高含硫气藏液硫沉积对储层伤害的实验研究

王 宁， 张广东*， 孙大龙， 曾大乾， 顾少华

(1.西南石油大学石油与天然气工程学院， 成都 610500； 2.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院， 北京 100083)

中国高含硫气藏主要分布在四川盆地，但由于气藏中硫氢的腐蚀性和剧毒性以及硫的沉积现象，导致高含硫气藏的开发过程比其他普通气藏更为困难[1-2]。该类气藏多为深层碳酸盐岩，原始地层温度压力高，如元坝气田最大埋深达到了7 500 m，原始气藏压力约70 MPa，气藏温度约150 ℃。单质硫在储层中以液态硫的形式析出，对储层造成伤害。

中外对高含硫气藏元素硫含量、元素硫沉积和元素硫溶解度的问题展开大量的研究[3-6]。张广东[1]提出在埋深较深的高含硫气藏中，单质硫将会以液态形式析出，研究了含硫饱和度大于束缚硫饱和度时的两相渗流特征。张文亮[7]和Shedid[8]建立了硫沉积预测模型，前者引入气相的稳定渗流理论，后者分析多孔介质中硫微粒的运移和沉积规律。且对天然气元素硫沉积对储层伤害的研究多集中在固态硫。刘成川等[9]、郭肖等[10]研究了固硫沉积对储层孔隙度和渗透率的影响，建立了元素硫沉积的损害模型。李继强等[11]研究了液态硫析出的数值模拟计算方法。由此可见，关于液态硫沉积伤害方面的实验研究很少，多局限在研究气-液硫两相渗流特征，缺少量化的液硫饱和度低于束缚硫饱和度时的液硫对储层的伤害实验数据。但真实气藏中，液态硫的束缚硫饱和度较高，很难在地层中实现两相流动。因此，研究低含硫饱和度下的储层伤害具有非常重要的意义。

现以元坝气田为研究对象，采用真实高含硫气藏的流体，建立研究液态硫沉积对储层的伤害评价实验方法，开展低于束缚硫饱和度时深层海相碳酸盐岩高含硫气藏液硫沉积对储层伤害实验研究，揭示硫沉积微观分布特征，为同类高含硫气藏的合理高效开发提供参考。

1 液硫对储层沉积能力实验

高含硫气藏刚开始发生硫沉积时，部分液硫在界面张力作用下，会被沉积在多孔介质内，使得储层物性发生变化。在该过程中储层物性逐渐变差，进而引起储层的渗流性发生改变。测试Ⅰ、Ⅱ储层岩心不同液态硫饱和度下的气测渗透率变化，对比分析不同类型储层液硫的沉积量及伤害程度。

1.1 液硫实验方法及流程

实验装置主要由驱替系统(岩心夹持器)、增压系统(增压泵、回压泵)、储集系统(氮气瓶、储水中间容器、储硫中间容器)、围压控制系统(围压泵)、环境模拟系统(恒温箱)、气-液硫分离及收集系统(液硫收集容量瓶)、气-液硫自动计量系统(高精度天平、流量计、计算机)以及控制软件和数据处理软件组成。

该装置的主要性能和技术指标如下：最高驱替压力为100 MPa，流量为0.000 1～5 000 mL/min，围压为100 MPa，工作温度为室温～200 ℃。实验流程图如图1所示。

实验步骤如下：①按照实验流程连接，加压检查气密性；②将恒温箱内部温度升至实验温度(120、140、160 ℃)，将硫粉制备成液态硫；③回压阀调压至75 MPa，使用自动泵将地层水饱和进岩心，使用氮气驱替至没有水驱出，建立束缚水；④更换新的收集容量瓶，利用加热带将处于恒温箱外的管线加热至120 ℃，然后启动驱替泵将中间容器中的液硫泵入岩心中，使岩心充分饱和液态硫；⑤将氮气泵入岩心夹持器驱替岩心中饱和的液硫，直至天平示数没有变化；⑥记录驱出硫的体积，将回压分别调到60、45、30、20 MPa，重复上述步骤。获取不同地层压力下的束缚硫饱和度。

实验岩心的基础物性如表1所示。

图1 实验流程Fig.1 Experimental flow chart

表1 岩心物性Table 1 Core physical property

1.2 不同温度下岩心液硫沉积能力实验

采用上述实验方法测定了I、II类岩心的最大沉积硫能力，实验结果如图2所示。通过上述实验可得出以下结论。

图2 不同温度Ⅰ类、Ⅱ类岩心液态硫饱和 度随实验压力变化曲线Fig.2 The variation curve of liquid sulfur saturation of class Ⅰ, class II core with experimental pressure at different temperatures

(1)相同地层压力下，随实验温度(120～160 ℃)增加，液态硫在岩心中的沉积能力减弱；相同实验温度下，随地层压力的降低，岩心承受的有效压力增加，液态硫在岩心中的沉积能力增加，含硫饱和度增加。这是由于在120～160 ℃，液硫的黏度随着温度的增加而减少，温度增加，液硫的流动能力增加，气-液硫黏度比降低，液态硫饱和度降低。岩心承受的有效应力增加，孔隙被压缩，减少了岩心的连通孔隙，液硫的饱和度也会增加。

