家用天然气动态气压正常是多少_天然气动态压力低的原因有哪些呢

1.什么是油田的开发指标？

2.异常压力的形成机制和特点

3.天然气的形成条件

傅雪海

（中国矿业大学资源与地球科学学院 江苏徐州 221008）

作者简介：傅雪海，1965年9月生，男，湖南衡阳县人，博士，教授，博士生导师，从事能源地质的教学与科研工作。

项目：国家重点基础研究发展规划——“973”煤层气项目（编号：2002CB211704）。

摘要 本文从煤层气的赋存方式、超临界吸附、低煤级煤的含气量的测试方法、采动影响区动态含气量、煤层气的多级压力降与多级渗流、煤储层渗透率的气体滑脱效应、有效应力效应、煤基质收缩效应、煤储层压力中水压与气压的关系、高煤级煤产气缺陷及煤层气平衡开发等方面对我国煤层气勘探开发的应用基础研究问题作了简要剖析。指出针对各煤级煤储层特征，实行平衡开发，是保障我国煤层气勘探开发持续、稳定发展的重要措施。

关键词 煤层气 动态含气量 动态渗透率 平衡开发

Brief Analysis on Several Basic Issues in CBM Exploration and Developme nt

Fu Xuehai

（China University of Mining and Technology，Xuzhou 221008）

Abstract：This article briefly analyzed several basic issues in CBM exploration and development，including CBM existence ways，supercritical absorption，test method of gas content for low rank coal，dynamic gas content in mining impact zone，CBM multi-level pressure dropping and multi-level percolation flow，gas slippage effects of coal reservoir permeability，effective stress effects，coal matrix shrinkage effects，the relationship between gas pressure and water pressure in the coal reservoir，gas problems in high rank coal and CBM balance development and so on.The author pointed out that the balance development of CBMfor various rank coals is important measure to ensure the continuing and stable development of China's CBM.

Keywords：CBM；dynamics gas content；dynamic penetration；balance development

引言

煤层气藏为介于固体矿藏与流体矿藏之间的一种特殊类型压力-吸附矿藏。美国通过30多年的研究，建立了中、低煤级煤生储优势、次生生物气成藏、煤储层双孔隙导流等基础理论体系，形成了煤储层孔、渗、吸附性等物性室内实验测试技术、排水降压开发煤层气技术、与储层物性相适应的完井技术、增产技术、多井干扰技术、储层压力与渗透率现场试验技术、煤层气、水产能数值模拟技术等为核心的煤层气勘探开发技术[1～8]。此理论除在加拿大有一定的适应性外，其他近30个国家或地区应用效果不佳，揭示该理论存在着较大的局限性。我国在各煤级煤矿区施工了600 多口煤层气井、10余个井组，大多进行了试气排采，煤层气、水产能稳定性差，井与井之间、同一口井不同排采阶段之间变化极大，煤层气产量与试井渗透率的关系并不十分一致，甚至高渗透率低产量，低渗透率却具有较高的稳定气产量[9]。这一现实使我国煤层气工作者感到迷惑，严重扰乱了我国煤层气的勘探开发部署。储层参数与排采工作制度怎样配置才能获得稳定、连续的产能呢？不同学者或工程技术人员从自己的专业范围就上述问题的某一方面曾作过一些有益探索，未从整体上去把握。本文就我国煤层气勘探开发工作中面临的应用基础研究问题提出一些想法，与大家一起讨论。

1 煤层气的赋存方式与低煤级煤含气性问题

1.1 固溶气问题

煤层气由吸附气、游离气、水溶气三部分组成已得到煤层气工作者的公认。但煤与瓦斯突出时的相对瓦斯涌出量是煤层含气量的数倍至近百倍也是不争的事实，就是煤层采动影响区的煤层气和围岩中的煤成气也不可能达到如此高的程度。显然艾鲁尼提出的固溶体是客观存在的，甚至在煤层气总量中的比例远高于艾鲁尼认为的替代式固溶体2%～5%、填隙式固溶体5%～12%这一比例[10]。固溶气（体）可能与天然气水合物——可燃冰类似，在煤与瓦斯突出时被释放出来，由此可见固溶气（体）亦是煤层气的一种重要赋存方式。

1.2 超临界吸附问题

平衡水条件下，煤对甲烷的吸附性呈“两段式”演化模式，即朗氏体积先随煤级的增大而增加，后随煤级的增大而降低，其拐点（即极大值点）大约在镜质组最大反射率3.5%～4.5%这一区间内，在褐煤和低煤化烟煤阶段受煤岩组分的影响波动性较大[11]。

