天然气价格随什么波动_天然气价格波动曲线分析报告

1.法媒：欧洲转向煤炭以取代天然气，这会对煤炭价格带来影响吗？

2.趋势回归法

3.欧佩克对石油工业的有什么影响？

4.石油天然气关键参数研究与获取

5.天然气水合物评价预测及潜力

6.怎样降低燃气供销差率

法媒：欧洲转向煤炭以取代天然气，这会对煤炭价格带来影响吗？

趋势回归法

法国的有关媒体报道，欧洲将转向煤炭以取代天然气，这会对欧洲地区的煤炭价格带来一些影响，但是对全球的煤炭价格来说影响不是很大。

欧洲地区的煤炭价格可能会迎来上升的趋势。煤炭价格上升的范围幅度是多少，要取决于欧洲的部分国家对煤炭的需求量有多少，根据有关的数据调查可以看出，例如德国西班牙等国家对于天然气的依赖程度已经高达80%以上，其中德国每年从俄罗斯进口的天然气占据到了德国整体比例的90%，取代了天然气以后，德国基本上要以90%左右的比例重新购买煤炭，欧洲的其他国家从50%~80%左右不等的比例购买煤炭，这将会使欧洲当地的煤炭价格直接飙升，预计可能会达到原来价格的2~3倍左右。

欧洲地区以外的煤炭价格上升趋势可能不是很大。第1个原因是因为欧洲当地的煤炭还是比较丰富的，可以满足大多数国家的煤炭需求，第2个原因是因为欧洲地区以外的煤炭想要运输给欧洲中间的交通成本是非常高的，这样的对于欧洲的大部分国家来说是不划算的。因此从这一角度而言，欧洲以外的其他煤炭价格可能会上升原来价格的30%~50%左右，但不会像欧洲的煤炭价格直接上升到原来的2~3倍左右。

全球的煤炭价格基本上是不受影响的，欧洲的大部分国家都为发达地区人口密度是比较小的部分，发达国家的人口可能只有2000万左右，还没有我国的一个一线城市的人口基数大，所以人口基数也决定了对煤炭的需求量有多少，而全球的煤炭是非常丰富的，单靠一个欧洲无法改变煤炭的价格。

欧佩克对石油工业的有什么影响？

趋势回归分析法是利用统计学的方法，来确定两种或两种以上变量间相互依赖的定量关系的一种统计分析方法。回归分析的目的是通过具有已知值的输入输出变量，找到一个联系输入变量和输出变量的最优模型。更确切地说，回归分析就是试图从实际数据中寻找某种规律的方法，确立和分析某种响应Y（因变量）和重要因素X（自变量）之间的函数关系。趋势回归分析法可分为线性回归和非线性回归。在最简单的情况下，回归用的是线性回归这样的标准统计技术，线性回归的理论已经很完善。但大多数现实世界中的问题是不能用简单的线性回归来做分析的，只能用非线性回归。管道能效变化是十分复杂的，无法用简单的线性关系来表示，因此选用非线性回归的方法来做管道能耗的趋势分析。

非线性回归可分为两种情况，即已知曲线（方程）类型和未知曲线（方程）类型。这两种情况需要用不同的方法来解决。一般来说，如果已知曲线类型，回归效果会比较有保证；同时在多数情况下我们对所研究的对象都有一定了解，可以根据理论或经验给出可能的曲线类型，因此常用的还是已知曲线类型的回归。确定曲线类型的方法主要有：

1）从专业知识判断。这些公式或者来源于某种理论推导，或者是一种经验公式。

2）如果没有足够的专业知识可判断变量间的关系是哪种类型，则可用散点图的方法来判断。

确定曲线类型之后，回归的任务就变成确定曲线公式中的参数，此时常用的回归分析方法有曲线拟合等方法。同样也要对回归方程和回归系数进行检验。以检验得到的结果是不是反映了X和Y之间的真实关系。比较的标准常用的有两个。

1）误差平方和：

式中：yi为实际值；yi为预测的目标值。

误差平方和必须用变换前的原始数据计算。显然，剩余平方和越小，回归效果越好。但由于随机误差的影响，它不可能无限减小，又无法确定统计检验的阈值，因此它比较适用于比较几种不同变换方法的优劣。

2）相关指数：

式中： ；y为实际值的均值。

相关指数能给人一个比较直观的印象，R2越接近1越好；如果接近0甚至变成负值，则说明变换公式使用不当。

趋势回归能效评价法，主要取将油气管道的历史能耗数据进行收集、整理，利用趋势回归方法确定能耗变化趋势对析，对析结果以图形方式直观显示，从中可直接看出各条管道的历史能耗趋势，并将这些能耗数据以环比或同比的方式进行对比，按照输量台阶进行分析，找出经济运行区间，以对管道能耗水平做出正确评价，在此基础上，通过结合管道的实际工况分析能耗变化的主要影响因素。

一元回归分析模型可分为线性模型、指数模型、多项式模型、对数模型、幂函数模型等多种。能耗变化原因非常复杂，所以简单的线性关系是无法反映能耗变化原因的。因此，排除线性模型。其他几种模型的图像如图5-2所示。

图5-2 一兀回归分析模型图

从上面数学模型看，指数模型、幂函数模型和对数模型都是单调递增或单调递减的关系。而管道能耗指标之间的关系不能用单纯的递增或递减来表示，影响管道能耗变化的原因众多，能耗指标之间只能在较小区间内存在单调关系，而在范围较大的区间中的变化趋势是分段单调的，这种规律最适合的数学模型是多项式模型。对管道能耗做趋势分析时选用的数学模型最多的也是多项式模型，少数其他数学模型的相关系数R2也没有在相同条件下多项式模型的相关系数高。因此，能耗分析项目中回归分析的数学模型选用多项式模型。回归分析法中多项式数学模型的阶数如何选择需要通过试算来确定，既要兼顾回归曲线的相关指数R2值，又要考虑曲线所反映的客观情况，例如生产能耗曲线如果出现负值则不符合实际情况。

从长输管道（管网）能耗构成来看，由于输量的变化对直接用于油气输送的能源消耗量有必然影响，与损耗量和能耗（包括生产系统、附属系统、生产管理等过程能源消耗量）没有必然联系。考虑能耗和损耗与生产能耗比量不大，所以不考虑能耗，只需对管道生产能耗进行分析，从管道运行角度分析能耗水平和变化原因。由于不同长输管道（管网）输送过程差异较大，导致其输送过程中能源消耗也存在显著差异。即使从管道输送机理分析，也很难将不同管道的能耗直接进行对比。因此，能耗分析应立足于同一条管道的纵向对比，在相同条件下对其进行分析对比。其中“相同条件”的含义描述如下。

1）管道物理结构。不同的长输管道，其物理结构（包括管径、线路走向等）存在差异是显而易见的。对于同一条管道，随着能源需求量的增加，也会出现原有管道的改建、扩建等，如天然气管道复线的建设、管道沿线用户数量增加等，这些都会导致该管道物理结构的变化，由此必然带来工艺输送方案的调整和变化，使管道工艺参数、动力设备配置及效率等发生变化，从而使能耗发生变化。因此，若不考虑管道物理结构的变化，众多因素对能耗的影响将淹没在管道物理结构变化而引起能耗变化的“噪声”中，无法对管道能耗进行深入分析。因此，对于各个周期的能耗分析，首先应明确管道物理结构变化信息，确保待分析的各个周期中管道物理结构未发生改变，并需要考虑新建、改扩建管道初期能耗的特殊性。

2）输送流体差异。管道输送流体差异性对能耗有显著影响。对于天然气管道，众所周知，对于富气输送（指所输送的天然气富含乙烷、丙烷、丁烷等重组分），由于富气的天然气密度高于常规天然气，可使其流速下降，从而降低管道沿途摩擦损失，提高输送效率；在管道的质量流量一定的前提下，天然气密度增加，还可提高气体的可压缩性，降低压缩能耗，提高压缩效率，使管道能耗下降。对于原油管道，不同区块的原油物性差异明显，由于黏度不同导致能耗不同是显而易见的。对于成品油管道，各油品按照批次顺序输送，各油品的物性、输送次序及各油品的输送量都会影响能耗。

3）工艺输送方案差异。工艺输送方案主要针对液体管道。对于原油管道，主要包括加热输送和加剂输送。对于成品油管道，主要指加剂输送。加热输送指利用加热炉等对原油进行加热，以改善其流动性，降低原油黏度，从而降低管道沿途摩擦损失，提高输送效率；由于管道输送过程中水力、热力的耦合，热力状况和水力状况将相互影响。加热输送一方面增加了热量消耗，但另一方面，降低了管道沿途摩阻损失，并有助于降低泵机组动力消耗。加剂输送在输量不变的情况下，减少了管道沿途压头损失，从而降低了泵机组动力消耗。但受应用经济性的影响，减阻剂尚不能作为一种大量的、常年使用的减阻或增输手段，而是作为一种短期的、权宜性的或特殊处理手段而用。在能耗分析过程中，虽然一定程度上对管道输送经济性予以考虑，但消耗加剂量并未转化为费用纳入管道整体经济性考虑。因此，对加剂与否要分别讨论。

4）相同输量或周转量。管道能耗随着管道输量或周转量变化而变化。输量反映了管道输送负荷大小，输量越大，负荷率越高。不同输量下，管道能耗不同。只有在经济输量下，才能更好地体现管道输送经济性。周转量是输量和运距（输送距离）的反映，是利用管道输送流体所带来的收益。从反映管道负荷角度来说，输量较周转量更直观。而从反映管道收益角度看，周转量更为合理。

