／
Natural Gas Technology and Economy
Vol.14，No.1 Feb.2020
2020年
第14卷·第1期
天 然 气 技 术 与 经 济
Natural Gas Technology and Economy
川东北某高含硫气田天然气硫化氢含量变化规律
Change trend of H2S content in one certain high-sulfur gasfield, northeastern
Sichuan Basin
韩静静
（中国石化中原油田普光分公司，四川 达州 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
修订回稿日期：
2019－10－17 作者简介：韩静静（1987－），女，硕士，工程师，从事矿产普查与勘探动态分析工作。E-mail：hanjingjing226688@163.com。
摘 要 为了充分认识和准确把握
H2S
在气田开发过程中的变化规律，指导同类变酸性气田开发过程中的措施
调整，以川东北某高含硫气田为研究对象，统计分析该气田不同构造部位的
H2S
含量变化情况，发现开发过程中
H2S 含量呈现上升趋势，而且构造高、中、低部位气井的
H2S
含量上升幅度依次增加。通过研究该高含硫气田的
H2S
含量
变化情况，分析了
H2S
含量变化的原因，探寻
H2S
含量变化情况的定量预测方法。研究结果表明：
①
开发过程中，随
着地层压力的降低，地层水中溶解的
H2S
气体部分脱附而进入气相中，使得气相中
H2S
含量增加；
②
基于研究结果摸
清了
H2S
含量变化规律，结合流体相平衡和物质平衡理论建立了计算
H2S
含量的数学模型，并对某高含硫气田主体开
发过程中的
H2S
含量的变化规律进行了预测研究，得出气田主体地层压力降至
14 MPa
时，
H2S
含量为
16
%。结论认
为，通过模型能准确地预测
H2S
含量变化，有助于及时有效地采取防腐等工艺技术方法应对
H2S
对气田生产造成的不
利影响。
关键词 四川东北部 高含硫气田 H2S含量 变化规律 模型
DOI：10. 3969 /j. issn. 2095-1132. 2020. 01. 008
46天然气技术与经济／
总第79期 2020年
0
引言
四川盆地川东北某高含硫气田主力气层主要是
下三叠统飞仙关组和上二叠统长兴组，具有“四高
一深”的特点，即储量丰度高（42 × 10
8
m
3 ／km
2 ）、
气 藏 压 力 高（55～57 MPa）、 硫 化 氢（H2S）含 量 高
（14%～18%）、二氧化碳（CO2）含量高（8.2%）、气藏
埋藏深（4 800～5 800 m）。国内外高含硫气藏开发实
践表明，根据现有已开发的高含硫气田的实际情
况，尽管 H2S 含量不同，气井产气量和产水量也不
同，但随着开采时间的增加，高含硫气井产出气体
中H2S组分含量都有不同程度的上升。因此，国内外
都探寻了含硫气井的H2S含量变化规律。
1
国内外情况调研
国外的文献资料报道加拿大卡洛琳气藏（H2S气体
组分含量大于30%）在投产后5年的时间里通过定期
取样分析发现，所有气井产出气体中的H2S气体组分
含量均有不断增加的趋势（H2S含量上升1%～4%），且
气藏开发时间越长，H2S 组分含量上升越快
［1］
。F.
