普光气田气样硫化氢含量变化
分析
普光气田位于四川盆地达县-宣汉地区，区域构造位于大巴山推覆带前缘褶断带与川中平缓褶皱带相接之间，面积1116.089km2，天然气资源量为8916×108m3是在我国南方迄今发现的储量规模最大的特大型整装海相气田。

其主力气层主要是下三叠统飞仙关组和上二叠统长兴组。

普光气田具有“四高一深”特点，即储量丰度高（42×108m3/Km2）、气藏压力高（55-57MPa）、硫化氢（H2S）含量高（14-18%）、二氧化碳（CO2）含量高（8.2%）、气藏埋藏深（4800-5800m），在高含硫气田开发过程中，产出气体硫化氢含量是影响气田开发方案的重要因素。

从以往国内外高含硫气田开发过程中气样分析结果发现，高含量气田气体硫化氢含量普遍随着开采时间的增加而增加，以加拿大卡洛林气田为例，该气田1992年正式开始投产，所产气体中H2S含量在30％左右，1993--1997年的定期取样分析发现，卡洛林气田各气井气体中H2S含量处于不断上升的趋势，且气田开发时间越长，H2S含量增加速度越快，此外在国内长庆气田下古生界含硫气井中H2S含量在投产前和投产后的对比情况，也证实了H2S含量在气田开发过程中逐渐上升（图1）。

目前普光气田已开发井的气样分析中也能看出H2S含量在逐步上升的势头（图2）。

要分析H2S含量上升的原因，首先从气藏中H2S形成的原因着手。

H2S分有机成因和无机成因两大类，无机成因H2S与火山活动有关，是来自地球深处，但至今没有发现由其形成的气藏，有机H2S成因又分为生物成因和非生物成因。

生物成因主要是硫酸盐还原菌利用各种有机质（C和∑CH表示）作为给氢体来还原硫酸盐。

可用以下反应式概括：
v∑CH[或C]＋CaSO4→CaO3＋H2S+H2O
但由于硫化氢的高毒性，这一成因对H2S含量影响甚微。

非生物成因主要有两个方面，首先是高温还原成因，主要是
硫酸盐在烃类（以∑CH表示，即油气）或有机物（以C表示）参与下的高温还原而成，其形成可由以下反应式概括：2C+CaSO4＋H2O→CaCO3+H2S+CO2
∑CH+CaSO4→CaCO3＋H2S＋H2O
这一成因会使得硫化氢在天然气中含量比较高，被认为是目前高含硫气田中硫化氢形成的主要原因。

另一个非生物成因是裂解成因，主要是石油与干酪根在高温裂解形成的硫化氢。

石油与凝析油过热气化形成气体组合是4CO2•46CH4•N2•H2S＋痕量氢，因此裂解成因天然气中硫化氢含量一般不高。

普光气田天然气属晚期裂解干气，这种干气以甲烷为主，干燥系数基本上都在O.99以上；富含非烃气体，CO2和H2S平均含量分别达5．32％和11．95％；甲烷碳同住素较重。

值大多集中在-29‰～-34‰范围，表明热演化程度很高，在成因类型上属油型气。

这些天然气主要源于古油藏原油的高温裂解作用，还有部分气来自烃源岩。

比较上述硫化氢形成的几种原因，普光气田气源中高含硫化氢可以认为是由于上述硫酸盐热化学还原作用所致。

气田所在的宣汉一达县地区地处上扬子地台东北部川东高褶背斜带，北为大巴山弧形褶皱带，西侧以华蓥山断裂为界与川中平缓褶皱带相接。

该构造带在地质地貌上呈一向北西突出的弧形展布，主要由一系列轴面倾向南东或北西的背、向斜及与之平行的断裂组成。

该区经历了燕山期及早、晚喜马拉雅期3期构造变
形，主要形成北北东、北西向构造，总的特点是褶皱强烈，断裂发育。

根据钻井揭示及地表露头资料，本地区下古生界地层较完整，仅缺失上志留统。

上古生界缺失了泥盆系全部和石炭系大部分，仅残留中石炭统黄龙组，而二叠系齐全。

中生界三叠系、侏罗系和下白垩统较全，上白垩统缺失。

新生界地层基本上没有残留。

中三叠世及之前地层为海相或海陆交互相沉积，晚三叠世及之后地层为湖泊一三角洲一河流沉积。

普光气田的鲕滩储层中发育了薄层膏质岩类经过早期的白云化和埋藏溶蚀作用后，已经具备一定的储集性能，侏罗纪中后期至白垩纪末期，随着盆地持续快速沉降，储层温度不断升高，达到硫酸盐热化学还原作用发生的温度条件后，在气水或油水界面附近烃类与SO42-了硫酸盐热化学还原作用，烃类被消耗，形成
H2S、CO2、硫磺、水等反应产物。

