83天然气走势分析

㈠ 天然气目前的供需趋势如何

为了预测天然气的供需情况，分析家首先要了解过去，才能确定天然气的生产、消费以及未来的开发远景。

消费

1996年，天然气的消费占到了美国总的能源需求的24%，其总消费量达到了21.9×1012ft3（623×109m3）（表10.1）。这几乎与1972年的消费量相当，当时的天然气消费量创下了历史最高纪录。

居民用气的高峰出现在20世纪70年代，然后，由于建筑物布局的改变、设施效率的提高以及用户在70年代后期到80年代初期对天然气价格的反映等因素，此后的用气量较为平稳。从那以后，在独门独户中的天然气加热系统又被重新起用，导致民用天然气需求量的增加。在民用领域中，近70%的天然气被用于产生热量。同样，在商用领域，约55%的天然气用于产生热量。

表10.2当前的天然气供应

资料来源：GRI 1998年的原始数据（由于四舍五入，故上述数据不能相加合计）。

目前的资源量

美国的天然气预测储量为 167 × 1012ft3（4.7×1012m3），占世界总储量的3.3%。天然气资源量的评价需要计算每个天然气藏中的资源量。为了确定“探明储量”，天然气必须可以用目前的技术手段经济合理地开采出来。

在整个20世纪60年代，天然气的探明储量稳步增加，并在70年代缓慢地下降。当时由生产商进行的勘探开发活动都被削减了。这种情况直到井口天然气价格被解禁时才发生了改变，从那以后，探明储量就稳定了。 目前，美国的天然气年产量超过了年探明储量，换言之，每年所使用的天然气多于所找到的天然气。然而，探明储量将可提供在当前的开采水平上8年的天然气产量。1996年天然气的发现总量超过了12×1012ft3（340×109m3），这超过了1996年以前发现总量的12%。

靠近美国海岸线的海域据信含有大量的可采石油与天然气，探明的储量到1995年达到了约34.8 × 1012ft3（986×109m3 ），达到了美国总储量的20%以上。1996年，1/3的天然气发现是在得克萨斯和墨西哥湾海域，深水区域的海上钻井技术已得到了迅速的发展。人们认识到，大量的成功得益于将天然气集中输往陆上处理工厂和输送管道的发达，海上的生产将依然是非常昂贵的。

在阿拉斯加，直到20世纪60年代后期才有了石油与天然气的重大发现，在Prudhoe湾发现了一个大型油田。该油田的天然气探明储量在1995年估算为9.5×1012ft3（270×109m3）。然而，当地所产出的绝大部分天然气又被回注入地下，用于保持油田内油井的压力。天然气公司正在探讨铺设一条管道将采出的天然气向南输送的可能性。

㈡ 年天然气供需形势分析

一、国内外资源状况

(一)世界天然气资源状况

截至2009年底，世界天然气剩余探明储量为187.49万亿立方米(表1)，比上年增长1.0%。按当前开采水平，世界天然气剩余储量可供开采年限为62.8年。资源主要集中在俄罗斯和中东地区。按地区来说，中东是世界上天然气资源最丰富的地区，拥有76.2万亿立方米，占世界的40.6%。从国度来看，俄罗斯天然气探明储量为44.38万亿立方米，占世界储量的23.7%，居世界第一位;伊朗天然气探明储量为29.61万亿立方米，占世界天然气储量的15.8%，居第二位;卡塔尔的天然气储量为25.37万亿立方米，占世界储量的13.5%，排名第三位。以上三国占世界天然气总储量的53.0%(图1)。同时，根据2009年度各国生产量计算，俄罗斯的剩余可采年限为84.1年，是主要天然气资源国中剩余可采年限最长的。已有数据显示，目前世界天然气储量基本保持增长态势，但增幅不大，近10年的平均年增幅不超过3.0%。

