關云梅 王蘭生 張 鑒 施雨華 張 琦

(中國石油西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院)

四川盆地高含硫氣藏地層水地化特征分析

關云梅 王蘭生 張 鑒 施雨華 張 琦

(中國石油西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院)

四川盆地嘉陵江組、川東北飛仙關組部分構造儲層未裸露于地表，油氣保存條件好，氣藏天然氣產(chǎn)量高，但是氣藏地層水卻顯示出水型、脫硫系數(shù)、變異系數(shù)等地化參數(shù)異常的特征，分析原因是儲層的膏鹽溶濾使地層水中SO4

2－含量高所致。表2參2關鍵詞四川盆地 地層水 地球化學特征 膏鹽層 嘉陵江組 飛仙關組

0 引言

通常認為硫酸鈉型水是大陸環(huán)境的產(chǎn)物，不利于油氣保存。脫硫系數(shù)(rSO42－× 100/rCl－)大于

1，表明處于氧化環(huán)境。變異系數(shù)(rNa+/rCl－)比值越大，變質作用越淺［1］。四川盆地高含硫氣藏的地層水部分顯示為硫酸鈉水型，脫硫系數(shù)遠遠大于1，變異系數(shù)往往大于0.8，似乎不利于油氣聚集保存。然而，它們往往是天然氣高產(chǎn)地帶。為何根據(jù)水型及脫硫系數(shù)、變異系數(shù)顯示油氣保存條件差的地區(qū)卻是天然氣高產(chǎn)構造帶?本文著重討論這類地層水的地球化學特征及其成因。

1 異常地層水的地化特征

例如:磨溪氣田嘉二段地層水部分顯示為硫酸鈉水型、脫硫系數(shù)大于1、變異系數(shù)大于0.8，而該構造許多井在嘉二段的鉆進中均見良好油氣顯示，完井試油大部分井都獲工業(yè)性氣流(表1)。

近年來，在環(huán)開江—梁平海槽飛仙關組鮞灘勘探先后發(fā)現(xiàn)大型氣田，如渡口河、鐵山坡、羅家寨、普光等氣田，儲量規(guī)模達萬億方，充分展現(xiàn)了該領域巨大的勘探潛力，而該地區(qū)飛仙關組地層水H2S含量高，水型以硫酸鈉水型為主，脫硫系數(shù)高(39口井平均值為23.7)、變異系數(shù)高(39口井平均值為 1.38)［1］。

表1磨溪構造嘉二段部分井產(chǎn)量與SO2－4含量、水型、脫硫系數(shù)、變異系數(shù)關系

2 異常地層水的地化特征成因分析

國內外大多數(shù)油氣田水無機鹽類離子含量的排列順序為:陽離子中Na++K+＞Ca2+＞Mg2+、陰離子中Cl－＞＞。地層水中含量不高，多在1000mg/L以下。但這類異常地層水最明顯特征就是含量高，含量一般為數(shù)千mg/L，甚至高達上萬mg/L。高含量的直接導致了水型、脫硫系數(shù)、變異系數(shù)的異常。

2.1 水型

按蘇林分類，油氣田水分為:氯化鈣型、氯化鎂型、碳酸氫鈉型、硫酸鈉型。其中氯化鈣型、氯化鎂型為埋藏深、封閉條件較好的海洋環(huán)境水型，碳酸氫鈉型、硫酸鈉型為處于開啟狀態(tài)的大陸環(huán)境水型。

在封閉條件較好的地層水中只要有大量硫酸鹽存在，就不會出現(xiàn)氯化鈣和氯化鎂水型，而成為硫酸鈉水型。這是因為:

2.2 脫硫系數(shù)

脫硫系數(shù)計算公式:(rSO42－× 100)/rCl－，在SO4

2－含量極高的水樣中，脫硫系數(shù)往往遠大于1。

2.3 變異系數(shù)

變異系數(shù)計算公式:(rNa++rK+)/rCl－，在SO4

2－含量極高的水樣中，按水樣陰陽離子匹配原則，其Na++K+含量偏高，Cl－含量偏低，變異系數(shù)往往大于0.8。

2.4 地層水中高含量的的來源

地層水存在于巖石環(huán)境，形成過程中經(jīng)歷了與巖石溶濾、交換等作用，受環(huán)境因素影響很大，地層水中陰陽離子含量與所處環(huán)境巖性密切相關。

