【论文】曾大乾（本刊编委），等：高含硫气藏储层硫沉积研究进展及发展趋势

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曾大乾^1,2,3　张  睿^1,2,3　姜淑霞^3,4   刘 华^1,2,3

李 童^1,2,3   李  倩^1,2,3　石志良^1,2,3

胡  杰^3,5　李玉丹^1,2,3　彭  松^3,4

1. 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院

2. 中国石化海相油气藏开发重点实验室

3. 中国石化酸性气田开发重点实验室

4. 中国石化中原油田分公司

5. 中国石化中原油田普光分公司

中国是高含硫天然气资源大国，其中以四川盆地海相碳酸盐岩高含硫气藏为代表，典型的高含硫气田有罗家寨、普光、元坝等，含硫天然气总量已经超4×10¹² m³，为国家“川气东送工程”提供了重要的气源保证^[1-2]。与常规气藏相比，高含硫气藏在开采过程中存在硫析出的现象，随着压力降低，原本溶解在酸性气体中的单质硫逐渐析出并沉积于储层、井筒及地面管线中，导致渗流通道粗糙度增大、缩径， 甚至堵塞，严重影响气井产能及气藏最终采收率^[3-7]。当前，中国以普光、元坝、罗家寨为代表的深层碳酸盐岩酸性气藏开发过程中，硫沉积问题主要发生在井筒和地面管线^[7-11]。普光气田2015 年开始出现地面管线中硫沉积堵塞，此后逐步向井筒深部蔓延， 目前超70% 生产井存在相关地面管线和井筒硫沉积。与此同时，随着地层压力持续降低，储层中硫沉积问题同样不可忽视。壳牌石油公司位于加拿大阿尔伯塔省西南部的深层裂缝型碳酸盐岩储层中，硫沉积严重影响气井产能，气井产量在42 d 内从最初的32×10⁴ m³/d 急剧下降到10×10⁴ m³/d，这些气藏的井寿命只有2～ 3 年^[5]。上述国内外高含硫气田的开发实践表明，硫沉积已成为制约此类气田开发效果的重要影响因素。

理论和实践研究表明，高含硫气藏硫沉积研究需要回答2 个关键问题：①单质硫在什么条件下会析出？析出量是多少？析出后是什么状态？②单质硫析出后流动、运移规律是什么？何种条件下沉积？ 在何种条件下可随气体被携带？基于上述2 个关键问题，硫沉积研究的重点主要聚焦在硫单质—酸性气体混合体系的相行为和多相流动问题。本文围绕上述2 个问题，从单质硫—酸性气体的基本性质、流体相态、硫沉积机理、多相流动规律、硫沉积预测技术等方面系统梳理前人的研究进展，结合现场硫沉积防治措施，提出硫沉积研究目前存在的问题和未来的发展方向。

1 　硫沉积机理

在原始储层条件下，单质硫溶解于酸性气体中， 整体呈单相气态流动；随着储层压力不断降低，硫在酸性气体中的溶解能力下降；当硫含量超过临界饱和度时，将会以单质硫的形式在储层、井筒或地面设备中析出并沉积。硫单质在井筒和地面设备中的沉积可通过现场除硫措施得到有效处理，管线输送能力得到改善，然而储层中硫沉积对气井产能和最终采收率影响较大，且难以治理。Chernik 等 ^[12] 报道了壳牌石油公司所属的Bearberry 超高含硫化氢气藏地层中硫沉积。在储层压力为37 MPa、温度为118 ℃ 条件下，储层中流体硫含量约为65 g/m³，硫以液相的形式沉积在地层中，在某井生产测试中，仅对产层进行了1 m 厚度的射孔，地层到井筒产生较大生产压差，从而加速硫沉积，配产18×10⁴ m³/d 时，但却没有观察到近井处液硫聚集对气体流动的损害。由于Bearberry 气藏具有高渗透性，因此认为液硫沉积对气体流动损害较小，但对物性较差的储层影响较大， 李童等^[13] 的实验证实液硫吸附对储层物性影响较大。如前文所述，Roberts^[5] 报道了储层固硫沉积对气田开发影响的案例，固硫沉积在短时间内对储层渗透率和气井生产造成了严重伤害。因此，硫沉积对储层物性和气井生产的影响是复杂的，与硫单质在储层中的状态、流动和赋存规律有关。

