天然气动态分析方法有哪几种形式呢举例说明_天然气分析报告

1.LNG前景如何

2.不同叠合构造单元烃源岩动态分析

3.　技术思路和方法

4.石油天然气关键参数研究与获取

5.奥陶系风化壳产层天然气的来源分析

6.天然气水合物简介

7.天然气发生爆炸的要素有哪些？

页岩气特指从页岩层中开出来的天然气，是一种重要的非常规天然气,与常规天然气相比，页岩气开发具有开寿命长和生产周期长等优点，能够长期地以稳定的速率产气，开发潜力巨大。下面是我为您精心整理的关于页岩气项目可行性分析报告全文内容，仅供大家参考。

　第一部分 页岩气项目总论

　总论作为可行性研究报告的首要部分,要综合叙述研究报告中各部分的主要问题和研究结论,并对项目的可行与否提出最终建议,为可行性研究的审批提供方便。

　一、页岩气项目背景

　(一)项目名称

　(二)项目的承办单位

　(三)承担可行性研究工作的单位情况

　(四)项目的主管部门

　(五)项目建设内容、规模、目标

　(六)项目建设地点

　二、项目可行性研究主要结论

　在可行性研究中,对项目的产品销售、原料供应、政策保障、技术方案、资金总额筹措、项目的财务效益和国民经济、社会效益等重大问题,都应得出明确的结论,主要包括：

　(一)项目产品市场前景

　(二)项目原料供应问题

　(三)项目政策保障问题

　(四)项目资金保障问题

　(五)项目组织保障问题

　(六)项目技术保障问题

　(七)项目人力保障问题

　(八)项目风险控制问题

　(九)项目财务效益结论

　(十)项目社会效益结论

　(十一)项目可行性综合评价

　三、主要技术经济指标表

　在总论部分中,可将研究报告中各部分的主要技术经济指标汇总,列出主要技术经济指标表,使审批和决策者对项目作全貌了解。

　四、存在问题及建议

　对可行性研究中提出的项目的主要问题进行说明并提出解决的建议。

　第二部分 页岩气项目建设背景、必要性、可行性

　这一部分主要应说明项目发起的背景、投资的必要性、投资理由及项目开展的支撑性条件等等。

　一、页岩气项目建设背景

　(一)国家或行业发展规划

　(二)项目发起人以及发起缘由

　(三)

　二、页岩气项目建设必要性

　(一)

　(二)

　(三)

　(四)

　三、页岩气项目建设可行性

　(一)经济可行性

　(二)政策可行性

　(三)技术可行性

　(四)模式可行性

　(五)组织和人力可行性

　第三部分 页岩气项目产品市场分析

　市场分析在可行性研究中的重要地位在于,任何一个项目,其生产规模的确定、技术的选择、投资估算甚至厂址的选择,都必须在对市场需求情况有了充分了解以后才能决定。而且市场分析的结果,还可以决定产品的价格、销售收入,最终影响到项目的盈利性和可行性。在可行性研究报告中,要详细研究当前市场现状,以此作为后期决策的依据。

　一、页岩气项目产品市场调研

　(一)页岩气项目产品国际市场调研

　(二)页岩气项目产品国内市场调研

　(三)页岩气项目产品价格调查

　(四)页岩气项目产品上游原料市场调研

　(五)页岩气项目产品下游消费市场调研

　(六)页岩气项目产品市场竞争调查

　二、页岩气项目产品市场预测

　市场预测是市场调研在时间上和空间上的延续,利用市场调研所得到的信息资料,对本项目产品未来市场需求量及相关因素进行定量与定性的判断与分析,从而得出市场预测。在可行性研究工作报告中,市场预测的结论是制订产品方案,确定项目建设规模参考的重要根据。

　(一)页岩气项目产品国际市场预测

　(二)页岩气项目产品国内市场预测

　(三)页岩气项目产品价格预测

　(四)页岩气项目产品上游原料市场预测

　(五)页岩气项目产品下游消费市场预测

　(六)页岩气项目发展前景综述

　第四部分 页岩气项目产品规划方案

　一、页岩气项目产品产能规划方案

　二、页岩气项目产品工艺规划方案

　(一)工艺设备选型

　(二)工艺说明

　(三)工艺流程

　三、页岩气项目产品营销规划方案

　(一)营销战略规划

　(二)营销模式

　在商品经济环境中,企业要根据市场情况,制定合格的销售模式,争取扩大市场份额,稳定销售价格,提高产品竞争能力。因此,在可行性研究报告中,要对市场营销模式进行详细研究。

　1、投资者分成

　2、企业自销

　3、国家部分收购

　4、经销人代销及代销人情况分析

　(三)促销策略

　第五部分　页岩气项目建设地与土建总规

　一、页岩气项目建设地

　(一)页岩气项目建设地地理位置

　(二)页岩气项目建设地自然情况

　(三)页岩气项目建设地情况

　(四)页岩气项目建设地经济情况

　(五)页岩气项目建设地人口情况

　二、页岩气项目土建总规

　(一)项目厂址及厂房建设

　1、厂址

　2、厂房建设内容

　3、厂房建设造价

　(二)土建总图布置

　1、平面布置。列出项目主要单项工程的名称、生产能力、占地面积、外形尺寸、流程顺序和布置方案。

　2、竖向布置

　(1)场址地形条件

　(2)竖向布置方案

　(3)场地标高及土石方工程量

　3、技术改造项目原有建、构筑物利用情况

　4、总平面布置图(技术改造项目应标明新建和原有以及拆除的建、构筑物的位置)

　5、总平面布置主要指标表

　(三)场内外运输

　1、场外运输量及运输方式

　2、场内运输量及运输方式

　3、场内运输设施及设备

　(四)项目土建及配套工程

　1、项目占地

　2、项目土建及配套工程内容

　(五)项目土建及配套工程造价

　(六)项目其他工程

　1、供水工程

　2、供电工程

　3、供暖工程

　4、通信工程

　5、其他

　第六部分 页岩气项目环保、节能与劳动安全方案

　在项目建设中,必须贯彻执行国家有关环境保护、能源节约和职业安全方面的法规、法律,对项目可能造成周边环境影响或劳动者健康和安全的因素,必须在可行性研究阶段进行论证分析,提出防治措施,并对其进行评价,推荐技术可行、经济,且布局合理,对环境有害影响较小的最佳方案。按照国家现行规定,凡从事对环境有影响的建设项目都必须执行环境影响报告书的审批制度,同时,在可行性研究报告中,对环境保护和劳动安全要有专门论述。

　一、页岩气项目环境保护

　(一)项目环境保护设计依据

　(二)项目环境保护措施

　(三)项目环境保护评价

　二、页岩气项目利用及能耗分析

　(一)项目利用及能耗标准

　(二)项目利用及能耗分析

　三、页岩气项目节能方案

　(一)项目节能设计依据

　(二)项目节能分析

　四、页岩气项目消防方案

　(一)项目消防设计依据

　(二)项目消防措施

　(三)火灾报警系统

　(四)灭火系统

　(五)消防知识教育

　五、页岩气项目劳动安全卫生方案

　(一)项目劳动安全设计依据

　(二)项目劳动安全保护措施

　第七部分 页岩气项目组织和劳动定员

　在可行性研究报告中,根据项目规模、项目组成和工艺流程,研究提出相应的企业组织机构,劳动定员总数及劳动力来源及相应的人员培训。

　一、页岩气项目组织

　(一)组织形式

　(二)工作制度

　二、页岩气项目劳动定员和人员培训

　(一)劳动定员

　(二)年总工资和职工年平均工资估算

　(三)人员培训及费用估算

　第八部分 页岩气项目实施进度安排

　项目实施时期的进度安排是可行性研究报告中的一个重要组成部分。项目实施时期亦称投资时间,是指从正式确定建设项目到项目达到正常生产这段时期,这一时期包括项目实施准备,资金筹集安排,勘察设计和设备订货,施工准备,施工和生产准备,试运转直到竣工验收和交付使用等各个工作阶段。这些阶段的各项投资活动和各个工作环节,有些是相互影响的,前后紧密衔接的,也有同时开展,相互交叉进行的。因此,在可行性研究阶段,需将项目实施时期每个阶段的工作环节进行统一规划,综合平衡,作出合理又切实可行的安排。

　一、页岩气项目实施的各阶段

　(一)建立项目实施管理机构

　(二)资金筹集安排

　(三)技术获得与转让

　(四)勘察设计和设备订货

　(五)施工准备

　(六)施工和生产准备

　(七)竣工验收

　二、页岩气项目实施进度表

　三、页岩气剂项目实施费用

　(一)建设单位管理费

　(二)生产筹备费

　(三)生产职工培训费

　(四)办公和生活家具购置费

　(五)其他应支出的费用

　第九部分 页岩气项目财务评价分析

　一、页岩气项目总投资估算

　图：项目总投资估算体系

　二、页岩气项目资金筹措

　一个建设项目所需要的投资资金,可以从多个来源渠道获得。项目可行性研究阶段,资金筹措工作是根据对建设项目固定资产投资估算和流动资金估算的结果,研究落实资金的来源渠道和筹措方式,从中选择条件优惠的资金。可行性研究报告中,应对每一种来源渠道的资金及其筹措方式逐一论述。并附有必要的计算表格和附件。可行性研究中,应对下列内容加以说明：

　(一)资金来源

　(二)项目筹资方案

　三、页岩气项目投资使用

　(一)投资使用

　(二)借款偿还

　四、项目财务评价说明&财务测算定

　(一)计算依据及相关说明

　(二)项目测算基本设定

　五、页岩气项目总成本费用估算

　(一)直接成本

　(二)工资及费用

　(三)折旧及摊销

　(四)工资及费用

　(五)修理费

　(六)财务费用

　(七)其他费用

　(八)财务费用

　(九)总成本费用

　六、销售收入、销售税金及附加和增值税估算

　(一)销售收入

　(二)销售税金及附加

　(三)增值税

　(四)销售收入、销售税金及附加和增值税估算

　七、损益及利润分配估算

　八、现金流估算

　(一)项目投资现金流估算

　(二)项目资本金现金流估算

　九、不确定性分析

　在对建设项目进行评价时,所用的数据多数来自预测和估算。由于资料和信息的有限性,将来的实际情况可能与此有出入,这对项目投资决策会带来风险。为避免或尽可能减少风险,就要分析不确定性因素对项目经济评价指标的影响,以确定项目的可靠性,这就是不确定性分析。

　根据分析内容和侧重面不同,不确定性分析可分为盈亏平衡分析、敏感性分析和概率分析。在可行性研究中,一般要进行的盈亏平衡平分析、敏感性分配和概率分析,可视项目情况而定。

　(一)盈亏平衡分析

　(二)敏感性分析

　第十部分 页岩气项目财务效益、经济和社会效益评价

　在建设项目的技术路线确定以后,必须对不同的方案进行财务、经济效益评价,判断项目在经济上是否可行,并比选出优秀方案。本部分的评价结论是建议方案取舍的主要依据之一,也是对建设项目进行投资决策的重要依据。本部分就可行性研究报告中财务、经济与社会效益评价的主要内容做一概要说明

　一、财务评价

　财务评价是考察项目建成后的获利能力、债务偿还能力及外汇平衡能力的财务状况,以判断建设项目在财务上的可行性。财务评价多用静态分析与动态分析相结合,以动态为主的办法进行。并用财务评价指标分别和相应的基准参数财务基准收益率、行业平均投资回收期、平均投资利润率、投资利税率相比较,以判断项目在财务上是否可行。

　(一)财务净现值

　财务净现值是指把项目计算期内各年的财务净现金流量,按照一个设定的标准折现率(基准收益率)折算到建设期初(项目计算期第一年年初)的现值之和。财务净现值是考察项目在其计算期内盈利能力的主要动态评价指标。

　如果项目财务净现值等于或大于零,表明项目的盈利能力达到或超过了所要求的盈利水平,项目财务上可行。

　(二)财务内部收益率(FIRR)

