家用天然气动态气压正常是多少_天然气动态压力标准最新版本是什么级别啊

1.川西坳陷天然气早聚晚藏的特征

2.煤层气/储量规范

3.高电压试验及测量技术国际国内标准最新动态?

4.什么是油田的开发指标？

天然气的特点⑴ 天然气中所含杂质少，分子结构小，燃烧较充分，排放废气较干净，对居室卫生影响最小，是洁净气体燃料。 ⑵ 天然气与人工煤气、液化石油气等同属可燃气体，如与空气混合达到一定比例，进入爆炸范围，遇火源则会发生爆炸。 ⑶ 天然气比空气轻，泄漏后易于扩散、稀释，密闭空间内应用上部出风方式通风，危险性较液化石油气要小。 ⑷ 天然气丰富，供应较稳定，价格相对稳定。⑸ 天然气能源效率高、用途广泛，可应用于发电、城市燃气、工业燃气、化工原料、汽车燃料（天然气汽车）等。

天然气的特点

天然气的特点是什么。 {注:最少5个}

最佳答案

天然气的特点⑴ 天然气中所含杂质少，分子结构小，燃烧较充分，排放废气较干净，对居室卫生影响最小，是洁净气体燃料。 ⑵ 天然气与人工煤气、液化石油气等同属可燃气体，如与空气混合达到一定比例，进入爆炸范围，遇火源则会发生爆炸。 ⑶ 天然气比空气轻，泄漏后易于扩散、稀释，密闭空间内应用上部出风方式通风，危险性较液化石油气要小。 ⑷ 天然气丰富，供应较稳定，价格相对稳定。⑸ 天然气能源效率高、用途广泛，可应用于发电、城市燃气、工业燃气、化工原料、汽车燃料（天然气汽车）等。

2013-12-2412

其他回答

天然气：主要成分是ch4，

合成尿素

过程：ch4+h2o=co+2h2

co+h2o=co2+h2

3h2+2n2=2nh3

co2+nh3=尿素

天 然 气 特 点

经济：天然气热值高，经济适用，价格稳定。

安全：天然气密度是空气的1/2，极易挥发，不易爆燃，而且无毒性。

天然气用市政管网输送，不需在小区内建瓶组间，大大减小了小区发 生事故的隐患。

洁净：天然气是绿色能源，其主要成份是甲烷，燃烧后生成水和二氧化碳，不含硫氧化物、氮氧化物。

方便：管道输送，源源不断，没有断气换罐的烦恼，也不需要在现场储存或添加。对工商户而言，天然气设备比燃烧煤或其它矿物燃料的设备容易操作、不占地、省人工、更安全。

川西坳陷天然气早聚晚藏的特征

　燃气是气体燃料的总称，它能燃烧而放出热量，供城市居民和工业企业使用。燃气的种类很多，主要有天然气、人工燃气、液化石油气和沼气。

燃气的种类可分为：

l.燃气：是有多种气体所组成的混合气体。由于生产燃气所用的原料及生产工艺不同，各种燃气的组成也不相同。它主要由低级烃（甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、乙烯、丙烯、丁烯），氢气和一氧化碳等可燃组分，以及氨、硫化物、水蒸气、焦油、萘和灰尘等杂质所组成。

2.油制气：可分为重油制气和轻油制气二种。将原料重油或石脑油，放入工业炉内经压力、温度及催化剂的作用，重油即裂解，生成可燃气体，副产品有粗苯和碱渣等。

3.气化煤气：将其原料煤或焦炭放入工业炉（发生炉、水煤气炉等）里燃烧，并通入空气、水蒸气，使其生成以一氧化碳和氢为主的可燃气体。

4.干馏煤气：把煤放在工业炉（焦炉和武德炉等）里隔绝空气加热，使之煤发生物理化学变化的过程叫干馏。加热后提出可燃气经净化处理还可得到焦油、氨、粗苯等化工产品，炉内存有的是焦炭。

5.生物气：各种有机物质在隔绝空气的条件下发酵，在微生物作用下经生化作用产生的可燃气体，亦称沼气。其组分为甲烷和二氧化碳，还有少量氮和一氧化碳。热值约为22MJ/Nm3。

6.液化石油气：以凝析气田气、石油伴生气或炼厂气为原料，经加工而得的可燃物。主要组分为丙烷、丙烯、丁烷和丁烯。此外尚有少量戊烷及其它杂质。气态液化石油气热值为93MJ/Nm3左右；液态液化石油气热值为46MJ/Nm3左右。

7.纯天然气：从地下开出来的气田气为纯天然气。

8.液化天然气：天然气经过深冷液化，在﹣160℃的情况下就变成液体成为液化天然气，用液化甲烷船及专用汽车运输。

9.压缩天然气：将天然气压缩增压至200kg/cm2时，天然气体积缩小200倍，并储入容器中，便于汽车运输，经济运输半径以150~200公里为妥。压缩天然气可用于民用及作为汽车清洁燃料。

10.凝析气田气：含石油轻质馏分的气体。为方便运输，天然气经过加工还可形成。

11.煤层气：从井下煤层抽出的矿井气。

12.矿井瓦斯：开煤炭时集的矿井气。

13.石油伴生气：伴随石油开一块出来的气体称为石油伴生气。

燃气的基本特性

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、火温度

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

10、爆炸极限：

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

11、燃烧的热值

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

燃烧的三个条件：可燃物、助燃物（氧）、着火源缺一不可。

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

热值分为高热值和低热值。

一般焦炉煤气的低热值大约为16000—17000KJ/m3,天然气的是36000—46000 KJ/m 3，液化石油气的是88000—12000KJ/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。

常用燃气介绍

天然气

天然气无色、无味、无毒且无腐蚀性，主要成分以甲烷为主。

天然气一般可分为四种：

1.从气井出来的气田气或称纯天然气；

2.伴随石油一起开出来的石油气，也称石油伴生气；

3.含石油轻质馏分的凝析气田气；

4.从井下煤层抽出的煤矿矿井气。

液化天然气

当天然气在大气压下，冷却至约—162摄氏度时，天然气气态转变成液态，称液化天然气。

液化天然气无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，液化天然气的重量仅为同体积水的45%左右。

压缩天然气

压缩天然气是天然气加压并以气态储存在容器中。它与管道天然气的成分相同。可作为车辆燃料利用。

天然气的用途：主要可用于发电，以天然气燃料的燃气轮机电厂的废物排放量大大低于燃煤与燃油电厂，而且发电效率高，建设成本低，建设速度快；另外，燃气轮机启停速度快，调峰能力强，耗水量少，占地省。

天然气也可用作化工原料。以天然气为原料的化工生产装置投资省、能耗低、占地少、人员少、环保性好、运营成本低。

天然气广泛用于民用及商业燃气灶具、热水器、暖及制冷，也可用于造纸、冶金、石、陶瓷、玻璃等行业，还可用于废料焚烧及干燥脱水处理。

天然气汽车的废气排放量大大低于汽油、柴油发动机汽车，不积碳，不磨损，运营费用低，是一种环保型汽车。

液化石油气

液化石油气是开和炼制石油过程中的副产品，其主要成分是丙烷。 [编辑本段]城市燃气　　一下这些燃气均在日常生活中可见：

1）天然气：存在于地下自然生成的一种可燃气体称为天然气。

根据开和形成的方式不同，天然气可分为5种：

纯天然气：从地下开出来的气田气为纯天然气；

石油伴生气：伴随石油开一块出来的气体称为石油伴生气；

矿井瓦斯：开煤炭时集的矿井气；

煤层气：从井下煤层抽出的矿井气；

凝析气田气：含石油轻质馏分的气体。

为方便运输，天然气经过加工还可形成：

压缩天然气：将天然气压缩增压至200kg/cm2时，天然气体积缩小200倍，并储入容器中，便于汽车运输，经济运输半径以150-200公里为妥。压缩天然气可用于民用及作为汽车清洁燃料；

液化天然气：天然气经过深冷液化，在—1600C的情况下就变成液体成为液化天然气，用液化甲烷船及专用汽车运输。

2）人工煤气

是各种人工制造煤气的总称，煤和重油是它的原料，有以下几种：

干馏煤气：把煤放在工业炉（焦炉和武德炉等）里隔绝空气加热，使之煤发生物理化学变化的过程叫干馏。加热后提出可燃气经净化处理还可得到焦油、氨、粗苯等化工产品，炉内存有的是焦碳；

