呼文財(cái)，王 晶，陸 原

(中海油(天津)油田化工有限公司，天津 300452)

目標(biāo)油田于1973年投產(chǎn)，2014年在H2S現(xiàn)場(chǎng)普查期間，發(fā)現(xiàn)部分油井H2S濃度高達(dá)4000 mg/L，綜合產(chǎn)液中H2S濃度在1200 mg/L左右。由于該油田沒有歷史H2S數(shù)據(jù)，因此不能判斷H2S的發(fā)展趨勢(shì)及來源。為查明該油田H2S的來源，提出針對(duì)性的防治措施，因此開展了H2S的相關(guān)研究工作。

現(xiàn)在關(guān)于H2S的形成機(jī)制和成因特性的研究，主要從硫酸鹽還原菌SRB作用、硫酸鹽熱化學(xué)還原的溫度條件及反應(yīng)動(dòng)力學(xué)、硫同位素分布特征和成巖體系等入手進(jìn)行相關(guān)研究和試驗(yàn)分析[1-7]。本文借鑒了前人的研究方法，對(duì)SES某油田H2S及SRB分布、油藏物性、H2S中硫同位素、注采關(guān)系等進(jìn)行了研究分析，探明了該油田H2S的來源。

1 實(shí) 驗(yàn)

1.1 材料與儀器

市售蒸餾水;市售分析純硝酸銀，含量98%。

SRB-7型硫酸鹽還原菌快速測(cè)試瓶，北京中西遠(yuǎn)大科技有限公司；HPP260恒溫箱(控溫精度±0.2 ℃)，德國(guó)memmert公司；H2S檢測(cè)管(檢測(cè)精度±5 mg/L)，鶴壁市藝荷煤礦安全儀器設(shè)備有限公司；H2S檢測(cè)手泵(50～100 mL)，鶴壁市藝荷煤礦安全儀器設(shè)備有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 H2S含量檢測(cè)

參照MT 51-1994《H2S檢測(cè)管》方法，取油井套管氣及流程伴生氣，對(duì)H2S濃度進(jìn)行檢測(cè)。

1.2.2 SRB含量檢測(cè)

參照SY/T5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》對(duì)油井產(chǎn)液及注水中SRB含量進(jìn)行檢測(cè)。

1.2.3 硫含量及硫同位素檢測(cè)

按照MT/T 205-95《水中硫酸根離子測(cè)定方法》對(duì)現(xiàn)場(chǎng)所注海水中硫酸根含量進(jìn)行檢測(cè)。按照GB/T 3286.7-2014《石灰石及白云石化學(xué)分析方法 第7部分:硫含量的測(cè)定 管式爐燃燒-碘酸鉀滴定法、高頻燃燒紅外吸收法和硫酸鋇重量法》對(duì)現(xiàn)場(chǎng)儲(chǔ)層巖心中硫含量進(jìn)行檢測(cè)。按照GB T 17606-1998 《原油中硫含量的測(cè)定 能量色散X射線熒光光譜法》對(duì)原油中硫含量進(jìn)行檢測(cè)。用10%硝酸銀溶液吸收油井伴生氣中H2S，得到硫化銀沉淀，對(duì)該沉淀進(jìn)行收集，然后按照DZ/T 0184.14-1997《硫化物中硫同位素的測(cè)定》對(duì)硫化銀沉淀進(jìn)行同位素δ34S的檢測(cè)。

2 結(jié)果與討論

2.1 儲(chǔ)層溫度分布

該油田共有三個(gè)開采層位，分別為TAF、UBR、LBR。從圖1曲線可以得出：TAF儲(chǔ)層溫度在80.9～85.7 ℃之間，UBR儲(chǔ)層溫度在81.5～86.3 ℃之間，LBR儲(chǔ)層溫度在89.1～92.6 ℃之間。

圖1 油井儲(chǔ)層溫度分布圖

2.2 H2S及SRB分布

從圖2可以得出：除開采TAF儲(chǔ)層的油井H2S及SRB含量較低外，開采UBR、LBR儲(chǔ)層的油井H2S及SRB含量均較高。油井H2S濃度和SRB含量基本成正相關(guān)。

圖2 不同開采層位油井H2S和SRB分布圖

2.3 硫含量及硫同位素分析

該油田TAF、LBR及UBR儲(chǔ)層主要由泥巖、泥灰?guī)r、泥質(zhì)顆?；?guī)r、顆粒泥質(zhì)灰?guī)r四種礦物組成。從表1中硫含量檢測(cè)數(shù)據(jù)可以得出，以上四種巖性中硫酸鹽含量均較低。該油田注水為海水，其中MgSO4、CaSO4、K2SO4含量分別為1.725‰、1.379‰、0.785‰，三種鹽類總含量為3.889‰。

表1 巖心硫含量分析

表2 油井氣相H2S中δ34S同位素分析

對(duì)從油井氣相中得到的硫化銀沉淀進(jìn)行δ34S檢測(cè)，表2中檢測(cè)結(jié)果顯示，油井氣相H2S中δ34S值在-2.33‰～-2.07‰之間。

2.4 注采關(guān)系

1978年該油田開始注水，A、D、E、H平臺(tái)各有一口注水井，注水水源為所在區(qū)域的海水，注水開采的層位為L(zhǎng)BR和UBR層，TAF層未注水。

2.5 H2S來源分析

由于TAF、LBR及UBR儲(chǔ)層溫度在80.9～92.6 ℃之間，儲(chǔ)層巖石中硫含量在0.066%～0.46%之間，原油硫含量為0.15%，不符合H2S熱化學(xué)成因中對(duì)溫度大于150 ℃、原油硫含量較高或儲(chǔ)層富含硫酸鹽的要求[1,7-10]。因此該油田H2S來源不可能為熱化學(xué)成因。

油井天然氣中δ34S含量在-2.33‰～-2.07‰之間，符合H2S生物成因的一般特征[2,7-11]。從油井H2S含量和SRB的關(guān)系也可以說明，該油田H2S來源主要為生物成因。從注采關(guān)系看，H2S含量較高的油井主要集中在開采層位及注水層位為L(zhǎng)BR和UBR的生產(chǎn)油井。由于所注的海水中富含硫酸鹽和少量的SRB，當(dāng)注水被注入地層后，在地層環(huán)境下SRB大量滋生，生成H2S，最終由受益油井產(chǎn)出。開采層位為TAF層的油井，由于沒有注水，所以產(chǎn)液中H2S和SRB含量均較低。

3 結(jié) 論

該海上油田H2S來源主要是由于所注海水中含有大量的硫酸鹽及少量SRB，當(dāng)注水進(jìn)入地層后，SRB與注水中硫酸鹽相互作用，導(dǎo)致其大量滋生并產(chǎn)生H2S，最終隨著注水受益油井產(chǎn)出。