天然气动态扩散原理分析研究现状及对策_天然气在空气中的扩散速度

1.测井在天然气水合物勘探与评价中的应用

2.历年燃气中级职称考试试题

3.晋城无烟煤CO₂＆N₂-ECBM数值模拟研究

4.石油天然气行业的安全评价

5.燃气阀门应用现状及选型？

6.天然气水合物远景预测

7.中国天然气远景展望

8.温室效应

沙志彬 张光学 梁金强 王宏斌

第一作者简介：沙志彬，男，12年出生，高级工程师，主要从事石油地质和天然气水合物的研究。

（广州海洋地质调查局 广州 510760）

摘要 海底天然气水合物大多与通过切穿沉积盖层的断裂的上升烃类流体相关，这些高渗透带包括泥火山和底辟等侵入构造，所以泥火山、底辟和海底断裂等构造周围可能赋存水合物；实际钻探结果也证实，泥火山和水合物的形成与聚集有较为密切的关系。泥火山，它是地层内部圈闭气体由于压力释放上冲的结果，也是气体向上运移的通道。文章初步总结了泥火山与水合物的成矿关系，认为泥火山是水合物赋存的标志之一，是水合物存在的活证据。本文对我国泥火山与水合物的发育和赋存进行了分析预测，并对泥火山构造中水合物的成矿模式进行了初步探讨。

关键词 泥火山 天然气水合物 成矿模式

1 前言

泥火山，是顶部带有漏斗状火山口并具有通向深部的管孔，可涌出混有泥质粘土质沉积物的水、气的大型圆锥形山丘，它的形成与烃类渗出物相关。泥火山跟泥底辟一样，都是地层内部圈闭气体由于压力释放上冲的结果，同时它也是气体向上运移的通道。

年Ginsburg 等地球物理学家第一次提到了水合物与海底泥火山的关系问题，此后陆续发现了里海、黑海、挪威海、地中海、巴巴多斯近海、尼日利亚近海和墨西哥湾的水合物普遍有存在于泥火山或泥底辟附近的现象，这些现象说明泥火山与水合物的赋存关系密切，可以认为泥火山是水合物赋存的标志之一，是水合物存在的活证据。

被动陆缘内巨厚沉积层塑性物质及高压流体、陆缘外侧火山活动及张裂作用，可形成大规模的泥火山或底辟构造，这些构造能使构造侧翼或顶部的沉积层倾斜，便于流体排放形成天然气水合物。Reed 等（1990）认为，沉积物负荷和甲烷的产生相互结合促进了泥火山的发育或有助于附近泥底辟的演化，随着甲烷的聚集浓度增加导致了水合物的形成，而且有利于水合物的发育。目前，世界海洋中成规模的水合物产地共有五处，综合分析结果表明，水合物主要聚集于活跃的流体逸出环境中，是由微生物成因的甲烷气沿断层、节理、底辟构造或通过泥火山作用向上运移形成的。

2 与天然气水合物有关的泥火山

里海：19年，在南里海的海洋考察中偶然发现了水合物，目前里海发现了50多个泥火山水合物分布区（图1）。1986、1988年，苏联组织了调查，在南里海盆地的两座海底泥火山上取得27个样品，有24个见到水合物（Buzdag泥火山的20个的重力岩心中有19个观察到了水合物，Elm泥火山的7个重力岩心中有5个发现了水合物。），水合物含量为2%～25%，气体成分以烃类为主，甲烷、乙烷含量比较高。据推测，在深水区的泥火山有60座以上，存在水合物的区域面积可能不小于30000km2。

图1 南里海泥火山区天然气水合物的位置

（据Ginsburg 等，1992）

1—在泥火山处发现的天然气水合物（A—Buzdag，B—Eim）；2—未发现天然气水合物的泥底辟（C—A bikha Swell处于无名泥火山，D?Deverny）；3—海底泥火山；4—天然气水合物分布区边界

Fig.1 Locations of gas hydrates in mud volcano areas of the South Caspian Sea（after Ginsburg et al.，1992）

黑海：俄罗斯曾对黑海3个与水合物有关的流体逸出构造地区进行了调查，这些地区以含水合物泥火山和泥底辟为特征，在Sorokin海槽泥火山、Kovalevsky泥火山及Crimea半岛西坡的流体逸出构造的沉积物中都发现了水合物。在Sorokin海槽泥火山沉积物中，观测到气体水合物约2～3m 厚，呈块状和板状，直径达5cm，与海底沉积物地层亚平行；在中部Kovalevsky泥火山的沉积物中观测到了水合物的斑状构造，水合物基本上是等体积的捕虏体，长5cm，呈雪白色；在Crimea半岛的西部陆坡，TTR11（UN ESCO培训调研）航次调查用箱式取样器也集到了水合物，这是首次在此发现水合物，其沉积物是被极细小的水合物胶结在一起的块状构造（Konyukhov等，1995；Ginsburg等，1990；Ginsburg和Soloviev，1994；Ivanov等，1998）。1996年“Gelendzhik”号的TTR?6航次在Sorokin海槽一典型的底辟构造进行样，该底辟构造由从底辟脊顶和侧翼隆升至海底的泥火山和泥底辟组成（图2），结果在15个岩心样品中12个取样站位的岩心中发现有异常高的气体含量，且在5个含有泥质角砾岩的岩心中均观察到了水合物，一些岩心中还发现被碳酸盐物质轻微胶结的小贻贝壳和细菌族的存在。

图2 Sorokin海槽内的PS?256底辟构造中的泥火山

（据M.K.Ivanov等，2000）

Fig.2 The mud volcano of the PS?256 diapir structure in the Sorokin trough（after M.K.Ivanov et al.，2000）

图3 巴伦支海泥火山A的浅层剖面

（据D.Long等，1993）

Fig.3 Sub?bottom profile of mud volcano A in Barents Sea（after D.Long et al.，1993）

巴伦支海：德国科学家Solheim和Elverh?i（1993）发现巴伦支海74°55'N?27°36'E水深大约340m的海底存在着一大群泥火山。从泥火山口A的浅层剖面（图3）可以看到两个隆起的丘状体，其中一个从底部隆升了近20m，到达火山口附近。火山口周围海底平坦，靠近火山口具有一薄而不均匀的沉积盖层。从多波束调查结果发现，内部丘状体具有杂乱的反射特征，但声波无法穿透火山口底部，这些特征被认为主要是受包括位于水合物带之下气体的聚集所致（Dillon和Paull，1983）。对该区调查结果认为数个火山口内的地形高处（由棱角状的岩石组成，局部隆升于火山口壁围岩之上）是水合物丘状体，在火山口形成之后气体仍持续不断地流动，而储存于浅层附近的水合物储集层是影响底层水体温度变化及引起甲烷以季节性大量释放的原因。另据报道，南巴伦支海水合物分布范围超过55km2（Laberg和Andreassen，1996）。

3 与泥火山相关的水合物特征

与泥火山相关的水合物有许多共同特征，如水合物包裹体都呈白色或灰白色，具有片状晶形，在沉积物中无定向分布。沉积物中的水合物含量从1%～2%至35%不等，并且在整个泥火山地区以及在深度上都有变化。1998年，在地中海进行的MEDINAUT海底勘查中，深水潜艇发现海底多处富含CH4的泥火山口和冷喷溢口，它们周围有自生碳酸盐壳生长，它们在活动的泥火山口周围可形成碳酸盐台地、圆丘或放射状丘。1999年，Lein等通过对泥火山含甲烷沉积物中流体性质的研究，发现所有典型含水合物的泥火山沉积物的孔隙水特征都比周围沉积物氯含量要低。对挪威海Hakon Mosby 泥火山的研究表明，海底泥火山结构中地温梯度的变化规律十分明显：泥火山中央为明显的地温梯度高值，地温梯度随着距泥火山中心距离的增大而减小，泥火山外达到一个常值。同时，水合物聚集具有同心带状结构，由热的上升流体流控制。从泥火山流体周围的新沉积物中流出的水参加了气体水合物的形成，而泥火山的大小和形状对水合物赋存形态也有较强的控制作用。

在泥火山构造中，BSR 同样可以指示水合物的存在，但BSR 与水合物并非一一对应的关系。例如，里海泥火山含有水合物的地层中均无BSR相对应；而巴拿马北部近海泥火山发育区，水合物与BSR则呈一一对应关系，并且泥火山与BSR都集中分布于受逆断层控制的斜脊中。研究结果表明，在泥火山喷发过程中，泥石流在几天或更短的时间内就会形成几十米的盖层，沉积物厚度的改变引起水合物平衡条件发生变化，水合物分解释放出甲烷气。在此情况下，通常可以观察到BSR。

4 赋存在泥火山水合物中的甲烷量

甲烷是与泥火山相关的水合物中的主要成分，为了估算全球泥火山中甲烷聚集量，首先要确定局部聚集的甲烷量，其次确定含水合物泥火山的数量。

Ginsburg、Soloviev等（1999）估算了里海Buzdag泥火山和挪威海Hakon Mosby泥火山水合物中的甲烷量。对Buzdag泥火山，用设的泥火山面积、粘土角砾中的平均水合物含量和含水合物带的厚度的甲烷量为3×108m3。同样用体积方法对Haakon Mosby 甲烷量的估算值为（3～4）×108m3，但考虑了所观察的气体水合物呈带状分布的特征。对这两个泥火山的泥角砾和周围原沉积物中的水合物分布也作了很好的研究，其中20个岩心来自Buzdag（19个含水合物，平均气体水合物体积含量为15%），27个来自Haakonmosby（16个含水合物，体积含量为1.2%）。所以估算的局部泥火山的甲烷聚集量为n×108m3是现实的，两种估算结果都认为1m3的水合物含160m3的STP气体（Sloan，1990）。

Weeks（14）、Milkov（2000）根据已查明存在泥火山地区的泥火山密度的观察结果，估计了全球泥火山的数量为103～105个。然而，并不是所有的海底泥火山都含气体水合物，在巴巴多斯近海钻探了5个泥火山，但只有Atalante 含水合物（Lance 等，1998）；在黑海的深水区，对8个泥火山进行了样，只有2个（MSU 和Tredmar）含水合物；在地中海的Olimpi 钻探了23个泥火山和底辟，虽然孔隙水指示这些泥火山中存在水合物，但没有发现水合物（De Lange，Brumsack，1999）；在地中海的Anaximander 钻探了6个泥火山，只在Kula发现了水合物。所以，全球含水合物泥火山的数量可能只占深水泥火山总量的10%左右（即102～104个）。

最后，把单个海底泥火山中聚集的甲烷气体水合物数量的估算与全球含水合物的泥火山数量结合起来，得到气体水合物中的总甲烷量为n×（1010～1012）m3。这是初步的估算结果，但不管如何，它们的储量都很可观。

5 泥火山与天然气水合物成矿地质模式

图4 Hakon Mosby泥火山的水合物与钻孔分布图

（据G.D.Ginsberg等，1999）

Fig.4 Distribution of gas hydrates and drilling holes in Hakon Mosby Mud Volcano（after Ginsburg et al.，1999）

G.D.Ginsburg等（1999）研究了挪威海Hakon Mosby泥火山与水合物的成矿关系，该泥火山直径约200m。从平面图（图4）可以看出（图中a 为无水合物区；b—d 为水合物发育区：b含量为0～10%，c含量为10%～20%，d，少量；虚线所示为水合物边界；空心圆表示未发现水合物站位；实心圆为发现水合物站位；实心正方形为海底即见到水合物的站位。），泥火山中心最热处不发育水合物，往外侧逐渐发育水合物；距离泥火山中心较远的地方，沉积物中水合物含量一般在0～10%之间（平均为5%），再往外就到了水合物含量的最高值区（平均为10%～20%）。37、38、40钻孔位于水合物沉积区内，28、45钻孔位于水合物高值区内；其中，45钻孔中还观察到块状水合物样品，长度从0～225cm不等。

A.V.Egorov等（1999）在对Hakon Mosby泥火山地区水合物研究后提出泥火山构造中水合物的成矿模式（图5）。该模式认为：海底存在的水合物能够在没有任何温热或上升海水的情况下产生甲烷气柱，气柱的上部边界由底部气流的速率和纵横方向上的扰动?扩散系数决定。统计结果显示：泥火山上的甲烷气柱一般不超过10m。泥火山上水柱样品表明火山表面上60m乃至80m处甲烷气的浓度均较高，并且在火山表面至少有50m的温度正异常。

图5 Hakon Mosby泥火山水合物分布模式

（据A.V.Egorov等，1999）

Fig.5 The model of Hakon Mosby Mud Volcano and gas hydrates（after A.V.Egorov et al.，1999）

Milkov等（2002）则根据流体迁移模式和水合物在稳定带（GHSZ）内聚集的特征，讨论了水合物在泥火山地质构造条件下的水合物聚集与赋存状况，提出构造圈闭型水合物成矿模式（图6）。泥火山作用下的天然气水合物明显地赋存在经受过快速坳陷的含有巨厚年轻沉积层内，埋深不大，在黑海和墨西哥湾都发现了大量的此类水合物。该类型矿藏主要由热成因气、生物成因气或者混合气从较深部位的含油气系统沿断裂、泥火山或其它的构造通道快速运移至水合物稳定域中，同时还受流体通道的几何形态、流体的流速、天然气的组成和温压场等因素控制，造成水合物通常位于活动断裂附近和泥火山口，所以可能在海底或较浅的沉积物中获得样品。这类水合物矿藏沉积物中水合物的含量通常较高，因而具有较高的密度和开价值，开发与生产的成本也较低。

6 我国的泥火山与水合物的关系远景前瞻

东海外陆架和冲绳海槽西坡上部高分辨率地震、多波束和声学资料都显示在海槽中段发育有海底泥火山，它们呈直径为数十到数百米、高度在数米到40m之间的沉积物隆起。泥火山的地震资料发现振幅异常和特殊地震相，说明泥火山的沉积物中含有气体，表明天然气或流体渗透与泥火山的形成有一定关系。这些泥火山还与出现在沿冲绳海槽西坡的正断层相关，这些正断层正是流体运移的通道。Yin P 等（2003）认为这些泥火山的泥和流体的来源比较深，年代也较早，但其渗透过程目前可能仍在进行，而且其活动很可能与水合物的形成与分解有关。

图6 构造圈闭型的泥火山水合物成矿地质模式

（据Milkov等，2002）

Fig.6 The model of Mud Volcano and gas hydrates in structural trap（after Milkov et al，2002）

近年来，广州海洋地质调查局在南海北部陆坡开展地质与地球物理调查，发现了与水合物有关的似海底反射波（BSR）、甲烷高含量异常、氯离子和硫酸根浓度异常、碳酸盐结壳和甲烷礁等重要的地球物理与地球化学证据，表明南海北部陆坡具有良好的水合物成矿远景。尽管没有找到与水合物有关的泥火山，但是发现同是在活跃流体逸出环境中形成的底辟构造在陆坡区内比较发育；其中，有35%左右的底辟构造与BSR相伴生，这些底辟构造中可能存在水合物；而这些底辟多数可能为泥底辟，如果温压条件有大的改变，造成水合物溢出的话，很可能会形成泥火山。因此，将来我们可以在发现底辟构造的区域除进行多道高分辨率地震勘探外，最好利用其它地球物理勘探方法（例如浅层剖面、单道地震测量、旁侧声纳、多波束和海底摄像）来进行综合调查，查找周围是否存在泥火山构造，进而确定是否存在水合物。随着勘探和研究的不断深入，相信不久的将来，在南海会发现水合物，并且能够找到与水合物相关的泥火山。

7 认识与讨论

泥火山构造是地层内部圈闭气体由于压力释放上冲的结果，又可以是深部气源向上运移提供良好的通道，使气体能够在合适的温压环境下聚集成矿，为水合物的形成创造良好的构造条件；另外，泥火山是海底流体逸出的表现，受到快速的过冷却作用往往在其周围可见到水合物的出现，故一定程度上它揭示了地层之下是否赋存水合物。

保守估计，全球含天然气水合物的泥火山数量可能只占泥火山总量的10 %左右（102～104个），但是它们所包含的总甲烷量却很可观，约为n×（1010～1012）m3。

尽管如此，泥火山构造与水合物的形成及分布密切关系是显而易见的。如果发现了泥火山构造，就很可能找到水合物的存在。因此，研究泥火山与水合物的成矿关系，对了解海底水合物的发展变化规律、成矿远景以及对水合物的地球物理勘查方向都具有重要的指导意义。

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Mud Volcano—One Live Evidence of The Existence of Gas Hydrates

Sha Zhibin Zhang Guangxue Liang Jinqiang Wang Hongbin

（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，510760）

Abstract：Marine gas hydrates are mostly related to the lifting hydrocarbon flow through the various fractures in the sediment.The intrusion—related structures such as the mud volcano and the diapir are also the high permeable zone of fluid flow.So there are potentially distributed marine gas hydrates around the mud volcano，the diapir and fault fracture.Results of drilling are proved that there are close relationships between the form and accumulation of gas hydrates and mud volcano.The mud volcano can be regarded as the result of the pressure of inner gases upthrusted from the lower strata，and the migration of gases from deeper strata.The mineralization relationships between the gas hydrates and the mud volcano are summarized in primary in this paper，which suggest that mud volcano is one of the signs and alive evidence of the existence of gas hydrates.The mud volcano and gas hydrates are predicted in China.In addition，the mineralization model of gas hydrates in the structure of mud volcano are construed in this paper.

Key words：Mud volcano Gas hydrates Mineralization model

测井在天然气水合物勘探与评价中的应用

烃类微渗漏学说是特态矿物法的理论基础。

石油与煤的形成，均伴生着天然气的形成。天然气的成分以小分子量为主，而小分子量的颗粒，极易于运移。气藏或油藏中的天然气，均能向地表渗漏。

从近地表的生物成因的天然气，到地下较深时形成的煤、石油，以及伴生的热成因的天然气，它们在形成、运移、成藏及破坏过程中，均存在着C1到C5的烃类物质(包括硫化氢、二氧化碳等)向地表迁移形成地表的异常。只要有烃类有机矿产(天然气、石油、煤)的存在，即存在着烃类的渗漏(图1-7)。

图1-7 烃类的形成、运移与渗漏的关系示意图

根据油气运聚动平衡原理，油气在运移和聚集过程中具有一种动平衡特征，它存在着同时发生的两个过程，其一是源岩中所生成的油气通过扩散和渗流进入储层后，直接或通过侧向运移而聚集在适当的圈闭内;另一过程则是在运聚作用进行的同时，油气又可通过扩散作用而不断散失(有时渗流作用也参与此过程)。在漫长的地质历史中，地壳中油气藏的赋存状态往往是油气的不断散失和源岩不断补充而达到某种程度上的相对平衡所造成的“暂时”结果，它随地质历史的演化而不断地改变(郝石生，1987)。油气运聚动平衡原理形象而科学地描述了地下油气的运聚规律;同时，也客观地指出了油气化探根据地下油气藏散失至地表的烃类来寻找地下油气藏的可行性和现实意义。由油气运聚动平衡原理可知，地下油气藏中烃类物质渗漏至地表主要通过渗流作用和扩散作用。

一、渗流作用和扩散作用

1.渗流作用

渗流作用是指流体在多孔介质中的运移。在地下地质条件下，烃类物质的渗漏运移包括游离相渗流和水溶相渗流。当烃类物质补充量小于地层水溶解量时，只有单相(水相)运移，当烃类供给量大于地层水溶解量时，变成混相或连续相渗流运移，其流动特征符合达西定律。

渗流作用方式包括渗透运移方式和水动力运移方式。渗透运移是指在油气层的巨大压力作用下烃类沿着岩石孔隙、裂隙和断裂等通道运移的作用，是一种重要的烃类运移机制。在地质剖面上，岩石孔隙和裂隙是普遍存在的，即使是粘土质盖层，气态烃也不是绝对不可穿越。构造断裂对烃类的渗透运移起着明显的促进作用，常造成直达地表的油气沥青苗。设1m2的致密岩石中仅有一条0.1mm的节理缝，则渗透运移的气态烃量比整个面积扩散的气态烃量要多1000倍以上，说明渗透作用是造成地表化探强异常的主要运移机制。

水动力运移是指溶于流体中的烃类由于压力、温度、盐度等方面的流体动力学因素的变化或仅由于化学势的驱使而穿过上覆岩层所作的运移。地下水带动游离或溶解气体一起运移促进了地表化探异常的形成。

2.扩散作用

扩散作用是指某一物质在浓度差的作用下，自高浓度区向低浓度区转移而趋于浓度平衡的一种过程。同时，当体系内部存在压力梯度、温度梯度、化学势差时，也可能存在压力扩散、热扩散等。分子扩散作用在气、液、固相中均能发生。扩散系数能定量描述扩散能力，可理解为沿扩散方向、在单位时间内每单位浓度降低、通过单位面积所扩散的某种物质的质量。影响扩散系数的因素主要有扩散组分性质、扩散介质性质、温度、岩石孔隙度及孔隙空间结构等。在地下地质环境中，烃类分子的扩散作用无时不在进行，只要有浓度差便有扩散作用存在。由于液态烃(石油)分子量、分子直径大，其扩散系数比轻烃(天然气)小得多，其扩散速度也比轻烃要慢得多，而轻烃的扩散作用却不容忽视。据郝石生等(1989)的研究，在38℃时轻烃通过饱和盐水的泥质岩(其孔隙度为8.77%)的扩散系数如表1-2所示。

