／
Natural Gas Technology and Economy
Vol.14，No.1 Feb.2020
2020年
第14卷·第1期
天 然 氣 技 術(shù) 與 經(jīng) 濟(jì)
Natural Gas Technology and Economy
川東北某高含硫氣田天然氣硫化氫含量變化規(guī)律
Change trend of H2S content in one certain high-sulfur gasfield, northeastern
Sichuan Basin
韓靜靜
（中國(guó)石化中原油田普光分公司，四川 達(dá)州 635000）
Han Jingjing
（Puguang Branch, Sinopec Zhongyuan Oilfield Company, Dazhou, Sichuan 635000, China）
Abstract: In order to sufficiently and accurately grasp some change trend of H2S content in the process of gasfield
development and to provide the guidance to make measures for similar ones, this paper took one certain high-sulfur gas?
field in northeastern Sichuan Basin as an example to carry out statistical analysis on the change trend in various structural
positions. It's shown that H2S content presents a rising trend in the process of field development, and its rising amplitude
increases successively as the location of one gas well varies from the high to the middle and then the low. After that, some
reasons arousing the change were explored. Finally, a method to quantitatively predict this change was developed. Results
show that, (1) with a decrease of formation pressure in the process of development, some H2S dissolved in formation water
is partially desorbed and moves into a gas phase, which may increase its content; and (2) according to two theories of fluid
phase equilibrium and material balance, the change trend are clarified and a mathematical model to calculate H2S content
is established. Furthermore, the change trend of this gasfield is predicted. It's indicated that H2S content is 16% as forma?
tion pressure drops to 14 MPa. In conclusion, the change of H2S content can be predicted accurately by virtue of the model,
which is conducive to making anti-corrosive countermeasures effectively in time to avoid an adverse effect of H2S on field
production. Keywords: Northeastern Sichuan Basin; High-sulfur gasfield; H2S Content; Trend; Model
修訂回稿日期：
2019－10－17 作者簡(jiǎn)介：韓靜靜（1987－），女，碩士，工程師，從事礦產(chǎn)普查與勘探動(dòng)態(tài)分析工作。E-mail：hanjingjing226688@163.com。
摘 要 為了充分認(rèn)識(shí)和準(zhǔn)確把握
H2S
在氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中的變化規(guī)律，指導(dǎo)同類(lèi)變酸性氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中的措施
調(diào)整，以川東北某高含硫氣田為研究對(duì)象，統(tǒng)計(jì)分析該氣田不同構(gòu)造部位的
H2S
含量變化情況，發(fā)現(xiàn)開(kāi)發(fā)過(guò)程中
H2S 含量呈現(xiàn)上升趨勢(shì)，而且構(gòu)造高、中、低部位氣井的
H2S
含量上升幅度依次增加。通過(guò)研究該高含硫氣田的
H2S
含量
變化情況，分析了
H2S
含量變化的原因，探尋
H2S
含量變化情況的定量預(yù)測(cè)方法。研究結(jié)果表明：
①
開(kāi)發(fā)過(guò)程中，隨
著地層壓力的降低，地層水中溶解的
H2S
氣體部分脫附而進(jìn)入氣相中，使得氣相中
H2S
含量增加；
②
基于研究結(jié)果摸
清了
H2S
含量變化規(guī)律，結(jié)合流體相平衡和物質(zhì)平衡理論建立了計(jì)算
H2S
含量的數(shù)學(xué)模型，并對(duì)某高含硫氣田主體開(kāi)
發(fā)過(guò)程中的
H2S
含量的變化規(guī)律進(jìn)行了預(yù)測(cè)研究，得出氣田主體地層壓力降至
14 MPa
時(shí)，
H2S
含量為
16
%。結(jié)論認(rèn)
為，通過(guò)模型能準(zhǔn)確地預(yù)測(cè)
H2S
含量變化，有助于及時(shí)有效地采取防腐等工藝技術(shù)方法應(yīng)對(duì)
H2S
對(duì)氣田生產(chǎn)造成的不
利影響。
關(guān)鍵詞 四川東北部 高含硫氣田 H2S含量 變化規(guī)律 模型
DOI：10. 3969 /j. issn. 2095-1132. 2020. 01. 008
46天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)／
總第79期 2020年
0
引言
四川盆地川東北某高含硫氣田主力氣層主要是
下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組和上二疊統(tǒng)長(zhǎng)興組，具有“四高
一深”的特點(diǎn)，即儲(chǔ)量豐度高（42 × 10
8
m
3 ／km
2 ）、
氣 藏 壓 力 高（55～57 MPa）、 硫 化 氫（H2S）含 量 高
（14%～18%）、二氧化碳（CO2）含量高（8.2%）、氣藏
埋藏深（4 800～5 800 m）。國(guó)內(nèi)外高含硫氣藏開(kāi)發(fā)實(shí)
踐表明，根據(jù)現(xiàn)有已開(kāi)發(fā)的高含硫氣田的實(shí)際情
況，盡管 H2S 含量不同，氣井產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量也不
同，但隨著開(kāi)采時(shí)間的增加，高含硫氣井產(chǎn)出氣體
中H2S組分含量都有不同程度的上升。因此，國(guó)內(nèi)外
都探尋了含硫氣井的H2S含量變化規(guī)律。
1
國(guó)內(nèi)外情況調(diào)研
國(guó)外的文獻(xiàn)資料報(bào)道加拿大卡洛琳氣藏（H2S氣體
組分含量大于30%）在投產(chǎn)后5年的時(shí)間里通過(guò)定期
取樣分析發(fā)現(xiàn)，所有氣井產(chǎn)出氣體中的H2S氣體組分
含量均有不斷增加的趨勢(shì)（H2S含量上升1%～4%），且
氣藏開(kāi)發(fā)時(shí)間越長(zhǎng)，H2S 組分含量上升越快
［1］
。F.