地层条件下，煤层甲烷超临界吸附的现象是存在的。但只有当煤层甲烷压力（气压）超过5.18MPa（表1）才真正出现超临界流体，实际上在我国煤矿瓦斯实测压力中超过此压力的矿井是比较少的。但对于原位且处于封闭系统的煤储层，储层中水压等于气压，只要煤层埋深超过600m，煤层甲烷就可能成为超临界流体。

图1 二氧化碳和乙烷在正常温压梯度条件下的液化区间

对于甲烷和氮气，任一埋深储层温度均高于临界温度，无论压力多大，均不会液化；对于二氧化碳，当储层温度低于31.1℃（表1），对于乙烷，当储层温度低于32.4℃（表1），而储层压力（气压）高于液化压力，二者可以呈液态形式存在。按正常地温梯度3℃/100m、正 常 储层 压 力 梯 度0.98MPa/100m，设恒温带深度为20m、温度为10℃，则埋深400m左右，储层温度约为22℃、储层压力为3.9MPa，此时二者均低于临界温度和压力，二氧化碳和乙烷以气态形式存在；当埋深达到800m，储层温度约为34℃，高于临界温度，二氧化碳和乙烷仍为气态。但当二氧化碳压力大于7.38MPa、乙烷压力大于4.98MPa，二氧化碳和乙烷有可能成为超临界流体；只有在400～800m范围内的局部层段（封闭体系），储层温度低于临界温度，储层压力高于液化压力，二氧化碳和乙烷才可能以液态形式存在（图1）。

表1 煤层气组分的简明物理性质[12］

*在30℃时进行二氧化碳等温吸附实验时得出。

对于以甲烷为主，含有二氧化碳、氮气、乙烷的煤层气而言，其超临界状态和液化的温度和压力条件是下一步值得关注的问题之一。

1.3 低煤级煤含气量的测试问题

我国煤层含气量现场测试大多是基于MT-77-84解吸法标准得出的，对中、高煤级煤适应性较好，但对于分布在我国东北、西北地区的低煤级煤而言，实测含气量明显偏低，由于低煤级煤孔裂隙发育，取心过程在地层温度条件下快速解吸，到地面由于温度降低，解吸速度变慢，有的甚至没有解吸气，由解吸气推算的损失气也就明显偏低。中国煤田地质总局1995～1998年进行的煤层气资源评价时就没有涉及到褐煤，其他单位和个人大多基于褐煤平衡水等温吸附实验来推算褐煤的含气量，从而计算出资源量。因此低煤级煤储层中的煤层气资源量大小不同是造成我国各单位和个人计算煤层气资源量差异的根本原因。

基于低煤级煤层的含水性、孔裂隙特点、温度、压力条件，分别进行吸附气、水溶气和游离气的数值模拟，厘定低煤级煤含气量是我国下一步的研究方向之一。

1.4 采动影响区动态含气性的问题

煤矿采动影响区是地面煤层气开发或井下瓦斯抽放的有利部位。煤矿井巷开拓和煤炭生产改变了煤层的地应力场、流体压力场，打破了煤层内游离气、吸附气和水溶气之间的动态平衡关系。煤矿采动影响区因为煤层卸压，裂隙张开或形成新的裂隙，又因为矿井通风，采动影响区与暴露煤壁间连续出现甲烷浓度差，使煤层渗透性、扩散性能大大增强，煤层气发生解吸，并在浓度梯度、压力梯度作用下向巷道或工作面扩散、渗流或紊流。随着巷道和采煤工作面的连续推进，采动影响区内煤层的含气量呈现出动态变化特征。

煤矿采动影响区可划分为本煤层采动影响区（水平采动影响区）、邻近层采动影响区（垂向采动影响区）和煤炭资源残留区[13]。本煤层采动影响区又可进一步分为掘进巷道和采煤工作面采动影响区。采动影响区内煤层动态含气量与煤壁暴露时间（采煤或掘进工作面推进速度）和距暴露煤壁的距离有关，任何一点的煤层气流速、流向和瓦斯压力均随时间的变化而变化，即为非稳定流场，求其解析解很困难。只有采用数值模拟的方法，如有限元法、瓦斯压力连续测定法、瓦斯涌出量法、瓦斯排放效率法等来近似地估算[13]。

