油气田动态分析的理解_天然气动态分析课程总结最新免费版
1.化工专业技术工作总结
2. 四川盆地天然气的区域性富集规律
3.石油与天然气地质学的形成和发展
4. 勘探目标评价与风险分析方法
5.城市燃气企业财务风险及应对策略
6.奥陶系风化壳产层天然气的来源分析
梁劲1 王宏斌1，2 梁金强1
（1.广州海洋地质调查局 广州 510760；2.中国地质大学（北京）北京 100083）
第一作者简介：梁劲，男，11年生，高级工程师，1995年毕业于成都理工学院信息工程与地球物理系应用地球物理专业，主要从事天然气水合物调查与研究工作。
摘要 本文用Jason 反演技术对南海北部陆坡A 测线纵波速度进行计算，结合BSR、振幅空白带以及波形极性反转等多种水合物赋存信息的分析，对水合物成矿带的速度特征进行了综合研究，结果表明：低速背景中的高速异常，是天然气水合物赋存的重要特征；高速异常体一般呈平行于海底的带状分布；在高速异常的内部，速度也是不断变化的。一般在异常体的中心速度最高，由中心到边缘速度逐渐降低，反映在水合物矿带内部，水合物饱和度由矿体中心向边缘逐渐降低的特征。本文的研究成果进一步表明高精度速度分析不仅可以帮助寻找水合物矿点，还可以进一步判定水合物的富集层位。
关键词 Jason 反演技术 天然气水合物 速度分析
1 前言
天然气水合物是在低温、高压环境下，由水的冰晶格架及其间吸附的天然气分子组成的笼状结构化合物，广泛分布于海底和永久冻土带。温度和压力是天然气水合物形成和保存最重要的因素（王宏斌等，2004）。针对天然气水合物的野外调查及研究表明：高分辨率的地震勘探方法是天然气水合物调查评价中行之有效的方法。地震反演技术一直是地震勘探中的一项核心技术，其目的是用地震反射资料反推地下的波阻抗、速度、孔隙度等参数的分布，从而估算含天然气水合物层参数，预测天然气水合物分布状况，为天然气水合物勘探提供可靠的基础资料。常用的地震反演技术有Jason、Strata、Seislog和ISIS等，其中Jason反演技术在含天然气水合物层预测中因其分辨率高而得到广泛推崇，它主要由有井约束和无井约束两种方法组成（廖曦等，2002）。
速度异常是判断天然气水合物是否赋存的重要条件之一。结合BSR（Bottom Simulating Reflector）特征、波形极性特征、振幅特征以及AVO特征等目前已成为判断是否存在天然气水合物层主要手段（史斗等，1999）。大量的测试数据显示：水合物的速度与冰的速度较为接近，而比水高。与含水或含游离气沉积层相比，含水合物沉积层的密度降低，声波速率增大，含水合物层的地层速度往往比一般的地层速度高，含水合物沉积层的下部由于充填了水或气，而使水合物底界面出现速度负异常。因此，地层中速度反转是水合物赋存的一个地球物理标志。含水合物地层的声波速度与水合物的含量有关，水合物含量越高，其声波速度越高。从速度方面看，BSR是上覆高速的含水合物地层与下伏较低速的含水层或含气层之间的分界面。通常，海洋中浅层沉积层的地震纵波速度为1600～1800m/s，如果存在水合物，地震波速度将大幅提高，可达1850～2500m/s，如果水合物层下面为游离气层，则地震波速度可以骤减200～500m/s。因此，在速度剖面上，水合物层的层速度变化趋势呈典型的三段式，即上下小、中间大的异常特征（张光学等，2000）。西伯利亚麦索雅哈气田的资料表明，在原为含水砂层内形成水合物之后，其纵波的传播速度会从1850m/s提高到2700m/s；而在胶结砂岩层，这种速度会从3000m/s提高到3500m/s。深海钻探的570站位的测井结果表明，由含水砂岩层进入含水合物砂岩层时，密度由1.79g/cm3降低到1.19g/cm3，声波传播速度从1700m/s提高到3600m/s，且电导率剧烈下降。
Cascadia海域ODP889站位的VSP测井资料反映水合物底界为强烈的负速度界面，速度从水合物沉积物层的1900m/s陡降到含游离气层的1580m/s，由于VSP测井为地震测井，受钻井因素的影响较少，因此认为VSP测井真实地反映了水合物沉积层底界的速度变化（陈建文等，2004）。
国土部广州海洋地质调查局在2001～2004年在南海北部陆坡进行10000多公里的天然气水合物高分辨地震调查。本研究利用Jason反演技术，通过对南海北部陆坡区的地震速度资料的精细分析，在已圈定BSR分布范围的基础上研究陆坡区各沉积层的速度特征，最后对速度值与水合物的关系进行了分析和探讨。
2 方法原理
纯天然气水合物的密度（0.9g/cm3）和海水密度相近，而游离气的含量又十分有限，这就决定了产生BSR的波阻抗差主要由速度造成。速度反演技术的特点是在无井约束时，以地震解释的层位为控制，对所有的地震同相轴来进行外推内插来完成波阻抗反演，这样就克服了地震分辨率的限制，最佳的逼近了测井分辨率，同时又使反演结果保持了较好的横向连续性。速度反演技术的主要原理是：①通过最大的似然反褶积求得一个具有稀疏特性的反射系数系列；②通过最大的似然反演导出波阻抗；③通过波阻抗计算速度。该方法的主要优点是能获得宽频带的反射系数，是一种基于模型的反演，具有多种建模方法，对所建模型进行比较分析，并使地质模型更趋合理，反演结果更加真实可靠（郝银全等，2004）。
波阻抗反演方法的出发点是认为地下的反射系数是稀疏分布的，即地层反射系数由一系列叠加于高斯背景上的强轴组成。具体反演是从地震道中，根据稀疏的原则抽取反射系数，与子波褶积生成合成地震记录，利用合成地震记录与原始地震道的残差修改反射系数，得到新的反射系数序列，然后再求得波阻抗。其具体步骤是：
设地层的反射系数是较大的反射界面的反射和具有高斯背景的小反射叠加组合而成的，根据这种设导出一个最小的目标函数（安鸿伟等，2002）：
南海地质研究.2006
式中：R（K）为第一个样点的反射系数，M为反射层数，L为样总数，N为噪音变量的平方根，λ为给定反射系数的似然值。
最大的似然反演就是通过转换反射系数导出宽带波阻抗的过程。如果从最大的似然反褶积中求得的反射系数式R（t），则波阻抗：
Z（i）=z（i-1）×（1+R（i））/R（1-i） （2）
利用波阻抗和速度的关系式：
v=Z（i）/ρ （3）
即可得到速度值。其中，ρ为地层密度，可从区域测井资料结合该测线重力资料反演求取。
在上述过程中为了得到可靠的反射系数估算值，可以单独输入波阻抗信息作为约束条件，以求得最合理的速度模型。一方面，速度反演结果是一个宽频带的反射序列和波阻抗及速度数据，同时加入了低频分量，使反演结果更能正确反映速度变化规律；另一方面，它有多种质量控制方法，具体表现为监控子波的选取、同相轴的连续追踪、反演结果准确性的判断和提供多种交汇显示的相关性分析。所以利用速度反演可对地震剖面上任一相位进行速度反演，在每一个CDP点都可得到任一个同相轴速度数据，并利用二维的反射波的速度层析成像反演方法得到高度连续的速度剖面，如果地震测线足够密，还可利用三维速度反演得到速度体图像。
3 实现过程
3.1 初始模型的确立
在地质规律的指导下，利用地震和测井资料开展沉积特征分析和沉积旋回划分；建立岩石-电性关系，进行砂层组和单砂层对比；在地震剖面上提取各含油砂层组反射波属性，建立地震属与矿体的关系，实现地震-测井综合预测矿体平面分布厚度，开展层间矿体组外推预测；建立初始速度场；在地震属性约束下开展地震反演，反演层间小层矿体厚度。细分层反演层位的标定正确与否直接影响反演结果的精度。因此，在反演过程中对子波提取、能谱特点、信噪比、频谱及反射系数的研究至关重要（闫奎邦等，2004）。技术路线流程如图1所示：
3.2 初始速度场的获得
初始速度场的获得首先要对速度谱进行解释，速度谱的解释和取值是否合理，将直接影响均方根速度的计算精度。具体步骤如下：
1）速度谱的解释先从地质条件简单、反射层质量好、能量团强、干扰少的剖面段开始，绘制叠加速度-反射时间曲线，并逐渐向外扩展；
2）结合地震剖面的反射特征，判断速度极值点是否正确，并选择读取能量团最大的极值点。排除干扰波能量团，从而求得有效波的叠加速度；
3）对相邻速度谱进行比较，通过比较速度谱曲线的形状、相同反射层的速度极值等方法予以检查和修改。
4）每隔40个CDP拾取一组数据，利用地震剖面上的反射倾角数据对它们进行校正，便可得到均方根速度（梁劲等，2006）。
图1 速度反演技术线路流程图
Fig.1 The flow chart of the velocity inversion of technical route
3.3 子波的提取
子波提取时，要使能量集中于子波的主瓣，与地震子波形态吻合。如果所提子波近于零相位，则从波峰向两侧能量衰减较快，波峰两侧波形对称；在子波的能谱特征分析，要使能量都集中在地震波的主频范围内；有井资料时，要对井资料都作了子波与地震波自动关联质量控制。保证子波能谱与地震波能谱相吻合，是反演中较为重要的一方面，子波能谱的峰值与地震波主频的能谱峰值相吻合。首先了解合成记录与地震记录之间的偏差。通过合成记录与地震记录之间的偏差分析，对Jason反射系数偏差、能谱偏差进行进一步的校正，使合成记录与地震记录之间的偏差减小。然后通过反射系数与地震资料之间偏差分析，取相应的手段校正，使地层与合成记录反射系数相吻合。再进行信噪析，使反演处理后的信噪比得到最大限度的提高。通过一系列质量控制手段，使各油层合成记录与地震记录的标定精度得到了较大的提高。
关于速度反演可信程度，不能完全由反演方法确定，关键在于获取地震记录的质量和反演前处理流程的振幅保真度。另一个影响因素是数值模拟结果应当是比较准确的，这与计算方法有关，也与子波拾取和地质构造模型有关。至于反演结果的灵敏度，主要由拟合误差值和收敛速度来判断。如果给定的初始模型正确，即与实际地质结构一致，则拟合的误差较小且收敛速度快。本文工作由于受实际情况限制，没有实际的测井资料验证，因此反演所得速度的准确性和精度会受到一定程度的影响。
4 速度剖面特征
运用多种特殊地震成像综合分析，是天然气水合物地震资料解释的关键技术。目前一般用识别BSR、振幅空白带、波形极性反转、速度异常、波阻抗面貌和AVO等天然气水合物地震相应特征来综合分析沉积物中是否含有水合物。高精度的层速度分析可帮助判定水合物的富集层位，速度及振幅异常结构是水合物与下伏游离气共同作用形成的特殊影像，剖面上表现为“上隆下坳”结构，多层叠合构成一明显的垂向“亮斑”这一特殊成像结构在未变形的水合物盆地内较适用于寻找水合物矿点，并可据此定量估算水合物盆地内水合物的数量，分析BSR上下的详细速度结构，是水合物地震资料综合解释的重要手段（张光学等，2003）。
图2 南海北部陆坡测线A道积分剖面
Fig.2 Trace integration profile of the line A in north slope of the South China Sea
图2是南海北部陆坡测线A的地震反射道积分剖面，从图中可以看出，该剖面中部及右下角距海底大约350ms处出现一强振幅反射波，大致与海底反射波平行，与地层斜交，BSR特征明显。在波形极性方面，海底反射波和BSR都表现为成对出现的强振幅双峰波形特征，海底反射波表现为蓝红蓝特征，而BSR表现为红蓝红特征，这表明相对于海底，BSR显示出负极性反射同相轴，即所谓的极性反转（与海底反射相反）。反射波的极性是由反射界面的反射系数决定的，而反射系数则与界面两侧的波阻抗差有关。实际上，海底和BSR都是一个强波阻抗面，海底是海水和表层沉积物的分界面，上部为低速层，下部为相对高速层，反射系数为正值；BSR是含水合物层与下部地层（或含气层）的分界面，上部为高速层（水合物成矿带是相对高速体），下部为相对低速层（如含游离气，则速度更低），反射系数为负值，因此造成了BSR和海底反射波的极性相反现象（沙志彬等，2003）。图3是用速度反演法反演出来的纵波速度剖面，该速度剖面明显显示出一近似平行于海底的相对高速地质体，其位置恰好在BSR上方。高速地质体的纵波速度大约在2000～2400m/s，其上面的低速层的纵波速度大约在1500～1800m/s，而下面的低速层的纵波速度大约在1500～1900m/s，没有明显的游离气存在特征，但根据其高速地质体特征、BSR以及波形极性反转分析，可以认为南海北部陆坡测线A的相对高速地质体极可能是水合物成矿带。
图3 用速度反演法计算的南海北部陆坡测线A纵波速度剖面
Fig.3 P velocity profile of the line A in north slope of the South China Sea computed by velocity inversion
由图3可见，水合物成矿带内部速度是变化的，表明水合物分布不均匀，呈平行于海底的带状分布，中心速度最高，由中心到边缘速度逐渐降低。海底以下有3个近似平行海底的低速和高速带：①海底与高速体之间的相对低速带，为水饱和带；②水合物成矿带；③水合物成矿带下的低速带。水合物成矿带下面的低速带在速度剖面上没有明显的低速特征，由此推断水合物成矿带下可能不含游离气，或者是气体的饱和度很低。
5 结论
水合物的生成除了需要一定的温度和压力条件外，还需要大量的碳氢气体和充足的水。这就需要地层具有较高的孔隙度和渗透率。未固结沉积岩的孔隙度很高，渗透率大，具备水合物生成的物理条件。具备这种特征的未固结沉积岩的地震波速度较低，而含水合物地层的地震波速度增大。这就形成了水合物成矿带作为低速背景中的高速地质体特征。另外，水合物的生成受温度和压力控制，一般情况，等温面和等压面近似平行于海底，因此低速背景中近似平行于海底的相对高速地质体是水合物成矿带的特征（刘学伟等，2003）。
通过对南海北部陆坡A测线纵波速度的计算，并且结合BSR和振幅空白带识别以及波形极性反转等多种特殊地震成像进行综合分析，我们可以进一步了解水合物成矿带的速度特征：揭示水合物成矿带的高速异常一般呈平行于海底的带状分布，在高速异常的内部，速度也是不断变化的，一般在异常体的中心速度最高，由中心到边缘速度逐渐降低，该现象反映在水合物矿带内部，水合物分布并不均匀，水合物饱和度由矿体中心向边缘逐渐降低。分析BSR上下的详细速度结构，是水合物地震资料综合解释的重要手段。高精度速度分析可帮助判定水合物的富集层位，较适用于寻找水合物矿点，并可据此估算水合物量。
参考文献
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张光学，文鹏飞.2000.南海甲烷水合物的地震特征研究，首届广东青年科学家论坛论文集，中国科学技术出版社
The Application of Jason Inversion Technology in Velocity Analysis of Gas hydrate
Liang Jin1 Wang Hongbin1，2 Liang Jinqiang1
（1.Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，5107602.China University of Geosciences（Beijing），Beijing，100083）
Abstract：The P velocity of A seismic profile in the north slope of the South China Sea were calculated by Jason inversion method.The velocity characterostic of the gas hydrate bed was researched in detail based on the calculated result and the information of gas hydrate existing including BSR，amplitude blanking and polarity reversion of the weform.Research shows that：The abnormity of higher velocity in the background of lower velocity is an important characteristic of gas hydrate existing；The abnormity of higher velocity which distribute as a belt usually parallel to the seafloor；The velocity changes gradually at the inner of the abnormity of higher velocity with the highest velocity at the center of the abnormity whereas the lowest velocity at the margin of it，which suggests that the saturation of gas hydrate decreases gradually from the center to the margin.The result that mentioned above suggest that high resolution velocity analysis not only help to search the hydrate spot but also help to estimate the rich layer of gas hydrate.