5）相同季节。不同季节时，环境温度（包括气温和地温等）不同，会引起管道输送方案的变化（如在冬季原油管道常需要加热输送）。因此，对析管道能耗时，也需要附加相同季节条件，使对比意义更加明显。在上述相同条件下，通过分析动力设备、管道工艺参数等，进一步分析能耗变化的原因。

用趋势回归法进行能效分析，其对析的主要内容为：

1）对比周期。对析周期主要包括周分析、月分析、季分析、年分析四类分析周期，其中周分析仅做环析，不做同期比较。月分析、季分析、年分析应包括同比和环比两种。

2）对比方式。对比方式包括横向对比和纵向对比两种。其中，横向对比指不同管道之间能耗水平的对比，纵向对比指同一条管道历史能耗数据对比。按照管道类型，详述如下：①天然气管道。不同天然气管道由于管径等基本物理参数不同，管道输气量存在较大差异，而线路走向不同，沿线环境温度也会不同。此外，目前天然气管道呈现网络化，天然气通过联络线互相调配。因此，不同天然气管道横向对析意义并不大，从管网的角度对其进行分析更具实际意义。②成品油管道。对于液体管道，由于管径、线路走向不同导致的能耗差异是显而易见的。因此，不同成品油管道也不具备可比性。③原油管道。对于原油管道，除管径、线路走向等基本物理参数不同外，由于原油本身的物性差异，也导致不同原油管道之间不具备可比性。即使同一条管道，也需要综合考虑输送过程中输送工艺等方面的差异。因此，考虑到纵向对比对管道能耗管理更有实际意义，因此对析将重点用纵向对比方式，将同一条管道不同历史周期内的能耗数据，尽可能在相同条件下，以环比及同比的方式进行对析。对横向对比来说，由于不同管道之间的基本物理参数、输送工艺、动力设备等各方面存在差异，不具备可比性，横向对析意义不大，因此横向对比方式只考虑单体设备效率、有用功等对比。

3）对比对象。对比对象主要为管道和管网两类。其中管道对象包括“对比范围”中所述的十条一级管道。对析将以管道为重点，而管网分析则需视现状而定。天然气管道已呈网络化，可进行管网对析。而成品油管道尚不具备管网条件，待后续兰郑长等成品油管道投产具备条件后再予以扩展，本阶段暂不考虑。原油管道不考虑以管网形式进行对析。

4）对比条件。对析条件应遵循以同季节、同输量对比为原则（即相同条件下的对比）。考虑到原油管道在输送过程中，因季节不同所导致的环境温度及地温差异较大，所用的输送工艺也大不相同。所以，不同季节之间的能耗数据对比意义不大。而输量（周转量）不同，也直接影响到管道的工艺参数及能耗水平，将不同输量（周转量）下的能耗数据互为对析条件，在一定程度上不能满足对析的需求。故对比条件应以同季节、同输量（或周转量）为原则。

5）对比基准。一方面要按输量和输量台阶进行对析，另一方面要考虑环境温度和地温因素对管道能耗的影响。其中，对于成品油管道，不考虑温度影响，只考虑与相同条件（相同输量）历史最低能耗比较。对于原油管道则需要综合考虑地温、输送工艺（如加热、加剂等），与相同条件（相同季节、相同输送工艺、相同输量）历史最低能耗比较。对于天然气管道，需要考虑气温、压缩机配比情况，与相同条件（相同季节、相同输量、相同转供量）下历史最低能耗比较。

用趋势回归能效评价法，可以取划分能效等级的方式增加对比的可操作性。

（1）能效等级水平划分标准

能耗等级水平的划分，以服从正态分布的原则，分别以生产单耗的平均值及最大值、最小值为标准，将管道的能耗水平划分为高、较高、中等、较低和低5级，等级划分标准如图5-3所示。

图5-3 能耗数据正态分布图

正态分布的概率密度函数为：

式中：x为所描述的随机变量；μ为随机变量的均值；σ为随机变量的标准差。

正态分布函数满足“3σ规则”，即正态分布随机变量的值落在[μ－σ，μ＋σ]区间的概率为68.27%；落在[μ－2σ，μ＋2σ]区间的概率为95.45%；落在[μ－3σ，μ＋3σ]区间的概率为99.73%，即正态随机变量的值落在[μ－3σ，μ＋3σ]区间几乎是肯定的事。

随机变量分布函数参数的估计方法主要有矩估计、极大似然估计和贝叶斯估计等。本研究用矩估计法计算正态分布的均值μ，标准偏差σ。对于n个样本x1,x2，…，xn，可用以下公式计算上述矩指标：

油气管道能效管理

分布函数的检验方法主要包括正态概率值检验、皮尔逊x2拟合检验、柯尔莫哥洛夫与斯米尔诺夫（Kolmogorov-Smirnov）检验、Shapiro WilkW 检验与D’Agostino D检验等，其中W检验与D检验都是正态性检验，已被定为国家标准。W检验要求样本容量n在3～50之间，D检验要求样本容量n在50～1000之间。

D检验步骤如下：

检验问题为：H0，总体服从正态分布；H1，总体不服从正态分布。

将观测值按非降次序排列成：X（1）≤X（2）≤…≤X（n）

定义统计量：

油气管道能效管理

在HO之下，D的近似标准化变量为：

油气管道能效管理

在H0之下，Y渐近于正态分布N（0,1）。故当H0成立时，y的值不能太大也不能太小。于是对给定的显著性水平a，从统计量y的a 分位数表中查得Zα/2和Z1－。/2，当Y＜Zα/2或Y>Z1－α/2时，拒绝H0；当Zα/2≤Y≤Z1－α/2时，不拒绝Ho。

（2）根据能效偏差指数确定能耗等级

根据能效偏差指数确定能耗等级，见表5-9。

表5-9 能耗偏差指数Di

表中：ε为历史生产单耗拟合平均值，kgce/（107m3·km）；μ为相同条件下生产单耗离散数据统计平均值，kgce/（107m3·km）；σ为相同条件下生产单耗离散数据均方差，kgce/（107m3·km）。

（3）根据能效相对指数确定能耗等级

根据能效相对指数确定能耗水平等级，确定原则如表5-10所示。

表5-10 能耗相对指数Ri

表中：εmax为历史生产单耗拟合最大值，kgce/（107m3·km）；εmin为历史生产单耗拟合最小值，kgce/（107m3·km）；μ为相同条件下生产单耗离散数据统计平均值，kgce/（107m3·km）；σ为相同条件下生产单耗离散数据均方差，kgce/（107m3·km）。

用趋势回归能效评价方法进行能效变化原因分析，是将以上所述的对析结果，结合相应管道（管网）的实际生产运行情况，综合可能影响管道能耗的因素，找出导致能效变化的原因，并将这些原因一一列举、排序，尽可能找到影响管道能耗的主要因素。原因分析应立足于每一条管道，对每一次对比结果都要进行详细的原因分析，并且应以不同管道的实际情况为出发点，结合对析的空间和时间范围，对可能影响能耗的原因做出正确的分析判断。此外，各管道能耗原因分析应将其投产年限纳入考虑范围。

用趋势回归能效评价方法进行能效变化原因分析的主要研究内容为：

（1）天然气管道

对于管道输送距离较长、压气站场较多、用户量大、分输及转供情况比较复杂的输气管道，对其进行原因分析时，应主要考虑以下几方面因素：①转供量。即其他管道经由联络线向该管道提供的输送量（输量和周转量）。②上下游周转量比例。对于相同（或接近）周转量，需要考虑由于向上下游用户供气量的不同引起的能耗差异。③输量台阶。涉及管道通过能力及压缩机配比情况。④压缩机配比。考虑不同的压缩机配比对能耗的影响，包括燃驱和电驱成本差异（如电、油、气折合标煤系数的变化）。

气体管道生产单耗变化规律性较差，且除开机方案、输量等主要因素外，其他影响因素也比较多，如管存、季节、压比、电驱、燃驱压缩机使用比例等。而目前天然气管道已连接成网，相互之间转供情况比较复杂，某条单一管道的运行工况变化可能会导致相临管道运行工况及能耗发生变化。且气体可压缩性较强，变化规律还会呈现一定的滞后性，进一步增加了分析难度。针对上述问题，在分析的过程中我们取了以下几方面措施：①分析措施：尽可能多地考虑影响天然气管道能耗变化的因素，通过理论计算的分析方式，定其他影响因素不变的情况下，就某个影响因素对能耗的影响程度进行定量分析。详见《能耗水平分析评价标准研究报告——工艺理论分析部分》。②评价措施：对能耗进行评价时，不光要对单一管道能耗水平进行评价，还需针对整个天然气管网进行评价。

（2）成品油管道

成品油管道能耗主要影响因素为输量、泵机组匹配、调节阀节流、输送油品比例（如汽柴比）等，对其进行原因分析时，应主要考虑以下几方面因素：①输量。考虑报告期输量与设计输量和经济输量的关系，考虑输量对能耗的影响。②泵机组配比情况。考虑泵机组的不同组合。③节流情况。调节阀或减压阀节流情况。④输送油品汽柴比。考虑不同密度、黏度油品的输量比例。⑤加剂。主要考虑减阻剂对能耗的影响。

