天然气动态压力低的原因有哪些引起的_天然气静态压力和动态压力的区别

1.煤储层和煤层气的储存

2.汽轮机主蒸汽温度压力变化对汽轮机运行影响有哪些？

3.在管道中，多少MPa的压力为低压、中压、高压？ 其定义的国家标准是什么？

4.煤层气直井井网压力传递规律及控制因素

5.变质作用因素

汽车动力不足可能原因

1、燃油质量

对于汽车来说，所加的燃油也是具有一定要去的，比如一辆宝马跟奇瑞所需要的油品肯定大不相同，你一辆宝马本来要加95、97的高标号油，这时候你选择加了92号油，肯定会出现动力不足，不仅如此低标号的油清洁度和燃烧率都比较低，很容易出现燃烧不完全，还会留下许多积碳，对发动机造成损害。

2、油路故障

油路故障也就是燃油没有通过燃油管输送到燃烧室，从而使发动机没有正常运行，如果汽油进入发动机燃烧室的量没达到标准的话，燃烧室没有足够的燃料点燃爆破，这会导致汽车的动力越来小，故障的主要原因有喷油嘴堵塞、汽油泵功率降低以及汽油滤清器堵塞，车主可以到维修厂进行检查一番。

3、进气系统

发动机的动力输出是由汽油和空气之间形成混合气体从而点火产生动力的，如果进气系统出现了问题，带来的肯定也是发动机动力输出小，部分车主也都有体验过到气压高的西部地区，车辆会出现明显的动力不足，这时候其实就是空气稀薄了，进气量小的导致的，所以进气系统一般出现故障都是因为空气滤清器和气门系统堵塞。

4、发动机气缸

作为普通车型来说一般都是4缸发动机，如果有一个汽缸如果没有正常点火运转的话，动力会明显不足，就算双人自行车一样，如果有一人没踩的话的，另外一个人会感觉特别重，车主可以启动看一下方向盘或者车身是否有抖动来观察问题。

汽车发动力动力不足的表现及解决办法

一、重踩油门车也跑不动

1、找油路系统

油路系统是汽车很容易出问题的地方。油料进入燃烧室量不足，有可能是喷油嘴堵塞、油管漏油、汽油泵功率降低、或是汽油滤清器阻塞造成的。

汽车产生这样的无力感，主要就是因为引擎突然吃不到油所导致，汽油滤清器阻塞时，车子倾斜就有可能吃不到油。

喷油嘴堵塞或汽油泵故障如果无法高压喷油，就无法有效雾化油料，这样燃烧效率就会下降，马力也就无法达到预期的目标。

如果是在车身倾斜的时候突然变得格外没力，就很有可能是燃油系统中的汽油滤清器出了问题。检查一下燃油管路都有特定的压力表，引擎也有预留检查燃油压力的阀门接口。

如果买的是二手车，不妨一开始就将它换掉，杜绝后患。而如果换掉之后还没有改善，就有需要检查其他的油路组件。

2、找进气系统

车的引擎要能运转，除了要有油料、还要有空气，否则引擎还是无法顺畅的运转。最容易发生进气问题的可能还是在于空气滤清器、或节气门系统堵塞的环节。

这些小零件如果出现了问题，都会造成进气量不足。如果是这些零件出了问题，及时维修或更换就可以了。

3、找电路系统

这里的电路系统主要指的是点火系统的用电。电路系统产生高压电是经由导线供电给火花塞的，火花塞跳火点燃燃烧室的混合气。

所以，导线跟火花塞最有可能造成点火不良的问题。而火花塞是消耗品，固定数万公里就要更换，至于导线，也有可能因为使用寿命的关系，而发生导电不良的状况。(现在已经有许多车子没有导线的设计)

二、动力下降+车身抖动

出现这种情况时，车子在停下来的时候方向盘或是车身都是抖动的，车内的成员都会感觉的到的那种。如果出现了这种情况，表示车子的引擎应该至少有一缸处于运转不正常或是熄火的状态。

一般情况下，一具四缸引擎如果有一缸不发动、引擎还是可以运转。如果是四缸以上的引擎，这个症状就会随着汽缸数的增加而递减，比较不容易被察觉出来。

三、动力下降+排气管冒烟

车子排气管异常冒烟就是燃烧室里面出了问题，有可能是点火系统故障或者是气门出现了问题。

如果是冒黑烟，有可能是点火系统出现问题，或是进气系统出现问题。空燃比错误导致过浓的油气无法完全在燃烧室烧完，排入排气管造成回火的现象。还有，火花塞跳火的电极端沾到机油、或是有异物在上面也会有黑烟产生。

如果排气管冒出的是蓝烟，就有可能是机油跑进燃烧室，俗称烧机油了。机油会跑进燃烧室的原因有可能是活塞的活塞环磨损，机油从引擎下部跑进燃烧室。也有可能是引擎上部的汽缸头、磨损的气门导管流进燃烧室所造成。

四、车子用久了动力不足

1、检查4个轮子是否气不足，检测一下胎压。

2、检查机油是否加的太多，或者加的机油黏度太高。如果加太多就把机油放掉一些，放到机油尺刻度最中端。

3、经常低转速行车造成积碳，就到高速或者空旷路上用手动模式，让发动机保持4000转以上行驶10分钟。

4、如果是因为使用的汽油油品不好，时间一长就会造成火花塞积碳，就要定期检查清理，必要时更换。

5、车重了，动力当然也就下降了。尽量把没有必要带的东西都放家里，减少油耗。

煤储层和煤层气的储存

石油和天然气的生成、运移和聚集是油气藏形成过程中密切相关的三个阶段。储集层、圈闭构造和油气的运移是油气藏形成不可缺少的条件。本节将介绍油气的生成、储集层、油气的运移、圈闭以及油气藏的类型等内容。

一、油气的生成石油和天然气的主要成分是碳氢化合物。它究竟是怎样生成的？过去曾有多种说法，但基本上可以归纳为两种，即有机成因说和无机成因说。

1.无机成因说无机成因说认为，石油是在地壳深处高温、高压下，由无机碳和氢经过化学作用而形成的。在实验室中，通过无机合成可将简单的碳和氢的化合物合成为石油；另外，在火山喷出的气体和熔岩流中也含有烃类；许多无机体上也有烃类存在。无机成因说大致包括乙炔说、碳化物说、宇宙说、岩浆说等。

无机成因学说主要是以在特殊实验条件下可以合成石油的化学反应现象和对地球内部物质的假定为依据的，因而不能被大多数学者接受。但在人们能洞悉地球内部结构之前，无机成因说的存在有利于加深对石油成因的认识，对石油成因的研究有一定的促进意义。

2.有机成因说有机成因说认为，石油和天然气是在一定条件下由沉积岩中的有机物质转化而来的。其主要证据是：第一，世界上已发现的油气田99%以上都分布在沉积岩中；第二，石油具有生命有机物质所特有的旋光性；第三，石油中存在有生物标志化合物；第四，在实验室中利用生物的脂肪、蛋白质、碳水化合物可以获得烃类物质；第五，石油成分的复杂性；第六，在近代海相和湖泊相沉积中发现了有机物质转化为油气的过程等。

油气有机成因的现代科学理论认为，原始有机物质在一定的环境和条件下被埋藏下来，在一定的深度、温度等适宜条件下，经历了生物化学、热催化、热裂解、高温变质等阶段，陆续转化为石油和天然气。根据成油深度上的差别，有机成因说又可分为浅成说和深成说。前者认为油气是在沉积埋藏不深的早期形成的，而后者则认为油气是有机质埋藏到一定深度、温度条件下才形成的。

3.生成油气的原始物质石油成因理论虽然很多，但石油有机成因说目前普遍为人们所接受。大量的有机物质是油气生成的物质基础；而促使有机物质保存，并向油气转化的条件是外因。生成油气的有机物质是海洋和湖泊中的动、植物遗体，其中以水生的浮游生物(如鱼类、藻类)和各种微生物(有孔虫、介形虫)等富含脂肪、蛋白质、碳水化合物的有机质为主。这些生物遗体的大部分，或是成为他种生物的食料，或是变为二氧化碳而游离于大气之中，只有很少部分随着细小的沉积物沉积于海洋或湖泊的低洼地带。尽管如此，只要考虑到生物界的广泛性、繁殖速度快以及时间长久等因素，地球上的有机物质在数量上是能够满足大量的油气生成的。

进入沉积物中的有机物质，在缺乏氧气的环境下得以保存。随着环境的还原程度不断加强，有机物质在一定的物理、生物化学作用下进行分解，完成“去氧加氢、富集碳”的过程，形成分散的碳氢化合物——石油和天然气。

4.生油层能够生成石油和天然气的岩层，称为生油气岩或生油气母岩、生油气源岩(简称生油岩)。由生油气岩组成的地层，即为生油气层(简称生油层)，这是自然界生成石油和天然气的实际场所。沉积岩中的泥岩、页岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩、碳酸盐岩等细粒均可组成良好的生油层。根据岩性不同，生油岩分为两大类——泥质生油岩和碳酸盐岩生油岩。这些细粒的生油岩是在较宁静的水体中沉积下来的。这种环境也适于生物的大量繁殖。另外，有机质沉降到海底、湖底后，被细粒岩石埋藏，有利于保存下来。

生油岩的颜色以褐、灰褐、深灰、黑色等暗色为主，灰、灰绿色次之。这里所说的颜色不是沉积岩的继承色或次生色，而是能反映当时沉积环境和有机质丰度的原生色。暗色常反映沉积时的还原环境。这使大量有机质得到保存，使铁元素处于低价状态；红色常反映氧化环境，它使有机质遭受氧化，破坏殆尽。

生油层的分布受岩相古地理条件所控制。生油层皆是有规律地出现，并与一定的岩相带有关。对于湖相来说，较深、深湖相是主要的生油相带。那里沉积了细粒的泥质岩类。由于水体较深，具有静水沉积、水流弱、波浪小、还原环境等有利的生油条件。大量低等生物的繁殖，是形成良好生油层的基础。对海相来说，浅海相或潮间低能相带、潮下低能带的碳酸盐岩层和泥质岩层具备良好的生油条件。这些区域深度不大、水体宁静、阳光充足、生物茂盛，岩石富含生物化石和有机质。我国四川盆地的二叠系和三叠系的碳酸盐岩地层，就是浅海相碳酸盐岩生油层的例子。

二、储集层和盖层大量油气勘探及开发实践，纠正了人们最初以为地下有油湖、油河之类的错误认识。逐渐知道石油和天然气不是储存在地下的什么油湖、油河之中，而是储存在那些具有相互连通的孔隙、裂隙的岩层内，好像水充满于海绵里一样。

具有一定孔隙度和渗透性，能够储存油气等流体，并可在其中流动的岩层称为储集层。储集层具备两个基本特性——孔隙性和渗透性。

1.储集层岩石的孔隙性和渗透性1) 孔隙度储集层岩石是由大小不一的岩石颗粒、矿物颗粒胶结而成的。被胶结的颗粒之间存在着微细的孔隙，如同我们常见的建筑上用的砖一样。把一块3kg的砖放在水中浸泡以后再称重，它就可能变成3.5 kg，其中增加的0.5 kg是因为水浸入到了砖的孔隙中。同样道理，油气就储存在油层岩石的孔隙里。为了衡量储集层岩石中孔隙总体积的大小，提出了孔隙度的概念，用以表示岩石中孔隙的发育程度。