表1-2 轻烃扩散系数表

据计算，廊固凹陷泉36气藏，储量为2.0×108m3，盖层为80～100m的泥岩，在该气藏形成的250Ma中，气藏中甲烷损失量为1.03×1010m3(郝石生等，1989);荷兰哈令根气田在地质历史上曾通过400m厚的页岩，经4.5Ma后扩散损失了一半，现仅剩有1.93×109m3的甲烷。若页岩厚度分别为300m，200m，100m时，则扩散同样甲烷量所需时间仅为2.7Ma，1.3Ma，0.4Ma。在长期的地质历史发展过程中，扩散的累积量具有重要意义，也客观地说明根据油气藏烃类扩散作用下形成的次生矿物，判断下伏地层含油气性的特态矿物法的有效性。

除渗流作用和扩散作用外，解释烃类微渗漏作用迁移机制的还有:①盆地深部水对烃类的垂向搬运，即盆地深部的压实水穿过油气藏流向地表补给天然水，此种垂向运移造成烃类微渗漏异常。②渗透作用。③胶体粒径的气泡垂向上升，形成烃类微渗漏异常说。天然气微气泡透过油气田上方微裂隙体系上升，可能是造成C1到C5烃类微渗漏和产生地表烃类异常的重要迁移机制。

二、烃类垂向微渗漏的特点

在烃类从烃源向地表的微渗漏过程中，受地下地质条件影响，其垂向运移有如下特点:

1)烃类向地表运移的过程中，渗流作用和扩散作用均可发生，两种作用相互影响、相互补充、相互交替。当烃类穿过盖层时，扩散作用可能占主导地位;当烃类穿过渗透层或断裂等通道时，烃类运移以渗流作用为主。

2)油藏上方有色层效应存在，即随深度增大，分子量较大的烃类的出现频率和浓度都逐渐变大。Sokolovetal.(11)提供的沿岩心整个长度进行吸附烃的定量分析(烃类气体测井)的资料证实了这一点。Rosaire(1940)也介绍过这种特征现象。

3)渗流作用具有运移速度较快，运移量较大的特点，应是大量烃类运移的主要方式。但烃类渗流运移受诸多条件的限制，而只要烃类存在浓度差时均可发生扩散作用。在不存在渗流运移作用时，扩散作用将决定着油气向地表运移的最小强度，这时烃类扩散作用具有特殊而重要的意义。

4)油气藏上方仅仅存在烃类分子扩散作用的情况是理想化的模型。在盖层的不同部位或多或少地会存在节理、裂缝及脉动裂隙等运移通道，这将大大提高烃类突破盖层逸散的速度和数量。

5)烃类物质从烃源运移至地表，垂向运移只是其中的一种趋势和方向，在地下地质条件下同样存在侧向的运移和扩散，特别是在油气藏上方地层倾斜，地下水比较活跃的条件下，侧向运移也可能是油气运移的重要方向。但是，烃类微渗漏在油气藏正上方形成的顶端异常或晕状异常有明显可辨的地表界线。烃类异常发生侧向位移的情况并不多见，即使在浅部砂层中倒向地下水流很强的情况下也是如此。可见，迁移机制中必然存在很强的垂直分量。

6)烃类及非烃组分从油气藏(层)向地表的微渗漏是十分迅速的。地表烃类异常由于深处储层压力的变化会很快出现或消失(约数周到数月)，例如Hunt(19)曾援引苏联的研究结果，在地下储气库储气之后，数日时间内，储气库上方300m处含水砂层中的气体含量便比其原始值增大了10倍。该砂层中烃氧化细菌的浓度也显著增大。Sivabor-von(14)曾注意到，得克萨斯州Bastrop县Hilbig油田在二次回试验时，由于重新加压使油田上方的地表烃类异常强度增大。1968年，美国原子能委员会的研究表明，小分子烃在14天里可以穿透300m的上覆盖层，28天能穿透600m的上覆盖层;体积相当于胶粒的烃类分子，在地下水的参与下，不管遇到什么地层，均能以每秒若干毫米的速度上升运移。

三、烃类垂向渗漏的动力、通道与成分分异

1.烃类垂向渗漏的动力和通道

在油气自源岩层向储层运移的过程中，受到的作用力主要有上覆地层的压力、水热增压作用、干酪根转化成油气时的体积膨胀、生储层间的渗透压差、粘土矿物脱水形成的水动力及扩散等，进入储层后则以浮力为主，有时压实水流也会促进油气的垂向渗漏。

普遍发育的储层的孔隙、次生溶孔、裂缝、节理、缝合线、断裂和不整合面等都是油气垂向的良好通道。但是，油气藏中烃类通过上覆地层向地表的垂直渗漏，在多数情况下是通过那些即便是偏光显微镜下也难以观察得到的微孔隙和微裂隙进行的，特态矿物在岩石中分布部位和集合体形态严格受微孔隙和微裂隙控制的现象，证实了这一点。

2.烃类垂向渗漏过程中的成分分异

在烃类自油气藏垂向渗漏的过程中，由于一些分异效应的影响，不同种类的烃类会在空间上发生成分分异。这种现象可用来追踪烃类运移的方向和途径。野外和室内研究表明油气垂向渗漏过程中存在3种分异效应。

(1)吸附色层效应

吸附色层效应是由于沉积岩对各种气态烃吸附能力的差异而产生的分异效应。当混合气体通过细粒岩石(粘土岩、粉砂岩、粘土质岩)时，几乎所有的烃类组分都发生明显的成分分异。而通过纯碳酸盐岩、含盐岩石、变质岩和火成岩时，基本不存在分异效应。吸附色层效应的大小与岩石粒径成反比。混合气体成分也影响分异过程，其中烃类组分的比例越大，分异越明显。岩石中水分的含量对这种效应影响很大，例如当粘土岩的湿度达到10%时，分异效应已经消失。因此，这一效应的表现规模是有限的。只是在渗漏距离很长，途中岩石湿度较小时该效应才较明显。

(2)分布色层效应

该效应是由各种烃类气体在岩石液态系统中的溶解度差异造成的。特别是在岩石中存在着诸如沥青类物质、石油和凝析油混合物等液态有机组分时，这种效应尤其明显。研究表明，岩石中经常见有浓度偏高的沥青类物质，烃类气流常会把少量液态烃带入上覆岩层，油气层和凝析气层中的油气混合物也会沿各种微裂隙进入上覆地层，沉积层中还存在有分子量很大的有机化合物，这都有利于分布色层效应的发生。实验证明，水分对该效应的影响比吸附色层效应小得多。分布色层效应作用的结果，使分子量较小的烃和异构烃在较高层位上比例增大。

(3)扩散分异效应

这种分异效应是由各种气态烃扩散系数的差异引起的。实验表明，气态烃混合物通过扩散使分子量较大的烃类聚集在岩石中。在此过程中被留在岩石中的气态烃比例达40%～80%。水分含量对扩散分异的影响不大，主要与岩石成分有关，当岩石湿度达到20%以上时，这种分异仍可进行，只是扩散速度变慢。

根据各种气态烃分异理论和实验的研究结果，可以得出以下结论:

1)在气态烃渗透运移的过程中，吸附色层和分布色层是主要的分异作用。

2)由于岩石湿度偏高，吸附色层效应的表现规模有限。分布色层效应和扩散分异效应与岩石湿度关系不大，主要受岩石成分和岩石物理性质影响，它们是气态烃和蒸发态烃成分分异的主要效应。

3)在这3种效应中，饱和直链烃的分异方向相同，运移的气态烃相对富含甲烷及其他较低分子量的同系物。因此，可望在剖面中由上向下甲烷/重烃、乙烷/丙烷、丙烷/丁烷等指标递减。这种规律被许多研究者作为化探指标。

4)在烃类运移过程中，气态正构烃和异构烃的色层分异和扩散分异效应的结果不同。在吸附色层效应和分布色层效应中，由于异构烃不易被岩石吸附，在液体中的溶解度小，故异丁烷/正戊烷、异己烷/正己烷的比值沿运移方向增大。在扩散分异效应中，正构烃易于透过岩石中的超微毛细管，异构烃由于体积大受到阻碍。因此，在以扩散为主要运移机制的条件下，沿运移方向上述比值减小。

历年燃气中级职称考试试题

陆敬安

（广州海洋地质调查局 广州 510760）

作者简介：陆敬安，男，（10—），博士，高级工程师，主要从事综合地球物理资料解释工作。

摘要 测井是水合物深入勘探阶段—钻探阶段的必要手段，已得到较好应用。文章综合介绍和分析了ODP204航次、加拿大西北马更些河三角洲地区Mallik 5L-38井、IODP311航次及日本南海海槽等较新的水合物钻探调查的测井方法与技术，重点分析了核磁测井、电磁波测井及偶极横波测井等测井新技术在水合物勘探与评价中的应用，对测井方法在水合物勘探中存在的问题进行了讨论。

关键词 天然气水合物 测井方法 测井解释

1 前言

测井方法在油气藏勘探和开发过程中得到了广泛的应用，由于水合物的发现与研究相对较晚，测井方法在天然气水合物中勘探中的应用也只是随着钻探工作的开展而有了应用的空间。由于天然气水合物存在于合适的温压条件环境中，一旦脱离该条件，水合物即分解。因此，能够在原位地层压力和温度条件下测量地层物理特性的测井方法对发现和研究天然气水合物来说是其它的勘探方法所不能替代的（高兴军等，2003）。到目前为止，已有的水合物钻孔勘探中几乎都使用了测井方法，如危地马拉的570号钻孔、ODP164航次（Paull，C.K.，Matsumoto，2000）、State Ellien-2及日本南海海槽天然气水合物钻探、ODP204航次、Mallik 5 L-38井及IODP311航次等。测井方法对含水合物沉积层的识别起到了良好的效果。在水合物钻探过程中，一个井场往往要钻几口井，分别用于随钻测井、钻探取芯及电缆测井等。随钻测井方法与电缆测井是在钻井的不同阶段进行的，同样的测井方法原理基本相同。根据以往的情况分析，不是所有的水合物钻探都使用了随钻测井。作为测井工作的一部分及为了全面了解水合物测井方法及其特点，本文将分别加以介绍。

2 测井方法概述

2.1 随钻测井

天然气水合物钻探中随钻测井（LWD）的主要目的之一是为了确定合适的取芯位置。通常随钻测井与随钻测量（MWD）同时进行。LWD和MWD仪器测量不同的参数，MWD仪器位于紧邻钻头之上的钻环中，用于测量井下钻探参数（如钻头重量、扭矩等）。LWD和MWD仪器的差别是LWD数据被记录到井下内存当中并在仪器到达海面之后取出数据，而MWD数据是通过钻杆内的流体以调制压力波（或泥浆脉冲）的形式传输并进行实时监控。在LWD和MWD两种仪器联合使用的情况下，MWD仪器可同时将两种数据向井上传输。在最新的水合物钻探中，日本南海海槽的天然气水合物钻探、ODP204航次及IODP311航次使用了LWD测井，所使用的仪器名称及其输出参数见表1。

表1 天然气水合物随钻测井和随钻测量方法　Table1 The LWD＆MWD tools description used for gas hydrate logging

204航次中使用的LWD和MWD仪器有钻头电阻率仪（RAB）、能量脉冲MWD仪、核磁共振仪（NMR-MRP）及可视中子密度仪（VND），如图1 所示，图中GVR6 为可视地层电阻率仪，包括深、中、浅电阻率及环带电阻率和自然伽玛五种测量。这是NMRMRP仪器首次用于ODP航次。不同的测井方法组合在不同的测井场合有不同的名称，如在日本的天然气水合物钻探中，密度与中子组合在一起称为CDN、伽马射线和电阻率组合称为CDR，尽管名称存在差异，但其测量的物理参数是一致的。

LWD测量被安排在钻孔之后及钻探或取芯作业所引起的负面效应之前进行。由于钻探和测量相距的时间较短，相对于电缆测井而言钻井液对井壁的侵入处于轻微阶段。

图1 ODP204航次使用的随钻测井及随钻测量仪器串

（图中数字单位为米，从钻头最底部算起）

Fig.1 LWD＆MWD Tools Used in ODP204

（The unit of the number is meter and starts from the bottom）

LWD设备由电池提供电源并使用可擦写/编程的只读存储器芯片来存储测井数据。LWD仪器以等时间间隔的方式开展测量并与钻井架上监控时间和钻探深度的系统同步。钻探之后，LWD仪器被收上来下载数据。井上和井下时钟的同步能够使得将时-深数据与井下时间测量数据合并成一个深度测量的数据文件。最终的深度测量数据被传送到船上的实验室进行整理和解释。

2.2 电缆测井

电缆测井对天然气水合物储层的精确定量评价起非常重要的作用。由于天然气水合物储层的电阻率及声波速度明显偏高，因此电阻率测井和声波测井是识别天然气水合物的有效方法。另外，精确的评价天然气水合物储层还需要结合其它测井方法进行综合评价。天然气水合物钻探中使用过的电缆测井方法见表2，这些测井方法的详细介绍可在有关书籍和文件中找到。一些较新的测井技术，如FMI、DSI、EPT、CMR等测井方法在ODP204航次（Tréhu，A.M.，Bohrmann，2003）、Mallik 5L-38及日本南海海槽天然气水合物的识别和评价过程中发挥了重要作用。

表2 天然气水合物电缆测井方法　Table2 The wireline logging methods for gas hydrate exploration

续表

表2中大部分测井仪为204航次使用的方法，EPT在Mallik 5L-38井中首次使用，日本南海海槽的天然气水合物钻井勘探中使用了CMR仪（Takashi UCHIDA，Hailong LU，2004）。

3 水合物测井评价

天然气水合物储层测井评价的关键问题之一是建立合适的储层评价模型（手冢和彦，2003）。根据岩心观察，天然气水合物在沉积物中的分布主要有以下几种情形（王祝文等，2003）：分散胶结物、节状、脉状及块状。永久冻土带及海洋天然气水合物的储层模型如图2所示。模型共分四类，其中永久冻土带两类：冻土层内及冻土层下，二者的区别为在冻土层之下，流体部分含自由水，而在冻土层内部流体部分含冰成分；海洋天然气水合物也分两类：一类为流体部分含自由水，另一类为流体部分含游离气。在ODP204航次及日本的南海海槽水合物钻探中使用模型C对测井资料进行解释，而在Mallik井中则使用的是模型A。模型A和C均是基于常规油气评价的双水模型提出的。

由于天然气水合物具有独特的化学成分及特殊的电阻率和声学特性，因此，通过了解天然气水合物储层的这些特征应有可能获得天然气水合物饱和度及沉积孔隙度（陈建文，2002；王祝文等，2003），这也是两个最难确定的储层参数。钻井是获取孔隙度及烃饱和度的重要数据来源。本质上，目前大部分的天然气水合物测井评价技术还是定性的，且借用的是未经证实的石油工业使用的测井评价方法。为了证明标准的石油测井评价技术在评价天然气水合物储层中的有效性，还需要进行大量的实验室和现场测量。由于天然气水合物以不同的方式影响每种孔隙度测量方法，因此可通过对比不同的孔隙度测量技术来估计天然气水合物的数量。

图2 永久冻土及海洋天然气水合物储层模型

Fig.2 The reservoir models for permafrost and marine gas hydrate

3.1 孔隙度评价

天然气水合物储层的孔隙度评价所利用的测井数据主要包括电阻率测井、密度测井、声波测井、中子测井、核磁共振测井等与地层孔隙密切相关的地层物理响应，同时还辅以自然电位、自然伽玛、岩心分析等数据来进行的。有关文献已经对部分常规测井方法的应用作了介绍，这里仅介绍较新的测井手段及其解释方法。

3.2 饱和度评价

（1）电磁波传播测井

电磁波传播测井仪只在 Mallik 5L-38井中使用过（S.R.Dallimore，T.S.Collett，2005），电磁波传播测井的垂向分辨率高于5cm，用来测量天然气水合物的原位介电特性，据此计算天然气水合物的饱和度。天然气水合物储集带的平均介电常数为9，在5到20之间变化；带内的平均电阻率超过5Ω·m，当仪器的工作频率为1.1GHz时，电阻率在2Ω·m到10Ω·m之间变化。电磁波传播测井仪同时输出传播时间及信号衰减两个参数。地层的介电常数及电导率可由下式计算（Y.-F.Sun，D.Goldberg，2005）：

南海地质研究.2006

南海地质研究.2006

式中：tpl为慢度或传播时间，单位ns/m；a为衰减量，单位为db/m；εr为相对介电常数，无量纲；σ为电导率，单位为西门子/s，c（=0.3m/ns）为真空中光的速度。

Y.F.Sun及D.Goldberg等用等效介质方法并定含天然气水合物地层的多相系统可近似为连续、均质及各向同性介质，认为含天然气水合物介质的等效磁导率为1，其介电常数及体积密度遵从下面的体积平均混合规则：

南海地质研究.2006

南海地质研究.2006

南海地质研究.2006

式中，φa为第a种成分的体积百分比，ρa和εa分别是第a种成分的密度和介电常数，ρ和εr分别为体密度及体介电常数。这里定孔隙性介质仅包含三种组分：固体颗粒、天然气水合物及水。从而上面的公式可以简化为：

ρ=（1-φ）ρs+φShρh+φ（1-Sh）ρw （6）

南海地质研究.2006

式中，φ为总孔隙度，Sh为天然气水合物的饱和度，ρs、ρh及ρw分别为固体颗粒、天然气水合物及水的密度，εrs、εrh及εrw分别为固体颗粒、天然气水合物及水的介电常数。在已知每种组分的密度和介电参数情况下，就可依据介电和密度测井由上面的方程计算出含天然气水合物地层的孔隙度和水合物饱和度。

图3所示为电磁波传播测井在Mallik 5 L-38井中含水合物层的传播时间与电阻率图。从图中可以看出，电磁波传播时间曲线与声波传播时间曲线具有相似的趋势，但其分辨率更高。右边的电阻率曲线道上，电磁波传播电阻率的分辨率也明显高于感应电阻率。

图4为根据电磁波传播测井求出的地层孔隙度及天然气水合物饱和度。图中中子孔隙度的数值偏高，这是由于中子孔隙度测量的含氢指数不仅与游离态的氢有关，还与束缚水中的氢有关。由于电磁波传播测井具有较高的垂向分辨率，因此其在揭示含天然气水合物层的细微结构方面拥有独特的能力。

（2）声波测井

与不含天然气水合物的沉积层相比，含有天然气水合物的沉积层呈现出相对较高的纵波和横波速度。目前已提出了许多不同的速度模型来预测天然气水合物对弹性波速度的影响，如时间平均方程、等效介质理论、孔隙填充模型、胶结理论、加权方程及改进的Biot-Gassmann理论（BGTL）等。以下介绍BGTL的基本理论及应用效果。

根据纵横波速度的如下关系式：

Vs=VpGα（1-φ）n （8）

式中，Vp为纵波速度，Vs为横波速度，α为骨架物质的Vs/Vp比值，n的值取决于不同的压力和固结程度，φ为孔隙度，G为取决于骨架物质的参数，Lee（2003）推导出了下面的剪切模量μ：

南海地质研究.2006

其中，

南海地质研究.2006

式中的kma、μma、kfl及β分别为骨架的体积模量、骨架的剪切模量、流体的体积模量及Biot系数。

Biot-Gassmann理论给出了沉积物体积模量的计算方法：

k=kma（1-β）+β2M （11）

饱和水的沉积物的弹性波速度可由下式依据弹性模量计算：

南海地质研究.2006

图3 电磁波传播测井曲线与声波及感应电阻率曲线的对比

（其中声波传播时间、电磁波传播时间较低段及电阻率显示高阻值段为水合物层）

Fig.3 The comparison of logging curves between EPT，acoustic and induction

（The depth interval between 906.5～925meters is the gas hydrate zone）

式中ρ为地层的密度。

对于松软岩石或未固结的沉积物，用如下的Biot系数

南海地质研究.2006

对于坚硬或固结的地层，用Biot系数为

β=1-（1-φ）3.8 （14）

Lee（2003）建议用下面的方程计算n值：

图4 电磁波传播测井计算出的地层孔隙度及天然气水合物饱和度

Fig.4 The porosity and gas hydrate saturation calculated from by EPT logging

南海地质研究.2006

式中，p为差分压力（MPa），m代表固结或压实对速度的影响。实际问题中，?φ/?p很少知道，上式中的m很难直接应用。测量数据分析表明固结沉积物的m值为4～6，未固结沉积物的m值为1～2。

参数G用于补偿当骨架为富含粘土的砂岩时实测值与预测值之间的差异。对于泥质砂岩，G值为：

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其中，Cv为粘土含量百分比。对于含天然气水合物沉积有如下的求取G的方程：

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式中Ch为孔隙空间中天然气水合物的浓度。Lee（2002）指出含天然气水合物沉积的n=1及G=1。由于这些参数是在没有考虑速度发散的情况下在超声频率范围由速度获得的，因此参数n和G可以认为是用来拟合测量数据的自由调节参数。图5为根据纵波速度及NMR孔隙度求出的天然气水合物浓度对比图。

图5 由纵波求出的天然气水合物浓度及由NMR求出的天然气水合物饱和度

Fig.5 The gas hydrate saturation calculated from P-we and NMR

根据分析结果可知，当用声波数据估计天然气水合物浓度时，P波速度优于S波速度，主要原因是当用P波速度时与BGTL中的n和G参数有关的误差较小；另外，在纯砂岩层段，NMR孔隙度测井估计的天然气水合物浓度值略高于由P波速度估计的数值。

（3）核磁共振测井

核磁共振测井在描述天然气水合物沉积方面起着重要作用。如果与密度孔隙度测量结合起来，可能是获取天然气水合物饱和度的最简单同时也是最可靠的手段。核磁共振测井仪仅对孔隙空间中的液态水有响应，对天然气水合物没有响应。计算储层孔隙度和天然气水合物饱和度的公式如下：

