油气田动态分析的理解_天然气动态分析报告是什么指标体系

1.石油天然气关键参数研究与获取

2.天然气流量计量技术的发展方向

3.国内节能统计指标

4.指标的含义与分级

5.煤层气综合评价体系和标准

6.选址指标体系的建立

以“盘活增量和环境保护”为基本脉络，构建矿产节约集约利用监测评价系统，实施开展矿产节约集约利用“双一工程”，即建立“一库一图”监测平台，实现矿产节约集约利用动态监测管理。

一是以基本建成的矿产节约与综合利用数据库为基础，完善升级全国矿产节约集约利用本底和潜力监测评价系统。

二是以煤炭、石油、天然气、铁、铜、铝等大宗矿产及钨、锡、锑、钼、稀土等优势矿产为重点监测对象，开展以“低品位储量”为核心的储量动态监测评价工作。

三是开展以“三率”为核心的节约集约利用水平监测评价，制定重要矿产开发利用水平评价指标体系及评价方法。将“三率”指标纳入矿产开发利用年度检查，与完善性产品价格形成机制和矿产补偿费收取工作挂钩，促进矿产“三率”调查评价工作常态化。建立以节约与综合利用评价为基础的储量动态管理制度。

四是开展以“盘活存量”为核心的矿产节约与综合利用监测评价。按要求开展地质测量工作，建立储量台账，每年定期向矿产储量行政主管部门报送年报。制订、修订矿山储量管理的技术规范、规程和储量利用的考核指标体系，明确矿山储量管理的内容、要求。建立以矿产合理开发利用为核心的大中型矿山全覆盖的督察机制。

五是开展以“生态环境”为核心的尾矿及废弃物节约与综合利用监测评价。制定环境影响监测和评价标准，完善废弃物排放标准。实行矿产勘查开年检信息网上报备，加强废弃物排放日常抽检，提高监督效率和质量。

石油天然气关键参数研究与获取

能耗监控系统是为耗电量、耗水量、耗气量(天然气量或者煤气量)、集中供热耗热量集中供冷耗冷量，与其他能源应用量的控制，可以进行能耗数据自动集、集中监测、大数据分析，以满足企业能源供应、消耗全过程的实时监测，加强企业能源集约化管理，提高能源利用效率。

“双碳”推进急速的当下，多数企业所分布的数量众多，所分布范围广泛，所以如果用传统集模式，无法做到在短时间内集多个企业的能耗数据，多数所取得数据具有延时性，无法获取准确能耗。“能耗双控”的目标是要推动能源清洁低碳安全高效利用，也促使一些高能耗行业的产业结构、能源结构调整升级。

针对各个能耗进分类、分项、分户的进行计量，对数据远程传输、数据集、统计分类、发布远传等多种功能。帮助提高节能意识，从而能够实现有效的节能，提高自动化水平，实现国家能耗指标，达到合理用能、节约能源。

能耗监测系统功能介绍：

数据集：可对整个范围内的用户进行实时监测，能够对于能耗使用进行能耗实时反馈。

数据分析：可对各回路的用电情况进行详细的分析与记录，并可以通过表格的方式来展现，通过多元化的图形进行显示，可以通过更换图形图表方式对数据进行比较。

能耗数据统计：对用户提供分类分项能耗统计和报表打印，能够对用电情况（可根据年、月、日）进行打印和统计。

故障报警：如果能耗超出限定值，就会发出语音提示、系统提示、短信提醒等多种方式进行沟通。

通过 2D、3D 等可视化的手段对用能情况进行及时跟踪和有效管理。包括配电照明、空调、供热、建筑物的供水和排水等。Hightopo搭建多种轻量化的能源可视化管理系统。每个模块分离独立开发然后集成，减少循环依赖和耦合。从而统一监管各计量点，优化建筑管理模式。一方面找出低效率运转的设备或对应的楼层区域，另一方面找出异常能耗，降低峰值功耗水平，并根据数据分析给出合理化建议。

2D 可视化面板展示关键指标，通过对空调、照明以及特殊渠道的用电统计，对接后台数据实时更新，监测建筑能耗，同时展示对节能减排做出的贡献统计，并基于数据库，给出各类分析报告，为节能优化改造提供可靠依据。

支持基于空间、时间、质量等多维度数据，对矿井生产系统各能耗部署动态监测，当超过安全临界值时立即触发告警，通知相关人员及时发现、及时制止且合理分析制定节能降耗措施，实现能源高效利用和低碳发展。

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提升节能工作的管理水平，达到节约能源、供需互动的多种能源耦合目的，实现集中监控、管理以及分散控制。

建筑能耗

集成楼宇内外的照明系统，用 HT 智慧园区可视化平台对楼宇内的照明设备进行集中监控，可调整不同时段的灯光效果模式，对环境照度以及照明能耗通过数据趋势图进行分析展示，对室内外照明检测运行状态进行实时更新，让管理人员能够及时处理照明系统问题。通过系统接入可视化，让问题及时发现及时处理，帮助运维人员及时处理照明设备的维修问题，提高楼宇的管理效率和服务水平。

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机房能耗

减少能源管理环节，优化能源管理流程，建立客观能源消耗评价体系。能耗在线监测系统的建设，可实现在能耗数据分析的基础上对能源使用的流程优化再造，有效实施科学有效的能耗考核体系，提升能源节约的意识，提高能源管理的效率。并且能够及时了解真实的能耗情况，从而提出节能降耗的技术和管理措施，实现能源管理水平的提升。

当前，降低制冷系统的能耗是数据中心规划建设的基本准则，且影响着数据中心建设效益。用可视化节能策略，利用系统提供的智能算法，计算当前设备和环境温度,自动给出各个制冷设备的合适功率。优化数据中心空调气流，达到降低能耗，有效制冷的科学应用。

通过智能化、可视化手段，进一步发挥能源优势，构建绿色制造体系，推动传统产业质量变革、效率变革、动力变革，为能源发展全局和绿色构造做出贡献。让能耗直观可视、清晰透明，也便于分类统计。使全运营管理人员对楼宇耗能情况掌握更加全面及时，确保系统可以运行在最佳节能状态，获得节能收益。

天然气流量计量技术的发展方向

评价参数直接影响评价方法的有效性，不同类型的参数作用不同。有效烃源岩有机碳下限、产烃率图版、运聚系数是成因法的关键参数；最小油气田规模对统计法计算结果有较大影响；油气丰度是应用类比法的依据，由已知区带的油气丰度评价未知区带的丰度；可系数是将地质量转化成可量的关键参数。

（一）刻度区解剖

1.刻度区的定义

刻度区解剖是本次评价的特色之一，也是油气评价的重要组成部分。刻度区解剖的目的是通过对地质条件和潜力认识较清楚的地区的分析，总结地质条件与潜力的关系，建立两者之间的参数纽带，进而为潜力的类析提供参照依据。

