对高含硫气田开发的几点建议

1、中国石油学会天然气委员会2006年会优秀论文对高含硫气田开发的几点建议李士伦杜建芬郭平孙雷严文德（西南石油大学）摘要四川盆地东北部普光、罗家寨等飞仙关鲫滩大中型气田的发现标志着四川盆地勘探开发进入一个新阶段。高含硫气田开发要依靠科技进步，既要战略上藐视它又要战术上重视它，既要解放思想又要实事求是，既要胆大又要心细。高含硫气田开发除防腐、安全和环保三大关键问题外，基础还在地质和气藏工程研究上，本文就这方面提出四点建议意见：第一、要重视边、底水（底水待定）能量、活跃性对气藏开发影响的研究；第二、气井配产及相应开发规模的确定要合理，要想方设法创造条件试采；第三、硫沉积实验和试验早抓，尽快有个认识；第

2、四、开展含硫气体相态实验，并在此基础上深化开发理论研究。还要重视高含硫气藏的取样，做到真实可靠。关键词高含硫化氢气田开发建议四川盆地天然气资源丰富，经过半个多世纪石油人的勘探开发，发现了19个含油气层系，116个气田，截止到2004年底，累计获得天然气探明储量1.0093M012m3,据估计至少还有1.2M012m3天然气储量尚待发现和探明，勘探潜力仍然巨大。盆地东北部下三叠统飞仙关组鲍滩、中部和西部上三叠统一侏罗系将是近期重点勘探领域（见中国石油成都勘探开发研究院吴游文章）。盆地东北部普光、罗家寨、滚子坪、渡口河、铁山坡等大中型飞仙关鲍滩气田的发现，标志着四川盆地的勘探开发进入了新的阶段。但

3、是，我们面临的是高含H2S、中含CO2等腐蚀性气体的气田，如何安全、环保、高效地开发好这类特别复杂的高危气田，面临着重大的挑战。原中央组织部常务副部长、原石油工业部副部长赵宗鼐同志最近在视察普光气田时指出：“普光气田要投入开发，需要做的工作还很多、很多。一定要解放思想，一定要争取各方面以至于全社会的支持。三峡工程建设出了一批世界一流的科技成果，也造就了一大批优秀人才。我相信，我们高危气田的开发也会是这样的。”到西南石油大学之后，他又指出：“四川高危气田的开发，普光气田的开发，学校大有用武之地，要加强与各大石油公司的合作，这是一个很好的产学研基地，教学水平也将会上一个层次。”他很赞赏用特殊凝胶成

4、功地处理罗2井井下高含硫气体喷漏事故的科技成果。一、开发先例简介根据世界公认的和我国规定的气藏分类标准，H2s含硫超过5%的属高含硫气藏，CO2含硫在2.0%-10.0%的属中含CO2气藏。世界上，加拿大有众多的高含硫气田，是产硫磺大国，据2003年统计，硫磺的原始可采储量达3.124M08t（其中在酸性气体中占2.447108t）,2003年硫磺年产量达6.8106t（其中产自酸性气体的占5.7M06t）。在已开发的28个含硫气田中，硫含量超过10%的就有12个，见表1。所以他们有较丰富的经验。表1加拿大12个硫含量超过10%勺气田概况表编号气田名称可销售气剩余储量（106m3）H2s含量(

5、mol/mol)剩余可采H2s气（106m3）固态硫含量（103t）1布拉克斯通（Blackstone）26660.1003504742布恩一蒂帕（Burnt-Timber）12860.1733274443卡洛伊（Carloine）111380.223476864654柯尔门（Coleman）5980.2552243045克劳斯费尔特（Crossfield）45650.16107214546东克劳斯费尔特（CrossfieldEast）39550.257168022787拉姆贝尔特（Lambert）7020.1671692298穆斯（Moose）27580.1113965379奥克托克斯（Ok

