【论文】窦立荣，等：全球高含硫天然气藏资源分布、地质特征与勘探开发进展

作者简介：窦立荣，1965 年生，正高级工程师，博士；现任中国石油勘探开发研究院执行董事和院长、中国石油国际勘探开发有限公司总地质师，主要从事全球油气地质和勘探关键技术研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路20 号。ORCID: 0000-0001-5528-1880。

E-mail: dlirong@petrochina.com.cn

通信作者：李志，1977 年生，高级工程师，博士；主要从事全球油气地质与海外勘探战略规划研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路20 号。ORCID: 0000-0002-4827-7178。

E-mail: lizhi1@petrochina.com.cn

窦立荣^1,2　李  志¹　郭春秋¹

杨   紫¹　刘小兵¹

1. 中国石油勘探开发研究院

2. 中国石油国际勘探开发有限公司

高含硫天然气作为一类特殊的天然气资源，因其独特的地质特征和丰富的储量而备受关注^[1-2]。高含硫气藏的天然气含有较高浓度的硫化氢，使得其勘探、开发和生产过程相较于常规天然气藏更为复杂且具有挑战性。全球几乎所有发现的天然气藏中都或多或少含有硫化氢，其含量从刚能被检测出到占天然气体积的90% 以上^[3]。关于含硫化氢型天然气藏的划分，不同学者和机构提出了不同的标准。戴金星^[4] 将天然气中硫化氢含量为2% ～ 70% 的气藏定义为高含硫化氢气藏。刘文汇等^[3] 结合非烃天然气藏的分类方法，考虑到硫化氢组分的工业应用， 将硫化氢含量为5% ～ 70% 的气藏定义为高含硫天然气藏。中华人民共和国国家标准《天然气藏分类》（GB/T 26979—2011）中定义高含硫气藏中的硫化氢体积含量为2% ～＜ 10%、特高含硫气藏中的硫化氢含量为10% ～＜ 50%^[5]。笔者结合含硫天然气的地质成因、勘探开发难度等，将天然气中硫化氢含量为2% ～ 50% 的气藏定义为高含硫天然气藏（即质量体积浓度为30 ～ 770 g/m³）。

随着勘探开发技术的进步和成本的降低，全球高含硫天然气藏的勘探开发取得了显著进展^[6]。但目前国内外有关高含硫天然气的研究大部分是针对具体地区或特定的气藏来开展的^[7-16]，很少有对全球高含硫天然气藏的资源分布和共性地质特征开展研究。为此，笔者通过对全球高含硫天然气藏调研分析， 总结了其储量分布特点、天然气地球化学特征、成藏条件与富集规律，分析了全球高含硫天然气藏勘探开发历程和关键技术，以期为深入认识该类资源、提高全球高含硫天然气藏勘探开发水平和实现资源高效利用提供参考。

1 　全球高含硫天然气藏的分布

1.1 　全球高含硫天然气藏分布区域极不均衡，绝大部分储量分布在特提斯域中段

据S&P Global（2024）EDIN 数据库^[17] 统计，全球已发现1 378 个高含硫油气藏，其中，在高含硫油气藏中，有439 个以天然气为主，分布在257 个气田中，总可采储量为49.07×10¹² m³，占全球已发现天然气可采储量的10.5%。在高含硫天然气藏中，硫化氢含量2% ～ <10% 的储量占80.0%，10% ～ <30% 的储量占18.7%，大于30% 的储量占比很少。

从高含硫天然气田可采储量分布的区域构造位置来看（表1、图1），98.9% 的可采储量分布在特提斯域，其中，97.2% 集中分布于特提斯域中段。从高含硫天然气田可采储量分布的地区来看（表1、图1），中东地区储量占比最高，为66.9%，硫化氢平均含量11.8%（体积含量，下同），主要分布在卡塔尔、伊朗、阿联酋和沙特等国家，其中卡塔尔发现的储量最多；其次为中亚—俄罗斯地区，储量占比29.8%，硫化氢平均含量5.9%，主要分布在土库曼斯坦、哈萨克斯坦和俄罗斯等国家。亚太、欧洲和美洲地区储量占比分别为1.6%、1.3% 和0.4%，硫化氢平均含量分别为6.6%、7.4% 和5.9%，亚太地区主要分布在中国和马来西亚，欧洲地区主要分布在法国和德国，美洲地区主要分布在墨西哥和美国。

