【论文】胡勇(本刊执行主编)，等：四川盆地中坝气田雷三气藏高效开发及其对中国高含硫气藏开采的意义

胡  勇^1,2,3　惠  栋^1,4　杜  强⁵　蒋德生^1,2

李 滔^1,4   刘其松^1,6　闫  静^1,6

陈颖莉^1,4　李隆新^1,4　刘  微^1,4

1. 国家能源高含硫气藏开采研发中心

2. 中国石油西南油气田公司

3. 西南石油大学

4. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

5. 中国石油西南油气田公司川西北气矿

6. 中国石油西南油气田公司天然气研究院

1972 年5 月，四川盆地中坝气田川19 井在中三叠统雷口坡组三段下亚段测试获25.17×10⁴ m³/d 高产气流，由此发现雷三气藏。气藏高含硫（最高H₂S 含量超100 g/m³）、高含CO₂、低含凝析油，揭开了四川盆地高含硫气藏勘探开发的序幕^[1-5]。四川盆地是中国高含硫气藏开发的集中地，盆地内已发现的31 套含油气层系中约1/4 为高含硫层系，累计探明储量超1×10¹² m³，开发潜力巨大^[6-12]。2023 年，四川盆地内天然气总产量中约1/4 来自高含硫气藏，与常规气藏相比，由于H₂S 的剧毒性和腐蚀性，高含硫气藏开发对前期地质评价质量要求更高，安全保障与成本控制难度更大^[13-20]。中国高含硫气藏开发先后经历了探索起步、合作发展和自主创新3 个阶段， 20 世纪70 年代中国高含硫气藏开发还处于探索起步阶段，缺乏高含硫气田开发、净化处理厂建设管理经验和相关技术，安全管理认识尚不完备，物资也较为匮乏。雷三气藏是中国首个自主开发的高含硫气藏， 其发现时H₂S 含量居全国第一，且位于江油市近郊人口密集区，城市周边厂矿、村镇、学校交错分布， 气藏开发面临着一系列挑战^[21-27]。

雷三气藏建设过程中，聚焦高效、安全、清洁开发高含硫气藏的制约性问题开展系统攻关，在技术和管理模式上自主探索、不断创新，形成了特色的技术系列及技术储备，强力推动和支撑了国家级研发平台——国家能源高含硫气藏开采研发中心以及国内首创的现场技术试验基地——中国石油天然气集团公司（以下简称“中国石油”）高含硫气藏开采先导试验基地的建设，为中国高含硫气藏主体技术发展和原始创新奠定了基础^[28-30]。该气藏开发末期累计产气量82×10⁸ m³，采出程度超95%，并先后3 次荣获中国石油“高效开发”荣誉称号。气藏自主高效开发实践，打造了中国高含硫气藏开发的样本典范， 推动了四川盆地高含硫气田自主规模开发和安全效益高质量建设，对保障国家能源安全、推动能源结构升级具有重要的意义和作用^[31-36]。

1 　雷三气藏特征及面临挑战

1.1 　基本特征

气藏位于四川盆地西北部，为海棠铺构造南段的一个潜伏构造，受一狭长背斜控制，构造北端为双河断层与海棠铺构造所分隔，南端呈平缓倾伏延伸至翼部，东西两翼东陡西缓，分别被彰明和江油两大断层所切割。气藏按断层遮挡所形成的构造闭合面积为47.47 km²，闭合高度710 m，气藏存在边水， 气水界面海拔为－2 871 m，含气面积13.4 km²。

气藏产层为中三叠统雷口坡组雷三下亚段，原始地层压力35.31 MPa，地层温度86 ℃，埋藏深度为3 140 ～ 3 510 m，储层有效厚度约50 ～ 90 m， 由一套白云岩组成，平均有效孔隙度4.38%, 平均渗透率1 mD。气藏甲烷含量 83.02% ～ 85.57%，乙烷 含量1.40% ～ 1.96%， 含量高达 6.48% ～ 7.88%， CO₂ 含量4.10% ～ 5.42%，天然气中凝析油含量为60 g/m³ 左右。气藏外围分布着一定范围的水体，属于常温、常压、边水、高含硫凝析气藏。

