83天然氣走勢分析

㈠ 天然氣目前的供需趨勢如何

為了預測天然氣的供需情況，分析家首先要了解過去，才能確定天然氣的生產、消費以及未來的開發遠景。

消費

1996年，天然氣的消費佔到了美國總的能源需求的24%，其總消費量達到了21.9×1012ft3（623×109m3）（表10.1）。這幾乎與1972年的消費量相當，當時的天然氣消費量創下了歷史最高紀錄。

居民用氣的高峰出現在20世紀70年代，然後，由於建築物布局的改變、設施效率的提高以及用戶在70年代後期到80年代初期對天然氣價格的反映等因素，此後的用氣量較為平穩。從那以後，在獨門獨戶中的天然氣加熱系統又被重新起用，導致民用天然氣需求量的增加。在民用領域中，近70%的天然氣被用於產生熱量。同樣，在商用領域，約55%的天然氣用於產生熱量。

表10.2當前的天然氣供應

資料來源：GRI 1998年的原始數據（由於四捨五入，故上述數據不能相加合計）。

目前的資源量

美國的天然氣預測儲量為 167 × 1012ft3（4.7×1012m3），佔世界總儲量的3.3%。天然氣資源量的評價需要計算每個天然氣藏中的資源量。為了確定「探明儲量」，天然氣必須可以用目前的技術手段經濟合理地開采出來。

在整個20世紀60年代，天然氣的探明儲量穩步增加，並在70年代緩慢地下降。當時由生產商進行的勘探開發活動都被削減了。這種情況直到井口天然氣價格被解禁時才發生了改變，從那以後，探明儲量就穩定了。 目前，美國的天然氣年產量超過了年探明儲量，換言之，每年所使用的天然氣多於所找到的天然氣。然而，探明儲量將可提供在當前的開采水平上8年的天然氣產量。1996年天然氣的發現總量超過了12×1012ft3（340×109m3），這超過了1996年以前發現總量的12%。

靠近美國海岸線的海域據信含有大量的可採石油與天然氣，探明的儲量到1995年達到了約34.8 × 1012ft3（986×109m3 ），達到了美國總儲量的20%以上。1996年，1/3的天然氣發現是在得克薩斯和墨西哥灣海域，深水區域的海上鑽井技術已得到了迅速的發展。人們認識到，大量的成功得益於將天然氣集中輸往陸上處理工廠和輸送管道的發達，海上的生產將依然是非常昂貴的。

在阿拉斯加，直到20世紀60年代後期才有了石油與天然氣的重大發現，在Prudhoe灣發現了一個大型油田。該油田的天然氣探明儲量在1995年估算為9.5×1012ft3（270×109m3）。然而，當地所產出的絕大部分天然氣又被回注入地下，用於保持油田內油井的壓力。天然氣公司正在探討鋪設一條管道將采出的天然氣向南輸送的可能性。

㈡ 年天然氣供需形勢分析

一、國內外資源狀況

(一)世界天然氣資源狀況

截至2009年底，世界天然氣剩餘探明儲量為187.49萬億立方米(表1)，比上年增長1.0%。按當前開采水平，世界天然氣剩餘儲量可供開采年限為62.8年。資源主要集中在俄羅斯和中東地區。按地區來說，中東是世界上天然氣資源最豐富的地區，擁有76.2萬億立方米，佔世界的40.6%。從國度來看，俄羅斯天然氣探明儲量為44.38萬億立方米，佔世界儲量的23.7%，居世界第一位;伊朗天然氣探明儲量為29.61萬億立方米，佔世界天然氣儲量的15.8%，居第二位;卡達的天然氣儲量為25.37萬億立方米，佔世界儲量的13.5%，排名第三位。以上三國佔世界天然氣總儲量的53.0%(圖1)。同時，根據2009年度各國生產量計算，俄羅斯的剩餘可采年限為84.1年，是主要天然氣資源國中剩餘可采年限最長的。已有數據顯示，目前世界天然氣儲量基本保持增長態勢，但增幅不大，近10年的平均年增幅不超過3.0%。