刻度区是为取准评价关键参数，以保证评价的客观性而选择的满足“勘探程度高、探明率高、地质认识程度高”三高要求的三维地质单元。刻度区可以是一个盆地（凹陷）、一个油气运聚单元、一个区带、一个成藏组合、一个层系或一个二级构造带等。为了正确和客观认识地质条件和潜力，刻度区的选取在考虑“三高”条件的基础上，应尽量考虑不同地质类型的综合，这样可以更充分体现油气丰度与地质因素之间的关系。

2.刻度区解剖内容与方法

刻度区解剖主要围绕油气成藏条件、量及参数三个核心展开，剖析三者之间的关联规律和定量关系。

（1）成藏特征和成藏主控因素分析。成藏特征和成藏主控因素分析实质上是对选择的刻度区进行成藏特征总结，精细刻画出成藏的定性、定量的主控因素与参数，便于评价区确定类比对象。在一个含油气盆地、含油气系统、坳陷、凹陷的成藏规律刻画中，其成藏特征差异大，故一般最好选择以含油气系统（或坳陷）及其间的运聚单元作为对象，更便于有效的类比应用。油气运聚单元是盆地（凹陷）中具有相似油气聚集特征的独立的和完整的石油地质系统，是以盆地（凹陷）的油气聚集带为核心，并包含为该油气聚集带提供油气源的有效烃源岩。油气运聚单元是有效烃源岩、油气运移通道、有效储集层、有效盖层、有效的圈闭等要素在时间和空间上的有机组合。一个油气运聚单元可以有多个有效烃源岩体和烃源岩区为其供烃，但同一个油气运聚单元的油气聚集特征是相似的。一个油气运聚单元可以只包含一个油气成藏组合，也可以包含在纵向上叠置的多个油气成藏组合。因此刻度区地质条件的评价与定量刻画就是按照运聚单元→成藏组合→油气藏的层次路线综合分析烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件等油气成藏条件。盆地模拟是地质评价流程中的一个重要组成部分，其作用主要体现在三个方面：其一是通过盆地模拟反映流体势特征，进而确定油气运聚单元的边界；其二是提供烃源参数，如生烃强度、生烃量、有效烃源岩面积等；其三是通过关键时刻的获取来反映油气成藏的动态作用过程。

（2）油气量确定。刻度区量计算与一般意义上的量计算稍有不同，正是由于刻度区的“三高”背景，特别是选定的刻度区探明程度越高越好，计算出的量更准确有利于求准各类评价参数。在本次刻度区解剖研究中，主要用了统计法来计算刻度区的量，统计法中包括油藏规模序列法、油藏发现序列法、年发现率法、探井发现率法、进尺发现率法以及老油田储量增长法，不同方法估算出的量用特尔菲加权综合。盆地模拟在计算生烃量方面技术已经比较成熟，因此刻度区（运聚单元）的生烃量仍由盆地模拟方法计算。

（3）油气参数研究。通过刻度区解剖，建立了参数评价体系和预测模型，获得了地质条件定量描述参数、量计算参数和经济评价参数，如运聚系数、丰度等关键参数。从刻度区获得的量与生油量之比可计算出运聚系数，刻度区的量与面积之比可获得单位面积的丰度，还可得到其他参数等。由于盆地内坳陷（凹陷）内各单元成藏条件差异，求得的参数是不同的，故细分若干运聚单元，求取不同单元的参数，这样用于类比区会更符合实际。

3.刻度区研究成果与应用

通过刻度区解剖研究，系统地获得运聚系数、油气丰度等多项关键参数，为油气评价提供各类评价单元类比参数选取的标准，保证评价结果科学合理。如中国石油解剖的辽河坳陷大民屯凹陷级刻度区，通过对其烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件五方面精细研究，获得了22项量化的成藏条件的系统参数。根据大民屯凹陷内划分的六个运聚单元，分别计算各单元的生油量和量，直接获得六个单元的运聚系数。同时计算出各运聚单元单位面积的量，获得不同成藏条件下的丰度参数（表4-5）。

表4-5 大民屯凹陷刻度区解剖参数汇总表

在中国石油128个刻度区的基础上，各单位根据评价需要，又解剖了一定数量的刻度区。其中，中国石油利用已有刻度区128个，新解剖刻度区4个，共应用132个；中石化新解剖42个；中海油新解剖4个；延长油矿新解剖3个。各项目共应用了181刻度区，这些刻度区涵盖了我国主要含油气盆地中的大部分不同类型的坳陷、凹陷、运聚单元和区带，基本满足了不同评价区的需要。各种类型刻度区统计见表4-6。

表4-6 各种类型刻度区统计表

（二）有效烃源岩有机碳下限

有效烃源岩有机碳下限是指烃源岩中有机碳含量的最小值，小于该值的烃源岩生成的烃量不能形成有规模的油气聚集。有效烃源岩有机碳下限是确定烃源岩体积的主要参数，直接影响生烃量的计算结果。

在大量烃源岩样品分析化验和有关地质资料研究基础上，明确了不同岩类有效烃源岩有机碳下限标准。陆相泥岩有效烃源岩有机碳下限为0.8%，海相泥岩为0.5%，碳酸盐岩为0.2%～0.5%，煤系源岩为1.5%。例如，陆相泥岩TO C与S1+S2关系表明，S1+S2在TO C为0.8%时出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.8%；碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系表明，残余吸附气量在有机碳为0.2%处出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.2%（图4-1、图4-2）。

图4-1 陆相泥岩TOC与S1+S2关系图

图4-2 碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系图

对于勘探实践中已经发现油气藏，但烃源岩有机碳含量未达统一下限的盆地，根据实际情况可进行适当调整。如柴达木盆地柴西地区，在分析了大量烃源岩有机碳和S1+S2指标资料后，明确该区有机碳含量下限为0.4%时，即达到有效烃源岩标准，并被发现亿吨级尕斯库勒大油田的勘探实践所证实。在渤海湾盆地评价过程中，建立起相对统一的有效烃源岩丰度取值下限标准：碳酸盐岩气源岩丰度下限取0.2%，碳酸盐岩油源岩丰度下限取0.5%，湖相泥岩丰度下限取1.0%。

有效烃源岩有机碳下限的基本统一，保证了生烃量计算标准的相对一致和全国范围内的可比。

（三）产烃率图版

烃源岩产烃率图版是用盆地模拟方法计算烃源岩生烃量和量的关键参数。产烃率图版一般用烃源岩热模拟实验方法获得。

1.液态烃产率图版

利用密闭容器加水热模拟实验方法，对中国陆相盆地不同类型烃源岩进行了热模拟实验。模拟实验所用样品取自松辽、渤海湾等10个盆地，包括侏罗系、白垩系和古近系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大类烃源岩。其中湖相泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烃源岩的有机质包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根据模拟实验结果，编制了不同类型烃源岩的液态烃产率图版（图4-3、图4-4、图4-5）。

