离子色谱录井在苏里格气田地层含水判别中的应用研究

付 甜 田 宏 廖宇春 张 杰 王 颖 陈 名

(①中国石油渤海钻探油气合作分公司；②中国石油南方石油勘探开发有限责任公司)

0 引 言

在油气田勘探开发过程中，地层含水性识别问题一直是困扰各方的难题。随着苏里格气田苏20区块开发的不断深入，产建井出水情况日益严重，目前在现场对地层含水的识别评价技术少、含水层评价难度大，严重制约产能建设进度。为精准识别水层，在苏里格气田苏20区块随钻分析了7口井的离子色谱录井数据，再结合其他测录井资料对储层流体性质进行评价，与试气结果相比解释成效显著，对于提高产建效果意义重大。

1 国内应用现状

离子色谱法是测定水中无机离子的重要分析手段，因其具有操作简单、分析快速、检出限低、灵敏度高、重现性好、稳定性强等优点而被广泛应用。离子色谱技术主要应用于环境、化工、半导体、农业、医学、电力、制药、食品等领域。中石化胜利地质录井公司自1997年开始将离子色谱技术先后在新疆和田地区的HC 1井和 SHH 1井的录井现场试用，主要用于了解钻井液性能的变化、预防井壁失稳情况发生、预告标志层和判断钻遇地层、结合dc指数和测井声波时差曲线评价压力异常地层、指导钻井液的配制与维护等[1-2]； 王志战等[3]提出应用离子色谱判断地层水类型以及确定油水、气水界面的位置；刘彩霞等[4-5]提出结合苏林分类法成因系数公式，根据地层水中阴、阳离子的质量浓度变化判断地层是否含水及地层水类型；胡元等[6-7]提出离子色谱识别水层的方法(离子数值法、离子比值法、离子权重交会法)；李磊等[8]运用聚类分析、概率分布统计方法，挖掘Na+、Cl-增长率区间分布规律，分析地层含水程度。

2 离子色谱技术原理

离子色谱法是高效液相色谱法的一种，离子色谱技术检测基于离子交换原理，即离子交换树脂上可离解的离子与流动相中具有相同电荷的溶质离子之间进行的可逆交换，离子因对交换剂有不同的亲和力被分离而实现阴、阳离子的分离及定量检测。

钻井液离子液相色谱录井是通过随钻过程中对钻井液内多种阴、阳离子的实时监测，实现在钻井中及时评价钻遇地层的可溶性矿物质，发现、评价地层水，识别油气水界面、评价含水储层。

3 苏20区块地层水参数特征及判别标准

3.1 苏20区块地层水参数特征研究

苏20区块已发现的产水井主要分布在西北部和西南部。西北部和西南部含气规模较小，含气饱和度低，含水饱和度高。

采集苏20区块23口出水井目的层盒8、山1段水样分析，实验室采用离子色谱法分析出F-、Cl-、Br-、NO3-、PO43-、SO42-、Li+、Na+、NH4+、K+、Mg2+、Ca2+共12种离子矿化度含量。本次统计了与随钻离子色谱分析相同的6种离子矿化度含量，即Cl-、 SO42-、Na+、K+、Ca2+、Mg2+(图1)。

图1 离子色谱分析谱图

苏20区块盒8、山1段的地层水矿化度较高，盒8段总矿化度为19 000～73 000 mg/L，山西组总矿化度为27 000～75 000 mg/L；Cl-浓度与总矿化度呈线性关系，几乎同步变化(图2)。

图2 Cl-与总矿化度关系

从表1中的分析数据可以看出，Cl-浓度分布于11 100～46 600 mg/L之间，平均值为17 500 mg/L；实验室测定总矿化度为19 000～75 400 mg/L，平均值为29 500 mg/L；返排率为60%～188%；Ca2+浓度介于2 300～11 800 mg/L之间，平均值为4 550 mg/L；Na++K+浓度介于4 300～19 700 mg/L之间，平均值为6 200 mg/L；SO42-浓度平均值为345 mg/L，Mg2+浓度平均值为220 mg/L，含量均较低。试气结论为水层或含气水层。地层水中Na+、K+、Ca2+、Mg2+等阳离子含量差异悬殊，Na+、Ca2+占绝对优势。

