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

蘇東區(qū)塊位于蘇里格氣田東部投入開發(fā)已有7年，是蘇里格氣田的重要開發(fā)區(qū)塊。隨著區(qū)塊的進一步開發(fā)建設，氣井產(chǎn)水問題逐漸顯現(xiàn)，目前蘇東區(qū)塊管轄集氣站20 座，投產(chǎn)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(chǎn)氣井中573 口井因產(chǎn)水需要采取排水采氣措施，占總井數(shù)的57 %，產(chǎn)量216.5×104m3/d，平均壓力9.1 MPa，平均單井產(chǎn)量0.38×104m3/d，氣井產(chǎn)水成為制約產(chǎn)能發(fā)揮的主要因素。

針對蘇東區(qū)塊生產(chǎn)井產(chǎn)水量無法計量、水樣無法獲取的現(xiàn)狀，通過總結集氣站產(chǎn)水規(guī)律，分析產(chǎn)出水的性質(zhì)及成因機理，明確氣井產(chǎn)水規(guī)律及類型，對于促進該區(qū)塊天然氣開發(fā)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(chǎn)水機理分析

按照氣井產(chǎn)出水的順序?qū)饩漠a(chǎn)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(xiàn)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(xiàn)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(qū)替不徹底的現(xiàn)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(qū)域為氣水兩相滲流區(qū)，蘇東區(qū)塊氣井含水飽和度普遍處于該區(qū)間，儲層存在氣水兩相滲流，因此氣井在生產(chǎn)過程中會有一定的地層水產(chǎn)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(fā)生凝結而形成的。在任一物系內(nèi)一般等溫加壓引起凝結，減壓導致蒸發(fā)。地層狀態(tài)下的天然氣均混有水蒸氣。在生產(chǎn)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(tǒng)計表

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

2 蘇東區(qū)塊集氣站產(chǎn)水規(guī)律分析

目前蘇東區(qū)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(qū)域：水氣比小于0.5 的集氣站6 座（見圖4 中粉紅色圈內(nèi)）位于區(qū)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(nèi)）位于區(qū)塊中部；水氣比大于1 的集氣站10 座（見圖4 中綠色圈內(nèi)）位于區(qū)塊北部。

圖4 集氣站水氣比平面分布圖

蘇東區(qū)塊集氣站水氣比由南往北逐漸升高，總體上區(qū)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(tǒng)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(zhì)開啟程度決定了油田水性質(zhì)。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(qū)塊大部分地區(qū)儲集層封閉條件較好，地層水為CaCl2型，處于停滯狀態(tài)，有利于油氣的聚集和保存（見表2）。

3.3 組分分析

蘇東區(qū)塊各集氣站產(chǎn)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(xiàn)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(qū)塊各集氣站氣井產(chǎn)出水化驗結果統(tǒng)計表

3.4 地層水化學特征系數(shù)

在油氣田水文地質(zhì)研究中，水化學特征系數(shù)是判識地下水成因的重要指標，通常將水化學特征系數(shù)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(shù) 鈉氯系數(shù)，即水中Na、Cl 離子的當量數(shù)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(zhì)作用程度和儲層水文地球化學環(huán)境。一般認為，地下水封閉越好、越濃縮，變質(zhì)越深，其Na+/Cl-比值越小，反映了比較還原的水體環(huán)境，有利于油氣保存。蘇東區(qū)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(huán)境對本區(qū)天然氣藏的保存是有利的。

表3 蘇東區(qū)塊各集氣站氣井產(chǎn)出水化驗結果統(tǒng)計表（續(xù)表）

表4 蘇東區(qū)塊各集氣站鈉氯系數(shù)統(tǒng)計表

3.4.2 脫硫系數(shù) 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(nèi)，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(xiàn)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(huán)境中進行，這種環(huán)境對油氣藏保存有利，故脫硫作用為一種環(huán)境指標，仍具有極大意義。脫硫系數(shù)（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(qū)塊集氣站脫硫系數(shù)介于3～8.9、平均值4.2、中值4.7，脫硫系數(shù)在10 以內(nèi)表明地層水封閉性強利于油氣富集。

表5 蘇東區(qū)塊各集氣站脫硫系數(shù)統(tǒng)計表

4 產(chǎn)水類型劃分

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

表6 蘇東區(qū)塊產(chǎn)水類型判識標準

表7 集氣站產(chǎn)水類型統(tǒng)計表

5 單井壓裂液排放后水樣化驗結果分析

在蘇東區(qū)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(qū)塊單井壓裂液排放完畢后的水樣化驗結果，發(fā)現(xiàn)存在水型異常、礦化度異常高、礦化度異常低三種現(xiàn)象，表明返排效果較差。

5.1 水型異常

在蘇東區(qū)塊壓裂排液后的水樣化驗結果中發(fā)現(xiàn)部分 井 水 型 為Na2SO4、NaHCO3、MgCl2，與 區(qū) 塊 正 常 的CaCl2水型不相符，所以不為氣井正常產(chǎn)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(qū)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(qū)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(qū)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(tǒng)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(qū)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(qū)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(tǒng)計表

蘇東區(qū)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(qū)塊主要產(chǎn)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(chǎn)水主要為氯化鈣型、鈉氯系數(shù)在0.19～0.36、脫硫系數(shù)在3～8.9 表明地層封閉性好，水動力條件平穩(wěn)，有利于天然氣的聚集成藏和后期的保存。

（3）蘇東區(qū)塊產(chǎn)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(qū)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(guī)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(qū)塊盒8 段沉積相研究［J］.天然氣工業(yè)，2006，26（3）：26-27.