圖1 2009年世界天然氣探明可采儲量分布

圖5 1984～2009年日本LNG到岸價格

2009年，管道天然氣價格也出現較大幅度的回落，全球四大天然氣交易中心統計數據顯示，其交易價格均出現不同程度的下降，其中，加拿大的亞伯達和美國的亨利中心價格下降幅度最大，基本回到2003年的水平。相比之下，歐盟的到岸價格下降幅度稍小些，主要是因為歐盟地區是天然氣進口大戶，缺口較大，能在一定程度上支撐價格基本面(圖6)。

圖6 1984～2009年世界天然氣價格

我國天然氣行業現行的定價政策以成本加成法為基礎。隨著天然氣行業的不斷發展，根據天然氣資源供不應求的現狀和市場結構的變化，天然氣定價政策幾經調整，基本呈現出在政府監管下市場定價的基本特徵，從考慮天然氣生產企業成本水平，又適當考慮市場用戶承受能力的角度出發，我國天然氣行業現行定價政策被概括表述為:以成本加成法為基礎，適當考慮市場需求的定價方法，出廠價為政府定價，天然氣管道輸送價格為政府指導價並採取老線老價、新線新價的定價政策。為了改變現有價格體系，政府已著手開展天然氣定價改革，改革方向是與國際接軌。

六、結論

(一)世界天然氣供需趨勢

世界天然氣的供應，從20世紀90年代至今，基本保持較為平穩的增長趨勢。全球能源需求量的不斷擴大、天然氣資源探明儲量的不斷增加，又給天然氣供應市場的發展帶來了新機遇。1990年，世界天然氣供應量只有19918億立方米，到2008年供應量已達到30607億立方米，增長53.7%，雖然2009年受金融危機影響，供應量有所下滑，但未來仍呈增長態勢。同時，在當前石油能源供應緊張的形勢下，天然氣的勘探與開發力度不斷加大，進一步促使天然氣在21世紀充當重要能源角色，使其供應量持續增長。

在需求方面，隨著全球能源需求量的不斷擴大，天然氣因其具有潔凈、環保等優勢，需求量一直保持穩步增長，成為能源消費結構中的重要角色。1990年，世界天然氣需求量只有19817億立方米，到2009年已達到29403億立方米。

在供需平衡上，天然氣一直較為平衡，例如，2009年世界天然氣有466億立方米富餘量。預計未來幾年內，天然氣的供需依然能保持平衡。

(二)我國天然氣供需趨勢

近幾年，我國天然氣的供應能力有所加強，天然氣的生產量和進口量都在不斷增加，2001～2009年，供應量年均增長率達到13.34%，增長勢頭較好。在需求方面，我國天然氣近幾年保持不斷增長的態勢，2001～2009年的年均增長率達到15.24%，2009年達到880億立方米。

從近10年的進出口情況看，我國的天然氣凈進口量在不斷擴大，進口方式有了擴充，特別是LNG進口有了較快的發展，2006年，LNG進口進入了一個新的紀元，與境外合作進入新的階段，2009年度我國LNG進口553萬噸，同比增長65.8%。管道天然氣進口也取得了突破，2009年12月14日，我國首條跨國天然氣管道———中亞天然氣管道投產，引自土庫曼等國的天然氣將達300億立方米/年。

天然氣消費區域繼續擴大。截至2009年底，我國已建成的天然氣管道長度達3.8萬千米，初步形成了以西氣東輸、川氣東送、西氣東輸二線(西段)以及陝京線、忠武線等管道為骨幹，蘭銀線、淮武線、冀寧線為聯絡線的國家級基幹輸氣管網;同時，江蘇LNG和大連LNG項目進展順利，浙江LNG項目獲國家核准，進口LNG資源不斷落實，形成了天然氣資源供應的新格局，天然氣消費市場擴展到全國30個省(自治區、直轄市)、200多個地級及以上城市。

從未來的能源消費結構及發展趨勢看，我國天然氣依靠本國生產供應的壓力較大，必須結合進口及境外開采等方式，來保障我國天然氣的供應平衡與市場穩定。從進口的源頭與方式上看，我國在近幾年有了新的突破，管道進口方面，與俄羅斯和中亞等國有了新的協議與合作，LNG進口方面，沿海地區接收站點建設步伐較快，發展勢頭良好，相信在未來的能源供應格局上可以起到促進全局合理化的作用，一方面拓寬沿海城市的資源供應方式，另一方面緩解遠途管道供應的壓力。