表1 苏20区块出水井氯化钙型地层水离子浓度情况统计

按照苏林水型分类标准，将地下水划分为重碳酸钠型、硫酸钠型、氯化镁型和氯化钙型。重碳酸钠型水和氯化钙型水在油气田中广泛分布，而硫酸钠型水和氯化镁型水较少见。苏20区块盒8、山1段的地层水均为氯化钙型。有学者进一步研究，将氯化钙型地下水根据变质系数(Na+/Cl-)大小划分为 5 类，以相应的类型指示油气保存条件：当变质系数>0.85时，表明地下水活跃，受地表浅层水渗透影响大，保存油气藏的前景不大；当变质系数介于0.75～0.85之间，表明比较活跃的水环境，受地表水影响，对烃类的保存较差；当变质系数介于0.65～0.75之间，表明封闭条件好，有充分的水动力场，具有较好的烃类保存环境；当变质系数介于0.5～0.65之间，表明封闭条件良好，与地表隔绝环境，是很好的烃类保存地带；当变质系数<0.5时，表明封存的古代残余海水，水流慢或静止环境，是烃类聚集的极佳地带[9]。

苏20区块地层水的变质系数主要集中在0.25～0.56之间，平均值0.36,表明该区块处于还原环境，反映储层封闭的良好条件，有利于烃类聚集成藏与赋存。

3.2 钻井液的影响

生产实践中，考虑钻井液体系差异的影响，钻井液离子色谱分析的离子数值法有时不能反映地层流体真实状况，从而影响地层流体识别。苏20区块离子色谱分析井均采用低固相钻井液，总离子浓度相对较小，地层进入马家沟组后，钻井液体系性能基本稳定。为了防止滤失造成钻井液性能下降，需要通过不定期修正钻井液添加剂来保证钻井液性能稳定，钻井液添加剂往往含有各种离子，从而出现钻井液离子浓度增大现象。一般情况下，钻井液引起的离子浓度增加或减少具有协同性(图3)，各种离子浓度具有共同增大的现象，此变化不是受地层流体影响引起的。加之每口井添加剂不固定，人为添加技法、时间均不统一，所以如何排除钻井液干扰是储层流体性质解释评价的一大难点。因此，苏20区块直接采用数值法分析很难判断出储层含水性质。

图3 SX-1井离子色谱数值法分析图

3.3 离子色谱录井地层含水判别标准

对苏20区块7口井随钻离子色谱分析数据进行了回顾性统计(表2)。苏20区块7口井二开井段均采用低固相钻井液，钻井液密度1.09～1.12 g/cm3，粘度36～45 s。从表2可以看出，苏20区块随钻钻井液Cl-浓度最低为720 mg/L、最高为8 300 mg/L、平均值为1 380 mg/L,地层水Cl-浓度为11 000～46 000 mg/L、平均值19 000 mg/L，所以钻井液中Cl-浓度远小于地层水中Cl-浓度；钻井液SO42-浓度最低为360 mg/L、最高为2 500 mg/L、平均值为1 295 mg/L,地层水SO42-浓度为0～3 142 mg/L、平均值为345 mg/L，地层水中只有个别井SO42-浓度高，其余值均低于钻井液中SO42-的最低浓度；钻井液中6种总离子浓度为5 000～23 000 mg/L、平均值为10 000 mg/L左右，地层水总离子浓度为19 000～55 000 mg/L、平均值为32 000 mg/L，钻井液总离子浓度远低于地层水中总离子浓度。Ca2+、Na+、K+、Mg2+在地层水中的浓度与在钻井液中的浓度相差不大。

表2 随钻离子色谱浓度统计 mg/L

地层水与井筒钻井液之间存在浓度差，必定会造成离子交换，离子从高浓度向低浓度扩散。当钻开含水地层时，钻井液中Cl-浓度会增加、SO42-浓度会减小、总离子浓度会增加，Ca2+、Na+、K+、Mg2+在地层水中浓度范围与钻井液中浓度范围均有重叠部分，所以不容易对浓度变化趋势做出判断。在离子色谱分析仪按井深连续测量情况下为了快速识别浓度变化点，我们采用离子浓度变化率(I离子变化率，无量纲)法：

I离子变化率=(Xi-Xi-1)/Xi-1×100%

式中：Xi为某离子测量浓度，mg/L；Xi-1为该离子上一个测量点浓度，mg/L。

通过计算找到 Cl-浓度变化率(ICl-)增加、SO42-浓度变化率(ISO42-)减小、总离子浓度变化率(I总离子)增加的井段来判断地层出水情况。一般情况下，钻井液添加剂会造成I总离子和大部分离子变化率协同增加，井筒钻井液因滤失造成的损耗会造成I总离子和大部分离子变化率协同减小的现象。而钻遇地层水造成ICl-增加、ISO42-减小、I总离子增加的情况具有其独特规律性，能排除因钻井液变化引起的干扰。