1.2 　气藏开发面临的主要挑战

国外已开发高含硫气藏多处于人口稀少地区， 而雷三气藏主要位于江油市近郊，人口密集，工区内厂矿、村镇、学校交错分布，人居环境复杂。气藏地面系统设有单井站8 座、中心站1 座、天然气净化厂1 座，天然气管道19.43 km，气藏工区与城区范围一体，面对这种高产量、高含硫、高丰度、区域环境复杂的情况，缺乏气田建设和安全管理相关经验。

20 世纪70 年代以前，中国陆续勘探发现了一批小型高含硫气藏，并且积累了一些安全生产经验，但高含硫气藏整体开发技术仍处于摸索之中。雷三气藏高效开发主要面临3 方面挑战：①高含硫气藏开发前期投资大，气井资料录取风险高，前期评价可靠性难度大； ②与低含硫天然气相比，高含硫天然气对井筒、集输、净化系统腐蚀性更强，给完整性管理带来极大挑战，而且受70 ～ 80 年代材料和工具性能制约， 生产系统材料的抗硫和耐电化学性能难以满足需求； ③国内尚未有自主设计的高含硫天然气脱硫、硫黄回收、尾气处理等技术方案，只能通过不断实践寻找解决方案。

2 　雷三气藏开发历程及开发效果

根据雷三高含硫气藏全生命周期开发过程中的开采特征，可将其开发历程划分为试采、全面开发、提高采速开采、递减开发4 个阶段（图1）。

2.1 　试采阶段（1982—1984 年）

中坝天然气净化厂自主摸索设计建成了1 套日脱硫能力60×10⁴ m³ 的砜胺脱硫装置，同时，在气藏南、北两端部署了水区动态监测井，基于丰富的静动态认识，1984 年编制了《中坝气田雷三气藏开发设计》方案，试采阶段累计产气量4.68×10⁸ m³。

2.2 　全面开发阶段（1985—1989 年）

气藏在持续开采过程中受硫影响加剧，气井及集输设备腐蚀严重。为降低安全隐患，提高开发效益，提出3 条对策：①加快气藏腐蚀防护系统的研发， 减缓腐蚀危害；②开展新一轮的气藏精细描述，在深化认识气藏的基础上，进一步评估水体大小和水侵通道；③提出“高含硫气藏有必要提高气藏采速，缩短开采年限”的开发理念。基于这些认识，1988 年完成了《中坝雷三气藏提高采速可行性方案论证》，投产气井增至7 口，阶段结束时累计产气量18.23×10⁸ m³。

2.3 　提高采速阶段（1990—2000 年）

1990 年逐步补充开发井，至1995 年，气藏生产规模增至120×10⁴ m³/d，采气速度由3.16% 提高至4.3%，但此时边水已逐步向气藏内部推进，为此， 1996 年编制了《中坝雷三气藏开发调整方案》，提出“适当加大顶部开采，控制边部开采”的治水思路， 并开展高含硫气藏排水采气工艺研发和泡排剂优化， 以延缓气藏水侵，提升气井生产效果，阶段结束时累计产天然气58.6×10⁸ m³。1996 年雷三气藏首次被原中国石油天然气总公司评为“高效开发气田”。

2.4 　递减开发阶段（2001—2022 年）

主力气井相继见水，气藏水侵范围持续扩大，气藏产能快速递减。为了持续挖掘气藏开发潜力，积极探索高含硫气藏开发后期系列延缓递减配套技术。2002 年1 月起采取集中增压开采工艺，气井在增压生产期间，日增产天然气约10×10⁴ m³。同时，针对气水同产井的积液情况，采取气举、泡排等工艺，有效提升了气水同产井的携液能力，延长了气井的生命期，气藏综合递减率降低5%。2022 年7 月由于气藏日产气量低于净化厂经济运行的最低产量，气藏停止生产，生产期末累计产气量82×10⁸ m³，采出程度达95% 以上。在递减开发阶段，气藏两次获中国石油“高效开发气田”称号。基于雷三气藏生产需求和开发实践，中国石油高含硫气藏开采先导试验基地和国家能源高含硫气藏开采研发中心等产学研协同创新平台相继成立，进一步推动了高含硫气藏开发技术进步与发展，相关成果认识和技术经验逐步推广应用于四川盆地后续大型（特）高含硫气藏的开发生产，为中国高含硫气藏高效开发主体技术体系升级奠定了基础。