　财务内部收益率是指项目在整个计算期内各年财务净现金流量的现值之和等于零时的`折现率,也就是使项目的财务净现值等于零时的折现率。

　财务内部收益率是反映项目实际收益率的一个动态指标,该指标越大越好。

　一般情况下,财务内部收益率大于等于基准收益率时,项目可行。

　(三)投资回收期Pt

　投资回收期按照是否考虑资金时间价值可以分为静态投资回收期和动态投资回收期。以动态回收期为例：

　(l)计算公式

　动态投资回收期的计算在实际应用中根据项目的现金流量表,用下列近似公式计算：Pt=(累计净现金流量现值出现正值的年数-1)+上一年累计净现金流量现值的绝对值/出现正值年份净现金流量的现值

　(2)评价准则

　1)Pt?Pc(基准投资回收期)时,说明项目(或方案)能在要求的时间内收回投资,是可行的;

　2)Pt>Pc时,则项目(或方案)不可行,应予拒绝。

　(四)项目投资收益率ROI

　项目投资收益率是指项目达到设计能力后正常年份的年息税前利润或营运期内年平均息税前利润(EBIT)与项目总投资(TI)的比率。总投资收益率高于同行业的收益率参考值,表明用总投资收益率表示的盈利能力满足要求。

　ROI?部门(行业)平均投资利润率(或基准投资利润率)时,项目在财务上可考虑接受。

　(五)项目投资利税率

　项目投资利税率是指项目达到设计生产能力后的一个正常生产年份的年利润总额或平均年利润总额与销售税金及附加与项目总投资的比率,计算公式为：

　投资利税率=年利税总额或年平均利税总额/总投资?100%

　投资利税率?部门(行业)平均投资利税率(或基准投资利税率)时,项目在财务上可考虑接受。

　(六)项目资本金净利润率(ROE)

　项目资本金净利润率是指项目达到设计能力后正常年份的年净利润或运营期内平均净利润(NP)与项目资本金(EC)的比率。

　项目资本金净利润率高于同行业的净利润率参考值,表明用项目资本金净利润率表示的盈利能力满足要求。

　(七)项目测算核心指标汇总表

　二、国民经济评价

　国民经济评价是项目经济评价的核心部分,是决策部门考虑项目取舍的重要依据。建设项目国民经济评价用费用与效益分析的方法,运用影子价格、影子汇率、影子工资和社会折现率等参数,计算项目对国民经济的净贡献,评价项目在经济上的合理性。国民经济评价用国民经济盈利能力分析和外汇效果分析,以经济内部收益率(EIRR)作为主要的评价指标。根据项目的具体特点和实际需要也可计算经济净现值(ENPV)指标,涉及产品出口创汇或替代进口节汇的项目,要计算经济外汇净现值(ENPV),经济换汇成本或经济节汇成本。

　三、社会效益和社会影响分析

　在可行性研究中,除对以上各项指标进行计算和分析以外,还应对项目的社会效益和社会影响进行分析,也就是对不能定量的效益影响进行定性描述。

　第十一部分 页岩气项目风险分析及风险防控

　一、建设风险分析及防控措施

　二、法律政策风险及防控措施

　三、市场风险及防控措施

　四、筹资风险及防控措施

　五、其他相关粉线及防控措施

　第十二部分 页岩气项目可行性研究结论与建议

　一、结论与建议

　根据前面各节的研究分析结果,对项目在技术上、经济上进行全面的评价,对建设方案进行总结,提出结论性意见和建议。主要内容有：

　1、对推荐的拟建方案建设条件、产品方案、工艺技术、经济效益、社会效益、环境影响的结论性意见

　2、对主要的对比方案进行说明

　3、对可行性研究中尚未解决的主要问题提出解决办法和建议

　4、对应修改的主要问题进行说明,提出修改意见

　5、对不可行的项目,提出不可行的主要问题及处理意见

　6、可行性研究中主要争议问题的结论

　二、附件

　凡属于项目可行性研究范围,但在研究报告以外单独成册的文件,均需列为可行性研究报告的附件,所列附件应注明名称、日期、编号。

　1、项目建议书(初步可行性报告)

　2、项目立项批文

　3、 厂址选择报告书

　4、 勘探报告

　5、 意向书

　6、环境影响报告

　7、 需单独进行可行性研究的单项或配套工程的可行性研究报告

　8、需要的市场预测报告

　9、引进技术项目的考察报告

　10、 引进外资的名类协议文件

　11、其他主要对比方案说明

　12、其他

　三、附图

　1、 厂址地形或位置图(设有等高线)

　2、 总平面布置方案图(设有标高)

　3、 工艺流程图

　4、 主要车间布置方案简图

　5、 其它

LNG前景如何

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。

不同叠合构造单元烃源岩动态分析

LNG 对环境的利好影响日益显著，LNG 行业进入快速发展时期

液化天然气 (Liquefied Natural Gas，简称 LNG) 在能源转型过程中被广泛认可为相对较清洁的能源选择。

相对于传统的煤炭和石油燃料，LNG 的燃烧过程产生的二氧化碳 (CO2) 排放较低。LNG 的燃烧释放的二氧化碳排放较少，因此对应对气候变化和减少温室气体排放方面起到了积极的作用。

目前，国内 LNG 行业发展前景广阔且已进入快速发展时期，越来越多的国内外资本准备进入 LNG 行业，LNG 行业面临着更大的发展机遇和更为激烈的竞争。龙头企业为巩固并扩大公司市场份额，进一步完善 LNG 完整、配套的全产业链布局，扩大民用、车用、工业等应用领域终端市场规模，并通过新建、收购兼并等多种方式扩大经营规模和扩展经营区域。

LNG(液化天然气) 数字化节能诊断与调控方法及系统，属于 LNG 接收站的生产运行、节能优化、调控技术领域。为了让用户更便捷地管理液化天然气 (LNG) 接收站，数字孪生轻量化 LNG 接收站三维可视化监控平台。形象还原出 LNG 站全貌、实时转运、储存和再气化过程，协助运维人员进行高效数据分析、智能决策和远程操作，助力 LNG 接收站得以精益化管理。

海上 LNG 终端为船只提供了一个转运、装卸、储存和再气化液化天然气的场所。来自世界各地的任何类型的液化天然气船都可以停靠在此。温度为 -160℃ 的液态天然气通过巨大的装载臂从船上泵出，进入大型储存罐。

应用数字孪生技术对这个过程进行线上监控，直观地了解 LNG 接收站实时转运、储存和再气化过程。协助运维人员高效分析数据、智能决策、运维遥控等操作。

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随着全球环保问题日益突出，替代传统化石能源，推广清洁能源已被社会广泛重视。天然气液化技术的成熟和价格的逐渐降低，使得 LNG 天然气液化厂成为了清洁能源行业的一大热点。

未来，LNG 天然气液化厂将继续发挥着重要的作用，成为替代煤炭、原油等传统能源的新动力源。同时，该行业在减排、节约能源等方面的优势也将得到更广泛的应用和推广。

　技术思路和方法

区域构造演化史研究结果证明，印支期—喜马拉雅期构造运动，在华北东部表现较为强烈，差异块断活动造成构造的分隔性，中、新生界沉积厚度变化极大，古地温场的不均衡性愈加明显。在前面章节中已对前古近系所经历的构造-热史进行了详细的论述，并将研究区受印支期之后的构造运动影响划分了3大类6小类的不同叠合构造单元。

由生烃动力学参数与精确的热史数据相结合，可以算出烃源岩形成以来，受地质作用而发生的所有的排烃过程。根据所标定的生烃动力学参数，结合及不同地区源岩所经历的沉积埋藏史和热史的研究，分别计算不同层位源岩在不同时刻所生成的油、气的转化率（表4-3-3），从而对不同叠合构造单元烃源岩的生烃过程进行动态分析。其中中—新元古界分布局限，仅位于冀北和冀中凹陷北部地区，其叠合构造单元为II3型，将在II3型叠合构造单元中对其进行详细描述，对寒武系—奥陶系、石炭系—二叠系和中生界烃源岩分不同叠合构造单元进行选择系统探讨。

表4-3-3 不同层位生烃动力学计算分布地区一览表

1.Ⅰ型叠合构造单元

为持续沉降型，该类型叠合构造单元在中、新生代均处于沉降区，接受沉积。其生烃-埋藏演化史可分2种情况：一种过早过快的继承性沉降则往往导致烃源岩过早成熟而失去生油能力，甚至生气能力。以临清坳陷的邱县凹陷为例，早—中三叠世，邱县凹陷继承了晚二叠世的古地理格局，只是盆地范围有所缩小，地层横向沉积稳定，厚度变化不大。印支期由于受华北板块与扬子板块自东向西碰撞的影响，华北地区东部抬升早、剧烈，西部抬升晚，邱县凹陷表现为大型的褶皱隆升，但下—中三叠统剥蚀相对较小。早—中侏罗世本区继承了晚三叠世的褶皱背景，于向斜低洼处沉积了数百米厚的下—中侏罗统。就晚侏罗世—早白垩世盆地而言，现今邱县凹陷深部下白垩统自东向西超覆减薄于广宗、新河凸起之上。早白垩世末期本区又发生一次褶皱运动，邱县凹陷处表现为向斜核部，沉积了近千米的上白垩统，进入古近纪本区开始表现为明显的断陷盆地发育时期，邱县凹陷西部沉积了巨厚的古近系。

根据埋藏史和到达不同深度样品的有机质成熟度可以对热史进行较为精确的标定，生烃动力学计算邱县凹陷坳陷深部石炭系—二叠系煤系烃源岩在240Ma（海西期）已经进入生烃门限，150Ma以前，甲烷转化率即达到了0.94，此后的持续深埋使得甲烷生气转化率在130Ma前即基本达到100%（图4-3-9），即石炭系—二叠系烃源岩在早白垩世已完成生烃过程，此后不再具备生烃能力。因此继承性沉降有可能存在主生烃期过早的问题，而过早完成的生、排烃过程对油气藏的保存是不利的。这种条件下烃源岩有机质成熟度一般较高。但如果现今仍处在生气窗，则对生气是有利的，仍为有效的气源岩。如临清坳陷靠近斜坡的位置，喜马拉雅期至现今仍有气态烃的生成。

图4-3-9 临清坳陷邱县凹陷石炭系有机质成熟演化及气态烃转化率

另一种情况是黄骅坳陷的乌深1井同样经历继承性沉降，但降幅缓慢。生烃动力学计算结果表明奥陶系烃源岩在印支期末Ro值仅为0.7%，燕山期末也仅为0.95%，生油转化率仅为0.2，喜马拉雅期以来的持续沉降也仅使有机质成熟度达到了1.65%，喜马拉雅期以来奥陶系烃源岩还有液态烃的生成（图4-3-10）。由此可见，喜马拉雅期以前的小幅沉降对油气生成不利影响较小。而根据对于乌深1井J1+2烃源岩生烃动力学计算结果来看，现今J1+2地层EASYRo值仅为0.77%，相对来讲有机质成熟度较低，甲烷转化率仅为0.08（图4-3-11），生油期主要为17.4Ma至今，且现今仍处在生油阶段。因此如果有机质总量较大，或后期沉降速度增大，埋深厚度较大，仍有可能排出相当数量的烃，并形成油气藏。

2.Ⅱ型叠合构造单元

该构造单元为复杂叠合型，在中、新生代时期，有的阶段处于沉降区，有的阶段处于隆升剥蚀区，又可细分为中沉新剥型（Ⅱ1）、中复新沉型（Ⅱ2）、中复新剥型（Ⅱ3）和中剥新沉型（Ⅱ4）4种次级类型。

图4-3-10 乌深1井奥陶系烃源岩成熟度演化图

图4-3-11 黄骅坳陷乌深1井J1+2地层有机质成熟度及甲烷转化率

（1）Ⅱ1型（中沉新剥型）叠合构造单元

这种叠合构造单元主要位于中生代坳陷区，中、古生界源岩在白垩纪末期之前可能就已经历了初次或二次生排烃，古近纪长期处于剥蚀状态，不可能再次生排烃，而且造成了早期形成的油气藏破坏，石油地质条件不利。Ⅱ1型叠合构造单元较典型的例子是临清堂邑凹陷（图4-3-12），堂邑凹陷奥陶系烃源岩在燕山期末有机质成熟度达到1.6%，生油转化率为1，达到终点，而后地壳抬升，地层遭受剥蚀，再无生烃过程。