Key Words：Jason Inversion Technology Gas hydrate Velocity Analysis
化工专业技术工作总结
天然气安全员岗位职责（精选15篇）
在日常生活和工作中，需要使用岗位职责的场合越来越多，岗位职责的明确对于企业规范用工、避免风险是非常重要的。我们该怎么制定岗位职责呢？以下是我收集整理的天然气安全员岗位职责，仅供参考，欢迎大家阅读。
天然气安全员岗位职责 篇1
一、认真贯彻执行《建筑法》和有关的建筑工程安全生产法令、法规，坚持“安全第一。预防为主”的方针，详细落实上级公司的各项安全生产规章制度；
二、参与各项施组措施的编制(安全相关内容)，有权行使安全一票否决制；
三、控制安全动态，发现事故苗头并及时取预防措施，组织班组展开安全活动，提供安全技术咨询
四、配合有关部门做好对施工人员的安全教育、节日的安全教育、各工种换岗教育和特殊工种培训取证工作，并记载在案。健全各种安全管理制度；
五、组织、参与安全技术交底，对施工全过程的安全施行控制，并做好记载；
六、参与每周一次以上的定期安全检查，及时处观工现场安全隐患，签发限时整改通知单；
七、监视、检查操作人员的遵章守纪。遏止违章作业，严格安全纪律，当安全与生产发作抵触时，有权遏止冒险作业；
八、辅佐上级部门的安全检查，照实汇报工程项目或生产中的安全情况；
九、检查劳动维护用品的质量，反应运用信息，对进入现场运用的各种安全用品及机械设备，配合资料部门停止验收检查工作；
十、贯彻安全保证体系中的各项安全技术措施，组织参与安全设备、施工用电、施工机械的验收。
十一、参与对施工班组和分包单位的安全技术交底、教育工作，担任对分包单位在施工过程中的安全连续监控，并作好监控记载；
十二、参与辅佐对项目存在隐患的安全设备、过程和行为停止控制，参与制定纠正和预防措施，并考证纠正预防措施；
十三、担任普通事故的调查、剖析，提出处置意见，辅佐处置严重工伤事故、机械事故，并参与制定纠正和预防措施，避免事故再发作。
天然气安全员岗位职责 篇21.协助车队安全生产，全面履行车队的安全管理工作。
2.认真落实公司安全工作的各项管理规定，及操作规程。
3.坚持在生产一线，检查车辆的技术情况，监督驾驶思想动态、驾驶技术和安全行车状况，及时处理现场安全问题，交通事故和治安事故，分析违法原因，综合治理，从根源上整改纠正，杜绝“病”车投入营运，防范交通事故发生。
4.落实驾驶员出车前问询、告知制度。
5.落实安全运输，保卫全过程的俺去监督制度。
6.开展形式多样的培训、教育活动，做好记录，通过实际案例分析，教育驾驶员，反违章、防事故、消除安全隐患。
7.掌握驾驶员思想和健康状况，及时化解各种矛盾，防止驾驶员带“病”开车。
8.监督驾驶员合理作息，监督排班运营情况，杜绝疲劳驾驶。
9.每月对驾驶员、保安员做一次全面考评，考评不合格者提出处理意见，报车队领导处理。
10.安全检查、日查与月查、小查与大查、抽查与普查相结合，善于发现和从根源上纠正安全隐患，严处违法行为，以减少一般事故，杜绝重大事故发生。
11.现场救援，处理行车事故，调查、分析事故原因，教育驾驶员，按照有关规定对肇事者提出处罚意见，执行公司的处罚决定。
12.做好驾驶员招聘考核、违法、违规记录、责任事故、安全学习、培训、奖惩。
天然气安全员岗位职责 篇31、在项目经理的领导下，对施工现场进行安全监督、检查、指导，并做好安全检查记录；
2、每项工程必须按公司规定，组织安全教育、安全技术交底以及安全措施的培训等。
3、认真做好安全台账，组织安全生产检查。
4、发现重大安全隐患，应立即取有效补救措施，并及时汇报，将隐患消灭在萌芽状态。
5、正确填报施工现场安全措施检查情况的安全生产报告，定期提出安全生产的情况分析报告的意见；
6、严格履行职责，杜绝事故发生。
天然气安全员岗位职责 篇41、按照建筑施工安全文明标准（JGJ59-99）及国家、地方及公司对安全文明施工的标准、规范和规程。执行安全生产的各项规定。代表公司执行企业安全生产主体责任对项目部的具体贯彻落实。
2、参与施工组织设计中安全技术措施的制订及审查。
3、巡视检查施工现场，监督各项安全规定的实施与安技措施的落实，消除事故隐患，分析安全状态，防止事故发生，不断改进安全管理和安全技术措施。
4、对职工进行安全生产的宣传教育及交底和对特种人员的考核。
5、正确行使安全否决权，做到奖罚分明，处事公正，同时做好各级职能部门对本工程安全检查的配合工作。
6、参与工伤事故的调查和处理，及时总结经验教训，防止类似事故重复发生。
7、落实项目周检工作，定期召开班组、安全动态分析会，贯彻落实安全教育和季节性的'安全教育。
8、组织脚手架、电气及机械设备等的安全技术验收，落实保养措施。
9、对过程产品和最终产品进行防护，对有特殊防护要求的产品编制专门防护方案并向施工人员交底。
天然气安全员岗位职责 篇51、负责检查各项安全规定和措施的落实，对查出的不安全隐患，立即监督整改，并做好工作记录；
2、负责实施公司所有范围内质量安全监督管理工作；
3、负责实施公司全员的质量安全培训和应急预案的演练工作；
4、负责按规定程序报告各类质量安全事故，协助领导组织并参加事故的调查处理；
5、负责计量器具、灭火器的年检；
6、完成上级领导交办的其他工作。
天然气安全员岗位职责 篇61、负责项目的安全工作及日常环保工作，贯彻实施公司管理方针及目标、本部门的目标、指标及方案；
2、负责坚决制止违章指挥、违章作业、违反安全操作规程的人和事，并根据公司制度给与相应处罚；
3、负责在发生安全事故时及时组织人员疏散和取抢救措施，保护现场，协助做好事故调查处理工作；
4、负责强化安全生产管理，组织施工现场安全检查，发现隐患及时取措施，并及时取报告、整改措施；
5、负责文明施工、洁净管理工作的开展，制定完善的安全、环保等相关管理制度，并落实实施。
天然气安全员岗位职责 篇71、负责收集国家安全、环保及职业卫生管理方面的法律法规及标准,并确保在公司内得到实施；
2、负责制定公司的安全、环保管理制度、规范并监督落实执行；
3、负责公司年度污染物排放、固体废物处置的申报、职业危害场所危害因素的检测；
4、负责公司安全、环保、职业卫生设施的监管，确保其处于正常状态；
5、负责公司安全教育管理及员工职业健康管理工作；
6、负责员工安全培训档案及职业健康档案的建立、更新及维护工作；
7、负责组织公司安全检查、隐患排查及监督整改事项的落实和申报工作；
8、协助公司生产项目环境影响评价、职业卫生评价的组织、材料准备工作；
9、参与公司内安全环保事故调查、分析并提出处理意见,负责落实整改和防范措施。
天然气安全员岗位职责 篇81、模范地执行安全生产各项规章制度和领导提出的有关安全方面的要求，协助班组长做好本班组的安全工作，理解专职安全员的业务指导。
2、协助班组长组织全班安全学习，加强日常安全教育和宣传工作，搞好新工人的安全教育。
3、反映班组安全生产状况和职工的要求，协助落实改善措施。
4、管理本班组的安全工具、设施、标志等器材。负责对现场消防器材、开关箱和安全警示标志、标语等其它物品的管理；确保其完好有效，确保疏散通道和安全出口畅通。
5、及时发现和处理事故隐患，对不能处理的隐患要及时上报，并有权制止违章作业，有权抵制和越级上告违章指挥行为。
6、检查现场施工人员的安全生产防护用品的使用；检查评定安全用品和劳动保护用品是否达标，督促防范措施的落实；负责伤亡事故的统计上报和参与事故的调查，不隐瞒事故情节，严格执行“四不放过”的原则。
7、负责各自管理范围的安全管理工作。协助安全领导小组工作，落实实施安全生产规章制度。
8、发现事故隐患及时组织人员处理，一旦发生事故应及时上报项目部安全领导小组，并即刻组织现场抢救，参与伤亡事故的调查、处理工作。
9、对于特种作业人员，严格按照国家劳动部颁发的《特种作业人员安全技术培训考核管理规定》持证上岗，严禁无证操作，并督促有关人员取得《特种作业人员操作证》，特种作业人员每两年进行一次复审，复审不合格者不准上岗。
10、负责现场礼貌施工管理:弃土覆盖、工完料清、现场清理、洒水、礼貌穿戴、民工宿舍管理、民工食堂检查管理、材料码放。
11、负责现场交通、用电和地下管线的安全管理。
12、熟悉重大危险源和风险点，并按防护措施进行相应管理；实行安全终止权，有权制止任何人的违章行为，承担项目安全、礼貌施工管理职责，兼职安全员要不断的检查生产的每一个环节，不要出现疏漏之处，造成损失。
天然气安全员岗位职责 篇91、兼职安全员由所在部门领导，在公司质量安全部指导下开展日常基层安全生产管理工作。
2、负责所辖区域的安全管理工作，任何人员进入生产现场服从兼职安全员的管理。
3、每日对所辖区域(工作)进行安全巡视检查不少于2次，并做好巡视检查记录。
4、负责督促所辖区域班组(员工)落实各项安全生产管理制度、职责制度，全面执行安全技术操作规程，坚持“四不伤害”(即不伤害自己，不伤害别人，不被别人伤害，我保护他人不受伤害)，杜绝“三违”(即“违章指挥，违章操作，违反劳动纪律)，从源头上控制安全生产事故发生。
5、负责所辖区域班组成员及新录用员工、调岗员工的部门级安全教育培训；监督所辖班组进行班前会、班后会和安全生产日活动；按要求组织相关人员参加安全生产事故应急抢险救援演练。
6、负责督促所辖区域的安全生产事故隐患排查与治理、生产现场6S管理工作推进；检查员工正确穿戴、使用劳动防护用品及职业危害防护用品、用具；宣传教育职工增强职业病预防意识。
7、负责督促所辖区域班组做好安全防火工作，加强对所属人员的安全防火教育培训，提高广大职工临灾时抢险避险潜力；参与公司开展的经常性的消防安全检查，消除火险隐患，保障员工生命和公司财产安全。
8、对发现的各种安全生产事故隐患，有逐级报告的义务；对发现的各种违章行为，有批评教育和对照《安全生产奖惩办法》做出相应处罚的权利；对所辖区域发生的各种安全生产事故负责；对所辖区域的安全设施、安全警示牌的完好、整洁负责。
9、按“四不放过”原则，参加所辖区域发生的各种安全生产事故的调查、分析，并提出自己对事故预防的措施和对相关事故职责人的处理意见。
10、按时参加公司组织的安全生产工作会议和活动。
11、及时向所辖区域人员传达安全生产工作的要求和提示。
12、对所辖区域安全生产工作表现优秀的班组或人员能够向质量安全部提出给予奖励的权利。
天然气安全员岗位职责 篇101、兼职安全员由所在单位领导，在公司安全处指导下开展日常基层安全生产管理工作。
2、负责组织本部门或所在班组全体职工，认真学习贯彻国家安全生产法律、法规和“安全第一，预防为主，综合治理”的安全生产方针；组织落实各项安全生产管理制度、职责制度，全面执行安全操作规程，坚持“四不伤害”，杜绝“三违”，从源头上控制安全生产事故发生。
3、负责本部门或所在班组成员及新录用员工、调岗员工的安全教育培训；组织进行上岗前安全培训、班前、班后会和安全生产日活动；按要求组织参加安全生产事故应急抢险救援演练；按要求全面、详实、规范记录安全台帐。
4、负责组织开展本单位或班组所在岗位的安全生产事故隐患排查治理、生产现场定置管理；督促职工正确穿戴、使用劳动防护用品及职业危害防护用品、用具；宣传教育职工增强职业病预防意识。
