普光高含硫气田开发动态监测技术
曾大乾1, 彭鑫岭2, 付德奎2, 胡杰2, 吴晓磊2, 张俊法1
1. 中国石化石油勘探开发研究院
2. 中国石化中原油田分公司

作者简介:曾大乾,1965年生,教授级高级工程师,博士;本刊第八届编委会委员;主要从事气田开发方面的研究工作。地址:(100083) 北京市海淀区学院路31号。ORCID: 0000-0001-7939-5321。E-mail: zengdq.syky@sinopec.com

摘要

为了解决普光超深高含硫气田动态监测技术系列和相关标准规范缺乏的难题,基于对国内外高含硫气田的调研,通过设备研制、室内实验、理论研究和现场试验形成了超深高含硫气井产气剖面测井、井下取样及流体相态特征分析、水侵动态预测及产水层位识别、气井产能测试及评价、开发监测安全控制等5项动态监测关键技术,并制订了相关规范标准,进而在该气田进行了应用验证。结果表明:①所研制的高抗硫产气剖面测井仪器耐温175 ℃、耐压105 MPa,产气剖面测井43井次,成功率达100%;②所研制的高抗硫井下保压取样器耐温150 ℃、耐压70 MPa,井下保压取样7井次,成功率达100%;③地层压力下降至29.5 MPa时地层中有单质硫析出,气井产气量高于20×104 m3/d时井筒中不会产生硫沉积;④应用产水层位识别技术和水侵动态预测模型可准确识别产水层位和预测气井出水时间,通过优化、调整气井工作制度以控制水侵速度,延长气井的无水采气期;⑤应用“井下永置式压力计+绳缆输送+井口变流量”测试技术和压力计算模型、试井解释模型实现了气井产能测试全覆盖,气井产能评价结果准确;⑥所设计的绳缆式超高压气密封多级防泄漏控制系统动态气密封压力达50 MPa,研发的防喷装置余气处置工艺实现了143井次测试作业“零泄漏、零污染”。结论认为,上述动态监测技术系列为普光气田科学制订增产增储措施、确保长期稳产发挥了重要作用。

关键词: 普光气田; 超深; 高含硫; 开发动态监测; 产气剖面; 相态特征; 水侵预测; 产能测试; 防泄漏
Development dynamic monitoring technologies used in the Puguang high-sulfur gas field
Zeng Daqian1, Peng Xinling2, Fu Dekui2, Hu Jie2, Wu Xiaolei2, Zhang Junfa1
1. Sinopec Exploration & Production Research Institute, Beijing 100083, China
2. Sinopec Zhongyuan Oilfield Company, Puyang, Henan 457001, China
Abstract

There is lack of performance monitoring technologies and related standards and specifications in the Puguang Gas Field, which is ultra deep with high sulfur content. In this paper, five key technologies of dynamic monitoring were developed and the related standards and specifications were formulated by investigating high-sulfur gas fields at home and abroad, combined with equipment development, laboratory experiments, theoretical research and field tests. The five key technologies include gas production profile logging, downhole sampling and fluid phase analysis, dynamic water invasion prediction and water producing horizon identification, gas well productivity testing and evaluation, and development monitoring and safety control of high-sulfur ultradeep wells. Then, these key technologies were applied for verification in the Puguang Gas Field. And the following research results were obtained. First, the high-sulfur gas production profile logger has a temperature resistance of 175 ℃and pressure resistance of 105 MPa. Forty three well times gas production profile logging is carried out with a success ratio of 100%. Second, the high-sulfur downhole pressure sampler has a temperature resistance of 150 ℃ and pressure resistance of 70 MPa. Seven well times downhole pressure sampling is carried out with a success ratio of 100%. Third, elemental sulfur is precipitated in the formation when the formation pressure drops to 29.5 MPa. And no sulfur is deposited in the wellbore when the production rate of gas well is higher than 20×104 m3/d. Fourth, water producing horizons can be identified accurately and water breakthrough time of gas wells can be predicted by using water producing horizon identification technology and dynamic water invasion prediction model. Water influx rates can be controlled and water-free gas production period of gas wells can be extended by optimizing and adjusting the working systems of gas wells. And fifth, full coverage of gas well productivity testing is realized by using the testing technology of "downhole implanted gauge & cable delivery & wellhead variable flow rate", pressure calculation model and well testing interpretation model, and the productivity evaluation results of gas wells are accurate. Sixth, the dynamic gas tight pressure of the cable multi-stage leakage control system of super-high pressure and gas tightness is 50 MPa, and the processing technology for waste gas of blowout hookup is applied to 143 well times testing operation with zero leakage and zero pollution. In conclusion, these performance monitoring technologies have been playing an important role in scientifically formulating the production and reserves increase measures and ensuring long-term stable production of the Puguang Gas Field.