储集层岩石中孔隙的总体积占岩石总体积的比值叫做孔隙度。用百分数表示，即：

(2-1)式中　φ——孔隙度，%；Vp——岩石中孔隙总体积,m3；Vr——岩石总体积,m3。

储集层岩石的孔隙度可以用实验方法求得。孔隙度大，说明岩石颗粒之间的容积大，储存流体的空间就大；孔隙度小，岩石颗粒之间的容积小，储存流体的场所就小。

若储集层为油层，那么油层孔隙里是不是都盛满了油呢？不是的。一般来说，孔隙里含有油、气和水。油层孔隙里含油体积与孔隙体积的比值，叫做油层的含油饱和度，即：

(2-2)式中　So——含油饱和度，%；Vo——岩石中原油的体积,m3。

可以通过直接钻井取心，再由实验求得油层的含油饱和度。含油饱和度越高，说明油层中的含油越多。这个参数也是计算油田储量的重要数据。用Sw表示含水饱和度，含水饱和度即油层孔隙中含水体积与孔隙体积的比值。

2)渗透率渗透率是岩石允许流体通过能力的一种量度。严格地讲，自然界的一切岩石在足够大的压力差下都具有一定的渗透性。通常我们所讲的渗透性岩石与非渗透性岩石，是指在地层压力条件下流体能否通过岩石。在一般情况下，砂岩、砾岩、多孔的石灰岩、白云岩等储集层为渗透性岩层，而泥岩、石膏、硬石膏等为非渗透性岩层。岩石渗透性的好坏在石油工业中常用渗透率来衡量。

实验表明，流体通过岩心时，若岩心两端的压差不太大，单位时间内流体通过岩心的体积与岩心两端的压差及岩心的横截面积成正比，而与流体的粘度及岩心长度成反比，即：

(2-3)式中　K——岩石的绝对渗透率，μm2；Q——液体流量，cm3/s；A——岩心横截面积，cm2；L——岩心长度，cm；Δp——岩心两端的压差，105Pa；μ——液体粘度，mPa·s。

(2-3)式被称为达西直线渗流定律，是在假定岩石孔隙中只有一种液体流动，而且这种液体不与岩石起任何物理、化学反应的条件下得出的。当流体的流动符合达西直线渗流定律时，求得的K值就是岩石的绝对渗透率。但在实际油层内，流体的渗流情况要复杂得多。地层中常为两相(油—气、油—水、气—水)、甚至三相(油—气—水)流体并存。因此，当油层内存在多种流体时，必须对绝对渗透率的概念进行修正。如果一块岩心被25%的束缚水和75%的原油所饱和，那么对于油的渗透率将比用100%的原油饱和时所测得的渗透率要低。当某一相的饱和度降低时，此相的渗透率也要降低。多相流体共存时，岩石对其中每种流体的渗透率称为该相的有效渗透率或相渗透率。用符号Ko、Kg、Kw分别表示油、气、水的有效渗透率。

有效渗透率不仅与岩石的性质相关，也与其中流体的性质及数量比例有关。在实际应用中，也经常采用相对渗透率的概念，定义为有效渗透率与绝对渗透率之比值。在特定的含油(气、水)饱和度条件下，油、气、水的相对渗透率可通过下列各式计算，即：

(2-4)

(2-5)

(2-6)式中　Kro——油的相对渗透率；Krg——气的相对渗透率；Krw——水的相对渗透率。

通常，岩石对每相的有效渗透率总是小于该岩石的绝对渗透率。各相有效渗透率的总和也总是低于绝对渗透率，或者说各相的相对渗透率之和小于1.0。

图2-11为某一储集层在油水两相渗流时，油相和水相的相对渗透率随含水饱和度的变化曲线。相对渗透率曲线可采用岩心实验方法确定，也可以根据储集层岩石的润湿性、岩性以及一些基础参数采用相关经验公式进行计算得出。

图2-11　油水两相相对渗透率曲线2.储集层的类型及基本特征目前世界上绝大部分的油气储量集中在沉积岩储集层中，沉积岩储集层中又以碎屑岩储集层和碳酸盐岩储集层最为重要。只有少量油气储集在岩浆岩和变质岩中。石油地质学按岩石类型把储集层分为三大类：碎屑岩储集层、碳酸盐岩储集层及其他岩石类储集层。

1)碎屑岩储集层碎屑岩储集层是世界上各主要含油气区的重要储集层之一。如前苏联的西西伯利亚盆地的各大油田、科威特的布尔干油田、委内瑞拉的玻利瓦尔湖岸油田、美国的普台德霍湾油田和我国的大庆油田等许多特大油田，它们的储集层都是碎屑岩储集层。

碎屑岩储集层的岩石类型有砾岩、砂砾岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩和粉砂岩。目前，我国所发现的碎屑岩油气藏以中、细砂岩为主。碎屑岩储集层的孔隙类型以原生的粒间孔隙为主(图2-12)，孔隙度一般为5%～40%。此外还有次生的溶蚀孔隙、胶结物重结晶而出现的晶间孔隙、矿物的解理缝、层理缝和层间缝等。其储油物性除受沉积环境、岩石成分和结构构造控制外，在漫长的成岩历史中，地下温度、压力、孔隙水成分等的变化，都对储集层孔隙有着重要的影响，这些因素主要包括压实作用、溶解作用和胶结作用等。

图2-12　碎屑岩储集层中颗粒和孔隙分布示意图

砂岩体是碎屑岩储集层的主体，是指在某一沉积环境下形成的，具有一定形态、岩性和分布特征，并以砂质岩为主的沉积岩体。与油气有关的砂岩体主要包括冲积扇砂岩体、三角洲砂岩体、海岸砂岩体、河流砂岩体、浊积砂岩体和湖泊砂岩体等。

含油砂岩中，渗透性好、含油饱和度高并能产出工业油流的砂岩体称作油砂体。它是油层中最小的含油单元，也是注水开发油田控制油水运动相对独立的单元。油砂体是陆相碎屑岩油层最显著的特点之一，因此在编制油田开发方案、进行开发动态分析和开发调整时，必须研究油砂体的性质、形态、分布状况等。油砂体常以两种形式出现：一种是在单层内部呈不连续分布的透镜状油砂体；另一种是各个砂体互相连通而形成复合的油砂体，称为连通体。连通体可以由几个甚至十几个砂体组成，形成统一的油水运动系统。主要的油气储量都分布在这种连通体内，也是开发的主要对象。

2)碳酸盐岩储集层碳酸盐岩储集层单位体积内的储集空间小，但厚度大。以石灰岩、白云岩为主的碳酸盐岩储集层，其连通孔隙度一般为1%～3%，个别储集层可达到10%。

碳酸盐岩储集层一般都是浅海相沉积。岩性比较稳定，分布面积广，厚度大。如四川盆地震旦系白云岩的厚度达500～1200m；任丘油田元古界白云岩的厚度达2140m。因此，尽管单位体积内的储集空间小，但因厚度大，整个储集层内的储集空间还是很大的。

碳酸盐岩储集层中，缝洞分布具有不均匀性，同时又具有组系性和方向性(图2-13)。缝洞在碳酸盐岩储集岩内随处可见，而且类型多、大小悬殊。大洞、大缝的渗透率极高，产出高；小洞、小缝和周围岩石的渗透率极低，产量也低。

图2-13　裂缝性储集层

3)其他类型的储集层除碎屑岩和碳酸盐岩以外的各类储集层，如岩浆岩、变质岩、粘土岩等储集层都归为其他类型储集层。尽管这类储集层的岩石类型很多，但在其中储存的油气量在世界油气总储量中只占很小的比例，其意义远不如碎屑岩和碳酸盐岩储集层。国内外都在这类储集层中获得了一定量的油气。这就拓展了研究油气储集层的领域。到目前为止，我国已在火山岩、结晶岩、粘土岩里获得了工业性油气流，并具有一定的生产能力。

3.盖层任何一个区域，要形成油气藏只具有生油层和储集层是不够的。要使生油层中生成的油气运移至储集层不发生逸散，还必须具备不渗透的盖层。盖层是指位于储集层之上能够封隔储集层，避免其中的油气向上逸散的保护层。盖层的好坏直接影响油气在储集层中的聚集和保存。

自然界中，任何盖层对气态和液态的烃类都只有相对的隔绝性。在地层条件下的烃类聚集都具有大小不同的天然能量，能驱使烃类向周围逸散。因而必须有良好的盖层封闭才能阻止烃类散失，使其聚集起来形成油气藏。

盖层之所以具有封隔作用，是由于岩性致密、无裂缝、渗透性差，并且岩石具有较高的排替压力。排替压力是指某一岩样中的润湿相流体，被非润湿相流体开始驱替所需要的最低压力。由于沉积岩多被水相润湿，油气要通过它进行运移，必须首先驱走其中的水，才能进入其中。如果驱使石油运移的动力未达到进入盖层所需的排替压力，石油就被挡在盖层之下。岩石排替压力的大小与孔隙和喉道尺寸有直接关系，孔喉越小，其值越大。

常见盖层岩石有页岩、泥岩、盐岩、石膏和无水石膏等。页岩、泥岩盖层常与碎屑岩储集层并存；盐岩、石膏盖层大多发育在碳酸盐岩剖面中。在构造变动微弱的地区，裂缝不发育，致密的泥灰岩及石灰岩也可充当盖层。

三、圈闭圈闭是指能够阻止油气继续运移，并储集遮挡油气使其聚集的场所。圈闭是由储集层、盖层和遮挡物三部分组成的。圈闭的基本功能就是能够聚集油气。在具备充足油源的前提下，圈闭的存在是形成油气藏的必要条件。因此，研究圈闭的形成、类型及其与油气聚集的关系是很重要的。

根据控制圈闭形成的地质因素，可将圈闭分为三大类：构造圈闭、地层圈闭和岩性圈闭。

1.构造圈闭构造运动使地层发生变形或变位，即褶皱或断裂。在条件具备时，这些褶皱和断裂就可以形成构造圈闭，如背斜圈闭和断层圈闭等(图2-14、图2-15)。

图2-15　断层圈闭

图2-14　背斜圈闭

2.地层圈闭上、下两套岩层呈连续沉积、无沉积间断，这种接触关系叫整合。它反映了地壳较稳定的沉降，不断接受沉积。

如果地壳上升使老地层露出水面，遭受风化剥蚀、造成沉积间断。以后再下降、继续接受沉积，就形成新地层与下伏老地层之间不连续接触的不整合地层圈闭。在那里，相继沉积下来的岩石部分被剥蚀掉，然后被不渗透的岩帽所覆盖。新、老地层成角度接触的称为角度不整合，反映了地壳在新地层沉积之前发生过褶皱运动。在角度不整合中，不整合上部的新岩层覆盖了褶皱剥蚀边缘或下部的倾斜层，形成圈闭。如果新、老地层之间虽有沉积间断，但仍呈平行接触的叫平行不整合，亦称假整合。平行不整合反映了地壳呈均衡上升或下降，所以新、老地层的产状基本一致(图2-16)。

