天燃气动压和静压正常是多少_天然气动态压力标准最新规范表最新版解读吗

1.压力容器标准？压力容器现状？压力容器标准含义？谁能给详细解答一下？

2.煤层气试技术规范

3.煤层气/储量规范

　燃气是气体燃料的总称，它能燃烧而放出热量，供城市居民和工业企业使用。燃气的种类很多，主要有天然气、人工燃气、液化石油气和沼气。

燃气的种类可分为：

l.燃气：是有多种气体所组成的混合气体。由于生产燃气所用的原料及生产工艺不同，各种燃气的组成也不相同。它主要由低级烃（甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、乙烯、丙烯、丁烯），氢气和一氧化碳等可燃组分，以及氨、硫化物、水蒸气、焦油、萘和灰尘等杂质所组成。

2.油制气：可分为重油制气和轻油制气二种。将原料重油或石脑油，放入工业炉内经压力、温度及催化剂的作用，重油即裂解，生成可燃气体，副产品有粗苯和碱渣等。

3.气化煤气：将其原料煤或焦炭放入工业炉（发生炉、水煤气炉等）里燃烧，并通入空气、水蒸气，使其生成以一氧化碳和氢为主的可燃气体。

4.干馏煤气：把煤放在工业炉（焦炉和武德炉等）里隔绝空气加热，使之煤发生物理化学变化的过程叫干馏。加热后提出可燃气经净化处理还可得到焦油、氨、粗苯等化工产品，炉内存有的是焦炭。

5.生物气：各种有机物质在隔绝空气的条件下发酵，在微生物作用下经生化作用产生的可燃气体，亦称沼气。其组分为甲烷和二氧化碳，还有少量氮和一氧化碳。热值约为22MJ/Nm3。

6.液化石油气：以凝析气田气、石油伴生气或炼厂气为原料，经加工而得的可燃物。主要组分为丙烷、丙烯、丁烷和丁烯。此外尚有少量戊烷及其它杂质。气态液化石油气热值为93MJ/Nm3左右；液态液化石油气热值为46MJ/Nm3左右。

7.纯天然气：从地下开出来的气田气为纯天然气。

8.液化天然气：天然气经过深冷液化，在﹣160℃的情况下就变成液体成为液化天然气，用液化甲烷船及专用汽车运输。

9.压缩天然气：将天然气压缩增压至200kg/cm2时，天然气体积缩小200倍，并储入容器中，便于汽车运输，经济运输半径以150~200公里为妥。压缩天然气可用于民用及作为汽车清洁燃料。

10.凝析气田气：含石油轻质馏分的气体。为方便运输，天然气经过加工还可形成。

11.煤层气：从井下煤层抽出的矿井气。

12.矿井瓦斯：开煤炭时集的矿井气。

13.石油伴生气：伴随石油开一块出来的气体称为石油伴生气。

燃气的基本特性

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、火温度

燃料能连续燃烧的最低温度，称着火温度。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（见后页表）

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—12000KJ/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。

常用燃气介绍

天然气

天然气无色、无味、无毒且无腐蚀性，主要成分以甲烷为主。

天然气一般可分为四种：

1.从气井出来的气田气或称纯天然气；

2.伴随石油一起开出来的石油气，也称石油伴生气；

3.含石油轻质馏分的凝析气田气；

4.从井下煤层抽出的煤矿矿井气。

液化天然气

当天然气在大气压下，冷却至约—162摄氏度时，天然气气态转变成液态，称液化天然气。

液化天然气无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，液化天然气的重量仅为同体积水的45%左右。

压缩天然气

压缩天然气是天然气加压并以气态储存在容器中。它与管道天然气的成分相同。可作为车辆燃料利用。

天然气的用途：主要可用于发电，以天然气燃料的燃气轮机电厂的废物排放量大大低于燃煤与燃油电厂，而且发电效率高，建设成本低，建设速度快；另外，燃气轮机启停速度快，调峰能力强，耗水量少，占地省。

天然气也可用作化工原料。以天然气为原料的化工生产装置投资省、能耗低、占地少、人员少、环保性好、运营成本低。

天然气广泛用于民用及商业燃气灶具、热水器、暖及制冷，也可用于造纸、冶金、石、陶瓷、玻璃等行业，还可用于废料焚烧及干燥脱水处理。

天然气汽车的废气排放量大大低于汽油、柴油发动机汽车，不积碳，不磨损，运营费用低，是一种环保型汽车。

液化石油气

液化石油气是开和炼制石油过程中的副产品，其主要成分是丙烷。 [编辑本段]城市燃气　　一下这些燃气均在日常生活中可见：

1）天然气：存在于地下自然生成的一种可燃气体称为天然气。

根据开和形成的方式不同，天然气可分为5种：

纯天然气：从地下开出来的气田气为纯天然气；

石油伴生气：伴随石油开一块出来的气体称为石油伴生气；

矿井瓦斯：开煤炭时集的矿井气；

煤层气：从井下煤层抽出的矿井气；

凝析气田气：含石油轻质馏分的气体。

为方便运输，天然气经过加工还可形成：

压缩天然气：将天然气压缩增压至200kg/cm2时，天然气体积缩小200倍，并储入容器中，便于汽车运输，经济运输半径以150-200公里为妥。压缩天然气可用于民用及作为汽车清洁燃料；

液化天然气：天然气经过深冷液化，在—1600C的情况下就变成液体成为液化天然气，用液化甲烷船及专用汽车运输。

2）人工煤气

是各种人工制造煤气的总称，煤和重油是它的原料，有以下几种：

干馏煤气：把煤放在工业炉（焦炉和武德炉等）里隔绝空气加热，使之煤发生物理化学变化的过程叫干馏。加热后提出可燃气经净化处理还可得到焦油、氨、粗苯等化工产品，炉内存有的是焦碳；

