考慮液硫析出的超深酸性氣藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)

顧少華，石志良，史云清，胡向陽，岑 芳

(1.中國石化 海相油氣田開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083； 2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

酸性氣藏存在硫析出現(xiàn)象，析出的硫又因溫度的高低分別呈現(xiàn)出液態(tài)和固態(tài)。因此酸性氣體開采過程中不但存在復(fù)雜的物理化學(xué)相變過程，同時(shí)還存在多相滲流問題。這就導(dǎo)致其流動(dòng)機(jī)理異常復(fù)雜，對氣井生產(chǎn)影響難以判別。目前酸氣中硫析出研究主要針對硫以固態(tài)形式沉積[1-15]，這是因?yàn)殚L期以來開發(fā)的酸性氣藏普遍埋深較淺，地層溫度難以達(dá)到儲(chǔ)層的硫的熔點(diǎn)(115.21 ℃)，因而析出的硫以固態(tài)形式出現(xiàn)在儲(chǔ)層中。目前已形成一些研究成果：谷明星[5]等測定了3組富硫化氫酸性天然氣樣品的p-T相包絡(luò)線數(shù)據(jù)，并對比了S-R-K,p-R和p-T三大方程應(yīng)用于酸性天然氣泡/露點(diǎn)壓力及pVT數(shù)據(jù)的預(yù)測結(jié)果，對泡點(diǎn)壓力的預(yù)測S-R-K方程誤差最小(1.13%)，對露點(diǎn)壓力的預(yù)測則p-T方程誤差最小(4.77%)。利用其研發(fā)的MOU/GRI 方程預(yù)測富硫化氫酸性天然氣的偏差系數(shù)數(shù)據(jù)平均誤差為0.635%。曾平等對硫顆粒在天然氣中的溶解度進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)測定，分析證明了溫度、壓力和氣體組成對硫顆粒溶解度變化影響較大[7]。郭肖等采用物理模擬和數(shù)值模擬相結(jié)合的方法，實(shí)驗(yàn)確定了高含硫裂縫性氣藏硫沉積對地層傷害機(jī)理和流體相態(tài)變化規(guī)律，理論研究建立了雙重介質(zhì)流體相變與氣-液-固耦合模型。研究了某酸性氣藏氣井產(chǎn)量、原始硫化氫含量和氣藏滲透率對元素硫在巖樣中發(fā)生沉積的影響[12]。杜志敏等人采用物理實(shí)驗(yàn)測試了酸性氣藏混合氣體偏差因子，并引入空氣動(dòng)力學(xué)理論，建立了考慮微粒和氣流速度差異的高含硫酸性氣藏氣固耦合綜合數(shù)學(xué)模型，模擬研究了氣流速度、氣體初始H2S含量和地層滲透率對硫沉積和氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的影響[14]。

隨著勘探開發(fā)技術(shù)的不斷進(jìn)步，四川盆地元壩長興組氣田等埋深超過6 000 m的超深氣藏投入開發(fā)，地層溫度高于硫熔點(diǎn)溫度，硫以液態(tài)形式析出在井筒附近。隨著析出的液硫不斷聚集，會(huì)對儲(chǔ)層滲透性造成傷害，從而降低氣井產(chǎn)能，影響氣藏開發(fā)效果[14]。

目前，針對該問題的研究尚不深入。特別是對于氣-液硫兩相滲流機(jī)理認(rèn)識(shí)不清，缺乏相關(guān)數(shù)學(xué)模型進(jìn)行描述，無法定量表征液硫?qū)饩a(chǎn)狀況的影響。

本文在相關(guān)研究的基礎(chǔ)上，針對液硫析出問題，在數(shù)值模擬研究方面進(jìn)行了相應(yīng)探索，以期定量化模擬液硫析出及其對氣井生產(chǎn)的影響。

1 考慮液硫析出的酸性氣體流動(dòng)規(guī)律

1.1 氣-液硫兩相滲流相滲曲線的速敏效應(yīng)

