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8.百色盆地异常低压形成机制探讨

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

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

1.新近系烃源岩含有生成生物气的良好成烃母质

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

2.水化学特征对生物气形成的影响

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

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

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

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

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

3.温度和未成熟烃源岩

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

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

4.具一定规模的储层同生背斜

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

什么是致密砂岩气?

随着高含硫气藏开发生产的进行，地层压力将会逐渐地下降，元素硫在含硫天然气中的溶解度也会逐渐降低，当地层压力降低到某一压力的时候，元素硫开始从含硫天然气中析出，则该点的压力为高含硫气藏元素硫沉积临界压力。在这里，假设储层温度保持不变。

当地层压力低于该临界压力后，元素硫开始从含硫天然气中析出，析出的元素硫颗粒可能会随气流运移，进入井筒； 也可能会在储层中沉积，堵塞储层孔隙。地层硫沉积是高含硫气藏开发区别于常规气藏开发的重要特征之一，也是影响高含硫气藏开发效果的关键因素之一。

（1）元素硫溶解度及沉积运移实验研究意义

在储层条件下，析出的硫可能为液态硫或固态硫微粒。但根据元素硫相态以及地层温度和压力，析出的元素硫往往都是固体，即一般高含硫气藏，析出的硫都为固态硫微粒。固态硫微粒在地层发生的沉积会对含硫天然气渗流产生影响。元素硫颗粒析出沉降的机理及运移方式，是否会对储层产生伤害及伤害程度都有待实验深入研究，其临界携带流速计算也需要进一步深入研究，而这些都是合理高效开发高含硫气藏的重要研究内容。

（2）含硫气藏储层改造铁离子伤害研究意义

根据低渗透储层常规开发方式，储层改造作为低渗透率储层单井增产的重要方式已经得到了广泛的认可。对于高含硫气藏，是否还需要储层改造，还有待进一步深入的研究。储层改造时，酸液配方中铁离子产生的伤害已经被得以关注，室内实验研究已经证明了铁离子沉淀对储层所产生的伤害，但在储层高温高压条件下，其伤害程度还需要进行深入研究。

（3）元素硫沉积的储层伤害模型研究意义

随着含硫气藏的开发生产，地层温度和压力也随之降低，元素硫将会析出堵塞储层，从而导致储层渗透率、孔隙度降低，严重的可能完全堵塞储层。分析元素硫沉积引起的含硫饱和度与地层各参数之间的变化关系就显得至关重要，在元素硫沉积伤害实验的基础上，不断完善考虑束缚水影响的元素硫沉积伤害模型具有重要的意义。

考虑到实际储层往往存在天然裂缝，为丰富含硫气藏元素硫沉积伤害理论模型，考虑天然裂缝的影响，建立了碳酸盐岩裂缝气藏含硫天然气元素硫沉积预测模型，分析裂缝开度、产量、生产时间等参数对气藏含硫饱和度的影响将丰富含硫气藏伤害理论模型。

（4）考虑元素硫沉积的产能方程及物质平衡方程研究意义

由于压力降落最快的地方主要集中在近井地带附近，元素硫析出也主要集中在该区间，常规的产能方程已经不再适用，随之而来的无阻流量及合理产能的确定也就需要更加深入研究，所以建立考虑元素硫沉积的产能方程对于高含硫气藏的合理开发配产具有更强的现实意义。

随着地层温度和压力的降低，元素硫析出将会占据储层部分孔隙，使得储层地下孔隙体积平衡方程发生变化，高含硫气藏物质平衡方程也随之发生变化。由于在开发生产过程中，随着温度压力的降低，元素硫颗粒将会析出，常规的气藏物质平衡方程（体积平衡）此时已经不再适合，这是因为由于有元素硫的析出，整个含硫天然气质量发生了变化，从而导致天然气密度发生变化，所以在此平衡方程的建立必须从质量平衡出发，有必要建立一套新的物质平衡方程。

（5）含硫气藏水平井产量及产能预测模型研究

由于元素硫会随着含硫气藏不断开发生产从天然气中析出，如果不能及时携带出，就会沉积堵塞储层。气藏水平井产量预测公式较多，但考虑元素硫析出沉降的气藏水平井产量公式还极少，以四川某含硫气井为例，建立一套适合该区块的含硫气藏水平井产量公式就显得格外重要。

在含硫气藏没有开发之前，建立水平井产能预测公式，分析影响含硫气井水平井产能因素，对后期含硫气藏开发动态方案的设计都具有重要的理论意义。

煤层气直井井网压力传递规律及控制因素

一、致密砂岩气的概念及特征

（一）致密砂岩气的概念

致密砂岩气是一种储集于低渗透—特低渗透致密砂岩储层中的典型的非常规天然气资源，依靠常规技术难以开采，需通过大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气（李建中等，2012；邹才能等，2011）。

（二）储层特征

致密砂岩储层具有分布面积较广、埋藏深度较大、成岩演化作用复杂、储层物性差、非均质性强及不完全受制于达西定律等特点，最主要的是单井产能一般较低，通常局部地区发育有“甜点”，利用常规技术难以进行开发。与常规砂岩储层相比，致密砂岩气储层具有以下基本特征：

（1）孔隙度与渗透率均较小，喉道小且改造频繁，连通性差。一般来说，致密砂岩的孔隙度小于10%，渗透率小于0.1mD。

（2）成岩后生作用强烈，次生孔隙占重要地位。致密砂岩通常具有沉积速度相对较慢、成岩过程长的特点。由于成岩历史长且成岩序列复杂，往往压实强烈，后生作用明显，原始粒间孔隙减少较多。据统计，其次生孔隙约占总孔隙的30%～50%。

（3）束缚水饱和度较高且变化较大。根据鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层束缚水饱和度的分析，束缚水饱和度都在40%以上，而Spencer认为致密砂岩储层的束缚水饱和度为45%～70%。

（4）砂体不发育，一般呈透镜状（主要是指“甜点”）。据统计，透镜体产层的天然气占致密砂岩气总储量的43%，这或许是由于透镜状砂体比薄互层状砂体压实率低及溶蚀作用强。

（5）非均质程度高，岩性多样且粒度偏细，自生黏土矿物含量较大，砂泥交互，酸敏明显，驱油效果差，通常伴有裂缝（尤其是微裂缝），层控作用明显。

（6）地层压力异常，变化不一，但毛管压力一般较高。在润湿相饱和度达50%的情况下，通过压汞法和高速离心法测得毛管压力一般大于6.9MPa，气水分布较为复杂（异常高压和异常低压均有可能）（于兴河等，2015）。

二、致密砂岩气的成藏机制

（一）储层成因类型

致密砂岩储层与常规砂岩储层相比具有特殊的特征。Soeder和Randolph（1987）将致密砂岩储层划分出3种类型，即由自生黏土矿物沉淀造成的岩石孔隙堵塞的致密砂岩储层、由于自生胶结物的堵塞而改变原生孔隙的致密砂岩储层和由于沉积时杂基充填原生孔隙的泥质砂岩储层。Shanley等（2004）认为了解常规储层和致密储层之间的岩石学特征对于理解致密储层和预测致密储层是非常关键的；而且指出，致密砂岩储层并不总是由砂岩成分的不成熟、泥质杂基含量高所造成的，在成分成熟度较高的砂岩中一样存在着致密储层。因此，按照砂岩储层的致密成因，可以将致密砂岩储层划分为4种类型（张哨楠，2008）。

1．由自生黏土矿物的大量沉淀所形成的致密砂岩储层

此类致密储层可以是结构成熟度和成分成熟度均比较高的砂岩，也可以是结构成熟度较高而成分成熟度不高的砂岩。岩石类型为石英砂岩，硅质岩碎屑含量比较高，岩石的分选性好，颗粒之间没有任何黏土杂基存在；但是在埋藏过程中由于自生的伊利石堵塞了颗粒间的喉道，喉道间的连通主要依靠伊利石矿物间的微孔隙，这使得岩石的渗透率极低，然而孔隙度的降低与渗透率相比不太明显，主要形成中孔、低渗的致密储层。

2．胶结物的晶出改变原生孔隙形成的致密砂岩储层

在砂岩储层埋藏过程中，由于石英和方解石以胶结物的形式存在于碎屑颗粒之间，极大地降低了储层的孔隙度，储层的渗透率也随之降低，形成低孔、低渗的致密储层。在孔隙中可以保存形成时间比较早的次生孔隙。岩石类型为岩屑石英砂岩，岩石的分选较好，含有少量的长石，孔隙类型主要有长石早期溶蚀形成的粒内溶孔以及高岭石沉淀形成的晶间微孔隙。

3．高含量塑性碎屑因压实作用形成的致密砂岩储层

对于距离物源比较近、沉积环境水体能量不高、沉积物成分比较复杂尤其是塑性和不稳定碎屑含量较高的储层，在埋藏过程中，在没有异常压力形成的条件下，因压实作用使塑性碎屑变形从而呈假杂基状充填于碎屑颗粒之间，导致砂岩储层成为致密储层。

4．粒间孔隙被碎屑沉积时的泥质充填形成的致密砂岩储层

在低能条件下或者在浊流条件下，由于沉积水体浑浊或者因水体能量不高，碎屑颗粒间杂基含量比较高，成为泥质砂岩。由于粒间孔隙被杂基所占据，孔隙间的流体交换不顺畅，无论早期还是晚期的溶蚀性流体都很难进入到孔隙中，因此粒间孔隙或者粒内孔隙都不发育；在泥质杂基中，可能发生重结晶或者微弱的溶蚀，形成杂基内的溶蚀微孔隙。

（二）成藏机制

姜振学等根据储层致密化与天然气充注的先后关系将致密砂岩气藏分为2种类型——储层先期致密型（“先成型”）和储层后期致密型（“后成型”）。“先成型”致密砂岩气藏的储层致密化过程发生在烃源岩生排烃高峰期天然气充注之前，并要求孔隙度小于12%，渗透率小于1mD。而“后成型”致密砂岩气藏则以储层后致密为特征。

三、致密砂岩气的开发利用

（一）致密砂岩气的开采

1．多级压裂水平井技术

多级压裂水平井技术结合了水平井技术和多级压裂技术的优点，有效改善了近井地带渗流条件，大幅提高了单井控制储量，已成为有效开发致密砂岩油气藏的重要技术手段。通过利用参数对比法、试井曲线形态判别法、裂缝参数分析法等方法，对多级压裂水平井的有关参数进行评价及方案优选。

2．超前注水技术

致密砂岩油气藏的岩性致密，渗流阻力大，而且压力的传导能力很差。所以仅仅依靠天然的能量进行开采，其采收率很低，而且地层压力很难恢复。因此要保持地层的注采平衡，可以采用超前注水的方法。

超前注水是指注水井在采油井投产前，经过一定时间的注水，使地层压力上升至高于原始地层压力，并建立起有效驱替系统，油层内驱替压力梯度大于启动压力梯度后，油井投产并保持这种状态下开采的开发方式。

采用超前注水的机理如下：超前注水可以维持地层压力，促使单井获得较高的产量，从而避免了储层渗透率的降低和启动压力梯度的升高；超前注水增大了流体在地层中的渗流速度，有利于提高油相相对渗透率；超前注水会提高油气藏的最终采收率。

3．油气藏描述技术

油藏描述总体上分为三种：以测井为主体的油藏描述阶段、多学科协同油藏描述发展阶段、多学科一体化油藏描述阶段。

对致密砂岩气藏进行精细描述，是有效开发这类气藏的基础。目前发展了以提高储层预测和气水识别精度为目标的二维、三维地震技术系列，主要包括构造描述技术、波阻抗反演储层预测技术、地震属性技术、频谱成像技术、三维可视化技术以及地震叠前反演技术。对致密砂岩气藏而言，寻找裂缝发育带，对提高致密储层天然气的储量、提高单井产量有着举足轻重的作用，它直接关系到致密砂岩气藏的经济可采性。

4．储层改造技术

在20世纪末，储层改造主要是作为增产措施和解除近井地带地层的伤害、提高近井地带油气层的渗流能力、提高单井产量的重要手段。现阶段，储层改造技术越来越受到重视。中国石油对储层改造技术给予了高度的重视，并设置了多个重大专项，这些条件为储层改造技术的进步和发展提供了坚实的后盾。常见的储层改造技术如下：

