图1 研究区地质概况
Fig. 1 Geological overview of the study area
北京大学学报(自然科学版) 第61卷 第3期 2025年5月
Acta Scientiarum Naturalium Universitatis Pekinensis, Vol. 61, No. 3 (May 2025)
doi: 10.13209/j.0479-8023.2025.008
国家自然科学基金(41802163)资助
收稿日期: 2024–07–11;
修回日期: 2024–12–24
摘要 为解决井块区域硫化氢的防治问题, 综合分析岩芯、钻井、测录井、试油试井及地震资料, 采用分位数分级法, 对渤南洼陷的硫化氢井进行危险性等级评价。采用 1:2:4:2:1 的百位数分级法, 将研究区划分为 5个等级的硫化氢环境域, 并确定渤南洼陷的高风险含硫区。纵向上, 硫化氢浓度随地形自低向高逐渐增加; 横向上, 沙四段的碳酸盐岩硫化氢来源具有“富膏、富灰、生烃、高压”的特点, 属于典型的“自力更生”型硫化氢。洼陷及斜坡带缺乏物源供给, 碳酸盐岩广泛分布, 南部斜坡带膏岩与灰岩的共存为硫化氢提供储集空间, 断层为硫化氢的运移创造条件, 高压封存为硫化氢的保存提供保障。中低风险区域分布在高风险区域与中高风险区域之间。
关键词 硫化氢油井; 风险评价; 百位数重分级法; 渤南洼陷
硫化氢是一种剧毒的易燃易爆气体[1], 不仅严重影响油井的正常开采进程, 更对人员安全构成重大威胁, 极易引发安全事故。硫化氢的生成条件主要涉及膏岩层的热化学还原反应。在一定的温度(通常 120℃以上)下, 地层中的硫酸盐(如硫酸钙、硫酸镁)与有机物或烃类发生反应, 产生硫化氢。油田中存在大量含硫化氢的油井, 含量在 0～ 33200mg/m3 之间不等, 部分油井的含量甚至超过 33200mg/m3。
目前, 国内外尚无成熟且统一的含硫化氢油井危险性评价方法, 该类油井的治理手段处于探索阶段。金永飞等[2]提出分源分级法, 用于硫化氢井危险性的评估。李薛等[3]采用动态模拟实验, 研究硫化氢的分布规律。在防硫化氢措施方面, 目前国内主要采用单井井口套管投加脱硫剂的方法[4], 其中RD-5-1 和 KEW-712-1 脱硫剂效果较好[5], 国外主要采取化学方法测试硫化氢并去除硫[6]。Wiley[7]提出用氢氧化钠还原硫化氢, Salaheldin 等[8]提出采用硝酸铜清除硫化氢。Ma 等[9]提出利用气控微灌装置对硫化氢进行实时定量检测, 但未应用至油田中。
分位数分级法不仅可以较好地体现自然灾害综合风险分布的尾部特征和众数特征, 还能合理地划分高、中、低风险区域。本文根据我国《陆上石油天然气开采安全规程》[10], 选取生产信息(硫化氢含量、“甜点”预测[11])、防护管理(个体防护、硫化氢井防护)、事故管理(消防管理、应急管理、危险物品管理)以及设备设施管理 4 类因素 8 种影响因子, 通过分位数分级法对含硫化氢油井进行危险性评价。
中国陆相页岩层系具有分布面积广和厚度大的特点, 经油气资源评估, 技术可采资源量已达 2× 1010t[12]。渤海湾盆地沾化凹陷渤南洼陷是中国东部重要的油气盆地[13] , 页岩油气资源丰富, 储层为富含碳酸盐的页岩[14]。渤南洼陷是沾化凹陷古近纪以来的沉降中心之一, 发育了近 4000m 厚的湖相沉积地层[15]。如图 1 所示, 作为富油洼陷[16], 渤南洼陷有丰富的常规油和页岩油, 沙河街组一、三和四段都是较好的储油层。其中, 沙河街组三段(沙三)下亚段沉积期盆地剧烈沉降, 湖盆广泛发育, 陆源物质输入较多, 沉积了分布面积广、厚度大且含碎屑组分的碳酸盐岩, 蕴含大量页岩油, 是有利的勘探区之一[17]。
渤海湾盆地是中国主要的陆相盆地之一, 地质特征如下。
沉积岩层: 渤南洼陷主要在古近纪中、新生代的半咸水–咸水环境下沉积, 自下而上发育孔店组、沙河街组、东营组、馆陶组和明化镇组[18]。盆地内部分布石炭纪至现代的海相和陆相沉积岩层, 包括煤系、石油系、天然气系和蒸发岩系等。
构造特征: 受济阳坳陷构造演化影响, 在新生代断陷沉降过程中, 渤南洼陷经历 3 次较大规模的抬升剥蚀, 分别发生在沙四段沉积末期、沙三段沉积末期和东营组沉积末期。盆地内构造格局复杂, 主要由断裂、褶皱、背斜、前陆台和侵入体等构造单元组成。由于地质构造活动频繁, 地震、地裂缝等现象较为常见。孤西断层是盆地东部的重要控盆断裂, 走向北西, 倾向南西。
油气资源: 盆地蕴藏丰富的石油和天然气资源, 是中国重要的油气生产基地之一。
古地貌: 沉积岩层中保存了古代的地貌特征, 如三角洲、河流和湖泊等。
地下水资源: 盆地地下水资源丰富, 是该地区重要的水源保障区。
总的来说, 渤海湾盆地既有巨厚的沉积岩层, 也有复杂的构造格局和丰富的资源分布。研究区硫化氢的含量和分布如图 2 所示。
基于科学性、综合性、可行性、预防性、可比性、参与性以及人本主义等原则[19], 依据国家法律法规进行综合评价。由于地质环境各要素之间的相互联系和相互影响[20], 需要在各单因素评价的基础上, 结合不同地区的地理和经济等环境因素, 根据区块现状和地质因素进行综合打分[21], 计算各分值的权重。在此基础上, 运用 ArcGIS 和 Origin 软件, 对矿山地质环境的质量进行综合评价[22]。