Paux報(bào)道了法國(guó)拉克氣田在開(kāi)采過(guò)程中也發(fā)現(xiàn)H2S含
量不斷增加
［2］
。國(guó)內(nèi)西南石油大學(xué)郭平等通過(guò)實(shí)驗(yàn)
研究了羅家 A 井地層壓力降低過(guò)程中 H2S 含量的變
化
［3］
，并對(duì)四川盆地幾個(gè)主要含硫氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中
組分變化規(guī)律進(jìn)行了比較（表1）。
表
1
四川盆地主要含硫氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中組分變化規(guī)律表
不僅僅只是高含H2S氣藏存在開(kāi)采過(guò)程中H2S組
分含量不斷增加，低含H2S氣藏亦存在上述現(xiàn)象。張
書(shū)平等報(bào)道了長(zhǎng)慶氣田下古生界部分含硫氣井中H2S 含量在投產(chǎn)前和投產(chǎn)后的對(duì)比情況
［4］
，證實(shí)了低含
H2S氣藏亦存在上述現(xiàn)象。羅家寨氣田組分變化實(shí)驗(yàn)
表明，H2S含量隨壓力下降呈上升趨勢(shì)，初期上升幅
度較快。壓力從 40 MPa 下降到 30 MPa 時(shí)，H2S 摩爾
濃度由12.34%上升至12.71%；壓力從30 MPa降至10
MPa時(shí)，H2S含量上升至12.90%。調(diào)研國(guó)內(nèi)外含硫氣
田的開(kāi)發(fā)情況，結(jié)果均表明隨著開(kāi)發(fā)的進(jìn)行，H2S含
量在氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中逐漸上升
［5］
。
2 H2S
含量變化情況
從2009年10月12日川東北某高含硫氣田正式開(kāi)
發(fā)生產(chǎn)到目前已安全平穩(wěn)運(yùn)行10年，在氣田開(kāi)發(fā)過(guò)
程中定期對(duì)氣井氣體組分進(jìn)行測(cè)定，跟蹤氣體組分
的變化。通過(guò)對(duì)比該氣田各構(gòu)造部位歷年的H2S含量
數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)總體上該氣田H2S呈上升趨勢(shì)，不同部位
上升速率不同。低部位上升幅度較大，中部位次
之，高部位最小。
不同構(gòu)造部位 H2S 含量上升幅度不同，邊部位
H2S 含量上升幅度（13.64%上升到 15.40%，上升幅度
為1.76%）大于中部位（13.61%上升到15.09%，上升幅
度為1.48%），中部位的H2S含量上升幅度大于高部位
（13.58%上升到14.49%，上升幅度為0.91%）（圖1～圖5）。
圖
1
某高含硫氣田氣井
H2S
含量變化圖
圖
2
某高含硫氣田構(gòu)造高部位氣井
H2S
含量變化圖
圖
3
某高含硫氣田構(gòu)造中部位氣井
H2S
含量變化圖
氣藏
代號(hào)
氣藏1 氣藏2 氣藏3 氣藏4
組分含量／mol
H2S
4.8%
6.7%
1.8%
6.7%～16.6%
CO2
0.3%
3.3%
0.6%
7.0%
CH4
93%
84%
96%
76%～86%
產(chǎn)水
情況
－
產(chǎn)水
產(chǎn)水
－
地層壓
力／MPa
22.93
35.34
32.86 －
地層溫
度／℃
55.5
86.1
86.9 －
天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)·天然氣開(kāi)發(fā)
47／
Natural Gas Technology and Economy
第14卷 第1期
圖
4
某高含硫氣田邊部位氣井
H2S
含量變化圖
圖
5
某高含硫氣田不同構(gòu)造部位
H2S
含量變化情況圖
統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果表明，H2S含量增幅與甲烷含量降
幅相當(dāng)。H2S含量增幅為1.38個(gè)百分點(diǎn)，甲烷含量降
幅為1.31個(gè)百分點(diǎn)（圖6）。
圖
6
某高含硫氣田歷年
H2S
與甲烷含量變化圖
3 H2S
含量變化原因分析
某高含硫氣田屬于水驅(qū)氣藏，在開(kāi)采過(guò)程中，
除了氣藏束縛水以外，氣藏氣體始終與氣藏外邊底
水接觸（圖7）
［6-7］
。在原始地層狀態(tài)時(shí)，氣藏孔隙體
積無(wú)可動(dòng)水體，只有溶解 CO2、H2S 和 CH4的束縛水
