袁玉松，郝運(yùn)輕，劉全有，高 鍵，張守慶

1中國(guó)石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院；2中國(guó)石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院

0 前 言

熱化學(xué)硫酸鹽還原反應(yīng)（TSR）是硫酸鹽礦物在熱動(dòng)力驅(qū)動(dòng)下被烴類還原成硫化物，同時(shí)烴類被氧化成H2S和CO2等酸性氣體的化學(xué)反應(yīng)，是一種在高溫條件下以含膏碳酸鹽巖為儲(chǔ)層的油氣藏中普遍存在的有機(jī)-無機(jī)-流體相互作用的地質(zhì)-地球化學(xué)過程［1-2］。超深層（＞6 500 m）普遍滿足TSR所需的高溫條件（地層條件下＞120℃）［3］。TSR一旦發(fā)生就會(huì)導(dǎo)致烴類被消耗［4］，但是TSR對(duì)油氣藏的破壞程度究竟有多大，采用什么指標(biāo)、如何評(píng)價(jià)TSR對(duì)烴類的損耗程度一直是困擾地質(zhì)家的難題。烴類含量及干燥系數(shù)、非烴類含量及酸性氣體指數(shù)和碳/硫同位素3類強(qiáng)度指標(biāo)在一定程度上可以反映TSR強(qiáng)度及定性評(píng)價(jià)烴類化學(xué)損耗程度［5］，但都難以滿足定量評(píng)價(jià)的需要。

依據(jù)天然氣中烴類氣體組分的相對(duì)含量，在一定程度上可以判識(shí)TSR發(fā)生的可能性及相對(duì)強(qiáng)度［6］。甲烷在天然氣組分中含量越低，同時(shí)重?zé)N在烴類氣體組分中含量低，則TSR越強(qiáng)。TSR導(dǎo)致天然氣干燥系數(shù)增大。但是，目前尚未建立烴類氣體組分含量或者天然氣干燥系數(shù)與TSR強(qiáng)度之間的定量關(guān)系，僅能在一定程度上進(jìn)行定性分析。通常情況下，H2S含量越高，酸性氣體指數(shù)越大，則TSR越強(qiáng)，但是H2S含量低，并不一定表示TSR弱，因?yàn)檫@涉及到H2S的保存問題。烴類的碳同位素、CO2和次生方解石的碳同位素、H2S的硫同位素和瀝青的硫同位素等同位素指標(biāo)，雖然在一定程度上可以反映TSR強(qiáng)度［7-9］，但這些指標(biāo)同樣僅限于定性評(píng)價(jià)，而且存在明顯的多解性。

本文基于天然氣藏PVT狀態(tài)參數(shù)的改變，求取儲(chǔ)層中天然氣量（n）的變化，定量評(píng)價(jià)TSR對(duì)氣藏的損耗程度，以期完善深層—超深層油氣保存條件評(píng)價(jià)技術(shù)，為深層—超深層油氣資源潛力評(píng)價(jià)提供技術(shù)手段。

1 定量評(píng)價(jià)的基本思路

四川盆地幾乎所有高H2S氣田/氣藏，都表現(xiàn)為常壓。普光、元壩、鐵山坡、渡口河、羅家寨二疊系長(zhǎng)興組—三疊系飛仙關(guān)組高H2S氣藏中，無一為超壓氣藏。普光氣田長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組H2S含量高（平均為15%～17%），地層壓力系數(shù)低（1.07～1.18）［10］。H2S含量相對(duì)較低但具有明顯TSR特征的威遠(yuǎn)和安岳震旦系氣藏以及建南長(zhǎng)興組氣藏，也都是常壓氣藏。而不存在TSR的層系，則普遍發(fā)育超壓。鄰近普光氣田的毛壩、河壩、清溪場(chǎng)等H2S含量低、不存在TSR的氣藏均為超壓氣藏［11］。因此，可以推斷高H2S氣藏由超壓轉(zhuǎn)變成常壓，TSR損耗烴類是關(guān)鍵因素。那么，依據(jù)天然氣藏PVT狀態(tài)參數(shù)的改變量，求取儲(chǔ)層中天然氣量（n）的變化，即可定量評(píng)價(jià)TSR對(duì)烴類的損耗程度。