5、负责本部门或班组所在岗位的安全防火工作，加强对所属人员的安全防火教育培训，提高广大职工临灾时抢险避险潜力；维护好所在岗位的消防设施和灭火器具；开展经常性的消防安全检查，消除火1险隐患，保障职工生命和公司财产安全。
6、对发现的各种安全生产事故隐患，有逐级报告的义务；对发现的各种违纪行为，有批评教育和提来源理意见的`权利；对本单位或所在岗位发生的各种安全生产事故负责；对所在单位或岗位设置的安全设施、安全防护用品、用具、安全警示牌的完好、整洁负责；对本部门或所在班组成员的违纪行为负责。
7、按“四不放过”原则，参加公司发生的各种安全生产事故的调查、分析，并提出自己对事故预防的措施和对相关事故职责人的处理意见。
8、按时参加公司或部门组织的有关安全生产方面的会议和活动。
9、及时向所属人员传达安全环保部在兼职安全员例会上的安全生产工作提示。
天然气安全员岗位职责 篇111、认真学习、宣传、贯彻、执行国家、各级和上级行业管理部门各类安全生产法律、法规和企业安全生产管理规章制度。
2、所开展的一切工作向部门职责人负责。
3、在公司安全科的领导下，配合开展安全生产管理工作，履行辖区内日常安全生产管理职责。
4、认真学习安全管理专业知识，努力提高业务技能。
5、认真完成各项安全生产任务，做好本单位（部门）安全生产动态监管，查找事故隐患，纠正违章操作，落实安全生产措施。
6、配合公司安全管理职能部门做好安全生产基础工作，做好安全原始记录，建立健全各类安全档案、资料、台帐，准确汇报各类安全生产统计报表，如实填写驾驶员安全行驶里程。
7、所属单位发生行车事故或其它生产安全时，应立即赶赴事故现场，配合公司安全员做好事故的救援、处理和其它交办的工作。
8、配合公司组织好员工的安全学习、培训、考核工作，深入细致地做好调查研究，为领导带给安全管理准确数据。
9、配合公司做好所属单位的人员、车辆以及各类设备设施的安全检查、隐患整改以及隐患整改合格项目的跟踪调查验证等工作。
10、对所开展的安全工作实行“一票否决”制。
11、用心完成上级交办的其它工作任务。
天然气安全员岗位职责 篇121、用心贯彻执行国家安全生产有关法律、法规、方针、政策，综合管理本单位安全生产的日常工作。
2、协助本单位建立健全安全生产职责制、安全生产管理规章制度、操作规程，落实安全生产各项具体工作。
3、定期或不定期深入作业场所，组织开展各类安全检查，做好检查记录，对检查发现的隐患，提出整改意见，并督促落实整改。
4、组织本单位的安全生产宣传、教育和培训工作；辅导兼职安全员学习安全专业知识。
5、拟订年度、季度安全工作，用心做好本单位安全生产档案资料的收集、整理、保管、移交和各种报表的填报等基础工作。
6、协助单位制定生产生产安全事故综合应急预案、专项应急预案和现场处置方案，并组织演练。
7、参与生产安全事故的调查和处理，负责事故的统计和分析报告，协助有关部门提出防止事故的错失并督促落实。
8、做好安全生产文件的上传下达，及时反馈有关安全生产的各种状况。
9、熟悉使用《安全标准化管理系统》管理日常安全生产各项工作。
10、全面、深入了解本单位安全生产工作，向部门负责人汇报有关状况、存在问题与不足，提出意见与推荐。
天然气安全员岗位职责 篇131、制定安全条例和文明施工标准，根据项目要求及国家法规要求制定相关标准。
2、办理开工前安全监审和安全开工审批，编制工程安全监督，上报安全措施和分项工程安全施工要点，及时办理安全开工审批，确保工程顺利开工。
3、调查研究生产中的不安全因素，提出改进意见，参与审查安全技术措施、，并对贯彻执行情况进行督促检查。
4、安全宣传教育和管理工作，协助制定并督促执行安全技术培训工作，参与有关施工安全组织设计和各种施工机械的安装、使用验收，监督和指导电器线路和个人防护用品的正确使用。
5、制止违章作业和违章指挥，发现重大隐患时，当安全与进度发生矛盾时，必须把安全放在首位，有权暂停作业，撤出人员，及时向上级主管领导报告，并提出改进意见和措施。
6、施工现场伤害事故的处理，在施工现场发生重伤以上事故时，应赴现场组织抢救，保护现场，并及时上报公司事故情况，进行工伤事故统计、分析和报告。
7、日常监理巡查，要对现场安全防护、道路运输、风水管道、支护挂网、机械设备、电器线路、通风防尘、敲帮问顶、防火防爆等，是否符合安全管理规定标准。如发现施工现场存有不安全隐患，应及时提出改进措施，并对改进后的设施进行检查验收。
8、填写施工现场安全检查情况的交班报告，确保下一班的施工作业安全，定期编写安全
天然气安全员岗位职责 篇141、认真贯彻执行党和国家安全生产方针、政策、指示、规定；
2、负责进行二、安全教育，协助车间科室领导组织好每周一的安全日活动；
3、参加制定安全生产制度和安全技术规程，并经常检查执行状况；
4、编写二级安全教育大纲，经常对本单位职工进行安全，知识教育，建立安全技术档案；
5、经常深入各岗位检查安全生产状况，制止违章指挥和违章作业，遇到重大险情果断取措施并报告领导，查出的事故隐患及时组织力量限期整改；
6、参加本单位扩建、改建工程设计的审查，验收工作；
7、负责管理本单位安全、。防火设施、检查监督本单位人员劳保用品的合理使用，
8、协助车间领导审批二级用火，并取可靠的安全措施，使动火作业安全顺利进行；
9、定期向安全部门汇报工作，按时参加安全部门组织的各项安全活动；
10、参加本单位各类事故的调查处理，负责统计上报协助车间主任落实各项安全措施。
天然气安全员岗位职责 篇15(1)模范执行安全生产各项章制度，协助班组长做好本班组的安全生产工作，理解专职安全员的业务指导。
(2)协助班组长组织安全学习、记录和处理小事故，加强本组日常安全教育和宣传工作，整理、反映班组安全生产状况和要求。
(3)协助班组长搞好新工人，变换工种人员的安全生产教育工作和专业工种的技术培训。
(4)参加作业前的现场检查和班前安全交底教育工作，对施工区域，使用的设备、机具、施工用电状况进行检查，发现问题及时整改或上报。
(5)有权制止违章作业，有权抵制和越级上告违章指挥事项，及时发现和处理事故隐患，本人或本组不能处理的危险因素要及时报告。
(6)发生伤亡事故立即组织抢救伤员、保护现场和迅速上报。参加事故分析处理和安全检查、协助领导落实整改措施。
;四川盆地天然气的区域性富集规律
化工专业技术工作总结
化工专业技术工作总结的开展能使化工人员克服不足，总结经验，在困难中不断进步。下面是我推荐给大家的化工专业技术工作总结，希望能带给大家帮助。
化工专业技术工作总结一
一、优化工艺过程配置、提升技术经济安全效益
H/CO装置要求进入转化炉天然气硫含必须小于10ppm001环境管理体系认证，并与ISO9001质量管理体系认证整合为企业管理体系。在三合一管理体系建立的过程中，又一如既往地投入到体系文件编写、初始状态评价、危险源和环境因素辨识、管理方案的制定等工作当中，为企业顺利通过注册认证作出了贡献。在参与建立企业管理体系的过程中，我个人也学到了国际通用的许多管理方面的知识，同时作为三个体系的内审员也时刻为三个管理体系的持续改进做出艰苦的努力。
根据企业实际以及国家法律法规要求，编制企业化学品事故应急救援预案，完善企业应急预案文件体系，并指导各级演练;编制或修订光气生产、使用、储存管理制度等40余个规章制度和技术规范，进一步规范企业管理、指导生产运行;组织各单位进行工艺过程危险性分析，优化工艺过程安全性配置，提高生产运行和安全水平;积极进行危险化学品操作人员等特种作业人员的培训教学工作，不断提高职工的专业技能和意识;推动企业安全标准化的创建，规范管理，落实责任;指导3.5万吨/年苯胺试车方案的编制，为项目试运行提高了有力的技术保障。
二、适应时代发展的需要，不断学习、不断更新知识
现代社会的发展日新月异，知识更新十分迅速，如果不及时补充新知识，不经常进行不间断的学习和交流，就不能适应企业技术管理工作的需要，就要被淘汰。为此，我利用一切机会参加各种培训班、技术交流活动。在助理工程师任职期间，先后参加有关部门组织的各种专题培训十余次，积极参加相关专业资格考试，获得国家注册安全工程师执业资格证;获得危险化学品教师、安全管理人员、化学品登记人员等岗位资格证书;获得ISO14001环境管理体系内审员、OHSMS职业健康安全管理体系内审员资格证书;2006年2月考取中国石油大学远程教育学院化学工程与工艺专业(本科)，进一步提升自己的专业理论知识和技术素养;2006年被××化医控股(集团)公司授予安全环保先进工作者称号;2007年被××化医控股(集团)公司骋为安全标准化专家。通过各种继续再教育培训班，使我始终保持着旺盛的求知欲，同时也让我本人的专业技术水平不断地得到提高。
以上是我近年来从事的主要技术工作的情况，通过从书本上学习、从实践中学习、从他人那里学习，再加之自己的分析和思考，确实有了较大的收获和进步。成绩和不足是同时存在的，经验和教训也是相伴而行。我将继续努力，克服不足，总结经验，吸取教训，把自己的工作做的更好。
化工专业技术工作总结二紧张忙碌的20xx年即将过去，充满希望的20xx年已悄然而至。在过去的一年里，在单位领导的精心培育和教导下，通过自身的不断努力，无论是思想上、学习上还是工作上，都取得了长足的发展和巨大的收获，但也有不足，现将工作总结如下：
一、20xx年的工作成果
1、工作上，我一直严格要求自己，刻苦钻研业务，争当行家里手。就是凭着这样一种坚定的信念，为了尽快掌握催化裂化操作，我每天都风雨无阻，特别是冬天，冰天雪地，我常常要提前半个多小时上班，养成了早到单位的习惯，到了单位，先将劳保穿戴整齐，再认真检查各容器的液位和每一条伴热线，也是这个习惯，给了我充足的时间学习到更多的业务知识，为我的工作的顺利开展打下了良好的基础。我工作的岗位是反应外操，在日常工作上我尽心尽力，本着不断发现问题，解决问题的积极态度开展各项工作，十月份的一天夜里九点多钟，我忙碌了一天准备交班时，火炬被吹灭，这将导致酸性气体无法燃烧污染空气和危及人身安全。我和同事不顾一天的劳累又拿起管钳冲向火炬院，由于天黑风大很难点着火，但是我们没有放弃，不厌其烦，在取了多种措施之后终于成功点燃火炬。
2、学习上，自从参加工作以来，我从没有放弃学习理论知识和业务知识。虽然我已取得大专学历，但我没有满足于现状，经常利用工作之余读书自学英语等知识。学习理论的同时，更加钻研业务，平时在工作中遇到不懂得问题，主动向老师傅请教，并详细做下记录以备以后参考，并把学到的知识融会到工作中去，通过日积月累使业务水平不断提高。在单位组织的各项活动中我也积极响应，经常参加单位组织的各项培训和竞赛，于今年五月份参加了压力容器培训并顺利取证;于九月份参加局工人技术比武，取得了优异的成绩，展示了自我，受到了单位的嘉奖。
3、落实各项安全防护措施，个人安全意识有所增强。催化裂化操作是一项危险系数较高的工作，需要高度的责任心和严格的操作规程。因此我不断强化自我保护意识，坚持把安全工作放在首位，做到天天讲安全，天天贯彻安全，天天检查安全，不管任何作业项目，对安全防护措施都落实到位，做到心中有数，忙而不乱，确保作业中的安全。回顾我全年的各项工作，都能够安全高效地完成，无一例违反安全操作规程的作业。
二、工作中存在的问题
