天然气动态压力低的原因是什么意思呀_天然气动态压力低的原因是什么意思

1.天然气的成分与特性

2.异常压力的形成机制和特点

3.天然气的市场需求怎么样？

4.CNG是20MPA的压缩天然气，将20MPA减压至20KPA如何实现，有小型减压阀能够实现吗

5.燃气的基本特性

6.天然气利用政策的价格形成机制

综上所述，陆良盆地新近系已发现的天然气属于由甲烷菌产生的生物成因的天然气（即生物气）。生物气是沉积物中的有机质在还原环境下，经厌氧生物作用而形成的富含甲烷的气体。是在未成熟阶段，微生物分解有机质过程中产生的。

陆良盆地是一个面积很小的“微型油气盆地”。综合分析，盆地内生物气的形成条件大致应为：

1.新近系烃源岩含有生成生物气的良好成烃母质

甲烷菌不具有直接分解有机质的能力，要依赖发酵菌和硫酸盐还原菌分解有机质而产生CO2、H2、乙酸等取得碳源和能源而得以生存，并以此为基质进行生物化学作用而产生生物甲烷气。张辉等（1991）认为，有机质含量丰富，有机质组成中有较多的蛋白质和类脂化合物的Ⅱ型干酪根湖相泥岩具有最大的生气潜力（90m3/t·岩石），是较理想的生物气气源岩，特别是草本腐殖型有机质中的纤维素、半纤维素、糖类、淀粉等是甲烷菌在代谢过程中主要利用CO2和乙酸作为生存的能源和碳源的来源。这些物质在草本植物中含量最丰富，而草本植物含木质素又少，这就决定了生物气的母质主要是半腐殖型和草本腐殖型有机质。陆良盆地新近系气源岩的有机质类型，从前面的研究中确定为腐泥腐殖型。其中，草本腐殖型有机质含量丰富，其特点是氯仿抽提物中非烃高，沥青质低（表6-6）与木本腐殖型迥然不同，这类有机质主要富集于灰色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩中，而这些岩类，正是形成陆良天然气的气源岩。

2.水化学特征对生物气形成的影响

甲烷菌的生长，对溶液的pH值非常敏感，其生成场所都近于中性，pH值一般在6.2～8.8范围，最佳值为6.8～7.8；pH值在6.2以下则甲烷停止产生。通过对陆良盆地数十个井下水样分析，其pH值均为7～8，这是非常有利于甲烷菌生长的中性水介质条件。

Na+、K+广泛存在于水介质中，虽然不同生态环境中产甲烷细菌对Na+、K+的敏感程度差异极大，但对淡水沉积物及伴生的产甲烷菌来说，生物产气率都明显受到超浓度的K+、Na+的影响和抑制。B·L·麦卡蒂（R·M·阿特拉斯，1991）提出，在一般厌氧消化系统中Na+与K+的浓度分别达3500～5000mg/L和2500～4500mg/L时，产甲烷过程出现抑制，而达到8000mg/L时则出现强抑制。陆良盆地地层水中的Na+和K+的总浓度仅为43～828mg/L，大多数样品集中于200～400mg/L，这样低的Na+、K+浓度显然对产甲烷的菌类生长极为有利。

甲烷生长菌有严格的厌氧性，不允许有微量氧，甚至不允许有硫酸盐结合氧的存在，这就把生物甲烷气的形成限制在某些特定的生化环境中。硫酸盐还原菌摄取乙酸盐和h2的能力强于甲烷菌，在 浓度高时，它们之间的竞争可抑制甲烷菌的活动，直到绝大部分 被还原掉，甲烷才能大量生成。缺氧和低硫酸盐环境是产生生物甲烷气的必要条件。一般认为，反应环境中 浓度达300mg/L时，产甲烷过程出现抑制， 浓度大于800mg/L时出现强抑制。陆良盆地水样品中 一般为2～100mg/L，这是该盆地大量形成生物甲烷气的有利环境。

天然水质体中Cl-和Na+常以等当量存在，对淡水沉积物来说，Cl-对产甲烷作用的抑制浓度略高于S的浓度。张洪年等认为，Cl-对有机物甲烷转化率的影响，在300～600mg/L时显示出抑制。在陆良盆地的水样中，Cl-的含量仅为17～319mg/L。

综上所述，还原状况下水的低矿化度是生成生物甲烷气的必要条件，陆良盆地的水分析结果恰好满足了形成生物气的环境，这也就是陆良盆地与非生物甲烷气的气田相比，如此低矿化度水环境的原因。

3.温度和未成熟烃源岩

在厌氧环境中，甲烷生成的温度从0℃到75℃，最适宜的范围在35℃～55℃之间，65℃阶段产气率仅占总量的13.7%（张辉等，1991），而对陆相沉积物而言，36℃～42℃为生气作用占主导地位的温度。陆良盆地地温梯度为3.66℃/100m，地面温度20℃，则井深1000m以上，都是最适宜的生物气形成的温度范围，就是到1500m，也还没超过75℃，都可有一定量的甲烷气生成。

生物气的气源来自未成熟烃源岩，其规模决定了生物气的强度，进而控制了气藏的含气丰度。通过对陆良盆地新近系烃源岩的讨论中可以看出，在井深1000m以上，Ro小于0.4%，处于未成熟阶段，陆良盆地的主要气层就位于该范围内的550m至750m之间。

