——以四川盆地新场气田须二段气藏为例

摘　要：前人据研究成果提出了高温高压气藏地层水矿化度变化较大的认识，由此有可能得出与实际情况不一致的结论，其主要原因是忽视了低矿化度凝析水的影响。为此，利用四川盆地新场气田须家河组二段气藏投产以来获得的产出水样矿化度资料，研究了不同水气比阶段的井口水样矿化度特征，认为井口产出水样矿化度明显受到了凝析水淡化的影响，气藏井口产出水可以划分为凝析水、地层水及其两者的混合水。研究结果表明：①井口产出水矿化度随气井水气比增大而增高，由低矿化度凝析水向高矿化度地层水转变；②当气井水气比小于0.1m³／10⁴m³时，井口产出水为矿化度小于1g／L的凝析水；③当水气比为0.1～O.8m³／10⁴m³时，水样矿化度介于凝析水和地层水之间，水样以混合水为主；④气井水气比大于等于0.8m³／10⁴m³时，水样最接近于地层水矿化度，凝析水对水样矿化度的影响可以忽略；⑤在排除凝析水淡化影响后，单一气藏地层水矿化度差异不大，新场气田须二段气藏变化范围在93.47～120.05g／L之间。

关键词：地层水  凝析水  矿化度  淡化  水气比  四川盆地  晚三叠世  新场气田

Formation water desalination caused by condensate water of gas reservoirs：A case study of the 2^nd Member of Xujiahe Formation in the Xinchang Gas Field，Sichuan Basin

Abstract：Based on previous data，the formation water salinity of high temperature and high pressure gas reservoirs varies in a large range，because the effect of low salinity condensate water is neglected．In this paper，therefore，the salinity of wellhead water samples was analyzed for different water-gas ratios by using the salinity data of water produced from the gas reservoir of the Second Member of Xujiahe Formation，Xinchang gas field in the Sichuan Basin．It is indicated that the salinity of wellhead water samples is influenced greatly by the desalination of condensate water．The water produced from gas reservoirs is divided into condensate water，formation water and their mixture．It is shown that the produced water changes from low-salinity condensate water to high-salinity formation water because its salinity rises with water-gas ratio of gas wells．When the water-gas ratio is less than 0.1m³／10⁴m³，there is condensate water with salinity lower than 1g／L at the wellhead．When the water-gas ratio is(0.1-0.8)m³／10⁴m³。Mixture is dominant with salinity between condensate water and formation water．When the water-gas ratio is more than 0.8m³／10⁴m³，the sample salinity is mostly controlled by formation water and the effect of condensate water on sample salinity can be ignored．After the effect of condensate water desalination is removed，formation water salinity of single gas reservoir varies little．For the gas reservoir of the Second Member of Xujiahe Formation in the Xinchang Gas Field，it is in the range of 93.47-120.05g／L．

Keywords：Formation water；Condensate water；Salinity；Desalination；Sichuan Basin；Water gas ratio；Late Triassic；Xinchang Gas Field；Sichuan Basin

凝析水是气田开发中的常见现象，它是指在地层高温高压条件下，以气态或雾状液滴方式与天然气共存，当采至井筒或地面后压力和温度降低才凝聚为液态的水^[1-2]。气藏开发中凝析水以矿化度极低而明显区别于地层水^[3]。凝析水是判断气田出水状态、处理天然气生产和集输的重要问题之一，凝析水量可通过压力、温度、天然气相对密度等参数分别计算地层和井口天然气中的气态水含量^[4]，两者的差值可以作为凝析水量，也可以根据地层压力和井口水矿化度资料直接计算凝析水量^[5]。气井生产早期，凝析水对地层水化学特征有较大影响，在判断地层出水型和分析地层水化学特征时必须排除气井凝析水的影响^[2，6]。