气化煤气：将其原料煤或焦碳放入工业炉（发生炉、水煤气炉等）里燃烧，并通入空气、水蒸气，使其生成以一氧化碳和氢为主的可燃气体；

重油制气：也可称油制气，将原料重油放入工业炉内经压力、温度及催化剂的作用，重油即裂解，生成可燃气体，副产品有粗苯和碱渣等。

3）液化石油气

液化石油气的生产，主要从炼油厂在提炼石油的裂解过程中产生。在石油炼厂石油化工厂的常减压蒸馏、热裂化、催化裂化、铂重整及延迟焦化等加工过程中都可以得到液化石油气，一般来讲，提炼1吨原油可产生3%-5%的液化石油气； 也可从天然气中回收液化石油气。从油田出来的原油和湿气混合物经气液分离器分离，上部出来的天然气送到一个储气罐中，经过加压（16kg/cm2）再分馏，用柴油喷淋吸收；天然气（干气）从塔顶送出，吸收了液化气的富油经过分馏塔，在16kg/cm2压力下冷凝为液态，形成液化石油气。

4）代用天然气

将液化石油气在专用设备中加热挥发成气态，同时将若干空气（约占50%）混入，使其体积扩大，浓度稀释，热值降低（接近天然气的热值和华白指数），即可当作天然气供应。当天然气长输管网到达之后，代用天然气将由天然气替换，而先期投资建设的燃气管网、燃气表、及燃气灶具均不用更换，即可对终端用户顺利完成天然气接驳。 [编辑本段]城市燃气市场发展简况　　近年来，随着天然气的开发利用和城市燃气公用事业的逐步放开，港资、民资、国际跨国公司资本竞相涌入，加上改制后得以壮大的原国有燃气公司等各路资本的云集，使得现有城市燃气市场的争夺日趋激烈。

建设节约型与环境友好型社会的提出，国家对城市燃气领域的开放，以及管道建设的延伸，为中国城市燃气的发展提供了难得的机遇。随着城市燃气发展机遇期的到来，天然气、液化天然气（LNG）、液化石油气（LPG）三种气源在中国城市燃气中的关系将是能源互补、相辅相成的关系。

压力容器标准？压力容器现状？压力容器标准含义？谁能给详细解答一下？

大家都知道，城乡医保参保缴费对于有职工医疗保险的城镇居民而言，尤为重要，代表了能正常体验到社保待遇，当遭遇不确定性的疾病风险时，能够解决医疗费压力。

城乡医保缴费迈入一个最新消息，都是意料之中的事。国家医保局正式公布了《关于做好2022年城乡居民基本医疗保障工作的通知》，确立城乡医保筹集资金规范“二个提升”，一个是提升2022年城镇医保个人缴费30元，做到350元；另一个是提升平均财政补助规范30元，实现每人每天不少于610元，换句话说2022年城乡医保每个人统筹资金做到960元，相比上年规范提升60元。看上去多交费了，其实增强了统筹资金经营规模，最后提高了社保待遇水准，相当于各尽所能用之于民。

最先，个人缴纳工作压力还是比较大的

经核实，城乡医保前身是新农合医保，最初开展的情况下，交费规范极低，本人只需用上10块钱，就可以得到最大的一个医疗保险确保，那时候备受普通百姓热烈欢迎。

伴随着医疗保险政策的高速发展，个人缴纳规范迈入很多年连调，从最开始的10元再涨今年350元，对于此事普通百姓有话要说，交费每年涨下来，真的付不起了。

针对生活在农村的4口之家而言，全家人除开缴纳社保城乡居民基本养老保险，一年的交费规范至少1200元外，还需要全家人缴纳社保城镇居民医保，一年的交费规范达到1050元，总计2项保险费用，交费工作压力还是比较大的。

然后，分析一下还要不要交费呢？

城乡医保起着至关重要的作用，每年上涨都是众人皆知的事实，但涨多涨少或是需交的。有一部分城镇居民觉得，在今年的收益特别少，以前每一年自身交费，听闻在今年的交费又涨30元。但是自己几乎没有看过病，觉得钱都白交了，所以今年不愿交了，事实上，这类了解是不正确的。

城乡医保执行的目的在于综合统筹、互相帮助，换句话说平常大伙儿每个人参保进去，取出一小部分钱聚到一起，产生数量庞大的基金池，与此同时财政也拿出一部分钱资金投入基金池，一同给有需要的人用。

所以，从来没有过使用医疗保险，较为，但并不是说之后会用不上，事实上，谁都不想使用医疗保险，医保缴费的价值，便是以防万一。当遭遇确立的疾病风险时，能用医疗保险确保缓解自身诊疗压力，用把钱便是基金池中大家一起出的钱，也就是说医疗保险便是“为他人着想，为我”。

最终，谈一下城乡医保的好消息。

事实上，在今年的城乡医保筹集资金规范“二个提升”，从总体来说，本人仅仅资金投入一小部分钱，即便每一年涨30元，也就是在本人所能够承担的范围之内，真真正正付不起特殊的艰难工作人员，还能够享受部门差值代缴医保费。提到部门资金投入，真正是基金池中大部分一部分，从而产生一个好消息，高投入获得大确保，换句话说，在范围之内统筹基金支付占比保持在70%上下，在今年的再次从城镇医保统筹基金中腾出一定信用额度，用以城镇居民大病保险，城镇居民无需此外交费就可以享有重疾险工资待遇，这会对大病患者是一个利好消息。

针对城乡医保筹集资金规范“二个提升”，有什么建议？热烈欢迎评论区留言，谢谢点赞和分享，让更多的人了解医保最新动向。

煤层气试技术规范

你好，我是压力容器英才网的招聘顾问，根据我对行业的了解大致讲解一下，希望对你有帮助。

压力容器标准含义就是：根据压力容器产品的技术要求来控制、监督压力容器的设计、制造和检验等各个环节，保证产品的质量及安全使用而制定的一种标准。

压力容器现状：国际标准一体化 随着全球经济一体化的逐步发展，压力容器标准国际化的趋势已经越来越明显。 标准全球化是不可逆转的大趋势，在这种情况下，我国应积极参与该国际标准的制订工作，及时了解新的动态，研究我国标准的相应对策和方针，提出符合我国实际情况的提案和建议，否则中国的压力容器行业将参于参与国际竞争。

