塔河油田水化学特征与地层之间的关系探讨

Question

如题所述

Answer 1

周小芬

（西北石油局规划设计研究院中心实验室，乌鲁木齐　830011）

摘要 运用统计学原理，对塔河不同产层油田水的初步研究，取得以下几点认识：①塔河油田的各区块与西达里亚具有相同的烃源岩条件；塔河不同区块、不同产层油田水主要离子含量及离子浓度的变化关系均表明其来自海相；②

及密度之间具有相当好的线性关系，地层时代越老，直线的斜率越大；③塔河油田产层时代越新，油田水总矿化度、密度、Cl^－及Na^＋浓度越大，而Ca^2＋浓度则恰好相反。主要特征离子的图解结果表明，海相灰岩储层的油田水与海陆交互相和陆相的砂岩储层的油田水分布区域明显不同，因而能很容易区分开；而三叠系和石炭系砂岩储层的油田水则关系密切，区分比较困难。

关键词　塔河油田　油田水　溶液　离子　特征离子　溶解度

塔河油田位于新疆轮台县与库车县交界处、塔里木河以北的地区，构造位置为塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起的南部。

自1990年沙23井和沙29井分别在石炭系和三叠系试获工业油气流以来，通过进一步的勘探，先后发现了塔河1、2号区块三叠系油气藏，3、4、6号奥陶系及石炭系油气藏。塔河油田的油源为寒武系—奥陶系，油气主要来自东南部的满加尔克拉通坳陷盆地和台地边缘斜坡。由于构造运动的影响，塔河油田的油气藏具有多期成藏的特点，不同成藏期的原油性质有较大的不同。早期（海西晚期—印支期）成藏的原油比重较大，这类油藏有塔河4、6号区块的奥陶系、3号区块奥陶系的下部，塔河1号区块三叠系下油组；中期（燕山—喜马拉雅早期）成藏的原油为中等密度，油气藏有塔河2号三叠系，塔河3号、4号区块石炭系和塔河3号区块奥陶系中上部；晚期（喜马拉雅早期以后）成藏的原油为轻质油，油气藏有塔河1号区块三叠系中油组。

塔河油田投入开发和试采的产层有奥陶系碳酸盐岩和石炭系、三叠系砂岩。塔河油田水化学成分和含量的变化较大，主要表现在同一井同一层位水，其化学分析结果变化较大；同一层位不同井的水，其化学分析结果变化也较大。通过对塔河油田水分析资料的整理和研究，认为塔河油田不同产层的油田水总体矿化度、密度较高，封闭条件较好，为苏林CaCl₂型水。通过对比油田水的化学成分和含量较容易区别，其与产层及产层的岩性和原油性质有较为密切的关系。

在油气勘探中，油田水中化学成分和含量的变化，可用来描述同一地层中的分层油贮，定性评价油气藏保存条件的好坏，研究油气的运移聚集方向，指示出潜在的地层圈闭。在一次、二次采油中，根据不同产层油田水的化学特征，可辨认侵入水的来源。可为设计注水的处理盐水方案提供指导。可溶固体浓度和间隙水的组分对电测井的数据影响较大，因此，在电测井解释中，可以根据不同地区、不同层位地层水的特征，校正测井解释公式或解释图版。因此，研究油田水的特征及分布规律，对于油气的勘探、开发具有重要的意义。

1　实验分析方法

本文所引用的塔河油田水分析资料，均由新星石油公司西北石油局规划设计研究院中心实验室按照规范要求进行化学分析所取得。

采样方法：主要由井口分离器取样阀采取地层水样，或采取钻杆取样腔，钻杆反循环等地层水样。

实验分析方法：对于Cl^－、Ca^2＋、Mg^2＋、

采用滴定分析法；

Fe(T）（全铁）、Fe^2＋、I^－、Br^－采用目测比色法；Na^＋和K^＋的合量是由阴、阳离子平衡法推算求出，Fe^3＋含量由Fe(T）全铁量减去Fe^2＋量计算求出。主要离子Cl^－、Ca^2＋、Mg^2＋、