图1 2009年世界天然气探明可采储量分布

图5 1984～2009年日本LNG到岸价格

2009年，管道天然气价格也出现较大幅度的回落，全球四大天然气交易中心统计数据显示，其交易价格均出现不同程度的下降，其中，加拿大的亚伯达和美国的亨利中心价格下降幅度最大，基本回到2003年的水平。相比之下，欧盟的到岸价格下降幅度稍小些，主要是因为欧盟地区是天然气进口大户，缺口较大，能在一定程度上支撑价格基本面(图6)。

图6 1984～2009年世界天然气价格

我国天然气行业现行的定价政策以成本加成法为基础。随着天然气行业的不断发展，根据天然气资源供不应求的现状和市场结构的变化，天然气定价政策几经调整，基本呈现出在政府监管下市场定价的基本特征，从考虑天然气生产企业成本水平，又适当考虑市场用户承受能力的角度出发，我国天然气行业现行定价政策被概括表述为:以成本加成法为基础，适当考虑市场需求的定价方法，出厂价为政府定价，天然气管道输送价格为政府指导价并采取老线老价、新线新价的定价政策。为了改变现有价格体系，政府已着手开展天然气定价改革，改革方向是与国际接轨。

六、结论

(一)世界天然气供需趋势

世界天然气的供应，从20世纪90年代至今，基本保持较为平稳的增长趋势。全球能源需求量的不断扩大、天然气资源探明储量的不断增加，又给天然气供应市场的发展带来了新机遇。1990年，世界天然气供应量只有19918亿立方米，到2008年供应量已达到30607亿立方米，增长53.7%，虽然2009年受金融危机影响，供应量有所下滑，但未来仍呈增长态势。同时，在当前石油能源供应紧张的形势下，天然气的勘探与开发力度不断加大，进一步促使天然气在21世纪充当重要能源角色，使其供应量持续增长。

在需求方面，随着全球能源需求量的不断扩大，天然气因其具有洁净、环保等优势，需求量一直保持稳步增长，成为能源消费结构中的重要角色。1990年，世界天然气需求量只有19817亿立方米，到2009年已达到29403亿立方米。

在供需平衡上，天然气一直较为平衡，例如，2009年世界天然气有466亿立方米富余量。预计未来几年内，天然气的供需依然能保持平衡。

(二)我国天然气供需趋势

近几年，我国天然气的供应能力有所加强，天然气的生产量和进口量都在不断增加，2001～2009年，供应量年均增长率达到13.34%，增长势头较好。在需求方面，我国天然气近几年保持不断增长的态势，2001～2009年的年均增长率达到15.24%，2009年达到880亿立方米。

从近10年的进出口情况看，我国的天然气净进口量在不断扩大，进口方式有了扩充，特别是LNG进口有了较快的发展，2006年，LNG进口进入了一个新的纪元，与境外合作进入新的阶段，2009年度我国LNG进口553万吨，同比增长65.8%。管道天然气进口也取得了突破，2009年12月14日，我国首条跨国天然气管道———中亚天然气管道投产，引自土库曼斯坦等国的天然气将达300亿立方米/年。

天然气消费区域继续扩大。截至2009年底，我国已建成的天然气管道长度达3.8万千米，初步形成了以西气东输、川气东送、西气东输二线(西段)以及陕京线、忠武线等管道为骨干，兰银线、淮武线、冀宁线为联络线的国家级基干输气管网;同时，江苏LNG和大连LNG项目进展顺利，浙江LNG项目获国家核准，进口LNG资源不断落实，形成了天然气资源供应的新格局，天然气消费市场扩展到全国30个省(自治区、直辖市)、200多个地级及以上城市。

从未来的能源消费结构及发展趋势看，我国天然气依靠本国生产供应的压力较大，必须结合进口及境外开采等方式，来保障我国天然气的供应平衡与市场稳定。从进口的源头与方式上看，我国在近几年有了新的突破，管道进口方面，与俄罗斯和中亚等国有了新的协议与合作，LNG进口方面，沿海地区接收站点建设步伐较快，发展势头良好，相信在未来的能源供应格局上可以起到促进全局合理化的作用，一方面拓宽沿海城市的资源供应方式，另一方面缓解远途管道供应的压力。

