天然气动态扩散的原因分析有哪些方法_天然气板块异动拉升

1.天然气阀门漏气怎么办?

2.天然气的成分与特性

3.气源对比存在问题及研究思路

4.天然气热水器常见故障及维修方法

5.燃气灶具知识大集锦，25问燃气灶让您变成燃气专家

姜慧超　穆星　车燕

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

关键词　济阳坳陷　天然气　运移聚集　盆地模拟　评价

一、引言

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

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

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

二、古热史恢复

1.原理

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

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

第一，根据傅里叶定律，由今地温梯度求某结点的今热流和地幔热流；

第二，求给定某点的古地幔热流、生热量和总热流；

第三，计算古地温；

第四，由Easy-Ro法计算古地温标 Ro；

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

图1　济坳陷古热流和构造沉降演化曲线图

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

2.热史恢复结果及对油气生成的控制作用

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

三、油－气－水三相盆地模拟

1.天然气的生成

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

裂解成气。

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

2.天然气的运移、聚集与扩散

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

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

图2　济阳坳陷部分洼陷散失烃量模拟结果示意图

四、油溶释放气成藏的定量分析

1.油溶释放气是天然气的主要来源

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

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

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

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

2.油及地下水溶解天然气模型

（1）油溶解气释放模型

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

（2）地层水溶解天然气模型

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

3.油溶释放气起始脱气点的计算

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

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

4.天然气的脱气模式与赋存状态分析

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

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

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

5.天然气“饱和程度”的计算与有利含气区带的预测

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

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

五、区带量计算方法

1.二、三维盆地模拟相结合的方法

表1　济阳坳陷区带天然气量计算表

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

2.地质综合评价法

（1）划分天然气排聚单元

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

（2）计算各排聚单元供气量

在排聚单元划分的基础上进行盆地模拟，计算不同生油洼陷向各排聚单元的供气量。

（3）计算区带气层气量

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

六、应用效果

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

1.坨－胜－永断裂带

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

2.义南地区

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

天然气阀门漏气怎么办?

陆敬安

（广州海洋地质调查局 广州 510760）

作者简介：陆敬安，男，（10—），博士，高级工程师，主要从事综合地球物理资料解释工作。

摘要 测井是水合物深入勘探阶段—钻探阶段的必要手段，已得到较好应用。文章综合介绍和分析了ODP204航次、加拿大西北马更些河三角洲地区Mallik 5L-38井、IODP311航次及日本南海海槽等较新的水合物钻探调查的测井方法与技术，重点分析了核磁测井、电磁波测井及偶极横波测井等测井新技术在水合物勘探与评价中的应用，对测井方法在水合物勘探中存在的问题进行了讨论。

关键词 天然气水合物 测井方法 测井解释

1 前言

测井方法在油气藏勘探和开发过程中得到了广泛的应用，由于水合物的发现与研究相对较晚，测井方法在天然气水合物中勘探中的应用也只是随着钻探工作的开展而有了应用的空间。由于天然气水合物存在于合适的温压条件环境中，一旦脱离该条件，水合物即分解。因此，能够在原位地层压力和温度条件下测量地层物理特性的测井方法对发现和研究天然气水合物来说是其它的勘探方法所不能替代的（高兴军等，2003）。到目前为止，已有的水合物钻孔勘探中几乎都使用了测井方法，如危地马拉的570号钻孔、ODP164航次（Paull，C.K.，Matsumoto，2000）、State Ellien-2及日本南海海槽天然气水合物钻探、ODP204航次、Mallik 5 L-38井及IODP311航次等。测井方法对含水合物沉积层的识别起到了良好的效果。在水合物钻探过程中，一个井场往往要钻几口井，分别用于随钻测井、钻探取芯及电缆测井等。随钻测井方法与电缆测井是在钻井的不同阶段进行的，同样的测井方法原理基本相同。根据以往的情况分析，不是所有的水合物钻探都使用了随钻测井。作为测井工作的一部分及为了全面了解水合物测井方法及其特点，本文将分别加以介绍。

2 测井方法概述

2.1 随钻测井

天然气水合物钻探中随钻测井（LWD）的主要目的之一是为了确定合适的取芯位置。通常随钻测井与随钻测量（MWD）同时进行。LWD和MWD仪器测量不同的参数，MWD仪器位于紧邻钻头之上的钻环中，用于测量井下钻探参数（如钻头重量、扭矩等）。LWD和MWD仪器的差别是LWD数据被记录到井下内存当中并在仪器到达海面之后取出数据，而MWD数据是通过钻杆内的流体以调制压力波（或泥浆脉冲）的形式传输并进行实时监控。在LWD和MWD两种仪器联合使用的情况下，MWD仪器可同时将两种数据向井上传输。在最新的水合物钻探中，日本南海海槽的天然气水合物钻探、ODP204航次及IODP311航次使用了LWD测井，所使用的仪器名称及其输出参数见表1。

表1 天然气水合物随钻测井和随钻测量方法　Table1 The LWD＆MWD tools description used for gas hydrate logging

204航次中使用的LWD和MWD仪器有钻头电阻率仪（RAB）、能量脉冲MWD仪、核磁共振仪（NMR-MRP）及可视中子密度仪（VND），如图1 所示，图中GVR6 为可视地层电阻率仪，包括深、中、浅电阻率及环带电阻率和自然伽玛五种测量。这是NMRMRP仪器首次用于ODP航次。不同的测井方法组合在不同的测井场合有不同的名称，如在日本的天然气水合物钻探中，密度与中子组合在一起称为CDN、伽马射线和电阻率组合称为CDR，尽管名称存在差异，但其测量的物理参数是一致的。

LWD测量被安排在钻孔之后及钻探或取芯作业所引起的负面效应之前进行。由于钻探和测量相距的时间较短，相对于电缆测井而言钻井液对井壁的侵入处于轻微阶段。

图1 ODP204航次使用的随钻测井及随钻测量仪器串

（图中数字单位为米，从钻头最底部算起）

Fig.1 LWD＆MWD Tools Used in ODP204

（The unit of the number is meter and starts from the bottom）

LWD设备由电池提供电源并使用可擦写/编程的只读存储器芯片来存储测井数据。LWD仪器以等时间间隔的方式开展测量并与钻井架上监控时间和钻探深度的系统同步。钻探之后，LWD仪器被收上来下载数据。井上和井下时钟的同步能够使得将时-深数据与井下时间测量数据合并成一个深度测量的数据文件。最终的深度测量数据被传送到船上的实验室进行整理和解释。

2.2 电缆测井

电缆测井对天然气水合物储层的精确定量评价起非常重要的作用。由于天然气水合物储层的电阻率及声波速度明显偏高，因此电阻率测井和声波测井是识别天然气水合物的有效方法。另外，精确的评价天然气水合物储层还需要结合其它测井方法进行综合评价。天然气水合物钻探中使用过的电缆测井方法见表2，这些测井方法的详细介绍可在有关书籍和文件中找到。一些较新的测井技术，如FMI、DSI、EPT、CMR等测井方法在ODP204航次（Tréhu，A.M.，Bohrmann，2003）、Mallik 5L-38及日本南海海槽天然气水合物的识别和评价过程中发挥了重要作用。

表2 天然气水合物电缆测井方法　Table2 The wireline logging methods for gas hydrate exploration

续表

表2中大部分测井仪为204航次使用的方法，EPT在Mallik 5L-38井中首次使用，日本南海海槽的天然气水合物钻井勘探中使用了CMR仪（Takashi UCHIDA，Hailong LU，2004）。

3 水合物测井评价

天然气水合物储层测井评价的关键问题之一是建立合适的储层评价模型（手冢和彦，2003）。根据岩心观察，天然气水合物在沉积物中的分布主要有以下几种情形（王祝文等，2003）：分散胶结物、节状、脉状及块状。永久冻土带及海洋天然气水合物的储层模型如图2所示。模型共分四类，其中永久冻土带两类：冻土层内及冻土层下，二者的区别为在冻土层之下，流体部分含自由水，而在冻土层内部流体部分含冰成分；海洋天然气水合物也分两类：一类为流体部分含自由水，另一类为流体部分含游离气。在ODP204航次及日本的南海海槽水合物钻探中使用模型C对测井资料进行解释，而在Mallik井中则使用的是模型A。模型A和C均是基于常规油气评价的双水模型提出的。

由于天然气水合物具有独特的化学成分及特殊的电阻率和声学特性，因此，通过了解天然气水合物储层的这些特征应有可能获得天然气水合物饱和度及沉积孔隙度（陈建文，2002；王祝文等，2003），这也是两个最难确定的储层参数。钻井是获取孔隙度及烃饱和度的重要数据来源。本质上，目前大部分的天然气水合物测井评价技术还是定性的，且借用的是未经证实的石油工业使用的测井评价方法。为了证明标准的石油测井评价技术在评价天然气水合物储层中的有效性，还需要进行大量的实验室和现场测量。由于天然气水合物以不同的方式影响每种孔隙度测量方法，因此可通过对比不同的孔隙度测量技术来估计天然气水合物的数量。

图2 永久冻土及海洋天然气水合物储层模型

Fig.2 The reservoir models for permafrost and marine gas hydrate

3.1 孔隙度评价

天然气水合物储层的孔隙度评价所利用的测井数据主要包括电阻率测井、密度测井、声波测井、中子测井、核磁共振测井等与地层孔隙密切相关的地层物理响应，同时还辅以自然电位、自然伽玛、岩心分析等数据来进行的。有关文献已经对部分常规测井方法的应用作了介绍，这里仅介绍较新的测井手段及其解释方法。