Paux报道了法国拉克气田在开采过程中也发现H2S含
量不断增加
［2］
。国内西南石油大学郭平等通过实验
研究了罗家 A 井地层压力降低过程中 H2S 含量的变
化
［3］
，并对四川盆地几个主要含硫气田开发过程中
组分变化规律进行了比较（表1）。
表
1
四川盆地主要含硫气田开发过程中组分变化规律表
不仅仅只是高含H2S气藏存在开采过程中H2S组
分含量不断增加，低含H2S气藏亦存在上述现象。张
书平等报道了长庆气田下古生界部分含硫气井中H2S 含量在投产前和投产后的对比情况
［4］
，证实了低含
H2S气藏亦存在上述现象。罗家寨气田组分变化实验
表明，H2S含量随压力下降呈上升趋势，初期上升幅
度较快。压力从 40 MPa 下降到 30 MPa 时，H2S 摩尔
浓度由12.34%上升至12.71%；压力从30 MPa降至10
MPa时，H2S含量上升至12.90%。调研国内外含硫气
田的开发情况，结果均表明随着开发的进行，H2S含
量在气田开发过程中逐渐上升
［5］
。
2 H2S
含量变化情况
从2009年10月12日川东北某高含硫气田正式开
发生产到目前已安全平稳运行10年，在气田开发过
程中定期对气井气体组分进行测定，跟踪气体组分
的变化。通过对比该气田各构造部位历年的H2S含量
数据，发现总体上该气田H2S呈上升趋势，不同部位
上升速率不同。低部位上升幅度较大，中部位次
之，高部位最小。
不同构造部位 H2S 含量上升幅度不同，边部位
H2S 含量上升幅度（13.64%上升到 15.40%，上升幅度
为1.76%）大于中部位（13.61%上升到15.09%，上升幅
度为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%，上升幅度为0.91%）（图1～图5）。
图
1
某高含硫气田气井
H2S
含量变化图
图
2
某高含硫气田构造高部位气井
H2S
含量变化图
图
3
某高含硫气田构造中部位气井
H2S
含量变化图
气藏
代号
气藏1 气藏2 气藏3 气藏4
组分含量／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%
产水
情况
－
产水
产水
－
地层压
力／MPa
22.93
35.34
32.86 －
地层温
度／℃
55.5
86.1
86.9 －
天然气技术与经济·天然气开发
47／
Natural Gas Technology and Economy
第14卷 第1期
图
4
某高含硫气田边部位气井
H2S
含量变化图
图
5
某高含硫气田不同构造部位
H2S
含量变化情况图
统计分析结果表明，H2S含量增幅与甲烷含量降
幅相当。H2S含量增幅为1.38个百分点，甲烷含量降
幅为1.31个百分点（图6）。
图
6
某高含硫气田历年
H2S
与甲烷含量变化图
3 H2S
含量变化原因分析
某高含硫气田属于水驱气藏，在开采过程中，
除了气藏束缚水以外，气藏气体始终与气藏外边底
水接触（图7）
［6-7］
。在原始地层状态时，气藏孔隙体
积无可动水体，只有溶解 CO2、H2S 和 CH4的束缚水
和气藏气。随着气藏开发，气藏气逐渐减少，边底
水侵入气藏
［8-9］
。同时，由于地层压力下降，导致气
体在水里溶解度降低，溶解气会有一部分释放出
来。由于 CO2、H2S 和 CH4这三种气体在水中的溶解
度差异很大，导致从水体析出的气体量多少不一，
从而导致气藏采出气体体积组分发生变化，H2S含量
呈现上升趋势
［10-11］
。
图
7
气藏水气变化情况示意图
3.1
地层流体状态变化情况
原始地层条件下，气藏孔隙空间只有气藏气和
溶解 CO2、H2S 和 CH4的束缚水，且被边底水包围，
并无可动水体
［12］
。目前地层条件下，孔隙空间不
变，气藏气逐渐减少，边底水侵入气藏
［13］
。同时，
部分溶解于边底水和束缚水里的气体 （CO2、H2S 和
CH4）由于地层压力下降会释放出来与气藏气混合
［14］
。
3.2
天然气各组分的溶解度及析出差异
气体的溶解度大小，首先决定于气体的性质，
同时也随着气体压强和水的温度变化而变化，其中
需要特别说明的是，气体的压强是指该气体在混合
气体里的分压。在地层条件下，地层温度基本不会
变化，而地层压力逐渐减小，各种气体所占分压也
逐渐减小
［15-16］
。某高含硫气田原始地层压力约为56
MPa，CO2、H2S和CH4三种气体的体积分数分别约为
