天然气动态扩散的原因分析报告范文参考_天然气板块异动拉升

1.济阳坳陷天然气区带评价技术与应用

2.案件分析报告范文优秀范例(2)

3.天然气成因类型划分及气源分析

4.燃气灶燃气味大啥原因

燃气事故会导致很严重的后果，因此我们应该制定燃气事故应急预案。下面是我整理的燃气事故应急预案，欢迎阅读。

燃气事故应急预案篇一

　一、指导思想

　认真贯彻国家 安全生产 法，树立?安全第一，预防为主?的思想，加强燃气突发的应急处理，突出?以人为本?的原则，切实落实?隐患险于明火、防范胜于救灾、责任重于泰山?的安全管理意识，保障国家、公民的财产、生命及社会的公共安全。

　二、编制的目的

　在发生燃气突发时，以便快速、积极、有序、有效地控制事态，将事故损失减少到最低。

　三、编制依据

　3.1.《中华人民共和国安全生产法》。

　3.2.中华人民共和国建设部、劳动部、公安部第10号令《城镇燃气安全规定》。

　3.3.中华人民共和国建设部第62号令《城镇燃气管理规定》。

　3.4.中华人民共和国行业标准《城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术规程》。

　3.5.中华人民共和国院第34号令《特别重大事故调查程序暂行规定》。

　四、工程基本概况

　常德市常德大道改扩建工程西北起金丹路，东南止沅水二桥，道路全长14091.165m(龙港路～武陵大道的1852.022m除外)，金丹路至龙港路段起止桩号为：K0+000～K2+640，武陵大道至沅水二桥段起

　止桩号为：K4+492.022～K15+943.187，道路控制宽度70m，它既是常德市江北区的一条重要主干道，又是江北环城路的一段。

　在常德大道K5+000～K14+910原有道路右侧均存在燃气管道，且燃气管道较多，位置错综复杂，目前仍然没有迁移。为创造施工条件，加快施工进度，根据建设单位、监理单位意见，拟在燃气管道安全距离允许范围外开挖右侧雨污水管道，为预防施工破坏燃气管道的事故发生，特编制本预案。

　二工区燃气管线位于道路右侧，走向及埋设深度具有不规则性，且间隔一定距离设置了一处支管，长度约1.5～2m，设置了阀门。

　在雨污水管道沟槽开挖及道路交叉口施工时，应先调查清楚原有燃气等管线的位置、数量等，开挖前燃气公司来人交底，开挖过程中燃气公司要有专人到场监护避免施工对原有管线造成破坏，而引发事故发生。

　五、危险源的识别

　(一)各类燃气的基本特性

　5.1.1.天然气

　(1)主要成分为甲烷;

　(2)热值约为35.53～37.62MJ/m;

　(3)天然气的比重为0.56;(4)爆炸极限为5～15%。

　5.1.2.空混气(液化石油气和空气的混合物)

　(1)主要成分为C3、C4;

　(2)热值约为50.16MJ/m;

　(3)空混气的比重为1.40;

　(4)爆炸极限3.5～16.81%(体积比)。

　以上参数是标准状态下的计算数据。

　(二)事故成因分类

　5.2.1.塌方;

　5.2.2.泄漏：管道接口泄漏、管道本体泄漏、储气设备泄漏、管道 其它 设备泄漏、用气设备泄漏;

　5.2.3.人员中毒或死亡;

　5.2.4.火灾;

　5.2.5.爆燃。

　(三)事故成因分析

　造成燃气管道事故的主要原因有：

　(1)野蛮施工和超负荷载重车辆致使燃气管道松动、甚至断裂;

　(2)野蛮拆除旧房屋或违章搭建损坏燃气管道。

　(3)地下管线埋设与所提供的资料相差较大，引起破坏事故。

　六、预防和应急 措施

　6.1.边坡塌方的应急措施：

　发生塌方后，急救的原则是首先救出遇险者。其次在塌方的救援过程中，常常会?再次塌方?伤及救援人员，这是需要特别注意的

　(1)对全身被埋者的急救 方法

　塌方时造成人整体被淹埋，应立即组织力量进行救援。如不及时正确救治，可造成死亡。当了解清楚被埋人的位置后，在接近伤者时，

　要防止抢救工具挖掘时的误伤，尽量用手刨挖。在救险时，要注意伤员附近的房架、断墙、砖瓦等情况，防止挖时倒塌。

　(2)塌方后对受伤者的急救

　对塌方受伤的急救方法如下：

　①迅速救出伤员;

　②救出现场时，搬动要细心，严禁拖拉伤员而加重伤情;

　③清除口腔、鼻腔泥沙、痰液等杂物，对呼吸困难者或呼吸停止者，做人工呼吸;大出血伤员须止血;骨折者就地固定后运送。颈椎骨折者搬运时需一人扶住伤员头部并稍加牵引，头部两侧放沙袋固定; ④伤员清醒后喂少量盐开水;⑤送医院急救。

　6.2.燃气泄漏的应急措施：

　(1)燃气事故发生后，现场人(目击者、单位或个人)有责任和义 务向供气企业及有关部门应急机构电话 报告 ,燃气公司负责人电话：0736-7763117;安监部门电话：0736?7703280。

　(2)接到事故报告后，在组织先期处置的同时，应迅速摸清情况，立即电话向市燃气重大事故应急领导工作组及事发应急管理机构报告及同时报告市应急办公室、市安监部门及有关部门。 燃气泄露的自救方法：

　(1)发生燃气气体泄漏后，应马上用手帕、餐巾纸、衣物等随手可及的物品捂住口鼻。手头如有水或饮料，最好把手帕、衣物等浸湿。

　(2)当发生燃气泄漏时，不可恐慌，选择沿高处或低洼处逃生，但切忌在低洼处滞留。

　(3)当发生燃气泄漏时，要判断燃气源头与风向，沿上风或侧上风路线，朝着远离燃气源的方向迅速撤离现场，防止燃气随风飘散，更不要在低洼处滞留。

　(4)当发生燃气泄漏时，如事故现场有专人引导，应服从他们的引导和安排。

　6.3.燃气泄漏导致火灾事故发生的应急措施：

　(1)应取必要措施，控制和扑灭火焰，以防事态扩大;

　(2)应当立即通知消防部门;

　(3)火势得到控制后配合消防部门进行灭火。

　发生火灾时的自救方法：

　(1)在火场中浸湿的毛巾或者衣物，捂住自己的眼鼻，会让自己坚持的久一些，从而给消防员们更多的时间来救自己。

　(2)先要冷静下来，确定自己所处的位置，根据周围的烟、火光、温度等分析判断火势，选择最好的逃生方法。

　6.4应急物品

　项目部物资管理部门应备好应急响应的所有物资，如：毛巾、清水、急救药品、灭火器等。

　七、应急基本原则

　7.1.如事故现场发生人员伤亡的,现场指挥应组织力量抢救伤员，协助就近送入医院抢救。

　7.2.若现场事态仍有恶化的可能，现场指挥要积极组织人员，设备或物资，取有效措施，防止事态的进一步恶化或扩大，疏散或劝阻无

　关人员离开或进入警戒区域。

　7.3.指挥部如在抢修现场的，应设置在上风口，与作业点保持一定的安全间距。

　八、报警和处置程序

　8.1.应立即向119、110报告事发基本情况和初步判断抢修等级。

　8.2.应立即成立现场指挥组，取可行措施，控制事态的发展和升级。

　8.3.现场负责人员接警后，做好记录，立即通知部门领导。同时，向监理单位、建设单位报告事发情况。

　8.4.现场负责人员应立即向相关单位报告：事发情况、泄漏燃气浓度(含设备故障部位)、已取的措施、需要协调配合的单位。根据等级确定抢修方案，分配工作任务。

　九、后期处置

　9.1.调查报告

　事故调查报告应包括下列基本内容：

　(1)调查中查明的事实;

　(2)事故原因分析及主要依据;

　(3)事故结论;

　(4)各种必要的附件;

　(5)调查中尚未解决的问题;

　(6) 经验 、教训和安全建议。

　9.2.调查 总结

　(1)恢复正常之后，由抢修总指挥或项目经理牵头,召开抢修情况分

　析会,写出相应的处理报告,如果因某个单位或个人因素造成抢修抢险的，应追究其赔偿。

　(2)若上级及有关部门组成调查处理工作机构开展工作时，应如实提供证据并配合调查。

　十、应急工作领导机构组成及职责

　常德大道燃气事故应急领导工作组

　组 长：董德强

　副组长：钟岳山、彭继前

　成 员：王鹏升、吕斌、白金禄、吴金星、李永刚、郭中元、余大鹏

　应急领导办公室电话：0736-7818570

　燃气公司负责人联系电话：0736-7763117

　应急领导工作组主要职责：

　(1)指挥和协调燃气事故的处置。

　(2)对相关燃气事故应急处置做出决策，下达指令，视情况向上级有关部门或单位报告。

　(3)组织燃气重大事故应急技术研究和应急知识宣传 教育 等工作。

　(4)负责燃气重大事故应急信息的接受、核实、处理、传递、通报、报告。

　十一、在燃气管道旁施工的注意事项

　(1) 施工人员作业时必须佩戴安全帽，严格按照设计规定要求进行

　施工。

　(2) 施工过程中禁止携带打火机等易燃易爆物品。

　(3) 当夜间施工时照明要充足。

　(4) 在燃气管道旁边施工时安排专职安全员进行旁站监督，发现异

　常，及时上报。

　(5) 在燃气管道旁边施工时，沟槽开挖用人工进行，同时应通知

　燃气公司人员到场监督指导。

　(6) 在燃气管道旁边施工时，应得到现场监理、业主代表、燃气公

　司代表同意后方可进行施工。

　(7) 当雨污水管道与燃气管道相交叉时，应设置截面不小于

　600mm*600mm的砖墩支撑，防止燃气管道断裂。

　十二、制定与解释

　本预案由常德大道改扩建工程项目部制定并解释。

　十三、预案的生效

　本预案自发布之日起实施。

燃气事故应急预案篇二

　城市居民生活所用燃气(天然气、液化石油气)都具有易燃、易爆的特点，一旦发生泄漏容易引发燃烧和爆炸事故。任何燃气都需要氧气(空气)供应才能燃烧，在密闭空间使用燃气时，如果燃气器具发生泄漏、燃气燃烧不完全或缺少新鲜氧气供应，会造成人员一氧化碳中毒、窒息，甚至死亡。

　燃气泄漏

　突发情景

　闻到家中有燃气异味，应立即引起注意并取措施，以免造成人员伤亡。

　救助措施

　1.迅速关掉燃气管道或者液化气钢瓶阀门。

　2.立即打开门窗，加强通风。

　3.禁止开、关电器，杜绝一切火种。

　4.燃气管路或燃气灶着火时，迅速关闭室内燃气管道控制阀门或钢瓶角阀。液化石油气钢瓶着火，可用干粉灭火器或大块湿抹布覆盖将火扑灭，并迅速关闭阀门。

　5.发现大量燃气泄漏，要尽快脱离现场，并告知邻居熄灭火种后疏散，不要贸然进入燃气异味浓烈的房间。

　6.在安全地带向供气单位、燃气管理部门和消防部门报警。

　专家提示

　1.严禁用火柴或打火机点火的方法寻找燃气器具或管线的漏气处，常用检漏方法是在接头处、管件上涂肥皂液，看是否有气泡产生。

　2.不要自行维修、安装燃气器具。应到指定或正规商场购买燃气专用软管和匹配的软管卡扣、减压阀等。

　3.禁止使用可调式液化气减压阀。定期检查和更换软管(软管使用期限不超过18个月)。接气软管长度不应超过2米。

　4.请选用设置有自动熄火保护装置的炉具、热水器等。

　5.不要将室内燃气管道设施封闭在密闭橱柜和灶台下，以免影响正常使用、检修和维护.