（1）加砂压裂技术：在地面用压裂泵车，使井眼内的压力增高，从而克服地层的地应力和岩石张力强度，进而促使岩石破裂，形成人工裂缝。

（2）高能气体压裂技术：通过电缆将高能燃料输送到气层井段，利用点燃气体产生的大体积的燃烧气体，瞬间产生一个破裂压力，撕开多条主裂缝和微裂缝。

（3）喷砂射孔技术：通过油管将高压喷射射孔枪送到目的层段，利用射孔枪喷射产生的高速液体，在岩石中形成一定深度的孔眼。

（4）酸化技术：在地面用高压泵车，从油管内向地层注入一定浓度的酸液，通过酸液与地层中钻井液、滤液和地层中的可酸蚀成分发生化学反应，清除孔隙中污染和扩大孔隙，减小油气流阻力，提高油气井的产量。

5．注气开发技术

注气开发技术大致上可以分为一次接触、多次接触和非混相驱三种，其基本原理是通过注气达到降低油水界面张力，进而提高油田的驱油效率和提高油田的经济效益。

采用注气开发技术开发致密砂岩油气藏，首先要选择什么气体作为注入气，现行的注气开发一般选用的是CO2、N2或烃类气体，使用最多的是CO2。CO2气体能有效降低原油黏度，降低残余油饱和度，溶解储层中胶质，提高渗透率。气驱时，气体与原油接触并溶解于原油中，原油的黏度降低、体积膨胀，同时原油和注入气体的界面张力降低，原油中溶解的气体越多，降黏的幅度越大，油气的界面张力越小，气体进入孔隙的阻力越小。

（二）开发利用状况

据统计，目前全球大约有70个盆地中发育致密砂岩气，主要集中在北美、亚太、拉丁美洲、原苏联和中东—北非等地区。全球致密砂岩气资源量约为210×1012m3，现今技术可开采的致密砂岩气储量约为（10.5～24.0）×1012m3。致密砂岩气勘探开发率先取得重大突破的国家是美国，在900个气田中致密砂岩气生产井超过40000口，占美国陆上除了阿拉斯加和夏威夷州外天然气产量的13%。美国致密砂岩气的研究发展迅速，致密砂岩气产量逐年增加，已由1990年的600×108m3增加到2008年的1757×108m3（呙诗阳等，2013）。

我国致密砂岩气资源量主要分布在陆上含煤系地层的沉积盆地中，共有致密砂岩气地质资源量（17.0～23.9）×1012m3，技术可采资源量（8.1～11.4）×1012m3，均占全国致密砂岩气资源总量的86%左右。其中，鄂尔多斯盆地石炭—二叠系致密砂岩气技术可采资源量（2.9～4.0）×1012m3，四川盆地三叠系须家河组致密砂岩气技术可采资源量（2.0～2.9）×1012m3，塔里木盆地侏罗—白垩系致密砂岩气技术可采资源量（1.5～1.8）×1012m3，三者合计技术可采资源量（6.4～8.7）×1012m3，约占全国陆上致密砂岩气资源总量的78%。按照中国海油确定的近海海域致密砂岩气评价标准（海域按孔隙度5%～15%、渗透率小于10mD划为致密砂岩气，与陆上标准不同），我国东海、莺歌海、珠江口三个近海盆地共有致密砂岩气技术可采资源量（1.1～2.0）×1012m3，约占全国致密砂岩气资源总量的14%。随着海域含油气盆地地质认识程度的提高和勘探开发技术的进步，海域将是未来致密砂岩气勘探开发的重要接替领域（戴金星等，2012）。

从致密砂岩气赋存的层系看，我国致密砂岩气资源埋深普遍偏大，中部地区的鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地三叠系须家河组埋深一般为2000～5200m；西部地区的准噶尔、塔里木、吐哈等盆地埋深一般为3800～7000m，塔里木盆地库车地区致密砂岩气埋深甚至可达8000m左右。东部和海上诸盆地致密砂岩气目的层以白垩系、古近系和新近系为主，埋深一般为2000～4500m。

截至2010年底，我国15个致密砂岩大气田探明天然气储量共计28656.7×108m3，占当年全国天然气总探明储量的37.3%，如再加上全国中小型致密砂岩气田储量（1452.5×108m3），我国致密砂岩气探明储量将达30109.2×108m3，占全国天然气总探明储量的39.2%。

由图3-6可见，1990-2010年20年间美国天然气年产气量基本呈增长之势，这主要是由于有致密砂岩气产量增长作支撑（美国储量排名前100的气藏中有58个是致密砂岩气藏）。中国截至2010年底共发现储量大于1000×108m3的大气田18个，其中9个为致密砂岩大气田，总探明地质储量25777.9×108m3，占18个大气田的53.5%。由此可见，中国与美国致密砂岩气储量有相似之处，即致密砂岩气在我国天然气储量中占举足轻重的地位，因此把致密砂岩气作为我国今后一段时间非常规气勘探开发之首是合理的。

图3-6　美国1990-2035年各类天然气历史产量和预测产量结构图

图中百分数为各类天然气占总产气量的比例

四、致密砂岩气的发展趋势

（一）致密砂岩气发展的关键因素

我国致密砂岩气早在20世纪60年代在四川盆地就已有发现，但受认识和技术限制，发展较为缓慢。2005-2011年，我国致密砂岩气地质储量年增3000×108m3，产量年增50×108m3，呈快速增长态势（图3-7）。至2011年年底致密砂岩气累计探明地质储量为3.3×1012m3，已占全国天然气总探明地质储量的40%；可采储量1.8×1012m3，约占全国天然气可采储量的1/3。2011年致密砂岩气产量达256×108m3，约占全国天然气总产量的1/4，成为我国天然气勘探开发中重要的领域。致密砂岩气的快速发展得益于以下因素。

图3-7　1990-2011年我国致密砂岩气地质储量、产量增长形势图

1．资源潜力很大

资源调查表明，我国致密砂岩气重点分布在鄂尔多斯和四川盆地，其次是塔里木、准噶尔和松辽盆地，约占资源总量的90%。采用类比法，初步评估我国致密砂岩气技术可采资源量为10×1012m3左右，目前累计探明率仅18%，加快勘探开发进度，仍具有很大潜力。

2．关键技术已基本过关

近年来，借鉴世界致密砂岩气开采的关键技术，包括直井、丛式井、水平井分段压裂技术，我国致密砂岩气开发技术取得长足进步。随着大型压裂改造技术的进步和规模化应用以及生产组织运行管理模式的创新，单井产量大幅提高，成本大大降低，有力地促进了鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地川中须家河组等一批大型致密砂岩气田的商业性开发利用。在鄂尔多斯盆地苏里格地区成功开发的经验表明，早期天然气几乎完全不能动用，单井产量极低，一般无自然产能；引入市场化机制后，在中国石油长庆油田主导下，其他油气田企业、相关技术服务企业和大量民营企业进入，大大调动了甲、乙双方的积极性，科技攻关不断取得突破。经过压裂改造，单井产量达到日产（1～2）×104m3，开发产能迅速提升。以苏里格气田为例，共投产2681口气井，平均单井日产量1×104m3，生产动态表明，单井稳产4年，平均单井累产可达到2300×104m3。2011年苏里格气田产量达到121×108m3，储量动用程度逐步提高。总体而言，有序监控下的市场化机制促使我国致密砂岩气开采效果有突破性进展。

3．全面动用致密砂岩气地质储量的能力较差

我国致密砂岩气具有大面积分布的特点，但由于当前的天然气价格未到位，我国全面动用致密砂岩气的能力还较差。以苏里格地区为例，按照直井单井产量划分，大于2×104m3/d的为Ⅰ类气，（1～2）×104m3/d的为Ⅱ类气，（0.5～1）×104m3/d的为Ⅲ类气，小于0.5×104m3/d的为表外气，前三类气的储量占到60%，Ⅳ类气的储量达到40%。目前，苏里格地区主要动用的是Ⅰ类气和Ⅱ类气的一部分，Ⅲ类气和表外气的储量基本没有动用，主要原因是在现行天然气价格体系下，开发成本偏高，产出投入比较小，经济效益很差，甚至亏损。

总体上，我国致密砂岩气资源品位差异较大，全面动用我国致密砂岩气资源的能力还较差。较好的致密砂岩气资源，如长庆油田苏里格地区Ⅰ类气，目前开发具有一定的经济效益。Ⅱ、Ⅲ类气和表外气资源开发的关键难点是资源品位差、开发成本高、核心技术需要持续攻关。

（二）与页岩气、煤层气发展情况对比

致密砂岩气和页岩气、煤层气的开发步伐相比，其开发速度遥遥领先。虽然在非常规天然气开采中，致密砂岩气占绝对优势，煤层气和页岩气只有很少一部分，但致密砂岩气和页岩气、煤层气当前的发展状况却明显不一样。在美国页岩气革命成功后，我国页岩气的地位发生了重大改变，一跃成为独立的矿种，而致密砂岩气只是作为天然气的细小分支而存在。舆论媒体、国内外油气巨头、资本市场对页岩气更是钟爱有加，资本市场概念股横空出世、国土资源部两轮页岩气招标的推出更是将页岩气的影响力推上顶峰。

从经济效益来看，致密砂岩气有着非常完整的产业链，产运销各环节都不存在障碍，涉足企业的盈利能力也比较可观；而页岩气目前还处在勘探阶段的初期，储量尚不能有效落实，仅中国石化涪陵页岩气田和中国石油长宁—威远页岩气田实现了商业开发，第二轮全国页岩气招标中标的企业均处于前期勘探阶段。从储量来看，页岩气可采地质储量达25×1012m3，其开发潜力无可比拟，有望在常规天然气枯竭后成为清洁能源的主要来源。从工程技术方面来看，致密砂岩气开采的关键技术已相当成熟，川西、鄂尔多斯深盆、松辽断陷和淮南已实现大规模商业化开采；而页岩气开发还处于起步阶段，页岩气对开采技术和设备的要求更高，且页岩气开发的地质条件可能更为复杂，现正加紧试验和技术攻关，运输环节也需要更多投入，不过日后页岩气开采技术突破，实现了大规模商业开发后，将成为天然气产量来源的主力军。美国页岩气产业的巨大成功为我国提供了诸多可借鉴的经验，国内页岩气产业链一旦突破诸多技术瓶颈也会迎来爆发期；虽然现阶段页岩气炙手可热，但是产量已经有相当规模的致密砂岩气同样需要更多的资本投入，以获取更多产能（文小龙，2015）。

（三）发展前景

目前，我国已经拥有较为成熟的致密砂岩气勘探开发方法和技术，并在鄂尔多斯、四川和塔里木等盆地取得了一系列重要成果，形成了鄂尔多斯盆地上古生界、川中须家河组和塔里木盆地库车深层三大致密砂岩气现实区和松辽盆地、渤海湾盆地、吐哈盆地和准噶尔盆地等四大致密砂岩气潜力区。根据中国致密砂岩气的资源基础和目前的勘探开发现状，预计在今后相当长时期内，我国每年将新增致密砂岩气探明地质储量在（2500～3500）×108m3之间；预计到2020年全国致密砂岩气年产量有可能达到600×108m3以上，产量将主要集中在鄂尔多斯盆地、四川盆地和塔里木盆地。

总体而言，我国致密砂岩气资源较丰富，勘探开发技术较为成熟，是非常规天然气最现实的勘探领域。随着致密砂岩气勘探理论和开发技术的进步，致密砂岩气将成为中国天然气工业发展的重要组成部分（李建忠等，2012）。

油气成藏史及压力演化史

陈 东1 徐兵祥2 李相方3

（1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司，北京100095；2.中国石油大学，北京102249）

摘 要：煤层气井一般采用降压开采的方式，只有压力降低才能带来气体解吸，而多井之间压力干扰能 实现有效降压，研究井网开采机理、井间压力传递规律对煤层气井网开发具有现实意义。煤层具有典型的天 然裂缝系统，但由于渗透率低，直井开发须进行压裂，因此煤层气井网开发需考虑割理系统及人工裂缝参数。通过分析煤层人工裂缝、割理方向、井网方位之间的关系，揭示煤层气井网开发压力传递特征；通过数模方 法及敏感性分析，查明影响煤层气井间压力传递的控制因素。研究表明：人工裂缝参数及端割理渗透率对井 间压力传递及产气影响很大，而面割理渗透率影响较小。该研究结果能为煤层气井网井距优化、压裂设计提 供理论基础。