和氣藏氣。隨著氣藏開(kāi)發(fā)，氣藏氣逐漸減少，邊底
水侵入氣藏
［8-9］
。同時(shí)，由于地層壓力下降，導(dǎo)致氣
體在水里溶解度降低，溶解氣會(huì)有一部分釋放出
來(lái)。由于 CO2、H2S 和 CH4這三種氣體在水中的溶解
度差異很大，導(dǎo)致從水體析出的氣體量多少不一，
從而導(dǎo)致氣藏采出氣體體積組分發(fā)生變化，H2S含量
呈現(xiàn)上升趨勢(shì)
［10-11］
。
圖
7
氣藏水氣變化情況示意圖
3.1
地層流體狀態(tài)變化情況
原始地層條件下，氣藏孔隙空間只有氣藏氣和
溶解 CO2、H2S 和 CH4的束縛水，且被邊底水包圍，
并無(wú)可動(dòng)水體
［12］
。目前地層條件下，孔隙空間不
變，氣藏氣逐漸減少，邊底水侵入氣藏
［13］
。同時(shí)，
部分溶解于邊底水和束縛水里的氣體 （CO2、H2S 和
CH4）由于地層壓力下降會(huì)釋放出來(lái)與氣藏氣混合
［14］
。
3.2
天然氣各組分的溶解度及析出差異
氣體的溶解度大小，首先決定于氣體的性質(zhì)，
同時(shí)也隨著氣體壓強(qiáng)和水的溫度變化而變化，其中
需要特別說(shuō)明的是，氣體的壓強(qiáng)是指該氣體在混合
氣體里的分壓。在地層條件下，地層溫度基本不會(huì)
變化，而地層壓力逐漸減小，各種氣體所占分壓也
逐漸減小
［15-16］
。某高含硫氣田原始地層壓力約為56
MPa，CO2、H2S和CH4三種氣體的體積分?jǐn)?shù)分別約為
8.5%、13.1%和 77.4%，因此各單質(zhì)氣體組分的氣體
分壓分別最高為4.7 MPa、7.2 MPa和42.6 MPa，由此
可以確定 CO2、H2S 和 CH4三種氣體溶解度溫度和壓
力范圍。
通過(guò)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，CO2在氣體分壓低于5 MPa時(shí)其
水中溶解度范圍在 0～0.5 mol／kg，H2S 在氣體分壓
低于10 MPa 時(shí)其水中溶解度范圍在0～2.5 mol／kg，
而 CH4在氣體分壓低于 45 MPa 時(shí)其水中溶解度最高
只有不到0.25 mol／kg
［17］
。因此，H2S在水中溶解度
最高，遠(yuǎn)大于其他兩種氣體，其次是CO2溶解度，而
CH4溶解度最小（表2，圖8）。
開(kāi)采過(guò)程中由于水體補(bǔ)充和構(gòu)造位置的不同，
低部位構(gòu)造壓力最高，中部位構(gòu)造次之，高部位壓
力相對(duì)最低。對(duì)于H2S而言，溶解度較高，溶解H2S 水體的大小對(duì)組分影響較大，侵入水和束縛水在低
部位構(gòu)造壓力下降時(shí)析出的H2S大于中部位構(gòu)造壓力
韓靜靜：川東北某高含硫氣田天然氣硫化氫含量變化規(guī)律
48天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)／
總第79期 2020年
下降時(shí)析出的H2S，所以低部位構(gòu)造H2S體積分?jǐn)?shù)始
終大于中部位，但是隨著水侵量的增加，中部位也
會(huì)受到水侵影響，中低部位構(gòu)造H2S體積分?jǐn)?shù)會(huì)逐漸
減小。在原始地層條件下，天然氣中3種組分保持一
定的體積分?jǐn)?shù)，隨著地層壓力下降，邊底水侵入氣
藏，束縛水和侵入水里的溶解氣析出，而溶解度的
巨大差異導(dǎo)致H2S的析出量遠(yuǎn)大于CH4的析出量，而
CO2析出量居中。因此隨著氣體的開(kāi)發(fā)，H2S含量逐
漸增加，而CH4體積分?jǐn)?shù)則明顯下降
［18］
。
此外，有的研究指出氣藏中 H2Sx+1會(huì)分解析出 S 和H2S兩種物質(zhì)，導(dǎo)致H2S含量上升。他們認(rèn)為，地
層中存在單質(zhì)硫會(huì)與 H2S 生成 H2Sx+1，隨著生產(chǎn)的進(jìn)
行，地層壓力不斷降低，H2Sx+1會(huì)沿著反應(yīng)正方向進(jìn)
行從而使H2S含量增加。
H2Sx + 1
一定溫度、壓力
H2S + Sx （1）
但是，這種理論是錯(cuò)誤的。如圖9所示，在開(kāi)采
初期，氣藏氣里有單質(zhì)硫與 H2S 發(fā)生化學(xué)反應(yīng)生成
H2Sx+1，H2Sx+1與氣藏氣均勻混合儲(chǔ)藏在孔隙空間內(nèi)。
在開(kāi)采過(guò)程中，H2Sx+1與氣藏氣都會(huì)被采出，而H2Sx+1
在地面的溫度和壓力條件下會(huì)進(jìn)一步反應(yīng)生成H2S和