气化煤气：将其原料煤或焦碳放入工业炉（发生炉、水煤气炉等）里燃烧，并通入空气、水蒸气，使其生成以一氧化碳和氢为主的可燃气体；

重油制气：也可称油制气，将原料重油放入工业炉内经压力、温度及催化剂的作用，重油即裂解，生成可燃气体，副产品有粗苯和碱渣等。

3）液化石油气

液化石油气的生产，主要从炼油厂在提炼石油的裂解过程中产生。在石油炼厂石油化工厂的常减压蒸馏、热裂化、催化裂化、铂重整及延迟焦化等加工过程中都可以得到液化石油气，一般来讲，提炼1吨原油可产生3%-5%的液化石油气； 也可从天然气中回收液化石油气。从油田出来的原油和湿气混合物经气液分离器分离，上部出来的天然气送到一个储气罐中，经过加压（16kg/cm2）再分馏，用柴油喷淋吸收；天然气（干气）从塔顶送出，吸收了液化气的富油经过分馏塔，在16kg/cm2压力下冷凝为液态，形成液化石油气。

4）代用天然气

将液化石油气在专用设备中加热挥发成气态，同时将若干空气（约占50%）混入，使其体积扩大，浓度稀释，热值降低（接近天然气的热值和华白指数），即可当作天然气供应。当天然气长输管网到达之后，代用天然气将由天然气替换，而先期投资建设的燃气管网、燃气表、及燃气灶具均不用更换，即可对终端用户顺利完成天然气接驳。 [编辑本段]城市燃气市场发展简况　　近年来，随着天然气的开发利用和城市燃气公用事业的逐步放开，港资、民资、国际跨国公司资本竞相涌入，加上改制后得以壮大的原国有燃气公司等各路资本的云集，使得现有城市燃气市场的争夺日趋激烈。

建设节约型与环境友好型社会的提出，国家对城市燃气领域的开放，以及管道建设的延伸，为中国城市燃气的发展提供了难得的机遇。随着城市燃气发展机遇期的到来，天然气、液化天然气（LNG）、液化石油气（LPG）三种气源在中国城市燃气中的关系将是能源互补、相辅相成的关系。

煤层气/储量规范

王金琪

（中国石化新星石油公司西南石油局，四川成都 610081）

摘要　川西坳陷在须家河组（T3x）砂岩致密化前，油气向古隆起和其他圈闭进行过大规模运移、聚集。当砂岩随着埋深而逐步致密化时，不同的储层曾先后形成达大面积的“深盆气”矿藏。超致密化把T3x储层中已经聚集的天然气压缩封固在微小的孔隙中，流体压力异常高。强烈的喜马拉雅运动使整个坳陷处于推移滑动之中，断层、褶皱、裂缝空前发育。天然气在早期聚集的基础上出现晚期再分配，一类为T3x重组裂缝性气藏，一类为红层远源次生气藏，形成“早聚晚藏”的特色。

关键词　裂缝重组；远源次生；超致密封固；深盆气；早期常规聚集；川西坳陷

川西坳陷T3烃源丰富，在坳陷主体部位生气强度超过100×108m3/km2。本区由于地史经历复杂，油气藏反复改造重组，主要成藏机制尚待理顺，因此特别需要在理论上有新的突破，以期获得大面积丰收。本文试以“致密化”和“构造发展史”为出发点进行探讨。

1　砂岩致密化前油气适时运聚的重要性

T3生、储互层，排烃条件良好。在生烃高峰期，砂岩物性较好，油气必然向古隆起和大斜坡上方进行区域聚集，在局部构造和地层岩性遮挡条件下形成油气田。厚大砂岩和大型圈闭能集中巨大储量。新坊、平落坝、江油等早期隆起和坳陷东坡须下盆各层超覆尖灭线（图1粗虚线）等，都是很能有利的聚集带。

由于受西秦岭的挤压和龙门山间歇上升的影响，印支晚期和燕山旋回期间区内构成多期、多排相对继承的NEE向隆、坳互带[1,2]，，图1反映其中两个阶段的情况。

大约在整个侏罗纪时期，T3砂岩内的油气都很活跃，下部和上部层位时间上则有先后。大规模适时运聚对晚期重组良好气藏极为重要。

2　坳陷中心曾存在过大面积致密砂岩气藏（深盆气）

川西坳陷T3下组合大致在J2-J3、上组合在J3-K.期间先后进入一般致密砂岩阶段（图2粗点），孔隙度降至6%～13%左右，渗透率相应降至1×10-3mm左右，侧向流动能力明显变差，含有煤系的烃源岩仍处于高效生气期，但以向紧邻砂岩排运为主。储层流体压力不断增高，迫使含气的地层水向盆地边缘流动（图3Ⅱ、Ⅲ阶段）[3]。由于生气量大于散失量，有限的地层水逐步减少，大量游离气逐步占据盆地中心的广大范围，压力不高的盆缘水不易进入高压气区，反而成为气藏封隔带，形成超高压“深盆气”（图3Ⅲ阶段），如比美东绿河盆地等。这种大型气藏不需要局部构造或其他圈闭，其中发育的砂岩显然最为有利。有些盆地随后上升，盆缘气、水交替增强或直接散失，逐渐变为负压深盆气（图3Ⅳ阶段），如丹佛、圣胡安、西加等。我国鄂尔多斯、沁水等盆地的C-P深盆气也进入此阶段，但鄂尔多斯盆地广阔，中心部位还保留一定的超压气。图2反映了川西坳陷J2s末和J3末期须二砂岩的深盆气状况，其他类推。川西坳陷在沉积过程中区内隆、坳起伏频繁。在深盆气阶段，天然气仍可缓慢向就近的隆起和斜坡上方运移，这对晚期重组气藏也是有利的。

图1　四川盆地燕山期沉积隆、坳示意图（等厚线单位：m）

（a）J2q残留厚度简图（据刘应楷等，1999）；（b）J2s+J3h地层厚度图（据安凤山等，1994），图中粗虚线为须二超覆尖灭线（据《四川盆地碎屑岩油气地质图集》）

3　继续深埋导致超致密化的严重性

川西坳陷到深盆气阶段后没有上升或停止下沉，而在K—E期间继续大幅度沉降，T3砂岩最大埋深达4500～9000m，普遍超致密化（图3Ⅳ阶段）。须二砂岩在J3末期，坳陷中部已开始超致密化（图2b细密点），E末已扩大到整个坳陷全部的T3砂岩以及很大一部分的J红层，这对川西油气造成了最大的伤害。早期聚集和其后的深盆埋藏，使天然气被压缩封固在微小孔隙中，成为严重不连续气相（图3Ⅳ阶段右）。大批钻井已深深领会到无裂缝超致密砂岩超高压含气的滋味，毫无价值可言。但从另一角度来看，超致密化使天然气向外散失降低到最小程度，甚至气体分子扩散速度也大为减小，这为晚期重组气藏保存了。显然，原来充气程度高的砂岩有一定的抗压实作用，可保留稍为大一点的孔隙度。在深埋过程中，T3上组合还有一定的生气能力。深部超高压产生的微裂缝有利于局部运移。但没有一定的断、裂网络，规模性的运移仍是不可能的。作者在另文（《天然气工业》将刊出）中指出，燕山期沉积隆起不具备产生断、裂系统的动力条件。

图2　川西坳陷须二砂岩致密化示意图

（等深线单位：100m）

（a）沙溪庙组（J2s）沉积末期（须二顶至J2s厚度）；（b）侏罗纪（J）末期（须二顶至J顶厚度）

1.须二段超覆尖灭带；2.须二砂岩深盆气区；3.须二砂岩超致密区

图3　盆地砂岩致密化天然气聚集模式

（a）北美洲盆地低渗透储层异常压力区Ⅰ～IV埋深阶段（据B.E.Law等，1985）；（b）川西坳陷Ⅲ阶段以后继续

下沉及晚期上升阶段

1.烃源岩系；2.上覆层系；3.水流势方向；4.盆地发展顺序

4　喜马拉雅运动使部分天然气重新活跃

印度板块对欧亚大陆的俯冲、碰撞、挤压和积蓄高势能所引发的运动，是显生宙以来本区最强烈的构造形变。龙门山逆冲推覆，其前缘直达龙泉山，整个坳陷都处于推移滑动中。分支断层及其传播褶皱和裂缝系统空前发育，深部比浅部更为显著。图4反映新场构造浅层为简单的鼻状构造，而深层为多断裂、多高点的复杂构造带；所附孝泉背斜的地震剖面也清楚表明了这种现象。禁锢在T3x储层中的超高压气和由于晚期大幅度隆升脱溶的游离气，通过构造产生的裂缝系统迅速向新的圈闭聚集成藏；另外，也可循着断层或垂直裂缝系统多途上窜，在浅层中形成各种次生气藏或散失于地表。高压气如遇浅层超致密裂缝系统，可以形成像孝泉背斜东南翼的带状气藏；如遇有一定孔隙的致密砂岩，再配合适当的裂缝，可以形成像新场沙溪庙组这样比较难而储量较大的气藏；如遇有较高孔隙的砂岩，可以形成像新场蓬莱镇组这种近常规相对易的气藏。

