杨春宇 苗国晶 吴高平（大庆油田有限责任公司第九采油厂）

在A 区块T1、T2 等油井中，检测到硫化氢（H2S）质量浓度最高达261 mg/m3（174×10-6），增加了生产及作业施工的风险。T3井压裂后，下泵施工过程中因硫化氢中断施工90 天。为了明确硫化氢产生的原因及条件，并消减施工风险，开展了井筒有毒有害气体产生原因及防护措施研究。

1 国内外硫化氢成因研究现状

硫化氢产生原因分为原生和次生两种。原生成因包括原油伴生与岩浆活动[1-2]。原生硫化氢来源于岩浆活动使地壳深处的岩石熔融，其含量很大程度上取决于岩浆成分及气体运移，气象、基底断裂等条件[3]。

根据目前国内发现硫化氢油田情况，井筒次生硫化氢主要包括原油、硫酸盐、含硫化合物热化学反应和硫酸盐还原菌（SRB）的还原反应4 种。根据A区块地层温度条件，结合返排液硫酸盐还原菌超标特征，后两种反应可能性较大[4-5]。

2 A区块产生硫化氢的原因分析

2.1 水热裂解实验

由水热裂解实验机理分析可知，硫化氢的生成包括：原油水热裂解→重排→脱羰→一氧化碳（CO）→水气转换→产生氢气→原油加氢脱硫→产生硫化氢，硫化氢生成条件相对难些，只能在生成一氧化碳的前提下产生。

1）对A 区块的产出液中原油进行热裂解实验，明确是否产生硫化氢、一氧化碳，以及产生的条件。对T9 井的采出液进行脱水，对脱水原油进行高温（110 ℃）裂解，在6 h后检测出一氧化碳。

2）对检测出硫化氢和一氧化碳的T3井进行裂解，裂解原油+水+改性瓜胶。实验结果显示，在1 h、120 ℃以上的条件下能产生一氧化碳，原油+压裂液热裂解实验统计见表1。……