采用化学滴定法，滴定法的置信度远大于目测比色法的置信度。而由计算推算出的Na^＋,K^＋含量及Fe^3＋含量，由于误差的传递叠加，其置信度最差。

在进行分析数据之前，通过对水样样品的采样时间、方式、测试条件等分析，剔除了某些明显不能反映产层水化学性质的分析数据。另外，为了使油田水的化学性质具有代表性，分析数据尽量选用油田开发中生产水时间比较长、产水比较稳定井的水分析资料。对于奥陶系产层，由于钻井过程中的井漏及储层的酸化压裂改造，测试和初期生产所获得的油田水化学分析结果很可能受到钻井液和酸液的改造，因此，在数据筛选中，选取产水时间长及产水量比较稳定井的水化学分析结果。

2　塔河油田水的化学特征

塔河3、4号构造上的原油和天然气主要位于井深4300～5500m的碳酸盐岩或碎屑岩中。塔河油田水均为保存条件较好的苏林CaCl₂型水，为弱酸性质，pH值为5.5～5.7。

统计结果表明，塔河油田各油藏油田水的主要离子平均含量变化较小，总矿化度为195.2×10³～222.1×10³mg/L，平均为208.65×10³mg/L；密度为1.126～1.147g/cm³，平均为1.137 g/cm³;Ca^2＋含量为173000～9100mg/L，平均13200mg/L;Mg^2＋含量为2138～51 1mg/L，平均2105mg/L;Na^＋和K^＋含量为74000～56600mg/L，平均为65300mg/L;Cl^－含量为13600～12500mg/L，平均为127mg/L;

含量为187～441mg/L，平均为243mg/L;Br^－含量为13.8～4.2mg/L，平均为9mg/L;I^－含量为371～89.3mg/L，平均为302mg/L;

含量为138～258mg/L，平均为218mg/L（见表1）。

塔河油田水总矿化度、密度及主要离子含量平均值与塔北其他油田的油田水平均值相比，具有以下特点：①塔河油田各区块油藏油田水总矿化度、密度以及Cl^－、Ca^2＋及Mg^2＋等主要离子的平均含量与西达里亚油田水的比较接近，而与雅克拉下白垩统油田水和巴什托、亚松迪油田水的差别较大。例如，塔河3、4号区块奥陶系灰岩产层的油田水总矿化度、密度和Cl^－、Ca^2＋及Mg^2＋等主要离子的平均含量远高于巴楚隆起亚松迪和巴什托石炭系小海子组白云岩产层油田水；②塔河3、4号区块的石炭系砂岩油藏和塔河1、2号三叠系砂岩油藏的油田总矿化度、密度和Cl^－、Ca^2＋及Mg^2＋等主要离子的平均含量远高于雅克拉下白垩统砂岩油藏（见表1）。塔河油田水及西达里亚油田水的总矿化度、密度和Cl^－、Ca^2＋及Mg^2＋等主要离子的平均含量基本一致。以上对比结果，从一个侧面反映塔河油田和西达里亚油田具有相同的油气源条件（包括烃源岩的岩性、岩相及油气的生成期次等）和基本相似的油气藏保存条件。塔河油田水与雅克拉下白垩统油田水和巴楚油田水所存在的明显差别，可能一方面与烃源岩的沉积相带的差别有关，另一方面可能与雅克拉下白垩统油田水和巴楚油田烃源岩成熟较高，油气藏为凝析气藏，所取的样品中带有一定量的凝析水而使得水分析结果的主要指标降低有关。

表1　塔河油田不同区块不同产层油田水主要离子质量分数平均值　Table1　Fractional average value of leading ion quality of oil field water in different area and formation in Tahe oil field

3　塔河油田水成因分析

油气从烃源岩通过运移聚集于圈闭中，无论是以压差，还是以扩散等运移方式，水都是油气运移的主要载体。尽管油气从烃源岩到圈闭的运移过程中，水这一载体要受到运移路线上储层和油气聚集层水体的影响，但油田水在很大程度上仍保留了源岩的水化学特征，通过研究油田水中的可溶解物质百分含量，可定性判别油气藏烃源岩的沉积相态（MaSon,1952）。

塔河油田水中各可溶组分百分含量的平均结果与河水、海水各可溶组分百分含量统计结果比较，发现3者间的化学特点如下：

（1）虽然3者的各组分浓度差别较大，海水的矿化度大致为30.9×10³mg/L，塔河油田水矿化度大致为210×10³mg/L，但塔河油田水和海水在某些离子的百分含量上有相近性的变化趋势，特别是阴离子的百分含量变化趋势一致（表2）。

表2　塔河油田水、河水、海水的可溶解物质组分质量分数对比　Table2　Correlation on quality and fraction of soluble matter for water.river and sea in Tahe oil field

