CO2注入条件下元素硫溶解行为研究及其在高含硫气藏硫沉积治理中的应用

针对高含硫气藏开发中硫沉积制约产能的难题，研究人员通过构建CH4-H2S-CO2体系高压溶解实验平台，揭示了CO2浓度-温度-压力协同调控硫溶解度的规律，开发出预测精度R2>0.98的模型。岩心驱替实验证实CO2吞吐可降低硫饱和度1.87%、提升渗透率16.8%，为酸性气藏绿色开发提供关键技术支撑。

　　

随着全球能源转型加速，天然气作为清洁能源的地位日益凸显，但高含硫气藏开发面临严峻挑战。以我国四川盆地普光气田为例，其地质储量超9200亿立方米，但88.7%的产量区已进入自然递减期，73%的生产井遭受硫沉积困扰。当压力温度下降时，元素硫溶解度骤减导致其在井筒和储层中析出，形成"硫堵"现象——这种黄色固体不仅堵塞孔隙喉道，还会腐蚀生产设施，使部分气井产能下降超50%。更棘手的是，传统酸化解堵会加剧H₂S泄漏风险，而机械清硫仅能解决近井地带问题。面对这一世界性难题，中国研究人员另辟蹊径，将目光投向气藏中本就存在的CO₂（含量约10%），创新性提出"以碳治硫"策略。这项发表在《Fuel Communications》的研究，首次系统揭示了CO₂调控硫相态转化的微观机制，并建立了可工程化应用的参数优化方法。

研究团队采用CS₂吸收-质谱联用法构建高压溶解测试系统，在20-150°C、5-45MPa条件下精确测定硫溶解度；通过设计全直径岩心驱替与多周期吞吐实验，模拟储层条件下CO₂的硫迁移效应；结合CT扫描和相对渗透率测试量化孔隙结构变化。特别选取普光气田碳酸盐岩岩心，其平均孔隙度12.3%、渗透率3.5mD，饱和模拟地层气（CH₄:H₂S:CO₂=75:15:10）后预置硫饱和度至8.7%。

溶解行为研究发现：在130°C、30MPa条件下，CO₂含量每增加5%，硫溶解度提升23.8%，呈现显著正相关性。通过对比Roberts模型、Chrastil方程等四种预测方法，最终建立包含温度(T)、压力(P)、CO₂摩尔分数(x)的改进模型：lnS=0.027T+0.415P+2.86x-9.12（R²=0.983）。分子动力学模拟显示，CO₂的强偶极矩（1.47D）能破坏S₈环状结构，促使其解离为S₂-S₄小分子团簇。

岩心实验结果表明：连续驱替1HCPV（烃类孔隙体积）CO₂时，液态硫饱和度降低1.87%，固态硫仅降0.92%；而采用三周期吞吐（单周期0.1HCPV）时，液态硫运移效率提升40%。CT三维重构显示，关井阶段CO₂在微裂缝中的扩散系数达2.1×10^-9m²/s，是驱替阶段的3.2倍，这种"自调节效应"避免了气窜通道的形成。值得注意的是，渗透率恢复呈现明显门槛效应——当硫饱和度低于5.3%时，气相渗透率可恢复至初始值的89.6%，但超过该临界值后恢复率骤降至31.4%。

现场参数优化表明：对于液态硫主导区块，推荐采用30MPa注入压力、日注量20-30万方、三周期吞吐（单周期12小时焖井）；固态硫区块则需增加至四周期、单周期注入量0.1HCPV。经济评估显示，该方法可使单井增产气量达4.7万方/日，同时实现CO₂封存率≥68%。

这项研究从分子-孔隙-工程多尺度破解了硫沉积控制难题，其创新性体现在三方面：首次量化CO₂-硫体系相平衡关系，修正了传统认为H₂S是唯一溶硫介质的认知；提出吞吐过程中"扩散主导-均匀波及"的硫迁移新模式；建立考虑硫相态差异的差异化注采参数设计方法。对于我国正在开发的元坝、龙岗等超深层高含硫气田，该成果可直接指导CO₂回注工程实施，据测算可延长气田稳产期5-8年。从更广维度看，这种"硫碳协同"理念为全球酸性气藏绿色开发提供了中国方案，兼具能源增产与碳封存双重效益。