作者简介：
李鹭光，教授级高级工程师，博士；１９８３年毕业于原西南石油学院钻井工程专业，２００４年获油气田开发专业博士学位；现任中国石油川渝石油企业协调组组长、中国石油西南油气田公司总经理，担任本刊第七届编委会主任。地址：（６１００５１）四川省成都市府青路一段３号。
高含硫气藏开发技术进展与发展方向
李鹭光
中国石油西南油气田公司
李鹭光．高含硫气藏开发技术进展与发展方向．天然气工业，２０１３，３３（１）：１８－
２４． 摘 要 四川盆地已探明高含硫天然气储量超过９
０００×１０８ ｍ３，占全国同类天然气储量的比例超过９０％。作为中国高含硫天然气开发的主战场，四川盆地已有近４７年的高含硫气藏开发历史，积累了丰富的开发成果和技术经验，同时“走出去”支持海外天然气合作开发，代表了中国高含硫气藏开发的最高水平，并引领我国高含硫气藏开发的技术发展方向。分析了高含硫气藏开发的特点与难点，总结了高含硫气藏开发方面形成的２８项开发特色技术，
指出了技术发展方向。 关键词 四川盆地 中国石油西南油气田公司 高含硫气藏 开发特色技术 发展方向 阿姆河右岸高含硫气藏 ＤＯＩ：１０．３７８７／ｊ
．ｉｓｓｎ．１０００－０９７６．２０１３．０１．００３Ｐｒｏｇｒｅｓｓ ｉｎ ａｎｄ ｄｅｖｅｌｏｐｉｎｇ ｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ ｆｏｒ ｔｈｅ ｒｅｃｏｖｅｒｙ
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１８－２４，１／２５／２０１３．（ＩＳＳＮ １０００－０９７６；Ｉｎ Ｃｈｉｎｅｓｅ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ｐｒｏｖｅｄ ｈｉｇｈ－ｓｕｌｆｕｒ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｅｓ ａｒｅ ｏｖｅｒ ９０００×１０８ ｍ３
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ｈｉｇｈ－ｓｕｌｆｕｒ ｇａｓ ｉｎ ｔｈｅ Ｓｉｃｈｕａｎ Ｂａｓｉｎ ｉｎ ｔｅｒｍｓ ｏｆ ｈｉｇｈ－ｓｕｌｆｕｒ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ａｎｄ ｄｅｖｅｌｏｐ－ｍｅｎｔ ｍｏｄｅ ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ，ｓａｆｅ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ａｎｄ ｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎ，ｇａｓ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ，ｇｒｏｕｎｄ ｇａｓ ｇａｔｈｅｒｉｎｇ ＆ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ ａｎｄ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｃｏｎｔｒｏｌ，ｎａｔｕｒａｌ ｇａｓ ｓｗｅｅｔｅｎｉｎｇ ｐｒｏｃｅｓｓ，ＨＳＥ，ｅｔｃ．Ｆｕｒｔｈｅｒｍｏｒｅ，ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｉｎｇ ｔｒｅｎｄ ｆｏｒ ｔｈｅ ｒｅｌａｔｅｄ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ ｉｓ ｐｏｉｎｔｅｄ ｏｕｔ ａｎｄ ｔｅｃｈｎｉ－ｃａｌ ｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓ ａｗａｉｔ ｕｓ ｔｏ ｏｖｅｒｃｏｍｅ ｉｎ ｔｈｅ ｄｏｍａｉｎｓ ｏｆ ｇｅｏｌｏｇｙ ａｎｄ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，ｄｒｉｌｌｉｎｇ
