天然气放散装置_天然气动态扩散原理分析研究进展报告

1.天然气锅炉的实习操作报告

2.我国煤层气产业发展报告

3.阜新盆地煤层气产能敏感性因素数值分析

4.天然气水合物远景预测

5.液化天然气火灾危险性 压缩天然气汽车加气站火灾危险性分析与预防

6.石油天然气行业的安全评价

7.　勘探目标评价与风险分析方法

8.燃气阀门应用现状及选型？

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。

天然气锅炉的实习操作报告

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

我国煤层气产业发展报告

关于锅炉房实习报告锅炉房实习报告 实习目的： 形成初步的认识和了解，对以后的学习和工作有个大体 认识，为今后的系统的理论学习奠定初步的基矗 实习任务：了解热系统的原理、组成及各设备的功能；了解各种空 调系统的原理、组成及各设备的功能；了解燃媒、燃油及燃气锅炉的 构造与原理；了解制冷系统的原理、组成及各设备的功能；了解活塞 式压缩机、离心式压缩机以及螺杆式压缩机的构造与原理；了解制冷 的原理以及系统组成；了解冷库的组成及工作原理；了解冷却塔的结 构和工作原理。 参观地点具体可以分为以下六个方面：空调系统、通风系统、锅炉房 系统、制冷系统、供热部分、燃气部分。根据这六方面老师带我们参 观了云峰制药厂，东山储配站，张家口市大力神锅炉制造有限公司， 盛华热电厂，新华大厦，张家口市食品公司，河北北方学院第一附属 医院，金凤大厦。 锅炉房系统 定义：利用燃料燃烧释放的热能或其他热能加热水或其他工质，以生 产规定参数和品质的蒸汽、热水或其他工质的设备。 锅炉是一种能量转换设备，向锅炉输入的能量有燃料中的化学能、电 能、高温烟气的热能等形式，而经过锅炉转换，向外输出具有一定热 能的蒸汽、高温水或者有机热载体。 锅炉中的炉膛、锅筒、燃烧器、水冷壁过热器、省煤器、空气预热器、 构架和炉墙等主要部件构成生产蒸汽的核心部分，称为锅炉本体。 锅炉本体：锅炉本体是“锅”和“炉”两大部分组合在一起构成的。 “锅”是指承受内部或外部压力，构成封闭系统的各种部件，包括锅 壳、锅筒、水冷壁、凝渣管、锅炉管束、蒸汽过热器、省煤器、集箱、 下降管、汽水分离装置、排污装置、气温调节装置等；“炉”是指构 成燃料燃烧场所的各种组成部件，包括炉膛和炉前煤斗、煤阀门、炉 排、除渣板、分配送风装置等组成的燃烧设备。 锅炉本体中两个最主要的部件是炉膛和锅筒。燃稻壳蒸汽锅炉的内部 结构图炉膛又称燃烧室，是供燃料燃烧的空间。将固体燃料放在炉排 上，进行火床燃烧的炉膛称为层燃炉，又称火床炉；将液体、气体或 磨成粉状的固体燃料，喷入火室燃烧的炉膛称为室燃炉，又称火室炉； 空气将煤粒托起使其呈沸腾状态燃烧，并适于燃烧劣质燃料的炉膛称 为沸腾炉，又称流化床炉；利用空气流使煤粒高速旋转，并强烈火烧 的圆筒形炉膛称为旋风炉。 在锅炉的认识中我们主要参观了张家口大力神锅炉有限公司和东源 热力，在认识实习中对锅炉的构造和使用有了具体的认识。 锅炉运行过程和原理：在水汽系统方面，给水在加热器中加热到一定 温度后，经给水管道进进省煤器，进一步加热以后送进锅筒，与锅水 混合后沿下降管下行至水冷壁进口集箱。水在水冷壁管内吸收炉膛辐 射热形成汽水混合物经上升管到达锅筒中，由汽水分离装置使水、汽 分离。分离出来的饱和蒸汽由锅筒上部流往过热器，继续吸热成为 450的过热蒸汽，然后送往汽轮机。在燃烧和烟风系统方面，送风 机将空气送进空气预热器加热到一定温度。在磨煤机中被磨成一定细 度的煤粉，由来自空气预热器的一部分热空气携带经燃烧器喷进炉膛。 燃烧器喷出的煤粉与空气混合物在炉膛中与其余的热空气混合燃烧， 放出大量热量。燃烧后的热烟气顺序流经炉膛、凝渣管束、过热器、 省煤器和空气预热器后，再经过除尘装置，除往其中的飞灰，最后由 引风机送往烟囱排向大气。 下图为在东源热力的整体运作流程图： 制冷系统 工作原理：空调器的制冷系统由蒸发器、压缩机、冷凝器和毛细管四 个主要部件组成。按照制冷循环工作的顺序，依次用管道连接成一个 整体。系统工作时、蒸发器内的制冷剂吸收室内空气的热量而蒸发成 为压力和温度均较低的蒸气，被压缩机吸入并压缩后，制冷剂的压力 和温度均升高，然后排入冷凝器。制冷剂蒸气在冷凝器内通过放热给 室外空气而冷凝成为压力较高的液体。制冷剂液体通过毛细管的节流， 压力和温度均降低，再进入蒸发器蒸发，如此周而复始地循环工作， 从而达到降低室内温度的目的。 制冷系统由压缩机、冷凝器、膨胀阀（节流阀）和蒸发器等四大设备 组成，在这些设备之间用管道依次联接形成一个封闭系统。为保证系 统的正常运行，还需一些设备，包括油分离器、储液器、不凝气 体分离器、过滤器和自动控制器等。 在张家口食品公司我们参观冷冻技术以及该公司的冷冻设备。冷库设备不同制冷方法使用不同的设备，目前应用最广的是蒸气压缩制冷， 主要设备有压缩机（见流体输送机械）、冷凝器、蒸发器和节流阀。 压缩机用于压缩和输送制冷剂蒸气，其中以活塞式和离心式的应用最 广。物品在冷却或冻结时要放出一定的热量，制冷装置的围护结构在 使用时也会传入一定的热量。因此为保持制冷装置中的低温条件，就 必须装设制冷机，以便连续不断地移去这些热量，或者利用冰的熔化 或干冰的升华吸收这些热量。 张家口食品公司的工业流程图如下： 压缩机排气--------油氨分离器--------冷凝器--------高 压储液罐-------膨胀阀--------低压循环储液筒---------- 冷却方式：制冷设备的冷却方式有直接冷却和间接冷却两种。直接冷却是将制冷机的蒸发器装设在制冷装置的箱体或建筑物内，利用制冷 剂的蒸发直接冷却其中的空气，靠冷空气冷却需要冷却的物体。这种 冷却方式的优点是冷却速度快，传热温差小，系统比较简单，因而得 到普遍应用 冷凝器的作用是将压缩机送出的高压高温的制冷剂蒸气 冷凝成液体。常用的冷凝器有三类：水冷式。以水作为冷却剂，有 管式冷凝器、套管式冷凝器及螺旋板式冷凝器。喷淋式。同时以水 和空气作为冷却剂，有喷淋式冷凝器（空气为自然对流）和蒸发式冷 凝器（空气为强制对流）。空冷式。以空气作为冷却剂，即空气冷 制冷设备：蒸发器又称吸热器，是通过液态制冷剂的沸腾汽化使载冷剂或被冷却 物体降温的传热设备。蒸发器可分两类:一类是冷却液体式，用于冷 却液体载冷剂,有管壳式蒸发器及各种浸没式蒸发器（如立管式、螺 旋管式、蛇管式）。浸没式蒸发器是将整个换热面浸入盛有载冷剂的 槽中，槽内经搅拌，强化换热。另一类是冷却空气式，用于冷却作为 载冷剂的空气，又分为管排和冷风机两种。管排由垂直管、水平管或 盘管组成，制冷剂在管内沸腾，管外空气作自然对流,冷风机则是由 管组与风机组成,使管外空气作强制对流。 根据工作原理制冷机可分为压缩式制冷机。依靠压缩机的作用提高 制冷剂的压力以实现制冷循环，按制冷剂种类又可分为蒸气压缩式制 冷机（以液压蒸发制冷为基础，制冷剂要发生周期性的气-液相变） 和气体压缩式制冷机（以高压气体膨胀制冷为基础，制冷剂始终处于 气体状态）两种。吸收式制冷机。依靠吸收器-发生器组（热化学 压缩器）的作用完成制冷循环，又可分为氨水吸收式、溴化锂吸收式 和吸收扩散式3 种。蒸汽喷射式制冷机。依靠蒸汽喷射器（喷射式 压缩器）的作用完成制冷循环。半导体制冷器。利用半导体的热- 电效应制取冷量。 通风系统 通风又称换气，是用机械或自然的方法向室内空间送入足够的新鲜空 气，同时把室内不符合卫生要求的污浊空气排出，使室内空气满足卫 生要求和生产过程需要。建筑中完成通风工作的各项设施，统称通风 设备。 通风按照范围可分为全面通风和局部通风。全面通风也称稀释通风， 它是对整个空间进行换气。局部通风是在污染物的产生地点直接把被 污染的空气收集起来排至室外，或者直接向局部空间供给新鲜空气。 局部通风具有通风效果好、风量节省等优点。 通风按照空气流动所依靠的动力分为自然通风和机械通风。 自然通风： 通风的动力是室内外空气温度差所产生的“热压”和室外风的作用 所产生的“风压”。这两种因素有时单独存在，有时同时存在。 机械通风是以风机为动力造成空气流动。机械通风不受自然条件的限 制，可以根据需要进行送风和排风，获得稳定的通风效果。在某些场 合常兼用机械通风和自然通风。某些房间对空气环境有较高的要求, 不允许周围空气流入（如医院的手术室、实验大楼中的精密仪器室等）， 这些房间的机械送风量应大于机械排风量,使室内压力大于大气压力。 室内多余的空气会通过门、窗和其他缝隙流至室外。某些污染较严重 的房间（如厕所、厨房等），为了防止其中的污浊空气流入周围的空 间，应使室内的压力小于大气压力，使室内的污浊空气不致流至室外。 是机械通风系统示意。室外空气经百叶窗进入送风室，送风室内设有净化空气用的空气过滤器和加热空气用的空气加热器等，空气经 过净化和加热后由风机加压经过风管输送到房间内的送风格栅（即出 风口），再分布到各室内和室内空气混合。有时，排风经下部的排风 口吸入回风管道,返回送风室,和室外新鲜空气混和后继续使用。用 循环空气的目的是为了在节能的前提下，保证室内的温度和风速分布 比较均匀。送、排风量的大小和送、排风口的布置对通风房间的空气 温度、湿度、速度和污染物浓度的分布影响极大。合理地布置送、排 风口及分配送、排风量称为室内的气流组织。 在新华大厦我们观看了地下车库的通风系统，地下车库的通风系统为 单独的防火排烟系统，通风系统由送风系统和排风系统组成，送风为 两侧送风中间排风，由两侧向中间形成对流，两侧送风频率为10 每小时，排风频率为6次每小时，与其他系统配合使车库始终处于负 压状态，从而保证流畅的通风。 空调系统 工艺性空调 ：目的是满足生产过程和科学研究等的需要，此时空调 设计是保证工艺要求为主，室内人员的舒适感是次要的。计算机房、 电话总机房、精密电子车间和某些特殊的实验室、博物馆等的空调。 通过参观云峰药业的地下室空调制冷系统及阅读相关书籍我了解了 空调系统的有关知识。 空调系统的组成 中央空调系统通常由以下5 部分组成：空气处理设备、冷源和热源、 空调风系统、空调水系统及控制检测系统。 