(2）塔河3、4号油田水、海水与河水的化学特征几乎是逆向的。

塔河油田水：阳离子

阴离子

海水：阳离子

阴离子

河水：阳离子

阴离子

从各离子组分含量看，塔河油田水中可溶物质主要成分与海水一致，主要为 NaCl。海水中含Na^＋为11 000mg/L左右，塔北油田水中的Na^＋含量为56 600～74 000mg/L，海水和塔北油田水中的Na^＋比河水和减去循环盐的河水中的Na^＋含量要高得多，另外就海水和塔河油田水本身来说，Na^＋含量远高于其他任何阳离子。塔河油田水中阳离子 Na^＋、Ca^2＋、Mg^2＋和阴离子Cl^－、

具有相同的离子含量变化特征，这一特征与河水的变化特征相反。另外，依据大量统计资料，海水与塔河3、4油田水中都含I^－、Br^－这两种河水中几乎不含或含量极其微量的元素。由此认为塔河油田水是海相成因的。

4　塔河油田水中主要离子浓度变化与地层的关系

塔河油田的烃源岩虽然相同，油田水的化学成分比较接近，但由于油田的成藏期及经历的后期改造过程不同，以及产层的岩性和沉积相不同，因而，不同区块和不同产层的油田水，其化学特征也存在一定的差别。

由表1可以看出，塔河奥陶系灰岩油田水以相对较低的平均总矿化度、密度和Cl^－、Na^＋和K^＋含量和相对较高的Ca^2＋、Mg^2＋、

以及I^－、Br^－含量，特别是相对较高的Ca^2＋、Br^－、I^－含量而明显区别于砂岩储层的石炭系、三叠系油田水。砂岩储层（石炭系和三叠系）的油田水离子含量比较接近，从总矿化度、密度、Cl^－、Na^＋和 K^＋浓度看，地层越新离子浓度越高，而Ca^2＋浓度则恰好相反。

油田水中各种可溶物质的含量变化必然与油田水的形成条件和环境有着必然的联系。下面主要探讨一下塔河不同层位油田水主要离子组成（Ca^2＋、Mg^2＋、

）与共存地层的关系。

我们知道，离子型化合物在水中的溶解度主要决定于①其晶格力的大小；②离子的水合能。

一种水溶盐，它的离子和水分子间的吸引力大于相反电荷彼此间的吸引。而微溶盐的特征是强的晶格力和离子有小的水合倾向。下面根据溶解度大小列出了地层水中常见物质的溶解度和难溶物质的溶度积（表3）。

表3　地层水中常见物质的溶解度和某些难溶物质的溶度积

鲁利耶，化学工作者计算手册，表内未标明温度处均为25℃。　Table3　Solubility of common matter and solubility product of some refractory matter in formation water

表3列出某些物质的溶解度及难溶物质的溶度积常数是在纯水中的，而油田水中由于溶液的高盐度及地层环境中的复杂性，存在着许多影响溶解度或溶度积Ksp的因素，如增大溶解度的盐效应、减少溶解度的同离子效应、溶液的pH、氧化－还原状态Eh及高温、高压等不同因素的影响，也就是说，油田水中可溶物质的组成与浓度是pH、Eh、各物质的溶解性及地层中温度、压力及共存岩层化学组成等的函数。当各种影响因素确定时，其达到动态平衡。对于不同的平衡状态，很难用一个简单的固定数学公式来描述，只能用统计的方法描述地层水中的主要离子特点。

由表3中Ksp知，由于CaCO₃、MgCO₃和FeCO₃为难溶物质，而塔河油田不同时代地层水中又大量存在着Ca^2＋，其浓度在9.1×10³～17.3×10³g/L范围内（理论上Ca^2＋浓度大于6.9mg/L时，

就不存在）。所以，塔北油田水中不存在

，与测定结果一致。由于Na^＋和K^＋合量为推算值，误差较大，在统计过程中我们不加考虑。但事实上，地层中由于K^＋易与粘土矿物发生离子交换反应，K^＋占很小部分，主要阳离子为Na^＋。而地表水中K^＋含量比例相对较高。由于Fe^3＋、Fe^2＋存在的复杂性，Fe^2＋在空气中极易被氧化为 Fe^3＋，其含量、状态与采样方法、样品分析时间有着密切关系，再加之管道腐蚀等因素带入的Fe^3＋，其真实值较难测出，故这里对Fe与地层关系不做仔细研究。油田水中含铁化合物的数量和类型的资料，主要被用于估计生产系统中产生腐蚀的程度，及用来注水时，所需采取的措施，根据亚铁和高价铁的浓度比，还可推测水体所处的氧化－还原环境。