　6.厨房内禁止同时使用煤炉和燃气炉具。

　7.严格按有关规定使用液化石油气钢瓶。

　燃气热水器事故

　突发情景

　使用燃气热水器，闻到有异味时应迅速辨别，及时取措施。

　救助措施

　1.参见本手册第73页?燃气泄漏?救助措施的第1,2,3条。

　2.在安全场所给燃气公司或生产厂家拨打电话报修。

　专家提示

　1.燃气热水器的类型与所用燃气种类要匹配一致，不能混用。购买设置自动熄火保护装置的热水器。

　2.燃气热水器顶部和安全间距内应避开可燃物和电线开关，以确保安全。

　3.燃气热水器必须安装将烟气排放至室外的烟道。禁止将燃气热水器及其烟道安装在木质墙壁上。

　4.要选择好安装燃气热水器的位置，禁止将其安装在浴室内。

　5.使用燃气热水器时，要严格按照产品 说明书 的要作，发现异常情况及时报修，切勿自行 修理 。

　6.根据国家规定，燃气热水器的使用年限为8年，到期应及时更换

燃气事故应急预案篇三

　为了提高应急处理锅炉爆炸重大事故的能力，迅速、妥善的处理好锅炉爆炸重大事故，防止事故扩大，最大限度的减少人员伤亡和财产损失，把事故危害降低到最低程度，依据《安全生产法》、《锅炉压力容器和特种设备安全事故处理规定》等，结合公司实际情况，特制订本预案。

　一、事故类型和危害程度分析

　1.公司的生产特点使用的天然气，存在火灾爆炸、中毒、窒息、等危险，可能导致重大安全事故.天然气泄漏时，当空气中的浓度达到25%时，可导致人体缺氧而造成神精系统损害，严重时可表现呼吸麻痹、昏迷、甚至死亡。，其危险点主要分布在锅炉站。

　2.天然气泄漏的原因和特点

　(1)天然气泄漏的原因：

　阀门垫片损坏，出现裂缝，引起泄漏。

　压力表损坏。

　管道破裂。

　(2)天然气泄漏的特点：

　天然气是一种易燃易爆气体，具有易燃、可燃气体的双重性，比空气轻。如发生泄漏能迅速四处扩散，引起人身中毒、燃烧和爆炸。

　二、应急处置基本原则

　以人为本、减少危害、快速反应、统一指挥、分级负责、单位自救、区域联防与社会救援相结合。

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　三、组织指挥体系及职责任务

　(一)组织机构

　公司成立重大事故应急救援指挥部，统一指挥，协调应急处置行动。指挥部由公司总经理任总指挥，分管副总经理和辖区派出所所长任副总指挥;成员由险情排除组设在招商运营部(物业部)，电话：25604128;安全警戒组设在派出所，电话：25604120;安全疏散组设在安监部(安监部、业务部)，25604022;伤灾抢救组设在计财部(计财部、工程部、项目部)，电话：25705481;通讯联络组设在综合管理部，电话：25604135组成。

　(二)职责

　1.指挥部职责

　总指挥：

　(1)确定可靠有效的抢险方案，发布抢险命令;

　(2)负责向上级有关部门、领导汇报;

　(3)指挥调动现场人员、设备，协调各小组配合。

　副总指挥：

　(1)协助总指挥落实抢险方案;

　(2)按照总指挥指令，协助总指挥，指挥抢险工作;

　2.成员部门职责

　(1)险情排除组

　A.在统一指挥下，按事故处置程序正确进行现场事故处置，尽量减少损失;

　B.在现场处置时确保人员安全，包括自身安全。

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　(2)伤灾抢救组

　A.负责联系医疗机构;

　B.组织救护车辆及医疗人员、器材进入指定地点;

　C.组织现场抢救伤员。

　(3)安全警戒组

　A.负责布置安全警戒保证现场井然有序，实行交通管制，保证现场道路畅通;

　B.加强保卫工作，禁止无关人员车辆通行;

　(4)安全疏散组

　负责引导旅客、员工疏散到安全的区域，减少人员伤亡，控制和阻止事态扩大、蔓延。

　四、预防预警机制

　1.定期检查

　公司主管部门应依据《锅炉房巡回检查制度》对公司锅炉进行定期检查。

　2.现场监察：

　(1)锅炉未按期进行定期检验，安全状况不清----按时报检;

　(2)根据炉型，水处理设备和工艺要求明确水质定期化验项目，水处理达不到要求----改善水质、改善水处理措施;

　(3)安全阀未按期检验----按时送检;

　(4)安全阀绣死----加强维护保养，定期手动开启;

　(5)压力表损坏或超期未计量----更换或送检;

　3.检查时如发现问题立即整改，无法整改，停炉检修。

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　五、信息报告程序

　发生突发时，现场第一发现人应迅速，并向上级汇报。

　六、应急处置

　1.响应程序

　(1)报警

　最先发现事故的部门及人员，迅速拨打报警电话的同时，及时向公司主管部门和上级主管部门领导报告，并立即取措施实行自救。

　(2)处置

　事故现场施救人员首先做到：切断电、水、油、汽以防止事故扩大，保护好现场，并积极抢救伤员。

　(3)启动应急预案

　1)应急总指挥或副总指挥接到事故报告后，立即启动应急预案;

　2)应急领导小组成员接到通知后，立即组织抢救人员及抢险装备，赶往事故现场，接受任务，实施统一的救援工作。

　3)抢救人员：伤灾抢救组联系医疗机构并及时到达事故现场，在专业人员到达前应对事故现场伤员进行一般性的救治(包扎伤口、止血、固定等)，当专业医务人员到达事故现场后，协助医务人员对现场受伤人员进行救治。

　4)疏散人员：安全疏散组迅速打开所有安全通道，引导旅客及员工有序的进行紧急疏散，撤离事故现场，疏散到对旅客及员工不构成危险的安全区域。

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　5)排除险情：险情排除组根据事故现场及周边的情况进行合理处置：锅炉断电、关闭所有阀门，扑灭一般性火灾;控制周边倒塌房屋，防止二次事故的发生。

　6)保护现场：安全警戒组负责组织警力，对事故中心现场、旅客疏散通道、抢险通道等设置警戒及标志，维护现场秩序、治安;保护好事故现场证据，实施交通管制，负责抢险救援车辆的引导，保证通行道路畅通。

　7)上报情况：通讯联络组对事故发生的单位、联系人、电话、事故发生时间、事故发生地点、发生事故锅炉型号、参数、人员伤亡和损失情况及时报送上级主管部门。

　8)应急结束

　重大事故和次生事故完全控制，受伤人员全部得到救治，倒塌房屋及有关设备的险情已经排除。

　2.处置措施

　(1)天然气一旦发生泄漏，排险人员到达现场后，主要任务是关掉阀门，切掉气源，如果是阀门损坏，可用麻袋片缠住漏气处，或用大卡箍堵漏，更换阀门。若是管道破裂，可用木楔子堵漏。

　积极抢救人员，让窒息人员立即脱离现场，到户外新鲜空气流通处休息。有条件时应吸氧或接受高压氧舱治疗，出现呼吸停止者应进行人工呼吸，呼吸恢复后，立即转运至附近医院救治。

　(2)及时防止燃烧爆炸，迅速排除险情。现场人员应把主要力量放在各种火源的控制方面，为迅速堵漏创造条件。对天然气

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　已经扩散的地方，电器要保持原来的状态，不要随意开或关;对接近扩散区的地方，要切断电源。

　(3)用开花水枪对泄漏处进行稀释、降温。

　(4)对进入天然气泄漏区的排险人员，严禁穿带钉鞋和化纤衣服，严禁使用金属工具，以免碰撞发生火花或火星。

　(5)着火处置方案

　1)小火用干粉灭火器或二氧化碳灭火器灭火。

　2)大火用喷水或喷水雾。

　3)在确保安全的前提下,要把盛有可燃气的容器运离火灾现场。

　4)对燃烧剧烈的大火,要与火源保持尽可能大的距离或者用遥控水枪或水炮;否则撤离火灾现场,让其自行燃尽。

　(6)公众安全

　1)立即将泄漏区周围至少隔离50米。

　2)撤离非指派人员。

　3)停留在上风向。

　4)不要进入地势低洼地区。

　(7)急救方面

　1)将患者移到新鲜空气处。

　2)呼叫120或者其他急救医疗服务中心。

　3)如果患者停止呼吸,应进行人工呼吸

　4)如果出现呼吸困难应进行吸氧。

　5)脱去并隔离受污染的衣服和鞋子。

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　6)保持患者温暖和安静。

　7)应让医务人员知道事故中涉及的有关物质,并取自我防护措施。

　七、应急物资与装备保障

济阳坳陷天然气区带评价技术与应用

1、天然气出现e7是主板上面拨码开关气种选择错误或拨码开关未拨到位引起的；

2、天然气是自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、和岩石圈中各种自然过程形成的气体；

3、天然气蕴藏在地下多孔隙岩层中，包括油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气等，也有少量出于煤层，是优质燃料和化工原料。

扩展资料：

天然气介绍：

天然气按在地下存在的相态可分为游离态、溶解态、吸附态和固态水合物。只有游离态的天然气经聚集形成天然气藏，才可开发利用。天然气按照存生成形式又可分为伴生气和非伴生气两种。