本研究提出的含硫化氢油井危险性分位数分级评估体系构建思路如图 3 所示。首先, 收集研究区含硫化氢油井的基础数据, 以油井为单位, 根据 4类影响因素 8 种影响因子开展风险评价, 然后归纳其分布规律。按照 0%～10%, 10%～30%, 30%～70%, 70%～90%和 90%～100%的分位数区间, 将硫化氢环境区域划分为低风险、中低风险、中风险、中高风险和高风险 5 个等级。基于此分布规律, 结合风险评价结果, 对硫化氢环境区域进行危险等级评定。通过 Origin 软件绘制地层深度与硫化氢含量的关系图[23], 揭示地层深度对硫化氢含量的影响规律。同时, 研究硫化氢含量的分布密度和概率, 为硫化氢环境区域的划分提供科学依据。
图1 研究区地质概况
Fig. 1 Geological overview of the study area
根据《陆上石油天然气开采安全规范》[10], 定义符合以下任意一个条件的油井为高风险井: 地层压力≥70MPa, 或日产天然气无阻流量≥100×104m3, 或地层气体介质硫化氢含量≥30000mg/m3。各井的风险实际数值 Ri 为
(1)
式中, Fi 为第 i 个影响因子对应的风险等级; Wi 为第 i 个影响因子对应的风险权重; n 为导致风险的影响因子总数, 包括硫化氢含量、“甜点”预测、个体防护、硫化氢井防护、消防管理、应急管理、危险物品管理和设备设施管理 8 个致灾因子。根据分级标准, 将 Fi 分为 5级并赋值 5, 4, 3, 2 和 1。将所得分值划分为高、中高、中、中低和低 5 个等级。评价标准的制定以国家和行业标准为依据, 并征求业内专家的意见, 采用表 1 中评价等级标准和权值作为研究区油井风险评价的依据。
红色实心圆圈的尺寸越大则硫化氢含量越高，反之亦然
图2 研究区硫化氢含量饼图及分布
Fig. 2 Pie chart and distribution of hydrogen sulfide content in the study area
图3 含硫化氢油井危险性分位数分级评估体系构建思路流程图
Fig. 3 Flowchart of the construction of the hydrogen sulfide quantile classification evaluation system in oil wells
研究区油井的硫化氢含量分布不均, 部分油井的硫化氢含量甚至超过 166000mg/m3, 属于高风险井。根据专家确定的评价因子权重, 硫化氢含量对硫化氢井风险评价等级的影响最大, 其权重值为0.86。油井的硫化氢含量增加, 油井的风险等级也随之升高。如图 4 所示, 研究区含硫化氢油井广泛分布, 其中硫化氢含量达到中等及以上风险等级的油井数量较多, 局部地区因硫化氢浓度较高而成为高风险区域。研究区硫化氢含量主要处于低风险等级和中低风险等级(图 5), 占比超过 50%, 硫化氢含量高于 10000 mg/m3 的井占 24%。筛选出能够准确定位深度的硫化氢井数据, 通过分析这些数据, 发现硫化氢井主要集中分布在 2000～4000m 的深度范围(图 6)。
硫化氢环境区域指在空气中硫化氢超过 16.6mg/m3 的生产作业区域。人体在未采取措施的情况下, 可以接收的硫化氢含量阈值为 16.6mg/m3, 而产生不可逆转伤害的阈值是 166mg/m3。根据油井风险等级评价以及对人体伤害影响程度, 结合百位数分级法, 对研究区硫化氢环境区域进行划分。按照 1:2:4:2:1 的百位数分级法, 将研究区划分为 5 个等级的硫化氢环境域(图 7)。硫化氢含量的横向分布呈现西北部地区偏高的规律, 中、低风险区域位于高风险与中高风险区域之间, 可能与孤西断层有一定的关系。
表1 评估分级标准及权重
Table 1 Evaluation grading criteria and weighting
影响因素评价因子Wi分级标准Fi 生产信息硫化氢含量/(mg/m3)0.86[10000, +∞)5 [5000, 10000)4 [1000, 5000)3 [100, 1000)2 [0, 100)1 “甜点”预测0.021类高含量5 2类中高含量4 3类中含量3 4类中低含量2 5类低含量1 防护管理个体防护0.02未达国家标准5 达到国家标准1 硫化氢井防护0.02未达国家标准5 达到国家标准1 事故管理消防管理0.02定期组织消防技能培训、演练5 制定应急预案4 专(兼)职管理人员3 消防管理制度和志愿消防队2 建立消防管理组织机构1 应急管理0.02建立应急管理体系和应急管理组织机构5 编制生产安全事故应急预案, 适时开展修订和备案等工作4 配备必要的应急物资3 制定应急演练计划2 单位之间应建立区域联防机制1 危险物品管理0.02未达国家标准5 达到国家标准1 设备设施管理设备设施管理0.02配备未达标5 使用未达标 配备未达标4 使用已达标 配备已达标3 使用未达标 配备已达标1 使用已达标
图4 研究区油井硫化氢风险等级分布
Fig. 4 Distribution of hydrogen sulfide risk level in oil wells in the study area
图5 不同硫化氢含量油井的数量及占比