(余良晖)

㈢ 长岭断陷断陷层天然气气源分析

（一）天然气碳同位素与气源岩成熟度关系

煤型气、油型气的甲烷碳同位素值与气源岩的成熟度之间存在一定的相关关系，因此通过烃源岩成熟度与天然气甲烷碳同位素值确定成熟度的对比，可以间接推测天然气的来源。徐永昌等（1994）根据四川，松辽、鄂尔多斯盆地天然气特征提出δ¹³C₁与Ro的关系式：

松辽盆地长岭断陷火山岩复式成油气系统

根据煤型气公式计算结果，YS1井登娄库组天然气Ro为2.12%～2.17%,YS1井营城组天然气Ro为1.81%～2.07%,YP1井营城组天然气Ro为1.82%,YP7井营城组天然气Ro介于1.75%～1.76%。DBl1-1井营城组（3972～4007m）天然气Ro为1.53%～1.70%,D2井营城组天然气Ro为2.17%,DB33-9-3井天然气Ro为1.47%,YS2井营城组天然气Ro为1.26%～1.28%。由此表明，腰英台与达尔罕构造带的天然气成熟度达到高成熟 过成熟阶段，且腰英台构造带的天然气的成熟度明显高于达尔罕构造带。松南东岭构造带和双坨子构造带天然气的成熟度明显偏低，比如SN101井天然气Ro为0.90%，双坨子地区天然气的Ro值在1.0%左右。从实测烃源岩Ro值与同位素计算的Ro值对比分析表明（图3-40），营城组与沙河子烃源岩的成熟度均较高，最高值接近3.0%，与腰英台构造的天然气成熟度比较接近，但略高于同样深度的DBll井和YS2井天然气的成熟度，表明腰英台构造天然气主要来源于沙河子组与营城组烃源岩，而达尔罕构造烃源岩的气源比较复杂（张枝焕、童亨茂等，2008）。

长岭断陷热演化史表明，位于断陷的登娄库组、营城组、沙河子组以及火石岭组几乎都接近干气热演化阶段，烃源岩以生气为主，因此气源对比具有一定的一致性。

综上所述，推测长岭断陷天然气气源岩主要为火石岭组和沙河子组或者更深层源岩的贡献，而营城组、登娄库组烃源岩贡献不大。

图3-40 天然气司位素计算Ro值与泥岩实测Ro值分布图

1—ChaS1井区；2—双坨子地区；3—YS1（K₁d）4—YS1（K₁yc）;5—YP1（K₁yc）;6—YP7（K₁yc）；7—YS2（K₁yc）；8—DB11（K₁yc）;9—火石岭组泥岩；10—登娄库组泥岩；11—沙河子组泥岩；12—营城组泥岩

（二）从周围邻区断陷天然气成因对比推测研究区天然气的来源

松辽盆地深层有效烃源岩为火石岭组、沙河子组和营城组，泉头组和登娄库组对气源的贡献意义不大。前人研究表明，徐家围子断陷是油型气和煤型气共存，其气源岩均是营城组与沙河子组烃源岩，可能由于烃源岩自身有机质分布的非均质性，使得不同构造部位表现出天然气成因存在一定差异。气气对比结果显示，长岭断陷腰英台地区与徐家围子在组分上略有差别，与徐家围子断陷天然气对比，非烃气体含量明显偏高，但是同位素组成差别并不大，只是分布型式的差异，其成因类型也以煤型气为主，热演化程度相近（图3-41）。从烃源岩对比结果看，长岭断陷层烃源岩主要为营城组与沙河子组，登娄库组为较差的烃源岩，主要为Ⅲ型与Ⅱ_B型干酪根，有机质丰度相近，长岭断陷有机质热演化程度略高，总体上气气、气源对比相近，因此长岭断陷天然气主要来自于营城组与沙河子组烃源岩，但不排除有火石岭组源岩的贡献。