ａｎｄ ｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎ ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，ｇｒｏｕｎｄ ｇａｔｈｅｒｉｎｇ ＆ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ ａｎｄ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｃｏｎｔｒｏｌ，ｎａｔｕｒａｌ ｇａｓ ｓｗｅｅｔｅｎｉｎｇ，ａｎｄ ＨＳＥ；ｏｎｌｙ ｉｎ ｔｈｉｓ ｗａｙ ｗｉｌｌ ａ ｓｕｓｔａｉｎｅｄ ｈｉｇｈｌｅｖｅｌ ｂｅ ｋｅｐｔ ｏｆ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ ｆｏｒ ｈｉｇｈ－ｓｕｌｆｕｒ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｄｅｖｅｌｏｐ
ｍｅｎｔ．Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：Ｓｉｃｈｕａｎ Ｂａｓｉｎ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ Ｏｉｌ ＆Ｇａｓｆｉｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ，ｈｉｇｈ－ｓｕｌｆｕｒ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｓｐｅｃｉｆｉｃ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ ｏｆ ｄｅｖｅｌ－ｏｐｍｅｎｔ，ｄｅｖｅｌｏｐｉｎｇ
ｄｉｒｅｃｔｉｏｎ，Ｒｉｇｈｔ Ｂａｎｋ ｏｆ ｔｈｅ Ａｒｍ Ｄａｒｙａ Ｒｉｖｅｒ·
８１· 天 然 气 工 业 ２
０１３年１月
四川盆地是新中国天然气工业的发源地，天然气规模化勘探始于２０世纪５０年代初，已发现的２２个含油气层系中有１３个高含硫化氢，近１５年发现的众多二叠系、三叠系礁滩气藏均为高含硫气藏。盆地内现已探明的高含硫天然气储量超过９ ０００×１０８ ｍ３，占全国同类天然气储量的比例超过９０％。中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）高含硫天然气开发历史长达４７年，是我国高含硫气田开发的先驱，高含硫气藏开发经历了Ｈ２Ｓ含量从低于５０ｇ／ｍ３到超过１００ｇ／ｍ３、埋深从２ ０００ｍ级到６ ０００ｍ级、储量规模从小到大的技术发展变迁，已在高含硫气藏评价及开发方式优化、安全钻井及完井、采气工程、地面集输及腐蚀控制、天然气净化和高含硫天然气的安全环保等６个专业技术领域形成了２８项特色技术，代表了我国高含硫气藏开发的最高水平，并引领我国高含硫气藏开发的技术发展方向。目前，西南油气田已开发的高含硫气田达１７个、高含硫气井３３０口，２０１１年高含硫天然气产量为３３．４×１０８ ｍ３。
１ 高含硫气藏开发的特点与难点
由于硫化氢气体的剧毒性和腐蚀性，使得安全清洁经济开发高含硫天然气变得技术要求高、难度大，主要体现在以下方面。
１．１ 气藏复杂特征导致开发技术需求复杂化
以四川盆地高含硫气藏为例，Ｈ２Ｓ含量最高达４９３ｇ／ｍ３，最大埋深达７ ０００ｍ，最大地层压力近９０ＭＰａ，最高温度达１７５℃，包括裂缝—孔洞、裂缝—孔隙等复杂储集类型和不同活跃程度的边、底水，气井产能较高但差异大，难以采用同一技术模式进行开发。１．２ 地理和人居环境对气藏开发提出苛刻要求
高含硫气藏开发工程量大、成本高；多数高含硫气藏处于多静风环境，人口密度大，高含硫天然气一旦泄漏后果严重；农业经济所占比重较大，环境保护要求高。这些客观条件对高含硫气藏安全清洁开发提出了极高的要求。
１．３ 气藏开发前期评价质量要求高
大型高含硫气田开发钻完井、净化厂和集输系统建设工程量和投资大，产能建设需准确确定产能规模，对气藏早期描述、气井产能快速评价要求高。在高含硫气井资料录取受限的情况下，确保开发前期评价可靠性难度大。
１．４ 气藏开发安全保障与成本控制难度大
高含硫气藏开发材质等级高、工艺技术复杂，目前国内高含硫气藏开发的材质主要依赖进口，导致成本
大幅度增加，要兼顾安全生产和效益开发，需研发适应不同工况下的新型抗硫管材、设备与工艺技术，准确评价安全性。新领域的开发探索工作量大，难度高。１．５ 环境与安全风险实时评价与控制技术要求高