2 定量評(píng)價(jià)技術(shù)方法

TSR和古油藏裂解生氣都受溫度控制：當(dāng)?shù)貙訙囟雀哂?20℃左右時(shí)，TSR開始發(fā)生，消耗烴類，但此時(shí)作用強(qiáng)度較??；當(dāng)儲(chǔ)層溫度達(dá)到160℃左右時(shí)，原油開始裂解生氣，氣藏壓力增加，產(chǎn)生超壓；當(dāng)儲(chǔ)層溫度達(dá)到210℃左右，原油全部裂解為天然氣，裂解生氣增壓作用停止。如果儲(chǔ)層在地質(zhì)歷史時(shí)期的最高古地溫低于210℃，則在達(dá)到最高古地溫時(shí)，裂解生氣增壓作用停止。在四川盆地，通常在儲(chǔ)層達(dá)到最大古埋深時(shí)達(dá)到最高古地溫，因此，達(dá)到最大古埋深之后，原油裂解生氣的增壓作用停止。

以ZnPVT表示氣藏的狀態(tài)參數(shù)，Z、n、P、V、T分別表示天然氣的偏差系數(shù)、儲(chǔ)層單位體積內(nèi)天然氣的量、氣藏壓力、儲(chǔ)層單位體積中天然氣所占的體積、儲(chǔ)層溫度。依據(jù)儲(chǔ)層埋深和溫度，設(shè)置地質(zhì)歷史時(shí)期氣藏的3個(gè)狀態(tài)(圖1)：狀態(tài)1為現(xiàn)今埋深條件下的狀態(tài)（Z1n1P1V1T1）；狀態(tài)2為考慮TSR條件下，儲(chǔ)層最大古埋深時(shí)的狀態(tài)（Z2n2P2V2T2）；狀態(tài)3為不考慮TSR條件下，儲(chǔ)層達(dá)到最高古地溫或者210℃時(shí)的狀態(tài)（Z3n3P3V3T3）。其中，狀態(tài)3是虛擬的，實(shí)際地質(zhì)條件下是不存在的，因?yàn)門SR自120℃時(shí)開始發(fā)生，在原油裂解溫度窗（160～210℃）內(nèi)TSR消耗烴類和原油裂解生氣作用同時(shí)發(fā)生。狀態(tài)2包含了TSR的效果，其n2、P2、V2參數(shù)主要由原油裂解生氣的增壓作用和TSR消耗烴類的降壓作用二者之間的動(dòng)態(tài)耦合關(guān)系決定。由狀態(tài)2到狀態(tài)1，氣藏溫壓的變化主要由抬升剝蝕引起。假設(shè)在后期的抬升剝蝕、儲(chǔ)層溫度降低的過程中，TSR對(duì)烴類的損耗也停止，蓋層封閉性極好，抬升過程中氣藏為完全封閉狀態(tài)，即相當(dāng)于假設(shè)了n1=n2，那么從最大古埋深至現(xiàn)今，氣藏壓力的變化僅受抬升卸載孔隙回彈和儲(chǔ)層降溫導(dǎo)致的氣體體積收縮控制。在這樣的假設(shè)下，由狀態(tài)2到狀態(tài)1，儲(chǔ)層壓力的絕對(duì)值是降低的，但因?yàn)榻?jīng)過抬升之后，靜水壓力也降低了，所以壓力系數(shù)既有可能增大也有可能減小。狀態(tài)1的溫/壓（P1/T1）參數(shù)均為已知量；從狀態(tài)1出發(fā)，依據(jù)抬升卸載孔隙回彈和儲(chǔ)層降溫氣體體積收縮，可以反演得到狀態(tài)2的壓力（P2）；狀態(tài)3的壓力參數(shù)（P3）可通過儲(chǔ)層鹽水包裹體最大均一溫度對(duì)應(yīng)的古壓力確定。

圖1 地質(zhì)歷史時(shí)期氣藏的3個(gè)狀態(tài)設(shè)置示意圖Fig.1 Schematic diagram of three gas reservoir states in geological history