图2-16　不整合示意图

3.岩性圈闭在沉积盆地中，由于沉积条件的差异而造成储集层在横向上发生岩性变化，并被不渗透岩层遮挡时，即形成岩性圈闭。如砂岩尖灭和砂岩透镜体等(图2-17)。这种变化是由地层沉积时非寻常的砂和粘土分布所致，如河流三角洲的砂坝。

图2-17　岩性圈闭示意图

上述是三种基本圈闭类型，还有许多圈闭是由褶皱、断层、孔隙性变化及其他情况组合而形成的复合圈闭。

四、油气运移与聚集1.油气运移油气在生油层形成后呈分散状态，在各种外力作用下，运移到附近的圈闭中聚集起来，与圈闭构成统一的整体，形成油气藏。由此可见，油气运移是形成油气藏的不可缺少的阶段。油气在地层内的任何移动都称为油气运移。生油层中生成的油气向储集层内的运移称为初次运移。油气进入储集层以后的一切运移都称为二次运移，包括油气在储集层内部的运移，也包括油气沿断层面、裂缝的运移(图2-18)。

图2-18　油气运移示意图

尽管油气是能够流动的流体，但要促使油气沿着各种通道流动，必须有动力。动力来源主要有压实作用力、构造运动力、水动力、浮力和毛管压力等。它们在油气运移的两个阶段中起着不同的作用。其中压实作用力对油气的初次运移起主导作用，其他动力对油气的二次运移起主要作用。

2.油气聚集油气在圈闭中聚集，形成油气藏的过程称为油气聚集。它是油气生成、运移以及储集层和圈闭构造等多种因素有机配合的结果。充足的油气来源是盆地形成储量丰富的油气藏的物质基础。良好的储集层是油气运移、聚集的基本条件。但要形成油气藏还必须具有通向生油层的输导层和良好的封盖层，也就是要具有良好的生、储、盖组合。即生油层中生成的油气能够及时地运移到储集层中，同时盖层的质量和厚度又能保证运移到储集构造中的油气不会逸散。

五、油气藏类型1.油气藏的概念油气藏是指在单一圈闭中具有相同压力系统的油气的基本聚集。圈闭中只聚集了油，称为油藏；只聚集了天然气，称为气藏；同时聚集了油和游离气则称为油气藏(图2-19)。

图2-19　油气藏示意图

在目前技术和经济条件下，具有开采价值的油气藏为工业性油气藏。西方国家称之为商业性油气藏。但这个概念是随着国家的需要和技术条件的不同而变化的。当国家急需油气的时候，不具工业价值的油气藏也要开采，此时经济价值就处于从属地位了。

2.油气藏的类型据有关资料记载，世界上已经发现的油气藏有数万个，类型多种多样。为了更有效地指导勘探和开发油气资源，有必要对已发现的油气藏进行科学分类。目前国内外使用的油气藏分类方法很多，归纳起来有四种。

(1)根据日产量大小分为高产油气藏、中产油气藏、低产油气藏和非工业性油气藏。

(2)根据油气藏形态可分为层状油气藏(如背斜油气藏)、块状油气藏(如古潜山油气藏)和不规则油气藏。不规则油气藏中油气分布无一定形态，如断层油气藏、地层油气藏和岩性油气藏等。

(3)根据烃类组成可分为油藏、油气藏、气藏和凝析气藏。圈闭中烃类只以液态形式存在的称为油藏；圈闭中既有液态的油，又有游离的天然气则称作油气藏；圈闭中只有天然气存在的称为气藏；在高温高压的地层条件下，烃类以气态存在，开采时随着温度和压力的降低，到达地面后成为凝析油。这种气藏称为凝析(油)气藏。

(4)根据圈闭成因可分为构造油气藏、地层油气藏和岩性油气藏。油气聚集在由于构造运动而使地层发生变形或变位所形成的圈闭中，称为构造油气藏；油气聚集在由于地层超覆或不整合覆盖而形成的圈闭中，称为地层油气藏；油气聚集在由于沉积条件的改变导致储集层岩性发生横向变化而形成的圈闭中，称为岩性油气藏。

为了有利于勘探和开发，对油气藏的分类应遵循两条基本原则：第一，分类要有科学性，即分类要反映圈闭的成因类型和形成条件以便于寻求规律性；第二，分类要有实用性，能更有效地指导油气的勘探和开发工作。

汽轮机主蒸汽温度压力变化对汽轮机运行影响有哪些？

煤层气是一种自生自储的非常规天然气。与常规气藏不同，对于煤层气藏来讲，煤层既是煤层气的源岩，又是煤层气的储集层。

(一)煤储层的特征

与常规天然气储层相比，煤层气储层具自身的特殊性，煤层气的赋存与常规天然气也明显不同。表4－6列出了煤储层与常规砂岩储层的异同点。

表4－6常规砂岩储层和煤储层的比较表

1.煤的孔隙结构特征

煤层是一种双重孔隙介质，属裂隙－孔隙型储层。图4－11是煤储层孔隙结构的理想模型，割理(cleat)将煤分割成若干基质块，基质块中包含有大量的微小孔隙，是气体储存的主要空间，其渗透性很低;割理是煤中的次要孔隙系统，但却是煤层中流体(气体和水)渗流的主要通道。孔隙和割理都是煤储层研究的重要内容。

图4－11煤的双重孔隙系统图 (据Warren和Root，1963)

割理是指煤层中近于垂直层面的天然裂隙，其成因有内生和外生(构造成因)之分，规模有大有小，与煤田地质学上的“裂隙”为同义词。在煤层气地质领域，一般将“割理”和“裂隙”通用。

根据孔隙－割理的物理测试结果，通常将煤中孔隙(包含割理)的空间尺度划分为:<0.01μm为微孔，0.01～0.1μm为小孔，0.1～1μm中孔，>1μm为大孔。

2.煤的割理系统

(1)割理的规模类型:割理的规模存在很大差异，小者数微米长，大者数米长。不同规模的割理在煤层中的发育程度相差较大。不同规模的割理，对气体的渗流起着不同的作用。张新民(2002)等按照割理的规模以及割理与煤层、煤岩类型及煤岩成分的关系对其进行了分类(表4－7)。

表4－7割理的规模类型及特征简述表

续表

(2)割理的三维几何形态:割理系统有互相大致垂直的两组，其中延伸长度大，且发育的一组叫面割理;被面割理横切的另一组叫端割理(图4－12)。

图4－12煤中割理系统图 (据张新民等，2002)

割理的长度在层面上可测量到，发育的面割理呈等间距分布，其长度变化范围很大(表4－7)。总体上，煤的光泽越亮、镜煤和亮煤越多、厚度越大，面割理越发育、割理高度越大。面割理高度小到几微米，大到几十厘米。

端割理一般与面割理是互相连通的。端割理的长度受面割理间距的控制，面割理间距越宽，端割理越长。端割理与面割理的高度受控因素相同，主要与煤岩类型和煤岩组分有关。割理的宽度与其规模有关。割理规模越大，宽度亦越大，变化范围一般为1μm至几厘米。

割理形态也是多姿多态的，在层面上主要有:①网状，这种割理连通性好，属极发育;②一组大致平行排列的面割理极发育，而端割理极少，这种割理属于发育，连通性属较好;③面割理呈短裂纹状或断续状，端割理少见，这种割理连通性差，属于较发育。剖面上，割理主要呈垂直于层理或微斜交层理平行排列。

3.煤层渗透率

宏观孔隙网络组成了连通性好的面割理和连通性稍差的端割理。面割理与端割理正交并垂直于煤层层面。割理是水和气流动的主要通道。被割理网络所包围的完整煤基质块体中的大部分孔隙为微孔隙，在这些煤中，流体主要通过扩散方式运移。故煤层的渗透性主要取决于煤层中割理的渗透性。根据火柴模型(thematchstickmodel)(Sawyer，1990;Harpalani和Chen，1997)，割理的孔隙度(Φc)和渗透率(k)可近似为:

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式中:a和b分别为割理的间距和一个割理孔径的宽度。

割理渗透性由割理密度(间距)、裂缝宽度和开启性、范围和连通性控制。这些因素又取决于煤级、煤质(灰分含量)、煤岩组分、煤层厚度、构造变形、煤化作用和原地压力(Ammosov和Eremin，1963;Close，1993;Laubach et al.，1998)。由于煤层具极强的可压缩性，原地压力可以影响储层渗透性和产量特征。通常，由于超压作用，煤层渗透性随着埋深的加大而减小。因此，美国大多数煤层气产自埋深小于1200m的煤层。煤阶对煤层的渗透性也有显著影响，由表4－8可看出，低煤阶煤层气藏的渗透率一般大于高煤阶煤层气藏。

表4－8世界部分中、低煤阶煤层气藏试井渗透率参数表

(据陈振宏，2007)

4.煤储层的吸附特征

(1)吸附理论:由于煤是一种多孔的固体，具有很大的内部表面积，因而具有吸附气体的能力。所谓吸附，是指气体以凝聚态或类液态被多孔介质所容纳的一种过程。吸附过程可分为物理吸附和化学吸附两种类型。物理吸附是由范德华力和静电力引起的，气体和固体之间的结合较微弱;物理吸附是快速的、可逆的。化学吸附是共价键引起的，气体和固体之间的结合力很强;化学吸附是缓慢的、不可逆的。

煤是一种优良的天然吸附剂，对各种气体具有很强的吸附能力，这是煤层气与常规储层储气机理不同的物质基础。煤吸附甲烷属物理吸附，理由主要是甲烷的吸附热比气化热低2～3倍，氮气和氢气的吸附也与甲烷一样，这表明煤对气体的吸附是无选择性的;大量的吸附试验证明，煤对甲烷等气体的吸附是快速的、可逆的。因此，可以用物理吸附模型来探讨煤吸附气体的机理。

对于物理吸附过程而言，吸附平衡是一个重要的概念。在一个封闭的系统里，固体颗粒表面上同时进行着吸附和解吸这样两种相反的过程。即一部分气体由于吸引力而被吸留在表面上而成吸附气相;被吸附住的气体分子，在热运动和振动的作用下，其动能增加到足以克服吸引力的束缚时，就会离开表面而重新进入游离气相。当这两种作用的速度相等(即单位时间内被固体颗粒表面吸留的气体分子数等于离开表面的分子数)时，在颗粒表面上的气体分子数目维持某一个定量，这时就称为吸附平衡。在平衡状态时，吸附剂所吸附的气体量随气体的温度、压力而变化。显然，这是一种动态平衡状态。即吸附量(V)是温度(t)和压力(p)的函数，可表示为