注：图中编号为全球20 大高含硫气田，详见表1。

1.2 　高含硫天然气藏主要发现于被动大陆边缘—前陆、弧后裂谷—前陆、克拉通—前陆3 类与前陆相关的叠合盆地

从高含硫天然气藏所在盆地的类型来看，与前陆相关的叠合盆地发现天然气可采储量最多，为48.36×10¹² m³，占98.5%，全球20 大高含硫气田均位于该类型盆地中（表1）。裂谷、被动大陆边缘和克拉通盆地仅有少量高含硫天然气藏发现。在与前陆相关的叠合盆地中，被动大陆边缘—前陆叠合盆地发现的储量最多，占所有高含硫天然气可采储量的66.9%，其次为弧后裂谷—前陆叠合盆地，发现储量占19.0%，克拉通—前陆叠合盆地发现的储量占12.6%。从单个盆地来看，中阿拉伯盆地发现的高含硫天然气可采储量最多，占全球的57.1%，硫化氢含量为2.5% ～ 24.0%。该盆地位于中东波斯湾地区， 属于被动大陆边缘—前陆叠合盆地，横跨沙特阿拉伯、伊拉克、伊朗、卡塔尔、科威特和巴林等国家， 全球20 大高含硫天然气田有6 个位于该盆地，包括排名第一的卡塔尔North Field 气田，其可采储量为25.39×10¹² m³，硫化氢平均含量为6.0%。其次是位于中亚地区的阿姆河盆地，发现的高含硫天然气可采储量占全球的18.3%，硫化氢含量为2.0% ～ 10.0%。该盆地为弧后裂谷—前陆盆地，发现的巨型天然气田有土库曼斯坦的Galkynysh (Yoloten) 和Yashlar 气田， 可采储量分别为7.36×10¹² m³ 和1.05×10¹² m³，硫化氢平均含量分别为6.0% 和10.0%。位于中亚地区的滨里海盆地发现的高含硫天然气可采储量占全球的10.8%，硫化氢含量为2.3% ～ 38.2%，属于克拉通— 前陆叠合盆地，代表性的气田有俄罗斯的Astrakhan、哈萨克斯坦的Kashagan、Karachaganak 和Tengiz 等气田。此外，中东地区的扎格罗斯和鲁卜哈利盆地发现的高含硫天然气可采储量都超过万亿立方米， 硫化氢含量分别为2.0% ～ 29.4% 和2.0% ～ 35.7%， 均属于被动大陆边缘—前陆叠合盆地。中国四川盆地发现的高含硫天然气可采储量为0.5×10¹² m³，地质储量超过万亿立方米^[17]，占全球的1.0%，属于克拉通—前陆叠合盆地。

1.3 　全球高含硫天然气藏主要发育在三叠系、侏罗系、石炭系和二叠系4 个层系，储层岩性以石灰岩、白云岩为主

全球高含硫天然气储量在地质层位上分布也极不均衡，主要分布在三叠系、侏罗系、石炭系和二叠系，分别占高含硫天然气发现总储量的54.2%、21.2%、10.4% 和6.7%，其次在新近系、白垩系、寒武系、古近系和泥盆系等层系的储层中也发现了高含硫天然气（图2）。从储层岩性来看，碳酸盐岩储层中发现的储量占95.8%，其次为碳酸盐岩和碎屑岩互层，储量占3.4%，纯碎屑岩储层中发现的储量占0.7%， 碳酸盐岩和蒸发岩互层中发现的储量很少。

（资料来源：据本文参考文献[17]）

三叠系高含硫气藏99.0% 的可采储量分布在中东地区的中阿拉伯、扎格罗斯和鲁卜哈利盆地。如， 中阿拉伯盆地卡塔尔North Field、伊朗Farzad B 和Golshan 3 等巨型气田，其中，科威特Mutriba 1 气田的硫化氢含量最高，达24.0%。中国三叠系高含硫气藏主要发育在四川盆地中、下三叠统的雷口坡组、嘉陵江组和飞仙关组，硫化氢含量为2.5% ～ 32.0%。三叠系储层岩性主要为白云岩、石灰岩或白云岩与石灰岩互层。

侏罗系高含硫气藏86.0% 的可采储量分布在中亚地区的阿姆河、阿富汗—塔吉克盆地，硫化氢最高含量4.3% ；13% 的可采储量分布在中东地区的鲁卜哈利、中阿拉伯、扎格罗斯和阿曼等盆地，硫化氢含量6.0% ～ 24.0%，以中阿拉伯盆地伊朗Azadegan 侏罗系气藏硫化氢含量最高；北美墨西哥湾沿岸盆地和南美墨西哥歇斯特盆地在侏罗系也有高含硫气藏发现，2 个盆地硫化氢含量最高分别为14.9% 和2.9%。侏罗系储层岩性与三叠系相似，主要为碳酸盐岩储层。此外，在阿姆河盆地侏罗系碳酸盐岩和膏岩互层中、中阿拉伯盆地科威特的Raudhatain 和Bahrah 气田侏罗系沥青质页岩中也发现了高含硫天然气。

