大宛齐油田地层水化学特征与油气保存条件分析

2013-10-25杨冬，虞兵，唐浩，李伟

石油地质与工程 2013年4期

杨冬，虞兵，唐浩，李伟

（西南石油大学资源与环境学院，四川成都 610500）

大宛齐油田油气藏分布于新近系康村组，为下生上储型油气藏，具有油藏埋深浅、油层厚度薄、油砂体连通性差的特点，油藏类型为断块岩性油藏。通过油田生产情况以及测井资料发现，该油田纵向上油水分布较为紊乱，油水界面模糊。直接通过研究油水分布来认识油藏特征难度较大，而通过研究其油田水化学特征，可以得到一些对准确认识油藏特征十分有利的依据。在油气生成、运移、聚集、保存和散失过程中，地下水与周围介质间会不断进行物质与能量的交换，从而使得油田水蕴含了许多与油气成藏历史相关的信息［1］。因此，通过对油田地层水的化学特征的研究，可以了解到油藏的油气生成、分布以及保存条件等一些重要信息，为油藏认识及油气勘探开发提供辅助作用［2］。

1 地层水化学特征

1.1 pH值

从大宛齐油田已有的水分析资料来看，大宛齐油田地层水的pH值多数为6～8，平均为6.72（图1），显示弱酸－弱碱性。

图1 本区地层水pH值分布

由于大宛齐区内无强酸或强碱性水，储层也就无法形成强烈的埋藏溶蚀－增孔作用。通过区内岩心扫描电镜资料发现，粒间孔内基本未见溶蚀残余物，表明区内储层的粒间孔隙是原生成因，而不是胶结物或基质溶蚀后形成。此外，区内极少见高岭石及石英胶结物等与酸性水溶蚀作用相伴而生的矿物。

综合分析认为，大宛齐油田地层水主要储集空间为原生的，地层水较好地保留了原始水的特征。

1.2 矿化度纵向分布

地层水矿化度是指水中含有的各种矿物元素总含量，其大小受沉积环境、埋藏深度等条件的影响。大宛齐油田地层水中常见的元素有 Na＋、K＋、Ca2＋、Mg2＋、Cl－等常量元素，还有B、Br 等微量元素。

对区内多口井的地层水分析资料统计分析表明，大宛齐油田地层水矿化度具有下列明显特征：①地层水总矿化度高，主要分布区间为（20～25）×104mg／L（见图2），属于高矿化度的盐水及卤水范畴。②新近系康村组地层水矿化度普遍较高，为（19～23）×104mg／L；而第四系地层水矿化度则较低，一般小于16×104mg／L。

从区内已有的水分析资料分析得出，大宛齐油田地层水矿化度总体上表现为：随深度增加逐渐增大（见图3）。一般情况下，单层地层水的矿化度随深度的增加而增大。但总的来说，地层水矿化度的变化还与构造运动、地层水的成因环境、以及蒸发浓缩程度等多种因素有关。因此，地层水矿化度也能在一定程度上反映油气保存条件的好坏。

图2 大宛齐油田地层水矿化度分布

图3 大宛齐油田地层水矿化度与深度的变化关系

1.3 常量元素特征

由表1可知，本区地层水中含量最高的离子是Cl－和Na＋，其次是 HCO3－和Ca2＋，主要离子含量顺序为：Cl－＞ Na＋＞ K＋＞ Ca2＋＞ Mg2＋＞HCO3－＞SO42－。阳离子中含量最高的是Na＋，其含量一般为5577～77270 mg／L，平均为39394 mg／L，占阳离子总含量的76.89%；Ca2＋的含量较低，且随矿化度的增加缓慢增加；Mg2＋含量更低，且基本不随矿化度的增加而变化（图4、图5）。区内地层水中Ca2＋的低含量可能是由成岩过程中析出化合物、自生方解石、自生硬石膏和沸石等多种因素造成。此外，在成岩过程中，由于Mg2＋参与了一些不稳定砂岩组分（如长石）的绿泥石化作用，以及成岩自生矿物的结晶作用，使得Mg2＋被大量消耗。上述情况的综合影响，使得大宛齐油田地层水中的阳离子以Na＋为主。

表1 本区主要离子含量分布 mg·L－1

图4 地层水矿化度与Ca2＋离子的关系

图5 地层水矿化度与Mg2＋离子的关系

一般情况下，淡水中的阳离子以Ca2＋离子为主，随着含水层埋深增加及沉积环境的改变，水中的Ca2＋离子不断以化合物的形式析出，其浓度不断减小，并最终使得深层水中阳离子明显以Na＋离子占优势。从本区地层水阳离子的组成特征可以看出，大宛齐油田地层水呈现明显的深层水特征。

对大宛齐地层水资料的分析结果表明，Na＋与Cl－离子含量均与矿化度保持良好的线性关系（图6、图7），这说明大宛齐油田地层水矿化度受Na＋及Cl－含量控制较强［3］，也表明本区地层水矿化度受蒸发浓缩作用影响大。在沉积物堆积过程中，水体的蒸发量明显大于补给量，导致了区内较高的地层水矿化度。此外，持续的蒸发浓缩作用有利于膏盐层的生成，并最终造成了大宛齐油田的膏岩盖层特征。