對(duì)于特定的天然氣藏，在狀態(tài)1滿足：P1V1=Z1n1RT1，即f1ρwgH1φ1VS=Z1n1RT1；在 狀態(tài)2滿 足：P2V2=Z2n2RT2，即f2ρwgH2φ2VS=Z2n2RT2；在虛擬狀態(tài)3滿 足：P3V3=Z3n3RT3，即f3ρwgH3φ3VS=Z3n3RT3。其中，P1為現(xiàn)今地質(zhì)條件下氣藏壓力，Pa；V1為儲(chǔ)層單位體積內(nèi)天然氣的體積，m3；T1為儲(chǔ)層溫度，K；n1為儲(chǔ)層單位體積內(nèi)天然氣的量，mol；Z1為天然氣的偏差系數(shù)，無量綱；R為通用氣體常數(shù)，無量綱；f1為氣藏壓力系數(shù)，無量綱；ρw為地層水的密度，kg/m3；g為重力加速度，9.8m/s2；H1為儲(chǔ)層埋深，m；φ1為儲(chǔ)層孔隙度，無量綱；V為儲(chǔ)層單位體積，m3；S為含氣飽和度，小數(shù)；P2、V2、T2、n2、H2、Z2、f2、φ2為狀態(tài)2的相應(yīng)參數(shù)，P3、V3、T3、n3、H3、Z3、f3、φ3為狀態(tài)3的相應(yīng)參數(shù)。那么，TSR烴類損耗程度定義為：

方便起見，將此TSR烴類化學(xué)損耗評(píng)價(jià)方法稱為ZnPVT狀態(tài)參數(shù)評(píng)價(jià)法。

3 定量評(píng)價(jià)應(yīng)用實(shí)例

3.1 天然氣的偏差系數(shù)

天然氣的偏差系數(shù)Z的大小取決于對(duì)比溫度（TR）和對(duì)比壓力（PR）。對(duì)比溫度和對(duì)比壓力的計(jì)算公式分別為：TR=T/Tc，PR=P/Pc，式中Tc、Pc分別為臨界溫度（單位：K）和臨界壓力（單位：MPa），其值取決于天然氣的成分組成或相對(duì)密度。依據(jù)天然氣組分可計(jì)算天然氣分子量，進(jìn)而獲得天然氣的臨界溫度和臨界壓力，再計(jì)算對(duì)比溫度和對(duì)比壓力，然后即可依據(jù)圖版（圖2）查找天然氣的偏差系數(shù)。

圖2 天然氣的偏差系數(shù)圖版（據(jù)文獻(xiàn)［12］）Fig.2 Diagram of natural gas deviation coefficient(cited from reference［12］)

天然氣中酸性氣體含量（w（H2S+CO2））與臨界溫度及臨界壓力之間存在顯著的線性相關(guān)性（圖3）。因此，可以依據(jù)圖3中的線性擬合公式分別計(jì)算川東北地區(qū)長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組天然氣的臨界溫度及臨界壓力：Tc=1.238 6×w(H2S+CO2）+192.76；Pc=0.102 7×w(H2S+CO2）+4.829。

圖3 川東北地區(qū)天然氣臨界溫度、臨界壓力與酸性氣體含量關(guān)系（數(shù)據(jù)源于文獻(xiàn)［13］）Fig.3 Relationship between critical temperature,critical pressure and acid gas content of natural gas in Northeast Sichuan（data from reference［13］）

3.2 典型H 2S氣藏TSR烴類化學(xué)損耗

選擇普光氣田長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組氣藏、元壩氣田長(zhǎng)興組氣藏、建南氣田長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組氣藏和威遠(yuǎn)氣田燈影組氣藏作為典型實(shí)例，應(yīng)用ZnPVT狀態(tài)參數(shù)法開展TSR烴類化學(xué)損耗評(píng)價(jià)。在普光氣田、元壩氣田、建南氣田各選一口較深的鉆井進(jìn)行長(zhǎng)興組底界埋藏史、地溫史恢復(fù)（圖4），可直觀反映地質(zhì)歷史時(shí)期的演化。

圖4 普光氣田、元壩氣田、建南氣田長(zhǎng)興組底界埋藏史與地溫史圖Fig.4 Burial history and temperature history of the bottom of Changxing Formation in Jiannan，Puguang,and Yuanba gas fields

3.2.1 普光地區(qū)

以普光2井為例計(jì)算TSR烴類化學(xué)損耗程度。普光2井長(zhǎng)興組埋深5 259.3 m處甲烷（CH4）含量為75.07%，乙烷（C2H6）含量為0.24%，天然氣組分中無丙烷（C3H8），H2S含量為15.66%，（H2S+CO2）含量為24.26%。3個(gè)狀態(tài)的參數(shù)見表1。

表1 普光2井長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組氣藏TSR烴類化學(xué)損耗計(jì)算參數(shù)Table 1 Calculation parameters of TSR hydrocarbon chemical loss in Changxing-Feixianguan gas pool of Well Puguang 2