6、otoks）5380.31833545510勒西奈斯一惠斯特（Ricinus-West）8270.28339153011温特福尔（Windfall）37830.11658979812滑脱汤（Waterton）57080.22721602928法国拉克气田与普光气田很相似，探明地质储量3200X108m3,产层分两层，属同一压力系统，上部下白垩统石灰岩厚200300m,平均井深3800m,最高达5000m,Pj=66.15MPa,Tf=140C,平均孔隙度5中国石油学会天然气委员会2006年会优秀论文6%,基岩平均渗透率112mD,网状裂缝为主，探井钻井时井喷着火。经过7年开展大量研究工作后才开

7、发，稳产阶段保持了（75-82）X108m3/年的年产量，无边、底水，稳产19年，现已开采50余年1。以下再举两例。1 .加拿大CrossfieldEast气田D-1气藏该气藏于1969年开始开发，有35口生产井，单井产量平均（4.228.0）M04m3/d,井深2700m,井底温度90oC左右，天然气中H2s含量为36%,CO2为12%,含少量凝析油和饱和水蒸汽（也有少量地层水）。简要情况如下。（1）在H2s含量<35%时，只根据H2s含量是不能完全预测硫沉积的，该气田仅D-1气藏才出现硫沉积，其它区块则没有。（2）腐蚀控制除合理选择材料外，以加缓蚀剂为主。地面管线采用API5LX-4

8、6电焊管，其材质化学成分如下：C为0.15%0.25%;Mn为0.60%0.73%;P为0.005%0.012%;S为0.009%0.21%。最小屈服强度364378MPa。焊接前管子要预热（177C）,焊接后要控制冷却速度不要太快，最后整段焊缝需退火，使硬度HB<188或RC<19。腐蚀预测的方法包括：腐蚀试件，氢探针，超声波检测和定期拆卸检查。（3）为防止水合物生成，气流温度均保持在33c以上，在井筒760m以上安装热油循环装置。（4）井下、井口和集气管线上安装了高、低压截断阀。在集气管线的不同部位上安装回压阀，并配备了650.876.2mm的燃气管线。2 .川东卧龙河高含硫卧

9、63井先导测试2该井于1979年7月10日完钻，井深2306.29m,H2s含量31.95%,CO2含量1.65%,套管直径中177.8mm,APIC-75抗硫套管，油管663.5mm,为同一材质。井口装置为国产CQ-250抗硫井口（上海），后改为KQ-350井口装置（四川什那）。由于H2s含量过高，限于当时技术力量和装备，关了14年。在充分利用国内外现有技术基础上，从1993年开始，对被认为“高含硫禁区”的卧63井进行了试生产，先后完成了一期试采工程和一期试验工程，以便积累高含硫气井开采的经验。（1）试采前对卧63井含硫气体进行相态研究，重点分析在试生产过程中可能出现的元素硫和水合物的形成条

10、件。虽然H2s含硫高，但由于地层压力（93年10月测地层压力为11.695MPa）和地层温度低，估计井筒内短时间内不会出现硫堵，但仍在井口安装了缓蚀剂和添加溶硫剂罐的预防措施。试验结果是：换井口装置放喷时，火焰呈明显黄色。在闸阀填料周围有灰黄色元素硫，只因沉积量小，未引起堵塞。未能分析近井带和井筒的硫沉积。（2）实验分析，当H2s含量超过30%时，水合物形成的温度可达到29C,比普通天然气高出10c以上。由于采取高压输送，井口不节流的试采流程，输气压力45MPa和温度22c时，水合物生成的主要部位在二号站节流阀后。（3）参照加拿大Crossfield气田，集输管线钢材选用了材质相近的st.45

11、8钢。管线安然无恙。但出现过压井管线弯头开裂、安全阀弹簧断裂和试验撬7号罐出口处锻制的三通开裂等问题。压井管线在接触高含硫气体40多个小时后发生硫化物应力腐蚀的开裂现象，其穿透管壁裂纹长5cmoC-75抗硫油管含碳量较高，在弯头煨制过程中易产生马氏体组织，若煨制后不按要求热处理，就会使C-75管材失去抗硫性能。事后检查裂缝区附近，材质的局部硬度达到HB=259（相当于RC=26）,超过硫化物介质环境的硬度要求。安全阀弹簧从中部发生脆性断裂，断面整齐，这种在H2s介质中的断裂较为普遍，所以要专门制作高含硫天然气用的安全阀。三通开裂是未经设计允许擅自采用了20MnMo钢材料所致，局部硬度超标。尽管