空调系统按负担室内热温负荷所用介质可分为全空气系统、空气-水 系统、全水系统和制冷剂直接蒸发系统。按空气处理设备的设置情况 可分为集中式、半集中式和全分散式空调系统。集中式系统将所有空 气处理设备（包括风机、表冷器、加热器、加湿器和过滤器等）都集 中在空调机房内。被处理空气的温度、湿度，在空气处理机内进行集 中调节后，经风管（道）输送到空调房间。根据季节的和室内热湿负 荷的变化，可在空气处理机内及时进行切换和调整。 空调系统的空气处理设备 空气处理设备有空气净化处理设备和空气热湿处理设备。 空气净化处理设备 空气净化处理设备：对于进入空调房间的空气，除了满足温度、湿度 和气流速度外，还要满足空气净化的要求，即除去空气中的尘埃、烟 雾、微生物等悬浮污染物，消除各种异味，最好有足够的负离子含量 空调系统所处理的空气，通常是由室外新风和回风组成。空气中的悬浮污染物来自新风和回风两个方面。空气净化的目的就是要除去上述 两个方面的污染。 空气净化设备可按室内污染物存在的状态分为处理悬浮颗粒物的除 尘式和处理气态污染物的除气式两类。在除尘式空气净化处理设备当 中以纤维过滤器为核心，另外还有驻极体静电过滤器等。其特点是主 要利用纤维过滤技术或静电过滤技术等来处理悬浮颗粒物。在除气式 空气处理设备中，主要有活性炭过滤器、光催化过滤器和空气净化器 等。其特点主要是利用吸附技术，光催化技术和离子化技术等来处理 气态污染物。 常用的空气过滤器 1）粗效过滤器：过滤对象是10~100um 的大颗粒尘埃，用于空调系统 的初级过滤，保护中效过滤器。 2）中效过滤器：过滤对象是1~10um 的大颗粒尘埃，用于空调系统的 中级过滤，保护末级过滤器。 3）高效空气过滤器：过滤对象是1~5um 的尘埃，用于大于10 洁净室送风的末级过滤或高洁净度要求场合的中间级过滤器。4）高效空气过滤器：过滤对象是小于1um 的尘埃，用于普通100 以上洁净室送风的末级过滤。空气净化器是将纤维过滤技术、静电过滤技术、活性炭过滤技术、负 离子技术、臭氧技术集成为一体的空气净化设备。其工作原理是：由 高速旋转的离心风机在机器体内产生负压，受到污染的空气被吸入机 内，依次通过具有杀菌功能的粗过滤网，装填有高效空气过滤材料的 过滤层和具有高效催化作用的活性炭过滤层，这样三重过滤净化后由 送风口送出洁净的空气。 空气热湿处理设备 空气热湿处理设备，可分为直接接触式和间接接触式。直接接触式热 湿交换包括喷水室、蒸汽加湿器、局部补充加湿装置以及使用液体吸 湿剂的装置等。其特点是与空气进行热湿交换的介质直接与空气接触。 间接式热湿交换包括光管式、翅片管式和肋管式空加湿器及空气冷却 器等。其特点是与空气进行热湿交换的介质不与空气直接接触，换热 介质（热水、水蒸气、冷水、制冷剂）在间壁式换热管内流动，被处 理空气在管外流过，两者通过固体臂面进行热交换或热湿交换。 空调冷却水系统 空调冷却水系统，是指利用冷却塔向冷水机组的冷凝器供给循环冷却 水的系统。由冷却塔、冷却水箱、冷却水泵和冷水机组冷凝器等设备 及其连接管路组成。 冷凝水系统 冷凝水系统。不论空调末端设备的冷凝水盘是位于机组的正压段还是 负压段，冷凝水盘出水口处均需设置水封，水封高度应不大于冷凝水 盘处正压或负压值。正压段是为了防止漏风，负压段是为了顺利排出 冷凝水。 空调系统流程图： 燃气系统 主要参观了东方储配站，该站属于甲级防火防爆部分。看到了巨大的 气柜，气柜由十米底座和三个八米的节组成，最高共可达32 相邻的节用反向的滑轮连接。气柜随气压的大小而自由升降，在集中用气的时候气压较低，气柜也变得矮一些。给用户送气的气压也会有 变化，比如过年过节的时候，家家户户都加大了煤气的使用量，所以 就要加比平时更大的压力才能满足正常的使用。天天的压力也有变化， 做饭的时间也比平常时间要压力大。 燃气储配站站址的选择要考虑工艺、动力、给排水、土建安装、防火 防爆、环境保护等方面的要求及其对投资和运行费用的影响，并和城 市总体规划相协调。燃气储配站的工艺布置应保证工作可靠、安全生 产和便于运行管理。各建筑物和构筑物之间应满足安全防火距离的要 求，应设环绕全站的消防道路，压送、调压等生产车间的用电设备应 考虑防火防爆要求，站内燃气管道宜连成环状并设有检修和事故时使 用的越站旁通管道。 燃气储配站的工艺流程应根据气源厂的性质、城市规模、负荷分布和 管网压力级制等因素，通过技术经济比较后确定。一级调压器的作用 是将高压燃气的压力降至高压储气罐的工作压力，以存入储气罐。二 级调压器的作用是将燃气压力调节到出站管道的工作压力。燃气储配 站中除根据不同需要设置储气、压送、调压等主要工艺设备外，还设 有生产设施、生活设施和消防设施等。 下图为燃气供应系统图 供热部分 供热部分主要以参观盛华热电厂为主，盛华热电厂是以热电联产的方 式进行工作的，热电联产是由热电厂同时生产电能和可用热能的联合 生产方式。 以热电厂作为热源的供热系统称为热电厂集中供热系统。由热电厂同 时供应电能和热能的能源综合供应方式称为热电联产。热电厂是联合 生产电能和热能的发电厂。热电厂供热系统是以利用汽轮机同时生产 电能和热能的热电合供系统作为热源。以热电厂作为热源实现热点联 产，不仅热能利用效率高，同时利于环保。 热媒系统（第一循环系统）由热源，换热器和热媒管网组成。由锅炉 生产的蒸汽通过热媒管网送到换热器加热冷水，变成高温水通过热媒 管网供暖。经过热交换蒸汽变成冷凝水，大部分和新补充的软化水经 冷凝循环泵再送回锅炉加热为蒸汽，如此循环完成热的传递过程。 热水供水系统（第二循环系统）由热水配水管网和回水管网组成。被 加热到一定温度的冷水，从换热器出来，经配水管网送至各个热水配 水点，而换热器的冷水由高位水箱或给水管网补给。供热后的热水经 回水管使一定量的热水经过循环水泵流回换热器。 热电厂中的换热站有专门的遥控室和控制台，通过遥控站可以清楚的 掌握各处蒸汽、热水的压力和温度等，并且可以通过控制器来进行调 在学校我们还自行参观了学校的供热论文网设备，主要以散热器为主，我们分别参观了食堂，宿舍，图书馆和教室，在观看散热器的过程中 图书馆和综合楼一楼主要是以翼型散热器为主，柱型散热器为辅，其 他地方主要是柱型散热器。 散热器，是将热媒的热量传导到室内的一种末设备，已成为生活中不 可缺少的组成部分。其质量的优劣，性能的好坏，外观的华陋，直接 关系到使用的安全性、经济性和装饰性等问题。因此，关注散热器， 也就是关注自己的生活质量。 下图为供热系统流程图 实习体会 紧张而又充满乐趣的认识实习在不知不觉中过去了。 认识实习是我们学习专业课的基础，我们能够学到很多在书本中学不 到的东西。我们常见的各种建筑物内外的给水、排水、供热、消防等 管道，只是略知其一，对于他们为什么这样安装而不那样安装，工作 原理是什么，靠什么提供动力等等并不是很清楚。 自从接到录取通知书，我就对供热通风和空调工程这个专业产生了兴 趣和向往。进入大学一年来我们只是学习了基础课，还没有接触到专 业课。通过这次实习我了解了我们专业的主要内容，加深对专业的了 解，提高了我的专业兴趣和专业学习的主观能动性；建立了有关工艺 过程、系统原理和设备的感性认识，初步了解了有关系统和设备的操 作步骤和方法，提高了我的实践能力，为后续专业基础课程、专业课 程的学习打下了良好的基础；初步了解了研究和解决工程实际问题的 基本方法，培养了树立正确的工程意识和工程观点。 通过这次实习，使我加深了对专业的认识，了解了本专业的研究内容， 还是很有前途的，增加了学好这门专业的信心，明确了自己将来的发 展奋斗目标。

阜新盆地煤层气产能敏感性因素数值分析

叶建平

作者简介:叶建平,男,1962年生,教授级高工,中联煤层气有限责任公司总经理助理,中国煤炭学会煤层气专业委员会秘书长,主要从事煤层气勘探开发科研工作。地址:北京市东城区安外大街甲88号(100011),电话:(010)64265710,E-mail:yejp01@163

(中联煤层气有限责任公司 中国煤炭学会煤层气专业委员会 北京 100011)

摘要:分析了煤层气勘探、开发、利用现状,梳理了煤层气勘探开发技术进展,对我国煤层气产业发展进行了基本评估。认为当前我国煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长;煤层气产能规模扩大,产销量同步上升;煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源;煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在。

关键词:煤层气 勘探开发技术 产业发展

China's Coalbed Methane Industry Development Report

YE Jianping

(China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China)

(Coalbed Methane Specialized Committee, China Coal Society)

Abstract: This report analyses the current situation of CBM exploration, development and utilization,combs the technical progress of CBM exploration and development,meanwhile,it makes basic assessment of China's CBM industry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM production capacity scale has enlarged. Both production and sales he risen. CBM industry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM industry; however,technical bottlenecks still exist.

Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; industry development

我国煤层气开发已经步入产业化初期阶段。煤层气地面开发产量2005年达到1.7亿m3,2009年达到10.1亿m3,预计2015年将达到100亿m3,因此煤层气产业步入快速发展轨道,成为现实的天然气的补充。本文简要报告近年来我国煤层气勘探、开发、利用发展情况和技术进展状况。

1 煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长

近两年,我国煤层气勘探进度明显加快,探明储量显著增长。据不完全统计,到2011年6月底,全国煤层气钻井总数5942口。到2010年底为止,我国已累计探明煤层气储量2902.75亿m3,新增探明储量近1121.55亿m3,占总量的39%。“十一五”探明了千亿立方米大气田。我国煤层气探明储量区分布较集中,共11个区块,主要分布在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、郑庄、枣园、长子等区块,鄂尔多斯盆地东缘三交、柳林、乡宁-吉县、韩城等区块。如表1,沁水盆地探明储量2007.69亿m3,占69.17%;鄂尔多斯盆地煤层气探明储量817.76亿m3,占28.17%。其他地区占2.66%。探明储量成为这些地区煤层气产业发展强大的基础。但是,相对全国36.81万亿m3的量而言,我国煤层气探明率很低,仅8‰。广大地区煤层气勘探潜力尚不明朗。

表1 全国煤层气探明储量分布情况

沁水盆地作为我国特大型煤层气田,勘探潜力巨大。山西组3号煤层和太原组15号煤层厚度大,分布稳定,含气量高,渗透性在全国相对最好,煤层气可性良好。除了已探明的南部区块以外,柿庄南和柿庄北、马璧、沁南、沁源、寿阳、和顺、上黄崖等区块均属于煤层气富集区和极有利目标区。寿阳区块不同于晋城地区,它以太原组15号煤层作为目的层,经过多年勘探,已获得经济单井产量的突破,韩庄井田多口煤层气井产量达到1000m3/d以上,近期将可以提交探明储量。阳泉钻井461口,日产量15万m3,获得商业化生产的产能。

鄂尔多斯盆地东缘具有较好的含煤性、含气性和可性,渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区,也是鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区。鄂尔多斯盆地东缘探明率和转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的“甜点”区。

除了上述地区以外,在黑龙江依兰、云南老厂、贵州织金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶尔盆地南部、陕西彬县等地区相继取得勘探突破。

黑龙江伊兰区块煤层埋深700m左右,厚16m,含气量8~10m3/t,长焰煤,盖层油页岩厚80m。黑龙江煤田地质局2011年在伊兰区块钻井4口,YD-03、YD-04两口煤层气生产试验井,经排,两口井日产气量均在1500m3/t左右,达到了工业气流的标准,标志着黑龙江低阶煤煤层气开发的有效突破。

彬长煤业集团在鄂尔多斯盆地中生界彬长区块钻1口水平井,日产气5600m3。

内蒙古霍林河地区中石油煤层气经理部在华北二连盆地霍林河地区施工霍试1井,日产气约1300m3;进行了勘查研究,取得一定的进展。

依兰、彬长和霍林河区块的勘探成功,标志着低阶煤煤层气勘探取得了初步的成功,意义深远。

四川川南煤田古叙矿区大村矿段煤层气地面抽试验取得了历史性突破。DCMT-3煤层气试验井平均产量1160m3/d,一年多累计产气超过50万m3。之前的DC-1井、DC-2井产气量均达到了500~1000m3/d。初步认为大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。该区煤层气井的排试验成功,意义重大,将为川南煤田低渗透、薄煤层、大倾角、高应力等特点地区的煤层气勘探开发提供技术和经验。

云南老厂施工5口井先导性试验井组,压裂后,发生自流现象,经过初期排,产量逐步上升,显示良好勘探潜力。

安徽淮北矿业集团2008年以来在芦岭淮北Ⅲ1、Ⅲ2区共施工12口“一井三用”井的压裂阶段试验,各井大部达到800m3左右,也有个别高产井,如LG-6井最高日产量曾到3000m3以上,稳产1200m3左右。中联公司对外合作项目和煤炭科工集团西安研究院分别在淮北宿南向斜的先导性试验相继取得商业产量,预示着具有良好的勘探潜力。

全国其他地区的煤层气勘探工作也如火如荼地展开。如贵州织金—纳雍、陕西延川南、山西和顺、山西沁源新疆准噶尔盆地南部等地区,初步勘探实践表明具有良好的煤层气勘探潜力。

上述可知,在沁水盆地南部高阶煤煤层气开发成功后,中阶煤和低阶煤煤层气勘探也正在逐步取得成功。

在煤层气勘探同时,广大研究人员开展了大量的煤层气富集规律和地质控制因素研究,进行了煤储层孔隙性、渗透性、吸附解吸扩散、力学特性、变形特性等广泛研究,进行不同煤级煤的煤层气成藏特征和选区评价研究。这些地质和储层特征的基础研究有力支撑了煤层气基础理论的形成和发展。

2 煤层气产能规模扩大,产销量同步上升

“十一五”期间,煤层气进入产业化发展阶段,煤层气产能规模扩大,产销量同步上升。以中联公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程、中石油华北煤层气分公司沁南煤层气田煤层气开发项目和晋城煤业集团煤矿区煤层气开项目等商业化开发项目竣工投产为标志,我国煤层气开发快速步入产业化初期阶段,煤层气开发处于快速发展阶段。我国现有生产井3200口,到2010年全国地面煤层气产能达到25亿m3,产量15.7亿m3,利用量11.8亿m3,利用率78%。井下煤层气抽量69.6亿m3,利用量21.9亿m3,利用率相对较低,31.5%。2011年地面开发产量将达18~22亿m3,见表2。地面煤层气产量在近五年呈数量级增长,2005年1亿m3,2009年达到10.1亿m3,预计2015年将达到100亿m3。煤层气产量主要来自沁水盆地南部,占96%,少量产自韩城、阜新和柳林、三交地区。

目前进入商业性开发地区包括山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。具备进入商业性开发地区包括山西三交、柳林、大宁—吉县、阳泉、寿阳。

表2 全国主要煤层气田煤层气生产情况(不完全统计)

说明:投产井数包括已产气井和未产气井。

3 煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在

技术进步是煤层气发展的源动力,这已被国内外的勘探开发实践所证实。“十一五”期间在煤层气增产改造技术的试验和研究取得了有效突破,针对不同储层参数研制了适宜的压裂液、压裂工艺等。钻完井技术、地面集输技术、煤矿区煤层气抽技术等方面均有创新性成果。当前最显著的技术进展就是煤层气水平井钻完井技术、煤层气水平井分段压裂技术发展。

3.1 煤层气水平井钻完井技术

煤层气水平井地质和工程影响因素认识显著提高。煤层气水平井、多分支水平井的地质条件局限性强,要求构造相对简单,断层少、地层平缓起伏小;煤层发育稳定、煤层硬度大结构完好;煤层钻遇率高,避免钻探沟通含水层;水平井眼轨迹按上倾方向布置,有利排水降压产气;水平井眼长度尽量长,分支水平井间距适中,与煤层渗透性相匹配。

煤层气水平井井型设计多样。根据地形地貌、地质条件和储层渗透性,设计“U”型井、“V”型井、川字型井、丛式井(两层煤层的双台阶水平井)等,在柿庄南、柳林获得成功。

多分支水平井的工艺技术、关键工具实现国产化。多分支水平井钻井实现一个井筒钻多翼分支井,提高了钻进效率和有效排泄面积。在“863”项目支持下,地质导向装置实现国产化,并取得良好应用效果。

借鉴页岩气完井技术,开始进行了煤层气水平井分段压裂技术的试验,并在三交区块获得成功。目前在柿庄南区块继续进行该项技术的试验应用。

煤层气多分支水平井修井一直是一项难题,现在开始探索性试验,包括分支井段井眼坍塌的诊断、二次钻井导向和储层伤害控制等。

研究结果表明:水平井煤层段用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性,减少井眼坍塌,即便排过程中井眼发生局部垮塌,筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道;充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害,保护煤储层;沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题,定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层,释放储层应力,实现煤层气的开。通过对井眼轨迹和钻井工艺参数进行优化设计,可增大煤层气降压解吸范围,加快煤层气解吸,并减少煤储层伤害。

3.2 新型压裂液研究方兴未艾,成果丰硕

研究压裂液对储层伤害机理,根据煤中化学元素组成,研制含有粘土防膨剂的压裂液及活性水,降低对煤层气解吸附伤害。

研究认为嵌入伤害和煤粉堵塞裂缝是影响煤储层长期导流能力的主要影响因素,施工中可取增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、加入分散剂悬浮煤粉等方法。

