【论文】文绍牧，等：四川盆地特高含硫气田安全高效开发关键技术创新与成功实践

文绍牧¹　肖   杰²　计维安³　青   春⁴

黄雪松⁵　邱蜀峰⁵   杨   建⁶　张连进⁷

1. 中国石油西南油气田公司

2. 中国石油西南油气田公司天然气研究院

3. 中国石油西南油气田公司集输工程技术研究所

4. 中国石油西南油气田公司川中油气矿

5. 中国石油西南油气田公司川东北气矿

6. 中国石油西南油气田公司工程技术研究院

7. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

四川盆地是中国天然气工业的发源地，已发现的31 套含油气层系中约1/4 的层系高含硫化氢（H₂S）。中国H₂S 含量超过30 g/ m³的高含硫气藏中有90% 集中在四川盆地。截至目前，盆地内共开发高含硫气藏约20 个，近年来勘探开发的部分二、三叠系礁滩气藏为特高含硫气藏。根据天然气藏分类标准，特高含硫气藏指H₂S 含量为10.0 ～ 50.0 mol%（150 ～ 770 g/ m³） 的气藏，由于H₂S 具有剧毒和腐蚀性，导致特高含硫气藏开发挑战大、技术需求多、安全管控要求高、开发成本高，其安全清洁高效开发一直是世界级难题^[1-2]。

2008 年，中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）成立川东北高含硫对外合作项目（CDB 项目），与雪佛龙公司合作开发LJZ 气田^[3-5]，拉开了中国石油特高含硫气田规模开发的序幕。随着特高含硫气藏开发成为中国天然气增储上产的新阵地， 为解决其日趋复杂的开发问题，满足更高的安全环保开发要求，西南油气田通过消化吸收对外合作成果， 坚持自主创新和持续攻关，特高含硫气田开发技术水平有了质的飞跃，为自主开发特高含硫气田奠定了基础。

2019 年，四川盆地TSP 气田（H₂S 含量最高为16.59 mol%）由对外合作转为自主开发，成为中国石油首个自主开发的特高含硫气田，为确保气田安全清洁高效开发，西南油气田在高效高产开发、地面集输、天然气净化、腐蚀防护、安全环保、智能化建设等方面持续探索。2023 年6 月，TSP 气田全面达产，6 口建产井日产天然气460×10⁴ m³，实现特高含硫气田“少井高产”的重大突破，开启中国特高含硫气田跨越式发展的崭新里程碑，DKH—QLB 特高含硫气田正处于全面建设阶段，标志盆地特高含硫气田勘探开发步入全新阶段。自20 世纪70年代，西南油气田经过持续攻关和开发实践，成功自主开发特高含硫整装气田，实现了中国特高含硫气田开发关键核心技术新突破，为特高含硫气藏的安全清洁高效开发提供了借鉴。

1 　开发历程

四川盆地特高含硫气藏勘探开发起步于20 世纪70年代，开发对象先后经历储层埋深从2 000 m 中深层到5 000 m 以上超深层、储量规模从百亿立方米级到超千亿立方米级的发展变迁，勘探开发历程可以划分为4 个阶段。

1）先导试验、发展起步阶段（1979—1994 年）：1979 年，川东W63 井完钻井深2 300 m，H₂S 含量高达32 mol%（492 g/m³）^[1]。此阶段国内暂无可借鉴的特高含硫气藏开发经验，为确保W63 井试采试验顺利进行，西南油气田围绕特高含硫天然气分析测试、腐蚀控制技术等方面开展了攻关，建立了有机硫化物组分分析方法，设计了高温高压腐蚀试验装置， 开展了碳钢材料耐蚀性能评价、缓蚀剂评选等室内实验，完成了缓蚀剂现场应用先导试验，由此拉开了特高含硫气藏开发技术研发的序幕。

2） 自主建设、探索实践阶段（1995—2007 年）：1995 年基于二维地震成果，在DKH 区块部署的预探井—D1 井测试获气44×10⁴ m³/d，H₂S 含量 16.2 mol%（ 232 g/m³），发现了 DKH 气田 FXG 组气 藏^[2]。随后，P1 井、LJ1 井、PG1 井、QLB1 井等一批预探井先后获高产工业气流，拉开了川东北特高含硫气藏自主勘探开发的序幕^[4,5]。该阶段重点对特高含硫气藏的成藏理论、地质勘探、安全钻完井等方面进行了自主攻关，提交探明储量4 100×10⁸ m³， 为盆地特高含硫气藏规模开发奠定了基础。