川西坳陷在喜马拉雅期普遍隆升在千米以上，但并未出现B.E.Law模式的Ⅳ阶段负压盆地现象，整体仍保持超高压状态（图3Ⅳ阶段）。这说明超致密化后尽管构造活跃，区域性运移仍无法进行，压力难以平衡；只有盆地边缘和断层通天的局部得到松懈。

准噶尔南部坳陷的发展可能与川西坳陷类似，含煤的侏罗系生气强度大于川西，但J埋藏太深，目前应以寻找新场式的呼图壁等中浅层次生气藏为主。

5　T3储层晚期裂缝重组气藏

（1）重组气藏的主要烃源不决定于原烃源岩，而决定于早期聚集并经超致密化相对封存的范围。新的烃源丰度级别有4个：一级为早期大油气田或聚集带并在超致密化前未被破坏；二级为一般早期油气田和“深盆气”阶段相对富集带；为广阔的曾经为“深盆气”区；四级为其他地区。不同级别控制晚期裂缝重组气藏的贫、富和规模。一、二级以下地区，即使处于原生烃最有利带和晚期构造条件很好的圈闭，也难以找到富集的气田，因为晚期生气量很少[4]，且难以区域侧向运移。川东和川南的气田也基本遵循“早聚晚藏”的规律。

图4　川西新场地区深、浅构造简图（等高线单位：100m）

（a）红层底；（b）须二顶；（c）附图：孝泉构造86-18线时间剖面解释图（据卢华复，1989）

（2）重组气藏的另一个决定性因素是晚期构造作用。虽然一条隐伏断层或挠折带也可能获得工业气井，但具规模的大中型气藏必须有幅度较大的背斜及适当的隐伏断层组合，它们促使裂缝发育并组成网络才能把构造范围内的天然气沟通搞活。不同受力方式和部位的裂缝组构各异，以背冲式断层上拱、挠折带和弧形构造前弧最为有利；背斜缓和无断层无挠折带、单向断层或背冲断层一侧很弱等，都不利于形成较大范围的裂缝网络。当然，裂缝的主要功能是连通，储量丰度还要求一定的孔隙容量。

（3）根据多种地化参数和压力梯度分析，T3可分为3个继承性的垂向运聚系统（图5）：一是以须二厚大砂岩为中心的低势段，须一和须三下部烃源向其排送，是长期垂向运移最强的指向带，并由于须三上至须五为异常超高压带而形成区域压力封盖，不易散失；二是须三上及须四段，烃源向其内部砂岩排送；三是须五段，烃源早期向内部砂岩及紧邻其上的侏罗系底部砂岩排送，晚期可向其上的巨厚红层排送，甚至溢散于地表。但是，在断层发育的构造上，3个垂向运聚系统可相互窜移[5]。

最近新851井在4800m深度的须二段获特大高产、稳产气井，就是根据上述论点而确定的孔位。新场构造带证实为燕山旋回长期继承性隆起[1,2,6]，非常有利于早期聚集。须二段也证明为最有利垂向运移和保存的厚大砂岩组段。关键是选择现今构造及其有利部位。图6右是该构造带上一个高点须二顶的构造简图；左为沿 层的相干切片，清楚反映了构造两侧和南端三面背中断层以及南端处于区域陡、缓挠折带上的情况，预测裂缝很发育。因此，孔位没有定在高点，而是位于近南侧的裂缝带中，结果验证了理论分析和地震技术的完全成功。经初步计算无阻流量约160×104m3/d，严格控制井口压力（61.5MPa），稳定试一个月总量已超过1000×104m3，压力未变情况下日产量还有所增长，至今无水的迹象。所有这些肯定了该井有很高的价值和潜力，非7.28km2小局部高点所能解释。今后，应着眼于整个构造带以及川西坳陷内类似的地质条件。

图5　川西坳陷天然气垂向特征及运移趋势示意图

6　红层气藏形成机理问题

川西红层气藏已取得重大突破，发现了一系列中浅气藏，新场已列入大气田行列。烃源主要来自T3上部的观点已基本取得共识；J1湖相泥、灰岩在坳陷东部可适当补充。但对红层气藏的形成机理，仍有多种看法，主要有：①燕山和喜马拉雅两期次生成藏；②断层混相涌流成藏；③燕山期已经成藏；④水溶气动态平衡隆升成藏；⑤晚期生、储、圈适时成藏。

另外一种特别强调“红层有效储层控气”作用的观点，在勘探实践中非常重要，在探区几乎把每一层砂体展布和相带查明，大大提高了钻井命中率。

上述各种论点从多角度探索了红层气藏的形成机理，起到了相互启示和补充的作用。特别是古、今构造相结合和致密化背景下有效储集层等的重要性，已得到普遍的重视。

作者已在另外的文章中简述了自己的论点，本文略。

图6　某高产、稳产气井与构造、裂缝关系示意图

（a） 沿层相干切片；（b）须二顶（ ）构造图（等高线单位：m）

7　砂岩致密化程度（级别）决定气藏性质和地震响应模式

作者在1993年曾把砂岩致密化分为3级[7]即低孔渗砂岩、致密砂岩和超致密砂岩，并大致划定了各级储层物性参数的界线。由于多种因素交叉，不能一刀切，彼此都有一定的过渡；但在量变中仍产生重要质变。例如，只有“致密砂岩”级别，才能形成经济价值很高的大面积“深盆气”，低孔渗砂岩将使深盆内的气跑光，超致密化将使深盆内的气毫无价值。又如，超致密砂岩必定是裂缝性气藏，个别溶蚀等作用也难有作为；低孔渗砂岩则需要常规背斜或加上地层岩性圈闭，否则难以成藏。各致密化等级砂岩形成的气藏都有其特定的性质，目前笼统都叫“致密砂岩”或“低孔渗砂岩”，不问青红皂白，模糊了内在规律。

不同致密化级别的砂岩充气或不充气与围岩有关系，都有特定的地震响应模式。泥岩随着埋藏深度的增加，压实速率逐渐降低[8]，大致在2500m以下；泥岩声波速度变化率很小。而砂岩一般在2500m以上，压实速率加快，声波速度增大。在浅层中，砂岩声波速度甚至可以低于泥岩；而在深层，超致密砂岩声波速度多大于泥岩。各种砂岩充气后，声波速度都要降低，这就出现了各种波组特征。图7是不同致密程度的砂岩与围岩在充气与不充气情况下的典型模式示意，在川西勘探中已发挥了作用。当然，地震波组特征是多种地球物理因素的反映，还有裂缝破碎、充气丰度、超高压缩气等复杂问题，尤其是超致密砂岩充气后与泥岩模糊关系的判别。这些都需要物探与地质相结合进行更高水平的研究，此项极具实用价值的新课题应得到充分发展。