Keyword: Puguang Gas Field; Ultra deep; High sulfur content; Development performance monitoring; Gas production profile; Phase state characteristics; Water influx prediction; Deliverability test; Leakage prevention
0 引言

普光气田具有硫化氢含量高、埋藏深、储层非均质性强、气水关系复杂等特点[1, 2]。气田正式投入开发后, 为了准确掌握气田储量动用情况、气井产能变化及边水推进情况等动态特征, 实现气田长期高产、稳产, 开展气田动态监测工作非常重要[3, 4]

目前国内缺少超深高含硫气田动态监测技术系列和相关标准规范, 动态监测工作面临诸多挑战:①超深、高含硫气井对测试装置的动、静态密封系统要求高, 安全控制难度大; ②缺乏满足高含硫气井工况的测试仪器、监测技术及监测资料解释方法; ③缺乏指导高含硫气田开展动态监测的相关标准、规范和规程。为此, 在普光高含硫气田, 针对动态监测工作面临的挑战和技术瓶颈开展了技术攻关。在调研国内外高含硫气田动态监测技术的基础上, 通过设备研制、室内实验、理论研究和现场试验, 形成了产气剖面测井、井下取样与流体相态特征分析、水侵动态预测与产水层位识别、气井产能测试与评价、开发监测安全控制等5项适用于超深、高含硫气田的动态监测关键技术, 并制订了相关规范标准, 以支撑普光气田的动态监测工作。由于取全取准了开发动态资料, 制订出科学合理的增产、增储措施, 对实现气田的长期稳产起到了重要的作用。

1 超深、高含硫气井产气剖面测井技术

针对普光气田高含硫、多层合采及产气井段长的特点[5, 6, 7, 8, 9], 研制了耐高温、高压的高抗硫产气剖面测井仪器, 研发了高含硫气井产气剖面测井解释软件, 形成了超深、高含硫气井产气剖面测井技术。

1.1 高抗硫产气剖面测井仪器

为了研制耐温175 ℃、耐压105 MPa的高抗硫产气剖面测井仪器(图1), 开展了以下3个方面的攻关:①基于高含硫气井工况特点, 通过实验确定钛合金TC4、镍合金Inconel 718等6种金属材料作为测井仪器的主体金属材料, 格林威德Chemraz 526、氧化铝陶瓷、PEEK等非金属材料作为测井仪器的非金属密封件及探头材料; ②研制了“ 全金属结构整体叶轮+过总线一体化接头” 连续流量计以攻克高温、高含硫条件下叶轮材质硫化物应力腐蚀开裂的技术瓶颈, 全井眼流量转子总成采用“ 紧定螺钉+保护套” 设计, 解决了转子在高含硫气井中易损坏的技术难题; ③创新设计了高抗硫井下仪器密封方式, 外密封采用Inconel 625材料的C型圈, 内密封采用全氟醚的双O型圈, 解决了仪器长时间在高温、高压、高含硫工况条件下的气侵问题, 然后通过“ 一体化封装+注硅油隔离” 组合动密封方式, 对连续流量计的核心部件— — 磁芯与轴承进行镀膜与注油保护, 实现了在高温高压环境中的动态密封。高抗硫产气剖面测井仪器在普光高含硫气井施工的一次成功率达100%。