單質(zhì)硫。而在目前地層溫度和壓力條件下，一部分
H2Sx+1會(huì)在地層孔隙內(nèi)先分解為 H2S 和單質(zhì)硫，在被
開(kāi)采出地面以后，剩下的H2Sx+1仍然會(huì)在地面的溫度
和壓力條件下進(jìn)一步反應(yīng)生成H2S和單質(zhì)硫。因此，
并不會(huì)因?yàn)?/span>H2Sx+1在地層條件下分解H2S的多少而影
響采出氣H2S的組分。與水體中溶解氣能影響采出氣
組分不同的是，束縛水不隨氣藏氣被采出，而H2Sx+1
則會(huì)隨著氣藏氣被采出。
圖
9
氣藏
H2Sx+1變化情況示意圖
4 H2S
含量變化情況預(yù)測(cè)
在某高含硫氣田主體構(gòu)造中，假定地層原始含水
飽和度為Swi，地層條件下H2S的原始體積百分含量為
yi，原始地層壓力為pi，天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量為Gi，H2S的
地質(zhì)儲(chǔ)量為yiGi
［19］
。根據(jù)前面的分析，隨著開(kāi)采的深
入，邊底水會(huì)侵入儲(chǔ)層孔隙空間，侵入水和束縛水
里溶解氣會(huì)析出。因此，運(yùn)用流體相平衡和物質(zhì)平
衡理論，建立H2S含量計(jì)算的數(shù)學(xué)模型，對(duì)某高含硫
氣田主體開(kāi)發(fā)過(guò)程中的H2S含量變化規(guī)律進(jìn)行研究。
在原始地層條件下，氣體總摩爾數(shù) mgas的計(jì)算
式為：
mgas = 1 000 22.4
Gi = 44.6
Gi （2）
地層孔隙空間體積Vi計(jì)算式為：
Vi = 0.1
Zi(273 +
T)
293
pi(1 -
Swi)
Gi （3）
組分
溶解度
／（mol·kg
-1 ）
CH4
0.033
C2H6
0.047
C3H8
0.037
n～C4H10
0.036
i～C4H10
0.025
CO2
0.87
H2S
2.58
N2
0.016
表
2
天然氣組分在水中的溶解度表
圖
8 H2S
、
CO2和
CH4在水中的溶解度圖
天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)·天然氣開(kāi)發(fā)
49／
Natural Gas Technology and Economy
第14卷 第1期
地層水總摩爾數(shù) mH20 計(jì)算式為：
mH20 = 10
6
18
ViSwi
= 5.55 × 10
4 ViSwi （4）
式中，mgas為地層所含氣體摩爾數(shù)，mol；Gi為天然氣
地質(zhì)儲(chǔ)量，10
8
m
3 ；Vi 為地層孔隙空間體積，無(wú)因
此；Zi為氣體壓縮因子，無(wú)因次；T 為原始地層溫
度，℃； pi 為原始地層壓力，MPa；Swi為原始含水飽
和度，%； mH2O 為地層水總摩爾數(shù)，mol。
在含硫氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中，地層溫度基本不變，因
而氣體在水中的溶解度只隨壓力變化而變化。CO2、
H2S 和 CH4 在 水 中 的 溶 解 度 函 數(shù) 分 別 為 m( p) CO2 、
m( p)H2S 和 m( p) CH4 ，那么在原始地層條件下3者的溶
解度為 m( pi) CO2 、 m( pi)H2S 和 m( pi) CH4
［20］
。
假設(shè)在地層壓力為p時(shí)，邊底水侵入量為ω，那
么，當(dāng)?shù)貙訅毫脑嫉貙訅毫?pi 下降至某一壓力p
時(shí)，從束縛水和侵入水中析出H2S氣體的摩爾數(shù)分別
為：
mH2O =
é
ë
ù
û m( pi)H2S -
m( p)H2S (mH ) 2O +
ωp
-
p
i （5）
式中， mH2S 為H2S氣體的摩爾數(shù)，mol； m( pi)H2S 為原
始地層壓力下H2S氣體的摩爾數(shù)，mol； m( p)H2S 為某
一地層壓力下H2S氣體的摩爾數(shù)，mol； ωp
-
p
i 為侵入
水體體積，10
8
m
3 。
當(dāng)?shù)貙訅毫?/span>p1降至p2時(shí)，那么可以推導(dǎo)出此期
間地層中產(chǎn)出的氣體量 Gp
2 為：
Gp
2 =
ì
í
î
ï
ï
ï
ï
ï
ï
ü
ý
þ
ï
ï
ï
ï
ï
ï
Z1 pi é
ë
ê ù
û 1 -
Cf( pi
-
p1) -
ú ω1
Vi
Z1 pi －
Z2 pi é
ë
ê ù
û 1 -
Cf( pi