8.5%、13.1%和 77.4%，因此各单质气体组分的气体
分压分别最高为4.7 MPa、7.2 MPa和42.6 MPa，由此
可以确定 CO2、H2S 和 CH4三种气体溶解度温度和压
力范围。
通过调研发现，CO2在气体分压低于5 MPa时其
水中溶解度范围在 0～0.5 mol／kg，H2S 在气体分压
低于10 MPa 时其水中溶解度范围在0～2.5 mol／kg，
而 CH4在气体分压低于 45 MPa 时其水中溶解度最高
只有不到0.25 mol／kg
［17］
。因此，H2S在水中溶解度
最高，远大于其他两种气体，其次是CO2溶解度，而
CH4溶解度最小（表2，图8）。
开采过程中由于水体补充和构造位置的不同，
低部位构造压力最高，中部位构造次之，高部位压
力相对最低。对于H2S而言，溶解度较高，溶解H2S 水体的大小对组分影响较大，侵入水和束缚水在低
部位构造压力下降时析出的H2S大于中部位构造压力
韩静静：川东北某高含硫气田天然气硫化氢含量变化规律
48天然气技术与经济／
总第79期 2020年
下降时析出的H2S，所以低部位构造H2S体积分数始
终大于中部位，但是随着水侵量的增加，中部位也
会受到水侵影响，中低部位构造H2S体积分数会逐渐
减小。在原始地层条件下，天然气中3种组分保持一
定的体积分数，随着地层压力下降，边底水侵入气
藏，束缚水和侵入水里的溶解气析出，而溶解度的
巨大差异导致H2S的析出量远大于CH4的析出量，而
CO2析出量居中。因此随着气体的开发，H2S含量逐
渐增加，而CH4体积分数则明显下降
［18］
。
此外，有的研究指出气藏中 H2Sx+1会分解析出 S 和H2S两种物质，导致H2S含量上升。他们认为，地
层中存在单质硫会与 H2S 生成 H2Sx+1，随着生产的进
行，地层压力不断降低，H2Sx+1会沿着反应正方向进
行从而使H2S含量增加。
H2Sx + 1
一定温度、压力
H2S + Sx （1）
但是，这种理论是错误的。如图9所示，在开采
初期，气藏气里有单质硫与 H2S 发生化学反应生成
H2Sx+1，H2Sx+1与气藏气均匀混合储藏在孔隙空间内。
在开采过程中，H2Sx+1与气藏气都会被采出，而H2Sx+1
在地面的温度和压力条件下会进一步反应生成H2S和
单质硫。而在目前地层温度和压力条件下，一部分
H2Sx+1会在地层孔隙内先分解为 H2S 和单质硫，在被
开采出地面以后，剩下的H2Sx+1仍然会在地面的温度
和压力条件下进一步反应生成H2S和单质硫。因此，
并不会因为H2Sx+1在地层条件下分解H2S的多少而影
响采出气H2S的组分。与水体中溶解气能影响采出气
组分不同的是，束缚水不随气藏气被采出，而H2Sx+1
则会随着气藏气被采出。
图
9
气藏
H2Sx+1变化情况示意图
4 H2S
含量变化情况预测
在某高含硫气田主体构造中，假定地层原始含水
饱和度为Swi，地层条件下H2S的原始体积百分含量为
yi，原始地层压力为pi，天然气地质储量为Gi，H2S的
地质储量为yiGi
［19］
。根据前面的分析，随着开采的深
入，边底水会侵入储层孔隙空间，侵入水和束缚水
里溶解气会析出。因此，运用流体相平衡和物质平
衡理论，建立H2S含量计算的数学模型，对某高含硫
气田主体开发过程中的H2S含量变化规律进行研究。
在原始地层条件下，气体总摩尔数 mgas的计算
式为：
mgas = 1 000 22.4
Gi = 44.6
Gi （2）
地层孔隙空间体积Vi计算式为：
Vi = 0.1
Zi(273 +
T)
293
pi(1 -
Swi)
Gi （3）
组分
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
天然气组分在水中的溶解度表
图
8 H2S
、
CO2和
CH4在水中的溶解度图
天然气技术与经济·天然气开发
49／
Natural Gas Technology and Economy
第14卷 第1期
地层水总摩尔数 mH20 计算式为：
mH20 = 10
6
18
ViSwi
= 5.55 × 10
4 ViSwi （4）
式中，mgas为地层所含气体摩尔数，mol；Gi为天然气
地质储量，10
8
m
3 ；Vi 为地层孔隙空间体积，无因
此；Zi为气体压缩因子，无因次；T 为原始地层温
度，℃； pi 为原始地层压力，MPa；Swi为原始含水饱