3 　雷三气藏高效开发主体技术

聚焦中国首个高含硫有水气藏开发面临的关键性瓶颈技术难题，以“安全、高效、清洁、效益” 为目标导向，在气藏开发评价与优化、储层改造与排水采气、气藏开发腐蚀与防护、天然气净化、增压开采、安全管控等领域不断自主创新和技术研发，形成中国高含硫气藏安全高效清洁开发主体技术体系1.0 版。

3.1 　高含硫气藏开发评价与优化

与常规有水气藏不同，高含硫有水气藏地层水处理成本高、安全风险大，水侵预防和控水治硫尤为关键。雷三气藏在控水治硫探索过程中注重系统性， 有机统筹地震地质、气藏工程、采气工艺等多专业多领域，创新形成高含硫有水气藏全生命周期精细描述技术。在气藏开发早期以地震—地质一体化预测为基础，围绕“优化井位部署、提高单井产量”目标， 精细描述储层品质、沉积构造、气水关系、断裂分布、产能特征等，评价储量可动程度和有利开发区域目标，提高开发部署质量；在气藏开发中期结合气藏静态描述和单井动态分析，围绕“优化生产制度、降低水侵风险”目标，精细描述井间连通程度、潜在水侵通道、气水分布特征、H₂S 产出特征，深化气藏水侵规律和流体分布认识，提前预判水侵方向；在气藏开发后期以地质—工程一体化为核心，围绕“精准控水治硫、延缓产量递减”目标，精细描述水驱及硫沉积双重作用下的储层渗流规律、气藏—井筒— 地面生产系统的硫沉积特征、硫沉积治理及增产配套工艺实施效果、剩余储量及侵入水体的空间分布， 持续提高气藏的整体采出程度。通过高含硫有水气藏全生命周期精细描述技术应用，雷三气藏水侵和硫沉积影响整体可控，无水采气期长达13.4 年，生产期末采出程度高达95% 以上。

雷三气藏在开发过程中，总结中国前期已有含硫有水气藏的开发特点和生产实践，从气藏开发效益、安全风险角度出发，创新建立基于技术—经济— 安全—环保一体化的“高含硫气藏开发模式”（图2）。气藏开发前期，为了降低气藏开发安全风险，应开展试采评价，验证已有工艺技术在高含硫化氢条件下的可靠性和安全性，进一步根据气藏地质特征和气水关系认识，论证“密井网”“稀井高产”“低采速”“高采速”等开发方式的适用性和经济性，做好早期整体布局设计；在气藏开发中期，建立地下—井筒— 地上“三位一体”的立体化动态监测体系，结合气藏精细描述认识，持续优化开发技术对策，通过实施整体治水，防控含硫地层水的非均匀侵入，减少H₂S 和含硫地层水对气藏整体开发造成的影响，做好中期井网局部优化调整；在气藏开发晚期，聚焦硫沉积对气井生产动态的影响，强化硫沉积作用下的气藏—井筒—地面一体化生产动态预测和绿色综合治理，完善气井的配套措施，进一步通过技术—经济最优的排控治水方案，最大程度挖掘气井的开发潜力， 做好晚期治硫治水提采。

气藏高含H₂S、低含凝析油，相态规律复杂。气藏开发初期即开展油气体系相态行为研究，通过不断自主探索，建立了一套适用于高含硫凝析气藏的相态测试及理论模拟技术（图3）。创新采用多露点压力测定、液氮低温深冷模拟分离方法，有效地解决了气藏采出井流物中低凝析油的有效分离和井流物组分准确测定难题，为油气体系相态模拟计算提供了参数基础；进一步将新型LHSS 状态方程应用于气藏油气体系相态计算，构建了适用于高含硫、低含凝析油型凝析气藏从地层高温高压，到地面轻烃深冷分离的相态热力学模型和整体模拟计算方法，准确预测了气藏凝析油量年产规律，支撑了凝析油回收工艺的优化，为国内外同类型高含硫气藏油气体系整体相态研究提供了宝贵经验。