德惠断陷煤型气和油型气并存，并以煤型气为主，反映了深部生烃母质以Ⅲ型干酪根为主，Ⅱ型干酪根的贡献相对较少。结合烃源岩镜质体反射率分析，天然气母质成熟度计算远高于烃源岩的Ro，说明天然气并非来源于构造主体气源岩，而是来源于更远的深部凹陷，经过侧向和垂向运移进入储层聚集成藏。农安构造泉头组主要聚集了正常成熟的天然气和少量高过成熟气，而营城组和沙河子组则主要聚集了高过成熟天然气和少量正常成熟气。据成藏特征分析，泉头组天然气主要是次生气藏，而深层营城组和沙河子组聚集了未完全散失的早期正常成熟天然气和晚期高过成熟天然气，丰海构造聚集的主要是干酪根晚期降解成因天然气。小合隆构造的天然气（以气为主）主要来自下部的营城组烃源岩，是以Ⅲ型干酪根为主的生烃母质，以生气为主，因此尽管营城组烃源岩演化程度不很高（Ro为0.7%～1.2%），但可以作为气源岩（图3-40）。

王府断陷沙河子组烃源岩贡献可能远大于营城组，无论是有机质类型还是暗色泥岩厚度，沙河子组均优于营城组。从Che4井生烃埋藏史图来看，王府断陷沙河子组烃源岩在嫩江组沉积末期演化程度Ro已经达到2.4%，由于Che4井并不处于断陷沉积中心，可以推测深断陷沉积中心沙河子组烃源岩可能要早于这个时期已经开始大量生成高过成熟煤型天然气。烃源岩类型及演化程度的综合分析认为：王府断陷天然气主要来源于沙河子组，营城组和火石岭组烃源岩有部分贡献。

图3-41 长岭断陷与邻区天然气成因对比

a,b:1-ChaS1井区；2-坨双子地区；3-YS1（K₁d）,4-YS1（K₁yc）;5-YP1（K₁yc）；6-YP7（K₁yc）；7-YS2（K₁yc）;8-D2（K₁yc）;9-DB11（K₁yc）;10-DB33井区；11-徐家围子断陷；12-东部断陷带

c:1-ChaS1井区；2-双坨子地区；3-YS1（K₁yc）;4-YS1（K₁d）;5-YP1（K₁yc）;6-YP1（K₁yc）

d：1-ChaS1井区；2-双坨子地区；3-YS1（K₁yc）;4-YS1（K₁d）;5-YP1（K₁yc）;6-YP1（K₁yc）;7-YS2（K₁yc）；8-DB11（K₁yc）9-DB11（K₁yc）;10-DB33井区；11-徐家围子断陷；12-东部断陷带

因此，长岭断陷天然气主要来自于沙河子组和营城组源岩的贡献，登娄库组源岩贡献很低，也不排除火石岭组源岩的贡献（张枝焕、童亨茂等，2008）。

（三）气源综合分析

1.营城组储层固体沥青抽提物与泥岩碳族组分同位素值对比

储层固体沥青抽提物生物标志物和稳定碳同位素组成特征可以反映早期进入储层的液态烃或天然气中重烃的地球化学特征，进而推测烃源岩的地球化学特征，追溯储层沥青的来源，从而间接推测天然气的来源。从图3-42可以看出，长岭断陷营城组储层沥青抽提物的族组成和组分同位素组成特征与腰英台构造YS2、YS102井营城组泥岩均比较接近，而与双龙地区TS6井营城组烃源岩存在明显的差别，表明储层沥青来源于断陷层埋深较大、成熟度较高的烃源岩，或者反映储层沥青与烃源岩经历了相同的演化特征。