南海地质研究.2006

南海地质研究.2006

式中，水的氢指数HIw?1，甲烷水合物的NMR视氢指数HIh=0。水的密度ρw=1.0g/cm3，天然气水合物的密度ρh=0.91g/cm3，砂岩骨架的密度ρma=2.65g/cm3，Ph为天然气水合物的NMR极化校正值，仅与HIh伴生出现。λ=0.054，因此

南海地质研究.2006

声波和电阻率测井求出的饱和度在大部分层段是一致的，而在1003～1006m、1014～1020m之间，三种方法给出了三种不同的结果。而核磁共振方法与另两种确定的方法得到的结果不一致，造成这种不一致的原因目前尚不得而知，有待于进一步分析。

3.3 地层应力分析

图6 1088m深度处天然气水合物层段发散曲线

图6中a）图分别为快横波偶极挠曲波（红色）、慢横波偶极挠曲波（深蓝色）、低频单极斯通利波（淡蓝色）及高频单极斯通利波（绿色）；b）图为相应的平均谱特征。

Fig.6 The dispersion curves from the gas hydrate interval at a depth of 1088m

a）The dispersion curves for the fast shear dipole-flexural（red），the slow shear dipole-flexural（dark blue），the low frequency monopole stoneley（light blue）and high frequency monopole stoneley（green）；b）Average spectral characteristics

交叉偶极声波测井数据提供了描述地层横向各向异性的条件。传统的处理是在时间域进行的，得到的是地层各向同性或各向异性特征（Lee，M.W.，2002）。声波各向异性既可以是内在的，也可以是应力诱导的。最近的研究表明交叉偶极测井数据的频域处理可以将内在各向异性与应力诱导的各向异性区分开。交叉偶极测井数据的频域处理还使得对地层横波慢度的径向变化描述成为可能，对交叉偶极挠曲波的慢度频域分析还表明低频部分的探测深度达到六倍的井孔半径，可探测到原状岩石，而高频部分的偶极挠曲波则可以穿透一倍井孔半径的深度，探测到机械损坏区。高频测量数据偏离均质、各向同性模型则是机械破坏的指示。分析偶极发散曲线可以估计机械破坏区的深度。

声波数据的处理分两步进行：①慢度及各向异性分析，及②发散曲线分析。

图6及图7所示分别为含天然气水合物层及水填充的各向异性层段的发散曲线。曲线发散分析是了解声波波形数据的有效方法。在低频段，挠曲波穿透能力深至地层并可探测到远场应力；在高频段，挠曲波探测靠近井周的应力。图6a的纵波首波慢度大约为300us/m，它是非扩散型的且最大激发频率超过8 kHz。斯通利波慢度为850us/m，同时含有淡蓝色及绿色的点，表明低频和高频单极激发都能产生斯通利波。两条正交的偶极挠曲波发散曲线相互重叠。这是在垂直于井孔的平面内地层为各向同性的关键指示。

图7 1112.8m深度处水填充各向异性层段发散曲线

Fig.7 Dispersion curves from the water-filled anisotropic interval at a depth of 1112.8m

a）The dispersion curves for the fast shear dipole-flexural（red），the slow shear dipoleflexural（dark blue），the low frequency monopole stoneley（light blue）and high frequency monopole stoneley（green）；（b）Average spectral characteristics

图7a所示与图6a所示具有明显的不同，即它是各向异性层。偶极挠曲波清楚显示出在低频段的各向异性特征。地层的快横波慢度约为900us/m，而慢横波约为1100us/m。这指示出了22%的各向异性。与含天然气水合物层段相比，纵波数据高度发散。

4 结论

测井技术在天然气水合物勘探的高级阶段是必不可少的工具，其对天然气水合物储层参数的精确评价对计算天然气水合物的储量至关重要，并为天然气水合物的开提供准确的层位定位及基础数据。测井方法的发展日新月异，数据解释的精度也不断提高，在利用测井技术研究天然气水合物储层时仍限于移植油气评价方法，由于天然气水合物在地层中具有不同于油气的赋存状态，对于这样做的合理性还有待于深入的研究。根据以上研究成果得出以下结论：

1）电磁波传播测井由于具有较高的垂向分辨率，对于较薄的地层显示出较其它测井方法具有精细评价饱和度的优势；

2）核磁共振测井反映的是自由流体所占的孔隙空间，有利于详细评价自由水、束缚水及水合物所占的空间，但有关核磁测井的精细解释尚需建立在实验分析的基础上；

3）偶极声波测井对预测地层各向异性及应力分布有良好的效果；

4）另外，还应开展对天然气水合物样品的实验室研究，以便对测井解释结果进行刻度。

参考文献及参考资料

陈建文.2002.天然气水合物及其实测的地球物理测井特征，18（9）：28～29

高兴军，于兴河，李胜利，段鸿彦.2003.地球物理测井在天然气水合物勘探中的应用，地球科学进展，18（4）：305～311

手冢和彦，等.2003.天然气水合物的测井解析，海洋地质动态，19（6）：21～23

王祝文，李舟波，刘菁华.2003.天然气水合物的测井识别和评价，23（2）：～102

王祝文，李舟波，刘菁华.2003.天然气水合物评价的测井响应特征，物探与化探，27（1）：13～17

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Lee，M.W.2002.Biot-Gassmann theory for velocities of gas hydrate-bearing sediments，Geophysics，V.67，1711～1719

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Takashi UCHIDA，Hailong LU*，Hitoshi TOMARU**and the MITI Nankai Trough Shipboard Scientists，Subsurface Occurrence of Natural Gas Hydrate in the Nankai Trough Area：Implication for Gas Hydrate Concentration RESOURCE GEOLOGY，Vol.54，No.1，35～44，2004

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The Application of Well Logging To Exploration And Evaluation of Gas Hydrates

Lu Jingan

（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，510760）

Abstract：Well logging is the indispensable roach when the exploration of gas hydrates step into drilling and good results has been illustrated.The paper briefly introduces and construes the well logging technologies employed in the exploration of gas hydrates of Mallik 5 L-38，IODP311 and MITI Nankai-trough well.The emphasis lies in the analysis of the lication of NMR，EPT and DSI logging to exploration and evaluation of gas hydrates.Also some issues during the well log interpretation of gas hydrates are discussed.

Key Words：Gas hydrates Well logging methods Well logging interpretation

晋城无烟煤CO₂＆N₂-ECBM数值模拟研究

燃气工程专业职称考试大纲(试行)

有关说明:

一、关于考核目标的说明

本大纲对各章的主要内容规定了考核知识点和考核要求，使考试内容具体化和考试要求标准化。目的是为应试者能进一步明确考试内容和要求，更有目的地系统学习教材；为考试命题者能够更加明确命题范围，更准确地安排试题的知识能力层次和难易程度。

二、关于命题考试的若干要求

1、对于命题考试，应根据本大纲所规定的内容和考核目标来确定考试范围和考核要求，不要任意扩大或缩小考试范围，提高和降低考核要求。考试命题覆盖到各章，并适当突出重点章节，体现本大纲的重点内容。

2、试题要合理安排难度结构。试题难易度可分为较易、中等、较难三个等级。每份试卷中，不同难易试题的分数比例一般为：较易占30%，中等占50%，较难占20%。必须注意在各部分中都有不同难度的问题。

3、本课程考试命题可能用的题型有：判断题、单项、多项选择题、简答题和论述题。判断题、单项选择题和的答案都是唯一的，命题要准确，回答也要准确；判断题主要涉及对概念和原理的领会，回答要能够抓住要点；论述题涉及知识、概念、原理的综合运用，考察分析问题解决问题的能力，因此答题不仅要求准确、抓住要点，而且要能够围绕观点展开必要的论述。

第一章 气源概论

考试目的

通过考试，旨在检验考生对天然气、干馏煤气、气化煤气、液化石油气等燃气基础知识的掌握程度，了解燃气净化的原理、工艺过程及设备，天然气的开、输送和储存设备，本章使考生具有正确合理选择城市气源的能力。

考试内容

1、燃气性质

掌握燃气的分类和燃气的质量要求，液化石油气气液组分换算及露点温度，燃气高、低热值，了解燃气的基本物理性质和燃烧特性。

2、干馏煤气

了解煤炭分类和煤的特性，了解煤干馏定义和分类。

3、煤气净化

了解煤气杂质、煤气净化基础知识，如吸收、精馏等，掌握焦炉煤气的净化工艺流程，了解煤气冷凝冷却方法，了解煤气中奈的脱除，了解硫化氢和二氧化碳的脱除方法。

4、天然气

了解天然气勘探、开技术，气井和气田的开，了解压缩天然气和液化天然气。

5、天然气净化

了解天然气中杂质及危害，掌握脱水、脱油、脱酸性气体方法。

6、气化煤气

了解气化过程，理解其影响主要因素，了解发生炉和水煤气炉的基本结构， 发生站的工艺流程，了解流化床和加压气化工艺，了解煤气改制和地下气化的内容。

7、油制气

了解油制气的原料、原理和制气的方法。

8、液化石油气

了解液化石油气来源和特性。

第二章 燃气输配

考试目的

通过考试，旨在检验考生对燃气输配系统的基本概念、基本理论和基本计算方法的掌握程度，使考生对城市燃气输配技术方面的新理论、新技术、新设备有所了解，能在工作中担负起城市燃气系统（包括LPG贮配站）的设计、运行管理工作。

考试内容

1、城市燃气需用量及供需平衡

掌握城市燃气需用量计算，燃气需用工况分析，理解燃气输配系统的小时计算流量确定以及燃气输配系统的供需平衡方法。

2、长距离输气系统

了解长距离输气系统的构成，输气干线及线路选择。

3、城市燃气管网系统

掌握城市燃气管网的分类及其选择，燃气管道的布线，工业企业燃气管道系统，建筑燃气供应系统。

4、燃气管材及其连接方式

了解燃气常用管材及其连接方式，燃气管道的附属设备，钢制燃气管道防腐方法。

5、燃气管网水力计算

掌握燃气管道内燃气流动的基本方程式，理解燃气管道的水力计算公式和计算图表，掌握燃气分配管网计算流量，管网水力计算。

6、燃气管网水力工况

理解燃气管网计算压力降的确定原理，了解燃气管网的水力工况分析方法。

7、燃气压力调节及计量

掌握燃气压力的调节过程、理解燃气调压器的作用、分类与选择，掌握燃气调压站选址原则，熟悉燃气的计量方法。

8、燃气的压送

了解活塞式压缩机、回转式压缩机、离心式压缩机的工作原理，理解变工况工作及流量的调节，熟悉压缩机室的布置。

9、燃气的储存

了解低压湿式罐、低压干式罐、高压储气罐的结构和工作原理，掌握燃气储配站布置，理解长输管线储气能力计算方法，了解天然气的液化及液态储存，燃气的地下储存方法。

10、液化石油气储配站

掌握液化石油气的运输、储存、装卸、灌装工艺与方法，液化石油气储配站的工艺流程及平面布置，熟悉各种储罐的构造、技术要求及检验规程和各种安全附件的工作原理，理解烃泵、循环压缩机的工作原理、构造及技术要求，熟悉液化气灌装秤、检斤装置的工作原理，熟悉钢瓶运输机、灌装转盘、残液回收装置的工作原理，熟悉汽车槽车的构造及技术要求，熟悉液化石油气钢瓶的构造及技术要求，熟悉空压机及空气净化装置的工作原理。

11、液化石油气供应

掌握液化石油气的气化方式，液化石油气的管道供应方法，液化石油气混空气的管道供应方法，了解瓶装供应站的有关标准规定，熟悉瓶组供气的工艺，了解气化器及调压设备的工作原理。

第三章 燃气应用

考试目的

通过考试，旨在检验考生对燃气燃烧的基本理论和计算方法的掌握程度，掌握燃烧应用设备的基本原理，具有民用燃具燃烧装置的设计知识，以及燃烧系统运行、调节的基本技能，基本掌握民用燃具及工业燃烧装置性能的测试方法，了解燃气应用方面的新理论，新技术和新设备。

考试内容

1、燃气的燃烧计算

掌握燃气的热值计算，理解理论空气量、过剩空气系数计算方法，了解燃烧温度的概念及焓温图的物理意义等。

2、燃气燃烧反应动力学

了解燃气的支链着火和热力着火的条件，燃气点火的基本原理和方法，了解燃烧反应速度的影响因素和链反应的基本概念。

3、燃气燃烧的火焰传播

理解火焰传播的理论基础，法向火焰传播速度概念及其影响因素，法向火焰传播速度测定方法，火焰的传播浓度极限等，了解紊流火焰传播的基本理论等。

4、燃气燃烧方法

掌握扩散式燃烧、部分预混式燃烧、完全预混式燃烧的原理及特点，了解燃气燃烧过程的强化与完善的方法等。

5、燃气燃烧器

掌握燃烧器的分类与技术要求，熟悉扩散式燃烧器、大气式燃烧器、完全预混式燃烧器的结构、工作原理、技术性能和适用范围，了解高速、平焰低NOX、浸没等特种燃烧器工作原理和特点等。

6、燃气的互换性

掌握燃气互换性与燃具适应性的概念，华白数和燃烧势的概念，了解火焰特性对互换性影响，互换性的判定方法等。

7、民用燃气用具

熟悉常用燃气用具的种类、结构、特点、性能和使用方法，了解燃气用具材料要求及烟气的排除等。

8、燃气工业炉及锅炉

了解燃气工业炉与燃气锅炉分类、基本组成、热工特性等。

9、燃气工业炉余热利用

了解余热利用的技术经济意义，换热器，废热锅炉等。

10、燃气燃烧的自动与安全控制

了解燃烧的自动与安全控制意义，自动点火方式、自动控制，安全控制。

11、燃气应用设备的运行管理及安全技术

熟悉燃气应用设备的运行管理，燃气应用设备的安全技术

第四章 燃气工程施工与验收

考试目的

本章的内容是燃气工程施工与验收相关知识，通过考试，旨在检验考生对燃气管道和设备的施工技术、要求、国家相关施工与验收标准的掌握程度，以提高应试人员贯彻执行国家标准规范的能力和管理燃气工程施工的能力，保证工程质量和安全施工。

考试内容

1、燃气工程常用管材、配件

了解燃气工程管材、管件、阀门、法兰种类及相关标准。熟悉钢管、聚乙烯管道的特点。掌握根据介质参数和有关规范选用管材和配件方法。

2、土方工程

了解管道沟槽施工的有关方法、规定，熟悉土方分类与性质，沟槽断面尺寸确定及土方量计算。掌握管道地基处理、土方回填、施工现场安全防护的质量要求。

3、防腐层与绝缘层的施工

了解防腐材料的特点，湿式储气灌的防腐施工，管道腐蚀控制的一般规定，熟悉管道腐蚀控制应考虑因素，电绝缘设置要求。掌握埋地钢制管道阴极保护设置要求，腐蚀评价，管道防腐绝缘层的施工要求。

4、室外燃气管道施工

了解燃气管道入沟方式方法，铸铁管安装，燃气管道的带气连接。熟悉钢管、聚乙烯管道的安装，法兰连接，管道埋深要求、与建构筑物及其它管道净距要求。掌握燃气管道的试验与验收。

5、管道穿、跨越施工

了解顶管施工、水下敷设、定向钻施工。熟悉管道通过河流的敷设要求。

6、室内燃气系统的施工

了解室内燃气管道的安装和技术要求，已安装未通气燃气管道复验规定。熟悉室内管道焊接规定，钢管支撑最大间距，燃气计量表安装规定，燃气设备安装规定，掌握燃气计量表安装前应具备条件，室内燃气系统试验和验收的有关规定。

7、燃气设备与管道附件的安装

了解整体机泵的安装及技术要求，整体压缩机的安装。熟悉阀门、凝水缸、补偿器、绝缘法兰的安装，掌握燃气调压站（柜）的安装及技术要求。

8、燃气储罐的施工

了解球形储罐、螺旋导轨式储罐构造及施工特点，加工安装，试验与验收，熟悉高、低压储气罐的原理。

第五章 燃气安全运行管理

第一节 场站的安全运行管理

考试目的

通过考试，旨在检验考生对门站、储配站、调压站、计量站和液化石油气场站的生产工艺流程，设备、设施的作用、工作原理及安全操作规程，门站和储配站安全运行管理方面知识的掌握程度，以提高对场站的运行管理水平。

考试内容

1、掌握天然气门站、储配站及调压站计量站的工艺流程，熟悉各种设备、设施的作用和工作原理，了解各种设施的维护工作要求、安全操作规程及常见故障的原因分析和排除方法，了解各种设备、设施的选型知识。

2、熟悉燃气场站内的安全消防设施及其使用知识、检验周期，了解安全消防设施的检验方式。

3、熟悉天然气的加臭方式，掌握加臭剂的作用和加臭量。

4、掌握燃气的计量方法，熟悉影响计量数据准确性的因素，了解计量器具的选型。

5、熟悉液化石油气接收工艺、灌装槽车工艺、灌瓶供液工艺、残液回收工艺、倒罐和储罐排空工艺。

6、熟悉各种燃气场站燃气泄漏、着火、爆炸的安全措施和处理方法。

第二节 燃气管网的安全运行

考试目的

通过考试，旨在检验考生城镇燃气管网安全运行管理知识的掌握程度，考察考生对不同压力级制城市管网及附属供气设施安全运行的基本条件、保证安全运行管理手段及突发抢险抢修等知识、技能的掌握程度，以提高城镇燃气管网安全运行管理水平。

考试内容

1、了解长距离输送燃气管道试运投产条件和试运投产程序，了解长距离输送燃气管道试运投产有关资料、数据的管理，熟悉长距离输送燃气管道试运投产应取的安全措施。

2、了解高压管道巡检周期和管道保护的基本要求。了解高压管道内外防腐的方法和防腐层、阴极保护设施定期检查的基本要求，了解高压管道维护修理的基本要求。

3、了解引起高压管道泄漏和管道堵塞的原因和各种应急处理措施，了解高压管道抢修和清管工作的基本要求。

4、掌握国家有关城镇燃气管网安全运行管理的规定、规范及标准，熟悉中低压燃气管道设施安全运行管理的的基本要求。熟悉城镇燃气管网地上标识含义，了解根据地上标识判断供气设施的种类、压力级别及定位的办法。

5、了解供气管道保护和防护的方式，掌握对运行管网进行安全评估的办法。

6、了解城镇燃气管网通气置换工作基本要求，熟悉管网置换程序和安全措施。

7、熟悉燃气设施运行维护的基本要求，了解城镇燃气管网日常安全巡查的意义，熟悉日常安全巡查的工作内容，掌握日常安全巡查的工作方法。

8、了解燃气管网压力测查的意义和燃气泄漏的危害，熟悉燃气管网漏气、堵塞的原因，掌握燃气设施漏气、堵塞检查和修理的方法，了解燃气管道的使用年限和管道腐蚀情况的判定方法和处理措施。

9、熟悉燃气管网附属设施（阀门、凝水缸等）的作用和运行维护的基本要求，了解其维护保养内容、质量标准和安全操作规程。

10、了解城市燃气调度运行管理的基本任务和调度工作基本要求，了解对燃气场站及输气管网进行监控的意义及监控的方法。

11、了解有关燃气事故抢修工作制度的建立、抢修人员和抢修器材的配备、抢修接警处理等方面的要求，了解各种突发险情（燃气泄漏、着火和爆炸等）的危害，熟悉各种险情的紧急处置组织方式，熟悉应急抢修抢险预案的内容和要求，全面准确的进行事故分析。

12、了解各种燃气事故（燃气泄漏、着火和爆炸等）的上报程序，熟悉抢险作业现场工作要求和安全处理措施。

第三节 用户安全使用管理

考试目的

通过考试，旨在检验考生对燃气用户户内管道及设施、燃气用具等安全运行管理知识及安全用气常识的掌握程度，考察应试人员对户内燃气管道、设施及燃气具等的安全管理，提高对广大用户的安全用气的服务保障水平。

考试内容

1、熟悉用户室内燃气管道、设施及燃气具的性能特点，掌握燃气设施安全检查的基本内容和泄漏的检验方法及处置办法。

2、了解燃气表的检验周期、使用年限，掌握燃气表的正确使用和常见故障原因分析。

3、熟悉户内燃气管道安全运行和燃气安全使用的基本要求。

4、了解燃气泄漏报警器的工作原理、安装使用要求及其测试方法。

第六章 燃气相关法律法规

第一节 建筑法

考试目的

本节的内容是《中华人民共和国建筑法》，旨在检验考生对建设行业主要法律制度、基本建设程序、建筑法律责任等基本知识的了解、熟悉或掌握的程度，促进应试人员自觉守法、增强法律意识。

考试内容

1、建筑法概述

了解建筑法的立法目的、适用范围及建筑法所构建的基本法律制度。

2、建筑许可制度

了解建设工程施工许可的基本规定及施工许可证或开工报告办理的一般要求；掌握国家对工程建设从业人员及从业单位要求必须具备相应的资质或资格的规定。

3、建筑工程的发包与承包制度

了解建筑工程发包与承包的一般规定。

4、建筑工程监理制度

了解工程监理制度的一般规定；熟悉必须实行监理的工程范围。

5、建筑工程的安全生产管理制度

了解建筑工程安全生产管理的基本方针和制度；明确建立健全安全生产责任制度和群防群治制度的必要性；熟悉工程建设的各个环节中安全生产管理的一般规定。

6、建筑工程的质量管理制度

了解建筑工程质量管理的基本制度，包括：建筑工程质量必须符合标准的制度、法定的质量责任制度、竣工验收制度、工程质量保修制度、质量体系认证制度等；熟悉保证施工质量的基本法律措施。