4.1

浓度及密度与地层的关系

在石油的产生过程中，会发生有机质的氧化分解，产生CO₂及作为细菌生命的主要副产物CO₂，溶于水后产生

。

在水溶液中存在着下述平衡关系：

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

即

含量与溶液中的H^＋浓度有着直接关系，从平衡关系可知，当pH=6.3左右时，达到平衡。如果增加酸度（pH值的变小），则使平衡朝着生成水和二氧化碳的方向进行；减小酸度，则使

转化为H＋和

在封闭系统中，增高CO₂气体压力，则上述反应向右移动。在有机组分参加的情况下，则平衡方程有变动，而pH值范围可从2、3增加到12。塔河3、4号油田水的pH测定值普遍在5～6之间，在该酸度下有利于

存在。由于油田水的酸度与取样时间和方式有着密切关系，因此，其与

严格关系不易确定。再者，影响油田水

浓度因素是溶液的可溶物浓度及溶液组成。而溶液的浓度与密度有着直接的正比关系；溶液组成变化又直接与地层矿物的化学成分有关。塔河油田水中

与密度存在相当好的线性关系，相关系数0.9949～1。不同地层其直线的斜率各不相同（图1、2、3）。

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

4.2 Ca^2＋、Mg^2＋、

的浓度与地层的关系

油田水中的Ca^2＋、Mg^2＋是由难溶矿物CaCO₃、MgCO₃风化后，经溶于水中CO₂的作用转变为易溶于水的Ca(HCO₃)₂、Mg(HCO₃)₂而进入到溶液，其浓度大小一方面取决于溶液的pH值和

浓度等，另一方面与储层矿物的化学组成及溶液中的其他离子的化学性质有关。在二氧化碳水溶液中，难溶的碳酸钙发生

+2HCO3－化学反应，在与含钙矿物石灰岩、白云岩、石膏（CaSO₄·2H₂O）或含石膏岩层接触，则增加溶液中Ca^2＋的含量。化学风化时镁被溶解，主要是以氯化物和硫酸盐的形式进入溶液。火成岩中的铁镁矿物和碳酸盐岩中的碳酸镁通常被看作是天然水系镁的主要来源，镁从硅酸盐和碳酸盐矿物中溶解出来，二氧化碳起着重要作用。这时镁以重碳酸镁Mg(HCO₃)₂的形式而溶解。由于碳酸钙和碳酸镁在溶解过程中都与溶解在水中的二氧化碳有着密切的关系，而在某一地层水的平衡体系中，由于所溶解的二氧化碳即

量是有限的，故溶液中的Ca^2＋和Mg^2＋浓度之间有一定的制约关系，通常是溶解的Mg^2＋降低，则溶解的Ca^2＋增加。

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

塔河油田水中的Mg^2＋浓度在511～2138mg/L之间，远小于Ca^2＋浓度。

地层水中硫酸盐的含量是受细菌活动影响的，硫氧化细菌可将H₂S氧化成

为生物提供硫源。另一类硫酸盐还原菌可将水体和孔隙水中的硫酸盐还原成H₂S造成强还原环境，有利于有机质保存。并且，地层水中的硫酸盐含量也受Ca^2＋、Sr^2＋和Ba^2＋存在的影响，假如这3种阳离子存在的浓度相当高，则硫酸盐的浓度就低。Ca^2＋、Mg^2＋和

3者间相互制约、相互影响。塔北不同油田水中Ca^2＋、Mg^2＋和

浓度有较大的差别，不同地层中Ca^2＋、Mg^2＋和

浓度见图4。

图4　塔河油田地层水硫酸根离子浓度与钙、镁离子浓度关系图　Fig.4　Relation between concentration of sulfate ion and Ca and Mg ion in formation water of Tahe oil field

图5　塔河油田水钙、镁离子浓度与密度关系图　Fig.5　Relation between concentration and density of Ca and Mg ion in formation water of Tahe oil field

