高含硫气体在地层水中溶解规律实验研究

高含硫气体在一定压力和温度条件下能溶解于地层水中.对于存在边水或底水的高含硫气藏,随着开发的逐步进行,溶解在水中的酸性气体会慢慢释放出来,使得气藏开发过程中组分和组成不断发生变化,从而对开发井的生产管理和控制以及地面集输的脱硫能力提出新的任务和要求.为此,建立高含硫气体在地层水中溶解度测试流程,测定了川东北罗家寨飞仙关组地层温度条件下高含硫气体从原始地层压力不断降压过程中高含硫气体在地层水中溶解度.该溶解度测定方法的建立,为研究罗家寨高含硫气藏开发过程中组分和组成的变化规律奠定了良好的基础,对于指导高含硫气藏的安全合理开发具有重要意义.     

本期技术推荐

正硫溶解度测定技术硫溶解度测定技术是针对高含硫气藏在开发和开采过程中随着地层压力下降,元素硫逐渐析出并且沉积,造成储层孔隙体积的改变,进而导致气藏物性参数如渗透率、孔隙度、压缩系数和岩石密度等参数的变化,这些物性参数的变化反过来又影响气体的渗流,最终影响气藏开采效率的难点问题,解决不同温度、压力条件下天然气中元素硫溶解度的测定,能准确解决元素硫的析出时机、溶解量等问题,对高含硫气藏开发方案和地面建设方案的制定等提供相应的技术支撑。     

高含硫气井井筒硫沉积模型

在高含硫气藏的开发过程中,随着井筒温度、压力的降低,硫会在井筒中析出沉积,严重影响气井的正常生产和管道安全。目前多数硫溶解度模型受使用条件的限制,无法准确预测不同温度、压力条件下的硫溶解度。针对高含硫气井的气体组分特征,在Hu溶解度模型的基础上,结合多相流和传热学理论,建立了高含硫井筒温度、压力分布模型以及硫沉积预测模型。对某高含硫气田进行实例分析,计算得出温度分布、硫溶解度分布规律以及硫沉积量,并研究了气井日产量、硫化氢体积分数对井筒硫沉积的影响规律。研究结果表明:硫溶解度从井口到井底逐渐增大,呈非线性变化;同一时间,气井产量增加,井口温度升高,则硫溶解度增大,硫在井筒的析出位置上升,井筒相同深度的硫沉积量增大。模型计算出的硫析出位置与实例相比,误差小于1%。准确预测井筒中的硫沉积,有助于更好地管理具有潜在硫沉积问题的气井。     

高含硫气藏硫溶解度的关联和预测研究

硫沉积是高含硫气藏有别于普通气藏的重要特征.硫沉积不仅影响气井产能,而且会对整个气藏的开发带来很多危害,因此,正确计算和预测不同条件下硫的溶解度具有十分重要的意义.鉴于高含硫气藏中硫沉积实验研究的难度,针对硫的溶解与析出类似于超临界流体中溶质的溶解与萃取过程,利用超临界流体相平衡模型中的压缩气体模型,建立了关联和预测硫溶解度的热力学理论模型.在该模型中,通过拟合回归硫在纯二氧化碳、甲烷和硫化氢气体中溶解度的实验结果,得到了硫与这些气体组分的二元交互作用系数,最后通过实例计算,验证了模型的正确性和可靠性.     

高含硫气体中元素硫溶解、沉积的机理分析

元素硫的溶解与沉积是高含硫气体有别于常规气体的一个最大区别,也是高含硫气体中一个最重要的研究内容。由于富含H2S、CO2等酸性气体、元素硫能以多种形式存在于高舍硫气体中。研究了高含硫气体中元素硫的溶解与沉积,主要包括溶解与沉积的机理和各种影响因素的分析,总结了在不同温度、压力和气体组成成份的条件下,硫溶解和沉淀的不同形态。     