3.2 饱和度评价

（1）电磁波传播测井

电磁波传播测井仪只在 Mallik 5L-38井中使用过（S.R.Dallimore，T.S.Collett，2005），电磁波传播测井的垂向分辨率高于5cm，用来测量天然气水合物的原位介电特性，据此计算天然气水合物的饱和度。天然气水合物储集带的平均介电常数为9，在5到20之间变化；带内的平均电阻率超过5Ω·m，当仪器的工作频率为1.1GHz时，电阻率在2Ω·m到10Ω·m之间变化。电磁波传播测井仪同时输出传播时间及信号衰减两个参数。地层的介电常数及电导率可由下式计算（Y.-F.Sun，D.Goldberg，2005）：

南海地质研究.2006

南海地质研究.2006

式中：tpl为慢度或传播时间，单位ns/m；a为衰减量，单位为db/m；εr为相对介电常数，无量纲；σ为电导率，单位为西门子/s，c（=0.3m/ns）为真空中光的速度。

Y.F.Sun及D.Goldberg等用等效介质方法并定含天然气水合物地层的多相系统可近似为连续、均质及各向同性介质，认为含天然气水合物介质的等效磁导率为1，其介电常数及体积密度遵从下面的体积平均混合规则：

南海地质研究.2006

南海地质研究.2006

南海地质研究.2006

式中，φa为第a种成分的体积百分比，ρa和εa分别是第a种成分的密度和介电常数，ρ和εr分别为体密度及体介电常数。这里定孔隙性介质仅包含三种组分：固体颗粒、天然气水合物及水。从而上面的公式可以简化为：

ρ=（1-φ）ρs+φShρh+φ（1-Sh）ρw （6）

南海地质研究.2006

式中，φ为总孔隙度，Sh为天然气水合物的饱和度，ρs、ρh及ρw分别为固体颗粒、天然气水合物及水的密度，εrs、εrh及εrw分别为固体颗粒、天然气水合物及水的介电常数。在已知每种组分的密度和介电参数情况下，就可依据介电和密度测井由上面的方程计算出含天然气水合物地层的孔隙度和水合物饱和度。

图3所示为电磁波传播测井在Mallik 5 L-38井中含水合物层的传播时间与电阻率图。从图中可以看出，电磁波传播时间曲线与声波传播时间曲线具有相似的趋势，但其分辨率更高。右边的电阻率曲线道上，电磁波传播电阻率的分辨率也明显高于感应电阻率。

图4为根据电磁波传播测井求出的地层孔隙度及天然气水合物饱和度。图中中子孔隙度的数值偏高，这是由于中子孔隙度测量的含氢指数不仅与游离态的氢有关，还与束缚水中的氢有关。由于电磁波传播测井具有较高的垂向分辨率，因此其在揭示含天然气水合物层的细微结构方面拥有独特的能力。

（2）声波测井

与不含天然气水合物的沉积层相比，含有天然气水合物的沉积层呈现出相对较高的纵波和横波速度。目前已提出了许多不同的速度模型来预测天然气水合物对弹性波速度的影响，如时间平均方程、等效介质理论、孔隙填充模型、胶结理论、加权方程及改进的Biot-Gassmann理论（BGTL）等。以下介绍BGTL的基本理论及应用效果。

根据纵横波速度的如下关系式：

Vs=VpGα（1-φ）n （8）

式中，Vp为纵波速度，Vs为横波速度，α为骨架物质的Vs/Vp比值，n的值取决于不同的压力和固结程度，φ为孔隙度，G为取决于骨架物质的参数，Lee（2003）推导出了下面的剪切模量μ：

南海地质研究.2006

其中，

南海地质研究.2006

式中的kma、μma、kfl及β分别为骨架的体积模量、骨架的剪切模量、流体的体积模量及Biot系数。

Biot-Gassmann理论给出了沉积物体积模量的计算方法：

k=kma（1-β）+β2M （11）

饱和水的沉积物的弹性波速度可由下式依据弹性模量计算：

南海地质研究.2006

图3 电磁波传播测井曲线与声波及感应电阻率曲线的对比

（其中声波传播时间、电磁波传播时间较低段及电阻率显示高阻值段为水合物层）

Fig.3 The comparison of logging curves between EPT，acoustic and induction

（The depth interval between 906.5～925meters is the gas hydrate zone）

式中ρ为地层的密度。

对于松软岩石或未固结的沉积物，用如下的Biot系数

南海地质研究.2006

对于坚硬或固结的地层，用Biot系数为

β=1-（1-φ）3.8 （14）

Lee（2003）建议用下面的方程计算n值：

图4 电磁波传播测井计算出的地层孔隙度及天然气水合物饱和度

Fig.4 The porosity and gas hydrate saturation calculated from by EPT logging

南海地质研究.2006

式中，p为差分压力（MPa），m代表固结或压实对速度的影响。实际问题中，?φ/?p很少知道，上式中的m很难直接应用。测量数据分析表明固结沉积物的m值为4～6，未固结沉积物的m值为1～2。

参数G用于补偿当骨架为富含粘土的砂岩时实测值与预测值之间的差异。对于泥质砂岩，G值为：

南海地质研究.2006

其中，Cv为粘土含量百分比。对于含天然气水合物沉积有如下的求取G的方程：

南海地质研究.2006

式中Ch为孔隙空间中天然气水合物的浓度。Lee（2002）指出含天然气水合物沉积的n=1及G=1。由于这些参数是在没有考虑速度发散的情况下在超声频率范围由速度获得的，因此参数n和G可以认为是用来拟合测量数据的自由调节参数。图5为根据纵波速度及NMR孔隙度求出的天然气水合物浓度对比图。

图5 由纵波求出的天然气水合物浓度及由NMR求出的天然气水合物饱和度

Fig.5 The gas hydrate saturation calculated from P-we and NMR

根据分析结果可知，当用声波数据估计天然气水合物浓度时，P波速度优于S波速度，主要原因是当用P波速度时与BGTL中的n和G参数有关的误差较小；另外，在纯砂岩层段，NMR孔隙度测井估计的天然气水合物浓度值略高于由P波速度估计的数值。

（3）核磁共振测井

核磁共振测井在描述天然气水合物沉积方面起着重要作用。如果与密度孔隙度测量结合起来，可能是获取天然气水合物饱和度的最简单同时也是最可靠的手段。核磁共振测井仪仅对孔隙空间中的液态水有响应，对天然气水合物没有响应。计算储层孔隙度和天然气水合物饱和度的公式如下：

南海地质研究.2006

南海地质研究.2006

式中，水的氢指数HIw?1，甲烷水合物的NMR视氢指数HIh=0。水的密度ρw=1.0g/cm3，天然气水合物的密度ρh=0.91g/cm3，砂岩骨架的密度ρma=2.65g/cm3，Ph为天然气水合物的NMR极化校正值，仅与HIh伴生出现。λ=0.054，因此

南海地质研究.2006

声波和电阻率测井求出的饱和度在大部分层段是一致的，而在1003～1006m、1014～1020m之间，三种方法给出了三种不同的结果。而核磁共振方法与另两种确定的方法得到的结果不一致，造成这种不一致的原因目前尚不得而知，有待于进一步分析。

3.3 地层应力分析

图6 1088m深度处天然气水合物层段发散曲线

图6中a）图分别为快横波偶极挠曲波（红色）、慢横波偶极挠曲波（深蓝色）、低频单极斯通利波（淡蓝色）及高频单极斯通利波（绿色）；b）图为相应的平均谱特征。

Fig.6 The dispersion curves from the gas hydrate interval at a depth of 1088m

a）The dispersion curves for the fast shear dipole-flexural（red），the slow shear dipole-flexural（dark blue），the low frequency monopole stoneley（light blue）and high frequency monopole stoneley（green）；b）Average spectral characteristics

交叉偶极声波测井数据提供了描述地层横向各向异性的条件。传统的处理是在时间域进行的，得到的是地层各向同性或各向异性特征（Lee，M.W.，2002）。声波各向异性既可以是内在的，也可以是应力诱导的。最近的研究表明交叉偶极测井数据的频域处理可以将内在各向异性与应力诱导的各向异性区分开。交叉偶极测井数据的频域处理还使得对地层横波慢度的径向变化描述成为可能，对交叉偶极挠曲波的慢度频域分析还表明低频部分的探测深度达到六倍的井孔半径，可探测到原状岩石，而高频部分的偶极挠曲波则可以穿透一倍井孔半径的深度，探测到机械损坏区。高频测量数据偏离均质、各向同性模型则是机械破坏的指示。分析偶极发散曲线可以估计机械破坏区的深度。

声波数据的处理分两步进行：①慢度及各向异性分析，及②发散曲线分析。

图6及图7所示分别为含天然气水合物层及水填充的各向异性层段的发散曲线。曲线发散分析是了解声波波形数据的有效方法。在低频段，挠曲波穿透能力深至地层并可探测到远场应力；在高频段，挠曲波探测靠近井周的应力。图6a的纵波首波慢度大约为300us/m，它是非扩散型的且最大激发频率超过8 kHz。斯通利波慢度为850us/m，同时含有淡蓝色及绿色的点，表明低频和高频单极激发都能产生斯通利波。两条正交的偶极挠曲波发散曲线相互重叠。这是在垂直于井孔的平面内地层为各向同性的关键指示。

