韓靜靜

（中國石化中原油田普光分公司，四川 達州 635000）

0 引言

四川盆地川東北某高含硫氣田主力氣層主要是下三疊統飛仙關組和上二疊統長興組，具有“四高一深”的特點，即儲量豐度高（42×108m3/km2）、氣藏壓力高（55～57 MPa）、硫化氫（H2S）含量高（14%～18%）、二氧化碳（CO2）含量高（8.2%）、氣藏埋藏深（4 800～5 800 m）。國內外高含硫氣藏開發(fā)實踐表明，根據現有已開發(fā)的高含硫氣田的實際情況，盡管H2S含量不同，氣井產氣量和產水量也不同，但隨著開采時間的增加，高含硫氣井產出氣體中H2S組分含量都有不同程度的上升。因此，國內外都探尋了含硫氣井的H2S含量變化規(guī)律。

1 國內外情況調研

國外的文獻資料報道加拿大卡洛琳氣藏（H2S氣體組分含量大于30%）在投產后5年的時間里通過定期取樣分析發(fā)現，所有氣井產出氣體中的H2S氣體組分含量均有不斷增加的趨勢（H2S含量上升1%～4%），且氣藏開發(fā)時間越長，H2S組分含量上升越快[1]。F.Paux報道了法國拉克氣田在開采過程中也發(fā)現H2S含量不斷增加[2]。國內西南石油大學郭平等通過實驗研究了羅家A井地層壓力降低過程中H2S含量的變化[3]，并對四川盆地幾個主要含硫氣田開發(fā)過程中組分變化規(guī)律進行了比較（表1）。

表1 四川盆地主要含硫氣田開發(fā)過程中組分變化規(guī)律表

不僅僅只是高含H2S氣藏存在開采過程中H2S組分含量不斷增加，低含H2S氣藏亦存在上述現象。張書平等報道了長慶氣田下古生界部分含硫氣井中H2S含量在投產前和投產后的對比情況[4]，證實了低含H2S氣藏亦存在上述現象。羅家寨氣田組分變化實驗表明，H2S含量隨壓力下降呈上升趨勢，初期上升幅度較快。壓力從40 MPa下降到30 MPa時，H2S摩爾濃度由12.34%上升至12.71%；壓力從30 MPa降至10 MPa時，H2S含量上升至12.90%。調研國內外含硫氣田的開發(fā)情況，結果均表明隨著開發(fā)的進行，H2S含量在氣田開發(fā)過程中逐漸上升[5]。

2 H2S含量變化情況

從2009年10月12日川東北某高含硫氣田正式開發(fā)生產到目前已安全平穩(wěn)運行10年，在氣田開發(fā)過程中定期對氣井氣體組分進行測定，跟蹤氣體組分的變化。通過對比該氣田各構造部位歷年的H2S含量數據，發(fā)現總體上該氣田H2S呈上升趨勢，不同部位上升速率不同。低部位上升幅度較大，中部位次之，高部位最小。

不同構造部位H2S含量上升幅度不同，邊部位H2S含量上升幅度（13.64%上升到15.40%，上升幅度為1.76%）大于中部位（13.61%上升到15.09%，上升幅度為1.48%），中部位的H2S含量上升幅度大于高部位（13.58%上升到14.49%，上升幅度為0.91%）（圖1～圖5）。

圖1 某高含硫氣田氣井H2S含量變化圖

圖2 某高含硫氣田構造高部位氣井H2S含量變化圖

圖3 某高含硫氣田構造中部位氣井H2S含量變化圖

圖4 某高含硫氣田邊部位氣井H2S含量變化圖

圖5 某高含硫氣田不同構造部位H2S含量變化情況圖

統計分析結果表明，H2S含量增幅與甲烷含量降幅相當。H2S含量增幅為1.38個百分點，甲烷含量降幅為1.31個百分點（圖6）。

圖6 某高含硫氣田歷年H2S與甲烷含量變化圖

3 H2S含量變化原因分析

某高含硫氣田屬于水驅氣藏，在開采過程中，除了氣藏束縛水以外，氣藏氣體始終與氣藏外邊底水接觸（圖7）[6-7]。在原始地層狀態(tài)時，氣藏孔隙體積無可動水體，只有溶解CO2、H2S和CH4的束縛水和氣藏氣。隨著氣藏開發(fā)，氣藏氣逐漸減少，邊底水侵入氣藏[8-9]。同時，由于地層壓力下降，導致氣體在水里溶解度降低，溶解氣會有一部分釋放出來。由于CO2、H2S和CH4這三種氣體在水中的溶解度差異很大，導致從水體析出的氣體量多少不一，從而導致氣藏采出氣體體積組分發(fā)生變化，H2S含量呈現上升趨勢[10-11]。