1.1 　单质硫赋存状态

由于温度、压力等因素的影响，单质硫在高含硫气藏中以固、液两种形式赋存于地层孔隙中。硫析出呈固相还是液相主要取决于硫的凝固点，储层压力为15～ 40 MPa 时，温度是决定硫凝固点的主要因素，压力影响可忽略。

固态硫为淡黄色晶体，主要为斜方硫和单斜硫两种，二者皆为8 原子环。斜方硫密度为2 070 kg/m³， 熔点为113 ℃ ；单斜硫密度为1 960 kg/m³，熔点为119 ℃，只稳定存在于95.65 ℃以上。液硫通常是8 个硫原子形成的环状结构。当温度升高时，环状结构会逐渐断开，变为链状结构，黏度迅速增加。温度继续升高（444.6 ℃），链状结构将断裂形成S₂、S₄、S₆ 等不同的分子类型，但S₈ 分子依然占多数^[14]。由于气藏温度通常在444.6 ℃以下，因此气藏中主要析出固硫或液硫。

1.2 　单质硫在酸性气体中的饱和硫溶解度

硫在酸性气体中的溶解度可通过室内实验、状态方程、半经验模型、智能算法和分子模拟等方法确定。状态方程法具有热力学基础^[15-17]，但计算过程复杂，待确定参数多。半经验公式在计算硫溶解度方面具有简单易用的特点 ^[18-21]，但当气体组分、温度和压力等条件不同时，半经验公式的系数也不同， 模型不具有普适性。智能算法^[22-25] 预测硫溶解度具有一定的精度，但精度依赖训练集质量，且智能算法没有热力学理论基础，无法反映物理量间内在的本质联系。室内物理模拟实验是研究高含硫气藏硫溶解度最直接的手段^[26-32]，但硫溶解度的实验具有难度性大， 危险性高，成本昂贵等特点。同时，目前较多的硫溶解度实验数据不符合热力学一致性^[33-34]，其合理性和准确性需要得到更多数据的检验。与实验相比， 分子模拟具有成本低、安全性高、可重复等众多优势， 从而大大降低实验成本，为硫溶解度的测试提供了一种新的思路^[35-43]。

室内物理模拟实验是研究高含硫气藏硫溶解度最为直接的手段。Kennedy 等^[26] 首次探究了硫在CH₄、CO₂、H₂S 及其混合气体中的溶解情况，其研究结果显示，随着温度和压力的增加，硫的溶解度也随之增大。其中，H₂S 气体中的硫溶解度最高，而CH₄ 中的硫溶解度最低。此后，国内外学者在不同时期，针对不同纯气和混合气体，在不同温度、压力范围内得出了不同室内实验条件下硫溶解度数据^[26-32]。由于硫溶解度实验难度大、数据少，在有限的实验数据中也存在不符合热力学一致性的情况。

Mohammadi 等^[22] 利用人工神经网络算法对Kennedy 的实验数据进行了分析，认为其中部分数据可靠性存在的疑问。Eslamimanesh 等^[33] 对大量硫在H₂S 中的溶解度实验数据进行了热力学一致性分析， 发现有55 % 的实验数据不符合热力学一致性。陈华胜等^[34] 采用Peng-Robinson 状态方程研究了不同混合法则对热力学一致性检验的影响。结果表明有72% 的数据不满足或不完全满足热力学一致性。同时，随着实验温度的升高，实验得到的硫在H₂S 中溶解度倾向不满足热力学一致性。

分子模拟溶解度的方法主要有直接共存法和自由能计算法^[35]。Benavides 等^[36] 对文献梳理结果表明直接共存法相比自由能计算法可以得到更准确的溶解度模拟结果。Chen 等^[37] 采用气固共存法开展了单质硫在H₂S 气体中溶解度的分子模拟，在等温等压系综下模拟了单质硫的溶解过程，获得了不同温度压力条件下硫在H₂S 中的溶解度。Li 等^[38] 针对硫溶解过程平衡时间慢的问题，采用随机分布的S₈ 和H₂S 分子，通过计算被周围H₂S 分子隔离的S₈ 分子和簇的数量来评估溶解度，该方法一定程度上平衡了计算效率和准确性。Wei 等^[39] 采用分子模拟研究了硫单质在CH₄ 和H₂S 混合气体当中的溶解度，研究表明单质硫主要溶于H₂S，存在CH₄ 时溶解度急剧降低，这是由于H₂S—CH₄ 对的强竞争和高碰撞概率降低了H₂S—S (S₈) 和H₂S—H₂S 对的平均密度， 以直接/ 间接但协同的方式降低了硫的溶解度，揭示了CH₄ 在溶解过程中扮演了“反溶剂”作用。Li 等^[40] 采用直接共存法开展了单质硫在H₂S、CO₂、CH₄ 等不同酸性气体组分及酸性气体混合物中的溶解模拟， 形成了分子尺度上硫在酸性气体中溶解度的计算方法，获取了单质硫在酸性气体组分以及气井真实酸性气体中的溶解度曲线，并从热力学角度解析了单质硫的微观溶解过程和溶解机理，认识了3 种气体组分中硫溶解行为的差异和内在原因。同时该研究方法针对物理溶解，发现硫在酸性气体中的溶解以物理溶解为主，但尚未发展化学溶解模拟方法。