（3）原油管道

原油管道与成品油管道情况类似，但其主要考虑因素除节流、输送油品差异、泵机组匹配、加剂等因素外，还需考虑加热输送工艺对能耗的影响。

石油天然气关键参数研究与获取

工业经济学与其成本有部分关系，其中大部分体现在能源（如汽油或燃料油）价格方面，这些石油产品的价格受石油价格、税收和其他因素的影响。石油价格又受石油生产者的决策影响资料来源：《欧佩克能源报告》，2007；《MEED》，2008。，尤其是他们所愿意出售的石油的价格和他们所要并能够提供的石油数量来决定。所以，如果出现石油供应短缺，油价就可能上涨，而这与石油工业中所有环节都有关系，如较高的运输费用。而较高的成本会导致经济增长变缓，经济增长放缓则会影响到工业发展。从历史来看，绝大多数非欧佩克成员相对都有优势——它们不受什么产量定额的限制，不论是否需要，它们都可以按照自己的意愿生产石油。结果导致近年来非欧佩克成员的市场份额明显增加，但石油价格依然保持在一个相对较低的水平上，市场也不如它们应该表现的那样稳定。然而，油价在1998年突然下跌，1999年初欧佩克表示，只有通过欧佩克与非欧佩克产油国之间的合作才能实现市场稳定。限制产量就是一种欧佩克稳定石油市场的措施。一些非欧佩克成员也实施了减产措施，这样有助于石油价格止跌回升。这些国家包括墨西哥、挪威、阿曼、俄罗斯。根据国际能源署的统计，欧佩克的石油产量占到了全球石油总产量的40%。

“当欧佩克希望提高石油价格时，很容易，它减产就是了！”

由于石油供给短缺，汽油价格就会上涨，但未来减产的可能性也是一个不可忽视的原因。当石油产量下降时，天然气公司就开始紧张了。它们害怕石油减少会引起天然气价格上涨。2001年4月，欧佩克决定把自己的石油总产量每天减少100万桶。与此同时，美国的消费者突然感到天然气涨价了。2001年5月14日的天然气价格每加仑平均涨了1.71美元。2005年6月，欧佩克增产，当增至每天2800万桶时，每天的增长量就达50万桶，此时增产已经开始改变石油价格。2005年9月，欧佩克的剩余产量预计可达每天200万桶。然而，2006年11月，欧佩克再次减产，每天减产170万桶，以求使石油价格免于跌破每桶50美元的心理极限值。除欧佩克之外，还有一些国家为世界提供石油，包括美国、墨西哥、加拿大、赤道几内亚、俄罗斯和中国。2008年2月，美国每天从加拿大进口石油达190万桶（据美国能源信息管理局资料）。欧佩克追踪这些国家的石油生产，然后评价自己的生产，以期维持自己所希望的每桶石油的价格。许多方面能够影响天然气的出厂（泵站）价格，但是燃料价格仅仅是全球经济庞大格局中的一部分而已。天然气价格也会对经济体系中的其他部分造成影响。人们已经意识到了价格上涨的即时影响——在你为自己的爱车加油时，你会随着记数表上飞快的数字滚动而心疼得直哆嗦。还有一些间接的影响：你可能会因昂贵的汽油费而放弃自驾车长途旅行；在决定买车时，你可能不会选择耗油大王运动型豪华轿车（SUV）之类的车型，而会选择更为经济的车型。让我们把目光放得更远一些看看吧。汽油价格的飞涨很有可能会导致整个经济体系的通货膨胀。一旦价格上涨，势必对经济体系造成冲击。昂贵的汽油价格意味着运输费用的上涨、长途驾驶费用的上涨、乘飞机出行费用的上涨。所有这些成本意味着如果汽油处于高价位的话，那么，所有你能想象得到的产品都将会涨价。然而，经济学家并不认为汽油价格是通货膨胀的标志，油价和食品价格一样，都是波动性较大的，也就是说，它们都会受到天气、工人罢工和战争的影响。价格的上涨与下跌都取决于全球。在观察通货膨胀时，经济学家会把目光放在关键性消费价格指数上，它是某些商品价格的测量指标，如DVD播放机、旅馆房间或大学笔记本，这些商品在短期内的价格都会相当稳定。

谁该为高油价负责？从2007年到2008年，石油价格上涨了79%，触发了人们对全球性经济衰退的恐慌。然而，欧佩克该为高油价负责还是高油价是由投机倒把商人们造成的2008年2月2日，一位美国纽约商业的交易人迅速买下了1000桶原油。几个月后，他将这批原油出售——损失了600美元。这位投机商不仅只是掏了腰包，而且使自己被载入史册——成为一个把石油价格追至每桶100美元大关的人。今天，海湾的石油生产国能够期望每天获得十亿美元的额外石油，而西方的石油消费者却出现了一些抱怨石油价格飙升至每桶145美元的人。欧佩克认为剧增的需求与受到限制的供应导致了油价的持续上扬。在美国和欧洲，政治家正在呼吁加强对石油市场上泛滥的投机商的监管——正是这些人使商品的真实价格被扭曲了。在美国国会上，被激怒的民主党人要求设立法律强制性迫使商人们为已丧失活力的市场供应石油。在欧洲，领导者们已经提出了一项全球性禁令，禁止投机商们的石油交易，他们抱怨最近的石油价格是由式投机行为所造成的。英国牛津商业集团（Oxford Business Group，OBG）是设在伦敦的研究与咨询机构，它认为在石油交易中大量的投机性投资可能会对石油价格产生“明显的冲击”。据报道，随着全球经济的大衰退，投资人对商品价格的关注程度远远大于对传统资产（如质量或合同）的关注。这种波动就是2008年消费者所面对的史无前例的痛苦的原因。最近交易得手的石油合同，西得克萨斯中质油（WTI）就表现得非常明显——创下了成交3871项合同的业绩，相当于5.62亿美元。在同一天，布伦特原油价格已接近每桶144.49美元，自从当天开市以来，原油价格上涨了32.3%。2008年7月11日，石油价格飙升至创纪录的每桶147.27美元，比2007年的油价上涨了87%。在2007年，近60%～70%的交易是以投机倒把的行为进行的，这意味着交易的并不是石油的消费或石油。这可真是个大数目。众所周知，从理论上讲，这个数量可能会更大，因为你可以购买或出售比自己消费量更多的石油。有一件事是可以确定的——资金一般在价格评估中扮演着重要的角色。随着石油价格继续上涨，要真正解释需求量的增加就更加困难了——需求量目前的增加相对平缓了。雷曼兄弟公司的首席经济师Ed Morse预测，在2008年的第三季度石油价格将在130美元／桶价位处徘徊。然而，该公司相信，2009年全球石油需求增长率将达1.2%。根据BP公司的统计年鉴资料，2008年的全球石油消费增长率为1.1%。雷曼兄弟公司预计，石油和需求量与国际能源组织的预计相似，它代表着全球27个主要石油消费国的情况。在最近的一份报告中，国际能源组织预计石油产品的需求量到2009年中期将增加1.2%。投资商的辩护人却声称石油价格投机行为与石油真实价格之间并无直接关系。他们指出，来源于新兴经济体增长的需求量，特别是中国的石油需求量的增长起到重要作用，他们不同意欧佩克的观点——2007年全球的石油增长率为44%，因而应该继续增加石油产量。？

“2002—2008年间：从20美元到145美元，再到100美元。”

人们提出了许多解释原油增长的论据，实际上，这些论据都似乎是用来评价目前所看到的石油价位的。常用的机理已不再适用，因为市场正在按其他规律运行。在短期内，储备水平与价格差异，从价格曲线的一端到另一端，保持着令人信服的态势。在考虑价格曲线的发展趋势时，石油需求量的加速增长已经促使人们去开发那些对技术要求更高或者地缘政治条件更加危险的地域的油气田。此外，石油供应服务量的增加也极大地推升了石油成本。自20世纪90年代末以来，边际成本有规律地增加，目前已达65美元／桶。这就剩下了“无法解释”的20美元／桶，而且其基本原理不能被理解。这是一个巨大的缺口，有人调查了所有微不足道的原因，人们常常含糊不清地将其归因于“投机倒把行为”投机倒把（一种商业术语）是对亏损风险的臆断，即一种不能按照正常交易获取收益的行为。除非在某种特殊的安全财务状况（不含风险）时才可能拥有某种把握。严格地讲，这种财政状况代表着一项“投资”。商业上的投机倒把行为包括购买、囤积，以及储备物资、保证金、商品、通货（货币）、房地产、金融衍生工具，或者任何可以通过购入时价格有巨大反差的有价证券的短期倒手，或者通过红利或利息的方式牟取暴利的方式。投机倒把代表着西方财经市场上四种市场角色的一种，它有别于套购保值，长期或短期投资以及套购等行为。。一些解释更为集中：“它是对损失的美元或者是对美国与伊朗之间持续紧张关系的结构性风险的额外补贴。”虽然这些争议可能有道理，但却难以让那些投机商接受20美元／桶的价位。

“石油重新成为网络上的热门话题。自从2001年以来，石油价格上涨了6%，这比互联网股票崩盘前的纳斯达克指数上涨得还高。”

那些曾经用于解释和预测整个20世纪90年代油价变化的机理不灵了。为什么会这样呢？

根据经济学理论而产生的这一学说指的是价格受需求循环的影响，价格围绕着生产的边际成本波动，而这种价格与短期内供给相对稳定但长期看来会有所波动的市场发展相关。显然，在石油市场上也不再会出现后一种情况，问题就在于生产水平的下降，但需求量却迅速上升。因此，生产的边际成本仅仅是在同时期市场供应良好时参考而已。这就是2008年冬天所发生的事情，当时的石油价格跌至55美元／桶。在绝大多数时间里，在一个受限的市场上，你可能会青睐那种较低的价格，即需求与供给处在一条线上的价格水准。在供应不能满足的情况下，石油价格的上涨就会促使理性的消费者渐渐地限制自己以往大量使用的油料。这可以对价格和边际成本做出调整。这一过程也是有争议的，要看清需求量是如何影响石油价格上涨也是非常困难的。对这种明显迟钝的反应有两种解释。第一，每桶石油价格拉升，只能非常迟缓地传递到终端消费者处；第二，生活费用同时上涨也会产生强大的反作用，在最终分析中，石油价格的明显上涨是平衡市场的需要。我们将公路燃料需求作为一个例子来看看这种机理是如何发挥作用的。