-
p2) -
ú ω2
Vi
Z2 pi
Gi （6）
式中， Gp
2 為產(chǎn)出氣體量，10
8
m
3 ；Zi為原始?xì)怏w壓縮
因子，無(wú)因次； p1 、 p2 為地層壓力，MPa；Z1、Z2
分別為p1、p2對(duì)應(yīng)的氣體壓縮因子，無(wú)因次；Cf為巖
石壓縮系數(shù)，MPa
-1 ；ω為侵入水體體積，10
8
m
3 。
假定地層壓力從p1降至p2這一階段產(chǎn)出CO2、H2S 和CH4的平均含量分別為 yCO2 、 yH2S 和 yCH4 ，則地層
中產(chǎn)出H2S的摩爾數(shù)分別為：
RH2S = 44.6
yH2SGp
2 （7）
根據(jù)目前的采氣量可知?dú)獠厥Ｓ嗟刭|(zhì)儲(chǔ)量為G2，
加上水體中析出氣體可知目前地下實(shí)際地質(zhì)儲(chǔ)量為：
Gt
=
G2 +
mCO2 +
mH2S +
mCH4 （8）
式中，Gt為目前地質(zhì)儲(chǔ)量，10
8
m
3 ；G2為剩余地質(zhì)儲(chǔ)
量 ， 10
8
m
3 ； mCO2 、 mH2S 、 mCH4 分 別 為 水 體 析 出
CO2、H2S、CH4氣體的摩爾數(shù)，mol。
根據(jù)目前的采氣量也可知采出 H2S 為 GH2S 那么，
目前氣藏內(nèi)H2S體積分?jǐn)?shù)可表示為：
y * H2S = 44.6
yi Gi
+
mH2S -
GH2S
Gt （9）
式中， y * H2S 為目前氣藏內(nèi) H2S 的體積分?jǐn)?shù)，%；yi為
原始地層中含有的H2S體積分?jǐn)?shù)，%； GH2S 為采出的
H2S，10
8
m
3 。
目前，某高含硫氣田主體平均地層壓力只有約
30 MPa，與原始地層相差達(dá) 26 MPa，如果采用推導(dǎo)
公式直接計(jì)算會(huì)導(dǎo)致計(jì)算結(jié)果屬于大范圍的平均
值，誤差較大，因此通過(guò)分段迭代法，可以計(jì)算出
對(duì)應(yīng)地層壓力條件下的 CO2、H2S 和 CH4的體積百分
含量。具體做法如下：取1 MPa作為一個(gè)步長(zhǎng)，將目
前地層壓力與原始地層壓力分為N個(gè)步長(zhǎng)，對(duì)第j階
段進(jìn)行對(duì)應(yīng)組分的體積分?jǐn)?shù)進(jìn)行求解，下一階段j+1 則采用上一階段計(jì)算結(jié)果作為初始值，直至算至目
前的地層壓力。H2S含量的具體表達(dá)式為：
44.6
yi Gi
+
mH2S -∑
j
= 1
N
- 1
44.6
yi Gpj
= 44.6
y * H2S
é
ë
ê
ù
û
Gi
-∑
ú j
= 1
N
- 1
Gpj （10）
式中，Gpj為第j階段地質(zhì)儲(chǔ)量，10
8
m
3 。
采用建立的高含硫氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中H2S含量變化
物質(zhì)平衡模型，預(yù)測(cè)某高含硫氣田主體平均地層壓
力降至 14 MPa 時(shí)，H2S 含量 16.0%（增幅 2.7%）（圖
10）。
圖
10
某高含硫氣田構(gòu)造主體
H2S
含量變化圖
韓靜靜：川東北某高含硫氣田天然氣硫化氫含量變化規(guī)律
50天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)／
總第79期 2020年
5
結(jié)束語(yǔ)
隨著氣田開(kāi)發(fā)進(jìn)入后期，地層壓力必然會(huì)不斷
下降，從而使得地層水溶解度不斷降低，越來(lái)越多
的H2S脫附進(jìn)入氣相，導(dǎo)致H2S含量不斷增加，并且
隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，增加速度將會(huì)不斷加大。通
過(guò)筆者的研究，摸清了 H2S 含量變化規(guī)律，建立了
H2S含量預(yù)測(cè)模型，可以準(zhǔn)確地預(yù)測(cè)開(kāi)發(fā)過(guò)程中H2S 含量的變化，提前采取技術(shù)和工藝方法應(yīng)對(duì)H2S含量
上升對(duì)氣田生產(chǎn)所造成的不利因素，對(duì)保證氣田安
全平穩(wěn)生產(chǎn)具有實(shí)際意義。
參考文獻(xiàn)
［1］ 何生厚. 普光高含H2S、CO2氣田開(kāi)發(fā)技術(shù)難題及對(duì)策［J］. 天然氣工業(yè)，2008，28（4）：82-85.