2 煤层气多级压力降与多级渗流问题

煤储层是由气、水、煤基质块等多种物质组成的三相介质系统。其中气组分具有多种相态，即游离气（气态）、吸附气（准液态）、吸收气（固溶体）、水溶气（溶解态）；水组分也有多种形态，即裂隙、大孔隙中的自由水、显微裂隙、微孔隙和芳香层缺陷内的束缚水、与煤中矿物质结合的化学水；煤基质块则由煤岩和矿物质组成。在一定的压力、温度、电、磁场中各相组分处于动平衡状态。在排水降压或外加场干扰作用下开发煤层气的过程中，三相介质间存在一系列物理化学作用，其储层物性亦相应发生一系列变化，单一相态的实验研究很难模拟煤储层的真实物性状态。

煤储层系由宏观裂隙、显微裂隙和孔隙组成的三元结构系统[11]。在排水降压开发煤层气的过程中各结构系统压降程度不同，客观上存在着三级压力降，煤层气-水的运移也相应地存在着三级渗流场，即宏观裂隙系统（包括压裂裂缝）——煤层气的层流-紊流场、显微裂隙系统——煤层气的渗流场、煤基质块（孔隙）系统——煤层气的扩散场[14]。扩散作用又包括整体扩散、克努森型扩散和表面扩散，渗流亦存在达西线性渗流和非线性渗流。煤层气开发，上述三个环节缺一不可，且气、水产能受制于渗流最慢的流场。前期研究大多忽略气体的扩散作用，渗流方程只考虑前两个环节，数值模拟气、水产能与实际情况相差甚远，且过于强调宏观裂隙，即试井渗透率的研究，忽略煤岩体实验渗透率及扩散系数的测试分析。因此，与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的解吸—扩散—渗流—紊流多级耦合问题、与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的煤层气产能模拟软件是下一步煤层气勘探开发应用基础研究方向之一。

3 储层压力中的水压与气压的关系问题

煤储层流体压力由水压与气压共同构成。美国煤储层压力以水压为主，气、水产能稳定、持续；我国煤储层压力构成复杂，气压占有较大比例，不同压降阶段，煤层气、水产能不同，在总体衰减的趋势下呈跳跃性、阶段性变化[15]。

水动力势是煤层气富集和开发的最活跃因素，是储层压力或地层能量的直接反映和主要贡献者；水的不可压缩性对裂隙起支撑作用，水动力又是煤储层渗透率的维持者。我国中、高煤级煤层为相对隔水层，煤层本身的水体弹性能较低，气体弹性能较高[16]。

美国以单相水流作为介质测试煤储层压力和渗透率的试井方法应用到我国以气饱和为主的煤储层肯定会存在较大缺陷，也就是说用美国的试井方法得出的我国煤储层压力和渗透率是不确切的，由储层压力、含气量和等温吸附曲线计算的含气饱和度、临界解吸压力、理论采收率同样是不确切的。

笔者认为处于封闭系统的煤储层，其水压等于气压，处于开放系统的煤储层，其储层压力等于水压与气压之和。煤储层压力构成及其传导、煤储层中气、水介质之间的相互关系，控制了煤层甲烷的解吸、扩散和渗流特征，是目前煤层气开发亟待解决的关键科学问题。

4 煤储层动态渗透率问题

煤储层在排水降压过程中，随着水和甲烷的解吸、扩散和排出，其渗透率存在有效应力效应、煤基质收缩效应和气体滑脱效应，三种效应综合作用使煤储层渗透率呈现出动态变化[11]。

4.1 有效应力效应

有效应力是裂隙宽度变化的主控因素。有效应力增加会使裂隙闭合，使煤的绝对渗透率下降。渗透率越低，相对变化越大，有的减少两到三个数量级。在排水降压开发煤层气的过程中，随着水和气的排出，煤储层的流体压力逐渐降低，有效应力逐渐增大，煤储层渗透率呈现出快速减少、缓慢减少的动态变化过程[11]。

4.2 煤基质收缩效应

气体吸附或解吸导致煤基质膨胀或收缩，可用朗格缨尔形式来描述，笔者用CO2作为介质对不同煤级圆柱体煤样（每点只平衡12h）进行过吸附膨胀实验，结果表明煤基质收缩系数随煤级的增大而减少[11]。煤层气开发过程中，储层压力降至临界解吸压力以下时，煤层气开始解吸，煤基质出现收缩，由于煤储层侧向上受到围限，煤基质的收缩不可能引起煤储层的整体水平应变，只能沿裂隙发生局部侧向应变，使煤储层原有裂隙张开，裂隙宽度增大，渗透率逐渐增高，且中煤级煤增加的幅度大于高煤级煤[11]。

