天然气动态压力低的原因分析报告怎么写好一点_天然气动态压力低的原因分析报告怎么写好

1.城市燃气企业财务风险及应对策略

2.天然气的成分与特性

3.一名管道销售员怎样写年总结报告

4.测井在天然气水合物勘探与评价中的应用

5.天然气的市场需求怎么样？

6.济阳坳陷天然气区带评价技术与应用

企业环保自查报告（通用5篇）

　时间飞快，一段时间的工作已经结束了，回想这段时间以来的工作详情，有收获也有不足，是时候好好地记录在自查报告中。来参考自己需要的自查报告吧，以下是我整理的企业环保自查报告（通用5篇），希望对大家有所帮助。

企业环保自查报告1

　 一、企业概况

　xxx有限公司是一个拥有先进技术和设备的国有控股大一型企业，下设南分厂、北分厂，年水泥生产能力130万吨。企业获得了产品质量认证、质量管理体系认证，化验室合格证书等荣誉。为认真贯彻执行节能法律、法规，落实国家发改委、、市的相关要求，加强企业节能管理，推进节能技术进步，提高能源利用效率。公司作为千家企业重点耗能单位之一和省控重点用能企业，深知企业是节能降耗的主体，积极响应国家和、市区号召，大力推进公司节能减排,顺利完成、市下达的节能目标，并将节能减排工作开展的有声有色。

　 二、20xx年的经营情况及节能目标责任完成情况

　20xx年，全年生产水泥110万吨，20xx年1-12月份，公司实际生产水泥108.2万吨，完成年的98.36%，实现销售收入190426万元，上缴税金2343万元。单位产品标煤耗83.49kg/t，XX年单位产品标煤耗86.54kg/t，同比下降了3.05 kg/t。20xx年1-12月份，累计节约标煤0.33万吨。与20xx年下达给公司的节能目标0.29万吨标煤相比，超出目标值0.04万吨。由此可见，公司顺利并超额完成了下达的节能目标。

　 三、节能组织机构及能源管理工作开展情况

　为进一步贯彻执行和落实国家节能减排政策，强化企业节能主体责任， 20xx年初,公司在去年能源管理组织、机构基础上,进一步完善了企业能源管理工作，调整了能源计量、节能领导小组和节能工作小组,积极用节能新技术等，加强企业能源管理工作。

　(一) 进一步完善健全节能管理、组织、标准体系。

　公司责成一名副总具体负责节能管理和领导工作，各相关部门负责人为成员的节能管理和领导小组，设立了公司节能办公室，各职能部门、单位明确了节能专、兼职负责人，形成了节能管理网络，由生产综合处相关人员具体负责节能工作，同时，建立了节能工作机构和管理体系，成立了节能工作管理和领导小组,公司总经理任能源管理领导小组组长;在完善组织体系的基础上进一步贯彻执行国家的能源政策、法规及标准，组织贯彻、制定能源管理标准，编制节能规划及，贯彻执行能源管理中的技术标准，负责组织节能检查，对用能计量、统计进行监督，组织节能技术培训和宣传，发出节能倡议，进一步完善公司能源管理制度。

　(二) 分解节能目标，落实节能职责制定产品消耗定额，并对各部门进行考核。

　对生产中各项工序、产品的能源消耗进行定额管理，签订节能目标责任书，将节能任务目标层层分解，把能源消耗与工资薪酬、效能挂钩，力争吨熟料、吨水泥能耗达到同行业先进水平;节能技术管理部门建立成本控制管理体系，制定成本考核评价制度，考核指标细化分解到有关车间、部门、责任人，定期评价和考核;制定车间消耗指标，考核指标执行情况;设立能源统计岗位，专人负责建立能源消耗和成本台帐。对现有生产工艺系统进行优化平衡改造，窑温热效率利用、单机台时较上年有明显提高;在立窑安装变频器，对磨机选粉系统进行改造，制定消除跑、冒、滴、漏的有效措施，并付诸实施，相关部门进行监督和定期检查。

企业环保自查报告2

　为落实《甘肃省人民办公厅关于印发甘肃省环境保护大检查方案的通知》要求， 酒泉容大汽车加气有限公司扎实认真地组织开展了自查工作，现将自查有关情况报告如下：

　 一、企业基本情况

　（一）企业概况

　于20xx年1月成立，注册资金250万元，法定代表人为于一阳。公司占地面积7800平方米，固定资产1500万元，现有480平方米办公楼一座，完善的l-cng加气站一座，主要销售车用压缩天然气，年零售量约为1500吨，公司现有人员16人。

