第一节 天然气的基本知识
一、定义
在石油地质学中，通常指油田气和气田气。其组成以烃类为主，并含有非烃气体。广义的天然气是指地壳中一切天然生成的气体，包括油田气、气田气、泥火山气、煤撑器和生物生成气等。按天然气在地下存在的相态可分为游离态、溶解态、吸附态和固态水合物。只有游离态的天然气经聚集形成天然气藏，才可开发利用。天然气主要用途是作燃料，可制造炭黑、化学药品和液化石油气，由天然气生产的丙烷、丁烷是现代工业的重要原料。天然气主要由气态低分子烃和非烃气体混合组成。
天然气主要有以下几个用途：
1、天然气发电，具有缓解能源紧缺、降低燃煤发电比例，减少环境污染的有效途径，且从经济效益看，天然气发电的单位装机容量所需投资少，建设工期短，上网电价较低，具有较强的竞争力。
2、天然气化工工业，天然气是制造氮肥的最佳原料，具有投资少、成本低、污染少等特点。天然气占氮肥生产原料的比重，世界平均为80%左右。
3、城市燃气事业，特别是居民生活用燃料。随着人民生活水平的提高及环保意识的增强，大部分城市对天然气的需求明显增加。天然气作为民用燃料的经济效益也大于工业燃料。
4、压缩天然气汽车，以天然气代替汽车用油，具有价格低、污染少、安全等优点。
目前人们的环保意识提高，世界需求干净能源的呼声高涨，各国政府也透过立法程序来传达这种趋势，天然气曾被视为最干净的能源之一，再加上1990年中东的波湾危机，加深美国及主要石油消耗国家研发替代能源的决心，因此，在还未发明真正的替代能源前，天然气需求量自然会增加。
二、商品天然气
商品化就是把天然气视作商品，这是解决国内外天然气价格倒挂等问题的重要手段。
燃气价格商品化改革的主要内容包括：“理顺价格收费，使之桥归桥、路归路；完善价格机制、确保各类差价的合理；实行两部制价格”等。
其中，两部制价格就是分“容量费”和“计量费”两部分计价，所谓“容量费”，就是固定资本的补偿，包括固定器制补偿、初期建设费用等；
而“计量费”是包括管道的维护费用、人员工资、利润等。
此举可使用户公平负担管道运输天然气的费用。在管道运输总费用不变的情况下，用气均衡的用户可比用气不均衡的用户少支出管道运输费用。
三、天然气的性质和特点
天然气是古生物遗骸长期沉积地下，经慢慢转化及变质裂解而产生之气态碳氢化合物，具可燃性，多在油田开采原油时伴随而出。
天然气蕴藏在地下约3000—4000米之多孔隙岩层中，主要成分为甲烷，比重0.65，比空气轻，具有无色、无味、无毒之特性，天然气公司皆遵照政府规定添加臭剂，以资用户嗅辨。
天然气是较为安全的燃气之一，它不含一氧化碳，也比空气轻，一旦泄漏，立即会向上扩散，不易积聚形成爆炸性气体，安全性较高。采用天然气作为能源，可减少煤和石油的用量，因而大大改善环境污染问题；天然气作为一种清洁能源，能减少二氧化硫和粉尘排放量近100%，减少二氧化碳排放量60%和氮氧化合物排放量50%，并有助于减少酸雨形成，纾缓地球温室效应，从根本上改善环境质量。
天然气是一种洁净环保的优质能源，几乎不含硫、粉尘和其他有害物质，燃烧时产生二氧化碳少于其他化石燃料，造成温室效应较低。天然气无毒、易散发，比重轻于空气，不宜积聚成爆炸性气体，是较为安全的燃气。
四、天然气的运输与置换
1、天然气的运输
将天然气（包括油田伴生气）从开采地或处理厂输送至城市配气中心或工业企业用户的管道。又称输气管道。是陆地上大量输送天然气的唯一方式。
天然气管道系统由管道输气站和线路系统两部分组成。
管道输气站按功能分为3种。