煤层气/储量规范

1.总则

为规范煤层气井试管理，提高工程技术水平，特制定本规范。

煤层气试包括探井试、试验井组试。

煤层气试应以获得真实完整的产能、流体性质、地层压力、温度及解吸压力等资料为目的，为进一步勘探或编制煤层气开发方案提供依据。

2.试工程方案与设计

2.1 编制煤层气井试工程方案应以获得煤层真实产能、气液性质、压力、温度等为目的。试时间以能满足储量申报和获得煤层真实产能要求为原则。

2.2 依据钻井、测井、分析化验等资料，确定试层位、井段，明确施工井目的和目标。

2.3 依据煤层物性、含气量、临界解析压力、煤层顶底板力学性质等参数，利用储层模拟软件预测气、水产量历史曲线、不同阶段煤层压力分布图，综合考虑自然、地理、生产条件等各种因素，优化试设备，确定生产参数。

2.4 进行煤层应力敏感性试验，根据煤层物性及其所含流体性质，结合试验结果确定不同抽排阶段的工作制度，主要包括液面下降速度和套压、油嘴的控制。

2.5 研究分析防腐、防砂、防煤粉、检泵、冲砂、解堵等技术应用的必要性，筛选主体配套技术及相应的工艺参数。

2.6 分析储层伤害的潜在因素，筛选与储层配伍的入井流体，提出储层保护措施。

2.7 试完成后，要求在煤层顶界以上100m 取封堵措施，原则是既能保证煤层流体不发生泄漏，又方便重新利用。考虑到煤层排水后的高漏失，原则上禁用水泥塞。

2.8 对含硫化氢等有毒气体进行预测，并有完整的处置措施；编制合理、经济可行的气、水处理措施。

3.试设备

3.1 地面设备

3.1.1 修井机具有25t 以上的提升能力，能满足1000m 以内煤层气井作业的要求。

3.1.2 发电机满足作为井下试设备动力及日常生活的要求。

3.1.3 封井器具有10MPa 井口压力的密封能力。

3.1.4 分离器满足10×104m3以下气水分离能力。

3.1.5 举升设备用数控装置，实现无级变速调节。

3.1.6 油树具备10MPa 井口压力的密封能力。

3.1.7 测气装置满足50～100000m3/d 的计量要求，有连续计量能力，既可记录瞬时流量，又有累计流量，流量计应定时校正。

3.1.8 通信设备满足从施工现场到基地及项目部三地的通信需要，实现数据、电子化传输。

3.2 井下设备

3.2.1 油管具有防腐能力。

3.2.2 泵：要求有一定的防砂、防煤粉能力，组合排水能力为实际日产水量的1.1～1.5 倍，通过与变频装置配合，实现排水量无级变速调节，适用于不同阶段排水量的变化。

3.2.3 泵挂：对压裂直井、斜井，管式泵、杆式泵吸入口初期阶段下至射孔井段以上20～100m，后期下至射孔井段底界以下10m。潜油电泵井、螺杆泵井泵挂最底端下至距实探砂面25m；对多分支水平井、洞穴井，泵挂最底端下至射孔段或洞穴井段以上5m。

3.2.4 排水设备标准选择：日产水量 <100m3，优先选择抽油机作为举升设备；日产水量100～200m3，且煤层出砂、煤粉情况不严重，选择螺杆泵；日产水量100～200m3，且煤层出砂、煤粉严重，或日产水量>200m3选择潜油电泵。

3.2.5 抽油机选型：利用API 计算法和图表选择法进行抽油机选型，用举升优化设计技术对举升系统进行优化，主要内容包括：泵深、泵径、抽油杆尺寸及配比、油管尺寸、地面设备型号、工作参数等；在经济技术条件允许和满足产水量的前提下，泵径越小，光杆负荷越小，有利于设备利用，同时为了提高冲程效率和泵效，尽量利用长冲程、小冲次；悬点载荷应较油井附加一定的安全系数，对斜度小于4°的井附加10%；大于4°的斜井附加10%～50%；高产水量井（>200m3/d），气层套管内径不得小于150mm。

4.排工程

4.1 抽排制度

4.1.1 抽排以最小工作制度启动，逐步增大排量，保证井底流动压力均匀缓慢下降。对于直（斜）井排初期日降液面小于20m，当接近解吸深度时日降液面应小于5m；对于洞穴井、多分支水平井等特殊井应控制降液面速度，一般应小于5m/d。抽排过程应连续，无特殊情况中途不得间断。

4.1.2 以油嘴或针型阀控制环空压力，套压控制以0.5MPa 为宜，原则上不超过1.0MPa。

4.1.3 当有煤层气产出，但不能连续测气，应在出口处每8 小时点火一次，进行产气情况描述，若产气连续，应将套管和油管产出气一并引出进入地面流程计量。

4.2 抽油机井工作制度

4.2.1 对于抽油机井应定期进行示功图和动液面测试并诊断分析，及时取调参、换泵等措施。

4.2.2 定期进行系统效率测试，用先进的提高抽油机井系统效率优化设计技术，通过调整工作参数、选用节能降耗设备等措施提高系统效率。

4.2.3 及时调整抽油机井平衡，保持平衡比在85%～100% 之间。

4.2.4 按有关标准和规定做好地面设备日常维护保养工作。

4.2.5 应取气锚等防气措施，对于斜井、发生杆管偏磨的井应取扶正等防偏磨措施。

4.3 电潜泵工作制度

4.3.1 根据煤层特征、地下流体特征、压力、温度等资料，合理选择电潜泵和泵挂深度，使电潜泵保持在最佳工作区间，保证高效、经济、合理、安全运行。

4.3.2 电潜泵正常运行时按电机额定电流1.2倍调过载保护，按电机实际电流的0.8倍调欠载保护，欠载延时启动时间不得小于30min。电机工作电流不平衡度不能大于5%，电压不平衡度不得大于3%。

4.3.3 加强对变压器、控制柜等设备维护保养，若出现过载停机或欠载停机时，应按照规程进行检查，查明原因并取有效措施后方可重新启动电潜泵。电潜泵启停应由专业管理人员操作。

