气田开发的几个关键技术问题(高含硫)

气田开发的几个关键技术问题

----重点介绍高含硫气藏开发问题中国地质大学能源学院李治平

二00五年二月E—maildzdxlzp@163.com手公/p>

自我介绍

李治平，85年毕业于西南石油学院学院采油工程专业，88年获得该校油气田开发工程获得硕士学位，98年获得该校博士学位，2000年获得中国石油勘探开发研究院博士后证书，2002年底到地质大学能源学院工作本人的主要研究方向油气藏开发方案设计及调整方案研究油气工程方法与动态预测方法高含水后期开发调整提高采收率方法特殊油气井试井分析理论与软件开发油气井产能预测与合理产量确定低产低压井间隙抽油提高效率研究气藏工程基础研究，包括低渗气藏、含硫气藏的渗流、产能、现代试井、数值模拟等研究先后对以下气田进行过研究四川的宋家场气田、沈公山气田、蘑溪气田、中坝气田、威远气田川东的大天池气田、高峰场气田、渡口河气田中原的文23气田大庆的汪家沌气田长庆中区气田、上古气田、苏里格气田塔里木的克拉儿气田青海气田曾经获得的荣誉四川省青年学术技术带头人四川省优秀博士四川省优秀专家四川省跨世纪优秀人才教育部优秀高等学校教师中国青年科技奖中国科技发展基金孙越崎优秀青年科技奖省部级一、二等奖共五项主要讲授内容含硫气藏的定义及分类含硫气藏的勘探开发情况含硫气田的开发特征含硫气田开发的几个关键技术问题1、含硫气藏的定义及分类按照硫化氢含量进行分类：H2S体积含量在0.0014%～0.5%的气井称微含硫气井；在0.5%～2.0%的气井称低含硫气井；在2.0%～5.0%的称中含硫气井；在5.0%～20.0%的称高含硫气井；大于20%的称特高含硫气井。如四川的卧龙河气田，H2S含量5.0%～7.28%；中坝气田，H2S含量6.75%～13.3%；渡口河气田飞仙关组气藏，H2S含量12.83%～17.06%；华北油田赵兰庄含硫气藏，天然气中的H2S含量高达92%，属世界高含硫气藏之一。这些高含硫及特高含硫气藏的发现对开发和开采都提出了更高的技术要求。到目前，全国共探明气田171个，其中，中石油142个，中国石化23个、中海油6个，全国气田的分布如下中国目前气田及含硫气田的基本情况地区总资源量比例（%）东部地区东北、勃海湾、中下长江5。0416。85中部地区四川、鄂尔多斯12。140。6西部地区准渴尔、塔里木、柴达木、河西走廊10。7736。5近海地区8。221。52、中国含硫气田的勘探开发现状国内天然气勘探的形势大气田的发现情况1、1998年1月，塔里木发现克拉2气田，探明含气面积47.1kM2,储量达到2506亿方2、1996年新疆发现呼土壁气田，探明储量达到126亿3、川西白马庙地区发现600亿的天然气储量4、97年9月，新疆和田地区发现了和田河气田616亿储量5、2000年以来，新发现了苏里格气田6000亿6、四川发现了鲕滩气田，660亿7、天津大港油田发现了千米桥气田，305亿8、四川普光气田1138亿9、大庆深层气田1000亿天然气管道的铺设情况1、涩—宁—兰管道---953km,660mm管道，年输20亿，将柴达木东部的气体输入兰州2、忠线---武汉管道----695km,711mm管道，年输30亿方3、轮南---靖边---上海—4167KM，1118mm管道，年输160亿（最大220亿）（西气东输工程）4、陕---京第二管线，900km，年输30亿中国含硫气田分布