1.3 　硫沉积机理

如前文所述，固硫和液硫沉积对气井的影响是不同的。固硫沉积对储层影响更大；对液态硫来说， 在高渗透储层中尚未发现因液硫聚集导致对气体流动受阻进而产量明显下降的案例，但对低渗透致密储层影响较大。这就需要准确认识硫在储层当中的赋存状态及沉积机理，进一步明确硫沉积对气井产量的影响。目前国内尚未发现因储层硫沉积对气井产量造成的严重影响，但随着气藏开发进入中后期， 储层中硫沉积的影响会持续显现。

析出的单质硫以固相的形式吸附沉积于孔隙或喉道中，堵塞气体渗流通道，降低储层渗透率，也可以以液相的形式聚集形成流动相，并与气体、地层水一起形成多相渗流，使气相相对渗透率降低，进而降低气井产能，影响气藏开发效果。关于浅层高含硫气藏酸性气体硫析出的研究主要针对硫以固态形式沉积。对于普光、元坝等超深高含硫气藏，由于地层温度超过了硫的熔点温度，硫将以液态沉积。目前针对气体和液硫两相流动规律的实验研究刚刚起步， 还未形成规律性认识^[41-46]。此外，考虑高含硫气藏边、底水在开发过程水侵的影响，针对水、天然气和液硫三相流动的研究鲜见报道。

Bojes^[47] 研究发现硫沉积可能源于化学反应^[4]、水合物形成和凝华作用^{[11-12,48-49]}。化学反应难以解释下游发生压力降时的沉积^[49] ；水合物形成则仅限于水合物多的气井^[48-49] ；凝华则是指在温度和压力降低时发生的固/ 液硫沉积。高含硫气藏开发中热力学变化导致的硫析出沉积分化学沉积与物理沉积两种。早期认为硫以物理溶解的方式溶于酸性天然气。后发现硫溶解沉积在某些条件下也涉及复杂的化学平衡。Bojes^[47] 指出，地层中硫与H₂S 反应生成多硫化氢， 反应可逆，高温高压下倾向生成多硫化氢，反之则分解产生硫沉积。同时，天然气对硫的物理溶解也是重要的机制，硫溶解量是物理与化学溶解共同结果。Hyne 等^[50] 认为高压时以化学溶解为主，因为物理溶解在高压已经达到极限；Roberts^[3] 认为低压时以物理溶解和沉积为主。多数学者认为气井中硫沉积主要由物理溶解析出主导，因为井筒及近井地层压力降大、流速高，硫溶解度快速降低，符合物理沉积特征。显然，单质硫的两种沉积方式在本质上存在差异。但对于高温高压地层条件下存在的化学溶解与沉积也不可忽略，多硫化氢出现的温压条件、存在状态以及与元素硫之间的化学平衡有待进一步研究。

在硫沉积的早期研究中，学者们普遍接受的是就地沉积理论，即硫析出后全部沉积。然而，Abou- Kassem^[51] 通过岩心流动实验提出了非平衡沉积的概念，他指出硫的沉积并非发生在析出点，而是当单质硫开始析出后，在气流的作用下，硫颗粒会被气流携带，在地层孔隙中运移，其运动规律复杂多变。部分硫颗粒会在与岩石孔隙壁面接触后，以沉降或吸附的方式沉积在孔隙壁面，另一部分则会继续随气流向井底流动。同时，已经沉积的硫颗粒还会受到其他硫颗粒的碰撞以及气流冲刷的作用。

