含硫化氢天然气的形成机制及分布规律研究

含硫化氢天然气在全球分布广泛。我国目前已在四川、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木和准噶尔等含油气盆地发现了含硫化氢天然气。其中四川盆地川东北气区、华北赵兰庄气田和胜利油田罗家气田为高含硫化氢气田。在对国内外硫化氢研究现状分析和对硫化氢成因机理、成因类型和高含硫化氢气田地质特征研究的基础上,认为上述3个高含硫化氢气田的硫化氢均主要为硫酸盐热化学还原成因(ThermochemicalSulfateReduction,TSR)。     

沾化凹陷罗家地区硫化氢分布规律探讨

沾化凹陷罗家地区是胜利油区硫化氢显示最强烈、危害最严重的地区，该区硫化氢显示集中分布在沙四段。通过与赵兰庄地区对比，结合热模拟实验证明，罗家地区新生界硫化氢气体是沙四段膏岩层热化学还原作用的产物；膏岩层生成的硫化氢通过断层、裂缝、岩浆活动带等通道向上运移，容易在具备遮挡条件的储集空间——沙四段顶部灰岩或沙三段裂缝泥岩中相对富集。通过分析硫化氢生成一运移一聚集规律，为该区进行安全钻井和开发提供参考依据。     

靖边气田“硫水耦合”现象的成因与启示

靖边气田膏岩稳定发育,地层水和硫化氢分布局限,气田富硫区不受膏岩控制,而与富水区叠置耦合。通过模拟实验和地层埋藏演化史分析,从硫化氢生成条件及地层流体运动学角度探讨了这一现象的成因。结果表明,地层水对硫化氢生成的控制作用和储层强非均质性导致的气水分离不彻底是 “硫水耦合”的关键。该问题的研究说明：①靖边气田含硫天然气生成过程始终受地层水控制;②现今硫化氢分布是气水分离结果,并受储层非均质限制;③揭示地层水体分布的局限性可能是形成我国低含硫气田的一个重要机制。     

天然气藏中硫化氢成因研究进展

目前普遍认为天然气藏中硫化氢主要为生物硫酸盐还原（BSR）、硫酸盐热化学还原（TSR）和含硫化合物热裂解等成因。一般认为,天然气中高含硫化氢是硫酸盐热化学还原作用的结果。从气藏的地质和地球化学等方面,可以找到气藏发生硫酸盐热化学还原作用后的许多证据,根据这些证据,可以很好地判断气藏是否发生过硫酸盐热化学还原作用。尽管对天然气藏中硫化氢研究已取得一定的成果,但仍存在许多亟待认识的问题,如硫化氢的成因机理、分布规律、地质-地球化学特征,硫化氢与油气的关系,以及硫化氢形成的主控因素等。总结了国内外关于硫化氢天然气成因研究进展及其存在的问题,以期引起人们对硫化氢天然气的关注。     

靖边气田“硫水耦合”现象的成因与启示

靖边气田膏岩稳定发育,地层水和硫化氢分布局限,气田富硫区不受膏岩控制,而与富水区叠置耦合.通过模拟实验和地层埋藏演化史分析,从硫化氢生成条件及地层流体运动学角度探讨了这一现象的成因.结果表明,地层水对硫化氢生成的控制作用和储层强非均质性导致的气水分离不彻底是"硫水耦合"的关键.该问题的研究说明:①靖边气田含硫天然气生成过程始终受地层水控制;②现今硫化氢分布是气水分离结果,并受储层非均质限制;③揭示地层水体分布的局限性可能是形成我国低含硫气田的一个重要机制.     

中国碳酸盐岩大气田硫化氢分布特征及成因

具有工业价值的硫化氢气藏可为硫磺产品提供重要资源。对中国目前发现的8个碳酸盐岩大气田中硫化氢气体的含量特征分析表明,含硫化氢气藏主要分布在三叠系,在二叠系、石炭系、奥陶系、寒武系和震旦系也有不同程度的分布。硫化氢含量较高的气田和层位普遍发育硫酸盐岩,这是控制天然气藏硫化氢含量的关键因素,温度和时间也是重要的影响因素。中国碳酸盐岩大气田中的硫化氢是由硫酸盐还原和烃类裂解生成的。     

柴达木盆地英雄岭地区硫化氢形成机理及分布预测

近年来，柴达木盆地英雄岭地区下干柴沟组上段（E₃²）咸化湖相碳酸盐岩中发现了含硫化氢气藏。为了明确硫化氢的成因机理和有效预测其分布，开展了天然气地化特征分析和模拟实验。结果表明：①英雄岭中部地区硫化氢为硫酸盐热化学还原（TSR）产物，温度越高，生成量越大。烃源岩的发育、广泛分布的膏盐岩地层、较高的地温梯度及大量发育的孔隙型储层为含硫化氢气藏的形成提供了有利条件。②受晚喜山运动整体抬升影响，现今地层在历史成藏时期所经历的最高古地温更高。③E₃²沉积期，湖盆中心岩盐发育，油气封盖条件较好，盐下孔隙型储层的发育有利于硫化氢的富集，综合预测英雄岭中部—干柴沟一带的盐下地层为硫化氢富集区。该研究成果对含硫化氢气藏的勘探部署与生产安全均具有重要意义。     

