现场水分析技术及其在东方气田高温高压气井中的应用

刘海涅杨玉卿郭书生刘海波王晓飞李 扬

（1．中海油田服务股份有限公司； 2．中海石油（中国）有限公司湛江分公司）

现场水分析技术及其在东方气田高温高压气井中的应用

刘海涅1杨玉卿1郭书生2刘海波1王晓飞1李 扬1

（1．中海油田服务股份有限公司； 2．中海石油（中国）有限公司湛江分公司）

在高温高压气井钻井作业中，钻井液体系调整较频繁且调整范围大、侵入地层较深，导致电缆测试样品的流体性质和侵入地层的钻井液滤液组成比例难以准确判断，为此探索了一种新的现场水分析技术，并在莺歌海盆地东方气田高温高压气井中取得了良好的应用效果。应用本文提出的现场水分析技术，可以快速准确地定量分析电缆测试储层流体中的钻井液滤液和地层水的组成比例，计算储层中流体的总矿化度，进而有助于定性识别流体性质，指导现场测试取样作业，为作业者提供快捷的决策依据。

现场水分析技术；电缆测试；定量分析；定性判别；东方气田；莺歌海盆地

作为油气层快速评价的有效手段，电缆地层测试取样技术在海上和陆地油田得到了广泛应用［1-5］。电缆地层测试取到的水样样品一般是钻井液滤液与地层水的混合物，通常采用分析钻井液滤液和水样样品的Cl－浓度、电阻率2项指标来判断样品中是否含地层水，并粗略估算钻井液滤液混入的比例［6-9］。由于高温高压气井在钻井时钻井液体系调整较频繁且调整范围大，导致侵入地层的钻井液滤液所占比例难以判断，尤其是当地层水与钻井液滤液的Cl－浓度接近时，单靠上述方法难以准确判断电缆测试样品的流体性质与组成比例。为解决这个问题，笔者探索了一种新的现场水分析技术，并在莺歌海盆地东方气田高温高压气井实际应用中取得了良好效果。

1 现场水分析技术

现场水分析技术是以离子色谱分析仪为主要分析仪器，在海上钻井平台上通过对比分析所取得的水样样品与压滤钻井液滤液的阴阳离子浓度，从而快速（在2 h内）判断样品中是否含有地层水，并估算钻井液滤液所占比例。其基本原理是：在区域K＋浓度稳定且已知的情况下，将K＋作为特征离子，并结合Na＋与K＋浓度比值来估算样品中钻井液滤液的混入比例，推算地层水的总矿化度，定性判别样品的流体性质。该技术能够快速分析电缆测试所取水样样品（以下简称水样）中常见的阴阳离子浓度，较好地区分水样中钻井液滤液和地层水的组成比例，解决储层流体性质难以准确判断的问题，判断现场电缆地层测试取样作业效果，为作业者提供快捷的决策依据。

1.1 定量分析方法

现场水分析技术可以快速测定水样中常见阴阳离子的组成及浓度，其中常见阴离子有F－、Cl－、Br－、NO3－、NO2－、PO43－、SO42－等7种，常见阳离子有Li＋、Na＋、K＋、Mg2＋、Ca2＋、Ba2＋、Sr2＋、NH4＋

等8种，测定结果准确度高且重复性好［9］。表1、2分别为渤海油田7口探井水样、3口生产井水样和钻井液滤液中常见阴阳离子浓度测定结果，可看出：Na＋、Cl－在水样和钻井液滤液中的浓度一般都很高，没有明显特征，无法作为特征离子进行定量计算；NH4＋、Ba2＋、Sr2＋、NO2－、PO43－、Br－、NO3－、Li＋在水样和钻井液滤液中的浓度很低或没有，无法作为特征离子进行定量计算；SO42－、Mg2＋、Ca2＋、CO32－、HCO3－的化学性质不稳定，也无法作为特征离子进行定量计算；而K＋在地层水样品中的浓度比较低，但在钻井液滤液中的浓度却很高（这是因为海上钻井液一般为KCl钻井液），因此在实际应用中可将K＋浓度作为区分地层水和钻井液滤液的特征离子，这就是定量的K＋浓度法。由此得出水样中K＋浓度为