普光2井長(zhǎng)興組底部現(xiàn)今埋深H1=5 353 m，現(xiàn)今地溫T1=386K，現(xiàn)今壓力系數(shù)f1=1.0；通過埋藏史和地溫史恢復(fù)，獲得長(zhǎng)興組最大古埋深H2=6 547 m，最高古地溫T2=459 K。由于普光2井長(zhǎng)興組最大古埋深時(shí)即是地層達(dá)到最高古地溫之時(shí)，因此H3=H2=6 547 m，T3=T2=459 K。由（H2S+CO2）含量為24.26%，結(jié)合不同狀態(tài)的溫度和壓力，依據(jù)3.1小節(jié)的偏差系數(shù)計(jì)算方法，可得到Z1=0.95，Z2=1.55，Z3=1.80。普光2井燕山期—喜馬拉雅期剝蝕量大約為1 200 m，通過構(gòu)造抬升剝蝕對(duì)孔隙流體壓力影響的計(jì)算［14］，可得到最大古埋深時(shí)的壓力系數(shù)f2=1.48；按甲烷包裹體的密度和共生的鹽水包裹體測(cè)定的均一溫度（170～180℃），用PVTsim軟件模擬計(jì)算的捕獲壓力為153～160.7 MPa，反映了普光地區(qū)高密度甲烷包裹體主要捕獲于油裂解大量產(chǎn)出階段高溫超壓的地質(zhì)環(huán)境［15］，按捕獲壓力153 MPa換算得到最高古地溫時(shí)的壓力系數(shù)大約為2.1，即f3=2.1。

應(yīng)用公式（1）計(jì)算獲得普光2井長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組氣藏TSR烴類化學(xué)損耗為18%（表1）。

3.2.2 元壩地區(qū)

元壩2井長(zhǎng)興組甲烷含量為80.38%，乙烷含量為0.03%，無丙烷，H2S含量為5.81%，（H2S+CO2）含量為18.11%，無論是H2S含量還是（H2S+CO2）含量均小于普光2井。元壩氣田長(zhǎng)興組底部現(xiàn)今埋深為6 700～7 400 m，平均埋深為7 000 m，溫度為120℃，壓力系數(shù)為1.0。長(zhǎng)興組儲(chǔ)層最大古埋深為7 500～8 200 m，平均為7 900 m，溫度為180℃，壓力為153 MPa，如果未發(fā)生TSR，壓力系數(shù)可達(dá)2.19。元壩2井長(zhǎng)興組現(xiàn)今埋深為6 720 m，最大古埋深為7 519 m。計(jì)算得到TSR烴類損耗程度為20%（表2），略高于普光2井的損耗程度。

表2 元壩2井長(zhǎng)興組氣藏TSR烴類化學(xué)損耗計(jì)算參數(shù)Table 2 Calculation parameters of TSR hydrocarbon chemical loss in Changxing gas pool of Well Yuanba 2

3.2.3 建南地區(qū)

建南氣田石炭系和飛仙關(guān)組氣藏的H2S含量都很低（一般小于0.5%），但長(zhǎng)興組氣藏的H2S含量相對(duì)較高（2.5%±1.0%），（H2S+CO2）的含量為9.2%±3.2%。建16井長(zhǎng)興組甲烷含量為86.73%，乙烷含量為0.17%，H2S含量為3.36%，（H2S+CO2）含量為11.92%，酸性氣體含量均小于普光2井和元壩2井。以建16井長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組氣藏為例，計(jì)算得到TSR烴類損耗程度為10%（表3）。

表3 建16井長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組氣藏TSR烴類化學(xué)損耗計(jì)算參數(shù)Table 3 Calculation parameters of TSR hydrocarbon chemical loss in Changxing-Feixianguan gas pool of Well Jian 16

3.2.4 威遠(yuǎn)地區(qū)

威遠(yuǎn)氣田震旦系燈影組氣藏甲烷平均含量為86.33%，乙烷含量大多數(shù)小于0.2%，平均為0.118%，丙烷及其以上的重?zé)N幾乎檢測(cè)不到；H2S含量介于0.8%～1.4%，平均含量為1.067%；CO2含量大多數(shù)介于4.1%～5.1%，平均含量為4.63%。威28井燈影組甲烷含量為85.1%，乙烷含量為0.11%；H2S含量為1.3%，（H2S+CO2）含量為6.2%，酸性氣體含量遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于普光氣田和元壩氣田。雖然威遠(yuǎn)氣田天然氣的H2S含量不高，但天然氣地球化學(xué)及H2S的硫同位素特征顯示其為TSR成因［16］。以威28井燈影組氣藏為例，計(jì)算得到TSR烴類損耗程度為64%（表4）。