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在上述函数关系式中，当温度一定时，称吸附等温线;当压力一定时，称吸附等压线。最常用的是吸附等温线，即在某一固定温度下，当达到吸附平衡时，吸附量(V)与游离气相压力(p)之间的关系曲线。在煤层气地质及勘探开发中，某一温度(通常为储层温度)下煤的吸附等温线对评价煤层的最大储气能力、预测煤层气含量、确定临界解吸压力、计算煤层气理论回收率等方面具有重要用途。

吸附等温线可以由实验室测试而获得。实际上实验测得的吸附等温线形状很多，大致可归纳为5种类型(图4－13)。图中纵坐标为吸附量a，横坐标p/p0为相对压力，p0是气体在吸附温度时的饱和蒸汽压，p是吸附平衡时气体的压力。等温线形态上的差异，反映了吸附剂与吸附质之间相互作用的差别。

图4－13物理吸附的5种类型等温线图 (据朱陟瑶等，1996)

第Ⅰ类吸附等温线的特征是，在较低相对压力时吸附量迅速增加，达到一定相对压力后吸附量趋于恒定的数值(极限吸附量)。极限吸附量有时表示单分子层饱和吸附量，对于微孔吸附剂则可能是将微孔充满的量。

第Ⅱ—Ⅴ类等温线是发生多分子层吸附和毛细凝结的结果。当吸附剂为非孔的或孔径很大可近似看作是非孔的时，吸附层数原则上可认为不受限制，等温线为Ⅱ、Ⅲ型的。当吸附剂为孔性的(不是微孔或不全是微孔的)，吸附层数受孔大小限制，在p/p0→1时的吸附量近于将各种孔填满所需液态吸附剂的量，吸附等温线为Ⅳ、Ⅴ型的。Ⅱ和Ⅲ、Ⅳ和Ⅴ类型等温线的区别在于起始段曲线的斜率，Ⅱ和Ⅳ型在低压区曲线凸向吸附量轴，Ⅲ和Ⅴ型的是由小变大;在形状上，Ⅱ和Ⅳ型在低压区曲线凸向吸附量轴，Ⅲ和Ⅴ型则凸向压力轴。这些区别反映了吸附质与吸附剂表面作用的强弱。

从吸附等温线可以得到吸附质与吸附剂作用大小、吸附剂表面积、孔的大小及形状、孔径分布等信息。

由于煤储层的温度大都在10～50℃范围，远远高于甲烷的临界温度(－82.5712℃)，煤的等温吸附试验一般也是在这一温度范围内进行的，因而不易发生多层吸附;煤是一种孔隙结构比较复杂、孔径分布不集中的多孔介质，不可能只在特定孔径的微孔结构中发生吸附，即吸附不是以微孔充填为主的过程(艾鲁尼，1992)，故大多数煤的吸附等温线属Ⅰ类。

由于大多数煤的吸附等温线属Ⅰ类，故可认为煤吸附气体属于单分子层吸附，用Langmuir方程可以较好地描述绝大部分煤的吸附等温线。

Langrnuir(1916)从动力学的观点出发，提出了单分子层吸附理论，其基本假设条件是:①吸附平衡是动态平衡;②固体表面是均匀的;③被吸附分子间无相互作用力;④吸附作用仅形成单分子层。其数学表达式为

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式中:V为吸附量(cm3/g);p为平衡气体压力(MPa);a为吸附常数，反映吸附剂(如煤的最大吸附能力，与温度、压力无关，而取决于吸附剂和吸附质的性质(m3/g);b为压力常数，取决于温度和吸附剂的性质(MPa－1)。

(2)煤对甲烷的吸附能力:张新民等(2002)从110余个煤样(来自从褐煤至无烟煤2号等9个煤级的煤层)的等温吸附实验结果得出在模拟地下煤储层条件的情况下，我国煤对甲烷的吸附能力(以最大吸附量，即Langmuir体积表征)较强，Langmuir体积(VL)值在11.25～51.81cm3/g之间变化(干燥无灰基)(不包括无烟煤1号)。其分布情况如图4－14所示，由于各煤级煤样的数量不均衡，各VL值区间的数据个数并不完全代表我国煤的VL值的分布趋势。

图4－14我国煤样Langmuir体积实测值分布直方图 (据张新民，2002)

(3)煤吸附能力的影响因素:煤的吸附能力受煤本身的物理、化学性质及煤体所处的温度、压力等条件的控制。实验结果表明，煤的吸附能力受煤变质程度、温度、水分含量影响较为显著。

煤变质程度对吸附能力的影响。煤对甲烷的吸附是一种发生在煤孔隙内表面上的物理过程，吸附能力受孔隙特征的影响。在煤变质过程中，孔隙在发生着变化，从而影响着煤的吸附能力。张新民等(2002)认为从褐煤至无烟煤2号煤的吸附能力是随着煤化作用的增加而增大(图4－15，图4－16和表4－9)。成岩作用阶段褐煤的吸附能力明显低于其他各变质阶段的煤，长焰煤至肥煤3个煤阶吸附量增加缓慢，焦煤之后，煤的吸附量开始快速增加，于无烟煤2号煤的吸附能力最强。

图4－1530℃等温吸附Langmuir体积与Rmax关系图

图4－16不同变质程度(Rmax)煤在45℃条件下的等温吸附曲线图

表4－9不同煤阶煤的吸附常数平均值(t=30℃，含平衡水分)

温度对煤吸附性能的影响。等温吸附实验一般采用的温度是30℃或煤储层温度。图4－17、图4－18为两个代表性的煤样分别在25℃、35℃、45℃和50℃条件下实验得出的等温吸附实验曲线。其中图4－17的煤样YQ四－15Rmax为2.69%，图3－18的煤样HJH－8Rmax为0.88%。由图4－17和图4－18可见，不同温度下煤的吸附能力有变化。总体的变化趋势是在压力不变的情况下，随着温度的升高，煤的吸附能力降低。用Langrnuir方程，根据各温度条件下获得的Langmuir体积和Langmuir压力，分别计算2MPa、8MPa、12MPa、20MPa压力下的吸附量;将同一压力不同温度的吸附量标绘在“温度－吸附量”坐标图中，即可用线性方程回归温度－吸附量经验公式，如图4－19和图4－20所示。

图4－17YQ四－15煤不同温度下的等温吸附实验曲线图 (据张新民，2002)

图4－18HJH－8煤不同温度下的等温吸附实验曲线图 (据张新民，2002)

图4－19YQ四－15煤在不同压力下温度与含气量关系图

图4－20HJH－8煤在不同压力下温度与含气量关系图

压力对煤吸附性能的影响。在其他条件不变时，随着压力的升高煤对甲烷的吸附能力增大(图4－21)。

图4－21随着压力的增大煤对甲烷的吸附能力也增大

图4－21a.在较高的温度下(虚线)，煤中储存较少甲烷;当生气量大于煤的吸附能力时就发生运移;图4－21b.随着盆地的抬升冷却生气量降低(实线)，从而导致煤层对甲烷不饱和。大气水中次生生物气的生成和热成因与生物成因气的运移可使煤层重新饱含甲烷。当煤层饱和时，解吸发生的压力就较高，则煤层气解吸只需较少的降压(排水)，甲烷的产量也会较高。

水分对煤吸附性能的影响。张新民等(2002)试验表明，随着煤中水分的增加，Langmuri体积呈减小趋势，这主要是煤的内表面上可供甲烷气体分子“滞留”的有效吸附点位是一定的，煤中水分越高，可能占据的有效吸附点位就越多，相对留给甲烷分子“滞留”的有效点位就会减少，煤的饱和吸附量就会降低。

5.煤储层压力特征

煤储层压力是指煤层孔隙中的流体(包括气体和水)压力。煤储层压力对煤层气含量、气体赋存状态起着重要作用。同时，储层压力也是水和气体从煤的裂隙中流向井筒的能量。当降低煤储层压力，煤孔隙中吸附的气体开始解吸，向裂隙中扩散，在压力差作用下从裂隙向井筒流动。煤层气开采就是根据这一原理，通过排水降低储层压力而采气的。

实际上，原始煤储层压力差别较大。这是由于它受多种因素的影响，如区域水文地质条件、埋深、含气量、地应力等都可对煤储层压力造成影响。一般用压力梯度去衡量储层压力的大小，将储层压力划分为三种类型(表4－10)。正常储层压力应等于9.5～10.0kPa/m，即基本上等于静水压力梯度;大于10.0kPa/m为高压储层，小于9.5kPa/m为低压储层。

表4－10储层压力类型划分方案表

(二)煤层气的储存特征

一般说来，煤层气以3种状态存在于煤层之中:①吸附在煤孔隙的内表面上;②以游离态分布于煤的孔隙中，其中大部分存在于各类裂隙之中;③溶解于煤层内的地下水中。在煤化作用过程中生成的气体，首先满足吸附，然后是溶解和游离析出，在一定的温度和压力条件下，这3种状态的气体处于统一的动态平衡体系中。

上述这3种状态主要是针对甲烷而言，煤中的各种重烃组分是处于气态还是液态，这取决于煤储层的温度和气体压力。在当前开采深度和气体压力范围内，乙烷是气态，其他重烃呈液态。另外，除上述3种状态外，煤层中的气体还有可能以气体水合物晶体的形式存在，其条件是低温高压，如温度在0℃时，形成甲烷(CH4)水合物所需的压力为2.65MPa;温度在10℃时，则所需压力为7.87MPa，而在这样的条件只有在深海或永久冻土地带才能出现，在我国煤田内一般是不存在的。由于煤层气成分中乙烷以上的重烃含量很小，所以煤层中烃类物质的相态绝大部分为气态。

1.吸附气

煤层区别于常规天然气储层的主要特征是，大部分气体以吸附的方式储存于煤层中。经测算，吸附状态的气占煤中气体总量的80%～95%以上，具体比例取决于煤的变质程度、埋藏深度等因素(张新民等，1991)。这主要由于煤是一种多孔介质，煤中的孔隙大部分为直径小于50nm的微孔，因而使煤具有很大的内表面积，对气体分子产生很大的表面吸引力，所以具有很强的储气能力。在我国，中、高变质程度的烟煤和无烟煤中实测煤层气含量(干燥无灰基)为10～30cm3/g，最高可达36cm3/g，甚至更高;据测算，煤层的储气能力是同体积常规砂岩储气能力的2～3倍，如图4－22所示。

煤中吸附气含量，可以用直接法，通过煤样解吸试验得到;也可用以用间接法，通过Langmuir方程计算求得。

2.游离气

在气饱和的情况下，煤的孔隙和裂隙中充满着处于游离状态的气体。这部分气服从一般气体状态方程，由于甲烷分子的自由热运动，因而显现出气体压力。游离气的含量取决于煤的孔隙(裂隙)体积、温度、气体压力和甲烷的压缩系数，即

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式中:Qy为游离气含量(cm3/g);Φ为单位质量煤的孔隙体积(cm3/g);p为气体压力(MPa);K为甲烷的压缩系数(MPa－1)。

图4－22煤与砂岩储气能力比较图 (据Kuuskvaa et al.，1989)