追溯含硫天然气的主要运移途径

在自然条件下,真正不透水的岩石只有永冻层和膏盐层。因此,膏盐层是油气藏极好的盖层。世界上很多含油气丰富的盆地均有巨厚的膏盐层。苏联阿姆河含油气盆地的岩盐-硬石膏层厚度可达1200m,共下的侏罗纪地层中聚集了大量的烃类气体。由于受膏盐层影响.无论是气藏气还是地层水中均含有硫化氢气体,其含量在水中为8～850mg/l。     

四川盆地海相天然气富集成藏特征与勘探潜力

四川盆地是一个高度富气的盆地,在四川盆地已发现的海相大中型气田多以孔隙型储层为主,普遍含有硫化氢(一般占天然气体积的0.2%~17%),烃类主要以原油裂解气为主.充足的气源是四川盆地海相油气富集的重要条件,古隆起为海相油气的聚集提供了圈闭条件,富含膏盐的白云岩储层为硫化氢的形成提供了硫源和催化条件.海相层系大多经历过较大的埋深,这为硫酸盐热化学还原反应的发生提供了热动力条件,而硫酸盐热化学还原反应过程更为原油裂解提供了催化条件,导致气藏中既富含硫化氢又富含甲烷气.研究表明,川东北地区飞仙关组和长兴组成藏条件优越,是最现实的勘探目的层系;四川盆地邻近膏盐层上下的大量薄层席状分布的孔隙型白云岩储层为潜在的勘探目的层;川东地区是四川盆地勘探潜力最大的地区.     

四川盆地南部纳溪——塘河地区下三叠统嘉陵江组含硫气藏成因

四川盆地南部纳溪-塘河地区下三叠统嘉陵江组气藏属于含硫气藏，其整体H2S含量在整个泸州古隆起属较高，局部地区H2S含量高达25～30g／m^3以上，其嘉一气藏H2S主要为含硫有机质裂解成因，而嘉二、嘉三一嘉四气藏H2S主要为热化学硫酸盐还原作用（TSR）成因，而H2S成因类型与含量高低随着天然气成藏过程的变化而变化，燕山早一中期深层志留系来源的气向上运聚成藏，嘉陵江组各气藏呈现低含生源成因H2S特征，燕山末期一喜山早期嘉陵江组储层古地温大多高达140℃以上，含膏岩分布的嘉二、嘉三一嘉四气藏大量发生TSR反应，形成TSR反应成因为主的高含硫气藏，在喜马拉雅运动中晚期由于构造抬升、古地温大幅度降低，TSR反应减慢甚至终止，由于地层水对H2S的溶解作用，使含硫气藏H2S含量重新分配和调整，从而造成不同区域或不同气藏的舍硫量具有较大差异。     

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如何成功地开发高含硫油气田，在我国是一项新的科研项目，我国典型的高含硫油气田有四川川东含硫３２％的卧－６３井和含硫９２％的华北赵兰庄油气田。Ｈ２Ｓ不仅对设备造成严重的腐蚀破坏，而且对人身安全构成直接威胁，本文是根据开采上川含硫气田多年的经验，在实验室和现场做了大量实验，并查阅了国内外各种资料的基础上对高含硫环境中Ｈ２Ｓ监测和人身安全工作的概括，着重介绍了Ｈ２Ｓ的特性、监测仪，防护用具以及在钻井和集     

科学安全勘探开发高硫化氢天然气田的建议

天然气中硫化氢含量超过2％称高硫化氢气。硫化氢极毒，人吸入浓度1g／m^2的H2S(相当于天然气中含0．063％的H2S)时，数秒钟内即可死亡。高硫化氢气仅出现在碳酸盐岩储集层中，碎屑岩储集层的天然气中硫化氢含量很低，绝大部分在民用标准之下(20mg／m^3)，无需脱硫即可使用。高硫化氢气田均分布在碳酸盐岩一硫酸盐岩地层组合中，有三种成因：①高温还原成因；②生物还原成因；③裂解成因。我国以往在高硫化氢天然气地质和地球化学、硫化氢气井地质、工程和开发系列技术、普及防硫化氢知识、迅速消除硫化氢大范围空气毒性污染方面的研究薄弱，建议加强这些方面的研究，以科学安全勘探开发高硫化氢气田。图1参15     

