中石油勘探開發研究院執行董事、院長竇立榮：全球高含硫天然氣藏資源分布、地質特征與勘探開發進展！

竇立榮^1,2　李  志¹　郭春秋¹

楊   紫¹　劉小兵¹

1. 中國石油勘探開發研究院

2. 中國石油國際勘探開發有限公司

高含硫天然氣作為一類特殊的天然氣資源，因其獨特的地質特征和豐富的儲量而備受關注^[1-2]。高含硫氣藏的天然氣含有較高濃度的硫化氫，使得其勘探、開發和生產過程相較于常規天然氣藏更為復雜且具有挑戰性。全球幾乎所有發現的天然氣藏中都或多或少含有硫化氫，其含量從剛能被檢測出到占天然氣體積的90% 以上^[3]。關于含硫化氫型天然氣藏的劃分，不同學者和機構提出了不同的標準。戴金星^[4] 將天然氣中硫化氫含量為2% ～ 70% 的氣藏定義為高含硫化氫氣藏。劉文匯等^[3] 結合非烴天然氣藏的分類方法，考慮到硫化氫組分的工業應用， 將硫化氫含量為5% ～ 70% 的氣藏定義為高含硫天然氣藏。中華人民共和國國家標準《天然氣藏分類》（GB/T 26979—2011）中定義高含硫氣藏中的硫化氫體積含量為2% ～＜ 10%、特高含硫氣藏中的硫化氫含量為10% ～＜ 50%^[5]。筆者結合含硫天然氣的地質成因、勘探開發難度等，將天然氣中硫化氫含量為2% ～ 50% 的氣藏定義為高含硫天然氣藏（即質量體積濃度為30 ～ 770 g/m³）。

隨著勘探開發技術的進步和成本的降低，全球高含硫天然氣藏的勘探開發取得了顯著進展^[6]。但目前國內外有關高含硫天然氣的研究大部分是針對具體地區或特定的氣藏來開展的^[7-16]，很少有對全球高含硫天然氣藏的資源分布和共性地質特征開展研究。為此，筆者通過對全球高含硫天然氣藏調研分析， 總結了其儲量分布特點、天然氣地球化學特征、成藏條件與富集規律，分析了全球高含硫天然氣藏勘探開發歷程和關鍵技術，以期為深入認識該類資源、提高全球高含硫天然氣藏勘探開發水平和實現資源高效利用提供參考。

1 　全球高含硫天然氣藏的分布

1.1 　全球高含硫天然氣藏分布區域極不均衡，絕大部分儲量分布在特提斯域中段

據S&P Global（2024）EDIN 數據庫^[17] 統計，全球已發現1 378 個高含硫油氣藏，其中，在高含硫油氣藏中，有439 個以天然氣為主，分布在257 個氣田中，總可采儲量為49.07×10¹² m³，占全球已發現天然氣可采儲量的10.5%。在高含硫天然氣藏中，硫化氫含量2% ～ <10% 的儲量占80.0%，10% ～ <30% 的儲量占18.7%，大于30% 的儲量占比很少。

從高含硫天然氣田可采儲量分布的區域構造位置來看（表1、圖1），98.9% 的可采儲量分布在特提斯域，其中，97.2% 集中分布于特提斯域中段。從高含硫天然氣田可采儲量分布的地區來看（表1、圖1），中東地區儲量占比最高，為66.9%，硫化氫平均含量11.8%（體積含量，下同），主要分布在卡塔爾、伊朗、阿聯酋和沙特等國家，其中卡塔爾發現的儲量最多；其次為中亞—俄羅斯地區，儲量占比29.8%，硫化氫平均含量5.9%，主要分布在土庫曼斯坦、哈薩克斯坦和俄羅斯等國家。亞太、歐洲和美洲地區儲量占比分別為1.6%、1.3% 和0.4%，硫化氫平均含量分別為6.6%、7.4% 和5.9%，亞太地區主要分布在中國和馬來西亞，歐洲地區主要分布在法國和德國，美洲地區主要分布在墨西哥和美國。