高含硫气藏开发风险控制涉及钻完井、地面集输、净化和气田水及钻井废泥浆处理等环节，其核心问题是风险的量化评估难度大，环境保护的关键点是解决针对高含硫气田开发过程中产生的特定污染物的治理技术难题，如含硫有毒气体、钻井废泥浆、含硫化氢气田水等的处理技术及工程化应用。
２ 高含硫气藏开发技术进展
四川盆地高含硫气藏的开发研究始于２０世纪６０年代，经历了３个发展阶段。通过自主攻关和国际技术交流，先后解决了中深中小型、超深大型高含硫气藏开发的主要技术难题。通过开展多轮的研究和攻关，在高含硫气藏评价及开发方式优化、安全钻井及完井、采气工程、地面集输及腐蚀控制、天然气净化和高含硫天然气的安全环保等６个专业技术领域形成了２８项开发特色技术（图１），有力支撑了四川盆地威远气田震旦系、卧龙河气田下三叠统嘉陵江组、中坝气田中三叠统雷口坡组雷三段、磨溪气田雷口坡组、龙岗气田二叠系—三叠系礁滩等，以及海外土库曼斯坦阿姆
图１ 高含硫气藏开发特色技术
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第３３卷第１期 本 期 视 点
河气田高含硫气藏的安全清洁效益开发。２．１ 高含硫气藏评价及开发方式优化技术
针对高含硫气藏储层埋藏深、非均质性强；气井测试成本高，安全风险大；气井生产常常伴有地层水等特征，
围绕高含硫气藏储层预测、气井产能评价、可动储量计算和开发方式等方面开展技术攻关，形成了高含硫气藏开发评价及开发方式优化技术。２．１．１ 强非均质礁滩储层预测技术
针对礁滩储层埋藏深（４ ０００～７ ０００ｍ）、非均质性强、多层叠置但单层厚度薄（１～１０ｍ）的特点，研究形成相控地震反演、沉积层序演化模拟、沉积相划分、古地貌恢复综合技术，提高了储层预测的精度（图２
）
。图２ 古地貌恢复技术图
２．１．２ 气井产能评价非稳态测试分析技术
针对高含硫气井测试成本高、
安全风险大，难于普遍采用常规稳态测试评价产能的问题，
研究建立了参数约束“一点法”和非稳态测试条件计算稳态无阻流量新方法（
图３），有效提高了高含硫气井产能评价的准确性。以龙岗二叠系—三叠系礁滩高含硫气藏为例，利用参数约束“一点法”开展气井产能快速评价，其平均分析误差从３２．７％降至７．５％
。
图３ 非稳态测试条件计算稳态无阻流量图
２．１．３ 复杂高含硫气藏开发方式优化技术
针对多产层、
边底水侵等复杂情况，研究建立水侵预测、气井携液能力模拟（图４）、稳产能力评价技术，准确掌握有水多层组气藏单井多层合采适宜条件，提供治水和配产优化定量依据，形成开发方式优化技术系列
。
图４ 井筒动态持液率模拟图
２．２ 高含硫气藏安全钻井及完井技术２．２．１ 安全钻井配套技术
针对高含硫气藏埋藏深、
压力系统复杂、油气显示活跃等工程地质难题及安全钻进的要求，形成了超深含
硫气井井身结构优化设计（图５）、高含硫气藏钻井液体系、ＰＤＣ钻头优选与配套、高含硫气井井控技术及相关技术规范、气体钻井安全钻进、
超深定向井轨迹控制与
图５ 龙岗气田主体区井身结构与钻进方式图
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０２· 天 然 气 工 业 ２
０１３年１月
随钻测量等较为完善的配套技术，安全保障效果良好。２．２．２ 高含硫气井固井技术
针对固井井漏、大温差超缓凝、储层段固井Ｈ２Ｓ污染严重和后期防气窜等技术难题，研究形成了预应力固井工艺等３套固井工艺技术（图６）和２套水泥浆体系。合理利用该技术，使得固井优质率从３１．９４％上升至６５．５１％；固井合格率从８１．４７％上升至９０．３９％；７０～１３０℃大温差水泥浆体系未发生超缓凝现象。
图６ 预应力固井工艺图
２．２．３ 高含硫气井测试与完井技术
针对高温、高压、高含硫、超深的特点，形成了完善的高含硫气井测试与完井技术，确保测试、完井及生产等过程中管柱与设备的安全可靠（图７）。
图７ 高含硫气藏地面测试流程图
２．３ 高含硫气藏采气工程技术
２．３．１ 高温深井储层改造技术
形成了适应高含硫气井的酸液体系和酸化工艺（图８），实现了深度改造、均匀改造以及气井生产过程中硫沉积堵塞物的有效解除。
２．３．２ 高含硫中深井（井深４ ０００ｍ）排水采气技术