图4-3 湖相泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-4 煤系泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-5 煤烃源岩液态烃产率图版

2.产气率图版

由于生物气生气机制与干酪根成气和原油热裂解气的生气机制不同，因此，其产气率与干酪根和原油裂解气产气率求取方式不同。

（1）生物气产气率。对生物气源岩样品在25℃～75℃的条件下进行细菌培养产生生物气，由此得到不同温阶下各类有机质的生物气产率。在模拟实验结果的基础上，结合前人的研究结果，分别建立了淡水环境、滨海环境和盐湖环境中不同类型有机质的生物气产气率图版及演化模式。

（2）干酪根和原油裂解气产气率。对于不同类型气源岩油产气率，国内外学者及一、二轮评价中已做过大量的工作。较多的实验是应用热压模拟方法对各种类型烃源岩进行产油及产气率实验，这种方法所计算的产气率包括了原油全部裂解成气的产率，亦即常说的封闭体系下源岩的产气率，所得到的天然气产率是气源岩的最大产气率。另一种求取气源岩产气率的方法是在开放体系下对源岩进行热模拟实验，各阶段生成的天然气和原油均全部排出源岩，原油不能在源岩中进一步裂解为天然气。这两种情况都是地质中的极端情况。但是实际的地质条件大多是半开放体系，在这种情况下，源岩生成的油既不能全部排出烃源岩，也不能完全滞留于源岩中。不同地质条件下亦即开放程度不同情况下源岩产气率如何计算？具体方法为：求得封闭和开放体系下相同类型源岩的产气率，将上述两种体系下的产气率图版（中值曲线）输入盆地模拟软件中，得出烃源岩层在不同渗透条件下产气率图版。

（四）运聚系数

运聚系数是油气聚集量占生烃量的比例，是成因法计算量的一个关键参数，直接影响量计算结果。运聚系数的确定方法包括运聚系数模型建立法和运聚单元成藏条件分析法。

1.运聚系数模型建立法

通过刻度区解剖，确定影响运聚系数的主要地质因素及其与运聚系数的相关关系。刻度区解剖研究表明，烃源岩的年龄、成熟度、上覆地层区域不整合的个数和运聚单元的圈闭面积系数等地质因素与石油运聚系数之间存在相关关系。依此建立地质因素与石油运聚系数之间关系的统计模型，包括双因素模型和多因素模型。双因素模型（相关系数为0.922）的地质因素选用烃源岩年龄和圈闭面积系数：

lny=1.62-0.0032x1+0.01696x4

多因素模型（相关系数为0.934）的地质因素选用烃源岩年龄、烃源岩的成熟度、区域不整合个数和圈闭面积系数：

lny=1.487-0.00318x1+0.186x2-0.112x3+0.02118x4

式中：y——运聚单元的石油运聚系数，%;

x1——烃源岩年龄，Ma;

x2——烃源岩成熟度（Ro）,%;

x3——不整合面个数；

x4——圈闭面积系数，%。

2.运聚单元成藏条件分析法

依据刻度区提供的大量运聚系数，依盆地类型和影响运聚系数的主要地质因素，分类建立运聚系数取值标准与应用条件。在评价中，根据刻度区解剖结果，确定了油气运聚系数分级取值标准（表4-7）。在评价中得到了推广应用，取得了良好的效果。

表4-7 石油运聚系数分级评价表

（五）最小油气田规模

最小油气田规模是指在现有工艺技术和经济条件下开地下，当预测达到盈亏平衡点时的油气田可储量。最小油气田规模对统计法计算的量结果有较大影响。为此，中国石油天然气集团公司等三大石油公司和延长油矿管理局对最小油田规模进行了专门研究。

通过对不同油价、不同开发方式和未来可能技术条件下最小油气田规模研究，确定了不同地区的最小油气田规模的取值。在地理环境相对较好的东部地区，其勘探开发成本较低，最小油气田规模一般在10×104～30×104t，在地理环境相对较差的西部地区，其勘探开发成本高，最小油气田规模一般在50×104t以上，对于海域来说，油气勘探开发成本更高，最小油气田规模更大，一般在150×104～500×104t。

（六）丰度

油气丰度是指每平方公里内的油气量，是类比法计算量的关键参数。通过统计分析，建立了丰度模型和取值标准。

1.丰度模型

通过刻度区解剖，建立刻度区内评价单元油气丰度和相关地质要素之间的统计预测模型：

新一轮全国油气评价

式中：y——运聚单元的石油丰度，104t/km2;

x1——烃源岩生烃强度，104t/km2;

x2——储集层厚度/沉积岩厚度，小数；

x3——圈闭面积系数，%;

x4——不整合面个数。

2.丰度取值标准

通过统计不同含油气单元丰度的分布特点，结合地质成藏条件，总结出各类刻度区丰度的取值标准。

（1）不同层系丰度：古近系凹陷由于成藏条件优越，成藏时间晚，石油地质丰度一般大于20×104t/km2；中生代凹陷成藏时间相对较长，石油地质丰度相对较低，一般约为10×104t/km2；古生代凹陷由于生、储层时代老，多期成藏多期改造、破坏，预计其丰度更低。

（2）不同类型运聚单元丰度：中新生代断陷或坳陷盆地长垣型、潜山型和断陷型中央背斜构造型，石油地质丰度高，一般大于40×104t/km2；中新生代裂陷盆地、坳陷盆地边缘构造型和古近系缓坡构造型石油丰度次之，一般为10×104～30×104t/km2；中生代盆地岩性型和古生代压陷盆地的构造型石油丰度相对较低，一般小于10×104t/km2。

（3）不同区块或区带级丰度：区块或区带级石油丰度差异更大，从小于1×104t/km2到大于200×104t/km2。其中潜山型、岩性—构造型、披覆背斜区块丰度较高，一般大于50×104t/km2，最大可大于200×104t/km2。构造—岩性型、断裂构造型丰度一般为30×104～50×104t/km2。地层—岩性型、断鼻型以及裂缝型区块、丰度较低，一般小于30×104t/km2。

通过刻度区解剖标定多种成藏因素下评价单元的丰度，不但为广泛应用类比法计算量提供了可靠的参数，同时也摆脱了过去以盆地总量为基础，利用地质评价系数类比将量分配到各评价单元的做法，使类比法预测的油气量在空间位置上更准确，提高了油气空间分布的预测水平。