3.2 　高含硫气井储层改造与排水采气

雷三气藏气井钻完井过程中均采用重泥浆长期压井，储层污染严重。为此，在酸岩反应实验分析基础上，研发泡沫酸液体系，创新形成“小规模+ 小排量+ 低施工压力+ 返排液直接导入生产流程”的泡沫酸酸化改造主体工艺，优选规模及酸化施工参数（酸液用量30 ～ 60 m³，排量0.5 ～ 0.6 m³/min）。同时，针对井筒和井底堵塞问题，研发自生酸液体系， 形成“低浓度盐酸+ 自生酸+ 清水”的酸化解堵配方体系，有效解决井筒和井底堵塞，维护气井产能。采用泡沫酸改造+ 自生酸解堵酸化工艺对气藏中18 井等7 口主力气井实施增产改造后，累计提高产量23×10⁴ m³/d，平均单井提高3.3×10⁴ m³/d，单井生产压差降低至仅0.5 MPa，大幅提升单井产量，显著降低废弃压力。

雷三气藏边水活跃性不高，但地层水侵入严重影响气井产能，同时受气藏中含CO₂（4.6%）、地层水高Cl⁻ 含量（58 367 mg/L）影响，气井生产过程中井下油、套管腐蚀严重。针对这一难题，研发了兼具缓蚀功能的CT5-7F 型泡排剂，在有效改善气井带液效果的同时，可较好地保护油、套管，缓蚀率达84.5%。同时，结合气藏不同部位产水特征和气藏产能分布，建立“气举、泡排、气举+ 泡排”的差异化排水对策，创新研发研制高抗硫、高充氮、高抗外压耐蚀气举阀及配套工作筒，以及隔离式、跨隔式两种气举排水采气工具和配套工艺，形成了高含硫气藏开发中后期“气举+ 泡排”的复合排水采气工艺。在气藏6 口产水井中采用该套差异化的排水采气工艺，及时恢复气井产能，有效控制地层水向气藏内部的侵入， 为气藏的均衡开采提供了重要的技术支持和保障。

3.3 　高含硫气藏开发腐蚀与防护

针对高含硫气田井下和地面系统腐蚀环境复杂、材料腐蚀状况和主控因素不清的难题，开展了高含硫工况材料抗硫及耐蚀性能评价，形成了模拟现场腐蚀介质组成和工况参数的静态/ 动态电化学腐蚀、应力腐蚀评价技术，通过大量室内实验与分析，明确了雷三气藏井下和地面不同工况环境下碳钢材质腐蚀情况及腐蚀影响的主控因素，发现管线及设备易发生电化学腐蚀，硫化物应力开裂（SSC）、氢脆和氢鼓泡（HIC）主要受H₂S、CO₂、Cl ^－影响，失效形式以腐蚀穿孔为主。气井生产初期产水量少，凝析油多， 覆盖在管壁的油膜可以抑制腐蚀性介质与金属基体的接触，对油管具有缓蚀作用，电化学腐蚀相对轻微； 中后期地层产水增加，模拟产水后井下油管腐蚀结果表明（表1），其腐蚀速率在0.221 6 ～ 0.851 2 mm/a 范围内，随温度升高，腐蚀加大，底部油管出现明显腐蚀加剧，研究认识为不同开发阶段的腐蚀控制提供了重要指导。

针对已有缓蚀剂难以满足井筒及地面复杂多变高含硫环境下防腐需求的难题，在威远中低含硫气田气井缓蚀剂技术的基础上，提出了高含硫条件下缓蚀剂缓蚀性能评价方法，研发出适合在井筒和集输管道间歇加注的液体剂型CT2-1 油溶性缓蚀剂、适合在井筒和集输管道连续加注的CT2-4 水溶性缓蚀剂以及适合高产水井、偏远井、含封隔器井的固体剂型CT2-14 棒状缓蚀剂，模拟条件下缓蚀率达95% 以上（表2），满足了井筒至地面的腐蚀防护需求。

围绕缓蚀剂现场应用工艺和装备尚不配套的问题，开展了针对不同完井结构和复杂井况气井的缓蚀剂加注装置和加注方法研究：针对光油管完井气井，通过地面平衡罐滴加和毛细管加注装置，以连续加注方式加注液体剂型缓蚀剂；针对封隔器完井的气井或大产水量气井，通过专门研发的井口固体棒状缓蚀剂投加装置实现不停产加注缓蚀剂；针对地面集输管线，结合缓蚀剂残余浓度分析、电化学探针、腐蚀挂片监测来确定缓蚀剂预膜和连续加注制度，形成了井下缓蚀剂加注工艺技术（图4）。在中81 井、中40 井、中21 井等气井油管和地面集输管线应用后，控制碳钢管材腐蚀速率在0.076 mm/a 以内（表3）。其间对中21 井服役20 年后的油管取出检测未发现严重的腐蚀，气田十多年未发生因腐蚀而修井的情况，缓蚀剂防腐取得显著成效，为中国后续特高含硫气田集输系统缓蚀剂应用提供了技术借鉴。