對元壩氣藏進(jìn)行取心，并對部分取樣巖心進(jìn)行氣-液硫兩相驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，測得在不同驅(qū)替壓差下的氣-液硫相滲曲線形態(tài)，測試結(jié)果如圖1所示。實(shí)測數(shù)據(jù)表明，驅(qū)替壓差對于氣-液硫相滲曲線有顯著影響，可使氣-液硫兩相相滲曲線形狀發(fā)生改變。隨著驅(qū)替壓差增大，氣體及液硫相對滲透率會(huì)發(fā)生一定幅度的上升，與此同時(shí)相滲端點(diǎn)會(huì)發(fā)生移動(dòng)，導(dǎo)致兩相同流區(qū)范圍擴(kuò)大。這是由于驅(qū)替壓差增大，氣體流速增加從而增強(qiáng)了氣體的攜硫能力，使得液硫的相對滲透率隨之上升。由此證明，氣-液硫兩相相滲曲線形態(tài)受氣體流速影響，具有較強(qiáng)的速敏效應(yīng)。該效應(yīng)由Hunderson等人在研究凝析氣藏的氣-凝析液兩相流動(dòng)過程時(shí)首先發(fā)現(xiàn)。

1.2 考慮液硫析出的酸性氣體流動(dòng)模式

根據(jù)前面對氣-液硫滲流特征研究，并結(jié)合部分文獻(xiàn)調(diào)研結(jié)論[15-17]，歸納總結(jié)出存在液硫析出的酸氣在不同開發(fā)階段的流動(dòng)模式，并將其劃分為4個(gè)階段(圖2)。

圖1 在不同壓差驅(qū)替下元壩巖樣氣-液硫相滲曲線Fig.1 Gas-liquild sulfur relative permeability curves of Yuanba rock samples under different pressure differencea.1號(hào)巖心；b.2號(hào)巖心

圖2 考慮液硫析出的酸氣在不同開采階段的流動(dòng)模式Fig.2 Flow pattern of sour gas with consideration of liquid sulfur condensate in different production stagesa.原始狀態(tài);b.完全混相攜硫階段;c.部分混相攜硫階段;d.非混相攜硫階段

1) 原始階段

原始狀態(tài)時(shí)，地層壓力最高，氣體尚未開始流動(dòng)，硫元素以單分子或化合態(tài)形式溶解于氣相之中[3]。且有研究表明，原始狀態(tài)下硫在氣體中的溶解未達(dá)到飽和[16]，因此地層中僅存在氣相。

2) 完全混相攜硫階段

氣藏剛投入開發(fā)時(shí)，地層壓力開始下降，溶解在氣體中的硫元素開始析出。由于剛開井時(shí)壓力最高，氣體流速最大，析出的硫以霧滴形式全部被氣體攜帶，無法聚集形成連續(xù)液相，因此地層中流體的流態(tài)為霧狀流。由于沒有明顯的氣液相界面，這一時(shí)期流動(dòng)階段可稱之為完全混相攜硫階段。

3) 部分混相攜硫階段

隨著氣藏開發(fā)的進(jìn)行，地層壓力逐漸下降，析出的液硫持續(xù)增多。此時(shí)氣體流速下降，氣體攜硫能力隨之下降，部分液硫開始聚集在孔喉壁面上形成束縛液硫，但流動(dòng)的氣體仍是霧狀流，總體上看流態(tài)處于霧狀流向環(huán)狀流轉(zhuǎn)變的過渡狀態(tài)。在該流動(dòng)階段出現(xiàn)了一部分連續(xù)液硫相，而剩余的硫仍以霧滴狀被攜帶，與氣體呈混相狀態(tài)，因此稱為部分混相攜硫階段。

4) 非混相攜硫階段

當(dāng)氣藏開發(fā)接近于衰竭時(shí)，溶解于氣體中的硫已基本析出。束縛液硫繼續(xù)增多，氣體流速降到最低，大量的硫聚集在孔喉壁面上，其中一些硫可以擺脫壁面的束縛，隨氣體沿壁面流動(dòng)。液硫沿壁面流動(dòng)，而氣體在孔隙中央通過，整體呈現(xiàn)出的環(huán)型流的流態(tài)。此時(shí)地層中氣體流速較低，無法攜帶硫霧滴，所以氣液兩相互不相溶且共同流動(dòng)，該流動(dòng)階段可稱之為非混相攜硫階段。