将SO42-浓度变化率减去Cl-浓度变化率定义为含水变化率(ΔW含水变化率)，即：

ΔW含水变化率=ISO42--ICl-

将Cl-浓度变化率除以SO42-浓度变化率定义为含水系数(W含水系数)，即：

W含水系数=ICl-/ISO42-

根据计算得出判别标准：当地层出现ICl-增加、ISO42-减小、I总离子增加且ΔW含水变化率<-30%、-100

4 离子色谱分析应用

本次苏20区块7口井离子色谱录井技术应用效果对比如表3所示，其中离子色谱解释结论与试气结论符合的6口，不符合1口。现以SX-1井(图4)、SX-3井(图5)为例进行说明验证。

表3 离子色谱录井技术应用效果对比

4.1 SX-1井

SX-1井离子色谱图分析如图4所示。3 345.00 m离子色谱分析有地层出水显示，对应的26号层，深侧向电阻率为10.90～31.39 Ω·m、声波时差为211.01～245.61 μs/m、补偿密度为2.53～2.59 g/cm3、补偿中子为10.20%～18.82%，测井解释为干层。对应的27号层，深侧向电阻率为48.26～120.40 Ω·m、声波时差为198.04～238.64 μs/m、补偿密度为2.42～2.54 g/cm3、补偿中子为6.24%～9.56%，测井解释为差气层。该层离子色谱录井ICl-为48.11%、ISO42-为-8.5%、I总离子为5.92%、ΔW含水变化率为-56.60%、W含水系数为-5.66，全烃值为15% ，依据离子色谱含水判别标准及气测显示，综合解释为含水气层。

图4 SX-1井离子色谱录井解释图

3 418.00 m离子色谱分析有地层出水显示，对应的30号层，深侧向电阻率为12.14～44.96 Ω·m、声波时差为208.09～243.68 μs/m、补偿密度为2.42～2.58 g/cm3、补偿中子为5.32%～12.93%，测井解释为气水同层。该层离子色谱录井ICl-为86.64%、ISO42-为-7.79%、I总离子为50.3%、 ΔW含水变化率为-94.43%、W含水系数为-11.12，全烃值为6.8%，依据离子色谱含水判别标准及气测显示，综合解释为气水同层。

3 549.00 m离子色谱分析有地层出水显示，对应的45号层，深侧向电阻率为45.03～143.91 Ω·m、声波时差为200.26～211.32 μs/m、补偿密度为2.52～2.58 g/cm3、补偿中子为9.41%～12.54%，测井解释为差气层。该层离子色谱录井ICl-为265.97%、ISO42-为-50%、I总离子为34%、ΔW含水变化率为-315.97%、W含水系数为-5.32，全烃值为2.43%，依据离子色谱含水判别标准及气测显示，综合解释为含气水层。该井试气为3层分压合试，第1层为测井解释的45号层，第2层为测井解释的41号层，第3层为测井解释的35、38号层。井口压力：油压17.4 MPa，套压19.6 MPa。该井产气量为1.171 4×104m3/d，计算无阻流量为6.176 5×104m3/d，根据关放排液累计出液518.1 m3，返排率78.9%。现场水分析Cl-浓度为21 270 mg/L，且测流压时压力梯度值在0.20～0.26 MPa/100 m之间，井筒内为气液混相，试气结论为含水气层。从试气结论分析，离子色谱解释结论能更好辅助测录井评价地层是否含水。

4.2 SX-3井

SX-3井离子色谱图分析如图5所示，离子色谱运用井段无含水显示。

图5 SX-3井离子色谱录井解释图

该井3层分压合试，第1层为测井解释的50、51号层，第2层为测井解释的46、47号层，第3层为测井解释的40号层。井口压力：油压9.7 MPa，套压10.1 MPa。该井产气量为0.844 5×104m3/d，计算无阻流量为6.712 2×104m3/d，累计出液437.4 m3，返排率70.10%，试气井段离子色谱解释ΔW含水变化率范围为-29.1%～33.5%、W含水系数范围为-0.7～1.29，无含水显示。现场水分析Cl-浓度为11 344 mg/L，试气结论为气层。离子色谱解释结论与试气结论相符。

7口井研究表明，当实验样品采样间隔在5 m左右时，符合率较高，间隔米数较大时容易漏失水层，目前已试气井结论与本次随钻离子色谱分析解释符合率为85.7%。

5 结束语

现场采用离子浓度变化率法，应用参数ICl-、ISO42-、I总离子结合ΔW含水变化率、W含水系数，很好地排除了钻井液的干扰，建立了苏20区块离子色谱随钻地层含水判别标准，提高了测录井水层识别精度，对于产建效果的提高具有重要的意义。