天然气是较为安全的燃气之一，它不含一氧化碳，也比空气轻，一旦泄漏，立即会向上扩散，不易积聚形成爆炸性气体，安全性较其他燃体而言相对较高。用天然气作为能源，可减少煤和石油的用量，因而大大改善环境污染问题。

百度百科-天然气

案件分析报告范文优秀范例(2)

姜慧超　穆星　车燕

摘要　根据济阳坳陷中、浅层天然气成藏规律和成藏特点，首次应用油－气－水三相盆地模拟、古热史恢复和油溶释放气成藏定量分析等技术，用多种计算方法，确定了济阳坳陷各区带天然气量，初步建立了一套适用于陆相富油盆地天然气评价的技术方法，对油溶释放气成藏规律的探讨和天然气生、排、运、聚、散动态地质过程的解析，为油田天然气的勘探和部署提供了依据。

关键词　济阳坳陷　天然气　运移聚集　盆地模拟　评价

一、引言

济阳坳陷是典型的富油盆地，干酪根以I型为主，埋藏浅，热演化程度低，主要以生油为主。截至1999年底，胜利油区累计探明天然气储量1850×108m3，其中气层气储量341.43×108m3，溶解气储量1508.61×108m3，溶解气占天然气总量的80%以上，天然气的生成、运移和成藏均受到油溶解作用的影响。

针对济阳坳陷中、浅层天然气以溶解气为主的特点，对天然气评价提出如下技术要求：为较好解决天然气的初始运移相态问题，在生气与排气方面研究，需用油－气－水三相的盆地模拟软件；济阳坳陷天然气的一个重要来源是油溶释放气，需要形成一套天然气的溶解与脱气作用的定量评价技术；天然气的溶解与脱气受到液态烃运移过程的控制，需要包括油气运移与聚集的全过程盆地模拟软件的支持。

本次天然气的评价工作引进并开发完善了IES油－气－水三相盆地模拟软件，计算的气层气地质储量达1042×108m3，比第二轮评价增加一倍多。

二、古热史恢复

1.原理

古热流值是盆地模拟的重要参数，其值的大小，不仅决定盆地的热史演化，而且控制其生烃过程。由于第二轮评价的古热流值是用类比法确定的，影响了模拟的精度和可信度。针对此问题，开展了济阳坳陷古热流的恢复，首次定量地模拟出济阳坳陷古热流演化曲线。

目前，国内外广泛用的热史恢复技术可归纳为三大类，即地球热力学法（正演技术）、古温标法（反演技术）和综合法（热史模拟技术）。综合法主要是将正演技术与反演技术相结合（即将地史恢复和热史恢复相结合），通过建立数学模型，利用已知的地层信息和古温标资料作为约束条件，对盆地的热演化史进行模拟。本次研究用综合法，原理简述如下。

第一，根据傅里叶定律，由今地温梯度求某结点的今热流和地幔热流；

第二，求给定某点的古地幔热流、生热量和总热流；

第三，计算古地温；

第四，由Easy-Ro法计算古地温标 Ro；

第五，计算Ro与实测Ro的符合性检验，修改岩石圈初始拉张时的厚度，直至误差满足要求。

图1　济坳陷古热流和构造沉降演化曲线图

上述热史恢复方法可以将岩石圈尺度与盆地尺度、正演技术与反演技术有机地结合，并由参量β及古地温标（Ro）数据反演区域热流变化及其对盆地内各点的作用效果。

2.热史恢复结果及对油气生成的控制作用

由模拟出的中生代以来的大地热流演化曲线可以看出，从白垩纪早期至古新世开始时，热流达到最大值，为83.6mW/m2，相当于现今活动裂谷的热流值；从热演化的角度分析，该区大陆裂谷活动于始新世开始。始新世至现今，大地热流的总体趋势变低，中间有两次回升，较大的一次距今35Ma，另一次距今约5Ma。第三纪以来，热流演化曲线的整体形态是“马鞍型”（图1）。受热流演化和埋藏史的双重控制，下第三系烃源岩经历了持续的受热过程，现今仍处于“生油窗口”范围内。

三、油－气－水三相盆地模拟

1.天然气的生成

Ⅰ型干酪根的油气生成过程模拟结果表明，埋深大于3900～4000m(Ro≥1.0%）时开始进入游离气生气区，随气体生成量增大，逐渐高于液态烃溶解天然气的能力，气体主要以游离相态排出；埋深小于3900～4000m时，以生油和伴生的溶解气为主，天然气以溶解相态排出为主；Ⅰ型干酪根在4050～4150m进入油裂解气生气区，此时，部分液态石油

裂解成气。

在相同的热史、地史条件下，Ⅱ型干酪根在3100m左右进入游离气大量生气区，较Ⅰ型干酪根的生气区埋深浅。这也是济阳坳陷某些贫油洼陷天然气相对富集的原因。

2.天然气的运移、聚集与扩散

通过对各沉积时期天然气的流体势分布和运移方向的模拟，认为天然气的二次运移主要发生在东营组沉积末期，较油滞后，其运移方向主要受气体势分布的控制，断裂带是其最重要的运移疏导层。通过含油气饱和度分布的模拟，确定了天然气的有利聚集部位一般较油藏埋藏浅，天然气在明化镇组和第四系沉积时期成藏，模拟结果与目前气藏的实际分布情况较为吻合，为确定勘探方向提供了重要依据。

从图2可以看出，馆陶组沉积时期是其主要的烃类散失期，这是因为东营运动造成东营组与馆陶组之间存在不整合面以及馆陶组缺乏区域性良好盖层。馆陶组沉积以前，由于未进入大量生气阶段，以散失油和伴生气为主；馆陶组沉积时期，以散失油、伴生气和游离气为主；明化镇组沉积时期，以散失游离气为主。

图2　济阳坳陷部分洼陷散失烃量模拟结果示意图

四、油溶释放气成藏的定量分析

1.油溶释放气是天然气的主要来源

从中浅层气藏与稠油油藏的分布关系可以看出，液态烃从深部向中浅层运移过程中，随温度和压力的降低，液态烃组分发生分离，重质组分形成稠油油藏，轻质组分多在其上方形成中浅层气藏。如孤岛、孤东、埕东、义东、陈家庄等绝大多数气藏均具有与稠油油藏相伴生的特点，各项地球化学分析资料也已证明浅层气与稠油是同源的。

Ⅰ型干酪根的生烃模拟结果表明：生气区以上以生油和伴生的溶解气为主，天然气以溶解相态排出为主。由于济阳坳陷烃源岩的干酪根类型以工型为主，且埋深浅（最大埋深小于4400m，一般小于4000m），热演化程度低（Ro≤1.0），因此，溶解相态是济阳坳陷天然气的主要赋存相态。

从气－源岩对比结果也发现两者具有较好的亲缘关系，伴生气δ13C1的平均值为－41.80，与气藏气的平均值－42.14十分接近，证明了浅层天然气可能来自于液态烃运移过程中产生的油溶释放气。

从天然气组分含量分析结果来看，济阳坳陷天然气的甲烷含量一般大于95%，部分气田甲烷含量达到了99.0%以上，属于“干气”的范畴，但在“生油窗内”不应生成大量“干气”。这是因为不同的天然气组分在油中的溶解度是不同的。依据相似相溶原理，天然气相对分子质量越大的重烃组分在油中的溶解度越高，如在30℃、10MPa条件下，乙烷的溶解度是甲烷的4倍，丙烷的溶解度是甲烷的20倍，且压力越高倍数越大。溶解度的差异说明甲烷较其他组分更容易从油中释放或脱气，导致天然气中甲烷含量较高。地下原油在开到地表后，释放出的轻烃组分总是以甲烷高纯度为特征，而其他组分在油中多未达到饱和。

2.油及地下水溶解天然气模型

（1）油溶解气释放模型

天然气在液态石油中的溶解度主要受控于温度、压力和原油密度，溶解度与饱和压力呈正相关关系而与原油密度呈负相关关系，当地层压力接近饱和压力时，天然气就会从油中释放出来，产生脱气作用。

（2）地层水溶解天然气模型

天然气在地层水中的溶解度主要受控于温度、压力和水的矿化度，影响最大的因素为压力。天然气在水中的溶解度随压力增高而增大，随温度的增加而降低，温度为70～100℃时溶解度达到最小值。水的矿化度对溶解度的影响也较大，并随矿化度的增大而减小。

3.油溶释放气起始脱气点的计算

溶解于油中的天然气在随游离烃向上运移过程中，由于温度、压力及原油性质的变化，气体从油中游离析出发生脱气作用，形成中浅层的次生气藏。为了确定起始脱气深度，研制了油溶释放气起始脱气点的计算程序。通过建立的油溶气模型可以看出，当地层压力等于饱和压力时，天然气在油中的溶解度可看做该温度压力条件下的最大溶解气量，可作出单位（吨）油的最大溶解气量与地层压力和原油密度关系图，并标定油气运移的轨道。通过对油气藏物性数据的分析发现，对于一个含油气盆地而言，在同一层位内，伴随流体由深到浅、由洼陷中心向边缘运移，具有地层压力逐渐降低，原油密度逐渐增高的趋势。如果把洼陷内部埋藏深、封闭条件好的岩性油气藏的气油比（一般相当于洼陷的最大油气比）近似作为洼陷的原始气油比，选取与原始气油比相等的最大溶解气量等值线与油气运移轨迹的交点，所对应的地层压力可看做现今埋深条件下油溶气起始脱气压力，对应的深度等值可看做起始脱气深度。

通过计算，济阳坳陷各主要洼陷平均起始脱气点为1900m,1750～2000m为进入起始脱气深度。

4.天然气的脱气模式与赋存状态分析

根据起始脱气深度的计算，建立了济阳坳陷主要洼陷的油溶气脱气模式。如牛庄洼陷脱气模式，随液态烃自洼陷中心向边部的运移，自洼陷中心至南斜坡地层压力逐渐降低，原油密度逐渐增大，实际气油比呈逐渐下降的趋势，在1750m左右进入起始脱气点，液态烃开始脱气，目前已探明的天然气均在起始脱气点之上，为1750～1200m，虽进入起始脱气点，但脱气作用不完全，主要以气顶气和夹层气藏为主；深度小于1200m，脱气作用较完全，以纯气层气藏为主。脱气作用形成的中浅层次生气藏，受液态烃运移最终指向的控制，分布在断裂带和凸起上；深度为3900～1750m时，天然气在油中处于欠饱和状态，以溶解气的赋存形式为主；深度大于3900m，烃源岩才开始进入生成大量游离气阶段，可形成深层原生气藏，但该类气藏目前还未经钻探证实。