析出硫为液态的高含硫气藏数值模拟方法

为实现对高含硫气藏开发过程中析出硫的定量预测,提出了析出硫为液态的高含硫气藏数值模拟方法。首先以硫溶解度随压力变化实验为基础,建立硫溶解度数学模型和析出硫液相体积分数计算模型,计算不同压力下析出硫的液相体积分数,创建CVD实验;其次通过气体组成的归一化处理,确定高含硫气藏的真实气体组成;最后综合真实气体组成、CVD实验和CCE实验结果,创建反映硫析出的PVT样品,采用组分模型进行析出硫为液态的高含硫气藏数值模拟研究。采用该方法对四川盆地普光气田主体气藏开发过程中析出硫进行了定量预测,结果表明:硫饱和度随以井筒为中心的径向距离的增大而减小,越接近井筒,硫析出量越大,硫饱和度越高;随生产时间的延长,天然气采出程度越高,气藏压力越低,硫析出区域增大,相同半径处的硫饱和度增大。该方法实现了对高含硫气藏析出硫的定量预测,提高了开发动态预测的准确性,为科学开发该类气藏提供了更可靠的决策依据。     

高含硫气体中元素硫溶解度实验测定及计算方法研究

元素硫沉积是高含硫气藏开发中最重要的研究内容之一.为了准确获得高合硫气藏中饱和元素硫含量,通过自主设计实验方法和实验流程,购置相应实验配件,以真实气体为实验对象,测定了B24井和TD5-1井井口气样在一定温度和不同压力下元素硫溶解度.该实验方法的建立,为准确测定不同高含硫气体中元素硫溶解度提供了参考和依据.在实验研究成果基础上,对目前广泛使用的Chrastil模型和Roberts常系数模型的正确性进行了关联性研究,结果表明利用Chrastil模型计算高含硫气体中元素硫溶解度误差较小,准确性较高,而Roberts提出的常系数模型由于只是以特定的流体组分和实验条件为基础回归得到,其对不同组分和压力温度条件下元素硫溶解度的计算误差较大.     

高含硫气藏单质硫溶解度测试方法及预测模型

针对高含硫气藏单质硫溶解度测量准确度低的问题,基于溶剂溶解原理,建立高含硫气藏单质硫溶解度测试实验装置及实验方法,实现了某气藏含硫气样中的单质硫溶解度的测定.研究结果表明:高含硫气藏地层温度为40.0～98.9℃,地层压力为15.0～49.8 MPa,其单质硫标准状况下的溶解度为0.001～0.968 g/m3;单质硫...     

高含硫气藏元素硫沉积研究

四川气区70％的井生产的天然气都含有硫化氢和二氧化碳。由于产层压力高,H2S和CO2的分压也高,一般均达到酸性天然气界线。因此,含硫气井一般也为酸性天然气井。酸气中的硫,既可以元素的形式存在,也可以多硫化合物(H2SX 1)的形式存在,这就不可避免的要考虑酸性气体开发中硫沉积问题。了解含硫气体中元素硫的性质是研究硫沉积的前提,与硫磺沉积有关的参数包括天然气组成、温度、压力、产量等。发生硫磺沉积决定性的因素,是含硫天然气中硫磺含量超过一定温度压力条件下的溶解度,流体携带的固体小颗粒硫磺低于硫磺析出量。这使得析出的硫磺晶体,在短时间内即可堵塞通道,甚至造成关井停产。因此,对硫磺沉积条件的预测是高含硫气井开采中的一项重要工作。     

高含硫气藏元素硫形成机理及硫沉积预测研究

高含硫气藏的开发过程中,随着气藏压力的不断下降,硫在地层天然气中的溶解度不断降低,在适当的条件下,单质硫就会从天然气中析出并沉积下来,从而堵塞地层孔隙,降低地层渗透率。因此,确定硫沉积的析出条件可以为高含硫气藏的开发方案设计提供重要依据,对指导高含硫气藏合理高效开发具有重要的指导意义。研究单质硫化学沉积和物理沉积机理,并提出硫沉积的判断条件,最后建立了达西和非达西渗流条件的硫沉积模型,并进行求解和分析。计算结果表明,对于距离气井一定位置处,随着生产时间的增加含硫饱和度也增加,硫沉积越严重;初始地层渗透率越低,硫沉积对地层造成的伤害越严重,硫沉积范围越大;渗流速度越大,对地层的伤害越严重。     