针对腐蚀动态及控制效果不明确、腐蚀监测手段单一问题，基于高含硫气田多样的腐蚀特征开展了多种监测方法适用性研究。在雷三气藏地面集输系统首先联合试用腐蚀挂片、线性极化电阻探针、氢探针、缓蚀剂残余浓度分析方法，明确了监测技术的可行性和有效性，建立了在线组合式腐蚀监测体系（图5） 及监测指标，挂片和电化学监测的腐蚀速率需小于0.125 mm/a，井口缓蚀剂残余浓度需大于500 mg/L， 集气管线缓蚀剂残余浓度需大于100 mg/L。

3.4 　高含硫天然气净化

针对雷三气藏高含H₂S、CO₂ 及有机硫的原料气清洁开发的生产需求，研发了考虑天然气中H₂S、CO₂、甲硫醇及羰基硫可深度脱除的胺法脱硫技术。根据雷三气藏的气质特点，开展了溶剂核心组分对甲硫醇和羰基硫的脱除机理研究，通过研发核心组分、改进醇胺分子结构，升级溶剂配方体系，促进了有机硫在溶液中活化，提升了有机硫的脱除效果， 形成了自主有机硫深度脱除系列技术。随后在中坝天然气净化厂开展了有机硫深度脱除溶剂现场试验， 评价不同工艺条件下溶剂对H₂S、CO₂ 及有机硫的脱除性能，验证了技术的可靠性和稳定性。试验结果表明（表4），针对雷三气藏的高含硫原料气，采用自主研发的有机硫深度脱除技术脱硫后，产品气中H₂S 含量小于2 mg/m³，总硫含量小于5 mg/m³，产品气指标达到国际先进水平。

针对中坝天然气净化厂MCRC 装置催化剂的国产化问题，气藏投产初期便致力于高活性低温克劳斯催化剂的研发。基于孔结构与亚露点低温克劳斯反应关系模型，自主研发了低温克劳斯催化剂，在中坝天然气净化厂硫黄回收装置上进行了侧线试验。试验结果显示在空速1 000 h ^－1、50 次循环后，自主研发的CT6-4 催化剂在硫容40% 时的转化率为86.8%， 优于进口的RP-AM2-5 催化剂。

针对中坝天然气净化厂硫黄回收装置有机硫含量明显升高的问题，开发了有机硫水解催化剂CT6-7， 其具有优良的物化性能、有机硫水解与克劳斯活性以及抗氧、抗硫酸盐化性能。在净化厂工业应用结果表明，与国外技术相比，羰基硫（COS）水解率提高了2%，二硫化碳（CS₂）水解率提高了24%，第一级反应器硫转化率约提高7%。

针对中坝雷三高含硫气藏开发中后期亟待解决的关键技术瓶颈——天然气醇胺脱硫脱碳溶液（简称胺液）变质，开展了胺液深度复活技术攻关。自主建立了小分子污染物的气相色谱—质谱（GC—MS）和大分子污染物液相色谱—质谱（LC—MS）分析方法， 确定脱硫溶液中污染物种类，可识别脱硫溶液中污染物30 余种，通过溯源提出上下游一体化控制措施。此外还开展了致泡性变质产物脱除、无机态热稳定盐定向转化和配方型醇胺溶液热稳定盐选择性脱除技术的研发。

基于前期的系列研究基础，围绕日益严苛的国家标准要求，在持续技术攻关后形成了标准化、自动化、模块化的胺液在线深度复活技术工艺包及系列产品，可脱除胺液中73 种致泡性杂质，致泡性变质产物脱除率大于98%，腐蚀性变质产物脱除率大于95%，活性添加剂损失率小于2%，在胺液复活技术领域实现了从“跟跑”到“领跑”的跨越式发展， 为渡口河等特高含硫净化厂的建设和运行提供了技术储备。