注：圖中編號為全球20 大高含硫氣田，詳見表1。

1.2 　高含硫天然氣藏主要發現于被動大陸邊緣—前陸、弧后裂谷—前陸、克拉通—前陸3 類與前陸相關的疊合盆地

從高含硫天然氣藏所在盆地的類型來看，與前陸相關的疊合盆地發現天然氣可采儲量最多，為48.36×10¹² m³，占98.5%，全球20 大高含硫氣田均位于該類型盆地中（表1）。裂谷、被動大陸邊緣和克拉通盆地僅有少量高含硫天然氣藏發現。在與前陸相關的疊合盆地中，被動大陸邊緣—前陸疊合盆地發現的儲量最多，占所有高含硫天然氣可采儲量的66.9%，其次為弧后裂谷—前陸疊合盆地，發現儲量占19.0%，克拉通—前陸疊合盆地發現的儲量占12.6%。從單個盆地來看，中阿拉伯盆地發現的高含硫天然氣可采儲量最多，占全球的57.1%，硫化氫含量為2.5% ～ 24.0%。該盆地位于中東波斯灣地區， 屬于被動大陸邊緣—前陸疊合盆地，橫跨沙特阿拉伯、伊拉克、伊朗、卡塔爾、科威特和巴林等國家， 全球20 大高含硫天然氣田有6 個位于該盆地，包括排名第一的卡塔爾North Field 氣田，其可采儲量為25.39×10¹² m³，硫化氫平均含量為6.0%。其次是位于中亞地區的阿姆河盆地，發現的高含硫天然氣可采儲量占全球的18.3%，硫化氫含量為2.0% ～ 10.0%。該盆地為弧后裂谷—前陸盆地，發現的巨型天然氣田有土庫曼斯坦的Galkynysh (Yoloten) 和Yashlar 氣田， 可采儲量分別為7.36×10¹² m³ 和1.05×10¹² m³，硫化氫平均含量分別為6.0% 和10.0%。位于中亞地區的濱里海盆地發現的高含硫天然氣可采儲量占全球的10.8%，硫化氫含量為2.3% ～ 38.2%，屬于克拉通— 前陸疊合盆地，代表性的氣田有俄羅斯的Astrakhan、哈薩克斯坦的Kashagan、Karachaganak 和Tengiz 等氣田。此外，中東地區的扎格羅斯和魯卜哈利盆地發現的高含硫天然氣可采儲量都超過萬億立方米， 硫化氫含量分別為2.0% ～ 29.4% 和2.0% ～ 35.7%， 均屬于被動大陸邊緣—前陸疊合盆地。中國四川盆地發現的高含硫天然氣可采儲量為0.5×10¹² m³，地質儲量超過萬億立方米^[17]，占全球的1.0%，屬于克拉通—前陸疊合盆地。

1.3 　全球高含硫天然氣藏主要發育在三疊系、侏羅系、石炭系和二疊系4 個層系，儲層巖性以石灰巖、白云巖為主

全球高含硫天然氣儲量在地質層位上分布也極不均衡，主要分布在三疊系、侏羅系、石炭系和二疊系，分別占高含硫天然氣發現總儲量的54.2%、21.2%、10.4% 和6.7%，其次在新近系、白堊系、寒武系、古近系和泥盆系等層系的儲層中也發現了高含硫天然氣（圖2）。從儲層巖性來看，碳酸鹽巖儲層中發現的儲量占95.8%，其次為碳酸鹽巖和碎屑巖互層，儲量占3.4%，純碎屑巖儲層中發現的儲量占0.7%， 碳酸鹽巖和蒸發巖互層中發現的儲量很少。

（資料來源：據本文參考文獻[17]）

三疊系高含硫氣藏99.0% 的可采儲量分布在中東地區的中阿拉伯、扎格羅斯和魯卜哈利盆地。如， 中阿拉伯盆地卡塔爾North Field、伊朗Farzad B 和Golshan 3 等巨型氣田，其中，科威特Mutriba 1 氣田的硫化氫含量最高，達24.0%。中國三疊系高含硫氣藏主要發育在四川盆地中、下三疊統的雷口坡組、嘉陵江組和飛仙關組，硫化氫含量為2.5% ～ 32.0%。三疊系儲層巖性主要為白云巖、石灰巖或白云巖與石灰巖互層。

侏羅系高含硫氣藏86.0% 的可采儲量分布在中亞地區的阿姆河、阿富汗—塔吉克盆地，硫化氫最高含量4.3% ；13% 的可采儲量分布在中東地區的魯卜哈利、中阿拉伯、扎格羅斯和阿曼等盆地，硫化氫含量6.0% ～ 24.0%，以中阿拉伯盆地伊朗Azadegan 侏羅系氣藏硫化氫含量最高；北美墨西哥灣沿岸盆地和南美墨西哥歇斯特盆地在侏羅系也有高含硫氣藏發現，2 個盆地硫化氫含量最高分別為14.9% 和2.9%。侏羅系儲層巖性與三疊系相似，主要為碳酸鹽巖儲層。此外，在阿姆河盆地侏羅系碳酸鹽巖和膏巖互層中、中阿拉伯盆地科威特的Raudhatain 和Bahrah 氣田侏羅系瀝青質頁巖中也發現了高含硫天然氣。

石炭系高含硫氣藏99.7% 的可采儲量分布在中亞—俄羅斯地區的濱里海、伏爾加—烏拉爾和蒂曼— 伯朝拉盆地，以哈薩克斯坦濱里海盆地發現的儲量占絕對優勢， 如Kashagan、Karachaganak 和Tengiz 等巨型油氣田。中國四川盆地臥龍河氣田在石炭系也發現了高含硫氣藏，硫化氫最高含量2.8%。石炭系儲層巖性絕大部分為碳酸鹽巖，僅在濱里海盆地Astrakhan 和伏爾加—烏拉爾盆地Archedinskoye 氣田砂巖儲層中發現了少量高含硫天然氣。