（1）压气站。
采用压气机组给天然气增压，为其提供输送动力的作业站。长距离输气管道需要在沿线设置若干压气站，以补充天然气沿管线输送所消耗的压力。起点是否要建压气站，取决于气田压力。如气田压力能满足输气的需要，则可不建压气站。
（2）调压计量站。
采用压力调节阀调节天然气输送压力和用计量装置测量天然气流量的作业站。一般设在输气管道的分输处和末站。
（3）储气库。
为实现均衡输气、提高输气管道利用率和保证安全供气而建立的作业站。可以在用气负荷低峰时储存多余的天然气，而在用气负荷高峰时补充管道来气量的不足。线路系统包括管道、沿线阀室、穿跨越建筑物（管道穿跨越铁路、公路、河流、峡谷的建筑物和穿山隧道等）、阴极保护站、管道通信系统、调度和自动监控系统等。整个输气管道系统是一个连续密闭的输送系统。
管道输气工艺流程是首先对来自气井的天然气进行加热、降压、分离、计量，然后将天然气输至天然气处理厂，脱除水、硫化氢、二氧化碳后进入压气站，经除尘、增压、冷却，才输入输气管道进行运输。天然气输送到终点后进入调压计量站和储气库，然后再输往配气管网供给用户。
2、天然气置换
天然气置换就是把液化气升级为天然气。置换方式有：
（1）钢瓶过渡、分区置换法
对实施转换的区内民用户发放1个过渡液化气钢瓶，工商用户发放移功式瓶组站供气、使用户燃气具与原有管网分离，使转换区内地下内网与区外管网分隔，先将转换区内地下管网停留的液化气抽吸干净，少数无法抽吸干净的引出燃烧，然后用钢瓶过渡换取20天左右时间(再长也可以)。
利用这一时间对区域内地下、地上、户内管网进行改造。改造内容有：增设小区地下式调压箱或楼栋挂墙式调压箱、用于将调压站出口0．3MPa天然气降到0．1MPa，户内调压器作适当调整，气表不动。依照 规划 设计文件对管网进行完善．包括增加管网，加装调度系统测控部件。改造完成后进行吹扫、试压、置换，使整个小区地下地上管网均充满天然气。然后集中对用户燃气用具进行改造或更换，撤去钢瓶或瓶组同时按上天然气管。
（2）代天然气提前置换法
代天然气主要用作天然气进深后的事故备用气源。现在可以提前设计安装调试，用代天然气提前进行置换。
方法一，是以气化站为中心划分片区，首先完善气化站内代天然气生产工艺、设备，代天然气出站压力与将来天然气调压站出口压力相同；然后对片区内用户问样采用钢瓶过渡．争取2个月时间进行管网改造、吹扫、试压、置换，问时对用户进行宣传教育，更换燃气用具，办理代天然气点火手续。
方法二，不用钢瓶过渡，以置换片区气化站为起点。逐步向外划分小区，从内向外小区置换，未轮到置换的小区与置换小区断开，由相邻气化站供气。
五、人工煤气、液化石油气、天然气的比较
1、天然气
天然气一般可分为四种：气田气(或纯天然气)、石油伴生气、凝析气田气和煤矿矿井气。纯天然气以甲烷为主，还含有少量的二氧化碳、硫化氢、氮等气体;石油伴生气(以我国大港地区为例)甲烷含量约为80%，乙烷、丙烷和丁烷等含量约为15%，发热值约为41900kJ/N;凝析气田气除了含有大量甲烷外，还含有2-5%戊烷及戊烷以上的碳氢化合物。矿井气的主要可燃组分是甲烷，其含量随采气方式而定。天然气既是重要的化工原料，又是理想的城镇燃气气源。
2、人工燃气
(1)固体燃料干馏煤气
利用焦炉、连续式直立炭化炉和立箱炉等对煤进行干馏所获得的煤气称为干馏煤气。这类煤气中甲烷和氢的含量较高，是城镇燃气的重要气源之一。
(2)固体燃料气化煤气