从事催化裂化工作以来，深深感受到工作的繁忙、责任的重大;大事、小事压在身上，往往重视了这头，却忽视了
那头，有点头轻脚重，没能全方位地进行系统地工作，主要表现在以下几个方面：
①刚参加工作不久，没有足够的经验，对于大型设备的操作还不能熟练掌握。
②理论知识掌握不够扎实，实践能力还需提高，理论与实践联系不够。
以上问题，虽然对工作的影响不是很大，但我总觉得没有尽到一个催化裂化操作工的职责，在今后工作中自己将努力做到更好。
三、今后的工作打算
通过总结一年来的工作，尽管有了一定的进步和成绩，但在一些方面还存在不足，没有创新性的工作思路，个别工作做得还不够完善。在今后的工作中，我将努力克服工作中的不足，同时还需要多看书，认真学习好规范规程及有关文件资料，掌握好专业知识，提高自己的工作能力，加强工作责任感，及时做好个人的各项工作。不断的总结与反省，不断地鞭策自己并充实能量，提高自身素质与业务水平，以适应时代和企业的发展，与企业共同进步、共同成长。
化工专业技术工作总结三200X年是公司行政在党委和工会的协调配合下,紧紧围绕公司奋斗目标，抓机遇、求发展，全体员工齐心协力，顽强进取，大干快上，各方面的工作取得显著成绩的一年。在过去的一年里，公司全体员工充分发扬了“忠诚、团结、求实、创新”的企业精神，大力倡导“精、细、实、高、新”的管理理念，同心同德、真抓实干，超额完成了年度生产经营，各项主要指标均达到了历史最好水平。公司全年生产尿素吨，比上年同期增长;完成产值万元，比上年同期增长%;完成销售收入万元，比上年同期增%;利税突破万元，比上年同期增长%;工业增加值万元，比上年同期增长%。员工年均收入为元，与上年同期相比增加%。并对一届二次职代提出的17件提案,全部予以落实。完成上述指标，我们主要做了以下工作。
1、狠抓安全不放松，重视环保求发展。
安全生产和对环境的保护是公司得以生存发展的基础。在全年的工作中，我们以“安全责任重于泰山”的讲话为指导,做到人员落实，制度落实，机构落实，责任落实，经费落实。坚持加强现场安全管理，及时发现、消除隐患;坚持制止各种违章行为;坚持加强员工安全、消防知识培训，开展“安全生产月”活动和《事故应急救援预案》演习，提高员工们的安全意识;坚持每周
五、节日前的大检查以及日常巡查工作，及时整改安全隐患，加大安全硬件设施投入和特种作业人员的培训取证工作，提高安全人员待遇等，全年未发生轻伤、重伤和死亡事故。
200X年，公司在环境管理工作上有了较大突破，按照ISO14001环境管理体系要求，公司加大了环保投入，环境纠纷赔偿额比上年下降了25%，同时，为了实现工业废水“三年内达到零排放”的目标，在相关部门通力配合下，完成了《工业废水与循环水综合治理工程》的项目可行性研究报告的评审修订工作，并列入国家的环保治理专项资金项目。
2、整合“两大体系”，提升企业形象。
“质量是生命线，环境是健康源”，这句话深植于每个员工心中。200X年，公司坚持“依靠科技进步，走绿色经营之路，建设质量、环保型化工企业，推进企业可持续发展”的思想。公司在通过ISO9001—2000质量管理体系和ISO14001—1996环境管理体系认证后，从年初就着手两个体系的整合工作。编制了《质量环境管理手册》，并于七月份发布实施，通过一段时间的运行后，于10月份进行了内部审核，对查出的18个不符合项和30个观察项进行了评审整改。在11月下旬北京中质协对公司质量环境管理体系监督审核后，公司被推荐继续使用两大管理体系认证证书，从而进一步提升了公司形象。
3、坚持技改不停步，扩大生产创效益。
为了降低能源消耗，扩大生产规模，促进生产长周期运行，公司坚持技改不停步，向技改要效益。200X年公司共投资600余万元，运用新技术、新设备、新材料、新工艺分别对
一、四车间冰机冷却系统、尿素合成塔、循环机等8个项目进行技术改造，既降低了能耗，又达到了增产和环保的目的，保证了生产长周期安全运行。通过技改后，年可新增产值1400万元，可创利润400万元，尿素日产由上年的320吨增加到345吨。通过技改，降耗、增产效果十分明显，200X年全年5次打破日产记录，3次打破月产记录。
4、强化内部管理，夯实发展基础。
(1)节能减耗降成本，狠抓质量上台阶。
200X年，公司面对生产原、燃、材料价格不断上涨和设备严重老化的挑战，着力于节能减耗降成本，寻求新的经济增长点。并从节约一滴油、一方气、一度电做起，加大现场管理的监督力度，严格管理，精心操作，减少跑、冒、滴、漏。公司在做好节能降耗的同时，严格按照体系要求，紧紧围绕“质量是企业的生命”这一主题，坚持每天对产品质量以及包装重量进行抽查，决不让不合格品流入市场。经过一年的'努力，公司尿素产品一级品率达到98.3%，优等品率达到63.5%,合格品率为100%。
(2)完善制度建设，加大执行力度。
制度建设是企业发展的重要保证。公司发展至今，一是抓住机遇，靠灵活机动的生产、经营战术，二是靠广大员工的支持和严格的制度管理。200X年，公司结合经营管理实际，新制订了《标准化管理实施办法》、《企业方针目标管理办法》、《市场营销管理办法》，修订了《劳动用工、工资待遇管理办法》。同时还要求中层以上管理人员在每个月末的办公会上就公司经营、管理、制度等方面提出修改意见和建议。充分发挥管理人员及全体员工在企业生存发展过程中的重要作用，通过发动全体管理人员对制度的修订完善，使公司制度建设更具有合理性和可行性。在执行制度上坚持平等、奖惩逗硬，同时结合“动之以情、晓之以理”的人本管理机制，把情感管理融入管理的全过程，不断提高管理质量，真正实现把约束机制变为员工的自觉行动。
(3)加强财务监督，保障资金需求。
为了保证生产经营、发展、技术改造的资金需求，200X年，公司进一步对资金使用实行分级、分层把关，总经理严格审核，保证资金统筹安排合理运用，同时，加大资本运作力度，用好用活资金。一是对银行及时取先还后贷，避免了的逾期;二是加强了存货资金的管理，对库房材料实行了定额管理，原材料实行以耗定进的办法减少存货资金的占用;三是加大了对应收账款的清收力度,坚持每周一对应收账款明细逐一核查，编制销售周报表，督促销售人员对货款的回收，使应收账款降到最低水平，减少呆坏帐损失，加快了流动资金周转。四是由于200X年尿素价格持续上涨，公司利润逐月上升，公司强化资本运营管理，通过科学论证，先后控股、参股的几家企业运营正常，投资回报前景看好。五是资金及时支付，利用办公信息自动化系统、网上银行的功能，准确、及时、安全、高效保障资金需求渠道畅通。
(4)推行办公自动化，提高工作效率。
为了改变传统的办公方式，规范工作程序，提高工作效率，公司在进一步加强计算机的日常维护管理的同时，加快了计算机信息化工程的进程。与重庆宏声新思维公司一起完善了设备管理、销售管理、购管理、库存管理、生产统计管理、人力管理、办公自动化和财务接口管理等模块，并要求员工尽量“事事都在网上做，少费纸张少用墨”，逐步实现无纸化办公。200X年11月，公司通过了重庆市信息产业局组织的信息化工程验收，使公司的工作效率和工作质量实现了新的跨跃。
(5)切实加强物资供应，保证购物资质量。
为了确保正常生产和200X年初制定的一系列目标指标的实现，供应处全力以赴，认真做好库房管理工作，及时掌握库房物资数量的动态情况，尽量减少物资压库。在购中，千方百计实现比质比价购，对购市场进行咨询了解，逐一排查，分析掌握生产厂家资质和技术力量，从产品的实用性等多方进行比较，保证购物资的质量。始终坚持减少中间环节，降低购成本，提高进销差率。通过努力，200X年供应处全面完成了年初提出的，外购物资按时到货率达到了98.46%，一次验收合格率达到99%，进销差率>1.1%。
(6)抓住市场，调整营销策略。
为提高产销率和资金回笼率及销售价格，200X年公司认真对全国市场需求变化进行分析，准确地把握化肥走势，制定切实可行的营销策略，并根据不同时期的市场销售变化情况，适时调整销售策略，建立诚信的客户网络，不断提高产品在本地市场的占有率。经过一年的努力，公司尿素产销率和资金回笼率均达到100%，在用户心中树立了良好的企业形象和品牌形象，产品销价在同行业中长期处于较高价位。
5、着眼未来，注重员工综合素质提高。
在新经济背景下，企业要在市场竞争中生存和发展，必须拥有学习能力，一个比竞争对手学得更好更快的学习能力。建立学习型和创新型的员工队伍是企业人力开发的重要途径。200X年公司根据年初制订的培训和各部门工作实际，认真组织开展了中层以上管理人员企业财务管理基础培训，全公司班长以上管理人员综合素质培训，高级工、中级工培训，ISO9001质量管理体系、ISO14001环境管理体系整合培训和新一轮质量管理基础知识培训，以及企业标准化体系的培训等18项培训,培训内容涉及党和国家的方针、政策、法律法规，生产管理、财务管理、营销管理、劳动保护、民主管理、档案管理、化工专业技术、安全消防知识、以及企业文化建设等。通过培训，既提高了公司员工的综合素质，又实现了企业人力的不断增值。
6、实施资本运作，追求财富最大化。
面对市场经济的飞速发展，我国加入WTO，市场竞争愈来愈激烈，这也给工业企业带来严峻的挑战。公司作为一个高耗能的化工企业，如何在激烈的市场竞争中赢得优势，围绕200X年追求财富最大化这一目标，抓住发展契机，以求实的精神，扎实的工作作风，灵活的经营战术，不断强化资本运作水平和质量，进行产品结构调整，实施多品种、多元化的经营发展战略，先后出资控股机械公司、农资公司、车用天然气公司、精达化工有限公司，以及参股经营了江津佳禾燃气有限公司、四川化工有限公司。目前这些公司(除精达公司外)运营正常，发展前景较好，为提高我公司的综合竞争实力奠定了基础。
7、注重企业文化建设，推动“三个文明”健康发展。
企业的文化建设是企业发展的催化剂，更是企业健康发展的基础。200X年，在公司党委的领导下，党政工齐抓共管，将企业文化建设定格在增强企业的凝聚力和感召力上，把企业精神作为员工的精神力量,紧紧围绕生产经营目标任务的完成，继续深入、持久地在全公司范围内广泛开展了争创文明车间、文明处室、文明班组、文明科室、安全合格班组活动;广泛开展了工会系统建家活动;广泛开展了多种形式的劳动竞赛活动;广泛开展了形式多样的创先争优活动;广泛开展了多种形式的员工喜闻乐见、寓教于乐的文化、体育、活动。对外树立了良好的企业形象，对内极大地增强了企业对员工的凝聚力，同时极大地鼓舞和调动了员工生产(工作)积极性、主动性和创造性，在公司形成了心齐、气顺、劲足的良好氛围。经过全公司上下一心齐努力，我们公司不仅物质文明建设取得了好成绩，而且政治文明、精神文明建设也成绩斐然。公司继续保持了江津市“文明单位”称号，公司党委连续四年保持了江津市“先进基层党组织”称号，公司工会继续保持了重庆市“模范职工之家”称号，公司团委再次被评为江津市“五四红旗团委”，公司九个处室和3个车间继续保持了文明车间(处室)称号，30个班组(科室)继续保持了文明班组(科室)称号，537名员工继续保持了“文明员工”称号。200X年，公司评出两个先进集体，六个先进班组(科室)，十名先进个人。两名员工获特殊贡献奖。他们是我公司众多集体和个人的典型代表，他们为公司全面完成200X年的目标任务作出了卓越的贡献。为此，我代表公司党、政、工再次向他们表示衷心的感谢!