图4-3-12 临清坳陷堂邑奥陶系烃源岩有机质成熟演化及生烃转化率图

（2）Ⅱ2型（中复新沉型）叠合构造单元

这种叠合构造单元中生代沉积厚度不大，中生代末期前古近系源岩热演化程度不高，多在古近纪末期或新近纪初期达到初次或二次生排烃，为有利的生烃叠合构造单元之一，目前在多个Ⅱ2型（中复新沉型）叠合构造单元发现了源自前古近系源岩的油气，以冀中坳陷的苏桥地区、武清凹陷和黄骅坳陷的孔西潜山为例进行动态分析。

冀中坳陷的苏桥地区、武清凹陷在早—中三叠世本区继承了晚古生代以来的构造格局和沉积特点，地层横向沉积稳定；晚三叠世受印支运动影响，本区整体抬升遭受剥蚀；早—中侏罗世本区再次进入区域性沉降阶段；晚侏罗世—早白垩世冀中坳陷整体发育一个大型的背斜带，从而使得苏桥-文安地区整体东倾，沉积了数百米厚的晚侏罗世—早白垩世地层；晚白垩世受区域压应力影响，本区整体抬升遭受剥蚀，晚侏罗世—早白垩世、早—中侏罗世地层均被剥蚀殆尽，并剥蚀掉了部分早—中三叠世地层；新生代古近纪霸州凹陷控凹的牛东断层开始活动，本区整体西倾，进入断陷盆地发育阶段；新近纪—第四纪本区进入整体坳陷发育阶段。经过动力学计算，苏8井石炭系有机质成熟度最高为Ro=1.12%（图4-3-13），最高地温在158℃左右。但有机质甲烷的转化率仅为0.226，C2～C5气态烃的转化率为0.54左右。而武清凹陷石炭系在喜马拉雅期以前受热作用较小，甲烷转化率不足0.02；65Ma以来，地层快速沉降，可达10000m以上，生烃量持续增加。目前甲烷转化率基本接近1.0，即烃转化率消耗殆尽。而乙烷的转化率在30Ma即已达到90%以上（图4-3-14）。可见，后期沉降速率对油气的生成具有较大的影响。

图4-3-13 冀中坳陷石炭系苏8井有机质成熟度演化及生烃转化率

图4-3-14 冀中坳陷武清凹陷石炭系成熟演化及气态烃转化率

孔西潜山带在早—中三叠世本区继承了晚古生代以来的构造格局和沉积特点，地层横向沉积稳定；晚三叠世受印支运动影响，本区整体挤压抬升剥蚀，早—中三叠世地层被剥蚀殆尽，还剥蚀掉了部分古生代地层；早—中侏罗世逆冲断层的活动性有所减弱，沉积了数百米的下—中侏罗统；晚侏罗世—早白垩世沧东断层发生了负向反转，转为张性伸展，早期活动性较低，沉积了较薄的上侏罗统—下白垩统；晚白垩世受燕山运动尾幕影响，本区整体抬升剥蚀，部分地区上侏罗统—下白垩统被剥蚀殆尽，并剥蚀掉了部分下—中侏罗统；古近纪沧东断层开始了大规模的伸展活动，本区进入断陷盆地发育阶段，地层沉积具有单断式盆地发育特征，自北西向南东方向超覆；新近纪—第四纪沧东断层活动性减弱，并逐渐消亡，本区进入区域性坳陷演化阶段。据生烃动力学计算结果表明黄骅坳陷歧古1井有机质成熟度所对应的EASY Ro值为1.09%，处于生油阶段。歧古1井生油过程可分3个阶段：245～230Ma；123～Ma及14.2Ma至今。奥陶系烃源岩在245～230Ma（海西期）发生一次生烃作用，但生烃演化幅度小，生烃量少，阶段油转化率仅为0.09，晚三叠世的构造抬升使得生烃作用停止，在123～Ma（燕山期）进入二次生烃阶段，生油转化率为0.34，随后晚白垩世的构造抬升使其生烃停止，古近纪本区进入断陷盆地发育阶段，古近纪末期至新近纪寒武系—奥陶系埋深已超过3000m，于新近纪—第四纪发生了大规模的二次生烃作用，14.2Ma至今为成油转化率可达0.5以上（图4-3-15）。且歧古1井奥陶系烃源岩目前仍在生烃，但仅具有较小的生烃潜力（为原始样品生烃转化率的0.05）。

图4-3-15 歧古1井奥陶系有机质成熟演化及生烃转化率

（3）Ⅱ3（中复新剥型）型叠合构造单元

这种叠合构造单元中生代沉积厚度不大，中生代末期前古近系源岩热演化程度不至过高，但是由于古近纪长期处于剥蚀状态，不可能再次生排烃。在中生界尤其是J3+K1本身盖层条件较好的情况下，若后期改造程度较弱且前古近系源岩达到了生排烃的程度，也有可能形成古生古储型原生油气藏，典型如冀北和冀中北部地区和下辽河坳陷西部凹陷的宋家洼陷。

蓟县系铁岭组、洪水庄组、青白口系下马岭组有机质丰度相对较高，有机质类型较好，同时成熟度不高，有利生烃，为中—新元古界主力烃源岩层系。早元古代末，冀北和冀中北部开始了华北地台初期坳拉谷的发展演化过程。中、新元古代期间本区地壳的活动性和岩浆活动减弱，没有明显的褶皱作用，但升降活动仍相当频繁，差异升降活动也很明显。本区中、新元古代冀辽坳拉谷的沉积被限制在北面的内蒙古隆起、西面的五台隆起和东南面的内黄-渤海隆起之间。坳拉沉积区与周线隆起区长期继承性发展。至三叠纪之前，华北地区为稳定克拉通内部沉降型盆地，沉积了一套岩性厚度横向稳定的海相、陆相和海陆交互相地层。印支期，该区遭受强烈的挤压作用，产生了大量的推覆构造，并对地层残留起控制作用。燕山期，该区构造活动强烈，产生大量断裂，对其有明显的改造作用。新生代期间，由于张性或张扭性断裂的差异性活动，导致了断块升降的显著差异。北部地区（燕山地区和太行山北段）主要表现为抬升，南部平原区（第四系覆盖区）主要为下降。北部地区断裂活动相对较弱，南部地区相对较强。正是由于这种差异性造成了对中—新元古界改造程度的不同，表现为北弱南强。

据生烃动力学计算结果表明，北部平泉地区洪水庄组有机质成熟度Ro目前为1.3%（图4-3-16），对于Ⅰ型干酪根而言，已达到生油上限，不再具备生油能力。平泉地区主生烃期在210～130Ma之间，生油的转化率为100%，而生气的转化率也达到0.7，但130Ma之后即抬升，并终止生烃（图4-3-17）。从这一点来讲，平泉地区这种凹陷类型对烃类的保存是不利的。在130Ma后，地壳经历大规模的构造运动，可能造成油、气藏无法保存。同样，这种现象对于其他中—新元古界而言，也存在相同的问题。铁岭组有机质成熟度略低，但也达到1.27，其生油转化率基本达到100%，而生气转化率达到0.68，主生烃期和洪水庄组相同。下马岭组有机质成熟度更低，约为1.19%，而生油转化率同样可达1，生气转化率达到0.58，主生烃期与前两者相同。

图4-3-16 洪水庄组有机质成熟度演化史

图4-3-17 平泉地区洪水庄组生油、生气转化率

冀中京101井则受喜马拉雅期构造运动作用较大，洪水庄组烃源岩现今有机质成熟度Ro为0.95%（图4-3-16）。古地温值表明，本地区有机质进入成熟的时间较晚。到二叠纪末时，各烃源岩层地温还低于门限温度，仅10.8～19.3℃，没有成熟，中生界缺失。古近纪末各烃源岩层地温达到82.6～90.3℃，超过门限温度，主生烃期在36～25Ma，这一阶段洪水庄组生油转化率达到0.92，而此前则几乎为0，生气转化率则为0.31（图4-3-18），冀中京101井铁岭组有机质成熟度为0.93%，主生烃期生油转化率为0.89，生气转化率为0.28左右。下马岭组有机质成熟度为0.83%，主生烃期生油转化率为0.63，生气转化率则更低，仅为0.15左右。说明本区中—新元古界烃源岩进入古近纪后才开始大量生油。对比2个地区中—新元古界烃源岩生烃过程，可以看出，埋藏深度是这两个地区烃源岩生烃过程的控制因素。

图4-3-18 冀中京101井洪水庄组生油、生气转化率

自早古生代开始，宋家洼陷总体沉积较薄，晚古生代末期表现为低隆起。早—中三叠世至晚三叠世受印支运动影响，本区褶皱隆升遭受剥蚀。至晚侏罗世晚期，宋家洼陷仍未接受沉积。早白垩世构造运动表现为伸展作用，宋家洼陷进入强烈的断陷盆地发育期，开始形成，早期以强烈的火山喷发为主，中、晚期主要发育一系列的北北东向展布的断陷盆地，以湖相、沼泽相建造为主，据生烃动力学计算结果可见（图4-3-19），中生界烃源岩在燕山期末已经进入生烃门限，生烃时期在105～70Ma，Ro由0.5%升至0.66%，生油转化率最大可至0.2。晚白垩世受燕山运动尾幕影响本区结束了断陷盆地发育阶段，整体挤压抬升遭受剥蚀。进入古近纪以来，宋家洼陷处于具断层较远的凸起地区未接受沉积，继续遭受剥蚀，生烃过程停止，直至新近纪整个华北东部进入区域性坳陷沉降阶段才继续下沉接受沉积，但较薄的埋深和较低的地温梯度使中生界烃源岩再也没有发生生烃过程。

图4-3-19 辽河坳陷宋1井中生界有机质成熟度演化及生油转化率

（4）Ⅱ4型（中剥新沉型）叠合构造单元

这种叠合构造单元主要处于中生代沉积凸起区或在中生代没有接受沉积，前中生代源岩均在古近纪末期或新近纪达到二次生排烃。以东濮坳陷为代表对此类叠合构造单元进行动态分析。

东濮凹陷在早—中三叠世基本继承了晚古生代以来的沉积格局，只是盆地范围有所缩小，转为大型内陆坳陷发育阶段，总体而言，地层横向沉积稳定，厚度变化不大。晚三叠世印支期渤海湾盆地开始进入整体挤压隆升阶段，本区位于兰聊大断层的西侧，下—中三叠统剥蚀相对较小；燕山期北部边界马陵断层（J3+K1期北倾正断）的影响东濮坳陷仍然表现为隆升剥蚀，直至新生代古新世以后才开始再次下陷接受沉积；古近纪沙四期之后沉积了沙河街组地层，古近纪末期渤海湾盆地区域性隆升剥蚀，至新近纪各断层活动性普遍降低，趋于消亡，进入坳陷盆地发育阶段，沉积了近1000m的新近纪—第四纪地层。文留地区燕山期三叠系剥蚀量达1830m，历经1.8亿年，煤系以上地层剖面中又无良好封盖层，一次生烃期间运移出来的天然气很难保存下来。但经剥蚀后，石炭系—二叠系煤系地层埋深仍达1000～1700m，煤系有机质和煤层吸附气得以保存。古近纪时期构造沉积分异加大，文留中央隆起带下古近系沉积速率为124.5m/Ma，最大沉积厚度3300m；而两侧洼陷下古近系沉积速率达226.4m/Ma，沉积厚度超过6000m，由此导致文留地垒带与两侧洼陷带石炭系—二叠系煤系地层埋藏受热史不同，二次生气发生的时期和强度不一致。

