孙 兵， 程时清， 史文洋

(1.中国石化石油勘探开发研究院， 北京 100083； 2.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室， 北京 102249)

高含硫气藏在原始储层温压、压力条件下，酸性气体中元素硫一般以化合物(多硫化氢)的形式存在酸气中[1-3]。在生产过程中，由于储层温度、压力的下降，多硫化氢分解产生硫化氢和单质硫[4]。单质硫在酸气中的溶解度随着温度、压力的下降而降低，当酸气中单质硫的溶解度达到饱和浓度时出现单质硫的析出现象。析出的单质硫存在固态和液态两种形态：储层温度高于单质硫在储层条件下的凝固温度时，析出硫为液态；储层温度低于单质硫在储层条件下的凝固温度时，析出硫为固态[5]。普光气田长兴组气藏埋藏较深(6 200～7 250 m)，具有高温(145.2～157.414 ℃)、高压(66.66～70.62 MPa)、高含硫(4.86%)的“三高”地质特征。不同于中国先期开发埋藏较浅的高含硫酸性气藏，普光地区长兴组气藏储层温压条件下析出单质硫为液态[6]。

由于这类高含硫气藏的储层温度、压力系统的特殊性，出现液硫析出的高含硫气藏并不常见。因此，液硫析出对酸气相渗、气井产能影响方面的研究远少于固硫方面的研究和认识[7-9]。Chrastil[10]根据气-固热力学理论提出了可预测高压条件下酸性气体中元素硫的溶解度模型，为酸气中硫元素析出的预测分析奠定了理论基础。Roberts[11]以Brunner等[12-13]实验数据为基础确定了Chrastil理论公式中反应热的常系数。Roberts溶解度公式是目前研究酸气硫溶解度应用最广泛的公式，但因其由特定组分的酸性气体实验得到，所以针对实际高含硫气田进行预测时误差较大[14]。……