通过对济阳坳陷其他洼陷的油溶气释放规律的对析发现，它们与牛庄洼陷具有基本相同的特征，油溶释放气的起始脱气点深度为1750～2000m，对油溶释放气形成的中浅层气藏的勘探深度应集中在埋深小于2000m的区域。

需要说明的是，起始脱气点的计算和脱气模式反映的是现今埋深条件下的状态，即现今形成的天然气才具有的脱气和成藏规律，由于济阳坳陷天然气成藏期晚，主要在距今5Ma之后开始生成和运移成藏，而且成藏作用还在进行，因此可用现今时刻的起始脱气点的计算和脱气模式近似反映天然气的赋存状态。对于成藏较早的地区不能简单套用，计算起始脱气点需要考虑主要成藏期后再沉积的厚度。

5.天然气“饱和程度”的计算与有利含气区带的预测

为了进一步探讨油溶气释放规律，提出了“饱和程度”的概念和计算方法，该方法根据试油成果获取单井在地表状态下的日产油量、日产气量和日产水量以及温度、压力和流体性质数据，恢复地下状态天然气在油水中的饱和状态。

通过“饱和程度”的分析，认为浅层气的富集主要受液态烃运移最终指向的控制，在凸起、隆起带和洼陷四周的斜坡带上以次生的气层气和部分气顶气形式存在；中层气的富集受断裂带控制，在洼陷和凸起断裂带以气顶气和夹层气等形式存在；深层气主要富集在洼陷中心或邻近洼陷中心的高部位，可能多以原生的游离相态聚集的气层气形式存在。

五、区带量计算方法

1.二、三维盆地模拟相结合的方法

表1　济阳坳陷区带天然气量计算表

根据各凹陷三维盆地模拟结果，计算气层气供气量，再乘上聚集系数得出气层气量；根据IES模拟结果，可知单条测线在不同区带的天然气聚集量，再进行面积加权和地质分析，综合确定各含气区带的聚集量百分比，即可计算出各区带的气层气量。

2.地质综合评价法

（1）划分天然气排聚单元

排聚单元是以聚集区为核心的天然气排运聚散系统，依据IES模拟的流体运移方向和古气势场分布，将济阳坳陷划分为14个排气单元。

（2）计算各排聚单元供气量

在排聚单元划分的基础上进行盆地模拟，计算不同生油洼陷向各排聚单元的供气量。

（3）计算区带气层气量

依据模糊评判原理，对区带的气源丰度、疏导层条件、气源距离、保存条件等进行综合评判，确定各区带聚集系数，计算气层气量（表1）。

六、应用效果

根据本次天然气区带评价结果，选择具有较高潜力的区带进行了亮点勘查和钻探，发现一批较有利的含气圈闭和亮点，建成了天然气产能20×104m3，取得了较好的经济效益和社会效益。

1.坨－胜－永断裂带

坨－胜－永断裂带位于东营凹陷北部，北邻陈家庄凸起，东靠青坨子凸起，西南与利津、民丰洼陷相接，在研究区呈北西向带状分布，有利勘探面积近700km2，由于该断裂带紧邻利津、民丰生油洼陷，具备有利的油气成藏条件。该带自1965年勘探以来，相继发现了一批中浅层气藏。根据区带评价结果，坨－胜－永断裂带及陈家庄凸起南缘天然气量为110×108m3，探明天然气储量36.1×108m3，剩余量为74×108m3。1998～2000年，该区加强天然气勘探，丰气1、丰气斜101、永12-53井相继钻探成功，新建天然气产能9.5×104m3；2001年，在胜北断层二台阶又发现了一批浅层气富集区，预测含气面积24km2，预测天然气地质储量20×108m3。

2.义南地区

义南地区位于义和庄凸起南部，南、东两面与沾化凹陷相邻，自东向西，义南断层由北东向转为近东西向，形成一弧状构造带。义和庄凸起为下古生界寒武—奥陶系灰岩组成的潜山。油气勘探始于1961年，11～13年发现馆陶组气藏。经过20多年的勘探，共发现三个含气区，即沾3－沾38、沾4及沾5井区，主力含气层系为东营组、馆陶组、明化镇组。根据本次区带评价结果，义和庄凸起及周缘天然气量为79×108m3，探明天然气储量11.15×108m3，剩余量68×108m3，该区带仍具有较大的潜力。1999～2000年，该区天然气勘探发现Ⅰ、Ⅱ类亮点45个，预测含气面积22.4km2，天然气地质储量24.35×108m3；共部署井位11口，试气见气流井9口，新建天然气产能8.0×104m3。

天然气成因类型划分及气源分析

案件分析报告范文篇四

一、事故经过

xx年6月8日下午2点半左右，在二厂圆锥破检修时，发生一齐安全事故，检修工王海林左手除拇指外的四个手指严重受伤，事故经过如下：13:30上班，加工Φ20mm的圆钢做成S型起吊钩子，经过水冷却，起吊部位为圆锥破挡料斗圈，此部件的重量约1.5T，其只有两个Φ30mm的小孔可作为起吊点，周边只有5mm的间隙。钢丝绳无法插进，只能用钩子作为起吊工具，现场工作人员有：王见(现场指挥)、马振海、王海林(现场具 体操 作维修工)，袁文仓、孟召青(现场检修人员)。下午14:15，王见、马振海、王海林上到圆锥破上部，做好一切吊装准备，并开始起吊。王见拉手拉葫芦，马振海、王海林稳着物件。随着物件慢慢升高，由于挡料斗圈已经磨损，在起吊过程当中物件不平衡，出现了一边高一边低的现象，当提升高度到达0.6m时，挡料斗圈高端已经超过了短头上端约150mm，然后，王海林(站在王见的右手边)在高端观察吊起物件与短头上端距离，看是否能够插入已准备好的木板将物件垫稳，由于物件不平衡，插入木板的间隙不好确定。王海林将高端往下压，由于突然用力造成物件晃动过大，吊钩变形，挡料斗圈滑落。将王海林左手除拇指外的四个手指挤断，事故发生后，王见立即向公司领导打电话汇报状况，公司立即派车送王海林去平泉县西坝骨科医院，因伤势过重，骨科医院推荐转承德266医院，并联系266医院修院长做好手术准备，患者到达后做了检查和妥善处理后，医院推荐转北京积水潭医院，立刻送王海林赶往北京，李华云总经理在积水潭医院等候，患者到后由于医院将手术安排在下半夜，李华云总经理又及时联系空军总医院进行手术，到6月9日上午8:00手术完成。

二、 安全生产 事故分析：

xx年6月8日下午2点30分，在二选厂检修圆锥时发生一齐安全事故，根据当事人车间主任王见所写事故经过，事故受伤者王海林同马振海协助王见在起吊圆锥内1.5吨重的档料斗圈时吊钩变形档料斗圈脱落，将王海林四个手指剪断。事故发生后，王见立即上报叫车，伤者及时送往医院治疗。

事故发生后赵锡波、尚烨、于勇、郝义坤到现场了解状况。还原现场状况同王见所写经过一样，王见站在靠近门口位置，马振海在其左手边，王海林在其右手边位置，档料斗圈起吊时，未水平吊起，马振海这端低，王海林这端已经超过短头上沿有150毫米，王海林拇指在上四个手指在下双手往下压，由于档料斗圈外圆和短头内圆只有5毫米间隙，在这么小间隙、这种不平衡状态下吊钩变形档料斗圈脱落时和短头上沿接触构成剪子，档料斗圈脱落王海林的左手手指被剪切，结果出现这一齐安全事故。

事故分析如下：

1、现场指挥人员在拉手拉葫芦，没有起到指挥作用和观察协调作用。

2、对挡料斗圈磨损状况决定不准，没有充分思考到起重过程的偏重问题，致使部件起吊后偏斜严重，为了插托起木板而对吊装物进行按压晃动调平造成事故。

3、由于对起吊部件按压晃动，瞬间产生巨大力量使制作的吊钩变形而滑落。

4、检修前没有进行详细的方案论证。

5、王海林为新招职工，对大型设备检修 经验 不足，虽然参加了县安监局组织的安全培训，但现场培训不足。

6、安全部门没有全程对检修过程进行监控和指导。

7、在本次事故中生产副总经理赵锡波、生产部经理尚烨、技术部经理于勇、机电维修车间主任王见负有不可推卸的职责。

三、教训

本次事故的教训是惨痛的，透过对本次事故的详细分析和研究，举一反三，得到以下教训：

1、不管项目大小，都要有详尽的组织实施方案和安全保护 措施 。

2、在安全 教育 过程当中，必须要做好职工的安全素质和安全技能的培训。

3、现场指挥和安全监督不能流于形式，要真正起到作用。

4、施工过程当中所使用的工具、器具必须要选取正规厂家的合格产品，自制的工具、器具要经过检验方可使用。

5、任何工程不能因为节约成本而简化维修设施和安全设施。

6、施工过程中，相互提醒和相互保护严重不足。

四、整改措施

1、针对特种作业人员招聘和录用务必持有由劳动部门颁发的有效上岗资格证，无证人员不予录用或经培训获证后方可录用。录用人员务必经过县防疫站体检合格后方可录用。录用人员务必经过 安全教育 培训(厂矿、车间、班组)满48课时。培训后透过考试和技能测试合格后，方可上岗。现有人员每月安全培训不低于8课时。

2、每次施工作业之前务必制定详细的 工作 ，安全措施，保护措施，构成文字材料上报领导批准后，传到达每一个参与施工的人，所有人严格执行。每班工作务必进行班前班后会，要求参与施工的全体人员参加。

3、施工前要对施工现场的场地、环境、设施、路线、空间做充分考察，对有可能发生的事故进行预测，制定出相关的预案和规避办法。

4、施工中使用的工具、器具需经过安全检查，合格后方可使用，材料、物资、工具按规定摆放，施工现场不得放置与施工无关的杂物，防止紧急状况时阻碍人员撤离。起重工具的购务必有安检标志、合格证。

