某海上油田硫化氢根源分析研究

2020-02-09呼文财

广州化工 2020年1期

呼文财，王晶，陆原

(中海油(天津)油田化工有限公司，天津 300452)

目标油田于1973年投产，2014年在H2S现场普查期间，发现部分油井H2S浓度高达4000 mg/L，综合产液中H2S浓度在1200 mg/L左右。由于该油田没有历史H2S数据，因此不能判断H2S的发展趋势及来源。为查明该油田H2S的来源，提出针对性的防治措施，因此开展了H2S的相关研究工作。

现在关于H2S的形成机制和成因特性的研究，主要从硫酸盐还原菌SRB作用、硫酸盐热化学还原的温度条件及反应动力学、硫同位素分布特征和成岩体系等入手进行相关研究和试验分析[1-7]。本文借鉴了前人的研究方法，对SES某油田H2S及SRB分布、油藏物性、H2S中硫同位素、注采关系等进行了研究分析，探明了该油田H2S的来源。

1 实验

1.1 材料与仪器

市售蒸馏水;市售分析纯硝酸银，含量98%。

SRB-7型硫酸盐还原菌快速测试瓶，北京中西远大科技有限公司；HPP260恒温箱(控温精度±0.2 ℃)，德国memmert公司；H2S检测管(检测精度±5 mg/L)，鹤壁市艺荷煤矿安全仪器设备有限公司；H2S检测手泵(50～100 mL)，鹤壁市艺荷煤矿安全仪器设备有限公司。

1.2 实验方法

1.2.1 H2S含量检测

参照MT 51-1994《H2S检测管》方法，取油井套管气及流程伴生气，对H2S浓度进行检测。

1.2.2 SRB含量检测

参照SY/T5329-2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》对油井产液及注水中SRB含量进行检测。

1.2.3 硫含量及硫同位素检测

按照MT/T 205-95《水中硫酸根离子测定方法》对现场所注海水中硫酸根含量进行检测。按照GB/T 3286.7-2014《石灰石及白云石化学分析方法第7部分:硫含量的测定管式炉燃烧-碘酸钾滴定法、高频燃烧红外吸收法和硫酸钡重量法》对现场储层岩心中硫含量进行检测。按照GB T 17606-1998 《原油中硫含量的测定能量色散X射线荧光光谱法》对原油中硫含量进行检测。用10%硝酸银溶液吸收油井伴生气中H2S，得到硫化银沉淀，对该沉淀进行收集，然后按照DZ/T 0184.14-1997《硫化物中硫同位素的测定》对硫化银沉淀进行同位素δ34S的检测。

2 结果与讨论

2.1 储层温度分布

该油田共有三个开采层位，分别为TAF、UBR、LBR。从图1曲线可以得出：TAF储层温度在80.9～85.7 ℃之间，UBR储层温度在81.5～86.3 ℃之间，LBR储层温度在89.1～92.6 ℃之间。

图1 油井储层温度分布图

2.2 H2S及SRB分布

从图2可以得出：除开采TAF储层的油井H2S及SRB含量较低外，开采UBR、LBR储层的油井H2S及SRB含量均较高。油井H2S浓度和SRB含量基本成正相关。

图2 不同开采层位油井H2S和SRB分布图

2.3 硫含量及硫同位素分析

该油田TAF、LBR及UBR储层主要由泥岩、泥灰岩、泥质颗粒灰岩、颗粒泥质灰岩四种矿物组成。从表1中硫含量检测数据可以得出，以上四种岩性中硫酸盐含量均较低。该油田注水为海水，其中MgSO4、CaSO4、K2SO4含量分别为1.725‰、1.379‰、0.785‰，三种盐类总含量为3.889‰。

表1 岩心硫含量分析

表2 油井气相H2S中δ34S同位素分析

对从油井气相中得到的硫化银沉淀进行δ34S检测，表2中检测结果显示，油井气相H2S中δ34S值在-2.33‰～-2.07‰之间。

2.4 注采关系

1978年该油田开始注水，A、D、E、H平台各有一口注水井，注水水源为所在区域的海水，注水开采的层位为LBR和UBR层，TAF层未注水。

2.5 H2S来源分析

由于TAF、LBR及UBR储层温度在80.9～92.6 ℃之间，储层岩石中硫含量在0.066%～0.46%之间，原油硫含量为0.15%，不符合H2S热化学成因中对温度大于150 ℃、原油硫含量较高或储层富含硫酸盐的要求[1,7-10]。因此该油田H2S来源不可能为热化学成因。

油井天然气中δ34S含量在-2.33‰～-2.07‰之间，符合H2S生物成因的一般特征[2,7-11]。从油井H2S含量和SRB的关系也可以说明，该油田H2S来源主要为生物成因。从注采关系看，H2S含量较高的油井主要集中在开采层位及注水层位为LBR和UBR的生产油井。由于所注的海水中富含硫酸盐和少量的SRB，当注水被注入地层后，在地层环境下SRB大量滋生，生成H2S，最终由受益油井产出。开采层位为TAF层的油井，由于没有注水，所以产液中H2S和SRB含量均较低。