12、这一先导试验还不可能指导普光、罗家寨等大中型气田的开发，但这已经是非常难能可贵的了，它给我们的启示是：不只是建立室内的抗硫实验室（如PVT实验室），还要有现场的小型试验基地才好。二、高含硫气藏开发的特点和难点深层高含硫大气田的发现是石油人对全国和JI渝人民的重大贡献，从此开辟了JI渝海相碳酸盐岩地层找油找气的新领域，它展示了勘探开发的美好前景。这些气田群大致具有以下有利条件：具备有利的沉积背景，处于台地边缘沉积相中，有的处于海槽边缘鲍粒滩微相中，主要岩性为鲍粒砂屑白云岩；具备单井高产条件，有效厚度大（普光最厚可达400m）,孔渗条件好，I+II类储层占总厚70%以上，有效孔隙好，试井解释渗透率

13、达几十个毫达西。具备高产的物质基础，普光的储量丰度可与克拉-2气田比美，达55.08108m3/km2。具备高产井的产能，压裂酸化后产能普遍提高。水平井技术也能有效地提高单井产错误和挫折教育了我们，让我们变得更加聪明。开发这类特别复杂的气藏，既要胆大又要细心，既要战略上藐视又要战术上重视它，既要解放思想又要实事求是。我们一定要充分认识其特点和难点。1.高含硫气藏存在着比低含硫气藏更加严重的腐蚀性和危险性碳素钢的CO2腐蚀机理主要是CO2溶解于水生成碳酸而引起的电化学腐蚀，其腐蚀速率受CO2的分压、中国石油学会天然气委员会2006年会优秀论文温度、腐蚀产物的保护性、材料、腐蚀介质的成分、流速、某

14、些有害气体（CO、H2s等）的存在和残余应力等影响。其中CO2的分压、流速、PH值、温度和保护膜、溶液成分、材料成分、缓蚀剂等都是非常重要的因素3。H2s引起的主要腐蚀类型有如下。（1）电化学失重腐蚀，它是金属在含硫的湿天然气中发生的电化学反应，是金属表面形成针孔、蚀坑、斑点和溃疡等现象。（2）氢脆和氢鼓泡（HSC）,H2s介质作用时加剧了钢的渗氢作用，从而导致金属氢脆和设备腐蚀破（3）硫化物应力腐蚀破裂（SSC）,它是金属在含硫天然气和应力两者作用下产生的破裂，拉应力来自外力负荷和内应力。H2s是一种最致命的职业伤害的气体（是杀手），体积（或摩尔）含量1%相当于10000Ppm（毫克每升），

15、空气中H2s含量达500Ppm时人就神志不清，15分钟后会停止呼吸。加拿大的职业出露极限（OccupationalExposureLimit）为10ppm,最高为15ppm。H2s的爆炸极限也很广，空气中含量为4.3%46%范围。2 .在生产工艺流程中水合物生成情况也远比一般含硫气田严重和频繁。以卧63井为例，H2s>30%时，水合物形成的温度（9.5MPa时）可以达到29C,约比一般不含硫气藏（同样压力条件下）高出103 .最具特色的是元素硫在地层中（尤其在近井地带）井筒和地面设备中的沉积问题，防治地层中硫沉积对产能影响要比地面复杂得多在众多开发高含硫气藏的问题中，源头还在地下，地质和

16、气藏工程研究是一切工作的基础，它会直接影响到矿场地面建设工程、输气干线建设工程以至于城市燃气工程建设等。基础扎实，心中不慌”，但是，由于评价勘探阶段井数有限、工作量有限、所取资料有限、高含硫气藏特殊条件受限，特别是试采条件受限，速度又高，上得又猛，这给气田开发带来很大的不确定性和风险性，本文不准备涉及高危气藏的防腐、安全和环保等关键问题，主要就气田开发问题提出一些建议意见，以供参考。三、几点建议1 .要重视边、底水（底水待定）能量，活跃程度等对高含硫气藏开发的影响研究现在川东北飞仙关鲍滩气田群中，有的已发现有边水，产层底部情况还不清楚。H2S、CO2在Cl-、地层水参与下对金属的腐蚀速率会大大