结合国外引进技术和自主技术研发，雷三气藏在国内首次建立了针对高含硫天然气的全套净化生产装置，在实现雷三气藏安全高效开发的同时，也推动了国内净化技术的创立和发展，同时还奠定了国家能源高含硫气藏开采研发中心以及中国石油高含硫气藏开采先导试验基地建设的基础，后期在净化厂建立的净化技术试验装置以高含硫气藏开采现场试验基地的形式成为两大国内平台的重要组成部分。

3.5 　高含硫气藏地面增压开采

雷三气藏2001 年进入开发递减期，气藏各生产井井口压力接近天然气净化厂进站压力下限（4.0 MPa）， 若不采取任何措施，气藏将很快进入快速递减期，气藏中部核心气井将由于生产压力低于净化厂进站压力而废弃。此外高含硫特性对地面增压管线的安全增压输送也带来重大挑战。针对系列难题，系统考虑气藏水侵影响、合理开采规模和增压开采配套设备及工艺，对气藏开采规模进行调整，采用两用一备的增压机组实施集中增压（图6）。结合气质分析优选增压设备材质，解决了在高含硫天然气特殊介质工况下增压机出现的机组与管线严重振动、压缩气阀频繁损坏、动力敲缸裂盖、金属波纹管断裂损坏、轴瓦巴氏合金龟裂损坏等系列难题。

2001—2005 年间，通过实施增压，出口压力稳定在4 MPa 的情况下，增压机进口压力3.2 MPa 持续下降至1.9 MPa 左右。随着井口生产压力的持续下降，结合气井和气藏产能预测，对增压机组实施改造和优化，进一步降低增压机吸入压力，2006—2022 年间，增压机吸入压力由1.7 MPa 逐步降低至0.65 MPa， 出口压力保持在2.5 MPa。通过增压开采工艺的稳定实施，保证气藏在较为稳定的生产规模下正常外输，有效降低气藏废弃压力、提高气藏采收率，实施增压开采近20 年，增产天然气逾4.8×10⁸ m³，采收率提高5.6 百分点。雷三气藏增压工程开创了国内高含硫增压开采先例，为目前铁山坡增压工程、普光主体增压工程的设计和实施提供了技术支撑和理论指导。

3.6 　高含硫气藏全系统安全管控技术

雷三气藏位于江油市近郊人口密集区，被称为“城市中的高含硫气藏”，场站、管道与城市周边厂矿、村镇、学校交错分布，井站外即是民房、工厂，安全管控要求极高。为保障气藏的“安全生产运行与区域灾害预警”，攻关形成高含硫气藏全过程HSE 风险控制技术和全系统安全管控技术，建立了以“人员为主+ 远程动态监测为辅”的风险评价与危险源识别体系： ①气藏投产后利用多区域多点的固定式H₂S 报警探头，划分不同区域风险等级，超前识别危险源，并开展立体全系统风险评价，通过广泛的危险源识别和全覆盖的有害气体监控报警系统，提高区域人员的自身安全意识；②构建6 层安全保护屏障（图7）并编制综合应急预案及现场应急处置卡，形成相对完整的应急管理处理程序和配套的应急预案体系，保障运行期间异常事件安全快速处置，为突发事件应急救援的处置提供了指导；③运用计算流体动力学（CFD） 方法，模拟含硫天然气的扩散过程以及H₂S 浓度在时间和空间上的分布情况，形成了复杂地形含H₂S 天然气泄漏扩散模拟评价技术，为科学、合理制订高含硫气田的安全距离和应急计划区提供技术支撑。

在全方位、零死角的安全管控措施下，雷三气藏已安全平稳运行近40 年，并经受住了“5·12”汶川特大地震的重大考验，在江油受灾受损严重情况下，气藏无任何泄漏和安全隐患出现，为高含硫气藏开发安全管控提供了样板。

4 　雷三气藏高效开发对中国高含硫气藏的意义

作为中国首个H₂S 含量超过100 g/m³ 的高含硫气藏，雷三气藏开发无经验可借鉴，在物资相对匮乏的20 世纪80 年代通过强化科技支撑、产研结合， 打造了中国高含硫气藏安全高效开发样板，引领了中国高含硫气藏开发理念和技术创新，对后续大中型（特）高含硫气藏的快速上产和高产稳产具有重要指导意义。