7、建筑法律责任

了解各类建筑违法行为及责任主体；熟悉各类建筑违法行为对应的法律责任。

第二节 安全生产法

考试目的

本节的内容是《中华人民共和国安全生产法》，旨在检验考生对安全生产基本法律知识的了解、熟悉或掌握的程度，促进应试人员加强安全意识、确保安全生产。

考试内容

1、安全生产法概述

了解安全生产法的立法目的及适用范围；熟悉安全生产法的基本规定。

2、生产经营单位的安全生产保障

了解安全生产条件、安全投入、安全管理机构的规定；熟悉安全设施、危险物品、重大危险源安全管理的规定；熟悉生产经营作业现场安全管理的规定；了解安全生产的其他规定。

3、从业人员的权利和义务

了解从业人员的安全生产义务；熟悉从业人员的人身保障权利。

4、安全生产的监督管理

了解负有安全生产监督管理职责的部门及其监督检查人员的职责；熟悉安全生产监督管理的内容。

5、生产安全事故的应急救援与调查处理

了解各级人民应急救援的职责；了解生产安全事故应急救援的规定；熟悉生产安全事故调查处理的规定。

6、安全生产法律责任

了解生产经营单位的安全生产违法行为及责任主体；熟悉安全生产违法行为责任追究的规定。

第三节 建设工程质量管理条例

考试目的

本节的内容是院颁布的《建设工程质量管理条例》，旨在检验考生对建设工程质量管理基本法律制度的了解、熟悉或掌握的程度，促进应试人员在工程建设中增强质量意识、保证工程质量、保障人民群众的生命和财产安全。

考试内容

1、建设工程质量管理的一般规定

了解建设工程质量的责任主体；熟悉建设工程活动的基本原则。

2、建设单位的质量责任和义务

熟悉在工程建设活动中建设单位的质量责任和应承担的主要义务。

3、勘察、设计单位的质量责任和义务

了解在工程建设活动中勘察、设计单位的质量责任和应承担的主要义务。

4、施工单位的质量责任和义务

熟悉在工程建设活动中施工单位的质量责任和应承担的主要义务。

5、工程监理单位的质量责任和义务

了解在工程建设活动中工程监理单位的质量责任和应承担的主要义务。

6、建设工程实行质量保修制度

了解建设工程质量保修制度的一般规定。

7、建设工程质量监督管理

了解对建设工程质量实行监督管理的一般规定。

8、建设工程质量法律责任

了解各类建设工程质量违法行为及责任主体；熟悉各类建设工程质量违法行为对应的法律责任。

第四节 建设工程安全生产管理条例

考试目的

本节的内容是院颁布的《建设工程安全生产管理条例》，旨在检验考生对建设工程安全生产管理的各项法律制度的了解、熟悉或掌握的程度，使应试人员在工程建设中树立安全意识、保证工程安全。

考试内容

1、建设工程安全生产管理的一般规定

熟悉建设工程安全生产的责任主体；掌握建设工程安全生产管理的基本方针。

2、建设单位的安全责任

熟悉在工程建设活动中建设单位应承担的主要安全责任。

3、勘察、设计、工程监理及其他有关单位的安全责任

了解在工程建设活动中勘察、设计、工程监理及其他有关单位应承担的主要安全责任。

4、施工单位的安全责任

熟悉在工程建设活动中施工单位应承担的主要安全责任。

5、管理部门对建设工程安全生产的监督管理

了解管理部门对建设工程安全生产进行监督管理时所取的主要措施。

6、建设工程安全生产事故的应急救援和调查处理

了解管理部门应急救援的职责及应急救援的一般程序；熟悉建设工程安全生产事故调查处理的一般规定。

7、建设工程安全生产的法律责任

了解各类建设工程安全违法行为及责任主体；熟悉各类建设工程安全违法行为对应的法律责任。

第五节 山东省燃气管理条例

考试目的

本节的内容是山东省人大颁布的《山东省燃气管理条例》，旨在检验考生对山东省燃气工程的安全审查、燃气经营许可、燃气安全宣传、监督检查等各项制度的了解、熟悉或掌握的程度，促进应试人员在燃气行业从业中增强燃气安全意识、保障燃气安全。

考试内容

1、山东省燃气管理的一般规定

了解本条例的立法目的；熟悉本条例的适用范围。

2、燃气工程规划与建设

熟悉燃气专项规划编制、审批的基本要求和程序；掌握燃气工程在勘察、设计、施工、监理、竣工验收等各个环节的基本要求。

3、燃气经营管理

掌握燃气经营许可的具体规定；掌握燃气经营企业在经营管理中应遵守的各项规定。

4、燃气使用管理

掌握燃气用户在使用各类燃气时的用气规则及禁止性规定。

5、燃气设施与器具管理

熟悉燃气设施安全保护的相关规定；熟悉各类燃气器具在生产、经营、检测、安装维修时的各项要求。

6、监督检查与事故处理

熟悉燃气行政主管部门监督检查的主要职责；掌握燃气事故处理的内容和程序。

7、法律责任

了解各类燃气违法行为及责任主体；熟悉违反本条例应承担的具体法律责任。

第六节 济南市燃气安全管理条例

考试目的

本节的内容是济南市人大颁布的《济南市燃气安全管理条例》，旨在检验考生对济南市的燃气经营、燃气使用及燃气设施等各项安全管理制度的了解、熟悉或掌握的程度，促进应试人员提高燃气安全意识、保障人民生命财产和社会公共安全。

考试内容

1、济南市燃气安全管理的一般规定

熟悉本条例的立法目的和适用范围；掌握济南市燃气安全管理的基本原则。

2、燃气设施安全管理

掌握燃气设施安全保护的具体要求；掌握燃气设施抢险抢修的具体规定；熟悉管道燃气设施和燃气器具的维修、更新责任的划分。

3、燃气经营安全管理

掌握燃气经营企业经营管理的具体要求；掌握瓶装液化石油气经营活动的具体要求。

4、燃气使用安全管理

掌握各类燃气用户安全用气及安全使用燃气设施、器具的具体规定。

5、监督检查

熟悉市燃气行政主管部门监督检查的主要职责和权限。

6、法律责任

熟悉各类燃气违法行为及具体罚则。

主要参考教材

1、高福烨等编，《燃气制造工艺学》，中国建筑工业出版社；

2、段常贵主编，《燃气输配》第三版，中国建筑工业出版社 2001.12；

3、同济大学等编，《燃气燃烧与应用》第三版，中国建筑工业出版社；

4、《燃气工程施工》，中国建筑工业出版社；

5、《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006），中国建筑工业出版社；

6、《城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术规程》CJJ51—2006

7、《天然气管道试运行投产规程》SY/T6233—2002

8、《天然气管道运行管理规范》SY/T5922—1994

9、《城镇燃气输配工程施工及验收规范》CJJ33-2005

10、《城镇燃气室内工程施工及验收规范》CJJ94-2003

11、《聚乙烯燃气管道工程技术规程》CJJ63-1995

12、《城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程》CJJ95-2003

石油天然气行业的安全评价

张松航1 唐书恒1 潘哲军2 汤达祯1 李忠诚1 张静平1

(1.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083;2.澳大利亚联邦科工组织地球科学与工程部，墨尔本 3168)

摘要:基于晋城无烟煤储层地质条件下的储层和煤岩参数，结合晋城无烟煤煤层气藏直井生产必须压裂增产的实际，以200m为产注井距，使用澳大利亚联邦科工组织的煤层气储层数值模拟软件(SIMED Win)模拟了不同气体组分条件下(CO2∶N2=90∶10，75∶25，50∶50)的煤层气增产和二氧化碳埋存过程。研究结果表明，用CO2和N2混合气体驱替煤层气的早期，氮气组分含量越高，气井产量越高，但从整体上看对煤层甲烷产量影响不大;不同气体组分条件下的驱替对水产量变化影响不大;煤储层的割理孔隙度在甲烷解吸、氮气、二氧化碳吸附、煤岩有效应力改变的综合效应下呈现增高降低增高降低的变化趋势。综合考虑煤层甲烷产量和CO2的封存效果，用在煤层气开发初期适当增加氮气组分含量，改善储层渗透性，随后注入纯二氧化碳驱替的方式更加经济有效。

关键词:沁水盆地 煤层气 煤储层 CO2＆N2 提高收率

作者简介: 张松航，男，博士，讲师; 中国地质大学 ( 北京) ，北京市海淀区学院路 29 号 100083; Tel:13522441469: E mail: zshangdream@ 126. com.

Numerical Simulation of CO2＆N2Enhanced Coalbed Methane Recovery on Jincheng Anthracite Coal Reservoir

ZHANG Songhang1，TANG Shuheng1，PAN Zhejun2， TANG Dazhen1，LI Zhongchen1，ZHANG Jingping1

( 1. School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing 100083，China; 2. CSIRO Earth science and resources engineering，Melbourne 3168，Australia)

Abstract: In this paper，the gas production and CO2＆N2injection processes of the production well and the injection well with 200 m spacing were respectively studied using the coal reservoir simulator，SIMEDWin，devel- oped by CSIRO Earth Science and Resources Engineering，Australia. The coal reservoir and coal property parame- ters used in this simulation were full account of the in-situ coal geological conditions of the anthracite coal in Jincheng district. In addition，the hydraulic fracturing which was widely used as an enhanced methane recovery technology was also taken into account. The simulation results show that the higher of the N2content in the mixed gas，the higher of the CBM output in the early stage of the production. But N2content show very small effect on the long term CBM production. In addition，the injected mixed gas of CO2＆N2with different ratio has little effect on the water production. The cleat porosity of the coal reservoir changing dynamically under the effect of desorption of CH4，adsorption of CO2＆N2and changing of pore pressure during the gas and water production process. Considering the production of CBM and the sequestration of CO2for CO2＆N2ECBM the suggestion is that ropriately increase the nitrogen component in mixed gas improving the reservoir permeability in the early production stage，and then inject the pure carbon dioxide.

Keywords: Qinshui Basin; coalbed methane; coal reservoir; CO2＆N2; ECBM

全球变暖问题已经越来越严重，如何减少全球变暖的“主犯”———二氧化碳气体的排放，已经成为了一个亟待解决的全球性热点问题。碳捕集和封存技术(CCS)被认为是最切实可行和最具发展前景的二氧化碳减排技术。其中煤层封存二氧化碳技术受煤储层埋深影响较小，既可以达到减少温室气体排放的效果，还可以提高煤层甲烷的收率(CO2ECBM)，具有经济和环境双重效益。目前，我国已经和加拿大合作实施了“中国煤层气技术开发/CO2埋藏”项目，项目实施效果良好(Wongetal.，2007;Wongetal.，2010;叶建平etal.，2007)，但是由于CO2注入引起的煤基质膨胀，使得煤储层的渗透率降低，一定程度上抵消了该项目的可操作性。然而，加拿大在Alberta地区进行的CO2/N2ECBM试验，使得在渗透率为1mD的低渗透煤储层中进行的气体注入比较容易进行(Moretal.，2004)。因此，注入CO2和N2混合气体的方式有助于CO2封存和ECBM项目实施的成功;此外，由于CO2和N2是工厂烟道气的主要成分，直接使用能够减少CO2的捕集和分离成本，增加了项目实施的经济性。考虑注入CO2和N2混合气体就要求寻找最佳的注气比例和注气方式。我国目前处在CO2ECBM的探索阶段，相关研究还很少，本文用数值模拟方法，研究晋城无烟煤储层地质条件下，不同比例CO2和N2混合气体的CO2封存和ECBM效果，并提出相关建议，对深部煤层中进行CO2埋存和ECBM有一定的指导意义。

1 方法原理

本研究基于澳大利亚联邦科工组织的煤储层数值模拟软件———SIMEDWin。SIMEDWin是一款气、水两相多组分，包含单孔和双孔隙模型的三维储层模拟软件，适于煤层气单井或气田范围内的多井生产模拟，以及注气(多组分)提高煤层气收率模拟(潘哲军，卢克·康奈尔，2006;张松航etal.，2011)。本论文模拟网格用对数网格，气体吸附模型用扩展的兰氏方程，孔隙度渗透性模型用PR模型(PekotandReeves，2003)，基质至割理的气体扩散用WarrenandRoot公式描述;割理中的气、水流动用达西定律描述;储层中压降模型用扩散方程描述;物质守恒方程的求解用全隐式多元牛顿方法和正交极小化方法，由于张松航等(2011)已做详细介绍，本文不再赘述。另外，张松航等(2011)的研究结果表明，就晋城无烟煤的储层地质条件而言，200m产注井距具有较好的驱替效果，因此本文设定产注井距为200m，而CO2和N2混合气体的组分比例分别设定为90∶10，75∶25和50∶50。

2 煤储层地质特征和参数设置

沁水盆地南部，太原组的15#煤层和山西组的3#煤层厚度大且全区分布稳定，为煤层气勘探的主要目的层，本次的模拟工作主要考虑封闭性较好的3#煤层。3#煤层厚4.5～7.0m，埋深变化于292.41～780.05m。宏观煤岩类型主要为半亮煤和半暗煤，属中低灰煤。镜质体反射率介于2.2%～4.5%之间，属半无烟煤和无烟煤，反映了较高的生气能力。煤层含气量一般介于10.0～27.2m3/t，理论含气量29.6～35.6m3/t，含气饱和度多大于70%。煤储层压力主要在2.06～6.85MPa之间变化，平均3.49MPa，属欠压常压储层。储层渗透性变化较大，试井渗透率变化于0.04～112.6mD之间，多数储层原始渗透率小于1mD。从晋试1和TL003井的3#煤层的气样组分分析结果看，甲烷气含量占主体(分别为98.17%和.52%)，含少量氮气(分别为1.45%和2.42%)和二氧化碳(分别为0.35%和0.04%)，及一些痕量气体。

本次模拟的参数选择主要参考TL003井，以及上述的区域总体储层地质特征。TL003井为枣园地区施工的第一口煤层气井，张先敏和同登科(2007)用数值方法拟合了其从1998年3月16日至1999年4月11日共392天的排资料，取得了不错的效果;叶建平(2007)，wong等(2007)分别报道了2004期间对其实施的ECBM微型先导性实验研究成果，并通过数值拟合结果校正了储层参数。本次模拟实验的参数选取见表1，考虑到我国煤储层初始渗透率偏低，普遍需要储层压裂，根据单学军等(2005)的数据设计了煤储层压裂裂缝模拟参数。3#煤层对甲烷、二氧化碳和氮气的吸附参数选取见表2。此外，在模拟过程中存在以下设，1)在排过程中煤储层的温度不变;2)储层原始状态下割理裂隙被水100%饱和。

表1 晋城3#无烟煤数值模拟参数汇总表

表2 晋城3#煤层无烟煤吸附解吸参数取值表

3 模拟结果

3.1 气体组分对产气的影响

从每种气体组分条件下的产气量曲线(图1)可以看出，总日产气量基本存在三个阶段:第一次产气高峰及其随后的下降阶段，从产气低值到第二次产气高峰的持续增长阶段和达到第二次产气高峰及其后的稳定阶段。其中前两个阶段，甲烷的产量基本和总产气量重合，说明此时还未出现氮气和二氧化碳气体的穿透;而在第三阶段，随着氮气和二氧化碳的穿透，甲烷日产量与日总产气量差值越来越大(图1a)。每种气体组分条件下，氮气和二氧化碳的产出具有时间性，氮气的产出约在第800～1000天，二氧化碳的产出在第3000天前后(图1b)。

图1 生产井日产气量图(a)总产气量和甲烷产气量;(b)二氧化碳产气量和氮气产气量

对比不同组分注气条件下的气产量(图1)可知，各条件下的气产量(即甲烷产量)曲线在总日产气的第一阶段基本重合。生产井的第一产气高峰和煤储层压裂裂缝和储层原始渗透性的“二元”渗透性相关，气体主要来源于井筒和裂缝周围的气体解吸，而在稍远离该高渗通道的煤基质内部由于渗透性较低，不能快速补给，导致气产量降低。生产井产气量降至最低点的时间在第300天左右，从第330天的气相相对渗透率(图2)可以看出，在生产井产气量降至最低值前，生产井周围的气相相对渗透率较低，一般小于0.05mD，此时注入井周围产生的气相相对渗透率的增加尚未对生产井的气产量产生直接影响。同时除注入混合气体组分不同外，其他模拟参数都相同，产气井周围的压力分布相似，因此该阶段不同组分注气条件下的气产量相同。从总日产气的第二阶段开始，90∶10，75∶25，50∶50三种注气条件下的总日产气量依次增加，即随着混合气体中氮气组分含量的增加，总日产气量逐渐增加;同时容易发现，随氮气组分含量的增加，产气第二阶段的持续时间依次减少，即产气量达到第二产气高峰的时间提前。

图2 第330天时气相渗透率等值线图

三种气体组分比例条件下的甲烷产出情况显示(图1a)，从第300天左右的日产气量低值开始到第3000天，组分比例为50∶50条件下，甲烷的产量最高，组分比例为75∶25条件下的甲烷产量中等，组分比例为90∶10条件下的甲烷产量最低。也就是说，随着注入气体组分中二氧化碳含量的增高，在生产的前3000天，甲烷的产量降低;相反混合气体中氮气含量增加有助于提高甲烷的产量。从图2可以看出，在第330天生产井和注入井刚刚出现气相相对渗透率的贯通，而且90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，生产井和注入井的贯通性依次变好，这也是在产气低值至生产约第3000天以前这段时间内，在这三种气体组分比例条件下，气井产量依次升高的原因。然而在50∶50条件下，气体达到第二次产气高峰后，形成的甲烷产量并不稳定持久，成缓慢下降趋势，气体组分中氮气含量越高，甲烷日产量下降越快。而在生产3000天以后，在90∶10的组分比例条件下的甲烷日产量反而最高。值得注意的是，第3000天左右这个时间点，既是不同组分条件下甲烷产量的交点，即转折点，同时也是二氧化碳产量逐渐快速增加的阶段。

对比三种组分条件下氮气产量和二氧化碳产量的差别可知，随着注入混合气体组分中氮气含量的增加，产出井中的氮气含量依次增加;同样，注入混合气体中二氧化碳组分含量增加，产出井中的二氧化碳含量依次增加(图1b)。然而，虽然不同混合气体组分条件下，氮气和二氧化碳的产出量不同，但是它们开始产出的时间基本相同。分析认为，由于氮气和二氧化碳气体存在性质上的差别，注入氮气和二氧化碳气体对增产甲烷存在两个关键时间。第一个关键时间是产气井中氮气含量明显上升的时间，此时表明生产井和注入井之间的气相渗透性的穿透形成不久，生产井逐渐达到第二次产气高峰。第二个关键时间是产气井中二氧化碳气体产量开始明显上升的时间，此时产气井中，氮气产量基本趋于稳定。两个关键时间出现的先后，不因气体组分比例的差别而有太大的差别，说明不同气体组分在煤岩中的运移，与气体本身和煤岩的作用性质相关，而与气体本身的浓度关系不大。此外，在第二关键时间点与甲烷产气量的交点相对应，说明在这个时间点，氮气对增产甲烷的影响已经比较小。

90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，在第3000天时生产井产出氮气含量占注入井注入氮气含量的比例分别为0.68，0.67，0.66;在第7000天时，生产井产出的氮气含量占注入井氮气含量的比例分别为0.83，0.84，0.84，这说明在生产井生产3000天以后，从注入井注入的氮气有一半以上都产出了。对比甲烷的产气情况，说明氮气对CO2＆N2ECBM的影响主要体现在对出速率的影响上，由于其对煤岩的竞争吸附能力弱于甲烷、更弱于二氧化碳，不能从本质上起到提高甲烷收率的作用。因此，在实际的注气操作中，可以考虑在注气前期注入氮气和二氧化碳的混合气体，而在注入后期单注二氧化碳。

3.2 气体组分对产水的影响

从数值模拟的结果看，不同气体组分对生产井产水的影响不大，仅在第一产气阶段存在差别，随氮气含量的增高，日产水量略有增加(图3)。由于煤储层对二氧化碳、甲烷和氮气的吸附能力依次为CO2﹥CH4﹥N2(于洪观等，2005;唐书恒等，2004;吴建光等，2004)，向煤层中注入混合气后，CO2分子会置换吸附着的甲烷分子，CH4分子被置换后扩散到煤层天然裂隙系统中，而CO2则被捕获到煤基质中;同时，由于N2的吸附能力小于CO2和CH4，仅一小部分注入的N2被吸附到煤基质中，其余大多数停留在裂隙系统中，裂隙中的N2一方面减少了甲烷在裂隙系统中的分压，从而提高了甲烷从原生孔隙中的解吸速率和在原生孔隙系统中的扩散速率;另一方面，增加了煤层的天然裂隙系统的总压力，提高了气体从裂隙系统到达生产井的推进力。由此可知，氮气的存在，改变了注入井周围的渗透性，增加了压力传播的效率。在生产井和注入井间气相穿透前，随着混合气体中氮气组分的增多，两井间的压差呈略微增大趋势，因此50∶50组分条件下生产井排水量略高。生产井和注入井气相穿透后，不同气体组分条件下，生产井的水产量基本相等，说明改变注入井的气体组分，整体上对生产井的排水情况影响不大。