图7　川西不同致密化砂岩与围岩含气或不含气声波速度示意（附气层实例）

（a）“强波谷、强波峰、低频”地震响应模式；（b）青-91-31线波组抗剖面（J2s）；（c）龙-91A-3线P波剖面（零偏移）

8　早聚晚藏及勘查对策

T3晚期重组裂缝气藏和红层次生气藏，居首位的都是早期聚集并相对定位的含气高丰度区。川西坳陷（乃至全川）独特的地史结构，孕育了新的烃源概念。现今气藏都是早期聚集的原地再分配，即“早聚晚藏”。这个论点如果能接受，就有相应的远景评价和勘查技术思路。“早聚”和“晚藏”只有统一（古今结合）才是最有利的，但两者又各有其内涵。“晚聚”的地质要求是属于显形的，一般可通过地质和物探硬件获得；而“早聚”则是过去的、隐蔽的地质问题。本文（图1、2）也只是厚度叠加的简单示意，其厚度资料在各文献中还互有差别。研究古油气藏和古构造除准确的分层和厚度资料外，还要认真研究各期构造运动、沉积相和层序、成岩压实、剥蚀量、古流体势场、地化示踪等。在“早聚”的基础上再研究“晚藏”，对T3裂缝气藏和红层次生气藏都是重要的。川西地震剖面的密度以及大量的钻井、测试资料已具备研究“早聚”的素材，下大功夫弄清川西坳陷（油）气的来龙去脉此其时矣！

红层埋藏浅，勘探技术方法较为成熟，经济效益很好；T3重组裂缝气藏埋藏深、投入大，在埋论和技术上有相当难度，勘探要冒风险，但潜量大，是持续发展的主要方向。作者的意见是：在战略上两者并重，程序上先易后难，措施上区别对待。对红层要加速勘探开发，积蓄、壮大经济实力；对T3深层应加强科研，稳步勘查，提高深井命中率，争取发现一批富集气田。前期需要浅层的效益分担深层的风险，促进深层尽快启动并腾飞，创造浅、深全胜的大好局面。

参考文献

[1]王德新，郑祖燕，王祖全，等.川西燕山期构造形变演化与油气聚集成藏[J].天然气工业，1999，（增刊）：77～81.

[2]刘应楷，李秋野.四川盆地早燕山期构造形变世代[J].天然气工业，1999，（增刊）：30～34.

[3]Law B E,Dickoinson W W.Conceptual model for origin ofabnormally pressured gas accumulation's low-permeability reservoirs,AAPG Bulletin,1985,69（8）:1295～1364.

[4]卢书锷，江兴歌.天然气运移效率的数学动态模拟研究[A].张厚福.石油运移研究论文集[C].山东东营：石油大学出版社，1993.195～207.

[5]孙甫南，曾庆庸.川西地区南部侏罗系次生气藏形成机制探讨[J].天然气工业，1994,14（1）:23～28.

[6]黎邦荣，黎从军，徐炳高.古构造对新场气田沙溪庙气藏的奠基作用[J].石油与天然气地质，1998,19（4）:346～350.

[7]王金琪.超致密砂岩含气问题[J].石油与天然气地质，1993,14（3）:169～179.

[8]Herman H R Ⅲ著，徐怀大译.泥岩沉积物的压实[M].北京：地质出版社，.

高电压试验及测量技术国际国内标准最新动态?

Specifications for coalbedmethane resources/reserves

中华人民共和国地质矿产行业标准

DZ/T 0216—2002

国土部2002-12-17发布；2003-03-01实施。

1 范围

本标准规定了我国煤层气/储量分类分级标准及定义、储量计算方法、储量评价标准和储量报告的编写要求。

本标准适用于地面钻井开发时的煤层气/储量计算，适用于煤层气的勘查、储量计算、开发设计及报告编写；可以作为煤层气矿业权转让、证券交易以及其他公益性和商业性矿业活动中储量评估的依据。

2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

GB 212—91 煤的工业分析方法

GBn/T 270—88 天然气储量规范

GB/T 13610—92 气体组分分析方法

储发[1986]147号 煤炭地质勘探规范

MT/T 77—94 煤层气测定方法(解吸法)

3 总则

3.1 煤层气田(藏)储层具有不均质性，其含气性和产能等也是有差别的，宜实行滚动勘探开发，应进行动态储量评估，从发现直到废弃的各个勘探开发阶段，其经营者应根据地质、工程资料的变化以及技术和经济或相关政策条件的变化，分阶段进行储量计算、复算、核算和结算。

3.2 煤层是赋存煤层气的储层，煤田勘查程度和认识程度既是煤层气勘查部署的重要基础，也是煤层气/储量评估的重要依据。

4 定义

4.1 煤层气

是赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。

4.2 煤层气

4.2.1 定义

是指以地下煤层为储集层且具有经济意义的煤层气富集体。其数量表述分为量和储量。

4.2.2 煤层气量

是指根据一定的地质和工程依据估算的赋存于煤层中，当前可开或未来可能开的，具有现实经济意义和潜在经济意义的煤层气数量。

4.2.3 煤层气地质储量

4.2.3.1 定义

是指在原始状态下，赋存于已发现的具有明确计算边界的煤层气藏中的煤层气总量。

4.2.3.2 原始可储量(简称可储量)

是地质储量的可部分。是指在现行的经济条件和法规允许的条件下，用现有的技术，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可最终出的煤层气数量。

4.2.3.3 经济可储量

原始可储量中经济的部分。是指在现行的经济条件和法规允许的条件下，用现有的技术，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可以出，并经过经济评价认为开和销售活动具有经济效益的那部分煤层气储量。经济可储量是累计产量和剩余经济可储量之和。

4.2.3.4 剩余经济可储量

是指在现行的经济条件和法规允许的条件下，用现有的技术，从指定的时间算起，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可以出，并经过经济评价认为开和销售活动具有经济效益的那部分煤层气数量。

4.3 煤层气勘查

4.3.1 定义

是指在充分分析地质资料的基础上，利用钻井、地震、遥感以及生产试验等手段，调查地下煤层气赋存条件和赋存数量的评价研究和工程实施过程。可分为两个阶段，包括选区、勘探。

4.3.2 选区

主要根据煤田(或其他矿产)勘查(或预测)和类比、野外地质调查、小煤矿揭露以及煤矿生产所获得的煤和气资料进行综合研究，以确定煤层气勘查目标为目的的评价阶段。根据选区评价的结果可以估算煤层气推测量。

4.3.3 勘探

在评价选区范围内实施了煤层气勘查工程，通过参数井或物探工程获得了区内关于含煤性和含气性的认识，通过单井和/或小型井网开发试验获得了开发技术条件下的煤层气井产能情况和井网优化参数的煤层气勘查实际实施阶段。根据勘探结果可以计算煤层气储量。

4.4 煤层气开发

指在勘探区按照一定的开发方案部署了一定井距的开发井网后进行的煤层气的正式开活动。煤层气通常适合进行滚动勘探开发。

5 煤层气/储量的分类与分级

5.1 分类分级原则

煤层气储量的分类以在特定的政策、法律、时间以及环境条件下生产和销售能否获得经济效益为原则，在不同的勘查阶段通过技术经济评价，根据经济可行性将其分为经济的、次经济的和内蕴经济的3大类。分级以煤层气的地质认识程度的高低作为基本原则，根据勘查开发工程和地质认识程度的不同，将煤层气量分为待发现的和已发现的两级。已发现的煤层气量，又称煤层气地质储量，根据地质可靠程度分为预测的、控制的和探明的3级。可储量可根据所在的地质储量确定相应的级别。

5.2 分类

5.2.1 经济的

在当时的市场经济条件下，生产和销售煤层气在技术上可行、经济上合理、地质上可靠并且整个经营活动能够满足投资回报的要求。

5.2.2 次经济的

在当时的市场经济条件下，生产和销售煤层气活动暂时没有经济效益，是不经济的，但在经济环境改变或给予扶持政策的条件下，可以转变为经济的。

5.2.3 内蕴经济的

在当时的市场经济条件下，由于不确定因素多，尚无法判断生产和销售煤层气是经济的还是不经济的，也包括当前尚无法判定经济属性的部分。

5.3 分级

5.3.1 预测的

初步认识了煤层气的分布规律，获得了煤层气藏中典型构造环境下的储层参数。因没有进行排试验，仅有一些含煤性、含气性参数井工程，大部分储层参数条件是推测得到的，煤层气的可靠程度很低，储量的可信系数为0.1～0.2。

5.3.2 控制的

基本查明了煤层气藏的地质特征和储层及其含气性的展布规律，开技术条件基本得到了控制，并通过单井试验和储层数值模拟了解了典型地质背景下煤层气地面钻井的单井产能情况。但由于参数井和生产试验井数量有限，不足以完全了解整个气藏计算范围内的气体赋存条件和产气潜能，因此煤层气可靠程度不高，储量的可信系数为0.5左右。