二疊系高含硫氣藏67.0% 的可采儲量分布在中東地區的中阿拉伯、魯卜哈利和扎格羅斯盆地，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 等氣田，硫化氫含量最高4.2% ；17.2% 的可采儲量分布在中亞—俄羅斯地區的濱里海、伏爾加—烏拉爾盆地，硫化氫最高含量3.6% ；9.7% 的可采儲量分布在歐洲地區的德國西北和東北德國—波蘭盆地，硫化氫最高含量9.4%。中國四川盆地的普光、威遠、毛壩、建南和巴中等氣田的二疊系有高含硫天然氣發現，毛壩氣田硫化氫含量最高19.1%，普光氣田二疊系天然氣中硫化氫含量最高15.5%^[8,17]。二疊系儲層絕大部分巖性為碳酸鹽巖，僅在中阿拉伯盆地伊朗Golshan 3 氣田碎屑巖中發現高含硫天然氣，硫化氫含量最高3.7%。

其他層系發現儲量占比較少。新近系和白堊系中高含硫氣藏儲量占比分別為3.6% 和3.4%，中東扎格羅斯盆地伊朗Marun、伊拉克Mansuriyah，亞洲曾母盆地馬來西亞Lang Lebah、萬安盆地越南Lan Tay，美國圣巴巴拉海峽—凡杜拉盆地Hondo 等氣田在新近系發現了高含硫天然氣藏；白堊系高含硫氣藏主要分布在中東魯卜哈利、扎格羅斯、中阿拉伯， 歐洲阿基坦，美洲綠河、歇斯特和中亞阿姆河等盆地，雖然發現白堊系高含硫氣藏的盆地比較多，但巨型天然氣藏少，比較大的氣藏有阿聯酋Bab、伊朗Tang-E-Bijar、Gashu South、Doroud 和法國Lacq 等。寒武系高含硫氣藏儲量占比為0.4%，主要發現于中東阿曼盆地，中國四川盆地也有少量發現。古近系高含硫氣藏儲量很少，巴基斯坦波特瓦爾、歐洲愛奧尼亞、美國綠河和墨西哥灣沿岸等盆地有少量發現，中國古近系高含硫氣藏主要發育在渤海灣盆地， 包括趙蘭莊、羅家等氣田^[7]。泥盆系高含硫氣藏儲量最少，僅在哈薩克斯坦的濱里海和俄羅斯的蒂曼— 伯朝拉盆地有少量發現。

2 　高含硫天然氣藏的地質特征

2.1 　地球化學特征

學術界普遍認為，高含硫天然氣主要為硫酸鹽熱化學還原作用（TSR）成因形成，來自地層流體或沉積物的硫酸鹽與有機物或烴類在高溫封閉環境下發生作用，還原生成硫化氫、二氧化碳和瀝青，反應中的硫同位素分餾作用導致硫化氫氣體的硫同位素值略低于同源硫酸鹽^[18-20]。Krause 等^[21] 的研究結果表明，地球自顯生宙以來海洋硫酸鹽濃度在二疊紀— 三疊紀到達最高，中生代中后期有所下降，至新生代再次上升，這一變化趨勢與高含硫氣藏富集的地層時代具有很好的一致性。圖2 顯示，全球90% 以上的高含硫天然氣儲量富集在三疊系、侏羅系、石炭系和二疊系4 個層系中，其中三疊系儲量占比超過50%。這也從另一方面證實了高含硫天然氣中的硫化氫是來自成藏過程中的TSR 的觀點。高含硫天然氣具有以下地球化學特點。

高含硫天然氣藏往往具有較高的甲烷含量，平均值為75%，最高可達98%。甲烷含量大于90% 的氣藏儲量占34.3%、90% ～ ＞ 80% 的占18.4%、80% ～＞ 50% 的占44.2%，不高于50% 的占比僅為3.1%。與全球平均值相比，中國四川盆地高含硫天然氣藏的甲烷含量整體偏小，甲烷含量大于90% 的氣藏儲量僅占17.0%、90% ～ ＞ 80% 的占29.0%、不高于80% 的占54.0%，如普光氣田的甲烷含量平均值為75%^[17]。

對全球202 個高含硫天然氣藏的二氧化碳含量分析表明，二氧化碳含量為0.03% ～ 66.00%，平均值為7.09%。含量最高的是美國綠河盆地LaBarge 氣田，該氣田儲層為白堊系砂巖，硫化氫含量為5.0%， 二氧化碳含量高達66.00%。從不同二氧化碳含量氣藏儲量來看，二氧化碳含量小于2.00% 的氣藏可采儲量占1.2%，硫化氫含量平均值為3.7% ；二氧化碳含量為2.00% ～＜ 10.00% 的氣藏占主體，可采儲量占90.3%，硫化氫含量平均值為7.8% ；二氧化碳含量大于10.00% 的氣藏可采儲量占8.5%，硫化氫含量平均值為12.0%?？梢钥闯?，高含硫天然氣藏中的硫化氫含量與二氧化碳含量成正比。中國四川盆地高含硫天然氣藏二氧化碳含量平均值為6.68%，其中巴中和羅家寨氣田二疊系高含硫天然氣中二氧化碳含量較高，最高為11.31%^[17]。