200X年我们虽然做了大量的工作，取得了可喜的成绩，但在我们的工作中仍然存在一定的差距。其一，部分员工思想观念依然陈旧，转变较慢，工作主动性不强，缺乏进取精神和忧患意识、竞争意识。其二，个别员工综合素质还有待提高，公司专业技术人才青黄不接。其三，个别管理人员创新意识较差，管理水平偏低，管理工作缺乏新的突破。其四，虽然销售形势喜人，市场占有率有较大提高，但产品单一，终端客户的需求调查、信息反馈欠佳，市场存在潜在的危机。其五，员工培训虽多，但仍存在流于形式的现象。其六，部门与部门之间沟通协调配合欠佳，以致于出现工作脱接、效率低、质量差的现象。其七，管理制度和办法难以持之以恒执行，执行力较弱。存在的上述差距，有待于我们在工作中不断总结、改进和完善。
;石油与天然气地质学的形成和发展
一、构造层序决定了油气分布的有序性
四川盆地油气主要分布在震旦系到侏罗系的8个层系中（Z、 —O、C、P1、P2、T1-2、T3、J）。根据第二轮油气评价结果（四川石油勘探局，1993），总量（按油气当量算）为83.203×108t，其中天然气量为71851×108m3，占总量的86%，石油量为11.351×108t，占总量的14%。可见，四川盆地天然气占主导地位。
油气分布不均，天然气在上述8个层系中均有分布，但石油只分布在侏罗系。从层系上看（表5-4），天然气主要分布在下古生界（包括震旦系）、C以及T3，分别占总量的29.8%、18.8%、15.9%。从地区上看，川东地区油气最丰富，占全盆地总量的34%；其次是川中，占24%；再次是川北，占14%。再从不同地区不同层系的分布看，川东地区石炭系占主导地位，其次是下古生界和三叠系，川南、川西南均以下古生界和三叠系占主导地位，川中以侏罗系石油和上三叠统天然气为主；川西主要以上三叠统天然气为主，川北主要以下占生界和侏罗系为主。
表5-4 四川盆地油气分布 （单位：油当量，108t）
（据二轮资评，1993）
油气分布格局与盆地的形成、演变分不开，盆地演化的有序性决定了盆地油气分布的有序性。早古生代四川盆地作为上扬子克拉通的组成部分，大面积分布巨厚的烃源岩形成了丰富的油气。川东地区巨原的志留系烃源岩为石炭系天然气成藏提供了保障。上三叠统前陆盆地生烃中心和沉降中心相吻合，主要分布在川西坳陷带。侏罗系湖盆区主要分布川中，适中的有机质热演化使得川中石油丰富。
值得说明的是油气评价结果受当时的勘探程度、地质认识限制。随着勘探程度和地质认识的提高，早期油气评价结果可能与勘探成果不匹配，甚至出现矛盾。因此，油气的评价必须以动态的观点来看待。“八五”以来的勘探实践表明，四川盆地油气与勘探成果相佐，主要表现在以下几方面。①量巨大，探明程度很低。如下古生界（包括震旦系）量巨大，占全盆地总量近1/3，但下古生界勘探经历了40多年，只发现了威远气田以及一些含气构造，探明率很低，小于2%。另外，川西的上三叠统探明率也不到5%。②量过低，已发现的圈闭量、储量超过量。如川西侏罗系经二轮计算，石油量折算成天然气仅有11.4×108m3，目前已探明储量远大于量。川东的下三叠统飞仙关组预测鲕滩圈闭量已近7000×108m3，也远大于量。由于量大小是企业决定勘探的重要参考指标，四川盆地第二轮油气评价的结果已不适应勘探的需要，建议有关部门重新评价四川盆地油气量。
二、古隆起演化的有序性与天然气早期聚集
四川盆地在漫长地史演化过程中经历了多期次构造运动，形成了多个区域性隆起带，对生油层和储油层的区域分布、生储盖的组合条件以及储集层中次生空间的形成和改造都具有重要影响，同时对油气早期聚集有利。从演化序列上看，四川盆地存在加里东古隆起、海西期古隆起、印支期古隆起及燕山期古隆起（图5-19，图5-20）。这些古隆起在空间分布上，具有继承性，更多地表现为独立性，反映了盆地性质、构造变形方式的差异性。
图5-19 四川盆地油气分布的有序性
图5-20 四川盆地古隆起与天然气分布
1.乐山－龙女寺加里东古隆起
加里东期，四川盆地作为上扬子板块西部的组成部分，在其内部及其周边发育四个大型古隆起，即乐山－龙女寺古隆起、龙门山古隆起、汉中－大巴山古隆起以及黔中古隆起，这些古隆起具有继承性发育的特点，面积大。乐山－龙女寺古隆起以奥陶系顶面计算，有5.5×104km2。
勘探和研究表明乐山－龙女寺古隆起是四川盆地下古生界天然气勘探有利领域，其有利条件主要表现为以下几点。
（1）加里东运动，使乐山－龙女寺古隆起轴部大面积的志留系—寒武系地层被剥蚀，溶蚀性碳酸盐岩储层发育，为油气提供了有效空间。除此之外，加里东古隆起叠置在震旦系桐湾运动不整合面之上，震旦系顶部同样也发育良好的溶蚀性储层。
（2）长期继承性发育，形成规模巨大的古圈闭。
（3）古隆起轴部继承性发育，延缓了下古生界特别是寒武系烃源岩的生烃时间。对下古生界不同构造位置的钻井的地球化学研究表明，古隆起轴部（如高科1井）寒武系烃源岩主生油期为中侏罗世，主生气期在晚侏罗世—早白垩世；而川东南坳陷寒武系烃源岩主生油期在二叠纪—早三叠世，主生气期在中三叠世—早侏罗世。
（4）古圈闭形成时间和油气大量生成时间相匹配，形成了印支期、燕山期古油气藏。
（5）喜马拉雅期的构造对油气聚集有着双重作用，一方面由于古圈闭的演变，使得古油气藏大量散失，如资阳古油气藏，另一方面又形成新的油气藏，如威远气藏。
（6）油气勘探的有利领域应具有两个条件：继承性发育的圈闭和良好的储集层。高石梯－磨溪－龙女寺构造带具备上述两个条件，是天然气勘探的有利领域。
2.开江海西期—印支期古隆起
石炭纪末云南运动以来，川东地区中部的开江—梁平一带发育NE向延伸的隆起带，石炭系被剥蚀殆尽。早二叠世末的东吴运动，在开江—梁平县地区形成东西向的隆起，隆起核部已剥蚀至下二叠统栖霞组下段；中三叠世末的印支运动早幕，使开江古隆起改变为NNE向，北与大巴山古隆起、南与泸州古隆起以鞍部相接。可见，开江古隆起自海西期形成以来，印支期继承性发育。
开江古隆起的形成演化对石炭系油气聚集起着至关重要的作用，现已发现的石炭系15个气田中有11个分布在与古隆起有关的古气藏范围内。其中6个大中型气田有5个在古气藏范围内。该古隆起对油气成藏聚集的有利条件表现如下。
（1）海西期—印支期埋藏溶蚀作用将早期形成的次生孔隙溶扩沟通，使得石炭系储集层得到明显改善。开江古隆起的埋藏溶蚀作用最为发育，是储层最有利地带。
（2）古隆起的存在，为石炭系上倾边界形成大型地层－古构造复合型圈闭提供了构造条件。与烃源岩成烃期相伴，印支期—燕山早期，在川东石炭系分布范围由石炭系上倾边界分别同继承型发展的开江古隆起、泸州古隆起、石柱古隆起构成的四个大型地层－古构造复合型圈闭已经形成。其中，开江古隆起隆起幅度达800～1400m，东、西两侧古圈闭面积分别为10km2和2180km2，泸州古隆起北缘古圈闭和石柱隆起古圈闭面积分别为2200km2和2530km2（据陈盛吉等，1998），它们控制了川东石炭系储层中油气的二次运移和早期聚集。
（3）古圈闭形成和油气大量生成有着良好配置关系，形成了环绕古隆起分布的大型古油气藏（图5-21）。这些大量古油气藏被喜马拉雅期构造运动和构造变形所改造，油气发生重新分配。因此，前人在研究石炭系成藏时总结出三种模式，即早期（印支期—燕山期）聚集成藏模式、早期聚集晚期（喜马拉雅期）成藏模式以及晚期聚集成藏模式。这三种成藏模式以早期聚集成藏为最好，五百梯气藏就是其中典型例子。早期聚集晚期成藏的勘探效果也较好，也发现了大中型气田，如大池干井气藏。晚期聚集成藏勘探效果较差，勘探风险较大。
图5-21 开江海西期—印支期古隆起与石炭系古油藏分布（据胡光灿，19）
3.泸州印支期古隆起
印支期NE向延伸的华蓥山构造带南、北两端存在两个古隆起，即北端的开江古隆起和南端的泸州古隆起。泸州古隆起顶部在泸州一带，地层剥蚀到下三叠统嘉陵江组嘉三段，往外依次为嘉四段、嘉五段、中三叠统雷口坡组（图5-22）。最大剥蚀厚度可达千米以上，在近2.2×104km2范围内雷口坡组全部缺失。
泸州古隆起对油气聚集成藏的影响主要表现为两个方面。
（1）地层大量剥蚀导致古隆起顶部缺少一套以中三叠统雷口坡组为主的含油气地层，而且破坏了纵向上良好的储盖组合条件，在古隆起核部除最下部的嘉一段气藏和嘉二段气藏得以保存下来外，其余气藏皆遭散失。也正因地层逐层被剥蚀，使得嘉陵江组气层的保存条件向古隆起核部变差，气藏由核部向翼部逐渐增多。如近邻古隆起核部内侧发现嘉三段气藏，外侧发现嘉五段气藏。
上述事实表现，受古隆起后期剥蚀影响，被保留地层的多寡对气藏的储盖条件和地层的纵向分布有明显的控制作用，被剥蚀掉的地层越多，保留下来的层就越少。反之，则可以在纵向上形成多层。
（2）古隆起继承性演化有利于早期油气聚集。中三叠世末印支运动形成的泸州古隆起在晚三叠世—侏罗纪持续发展，尽管侏罗纪末的燕山运动使得川南隆起的最高部位向西偏移到自贡一带，但泸州古隆起仍处于区域隆起的高部位，有利了油气早期聚集。目前已发现的嘉陵江组油气层均在隆起分布就是最好的例证。
图5-22 泸州古隆起与天然气分布
4.燕山期古隆起
在龙门山前缘发育两个燕山期古隆起，即江油－绵竹古隆起和大兴古隆起（图5-20）。古隆起的形成始于早侏罗世，导致了下侏罗统的明显缺失。到侏罗纪末，上述两个古隆起明显向坳陷扩大，特别是南部大兴古隆起已扩大到娥眉—熊坡—雅安一带，面积可达6000km2。该古隆起位于上三叠统生烃中心，隆起形成时间早于油气大量生成、运移时间，是油气有利聚集带。目前，在这两个古隆起已发现一批中小型气田，如中坝气田、平落坝气田、白马庙气田等。截至目前，上述两个古隆起勘探程度较低，是今后值得重视的有利领域。
三、断层和不整合是天然气运聚的主要通道
决定天然气在圈闭内聚集成藏的关键因素是圈闭的完整性和天然气的运聚通道。断层面和不整合面是天然气运聚最常见的快速通道。断层对圈闭的影响因素主要表现为三方面，即断层的性质、切开产层的构造部位和断距的大小（上、下盘储盖层之间的错开部位）。一般说来，被区域性大断层切过背斜圈闭轴部或顶部的局部构造，由于破坏了圈闭的完整性，导致气藏发生散失，体现了断层破坏作用的一面。但对于规模较小的断层而言，虽然它在背斜圈闭的轴部出现，但由于规模不大，不仅没有破坏圈闭的完整性，反而有利于沟通源岩层和储层，成为油气有效的通道，由此出现了断层上、下盘以及与断层相伴生的潜伏构造普遍含气的局面，同时也有利于改善储层的储渗条件。
断层及伴生的构造裂缝是川西侏罗系次生气藏主要运聚通道。川西地区侏罗系是一套河湖相以红色碎屑岩为主的沉积地层，有机质贫乏，不能成为有效的烃源岩层。而其下伏的上三叠统为局限海湾、坳陷湖盆沉积，烃源岩发育，是四川盆地中生界主要的烃源岩层。断层是沟通上三叠统烃源岩和侏罗系储集层之间的桥梁。断层规模的差异决定了气藏的性质与规模。区域性的大断层，常常切穿侏罗系—白垩系出露地表，其上盘地层由于被抬升遭受广泛剥蚀，导致油气的大量散失。如龙泉山构造带南段地层抬升强烈，侏罗系出露地表（靠近断层中下侏罗统出露地表），地层以产水为主（如泉3井侏罗系产水，且矿化度低）。该构造带北部倾没段，断层断距明显减小，侏罗系保存较全，构造圈闭则为含气构造，如三皇庙构造三皇1井蓬莱镇组产气1.4×104m3。当区域性断层向上延伸到上侏罗统但未切穿侏罗系时，常常形成局部构造整体含气的规模较大的场面，如白马庙构造被5号断层沿轴部切割，但未切穿侏罗系，导致了该构造整体含气，是川西地区侏罗系较大的气藏，最终储量规模可达（600～700）×108m3。类似于白马庙构造的还有苏码头－盐井沟构造，近期勘探也证实该构造含气性很好。当断层不发育但构造裂缝发育时，裂缝同样也能成为沟通气源的通道，如孝泉－新场构造，断层不发育但裂缝较发育，据岩心统计裂缝缝宽1～5μm，正是这些微裂缝成为沟通上三叠统气源的有效通道。一般说来，这类气藏具有高压气藏特征。
在川东高陡构造，断层不仅成为天然气运移通道，而且断层开启点的高低影响着气藏规模的大小。当断层切在构造顶部和轴部时，断层开启点较高，对圈闭的完整性破坏较大，常常使气藏散失。当断层切在构造翼部时开启点位置较低，则具有一定的圈闭条件，使天然气得以富集成藏。