关键词：煤层气；井网；压力传递

引言

煤层气作为非常规天然气资源之一，在中国能源结构中的地位逐年上升。国外煤储层物性好，煤层 气发展迅速；而我国煤储层具有“三低”（低孔、低渗、低压）特征，开发难度较大。煤层气开发的特 殊性主要表现在：割理系统的复杂性；水力压裂的作用；复杂的流动机理（解吸-扩散-渗流）［1］；特 殊的开采方式（排水采气）［2］。目前煤层气井网开发仍存在许多不确定性：煤层气压力传播规律；井间 压力干扰机理；解吸范围和幅度控制等，直接影响着井网井距选择、水力压裂优化。本文以煤层割理与 人工裂缝走向关系、开发中相态变化为着手点，旨在揭示煤层气井网压力传递规律，查明井间压力干扰 控制因素，为煤层气井网部署、开发方案设计提供理论依据。

1 煤层气直井井网与压力传递

直井与水力压裂技术是目前我国煤层气田的主要开发方式。煤层具有天然裂缝（割理）系统，同 时水力裂缝会诱导出一条或多条人工裂缝［3，4］，或者形成更复杂的裂缝系统［5］。因此，煤层气井间压 力传递同时受天然裂缝和人工裂缝的影响。

1.1 人工裂缝走向与割理系统关系

常规天然气藏水力压裂一般形成平板状裂缝，有单翼、双翼，包括垂直缝、水平缝；而煤层属于天 然裂缝气藏，水力裂缝的扩展受到天然裂缝（割理）系统的影响。Holditch等［3］给出了煤层裂缝形态 的四种可能形式：垂直缝、水平缝、层内多裂缝和T型缝、层外复杂裂缝。Palmer等［4］给出了回采结 果：垂直裂缝为多条；或者由于割理影响而形成梯状垂直裂缝。

裂缝扩展是地应力、局部地层构造和煤层割理共同作用的结果［6］。然而，不论煤层气人工裂缝形 态多复杂，大量回采观察［5，7］表明裂缝走向大体沿着面割理方向，如图1所示。

1.2 井网方位与裂缝系统关系

井网方位的确定通常根据人工裂缝方位和主导天然裂缝方位［7］，将井网方位与天然裂缝主导方向 平行或与人工裂缝方向平行。煤层中的天然裂缝是影响煤层渗透性的重要因素，因此煤中裂隙的主要延 伸方向往往是渗透性较好的方向；人工裂缝可以改善天然裂缝，使其更好的沟通。直井压裂后，其裂缝 方向为煤储层主应力方向，通常该方向为面割理方向。如图2所示。

图1 近井地带沿割理方向多条分支裂缝延伸［5］

图2 煤层裂缝系统与井网方位

1.3 煤层气井网压力传递特征

压力传递主要受储层物性参数的影响，对于煤层气井网来说，如果井网设计沿人工裂缝方向作为井 间连线，那么：裂缝方向煤层气渗流受该方向煤层物性参数和人工裂缝的影响；垂直裂缝方向煤层气渗 流主要取决于该方向煤层物性参数。显然，裂缝方向煤层气渗流能力显著高于垂直裂缝方向。

图3 煤层气开发井网压力与流线分布

模拟4口井组成井距350m的正方形井网（1＃-2＃方 向为人工裂缝方向），人工裂缝半长70m，储层原始压力 为3.4MPa。图3表示生产过程中t1 、t2、t3、t4时4口井 井网压力场变化与流线特征。等势线为以井点位置为中心 的一系列偏心椭圆，流线垂直于等势线，并沿割理方向流 向人工裂缝与井筒。t1时刻，沿着裂缝方向压力下降很 快，该方向流体流动很快；到达t2时刻，裂缝方向压力得 到沟通，该方向压力已下降到一定程度，此后压降向端割 理方向扩展；到达t3时刻，端割理方向压力已发生干扰； t4时刻压降向更大范围扩展。

图4（a）表示人工裂缝方向井点间（1＃与2＃之间） 压力剖面随时间变化。可以看出：人工裂缝附近压力下降 快，远离裂缝的煤层压力下降则相对较慢。230天后，两 井之间压力发生干扰。图4（b）为垂直裂缝方向井点间（1＃与3＃之间）压力剖面随时间的变化。可以看出：垂直裂缝方向压力下降缓慢，847天后，两井之间 压力才发生干扰。

综上所述，人工裂缝很大程度上增加了煤层气泄流面积，提高了导流能力。因此，裂缝方向压力传 递很快，决定着煤层气开发井网压力传递主体方向。煤层气井投产后，人工裂缝方向流体很快能够达到 沟通，此后煤层气生产主要依赖于端割理方向流体流入裂缝，通过裂缝进入井筒。煤层流体需要克服端 割理方向渗流阻力进入裂缝，流入井筒。因此，垂直裂缝方向在煤层气开发中起着至关重要的作用，该 方向压力梯度与渗流物性决定着煤层气井网开采效率。

图4 井点间压力剖面随时间变化

2 煤层气不同开发阶段压力传递特征

煤层气井间压力传递不仅受储层和裂缝参数的影响，还受储层流体相态变化的控制。压力是通过储 层流体向外传播的，流体的组成、物性参数等制约着压力传播的快慢。煤层气排水采气的开采方式，势 必引起煤层气开发过程中储层流体相态变化复杂。

图5为高丰度煤层气井网中典型单井生产动态曲线，由图可知：气井先经历一段时间的排水降压（只产水，不产气）；之后开始产气，进入气水同产阶段；随着时间增加，气井产水量降低，直至不产 水，进入单相气生产阶段。整个生产过程储层中流体呈单相水-气水两相-单相气变化。因此，可将煤 层气生产分为三个时期：净产水期、气水同出期和净产气期。

图5 典型煤层气井生产动态特征

Ⅰ：净产水期。指的是煤层压力降到临界解吸压力之前的阶段，储层割理中呈单相液流动，压力传 播速度快；

Ⅱ：气水同出期。指的是从紧邻井筒煤层达到临界解吸压力，直到煤层割理系统的含水饱和度达到 束缚水饱和度，在此期间割理中逐渐形成两相流动，压力传播速度逐渐变慢；

Ⅲ：净产气期。当割理系统含水饱和度达到束缚水饱和度之后，若煤层中仍有气体解吸时，割理中 为单相气流动，压力波传播速度比单相水慢，由于基质不断向割理提供气源，补充了部分压力降低，传 播速度更慢。

对于不同阶段压降而言：

煤层气开发早中期，储层由单相水流动过渡为气水两相流动，井间人工裂缝范围内的压力下降很 快，含气饱和度增加很快；而裂缝范围以外的压力下降较慢，含气饱和度增加缓慢。此时煤层气井产量 主要是依靠裂缝范围内气体解吸与流动。

煤层气开发到达后期以后，储层流体由气水两相流动过渡为单相气流动，压力继续降低，裂缝范围 以外的压力下降速度加快。这个时期，裂缝范围外的吸附气大量解吸，煤层气井产量依靠整个储层煤层 气的解吸与流动。

3 井网模拟及压力干扰控制因素分析

通过数值模拟手段，可以对井网中压力干扰控制因素进行敏感性分析。井间压力干扰影响参数包括 井距、渗透率、孔隙度、解吸压力、裂缝参数、工作制度等，这里就 渗透率、裂缝参数几个重要因素进行分析。

图6 350m×350m正方形 井网（16口井）

基本模型如图6所示，16口压裂直井组成正方形井网，井距为 350m，裂缝孔隙度2％，含气量8m3/t，面、端割理渗透率分别为 1.6×10-3μm2、0.8×10-3μm2，裂缝半长70m，导流能力为 0.14D·m，原始煤层完全饱和水。中间四口井（6＃、7＃、8＃、9＃）为 分析井。

3.1 煤层渗透率

煤层多数为各向异性地层，按常理来说，面割理与端割理渗透率 对煤层气产量影响都很明显，但是在压裂直井中情况会有所不同。设 计两个案例进行对比：一是改变面割理渗透率（1.6×10-3μm2、3.2×10-3μm2、6.4×10-3μm2）；另 一个是改变端割理渗透率（0.3×10-3μm2、0.8×10-3μm2、1.6×10-3μm2）。

图7（a）为6＃与7＃井点中心压力剖面。由于人工裂缝参数相同，裂缝内压力变化趋于一致，而裂 缝范围外井点间压力变化有所差别，但差别不大。图7（b）为不同端割理渗透率时6＃与10＃井间压力 剖面。由图可知：压力下降速度差异明显，渗透率大的压力下降速度快。

煤层气压力干扰越强，解吸速度快、解吸幅度大，气井产量高，因此产量的高低反映了井间压力干 扰程度。图8为不同情况时气井产气量、累产气量曲线，由图可知：不同面割理渗透率时产气量、累产 气量几乎重合，说明面割理渗透率对煤层气产量不敏感；不同端割理渗透率时的产气量、累产气量差异 非常大，说明端割理渗透率对煤层气产量影响大，很敏感。

从以上对比可看出：对于煤层气压裂直井来说，由于裂缝参数对面割理方向压力传递及干扰起主要 作用，面割理渗透率的影响显得不敏感；而端割理渗透率对煤层气井间压力干扰和气井产量影响很大。

3.2 裂缝参数

裂缝参数包括裂缝半长和导流能力。为了研究压裂裂缝长度对煤层气井间压力干扰及产气的影响，设计两种方案：一是不同裂缝长度（36m、65m、95m、138m）；另一个是不同的导流能力（0.35D·m、 0.28D·m、0.14D·m、0.07D·m、0.04D·m）。

图7 井点中心压力随时间变化

图8 煤层气井产气量、累产气曲线

两种方案面割理与端割理方向井间干扰发生的时间见表1。可以看出：裂缝长度增加时，6＃与7＃井 间压力发生干扰的时间明显缩小；而6＃与10＃井间压力发生干扰的时间差异不大。裂缝长度影响面割理 方向压力干扰快慢和压降幅度，对端割理方向压力变化也有一定影响。裂缝导流能力增加时，井间压力 发生干扰的时间缩短，但这种缩小的趋势越来越不明显。当裂缝导流能力较小时，对煤层压力下降有一 定影响；但当裂缝导流能力增加到一定值时，影响就不是很明显了。

表1 不同裂缝长度影响压力干扰时间

续表

注：裂缝穿透比指的是裂缝长度与井距的比值

图9对比了裂缝参数下煤层气产量、累计产量曲线，从图中可以看出：裂缝长度对第一个产气高峰 影响很小，但对第二个产气高峰出现时间及高峰产气量影响特别明显。但当压裂穿透比高于50％后，压裂半长的提高对产气量影响有限。同样，当裂缝导流能力增加时，产气峰值出现大幅度上升，累计产 气量升高。但增加的幅度随着导流能力增加越来越不明显。

综合上面分析，压裂裂缝长度与导流能力对煤层气井产气峰值影响很大，长裂缝、大导流能力时，煤层气产气峰值大、累产高，但是产气增加量并不成比例增加。因此，裂缝长度、导流能力要与井距相 匹配，给定井距下应有一个合适的裂缝参数值，同样，给定裂缝参数条件下可优化出一个合理井距。

图9 不同裂缝参数日产气、累计产气量曲线

4 结论

（1）由于人工裂缝作用，煤层气直井井网压力传播有其本身特点：人工裂缝方向压力传递受裂缝 参数影响，该方向压力传递速度很快，气井之间能较快达到干扰；而垂直裂缝方向压力传播速度受煤层 物性的影响，一般来说，该方向压力传播速度慢，压降范围小。因此，煤层压力在平面上是以椭圆形状 不断向外扩展的。

（2）煤层气压力传播在不同开发时期呈不同的特点。开发早期压力传播以水为介质，压力传播 快；开发中期以气水两相为传播介质，压力传播由于压缩系数及相渗变化而变慢；开发后期压力传 播以单相气为介质，此时气相有效渗透率低于绝对渗透率，基质又不断向割理补充气源，该阶段压力 传播很慢。

（3）对于煤层气压裂井而言，面割理渗透率对井间干扰有一定影响，但不敏感；端割理渗透率对 井间干扰影响很大。裂缝参数对煤层气井间干扰影响很大：随着裂缝长度、导流能力的增加，煤层气压 力传递加快，但增加的速度呈递减的趋势，对于给定的裂缝长度和导流能力，可优化出一个合适的 井距。

参考文献

［1］M.M.Kamal and J，L.Six.Pressure Transient Testing of Methane Producing.SPE19789.This paper was prepared for presentation at the 64th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in San Antonio，TX，October 8-11，1989.