2.1.3　氮氣含量小于5% 的氣藏儲量占比最高，儲量規模大的氣藏其氮氣含量較低

高含硫天然氣藏氮氣含量變化較大（0.2%～87.0%）， 平均值為7.0%。氮氣含量最高的是波蘭Miedzyrzecz 3 和Krobielewko 氣田，均為87.0%。氮氣含量小于2.0% 的氣藏可采儲量占17.8%，硫化氫含量平均值為7.6% ；氮氣含量為2.0% ～ 5.0% 的氣藏占主體， 可采儲量占81.0%，硫化氫含量平均值為6.0% ；氮氣含量大于5.0% 的氣藏可采儲量占1.3%，硫化氫含量平均值為6.3%。在高含硫天然氣藏中，可采儲量大于1 000×10⁸ m³ 的氣藏氮氣含量平均值為3.1%， 100×10⁸ ～ 1 000×10⁸ m³ 的氣藏氮氣含量平均值為6.5%，小于100×10⁸ m³ 的氣藏氮氣含量平均值為7.5%?？梢?，氣藏儲量規模與氮氣含量成反比關系。中國四川盆地高含硫天然氣藏氮氣含量普遍較低，如臥龍河氣田石炭系高含硫天然氣氮氣含量為1.7%， 巴中氣田二疊系高含硫天然氣氮氣含量僅為0.3%^[17]。

2.1.4 　硫化氫硫同位素分餾小，但不同地區分布范圍差異較大

總體來說，高含硫天然氣的硫同位素（δ³⁴S）一般大于0，但變化范圍較大。例如，中國四川盆地東北部地區下三疊統飛仙關組高含硫天然氣的δ³⁴S 為5.8‰～ 27.8‰，平均值為11.4‰ ^[3] ；加拿大阿爾伯塔盆地三疊系高含硫天然氣的δ³⁴S 為6.2‰～ 23.6‰， 平均值為15.5‰，且隨著埋深增加，δ³⁴S 有增大的趨勢^[11] ；阿拉伯盆地二疊系Khuff-C 組高含硫天然氣的δ³⁴S 為5.6‰～ 9.0‰，平均值為7.9‰ ^[14]。

2.2 　成藏條件與富集規律

由于TSR 與烴類成熟過程密切相關，有機質特別是可溶有機質是TSR 中必不可少的還原劑。高含硫天然氣藏的烴源巖往往以Ⅱ型或Ⅲ型干酪根類型為主，具有總有機碳含量（TOC）高、有機質成熟度（R_o）高的特點。例如，卡塔爾North Field 氣田烴源巖為下志留統闊里巴赫組的古賽巴黑色頁巖，Ⅱ型干酪根，TOC 高達6.2%、平均值為2.0%，烴源巖厚度為20 ～ 70 m，氫指數（HI）高達600 mg/g，目前已達干氣成熟階段，氣藏儲量規模巨大^[22]。阿姆河盆地Galkynysh 和Yashlar 氣田烴源巖為中下侏羅統的含煤泥（頁）巖， Ⅲ型干酪根，TOC 為1.5% ～ 4.4%， 烴源巖累計厚度超300 m，熱演化程度高^[22]，這2 個氣田的高含硫天然氣可采儲量均超過了萬億立方米。中國四川盆地東北部地區高含硫氣藏烴源巖主要為上二疊統碳質泥巖，以型和Ⅲ型干酪根為主，TOC 超過3.0%，部分超過8.0%，烴源巖累計厚度達130 m， 成熟度高^[3]。統計顯示，全球高含硫天然氣藏可采儲量超過萬億立方米的有7 個、超過千億立方米的有30 個，這30 個氣藏的儲量占所有全球高含硫天然氣藏儲量的93.7%，優越的烴源巖條件為大型—巨型氣藏的形成奠定了豐厚的物質基礎。

2.2.2 　儲層物性較好，以碳酸鹽巖優質儲層占主導

高含硫天然氣藏以碳酸鹽巖儲層占絕對優勢， 碳酸鹽巖儲層以淺海陸架灰巖和生物礁灰巖為主^[17]， 儲集類型多樣，有孔隙型（溶孔、溶洞）、孔隙—裂縫型和裂縫型，儲層物性普遍較好。對全球159 個高含硫天然氣藏統計顯示，碳酸鹽巖儲層孔隙度平均值為9.6%，孔隙度大于10.0% 的氣藏可采儲量占37.0%，孔隙度為5.0% ～ 10.0% 的氣藏可采儲量占61.0%，孔隙度小于5.0% 的氣藏可采儲量占2.0% ；從滲透率統計來看，其變化范圍較大（0.01 ～ 2 500 mD）， 滲透率大于100 mD 的氣藏可采儲量占2.1%、滲透率為10 ～ 100 mD 的氣藏可采儲量占35.7%、滲透率為1 ～ 10 mD 的氣藏可采儲量占57.9%、滲透率小于1 mD 的氣藏可采儲量占4.3%。儲量規模大的高含硫氣藏儲層物性較好，如中阿拉伯盆地伊朗Farzad B 氣田高含硫氣藏碳酸鹽巖儲層孔隙度為5% ～ 15%、滲透率超過1 000 mD ；伊朗Marun、哈薩克斯坦Kashagan 和 Tengiz 以及阿聯酋Shah 等巨型氣田的高含硫氣藏，儲層孔隙度超過10.0%、滲透率超過10 mD。