石炭系高含硫气藏99.7% 的可采储量分布在中亚—俄罗斯地区的滨里海、伏尔加—乌拉尔和蒂曼— 伯朝拉盆地，以哈萨克斯坦滨里海盆地发现的储量占绝对优势， 如Kashagan、Karachaganak 和Tengiz 等巨型油气田。中国四川盆地卧龙河气田在石炭系也发现了高含硫气藏，硫化氢最高含量2.8%。石炭系储层岩性绝大部分为碳酸盐岩，仅在滨里海盆地Astrakhan 和伏尔加—乌拉尔盆地Archedinskoye 气田砂岩储层中发现了少量高含硫天然气。

二叠系高含硫气藏67.0% 的可采储量分布在中东地区的中阿拉伯、鲁卜哈利和扎格罗斯盆地，如位于中阿拉伯盆地的伊朗Golshan 3、Farzad A2、沙特阿拉伯的Karan、Hasbah 和Ghawar 等气田，硫化氢含量最高4.2% ；17.2% 的可采储量分布在中亚—俄罗斯地区的滨里海、伏尔加—乌拉尔盆地，硫化氢最高含量3.6% ；9.7% 的可采储量分布在欧洲地区的德国西北和东北德国—波兰盆地，硫化氢最高含量9.4%。中国四川盆地的普光、威远、毛坝、建南和巴中等气田的二叠系有高含硫天然气发现，毛坝气田硫化氢含量最高19.1%，普光气田二叠系天然气中硫化氢含量最高15.5%^[8,17]。二叠系储层绝大部分岩性为碳酸盐岩，仅在中阿拉伯盆地伊朗Golshan 3 气田碎屑岩中发现高含硫天然气，硫化氢含量最高3.7%。

其他层系发现储量占比较少。新近系和白垩系中高含硫气藏储量占比分别为3.6% 和3.4%，中东扎格罗斯盆地伊朗Marun、伊拉克Mansuriyah，亚洲曾母盆地马来西亚Lang Lebah、万安盆地越南Lan Tay，美国圣巴巴拉海峡—凡杜拉盆地Hondo 等气田在新近系发现了高含硫天然气藏；白垩系高含硫气藏主要分布在中东鲁卜哈利、扎格罗斯、中阿拉伯， 欧洲阿基坦，美洲绿河、歇斯特和中亚阿姆河等盆地，虽然发现白垩系高含硫气藏的盆地比较多，但巨型天然气藏少，比较大的气藏有阿联酋Bab、伊朗Tang-E-Bijar、Gashu South、Doroud 和法国Lacq 等。寒武系高含硫气藏储量占比为0.4%，主要发现于中东阿曼盆地，中国四川盆地也有少量发现。古近系高含硫气藏储量很少，巴基斯坦波特瓦尔、欧洲爱奥尼亚、美国绿河和墨西哥湾沿岸等盆地有少量发现，中国古近系高含硫气藏主要发育在渤海湾盆地， 包括赵兰庄、罗家等气田^[7]。泥盆系高含硫气藏储量最少，仅在哈萨克斯坦的滨里海和俄罗斯的蒂曼— 伯朝拉盆地有少量发现。

2 　高含硫天然气藏的地质特征

2.1 　地球化学特征

学术界普遍认为，高含硫天然气主要为硫酸盐热化学还原作用（TSR）成因形成，来自地层流体或沉积物的硫酸盐与有机物或烃类在高温封闭环境下发生作用，还原生成硫化氢、二氧化碳和沥青，反应中的硫同位素分馏作用导致硫化氢气体的硫同位素值略低于同源硫酸盐^[18-20]。Krause 等^[21] 的研究结果表明，地球自显生宙以来海洋硫酸盐浓度在二叠纪— 三叠纪到达最高，中生代中后期有所下降，至新生代再次上升，这一变化趋势与高含硫气藏富集的地层时代具有很好的一致性。图2 显示，全球90% 以上的高含硫天然气储量富集在三叠系、侏罗系、石炭系和二叠系4 个层系中，其中三叠系储量占比超过50%。这也从另一方面证实了高含硫天然气中的硫化氢是来自成藏过程中的TSR 的观点。高含硫天然气具有以下地球化学特点。

高含硫天然气藏往往具有较高的甲烷含量，平均值为75%，最高可达98%。甲烷含量大于90% 的气藏储量占34.3%、90% ～ ＞ 80% 的占18.4%、80% ～＞ 50% 的占44.2%，不高于50% 的占比仅为3.1%。与全球平均值相比，中国四川盆地高含硫天然气藏的甲烷含量整体偏小，甲烷含量大于90% 的气藏储量仅占17.0%、90% ～ ＞ 80% 的占29.0%、不高于80% 的占54.0%，如普光气田的甲烷含量平均值为75%^[17]。