He Housheng. Technical problems and countermeasures for
development of Puguang gas field with high H2S and CO2 con?
tent J. Natural Gas Industry，2008，28（4）：82-85. ［2］ 朱光有，戴金星，張水昌，等. 中國(guó)含硫化氫天然氣的研究
及勘探前景［J］. 天然氣工業(yè)，2004，24（9）：1-4.
Zhu Guangyou，Dai Jinxing，Zhang Shuichang，et al. Research
and exploration prospect of hydrogen sulfide-bearing Natural
Gas in China J. Natural Gas Industry，2004，24（9）：1-4. ［3］ 郭平，李士倫，張思永，等.裂縫性特低滲碳酸鹽巖油藏注
烴類(lèi)氣驅(qū)油室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究［J］. 石油勘探與開(kāi)發(fā)，2001，28 （2）：76-78.
Guo Ping，Li Shilun，Zhang Siyong，et al. Laboratory experi?
mental study on hydrocarbon gas flooding in fractured extra
low permeability carbonate reservoir J. Petroleum Exploration
and development，2001，28（2）：76-78. ［4］ 張書(shū)平，趙文，張宏福，等.長(zhǎng)慶氣田氣井腐蝕因素及防腐
對(duì)策［J］.天然氣工業(yè).2002（6）：112-113.
Zhang Shuping，Zhao Wen，Zhang Hongfu，et al. Corrosion
factors of gas wells in Truong Khanh gas field and corrosion
prevention countermeasures J. Natural Gas Industry. 2002 （6）：112-113. ［5］ 李云波，李相方，姚約東，等. 高含硫氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中 H2S 含量變化規(guī)律［J］.石油學(xué)報(bào).2007（6）：99-102.
Li Yunbo，Li Xiangfang，Yao Yuedong，et al. Variation Law of
H2S content during development of high sulfur gas field J.
Journal of Petroleum Sciences. 2007（6）：99-102. ［6］ Krouse H R，Viau C A ，Eliuk S，etal. Chemical and isotopic
evidence of thermochemical sulphate reduction by light hydro?
carbon gases in deep carbonate reservoirs［J］. Nature.1998，
333（2）：415-419 ［7］ 黃德明，付德奎，胡杰，等. 高酸氣田天然氣偏差因子計(jì)算
方法［J］. 天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2012（6）：30-33.
Huang Deming，Fu Dekui，Hu Jie，et al. Gas Deviation factor
calculation method J，gas technology and economy，2012（6）：
30-33. ［8］ 李士倫，杜建芬，郭平，等. 對(duì)高含硫氣田開(kāi)發(fā)的幾點(diǎn)建議
［J］. 天然氣工業(yè)，2007，27（2）：137-140.
Li Shilun，Du Jianfen，Guo Ping，et al. Some suggestions on
the development of HIGH SULFUR GAS FIELD J. Natural
Gas Industry，2007，272:137-140. ［9］ 張硯，曹建，鄧清源，等. 川西北部長(zhǎng)興組天然氣偏差因子
計(jì)算方法優(yōu)選［J］. 天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2019（4）：35-39.
Zhang Yan，Cao Jian，Deng Qingyuan，et al. Optimization of
calculation method for natural gas deviation factor of Changx?
ing formation in northwest Sichuan Basin. Natural Gas Tech?
nology and economics，2019（4）：35-39. ［10］許浩，湯達(dá)禎，魏國(guó)齊，等. 川西北地區(qū)三疊系硫化氫分布
及運(yùn)移特征研究［J］. 石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2007.29（1）：78-81.