图1 高抗硫产气剖面测井仪器照片

1.2 高含硫气井产气剖面测井解释技术

在常规多参数产气剖面解释模型的基础上, 对液相表观速度的计算增加了考虑硫析出影响的校正系数。另外, 由于普光气田的气井具有较长的测试井段, 其上、下部会有较大的温度差和压力差, 对温度、压力也进行了校正。在此基础上, 编制了高含硫气井产气剖面测井解释软件, 实现了对产气剖面测井资料的精确解释。在普光气田, 已完成了43井次的产气剖面测井, 测试成功率达100%, 为摸清储层纵向动用情况, 制订气井的增产措施提供了科学的依据。

2 井下取样及流体相态特征分析技术

针对超深、高含硫气井井下工况特点, 研制了高抗硫井下保压取样器, 在普光气田已完成了7井次的井下定点保压取样, 取样成功率和样品合格率均达100%。

2.1 高抗硫井下保压取样器

自主设计并研制的国内首套高抗硫井下保压取样器, 耐温150 ℃, 耐压70 MPa。取样器由取样室、氮气室及控制室3部分构成(图2), 在取样室完成精准取样, 氮气室实现精准保压, 控制室实现精准开启。取样器外径为38 mm, 长度为4.6 m, 取样体积为600 mL, 重量为15 kg。

图2 高抗硫井下保压取样器结构示意图

在室内实验的基础上, 确定了与硫化氢接触的零件采用耐高温、耐高压、高抗硫的钛合金TC4, 其化学组成如表1所示。

表1 钛合金TC4化学组成表
2.2 流体相态变化规律及硫沉积规律

在普光高含硫气田, 利用研制的取样器, 进行了井下取样, 开展了露点压力测定、单次闪蒸、恒质膨胀和热膨胀等实验, 研究了高含硫气体的相态特征; 通过开展硫溶解度室内实验, 研究硫溶解度变化规律, 明确影响硫溶解度的敏感性因素。

相态实验研究结果表明:随着H2S含量增加, 高含硫气体混合物的临界点偏向相图右上方, 且对应温度最高接近0 ℃, 即在气藏的开采过程中不会有液相析出; 高含硫气体的偏差系数、体积系数及压缩系数都较常规气体的对应参数低, 且H2S含量越高数值越低, 如图3所示, H2S含量越高, 气体偏差系数的曲线位置越靠下, 反之则靠上。

图3 气体偏差系数与压力的关系曲线图

硫溶解度室内实验结果表明:在同一温度下, 随着压力降低, 地层中多硫化物不断分解成硫化氢和单质硫, 天然气中单质硫析出, 硫溶解度降低; 在同一压力下, 温度越低, 硫溶解度越低(图4); 碳原子数越低, 硫溶解度越低(图5)。压力、温度、H2S含量和碳原子数是影响硫溶解度的主要因素。

图4 不同温度下硫溶解度与压力的关系曲线图

图5 不同烃类组分下硫溶解度与温度的关系曲线图

通过计算得到气井在不同产气量下井筒压力、温度的分布, 结合井筒中硫溶解度和临界悬浮流速的分布(图6), 确定出:在普光气田, 当地层压力下降至29.5 MPa时地层中有单质硫析出, 气井产气量高于20× 104 m3/d时井筒中不会产生硫沉积。

图6 普光气田气井硫沉积诊断曲线图

3 水侵动态预测及产水层位识别技术

由于普光气田存在边水, 且裂缝局部发育, 气藏易受到水侵影响[10]。为此, 建立了水侵动态预测模型, 准确预测气井出水时间, 然后通过优化、调整气井工作制度以控制水侵速度, 延长气井的无水采气期。同时, 应用气井水侵层位识别技术, 准确识别出水层位, 及时采取堵水措施, 使气井产能得到迅速恢复。