　（二）项目概况

　（1）我公司加气站坐南朝北，在站区北侧设有入口1个，在站区东侧设有出口1个，主要分为工艺区、区、加气区等各部分。

　工艺区位于站区南侧，由东向西一次布置有增压器，lng储液区，lng高压柱塞泵，水浴式复热撬（空温式低压放散加热器、低压空温式气化器、低压水浴式气化器），调压器，lng高压气化撬（空温式高压气化器、热水循环式高压ng加热器、顺序控制盘、空温式高压放散加热器），cng储气井区。

　其中lng储液区设置积液池、防火堤，所有设备均布置于防火堤内，防火堤用1m高非燃烧混凝土实体围墙，防火堤内面积为110m。储液区设备主要包括1座60mlng立式储罐及储罐阀组撬。

　（2）区位于工艺区的北侧，2层站房，占地面积240.99m，1层设置配电室、仪表间、办公室、营业室、休息室，2层设置休息室和办公室。

　（3）加气区位于站区北侧，加气罩棚、4台双枪加气机、4座加气岛。

　（4）变压器室位于工艺区的东南侧，单层结构。

　（5）放散管位于工艺区的东北角。

　（三）生产工艺及排污节点

　l-cng加气工艺是将低温(-162℃～-137℃) 、低压(0.4～0.8mpa)的lng转变成常温、高压(25mpa) 的天然气，然后将压缩天然气（cng）经顺序控制盘输送至储气设施或直接经加气机加注给汽车。

　站区内排水用雨（污）分流制排水体制，污水经管网收集后，经站区化粪池初步处理后，外排至市政污水检查井。雨水利用竖向坡度自然散排至站外市政雨水管网。

　生活污水主要来自于站房污水，生活污水经室内排水管道收集后排入站内污水管网，站区污（废）水经化粪池初步处理后，外排至市政污水管网。

　室内排水管道（含接至室外检查井的排出管）用pvc-u排水塑料管，承接粘结接口。

　（四）原料及产品

　本项目的原料及产品，即位于鄯善县奇克台镇境内广汇天然气液化工厂，距酒泉市约960公里，通过lng槽车运输至该站。 其天然气物理参数如下：

　液化天然气技术指标

　本企业每年销售天然气约1500吨，耗电量每年约60000度，用水主要为生活用水每年约900吨，办公用房暖为集中供暖。

　（五）主要生产设施

　设备汇总表

　（六）主要环保设施

　项目环保设施一览表

　 二、企业自查情况

　（一）产业政策执行情况本项目经酒发改经贸20xx523号酒泉市发展和改革委员会于20xx年6月21日批准项目建设，本企业工艺、技术、生产设施及产品符合产业结构调整目录（20xx年版、20xx年版）。

　（二）建设项目环境影响评价制度执行情况

　本企业加气站项目的环评是委托酒泉市环境评价所做的，20xx年1月31日酒泉市环保局下发了酒环保20xx8号审批意见，企业对应建设的环保设施（见项目环保设施一览表）认真进行了设置，对审批意见我企业认真进行了整改落实。

　（三）试生产、“三同时”制度和建设项目竣工环保验收、审批情况

　本项目在规定的期限内提出试生产期结束后，根据省发展和改革委员会《关于全省加油（气）站建设项目竣工验收有关问题的通知》文件精神，市发改委于20xx年9月23日组织相关部门对我公司建设项目进行了竣工验收，通过验收我公司项目符合各项建设要求。建设项目竣工环保验收暂时未做验收。

　（四）主要污染物及特征污染物达标排放情况

　（五）环保设施及自动监控设备稳定运行情况

　该站现有自控系统包括集中控制系统、紧急切断系统、可燃气体报警系统、站内监控系统；仪表设置包括仪表供电、仪表选型和自控仪表接地。

　1）自控系统

　①集中控制系统

　控制系统的功能是控制加气站设备的正常运转和对有关设备的运行参数进行监控，并在设备发生故障时自动报警或停机。

　②紧急切断系统

　esd急停按钮设置在配电室开关柜。该加气站共设有4个紧急切断阀，分别位于lng储罐进出液相管道上，空温式低压lng加热器前，及高压柱塞泵前，以防加气站内发生事故时能及时有效的切断进气源； 站内天然气增压、储存、加气各工段，分别设置切断起源的切断阀。储气井与加气机之间的总管上设主切断阀。每个储气井出口设切断阀。储气井进气总管上设安全阀。