中国含硫气田分散全国各个油气区,如四川盆地、陕中大气田、柴达木盆地的台南、鄂尔多斯盆地靖边气田、涩北一、二、四气藏、吐哈的丘东及塔里木牙哈等气田及一些由复杂断块及岩性控制的小气田和油田的气顶气。20世纪80年代初期,我国探明的含硫化氢天然气占全国气层气储量的1/4。而目前我国含硫气田(含硫2%～4%)气产量占全国气产量的60%。四川盆地含硫天然气产量占总产量的80%。四川盆地的2/3气田含硫化氢，其“十五”期间探明的天然气中有990亿m3为高含硫化氢。

中国含硫气田硫化氢含量不地不同

我国天然气中硫化氢含量分布极为不均，硫化氢含量从0.001～92％不等。目前正在开发的威远气田、卧龙河气田嘉陵江组气藏和中坝气田雷口坡组气藏的Ｈ2Ｓ最高含量分别为52.988g/ｍ3、491.490g/ｍ3和204.607g/ｍ3。渤海湾盆地赵兰庄气藏的硫化氢含量高达92%，即1415.880g/ｍ3。2003年12月23日发生井喷的罗家寨气田高硫化氢天然气

硫化氢浓度平均为149.320g/ｍ3。近年发现的渡口河气田和铁山气田均为高含硫化氢气田(渡5井)。

表2-1我国高含硫化氢气井及其含量含硫气田储集条件复杂主要储层---碳酸盐岩-硫酸盐岩地层组合中

储层物性---较差，基本上是以低孔隙为储气空间,微细裂缝为渗流通道。孔隙度---孔隙度在5%左右,孔喉和孔喉半径多不匹配，渗透率---有效渗透率低于5×10-3μm2。

气藏具多裂缝系统，缝洞较发育，天然气性质差异较大。3、含硫气田的开发特征

主要的开发特征有：含硫气藏的腐蚀严重水合物极易形成含硫的天然气藏的硫沉积严重严重影响产量、造成产量下降快随着生产时间增加、气井硫化氢含量增加含硫气田硫化氢腐蚀严重

含硫的天然气还会给钻井、采气带来一系列复杂的问题，如气田或油田中存在硫化氢会造成钻具断落，油管、气管等管线的腐蚀等。硫化氢的存在还会造成人员的危害。（2003年12月23日四川开相的井喷）。

腐腐类型及破坏形式破坏形式：上部油管内壁坑蚀严重外壁基本无腐蚀穿孔；拉断下部油管内壁有坑蚀,下部有堵塞外壁均匀腐蚀,垢物严重挤扁；堵塞气液界面内壁有坑蚀及垢物外壁垢物局部脱落处坑蚀严重穿孔,堵塞。腐蚀类型：硫化应力开裂（SCC）氢诱发裂纹（HIC）电化学腐蚀以及硫堵等。卧29井油管外壁脓疮状腐蚀

卧29井油管内壁穿孔腐蚀

卧29井油管内壁腐蚀

雷11井油管内壁穿孔腐蚀

井号腐蚀描述修井后现状磨702634.7m腐蚀断落249.5m，H2080m穿孔，2080m以下油管堵死，捞出209.4m。修井无效，酸化投产初期产量2.4×104m3，目前产量2.1×104m3/d。磨632660m腐蚀断落160.53m，断口以上40多根油管结垢严重，以上第三根油管穿孔，穿孔以下被硫化铁结晶体堵死。试油队修井无效，钻井队修井投产，目前3.7×104m3/d。磨75-12445.03m腐蚀落井173.4m，为酸化工具及油管，起出油管，底部穿孔，以下被硫化铁堵死。酸化生产，产量2.57×104m3/d。磨581979.9m处腐蚀断落796.59m。捞出87.57m，余674.02m，酸化投产，2.34×104m3。磨64第61根油管严重腐蚀，674.4m开始穿孔，第161～166（2362.4m）油管内堵死，落鱼125.93m。未捞出落鱼，酸化未投产，后侧钻试油投产，2.2×104m3。磨84起出油管2582.25m，上部穿在2361m，2578.92～2582.25m，严重腐蚀，穿孔15处，井下落鱼97.44m，含封隔器及射孔枪。未打捞，酸化投产，产量0.3×104m3，已侧钻试油。日产天然气2.8×104m3。磨99悬挂头公扣断，全井管柱落井，捞出2534m，井下还有160m。打捞无效，已侧钻试油。获日产3.5×104m3。磨54起出油管在2236m处，油管断落，有486.3m油管、井下工具落井。管柱穿孔最高深2146m。侧钻后试油，获日产气3×104m3。影响硫化氢腐蚀的因素分析主要分析如下因素硫化氢腐腐与地层含水的关系----含水腐蚀更严重硫化氢腐腐与水中的禄根的关系----氯根含量高、腐蚀更严重腐蚀速度与硫化氢浓度的关系-----浓度高、腐蚀更严重硫化氢腐腐与c5+的关系----不管是否存在c5+都是十分严重的硫化氢腐腐与地层含水的关系水的存在将加速油管或者套管的腐蚀，根据调查发现，凡是井筒中存在水时，腐蚀的速度就快，水少、腐蚀的程度或者腐蚀的速度就会减慢。如四川中坝须二气藏就是很好的说明。