2 考慮液硫析出的數(shù)值模擬模型的建立

2.1 考慮液硫的速度敏感相滲模型

將酸氣的開發(fā)劃分為不同的流動(dòng)階段之后，需要使用相應(yīng)的數(shù)學(xué)模型對處于不同流動(dòng)階段的酸氣進(jìn)行模擬，在此引入速度敏感相滲模型[15,18]。該模型可計(jì)算不同攜硫階段的氣-液硫相滲曲線，來模擬不同流速條件下氣-液硫兩相流動(dòng)特征，這些相滲曲線與圖2中流動(dòng)階段完全對應(yīng)(圖3a)。氣體非混相攜硫時(shí)的相滲曲線可通過較小壓差條件下的氣-液硫驅(qū)替實(shí)驗(yàn)得到，然后其他相滲曲線可依據(jù)圖3b的計(jì)算流程進(jìn)行計(jì)算。

首先在對氣體攜硫能力進(jìn)行判別時(shí)，需要引入毛管數(shù)的概念。毛管數(shù)(Ncp)表示被驅(qū)替相所受到的粘滯力和毛細(xì)管力之比，是一個(gè)無量綱數(shù)。它反映了多孔介質(zhì)兩相驅(qū)替過程中不同力之間的平衡關(guān)系[16]。氣體流速越高，毛管數(shù)越高，則液硫越容易被攜帶；氣體流速越低，毛管數(shù)越低，液硫越難以被攜帶[公式(1)]。

(1)

式中:μg為氣相粘度，mPa·s;vg為氣相流速，m3/s，σ為氣-液硫兩相界面張力,N/m。下標(biāo)p代指氣、液硫中某一相。

為判別氣體的攜液能力，引入標(biāo)準(zhǔn)化毛管數(shù)的概念來表征氣-液硫混相程度。標(biāo)準(zhǔn)化毛管數(shù)Ncnp為無量綱量，其計(jì)算如公式(2)所示：

(2)

圖3 考慮液硫析出的酸氣在不同階段的液相相滲曲線(a)及速敏相滲模型計(jì)算流程(b)Fig.3 Gas-sulfur two phase relative permeability curves(a)and velocity dependent relative permeability calculation process(b)

式中:Ncbp為該相的基礎(chǔ)毛管數(shù)，無量綱，代表一個(gè)下限值，若低于該下限值，則判定氣-液硫兩相共滲不能混相。若Ncp1，表明此時(shí)處于非混相攜硫階段，液硫全部以連續(xù)液相被氣體攜帶。若Ncp>Ncbp，則Ncnp<1，表明此時(shí)氣體已開始混相攜硫，由于氣體流速增大，部分液硫開始以液態(tài)微滴或分子形式被攜帶。

若判斷氣體為非混相攜硫，則沿用原有相滲曲線進(jìn)行下一迭代步計(jì)算。若判斷氣體可混相攜硫，根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知此時(shí)相滲曲線形態(tài)和飽和度端點(diǎn)值會(huì)發(fā)生改變，必須計(jì)算適用于這一階段的新相滲曲線。

由于部分混相攜硫相滲可由完全混相攜硫相滲和非混相攜硫相滲插值得到，所以要先計(jì)算完全混相攜硫相滲。計(jì)算完全混相攜硫相滲，首先要確定相滲的殘余相飽和度端點(diǎn)值Srbp(無量綱)可通過將原殘余飽和度端點(diǎn)乘以飽和度端點(diǎn)標(biāo)定系數(shù)Xp來確定，無量綱：

Srbp→XpSrbp

(3)

飽和度端點(diǎn)標(biāo)定系數(shù)Xp(無量綱)確定方法為

Xp=1-exp(-mpNcnp)

(4)

式中:mp，無量綱,是由速敏實(shí)驗(yàn)確定的系數(shù)。若mp為0，則表明氣體流速不會(huì)對飽和度端點(diǎn)產(chǎn)生影響。完全攜液相滲曲線Krmp(無量綱)可由下式計(jì)算：

(5)

式中:Sp為氣或液硫中某一相的歸一化飽和度，無量綱。其計(jì)算方法如下：

(6)

式中：n1p和n2p為系數(shù)，由氣-液硫速敏相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果回歸確定。Ncnp是表征氣-液硫混相程度，當(dāng)Ncnp小于1時(shí)，流動(dòng)處于部分混相攜硫階段。此時(shí)若Ncnp趨近于1，則表明部分混相攜硫相滲Krvp趨近于非混相攜硫相滲Krbp；若Ncnp趨近于0，表明部分混相攜硫相滲Krvp趨近于完全混相攜硫相滲Krmp。通過以上方法，可全面表征酸氣在氣-液硫同流時(shí)各個(gè)階段的滲流特征，并進(jìn)行迭代計(jì)算。

