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。

表1 原油+压裂液热裂解实验统计

3）对T3井原油+压裂液清水（B）+滑溜水+缔合压裂液+过硫酸钾+亚硫酸钠进行裂解。混合液在90 ℃时就开始产生大量一氧化碳，在140 ℃时开始产生一定量的硫化氢，压裂液混合液裂解实验结果统计见表2。将进一步细化实验条件，找出硫化氢更具体的产生原因及硫的来源。

4）为找出硫化氢的生成来源及生成条件，排除其他因素对实验的影响，仅对T3井原油+过硫酸钾+亚硫酸钠在110 ℃条件下进行裂解。结果显示，混合液在110 ℃、48 h的条件下产生了一氧化碳，在120 ℃、24 h的条件下产生了硫化氢。将T3井原油+过硫酸钾或+亚硫酸钠在100～110 ℃下条件下进行裂解。结果显示，加过硫酸钾或加亚硫酸钠都能在105 ℃下均产生硫化氢，见表3、表4。统计A 区块地层底界温度为103～112 ℃，存在产生硫化氢的温度及物质。

表2 压裂液混合液裂解实验结果统计

表3 过硫酸钾（2 g）+原油裂解结果统计

表4 亚硫酸钠（2 g）+原油裂解结果统计

2.2 硫酸盐还原实验

利用原油与水源井中少量硫酸盐还原菌反应，观察2周未检测到硫化氢。对不同类别的油井产出液进行检测，发现均含有硫酸盐还原菌；对产出液水样进行硫酸盐还原菌检测（表5）发现，缝网压裂配液池中硫酸盐还原菌较多，压裂水源硫酸盐还原菌化验结果见表6，但都未达到较高数值。目前调研硫酸盐还原菌达到106个/mL，初步分析硫酸盐还原菌不是A区块大量产生硫化氢的主要原因[6]。

表5 产出液水样硫酸盐还原菌检测情况

表6 压裂水源硫酸盐还原菌化验结果

3 井控安全措施

以中断硫源及破坏硫化氢产生条件入手，从预防、保障、消减措施三方面，优化工艺，消减硫化氢，提高现场施工的安全可靠性[7-9]。

1）硫化氢消减措施。依据硫化氢易溶于水（溶解度为3.6 g/L）、呈酸性的特性开展室内实验，综合考虑施工成本等因素，给出了清水洗井、添加氢氧化钠溶液洗井等措施，井口采用防爆风机强制扩散，保障施工中作业人员安全。表7为硫化氢室内消减措施实验统计。

表7 硫化氢室内消减措施实验统计

表8 硫化氢风险井管理措施

2）优化施工方案。共提升管理、优化工程方案339 井次，现场施工320 井次，通过清水洗井、防爆风机强制扩散等的方式均实现安全施工。表8为硫化氢风险井管理措施。

4 结论与认识

1）硫化氢的生成一定与压裂液中的破胶剂（含硫）有关，初步分析产生的临界温度为105 ℃。

2）硫酸盐还原菌的还原反应，由于其含量较少，不是A区块产生硫化氢的主要原因。

3）通过优化工程方案、采用清水洗井等措施，能够实现安全施工的目的。