表1 渤海油田水样与钻井液滤液的阴离子浓度

表2 渤海油田水样与钻井液滤液的阳离子浓度

式（1）中：R2为水样中K＋的浓度，mg／L；R1为钻井液中K＋的浓度，mg／L；Ro为区域地层水中K＋的浓度，mg／L；M为水样中钻井液滤液的体积比例，无量纲。

对式（1）进行推导，得出水样中钻井液滤液的体积比例为

地层水中K＋浓度一般取区域经验值，相对于钻井液滤液中K＋浓度来说其值很低，所以区域经验值的选取对式（2）的计算结果影响很小。

同样原理，经过推导，计算地层水总矿化度的公式为

式（3）中：S0为地层水总矿化度，mg／L；S1为钻井液滤液总矿化度，mg／L，约等于钻井液滤液中常见的阴阳离子浓度之和；S2为水样总矿化度，mg／L，约等于水样中常见阴阳离子浓度之和。

需要注意的是，区域地层水中K＋浓度值主要来自生产井地层水或DST地层水分析结果。另外，若钻井液体系发生变化（即不是KCl钻井液），则需要重新探索新的特征离子。

1.2 定性判别方法

莺歌海盆地地层压力体系复杂，是典型的高温高压地区，经常存在4～5个压力体系，且压力过渡带窄，多由常压段快速进入高压段［10-14］。为保障井控安全与储层不被严重污染，钻井液体系调整较为频繁且调整范围大，经常出现现场压滤的钻井液滤液与侵入地层的钻井液滤液不一致的情况。为此，探索采用Na＋与K＋浓度比值法来进行定性判别。

表3是南海西部地区6口探井电缆测试取样的水样和钻井液滤液的Na＋、K＋、Cl－浓度及Na＋与K＋比值之差统计分析结果。可以看出，当取样层位为油层或气层时，水样与钻井液滤液的Na＋与K＋浓度比值之差最大的是井1样品3（为0.266），最小的是井2样品1（为－0.005）；当取样层位为含气水层、含油水层和水层时，水样与钻井液滤液的Na＋与K＋浓度比值之差最大的是井4样品1（为3.079），最小的是井5样品2（为0.846）。由此推断，当该地区水样中基本为钻井液滤液时，水样与钻井液滤液的Na＋与K＋浓度比值之差＜0.3；当该地区水样中含有地层水时，水样与钻井液滤液的Na＋与K＋浓度比值之差≥0.3。

基于上述实例分析，本文提出将水样与钻井液滤液的Na＋与K＋浓度比值之差0.3作为南海西部地区水样组成定性区分的界限值，并在实际应用中与定量的K＋浓度法相结合，来更好地判断所取样品的流体性质。

表3 南海西部地区电缆地层测试取样水样和钻井液滤液离子浓度及Na＋与K＋浓度比值对比

2 在东方气田高温高压井中的应用

如图1所示，与上部井段相比，莺歌海盆地东方气田A5井3 085～3 102 m井段的深电阻率值有所降低，各条电阻率曲线之间差异减小，但中子、密度、气测曲线值变化不大，基于常规测井曲线判断流体性质存在困难。鉴于此，决定在该井3 090 m处进行电缆地层测试取样，以确定储层流体性质及气水界面。利用模块式地层动态测试器（MDT）分别泵抽240、320、550 min后得到的流体体积分别为65 200、80 000、150 230 m L，从中取得水样体积分别为390（样品1）、3 350（样品2）和400 mL（样品3）。