5、施工过程指挥人员务必观察每个操作人员，严禁指挥人员亲自操作而忽视指挥工作，严禁多人指挥和违章指挥。

6、施工前安全管理人员需对施工的措施、方案、工具、器具进行检查和确认。施工过程中，安全管理人员对整个施工过程进行全程监护、监督和检查。

7、全面排查公司各个施工场所现有的起重工具、安全设施、电力线路、供电装置、管线道路、防护栏杆等的安全隐患，制定整改措施，限期完成。

8、施工现场要准备急救医药箱，矿区内24小时常备车况完好的值班车辆1辆，以便紧急使用。

9、与医疗单位、救援单位建立联动机制。

xx公司

20xx年x月x日

案件分析报告范文篇五

一、水上交通事故概况

2010年，温州瓯江海事处辖区共受理海事案件3件，无人员伤亡，沉船3艘，直接经济损失349.67万元(估计)。与2009年相比，事故件数下降了75%，死亡人数下降100%，沉船艘数下降63%，直接经济损失上升632%。事故四项指标呈现三降一升的态势，辖区安全形势相对稳定。

其中，运输船舶到达一般以上等级上报的船舶水上交通事故2件，无人员伤亡，沉船2艘，直接经济损失346.27万元，与2009年相比，事故件数下降了60%，死亡人数下降100%，沉船艘数下降60%，直接经济损失上升1302%，一般以上等级事故四项指标呈现三降一升的态势。

二、水上交通事故特点

(一)沿海货船事故多

辖区今年发生的3起事故中，与沿海货船相关的事故就有2起，占事故总数的67%。按事故船舶和沉船艘数统计，沿海货船共发生事故2艘，沉船2艘，各占事故船舶的67%。因此，要进一步加强对沿海货船的管理。

(二)事故水域分布

今年辖区港区水域、瓯江干流、楠溪江水域各发生事故1起，各占事故总件数的33%，水域分布相对均匀。

(三)触损事故多

全年共发生触损事故2起，占事故总数的67%;碰撞事故1件，占事故总数的33%。

(四)事故发生时间相对集中

按月份统计，8月份事故件数最多，共2件，占全年事故件数的67%;10月份1件，占全年事故件数的33%;其他月份无事故。

(五)等级以上的事故比率明显增加

今年辖区发生的3起事故中，重大事故2起，占事故总件数的67%，小事故1起，占事故总件数的33%，等级以上的事故比率与以往相比明显增加。

三、水上交通事故分布状况(运输船)

四、事故原因分析

从辖区今年发生的事故来看，主要是船员主观方面失误造成的，但也有部分事故的发生与辖区通航环境方面存在着缺陷有必须的关系。如果从“人、船舶、环境”等因素来看，造成事故的原因是多方面的，也是复杂和综合的。但针对辖区2010年度所发生的事故，究其根源，主要有以下几方面原因。

(一)主观原因

船员文化素质较低，驾驶技能差，安全意识淡薄，没有树立“我要安全”的安全观，是事故发生的潜在因素。具体表现为：

1、船员值班疏忽，没有谨慎驾驶

船员值班疏忽和没有谨慎驾驶，最容易造成事故，主要表现为船舶航行中望疏忽，及发现船舶重要设备存在安全隐患时，没有引起足够重视而继续冒险航行等。如8月4日，“浙温货0171”船与“永渔5906”船碰撞事故，主要原因就是“浙温货0171”船航行中，船员望疏忽，在碰撞前一向没有发现对方船所导致的。8月23日，“静涛16”触礁沉没事故，其触礁的直接原因就是船长发现舵机存在安全隐患后，没有及时选取安全水域锚泊检查，而继续冒险航行所致的。

2、船员缺乏基本的航海技能、操作不当

船员缺乏基本航海技能，在实际操纵过程中，没有根据船舶自身操作性能及周围环境状况等，及早取防范措施，最终酿成事故。如10月24日“永港515”触损温州大桥桥墩事故，与船长在过通航孔前没有使用良好船艺，结合船舶自身性能和当时水域状况，提早调整船位有直接的关系。另如“静涛16”触礁沉没事故，在船舶触礁后，经检查，发现仅首尖舱进水，船长在没有决定船舶当时是否存在沉没危险和滩涂陡峭状况下，就取全速冲滩，是导致船舶沉没，损失扩大的原因。

3、桥梁业主安全意识淡薄

随着温州经济的不断发展，辖区水域桥梁不当增多，个别桥梁业主存在安全意识淡薄，对桥涵标的维护存在疏忽，没有保证桥涵标正常发光，给船舶及早辨别通航孔带来必须的影响，容易发生事故。如“永港515”触损温州大桥桥墩事故，与大桥桥涵标没有正常发光也有因果关系。

4、船公司没有正确履行管理职责

船公司在船舶安全生产中负有特殊的作用，由于船公司管理的疏忽，往往是船舶交通事故的内在原因。如个别船公司没有按照有关规定落实各项安全制度和措施，平时缺乏对船员的安全教育，在管理上存在必须程度的疏忽。辖区今年发生的事故，不同程度上与船公司管理不善密切相联。

(二)客观原因

航行中发生意外机器故障，是造成事故的客观因素。如“静涛16”触礁沉没事故，与“静涛16”轮航行中船舶液压舵柱塞油缸底座发生断裂，导致舵机失控，存在必须的因果关系。

五、安全管理推荐和对策

针对我处辖区今年发生的事故统计和原因分析，为今后更好地预防事故发生，我们认为，要动员社会各界力量，从建立长效管理机制出发，狠抓源头管理，透过提高船员综合素质、加强对船公司的监督和指导、加强执法力度等措施或方法，全面消除各种事故隐患，保障航道安全畅通，确保辖区安全形势稳定，具体推荐如下：

(一)加强船员安全教育和操纵等技能训练

船员的因素，是安全管理的关键因素，也是造成事故的主要因素，因此，要从根本上减少事故的发生，提高船员的综合素质是首要任务。目前由于船员法制观念淡薄，安全意识差，缺乏基本的航海技能等，经常出现值班疏忽、冒险航行等违反水上交通安全法律、法规现象。因此，加强船员法制安全教育和操纵等技能训练工作仍是安全工作的重点资料。加强船员管理可从下列几方面着手:

1、各航运公司要认真开展安全宣传教育工作，定期组织召开安全专题分析会，使广大船员深刻吸取事故的惨痛教训，以提高船员遵纪守法和安全意识。要认真落实船员后续教育工作，教育活动每年不少于24小时，教育中要注重对船员的基本操作潜力和应急技能的培训，以全面提高船员综合素质。

2、在今后的船员培训工作中，要注重对船员法律、法规和安全意识的教育，使船员及早树立“安全第一”的思想意识，同时还要加强对船员应急驾驶技能的培训。

3、相关部门要加强对船公司开展船员后续教育工作的指导和监督力度，防止船公司搞形式或走过场。

4、严格执法，加大对事故职责船员或有违法行为船员的处罚力度。

(二)继续加强运砂船管理

今年辖区运砂船事故只占事故船舶总数的17%，与往年相比，有了很大幅度的下降，同时，往年的死人事故基本有运砂船导致，今年辖区持续零死亡的良好势态，与加大运砂船管理密切相关，因此，继续加大运砂船管理尤其重要。管理中，要不断 总结 和探索管理新方法，同时，还要做好下列工作:

1、船公司和船东在选取船员时要严格把关，在确保船员适任的同时，还要合理安排值班船员，保证船员得到充分的休息，防止疲劳值班等原因产生船员值班疏忽。

2、个性是要严格执行温州海事局《关于要求小型船舶从业人员穿着救生衣的通知》文件，要求船员在航行、作业时穿着救生衣，以提升船员自我保护潜力。

3、船舶须途经复杂航段时，如施工水域和存在较大风浪水域等，驾驶员不要擅自冒险航行，个性是夜间，驾驶员首先应详细了解航道状况，以便提早取防范措施，同时还要使用安全航速，谨慎驾驶。

4、海事等相关部门要加强巡查力度，用日常管理和突击检查相结合的方式，加大力度打击运砂船超载等违法行为，对存在违法行为的运砂船，要按照从严、从快的原则，依法给予行政处罚。推荐砂石开公司继续实行对违法给予运砂船装载，造成运砂船超载的挖砂船取相应的措施。

5、要充分利用相关课题研究成果，透过“链网工程”，发挥各职能部门的作用，齐抓共管，以船公司、砂石码头和开公司等源头管理为重点，同时在运砂船运输生产的其他各环节上，也予以严打和施压，以全面杜绝运砂船违法、违章行为。

(三)改善通航环境，带给优质服务

辖区航道复杂，桥梁多，航道综合治理措施没有与港口航运业发展同步进行，加上个别业主单位对桥涵标维护存在疏忽，因此，辖区通航环境不容乐观。为此，就如何改善辖区通航环境，推荐如下：

1、港口管理部门应及时进行航道综合规划和治理，改善港口通航环境。

2、各业主单位要提高安全意识，严格按照“两防”等要求，切实加强对桥区和施工水域助航标志的设置和维护，确保助航标志处于正常状态。

3、在目前状况下，相关部门或船舶代理单位应提高服务质量，应主动向外籍港船舶带给咨询服务。

4、各重点工程施工单位要切实加强现场管理，在重要时段要派人实施连续职守，同时，各单位要配置相关的宣传器材，加强对过往船舶的宣传和指挥。

5、做好巡查工作，对违章抛锚和挖砂船非法砂等行为，要进行严厉的打击，进一步维护好辖区的通航环境。

(四)严格船舶机械设备的检查和保养工作

航行中，因船舶机械等设备意外故障而引发的事故也屡见不鲜，严格按规定做好船舶机械设备的检查和保养工作，是保证船舶安全航行的前提之一。因此广大船员要引起高度重视，严格按有关规定，认真履行好自己的职责，仔细做好对机械设备的定期检查和开航前检查等工作，对发现的缺陷，应及时纠正，不得存在半点侥幸心理，确保船舶航行安全。

(五)加大对船公司行业管理

目前许多船公司以挂靠经营为主，公司对船舶的实际营运状况和船员配备状况了解甚少，缺乏一套有针对性的管理办法和措施，无法压束船舶各种活动，带来诸多不安全因素。推荐交通主管部门加强对船公司的行业管理，同时海事机构也要加强对船公司监督检查，以帮忙公司完善各种安全管理办法和措施，并全面予以落实，切实提高其管理水平。

案件分析报告范文篇六

加油站火灾事故的成因及应取的预防对策

随着我国经济的持续高速发展，汽车、 拖拉机 、摩托车等机动车迅速成为与工业、农业、第三产业及人们的日常生活中的重要运输、交通工具。随之对燃料油的需求迅速膨胀，一大批加油站在飞速发展的城市街道、在四通八达的公路两侧、在脱贫致富的乡镇如雨后春笋般出现。从加油站管理的角度上，加油站具有作业频繁，且加油站流动车辆多，人员来往复杂，稍有不慎，易燃、易爆的油品及作业过程中挥发出的油气都可能因打火机、烟头、电气火花、静电等引发火灾、爆炸事故。