［2］孙茂远，黄盛初.煤层气勘探开发利用手册［M］.北京：煤炭工业出版社，1998：237 ～238.

［3］A.Holditch，J，W.Eiy，M，E.Semmsibeck，R.H.Carter，J.Hinkei and R.J.Jeffrey Jr.Enhanced Recovery of Coalbed Methane Through Hydraulic Fracturing.SPE18250.This paper was prepared for presentation at the 63rd Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in Houston，TX，October 2-5，1988.

［4］I.D.Palmer，Review of Coalbed Methane Well Stimulation.SPE22395.This paper was prepared for presentation at the SPE International meeting on petroleum Engineering held in Beijing.China，24.27 March 1992.

［5］B.W.McDaniel.Hydraulic Fracturing Techniques Used for Stimulation of Coalbed Methane Wells.SPE21292.This paper was prepared for presentation at the SPE Eastern Regional Meeting held in Columbus，Ohio，October 31-November 2，1990.

［6］单学军等.煤层气井人工裂缝扩展规律分析.天然气工业，2005；25（1）：130～135.

［7］Dave Quirk.Optimization of Hydraulic Fractures in CBM Wells.http：//www.ptac.org/cbm/dl/cbmt0701p05.pdf，2007.

［8］杨秀春，叶建平.煤层气开发井网部署与优化方法［J］.中国煤层气.2008，5（1）：13～17.

天然气燃气灶打不着火什么原因？

异常低压是沉积盆地中重要的流体动力状态，其形成、发展和演化在一定程度上控制了盆地内流体的流动样式，并与油气成藏过程之间的关系异常复杂，异常低压的形成不是一种静止的现象，而是盆地压力系统演化过程中的动态现象。

本次研究对苏里格气田储层岩心样品进行了流体包裹体岩相学、热力学及激光拉曼光谱等测试分析。结果表明，苏里格地区储层中烃类包裹体主要赋存在石英微裂隙、石英次生加大边和方解石胶结物中。烃类包裹体荧光下主要呈现浅**和蓝白色(图6-7)，表明储层中存在两种不同成熟度烃类的注入。

图6-7 苏里格气田储层流体包裹体显微照片

储层流体包裹体激光拉曼光谱分析结果表明，苏里格地区流体包裹体根据成分可划分为3种类型(图6-8):第一类是富CO2的包裹体，该类包裹体以CO2为主，CO2质量分数占60%以上，主要赋存于早期石英次生加大边及早期石英微裂隙中，呈灰色;第二类是富高饱和烃包裹体，该类包裹体以高饱和烃为主，高饱和烃质量分数占80%以上，主要发育于石英次生加大早期，沿石英次生加大边内侧成带状分布，呈深褐色;第三类是富CH4的包裹体，该类包裹体以CH4为主，CH4质量分数占70%以上，主要发育于石英次生加大期后，沿石英颗粒中的微裂隙成线状或带状分布，或成群分布于方解石胶结物中，呈灰色、深灰色(图6-7)。

图6-8 苏里格气田上古生界储层流体包裹体成分分类

以上3种类型的流体代表了不同地质时期运移进入苏里格气田储集层的流体类型。包裹体捕获流体过程与煤生气过程紧密相连。从煤在各成熟阶段生烃的组成变化可知，Ro值在0.8%以前，煤生成产物中CO2含量可达60%以上，随后CO2的含量迅速降低;Ro值在0.8%～1.1%时，煤生成的烃类中C2以上的高饱和烃组分占总烃量约80%以上;Ro值在1.4%时，CH4生成的量迅速增加，可占烃类总量的50%以上;Ro值为2.2%时，CH4的含量可达95%以上。这说明烃源岩生烃史与流体包裹体形成时期有对应关系，即早期形成液态含CO2包裹体，中期形成液态烃包裹体，晚期形成气态烃包裹体。

包裹体均一温度具有明显的双峰特征(图6-9)，第一峰值为100～110℃，第二峰值为140～150℃，表明该地区上古生界天然气充注主要有两期。结合埋藏史及储层流体包裹体均一温度分析认为(图6-10)，苏里格地区上古生界气藏两个主要成藏期为:早侏罗世中期—晚侏罗世中期和早白垩世早期—早白垩世晚期。

图6-9 苏里格气田上古生界储层流体包裹体均一温度分布直方图

图6-10 苏里格气田上古生界气藏成藏期次划分

因此，苏里格地区上古生界天然气成藏及地层压力演化主要经历了下面几个阶段:

(1)晚三叠世—早侏罗世

该时期地层快速埋藏，上古生界分布的煤系烃源岩，在正常古地温作用下，开始进入生烃门限，并有少量烃类排出，该时期以压实排烃和扩散排烃为主，因泥质岩和其他致密岩性形成侧向遮挡，该时期的天然气主要沿过剩压力梯度降低较快的方向由下向上沿垂向运移，在近源的透镜状砂体中聚集，该阶段地层压力主要处于正常压力状态。

(2)侏罗世—晚侏罗世

该时期由于埋藏深度的快速增加，地层温度快速上升，烃源岩大面积快速成熟生烃，大量生成的天然气经初次运移进入储层，随着天然气不断生成补给及上覆地层压力的增加，天然气在运移过程中形成“气驱水”的现象。该时期是苏里格地区天然气藏形成的主要时期之一，地层压力整体表现为上升，局部开始出现高压异常，虽然由于构造抬升地层剥蚀，地层压力出现过短暂的下降，但仍然表现为常压和异常高压。

(3)早白垩世早期—早白垩世晚期

该时期地层第二次快速埋藏，地层温度达到最高，烃源岩进入高成熟-过成熟阶段，干气大量生成，该时期以微裂隙排烃为主，扩散排烃为辅。随着天然气生成量的增加，地层水中轻烃的溶解量也逐渐增加，并最终达到饱和状态，形成明显的气水界面，在毛细管力封堵作用下，天然气被封堵聚集成藏。该时期是苏里格地区天然气藏形成的主要时期，地层压力持续增大，达到高压—超高压阶段。

(4)早白垩世后

该时期鄂尔多斯盆地内部受燕山运动晚期以及后续的喜马拉雅运动的影响，盆地快速抬升剥蚀，气源岩埋深变浅，地层温度大幅度下降，烃源岩的热演化与生烃作用逐渐减弱直至停止，储层中天然气的补给量极小，由于地层抬升剥蚀和地层温度的下降，气藏压力逐渐降低，由异常高压降为异常低压或超低压。

2020燃气安全整治工作方案报告

可能有以下原因：

1、你的燃气表电池有没有电。可能是燃气表没电了，关闭了表中的电磁阀。

2、燃气表坏了。

3、燃气管堵塞。

4、调压器关闭 。?

5、 ?IC卡表过流量保护 。

6、找天然气公司的人员到现场维修。

燃气灶打不着火的时候要从一下几方面排查：

第一、有没有气，遇到煤气灶打不着火，首先要查看是否还有气，没有的话就要加气。

第二、电池有没有电，发现点不着火时，便要检查电池是否有电，如果没有，只需要换普通的一号电池就可以了。

第三、电路接触不良，主要是检查电池盒正负极有无生锈，线路有无接触不良，如果有，需把铁锈清除，将线路准确连接。

第四、过压保护，很多煤气灶有过压保护功能，一旦过压是不会启动的，这时就要换一个减压阀试一下。

基本特性

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

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

3、热值：单位容积燃气完全燃烧所放出的热量，成为该燃气的热值。

热值分为高热值和低热值。

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

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

4、理论空气量：指单位燃气按燃烧反应方程式完全燃烧所需要的最小空气量。

液化石油气燃烧所需空气量是天然气的3倍；是人工燃气的6倍。

5、膨胀与压缩

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

6、饱和蒸气压

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

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

7、气化潜热

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

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

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

8、压力的分类

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

相对压力：用计量仪表测量出的那一部分压力，也叫表压力、正压力、工作压力。

绝对压力：大气压力与表压力之和，叫绝对压力，又叫实际压力。

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

9、着火温度

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

10、爆炸极限

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

11、燃烧的热值

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

燃烧的三个条件：可燃物、助燃物（氧）、着火源缺一不可。

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

热值分为高热值和低热值。

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

按1KCAL=4.1868KJ 计算：

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

以上内容参考：燃气

企业环保自查报告

2020燃气安全整治工作方案报告

　为切实加强燃气行业管理，规范燃气市场经营秩序，充分保障人民群众生命财产安全，省安委会办公室决定在全省范围内组织开展城镇燃气安全专项整治。我为大家整理的2020燃气安全整治工作方案报告资料，提供参考，欢迎参阅。

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　各市安全生产委员会，省安委会有关成员单位：

　根据《xx省安全生产委员会2020年工作要点》和我省工作实际，现将《xx省城镇燃气安全专项整治工作方案》印发你们，请结合实际认真贯彻落实。

　xx省安全生产委员会办公室

　2020年x月xx日

　方案

　为切实加强燃气行业管理，规范燃气市场经营秩序，充分保障人民群众生命财产安全，省安委会办公室决定在全省范围内组织开展城镇燃气安全专项整治。特制订工作方案如下：

　一

　工作目标

　坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻习近平总书记关于安全生产的重要论述，认真贯彻落实省委、省政府关于安全生产的部署要求，坚持标本兼治、条块结合，进一步厘清并落实属地管理责任和部门监管责任，健全信息化监管体系，发挥网格化社会治理机制作用，把排查整治与建章立制贯穿全过程，着力建立完善长效监管工作机制，消除各类燃气安全风险隐患，力争不发生燃气供应安全生产伤亡事故，减少燃气安全使用事故总量，有效防范餐饮场所燃气爆炸事故，遏制较大事故，坚决杜绝重特大事故，切实提升城镇燃气安全水平。

　二

　整治时间

　2020年5月至12月

　三

　整治范围

　全面排查城镇燃气供应场站设施;整治供应违规违法经营、使用环节的安全风险隐患;严厉打击充装非自有钢瓶、超期未检钢瓶、违规检验钢瓶等行为;加强液化石油气、气瓶及调压阀、连接管等配件产品质量管理;全面排查各类餐饮场所燃气使用安全风险隐患;建立气瓶安全信息追溯系统、推动燃气泄漏监控信息平台建设提升安全监管能力。

　四

　整治重点

　(一)燃气经营企业安全生产管理。

　1.各类场站、天然气管道等设施设备是否符合《住房和城乡建设部公安部城镇燃气反恐怖防范工作标准》《xx省城镇燃气安全检查标准》《关于加强城镇燃气消防安全管理的通知》等规范要求。

　2.是否按照《生产安全事故应急预案管理办法》制定完善各类应急预案，落实应急救援、安保防范工作各项要求。

　3.是否落实全员安全生产责任制，加强员工安全、消防和安保教育培训，相关法律法规要求持证上岗的是否100%持证上岗。

　(二)瓶装液化气市场经营秩序。

　4.瓶装液化气企业是否加强对供应站(点)、送气车辆、送气人员的管理，统一车辆及人员标志标识。

　5.瓶装液化气企业是否落实用户实名制购气登记，建立健全用户服务信息系统，统一配送、统一管理、统一标准、统一服务。

　6.加强对本行政区域出入道口运送钢瓶车辆的关注和临检布控，依法打击?黑气点?、流动?黑气贩?等违法犯罪行为。

　7.燃气经营企业是否制定用户安全用气规则，通过向用户发放安全用气手册、公众号推送等方式，对用户进行燃气安全使用宣传和指导。

　(三)气瓶充装、检验单位(机构)行为及产品质量。

　8.气瓶充装单位是否建立气瓶安全信息追溯系统，实现充装数据与地方监管部门的实时联网传输。

　9.气瓶检验机构是否建立气瓶安全信息追溯系统、建立本单位检验气瓶的电子技术档案，实现检验机构的气瓶检验数据信息与气瓶充装单位、地方监管部门互联互通。

　10.气瓶充装单位是否充装非自有产权气瓶、超期未检气瓶、非法改装气瓶、报废气瓶和无信息标识气瓶;严厉打击无资质充装二甲醚、擅自在民用液化石油气中掺混二甲醚的行为。

　11.气瓶检验机构是否建立相关制度，检验人员是否持证上岗;是否按照检验规范标准开展检验工作;是否存在出具虚假检验数据、检验报告和检验标志行为;是否存在非法改装气瓶、翻新气瓶，或者擅自销售报废气瓶等违法行为;是否冒用其他检验机构名称进行检验。