通过重大专项攻关研制了新型低伤害高效清洁压裂液,特点是分子量小,300~400;粘度较高,15.0mPa·s;残渣较少;煤层伤害率低,11.5%;摩阻低,约为清水的30%。研制了新型煤粉分散活性水压裂液,煤层伤害率低,11.8%,使煤粉在压裂液中均匀分布,避免施工压力过高,在返排时,煤粉随着液排出,避免堵塞裂缝通道。研制了高效适宜的氮气泡沫压裂液。

3.3 低密度固井液减少了固井水泥对储层的伤害

通过重大专项攻关,针对煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层等难题,研发出了中空玻璃微球低密度钻井液体系。该钻井液具有良好的流变性和滤失性,泥饼薄而致密。同时具有很好的抗温性、抗污染性能、防塌性能、沉降稳定性和保护储层作用。研制了超低密度水泥浆体系:确定了超低密度水泥浆体系配方。该配方在40℃,24h时抗压强度达到8.04MPa(超过预期7MPa指标)。在沁南柿庄南区块成功进行了现场试验,有效防止了液体对煤储层的污染。

研制了一种应用于煤矿井下瓦斯抽孔的可降解钻井液,生物酶降解加盐酸酸化的双重解堵措施可有效地清除可降解钻井液对煤层气储层的伤害,并能恢复甚至提高煤岩气体渗透率。

开展了煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定的研究。

3.4 地面集输工程技术有效增大集输半径,实现低成本建设

沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程,研究设计了“分片集输一级增压”煤层气田地面集输技术,亦称“枝上枝阀组布站”工艺技术,使煤层气集输半径增大到13km以上。新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站,最重要的是极大地改善了流体流动环境,简化了工艺流程,节省了投资成本。用汽油煤层气两用燃气发动机新装置,代替抽油机动力系统,气管线用聚乙烯管(PE管)新材料,节省了工程建设投资。

沁水盆地煤层气田樊庄区块用单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术。煤层气水合物防治技术、低压输送不注醇集气工艺、多井单管串接技术、低压气管网管径的确定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性复合管的应用等气管网优化技术。提出煤层气田“标准化设计、模块化建设”,煤层气田集气站建设核心是“四统一、一和谐”,即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸,保持平面布置与当地环境的和谐发展,实现集气站功能统一,操作统一。

数字化气田建设,实现了基于无线、光缆、电缆等多种通讯方式在SCADA系统中的融合,成功地降低了煤层气田信息化建设和维护过程中自控系统的投资,适合了煤层气井地处偏远、井多、井密、低压、低产等特点。

3.5 煤层气排生产技术

实践表明,合理的排制度和精细的排控制是煤层气井排技术的核心,定压排制度适用于排初期的排水降压阶段,定产排制度适宜于稳产阶段,分级平稳连续降压是精细的排控制的核心。

通过对柳林煤层气井的井下管柱及地面流程设计,引入无级数控抽油机、永久监测压力,较好地完成了排的施工及资料录取的要求,为该区的大规模开发奠定了基础。

研究煤层气动液面高度的合理区间及降低速率对开过程中有效保持井周应力的合理分布,维持或提高储层渗透率,具有十分重要的意义。

煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式,确定煤层气井的生产压差,为煤层气井合理生产压差的确定和正常排提供了技术支撑。

3.6 煤层气利用技术

煤矿开过程中排放出大量低浓度煤层气,提纯利用这部分煤层气对我国能源开发利用和环境保护意义重大,其难点是如何经济高效地分离CH4和N2。

用低温精馏法分离提纯,分离低浓度含氧煤层气中氧气、氮气,在阳泉石港矿建成年产2万吨液化(LNG)瓦斯的工厂,在阳泉新景矿神堂嘴建设年产2000万m3低浓度提纯压缩(CNG)瓦斯工厂,为阳泉市公交车、出租车提供城市低成本压缩瓦斯,以气代油。

用变压吸附法实现低浓度瓦斯的分离和净化。该技术2011年3月已在阳泉进行试生产,2011年底5000万m3CNG工业化生产线将投产。

在国家科技重大专项支持下,中科院理化所和中联煤层气公司合作成功研制了10000m3撬装液化装置,该项成果适合煤层气单井产量低特点,将直接在煤层气井场实现煤层气液化利用。

3.7 技术仍然是煤层气勘探开发的瓶颈

煤层气高渗富集区预测缺乏成熟理论指导,或者说我国煤层气勘探开发理论还不成熟。

除了沁南以外,我国大部分勘探区煤层气单井产量低,同一地区单井产量差异大,除了地质和储层条件外,钻完井技术和增产改造技术有待试验形成。如何针对复杂多裂缝煤层特征,增大铺砂面积,有效提高储层导流能力,提高单井产量,是面临的增产改造的关键问题。

水平井、多分支水平井如何控制保持井壁稳定、防止井眼坍塌,高地应力、松软储层条件的钻井完井技术,有待进一步探索试验。

深煤层高地应力、低渗条件下储层物性变化,以及由此带来的钻井、完井、增产改造技术和工艺参数的一系列变化,是亟待研究的方向。

4 煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源

煤层气主要通过管道输送到用户,约占85%~90%,少部分用液化天然气和压缩天然气形式输送。目前建成煤层气管道包括端氏—博爱管道、端氏—沁水八甲口管道、晋城煤业集团西区瓦斯东输管道等,年输送能力50万m3。正在建设的韩城—渭南—西安管道、昔阳—太原管道,输送能力30万m3。

煤层气用户主要为西气东输管道用户,其次向山西省内及沁水煤层气田周边省份河南、河北等省供气,以及韩城、阜新等煤层气所在地城市供气。广泛用于城市燃气、工业锅炉燃气、汽车加气等天然气市场。2010年底,我国井下、地面煤层气产量达到85.3亿m3,约占天然气产量946亿m3的9%。煤层气已成为当地天然气的最现实的补充能源。

5 煤层气产业发展展望

根据我国“十二五”煤层气(煤矿瓦斯)开发利用规划,“十二五”末,我国煤层气产量将达200亿~240亿m3,其中,地面开煤层气100亿~110亿m3,井下瓦斯抽量110亿~130亿m3。煤层气探明地质储量将进入快速增长期,到2015年,新增探明地质储量10000亿m3。因此煤层气将在“十二五”进入快速发展轨道。一是通过“十一五”发展,积累了较好的技术基础和储量基础;二是中石油、中石化、中海油等大公司的积极投入,勘探和开发资金有了根本保证;三是国家科技重大专项的持续支持,为煤层气勘探开发利用科学技术攻关奠定了坚实基础,为产业目标实现提供了有力的技术支撑。

感谢赵庆波教授提供相关统计资料。

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天然气水合物远景预测

王起新 孙维吉 梁冰

（辽宁工程技术大学 力学与工程科学系 阜新 123000）

作者简介：王起新，男，1963年生，辽宁阜新人，博士，主要从事煤层气渗流理论研究工作。E-mail：lbwqx@163。

摘要 建立了煤层气、水二相渗流的孔隙-裂隙双重介质运移模型，应用有限差分方法对模型进行了求解，并对不同产能因素作用下的阜新盆地煤层气藏储运规律进行了数值模拟，分析了不同储层因素对阜新盆地煤层气藏产能的影响，指出吸附时间、渗透率、含气饱和度、原始储层压力、供给半径是煤层气产能的关键参数。

关键词 煤层气 孔隙-裂隙双重介质模型 产能敏感性因素 数值模拟

Numerical Analysis on Sensitivity of CBM Production Capacity in Fuxin Basin

Wang Qixin，Sun Weiji，Liang Bing

（DePartment of Mechanics and Engineering Science，Liaoning Universityof Engineering Technology，Fuxin 123000）

Abstract：The pore-fracture double medium transportation model of CBM-water two-phase seepage flow was established.Solutions to the model are accomplished by the method of finite difference.The transportation law and production capacity under different influencing factors are analyzed by numerical simulation method in Fuxin basin.The result indicated adsorption time，permeability，original reservoir pressure，gas saturation，supply radius are key factors effecting production capacity.

Keywords：CBM；the pore-fracture double-medium model；production capacity；sensitivity；numerical simulation

引言

煤层气属于非常规天然气，其储层产能和常规天然气储层产能有很大差异。煤层气的产能是由煤层气解吸，扩散，渗流诸环节参数共同控制的[1]。本文通过建立阜新盆地煤层气赋存、运移的动力学模型，应用有限差分理论对模型进行了数值模拟，对影响阜新盆地的煤层气藏产能的诸多因素进行了敏感性分析[2]～[4]。

1 储层数值模拟

1.1 模型的建立

根据实际煤层地质，建立煤层气、水二相渗流的孔隙-裂隙双重介质运移模型，其基本设如下：①将煤层视为孔隙-裂隙双重介质，孔隙介质储气，裂隙介质导水、导气。孔隙、裂隙之间通过压力差来实现传质；②煤层不可压缩；③流体流动为等温流动；④水和气体在裂隙系统中的流体流动遵循Darcy渗流和Fick第一扩散定律，并考虑渗流过程中重力、毛管力、粘滞力等的影响；⑤在煤基质中气体的扩散过程为非平衡拟稳态过程，服从Fick第二定律。

由于解吸出来的煤层气通过扩散由孔隙进入裂隙，再由裂隙进入井筒，可以分两个过程建立数学模型：孔隙解吸扩散过程和裂隙运移过程。

1.1.1 微孔隙中气体的扩散

一般情况下，水不能进入基质块中的微小孔隙，认为煤基质块中只有单相气体拟稳态扩散，服从Fick第一扩散定律，认为总浓度cP对时间的变化率与差值cP-cPx成正比，即

中国煤层气勘探开发利用技术进展：2006年煤层气学术研讨会论文集

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其中，FS是基质块形状因子；FG是几何因子；DP是气体扩散系数。