而气藏中如此之高的硫化氢含量也只有硫酸盐热化学还原作用成因才能达到（由于硫化氢的毒性决定了生物成因的硫化氢含量不会超过 3%；干酪根中含硫化合物的数量也决定了含硫有机质热裂解形成的硫化氢不会超过3%）。

但硫酸盐热化学还原作用条件又有苛刻性，它是在原始地层一个长期高温高压的环境中发生的，目前的地质情况达不到这个条件，因此硫酸盐热化学还原作用不会是目前普光气田开发中硫化氢含量逐渐上升的原因。

综上可以得出之所以气样中硫化氢含量逐渐上升，不会是由于地层中有硫化氢形成，而只会是硫化氢从水相到气相所致。

高含硫气田开发过程中H2S含量上升与地层水中H2S的溶解度密切相关。

在原始地层压力条件下，H2S在地层水中大量溶解；在气田投入开发以后，地层压力逐渐降低H2S在地层水中溶解度降低，部分原来溶解于地层水中H2S开始析出，使得产出气体中H2S含量增加。

根据亨利定律，在低压(0～2MPa)情况下，气体在稀溶液中的溶解度与该气体的平衡分压成正比，即：
P B=k•M(B)
式中 P B为稀溶液中气体溶质的蒸汽分压；k为亨利常数；M(B)为气体溶质的摩尔分数。

而在高压条件下卡罗尔实验也证实了H2S在水中溶解度随压
力的升高而增加，但其规律与低压下亨利定律有所偏差，溶解度与压力的关系并非线性关系。

但都揭示了一个现象，即：随着气田开采过程中地层压力的逐渐降低，H2S的蒸汽分压也相应地下降，导致H2S在地层水中溶解度下降，部分原来溶解在地层水中的H2S气体脱附后进入气相，使得高含硫气田开发过程中H2S含量不断增加。

因此我们不难得出高含硫气田的开发过程中，影响气样中H2S 含量的主要因素主要有三个：
第一个是最为关键的地层的压力。

地层压力的大小直接影响气体的压缩因子和地层水的溶解度，随着气田的开发，地层压力必然会不断的降低，从而使得气体的压缩因子和地层水溶解度不断变小，造成越来越多的H2S涌出，从而使气样中H2S含量增加。

第二个是地层原始含水饱和度。

H2S含量变化与原始地层水饱和度关系密切，以下是三种原始地层水饱和度为0.15,0.2和0.25情况下随地层压力的降低H2S含量的变化情况：
从图上我们不难看出地层原始含水饱和度越高，气藏开采过程中H2S含量上升幅度就越高。

第三个因素是储层中原始的H2S含量。

为了方便研究，以下是模拟了原始气体中H2S含量为5%，10%，15%和30%四种情况下H2S含量随地层压力逐渐减低的变化情况：
从上图我们可以发现储层中原始的H2S含量越高，后期开发
中随着地层压力的降低，气样中H2S含量升高越快，但相较于地层原始含水饱和度对上升速度的影响，这一上升幅度较小些。

普光气田的碳酸盐岩储层具备形成H2S的良好条件，因此其原始H2S含量大都比较高，并且有产能越高的气井H2S含量越高的特点。

影响其后期开采过程中H2S含量变化的主要因素是地层压力和地层原始含水饱和度。

目前气田正处于开发的初期，地层压力和地层原始含水饱和度变化还不是很大，因此采出的气体H2S含量增加并不明显，但随着气田开发进入中后期，地层压力必然会不断下降，降幅还会越来越快，从而使得地层水溶解度不断降低，越来越多的H2S脱附进入气相，导致H2S含量不断增加，并且随着开发时间的延长增加速度将会不断加大。

而随着H2S含量不断上升，对管道设备的腐蚀必然会加大，所带来的安全隐患也会越来越多，因此在进行高含硫气田开发时管道及井口装置材质选择上应严格要求，对生产中的各个安全环节要严格把控，对从事生产的人员要严格管理，充分考虑到后期H2S含量上升所带来的负面影响。

此外随着H2S含量不断上升，对生产中的一些工艺参数，如缓蚀剂注入量、地面脱硫中的工艺参数等都会产生较大的影响。

因此对H2S含量的检测工作应该得到加强，对工艺参数要做到随着检测数据的变化及时进行调整。

当然H2S含量不断上升，也会带来如硫磺产量的提高这样的
经济效益，并且随着科技水平的提高，如高温热分解法、催化热分解法、电化学法和光催化法以及微波法分解H2S制氢气等一些H2S应用发面的高新技术已经开始出现。

总之，在制定高含硫气田开发方案时，不能单纯的按照原始H2S含量数据，而须充分考虑其含量的变化规律。