(余良暉)

㈢ 長嶺斷陷斷陷層天然氣氣源分析

（一）天然氣碳同位素與氣源岩成熟度關系

煤型氣、油型氣的甲烷碳同位素值與氣源岩的成熟度之間存在一定的相關關系，因此通過烴源岩成熟度與天然氣甲烷碳同位素值確定成熟度的對比，可以間接推測天然氣的來源。徐永昌等（1994）根據四川，松遼、鄂爾多斯盆地天然氣特徵提出δ¹³C₁與Ro的關系式：

松遼盆地長嶺斷陷火山岩復式成油氣系統

根據煤型氣公式計算結果，YS1井登婁庫組天然氣Ro為2.12%～2.17%,YS1井營城組天然氣Ro為1.81%～2.07%,YP1井營城組天然氣Ro為1.82%,YP7井營城組天然氣Ro介於1.75%～1.76%。DBl1-1井營城組（3972～4007m）天然氣Ro為1.53%～1.70%,D2井營城組天然氣Ro為2.17%,DB33-9-3井天然氣Ro為1.47%,YS2井營城組天然氣Ro為1.26%～1.28%。由此表明，腰英台與達爾罕構造帶的天然氣成熟度達到高成熟 過成熟階段，且腰英台構造帶的天然氣的成熟度明顯高於達爾罕構造帶。松南東嶺構造帶和雙坨子構造帶天然氣的成熟度明顯偏低，比如SN101井天然氣Ro為0.90%，雙坨子地區天然氣的Ro值在1.0%左右。從實測烴源岩Ro值與同位素計算的Ro值對比分析表明（圖3-40），營城組與沙河子烴源岩的成熟度均較高，最高值接近3.0%，與腰英台構造的天然氣成熟度比較接近，但略高於同樣深度的DBll井和YS2井天然氣的成熟度，表明腰英台構造天然氣主要來源於沙河子組與營城組烴源岩，而達爾罕構造烴源岩的氣源比較復雜（張枝煥、童亨茂等，2008）。

長嶺斷陷熱演化史表明，位於斷陷的登婁庫組、營城組、沙河子組以及火石嶺組幾乎都接近干氣熱演化階段，烴源岩以生氣為主，因此氣源對比具有一定的一致性。

綜上所述，推測長嶺斷陷天然氣氣源岩主要為火石嶺組和沙河子組或者更深層源岩的貢獻，而營城組、登婁庫組烴源岩貢獻不大。

圖3-40 天然氣司位素計算Ro值與泥岩實測Ro值分布圖

1—ChaS1井區；2—雙坨子地區；3—YS1（K₁d）4—YS1（K₁yc）;5—YP1（K₁yc）;6—YP7（K₁yc）；7—YS2（K₁yc）；8—DB11（K₁yc）;9—火石嶺組泥岩；10—登婁庫組泥岩；11—沙河子組泥岩；12—營城組泥岩

（二）從周圍鄰區斷陷天然氣成因對比推測研究區天然氣的來源

松遼盆地深層有效烴源岩為火石嶺組、沙河子組和營城組，泉頭組和登婁庫組對氣源的貢獻意義不大。前人研究表明，徐家圍子斷陷是油型氣和煤型氣共存，其氣源岩均是營城組與沙河子組烴源岩，可能由於烴源岩自身有機質分布的非均質性，使得不同構造部位表現出天然氣成因存在一定差異。氣氣對比結果顯示，長嶺斷陷腰英台地區與徐家圍子在組分上略有差別，與徐家圍子斷陷天然氣對比，非烴氣體含量明顯偏高，但是同位素組成差別並不大，只是分布型式的差異，其成因類型也以煤型氣為主，熱演化程度相近（圖3-41）。從烴源岩對比結果看，長嶺斷陷層烴源岩主要為營城組與沙河子組，登婁庫組為較差的烴源岩，主要為Ⅲ型與Ⅱ_B型乾酪根，有機質豐度相近，長嶺斷陷有機質熱演化程度略高，總體上氣氣、氣源對比相近，因此長嶺斷陷天然氣主要來自於營城組與沙河子組烴源岩，但不排除有火石嶺組源岩的貢獻。