（七）可系数

国外主要用建立在类比基础上的统计法计算油气可量，而我国第一轮、第二轮全国油气评价没有计算油气可量。本轮评价开展的油气可系数研究，通过可系数将地质量转化为可量，这在国内外油气评价中尚属首次。可系数是指地质中可出的量占地质量的比例，是从地质量计算可量的关键参数。

可系数研究与应用是常规油气评价的重要组成部分，主要目的是通过重点解剖、统计和类析方法，对我国油气可系数进行研究，为科学合理地计算油气可量提供依据，进而对重点盆地和全国油气可潜力进行评价。

1.评价单元类型划分

为使可系数研究成果与评价单元划分体系有机结合，遵循分类科学性、概括性和实用性三个基本原则，以油气类型、盆地类型、圈闭类型、储层岩性、储层物性等地质因素为依据，对评价单元进行了分析和分类，将国内石油评价单元分为中生代坳陷高渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗等24种类型，天然气评价单元分为克拉通盆地古隆起、前陆盆地冲断带等16种类型（表4-8、表4-9）。

表4-8 不同类型评价单元石油可系数取值标准

表4-9 不同类型评价单元天然气可系数取值标准

2.刻度油气藏数据库的建立

已发现油气赋存在油气藏中，建立刻度油气藏数据库是统计已发现油气收率、分析影响收率主控因素、预测油气可系数的基础。刻度油气藏是油气可系数研究中作为类比标准的，地质认识清楚、开发程度高、已实施二次油或三次油技术的油气藏。

刻度油气藏选择原则：①典型性——能代表国内外主要的油气藏类型，保证类比法应用基础的广泛性；②针对性和实用性——针对油气评价，有效地指导相应类型评价单元油气可系数的确定；③开发程度高——油气藏开发程度高，地质参数和开发参数基本齐全；④三次油技术应用具有代表性——尽量选择已实施三次油技术的油藏，保证技术可系数的可靠性。

对国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏进行了剖析：收集整理每个油气藏的主要地质和开发参数；每个油气藏的地质条件主要包括储层特征、圈闭条件、流体性质等，开发条件主要包括开方式、开速度、增产措施等；研究不同因素对收率的影响程度，进而确定该油气藏收率的主控因素；针对开方式的不同，油藏的收率可分为一次、二次或三次收率；气藏主要是一次收率。通过对每个油气藏的地质条件、开发条件和收率进行分析，建立起国内外刻度油气藏数据库。

3.可系数主控因素分析

对影响可系数的地质条件、开发条件和经济条件进行了分析，建立起可系数主控因素的评价模型。

（1）在大量统计和重点解剖的基础上，对油气地质条件中的因素逐一进行分析，并提炼出15项油气收率的主控因素，即盆地类型、储层时代、圈闭类型、沉积相类型、储层岩性、储层厚度、储集空间类型、孔隙度、渗透率、埋深、含油饱和度、原油粘度、原油密度、变异系数、原始气油比。

（2）在诸多开发条件中，提高收率技术是极为重要的因素，不同提高收率技术适用条件不同，其提高收率的潜力也差距很大。通过综合分析，主要技术对不同类型油藏的提高收率潜力为：最小5%，中间值10%，最大值15%。

（3）利用石油公司提高收率模拟研究成果，建立了大型背斜油藏、复杂背斜油藏、断块油藏、岩性油藏、复杂储层油藏等在税后内部收益率为12%、油田开发到含水95%时聚合物驱和化学复合驱油时的油价与油田收率之间的关系，若这五类油藏要达到相同的收率，条件好的如大型背斜油藏、复杂背斜油藏所需的油价低于条件差的如岩性油藏、复杂储层油藏。

4.可系数取值标准的建立

在研究中，解剖了国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏，统计分析了大量油气田收率数据，给出了不同类型评价单元油气技术可系数和经济可系数取值范围，建立了不同类型评价单元油气可系数取值标准（表4-8、表4-9）。

（1）不同类型评价单元石油可系数相差较大，以技术可系数为例：中生代坳陷高渗和古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗评价单元可系数最大，其中间值大于40%；中生代坳陷中渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块中渗、中生代断陷、中新生代前陆、古生界潜山、古生界碎屑岩、古近纪残留型断陷、陆缘裂谷断陷古近纪与新近纪海相轻质油、陆缘弧后古近纪与新近纪海陆交互相轻质油等评价单元可系数为30%～40%；中生代坳陷低渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块低渗、古生界缝洞、南方古近纪与新近纪中小盆地、低渗碎屑岩、重（稠）油中高渗、变质岩、砾岩、陆内裂谷断陷新近纪重质油、陆内裂谷断陷古近纪复杂断块等评价单元可系数为20%～30%；低渗碳酸盐岩、重（稠）油低渗、火山岩等评价单元可系数为15%～20%。

（2）不同类型评价单元天然气可系数相差也较大：克拉通碳酸盐缝洞、礁滩和前陆冲断带等评价单元可系数最大，其平均值大于70%；克拉通古隆起、克拉通碎屑岩、前陆前渊、南方中小盆地、陆缘断陷、火山岩、变质岩和海域古近纪与新近纪砂岩等评价单元可系数为60%～70%；前陆斜坡、生物气、中生代坳陷、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块、残留断陷、砾岩等评价单元可系数为50%～60%；致密砂岩等评价单元可系数最小，其平均值小于50%。

5.可系数计算方法的建立

可系数计算方法包括可系数标准表法和刻度区类比法两种方法。

（1）标准表取值法。利用可系数标准表求取不同评价单元可系数的步骤如下：在不同类型评价单元可系数取值标准表中找到已知评价单元的所属类型；明确评价单元与可系数相关因素（宏观、微观）的定性、定量资料；对照可系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对评价单元进行类比打分；根据类比评价结果求取可系数。

（2）刻度区类比法。以建立的国内外刻度油气藏数据库为基础，利用刻度区类比法来求取不同评价单元的可系数。具体步骤如下：根据评价单元分类标准，将具体评价单元归类，并分析整理该评价单元的油气地质条件和开发条件；根据评价单元的类型及其地质条件和开发条件，从国内外刻度油气藏数据库选择适合的类比对象；对照可系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对该评价单元及其类比对象进行打分并计算它们的得分差值；根据得分差值求取该评价单元的可系数。

通过油气可系数标准和计算方法在全国129个盆地中的推广应用，既检验了可系数取值标准和所用基础数据的可靠性、可行性和适用性，保证了油气可量计算的客观性，又获得了全国油气可量。