Fig. 5 Number and proportion of oil wells with different hydrogen sulfide content
图6 硫化氢含量与地层深度关系
Fig. 6 Relationship between hydrogen sulfide content and formation depth
图7 硫化氢环境风险等级分布
Fig. 7 Distribution of the environmental risk level of hydrogen sulfide
总体而言, 硫化氢在油田中分布范围大, 总体含量低, 局部存在浓度较高的情况。深度域含硫量可能更高, 但尚未开采。根据不同的等级域, 可以制定相应的应急方案。
本文对硫化氢含量管理及应急措施进行专家打分, 采用分位数分级法对含硫化氢油井风险等级进行评价, 较客观地反映研究区不同风险等级硫化氢环境的分布情况。硫化氢从浅层开始出现, 含硫化氢井集中在 2000～4000m 的深度范围。含硫化氢油井的分布具有覆盖全油田、流程长、总体气量小和西北部局部浓度高的特点。渤南洼陷高风险含硫区的分布规律及风险评价结果如下。
1)纵向上, 硫化氢的浓度随地形自低向高逐渐增加。
2)横向上, 沙四段的碳酸盐岩硫化氢来源具有“富膏、富灰、生烃、高压”的特点, 高含硫区域主要是近膏岩及裂缝发育区, 属于典型的“自力更生”型硫化氢, 洼陷及斜坡带缺乏物源供给, 碳酸盐岩分布广泛。
3)渤南洼陷高含硫区域主要分布在西北部地区, 南部斜坡带膏岩与灰岩共存, 为硫化氢提供储集空间, 断层为硫化氢的运移提供条件, 高压封存为硫化氢提供保存条件。
4)渤南洼陷硫化氢高风险井占比为 24%, 大部分为低风险井和中低风险井, 占比超过 50%。
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Risk Assessment of Hydrogen Sulfide Oil Wells in Bonan Sag
Abstract To solve the prevention and control of hydrogen sulfide in the well block area, a comprehensive analysis was conducted using core samples, drilling data, logging data, well testing data, and seismic data. The quantile classification method was employed to assess the risk levels of hydrogen sulfide wells in the Bonan Sag. Using a 1:2:4:2:1 hundred-digit classification method, the study area was divided into five levels of hydrogen sulfide environmental zones, and the high-risk sulfur-containing area in the Bonan Sag was identified. Vertically, the concentration of hydrogen sulfide gradually increases with terrain from low to high. Horizontally, the source of hydrogen sulfide in the carbonate rocks of the upper Sha 4th member exhibits characteristics of “rich gypsum, rich limestone, hydrocarbon generation, and high pressure”, representing a typical “self-generated” type of hydrogen sulfide. The sag and slope areas lack material supply, but carbonate rocks are widely distributed. The coexistence of gypsum and limestone in the southern slope zone provides reservoir space for hydrogen sulfide, while fault development creates conditions for its migration, and high-pressure sealing ensures its preservation. Medium-low risk areas are distributed between high-risk and medium-high risk zones.
Key words hydrogen sulfide oil wells; risk assessment; 100-digit reclassification; Bonan sag