4.3 气体滑脱效应

在煤这种多孔介质中，由于气体分子平均自由程与流体通道在一个数量级上，气体分子就与流动路径上的壁面相互作用（碰撞），从而造成气体分子沿通道壁表面滑移。这种由气体分子和固体间相互作用产生的滑移现象，增加了气体的流速，使煤的渗透率增大，且随着储层压力的降低，先缓慢增加，到低压时快速增大。

5 高煤级煤储层产气缺陷问题

高煤级煤储层渗透率对应力敏感性强，应力渗透率衰减快；高吸附性、微孔性，自封闭性效应明显；高煤级煤束缚水饱和度大，相渗能力低；经历的构造运动期次多，其反复加压和卸压，渗透性损害极大；煤基质收缩能力弱，煤层气开发过程中其渗透率较难得到改善[17]。

第一，高煤级煤储层显微裂隙不发育。高煤级煤储层大多经过强烈的构造运动，煤层呈碎裂煤、碎斑煤和糜棱煤。

第二，高煤级煤储层应力渗透率衰减很快。流体压力不变、围压不断增大的渗透率实验表明：高煤级煤岩体的渗透率随围压增大呈指数形式降低，且衰减系数远大于中煤级。由于地应力梯度（我国通常为1.6MPa/100m左右）大于储层压力梯度（正常压力梯度为0.98MPa/100m），因此，随煤层埋深的增加，煤储层有效应力增大，煤储层渗透率降低。

第三，高煤级煤相渗能力低。相对渗透率表明：高煤级煤束缚水饱和度大，介于71.3%～84.82%之间，单相水流和气、水双相渗流区域狭窄。气-水双相渗流时，高煤级煤最大气相相对渗透率与最大水相相对渗透率之和介于25.4%～40.78%之间，平均为33.2%，即气相与水相有效渗透率之和约为其克氏渗透率的1/3；束缚水下高煤级煤气相渗透率只有其克氏渗透率的15.7%～22.1%，平均为18.2%，即多相介质条件下，高煤级煤有效气相渗透率不及其克氏渗透率的1/5[11]。

在排水降压开发煤层气的过程中，流体沿渗透性较好的区域指进，使指进流体绕过较大面积的被驱替相，形成被驱替相的一座座“孤岛”。高煤级煤束缚水饱和度大，即这样的“孤岛”较多，排水降压困难，煤层气难于解吸，大部分煤层气被残留，然而由于其吸附时间只有1～9d，所以能较快（数月后）达到产气高峰，造成高资源量、低产能之“瓶颈”现象[17]。

第四，高煤级煤储层渗透率改善能力弱。多相介质煤岩体吸附/膨胀实验表明，高煤级煤吸附最大，膨胀量低于中煤级煤。反过来，煤的吸附/膨胀与解吸/压缩互为可逆过程，即在煤层气的开发过程中，高煤级煤的收缩能力较弱。数值模拟结果表明煤基质收缩引起的渗透率正效应低于有效应力引起的渗透率负效应，高煤级煤储层渗透率在煤层气排采过程中逐渐衰减。

开展不同煤级煤柱样甲烷吸附（吸附平衡时间长达数月）膨胀实验、测试不同压力降、不同孔裂隙结构的气、水流量和扩散能力是下一阶段煤层气勘探开发的重要研究方向。

6 煤层气平衡开发问题

煤储层由多元孔裂隙结构组成，煤层气排采时存在多级压力降和多级扩散/渗流场，由于前期受急功近利的思想支配，煤层气井排采常打破煤储层气-水相渗平衡，没有处理好套压、液面降深和井底压力三者之间的关系，因气、水产能的过度增加，势必加速原始储层内能的消耗，使生产的持续时间缩短。因此，在试气排采阶段，针对不同的储层物性条件，多开展关井测压工作，绘制压力恢复霍纳曲线图，求出压力恢复曲线的斜率，再进一步据关井测压前的平均日产量折算成储层内的体积流量，并结合储集系数和压缩系数来估算气井现实条件下储层内的气体流动系数和气相有效渗透率，从而确定该储层的平衡产能[18]。据沁南 TL007 井和铁法 DT3 井产能历史分析，沁南 TL007 井的平衡产能为2000m3/t左右，铁法DT3井的平衡产能为3000m3/t左右[9]。因此，在排采工作制定时，不断调整套压、液面降深和井底压力，维持气、水产能平衡开发，增长井孔服务年限，是下一步煤层气勘探开发所要关注的问题之一。