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通过对松辽盆地北部天然气的烃类和非烃类组成、甲烷碳同位素、分子量、重烃气浓度、甲烷系数、重烃系数等资料的分析，研究了盆地北部不同地区天然气化学组成特征和物理性质。同时根据天然气地化特征，对盆地北部天然气的成因类型进行了划分，并探讨了生物甲烷气、成熟—高成熟油型气、高成熟煤型气和过成熟煤型气的化学组成及分布规律。研究结果表明：生物甲烷气埋深浅、碳同位素轻、气组分甲烷含量高、氮气含量高；油型气主要分布于盆地中部含油组合（萨、葡、高油层），甲烷碳同位素重于生物气，轻于煤型气，烃气成分变化较大，受各种因素的影响，表现出不同的干湿性；高成熟和过成熟煤型气主要分布于深部含油气组合（扶余油层以下），碳同位素重，气组分甲烷含量高，天然气分子量低     

三塘湖油田油气藏流体PVT特征

油气藏流体主要由烃类成分组成,在油藏及地面条件下,这种烃类混合物的物理性质取决于其化学成分及给定的温度和压力;油气藏地层流体PVT分析技术是一项用于判断油气藏类型、计算油气储量,提供在油气藏工程计算中有关数模、初步采收率研究、采供气方案设计和石油天然气深加工等基本数据的应用技术。初步总结和归纳三塘湖油田油气藏地层流体PVT、地层多级脱气、粘度与压力变化关系等特征,并结合油田的实际情况,为三塘湖油田编制科学的开发方案提供了依据。     

高含硫气田开发过程中H2S含量变化规律

对流体相平衡及高温高压下H₂S气体在水中溶解度的实验研究表明,在高含硫气田开发过程中,H₂S含量增加缘于原始地层水中所溶解的H₂S气体在地层压力降低后部分脱附而进入地层气相中。基于H₂S气体在水中溶解度实验数据和物质平衡方法,建立了高含硫气田H₂S气体含量长期变化规律模型。对H₂S含量变化规律进行的敏感性分析结果表明:在高含硫气田开发早期,产出气体中H₂S含量增加较为缓慢,在气田进入开发的中后期时,H₂S含量增加速度不断加大。同时,地层原始含水饱和度对H₂S含量增加的影响较大。在同样条件下,原始含水饱和度高的气藏其H₂S含量增加速度更快。     

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以克拉2气田为例，讨论了天然气在地层水中溶解—释放作用对气藏形成的影响，估算了因地层抬升所导致的水溶气释放为游离气的量，分析了影响水溶气与气藏中游离气组分分馏的主要因素。研究表明，天然气在地层水中的溶解—释放作用对克拉2气田天然气组分分馏起重要的作用，主要表现为：①在地层沉降和抬升过程中，由于地层温度、压力的变化，地层水选择性溶解和释放天然气组分；②在大规模水平挤压过程中，C₂+烃类气体随着边底水的迁移而流失；③地层异常高压导致大量C₂+烃类溶解于地层水中，致使气藏中甲烷相对富集。此外，水溶气释放对克拉2气田异常高压的形成也有一定的贡献作用。文章还通过天然气在水中溶解—释放模拟试验，分析了甲烷气体在地层水中因压力变化而释放的过程中碳同位素分馏状况。总结了克拉2气藏水溶气成藏过程及其成藏模式。     

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库车油气系统已经发现了22个油气藏,其相态类型的多样性的特点十分鲜明,据这些油气藏的43层PVT实验数据和相图,可以把库车油气系统的烃类分为四类7种。探明的油气储量和油气资源预测结果表明该系统“整体富气”,黑油、挥发油处于从属地位,而且多为分异作用形成的伴生型和残余型的轻质油。综合分析油、气的物理性质、相态参数和系统的油气资源等地质条件,可明显地看出天然气的干湿程度及凝析油含量的高低主要受烃源岩成熟度控制;系统的成藏条件和勘探成果（特别是克拉2大气田的发现）都说明高温裂解气潜力很大,其主要分布在此北带中段高－过成熟区,系统内的广大地域则以凝析气及伴生的液态烃为主要的烃流体类型。     

