㈠ 溶在水里的气是什么

水溶气是大自然赋予人类的宝贵的天然气资源。从字面理解，它是溶解在地层水中的天然气。它不同于常规天然气之处仅仅在于其在地下的赋存状态和产状形式的不同。以前人们对水溶气了解不多，未引起注意。其实自然界中水溶气资源量非常丰富。据测算，全球水溶气资源量比常规天然气资源量高两个数量级。
含油气盆地中，经生物降解和热解作用，有机质形成天然气并从烃源岩排出，且多以溶解气状态存在于地层水中。在地下水动力学条件下，地层水作为载体促使天然气发生运移。当水溶气呈饱和状态时，部分水溶气析出被圈闭捕集会形成气藏；有时，未饱和状态的水溶气也可被圈闭捕集而形成水溶气气藏。
水溶气的富集程度受控于其所处环境的物理、化学条件和各种地质因素。
首先，水中的溶解气量取决于环境的温度和压力，也与溶剂的性质和气体成分有关。也就是说，不同的溶解气因其自身化学性质的缘故在水中的溶解度是不同的，同时也与地层水的温度、压力有关。溶解度一般是随温度升高而减小，随压力增高而加大。在水溶气的化学组成中，烃类气体、氮气、二氧化碳和硫化氢等酸性气体是主要组分。硫化氢和二氧化碳最易溶于水，同等条件下比甲烷等烃类气体的溶解度高数十倍。另外，溶剂（地层水）的矿化度对溶解度也有很大影响，例如，甲烷随矿化度增加在水中的溶解度会逐渐减小。
其次，异常地层压力是含油气盆地水溶气富集的主要条件。所谓异常压力是指偏离并高于按地层埋深计算的静水柱压力，其偏离度通常以压力系数（即实测地层压力与按地层埋深计算的静水柱压力之比）表示。压力系数大于1.3时，称为异常高地层压力。含油气盆地中油田水溶解的天然气量（也称天然气系数）在正常地层压力时一般为1～5立方米（气）/立方米（水），而在异常高地层压力条件下可提高数十倍。例如美国墨西哥湾沿岸的异常高地层压力盆地中，每立方米水中水溶气含量可高达9.3立方米（埋深3800米）、27立方米（埋深4500米）、92.8立方米（埋深6000米）。
再者合适的圈闭则是水溶气能够富集成藏的关键条件。像其他天然气一样，以分散状态遍布于含油气盆地中的水溶气，只有在适合的圈闭中才可能富集起来。因为，有圈闭时，水溶气可发生脱气作用，分散的水溶气聚集成游离气往往会大大提高天然气系数。例如，北高加索盆地的水溶气量（天然气系数）一般为4～5立方米（气）/立方米水，而在某背斜圈闭内，相应的天然气系数竟高达690～20000。
水溶气田分为两大类：一类是开启式水溶气田，另一类是封闭式水溶气田。根据承压条件又可细分为正常压力、高压和超高压三种水溶气田。目前水溶气的开发往往因水溶气类型的不同而采用不同的开采技术。但通常采用的开采工艺技术不外乎下列两种：一是排水采气工艺。目前被采用的众多排水采气工艺技术的其基本思路只有一个，就是千方百计充分利用原有地层能量，辅以人工手段，尽量提高排水采气量，以达到多产气的目的。二是气水分离工艺，即对采出的气水混合物通过分离器进行气和水的分离。采用的分离器一般有地面分离器和地下分离器两种。目前生产水溶气的国家，尤其是日本，多采用“非排水采气方式”，力求将采出的水回注地下，以避免排水造成的环境污染。
目前，工业性开发的水溶气主要是有圈闭的水溶气藏，如日本中条水溶气田即是目前正在进行商业性开发的圈闭水溶气藏。我国也有丰富的水溶气资源，水溶气研究和勘探工作已经相继开展。
水溶气田的开发往往因其类型不同，经济效益有很大差别。一般天然气系数大的水溶气田，单井产量高，经济效益会更好。在水溶气开发的同时，还可获得富含氯化钠、碘、锂、钾等组分的卤水和热水，这些同样具有工业开采价值，因而天然气、卤水、热水的综合开发利用，其效益将远远高于天然气的开发，是水溶气开发的有效之路。

㈡ 什么叫油气田水

油气田水是指油气田中油井或气井中与原油、天然气同时出井做为杂质部分水，这需要在输送前需要经过脱水工艺脱除。

㈢ 油田水的概念

所谓油田水，从广义上理解，是指油气田区域(含油气构造)内的地下水，包括油(气)层水和非油(气)层水。狭义的油田水是指油气田范围内直接与油(气)层连通的地下水，即油(气)层水。