2.2 考慮液硫析出的數(shù)值模擬模型

建立考慮液硫析出的數(shù)值模擬模型，首先必須明確相應(yīng)的假設(shè)條件。模型假設(shè)條件如下：考慮氣、水、液硫三相以及氣組分、水組分、硫組分3組分；硫組分在氣相、液硫相發(fā)生質(zhì)量交換，水相與氣相、液硫相間無質(zhì)量交換；壓力較高時(shí)，硫組分可溶解在氣相中，硫組分呈氣態(tài)；壓力降低時(shí)，硫組分可從硫相中分離，此時(shí)變?yōu)橐簯B(tài)；流速較高時(shí)，硫組分以霧滴形式被氣相帶，此時(shí)流態(tài)呈霧狀流；流速較低時(shí)，硫組分以液滴形式被氣相攜帶，此時(shí)流態(tài)呈環(huán)狀流；考慮毛管力、重力；氣、水、液硫、巖石均可壓縮；氣藏恒溫。建立守恒方程如下。

氣組分守恒方程為：

(9)

水組分守恒方程為：

(10)

硫組分守恒方程為：

(11)

式中：K為滲透率，μm2;Kr為滲透率，μm2;B為體積系數(shù)，無量綱;p為壓力，MPa;ρ為密度，kg/m3;g為重力加速度，N/kg;D為向量;q為流入量,m3/s;Φ為孔隙度,無量綱。下標(biāo)g為氣，w為水，s為硫，Rgs為氣硫比。

飽和度方程如下：

Sg+Sw+Ss=1

(12)

毛管力方程如下：

pcgw=pg-pw

(13)

pcgs=pg-ps

(14)

初始條件如下：

(15)

(16)

(17)

邊界條件如下：

內(nèi)邊界：

(18)

定壓邊界：

pwf(x,y,z,t)=pwf(t)δ(x,y,z)

(19)

定產(chǎn)邊界：

Qv(x,y,z,t)=Qv(t)δ(x,y,z)

(20)

對推導(dǎo)的滲流方程進(jìn)行離散化，在matlab平臺(tái)上開發(fā)了考慮液硫析出的數(shù)值模擬器。模擬器可實(shí)現(xiàn)30×104節(jié)點(diǎn)塊中心及角點(diǎn)網(wǎng)格求解，兼容Eclipse數(shù)據(jù)格式，可進(jìn)行模型后處理。

3 液硫析出對氣井的影響

3.1 單井?dāng)?shù)值模擬模型的建立

研究液硫析出對單井的影響，需要建立針對單井的數(shù)值模擬模型?，F(xiàn)根據(jù)氣藏特征參數(shù)建立單井模型，模型網(wǎng)格數(shù)為51×51×20，網(wǎng)格尺寸為50 m×50 m×10 m。模型孔隙度為5%，滲透率為4×10-3μm2，含氣飽和度為90%，含水飽和度為10%。模型中酸性氣體偏差因子及粘度等參數(shù)參照文獻(xiàn)[14],不同壓力下的氣硫比由文獻(xiàn)[16]硫溶解度換算得到，非混相攜硫相滲曲線參見圖1中0.02 MPa驅(qū)替壓差的氣相及液硫相相滲，速敏相滲模型里部分參數(shù)通過試驗(yàn)確定如下：mg為0.05，ms為0.1，n1g為3.2，n2g為-1，n1s為4.1，n2s為-1.3。由于本次研究針對氣-液硫兩相相滲的情況研究，暫不考慮水-液硫兩相流動(dòng)影響，將模型內(nèi)水相全部作為束縛水處理。

模型預(yù)測氣井產(chǎn)量為50×104m3/d，由于井口外輸壓力為7.5 MPa, 經(jīng)計(jì)算7 000 m油管沿程壓力損失為12.5 MPa,因此將井底壓力定為 20 MPa。當(dāng)井底壓力降至20 MPa時(shí)，氣井由定產(chǎn)量生產(chǎn)改為定壓生產(chǎn)。