据生烃动力学计算结果表明，文留中央古隆起石炭系—二叠系烃源岩在喜马拉雅期以前甲烷转化率仅为0.05左右（图4-3-20），而喜马拉雅期以来持续沉降，在20.7Ma甲烷转化率达到0.51左右。但此后地壳再次抬升，中止生烃。而喜马拉雅期以来乙烷的转化率为0.12，至20.7Ma地壳抬升停止生烃时，乙烷转化率达到了0.87。前梨园凹陷石炭系—二叠系烃源岩在喜马拉雅期以前气态烃生烃特征与文留中央古隆起相似，甲烷转化率仅为0.07，略高于古隆起，乙烷转化率此时达到了0.2左右。自喜马拉雅期以来剧烈的沉降作用，使石炭系—二叠系煤系烃源岩大量生烃，在23Ma左右，甲烷转化率即达到0.99，而乙烷转化率在35Ma即达到0.99（图4-3-21），此后便迅速裂解，在20Ma左右乙烷即完全裂解，使得此时生成的天然气具有很高的干燥系数。由此可见，生烃量与沉降深度有直接关系，因此前梨园凹陷甲烷转化率明显大于文留中央古隆起。

图4-3-20 东濮坳陷文留中央古隆起石炭系有机质成熟演化及气态烃转化率

图4-3-21 东濮坳陷前梨园凹陷石炭系有机质成熟演化及气态烃转化率

3.Ⅲ型叠合构造单元

该构造单元为持续隆剥型，在中、新生代均处于隆升区，遭受剥蚀。毫无疑问，持续隆剥型对有机质生烃转化来讲意义不大，隆起构造主要油气意义在于形成油气圈闭。纵使这种构造体系下的烃源岩有过生烃的过程，由于生烃期在中生代以前，在后期的多期构造运动中，可能也早已破坏殆尽。

根据以上不同叠合构造单元生烃动力学动态评价来看，有机质生烃与热史具有直接关系，而热史受控于埋藏史及地温梯度，因此通过盆地埋藏史类型的分析即可以对生烃史、生烃特征给出简单的评价，但详细的评价则需通过生烃动力学计算来进行，各阶段的埋深及地温梯度是主生烃期及生烃转化率的决定因素。总体来看，生烃动力学结果表明大多数凹陷的寒武系—奥陶系、石炭系—二叠系烃源岩在喜马拉雅期都具有明显的二次生烃现象，二次生成甲烷的量一般都超过总生烃量的一半以上，有些盆地甚至是主要生烃时期，部分地区生烃转化率已至终点，中生界烃源岩主要为一次生烃。喜马拉雅期以来地壳沉降对生烃最为有利的，而前期地壳浅埋为喜马拉雅期生烃保留了物质基础，因此Ⅱ2型和Ⅱ4型埋藏模式对生烃，尤其是生油最为有利，同时由于喜马拉雅期二次生烃成藏时间短，因而散失较少，具有较好的保存条件。目前已在Ⅱ2型和Ⅱ4型构造叠合构造单元发现了源自前古近系的油气藏，如冀中坳陷苏桥-文安地区、黄骅坳陷的孔西潜山和东濮坳陷的文留气田。此外，对于持续沉降的I型叠合构造单元，如果早期沉降速度小，沉积厚度薄，也是有利的前古近系烃源岩生烃区，如乌马营气藏。

石油天然气关键参数研究与获取

针对前述著书的目的和研究内容，拟用的技术路线或研究流程为：盆地分析→含油气系统研究→建立天然气评价专家系统（集中在建立评价模型）→勘探层评价及圈闭评价一勘探决策分析。其中包含的技术思路有：①将评价与盆地分析全面而紧密结合起来，在评价模型中充分吸收盆地模拟和盆地沉积体系分析、储层研究、构造分析成果，使评价更加符合工区实际地质情况，提高评价结果可靠性；②研究中贯穿系统论观点、阶段论和转化论观点、相互联系的观点及相对的观点，把盆地、含油气系统及（油）气藏分别看作一个系统，分析其整体演化的阶段性及内部主要要素形成、发展与转化、消亡过程，分析内部要素和地质作用间的相互关系，特别是相互影响、相互配置和系统与环境关系；③加强质量控制，在分析与评价中，不但要进行点上分析，更要致力于总结面上分布规律，注意对象间的相互差异。同时在参数取值中，分析资料可靠性，并对取值（包括信度值）作相应调整，以确保评价与决策的可信度。

具体研究中所拟取的技术方法有：

1.在盆地模拟方面，应用压实模型，通过多重回剥和剥蚀量恢复，反演沉降史；应用镜质体反射率反演古热流，再现热史；应用TTI法模拟有机质热演化成熟史，并根据前人实验和研究成果建立生烃史。

2.在层序地层格架和沉积体系研究方面：首先划分地震层序，研究盆地充填序列，然后综合利川地质、测井和地震信息，结合古地理、水动力条件、地层岩石学特征、岩石组合特征及沉积构造特征研究，开展深刻的沉积体系研究。

3.储层特征及次生孔隙的形成、分布研究中，除应用传统的研究方法外，还以储层有机地化现代理论为指导，对进油气孔隙和非进油气孔隙的演化过程进行深入探讨，研究水介质性质对砂岩储层次生孔隙的形成作用及其意义。

4.在盆地构造分析方面，在盆地演化分析基础上，从地震剖面和构造图、地层等厚图和沉积相图研究入手，分析半地堑形成机制、断陷及传递带的儿何学特征，并着重分析反转构造和断裂几何学特征与分类、运动学发展规律、成因机制、展布规律及与油气关系。

5.在含油气系统研究中，首先分析源岩储层、盖层和圈闭的形成演化过程，然后分析油气生、运、聚、散作用，总体论述系统的动态发展及与环境关系。

6.在成藏模式总结中，以新的天然气地质理论为指导，开展典型气藏解剖，然后结合盆地分析，含油气系统分析结果建立气藏形成与演化模式，探讨主要控制因素。

7.天然气评价专家系统建立主要是直接应用现成软件，依据成藏模式和盆地分析结果，重新建立评价模型，在专家系统中重新建立知识库。

8.评价中着重抓资料整理、参数取值这一环节，以确保评价质量。评价分断陷（或勘探层）和圈闭两个层次进行，其中含气性评价用专家系统，定量计算分别用勘探层法（FASPUM）和容积法。为贯彻经济分析这一思路，评价的量为可量。

9.勘探决策分析用现成软件，风险和量直接用评价成果，同时开展勘探成本及市场价格分析，以钻探为中心问题，进行决策分析，按经济效益期望值排序，提出部署方案。

奥陶系风化壳产层天然气的来源分析

评价参数直接影响评价方法的有效性，不同类型的参数作用不同。有效烃源岩有机碳下限、产烃率图版、运聚系数是成因法的关键参数；最小油气田规模对统计法计算结果有较大影响；油气丰度是应用类比法的依据，由已知区带的油气丰度评价未知区带的丰度；可系数是将地质量转化成可量的关键参数。

（一）刻度区解剖

1.刻度区的定义

刻度区解剖是本次评价的特色之一，也是油气评价的重要组成部分。刻度区解剖的目的是通过对地质条件和潜力认识较清楚的地区的分析，总结地质条件与潜力的关系，建立两者之间的参数纽带，进而为潜力的类析提供参照依据。

刻度区是为取准评价关键参数，以保证评价的客观性而选择的满足“勘探程度高、探明率高、地质认识程度高”三高要求的三维地质单元。刻度区可以是一个盆地（凹陷）、一个油气运聚单元、一个区带、一个成藏组合、一个层系或一个二级构造带等。为了正确和客观认识地质条件和潜力，刻度区的选取在考虑“三高”条件的基础上，应尽量考虑不同地质类型的综合，这样可以更充分体现油气丰度与地质因素之间的关系。

2.刻度区解剖内容与方法

刻度区解剖主要围绕油气成藏条件、量及参数三个核心展开，剖析三者之间的关联规律和定量关系。

（1）成藏特征和成藏主控因素分析。成藏特征和成藏主控因素分析实质上是对选择的刻度区进行成藏特征总结，精细刻画出成藏的定性、定量的主控因素与参数，便于评价区确定类比对象。在一个含油气盆地、含油气系统、坳陷、凹陷的成藏规律刻画中，其成藏特征差异大，故一般最好选择以含油气系统（或坳陷）及其间的运聚单元作为对象，更便于有效的类比应用。油气运聚单元是盆地（凹陷）中具有相似油气聚集特征的独立的和完整的石油地质系统，是以盆地（凹陷）的油气聚集带为核心，并包含为该油气聚集带提供油气源的有效烃源岩。油气运聚单元是有效烃源岩、油气运移通道、有效储集层、有效盖层、有效的圈闭等要素在时间和空间上的有机组合。一个油气运聚单元可以有多个有效烃源岩体和烃源岩区为其供烃，但同一个油气运聚单元的油气聚集特征是相似的。一个油气运聚单元可以只包含一个油气成藏组合，也可以包含在纵向上叠置的多个油气成藏组合。因此刻度区地质条件的评价与定量刻画就是按照运聚单元→成藏组合→油气藏的层次路线综合分析烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件等油气成藏条件。盆地模拟是地质评价流程中的一个重要组成部分，其作用主要体现在三个方面：其一是通过盆地模拟反映流体势特征，进而确定油气运聚单元的边界；其二是提供烃源参数，如生烃强度、生烃量、有效烃源岩面积等；其三是通过关键时刻的获取来反映油气成藏的动态作用过程。

（2）油气量确定。刻度区量计算与一般意义上的量计算稍有不同，正是由于刻度区的“三高”背景，特别是选定的刻度区探明程度越高越好，计算出的量更准确有利于求准各类评价参数。在本次刻度区解剖研究中，主要用了统计法来计算刻度区的量，统计法中包括油藏规模序列法、油藏发现序列法、年发现率法、探井发现率法、进尺发现率法以及老油田储量增长法，不同方法估算出的量用特尔菲加权综合。盆地模拟在计算生烃量方面技术已经比较成熟，因此刻度区（运聚单元）的生烃量仍由盆地模拟方法计算。

（3）油气参数研究。通过刻度区解剖，建立了参数评价体系和预测模型，获得了地质条件定量描述参数、量计算参数和经济评价参数，如运聚系数、丰度等关键参数。从刻度区获得的量与生油量之比可计算出运聚系数，刻度区的量与面积之比可获得单位面积的丰度，还可得到其他参数等。由于盆地内坳陷（凹陷）内各单元成藏条件差异，求得的参数是不同的，故细分若干运聚单元，求取不同单元的参数，这样用于类比区会更符合实际。

3.刻度区研究成果与应用

通过刻度区解剖研究，系统地获得运聚系数、油气丰度等多项关键参数，为油气评价提供各类评价单元类比参数选取的标准，保证评价结果科学合理。如中国石油解剖的辽河坳陷大民屯凹陷级刻度区，通过对其烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件五方面精细研究，获得了22项量化的成藏条件的系统参数。根据大民屯凹陷内划分的六个运聚单元，分别计算各单元的生油量和量，直接获得六个单元的运聚系数。同时计算出各运聚单元单位面积的量，获得不同成藏条件下的丰度参数（表4-5）。

表4-5 大民屯凹陷刻度区解剖参数汇总表

在中国石油128个刻度区的基础上，各单位根据评价需要，又解剖了一定数量的刻度区。其中，中国石油利用已有刻度区128个，新解剖刻度区4个，共应用132个；中石化新解剖42个；中海油新解剖4个；延长油矿新解剖3个。各项目共应用了181刻度区，这些刻度区涵盖了我国主要含油气盆地中的大部分不同类型的坳陷、凹陷、运聚单元和区带，基本满足了不同评价区的需要。各种类型刻度区统计见表4-6。

表4-6 各种类型刻度区统计表

（二）有效烃源岩有机碳下限

有效烃源岩有机碳下限是指烃源岩中有机碳含量的最小值，小于该值的烃源岩生成的烃量不能形成有规模的油气聚集。有效烃源岩有机碳下限是确定烃源岩体积的主要参数，直接影响生烃量的计算结果。