4.1 　创新形成高含硫气藏全生命周期精细描述策略和开发模式，奠定中国高含硫气藏高效开发优化技术基础

高含硫气藏开发成本高、风险大，对气藏评价质量要求高。雷三气藏在开发的不同阶段，滚动研究不断深化气藏静动态特征认识，首次建立了从岩心、气井、气藏等多维度全要素的气藏开发全生命周期精细描述关键开发策略。在气藏开发早期，通过精细气藏描述，降低气藏气水关系和水体活跃性认识的不确定性风险，做好早期谋划；在气藏上产和稳产阶段，认识储量动用状况，进一步评价储层非均质性、水体分布特征，做好提高采收率中期调控；开发中后期阶段，精细刻画水侵通道和剩余储量分布区域， 支撑气藏开发系统优化和治水治硫措施的制订。基于气藏全生命周期的精细描述和分析评价，首次创新性建立了高含硫气藏开发模式，实现高含硫有水气藏稀井高产重大突破，树立了国内同类高含硫气藏高效开发典范。

高含硫气藏全生命周期精细描述策略和开发模式，在雷三气藏中得以形成和不断完善，打破了以往常规气藏开发经验的束缚，对于中国高含硫气藏的开发实践具有重要指导意义，已成为中国高含硫气藏高效开发关键策略之一。这一策略和模式在后期的普光、罗家寨、铁山坡等（特）高含硫气田开发中得到广泛应用，有力支撑了中国高含硫气田开发部署和快速上产、稳产。

4.2 　创新发展高含硫有水气藏开采系列技术体系， 奠定中国高含硫气藏开采工艺技术基础

雷三气藏开发过程中面临高含硫、高含Cl^—地层水的侵入，导致井口油压快速下降，气井产能大幅降低，为此，聚焦关键核心技术难题，在高含硫有水气藏采气工程、增压开采等多方面进行“0”到“1” 的原始技术突破，形成了高含硫开发全生命周期，集增产改造、解堵酸化、排水采气为一体的开发配套工艺。此外，首次在高含硫气藏采用高含硫天然气集中增压工艺，开创国内高含硫增压开采先例，增压机组平稳运行22 年，有效延缓了气藏递减速率，为高含硫增压开采技术提供了宝贵经验。

雷三气藏排水采气和增压开采技术创新和集成配套，有效解决了高含硫气藏开发，特别是中后期低压超低压开发阶段的关键生产难题，建立并完善高含硫气藏“超低压酸化提产+ 复合排水采气+ 集中增压” 的工艺模式和参数模板，为后续四川盆地超深（特） 高含硫有水气藏的排水采气和增压开采技术升级提供了理论支撑和技术基础。

4.3 　创新建立高含硫气藏井筒—地面腐蚀评价和防护技术体系，奠定中国高含硫气藏开采腐蚀控制技术基础

雷三气藏开发环境介质组成复杂、腐蚀性强， 针对严峻腐蚀难题和安全生产的急迫需要，自主创新攻关缓蚀剂产品开发、缓蚀剂防腐应用工艺和在线腐蚀监测多项关键技术，形成了国内高含硫气田开发整体腐蚀控制基本理念和技术体系1.0 版。

雷三气藏井筒—地面腐蚀评价和防护技术体系的形成，开启了中国高含硫气田腐蚀与防护新序幕， 深化了对高含硫气田开发腐蚀风险、防护难度和重要性的认识，支撑国内普光、罗家寨、铁山坡高含硫气田以及海外阿姆河高含硫气田的成功开发，在技术和产品体系、标准规范和科研队伍等方面打下了坚实基础。经过几十年来技术发展，已打造出具有行业引领的自主创新核心技术和重要品牌产品，如最新一代国产化缓蚀剂CT2-19 已首次实现了在特高含硫气田的防腐应用，推进了适用于高含硫条件下耐蚀和表面改性材料的制造技术发展和应用。

4.4 　创新研发高含硫天然气净化与硫黄回收系列技术体系，推动中国高含硫天然气净化技术起步并奠定快速发展基础

在雷三气藏清洁开发的40 年间，以创新研发的高含硫天然气净化与硫黄回收系列技术体系为基础， 建立了针对高含硫气藏包括脱硫、脱水、硫黄回收、尾气处理、轻烃回收等天然气处理技术1.0 版，实现了中国净化技术自主创新的起步。此外，通过不断地自主摸索和经验总结，形成了中坝天然气净化厂高含硫天然气净化工程的第一个版本的设计方案，为中国高含硫天然气净化工程的设计、建设以及清洁生产提供了自主技术支持和宝贵经验。