3.1 凝析水液气比及水质Stiff图识别气井水侵状况

依据普光气田地层压力、温度和流体取样分析数据, 建立了地层压力、温度、NaCl含量等参数与凝析水液气比的经验关系式, 以确定不同地层压力下的凝析水液气比, 即

其中

式中Rwgr表示凝析水液气比, m3/104 m3; A表示拟合系数, 无量纲; T表示气藏温度, ℃; B表示拟合系数, 无量纲; fsc表示含盐量校正系数, 无量纲; pR表示地层压力, MPa; σ 表示产出水中NaCl含量。

根据气井凝析水液气比及水质Stiff图(以下简称Stiff图), 识别气井水侵状况。由Stiff图可以看出, 当没有发生水侵时, Stiff图呈“ 柱状” (图7-a); 当发生水侵时, Stiff图由“ 柱状” 变为“ 伞状” (图7-b)。若水侵加强, 则“ 伞面” 加宽。

图7 普光气田主体区2口气井水质Stiff图

3.2 水侵动态预测模型

基于物质平衡法建立了水侵动态预测模型, 计算出水体平面推进距离和水体上升高度, 结合气井射孔层段找到有出水迹象的气井, 及时进行工作制度的调整以控制水侵速度。在普光气田应用该模型进行了水侵动态预测, 从而对气藏边部气井的工作制度进行及时优化和调整, 使气井无水采气期延长4~24个月。

3.3 气井产水层位识别技术

通过能谱分析实验确定了岩石和流体的宏观俘获截面($\sum$)[11, 12, 13], 其中白云岩$\sum$取值4.7 c.u.、灰岩$\sum$取值7.1 c.u.、石膏$\sum$取值12 c.u.、气$\sum$取值小于10 c.u.、地层水$\sum$取值介于38~58 c.u., 计算得到地层宏观俘获截面, 进而求得含水饱和度以识别水层。

应用气井产水层位识别技术, 准确识别出普光气田P103-1井、P103-4井、P104-1井及P105-2井等4口气井的产水层位, 与各井的产出剖面测试结果进行对比, 产水层位一致。在此基础上, 及时制订并实施治水复产方案, 取得了良好效果。

P103-1井在识别出产水层位后, 通过实施堵水方案, 气井日产气量恢复到20× 104 m3, 日产水量下降305.1 m3, 日节约水处理成本8.24万元, 截至2018年7月, 累产气量已增加1.441 5× 108 m3, 至生产末期, 该井累产气量预计可增加3.2× 108 m3

4 气井产能测试及评价技术

集成 “ 井下永置式压力计+绳缆输送+井口变流量” 测试技术, 并在现场应用, 实现了气井产能测试全覆盖。建立了考虑硫化氢浓度变化的井底压力计算模型和考虑地层硫析出伤害的试井解释模型, 以保证气井产能的准确评价, 为配产的及时优化提供科学的依据。

根据气井不同的特点, 采用针对性的测试技术进行产能测试。分别在气藏构造高、低部位选择有代表性的直井(P3011-5井、P104-1井), 下入永置式压力计, 实现了气井全生命周期压力和温度的连续监测; 绳缆输送测试则适用于中、小斜度(井斜角小于60° )气井, 采用“ 伽马+磁定位+温度+压力” 组合, 准确录取井下压力、温度和流体分布等资料; 井口变流量测试可应用于无法开展井下测试的气井, 如大斜度井、水平井, 完井管柱复杂的直井等。

高含硫气藏开发过程中硫化氢浓度不断升高[14], 由此建立了基于硫化氢浓度变化的井底压力计算模型以提高井底压力计算的精度。随着地层压力下降, 硫熔点逐渐降低, 硫以液态形式析出[15], 气相占用的孔隙空间减少, 通过建立考虑硫析出伤害的试井解释模型, 可求取不同时间的气相渗透率。在此基础上, 对普光气田气井的产能变化进行跟踪评价, 实时优化、调整单井配产, 以实现气田的合理高效开发。

5 开发监测安全控制技术

设计了绳缆式超高压气密封多级防泄漏控制系统, 动态气密封压力达50 MPa, 同时研发了防喷装置余气处置工艺[16], 实现了普光气田143井次的测试作业“ 零泄漏、零污染” 。