　③可燃气体报警系统

　该项目在增压器上方设置1个可燃气体报警探头； 储气井上方设置一个可燃气体报警探头；在加气区每台加气机配置1个可燃气体报警探头，共配备4个； lng高压气化撬两端各设1个可燃气体报警探头，共配备2个。lng高压柱塞泵撬设置1个可燃气体报警探头，调压器上设置1个可燃气体报警探头，储罐阀组撬上设置1个可燃气体报警探头。本次在加注区和潜液泵区各设置可燃气体检测探头1个，可燃气体报警装置1套，安装于控制室。 可燃气体报警探头统一由配电室内可燃气体报警器集中报警，如果泄漏的燃气达到一定浓度（天然气爆炸下限的10%），可燃气体报警探头向燃气报警控制装置发出信号，由控制装置发出声光报警信号，提醒操作人员作相应处理。

　④监控系统

　加气站现有摄像头12处，其中加气区设有4处，负责监控加气车辆情况； 进站口1处，负责监控进出车辆情况； 卸气区1处，负责监控卸气车辆情况； 营业室1处，负责监控财务、营业等情况，站房2处，每层各设1处，工艺区设置1处，南侧围墙外设置1处，储气井1处，工艺区入口1处。

　2）仪表设置

　①自控仪表供电

　仪表控制系统供电用外供电源供电。

　②自控仪表选型

　爆炸危险场所内的用电设备及照明灯具均选用exdii4的产品。各类用电设备的防护等级要求不低于ip54。就地压力测量选用不锈钢压力表。远传温度测量用温度变送器进行测量，远传压力测量用压力变送器进行压力测量，将集的模拟信号送至plc站控系统进行数据处理及显示，从而进行实时控制。

　③自控仪表接地

　防雷防静电接地、电气保护接地、仪表接地用联合接地的方式，接地电阻r≤4欧姆。仪表系统接地包括：保护接地（电仪表的金属外壳及自控设备正常不带电的金属部分）、工作接地（含有信号回路接地、屏蔽接地和本质安全接地）和仪表防雷接地。上述接地均接至联合接地极上，信号回路在控制室一端接地。

　（六）重金属污染防治情况

　本企业行业性质、生产过程中使用的原辅料和生产工艺、产品不涉及各项重金属污染物。

　（七）危险废物和工业固体废物处理处置情况

　本企业不产生工业固体废物和危险废物。

　（八）排污申报登记、排污许可证和排污缴费执行情况 项目未进行环保验收，未进行排污申报登记，未办排污登记证。

　（九）对饮用水水源保护区、自然保护区、国家重点生态功能区等环境敏感区影响情况 我公司所在地远离当地饮用水水源报保护区、自然保护区、国家重点生态功能区等环境敏感区，对周围饮用水，自然保护区、国家重点生态功能区等敏感区域的没有太大的影响。我公司生活污水的排放是达标的而且大部分生活污水回收利用灌溉厂区内的绿化区，符合环境影响评价及批复的要求

　（十）环境安全隐患防范、环境风险识别及应急预案制定情况 经对项目危险和有害因素辨识与分析，该项目存在的主要危险和有害因素是火灾、爆炸、低温冻伤、噪声。

　该站东侧为解放路，西侧为汉鑫科技有限公司，南侧为敦煌种业集团酒泉地区公司加工厂仓库，东北侧为凯盛投资公司，北侧为永兴路及连霍高速高架桥，东侧为架空通信线，架空通信线呈南北走向，站区无架空电力线、通信线跨越，站址地下无电缆和管道。站内设施与站外建、构筑物之间安全间距满足规范要求。

　若该站发生火灾爆炸事故或压力容器、压力管道爆炸事故，应急救援未及时启动，事故没有得到及时控制以致失控时，会对周边道路过往车辆、行人造成一定的影响，会对敦煌种业集团酒泉地区公司加工厂仓库及凯盛投资公司造成一定影响。本企业在环境安全隐患防范、环境风险上面不存在任何风险，所以未制定环境安全隐患防范、环境风险识别及应急预案。