在雷三气藏含硫气处理多轮研究成果指导下， 国内天然气净化领域至今已发展形成多项国际先进的自主产品与技术。其中具有代表性的胺液深度复活技术于国内外首次攻克胺液变质影响天然气生产的难题，技术指标领先国外同类先进技术（美国MPR 复活工艺、加拿大Eco-Tec Recoflo 工艺），广泛应用于磨溪、安岳、塔里木和田等多个净化厂，见到显著的生产应用成效。

4.5 　集成创新并打造首个高含硫气藏全系统安全风险管控技术体系，奠定中国高含硫气藏安全生产管控基础

雷三气藏位于人口密集区，场站、管道与城市周边厂矿、村镇、学校交错分布，安全开发风险大。气藏在开发过程中，不断摸索，并首次将HSE 管理体系融入高含硫气藏开发过程，形成了“风险识别、应急保障”为内涵的全系统安全风险管控技术体系，同时建立了相对完整的应急管理处理程序和配套的应急保障资源，保障了气藏的安全开发，实现了气藏近40 年安全平稳生产，雷三气藏也因此被称作“城市中的高含硫气田”开发样板，践行了“和合共生、气美家国”的开发理念。

雷三气藏全系统安全风险管控技术体系的形成， 树立了高含硫安全管控标杆，为国内高含硫气藏的安全高效开发积累了大量技术经验和成果。2000 年后在四川盆地乃至国外，多个大型（特）高含硫气藏开发过程中，均以雷三气藏安全风险管控技术体系为蓝本，设计了适应自身需求的安全风险管控对策， 有效降低了（特）高含硫气田运行风险，为中国能源和经济发展作出了积极贡献。

雷三气藏实现高效开发的同时，通过上述5 大技术创新及后续的持续攻关突破，先后在国内首创了高含硫开发技术现场试验基地——中国石油高含硫气藏开采先导试验基地和国家级研发平台——国家能源高含硫气藏开采研发中心，在中坝天然气净化厂中建立的净化技术现场试验装置成为两大平台的重要组成部分。

5 　结论

1）有机统筹地震地质、气藏工程、采气工艺等多专业多领域，创新形成了多维度全要素的高含硫有水气藏全生命周期精细描述策略，以及基于技术— 经济—安全—环保一体化的高含硫气藏高效开发模式，实现了高含硫有水气藏稀井高产、长周期稳产的重大突破，奠定中国高含硫气藏高效开发优化技术基础。

2）在高含硫有水气藏采气工程、增压开采等多方面进行“0”到“1”的原始技术突破，创新形成了集增产改造、解堵酸化、排水采气、增压集输为一体的高含硫有水气藏开采系列技术体系，有效解决高含硫有水气藏开发中后期低压、超低压开发阶段的关键生产难题，奠定中国高含硫气藏开采工艺技术基础。

3）自主攻关缓蚀剂产品开发、缓蚀剂防腐应用工艺和在线腐蚀监测等多项关键技术，创新建立高含硫气藏井筒—地面腐蚀评价和防护技术体系，形成了国内高含硫气藏开发整体腐蚀控制基本理念和技术体系1.0 版，奠定中国高含硫气藏开采腐蚀控制技术基础。

4）自主研发了物理—化学溶剂有机硫脱除技术和具有自主知识产权的硫黄回收系列催化剂，建立了针对高含硫气藏包括脱硫、脱水、硫黄回收、尾气处理、轻烃回收等天然气处理技术1.0 版，推动中国高含硫天然气净化技术起步并奠定快速发展基础。

5）攻关形成高含硫气藏全过程HSE 风险控制技术，集成创新并打造首个高含硫气藏全系统安全风险管控技术体系，保障气藏长周期安全平稳运行， 奠定中国高含硫气藏安全生产管控基础。

6）雷三气藏的高效开发与技术创新发展，直接支撑了国家能源高含硫气藏开采研发中心和中国石油高含硫气藏开采先导试验基地建设，推动了高含硫气藏开发理念创新与理论技术突破，填补了国内高含硫气藏开发技术空白，为中国高含硫气藏开发技术加快发展和高含硫天然气快速上产稳产奠定了坚实的技术基础。