3）合作开发、快速发展阶段（2008—2018 年）：针对特高含硫气田开发安全风险管控要求高、效益生产难度大等新挑战，已有技术体系和生产经验难以满足气藏高效开发的需求。2008 年，以与雪佛龙公司合作开发LJZ 气田为契机，西南油气田通过技术引进、合作研发、消化吸收等方式开展技术集成创新，形成独具特色的特高含硫气藏安全高效开发主体技术，推动了中国特高含硫气藏开发理念认识创新与技术突破^[6]。LJZ 气田以6 口井建成900×10⁴ m³/d 生产规模， 树立了大型特高含硫气田少井高产、安全高效开发的国际合作典范^[7-8]。

4）自主创新、持续上产阶段（2019 年至今）：2019 年在系统总结四川盆地特高含硫气藏开发经验的基础上，西南油气田以“四个最高标准”为原则， 启动TSP 气田FXG 组气藏和DKH—QLB 气田FXG 组气藏开发方案编制与开发建设工作。2023 年6 月，TSP 特高含硫气田全面达产，是中国首个全面实现数字化建设、智能化运行的大型特高含硫气田^[9]。DKH—QLB 特高含硫气田正处于全面建设阶段，标志盆地特高含硫气田勘探开发步入全新阶段。

2 　面临的挑战

2.1 　构造和气水关系复杂导致高含硫气藏勘探开发难度大

特高含硫气藏往往具有“两高、一深”的特征， 即构造高陡（地层倾角45°～ 73°）、特高含H₂S、埋藏深（最大埋深5 865 m），常规技术难以恢复陡翼真实构造样式，寻找优质储集体难度大。同时，特高含硫气藏储层非均质性强，气水关系复杂，低压生产阶段面临硫沉积问题^[10-13]，气藏开发需兼顾“高产”与“控水控硫”的平衡。

2.2 　井控安全与优快建井难度增大

特高含硫气藏H₂S 含量高（最高达251 g/m³），压力系统复杂（孔隙压力等效钻井液密度0.79～ 1.60 g/cm³）， 断裂构造发育^[14]，复杂的地质特征为钻完井及储层改造带来巨大挑战，具体包括：①特高含硫气藏钻完井井控难度大，纵向压力系统和断裂系统精准预测困难，溢流风险高^[15] ；②建井速度与质量难保证， 难钻地层机械钻速慢，低压易漏失段固井质量难保证，下完井管柱前静观周期长，储层暴露时间长，井控风险高；③高产高效益建井难以实现，低压层井漏导致劣质固相进入储层，破坏储层天然孔隙度和渗透率，前期套管头、油套管等关键装备和材料全部依赖进口，投资高；④水泥浆防腐性能亟须升级， 入井油套管作业质量控制手段单一，环空压力诊断技术应用范围受限，隐患井井屏障重建成本高、效率低。

四川盆地特高含硫气田所处区域地理条件复杂、人口稠密、河流纵横、生态敏感^[16]，开发过程涉及钻完井、采气、集输、净化等多个环节，对工程施工、安全风险管控和清洁生产提出了更高的要求^[17-18]。特高含硫气田腐蚀环境苛刻^[19-20]，元素硫沉积预测及治理难度大，腐蚀防控要求高^[21-22]。如何优选出适合的材质，配套相应的集输工艺、评价与质量控制技术^[23]，以及如何构建安全高效的控制联锁系统和生产管控体系都面临着巨大的挑战。

特高含硫气田具有重大的安全和环境风险，采用数智化手段可提高风险管控水平，但如何建立完善有效的特高含硫气田数智化管理手段并无成熟经验参考，在采用何种技术获取准确有效的数据、如何打通各技术间的数据壁垒、利用何种手段开展智能化分析等方面需进行开拓性尝试，如何配置适合的工业控制、技防监测和运行管控等手段以提升生产系统感知、分析和决策等数智化管理能力也是一项难题^[24-26]。

