Гидрогеохимическое моделирование образования сероводорода в карбонатном коллекторе на примере месторождения Шануль, юго-запад Ирана

Термохимическое восстановление сульфатов (ТСР) является одним из механизмов происхождения сероводорода в коллекторе. В последние годы были разработаны новые подходы к гидрогеохимическому моделированию процесса ТСР в углеводородных резервуарах. Эти модели были разработаны для понимания основных гидрогеохимических механизмов образования сероводорода и его контролирующих факторов. В настоящей работе на примере месторождения Шануль на юго-западе Ирана было проведено моделирование процесса ТСР в пермских — нижнетриасовых отложениях. В данном исследовании была использована одномерная диффузионная модель массопереноса (Phreeqc), основанная на равновесных реакциях взаимодействия газ-вода-порода и кинетических реакциях восстановления сульфатов и метаногенеза. Результаты моделирования показали, что на скорость протекания ТСР и объем H₂S влияют в большей степени три фактора: минеральный состав вмещающей породы-коллектора, перепад давления резервуара и pH пластовой воды. Главную роль в интенсивности образования сероводорода в пласте играет минеральный состав. Присутствие железосодержащих минералов может резко снизить уровень сероводорода. Результаты моделирования показывают, что присутствие 5% железосодержащих минералов полностью удаляет из системы сероводород за 20 лет. Более того, было отмечено, что изменение пластового давления при добыче или закачки воды также значительно влияет на содержание сероводорода в пласте. Падение давления до пятидесяти процентов (с 600 до 300 атм.) от начального пластового давления увеличивает содержание H₂S более чем в десять раз (с 4 × 10^–4 до 4 × 10^–3 моль/кг (H₂O)). Кроме того, было показано, что изменение рН водного раствора существенно изменяет скорость ТСР. Скорость образования сероводорода увеличивается в более кислой среде. По результатам моделирования снижение pH воды на 20% (с 6,5 до 5,7) приведет к увеличению концентрации H₂S с 8 × 10^–4 до 16 × 10^–4 моль/кг _(H2O).

1. Амурский Г.И., Кулибакина И.Б., Соловьев Н.Н. Вертикальная зональность в образовании и аккумуляции сероводорода // Геология нефти и газа. 1984. Т. 1. С. 47–51.

2. Анисимов Л.А. Условия абиогенного восстановления сульфатов в нефтегазоносных бассейнах // Геохимия. 1978. Т. 11. С. 1692–1702.

3. Голизаде Х. Происхождение и механизм появления сероводорода на примере одного газового месторождения палео-высоты Прибрежного Фарса, Иран // Вестник евразийской науки. 2022. Т. 14(2). С. 9–16.

4. Дахнова М.В. Геохимия серы в связи с проблемой нефтегазоносности. М.: Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт (ВНИГНИ), 1999.

5. Adams M.M., Hoarfrost A.L., Bose A., et al. Anaerobic oxidation of short-chain alkanes in hydrothermal sediments: potential influences on sulfur cycling and microbial diversity // Frontiers in microbiology. 2013. Vol. 4(14).

6. Amrani A., Zhang T., Ma Q., et al. The role of labile sulfur compounds in thermochemical sulfate reduction // Geochimica et Cosmochimica Acta. 2008. Vol. 72. P. 2960–2972.

7. Appelo C.A., Postma D. Geochemistry, Groundwater and Pollution. 2005. Second Edition. Taylor & Francis. s.l.: 6000 Broken Sound Parkway, NW, (Suite 300), Boca Raton, FL 33487, USA.

8. Ashrafi T., Saberi M.H., ZareNezhad B. 1D and 2D basin modeling, in evaluating the hydrocarbon generation-migration-accumulation potential, at coastal Fars Area, Southern Iran // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020. Vol. 195(107594).

9. Basafa M., Hawboldt K. Reservoir souring: sulfur chemistry in offshore oil and gas reservoir fluids // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2018.

10. Bildstein O., Worden R.H., Brosse E. Assessment of anhydrite dissolution as the rate limiting step during thermochemical sulfate reduction // Chemical Geology. 2001. Vol. 176. P. 173–189.

11. Bordenave M.L. The origin of the Permo-Triassic gas accumulations in the Iranian Zagros foldbelt and contiguous offshore area: a review of the Palaeozoic petroleum system // Journal of Petroleum Geology. 2008. Vol. 31. P. 3–42.

12. Chen Y.A., Chu C.K., Chen Y.P., et al. Measurements of diffusion coefficient of methane in water/brine under high pressure // Terrestrial, Atmospheric and Oceanic Sciences. 2018. Vol. 29(5). P. 577–587.

13. Cheng Y., Hubbard C.G., Li L., et al. Reactive Transport Model of Sulfur Cycling as Impacted by Perchlorate and Nitrate Treatments // Environ. Sci. Technol. 2016. Vol. 50. P. 7010–7018.

14. Coombe D., Hubert C., Voordou G. Mechanistic Modelling of H2S Souring Treatments by Application of Nitrate or Nitrite. Canadian International Petroleum Conference, June 2004. Issue PETSOC-2004-292.

15. Dang C.T., Nghiem L.X., Chen Z., Nguyen Q.P. Modeling Low Salinity Waterflooding: Ion Exchange, Geochemistry and Wettability Alteration // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. 2013. Issue SPE-166447-MS.

16. Ellis G.S., Zhang T., Ma Q., Tang Y. Empirical and theoretical evidence for the role of MgSO4 contact ion-pairs in thermochemical sulfate reduction // AGU Fall Meeting Abstracts. 2006. Vol. V11C-0596.

17. Fu Y., Van Berk W., Martin Schulz H. Hydrogen sulfide formation, fate, and behavior in anhydrite-sealed carbonate gas reservoirs: A three-dimensional reactive mass transport modeling approach // AAPG Bulletin. 2016. Vol. 100(5). P. 843–865.