压力气化煤气、水煤气、发生炉煤气等均属此类。压力气化煤气的主要组分为氢和含量较高的甲烷，发热值在15100kJ/Nm3左右。水煤气和发生炉煤气的主要组分为一氧化碳和氢。这两种煤气的发热值低，毒性大，不能单独作为城镇燃气的气源，但可和其它燃气掺混，作为城镇燃气的调度气源。
(3)油制气
按制取方法不同，利用重油制取城镇嫩气可分为两种:重油蓄热热裂解气和重油蓄热催化裂解气。重油蓄热热裂解气以甲烷、乙烯和丙烯为主要组分。重油蓄热催化裂解气中氢的含量最多，也含有甲烷和一氧化碳。
(4)高炉煤气
高炉煤气是冶金工厂炼铁时的副产气，主要组分是一氧化碳和氮气。
3、液化石油气
液化石油气是开采和炼制石油过程中，作为副产品而获得的一部分碳氢化合物。目前我国供应的液化石油气主要来自炼油厂的催化裂化装置。液化石油气的主要成分是丙烷(C3Hs)、丙烯(C3H6)、丁烷(C4H1)、丁烯(C4Ha)，习惯上又称C3"C4。在燃气事业中，发展液化石油气投资省、设备简单、供应方式灵活、建设速度快，所以液化石油气事业发展很快，目前己成为我国城镇燃气中最主要的气源。
第二节 世界天然气资源及分布
一、全球的天然气储量
2006年世界天然气剩余探明可采储量为175.08万亿立方米(表1)，比2005年增长1.2％。其中，欧佩克成员国的天然气剩余探明储量为89.27万亿立方米，占世界总储量的51.0％。
就地区而言，亚太地区增长7.1％；东欧和前苏联地区增长3.0％；西半球增长0.3％。中东保持去年水平，西欧和非洲地区分别下降9.8％和0.3％。
储量增长较快的国家为哈萨克斯坦（增长53.8％）、中国（50.0%）、土库曼斯坦（40.8%）、安哥拉（23.5%）、巴巴多斯（20.0%）、澳大利亚（9.9%）；奥地利（7.5%）、美国（6.2%）、克罗地亚（5.2%）。
俄罗斯、伊朗和卡塔尔是世界三大资源国，证实储量分别占世界总量的27.2％、15.8％和14.7％。
二、世界油气资源布局
世界油气储量的增加分为8个地区，其区域特点如下：
1、油气储量的增长，集中在中东北非地区，该地区原油约占40%，天然气约占55%；
2、原油储量增加在中东北非之后，依次为中南美、非洲撒哈拉和前苏联。天然气的储量增加在中东和北非之后，依次为前苏联、亚太、中南美、非洲撒哈拉；
3、原油储量增加大多数地区都是老油田储量增长大于勘探新发现，唯有非洲撒哈拉与亚洲勘探新发现大于老油田储量增加；
4、天然气储量增加中也是大多数地区都是老气田储量增长大于勘探新发现，只有亚太新发现明显大于老气田的储量增长，而欧洲和中南美新发现略大于老气田储量增长。
第三节 我国的天然气资源
一、中国的天然气资源及分布
天然气聚集规律 研究 表明，天然气在地下的分布是极不均一的，是受相同的地质条件控制呈聚集区或聚集带分布，我国天然气探明储量的分布特征也证明了这一规律。全国天然气探明储量的80％以上分布在鄂尔多斯、四川、塔里木、柴达木和莺一琼五大盆地，其中前三个盆地天然气探明储量超过了5000×108m3，在上述五大盆地中，天然气勘探取得较大进展并已形成了一定储量规模的地区主要有：鄂尔多斯盆地上古生界、塔里木盆地库车地区、四川盆地川东地区、柴达木盆地三湖地区和莺歌海盆地，这五大气区基本代表了我国天然气勘探的基本面貌。
1、鄂尔多斯盆地上古生界
自“八五”末期，鄂尔多斯盆地天然气勘探的重点由下古生界转为上古生界，取得了突破性的进展，探明了苏里格、乌审旗、榆林大气田，探明储量大于5000×108m3，形成了一个新的大气区。该区广布型石炭一二叠系海陆交互相含煤层形成了气源充足、储层广布、盖层发育的有利生储盖组合；克拉通背景下的区域性西倾单斜的构造格局提供了稳定的构造环境，形成了大面积分布的层状岩性天然气田。