区域性不整合是天然气运聚的主要通道，对碳酸盐岩地层更是如此。因为碳酸盐岩不整合面常常发育区域性岩溶性储层，是天然气运移与聚集的途径和场所。对四川盆地而言，志留纪末的加里东不整合面和中三叠世末的早印支运动不整合面，规模巨大，活动显著，在盆地内部分别形成了加里东期乐山－龙女寺隆起带和印支期华蓥山隆起带，它们对早期油气运聚起控制作用。
四、孔隙型储层与古构造的叠合是寻找大气田的有利领域
大气田的形成需要有储渗条件好的储集层。已发现的世界大气田的主要储集层岩类是砂岩和碳酸盐岩。以砂岩为主要储集层的大气田，储集空间主要是孔隙型，以碳酸盐岩为主要储集层的大气田，储集空间主要是孔隙－裂缝型或裂缝－孔隙型。同样，四川盆地已发现的大气田储集层主要是孔隙型、孔隙－裂缝型或裂缝－孔隙（洞）型。从层位上看，四川盆地区域性碳酸盐岩裂缝－孔隙（洞）型和孔隙型储集层主要发育在震旦系顶部、石炭系、下三叠统飞仙关组以及嘉陵江组，岩性主要以白云岩为主。四川盆地多期次构造运动和变形，形成了多期的古构造。这些古构造对油气的早期运聚有很重要的控制作用。
从前面分析可以得出，孔隙型储层和古构造的叠合是寻找大气田的有利领域，包括开江印支期古隆起的石炭系、二叠系和三叠系，乐山－龙女寺古隆起的下古生界、二叠系，泸州古隆起的二叠系和三叠系、江油－绵竹古隆起和大兴古隆起的三叠系和侏罗系，大巴山前缘古隆起的三叠系和侏罗系。
本章小结
本章用含油气系统观点，对四川盆地含油气系统进行了系统论述。根据盆地的形成演化特点，将四川盆地含油气系统划分为早古生代克拉通坳陷含油气系统、晚古生代克拉通内裂陷含油气系统以及中生代前陆盆地含油气系统，较详细地论述了各个含油气系统的静态要素和动态演变过程。指出了四川盆地具有复合含油气系统特征，表现为多个生烃灶在平面上相互叠置、共享运移通道以及多个含油气系统具有相近的关键时刻。论述了构造层序与天然气的分布、古隆起演化的有序性及其对天然气聚集的控制作用、断层和不整合面是油气运聚的主要通道，指出了孔隙型储层与古构造的叠合区块是天然气勘探的有利区块，并提出了天然气勘探有利领域。
勘探目标评价与风险分析方法
石油与天然气地质学的产生、发展和不断完善始终与地质学的发展直接相关，同时与油气勘探实践紧密相随。1859 年埃·德雷克先生 ( Edwin Drake) 在美国宾夕法尼亚州首钻的油井，是近代油气勘探 ( 或工业) 的开始。在其后的最初年代，油气钻探只是选择在天然的油气苗或先期成功井附近，没有油气地质学理论的指导。
19 世纪中叶，加拿大的亨特 ( T. S. Hunt，1861) 、美国的怀特 ( I. C. White，1885)等先后提出了石油储集的 “背斜学说”，使油气探井选择开始有了地质理论的指导，是近代石油地质学的开始，至今仍然具有指导意义。
20 世纪初，1917 年美国石油地质学家协会 ( AAPG) 的成立和 AAPG 简报的出版，为石油地质学的诞生起了重要促进作用，而且至今仍是最大、最广泛、最活跃的专业学科的学术团体。埃蒙斯 ( Emmons，1921) 的 《石油地质学》专著，是标志着石油地质学科走上独立发展道路的里程碑。在随后的几十年间，几部有重要影响的石油地质学论著相继问世，包括前苏联古勃金 ( И. М. Губкин，1937) 院士的 《石油论》，布罗德 ( И. О.Брол) 的 《石油与天然气矿藏》 以及加拿大地质学家格索 ( W. C. Gussow，1954) 和前苏联学者拉宾 ( И. Либин，1959) 对 “差异聚集”原理的论述。1953 年美国学者莱复生( A. I. Levorsen) 的 《石油地质学》问世，这是一部总结性的、集石油地质学各领域之大成的著作，标志着现代石油地质学理论走向系统化。
20 世纪初 60 年代，欧、美一批石油地质和地球化学家，从干酪根天然热降解和热模拟实验两个途径获得相同的结果，使有机晚期生油说发展为具有独立证据的石油成因理论，为定量计算生油潜量提供了一种可靠的新方法，在此基础上逐步深入开展沉积埋藏史、热 ( 成熟) 史、生烃史、流体压力史、排烃史的研究，进而发展为盆地规模的成藏过程的数值模拟———盆地模拟。在这一进程中，蒂索和威尔特 ( B. P. Tissot ＆ D. H.Welte，18，1982) 合著的 《石油形成和分布》、亨特 ( J. D. Hunt，19) 著的 《石油地球化学和石油地质学》可以说是油气地质由定性向定量化过渡时期最有代表性的卓越著作。
1980 年出版的 AAPG 地质研究第十号专辑和 1987 年出版的 《沉积盆地中的烃类运移》论文集，标志着 “油气运移”已成为当时油气地质研究的焦点，也是油气定量评价和预测研究中最薄弱的环节。20 世纪 80 年代晚期以来，沉积盆地数值模拟成为当代油气地质学领域中发展迅速的又一个活跃的前沿热点，它是新地学思维与当代计算机技术相结合的产物。它能以某种逼真度定量地再现含油气盆地形成和演化的全部动力学过程以及与之伴随的成烃、排烃和运聚过程，并模拟这些过程的时间配置关系和瞬态变化，从而把油气地质学从静态的单因素的定性描述，提升到动态的、整体化的定量模拟。它为含油气盆地早期评价提供了有效途径。借助于地震剖面资料，可早期预测生烃时间、生烃门限、生烃潜力，模拟烃类运聚过程，尤其是对于那些尚未钻探过的远景区、地表条件艰难地区或边远地区，可以应用卫星遥感信息或机载雷达进行油藏类型和量的先期预测。鉴于油气盆地数值模拟技术在降低勘探风险，提高勘探成功率方面所带来的巨大效益，国际石油界和跨国公司都竞相将其列入优先发展的战略性研究领域。
1990 年美国南卡罗来纳大学教授莱尔歇 ( Ian Lerche) 和他的合作者们率先推出了专著 《用定量方法进行盆地分析》。油气盆地研究的核心问题都与油气运聚的定量化有关。1991 年由马贡和道 ( L. B. Magoon ＆ W. G. Dow，1991) 主编的 AAPG62 号专集 “含油气系统———从烃源到圈闭”出版，标志着 “含油气系统”概念形成，它同样也是油气地质定量化研究的一个重要组成部分。
新中国成立后，1951 年孟尔盛著 《石油地质学》; 1959 年梁布兴和潘钟祥主编 《石油地质学原理》; 其后北京石油学院和西北大学也编著和出版了相应教材，为我国培养一大批优秀油气地质专业人才起了重要作用。20 世纪 80 年代以来，是我国石油地质学理论高速发展时期，西北大学石油地质教研室主编的 《石油地质学》19 年由地质出版社出版发行; 张万选、张厚福教授及其同事，先后于 1981 年、1989 年和 1999 年在石油工业出版社出版发行了三个版本的 《石油地质学》; 1983 年王尚文教授主编的 《中国石油地质学》在石油工业出版社出版发行; 潘钟祥教授主编的 《石油地质学》于 1986 年由地质出版社出版发行; 陈荣书主编的 《石油及天然气地质学》于 1994 年由中国地质大学出版社出版发行。这些教材和著作反映了国内外油气地质研究的阶段性进展，适应了我国油气工业快速发展的时代要求。
在石油地质学中，一般只是将天然气当作是生油过程中的伴生物，但随着天然气勘探的深入，人们发现了大量的工业性气藏。天然气的成因具有多样性，既有有机的油型伴生气、石油裂解气、生物成因气和煤成气，还有无机成因气。其运移聚集和保存条件也与油藏有差别。因此，20世纪80年代以来，有人主张将天然气地质学这一门新学科从石油地质学中独立出来(维索茨基，1982)。自20世纪70年代以来，国内外也出版了多部与天然气地质学有关的著作，其中，有陈荣书(1986，1989)、包茨(1988)和戴金星(1989)等，这些著作的出版发行无疑对推动这一学科的发展，起了重要的促进作用。
城市燃气企业财务风险及应对策略
①张国华等．1998，石油和天然气勘探地质评价规范，北京，中国海洋石油总公司。
勘探目标评价和风险分析方法是石油公司的核心技术之一。自1998年中国海油建立了《石油和天然气勘探地质评价规范》以来，对石油和天然气勘探全过程中的地质评价，尤以其中包括的勘探目标评价和勘探风险分析工作起到了促进作用，是使勘探管理工作与国际接轨的重要技术环节。勘探目标评价与勘探风险分析浸透了商业性理念和相关的评价技术，近期集束勘探方法的产生和更进一步的价值勘探的提出，就是执行这一规范的直接成果。
一、石油和天然气勘探地质评价
油气储量的增长是任何一个油公司生存、发展的根本所在，世界上的各大油气公司，无一不将油气勘探工作放在首位，并把油气风险勘探视为一种商业经营活动，力求勘探工作优质高效，即用有限的资金投入而能获得更多的、有商业开价值的油气储量。
图5-32 油气勘探地质评价程序
中国海油一直在探索一套具有自己特点的油气勘探工作和管理模式，用以具体指导海上油气勘探工作。在总结勘探经验和吸取国外油公司管理经验的基础上，按照勘探工作要革新管理、优化结构、科技进步的指导方针，于1998年编制成此《规范》。它规定了中国海油在石油和天然气勘探全过程中的地质评价阶段及各阶段地质评价的目的、任务、程序、内容以及应用的技术、标准和应用的成果和要求。它适用于中国海油所进行的油气勘探活动中的地质评价工作。
一般而言，石油和天然气勘探地质评价的全过程，系指从某一特定区域的石油地质调查开始，到提交石油（或）和天然气探明储量为止的勘探活动中的地质评价工作。根据油气勘探活动的阶段性和地质评价的目的、任务，又将地质评价全过程进一步划分为区域评价、目标评价和油气藏评价三大阶段，具体阶段划分和工作程序见图5-32，各阶段的具体含义如下。
a．区域评价阶段：即从某一特定的地理区域（可以是盆地、坳陷、凹陷或其中的某一部分）的勘探环境和石油地质调查开始，到决定是否谋求区块油气探矿权为止的地质评价工作全过程。很明显，区域评价阶段的主要目的，在于谋求获得石油和天然气探矿权。
b．目标评价阶段：即从获得区块的油气探矿权后进行勘探目标优选开始，到预探目标钻后地质评价完成为止的地质评价工作全过程。当然，目标评价的主要目的，在于发现商业性油气藏。
c．油气藏评价阶段：即从预探目标的油气藏评价方案开始实施，到提交探明储量为止的地质评价工作全过程。油气藏评价阶段的主要目的，在于落实可供开发的石油和天然气探明储量。
二、区域评价
区域评价一般按资料准备、区域地质特征分析、含油气系统分析和勘探区块选择4个阶段循序进行（图5-33）。四个阶段的具体内容如下。
图5—33 区域评价程序
a．资料准备：为区域评价收集、提供有关投资环境、区域地质背景和各项有关的基础资料。
b．区域地质特征分析：阐明评价区的构造、沉积特点及其发育演化史。
c．含油气系统分析：确定评价区含油气系统及其油气潜力。
d．勘探区块选择：确定有经济开发前景的油气聚集区块，并谋求其油气探矿权。
在评价内容中，主要包括了资料准备，具体为各种资料收集、基础资料的补充和完善、建立区域评价数据库工作；区域地质特征分析，包括区域地层格架的建立、地震资料连片解释、沉积体系及岩相分析、表层构造和断裂体系分析、基底结构和盆地演化特点分析工作；含油气系统分析包括烃源识别、储、盖层特征及时空分布、盆地模拟分析、含油气系统描述等工作；勘探区块选择包括成藏区带评价、有利区块选择、谋求油气探矿权的建议等内容。
评价要求作到成藏区带评价；油气成藏模式预测；潜在量预测；区带勘探风险分析和工程经济概念设计和评价。
最终提交的主要成果包括文字报告的7项内容、27种附图、8类附表及相关专题研究附件。
三、目标评价
目标评价一般按资料准备、勘探目标优选、预探目标钻前评价、预探井随钻分析和预探目标钻后评价5个阶段循序进行（图5-34）。在勘探程度较高的地区，勘探目标优选和预探目标钻前评价可以同步进行；在已知油气成藏区带内则当以圈闭的落实和预探目标钻前评价为重点。
5个阶段主要内容如下。
a．资料准备：为目标评价提供必要的地质背景资料和基础资料。
b．勘探目标优选：优选可供预探的有利含油气圈闭。