图3 不同气体组分条件下气井日产水量图

3.3 气体组分对储层孔渗性的影响

在90∶10组分比例注气增产条件下，储层的平均孔隙度变化呈先降低，略有升高，再缓慢降低的趋势(图4)。总体上在90∶10组分比例条件下，储层孔隙度呈降低趋势。75∶25，50∶50组分比例条件下，在模拟时间内，储层孔隙度都呈现先降低，再升高的趋势。比较三种组分比例条件下的平均孔隙度变化曲线，气体组分中氮气组分的比例越高，在生产的初始阶段储层平均孔隙度下降的速率越小，下降的幅度也越小，下降的时间也越短。同时，氮气含量越高，储层平均孔隙度由下降转上升的时间也越早，增大的幅度也愈大。

图4 不同气体组分下储层平均孔隙度随时间变化图

3.4 不同气体组分条件下CO2ECBM综合效益分析

对比不同气体组分条件下，累积总产气量和累积甲烷产量(图5)，可以看出，90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，总气体产量依次升高，模拟生产7000天的总产气量分别约为889.9万m3，945.5万m3，1050.4万m3;而三种气体组分比例条件下生产7000天的甲烷累积含量相差不大分别为759.5万m3，765.3万m3，779.3万m3。可见，在注入气体中，增加氮气组分的含量，在生产的约前3000天，明显提高了甲烷气体的生产速率，但是在总体上，即整个7000天的模拟时间内，对甲烷气体增产的贡献不大。在生产的后半段，氮气组分含量对储层孔渗性的改善主要体现在，增加了注入气体的穿透速度，总体上对甲烷增产的作用不大。

图5 累积甲烷产气量对比图

从90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下的累积注入气量和累积封存二氧化碳气体含量图(图6)上可以看出，三种气体组分比例条件下的气体注入气量依次降低分别为，892.1万m3，835.7万m3，792.6万m3，同时二氧化碳气体的封存气量也依次降低分别为，724.2万m3，571.7万m3，364.8万m3。由此，生产7000天的时间内三种气体组分比例条件下的注存别为0.81，0.68，0.46。总体上二氧化碳气体含量越高，注入的二氧化碳越多，封存的二氧化碳也越多。

图6 累积注入气量和累计净封存二氧化碳含量图

因此，考虑到生产井产出混合气体后，分离混合气体的成本，以及注入气体的成本，如果不考虑时间成本的话，注入井的气体用纯二氧化碳气体最好，因为在整个生产周期内，氮气组分对甲烷气体的总产量影响不大;如果考虑时间成本，可以考虑在生产的前半期使用较高含量的氮气的混合气体，可以有效地提高甲烷气体的出率，但是在生产后期，可以考虑使用纯二氧化碳气体入注。减少不必要的注入和分离成本。

4 结论

使用SIMEDWin软件可以有效地模拟不同储层参数对煤层气井生产的影响，同时可以了解生产过程中储层压力、气和水相相对的渗透率、气和水相饱和度、储层平均孔隙度等储层参数的动态变化。

通过对比90∶10，75∶25，50∶50三种CO2∶N2组分比例条件下的CO2＆N2ECBM模拟结果可知，在煤层气生产的前期，适当增加注入井中氮气组分含量，可以有效地改善储层孔渗性能，提高煤层气甲烷产量;然而，从整个煤层气生产过程考虑，增加注入气体组分中氮气的含量，并不能从实质上增加甲烷气体的产量，同时由于注入气体中氮气组分含量过大，造成生产井总产气量的大幅提高，从而增加分离产出气体的成本;从二氧化碳气体封存的角度看，增加注入气体中氮气组分的含量，会大幅度减小同期内的二氧化碳封存量;此外，从氮气的流动情况看，注入气体中氮气含量越高，在煤层气生产的后半段稳定的产出的氮气含量越高，基本上煤储层已经氮气饱和，注入氮气量和产出氮气量形成了一种均衡。因此，在煤层气生产的前半期适当增加注入氮气的含量，而在煤层气上产的后半期改用纯的二氧化碳注入，一方面能够起到，煤层气增产的目的;另一方面能够起到节约成本，增加二氧化碳注入量的目的，是一个有效的CO2＆N2ECBM措施。

参考文献

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燃气阀门应用现状及选型？

一、石油天然气行业安全生产的特点

　石油行业是由石油天然气的地质、钻井、试油、油（气）、井下作业、油气集输与加工处理、油气储运及工程建设等诸多生产环节构成的一个大的产业体系。该行业特点集中体现如下：

1. 作业条件艰苦

石油工业生产中，地质勘探、钻井、试油、油（气）、井下作业及工程建设等都是野外分散作业，劳动强度繁重，工作条件差，作业环境条件比较艰苦，有时还会受到洪水、大风和雷电等自然灾害的侵扰。因此，在石油天然气的开作业中，类似井喷、油气泄露着火等事故发生概率比较高，并时有重大恶故发生。

2. 原料、中间品和最终产品多为易燃易爆物质

石油行业的原料为原油、天然气，中间品和最终产品主要是处理后的原油、液化石油气和轻质油。这些产品一般都具有闪点低、爆炸上下极限较宽、易燃、易爆、有毒、易扩散、易流动、易蒸发泄漏、易聚积静电等特点。这就决定了石油行业安全生产中的潜在危险性和破坏性要比其他行业大。

3. 生产工艺复杂

石油工业复杂的生产结构决定了其多样性的生产工艺，从勘探到钻井，从开到集输，各个环节都渗透着工艺的危险性。例如，地震勘探及射孔要用和，测井要使用放射性元素；油气集输与初步加工处理不仅是在密闭状态下连续进行的，而且还有天然气压缩、高压储存、低温深冷分离等有较大危险性的生产工艺。至于油库和气库，由于大容积的储罐在此高度集中，油气收发作业频繁，所以是人所共知的高危险性作业场所。

生产环境的恶劣和工艺的复杂性都决定了安全管理的难度，管理制度的建立和落实同样影响到生产的正常运行，如何利用有限的管理实现、的管理效果也是目前各企业一直追求的目标。

　二、企业对安全评价的基本要求

　安全评价技术发展到今天已被越来越多的企业所接受，评价方法、手段、范围越来越趋于成熟、先进和全面。随着安全生产法律体系的逐步完善，企业开展安全评价工作就成为法律法规赋予的责任。那么，在准备进行安全评价时，石油企业对评价机构应该有什么要求呢？ 把安全评价师站点加入收藏夹

1. 系统安全的要求

石油工业不论是上游产业还是下游产业都是一个连续的、密闭的、长周期的生产过程，不仅在生产工艺上强调生产过程中各个环节的合理匹配、各种参数的合理衔接，而且一系列用于生产过程的监测监控仪器仪表，用于保证安全生产的消防、劳动保护等设施构成了油气生产庞大复杂的操作系统，特别是油气处理和炼制生产工艺表现得尤为明显。

安全评价是利用安全理论、方法对某一生产单元进行系统地定性或定量评价，以说明评价对象的安全可靠程度。如果评价仅是对一个独立的、单一的装置就事论事地作出结论是毫无意义的。因此，石油行业安全评价应建立在“对象系统化和评价系统化”的认识基础上，充分熟悉评价对象的生产工艺，寻找影响系统安全的薄弱环节或关键点，尤其是对于一个工艺复杂、范围大、设备设施数量多的生产装置、工程而言，需要分流程、分部位，针对不同的设备设施，取一定的顺序进行具体的辨识和分析，特别是要分析、论证这些薄弱环节或关键点与系统的关系和严重程度，进而作出客观、科学的结论，提出相应的预防对策。同时，要充分利用已建的装置、工程项目和事故案例进行类析，全面剖析、验证拟建项目或已建工程的危险性和可靠性，提出相应的、合理的防范措施。

2. 经济的要求

石油天然气勘探开和炼制生产设施的前期投入和正常运行成本是比较大的。如果没有雄厚的资金保证，要保障安全生产的需要是不可能的。为了保证国有企业有改善劳动条件的资金，院曾于19年规定：“企业每年在固定资产更新和技术改造费用中提取10％～20％用于改善劳动条件”。1993年新的会计制度实行后，取消了这一规定。但新的财务制度规定：“企业在基本建设和技术改造过程中发生的劳动安全措施有关费用，直接计入在建工程成本，企业在生产过程中发生的劳动保护费用直接计入制造费用”。新制度使劳动安全措施经费不受任何比例限制，拓宽了费用来源。同时，《安全生产法》为安全投入提供了法律保障：生产经营单位必须在安全生产条件、劳动防护、安全生产培训和工伤保险方面投入足够的资金，对于因投人不足而导致事故的生产经营单位的决策机构、主要负责人、个体经营的投资人予以法律追究。

从理论上说，安全管理的经济效益应等于安全产出与安全成本之比。由于定量确定安全产出是困难的，那就可以通过确定安全成本来测量安全效益。由此可见，深入认识安全成本的内涵是十分必要的。理论计算和实践统计揭示了安全投入中预防费用与事故费用的关系，排除机会因素，可以得到明确的结论：预防费用的投入是最能产生安全的经济效益的。

但事实上作为建设项目的安全费用是生产成本的一部分，虽然从原则上讲，当安全投入与经济效益发生矛盾时应优先考虑安全投入，但在现实中，如果安全标准过高必将增大建设成本和生产成本。安全投资在短期内无法显示价值和企业过高的经济指标都是企业安全投入不足的原因。

3. 安全管理的要求

安全评价是现代安全管理中一项重要内容，弱化了以往的凭经验的传统安全管理，强化了企业系统安全管理，促进企业建立风险管理的意识。它帮助企业的安全管理由原来的纵向单一管理变为全员、全方位、全过程、全天候的系统化管理，延伸了安全管理、安全责任的范围和环节，对实现企业安全管理目标起到积极作用。

从目前国家要求的4个评价范围及评价内容上看，重点是对机具的状态和环境因素进行评价。如果从现代安全管理的理念要求，人—机—环境—管理，应该说是保证安全生产的完整要素。而且人的行为、管理的手段在我国现阶段是保障安全生产的重要因素，如果抛开这两个因素单一评价相对没有自由度的机具、环境因素，是没有现实意义的。

　三、在安全评价过程中，企业与评价机构必须相互配合

　生产企业借用的专业安全评价机构必须对本企业的安全生产现状有一个全面、系统地了解掌握，而评价机构又要比较客观、真实地反映评价对象的安全状况，二者之间既存在利益关系，又相辅相成。企业具有熟悉生产工艺、流程的一批专业技术人员，而专业评价机构又拥有一批掌握最新系统安全知识的评价师，因此，只有双方共同配合，才能作出既符合实际，又能满足企业安全管理需要的评价报告。

1. 调研阶段

评价机构在接到评价对象要求后，必须开展现场调研工作。企业应指派专人负责配合、协调，给调研人员详细介绍评价对象的基本情况，生产装置的工艺流程、关键部位、设备、物料、运行参数、安全组织机构、作业人员基本素质等情况，以及历次或同类生产装置已发生各类事故的情况。同时，为评价单位提供相应的书面资料及相关复印件等。调研阶段是否能够充分、详细地了解项目的基本情况是做好评价的基础。

2. 评价阶段

评价人员在收集了一定的资料后，按照评价导则要求进入分析研究、报告编写阶段。这里需要指出，对于评价单位编写的评价报告可能会由于现场调研不详细、现场出现变更、资料准备不准确等多种因素，出现报告与现场不符的情况。为了最真实地反映现场情况，企业应与评价机构充分沟通，将问题彻底解决在报告完成之前。

　四、评价报告的审核阶段

　报告的审核不仅是生产企业对评价机构的工作作出的综合评价，也是企业掌握评价对象安全生产现状或在初步设计、投入运行后应重点关注的问题。报告的审核阶段尽管时间比较短，但却是最重要的一个环节。而通常，评价机构比较关心的是报告能否通过。因此，企业和评价机构双方在既合作又制约的基础上，应把握以下几点：

1. 确定专家

专家的确定对生产企业来说至关重要。一般情况下，专家组应至少包括三方面的专家：来自生产单位的生产技术类专家、来自生产企业内部的安全管理类专家和来自生产企业外的安全专家。如果仅是安全管理类的专家，可能会淡化、模糊评价对象生产工艺、流程、设施等方面存在的问题。

2. 报告评审

报告的评审是要对报告的针对性、可信性进行评审，强调重点是否突出，内容是否翔实，关键数据引用是否正确。更多地是关注两头，特别是风险辨识、对策措施、建议和结论等章节，这是报告的核心，也是评审的重点。作为评价机构则应简明扼要地介绍评价报告的内容，突出重点即可，点明关键。

　五、安全评价结果的应用

　安全评价结果的应用是整个安全评价过程的最终行为，是否能够贯彻好评价结果是企业能否保障安全生产和员工生命安全的重点所在。有的企业将报告中所提的措施应用到现场，强化安全生产；而部分企业对安全评价的意见和建议视而不见，忽视报告的科学性和实用性。这里有多方面的因素，但最终导致评价建议措施不能得以实现，安全评价也就失去了自身的价值。

对于安全预评价的结论，通常是作为指导初步设计的依据，完善可行性研究报告的安全措施，把它作为初步设计的重要参考依据。不仅设计部门要进行论证、参考，企业也应将报告中的建议、措施仔细商讨，结合自身特点，判断是否符合实际情况，更好地将问题消灭在设计阶段；安全验收评价处于建设项目竣工、试生产运行正常后，通过试生产可以发现实际生产中涉及的安全问题，通过验收评价可以了解到预评价报告中的措施是否落实到初步设计中去，初步设计的方案是否落实到现场中去，为日后正常开工提供保障；对于安全现状评价更多的在于现场隐患和安全问题的查找，并结合隐患类型和性质给出危险等级，特别是对于危险度高且难于整改的问题，一般是根据报告中的评价内容，分步骤取措施，将风险进行分解、转移。

隐患整改势必涉及到资金投入，生产企业要把花钱买来的安全措施付诸于行动，应将评价结果向企业管理层、生产技术和安全主管部门、基层单位执行层和生产安全部门、评价对象基层单位讲清楚，做到心中有数，加强薄弱环节的预防措施，积极整改存在的问题，这对落实安全责任必将起到积极的作用。

天然气水合物远景预测

阀门是燃气输配、存储系统安全运行和检修、改造、发展必不可少的重要设备。如果燃气阀门选型不当或质量不佳，就可能引发泄漏、停产等事故。事故一旦发生，轻则影响社会正常生活、生产，重则给国家、人民生命财产带来重大损失。因此，对燃气阀门的选用必须慎重。

1燃气阀门应用现状

随着燃气事业的发展，燃气专用阀门的需求量越来越大，上海巴阀阀门生产厂家不断地推出新产品，以适应市场竞争的需要。目前，我国埋地用燃气阀门从结构形式分主要有闸阀、球阀、蝶阀。传动方式主要有手动、蜗轮传动、电动、气动、气—液联动等。安装方式有需建闸井和直埋两种。据有关资料显示，在城镇煤制气输配系统中应用最广的是手动式闸阀。以天津市为例，我市河北、红桥、北辰三个区共有中压管道120多公里，阀门300多个，其中80%以上是闸阀，其次为蝶阀、球阀。在实施气源转换工程之前，上述三个区燃气管道中运行的是人工煤气。人工煤气中含有较多的杂质，尤其是焦油、芳香烃和粉尘混合形成的“煤气胶”经常影响阀门密封甚至"咬死"阀杆。因此在阀门的选用上我们主要选择那些从结构特点能解决这一问题的阀门，从而保证阀门启闭灵活、无泄漏。经过多年的实践摸索和数据分析，我们发现闸阀(包括平行双闸板闸阀和弹性密封单闸板闸阀)比较适用。但随着天代煤工程的结束，燃气的性质发生了变化。天然气较煤制气洁净干燥，但含有砂粒质粉尘，压力也较煤制气高，在高压力作用下砂粒粉尘将对阀门内腔形成较强的冲刷作用且天然气中含有腐蚀性极强硫化氢，因此如何在城镇地下管道上选用天然气阀门是摆在我们面前的新课题。

2天然气阀门选型分析

2.1埋地天然气阀门应满足的要求

天然气具有易燃易爆腐蚀性强等特点，所以安装在地下管网上的天然气阀门应满足以下要求：

2.1.1材料耐腐蚀

管线输送的天然气在脱硫前含有大量的硫化氢(这是一种有毒且腐蚀性极强的气体，它和铁反应生成硫化铁，呈片状剥落，腐蚀机械设备)。即使经过脱硫等工艺处理的天然气，仍有残存的硫化氢。因此管线阀门选材要选抗硫的耐腐蚀材料。

2.1.2结构合理

埋地燃气阀门应为全通径设计，降低流阻，便于通过管道清扫器或管道探测器,同时节约运行成本；尽可能降低结构高度以便节约安装成本；阀门顶部应装有全封闭的启闭指示器，便于操作者随时看清阀门所处状态，以避免误操作。

2.1.3密封性好

天然气阀门的泄漏量要求十分严格，CJ3055-95《城镇燃气阀门的实验与检验》标准规定：软密封阀门在1.1倍公称额定使用压力下不允许有任何察觉的内泄漏、硬密封阀门在1.1倍公称额定使用压力下允许的内泄漏量小于0.3DNmm3/s。至于外泄漏是绝对不允许的。通常埋地和较重要的阀门都用阀体全焊式结构。为了保证管线阀门的密封性能，要求密封副具有优良的耐腐蚀性、耐磨性、自润性及弹性。

2.1.4操作方便

地下管线阀门绝大多数为人力启闭，因此要求阀门的启闭扭矩小，全程转圈数不能太多，便于事故发生后能够尽快切断气源。

2.1.5维护简单

阀门的零部件设计应考虑用少维护、免维护结构，尽可能减少检修保养的工作量，减少因阀门检修保养而封闭道路，影响交通的情况发生。

2.2几种常用阀门的对析

目前我国天然气行业使用的燃气阀门从结构形式上分主要有三个大类，即闸阀、球阀、蝶阀等。下面从三个方面对这几种阀门进行分析比较：

2.2.1工作原理及结构特点的比较

闸阀是通过闸板的上下移动，来启闭阀门，以实现管线上某一部位系统需要“全开、全关”控制，且满足介质通过只产生微小的压力降要求。闸阀通常适用于不需要经常启闭，而且保持闸板全开或全闭的工况。不适用于作为调节或节流使用。闸阀一般为全通径设计，流通阻力小，可通过清扫球和管道探测器。闸阀结构高度较高(一般为管径的3—5倍)，适合管道埋深较深的情况。

球阀是靠旋转球体来使阀门启闭(开、闭只须旋转90°)。球阀开关轻便，体积小，可以做成很大口径，密封可靠，密封面与球面常在闭合状态，不易被介质冲蚀，在各行业得到广泛的应用。其结构简单、维修方便，全通径设计，流通阻力小，可通过清扫球和管道探测器。

蝶阀是根据管子挡扳的原理设计的，其流动控制元件是一个有倾角的盘，圆盘固定在心轴上，并以旋转心轴来控制启闭，阀座固定于阀体壁上。其阀体为薄饼型，适用于调节介质流量。蝶阀结构体积小，重量轻，易操作，但流通阻力大且不能通过清扫球和管道探测器。

从以上结构特点及工作原理来分析，闸阀和球阀比较适合应用于天然气管道。

2.2.2经济性比较

我们以安装一个额定压力为4公斤，公称直径为DN200的阀门所需的费用进行经济性比较得出，使用球阀造价最高，约为闸阀及蝶阀费用的三倍。闸阀虽然价格比蝶阀高出很多(约为蝶阀的4倍)，但是由于此种闸阀可直埋，所以节约了大量的安装费用，从而使闸阀与蝶阀的整体费用相近。而从多年的使用结果来看闸阀的性能及使用寿命远远优于蝶阀。所以从这一环节看，闸阀应为首选阀门。

2.2.3安全性比较

随着技术水平的不断提高，各种闸阀的安全性也不断得到提高。平行双闸板闸阀内部装有阀杆保护套，使阀杆不受介质的侵蚀；壳体用特殊设计的"鼠笼框架式加强筋"，减轻了阀门总体重量，增强了壳体强度和刚度；弹性密封闸阀用弹性硬密封，阀门全开或全关时，密封副完全把介质同阀门内腔隔离开来使闸阀具有耐火、耐高温、耐腐蚀的特点。闸阀带有全封闭的启闭指示器，使操作者清楚了解阀门所处状态。

球阀也具有耐火性，耐高温的特性。火灾高温烧毁密封座上的聚四氟乙烯材料后，金属密封座及各个密封部位均能形成金属对金属的密封结构，阻止燃气介质扩散，防止灾情继续扩大；另外它还具有防静电结构，使球阀在启闭过程中形成的静电导入地下，避免静电积聚点燃介质，确保设备安全；球阀有限位加锁机构，可防止操作员误操作或非法操作。

蝶阀的密封副隔离宽度太窄，容易造成阀瓣关闭过程中过头或不到位，影响密封；另外，由于密封副中-部分是橡胶或聚四氟乙烯，在气体冲刷中易损坏或脱落，且遇火遇高温易损坏，使用年限短。

从以上的分析结果我们可以看出，无论从哪个角度来说蝶阀都不太适用于埋地燃气管道。但因空间条件限制时，只能选用蝶阀。选蝶阀时应选用多偏心优质蝶阀，密封材料选用聚四氟乙烯或硬密封，调试时必须准确调整到关闭位置。