国内节能统计指标

天然气作为一种优质能源和化工原料其计量越来越被人们关注，尤其国际间对贸易天然气的计量十分重视。计量管理从事后计量纠纷解释向事前过程管理发展。随着市场经济的发展，人们越来越重视天然气计量，特别是贸易计量。因此，人们对天然气计量在管理观念上正发生根本性转变，不仅对现场计量器具的使用及相应人员进行管理，并从事后计量纠纷解释向加强事前仪表购选型、安装使用、过程控制、质量监督、数据管理、实流检定的管理转变和发展。我国天然气计量将向以下六方面发展。

1.计量方式向自动化、智能化、远程化计量方式发展。天然气计量已逐步向在线、实时、智能靠近，同时依靠网络技术实现远程化通讯、控制和管理，如SCADA系统的应用和智能涡轮流量计智能系统。

2.检定方式、量值溯源从静态单参数向动态多参数溯源发展。过去流量计检定方式通常用检定静态单参数方法，如标准孔板依靠几何检定法检定孔板的8个几何静态单参数来保证流量计的准确。随着国内国外实流检定技术的成熟，天然气流量量值溯源正逐步向实流检定方向发展，即以实际天然气介质、在接近实际现场工况等条件下对流量的分参数如压力、温度、气质组分和流量总量进行动态量值溯源。

3.仪表选型从单一仪表向多元化仪表发展。过去流量仪表选型比较单一，近几年随着对流量计的研究和开发，不同的流量计有不同的特点和适应范围，流量仪表选型由此呈现从单一仪表向多元化仪表方向发展。

4.计量标准由单一标准向多重标准发展。我国天然气计量标准不断发展、丰富和完善，结合国外标准后我国流量计量标准已基本构成完整的体系，正逐步由单一标准向多重标准发展。

5.计量方式从体积计量向能量计量发展。我国天然气贸易计量方法是在法定的质量指标下按体积计量。随着市场经济的不断完善和WTO的即将加入，要求我国天然气贸易计量方法尽快与国际接轨。

6.单一数据管理向计量系统管理方向发展。单一数据管理具有诸多缺点。计算机技术的发展给天然气计量系统管理创造了良好的条件。天然气计量管理从影响测量结果的各个方面、各个环节进行全过程的、动态的、科学管理。

指标的含义与分级

随着西部原油、西部成品油、港济枣等输油管道及陕京线、涩宁兰线、西气东输管线、陕京二线、忠武线等天然气管道的建成投产，我国的油气管网正在逐步完善。管道的建设、国外油气源的引入和管道沿线油气市场的变化，管网的输量和周转量可能将以超过预期的速度迅速增长，相应地每条管道及整个管网的运行管理将变得越来越复杂、越来越重要。其中最突出的问题是如何进行单条油气管道和油气管网的能耗数据分析和评价，为挖掘节能潜力提供有效的技术支持，最终实现使用较少的能耗完成油气输送任务，实现节能降耗。而目前的能耗分析和优化，是基于生产单耗、电单耗、气单耗、油单耗等构成的指标体系的。实践证明，对于复杂的大型油气管网，仅分析这些简单的指标是远远不够的。需要进一步完善能耗指标体系，设计一套能够全面反映能耗水平，并便于进行分析的能耗指标参数体系，可以生产单耗、电单耗、气单耗、油单耗、耗气输量比、耗油输量比、耗能输量比构成的基本参数体系为基础，设计、增加更有利于能耗数据分析的新指标，是亟待进行的工作。

国内常见的主要能耗指标为单位周转量生产能耗，即生产能源消耗量与周转量的比值，单位为：kgce/（104t·km）或kgce/（107m3·km）。

单位周转量生产能耗（输油管道）计算公式：

油气管道能效管理

式中：Mys为输油管道生产单耗，kgce/（104t·km）;Eys为输油管道生产能源消耗总量，kgce;Qy为输油周转量，104t·km。

单位周转量生产能耗（输气管道）计算公式：

油气管道能效管理

式中：Mqs为输气管道生产单耗，kgce/（107Nm3·km）;Eqs为输气管道生产能源消耗总量，kgce;Qq为输气周转量，107Nm3·km。

目前，对输气管节能量的计算主要用环比法和同比法道：

油气管道能效管理

式中：ΔE为节能量，tce;Qq为天然气管道周转量，107Nm3·km;Mqh为基期单位输气周转量综合能耗，kgce/（107Nm3·km）;Mqc为报告期输气单位周转量综合能耗，kgce/（107Nm3·km）。

输油管道的计算公式为

油气管道能效管理

式中：ΔE为节能量，tce;Qy为输油管道周转量，104t·km;Myh为基期单位输油周转量综合能耗，kgce/（104t·km）;Myc为报告期输油单位周转量综合能耗，kgce/（104t·km）。

该方法的主要缺点是：若基期和报告期的输量等一些对能耗影响比较大的参数不同，则其能耗不具有可比性。以某天然气管道为例（图2-1），随着输气量的增加，生产单耗上升，随着输气量的下降，生产单耗下降。因此，用环比法或同比法计算出的节能量很有可能是因为输量等因素变化导致的能耗降低，并不能反映管道的实际能耗管理水平。

图2-1 某管道输气量和生产单耗曲线

另外，二次能源的折标煤系数选取不同，对能耗评价的结果影响很大。二次能源的“当量值”是单位能源本身所具有的热量，“等价值”则是生产一个单位的能源产品所消耗的另外一种能源产品的热量。二次能源折标系数也有当量系数与等价系数之分，当量系数是按照燃料的当量热值（理论发热量）与标准煤发热量之比；等价系数是指二次能源的等价热值与标准热值之比。

1.电力折标当量系数

基层企业计算电力能源消费量时，电力消费折标煤系数用当量值核算（即每万kW·h电折1.229t标煤）。

2.电力折标等价系数

电力等价热值是火电厂每供应1kW·h电所消耗的热量，故电力折标准煤等价系数就是供电标准煤耗，供电的标准煤耗随着发电机组效率的提高而逐年下降，电力等价热值的折标系数以当年的火力发电平均供电标准煤耗计算。

折标煤等价系数随着发电煤耗的变化而变化，而当量系数则是一定的。就数值大小而言，电力的等价系数约为当量系数的3倍。在企业的能耗统计中，我国对电力一直使用等价值折标，而2005年《国家统计局关于布置2005年统计年报和2006年定期统计报表制度的通知》出台，规定从2006年开始，企业能源统计中“电力”消费的折标煤系数取消原用的等价系数4.04，而统一用当量系数1.229。

此外，2008年6月1日实施的《综合能耗计算通则》（GB/T 2589—2008）中，也提出了电力折标既可用等价值，也可用当量值，而此前该标准规定电力折标只用等价值（如GB/T 2589—1990规定：“ 任一规定的体系实际消耗的二次能源及耗能工质均按相应的能源等价值折算为一次能源”）。正是由于以上调整，使得电力折标统计时出现混乱，有人认为应坚持以等价值为主，也有人认为应统一使用当量值折标，这给节能管理工作带来了不少困扰。