3.2 析出液硫在氣藏中的分布及其對氣井生產(chǎn)的影響

經(jīng)過計(jì)算得到不同時(shí)刻析出硫飽和度的分布情況，(圖4),總結(jié)出以下析出硫的分布特點(diǎn)：初始時(shí)刻，硫全部溶解于氣相，氣藏內(nèi)無單質(zhì)硫分布；隨著氣井的生產(chǎn)，井筒附近壓力迅速下降，液硫開始析出并聚集在井筒附近；隨后液硫聚集量不斷增多，但一直集中在井筒穿過的網(wǎng)格內(nèi)，并未向井周圍擴(kuò)展；生產(chǎn)30 a后，液硫飽和度在井筒穿過的網(wǎng)格升至20%，但分布區(qū)域依然僅限于井筒周圍。由此證明，液硫析出后主要聚集在井壁附近，從而改變井周的滲透性，對于氣藏內(nèi)部的滲透率改變，其影響并不顯著。分析原因，是由于液硫流動(dòng)性較好，在150 ℃時(shí)約為10 mPa·s，易于被氣體攜帶[15]。

由于之前模擬手段所限，進(jìn)行有液硫析出的氣藏模擬時(shí)往往將液硫忽略或直接采用固硫的模擬方法進(jìn)行研究，由此可能導(dǎo)致計(jì)算結(jié)果出現(xiàn)誤差。采用上述單井模型，對比分析存在固硫沉積的酸氣、存在液硫析出的酸氣和干氣3種不同流體氣井30 a生產(chǎn)狀況(圖5)，干氣和固硫析出酸氣模擬方法參見文獻(xiàn)[2]。

圖4 近井地帶不同時(shí)刻硫單井液硫飽和度剖面Fig.4 Liquid sulfur saturation profile of a single well through timea.初始時(shí)刻;b.5 a;c.10 a;d.15 a;e.20 a;f.25 a;g.30 a

從圖5a來看，存在液硫析出的氣井穩(wěn)產(chǎn)期為7.7 a，存在固硫沉積的氣井穩(wěn)產(chǎn)期為6.8 a，干氣的穩(wěn)產(chǎn)期為9.7 a。由此可知，液硫析出對于氣井穩(wěn)產(chǎn)期的影響小于固硫析出，但依然能明顯降低氣井的穩(wěn)產(chǎn)期。從圖5可以看出，干氣采收率最高，液硫析出的酸氣采收率次之，固硫析出的酸氣采收率最低。由此表明,液硫析出對于氣井的采收率有小幅影響，可使單井采收率從55.1%降低至51.3%。

圖5 單井日產(chǎn)氣量變化對比(a)及模型采收率變化對比(b)Fig.5 Single well production rate change(a)and recovery factor of the model(b)

3.3 液硫析出對不同物性儲(chǔ)層氣井生產(chǎn)的影響

為考慮液硫析出對不同物性氣藏中氣井生產(chǎn)的影響，設(shè)置不同物性模型，并對不同模型進(jìn)行優(yōu)化配產(chǎn)，使干氣穩(wěn)產(chǎn)期保持10 a后進(jìn)行計(jì)算。根據(jù)某氣田實(shí)際數(shù)據(jù)，使用5×10-3μm2代表一類儲(chǔ)層物性，使用1×10-3μm2代表二類儲(chǔ)層物性，具體計(jì)算方案如表1所示，計(jì)算結(jié)果參見圖6。

表1 不同物性儲(chǔ)層計(jì)算方案Table.1 Calculation plan of cases with different permeability

從圖6的計(jì)算結(jié)果可以看出，在5×10-3μm2算例中若模型流體為干氣，配產(chǎn)50×104m3/d可穩(wěn)產(chǎn)9.7 a；若模型流體為析出液硫的酸氣，配產(chǎn)50×104m3/d可穩(wěn)產(chǎn)7.8 a?？紤]析出液硫后，氣井穩(wěn)產(chǎn)期下降19.5%。在1×10-3μm2算例中若模型流體為干氣，配產(chǎn)24×104m3/d可穩(wěn)產(chǎn)10.1 a，若模型流體為可析出液硫的酸氣，配產(chǎn)24×104m3/d可穩(wěn)產(chǎn)5.8 a，考慮液硫析出后氣井穩(wěn)產(chǎn)期下降幅度為42.5%。計(jì)算結(jié)果表明，液硫析出可使氣井的穩(wěn)產(chǎn)能力大幅下降。相較物性較好的儲(chǔ)層而言，液硫析出對物性較差的儲(chǔ)層傷害更為嚴(yán)重。