2.2.3　發育優質蓋層，以膏鹽巖作為蓋層的高含硫氣藏儲量超過80%

高含硫天然氣藏的蓋層主要為鹽巖（石膏、硬石膏、蒸發巖等）、泥（頁）巖和碳酸鹽巖，以上述3 種巖性作為蓋層的天然氣藏可采儲量分別占85.6%、9.8% 和4.6%。鹽巖蓋層封閉性能最佳，能夠阻止地表水把大量的重金屬離子帶入地層水中，確保天然氣中硫化氫不易被地層水中重金屬離子反應而消耗^[23]。全球20 大高含硫氣田的蓋層均與膏鹽層相關，如土庫曼斯坦Galkynysh (Yoloten) 氣田的蓋層是以硬石膏、石膏為主的鹽巖，厚度達550 m。

2.2.4 　油氣藏曾經歷100 ℃以上的高溫環境，現今仍具有高溫特點

實驗結果表明，TSR 主要發生在地層溫度100 ～ 200 ℃、R_o 值為1% ～ 4% 的埋藏環境^[20]。高含硫天然氣藏在地質歷史上均經歷過100 ℃以上的高溫環境，為TSR 提供了充分條件。部分氣藏現今仍具有高溫特點，從全球116 個高含硫天然氣藏儲層現今溫度統計來看，溫度高于100 ℃的氣藏的可采儲量占78.3%，平均儲層溫度達129 ℃。已有研究結果表明，加拿大阿爾伯塔盆地三疊系Montney 儲層古地溫最高大約175 ℃ ^[11-12] ；美國密西西比河流域Black Creeek 氣田上侏羅統Smackover 儲層樣品流體包裹體分析表明該地層經歷過200 ℃的高溫，現今埋深為5 853 ～ 6 127 m，儲層溫度為100 ～ 200 ℃ ^[13]；中國四川盆地東北部地區二疊系—三疊系古地溫最高達170 ～ 190 ℃，現今二疊系—三疊系儲層溫度120 ～ 130 ℃，自中生代以來，該地區高含硫天然氣藏主力儲層長期處在TSR 溫度范圍內^[8]。

全球大部分高含硫天然氣藏發育在與前陸相關的疊合盆地內的古隆起及古斜坡上，后期經歷了前陸階段的改造。油氣早期成藏后，普遍受到不同程度構造活動影響，生成的天然氣和硫化氫在后期的前陸盆地演化階段調整成藏。如濱里海盆地經歷了早古生代裂谷、晚古生代克拉通邊緣坳陷和中新生代以來的前陸演化階段，早石炭世在盆地陸棚區形成的油氣藏， 受石炭紀末烏拉爾褶皺帶和海西褶皺帶抬升影響而遭到破壞，后期隨著坳陷沉降，再次生成的油氣進入早期油氣藏形成疊合復雜含油氣系統^[24-25]，該盆地Tengiz 油氣田謝爾普霍夫階儲層和維憲階儲層樣品中固體瀝青與輕質油氣共存，表明區內至少存在2 期成藏。阿姆河盆地經歷了早中侏羅世的弧后裂谷和新近紀以來的前陸擠壓隆升，晚白堊世—古近紀天然氣大量成藏，新近紀在喜馬拉雅構造作用下形成大量構造圈閉，油氣重新調整成藏^[22]，Galkynysh (Yoloten) 氣田東北部邊緣出露的瀝青砂是多期成藏的佐證。中國四川盆地普光氣田位于該盆地北東部高陡背斜帶， 早中侏羅世原油在區內聚集形成原生油藏，隨著埋深和溫度的增加，原油廣泛裂解生成天然氣，在富烴高硫含鎂流體TSR 下形成高含硫天然氣藏，晚白堊世—古近紀在喜馬拉雅運動下整個川東北地區全面抬升，高含硫天然氣重新調整成藏，區內二疊系— 三疊系白云巖儲集體中廣泛發育固體瀝青，具有“優源優儲，早期聚集；藏內成硫，裂解成氣；抬升運聚， 調整成藏”的特征^[3]。

3 　全球高含硫天然氣藏勘探開發進展

3.1 　勘探開發現狀

3.1.1 　全球高含硫天然氣藏經歷了2 個儲量快速增長階段，目前處于緩慢增長期

據S&P Global（2024）EDIN 數據庫^[17] 統計， 最早有記錄的高含硫天然氣田是1860 年在東歐北喀爾巴阡盆地發現的Boryslavske 油氣田，天然氣可采儲量為9.6×10⁸ m³，儲層為古近系砂巖，硫化氫最高含量為2.8%，甲烷含量為91.3%。