3 　关键技术创新

3.1 　气藏工程

针对川东北地区高陡构造陡翼成像困难、优质储集体分布规律不清且易受硫沉积影响等难点，创新形成高陡构造高精度地震成像及地层模型重构、特高含硫气藏迁移型鲕滩储层相控精细预测、特高含硫鲕滩气藏开发优化部署以及硫单质赋存运移模拟等技术，支撑川东北特高含硫气藏高效开发。

针对高陡构造地震成像品质差及地层恢复难等问题，攻关高精度速度建模算法及陡倾角地层构造样式恢复，建立了高陡构造高精度地震成像及地层模型重构技术，提高了叠前深度偏移成像品质（图1）， 解决了35°以下地层倾角准确偏移归位难题，在层序地层约束下实现了60°以上陡倾角地层构造样式恢复，攻关后资料同相轴更加连续，构造形态、位置更加精确，断点更加清晰。该技术指导了TSP 气田FXG 组气藏井轨优化和精准入靶，6 口建产井实钻证实构造陡翼误差小于1%。

针对多期滩体优质储集体分布规律不清的难题，通过高频层序划分及沉积前古地貌恢复，掌握多期迁移型滩体发育规律，创新迁移型鲕滩储层相控精细预测技术，实现五级层序下优质储集体精细刻画， 明确了TSP、DKH—QLB 地区不同期次储层亮点平面分布，同时精细评价纵向上优质储层发育位置，明确靶体目标，实现14 口开发井优质储集体钻遇率超过90%。

根据不同区域构造、储层、气水、储量分布等， 建立了“储层亮点＋占构造轴线＋差异井型设计＋一井穿多期次”特高含硫气藏高产井部署模式，同时通过耦合“礁滩体＋靶体轨迹＋经济效益”，形成差异化开发目标优化设计技术。对储层相对较薄、水侵风险较大区域，采用“长水平段＋占轴线”部署方式， 实现气藏均衡开发、储量充分动用和避免后期水侵；针对储层相对较厚区域，采用“储层亮点＋大斜度井” 部署方式，实现优质储量充分动用和经济效益最优。开发部署优化技术的创新与运用，支撑了TSP 气田FXG 组气藏井均测试产量171×10⁴ m³/d，DKH— QLB 气田FXG 组气藏井均测试产量163×10⁴ m³/d。

针对特高含硫气藏中元素硫赋存机理不清、储层硫沉积伤害程度难以评价的问题，研发国内首套适用于高温高压特高含硫气藏的元素硫溶解度测定装置与岩心硫沉积室内实验装置，建立自动控制、热传感流量计量、元素硫串联吸收等六大关键系统和微动态压差下元素硫溶解度的测定方法，形成基于连续脉冲渗透率测试的储层硫沉积实时在线评价技术，实现不同温压条件下元素硫溶解度的准确获取以及元素硫沉积后在岩心三维空间的量化评价 （如图2 所示，方框1 中孔隙受硫沉积影响后变小， 方框2 中部分孔隙受硫沉积影响被堵塞），为特高含硫气藏全生命周期治硫技术对策的制订提供了有力支撑。

3.2 　钻采工程

针对特高含硫气田建井效率低成本高、井控风险高等问题，创新形成“评价—设计—管控”三位一体井控技术、复杂地质环境优快钻完井技术、高产高效益建井关键配套技术和全生命周期井完整性保障技术，满足了特高含硫气藏复杂工况下高效钻完井作业和安全管控的要求，达到了“安全、优快、高效”的效果。

首创基于拓扑学的风险量化评估技术，全面升级井工程管理技术措施，较传统评价方法实现从“定性”到“定量”的突破，基于评估权重采用H₂S 扩散QRA（定量风险评估）耦合人居模拟，制订了国内首项针对区块的特高含硫井工程管理技术文件，创新了井工程管理模式。形成基于全要素三维地质力学模型的风险识别技术，开展钻完井工程优化设计， 提前制订故障复杂防治措施，复杂处置时间较前期开发井降低71%。创建了“人工智能＋钻井专家＋远程优化决策”的钻井实时优化中心，优化了高精度溢流预警和智能坐岗系统，实现液面上涨实时分析，复杂预警时间提前8 ～ 10 min，预警成功率大于90%。