4 實(shí)際氣井計(jì)算

選取四川盆地元壩氣田204-1H井進(jìn)行實(shí)際氣田單井?dāng)?shù)值模擬研究。將已有的元壩某礁帶eclipse數(shù)值模擬模型導(dǎo)入新編制的模擬器中，將原有的干氣pVT參數(shù)及相滲曲線替換為測得的酸氣pVT參數(shù)及相滲曲線。將氣井按照實(shí)際配產(chǎn)設(shè)定為日產(chǎn)氣量40×104m3/d，生產(chǎn)20 a。

圖6 考慮液硫析出后對不同滲透率儲(chǔ)層日產(chǎn)氣量的影響Fig.6 The effect of Sour gas with liquild sulfur condensate to formation with different production ratea.滲透率為5×10-3 μm2;b.滲透率為1×10-3 μm2

分別對考慮液硫析出和不考慮液硫析出兩種情況進(jìn)行了計(jì)算。研究表明，不考慮液硫析出氣井穩(wěn)產(chǎn)期為9.9 a，考慮液硫析出后氣井穩(wěn)產(chǎn)期為7.7 a(圖7)。由此看出，液硫析出對實(shí)際氣井的生產(chǎn)存在較大影響，使穩(wěn)產(chǎn)期縮短為未考慮液硫析出情況的78%。

從該井附近的滲透率及析出硫飽和度的分布來看(圖8)，在實(shí)際非均質(zhì)地層中，液硫析出后主要聚集在儲(chǔ)層物性比較好的區(qū)域。分析原因，是因?yàn)樵谏a(chǎn)過程中氣體經(jīng)高滲通道的流量較大，析出的液硫數(shù)量較多，液硫優(yōu)先占據(jù)裂縫或溶孔等高滲區(qū)，導(dǎo)致氣藏滲透性降低，氣井產(chǎn)能下降。

圖7 實(shí)際氣井考慮液硫析出后單井日產(chǎn)氣量變化Fig.7 A real case sour gas well production rate changewith consideration of liquild sulfur condesnsate

圖8 元壩某氣井附近滲透率分布剖面(a)及硫飽和度分布剖面(b)Fig.8 The profiles of permeability distribution(a)and sulfur saturation distribution(b)around an actual gas well in the Yuanba region

5 結(jié)論

1) 針對高含硫氣藏在生產(chǎn)過程中存在液硫析出進(jìn)而影響儲(chǔ)層滲透能力、極大降低氣井產(chǎn)能的問題，建立了考慮液硫析出的數(shù)值模擬模型，預(yù)測液硫析出情況及對開發(fā)效果的影響，為科學(xué)開發(fā)該類氣藏提供了可靠的依據(jù)。

2) 液硫析出主要在井壁附近聚集，由于液硫易于流動(dòng)且更易被攜帶的特性，液硫分布區(qū)域始終局限在近井地帶，并不向周圍擴(kuò)展。

3) 相較固硫析出而言，液硫析出對氣井生產(chǎn)的影響較小，但仍能明顯降低氣井的穩(wěn)產(chǎn)期和氣藏采收率。

4) 液硫析出對于物性較差儲(chǔ)層的傷害程度遠(yuǎn)高于對較好儲(chǔ)層的傷害程度。在非均質(zhì)地層中，析出的液硫主要聚集在儲(chǔ)層物性較好的區(qū)域，生產(chǎn)過程中液硫優(yōu)先占據(jù)裂縫或溶孔等高滲區(qū)，造成氣藏滲透性降低，氣井產(chǎn)能下降。

[1] Changyu Sun,Guangjin Chen.Experimental and modeling studies on sulfur solubility in sour gas[J].Fluid Phase Equilibrium,2003,2(4):187-195.

[2] Robert B E.The effect of sulfur deposition on gas well inflow performance[J].SPE Reservoir Engineering,1997,12(2):118-123.

[3] Hyne J.B.Study aids prediction of sulfur deposition in sour gas wells[J].Oil and Gas,1968,25(11):107-118.

[4] Alawadhy F,Kocabas I,Abou-Kassem J H,et al.Experimental and numerical modeling of sulfur plugging in a carbonate oil reservoir[J].energy Sources,2007,18(1-2):3-18.