对全球202 个高含硫天然气藏的二氧化碳含量分析表明，二氧化碳含量为0.03% ～ 66.00%，平均值为7.09%。含量最高的是美国绿河盆地LaBarge 气田，该气田储层为白垩系砂岩，硫化氢含量为5.0%， 二氧化碳含量高达66.00%。从不同二氧化碳含量气藏储量来看，二氧化碳含量小于2.00% 的气藏可采储量占1.2%，硫化氢含量平均值为3.7% ；二氧化碳含量为2.00% ～＜ 10.00% 的气藏占主体，可采储量占90.3%，硫化氢含量平均值为7.8% ；二氧化碳含量大于10.00% 的气藏可采储量占8.5%，硫化氢含量平均值为12.0%。可以看出，高含硫天然气藏中的硫化氢含量与二氧化碳含量成正比。中国四川盆地高含硫天然气藏二氧化碳含量平均值为6.68%，其中巴中和罗家寨气田二叠系高含硫天然气中二氧化碳含量较高，最高为11.31%^[17]。

2.1.3　氮气含量小于5% 的气藏储量占比最高，储量规模大的气藏其氮气含量较低

高含硫天然气藏氮气含量变化较大（0.2%～87.0%）， 平均值为7.0%。氮气含量最高的是波兰Miedzyrzecz 3 和Krobielewko 气田，均为87.0%。氮气含量小于2.0% 的气藏可采储量占17.8%，硫化氢含量平均值为7.6% ；氮气含量为2.0% ～ 5.0% 的气藏占主体， 可采储量占81.0%，硫化氢含量平均值为6.0% ；氮气含量大于5.0% 的气藏可采储量占1.3%，硫化氢含量平均值为6.3%。在高含硫天然气藏中，可采储量大于1 000×10⁸ m³ 的气藏氮气含量平均值为3.1%， 100×10⁸ ～ 1 000×10⁸ m³ 的气藏氮气含量平均值为6.5%，小于100×10⁸ m³ 的气藏氮气含量平均值为7.5%。可见，气藏储量规模与氮气含量成反比关系。中国四川盆地高含硫天然气藏氮气含量普遍较低，如卧龙河气田石炭系高含硫天然气氮气含量为1.7%， 巴中气田二叠系高含硫天然气氮气含量仅为0.3%^[17]。

2.1.4 　硫化氢硫同位素分馏小，但不同地区分布范围差异较大

总体来说，高含硫天然气的硫同位素（δ³⁴S）一般大于0，但变化范围较大。例如，中国四川盆地东北部地区下三叠统飞仙关组高含硫天然气的δ³⁴S 为5.8‰～ 27.8‰，平均值为11.4‰ ^[3] ；加拿大阿尔伯塔盆地三叠系高含硫天然气的δ³⁴S 为6.2‰～ 23.6‰， 平均值为15.5‰，且随着埋深增加，δ³⁴S 有增大的趋势^[11] ；阿拉伯盆地二叠系Khuff-C 组高含硫天然气的δ³⁴S 为5.6‰～ 9.0‰，平均值为7.9‰ ^[14]。

2.2 　成藏条件与富集规律

由于TSR 与烃类成熟过程密切相关，有机质特别是可溶有机质是TSR 中必不可少的还原剂。高含硫天然气藏的烃源岩往往以Ⅱ型或Ⅲ型干酪根类型为主，具有总有机碳含量（TOC）高、有机质成熟度（R_o）高的特点。例如，卡塔尔North Field 气田烃源岩为下志留统阔里巴赫组的古赛巴黑色页岩，Ⅱ型干酪根，TOC 高达6.2%、平均值为2.0%，烃源岩厚度为20 ～ 70 m，氢指数（HI）高达600 mg/g，目前已达干气成熟阶段，气藏储量规模巨大^[22]。阿姆河盆地Galkynysh 和Yashlar 气田烃源岩为中下侏罗统的含煤泥（页）岩， Ⅲ型干酪根，TOC 为1.5% ～ 4.4%， 烃源岩累计厚度超300 m，热演化程度高^[22]，这2 个气田的高含硫天然气可采储量均超过了万亿立方米。中国四川盆地东北部地区高含硫气藏烃源岩主要为上二叠统碳质泥岩，以型和Ⅲ型干酪根为主，TOC 超过3.0%，部分超过8.0%，烃源岩累计厚度达130 m， 成熟度高^[3]。统计显示，全球高含硫天然气藏可采储量超过万亿立方米的有7 个、超过千亿立方米的有30 个，这30 个气藏的储量占所有全球高含硫天然气藏储量的93.7%，优越的烃源岩条件为大型—巨型气藏的形成奠定了丰厚的物质基础。