创新建立基于CT 扫描法的数字岩心钻井评价模型，搭配Stacking 多模型融合算法的钻速预测模型， 形成基于随钻岩石力学参数的可钻性评价技术，优选配套“PDC 钻头＋旋转导向＋大扭矩螺杆”，目的层平均机械钻速较首轮井由4.09 m/h 提高至10.14 m/h， 须家河组新井钻头使用数较老井减少68%。创建考虑管内混窜影响的三维顶替模拟模型，形成提高顶替效率的浆柱结构优化方法和特色固井工艺，技术套管、油层套管固井质量优质率大于70%（较老井平均增加56%），合格率大于95%（较老井平均增加30%）。创新双封隔器管柱受力载荷预测模型，形成快速暂闭—精准回插—安全完井一体化技术（图3），较常规试油工艺增加一道井屏障，下完井管柱前无需静观，减少产层暴露时间6 d，试油周期降低30% 以上。

形成全过程储层保护技术，创新高精度压力控制工艺，建立全过程温度—压力耦合环空动态水力学模型，当量循环密度（Equivalent Circulating Density, ECD）和当量静态密度（Equivalent Static Density, ESD） 预测精度从90% 提升至95%，配套压力随钻监测系统（Pressure While Drilling, PWD）及精细控压装置， 极大减少钻井液漏失量。自主研发可酸溶纳米封堵材料，新材料在高温（120 ℃）高压下，30 min 滤失量从12.5 mL 降为2.2 mL，岩心接触角从25.08°增至112.52°，减少了储层水锁，提高了钻井液封堵性。自主研发并应用国内首套国产HH-NL 套管头、首次应用满足API5CT2017、ISO13679-2019 四级实验标准的4C 类国产油套管，较常规材料更耐腐蚀、有害元素更少、质控要求更高，配套个性化PDC 钻头、暂闭封隔器等国产工具，打破完全依赖进口的局面，实现关键入井材料和井口装置国产化，建井成本降低33% 左右。

基于全生命周期完整性管理理念，建立了考虑建井、生产、修复/ 弃置等3 个阶段的特高含硫井完整性保障技术（图4），研发考虑水泥环受酸性气体应力腐蚀的完整性评价装置，实现井下实际工况下的水泥环界面抗腐蚀能力精确评价，开发高强低密度耐腐蚀水泥浆体系，抗压强度比国内外产品提升20%～30%。首创气密封螺纹上扣质量智能评价技术， 研发智能上扣扭矩终端，平均缩短单井完井周期2 d。创新研制便携式、模块化环空压力测试装置，形成环空压力快速定量诊断测试技术，实现环空带压井现场检测、废气处理、快速诊断一体化，全面保障井完整性。新建井经过井筒完整性评价，所有井屏障完好，完整性要素可靠有效，完整性评价结果为低风险， 完整性等级为绿色。

3.3 　地面工程

突出本质安全和经济高效原则的有机统一，在TSP 气田首创支线双金属复合管湿气输送＋干线干气输送技术，在DKH—QLB 气田从井—平台—集输— 净化全产业链自主设计、自主建设、自主运维管理， 形成了原料气硫化物深度脱除及净化厂尾气超低排放技术，建立了围绕双金属复合管材质优选、评价、焊接、检测和质控等方面的整套施工及质量控制技术系列，并结合高可靠性联锁控制技术和“三位一体” 运行管控技术，形成了安全、高效清洁的特高含硫气田地面工程技术体系。

TSP 气田原料气从井口至脱水站（图5）、DKH—QLB 气田原料气从井口至净化厂集气装置（图6） 均采用高效的不加缓蚀剂气液混输工艺，有利于高含H₂S 气田水集中闪蒸、闪蒸气回收处理、气田水回注达标集中处理和转运，降低气田水分散处理的安全及环保风险。TSP 气田原料气从脱水站到净化厂则采用长距离干气输送的集输工艺（图5），降低了集气干线管道材质要求，在提高安全性的同时控制了投资费用。