(2)对比I、II类岩心的最大沉积硫能力可知，相同条件下，岩心物性越差，液态硫的沉积能力越强，I类岩心120 ℃条件下，地层压力由75 MPa下降到20 MPa过程中，液态硫饱和度由39.88%增加到47.10%；II类岩心120 ℃条件下，地层压力由75 MPa下降到20 MPa过程中，液态硫饱和度由47.13%增加到52.33%。I类岩心物性较好，平均孔隙半径大于II类岩心，允许液硫流动的能力较强，因此I类岩心的液硫饱和度低于II类岩心。

2 液硫对储层伤害实验

选择Ⅰ、Ⅱ储层岩心各一块，向岩心中饱和4种不同含液硫饱和度，测试此时气体流速的变化，进而获取储层伤害前后渗透率的变化情况。在此饱和度下改变实验压差测定气体流量的变化，结合前后实验结果对比分析液硫的伤害程度。

2.1 液硫对储层伤害实验方法及流程

采用上述实验流程(图1)，测试低于束缚硫饱和度时液硫在储层岩心的渗透性伤害程度。具体实验方法如下：①连接试验流程，检查气密性；②加温至实验温度(140 ℃)，向岩心饱和地层水，采用氮气放大压差驱替至束缚水饱和度；③在最大沉积硫实验基础上，采用氮气驱替至稳定后在不同压差下测定此时的气测渗透率；④向岩心中注入少量的CS2，采用氮气驱替干净后，测定产出的单质硫量，然后换算得到岩心中的单质硫饱和度，采用氮气在不同压差下测定此时的气测渗透率。重复上述实验得到不同含硫饱和度下的渗透率伤害情况。实验所用岩心物性如表2所示。

表2 岩心物性Table 2 Core physical property

图3 3号、4号岩心渗透率随液态硫饱和度变化曲线Fig.3 Change curve of core permeability with liquid sulfur saturation of Core 3, Core 4

2.2 液硫沉积岩心渗透率伤害实验

测定了I、II类岩心的液硫沉积对渗透率的伤害程度，实验结果如图3所示。由实验结果可知，随着液态硫饱和度增加，岩心的渗透率减小，在相同含硫饱和度下，驱替压差越大，岩心渗透率越大，液硫沉积对岩心的伤害越低。

2.3 液硫沉积对储层渗透性伤害预测模型

对3号和4号岩心进行相同围压下液态硫饱和度对渗透率伤害进行拟合，获取岩心的伤害率预测模型。3号和4号岩心渗透率伤害结果如表3和图4所示。

通过实验结果拟合可以看出，渗透率随着硫沉积饱和度增加呈指数下降趋势。岩心渗透率越低，硫沉积伤害越明显。

3号岩心(I类储层)无因次渗透率与含硫饱和度的关系为

表3 3号和4号岩心渗透率伤害实验结果Table 3 Permeability damage test results of Cores 3 and Core 4

(1)

4号岩心(II类储层)无因次渗透率与含硫饱和度的关系为

(2)

根据高含硫气藏无因次渗透率与含液硫饱和度的数学关系式，可以求得两类储层不同含液硫饱和度的渗透率伤害程度，为高含硫气藏液硫沉积的防治提供基础。

3 液硫沉积后的微观分布特征

为揭示硫沉积伤害微观机理，利用扫描电镜观测了实验后3号和4号岩心不同孔隙中单质硫的分布形态及特征，结果如图5所示。

由上述微观图片可以看出，在岩心孔隙中确实可以观测硫沉积的存在，在孔隙中单质硫以结晶体结构出现。在不同类型的岩心不同孔径中均有液态硫发生沉积，岩心中沉积的单质硫粒径主要分布在3～16 μm，结晶体形态为层状累积，单结晶体边界菱角不明显。

图4 3号、4号岩心无因次渗透率与含硫饱和度的关系Fig.4 Relationship between dimensionless permeability and sulfur saturation of Core 3 and Core 4

图5 3号、4号岩心扫描电镜照片Fig.5 SEM photograph of Core 3 and Core 4

4 结论

(1)建立了低于最大束缚硫含液硫饱和度实验评价方法，测试I、II类岩心在不同温度、压力下的最大沉积硫能力。结果表明：相同地层压力下，随实验温度(120～160 ℃)增加，液态硫在岩心中的沉积能力减弱；相同实验温度下，随地层压力的降低，液态硫在岩心中的沉积能力增加，含硫饱和度增加；相同条件下，岩心物性越差，液态硫的沉积能力越强。

(2)测定I、II类岩心在同一温度、不同地层压力下的含硫饱和度伤害程度，含硫饱和度增加，渗透率下降加快，总体来讲，物性较好岩心伤害程度小于物性较差岩心。

(3)实验后岩心硫沉积微观实验表明，在岩心不同孔隙中均发生硫沉积，单质硫的粒径主要分布在3～16 μm，结晶体形态为层状累积，单结晶体边界菱角不明显。