1.1.2 裂隙中气体的输运

中国煤层气勘探开发利用技术进展：2006年煤层气学术研讨会论文集

其中：qP为质量源，kg/m3·s；qg，qw为溶解煤层气、水量；Vfg、Vfw是气体、水体速度；下标f，g和w分别代表裂隙、气相和水相的相关系数。

1.1.3 裂缝中水相质量方程

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1.1.4 边界条件

（1）内边界条件：

cP（t）=cPy t=0

cP（t）=cPx t≥0 c∈Г （5）

（2）外边界条件：通常取定流量边界，也叫不渗透边界，

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1.1.5 初始条件

（l）饱和度初值：

Sfw∣t=0=1Sfg∣t=0=0（7）

（2）压力初值：定将煤储层顶端视为基准点，则水的压力初值为，

Pw0=Pd+γwd （8）

式中，Pw0为水相压力初值，MPa；Pd为基准点处的静水柱压力，MPa；γw为水的比密度，MPa/m；d为基准点以上或以下的距离，m。

方程（1）～（4）构成了煤层气、水二相渗流的孔隙-裂隙双重介质运移模型。

1.2 模型的数值模拟

对煤层甲烷气输运数学微分方程（3）、（4）进行空间和时间的离散，得到差分方程如下：

中国煤层气勘探开发利用技术进展：2006年煤层气学术研讨会论文集

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通过对数学模型进行数值离散，得到煤层中煤层气输运的数值模型，应用牛顿迭代法对数值模型进行了求解[5]。

2 敏感性因素分析

煤层气产能受诸多因素的影响，如吸附时间、初始水饱和度、储层厚度、渗透率、孔隙率、原始储层压力、含气饱和度、供给半径等。在诸多影响煤层气产能因素中，阜新盆地受吸附时间、渗透率、原始储层压力、含气饱和度、供给半径影响比较大。利用刘家区LJ-1煤层气井排参数，对上述影响因素作用下的产能进行了数值模拟[6]、[7]。

2.1 吸附时间的影响

吸附时间反映了煤层气从煤基质解吸、扩散进入割理系统所需要的时间，它的大小直接影响煤层气井不同生产时期的产气量。图1所示为吸附时间对阜新盆地LJ-1煤层气井产气量的影响，从图可以看出，吸附时间越短，早期产量越高。

图1 吸附时间对LJ-1井产气量的影响

图2 吸附时间对LJ-1井累积产气量的影响

通过对阜新盆地煤层气井在吸附时间为1 d、30 d、80 d时进行产量预测，结果表明：吸附时间短时，产气高峰到来较早，且峰值较高；吸附时间为80 d时的产气高峰到来最晚且偏低。煤层气井的累积气产量曲线的对比（图2）说明了吸附时间越短，对煤层气井的生产越有利。

2.2 渗透率的影响

渗透率是决定煤层中气、水流动的主要因素。煤层渗透性好，井筒的排水降压才能有效地传到更大的范围，从而可以控制更大面积煤层，使更多的煤层气解吸，获得更高的产量。渗透率高，不但早期产量高，而且累积产量也高。

图3为渗透率对阜新盆地煤层气井气产量的影响。当K=1mD时，气产量只有250～350m3/d，在15年的生产期间内没有出现产气高峰。当渗透率K=5mD时，在生产450d后开始出现产气高峰，最高气产量达到1836m3/d。当渗透率 K=10mD时，在200d后进入产气高峰，最高气产量达到3628m3/d。图4为渗透率对阜新盆地煤层气井累积气产量的影响情况。由此可见，渗透率增高，煤层气井的产气高峰到来早，气产量和累积气产量都增高。但应注意的是，生产后期由于气源供给不足，渗透率大的情况下产气量衰减较快。

图3 渗透率对阜新盆地煤层气井气产量的影响

图4 渗透率对阜新盆地煤层气井累积气产量的影响

2.3 原始储层压力的影响

原始储层压力对储层产能的影响涉及原始储层压力和解吸压力的比值。原始储层压力与临界解吸压力的比值趋近于1 是最理想情况。如果临界解吸压力比原始储层压力低得多，势必要经长期的排水降压才能产气。图5为原始储层压力对阜新盆地煤层气井气产率和水产率的影响，图中显示了煤层在超压20%、正常压力和欠压20%时的气生产情况。由此可见，当煤层的含气饱和度确定后，即其临界解吸压力一定时，原始储层压力只是影响煤层气井的初始产气时间。超压时，开始产气的时间较晚；欠压时可以较早出气。但对煤层气井的产气高峰和累积气产量影响不大。

图5 原始储层压力对阜新盆地煤层气井气产量的影响（K=5mD）

2.4 含气饱和度的影响

煤层的含气饱和度的高低，决定了其临界解吸压力的大小。临界解吸压力越高，意味着煤层气井需要排水降压的幅度越小，开始产气的时间越早，煤层能解吸的甲烷气量越大。图6为含气饱和度对阜新盆地煤层气井气产量的影响，含气饱和度越高，煤层气井的气产量越大，产气高峰出现越早。

图6 含气饱和度对阜新盆地煤层气井气产量的影响（K=10mD）

2.5 供给半径的影响

由于渗透率对煤层卸压有很大的影响，对低渗透率的煤层通常用较小的布井井距，提高煤层泄压效果，增加煤层气产量。所以说，煤层气井供给面积大小，即井网密度是煤层气开发布井的重大问题。供给面积对气井产能的影响可以见图7、图8。从图中可以看出，供给面积对气产量和累积气产量的影响非常大。供给半径越大，累积气产量越大，但是产气高峰到来越晚，煤层气井的开发年限变长。因此，从经济角度分析，应有一个最佳的井网密度。对阜新盆地煤层气井来说，渗透率K=10mD时，用800 亩的供气面积虽然比600亩和400亩时的产气高峰到来得晚（图7），但其15年的累积气产量比它们高的多（图8）。

图7 供给面积对阜新盆地煤层气井气产量的影响（K=10mD）

图8 供给面积对阜新盆地煤层气井累积气产量的影响（K=10mD）

3 结论

通过建立煤层气、水二相渗流的孔隙-裂隙双重介质运移模型，应用有限差分方法对模型进行求解，对阜新刘家区LJ-1 煤层气井进行排数值模拟，说明吸附时间、渗透率、原始储层压力、含气饱和度、供给半径是影响阜新盆地煤层气藏产能的关键影响参数。

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液化天然气火灾危险性 压缩天然气汽车加气站火灾危险性分析与预防

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。

石油天然气行业的安全评价

压缩天然气汽车加气站火灾危险性分析与预防

[防火研究] 上海市消防局化工区支队 丁义江 (查阅次数：13)

随着汽车工业的不断发展和车辆数量增加，汽车尾气的排放对大气环境的污染也进一步加剧。随着天然气的开发利用，为最大限度的减少汽油、柴油燃烧后对环境所造成的污染，压缩天然气（CNG）汽车在世界上许多国家都得到了广泛的推广和应用。

一、压缩天然气汽车加气站的类型及其工作原理

1、压缩天然气汽车加气站的类型。

压缩天然气汽车加气站按其使用功能，通常分为：天然气汽车加气站，油气混加站，子、母加气站等几种形式。加气站即单一的天然气加气站，它只能为汽车加天然气燃料。 从设备结构上来分，加气站可分为开放式结构和撬装式结构。开放式结构是将加气站所有设备安装在厂房内，按工艺流程将高低压管道、各种阀门等设备组装起来，形成一个开环工艺系统；撬装式结构是将加气站的主要设备（净化、压缩、冷却、控制、储气等）集中在一个撬装的底座上，形成一个可闭环控制的整体设备系统。从安全性上讲，撬装式结构要优于开放式结构。

2、压缩天然气加气站的工作原理。

加气站的工作原理是将天然气通过管线输送到加气站，然后经过滤、调压、计量后经缓冲稳压后进入压缩机；天然气压缩机将天然气压缩加压至25MPa，进入高压脱水装置，除去剩余水分，脱水后经程序控制器选择安排，进高压储气瓶组或高压储气管束；分不同压力储气，不同高压天然气又在程序售气控制器下经天然气售气机向燃气汽车售气。当高压储气系统存气不足时，经程序控制器天然气可经压缩机加压直接供给售气机，经计量向燃气汽车售气，其流程见图1。母站－子站式工艺流程如图2、图3。

二、压缩天然气汽车加气站及其各系统的火灾危险性分析

（一）天然气的火灾危险性分析

天然气是以甲烷为主要成分的气体混合物，同时含有少量的乙烷、丙烷、丁烷等烷烃，还含有二氧化碳、氧、氮、硫化氢、水分等。天然气的主要成分甲烷属一级可燃气体，甲类火灾危险性，爆炸浓度极限为5～15％，最小点火能量仅为0。28mJ，燃烧速度快，燃烧热值高（平均热值为33440kJ/m3），对空气的比重为0。55，扩散系数为0。196，极易燃烧、爆炸，并且扩散能力强，火势蔓延迅速。一旦发生火灾难以施救。

（二）压缩天然气汽车加气站的火灾危险性

1、易发生泄漏。站内工艺过程处于高压状态，工艺管网容易造成泄漏，气体外泄可能发生地点很多，管道、阀门、气瓶、压缩机、干燥器、回收罐、过滤罐等都有可能发生泄漏，一遇火源就会发生火灾和爆炸。1995年9月29日，四川自贡富顺华油公司压缩天然气加气站因钢瓶泄漏发生爆炸燃烧，造成重大经济损失和人员伤亡事故。

2、高压运行危险性大。压缩天然气要求充装站的压缩机必须加压至25MPa以上，才能将天然气压缩到钢瓶内，这是目前国内可燃气体的最高压力贮存容器。若钢瓶质量或加压设备不能满足基本的技术要求，稍有疏忽，便可发生爆炸或火灾事故。1995年10月7日，遂宁压缩天然气加气站因钢瓶质量问题发生喷射燃烧，火焰柱高达20余米，造成直接经济损失18万余元。

