蘇東區塊地層水水化學特征分析

張 林徐銅浩楊智凱楊 洋夏 陽葉鑒文

(1.中國石油長慶油田公司第五采氣廠,西安 710021;2.成都理工大學 能源學院,成都 610059)

0 引言

在油氣藏中,地層水以不同的形式與油氣共存于地下巖石孔隙中,是油氣運聚的重要動力和載體,它的形成及運動規律與油氣的生成、運聚及油氣藏的形成、保存和破壞緊密相關[1]。鄂爾多斯盆地蘇格里氣田存在低孔低滲、低豐度、低產量等特征,其地層水分布主要受生烴強度和儲層非均質性控制[2]。蘇20區塊作為重要開發區塊,其氣水關系及分布規律往往受到生氣強度、構造、藏內溫度及壓力等條件的影響[3-4]。對蘇格里氣田石盒子組地層水和天然氣關系進行研究,常常結合實際地層特征并根據地層水礦化度分析,可以得出該組氣水分布特征及控制因素[5-7]。不難發現,對于同一氣田,其不同區塊內氣水分布特征存在著很大差異[8]。

因此,深入了解地層水的相關特性在油氣田開發過程中非常必要,而研究地層水的水化學特征首先要對油氣運移規律展開研究,根據油氣運移規律制定合理的開采方案。而蘇東地區儲層具有較強的非均質性,且地層水水化學特征差異性較強,地層中氣水關系復雜,所以必須搞清楚氣藏水化學特征及其差異性原因,指導氣藏的經濟高效開發。

蘇東區塊位于蘇里格氣田的東北方向,區塊構造位置處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部中段,構造形態表現為盆緣構造發育,盆內存在西傾的大型平緩斜坡,區域單斜構造及其平緩,局部構造不發育,僅見有小型鼻狀撓曲,區域內發育多套含氣層段,上古生界二疊系山西組山1段、山2段和石盒子組盒8段是蘇東區塊的主力層,已探明儲量5 791.1×108m3,總資源量達10 000×108m3以上,儲量豐富,開發潛力巨大[9-10]。

1 蘇東地區地層水類型

蘇東地區生產井的產水類型劃分為3類[11-12],分別是地層水、凝析水以及入井殘留液。

1.1 地層水

蘇里格氣田的巖心壓汞分析結果表明,蘇東地區地層水K++Na+及Ca+均占陽離子含量的47.6%,Mg+占陽離子總量的4.8%,Cl-占陰離子總量的78.1%,SO2-4占陰離子總量的19.5%,HCO-3占陰離子總量的2.4%,含水飽和度位于41%～78%的區域為氣水兩相滲流區,由于存在生產壓差,地層液態水從儲層流入井筒最終產出地面的水。

1.2 凝析水

凝析水在流出井口之前,主要以氣體形式存在,假設儲層中僅含有束縛水及天然氣,在開采的過程中,天然氣的軌跡為儲層—井筒—井口,由于在整個過程中,溫度和壓力是不斷降低的,飽和水氣壓也不斷下降,因此,地層中的水蒸氣會發生凝析作用形成液滴,這些液滴就叫做凝析水。

1.3 入井殘留液

在壓裂施工過程中,會向地下注入大量壓裂液,但在壓裂施工結束后,仍有部分壓裂液沒有返排干凈留在地層中,這部分壓裂液即為入井殘留液。經現場資料顯示,蘇東地區生產井的入井殘留液中K++Na+及Ca+均占陽離子含量的47.6%,Mg+占陽離子總量的4.8%,Cl-占陰離子總量的78.1%,SO2-4占陰離子總量的19.5%,HCO-3占陰離子總量的2.4%。

在氣井實際生產過程中,氣井產出水多以2種或多種水型混合的形式存在;生產過程中,凝析水與少量的地層水混合后,可形成淡化地層水。根據現場的實際情況,蘇東地區南部和北部的產出水主要為地層水,中部為凝析水。對于同一氣井,初期排出壓裂液,后期逐漸產出地層水。

2 產出水化學特征分析

2.1 礦化度

由于凝析水混合較為嚴重,所以工區內單井氯根平均值偏低,為27 937.04 mg/L,礦化度平均值47 723.88 mg/L,低于地層水平均值52 924.9 mg/L,水型大多為CaCl2(如表1所示)[13]。2013年氯根、礦化度最高,近年總體變化不大[13]。圖1所示為蘇東氣田產出水礦化度面的分布特征。

圖1 蘇東氣田產出水礦化度面分布圖Fig.1 Distribution of salinity of produced water in the Sudong Gas Field

表1 2011—2015年單井水質分析結果統計表Table 1 Statistical table of single well water guality analysis results from2011 to 2015