2 地层水特征系数与油气保存条件分析

地层水中特定的离子组合可以在一定程度上反映水成因环境特征，而不同的水成因环境则与油气保存条件有很大的关联。因此可以用脱硫系数、变质系数、钠钙系数、碳酸盐平衡系数等地层水特征系数表征其成因环境及对应的油气保存条件。

2.1 脱硫系数（SO42－×100／Cl－）

脱硫作用一般都是在缺氧的还原环境中进行的，而还原环境对油气藏保存较为有利。故脱硫系数可作为一种还原环境指示，对判别油气保存条件具有一定意义。

图6 矿化度与Cl－离子的关系

图7 矿化度与Na＋离子的关系

油田水中硫酸盐含量一般较低，脱硫系数小于1。造成油田水中脱硫系数低的主要原因有：在地下埋藏密闭环境下厌氧细菌具有一定的还原作用，它可以将硫酸盐还原；或在与烃类直接发生作用时，生成H2S气体而逐渐逸散。此外，由于区内存在石膏盖层，盖层中硫酸岩矿物的溶解又可以使得部分SO42－离子进入地层水中，从而使本区地层水中含微量的SO42－离子。对区内已取水样的分析，其脱硫系数一般都为0.030～0.855，平均值为0.259，表明大宛齐油田地层水处于封闭性较好的还原成因环境中，对油气保存较为有利。

2.2 变质系数（（Na＋／C1－）

变质系数也称为钠氯系数，是表征地层水变质程度的重要水文地球化学参数。在地层水的形成过程中，Cl－离子化学性质较为稳定，其含量一般较为稳定，而Na＋离子则可能由于吸附、沉淀等化学反应而减少，总体上表现为地层水变质系数逐渐变小。一般情况下，地层水变质系数越小代表其变质程度越深、地层水越浓缩、地层封闭性也越好。因此，可以根据地层水的变质程度，推测地层水的成因环境及相应的油气保存条件。

博雅尔斯基按变质系数，将CaCl2水型进行分类（表2）。在该分类中，变质系数大于0.75时，地层水的成因环境封闭性较差，而且一般有外来淡水的混入；而处于相对封闭的保存条件下的油田水，其变质系数应低于0.75。

表2 CaCl2水型钠氯系数（据博亚尔斯基，1979）

大宛齐油田水样测算变质系数为0.362～0.592，平均为0.480。按照博氏分类理论，属于IV、V类CaCl2水型，代表埋藏封闭性较好的水成因环境，这对油气的聚集与保存是较为有利的［4］。

2.3 钠钙系数（Na＋／Ca2）

一般情况下，暴露程度较高的水（如：地表河、淡水湖及雨水等），其钠钙系数值都比较小，一般小于1。而随着含水层埋深增加及封闭性逐渐变好，其钠钙系数会逐渐增大。沉积盆地浅层水的钠钙系数较地表水略有增加，为1～4；深层地下水及油田水一般都超过5；而海水的钠钙比值最高，达到20以上。大宛齐油田地层水的钠钙系数为2.9～34.76，平均为7.465，明显表现为深层水以及油田水特征，具有较好的封闭性，有利于油气保存。

2.4 碳酸盐平衡系数［（HCO3－＋ CO32－）／Ca2＋］

碳酸盐平衡系数常被用来研究油气分布与油气保存条件的关系［5］。一般来说，已投产井的碳酸盐平衡系数明显比未投产井小；而且地层水碳酸盐平衡系数值越较小，表明其地层越靠近油气藏，其油气保存条件也就越好。

大宛齐油田地层水碳酸盐平衡系数很小，平均为0.9748。这表明区内地层的封闭性很好，也证明了该油藏具有较好的油气保存条件［6］。

2.5 地层水类型及油气保存条件

苏林（SLSXFL）根据不同的成因环境特征，依据其相应的三个成因系数（Na＋／Cl－、（Na＋－Cl－）／SO42－及（Cl－－Na＋）／Mg2＋），将天然水划分成四类［7］（表3）。

表3 苏林地层水成因分类

大宛齐油田地层水为埋藏浅、高矿化度的CaCl2水型。区内地层水的各成因系数如下：Na＋／Cl－均小于1；（Na＋－Cl－）／SO42－为－47～－2019，均小于0；（Cl－－Na＋）／Mg2＋为4420～140000，明显大于1。按照苏林成因分类，大宛齐油田地层水具有明显的深层水特征。

相关研究表明，不同水型所对应的水成因环境与深层油气保存条件有紧密联系［8］。CaCl2水型一般形成于水交替完全停止的封闭性水环境中，这种水环境的交换能力差，有利于油气的保存；MgCl2水型一般形成于的海水环境中，古海水环境封闭性极好，对油气保存十分有利；Na2SO4水型是属于与地表水沟通性较好的水型，其水环境封闭差，对油气的保存不利；NaHCO3水型形成于交换能力较强的水环境，对油气藏具有一定的破坏作用。

结合大宛齐油田地层水地化特征、区内地质发育史及构造运动特征综合分析认为，大宛齐油田地层水系深层水经断层运移到浅层，且整个油藏封闭性较好，保留了深层水的原有特征，故该区地层水表现为深盆地滞留水特征；进一步可以判断出大宛齐油田油气运移途径为：油气从中生界生油层系沿断层向上运移至浅部新近系康村组聚集成藏，在油气运移及聚集成藏的过程中，保持了深层的封闭环境及成藏特征，具有较为有利的油气保存条件。