　（十一）企业环境管理及自行监测情况

　公司设立了环保管理机构，落实了环保责任制，制定环保规章制度和环保设施操作规程，建立环保设施和生产设施的运行台账及档案资料管理。

　（十二）生态环境保护措施执行情况公司的生态环境保护措施达到国家和地方的相关法律、法规、政策，标准要求，符合企业建设项目环境影响评价的相关要求。建厂以来，在厂区的周围种植了树木，在厂区内的空地内种植了绿色植物及花卉，绿化面积有1400O，从而使厂区的生态环境得到了进一步的改善。

　（十三）核与辐射情况

　我公司产品及设备无核与辐射,所以不存在核与辐射。

　（十四）环境信息公开情况 我企业未向社会公开环境信息情况。

　 三、存在问题

　（（一）企业的部分环保台账没有按时填写，档案资料不完整。

　（二）企业目前正在办理竣工环保验收的手续。

　（三）制定了突发环境应急预案，但还未进行备案。

　（四）未进行排污申报，没有按时缴纳排污费，未办理排污许可证。

　（五）未向社会公开环境信息情况。

　四、整改措施

　（一）20xx年4月之前尽快健全和完善环保台账。

　（二）20xx年9月之前尽快办理完成竣工环保验收的手续。

　（三）在20xx年5月之前进行应急预案备案。

　（四）积极准备办理排污许可证的资料，尽快申领排污许可证。

　（五）按规定公开企业环境信息。

　酒泉容大汽车加气有限公司（盖章） 2015年1月13日企业自查情况备案表 填表单位：酒泉容大汽车加气有限公司填报时间：20xx年1月12日

　填报人：审核人： 联系电话:

　填表说明：

　1、“是否符合国家产业政策”等栏只需填写“是”或“否”，如有其他情况，可另加附页或在自查情况报告中予以说明。

　2、此表需加盖企业单位公盖后方可随自查情况报告一并上报。

企业环保自查报告3

　XX年以来，在区的正确领导、各部门乡镇的密切配合和市信息办的有力指导下，区 网站运行正常，维护更新及时，在推动信息公开、方便群众办事、促进职能转变等方面做出了应有贡献，影响力日渐提升。现将对照省市测评指标的`自查情况报告如下：

　 一、一年来的主要工作

　（一）积极推进信息公开。按照《信息公开条例》要求，积极推进信息公开。对应主动公开的法规文件、规划、文件、人事任免、统计信息等信息，坚持随时发布随时更新，全年共发布各类信息180余条。在公告公示栏发布各类工程招标、人事公示等信息40余条，转载或发布极端天气、流行性疾病等公共预警信息15条。对涉及社会民生的教育、社保、就业、医疗等相关信息，及时予以公布。设立了信息依申请公开栏目，提供相关表格下载，畅通了群众要求公开指定信息的渠道。

　（二）加快系统网站建设。年初，由区分管领导在经济工作会上对系统网站建设作了强调，之后又专门下发了《关于进一步加强系统网站建设的通知》，对各部门、乡镇办网站建设、区 网站内容保障、网站建设维护绩效考核等工作做了具体要求。由于受区和乡镇机构改革的影响，进展不够理想，全年组织新建部门、乡镇网站15个，其中，民政局、人事局、审计局、建民镇、张滩镇等网站日趋成熟规范，成为区 网站推进信息公开的重要补充平台。

　（三）努力推动网上办事服务。要求有行政审批权限的部门，按照统一的表格和栏目公布办事服务指南、行政审批依据和流程，提供相关表格下载，公布举报投诉电话，规范了各部门行政审批事项办事服务工作。由区法制办在全区开展执法依据清理，并在网公布了各部门行政执法责任分类表，使广大群众了解各部门的执法依据、执法程序，便于群众和社会监督。积极开展政民互动，及时受理网民咨询投诉，就某方面工作适时征集群众意见，做好区长信箱维护管理工作，督促主办部门及时答复。

　（四）及时更新动态政务消息。新闻中心全年发布更新政务要闻、领导活动、重要工作进展、部门工作动态2600余条。尤其是在7.18特大暴雨洪灾期间，在区上没有报纸、电视等媒体的情况下，自觉肩负起抗洪救灾宣传报道工作重任，在近一个月的时间里，日均写、编发稿件30余篇，刊发洪灾照片150余幅，编印救灾简报60期，在第一时间及时反映了全区灾情和救灾进展情况，并与区委宣传部大力合作，推出杨宗兴、黄蜂等一批抗洪救灾先进人物。