Xu Hao，Tang Dazhen，Wei Guoqi，et al. Distribution and mi?
gration characteristics of hydrogen sulfide in the Triassic in
northwestern river. Petroleum Experimental Geology，2007，
29（1）：78-81. ［11］吳碧波，楊斌，張振杰，等. 塔里木盆地D氣藏硫化氫分布
特征及成因探討［J］. 天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2013（6）：15-18.
Wu Bibo，Yang Bin，Zhang Zhenjie，et al. Distribution char?
acteristics and genesis of hydrogen sulfide in Tarim Basin D
gas reservoir. Natural Gas Technology and economics，2013 （6）：15-18. ［12］ 謝增業(yè)，李志生，王春怡，等. 硫化氫生成模擬實(shí)驗(yàn)研究
［J］. 石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2008.30（2）：192-195.
Xie Zengye，Li Zhisheng，Wang Chunyi，et al. Experimental
Study of hydrogen sulfide formation by Simulation J. Petro?
leum Experimental Geology，2008.30（2）：192-195. ［13］姚麟昱，姚華弟，趙建，等.元壩高含硫氣田混輸管路積液
規(guī)律及對(duì)策［J］.天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2015（6）：51-54.
Yao Linyu，Yao Huadi，Zhao Jian，et al. Law and countermea?
sure of liquid accumulation in mixed gas pipeline of Yuanba
gas field with high sulfur content J. Natural Gas Technology
and economics，2015（6）：51-54. ［14］ 樊建明，郭平，孫良田，等. 天然氣儲(chǔ)層中硫化氫分布規(guī)
律、成因及對(duì)生產(chǎn)的影響［J］. 特種油氣藏，2006，13（2）：
90-94.
Fan Jianming，Guo Ping，Sun Liangtian，et al. Distribution
and origin of hydrogen sulfide in Natural Gas Reservoir and
its influence on production. Special Oil and gas reservoir，
2006，132：90-94. ［15］程付啟，金強(qiáng)，林會(huì)喜，等. 天然氣溶解過(guò)程中組分分餾模
型及其應(yīng)用［J］. 高校地質(zhì)學(xué)報(bào)，2008，1（12）：120-125.
Cheng Fuqi，Jin Qiang，Lin Huixi，et al. Component fraction?
ation model in natural gas dissolution and its application J.
天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)·天然氣開(kāi)發(fā)
51／
Natural Gas Technology and Economy
第14卷 第1期
Journal of University Geology，2008，1（12）：120-125. ［16］ 付德奎，郭肖，杜志敏，等. 高含硫氣藏硫沉積機(jī)理研究
［J］. 西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2009.31（5）：109-111.
Fu Dekui，Guo Xiao，Du Zhimin，et al. Study on sulfur depo?
sition mechanism of gas reservoirs with high sulfur content J.
Proceedings of the Southwest Petroleum University，2009，31 （5）：109-111. ［17］王進(jìn)安，袁廣鈞，張軍，等.長(zhǎng)巖心注二氧化碳驅(qū)油物理模
擬實(shí)驗(yàn)研究［J］.特種油氣藏，2001，8（2）：34-38.
Wang Jin'an，Yuan Guangjun，Zhang Jun，et al. Experimental
study on physical simulation of carbon dioxide flooding in
long core J. Special Oil and gas reservoir，2001，8（2）：34-38. ［18］李立標(biāo)，何艷芳，周彬，等. 硫酸鹽熱化學(xué)還原反應(yīng)及其對(duì)
儲(chǔ)層的影響［J］. 天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2013，7（4）：25-28.
Li Libiao，He Yanfang，Zhou Bin，et al. Thermochemical sul?
fate reduction and its effect on Reservoirs［J］. Natural Gas
Technology and economics，2013，7（4）：25-28. ［19］ 韓家新. 動(dòng)態(tài)“一點(diǎn)法”產(chǎn)能方程在氣藏開(kāi)發(fā)中的應(yīng)用
［J］. 天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2015，9（2）：29-30.
Han Jiaxin. Application of dynamic one-point deliverability
equation in Gas Reservoir Development［J］. Natural Gas
Technology and economics，2015，9（2）：29-30. ［20］范舟，李洪川，劉建儀，等. 高含硫氣田元素硫沉積及其腐
蝕［J］. 天然氣工業(yè)，2013，33（9）：102-109.