2.2.2 　储层物性较好，以碳酸盐岩优质储层占主导

高含硫天然气藏以碳酸盐岩储层占绝对优势， 碳酸盐岩储层以浅海陆架灰岩和生物礁灰岩为主^[17]， 储集类型多样，有孔隙型（溶孔、溶洞）、孔隙—裂缝型和裂缝型，储层物性普遍较好。对全球159 个高含硫天然气藏统计显示，碳酸盐岩储层孔隙度平均值为9.6%，孔隙度大于10.0% 的气藏可采储量占37.0%，孔隙度为5.0% ～ 10.0% 的气藏可采储量占61.0%，孔隙度小于5.0% 的气藏可采储量占2.0% ；从渗透率统计来看，其变化范围较大（0.01 ～ 2 500 mD）， 渗透率大于100 mD 的气藏可采储量占2.1%、渗透率为10 ～ 100 mD 的气藏可采储量占35.7%、渗透率为1 ～ 10 mD 的气藏可采储量占57.9%、渗透率小于1 mD 的气藏可采储量占4.3%。储量规模大的高含硫气藏储层物性较好，如中阿拉伯盆地伊朗Farzad B 气田高含硫气藏碳酸盐岩储层孔隙度为5% ～ 15%、渗透率超过1 000 mD ；伊朗Marun、哈萨克斯坦Kashagan 和 Tengiz 以及阿联酋Shah 等巨型气田的高含硫气藏，储层孔隙度超过10.0%、渗透率超过10 mD。

2.2.3　发育优质盖层，以膏盐岩作为盖层的高含硫气藏储量超过80%

高含硫天然气藏的盖层主要为盐岩（石膏、硬石膏、蒸发岩等）、泥（页）岩和碳酸盐岩，以上述3 种岩性作为盖层的天然气藏可采储量分别占85.6%、9.8% 和4.6%。盐岩盖层封闭性能最佳，能够阻止地表水把大量的重金属离子带入地层水中，确保天然气中硫化氢不易被地层水中重金属离子反应而消耗^[23]。全球20 大高含硫气田的盖层均与膏盐层相关，如土库曼斯坦Galkynysh (Yoloten) 气田的盖层是以硬石膏、石膏为主的盐岩，厚度达550 m。

2.2.4 　油气藏曾经历100 ℃以上的高温环境，现今仍具有高温特点

实验结果表明，TSR 主要发生在地层温度100 ～ 200 ℃、R_o 值为1% ～ 4% 的埋藏环境^[20]。高含硫天然气藏在地质历史上均经历过100 ℃以上的高温环境，为TSR 提供了充分条件。部分气藏现今仍具有高温特点，从全球116 个高含硫天然气藏储层现今温度统计来看，温度高于100 ℃的气藏的可采储量占78.3%，平均储层温度达129 ℃。已有研究结果表明，加拿大阿尔伯塔盆地三叠系Montney 储层古地温最高大约175 ℃ ^[11-12] ；美国密西西比河流域Black Creeek 气田上侏罗统Smackover 储层样品流体包裹体分析表明该地层经历过200 ℃的高温，现今埋深为5 853 ～ 6 127 m，储层温度为100 ～ 200 ℃ ^[13]； 中国四川盆地东北部地区二叠系—三叠系古地温最高达170 ～ 190 ℃，现今二叠系—三叠系储层温度120 ～ 130 ℃，自中生代以来，该地区高含硫天然气藏主力储层长期处在TSR 温度范围内^[8]。

全球大部分高含硫天然气藏发育在与前陆相关的叠合盆地内的古隆起及古斜坡上，后期经历了前陆阶段的改造。油气早期成藏后，普遍受到不同程度构造活动影响，生成的天然气和硫化氢在后期的前陆盆地演化阶段调整成藏。如滨里海盆地经历了早古生代裂谷、晚古生代克拉通边缘坳陷和中新生代以来的前陆演化阶段，早石炭世在盆地陆棚区形成的油气藏， 受石炭纪末乌拉尔褶皱带和海西褶皱带抬升影响而遭到破坏，后期随着坳陷沉降，再次生成的油气进入早期油气藏形成叠合复杂含油气系统^[24-25]，该盆地Tengiz 油气田谢尔普霍夫阶储层和维宪阶储层样品中固体沥青与轻质油气共存，表明区内至少存在2 期成藏。阿姆河盆地经历了早中侏罗世的弧后裂谷和新近纪以来的前陆挤压隆升，晚白垩世—古近纪天然气大量成藏，新近纪在喜马拉雅构造作用下形成大量构造圈闭，油气重新调整成藏^[22]，Galkynysh (Yoloten) 气田东北部边缘出露的沥青砂是多期成藏的佐证。中国四川盆地普光气田位于该盆地北东部高陡背斜带， 早中侏罗世原油在区内聚集形成原生油藏，随着埋深和温度的增加，原油广泛裂解生成天然气，在富烃高硫含镁流体TSR 下形成高含硫天然气藏，晚白垩世—古近纪在喜马拉雅运动下整个川东北地区全面抬升，高含硫天然气重新调整成藏，区内二叠系— 三叠系白云岩储集体中广泛发育固体沥青，具有“优源优储，早期聚集；藏内成硫，裂解成气；抬升运聚， 调整成藏”的特征^[3]。