系统高压运行容易发生超压，一旦系统压力超过了其能够承受的允许压力和设备的强度极限，将最终导致爆炸或局部炸裂。

3、天然气质量差带来的危险。在天然气中的游离水未脱净的情况下，积水中的硫化氢容易引起钢瓶腐蚀。从理论上讲，硫化氢的水溶液在高压状态下对钢瓶或容器的腐蚀，

比在4MPa以下的管网中进行得更快、更容易。从以往事故被炸裂钢瓶的检查情况看，瓶内积存伴有刺鼻气味的黑水，有的达到了2。5——5kg，其中积水里的硫化氢含量超过了8。083mg/L。

4、工艺设备连续，事故影响大。站内工艺设备都是相互联系的，若某个部位发生故障，就会影响整套装置的安全生产。火灾很容易沿着设备管线蔓延开来。1995年8月12日，绵阳地方天然气公司压缩天然气加气站，因脱水工序处理不净，在给钢瓶充气时而发生爆炸并起火成灾。

5、火灾扑救不利，导致灾害扩大。发生气体燃烧的设备如不能迅速的进行冷却降温，将会导致气站容器的加温，气压迅速升高，如安全装置一时排气不畅，即有可能发生爆炸。此种情况一般不易发生，因为气瓶等容器在设计试验时，作过类似的实验。但如火势过大，加热过快，造成压力上升过快，也可能发生。另一种情况，由于燃烧加温，容器内的天然气通过安全阀外泄，与空气形成爆炸性混合物时，一旦接触火源，即有可能发生爆燃。

6、培训不规范、从业人员专业素质不高。首先，从业人员的规范操作是杜绝人为事故的关键。随着燃气行业多种经营体制的发展，出现了两头重的现象：一是规范经营的大型企业，对操作人员的培训较为严格，二是部分经营不规范的中小型企业，严重忽视操作人员的业务培训。其次，从事燃气经营的作业人员专业素质还有待于提高。有些人员并未经过必要的培训就上岗操作，或没有定期复训，对安全知识尤其是消防知识知之甚少，没有能力发现隐患，更不要说处理突发事故。

（三）压缩天然气汽车加气站各系统的火灾危险性

CNG汽车加气站通常有五部分组成，即气体处理系统，气体压缩系统，气体储存系统，设备控制系统和售气系统。

1、气体处理系统。此系统主要包括调压、除尘、脱硫、脱水、干燥等工序。气体在处理过程中应预防阀门、法兰盘及焊缝处出现泄漏。

2、气体压缩系统。该系统主要是通过压缩机进行多级压缩，将天然气的压力提高至25MPa，然后通过管线送至储气瓶。气体在压缩时，处于受压、受热状态，相应地增加了火灾危险性。

3、气体储存系统。无论是那种形式的储气系统都属于高压容器，因此，气瓶的质量问题就非常重要，目前我国现有的压缩天然气加气站的储气瓶基本上都是钢质耐压瓶，由于受腐蚀或存在先天性缺陷，如不按时检查维修，极易造成气瓶或零部件损坏，以至于引起爆炸和火灾事故。

4、设备控制系统。控制系统主要是对站内各种设备实施手动或自动控制。因此，加气站内存在着潜在的点火源。

5、售气系统。售气系统工作时，易产生静电，此外违章操作也容易造成安全事故。

三、压缩天然气汽车加气站的火灾预防。

（一）CNG汽车加气站的站址的选择。

1、压缩天然气汽车加气站选址的基本要求。

压缩天然气加气站站址的选择和分布与加油站相仿，应符合城市的总体规划，符合环境保护和安全防火的要求。市区内的加气站，应靠近城市交通干道或设在出入方便的次要干道上。市区公交车专用加气站宜靠近停车库（场）。郊区的加气站宜靠近公路或设在靠近市区的交通出入口附近。大型运输企业的加气站由企业统一规划，宜靠近车库（场）或车辆出入口。

压缩天然气加气站宜靠近天然气高、中压管线或储配站。供气参数应符合加气站设置的压缩机性能要求。新建加气站不应影响管网其他用户正常使用。

2、压缩天然气加气站设施与站外建、构筑物的防火间距。

加气站内压缩机组和贮气瓶组与周围建、构筑物等的防火间距，不应小于GB50156-2002的规定。

（二）加气站内压缩天然气储存注意事项

储气瓶应选用符合国家有关规定和标准的产品。加气站宜选用同一种规格型号的大容积储气瓶，大容积气瓶具有瓶阀少，接口少，安全性高等优点。目前我国加气站用较多的是国产60L钢瓶。当选用小容积储气瓶时，每组储气瓶的总容积不宜大于4m3，且瓶数不宜大于60个。在城市建成区内总容积不应超过16m3。

储气井的设计、建造和检验应符台国家现行标准《高压气地下储气井》SY/T6535的有关规定。储气井的建造应由具有天然气钻井资质的单位进行。

为了防止进站加气汽车控制失误撞上储气设施造成事故，储气瓶组或储气井与站内汽车通道相邻一侧，应设安全防撞拦或取其它防撞措施，储气瓶组据站内汽车通道间距不应小于5m。

（三）加气站内安全保护装置的设置

在远离作业区的天然气进站管道上应设紧急手动截断阀，一旦发生火灾或其它事故，自控系统失灵时，操作人员可靠近并关闭截断阀，切断气源，防止事故扩大。手动紧急截断阀的位置应便于发生事故时能及时切断气源。

为了保证储气设施的安全运行及事故时能及时切断气源，储气瓶组(储气井)进气总管上应设安全阀及紧急放散管、压力表及超压报警器。每个储气瓶(井)出口应设截止阀。储气瓶组(储气井)与加之间设设置的储气瓶组(储气井)截断阀、主截断阀、紧急截断阀和加气截断阀如图4所示。

1。储气瓶组(储气井)；2。 储气瓶组(储气井)截断阀；3。主截断阀；4。输气管道；5。紧急截断阀；6。供气软管；7。加气截断阀；8。加。

压缩机组运行的安全保护应符合下列规定：压缩机出口与第一个截断阀之间应设安全阀，安全阀的泄放能力不应小于压缩机的安全泄放量；压缩机进、出口应设高、低压报警和高压越限停机装置；压缩机组的冷却系统应设温度报警及停车装置；压缩机组的润滑油系统应设低压报警及停机装置。

加气机的安全保护应符合下列规定：加气机应设安全限压装置；加气机的进气管道上宜设置防撞事故自动切断阀；加气机的加气软管上应设拉断阀，拉断阀在外力作用下分开后，两端应自行密封，当加气软管内的天然气工作压力为20MPa时，拉断阀的分离拉力范围宜为400～600N。

加气站内的天然气管道和储气瓶组也应设置泄压保护装置，加气站不同压力级别系统的放散管宜分别设置，以便迅速排放天然气管道和储气瓶组中需泄放的天然气。

（四）加气站内相关材质的设置要求

增压前的天然气管道应选用无缝钢管，并应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB8163的有关规定。增压后的天然气管道应选用高压无缝钢管，并应符合现行国家标准《高压锅炉用无缝钢管》GB5310或《不锈钢无缝钢管》GB/T146的有关规定。对严寒地区的室外架空管道选材还要考虑环境温度的影响。由于天然气内含有硫化氢、二氧化碳、残存凝析油等腐蚀性介质，加气站内与压缩天然气接触的所有设备、管道、管件、阀门、法兰、垫片等的材质应具备抗腐蚀、耐老化等能力。

加气站内的所有设备、阀门、管道、管件的设计压力应比最大工作压力高10％，且在任何情况下不应低于安全阀的起始工作压力。

埋地管道防腐设计应符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007的有关规定，并应用最高级别防腐绝缘保护层。

（五）提高加气站内工作人员的专业素质

对于现在汽车加气站内工作人员专业素质参差不齐的现象，我认为在国家有关部门还未制定出相关政策时应该从两个方面入手。首先，对于相关各岗位操作人员在上岗前由专业消防部门进行培训和考核，对考核通过者发放上岗证，才允许其上岗。其次，对于通过考核并已上岗的工作人员，专业消防部门应建立一套相应的定期复训考核制度。

随着近年来天然气的大力开发以及在汽车行业的运用，越来越多的压缩天然气汽车加气站出现在我们的生活中，但是与此同时越来越多的加气站安全事故的发生也为我们敲响了加气站消防安全的警钟，所以对于加气站的消防安全我们必须严格按照相关规定来操作。

　勘探目标评价与风险分析方法

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。

燃气阀门应用现状及选型？

①张国华等．1998，石油和天然气勘探地质评价规范，北京，中国海洋石油总公司。

勘探目标评价和风险分析方法是石油公司的核心技术之一。自1998年中国海油建立了《石油和天然气勘探地质评价规范》以来，对石油和天然气勘探全过程中的地质评价，尤以其中包括的勘探目标评价和勘探风险分析工作起到了促进作用，是使勘探管理工作与国际接轨的重要技术环节。勘探目标评价与勘探风险分析浸透了商业性理念和相关的评价技术，近期集束勘探方法的产生和更进一步的价值勘探的提出，就是执行这一规范的直接成果。

一、石油和天然气勘探地质评价

油气储量的增长是任何一个油公司生存、发展的根本所在，世界上的各大油气公司，无一不将油气勘探工作放在首位，并把油气风险勘探视为一种商业经营活动，力求勘探工作优质高效，即用有限的资金投入而能获得更多的、有商业开价值的油气储量。

图5-32　油气勘探地质评价程序

中国海油一直在探索一套具有自己特点的油气勘探工作和管理模式，用以具体指导海上油气勘探工作。在总结勘探经验和吸取国外油公司管理经验的基础上，按照勘探工作要革新管理、优化结构、科技进步的指导方针，于1998年编制成此《规范》。它规定了中国海油在石油和天然气勘探全过程中的地质评价阶段及各阶段地质评价的目的、任务、程序、内容以及应用的技术、标准和应用的成果和要求。它适用于中国海油所进行的油气勘探活动中的地质评价工作。