5.3.3 探明的

查明了煤层气藏的地质特征、储层及其含气性的展布规律和开技术条件(包括储层物性、压力系统和气体流动能力等)；通过实施小井网和/或单井煤层气试验或开发井网证实了勘探范围内的煤层气及可性。煤层气的可靠程度很高，储量的可信系数为0.7～0.9。

关于剩余的探明经济可储量的分类、分级参照天然气储量规范，本规范暂不对其进行命名。剩余的探明经济可储量可以根据开发状态分为已开发的和待开发的两类：

a)已开发的，是指从探明面积内的现有井中预期出的煤层气数量；

b)待开发的，是指从探明面积内的未钻井区或现有井加深到另一储层中预期可以出的煤层气数量。

5.4 煤层气/储量分类、分级体系

根据煤层气/储量分类、分级标准及其与勘探控制工程的对应关系，建立煤层气/储量分类和分级体系(表1)。

6 煤层气/储量计算

6.1 储量起算条件和计算单元

6.1.1 储量起算条件

煤层气储量计算以单井产量下限为起算标准，即只有在煤层气井产气量达到产量下限的地区才可以计算探明储量。根据国内平均条件，所确定的单井平均产量下限值见表2。表3中所给出的各级储量勘查程度和认识程度是储量计算应达到的基本要求。

表1 煤层气/储量分类与分级体系

表2 储量起算单井产量下限标准

6.1.2 储量计算单元

储量计算单元一般是煤层气藏，即是各种地质因素控制的含气的煤储集体，当没有明确的煤层气藏地质边界时按煤层气藏计算边界计算。计算单元在平面上一般称区块，面积很大的区块可细分井块(或井区)，同一区块应基本具有相同或相似的构造条件、储气条件等；纵向上一般以单一煤层为计算单元，煤层相对集中的煤层组可合并计算单元，煤层风化带以浅的煤储层中不计算储量，关于风化带的各项指标参照《煤炭地质勘探规范》。

表3 各级煤层气储量勘查程度和认识程度要求

6.1.3 储量计算边界

储量计算单元的边界，最好由查明的煤层气藏的各类地质边界，如断层、地层变化(变薄、尖灭、剥蚀、变质等)、含气量下限、煤层净厚下限(0.5～0.8m)等边界确定(对煤层组的情况可根据实际条件做适当调整)；若未查明地质边界，主要由达到产量下限值的煤层气井圈定，由于各种原因也可由矿权区边界、自然地理边界或人为储量计算线等圈定。煤层含气量下限值如表4，表4也可根据具体条件进行调整，如煤层厚度不同时应适当调整。

表4 煤层含气量下限标准

6.2 储量计算方法

6.2.1 地质储量计算

6.2.1.1类比法

类比法主要利用与已开发煤层气田(或相似储层)的相关关系计算储量。计算时要绘制出已开发区关于生产特性和储量相关关系的典型曲线，求得计算区可类比的储量参数再配合其他方法进行储量计算。类比法可用于预测地质储量的计算。

6.2.1.2 体积法

体积法是煤层气地质储量计算的基本方法，适用于各个级别煤层气地质储量的计算，其精度取决于对气藏地质条件和储层条件的认识，也取决于有关参数的精度和数量。

体积法的计算公式：

Gi=0.01 AhDCad

或

Gi=0.01 AhDdafCdaf

式中：Cad=100Cdaf(100-Mad-Ad)；

Gi——煤层气地质储量，单位为亿立方米(108m3)；

A——煤层含气面积，单位为平方千米(km2)；

h——煤层净厚度，单位为米(m)；

D——煤的空气干燥基质量密度(煤的容重)，单位为吨每立方米(t/m3)；

Cad——煤的空气干燥基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Ddaf——煤的干燥无灰基质量密度，单位为吨每立方米(t/m3)；

Cdaf——煤的干燥无灰基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Mad——煤中原煤基水分(wB)，单位为百分数(%)；

Ad——煤中灰分(wB)，单位为百分数(%)。

6.2.2 可储量计算

6.2.2.1 数值模拟法

数值模拟法是煤层气可储量计算的一个重要方法，这种方法是在计算机中利用专用软件(称为数值模拟器)对已获得的储层参数和早期的生产数据(或试数据)进行拟合匹配，最后获取气井的预计生产曲线和可储量。

a)数据模拟器选择：选用的数值模拟器必须能够模拟煤储层的独特双孔隙特征和气、水两相流体的3种流动方式(解吸、扩散和渗流)及其相互作用过程，以及煤体岩石力学性质和力学表现等。

b)储层描述：是对储层参数的空间分布和平面展布特征的研究，是对煤层气藏进行定量评价的基础，描述应该包括基础地质、储层物性、储层流体及生产动态等4个方面的参数，通过这些参数的描述建立储层地质模型用于产能预测。

c)历史拟合与产能预测：利用储层模拟工具对所获得的储层地质和工程参数进行计算，将计算所得气、水产量及压力值与气井实际产量值和实测压力值进行历史拟合。当模拟的气、水产量动态与气井实际生产动态相匹配时，即可建立气藏模型获得产气量曲线，预测未来的气体产量并获得最终的煤层气累计总产量，即煤层气可储量。

根据资料的掌握程度和计算精度，储层模拟法的计算结果可作为控制可储量和探明可储量。

6.2.2.2 产量递减法

产量递减法是通过研究煤层气井的产气规律、分析气井的生产特性和历史资料来预测储量，一般是在煤层气井经历了产气高峰并开始稳产或出现递减后，利用产量递减曲线的斜率对未来产量进行计算。产量递减法实际上是煤层气井生产特性外推法，运用产量递减法必须满足以下几个条件：

a)有理由相信所选用的生产曲线具有气藏产气潜能的典型代表意义；

b)可以明确界定气井的产气面积；

c)产量-时间曲线上在产气高峰后至少有半年以上稳定的气产量递减曲线斜率值；

d)必须有效排除由于市场减缩、修井或地表水处理等非地质原因造成的产量变化对递减曲线斜率值判定的影响。

产量递减法可以用于探明可储量的计算，特别是在气井投入生产开发阶段，产量递减法可以配合体积法和储层模拟法一起提高储量计算精度。

6.2.2.3 收率计算法

可储量也可以通过计算气藏收率来计算，计算公式：

Gr=GiRf

式中：Gr——煤层气可储量，单位为亿立方米(108m3)；

Gi——煤层气地质储量，单位为亿立方米(108m3)；

Rf——收率，单位为百分数(%)。

煤层气收率(Rf)可以通过以下几种方法计算：

a)类比法：根据与已开发气田或邻近气田的地质参数和工程参数进行类比得出，只能用于预测可储量计算。

b)储层模拟法：在储层模拟产能曲线上直接计算，可用于控制可储量和探明可储量的计算。

Rf=GPL/Giw

式中：GPL——气井累计气体产量，单位为亿立方米(108m3)；

Giw——井控范围内的地质储量，单位为亿立方米(108m3)。

c)等温吸附曲线法：在等温吸附曲线上通过废弃压力计算，只能用于预测可储量的计算，也可以作为控制可储量计算的参考。

Rf=(Cgi-Cga)/Cgi

式中：Cgi——原始储层条件下的煤层气含量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Cga——废弃压力条件下的煤层气含量，单位为立方米每吨(m3/t)。

d)产量递减法：在已获得稳定递减斜率的产量递减曲线上直接计算，可用于探明可储量的计算。

Rf=GPL/Giw

式中：GPL——气井累计气体产量，单位为亿立方米(108m3)；

Giw——井控范围内的地质储量，单位为亿立方米(108m3)。

7 煤层气/储量计算参数的选用和取值

7.1 体积法参数确定

7.1.1 煤层含气面积(简称含气面积)

含气面积是指单井煤层气产量达到产量下限值的煤层分布面积。应充分利用地质、钻井、测井、地震和煤样测试等资料综合分析煤层分布的地质规律和几何形态，在钻井控制和地震解释综合编制的煤层顶、底板构造图上圈定，储层的井(孔)控程度应达到附录B和表3所规定的井距要求。含气面积边界圈定原则如下：

a)钻井和地震综合确定的煤层气藏边界，即断层、尖灭、剥蚀等地质边界；达不到产量下限的煤层净厚度下限边界；含气量下限边界和瓦斯风化带边界。

b)煤层气藏边界未查明或煤层气井离边界太远时，主要以煤层气井外推圈定。探明面积边界外推距离不大于附录B规定井距的0.5～1.0倍，可分以下几种情况(定附录B规定距离为1个井距)：