2.营城组固体沥青抽提物与烃源岩生物标志物特征对比

天然气在运移过程中，由于储层或输导层本身具有吸附性，位于优势运移通道上的储层将吸附天然气从烃源岩中带来液态烃类化合物，采用适当的抽提技术可以富集这些烃类化合物，获得生气母质的烃类生物标志物，与直接从烃源岩中获得的生物标志物进行对比，间接地追索气源。由于登娄库组烃源岩处于营城组上部，且厚度较薄，为营城组储层提供气源的可能性小，因此，在此只通过营城组和沙河子组泥岩与营城组储层固体沥青生物标志物特征的比较来判断气源。

图3-42a 营城组火山岩抽提物族组分

1—储层抽提物；2—YS2泥岩；3—双坨子泥岩；4—YS102泥岩；5—ShS1泥岩

图3-42b 营城组火山岩碳同位素分布特征

1—YS2砾岩；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

从不同井位的甾萜烷类质量色谱图表明，储层沥青可分为两大类（图3-43，图3-44），第一类储层固体沥青主要分布在YS1、YS2井与YS101井区营城组；第二类储层固体沥青主要分布在D2、YS102、YNl井营城组。两类储层固体沥青存在一定的差别，主要表现为：第一类储层三环萜烷的分布中等，C₂₀、C₂₁、C₂₃三环萜烷呈山峰型分布，Ts＜Tm，规则甾烷丰度略高，αααC₂₇、αααC₂₈、αααC₂₉呈“L”型分布；第二类储层受热演化程度明显较高，三环萜烷的分布明显偏高，规则甾烷的丰度低，C₂₀、C₂₁、C₂₃三环萜烷呈上升型分布，αααC₂₇丰度明显较高，Ts＞Tm，整体上两类储层抽提物的峰型特征一致，主要差别在化合物的相对丰度，表明其来源是一致的，但第二类储层抽提物受到更高的热演化作用。营城组的储层固体沥青与烃源岩的质量色谱图的对比结果表明，第一类储层抽提物与YS2井营城组泥岩极为相似（图3-45），与ShS1井的营城组泥岩略微差别，与沙河子组烃源岩无相关性，YS2井与ShS1井营城组泥岩也明显受成熟度的影响，导致形成两类存在成熟度差异的储层抽提物，由此也表明达尔罕构造带的成熟度明显高于YS1井区。另外从SN101、SN109井营城组常规成熟阶段烃源岩的特征分析表明（图3-46，图3-47），腰英台与达尔罕构造带的营城组固体沥青与烃源岩均遭受后期演化，导致目前生物标志化合物的特征不能真正反映当时母质输入以及沉积环境特征，松南地区的营城组的谱图孕甾烷与升孕甾烷的丰度不高，αααC₂₇、αααC₂₈、αααC₂₉呈反“L”型分布，以高等植物的陆源输入为主，部分有低等藻类与生物的贡献，由此表明干酪根以Ⅲ型为主，部分有Ⅱ型，有机质沉积环境为弱氧化弱还原的滨浅湖相沉积。另外，从天然气的地球化学特征也可以很好地证明，天然气主要为煤型气，油型气的分布很少，登娄库组的烃源岩较差，而且为上覆地层，对气源的贡献极少，可以得出天然气主要来源于底部的沙河子组和营城组烃源岩。营城组沉积时期由于有多次的火山活动，对有机质的破坏较强，广泛分布火山岩，对气源的贡献较少，可以肯定腰英台和达尔罕构造带沙河子组烃源岩对天然气的贡献最大，营城组有少量的贡献，登娄库组几乎无贡献。

图3-43 营城组第一类储层抽提物甾萜烷烃类化合物质量色谱图

a～b—YS1（3567m）;c～d—YS2;t～f—YS101

图3-44 营城组第二类储层抽提物甾萜烷烃类化合物质量色谱图

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

图3-45 长岭地区营城组与沙河子组泥岩质量色谱图

a～b—YS2;c～d—ShS1;e～f—TS6;