图7 1112.8m深度处水填充各向异性层段发散曲线

Fig.7 Dispersion curves from the water-filled anisotropic interval at a depth of 1112.8m

a）The dispersion curves for the fast shear dipole-flexural（red），the slow shear dipoleflexural（dark blue），the low frequency monopole stoneley（light blue）and high frequency monopole stoneley（green）；（b）Average spectral characteristics

图7a所示与图6a所示具有明显的不同，即它是各向异性层。偶极挠曲波清楚显示出在低频段的各向异性特征。地层的快横波慢度约为900us/m，而慢横波约为1100us/m。这指示出了22%的各向异性。与含天然气水合物层段相比，纵波数据高度发散。

4 结论

测井技术在天然气水合物勘探的高级阶段是必不可少的工具，其对天然气水合物储层参数的精确评价对计算天然气水合物的储量至关重要，并为天然气水合物的开提供准确的层位定位及基础数据。测井方法的发展日新月异，数据解释的精度也不断提高，在利用测井技术研究天然气水合物储层时仍限于移植油气评价方法，由于天然气水合物在地层中具有不同于油气的赋存状态，对于这样做的合理性还有待于深入的研究。根据以上研究成果得出以下结论：

1）电磁波传播测井由于具有较高的垂向分辨率，对于较薄的地层显示出较其它测井方法具有精细评价饱和度的优势；

2）核磁共振测井反映的是自由流体所占的孔隙空间，有利于详细评价自由水、束缚水及水合物所占的空间，但有关核磁测井的精细解释尚需建立在实验分析的基础上；

3）偶极声波测井对预测地层各向异性及应力分布有良好的效果；

4）另外，还应开展对天然气水合物样品的实验室研究，以便对测井解释结果进行刻度。

参考文献及参考资料

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高兴军，于兴河，李胜利，段鸿彦.2003.地球物理测井在天然气水合物勘探中的应用，地球科学进展，18（4）：305～311

手冢和彦，等.2003.天然气水合物的测井解析，海洋地质动态，19（6）：21～23

王祝文，李舟波，刘菁华.2003.天然气水合物的测井识别和评价，23（2）：～102

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The Application of Well Logging To Exploration And Evaluation of Gas Hydrates

Lu Jingan

（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，510760）

Abstract：Well logging is the indispensable roach when the exploration of gas hydrates step into drilling and good results has been illustrated.The paper briefly introduces and construes the well logging technologies employed in the exploration of gas hydrates of Mallik 5 L-38，IODP311 and MITI Nankai-trough well.The emphasis lies in the analysis of the lication of NMR，EPT and DSI logging to exploration and evaluation of gas hydrates.Also some issues during the well log interpretation of gas hydrates are discussed.

Key Words：Gas hydrates Well logging methods Well logging interpretation

天然气的成分与特性

天然气漏气怎么办

住宅发生燃气泄漏时，应该：

1、闻到室内有燃气气味，应避免开关室内用电设备开关，防止产生电火花；

2、尽快关闭燃气总阀；

3、小心打开窗户，开窗时要轻而稳，防止有静电火花产生，若窗户无法打开，找到适工具敲碎窗户玻璃，以便燃气扩散排出；

4、室内若有因燃中毒或昏迷人员，迅速将受害人员托移至室外，必要进行人工呼吸施救，并对救出的人员取必要的保暖措施；

5、到远离气源泄漏地点的地方，拨打当地消防、燃气、医院等相关部门的急救电话进行求助。

6、如果室内已经着火，室内有灭火器，且火势较小时，可以打开灭火器对准火源根部，及时扑灭火源；对于火势较大的，应迅速关闭楼幢电源总闸，迅速撤离着火现场，拨打当地消防、燃气、医院等相关部门的急救电话进行求助。

家用天然气阀门会漏气吗

是阀门都有泄露的可能哦，要么是阀门关不住内漏，要么是阀门两头连接处，要么就是从阀门手柄处泄露，长期的使用后这三种情况都有可能！后两者比较危险哦，你自己可以兑点肥皂水涂抹在阀门与手柄连接处和阀门两头连接处，如果漏会产生小泡泡，两头漏的话自己用扳手紧紧试试，要中间漏就得换阀了！换阀的前提是要管道内没有压力和气体的情况下才能进行！

对了，顶部的螺丝只是用于固定手柄的，只要外面有丝扣就不会脱落的！即使漏气也喷不出来的

天然气系统漏气怎么办

天然气的主要成分是甲烷，相对于煤气和液化气，是一种绿色燃料，但也是一种易燃、易爆气体。因此，使用时要特别小心，首先，要防止天然气系统漏气。天然气系统漏气原因有多种，主要有以下几种原因：　　（1）管线上各种接头填料或垫圈损坏；　　（2）管子被腐蚀有孔眼；　　（3）气表损坏；　　（4）连接气管的橡胶软管老化或损坏，胶管两端安装不当；　　（5）灶具旋塞不严；　　（6）气表前阀门填料损坏。　　天然气漏气是非常危险的，当闻到有臭鸡蛋味或汽油味时表明有漏气的地方。此时一定要特别小心，不能动火，不能开关电门，不能吸菸或用铁器相互敲打，不能穿着带有铁钉的鞋进入，不能打手机，总之防止一切火花产生。此时应立即打开厨房门窗进行自然通风（注意！此时不可打开排风扇强制通风，以免电机开关和启动时产生的火花引起天然气着火），以降低厨房内渗漏的天然气浓度，同时用肥皂水在可能漏气的部位进行试验。试验地方若产生气泡，表明此处漏气，此时应首先关闭进气阀门。漏气点无法自行修理时，应立即通知天然气管理部门进行修理。对天然气系统检漏绝不允许使用火柴点火的方法去检查，这样做是很危险的，其后果不堪设想。　　为了防止天然气系统漏气，平时要好好地维护天然气设备。家用天然气各个设备之间的距离均按标准规定的间距进行安装，不可随意变动，更不允许用户私自改动和拆卸。不应在气管上晾晒溼抹布或衣物，更不应在天然气管道上和气表之下悬挂重物，以防止管道受力，造成接口处漏气。同时也不要把天线或地线接在气管上，这样可能产生电火花，易于引起爆炸。天然气灶具应注意日常维护，发现毛病及时消除，各种开关应轻开轻关，滑动自如，不可强行扭动，防止断裂。

天然气阀门不关会不会漏气

一般是没有问题的，但是为了安全起见，建议晚上睡觉前关闭阀门。

天然气泄漏怎么办

天然气无色，基本无味，但为方便百姓判断其是否泄漏，民用天然气一般都添加一些物质，使它散发出一股类似油漆的刺鼻臭味，人闻多了会有恶心、头昏的感觉。天然气泄漏，多是由于燃气灶使用、装修、拆卸及安装不当、管道接口破损、燃气灶塑胶软管接口松弛等原因所致。

如果发现天然气泄漏，要保持头脑冷静，取正确方法解决，避免爆炸事故。首先应立即关闭天然气总阀门，阻断气源；并迅速打开门窗通风换气，动作切记要轻缓，以免因金属猛烈撞击产生火花而引起爆炸。更不可急切慌张，如果不慎碰撞到室内的金属物品，可能也会产生火花而引发爆炸。其次，不要开启或关闭任何电器设备，如灯、电视、电脑、热水器、油烟机等。应迅速拨打天然气报修电话967互7，拨打时要远离漏气房间，否则也易产生火花，更不能用明火，如打火机、蜡烛等。

天然气泄漏后弥漫在空气中，会使人窒息甚至中毒，室内应尽量不留人。如发现起火，可将溼布盖住着火点，或使用灭火器。

此外，在安装或维修天然气管道时，应请正规单位的专业人员。不要私自安装、延长、拆改管阀和管道。按照说明书操作程序使用燃气灶，不用时，要养成顺手关闭总阀门的习惯。长期外出，一定要彻底检查燃气灶的开关及总阀门是否关好。

燃气灶周围不要放易燃易爆物品，勿将重物压在输气管道上。可常检查灶具、管道、连接的软管是否有漏气的情况发生。将肥皂水抹在灶具出气孔处，或管道、软管与灶具的连接口，如有气泡冒出，说明有气在漏出。

平时应注意，不要在天然气管道上挂抹布、溼毛巾等潮溼物品。长期晾放这些溼物，管道容易生锈，还会断裂。带有盐或酸性物质的溼抹布，还会腐蚀铁质的管道，缩短管道寿命。

我家发现天燃气有漏气怎么办

1

首先：关掉天然气的总阀。

天然气在进入千家万户之前，燃气公司都会加入特别的气味，刺鼻的味道做为警告气味。如果你闻到有刺鼻的味道或者觉得头晕头痛的时候，再或者是怀疑是天然气泄漏的时候。果断关闭总阀，阻断天然气继续蔓延在屋子里，使得屋里的天然气浓度升高。

如果你是在做饭，记得要一并关炉具上的阀门。

如果你是在洗澡，记得要一并关热水器。

2

其次：迅速打开门窗

打开窗户能让天然气味道散发出去，降低天然气的浓度。

实例：我先生原来和别人一起租房子，冬天的时候气压低气量小，他去洗澡的时候，热水器没有打燃火，但是天然气肯定已经出来了呀，他也没有关热水器，突然的一声“砰——”把他们所有的小伙子都吓坏了，赶紧把热水器关了。

还好当时窗户是开着的，而且及时关掉热水器，不至于燃气继续泄漏。否则后果不堪设想。

3

第三：怀疑燃气泄漏时，切勿开灯、拨打电话、按门铃，穿脱毛衣等，产生静电和火花的行为都要禁止。

尤其是明火，比如打火机，有些人一着急就爱抽菸，不自觉的就把打火机拿出来了。

4

第四：迅速撤离

赶紧离开室内，到安全的地方去。

5

第五：在室外拨打求救电话

打给天然气公司，前来检测一下看是否是燃气管道出现了问题，如果是要及时处理。

注意事项

如果你在做菜的时候，一定要守在炉具旁边，不要随意离开

每年定期检查燃气管道

燃气管道上不能挂其他物品

热水器要安装在通风的地方，排气管道一定要与外界相连

为什么天然气漏气 要立即关闭阀门并开窗通风?