图1 东方气田A5井测井曲线及取样点位置

如表4所示，利用现场水分析技术对A5井3个样品进行分析后发现，Cl－、SO42－、Na＋、K＋等主要离子浓度随泵抽时间延长均逐渐降低。钻井液滤液中的Na＋和Cl－浓度比样品1、2还低，这是压滤的钻井液滤液与3 090 m处地层侵入的钻井液滤液不同所致，样品1可作为侵入地层的钻井液滤液。样品1与样品2的Na＋与K＋浓度比值较为接近，二者仅相差0.099；样品3与样品1的Na＋与K＋浓度比值之差为0.301，大于0.3。样品1与样品2的 K＋浓度相差1 483 mg／L；样品3与样品1的K＋浓度相差6 421 mg／L，比样品2与样品1的差值大很多。因此，综合判断样品1为钻井液滤液，样品2、3为钻井液滤液与地层水的混合物，且根据K＋浓度法计算钻井液滤液混入比例分别为88%和49%。由此可见，该井钻井液侵入很深，取样点电阻率值降低既与钻井液深侵有关，也与储层物性（见表5）及含有自由水密不可分。综合解释该井3 085～3 102 m井段为含气水层。

表4 利用现场水分析技术对东方气田A5井3个样品进行分析的结果

表5 东方气田5口井储层物性与水样分析结果对比表

综合东方气田A1—A4等区4口井储层物性及水样分析结果（表5），认为样品中混入钻井液滤液最少的为A3井样品3和样品4，混入比例分别为10%和9.3%，其渗透率同为36.1 mD，明显较高。其余4口井的样品孔隙度、渗透率相对较低，测井解释结论为含气水层或气水同层，钻井液混入比例与泵抽时间存在明显相关性：A1井样品1、A4井样品7、A5井样品1的泵抽时间分别为206、225、240 min，样品中钻井液滤液均占100%；A5井样品2、A2井样品3、A2井样品4、A5井样品3的泵抽时间分别为320、372、372、550 min，样品中钻井液滤液所占比例分别为88%、58%、52%、48%。结合A5井的取样时间与储层特征，分析认为当本地区储层孔隙度在15%～20%、渗透率在8～15 mD时，若需泵抽出原状地层流体，建议应泵抽作业300 min以上。

3 结论

1）现场水分析技术具有时效快、精度高、易操作和适用性强等特点，能够有效地估算电缆测试取样样品中钻井液滤液和地层水的比例。

2）对于高温高压气井，由于其钻井液体系调整较频繁且侵入储层较深，现场水分析技术的应用能够弥补常规测井资料的不足，有助于确定储层的流体性质。

3）对于莺歌海盆地东方气田高温高压气井，当储层孔隙度在15%～20%、渗透率在8～15 mD时，若需泵抽出原状地层流体，建议应泵抽作业300 min以上。

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An on-site technique of water analysis and its application in gas wells with high temperature and pressure in DF gasfield

Liu Hainie1Yang Yuqing1Guo Shusheng2Liu Haibo1Wang Xiaofei1Li Yang1
（1.China Oilfield Services Ltd.，Beijing，101149；2.zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.，Guangdong，524057）

During drilling operation in gas wells with high temperature and pressure，it is difficult to accurately identify the fluid properties of wireline test samples and the fluid proportion occupied by mud filtrated into the formation，due to frequently and widely adjusting the drilling mud system and deeper mud invasion．Therefore，a new on-site technique of water analysis was developed，and its application has resulted in good effects in the gas wells with high temperature and pressure in DF gasfield，Yinggehai basin．This on-site technique can rapidly and accurately quantify the proportion of mud-filtrate to formation water in the reservoir fluid from wireline test，calculate the total salinity in reservoir fluid，be helpful to qualitatively identify the fluid properties，guide the onsite test sampling，and provide timely the decision evidences for operators．

on-site technique of water analysis；wireline test；quantitative analysis；qualitative identification；DF gasfield；Yinggehai basin

2013-04-04改回日期：2013-09-02

（编辑：杨 滨 张喜林）

刘海涅，男，工程师，2007年毕业于原大庆石油学院，获学士学位，从事地层流体分析及测井解释工作。地址：北京市232信箱中海油田服务股份有限公司油田技术事业部（邮编：101149）。E-mail：liuhn＠cosl．com．cn。