　（五）自觉服务全区重点工作。今年以来，根据全区各项重点工作的要求，先后在区 网站开设学习实践科学发展观、经济普查专栏、人口普查专栏、争先创优专栏、双创专栏、拥军 优属专栏、西洽会专栏、抗洪救灾、学习杨宗兴等9个专栏，公开单项工作相关文件、动态信息，各专栏累计刊发稿件1500条以上，系统的宣传了各项具体工作，促进了工作的顺利开展。同时，还与区文联等单位合作，开办了影像摄影大赛专栏。

　（六）突出抓好网站安全管理。针对年初省工信厅检测出区 网站存在诸多安全漏洞的问题，我们及时要求电信公司予以解决，并建立定期监测制度，一旦出现漏洞及时修复完善。同时，完善了《网站安全突发应急预案》、《网站安全管理制度》、《网站管理制度》、《信息中心机房管理制度》、等五项制度，加强了内部管理，在敏感时期，安排专人轮流值班。一年来，网站未受任何攻击，全年未出现无法访问现象，未出现网页挂马、网页遭篡改等安全问题。

　 二、存在的问题和不足

　一是信息公开还不够全面系统。部分应公开的信息，由于相关单位的相关工作还不规范，未能及时公开，如购信息等。依申请公开，虽然渠道畅通，但一直没有群众提交申请。

　二是网上办事推进力度还不够。目前，由于网站功能和相关部门、群众办事习惯等原因，网上办事还停留在提供办事服务指南、表格下载，网上审批、受理等还未进入实质性阶段。

　三是政民互动方面还需努力。由于我区信访、投诉量大，办理区长信箱的区信访局工作量大，加之部分信件反映的问题比较重大和复杂一时难以答复，回复不够及时，有积压信件现象。四是网站设计还不够规范。部分栏目设置重复、应用功能不强，还存在对首页自身难以改动等技术上的问题。

　 三、下一步的整改措施

　针对存在的问题和省市规范要求，我们已于7月份开始新建网站，购买了防火墙、服务器等设备，重新装修了机房。由于各种原因，网站建设进度不够理想，新网站将于12月底上线运行，一些具体问题即可解决。新网站运行后，我们将严格按省市规范要求，进一步加强和各职能部门的联系，做好内容维护更新，使区 网站真正成为推进信息公开的平台，方便群众办事的窗口，对外宣传的载体。

企业环保自查报告4

　在市环保局各级领导的大力支持下，我司通过深入学习，始终坚持节能减排的工作不，切实加强环保设施投运率，强化环保责任。现将20xx年企业环保自查报告汇报如下：

　改制后，因各方面原因，我司的年产量和市场份额都有所下降,在生产和运输的过程中，污水经过处理系统能再利用，主要产生的污染物是粉尘和噪音。混凝土搅拌站拥有良好的环保机能，在机器运转过程中，粉料操纵均在全封锁系统内进行，粉罐用高效收尘器/雾喷等方法大大降低了粉尘对环境的污染，同时混凝土搅拌站对气动系统排气和卸料设备均用消声装置有效地降低了噪音污染。

　我司在主要通道和料场配套了喷洒水系统，减少因天气和车辆卸料、运输过程中产生的粉尘排放量。在实际操作中，制定了强有力的管理措施，强化工作人员的岗位职责，针对当地的具体气象条件，调整喷洒水量和喷洒重点以达到抑尘效果。

　通过不屑的努力，现已逐步建设成为一个环境保护设施较好的企业。今后我公司将一如既往的推行环保节能生产及排放，为节能减排、绿色环保做出更大的贡献。

　xxx有限公司

　20xx年4月28日

企业环保自查报告5

　本企业严格执行《印刷业管理条例》和《印刷品承印管理规定》，严格执行有关法律法规和各项规章制度，自觉维护企业良好形象。 企业成立于2XXX年，厂房建筑面积 XXX平方米，注册资金XXX万元，职工XX人，引进进口机器XX台，国内机器XX台，具备XX台以上最近十年生产的且未列入《淘汰落后生产能力、工艺和产品的目录》的自动四开胶印印刷设备。