17、加剧。如普光气藏普8井测井解释的气层底界面稳定为-5242m处，往下为测井解释的水层段；普9井气层底界为-5230m。气藏的驱动方式直接影响气藏的开发以至于整个供气系统的技术经济指标，它影响到井位分布、完井方式、气井产量、天然气采收率、地面采输、处理系统以及长输干线输送等一系列问题。随着评价勘探深入和开发井钻井，这个关键问题会逐渐明朗化，但在水的动态资料方面还不可能在短时间内完成。作为了解边水活跃性的边缘井一定不要因防硫而处置了，而应设法获取水的动态资料。由于这一问题的不确定性和风险性，在气井配产、生产井分布以至于完井方式等都要留有余地，以防不测。（1）法国拉克气田，无边、底水，所以提高了气井

18、耐腐蚀的寿命，气田稳产了19年，开采在50年以上。四川威远震旦系气藏，含H2s仅1.2%1.4%,由于底水侵入，气井腐蚀严重。它给我们一个重要的启示：在开发四川高含H2s水驱气藏时，一定要早期整体治水，采取主动型开发方式”，避免或减弱水侵强度，延长气井的无水采气期。并可考虑拉克气田的经验，把开发井适当集中在构造高部位，适当考虑射开的厚度。并预先考虑开发中、后期在气水边界附近注心或水解聚丙烯酰胺堵剂挡水的措施1,45。（2）克拉-2气田在编制开发方案时对边、底水能量大小及其活跃程度作了静态分析。首先，根据构造特征、断层发育情况及砂体分布规律，估算了边、底水体积，它约为气藏体积的3倍左右；其次，又

19、根据测井解释，最下层IV段底水层渗透率低（0.428.8mD）,所测9个水层在打开程度15%63%时，平均单位厚度米水指数仅0.1041m3/dMPa-m,水层的产能很低，另外垂向的夹层分布较多，因而底水活跃性差。但由于气藏南北两翼较陡，储集层翼部的高渗透段（III段，特别是III1、III2）出露在气水界面以下，因此有可能造成边水活跃的局面；第三、在编开发方案时分析了打开程度对底水锥进的影响，巨厚储层内部垂直连通性分析，III段顶部夹层对开发效果的影响，水体大小对开发效果的影响等。通过地质、气藏工程等研究，采用了一套井网开发下第三系砂砾岩和白垩系巴什基奇克组砂岩，总体上布三排井，以轴部布井为

20、主，井距900m左右，总生产井28口（含观察井），单井产量100X104210X104m3/d间，采气速度4%,年产气100X108m3,稳产14年，稳产期末采出程度56.5%,20年预测期末采出程度72.33%叫（3）根据川东石炭系气藏开发20余年的经验，对气藏地质特点、井网分布和气井生产过程进行综合对比后认为，合理的生产井密度和井生产制度对中、低渗透、非均质气藏非常重要，它是提高气藏最终采收率，整体开发指标实现的关键因素7。这对所有气藏都有参考价值，福成寨、张家场、相国寺为代表的老气田开发效果好。各生产井配产合理，全气藏维持均衡开采，未明显引发边水快速推进，动态储量逐步中国石油学会天然气委

21、员会2006年会优秀论文扩大，各井稳产时间延长，开发效果很好。而云和寨、双家坝气田开发效果就差。井网稀，井距大，单井平均产量高。如云和寨石炭系气藏共安排了生产井7口，投产13年总体效果差，开发规模还未达到设计要求，云2井、11井见水时间提前了10年，预计稳产期12年，实际仅6年，稳产期末采出程度预计40%,实际为19%。2.气井配产要合理，气藏开发规模要恰当，一定要想方设法创造条件在大管线投产前安排试生产(局部试也行)气井的合理产能要受到绝对无阻流量、排泄区内当时的压降储量和有无地层水干扰等三个主要因素控制。要防止因气井初期产量的较大可调性产生误导，错误地把气井产量过分提高。对气井的定产不能有