形成耐蚀合金双金属复合管及焊缝材质优选与耐蚀性能全面评价技术，明确了复合管及焊缝耐腐蚀和抗开裂性能，支撑TSP 气田全系统、大规模使用耐蚀合金双金属复合材料，其中集气支线直管采用L360QS ＋ UNS N08825 衬里复合管；热煨弯管母管采用L360QS ＋ UNS N06625 冶金复合管；站内设备采用L360QS ＋ UNS N08825 衬里复合板，DN100 及以下原料气管线采用UNS N08825 纯材，DN150 及以上采用L360QS ＋ UNS N06625 冶金复合管，为当前陆上石油天然气整装气田开发最高等级材质，从材质本身解决了腐蚀问题，从投产运行至今，未监测到腐蚀发生。DKH—QLB 气田在全面总结TSP 气田地面工程建设经验的基础上，集气管线与站内设备仍大规模采用耐蚀合金双金属复合材料，站内原料气管线均采用UNS N08825 纯材。自主研发了特高含硫气田碳钢用预膜缓蚀剂CT2-19A 及配套应用工艺，性能较国际同类产品提升16%，在TSP 气田集气干线完成预膜作业，为国内首个国产预膜缓蚀剂在特高含硫气田成功应用。

净化厂主体工艺采用一次性高效脱硫溶剂脱硫＋三甘醇脱水＋三级常规克劳斯硫黄回收＋两级标准斯科特尾气处理工艺。针对特高含硫原料气中有机硫含量高、形态复杂等问题，形成有机硫深度脱除技术，有机硫脱除率可达99% 以上。基于分子轨道理论研发了国内外唯一能脱除胺液中70 余种致泡性变质产物的胺液深度复活技术，形成了胺液深度复活工艺与装置，其中首创无机盐转化和热稳定盐选择性脱除技术，解决了同类技术脱除腐蚀性杂质后， 胺液脱硫性能降低的难题。针对开停工及异常工况条件下尾气二氧化硫（SO₂）瞬时排放浓度大，尾气难以达标排放的问题，创新开发SO₂ 催化吸附技术， 该技术在中国石油首个自主设计、自主建设、自主运营的特高含硫净化厂——DKH 净化厂，也是国内单列潜硫处理量最大的特高含硫净化厂实现工业应用， 保障净化厂全时段尾气SO₂ 超低排放。

山地复杂地形先进施工技术：DKH—QLB 气田位于四川大巴山深处，地形复杂，沟壑众多、高差很大，QLB 气井与DKH 净化厂海拔高差达700 m， 其中QLB1 号井场出站集气支线单个最大深V 段单面达380 m（图7，图中编号为设计线路桩桩号）， 谷底近90°陡坎高度达100 m，通过采取“Z”字施工便道、轨道＋索道布管、机械接力转运管材，创新陡坎段管道焊接＋无损检测接力施工、“蜘蛛人”开挖管沟和稳管固管等先进工法，有效保障施工质量安全。按照“一点一案”原则，针对线路高陡坡地段开展二次水保设计，创新“底部承台＋顶部截水墙＋中间抱箍稳管”，有效释放应力，确保管道运行安全。

超大超限设备现场制造先进施工技术：超大超限设备（设备最大重量280 t，长度35 m）受厂内制造条件、交通运输及现场吊装限制，无法在厂内完成制造，建设项目部组织设备制造厂家、行业技术专家， 精心编制设备现场制造方案和吊装转运与安装就位专项方案，实现了一台一策一案，精细质量管控措施。针对大直径储罐焊接首次应用“无导轨爬行储罐自动焊接机器人”，焊接效率提升30% ～ 40%。