　企业经营情况良好，20xx年工业总产值XXX万元，纳税达XXX万元，利润总额负XXX万元。企业按规章开展公司业务，有健全的承印验证、登记、保管、交付、销毁等经营管理、财务管理制度， XXXX年数据已按时报送，企业在审核登记期内没有违规行为，未受过行政机关任何处罚。

　XXX限公司

　20xx年2月10日

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城市燃气企业财务风险及应对策略

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

天然气的成分与特性

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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一名管道销售员怎样写年总结报告

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。

测井在天然气水合物勘探与评价中的应用

年度工作总结

时光如梭，岁月如流，转眼间，公司天然气长输管道自主运行已一年半了，在公司各级领导的正确部署和大力支持下，2013年我部门及所辖各站场团结协作、上下一致、努力拼搏，始终坚持把确保长呼线、长呼复线的“安全、稳定、连续”运行放在首位，认真履行和完成公司及地方监管部门的各项要求，狠抓落实、强化监督管理；部门内部各岗位相互协作、有机结合，较好的完成了各项工作任务和既定的工作目标。为公司长距离输气管道的安全、平稳、高效运行打下了坚实的基础。现将本年度工作总结如下：

一、安全管理

（一）、场站安全管理

1、落实安全监督、加强安全教育

为了确保安全稳定运行，我部门严格按照公司各项规章制度及考核细则对所辖场站进行监督、考核，全年组织全面考核20余次，日常检查平均每周一次，对检查的发现问题进行分类处理，需场站完成整改的运行部以隐患整改单的形式下发给场站要求场站限期整改并回复，需运行部完成整改的运行部安排相关工作人员争取在最短的时间内完成整改，部门无法独立完成整改的，形成书面材料上报公司各相关部门请求协助处理。

安全教育方面，我部门每月取实地演练和桌面演练等多种形式组织下属场站开展消防及管道安全应急演练，演练完毕后进行分析并形成书面总结，并留影像资料存档。对新入职员工，进行细致、严格的入职教育，同时督促场站也进行相关教育并严格要求。

下一步，我部门将进一步加强对场站的监督、考核工作，做到考核常态化，达到“以考促学、规范管理、共同进步”的目的，进一步夯实场站安全管理工作的基础。

2、团结协作，紧密配合

按照公司相关制度要求，同时为了能更及时、准确的掌握各场站工作及管道运行动态，我部门除了不间断到各场站进行了解情况外，所辖各场站每天按时以书面形式向部门相关岗位人员汇报场站生产运行动态，部门相关工作人员审核后汇总上报公司调度中心，形成上下互通，紧密配合的工作态势。另外我部门每月按时组织各站站长、负责人召开月度工作例会，总结当月工作，、安排下月工作，并形成会议纪要下发到各场站要求各站所有员工认真领会落实，使部门工作有、有安排、

3、责任到人、严格落实

为加强部门安全管理，落实安全管理责任，强化各场站主管的安全意识和法制责任观念，有效控制、预防或减少安全事故的发生，保障管道安全稳定运行，我部门就安全、外线、设备等领域分别与部门相关岗位负责人、所辖场站站长、负责人及场站具体岗位负责人进行层层签订了一系列安全生产责任状，具体岗位承担具体责任，把责任落实到人，严格要求，对于各类违纪、违规、违章现象做到人见人管，形成一个群防群治，维护的安全管理格局。

（二）、外线安全管理

1、落实责任，提升素质

我部门在上一年制定执行的《分段管理制度》的基础上，认真落实，外线巡检人员每人各负责一段管线，将责任落实到个人。巡检人员在日常外出巡查管线的同时，认真处理对待了对各自管辖内发生的各类事务，并全力处理了存在的问题。

2、严格管理协管员日常巡护工作，监督落实了巡护到位

部门每位成员对所辖管段的协管员根据《天然气管道外聘协管员管理办法》进行严格的考核、管理，监督协管员的日常巡护工作。对于重点隐患区域，管段负责人在巡检不到的情况下每天与协管员进行电话沟通，及时掌握隐患点的最新动态。部门根据协管员汇报情况、巡护情况每月与场站工作人员共同对协管员进行考核，每月统计工资，在每季度末按时与场站工作人员一起将工资发放到每位协管员的手中。对于不按时汇报、管道巡护不积极的进行及时调整、更换。