4.具一定规模的储层同生背斜

生物气藏的形成，是一个持续的动态过程，在这个过程中，气体生成并在储层中聚集，然后气藏形成、演化直至保存至今是生物气藏的关键环节。从陆良盆地生物气的勘探实践看，由于岩性疏松，孔隙度一般都大于25%以上，渗透率也大于0.5×10-3μm2，并具有一定范围的分布，其上有一定封闭能力的较厚的泥岩。而形成较大规模气藏，要有与生物气生成匹配的古隆起或同生背斜，陆良大嘴子背斜就属这类构造，高丰度的生物气源源不断地形成，很快进入储集层，没有长距离运移散失，在背斜圈闭保存而达相当规模。陆良大嘴子背斜就是这样一个好的富集成藏的场所。

天然气的成分与特性

1 阀门是否打开，水流是否畅通。

2. 天然气压力不足。

3.排烟管道是否伸出窗外，吸进的空气确保跟废气不相干。

4. 水温探头， 感应的水温。

5.机子注水压力确保在工作范围内。

6.线路板问题。

7.燃气室内的火苗探头。

8.档位调的太低，设定的水温太低。

异常压力的形成机制和特点

1.2.1 天然气的类型

天然碳氢气体是石油的固定伴生物，或者以自由积聚的形式出现，构成气顶，或者溶解在石油中，构成它的馏分。组成天然气矿床的气体成分有甲烷、重碳氢化合物、氧、氮、硫化氢，有时也有一定数量的氩和氦。溶解于石油中的植物组分基本是烃族C1—C6，即甲烷、乙烷、丁烷、戊烷、己烷，包括烃族C4—C6的同分异构体。溶解气体中所含的重烃达到20%～40%，少数情况下达到60%～80%。溶解气体中的非烃类组分通常是氮和含硫化氢、氩、氦混合物的碳酸气。氮的含量从0到30%不等；CО2 含量在 0 到 10%～15%之间，H2S含量在0到6%之间。氢气和惰性气体含量很低。

碳氢化合物气体是天然气的组成部分，其中最常见的是甲烷（CH4）、氮气（N2）和碳酸气（CО2），它们都是在化学和生物化学过程中形成的（表1.9）。

表1.9 天然气组分的平均含量

1.2.2 天然气分类

最先提出天然气分类的是威尔南斯基（Вернадский），分类的主要依据是：① 形态，也就是气体在地球中的存在形式；② 化学成分；③ 形成历史。

1）根据气体的存在形态分为：在岩石孔隙中的含量；游离态（空气中）；气体流——存在于火山活动、构造运动及地表中；气体蒸发；气体的液态溶液（存在于大洋、湖海、江河等各种水体中）；气体的固态形式（被岩石和矿物吸附的气体）。

2）威尔南斯基根据其形成历史把天然气分为以下几类：地表气体；高温形成的气体；伴随构造运动过程渗透到地表的气体。

他把这些构造运动形成的气体按照组成成分分为氮气流、碳酸气流、甲烷气流、氢气流。

3）索科洛夫（Cоколов）根据天然气在自然界中的存在形式和化学成分对其进行了最详细的分类，参见表1.10。

4）按来源把气体分为两种——游离态和溶解气体（Бакиров и др.，1993）。游离态的碳氢化合物气体可能呈以下几种形式存在：① 在单纯的气体矿床，而且在某些情况下这些气体矿床在同一个油气带是油气带与石油带交替出现，而在另一些情况下集中于单独的含气带；② 游离态——存在于石油矿床的气帽中。

溶解气体可以存在于石油中和地下水中。

但是游离态和溶解气体之间不存在明显的界限，因为在油气田气帽和石油及冲刷矿床的地下水之间存在着一个动态的相平衡。

表1.10 天然气体的分类

续表

1.2.3 天然气矿床的气体组成

1.2.3.1 碳氢化合物

天然气矿床的碳氢化合气体主要由甲烷（CH4）和数量不定的混合物组成，混合物包括重同系乙烷C2H6，丙烷C3H8，丁烷C4H10及微量的戊烷和己烷。在石油矿床的气体中可能存在着液态的碳氢化合物，比C6更重。

重碳氢化合物的含量（从C2H6开始）取决于以下几个因素：① 原始有机物质的成分；② 有机物质的退化程度；③ 聚积过程。岩石封闭期所包含的吸溜气体可以提供重要的信息。

天然气体的碳氢化合物成分的特点是标准的及同构的丁烷和戊烷含量的千差万别，这取决于一系列的因素：有机物质的成分、退化的程度、气体矿床岩层的温度、压力条件等。

在碳氢化合物的组分中也会遇到碳酸气（CО2）、氮气（N2）、硫化氢（H2S）、氦气（Hе）和 氩气（Ar）。

为了测定天然气的碳氢化合物组分引入“干燥指数”这个概念——甲烷相对于其同族数量的百分比，同族也就是CH4/（C2H6及以上）。天然气的干燥指数也是其聚积方向的指标。因为甲烷的特点就是极其稳定，那么随着分子量的增加其聚积速度就减慢。

1.2.3.2 同位素

天然气的同位素组成。正如希尔威尔门（Cильвермен）所指出的，甲烷、乙烷、丙烷等含量最丰富的是同位素13C。在甲烷和乙烷之间存在着明显的突变，以后13C分子量的增加不明显。氮的同位素是14N 和 15N。根据赫令格的分析，同位素比重的特点是富15N，按照这个标准是大气中的氮。他确认，对于石油、岩石有机物质和碳氢化合物气体，15N相应地发生变化，其同位素组成分别为×0.7%～1.4%、0.1%～1.7%、×1%～1.5%（表1.11）。