硫颗粒在地层孔隙中的运移和沉积最终取决于流体水动力的影响。如果流体水动力无法支撑硫颗粒在孔隙中的运移，那么硫颗粒最终会在地层孔隙、井筒以及地面管线中沉积下来。流体水动力是硫颗粒在气流中受到的各种力的综合体现^[52]。固相颗粒在气相中悬浮流动时，其受力情况相当复杂，但大致可以分为阻力和动力两类。阻力包括黏滞阻力、重力、虚假质量力和Basset 力，而动力则包括浮力、压力梯度力、Magnus 力和Saffman 力。这些力共同作用于硫颗粒，决定了其在气流中的悬浮和运移状态。

在高含硫气藏中，硫颗粒从气相中析出后，由于其粒径和形状的差异，其悬浮和运移的能力也会有所不同。在开采过程中，硫颗粒之间以及硫颗粒与多孔介质孔隙壁面之间的碰撞会导致动能的大量损失。同时，硫颗粒与气体的摩擦也会消耗能量。因此， 只有当气相速度大于硫颗粒的悬浮速度时，经过碰撞后的硫颗粒才能悬浮在气相中并与其共同流动。在气固两相混合物流动的过程中，气相速度通常会大于固相速度，即固相存在一个滞后现象。如果气相速度大于或等于某个临界值，硫颗粒就能悬浮在气相中并随气流一起流动；反之，则会在地层孔隙中沉积下来。

研究液硫流动的多相驱替实验难度高，相关研究成果少。张砚等 ^[44-45] 通过对常规油气水多相驱替实验装置进行改进，研发了高温高压气—液硫两相渗流实验装置，在不同温度和应力敏感条件下开展了实验测试，利用非稳态法测量了气—液硫的相渗曲线，结果显示液硫的临界流动饱和度相对较高，气—液硫两相共渗区较窄，液态硫的流动性较差。应力敏感导致气相渗透率降低，等渗点向左下移，温度对于液硫的相对渗透率影响不大。此外，张砚^[44] 等研究了液硫在多孔介质中的沉积分布特征，结果表明硫首先倾向于在裂缝中沉积，随后才会在基质孔隙中发生沉积。

顾少华等 ^[46] 开展了元坝气田岩心高温高压气— 液硫两相驱替实验，结果同样表明气、液硫两相共渗区较窄（图1），当液硫临界饱和度高于40% 时，井筒附近的液硫饱和度达到液硫临界流动饱和度，阻碍井筒附近气体的流动；围压增大时气相相对渗透率及液硫相对渗透率均下降；驱替压差增大，气体流速加快，携硫能力增强，气相相对渗透率及液硫相对渗透率均有所上升。陈琪^[53] 研究了不同围压下气—液硫相对渗透率曲线。结果表明随围压增加，气相和液硫相的相对渗透率会发生整体下降。李童等^[13] 基于岩心驱替实验、核磁共振成像和CT 重建等手段， 明确了液硫沉积对物性越差的储层伤害程度越大。

上述研究主要针对气—液硫两相渗流实验，且实验数据较少，气—液硫两相渗流特征缺乏规律性认识，考虑储层孔隙中存在束缚水和地层水侵入，储层中会出现气—液硫—水的三相渗流，目前尚未见关于液硫—水两相以及气—液硫—水三相渗流的实验研究报道。此外，一些学者基于空气动力学理论， 结合气相和固相连续性方程研究了高含硫气藏气固流动的模拟问题 ^[54-55]，但考虑液硫的多相流动模拟问题未见报道，未来应加强多孔介质中气—水—液/ 固硫的三相流动模拟问题，弥补实验条件的不足，揭示气水液硫多相流动的微观渗流机理。