以轴功率20MW的压缩机为例，若用燃气轮机驱动，设燃气轮机的效率为30%，则1小时耗气0.727万m3气，折合8.63t标煤；若用电机驱动，设电机效率90%，则1小时耗电2.22万度，用当量系数折标准煤2.73t，用等价系数折标准煤为8.98t。由此可以看出，若用当量系数折算，多开电机驱动压缩机组生产单耗偏小。

以目前的电力当量系数折算，输气管道A的生产单耗比输气管道B的生产单耗低。A输气管道耗气6450万m3，耗电32000万度，能源消耗125000t标煤（当量值），输量126亿m3，周转量1001000×107N m3·km，生产单耗125 kgce/107N m3·km（当量值）；B管道年耗气73000万m3，年耗电36500万度，能源消耗1020000t标煤（当量值），输量176亿m3，周转量5385000×107N m3·km，生产单耗190 kgce/107Nm3·km（当量值）。

若电力以等价系数折算，A输气管道的生产单耗则比B管道的生产单耗高。A输气管道年生产单耗212 kgce/107Nm3·km（等价值），B管道生产单耗208kgce/107Nm3·km（等价值）。因此，当被评价管道的能源消耗中既有天然气消耗（燃料油消耗）又有电力消耗时，电力以等价系数折算标准煤会使得能耗评价结果更客观。

煤层气综合评价体系和标准

（一）盆地评价指标

盆地评价即适宜CO2地质封存的沉积盆地筛选。此阶段应最大限度地搜集盆地地质资料（包括盆地类型、构造、沉积、地热等）、盆地煤层气地质资料（包括含气量、煤层气丰度、煤炭储量等）、煤矿开、钻井情况和基础设施等方面资料。在此基础上，对盆地煤层气量和CO2的封存潜力进行评估。盆地评价的主要指标有不可开煤层中的煤层气潜力和CO2地质封存潜力，以及与盆地地质构造相关的安全风险因素。

表5-1 煤层CO2地质封存选址指标体系一览表

1.潜力指标

（1）煤层气潜力：盆地煤层气潜力用煤层气丰度表示。煤层气丰度以108m3/km2作为测量单位，它是煤含气量和净煤厚度的函数。具体评价指标分为I（好，下同）、Ⅱ（中，下同）、Ⅲ（差，下同）类。对于煤层CO2地质封存过程中的煤层气潜力，用不可开煤层中煤层气丰度大于等于2的盆地为I类；大于等于1、小于2的盆地为Ⅱ类；小于等于1的盆地为Ⅲ类。据此确定全国或区域范围内含煤沉积盆地是否适宜CO2地质封存。

（2）CO2地质封存潜力：煤层CO2封存潜力是封存场地选址的最基本指标，它与煤层气量有密切的关系。目前，广泛用的煤层CO2封存潜力评价方法是美国能源部（DOE）和碳封存***论坛（CSLF）推荐的计算方法。

DOE推荐的方法中（Goodman et al.，2011），煤层CO2封存潜力由式（5-1）计算。

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

式中：GCO为煤层中封存CO2的质量；A为煤田盆地的面积；hg为煤层的累积厚度；Cs，max为原地条件下单位体积煤岩对CO2的标准状态吸附量；ρCo为标准状态CO2密度；Ecoal为CO2封存效率（反映起封存作用的煤占总煤体积的比值）。碳封存***论坛（CSLF，2007）推荐的煤层CO2封存潜力可由式（5-2）计算。

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

其中：

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

考虑到CO2煤层封存过程一部分煤层中的部分气体会被置换，CO2封存过程中的有效封存量可由式（5-4）计算。

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

式（5-1）至（5-4）中各参数的意义见表5-2。

表5-2 CSLF煤层CO2封存潜力评价方法各参数的意义

注：L代表长度；M代表质量；S代表时间。

用美国能源部（DOE）或者碳封存***论坛（CSLF）提出的煤层CO2地质封存潜力评价方法可以对煤层CO2封存潜力进行预测。

为了能更好地反应每个沉积盆地的CO2地质封存潜力，可把单位面积的CO2封存潜力作为评价指标，以108m3/km2作为单位，把具体评价指标分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类。用单位面积CO2封存量大于等于4的沉积盆地为Ⅰ类；大于等于2、小于4的沉积盆地为Ⅱ类；小于等于2的沉积盆地为Ⅲ类（表5-3）。

表5-3 盆地煤层气/CO2封存潜力评价指标等级划分表

2.安全性指标

CO2地质封存要求能够大量、长久、安全地将CO2封存在地层中。影响沉积盆地CO2地质封存安全性的主要因素包括，煤层上覆盖层的厚度及封闭性、断层发育的复杂程度与断层封堵性，以及地震发生的概率等。

（1）盖层的封闭性：由于在CO2灌注过程中，灌注压力都大于煤层的原始压力，而煤层上覆盖层的封闭性对CO2地质封存安全性起到至关重要的作用，因此，需要控制CO2灌注压力低于煤层上覆盖层的破裂压力。

一般认为，泥岩或页岩作为盖层的封闭性最好，其次是致密砂岩，最后是裂缝发育的灰岩（目前灰岩的封闭性尚存争论）。盖层的厚度越大，封闭能力越好。

根据油气圈闭的实验研究结果，当泥岩厚度大于50m时，盖层的封闭性较好；厚度50～10m的泥岩封闭性一般；小于10m的泥岩作为盖层的封闭性较差。一般认为砂岩没有封闭性，而多作为常规储层。

（2）断层的发育：断层的发育将影响CO2地质封存的安全性。在封存区有大的断层发育，并且断层是开启状态，那么CO2将有可能沿着断层裂缝系统运移到其他的地层，甚至运移到地面。据此，初步认为CO2灌注井10km范围内没有大的断层，认为断层不发育；灌注井5km没有大的断层，认为断层较为发育，灌注井2km范围内没有发现大的断层，认为该区块断层发育一般。

（3）地震发生的概率：将CO2封存到地下的安全时间尺度目前尚未明确。一般认为至少在100年以上，即发生矿物捕获（作用的时间尺度为100～10 000年）才能达到控制温室气体排放的目的。因此，应该掌握灌注地区地震发生的概率。据此初步确定，100年内发生7级以上地震的地区被认为是地震多发区；5级地震以上的地区为地震较多发区；5级地震以下的地区为地震发生较少的区域。