一般而言，石油和天然气勘探地质评价的全过程，系指从某一特定区域的石油地质调查开始，到提交石油（或）和天然气探明储量为止的勘探活动中的地质评价工作。根据油气勘探活动的阶段性和地质评价的目的、任务，又将地质评价全过程进一步划分为区域评价、目标评价和油气藏评价三大阶段，具体阶段划分和工作程序见图5-32，各阶段的具体含义如下。

a．区域评价阶段：即从某一特定的地理区域（可以是盆地、坳陷、凹陷或其中的某一部分）的勘探环境和石油地质调查开始，到决定是否谋求区块油气探矿权为止的地质评价工作全过程。很明显，区域评价阶段的主要目的，在于谋求获得石油和天然气探矿权。

b．目标评价阶段：即从获得区块的油气探矿权后进行勘探目标优选开始，到预探目标钻后地质评价完成为止的地质评价工作全过程。当然，目标评价的主要目的，在于发现商业性油气藏。

c．油气藏评价阶段：即从预探目标的油气藏评价方案开始实施，到提交探明储量为止的地质评价工作全过程。油气藏评价阶段的主要目的，在于落实可供开发的石油和天然气探明储量。

二、区域评价

区域评价一般按资料准备、区域地质特征分析、含油气系统分析和勘探区块选择4个阶段循序进行（图5-33）。四个阶段的具体内容如下。

图5—33　区域评价程序

a．资料准备：为区域评价收集、提供有关投资环境、区域地质背景和各项有关的基础资料。

b．区域地质特征分析：阐明评价区的构造、沉积特点及其发育演化史。

c．含油气系统分析：确定评价区含油气系统及其油气潜力。

d．勘探区块选择：确定有经济开发前景的油气聚集区块，并谋求其油气探矿权。

在评价内容中，主要包括了资料准备，具体为各种资料收集、基础资料的补充和完善、建立区域评价数据库工作；区域地质特征分析，包括区域地层格架的建立、地震资料连片解释、沉积体系及岩相分析、表层构造和断裂体系分析、基底结构和盆地演化特点分析工作；含油气系统分析包括烃源识别、储、盖层特征及时空分布、盆地模拟分析、含油气系统描述等工作；勘探区块选择包括成藏区带评价、有利区块选择、谋求油气探矿权的建议等内容。

评价要求作到成藏区带评价；油气成藏模式预测；潜在量预测；区带勘探风险分析和工程经济概念设计和评价。

最终提交的主要成果包括文字报告的7项内容、27种附图、8类附表及相关专题研究附件。

三、目标评价

目标评价一般按资料准备、勘探目标优选、预探目标钻前评价、预探井随钻分析和预探目标钻后评价5个阶段循序进行（图5-34）。在勘探程度较高的地区，勘探目标优选和预探目标钻前评价可以同步进行；在已知油气成藏区带内则当以圈闭的落实和预探目标钻前评价为重点。

5个阶段主要内容如下。

a．资料准备：为目标评价提供必要的地质背景资料和基础资料。

b．勘探目标优选：优选可供预探的有利含油气圈闭。

c．预探目标钻前评价：提交有经济性开发效益前景的钻探目标及预探井位。

d．预探井随钻分析：发现油气藏及取得必要的地质资料。

e．预探目标钻后评价：对预探目标的石油地质特征进行再认识和总结勘探经验教训，并提交获油气流圈闭的预测储量及进一步评价的方案。

评价内容主要包括资料准备，具体为资料收集、地震资料集和处理、建立目标评价数据库；勘探目标优选包括查明和落实各类圈闭、圈闭的油气成藏条件分析、圈闭的潜在量计算、预探目标优选；预探目标钻前评价包括圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭的潜在量复算、圈闭的地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计和评价、预探井位部署建议、预探井钻井地质设计；预探井随钻分析包括跟踪了解钻井动态、随钻地层分析和对比、随钻油气水分析、钻井设计调整和测试层位建议等；预探目标钻后评价包括预探井钻后基础资料整理和分析、圈闭石油地质再评价、油气藏早期评价等项内容。

其中，十分重要的是要求对预探目标做到：圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭潜在量计算、圈闭地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计与评价、预探井位部署建议和预探井钻井地质设计。

要求预探目标钻后评价做到：圈闭的石油地质再评价、油气藏早期评价、预测储量计算、油气藏开发早期工程经济评价和油气藏评价方案建议。

最后要提交预探目标评价报告，内容有预探目标评价及评价井钻探方案文字报告8项内容、附图16种、附表5类。预探目标钻后评价内容包括文字报告5项内容、附图15种、附表14类。

图5-34　目标评价程序

四、油气藏评价

油气藏评价按资料准备、油气藏跟踪评价和探明储量计算3个阶段实施（图5-35）。油气藏评价应是滚动进行的，随着勘探程度的提高和资料的积累，从宏观的油气层分布范围和规模等框架描述到微观的油气储集空间分布和体积等的精细描述，不断提高精度。

图5-35　油气藏评价程序

3个阶段的主要内容如下。

a．资料准备：为油气藏评价提供必要的地质背景资料、基础资料和各种条件。

b．油气藏跟踪评价：探明获油气流圈闭的油气层分布范围、规模和产能。

c．探明储量计算：提交可供商业开的石油和天然气探明储量。

主要评价内容为资料准备包括资料收集、建立油气藏评价数据库；油气藏跟踪评价包括评价井钻井地质设计、评价井随钻分析、评价井完钻跟踪评价、评价方案调整建议、油气藏终止评价报告；探明储量计算包括油气藏结构、储层性质、储层参数、油气藏特征、油气藏静态模型描述、油气藏模式研究、探明储量计算及评价、开发方案概念设计、收率研究、工程经济评价、探明储量报告的编写等。

需要注意的是，工程经济评价要包括勘探和开发工程参数，勘探和开发投资额操作费估算，经济模式和财务参数的选取，内部盈利率、投资回收期、净观值和利润投资比等指标的计算，敏感性和风险分析等内容。

最后应提交油藏终止评价报告和探明储量报告。

油藏终止评价报告包括文字报告6项内容、附图17种、附表23类。

探明储量报告按国家矿产储量委员会的储量规范和储量报告图表格式要求完成。

五、地质风险分析方法

勘探风险分析是石油公司勘探投资决策的重要参数，如前所述，勘探工作地质评价各个阶段都要进行风险分析。当然投资决策并不完全取决于地质风险的高低，还取决于石油公司的资金实力和承受风险的能力，但地质风险毕竟是投资决策中不可稀缺的基本参数。

根据多年勘探实践，并参考外国油公司风险分析经验和方法，我们确立了以地质条件存在概率为核心的地质风险分析方法。

本方法适用于中国海油油气勘探中预测圈闭的钻前评价分析，也可以用于对盆地或凹陷进行量预测时的地质风险分析。

此法的目的在于通过对形成油气藏基本石油地质条件存在的可能性分析，预测或估计目标圈闭的地质成功概率，为勘探目标经济评价和勘探决策提供依据。

一般而言，风险（Risk）通常解释为失败的可能性。油气勘探过程中的风险主要包括地质风险、技术风险、商业风险和政治风险等。地质风险（Geological Risk）指勘探者对勘探目标基本石油地质条件认识不足而导致勘探失败的可能性。而地质成功概率（Probability of Geological Success）或称地质把握系数，是预计目标的圈闭经钻探获得商业性油气发现的概率。地质风险分析（Geological Risk Ana1ysis）则是用概率统计学原理和圈闭评价方法，研究并量化形成油气藏的基本石油地质条件存在的可能性，预测目标圈闭的地质成功概率。

（一）地质风险分析方法

预测地质成功概率的方法有地质条件概率法、历史经验统计法和类比法等多种方法。这里用地质条件概率法，当然，也可以根据具体情况使用多种方法进行比较和互相印正。

1．地质条件概率法的基本依据

a．油气藏的形成需要同时具备烃源、圈闭、储层、盖层和运聚匹配等基本石油地质条件，缺一不可；

b．各项地质条件必须满足彼此互相独立的设；

c．各项地质条件存在概率之积即为该目标圈闭的地质成功概率。

2．地质条件存在概率的取值原则

a．各项地质条件存在概率的求取有多种方法，本规范取由已知与未知的联系来判断未知的原则，并强调占有资料的类别和可靠程度对分析结果的影响。

b．正确分析各项石油地质条件存在概率和资料的可靠程度是测算目标圈闭的地质成功概率的关键。要求必须掌握本区的石油地质条件和资料状况在目标评价总和研究的基础上进行地质风险分析和取值。

c．由于不同地区地质条件千差万别，使用者也可以根据各盆地的实际情况对取标准作适当调整和修改，但应予以说明。

（二）地质风险分析程序

首先对基本石油地质条件进行分析，确定或估计其存在概率；然后计算单层或多层圈闭的地质成功概率。

1．基本石油地质条件分析

a．烃源条件：①根据同盆地、同凹陷或同构造带内油气田分布情况，已钻探圈闭或井的含油气情况，油气苗和其他油气显示情况（地球物理烃类检测、化探、摇感等），确定是否存在成熟的烃源条件；②烃源岩的体积；③烃源岩中有机质的数量和质量；④烃源岩中有机质的成熟度；⑤资料类型和证实成度（地震、录井、钻井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

b．储层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭相同储层的储集能力及优劣成度；②储层的沉积相和储集体类型；③储层的岩性、厚度及分布的连续性；④储层的储集类型和物性条件；⑤储层段是否有同盆地、同凹陷或同构造带内的井可供标定、模拟和对比；⑥资料类型和证实成度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

c．盖层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭同类盖层的封闭能力及优劣程度；②盖层的沉积相、岩性、厚度及稳定性；③盖层的封闭类型和垂向封堵能力；④盖层中断层的数量、性质、规模及活动时期；⑤资料类型和证实程度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

d．圈闭条件：①圈闭类型及规模；②同盆地、同凹陷或同构造带内同类型圈闭的含油气情况；③断块、岩性等圈闭的侧向封闭条件和性能；④地震测网的密度和资料的质量。

e．运移条件：①油气运移通道类型，如砂岩输导层、断层面、不整合面、底辟、高压释放带等；②供烃范围内圈闭与有效烃源岩连通的路径及通畅程度；③油气运移的方式、指向和距离。

f．保存条件：①圈闭形成后构造或断裂活动对圈闭封闭条件的影响；②区域水动力条件对油气聚集的影响；③是否遭受过水洗或生物降解破坏作用；④油气是否有过热或非烃气体（CO2、N2等）的潜入；⑤油气扩散作用对油气藏的影响。

g．运聚匹配条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内同期的圈闭是否存在油气田或油气藏；②圈闭形成时间与油气主要生成时间、运移时间的关系。