在大量烃源岩样品分析化验和有关地质资料研究基础上，明确了不同岩类有效烃源岩有机碳下限标准。陆相泥岩有效烃源岩有机碳下限为0.8%，海相泥岩为0.5%，碳酸盐岩为0.2%～0.5%，煤系源岩为1.5%。例如，陆相泥岩TO C与S1+S2关系表明，S1+S2在TO C为0.8%时出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.8%；碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系表明，残余吸附气量在有机碳为0.2%处出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.2%（图4-1、图4-2）。

图4-1 陆相泥岩TOC与S1+S2关系图

图4-2 碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系图

对于勘探实践中已经发现油气藏，但烃源岩有机碳含量未达统一下限的盆地，根据实际情况可进行适当调整。如柴达木盆地柴西地区，在分析了大量烃源岩有机碳和S1+S2指标资料后，明确该区有机碳含量下限为0.4%时，即达到有效烃源岩标准，并被发现亿吨级尕斯库勒大油田的勘探实践所证实。在渤海湾盆地评价过程中，建立起相对统一的有效烃源岩丰度取值下限标准：碳酸盐岩气源岩丰度下限取0.2%，碳酸盐岩油源岩丰度下限取0.5%，湖相泥岩丰度下限取1.0%。

有效烃源岩有机碳下限的基本统一，保证了生烃量计算标准的相对一致和全国范围内的可比。

（三）产烃率图版

烃源岩产烃率图版是用盆地模拟方法计算烃源岩生烃量和量的关键参数。产烃率图版一般用烃源岩热模拟实验方法获得。

1.液态烃产率图版

利用密闭容器加水热模拟实验方法，对中国陆相盆地不同类型烃源岩进行了热模拟实验。模拟实验所用样品取自松辽、渤海湾等10个盆地，包括侏罗系、白垩系和古近系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大类烃源岩。其中湖相泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烃源岩的有机质包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根据模拟实验结果，编制了不同类型烃源岩的液态烃产率图版（图4-3、图4-4、图4-5）。

图4-3 湖相泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-4 煤系泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-5 煤烃源岩液态烃产率图版

2.产气率图版

由于生物气生气机制与干酪根成气和原油热裂解气的生气机制不同，因此，其产气率与干酪根和原油裂解气产气率求取方式不同。

（1）生物气产气率。对生物气源岩样品在25℃～75℃的条件下进行细菌培养产生生物气，由此得到不同温阶下各类有机质的生物气产率。在模拟实验结果的基础上，结合前人的研究结果，分别建立了淡水环境、滨海环境和盐湖环境中不同类型有机质的生物气产气率图版及演化模式。

（2）干酪根和原油裂解气产气率。对于不同类型气源岩油产气率，国内外学者及一、二轮评价中已做过大量的工作。较多的实验是应用热压模拟方法对各种类型烃源岩进行产油及产气率实验，这种方法所计算的产气率包括了原油全部裂解成气的产率，亦即常说的封闭体系下源岩的产气率，所得到的天然气产率是气源岩的最大产气率。另一种求取气源岩产气率的方法是在开放体系下对源岩进行热模拟实验，各阶段生成的天然气和原油均全部排出源岩，原油不能在源岩中进一步裂解为天然气。这两种情况都是地质中的极端情况。但是实际的地质条件大多是半开放体系，在这种情况下，源岩生成的油既不能全部排出烃源岩，也不能完全滞留于源岩中。不同地质条件下亦即开放程度不同情况下源岩产气率如何计算？具体方法为：求得封闭和开放体系下相同类型源岩的产气率，将上述两种体系下的产气率图版（中值曲线）输入盆地模拟软件中，得出烃源岩层在不同渗透条件下产气率图版。

（四）运聚系数

运聚系数是油气聚集量占生烃量的比例，是成因法计算量的一个关键参数，直接影响量计算结果。运聚系数的确定方法包括运聚系数模型建立法和运聚单元成藏条件分析法。

1.运聚系数模型建立法

通过刻度区解剖，确定影响运聚系数的主要地质因素及其与运聚系数的相关关系。刻度区解剖研究表明，烃源岩的年龄、成熟度、上覆地层区域不整合的个数和运聚单元的圈闭面积系数等地质因素与石油运聚系数之间存在相关关系。依此建立地质因素与石油运聚系数之间关系的统计模型，包括双因素模型和多因素模型。双因素模型（相关系数为0.922）的地质因素选用烃源岩年龄和圈闭面积系数：

lny=1.62-0.0032x1+0.01696x4

多因素模型（相关系数为0.934）的地质因素选用烃源岩年龄、烃源岩的成熟度、区域不整合个数和圈闭面积系数：

lny=1.487-0.00318x1+0.186x2-0.112x3+0.02118x4

式中：y——运聚单元的石油运聚系数，%;

x1——烃源岩年龄，Ma;

x2——烃源岩成熟度（Ro）,%;

x3——不整合面个数；

x4——圈闭面积系数，%。

2.运聚单元成藏条件分析法

依据刻度区提供的大量运聚系数，依盆地类型和影响运聚系数的主要地质因素，分类建立运聚系数取值标准与应用条件。在评价中，根据刻度区解剖结果，确定了油气运聚系数分级取值标准（表4-7）。在评价中得到了推广应用，取得了良好的效果。

表4-7 石油运聚系数分级评价表

（五）最小油气田规模

最小油气田规模是指在现有工艺技术和经济条件下开地下，当预测达到盈亏平衡点时的油气田可储量。最小油气田规模对统计法计算的量结果有较大影响。为此，中国石油天然气集团公司等三大石油公司和延长油矿管理局对最小油田规模进行了专门研究。

通过对不同油价、不同开发方式和未来可能技术条件下最小油气田规模研究，确定了不同地区的最小油气田规模的取值。在地理环境相对较好的东部地区，其勘探开发成本较低，最小油气田规模一般在10×104～30×104t，在地理环境相对较差的西部地区，其勘探开发成本高，最小油气田规模一般在50×104t以上，对于海域来说，油气勘探开发成本更高，最小油气田规模更大，一般在150×104～500×104t。

（六）丰度

油气丰度是指每平方公里内的油气量，是类比法计算量的关键参数。通过统计分析，建立了丰度模型和取值标准。

1.丰度模型

通过刻度区解剖，建立刻度区内评价单元油气丰度和相关地质要素之间的统计预测模型：

新一轮全国油气评价

式中：y——运聚单元的石油丰度，104t/km2;

x1——烃源岩生烃强度，104t/km2;

x2——储集层厚度/沉积岩厚度，小数；

x3——圈闭面积系数，%;

x4——不整合面个数。

2.丰度取值标准

通过统计不同含油气单元丰度的分布特点，结合地质成藏条件，总结出各类刻度区丰度的取值标准。

（1）不同层系丰度：古近系凹陷由于成藏条件优越，成藏时间晚，石油地质丰度一般大于20×104t/km2；中生代凹陷成藏时间相对较长，石油地质丰度相对较低，一般约为10×104t/km2；古生代凹陷由于生、储层时代老，多期成藏多期改造、破坏，预计其丰度更低。

（2）不同类型运聚单元丰度：中新生代断陷或坳陷盆地长垣型、潜山型和断陷型中央背斜构造型，石油地质丰度高，一般大于40×104t/km2；中新生代裂陷盆地、坳陷盆地边缘构造型和古近系缓坡构造型石油丰度次之，一般为10×104～30×104t/km2；中生代盆地岩性型和古生代压陷盆地的构造型石油丰度相对较低，一般小于10×104t/km2。

（3）不同区块或区带级丰度：区块或区带级石油丰度差异更大，从小于1×104t/km2到大于200×104t/km2。其中潜山型、岩性—构造型、披覆背斜区块丰度较高，一般大于50×104t/km2，最大可大于200×104t/km2。构造—岩性型、断裂构造型丰度一般为30×104～50×104t/km2。地层—岩性型、断鼻型以及裂缝型区块、丰度较低，一般小于30×104t/km2。

通过刻度区解剖标定多种成藏因素下评价单元的丰度，不但为广泛应用类比法计算量提供了可靠的参数，同时也摆脱了过去以盆地总量为基础，利用地质评价系数类比将量分配到各评价单元的做法，使类比法预测的油气量在空间位置上更准确，提高了油气空间分布的预测水平。

（七）可系数

国外主要用建立在类比基础上的统计法计算油气可量，而我国第一轮、第二轮全国油气评价没有计算油气可量。本轮评价开展的油气可系数研究，通过可系数将地质量转化为可量，这在国内外油气评价中尚属首次。可系数是指地质中可出的量占地质量的比例，是从地质量计算可量的关键参数。

可系数研究与应用是常规油气评价的重要组成部分，主要目的是通过重点解剖、统计和类析方法，对我国油气可系数进行研究，为科学合理地计算油气可量提供依据，进而对重点盆地和全国油气可潜力进行评价。

1.评价单元类型划分

为使可系数研究成果与评价单元划分体系有机结合，遵循分类科学性、概括性和实用性三个基本原则，以油气类型、盆地类型、圈闭类型、储层岩性、储层物性等地质因素为依据，对评价单元进行了分析和分类，将国内石油评价单元分为中生代坳陷高渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗等24种类型，天然气评价单元分为克拉通盆地古隆起、前陆盆地冲断带等16种类型（表4-8、表4-9）。

表4-8 不同类型评价单元石油可系数取值标准

表4-9 不同类型评价单元天然气可系数取值标准

2.刻度油气藏数据库的建立

已发现油气赋存在油气藏中，建立刻度油气藏数据库是统计已发现油气收率、分析影响收率主控因素、预测油气可系数的基础。刻度油气藏是油气可系数研究中作为类比标准的，地质认识清楚、开发程度高、已实施二次油或三次油技术的油气藏。

刻度油气藏选择原则：①典型性——能代表国内外主要的油气藏类型，保证类比法应用基础的广泛性；②针对性和实用性——针对油气评价，有效地指导相应类型评价单元油气可系数的确定；③开发程度高——油气藏开发程度高，地质参数和开发参数基本齐全；④三次油技术应用具有代表性——尽量选择已实施三次油技术的油藏，保证技术可系数的可靠性。

对国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏进行了剖析：收集整理每个油气藏的主要地质和开发参数；每个油气藏的地质条件主要包括储层特征、圈闭条件、流体性质等，开发条件主要包括开方式、开速度、增产措施等；研究不同因素对收率的影响程度，进而确定该油气藏收率的主控因素；针对开方式的不同，油藏的收率可分为一次、二次或三次收率；气藏主要是一次收率。通过对每个油气藏的地质条件、开发条件和收率进行分析，建立起国内外刻度油气藏数据库。

3.可系数主控因素分析

对影响可系数的地质条件、开发条件和经济条件进行了分析，建立起可系数主控因素的评价模型。

（1）在大量统计和重点解剖的基础上，对油气地质条件中的因素逐一进行分析，并提炼出15项油气收率的主控因素，即盆地类型、储层时代、圈闭类型、沉积相类型、储层岩性、储层厚度、储集空间类型、孔隙度、渗透率、埋深、含油饱和度、原油粘度、原油密度、变异系数、原始气油比。

（2）在诸多开发条件中，提高收率技术是极为重要的因素，不同提高收率技术适用条件不同，其提高收率的潜力也差距很大。通过综合分析，主要技术对不同类型油藏的提高收率潜力为：最小5%，中间值10%，最大值15%。

（3）利用石油公司提高收率模拟研究成果，建立了大型背斜油藏、复杂背斜油藏、断块油藏、岩性油藏、复杂储层油藏等在税后内部收益率为12%、油田开发到含水95%时聚合物驱和化学复合驱油时的油价与油田收率之间的关系，若这五类油藏要达到相同的收率，条件好的如大型背斜油藏、复杂背斜油藏所需的油价低于条件差的如岩性油藏、复杂储层油藏。

4.可系数取值标准的建立

在研究中，解剖了国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏，统计分析了大量油气田收率数据，给出了不同类型评价单元油气技术可系数和经济可系数取值范围，建立了不同类型评价单元油气可系数取值标准（表4-8、表4-9）。