图3-46 SN101井（2230.44～2233.2m）营城组泥岩抽提物五环三萜烷（a）、甾烷（b）质景色谱图

图3-47 SN109井（2628.13～2629.14m）营城组泥岩抽提物五环三萜烷（a）、甾烷（b）量色质谱图

图3-48 储层固体沥青和泥岩饱和烃生物标志化合物的参数分布图

生物标志物参数可以很好的证明这一点（图3-48），反应沉积环境（Pr/Ph）与伽马蜡烷/C₃₀霍烷之间关系的参数表明，营城组泥岩与其储层抽提物分布范围一致，主要以微咸水的弱还原沉积环境为主，从反映母质输入的甾烷αααC₂₈C/₂₉与αααC₂₇/C₂₉相关图表明，αααC₂₇/C₂₉值明显偏高，可能受到成熟度的影响，总体上储层沥青与泥岩的甾烷参数分布一致，具有较好的继承性，Pr/nC₁₇与Ph/nC₁₈参数分布表明，营城组泥岩与储层固体沥青明显受到热作用的影响，演化趋势一致，C₂₉ααα20S（20S+20R）与C₂₉ββ/（ββ＋αα）成熟度参数的分布特征表明，泥岩与储层固体沥青的成熟度接近，均达到异构化数的终点，进入到过成熟阶段。C₂₃/C₂₁三环萜烷与C₂₀/C₂₁三环萜烷的分布特征表明，三环萜烷的含量明显受到成熟度的影响，随成熟度的增加三环萜烷的丰度明显偏高，藿烷类化合物丰度降低。C₂₀、C₂₁、C₂₃三环萜烷存在一定的演化趋势，泥岩与储层沥青抽提物的变化趋势一致，具有较好的母质继承性，Pr/Ph与甾烷/藿烷比值分布特征表明，营城组泥岩与火山岩抽提物的甾藿比值接近，分布区间一致，受成熟度的影响存在一定的变化区间，整体分布一致。另外通过芳烃的化合物参数也可以较好地证明这一点，Pr/Ph和二苯并噻吩/菲相关图表明（图3-49a），营城组固体沥青抽提物与泥岩以滨浅湖相沉积环境为主，部分为半深湖相沉积环境，O F（/O F+F）与SF（/SF+F）分布特征表明（图3-49b），两者氧芴与硫芴的分布特征相近，储层沥青的硫芴的丰度略高，可能受成熟度的影响，二苯并噻吩及其烷烃类化合物可以用于判识成熟度，导致两者存在轻微的差别，由此表明，营城组储层固体沥青与其泥岩的分子标志物参数分布特征一致，其内部的沥青主要来源于营城组泥岩（张枝焕、童亨茂等.2008）。

图3-49 储层固体沥青与泥岩芳烃生物标志化合物的参数分布表

3.营城组固体沥青成藏期次

腰英台构造带与达尔罕构造带的营城组凝灰岩与安山岩的裂缝中存在固体沥青，而且在固体沥青周围的石英颗粒表面或者裂缝中还存在大量的含烃类的盐水包裹体和油气包裹体。流体包裹体均一化温度分析表明，腰英台与达尔罕构造带主要存在两期次生包裹体，第一期主要分布于石英矿物的微裂隙中，成线状或带状分布，丰度较高，均为深褐色或褐色的液态烃类包裹体，该期次的包裹体与缝隙中充填的沥青同期，少量的原油生成后遭受后期的次生变化；第二期包裹体分布于石英矿物的微裂隙（面）中，成线状或带状分布，丰度中等，均为呈灰色或深灰色的气态烃类包裹体。分别测定腰英台与达尔罕构造带YS1、D2、YS2、YN 1、YS101井以及YS102等多口井的包裹体均一化温度，实测的两期包裹体的均一化温度主要分布为120～130℃与140～160℃，通过Basinmod软件可绘制各井的埋藏史图，结合古地温梯度与地表温度，可以得到腰英台与达尔罕构造带的营城组液态烃类的成藏期为青山口期至嫩江期，由于液态烃接近，而天然气的成藏期为四方台中期到古近纪早期，比固体沥青的成藏期要晚一些（张枝焕、童亨茂等，2008）。