表1.11 天然气体的物理特性

有关天然气中硫的同位素组成，潘基纳亚通过研究得出这样的规律：随着地质年龄的增加硫重同位素所占的比重减少。此外，在形成硫化氢时，硫酸盐的微生物还原过程可能会表现出硫同位素32S/34S值的明显波动。

1.2.4 天然气的主要物理化特性

气体可以在孔状及裂隙状岩石中流动，而且可能通过岩石进行扩散。此外，气体可能溶解在石油和水中，从而在地壳中运移。气体的这些特性取决于它们的一系列物理特性，表1.12列举出了其中几个特性。

1.2.4.1 气体的溶解

气体的溶解取决于一系列的因素：压力、温度、化学成分、地下水中盐的浓度。在压力小于5 MPa的条件下符合亨利定律：被溶解气体的数量与压力机溶解系数成正比。当压力增大以及气体成分复杂时，这种制约关系将变得复杂多样。总的说来，压力增加，气体的溶解度增大。

气体溶解度对温度的依赖关系如下：温度低于100 ℃时为反比例关系，高于100 ℃时是正比例关系。尤其是非极性气体（碳氢化合物和氮气）在高压下溶解度随着温度的增加而升高。

气体的化学成分也对溶解度有影响：水中极性气体的溶解度比非极性气体的溶解度要高出很多：二氧化碳在20 ℃时的溶解度相当于甲烷溶解度的27倍，是氮气溶解度的58倍。

1.2.4.2 岩石圈对天然气的吸存方式

岩石圈中对天然气的吸存有几种形式（Бакиров，1993）。气体被吸存在坚硬的矿物岩石及有机体中。被吸存的气体存在于裂隙的表层或者岩石的孔隙中，岩石深处还有被吸存的气体。后者可能以气泡的形式存在于岩石晶体中。

1.2.4.3 聚积

天然气（地壳气态矿物）学说的创始人是韦尔纳茨基（Вернадский）院士。他把天然气看作是自由聚积并在大气圈和地壳之间交换的产物，认为“地壳”的演化是天然气不断混合的过程，包括垂直方向，也包括水平方向的运动。在这个过程中，自然聚积从地球静压力高的区域趋向静压力低的区域。

气体的聚积导致某些构造中的气体贫乏，而在另外一些构造中又出现富集。如果在这种情况下形成天然气或者石油和天然气的大量聚积，那么这就被称作矿床，也就是石油和天然气矿床——这不是它们生成的地方，而是有利于其矿床形成的地方。

气体的聚积有各种形式：扩散、渗透、漂浮、涡流、液态下气体的运移。

扩散可能实际发生在任何环境：气体在气体中，气体在水中，气体在固态物质中。扩散时气体的交换可能发生在穿透岩石、液体或者气体的封闭孔隙中（彼此隔绝）。扩散的过程符合福柯定律：扩散与气体聚积梯度方向呈现正相关关系。随着气体物质分子的扩大，扩散系数降低，而随着温度的升高而扩大。

渗透（或者过滤）是最活跃的迁移形式，发生在有孔洞和缝隙相通的各层之间，构成一个开放的体系。渗透的发生受压力差影响，符合达西定律。显然，气体在渗透时的迁移比扩散时要显著得多。比如，甲烷中截面压差为每100 m2 2 个大气压：在格罗兹内或者巴库型砂岩或者粘土中，渗透率为0.03～0.04 D时，每平方千米的表面会向大气中散逸大于1 m3 的气体。或者在一百万年间散逸大于10亿m3 的气体。可惜这个过程既不能避免，也不能逆转，因此气体的积聚和矿床的形成只能在圈闭构造中，渗透层或者构造被实际的不透水层覆盖。在这种绝缘构造中气体的迁移运动完全没有终止，但是扩散代替了渗透，这个过程在几百年或者几百万年的过程中能够大大缩减矿床气体的藏量。

在自然界中不存在严格意义上的运移方式划分。根据运移机制的不同分为以下几类：

1）渗透式：① 以连通孔洞及裂隙为通道；② 以部分被水填充的孔洞及裂隙为通道；③ 与水合为一体（气体溶解在水中）。

2）扩散式——以被其他气体充满的孔洞或裂隙为通道。

3）渗透-扩散式。近期的研究非常关注液体中气体的运移：在漫长的时间里多次受到内动力（热力）作用的构造中含有水或者凝析油，其中的气体随之运移。这种构造可以是断裂带或者盆地，或者火山颈，由于热液物质的壳下喷射使得石油和天然气变热，并且随着气液热流的形成而富含内源气体，这个过程中进行着物质分异：富含轻质成分的处于运移的前缘，而富含较重成分的处于运移的后部或者侧翼。

这个过程中热液组分很容易溶解在气体中——随着在冷却积聚地带的进一步冷凝转变为气态物质。

气体在液体中的漂浮是多相液体的渗透现象。在大气层中，较轻的气体漂浮在较重的气体上面。在岩石的孔洞和裂隙中，气体以气泡的形式上浮。压缩至10 MPa的气体物质质量相当于同样体积的水质量的十分之一，这就是气体在水或石油中具有浮力的原因。