川東北飛仙關組的儲層夾于富石膏、硬石膏的碳酸鹽巖中。儲層之上有數(shù)十米厚的膏質泥晶白云巖、泥晶白云巖及層狀膏巖間互層。氣藏儲層之下的泥晶白云巖中常見分散分布的結核狀、斑晶狀石膏、硬石膏。在一些致密的鮞粒白云巖中，早期充填在粒間的石膏、硬石膏很發(fā)育。對該地區(qū)層位的39口井地層水分析結果顯示，含量最大值達15577mg/L，平均值為 3765mg/L［2］。

四川盆地嘉陵江組含6～7層膏鹽巖，主要分布于嘉四2—嘉四4。厚度在0～275m，平均49m。四川盆地嘉陵江組均有膏鹽層分布，總體上從南往北增厚，在川東北地區(qū)膏鹽巖最為發(fā)育。

四川盆地嘉陵江組地層水及川東北飛仙關組地層水硫酸根含量高，由這類地層水含量與對應井段所處環(huán)境巖性統(tǒng)計(表2)可知，其儲層發(fā)育了大量膏鹽，由于不斷被地層水溶濾，致使地層水中的含量較高，雖有一部分經(jīng)脫硫酸作用轉化為H2S，仍殘余了大量的。最終導致地層水為硫酸鈉水型、脫硫系數(shù)大于1、變異系數(shù)大于0.8，并伴生大量H2S。

與此相似，大慶油田地層水出現(xiàn)碳酸氫鈉水型，不能因為碳酸氫鈉水型就認為對油氣聚集保存不利。這是因為大慶油田儲油層為長石石英砂巖，長石風化后生成了碳酸氫鈉，經(jīng)地層水溶濾使其水型為碳酸氫鈉水型［1］。

表2 飛仙關組與嘉陵江組部分井地層水含量與對應巖性

表2 飛仙關組與嘉陵江組部分井地層水含量與對應巖性

井號/地區(qū) 層位SO42－含量(mg/L) 巖 性環(huán)開江－梁平海槽 飛仙關組 平均為3765 儲層夾于富石膏、硬石膏的碳酸鹽巖中射箭河1井 嘉三段 8322 灰白色石膏巖與灰、云巖互層，6層石膏巖厚14.5m打鼓場2井 嘉二段 7200 混雜有白云巖及石灰?guī)r石膏泥巖磨深1井 嘉二—嘉一段 6000 含灰白色硬石膏的白云巖磨149井 嘉二段 5420 灰石膏為主雙龍1井 嘉五段 2140泥質云巖和云質石膏

3 結論

當?shù)貙铀疄榇箨懎h(huán)境水型(硫酸鈉水型、碳酸氫鈉水型)及脫硫系數(shù)、變異系數(shù)較高時不能片面下結論認為該地區(qū)該層位地層水油氣保存條件不好，應聯(lián)系所處環(huán)境的巖性，結合地質、地球化學等具體條件進行分析。在分析四川盆地含膏鹽地層時，不僅要考慮水型、脫硫系數(shù)、變異系數(shù)，還要綜合考慮其它地球化學參數(shù)，以判斷油氣聚集、保存的條件。

1 江興福，谷志東，趙容容，等，四川盆地環(huán)開江—梁平海槽飛仙關組地層水地球化學特征［J］.天然氣勘探與開發(fā)，2009，32(2).

2 劉芳槐，顏婉蓀.油氣田水文地質學原理［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1991.

GEOCHEMICALCHARACTERISTICS OF FORMATION WATER IN HIGH H2S GAS RESERVOIRS，SICHUAN BASIN

GUAN Yunmei，WANG Lansheng，ZHANG Jian，SHI Yuhua and ZHANG Qi(Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company)

It is found that part reservoirs from both Jialingjiang Formation in Sichuan Basin and Feixianguan Formation in northeastern Sichuan Basin are not exposed．So，hydrocarbon conservation is good and gas yield is high．But formation water from these gas reservoirs appears a water－produced type．In addition，it is featured by some abnormal geochemical behaviors of desulfurization and variation coefficients，resulted from gypsum leaching bringing about SO42－rich in formation water.

Sichuan Basin，formation water，geochemical characteristics，gypsum layer，Jialingjiang Formation，F(xiàn)eixianguan Formation

關云梅，女，1968年出生，工程師;主要從事油氣田水分析研究工作。地址:(610051)四川省成都市建設北路一段83號。電話:(028)86015052。E－mail:guanym@petrochina.com.cn

．NATURALGAS EXPLORATION＆DEVEL-OPMENT．v．34，no．3 ，pp．21 －23，7/25/2011

(修改回稿日期 2011－04－07 編輯 王曉清)