煤中游离气的含量不大。据前苏联科学院艾鲁尼等人的资料，中等变质程度的煤，在埋深300～1200m的范围内，其游离气仅占总含气量的5%～12%。

3.水溶气

水对甲烷有一定的溶解能力。根据煤炭科学研究总院西安分院在20世纪80年代后期进行的系统甲烷水溶试验的结果(表4－11)，一般每升水可溶解零点几升到几升甲烷。与其他气体相比，甲烷在水中的溶解度是较小的。例如，在0℃和常压下，甲烷在水中的溶解度为0.055L/L，而相同条件下乙烷在水中的溶解度为0.098L/L，二氧化碳为1.713L/L，硫化氢为2.67L/L。可以看出，甲烷在水中的溶解度仅为二氧化碳的1/30，是相当低的。尽管如此，当溶解度低的甲烷溶于大量的地下水中，就会有巨大的气体从气藏中运移出去，引起甲烷的散失。在自然界，煤层常常为含水层，当储层压力低到足以使气体能够从煤中解吸出来时，甲烷会因地下水的运动而从煤层中运移出去。

表4－11不同温度、压力和不同矿化度下，水对甲烷的溶解度表

续表

(据张新民等，1991)

(三)煤中气体的流动

在自然界的原始状态下，煤层中的气体以承压状态存在着，气体处于平衡状态，可以将其看作是不发生流动的。但是，当人为活动影响时，如井下采掘活动，气井排水降压等，由于破坏了原始的压力平衡状态，会引起煤层中气体的流动。煤中气体穿过煤层孔隙介质的流动机制可以描述为3个相联系的过程(图4－23)，即:

首先，由于压力降低使气体从煤基质孔隙的内表面上发生解吸;其次，穿过基质和微孔扩散到裂隙中，扩散作用是由于在基质与裂隙间存在的浓度差引起的;最后，在压力差作用下以达西流的方式在裂隙中渗流。这3种作用是一个互为前提并且连续进行的统一过程，不能割裂开来单独进行。

图4－23煤中气体流动的3个阶段图

1.解吸

当储层压力下降到低于临界解吸压力时，气体分子开始解吸，并遵循给定介质的等温吸附过程。解吸过程与时间有关。解吸过程进行的快慢可以用解吸时间来定性表示。所谓解吸时间，是指总吸附气量(包括残留气)的63.2%释放出来所需要的时间，一般用天或小时来表示。为使气体从不饱和气的煤层中开始解吸并产出，必须将地层压力降低到饱和点以下(图4－24)。

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2.扩散流

气体穿过煤基质和微孔的扩散流动是由于体积扩散(分子与分子间的相互作用)、克努森(Knudson)扩散(分子与孔壁间的相互作用)和表面扩散(吸附的类液体状甲烷薄膜沿微孔隙壁的转移)共同作用的结果。

当孔隙直径大于气体分子的平均自由运动路程时，以体积扩散为主;当孔隙相对于气体分子的平均自由运动路程较小时，以克努森扩散为主。表面扩散受气体分子与孔壁表面之间的持续碰撞作用的控制，在这些表面上气体以吸附状态被传输。在表面扩散中一旦发生碰撞，气体分子就立即被吸附在孔壁上。对整个运移过程来说，表面扩散的作用是不大的。

各种类型的扩散流动都是气体分子随机运动的结果。图4－25可用来说明煤基质中甲烷扩散的过程。由于气体分子的随机运动，可以假定试图穿过某一虚拟内表面发生运动的两边气体的百分率相同。这样，由于靠近基质中心一侧(左)的甲烷浓度大于靠近割理一侧(右)，所以试图从左向右穿越的分子数目就大于试图从右向左穿越的分子数目，于是总的运移方向是从左向右，即从煤基质块向割理流动。

图4－25煤基质中甲烷扩散的过程图

3.达西流

一般认为，在中孔(直径大于100nm)以上的孔隙和裂隙中，气体的流动为渗透，并且可能存在两种方式，即层流和紊流。由于煤层内孔隙的大小、形态、曲率非常复杂，具有明显的不均匀性，因此为了简化煤层中气体流动状态，通常认为煤层中气体流动属于层流渗透，且服从达西(Darcy)定律。即流体的流速v与其压力梯度成正比。它的简单表达式为:

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式中:k为煤层的渗透率(10－3μm2);μ为流体的绝对黏度，对于甲烷，μ=1.08×10－5Pa·s; 为流体的压力梯度(Pa/m)。

(四)煤储层箱和含气特征

1.煤储层箱

各个盆地中煤储层的性质不同，具有较好油气通道和甜点的区域只占不到盆地生产区面积的10%。煤层气的经济可采要求众多地质要素聚集在一个适当的时间框架中，而且还须有可操作性及合适的环境。煤层气勘探开发的关键是识别煤储层箱。煤储层箱是指具有相似储层属性的封隔体，包括含气量、渗透率、水和气组分等。

2.煤层含气性特征

煤层含气性指煤层气含量。煤层气含量是指单位重量煤中所含煤层气的体积，单位为m3/t。

煤层气含量和煤层厚度有关，煤层厚度越大，稳定性越好，对煤层气的生成量和资源量规模起决定性作用。煤是煤层气的母质，在同等煤级条件下，煤层越厚生气量越大，煤层气丰度也越高。

煤层集生气层与储集层于一体，故煤的生气量与储集性能对煤的含气量有重要影响。煤层的生气量与成煤物质、煤变质程度有关;储气能力与煤的变质程度、煤岩成分、气体压力等因素有关，而压力又与煤储层的埋深、区域水文地质、气生成量有关;除煤层自身条件外，煤储层的保存条件对煤层气含量也有重要影响。这些诸多的影响因素以及复杂的相互配置关系造成煤层气含量的差异变化。而这些因素又可归结为4个方面:

(1)煤变质对煤层气含量的影响:煤变质对煤层气含量的影响，主要是通过对煤的生气量和煤的吸附能力的控制作用而体现的。研究表明，煤的生气量随着煤变质程度的增加而增大，且随着煤变质程度的提高，煤对甲烷的吸附能力逐渐增大。这说明在相同的保存条件和煤储层压力条件下，变质程度愈高，煤中吸附的甲烷愈多，即煤层气含量越高。

(2)煤储层埋藏深度对气含量的影响:据Langmuir吸附理论，随着压力的增大，煤对甲烷的吸附量呈非线性增加。随着埋藏深度的增大，煤层的压力增大，煤对甲烷的吸附能力增强，煤层含气量增大。

(3)水文地质与煤层气含量的关系:水动力对煤层气具有水力封闭和水力驱替、运移的双重作用。水力封闭作用有利于煤层气的保存，而水力驱替、运移作用则引起煤层气的逸散及在新条件下的聚集(常规圈闭)。一般讲，地下水压力大，煤层气含量高，反之则低;地下水的强径流带煤层气含量低，而滞流区则含量高。

(4)聚煤环境与煤层气含量的关系:含煤地层沉积环境主要有两类，即海陆过渡相沉积环境和陆相沉积环境。海陆过渡相形成的煤层，煤的还原程度高，镜质组含量通常较高，水体中的藻类、浮游动物往往残余成煤，形成富含烃类的沥青质体，构成亮褐煤和烟煤中微粒体的前身。在陆相沉积环境中形成的煤惰质组含量较高，惰质组由于炭化作用而变的惰性，富含碳，在煤化作用过程中挥发性物质少，生气量也少;而且煤层中藻类、浮游生物少见。由于镜质组的生气量大于惰质组，沥青质体生烃量比镜质组和壳质组高;因此，海陆交互沉积环境中形成的煤层的生气量、储气能力均大于陆相沉积环境中形成的煤层。

在管道中，多少MPa的压力为低压、中压、高压？ 其定义的国家标准是什么？

主蒸汽温度压力变化对汽轮机运行的影响有：

1、主蒸汽压力升高：在机组额定功率下初压升高后蒸汽流量有所减少，各监视段压力相应降低，各中间级焓降基本保持不变，因此主蒸汽流量减少各中间级动叶应力均有所下降，隔板的压差和轴向推力也都有所减少。调节级前后压差虽有上升，但其危险工况不在额定负荷，

因此调节级和中间各级在主蒸汽压力上升时都是安全的。对于末几级叶片，由于前后压差的减小(级前压力减小)，级的焓降减少，从强度观点看末几级叶片也是安全的。

当然，主蒸汽压力也不能过高，否则有可能造成机组过负荷，隔板、动叶过负荷及机组轴向位移大、推力轴承故障等不安全情况的发生。

2、主蒸汽压力下降：在主蒸汽压力下降后机组仍要发出额定功率，则主蒸汽流量会相应增加。因此会引起非调节级各级级前压力升高，而末几级焓降增大，因此非调节级各级的负荷都有所增加，

末几级过负荷最为严重，全机的轴向推力也相应增大。因此运行中主蒸汽压力下降机组应适当带负荷。

3、主蒸汽温度升高：主蒸汽温度升高从经济性角度来看对机组是有利的，它不仅提高了循环热效率，而且减少了汽轮机的排汽湿度。但从安全角度来看，主蒸汽温度的上升会引起金属材料性能恶化缩短某些部件的使用寿命，如主汽阀、调节阀、轴封、法兰、螺栓以及高压管道等。

对于超高参数机组，即使主蒸汽温度上升不多也可能引起金属急剧的蠕变，使许用应力大幅度的降低。因此绝大多数情况下不允许升高初温运行的。

4、主蒸汽温度降低：在机组额定负荷下主蒸汽温度下降将会引起蒸汽流量增大，各监视段压力上升。此时调节级是安全的，但是非调节级尤其是最末几级焓降和主蒸汽流量同时增大将产生过负荷，是比较危险的。

同时，蒸汽温度下降会引起末几级叶片湿度的增加，增大了湿汽损失，同时也加剧了末几级叶片的冲蚀作用，直接威胁倒汽轮机的安全运行。因此，在主蒸汽温度降低的同时应降低压力，是汽轮机热力过程线尽量与设计工况下的热力过程线重合，以提高机组排汽干度。

因此机组的功率限制较大，必要时应申请减负荷运行。

5、当使用射汽抽气时，应先进行蒸汽暖管，再投入主抽气器和启动抽气器。现在一般在我国都采用射水抽气器，应先启动射水泵，射水泵启动前应作联动试验，正常后使一台运行一台备用，以使凝汽器逐渐建立起真空。

机组启动时，真空值应高一些，以减少汽轮机转子冲动阻力和启动汽耗，另外排汽温度低，对刚建投运的凝汽器也较为有利。但真空值也不易过高，因真空过高会延长启动时间，主要因为真空值过高时，所需进汽量少，对汽轮机加热不利。目前我国启动真空一般为350-450mmHg。

扩展资料：

主汽温控制方法

常规的主汽温控制方法分为导前汽温微分信号的双冲量汽温控制、串级汽温控制、分段汽温控制及相位补偿汽温控制几种。但是，随着机组容量的逐渐增大，常规控制方法已经不能得到足够满意的控制质量，同时，由于工业过程逐渐复杂化，单一控制技术也远远无法达到要求。