　12.对辖区内销售的液化石油气钢瓶、角阀、减压阀、灶具、热水器等产品质量开展专项整治，依法查处无证经营、销售不合格钢瓶、阀门、灶具和热水器等违法行为，及时向社会公布产品质量监督抽查和风险监测结果。

　(四)餐饮场所燃气安全使用管理。

　13.餐饮用户是否与合法供气企业签订供用气合同，使用符合国家标准的燃气器具以及连接管、调压阀等配件;

　14.餐饮用户是否每月对户内燃气设施设备使用情况进行一次全面自查(自查内容详见附件1);是否在餐饮场所显著位置张贴公示燃气安全使用信息公示牌(详见附件2)。

　15.餐饮场所是否存在违规储存、使用瓶装液化气的行为;用气场所、燃气设备设施、用气操作是否符合要求。

　五

　整治措施

　(一)严格隐患销号。督促燃气经营企业建立?滚动排查、清单管理、动态销号?制度;一时难以整改到位的，要责令制定详细可操作的整改计划，落实整改责任人、整改费用、整改措施、整改期限，实行挂牌督办，同时采取必要措施，确保安全，有效完成隐患治理的工作闭环。

　(二)明确配送标准。贯彻落实《危险货物道路运输管理办法》，使用货车运送液化气的，应当申请许可;使用三轮车、电动车开展城市内?最后一公里?配送的，可以不申请许可。县级以上地方人民政府要研究制定本地区瓶装液化气配送服务管理办法，制定钢瓶配送的小型运输工具技术标准和行为规范，确保配送安全。

　(三)严格市场准入。严格安全准入，做好燃气经营许可证和气瓶充装许可证的核发，把好市场准入关。对已经进入市场的液化气企业，要加强充装、销售、配送和入户安检等环节经营检查，对没有健全的经营方案、自有产权气瓶数量与经营规模不匹配的，未建立配送服务体系、气瓶安全信息追溯系统、客户服务系统确保产品与服务质量安全责任可溯源的，要限期整改，整改后仍不达标的，坚决予以清出市场。

　(四)实施智能管控。加快推进非居民用户，特别是餐饮场所安装带有燃气泄漏监测报警及自动切断功能的装置，建立燃气泄漏报警远程监控系统，实时分析采集的燃气浓度，及时预警、同步推送，利用手机APP实时动态查看燃气浓度。

　(五)强化监督执法。对检查发现的违法行为和隐患，严格依法责令?三停?、行政拘留和临时查封等处罚和强制措施。定期检查餐饮用户自查情况和隐患整改情况，对整改不到位或拒不整改的，燃气经营企业应采取停止供气措施，由属地街镇和餐饮行业主管部门责令停业整顿。

　六

　责任分工

　(一)住房城乡建设部门(城镇燃气、城管执法)：依据《城镇燃气管理条例》《xx省城镇燃气管理条例》等法规、规章，负责具体实施本地区燃气行业的管理工作，并按规定实施行政许可和行政处罚。负责督促燃气经营企业按照法律法规、标准规范和合同的约定，承担用户燃气设施巡检、燃气使用安全技术指导和宣传责任;负责督促燃气经营企业安全生产、瓶装液化石油气实名制销售、建立客户服务平台等工作。负责查处燃气违法经营行为，依法取缔非法经营站(点);对违反法律、法规和国家标准、行业标准的燃气经营企业进行查处。

　(二)市场监管部门：依据《特种设备安全法》《特种设备安全监察条例》《气瓶安全技术监察规程》等法律、安全技术规范，对液化气气瓶充装、检验单位、特种设备作业人员实施行政许可和监督检查;对液化气储罐、罐车等压力容器及其它特种设备实施使用登记和安全监管。对充装非自有气瓶、超期未检(报废)钢瓶等行为进行查处，加快建立气瓶安全信息追溯系统，确保溯源管理。依据《无证无照经营查处办法》，对未办理营业执照的餐饮场所进行查处。依据《产品质量法》，对液化石油气、燃气器具及配件产品生产、流通领域开展产品质量监督抽查，对生产、销售不符合安全标准的燃气器具及液化石油气、充气过程中缺斤少两、掺混二甲醚等违法行为进行查处。

　(三)商务部门：负责组织餐饮场所开展燃气使用安全自查工作，对自查情况及隐患整改情况进行督促检查;督促餐饮场所经营者与合法的供气企业签订供用气合同，按照有关规定安装可燃气体浓度报警装置，配备干粉灭火器等消防器材。

　(四)公安部门：依法处理阻碍执行公务等违反治安管理的行为;配合城镇燃气、城管执法、市场监管等部门对非法储存、倒罐、销售液化气的行为和窝点进行依法查处;对非法经营、销售伪劣产品、非法储存、运输、携带、使用瓶装液化石油气危及公共安全的，依法追究刑事责任;依据《道路交通安全法》《道路交通安全违法行为处理程序规定》《危险化学品安全管理条例》等法律、法规、规章，负责瓶装液化石油气道路运输车辆交通安全管理;配合城镇燃气、城管执法部门依法打击跨区域运输经营等违法行为。

　(五)应急管理部门：依据有关部门申请，对在燃气使用方面存在重大隐患的场所以安委办名义实行挂牌督办。对于有关燃气安全的举报，依据《xx省安全生产举报奖励办法》有关规定依法处理。对涉及燃气安全的严重违法违规行为的企业和个人纳入安全生产?黑名单?管理。

　(六)消防部门：依据《消防法》《xx省消防条例》等法律、法规，对燃气企业、餐饮单位遵守法律、法规的情况进行监督检查;负责对餐饮场所的消防安全实施专项监管;依法查处餐饮场所违反消防法律法规的行为。

　(七)交通运输管理部门：依据《危险化学品安全管理条例》《道路危险货物运输管理规定》《道路运输车辆动态监督管理办法》等法规的相关规定，负责道路、水路危险货物运输企业、车辆、船只、从业人员、港区装卸管理人员、申报人员的资质管理，对危化品运输车辆非法运输瓶装液化石油气等违规行为依法进行处罚。

　(八)教育、民政、旅游、卫生部门：负责组织本行业管理的燃气用户开展燃气使用安全自查工作，对自查情况及隐患整改情况进行督促检查;督促其与合法的供气企业签订供用气合同，按照有关规定安装可燃气体浓度报警装置，配备干粉灭火器等消防器材。鼓励引导瓶装液化石油气用户逐步改用天然气。

　(九)其他有关部门：依照有关法律、法规的规定，在各自职责范围内负责有关燃气安全管理工作。

　七

　工作步骤

　(一)动员部署阶段(2020年5月31日前)。各地结合本地区实际制定具体实施方案，细化整治工作目标、任务和措施，明确相关部门、单位燃气管理工作职责，全面动员部署各级各单位迅速开展工作。

　(二)排查整治阶段(2020年6月至10月)。一是开展全面排查。组织燃气经营企业、充装单位、钢瓶检验机构、餐饮用户等单位及其他燃气用户自行组织排查治理，对排查出的安全隐患，建立台账、列出清单、逐项整改。6月15日前完成排查工作。二是集中检查约谈曝光。组成联合检查组依法开展督查，对燃气经营企业、气瓶检验机构、餐饮用户等企业负责人进行约谈，充分利用法律、行政、经济、舆论等手段，督促落实安全责任措施。三是实施综合治理。对排查发现的违法违规行为和隐患进行分析研判，完善长效机制，全面推进城镇燃气安全管理制度化、规范化、长效化。

　(三)总结验收阶段(2020年11月至12月)。对专项整治工作进行检查验收，检查验收情况纳入2020年度安全生产和消防考核内容。

　八

　工作要求

　(一)加强组织领导，周密安排部署。各地、各有关部门依据相关法律法规和职能分工，开展监督检查，督促落实专项整治工作。

　请省直各有关部门于2020年5月20日前将本部门专项整治工作负责人、联络员名单及****报省住房和城乡建设厅。

　(二)加强协调配合，形成监管合力。各地、各有关部门要加强协作配合，联合组织检查、督查，对发现的问题要追根溯源、一查到底，建立健全信息共享、情况通报、联合查处、案件移送机制，及时通报违法违规行为，加强全链条监管和跨区域打击力度，切实形成执法合力。

　(三)广泛发动群众，加大查处力度。各地、各有关部门要积极引导社会公众、企业职工全面查找身边的安全隐患，充分用好《xx省安全生产举报奖励办法》，通过12345热线，xx省安全生产举报平台，12350安全生产举报投诉热线和119消防举报电话等，及时举报各类风险隐患。加大对发生事故的企业的责任追究力度，依法严肃追究事故企业法定代表人、实际控制人、主要负责人、有关管理人员的责任。

　各地各有关部门要严格按照专项整治工作的时间节点要求，及时收集、汇总并报送有关工作信息。请各地、各有关部门于2020年12月30日前将 工作总结 报省住房和城乡建设厅。

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德国威能壁挂炉不能打火怎么回事

企业环保自查报告（通用5篇）

　时间飞快，一段时间的工作已经结束了，回想这段时间以来的工作详情，有收获也有不足，是时候好好地记录在自查报告中。来参考自己需要的自查报告吧，以下是我整理的企业环保自查报告（通用5篇），希望对大家有所帮助。

企业环保自查报告1

　 一、企业概况

　xxx有限公司是一个拥有先进技术和设备的国有控股大一型企业，下设南分厂、北分厂，年水泥生产能力130万吨。企业获得了产品质量认证、质量管理体系认证，化验室合格证书等荣誉。为认真贯彻执行节能法律、法规，落实国家发改委、政府、市政府的相关要求，加强企业节能管理，推进节能技术进步，提高能源利用效率。公司作为千家企业重点耗能单位之一和省控重点用能企业，深知企业是节能降耗的主体，积极响应国家和政府、市区政府号召，大力推进公司节能减排,顺利完成政府、市政府下达的节能目标，并将节能减排工作开展的有声有色。

　 二、20xx年的经营情况及节能目标责任完成情况

　20xx年，全年计划生产水泥110万吨，20xx年1-12月份，公司实际生产水泥108.2万吨，完成年计划的98.36%，实现销售收入190426万元，上缴税金2343万元。单位产品标煤耗83.49kg/t，XX年单位产品标煤耗86.54kg/t，同比下降了3.05 kg/t。20xx年1-12月份，累计节约标煤0.33万吨。与20xx年政府下达给公司的节能目标0.29万吨标煤相比，超出目标值0.04万吨。由此可见，公司顺利并超额完成了政府下达的节能目标。

　 三、节能组织机构及能源管理工作开展情况

　为进一步贯彻执行和落实国家节能减排政策，强化企业节能主体责任， 20xx年初,公司在去年能源管理组织、机构基础上,进一步完善了企业能源管理工作，调整了能源计量、节能领导小组和节能工作小组,积极采用节能新技术等，加强企业能源管理工作。

　(一) 进一步完善健全节能管理、组织、标准体系。

　公司责成一名副总具体负责节能管理和领导工作，各相关部门负责人为成员的节能管理和领导小组，设立了公司节能办公室，各职能部门、单位明确了节能专、兼职负责人，形成了三级节能管理网络，由生产综合处相关人员具体负责节能工作，同时，建立了节能工作机构和管理体系，成立了节能工作管理和领导小组,公司总经理任能源管理领导小组组长;在完善组织体系的基础上进一步贯彻执行国家的能源政策、法规及标准，组织贯彻、制定能源管理标准，编制节能规划及计划，贯彻执行能源管理中的技术标准，负责组织节能检查，对用能计量、统计进行监督，组织节能技术培训和宣传，发出节能倡议，进一步完善公司能源管理制度。

　(二) 分解节能目标，落实节能职责制定产品消耗定额，并对各部门进行考核。

　对生产中各项工序、产品的能源消耗进行定额管理，签订节能目标责任书，将节能任务目标层层分解，把能源消耗与工资薪酬、效能挂钩，力争吨熟料、吨水泥能耗达到同行业先进水平;节能技术管理部门建立成本控制管理体系，制定成本考核评价制度，考核指标细化分解到有关车间、部门、责任人，定期评价和考核;制定车间消耗指标，考核指标执行情况;设立能源统计岗位，专人负责建立能源消耗和成本台帐。对现有生产工艺系统进行优化平衡改造，窑温热效率利用、单机台时较上年有明显提高;在立窑安装变频器，对磨机选粉系统进行改造，制定消除跑、冒、滴、漏的有效措施，并付诸实施，相关部门进行监督和定期检查。

