／
Natural Gas Technology and Economy
Vol.14，No.1 Feb.2020
2020年
第14卷·第1期
天 然 氣 技 術 與 經(jīng) 濟
Natural Gas Technology and Economy
川東北某高含硫氣田天然氣硫化氫含量變化規(guī)律
Change trend of H2S content in one certain high-sulfur gasfield, northeastern
Sichuan Basin
韓靜靜
（中國石化中原油田普光分公司，四川 達州 635000）
Han Jingjing
（Puguang Branch, Sinopec Zhongyuan Oilfield Company, Dazhou, Sichuan 635000, China）
Abstract: In order to sufficiently and accurately grasp some change trend of H2S content in the process of gasfield
development and to provide the guidance to make measures for similar ones, this paper took one certain high-sulfur gas?
field in northeastern Sichuan Basin as an example to carry out statistical analysis on the change trend in various structural
positions. It's shown that H2S content presents a rising trend in the process of field development, and its rising amplitude
increases successively as the location of one gas well varies from the high to the middle and then the low. After that, some
reasons arousing the change were explored. Finally, a method to quantitatively predict this change was developed. Results
show that, (1) with a decrease of formation pressure in the process of development, some H2S dissolved in formation water
is partially desorbed and moves into a gas phase, which may increase its content; and (2) according to two theories of fluid
phase equilibrium and material balance, the change trend are clarified and a mathematical model to calculate H2S content
is established. Furthermore, the change trend of this gasfield is predicted. It's indicated that H2S content is 16% as forma?
tion pressure drops to 14 MPa. In conclusion, the change of H2S content can be predicted accurately by virtue of the model,
which is conducive to making anti-corrosive countermeasures effectively in time to avoid an adverse effect of H2S on field
production. Keywords: Northeastern Sichuan Basin; High-sulfur gasfield; H2S Content; Trend; Model
修訂回稿日期：
2019－10－17 作者簡介：韓靜靜（1987－），女，碩士，工程師，從事礦產(chǎn)普查與勘探動態(tài)分析工作。E-mail：hanjingjing226688@163.com。
摘 要 為了充分認識和準確把握
H2S
在氣田開發(fā)過程中的變化規(guī)律，指導同類變酸性氣田開發(fā)過程中的措施
調(diào)整，以川東北某高含硫氣田為研究對象，統(tǒng)計分析該氣田不同構造部位的
H2S
含量變化情況，發(fā)現(xiàn)開發(fā)過程中
H2S 含量呈現(xiàn)上升趨勢，而且構造高、中、低部位氣井的
H2S
含量上升幅度依次增加。通過研究該高含硫氣田的
H2S
含量
變化情況，分析了
H2S
含量變化的原因，探尋
H2S
含量變化情況的定量預測方法。研究結果表明：
①
開發(fā)過程中，隨
著地層壓力的降低，地層水中溶解的
H2S
氣體部分脫附而進入氣相中，使得氣相中
H2S
含量增加；
②
基于研究結果摸
清了
H2S
含量變化規(guī)律，結合流體相平衡和物質平衡理論建立了計算
H2S
含量的數(shù)學模型，并對某高含硫氣田主體開
發(fā)過程中的
H2S
含量的變化規(guī)律進行了預測研究，得出氣田主體地層壓力降至
14 MPa
時，
H2S
含量為
16
%。結論認
為，通過模型能準確地預測
H2S
含量變化，有助于及時有效地采取防腐等工藝技術方法應對
H2S
對氣田生產(chǎn)造成的不
利影響。
關鍵詞 四川東北部 高含硫氣田 H2S含量 變化規(guī)律 模型
DOI：10. 3969 /j. issn. 2095-1132. 2020. 01. 008
46天然氣技術與經(jīng)濟／
總第79期 2020年
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(tǒng)飛仙關組和上二疊統(tǒng)長興組，具有“四高
一深”的特點，即儲量豐度高（42 × 10
8
m
3 ／km
2 ）、
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(nèi)外高含硫氣藏開發(fā)實
踐表明，根據(jù)現(xiàn)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(chǎn)氣量和產(chǎn)水量也不
同，但隨著開采時間的增加，高含硫氣井產(chǎn)出氣體
中H2S組分含量都有不同程度的上升。因此，國內(nèi)外
都探尋了含硫氣井的H2S含量變化規(guī)律。
1
國內(nèi)外情況調(diào)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(chǎn)后5年的時間里通過定期
取樣分析發(fā)現(xiàn)，所有氣井產(chǎn)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(xiàn)H2S含
量不斷增加
［2］
。國內(nèi)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(xiàn)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(chǎn)前和投產(chǎn)后的對比情況
［4］
，證實了低含
H2S氣藏亦存在上述現(xiàn)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(diào)研國內(nèi)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(chǎn)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(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)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
