摘要：我国高含硫天然气资源丰富，开采潜力大，但其资源利用面临腐蚀性强、成本高、毒性大、事故后果严重等难题。为此，总结了中国石油天然气集团公司近年来在深层高温、高压、大产量高含硫天然气开采中产能测试、完井及改造、集输与腐蚀控制、脱硫与硫磺回收、安全环境风险防控等方面开展技术攻关所取得的创新成果：①高含硫气井产能测试技术非稳态测试用时减少50%，平均误差为7.5%，试井测试深度达7 000 m，硫化氢测试含量达230 g／m³；②高含硫气井完井裸眼封隔器分段工具的分段级数达12级，不动管柱水力喷射分段工具的分段级数达9级；③高含硫气田气液密闭混输工艺和腐蚀控制技术体系长效膜缓蚀剂的膜持续时间为45 d；④高含硫天然气净化技术体系的改良低温克劳斯硫磺回收工艺的硫磺回收率达99.45%，高含硫天然气脱硫技术及工艺计算模型的有机硫脱除率达85%，催化剂硫化氢的转化率为96%，总硫转化率为98%。最后还提出了加快建设高含硫气田开采国家级研发平台以推动本领域技术进步的建议。

关键词：川渝地区  高含硫气田  开采  产能测试  完井及改造  腐蚀控制  脱硫  硫磺回收  风险防控

天然气属于清洁能源，大力发展天然气工业是中国重大能源战略决策。中国高含硫天然气资源丰富，开发潜力巨大。截至2011年，中国累计探明高含硫天然气储量约1×l0¹² m³，其中90%都集中在四川盆地。从20世纪50年代至2000年，中国石油天然气集团公司已在四川盆地开发动用高含硫天然气1 402.5×l0⁸ m³，2000年后随着川东北地区下三叠统飞仙关组气藏和龙岗二、三叠系礁滩气藏的探明，更是迎来了高含硫天然气开采高峰(表1)^[1]。随着海相天然气资源勘探力度的加大，中国高含硫天然气探明储量将进入快速增长期，为进一步加快高含硫气田开采奠定了资源基础。除天然气外，硫磺也是高含硫气田所蕴藏的宝贵资源。因此，安全、经济、高效地开采天然气并将有毒硫化氢转化为硫磺，对优化能源结构和节能减排意义重大。

 

中国高含硫气田普遍具有气藏埋藏深、地质条件复杂、压力高、含水、多位于人口稠密地的特点，资源开采面临腐蚀性强、成本高、毒性大、事故后果严重等难点。

中国高含硫气藏多为深层、高温、高压气藏，气藏非均质性强，常伴有地层水。目前已经发现的高含硫气藏最大埋深为7 000 m，最大原始地层压力超过80MPa，气藏最高温度175℃，硫化氢最高含量超过200 g／m³。高含硫气藏储层类型复杂，常常包含裂缝-孔洞、裂缝-孔隙、孔隙型以及边、底水活跃型储层。

与大型高含硫气藏开采配套建设的天然气净化厂、集输管网投资大，建设工程量大，难于沿用常规气藏逐步完善产能建设的开发模式。一次性规模化建设投产的开采方案对气藏早期描述、产能快速评价等开采早期评价技术提出了更高要求。

高含硫气藏含有硫化氢、二氧化碳和有机硫，其开采工程技术更为复杂。高含硫气藏的安全清洁高效开发对完井技术、井筒工艺及工具材质、压裂酸化液体系和增产改造工艺技术都提出了更高要求，同时，集输过程必须解决腐蚀监测与控制的难题，净化工艺必须满足大规模天然气处理和严格的污染物排放标准要求，安全环保方面必须实现气田水、硫化氢的零排放。

高含硫气藏多位于多山、多静风、人居稠密地区。高含硫天然气腐蚀性强，所含硫化物毒性大，钻完井、地面集输、天然气净化等生产环节一旦出现问题将造成严重的环境与安全事故。

掌握大型高含硫气田开采技术是一个国家或国际综合性能源公司油气资源开采实力和工程技术水平的集中体现。国外少数国家虽然掌握了高含硫气田开采技术，但技术不转让且服务费用高。

中国石油西南油气田公司在攻克中低含硫气田开采技术难关的基础上，从2000年开始组织了多轮高含硫气田勘探开发的专项课题攻关，在高含硫气田开采产能测试、完井及改造、集输与腐蚀控制、脱硫与硫磺回收、安全环境风险防控等方面取得了重大进展，特别是2009年7月龙岗二、三叠系礁滩气藏顺利投产，在国内率先实现大型超深高含硫气田的安全开采，标志着中国已经拥有具有自主知识产权的大型高含硫气田安全开采及硫磺回收技术。

3.1.1 自主研发了高含硫气井产能快速评价技术

3.1.1.1 自主研发了高含硫气井产能评价测试设计方法

通过改进实验设备和流程，采用电镜扫描仪与能谱分析仪首次掌握了元素硫膜状沉积形态及其对气相渗流的影响，由此建立了高含硫气井试井设计计算方法，提供了定量预判测试分析方法有效性和可行性的技术手段，填补了国内高含硫气井井下测试技术盲区，带动了相关技术的快速发展。

