关云梅 王兰生 张 鉴 施雨华 张 琦

(中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院)

四川盆地高含硫气藏地层水地化特征分析

关云梅 王兰生 张 鉴 施雨华 张 琦

(中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院)

四川盆地嘉陵江组、川东北飞仙关组部分构造储层未裸露于地表，油气保存条件好，气藏天然气产量高，但是气藏地层水却显示出水型、脱硫系数、变异系数等地化参数异常的特征，分析原因是储层的膏盐溶滤使地层水中SO4

2－含量高所致。表2参2关键词四川盆地 地层水 地球化学特征 膏盐层 嘉陵江组 飞仙关组

0 引言

通常认为硫酸钠型水是大陆环境的产物，不利于油气保存。脱硫系数(rSO42－× 100/rCl－)大于

1，表明处于氧化环境。变异系数(rNa+/rCl－)比值越大，变质作用越浅［1］。四川盆地高含硫气藏的地层水部分显示为硫酸钠水型，脱硫系数远远大于1，变异系数往往大于0.8，似乎不利于油气聚集保存。然而，它们往往是天然气高产地带。为何根据水型及脱硫系数、变异系数显示油气保存条件差的地区却是天然气高产构造带?本文着重讨论这类地层水的地球化学特征及其成因。

1 异常地层水的地化特征

例如:磨溪气田嘉二段地层水部分显示为硫酸钠水型、脱硫系数大于1、变异系数大于0.8，而该构造许多井在嘉二段的钻进中均见良好油气显示，完井试油大部分井都获工业性气流(表1)。

近年来，在环开江—梁平海槽飞仙关组鲕滩勘探先后发现大型气田，如渡口河、铁山坡、罗家寨、普光等气田，储量规模达万亿方，充分展现了该领域巨大的勘探潜力，而该地区飞仙关组地层水H2S含量高，水型以硫酸钠水型为主，脱硫系数高(39口井平均值为23.7)、变异系数高(39口井平均值为 1.38)［1］。

表1磨溪构造嘉二段部分井产量与SO2－4含量、水型、脱硫系数、变异系数关系

2 异常地层水的地化特征成因分析

国内外大多数油气田水无机盐类离子含量的排列顺序为:阳离子中Na++K+＞Ca2+＞Mg2+、阴离子中Cl－＞＞。地层水中含量不高，多在1000mg/L以下。但这类异常地层水最明显特征就是含量高，含量一般为数千mg/L，甚至高达上万mg/L。高含量的直接导致了水型、脱硫系数、变异系数的异常。

2.1 水型

按苏林分类，油气田水分为:氯化钙型、氯化镁型、碳酸氢钠型、硫酸钠型。其中氯化钙型、氯化镁型为埋藏深、封闭条件较好的海洋环境水型，碳酸氢钠型、硫酸钠型为处于开启状态的大陆环境水型。

在封闭条件较好的地层水中只要有大量硫酸盐存在，就不会出现氯化钙和氯化镁水型，而成为硫酸钠水型。这是因为:

2.2 脱硫系数

脱硫系数计算公式:(rSO42－× 100)/rCl－，在SO4

2－含量极高的水样中，脱硫系数往往远大于1。

2.3 变异系数

变异系数计算公式:(rNa++rK+)/rCl－，在SO4

2－含量极高的水样中，按水样阴阳离子匹配原则，其Na++K+含量偏高，Cl－含量偏低，变异系数往往大于0.8。

2.4 地层水中高含量的的来源

地层水存在于岩石环境，形成过程中经历了与岩石溶滤、交换等作用，受环境因素影响很大，地层水中阴阳离子含量与所处环境岩性密切相关。

川东北飞仙关组的储层夹于富石膏、硬石膏的碳酸盐岩中。储层之上有数十米厚的膏质泥晶白云岩、泥晶白云岩及层状膏岩间互层。气藏储层之下的泥晶白云岩中常见分散分布的结核状、斑晶状石膏、硬石膏。在一些致密的鲕粒白云岩中，早期充填在粒间的石膏、硬石膏很发育。对该地区层位的39口井地层水分析结果显示，含量最大值达15577mg/L，平均值为 3765mg/L［2］。