闸阀和球阀从结构特性和安全性来说都比较适用于埋地天然气管道。但它们也都有各自的缺点。球阀从设计到制造都需要较高的技术水平，因此其造价较高。闸阀启闭时需要旋转很多圈，启闭用时较长。所以我们在选用阀门时应综合各方面的因素，在保证安全可靠的情况下，尽量地节约成本，从这个角度出发，我们应根据燃气特性和管线的使用压力合理选用阀门，既能满足管线的安全运行又能达到减少造价，物尽其用的目的。

随着我国燃气事业和科学技术的不断发展，会有更多新技术、新材料应用于燃气阀门的制造。因此燃气阀门的选用标准也应不断的改进，以适应燃气用户的需要。

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中国天然气远景展望

一、天然气水合物量估算方法

为评估天然气水合物量，人们曾经做了大量努力，20世纪80年代至90年代初，许多学者在对控制水合物形成条件与分布规律进行分析、推测的基础上，利用体积法对全球天然气水合物所含甲烷量进行过估算（Dobrynin等，1981；Mclvei，1981；Kvenvolden，1988；Sloan，1990），但由于实际资料的缺乏，参数的选择主要依据各种各样的设，不同学者的估算结果差别很大，相差几个数量级。20世纪90年代中后期，随着地震反射、测井、钻井取样与测试技术在天然气水合物勘探中的广泛应用，一系列间接的地球物理方法被用来对天然气水合物与下伏游离气体的量进行了估计，参数的选择往往通过实测资料推算获得，其精度和可靠性大大提高。

目前国际上流行的天然气水合物评估方法可分为两类，一是基于天然气水合物地球物理-地球化学响应的已发现矿藏的常规体积法，该方法以日本地质调查所1992年进行的“容积法（体积法）”为代表；二是基于天然气水合物成因的未发现的概率统计法，该方法以美国地质调查局1995年的“未发现的概率统计法”为代表。

1.基于天然气水合物地球物理-地球化学响应的常规体积法

该类方法以地球物理、地球化学和钻井测试等勘查成果为基础，对已发现的天然气水合物的分布厚度、沉积物孔隙度和孔隙中水合物的含量直接演算，参数来自被评价区，因而结果较为可靠，目前仍然是以地球物理方法为主。与大陆边缘一般的沉积物相比，含天然气水合物的沉积层具有较高的纵波速度，因而可通过岩石物理模型的方法估算水合物的含量，识别BSR，确定其上覆水合物的含量及其下伏游离气体的分布。另外，精细速度分析及波阻抗反演、地震波形反演、叠前AVO技术在量评价方面也发挥了重要的作用，如20世纪90年代早期，School等（1993）、Max等（1996）运用多道地震剖面的VAMPS（Velocity and Amplitude Structures）分析天然气水合物及其下伏游离气体的存在以及水合物定量分析；Miller等（1991）通过对秘鲁滨外多道地震资料和合成地震记录来推断天然气水合物的含量及其下伏游离气层的厚度；Lee等（1993）利用多道地震反射的真振幅和层速度分析对沉积物中水合物的含量进行了定量分析。在有取样或者钻探的条件下，则利用沉积物中氯离子浓度变化、δ18O值的变化、取样器温度-压力变化和孔隙水成分测量等地球化学方法来评价甲烷水合物的含量多少。Dickens等（19）对美国东南部布莱克海台水合物样品的甲烷含量直接进行了测量，其测量结果显示，垂向沉积剖面上的甲烷含量变化趋势与间接法得出的结论一致，但下伏游离甲烷气含量比间接法的结果高出三分之一。

日本学者对Gornitz（1994）发表的计算思路进行了扩充，即天然气水合物气田的原始量（Q），理论上是天然气水合物分解生成的气体总量（QH）、游离气体总量（QG）以及层间水中所含溶解气体总量（QL）的总和，即

我国海域天然气水合物地质-地球物理特征及前景

（1）水合物分解气体的量（QH）

分解气体的量（QH）为天然气水合物中甲烷量（V）与集聚率（R）的乘积；终极可量（GH）又是分解气体的量（QH）与收率（B）的乘积。即

我国海域天然气水合物地质-地球物理特征及前景

式中：A为水合物的分布面积；R为集聚率；ΔZ为天然气水合物稳定带的平均厚度；Φ为沉积物的平均孔隙度；H为天然气水合物饱和度；E为产气因子。

（2）游离气的量（QG）

在天然气稳定带（HSZ）内，剩余的游离气由于被认为是与层间水反应形成的天然气水合物，可以定一般不存在具有量的游离气。因此，游离气的量（QG）最好用常规气田储藏量计算法计算HSZ下圈闭的游离气的量。水合物层下伏游离气量可用下式计算：

我国海域天然气水合物地质-地球物理特征及前景

式中：QG为游离气的原始量；GG为游离气的终极可量；为游离气的分布面积；ΔZG为游离气层的平均厚度；RG为游离气的集聚率；ΦG为沉积物的平均孔隙率；P为地层压力；P0为标准状态的压力；T为沉积物的绝对温度；T0为标准状态的绝对温度；W为沉积物的水饱和率；BG为来自游离气的天然气的回收率。式中（×ΔZG×RG）表示水合物层下含游离气沉积物的容积。

（3）溶解气量（QL）

层间水中所含溶解气的量（QL）随温度、压力及盐度的变化而变化。因其与水合物层中所含气体量相比少得多，在计算大区域量时可以忽略不计。

2.基于天然气水合物成因的概率统计法

该类方法以天然气水合物成因为基础，主要用于未发现天然气水合物的评价，参数选择上主要参考区内已发现矿藏的实际参数，或与具有相似成矿地质条件的其他区域进行类比而获得，带有很大程度的推断性，因而参数往往以概率分布的形式参与统计计算。通常需要分别对生物成因气和热成因气进行评估。在评价生物气时，不需要引用气捕及运移通道的形成和烃类热成熟时间等指标，而有效孔隙度和甲烷生成量则是最重要的两个指标。热成因天然气水合物往往与油气勘探中烃类的形成过程类似，所以甲烷水合物的评估方法可与传统油气成藏的评价方法相类同，定量参数中的储层厚度和气藏大小，基本上与天然气水合物稳定带的体积相同，因此可根据研究区水深、海底温度和地温梯度等参数进行计算。如果研究区上述参数分布很不均匀，可将上述参数划分成若干可信度区分别计算与评价。

美国地质调查局（Collect，19）考虑了生物气含量、生物气源层厚度、热成因气供给、时间、有效运移概率、储集岩相、圈闭机制、有效孔隙度、烃聚集指数、水合物稳定带范围、储层厚度、水合物饱和度和水合物含气率等指标，依据有限的实际参数对美国海洋和陆地上的天然气水合物分区带进行了初步评价，计算了各区带和整个美国天然气水合物中天然气量大致的概率分布，计算的天然气水合物量几乎就是天然气水合物中甲烷的总量。

评价含两个部分：①对区带属性进行风险评价，以判断区带中存在天然气水合物的概率；②对水合物含量的参数进行评价，以判断区带中可能的水合物量的概率分布。天然气水合物的量（Q）主要取决于以下5个条件（Gornitz，1994；Collet等，2000）：①天然气水合物分布面积（A）；②天然气水合物储层厚度（ΔZ）；③沉积物孔隙度（Φ）；④天然气水合物饱和度（H）；⑤产气因子（E，即单位体积天然气水合物包含的标准温-压条件下的气体体积）。评价中没有考虑的可开率，其计算公式为：

我国海域天然气水合物地质-地球物理特征及前景

通常，依据区带上的地震、地质、地球化学信息（水深图、沉积厚度分布图、沉积物中总有机碳含量、海底温度、地温梯度以及水合物稳定温-压域分布图等）以及类似地区的资料来进行评价，从而确定各参数的概率值。计算分3个步骤：①确定区带是否含水合物；②区带中水合物的量；③把上述两个步骤算得的结果结合起来考虑统计意义上的潜力。

二、天然气水合物远景量评价

（一）南海陆坡

1.常规体积法评估

根据南海海域BSR分布情况，综合考虑水深、稳定带厚度、有利构造区带、有利沉积区带和有利地球化学异常区分布等因素，在南海陆坡区共推测5个天然气水合物远景区块，分别为南海北部陆坡东部远景区、南海北部陆坡西部远景区、南海南部陆坡西部远景区、南海南部陆坡东部远景区和南海南部陆坡南部远景区，在此基础上，对各个区块进行了天然气水合物常规体积法评估。

（1）参数选择

天然气水合物分布面积与厚度 依据BSR的分布情况，计算出南海各远景区块天然气水合物有效分布面积在南海北部陆坡东部远景区约36787km2，南海北部陆坡西部远景区约26988km2，南海南部陆坡西部远景区约201km2，南海南部陆坡南部远景区约26123km2，南海南部陆坡东部远景区约15737km2。整个南海海域BSR有效分布面积约125833km2。在已经开展天然气水合物调查的西沙海槽区，将BSR之上的弱振幅及空白带厚度作为含水合物层的厚度，其他区块用稳定带潜在厚度作为含水合物层的厚度，得出各有利区块的含水合物层平均厚度在南海北部陆坡东部远景区约232m，海北部陆坡西部远景区约175m，南海南部陆坡西部远景区约160m，南海南部陆坡南部远景区约194m，南海南部陆坡东部远景区约152m。

孔隙度 孔隙度用相似地区类比获得。大西洋边缘布莱克海台ODP164的994钻孔、995钻孔和9钻孔在含天然气水合物层位（190～450m）沉积物孔隙度分别为57.0%、58.0%和58.1%，而由南海ODP184的1143钻孔、1144钻孔、1145钻孔、1146钻孔、1147钻孔和1148钻孔的资料来看，在海底以下200～400m左右，沉积物孔隙度平均为55%左右，因此计算天然气水合物量时沉积物孔隙度取55%。

水合物饱和度 天然气水合物饱和度的准确计算较为困难，由于天然气水合物并不稳定，在样过程中容易分解，因而难以直接测定天然气水合物饱和度的大小。许多学者应用各种间接方法对水合物饱和度进行了估计。由于天然气水合物富集同位素重的18O而且不含Cl-，因此样过程中水合物的分解将造成沉积物孔隙水的δ18O同位素组成以及Cl-含量异常。因而根据沉积物孔隙水的氧同位素组成和Cl-含量就可以估计天然气水合物饱和度的大小，但这种方法存在一个缺陷，沉积物原地孔隙水δ18O同位素组成和Cl-含量并不知道，计算时通常用海水的Cl-含量来代替原地孔隙水的Cl-含量并通过曲线拟合来确定原地孔隙水δ18O同位素组成，但这实际上并不十分准确，Egeberg等（1999）根据对流-扩散模型计算了原地孔隙水的化学组成，对天然气水合物的饱和度进行了更准确的估计；保压取心样器可取原地压力下1320cm3的样品，如果定其中过饱和的甲烷均以天然气水合物的形式存在，则可以计算出水合物的饱和度；由于水合物和沉积物的物理性质存在诸多差异，因而可以根据地震剖面或测井数据的差异来估计水合物的饱和度，如垂直地震剖面上的速度数据和测井电阻率等。表7-5为一些学者对天然气水合物饱和度的估计。Kaster等（1995）根据卡斯卡迪大陆边缘889钻孔的声速测井以及垂直地震剖面速度数据计算得出水合物饱和度至少为15%；Spence等（1995）利用889钻孔地震速度资料估算水合物饱和度为11%～20%；Paull等（1995）根据孔隙水C1-含量异常计算出布莱克海台天然气水合物饱和度最高为14%，994钻孔、995钻孔和9钻孔平均饱和度分别为1.3%、1.8%和2.4%；Matsumoto等（2000）利用孔隙水氧同位素组成异常以及最新测定的氧同位素分馏系数计算出994钻孔水合物饱和度为6%，9钻孔水合物饱和度为12%；Holbrook等（1996）根据地震速度数据计算994钻孔水合物饱和度为2%，995钻孔和9钻孔为5%～7%；Dickens等（19）利用保压取心样器所获样品的甲烷含量估计布莱克海台水合物饱和度约为0～9%；Collet等（2000）依据电阻率测井数据估算994钻孔、995钻孔和9钻孔水合物饱和度分别为3.3%、5.2%和5.8%；Lee（2000）利用声速测井资料计算出994钻孔、995钻孔和9钻孔水合物饱和度分别为3.9%、5.7%和3.8%。根据ODP164的钻井结果，水合物不可能在整个稳定带中均匀分布，在特定含有较多水合物的层位其饱和度较高（14%），但其平均饱和度不太可能很高。据以上分析，体积法计算天然气水合物量时，水合物饱和度取3.5%。

表7-5 天然气水合物饱和度估计

表7-6 天然气水合物的部分参数特征

产气因子 天然气水合物有3种结构（Kvenvolden，1995）：Ⅰ型、Ⅱ型（菱形晶体结构）和H型（六方晶体结构）。自然界中天然气水合物以Ⅰ型结构为主，Ⅰ型结构水合物仅能容纳甲烷（C1）和乙烷（C2）这两种小分子的烃类气体以及N2、CO2及H2S等非烃分子，其分子直径不能超过5.2×10-10m。每个单元的Ⅰ型结构天然气水合物由46个水分子构成2个小的十二面体“笼子”以及6个大的四面体“笼子”以容纳气体分子（Lorenson等，2000），因此，在理想状态下，每个Ⅰ型结构天然气水合物单元包含46个水分子以及8个气体分子，水/气分子比值（n，水合物指数）为46/8，即n=5.75。依此推算，在压力条件为28MPa的情况下，单位体积的水合物可以包含173体积的气体，即产气因子为173。实际上，在自然界的天然气水合物中不可能所有“笼子”均充填有气体，因此，水合物指数通常要大于5.75。许多学者对水合物指数进行了测定（Matsumoto等，2000），但结果却相差甚大，有些结果与水合物的晶体结构明显不符。Handa（1988）对中美洲海槽天然气水合物样品的分析结果表明，其水合物指数为5.91，墨西哥湾北部的格林大峡谷水合物指数为8.2。Ripmeester等（1988）测定了人工合成水合物样品的水合物指数，其范围为5.8～6.3。Matsumoto等（2000）测定的布莱克海台天然气水合物的水合物指数为6.2，从水合物指数与产气因子的对应关系（表7-6）可以看出，其产气因子为160.5。从实际测定的布莱克海台的天然气水合物样品所产生的气体与水的体积比（表7-7）来看，其变化范围为18～154，平均为76。由于在测定天然气水合物气体/水比值过程中存在孔隙水的混染，会造成计算结果偏低，Lorenson等（2000）用水中的Cl-含量对气体/水比值进行了校正，因为天然气水合物中应该不会存在Cl-离子，其分解后的水中的Cl-含量应该是孔隙水混染所致，对比天然气水合物分解后的水与孔隙水中Cl-的含量就可以进行校正，计算结果表明，孔隙水的混染程度为2%～50%，布莱克海台校正后的天然气水合物气/水体积比为29～204，平均为104。从表7-7可以看出，水合物的气体/水体积比值并没有明显的地质模式。而沉积物较浅部位的天然气水合物气体/水体积比值相对较低，大多小于100，对应的产气因子相当低，是由于取样以及分析时的人为偏差抑或反映了地质过程的影响目前尚不太清楚。但据Holder等（1982）的研究，如果水合物“笼子”中气体的填充率小于70%（对应气体/水体积比值为151.8），将导致水合物的不稳定，因而水合物那些很低的气体/水比值可能更多的是由于取样以及分析时的人为因素造成的，其代表的只是水合物最低的气体/水体积比值。布莱克海台996钻孔与盐底辟有关的水合物出露较浅，其气/水体积比值相对较小，如果只考虑994钻孔以及9钻孔的天然气水合物样品，其平均气/水体积比为188.5，对应的水合物指数为6.6，与Matsumoto等（2000）测定的水合物指数较为接近，相应的产气因子为150.8。南海水合物成矿条件与布莱克海台相差不大，水合物最可能的产气因子范围在121.5（满足70%气体填充率）至160.5（水合物指数6.2）之间，计算量时产气因子取150。

表7-7 世界各地天然气水合物气体与水体积的比值

（2）体积法量计算结果

根据以上所选择的参数，不考虑集聚率（R），用常规体积法（式5）计算得到南海5个远景区的远景量如表7-8所示。

应该说明的是，据国外钻探证实，在水合物层之下，还经常存在BSR之下储量相当可观的游离气（Dickens等，19）。由于资料所限，难以解释游离气的分布，也难以选择合理的参数来评估游离气的量，因此，本次计算仅限于包含在水合物中的甲烷气量，没有考虑游离气的量。同时，由于目前识别BSR及含水合物层主要靠地球物理勘探，地球化学探测难以触及含水合物层，现场测试及室内分析得到的地球化学异常很少，不能说明问题，也难以确定水合物成矿气体的成因类型。因此，在上述量估算中，设成矿气体为生物成因气，水合物中的烃类为甲烷。

表7-8 南海海域天然气水合物远景量估算结果

（3）法量计算结果

用数学统计方法，根据前述分析结果，选取如下参数：A为取区块中BSR分布的有效面积（表7-9）；ΔZ为区块中含水合物层平均厚度（表7-8）；Φ为沉积物平均孔隙度，取55%；H为水合物饱和度，范围为2.0%～5.0%，平均取3.5%；E为产气因子，范围为121.5～160.5，平均取150。

利用（式10）进行法计算，得到南海各天然气水合物远景区块的量如表7-9所示。总计最小值为394×1011m3（394×108t油当量），中间值为667×1011m3（667×108t油当量），最大值为898×1011m3（898×108t油当量）。其中间值与上述体积法计算得到的量（表7-8）基本一致。

2.南海天然气水合物潜在的概率统计法评估

由于南海深水区域勘查程度很低，对潜在的评估中没有对区带属性进行风险评价，仅依据相似性原理，参照国外勘探程度较高的海域天然气水合物分布的统计规律对水合物含量的参数进行评价，计算了南海海域潜在的天然气水合物量的概率分布。

表7-9 南海各天然气水合物远景量计算结果（法）

（1）参数选择

水合物分布面积 海底天然气水合物分布面积具有一定的统计规律，据佐藤干夫统计，1992年以前公开发表的具有良好BSR分布图的海域，中美洲海沟区的墨西哥海区，面积为1.0×105km2，BSR的分布面积为1.9×104km2；危地马拉海区，面积为1.0×105km2，BSR的分布面积为2.0×104km2；日本四国海南海海槽面积为1.2×105km2，BSR的分布面积为3.5×104km2，BSR分布的区块面积达海域的20%～25%（佐藤干夫，1996）。因而，以南海稳定带潜在厚度大于50m、水深3000m以浅的陆坡区为天然气水合物潜在分布区，其面积为81745335km2，推测南海海域水合物潜在分布面积是该值的25%，即204363.3km2。

水合物实际产出厚度概率分布 我国南海地质特征与大西洋被动大陆边缘盆地类似，因而水合物分布规律也与其相近。Majorowicz等（2001）对加拿大大西洋边缘天然气水合物的厚度等参数进行了统计，编绘了该海域天然气水合物厚度分布的直方图（图7-19），由此可以计算出厚度的累积概率分布（图7-20），计算时定南海天然气水合物厚度分布概率与之相同。

孔隙度概率、水合物饱和度概率和产气因子概率分布 Majorowicz等（2001）基于大量的钻井分析，得出了加拿大4个水合物成矿省的水合物分布面积、平均厚度、孔隙度及饱和度等参数的统计结果（表7-10）。孔隙度变化范围为22%～50%，而水合物饱和度的分布范围为2%～30%。美国地质调查局1995年在对海域天然气水合物进行评价时，孔隙度概率、水合物饱和度概率和产气因子概率分布全部用表7-11中的值。计算中定南海各参数与美国大西洋边缘海域的概率分布相同。

（2）量计算结果

选取上述参数，利用统计模拟法计算（式10）获得南海陆坡区的天然气水合物潜在量分布见图7-21。天然气水合物量最小值为91.66×1011m3（大于这一数值的累计概率为0.95），相当于91.66×108t油当量；最大值为6830.48×1011m3（大于这一数值的累计概率为0.05），相当于6830.48×108t油当量。概率期望值为1659.74×1011m3，相当于1659.74×108t油当量；潜在总量约为已推测量（体积法）的2倍。

表7-10 加拿大天然气水合物量分布

表7-11 孔隙度、饱和度和产气因子取值表

图7-19 大西洋边缘海域天然气水合物厚度分布频率直方图

图7-20 大西洋边缘海域天然气水合物厚度分布累计频率直方图

（二）东海冲绳海槽

用产烃率法和残余有机碳法，分别针对冲绳海槽盆地各个坳陷生物气量和热成烃量进行了估算：其中生物气量为43.0×108t，热成烃量为30.0×108t。总量为73.0×108t（表7-12）。

用容积法，当天然气水合物矿层充填率（H）为50%，聚集率（R）为0.01时，计算得到冲绳海槽天然气水合物总量为6.5×1012m3，即65.1×108t油当量。

图7-21 我国南海海域天然气水合物量分布累计频率曲线图

表7-12 冲绳海槽生物气量计算结果表

小结

1.南海部分

1）通过对陆坡区多道地震资料的再解释，识别并总结了BSR的区域分布规律和层位分布特征，探讨了部分海域BSR界面附近层速度及波形变化，分析了AVO属性等地球物理特征。初步研究表明，天然气水合物稳定带一般出现在中中新统之上，BSR埋深在海底以下约100～700ms（双程走时）。

2）依据多道地震资料识别的BSR及上部振幅空白带的发育情况，推算了研究区天然气水合物稳定带的分布与厚度。

3）根据实际温度、压力和盐及气体组分，开展天然气水合物形成的热动力学条件研究，建立相平衡模型及计算方法，以此推测天然气水合物稳定带的潜在厚度。模拟计算结果初步表明，南海海域天然气水合物形成所需要的水深一般大于500m，天然气水合物稳定带厚度一般在50～200m之间。