3.1.1.2 首次建立了高含硫气井产能评价非稳定测试分析方法

基于高含硫气井渗流模型和二项式产能方程研究，建立了渗流率和地层压力约束的改进单点测试产能评价方法，与传统的“一点法”比较，评价方法的最大误差从280.5%降到了21.6%，平均误差从23.1%降到了7.5%。应用自主研发的高含硫气井试井设计技术，解决了根据非稳定测试数据推算稳定流动数据、进而计算稳定产能的难题，奠定了高含硫气井产能快速评价技术的理论基础。

3.1.2 自主研发了深层高含硫气田测试工艺技术

3.1.2.1自主研发了高抗硫射孔-酸化-测试联作技术

自主研制了全通径井下测试工具，将影响大产量气井产能评价准确性的节流表皮系数从大于10降到小于l；创新形成了满足井深7 000 m、最高地层处理压力207 MPa的3套测试管柱使用技术，完井测试由常规7英寸(1英寸=25.4 ram)井眼测试发展到5英寸小井眼测试，为国内高含硫气井完井测试提供了关键支撑技术，已实施完井测试180井次。

3.1.2.2 自主研发了高抗硫大产量两相流地面测试技术

自主研发了适用压力35 MPa的抗硫蒸汽热交换器、适用压力l0 MPa的抗硫两相分离器、适用压力1 MPa的抗硫缓冲计量罐、改进型适用压力l05 MPa的RTTS封隔器、远程数据自动采集及安全控制系统，使高含硫气井地面测试能力从30×10⁴ m³／d提高到450×10⁴ m³／d，解决了高含硫大产量气井测试技术的瓶颈问题。

图1为大产量高含硫气井地面测试流程图。

 

3.1.2.3 自主研发了高抗硫钢丝试井测试技术

以腐蚀评价试验为基础，研制并配套完善了井下测试工具及地面控制系统，创新形成了高含硫、大斜度、大产量气井测流压设计方法以及试井测试安全控制技术，气井测试产量由30×10⁴m³／d提高到116×10⁴ m³／d，天然气中硫化氢测试含量由100 g／m³提升到230 g／m³，测试井深从4 000 m提升到6 800 m，测试井型由直井扩展到最大井斜角为47°的斜井。已实施试井150口井，成功率达100%。2008年9月在剑门1井首次实施7 000 m井下测试获得成功，超过国外同类气井的测试纪录。

3.1.3 创建了高含硫气田水产出规律预测技术

基于裂缝-孔隙型储层的气水渗流机理及含硫气藏水体沿裂缝发育带侵进的物理背景，创新建立和求解了双重介质储层生产井区径向渗流与水侵区线性渗流耦合数学模型，形成了水侵动态分析及预测技术，首次实现了早期产水及地层水侵对气井产能影响的预测，已成功应用于l2个年产天然气56×10⁸ m³的重点含硫气田，实现了气田产水的早期整体治理，维护了气田产能。

3.2.1 自主研发了高含硫气井完井技术，保障了高含硫气井的安全生产

3.2.1.1 自主研发了以封隔器完井井筒温度压力预测和管柱力学校核为核心的完井设计技术

在国内首次建立了封隔器完井过程中的井筒温度分布及环空压力预测模型，预测误差小于6%，率先提出了复杂工况条件下封隔器完井管柱三轴应力校核的高含硫气井完井设计和现场施工的控制参数设计方法，现场施工成功率达l00%。

3.2.1.2 自主研发了以井筒防腐和作业安全为核心的完井管柱技术

在室内和现场评价的基础上，研制了井下缓蚀剂，形成了使用适宜材质和化学剂的综合防腐技术；针对不同硫化氢含量和产量的天然气气井，研制了带化学剂加注通道和紧急井下切断装置的多功能完井管柱；编制了《含硫化氢气井井下作业推荐作法》等2项行业标准。

3.2.1.3 自主研发了井筒安全性评价技术

在国内首次以安全屏障分析为核心，结合井下漏点与氦气密封检测技术，形成了井筒安全性评价技术，防控了异常带压气井生产安全风险，应用该技术避免了8口环空异常带压气井的废弃。

3.2.2 自主研发了高含硫储层改造工具和液体体系，有效提高了单井产量

3.2.2.1 自主研发了高含硫水平井分段改造工具系列

独创了不动管柱水力喷射分段工具，解决了国外工具带压上提油管导致井控风险高的问题，可实现不动管柱9级分压；率先实现了裸眼封隔器分段工具的国产化，达到国外同等技术水平，降低成本75%，可实现12级分压。上述2套工具抗温120℃、抗硫30～75 g／m³、耐压差70 MPa，已成功应用于11口高含硫气井。图2为多功能完井管柱结构示意图，图3为高含硫水平井分段改造工具结构示意图。

 

3.2.2.2 自主研发了5套适应于高含硫储层特点的酸液体系

针对高温深井高含硫储层酸岩反应快、井底吸酸压力高、层间物性差异大等难题，自主研发了高温转向酸、降滤失酸、高温加重酸等5套酸液体系。使用该技术后，残酸沉淀量由2.76 g／L降到0.39 g／L，酸液腐蚀速率从58.26 a／(m²·h)降到3.23 g／(m²·h)，滤失系数降了2个数量级，酸液相对密度从l.1增到1.5，井底处理压力最高达206.7 MPa。