2、塔里木盆地库车坳陷
该区位于塔里木盆地北部天山山前，属新生代再生前陆盆地。成排成带的前陆逆冲带叠置在侏罗系一三叠系煤系气源岩之上，断层作为天然气向上运移的主要通道，区域分布的第三系厚层膏泥岩形成良好的区域盖层。90年代分别在库车坳陷南斜坡发现了英买7、牙哈、羊塔克等一批中型凝析气田，2000年在前陆逆冲带盐下发现了陆上第一个高丰度整装大气田克拉2气田，该气田储量丰度达59×108m3／km2，主力储层为下白垩统，气柱高度为448m，单井产能大于200×104m3／d，克拉2大气田的探明为“西气东输”工程实施奠定了资源基础。近年来，又在东秋里塔克构造带获得重大进展，发现了迪那1、2中型气田，东秋8井见到良好显示，预示着该区天然气勘探具有广阔的前景。
3、四川盆地川东地区
四川盆地是我国最老的气区，天然气探明储量主要分布于川东地区，占全盆地的50％以上。“八五”期间，川东高陡构造石炭系勘探取得重大进展，探明了8个储量大于100×108m3的大中型气田。天然气藏是在开江印支期古隆起控制下经喜山构造运动在高陡背斜中再分配而形成，储层为上石炭统藻砂屑白云岩、角砾状白云岩夹生物灰岩，气源来自志留系黑色泥岩。1995年在渡口河构造三叠系飞仙关组鲕滩储层获得高产工业气流，打开了川东天然气勘探的新领域，并且相继发现了渡口河、铁山坡、罗家寨、金珠坪等鲕滩气藏。目前，飞仙关组已成为川东地区天然气勘探的重要领域。
4、柴达木盆地三湖地区
三湖地区位于柴达木盆地的中南部，发育有巨厚的咸水湖相夹沼泽相的第四系，最大厚度大于3200m。暗色泥岩、碳质泥岩与砂岩、粉砂岩交互，组成了很好的生储盖组合。该区寒冷的气候条件、高盐度的水体环境以及广泛分布的富含有机质的未成熟烃源岩使其具有生物气形成的得天独厚的地质条件。目前已经探明了3个储量大于400×108m3的气田：台南、涩北一号、涩北二号气田，天然气探明储量占全盆地的91％。
5、莺一琼盆地
莺一琼盆地为一新生代大陆边缘伸展盆地，下第三系属断陷性质、上第三系属坳陷性质，具明显的双层结构。有利烃源岩和有利储气层均分布在上第三系，源岩有机质类型为海相、湖沼相腐殖一偏腐殖型。1990年在琼东南盆地发现崖13-1大气田，成为我国第一个探明储量约1000×108m3的大气田，之后在莺歌海盆地相继发现了东方1-1、乐东22-1、乐东15-1等超压大中型气田。这些超压气田是由于深部热流体活动、天然气在泥拱背斜带聚集而形成的。莺歌海盆地雄厚的生烃物质基础和成群成带的泥拱背斜带预示着该区天然气勘探具有良好的前景。
二、中国近海天然气分布与勘探
我国近海有10个沉积盆地，以往主要在渤海湾、南黄海、东海、珠江口、琼东南、莺歌海、北部湾等7个盆地中开展了油气勘探工作。这7个盆地的总面积为73万平方公里，共计完成地震勘探二维测线80万公里、三维1.8万平方公里，钻探井693口，发现气田5个，油田43个，发现各级别天然气储量4737亿立方米，年产天然气40亿立方米。除渤海湾和北部湾盆地可达200平方公里／口探井的勘探密度，其他盆地一般都在1000～5000平方公里／口，说明我国海上基本还处于油气勘探的早期阶段。