7 结论

中国煤层气开发目前处于商业化生产的启动阶段。煤层气超临界状态和液化的温压条件、低煤级煤的含气量测试方法、采动影响区动态含气量、排水降压开发的动态渗透率、煤储层压力构成及其传导、煤储层中气、水介质之间的相互关系、与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的解吸—扩散—渗流—紊流多级耦合理论、与煤储层特征相适应的钻井、完井、增产技术、与煤储层孔裂隙结构系统相匹配的排采工作制度和产能模拟软件等均是下一步煤层气勘探开发的应用基础研究课题。

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什么是油田的开发指标？

可能有以下原因：

1、你的燃气表电池有没有电。可能是燃气表没电了，关闭了表中的电磁阀。

2、燃气表坏了。

3、燃气管堵塞。

4、调压器关闭 。?

5、 ?IC卡表过流量保护 。

6、找天然气公司的人员到现场维修。

燃气灶打不着火的时候要从一下几方面排查：

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

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

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

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

基本特性

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

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

3、热值：单位容积燃气完全燃烧所放出的热量，成为该燃气的热值。

热值分为高热值和低热值。

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

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

4、理论空气量：指单位燃气按燃烧反应方程式完全燃烧所需要的最小空气量。

液化石油气燃烧所需空气量是天然气的3倍；是人工燃气的6倍。

5、膨胀与压缩

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

6、饱和蒸气压

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

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

7、气化潜热

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

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

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

8、压力的分类

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

相对压力：用计量仪表测量出的那一部分压力，也叫表压力、正压力、工作压力。

绝对压力：大气压力与表压力之和，叫绝对压力，又叫实际压力。

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

9、着火温度

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

10、爆炸极限

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

11、燃烧的热值

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

燃烧的三个条件：可燃物、助燃物（氧）、着火源缺一不可。

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

热值分为高热值和低热值。

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

按1KCAL=4.1868KJ 计算：

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

以上内容参考：燃气

异常压力的形成机制和特点

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

一、产量方面的指标产量方面的指标主要有以下几项：

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

(2)日产水平。油田的实际日产量叫日产水平，单位为t/d。

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

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

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

(5)平均单井产量。油田实际产量除以实际生产井的井数得到平均单井产量。

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

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

(8)采油速度。采油速度是指年采出油量与地质储量之比，它是衡量油田开采快慢的指标。采油速度可分为油田采油速度、切割区采油速度、排间采油速度和油井采油速度，通常用百分数表示。只要把目前日采油量或月采油量折算成年采油量，就可以算出采油速度。正常生产时间要除去测压、维修等关井时间。

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

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

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

二、有关水的指标有关水的指标有以下几项：

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

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

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

(4)注入速度。注入速度等于年注入量与油层总孔隙体积之比。

(5)注入程度。累积注入量与油层总孔隙体积之比。

(6)注采比。注入量与采出量之比叫注采比。采出量是指采出油、气、水的地下体积。

(7)水驱油效率。水淹油层体积内采出的油量与原始含油量之比叫水驱油效率。

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

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

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

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

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

三、压力和压差方面的指标压力与压差方面的指标有以下几项：

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

天然气的形成条件

异常压力的成因复杂多样，主要包括地层不均衡压实、构造挤压、烃类生成、水热膨胀、粘土矿物脱水等作用。

（一）不均衡压实

沉积物在埋藏和压实过程中，水在机械力的作用下从沉积物中排出。在快速沉积的厚层泥岩剖面中，由于压实引起孔隙度和渗透率降低，从而阻止了水从泥岩中流出，导致压实变缓甚至停止。当埋藏继续进行时，上覆地层载荷增加，承受上覆地层载荷的流体压力也相应地不断增加。不均衡压实形成超压的机制已普遍认同，产生不均衡压实应具备如下条件：巨厚的沉积物快速堆积加载；厚层粘土岩的存在。欠压实多发生在海退层序中，其中快速沉积是最主要的因素。

