蘇東區塊集氣站水氣比由南往北逐漸升高，總體上區塊北部液氣比大于南部（見圖5）。

圖5 集氣站水氣比由南往北排列折線圖

3 水化學特征分析

3.1 礦化度

通過分析20 座集氣站300 多個水樣化驗結果，統計表明：20 座集氣站礦化度的最小值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，集氣站礦化度主要集中在5～6 萬。

圖6 集氣站礦化度分布頻率圖

3.2 水型分析

按照蘇林（1946）分類法，可將油田中的地層水分為4 種類型：CaCl2型、NaHCO3型、MgCl2型和NaSO4型。對于油田來說，含油氣圈閉的水文地質開啟程度決定了油田水性質。如裸露和嚴重破壞的圈閉構造中，多屬于開放性的NaSO4型水；而與地表隔絕良好的圈閉構造中，多屬于封閉性的CaCl2型水。

研究結果表明，蘇東區塊大部分地區儲集層封閉條件較好，地層水為CaCl2型，處于停滯狀態，有利于油氣的聚集和保存（見表2）。

3.3 組分分析

蘇東區塊各集氣站產出水主要包含的陽離子為K+、Na+、Ca2+、Mg2+，陰離子為Cl-、SO42－、HCO3-，不含CO32-、OH-。其中陽離子順序為K++Na+＞Ca2+＞Mg2+，K++Na+與Ca2+的比值為1.04 含量基本相當；陰離子順序為Cl-＞SO42－＞HCO3-，陰離子中主要為Cl-且Cl-與總礦化度呈現良好的線性關系（見圖7，表3）。

圖7 集氣站氯離子與礦化度線性關系圖

表2 地層水類型分類標準

表3 蘇東區塊各集氣站氣井產出水化驗結果統計表

3.4 地層水化學特征系數

在油氣田水文地質研究中，水化學特征系數是判識地下水成因的重要指標，通常將水化學特征系數與礦化度及其他地化指標結合起來應用，效果更好。

3.4.1 鈉氯系數 鈉氯系數，即水中Na、Cl 離子的當量數比值。它同油氣聚集成藏一般無直接關系，但是它反映地層水的濃縮變質作用程度和儲層水文地球化學環境。一般認為，地下水封閉越好、越濃縮，變質越深，其Na+/Cl-比值越小，反映了比較還原的水體環境，有利于油氣保存。蘇東區塊各集氣站地層水Na+/Cl-比值較低，主要分布在0.19～0.36，這種水環境對本區天然氣藏的保存是有利的。

表3 蘇東區塊各集氣站氣井產出水化驗結果統計表（續表）

表4 蘇東區塊各集氣站鈉氯系數統計表

3.4.2 脫硫系數 油田水中含有硫酸鹽，是硫酸鹽被還原的結果。在油氣田范圍內，硫酸鹽還原進行得極其廣泛。脫硫酸作用進行的結果，不僅使硫酸鹽從中除去，而且有硫化氫在水中出現并有可能富集于天然氣中。一般來說脫硫酸作用通常都是在缺氧的還原環境中進行，這種環境對油氣藏保存有利，故脫硫作用為一種環境指標，仍具有極大意義。脫硫系數（SO42-×100/Cl-）越小，表明地層水封閉性越好，有利于油氣的保存。蘇東區塊集氣站脫硫系數介于3～8.9、平均值4.2、中值4.7，脫硫系數在10 以內表明地層水封閉性強利于油氣富集。

表5 蘇東區塊各集氣站脫硫系數統計表

4 產水類型劃分

根據上述氣層產出水型、礦化度、水化學特征系數，結合博雅爾斯基（1970）分類及蘇里格氣田近幾年氣井產出水的研究成果，通過類比分析，確定了蘇東區塊出水類型及判識指標（見表6）。通過對蘇東區塊20個集氣站目前產出水的化學特征系數系統分析，依據上述判識指標，19 個集氣站產地層水，1 個集氣站產凝析液及地層水。

表6 蘇東區塊產水類型判識標準

表7 集氣站產水類型統計表

5 單井壓裂液排放后水樣化驗結果分析

在蘇東區塊要求單井壓裂液排放完畢后必須取水樣化驗，判斷壓裂返排效果。通過跟蹤蘇東區塊單井壓裂液排放完畢后的水樣化驗結果，發現存在水型異常、礦化度異常高、礦化度異常低三種現象，表明返排效果較差。

5.1 水型異常

在蘇東區塊壓裂排液后的水樣化驗結果中發現部分 井 水 型 為Na2SO4、NaHCO3、MgCl2，與 區 塊 正 常 的CaCl2水型不相符，所以不為氣井正常產出水，返排效果較差，需要進行二次放噴排液。

5.2 礦化度異常高井

蘇東23-55 井試氣層位馬五5+馬五6+山2+盒8，3月22 日至4 月3 日對該井馬五6+馬五5 段進行關放排液，4 月1 日對該井取樣化驗，化驗礦化度181 456.62，明顯高于蘇東區塊平均礦化度（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，對該井盒8、山2 進行關放排液，5 月10 日、15 日分別進行取樣化驗，化驗礦化度為76 238.21～77 866.6，接近蘇東區塊平均礦化度（52 924.9）表明返排效果較第一次好。蘇東40-58H 井水樣化驗礦化度為206 001，明顯高于蘇東區塊平均礦化度（52 924.9），表明返排效果較差，需要二次排液。

表8 單井礦化度異常高值水樣化驗結果統計表

5.3 礦化度異常低井

蘇東34-72H2 井試氣層位山1，5 月25 日至6 月9 日對該井關放排液。6 月8 日對該井取樣化驗，化驗礦化度7 833.04，明顯低于蘇東區塊平均礦化度（52 924.9），表明返排效果較差，需要二次排液。蘇東29-36 井水樣化驗礦化度為15 686.94，明顯低于蘇東區塊平均礦化度（52 924.9），表明返排效果較差，需要二次排液。

表9 單井礦化度異常低值水樣化驗結果統計表

蘇東區塊壓裂排液后的水樣化驗礦化度在2 萬以下、10 萬以上、水型不為氯化鈣型的氣井壓裂返排效果較差，需要二次排液，部分井還需與所在的集氣站的礦化度進行對比判斷壓裂返排情況。

6 結論

（1）蘇東區塊主要產地層水伴有微量的凝析水，部分氣井在壓裂返排效果較差需要進行二次排液。

（2）氣田產水主要為氯化鈣型、鈉氯系數在0.19～0.36、脫硫系數在3～8.9 表明地層封閉性好，水動力條件平穩，有利于天然氣的聚集成藏和后期的保存。

（3）蘇東區塊產水礦化度主要集中在5～6 萬，平均值52 924.9 mg/m3，水氣比為0.61，由南往北逐漸升高，總體上區塊北部液氣比大于南部。

［1］ 王運所，許化政，王傳剛，等.鄂爾多斯盆地上古生界地層水分布與礦化度特征［J］.石油學報，2010，31（5）：748-761.

［2］ 竇偉坦，劉新社，王濤.鄂爾多斯盆地蘇里格氣田地層水成因及氣水分布規律［J］.石油學報，2010，31（5）：767-773.

［3］ 尹志軍，余興云，魯國永.蘇里格氣田蘇6 井區塊盒8 段沉積相研究［J］.天然氣工業，2006，26（3）：26-27.