公路运输在总消费中占到了约39%的份额，交通行业的燃料需求急剧增加，而代替石油产品的其他燃料又受到很大限制——这就是石油价格走势分析中关键的因素。

石油“平衡价格”平衡价格是一种适当的需求量或服务等于供给量时的价格。的量化。将这些价格的灵活性进行末端对末端的分析，就可获得与名义上的原油价格相关的需求弹性：在全球水准上约为3.4%[所有的都是在其他各点都相同的情况下，石油价格均等地增长了100%，会导致现时的零售价格（出泵价格）上涨35%（以美元计），相当于美元的恒量值上涨了20%，进而使消费量下降了3.4%]。设这是一个非常缓慢的过程，真实的收入平均弹性指数就已接近100%。2000—2005年（这是最后一个能够获得公路消费指数的年头），全球真实的GDP平均增长量达到了2.75%。供给方面的增加使得每年公路的燃料需求量增加2.6%。一些预测表明，根据消费者去推断，生产出的石油平均增长率为10.22%。这只是理论推测，而实际上，石油价格的增长率为13.25%（英国布伦特原油价格），为需求量演变的过程提供了一种关于从21世纪初以来石油价格增加的有利解释。

由于对价格的响应相当明显，所以当需求量急剧增长时就会促进生产。显然，由这一计算得出的理论增长值与实际价格增长并不完全一致，两种因素造成了这样的结果：（1）与长期评价相对应的判断指数图，而短期内，对于价格波动的判断要比对收入变化的判断进展缓慢（明显的涨价会迅速对需求量产生影响）；（2）有偏见地使用估算的平均世界值。发展最快的发展中国家的年收入依然低于人均5000美元的水准，而那些与GDP相关的消费指数就会大于我们所使用的数值。所以，这些国家就会规范零售价格，因此，价格指数要低于我们的数据。必须用当地的研究结果来为石油价格增长的量值来寻找更加精确的解释。

中期的石油价格会处于平衡增长的轨道上吗？在短期内，石油价格应该缓慢地增加（如果美元停止贬值的话）。然而，2008年，产品原料已经得到补充，但市场依然感到有压力。在经济增长的大格局下，零售价格体系将不会改变，唯一能够保持供需平衡的事情就是人们所观察到的自2002年以来的油价增长。石油价格的增加量也正是这种经济大格局不如以前那么明显的表现，而在以前的经济格局中，石油的零售价格没有上升。油价继续飙升的事实可能会与以模拟为基础的设相悖；规范最终价格的体系将不能再承受这种急剧的增长，而且全球经济增长极有可能受到冲击。我们不应该忘记那些预言家在第二次石油危机之后做出的过分悲观的推论，他们误解了消费者对合同供应和石油价格上涨的判断能力。这种方案再次出现了相同的错误，对全球经济、对危机的化解能力的估计出现了错误。这种价格增长格局的主要利害关系就在于它能够与以前的需求量增长格局进行对比。在这两种极端情况之间，是可能找到妥协方案的。通过改变我们的生活习惯，在提高能源效率方面多下工夫并逐渐开发一些可替代能源，我们希望油价在可控制范围内增长，除非全球经济受到因其他原因引发的重大经济危机冲击时，油价的增长应该得到及时控制。

石油供应的国有化。影响全球石油供应的其他因素是产油国进行的石油国有化。石油国有化是在国家开始控制石油生产石油供应的国有化是石油生产作业的去私有化过程，这是一种常常与石油的出口限制并举的措施。根据“PFC能源”的咨询文件，在全球预测的油气中，仅有7%分布在那些允许私人跨国公司自由支配的国家内，约65%在国有化公司的掌控之中，如沙特阿美石油公司或者在俄罗斯、委内瑞拉这些国家的国有石油公司。在那里，西方石油公司的作业很难开展。PFC的研究表明，政治因素限制了墨西哥、委内瑞拉、伊朗、伊拉克、科威特和俄罗斯等国的油气生产能力。沙特阿拉伯也限制自己的油气生产能力，但由于它自己的限定能力不强，所以与其他国家不同。结果并不能用于评价国家的石油勘探能力。埃克森美孚公司就没有能对它在1981年发现的新油田进行投资。并控制出口权时发生的，对石油的预测可能变化极大，目前政治因素已经介入了石油的供应。一些国家正在实施限制。一些正在委内瑞拉从事油气勘探作业的大型石油公司，由于日益推行的油气国有化，觉得自己已处在一种困难的窘境，这些国家现在已不愿意与他人分享自己的油气。

天然气水合物评价预测及潜力

评价参数直接影响评价方法的有效性，不同类型的参数作用不同。有效烃源岩有机碳下限、产烃率图版、运聚系数是成因法的关键参数；最小油气田规模对统计法计算结果有较大影响；油气丰度是应用类比法的依据，由已知区带的油气丰度评价未知区带的丰度；可系数是将地质量转化成可量的关键参数。

（一）刻度区解剖

1.刻度区的定义

刻度区解剖是本次评价的特色之一，也是油气评价的重要组成部分。刻度区解剖的目的是通过对地质条件和潜力认识较清楚的地区的分析，总结地质条件与潜力的关系，建立两者之间的参数纽带，进而为潜力的类析提供参照依据。

刻度区是为取准评价关键参数，以保证评价的客观性而选择的满足“勘探程度高、探明率高、地质认识程度高”三高要求的三维地质单元。刻度区可以是一个盆地（凹陷）、一个油气运聚单元、一个区带、一个成藏组合、一个层系或一个二级构造带等。为了正确和客观认识地质条件和潜力，刻度区的选取在考虑“三高”条件的基础上，应尽量考虑不同地质类型的综合，这样可以更充分体现油气丰度与地质因素之间的关系。

2.刻度区解剖内容与方法

刻度区解剖主要围绕油气成藏条件、量及参数三个核心展开，剖析三者之间的关联规律和定量关系。

（1）成藏特征和成藏主控因素分析。成藏特征和成藏主控因素分析实质上是对选择的刻度区进行成藏特征总结，精细刻画出成藏的定性、定量的主控因素与参数，便于评价区确定类比对象。在一个含油气盆地、含油气系统、坳陷、凹陷的成藏规律刻画中，其成藏特征差异大，故一般最好选择以含油气系统（或坳陷）及其间的运聚单元作为对象，更便于有效的类比应用。油气运聚单元是盆地（凹陷）中具有相似油气聚集特征的独立的和完整的石油地质系统，是以盆地（凹陷）的油气聚集带为核心，并包含为该油气聚集带提供油气源的有效烃源岩。油气运聚单元是有效烃源岩、油气运移通道、有效储集层、有效盖层、有效的圈闭等要素在时间和空间上的有机组合。一个油气运聚单元可以有多个有效烃源岩体和烃源岩区为其供烃，但同一个油气运聚单元的油气聚集特征是相似的。一个油气运聚单元可以只包含一个油气成藏组合，也可以包含在纵向上叠置的多个油气成藏组合。因此刻度区地质条件的评价与定量刻画就是按照运聚单元→成藏组合→油气藏的层次路线综合分析烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件等油气成藏条件。盆地模拟是地质评价流程中的一个重要组成部分，其作用主要体现在三个方面：其一是通过盆地模拟反映流体势特征，进而确定油气运聚单元的边界；其二是提供烃源参数，如生烃强度、生烃量、有效烃源岩面积等；其三是通过关键时刻的获取来反映油气成藏的动态作用过程。

（2）油气量确定。刻度区量计算与一般意义上的量计算稍有不同，正是由于刻度区的“三高”背景，特别是选定的刻度区探明程度越高越好，计算出的量更准确有利于求准各类评价参数。在本次刻度区解剖研究中，主要用了统计法来计算刻度区的量，统计法中包括油藏规模序列法、油藏发现序列法、年发现率法、探井发现率法、进尺发现率法以及老油田储量增长法，不同方法估算出的量用特尔菲加权综合。盆地模拟在计算生烃量方面技术已经比较成熟，因此刻度区（运聚单元）的生烃量仍由盆地模拟方法计算。

（3）油气参数研究。通过刻度区解剖，建立了参数评价体系和预测模型，获得了地质条件定量描述参数、量计算参数和经济评价参数，如运聚系数、丰度等关键参数。从刻度区获得的量与生油量之比可计算出运聚系数，刻度区的量与面积之比可获得单位面积的丰度，还可得到其他参数等。由于盆地内坳陷（凹陷）内各单元成藏条件差异，求得的参数是不同的，故细分若干运聚单元，求取不同单元的参数，这样用于类比区会更符合实际。

3.刻度区研究成果与应用

通过刻度区解剖研究，系统地获得运聚系数、油气丰度等多项关键参数，为油气评价提供各类评价单元类比参数选取的标准，保证评价结果科学合理。如中国石油解剖的辽河坳陷大民屯凹陷级刻度区，通过对其烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件五方面精细研究，获得了22项量化的成藏条件的系统参数。根据大民屯凹陷内划分的六个运聚单元，分别计算各单元的生油量和量，直接获得六个单元的运聚系数。同时计算出各运聚单元单位面积的量，获得不同成藏条件下的丰度参数（表4-5）。