2 　硫沉积规律及预测技术

2.1 　硫沉积规律

针对硫沉积过程、影响因素及分布形态等，国内外学者做了物理模拟实验研究。Abou-Kassem ^[51] 研究了单质硫在碳酸盐岩岩心中的沉积。在气体流动实验中，利用氮气将元素硫携带入岩心中，通过改变岩心中的驱替压力和驱替速度，测定了不同条件下元素硫的沉积量。Shedid 等^[56-59] 通过实验研究了硫在碳酸盐岩油藏中的沉积规律，结果表明注入速度越大，硫沉积对储层的伤害越大；渗透率越大， 硫沉积对储层的伤害越小。Mahmoud ^[60] 通过实验研究了硫吸附和沉积对岩石润湿性的影响，结果表明随着硫吸附和沉积的增加，岩石对气相的润湿性发生了改变。Guo 等^[61] 实验研究了不同注入速度下岩心不同位置处硫微粒沉积量大小，结合数学模型研究了渗透率和气流速度对硫沉积的影响，结论认为高流速可减少硫沉积量，且随着渗透率降低，硫沉积迅速加剧。张文亮 ^[62] 针对普光气田研究了不同注入速度下硫沉积对孔隙度、渗透率的伤害，结果表明高注入速度能减缓渗透率降低。Yang 等^[63] 开展的硫析出伤害实验结果表明硫沉积对孔隙度影响不大， 但对渗透率影响较大，且相较于高渗透率岩心，低渗透岩心的渗透率伤害更大。李周^[64] 进行了单质硫的聚集及在岩石孔隙中的分布规律实验，结果表明硫的聚集是从面状单质硫逐渐形成层状单质硫，孔隙越大，硫沉积量越大。周浩 ^[65] 通过硫沉积驱替实验探究了应力敏感和硫沉积对储层基质与裂缝岩心造成的联合影响。实验结果表明，相较于基质岩心， 裂缝发育的岩心在渗透率和孔隙度方面受到硫沉积的损害更为严重。

Kuo 等 ^[66] 最早建立了一维径向流动模型来研究衰竭开发条件下生产时间、径向距离对压力、含硫饱和度分布的影响，模型预测单质硫会在近井迅速沉积，远井地区的硫沉积量可以忽略不计，通过降低产量或减小井距可以有效降低硫沉积堵塞的趋势。上述研究的缺陷在于将析出的单质硫看作处于静态环境中的沉积物, 即一旦硫从饱和气流中析出就直接在孔隙介质中沉积，忽略了流体水动力对析出硫颗粒的作用，因此预测结果与实际存在较大偏差。Abou- Kassem 等^[51] 依据动力学理论，并融合了固相颗粒在多孔介质内部迁移的机制，建立了考虑硫吸附和沉积作用的沉积模型，结论认为气体流量对硫沉积有重要的影响。Hands 等 ^[67] 结合携硫动态效应影响建立了解析模型来预测天然裂缝性高含硫气藏开发过程中的硫沉积，得到了井周动态硫沉积剖面图，由于动态效应的影响，硫沉积在离井最近的区域减少了， 因此井周某个距离范围内存在一个含硫饱和度峰值（图2）。同时从复合介质压力恢复导数曲线中可以判断因内区硫沉积引起的导数曲线后期下掉，提出了从压力恢复导数曲线判断硫沉积的方法。

Hu 等 ^[68] 提出了一个考虑束缚水的硫沉积预测模型，研究结果显示，在高束缚水饱和度的情况下，硫沉积造成的堵塞现象会更加严重。Adesina 等^[69] 改进了Roberts 模型，考虑了硫饱和度变化引起的孔隙度变化， 得到了井周地层硫沉积的最小堵塞时间，提出降低产气量以避免硫沉积加剧的建议。Mahmoud 等 ^[70-71] 研究了硫沉积对气相相对渗透率的影响，认为硫沉积在远井区的影响可忽略不计，硫沉积导致的气井产量下降主要是由近井气相相对渗透率降低引起，并增加了表皮系数，近井硫沉积使岩石润湿性发生改变， 岩石更加气湿进一步降低了气井产量。周小涪等^[72-73] 在非达西流的基础上考虑了地层应力敏感效应，认为应力敏感会加剧硫沉积，储层物性越差，发生硫堵的程度越大，时间越早。

2.2 　硫沉积预测技术

前文提到，由于近井储层存在压降漏斗，随着压力急剧下降，高含硫天然气中析出的单质硫主要沉积在近井附近。远井区虽然也存在硫析出和沉积现象，但析出和沉积量非常少，与近井区相比可忽略不计，对储层物性的影响不大。上节硫沉积预测模型普遍采用均质模型，对地层孔隙度、储层厚度、渗透率等都假设了一个值。为了模拟实际储层中的沉积，需要对储层进行更详细和真实的描述，因此通常需要使用传统的油藏数值模拟器。