c．预探目标钻前评价：提交有经济性开发效益前景的钻探目标及预探井位。
d．预探井随钻分析：发现油气藏及取得必要的地质资料。
e．预探目标钻后评价：对预探目标的石油地质特征进行再认识和总结勘探经验教训，并提交获油气流圈闭的预测储量及进一步评价的方案。
评价内容主要包括资料准备，具体为资料收集、地震资料集和处理、建立目标评价数据库；勘探目标优选包括查明和落实各类圈闭、圈闭的油气成藏条件分析、圈闭的潜在量计算、预探目标优选；预探目标钻前评价包括圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭的潜在量复算、圈闭的地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计和评价、预探井位部署建议、预探井钻井地质设计；预探井随钻分析包括跟踪了解钻井动态、随钻地层分析和对比、随钻油气水分析、钻井设计调整和测试层位建议等；预探目标钻后评价包括预探井钻后基础资料整理和分析、圈闭石油地质再评价、油气藏早期评价等项内容。
其中，十分重要的是要求对预探目标做到：圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭潜在量计算、圈闭地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计与评价、预探井位部署建议和预探井钻井地质设计。
要求预探目标钻后评价做到：圈闭的石油地质再评价、油气藏早期评价、预测储量计算、油气藏开发早期工程经济评价和油气藏评价方案建议。
最后要提交预探目标评价报告，内容有预探目标评价及评价井钻探方案文字报告8项内容、附图16种、附表5类。预探目标钻后评价内容包括文字报告5项内容、附图15种、附表14类。
图5-34 目标评价程序
四、油气藏评价
油气藏评价按资料准备、油气藏跟踪评价和探明储量计算3个阶段实施（图5-35）。油气藏评价应是滚动进行的，随着勘探程度的提高和资料的积累，从宏观的油气层分布范围和规模等框架描述到微观的油气储集空间分布和体积等的精细描述，不断提高精度。
图5-35 油气藏评价程序
3个阶段的主要内容如下。
a．资料准备：为油气藏评价提供必要的地质背景资料、基础资料和各种条件。
b．油气藏跟踪评价：探明获油气流圈闭的油气层分布范围、规模和产能。
c．探明储量计算：提交可供商业开的石油和天然气探明储量。
主要评价内容为资料准备包括资料收集、建立油气藏评价数据库；油气藏跟踪评价包括评价井钻井地质设计、评价井随钻分析、评价井完钻跟踪评价、评价方案调整建议、油气藏终止评价报告；探明储量计算包括油气藏结构、储层性质、储层参数、油气藏特征、油气藏静态模型描述、油气藏模式研究、探明储量计算及评价、开发方案概念设计、收率研究、工程经济评价、探明储量报告的编写等。
需要注意的是，工程经济评价要包括勘探和开发工程参数，勘探和开发投资额操作费估算，经济模式和财务参数的选取，内部盈利率、投资回收期、净观值和利润投资比等指标的计算，敏感性和风险分析等内容。
最后应提交油藏终止评价报告和探明储量报告。
油藏终止评价报告包括文字报告6项内容、附图17种、附表23类。
探明储量报告按国家矿产储量委员会的储量规范和储量报告图表格式要求完成。
五、地质风险分析方法
勘探风险分析是石油公司勘探投资决策的重要参数，如前所述，勘探工作地质评价各个阶段都要进行风险分析。当然投资决策并不完全取决于地质风险的高低，还取决于石油公司的资金实力和承受风险的能力，但地质风险毕竟是投资决策中不可稀缺的基本参数。
根据多年勘探实践，并参考外国油公司风险分析经验和方法，我们确立了以地质条件存在概率为核心的地质风险分析方法。
本方法适用于中国海油油气勘探中预测圈闭的钻前评价分析，也可以用于对盆地或凹陷进行量预测时的地质风险分析。
此法的目的在于通过对形成油气藏基本石油地质条件存在的可能性分析，预测或估计目标圈闭的地质成功概率，为勘探目标经济评价和勘探决策提供依据。
一般而言，风险（Risk）通常解释为失败的可能性。油气勘探过程中的风险主要包括地质风险、技术风险、商业风险和政治风险等。地质风险（Geological Risk）指勘探者对勘探目标基本石油地质条件认识不足而导致勘探失败的可能性。而地质成功概率（Probability of Geological Success）或称地质把握系数，是预计目标的圈闭经钻探获得商业性油气发现的概率。地质风险分析（Geological Risk Ana1ysis）则是用概率统计学原理和圈闭评价方法，研究并量化形成油气藏的基本石油地质条件存在的可能性，预测目标圈闭的地质成功概率。
（一）地质风险分析方法
预测地质成功概率的方法有地质条件概率法、历史经验统计法和类比法等多种方法。这里用地质条件概率法，当然，也可以根据具体情况使用多种方法进行比较和互相印正。
1．地质条件概率法的基本依据
a．油气藏的形成需要同时具备烃源、圈闭、储层、盖层和运聚匹配等基本石油地质条件，缺一不可；
b．各项地质条件必须满足彼此互相独立的设；
c．各项地质条件存在概率之积即为该目标圈闭的地质成功概率。
2．地质条件存在概率的取值原则
a．各项地质条件存在概率的求取有多种方法，本规范取由已知与未知的联系来判断未知的原则，并强调占有资料的类别和可靠程度对分析结果的影响。
b．正确分析各项石油地质条件存在概率和资料的可靠程度是测算目标圈闭的地质成功概率的关键。要求必须掌握本区的石油地质条件和资料状况在目标评价总和研究的基础上进行地质风险分析和取值。
c．由于不同地区地质条件千差万别，使用者也可以根据各盆地的实际情况对取标准作适当调整和修改，但应予以说明。
（二）地质风险分析程序
首先对基本石油地质条件进行分析，确定或估计其存在概率；然后计算单层或多层圈闭的地质成功概率。
1．基本石油地质条件分析
a．烃源条件：①根据同盆地、同凹陷或同构造带内油气田分布情况，已钻探圈闭或井的含油气情况，油气苗和其他油气显示情况（地球物理烃类检测、化探、摇感等），确定是否存在成熟的烃源条件；②烃源岩的体积；③烃源岩中有机质的数量和质量；④烃源岩中有机质的成熟度；⑤资料类型和证实成度（地震、录井、钻井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。
b．储层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭相同储层的储集能力及优劣成度；②储层的沉积相和储集体类型；③储层的岩性、厚度及分布的连续性；④储层的储集类型和物性条件；⑤储层段是否有同盆地、同凹陷或同构造带内的井可供标定、模拟和对比；⑥资料类型和证实成度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。
c．盖层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭同类盖层的封闭能力及优劣程度；②盖层的沉积相、岩性、厚度及稳定性；③盖层的封闭类型和垂向封堵能力；④盖层中断层的数量、性质、规模及活动时期；⑤资料类型和证实程度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。
d．圈闭条件：①圈闭类型及规模；②同盆地、同凹陷或同构造带内同类型圈闭的含油气情况；③断块、岩性等圈闭的侧向封闭条件和性能；④地震测网的密度和资料的质量。
e．运移条件：①油气运移通道类型，如砂岩输导层、断层面、不整合面、底辟、高压释放带等；②供烃范围内圈闭与有效烃源岩连通的路径及通畅程度；③油气运移的方式、指向和距离。
f．保存条件：①圈闭形成后构造或断裂活动对圈闭封闭条件的影响；②区域水动力条件对油气聚集的影响；③是否遭受过水洗或生物降解破坏作用；④油气是否有过热或非烃气体（CO2、N2等）的潜入；⑤油气扩散作用对油气藏的影响。
g．运聚匹配条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内同期的圈闭是否存在油气田或油气藏；②圈闭形成时间与油气主要生成时间、运移时间的关系。
2．地质条件存在概率的评估
使用地质条件存在概率评价标准，来评定目标圈闭各项地质条件的存在概率。
3．目标圈闭地质成功概率计算
a．单层圈闭地质成功概率的计算。
单层圈闭地质成功概率为该层各项地质条件存在概率之积，即：
中国海洋石油高新技术与实践
式中：Ps为单层圈闭的地质成功概率；Pt为烃源条件的存在概率；Pc为储层条件的存在概率；Pg为盖层条件的存在概率；Pq为圈闭条件的存在概率；Py为运、聚匹配条件的存在概率。
b．多层圈闭地质成功概率的计算。
如果各层圈闭对应的各项地质条件均相互独立，则：
该目标圈闭（构造）至少有一层圈闭获得地质成功，其概率为Pas：
中国海洋石油高新技术与实践
式中：Ps1为第一层圈闭的地质成功概率；Ps2为第二层圈闭的地质成功概率；Psn为第n层圈闭的地质成功概率，为了强调主要的钻探目的层，n值一般不大于3。
该目标圈闭各层圈闭均获得地质成功，其概率为Pts：
中国海洋石油高新技术与实践
最后，为了更好地把握主要地质风险因素，提高风险预测水平，并不断完善地质风险分析方法，要求进行钻后相关数据的整理，并按要求填写地质条件的钻探结果和钻后分析，对照钻前预测验证其符合程度，分析钻探成功或失利的原因。
六、集束勘探方法
中国海油入市以来，其经营管理方式迅速与国际接轨。反应在勘探上，也实现并正在实现着一种理念的转变，即由经济遗留的“储量指标”勘探理念——“我为祖国献石油”，向市场经济“经营型”勘探理念——“股东要我现金流”转变。入市后，股市对油公司业绩的衡量标准是现金流，它体现在勘探上不仅是新增储量的多少，而是一系列的经营指标——储量替代率、桶油勘探成本和资本化率。
储量替代率：是指新增探明可储量与当年产量之比。
桶油勘探成本：是指每探明一桶可原油储量所需的勘探费用，包括管理费用、研究费用、物探费用和无经济性发现的钻井费用。这些费用需进入当年勘探成本，叫做成本化。
资本化率：指有经济性发现的钻井费用与总勘探费用之比，这部分费用不进入当年勘探成本，可在油田开发中回收，故称资本化。
储量替代率反映了储量资产的增减。桶油发现成本是衡量勘探经营总体水平的指标，在保持稳定的勘探投人，保证100%储量替代率的前提下，要降低桶油发现成本，就要降低经营管理费用和每公里物探作业费用与每米进尺的钻井费用。当然大的储量发现会导致桶油勘探成本大幅度下降，但除特殊需要，油公司更希望保持股市稳定，无需披露重大储量发现。资本化率反映了油公司所占有的勘探区块（也是一种资产）的质量，它不仅可以降低桶油成本，更重要的是表现所占有的勘探区是否具备一定潜力、储量代替率是否有保障。
要想有多的储量发现就要打更多的井，在保证桶油发现成本承诺的前提下，只有降低单位作业成本。面对发展需要的压力、投资者的压力、服务价格走向市场后的压力，必须走出一条勘探管理新路子，于是集束勘探思路孕育而生。
集束勘探是探索适应市场经济条件下多快好省的勘探新理念，主要包括以下3层含义。
a．集束部署：着眼于一个领域或区带，选择具有代表性的局部构造集中部署，用较少的工作量以求解剖这一领域或区带，达到某一确定的地质目的。
b．集束预探：基于不漏掉任何一个有经济性油气藏为出发点，简化初探井钻井过程中取资料作业和测试，加强完钻过程中的测井工作，以显著提高初探井效率，大幅度降低初探井费用，用简化预探井、加速目标的勘探方法。
c．集束评价：一旦有所发现，则根据地下情况，优选最有意义的发现，迅速形成一个完整评价方案，一次组织实施，缩短评价周期和整个勘探周期。如有商业性，使开发项目得以尽快实施。
集束评价钻探包括两类不同取资料要求的钻井，一类是取全取准资料的井，此类井要充分考虑开发、工程、油藏甚至销售部门的需要，取足取好资料；另一类井是为了解决复杂油气田面上的控制问题，需要简化其中一些环节，作为集束井评价，以求得到以最低的评价费用取全取准资料，保证储量计算和编制ODP方案的需要。