因此，结合先进的控制理论和控制算法将成为今后研究的一大趋势。近几年已经出现了一些相类似的控制方法，主要有以下两类：一类是先进控制算法与传统控制方法相结合，另一类是先进控制算法之间的结合。主要包括 ：

1、Smith预估控制及其改进型。

2、基于神经网络理论的各种控制策略，诸如单神经元控制器取代主蒸汽温度串级PID控制中主调节器的策略、基于BP神经网络提出主蒸汽温度的串级智能控制等。

3、基于模糊控制理论的各种控制策略，

诸如主蒸汽温度的模糊PID控制、模糊控制与基于专家系统整定的串级PID控制相结合的复合控

制策略，主蒸汽温度的Fuzzy-PI复合控制策略等。

4、基于状态反馈的控制策略，例如：基于现代控制理论中状态反馈控制原理的分级控制方法、状态反馈控制与串级PID控制相结合的主蒸汽温度控制策略、将状态反馈引入到锅炉主蒸汽温度中的一种多回路串级控制方法等。

5、其它控制策略，诸如基于鲁棒控制原理改进主蒸汽温度串级PID控制策略并指出在DCS系统中的实现方法、用预测智能控制器作为串级控制的主调节器以改善主蒸汽温度的迟延特性等。

我们所接触的是一个复杂多变的系统，难以建立被控对象的精确模型，而传统控制方法往往需要建立一个精确的数学模型。同时，由于一些被控对象带有大迟延和大惯性的动态特性,因而即使建立了数学模型，通常也不如一个有经验的操作人员进行手动控制效果好。

从20世纪七十年代开始，生物控制理论逐渐引起研究者的重视并迅速发展。目前神经网络控制已经发展得比较成熟，但是基于神经内分泌系统的生物智能控制理论研究才刚刚起步。

作为人体各种激素调节中心，神经内分泌系统具有较好的稳定性和适应性，通过将模糊理论与神经内分泌反馈调节机制算法相结合，优势互补，并应用于PID控制器中，可以对锅炉主汽温系统的对象特性和一般控制规律进行分析。

参考资料：

煤层气直井井网压力传递规律及控制因素

压力管道的级别划分标准：

1、真空管道 P<0MPa。

2、低压管道 0≤P≤1.6MPa。

3、中压管道 1.6<P≤10MPa。

4、高压管道10<P≤100MPa。

5、超高压管道 P>100MPa。

从中国颁发《压力管道安全管理与监察规定》以后，“压力管道”便成为受监察管道的专用名词。在《压力管道安全管理与监察规定》第二条中，将压力管道定义为：“在生产、生活中使用的可能引起燃爆或中毒等危险性较大的特种设备”。

扩展资料

压力管道的作业一般都在室外，敷设方式有架空、沿地、埋地，甚至经常是高空作业，环境条件较差，质量控制要求较高。由于质量控制环节是环环相扣，有机结合，一个环节稍有疏忽，导致的都是质量问题。

而焊接是压力管道施工中的一项关键工作，其质量的好坏、效率的高低直接影响工程的安全运行和制造工期，因此过程质量的控制显得更为重要。

根据压力管道的施工要求，必须在人员、设备、材料、工艺文件和环境等方面强化管理。有针对性地采取严格措施，才能保证压力管道的焊接质量，确保优质焊接工程的实现。

百度百科——压力管道

变质作用因素

陈 东1 徐兵祥2 李相方3

（1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司，北京100095；2.中国石油大学，北京102249）

摘 要：煤层气井一般采用降压开采的方式，只有压力降低才能带来气体解吸，而多井之间压力干扰能 实现有效降压，研究井网开采机理、井间压力传递规律对煤层气井网开发具有现实意义。煤层具有典型的天 然裂缝系统，但由于渗透率低，直井开发须进行压裂，因此煤层气井网开发需考虑割理系统及人工裂缝参数。通过分析煤层人工裂缝、割理方向、井网方位之间的关系，揭示煤层气井网开发压力传递特征；通过数模方 法及敏感性分析，查明影响煤层气井间压力传递的控制因素。研究表明：人工裂缝参数及端割理渗透率对井 间压力传递及产气影响很大，而面割理渗透率影响较小。该研究结果能为煤层气井网井距优化、压裂设计提 供理论基础。

关键词：煤层气；井网；压力传递

引言

煤层气作为非常规天然气资源之一，在中国能源结构中的地位逐年上升。国外煤储层物性好，煤层 气发展迅速；而我国煤储层具有“三低”（低孔、低渗、低压）特征，开发难度较大。煤层气开发的特 殊性主要表现在：割理系统的复杂性；水力压裂的作用；复杂的流动机理（解吸-扩散-渗流）［1］；特 殊的开采方式（排水采气）［2］。目前煤层气井网开发仍存在许多不确定性：煤层气压力传播规律；井间 压力干扰机理；解吸范围和幅度控制等，直接影响着井网井距选择、水力压裂优化。本文以煤层割理与 人工裂缝走向关系、开发中相态变化为着手点，旨在揭示煤层气井网压力传递规律，查明井间压力干扰 控制因素，为煤层气井网部署、开发方案设计提供理论依据。

1 煤层气直井井网与压力传递

直井与水力压裂技术是目前我国煤层气田的主要开发方式。煤层具有天然裂缝（割理）系统，同 时水力裂缝会诱导出一条或多条人工裂缝［3，4］，或者形成更复杂的裂缝系统［5］。因此，煤层气井间压 力传递同时受天然裂缝和人工裂缝的影响。

1.1 人工裂缝走向与割理系统关系

常规天然气藏水力压裂一般形成平板状裂缝，有单翼、双翼，包括垂直缝、水平缝；而煤层属于天 然裂缝气藏，水力裂缝的扩展受到天然裂缝（割理）系统的影响。Holditch等［3］给出了煤层裂缝形态 的四种可能形式：垂直缝、水平缝、层内多裂缝和T型缝、层外复杂裂缝。Palmer等［4］给出了回采结 果：垂直裂缝为多条；或者由于割理影响而形成梯状垂直裂缝。

裂缝扩展是地应力、局部地层构造和煤层割理共同作用的结果［6］。然而，不论煤层气人工裂缝形 态多复杂，大量回采观察［5，7］表明裂缝走向大体沿着面割理方向，如图1所示。

1.2 井网方位与裂缝系统关系

井网方位的确定通常根据人工裂缝方位和主导天然裂缝方位［7］，将井网方位与天然裂缝主导方向 平行或与人工裂缝方向平行。煤层中的天然裂缝是影响煤层渗透性的重要因素，因此煤中裂隙的主要延 伸方向往往是渗透性较好的方向；人工裂缝可以改善天然裂缝，使其更好的沟通。直井压裂后，其裂缝 方向为煤储层主应力方向，通常该方向为面割理方向。如图2所示。

图1 近井地带沿割理方向多条分支裂缝延伸［5］

图2 煤层裂缝系统与井网方位

1.3 煤层气井网压力传递特征

压力传递主要受储层物性参数的影响，对于煤层气井网来说，如果井网设计沿人工裂缝方向作为井 间连线，那么：裂缝方向煤层气渗流受该方向煤层物性参数和人工裂缝的影响；垂直裂缝方向煤层气渗 流主要取决于该方向煤层物性参数。显然，裂缝方向煤层气渗流能力显著高于垂直裂缝方向。

图3 煤层气开发井网压力与流线分布

模拟4口井组成井距350m的正方形井网（1＃-2＃方 向为人工裂缝方向），人工裂缝半长70m，储层原始压力 为3.4MPa。图3表示生产过程中t1 、t2、t3、t4时4口井 井网压力场变化与流线特征。等势线为以井点位置为中心 的一系列偏心椭圆，流线垂直于等势线，并沿割理方向流 向人工裂缝与井筒。t1时刻，沿着裂缝方向压力下降很 快，该方向流体流动很快；到达t2时刻，裂缝方向压力得 到沟通，该方向压力已下降到一定程度，此后压降向端割 理方向扩展；到达t3时刻，端割理方向压力已发生干扰； t4时刻压降向更大范围扩展。

图4（a）表示人工裂缝方向井点间（1＃与2＃之间） 压力剖面随时间变化。可以看出：人工裂缝附近压力下降 快，远离裂缝的煤层压力下降则相对较慢。230天后，两 井之间压力发生干扰。图4（b）为垂直裂缝方向井点间（1＃与3＃之间）压力剖面随时间的变化。可以看出：垂直裂缝方向压力下降缓慢，847天后，两井之间 压力才发生干扰。

综上所述，人工裂缝很大程度上增加了煤层气泄流面积，提高了导流能力。因此，裂缝方向压力传 递很快，决定着煤层气开发井网压力传递主体方向。煤层气井投产后，人工裂缝方向流体很快能够达到 沟通，此后煤层气生产主要依赖于端割理方向流体流入裂缝，通过裂缝进入井筒。煤层流体需要克服端 割理方向渗流阻力进入裂缝，流入井筒。因此，垂直裂缝方向在煤层气开发中起着至关重要的作用，该 方向压力梯度与渗流物性决定着煤层气井网开采效率。

图4 井点间压力剖面随时间变化

2 煤层气不同开发阶段压力传递特征

煤层气井间压力传递不仅受储层和裂缝参数的影响，还受储层流体相态变化的控制。压力是通过储 层流体向外传播的，流体的组成、物性参数等制约着压力传播的快慢。煤层气排水采气的开采方式，势 必引起煤层气开发过程中储层流体相态变化复杂。

图5为高丰度煤层气井网中典型单井生产动态曲线，由图可知：气井先经历一段时间的排水降压（只产水，不产气）；之后开始产气，进入气水同产阶段；随着时间增加，气井产水量降低，直至不产 水，进入单相气生产阶段。整个生产过程储层中流体呈单相水-气水两相-单相气变化。因此，可将煤 层气生产分为三个时期：净产水期、气水同出期和净产气期。

图5 典型煤层气井生产动态特征

Ⅰ：净产水期。指的是煤层压力降到临界解吸压力之前的阶段，储层割理中呈单相液流动，压力传 播速度快；

Ⅱ：气水同出期。指的是从紧邻井筒煤层达到临界解吸压力，直到煤层割理系统的含水饱和度达到 束缚水饱和度，在此期间割理中逐渐形成两相流动，压力传播速度逐渐变慢；

Ⅲ：净产气期。当割理系统含水饱和度达到束缚水饱和度之后，若煤层中仍有气体解吸时，割理中 为单相气流动，压力波传播速度比单相水慢，由于基质不断向割理提供气源，补充了部分压力降低，传 播速度更慢。

对于不同阶段压降而言：

煤层气开发早中期，储层由单相水流动过渡为气水两相流动，井间人工裂缝范围内的压力下降很 快，含气饱和度增加很快；而裂缝范围以外的压力下降较慢，含气饱和度增加缓慢。此时煤层气井产量 主要是依靠裂缝范围内气体解吸与流动。

煤层气开发到达后期以后，储层流体由气水两相流动过渡为单相气流动，压力继续降低，裂缝范围 以外的压力下降速度加快。这个时期，裂缝范围外的吸附气大量解吸，煤层气井产量依靠整个储层煤层 气的解吸与流动。

