理论计算水溶气释放H2S对H2S产出的影响

H2S为油气藏开发过程伴随的常见有毒性、腐蚀性 气体，不仅给油气田开发带来了一定的难度，同时也给 得油气田作业人员带来了一定的风险。
目前研究表明， 开采所得的 H2S 主要由两部分组成 ：一部分为油气藏 游离气中的 H2S ；另一部分为随温度、压低降低后由对 H2S 饱和地层水中释放出来的 H2S。将这两部分 H2S 对 油气开采所显示的 H2S 的对相对贡献进行做定量计算， 以揭示开采过程中不同井位 H2S 含量变化的原因。游离气中的 H2S 含量很容易计算得出，其含量与日产气 量及硫化氢的百分比浓度成正比。而在开采过程中由于 温度与压力降低由饱含 H2S 地层水中释放出的水溶 H2S 含量，其中H2S 溶解度差可以通过给定的游离气体组成、 油气藏压力与温度及开采温度与压力计算得出。通过中惠普氮气发生器制氮稳定气体浓度。

H2S含量变化

将对不同的地质勘探与开发情况结合模拟计算来 解析 H2S 含量变化的原因及规律。据质检中心提供的 报告，大气压、地表温度条件下，研究区 ZG9、 ZG5-1、ZG1C、ZG6 井和 H2S 气体浓度达 60 万 mg/m3 以上，计算后 H2S 的体积占天然气的 40% 以上。但实 际上 ZG9 井 H2S 产自水层，由于 H2S 和 CO2 在水中的 溶解度远高于甲烷、乙烷、丙烷。饱和于这些气体组分 的地层水一旦到达地面后，因温压降低，这些气体将从 地层水中脱失出来，可以预计从水溶液中脱失出来的气 体，将具有比地下游离的天然气具有高得多的 H2S 和 CO2 浓度，但低得多的甲烷、乙烷、丙烷。 对 ZG9 井进行简化计算 ：ZG9 井埋深 6 277.75~6 375.05 m，压力 75.44~76.51 MPa，温度 150~152 ℃。 储层经过酸化后，所产天然气，甲烷 64.1%、氮气 13.5%、二氧化碳 22.2%、乙烷等重烃 0.2%。而测量这 些气体成分并没有考虑 H2S。实际上，H2S 为 616 000 mg/m3 ，即 43%。其他气体成分（甲烷、乙烷、氮气和 二氧化碳）之和总和应为 57%。地层水矿化度为 199 000 mg/L。

ZG9 井埋深 6 277.75~6 375.05m，压力 75.44~76.51 MPa，温度 150~152 ℃。储层经过酸化后，所产天然气， 甲烷 64.1%、氮气 13.5%、二氧化碳 22.2%、乙烷等重 烃 0.2%。而测量这些气体成分，并没有考虑 H2S。实 际上，H2S 为 616 000 mg/m3 ，即 43%。其他气体成分（甲 烷、乙烷、氮气和二氧化碳）之和总和应为 57%。地层 水矿化度为 199 000 mg/L。考虑到酸化会产生比较多的 CO2，同时与 H2S 一样，在开采过程中地层水可以释放 出一部分 CO2。

H2S含量变化原因

实际开发经验表明，与主要产水的 ZG9 井不同， 许多井位在开发过程中是既产气又产水的，且这些井的 H2S 含量同样很高。上面已经提到日产气量及日产水量 直接影响各自 H2S 的含量及对开发所得的实际 H2S 的 相对贡献。因此，定量计算气、水 H2S 含量及其随产气 量及产水量的变化对提升对开发过程中 H2S 含量的动态 变化认识至关重要。 针对该问题，本次研究区奥陶系井位日产气量与产 水量进行充分调研，假定了计算所用的日产气量范围为 1 000~20 000 m3 ，日产水量变化范围为 0~200 m3 。假定 游离气组成为 CH4 80% ；H2S 10% ；N2 5% ；CO2 5% ；地 下压力 ：75 MPa，温度 ：150 ℃ ；地表压力 ：0.1 MPa， 温度：20 ℃。由此计算可以得到 H2S 的溶解度差为 1.06 mol/kg ；CO2 溶解度差为 0.14 mol/kg。在此基础上，通 过对不同日产气量的模拟计算，发现随产水量的增加水 溶 H2S 在开发所得的总 H2S 含量的贡献量增加，但其 相对贡献程度随产气量的减少而增加。具体表现为当日 产量气量分别为 1 000 m3 和 20 000 m3 ，日产水量由 0 增加到 200 m3 时的开采所得 H2S 浓度分别增加至 76% 和 26.6%。

通过研究发现，造成 H2S 浓度变化很可能是地层 压力降低造成的，原因是压力降低能造成 H2S 溶解度差， 因此与开采过程类似，水溶 H2S 对油气藏 H2S 有较大 贡献。为了充分认识地层压力变化对 H2S 浓度的影响， 假定了两组游离 H2S 含量（5%、13%），日产气量均为 10 000 m3 ，分别计算气在压力完全释放（开采得到的天 然气组成）及压力减半条件下其 H2S 含量变化。通过计 算得出 ：游离 H2S 含量分别为 5% 和 13% 时，当其压 力在地下由油气藏中因开采而释放一半，温度不变的情 况下，其 H2S 浓度分别增高至 26.1% 和 31.8% ；而当其 被开采出来时，即压力降低为 0.1 MPa，温度降低为地 面温度时，其 H2S 含量分别增高至 34.2% 和 38.9%。

结 语

油气藏在迁移过程中压力的变化是很普遍的，特别是当油气藏通过断层迁移至更好的储层时，由于储集空间增加其压力相对降低。因此一部分 H2S 会从地层水中释放出来转化为游离气，造成 H2S 及其他气体含量及分 压的变化，从而进一步影响 H2S 在随油气藏迁移及被开 采过程中含量的变化。另外，在开发过程中注水，由于 这些流体对 H2S 不饱和，必然会溶解大量气藏中 H2S， 从而造成 H2S 含量的急剧降低。通过中惠普氮气发生器制氮稳定气体浓度。控制气体结构。确保需求。