德惠斷陷煤型氣和油型氣並存，並以煤型氣為主，反映了深部生烴母質以Ⅲ型乾酪根為主，Ⅱ型乾酪根的貢獻相對較少。結合烴源岩鏡質體反射率分析，天然氣母質成熟度計算遠高於烴源岩的Ro，說明天然氣並非來源於構造主體氣源岩，而是來源於更遠的深部凹陷，經過側向和垂向運移進入儲層聚集成藏。農安構造泉頭組主要聚集了正常成熟的天然氣和少量高過成熟氣，而營城組和沙河子組則主要聚集了高過成熟天然氣和少量正常成熟氣。據成藏特徵分析，泉頭組天然氣主要是次生氣藏，而深層營城組和沙河子組聚集了未完全散失的早期正常成熟天然氣和晚期高過成熟天然氣，豐海構造聚集的主要是乾酪根晚期降解成因天然氣。小合隆構造的天然氣（以氣為主）主要來自下部的營城組烴源岩，是以Ⅲ型乾酪根為主的生烴母質，以生氣為主，因此盡管營城組烴源岩演化程度不很高（Ro為0.7%～1.2%），但可以作為氣源岩（圖3-40）。

王府斷陷沙河子組烴源岩貢獻可能遠大於營城組，無論是有機質類型還是暗色泥岩厚度，沙河子組均優於營城組。從Che4井生烴埋藏史圖來看，王府斷陷沙河子組烴源岩在嫩江組沉積末期演化程度Ro已經達到2.4%，由於Che4井並不處於斷陷沉積中心，可以推測深斷陷沉積中心沙河子組烴源岩可能要早於這個時期已經開始大量生成高過成熟煤型天然氣。烴源岩類型及演化程度的綜合分析認為：王府斷陷天然氣主要來源於沙河子組，營城組和火石嶺組烴源岩有部分貢獻。

圖3-41 長嶺斷陷與鄰區天然氣成因對比

a,b:1-ChaS1井區；2-坨雙子地區；3-YS1（K₁d）,4-YS1（K₁yc）;5-YP1（K₁yc）；6-YP7（K₁yc）；7-YS2（K₁yc）;8-D2（K₁yc）;9-DB11（K₁yc）;10-DB33井區；11-徐家圍子斷陷；12-東部斷陷帶

c:1-ChaS1井區；2-雙坨子地區；3-YS1（K₁yc）;4-YS1（K₁d）;5-YP1（K₁yc）;6-YP1（K₁yc）

d：1-ChaS1井區；2-雙坨子地區；3-YS1（K₁yc）;4-YS1（K₁d）;5-YP1（K₁yc）;6-YP1（K₁yc）;7-YS2（K₁yc）；8-DB11（K₁yc）9-DB11（K₁yc）;10-DB33井區；11-徐家圍子斷陷；12-東部斷陷帶

因此，長嶺斷陷天然氣主要來自於沙河子組和營城組源岩的貢獻，登婁庫組源岩貢獻很低，也不排除火石嶺組源岩的貢獻（張枝煥、童亨茂等，2008）。

（三）氣源綜合分析

1.營城組儲層固體瀝青抽提物與泥岩碳族組分同位素值對比

儲層固體瀝青抽提物生物標志物和穩定碳同位素組成特徵可以反映早期進入儲層的液態烴或天然氣中重烴的地球化學特徵，進而推測烴源岩的地球化學特徵，追溯儲層瀝青的來源，從而間接推測天然氣的來源。從圖3-42可以看出，長嶺斷陷營城組儲層瀝青抽提物的族組成和組分同位素組成特徵與腰英台構造YS2、YS102井營城組泥岩均比較接近，而與雙龍地區TS6井營城組烴源岩存在明顯的差別，表明儲層瀝青來源於斷陷層埋深較大、成熟度較高的烴源岩，或者反映儲層瀝青與烴源岩經歷了相同的演化特徵。