从图4可以看出，Ca^2＋、Mg^2＋和

浓度与地层、主要与岩性之间有着密切的对应关系，奥陶系灰岩Ca^2＋、Mg^2＋较高，

浓度变化范围较小，石炭系、三叠系油田水Ca^2＋、Mg^2＋浓度变化很小，而

浓度变化很大，奥陶系灰岩与石炭系、三叠系砂岩储层的油田水图解分析，其点的分布区域明显不同。奥陶系灰岩与石炭系、三叠系砂岩储层的油田水Ca^2＋、Mg^2＋浓度与密度的图解分析结果，其区分更为明显（图5）。

4.3　塔河油田不同地层油田水的I^－特点

作为油田水中特征离子的I^－，主要来源于海藻和其他海相有机物。其在地层水中的浓度高低，反应了该地层古代海水中海藻和其他海相有机物的多少。对塔河油田水来说，虽然均为海相水，但由于地层岩性及油气运移的路径不同，I^－离子的含量相差较大，含量最高的是奥陶系，I^－含量为8～20mg/L，平均为13.8mg/L；石炭系变化较大，I^－含量为1.5～9mg/L，平均为4.2mg/L；三叠系I^－含量变化较小，含量较低，从2.5～6mg/L，平均为4.3mg/L。从统计结果与相对应油气田原油性质及地层岩性看，I^－含量与地层岩性及沉积相有关，海相灰岩I^－含量高；海陆交互相的石炭系砂岩油藏油田水的I^－含量变化较大，与海关系密切的潮坪砂岩中I^－含量相对较高，与陆相关系密切的三角洲砂岩中I^－含量相对较低；陆相三叠系砂岩的I^－含量变化小、含量低。塔河油田水中I^－离子浓度与Ca^2＋浓度的图解分析结果表明，奥陶系灰岩与三叠系、石炭系砂岩的油田水很容易区分，但三叠系和石炭系油田水则不能区分（图6）。

图6　塔河油田水钙离子与碘离子关系图Fig.6　Relation between Ca and I ion in information water of Tahe oil field

5 结论

从上述统计分析及研究可得出以下结论：

（1）塔河油田水的离子组分特征表明，塔河油田水与西达里亚油田水比较接近，而与雅克拉下白垩统油田水和巴楚油田水差别较大，表明塔河油田的各区块与西达里亚具有相同的烃源岩条件；塔河油田水主要离子含量及离子浓度的变化关系均表明其来自海相；

（2）

浓度及密度之间具有相当好的线性关系，不同地层其直线的斜率各不相同，地层时代越老，直线的斜率越大；

（3）塔河油田产层时代越新，油田水总矿化度、密度、Cl^－、Na^＋和K^＋浓度越大，而Ca^2＋浓度则恰好相反。

（4)Ca^2＋、Mg^2＋与

及Ca^2＋、Mg^2＋与密度的图解结果、Ca^2＋与Ⅰ^－的图解结果均表明，海相灰岩储层的油田水与海陆交互相和陆相的砂岩储层油田水分布区域明显不同，因而能很容易区分开；而三叠系和石炭系砂岩储层的油田水则关系密切，区分比较困难。

参考文献

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[7]Chemiluminescent Reaction in Solution,J.W.Haas,Jr.,J.Chem.Educ.,44,396(1967)

Relation between water chemical characteristics and formation in Tahe oil field,Tarim basin

Zhou Xiaofen

(Academy of planning ＆ Designing,Northwest Bureau of Petroleum,Urumqi 830011)

Abstract:Water chemical characteristics of each formation prove that the relation between Tahe oil field water chemical characteristics and its corresponding formation is complicated,which is hard to describe by mathematical formula.Graphically analyzing oil field water in Tahe payzones,from which we get the following results(1) Blocks in Tahe oil field have the same hydrocarbon source rock condi-tion with West Daliya;water ion characteristics in each blocks and payzones prove they all come from marine facies; (2)there is perfect linear relationship between

3 and density,that is,the older the formation age is,the bigger the value of linear slope is;(3)to water total salinity,density，concentration of Cl^－,Na⁺,K⁺,the younger the formation age is,the bigger they are,but the concentration of Ca²⁺is just on the contrary.The diagrams of the main characteristic ions prove that field water distribution of marine facies limestone reservoir is greatly differ from that of marine and continental interactive facies and continental facies sandstone reservoir,so it's easy to tell apart;the relationship between Triassic field water and carboniferous reservoir field water is so close that it's difficult to differentiate.

Key words:Tahe field water solution ion characteristic ion solubility