表4-5 大民屯凹陷刻度区解剖参数汇总表

在中国石油128个刻度区的基础上，各单位根据评价需要，又解剖了一定数量的刻度区。其中，中国石油利用已有刻度区128个，新解剖刻度区4个，共应用132个；中石化新解剖42个；中海油新解剖4个；延长油矿新解剖3个。各项目共应用了181刻度区，这些刻度区涵盖了我国主要含油气盆地中的大部分不同类型的坳陷、凹陷、运聚单元和区带，基本满足了不同评价区的需要。各种类型刻度区统计见表4-6。

表4-6 各种类型刻度区统计表

（二）有效烃源岩有机碳下限

有效烃源岩有机碳下限是指烃源岩中有机碳含量的最小值，小于该值的烃源岩生成的烃量不能形成有规模的油气聚集。有效烃源岩有机碳下限是确定烃源岩体积的主要参数，直接影响生烃量的计算结果。

在大量烃源岩样品分析化验和有关地质资料研究基础上，明确了不同岩类有效烃源岩有机碳下限标准。陆相泥岩有效烃源岩有机碳下限为0.8%，海相泥岩为0.5%，碳酸盐岩为0.2%～0.5%，煤系源岩为1.5%。例如，陆相泥岩TO C与S1+S2关系表明，S1+S2在TO C为0.8%时出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.8%；碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系表明，残余吸附气量在有机碳为0.2%处出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.2%（图4-1、图4-2）。

图4-1 陆相泥岩TOC与S1+S2关系图

图4-2 碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系图

对于勘探实践中已经发现油气藏，但烃源岩有机碳含量未达统一下限的盆地，根据实际情况可进行适当调整。如柴达木盆地柴西地区，在分析了大量烃源岩有机碳和S1+S2指标资料后，明确该区有机碳含量下限为0.4%时，即达到有效烃源岩标准，并被发现亿吨级尕斯库勒大油田的勘探实践所证实。在渤海湾盆地评价过程中，建立起相对统一的有效烃源岩丰度取值下限标准：碳酸盐岩气源岩丰度下限取0.2%，碳酸盐岩油源岩丰度下限取0.5%，湖相泥岩丰度下限取1.0%。

有效烃源岩有机碳下限的基本统一，保证了生烃量计算标准的相对一致和全国范围内的可比。

（三）产烃率图版

烃源岩产烃率图版是用盆地模拟方法计算烃源岩生烃量和量的关键参数。产烃率图版一般用烃源岩热模拟实验方法获得。

1.液态烃产率图版

利用密闭容器加水热模拟实验方法，对中国陆相盆地不同类型烃源岩进行了热模拟实验。模拟实验所用样品取自松辽、渤海湾等10个盆地，包括侏罗系、白垩系和古近系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大类烃源岩。其中湖相泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烃源岩的有机质包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根据模拟实验结果，编制了不同类型烃源岩的液态烃产率图版（图4-3、图4-4、图4-5）。

图4-3 湖相泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-4 煤系泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-5 煤烃源岩液态烃产率图版

2.产气率图版

由于生物气生气机制与干酪根成气和原油热裂解气的生气机制不同，因此，其产气率与干酪根和原油裂解气产气率求取方式不同。

（1）生物气产气率。对生物气源岩样品在25℃～75℃的条件下进行细菌培养产生生物气，由此得到不同温阶下各类有机质的生物气产率。在模拟实验结果的基础上，结合前人的研究结果，分别建立了淡水环境、滨海环境和盐湖环境中不同类型有机质的生物气产气率图版及演化模式。

（2）干酪根和原油裂解气产气率。对于不同类型气源岩油产气率，国内外学者及一、二轮评价中已做过大量的工作。较多的实验是应用热压模拟方法对各种类型烃源岩进行产油及产气率实验，这种方法所计算的产气率包括了原油全部裂解成气的产率，亦即常说的封闭体系下源岩的产气率，所得到的天然气产率是气源岩的最大产气率。另一种求取气源岩产气率的方法是在开放体系下对源岩进行热模拟实验，各阶段生成的天然气和原油均全部排出源岩，原油不能在源岩中进一步裂解为天然气。这两种情况都是地质中的极端情况。但是实际的地质条件大多是半开放体系，在这种情况下，源岩生成的油既不能全部排出烃源岩，也不能完全滞留于源岩中。不同地质条件下亦即开放程度不同情况下源岩产气率如何计算？具体方法为：求得封闭和开放体系下相同类型源岩的产气率，将上述两种体系下的产气率图版（中值曲线）输入盆地模拟软件中，得出烃源岩层在不同渗透条件下产气率图版。

（四）运聚系数

运聚系数是油气聚集量占生烃量的比例，是成因法计算量的一个关键参数，直接影响量计算结果。运聚系数的确定方法包括运聚系数模型建立法和运聚单元成藏条件分析法。

1.运聚系数模型建立法

通过刻度区解剖，确定影响运聚系数的主要地质因素及其与运聚系数的相关关系。刻度区解剖研究表明，烃源岩的年龄、成熟度、上覆地层区域不整合的个数和运聚单元的圈闭面积系数等地质因素与石油运聚系数之间存在相关关系。依此建立地质因素与石油运聚系数之间关系的统计模型，包括双因素模型和多因素模型。双因素模型（相关系数为0.922）的地质因素选用烃源岩年龄和圈闭面积系数：

lny=1.62-0.0032x1+0.01696x4

多因素模型（相关系数为0.934）的地质因素选用烃源岩年龄、烃源岩的成熟度、区域不整合个数和圈闭面积系数：

lny=1.487-0.00318x1+0.186x2-0.112x3+0.02118x4

式中：y——运聚单元的石油运聚系数，%;

x1——烃源岩年龄，Ma;

x2——烃源岩成熟度（Ro）,%;

x3——不整合面个数；

x4——圈闭面积系数，%。

2.运聚单元成藏条件分析法

依据刻度区提供的大量运聚系数，依盆地类型和影响运聚系数的主要地质因素，分类建立运聚系数取值标准与应用条件。在评价中，根据刻度区解剖结果，确定了油气运聚系数分级取值标准（表4-7）。在评价中得到了推广应用，取得了良好的效果。

表4-7 石油运聚系数分级评价表

（五）最小油气田规模

最小油气田规模是指在现有工艺技术和经济条件下开地下，当预测达到盈亏平衡点时的油气田可储量。最小油气田规模对统计法计算的量结果有较大影响。为此，中国石油天然气集团公司等三大石油公司和延长油矿管理局对最小油田规模进行了专门研究。

通过对不同油价、不同开发方式和未来可能技术条件下最小油气田规模研究，确定了不同地区的最小油气田规模的取值。在地理环境相对较好的东部地区，其勘探开发成本较低，最小油气田规模一般在10×104～30×104t，在地理环境相对较差的西部地区，其勘探开发成本高，最小油气田规模一般在50×104t以上，对于海域来说，油气勘探开发成本更高，最小油气田规模更大，一般在150×104～500×104t。

（六）丰度

油气丰度是指每平方公里内的油气量，是类比法计算量的关键参数。通过统计分析，建立了丰度模型和取值标准。

1.丰度模型

通过刻度区解剖，建立刻度区内评价单元油气丰度和相关地质要素之间的统计预测模型：

新一轮全国油气评价

式中：y——运聚单元的石油丰度，104t/km2;

x1——烃源岩生烃强度，104t/km2;

x2——储集层厚度/沉积岩厚度，小数；

x3——圈闭面积系数，%;

x4——不整合面个数。

2.丰度取值标准

通过统计不同含油气单元丰度的分布特点，结合地质成藏条件，总结出各类刻度区丰度的取值标准。

（1）不同层系丰度：古近系凹陷由于成藏条件优越，成藏时间晚，石油地质丰度一般大于20×104t/km2；中生代凹陷成藏时间相对较长，石油地质丰度相对较低，一般约为10×104t/km2；古生代凹陷由于生、储层时代老，多期成藏多期改造、破坏，预计其丰度更低。

（2）不同类型运聚单元丰度：中新生代断陷或坳陷盆地长垣型、潜山型和断陷型中央背斜构造型，石油地质丰度高，一般大于40×104t/km2；中新生代裂陷盆地、坳陷盆地边缘构造型和古近系缓坡构造型石油丰度次之，一般为10×104～30×104t/km2；中生代盆地岩性型和古生代压陷盆地的构造型石油丰度相对较低，一般小于10×104t/km2。

（3）不同区块或区带级丰度：区块或区带级石油丰度差异更大，从小于1×104t/km2到大于200×104t/km2。其中潜山型、岩性—构造型、披覆背斜区块丰度较高，一般大于50×104t/km2，最大可大于200×104t/km2。构造—岩性型、断裂构造型丰度一般为30×104～50×104t/km2。地层—岩性型、断鼻型以及裂缝型区块、丰度较低，一般小于30×104t/km2。

通过刻度区解剖标定多种成藏因素下评价单元的丰度，不但为广泛应用类比法计算量提供了可靠的参数，同时也摆脱了过去以盆地总量为基础，利用地质评价系数类比将量分配到各评价单元的做法，使类比法预测的油气量在空间位置上更准确，提高了油气空间分布的预测水平。

（七）可系数

国外主要用建立在类比基础上的统计法计算油气可量，而我国第一轮、第二轮全国油气评价没有计算油气可量。本轮评价开展的油气可系数研究，通过可系数将地质量转化为可量，这在国内外油气评价中尚属首次。可系数是指地质中可出的量占地质量的比例，是从地质量计算可量的关键参数。

可系数研究与应用是常规油气评价的重要组成部分，主要目的是通过重点解剖、统计和类析方法，对我国油气可系数进行研究，为科学合理地计算油气可量提供依据，进而对重点盆地和全国油气可潜力进行评价。