高温高压气井、凝析气井井筒及近井地带的压力变化规律

高温高压气井的井筒温度与压力的分布是气藏开发方案制定和调整的重要数据。为此,在井筒摩阻室内模拟实验及高温井筒温度室内模拟实验的基础上,优选了高温高压天然气PVT物性参数计算方法,开展了高温高压气井、凝析气井井筒及近井带温度、压力分布规律的理论研究,解决了该类气井的动态监测难题;建立了考虑井流物组成、流体相态、含水量、井身结构、动能损耗、重烃含量、环境温度等多种因素影响的井筒压力温度耦合计算模型;编制了高温高压气井、凝析气井井筒动力学软件,可实时获取气井压力、产能变化规律及储层动态参数信息。现场应用结果表明,这为实时了解气田及单井的生产动态、及时进行平面产气结构优化、制定合理开发技术对策提供了技术手段。     

多孔介质中凝析气液相变实验新方法研究

现有多孔介质相变实验方法的实验压力、实验温度偏低,不能反映油藏条件下凝析气的相变特点。根据凝析气组分随压力变化的原理,设计出研究油藏条件下凝析气相变的高温高压实验流程：采用气相色谱分析仪分析凝析气在岩心中发生反凝析相变后的流体组成,同时与该凝忻气在PVT筒的相态特征进行对比．认识多孔介质对凝析气相变的影响。用该实验流程研究的结果表明：随着压力的降低,岩心中的烃类气体作等温衰竭,当压力降至上露点时．开始有凝析液析出,凝析油气体系进入两相区;反凝析过程中随着压力降低．液相中重烃组分含量增加、轻烃组分减少．气相中则是轻烃组分增加、重烃组分减少;当压力继续降低时,对应的衰竭压力低于多孔介质中凝析油气体系的露点,且已经进入油气两相区．流体组成发生明显变化,气相中轻烃组分增加,液相中重烃组分增加;但是在PVT筒中则还处于单相气区．采出气体的组成未发生燹化。与现有相变实验方法相比．新方法具有可靠性高、精度高的特点。图3表l参6     

低渗透含硫化氢气藏储层改造中的难点及对策

我国含硫化氢气藏大部分成熟度较高，天然气中硫化氢含量的高低明显地受储层的岩性控制，天然气中硫化氢主要来自干酪根中含硫有机物的热解和储集层中沉积硫酸盐（石膏和硬石膏）的细菌还原作用或高温热化学还原作用，其储集层具有埋深大、地温高、物性条件差的特征。含硫气藏储层特性和硫化氢强烈的还原性给储层改造提出了诸多挑战。水力压裂对低渗透含硫气藏改造的适应性很差，酸压是目前我国含硫气藏储层改造最有效的增产措施，但仍面临严重的单质流沉积和硫化亚铁沉淀对储层的二次伤害问题。要提高对含硫气藏储层改造的成功率和改造效果，有效地解决储层改造中的控硫控铁难点问题，必须立足于对含硫化氢气藏储层特性和硫化氢特定理化性质的系统研究，弄清高温、高压、高含硫条件下Fe(Ⅱ)-H₂S、Fe(Ⅲ)-H₂S的反应特性、储层酸-岩反应机理及酸蚀裂缝导流能力的影响因素，提出针对性强的酸液体系与酸压工艺。     

渤海湾盆地QHD 33区块特殊储集层录井特征分析

渤海湾盆地QHD33区块稠油储集层气测C1含量高而重烃微量或几乎没有,属于一种特殊气测烃组分结构组成的储集层,利用常规气测录井规律无法进行解释评价。针对这一问题,在分析该区块油藏形成环境和烃类菌解及对储集层影响的基础上,探讨了该类稠油储集层的岩石热解、热解气相色谱、气测以及常规岩屑与岩心分析的录井特征。实例分析表明,根据这些特征可实现该盆地QHD33区块特殊气测烃组分结构组成稠油储集层的有效解释评价,同时对该盆地其他区块非常规储集层的录井特征分析与解释评价具有参考意义。