硫化氢腐腐与水中的禄根的关系

气田名称Cl含量腐蚀速度川中磨溪气田雷一1气藏

220～290mｇ/ｌ

.1-.2mm/a川西北中坝气田雷三气藏

3000～6000ｍｇ/ｌ

2.5ｍｍ/ａ

大天池气田

221～57014ｍｇ/Ｌ

0.15～0.40ｍｍ/ａ

由该表可以看出、cl含量高、腐蚀速度快硫化氢浓度(mg/l)腐蚀速度(mm/a)2-150.02--.2150-400.2-.5400-1600.5-.8>1600>.8腐蚀速度与硫化氢浓度的关系

钢的腐蚀速度与硫化氢含量的关系曲线气田名称c5+的含量(%)腐蚀情况泸州宋家场0严重川东渡口河0严重川东雷坡口0严重川中磨溪气藏0严重川西中坝须二藏少量凝析油严重塔河油田.77—1.73严重华北赵南庄气田少量凝析油严重硫化氢腐腐与c5+的关系

由上表可以看出，不管是否存在c5+以上的组分，只要存在硫化氢就有严重的腐蚀。在高硫化氢浓度、高压条件下，天然气水合物的形成温度可能会比水的凝固点高出很多，在常温下都极易形成水合物，会降低井口压力，影响气井产量，妨碍井下工具的起下，严重的会堵塞油管，造成生产油管及输送管线的堵塞，增加修井费用，给气藏的开发造成相当大的困难，从而影响气田的正常生产。

水合物极易形成含硫天然气藏的硫沉积严重

当天然气中的H2S达到一定的数值，天然气的压力和温度也达到一定限度时，元素硫会析出，带来硫堵问题。析出的硫对其接触的金属表面有强烈的化学腐蚀作用，并且附在金属表面的元素硫及其与金属化学作用产生的腐蚀物会减少甚至堵塞天然气的流通截面，从而使天然气不能连续的生产。根据分析知道，硫的沉积会使气井的产能降低。当元素硫沉积在孔隙之内时，对气体相对渗透率的影响不大，而当硫沉积在孔喉位置时，会大大降低气体相对渗透率，从而降低气井产能。硫沉积主要发生在距离井筒2m的范围内。且在纵向非均质性强的储集层中，渗透率高的薄层储集层极易被硫堵。硫沉积的情况分析硫沉积的识别方法----压力恢复曲线分析方法