2.營城組固體瀝青抽提物與烴源岩生物標志物特徵對比

天然氣在運移過程中，由於儲層或輸導層本身具有吸附性，位於優勢運移通道上的儲層將吸附天然氣從烴源岩中帶來液態烴類化合物，採用適當的抽提技術可以富集這些烴類化合物，獲得生氣母質的烴類生物標志物，與直接從烴源岩中獲得的生物標志物進行對比，間接地追索氣源。由於登婁庫組烴源岩處於營城組上部，且厚度較薄，為營城組儲層提供氣源的可能性小，因此，在此只通過營城組和沙河子組泥岩與營城組儲層固體瀝青生物標志物特徵的比較來判斷氣源。

圖3-42a 營城組火山岩抽提物族組分

1—儲層抽提物；2—YS2泥岩；3—雙坨子泥岩；4—YS102泥岩；5—ShS1泥岩

圖3-42b 營城組火山岩碳同位素分布特徵

1—YS2礫岩；2—YS2黑色泥岩；3—YSI02黑色泥岩；4～6—ShS1黑色泥岩；7～8—TS6黑色泥岩；9—LSI黑色泥岩

從不同井位的甾萜烷類質量色譜圖表明，儲層瀝青可分為兩大類（圖3-43，圖3-44），第一類儲層固體瀝青主要分布在YS1、YS2井與YS101井區營城組；第二類儲層固體瀝青主要分布在D2、YS102、YNl井營城組。兩類儲層固體瀝青存在一定的差別，主要表現為：第一類儲層三環萜烷的分布中等，C₂₀、C₂₁、C₂₃三環萜烷呈山峰型分布，Ts＜Tm，規則甾烷豐度略高，αααC₂₇、αααC₂₈、αααC₂₉呈「L」型分布；第二類儲層受熱演化程度明顯較高，三環萜烷的分布明顯偏高，規則甾烷的豐度低，C₂₀、C₂₁、C₂₃三環萜烷呈上升型分布，αααC₂₇豐度明顯較高，Ts＞Tm，整體上兩類儲層抽提物的峰型特徵一致，主要差別在化合物的相對豐度，表明其來源是一致的，但第二類儲層抽提物受到更高的熱演化作用。營城組的儲層固體瀝青與烴源岩的質量色譜圖的對比結果表明，第一類儲層抽提物與YS2井營城組泥岩極為相似（圖3-45），與ShS1井的營城組泥岩略微差別，與沙河子組烴源岩無相關性，YS2井與ShS1井營城組泥岩也明顯受成熟度的影響，導致形成兩類存在成熟度差異的儲層抽提物，由此也表明達爾罕構造帶的成熟度明顯高於YS1井區。另外從SN101、SN109井營城組常規成熟階段烴源岩的特徵分析表明（圖3-46，圖3-47），腰英台與達爾罕構造帶的營城組固體瀝青與烴源岩均遭受後期演化，導致目前生物標志化合物的特徵不能真正反映當時母質輸入以及沉積環境特徵，松南地區的營城組的譜圖孕甾烷與升孕甾烷的豐度不高，αααC₂₇、αααC₂₈、αααC₂₉呈反「L」型分布，以高等植物的陸源輸入為主，部分有低等藻類與生物的貢獻，由此表明乾酪根以Ⅲ型為主，部分有Ⅱ型，有機質沉積環境為弱氧化弱還原的濱淺湖相沉積。另外，從天然氣的地球化學特徵也可以很好地證明，天然氣主要為煤型氣，油型氣的分布很少，登婁庫組的烴源岩較差，而且為上覆地層，對氣源的貢獻極少，可以得出天然氣主要來源於底部的沙河子組和營城組烴源岩。營城組沉積時期由於有多次的火山活動，對有機質的破壞較強，廣泛分布火山岩，對氣源的貢獻較少，可以肯定腰英台和達爾罕構造帶沙河子組烴源岩對天然氣的貢獻最大，營城組有少量的貢獻，登婁庫組幾乎無貢獻。

圖3-43 營城組第一類儲層抽提物甾萜烷烴類化合物質量色譜圖

a～b—YS1（3567m）;c～d—YS2;t～f—YS101

圖3-44 營城組第二類儲層抽提物甾萜烷烴類化合物質量色譜圖

a～b—D2（3614m）;c～d—D2（3612.83m）；e～f—YS102;g～h—YN1

圖3-45 長嶺地區營城組與沙河子組泥岩質量色譜圖

a～b—YS2;c～d—ShS1;e～f—TS6;