2．地质条件存在概率的评估

使用地质条件存在概率评价标准，来评定目标圈闭各项地质条件的存在概率。

3．目标圈闭地质成功概率计算

a．单层圈闭地质成功概率的计算。

单层圈闭地质成功概率为该层各项地质条件存在概率之积，即：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ps为单层圈闭的地质成功概率；Pt为烃源条件的存在概率；Pc为储层条件的存在概率；Pg为盖层条件的存在概率；Pq为圈闭条件的存在概率；Py为运、聚匹配条件的存在概率。

b．多层圈闭地质成功概率的计算。

如果各层圈闭对应的各项地质条件均相互独立，则：

该目标圈闭（构造）至少有一层圈闭获得地质成功，其概率为Pas：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ps1为第一层圈闭的地质成功概率；Ps2为第二层圈闭的地质成功概率；Psn为第n层圈闭的地质成功概率，为了强调主要的钻探目的层，n值一般不大于3。

该目标圈闭各层圈闭均获得地质成功，其概率为Pts：

中国海洋石油高新技术与实践

最后，为了更好地把握主要地质风险因素，提高风险预测水平，并不断完善地质风险分析方法，要求进行钻后相关数据的整理，并按要求填写地质条件的钻探结果和钻后分析，对照钻前预测验证其符合程度，分析钻探成功或失利的原因。

六、集束勘探方法

中国海油入市以来，其经营管理方式迅速与国际接轨。反应在勘探上，也实现并正在实现着一种理念的转变，即由经济遗留的“储量指标”勘探理念——“我为祖国献石油”，向市场经济“经营型”勘探理念——“股东要我现金流”转变。入市后，股市对油公司业绩的衡量标准是现金流，它体现在勘探上不仅是新增储量的多少，而是一系列的经营指标——储量替代率、桶油勘探成本和资本化率。

储量替代率：是指新增探明可储量与当年产量之比。

桶油勘探成本：是指每探明一桶可原油储量所需的勘探费用，包括管理费用、研究费用、物探费用和无经济性发现的钻井费用。这些费用需进入当年勘探成本，叫做成本化。

资本化率：指有经济性发现的钻井费用与总勘探费用之比，这部分费用不进入当年勘探成本，可在油田开发中回收，故称资本化。

储量替代率反映了储量资产的增减。桶油发现成本是衡量勘探经营总体水平的指标，在保持稳定的勘探投人，保证100%储量替代率的前提下，要降低桶油发现成本，就要降低经营管理费用和每公里物探作业费用与每米进尺的钻井费用。当然大的储量发现会导致桶油勘探成本大幅度下降，但除特殊需要，油公司更希望保持股市稳定，无需披露重大储量发现。资本化率反映了油公司所占有的勘探区块（也是一种资产）的质量，它不仅可以降低桶油成本，更重要的是表现所占有的勘探区是否具备一定潜力、储量代替率是否有保障。

要想有多的储量发现就要打更多的井，在保证桶油发现成本承诺的前提下，只有降低单位作业成本。面对发展需要的压力、投资者的压力、服务价格走向市场后的压力，必须走出一条勘探管理新路子，于是集束勘探思路孕育而生。

集束勘探是探索适应市场经济条件下多快好省的勘探新理念，主要包括以下3层含义。

a．集束部署：着眼于一个领域或区带，选择具有代表性的局部构造集中部署，用较少的工作量以求解剖这一领域或区带，达到某一确定的地质目的。

b．集束预探：基于不漏掉任何一个有经济性油气藏为出发点，简化初探井钻井过程中取资料作业和测试，加强完钻过程中的测井工作，以显著提高初探井效率，大幅度降低初探井费用，用简化预探井、加速目标的勘探方法。

c．集束评价：一旦有所发现，则根据地下情况，优选最有意义的发现，迅速形成一个完整评价方案，一次组织实施，缩短评价周期和整个勘探周期。如有商业性，使开发项目得以尽快实施。

集束评价钻探包括两类不同取资料要求的钻井，一类是取全取准资料的井，此类井要充分考虑开发、工程、油藏甚至销售部门的需要，取足取好资料；另一类井是为了解决复杂油气田面上的控制问题，需要简化其中一些环节，作为集束井评价，以求得到以最低的评价费用取全取准资料，保证储量计算和编制ODP方案的需要。

在实施集束勘探一年的时间中，我们针对一个有利区带和目标共钻探集束探井20多口，初步见到以下效果：①储量代替率可望达到151%；②资本化率39%；③桶油发现成本保持在1美元；④完成了历年来最高的和自营勘探投资——16.75亿元；⑤建井周期缩短2/3；⑥每米钻井进尺费用降低40%。

通过一年的实践，主要体会如下。

1．以经济性发现为目的，统筹资料的获取

初探井是以经济性发现为目的的，关键在于证实有一定烃类产能、有一定厚度油气层的存在，精确的测试资料、储层物性资料、原油物性资料都可留在评价井钻探中获取。这就可以在初探井中作到不取心、不测试，从而大大简化钻井程序，达到降低钻井成本的目的。

一般来说初探井的经济成功率只有10%之间，我们可以在90%左右的初探井中实现低成本探井。事实证明用电缆式测试（MDO）、加旋转井壁式取心技术，完全可以保证不漏掉有经济测试价值的油气层。集束评价更有利于有目的地取好油藏评价的资料，在进行了早期油藏评价后，我们对油气藏模式有了基本的认识，就可以有目的地安排油藏评价井资料获取方案，大大减少了盲目性。

2．集束勘探在资料问题上体现了性、目的性

集束勘探“三加三简”的有所为和有所不为的获取资料原则——抓住有无油气，有油气则加强，无油气则从简；突出经济性，有经济性则加强，无经济性则从简；区分主力层与非主力层，主力层则加强，次要层则简化。这样保证了总体资料的质量，减少不必要的繁琐取资料工作量。

3．实现集束勘探要做好技术准备

首先应加强完井电测、简化钻井测试，测井要做好电缆测试（泵抽式取样）、旋转式井壁取心和核磁共振测试的技术准备。

其次，钻井工程借鉴开发生产井优快钻井经验，对初探井简化井身结构，打小井眼，不取心，尽可能保证钻井作业的连续性，提纯钻进时间比例，用集束勘探的办法尽量减少动员费用，在拖航、弃井等环节上提高时效，降低费用，保证稳定的、高质量的泥浆性能，打好优质的规则井眼，创造良好的测井环境。

第三，评价井的测试工作中，要做好直读压力计、多层连作、油管完井等技术准备。

4．集束勘探协调了长期困扰勘探家的三大矛盾

第一，协调了加大勘探工作量与有效控制成本间的矛盾。集束勘探可实现相同的勘探成本下，多打初（预）探井，总体上必然加快勘探进程。如在合同区义务勘探工作量确定的前提下，勘探成本的降低，则意味着抗风险能力的增强。

第二，协调了不同专业间的利益矛盾。长期以来地质家想多取资料——资料越多越好；钻井工程想快——钻完井越快越好；测井公司想省——下井次数越少越好。集束勘探实现了集约性的成本控制，使各专业各得其所。

第三，协调了老石油传统与现实市场经济间理念上的矛盾。在老石油地质家的传统观念中，是取资料越多越好、储量发现越多越好、收率提得越高越好。把这些观念放在市场经济条件下，都会与勘探成本产生冲突，于是这些观念都变成了相对的、有条件的：资料——在保证不同勘探阶段起码质量要求下，取资料的工作量越少越好；储量发现——在保证勘探资本及时回收条件下越多越好，否则无须及时探明；收率——在保证现金流和盈利率条件下越高越好，否则宁可要相对较低的收率；勘探成功率——对油公司来讲，地质成功率毫无意义，油公司只要商业成功率，更关心的是勘探投入的资本化率；储量概念——不能只讲地质储量，对油公司来说更关心可储量，尤其是可作为公司资产的份额可储量。

集束勘探是我们由经济成功转向市场经济时，在经营理念上发生根本变革的表现。一年来的成功实践，不但在中国海油勘探家中产生了巨大观念上的震动，也影响到许多外国作业者，纷纷吸收或效仿集束勘探方法。集束勘探方法的产生，表明我国企业不仅可以进入国际市场，并且完全可以在市场运作中有所发现，有所发明，有所前进，创造出更好的经济效益。

在2002年中国海洋石油勘探年会上，将集束勘探发展为价值勘探的一部分，这是勘探工作进步的表现。这一新生事物的出现，使公司上市后出现了新情况：结束了国有独资的历史，十分关注投资的收益、储量增长的压力、成本的压力等。如此，必须对过去传统的勘探理念进行重新审视：由过去的地质调查研究型，变为经营油气实物的经营型，要创造经营价值。所以，价值勘探是一种以价值为取向的勘探理念，具体地说，每项工作以是否增加公司或股东的价值，作为决策的依据，即勘探的每个环节，以创造出更多的价值作为决策的出发点，勘探工作将围绕价值中心来进行。这也体现了勘探工作本身是发展的、动态的，在勘探工作不断进展中，随时拓宽、发展勘探方法，以促进海洋石油事业不停顿地、持续发展。

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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