全球高含硫天然氣藏儲量增長可分為5 個階段（圖3）：① 1963 年以前為穩步增長階段，在中東、中亞—俄羅斯地區陸續有高含硫氣藏發現，規模較大的氣藏有1948 年發現的沙特阿拉伯Ghawar 氣田二疊系高含硫氣藏和1949 年發現的法國Lacq 氣田白堊系高含硫氣藏，其他的高含硫氣藏儲量規模不大，該階段累計新增天然氣可采儲量2.28×10¹² m³ ；② 1964—1979 年為快速增長第一階段，以1964 年發現的伊朗Marun、土庫曼斯坦Samandepe 和沙特Berri 等大型氣田的高含硫氣藏為標志，全球高含硫天然氣藏儲量快速增長，后續相繼發現了多個大型— 巨型氣藏，如阿聯酋Shah、沙特阿拉伯Karan、伊朗Farzad B、卡塔爾North Field、俄羅斯Orenburgskoye 和Astrakhan、沙特阿拉伯Hasbah、哈薩克斯坦Tengiz、Karachaganak 以及土庫曼斯坦Yashlar 等氣田的高含硫氣藏，其中卡塔爾North Field 巨型氣田的高含硫氣藏儲量就占全球所有發現的高含硫氣藏儲量一半以上，該階段累計新增天然氣可采儲量36.05×10¹² m³ ；③ 1980—1999 年為緩慢增長第一階段，發現的大型高含硫氣藏較少，該階段累計新增天然氣可采儲量1.43×10¹² m³ ；④ 2000—2004 年為快速增長第二階段，發現了哈薩克斯坦Kashagan 和土庫曼斯坦Galkynysh (Yoloten) 等巨型氣田的高含硫氣藏，該階段累計新增天然氣可采儲量9.04×10¹² m³ ；⑤ 2005 年以后進入了緩慢增長第二階段，發現的大型高含硫氣藏較少，典型的有伊拉克Bina Bawi 1 與Miran West 1、伊朗Farzad A2、中國巴中、馬來西亞Lang Lebah 等氣田的高含硫氣藏，該階段累計新增天然氣可采儲量僅為0.83×10¹² m³。

3.1.2 　全球高含硫天然氣產量增長較為迅速，卡塔爾、哈薩克斯坦、俄羅斯、中國和阿曼等5 國的高含硫天然氣產量占全球的97%

全球高含硫氣藏開發始于20 世紀50 年代?？沽蚍栏O備的研發和應用使高含硫天然氣開發成為可能。法國、美國、加拿大和中國等國家陸續開始進行高含硫天然氣開發嘗試，但受資源、技術、市場與成本等諸多因素的影響，目前高含硫天然氣開發最成功的國家為卡塔爾、哈薩克斯坦、俄羅斯和中國。由于技術和經濟等問題，目前全球硫化氫含量大于30.0% 的天然氣藏暫時無法實現商業開發。如阿聯酋的Bab 氣田侏羅系和白堊系高含硫氣藏，硫化氫含量高達30.0% ～ 53.0%，2013 年4 月殼牌通過技術評估后認為該氣藏開發成本高，需要較高的天然氣價格才能實現收支平衡，2016 年決定退出該氣藏的開發。

2022 年，全球高含硫天然氣產量為3 055.10× 10⁸ m³，占全球天然氣總產量的7.6%，主要集中在中東和中亞—俄羅斯地區。2022 年，中東地區高含硫天然氣產量為2 386.94×10⁸ m³，居首位，占全球高含硫天然氣產量的78.1% ；中亞—俄羅斯地區高含硫天然氣產量為466.61×10⁸ m³，占15.3% ；亞太地區高含硫天然氣產量為168.53×10⁸ m³，占5.5%，非洲地區暫無高含硫天然氣產出（圖4）。2002—2022 年， 全球高含硫天然氣產量平均年增長率為2.76%，2022 年中東地區和亞太地區高含硫天然氣產量有所增長， 其中中東地區增長90.50×10⁸ m³，增長率為3.94%， 中亞—俄羅斯地區、美洲地區和歐洲地區高含硫天然氣產量有所下降（圖5）。

截至2022 年，高含硫天然氣產氣國有卡塔爾、哈薩克斯坦、俄羅斯、中國和阿曼等10 余個國家。2022 年，卡塔爾高含硫天然氣產量為2 172.60×10⁸ m³，居首位；中國高含硫天然氣產量為166.30×10⁸ m³，居第4 位（圖6）。產量排名前五的國家總產量占全球的97%。主要在產氣藏有卡塔爾North Field、俄羅斯Astrakhan、阿曼Harweel、哈薩克斯坦Karaganda、中國普光和元壩等氣田的高含硫氣藏?？ㄋ柛吆蛱烊粴庖幠；_發始于20 世紀70 年代，North Field 是其主要的氣田，投產后高含硫天然氣產量快速上升，從1991 年的27.20×10⁸ m³ 增長到2022 年的2 168.70×10⁸ m³。