3 　全球高含硫天然气藏勘探开发进展

3.1 　勘探开发现状

3.1.1 　全球高含硫天然气藏经历了2 个储量快速增长阶段，目前处于缓慢增长期

据S&P Global（2024）EDIN 数据库^[17] 统计， 最早有记录的高含硫天然气田是1860 年在东欧北喀尔巴阡盆地发现的Boryslavske 油气田，天然气可采储量为9.6×10⁸ m³，储层为古近系砂岩，硫化氢最高含量为2.8%，甲烷含量为91.3%。

全球高含硫天然气藏储量增长可分为5 个阶段（图3）：① 1963 年以前为稳步增长阶段，在中东、中亚—俄罗斯地区陆续有高含硫气藏发现，规模较大的气藏有1948 年发现的沙特阿拉伯Ghawar 气田二叠系高含硫气藏和1949 年发现的法国Lacq 气田白垩系高含硫气藏，其他的高含硫气藏储量规模不大，该阶段累计新增天然气可采储量2.28×10¹² m³ ； ② 1964—1979 年为快速增长第一阶段，以1964 年发现的伊朗Marun、土库曼斯坦Samandepe 和沙特Berri 等大型气田的高含硫气藏为标志，全球高含硫天然气藏储量快速增长，后续相继发现了多个大型— 巨型气藏，如阿联酋Shah、沙特阿拉伯Karan、伊朗Farzad B、卡塔尔North Field、俄罗斯Orenburgskoye 和Astrakhan、沙特阿拉伯Hasbah、哈萨克斯坦Tengiz、Karachaganak 以及土库曼斯坦Yashlar 等气田的高含硫气藏，其中卡塔尔North Field 巨型气田的高含硫气藏储量就占全球所有发现的高含硫气藏储量一半以上，该阶段累计新增天然气可采储量36.05×10¹² m³ ； ③ 1980—1999 年为缓慢增长第一阶段，发现的大型高含硫气藏较少，该阶段累计新增天然气可采储量1.43×10¹² m³ ；④ 2000—2004 年为快速增长第二阶段，发现了哈萨克斯坦Kashagan 和土库曼斯坦Galkynysh (Yoloten) 等巨型气田的高含硫气藏，该阶段累计新增天然气可采储量9.04×10¹² m³ ；⑤ 2005 年以后进入了缓慢增长第二阶段，发现的大型高含硫气藏较少，典型的有伊拉克Bina Bawi 1 与Miran West 1、伊朗Farzad A2、中国巴中、马来西亚Lang Lebah 等气田的高含硫气藏，该阶段累计新增天然气可采储量仅为0.83×10¹² m³。

3.1.2 　全球高含硫天然气产量增长较为迅速，卡塔尔、哈萨克斯坦、俄罗斯、中国和阿曼等5 国的高含硫天然气产量占全球的97%

全球高含硫气藏开发始于20 世纪50 年代。抗硫防腐设备的研发和应用使高含硫天然气开发成为可能。法国、美国、加拿大和中国等国家陆续开始进行高含硫天然气开发尝试，但受资源、技术、市场与成本等诸多因素的影响，目前高含硫天然气开发最成功的国家为卡塔尔、哈萨克斯坦、俄罗斯和中国。由于技术和经济等问题，目前全球硫化氢含量大于30.0% 的天然气藏暂时无法实现商业开发。如阿联酋的Bab 气田侏罗系和白垩系高含硫气藏，硫化氢含量高达30.0% ～ 53.0%，2013 年4 月壳牌通过技术评估后认为该气藏开发成本高，需要较高的天然气价格才能实现收支平衡，2016 年决定退出该气藏的开发。

2022 年，全球高含硫天然气产量为3 055.10× 10⁸ m³，占全球天然气总产量的7.6%，主要集中在中东和中亚—俄罗斯地区。2022 年，中东地区高含硫天然气产量为2 386.94×10⁸ m³，居首位，占全球高含硫天然气产量的78.1% ；中亚—俄罗斯地区高含硫天然气产量为466.61×10⁸ m³，占15.3% ；亚太地区高含硫天然气产量为168.53×10⁸ m³，占5.5%，非洲地区暂无高含硫天然气产出（图4）。2002—2022 年， 全球高含硫天然气产量平均年增长率为2.76%，2022 年中东地区和亚太地区高含硫天然气产量有所增长， 其中中东地区增长90.50×10⁸ m³，增长率为3.94%， 中亚—俄罗斯地区、美洲地区和欧洲地区高含硫天然气产量有所下降（图5）。

截至2022 年，高含硫天然气产气国有卡塔尔、哈萨克斯坦、俄罗斯、中国和阿曼等10 余个国家。2022 年，卡塔尔高含硫天然气产量为2 172.60×10⁸ m³，居首位；中国高含硫天然气产量为166.30×10⁸ m³，居第4 位（图6）。产量排名前五的国家总产量占全球的97%。主要在产气藏有卡塔尔North Field、俄罗斯Astrakhan、阿曼Harweel、哈萨克斯坦Karaganda、中国普光和元坝等气田的高含硫气藏。卡塔尔高含硫天然气规模化开发始于20 世纪70 年代，North Field 是其主要的气田，投产后高含硫天然气产量快速上升，从1991 年的27.20×10⁸ m³ 增长到2022 年的2 168.70×10⁸ m³。