盆地评价的安全性评价指标等级划分见表5-4。

表5-4 盆地安全性评价指标等级划分表

（二）区块评价指标

区块评价是在盆地评价的基础上，对单个沉积盆地内适宜CO2地质封存的同一构造带的诸多局部区块做进一步评价和分析预测的过程。区块评价时，应依据煤岩特征参数（包括工业分析、元素分析和镜质组反射率等）、井下岩心的分析测试等，确定煤层含气量、等温吸附特征、含气饱和度和渗透率等参数，进一步评价煤层气量和CO2封存潜力，获得更为准确的评价数据，还需根据不同区块煤层渗透率重点评价煤层的CO2可灌注性。

1.潜力指标

煤层气潜力和CO2地质封存潜力指标与盆地评价阶段相同，只是各区块的煤层气潜力和CO2地质封存潜力评价拥有的数据应更为丰富，评价精度进一步提高，评价结果更加可靠。

2.安全性指标

该阶段的安全性评价主要是评价各区块的煤层和盖层的埋深与厚度、已有煤田勘探井的完井和废弃井处理好坏情况等。

（1）煤层埋深：受深部煤层开的技术经济等因素制约，目前国内煤炭开深度大都在0～1000m的深度范围内。据此，初步确定煤层深度大于等于1500m的区块为Ⅰ类；深度在1200～1500m的区块为Ⅱ类；深度在1000～1200m的区块为Ⅲ类。

（2）盖层封闭性：区块评价阶段的盖层封闭性指标划分与盆地评价阶段的相同。

（3）废弃井的处理：如果区块内存在各类勘探井或废弃井，需要对这些井的处理资料进行查阅。对于已使用水泥填充全部井筒者定义为处理好的废弃井；部分井筒被填充者为处理差的废弃井；如果全井未进行水泥填充处理，认为该井为泄漏井。同时对废弃井的数量进行统计。

区块安全性评价指标等级划分见表5-5。

表5-5 区块安全性评价指标等级划分表

3.灌注性指标

煤层渗透率是决定气体在煤层中流动特性的重要指标，决定了煤层中CH4气体的可性，同时也影响着CO2地质封存过程中CO2的灌注性。

一般认为煤层初始渗透率大于10×10-3μm2时，煤层的可灌注性较好，为Ⅰ类区块；煤层初始渗透率在（1～10）×10-3μm2时，煤层的灌注性一般，为Ⅱ类区块；煤层初始渗透率小于1×10-3μm2时，煤层的可灌注性较差，为Ⅲ类区块。煤层灌注性评价指标等级划分见表5-6。

表5-6 煤层灌注性评价指标等级划分表

通过上述区块评价可对每一沉积盆地内的诸多局部区块CO2地质封存的适宜性进行排序，从而优选出适宜CO2地质封存的区块，进入下一阶段场地评价。

（三）场地评价指标

场地评价阶段的诸多评价指标已包含在前述盆地评价和区块评价两个阶段中。对CO2地质封存场地选址而言，在明确场地边界条件后，需增加CO2地质封存工程实施方面的评价指标，如CO2供给能力、封存场地工程控制程度和市场潜力等。场地评价指标体系构成见图5-5。

图5-5 CO2-ECBM项目场地评价指标构成示意图

1.潜力指标

场地评价阶段的潜力评价指标与盆地评价和区块评价阶段的评价方法相同，只是在场地评价阶段需要对场地进行煤层气的潜力和CO2封存潜力做精确评价。评价标准与盆地阶段的评价等级相同。用不可开煤层中煤层气丰度大于等于2的场地为Ⅰ类；大于等于1小于2的场地为Ⅱ类；小于等于1的场地为Ⅲ类。单位面积CO2封存潜力大于4×108m3/km2的场地为Ⅰ类；大于2×108m3/km2，小于4×108m3/km2的场地为Ⅱ类；小于2×108m3/km2的场地为Ⅲ类.

2.安全性指标

场地评价阶段的封存安全性指标包括场地的煤层埋深、场地煤层上覆盖层的封闭性和场地断层发育情况，以及场地内及其周边已有勘探井和废弃井的完井及废弃井处理情况。各指标的评价标准与盆地评价的标准相同。

3.灌注性指标

场地评价阶段的灌注性指标与区块评价阶段的相同。

4.CO2供给潜力指标

CO2的供给潜力指标包括封存场地附近的CO2排放源的大小、类型、CO2浓度、捕集成本、离评价场地的距离、可用的运输方式和成本等。

（1）CO2源的供给能力：大量廉价的CO2供给是煤层CO2地质封存实施的必要条件。适合于封存的CO2主要来自于排放量较大的行业。一般认为，年排放在10×104t以下的排放源无法满足大规模CO2地质封存的需求。目前CO2年排放量在10×104t以上的排放源主要包括火电、水泥、钢铁、合成氨、制氢、炼油、乙烯和环氧乙烷等行业（Li et al.，2009），但是这些排放源中大部分排放的CO2浓度较低，进行地质封存之前还需进行捕集、提纯等工艺，而就目前的技术水平来讲，从工业气体中大规模捕集、提纯CO2工艺的成本比较高。而其中一部分行业，如合成氨和制氢等，排出的气体中CO2的浓度本身就很高，可以直接用于地质封存，这样就大大节省了提纯的成本，从而提高封存工程的经济性。

（2）CO2的运输距离：CO2排放源与封存场地的距离是决定封存工程成本的一个关键参数，直接影响着CO2运输的成本。在此初步确定距离CO2源在50km以内的场地为Ⅰ类；50～150km的场地为Ⅱ类；大于150km的场地为Ⅲ类。根据中国主要含煤区分布图（USGS，2000）和CO2排放源分布图（Li et al.，2009）可以初步判断各排放源属于哪一类。

（3）CO2的运输成本：CO2的运输方式包括汽车运输、管道运输、火车运输和船运。各种运输方式适用于特定的条件。如在中国西部地区进行船运的可能性几乎为零。火车的运输成本较低，但一般还需要转为汽车运输到封存场地。汽车的运输成本最高，但对于灌注量较小的场地，仍不失为最方便和最经济的运输方式。而对于大规模、长距离的CO2运输，管道则是最佳的选择方案。

（4）CO2的捕获成本：CO2的捕获成本明显决定着封存工程的经济性。然而，CO2地质封存工程并不要求CO2的浓度必须为100％的纯CO2，由此可降低CO2的提纯成本。此外，在CO2地质封存工程中，随着科学技术的发展，降低CO2捕获成本的潜力也相对最大。

综上所述，CO2供给潜力评价指标等级划分见表5-7。

表5-7 场地CO2供给潜力评价指标等级划分表

图5-6 煤层气开井不同生产阶段灌注CO2的煤层气生产曲线图

5.工程控制程度指标

（1）现有井的数量：为了对煤层CO2地质封存场地选址进行正确评价，须获得必要的地质和工程资料。数据资料不充足将增加选址过程中的不确定性。如果场地中已有煤层气抽钻井，则该区的工程控制程度可以认为会比较高。据此将30km2范围内有5口井的场地列为Ⅰ类；5～3口井的场地为Ⅱ类；小于3口井的场地为Ⅲ类。