气体的涡流运动是气层中低层所特有的。

可溶状态下水对气体的运移在水圈和沉积层中起着巨大作用，尤其是在气体矿床的形成中所起的作用更大。

天然气的市场需求怎么样？

异常压力的成因复杂多样，主要包括地层不均衡压实、构造挤压、烃类生成、水热膨胀、粘土矿物脱水等作用。

（一）不均衡压实

沉积物在埋藏和压实过程中，水在机械力的作用下从沉积物中排出。在快速沉积的厚层泥岩剖面中，由于压实引起孔隙度和渗透率降低，从而阻止了水从泥岩中流出，导致压实变缓甚至停止。当埋藏继续进行时，上覆地层载荷增加，承受上覆地层载荷的流体压力也相应地不断增加。不均衡压实形成超压的机制已普遍认同，产生不均衡压实应具备如下条件：巨厚的沉积物快速堆积加载；厚层粘土岩的存在。欠压实多发生在海退层序中，其中快速沉积是最主要的因素。

从得克萨斯至南路易斯安娜的海岸地区均有超压带分布，其成因就是由于快速沉积所致。毕晓普（Bishop，19）用数学模拟方法研究了湾岸地区第三系的沉积压实作用，他认为沉积速率越快，泥质沉积中的孔隙流体压力越高，泥质沉积体的密度也就越小。这是由于泥质体内保留了大量的游离水，水承受了部分上覆沉积物的重量。随着上覆沉积物的增厚，孔隙流体压力也就越大，故孔隙流体压力远大于静水压力而形成超压。如果具有良好的密封层，超压现象会在一个地质时期内发育并保持下去，超压带通常发育在砂岩少于5%～10%的三角洲前缘相带内，在巨厚砂岩层序之下的厚层泥质岩中孤立的砂体常保持高压，图5-4表示三角洲砂泥岩层序的推进及超压带的发育过程。

厚层粘土岩的存在有利于形成超压层。路易斯安娜州Manchester凝析气田的孔隙流体压力与砂、页（泥）岩百分比（图5-5）关系说明页岩含量的百分比与流体压力成正比，页岩的百分比超过60%，厚度大于914m（3000ft）即形成高压带。

（二）烃类的生成

干酪根热降解生油和生气导致的体积增大是超压形成的重要因素之一。图 5-6 是干酪根热降解生油、生成凝析油和湿气以及干气整个演化过程中体积变化的两种典型模式。（a）图是梅森（Meissner，18b）研究威利斯顿盆地巴肯组页岩（Ⅱ型干酪根）的结果，干酪根热降解生烃，包括油和气的整个过程，体积均是增大的；（b）图是翁格尔（Unger-er，1983）研究巴黎盆地黑色（Black）页岩（Ⅱ型干酪根）的结果，干酪根热降解生油阶段，即生油窗阶段（R0：0.65%～1.3%），体积是减小的，而在凝析油、湿气和干气阶段，体积是增大的。从表面分析，这两种现象有些矛盾，究其原因与生烃体系的开放与封闭性有关，（a）图的生烃体系属于封闭可变体积（图5-6，模式Ⅰ），在干酪根热降解生油过程中，伴随生成的 CO2 和 H2O亦在体系中，尤其是 CO2 气体导致体积增大；（b）图的生烃体系属于半开放可变体积（图5-6，模式Ⅱ），在干酪根热降解生油过程中，伴随生成的 CO2 脱离体系而散失。因此，在生油窗阶段体积是减小的。

图5-4 在砂-页岩层序推进过程中超压带的时序发育示意图

图5-5 路易斯安那州Manchester凝析气田的孔隙流体压力与砂岩百分比图

图5-6（a）Williston盆地巴肯组页岩生烃过程的体积变化估算

图5-7 无机矿物和有机质的变化及其相互关系

图5-7较形象地展示了在成岩作用阶段和深成热解阶段，无机矿物的压实成岩作用和有机质的热降解生烃作用以及有机和无机矿物间的相互关系。无机矿物在压实作用阶段孔隙度大大减小，演化至硅化、白云岩化或其他成岩作用阶段，孔隙度基本保持不变；有机质在压实作用阶段，体积变化不大，处于正常的压力区域，而演化至成岩阶段，由于烃类的生成，尤其是天然气的大量生成，体积膨胀，导致超压的形成。

这里列举粉河盆地的研究实例。粉河盆地白垩系页岩中异常高压的形成主要与油气的生成有关，图5-8动态地反映了白垩系页岩和砂岩区域性压力形成机制和演化特征。高压的建立开始于石油的形成，并随着石油向天然气的裂解而加剧，从埋藏史图和生气模拟曲线（油转化成气和干酪根转化成气）就可以确定这2种反应的时段及深度范围（图5-9）。也就是说，通过这种联系，异常压力形成的时间可以被确定。不同深度白垩系页岩的固体13C核磁共振谱示于图5-9，右边第一个主峰（0～90ppm）代表脂肪族的共振信号，向左第二个主峰（100～200ppm）代表芳香族的共振信号，图示的变化趋势是随着深度的增加，脂肪族的含量减少，这是由于热解使其部分转化为烃类化合物。特别指出的是，在异常压力层顶部，代表脂肪族的主峰基本消失。这表明，在异常压力层中，干酪根已基本失去了生成烃类化合物的潜力。

图5-8 粉河盆地白垩系页岩和砂岩区域性压力形成机制和演化特征

在盆地中部，高压的出现大约开始于70Ma（干酪根向石油转化率大于 0.1），而明显的异常高压的形成主要发生在大约40Ma（石油向天然气裂解的转化率大于0.1）。由于大量的石油在大约40Ma裂解为天然气，因此在这些盆地中的异常压力圈闭不是一个短暂的地质现象，而是在地质时期中长期保存的实体。