对川东罗家寨、中坝气田等压力恢复资料的分析表明，在气井生产过程中硫会在井筒附近沉积下来，形成堵塞，在压力恢复曲线上表现为污染的压力恢复曲线特征，如罗家宅气藏，所有井的污染系数都是正的，罗家寨、渡口河气藏试井分析结果中19井97年19月测试，分析得到的污染系数是26花3井，85年5月测试，得到的污染系数是15.7（1）高含硫化氢大部分井都是复合气藏模式，井底附近渗透率小、远离井周渗透率变好，这个范围大约2-28米，表明井底周围存在堵塞；（2）渡口河、罗家寨的高含硫井的表皮系数都是正的，也表明堵塞是严重的；其他地区的井也有同样的情况。（3）含硫量低的井则堵塞不严重，如长庆气田的低含硫化氢井，其表皮系数大部分都是负的，表明没有堵塞。根据试井资料分析得出的认识：生产过程中硫化氢的含量呈增加的趋势根据威远气田的统计分析表明，随着气田的开发，气田中气体含h2s的含量不断增加，如图所示硫的存在严重影响产量、产量出现下降很快的趋势含硫化氢气井的产量呈现如下规律含硫化氢高的中低产气井影响十分严重，如四川蜀南气矿的部分井含硫化氢高的高产气井对产量的影响要小些，如四川川东的渡口河部分高产井不管是高含硫还是低含硫，都会极大影响气井生产的寿命这里蜀南沈公山13口气井的产量变化为例进行分析按照初期年产气量可以将蜀南沈公山13口气井分为三类：（1）沈1井、沈2、沈9、沈10井4口井的初期最高年产气量均大于10000万方，沈10井初期年产气量最高，达26517万方。（2）初期年产气量低于1000万方的气井有3口，沈18井初期年产气量最高为366.1万方，沈19井初期年产气量最高为238.2万方，沈21井最高仅为99.4万方。（3）初期年产气量在1000～10000万方的气井有6口，分别为沈4、沈12、沈13、沈16、沈17和沈20井。

产气量陡降类4、含硫气田开发的几个关键问题1）、气藏早期的建模问题

储层的横向预测与正确建模是科学开发的关键关键问题之一气藏早期建模存在的最大问题井稀----一般气田的探井井距在5-8公里，如长庆气田1300公里的范围只有26口探井传统的建模方法存在的问题难以反映气藏的构造、参数的分布情况计算储量偏差太大----大港千米桥气藏建模得到的结果与实际差别太大-----苏里格气藏导致决策失误----投资过大、回报过小传统建模与真实储层情况的对比解决早期建模的方法

以沉积相作为建模的约束条件改进建模的计算方法增加不稳定试井资料的约束条件增加试采动态资料的约束的建模方法2）早期产能测试资料的正确分析问题是合理配产的依据关键问题之二常规气藏产能评价的假设条件1、气藏均质、等厚、各向同性2、气藏为达西渗流3、气藏的流动达到稳定4、井底周围储层不存在污染气藏非均质严重渗流不满足达西律测试时间短、气井没有达到稳定由于钻井、完井以及压裂酸化等，使得井底周围存在一定的污染生产过程中硫沉积、硫堵等实践情况含硫气藏产能评价的基础与实际情况的对比导致出现异常资料和产能评价分析不正确目前常规的产能评价结果存在的问题A早期试气资料远远偏大

举例说明井号一点法测试分析结果修正等时试井分析结果测试层位测试日期无阻流量测试层位测试日期无阻流量s43285．8-3328．82000．10．1950.22693285．8-3328．82000．10．124.5452s53290.4-3314.02000.9.128.46993290.4-3314.02001.3.2219.2599s103248.0-3271.02001.4.150.71823248.0-3271.02001.5.2218.0849t53272.0-3275.52000.7.1026.17263272.0-3275.52001.5.2311.3173B系统试井、修正等时试井资料出现异常现象（三分之一的井出现异常）C计算产能结果不准确造成出现产能评价不正确的原因测试压力时间不够长，测试资料没有达到稳定；压力计没有下到产能中部、测试压力不准确；渗流规律发生了变化，不再满足达西定律。如存在硫堵、存在渗流的启动压力梯度、存在高速非达西效应、存在边界效应等

解决早期产能正确评价的方法从渗流的角度，研究了一套早期异常产能试井评价的方法，主要思路是：针对具体的问题、从渗流的角度重新推导了新的产能方法，如存在启动压力剃度的产能方程存在高速非达西流的产能方程研究了一套新的产能试井资料分析软件实际例子特点：按照常规理论进行分析，其直线关系不符合理论，斜率为负值，分析结果为：A=159.0708，B=-.382146新的分析结果为：