3.2 　勘探开发特色技术

3.2.1 　勘探关键技术

录井技术是高含硫气藏在天然气勘探过程中最直接的发现手段。目前，用于研究高含硫天然气的地质方法主要有模拟实验、稳定同位素、生物标志物和石油地质综合评价等技术，在高含硫天然气成因判识、硫化氢形成的地质条件及其控制因素、高含硫气藏的成藏机理以及高含硫天然气的空间分布规律等方面取得显著进展。

国内外学者普遍认为自然界中的硫化氢有3 大类成因，即生物成因（生物降解、微生物硫酸盐还原）、热化学成因（热分解、TSR）和岩浆作用或火山喷发成因。戴金星^[3]、刘文汇等^[4] 根据天然气中硫化氢和硫酸盐等成分中的硫同位素、硫化氢含量、气藏温度等提出了综合判识含硫化氢天然气成因的参数标准，认为高含硫化氢天然气主要是TSR 的结果。国内外普遍采用TSR 模拟实验和沉积层中硫酸盐矿物与硫化氢气体的硫同位素组成对比分析等手段，研究硫化氢形成的地质条件及其控制因素，利用硫化氢气体硫同位素分析、模拟实验、油气藏解剖和区域地质研究等技术方法，建立高含硫天然气成藏模式， 预测高含硫天然气藏的分布^{[1-3, 7-15]}。

3.2.2 　开发关键技术

技术的不断进步，推动了高含硫气藏的安全开发^[26-29]。高含硫气藏由于其特殊的气藏地质特征和安全清洁开发需要，开发工程技术比一般气藏更具挑战性，普遍具有开发难度大、技术需求复杂、安全风险大的特点^[30-32]。目前全球在高含硫气藏开发关键技术、相关标准、安全管理等方面取得一系列重要进展， 形成了4 项关键技术，制订了一系列开发相关标准和制度，建立了高含硫气藏管理与决策体系。

1）元素硫溶解和沉积伤害评价技术。硫沉积会导致高含硫天然气集输管道的壁厚增加，从而导致管道流动不稳定等问题。Huang 等^[33] 采用Euler—PBM （人口平衡模型）耦合建立了气固两相管流中硫颗粒在弯管内聚集的数值模拟模型，模拟结果表明，硫颗粒在收集管道的弯曲处具有显著的团聚效应，硫颗粒团聚的主要区域在管道顶壁附近，其次是管道壁附近的其他区域。Wan 等^[34] 建立了元素硫在高含硫天然气中溶解度的测试方法和综合实验装置，该测试方法用金属外壳包裹整个实验装置，具有良好的安全性和隔热性能，并使用定制的管道连接，冲洗效率高， 硫沉积少，实验结果更准确，该研究结果为准确测量高含硫气藏中实际气体样品的元素硫溶解度和处理硫沉积问题提供了重要的基础数据支持。中国学者针对准确测定高温高压高含硫气体中元素硫溶解度的技术难题，设计、研发了国内第一台元素硫溶解度实验测定装置，形成元素硫溶解度测定及析出条件预测方法；应用脉冲渗透率测试技术，在硫沉积实验领域内首次实现了岩样渗透率连续测试突破性进展，设计了可模拟高含硫气藏条件的硫沉积实验装置；将岩心实验与CT 扫描、能谱分析等多种微观测试技术相结合，建立了一套硫沉积实验及分析方法， 定量可视化分析硫沉积对岩石微观孔隙结构的影响， 为气藏渗流能力及产能评价提供依据^[35]。

2）高含硫气井井下节流器。高含硫采气井普遍具有高温高压，井下垢物类型多、量大、形态复杂的特点，常规井下节流工具不能直接应用于高含硫气井中。中国石油针对四川盆地高含硫气藏开发中遇到的高含硫气井井口高油压问题，研发了适合高含硫、高压超高压气井生产的井下节流器，节流器采用三卡瓦结构，设置有相应的运动机构以保证工具运行的稳定性，耐压等级由70 MPa 提升至105 MPa，温度等级达150 ℃，抗硫化氢含量达6.6%^[36-37]。

3）高含硫气藏防腐技术。高含硫气藏开采过程中伴随着元素硫的沉积，元素硫会堵塞采输系统管道，导致采输系统和井下的严重腐蚀。西南石油大学通过研究元素硫沉积量、沉积方式及腐蚀垢物的组成，研发形成了一套元素硫沉积工况下的防腐技术， 包括材质选择、缓蚀剂防腐技术和腐蚀监测及控制技术^[38]。四川盆地铁山坡高含硫气藏开发首次大规模使用825 镍基合金耐蚀双金属复合材料，增强了耐蚀性能。在腐蚀控制方面，中国石油西南油气田公司自主研发出了CT2-19A 缓蚀剂，有效地减缓了腐蚀的速度，延长了设备和管道的使用寿命，降低了维护成本，较国际同类产品性能提升16%。