图5-9 粉河盆地中部地层埋藏史、生烃史及生烃潜力

烃源岩的烃指数变化可反映烃类的生成及排驱。对Washakie盆地Almond组页岩和煤做的Rock-Eval 热解分析是从地表一直做到现埋深 18000ft（5486m）的地方。上白垩统Almond 页岩的产率指数（IP ）结果示于图5-10，IP值表明了样品中残留的液态烃或沥青的含量，无论是煤还是页岩，从地表到9000ft（2743m）的深度，其IP值增加是缓慢的，而在 9000ft（2743m）以下急剧增大。换言之，在异常压力层之上，产率指数普遍小于10%，进入异常压力层，指数急剧增加大于30%，高压区更大。这一方面反映了烃类的大量生成，潜在的生烃能力（S2 ）越来越小，另一方面反映排烃不畅，烃源岩中残留的液态烃或沥青（S1 ）含量较高。比较实验室测量（IP值）和计算机模拟结果（TP 值），大约有一半的烃类仍保留在生油岩中。照片5-1形象地展示了超压层上和超压层中烃源岩的烃含量及其赋存状态，5000ft（1524m）的烃源岩中只有少量不连通的微裂隙（标尺76μm），8000ft（2438m）以下的生油岩中出现大量互相连通，且为沥青充填的微裂隙（标尺38μm）。

图5-10 Washakie盆地 Almond组烃

照片5-1 Mowry页岩薄片照片显示埋深5000ft（1524m）的烃源岩只有少量不连通的微裂隙（标尺76μm），8000ft（2438m）以下的烃源岩中出现大量互相连通且为沥青充填的微裂隙（标尺38μm）

（三）水热作用

在正常压实状态下水热作用表现为单位重量水体积的膨胀，也就是密度的减少或比容的增加。水热作用的强度随埋深和地温梯度的增加而增加（图 5-11），当地温梯度为3.6℃/100m，埋深为 10000ft（3048m）时，水的比容为 1.05cm3/g，与 4℃时水的比容1cm3/g相比较，等于水的体积增加了5%，这是个相当大的数量。水热作用的影响不仅表现为水的膨胀比容有所加大，而且主要表现为流体压力比非水热条件下高得多。其增加的速率决定于地温梯度和层系的封闭程度。

图5-11 不同地温梯度条件下正常压实带中水的比容-深度关系图

图5-12 利用水的压力-温度-密度关系图说明水热增压作用

以美国湾岸地区为例，该区地温梯度为2.5℃/100m，定页岩埋深到L点时就完全封闭孔隙流体不能排出（图5-12）。如果再埋深1000m，此时温度增加25℃，水体也相应有所膨胀，但因层系已完全封闭，水体的比容不可能增加，所以由于温度增加所对应的M点必在与L点相同的等比容线上。在这种情况下欠压实层系的流体压力则由L点到M点增加了420×105Pa，该段压力梯度为420×105Pa/1000m（0.42×105Pa/m），几乎是上覆沉积负荷平均压力梯度0.23×105Pa/m的两倍。说明在封闭层系中，当水体受热不能膨胀时压力必然要大大增加。但该区实测的结果发现流体压力只增加了322×105Pa，相当于图上的N点，其压力梯度为0.32×105Pa/m，这说明自然界的地层不可能完全封闭，总有一些流体排出，属半封闭体系。

无水热增压效应时，欠压实页岩的孔隙度和流体压力的变化可用图5-13（a，b）表示。页岩埋藏至Ze以前为正常压实，Ze深度以下流体停止排出，压实作用也停止，此时流体承受上覆沉积负荷，流体压力梯度为0.23×105Pa/m，与上覆沉积负荷压力梯度相同。Ze～Z之间的流体压力线平行于上覆负荷压力线，可见，在无水热增压效应下，欠压实页岩中的流体压力永远不会达到或超过上覆负荷压力，Ze～Z之间的有效应力也保持不变。

有水热增压效应时，欠压实页岩的孔隙度和流体压力的变化可用图5-13（c，d）表示。页岩埋藏至 Ze 以前为正常压实，Ze 深度以下流体停止排出，压实作用也停止，但由于水热增压效应，流体压力梯度超过上覆负荷压力梯度，达到0.32×105 Pa/m（据美国湾岸研究结果），即从 Ze 深度起流体压力的增长速度大于上覆负荷压力梯度。最终流体压力会等于或超过上覆负荷压力，在这种情况下，不仅是孔隙流体因压力异常大而容易流动，就是页岩本身由于内摩擦力的消失也很容易流动。因此，水热增压作用不仅对流体的运移很重要，而且对底辟、滑移以及断裂等地质现象的形成也具有重要意义。

图5-13 无水热增压和有水热增压作用时 Ze深处欠压实页岩的孔隙度与流体压力变化示意图

（四）粘土矿物脱水

泥质沉积物主要由粘土矿物组成，其中以层状硅酸盐类的蒙脱石、伊利石、蛭石、高岭石和绿泥石最为重要，它们都不同程度地含有层间水，尤其是蒙脱石最多，一般含有4个或4个以上的水分子层，这些水分子按体积计算可占整个粘土矿物的 50%，按重量计算可占整个粘土矿物的22%。这里讲的粘土矿物脱水作用主要指蒙脱石向伊利石转变的成岩过程中释放层间水的作用，主要的成岩反应是：