四川盆地川西坳陷须家河组是重要的天然气工业产层，气井出水普遍，前人对上三叠统须家河组二段的地层水研究很多，但不少研究直接利用井口产出水来研究地层水化学，认为地层水矿化度变化较大，甚至得出气藏产出淡水的结论。汪珊等2003年利用川西坳陷115个水化学测试资料统计须二段的地层水矿化度为0.16～174.80g／kg，平均值为69.83g／kg；须四段矿化度为0.20～225.18g／kg，平均值为61.12g／kg^[7]。沈忠民等2010年提供的新场气田须二段的地层水矿化度在0.12～119.O0g／kg之间^[8]。

一些研究对地层水资料进行了筛选，去除了矿化度特别低的分析资料。沈忠民等2011年得出川西坳陷中段须二段矿化度为20.46～133.37g／L，平均值为85.93g／L^[9]。汪泽成等2001年统计川西坳陷48个构造223口井的上三叠统水化学数据，得出矿化度变化：须二段21.22～174.80g／kg，平均值69.83g／kg；香二段26.81～117.14g／kg，平均值61.12g／kg；香四段57.66～84.74g／kg，平均值67.89g／kg^[10]。冷济高等2011年分析川西坳陷孝泉丰谷构造带须家河组247个水样资料，得出须家河组矿化度变化为8.2～120g／L^[11]。刘四兵等2013年提供的川西坳陷中段须二段地层水矿化度为10.09～106.62g／L^[12]。

也有作者考虑了凝析水对地层水矿化度的影响，宫亚军等2010年分析新场气田须二、四段的61个地层水矿化度资料，将须二段水样分为地层水和凝析水两组，地层水矿化度为20～120g／L，平均值85g／L；凝析水矿化度小于10g／L，大部分小于1g／L^[13]。庞河清等2012年将新场气田须二段气藏气井214个水样分为凝析水、地层水、夹层水或残留地层水等3个大类^[2]，构造主体地层水矿化度平均为88g／L，东西边部X10井、L150井水矿化度平均为21.65g／L和9.05g／L。吴浩等2012年认为新场气田须二段水样矿化度范围为0.095～165g／L，除去凝析水后的矿化度变化为80～120g／L^[14]。刘莉萍等2013年分析新场丰谷构造带须二段水样，水样矿化度从小于1g／L到大于100g／L，排除凝析水影响后地层水矿化度为78.087～86.35g／L^[6]。这些研究考虑了凝析水对地层水矿化度的淡化影响，但分析得出的地层水矿化度变化范围仍然较大。由于成藏背景相同，新场气田须二段气藏各井应该具有相近的水化学特征，地层水矿化度不应该存在较大差异。其他高温高压气藏同样存在地层水矿化度变化较大的情况^[15]，可能也属于没有考虑凝析水淡化影响。

笔者利用新场气田须二段气藏2000年11月投产以来获得的226个井口产出水样矿化度资料，研究了不同气水比阶段的井口水样矿化度特征，认为井口产出水样矿化度受凝析水淡化影响明显，这是前人研究中认为地层水矿化度差异很大的根本原因。研究表明新场气田须二段真实地层水的矿化度范围为93.47～120.03g／L，差异较小，这说明局部气田范围内成藏演化背景相同条件下地层水具有比较一致的水化学特征。前人研究中明显偏低的矿化度资料均没有考虑凝析水淡化影响。

1　气井开发过程中的矿化度变化

新场气田须二段气藏大部分气井经历了只有凝析水的无水阶段、含水上升阶段到水淹阶段等3个阶段，不同阶段的井口产出水矿化度变化明显，均表现为由低矿化度的凝析水向高矿化度地层水的变化特征。

1．1　典型气井水矿化度变化分析

1．1．1新851+新856井

新851井为新场气田须二段气藏第l l5投产的高产井，2000年11月2日投产至2002年2月25日因管柱安全隐患被迫封井，平均日产气50×10⁴m³，井口日产凝析水3～5m³，水气比仅为0.06～0.08³／10⁴m³，5个井口产出水样矿化度为0.12～0.45g／L，平均值0.25g／L。