4.营城组固体沥青的成因

营城组储层固体沥青总离子流图为基线平缓，无较大的鼓包和隆起，正构烷烃分布受后期作用的时间较短，极快的成为固体沥青，因此它与固体沥青的成藏期最为一致，从萜烷类化合物中并未检测到25－降藿烷等特征看，固体沥青并不是由原油通过生物降解作用而形成的。反映成熟度的生物标志物参数表明，C₂₉甾烷ββ（αα＋ββ）与αααC₂₉甾烷20S（/20S+20R）均达到平衡点，结合芳烃类表示成熟度的参数可以说明固体沥青已经进入高成熟阶段，热蚀变作用为固体沥青重要成因。YS1井与D2井营城组火山岩为天然气的重要储集层，天然气的分布与产量均较高，形成了工业性气藏，YS1井营城组天然气δ¹³C₁介于－21.2%。～－23.6‰，δ¹³C₂介于－26.4‰～－26.5‰，δ¹³C₃介于－26.4‰～－26.7‰，D2井营城组δ¹³C₁为－20.4‰，δ¹³C₂为－24‰，干燥系数为0.95以上。综合利用天然气的分类图研究表明，YS1井与D2井主要以煤型气为主，气源为营城组下部的沙河子组与火石岭组，因此，天然气注入到营城组对其早期形成的油藏有一定的气洗作用，导致油藏原油部分轻质组分的损失，在长岭凹陷层的泉头组内也发现了煤型气与油型气的混源气。综合油气成藏过程分析表明，营城组烃源岩在嫩江组早期以生油为主，但由于营城组泥岩生烃潜力差，并且早期受火山岩侵入的影响，仅有少量油生成并聚集在火山岩储集层，随埋深的加大，原油受到热蚀变的作用开始裂解，逐步开始形成固体沥青，到嫩江组后期沙河子组与火石岭组（源岩以生气为主，干酪根为Ⅲ型）开始排气，进一步加剧了营城组火山岩储集层的固体沥青的形成，因此储层固体沥青受热蚀变作用为主，而气洗作用为辅。

㈣ 天然气资源前景预测是什么

（1）中国天然气资源丰富。

自20世纪80年代以来，中国进行了三次系统的天然气资源评价。1986年第一次资源评价，中国天然气资源量为33.6万亿立方米；1994年第二次资源评价，天然气资源量为38.04万亿立方米；2005年完成全国第三次油气资源评价。第三次资源评价结果认为，中国陆地和近海海域115个含油气盆地常规天然气远景资源量达56万亿立方米，可采资源量为22万亿立方米，主要分布在塔里木、鄂尔多斯、四川、东海以及柴达木等9个含油气盆地，9个盆地天然气可采资源量18.43万亿立方米，占全国总量的83.7%（表12.2）。总体看，中国天然气资源量不断增加，每10年新增天然气资源量10万亿立方米左右。

表12.2中国天然气资源分布单位：万亿立方米

（2）天然气储量继续保持高峰增长。

截至2009年底，全国气层气可采资源探明率仅为19.5%，探明程度低，尚有17.79万亿立方米可采资源有待探明，主要分布在塔里木、四川、东海、鄂尔多斯、柴达木、莺歌海、松辽和琼东南八个盆地。根据美国储量增长历程资料，资源探明率在10%～45%之间，储量将保持较高的增长速度，年均探明率在1%左右。中国目前大体相当于美国储量快速增长阶段的初期，即美国在20世纪30年代的水平，预示着未来中国待探明资源前景广阔，储量增长潜力较大，发现大中型气田的几率仍然较高。结合中国未来常规天然气资源勘探领域、勘探潜力和近年来天然气储量增长趋势，预计2010—2030年中国天然气储量将持续进入高峰增长期，年均探明地质储量约5000亿立方米，储量高峰增长时间可持续到2025年前后。探明储量的快速增长，将为中国天然气开发奠定雄厚的资源基础。