1.评价单元类型划分

为使可系数研究成果与评价单元划分体系有机结合，遵循分类科学性、概括性和实用性三个基本原则，以油气类型、盆地类型、圈闭类型、储层岩性、储层物性等地质因素为依据，对评价单元进行了分析和分类，将国内石油评价单元分为中生代坳陷高渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗等24种类型，天然气评价单元分为克拉通盆地古隆起、前陆盆地冲断带等16种类型（表4-8、表4-9）。

表4-8 不同类型评价单元石油可系数取值标准

表4-9 不同类型评价单元天然气可系数取值标准

2.刻度油气藏数据库的建立

已发现油气赋存在油气藏中，建立刻度油气藏数据库是统计已发现油气收率、分析影响收率主控因素、预测油气可系数的基础。刻度油气藏是油气可系数研究中作为类比标准的，地质认识清楚、开发程度高、已实施二次油或三次油技术的油气藏。

刻度油气藏选择原则：①典型性——能代表国内外主要的油气藏类型，保证类比法应用基础的广泛性；②针对性和实用性——针对油气评价，有效地指导相应类型评价单元油气可系数的确定；③开发程度高——油气藏开发程度高，地质参数和开发参数基本齐全；④三次油技术应用具有代表性——尽量选择已实施三次油技术的油藏，保证技术可系数的可靠性。

对国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏进行了剖析：收集整理每个油气藏的主要地质和开发参数；每个油气藏的地质条件主要包括储层特征、圈闭条件、流体性质等，开发条件主要包括开方式、开速度、增产措施等；研究不同因素对收率的影响程度，进而确定该油气藏收率的主控因素；针对开方式的不同，油藏的收率可分为一次、二次或三次收率；气藏主要是一次收率。通过对每个油气藏的地质条件、开发条件和收率进行分析，建立起国内外刻度油气藏数据库。

3.可系数主控因素分析

对影响可系数的地质条件、开发条件和经济条件进行了分析，建立起可系数主控因素的评价模型。

（1）在大量统计和重点解剖的基础上，对油气地质条件中的因素逐一进行分析，并提炼出15项油气收率的主控因素，即盆地类型、储层时代、圈闭类型、沉积相类型、储层岩性、储层厚度、储集空间类型、孔隙度、渗透率、埋深、含油饱和度、原油粘度、原油密度、变异系数、原始气油比。

（2）在诸多开发条件中，提高收率技术是极为重要的因素，不同提高收率技术适用条件不同，其提高收率的潜力也差距很大。通过综合分析，主要技术对不同类型油藏的提高收率潜力为：最小5%，中间值10%，最大值15%。

（3）利用石油公司提高收率模拟研究成果，建立了大型背斜油藏、复杂背斜油藏、断块油藏、岩性油藏、复杂储层油藏等在税后内部收益率为12%、油田开发到含水95%时聚合物驱和化学复合驱油时的油价与油田收率之间的关系，若这五类油藏要达到相同的收率，条件好的如大型背斜油藏、复杂背斜油藏所需的油价低于条件差的如岩性油藏、复杂储层油藏。

4.可系数取值标准的建立

在研究中，解剖了国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏，统计分析了大量油气田收率数据，给出了不同类型评价单元油气技术可系数和经济可系数取值范围，建立了不同类型评价单元油气可系数取值标准（表4-8、表4-9）。

（1）不同类型评价单元石油可系数相差较大，以技术可系数为例：中生代坳陷高渗和古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗评价单元可系数最大，其中间值大于40%；中生代坳陷中渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块中渗、中生代断陷、中新生代前陆、古生界潜山、古生界碎屑岩、古近纪残留型断陷、陆缘裂谷断陷古近纪与新近纪海相轻质油、陆缘弧后古近纪与新近纪海陆交互相轻质油等评价单元可系数为30%～40%；中生代坳陷低渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块低渗、古生界缝洞、南方古近纪与新近纪中小盆地、低渗碎屑岩、重（稠）油中高渗、变质岩、砾岩、陆内裂谷断陷新近纪重质油、陆内裂谷断陷古近纪复杂断块等评价单元可系数为20%～30%；低渗碳酸盐岩、重（稠）油低渗、火山岩等评价单元可系数为15%～20%。

（2）不同类型评价单元天然气可系数相差也较大：克拉通碳酸盐缝洞、礁滩和前陆冲断带等评价单元可系数最大，其平均值大于70%；克拉通古隆起、克拉通碎屑岩、前陆前渊、南方中小盆地、陆缘断陷、火山岩、变质岩和海域古近纪与新近纪砂岩等评价单元可系数为60%～70%；前陆斜坡、生物气、中生代坳陷、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块、残留断陷、砾岩等评价单元可系数为50%～60%；致密砂岩等评价单元可系数最小，其平均值小于50%。

5.可系数计算方法的建立

可系数计算方法包括可系数标准表法和刻度区类比法两种方法。

（1）标准表取值法。利用可系数标准表求取不同评价单元可系数的步骤如下：在不同类型评价单元可系数取值标准表中找到已知评价单元的所属类型；明确评价单元与可系数相关因素（宏观、微观）的定性、定量资料；对照可系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对评价单元进行类比打分；根据类比评价结果求取可系数。

（2）刻度区类比法。以建立的国内外刻度油气藏数据库为基础，利用刻度区类比法来求取不同评价单元的可系数。具体步骤如下：根据评价单元分类标准，将具体评价单元归类，并分析整理该评价单元的油气地质条件和开发条件；根据评价单元的类型及其地质条件和开发条件，从国内外刻度油气藏数据库选择适合的类比对象；对照可系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对该评价单元及其类比对象进行打分并计算它们的得分差值；根据得分差值求取该评价单元的可系数。

通过油气可系数标准和计算方法在全国129个盆地中的推广应用，既检验了可系数取值标准和所用基础数据的可靠性、可行性和适用性，保证了油气可量计算的客观性，又获得了全国油气可量。

怎样降低燃气供销差率

天然气水合物除少部分分布在陆上寒冷的永久冻土带外，绝大多数分布在300～3000m水深的海底沉积物中，勘探开发非常困难。近十几年来，天然气水合物的勘探技术日趋成熟，对评价预测全球天然气水合物的潜力有重要的作用。

一、天然气水合物评价预测技术

目前天然气水合物的评价预测技术有地震技术、测井技术、地球化学技术和标志矿物法等。

1.地震技术

地震勘探是目前最常用、也是最为重要的天然气水合物勘探手段。天然气水合物沉积层具有较高的速度，而天然气水合物沉积层下的地层一般为烃类气体(游离气)聚集区，声速较低，这样水合物底界的强声阻抗就会产生强反射，在地震反射剖面上显示出一个独特的反射界面。此外，由于天然气水合物稳定带界线大致分布在同一海底深度上，因此水合物稳定带底面的反射也大致与海底平行，这种技术由此被命名为似海底反射层(BSR)技术(图10-10)。随着多道反射地震技术的普遍应用和地震数据处理技术的提高，BSR在地震剖面上所呈现的高振幅、负极性、平行于海底并与海底沉积构造相交的特征，是很容易识别的。现已证实，BSR以上烃类气体以固态天然气水合物形式存在，BSR以下烃类以游离气形式存在。BSR是最早也是目前使用最多、最可靠、最直观的确认天然气水合物赋存的地球物理标志，迄今所确认的海底天然气水合物，绝大多数就是通过反射地震剖面上BSR的识别发现的。

图10-10 Blake Ridge地区的BSR(似海底反射)地震剖面

2.测井技术

测井技术的作用主要有:①确定天然气水合物、含天然气水合物沉积物在深度上的分布;②估算孔隙度与甲烷饱和度;③利用井孔信息对地震与其他地球物理资料作校正。同时，测井资料也是研究井点附近天然气水合物主地层沉积环境及演化的有效手段。

在常规测井曲线上，天然气水合物沉积层主要表现为以下异常现象(图10-11):①电阻率较高;②声波时差小;③自然电位幅度不大;④中子测井值较高;⑤高伽马值;⑥井径较大;⑦钻井过程中有明显的气体排放现象，气测值高。

图10-11 天然气水合物层的测井响应特征

3.地球化学技术

地球化学技术是识别海底天然气水合物赋存的有效手段。温度-压力的波动极易使天然气水合物发生分解，因而海底浅部沉积物中常常有天然气地球化学异常。这些异常可指示天然气水合物可能存在的位置，进而可利用其烃类组分比值(如C1/C2)及碳同位素成分，判断其天然气的成因。同时，应用海上甲烷现场探测技术可圈定甲烷高浓度区，确定天然气水合物的远景分布。

在目前技术条件下，利用地球化学方法勘探天然气水合物的主要标志包括:天然气水合物沉积中孔隙水氯度或盐度的降低，水的氧化-还原电位、硫酸盐含量较低，氧同位素的变化等。在分析地球化学数据时，应根据具体实际情况区别对待、综合考虑。

4.标志矿物法

能指示天然气水合物存在的标型矿物，通常是具有特定组成和形态的碳酸盐、硫酸盐和硫化物，它们是成矿流体在沉积作用、成岩作用以及后生作用过程中与海水、孔隙水、沉积物相互作用所形成的一系列标型矿物。

来自海底之下的流体以喷溢或渗流形式进入海底附近时，产生一系列的物理、化学和生物作用。当含有饱和气体的流体从深部运移到海底浅部时，快速冷却形成天然气水合物，并伴生有自生碳酸盐岩和依赖于此流体的化学能自养生物群。这些流体由于其温度较低，被称为“冷泉”流体，以区别于地壳深部高温流体，是寻找天然气水合物的最有效的标志矿物之一。