表4 威28井燈影組氣藏TSR烴類化學(xué)損耗計(jì)算參數(shù)Table 4 Calculation parameters of TSR hydrocarbon chemical loss in Dengying gas pool of Well Wei 28

4 討 論

本文在建立TSR烴類損耗定量評(píng)價(jià)方法時(shí)，將復(fù)雜問題進(jìn)行了相對(duì)簡(jiǎn)單化處理。天然氣藏（包括高H2S氣藏）在地質(zhì)歷史時(shí)期的PVT狀態(tài)參數(shù)受多種因素影響，本文考慮了TSR、溫度演化、壓力演化、孔隙演化（包括抬升卸載孔隙回彈）、天然氣壓縮系數(shù)等主要因素，回避了其余的因素（比如差異聚集、H2S的溶解、黃鐵礦的形成、方解石的沉淀以及可能的物理散失等），主要原因是這些因素?zé)o法體現(xiàn)于定量模型之中，目前僅適合于定性評(píng)價(jià)。但是，這些因素又可能完全統(tǒng)一于地層流體壓力系數(shù)的變化之中，因此從機(jī)理上講，仍然是合理的。

應(yīng)用本文建立的ZnPVT狀態(tài)參數(shù)法，開展TSR烴類化學(xué)損耗評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)結(jié)果（表5）與天然氣組分相對(duì)含量反映的TSR強(qiáng)度以及實(shí)際地質(zhì)情況基本一致。

表5 四川盆地含H2S氣田代表性鉆井TSR強(qiáng)度評(píng)價(jià)表Table 5 TSR evaluation for representative wells in H2S-bearing gas fields in Sichuan Basin

從表5可以看出，H2S含量較高時(shí)，TSR肯定較強(qiáng)，但H2S含量低時(shí)，TSR不一定弱，甚至可能很強(qiáng)。普光2井H2S含量較高，TSR也較強(qiáng)；元壩2井H2S含量明顯較普光2井低，但TSR強(qiáng)度與之相當(dāng)甚至稍強(qiáng)；威28井雖然H2S含量低，但TSR強(qiáng)度異常高。這些定量評(píng)價(jià)結(jié)果是否可信，在一定程度上可由天然氣地球化學(xué)參數(shù)和實(shí)際鉆探情況進(jìn)行驗(yàn)證。

從普光氣田、元壩氣田、建南氣田的甲烷和乙烷含量上看（圖5a），普光氣田天然氣中甲烷含量最低，建南氣田甲烷含量最高。元壩氣田長(zhǎng)興組氣藏雖然甲烷含量比普光氣田高，但乙烷含量卻比普光氣田低，這可能意味著元壩長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組的TSR比普光長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組的TSR更強(qiáng)，因?yàn)樵獕螝馓锏囊彝閾p耗量更大。建南氣田長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組的TSR在三者之中是最弱的，這與建南氣田的乙烷含量相對(duì)較高所反映的TSR程度一致。

普光氣田、元壩氣田和建南氣田的H2S含量明顯不同（圖5b）。普光氣田長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組H2S含量最高（平均為15%～17%），元壩氣田長(zhǎng)興組H2S含量次之（平均為6%～8%），建南氣田長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組H2S含量最低（平均為2%左右）。

圖5 四川盆地3個(gè)典型含H2S氣田乙烷、硫化氫與甲烷含量交會(huì)圖Fig.5 Crossplots of ethane,hydrogen sulfide and methane content in Puguang,Yuanba,and Jiannan gas fields

從H2S含量來看，普光氣田長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組TSR最強(qiáng)，元壩氣田次之，建南氣田最弱。從乙烷含量看，元壩氣田長(zhǎng)興組TSR最強(qiáng)，普光氣田次之，建南氣田最弱。從本文的定量計(jì)算結(jié)果看，元壩氣田長(zhǎng)興組TSR最強(qiáng)，普光氣田次之，建南氣田最弱，與乙烷含量反映的結(jié)果一致。這也說明H2S含量不能完全反映TSR強(qiáng)度，因?yàn)镠2S含量不僅與TSR強(qiáng)度有關(guān)，還與H2S的保存有關(guān)。普光氣田、元壩氣田和建南氣田的埋藏史不同（圖4），元壩氣田長(zhǎng)興組的古埋深最大（7 500～8 500 m），普光氣田次之（6 500～7 500 m），建南氣田最小（5 500～5 800 m）；儲(chǔ)層經(jīng)歷的最高古地溫也不同，元壩氣田長(zhǎng)興組的最高古地溫最大（210～230℃），普光氣田次之（180～200℃），建南氣田最?。?70～180℃）。TSR是受溫度控制的，在其他條件基本一致的情況下，溫度越高，TSR越強(qiáng)?？梢?，本文計(jì)算的化學(xué)損耗程度與實(shí)際地質(zhì)條件吻合。