圖3-46 SN101井（2230.44～2233.2m）營城組泥岩抽提物五環三萜烷（a）、甾烷（b）質景色譜圖

圖3-47 SN109井（2628.13～2629.14m）營城組泥岩抽提物五環三萜烷（a）、甾烷（b）量色質譜圖

圖3-48 儲層固體瀝青和泥岩飽和烴生物標志化合物的參數分布圖

生物標志物參數可以很好的證明這一點（圖3-48），反應沉積環境（Pr/Ph）與伽馬蠟烷/C₃₀霍烷之間關系的參數表明，營城組泥岩與其儲層抽提物分布范圍一致，主要以微鹹水的弱還原沉積環境為主，從反映母質輸入的甾烷αααC₂₈C/₂₉與αααC₂₇/C₂₉相關圖表明，αααC₂₇/C₂₉值明顯偏高，可能受到成熟度的影響，總體上儲層瀝青與泥岩的甾烷參數分布一致，具有較好的繼承性，Pr/nC₁₇與Ph/nC₁₈參數分布表明，營城組泥岩與儲層固體瀝青明顯受到熱作用的影響，演化趨勢一致，C₂₉ααα20S（20S+20R）與C₂₉ββ/（ββ＋αα）成熟度參數的分布特徵表明，泥岩與儲層固體瀝青的成熟度接近，均達到異構化數的終點，進入到過成熟階段。C₂₃/C₂₁三環萜烷與C₂₀/C₂₁三環萜烷的分布特徵表明，三環萜烷的含量明顯受到成熟度的影響，隨成熟度的增加三環萜烷的豐度明顯偏高，藿烷類化合物豐度降低。C₂₀、C₂₁、C₂₃三環萜烷存在一定的演化趨勢，泥岩與儲層瀝青抽提物的變化趨勢一致，具有較好的母質繼承性，Pr/Ph與甾烷/藿烷比值分布特徵表明，營城組泥岩與火山岩抽提物的甾藿比值接近，分布區間一致，受成熟度的影響存在一定的變化區間，整體分布一致。另外通過芳烴的化合物參數也可以較好地證明這一點，Pr/Ph和二苯並噻吩/菲相關圖表明（圖3-49a），營城組固體瀝青抽提物與泥岩以濱淺湖相沉積環境為主，部分為半深湖相沉積環境，O F（/O F+F）與SF（/SF+F）分布特徵表明（圖3-49b），兩者氧芴與硫芴的分布特徵相近，儲層瀝青的硫芴的豐度略高，可能受成熟度的影響，二苯並噻吩及其烷烴類化合物可以用於判識成熟度，導致兩者存在輕微的差別，由此表明，營城組儲層固體瀝青與其泥岩的分子標志物參數分布特徵一致，其內部的瀝青主要來源於營城組泥岩（張枝煥、童亨茂等.2008）。

圖3-49 儲層固體瀝青與泥岩芳烴生物標志化合物的參數分布表

3.營城組固體瀝青成藏期次

腰英台構造帶與達爾罕構造帶的營城組凝灰岩與安山岩的裂縫中存在固體瀝青，而且在固體瀝青周圍的石英顆粒表面或者裂縫中還存在大量的含烴類的鹽水包裹體和油氣包裹體。流體包裹體均一化溫度分析表明，腰英台與達爾罕構造帶主要存在兩期次生包裹體，第一期主要分布於石英礦物的微裂隙中，成線狀或帶狀分布，豐度較高，均為深褐色或褐色的液態烴類包裹體，該期次的包裹體與縫隙中充填的瀝青同期，少量的原油生成後遭受後期的次生變化；第二期包裹體分布於石英礦物的微裂隙（面）中，成線狀或帶狀分布，豐度中等，均為呈灰色或深灰色的氣態烴類包裹體。分別測定腰英台與達爾罕構造帶YS1、D2、YS2、YN 1、YS101井以及YS102等多口井的包裹體均一化溫度，實測的兩期包裹體的均一化溫度主要分布為120～130℃與140～160℃，通過Basinmod軟體可繪制各井的埋藏史圖，結合古地溫梯度與地表溫度，可以得到腰英台與達爾罕構造帶的營城組液態烴類的成藏期為青山口期至嫩江期，由於液態烴接近，而天然氣的成藏期為四方台中期到古近紀早期，比固體瀝青的成藏期要晚一些（張枝煥、童亨茂等，2008）。