特种管材先进施工技术：围绕优化脉冲频率和增配推拉丝送丝机，攻关突破换丝与轨道打滑等方面的难题，形成双金属复合管全自动焊接技术，保证了特种钢管的焊接质量。

强化特材物资质量控制，加强镍基合金、抗硫等原材料的复验，委托专业公司对制造工艺评定、检验试验计划、生产制造等环节进行全过程监督管理。全面复检接触腐蚀介质的材料，对设备、管线、考克、堵头、短接等材质进行光谱分析，确保所有主材和辅材均符合设计要求。强化对原材料、焊接工艺、焊接纪律、无损检测、热处理等环节的全过程监督管理， 并采用数字化手段，实现对管道焊接质量的及时监控和焊接数据的实时存档，确保管道及设备质量受控。针对双金属复合管焊接和无损检测，根焊内检采用激光扫描＋数码相机成像检测技术，外检采用数字射线（DR），焊缝填充盖面完成后采用外观检查（VT） ＋数字射线（DR）＋相控阵超声（PAUT）＋全自动超声波（AUT）检测技术（图8），检测质量指标符合《耐腐蚀合金双金属复合管焊接及无损检测技术标准》SY/T 7464—2020 和设计文件。创新法兰管理、氦氮验漏、动静密封点管理等先进做法，确保安装质量，实现系统试压和投产运行“零泄漏”。

TSP、DKH—QLB 等气田均以危险与可操作性分析（HAZOP）和安全完整性等级（SIL）等分析结果为指导，设置了完备的过程控制系统（PCS）和安全联锁系统（SIS），通过八级关断（图9）和五级联锁保护，根据泄漏、着火、工况异常的范围及后果严重程度，可实现设备至全气藏分级联锁关断和放空， 把异常可能带来的事故后果、影响降至最低，保障了特高含硫气田安全生产。

基于自控系统、技防系统、智能平台“三位一体”， 在国内首次实现特高含硫气田无人值守，生产现场数字化系统覆盖率100%，站场工艺流程远程控制率100% 站场采用点式、开路式、云台式气体检测系统， 管道采用点式、分布式声感、次声波泄漏监测系统， 结合无人机自动巡护（图10）、地灾监测、应力应变监测和社区报警系统，构建安全风险全方位监控体系，逐步实现由人工操作巡检向智能控制巡检、基于经验被动管理向基于数据驱动的智能预测主动预防性管理的转变，推动气田开发生产组织模式管理变革，实现气田安全、科学、高效开发。

3.4 　元素硫析出沉积预测与防治

目前特高含硫气藏开发过程中已出现元素硫沉积，元素硫主要以固态形式发生在井筒和地面管线中，增加了天然气与管壁的摩擦阻力，影响了气井产能。为解决元素硫沉积防治难题，针对元素硫沉积对特高含硫气藏及生产系统的影响，明确了气藏全生命周期开发过程中硫析出沉积的发展阶段和可能出现的生产节点，实现了井筒和集输系统元素硫析出沉积分布有效预测，形成了适用于井筒—地面的机械清除—化学溶硫的元素硫沉积防治一体化技术。

针对特高含硫实验测试安全风险大、周期长等难题，创新形成基于分子模拟的硫单质溶解度快速预测和量化评价方法，揭示了影响硫溶解度的主控因素，初步明确气藏全生命周期开发过程中硫析出沉积的发展阶段和可能出现的生产节点，支撑特高含硫气藏开发技术对策优化。

针对井筒—地面集输系统元素硫析出沉积预测技术难题，聚焦元素硫“溶解—析出—动态分布”沉积理论研究，明确了元素硫沉积的必要条件及关键影响因素，建立了特高含硫气田元素硫沉积预测模型， 预测符合度大于70%，并开发了具有自主知识产权的元素硫析出沉积预测管理系统，在TSP 智能气田系统上线运行，实现井筒和集输系统元素硫析出沉积分布有效预测。

针对特高含硫气井油管内硫析出沉积严重堵塞的复杂问题，通过材质优选与结构仿真，创新研发无级变径机械除硫刮刀（图11），通过钢丝作业携带多级刮刀组合，实现 快速、低成本地清除油管内壁硫沉积，保障气井安全连续生产。

针对元素硫在井筒和地面系统硫沉积堵塞高效清除，研发了适用于高效复合硫溶剂体系，常温条件下饱和硫溶量高达40 g/100 mL，对金属管材及密封件无腐蚀溶胀性^[27-30] ；构建了基于“硫溶量—密度—温度”多因素关系的现场硫溶量快速测定方法， 实现了硫溶量实时监测与管线中硫沉积总量的精确测算；基于井筒—地面元素硫有效预测结果，配套形成了地面停产循环清洗解堵和不停产连续加注预防、井筒停产关井浸泡及开井返排等多种现场解堵工艺技术，目前已在LJZ 气田开展现场试验并取得显著效果（表1）。