由于加油站火灾事故具有突发性、高热辐射性、燃烧与爆炸交替发生，个性是由于燃烧过程中油气浓度不断变化，使得燃烧和爆炸不断相互转化，火情不断扩大，而在火灾初期只能依靠站内自救，扑救十分困难，这就会造成难以估量的人员伤亡和经济损失。个性是地处繁华市区的加油站，发生着火爆炸，极有可能造成群死群伤的重大恶性伤亡事故，给无辜的人们带来巨大的创伤。所以，加强对加油站的安全防范迫在眉睫。

一、加油站火灾事故的成因分析

1、加油站的建设存在先天性隐患;加油站建设不按照国家标准规定进行建设，就会造成防火间距不足、建筑物耐火等级不够、电气设备不防爆等严重威胁加油站安全的先天性隐患。

2、操作人员文化素质低;加油站许多工作人员都是就近雇佣的临时工，这些人员的文化水平低，不能对油品的易燃特性、静电防护等知识灵活地掌握，以致无法具备较高的操作水平，个性是辨识危险、防范火灾事故的潜力。

3、从业人员安全技能差;加油站的负责人只要求其员工能够进行基本的加油操作，而不能对其进行系统的技能培训，使得职工 安全知识 严重不足，对设备往往知其然而不知其所以然，对许多动态变化的状况不能及时觉察其中的危险，不能将火灾事故消灭在萌芽当中，发生了火灾事故，又不能及时准确地控制，从而造成初期火灾事故的恶化。

4、安全管理粗放，“重效益、轻安全”思想严重;许多加油站地处偏远，在日常的生产经营中，主要是依靠自主管理，缺乏有效的监控，便构成了管理上的粗放。还有一些加油站负责人，自身文化水平低，安全知识缺乏，安全意识难以提高到位，即便想管又不会管，安全管理只能是基于常识下的粗放式管理。粗放式的管理让一些本应建立的制度没有建立，本应落实的制度得不到落实，从而引发本不该发生的事故。更有一些加油站经营者“一切向钱看”，舍不得安全投入，以至一些重大隐患得不到彻底整改。

5、汽车油罐车用敞口式卸油方式，且卸油台的静电接地装置不合格;按照规定，加油站卸油作业务必用密闭卸油系统;以防油气挥发、静电积聚等诱发爆炸事故。然而，一些加油站为了节省资金，仍冒险用严禁使用的敞口卸油方式，从而引发了火灾事故。

6、防雷、防静电措施不到位;《汽车加油加气站设计与施工规范》gb50156-2002第10。2。1条规定:“油罐、液化石油气罐和压缩天然气储气瓶组务必进行防雷接地，接地点不应少于两处。”，防雷接地电阻不应大于10ω;第10。3。2条规定:“加油加气站的汽油罐车和液化石油气罐车卸车场地，应设罐车卸车时用的防静电接地装置，并宜设置能检测跨接线及监视接地装置状态的静电接地仪。”防静电接地装置的接地电阻不应大于100ω。加油站在建站施工中因为经费紧张或安全管理意识缺乏的缘故，要么缺少防雷、防静电装置，要么有装置但是没有经过资质部门检验合格后再使用，防雷、防静电措施不能满足安全需要。

7、油罐防腐处理不合格;加油站油罐外表面的防腐设计不贴合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》sy0007的规定，没有用不低于加强级的防腐绝缘保护层。个别加油站为了提高站内绿化美化效果，在埋地油罐上方表土种菜、养花，这种做法加速了地下油罐的腐蚀损坏，缩短了油罐使用寿命。

8、储油罐没有设带有高液位报警功能的液位计;由于在卸油前没有计量容器、计量有误或卸油时没有人在现场监视，经常会造成冒油，使油蒸气与空气构成爆炸性混合气体，遇火源将引起大火。

9、违章操作;操作人员未严格执行安全操作规程，违章操作。如操作人员操作时不穿防静电工作服、鞋，违章给塑料桶加油，卸油速度过快，检修作业常常需要动火，油罐及其装油设备未清理、置换或未彻底清除就检修动火等等，引发火灾爆炸事故。

10、电气设备不贴合安全要求

很多加油站的营业室及值班室内的照明线路不按要求敷设，不使用防爆灯具、防爆开关或安装不规范。有的加油站虽然在建设时用了防爆电气，但后期管理上不严格按照要求使用，私自乱接乱拉电线导致防爆电气失去了应有的作用。

二、加油站火灾事故的预防对策;针对上述火灾事故的成因，加油站火灾事故的预防工作应着重从以下几方面人手:

1、加强对从业人员的安全意识教育;良好的安全意识是搞好安全生产的基础。安全意识低，就不会主动地去学习安全知识，提高安全技能，履行安全职责，而且，有些人还会错误地把对安全生产的要求，当成是影响正常作业的累赘，从而产生抵触情绪，以致让安全生产职责制、安全技术操作规程等得不到落实，事故的发生自然成为必然。因此，务必透过事故案例、安全法规等教育，使员工建立良好的安全意识，具有抓好安全工作的主动性。

2、加强从业人员的安全技能教育;良好的安全操作和防范事故的技能，是实现安全生产的关键。安全生产要搞好，光凭良好的愿望、满腔的热情是不够的，只有操作人员对相关安全基础知识能够全面地了解，熟练掌握了安全技能术操作规程，对作业过程中出现的事故险兆能够及时发现、科学处理，才会有效避免事故的发生。对从业人员的教育培训，在注重专业性教育的同时，务必注重系统性，也就是对操作人员，不能只简单地讲解应当如何做的操作规程条款，还应讲解为何如此要求的原理性问题，让操作人知其然，知其所以然。这样不仅仅有利于他们更扎实地掌握操作规程，而且，个性有利于他们处理一些突发异常问题，及时化解险情;有利于他们进行创造性地改善作业。

3、加强工艺系统改造和硬件配置;先进的工艺、设备是提高本质安全可靠性的重要手段。如密闭卸油系统、加油加气回收系统，会从根本上避免油气的挥发泄漏，消除爆炸性混合气体，从而消除油气爆炸事故的发生。但是由于硬件改造需要投入资金，一些人只算经济账，不算安全账，依然用严禁使用的敞口式卸油，这就自然大大增加了事故发生的概率，一旦事故发生，伤人毁物，得不偿失。同样，配置高液位报警、可燃气体报警等安全装置，是用科技手段来预防事故的发生，这些硬件的配置，会改变靠眼看、手摸、鼻闻等落后的“经验”检查方式，用高稳定性的全天候动态检测，把不安全因素提前发现报警，险情自然会得到及时处置，从而有效避免事故发生。因此，严格按照国家的标准、规定改造工艺、配置设备，对于提高加油站的本质安全可靠性至为重要。

4、加强消防安全监督管理;建立健全了各项安全生产 规章制度 ，最为重要的是要落到实处。规章制度的落实，首先是要靠员工建立良好的安全意识，具备良好的安全技能，构成良好的操作习惯;其次，还要依靠严格的监管，依靠管理部门取不同的奖惩激励形式，保障各项安全规章制度的落实。在当前加油站从业人员总体受教育程度偏低，诱发火灾事故的诸多原因还是由于从业人员职责意识差、操作技能低等因素的现状，加强加油站的消防安全监督管理，是保障各项安全规章制度全面落实的有力举措。对那些不具备安全生产条件、违章作业、管理混乱的现象，务必严厉纠正，该停业的停业，该整改的整改、该处罚的处罚，决不手软。

总之，随着我国经济的持续快速发展，汽车拥有量的迅猛增加，加油站无论从数量上，还是从规模上都会有很大的增长，并在人们的正常生活中和国民经济建设中发挥愈来愈重要的作用。这就要求务必确保加油站的安全运营，从而为人们的安居乐业、生活幸福和经济建设的健康发展带给强有力的保障。

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（一）无机与有机天然气类型划分

天然气成因类型的判识主要依赖于天然气的组分和碳、氢同位素组成，并以天然气伴生的轻质油、凝析油、原油的轻烃地球化学特征以及稀有气体同位素组成为辅。腰英台地区的甲烷碳同位素明显偏重，其δ13C1＞30‰。据戴金星（1992），除高成熟和过成熟的煤型气外，δ13C1＞-30%。的均为无机成因的甲烷，因此利用CH4（%）与δ13C1（‰）图可知（图3-33），腰英台构造带主要分布煤型气区内，ChaS1井与YS1井（3466m）登娄库组可能为无机成因甲烷气或者少量的无机气混入的有机气，另外ChaSl井区的个别样品介于无机气与有机气之间，从而表明此研究区有深部的无机气混入，达尔罕构造带以及双坨子地区主要分布有机成因煤成气，煤型气与油型气需要进一步的判识（张枝焕、童亨茂等，2008）。

图3-33 无机与有机天然气类型划分

1—YS1（K1d）；2—YS1（K1yc）；3—YP1（K1yc）；4—YP7（K1yc）；5—YS2（K1yc）；6—DB11（K1yc）；7—D2（K1yc）；8—DB33井区；9—ChaS1井区；10—双—坨子地区

（二）有机烷烃气体进一步鉴别

在有机成因的烷烃气中，生物气和裂解气均具有高甲烷含量、低重烃含量的特点，它们的区别之一是生物气甲烷碳同位素较低，而裂解气的甲烷碳同位素值偏重，根据生物气的一个良好鉴别标志δ13C1＜-55%来看，长岭断陷天然气均属于裂解气。从δ13C1—1gC1/C2+3关系图来看（图3-34），腰英台构造带与ChaS1井区的天然气均属于煤型气，ChaS1井个别样品明显有无机气的混入，为煤成气与无机气的混合气。双坨子地区与腰英台地区的天然气组成特征明显存在差别，主要为原油伴生气以及凝析油与原油伴生气的混合气，由此表明两研究区的天然气的气源是不一致的，腰英台与达尔罕构造带的天然气主要为腐殖型干酪根裂解气，而非原油裂解气（张枝焕、童亨茂等，2008）。

苏联学者Гуцадо（1981）从CH4与CO2共生体系碳同位素热平衡原理出发，以世界上已有CH4与CO2共生体系中测得的δ13C.和δ13Cco2为依据，将自然界不同成因类型的CH4与CO2共生体系划分为三个区，即Ⅰ区为无机成因区，Ⅱ区为生物化学气区，Ⅲ区为有机质热裂解气区。根据图3-35不难看出，研究区腰英台构造带主要分布有机质热裂解气，YS1井与YS2井营城组天然气个别样品分布在无机气的成因区域，大部分样品介于有机质热裂解气区与无机成因气区，达尔罕构造带的天然气主要为有机质裂解气，因此腰英台构造区块的天然气极有可能存在混源特征，可能有无机气的混入，其混源单元还需要进一步的鉴别。