4）用基于天然气水合物地球物理-地球化学响应的常规体积法和成因概率统计法，对南海天然气水合物量进行了初步测算。

2.东海部分

1）根据约3000km多道地震资料的解释，识别并总结了BSR区域分布规律和层位分布特征，初步圈定综合异常分布区，提出了3类BSR成因演化的地质-地球物理模式。

2）开展天然气水合物成矿的物理化学状态平衡数值模拟，建立了天然气-天然气水合物-盐-水体系中主要组分在气、液、固三相中的活度模型和化学势函数模型。

3）利用容积法、产烃率法和残余有机碳法等方法，对冲绳海槽的天然气水合物远景进行了评估。

温室效应

中国天然气藏主要特征：(1)多旋回沉积天然气烃源广阔，所有烃源岩和早期油藏过成熟后都将演化为气。(2)由于中国地质发展的复杂性，很少有同一组合生、储、圈、盖的适时常规气田。大多为次生、重组复杂气藏，而且隐蔽性很强。(3)致密砂岩和超致密砂岩含气，在中国天然气中占有很大比例。相当部分埋藏深或在海域，在经济上处于边际状态。(4)碳酸盐岩裂缝、溶蚀性气藏（含火成岩、基岩）较为普遍，如后期大型构造结合礁滩有利相带，可能形成富集气田。

中国天然气领域众多、远景广阔，但成藏条件曲折复杂，而且天然气烃源系统垂向交流活跃。下面按几个大区进行分述。

（一）西部地区天然气

（1）海西-印支前陆盆地上叠喜马拉雅晚期前陆盆地，如昆仑、天山、祁连山、海西-印支前陆盆地，T3—J地层有很厚的优质烃源岩夹含煤系，在上覆沉积过程中逐步成熟，并在印支圈闭中适时形成过大批油气藏，曾经是西部油气地质史上的一大亮点。但喜马拉雅晚期运动导致N2＋Q地层迅速堆积形成叠加前陆盆地，将T3—J地层深埋达7～10km，烃类全部气化。山前强烈推覆、滑脱形成新的构造圈闭，深部天然气循断裂向上运移，在新生界圈闭中形成次生气藏，特别在具膏、盐盖层封闭下，能形成大储量气田，如库车坳陷克拉2、迪那等大气田，成为西气东输的起点。这一领域在塔西南、准南、柴北等都已发现很好气田，总量相当可观，是近期勘探开发的重点。前陆叠合盆地天然气垂向运移的成藏理论和规律，急需全面系统研究，扩大战果。而T3—J地层自生自储气藏，由于埋藏很深且受晚期构造的改造，虽然量更大，目前以研究和技术准备为主，可有选择地逐步突破。

（2）塔里木?—O烃源非常丰富，由于古地温梯度低、深埋时间短（新近纪后），所以隆起及斜坡，高部位虽深超6000m，仍能保存液态油。但广大坳陷区和隆起较低部位都已过成熟，气源量特别巨大，后期构造稳定，区域封盖良好，不易散失。在与断层有关的沙5井、沙18井等特高产量气井，揭示与深部?—O地层强劲气源有关。围绕满加尔—阿瓦提应有很大的含气面积。?—O地层之上为志留系砂、泥岩覆盖，偏高部位普遍有油和油砂显示；大部分砂岩可能含气，属 “深盆气”类型。因为气源丰富，远景量大，但埋藏偏深，需从成藏机理研究富矿（甜点）入手，再全面突破。另外，在塔中、塔北深部，沙雅西、塔东、巴楚等都有发现大气区的条件。至于深部?、O地层丰富气源通过断裂向上古生界和中新生界垂向运聚成藏，更为重要。

（3）准噶尔盆地南大斜坡J等致密砂岩含气。准噶尔盆地南部（昌吉）坳陷，烃源岩多套叠加（P—J），厚度大、质量优（见图158），以及侏罗系厚大煤层。生烃强度之高是罕见的，而且上部有超高压封盖，烃类散失少，对此领域应高度重视。由于晚期埋藏太深，勘探难度较大。在晚期推覆构造上，已获呼图壁等新生界次生气田，但侏罗系良好生、储组合尚未钻达。有关前陆盆地深部自生自储及浅层次生气前已论及。准南地区从前陆晚期构造带至中部隆起间，存在一个大斜坡，是油气长期运移和途经地区。随着南侧深埋，砂岩致密化，烃类全部演化为气，侧向、垂向运移能力减弱，而生气能力仍很旺盛，必然向 “深盆气”发展。笔者曾多次强调［154，186］，主张由偏北相对浅部入手，逐步向南探索，尽可能运用地震技术寻找三角洲等大型砂体及微幅构造。深部气区只有抓住富矿（甜点），经济上有利，此领域才能全面突破。同时，天然气长期向北、东相对隆起区运移，在适宜圈闭中可能形成较大型聚集。近年在吐鲁番发现巨大储量侏罗系煤田，因此在准、吐大范围内的煤层气也是非常重要的。

（4）柴北侏罗系烃源的自储气藏和上窜至新生界的次生气藏。在马海、南八仙已获次生气（和油）藏，证明来自含煤系的侏罗系（见图57）。柴北新生代前陆坳陷沉积不很厚，因此该区侏罗系自储气和浅层次生气藏，可统一进行勘探。中生界烃源不及昆仑、天山前陆盆地，但仍可获得一些中型气田。

（5）柴中Q1＋2地层未成熟气藏。喜马拉雅晚期柴达木周边山体隆升，柴中成为共用的前陆坳陷，Q1＋2地层沉积最厚达3000m，湖沼区烃源岩发育，生物成因的甲烷气，在良好输导层中向构造圈闭聚集成藏。总体有相当大的量，施工成本低，经济价值较高。同时应加强这个领域成藏理论的研究，以指导我国广阔陆海第四纪沉积区找气问题。

（6）西藏北羌塘的西段和伦坡拉等裂陷的深部，烃源岩在高温条件下，可能存在重要的气藏。

（二）中部地区天然气

本区位于燕山运动和喜马拉雅晚期运动剧烈构造形变的缓冲带，介于两条重力线密集带之间，构造相对稳定。一般缺失新生界或山前有零星的粗碎屑，古生界含气层系埋藏都不太深，有利于勘探开发。但多旋回盆地叠合、深部结构和圈闭的变化，古、中生界气藏的改造、重组，情况仍很复杂。下面分几个领域论述。

1. 鄂尔多斯中央隆起O1溶蚀面天然气聚集

本区加里东期全面抬升，?—O碳酸盐岩台地暴露溶蚀达1亿年之久。C2时期开始中央隆起两侧海进，逐步淹没隆起，C—P时期发育海陆过渡含煤系沉积。大致在中生代早期逐步在古隆起区聚集成大型油藏，以后演化为气。燕山运动将鄂尔多斯抬升为东高西低大单斜，古隆起天然气循溶蚀缝洞向东运移，受阻于膏岩发育的原米脂凹陷，在靖边一带聚集成大气田。

侵蚀面洞缝中的天然气也可能在其他圈闭中成藏，如西部面向秦、祁、贺的地层楔状体和藻滩颗粒相带（见图76），以及东侧离石断裂下盘圈闭。

2. 鄂尔多斯C—P致密砂岩气和煤层气

海陆过渡的C—P时期含煤系烃源岩虽属中等级别，但生烃面积在20万km2以上，构造平缓稳定，埋藏深度适中，生、储层配置良好。特别是北部多条入海（湖沼）河流及三角洲砂体发育，致密砂岩大面积含气，“在中国其他地区难找出类似的地质条件［174］”。深盆气在中生代中、后期逐步进气成藏，在高峰阶段为超压。由于边缘气水置换，局部水体向盆内侵进，气层压力逐渐降低，现处于常压偏低状态。但烃源岩仍有生气能力，及时补充气水交换带散失的气量。根据目前资料分析，C—P1时期致密砂岩气区加上周边埋藏较浅的煤层气，是我国现实条件下最大的天然气领域。由于面积广阔，含气潜力还很大。

图239 四川盆地主要沉积旋回厚度略图

3. 四川盆地海相（PZ＋T1＋2）气藏

四川盆地下古生界主要位于碳酸盐岩台地，D＋C地层多为隆起剥蚀及滨浅海过渡区，烃源岩相对较差，P具优质烃源岩而厚度不大。但东邻川、湘、鄂边境古生代长期生油坳陷（见图80、图121、图239），中间为继承性大斜坡，印支运动更增强了油气从坳陷向川东运移的势能（图240）。因此，海相大储量气田多分布在盆地东部是自然的，而且海相层上部普遍有膏盐盖层。

很长时期人们认为碳酸盐岩很致密，强调构造裂缝气藏，以此为目标发现了近百个中、小气藏。后来逐步认识到储量大的气藏都与孔隙发育有关，如众多C2地层溶孔气藏和卧龙河、威远等气藏；特别是对T1f台缘鲕粒滩的规律认识，促进了罗家寨、渡口河、普光、铁山坡成带大、中型气田的发现。但是，这些孔隙储层在红盆沉积末期都深埋7000m以下，因此必须研究早期充油占领孔隙空间的问题。图129表明上述气藏在印支期为古隆起油藏，含不同丰度沥青。更重要的是晚期两组构造的交会形成高幅度的构造圈闭，裂缝发育有利于溶蚀和沟通作用，并不是单纯的相带问题。工业储量计算要严密，不能简单套用常规气田的方法。需经过试，才能最终落实。

T1f气藏覆盖在P2地层煤系之上，高含H2S及CO2，在勘探开发过程中要确保安全。

烃源、有利储层相带和古、今构造相结合，是探索富集大气田的主要方向。上古生界（含T1＋2）还有相当潜力，远景良好的下古生界尚未突破，盆地东部仍是首选之地，还要在深部复杂地震和超深钻探技术方面下大工夫。

川中加里东古隆起下古侵蚀面曾形成过区域性油气聚集，储层中沥青含量可以说明。而印支运动后不断向南抬升，晚期在威远、资阳形成气藏，古隆起顶部未获成果。两侧楔状体和不整合面有利溶蚀条件与良好盖层配套部位还可进一步探索。泸州古隆起海相层上部被剥蚀，燕山运动形成30多个局部构造，在上古生界（含T1）都发现中、小型气藏。据研究，川南下古生界烃源较好，在深部下古生界应有更好的结果。

川西北海相有很好的大陆边缘生、储组合，但由于陆相叠加坳陷很厚，难以勘探；而且龙门山逆冲推覆紧逼，遍布油苗沥青，工作难度大，可挑选少数圈闭进行突击，以打开海相气藏新局面。

图240 川东至湘鄂西古构造发展剖面

4. 龙门山印支前陆盆地气藏

在川西坳陷约4万km2区域内，T3地层烃源岩异常发育，计算生气总量高达350万亿m3，并配合多套砂岩及各种圈闭。在上覆红盆沉积过程中，逐步生烃、成藏、演化为气。据分析，川西在早期地层岩性和古构造圈闭中适时成藏有利，在常规输导和储层条件下，进行第一次油气分配，奠定了贫、富分布基础。随着储层开始致密化，曾形成大型深盆气；继之以超致密化，天然气侧向运移功能减弱，成为呆矿。喜马拉雅运动导致川西形成几十个背斜构造，借助裂缝沟通，部分呆矿重新活跃聚集成藏。但烃源受早期分配的制约，“早聚晚藏”是四川最重要的特征。新场851井单井压降储量超过50亿m3，而许多构造为低产或仅有气显示，规律很复杂。本书第二章T3自储程式中，强调早期聚集因素和构造幅度、裂缝条件、隆升水中排气等因素。深部T3地层气源丰富，以各种方式向浅层运聚，还应系统搜寻。

T3地层向川中逐步抬高，其下组合在坡上变薄、尖灭，烃源也相应变差，但T3地层砂岩在高部位部分达致密砂岩级别，而且西部坳陷长期供给烃源，有可能部分形成致密砂岩气区。广安一带已获相当储量，大坡上也可形成上倾尖灭气藏。本区范围广阔，仍需深入研究，分别对待，争取发现天然气更大的场面。

5. 滇黔桂天然气远景

由于燕山运动强烈挤褶和喜马拉雅运动高原抬升，导致西南地区“广义四川盆地”陆相地层被剥蚀，碳酸盐岩暴露溶蚀，地表水下切很深，大部分地区天然气远景很差。以下领域可供研究选择。

（1）楚雄印支前陆盆地。T3地层烃源岩较好，在前渊埋藏很深。晚期构造圈闭发育，岩浆活跃，地温梯度偏高。地表油气显示较多，反映深部气藏的改造和上移现象。关键是加强油气地史和储层致密过程的研究，通过地震资料选择早、晚复合有利的大、中型构造，争取突破。偏东部T3地层含煤层埋藏较浅，煤层气量很大；东部还可探索海相古生界天然气，向北沿攀西构造带至西昌盆地。

（2）十万大山印支前陆盆地。前陆盆地只保留深渊部分，T3＋J地层厚达万米。据地震相研究，中心有深水—半深水湖相沉积，而且海相P1和T1地层生油条件也很好，还有礁、滩的配置。因此，研究燕山运动对区域构造的改变，并判定有利构造部位，有可能发现规模性的气田。

（3）滇黔桂碳酸盐岩裸露区的探索。燕山运动高大断褶，喜马拉雅晚期高原抬升剧烈地区，上覆陆相地层几乎全被剥蚀，下部地表水作用可深达4km。

黔南至桂中在晚古生代前期是我国重要的弧后裂陷区（见图30、图123），地温梯度很高，曾形成过许多大型油田。但在上覆很厚的海相及陆相沉积深埋后，热演化很强（Ro＞5.5％），有些大型完整构造，井下多为变质的非烃气及干沥青。黔中、黔北及武陵山地区，台上缺失D、C地层，高背斜轴部大都出露?—O地层，加上地表水切入，情况更为复杂。尚需进行探索的：一是黔西煤层气；二是低地温梯度区（如雪峰西侧）在推覆断层下盘查找下古生界圈闭；三是在广西中北部T2地层展布区，探查P＋T1地层的隐伏礁体或构造、烃类尚未变质的地区；偏东还可研究D、C地层及更老层位的含气情况。

（三）北部地区

1. 松辽盆地

松花江群富油盆地下伏J3、K1地层裂陷盆地群（见图37、图202），主要是含煤系烃源岩，都已过成熟，在上叠多套盖层和油层情况下，烃类散失极微。丰富的天然气，可以在各种孔隙体中成藏，包括所夹砂体、风化的基岩、火成岩等的裂缝和溶孔，都可充注成藏。其中部分气源进入上叠坳陷下部的登娄库组和泉头组。随着上覆沉积加厚，下部砂岩逐步致密化，文献［154］中曾预测三种致密砂岩气藏类型：一为十屋箕状断陷型，二为三肇次生环绕深盆气型，三为长岭中央坳陷深盆气型。现在都已获得重要成果，有望实现“大庆下面有大庆”的理念（以气为主）。本区下伏J3、K1地层裂陷盆地群，都有可能找到各种类型的气藏。

2. 华北古生界气藏

华北C—P地层含煤系烃源和?—O地层烃源都优于鄂尔多斯，但燕山运动强烈断褶，复背斜高部位古生界多已暴露，只有复向斜区有保留，但不是油气聚集有利区。新生代拉张起落，古生界再次割裂，凹陷区深埋变形，隆起区往往再次遭到剥蚀，一般在低凸起或隆起大斜坡上保存较有利（见图78）。实际情况可能比图78中的解释要复杂得多，尤其是燕山运动面以下。因此，华北地区探寻古生界内幂气藏，要求用地史发展观点，结合高精地震资料把圈闭落实，仍有可能找到一些像样的气藏。至于古生界（特别是C—P）油气系统提供烃源在新生界较浅层中形成次生气藏，更为普遍，图210提供了几种运移模式。

山西沁水复向斜及南华北的煤层气，将是华北天然气的重要领域。此带是二叠系煤盆发育区，后期暴露不很严重，煤系分布面积广，埋藏也不很深，有利于煤层气勘探开发。在较深部还可寻找煤成气，沁水盆地已查明有面积较大的 “深盆气”和煤成气。此带可开展统一的研究。

（四）南方陆上找气问题（雪峰—武陵山以东）

南方海相由于优良的烃源岩及配套原生地质条件，有些专家认为应是我国勘探油气的后备区，甚至主张中国油气 “二次创业”就是勘探开发南方油气。但认真分析地质构造发展史，并不敢轻易乐观。

南方海相区正是燕山运动强烈地区。秦岭古缝合带和南华加里东缝合带（江绍—茶陵），在燕山期复活再俯冲，岩石圈下部巨量潜没，地壳上部以褶皱、推覆、拆离缩短相平衡。古生界大片出露，向斜和斜坡保留较多，但不利于油气富集。经综合分析，以保存条件为主提出一些地区，进行天然气评价、探索。

1. 江汉新生界盆地覆盖区

江汉盆地位于中扬子陆核部位，离周边生油坳陷较近。燕山期处于南、北力源推挤的对冲轴偏北地区，压应力相对和缓，深部保留古、中生界较多，又有新生界沉积披覆，对海相油气评价一直很高。

但新生界盆地中心的潜江凹陷，为印支-燕山运动复背斜区（主要受大别山方向的推挤），古生界多缺失。两侧负向构造当阳和沔阳复向斜带（见图136），保留古、中生界地层较多，局部构造发育，水文地质比较复杂（见图137），可进一步研究选择。另外，南、北推覆、滑脱断层下盘的古生界（见图87）构造，也可以选择进行探索。

2. 苏北新生界盆地覆盖区

苏北盆地位于扬子陆核部位，主要为海相地区，原两侧盆地相烃源优良区及油藏都已暴露。在燕山期南、北推挤构造对冲轴附近，整体结构和江汉地区相反，形成一个巨大的复式褶皱向斜带（见图92）。两侧为密集的冲断褶带，断层向下一般在志留系中减弱或消失，下古生界保存相对完整，上古生界和中生界相对破碎。经新生代升、降分割后，复式向斜的凹陷区古生界埋藏更深；而隆起区则多暴露，深部燕山运动面以下圈闭很复杂，地震难以查明，尚需进行技术攻关。推测沿江对冲轴附近情况相对简单些，首先要加强地震试验，掌握一批深部圈闭，进一步择优突破。盐城朱家墩类型气藏，为古生界气源和新生界混源而成，这种 “古新新储”在苏北裂陷中可能很重要。

3. 湘赣裂陷带

大致在南华加里东缝合带附近，陆陆碰撞后，从D2时期开始逐步松张成裂陷带，上古生界烃源岩发育良好（见图134），并夹含煤系，印支运动后曾出现T3—J2时期前陆沉积。燕山运动本区异常强烈，多处基底拆离推覆。燕山期后原拉张裂陷带又多覆盖K2—E地层。此带深部构造很复杂，湘中钻井反映深、浅部圈闭不清，而地表油气显示很多。需要在地史发展研究的基础上，选择地震攻关靶区，在深部获得海相气田是有可能的，而且此带煤层气应有一定。

4. 南方海相深部隐蔽圈闭的探索和研究

南方海相早期曾有非常良好的烃源和运聚条件。导致南方海相区构造变动油气破损的原因是燕山运动，主要是挤压推覆。靠近复活俯冲带往往有大型基底拆离滑脱，北有武当，南有雪峰—江南，都有大片基底出露。但广大地区都是伴随褶皱的逆冲推覆，许多背斜轴部为逆推出露很老的地层，而断层下盘仍能保存多套海相地层，并能有独自的构造圈闭，如武陵山地区，当然晚期可能重组气藏。断层的组合、倾角不同，深部隐伏的构造圈闭也呈多样化，加上各种原生的地层岩性异常，如礁体等，在后期改造中情况多有变化。还应注意大型向斜中可能存在 “深盆气”领域。

南方海相天然气，总体上仍处于探索中，非常复杂、非常艰巨。多年来在深部地质规律认识上进展不大，最关键的是缺乏高精地震资料和地质模式的紧密结合。因此，目前只宜作战略科研项目，配套高水平地震试验和科学探井。

（五）中国海域天然气远景潜力很大

我国海域新生代裂陷盆地拉张强度大，沉积岩很厚，烃源条件较好，且多沼泽含煤系，地温梯度较高，深部烃源岩多已气化，如渤中凹陷、西湖凹陷、基隆（钓北）凹陷，以及莺歌海盆地、琼东南盆地中南部、珠江口盆地的白云凹陷，还有南海的深水区等。因为这些盆地或凹陷，主要裂陷烃源在下部（E2＋3），其上有坳陷和区域披覆，有多套封盖层系，成藏期距今很近或正在成藏，并且多为超高压封存，天然气漏失和扩散都轻微。生、聚系数高，保存条件良好，和南方古生界形成鲜明反差。

海上气藏一般埋藏较深，相当部分储层已致密化，有些具有非常规特征。而海域勘探开发成本高，因此，许多在经济上可能处于边际状态，必须认真做可行性研究和理论、技术上的准备、提高。很重要的是前期要查明富矿（甜点）和稍浅气储的展布规律，以富带贫、以浅带深，达到最大经济效益并能建立信心。如果南海、东海、渤海天然气得到探明和开发，将缓解我国能源北与南、西与东的不均衡状态。