针对特高含硫气田开发区域地形复杂、人口稠密、气井产量大及安全风险大等特点，建立了包括特高含硫气田开发全过程安全环保风险评价、公众安全防护及应急防控技术、气田水闪蒸气增压回收技术等为主体的特高含硫气田开发安全清洁生产技术体系，为实现高含硫气田的安全清洁开发提供了保障。

针对特高含硫气田高压、高产、高含硫的特点， 通过开展安全评价、环境影响评价、QRA、HAZOP 分析、SIL 分析以及地灾评估等专项评价，全面分析钻完井、地面集输、天然气净化的安全风险和环境风险，从总体布局合理性、工艺设计优化、双金属复合材料性能、安全仪表完整性、泄漏监测系统可靠性等方面提出要求，在设计阶段从技术上充分考虑H₂S 防控，保证本质安全，为防止井喷、设备管道泄漏爆炸事故以及H₂S 中毒事故的发生，实现安全清洁生产， 为建立特高含硫气田开发管理体系、应急管控系统提供科学依据。

针对川渝地区特高含硫气田地形复杂、人口稠密的特点，开展定量风险评价影响因素如地形、泄漏时间、泄漏量等的敏感性分析，建立适合川渝地区特高含硫气田开发的定量风险评价技术，提出科学合理的净化厂、站场、管道的搬迁距离和应急撤离距离， 应急撤离区域全范围覆盖社区报警系统。在集输站场、阀室设置了固定式、对射式气体探测器及云台式激光泄漏监测系统，管道设置次声波、点式H₂S 监测、分布式声学感应和分布式温度传感等泄漏检测系统， 针对地灾高风险区域加设地质灾害监测、应力应变监测、光纤振动监测系统监测地灾。气田泄漏监测系统与社区报警系统形成联动，如TSP 气田管道、场站、阀室按照1.5 km、3.4 km 两个圈层分别设置14 个应急撤离区域、41 个集合点（图12），覆盖户籍人口4 231 户、175 45 人，建立了中国特高含硫气田最严格的安全防护距离及应急管控系统。

TSP 气田的含硫气田水闪蒸气中H₂S 含量高达60 mol%，增压过程中存在闪蒸气泄漏、水合物生成、H₂S 液化的风险，采用多级前置过滤器结合温度控制方法，提升了隔膜压缩机对含水闪蒸气增压的适应性， 形成含硫气田水闪蒸气增压回收技术（图13），实现特高含硫气田脱水系统零排放。

3.6 　数智化建设

为提升特高含硫气田开发生产的管控能力和工作效率，以实用高效为原则优化了数字化交付标准，打造了生产全系统的数字孪生体，并在此基础上融合开发生产上下游一体化建模和多场景智能工作流构建了智能管理平台，形成了数智化气田雏形。

针对特高含硫气田在生产管理中风险高、影响大、运维难等特点，TSP、DKH—QLB 气田开发建设过程中依托西南油气田自主研发的地面工程智能管理平台，采用流程化管理、数字化焊接、数字化检测、施工安全与进度智能预警、基于知识图谱的建设标准与案例智能检索^[31-32] 等技术，结合气田运营期智能化管理需求，制订科学合理的数字化交付标准， 对建设期采集的设计、采购、施工、检测数据进行加工、抽取和治理，形成建设期数据资产，并建立实体对象与三维模型、智能P&ID、结构化数据、非结构化数据的有效关联，以全量三维模型和轻量化三维模型为载体交付到气田运营期的智能辅助管理系统（图14），叠加运营期的动态数据，形成智能气田全生命周期的数据孪生体^[33]，支撑装置故障诊断与预测预警、智能巡检和设备全生命周期管理管理中关于设计、制造、安装全过程溯源^[34] 等应用。

按照“数智中国石油”总体规划，打造“全面感知、自动操控、趋势预测、优化决策”为特征的智能气田新标杆，形成特高含硫气田开发生产新模式，助力企业高质量发展。针对特高含硫气田具有重大的安全和环境风险，为提高气田安全性、经济性， 系统提升管理水平，成功攻克“国产化智能气田基础平台替代”“一体化模型搭建”“标准智能工作流设计研发”等多套核心技术，完成包含气藏井筒地面一体化机理模型、智能跟踪与诊断、自动优化配产、硫沉积、段塞流及水合物预测等智能工作流，建成特高含硫气田智能管理平台（图15），实现集输系统流动保障关键参数覆盖率100%，智能预测总体准确率大于85%，实现开发生产智能管理。