[5] Mingxing Gu,Qun Li,Tianmin Guo.Experimental and modeling studies on the phase behavior of high H2S-content natural gas mixtures[J].Fluid Phase Equilibria,1993,82(82):173-182.

[6] 胡書勇,張烈輝.高含硫氣藏硫沉積的研究進(jìn)展[J].鉆采工藝,2009,32(1):71-74.

Hu Shuyong,Zhang Liehui.Research on Elemental sulfur deposition in gas reservoir with high H2S[J].Drilling & Production Technology,2009,32(1):71-7.

[7] 曾平,趙金洲,周洪彬,等.高含硫氣藏元素硫沉積對儲(chǔ)集層的傷害[J].石油勘探與開發(fā),2005,32(6):113-115.

Zeng Ping,Zhao Jinzhou,Zhou Hongbin,et al.Study on gas percolation behavior for gas reservoirs with high sulfur content[J].Natural gas Industry,2005,25(9):83-85.

[8] 楊學(xué)鋒,黃先平,杜志敏,等.考慮非平衡過程元素硫沉積對高含硫氣藏儲(chǔ)層傷害研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2007,26(6):67-70.

Yang Xuefeng,Huang Xianping,Du Zhimin.Reservoir damage caused by elemental sulfur deposition to high sulfur content gas reservoirs with the consideration of non-equilibrium process[J].Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing,2007，26(6):67-70.

[9] 龍勝祥,游瑜春,劉國萍,等.元壩氣田長興組超深層緩坡型礁灘相儲(chǔ)層精細(xì)刻畫[J].石油與天然氣地質(zhì),2015,36(6):994-1000.

Long Shengxiang,You Yuchun,Liu Guoping,et al.Fine characterization of ultra-deep reef-shoal reservoirs of ramp-type in Changxing Formation in Yuanba gas field,Sichuan Basin.Oil & Gas Geology,2015,36(6): 994-1000.

[10] 何治亮,張軍濤,丁茜,等.深層-超深層優(yōu)質(zhì)碳酸鹽巖儲(chǔ)層形成控制因素[J].石油與天然氣地質(zhì),2017,38(4): 633-644,763.

He Zhiliang,Zhang Juntao,Ding Qian,et al.Factors controlling the formation of high-quality deep to ultra-deep carbonate reservoirs[J].Oil & Gas Geology,2017,38(4): 633-644,763.

[11] 王衛(wèi)紅,劉傳喜,穆林,等.高含硫碳酸鹽巖氣藏開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化[J].石油與天然氣地質(zhì),2011,32(2):302-310.

Wang Weihong,Liu Chuanxi,Mu Lin,et al.Technical policy optimization for the development of carbonate sour gas reservoirs[J].Oil & Gas Geology,2011,32(2):302-310.

[12] Guo Xiao,Du Zhimin,Zhang Yong,et al.Laboratory and simulation investigation of sulfur deposition in sour gas reservoir[C]International Oil & Gas Conference and Exhibition in China.Society of Petroleum Engineers,2006:861-867.

[13] Nicholas H,Bora O,Bruce R,et al.Advances in the prediction and management of elemental sulfur deposition associated with sour gas production from fractured carbonate reservoirs[C].Society of Petroleum Engineers,2002.

[14] 杜志敏.高含硫氣藏流體相態(tài)實(shí)驗(yàn)和硫沉積數(shù)值模擬[J].天然氣工業(yè),2008,28(4):78-81.

Du Zhimin.High sulfur gas reservoir fluid phase state experiment and numerical simulation of sulfur deposition[J]Natural Gas Industry,2008,28(4):78-81

[15] Mahmoud M,Mahmoud M.Effect of elemental-sulfur deposition on the rock petrophysical properties in sour-gas reservoirs[J].SPE Journal,2014,19(4):703-715.

[16] Xiao Guo,Qing Wang.A new]rediction model of elemental sulfur solubility in sour gas mixtures[J].Journal of Natural Gas Science & Engineering,2016,31:98-107.

[17] Henderson G D,Danesh A,Tehrani D.H,et al.The relative significance of positive coupling and inertial effects on gas condensate relative permeabilities at high velocity[C]2000.

[18] 楊勝來,魏俊之.油層物理學(xué)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2010.

Yang Shenglai,Wei Junzhi.Reservoir physics[M].Beijing: Petroleum Industry Press,2010