中国煤层气资源探明率仅为0.5%。结合煤层气未来勘探领域，预测未来20年全国煤层气探明地质储量年均增长约1000亿立方米。南方海相页岩气预计在2015年前后，进入商业开发，2010—2030年页岩气年均新增探明地质储量有望达到800亿立方米左右。

（3）天然气产量仍将以较快的速度增长。

目前国内天然气储量准备充分，与世界主要产气国相比，2009年全国天然气储采比仍处于较高的水平，上产基础进一步加强。气层气剩余可采储量增长迅速，由1998年的9405亿立方米增至2009年的35851亿立方米，年均增长2404亿立方米。截至2009年，中国天然气储采比高达47，表明具有较大的建产潜力和产量增长空间。低渗透、高含硫、超高压和火山岩等复杂气藏开发取得重要进展，目前塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和松辽盆地等，一批大中型气田正处于前期评价或产能建设初期。这批气田已投入开发或将陆续投入开发，天然气产量仍将持续快速增长。

中国煤层气经过20多年的不断探索、评价和试验，已实现商业化运作。页岩气前期评价工作也在紧锣密鼓地进行。水溶气和天然气水合物尚处于初步的技术跟踪调研阶段，近期难以进行经济有效的开发。

预测中国常规天然气的高峰年产量为2400亿～2800亿立方米，产量增长高峰期将持续到2045年左右。预计2012—2015年，年均天然气增长100亿立方米以上，到2015年产量将突破1500亿立方米；2020年，常规气产量将突破2000亿立方米，非常规气将达到200亿立方米以上，油气产量当量基本相当；2030年，常规天然气产量将达到2500亿立方米左右。考虑煤层气、页岩气等非常规天然气今后的产量增长潜力，总产量有望超过3000亿立方米。之后，将进入一个较长时期的稳产阶段。

㈤ 天然气源分析

排2－80井试油证实为天然气，经气样分析表明：甲烷含量为 87.56％，为湿气，δC₁¹³为－专42.18‰，属δC₂¹³为－25.78‰，与排2轻质油亲缘关系较为密切，区别是天然气成熟度稍高，根据碳同位素－R_o拟合公式，对应R_o为0.93％ （排2井区的轻质油甾萜推测的R_o为0.82）。该井天然气与沙湾组二段轻质油为同源、同期成藏。

图6－56 准噶尔盆地白垩系烃源灶现今供烃强度分布图

图6－57 准噶尔盆地古近系烃源岩现今烃源灶的分布图

㈥ 我家天然气还有83个立方，打火后不知道为什么不通气，显示气上显示了一些数字IC卡也插过了。怎么办呀

找燃气公司，让人家来帮你整啊，这个东西自己别去乱弄

㈦ 8立方天然气能用多久

楼主要确定是普通民用气还是工业、商业（饭店、餐饮之类）；

按普通居民用气：家用双眼燃气灶每小时天然气耗气量为0.8立方米（两只眼儿同时使用）
家用双眼燃气灶每小时液化石油气耗气量为0.28立方米（两只眼儿同时使用）
家用10L热水器每小时天然气耗气量为2.0立方米；
家用10L热水器每小时液化石油气耗气量为0.7立方米；

楼主描述的8立方米余气----请自己计算。

㈧ 燃气表上显示83是什么意思

这个数据是燃气表液晶屏幕上面的吗？液晶屏幕一般显示累计气量、充值气量、剩余气量、各种故障代码的数字或者字母等等，83是什么意思呢？一般液晶屏幕显示数据的时候会带有相应的文字提示，你可以仔细看看，以便更准确的分析，如果家里燃气有问题，建议你最好第一时间联系所在的燃气公司问问，以免耽误使用燃气

给你参考的图片