关闭阀门是截止气源避免继续泄漏，开窗通风是为了降低空气中的天然气浓度，防止遇到明火爆燃。

天然气炉灶漏气该怎么处理

燃气灶漏气一般有如下原因：

（1）软管与灶前开关及灶具接头吻合处不严密

（2）暑期软管破损或爆裂

（3）灶具输气管与阀开关接触不严密

（4）各工艺孔封闭螺钉及喷嘴螺纹密封不严密

（5）气阀开关内轴阀芯与阀体配合不严密维修后阀芯与阀体配合时装反方向，接头软管胶圈不严密

先简单分析下问题： (1)先配置适量肥皂水(最好浓一些)，用于检漏！ (2)打开通气阀，使气源畅通！ (3)检查减压阀连接处是否漏气(只适用于液化气):蘸少量肥皂水，滴在减压阀与液化气罐连接初，观察是否有气泡产生，如有气泡产生，则需更换减压阀！（上述步骤对于软管检查也适用）

如果漏气现象还不能解决，就要叫相关维修人员上门了。

天然气安全阀轻微漏气正常吗?

当然是不正常的，必须引起重视，这会危机到自己以及家人甚至是所有居民的人身安全的。一定要杜绝类似的隐患。

新房天然气表漏气怎么办

这个建议你到当地的燃气部门投诉他，就单从漏气给你开了，让你可以入伙这个问题，他们就跑不了。不用担心，会解决的。

气源对比存在问题及研究思路

1.2.1 天然气的类型

天然碳氢气体是石油的固定伴生物，或者以自由积聚的形式出现，构成气顶，或者溶解在石油中，构成它的馏分。组成天然气矿床的气体成分有甲烷、重碳氢化合物、氧、氮、硫化氢，有时也有一定数量的氩和氦。溶解于石油中的植物组分基本是烃族C1—C6，即甲烷、乙烷、丁烷、戊烷、己烷，包括烃族C4—C6的同分异构体。溶解气体中所含的重烃达到20%～40%，少数情况下达到60%～80%。溶解气体中的非烃类组分通常是氮和含硫化氢、氩、氦混合物的碳酸气。氮的含量从0到30%不等；CО2 含量在 0 到 10%～15%之间，H2S含量在0到6%之间。氢气和惰性气体含量很低。

碳氢化合物气体是天然气的组成部分，其中最常见的是甲烷（CH4）、氮气（N2）和碳酸气（CО2），它们都是在化学和生物化学过程中形成的（表1.9）。

表1.9 天然气组分的平均含量

1.2.2 天然气分类

最先提出天然气分类的是威尔南斯基（Вернадский），分类的主要依据是：① 形态，也就是气体在地球中的存在形式；② 化学成分；③ 形成历史。

1）根据气体的存在形态分为：在岩石孔隙中的含量；游离态（空气中）；气体流——存在于火山活动、构造运动及地表中；气体蒸发；气体的液态溶液（存在于大洋、湖海、江河等各种水体中）；气体的固态形式（被岩石和矿物吸附的气体）。

2）威尔南斯基根据其形成历史把天然气分为以下几类：地表气体；高温形成的气体；伴随构造运动过程渗透到地表的气体。

他把这些构造运动形成的气体按照组成成分分为氮气流、碳酸气流、甲烷气流、氢气流。

3）索科洛夫（Cоколов）根据天然气在自然界中的存在形式和化学成分对其进行了最详细的分类，参见表1.10。

4）按来源把气体分为两种——游离态和溶解气体（Бакиров и др.，1993）。游离态的碳氢化合物气体可能呈以下几种形式存在：① 在单纯的气体矿床，而且在某些情况下这些气体矿床在同一个油气带是油气带与石油带交替出现，而在另一些情况下集中于单独的含气带；② 游离态——存在于石油矿床的气帽中。

溶解气体可以存在于石油中和地下水中。

但是游离态和溶解气体之间不存在明显的界限，因为在油气田气帽和石油及冲刷矿床的地下水之间存在着一个动态的相平衡。

表1.10 天然气体的分类

续表

1.2.3 天然气矿床的气体组成

1.2.3.1 碳氢化合物

天然气矿床的碳氢化合气体主要由甲烷（CH4）和数量不定的混合物组成，混合物包括重同系乙烷C2H6，丙烷C3H8，丁烷C4H10及微量的戊烷和己烷。在石油矿床的气体中可能存在着液态的碳氢化合物，比C6更重。

重碳氢化合物的含量（从C2H6开始）取决于以下几个因素：① 原始有机物质的成分；② 有机物质的退化程度；③ 聚积过程。岩石封闭期所包含的吸溜气体可以提供重要的信息。

天然气体的碳氢化合物成分的特点是标准的及同构的丁烷和戊烷含量的千差万别，这取决于一系列的因素：有机物质的成分、退化的程度、气体矿床岩层的温度、压力条件等。

在碳氢化合物的组分中也会遇到碳酸气（CО2）、氮气（N2）、硫化氢（H2S）、氦气（Hе）和 氩气（Ar）。

为了测定天然气的碳氢化合物组分引入“干燥指数”这个概念——甲烷相对于其同族数量的百分比，同族也就是CH4/（C2H6及以上）。天然气的干燥指数也是其聚积方向的指标。因为甲烷的特点就是极其稳定，那么随着分子量的增加其聚积速度就减慢。

1.2.3.2 同位素

天然气的同位素组成。正如希尔威尔门（Cильвермен）所指出的，甲烷、乙烷、丙烷等含量最丰富的是同位素13C。在甲烷和乙烷之间存在着明显的突变，以后13C分子量的增加不明显。氮的同位素是14N 和 15N。根据赫令格的分析，同位素比重的特点是富15N，按照这个标准是大气中的氮。他确认，对于石油、岩石有机物质和碳氢化合物气体，15N相应地发生变化，其同位素组成分别为×0.7%～1.4%、0.1%～1.7%、×1%～1.5%（表1.11）。

表1.11 天然气体的物理特性

有关天然气中硫的同位素组成，潘基纳亚通过研究得出这样的规律：随着地质年龄的增加硫重同位素所占的比重减少。此外，在形成硫化氢时，硫酸盐的微生物还原过程可能会表现出硫同位素32S/34S值的明显波动。

1.2.4 天然气的主要物理化特性

气体可以在孔状及裂隙状岩石中流动，而且可能通过岩石进行扩散。此外，气体可能溶解在石油和水中，从而在地壳中运移。气体的这些特性取决于它们的一系列物理特性，表1.12列举出了其中几个特性。

1.2.4.1 气体的溶解

气体的溶解取决于一系列的因素：压力、温度、化学成分、地下水中盐的浓度。在压力小于5 MPa的条件下符合亨利定律：被溶解气体的数量与压力机溶解系数成正比。当压力增大以及气体成分复杂时，这种制约关系将变得复杂多样。总的说来，压力增加，气体的溶解度增大。

气体溶解度对温度的依赖关系如下：温度低于100 ℃时为反比例关系，高于100 ℃时是正比例关系。尤其是非极性气体（碳氢化合物和氮气）在高压下溶解度随着温度的增加而升高。

气体的化学成分也对溶解度有影响：水中极性气体的溶解度比非极性气体的溶解度要高出很多：二氧化碳在20 ℃时的溶解度相当于甲烷溶解度的27倍，是氮气溶解度的58倍。

1.2.4.2 岩石圈对天然气的吸存方式

岩石圈中对天然气的吸存有几种形式（Бакиров，1993）。气体被吸存在坚硬的矿物岩石及有机体中。被吸存的气体存在于裂隙的表层或者岩石的孔隙中，岩石深处还有被吸存的气体。后者可能以气泡的形式存在于岩石晶体中。

1.2.4.3 聚积

天然气（地壳气态矿物）学说的创始人是韦尔纳茨基（Вернадский）院士。他把天然气看作是自由聚积并在大气圈和地壳之间交换的产物，认为“地壳”的演化是天然气不断混合的过程，包括垂直方向，也包括水平方向的运动。在这个过程中，自然聚积从地球静压力高的区域趋向静压力低的区域。

气体的聚积导致某些构造中的气体贫乏，而在另外一些构造中又出现富集。如果在这种情况下形成天然气或者石油和天然气的大量聚积，那么这就被称作矿床，也就是石油和天然气矿床——这不是它们生成的地方，而是有利于其矿床形成的地方。