4）高含硫气藏天然气净化技术。硫回收工艺是石油和天然气工业中最重要的工艺之一，用于去除酸性气体脱除过程中产生的硫化氢，将其转化为低硫天然气。THIOPAQ 硫回收作为一项新技术，是一种使用天然的硫化物氧化细菌混合物的生物脱硫工艺。它也是一种独特的硫化氢去除工艺，效率为99.999%^[39]。离子液体作为清洁燃料的绿色高效脱硫介质，它不易挥发，具有溶剂和催化剂的双重功能，可以重复使用，在燃料脱硫领域性能优异且应用前景广阔^[40]。针对硫磺回收装置尾气二氧化硫达标排放问题，中国石油开发了二氧化硫超低排放核心技术，通过在克劳斯段采用有机硫水解性能优良的CT6-8 钛基硫磺回收催化剂、在尾气加氢反应器中采用CT6-11 新型尾气低温水解催化剂和在加氢尾气脱硫系统采用CT6-26 加氢尾气二氧化硫深度脱除溶剂，实现了排放烟气中二氧化硫质量浓度分别低至50 mg/m³ 和31 mg/m³ 以下的超低排放水平^[38]。

5）制订了一系列开发相关标准和制度。高含硫天然气开发的稳步推进，极大程度上受益于高含硫气藏安全生产相关法规和标准的进步和发展。在借鉴全球防硫化氢经验以及高含硫气藏开发过程中教训的基础上，中国制（修）订了一批预防硫化氢标准，如《硫化氢环境钻井场所作业安全规范》（SY/T 5087—2017）、《硫化氢环境天然气采集与处理安全规范》（SY/T 6137—2017）、《含硫化氢天然气井失控井口点火时间规定》（AQ 2016—2008）以及《硫化氢环境人身防护规范》（SY/T 6277—2017）等。

6）建立了高含硫气藏开发管理和决策体系。随着高含硫气藏开发程度的不断深入，逐步建立了较科学、完善的天然气开发决策体系，不断满足健康、安全、环境（HSE）的要求。通过不断积累和总结开发经验，已经形成一套切实有效的HSE 管理体系^[41]。如加拿大国家标准CSA CAN 和CSA Z-731 等，规定油气工业上游应急准备和相应的最低要求，体现预防、应对和责任相结合的理念。中国高含硫气藏开发HSE 管理体系建设虽然起步较晚，但到目前也已形成了高含硫气藏区域应急保障响应体系，能够做到生产与应急状态可视化、泄漏监控全覆盖、报警与响应无死角，实现周边环境与敏感目标可视化管理^[42-43]，有效地支撑了高含硫气藏安全开发。如中国四川盆地铁山坡气田是国内首个实现无人值守投入开发的高含硫气田，采用完善的开发管理体系和先进的工业自控系统，紧急情况下可实现全气藏连锁关断和放空， 并对整个气田生产运行数据进行集中监视控制和调度管理。

4 　结论

1）全球高含硫天然气藏分布极不均衡，区域构造位置上特提斯域内发现的可采储量占98.9%，与前陆相关被动大陆边缘—前陆、弧后裂谷—前陆、克拉通—前陆3 类叠合盆地发现的天然气可采储量占98.5% ；储层地质层位上三叠系、侏罗系、石炭系和二叠系4 个层系发现的可采储量占92.5% ；储层岩性上碳酸盐岩储层中发现的储量占95.8%。

2）高含硫天然气中甲烷含量普遍大于80%、二氧化硫含量一般2% ～ 10%、N₂ 含量通常小于5%。高含硫天然气主要为硫酸盐热化学还原成因，硫化氢硫同位素分馏小。

3）高含硫天然气藏通常具备优越的烃源岩条件， 储层物性好、以碳酸盐岩为主，且多发育优质膏盐岩盖层。这类气藏多经历高温环境，并常具有多期成藏特点。

4）全球高含硫天然气藏储量经历了2 个快速增长阶段，目前处于缓慢增长期。产量主要集中在卡塔尔、哈萨克斯坦、俄罗斯、中国和阿曼5 国，这些国家的高含硫天然气产量占全球的97%。

5）模拟实验、稳定同位素分析等技术手段的应用，显著提高了高含硫天然气成因判识与分布预测的准确性；在元素硫溶解和沉积伤害评价、高含硫气井井下节流器、高含硫气藏防腐以及天然气净化等技术取得重要进展，建立了安全开发标准和制度、管理与决策体系，这些技术的进步为高含硫天然气藏的安全、高效利用提供了有力保障。