四川盆地嘉陵江组含6～7层膏盐岩，主要分布于嘉四2—嘉四4。厚度在0～275m，平均49m。四川盆地嘉陵江组均有膏盐层分布，总体上从南往北增厚，在川东北地区膏盐岩最为发育。

四川盆地嘉陵江组地层水及川东北飞仙关组地层水硫酸根含量高，由这类地层水含量与对应井段所处环境岩性统计(表2)可知，其储层发育了大量膏盐，由于不断被地层水溶滤，致使地层水中的含量较高，虽有一部分经脱硫酸作用转化为H2S，仍残余了大量的。最终导致地层水为硫酸钠水型、脱硫系数大于1、变异系数大于0.8，并伴生大量H2S。

与此相似，大庆油田地层水出现碳酸氢钠水型，不能因为碳酸氢钠水型就认为对油气聚集保存不利。这是因为大庆油田储油层为长石石英砂岩，长石风化后生成了碳酸氢钠，经地层水溶滤使其水型为碳酸氢钠水型［1］。

表2 飞仙关组与嘉陵江组部分井地层水含量与对应岩性

表2 飞仙关组与嘉陵江组部分井地层水含量与对应岩性

井号/地区 层位SO42－含量(mg/L) 岩 性环开江－梁平海槽 飞仙关组 平均为3765 储层夹于富石膏、硬石膏的碳酸盐岩中射箭河1井 嘉三段 8322 灰白色石膏岩与灰、云岩互层，6层石膏岩厚14.5m打鼓场2井 嘉二段 7200 混杂有白云岩及石灰岩石膏泥岩磨深1井 嘉二—嘉一段 6000 含灰白色硬石膏的白云岩磨149井 嘉二段 5420 灰石膏为主双龙1井 嘉五段 2140泥质云岩和云质石膏

3 结论

当地层水为大陆环境水型(硫酸钠水型、碳酸氢钠水型)及脱硫系数、变异系数较高时不能片面下结论认为该地区该层位地层水油气保存条件不好，应联系所处环境的岩性，结合地质、地球化学等具体条件进行分析。在分析四川盆地含膏盐地层时，不仅要考虑水型、脱硫系数、变异系数，还要综合考虑其它地球化学参数，以判断油气聚集、保存的条件。

1 江兴福，谷志东，赵容容，等，四川盆地环开江—梁平海槽飞仙关组地层水地球化学特征［J］.天然气勘探与开发，2009，32(2).

2 刘芳槐，颜婉荪.油气田水文地质学原理［M］.北京:石油工业出版社，1991.

GEOCHEMICALCHARACTERISTICS OF FORMATION WATER IN HIGH H2S GAS RESERVOIRS，SICHUAN BASIN

GUAN Yunmei，WANG Lansheng，ZHANG Jian，SHI Yuhua and ZHANG Qi(Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company)

It is found that part reservoirs from both Jialingjiang Formation in Sichuan Basin and Feixianguan Formation in northeastern Sichuan Basin are not exposed．So，hydrocarbon conservation is good and gas yield is high．But formation water from these gas reservoirs appears a water－produced type．In addition，it is featured by some abnormal geochemical behaviors of desulfurization and variation coefficients，resulted from gypsum leaching bringing about SO42－rich in formation water.

Sichuan Basin，formation water，geochemical characteristics，gypsum layer，Jialingjiang Formation，Feixianguan Formation

关云梅，女，1968年出生，工程师;主要从事油气田水分析研究工作。地址:(610051)四川省成都市建设北路一段83号。电话:(028)86015052。E－mail:guanym@petrochina.com.cn

．NATURALGAS EXPLORATION＆DEVEL-OPMENT．v．34，no．3 ，pp．21 －23，7/25/2011

(修改回稿日期 2011－04－07 编辑 王晓清)