气体的聚积有各种形式：扩散、渗透、漂浮、涡流、液态下气体的运移。

扩散可能实际发生在任何环境：气体在气体中，气体在水中，气体在固态物质中。扩散时气体的交换可能发生在穿透岩石、液体或者气体的封闭孔隙中（彼此隔绝）。扩散的过程符合福柯定律：扩散与气体聚积梯度方向呈现正相关关系。随着气体物质分子的扩大，扩散系数降低，而随着温度的升高而扩大。

渗透（或者过滤）是最活跃的迁移形式，发生在有孔洞和缝隙相通的各层之间，构成一个开放的体系。渗透的发生受压力差影响，符合达西定律。显然，气体在渗透时的迁移比扩散时要显著得多。比如，甲烷中截面压差为每100 m2 2 个大气压：在格罗兹内或者巴库型砂岩或者粘土中，渗透率为0.03～0.04 D时，每平方千米的表面会向大气中散逸大于1 m3 的气体。或者在一百万年间散逸大于10亿m3 的气体。可惜这个过程既不能避免，也不能逆转，因此气体的积聚和矿床的形成只能在圈闭构造中，渗透层或者构造被实际的不透水层覆盖。在这种绝缘构造中气体的迁移运动完全没有终止，但是扩散代替了渗透，这个过程在几百年或者几百万年的过程中能够大大缩减矿床气体的藏量。

在自然界中不存在严格意义上的运移方式划分。根据运移机制的不同分为以下几类：

1）渗透式：① 以连通孔洞及裂隙为通道；② 以部分被水填充的孔洞及裂隙为通道；③ 与水合为一体（气体溶解在水中）。

2）扩散式——以被其他气体充满的孔洞或裂隙为通道。

3）渗透-扩散式。近期的研究非常关注液体中气体的运移：在漫长的时间里多次受到内动力（热力）作用的构造中含有水或者凝析油，其中的气体随之运移。这种构造可以是断裂带或者盆地，或者火山颈，由于热液物质的壳下喷射使得石油和天然气变热，并且随着气液热流的形成而富含内源气体，这个过程中进行着物质分异：富含轻质成分的处于运移的前缘，而富含较重成分的处于运移的后部或者侧翼。

这个过程中热液组分很容易溶解在气体中——随着在冷却积聚地带的进一步冷凝转变为气态物质。

气体在液体中的漂浮是多相液体的渗透现象。在大气层中，较轻的气体漂浮在较重的气体上面。在岩石的孔洞和裂隙中，气体以气泡的形式上浮。压缩至10 MPa的气体物质质量相当于同样体积的水质量的十分之一，这就是气体在水或石油中具有浮力的原因。

气体的涡流运动是气层中低层所特有的。

可溶状态下水对气体的运移在水圈和沉积层中起着巨大作用，尤其是在气体矿床的形成中所起的作用更大。

天然气热水器常见故障及维修方法

毋庸置疑，气源对比是天然气评价中一项重要的研究工作，通过气源对比可以确定气源岩分布并进一步预测天然气潜力，为下一步天然气勘探指明方向，因此在天然气勘探中气源对比发挥着重要的作用。然而，由于实验技术及天然气组成单一等因素的影响使得气源对比又是一项非常艰苦和困难的工作，例如我国已发现有十几年历史的鄂尔多斯盆地中部气田等，尽管许多学者做了大量的研究工作（关德师等，1993；陈安定，1994；张士亚，1994；黄第藩等，1996；戴金星等，1987,1999；杨俊杰等，1996；张文正，19；夏新宇等，1998,2000；李贤庆等，2001,2002,2003），气源问题仍未得到令人满意的结果，也正是这些原因严重影响着勘探家对这些地区的天然气勘探部署决策，因此气源问题是又必须解决的迫在眉睫问题。纵观前人的研究工作，影响气源对比研究的原因，主要是与如下几方面因素有关：

（一）天然气组分单一，可供选择的指标较少

由于天然气主要由甲烷和少量C2-C5的重烃气以及少量N2、CO2等非烃气体组成，它所含的信息比原油要少得多，因此在气源对比中可供利用的只有C1-C4碳同位素和天然气组分等有限的资料，缺少与生源直接有成因联系的生物标志物，而且这些指标受热演化和运移效应等影响，使其可信度降低。

（二）天然气地球化学分析技术欠完善

在20世纪90年代前，我国主要以石油勘探为重点，因此引进和开发了一系列针对石油地球化学分析的实验技术，并且投入了大量的人力，使之日趋成熟和完善，而天然气地球化学分析技术非常有限，除同位素外，专门针对天然气分析的技术很少，这几年虽然加快了天然气的勘探步伐，对天然气实验室的建设有所投入，但与石油地球化学实验技术相比，差距还仍然较大。

（三）用气—气、气—油对比间接确定气源岩

前人气源对比大多是通过气—气对比来确定气源岩，也就是说，在大量的资料基础上，总结出不同类型的天然气判识指标和地球化学特征（表5-7），然后根据具体地区的天然气性质确定天然气类型来间接地寻找气源岩。另一种方法是以气藏中伴生的原油作为“桥梁”与气源岩进行对比，这些方法的主要问题在具体地区天然气或其源岩并非为典型的腐泥型和腐殖型，混合型成因在陆相地层中也是常见的现象。不同热演化阶段的天然气或源岩产物组成差别很大，高—过成熟阶段的油型气与成熟—高成熟阶段的煤成气特征具有相似性。气藏中的原油和天然气可能不同源，通过原油为“桥梁”进行天然气对比，可能产生误导作用。有相似性。气藏中的原油和天然气可能不同源，通过原油为“桥梁”进行天然气对比，可能产生误导作用。

表5-7　煤成气和油型气综合鉴别指标

（据戴金星，1999）

针对上述问题，对一个具体气田进行气源对比时按如下思路进行（图5-9），首先是对气源岩进行评价确定生气潜力，然后是对有效气源岩生气阶段的化合物分布及碳同位素组成进行研究，同时对天然气和水溶烃的化学组成与碳同位素组成进行分析，最后对天然气与气源岩进行直接对比确定气源岩及气源。

图5-9　气源综合对比流程图

燃气灶具知识大集锦，25问燃气灶让您变成燃气专家

　在使用一段时间之后，天然气会出现很多的故障，这些都是必然的。在使用的过程中要掌握好使用的方式方法，这样才能够更好的避免这些故障的产生。但在有些突发的状况下，能够自己维修一些小问题还是比较方便的。以下是我为大家收集的`天然气热水器常见故障及维修方法，希望对网友们有用。

　故障一：打开水阀后脉冲不打火

　维修：热水器这个故障原因分析,有可能是水压太低、进水滤网杂物堵塞，淋浴头杂物堵塞、电池正负极装反、电池电压太低或接触不良、进水口与出水口接反，这些原因都有可能引起打不开火。热水器维修方法，、加增压水泵、清除杂物、重新安装电池、重新安装或更换新电池、重新安装进、出水管，一般都是这样来处理脉冲不打火的。

　故障二：打开水阀后脉冲打火但不着火

　维修：引起这个故障的原因有这样几点,气管内有空气、电池电压不足、气源开关未打开或进气滤网堵塞、气种不符、气门密封件被燃气腐蚀后发涨、钢瓶减压阀输出压力过高或过低。一般解决这些故障的维修方法有反复开关水阀排空气直至着火为止、更换新电池、将气源开关全打开或清除堵塞、气种不符，禁止使用、更换气门密封件、检查、调整输出压力。完后再检查是否能够打火。

　故障三：使用过程中经常熄火

　维修：热水器故障原因分析，水压低、水压波动大、室内空气补充不足、电池电压不足或接触不良、出水量太少、水温太高，过热装置起保护。有这样几种热水器维修方法，将水旋扭调到适当位置或小水位置、应重新安装，确保空气补充足够、更换新电池或重新安装、将水旋扭调到适当位置或大水位置。做完这些维修，然后再看看热水器是否还有问题。

　故障四：点火时出现爆燃声

　维修：引起这个故障原因分析，主要是钢瓶减压阀压力过高、电池电压太低、点火针积碳或有脏物、点火针位置不正或与燃烧器的距离太远、点火针对应的燃烧器孔、喷嘴堵塞。找到了原因然后这样去维修，调整钢瓶减压阀的压力、更换新电池、清除污物、调整点火针安装位置、清除出气孔与喷嘴堵塞的杂物。换一些比较敏感的零部件的时候，最好是可以找到专业的维修店进行维修。

　故障五：使用中水不够热

　维修：热水器故障原因分析，、钢瓶减压阀损坏或气流量不够、气源开关有异物或半堵塞、燃气总掣半打开、进气嘴、气管太细或气管太长造成气流量不够、气种不符、水压太高，水稳压系统失效。维修方法，更换合格的减压阀、清除异物、将总掣全打开、更换气嘴、气管、禁止使用、将进水阀半关闭来降低水压。这个问题基本上就能够很好的被解决了。

　拓展： 热水器漏水原因及维修

　我们先来看下热水器漏水的原因：

　1、热水器的管路或是安全阀，混水阀长时间使用容易出现阻塞腐蚀等现象，造成漏水。

　2、管路或是安全阀等配件破裂导致漏水。

　3、管路，安全阀等配件密封垫出现老化现象，破裂或是密封不严导致漏水。

　那么热水器漏水怎么办?