图3-34 天然气δ13C1—lg（C2+（C3）关系图

1—ChaS1井区；2—双坨子地区；3—YS1（K1yc）；4—YS1（K1d）；5—YP1（K1yc）；6—YP1（K1yc）；7—YS2（K1yc）；8—DB11（K1yc）；9—DB33井区

图3-35 CH4与CO2共生体系碳同位素分布图

1—YS1（K1d）；2—YS1（K1yc）；3—YP1（K1yc）；4—YP7（K1yc）；5—YS2（K1yc）；6—DB11（K1yc）；7—D2（K1yc）；8—DB33井区

（三）无机成因甲烷气及识别标志

自然界烃类的大规模形成是有机－无机物质相互作用的结果，而现今油气勘探都是在有机烃源发育的盆地中进行，有机和无机烷烃气混合成藏使无机烷烃气不如非烃气易于识别。尽管如此，目前在许多裂谷盆地中发现了一系列可能的无机成因天然气的聚集，说明无机成因油气仍有一定的发展前景。

到目前为止，对无机成因烃类气体的判断主要依据有烃类气体的组分、碳同位素、烷烃碳同位素系列、与烃类气体伴生的非烃气体、稀有气体的含量及同位素以及地质背景综合分析等方法。松辽盆地有无机成因CH4的一些重要判别依据：

1.该区与无机CO2气藏等伴生的CH4气藏，有特高甲烷碳同位素及负碳同位素系列

在松辽盆地送的与无机CO2气藏等伴生的甲烷碳同位素分析样品，碳同位素值出现了大量的δ13C1值大于－30‰，其中还有大量大于－20‰的样品，并出现了大量负碳同位素系列样品，且上述两种特征还同时出现在同一气田（藏），显示了无机成因烃气的存在。

碳同位素是判识无机成因天然气最直接的证据。我国许多地区如云南腾冲县澡塘河、四川甘孜县拖坝、吉林长白山天池、内蒙古克什克腾旗热水镇以及国外许多地区如新西兰地热区、东太平洋热液喷出口、俄罗斯希比尼地块岩浆岩、美国黄石公园等都发现了无机CH4。这些地区的甲烷碳同位素虽然变化较大，但一般都大于30‰。

许多学者亦提出了鉴定无机成因CH4的下限值，有的为大于－20‰，有的为－30‰。但必须指出的是不论哪一个值都不是划分无机甲烷的绝对值，因为某些高（过）成熟的煤型CH4也有显示重碳同位素特征的特点，因此在确定其成因时还需综合考虑其他资料，如烷烃气碳同位素系列、地质构造背景等。其中碳同位素系列是识别有机、无机烷烃气最有效的手段之一。

有机成因的天然气主要源于沉积物中分散有机质的分解。在生烃母质干酪根热降解生成烷烃气的过程中，由于12C—12C键的键能低于12C—13C键，因此生物成因天然气中CH4及其同系物的碳同位素组成具有随碳数的增大而变重的分布特征，即δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4正碳同位素系列。这种分布特征几乎存在于所有有机成因的天然气藏，并被有机质热解成烃的模拟实验和理论推导所证实。而对于无机成因的烷烃气来说，重烃气含量很少，而且主要是由甲烷通过放电作用聚合形成的。在由CH4聚合形成高分子烃类或CO加氢合成烃类的过程中，由于12C—13C键的键能低于12C—12C键，使12C随分子量的增加而逐渐富集，从而形成甲烷同系物的碳同位素组成与有机成因的同位素系列正好相反，即形成δ13C1＞δ13C2＞δ13C3负碳同位素系列。如前面提到的俄罗斯希比尼地块与岩浆岩有关的天然气中δ13C1为3.2‰，δ13C2为9.1‰，δ13C3为16.2‰；美国黄石公园泥火山气的δ13C1为21.5‰，δ13C2为26.5‰。

徐家围子断陷在昌德、汪家屯、肇州以及朝阳沟等地区及腰英台气田均发现了甲烷碳同位素异常和负碳同位素系列，表明该区有无机烃类气体存在。汪家屯地区W a903井甲烷碳同位素最重达12.22‰，而乙烷的碳同位素为22.99‰；昌德地区表现的最为明显，FaS1、FaS2等井多个气样显示负碳同位素系列，且甲烷碳同位素偏重。从这些气样组分来看，干燥系数 一般都在0.98以上，显得很干，也与无机成因烷烃气的特征相似。

此外，也有学者提出负碳同位素系列并不是判断无机成因烃类气体最可靠的标志，由两种不同成因天然气混合，或由天然气的扩散引起同位素分馏均可造成这种现象的出现。以往的研究认为混合作用形成甲烷至丁烷碳同位素的完全反序排列可能性不大，但最近的同位素数值模拟研究结果表明，两种碳同位素正序排列的天然气，混合后可以得到碳同位素完全反序排列的天然气，但要求混合的两个端元的天然气必须具有不同的成因或来源，或它们是明显不同演化阶段的产物。从徐家围子地区的地质条件和同位素特征来看，很难用两种有机成因的气混合加以解释，因为要得到FaS1、FaS2那样重的甲烷负碳同位素系列，要求具有有机成因天然气甲、乙、丙碳同位素为15‰，－14‰，13‰相当的天然气存在，而这种天然气无法与有机质演化的任一阶段相对应，在徐家围子地区也未发现具这种特征的天然气。因此，混合作用不能合理解释该区存在的负碳同位素系列。

2.在该区火山岩的原生流体包裹体中发现CH4

地球深部流体的性质和成分是当前国内外学术界争论的热点课题。火山喷发物中含有大量的非烃气体、少量烃类气体、稀有气体以及沿一些深大断裂带及地震期前后有烃类气体、CO2和稀有气体释放已是公认的事实。近年来对火山岩及其地幔岩流体包裹体的研究进一步揭示其流体相主要为H2O、CO2、CH4、N2、H2、H2S及一些稀有气体。地幔物质及其所含流体在横向和纵向上分布也是极不均匀的，如河北坪尖晶石二辉橄榄岩幔源岩气体包裹体中还原性气体含量高达68.0%～93.4%，而山东栖霞大方山二辉橄榄岩样品中还原性气体为8.5%～39.3%。有学者研究了我国华北地区地幔岩的分布，认为地球深部由上到下依次为尖晶石二辉橄榄岩、尖晶石－石榴石二辉橄榄岩和石榴石二辉橄榄岩，分别代表岩石圈地幔和软流圈地幔。其中石榴石二辉橄榄岩中的H2和CH4的含量最高，而尖晶石二辉橄榄岩含H2和CH4相对较低，因而认为地球深部不同圈层可能孕育有不同性质和类型的天然气，由浅至深有H2O→CO2→CH4、H2富集的趋势，其中莫霍面附近可能是CO2的聚集带，岩石圈与软流圈界面附近可能是烃气的富集带，而H2可能有更深的来源。

在该区非气层段火山岩中集的火山岩流体包裹体，普遍有较高含量的无机烃气，证实无机成因烃类气体对该区气藏的贡献不容忽视。从徐家围子地区岩浆火山岩流体包裹体气液相成分来看，岩浆成分由基性变为酸性时，CO2有从少变多的趋势，CH4的变化趋势正好相反，因此上述研究成果及推断可能是正确的。在长岭达尔罕及腰南构造，在DB11 井的4017～4120m井段的基性岩中发现大量含CH4的气液相包裹体，其中CH4的最高含量可达到31.9%，该层测试产纯CH4，而在相邻的DS2井3670～3780m的酸性流纹岩中，产出以CO2为主的气藏，在该层中发育大量含CO2的气液相包裹本。

3.在该区发现大量示指深部低氧逸度环境的伴生气体

在松辽盆地，已发现部分高含H2及CO、H2S气的气藏，反映该区地壳深部存在低氧逸度环境，有利于甲烷的生成。无机成因气中低氧逸度组分往往构成共生组合，如DB11井营城组玄武岩段，H2含量达6%,H2S含量达（30～50）×10-6，与CH4共生。其各项同位素指标均反映这些组分源自无机成因，证实深部存在低氧逸度的大地构造环境。

4.从地质背景综合分析方法证实应当存在无机成因甲烷

一般认为，某些高（过）成熟的煤型甲烷也有显示重碳同位素特征的特点，并经不同成因天然气混合，或由天然气的扩散引起同位素分馏可造成负碳同位素系列。因此，在一些不含煤系的地区，如部分烃类气藏的δ13C1出现明显偏重，且出现负碳同位素系列，但周缘未发现明显的煤系烃源岩，可以确定存在较大规模的无机甲烷供给。

无机CO2与甲烷的共生，在各类有机烃类成藏条件差别不大的情况下，在局部地区出现特高、特大的气藏，或在有机烃类气体供给很少的区带，在圈闭中发现大量甲烷，揭示存在无机成因甲烷的供给。

以腰英台—达尔罕断凸带为例，该带已钻达基岩顶面的D2、DBIl井揭示，经二维、三维地震资料标定，该区周邻不存在煤系源岩，其它方向有机烃源的运移供给路线也很长。但在腰英台深层气田，发现富含CO2（含量15%～24%），以CH4为主（76%～85%）的气藏，也存在甲烷重碳同位素和碳同位素反向序列。在YS1、YS101、YS102、ChaS1、ChaS1-1、ChaS1-2、ChaS1-3井揭示大型腰英台气田，探明天然气地质储量达（600～700）×108m3的情况下，周围的ChaS2、D2、YN1井却仅发现了CO2气，未发现烃类聚集。这些表明腰英台深层气田有天然成因甲烷的混人。

由于岩石圈地幔及地壳深处广泛存在C、H、O、N等元素，无机成因天然气的主要组成是CO2，其次是CH4及N2等，无机成因气藏也是以CO2为主，含部分CH4、H2、N2、CO2等组分。在无机成因的甲烷气苗中，甲烷含量一般在5%～30%，但即使是这种较低含量，无机成因甲烷供给量也远大于有机成因甲烷供给量。19年Welham等指出，东太平洋北纬21°处中脊喷出的热液（400℃）中，含氢气、甲烷的氦，δ13C1值为17.6‰～－15‰，R/Ra约为8，说明这些气体是幔源的。该处喷出的H2的体积浓度为10%，每年喷出H2和CH4分别为12×108m3和1.6×108m3，如果以此喷出速度，即使仅按照与火山热的地质历史100万年来计算，该处喷出的H2和CH4即可达到1200×1012m3、160×1012m3，也远远大于有机物的生烃量。由此也可见，CO2的供给量是何等惊人。