D=3A=9.664801；B=10.11188QAOF=8.984056

104m3/d西部某气田常规方法处理与新方法处理结果对比图关键问题之三3）现代试井资料的精细分析影响现代试井曲线的因素有：地层本身；井筒效应、断层、硫沉积、非线性渗流花3井，85年5月测试，得到的污染系数是15.7

关键问题之四4）合理配产问题

配产不合理，导致出现如下问题储层岩石的变形与应力污染

流体中的硫沉积出来

出现裂缝闭合早期见水、水封堵气藏、降低采收率

为什么会产生岩石的变形岩石的变形特征变形引起的污染岩石产生变形的原因储层岩石的受力作用上覆岩石的重力周围测压力的作用孔隙中流体的压力钻井后岩石应力的变化钻井后应力作用发生变化由过去的x、y方向的应力，变成径向和周向的应力应力发生变化引起的后果岩石受力变化----岩石的压缩岩石的骨架一般不会压缩、所以造成岩石中的孔隙压缩孔隙度减小渗透率也减小距井眼的距离距井眼的距离孔隙度分布渗透率分布岩石变形后孔隙度、渗透率分布特点孔隙度、渗透率分布为一种漏斗状，越离井壁、其值越小。根据计算结果表明：钻井完成后，由于应力集中，使得渗透率在井壁处的下降高达20%-30%，对于一些井，可能更大。在生产过程中，由于压降漏斗的形成，使得岩石的压缩加大，形成的漏斗更大，井壁处的渗透率下降的幅度最大可以达到60%这一理论的应用在钻井过程中，加大泥浆密度压井，有利于减少应力污染，但是，加大泥浆密度压井，又会引起泥浆对储层的污染，如何平衡二者的关系，是非常复杂的。在钻井中途测试和完井测试过程中，要求生产压差不能太大，否侧，引起岩石永久性压密。在生产过程中，要求生产压差不能太大用常规渗流力学理论难以解释某些气藏所表现出的特征、用常规的气藏渗流力学理论去分析将得出错误的结果、不能达到科学开发气田的目的气井的测试资料表现为存在边界不同生产产量下的测试资料计算得出的储层渗透率不一样异常的流动动态曲线1.52.54.016.03.613.092.532.09测试产量（万方/天）计算k（md)无限大油藏动态曲线特征岩石变形将导致气井出现以下情况岩石变形的矿场分析实例修正等时试井测试方法CQ气田气井不同产量下的渗透率值t井号一关二关三关四关终关一无阻流量cq84关井前产量1.52.54639.92k3.613.092.532.092.48K下降%14.429.9142.1131.3cq44关井前产量48121637.8k4.974.123.483.07K下降%17.1930.0439.25cq100关井前产量2468411.134k1.671.3341.751.0331.312K下降%20.4129.8938.36519.8表2.9CQ气田气井不同产量下的渗率值特征：随着测试产量的增加，测试得到的渗透率降低，降低的幅度能够达到40%以上。井眼周围渗透率分布图生产产量大小对采收率的影响研究(考虑应力污染)产

量246考虑变形不考虑变形考虑变形不考虑变形考虑变形不考虑变形稳产时间(天)52837687.59022545361040稳产结束时井底压力(MPa)4.634.625.35.35.896.0稳产结束时地层平均压力(MPa)17.57512.79325.0917.9829.422.219稳产结束时采出程度(%)37.22.38354.1812.835.880.04521.58稳产期累积采出量(108m3)2.383.460.822.290.031.38备注最低井口压力3MPa，气藏总储量6.3857×108m3井底流压差(MPa)生产时间(小时)24610.99952.14.003101.1963.36338.70841001.40014.239714.056110001.47414.7239