威遠(yuǎn)氣田充滿度低，壓力系數(shù)低，不一定是蓋層破壞導(dǎo)致的天然氣物理散失的結(jié)果，可能是TSR導(dǎo)致的烴類化學(xué)損耗引起的。ZnPVT狀態(tài)參數(shù)法計(jì)算結(jié)果顯示威遠(yuǎn)燈影組氣藏TSR烴類化學(xué)損耗程度達(dá)原始?xì)獠貎?chǔ)量的64%。

有的研究者認(rèn)為，由于威遠(yuǎn)地區(qū)喜馬拉雅期的隆升剝蝕作用比高石梯—磨溪地區(qū)強(qiáng)度大，因此，高石梯—磨溪地區(qū)龍王廟組現(xiàn)今仍然保持一定的超壓，壓力系數(shù)達(dá)1.6，而威遠(yuǎn)地區(qū)為常壓，這是保存條件破壞造成天然氣散失的結(jié)果［17］。事實(shí)上，威遠(yuǎn)燈影組氣藏的蓋層物性封閉能力極好，天然氣微滲漏損失有限。氣藏上覆寒武系九老洞組黑色泥頁巖蓋層，平均厚度達(dá)400 m，突破壓力超過15 MPa，具備封閉超高壓天然氣藏的能力，不支持微滲漏散失的認(rèn)識(shí)。根據(jù)威遠(yuǎn)燈影組氣藏的面積和儲(chǔ)量，并取甲烷通過寒武系九老洞組蓋層的擴(kuò)散系數(shù)為2.12×10-10m2/s，計(jì)算得到氣藏中的甲烷通過擴(kuò)散作用全部損失掉所需的時(shí)間為572.62 Ma［18］?？梢姡烊粴獾臄U(kuò)散損失是非常有限的。威遠(yuǎn)氣田地層水化學(xué)特征揭示天然氣保存條件沒有發(fā)生破壞：資陽地區(qū)16口探井的地層水礦化度都在60～80 g/m3之間，而且地層水的變質(zhì)系數(shù)（rNa+/rCl-）均在1.0左右，反映油氣保存條件優(yōu)越。而強(qiáng)烈的TSR引起的大量烴類化學(xué)損耗可以很好地解釋其低充滿度和低壓力系數(shù)。威遠(yuǎn)地區(qū)燈影組天然氣藏的TSR之所以如此強(qiáng)烈，推測(cè)可能與氣藏的底水特別豐富，初始硫酸根離子含量高，與天然氣充分接觸參與TSR有關(guān)。

5 結(jié)論

（1）四川盆地幾乎所有高含H2S氣田/氣藏，現(xiàn)今都表現(xiàn)為常壓，但在地質(zhì)歷史時(shí)期普遍存在超壓現(xiàn)象，深層—超深層高溫條件下海相含膏碳酸鹽巖層系中高H2S氣藏由超壓轉(zhuǎn)變成常壓，TSR烴類損耗是關(guān)鍵。

（2）利用地層條件下天然氣狀態(tài)參數(shù)，嘗試建立了TSR烴類化學(xué)損耗定量評(píng)價(jià)方法：ZnPVT狀態(tài)參數(shù)評(píng)價(jià)法。

（3）采用ZnPVT狀態(tài)參數(shù)法對(duì)普光、元壩、建南和威遠(yuǎn)等氣田的TSR烴類化學(xué)損耗評(píng)價(jià)結(jié)果顯示，普光氣田長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組氣藏、元壩氣田長(zhǎng)興組氣藏、建南氣田長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組氣藏和威遠(yuǎn)氣田燈影組氣藏TSR烴類損耗分別為原始儲(chǔ)量的18%、20%、10%和64%。該項(xiàng)評(píng)價(jià)結(jié)果與實(shí)際地質(zhì)條件相符。