从得克萨斯至南路易斯安娜的海岸地区均有超压带分布，其成因就是由于快速沉积所致。毕晓普（Bishop，1979）用数学模拟方法研究了湾岸地区第三系的沉积压实作用，他认为沉积速率越快，泥质沉积中的孔隙流体压力越高，泥质沉积体的密度也就越小。这是由于泥质体内保留了大量的游离水，水承受了部分上覆沉积物的重量。随着上覆沉积物的增厚，孔隙流体压力也就越大，故孔隙流体压力远大于静水压力而形成超压。如果具有良好的密封层，超压现象会在一个地质时期内发育并保持下去，超压带通常发育在砂岩少于5%～10%的三角洲前缘相带内，在巨厚砂岩层序之下的厚层泥质岩中孤立的砂体常保持高压，图5-4表示三角洲砂泥岩层序的推进及超压带的发育过程。

厚层粘土岩的存在有利于形成超压层。路易斯安娜州Manchester凝析气田的孔隙流体压力与砂、页（泥）岩百分比（图5-5）关系说明页岩含量的百分比与流体压力成正比，页岩的百分比超过60%，厚度大于914m（3000ft）即形成高压带。

（二）烃类的生成

干酪根热降解生油和生气导致的体积增大是超压形成的重要因素之一。图 5-6 是干酪根热降解生油、生成凝析油和湿气以及干气整个演化过程中体积变化的两种典型模式。（a）图是梅森（Meissner，1978b）研究威利斯顿盆地巴肯组页岩（Ⅱ型干酪根）的结果，干酪根热降解生烃，包括油和气的整个过程，体积均是增大的；（b）图是翁格尔（Unger-er，1983）研究巴黎盆地黑色（Black）页岩（Ⅱ型干酪根）的结果，干酪根热降解生油阶段，即生油窗阶段（R0：0.65%～1.3%），体积是减小的，而在凝析油、湿气和干气阶段，体积是增大的。从表面分析，这两种现象有些矛盾，究其原因与生烃体系的开放与封闭性有关，（a）图的生烃体系属于封闭可变体积（图5-6，模式Ⅰ），在干酪根热降解生油过程中，伴随生成的 CO2 和 H2O亦在体系中，尤其是 CO2 气体导致体积增大；（b）图的生烃体系属于半开放可变体积（图5-6，模式Ⅱ），在干酪根热降解生油过程中，伴随生成的 CO2 脱离体系而散失。因此，在生油窗阶段体积是减小的。

图5-4 在砂-页岩层序推进过程中超压带的时序发育示意图

图5-5 路易斯安那州Manchester凝析气田的孔隙流体压力与砂岩百分比图

图5-6（a）Williston盆地巴肯组页岩生烃过程的体积变化估算

图5-7 无机矿物和有机质的变化及其相互关系

图5-7较形象地展示了在成岩作用阶段和深成热解阶段，无机矿物的压实成岩作用和有机质的热降解生烃作用以及有机和无机矿物间的相互关系。无机矿物在压实作用阶段孔隙度大大减小，演化至硅化、白云岩化或其他成岩作用阶段，孔隙度基本保持不变；有机质在压实作用阶段，体积变化不大，处于正常的压力区域，而演化至成岩阶段，由于烃类的生成，尤其是天然气的大量生成，体积膨胀，导致超压的形成。

这里列举粉河盆地的研究实例。粉河盆地白垩系页岩中异常高压的形成主要与油气的生成有关，图5-8动态地反映了白垩系页岩和砂岩区域性压力形成机制和演化特征。高压的建立开始于石油的形成，并随着石油向天然气的裂解而加剧，从埋藏史图和生气模拟曲线（油转化成气和干酪根转化成气）就可以确定这2种反应的时段及深度范围（图5-9）。也就是说，通过这种联系，异常压力形成的时间可以被确定。不同深度白垩系页岩的固体13C核磁共振谱示于图5-9，右边第一个主峰（0～90ppm）代表脂肪族的共振信号，向左第二个主峰（100～200ppm）代表芳香族的共振信号，图示的变化趋势是随着深度的增加，脂肪族的含量减少，这是由于热解使其部分转化为烃类化合物。特别指出的是，在异常压力层顶部，代表脂肪族的主峰基本消失。这表明，在异常压力层中，干酪根已基本失去了生成烃类化合物的潜力。

图5-8 粉河盆地白垩系页岩和砂岩区域性压力形成机制和演化特征

在盆地中部，高压的出现大约开始于70Ma（干酪根向石油转化率大于 0.1），而明显的异常高压的形成主要发生在大约40Ma（石油向天然气裂解的转化率大于0.1）。由于大量的石油在大约40Ma裂解为天然气，因此在这些盆地中的异常压力圈闭不是一个短暂的地质现象，而是在地质时期中长期保存的实体。