4.3.4 应用井口变频装置，适时调节电机转速，保证供排协调。

4.3.5 加强对电流卡片的分析，结合其他动态资料对潜油电泵的工况进行综合诊断，及时取调整措施，保证在合理的地面驱动工况下运行。

4.4 螺杆泵井工作制度

4.4.1 根据气井特征，对地面驱动设备、杆管柱、井下泵、工作参数等进行系统优化设计。

4.4.2 螺杆泵在使用前应进行水力性能检测，未达到指标要求严禁使用。

4.4.3 螺杆泵应用防反转装置，井下管柱必须锚定。

4.4.4 螺杆泵井正常生产时沉没度应在100m 以上，泵挂处产出液温度应低于螺杆泵定子额定耐温指标，产出液硫化氢含量应小于2.5%。

4.4.5 加强螺杆泵地面驱动装置日常维修保养，搞好日常管理和工况分析，发现问题及时处理。

4.5 中途作业工作制度

4.5.1 作业首先应在对当时井下技术状况进行分析的基础上，根据安全、可靠、合理的原则，做出合理设计。

4.5.2 压井液应与煤层进行配伍性试验，优化压井液密度、黏度等参数，防止和减少煤层伤害，有条件的尽可能用煤层产出液（需过滤杀菌）。

4.5.3 作业过程中如果用钻、铣、磨工序，应确定合理的钻压、钻速以及工具，保证不损坏套管。

4.5.4 所有工具（含油管、抽油杆）、仪器应清洁，经地面检查、测量，确认可靠后方可下入井内。

4.5.5 用可靠的井口防喷装置，制定可行的井控措施，保证施工安全。

4.5.6 严格计量漏失压井液量，对可能造成的煤层伤害进行评估。

5.储层模拟

5.1 煤层气井生产时间长，出气机理不同于常规油气，短期内获取煤层气井完整生产特征应借助于储层模拟。模拟应用国际上通用的COALGAS、COMMET等软件，提倡自主开发软件。

5.2 预测项目包括：气、水日产量，气、水累计产量，地层压力变化等。

5.3 储层模拟应包括以下方面：试前模拟主要用于预测初始阶段出水产气情况，并根据预测情况指导设计；试期间模拟与实际生产相结合，用于修正模拟参数，并利用修正后参数预测下一阶段生产特征；若产量历史拟合曲线与实际生产曲线有连续2个月符合率在90%以上，则认为试结束。

6.资料录取

资料录取工作包括正常抽排时日常资料录取、增产措施和中途作业资料录取、测试资料录取等。

6.1 日常资料录取

6.1.1 录取项目包括：开井时间、工作制度、油嘴、套压、油压、环空动液面或井底流压、气水产量、累计产量、取样时间、取样部位、气体组分、产出水水型分析、固体颗粒物产出情况描述、点火描述等。

6.1.2 油套管、分离器、管线均选择合适的压力表，所测压力要求在压力表1/3～2/3量程范围内。

6.1.3 气、水应连续计量，既有瞬时流量，又有累计流量，流量计应定时校正。

6.1.4 如用垫圈流量计计量气量，每4 小时测气1 次，日产量用平均值。

6.1.5 取样要求：在井口或气水分离器处取样品；现场初期每日取水样一个，并进行简易分析，要求做出氯根、pH值、含砂及煤粉量。用冻胶压裂的井，排完压裂液前要求做黏度分析；每30日取样做气、水全分析1次，每次取样各3支，样品量不少于500ml，水样水型应一致，氯根相差小于10%，天然气样含氧小于2%，样品密度差小于0.02；特殊取样要求在专业人员指导下进行。

6.1.6 鼓励煤层气试井组用远程自动化计量。

6.2 增产措施和中途作业资料录取

6.2.1 通井包括时间、油管规范、根数、方入、遇阻加压顿位、井底深度、通井规简图、管柱结构示意图、通井规痕迹描述。

6.2.2 检泵包括泵型号、各附件名称、型号、深度、管（杆）柱结构示意图、防冲距。

6.3 测试作业（主要包括注入/ 压降试井、流压/ 静压点测试、抽油机井示功图测试和环空动液面测试等项目）录取

6.3.1 测试作业应实行全面质量控制，严格遵守行业标准和相关规定，保证录取资料的有效性，满足试管理和动态分析的需要。

6.3.2 测试施工前应清楚测试井下状况，井筒条件应能保证测试仪器畅通起下；施工时应严格执行设计，取全取准各项资料。

6.3.3 测试仪器、仪表及其标定装置应按照国家、行业计量的有关规定进行检定，并定期调整和校准，超过校准检定有效期的不准使用。

6.3.4 测试资料解释应用多种方法进行对比验证，要求提供详细的试井分析曲线、数据及分析解释结果，同时参考地质、测井、岩心等资料进行综合分析，使选择的解释模型和计算参数准确可靠。

6.3.5 测试施工一次成功率90% 以上、测试资料合格率99% 以上，仪器仪表及其标定装置定期校准检定率100%。

6.3.6 注入/ 压降试井要求：应在煤层首次排之前进行；应选用专用的煤层气试井设备，可实现井下多次开关井；高性能的井下电子压力计，精度不低于0.05%FS，分辨率不低于0.001MPa，样间隔不大于3s，一次样点不少于20000点；应用地面直读设备；注入前，应进行阶梯注入破裂试验；注入速率应适中，既不致使煤层破裂，又可造成煤层足够的压力激动。注入过程速率波动值不大于10%；注入时间8～10h，应保证注入过程的影响半径不小于10m，关井不少于3倍注入时间；注入/压降过程中，要求连续记录井口压力值、注入量；测试用液体为经过滤处理的防膨活性水，以减少注入液对煤层的伤害。配液量为预测注入量的2倍。

6.3.7 现场每天测液面一次，试停止后测液面恢复24h。

7.煤层气试动态分析

7.1 煤层气井产出状态分析：根据理论模拟和室内计算的解吸压力推算解吸出气的排时间、动液面，分析煤层气井出气前后的液面变化、流体性质等。

7.2 煤层气井生产能力变化分析：根据区块煤层气藏的地质特征，单井控制储量、煤层渗透率等资料分析产气量的变化因素、延长稳产时间，不断提高煤层气藏收率。

7.3 根据煤阶特性，分析煤层气井合理的工作制度和降液面的幅度，控制煤粉产出和防砂的技术方法。

7.4 大井组和区块开发的煤层气井应分析井间干扰的相互关系程度和煤层气藏压降的速度等，提出快速合理整体降压的有效办法。

7.5 根据煤层的能量情况，分析煤层气井产水、产气的能力与抽汲设备的匹配状况，提出抽汲设备潜力和存在问题，提高设备效率，最大限度地挖掘气藏潜力。

7.6 煤层气井试动态分析应包括月度、年度生产运行数据及曲线；综合开发数据表及排水气曲线；煤层气藏压力分布等值线图；煤层气藏单井累计产出水与出气关系曲线；煤层气井气、水组分和性质数据表；煤层气井排工艺数据表及泵效分析数据；煤层气井抽汲效率分析数据表。上述分析主要针对直井，对于水平井、多分支井等特殊井的动态分析，还应在实践中补充完善有关资料。