（1）不同类型评价单元石油可系数相差较大，以技术可系数为例：中生代坳陷高渗和古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗评价单元可系数最大，其中间值大于40%；中生代坳陷中渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块中渗、中生代断陷、中新生代前陆、古生界潜山、古生界碎屑岩、古近纪残留型断陷、陆缘裂谷断陷古近纪与新近纪海相轻质油、陆缘弧后古近纪与新近纪海陆交互相轻质油等评价单元可系数为30%～40%；中生代坳陷低渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块低渗、古生界缝洞、南方古近纪与新近纪中小盆地、低渗碎屑岩、重（稠）油中高渗、变质岩、砾岩、陆内裂谷断陷新近纪重质油、陆内裂谷断陷古近纪复杂断块等评价单元可系数为20%～30%；低渗碳酸盐岩、重（稠）油低渗、火山岩等评价单元可系数为15%～20%。

（2）不同类型评价单元天然气可系数相差也较大：克拉通碳酸盐缝洞、礁滩和前陆冲断带等评价单元可系数最大，其平均值大于70%；克拉通古隆起、克拉通碎屑岩、前陆前渊、南方中小盆地、陆缘断陷、火山岩、变质岩和海域古近纪与新近纪砂岩等评价单元可系数为60%～70%；前陆斜坡、生物气、中生代坳陷、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块、残留断陷、砾岩等评价单元可系数为50%～60%；致密砂岩等评价单元可系数最小，其平均值小于50%。

5.可系数计算方法的建立

可系数计算方法包括可系数标准表法和刻度区类比法两种方法。

（1）标准表取值法。利用可系数标准表求取不同评价单元可系数的步骤如下：在不同类型评价单元可系数取值标准表中找到已知评价单元的所属类型；明确评价单元与可系数相关因素（宏观、微观）的定性、定量资料；对照可系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对评价单元进行类比打分；根据类比评价结果求取可系数。

（2）刻度区类比法。以建立的国内外刻度油气藏数据库为基础，利用刻度区类比法来求取不同评价单元的可系数。具体步骤如下：根据评价单元分类标准，将具体评价单元归类，并分析整理该评价单元的油气地质条件和开发条件；根据评价单元的类型及其地质条件和开发条件，从国内外刻度油气藏数据库选择适合的类比对象；对照可系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对该评价单元及其类比对象进行打分并计算它们的得分差值；根据得分差值求取该评价单元的可系数。

通过油气可系数标准和计算方法在全国129个盆地中的推广应用，既检验了可系数取值标准和所用基础数据的可靠性、可行性和适用性，保证了油气可量计算的客观性，又获得了全国油气可量。

天然气水合物简介

鄂尔多斯盆地中部气田是我国最大的气田之一，其主要产层为奥陶系风化壳产层，其次为石炭—二叠系产层。其中石炭—二叠系产层中天然气主要为煤成气，这一点已得到共识，但对于奥陶系风化壳产层天然气的气源问题仍未取得一致的认识。许多学者已在这方面做了大量的研究工作，多数认为其属上古生界煤成气和下古生界油型气的两源混合气（杨俊杰等，1991,1992；曾少华，1991；孙冬敏等，19），但对于以哪一种气源为主力气源尚存在较大争论，主要有以下两种代表性观点。一种是以关德师等（1993）、戴金星等（1987,1999）、张士亚（1994）、张文正等（19）、夏新宇等（1998,2000）为代表，认为中部气田奥陶系产层的天然气主要是石炭—二叠系煤系烃源岩的产物，以上古生界煤成气为主；另一种是以陈安定（1994,2000）、黄第藩等（1996）、徐永昌等（1994）、郝石生等（1996）、蒋助生等（1999）为代表，认为中部气田奥陶系产层的天然气主要是下古生界奥陶系海相碳酸盐岩的产物，主要为自生自储的油型气。所以弄清中部气田奥陶系风化壳产层的天然气来源意义重大，直接关系到对气田成藏模式的认识以及油气评价、勘探部署。

笔者在前人大量研究工作的基础上，参考已有的天然气成因类型划分方案（郜建军等，1987；张义纲，1991；张士亚等，1994；戴金星等，1992,1999；徐永昌等，1994,1998；黄藉中，1991；冯福闿等，1995），结合中部气田天然气实际资料，得出鄂尔多斯盆地中部气田天然气划分标准（表5-8）。

（一）应用天然气组分的碳、氢同位素判别气源

1.用δ13C1和δ13C2相结合探讨气源

就沉积有机质热解成因天然气来说，其δ13C1值主要与成气母质类型和热演化程度有关，随母质类型变好而减少，随成熟度增高而增大。δ13C2值则主要与母质类型有关。源于腐殖型母质的煤成气，富集碳的重同位素而δ13C值偏大，而源于腐泥型母质的油型气δ13C值偏小。据此，许多学者都提出过一些大体一致的划分油型气和煤成气的指标界限（戴金星等，1992；徐永昌等，1994；张士亚等，1994；黄藉中，1991；张义刚，1991）。一般以δ13C2的界限值－29‰～－27‰为这两种类型天然气的分界。而δ13C1值：对油型气δ13C1＞-55‰，一般为－50‰～－35‰；对煤成气δ13C1＞-42‰，一般－38‰～－28‰。但是，由于δ13C1值随成熟度增高而增大，因此成熟度相对较低的煤成气与成熟度相对较高的油型气在δ13C1值域分布上的叠合现象是常见的，并往往造成判识上的困难和失误。这说明在天然气成因分类研究时，用δ13C1和δ13C2相结合的方法才是合理的、有效的（戴金星等，1992；徐永昌等，1994；黄第藩等，1996）。同时，甲烷是天然气中最主要的占绝对优势的组分，特别对高—过成熟气（干燥系数在0.95以上），那种仅用δ13C2以上重烃气进行成因分类和混源问题研究的方法（陈安定，1994），无疑降低了结果的置信度。

表5-8　鄂尔多斯盆地中部气田天然气划分标准

图5-10是根据甲烷、乙烷碳同位素判别天然气成因类型的δ13C1—δ13C2类型图，该图主要以甲烷碳同位素判别气的演化程度，而主要以乙烷碳同位素判别成气的母质类型。图中δ13C2＜-30‰区域是比较典型的油型气分布区，δ13C2＞-28‰是比较典型的煤成气分布区，而δ13C2＝—30‰～—28‰之间的气有一定的混合作用或来自混合型母质。不难看出，盆地东、西部C—P气样主要落入煤成气区域， 气样主要落入油型气区域，中部气田 气样既有落入油型气区域，又有落入煤成气区域，还有落入两者的混合气区。

2.用δ13C1结合（δ13C2—δ13C1）分析气源

（δ13C2—δ13C1）值是一项与成熟度有关的参数，具有随成熟度增高其差值变小的特点（黄藉中，1991；陈安定，1994；黄第藩等，1996）。在成熟度相对较低的高成熟演化阶段（Ro=1.3%～2.0%）的早期，该值一般在12‰左右，而在过成熟阶段后期发生倒转，出现负值。因此，把它与δ13C1或δ13C2结合起来作图时，将能更好地揭示出不同成熟度天然气点群之间或不同δ13C1或δ13C2点群之间的成因联系和差别。如图5-11和图5-12所示，煤成气以盆地东、西部的C—P气为主，部分中部气田的 气；油型气以中部气田的 气为代表，还有部分中部气田的 气；两者混合气主要是中部气田 气。

图5-10　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C1和δ13C2关系图

图5-11　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C1和（δ13C2－δ13C1）的关系图（图例同图5-10）

图5-12　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C2和（δ13C2－δ13C1）的关系图（图例同图5-10）

3.用δ13C2与C2H6含量、δ13C3关系分析气源

近年来，一些研究者（郜建军等，1987；陈安定等，1994；黄藉中等，1991；冯福闿等，1995）强调了乙烷、丙烷碳同位素在区分两种不同母质热成因气（高演化海相腐泥型气与陆相煤系气）中的作用。表5-9列出了国内外若干有代表性的高演化海相腐泥型气与陆相煤系气的各组分碳同位素资料。可以看出：

（1）对处于低演化阶段的海相腐泥型气来说，其甲烷碳同位素一般小于－40‰，而煤系气一般大于－40‰，区分效果较好。但当C1/Cn>0.95即变为干气，尤其当此值达到0.96以上时，海相腐泥型气的δ13C1普遍升高至－32‰～－33‰，变得与煤系气不易区分。

（2）乙烷碳同位素在这两者之间所表现出的特征却是稳定和区分明朗。对海相腐泥型气来说，尽管其热演化程度很高（如四川盆地威远气田震旦系气的源岩Ro高达3.5%左右，气的δ13C2平均值为－31.9‰），而煤系气的热演化程度不管多低，两者之间一直存在一条基本上不可越的界线：δ13C2=-29‰。并且，随乙烷含量减少，即热演化程度增加，乙烷碳同位素之间的差异明显增大，这为用δ13C2为主判别高演化两种热成因气提供了可靠依据。

（3）丙烷碳同位素与乙烷碳同位素具相似属性——稳定而区分明朗。一般认为，煤成气δ13C3应大于－26‰，油型气δ13C3小于－28‰，δ13C3在－28‰～－26‰之间，煤成气和油型气难以准确鉴别。陈安定等（1993）研究认为，鄂尔多斯盆地中部气田油型气的δ13C3/δ13C2一般在0.9左右，两者差值较大；煤成气的该比值一般在0.95左右，两者差值较小。

表5-9　国内外已知海相腐泥型气与陆相煤系气的组分碳同位素分布平均值

图5-13、图5-14分别是鄂尔多斯盆地天然气的δ13C2与C2H6含量、δ13C2与δ13C3关系图。不难看出，盆地东、西部的C—P产层天然气主要为煤成气，中部气田O1m5产层天然气既有油型气，又有煤成气，还有两者的混源成因气。图中联结于两区之间的一个带显示出随C2H6含量减少，δ13C2值逐渐偏负的相关关系，违背了热演化规律，这是一种反常现象，混合才可能是唯一的解释。

从δ13C2与C2H6含量关系图（图5-13）中可见，鄂尔多斯盆地中部气田绝大多数 气样和近半数的 气样落在油型气区域，绝大部分C—P气样和少数 气样及个别 气样落在煤成气区域，另半数 气样和少数C—P气样组成一个带联结于两区之间，属两者的混合气。

图5-13　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C2和乙烷含量的关系图（图例同图5-10）

图5-14　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C2和δ13C3的关系图（图例同图5-10）

由δ13C2与δ13C3关系图（图5-14）可知，鄂尔多斯盆地中部气田 绝大多数气样落入油型气区域，C—P大部分气样和部分 气样落入煤成气区域，部分 气样和少数C—P气样、 气样落入混合气，这与用C2H6含量与δ13C2图的判别结果（图5-13）基本一致，所不同的只是煤成气比例有所增多，主要是过成熟气δ13C3偏重所致。

4.用δ13C1和δDCH4关系分析气源

从δ13C1—δDCH4的关系图（图5-15）可知，油型气主要以 为代表，部分 ，其δDCH4的分布窄且相对偏正，为－165‰±8‰；煤成气主要以C—P为代表，部分 气样，δDCH4的分布宽且相对偏负，为－175‰±20‰。

图5-15　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C1和δDCH4的关系图（图例同图5-10）

（二）气源岩/天然气的动态对比探讨气源

1.奥陶系灰岩在高演化阶段轻烃组成特征

为了研究高演化阶段奥陶系灰岩Ⅰ－Ⅱ型有机质生成的轻烃组成特征，将下古生界风化壳灰岩样在350℃和450℃温阶分别进行模拟观测其轻烃在热演化过程的组成特征，因为250℃热解产物可能反映的是岩石吸附和残余烃类，对于鄂尔多斯盆地风化壳灰岩来说吸附烃类是可能的，不代表其原始的烃类生成特征，只有在排出了吸附烃后（250℃），更高温度热解产物才能真正反映其生烃特征，另一方面，由于气源岩的排驱分馏效应，排出的链烷烃较多，这样岩石中残余的芳烃较多，因此在已发生过排烃的气源岩中，残余烃中芳烃高于对应天然气的芳烃含量，例如盐下的奥陶系灰岩样品，2069m奥陶系云灰岩350℃和450℃温度热解轻烃产物见图5-16，可看出随热演化程度增高热解产物中苯和甲苯含量逐渐增高的特点。