图5-9 粉河盆地中部地层埋藏史、生烃史及生烃潜力

烃源岩的烃指数变化可反映烃类的生成及排驱。对Washakie盆地Almond组页岩和煤做的Rock-Eval 热解分析是从地表一直做到现埋深 18000ft（5486m）的地方。上白垩统Almond 页岩的产率指数（IP ）结果示于图5-10，IP值表明了样品中残留的液态烃或沥青的含量，无论是煤还是页岩，从地表到9000ft（2743m）的深度，其IP值增加是缓慢的，而在 9000ft（2743m）以下急剧增大。换言之，在异常压力层之上，产率指数普遍小于10%，进入异常压力层，指数急剧增加大于30%，高压区更大。这一方面反映了烃类的大量生成，潜在的生烃能力（S2 ）越来越小，另一方面反映排烃不畅，烃源岩中残留的液态烃或沥青（S1 ）含量较高。比较实验室测量（IP值）和计算机模拟结果（TP 值），大约有一半的烃类仍保留在生油岩中。照片5-1形象地展示了超压层上和超压层中烃源岩的烃含量及其赋存状态，5000ft（1524m）的烃源岩中只有少量不连通的微裂隙（标尺76μm），8000ft（2438m）以下的生油岩中出现大量互相连通，且为沥青充填的微裂隙（标尺38μm）。

图5-10 Washakie盆地 Almond组烃

照片5-1 Mowry页岩薄片照片显示埋深5000ft（1524m）的烃源岩只有少量不连通的微裂隙（标尺76μm），8000ft（2438m）以下的烃源岩中出现大量互相连通且为沥青充填的微裂隙（标尺38μm）

（三）水热作用

在正常压实状态下水热作用表现为单位重量水体积的膨胀，也就是密度的减少或比容的增加。水热作用的强度随埋深和地温梯度的增加而增加（图 5-11），当地温梯度为3.6℃/100m，埋深为 10000ft（3048m）时，水的比容为 1.05cm3/g，与 4℃时水的比容1cm3/g相比较，等于水的体积增加了5%，这是个相当大的数量。水热作用的影响不仅表现为水的膨胀比容有所加大，而且主要表现为流体压力比非水热条件下高得多。其增加的速率决定于地温梯度和层系的封闭程度。

图5-11 不同地温梯度条件下正常压实带中水的比容-深度关系图

图5-12 利用水的压力-温度-密度关系图说明水热增压作用

以美国湾岸地区为例，该区地温梯度为2.5℃/100m，假定页岩埋深到L点时就完全封闭孔隙流体不能排出（图5-12）。如果再埋深1000m，此时温度增加25℃，水体也相应有所膨胀，但因层系已完全封闭，水体的比容不可能增加，所以由于温度增加所对应的M点必在与L点相同的等比容线上。在这种情况下欠压实层系的流体压力则由L点到M点增加了420×105Pa，该段压力梯度为420×105Pa/1000m（0.42×105Pa/m），几乎是上覆沉积负荷平均压力梯度0.23×105Pa/m的两倍。说明在封闭层系中，当水体受热不能膨胀时压力必然要大大增加。但该区实测的结果发现流体压力只增加了322×105Pa，相当于图上的N点，其压力梯度为0.32×105Pa/m，这说明自然界的地层不可能完全封闭，总有一些流体排出，属半封闭体系。

无水热增压效应时，欠压实页岩的孔隙度和流体压力的变化可用图5-13（a，b）表示。页岩埋藏至Ze以前为正常压实，Ze深度以下流体停止排出，压实作用也停止，此时流体承受上覆沉积负荷，流体压力梯度为0.23×105Pa/m，与上覆沉积负荷压力梯度相同。Ze～Z之间的流体压力线平行于上覆负荷压力线，可见，在无水热增压效应下，欠压实页岩中的流体压力永远不会达到或超过上覆负荷压力，Ze～Z之间的有效应力也保持不变。

有水热增压效应时，欠压实页岩的孔隙度和流体压力的变化可用图5-13（c，d）表示。页岩埋藏至 Ze 以前为正常压实，Ze 深度以下流体停止排出，压实作用也停止，但由于水热增压效应，流体压力梯度超过上覆负荷压力梯度，达到0.32×105 Pa/m（据美国湾岸研究结果），即从 Ze 深度起流体压力的增长速度大于上覆负荷压力梯度。最终流体压力会等于或超过上覆负荷压力，在这种情况下，不仅是孔隙流体因压力异常大而容易流动，就是页岩本身由于内摩擦力的消失也很容易流动。因此，水热增压作用不仅对流体的运移很重要，而且对底辟、滑移以及断裂等地质现象的形成也具有重要意义。