2.2 p H值

圖2為蘇東氣田p H 值頻率分布圖,經過整合現有的水分析資料,對蘇東氣田的產出水p H 值進行匯總。可以看出,蘇東氣田p H 值為5.3～7.2的產出水占比97%以上,顯示為弱酸性-中性,考慮到凝析水的淡化作用,則實際的地層水的p H 值酸性應更強。

圖2 蘇東氣田p H 值分布圖Fig.2 p Hfrequency distribution map of Sudong Gas Field

深盆地中有一類變質水長期處于封閉承壓環境中,這類變質水中通常不含有酸性水,在大多數條件下,該類水中主要是以堿性或弱酸性水為主,即便是地面溶蝕已經達到平衡的水,其酸堿特性也表現為堿性,p H 值通常為7.00～8.68。出現這種現象的主要原因可能是由于地層水中的溶蝕作用仍在進行,這導致地層水中仍含有一定量的有機酸,使得地層水的p H 值偏小,酸性較強;除此類因素,還可能是由于煤層水的p H 值較低引起的。

2.3 常量元素分析

綜上分析,蘇東氣田中陽離子以Na+和Ca2+為主,Mg2+相對較少;陰離子中以Cl-為主。從平面分布圖可以看出,礦化度、Na+和Cl-呈現西南部高,東北部較低,并且相互之間分布具有較好的一致性。

圖3 蘇東氣田產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 水化學特征系數分析

由于地層水淡化嚴重且難以判斷混合比例,單獨分析各離子濃度意義不大。但凝析水的混合不影響地層水離子之間的當量濃度比例,因此可以從特征系數著手進行分析。

首先對鈉氯系數進行分析,根據博雅爾斯基的研究,將CaCl2型水按鈉氯系數進行分類,當鈉氯系數(Na+/Cl-)大于0.75時,地層水有外來淡水混合,而油田水處于封存條件下鈉氯系數應低于0.75[14]。

根據工區現場數據,將工區內井組的鈉氯系數做分布統計,繪制鈉氯系數分布直方圖,如圖4所示。可以看出,工區內地下水Na+/Cl-值集中在0.2～0.5,符合博雅爾斯基理論,表明地層封閉性較好,地層水處于封存狀態。最后繪制工區內單井和集氣站的鈉氯系數與礦化度交會圖,如圖5所示。擬合后可以發現,鈉氯系數與礦化度成負相關關系。這與礦化度越高,水交替活動越弱,即封閉性越高的特點相一致,表明蘇東區塊南部地層水封存條件高于北部。

圖4 鈉氯系數分布直方圖Fig.4 Histogramof sodiumchloride coefficient distribution

圖5 平均鈉氯系數與礦化度交會圖Fig.5 Intersection diagramof average sodiumchloride coefficient and salinity

其次對變質系數進行分析,通常情況下,地層水徑流越慢,或水巖作用時間越長,離子交換越徹底,Na+,Mg2+的含量越低,Ca2+的含量會有一定量的增加,在這種情況下,由于離子數量的變化,會增強水的變質作用,水的變質作用更易于油氣的保存。同時根據大量資料統計,與油氣伴生的地下水(Cl--Na+)/Mg2+一般都大于1,Cl-/Ca2+小于26.8,Cl-/Mg2+大于5.13;蘇東地區(Cl--Na+)/Mg2+比值約為1.3～58.7,隨礦化度增加(Cl--Na+)/Mg2+和Cl-/Mg2+系數均下降。圖6和圖7所示為礦化度與相關系數的變化情況,反映出深層高礦化度層位地下較弱的水-巖作用和生物化學作用。

圖6 (Cl--Na+)/Mg2+系數與礦化度交會圖Fig.6 Intersection diagram of single well(Cl--Na+)/Mg2+coefficient and salinity

圖7 集氣站水化學礦物質系數與礦化度交會圖Fig.7 Intersection diagramof gas gathering station hydrochemical mineral coefficitent and salinity

無論是單井數據還是集氣站數據,蘇東地區內Cl-/Ca2+系數普遍低于3,據此可以推斷該地區儲層封閉條件非常好。隨礦化度上升,Cl-/Ca2+系數呈下降趨勢,這也證實了深層高礦化度層位地下較弱的水-巖作用和生物化學作用。

4 結論

1)蘇東地區南部和北部產出水為地層水,中部為凝析水;對于同一氣井,初期排出壓裂液,后期逐漸產出地層水。

2)工區內單井氯根平均值偏低,為27937.04 mg/L,礦化度平均值47 723.88 mg/L,呈現西南部高、東北部較低的特點;p H 值為5.3～7.2的產出水占比97%以上,Na+,K+和Ca2+的平均總含量占陽離子的99.83%,Cl-平均占陰離子總量的94.39%,鈉氯系數集中在0.2～0.5,變質系數比值主要為1.3～58.7。結果表明:蘇東區塊地層封閉性較好,南部油氣保存條件優于北部。