图5-16　鄂尔多斯盆地古生界天然气与气源岩不同阶段轻烃产物动态对比图

通过实验分析得出如下认识：①250℃轻烃反映的是岩石吸附和残余烃类，与350℃烃类组成差别较大，推断其可能是受到气体侵入吸附“污染”所致，不能代表其原始的烃类生成特征，因此，不能用风化壳灰岩吸附的烃类分布特征来作为气源对比依据；②灰岩中I型、Ⅱ型有机质随热演化程度增加，生成的烃产物同样具有苯和甲苯含量高的特征，鄂尔多斯盆地下古生界气源岩均处于高成熟—过成熟阶段，具有高苯和甲苯含量的天然气也有可能是下古生界气源岩来源的。

2.气源岩与天然气的轻烃组成动态对比

根据气源岩中轻烃的组成分布可以看出，奥陶系气源岩在高成熟阶段生成的轻烃产物中同样具有苯和甲苯含量高的特点，因此尽管林2井和陕6井奥陶系天然气中甲苯含量很高，但其仍然具有下古生界气源岩来源的可能性。天然气轻烃组成与下古生界气源岩热抽提物（反映残余或吸附烃类）也有差别（图5-16），因而有效的气源对比应该通过热模拟方法进行动态对比。也就是说，热模拟过程的产物可能真正反映气源岩的生烃特征。从图5-16中气—源岩轻烃组成对比可以看出，天然气中甲基环已烷和链烷烃含量也较高，这与上古生界煤岩组成有明显差别，与奥陶系灰岩组成也有差别，但其分布类似于2069m云灰岩在350℃和450℃的热模拟产物，其来源可能也与下古生界气源岩有关。

3.天然气轻烃组成平面分布特征

天然气轻烃组成与其成因密切相关。上古生界典型煤成气的轻烃组成主要有如下特征（李剑等，2001）：①nC7、甲基环己烷和甲苯相对含量组成中，甲基环己烷含量最高，一般要高于60%；②甲苯含量较低，一般要低于15%。下古生界天然气的轻烃组成中甲基环己烷含量变化在35%～89%范围内，甲苯相对含量在25%～45%范围内，变化范围较大，说明下古生界风化壳的天然气来源比较复杂。

从本章第一节可知，平面分布上在鄂尔多斯盆地中部气田东部甲苯/甲基环己烷含量较高，一般超过0.5，有的甚至超过1.0（图5-3），对于苯/甲基环戊烷比值在平面上的分布情况类似于甲苯/甲基环己烷。据此可为鄂尔多斯盆地中部气田气源分析提供依据。

4.水溶气轻烃组成平面分布特征

在水溶气轻烃组成研究中最关心的可能是水中溶解的苯和甲苯含量多少及相对含量。由第四章第四节可知，鄂尔多斯盆地中部气田下古生界水溶气中苯和甲苯含量在平面上分布不均匀（图4-13）。总的来说，在中部气田的中东部具有相对较高的苯和甲苯含量，最高的可达1.16%和1.13%；而在中部气田的西部、北部及南部苯和甲苯含量较低，大多数井中苯和甲苯含量均低于0.1%，甚至缺乏，并且在水中溶解的主要是苯，而溶解的甲苯含量极低。这一方面反映了苯和甲苯在地层水中的溶解度不同，同时也反映了中部气田不同区块的天然气成因类型可能存在差异。

（三）气源综合对析

在上述研究的基础之上，根据下古生界天然气地球化学特征对鄂尔多斯盆地中东部不同部位天然气的成因进行了综合对析，各部位的划分情况如图5-17所示，将中部气田划分为4个区块分别进行气源对比。

表5-10列出了中部气田各区块天然气各项指标分布范围，为了便于对析，同时也列出了上古生界天然气和上、下古生界气源岩的相应指标数值范围。通过对析，鄂尔多斯盆地中部气田的天然气为混合来源已是不容否认的事实，只是在不同区块上、下古生界天然气混合程度不同而已。通过各项指标的综合分析，在中部气田的北部、西部和南部天然气主要以下古生界来源为主的混合气，而中部气田的东部则主要以上古生界来源为主的混合气。

中部气田的北部、西部和南部δ13C2值较低，一般分布在－33‰～－29‰之间，与上古生界天然气（δ13C2一般分布在－25‰～－22‰之间）差别很大，而与下古生界气源岩的热模拟产物δ13C2值（在－36.6‰～－32.0‰之间）较接近，甲苯/甲基环己烷比值在这三个区块均低于0.4，正己烷/甲基环戊烷一般小于1.0，三环萜烷/五环三萜烷比值相对较高，与下古生界气源岩比较接近，而与上古生界天然气之间差别较大，水溶气中的苯、甲苯含量在这三个区块均较低，40Ar/36Ar比值均较大，反映其与下古生界气源岩有更好的亲缘关系。

图5-17　鄂尔多斯盆地中东部下古生界天然气气源对比区块划分

表5-10　鄂尔多斯盆地中部气田气源综合对比表

中部气田的东部各项指标的分布与以上三个区块相反，δ13C2值分布在－28‰～－25‰之间，甲苯/甲基环己烷比值大于0.5，正己烷/甲基环戊烷比值分布在1.1～1.3之间，三环萜烷/五环三萜烷比值很低（仅为0.1），与上古生界气源岩和天然气比较接近，反映其可能主要与上古生界天然气来源有关。

（四）气源混合比计算

精确计算出天然气中各种成因类型混合比例是非常困难的，这主要表现在以下三个方面：一是计算混合比时的参数选择，二是端元值的确定，同一类型天然气端元值也有很大差别，三是无论是用哪种参数进行计算，只得出单井混合比，与中部气田的天然气混合比之间还存在一些误差。基于上述原因及本研究工作的程度有限，只对鄂尔多斯盆地中部气田的天然气混合区块进行了初评，选用的指标主要为乙烷，在端元值的选择时，下古生界来源气使用盆地南缘平凉组泥岩热模拟产物生气高峰期时的δ13C2值，为－34.7‰，上古生界来源气使用上古生界天然气δ13C2的平均值－25.1‰。计算公式如下：

鄂尔多斯盆地中部气田地层流体特征与天然气成藏

式中：nA,nB分别为上古生界天然气和下古生界天然气组分百分含量；X,1-X分别为上古生界天然气和下古生界天然气混合比；δ13C2（A），δ13C2（B）分别为上古生界和下古生界天然气碳同位素值。

利用上述公式，计算出鄂尔多斯盆地中部气田不同区块天然气混合比，如表5-11所示。

表5-11　鄂尔多斯盆地中部气田不同区块天然气混合比

从表5-11中可以看出，鄂尔多斯盆地中部气田的北部、西部、南部以下古生界天然气来源为主，约占60%～70%，上古生界天然气来源为辅，约占30%～40%，而中部气田的东部以上古生界天然气来源为主，约占70%，下古生界天然气来源为辅，约占30%。

天然气发生爆炸的要素有哪些？

王力锋

（中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，无锡214151）

摘要 天然气水合物的发展历史不过200 多年时间，而真正得到科学界和工业界重视的时间则更加短暂，仅有60多年而已。但在能源问题突出严重的当今社会，天然气水合物作为下一代清洁的非常规能源却正以飞快的速度赢得各个领域的不同程度的重视。本文以简述的形式，回顾天然气水合物的发展历程，着重于天然气水合物的现状、未来的发展方向以及各国策略分析。

关键词 天然气水合物，非常规能源，能源政策

A Brief Introduction to Natural Gas Hydrates

WANG Li-feng

（Wuxi Research lnstitute of Petroleum Geology，SlNOPEC，Wuxi214151）

Abstract The history of research on natural gas hydrate is not more than two hundred years and the time for it to get scientific and industrial solid concerns essentially is only of sixty years.But under the coming global energy crisis，the studies of natural gas hydrate which is regarded as potential new unconventional resources he been growing dramatically in all fields.As a brief introduction，we show reviews on its history，current situation，future perspective and energy policies all over the world.

Key words natural gas hydrate unconventional resources energy policies

1 简介

天然气水合物（natural gas hydrates，简称为NGH）属于笼形化合物（clathrate）的一种，因此又被称为笼形水合物（clathrate hydrates）［1］。从化学意义角度也可解释为一种分子构架包裹另一种分子的形式。天然气水合物是由一种或几种小分子气体在一定的温度和压力下与水作用生成的一种非固定化学计量的笼形晶体化合物［2］。在自然界中，天然气水合物呈现为似冰状的固体［3］，水分子通过氢键构成骨架，由于客气体被裹在骨架内部，因此客气体最基本的要求就是其分子体积要足够的小，以便容纳于骨架内部。尽管这样的小分子气体很多，例如早在1810年，英国化学家Humphry Dy在实验室中首先发现以氯气作为客气体的水合物［4］，但现在从全世界的发展前景观察，主要研究以CO2/H2O 和CH4/H2O为主的水合物主客结构，前者涉及大气环境、绿色效应和工业界尾气的封存［5，6］，后者涉及新能源探测和开发利用［7］。

天然气水合物有机碳储量大，约占全球有机碳的53.3%，是其他包括煤、石油和天然气三者总量的一倍以上。其中分布在陆地上的天然气水合物最大地质储量约为5.3×1011t，主要分布在高原冻土带和高纬度的常年冻土区；分布在海洋中的最大地质储量约为1.61×1014t，主要分布在被动大陆边缘和活动大陆边缘［8］。天然气水合物能量密度大，客气体中甲烷多，可占到90%以上。在标准状态下，1标准体积的饱和甲烷气水合物完全释放后，其甲烷体积可达到164倍标准体积，因而单位体积的天然气水合物燃烧所放出的热量远远大于煤、石油和天然气，为煤的10倍，是传统天然气的2～5倍［1］。

天然气水合物的赋存条件主要受温度、压力和气源等控制，当然也包括其他因素的限定。目前研究表明，天然气水合物是在低温（0～10℃）、高压（＞10 MPa）下形成的，在陆地和海洋中稳定带分布条件并不十分苛刻［9］。资料统计表明，冻土地区天然气水合物可在100m左右深度的浅层存在，最大可达1800～2000m，最常见的是700～1000m；在海洋中存在水深为300～5500m，在距离海底1000m深处都可能稳定存在［2］。

2 研究进展

英国科学家Dy在1810年首次发现了天然气水合物，当时他所发现的是氯气作为客气体的水合物［4］。第二年，Dy经过仔细地研究这种物质后，发表了正式的学术论文，稍后他又在英国学会展示了他的发现，这是天然气水合物走进人类历史的第一个印迹。

但在此之后的100年里天然气水合物研究发展速度不快，进展相对缓慢，人们仅通过实验室来认识水合物。1832年，Faraday在实验室合成了氯气水合物Cl2·10H2O，并对水合物的性质做了较系统的描述。其后人们陆续在实验室合成了Br2，SO2，CO2以及H2S等的气水合物。1884年，Roozeboom提出了天然气水合物形成的相理论［10］。此后不久，Villard在实验室合成了CH4，C2H6，C2H4以及C2H2等的气水合物［11］。1919 年，Scheffer和Meijer建立了一种新的动力学理论方法来直接分析天然气水合物，他们应用Clausius-Clapeyron方程建立三相平衡曲线，来推测水合物的组成。由此可见这段时期的研究主要集中在纯科学的研究范围内。