中国海相石油地质与叠合含油气盆地

鲍尔斯（Powers，1967）在研究墨西哥湾地区后指出，蒙脱石向伊利石转化是在6000ft（1830m）深处开始，到9000～12000ft（2750～3660m）深处就没有蒙脱石了。他认为这种转化释放层间水，为地下深处提供了水源，并由于层间水具有较大密度，释放出来后必然体积膨胀形成孔隙流体的异常高压。

斯密特研究墨西哥湾时，详细分析了某口井的膨胀性粘土（主要是蒙脱石）和非膨胀性粘土的含量随井深的变化，发现在10500ft（3200m）深处蒙脱石转化的速率增加了，这个深度大致相当于94℃的地下温度。从井温曲线上看，在3200m深度上地温梯度也有明显增加，这个深度也正好是异常高压带的顶面（图5-14）。这说明蒙脱石大量转变的地方是井温增高的地方，也是异常高压带开始的地方。这样就把蒙脱石脱水、地温增高和产生异常高压这几方面联系起来了。斯密特的工作还说明了蒙脱石的成岩变化是一个连续过程，从很浅的地方开始，只是当温度超过94℃以后这种成岩变化加快了。

图5-14 膨胀性粘土的百分含量与深度、温度关系图

现已证明只要页岩的粘土矿物组分相同，无论地质时代、压力或沉积物的埋深如何，只要达到成岩的门限深度（即蒙脱石开始大量转化时的温度）就明显发生蒙脱石脱水作用（图5-15）。表明同一沉积背景，即粘土矿物成分相同的页岩，虽时代不同但蒙脱石脱水的温度范围却相同，大致在105～138℃之间，可见温度的影响比时间的影响大得多。

蒙脱石脱水一般可提供页岩总体积10%～15%的水量，很容易引起由于过量水体排不出去而产生的异常高压。特别是当层系已发生欠压实时，则可进一步加强水热作用和异常高压。美国得克萨斯州2口井的压力剖面也说明脱水深度与异常压力出现的深度相一致（图5-16）。

综上所述，影响地层超压的各种因素可概括如图5-17所示。尽管地层压力异常可能是各种原因综合作用的结果，但通常情况下是以一种原因为主，而不同原因所产生的地层压力封闭体系的特征是不一样的。由差异压实作用形成的地层压力分隔化一般是沿着沉积相带顺地层发育的，而由水热膨胀、有机质生烃或粘土矿物转化而形成的压力封闭体系则可能穿越地层或构造，甚至呈现出水平的展布形态。由油藏向气藏裂解所产生的地层压力圈闭则更为复杂，这样的油气藏既不受地层或构造的限制，也常不具油水界面（焦尊生和Surdam，1994）。它既可以是超压油气藏，也可以是负压力异常油气藏。此外，这种成因的超压油气藏中的压力可能很高，压力梯度甚至可远高于静岩压力梯度（＞ 0.23kg/cm2 .m）。

图5-15 不同时代沉积物中伊利石在伊-蒙混层粘土中所占百分比与地下温度之间的关系图

图5-16 蒙脱石脱水段（阴影区）与地下流体异常压力的关系图

图5-17 主要超压成因机制

CNG是20MPA的压缩天然气，将20MPA减压至20KPA如何实现，有小型减压阀能够实现吗

天然气市场的需求一方要比任何预测更为动态。天然气的用途远不止加热和发电。虽然天然气主要用作燃料来发电，但还有更为复杂的用途。美国加利福尼亚的石油生产者们有时会用天然气从一些陈旧的、低压的油井中出更多的石油来。这种方法是将高压天然气注入地下的石油储集层之下，增加石油的储集层压力。然而，这种做法仅仅是整体需求中的一小部分。

工业公司代表着最大的天然气需求领域——用天然气驱动机械与重型设备。民用也是天然气需求的较大组成部分。民用天然气的消耗是非常现实的——为房间加热，或者作为炉子和壁炉的燃料，以及加热汽车油箱的热水等。

发电是天然气的第三大市场。电力部门以及独立发电者们用天然气驱动燃气轮机发电。

对天然气的需求水平提高与下降是价格变化和多种其他原因所造成的。改变天然气需求量变化的最重要因素是气候。寒冷的天气极大地影响着民用与商用供热的需求。同理，炎热的气候也会影响对天然气的需求，因为电力部门会用更多的天然气发电，供空调机使用。

经济也会影响天然气的需求。比如，对钢铁产品强烈需求的经济形势将促使钢铁生产者们以最大能力运行他们的设备，以生产额外的产品。由于需要用大量的天然气作为这些额外增加工作量的炼钢炉的燃料，对天然气的需求量也就随之增加了。对天然气的需求量（也就是消耗量）而言，它对价格改变的敏感度远远不及供应一方。当天然气价格上扬时如此，而当天然气价格下降时，这一特征就更为突出。这是使用天然气的性质所致，大量的用户在天然气降价时，并不急于进入市场去购买。然而，一旦天然气价格降至某一水平时，生产者们往往就会将生产井关闭几个小时。