二、天然气水合物开发技术

从已经形成天然气水合物的地层中开发天然气，实际上是满足天然气水合物发生分解反应的过程。降低地层压力或者升高温度，均可使天然气水合物中的甲烷分子和水分子之间范德华力减弱，从而使固态的天然气水合物释放出大量的甲烷气体。天然气水合物的开发技术目前主要有3种:热激发技术、降压技术和化学抑制剂技术。

1.热激发技术

在天然气水合物稳定带中安装管道，对含天然气水合物的地层进行加热，提高局部储层温度，从而造成天然气水合物的分解。主要是将蒸汽、热水、热盐水或其他热流体从地面泵入水合物层，也可用开重油时使用的火驱法或利用钻柱加热器。电磁加热法比上述常规方法更有效，并已在重油开发方面显示出它的有效性，其中最有效的方法是微波加热方法。热激发法主要的缺点是热损失大、效率很低，难点是生成气体不好收集。

2.降压技术

通过降低天然气水合物层的压力，促使天然气水合物分解。一般是通过钻井井眼的压力降或水合物层之下的游离气聚集层的平衡压力，形成一个天然气“囊”(由热激发法或化学试剂作用)，与天然气接触的水合物变得不稳定，分解为水和天然气。降压开发特别适用于天然气水合物与常规天然气气藏相邻的情况，适合于开发渗透率高和深度大于700m的天然气水合物聚集。该技术的特点是经济，无需增加设备和昂贵的连续热激发作用，可行性较高;缺点是作用缓慢，不能用于储层原始温度接近或低于0℃的天然气水合物聚集，以免分解出的水结冰堵塞气层。

3.化学抑制剂技术

通过注入化学抑制剂(如盐水、甲醇、乙醇、乙二醇、丙三醇等)，可以改变水合物形成的相平衡条件，降低水合物稳定温度，改变天然气水合物稳定带的温压条件，导致部分天然气水合物的分解。该方法十分简单，使用方便，但费用昂贵，作用缓慢，且不适合开压力较高的海洋水合物。

从以上各方法的使用来看，仅用某一种方法来开水合物是不明智的，只有综合不同方法的优点，才能达到对水合物的有效开。降压法和热激法技术的联合使用是目前最受推崇的方案，用热激发法分解气水合物，而用减压法提取游离气体。单从技术角度来看，开发天然气水合物已具可行性，但尚未找到一种在当前的技术条件下比较经济而合理的开方案，天然气水合物的开发现在基本上仍然处于探讨阶段。

三、天然气水合物潜力

1.极地-冻土带天然气水合物

在适宜的高压低温条件下，天然气和水两种常见物质就组合成像冰一样的可燃物质。海洋和极地的广大地区都满足天然气水合物生成的条件，大量的现场研究业已表明，天然气水合物广泛分布于永久冻土带和陆缘的海底沉积物中(图10-12)。全球储存在水合物聚集中的天然气量大，目前预测的天然气量跨度也很大，超过3个数量级，从2.8×1015m3至8×1018m3(表10-3)。最新估算结果认为(江怀友等，2008)，全球天然气水合物量约(0.1～2.1)×1016m3。尽管各种估算都带有推测性和不确定性，即使根据最保守的估算，天然气水合物的勘探潜力也是巨大的。目前，较为公认的是3000×1012m3。通常认为，全球98%的天然气水合物分布在海底沉积物中，只有2%分布在陆地冻土层中。

表10-3 全球天然气水合物中的天然气量评价

续表

注:天然气量的单位为m，标准压力和温度条件:1atm和20℃。

图10-12 永久冻土带和陆缘海洋沉积物中实际勘测和推测的天然气水合物位置

全球极地-永久冻土带地区(北极、南极和青藏高原)的陆地面积为1.1×107km2，天然气水合物量在1.4×1013m3至3.4×1016m3之间(Meyer，1981;McIver，1981;Trofimuk et al.，17;MacDonald，1990;Dobrynin et al.，1981)。青藏高原多年冻土带面积广阔，占高原总面积的61%，世界多年冻土面积的7%，达1.588×106km2，陆相盆地和海相盆地都具有良好的生油气条件，具有天然气水合物形成的条件，有可能形成具有一定规模的水合物聚集，其中羌塘盆地、可可西里陆相盆地区、祁连多年冻土区等都是较好的勘探靶区(黄朋等，2002;陈多福等，2005;祝有海等，2006;卢振权等，2010)。

2.陆缘天然气水合物

陆缘包括被动与活动大陆边缘，全球海洋天然气水合物的量在0.2×1015m3至7.6×1018m3之间(Meyer，1981;Milkov et al.，2003;Trofimuk et al.，17;Klauda et al.，2005;Kvenvolden，1988;MacDonald，1990;Kvenvolden et al.，1988;Dobrynin et al.，1981)，主要分布在:①分隔的大洋外部，包括主动大陆边缘或被动大陆边缘地区;②深水湖泊之中;③大洋板块的内部地区。例如西太平洋海域的白令海、鄂霍次克海、千岛海沟、日本海、日本四国海槽、南海海槽、冲绳海槽、台湾西南部海域、台湾东部海域、环南中国海的东沙海槽、西沙海槽、南沙海槽与南沙海域、苏拉威西海、澳大利亚西北海域及新西兰北岛外海;东太平洋海域的中美海槽、美国北加利福尼亚-俄勒冈岸外海域、秘鲁海槽;大西洋西部海域，即美国东南部大陆边缘的布莱克海台、墨西哥湾、加勒比海及南美东部岸外陆缘海;非洲西海岸岸外海域、印度洋的阿曼湾、孟加拉湾、北极的巴伦支海和波弗特海、南极的罗斯海和威德尔海、内陆的黑海和里海等。

3.中国海域天然气水合物

我国海域蕴藏有丰富的水合物，具有水合物形成所需温压条件的主要是南海(南海陆坡面积大于120×104km2)和东海(东海陆坡即冲绳海槽西坡面积约为6×104km2)。

根据BSR的出现，将南海海域划分为11个水合物远景区，统计各区的水合物有效分布面积，最后得出整个南海海域BSR有效分布面积为125833.2km2，水合物稳定带的厚度介于47～389m之间(杨木壮等，2008)。姚伯初等(2006)、杨木壮等(2008)预测南海海域的水合物量分别为6.435×1013m3、6.9305×1013m3和7.632×1012m3。

对于东海海域，杨木壮等根据该海域的海底温度、地温梯度、海水深度和盐度参数，计算水合物稳定带的分布面积为5250km2，稳定带厚度介于50～491.7m，最终预测东海海域的水合物量约为3.53×1011m3。

估算海底天然气水合物中甲烷量，一般考虑天然气水合物分布范围、水合物稳定带厚度、沉积层的孔隙度、水合物在空隙中的浓度，以及水合物分解甲烷的膨胀系数等因子，其中水合物稳定带厚度在天然气水合物评价中具有重要意义(Xu et al.，1999)。天然气水合物稳定带是指在特定的温度-压力条件下，天然气与水合物可以达到相平衡，结合形成天然气水合物地区带。根据水深、海底温度和地温梯度这3个重要参数，即可计算确定特定区域天然气水合物稳定带的厚度。在此基础上，根据天然气水合物烃气系统的综合特征，再进一步确定可形成高丰度天然气水合物聚集的可能勘探靶区。最有利的现实勘探方向是处于水合物稳定带中的极地砂岩储层和海洋砂岩储层，当然还要具体分析天然气的源岩品质、天然气的供应量是否充足、运移通道是否发育等因素，最后确定勘探目标。

天然气水合物的能量密度高、杂质少、储量规模大，是一种洁净型能源。勘探开发天然气水合物，增加天然气产量，可以逐步改变我国能源结构现状，同时也可以减少大量燃煤造成的环境污染，具有广阔的勘探前景。

城市燃气化已成为改善城市环境的重要标志之一，由于我国油气田的大量开，促进了城市燃气化的进程。然而过去已有燃气供应的城市设备落后，跟不上发展的需要，更缺少有效的管理经验，而一些新启动的管道供气单位也存在着一些管理上的弊病，运营中造成巨大的亏损，有的城市每年竟有亿元之巨的大额亏损，这又给燃气的发展带来了忧虑。没有煤气急着上煤气，一旦开栓供气在经济上又给城市背上了沉重的负担。显然只用提高供气价格来补偿亏损是不可行的方法，应找出原因，通过先进的科学管理手段改变这一现状。

从亏损原因看，大致可有以下几方面

首先是收费管理方面。目前收费均以到户抄表为主，虽各城市取了一些改进措施，但收费流失仍很严重，现在多数城市缺少完善的计量体系，没有可靠的区域计量、管区计量的手段，实际上只能以用户终端计量作为收费依据，收多少算多少，对收费流失难以估算，由于用户多，也难以复查管理。

其次是管路漏失的损失。对于一些年久失修的供气管线，往往管线漏失也不可忽略。

最后是计量仪表方面。这几方面综合起来，计量是亏损的主导方面，前边两方面管理落后以及不能及时发现管线漏失都与有效计量有关。本文将从燃气收费计量仪表的现状和存在问题分析，介绍一种新型的智能化仪表，以期能对解决目前困扰燃气计量的一些问题有所帮助。