4 　发展展望

4.1 　持续推进井工程地质工程一体化、装备材料国产化和风险管控数智化

持续强化地质工程一体化的研究和应用，对全层位建立更为精确的岩石物理化学模型，针对性开展井控管理和井工程优化设计。持续开展强酸性气体条件下防腐材料和装备国产化研制，在保障井控安全的前提下继续降低建井成本。深化结合大数据、人工智能等新技术，进一步优化智能化管控系统，实现井筒建井质量实时把控和安全隐患线上溯源，确保特高含硫气田安全建井和长期稳产。

4.2 　持续攻关元素硫析出沉积精准预测和综合防治技术

坚持“以防为主，防治结合”的思路，研发适用于岩心尺度的气—水—硫多相流动实验模拟装置， 开展不同含水饱和度及水/ 硫作用下的储层物性演变机理、元素硫析出沉积机理研究，形成多孔介质内部不同压降下的临界携硫图版，完善气藏—井筒—地面一体化的硫沉积预测方法和模型，构建硫沉积监测预警新机制，攻关硫沉积预防及治理一体化技术， 实现元素硫沉积长效经济化防治。

4.3 　不断强化全生命周期整体腐蚀控制技术

H₂S、元素硫及应力混合作用下的焊缝环境开裂行为和失效机制还需进一步明确。双金属复合管、镍基合金等新材料全生命周期的适应性和监/ 检测技术需进一步研究。利用人工智能和大数据技术，强化溶硫缓蚀剂、垢下缓蚀剂等多功能缓蚀剂的研发。

4.4 　进一步深化安全环保技术攻关

针对川渝地区特高含硫气田地形地貌、气象条件、人居分布开展事故后果计算模型研究以及实验验证，进一步优化应急管控系统，提升应急能力。持续提升含硫气田水闪蒸气增压回收技术并推广应用， 深化攻关H₂S 裂解制氢制硫技术，加快高效硫溶剂的研发，推进特高含硫气田绿色低碳开发和提质增效。

4.5 　全力推进智能化气田应用场景拓展和效能提升

深化TSP、DKH—QLB 智能化气田建设成果， 研究基于开放、统一接口的软件生态，自定义数据流通和耦合方式，以“数字孪生技术+AI 大模型技术” 双引擎，持续提升特高含硫气田的高精度智能化运维水平，不断拓展应用场景。深化基于“自控系统、技防系统、智能平台”三位一体的生产管理新模式， 实现向智能控制巡检和基于智能预测的主动预防性维护管理的转变，提升管理效率和经济效益，实现气田生产管理向全面数智化转型。

5 　结论

特高含硫气藏的开发是中国天然气产业重要的发展方向和增储上产的重要领域。20 世纪70 年代， 西南油气田开始探索特高含硫气藏的开发，经过多年持续攻关和实践，在高效高产开发、安全控制、地面集输、天然气净化、腐蚀防护、安全环保、数智化建设等方面取得多项关键技术创新进展，实现中国特高含硫气田开发全产业链关键核心技术新突破， 为中国特高含硫气藏安全清洁高效开发提供了借鉴。

DKH—QLB 气田是目前国内H₂S 含量最高的整装气田，自建设之初，西南油气田着力构建“安全、绿色、高效、创新、智能”的特高含硫气田，按照“安全规格等级最高、工业自控水平最高、智能化水平最高、技术经济水平最高”的标准，以高度智能化控制和深度工业化感知为保障，为气田安全清洁高效开发奠定了坚实的基础。

安全、清洁、高效始终是贯穿特高含硫气田开发的主线和核心，特高含硫气田的开发需持续推进井工程地质工程一体化、关键装备材料国产化、风险管控数智化、管理决策智能化，持续攻关元素硫沉积精准预测和综合防治技术，不断强化全生命周期整体腐蚀控制技术，进一步深化安全环保技术攻关， 全力推进智能化气田应用场景拓展和效能提升。