7.7 煤层气井试工艺技术分析应包括：井筒管理状况分析；抽油机地面配件和井下配件使用效果分析；产出水处理效果和环保要求分析；生产测井工艺技术及效果分析；气、水计量设备、仪器、仪表使用效果分析；井下作业质量分析；新工艺、新技术推广效果分析。

Specifications for coalbedmethane resources/reserves

中华人民共和国地质矿产行业标准

DZ/T 0216—2002

国土部2002-12-17发布；2003-03-01实施。

1 范围

本标准规定了我国煤层气/储量分类分级标准及定义、储量计算方法、储量评价标准和储量报告的编写要求。

本标准适用于地面钻井开发时的煤层气/储量计算，适用于煤层气的勘查、储量计算、开发设计及报告编写；可以作为煤层气矿业权转让、证券交易以及其他公益性和商业性矿业活动中储量评估的依据。

2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

GB 212—91 煤的工业分析方法

GBn/T 270—88 天然气储量规范

GB/T 13610—92 气体组分分析方法

储发[1986]147号 煤炭地质勘探规范

MT/T 77—94 煤层气测定方法(解吸法)

3 总则

3.1 煤层气田(藏)储层具有不均质性，其含气性和产能等也是有差别的，宜实行滚动勘探开发，应进行动态储量评估，从发现直到废弃的各个勘探开发阶段，其经营者应根据地质、工程资料的变化以及技术和经济或相关政策条件的变化，分阶段进行储量计算、复算、核算和结算。

3.2 煤层是赋存煤层气的储层，煤田勘查程度和认识程度既是煤层气勘查部署的重要基础，也是煤层气/储量评估的重要依据。

4 定义

4.1 煤层气

是赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。

4.2 煤层气

4.2.1 定义

是指以地下煤层为储集层且具有经济意义的煤层气富集体。其数量表述分为量和储量。

4.2.2 煤层气量

是指根据一定的地质和工程依据估算的赋存于煤层中，当前可开或未来可能开的，具有现实经济意义和潜在经济意义的煤层气数量。

4.2.3 煤层气地质储量

4.2.3.1 定义

是指在原始状态下，赋存于已发现的具有明确计算边界的煤层气藏中的煤层气总量。

4.2.3.2 原始可储量(简称可储量)

是地质储量的可部分。是指在现行的经济条件和法规允许的条件下，用现有的技术，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可最终出的煤层气数量。

4.2.3.3 经济可储量

原始可储量中经济的部分。是指在现行的经济条件和法规允许的条件下，用现有的技术，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可以出，并经过经济评价认为开和销售活动具有经济效益的那部分煤层气储量。经济可储量是累计产量和剩余经济可储量之和。

4.2.3.4 剩余经济可储量

是指在现行的经济条件和法规允许的条件下，用现有的技术，从指定的时间算起，预期从某一具有明确计算边界的已知煤层气藏中可以出，并经过经济评价认为开和销售活动具有经济效益的那部分煤层气数量。

4.3 煤层气勘查

4.3.1 定义

是指在充分分析地质资料的基础上，利用钻井、地震、遥感以及生产试验等手段，调查地下煤层气赋存条件和赋存数量的评价研究和工程实施过程。可分为两个阶段，包括选区、勘探。

4.3.2 选区

主要根据煤田(或其他矿产)勘查(或预测)和类比、野外地质调查、小煤矿揭露以及煤矿生产所获得的煤和气资料进行综合研究，以确定煤层气勘查目标为目的的评价阶段。根据选区评价的结果可以估算煤层气推测量。

4.3.3 勘探

在评价选区范围内实施了煤层气勘查工程，通过参数井或物探工程获得了区内关于含煤性和含气性的认识，通过单井和/或小型井网开发试验获得了开发技术条件下的煤层气井产能情况和井网优化参数的煤层气勘查实际实施阶段。根据勘探结果可以计算煤层气储量。

4.4 煤层气开发

指在勘探区按照一定的开发方案部署了一定井距的开发井网后进行的煤层气的正式开活动。煤层气通常适合进行滚动勘探开发。

5 煤层气/储量的分类与分级

5.1 分类分级原则

煤层气储量的分类以在特定的政策、法律、时间以及环境条件下生产和销售能否获得经济效益为原则，在不同的勘查阶段通过技术经济评价，根据经济可行性将其分为经济的、次经济的和内蕴经济的3大类。分级以煤层气的地质认识程度的高低作为基本原则，根据勘查开发工程和地质认识程度的不同，将煤层气量分为待发现的和已发现的两级。已发现的煤层气量，又称煤层气地质储量，根据地质可靠程度分为预测的、控制的和探明的3级。可储量可根据所在的地质储量确定相应的级别。

5.2 分类

5.2.1 经济的

在当时的市场经济条件下，生产和销售煤层气在技术上可行、经济上合理、地质上可靠并且整个经营活动能够满足投资回报的要求。

5.2.2 次经济的

在当时的市场经济条件下，生产和销售煤层气活动暂时没有经济效益，是不经济的，但在经济环境改变或给予扶持政策的条件下，可以转变为经济的。

5.2.3 内蕴经济的

在当时的市场经济条件下，由于不确定因素多，尚无法判断生产和销售煤层气是经济的还是不经济的，也包括当前尚无法判定经济属性的部分。

5.3 分级

5.3.1 预测的

初步认识了煤层气的分布规律，获得了煤层气藏中典型构造环境下的储层参数。因没有进行排试验，仅有一些含煤性、含气性参数井工程，大部分储层参数条件是推测得到的，煤层气的可靠程度很低，储量的可信系数为0.1～0.2。

5.3.2 控制的

基本查明了煤层气藏的地质特征和储层及其含气性的展布规律，开技术条件基本得到了控制，并通过单井试验和储层数值模拟了解了典型地质背景下煤层气地面钻井的单井产能情况。但由于参数井和生产试验井数量有限，不足以完全了解整个气藏计算范围内的气体赋存条件和产气潜能，因此煤层气可靠程度不高，储量的可信系数为0.5左右。