18. Grathwohl P. Diffusion in Natural Porous Media Contaminant Transport, Sorption/Desorption and Dissolution Kinetics. s.l. N.Y.: Springer New York, 1998.

19. Haghshenas M., Sepehrnoori K., Bryant S.L., Farhadnia M.A. Modeling and Simulation of Nitrate Injection for Reservoir Souring Remediation // SPE Journals. 2012. Vol. 17(3). P. 817–827.

20. He K., Zhang S., Mi J., Hu G. The speciation of aqueous sulfate and its implication on the initiation mechanisms of TSR at different temperatures // Applied Geochemistry. 2014. Vol. 43. P. 121–131

21. Helgeson H.C., Knox A.M., Owens C.E., Shock E.L. Petroleum, oil field waters, and authigenic mineral assembla ges: Are they in metastable equilibrium in hydrocarbon reservoirs? // Geochimica et Cosmochimica Acta. 1993. Vol. 57. P. 3295–3339.

22. Hemme C., Van Berk W. Hydrogeochemical Modeling to Identify Potential Risks of Underground Hydrogen Storage in Depleted Gas Fields // Applied science. 2018. Vol. 8(2282).

23. Kalantariasl A., Karimian Torghabeh A., Saboori R., et al. An integrated geological, engineering and geochemical approach for screening of H2S increasing mechanism in Shanul gas field coastal Fars Provinance, Zagros Basin, Iran // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2022. Vol. 102(3–4).

24. Kashfi M.S. Greater Persian Gulf Permian-Triassic stratigraphic nomenclature requires study // Oil and Gas Journal. 2001. Vol. 98(45). P. 36–44.

25. Konert G., Afifi M.A., Alhajri S.A., Droste H.J. Paleozoic Stratigraphy and Hydrocarbon Habitat of the Arabian Plate // GeoArabia. 2001. Vol. 6(3). P. 407–442.

26. Machel H. Bacterial and thermochemical sulfate reduction in diagenetic settings — Old and new insights // Sedimentary Geology. 2001. Vol. 140. P. 143–175.

27. Motiei H. Petroleum geology of Zagros // Geological Survey of Iran. 1995. Vol. 589. (In Farsi)

28. Mouthereau F., Tensi J., Bellahsen N., et al. Tertiary sequence of deformation in a thin-skinned/thick-skinned collidion belt: the Zagros Folded Belt (Fars, Iran) // Tectonics. 2007b. Vol. TC5006. 28 p.

29. Orr W.L. Rate and mechanism of non-microbial sulfate reduction: Thermochemical sulfate reduction // Lecture notes of GRI workshop. 1990. P. 5.

30. Parkhurst D.L., Appelo C.A.J. Description of Input and Examples for PHREEQC Version 3 —A Computer Program for Speciation, Batch-Reaction, One-Dimensional Transport, and Inverse Geochemical Calculations. U.S. Geological Survey Techniques and Methods, 2013.

31. Peters K.E., Hantschel T., Kauerauf A.I., et al. Recent advances in petroleum system modeling of geochemical processes: TSR, SARA, and biodegradation. AAPG Search and Discovery article. 2013.

32. Rafiee P., Baghbani D., Aghanabati A., Arian M. Microbiostratigraphy and Lithostratigraphy of the Upper Permian Dalan Formation in Kuh-E-Surmeh (Zagros Basin, Southwest Iran) // International Journal of Geography and Geology. 2015. Vol. 4(4). P. 68–77.

33. Saberi M.H., Rabbani A.R. Origin of natural gases in the Permo-Triassic reservoirs of the Coastal Fars and Iranian sector of the Persian Gulf // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2015. Vol. 26. P. 558–569.

34. Seewald J.S. Organic-inorganic interactions in petroleumproducing sedimentary basins // Nature. 2003. Vol. 426. P. 327–333.

35. Sharma H., Mohanty K.K. An experimental and modeling study to investigate brine-rock interactions during low salinity water flooding in carbonates // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2018. Vol. 165. P. 1021–1039.

36. Sprocati R., Masi M., Muniruzzaman M., Rolle M. Modeling electrokinetic transport and biogeochemical reactions in porous media: A multidimensional Nernst–Planck–Poisson approach with PHREEQC coupling // Advances in Water Resources. 2019. Vol. 127. P. 134–147.

37. Standen van P.J., Petersen J. First order exchange and spherical diffusion models of heap leaching in PhreeqC // The Journal of the Southern African institute of mining and metallurgy. 2018. Vol. 118(7). P. 681–694.

38. Tan S., Sekine Y., Shibuya T., et al. The role of hydrothermal sulfate reduction in the sulfur cycles within Europa: Laboratory experiments on sulfate reduction at 100 MPa // Icarus. 2021. Vol. 357.

39. Worden R.H., Smalley P.C. The thermal impact of sulfate reduction in the Khuff Formation // Geofluids. 1997. P. 423–426.

40. Worden R.H., Smalley P.C., Oxtoby N.H. The effects of thermochemical sulfate reduction upon formation water salinity and oxygen isotopes in carbonate gas reservoirs // Geochimica et Cosmochimica Act. 1996. Vol. 60(20). P. 3925–3931.

41. Zhang T., Amrani A., Ellis G.S., et al. Experimental investigation on thermochemical sulfate reduction by H2S initiation // Geochimica et Cosmochimica Acta. 2008. Vol. 72(14). P. 3518–3530.

42. Zhu G.Y., Zhang S.C., Liang Y.B. The controlling factors and distribution prediction of H2S formation in marine carbonate gas reservoir, China // Chinese Science Bulletin. 2007. Vol. 52. P. 150–163.