4.營城組固體瀝青的成因

營城組儲層固體瀝青總離子流圖為基線平緩，無較大的鼓包和隆起，正構烷烴分布受後期作用的時間較短，極快的成為固體瀝青，因此它與固體瀝青的成藏期最為一致，從萜烷類化合物中並未檢測到25－降藿烷等特徵看，固體瀝青並不是由原油通過生物降解作用而形成的。反映成熟度的生物標志物參數表明，C₂₉甾烷ββ（αα＋ββ）與αααC₂₉甾烷20S（/20S+20R）均達到平衡點，結合芳烴類表示成熟度的參數可以說明固體瀝青已經進入高成熟階段，熱蝕變作用為固體瀝青重要成因。YS1井與D2井營城組火山岩為天然氣的重要儲集層，天然氣的分布與產量均較高，形成了工業性氣藏，YS1井營城組天然氣δ¹³C₁介於－21.2%。～－23.6‰，δ¹³C₂介於－26.4‰～－26.5‰，δ¹³C₃介於－26.4‰～－26.7‰，D2井營城組δ¹³C₁為－20.4‰，δ¹³C₂為－24‰，乾燥系數為0.95以上。綜合利用天然氣的分類圖研究表明，YS1井與D2井主要以煤型氣為主，氣源為營城組下部的沙河子組與火石嶺組，因此，天然氣注入到營城組對其早期形成的油藏有一定的氣洗作用，導致油藏原油部分輕質組分的損失，在長嶺凹陷層的泉頭組內也發現了煤型氣與油型氣的混源氣。綜合油氣成藏過程分析表明，營城組烴源岩在嫩江組早期以生油為主，但由於營城組泥岩生烴潛力差，並且早期受火山岩侵入的影響，僅有少量油生成並聚集在火山岩儲集層，隨埋深的加大，原油受到熱蝕變的作用開始裂解，逐步開始形成固體瀝青，到嫩江組後期沙河子組與火石嶺組（源岩以生氣為主，乾酪根為Ⅲ型）開始排氣，進一步加劇了營城組火山岩儲集層的固體瀝青的形成，因此儲層固體瀝青受熱蝕變作用為主，而氣洗作用為輔。

㈣ 天然氣資源前景預測是什麼

（1）中國天然氣資源豐富。

自20世紀80年代以來，中國進行了三次系統的天然氣資源評價。1986年第一次資源評價，中國天然氣資源量為33.6萬億立方米；1994年第二次資源評價，天然氣資源量為38.04萬億立方米；2005年完成全國第三次油氣資源評價。第三次資源評價結果認為，中國陸地和近海海域115個含油氣盆地常規天然氣遠景資源量達56萬億立方米，可采資源量為22萬億立方米，主要分布在塔里木、鄂爾多斯、四川、東海以及柴達木等9個含油氣盆地，9個盆地天然氣可采資源量18.43萬億立方米，佔全國總量的83.7%（表12.2）。總體看，中國天然氣資源量不斷增加，每10年新增天然氣資源量10萬億立方米左右。

表12.2中國天然氣資源分布單位：萬億立方米

（2）天然氣儲量繼續保持高峰增長。

截至2009年底，全國氣層氣可采資源探明率僅為19.5%，探明程度低，尚有17.79萬億立方米可采資源有待探明，主要分布在塔里木、四川、東海、鄂爾多斯、柴達木、鶯歌海、松遼和瓊東南八個盆地。根據美國儲量增長歷程資料，資源探明率在10%～45%之間，儲量將保持較高的增長速度，年均探明率在1%左右。中國目前大體相當於美國儲量快速增長階段的初期，即美國在20世紀30年代的水平，預示著未來中國待探明資源前景廣闊，儲量增長潛力較大，發現大中型氣田的幾率仍然較高。結合中國未來常規天然氣資源勘探領域、勘探潛力和近年來天然氣儲量增長趨勢，預計2010—2030年中國天然氣儲量將持續進入高峰增長期，年均探明地質儲量約5000億立方米，儲量高峰增長時間可持續到2025年前後。探明儲量的快速增長，將為中國天然氣開發奠定雄厚的資源基礎。