Roberts ^[3] 用油相替代硫相，应用常规黑油模拟器模拟硫沉积，相行为根据硫气比来指定，由于模拟过程考虑硫单质原地沉积不随气体携带，“油”相对渗透率在所有饱和度下都设为0，且所用矿场硫溶解度公式高估了硫析出量^[21]，因此模拟结果高估了硫沉积对气井产量影响。虽然没有在论文中报道，但也可以通过使用液体硫的“油”相特性并指定硫的相对渗透率曲线来模拟液体硫的流动。Mahmoud^[60] 指出，商业模拟器的应用由于使用的是凝析油的性质，因此模拟不能准确地预测气藏的硫损害，不过在Roberts^[3] 的研究中，没有使用凝析油的性质，而是使用了已建立的液体硫的文献值。顾少华等^[74] 开发了考虑液硫析出、气—液硫两相流动的酸性气藏数值模拟器，研究了四川盆地元坝长兴组气藏气井硫沉积，结果表明液硫析出后仅在井筒附近沉积。与固硫析出相比，液硫析出对气井生产的影响虽然相对较小，但仍然会显著缩短气井的稳产期。在非均质的地层条件下，析出的液硫主要会积聚在储层性质较优的区域，例如裂缝或溶孔等具有高渗透性的区域，这会导致气藏的物性降低，进而造成气井的产能降低。

与解析模型或均质数值模拟相比，大型油藏模拟器的主要优点是可以研究井筒附近地层非均质性的影响。但现有无论商业还是学术数值模拟器，在研究硫沉积方面还存在以下3 个尚未有效解决的问题： ①无法精确模拟固态硫随气流携带效应所引起的非平衡沉积，因此模拟结果很大可能会高估固硫沉积对气井的损害程度，因为在气相中携带的硫可能不会沉积在储层中，而是被带到井筒中，忽略非平衡效应可以通过标定现场或模拟动态数据调整模拟参数来抵消。②无法精确模拟近井含硫饱和度变化，由于硫沉积一般在近井筒范围内发生，精细描述近井筒硫沉积需要在建模过程中对近井筒网格加密到米级甚至亚米级，这对建模精度要求、数值模拟运算能力都提出了巨大的挑战。③液硫—气—水多相流动的实验和理论研究成果较少，尚未形成规律性认识， 在液硫相渗曲线选取方面依据并不十分充分。

产能预测模型是联系高含硫气藏多相渗流特征和产能评价的桥梁。大量学者结合高含硫气藏储层复杂的渗流特征，基于理论模型推导，开展了气藏产能研究。李晓平等^[75-76] 利用附加表皮模型和复合模型推导出考虑硫沉积的气井产能预测模型和试井解释数学模型。Hu 等^[77] 提出了考虑天然裂缝的碳酸盐岩高含硫气藏硫沉积伤害模型，结果表明裂缝开度和裂缝高度的增加可使气井递减时间延后。廖强等^[78] 采用两种方法来预测含硫气井的产能：①基于两区复合产能方程，②应用附加表皮系数法。预测结果显示，硫沉积会导致气井表皮系数增加，进而引起产能的降低， 解除硫伤害后会让气井产能增加。周小涪等^[73-74] 研究认为液硫析出能明显降低气井稳产期。王桥^[79] 研究显示液硫主要在靠近井口的区域发生吸附，并且随着吸附硫的饱和度不断上升，气井的产量会迅速减少。

3 　硫沉积防治方法

前文已提到，硫沉积行为与硫单质的溶解机理和沉积机理相关，硫溶解主要取决于储层温度、压力和混合气体组分。硫析出后是否沉积取决于气体流速、储层物性等。因此，硫沉积的防治可以从以下4 个方面来考虑。①防：用二氧化碳或较重的烷烃代替甲烷增加硫在酸性气体混合物中的溶解度，同时提高近井储层压力。②控：确定合理采气速度，高采气速度能够有效地携硫，减小硫沉积伤害，但同时会导致储层压力下降过快，增加硫沉积伤害，因此存在一个合理采气速度，使携硫和沉积达到动态平衡。③治：酸压等方式改善近井区域低渗透带渗流通道。④替：距原井眼一定距离进行侧钻，Roberts^[5] 报道指出一口水平井很快发生硫堵，需要在距离原井50 m 的地方进行侧钻。此外，还可开展储层溶硫实验^[80]， 优选高返排率低黏度环保型储层溶硫剂注入近井储层中治理硫沉积，现场经验表明，溶硫剂可以去除天然裂缝中的沉积硫，但一旦裂缝被硫桥接，溶剂处理就失效了，因此溶硫时机也是影响溶硫效果的关键因素。实际上，储层治理硫沉积通常是防—控— 治—替多种手段结合。研究表明，降低气体流速可以使沉积物更接近井筒，从而使溶剂处理更加有效。模型和现场实际结果也证实，为了防止不可控沉积， 应该避免储层中出现高流速。