5.3.3 探明的

查明了煤层气藏的地质特征、储层及其含气性的展布规律和开技术条件(包括储层物性、压力系统和气体流动能力等)；通过实施小井网和/或单井煤层气试验或开发井网证实了勘探范围内的煤层气及可性。煤层气的可靠程度很高，储量的可信系数为0.7～0.9。

关于剩余的探明经济可储量的分类、分级参照天然气储量规范，本规范暂不对其进行命名。剩余的探明经济可储量可以根据开发状态分为已开发的和待开发的两类：

a)已开发的，是指从探明面积内的现有井中预期出的煤层气数量；

b)待开发的，是指从探明面积内的未钻井区或现有井加深到另一储层中预期可以出的煤层气数量。

5.4 煤层气/储量分类、分级体系

根据煤层气/储量分类、分级标准及其与勘探控制工程的对应关系，建立煤层气/储量分类和分级体系(表1)。

6 煤层气/储量计算

6.1 储量起算条件和计算单元

6.1.1 储量起算条件

煤层气储量计算以单井产量下限为起算标准，即只有在煤层气井产气量达到产量下限的地区才可以计算探明储量。根据国内平均条件，所确定的单井平均产量下限值见表2。表3中所给出的各级储量勘查程度和认识程度是储量计算应达到的基本要求。

表1 煤层气/储量分类与分级体系

表2 储量起算单井产量下限标准

6.1.2 储量计算单元

储量计算单元一般是煤层气藏，即是各种地质因素控制的含气的煤储集体，当没有明确的煤层气藏地质边界时按煤层气藏计算边界计算。计算单元在平面上一般称区块，面积很大的区块可细分井块(或井区)，同一区块应基本具有相同或相似的构造条件、储气条件等；纵向上一般以单一煤层为计算单元，煤层相对集中的煤层组可合并计算单元，煤层风化带以浅的煤储层中不计算储量，关于风化带的各项指标参照《煤炭地质勘探规范》。

表3 各级煤层气储量勘查程度和认识程度要求

6.1.3 储量计算边界

储量计算单元的边界，最好由查明的煤层气藏的各类地质边界，如断层、地层变化(变薄、尖灭、剥蚀、变质等)、含气量下限、煤层净厚下限(0.5～0.8m)等边界确定(对煤层组的情况可根据实际条件做适当调整)；若未查明地质边界，主要由达到产量下限值的煤层气井圈定，由于各种原因也可由矿权区边界、自然地理边界或人为储量计算线等圈定。煤层含气量下限值如表4，表4也可根据具体条件进行调整，如煤层厚度不同时应适当调整。

表4 煤层含气量下限标准

6.2 储量计算方法

6.2.1 地质储量计算

6.2.1.1类比法

类比法主要利用与已开发煤层气田(或相似储层)的相关关系计算储量。计算时要绘制出已开发区关于生产特性和储量相关关系的典型曲线，求得计算区可类比的储量参数再配合其他方法进行储量计算。类比法可用于预测地质储量的计算。

6.2.1.2 体积法

体积法是煤层气地质储量计算的基本方法，适用于各个级别煤层气地质储量的计算，其精度取决于对气藏地质条件和储层条件的认识，也取决于有关参数的精度和数量。

体积法的计算公式：

Gi=0.01 AhDCad

或

Gi=0.01 AhDdafCdaf

式中：Cad=100Cdaf(100-Mad-Ad)；

Gi——煤层气地质储量，单位为亿立方米(108m3)；

A——煤层含气面积，单位为平方千米(km2)；

h——煤层净厚度，单位为米(m)；

D——煤的空气干燥基质量密度(煤的容重)，单位为吨每立方米(t/m3)；

Cad——煤的空气干燥基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Ddaf——煤的干燥无灰基质量密度，单位为吨每立方米(t/m3)；

Cdaf——煤的干燥无灰基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Mad——煤中原煤基水分(wB)，单位为百分数(%)；

Ad——煤中灰分(wB)，单位为百分数(%)。

6.2.2 可储量计算

6.2.2.1 数值模拟法

数值模拟法是煤层气可储量计算的一个重要方法，这种方法是在计算机中利用专用软件(称为数值模拟器)对已获得的储层参数和早期的生产数据(或试数据)进行拟合匹配，最后获取气井的预计生产曲线和可储量。

a)数据模拟器选择：选用的数值模拟器必须能够模拟煤储层的独特双孔隙特征和气、水两相流体的3种流动方式(解吸、扩散和渗流)及其相互作用过程，以及煤体岩石力学性质和力学表现等。

b)储层描述：是对储层参数的空间分布和平面展布特征的研究，是对煤层气藏进行定量评价的基础，描述应该包括基础地质、储层物性、储层流体及生产动态等4个方面的参数，通过这些参数的描述建立储层地质模型用于产能预测。

c)历史拟合与产能预测：利用储层模拟工具对所获得的储层地质和工程参数进行计算，将计算所得气、水产量及压力值与气井实际产量值和实测压力值进行历史拟合。当模拟的气、水产量动态与气井实际生产动态相匹配时，即可建立气藏模型获得产气量曲线，预测未来的气体产量并获得最终的煤层气累计总产量，即煤层气可储量。