一、管道燃气计量的现状

城市管道燃气包括天然气及人工煤气两大类，用气对象主要是居民生活小流量用气和一些工厂、宾馆等较大流量的企业用气。对于居民生活用气，目前普遍用膜式容积式计量表，它可以直接给出用气的累积量，按量收费。这种仪表已有百年以上历史，有这么强的生命力主要它具有一些独特的优点。首先是结构简单，工作可靠，不易被偷气，计量中不用电，减化了仪表的使用，不受停电干扰。最后是价格便宜，虽然精度不够高，但供需双方也都能接受，对燃气公司，仪表的正负偏差，可使盈亏基本持平。由于上述原因，当今虽已进入计算机管理的信息化时代，这类仪表目前在国内外还在大量应用，有些改进也往往在收费管理上作了一些工作，仪表基本未变。

上述仪表仅适用于小流量的计量，在流量增大时为提高仪表的工作容积，已使仪表箱增大很多。尽管这样仍不能满足较大流量的计量，因此人们开始转向选用工业用气体流量计。

工业气体流量计发展历史较久，品种也较多，但经过一段探索发现工业气体流量计也很难完成燃气计量的需要。其中问题主要有以下几点。首先是对于气体流量的计量在工业中也属于一个难题。工业中液体流量计量要较气的计量可选的方法更多些，如经常使用的电磁流量计、超声波流量计等。虽超声波流量计从原理上可以进行气体测量，但难度要大很多。进几年国外推出可测气体的超声流量计，但造价极高，要几十万元一台，这很难大量推广应用。其它一些工业流量计由于在工业中更多的在控制工业流程中应用，流量都有一个变化的范围。对于这些流量仪表直接用来燃气计量收费，还存在很多问题，例如一个差压式流量计（如孔板、弯管、阿牛巴流量计等）一般它可测流量的上、下限比值（量程比）仅为3：1，在下限以下的流量不能准确计量或不能实现计量。燃气供应是一个峰谷值很大的对象，对于小流量的流失，不能被燃气管理部门所接受。

进几年在国内外推出了热式气体质量流量计，从其特性看，可以适应小流量测量，可以从很低的流速测起，但由于原理限制，在大流量时的灵敏度很低，而且大流量时由于相对误差增大使总量误差相当大。除此之外，燃气成分变化直接影响流量的测量，这样当流量增大时由于仪表灵敏度下降及燃气成分的变化可造成相当大的误差。其次由于仪表需实流标定，标定成本高，仪表的售价也相当高，一台50mm口径的仪表售价约为6?/FONT7万元，这给管网上大量应用也带来了困难。

可以用来测量燃气流量比较成熟的仪表还有孔板流量计，这种流量计是国际上唯一不用实流定标，可以通过计算实现流量计量的仪表。而且我国也根据国际标准结合我国的情况制定了自己的国家标准，由于可不必实流标定给推广带来了极大的方便，但要求使用时要严格符合标准规定偏离标准要进行修正。但由于不可知的偏离和安装使用中存在的问题，将会带来很大的不确定性。因此使用中要十分注意。另外一个问题就是量程范围问题，按标准规定只允许使用在3：1的量程范围内，这又给流量变化范围较大的管线带来困难。为此，在国内外都有并联多条管路使用的先例，即把一个大口径输送管分解成几个稍小口径的管路并联，在流量大时几根管道并联供气，在流量减小时可自动（或人工）闭掉几路，这样就可以根据管路的多少，来降低下限可测流量。一般用计算机自动控制阀门开关，由于阀门动作频繁，可靠性、寿命成了关键问题。大口径自动阀门价贵也给用户用带来困难。

其它工业用流量计还可选用涡街流量计，它属流体振动式流量计，管道内设有专用的固定件作为漩涡发生体，在流动气体中，其流速将正比于产生漩涡的频率，属速度式流量计，这种流量仪表在近10--20年内发展很快，主要是这压力损失少，工作可靠，结构简单，测量结果不受气体成份密度变化影响，精度较高一般可达±1%的不确定度，用于煤气测量可以用空气标定，标定成本较低。缺点是一般抗振动干扰能力差，尤其是小流量或零流量时有时输出很大的虚信号。其次，虽然量程比比差压式流量计大，一般下限不可测流速也达（4--5）m/s左右，这种仪表对防止小流量流失也无能为力。

此外，还有一些带有可动或旋转运动的容积式流量计和速度式叶轮流量计，它们品种繁多，也可保证一定精度，但由于有可动部件影响可靠性和寿命。在口径较大时，造价高，或改用插入式又将大大降低精度，所以也未被广大用户所认可。

二、提高燃气计量的科学性和合理性

在燃气计量管理中一个值得注意的问题是计量结算的科学合理性，当前我国城市管道煤气计量普遍用容积计量，即按使用燃气的容积来收费，这种方法除了受燃气的压力、温度影响外，对燃气的质量没有约束。目前国际上较先进的计量方法已过渡到质量计量和热值计量。质量流量的计量克服了压力、温度的影响，而热值计量更与供气燃烧发热值相联系。由于技术等原因，目前我国直接进入热值计量还有一定难度，但对用气量较大的单位应考虑向质量计量或热值计量靠拢。在实际应用中供气压力可变动很大，尤其是设立调压站的用户，压力一般可根据需要设定，其范围变化也较大，根据建设部制定的“城镇燃气设计规范”中规定，不同燃气用户所用的压力相差很大，工业用户及单独锅炉房允许最高压力为0.4MPa，公共建筑及居民用户由低压进户和中压进户不同压力分别为0.005和0.2 MPa。在这样大的压力范围内，压力波动在10?0%，是完全可能的，此时引起体积流量变化也接近上述压力变化值，由此造成的计量误差远超出一般计量仪表的允许误差。为此对一些部门加装了温度、压力补偿装置，以便推导出瞬时质量流量（N m3/h）再进行累计，使计量更加合理，但由于增加了计量的配套设置（温度、压力传感器、变送器及流量积算仪）使装置成本有很大提高，影响了质量流量的推广。由于上述原因也将造成显着的整体计量误差。

应当指出目前由于用的计量手段所用单位不一致，也导致了供差率计算的难度。一些终端仪表用没有作过压力、温度修正的体积流量值，而在作总供量管理部门（或监测点）测出的流量值是在另外一个温度、压力状态下的体积量，这两个总量肯定存在很大差值。

三、智能式全量程燃气流量计

前边已介绍热式质量流量计，它对小流量极为敏感。有如图一之特性曲线a，在流速增高时特性很快饱合，灵敏度下降，使测量精度下降。它不适于大流量测量。而涡街流量计有很好的线性特性，如图一特性b所表示，但它的小流量 测量不能再往下限延伸。利用了这两种原理的特性，构成了一个从零开始计量的仪表，被称之为全量程流量计；即在小流量时应用热式原理测量，当流速增大到涡街流量计敏感范围后，再用涡街原理完成大流量测量。保持了涡街测量大流量的优点。两个测量原理在交点p处转换，线性化、自动切换均由单片机完成。最后仪表输出标准状态下瞬时体积流量（Nm3/h）和累积流量（Nm3）。

图一 仪表输出特性

仪表的构成方块图如图二所示

图二 测量原理方块图

从上面分析可见，本仪表具有以下一些特点

1、可实现燃气的全量程计量。不存在小流量漏失；

2、仪表全量程实现了质量计量。热式流量计本身是直接质量流量计，可给出标准状况下的体积量（可换算成实际质量数），而涡街传感器给出的为工作状态下的体积量，经过温度压力修正后折算出标准状态积流量输出；

3、仪表高度一体化并具有较高精度。在本仪表中根据功能需要设有温度、压力及两个不同原理的流量传感器，再配以相应的变换，运算、处理电路构成一个高度一体化的检测仪表，不但提高了可靠性，简化了仪表系统，减化了仪表的维修且大大降低了仪表系统的成本。仪表除了可输出标准状态下瞬时体积流量和累积流量外，还可根据需要输出介质的压力、温度值。在全部量程内仪表都具有较高的测量精度。具体指标完全可满足国家规定的燃气计量精度要求，本仪表的示值不确定度为：±（0.5%指示值+0.5%满量程值）。其误差分布如图三所示

图三 误差分布曲线图

从这个误差分布可看出，在测量大流量时，总误差不超过±1%，在测量小流量时误差相应会减少很多，这是其它仪表所不具备的特性。

4、具有掉电自动保护及防窃气功能。本仪表用市电供电，当电源在不超过8小时正常停电时，本仪表具有保护电源，保证仪表正常计量，不会漏计。如果用户有意拉断电源，超过8小时以后仪表将记录下停电的次数及停电时间及供电时间，给出这个时间记录意味着仪表曾长时间停电，在这个时间内用气量被漏记，在统计收费时可根据具体情况给予罚处。在超出8小时停电，仪表中已存入的累积量不会丢掉，来电后将继续累积。

5、可实现客观抄表或计算机联网。为了减轻抄表工作量和防止个别抄表员不客观抄表造成收费流失，本表开发的同时专门开发了便携式抄表器（数据集器），抄表员只要把抄表器的专门插头接入仪表数据输出口，即可取出存贮于表内的有关数据，其中包括：日期、用户编码，用气量总累积值、停电次数及各次停电、供电时间等。抄表员完成抄表后，即可把抄表器交总收费站收费计算机统一处理。

随着各行业现代化管理的发展， 本仪表还可根据用户需要设通讯数据输出口，可以通过有线或无线联网。在不具备条件时，可以用前述方法实现人工联网，即人工集，统一计算机处理，具有灵活的选择性。

本仪表用大小流量分段检测实现全量程计量在国内外尚属首创,已获国家专利,已通过有关计量部门产品测试颁发了产品合格证书及得到了防爆认证。

相信随本仪表的投入使用，将会大大提高供气的社会效益和经济效益，对小区管理及区域计量管理也将会有明显的改善。