圖7 氣藏水氣變化情況示意圖

3.1 地層流體狀態(tài)變化情況

原始地層條件下，氣藏孔隙空間只有氣藏氣和溶解CO2、H2S和CH4的束縛水，且被邊底水包圍，并無可動水體[12]。目前地層條件下，孔隙空間不變，氣藏氣逐漸減少，邊底水侵入氣藏[13]。同時，部分溶解于邊底水和束縛水里的氣體（CO2、H2S和CH4）由于地層壓力下降會釋放出來與氣藏氣混合[14]。

3.2 天然氣各組分的溶解度及析出差異

氣體的溶解度大小，首先決定于氣體的性質，同時也隨著氣體壓強和水的溫度變化而變化，其中需要特別說明的是，氣體的壓強是指該氣體在混合氣體里的分壓。在地層條件下，地層溫度基本不會變化，而地層壓力逐漸減小，各種氣體所占分壓也逐漸減小[15-16]。某高含硫氣田原始地層壓力約為56 MPa，CO2、H2S和CH4三種氣體的體積分數分別約為8.5%、13.1%和77.4%，因此各單質氣體組分的氣體分壓分別最高為4.7 MPa、7.2 MPa和42.6 MPa，由此可以確定CO2、H2S和CH4三種氣體溶解度溫度和壓力范圍。

通過調研發(fā)現，CO2在氣體分壓低于5 MPa時其水中溶解度范圍在0～0.5 mol/kg，H2S在氣體分壓低于10 MPa時其水中溶解度范圍在0～2.5 mol/kg，而CH4在氣體分壓低于45 MPa時其水中溶解度最高只有不到0.25 mol/kg[17]。因此，H2S在水中溶解度最高，遠大于其他兩種氣體，其次是CO2溶解度，而CH4溶解度最?。ū?，圖8）。

開采過程中由于水體補充和構造位置的不同，低部位構造壓力最高，中部位構造次之，高部位壓力相對最低。對于H2S而言，溶解度較高，溶解H2S水體的大小對組分影響較大，侵入水和束縛水在低部位構造壓力下降時析出的H2S大于中部位構造壓力下降時析出的H2S，所以低部位構造H2S體積分數始終大于中部位，但是隨著水侵量的增加，中部位也會受到水侵影響，中低部位構造H2S體積分數會逐漸減小。在原始地層條件下，天然氣中3種組分保持一定的體積分數，隨著地層壓力下降，邊底水侵入氣藏，束縛水和侵入水里的溶解氣析出，而溶解度的巨大差異導致H2S的析出量遠大于CH4的析出量，而CO2析出量居中。因此隨著氣體的開發(fā)，H2S含量逐漸增加，而CH4體積分數則明顯下降[18]。

表2 天然氣組分在水中的溶解度表

圖8 H2S、CO2和CH4在水中的溶解度圖

此外，有的研究指出氣藏中H2Sx+1會分解析出S和H2S兩種物質，導致H2S含量上升。他們認為，地層中存在單質硫會與H2S生成H2Sx+1，隨著生產的進行，地層壓力不斷降低，H2Sx+1會沿著反應正方向進行從而使H2S含量增加。

但是，這種理論是錯誤的。如圖9所示，在開采初期，氣藏氣里有單質硫與H2S發(fā)生化學反應生成H2Sx+1，H2Sx+1與氣藏氣均勻混合儲藏在孔隙空間內。在開采過程中，H2Sx+1與氣藏氣都會被采出，而H2Sx+1在地面的溫度和壓力條件下會進一步反應生成H2S和單質硫。而在目前地層溫度和壓力條件下，一部分H2Sx+1會在地層孔隙內先分解為H2S和單質硫，在被開采出地面以后，剩下的H2Sx+1仍然會在地面的溫度和壓力條件下進一步反應生成H2S和單質硫。因此，并不會因為H2Sx+1在地層條件下分解H2S的多少而影響采出氣H2S的組分。與水體中溶解氣能影響采出氣組分不同的是，束縛水不隨氣藏氣被采出，而H2Sx+1則會隨著氣藏氣被采出。