从形成油气的原始生物物质的生产，到油气的生成、运移乃至最后聚集成为油气藏，无不与水相伴，因而油气自然与水有着千丝万缕的联系;尤其是长期与油气相伴、与油气藏联系最为密切的油田水，必然会含载着一些与油气相关的信息，这就是石油与天然气地质学有必要关注油田水的主要原因。研究油田水，了解与油田水有关的水文地质及水化学特征，对认识油气藏的形成和保存条件，指导油气勘探和开发均有重要意义。

㈣ 油气储运中脱水站包括那些

气从井口出来就会脱一次水，进入联合站、集气站还会再脱一次（根据气质及处理量确定是分子筛或者是MDEA），进行运输。后面根据用户的要求再决定是否要脱水。

㈤ 油田水的产状

油田水是地下水的一部分。地下水存在于地下岩石的孔隙－裂缝系统中，水在其中的产状，受孔隙－裂缝大小及岩石颗粒表面的吸附作用所控制。按照水在其中的储存状态，可分为吸附水、毛细管水和自由水三种产状。

吸附水呈薄膜状被岩石颗粒表面所吸附，在一般温、压条件下不能自由运动。

毛细管水存在于毛细管孔隙－裂缝中，只有当作用于水的力超过毛细管力时才能运动。

自由水存在于超毛细管孔隙－裂缝中，在重力作用下能自由运动，也称之为重力水。

油田水的储存状态也不外乎上述三种产状。但油(气)层水的产状，还可以根据水与油、气的相对位置关系，分为底水和边水(图2－16A)。

底水是指含油(气)外边界范围以内与油(气)相接触，且位于油气之下承托着油气的油(气)层水。

边水是指含油(气)外边界以外的油(气)层水，实际上是底水的自然外延。

实际中应当注意，在油气占据的位置还存在束缚水(包括吸附水和一部分毛细管水)。

在油气田范围内的非油(气)层水，可根据它们与油(气)层的相对位置，分别称为上层水、夹层水和下层水。油气田范围内水与油气分布的关系，如图2－16B所示。

图2－16 油田水与油气藏在分布上的相互关系(据Levorsen，1954)

㈥ 油、气的“孪生兄弟”—油田水是什么

人们非常熟悉江河湖海中流淌的水，对浅层地下水的开采利用也有所了解，但什么是油田水恐怕知道的人就少了。原来在油田里油气和水同时储存在地下岩层里，油田内的地下水通常称为油田水。那么，在一个油田内，油、气、水是怎样分布的呢？
在地下一个油藏里，由于重力分异作用的缘故，油田水中的气体会因比重轻而位于上方，油处于中间，而水最重当然只能在最下面。
油田水与乡村打井开采的浅层水可不一样，其来源要复杂得多。除了包含一部分大气渗入水以外，油田水主要来自地层沉积时留下来的沉积水以及来自地壳深处的深层水。沉积有机质在生成烃类的同时，还会产生大量的水，所以，它是油、气的“孪生兄弟”，这些地下水混合在一块就成为油田水。在漫长的地质历史时期，油田水经历了一系列物理化学作用、生物化学作用，不断地改变着水中各种离子的组成，例如，硫酸盐被还原成有臭鸡蛋气味的硫化氢，碳酸根离子（HCO-3、CO2-3）明显增加，铁质也多被氧化成FeSO4。如果你要品尝油田水的味道，那可没有矿泉水那么爽口清新，这是为什么呢？原来，地下水因变质作用，浓缩程度高，矿物质多（即矿化度高），它在漫长的地质历史中从周围岩石，特别是膏盐岩、碳酸盐岩中不断地溶解各种矿物，因而在油田水组成中常见有Na+、K+、Ca2+、Mg2+和Cl-、SO2-4、HCO-3等碱性或酸性离子，通常也还能见到烃类、酚和有机酸等有机化合物。
不同地区油田水的类型通常都是不一样的。科学家们根据大陆地层水中Na+/Cl-、（Na+-Cl-）/SO2-4、（Cl--Na+）/Mg2+等的含量比值，将油田水划分为硫酸钠型水（Na2SO4）、重碳酸钠型水（NaHCO3）、氯化镁型水（MgCl2）和氯化钙型水（CaCl2）四种。油田水一般以氯化钙型水最多，也有重碳酸钠型水，而含硫酸钠型水的地区基本没有石油分布。根据油田水型与油气分布的这种相关性，人们在勘探之初要分析各盆地中的水型及其状态（停滞状态或交替状态），来确定含油气可能性大的地区。可想而知，那些处于水交替带的地区是不利于石油和天然气保存的。