4 　未来发展趋势及建议

我国高含硫气藏普遍非均质性强，发育边底水， 气田开发进入中后期伴随边底水侵入和增压开采，硫沉积对气井生产及采收率的影响有待深入研究。在未来的研究中，可聚焦以下6 个研究领域。

1）开展高含硫气藏气—水—硫多相流动机理及模拟方法研究。气藏开发中后期随着地层压力持续下降，边底水侵入后近井区域形成气—水—液硫多相流动，相关渗流机理还不明确。固硫在多孔介质内析出—沉淀—运移临界参数条件尚不明确。下步应开展气—水—液硫三相流动模拟和固硫析出—沉淀—运移耦合渗流微观模拟，明确多相流动机理，为储层防硫治硫对策提供理论参考。

2）开展射孔炮眼硫沉积堵塞机理研究。射孔段炮眼处具有节流效应，可能会出现固硫和水合物凝结堵塞炮眼，阻碍流体顺利通过射孔段流入井底。因此， 明确射孔段炮眼处固硫堵塞机制对准确评价硫沉积对气井生产的影响至关重要，也是前人研究忽略的一个重要问题。

3）近年来高含硫气藏注气是探索提高采收率技术的新方向，普光气田CO₂ 年排放量达200×10⁴ t， 为探索新的注气控硫技术提供了气源保障，同时降低碳排放。应开展注CO₂ 控硫机理研究、技术政策和配套工艺，明确注CO₂ 对储层的治硫效果，为储层防硫治硫对策提供理论参考。

4）开展储层—井筒一体化耦合数值模拟研究。现有油藏数值模拟软件尚不能直接考虑井筒硫沉积预测问题，无法实现储层—井筒硫沉积的一体化预测，亟需开展井筒硫沉积预测模块与油藏数值模拟软件之间的耦合研究，支撑高含硫气田硫沉积治理。

5）开展高含硫气田增压开采对硫沉积影响研究。增压开采会进一步降低气藏废弃压力，废气压力的降低对硫沉积的影响尚不清楚。例如，压力的进一步降低会增加单质硫的析出，但同时也可能会使地层中H₂S 二次释放，对储层中硫沉积的综合影响有待进一步明确。

6）发展高含硫气田开发全流程数字孪生技术。相比常规天然气藏，高硫气藏中的H₂S 具有剧毒和腐蚀性，这增加了气井开发管理的成本和风险性，基于上述5 项研究，发展高含硫气田开发全流程数字孪生技术，可以优化操作管理，有效降低操作成本和安全风险。

5 　结论

1）高含硫气藏硫沉积主要发生在近井区域，可能会对气井产能、正常生产时间和气藏最终采收率产生严重影响。

2）决定硫沉积过程的关键因素有：①环境压力和温度；②储层绝对渗透率和气体相对渗透率；③地层孔隙度和产层厚度；④混合气体单质硫含量和H₂S 含量；⑤采气速度。

3）现场经验结合实验室研究表明，液硫在地层中的沉积对高渗透率地层的影响可能并不重要，但对低渗透致密储层有一定影响。

4）储层硫沉积一旦开始，可能会发生快速堵塞。限制产量可以延长气井寿命并提高气藏最终采收率。可持续监测产量和井下压力数据，并结合周期性压力恢复试井，识别储层硫沉积。采用“防—控—治— 替”多种手段结合可有效治理硫沉积问题。随着气藏压力因天然气枯竭而下降，硫沉积在气藏开发周期的后期将不再作为重要因素考虑。

5）建议开展高含硫气藏气—水—硫多相流动机理及模拟方法，射孔炮眼硫沉积堵塞机理，注CO₂ 控硫机理、技术政策和配套工艺，储层—井筒一体化耦合模拟，增压开采对硫沉积影响等研究，进一步支撑高含硫气田硫沉积综合治理，形成“高含硫气田开发全流程数字孪生技术”，保障高含硫气田安全高效开发。

基金项目：中国石油化工股份有限公司科技项目“普光气田剩余气分布及提高采收率技术”（编号：P23198）。