新856井为2006年3月6日投产的高产气井，与新851井同井场同产层。开发过程经历了无水、水侵到水淹的过程，井口水样矿化度变化随水气比变化而变化(图1)。新856井2006年3月13日至8月1日的水气比为0.06～0.08m³／10⁴m³，产水量小于5m³／d，为凝析水产出阶段，取井口产出水样5个的矿化度为0.09～0.58g／L，平均0.26g／L。2006年10月至2007年6月14日的水气比逐渐上升，水气比0.23～0.56m³／10⁴m³，水产量从10.82m³／d逐渐增加到24.29m³／d。此阶段取水样20次，水样矿化度相应地逐渐增大，矿化度为69.98～94.42g／L，平均83.30g／L，此阶段水样属于凝析水和地层水组成的混合水。2008年4月2日至2010年12月2日水气比均大于3.68m³／10⁴m³，产水量大于等于30m³／d，井口产出水矿化度为99.73～104.52g／L，平均101.91g／L。此阶段取样15次，水样矿化度较稳定，凝析水影响很小，水样以地层水为主。

1．1．2新853井

新853井2004年1月5日投产，气产量稳定在7×10⁴～8×10⁴m³／d，2008年5月15日井口产水量突然增加，气产量明显下降，2010年底基本水淹停产。新853井的井口水样矿化度资料基本可以分为凝析水和地层水两类(图2)。2006年6月26日之前未取水样，之后至2007年5月15日取样8次，阶段水气比0.03～0.04m³／10⁴m³，产水量0.27～0.35m³／d，为凝析水产出阶段，矿化度0.65～2.25g／L，平均1.18g／L。2008年4月2日水样矿化度偏高达4.38g／L，水气比0.04m³／10⁴m³，50多天后气井产水量突然上升证实此水样的矿化度受少量地层水影响。在2008年5月15日气井产水量突然产出后，水样矿化度表现为稳定的高矿化度，2008年6月17日至到2009年10月30日取水样11次，水气比2.37～11.55m³／10⁴m³，产水量为18m³／d左右，此阶段水样矿化度稳定，受凝析水影响很小，以地层水为主，矿化度为93.76～106.85g／L，平均值为102.47g／L。

1．1．3新3并

新3井为2007年10月25日投产的低产井。投产初期水气比很低，很快水气比缓慢上升，2010年底基本水淹。井口产出水样矿化度变化随水气比增加呈现明显的规律性(图3)。新3井2007年11月1日的水样矿化度为8.63g／L，说明是少量地层水影响的凝析水样，此时水气比0.08m³／10⁴m³，产水量1.87m³／d，10d后气井产水量突然上升至14.29m³／d。2007年11月11日至2008年10月15日期间水气比为0.32～0.44m³／10³m³，产水量2.71～4.47m³／d，此阶段取5次水样以混合水为主，矿化度为83.61～100.53g／L，平均值94.22g／L。2009年2月10日到2011年6月8日水气比均大于0.88m³／10⁴m³，产水量大于6.38m³／d，期间取水样14次，水样矿化度稳定为107.24～116.86g／L，平均值112.43g／L，以地层水为主。

1．2　气井产出水矿化度变化规律

新场气田须二段气藏气井开发过程中水气比变化与井口产出水矿化度间关系明显，气井的井口产出水可以划分为凝析水、地层水和混合水等3种类型，具有不同的矿化度特征。

凝析水主要产于气井投产的早期阶段，地下高温高压状态下天然气中的气态水开发到地面，在低温低压条件时气态水凝析而成。凝析水量较少并与天然气产量及地层温度和压力关系密切，新场气田须二段气藏产出水以凝析水为主时的水气比均小于0.10m³／10⁴m³。凝析水矿化度很低，高产气井的凝析水样矿化度通常小于1g／L，低产气井可能因为凝析水不能及时带出井口，可能在井底与岩石发生矿物质溶解而显示出比1g／L稍高的矿化度。凝析水为主的井口产出水不能代表地层真实水体。但不少研究将凝析水作为气藏水体的一种地层产水类型^[16]，由此得出的地层水特征、分布及其产水动态必然是错误的。