根据资料的掌握程度和计算精度，储层模拟法的计算结果可作为控制可储量和探明可储量。

6.2.2.2 产量递减法

产量递减法是通过研究煤层气井的产气规律、分析气井的生产特性和历史资料来预测储量，一般是在煤层气井经历了产气高峰并开始稳产或出现递减后，利用产量递减曲线的斜率对未来产量进行计算。产量递减法实际上是煤层气井生产特性外推法，运用产量递减法必须满足以下几个条件：

a)有理由相信所选用的生产曲线具有气藏产气潜能的典型代表意义；

b)可以明确界定气井的产气面积；

c)产量-时间曲线上在产气高峰后至少有半年以上稳定的气产量递减曲线斜率值；

d)必须有效排除由于市场减缩、修井或地表水处理等非地质原因造成的产量变化对递减曲线斜率值判定的影响。

产量递减法可以用于探明可储量的计算，特别是在气井投入生产开发阶段，产量递减法可以配合体积法和储层模拟法一起提高储量计算精度。

6.2.2.3 收率计算法

可储量也可以通过计算气藏收率来计算，计算公式：

Gr=GiRf

式中：Gr——煤层气可储量，单位为亿立方米(108m3)；

Gi——煤层气地质储量，单位为亿立方米(108m3)；

Rf——收率，单位为百分数(%)。

煤层气收率(Rf)可以通过以下几种方法计算：

a)类比法：根据与已开发气田或邻近气田的地质参数和工程参数进行类比得出，只能用于预测可储量计算。

b)储层模拟法：在储层模拟产能曲线上直接计算，可用于控制可储量和探明可储量的计算。

Rf=GPL/Giw

式中：GPL——气井累计气体产量，单位为亿立方米(108m3)；

Giw——井控范围内的地质储量，单位为亿立方米(108m3)。

c)等温吸附曲线法：在等温吸附曲线上通过废弃压力计算，只能用于预测可储量的计算，也可以作为控制可储量计算的参考。

Rf=(Cgi-Cga)/Cgi

式中：Cgi——原始储层条件下的煤层气含量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Cga——废弃压力条件下的煤层气含量，单位为立方米每吨(m3/t)。

d)产量递减法：在已获得稳定递减斜率的产量递减曲线上直接计算，可用于探明可储量的计算。

Rf=GPL/Giw

式中：GPL——气井累计气体产量，单位为亿立方米(108m3)；

Giw——井控范围内的地质储量，单位为亿立方米(108m3)。

7 煤层气/储量计算参数的选用和取值

7.1 体积法参数确定

7.1.1 煤层含气面积(简称含气面积)

含气面积是指单井煤层气产量达到产量下限值的煤层分布面积。应充分利用地质、钻井、测井、地震和煤样测试等资料综合分析煤层分布的地质规律和几何形态，在钻井控制和地震解释综合编制的煤层顶、底板构造图上圈定，储层的井(孔)控程度应达到附录B和表3所规定的井距要求。含气面积边界圈定原则如下：

a)钻井和地震综合确定的煤层气藏边界，即断层、尖灭、剥蚀等地质边界；达不到产量下限的煤层净厚度下限边界；含气量下限边界和瓦斯风化带边界。

b)煤层气藏边界未查明或煤层气井离边界太远时，主要以煤层气井外推圈定。探明面积边界外推距离不大于附录B规定井距的0.5～1.0倍，可分以下几种情况(定附录B规定距离为1个井距)：

1)仅有1口井达到产气下限值时，以此井为中心外推1/2井距；

2)在有多口相邻井达到产气下限值时，若其中有两口相邻井井间距离超过3个井距，可分别以这两口井为中心外推1/2井距；

3)在有多口相邻井达到产气下限值时，若其中有两口相邻井井间距离超过两个井距，但小于3个井距时，井间所有面积都计为探明面积，同时可以这两口井为中心外推1个井距作为探明面积边界；

4)在有多口相邻井达到产气下限值，且井间距离都不超过两个井距时，探明面积边界可以边缘井为中心外推1个井距。

c)由于各种原因也可由矿权区边界、自然地理边界或人为储量计算线等圈定。作为探明面积边界距离煤层气井不大于附录B规定井距的0.5～1.0倍。

7.1.2 煤层有效(净)厚度(简称有效厚度或净厚度)

煤层有效厚度是指扣除夹矸层的煤层厚度，又称为净厚度。探明有效厚度应按如下原则确定：

a)应是经过煤层气井试证实已达到储量起算标准，未进行试的煤层应与邻井达到起算标准的煤层是连续和相似的；

b)井(孔)控程度应达到附录B井距要求，一般用面积权衡法取值；

c)有效厚度应主要根据钻井取心或测井划定，井斜过大时应进行井位和厚度校正；

d)单井有效厚度下限值为0.5～0.8m(视含气量大小可作调整)，夹矸层起扣厚度为0.05～0.10m。

7.1.3 煤质量密度

煤质量密度分为纯煤质量密度和视煤质量密度，在储量计算中分别对应不同的含气量基准。测定方法见GB 212—91煤的工业分析方法。

7.1.4 煤含气量

可用干燥无灰基(dry，ash-free basis)或空气干燥基(air-dry basis)两种基准含气量近似计算煤层气储量，其换算关系可根据下式计算：

Cad=100Cdaf(100-Mad-Ad)

式中：Cad——煤的空气干燥基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Cdaf——煤的干燥无灰基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Mad——煤中原煤基水分(wB)，单位为百分数(%)；

Ad——煤中灰分(wB)，单位为百分数(%)。

但是，为了保证计算结果的准确性，最好用原煤基(in-situ basis)含气量计算煤层气储量。原煤基含气量需要在空气干燥基含气量的基础上进行平衡水分和平均灰分校正，校正公式：

Cc=Cad-β[(Ad-A)+(Mad-Meq)]

式中：Cc——煤的原煤基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

Cad——煤的空气干燥基含气量，单位为立方米每吨(m3/t)；

A——煤的平均灰分(wB)，单位为百分数(%)；

Meq——煤的平衡水分(wB)，单位为百分数(%)；

β——空气干燥基含气量与(灰分+水分)相关关系曲线斜率。

各种基准煤层气含量及平衡水分测定参照美国矿务局USBM煤层气含量测定和ASTM平衡水分测定方法。

煤层气含量确定原则如下：

a)计算探明地质储量时，应用现场煤心直接解吸法(美国矿业局USBM法)的实测含气量，煤田勘查煤心分析法(煤炭行业标准MT/T 77—94)测定的含气量也可参考应用，但宜进行必要的校正。样间隔：煤层厚度10m以内，每0.5～1.0m 1个样；煤层厚度10m以上，均匀分布10个样以上(可每2m或更大间隔1个样)。井(孔)控程度达到附录B规定井距的1.5～2.0倍，一般用面积权衡法取值，用校正井圈出的大于邻近煤层气井的等值线，所高于的含气量值不参与权衡。

b)计算未探明地质储量时，可用现场煤心直接解吸法和煤田勘查煤心分析法(MT/T 77—94煤层气测定方法)测定的含气量。与邻近的、地质条件和煤层煤质相似的地区类比求得的含气量，可用于预测地质储量计算。必要时也可根据煤质和埋深估算含气量，估算的含气量可用于预测地质储量的计算。

c)矿井相对瓦斯涌出量在综合分析煤层、顶底板和邻近层以及空区的有关地质环境和构造条件后可作为计算推测量时含气量的参考值。用于瓦斯突出防治的等温吸附曲线虽然也能提供煤层气容量值，但在参考引用时必须进行水分和温度等方面的校正，校正后可用于推测量计算。

d)煤层气成分测定参见 GB/T 13610—92气体组分分析方法。煤层气储量应根据气体成分的不同分类计算。一般情况下，参与储量计算的煤层气含量测定值中应剔除浓度超过10%的非烃气体成分。