㈦ 塔里木盆地油气水特征

1.下石炭统油藏

(1)地面原油性质

下石炭统原油主要为棕褐色正常油(表5.38)，原油物理性质变化不大。原油密度平均为0.8289g/cm3，动力黏度为6.68mPa·s，含硫量平均为0.45%，含蜡量平均为3.64%。原油属含硫、含蜡、低黏度的常规正常原油。

表5.38塔河油田3区下石炭统原油物理性质表

(2)地面天然气性质

塔河3号区石炭系6口井天然气组分表明，甲烷平均含量65.94%，重烃平均含量16.38%，甲烷系数(C1/C+2)平均为5.84，干燥系数{C1/(C2+C3)}平均为6.75，天然气相对密度平均为0.76，属于伴生气。

塔河4号区石炭系2口井天然气甲烷平均含量为47.72%，重烃平均含量为10.26%，甲烷系数(C1/C+2)平均为6.54，干燥系数{C1/(C2+C3)}平均为9.18，天然气相对密度平均为0.85。该区块烃类气体含量很低，仅为57.98%，而N2平均高达40.21%。

(3)地层水性质

据S23井、S46井地层水分析资料，地层水水型均为CaCl2型，总矿化度在1.9×105～2.1×105mg/L，密度在1.1～1.2g/cm3之间，属高矿化度卤水，从矿化度和水型反映出后期油气封存条件较好。

2.奥陶系油藏

(1)地面原油性质

塔河油区中奥陶统产层原油物理性质变化较大，3区块上轻下重，4区块为重质原油，有东南向西北原油密度变重的趋势。

塔河3区块原油物理性质上、下差异较大(表5.39)，位于构造高部位的S47井原油为轻质油，原油密度为0.8056～0.8411g/cm3，平均为0.8195g/cm3，黏度为3.03～7.98mPa·s，平均为4.62mPa·s，凝固点平均为－11.47℃，含硫量分布为0.48%～1.67%，平均为0.80%，含蜡量为1.32%～6.06%，平均为3.71%，属含硫、含蜡、低黏度的轻质原油。

T301井的原油物性上轻下重分带明显，1998年8月，5360.5～5387.1m裸眼段中途测试产出的原油，2次分析的密度平均为0.8347g/cm3，黏度平均为6.71mPa·s，含硫量平均为0.66%，含蜡量平均为3.63%，为含硫、含蜡、低黏度的常规原油。而在9月份钻至5545.66m后，10月份进行的完井测试产出原油的4次分析结果，原油密度平均为0.9391g/cm3，黏度平均为229.05mPa·s，含硫量平均为2.13%，含蜡量平均为6.4%，属高硫、高蜡的重质原油，反映了上下油气藏性质的不同。

S46井原油密度平均为0.853g/cm3，黏度平均为9.44mPa·s，凝固点平均为－4.0℃，含硫量平均为0.83%，含蜡量平均为2.85%，属含硫、含蜡、低凝固点的正常原油。从S46井的分层测试情况看，该井主要油气贡献层段在海拔－4460m(井深5400m)以下。

塔河油田4区块原油物理性质差别不大(表5.40)。原油密度为0.9016～0.9638g/cm3，平均为0.9571g/cm3;黏度为61.85～2338.55mPa·s，平均为655.99mPa·s;凝固点为－9～12℃，平均为2.43℃;含硫量为1.45%～2.94%，平均为2.45%;含蜡量为0.61%～4.39%，平均为3.41%。属中—高含硫、含蜡、高黏度的重质原油。从表5.39中看出，T301井下部原油物理性质与4区块相似，可能是油藏早期成因相似和油气充注条件不同的反映。

表5.39塔河油田3区下奥陶统原油物理性质表

(2)地面天然气性质

塔河3区块奥陶系天然气9口井资料表明，天然气中甲烷平均含量为81.0%，重烃(C+2)平均含量为11.32%，甲烷系数(C1/C+2)平均为8.27，干燥系数{C1/(C2+C3)}平均为6.79，天然气相对密度平均为0.74。氦气含量平均为8.69%，二氧化碳平均含量为0.74%。

塔河4区块奥陶系11口井钻井天然气中，甲烷平均含量为74.78%，重烃(C+2)平均含量为17.74%，甲烷系数(C1/C+2)平均为5.33，干燥系数{C1/(C2+C3)}平均为6.79，天然气相对密度平均0.74。氮气含量平均8.69%，二氧化碳平均含量为0.74%。

综观3，4区块天然气烃类所反应的天然气成因类型，3区块奥陶系天然气主要为成熟油田气－高熟凝析气，4区块则以成熟油田气为特征。

(3)油田水性质

奥陶系油田水均为CaCl2水型，为高矿化度的卤水，反应较封闭的地下水环境。