　一般来说，热水器漏水除了是机体漏水之外，像是上面提到的几种原因，都是可以通过更换配件来解决的，但是如果是机体漏水由于内胆破裂，不能使用，这种更换内胆代价比较大，就没有维修的价值了。

　为了避免热水内胆被腐蚀破裂，建议每1-2年对热水器进行一次清洗并更换镁棒。镁棒有抑制水垢和杂质生成的作用，能够保护热水器并延长其使用寿命。

　热水器漏水简单的维修方法：

　1、 到水暖配件的商店买一个和热水器进水管接头能相匹配的冷水阀门，关掉自来水总阀门，之后拧开软管接头，把新买的阀门换上检查一下接头不漏水就可以了。

　2、 给热水器加热的时候要把新换的阀门关掉，放心，这时候热水器箱体是满的水，不会烧干的，每次使用的时候把阀门打开，平时不用最好是关掉，这样做就安全了。

燃气灶具常见问题探讨知识要点

1.问：家用燃气灶的工作原理是什么？

答：使用某种燃气，接上燃气灶的燃气管路进入燃气阀，开启阀门，燃气便会在一定的压力下，以一定的流速从喷嘴喷出依靠燃气的动能产生的引射作用，从一次空气吸入口（风门）吸入一次空气，在引射器内燃气与一次空气充分混合燃气与一次空气混合气体经排列在燃烧器头部的火孔流出此时，与上点火器产生的火花便会燃烧气体燃烧后，加热灶具支锅架上的锅等，便可烹调各种食物了。

2.问：为什么一台燃气灶不能通用所有的燃气，仅适用一种燃气？

答：家用燃气灶是按不同种类燃气分类的，是按不同的燃气组分确定喷嘴、火孔等燃烧器结构和具体尺寸而设计的一般一台燃气灶只适用一种燃气，因此安全使用燃气灶的首要任务，就是要选一台适合使用燃气气种的燃气灶例如，你家使用的气源是人工煤气，而买了一台液化石油气灶，结果燃气灶的燃烧器连火都点不着又如，你家使用的气源是液化石油气，而买了一台人工煤气灶，结果燃气灶打开点火时，火焰特别高、冒黑烟，一会儿就将锅底烧黑了更有甚者，当打开点火时，说不定会"嘭"地一声响，出现一团火球，甚至造成人员烧伤事故。

有些用户对自家使用的燃气种类不太清楚，只知道是管道气，但不知道管道里流的是人工煤气，还是天然气、液化石油气或是 其它 燃气你必须到当地燃气部门了解清楚用户使用的气源，再按这种气源选购合适的燃气灶。

3.问：燃气燃烧必须具备的三个条件是什么？

答：燃气的燃烧是指其中的可燃成分在一定条件下与氧发生剧烈氧化反应并产生大量光和热的化学反应过程就一般意义上的燃烧来说，必须具备以下三个条件；

有能与空气中的氧起剧烈反应的物质即存在可燃物，如氢气、甲烷、一氧化碳等；

有能帮助和支持燃烧的物质即存在助燃物质，如空气中的氧气等；有能导致饶的火源如明火、电火花等；

以上三项称为燃烧三要素，缺少其中任何一项都不能引起燃烧。

4.问：什么是人工煤气？

答：人工煤气的代号为R，它是从固体燃料或液体燃料加工取得的可燃气体主要成分：氢、一氧化碳、甲烷燃烧速度较快，易回火热值差异较大，分5R、6R、7R，选择不当，灶具不能使用人工煤制气通过城市管道输送到用户家使用。

5.问：什么是天然气？

答：天然气的代号为T，它是从邻接石油或煤矿区的地层内开的可燃气体主要成分：甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷燃烧速度较慢，易离焰热值差异不大，主要分10T、12T、13T，选择12T的灶具一般能使用，但10T火小，13T火大一些4T、6T、热值与人工煤制气6R、7R类似，属于天然气--空气的混合气，选择12T的灶具不能使用，选择6R、7R的灶具也不能使用，必须是合适的4T、6T燃气灶液化石油气--空气的混合气，选择12T的灶具可以使用天然气大都通过城市管道输送到用户家使用，个别地区也有使用罐装的天然气。

6.问：什么是液化石油气？

答：液化石油气的代号为Y，它是一种石油化学工业的副产品主要成分：、丙烷、丙烯、丁烷、含有少量的戊烷燃烧速度适中，燃烧性能良好热值比较高，主要分19Y、20Y、22Y，选择20Y的灶具一般能使用，热值特别高的22Y或戊烷含量高的20Y液化石油气、易出现黄火液化石油气--空气的混合气，选择12T的灶具可以使用液化石油气大都通过钢瓶送到用户家使用，个别小区也有管道输送到用户家使用。

7.问：什么是城市管道燃气？城市管道燃气有几种？

答：在工业发达的地区，煤制气、天然气大都以城市管道燃气的方式作为生活和工业的燃料，它一般用高压低温液化或大容积贮槽贮存，通过中压管道输送，再经过调压站减压，通过低压管道输送到用户家使用近年来许多城市的新建小区为方便居民用气，用小区供应管道液化石油气，一般需渗入50%空气以降低其危险性，输送到用户家使用，由于热值与天然气接近，故取名代天然气或混合气用小区供应管道液化石油气的投资比人工煤气设施小的多。

又实现了管道供气的目的，因此博得众多投资者的青睐城市管道燃气有很多种，有些用户对自家使用的燃气种类不太清楚，只知道是管道气，但不知道管道里流的是人工煤气，还是天然气、液化石油气或是其它燃气城市管道燃气有很多种类，人工煤气分5R、6R、7R，天然气分10T、12T、13T，天然气或液化石油气混空气分4T、6T、T等近年来城市管道燃气发展很快，许多城市管道燃气由原来的人工煤气更换成天然气因此，使用管道燃气必须到当地燃气部门了解清楚用户使用的气源，再按这种气源选购合适的燃气灶。

8.问：什么是燃气燃烧的一次空气量？一次空气吸入口在那里？一次空气调节器是什么？

答：燃气的燃烧需要空气，这些空气再可在燃烧时供给，也可以在燃烧前供给部分或全部燃气未燃烧之前供给的空气量称为燃烧一次空气量一次空气吸入口设在燃烧器吸气收缩口上（喷嘴与燃烧器交接处）一次空气调节器有很多种，最常见的就是调风板。

9.问：什么是燃气燃烧的二次空气？

答：燃气的燃烧需要空气，在燃烧前未供给一次空气或供给的一次空气不能满足燃烧的全部需要，燃烧时才提供的全部或剩余部分空气称为二次空气很明显，在任何燃烧方式中都是一次空气量+二次空气量=实际空气量。

10.问：什么是回火？回火的危害是什么？造成回火原因是什么如何排除？

答：燃气灶在使用中，当燃气--空气混合气体离开火孔的速度等于燃烧速度时，在火孔上形成稳定的火焰，称为正常燃烧如果混合气体离开火孔的速度小于燃烧速度时，火焰根部钻进火孔燃烧，并伴有"噗、噗"的爆燃声和噪音，破坏了燃烧的动平衡条件，发生了混合气体在燃烧器的引射管内燃烧的状况，这种情况称为回火回火不仅破坏了燃烧的稳定性，而且极易烧坏灶具的火盖、灶面、阀体、点火器，严重的损坏了灶具。

造成回火的原因及排除方法如下：

①、燃气压力过低，容易产生回火如果用户将火焰开的太小，要适当开的大一些,使用管道燃气的用户火小可与到当地燃气部门联系，通过调整压力解决；使用液化石油气的用户换新瓶后仍回火，应检查减压阀是否堵塞；

②、喷嘴口径小，热流量不足，容易产生回火各地城市人工煤气、天然气组分不同例如，许多液化气混空气也称为天然气，但与12T有所差别，出现火小、脱火现象并有响声根据当地具体情况，扩钻喷嘴孔，验证火苗状态是否正常，如火苗小、脱火可用钻头（按0.1毫米递增）适当扩大；

③、火孔被堵或引射管内有积碳、虫茧网丝，气体流不出来，在燃烧器内燃烧这种回火与上述回火性质不同，应区分不同原因加以解决此时，应将火盖的火孔或引射管内的积碳、虫茧网丝污物清理干净，盖好火盖试火切不可将原机火盖扩钻火孔，以为这样可以解决堵火孔的问题，其实不然如果随意加大火孔总面积，气体经过分流，单个火孔的气体流出速度就会更慢，火焰根部钻进火孔燃烧，并伴有"噗、噗"的爆燃声和噪音，回火现象就会更加严重应取提高火孔燃气--空气混合气体流出速度的正确措施，让火焰根部钻出火孔，在火孔的边沿周围稳定燃烧，如用盖好火盖，防止闪缝（火盖变形应更换）的措施加以解决；

④、用错火盖、火盖变形也会产生回火燃气灶是按不同种类燃气分类的，是按不同的燃气组分和燃烧特性，确定火盖的火孔尺寸、数量例如，用户家的燃气，需要液化石油气更改为人工煤气，如果只改换喷嘴，没有换火盖就会产生回火火盖在回火状态下使用造成变形，出现闪缝相当于加大了火孔总面积，气体流出速度就会更慢，火焰钻进火孔燃烧，并伴有"噗、噗"的爆燃声和噪音，回火现象就发生了，此时必须更换火盖；