企业环保自查报告2

　为落实《甘肃省人民政府办公厅关于印发甘肃省环境保护大检查方案的通知》要求， 酒泉容大汽车加气有限公司扎实认真地组织开展了自查工作，现将自查有关情况报告如下：

　 一、企业基本情况

　（一）企业概况

　于20xx年1月成立，注册资金250万元，法定代表人为于一阳。公司占地面积7800平方米，固定资产1500万元，现有480平方米办公楼一座，完善的l-cng加气站一座，主要销售车用压缩天然气，年零售量约为1500吨，公司现有人员16人。

　（二）项目概况

　（1）我公司加气站坐南朝北，在站区北侧设有入口1个，在站区东侧设有出口1个，主要分为工艺区、辅助区、加气区等各部分。

　工艺区位于站区南侧，由东向西一次布置有增压器，lng储液区，lng高压柱塞泵，水浴式复热撬（空温式低压放散加热器、低压空温式气化器、低压水浴式气化器），调压器，lng高压气化撬（空温式高压气化器、热水循环式高压ng加热器、顺序控制盘、空温式高压放散加热器），cng储气井区。

　其中lng储液区设置积液池、防火堤，所有设备均布置于防火堤内，防火堤采用1m高非燃烧混凝土实体围墙，防火堤内面积为110m。储液区设备主要包括1座60mlng立式储罐及储罐阀组撬。

　（2）辅助区位于工艺区的北侧，2层站房，占地面积240.99m，1层设置配电室、仪表间、办公室、营业室、休息室，2层设置休息室和办公室。

　（3）加气区位于站区北侧，加气罩棚、4台双枪加气机、4座加气岛。

　（4）变压器室位于工艺区的东南侧，单层结构。

　（5）放散管位于工艺区的东北角。

　（三）生产工艺及排污节点

　l-cng加气工艺是将低温(-162℃～-137℃) 、低压(0.4～0.8mpa)的lng转变成常温、高压(25mpa) 的天然气，然后将压缩天然气（cng）经顺序控制盘输送至储气设施或直接经加气机加注给汽车。

　站区内排水采用雨（污）分流制排水体制，污水经管网收集后，经站区化粪池初步处理后，外排至市政污水检查井。雨水利用竖向坡度自然散排至站外市政雨水管网。

　生活污水主要来自于站房污水，生活污水经室内排水管道收集后排入站内污水管网，站区污（废）水经化粪池初步处理后，外排至市政污水管网。

　室内排水管道（含接至室外检查井的排出管）采用pvc-u排水塑料管，承接粘结接口。

　（四）原料及产品

　本项目的原料及产品，即位于鄯善县奇克台镇境内广汇天然气液化工厂，距酒泉市约960公里，通过lng槽车运输至该站。 其天然气物理参数如下：

　液化天然气技术指标

　本企业每年销售天然气约1500吨，耗电量每年约60000度，用水主要为生活用水每年约900吨，办公用房采暖为集中供暖。

　（五）主要生产设施

　设备汇总表

　（六）主要环保设施

　项目环保设施一览表

　 二、企业自查情况

　（一）产业政策执行情况本项目经酒发改经贸20xx523号酒泉市发展和改革委员会于20xx年6月21日批准项目建设，本企业工艺、技术、生产设施及产品符合产业结构调整目录（20xx年版、20xx年版）。

　（二）建设项目环境影响评价制度执行情况

　本企业加气站项目的环评是委托酒泉市环境评价所做的，20xx年1月31日酒泉市环保局下发了酒环保20xx8号审批意见，企业对应建设的环保设施（见项目环保设施一览表）认真进行了设置，对审批意见我企业认真进行了整改落实。

　（三）试生产、“三同时”制度和建设项目竣工环保验收、审批情况

　本项目在规定的期限内提出试生产期结束后，根据省发展和改革委员会《关于全省加油（气）站建设项目竣工验收有关问题的通知》文件精神，市发改委于20xx年9月23日组织相关部门对我公司建设项目进行了竣工验收，通过验收我公司项目符合各项建设要求。建设项目竣工环保验收暂时未做验收。

　（四）主要污染物及特征污染物达标排放情况

　（五）环保设施及自动监控设备稳定运行情况

　该站现有自控系统包括集中控制系统、紧急切断系统、可燃气体报警系统、站内视频监控系统；仪表设置包括仪表供电、仪表选型和自控仪表接地。

　1）自控系统

　①集中控制系统

　控制系统的功能是控制加气站设备的正常运转和对有关设备的运行参数进行监控，并在设备发生故障时自动报警或停机。

　②紧急切断系统

　esd急停按钮设置在配电室开关柜。该加气站共设有4个紧急切断阀，分别位于lng储罐进出液相管道上，空温式低压lng加热器前，及高压柱塞泵前，以防加气站内发生事故时能及时有效的切断进气源； 站内天然气增压、储存、加气各工段，分别设置切断起源的切断阀。储气井与加气机之间的总管上设主切断阀。每个储气井出口设切断阀。储气井进气总管上设安全阀。

　③可燃气体报警系统

　该项目在增压器上方设置1个可燃气体报警探头； 储气井上方设置一个可燃气体报警探头；在加气区每台加气机配置1个可燃气体报警探头，共配备4个； lng高压气化撬两端各设1个可燃气体报警探头，共配备2个。lng高压柱塞泵撬设置1个可燃气体报警探头，调压器上设置1个可燃气体报警探头，储罐阀组撬上设置1个可燃气体报警探头。本次在加注区和潜液泵区各设置可燃气体检测探头1个，可燃气体报警装置1套，安装于控制室。 可燃气体报警探头统一由配电室内可燃气体报警器集中报警，如果泄漏的燃气达到一定浓度（天然气爆炸下限的10%），可燃气体报警探头向燃气报警控制装置发出信号，由控制装置发出声光报警信号，提醒操作人员作相应处理。

　④视频监控系统

　加气站现有摄像头12处，其中加气区设有4处，负责监控加气车辆情况； 进站口1处，负责监控进出车辆情况； 卸气区1处，负责监控卸气车辆情况； 营业室1处，负责监控财务、营业等情况，站房2处，每层各设1处，工艺区设置1处，南侧围墙外设置1处，储气井1处，工艺区入口1处。

　2）仪表设置

　①自控仪表供电

　仪表控制系统供电采用外供电源供电。

　②自控仪表选型

　爆炸危险场所内的用电设备及照明灯具均选用exdiibt4的产品。各类用电设备的防护等级要求不低于ip54。就地压力测量选用不锈钢压力表。远传温度测量采用温度变送器进行测量，远传压力测量采用压力变送器进行压力测量，将采集的模拟信号送至plc站控系统进行数据处理及显示，从而进行实时控制。

　③自控仪表接地

　防雷防静电接地、电气保护接地、仪表接地采用联合接地的方式，接地电阻r≤4欧姆。仪表系统接地包括：保护接地（电仪表的金属外壳及自控设备正常不带电的金属部分）、工作接地（含有信号回路接地、屏蔽接地和本质安全接地）和仪表防雷接地。上述接地均接至联合接地极上，信号回路在控制室一端接地。

　（六）重金属污染防治情况

　本企业行业性质、生产过程中使用的原辅料和生产工艺、产品不涉及各项重金属污染物。

　（七）危险废物和工业固体废物处理处置情况

　本企业不产生工业固体废物和危险废物。

　（八）排污申报登记、排污许可证和排污缴费执行情况 项目未进行环保验收，未进行排污申报登记，未办排污登记证。

　（九）对饮用水水源保护区、自然保护区、国家重点生态功能区等环境敏感区影响情况 我公司所在地远离当地饮用水水源报保护区、自然保护区、国家重点生态功能区等环境敏感区，对周围饮用水，自然保护区、国家重点生态功能区等敏感区域的没有太大的影响。我公司生活污水的排放是达标的而且大部分生活污水回收利用灌溉厂区内的绿化区，符合环境影响评价及批复的要求

　（十）环境安全隐患防范、环境风险识别及应急预案制定情况 经对项目危险和有害因素辨识与分析，该项目存在的主要危险和有害因素是火灾、爆炸、低温冻伤、噪声。

　该站东侧为解放路，西侧为汉鑫科技有限公司，南侧为敦煌种业集团酒泉地区种子公司加工厂仓库，东北侧为凯盛投资公司，北侧为永兴路及连霍高速高架桥，东侧为架空通信线，架空通信线呈南北走向，站区无架空电力线、通信线跨越，站址地下无电缆和管道。站内设施与站外建、构筑物之间安全间距满足规范要求。

　若该站发生火灾爆炸事故或压力容器、压力管道爆炸事故，应急救援未及时启动，事故没有得到及时控制以致失控时，会对周边道路过往车辆、行人造成一定的影响，会对敦煌种业集团酒泉地区种子公司加工厂仓库及凯盛投资公司造成一定影响。本企业在环境安全隐患防范、环境风险上面不存在任何风险，所以未制定环境安全隐患防范、环境风险识别及应急预案。

　（十一）企业环境管理及自行监测情况

　公司设立了环保管理机构，落实了环保责任制，制定环保规章制度和环保设施操作规程，建立环保设施和生产设施的运行台账及档案资料管理。

　（十二）生态环境保护措施执行情况公司的生态环境保护措施达到国家和地方的相关法律、法规、政策，标准要求，符合企业建设项目环境影响评价的相关要求。建厂以来，在厂区的周围种植了树木，在厂区内的空地内种植了绿色植物及花卉，绿化面积有1400O，从而使厂区的生态环境得到了进一步的改善。

　（十三）核与辐射情况

　我公司产品及设备无核与辐射,所以不存在核与辐射。

　（十四）环境信息公开情况 我企业未向社会公开环境信息情况。

　 三、存在问题

　（（一）企业的部分环保台账没有按时填写，档案资料不完整。

　（二）企业目前正在办理竣工环保验收的手续。

　（三）制定了突发环境事件应急预案，但还未进行备案。

　（四）未进行排污申报，没有按时缴纳排污费，未办理排污许可证。

　（五）未向社会公开环境信息情况。

　四、整改措施

　（一）20xx年4月之前尽快健全和完善环保台账。

　（二）20xx年9月之前尽快办理完成竣工环保验收的手续。

　（三）在20xx年5月之前进行应急预案备案。

　（四）积极准备办理排污许可证的资料，尽快申领排污许可证。

　（五）按规定公开企业环境信息。

　酒泉容大汽车加气有限公司（盖章） 2015年1月13日企业自查情况备案表 填表单位：酒泉容大汽车加气有限公司填报时间：20xx年1月12日

　填报人：审核人： 联系电话:

　填表说明：

　1、“是否符合国家产业政策”等栏只需填写“是”或“否”，如有其他情况，可另加附页或在自查情况报告中予以说明。

　2、此表需加盖企业单位公盖后方可随自查情况报告一并上报。

企业环保自查报告3

　XX年以来，在区政府的正确领导、各部门乡镇的密切配合和市信息办的有力指导下，区政府 网站运行正常，维护更新及时，在推动政府信息公开、方便群众办事、促进政府职能转变等方面做出了应有贡献，影响力日渐提升。现将对照省市测评指标的`自查情况报告如下：

　 一、一年来的主要工作

　（一）积极推进政府信息公开。按照《政府信息公开条例》要求，积极推进政府信息公开。对应主动公开的法规文件、规划计划、政府文件、人事任免、统计信息等信息，坚持随时发布随时更新，全年共发布各类政府信息180余条。在公告公示栏发布各类工程招标、人事公示等信息40余条，转载或发布极端天气、流行性疾病等公共事件预警信息15条。对涉及社会民生的教育、社保、就业、医疗等相关信息，及时予以公布。设立了政府信息依申请公开栏目，提供相关表格下载，畅通了群众要求政府公开指定信息的渠道。

　（二）加快政府系统网站建设。年初，由区政府分管领导在经济工作会上对政府系统网站建设作了强调，之后又专门下发了《关于进一步加强政府系统网站建设的通知》，对各部门、乡镇办网站建设、区政府 网站内容保障、网站建设维护绩效考核等工作做了具体要求。由于受区政府和乡镇机构改革的影响，进展不够理想，全年组织新建部门、乡镇网站15个，其中，民政局、人事局、审计局、建民镇、张滩镇等网站日趋成熟规范，成为区政府 网站推进政府信息公开的重要补充平台。