7.2 数值模拟法和产量递减法参数的确定

数值模拟法和产量递减法参数，如气水性质、煤质与组分、储层物性、等温吸附特征、温度、压力和气水产量等，参照GB 212—91、GB/T 13610—92及有关标准执行，或另行制定细则。

7.3 储量计算参数取值

a)储量计算中的参数可由多种资料和多种方法获得，在选用时应详细比较它们的精度和代表性进行综合选值，并在储量报告中论述确定参数的依据；

b)计算地质单元的参数平均值时，煤层厚度原则上应根据实际构造发育规律，用等值线面积平衡法或井点控制面积权衡法，但在煤田勘查的详查区和精查区可直接用算术平均法计算，其他参数一般应用煤层气参数试验井井点控制面积权衡法计算；

c)各项参数名称、符号、单位及有效位数见附录B的规定，计算中一律用四舍五入进位法；

d)煤层气储量应以标准状态(温度20℃，压力0.101MPa)下的干燥体积单位表示。

8 煤层气储量评价

8.1 地质综合评价

8.1.1 储量规模

按储量规模大小，将煤层气田的地质储量分为4类，如表5。

表5 储量规模分类表

8.1.2 储量丰度

按煤层气田的储量丰度大小，将煤层气田的地质储量丰度分为4类，如表6。

表6 储量丰度分类表

8.1.3 产能

按气井的稳定日产量，将气藏的产能分为4类，如表7。

表7 煤层气井产能分类表

8.1.4 埋深

按埋藏深度，将气藏分为3类，如表8。

表8 煤层气藏埋深分类表

8.2 经济评价

a)用净现值分析法对煤层气勘查开发各阶段所提交的各级储量在未来开发时的费用和效益进行预测，分析论证其财务可行性和经济合理性优选勘探开发项目，以获得最佳的经济效益和社会效益；

b)储量经济评价应贯穿于煤层气勘探开发的全过程，对各级储量均应进行相应的经济评价；

c)所有申报的探明储量必须进行经济评价；

d)经济评价中关于投资、成本和费用的估算应依据煤层气田的实际情况，充分考虑同类已开发或邻近煤层气田当年的统计资料；

e)对新气田煤层气井产能的预测，必须有开发部门编制的开发概念设计作为依据，平均单井稳定日产量可依据储层数值模拟做专门的论证。

8.3 储量报告

煤层气田或区块申报储量时应编写正式报告。储量报告的编写要求参照附录C。

附录A

(规范性附录)

煤层气储量计算参数名称、符号、单位及取值有效位数的规定

表A.1 煤层气储量计算参数名称、符号、单位及取值有效位数的规定

附录B

(规范性附录)

煤层气探明地质储量计算关于储层的基本井(孔)控要求

表B.1 煤层气探明地质储量计算关于储层的基本井(孔)控要求

附录C

(资料性附录)

煤层气探明储量报告的编写要求

C.1 报告正文

C.1.1 前言

煤层气田名称、地理位置、登记区块名称和许可证号码、已有含气面积和储量、本次申报含气面积和储量申报单位等。

C.1.2 概况

勘查开发简史、煤田勘查背景，煤炭生产概况，煤层气勘查所实施的工作量、勘查单位、资料截止日期和取得资料情况等。

C.1.3 地质条件

区域构造位置、构造特征、地层及煤层发育特征、水文地质特征、煤层气勘查工程的地质代表性、储层特征、含气性及其分布特征等。

C.1.4 排试验与产能分析

单井排或小井网开发试验的时间、生产工艺，单井和井网产能及开发生产动态特征等。

C.1.5 储量计算

储量计算方式与方法选择、储量级别和类别的确定、参数确定、计算结果、可储量计算和收率确定方法与依据，以及储量复算或核算前后储量参数变化的原因和依据。

C.1.6 储量评价

规模评价、地质综合评价、经济评价、可行性评价等。

C.1.7 存在问题与建议

C.2 报告附图表

a)附图：气田位置及登记区块位置图、含气面积图、煤层底板等高线图，煤层厚度等值线图、煤层含气量等值线图、主要气井气水产量曲线图、确定储量参数依据等的有关图件。

b)附表：气田地质基础数据表、排成果表、储层模拟成果表、储量参数原始数据表、主要气井或分单元储量参数和储量计算表、开发数据表、经济评价表。

C.3 报告附件

附件可包括：地质研究报告、煤储层描述研究报告、储量参数研究报告、关键井单井评价报告、试验生产报告等。

附加说明

煤层气是重要的洁净新能源，制定一个适合我国国情并与国际(油气)准则相衔接的煤层气储量计算、评价和管理规范，可以促进煤层气的合理利用。由于目前没有通用的储量分类标准和计算方法，为规范我国煤层气/储量分类和计算，并促进国际交流，根据GBn/T 270—88《天然气储量规范》、GB/T 17766—1999《固体矿产/储量分类》，并参考了美国石油工程师学会(SPE)和世界石油大会(WPC)、联合国经济和社会委员会以及美国证券交易管理委员会(SEC)等颁布的有关储量分类标准，制定本标准。

本标准自实施之日起，凡报批的煤层气储量报告，均应符合本标准和规定。

本标准和附录A、附录B是规范性附录。

本标准的附录C是资料性附录。

本标准由中华人民共和国国土部提出。

本标准由全国地质矿产标准化技术委员会归口。

本标准起草单位：中联煤层气有限责任公司。

本标准主要起草人：杨陆武、冯三利、胡爱梅、李明宅。

本标准由中华人民共和国国土部负责解释。