3 井网模拟及压力干扰控制因素分析

通过数值模拟手段，可以对井网中压力干扰控制因素进行敏感性分析。井间压力干扰影响参数包括 井距、渗透率、孔隙度、解吸压力、裂缝参数、工作制度等，这里就 渗透率、裂缝参数几个重要因素进行分析。

图6 350m×350m正方形 井网（16口井）

基本模型如图6所示，16口压裂直井组成正方形井网，井距为 350m，裂缝孔隙度2％，含气量8m3/t，面、端割理渗透率分别为 1.6×10-3μm2、0.8×10-3μm2，裂缝半长70m，导流能力为 0.14D·m，原始煤层完全饱和水。中间四口井（6＃、7＃、8＃、9＃）为 分析井。

3.1 煤层渗透率

煤层多数为各向异性地层，按常理来说，面割理与端割理渗透率 对煤层气产量影响都很明显，但是在压裂直井中情况会有所不同。设 计两个案例进行对比：一是改变面割理渗透率（1.6×10-3μm2、3.2×10-3μm2、6.4×10-3μm2）；另 一个是改变端割理渗透率（0.3×10-3μm2、0.8×10-3μm2、1.6×10-3μm2）。

图7（a）为6＃与7＃井点中心压力剖面。由于人工裂缝参数相同，裂缝内压力变化趋于一致，而裂 缝范围外井点间压力变化有所差别，但差别不大。图7（b）为不同端割理渗透率时6＃与10＃井间压力 剖面。由图可知：压力下降速度差异明显，渗透率大的压力下降速度快。

煤层气压力干扰越强，解吸速度快、解吸幅度大，气井产量高，因此产量的高低反映了井间压力干 扰程度。图8为不同情况时气井产气量、累产气量曲线，由图可知：不同面割理渗透率时产气量、累产 气量几乎重合，说明面割理渗透率对煤层气产量不敏感；不同端割理渗透率时的产气量、累产气量差异 非常大，说明端割理渗透率对煤层气产量影响大，很敏感。

从以上对比可看出：对于煤层气压裂直井来说，由于裂缝参数对面割理方向压力传递及干扰起主要 作用，面割理渗透率的影响显得不敏感；而端割理渗透率对煤层气井间压力干扰和气井产量影响很大。

3.2 裂缝参数

裂缝参数包括裂缝半长和导流能力。为了研究压裂裂缝长度对煤层气井间压力干扰及产气的影响，设计两种方案：一是不同裂缝长度（36m、65m、95m、138m）；另一个是不同的导流能力（0.35D·m、 0.28D·m、0.14D·m、0.07D·m、0.04D·m）。

图7 井点中心压力随时间变化

图8 煤层气井产气量、累产气曲线

两种方案面割理与端割理方向井间干扰发生的时间见表1。可以看出：裂缝长度增加时，6＃与7＃井 间压力发生干扰的时间明显缩小；而6＃与10＃井间压力发生干扰的时间差异不大。裂缝长度影响面割理 方向压力干扰快慢和压降幅度，对端割理方向压力变化也有一定影响。裂缝导流能力增加时，井间压力 发生干扰的时间缩短，但这种缩小的趋势越来越不明显。当裂缝导流能力较小时，对煤层压力下降有一 定影响；但当裂缝导流能力增加到一定值时，影响就不是很明显了。

表1 不同裂缝长度影响压力干扰时间

续表

注：裂缝穿透比指的是裂缝长度与井距的比值

图9对比了裂缝参数下煤层气产量、累计产量曲线，从图中可以看出：裂缝长度对第一个产气高峰 影响很小，但对第二个产气高峰出现时间及高峰产气量影响特别明显。但当压裂穿透比高于50％后，压裂半长的提高对产气量影响有限。同样，当裂缝导流能力增加时，产气峰值出现大幅度上升，累计产 气量升高。但增加的幅度随着导流能力增加越来越不明显。

综合上面分析，压裂裂缝长度与导流能力对煤层气井产气峰值影响很大，长裂缝、大导流能力时，煤层气产气峰值大、累产高，但是产气增加量并不成比例增加。因此，裂缝长度、导流能力要与井距相 匹配，给定井距下应有一个合适的裂缝参数值，同样，给定裂缝参数条件下可优化出一个合理井距。

图9 不同裂缝参数日产气、累计产气量曲线

4 结论

（1）由于人工裂缝作用，煤层气直井井网压力传播有其本身特点：人工裂缝方向压力传递受裂缝 参数影响，该方向压力传递速度很快，气井之间能较快达到干扰；而垂直裂缝方向压力传播速度受煤层 物性的影响，一般来说，该方向压力传播速度慢，压降范围小。因此，煤层压力在平面上是以椭圆形状 不断向外扩展的。

（2）煤层气压力传播在不同开发时期呈不同的特点。开发早期压力传播以水为介质，压力传播 快；开发中期以气水两相为传播介质，压力传播由于压缩系数及相渗变化而变慢；开发后期压力传 播以单相气为介质，此时气相有效渗透率低于绝对渗透率，基质又不断向割理补充气源，该阶段压力 传播很慢。

（3）对于煤层气压裂井而言，面割理渗透率对井间干扰有一定影响，但不敏感；端割理渗透率对 井间干扰影响很大。裂缝参数对煤层气井间干扰影响很大：随着裂缝长度、导流能力的增加，煤层气压 力传递加快，但增加的速度呈递减的趋势，对于给定的裂缝长度和导流能力，可优化出一个合适的 井距。

参考文献

［1］M.M.Kamal and J，L.Six.Pressure Transient Testing of Methane Producing.SPE19789.This paper was prepared for presentation at the 64th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in San Antonio，TX，October 8-11，1989.

［2］孙茂远，黄盛初.煤层气勘探开发利用手册［M］.北京：煤炭工业出版社，1998：237 ～238.

［3］A.Holditch，J，W.Eiy，M，E.Semmsibeck，R.H.Carter，J.Hinkei and R.J.Jeffrey Jr.Enhanced Recovery of Coalbed Methane Through Hydraulic Fracturing.SPE18250.This paper was prepared for presentation at the 63rd Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in Houston，TX，October 2-5，1988.

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［6］单学军等.煤层气井人工裂缝扩展规律分析.天然气工业，2005；25（1）：130～135.

［7］Dave Quirk.Optimization of Hydraulic Fractures in CBM Wells.http：//www.ptac.org/cbm/dl/cbmt0701p05.pdf，2007.

［8］杨秀春，叶建平.煤层气开发井网部署与优化方法［J］.中国煤层气.2008，5（1）：13～17.

地壳中已存在岩石发生变质作用的原因，从根本上讲，是与其所处的大地构造位置和特定的构造－热事件相联系。但从物理化学角度来看，引起岩石中矿物和结构构造变化的直接原因则是各种地质作用所导致的温度变化，压力增减，定向力出现和具化学活动性的流体的作用等。它们是变质和变形作用的物理和化学控制因素，文献中习惯简称为变质作用因素。

一、温度

温度的变化，特别是温度升高是引起变质作用的最主要因素，也是化学反应过程控制相平衡和矿物共生组合的主要热力学强度参数。温度升高会导致出现吸热反应，使低温矿物组合转变为高温组合。如硅质石灰岩低温时由方解石(CaCO3)和石英(SiO2)组成，当压力为105Pa，温度升至470℃以上时则方解石分解:

岩石学

这一反应重组合成硅灰石(Wo)并析出CO2，此时Wo+Cc(或Q)成为稳定平衡组合。相反，温度降低有利于出现放热反应，此时低温矿物组合能稳定共生。温度升高可促进重结晶作用，使原岩中同种矿物的粒度加粗和均匀化，并呈现变晶结构，如石灰岩中隐晶质碳酸盐经重结晶后可成粗大多边形的方解石，使原岩成为大理岩。温度还是起动和促进变质反应的最重要化学动力学因素。因为温度升高可提高活化分子比例，克服活化能障碍，大大加快变质反应和新矿物晶体生长的速率。有关公式表明，当温度升高时，同一反应的速率将以其几何级数倍增大。这也说明高温变质岩中能全面形成新的稳定平衡矿物组合，而低温变质岩中则常不同程度残留原岩中矿物组成。温度升高既可通过脱挥发分反应使岩石系统中流体相含量增加，又可使后者的活动性增大，特别是能增加矿物在以H2O为主的流体相中的溶解度。这些都有利于原有矿物的分解、组分的迁移及变质反应的进行，有时还能导致交代作用。温度升高还可改变岩石的变形行为，从脆性变形向塑性变形转变。此外，温度的持续升高还可使原岩在变质结晶的基础上进一步发生部分熔融，其中长英质低熔组分成为新的熔体相，从而出现混合岩化现象，或发展成新的花岗质岩浆作用。

一般认为，由很低温变质作用向沉积岩后生成岩作用过渡的温度在150～200℃之间，它还和压力(深度)和流体相有无及其成分等因素有关，有时可达350℃或更高(Mason，1999)。大于640℃左右属于高温变质作用，但其上限难以简单确定，因为此时已与部分熔融1用的P－T区间相重叠，而熔融作用的温度又和岩石的化学成分及H2O的饱和程度有很大关系。在一般的区域变质作用过程中，花岗岩、泥质岩和玄武岩等地壳中常见岩石，处于H2O饱和时的熔融温度在600～750℃之间，该温度即可作为变质温度上限。但当它们中H2O不饱和或处于干状态时，则作为变质温度上限的熔融温度可达1000℃以上。目前根据下部地壳高温变质岩中矿物组合估算的变质温度上限一般不超过850～950℃。

引起地壳中温度升高的地质因素和热源具有多样性。在岩浆侵入体周围，岩石发生局部变质的热量显然来源于温度较高的岩浆;在大断裂带和韧性剪切带中，与岩石碎裂或塑性变形同时，常出现某些重结晶作用，其所需热量可能是由摩擦过程的机械能转化而来。在大规模区域性变质作用地区，地壳中温度的升高可反映地温梯度的变化，其热量部分来源于陆壳本身放射性元素衰变所产生的放射热。

二、压力

岩石变质时处于地壳一定深度，常承受负荷压力、定向压力和流体压力等三种压力。

1.负荷压力

负荷压力又称围压或固体岩石所承受的压力，通常以Pl或P岩、P固等表示之，它是一种均向的静水压力，其大小相当于上覆单位岩石柱的重量，即:

Pl=ρgD

式中:ρ为岩石密度;g为重力加速度;D为深度。

在距地表40km范围内，据岩石平均密度计算，每加深1km负荷压力增大0.0290GPa(1GPa=109Pa)。大陆地壳平均厚度35km，其底部压力约1.0GPa。新生代造山带的陆壳最大厚度达70km，其底部压力可达2.0GPa左右。现今地表出露的变质岩据地质压力计测定，大多数形成时压力为0.1～1.0GPa，相应深度在3～35km范围内(路凤香等，2002)。