燃气的基本特性

可以找供应商来了解，国内做得较多的有天津的hopeful（霍泊福尔）。技术方面的简单介绍，楼上的已经解答，他说的基本是对的，我补充说下。

一般这种减压措施有2种实现方法：1、用调压器来实现降压；2、用调节阀+1级调压器来实现降压。两种方法各有各的优缺点。简单说，第一种方法更安全，但在卸车的时候，无法卸得很彻底，造成成本的提升；第二种方法，它的第一级减压是利用调节阀（20MPa降至1.6MPa左右，通常会更低，因为此压力是动态的）来实现的，因此它在卸车的时候可以卸得比较彻底，但一旦调节阀失效或损坏，那么20MPa的CNG气体会对第二级的调压器产生冲击，如果冲击致使调压器（一般是中低压调压器）没有超压启跳，那么对下游管道将是灾难性的破坏，会造成很大的安全问题。

天然气利用政策的价格形成机制

1、密度：指单位容积所含有的重量。液化石油气的气态密度为2.0—2.5kg/Nm 3

2、比重：燃气的比重指单位容积的燃气所具有的密度，同相同状态下空气密度的比值，也叫相对密度或相对比重。

3、热值：单位容积燃气完全燃烧所放出的热量，成为该燃气的热值。

热值分为高热值和低热值。

高热值是指单位燃气完全燃烧后，其烟气被冷却到初始温度，其中的水蒸气以凝结水的状态排出时，所放出的全部热量。

低热值是指单位燃气完全燃烧后，其烟气被冷却到初始温度，其中的水蒸气以蒸气的状态排出时，所放出的全部热量。

4、理论空气量：指单位燃气按燃烧反应方程式完全燃烧所需要的最小空气量。

液化石油气燃烧所需空气量是天然气的3倍；是人工燃气的6倍。

5、膨胀与压缩

液态液化石油气的体积因温度升高而膨胀。在装满液化石油气的密闭容器中，随温度的升高，其体积迅速膨胀使压力很快升高到将容器爆破。如将水的体积膨胀系数设为1，液态液化石油气的体积膨胀系数大约是水的16倍。

6、饱和蒸气压

液态烃的饱和蒸气压，简称蒸气压，就是在一定温度下密闭容器中的液体及其蒸气压处于动态平衡时蒸气所表示的绝对压力。

饱和蒸气压与容器的大小及液量多少无关，与液化石油气的组份及温度有关。温度升高时，饱和蒸气压增大；轻组份比重组份的饱和蒸气压大。

7、气化潜热

气化潜热就是单位质量（1KG）的液体变成与其处于平衡状态的蒸气所吸收的热量。

物质从气态转变为液态，叫液化；气态转变为液态时，要放出热量。物质从液态转变为气态，叫气化。液态转变为气态时，要吸收热量。

液化石油气以液态储存，各种燃具使用的都是气态液化石油气。所以液化石油气经过从液态转变为气态的过程，称气化或蒸发，要吸热。当外界温度低不能供给气化或蒸发所需的热量时，液化石油气吸收自身的热量，使温度降低直至停止气化。

8、压力的分类

单位面积上的压力称作压力强度，简称压强。工程上把压强简称为压力。压力又分相对、绝对压力、负压力。

相对压力：用计量仪表测量出的那一部分压力，也叫表压力、正压力、工作压力。

绝对压力：大气压力与表压力之和，叫绝对压力，又叫实际压力。

负压力：用计量仪表测量出低于大气压力的那一部分压力，此时的相对压力因小于大气压力，因表示的数值为正，叫负压力。也叫真空度。

9、着火温度

燃料能连续燃烧的最低温度，称为着火温度。在常压（大气压）下，液化石油气的着火温度为365—460℃，天然气的着火温度为270—540℃，城市煤气着火温度为270—605℃。其着火温度比其它燃料要低的多，所以又叫易燃气体。

10、爆炸极限

可燃气体和空气的混合物遇明火而引起爆炸时的可燃气体浓度范围称为爆炸极限。在这种混合物中当可燃气体的含量减少到不能形成爆炸混合物时的那一含量，称为可燃气体的爆炸下限；而当可燃气体的含量一直增加到不能形成爆炸混合物时的那一含量，称为爆炸上限（见后页表）

11、燃烧的热值

气体燃料中的可燃成分（氢、一氧化碳、碳氢化物、硫化氢）在一定条件下与氧发生激烈的氧化作用，并产生大量的热和光的物理化学反应过程叫做燃烧。

燃烧的三个条件：可燃物、助燃物（氧）、着火源缺一不可。

一标准立方米燃气完全燃烧所放出的热量，称为该燃气的热值。单位为KJ/m 3。

热值分为高热值和低热值。

一般焦炉煤气的低热值大约为16000—17000KJ/m3,天然气的是36000—46000 KJ/m 3，液化石油气的是88000—120000KJ/m 3。

按1KCAL=4.1868KJ 计算：

焦炉煤气的低热值约为3800—4060KCAL/m3；天然气的是8600—11000KCAL/m3；液化石油气的是21000—286000KCAL/m3。

近年来，我国天然气市场发展较快，天然气产量、进口量和消费量均保持快速增长态势。天然气市场的快速发展对优化我国能源结构和提高节能减排成效都具有重要意义。近年来，国家不断调整完善天然气价格政策，以促进天然气行业的发展。但受发展阶段等因素影响，我国天然气的价格政策仍处在调整完善过程中。理清天然气价格调整和价格形成机制改革的背景、方向、路径和一些争议，有助于凝聚共识，更好地推进天然气价格的正常调整和价格形成机制的改革，促进天然气行业的持续快速健康发展 。 价格信号是市场运行最重要的信号，也是调控市场供需最重要的“指挥棒”。天然气价格形成机制从根本上说就是解决如何确定价格信号。早在2005年，《国家发展改革委关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》中就提出“从长远看，随着竞争性市场结构的建立，天然气出厂价格最终应通过市场竞争形成。”2011年12月26日，国家发展和改革委员会在《在广东省、广西壮族自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》中再次明确“天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。”2013年6月28日，国家发展和改革委员会发布了《关于调整天然气价格的通知》，指出天然气价格调整的基本思路是“按照市场化取向，建立起反映市场供求和稀缺程度的与可替代能源价格挂钩的动态调整机制，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，为最终实现天然气价格完全市场化奠定基础”。显然，我国调整天然气价格和改革价格形成机制一直是沿着逐步市场化的方向在稳步推进。