1)仅有1口井达到产气下限值时，以此井为中心外推1/2井距；

2)在有多口相邻井达到产气下限值时，若其中有两口相邻井井间距离超过3个井距，可分别以这两口井为中心外推1/2井距；

3)在有多口相邻井达到产气下限值时，若其中有两口相邻井井间距离超过两个井距，但小于3个井距时，井间所有面积都计为探明面积，同时可以这两口井为中心外推1个井距作为探明面积边界；

4)在有多口相邻井达到产气下限值，且井间距离都不超过两个井距时，探明面积边界可以边缘井为中心外推1个井距。

c)由于各种原因也可由矿权区边界、自然地理边界或人为储量计算线等圈定。作为探明面积边界距离煤层气井不大于附录B规定井距的0.5～1.0倍。

7.1.2 煤层有效(净)厚度(简称有效厚度或净厚度)

煤层有效厚度是指扣除夹矸层的煤层厚度，又称为净厚度。探明有效厚度应按如下原则确定：

a)应是经过煤层气井试证实已达到储量起算标准，未进行试的煤层应与邻井达到起算标准的煤层是连续和相似的；

b)井(孔)控程度应达到附录B井距要求，一般用面积权衡法取值；

c)有效厚度应主要根据钻井取心或测井划定，井斜过大时应进行井位和厚度校正；

d)单井有效厚度下限值为0.5～0.8m(视含气量大小可作调整)，夹矸层起扣厚度为0.05～0.10m。

7.1.3 煤质量密度

煤质量密度分为纯煤质量密度和视煤质量密度，在储量计算中分别对应不同的含气量基准。测定方法见GB 212—91煤的工业分析方法。

7.1.4 煤含气量

可用干燥无灰基(dry，ash-free basis)或空气干燥基(air-dry basis)两种基准含气量近似计算煤层气储量，其换算关系可根据下式计算：

Cad=100Cdaf(100-Mad-Ad)

式中：Cad——煤的空气干燥基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Cdaf——煤的干燥无灰基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Mad——煤中原煤基水分(wB)，单位为百分数(%)；

Ad——煤中灰分(wB)，单位为百分数(%)。

但是，为了保证计算结果的准确性，最好用原煤基(in-situ basis)含气量计算煤层气储量。原煤基含气量需要在空气干燥基含气量的基础上进行平衡水分和平均灰分校正，校正公式：

Cc=Cad-β[(Ad-A)+(Mad-Meq)]

式中：Cc——煤的原煤基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Cad——煤的空气干燥基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

A——煤的平均灰分(wB)，单位为百分数(%)；

Meq——煤的平衡水分(wB)，单位为百分数(%)；

β——空气干燥基含气量与(灰分+水分)相关关系曲线斜率。

各种基准煤层气含量及平衡水分测定参照美国矿务局USBM煤层气含量测定和ASTM平衡水分测定方法。

煤层气含量确定原则如下：

a)计算探明地质储量时，应用现场煤心直接解吸法(美国矿业局USBM法)的实测含气量，煤田勘查煤心分析法(煤炭行业标准MT/T 77—94)测定的含气量也可参考应用，但宜进行必要的校正。样间隔：煤层厚度10m以内，每0.5～1.0m 1个样；煤层厚度10m以上，均匀分布10个样以上(可每2m或更大间隔1个样)。井(孔)控程度达到附录B规定井距的1.5～2.0倍，一般用面积权衡法取值，用校正井圈出的大于邻近煤层气井的等值线，所高于的含气量值不参与权衡。

b)计算未探明地质储量时，可用现场煤心直接解吸法和煤田勘查煤心分析法(MT/T 77—94煤层气测定方法)测定的含气量。与邻近的、地质条件和煤层煤质相似的地区类比求得的含气量，可用于预测地质储量计算。必要时也可根据煤质和埋深估算含气量，估算的含气量可用于预测地质储量的计算。

c)矿井相对瓦斯涌出量在综合分析煤层、顶底板和邻近层以及空区的有关地质环境和构造条件后可作为计算推测量时含气量的参考值。用于瓦斯突出防治的等温吸附曲线虽然也能提供煤层气容量值，但在参考引用时必须进行水分和温度等方面的校正，校正后可用于推测量计算。

d)煤层气成分测定参见 GB/T 13610—92气体组分分析方法。煤层气储量应根据气体成分的不同分类计算。一般情况下，参与储量计算的煤层气含量测定值中应剔除浓度超过10%的非烃气体成分。

7.2 数值模拟法和产量递减法参数的确定

数值模拟法和产量递减法参数，如气水性质、煤质与组分、储层物性、等温吸附特征、温度、压力和气水产量等，参照GB 212—91、GB/T 13610—92及有关标准执行，或另行制定细则。

7.3 储量计算参数取值

a)储量计算中的参数可由多种资料和多种方法获得，在选用时应详细比较它们的精度和代表性进行综合选值，并在储量报告中论述确定参数的依据；

b)计算地质单元的参数平均值时，煤层厚度原则上应根据实际构造发育规律，用等值线面积平衡法或井点控制面积权衡法，但在煤田勘查的详查区和精查区可直接用算术平均法计算，其他参数一般应用煤层气参数试验井井点控制面积权衡法计算；

c)各项参数名称、符号、单位及有效位数见附录B的规定，计算中一律用四舍五入进位法；

d)煤层气储量应以标准状态(温度20℃，压力0.101MPa)下的干燥体积单位表示。

8 煤层气储量评价

8.1 地质综合评价

8.1.1 储量规模

按储量规模大小，将煤层气田的地质储量分为4类，如表5。

表5 储量规模分类表

8.1.2 储量丰度

按煤层气田的储量丰度大小，将煤层气田的地质储量丰度分为4类，如表6。

表6 储量丰度分类表

8.1.3 产能

按气井的稳定日产量，将气藏的产能分为4类，如表7。

表7 煤层气井产能分类表

8.1.4 埋深

按埋藏深度，将气藏分为3类，如表8。

表8 煤层气藏埋深分类表

8.2 经济评价

a)用净现值分析法对煤层气勘查开发各阶段所提交的各级储量在未来开发时的费用和效益进行预测，分析论证其财务可行性和经济合理性优选勘探开发项目，以获得最佳的经济效益和社会效益；

b)储量经济评价应贯穿于煤层气勘探开发的全过程，对各级储量均应进行相应的经济评价；

c)所有申报的探明储量必须进行经济评价；

d)经济评价中关于投资、成本和费用的估算应依据煤层气田的实际情况，充分考虑同类已开发或邻近煤层气田当年的统计资料；

e)对新气田煤层气井产能的预测，必须有开发部门编制的开发概念设计作为依据，平均单井稳定日产量可依据储层数值模拟做专门的论证。

8.3 储量报告

煤层气田或区块申报储量时应编写正式报告。储量报告的编写要求参照附录C。

附录A

(规范性附录)

煤层气储量计算参数名称、符号、单位及取值有效位数的规定

表A.1 煤层气储量计算参数名称、符号、单位及取值有效位数的规定

附录B

(规范性附录)

煤层气探明地质储量计算关于储层的基本井(孔)控要求

表B.1 煤层气探明地质储量计算关于储层的基本井(孔)控要求

附录C

(资料性附录)