中國煤層氣資源探明率僅為0.5%。結合煤層氣未來勘探領域，預測未來20年全國煤層氣探明地質儲量年均增長約1000億立方米。南方海相頁岩氣預計在2015年前後，進入商業開發，2010—2030年頁岩氣年均新增探明地質儲量有望達到800億立方米左右。

（3）天然氣產量仍將以較快的速度增長。

目前國內天然氣儲量准備充分，與世界主要產氣國相比，2009年全國天然氣儲采比仍處於較高的水平，上產基礎進一步加強。氣層氣剩餘可采儲量增長迅速，由1998年的9405億立方米增至2009年的35851億立方米，年均增長2404億立方米。截至2009年，中國天然氣儲采比高達47，表明具有較大的建產潛力和產量增長空間。低滲透、高含硫、超高壓和火山岩等復雜氣藏開發取得重要進展，目前塔里木盆地、鄂爾多斯盆地、四川盆地和松遼盆地等，一批大中型氣田正處於前期評價或產能建設初期。這批氣田已投入開發或將陸續投入開發，天然氣產量仍將持續快速增長。

中國煤層氣經過20多年的不斷探索、評價和試驗，已實現商業化運作。頁岩氣前期評價工作也在緊鑼密鼓地進行。水溶氣和天然氣水合物尚處於初步的技術跟蹤調研階段，近期難以進行經濟有效的開發。

預測中國常規天然氣的高峰年產量為2400億～2800億立方米，產量增長高峰期將持續到2045年左右。預計2012—2015年，年均天然氣增長100億立方米以上，到2015年產量將突破1500億立方米；2020年，常規氣產量將突破2000億立方米，非常規氣將達到200億立方米以上，油氣產量當量基本相當；2030年，常規天然氣產量將達到2500億立方米左右。考慮煤層氣、頁岩氣等非常規天然氣今後的產量增長潛力，總產量有望超過3000億立方米。之後，將進入一個較長時期的穩產階段。

㈤ 天然氣源分析

排2－80井試油證實為天然氣，經氣樣分析表明：甲烷含量為 87.56％，為濕氣，δC₁¹³為－專42.18‰，屬δC₂¹³為－25.78‰，與排2輕質油親緣關系較為密切，區別是天然氣成熟度稍高，根據碳同位素－R_o擬合公式，對應R_o為0.93％ （排2井區的輕質油甾萜推測的R_o為0.82）。該井天然氣與沙灣組二段輕質油為同源、同期成藏。

圖6－56 准噶爾盆地白堊系烴源灶現今供烴強度分布圖

圖6－57 准噶爾盆地古近系烴源岩現今烴源灶的分布圖

㈥ 我家天然氣還有83個立方，打火後不知道為什麼不通氣，顯示氣上顯示了一些數字IC卡也插過了。怎麼辦呀

找燃氣公司，讓人家來幫你整啊，這個東西自己別去亂弄

㈦ 8立方天然氣能用多久

樓主要確定是普通民用氣還是工業、商業（飯店、餐飲之類）；

按普通居民用氣：家用雙眼燃氣灶每小時天然氣耗氣量為0.8立方米（兩隻眼兒同時使用）
家用雙眼燃氣灶每小時液化石油氣耗氣量為0.28立方米（兩隻眼兒同時使用）
家用10L熱水器每小時天然氣耗氣量為2.0立方米；
家用10L熱水器每小時液化石油氣耗氣量為0.7立方米；

樓主描述的8立方米余氣----請自己計算。

㈧ 燃氣表上顯示83是什麼意思

這個數據是燃氣表液晶屏幕上面的嗎？液晶屏幕一般顯示累計氣量、充值氣量、剩餘氣量、各種故障代碼的數字或者字母等等，83是什麼意思呢？一般液晶屏幕顯示數據的時候會帶有相應的文字提示，你可以仔細看看，以便更准確的分析，如果家裡燃氣有問題，建議你最好第一時間聯系所在的燃氣公司問問，以免耽誤使用燃氣

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