3.2 　勘探開發特色技術

3.2.1 　勘探關鍵技術

錄井技術是高含硫氣藏在天然氣勘探過程中最直接的發現手段。目前，用于研究高含硫天然氣的地質方法主要有模擬實驗、穩定同位素、生物標志物和石油地質綜合評價等技術，在高含硫天然氣成因判識、硫化氫形成的地質條件及其控制因素、高含硫氣藏的成藏機理以及高含硫天然氣的空間分布規律等方面取得顯著進展。

國內外學者普遍認為自然界中的硫化氫有3 大類成因，即生物成因（生物降解、微生物硫酸鹽還原）、熱化學成因（熱分解、TSR）和巖漿作用或火山噴發成因。戴金星^[3]、劉文匯等^[4] 根據天然氣中硫化氫和硫酸鹽等成分中的硫同位素、硫化氫含量、氣藏溫度等提出了綜合判識含硫化氫天然氣成因的參數標準，認為高含硫化氫天然氣主要是TSR 的結果。國內外普遍采用TSR 模擬實驗和沉積層中硫酸鹽礦物與硫化氫氣體的硫同位素組成對比分析等手段，研究硫化氫形成的地質條件及其控制因素，利用硫化氫氣體硫同位素分析、模擬實驗、油氣藏解剖和區域地質研究等技術方法，建立高含硫天然氣成藏模式， 預測高含硫天然氣藏的分布^{[1-3, 7-15]}。

3.2.2 　開發關鍵技術

技術的不斷進步，推動了高含硫氣藏的安全開發^[26-29]。高含硫氣藏由于其特殊的氣藏地質特征和安全清潔開發需要，開發工程技術比一般氣藏更具挑戰性，普遍具有開發難度大、技術需求復雜、安全風險大的特點^[30-32]。目前全球在高含硫氣藏開發關鍵技術、相關標準、安全管理等方面取得一系列重要進展， 形成了4 項關鍵技術，制訂了一系列開發相關標準和制度，建立了高含硫氣藏管理與決策體系。

1）元素硫溶解和沉積傷害評價技術。硫沉積會導致高含硫天然氣集輸管道的壁厚增加，從而導致管道流動不穩定等問題。Huang 等^[33] 采用Euler—PBM （人口平衡模型）耦合建立了氣固兩相管流中硫顆粒在彎管內聚集的數值模擬模型，模擬結果表明，硫顆粒在收集管道的彎曲處具有顯著的團聚效應，硫顆粒團聚的主要區域在管道頂壁附近，其次是管道壁附近的其他區域。Wan 等^[34] 建立了元素硫在高含硫天然氣中溶解度的測試方法和綜合實驗裝置，該測試方法用金屬外殼包裹整個實驗裝置，具有良好的安全性和隔熱性能，并使用定制的管道連接，沖洗效率高， 硫沉積少，實驗結果更準確，該研究結果為準確測量高含硫氣藏中實際氣體樣品的元素硫溶解度和處理硫沉積問題提供了重要的基礎數據支持。中國學者針對準確測定高溫高壓高含硫氣體中元素硫溶解度的技術難題，設計、研發了國內第一臺元素硫溶解度實驗測定裝置，形成元素硫溶解度測定及析出條件預測方法；應用脈沖滲透率測試技術，在硫沉積實驗領域內首次實現了巖樣滲透率連續測試突破性進展，設計了可模擬高含硫氣藏條件的硫沉積實驗裝置；將巖心實驗與CT 掃描、能譜分析等多種微觀測試技術相結合，建立了一套硫沉積實驗及分析方法， 定量可視化分析硫沉積對巖石微觀孔隙結構的影響， 為氣藏滲流能力及產能評價提供依據^[35]。

2）高含硫氣井井下節流器。高含硫采氣井普遍具有高溫高壓，井下垢物類型多、量大、形態復雜的特點，常規井下節流工具不能直接應用于高含硫氣井中。中國石油針對四川盆地高含硫氣藏開發中遇到的高含硫氣井井口高油壓問題，研發了適合高含硫、高壓超高壓氣井生產的井下節流器，節流器采用三卡瓦結構，設置有相應的運動機構以保證工具運行的穩定性，耐壓等級由70 MPa 提升至105 MPa，溫度等級達150 ℃，抗硫化氫含量達6.6%^[36-37]。

3）高含硫氣藏防腐技術。高含硫氣藏開采過程中伴隨著元素硫的沉積，元素硫會堵塞采輸系統管道，導致采輸系統和井下的嚴重腐蝕。西南石油大學通過研究元素硫沉積量、沉積方式及腐蝕垢物的組成，研發形成了一套元素硫沉積工況下的防腐技術， 包括材質選擇、緩蝕劑防腐技術和腐蝕監測及控制技術^[38]。四川盆地鐵山坡高含硫氣藏開發首次大規模使用825 鎳基合金耐蝕雙金屬復合材料，增強了耐蝕性能。在腐蝕控制方面，中國石油西南油氣田公司自主研發出了CT2-19A 緩蝕劑，有效地減緩了腐蝕的速度，延長了設備和管道的使用壽命，降低了維護成本，較國際同類產品性能提升16%。