煤层气探明储量报告的编写要求

C.1 报告正文

C.1.1 前言

煤层气田名称、地理位置、登记区块名称和许可证号码、已有含气面积和储量、本次申报含气面积和储量申报单位等。

C.1.2 概况

勘查开发简史、煤田勘查背景，煤炭生产概况，煤层气勘查所实施的工作量、勘查单位、资料截止日期和取得资料情况等。

C.1.3 地质条件

区域构造位置、构造特征、地层及煤层发育特征、水文地质特征、煤层气勘查工程的地质代表性、储层特征、含气性及其分布特征等。

C.1.4 排试验与产能分析

单井排或小井网开发试验的时间、生产工艺，单井和井网产能及开发生产动态特征等。

C.1.5 储量计算

储量计算方式与方法选择、储量级别和类别的确定、参数确定、计算结果、可储量计算和收率确定方法与依据，以及储量复算或核算前后储量参数变化的原因和依据。

C.1.6 储量评价

规模评价、地质综合评价、经济评价、可行性评价等。

C.1.7 存在问题与建议

C.2 报告附图表

a)附图：气田位置及登记区块位置图、含气面积图、煤层底板等高线图，煤层厚度等值线图、煤层含气量等值线图、主要气井气水产量曲线图、确定储量参数依据等的有关图件。

b)附表：气田地质基础数据表、排成果表、储层模拟成果表、储量参数原始数据表、主要气井或分单元储量参数和储量计算表、开发数据表、经济评价表。

C.3 报告附件

附件可包括：地质研究报告、煤储层描述研究报告、储量参数研究报告、关键井单井评价报告、试验生产报告等。

附加说明

煤层气是重要的洁净新能源，制定一个适合我国国情并与国际(油气)准则相衔接的煤层气储量计算、评价和管理规范，可以促进煤层气的合理利用。由于目前没有通用的储量分类标准和计算方法，为规范我国煤层气/储量分类和计算，并促进国际交流，根据GBn/T 270—88《天然气储量规范》、GB/T 17766—1999《固体矿产/储量分类》，并参考了美国石油工程师学会(SPE)和世界石油大会(WPC)、联合国经济和社会委员会以及美国证券交易管理委员会(SEC)等颁布的有关储量分类标准，制定本标准。

本标准自实施之日起，凡报批的煤层气储量报告，均应符合本标准和规定。

本标准和附录A、附录B是规范性附录。

本标准的附录C是资料性附录。

本标准由中华人民共和国国土部提出。

本标准由全国地质矿产标准化技术委员会归口。

本标准起草单位：中联煤层气有限责任公司。

本标准主要起草人：杨陆武、冯三利、胡爱梅、李明宅。

本标准由中华人民共和国国土部负责解释。

什么是油田的开发指标？

1 高电压试验技术标准最新动态

行版本IEC60060-1高电压试验技术——第一部分：一般试验要求与GB/T16927.1均已有10多年了，期间电力设备取得了快速发展，特别是我国，随着近几年800kV和1100kV设备的研制和使用，试验电压已达工频1200kV，雷击冲击2400kV，操作冲击1950kV。对如此高的试验电压，尤其是雷电冲击，原标准中的有些规定已经不适应了，从技术上说本次修订，主要涉及雷电冲击波形参数和过冲允许值的规定和计算方法、大气修正的重复计算。

1.1重新定义 “叠加过冲或振荡的雷电冲击参数”并新增计算方法

GB/T16927.1-19中对于雷电冲击波峰附近存在振荡时（过冲）试验电压的确定在500kHz时作为边界，对频率小于500kHz的过冲幅值直接计入试验电压，而对频率大于500kHz的应作平均曲线，以平均曲线的幅值作为试验电压。这样，会导致测量一致性的两类问题：

1）当振荡频率在500kHz附近时，由于频率测量的偏差，可造成记录曲线最大值与平均曲线最大值的突变，导致高达10%的不确定度；

2）平均曲线的随意性有很大的不确定度。

从19至1999年由欧洲共同体资助的在5个研究院开展了一项调查，研究叠加在双指数雷电波上的不同频率和幅值的振荡对于5类绝缘击穿强度的影响，主要结论很清楚。叠加振荡的影响取决于频率，过冲幅值频率对绝缘强度的关系是一种渐变而不是急剧的突变过程。

本次修订，将过冲幅值频率与绝缘强度的渐变关系，引入本标准改变以往500kHz作为边界的突变关系，定义明确的基准曲线（双指数波），可以获得很低的测量不确定度。为此专门增加了相关内容：

1）叠加过冲或振荡的标准雷电冲击参数计算；

2）求取试验电压因数的数字滤波器的举例。

1.2关于雷电冲击过冲允许值

GB/T16927.1-19中对雷电冲击波峰处存在振荡时过冲的限制是不能超过试验电压幅值的5%。这对冲击试验电压小于1800kV，一般的试验回路可以满足。根据国内800kV（高海拔）和1100kV设备雷电冲击试验的结果来看，对超过1800kV的雷电冲击试验，由于回路很大，不可能达到。因此，标准中对雷电冲击过冲限值提高到10%，这基本上可以涵盖设备最高电压为550kV设备的雷电冲击试验（试验电压小于2000kV），对于试验电压在2000kV以上的可提高到20%。

1.3大气修正因数的重复计算

考虑到处于高海拔（高于海平面1000米）实验室，若用于高海拔设备在这些实验室进行试验时需进行实验室实际大气条件与设备安装地点的大气条件的差异，进行修正时由于实验室本身处于高海拔，空气压力低，修正时要用到U50，而U50本身又与不同地点的大气条件有关，因此，按标准求得的Kt数值可能 很小，从而导致Kt的误差很大，需进行重复计算。为此，标准增加了用于从U50计算试验电压的Kt的重复计算程序。

2 高电压、大电流测量技术国际国内标准的最新动态

2.1高电压测量系统

对于使用在高电压实验室的高压测量系统，IEC60060-2引入了许多新的概念，而且和GB16927.2是完全相同的，均明确了追溯这些测量系统的必须的要求和程序。它的应用在认可实验室应是强制性的。

IEC60060-2详细给出标准和认可测量系统允许的测量总不确定度。

传统的做法是：由静态刻度因数，阶跃响应或幅频特性确定测量系统的误差。新增与修改内容包括：不仅对高电压量值的溯源提出了具体要求，而且提出了溯源的方法，这就是和标准测量系统进行比对测量。即用两个测量系统同时测量同一电压，同时读取两个系统的读数。以此来确定测量系统的刻度因数和时间参数的不确定度。同时考虑短期稳定性、温度效应、邻近效应，另外，由于现有标准测量系统的额定电压一般小于1000kV，因此对大于1000kV的认可测量系统需进行线性度试验，以最终得到测量系统总不确定度。

2.2电流测量系统

关于电流测量：IEC原放入60060-1中，这次修订时将大电流试验和测量专门作为一新的标准IEC62475，直流、交流、冲击电流测量全部纳入，其量值的溯源用标准分流器及其测量系统和标准测量系统进行比对，与高电压测量系统比对不同的是，涵盖测量电流的全范围。具体要求是和标准测量系统进行比对测量项目为：线性度、刻度系数、高频电流、干扰、电阻值测量。

2.3数字记录仪软件要求

随着测量技术的不断发展，国际上二次转换部分如数字记录仪和测量软件的开发，已有许多测量系统具备此组件，为此IEC61083-2目前结合IEC60060-1的修订进行了修订，已接近CDV阶段。我国此前无相应标准，2008年等同用IEC61083-2制定了GB/T16896.2高电压冲击试验用数字记录仪——第2部分：软件的要求。

用于对冲击电压和冲击电流试验中记录的测量数据进行处理的软件。对满足GB/T16927.1和GB/T16927.2所规定的测量不确定度和程序的软件，标准给出了试验波形和规定限值。

对用于处理冲击试验和校准信号数据的软件，规定评价软件不确定度的试验程序；由试验数据发生器供给测量软件的波形。试验数据发生器（TDG）可产生具有规定参数标准波形的计算机程序，可适用于Windows操作系统，提供实验数据波形进行测量软件校验。

校验软件是为了评估下面的一组或多组冲击波形参数：Up/Ip电压/电流的峰值；T1波前时间；T2半值时间；TC截断时间；Tp峰值时间；β，T过冲，过冲持续时间；A，f振荡的幅值，频率。对选取的波形中的所有标准波形，校验软件的所有参数进行计算。

在油田开发过程中，根据实际生产资料统计出的一系列说明油田开发情况的数据称为开发指标。可以利用开发指标的大小和变化情况对油田开发效果进行分析和评价。

一、产量方面的指标产量方面的指标主要有以下几项：

(1)日产能力。油田内所有油井(除了暂闭井和报废井)每天应该生产的油量总和叫油田的日生产能力，单位为t/d。

(2)日产水平。油田的实际日产量叫日产水平，单位为t/d。

日产能力代表应该出多少油。但由于各种因素实际上并没有产出预算的油。日产能力和日产水平的差别越小，说明油田开发工作做得越好。

(3)折算年产量。折算年产量是一个预计性的指标，即根据今年的情况预计明年的产量，根据折算年产量制定下一年的生产。对于老油田，还要考虑年递减率。

(4)生产规模。所有油田生产能力的总和乘以油时率(某一时段内的有效生产时间)就是生产规模。

(5)平均单井产量。油田实际产量除以实际生产井的井数得到平均单井产量。

(6)综合气油比。综合气油比是实际总产气量与实际总产油量之比，单位为m3/t，表示油田天然能量的消耗情况。

(7)累积气油比。累积气油比是累积产气量与累积产油量之比，表示油田投入开发以来天然能量总的消耗情况。

(8)油速度。油速度是指年出油量与地质储量之比，它是衡量油田开快慢的指标。油速度可分为油田油速度、切割区油速度、排间油速度和油井油速度，通常用百分数表示。只要把目前日油量或月油量折算成年油量，就可以算出油速度。正常生产时间要除去测压、维修等关井时间。