Fan Zhou，Li Hongchuan，Liu Jianyi，et al. Elemental sulfur
deposition and corrosion in high sulfur gas field［J］. Natural
Gas Industry，2013，33（9）：102-109. （編輯：范波）
（上接第31頁(yè)）
Chen Yingbin，Hu Ye，Wang Yanqing，et al. Natural Gas Ac?
cumulation Conditions ofthe 4th Member in Leikoupo Forma?
tion of Dayi Structure［J］. Special Oil & Gas Reservoirs，
2016，23（3）：25-29. ［11］ 謝剛平. 川西坳陷中三疊統(tǒng)雷口坡組四段氣藏氣源分析
［J］. 石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2015，37（4）：418-422，429.
Xie Gangping. Source of gas reservoirs in the fourth member
of the Middle Triassic Leikoupo Formation in Western Sich?
uan Depression［J］. Petroleum Geology & Experiment，2015，
37（4）：418-422，429. ［12］許國(guó)明，宋曉波，馮霞，等. 川西地區(qū)中三疊統(tǒng)雷口坡組天
然氣勘探潛力［J］. 天然氣工業(yè)，2013，33（8）：8-14.
Xu Guoming，Song Xiaobo，Feng Xia，et al. Gas potential of
the Middle Triassic Leikoupo Fm in the western Sichuan Ba?
sin［J］. Natural Gas Industry，2013，33（8）：8-14. ［13］孫春燕，胡明毅，胡忠貴，等. 四川盆地中三疊統(tǒng)雷口坡組
沉積特征及有利儲(chǔ)集相帶［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2018，
39（3）：498-512.
Sun Chunyan，Hu Mingyi，Hu Zhonggui，et al. Sedimentary
characteristics and favorable reservoir facies distribution of
the Middle Triassic Leikoupo Formation，Sichuan Basin［J］.
Oil & Gas Geology，2018，39（3）：498-512. ［14］廖鳳蓉，吳小奇，黃士鵬，等. 川西北地區(qū)中壩氣田雷口坡
組天然氣地球化學(xué)特征及氣源探討［J］. 天然氣地球科
學(xué)，2013，24（1）：108-115.
Liao Fengrong，Wu Xiaoqi，Huang Shipeng，et al. Geochemi?
cal Characteristics and Gas- source Correlation of Leikoupo
Formation in Zhongba Field，Northwest Sichuan Basin［J］.
Natural Gas Geoscience，2013，24（1）：108-115. ［15］汪華，劉樹(shù)根，秦川，等. 四川盆地中西部雷口坡組油氣地
質(zhì)條件及勘探方向探討［J］. 成都理工大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科
學(xué)版，2009，36（6）：669-674.
Wang Hua，Liu Shugen，Qin Chuan，et al. Study on petro?
leum geological conditions and hydrocarbon exploration di?
rection of Leikoupo Formation in the centre and west of Sich?
uan Basin，China［J］. Journal of Chengdu University of Tech?
nology（Seience & Technology Edition），2009，36（6）：669-
674. ［16］周世超，王興志，曾德銘，等. 川中龍崗地區(qū)中三疊統(tǒng)雷四
3亞段氣藏地球化學(xué)特征與成藏分析［J］. 新疆石油地質(zhì)，
2015，36（4）：415-422.
Zhou Shichao，Wang Xingzhi，Zeng Deming，et al. Geochem?
istry and Accumulation Analysis of Gas Reservoir of Leikou?
po 43 Sub?Member of Middle Triassic in Longgang Area，
Central Sichuan Basin［J］. Xinjing Petroleum Geology，
2015，36（4）：415-422. ［17］ 楊克明. 四川盆地西部中三疊統(tǒng)雷口坡組烴源巖生烴潛
力分析［J］. 石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2016，38（3）：366-374.
Yang Keming. Hydrocarbon potential of source rocks in the
Middle Triassic Leikoupo Formation in the Western Sichuan
Depression［J］. Petroleum Geology & Experiment，2016，38 （3）：366-374. ［18］卓勤功，趙孟軍，李勇，等. 膏鹽巖蓋層封閉性動(dòng)態(tài)演化特
征與油氣成藏 —— 以庫(kù)車(chē)前陸盆地沖斷帶為例［J］. 石
油學(xué)報(bào)，2014，35（5）：847-856.
Zhuo Qingong，Zhao Mengjun，Li Yong，et al. Dynamic sealing
evolution and hydrocarbon accumulation of evaporite cap
rocks：an example from Kuqa foreland basin thrust belt［J］.
Acta Petrolei Sinica，2014，35（5）：847-856. ［19］黃楨，周漳睿. 中壩高含硫氣田高效開(kāi)發(fā)的綜合技術(shù)研究
與應(yīng)用［J］. 鉆采工藝，2012，35（5）：67-69.
Huang Zhen，Zhou Zhangrui. Research and Application of
Development Technology in High Sulfur gas Field of Zhong?
ba Area［J］. Drilling & Production Technology，2012，35 （5）：67-69.
（編輯：盧櫟羽）