不同类型变质作用的压力条件变化很大，一般岩浆侵入体周围的热变质和大断裂带附近的碎裂变质都发生于距地表3～5km或稍深的范围内，压力不超过0.1GPa左右;区域性变质作用压力下限为0.1～0.2GPa，上限多数为0.7～0.8GPa。通常当变质压力为0.2～0.3GPa以下时为低压，压力为0.3～0.5GPa时为中压，压力大于0.5GPa时为中高压－高压。但近年在一些大陆碰撞和陆壳俯冲带发现含柯石英和金刚石的榴辉岩等特殊变质岩，表明其形成时压力不仅大于1.0～1.5GPa，而且可达3.0GPa以上，属于超高压变质作用。如在我国大别山地区，推测当时陆壳曾俯冲到深100余千米的地幔范围内。

静压力也是变质反应的重要热力学平衡参数之一，它和温度一样能决定岩石中矿物组合的稳定范围和特定变质反应的平衡温度。在进变质过程中，压力的增大，多数情况下可使脱挥发分反应的平衡温度升高。如前述由CaCO3+SiO2→CaSiO3的反应，当压力由105Pa升到108Pa时，开始发生这一反应的温度将由470℃增高到670℃。其次，压力增高有利于形成分子体积较小、密度较大的矿物，如硬玉和文石等，还有利于由总分子体积大的矿物组合形成总分子体积较小的组合。但值得指出的是，压力促进变质反应速度的效应远不如温度。所以在很低温条件下，尽管压力有较大变化，一般仍难起动变质反应，形成与新的压力条件平衡的矿物组合。

2.定向压力

物体受外力时即处于应力状态。理论上说，物体中任何一个点上都能找到彼此垂直的三个主切面，这些面上只有正应力，而无剪应力。而通过这个点的其他切面上都有垂直于此面的一个正应力和平行此面且彼此垂直的两个剪应力。与上述三个主切面垂直的三个主要正应力σ1、σ2和σ3反映物体中此点应力的总状态。当地壳中岩石只承受均向的负荷压力时，σ1=σ2=σ3，此时岩石只发生体积压缩，但不会有变形。当同时存在与构造运动有关的定向力时，则σ1＞σ2＞σ3。此时岩石中任一点的应力总状态可用两种组成来表示。其一为平均应力， ，它只包括直应力， ，这是一种静压力，它与负荷压力(Pl)之差称为构造超压(Tectonic Overpressure)，是构造运动对总压力的贡献;其另一组成称为非静水应力或偏应力(Deviatoric Stress)，它既包括正应力又包括剪应力(Best，1982)。

偏应力是引起岩石变形和变质的重要因素。首先它们表现为对岩石组构的改造，地壳浅部的脆性变形和碎裂，区域变质岩中结晶片理、线理及各种定向构造的发育都与偏应力有直接关系;其次它们是起动和促进变质反应速度的重要因素，在低温环境中更显重要，因为它所提供的能量可以克服高温组合在低温环境中的过稳定状态，使化学反应能真正开始进行，并形成相应的低温组合;此外，偏应力在浅部的碎裂和裂隙化作用使不同矿物的接触面增多，裂隙又便于流体的聚集和流通，这些都有利于变质作用的进行。

偏应力虽不是控制变质反应平衡的热力学参数，不能决定某一矿物或组合的能否出现及其稳定区间，但定向力引起的构造超压仍对变质作用有一定影响。有些地区较高压变质矿物在地壳深度及相应的负荷压力都不够大的岩层中出现，有人认为即与构造超压有关，据有些地区估计，其数值甚至可达0.2～0.3GPa。不过实验数据表明，这种与平均应力有关的构造超压只有在地壳浅部，岩石保持刚性状态且应变迅速时才有实际意义。相反，如果在地壳较深部，因温度较高，负荷压力较大，岩石具有塑性，此时应力可通过岩石的塑性变形而及时释放，所以不大可能起附加静压力的作用。Miyashiro(1994)认为正常变质条件下它们小于0.1GPa。

3.流体压力

变质作用过程中，岩石的裂隙和矿物粒间常存在少量流体，其所具内压称为流体压力(Pf)。流体中各组分的分压可分别表示为PH、PCO，等等。当它们呈理想混合时，其数值和各自的含量成正比，即Pf=PH+PCO+…。

在地壳较深部的封闭条件下，流体又在岩石中呈饱和状态时，Pf=Pl，它们都决定于上覆岩石柱的重力。此时若流体为单一组分，如Pf=PH，则对涉及H2O的化学反应来说，它不是决定平衡的热力学独立参数;如果流体为多组分，Pf=PH+PCO+…时，对于有这些组分之一参加的化学反应，该组分的分压就成为决定平衡状态的独立参数。在系统高度封闭条件下，如果脱挥发分反应析出的H2O、CO2等流体不能及时逸散而累积起来，就会局部出现Pf＞Pl的情况，两者的差值为流体超压，有人认为某些地区的低温高压变质即可能与流体超压有关。但后者也受岩石强度的制约，在变质作用温压范畴内一般意义不大。另一些情况下，地壳浅部岩石中裂隙发育，且与地表连通，此时Pf只等于相应深度该流体本身的重力，而小于上覆岩石的重力，因此Pf＜Pl。当然在地壳较深部，由于其他原因也可引起岩石中流体不饱和及Pf＜Pl的情况，此时两者都是独立的化学反应平衡控制因素。由上述可知，地壳中岩石变质时的总压力P=Pl+构造超压+流体超压，由于后两者数值都较小，所以一般研究和实验工作中都设定P≈Pl≈Pf为前提。

三、流体

变质作用过程，在岩石裂隙和矿物粒间常存在少量流体，一般总量不超过1%～3%，且随变质程度的增高而减少。据封闭于矿物中的流体包裹体的研究资料，它们一般以H2O和CO2为主，常还有CH4、H2S、SO2、N2、O2等，有时还含若干Cl－、SO2－3、CO2－3等阴离子。它们在较高温压条件下，为超临界状态，具有较大活动性，在低温时则成为一般热液(变质热液)，对变质作用进程有重要影响。

流体中H2O作为变质反应的催化剂所起作用最大。在高温条件下，硅酸盐在水溶液中溶解度相对增高，H2O的存在能促进原岩矿物中组分的分离和溶解，并加强其扩散运移速度，从而大大促进变质反应的实现和新矿物的生长。在另一些条件下，水溶液可将某些组分自外部带入岩石中，或经溶解搬运而带出，结果不仅引起原岩矿物成分发生，而且也引起化学成分的变化，表现为各种形式的交代作用。

脱水反应和水化作用是最常见的变质反应。H2O直接参与这些反应，岩石中H2O的含量和PH值对这类反应的平衡温度关系很大，特别当PH≠Pl时，这种效应更为显著。在随温度升高而进行的吸热脱水反应过程中，PH的增大会推迟特定反应的开始进行，即扩大了低温含(OH)矿物的稳定温度上限。相反在降温过程中，矿物水化作用的平衡温度也和当时PH值有规律性关系。以上讨论说明当PH≠Pl，且PH数值不同时，与脱水反应有关的特定矿物组合所代表的温度条件也不同，这使得根据目前有关矿物组合判断当时温压条件的研究更为复杂。

以H2O为主的流体对地壳较深部变质岩的熔融作用也很重要。实验证明花岗质岩石中H2O饱和时，在640±20℃即开始熔融，形成一些长英质低熔组分的熔体，H2O的饱和程度是熔体成分和相对含量的主要控制因素之一。上述岩石如完全不含H2O，则要温度高达900℃以上才能开始熔融，且此时出现的是脱水熔融(Dehydration Melting)过程。即先由含(OH)的矿物分解，其析出的H2O促进其他矿物的熔融。这一过程和产物均与H2O饱和时的熔融作用不同。

岩石中H2O含量和PH值还直接影响650～700℃以上高温变质作用的特征。如上所述，当H2O饱和时将出现广泛的熔融作用，形成各种混合岩，并可导致再生岩浆和相应的花岗质岩石的发育。相反，当岩石系统的流体基本不含H2O时，则通过脱水反应形成不含(OH)的高温变质矿物组合，同时熔融作用将很次要，即将变质作用温度上限提高100～200℃以上。

CO2在流体中也占有较重要地位，它们对脱碳反应和碳酸盐化的热力学平衡条件影响很大。流体中CO2含量和PCO值增大会阻碍碳酸盐转变为硅酸盐的脱碳反应的进行，提高碳酸盐稳定存在的温度上限。在泥灰质原岩中CO2和H2O的比例对于升温过程出现的矿物组合及其形成温度也有明显控制作用。

地壳岩石所含流体中常有少量氧(O2)，在变质作用的温压范围内，氧逸度(fO2)通常为10－5～10－35Pa级，比大气圈中的fO=2×104Pa要低得多。文献中通常以logfO为度量单位。岩石中铁的氧化物是fO的最好指示剂，一般变质岩中以磁铁矿(Fe3O4)稳定存在为特征。fO2值对变质矿物组合特征也有明显影响，如在泥质原岩中，当fO较低时，其中铁主要呈Fe2+离子状态，它们易于进入黑云母、石榴子石和堇青石等矿物。如岩石中其他化学成分适宜，就能使这些矿物在较低温度下出现，含量较高，且其化学成分中Fe/(Fe+Mg)比值也较高。相反，当fO较高时，铁主要成Fe3+出现，不易进入上述矿物晶格中，因此会使这些矿物的出现推迟，含量减少，成分中Fe/(Fe+Mg)比值相对降低，同时则可出现含Fe3+较高的帘石类矿物，或还伴生较多磁铁矿。

变质作用过程岩石中流体主要来源于:①火山－沉积物原岩，它们形成之初都富含来自海水的水溶液，虽然在后来的成岩过程大部分已离开了原岩，但仍有一部分保留在岩石的裂隙和矿物粒间;②与岩浆活动有关，在其冷凝过程中析出;③进变质过程通过矿物的脱挥发分反应所析出;④由上地幔去气作用及各种地球动力学过程从深部上升。这些不同成因流体之间的相互关系在不同构造背景和变质作用类型中各不相同。另一方面在变质事件的时间进程中，流体的成分和物性都必然不断变化，所以是一种复杂的动态变化过程。但总的来说，在中－高温条件下，它们对变质作用的影响更为突出。

引起岩石变质作用的上述各种物理和化学因素通常同时存在，彼此互相配合，又互相制约。一般情况下，温度无疑是最重要的因素，因为它不仅是控制变质反应平衡的热力学参数，还是促进变质反应实现的最重要化学动力学因素。负荷压力也是决定物化平衡和矿物组合的重要因素。定向压力不仅控制变形作用，也是促进变质反应的因素。具有化学活动性的流体对变质作用进程有很大影响，但温度条件又是它们能否具有活动性的必要前提。

以上只是讨论引发岩石变质和变形作用的物理和化学因素，而这些作用的进程和所成变质岩的矿物和组构特征则还主要决定于原岩的总化学成分，有时也受其矿物成分和组构特征的影响。此外，时间也是一个重要因素。一般情况下变质作用过程需较长时间，如果特定的温压条件保持时间过短，则仍不能使相应的矿物和组构改造得以充分实现。