研制了抗外压９０ＭＰａ的高温耐蚀气举阀及配套工具，研发了适合高含硫气井的系列起泡剂和消泡剂，形成了适合井深小于４ ０００ｍ、硫化氢含量小于１００ｇ／ｍ３的高含硫气井气举排水采气、泡沫排水采气工艺技术（图９）。
图８ 高含硫气井储层改造工艺技术图
图９ 高含硫中深井排水采气工艺技术图
２．３．３ 高含硫气井试井技术
配套完善了高含硫气井试井装备。形成了井口压力控制技术、井下测试工具串优化技术。已测高含硫气井１００余井次，成功率达１００％。试井作业最大井深超过６ ０００ｍ，最大产量达１１６×１０４ ｍ３／ｄ，Ｈ２Ｓ含量最高达２３０ｇ／ｍ３，最大井斜角为４７°，上述指标代表了国内领先水平。
２．３．４ 高含硫气井井下节流技术
研制出了节流压差７０ＭＰａ、适合Ｈ２Ｓ含量小于７５ｇ／ｍ３的井下节流工具（图１０），现场试验２３口井，最高硫化氢含量为４２ｇ／ｍ３，最大节流压差为４３ＭＰａ，更换的节流器渗透性探伤检测合格率达１００％
。
图１０ 高含硫气藏抗硫节流器照片
２．４ 高含硫气田地面集输及腐蚀控制技术２．４．１ 气液密闭混输技术
通过材料优选和应用长效膜缓蚀剂，在国内首次实现高含硫气液密闭混输至净化厂处理（图１１），实现了高含硫气田开发的气田水和硫化氢全程零排放。
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图１１ 气液密闭混输工艺流程图
２．４．２ 材料选择评价和集输管线焊接技术
形成满足ＮＡ
ＣＥ和ＩＳＯ标准的材料选择与评价技术（图１２），实现国产Ｌ３６０管材在高含硫气田的首次应用。制定焊接材料和焊后热处理技术要求、抗氢开裂和硫化氢应力腐蚀的验收标准，形成双金属复合管焊缝性能评价技术
。
图１２ 满足ＮＡＣＥ和ＩＳＯ标准的腐蚀实验室照片
２．４．３ 长效膜缓蚀剂及其现场应用工艺技术
发明了长效膜缓蚀剂，
研制出配套清管器预膜和连续加注缓蚀剂工艺（图１３），形成高含硫气田缓蚀剂研发、筛选评价及现场应用系列工艺技术
。
图１３ 清管器预膜工艺技术图
２．５ 高含硫天然气净化技术２．５．１ 溶剂法深度脱硫脱碳技术
研究形成了适用于大规模处理高含硫天然气的溶
剂法深度脱硫脱碳技术，有机硫脱除率由４０％提高到
８５％，净化气硫化氢含量小于２０ｍｇ
／ｍ３
，并研制了８种脱硫脱碳溶剂，以及脱硫工艺模拟计算软件。
２．５．２ 高效硫磺回收及尾气处理技术
发明了带预冷、
除硫和烟气热能回收流程的改良低温克劳斯硫磺回收方法（图１４），硫磺收率达９９．４５％，综合能耗降低１０％。研制了硫磺回收和尾
气处理两类共８种催化剂，已应用于４５套大型硫磺回收及尾气处理装置
。
图１４ 改良低温克劳斯硫磺回收工艺流程图
·
２２· 天 然 气 工 业 ２
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２．５．３ 高含硫天然气分析检测技术
研究建立了以硫化物分析为代表的含硫天然气分析测试方法，制定了系列国家标准。２．６ 高含硫气田开发安全环保技术２．６．１ 钻井废弃物无害化处理技术
研究形成水基废泥浆微生物治理及废泥浆制免烧
砖技术（图１５），集成建立钻井柴油机废水废气联合治理技术。钻井废水减容５０％以上；处理后泥浆土壤混合物达到国家土壤环境三级标准，免烧砖达到建筑用砖标准。
图１５ 废泥浆制免烧砖现场照片
２．６．２ 高含硫气田开发ＨＳＥ风险的识别与量化评价技术
以复杂地形环境高含硫天然气泄漏扩散三维模拟
研究为核心（图１６），形成了相关定量风险评价技术，事故后果预测精度提高５０％以上，生产设施选址的环境可行性论证周期缩短５０％以上，并有助于科学合理地确定应急区域
。
图１６ 复杂地形数字化模型图２．６．３ 高含硫气田开发应急保障配套技术
研究形成高含硫气田监测、
预警技术：集成ＧＩＳ、无线通信、数值模拟等技术，建立三维地理信息应急管理平台（图１７
），实现预警、事故状态实时监控和管理
。图１７ 应急保障平台总体结构图
３ 高含硫气藏开发技术发展方向
高含硫天然气开发技术的发展是一个持续完善，
不断提高的过程。随着高含硫气藏开发对象日益复杂多样，国家安全环保标准的日益严格，对高含硫天然气开发技术提出了更高的要求，还需要在以下６个专业领域方向持续深化和完善。
１
）高含硫气藏地质与气藏工程技术的配套完善。通过基于沉积微相格架下的地震储层预测和流体分布预测、储层中元素硫沉积实验评价和气、液、固三相耦合流动模拟等技术攻关，解决强非均质碳酸盐岩气藏储层预测和流体分布描述、
