摘要：目的探究海上油田注水开采中H2s成因及油管腐蚀机理，对H2s有效防治和油管防腐材质优选具有重要意义。方法首先对现场取得的气样、注水样、油样及井口缓蚀剂进行化学检测，然后进行硫酸盐还原菌（SRB）培养验证试验、SRB生长特性研究，最后对废弃L80油管进行腐蚀行为分析。结果气样中存在H2s，部分生产井H2s的体积分数高达0．03％，但注水样、油样的水相组分和井口缓蚀剂均未检测到硫化物，排除注入过程中携带H2s的可能性。PGc培养基中生长了SRB菌落，证明地层产出水中含有SRB。该油田SRB菌株的最佳生长温度为55～65℃，pH为5．5～6．0。添加NaN02后，H2s质量浓度一直极低（〈0．5mg／L），192h后菌浓才开始增加，抑制效果良好。废弃L80油管裂纹宽度为20～50μm，裂纹宽度较窄，硫化物应力开裂（SSC）的风险较小。点蚀坑深度小于50gm，表面没有较大较深的点蚀坑，腐蚀速率较低。结论SRB在厌氧条件下通过生物膜内产生的氢将8042-还原为H2S，所以注水开采过程中的H2S为次生，注水井水质不达标是导致该油田H2S产生的根本原因。L80油管在SRB．C02腐蚀体系中发生了微生物腐蚀（MIC），且次生H2s对油管腐蚀较初生H2S轻微。推荐该油田在后期开发中按照次生H2s进行油管防腐材质优选，适当降低防腐级别，节约作业成本，该研究成果具有良好的推广价值。

关键词：海上油田 注水开采 次生h2s 生成原因 腐蚀分析 

单位：中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室; 北京102249; 中国石油集团钻井工程技术研究院; 北京102206