(9)出程度。出程度是指油田某时刻累积油量与地质储量之比，反映油田储量的出情况，用百分数表示。

(10)收率。油田出来的油量与地质储量的比值称为收率。油井未见水阶段的收率叫无水收率。无水收率等于油井见水之前的累积油量与地质储量之比。油田开发结束时达到的收率叫最终收率。最终收率等于开发终结时的累积油量与地质储量之比。最终收率是衡量油田开发效率的指标，受许多因素影响。只要充分发挥人的主观能动性，用合理的开方式和先进的工艺技术，就能提高收率。

(11)油指数。油指数是指单位生产压差下的日产油量，单位是t/(d·MPa)。油指数的变化表明油田驱动方式的改变。

二、有关水的指标有关水的指标有以下几项：

(1)产水量。产水量表示油田出水的多少。日产水量表示每天出多少水。累积产水量是指油田从投入开发以来一共出了多少水。

(2)综合含水率。综合含水率是指产水量占油水混合总产量的百分比，表示油田出水或水淹的程度。

(3)注入量。一天向油层注入的水量叫日注入量，一个月向油层注入的水量叫月注入量。从注水开始到目前注入的总水量叫累积注入量。

(4)注入速度。注入速度等于年注入量与油层总孔隙体积之比。

(5)注入程度。累积注入量与油层总孔隙体积之比。

(6)注比。注入量与出量之比叫注比。出量是指出油、气、水的地积。

(7)水驱油效率。水淹油层体积内出的油量与原始含油量之比叫水驱油效率。

(8)吸水指数。单位注水压差下的日注水量叫油层的吸水指数。反映油层的吸水能力。

(9)注水强度。注水井单位有效厚度油层的日注入量叫注水强度，单位为m3/(d·m)。注水强度是否合适直接影响油层压力的稳定。利用注水强度可调节含水上升速度。

(10)水油比。水油比是指产水量与产油量之比，单位为m3/t，表示每出一吨油要出多少水。

(11)含水上升率。油田见水后，每出1%的地质储量含水率上升的百分数称为含水上升率。反映不同时期油田含水上升的快慢。是衡量油田注水效果的重要指标。

(12)注水利用率。注水利用率表示注入水中有多少留在地下起驱油作用，用以衡量注水效果。

三、压力和压差方面的指标压力与压差方面的指标有以下几项：

(1)原始地层压力。开发前从探井中测得的油层中部压力称为原始地层压力，用以衡量油田的驱动能量和油井的自喷能力。原始地层压力一般随油层埋藏深度的增加而增加。油层投入开发以后，由于地层压力发生变化，原始地层压力无法直接测量，可以根据油层中部深度计算。

(2)目前地层压力。油田投入开发以后，某一时期测得的油层中部压力，称为该时期的目前地层压力。

(3)静止压力。油井关井后，压力恢复到稳定状态时所测得的油层中部的压力称为静止压力，也叫油层压力，简称静压。在油田开发过程中，静压是衡量地层能量的标志。静压的变化与注入和出的油、气、水的体积有关。如果出体积大于注入体积，油层产生亏空，静压就会比原始地层压力低。为了及时掌握地下动态，油井需要定期测静压。

(4)折算压力。大多数油田由许多油层组成，有的埋藏深、压力高，有的浅、压力低。由于每口井油层中部的海拔不一样，计算出的同一油层的原始地层压力有高有低。仅仅根据实测压力不能进行井与井的对比、研究油田动态变化。为了便于井之间的压力对比，把所有井的实测压力折算到同一海拔高度，这种折算后的压力叫做折算压力。

(5)流动压力。油井正常生产时所测得的油层中部的压力称为流动压力，简称流压。流入井底的油是依靠流动压力举升到地面的。流压的高低直接反映油井的自喷能力。

(6)饱和压力。在油层高压条件下，天然气溶解在原油中。原油从油层流至井口的过程中压力不断降低。当压力降到一定程度时，天然气就从原油中分离出来，对应的压力就叫饱和压力。对于油田开发来说，油田的饱和压力低，就可以使用较大的油嘴放大生产压差开，地层内不易脱气，因此大大提高了油井产量和油田的油速度。但不利的是，饱和压力低的井自喷能力较弱。

(7)油管压力。油气从井底流到井口后的剩余压力称为油管压力，简称油压。油压可以借助于井口的油压表测出。油压的大小取决于流压的高低，而流压又与静止压力的大小有关，因此可以根据油压的变化来分析地下动态。

(8)套管压力。流动压力把油气从井底，经过油管与套管之间的环形空间举升到井口后的剩余压力称为套管压力，又叫压缩气体压力，简称套压。在油井脱气不严重的情况下，套压的高低也表示油井能量的大小。油压和套压可以比较直观地反映出油井的生产状况。在油井的日常管理中，要及时、准确地观察和记录油压、套压，并分析其变化原因。

(9)回压。下游压力对流动的上游压力来说都可以看成是回压。回压是流体在管道中的流动阻力造成的。矿场上所说的回压通常是指干线回压，是出油干线的压力对井口油管压力的一种反压力。回压还与管径、管子的长度、流体粘度、温度等因素有关。

(10)总压差。原始地层压力与目前地层压力的差值叫总压差。对于依靠天然能量开发的油田来说，总压差代表能量的消耗，所以目前地层压力总是低于原始地层压力的。对注水开发的油田来说，是在注水保持地层压力的情况下进行开发的，目前地层压力往往保持在原始地层压力附近。当注入量大于出量时，目前地层压力超过原始地层压力。当注入量小于出量时，地层产生亏空，使目前地层压力低于原始地层压力。

(11)油压差。油井关井时，油层压力处于平衡状态。当油井开井生产后，井底压力突然下降，由于油层内的压力仍然很高，就形成压力差，该压力差叫做油压差，又称为生产压差或工作压差。在相同的地质条件下，油压差越大，油井的产量越高。但在地层压力一定的情况下，当油压差大到一定程度，即流动压力低于饱和压力时，井底甚至油层中就会脱气、出砂、气油比上升，油井产量不再增加或增加很少。这对合理油、保持油井长期稳产、高产很不利。因此，必须根据油速度和生产能力制定合理的油压差，不能任意放大。

(12)注水压差。注水井井底流动压力与注水井目前的地层压力之差称为注水压差。

(13)流饱压差。流动压力与饱和压力的差值叫流饱压差。流饱压差是衡量油井生产是否合理的重要条件。当流动压力高于饱和压力时，原油中的溶解气不会在井底分离出来，生产气油比就低。如果流动压力低于饱和压力，溶解气就会在油层里分离出来，生产气油比就高，致使原油粘度增高、流动阻力增大，影响产量。因此，要根据油田的具体情况，规定在一定的流饱压差界限内油。

(14)地饱压差。目前地层压力与饱和压力的差值称为地饱压差。地饱压差是衡量油层生产是否合理的重要标准。如果油田在地层压力低于饱和压力的条件下生产，油层里的原油就要脱气，原油粘度就会增高，严重时油层就会结蜡，从而降低收率。所以在这种条件下油是不合理的。一旦出现这种情况，必须取措施调整注比，以恢复地层压力。

(15)流压梯度。流压梯度是指油井正常生产时每米液柱所产生的压力。选不同两点测得的压差与距离之比即为流压梯度。用它可以推算出油层中部的流压。根据流压梯度的变化，还可以判断油井是否见水，见水油井的流压梯度会增大。

(16)静压梯度。静压梯度是指油井关井后，井底压力恢复到稳定时，每米液柱所产生的压力。静压梯度可以用来计算静压。