图5-13 无水热增压和有水热增压作用时 Ze深处欠压实页岩的孔隙度与流体压力变化示意图

（四）粘土矿物脱水

泥质沉积物主要由粘土矿物组成，其中以层状硅酸盐类的蒙脱石、伊利石、蛭石、高岭石和绿泥石最为重要，它们都不同程度地含有层间水，尤其是蒙脱石最多，一般含有4个或4个以上的水分子层，这些水分子按体积计算可占整个粘土矿物的 50%，按重量计算可占整个粘土矿物的22%。这里讲的粘土矿物脱水作用主要指蒙脱石向伊利石转变的成岩过程中释放层间水的作用，主要的成岩反应是：

中国海相石油地质与叠合含油气盆地

鲍尔斯（Powers，1967）在研究墨西哥湾地区后指出，蒙脱石向伊利石转化是在6000ft（1830m）深处开始，到9000～12000ft（2750～3660m）深处就没有蒙脱石了。他认为这种转化释放层间水，为地下深处提供了水源，并由于层间水具有较大密度，释放出来后必然体积膨胀形成孔隙流体的异常高压。

斯密特研究墨西哥湾时，详细分析了某口井的膨胀性粘土（主要是蒙脱石）和非膨胀性粘土的含量随井深的变化，发现在10500ft（3200m）深处蒙脱石转化的速率增加了，这个深度大致相当于94℃的地下温度。从井温曲线上看，在3200m深度上地温梯度也有明显增加，这个深度也正好是异常高压带的顶面（图5-14）。这说明蒙脱石大量转变的地方是井温增高的地方，也是异常高压带开始的地方。这样就把蒙脱石脱水、地温增高和产生异常高压这几方面联系起来了。斯密特的工作还说明了蒙脱石的成岩变化是一个连续过程，从很浅的地方开始，只是当温度超过94℃以后这种成岩变化加快了。

图5-14 膨胀性粘土的百分含量与深度、温度关系图

现已证明只要页岩的粘土矿物组分相同，无论地质时代、压力或沉积物的埋深如何，只要达到成岩的门限深度（即蒙脱石开始大量转化时的温度）就明显发生蒙脱石脱水作用（图5-15）。表明同一沉积背景，即粘土矿物成分相同的页岩，虽时代不同但蒙脱石脱水的温度范围却相同，大致在105～138℃之间，可见温度的影响比时间的影响大得多。

蒙脱石脱水一般可提供页岩总体积10%～15%的水量，很容易引起由于过量水体排不出去而产生的异常高压。特别是当层系已发生欠压实时，则可进一步加强水热作用和异常高压。美国得克萨斯州2口井的压力剖面也说明脱水深度与异常压力出现的深度相一致（图5-16）。

综上所述，影响地层超压的各种因素可概括如图5-17所示。尽管地层压力异常可能是各种原因综合作用的结果，但通常情况下是以一种原因为主，而不同原因所产生的地层压力封闭体系的特征是不一样的。由差异压实作用形成的地层压力分隔化一般是沿着沉积相带顺地层发育的，而由水热膨胀、有机质生烃或粘土矿物转化而形成的压力封闭体系则可能穿越地层或构造，甚至呈现出水平的展布形态。由油藏向气藏裂解所产生的地层压力圈闭则更为复杂，这样的油气藏既不受地层或构造的限制，也常不具油水界面（焦尊生和Surdam，1994）。它既可以是超压油气藏，也可以是负压力异常油气藏。此外，这种成因的超压油气藏中的压力可能很高，压力梯度甚至可远高于静岩压力梯度（＞ 0.23kg/cm2 .m）。

图5-15 不同时代沉积物中伊利石在伊-蒙混层粘土中所占百分比与地下温度之间的关系图

图5-16 蒙脱石脱水段（阴影区）与地下流体异常压力的关系图

图5-17 主要超压成因机制

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

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

1.新近系烃源岩含有生成生物气的良好成烃母质

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

2.水化学特征对生物气形成的影响

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

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

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

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

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

3.温度和未成熟烃源岩

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

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

4.具一定规模的储层同生背斜

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