随着开发过程中地层压力的降低，地下真实的液态地层水逐渐侵入气藏，井口水成为地层水和凝析水的混合物，此时井口水气比随地层水侵入而有所增加。新场气田须二段气藏产混合水时的水气比为0.10～0.80m³／10⁴m³，井口产出水矿化度也表现出地层水和凝析水的混合特征，水样矿化度随水气比增加而明显增加。尽管混合水矿化度明显高于凝析水，但与真实的地层水相比仍然具有凝析水的淡化影响，前人研究中给出的偏低地层水矿化度资料均没有考虑凝析水淡化影响。

随着开发过程中地层水的不断侵入，天然气产量降低，井口水气比明显增加，此时凝析水量相对很少，井口水矿化度受凝析水影响很小，井口水矿化度保持相对稳定，基本不随水气比增加而增加。此阶段的地层水可以代表真实的地层水特征，矿化度数据的波动可能与测试、取样和开发制度等误差或变动等因素有关。新场气田须二段气藏气井水气比高于0.80m³／10⁴m³后，水样矿化度相对稳定，凝析水对水样矿化度的影响可忽略，水样以地层水为主。

2　须二段气藏地层水矿化度特征

2．1　测试产水层的水矿化度

新场气田须二段川孝560、川孝565和新5井为测试产水层。川孝560井2003年12月8日T3x2⁴。取样两次，矿化度分别为120.03g／L和115.53g／L。川孝565井2004年10月15日—l2月7日在T3x2⁶6取样3次，矿化度分别为119.72g／L、107.86g／L和105.22g／L。新5井2009年2月10— 23日T3x2^4-6取样10次，矿化度为98.80～104.47g／L，平均值为102.22g／L。

川孝560、川孝565和新5井测试产水层的15次取样分析，地层水的矿化度变化范围为98.80～120.03g／L，差异不大，地层水具有封闭环境下的高矿化度特征。

2．2　产水气井的地层水矿化度

根据气井产出水矿化度与气井水气比的关系，当气井水气比大于0.80m³／10⁴m³时低矿化度凝析水对地层水矿化度的影响可以忽略，此时获得的矿化度资料可代表地层水矿化度。利用气井水气比大于0.80m³／10⁴m³后的水样矿化度平均值，确定了新场气田须二段的地层水矿化度数据(表1)，可见水气比大于0.80m³／10⁴m³后的水样矿化度差异较小，属于取样条件、测试分析等可能影响的误差范围。

对比产水气井的地层水矿化度和测试产水层的水矿化度资料，北面的新2、新201井等2口气井产出水矿化度与川孝560井的水层测试产水的矿化度一致，南面的新3、新856、新853和新202等4口气井产出水矿化度与川孝565井的水层测试产水的矿化度一致，而西北部的新501井和邻近的新5井的水层测试产水的矿化度一致。说明在更小的范围内地层水矿化度特征具有更一致的特征，这符合成藏背景相同时具有相似的地层水化学特征。

3　结论

新场气田须二段气藏井口产出水可以划分为凝析水、地层水及其两者的混合水。井口产出水矿化度随气井水气比增大而增高，由低矿化度凝析水向高矿化度地层水转变。当气井水气比小于0.10m³／10⁴m³时，井口产出水为矿化度小于1g／L的凝析水。当水样矿化度高于1g／L时，尽管水气比较低但可能预示气井即将产水。当水气比为0.10～0.80m³／10⁴m³时，水样矿化度介于凝析水和地层水之间，水样以混合水为主。气井水气比大于等于0.80m³／10⁴m³时，水样矿化度稳定，凝析水对水样矿化度的影响可忽略，水样以地层水为主。新场气田须二段气藏井口产出水矿化度差异很大，关键是没有区分凝析水与地层水。在排除凝析水影响后地层水矿化度在93.47～120.05g／L之间，差异不大。推论不少高温高压气藏气水同产阶段地层水矿化度变化较大，均因为没有考虑凝析水淡化的影响。

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本文作者：陆正元　孙冬华　黎华继　乔林　王兴建

作者单位：“油气藏地质及开发工程”国家重点实验章·成都理工大学

  中国石化西南油气分公司