虽然我国天然气价格调整和价格形成机制改革的方向一直非常明确，但由于受市场结构、供应结构等因素影响，短期内我国还不具备通过市场竞争形成价格的条件。在这样的背景下，我国天然气的价格调整和价格形成机制改革实际上取了“准市场化”和“稳步放宽市场准入”的办法来推进。

“准市场化”体现在天然气的价格调整和价格形成机制改革一直在探索建立反映市场供求和稀缺程度的价格动态调整机制，并将“逐步理顺天然气与可替代能源比价关系”作为确定天然气价格的主要选择。在确定与天然气价格挂钩的可替代能源产品时，基本选择了市场竞争程度更高的可替代能源产品，即通过市场化程度更高的可替代能源产品的价格来确定天然气的价格，这也表明天然气定价机制改革更加注重通过市场方式确定天然气价格。在目前国产天然气价格水平相对偏低的情况下，取与可替代能源价格挂钩的办法定价既坚持了市场化定价的基本取向，也有利于激励生产者，因此有利于鼓励天然气供应。

“稳步推进市场准入”是通过稳步推进天然气行业的市场准入改革，逐步增强天然气市场的竞争性，为最终实现天然气价格由市场竞争形成创造条件。近年来，国家在稳步推进天然气行业的市场准入改革，在页岩气等领域开始引入新的竞争主体。2011年，国家已将国产海上天然气和页岩气、煤层气、煤制气出厂价格，以及液化天然气气源价格放开由市场形成。同时，国家还将积极推进管道向第三方开放，实行市场价格的气源可委托管道运输企业代为输送，并按国家规定的管道运输价格支付运输费用。从未来发展看，天然气价格改革的最终完成，仍需要更加重视市场准入等配套改革，引入新的市场主体，不断增强市场的竞争性。 作为重要的、而且是发展速度最快的基础能源产品，天然气的价格调整和价格形成机制改革一直广为关注。理清一些广为关注的问题，将有助于天然气价格的正常调整和价格形成机制的改革。

第一，短期上调价格与中长期价格稳定的关系。由于我国天然气价格水平相对偏低，近年来的价格调整一直是上调价格。价格上调虽然会在一定程度上增加用户的成本，但必须看到，价格调整是调节供求最有效的方式，价格上调将有利于增加天然气行业的投资，这将有利于天然气供应量的持续较快增加，从而有助于天然气价格在中长期保持在相对合理的水平上。从美国天然气价格变化的历程看，上世纪70年代末美国曾对天然气价格进行过限制，但结果是造成天然气行业投资的下降和供应的紧张，并一度造成大范围的“气荒”，价格控制并未取得预期效果。此后美国放开了对天然气的价格控制，天然气价格短期内也出现了上涨，但由于天然气价格的上涨带来了投资的增加进而增加了供应量，天然气价格并未呈持续上升态势。近年来美国由于页岩气的大规模开发，天然气供应量的显著增加是美国天然气价格明显回落的主要原因。因此，理清短期价格变化和中长期价格变化的关系，将有助于正确认识价格调整和价格形成机制的改革。

第二，天然气价格调整和稳定物价的关系。从2005年以来我国天然气定价机制改革和价格调整情况看，受国内物价上涨等因素影响，我国天然气价格调整实际上并未严格按照已出台的定价机制执行，天然气价格调整的频率和幅度实际上均未达到2005年12月公布的定价机制所确定的要求。在宏观经济和物价等形势发生较大变化时，对天然气等能源价格进行有控制地调整，短期内虽有助于减少面临的物价上涨压力，但也会造成价格信号失真，同时也会影响到市场对未来价格改革趋势、进程等的判断，也无法向市场传递长期、准确的价格信号，客观上就会对能源产品的供需带来不利影响。从未来发展趋势看，受供给结构和需求变化等因素影响，能源价格大幅波动的情况仍将持续。因此，有必要及早理顺天然气价格水平，完善天然气价格形成机制。近期的天然气价格调整抓住了国内物价水平相对较低的有利时机，在不对整体物价形势带来明显冲击的情况下，实现了增量气价格与可替代能源价格直接挂钩，向市场传递了较为明确的价格改革信号，为今后的价格调整和价格改革奠定了较好基础。

第三，天然气价格上调与合理调整各方利益的关系。天然气价格上调必然会增加用户的负担，因此，在天然气价格上调时，需要合理调整各方利益关系。由于不同行业和群体对天然气价格调整的承受能力存在较大差异，在历次调整天然气价格时，国家都非常重视完善利益调节机制，对生活困难人群和一些公益性行业建立补贴和救助机制，在天然气价格上调时对生活困难人群和部分公益性行业给以适当的补贴。从未来发展看，在天然气价格调整和完善价格形成机制过程中，仍需要进一步完善利益调节机制，将天然气价格调整的影响降到最低。