⑤、使用灶具的环境有风直吹燃烧器造成回火此时，应设法改善灶具的使用环境，例如可把 门窗 开的小一点，避免有风直吹燃烧器；

⑥、灶具与炊具不适应锅底压火，造成回火由于火盖温度过高，加速了火焰的燃烧速度，破坏了燃烧的热平衡条件，此时应更换支锅架或更换炊具，改善锅底至火盖的距离；

⑦、喷嘴根部漏气，造成回火由于喷嘴根部漏气一部分吸入引射器，另一部分积聚在灶壳内，被正在燃烧的火焰引燃吸入引射器引起回火遇此类现象要将喷嘴拧下，使用气体密封胶在螺纹处涂抹后重新装上。

11.问：什么是离焰和脱火？离焰和脱火的危害是什么？造成离焰和脱火原因是什么如何排除？

答：燃气灶在使用中，当燃气--空气混合气体离开火孔的速度等于燃烧速度时，在火孔上形成稳定的火焰，称为正常燃烧如果混合气体离开火孔的速度大于燃烧速度时，不能在火孔上形成稳定的火焰，而是有跳动，火焰根部离开火孔一段距离，称为离焰当混合气体离开火孔的速度再大一点，火焰根部离开火孔距离越来越远，最后熄灭，这种情况称为脱火离焰、脱火都是不允许的，因为离焰、脱火，会造成燃气灶在没有熄火保护装置的情况下，燃气大量向外泄露，引起火灾，有熄火保护装置的，则点不着火或出现松手火灭，影响正常使用。

造成离焰、脱火的原因及排除方法如下

①、风门开的太大用户可自行转动调风板，减小进风口面积，降低一次空气进风量，一般可使火焰从跳动状态恢复到正常状态；

②、燃气压力过高，也容易产生离焰、脱火使用液化石油气的用户，要可请专业人员检查减压阀，将压力调至正常范围千万不要使用中压调压器，一旦输出压力不正常，燃气会大量向外泄露，引起火灾，此类事故已发生多次，损失严重使用管道燃气的用户，必须到当地燃气部门联系解决如选用的灶具额定压力与当地实际压力不一致的，使用时，必须减小喷嘴直径，调整好燃气流量，形成稳定的火焰，达到正常燃烧；

③、用错火盖也会产生离焰和脱火例如，使用燃气灶的型号与适用燃气类别不相符，管道供的是4T、6T燃气，却使用了6R、7R燃气灶，虽然两者热值大体相同，但燃烧特性不一样，造成离焰一般可将煤制气火盖更换为天然气火盖加以改善。

12.问：什么是黄火？黄火的危害是什么？造成黄火原因是什么如何排除？

答：燃气灶正常燃烧时，火焰应为浅兰色，有时也会出现**，通常称为黄火，一般表现在液化石油气型灶具上，天然气型表现的少一些黄火是一种不完全燃烧时产生的**火焰，它的火苗软弱无力，温度低，浪费燃气，还会把锅底薰黑，尤其是由于燃气没有充分燃烧，产生的一氧化碳逸散在空气中，使人感到头晕、恶心、甚至窒息。

造成黄火的原因及排除方法如下：

①、风门开的不够大用户可自行转动调风板，增大进风口面积，加大一次空气进风量，一般可使火焰从**变成兰色；

②、风门通道被堵，燃烧器使用一段时间引射管内会有积炭、铁锈、蜘蛛网等影响引射能力，产生黄火此时，应卸下燃烧器将引射管内积碳、铁锈、蜘蛛网等清除，燃烧器安装好可使火焰从**变成兰色；

③、喷嘴孔径过大喷嘴孔径大小依据所用气源不同有所区别，选型不对往往出现喷嘴孔径与所用气源不匹配，出现黄火此时，应更换适合该气种的喷嘴；

④、喷嘴根部漏气轻微的喷嘴根部漏气，可随一次空气进入引射器，此时燃气和空气的比例发生了变化，燃气比例变大，空气比例变小，出现黄火遇此类现象要将喷嘴拧下，使用气体密封胶在螺纹处涂抹后重新装上；

⑤、嘴内有堵塞此时，应拧下喷嘴清理堵塞的脏物；

⑥、喷嘴与引射管不同心或喷嘴喷出的气流偏斜应调整燃烧器或喷嘴的位置使喷嘴喷出的气流与引射管同心，可使火焰从**变成兰色；

⑦、火盖火孔有污物堵塞此时，应及时清理堵塞的火孔，保持火孔畅通；

⑧、炒菜溅落的油星、扫地扬起的灰尘、开水冒出的蒸汽也会使燃烧的火焰出现黄火，此类黄火无须调整，待油星、灰尘、蒸汽消失，火焰会自恢复正常；

⑨、使用液化石油气，当钢瓶中的气快要用完了，有时会出现黄火，这是因为留在钢瓶内的重组分戊烷增加此时，应开大风门，使火焰从**变成兰色；

⑩、燃气质量不好也会形成黄火，要选用质量好的液化石油气。

13.问：燃气燃烧不充分，产生不同浓度的一氧化碳，对人体的影响症状是什么？

答：使用燃气灶燃烧不充分时，会产生不同浓度的一氧化碳，散发在室内的空气中，如果人吸了就会中毒一氧化碳是一种无色无味的有毒气体，它在空气中的浓度越大，与它接触的时间越长，危害性越大，会使人头疼、头昏、恶心、呕吐、甚至窒息死亡。

14.问：使用液化石油气燃气灶出现火大伴有很大的响声时应取什么措施？

答：液化石油气燃气灶正常的火焰呈浅蓝色，火苗内焰清晰，高度约20mm，拌有轻微的噪声，火力旺盛若出现火苗很长、跳动并拌有很大的响声，其原因是：

（1）调压器失灵或使用了不符和要求的中压调压器造成的超出了燃气灶正常的压力范围，表面上看起来火力比较旺，实际上燃烧不充分，浪费燃气，火焰根部温度很低，设有熄火保护的热电偶烧不热，还会出现松手火灭如果不取措施纠正，严重的会使超高压燃气直接跑出来，造成脱火或根本无法使用，极易造成火灾，必须更换合格的调压器方可使用；

（2）喷嘴口径太大，必须更换合适的喷嘴。

15.问：溢出水淋湿燃烧器后点火瓷针发不出火花，点不着火简易处理法？

答：脉冲点火的燃气灶，用户在使用燃气灶时，不慎溢出水淋湿燃烧器意外熄火后，按下旋钮点火瓷针发不出火花，一般规律是点火瓷针受潮导致高压电短路直接接地此时，维修工上门看不出点火瓷针是否受潮有水，可询问用户故障发生时的具体情况，用打火机点燃燃烧器用一会儿，使燃烧器发热，达到烘干的目的再次按下旋钮点火瓷针发不出火花的故障就会自行排除。

16.问：燃气灶脉冲点火器有时没有电火花是怎么回事？如何处理？

答：燃气灶旋转按动开关脉冲点火器有时没有电火花造成点火慢或点不着火，其故障检查和排除方法如下：

①、检查电池安装正负极是否装反，电池的塑料包装膜是否拆去，电池是否用完若是正确安装或更换电池；

②、连接电池盒和脉冲器的电线接插件是否松动接触不良若是重新连接接插件；

③、阀门上（内）的电源开关接触电阻是否大于2Ω确认电阻大更换开关；

④、点火瓷针针头是否距离火盖（不大于5mm）太远若是调整点火瓷针针头位置；

⑤、点火瓷针绝缘瓷棒是否断裂若是更换点火瓷针；

⑥、点火瓷针是否受潮、有污垢若有，应烘干清理污垢；

⑦、高压输出线有无老化击穿漏电若是，将漏电处用绝缘胶带包起来；

⑧、脉冲点火器是否受潮若有应烘干，再次安装应取措施（用垫子将脉冲点火器垫起来）防止进水浸泡受潮。

17.问：为什么喷嘴根部漏气会引起回火？

真的分析预答：在燃气灶实际的维修中喷嘴根部漏气，造成回火烧坏灶具损坏实例不少，但许多人却没有认防，仅从回火的一般原因分析现重点对此漏气引起回火的原因分析如下：

喷嘴根部漏气，一般是在清理喷嘴或改气质更换喷嘴没有将螺纹的密封处理好，泄漏的燃气，通过喷嘴与阀体或小火管的连接部位(喷嘴根部)跑出来，一部分吸入引射器，另一部分积聚在灶壳内，被正在燃烧的火焰引燃吸入引射器引起回火轻者引起黄火、回火，重者着火烧坏喷嘴、调风板弹簧，甚至会把整个阀门烧坏，引起灶面底部发黑、烧坏发现此类现象要立即停止使用，将喷嘴拧下，使用气体密封胶在螺纹处涂抹后重新装上。

18.问：经仔细检查嵌入式燃气灶不漏气，输气管也不漏气为什么 橱柜 有煤气味？如何消除煤气味？

答：据分析你检查灶具气密性是在关闭状态下进行的，这种现象可能是灶具在开启状态下的漏气或燃气燃烧不充分造成的打开阀门点火后的燃气通路上有轻微漏气点，微量泄漏的燃气或燃烧不充分的产生的有害气体，通过灶壳上的孔流向橱柜内部积聚多了，形成煤气味如果在空气流通的条件下及时散开，不会产生危害，如果空气流通的条件不好（液化石油气不是向上飞散，而是沉积在地表面或低洼处）