100001.50735.0868

考虑应力与不考虑应力的生产压差差值对比

正确认识硫沉积和堵塞的问题元素硫在天然气中溶解与沉积的规律认识硫溶解度的实验曲线（不同温度不同压力不同组分的实验曲线）元素硫在天然气中溶解与沉积规律的认识2、温度、压力和气体组成是影响硫溶解度的最主要的三个参数；3、H2S含量越大则天然气对硫的溶解能力也相应增大；4、气体组成中重质组分含量越大，硫在天然气中的溶解度就越高

硫沉积机理

元素硫的化学沉积在地层条件下，元素硫与H2S结合生成多硫化氢,在酸性天然气中化学平衡是控制硫的溶解和沉积的主要,地层被射开，气井投产之后，地层能量不断下降，当含多硫化氢天然气穿过递减的地层压力和温度剖面时，多硫化氢分解，发生元素硫的解析。当分解出的硫量达到一定值且流体水动力不足以携带固态颗粒的硫时，元素硫可直接沉积到地层孔隙中而聚集起来。元素硫的物理沉积

在气藏开采过程中，随着地层能量的不断下降,气流速度下降,天然气的携硫能力随之下降，在达到一定的饱和度之后促使元素硫从天然气中沉积出来。元素硫堵塞地层孔喉的机理人们普遍认识到固相颗粒在储层孔隙中被捕集的两种主要机理：（1）由于静电力、水动力、重力等的作用，使颗粒沉降在孔隙表面。称之为光滑沉降（SmoothDeposition）。这是过滤效应的主要机理。（2）颗粒尺寸大于孔喉尺寸而喉道处被捕获。这是微粒运移造成堵塞的主要机理。这两种主要机理表现出来有如图3-3所示的三种形式：沉降、捕获、桥堵。表3-1含硫气井硫沉积状况表3-1含硫气井硫沉积状况

表3-1含硫气井硫沉积状况a、沉降（SmoothDeposition）b、捕获（Capture）C、桥堵（PoreBridging）图3-3地层损害的三种形式空隙中硫元素的确沉降、捕获、桥堵示意图。沉降捕获桥堵a．沉降（SmoothDeposition）

在重力和静电引力作用下，固态颗粒沉积到岩石孔隙表面而被捕集。在存在动力场的情况下，一般只有在流体能量很低或沉积颗粒本身质量较大的情形才能出现。b．捕获（Capture）

在流动通道表面粗糙不光滑且流体对固相颗粒具有足够大的能量作用时，固相颗粒在获得能量后将随流体向压降方向运动，其运动往往受流动边界的干扰而杂乱无章。因此固相颗粒经常与通道壁面发生碰撞而被岩石表面捕获。c．桥堵（PoreBridging）

通常也叫卡塞，是单个或多个固相颗粒运移到地层孔喉处时，沿渗流通道的垂面粘合在孔喉壁面使其渗流通道被堵塞的现象。

降低空隙度、渗透率当硫在地层中沉积时，往往使得地层孔隙有效流动空间变小，地层渗透率降低，流动阻力增大，影响气井产能；甚至在一定情况下，地层发生严重的硫堵，井眼周围流动通道被堵死，造成气井停产、报废，使得一次采气的采收率不高。下表列举了部分高含硫气田硫沉积状况。影响气井的正常生产从下表中可以看出，高含硫的气井（或气田）在即使井底温度较高时仍然可能存在硫沉积现象，从而严重影响气井的正常生产，甚至使气藏无法投入开采，对开发开采带来重大的危害。元素硫沉积堵塞的危害气井位置H2S体积含量（%）井底温底（℃）井底压力备

注西德加拿大

加拿大加拿大

美国美国

中国冀北赵兰庄气藏4.810.4

34.453.5

78.098.0

92.0133.8102.2

79.4110.0

198.9232.2～260.0

－41.342.04

25.332.85

98.42126.54

－井底有液流；干气，在井筒4115～4267m处沉积；在有凝析液存在的情况下沉积；干气，在井筒3353m处沉积估计气体携带硫量为120g/,沉积量为32g/井底沉积井底有液流

地层发