在实施集束勘探一年的时间中，我们针对一个有利区带和目标共钻探集束探井20多口，初步见到以下效果：①储量代替率可望达到151%；②资本化率39%；③桶油发现成本保持在1美元；④完成了历年来最高的和自营勘探投资——16.75亿元；⑤建井周期缩短2/3；⑥每米钻井进尺费用降低40%。
通过一年的实践，主要体会如下。
1．以经济性发现为目的，统筹资料的获取
初探井是以经济性发现为目的的，关键在于证实有一定烃类产能、有一定厚度油气层的存在，精确的测试资料、储层物性资料、原油物性资料都可留在评价井钻探中获取。这就可以在初探井中作到不取心、不测试，从而大大简化钻井程序，达到降低钻井成本的目的。
一般来说初探井的经济成功率只有10%之间，我们可以在90%左右的初探井中实现低成本探井。事实证明用电缆式测试（MDO）、加旋转井壁式取心技术，完全可以保证不漏掉有经济测试价值的油气层。集束评价更有利于有目的地取好油藏评价的资料，在进行了早期油藏评价后，我们对油气藏模式有了基本的认识，就可以有目的地安排油藏评价井资料获取方案，大大减少了盲目性。
2．集束勘探在资料问题上体现了性、目的性
集束勘探“三加三简”的有所为和有所不为的获取资料原则——抓住有无油气，有油气则加强，无油气则从简；突出经济性，有经济性则加强，无经济性则从简；区分主力层与非主力层，主力层则加强，次要层则简化。这样保证了总体资料的质量，减少不必要的繁琐取资料工作量。
3．实现集束勘探要做好技术准备
首先应加强完井电测、简化钻井测试，测井要做好电缆测试（泵抽式取样）、旋转式井壁取心和核磁共振测试的技术准备。
其次，钻井工程借鉴开发生产井优快钻井经验，对初探井简化井身结构，打小井眼，不取心，尽可能保证钻井作业的连续性，提纯钻进时间比例，用集束勘探的办法尽量减少动员费用，在拖航、弃井等环节上提高时效，降低费用，保证稳定的、高质量的泥浆性能，打好优质的规则井眼，创造良好的测井环境。
第三，评价井的测试工作中，要做好直读压力计、多层连作、油管完井等技术准备。
4．集束勘探协调了长期困扰勘探家的三大矛盾
第一，协调了加大勘探工作量与有效控制成本间的矛盾。集束勘探可实现相同的勘探成本下，多打初（预）探井，总体上必然加快勘探进程。如在合同区义务勘探工作量确定的前提下，勘探成本的降低，则意味着抗风险能力的增强。
第二，协调了不同专业间的利益矛盾。长期以来地质家想多取资料——资料越多越好；钻井工程想快——钻完井越快越好；测井公司想省——下井次数越少越好。集束勘探实现了集约性的成本控制，使各专业各得其所。
第三，协调了老石油传统与现实市场经济间理念上的矛盾。在老石油地质家的传统观念中，是取资料越多越好、储量发现越多越好、收率提得越高越好。把这些观念放在市场经济条件下，都会与勘探成本产生冲突，于是这些观念都变成了相对的、有条件的：资料——在保证不同勘探阶段起码质量要求下，取资料的工作量越少越好；储量发现——在保证勘探资本及时回收条件下越多越好，否则无须及时探明；收率——在保证现金流和盈利率条件下越高越好，否则宁可要相对较低的收率；勘探成功率——对油公司来讲，地质成功率毫无意义，油公司只要商业成功率，更关心的是勘探投入的资本化率；储量概念——不能只讲地质储量，对油公司来说更关心可储量，尤其是可作为公司资产的份额可储量。
集束勘探是我们由经济成功转向市场经济时，在经营理念上发生根本变革的表现。一年来的成功实践，不但在中国海油勘探家中产生了巨大观念上的震动，也影响到许多外国作业者，纷纷吸收或效仿集束勘探方法。集束勘探方法的产生，表明我国企业不仅可以进入国际市场，并且完全可以在市场运作中有所发现，有所发明，有所前进，创造出更好的经济效益。
在2002年中国海洋石油勘探年会上，将集束勘探发展为价值勘探的一部分，这是勘探工作进步的表现。这一新生事物的出现，使公司上市后出现了新情况：结束了国有独资的历史，十分关注投资的收益、储量增长的压力、成本的压力等。如此，必须对过去传统的勘探理念进行重新审视：由过去的地质调查研究型，变为经营油气实物的经营型，要创造经营价值。所以，价值勘探是一种以价值为取向的勘探理念，具体地说，每项工作以是否增加公司或股东的价值，作为决策的依据，即勘探的每个环节，以创造出更多的价值作为决策的出发点，勘探工作将围绕价值中心来进行。这也体现了勘探工作本身是发展的、动态的，在勘探工作不断进展中，随时拓宽、发展勘探方法，以促进海洋石油事业不停顿地、持续发展。
奥陶系风化壳产层天然气的来源分析
城市燃气企业财务风险及应对策略
广义的财务风险是指企业的财务系统中客观存在的、由于各种无法预测和难以控制的因素，使企业实际的财务收益和预期财务收益发生背离，因而具有蒙受损失的机会或可能。下面是我为大家带来的城市燃气企业财务风险及应对策略，欢迎阅读。
一、企业财务风险的含义
广义的财务风险是指企业的财务系统中客观存在的、由于各种无法预测和难以控制的因素，使企业实际的财务收益和预期财务收益发生背离，因而具有蒙受损失的机会或可能。狭义的财务风险是企业因负债经营可能导致企业丧失偿债能力和股东收益的变动。企业财务风险是指企业财务活动过程中由于各种不确定因素的影响，使企业财务收益与预期收益发生偏离，而造成损失的机会或可能。笔者认为分析企业的财务风险应从广义的财务风险入手，使其更具有实际意义。
二、城市燃气企业财务风险成因分析
城市燃气企业的主要业务包括对城市燃气管网进行投资建设、对城市居民和工商业用户供应天然气，对燃气设施进行运营维护等。近年来城市燃气企业新增投资和设备维护的投入资金巨大，大部分以融资借贷方式取得，造成资产负债率急剧上升，偿债风险和还本付息压力巨大。基于上述原因，城市燃气企业所存在的财务风险可分为以下方面。
1、政策风险
政策风险是国家政策对企业资本运营和经营活动产生的风险。城市燃气行业面对众多居民用户，涉及到国计民生，同时城市燃气企业的经营需要授予特许经营权等问题，所以燃气企业的经营发展必然和国家政策要求有密切关系，政策的变化可能会对企业产生不利影响。如政策变化将特许经营范围分割给其他企业，会使城市燃气企业造成如流失大型客户的经济损失。
2、价格风险
受国际政治、经济、军事等多种因素影响，全球天然气产品市场波动较大，进而直接或间接的影响国内天然气价格。同时，天然气的供应价格受到井口价格、生产成本和管输费用的影响，使城市燃气企业面临进气成本上涨的风险。由于天然气供应涉及国计民生，销售价格的确定需经过物价部门的审核及价格听证等复杂程序，所以城市燃气企业需承担进气成本上涨而销售价格无法及时调整所产生的经济损失。
3、自然风险
城市燃气行业属于典型的高危行业，目前燃气设备受外力损害的现象较为普遍，如燃气管网的自然腐蚀、燃气管网和设备的第三方破坏等。如果由于自然或人为原因，发生燃气管网发生安全事故，造成社会财产损失甚至造成人员伤亡，则会给城市燃气企业带来巨大的赔偿损失。
4、筹资风险
筹资风险也称融资风险，是指企业因借入资金而给企业财务成果带来的不确定性以及不能支付本息的风险。城市燃气行业属于微利行业，自有资金匮乏、偿债能力不足。加上城市燃气企业具有投资大、设备维护费用高等特点，企业必须通过外部融资的方式来满足经营的需要，从而会产生利息上调的支付风险，以及由于资金周转不灵产生的偿债风险。
5、投资风险
投资风险是指企业在投资活动中由于受各种难以预计或控制的因素的影响可能给企业投资预期收益率带来的不确定性。投资风险是由于投资决策失误和投资环境恶化所引起的。城市燃气企业具有投资金额大、建设周期长的特点，极其容易造成由于决策失误而使投资项
目利用率较低甚至闲置，造成投资浪费，产生投资风险。
6、资金管理风险
资金管理风险包括资金回收风险和现金收款风险。资金回收风险是指由于转化时间和金额的不确定而造成的风险。天然气销售是城市燃气企业的主营业务之一，销售模式一般是以一个月、十天或一周为周期性的抄表结算后收款，从而会产生天然气销售后资金无法按时收回的风险。城市燃气企业由于经营的特殊性，在收款过程中涉及到大量的营业网点现金收款的情况，存在着现金遗失、挪用、偷盗等风险。
三、城市燃气企业应对财务风险的策略
1、树立风险管理意识，全员参与风险防范
首先要认识到城市燃气企业在经营过程中所面临的各种财务风险是客观存在的，在做各项经营活动之前需充分考虑潜在的风险因素。同时应逐步建立全员参与风险防范的意识，增强企业全体员工风范风险、识别风险和分析风险的能力，不断进行必要的业务培训，在工作中时刻做好应对风险的'准备。为最大限度降低财务风险，企业管理者应加强科学决策和集体决策，对防范财务风险的重要责任要有清醒的认识，避免出现经验决策等主观决策。
2、积极取有效措施，应对政策相关风险
政策风险和价格风险对于城市燃气企业来说是客观存在的，同时也是很难控制和规避的，其中存在着很多不可控的因素。城市燃气企业应针对此类风险取相应措施，积极与相关职能部门建立良好的沟通渠道，提出依据充足、理由充分的陈述，最大限度地争取对于企业发展的充分支持，在政策允许的范围内争取最适合企业发展的有利政策，确保公司的利益不受损失。
3、加强安全管理，确保管网安全运行
城市燃气企业应将安全管理作为企业的第一要务，建立健全安全管理体系，确保安全管理工作万无一失。在日常工作中加强对于燃气设备和管网的巡查和维护，发现问题及时处理。对于达到一定使用年限的管网和设备需要进行集中隐患排查，投入专项资金对安全隐患进行整改。安全主管部门应加强对出现的安全隐患及非责任事故进行统计分析，总结经验和教训，确保管网安全运行。
4、不断完善财务管理制度，提高制度的执行力
适应企业发展要求的财务管理制度是现代企业规范化管理必不可少的重要组成部分，也是防范企业财务风险的客观要求。城市燃气企业面对各种各样的财务风险，为了更好地控制和规避风险，企业需要不断根据实际情况健全和完善财务管理制度，使财务管理制度内容更加科学，条文更加严密明了，在执行过程中更具可操作性，更能够发挥防范财务风险的作用。建立起财务管理制度体系后，应严格执行管理制度的各项要求，不断提高对财务管理制度的执行力，对违反财务管理制度的行为予以必要的处罚，使财务管理制度真正成为防范风险的重要手段。
5、建立企业预警机制，构建防范财务风险的屏障
财务风险预警是在财务风险发生之前，捕捉和监视各种细微的迹象变动，度量某种状态偏离预警线的强弱程度，并适时发出预警信号，以利于预防和为取适当对策争取时间。因此，企业应建立实时、全面、动态的财务预警系统，对自身在经营活动中的潜在风险进行实时监控。城市燃气企业的核心业务是天然气的销售，其中工商业用户的销售比例较高，对于大型工商业用户的气款回收是城市燃气企业控制资金回收风险的重要环节，所以建立工商业用户气款收缴情况的预警机制显得尤为重要。随时跟踪、掌握工商业用户的相关信息，发现不良苗头及早取相应措施，尽最大可能回收气款，减少损失。
6、对财务风险作出恰当处理，合理应对财务风险
财务风险的处理是风险的事后控制，城市燃气企业应坚持谨慎性原则，针对财务风险建立相应的风险基金，即在损失发生以前以预提方式或其他形式建立一项专门用于防范风险损失的基金。在损失发生后，或从已经建立了风险基金的项目中列支，或分批进入经营成本，尽量减少财务风险对企业正常活动的干扰。通过行之有效的处理，对财务风险作出合理应对，最大限度避免财务风险对企业正常经营的影响。
总之，在企业经营活动中的各种财务风险是客观存在的，城市燃气企业应不断增强风险意识，以积极的态度把握财务风险的运行规律，建立健全企业财务风险控制机制，加强企业财务风险管理，规范企业财务管理制度，最大限度地控制和规避财务风险，实现企业的可持续稳健发展。
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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%。
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