天然气水合物从发现到20世纪30年代并没有引起工业界重视，直到人们发现它是远东地区冬天里堵塞煤气管道的物质［12］，这时对它的物理化学性质才开始比较深入的研究，出于工业生产目的，其间对水合物的抑制剂研究较为繁盛［13］。60年代，原苏联科学家预言了自然界中存在天然气水合物［14］，后来在远东的梅索亚哈气田勘测证实有天然气水合物存在，极大地促进了人们对未来能源的期盼。据科学家保守估计，现在全世界以天然气水合物形式包裹的碳总量是其他常规能源碳总量的两倍之巨［2］。另一方面，由于温室效应气体二氧化碳大量地排放到空气中，使近些年来全球气候异常，厄尔尼诺现象和全球平均温度的上升已经开始导致生物生存的环境发生不可逆的恶化，因此有效地减少二氧化碳这种温室气体排放到空气中、减少温室效应，在科学界和工业界也逐渐形成广泛共识［15］。目前，日本、美国等几个国家前瞻性地研究天然气水合物将其作为对二氧化碳的有效封闭物质，把二氧化碳禁锢在主气体的框架内沉到深海排泄地，从而达到封存温室气体的效果［16］。

科学界认识到天然气水合物的研究已经成为一门综合各种学科的系统工程，除了涉及常规的物理和化学知识外，微生物学、计算机模拟、工程学和经济生态学等学科也渗透其中。物理、化学理论进展已经有几十年的积淀，成果斐然，而后来新兴的边缘科学从更广的角度给科学界带了对天然气水合物重新认识的机遇［1］。微生物（尤其是厌氧环境中的微生物）与水合物关系最为密切，其栖息环境与水合物的赋存环境相互依存。有迹象表明，在海底表面暴露的水合物与此相关［17］。计算机模拟的应用除了宏观地预测天然气水合物的赋存空间之外，还可在微观上模拟水合物分子的形成过程，便于理解和寻找水合物的有利靶区。工程学带动了水合物研究的实验室技术，现在已经开发了很多高度精密且灵活方便的仪器用来记录和刻画天然气水合物形成的实验过程，正是这些先进的实验装置极大地促进了水合物的研究进展。经济生态学既是自然科学，同时也是人文科学，由于天然气水合物是巨大的能源仓储，如果未来某一天可具有经济意义的开，必将会改变现今世界的能量消耗模式，世界经济格局也必然随之改变，由能源再分配所引发的未来世界变化也应引起足够重视，这不仅关系到个人和国家的发展，同时也是企业未来发展的良好预判［18］。

3 各国动态

目前，美国、日本、印度等能源进口大国纷纷涉足天然气水合物的研究，上述3个国家最为积极，对天然气水合物的研究都受到了国家财政部的全力支持。

日本从1992年起开始关注天然气水合物，1995年由通商产业省能源厅石油公团联合10家石油天然气私营企业，设立了“甲烷天然气水合物研究及开发推进初步”，为期5年，投入的研究经费高达9000万美元。经由对日本周边海域，特别是对鄂霍次克海的调查，初估天然气水合物量可供日本100年的能源消耗。

1995年冬，以美国为首的ODP164航次海洋探测，在大西洋西部布莱克海台针对天然气水合物进行了专门的调查，首次肯定其具有商业开发价值。同时指出，天然气水合物矿层之下的游离气（气态天然气）也具有经济价值。据初步估计，该地区天然气水合物量多达100×108t，可满足美国105年的天然气消耗。美国参议院于1998年通过决议，把天然气水合物作为国家发展的战略能源，并列入国家级长程，要求每年投入2000万美元进行探勘，并于2015年进行商业性试。

印度为了解决天然气供应问题也开展了大量的水合物研究，已获取了印度大陆边缘的地震数据。此外，在印度东海岸Krishna-Godari盆地的常规油气田开中也发现了水合物。

近年来，我国传统化石燃料已不能满足我国经济发展、环境保护的需要，仅2002年我国进口原油和成品油就近1×108t，预计2010 年石油缺口为1.2×108t。随着我国经济的快速发展，我国今后对能源的需求将急剧增加，我国能源安全和后续能源供应直接关系到我国社会和经济的可持续发展，因此开展天然气水合物研究具有重大战略意义。针对我国近年来能源供需矛盾日益突出、对国外石油和天然气的依赖程度不断加大的状况，面对国家开发新型洁净能源的现实需求，为提升我国天然气水合物的研究开发水平，促进我国经济和社会的可持续发展，中国科学院积极部署天然气水合物研究工作，组织了跨所、跨学科的优势研究力量，依托广州能源所，组织地质与地球物理所、广州能源所、广州地化所和南海海洋所等单位于2004年3月正式在广州成立了“中国科学院天然气水合物研究中心”。与此同时，一些国内大型企业也逐步开始认识到天然气水合物的未来能源意义，如中石化和中石油等已经着手启动了勘探研究等项目。发展、开发一套关键的高新技术，为开展海洋天然气水合物综合勘测研究提供高技术支撑，是形势的需要，是国家发展战略的需要。同时，高新研究勘测关键技术的开发，也可带动相关学科的发展，赶上国际发展步伐，维护国家权益，保持经济发展增长不衰。

中国天然气水合物研究虽起步较晚，但近几年效果显著，先后在我国南海和东海盆地发现了数量可观的天然气水合物矿带，通过分析地球物理探矿资料和追踪天然气水合物存在标志，证实仅在南海北部西沙海槽区估算的天然气水合物总量达到（469～563）×109桶的石油当量，大约相当于我国陆上和近海石油天然气总量的二分之一。在青藏高原的羌塘盆地，天然气水合物研究也处于调研阶段，研究项目稳步推进。令人更为欣喜的是最近在我国南海东沙海槽提取到天然气水合物实物，这无疑会大大加速我国天然气水合物的研发力度和规模。

致谢 研究工作得到所领导赵克斌教授和其他同事的帮助，表示衷心的感谢。

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一、天然气要素成本管理模式构建依据

现代管理科学取得重要进展。人类对不可再生和可持续发展认识的深化，知识价值理论、产权理论、组织创新理论、成本管理及其相关理论、信息经济学等出现快速的发展，这为建立天然气要素成本管理模式奠定了良好的理论基础。

国内外石油公司已提供了值得借鉴的成本管理经验。国外大石油公司主要用“成果法”作为财务成本核算的主要方法，建立和实施多方面的成本控制措施，如加强项目投资管理、依靠合理的投资决策防止成本上升、依靠技术创新降本增效、靠组织创新降低成本等。多年来，我国石油天然气行业对油气成本控制也积累了一些好的经验，主要是根据管理权限和职责范围而取的成本控制措施，如指令性成本控制法、指标分解控制法。

油气资本市场迫切需要创新天然气成本管理模式。中国三大石油公司(中国石油、中国石化、中国海洋)都是海外上市的跨国大公司，一切经济活动都将遵循国际市场游戏规则。油气成本问题成为资本市场和投资者极为关注的热点和焦点，而降低油气成本难度又很大，所以，研究并建立适应我国天然气成本管理的新模式也成必然。

天然气成本管理存在诸多问题亟待改善：一是现行油气成本核算管理办法还具有过渡性质，应进一步改革完善，建立起符合国际惯例的石油公司会计制度；二是忽视和看低知识的价值，没有对企业战略价值链分析，特别是客户价值分析和评价，成本观念亟待创新；三是轻视与配置相关的要素成本控制，油气储量资产化管理程度低，未建立起成本控制的经济界限；四是如何与服务企业结成成本控制联盟，实现双赢局面还未形成；五是财务成本核算没有体现天然气行业的特点，石油与天然气的操作成本项目没有按各自的工艺特点分别设置，现行成本核算还未实现以单井为基础；六是我国将税、矿产补偿费作为期间费用的处理方式也不尽妥当。

二、天然气要素成本管理模式构建思路

随着经济环境理论及控制系统的发展，人们对自然、智力、信息等认识的深化，在新的企业管理理论和成本管理理论的指导下，天然气要素成本管理模式的构建思路是：

第一，天然气企业是在“天、地、人”巨型系统中生存和运作，是在自然系统、社会系统和企业自身系统的交融中，物质、能量、信息、时空的组织和自组织状态下运动的。因此，成本管理系统不再是企业内核算和控制的封闭式系统，而是一个开放式、动态控制的系统。

第二，天然气企业内外部要素的有效投入，是企业发展的重要保证。天然气企业外部要素包括自然环境、经济环境、法律环境、政治环境、社会环境、技术环境、市场环境等；内部要素包括人力要素、实物资产要素、资金等要素，还包括企业的组织结构要素、无形资产要素、天然气要素、企业专有技术、信息要素和企业文化要素等。这些要素紧紧围绕天然气企业的生产、经营、管理3大领域发挥作用。所以，应把天然气企业看成是要素整合运动的载体，通过对要素运动的全时空、全过程核算，反映要素的运作质量状况和环境适应性，为控制、提高要素运作质量提供重要信息。

第三，重视自然的经济价值和生态价值。承认天然气的储量价值，将风险决策成本、产权交易成本、生态恢复成本及勘探中的技术成本、智力成本、物耗成本及组织整合成本等归入储量成本。为适应知识经济要求，重视智力劳动价值，特别关注智力和高智力技术产品对成本的影响力，将信息作为重要的，组建要素信息中心，建立起高新技术等级数据库、智力作业等级数据库等多个信息数据库。

第四，将巨型系统中影响天然气企业成本的因素归为要素及要素体系的运动，把天然气从勘探一开发一生产一净化一销售的通道建设和相关要素运作相结合，按天然气通道建设中主要的阶段和要素进行成本核算和管理。

第五，多种方法结合，构建要素成本管理模式。在具体的运用过程中，实现要素成本管理系统与作业基础成本管理模式相结合、要素成本管理系统与战略基础成本管理模式相结合，要素成本管理系统与责任成本管理相结合，要素成本管理系统与气田开发寿命周期成本相结合。

三、天然气要素成本管理模式总体框架

成本管理模式是指某一种成本管理体制的基本规定性的概括、基本框架以及主要运行原则的总和。从成本管理的范围来说，西方国家在现代管理阶段，成本管理大体上包括预测、决策、、控制、核算、分析和内部考核等7个方面，其中的两大核心内容是成本控制与成本核算。根据要素成本管理模式的构建思路，建立一种新的、更为有效的成本管理模式——天然气要素成本管理模式。它是指适应经济全球一体化和现代企业制度的需要，根据天然气企业总体发展战略，以管理创新和技术进步为先导，动态分析企业的内外部环境要素需求和价值链，不断开拓成本管理新理念和新领域，完善要素成本管理组织和制度建设，持续重组要素成本管理的核算和控制业务流程，加强要素成本知识管理，建立有效的要素成本管理绩效与考核体系，综合利用现代化手段进行要素成本控制和核算，实现要素成本管理的战略目标(图1)。

四、天然气要素成本管理模式的运行措施与调控

1.积极实施天然气要素成本战略。天然气要素成本战略是天然气企业根据自身的特点，立足于天然气企业长远的战略目标，把握机遇，以其所需要的内外关键要素为成本管理对象，着眼于将成本管理向前延伸到勘探开发研究或设计环节，向后延伸到天然气市场营销环节，使企业取得长期持久生存、发展和竞争的优势。天然气成本竞争取决于天然气企业整体的经营战略和竞争战略的要素系统创新。

天然气要素成本战略的基础条件建设主要在以下几个方面：(1)讨论确立新经济形势下现代企业成本管理的理念体系，如树立要素成本战略理念、质量成本理念、智力成本理念、与环境成本理念等；(2)探索建立以要素成本管理为背景的组织结构及其管理系统，天然气要素成本管理组织体系由总部财务部、专业公司财务处、地区公司财务处3级成本管理组织构成；(3)进一步完善现代成本管理的基础性工作，有目的和针对性地选择分(子)公司进行要素成本管理试点工作；(4)探索建立和完善天然气企业要素成本、方法和手段体系；(5)积极实施天然气要素成本知识管理。它包括要素成本信息的收集、筛选、整理和分析，最新管理理论和成本管理理论的跟踪，内外部要素环境的调研和价值分析，企业的经营战略动态分析。要素成本知识的共享率和创新能力是要素知识管理的核心。为了加速实现要素成本知识的信息共享，必须加强要素成本文化建设，以新的管理信息系统为基础，构建情报网络、经济数据库、软科学知识库和工具库。