同时在沉积盖层的深埋压实条件下，CO2易于与地壳中碳酸盐岩、碱性岩类发生反应，并大量溶解于水中，而产生大量的损耗。而在地壳沉积盖层的温度、压力条件下，CH4则有相对的化学稳定性，在CO2逃逸和散失量很大的条件下，无机成因CH4常可以形成相对富集，甚至形成无机成因甲烷为主的天然气藏。

（四）煤型气与油型气的鉴别

确认天然气属于煤型气还是属于油型气，对于追溯、对比烃源岩起着重要作用，目前最为常用的参数是乙烷或丙烷碳同位素。YS1井登娄库组天然气δ13C2为－24.7‰，为典型的煤型气，YS1井营城组天然气δ13C2为－26.4‰～－26.5‰，DBIl-1井与DBl1-2井营城组天然气δ13C2为－26.1‰～－28.7‰，均为煤型气和油型气混合气区，DB33-9-3井天然气的δ13C2为－29.3‰，也接近煤型气和油型气混合气区，按照δ13C2值－29%。为界限，长岭断陷天然气为高成熟的煤型气。

1.“V”型鉴别图（δ13C1-δ13C2-δ13C3）

考虑到甲烷、乙烷与丙烷三者碳同位素的综合信息，在δ13C1—δ13C2δ13C3相关图上（图3-36），利用烷烃成因天然气碳同位素系列数据，能够鉴别不同成因的有机天然气。其中Ⅰ区为煤型气，Ⅱ区为油型气，Ⅲ区为混合型气，Ⅳ区为深层混合气（戴金星，1992；顾忆等，1998）。从图3-36可以看出，腰英台构造带与达尔罕构造带的天然气主要分布在碳同位素倒转区以及煤型气和油型气或者深层气的混合气区，而且天然气的成熟度明显偏高，DBll井的天然气可能有少量的油型气混入，双坨子地区的天然气主要为煤型气与油型气，由此表明，双坨子构造带的天然气的特征明显不同于上述两个构造带，腰英台与达尔罕构造带的天然气明显具有多源的性质，而且可能混有深部的无机气，造成其甲烷的同位素明显偏重，导致其烃类组分的同位素发生倒转。

2.δ13C2-δ13C1图

通过利用δ13C2值的大小将天然气划分为煤型气、油型气以及煤型气与油型气的混合气区，再通过δ13C1受热演化程度的差异将天然气划分为未熟、低熟，成熟、高熟以及过成熟五个阶段，可以很好地将天然气中煤型气与油型气类型分开，从图3-37可以看出，腰英台与达尔罕构造带的DB33-9-3、DB33-5-5、DB11井以及ChaS1井的个别样品可能为高过成熟的煤型气与油型气混合气，而其余样品天然气均为高过成熟的煤型气，双坨子地区的天然气成熟度略低，分布油型气或煤型气，不同于腰英台与达尔罕构造带的天然气的特征。

图3-36 天然气δ13C2-δ13C1不同成因类型图

1—ChaS1井区；2—双坨子地区；3—YS1（K1d）;4—YS1（K1yc）；5—YP1（K1yc）；6—YS7（K1yc）;7—YS2（K1yc）;8—D2（K1yc）;9—DB11（K1yc）；10—DB33井区

图3-37 天然气δ13C2—δ13C1不同成因类型图

1—ChaS1井区；2—双坨子地区；3—YS1（K1d）；4—YS1（K1yc）；5—YP1（K1yc）;6—YP7（K1yc）,7—YS2（K1yc）;8—D2（K1yc）;9—DB11（K1yc）;10—DB33井区

3.C1/C1-5与δ13C1图

利用干燥系数（C1/C1-5）与δ13C1同样也可以判识天然气类型.对于煤型气与油型气在不同的演化阶段过程中，其干燥系数与δ13C1存在一定的对应关系，对于成熟度高的油型气与煤型气，其干燥系数与δ13C1必然很高，图3-38中A1、B1、C1、D1、E1为煤型气演化阶段，界限由虚线表示，A2、B2、C2、D2、E2为油型气演化阶段，界限为由实线表示。通过图3-38可以看出，腰英台构造带与达尔罕构造带的营城组与登娄库组的天然气主要分布在高成熟的煤型气与油型气区，双坨子地区天然气具有煤型气与油型气的混合特征，明显不同于两构造带的天然气特征。

图3-38 利用C1/C1-5与δ13C1图判别不同类型烷烃气体

1—ChaS1井区；2—双坨子地区；3—YS1（K1d）;4—Ys1（K1cy）；5—D2（K1cy）；6—YP1（K1yc）；7—YP7（K1yc）；8—YS2（K1yc）;9—DB11（K1yc）;10—DB3井区

（五）天然气同位素倒转现象分析

长岭断陷腰英台与达尔罕构造带天然气碳同位素系列数据分析表明，碳同位素倒转系列和负碳同位素系列是其主体，并且碳同位素明显偏重。导致碳同位素异常的原因有很多，研究天然气碳同位素倒转的原因，对天然气的成因或其经受的次生变化作出判断，可以作为天然气运移途径和气源对比的一种间接方法。戴金星（1993）曾对烷烃气碳同位素系列倒转问题作过详细研究，认为引起碳同位素系列倒转的主要原因有：1）有机气与无机气的混合，二者分别属于正碳同位素系列与负碳同位素系列的典型，当二者混合时，很容易发生同位素分布的倒转现象；2）煤型气与油型气的混合，这是造成碳同位素系列倒转的主要原因；3）同型不同源或同源不同期天然气的混合，同源的早期形成的低成熟度的天然气散失一部分后的剩余气，与晚期较高成熟度形成的天然气形成混合天然气，可导致烷烃气同位素倒转；4）生物降解作用，细菌选择降解某些组分致使剩余组分变重；5）地温增高也可使碳同位素倒转，在碳同位素交换平衡下，若地温高于100℃，则出现正碳同位素系列；当温度高于200℃时，则正碳同位素系列改变成为负碳同位素系列（戴金星，1990）；6）源岩性质控制，在中国陆相河湖交替发育的含油气盆地，烃源岩有机质的分布是不均一的，同一套烃源岩中I型和Ⅲ型有机质可能同时存在，因此其产生的烃类烷烃气可能发生倒转，松辽盆地北部深层烃源岩就有混源的特点。

此外，盖层微渗漏造成的蒸发分馏作用也是许多天然气藏同位素出现倒转的重要原因，Prinzhofer等（1995）在对Jenden的资料进行重新解释时，认为微渗漏作用更能合理地解释Appalachian盆地天然气同位素的倒转现象，他们按Jenden等提出的混合模式计算后发现有些样品点并不符合混合模式，提出了一种新的微渗漏模式。黄海平（2000）利用微渗漏模式较好地解释了徐家围子断陷深层天然气同位素倒转的现象。从图3-39看出，腰英台构造带的ChaS1井区、达尔罕构造带的DB11-1、DB11-2、DB33-9-3、DB33-5-5等井天然气样品同位素发生倒转，是受到盖层微渗漏作用的影响。

导致天然气碳同位素倒转可能是上述因素之一，也可能是两种或两种以上的因素引起的。长岭断陷深层天然气普遍被认为主要来源于沙河子组和营城组，经历了较复杂的构造变形和较高的成熟演化阶段，可能存在多源气的混合，主力烃源岩发育于盆地断陷晚期和坳陷早期，火山活动频繁，烃源岩除正常的热演化外，还受到因火山活动引起的异常热，主力烃源岩沙河子组和火石岭组在盆地分布不均一，有机质具有非均质性，因生气层上下部位和层内成熟度及有机质性质不一样，也会使同层同时生成的天然气同位素发生混合而倒转。盆地基底发育深大断裂，无机成因的CO2、N2普遍存在，并且丰度较高，在腰英台地区CO2含量平均值为20%以上，因此天然气中可能有无机成因烷烃气加入，天然气藏产层主要在登娄库组与营城组，成藏模式比较复杂，天然气可能以垂直运移为主，运移路径较长，因而可以引起多期次的天然气碳同位素动力分馏效应。

图3-39 天然气同位素反转解释模式

1—ChaS1井区；2－双坨子地区；3—YS1（K1d）；4—YS1（K1yc）;5—D2（K1yc）;6—YP1（K1yc）;7—YP7（K1yc）;8—YS2（K1yc）;9—DB11（K1yc）；10—DB33井区

据此按照通常的天然气同位素的划分，结合长岭断陷腰英台地区天然气各种分析数据可知，YS1井登娄库组以及ChaS1井个别样品表现出无机成因气的特点，而腰英台构造带大部分井区的样品，如YS1、YS2、YP7井以及达尔罕构造带的DB33井区、DB1I井主要分布有机成因的烷烃气（张枝焕、童亨茂等，2008）。

燃气灶是现代家庭中不可或缺的厨房设备之一，但是如果使用不当或者存在故障，燃气灶会产生明显的燃气味，严重时还会引发设备老化和安全事故。那么，燃气味大的原因有哪些呢？

1.天然气泄漏：这是最常见而且最危险的原因之一。如果天然气管道、阀门等部位出现泄漏，就会产生明显的燃气味，而且可能会引起火灾和爆炸等安全事故，应该及时关闭燃气阀门，并寻求专业人士处理。

2.使用不当：如果燃气灶的燃烧器堵塞或者不良的着火装置等，就会导致燃气无法正常燃烧，产生较大的燃气味。此外，如果在烹饪过程中加热过度或使用过期的燃气罐等也会导致燃气味变大。

3.设备老化：燃气灶使用时间久了或者维护不当，设备内部会出现积碳和老化现象，导致燃气无法正常燃烧，产生燃气味变大的情况。

4.环境原因：在高温多湿的环境下，燃气灶周围容易形成潮湿、不透气的气氛，从而造成燃气味变大的情况。此外，如果锅炉房、排气管道等出现问题，也会导致燃气味变大。

总之，燃气味大的原因有很多，我们在使用燃气灶的时候，一定要养成良好的使用习惯，定期检查设备，确保燃气灶能够正常、安全地运行。同时，在使用中遇到各种问题应该及时处理，如若发现燃气味大的情况，应立即关闭燃气阀门，打开门窗通风，确保安全。