　（三）努力推动网上办事服务。要求有行政审批权限的部门，按照统一的表格和栏目公布办事服务指南、行政审批依据和流程，提供相关表格下载，公布举报投诉电话，规范了各部门行政审批事项办事服务工作。由区政府法制办在全区开展执法依据清理，并在政府网公布了各部门行政执法责任分类表，使广大群众了解各部门的执法依据、执法程序，便于群众和社会监督。积极开展政民互动，及时受理网民咨询投诉，就某方面工作适时征集群众意见，做好区长信箱维护管理工作，督促主办部门及时答复。

　（四）及时更新动态政务消息。新闻中心全年发布更新政务要闻、领导活动、重要工作进展、部门工作动态2600余条。尤其是在7.18特大暴雨洪灾期间，在区上没有报纸、电视等媒体的情况下，自觉肩负起抗洪救灾宣传报道工作重任，在近一个月的时间里，日均采写、编发稿件30余篇，刊发洪灾照片150余幅，编印救灾简报60期，在第一时间及时反映了全区灾情和救灾进展情况，并与区委宣传部大力合作，推出杨宗兴、黄蜂等一批抗洪救灾先进人物。

　（五）自觉服务全区重点工作。今年以来，根据全区各项重点工作的要求，先后在区政府 网站开设学习实践科学发展观、经济普查专栏、人口普查专栏、争先创优专栏、双创专栏、拥军 优属专栏、西洽会专栏、抗洪救灾、学习杨宗兴等9个专栏，公开单项工作相关文件、动态信息，各专栏累计刊发稿件1500条以上，系统的宣传了各项具体工作，促进了工作的顺利开展。同时，还与区文联等单位合作，开办了影像摄影大赛专栏。

　（六）突出抓好网站安全管理。针对年初省工信厅检测出区政府 网站存在诸多安全漏洞的问题，我们及时要求电信公司予以解决，并建立定期监测制度，一旦出现漏洞及时修复完善。同时，完善了《网站安全突发事件应急预案》、《网站安全管理制度》、《网站管理制度》、《信息中心机房管理制度》、等五项制度，加强了内部管理，在敏感时期，安排专人轮流值班。一年来，网站未受任何攻击，全年未出现无法访问现象，未出现网页挂马、网页遭篡改等安全问题。

　 二、存在的问题和不足

　一是信息公开还不够全面系统。部分应公开的信息，由于相关单位的相关工作还不规范，未能及时公开，如政府采购信息等。依申请公开，虽然渠道畅通，但一直没有群众提交申请。

　二是网上办事推进力度还不够。目前，由于网站功能和相关部门、群众办事习惯等原因，网上办事还停留在提供办事服务指南、表格下载，网上审批、受理等还未进入实质性阶段。

　三是政民互动方面还需努力。由于我区信访、投诉量大，办理区长信箱的区信访局工作量大，加之部分信件反映的问题比较重大和复杂一时难以答复，回复不够及时，有积压信件现象。四是网站设计还不够规范。部分栏目设置重复、应用功能不强，还存在对首页自身难以改动等技术上的问题。

　 三、下一步的整改措施

　针对存在的问题和省市规范要求，我们已于7月份开始新建网站，购买了防火墙、服务器等设备，重新装修了机房。由于各种原因，网站建设进度不够理想，新网站将于12月底上线运行，一些具体问题即可解决。新网站运行后，我们将严格按省市规范要求，进一步加强和各职能部门的联系，做好内容维护更新，使区政府 网站真正成为推进政府信息公开的平台，方便群众办事的窗口，对外宣传的载体。

企业环保自查报告4

　在市环保局各级领导的大力支持下，我司通过深入学习，始终坚持节能减排的工作不，切实加强环保设施投运率，强化环保责任。现将20xx年企业环保自查报告汇报如下：

　改制后，因各方面原因，我司的年产量和市场份额都有所下降,在生产和运输的过程中，污水经过处理系统能再利用，主要产生的污染物是粉尘和噪音。混凝土搅拌站拥有良好的环保机能，在机器运转过程中，粉料操纵均在全封锁系统内进行，粉罐采用高效收尘器/雾喷等方法大大降低了粉尘对环境的污染，同时混凝土搅拌站对气动系统排气和卸料设备均采用消声装置有效地降低了噪音污染。

　我司在主要通道和料场配套了喷洒水系统，减少因天气和车辆卸料、运输过程中产生的粉尘排放量。在实际操作中，制定了强有力的管理措施，强化工作人员的岗位职责，针对当地的具体气象条件，调整喷洒水量和喷洒重点以达到抑尘效果。

　通过不屑的努力，现已逐步建设成为一个环境保护设施较好的企业。今后我公司将一如既往的推行环保节能生产及排放，为节能减排、绿色环保做出更大的贡献。

　xxx有限公司

　20xx年4月28日

企业环保自查报告5

　本企业严格执行《印刷业管理条例》和《印刷品承印管理规定》，严格执行有关法律法规和各项规章制度，自觉维护企业良好形象。 企业成立于2XXX年，厂房建筑面积 XXX平方米，注册资金XXX万元，职工XX人，引进进口机器XX台，国内机器XX台，具备XX台以上最近十年生产的且未列入《淘汰落后生产能力、工艺和产品的目录》的自动四开胶印印刷设备。

　企业经营情况良好，20xx年工业总产值XXX万元，纳税达XXX万元，利润总额负XXX万元。企业按规章开展公司业务，有健全的承印验证、登记、保管、交付、销毁等经营管理、财务管理制度， XXXX年数据已按时报送，企业在审核登记期内没有违规行为，未受过行政机关任何处罚。

　XXX限公司

　20xx年2月10日

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百色盆地异常低压形成机制探讨

1 阀门是否打开，水流是否畅通。

2. 天然气压力不足。

3.排烟管道是否伸出窗外，吸进的空气确保跟废气不相干。

4. 水温探头， 感应的水温。

5.机子注水压力确保在工作范围内。

6.线路板问题。

7.燃气室内的火苗探头。

8.档位调的太低，设定的水温太低。

百色盆地的异常低压主要分别在东部坳陷，西部坳陷表现为轻微的负压系统或接近于静水压力系统。在东部坳陷，三叠系、那读组和百岗组地层的均有不同程度异常低压，其中北部陡坡带和断阶带那读组地层压力系数较低，属于超低压，百岗组地层属于异常低压。作者以北部陡坡带仑16块油藏为例，对百色盆地的异常低压形成机制进行了探讨。

（一）北部陡坡带仑16块油藏基本特征

百色盆地东部坳陷北部陡坡带由南向北依次为低台阶至中台阶和高台阶。仑16油藏位于北部陡坡带高台阶，是一个下倾方向具边水的单斜构造岩性圈闭油气藏。仑16块油藏于1983年钻探仑16井时发现，1987年投入开发，1995年获国家储委批准I类探明石油地质储量104×104t，含油面积1.0km 2。截至1999年，完钻井42口。油藏埋深717m～913m，含油砂体为那读组二段底部砂岩，油藏砂体为单一砂体，下伏地层为那三段红色泥岩，上覆地层为杂色泥岩。仑16块油藏只有一套油水系统，试油资料证实最低油层底海拔为－836.9m（仑16井），最高水顶海拔为－839.3m，所以油水界面海拔取－837m。

1.构造特征

仑16块位于百色盆地田东坳陷北部断阶带高台阶中部。其构造单元的地层是南倾的单斜地层（图6.20），地层倾角较大，为300～400。北部边界为一条北西西向北倾正断层，南部为过百61- 1井南面、走向北西西的南倾正断层。东边以过仑16-16井的北东向正断层封闭，形成东西长约2200m，南北长约860m的构造单元。仑16块油藏储层砂岩往西至仑16-2井、往北至仑16-24井和仑16-36井一线相变成泥质粉砂、粉砂质泥岩而形成岩性尖灭遮挡，东部被断层封闭遮挡。因此，仑16块是一个下倾方向具边水的单斜构造岩性圈闭油藏。

2.储层特征

仑16块以砂层顶部分布的三角洲平原河道间沉积作为标志层对全区各井进行对比，将储层划分为4个砂层组，各砂层组平均厚度在10m～25m之间，其中油层主要分布在Ⅱ、Ⅲ砂组，Ⅰ、Ⅳ砂组无油层，仑16块区块储层岩性以细砂岩、粉砂岩为主，分选好至中等，磨圆差，棱角至次棱角状。储层储集空间有次生粒间溶孔、原生粒间孔和溶解微缝。储层电测解释平均孔隙度为20.8%，平均渗透率为144.26×10-3μm 2，为中孔中渗储层。

3.流体性质

平均地面原油密度0.863g/cm3，黏度14.29m Pa·s，凝固点33.3℃，含蜡24.9%，胶质＋沥青含量16.32%。据仑18井原油高压物性分析，地层油饱和压力4.84MPa，地层原油黏度5.9MPa·s，原始油气比28.9m 3/t，地层原油密度0.82g/cm 3，脱气油密度0.86g/cm 3，气体密度1.0735g/L，原油体积系数1.082。仑16块地层水水型NaHCO3型，总矿化度变化范围为1050mg/L～2500mg/L，随埋深的增加，钠离子、重碳酸根离子和总的矿化度基本上呈增加的趋势（图6.21），而γ（Na)/γ（Cl）、γ（Cl-Na)/γ（Mg）及γ（SO4)/γ（SO4+Cl）随深度变化不明显。

图6.20 百色盆地北部陡坡带仑16块那读组油藏分布图

4.温压特征

随埋深的增加，地层温度基本上呈增加的趋势（图6.22），最低地温为43℃，最高为65.55℃，地温梯度为4.14℃/100m。地层压力一般在4MPa～6MPa之间，而且大多位于静水压力线之下，压力系数多分布在0.5～0.7之间，除个别井点的压力系数达到1.0～1.2外，总体上流体压力偏向于异常低压。

图6.21 仑16块地层水随深度变化图

图6.22 仑16块油藏压力温度随深变化图

（二）油气成藏特征

1.油气二次运移路径和通道

仑16块附近没有烃源岩，油气主要来自其南部的生油洼陷。仑16块油藏含油砂层组的构造形态简单，呈单斜状，倾向南西，因此油气运移的主要方向为自南向北。仑16块地区所有井的完钻层位为那读组三段或六吜组，油气显示井共33口，显示的最低级别为荧光，最高级别为含油，显示层段为那读组二段，II砂层组的有效砂岩厚度一般为2m ～10m,III砂层组的有效砂岩厚度一般在0m～2.5m。在录井显示、电测解释和试油结果反映大多数井在Ⅱ砂层组中有级别较高的油气显示（油浸、含油），特别是在物性较好的井区，如仑16井—仑16-7井地区，一般为含油级别，试油时日产油量也较大，如仑18井的试油产量为16/3.5（m3/d）；而仅有少部分井（13口）在 Ⅲ砂层组中有油气显示，最低油气显示级别为油斑，最高级别为含油，其中以油浸和油斑显示为主。因此，Ⅱ砂层组和Ⅲ砂层组都可以成为油气运移通道。另外，仑16块地层朝中央断凹带倾斜，Ⅱ砂层组的南部边缘与塘浮深大断裂相接，因此，Ⅱ砂层组与塘浮深大断裂一起构成仑16块油气运移的主要运移路径和通道。

2.油气运移动力和运移方式

仑16块油气运移方式主要表现为垂向与侧向复合运移方式，其中以侧向运移为主。具体运移方式为中央断凹带成熟烃源岩生成的油气，沿塘浮深大断裂向上运移，在高台阶南部边缘，遇到储层物性较好的那读组Ⅱ、Ⅲ砂层组时，油气开始进入砂层并沿其上倾方向向上运移，最终在封闭条件较好的圈闭（仑16块圈闭）中聚集成藏，即油气首先在断层运移通道中进行运移，然后当遇到储层物性较好的砂岩储层时，油气进入砂层运移。此外，处于高台阶的仑16块油气藏中的部分油气的可能运移方式为：中央断凹带→南伍深大断裂及次一级断裂垂向运移→低台阶砂层侧向运移→中台阶南部边缘断层垂向运移→中台阶砂层侧向运移→高台阶南部边缘断层垂向运移→高台阶砂层侧向运移，其相应的油气运移通道为：断层运移通道→储集层连通孔隙运移通道→断层运移通道→储集层连通孔隙运移通道→断层运移通道→储集层连通孔隙运移通道，形成垂向与侧向相互交替的复合运移方式，运移通道为多个断层运移通道和储集层连通孔隙通道的组合运移通道。