氣藏
代號
氣藏1 氣藏2 氣藏3 氣藏4
組分含量／mol
H2S
4.8%
6.7%
1.8%
6.7%～16.6%
CO2
0.3%
3.3%
0.6%
7.0%
CH4
93%
84%
96%
76%～86%
產(chǎn)水
情況
－
產(chǎn)水
產(chǎn)水
－
地層壓
力／MPa
22.93
35.34
32.86 －
地層溫
度／℃
55.5
86.1
86.9 －
天然氣技術與經(jīng)濟·天然氣開發(fā)
47／
Natural Gas Technology and Economy
第14卷 第1期
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(tǒng)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(xiàn)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(shù)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(diào)研發(fā)現(xiàn)，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?/span>2，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
韓靜靜：川東北某高含硫氣田天然氣硫化氫含量變化規(guī)律
48天然氣技術與經(jīng)濟／
總第79期 2020年
下降時析出的H2S，所以低部位構造H2S體積分數(shù)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(shù)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(shù)，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(shù)則明顯下降
［18］
。
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(chǎn)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。
H2Sx + 1
一定溫度、壓力
H2S + Sx （1）
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(nèi)。
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(nèi)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(jù)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(shù)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(shù) mgas的計算
式為：
mgas = 1 000 22.4
Gi = 44.6
Gi （2）
地層孔隙空間體積Vi計算式為：
Vi = 0.1
Zi(273 +
T)
293
pi(1 -
Swi)
Gi （3）
組分
溶解度
／（mol·kg
-1 ）
CH4
0.033
C2H6
0.047
C3H8
0.037
n～C4H10
0.036
i～C4H10
0.025
CO2
0.87
H2S
2.58
N2
0.016
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
天然氣技術與經(jīng)濟·天然氣開發(fā)
49／
Natural Gas Technology and Economy
第14卷 第1期
地層水總摩爾數(shù) mH20 計算式為：
mH20 = 10
6
18
ViSwi
= 5.55 × 10
4 ViSwi （4）
式中，mgas為地層所含氣體摩爾數(shù)，mol；Gi為天然氣
地質儲量，10
8
m
3 ；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，%； mH2O 為地層水總摩爾數(shù)，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(shù) 分 別 為 m( p) CO2 、
m( p)H2S 和 m( p) CH4 ，那么在原始地層條件下3者的溶
解度為 m( pi) CO2 、 m( pi)H2S 和 m( pi) CH4
［20］
。
假設在地層壓力為p時，邊底水侵入量為ω，那
么，當?shù)貙訅毫脑嫉貙訅毫?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(shù)分別
為：
mH2O =
é
ë
ù
û m( pi)H2S -
m( p)H2S (mH ) 2O +
ωp
-
p
i （5）
式中， mH2S 為H2S氣體的摩爾數(shù)，mol； m( pi)H2S 為原
始地層壓力下H2S氣體的摩爾數(shù)，mol； m( p)H2S 為某
一地層壓力下H2S氣體的摩爾數(shù)，mol； ωp
-
p
i 為侵入
水體體積，10
8
m
3 。
當?shù)貙訅毫?/span>p1降至p2時，那么可以推導出此期
間地層中產(chǎn)出的氣體量 Gp
2 為：
Gp
2 =
ì
í
î
ï
ï
ï
ï
ï
ï
ü
ý
þ
ï
ï
ï
ï
ï
ï
Z1 pi é
ë
ê ù
û 1 -
Cf( pi
-
p1) -
ú ω1
Vi
Z1 pi －
Z2 pi é
ë
ê ù
û 1 -
Cf( pi
-
p2) -
ú ω2
Vi
Z2 pi
Gi （6）
式中， Gp
2 為產(chǎn)出氣體量，10
8
m
3 ；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(shù)，MPa
-1 ；ω為侵入水體體積，10
8
m
3 。
假定地層壓力從p1降至p2這一階段產(chǎn)出CO2、H2S 和CH4的平均含量分別為 yCO2 、 yH2S 和 yCH4 ，則地層
中產(chǎn)出H2S的摩爾數(shù)分別為：
RH2S = 44.6
yH2SGp
2 （7）
根據(jù)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：
Gt
=
G2 +
mCO2 +
mH2S +
mCH4 （8）
式中，Gt為目前地質儲量，10
8
m
3 ；G2為剩余地質儲
量 ， 10
8
m
3 ； mCO2 、 mH2S 、 mCH4 分 別 為 水 體 析 出
CO2、H2S、CH4氣體的摩爾數(shù)，mol。
根據(jù)目前的采氣量也可知采出 H2S 為 GH2S 那么，
目前氣藏內(nèi)H2S體積分數(shù)可表示為：
y * H2S = 44.6
yi Gi
+
mH2S -
GH2S
Gt （9）
式中， y * H2S 為目前氣藏內(nèi) H2S 的體積分數(shù)，%；yi為
原始地層中含有的H2S體積分數(shù)，%； GH2S 為采出的
H2S，10
8
m
3 。
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(shù)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：
44.6
yi Gi
+
mH2S -∑
j
= 1
N
- 1
44.6
yi Gpj
= 44.6
y * H2S
é
ë
ê
ù
û
Gi
-∑
ú j
= 1
N
- 1
Gpj （10）
式中，Gpj為第j階段地質儲量，10
8
m
3 。
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
韓靜靜：川東北某高含硫氣田天然氣硫化氫含量變化規(guī)律
50天然氣技術與經(jīng)濟／
總第79期 2020年
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(chǎn)所造成的不利因素，對保證氣田安
全平穩(wěn)生產(chǎn)具有實際意義。
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（編輯：盧櫟羽）