总之，中国天然气分布广阔，领域众多，丰富，各个地区都具特色。因为多旋回构造、沉积，除新生代盆地外，生、储、圈适时常规聚集很少。储层多以碳酸盐岩（及火成岩、变质基岩）溶蚀、裂缝和致密砂岩为主，圈闭多以复合构造、深盆气、地层岩性为主，只有少数浅层次生气为背斜孔隙性常规气藏。因此，深埋、隐蔽、致密、次生、非常规等现象，成为中国今后勘探开发天然气必须面对的问题。成藏规律复杂，勘探开发难度很大。在战略、战役和战术上，都必须有相应的对策。尤其是思维方式要和我国的实际相结合，要从生、储、圈、盖常规气藏的框架中解脱出来。例如中国多旋回叠合盆地，今后储气领域多在下伏盆地或上旋回盆地的深部，常规孔隙性储层很少。不应回避、淡化 “致密砂岩含气”的各种论点，或简单套用北美前期 “深盆气” 的观点。要努力创建符合中国实际的储层理论体系，不能把成藏机理完全不同的低孔渗、致密砂岩、超致密砂岩、碳酸盐岩，笼统称为低孔渗，混淆内在规律。中国深部地质非常复杂，隐蔽性很强，难题成堆。希望有更多的创新观点和预测，推动各类深部气藏的勘探开发。如果成藏理论创新不够，很可能要经历一个低迷阶段，希望能尽快跨越。

（六）关于新类型天然气

近年来，在页岩气、水溶气、第四系生物气、可燃水（深海）和高寒山区冻土气等资料日益增多。从我国地质结构和地貌条件分析，这些新类型天然气，具有巨大潜力。应开展科学研究和试验性勘查、开发。

温室效应（西班牙语 Efecto Invernadero）是指透射阳光的密闭空间由于与外界缺乏热交换而形成的保温效应，就是太阳短波辐射可以透过大气射入地面，而地面增暖后放出的长短辐射却被大气中的二氧化碳等物质所吸收，从而产生大气变暖的效应。大气中的二氧化碳就像一层厚厚的玻璃，使地球变成了一个大暖房。据估计，如果没有大气，地表平均温度就会下降到——23℃，而实际地表平均温度为15℃，这就是说温室效应使地表温度提高38℃。

温室效应，又称“花房效应”，是大气保温效应的俗称。大气中的二氧化碳浓度增加，阻止地球热量的散失，使地球发生可感觉到的气温升高，这就是有名的“温室效应”。破坏大气层与地面间红外线辐射正常关系，吸收地球释放出来的红外线辐射，就像“温室”一样，促使地球气温升高的气体称为“温室气体”。二氧化碳是数量最多的温室气体，约占大气总容量的0.03%，许多其它痕量气体也会产生温室效应，其中有的温室效应比二氧化碳还强。

大气能使太阳短波辐射到达地面，但地表向外放出的长波热辐射线却被大气吸收，这样就使地表与低层大气温度增高，因其作用类似于栽培农作物的温室，故名温室效应。如果大气不存在这种效应，那么地表温度将会下降约330C或更多。反之，若温室效应不断加强，全球温度也必将逐年持续升高。自工业革命以来，人类向大气中排入的二氧化碳等吸热性强的温室气体逐年增加，大气的温室效应也随之增强，已引起全球气候变暖等一系列严重问题，引起了全世界各国的关注。

除二氧化碳以外，对产生温室效应有重要作用的气体还有甲烷、臭氧、氯氟烃以及水气等。随着人口的急剧增加，工业的迅速发展，排入大气中的二氧化碳相应增多；又由于森林被大量砍伐，大气中应被森林吸收的二氧化碳没有被吸收，由于二氧化碳逐渐增加，温室效应也不断增强。据分析，在过去二百年中，二氧化碳浓度增加25％，地球平均气温上升0.5℃。估计到下个世纪中叶，地球表面平均温度将上升1.5—4.5℃，而在中高纬度地区温度上升更多。

空气中含有二氧化碳，而且在过去很长一段时期中，含量基本上保持恒定。这是由于大气中的二氧化碳始终处于“边增长、边消耗” 的动态平衡状态。大气中的二氧化碳有80％来自人和动、植物的呼吸，20％来自燃料的燃烧。散布在大气中的二氧化碳有75％被海洋、湖泊、河流等地面的水及空中降水吸收溶解于水中。还有5％的二氧化碳通过植物光合作用，转化为有机物质贮藏起来。这就是多年来二氧化碳占空气成分0.03%（体积分数）始终保持不变的原因。

但是近几十年来，由于人口急剧增加，工业迅猛发展，呼吸产生的二氧化碳及煤炭、石油、天然气燃烧产生的二氧化碳，远远超过了过去的水平。而另一方面，由于对森林乱砍乱伐，大量农田建成城市和工厂，破坏了植被，减少了将二氧化碳转化为有机物的条件。再加上地表水域逐渐缩小，降水量大大降低，减少了吸收溶解二氧化碳的条件，破坏了二氧化碳生成与转化的动态平衡，就使大气中的二氧化碳含量逐年增加。空气中二氧化碳含量的增长，就使地球气温发生了改变。

在空气中，氮和氧所占的比例是最高的，它们都可以透过可见光与红外辐射。但是二氧化碳就不行，它不能透过红外辐射。所以二氧化碳可以防止地表热量辐射到太空中，具有调节地球气温的功能。如果没有二氧化碳，地球的年平均气温会比目前降低20 ℃。但是，二氧化碳含量过高，就会使地球仿佛捂在一口锅里，温度逐渐升高，就形成“温室效应”。 形成温室效应的气体，除二氧化碳外，还有其他气体。其中二氧化碳约占75％、氯氟代烷约占15%～20％，此外还有甲烷、一氧化氮等30多种。

如果二氧化碳含量比现在增加一倍，全球气温将升高3 ℃～5 ℃，两极地区可能升高10 ℃，气候将明显变暖。气温升高，将导致某些地区雨量增加，某些地区出现干旱，飓风力量增强，出现频率也将提高，自然灾害加剧。更令人担忧的是，由于气温升高，将使两极地区冰川融化，海平面升高，许多沿海城市、岛屿或低洼地区将面临海水上涨的威胁，甚至被海水吞没。20世纪60年代末，非洲下撒哈拉牧区曾发生持续6年的干旱。由于缺少粮食和牧草，牲畜被宰杀，饥饿致死者超过150万人。

这是“温室效应” 给人类带来灾害的典型事例。因此，必须有效地控制二氧化碳含量增加，控制人口增长，科学使用燃料，加强植树造林，绿化大地，防止温室效应给全球带来的巨大灾难。

科学家预测，今后大气中二氧化碳每增加1倍，全球平均气温将上升1.5～4.5℃，而两极地区的气温升幅要比平均值高3倍左右。因此，气温升高不可避免地使极地冰层部分融解，引起海平面上升。海平面上升对人类社会的影响是十分严重的。如果海平面升高1 m，直接受影响的土地约5×106 km2，人口约10亿，耕地约占世界耕地总量的1/3。如果考虑到特大风暴潮和盐水侵入，沿海海拔5 m以下地区都将受到影响，这些地区的人口和粮食产量约占世界的1/2。一部分沿海城市可能要迁入内地，大部分沿海平原将发生盐渍化或沼泽化，不适于粮食生产。同时，对江河中下游地带也将造成灾害。当海水入侵后，会造成江水水位抬高，泥沙淤积加速，洪水威胁加剧，使江河下游的环境急剧恶化。温室效应和全球气候变暖已经引起了世界各国的普遍关注，目前正在推进制订国际气候变化公约，减少二氧化碳的排放已经成为大势所趋。

科学家预测，如果我现在开始有节制的对树木进行伐，到2050年，全球暖化会降低5%。

特点

温室有两个特点：温度较室外高，不散热。 生活中我们可以见到的玻璃育花房和蔬菜大棚就是典型的温室。使用玻璃或透明塑料薄膜来做温室，是让太阳光能够直接照射进温室，加热室内空气，而玻璃或透明塑料薄膜又可以不让室内的热空气向外散发，使室内的温度保持高于外界的状态，以提供有利于植物快速生长的条件。

后果

1) 地球上的病虫害增加；

2) 海平面上升；

3) 气候反常，海洋风暴增多；

4) 土地干旱，沙漠化面积增大。

科学家预测：如果地球表面温度的升高按现在的速度继续发展，到2050年全球温度将上升2－4摄氏度，南北极地冰山将大幅度融化，导致海平面大大上升，一些岛屿国家和沿海城市将淹于水中，其中包括几个著名的国际大城市：纽约，上海，东京和悉尼。

温室效应可使史前致命威胁人类

美国科学家近日发出警告，由于全球气温上升令北极冰层溶化，被冰封十几万年的史前致命可能会重见天日，导致全球陷入疫症恐慌，人类生命受到严重威胁。

纽约锡拉丘兹大学的科学家在最新一期《科学家杂志》中指出，早前他们发现一种植物TOMV，由于该在大气中广泛扩散，推断在北极冰层也有其踪迹。于是研究员从格陵兰抽取 4块年龄由 500至14万年的冰块，结果在冰层中发现TOMV。研究员指该表层被坚固的蛋白质包围，因此可在逆境生存。

这项新发现令研究员相信，一系列的流行冒、小儿麻痹症和天花等疫症可能藏在冰块深处，目前人类对这些原始没有抵抗能力，当全球气温上升令冰层溶化时，这些埋藏在冰层千年或更长的便可能会复活，形成疫症。科学家表示，虽然他们不知道这些的生存希望，或者其再次适应地面环境的机会，但肯定不能抹煞卷土重来的可能性。

由来

温室效应主要是由于现代化工业社会过多燃烧煤炭、石油和天然气，大量排放尾气，这些燃料燃烧后放出大量的二氧化碳气体进入大气造成的。

二氧化碳气体具有吸热和隔热的功能。它在大气中增多的结果是形成一种无形的玻璃罩，使太阳辐射到地球上的热量无法向外层空间发散，其结果是地球表面变热起来。因此，二氧化碳也被称为温室气体。

人类活动和大自然还排放其他温室气体，它们是：氯氟烃（CFC〕、甲烷、低空臭氧、和氮氧化物气体、地球上可以吸收大量二氧化碳的是海洋中的浮游生物和陆地上的森林，尤其是热带雨林。

为减少大气中过多的二氧化碳，一方面需要人们尽量节约用电（因为发电烧煤〕，少开汽车。另一方面保护好森林和海洋，比如不乱砍滥伐森林，不让海洋受到污染以保护浮游生物的生存。我们还可以通过植树造林，减少使用一次性方便木筷，节约纸张（造纸用木材〕，不践踏草坪等等行动来保护绿色植物，使它们多吸收二氧化碳来帮助减缓温室效应。

新说

自15年以来，地球表面的平均温度已经上升了0.9华氏度，由温室效应导致的全球变暖已 成了引起世人关注的焦点问题。学术界一直被公认的学说认为由于燃烧煤、石油、天然气等产生的二氧化碳是导致全球变暖的罪魁祸首。然而经过几十年的观察研究，来自美国Goddard空间研究所的詹姆斯·汉森博士提出新观点，认为温室气体主要不是二氧化碳，而是碳粒粉尘等物质。

碳粒粉尘是一种固体颗粒状物质，主要是由于燃烧煤和柴油等高碳量的燃料时碳利用率太低而造成的，它不仅浪费，更引起了环境的污染。众多的碳粒聚集在对流层中导致了云的堆积，而云的堆积便是温室效应的开始，因为40%至90%的地面热量来自由云层所产生的大气 逆辐射，云层越厚，热量越是不能向外扩散，地球也就越裹越热了。

汉森博士对于各种温室气体的含量变化都做了整理记录，发现在1950至10年间，二氧化碳 的含量增长了近两倍，而从70年代到90年代后期，二氧化碳含量则有所减少。用目前流行的理论很难解释仍在恶化的全球变暖的现象。

汉森博士认为，除了碳粒粉尘以外，还有一些气体物质能导致温室效应，如对流层中的臭氧 (正常的臭氧应集中在平流层中)、甲烷，还有巨毒无比的氯氟烃。但这些污染源的治理就相对困难些了。可喜的是，近几十年来非二氧化碳的温室气体含量已经有了一定的下降，如若 甲烷和对流层中的臭氧含量也能逐年下降趋势，那么再过50年，地球表面平均温度的变化将近乎零。

碳粒粉尘并不是不可避免的东西，随着内燃机品质的不断提高，甚或不使用内燃机的交通工 具的问世，不能烧尽而剩余的碳粒是可以减少的。汉森博士的学说能够成立，则给地球带来了降温的新希望，但愿地球早日退烧。

工业革命前大气中CO2含量是280ppm，如按目前增长的速度，到2100年CO2含量将增加到550ppm，即几乎增加一倍。全世界的许多气象学家都在努力研究，CO2含量增加一倍以后，到2100年全球的平均气温会增高多少？

目前用的具体办法是，根据大气运动规律和物理状态变化规律，设计成数值模式进行计算。不过，由于人们对大气运动变化规律认识得还不够完善，取的简化计算办法不同，各个模式的计算结果常相差很大。为此，80年代美国科学院组织了评估委员会，对这些模式的结果进行研究和综合评估，最终得出CO2倍增后全球平均气温将上升3℃土1.5℃，即1.5℃-4.5℃。这就是对本问题最有权威的组织--联合国IPCC第一次《报告》中用的数字。

近年来，气候模式的模拟能力有了重大改进，这主要是考虑了大气中气溶胶（空气中悬浮的微小颗粒）的作用。因为在燃烧化石燃料放出CO2的同时也释放出了巨量的硫化物等气溶胶。这种气溶胶会遮挡部分阳光到达地面，因此使地面气温降低，起到冷却作用。其数值据IPCC估计可达-0.5瓦／米2。即相当于CO2增温效应（1.56瓦／米2）的1／3，比甲烷的增温效应（+0.47瓦／米2）还略大。主要根据这个改进，IPCC在l996年公布的第二个《报告》中，把2100年CO2倍增后全球平均气温的升温值从1.5℃-4.5℃，修改为1.0℃-3.5℃。评估报告中还指出，由于海洋的巨大热惯性，到2100年这个增温值中大约只有50％-90％得以实现。

然而，模式计算结果还说明，全球平均增温1.0℃-3.5℃不均匀分布于世界各地，而是赤道和热带地区不升温或几乎不升温，升温主要集中在高纬度地区，数量可达6℃-8℃甚至更大。这一来便引起另一严重后果，即两极和格陵兰的冰盖会发生融化，引起海平面上升。北半球高纬度大陆的冻土带也会融化或变薄，引起大范围地区沼泽化。还有，海洋变暖后海水体积膨胀也会引起海平面升高。IPCC的第一次评估报告中预计海平面上升70-140厘米（相应升温1.5℃-4.5℃），第二次评估报告中比第一次评估结果降低了约25％ （相应升温1.0℃一3.5℃），最可能值为50厘米。IPCC的第二次评估报告还指出，从19世纪末以来的百年间，由于全球平均气温上升了0.3℃-0.6℃，因而全球海平面相应也上升了10-25厘米。

全球海平面的上升将直接淹没人口密集、工农业发达的大陆沿海低地地区，因此后果十分严重。1995年11月在柏林召开的联合国《气候变化框架公约》缔约方第二次会议上，44个小岛国组成了小岛国联盟，为他们的生存权而呼吁。

此外，研究结果还指出，CO2增加不仅使全球变暖，还将造成全球大气环流调整和气候带向极地扩展。包括我国北方在内的中纬度地区降水将减少，加上升温使蒸发加大，因此气候将趋干旱化。大气环流的调整，除了中纬度干旱化之外，还可能造成世界其他地区气候异常和灾害。例如，低纬度台风强度将增强，台风源地将向北扩展等。气温升高还会引起和加剧传染病流行等。以疟疾为例，过去5年中世界疟疾发病率已翻了两番，现在全世界每年约有5亿人得疟疾，其中200多万人死亡。

但是，温室效应也并非全是坏事。因为最寒冷的高纬度地区增温最大，因而农业区将向极地大幅度推进。CO2增加也有利于植物光合作用而直接提高有机物产量。还有论文指出，在我国和世界历史时期中温暖期多是降水较多、干旱区退缩的繁荣时期，等等。

当然，在大气温室效应这个问题上，也有不同意见。例如，过去有些科学家认为目前数值模式还不成熟，计算结果过于夸大；百年升高0.3℃-0.6℃属于正常气候变化，不能证明是大气温室效应所造成，等等。当然这是少数人的意见。

尽管如此，但对于目前大气中CO2浓度和全球温度正迅速增加，以及温室气体增加会造成全球变暖的原理，都是没有争论的事实。我们如果等到问题发展到了人类可以明显感知的水平，这时候往往已经难以逆转，那么就为时已晚。因此现在就必须引起高度重视，以便取对策，保护好人类赖以生存的大气环境。

对策

虽然迄今为止，我们无法提出有效的解决对策，但是退而求其次，至少应该想尽办法努力抑制排放量的增长，不可听天由命任凭发展。

首先，暂订2050年作为目标。如果按照目前这种情势发展下去，综合各种温室效应气体的影响，预计地球的平均气温届时将要提升两度以上。一旦气温发生如此大幅提升，地球的气候将会引起重大变化。

因此为今之计，莫过于竭尽所能取对策，尽量抑制上升的趋势。目前国际舆论也在朝此方向不断进行呼吁，而各国的研究机构亦已提出各种具体的对策方案。

可惜仔细检视各种方案之后，迄今尚未发现任何一项对策足以独挑大梁解决问题。因此，吾人遂有必要寻求一切可能性，全面考量这些对策方案究竟具有何等效果。

一、全面禁用氟氯碳化物

实际上全球正在朝此方向推动努力，是以此案最具实现可能性。倘若此案能够实现，对于2050年为止的地球温暖化，根据估计可以发挥3%左右的抑制效果。

二、保护森林的对策方案

今日以热带雨林为生的全球森林，正在遭到人为持续不断的急剧破坏。有效的因应对策，便是赶快停止这种毫无节制的森林破坏，另一方面实施大规模的造林工作，努力促进森林再生。目前由于森林破坏而被释放到大气中的二氧化碳，根据估计每年约在1～2gt.碳量左右。倘若各国认真推动节制砍伐与森林再生，到了2050年，可能会使整个生物圈每年吸收相当于0.7gt.碳量的二氧化碳。具结果得以降低7%左右的温室效应。

三、汽车使用燃料状况的改善

日本汽车在此方面已获技术提升，大幅改善昔日那种耗油状况。但在美国等地，或许是因油藏丰富，对于省油设计方面，至今未见有何明显改善迹象，仍旧维持过度耗油的状况。因此，该地区生产的汽车在改善燃油设计方面，具有充分发挥的余地。由于此项努力所导致的化石燃料消费削减，估计到了2050年，可使温室效应降低5%左右。

四、改善其他各种场合的能源使用效率

是要改善其他各种场合的能源使用效率。今日人类生活，到处都在大量使用能源，其中尤以住宅和办公室的冷暖气设备为最。因此，对于提升能源使用效率方面，仍然具有大幅改善余地，这对2050年为止的地球温暖化，预计可以达到8%左右的抑制效果。

五、对石化燃料的生产与消费，依比例课税

如此一来，或许可以促使生产厂商及消费者在使用能源时有所警惕，避免作出无谓的浪费。而其税金收入，则可用于森林保护和替代能源的开发方面。

任何化石燃料一经燃烧，就会排放出二氧化碳来。惟其排放量会因化石燃料种类而有不同。由于天然瓦斯的主要成分为甲烷，故其二氧化碳排放量要比煤碳、石油为低。同样是要产生一千卡的热量，煤碳必须排放相当于0.098公克碳量的二氧化碳；这在石油则为0.085公克；若是换成天然瓦斯只需排放0.056公克即可。

因此，有人提案依照天然瓦斯、石油、煤碳的顺序予以加重课税。譬如生产方面，要对二氧化碳排放量较高的煤碳，以能量换算，每十亿焦耳课税0.5美元，而对天然瓦斯则只课税0.23美元。亦即二氧化碳排放量愈高的化石燃料课税愈重。至于消费方面的情形亦复加此，其课税比例在煤碳订为23%，在天然瓦斯订为13%。

当然，现今阶段只不过是有这么一个构想而已。但若果真付诸实行，可望对于2050年为止的地球温暖化，提供大约五%的抑制效果。

六、鼓励使用天然瓦斯作为当前的主要能源

因为天然瓦斯较少排放二氧化碳。最近日本都市也都普遍改用天然瓦斯取代液化瓦斯，此案则是希望更进一步推广这种运动。惟其抑制温暖化的效果并不太大，顶多只有一%的程度左右。

七、汽机车的排气限制

由于汽机车的排气中，含有大量的氮氧化物与一氧化碳，因此希望减少其排放量。这种作法虽然无法达到直接削减二氧化碳的目的，但却能够产生抑制臭氧和甲烷等其他温室效应气体的效果。预计将对2050年为止的温暖化，分担2%左右的抑制效果。

八、鼓励使用太阳能

譬如推动所谓“阳光”之类。这方面的努力能使化石燃料用量相对减少，因此对于降低温室效应具备直接效果。不过，就算积极推动此项方案，对于2050年为止的温暖化，只具四%左右的抑制效果。其效果似乎未如人们的期待。

九、开发替代能源

利用生物能源(Biomass Energy)作为新的干净能源。亦即利用植物经由光合作用制造出来的有机物充当燃料，藉以取代石油等既有的高污染性能源。

燃烧生物能源也会产生二氧化碳，这点固然是和化石燃料相同，不过生物能源系从大自然中不断吸取二氧化碳作为原料，故可成为重覆循环的再生能源，达到抑制二氧化碳浓度增长的效果。