高含硫天然气分子量和压缩系数对流量的影响

目前国内外高含硫天然气田开发多采用高压输送工艺,高含硫天然气分子量和压缩系数对流量的影响较大。为此,以普光气田高含硫天然气气体主要成分为基准条件,考虑各气体成分的交互作用,基于Peng Robinson方程解算出H2S摩尔分数从0～40%的天然气压缩系数。通过计算分析对比可知：高含硫气体流量变化的影响因素与气体成分及摩尔含量有直接关系。体积流量变化在相同压力条件下,随不同含量H2S不是单纯的负增长下降趋势,压缩系数和分子量共同影响体积流量的变化。质量流量随H2S重组分的增加而增加,但主要受压缩系数的影响,增长速度及方向会在2个不同压力范围内发生变化。     

井场硫化氢气体检测方法及防护措施

针对重庆川东北天然气矿钻井作业出现的硫化氢气体中毒故事,该文在介绍硫化氢性质、分布、形成及危害的基础上,具体阐述了井场检测硫化氢气体的几种方法——标准碘量法、快速测定管法、醋酸铅试纸法、硫化氢气报警法和综合判断法;探讨了硫化氢地区钻、录井的安全防范与处理措施;介绍了硫化氢中毒途径、预防措施和现场急救方法。对于指导含硫化氢地区钻井、录井安全作业具有重要作用。     

动力学水合物抑制剂GHI-1的研制及性能评价

随着近年来国内外大量高含硫酸性气田的不断开发,天然气水合物的形成与堵塞防治问题引起了科研生产工作者的极大关注。甲醇、乙二醇等传统热力学抑制剂有毒、药剂用量大,会产生大量酸性污水难于处理,不能完全满足防止高含硫酸性天然气水合物形成的需要。本文介绍了新型动力学水合物抑制剂GHI—1的制备、性能评价方法及对含硫酸性天然气水合物形成抑制的性能评价结果。评价结果表明,动力学抑制剂GHI-1对于防止高含硫化氢酸性气体的甲烷天然气Ⅰ型结构水合物的形成具有较好的抑制效果。对于H2S含量为0．82%、CO2含量为2．43％的低合硫甲烷天然气,在8．0MPa、5℃（过冷度为8．2℃）的条件下,加注5％的动力学抑制剂GHI—1,可使水合物形成时间延长至3h以上,其药剂加量相当于乙二醇加量的1／4。对于H2S含量为7．92％、CO2含量为1．61％的高含硫甲烷天然气,在8．0MPa、10℃（过冷度为9．85℃）的条件下,加注10％的动力学抑制剂GHI-1,可使水合物形成时间延长至3h以上,其药剂加量相当于甲醇加量的1／2和乙二醇加量的1／3。     

中国天然气勘探发展战略问题探讨

近年来,全球巨型气田持续发现,勘探技术不断进步,勘探领域向寻找岩性地层气藏、深水油气藏等方向发展,非常规天然气已成为重要的补充资源类型。中国天然气资源相对丰富,常规天然气资源探明程度低,正处于快速发展阶段;非常规天然气勘探开发刚刚起步,正处于探索阶段。在充分调研国外天然气勘探经验与发展趋势的基础上,对比国内天然气勘探现状及特点,对中国天然气勘探发展的一些战略问题进行了探讨并得出以下认识：①2000年以来年均探明储量5 000×108 m3以上,大气田是储量增长的主要推动力（大气田探明储量占总数的70％左右）;②地质条件相对复杂,勘探难度逐渐加大,低品位储量占90％以上,勘探工作更具长期性,需持之以恒;③必须认识到勘探思维创新和技术进步的必要性,加大针对性技术攻关是推进天然气科学发展的有力措施;④发展非常规天然气是确保我国天然气可持续发展的必由之路。     

MDEA/DEA脱硫脱碳混合溶液在长庆气区的应用

随着长庆气区靖边等气田的不断开发,其天然气气质发生了较大变化,其中H2S含量上升到1 000 mg/m3,CO2体积分数上升到4.5%～6.0%,原天然气净化工艺采用的单一MDEA溶液已不能满足天然气脱硫脱碳需要。为此,开展了不同体积比MDEA/DEA混合醇胺溶液脱硫脱碳试验。试验结果显示：在相同的试验条件下,溶液中总胺为40%（质量分数）,DEA与MDEA体积比为1∶6配比制成的混合溶液其H2S和CO2负荷最高,溶液的脱硫脱碳性能最好。继而在4套生产装置进行了推广应用。结论表明：应用MDEA/DEA混合溶液对低含硫、高含碳的天然气进行净化处理,溶液酸气负荷较高,脱硫、脱碳性能较好,腐蚀性小,天然气净化装置运行平稳,节能效果好,经济适用。     

超酸性油气田水的腐蚀特性及缓蚀剂研究

针对我国特高硫油气田开发过程中可能遇到的回注水系统腐蚀问题，高含Ｈ２Ｓ盐水的腐蚀特性，以及应采取的相应防腐措施等进行了论述，推荐了一种缓蚀配方。