3、做好日常巡检工作，认真完成了各项任务

自主运行以来，我部门设置了专门针对外线安全的外线巡检岗位，共5人，庆铃皮卡车2辆，全年不间断对管道沿线的所有施工点、隐患点、阀室、三桩等进行了细致检查。并每天对当天的巡检情况进行进行总结，每周由部门专人进行汇总整理，每月进行分析统计，并编制出相应的周报、月报，认真完成了外线安全管理各项工作任务，为管道安全运行奠定了坚实基础。

4、大力开展安全宣传活动，积极营造安全宣传氛围

外线日常巡护中，对管道途经地段部门、村镇、单位及居民的进行安全知识的宣传，在管道沿线发放了大量的《石油天然气管道保护法》、《鄂尔多斯市天然气管道安全管理暂行办法》以及相关宣传物品，积极做好了安全宣传工作。

在安全宣传月（6月份）期间，与管道沿线各市、旗（县）共同开展了安全宣传活动，出动安全生产宣传车一辆，大力宣传管道安全，受到沿线群众居民的热烈欢迎，进而在管道沿线营造出了良好的安全宣传氛围。

通过日常宣传与“安全生产月”等一系列的安全宣传活动，强化了管道沿线居民对于保护天然气管道的安全责任意识，提高了安全素质。今后我部门继续坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的安全方针，确保天然气管道安全、平稳运行，为自治区中西部地区的工业与居民用气保驾护航。

5、认真做好施工监督，严防安全事故的发生

我部门在日常巡护工作中，细致检查了沿线的每一处施工点，对在管道附近准备开始的各类施工提前进行现场告知，并与之签订《管道安全保护协议》，同时要求施工方尽快办理相关施工及备案手续，做好了管道的安全防护工作。冬季停工期间，外线巡检人员对每一处隐患进行现场录音、录像并详细注明现场情况，进行存档。同时，与所有隐患业主签订2014年安全保护协议，现已全部录制、签订完毕。

6、开展隐患排查工作，努力解除安全隐患

我部门根据每月做出的《隐患统计图表》，开展了隐患排查治理工作。在排查工作中，各小组细致检查管道沿线的每一处隐患，努力将隐患逐项整改。

7、与上级主管、监管部门积极沟通、紧密配合

与管道途经部门，我部门主动沟通交流，努力强化部门对管道保护工作的支持力度。在公司内部，自从长呼、长乌临自主运行及长呼复线的顺利投产后，加强了与场站的沟通协调，强化了与场站的工作联动性，对所辖各场站严格要求，通过日常检查、考核等多种形式加强对场站的角度管理。

认真对待各级安监局及相关监管部门的各项日常检查，在检查中认真讲解管道现状及存在的问题，对各类检查进行全程陪同，对检查提出的意见及时上报并整改。

二、设备管理

1、加强学习、掌握技能

为了进一步掌握设备操作、故障排除等各项技能，我部门以驻站学习、现场讲解等形式组织了多次学习，在本年度初，组织部门员工轮流到场站进行学习，2人一组，为期15天，共用时近3个月，并要求所有员工在下站学习期间对每天的学习进行梳理，写学习心得，学习完毕后对半个月的学习进行书面总结。另外，我部门工作人员抓住每一次到各场站巡查及处理其他工作时，遇到不懂得、不会的问题及时与场站工作人员进行沟通，起到了相互学习、共同促进的积极作用。

2、及时维护、排除隐患

我部门设备管理岗位设2人，在日常对场站的设备检查之余，跟随场站设备管理人员及站长积极学习各类设备设施的操作技能及运行原理，在一年的相互学习下，部门员工对场站的各类工艺设备的各方面的认识已达到了一个全新的高度，相信在不久的将来，我部门在设备管理工作方面会有更大的进步。

3、建立、完善设备资料

设备管理是运行部重要工作之一，本年度，我部门在上一年设备管理工作的基础上，由设备管理岗位工作人员对设备的各类台账进行进一步完善，对各场站的仪器仪表、设备设施、工具器具等各类设备分别统计汇总存档管理台账，建立了设备统计、设备检定、物资统计台账、工器具统计等一系列台账，并详细列出规格、型号、检定情况、运行状态等明细资料，每月更新。对存在隐患的设备按月进行统计，并与每月25日前完成《设备隐患统计表》的统计工作，设备管理人员按照设备隐患表内所列隐患有针对性的会同场站人员共同进行排除。