22、效控制在合理范围内，引发新井接替不足的可能性就很大。对低渗透非均质气藏更要注意。对它们，可采储量的35%50%只能在漫长的递减期内采出，只有处在相对高渗透区的储量的60%,采气速度是人为可以调节的15。(1)要认识到有害气体不能大量放空，这给勘探阶段的气井产能测试带来很大的困难和不确定性。现流行的一点法测试方法不是一个完善的可靠的方法，尤其在一个新地区缺乏足够数量的修正等时试井和系统试井数据验证的时候。据中国石油成都勘探开发研究院验证罗家寨飞仙关高产井情况说明，对中高产气井，在生产压差很小时，一点法计算的大。Qaof可以成倍地偏大，生产压差愈小，一点法计算的误差就愈(2)在新领域、新地区、新气

23、藏要用一点法测试资料，就一定要有修正等时试井或系统试井资料作对比。对一点法测试，最近成都研究院同志提出的一点法测试公式为式中:2qg()(11,1C1k2Pr2qAOF1JC/Pr2'士)2qAOF(1)Ci二券根据实际产能测试，在统计样本足够多时,就能确定Ci。此外可利用与单点测试一起进行的压力降落和压力恢复测试求得A、B(见文1P.163),已知A、B,按(1)式可求出一点法测试的qAOF,统计样本多了，就能得到本地区、本层的Ci值。(3)探索更快速的试井方法。文5介绍的阶梯式产量单调变化的试井方法就是其中的一种，它是缩短每个生产制度间压力恢复时间来加快试井进程的。测试前稳定生产时

24、间410小时，每个生产制度生产时间0.322小时，每个制度后压力恢复时间2030分钟。这种方法在H2s含量23.5%的俄罗斯阿斯特拉罕凝析气田试过。至于具体开关井时间还可根据本气藏渗透性能情况和井筒储层效应结束时间等加以探索。(4)西南石油大学李晓平、黄全华、段永刚、陈伟等都根据气井生产数据(包括不稳定产能分析)来确定单井控制储量和地层参数。其中段永刚、陈伟等通过对低渗透气藏的储层特征、气藏开采特征和气井生产动态的分析，建立了气井流入动态模型，建立了不稳定产能分析方法，对磨溪嘉二气藏重点井进行15井次拟合，确定出单井控制储量和地层参数，随后又对7口井进行不同工作制度下的动态预测，确定不同工作制

25、度下稳产期、采收率、增压时间和自然衰竭开采下的累积产量等重要信息。预计对中、高渗透井也应是适用的。(5)试生产的重要性不容细说。一有条件就应进行，长庆气田在向北京输气前就在榆林地区开辟生产试验区4。3.开展硫沉积机理、规律和防治技术研究关于高含硫气井的元素硫沉积及其解决途径文9已作了详细介绍。地面管道和井筒的防治技术相对较好办，难的是防治近井带硫沉积影响气井产能的问题。硫沉积的研究要以实验为基础，以小型现场试验为依据，总结规律，再上升到理论(建立数学模型)再指导实践。今天做实验和试验就是为了明天少做或不做实验和试验。4.开展高含H2S、CO煌类气体的相态研究高含硫气体的相态研究是开发好这类气田的基础，有了这些研究有助于开发技术政策的制定，它主要如下。(1)硫沉积机理、影响因素、沉积规律、预测和防治技术。(2)水合物形成机理、影响因素、生成规律、预测和防治技术。(3)确定计算气藏储量、气井产量、气体渗流方程所需的物性参数，如气体偏差系数(z)、拟临界性质、体积系数、粘度等，还有因硫沉积所引起的孔隙度、渗透率变化等。国外已有高含硫气体物性参数计算的校正方法、公式或图件。这方面只要适当验证一下即可，不需事事验证4。中国石油学会天然气委员会2006年会优秀论文(4)高含硫气藏取真实气样成为一个难题，除非有抗硫的井下取样器。地面取样恢复到地层压力和温