泄漏的燃气或燃烧不充分的产生的有害气体，达到2%以上，一旦遇明火还会引起爆燃因此，遇到此类情况应首先检查橱柜，有无与外界空气相通的孔，如果没有，应当根据橱柜的现状，在适当的位置（如两侧的隔板上，扩大进气胶管的孔）开孔，使用液化石油气的应开的低一些，使用人工煤气、天然气的可开的高一些，切不可以为使用上进风的灶具，橱柜就可以不开与外界空气相通的孔，这是错误的因为您只要使用燃气就必有燃烧不充分可能，橱柜是厨房的死角，燃气比空气重，就会积聚在这些地方，形成隐患，所以必须严格按照国标GB16410规定和产品说明书，安装嵌入式灶具，橱柜必须要开有与外界空气相通的通气孔，保证使用安全，橱柜就不会有煤气味了。

19.问：离子感应安全装置是怎样的，工作原理是什么？

答：熄火保护装置有很多种，主要有：热电偶式、光电式、热敏式、离子感应式几种方式在燃具上都可以使用，但各种方式都有自己的优点和缺点离子感应的原理很简单：燃烧产生的火焰，将会产生大量的离子和电子，燃烧区域内的气体被部分离子化呈现电性如果在这区域内放置不相接触的一对电极（感焰针）

并加不同极性电压，一个电极接地，另一个电极置于火中，它们被带一定电荷的电极吸引，可产生约0.01mA的电流，电极外线路组成闭合回路，即可获得燃具燃烧状态下的火焰信息（它与热电偶不一样获得的是火焰信息而不是温度信息），应用这原理经一个直流放大器放大后，去驱动电磁阀打开燃气通路，如果电流消失电磁阀就会切断燃气通路它的优点是没有热惰性，反应速度快缺点是当空气中有冷凝水、灰尘也可能形成导电回路，产生虚火焰信息火焰。

20.问：燃气灶为什么在熄灭时会产生鸣爆声？如何调整？

答：燃气灶在使用时，有时会发生在熄灭时会产生鸣爆声，导致这种现象的原因及排除方法如下：当开大阀门使用猛火燃烧突然熄灭时，由于火孔出口处的燃气混合体的流速突然停止，此时正在燃烧的火焰缩进火孔而产生了回火，（这是一种气速为零的回火）

使燃烧器内的燃气爆燃，同时发出鸣爆噪声因此为预防出现这种情况，熄火时不宜快速急关另外熄火鸣爆声经过调整，仍然无效时应查找燃烧器的设计原因，许多人认为燃烧器是通用的，其实不然，一般煤制气燃烧器内腔小一些，液化气、天然气燃烧器内腔大一些，目前 海尔 燃气灶的燃烧器是按燃气种类有区分的，遇到此类现象可根据实际情况是当选用燃烧器排除熄火鸣爆噪声。

21.问：煤制气燃气灶更换天然气喷嘴后，用户反映使用时"辣眼"是怎么回事？

答：随着我国"西气东输"工程的发展，越来越多的城市将原来的管道煤制气置换为天然气许多人不清楚天然气燃气灶的设计要求，以为只是更换一下喷嘴，将喷嘴孔径变小，火焰变成兰色就可以了使用更换天然气喷嘴的燃气灶打开点火时，出现严重的离焰和脱火现象，造成点火困难，几分钟后出现"辣眼"的感觉，这是因为仅更换喷嘴还不能达到燃气灶应有的燃烧工况，出现了严重的不完全燃烧值得提醒的是天然气在这种状态下燃烧，可能产生了大量的一氧化碳和其它有害气体。

同时燃气本身含有的硫化物在燃烧时产生二氧化硫，在空气中浓度大于50mg/m3时会引起眼刺激症状和窒息感短时间内给人"辣眼"的感觉，应立即引起警觉，停止使用，开窗通风，查找故障一氧化碳是一种剧毒气体，当空气中一氧化碳浓度达到 0.04%时而人会感到不适，浓度达到 1.2%时人会头昏、恶心、呕吐、意识不清，时间长了人会即刻死亡因此，煤制气燃气灶改天然气燃气灶，必须更换天然气火盖，使之与天然气的燃烧特性相匹配，实现燃气灶应有的燃烧工况，即：

火焰稳定，应无离焰、脱火、黄火、回火、自动熄火现象；

烟气中一氧化碳含量不应大于0.05%；

点燃一个火孔火焰应在4秒中之内传遍所有火孔；熄火噪声不大于85dB。综上所述，达到合格的燃烧工况，自然也不会出现"辣眼"的感觉，才可以放心使用。

22.问：煤制气燃气灶改天然气燃气灶需更换那些零部件？

答：不同气源的燃气灶不能互换使用否则，煤制气燃气灶使用天然气打开点火时，火焰特别高、冒黑烟，一会儿就将锅底烧黑了为了减少用户更换燃气灶的费用，可根据改气质有关技术文件更换相关零部件，还是比较容易成功的。

更换零部件工艺注意事项：

①、点火针放电距离4--5mm宜远不宜近；

②、上喷嘴注意检查阀体与喷嘴根部气密性；

③、不换阀体可以使用，仅是不能调出小火的小火，大部分用户接受用户要求调出小火的小火就要换阀体；

④、压电点火点火喷嘴不须更换。

23.问：某液化石油气用户因气源改为天然气，拟将原灶使用，查液化石油气喷嘴孔径0.9mm，若改造后热负荷不变，问喷嘴孔径应改为多少？

答：液化气改换天然气，不必要更换阀体和喷嘴，只需用钻头扩孔,具体方法是拆掉喷嘴（在阀体上扩孔容易把残屑带入阀体内部）用尖嘴钳夹住喷嘴，手电钻装上钻头直接扩孔，注意去掉周围残屑，扩好后的喷嘴安装到原阀体上，打火并调整风门位置，反复试机直到无红火、黄火即可此方法效果很好，解决速度快，并且只收改换气源喷嘴扩孔费30元，用户比较容易接受若改造后热负荷不变。

24.问：液化石油气燃气灶改煤制气燃气灶需更换那些零部件？

答：不同气源的燃气灶不能互换使用否则，液化石油气燃气灶使用煤制气打开点火时，结果燃气灶燃烧器连火都点不着，从而无法使用为了减少用户更换燃气灶的费用，可根据改气质有关技术文件更换相关零部件，还是比较容易成功的。

更换零部件工艺注意事项：

①、点火针放电距离4--5mm为宜

②、换上喷嘴注意检查阀体与喷嘴根部气密性

③、压电点火点火喷嘴必须更换或扩孔（1.2mm）。

警告：不换阀体不可以使用！调小火的时候，内环小火点不着，此时有燃气漏出十分危险；不能利用原设有一次空气吸入口的喷嘴，扩孔使用！开阀时燃气会从一次空气吸入口喷出，引起着火。

25.问：如何改变喷嘴的孔径？改变喷嘴的孔径需注意那些问题？

答：在燃气灶维修服务实践中，经常会遇到与喷嘴相关的问题，要想解决喷嘴的维修更改孔径的问题，有必要了解喷嘴的有关知识，现将喷嘴的作用介绍如下：

喷嘴是燃烧器的燃气入口，燃烧器性能的好坏，与喷嘴有很大的关系喷嘴的作用有两个；一是决定了燃气的流量，从而也决定了燃烧器的热负荷；而是将燃气本身的静压转化为动能，从而引射一定的一次空气量要满足喷嘴的第一个功能，必须选择适当大小的喷嘴口径；要达到第二个功能则必须保证喷嘴的精度使其喷出的气流保持在引射管的轴线上否则喷嘴将偏离中心线，燃气射流撞击引射管管壁造成引射能量损失，会减少一次空气的引射量但有时为减少一次空气的引射量，也可以故意使燃气射流冲撞障碍物，从而调节空气量。

改喷嘴的孔径有由小改大的，也有大改小的对于小改大，可用原喷嘴扩孔即可，比较简单喷嘴扩孔要注意，中心轴线要同心，不能偏斜对于大改小，则比较麻烦，若想利用原喷嘴，现提供两个办法：

（1）缩口法；即使用一个类似头形状（可用4mm粗的水泥钉磨制，头部要光滑、园整，收缩不同口径的喷嘴，要用头部大小不同的冲子，头部半圆头的直径比喷嘴孔径略大）的冲子，对准喷嘴用小铁锤击打几下，喷嘴就会变小用合适的钻柄插进喷嘴孔量一下，松紧度、同心度是否合适，不合适继续击打，直至合适，这种方法特别适用于1.5mm以下的小口径喷嘴缩口；

（2）填充法；可用易溶金属如焊锡等将原喷嘴填塞后，在重新钻孔也可在原喷嘴上插进合适的钻柄，注意同心度不要偏些，在钻柄四周用硼砂（焊接敷料）填塞后，滴上502胶水，半凝固后将钻柄拔出，一个合适的孔就完成了，也可以堵上重新钻孔这种方法可适用于1.5mm以上的大口径喷嘴缩口，用于精度要求不太高的天然气喷嘴改制，不适用精度较高的液化石油气喷嘴改制需要指出的是有的人在处理此类喷嘴时，随便用胶水堵上后使用铁丝捅一个眼就用，那是不行的。