和度，%； mH2O 为地层水总摩尔数，mol。
在含硫气田开发过程中，地层温度基本不变，因
而气体在水中的溶解度只随压力变化而变化。CO2、
H2S 和 CH4 在 水 中 的 溶 解 度 函 数 分 别 为 m( p) CO2 、
m( p)H2S 和 m( p) CH4 ，那么在原始地层条件下3者的溶
解度为 m( pi) CO2 、 m( pi)H2S 和 m( pi) CH4
［20］
。
假设在地层压力为p时，边底水侵入量为ω，那
么，当地层压力从原始地层压力 pi 下降至某一压力p
时，从束缚水和侵入水中析出H2S气体的摩尔数分别
为：
mH2O =
é
ë
ù
û m( pi)H2S -
m( p)H2S (mH ) 2O +
ωp
-
p
i （5）
式中， mH2S 为H2S气体的摩尔数，mol； m( pi)H2S 为原
始地层压力下H2S气体的摩尔数，mol； m( p)H2S 为某
一地层压力下H2S气体的摩尔数，mol； ωp
-
p
i 为侵入
水体体积，10
8
m
3 。
当地层压力从p1降至p2时，那么可以推导出此期
间地层中产出的气体量 Gp
2 为：
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 为产出气体量，10
8
m
3 ；Zi为原始气体压缩
因子，无因次； p1 、 p2 为地层压力，MPa；Z1、Z2
分别为p1、p2对应的气体压缩因子，无因次；Cf为岩
石压缩系数，MPa
-1 ；ω为侵入水体体积，10
8
m
3 。
假定地层压力从p1降至p2这一阶段产出CO2、H2S 和CH4的平均含量分别为 yCO2 、 yH2S 和 yCH4 ，则地层
中产出H2S的摩尔数分别为：
RH2S = 44.6
yH2SGp
2 （7）
根据目前的采气量可知气藏剩余地质储量为G2，
加上水体中析出气体可知目前地下实际地质储量为：
Gt
=
G2 +
mCO2 +
mH2S +
mCH4 （8）
式中，Gt为目前地质储量，10
8
m
3 ；G2为剩余地质储
量 ， 10
8
m
3 ； mCO2 、 mH2S 、 mCH4 分 别 为 水 体 析 出
CO2、H2S、CH4气体的摩尔数，mol。
根据目前的采气量也可知采出 H2S 为 GH2S 那么，
目前气藏内H2S体积分数可表示为：
y * H2S = 44.6
yi Gi
+
mH2S -
GH2S
Gt （9）
式中， y * H2S 为目前气藏内 H2S 的体积分数，%；yi为
原始地层中含有的H2S体积分数，%； GH2S 为采出的
H2S，10
8
m
3 。
目前，某高含硫气田主体平均地层压力只有约
30 MPa，与原始地层相差达 26 MPa，如果采用推导
公式直接计算会导致计算结果属于大范围的平均
值，误差较大，因此通过分段迭代法，可以计算出
对应地层压力条件下的 CO2、H2S 和 CH4的体积百分
含量。具体做法如下：取1 MPa作为一个步长，将目
前地层压力与原始地层压力分为N个步长，对第j阶
段进行对应组分的体积分数进行求解，下一阶段j+1 则采用上一阶段计算结果作为初始值，直至算至目
前的地层压力。H2S含量的具体表达式为：
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为第j阶段地质储量，10
8
m
3 。
采用建立的高含硫气田开发过程中H2S含量变化
物质平衡模型，预测某高含硫气田主体平均地层压
力降至 14 MPa 时，H2S 含量 16.0%（增幅 2.7%）（图
10）。
图
10
某高含硫气田构造主体
H2S
含量变化图
韩静静：川东北某高含硫气田天然气硫化氢含量变化规律
50天然气技术与经济／
总第79期 2020年
5
结束语
随着气田开发进入后期，地层压力必然会不断
下降，从而使得地层水溶解度不断降低，越来越多
的H2S脱附进入气相，导致H2S含量不断增加，并且
随着开发时间的延长，增加速度将会不断加大。通
过笔者的研究，摸清了 H2S 含量变化规律，建立了
H2S含量预测模型，可以准确地预测开发过程中H2S 含量的变化，提前采取技术和工艺方法应对H2S含量
上升对气田生产所造成的不利因素，对保证气田安
全平稳生产具有实际意义。
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（编辑：卢栎羽）