4）高含硫氣藏天然氣凈化技術。硫回收工藝是石油和天然氣工業中最重要的工藝之一，用于去除酸性氣體脫除過程中產生的硫化氫，將其轉化為低硫天然氣。THIOPAQ 硫回收作為一項新技術，是一種使用天然的硫化物氧化細菌混合物的生物脫硫工藝。它也是一種獨特的硫化氫去除工藝，效率為99.999%^[39]。離子液體作為清潔燃料的綠色高效脫硫介質，它不易揮發，具有溶劑和催化劑的雙重功能，可以重復使用，在燃料脫硫領域性能優異且應用前景廣闊^[40]。針對硫磺回收裝置尾氣二氧化硫達標排放問題，中國石油開發了二氧化硫超低排放核心技術，通過在克勞斯段采用有機硫水解性能優良的CT6-8 鈦基硫磺回收催化劑、在尾氣加氫反應器中采用CT6-11 新型尾氣低溫水解催化劑和在加氫尾氣脫硫系統采用CT6-26 加氫尾氣二氧化硫深度脫除溶劑，實現了排放煙氣中二氧化硫質量濃度分別低至50 mg/m³ 和31 mg/m³ 以下的超低排放水平^[38]。

5）制訂了一系列開發相關標準和制度。高含硫天然氣開發的穩步推進，極大程度上受益于高含硫氣藏安全生產相關法規和標準的進步和發展。在借鑒全球防硫化氫經驗以及高含硫氣藏開發過程中教訓的基礎上，中國制（修）訂了一批預防硫化氫標準，如《硫化氫環境鉆井場所作業安全規范》（SY/T 5087—2017）、《硫化氫環境天然氣采集與處理安全規范》（SY/T 6137—2017）、《含硫化氫天然氣井失控井口點火時間規定》（AQ 2016—2008）以及《硫化氫環境人身防護規范》（SY/T 6277—2017）等。

6）建立了高含硫氣藏開發管理和決策體系。隨著高含硫氣藏開發程度的不斷深入，逐步建立了較科學、完善的天然氣開發決策體系，不斷滿足健康、安全、環境（HSE）的要求。通過不斷積累和總結開發經驗，已經形成一套切實有效的HSE 管理體系^[41]。如加拿大國家標準CSA CAN 和CSA Z-731 等，規定油氣工業上游應急準備和相應的最低要求，體現預防、應對和責任相結合的理念。中國高含硫氣藏開發HSE 管理體系建設雖然起步較晚，但到目前也已形成了高含硫氣藏區域應急保障響應體系，能夠做到生產與應急狀態可視化、泄漏監控全覆蓋、報警與響應無死角，實現周邊環境與敏感目標可視化管理^[42-43]，有效地支撐了高含硫氣藏安全開發。如中國四川盆地鐵山坡氣田是國內首個實現無人值守投入開發的高含硫氣田，采用完善的開發管理體系和先進的工業自控系統，緊急情況下可實現全氣藏連鎖關斷和放空， 并對整個氣田生產運行數據進行集中監視控制和調度管理。

4 　結論

1）全球高含硫天然氣藏分布極不均衡，區域構造位置上特提斯域內發現的可采儲量占98.9%，與前陸相關被動大陸邊緣—前陸、弧后裂谷—前陸、克拉通—前陸3 類疊合盆地發現的天然氣可采儲量占98.5% ；儲層地質層位上三疊系、侏羅系、石炭系和二疊系4 個層系發現的可采儲量占92.5% ；儲層巖性上碳酸鹽巖儲層中發現的儲量占95.8%。

2）高含硫天然氣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%。高含硫天然氣主要為硫酸鹽熱化學還原成因，硫化氫硫同位素分餾小。

3）高含硫天然氣藏通常具備優越的烴源巖條件， 儲層物性好、以碳酸鹽巖為主，且多發育優質膏鹽巖蓋層。這類氣藏多經歷高溫環境，并常具有多期成藏特點。

4）全球高含硫天然氣藏儲量經歷了2 個快速增長階段，目前處于緩慢增長期。產量主要集中在卡塔爾、哈薩克斯坦、俄羅斯、中國和阿曼5 國，這些國家的高含硫天然氣產量占全球的97%。

5）模擬實驗、穩定同位素分析等技術手段的應用，顯著提高了高含硫天然氣成因判識與分布預測的準確性；在元素硫溶解和沉積傷害評價、高含硫氣井井下節流器、高含硫氣藏防腐以及天然氣凈化等技術取得重要進展，建立了安全開發標準和制度、管理與決策體系，這些技術的進步為高含硫天然氣藏的安全、高效利用提供了有力保障。