储层元素硫沉积及伤害机理实验评价和动态分析等技术难题。
２
）高含硫气井钻完井工具的国产化和工程技术的配套完善。通过改进大温差固井水泥浆体系和工艺、实现耐蚀管材和高抗硫井下工具的国产化，解决困扰
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３２·第３３卷第１期 本 期 视 点
１７７．８ｍｍ尾管固井水泥浆体系和工艺、耐蚀合金管材及气密封特殊扣型研制等技术难题。
３
）高含硫气藏采气工程技术的深化攻关和配套。通过对超深层低渗透储层压裂和体积改造及高抗硫井下节流器工具结构优化设计与材质优选，研制高抗硫完井及增产改造井下工具；解决深层碳酸盐岩低渗透储层有效改造和高温高含硫深井（５ ０００ｍ以上）排水采气工艺等技术难题。
４
）高含硫气藏的地面集输及防腐工艺技术的持续攻关和配套。通过对元素硫、Ｈ２Ｓ、ＣＯ２共存和大量产水工况下的腐蚀评价、新型缓蚀剂与硫溶剂等的持续攻关，解决Ｈ２Ｓ分压大于１ＭＰａ时材料评价、生物降解类缓蚀剂研制、评价优选和管道设备的失效分析等技术难题。
５
）高含硫天然气净化工艺及技术的深入完善。通过对硫收率大于９９．８％的净化工艺包和尾气ＳＯ２处理技术升级，
解决日益严格的国家标准对天然气总硫含量和装置硫收率提出更高要求的技术难题。 ６
）高含硫天然气安全环保技术的持续提高。通过对企业之间、
企业与地方政府之间的区域快速应急联动技术及机制、温室气体排放监测评估、气田水回注环境风险监测和控制等的技术配套，建立高含硫气田区域性应急管理与保障体系，
工业化应用钻井泥浆微生物处理、气田水回注系统风险监测、评价及控制、温室气体排放评估及减排等技术难题。
４ 结束语
“
十二五”期间，四川盆地开江—梁平海槽两侧深层碳酸盐岩高含硫气藏、川中古隆起震旦系和下古生界含硫气藏是四川盆地天然气勘探开发的重点领域。为推进西南油气田建设中国天然气工业基地的宏伟发展目标，必须继续解放思想，大力实施科技创新战略，转变发展方式，持续推动我国高含硫气藏开发技术水平的不断提高。这样才能不断开创四川盆地和海外高含硫天然气合作开发的新局面。
（收稿日期 ２０１２－１１－２６ 编辑 居维清檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹檹
）
关于召开２０１３年全国天然气学术年会的征文通知
中国石油学会天然气专业委员会决定于２
０１３年７月召开“２０１３年全国天然气学术年会”。现将会议征文有关事项通知如下： １．
本届年会主题：创新驱动天然气产业发展，低碳能源助推美丽中国。 ２．
本届年会的主办单位：中国石油学会天然气专业委员会、中国石油西南油气田公司。 ３．
征文内容：我国各含油气盆地天然气新增资源潜力与储量评价；国内外天然气勘探开发新理论、新技术及应用成果；页岩气、煤层气等非常规气田勘探开发技术新进展；我国天然气产业上、中、下游协调发展面临的主要问题与挑战，以及加快发展的战略与举措；天然气安全、环保、清洁、高效开发的关键技术问题；天然气集输、净化新技术、新工艺；天然气管道输送、储气库、天然气计量新技术；ＬＮＧ、ＣＮＧ生产、储运、接收与供配技术；城市燃气输配新技术；天然气勘探开发装备制造、新工艺、新工具、新材料应用成果；天然气上、中、下游安全、环保与节能新技术。
４．
论文要求：全国各油气田公司、钻井工程公司、海外公司、科研机构和大专院校及相关科技工作者均可撰写论文参加大会学术交流。请按照征文内容提交论文，必须同时提交论文的全文和详细摘要。作者提交论文时请注明学科方向，提交的论文不涉及保密内容。
５．
论文提交时间与邮箱：征文截止日期为２０１３年４月３０日；论文全文和详细摘要请按２个附件文件提交，通过Ｅ－ｍａｉｌ发送到：ｌｉｑｉｎｇｃｄ＠１６３．ｃｏｍ。提交论文时，请同时提供第一作者所在单位名称、通信地址、邮政编码、联系电话（包括移动手机）及电子邮件等信息，以便及时取得联系。
６．会议联系人与方式：李庆，电话（０２８）８６０１１９７６，传真（０２８）８６０１１９８２，手机１３６０８００１３５９，电子邮箱ｌｉｑｉｎｇｃｄ＠１６３．ｃｏｍ，地址：（６１００５１
）四川省成都市府青路一段３号。中国石油学会天然气专业委员会秘书处
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４２· 天 然 气 工 业 ２
０１３年１月