圖9 氣藏H2Sx+1變化情況示意圖

4 H2S含量變化情況預測

在某高含硫氣田主體構造中，假定地層原始含水飽和度為Swi，地層條件下H2S的原始體積百分含量為yi，原始地層壓力為pi，天然氣地質儲量為Gi，H2S的地質儲量為yiGi[19]。根據前面的分析，隨著開采的深入，邊底水會侵入儲層孔隙空間，侵入水和束縛水里溶解氣會析出。因此，運用流體相平衡和物質平衡理論，建立H2S含量計算的數學模型，對某高含硫氣田主體開發(fā)過程中的H2S含量變化規(guī)律進行研究。

在原始地層條件下，氣體總摩爾數mgas的計算式為：

地層孔隙空間體積Vi計算式為：

地層水總摩爾數mH20計算式為：

式中，mgas為地層所含氣體摩爾數，mol；Gi為天然氣地質儲量，108m3；Vi為地層孔隙空間體積，無因此；Zi為氣體壓縮因子，無因次；T為原始地層溫度，℃；pi為原始地層壓力，MPa；Swi為原始含水飽和度，%；為地層水總摩爾數，mol。

在含硫氣田開發(fā)過程中，地層溫度基本不變，因而氣體在水中的溶解度只隨壓力變化而變化。CO2、H2S和CH4在水中的溶解度函數分別為，那么在原始地層條件下3者的溶解度為和

假設在地層壓力為p時，邊底水侵入量為ω，那么，當地層壓力從原始地層壓力pi下降至某一壓力p時，從束縛水和侵入水中析出H2S氣體的摩爾數分別為：

當地層壓力從p1降至p2時，那么可以推導出此期間地層中產出的氣體量Gp2為：

式中，Gp2為產出氣體量，108m3；Zi為原始氣體壓縮因子，無因次；p1、p2為地層壓力，MPa；Z1、Z2分別為p1、p2對應的氣體壓縮因子，無因次；Cf為巖石壓縮系數，MPa-1；ω為侵入水體體積，108m3。

假定地層壓力從p1降至p2這一階段產出CO2、H2S和CH4的平均含量分別為yCO2、yH2S和yCH4，則地層中產出H2S的摩爾數分別為：

根據目前的采氣量可知氣藏剩余地質儲量為G2，加上水體中析出氣體可知目前地下實際地質儲量為：

式中，Gt為目前地質儲量，108m3；G2為剩余地質儲量，108m3；mCO2、mH2S、mCH4分別為水體析出CO2、H2S、CH4氣體的摩爾數，mol。

根據目前的采氣量也可知采出H2S為GH2S那么，目前氣藏內H2S體積分數可表示為：

目前，某高含硫氣田主體平均地層壓力只有約30 MPa，與原始地層相差達26 MPa，如果采用推導公式直接計算會導致計算結果屬于大范圍的平均值，誤差較大，因此通過分段迭代法，可以計算出對應地層壓力條件下的CO2、H2S和CH4的體積百分含量。具體做法如下：取1 MPa作為一個步長，將目前地層壓力與原始地層壓力分為N個步長，對第j階段進行對應組分的體積分數進行求解，下一階段j+1則采用上一階段計算結果作為初始值，直至算至目前的地層壓力。H2S含量的具體表達式為：

式中，Gpj為第j階段地質儲量，108m3。

采用建立的高含硫氣田開發(fā)過程中H2S含量變化物質平衡模型，預測某高含硫氣田主體平均地層壓力降至14 MPa時，H2S含量16.0%（增幅2.7%）（圖10）。

圖10 某高含硫氣田構造主體H2S含量變化圖

5 結束語

隨著氣田開發(fā)進入后期，地層壓力必然會不斷下降，從而使得地層水溶解度不斷降低，越來越多的H2S脫附進入氣相，導致H2S含量不斷增加，并且隨著開發(fā)時間的延長，增加速度將會不斷加大。通過筆者的研究，摸清了H2S含量變化規(guī)律，建立了H2S含量預測模型，可以準確地預測開發(fā)過程中H2S含量的變化，提前采取技術和工藝方法應對H2S含量上升對氣田生產所造成的不利因素，對保證氣田安全平穩(wěn)生產具有實際意義。