3.油气聚集成藏过程

自田东凹陷中央断凹带大量成熟的烃源岩，首先沿塘浮—南伍深大断裂向上垂向运移，运移至北部断阶带高台阶南部边缘断层时，进入该断层并以垂向运移为主，当运移至仑16块圈闭时，圈闭的储层沉积环境为扇三角洲前缘亚相，砂岩成分成熟度为中等至好，储层的横向连通性较好，为油气进行侧向运移提供了必要的条件，油气开始进入仑16圈闭运聚成藏。此外，仑16块油藏中的部分油气可能来自于中台阶，主要证据有：①田东凹陷地区的成熟烃源岩为位于中央断凹带那读组和百岗组的暗色泥岩；②南伍—塘浮深大断裂为油气垂向运移的良好通道；③北部断阶带第三系地层总体上比较简单，形态上呈单斜状，朝中央断凹带倾斜；④高台阶南部倾向南西的边缘断层以南，靠近仑16块的百61井完钻井深为1880m，其中在1335m ～1357m 深度的那读组地层中录井有油浸和油迹显示，而且该段地层位于高台阶南部边缘断层之上。

当油气沿高台阶南部边缘断层运移至仑16块圈闭Ⅲ砂组时，由于Ⅲ砂组的储层物性相对比较差，所以仅有一部分油气首先进入Ⅲ砂组，而另一部分油气继续沿断层向上运移至Ⅱ砂层组并进入其中，随着油气不断地运移至Ⅱ砂层组，油气运移优势通道逐渐形成，此时，来自高台阶南部边缘断层的油气在沿断层向上运移的过程中，仅有少部分进入Ⅲ砂组，而大部分油气则继续向上运移并进入Ⅱ砂层组。进入仑16块圈闭中的油气，在浮力作用下继续沿上倾方向运移，并最终由于上倾方向砂岩尖灭而聚集成藏。

（三）异常低压形成机制分析

1.异常低压形成条件

如前所述，异常低压具有多种成因，如地层抬升－剥蚀的孔隙反弹、地下水的非均衡流动、气体冷凝收缩和轻烃的扩散作用、化学渗透等每种成因都涉及两个基本因素，即封闭因素和降压因素，两者中任缺其中之一都不能使孔隙流体产生超压。例如，没有封闭条件，即使孔隙流体受到孔隙扩容、冷凝收缩和轻烃的扩散作用，仍然可以在很短暂的时间内得到外部流体补充而恢复到常压状态。同样道理，如果没有降压因素作用，即使有封闭条件，孔隙流体亦不会产生负压。因此，从形成机理来看，异常低压的成因可概括为限流因素和降压因素两方面的共同作用的结果（图6.23）。

图6.23 异常低压形成机理的控制因素

2.异常低压形成演化模式

异常低压是受多种条件影响，多种因素综合作用引起流体动力场演化和形成的结果。在不同地区，由于控制因素的差异，异常低压的形成演化具有不同的特征。Russell（1972）,Silver（1973）在研究砂岩透镜体低压油气藏时，发现在许多盆地深部的向斜部位分布着众多的砂岩透镜体低压油气藏。这些砂岩透镜体规模小，成串分布；压力的形成与演化自成体系，显示与外部不连通的特点。这类油气藏的圈闭周围常被非渗透性的烃源岩所包围，储层中几乎不含水，却充满了油气。他们曾用压实作用和毛细管力的作用来解释此类油气藏油气的聚集和水的排出机理，认为剥蚀作用导致页岩中形成低压，并促使砂岩透镜体中的水向页岩运移，并且据此来阐明该类油气藏的低压成因、油气聚集和水缺乏三者之间的关系。邹华耀、蔡勋育等（2002）通过构造演化史、低压成因机理和烃源岩生烃、排烃史的动态综合分析，认为砂岩透镜体低压油气藏的形成过程可分为两个阶段。第一阶段为以埋藏压实作用、生烃排烃作用为主导的连续沉降过程。由于欠压实与生烃作用导致源岩超压，当地层压力超过岩石的抗张强度时，产生微裂隙或水驱裂缝，促使烃源岩中以油气为主的流体向外（包括向砂岩透镜体）排驱，然后随着烃源岩中油气的排出、压力的降低，微裂缝闭合，待压力的增加使微裂缝再次张开而导致油气的再次排出，这一过程随着埋藏压实与生烃作用的继续而反复地发生，最终导致油气藏的形成。与此同时，砂岩透镜体由于欠压实作用也可形成异常高压，其内的流体也将通过水驱微裂缝向外排出。第二阶段为抬升－剥蚀阶段，其主要特征是压实作用停止，地温降低，生烃作用减弱甚至停止，剥蚀卸载引起岩石骨架反弹而使孔隙体积扩容。随着生烃作用的减弱，烃源岩的排烃及砂岩透镜体中油气的聚集基本停止，但由于剥蚀卸载而使页岩中产生低压，促使砂岩透镜体中的孔隙水（而不是油气）向页岩运移，不仅导致砂岩透镜体中压力的进一步降低，而且减少了储层中水的含量。

（四）仑16块油藏异常低压形成演化模式

仑16块油藏那读组储层为扇三角洲沉积，其中主力产层Ⅱ砂组平面分布比较稳定，砂体厚度在10m～14m之间。此外，与一般典型砂岩透镜体低压油气藏相比，仑16块油藏不同之处是附近没有烃源岩，油气主要来自其南部的生油洼陷，并且油层为常规原油，油层中无纯气相的天然气，天然气在地下是溶解在原油。综合仑16块油藏的地质背景和油藏形成研究结果，作者认为仑16块异常低压油藏的形成演化模式可以概括为3个阶段。

1.早期常压阶段

仑16块地区那读组沉积过程中，由于沉积物的压实等成岩作用较弱，沉积物的孔隙流体与地表水（湖水）相互连通，同处于静水压力系统。这种状态可能一直持续到上覆百岗组沉积中后期。到百岗组沉积末期，那读组埋藏深度在1000m左右，此时，泥岩经过快速压实作用，孔隙度和渗透率大幅度降低已经基本具备盖层的纵向封闭条件，而横向则由于断层作用也受到限制（图6.24a）。

2.中期油藏充注增压阶段

随着上覆沉积物的不断增加，那读组埋深逐渐增大，那读组砂层受到的泥岩压实和断层作用的封闭因素也不断增强，从而形成相对的封闭体系并且开始充注油气（图6.24b）。此时，那读组储层的孔隙流体压力的演化与其埋藏深度有关的静水柱压力失去内在联系，而与上下泥岩压实排水量以及砂岩岩石骨架的抗压能力有关。如果上下泥岩压实排水量大，砂岩岩石骨架的抗压能力较小，那么砂岩孔隙流体压力相对就会升高。当孔隙流体压力增加的速度大于埋深增加的静水柱压力时，将会形成异常高压，相反则形成异常低压。张厚福教授等（1999）认为在厚层泥岩中所夹的砂岩透镜体油藏，原来埋藏较浅，原始地层压力较小，后来在断块升降运动作用下，油藏所在断块下降，深度变大，但原始地层压力仍然保持下来，从而形成异常低压，并且指出这种现象在中国东部裂谷盆地中断裂发育的地区是常见的。对于仑16块地区那读组而言，由于油藏的充注作用，孔隙流体压力将相对增加。

百岗组沉积之后，随着伏平组的沉积，百色盆地东部坳陷中心地区的那读组烃源岩进入生烃门限，有机质开始大量生烃。根据热压模拟实验，在低成熟和成熟阶段，那读组烃源岩有机质生烃产物主要为油相（详见第4章）。烃源岩有机质开始大量生烃形成异常高压，通过微裂缝、油源断层和砂岩输导层向仑16块地区那读组运移、聚集。当烃源岩的油气沿半开启的油源断层向作用地层仑16块地区那读组砂体充注时，砂体中孔隙水将会被油逐渐驱替。在油驱替水过程中，如果砂体的封闭性相对较好，随着进油量的不断增加，孔隙流体压力就不断增加。实际上砂体不可能完全封闭，因为油源断层在幕式供油过程中是处于半开启状态。因此，在砂体孔隙流体压力升高过程中，孔隙水就会沿断层排除，或者渗透到邻近的泥岩。砂体中孔隙水的排出，流体压力就随之而降低。

3.晚期地层抬升－剥蚀降压阶段

在渐新世晚期盆地开始整体抬升，在盆地边缘地层剥蚀厚度大于1200m，出露了百岗组和部分那读组，在盆地中心地层剥蚀厚度可达800m，使建都岭组及部分伏平组被剥蚀。在仑16块地区累积剥蚀厚度1000m左右。在地层抬升－剥蚀过程中，一方面由于地层温度的降低，生烃作用减弱甚至停止，油源补给中断，使仑16块地区丧失进一步的增压作用。另一方面，由于上覆地层负荷的降低，剥蚀卸载引起岩石骨架反弹而使孔隙体积扩容。孔隙体积扩容主要发生在泥岩发育的生烃凹陷地区。泥岩孔隙体积扩容使其孔隙压力降低，形成异常低压。泥岩中产生负压，促使砂岩中的孔隙水向泥岩岩运移，而砂体中的油受到毛细管阻力作用仍然保留在储层中。随着砂体中孔隙水的减少，导致砂体中流体压力的降低。

在地层抬升－剥蚀过程中，砂体流体压力降低程度受到许多因素的控制，其中主要因素有泥岩本身孔隙体积的扩容大小、砂体的封闭程度和砂体孔隙流体性质。泥岩孔隙体积扩容越大，泥岩本身的负压就越低，砂岩中的孔隙水向泥岩运移相对多，使砂体的异常低压越显著。

在地层抬升－剥蚀过程中，砂体的封闭程度对其异常低压的起到重要作用。砂体的封闭程度越强，阻止外围流体的补给能力越大，异常低压就越容易保存下来。百色盆地西部在地层抬升－剥蚀过程中没有形成大面积异常低压的关键原因就是区域性泥岩盖层被剥蚀掉，砂体缺乏必要的封闭性，即使形成负压也难以保存。但是，从另一方面来看，砂体的封闭程度越强，其孔隙水难以向泥岩渗透。

值得注意的是，目前在研究异常低压形成机制时，对砂体孔隙流体性质的影响认识较少。对于充满孔隙水而处于正常压力的砂体言，当地层抬升－剥蚀过程中泥岩孔隙体积扩容，使砂体孔隙水渗透到泥岩，导致砂体孔隙流体压力降低，砂体孔隙压力降低表现为砂体中水柱高度的减少，而要保持降低的水柱高度，就需要密度更低的流体去充填。此时，如果砂体与地表连通，大气的不断进入是维持异常低压的理想介质，若是地表水的补给则使异常低压逐渐消失而恢复到正常压力。当砂体处于地下封闭条件，没有气体等低密度的流体的充注，砂体中的静水柱高度是难以降低的。换言之，处于封闭条件下充满孔隙水的砂体，在泥岩孔隙体积扩容形成负压过程中，砂体中的孔隙水基本上仍然保留在砂岩中。

当砂体中存在气、水两相时，由于气相的具有很大压缩和膨胀性，在泥岩孔隙体积扩容形成负压过程中，随着储层孔隙水向负压泥岩渗透时，气相可以逐渐膨胀。随着砂体中静水柱高度的降低，气柱高度逐渐增加，砂体中的流体压力也不断降低而形成负压。当砂体中存在油、水两相时，流体压力降低将可能导致油相的膨胀，压力进一步降低使油中溶解气的分离而形成气顶。油相的饱和压力越高，形成气顶就越容易。

综合以上分析，仑16块那读组油藏的异常低压的封闭条件形成相对较早，在油气充注时已经具备较好封闭环境。晚期地层抬升－剥蚀降压阶段，由于地层温度、上覆应力的降低，油层中孔隙水向孔隙体积扩容的泥岩渗透，使孔隙流体压力有进一步降低（图6.24c）。由于仑16块那读组油藏没有气顶，并且地层压力仍然高于砂体中的油柱（176m）和水柱（约200m）的产生压力。因此，总体上看，仑16块那读组油藏异常低压的形成除了与晚期地层抬升－剥蚀的反弹作用有关外，砂体在纵向上和横向上由于盖层和断层的封堵而切断静水柱的联系也有重要影响。

图6.24 仑16块油藏异常低压形成演化示意图