5.1 超高压气密封多级防泄漏控制系统

针对钢丝由于盘根磨损导致封压效果变差的风险, 设计了“ 盘根密封+注脂流管+内嵌式防喷塞” 三级防泄漏控制系统; 针对高含硫气井电缆测试的防泄漏难题, 创新设计了“ 双注入端口+双注脂橇+多流管” 动态密封防泄漏控制系统。两套防泄漏控制系统动态气密封压力均达到50 MPa, 确保了普光气田超深、高含硫气井测试的防泄漏控制。

5.2 防喷装置余气处置工艺

设计了防喷装置“ 快速泄压+余气置换” 余气处置工艺(图8), 研发了硫化氢余气置换液, 实现了高含硫气井测试后防喷装置内高压余气的快速无害化处理, 确保有毒残留余气“ 零泄漏” 。

图8 普光气田高含硫气井防喷装置余气处置工艺图

6 应用效果

1)通过预测气藏边部气井见水时间, 及时优化、调整气井工作制度, 使气井无水采气期延长4~24个月。

2)准确识别产水气井的出水层位, 制订并实施堵水措施, 大幅降低气井产水量, 恢复气井产能, 延长了气井生产期。根据P103-1井、P103-4井、P104-1井及P105-2井等4口气井的测试结果, 找到了出水层位, 通过在P103-1井、P105-2井等2口气井实施堵水作业, 使气井恢复了正常生产, 预计堵水后气井可延长1~2年的无水采气期, 生产时间可延长3.75年, 单井平均累产气量可增加2.45× 108 m3, 合计累产气量可增加9.8× 108 m3

3)准确掌握气井产出状况, 制订并实施针对性增产增储措施, 取得显著效果。根据P201-2井产气剖面测井解释结果, 提出了“ 井筒冲洗解堵+酸压” 措施, 措施实施后, 在相同油压条件下日产气量由40× 104 m3提高到80× 104 m3, 目前累计采气量已增加3.2× 108 m3。截至2018年5月, 已实施井筒解堵15井次, 重复酸压2井次, 使气井产能增加253× 104 m3/d, 累计产气量増加9.2× 108 m3

4)落实了气藏不同层系储量动用状况及未动用储量分布, 提出针对性调整方案, 大幅提高了气田储量动用程度。其中飞三段由于物性差且井网控制程度低, 导致储量动用程度低; 长兴组由于储层非均质性强, 且部分气井井筒堵塞, 导致储量动用程度低。通过在飞三段部署6口新井, 在长兴组安排10口过油管深穿透射孔措施井, 预计可动用储量将增加251.7× 108 m3, 稳产期延长3年, 预测期末采出程度提高6.3%。

7 结论

1)所研制的高抗硫产气剖面测井仪器耐温175 ℃、耐压105 MPa, 结合高含硫气井产气剖面测井解释软件的应用, 实现了产气剖面测井资料的精确解释, 在普光气田完成了43井次的产气剖面测井, 成功率达100%。

2)研制的高抗硫井下保压取样器耐温150 ℃、耐压70 MPa, 在普光气田完成了7井次的井下保压取样, 成功率达100%。

3)普光气田地层压力下降至29.5 MPa时有单质硫析出, 气井产气量高于20× 104 m3/d时不会产生硫沉积。

4)应用水侵动态预测模型, 可准确预测气井出水时间, 通过优化、调整气井工作制度以控制水侵速度, 延长气井的无水采气期。

5)应用气井产水层位识别技术, 准确识别了4口气井的产水层位, 且与各井的产出剖面测试结果一致。

6)集成“ 井下永置式压力计+绳缆输送+井口变流量” 测试技术, 实现了气井产能测试全覆盖, 同时建立了基于硫化氢浓度动态变化的井底压力计算模型和考虑地层硫析出伤害的试井解释模型以准确评价气井产能。

7)设计了绳缆式超高压气密封多级防泄漏控制系统, 动态气密封压力达50 MPa, 同时研发了防喷装置余气处置工艺, 实现了普光气田143井次的测试作业“ 零泄漏、零污染” 。

The authors have declared that no competing interests exist.

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