（2）场地地球物理勘探程度：如果场地内已有地震或者其他地球物理勘探测线，可初步认为有三维地震测线的场地勘探程度高；有二维地震测线的场地地球物理勘探程度较高；只有其他地球物理方式勘探或没有地球物理勘探的场地为地球物理勘探程度低。

（3）现有井的生产时间：基于已有研究成果，在煤层气井达到高峰的时候灌注CO2能达到提高产量的最好效果，且能实现最大量的CO2封存。具体分析见图5-6。

其中，图5-6（a）表示没有灌注CO2的情况下，煤层气井的生产情况；图5-6（b）表示从CO2减排角度看，灌注CO2越早，越能达到减排的目的。但是在生产初期就灌注CO2，可能导致灌注压力过大，灌注总量减少，并且灌注CO2后，CO2在煤层气井达到最高产量之前就突破了，最终导致煤层气井生产出来的CH4含量降低，CO2含量很高，生产井也被迫废弃。

图5-6（c）表示在煤层气井的产气高峰后期灌注CO2，煤层气井的产量将会迎来另一次高峰，并且CO2能够在较低的灌注压力下灌注。同时，CO2的突破时间将延后，煤层气井的总产量增加。直到CO2突破后，灌注压力仍然不是很高，可以继续灌注一段时间，从而增加了灌注CO2的总量。一般情况钻井抽10年内会达到煤层气产量峰值。

场地工程控制程度评价指标等级划分表见表5-8。

表5-8 场地工程控制程度评价指标等级划分表

6.市场潜力指标

市场潜力是指在煤层CO2地质封存过程中开发的煤层气，通过销售获取利益，抵消CO2封存成本或者形成附带经济效益的潜力。成熟的煤层气销售市场，是利益最大化的保障。煤层气作为一种天然气，需要通过管线运输到集输中心。一旦煤层气被运输到集输中心，就需要分销网络将煤层气运输到用户。如果在候选场地附近事先存在这样的管线基础设施，那么煤层CO2封存过程中开发的煤层气的市场潜力就被极大地提高。市场潜力评价指标等级划分表见表5-9。

表5-9 场地市场潜力评价指标等级划分表

选址指标体系的建立

（一）含气区带综合评价指标体系

根据全国煤层气有利区带综合评价特点，建立全国煤层气有利区带综合评价递阶层次结构指标体系，应用层次分析法（The Analytic Hierarchy Procces，简称AHP法）确定各层次之间的判断矩阵及单项指标在综合评价中所占得权重，综合评价全国煤层气有利区带。

煤层气有利区带综合评价指标体系如表6-32和图6-13所示，在自左而右的层次结构中，指标项层次中8个评价指标是基础，指标层向上组成评价条件层，是分层次从不同方面反映煤层气规模及其可性和开发利用属性的主要因素。该体系中条件、指标的内涵和特征取值、赋值标准如下：

表6-32 煤层气综合评价体系及特征分级标准

图6-13 煤层气含气区带综合评价递阶层次结构指标体系

1.条件和可性

条件及可性（B1）主要指煤层气规模以及本身固有的出的难易程度，是决定煤层气经济开发的内在因素。该评价条件由丰度（C1）、地质量（C2）、可量（C3）、类别（C4）和煤系后期改造程度（C5）五个评价指标组成。

2.开发利用条件

开发利用条件（B2）包括市场需求（C6）、地形条件（C7）和基础设施（C8）三个指标，是煤层气经济开的外在影响因素。市场需求（C6）根据市场对煤层气需求的大小定性赋分；地形条件（C7）根据丘陵、山地、平原等情况进行定性打分；基础设施（C8）根据天然气利用的基础设施的有无或完善程度定性打分。

（二）煤层气区带优选评价指标权重计算

煤层气综合评价是一个多因素、多层次、多目标的决策过程。煤层气能否经济开发受自身地质条件、开条件以及利用条件等诸多因素的制约，需要选择科学、简洁、实用的数学模型来分析处理这些繁杂因素。在比较各类评价方法的基础上，针对煤层气自身的特点以及本次综合评价目的和任务要求，决定选择层次分析法进行综合评价。

1.层次分析法简介

层次分析法（AHP）是美国匹兹堡大学教授萨迪（T.L Saaty）于20世纪70年代在为美国国防部研究“根据各个工业部门对国家的贡献大小而进行电力分配”课题时，应用网络系统理论和多目标综合评价方法，提出的一种多层次权重决策分析方法。这种方法的特点是在对复杂的决策问题的本质、影响因素及其内在关系等进行深入分析的基础上，利用较少的定量信息使决策的思维过程数学化，从而为多目标、多准则或无结构特性的复杂决策问题提供简便的决策方法，尤其适合于对决策结果难以直接准确计量的场合。

2.评价指标权重计算

按层次分析原理，图6-13中含气区带综合评价总体目标层为A；标准层为B，包括条件及可性和开发利用条件；C 为指标层。为了得到定量分析和决策判断的结论。根据煤层气项目经济评价指标体系的多层次性，首先需确定各层次的权重。根据含气区带综合评价的特点，由专家评分确定了各层次之间的判断矩阵。关于总目标层与准则层、准则层与指标层之间的判断矩阵如表6-33、表6-34、表6-35所示。

表6-33 总目标层因素相对重要性两两比较表

表6-34 条件及可性因素相对重要性两两比较表

续表

表6-35 开发利用条件因素相对重要性两两比较表

经计算得各指标相对权重计算结果如表6-36：

表6-36 各层次指标权重数值表

经检验，由表6-33、表6-34、表6-35组成各矩阵的最大特征值入max分别为2、5.417和3.086，一致性指标CI分别为0、0.093和0.083，均小于0.1，所以各判断矩阵均具有满意的一致性。

IPCC特别报告认为，CO2地质封存泄漏风险要比天然气封存小；同核废料地质处置相比，核废料是以其高度的危害性为基础进行风险评估的，相比之下CO2的危害要温和得多。因此，CO2地质封存场地选址可以借鉴核废料与天然气地下封存选址方法以及相关的标准或规范。

场地选址是CO2地质封存工程的第一步，也是最关键的一步。CO2地质封存场地选址受到自然地理条件、气候条件、地质条件、社会经济条件、交通条件以及工程技术条件等诸多因素的影响。因此，场地选址可以从选址技术、安全性、经济适宜性和地面地质条件四个方面建立具有层次分析结构的选址指标体系（表6-1）。