4、按时校验、保障运行

为了确保在用的各类设备设施工作状态安全、稳定，我部门对所辖场站、阀室的仪器仪表、防雷接地、消防器材等各类设备设施全部完成了检定工作，具体包括场站压力容器、压力表、安全阀、压力变送器、温度变送器、温度表、场站、阀室防雷防静电保护、消防设施等。本年度，我部门分别在5-6月份和11-12月份对上述设备设施进行了分批检测，满足场站正常运行需求和监管部门的要求，为长呼线、长呼复线的稳定运行奠定了基础。

三、综合管理

1、部门档案管理工作

对部门内部的各类档案进行分类存档保管，完善档案管理工作，对本年度上传下达的调度管理、安全管理、综合管理、工程、运行等各类文件、资料定期整理归纳，并以纸质版、电子版等形式分别进行了存档，并按时更新，确保各类资料的可用性。同时，组织编写每周工作汇报、每月工作汇报，每月外线隐患统计分析、设备隐患统计分析，对公司各机关部门下达的各项指令及时接受、领会并通知所辖各场站。对场站上报的各项工作报告及时以书面形式上报公司相关部门。在基层和机关之间传达指令、上报工作情况，使公司及时、准确掌握基层动态，基层及时了解机关最新部署及工作要求。

2、积极参加培训学习，不断提高安全管理水平

我部门认真、积极参加了公司内部及各单位组织的的培训学习活动，对每一次的培训学习进行了认真记录。同时，在部门内部每月组织应急演练，讨论学习各类相关案例，加强了部门所有员工的专业知识水平。积极动员部门及所辖场站员工参加公司组织的各类活动，如：“技术比武”、“管道安全在我心”征文活动、优秀文艺作品评选等各类活动，积极向公司的号召靠拢，加强了员工积极向上的工作心态和归属感的培养。

在过往的一年中，我部门在外线安全管理、场站管理等方面做了大量的工作，通过全体员工的共同努力，保证了部门各项工作的顺利开展，取得一定的成效。但是，安全工作任重而道远，只有出发点没有终点，我们深深的意识到，在目前工作的基础上还有很多需要发掘、需要研究的地方，在以后的工作中我们一定会充分发挥团队合作精神，群策群力，紧紧围绕“安全第一，预防为主，综合治理”的安全工作方针和“安全发展，科学发展”的先进理念更进一步强化管理运行二部各项工作，提升部门业务处理能力，努力开创基层安全管理工作新局面，确保输气管道的安全、平稳、高效运行。

天然气的市场需求怎么样？

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：

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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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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

王祝文，李舟波，刘菁华.2003.天然气水合物评价的测井响应特征，物探与化探，27（1）：13～17

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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

济阳坳陷天然气区带评价技术与应用

天然气市场的需求一方要比任何预测更为动态。天然气的用途远不止加热和发电。虽然天然气主要用作燃料来发电，但还有更为复杂的用途。美国加利福尼亚的石油生产者们有时会用天然气从一些陈旧的、低压的油井中出更多的石油来。这种方法是将高压天然气注入地下的石油储集层之下，增加石油的储集层压力。然而，这种做法仅仅是整体需求中的一小部分。

工业公司代表着最大的天然气需求领域——用天然气驱动机械与重型设备。民用也是天然气需求的较大组成部分。民用天然气的消耗是非常现实的——为房间加热，或者作为炉子和壁炉的燃料，以及加热汽车油箱的热水等。

发电是天然气的第三大市场。电力部门以及独立发电者们用天然气驱动燃气轮机发电。

对天然气的需求水平提高与下降是价格变化和多种其他原因所造成的。改变天然气需求量变化的最重要因素是气候。寒冷的天气极大地影响着民用与商用供热的需求。同理，炎热的气候也会影响对天然气的需求，因为电力部门会用更多的天然气发电，供空调机使用。

经济也会影响天然气的需求。比如，对钢铁产品强烈需求的经济形势将促使钢铁生产者们以最大能力运行他们的设备，以生产额外的产品。由于需要用大量的天然气作为这些额外增加工作量的炼钢炉的燃料，对天然气的需求量也就随之增加了。对天然气的需求量（也就是消耗量）而言，它对价格改变的敏感度远远不及供应一方。当天然气价格上扬时如此，而当天然气价格下降时，这一特征就更为突出。这是使用天然气的性质所致，大量的用户在天然气降价时，并不急于进入市场去购买。然而，一旦天然气价格降至某一水平时，生产者们往往就会将生产井关闭几个小时。

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。