目前我国海上已经发现了莺歌海盆地、琼东南盆地、东海盆地西湖凹陷、渤海湾盆地渤中凹陷、珠江口盆地文昌A凹陷等5个含气区。其中，莺歌海盆地的天然气资源量为5.05万亿立方米,经济资源量为1.77万亿立方米。琼东南盆地的资源量为3.57万亿立方米,经济资源量为1.25万亿立方米。东海盆地的资源量为2.46万亿立方米,经济资源量为0.86万亿立方米。
渤海湾盆地的资源量为1.22万亿立方米,经济资源量为0.43万亿立方米。珠江口盆地的资源量为1.3万亿立方米,经济资源量为0.46万亿立方米。海上总天然气总资源量为13.8万亿立方米，经济资源量为4.8万亿立方米，发现天然气储量为资源量的4.1%，天然气资源的发现程度很低，说明海上天然气资源潜力很大，具有广阔的勘探领域。尤其歌莺海盆地不但目前发现天然气储量最多，而且发现了一批圈闭面积大于100平方公里的背斜圈闭，展示了万亿立方米以上的资源前景，已经成为海上的勘探重点。
三、中国天然气资源分布特点
1、大面积分布的高丰度具有一定成熟度的气源岩
对于含油气盆地来说，烃源岩普遍存在，但是能形成大气区的烃源岩是有局限的。分布面积广、有机质丰度高、成熟一高成熟的演化程度三者缺一不可，这是大气区形成的根本。勘探实践及地质 研究 结果表明，我国主要有两大类烃源岩有利于形成大气区，一类是煤系地层，另一类是海相暗色泥岩。
煤系是最有利的气源岩已经成为共识，煤系中高丰度的Ⅲ型有机质在热演化的整个过程均有大量天然气形成，其主要生气期应在R。为1.0％一2.0％。上述五大气区中鄂尔多斯盆地石炭一二叠系、塔里木盆地库车坳陷侏罗系及莺一琼盆地上第三系均为含煤地层，且广泛分布，遍及整个盆地或坳陷，为大气区的形成提供充足的气源。我国已发现的克拉2、苏里格、靖边等储量大于1000×108m3的大气田的气源岩均为含煤地层。
我国海相暗色泥岩具有有机质丰度高、区域分布稳定、高成熟度的特征，在有利的成藏条件匹配下，有利于形成大气区，例如，四川盆地川东志留系海相暗色泥岩就形成了川东石炭系大气区。
2、大面积分布的多套叠置的孔隙型储集层
五大气区天然气储集层均以孔隙型为特征，其中，鄂尔多斯盆地上古生界、塔里木盆地库车坳陷、柴达木盆地三湖地区及莺一琼盆地的储层为孔隙砂岩，而四川盆地川东地区石炭系和三叠系飞仙关组为孔隙型碳酸盐岩，其中，石炭系是由于风化淋滤作用而孔洞发育，飞仙关组是由于鲕滩灰岩白云岩化作用及溶蚀作用而孔隙发育。由此可见，孔隙型储集层主要有两大类，一类是孔隙砂岩，另一类是碳酸盐岩古风化壳或颗粒碳酸盐岩。
储层的纵横向分布规模也是大气区形成的重要因素，不仅要分布面积广，同时纵向上单层厚度大和多套储层相互叠置。例如，塔里木盆地库车坳陷由下向上发育有侏罗系阿合组和阳霞组、白垩系巴什基奇克组和巴西盖组、下第三系底砂岩及上第三系吉迪克组等多套有利储集层，其中下白垩统砂岩储层分布遍及整个坳陷，厚度可达400m以上，克拉2大气田的主要产层就是下白垩统的巴什基奇克组；鄂尔多斯盆地石炭一二叠系太原组太2、太1、山西组山2、山1、下石盒子组盒8、盒7、盒6、盒5多砂层段相互叠置，遍布盆地中北部，从而使该盆地上古生界含气面积广、产气层位多。
3、构造相对稳定区或具有区域塑性盖层的构造活动区
由于天然气活动性强、易散失，因此，稳定的构造环境有利于天然气藏的保存，对大气区形成的重要性是显而易见的，如鄂尔多斯盆地。但是，塔里木盆地库车坳陷这样一个褶皱强烈、断层发育的构造活动强的地区，也能形成大规模的天然气聚集，其关键因素在于第三系区域分布的巨厚膏盐层的发育。下第三系膏盐层分布于库车中西部地区，厚度在100～3000m不等，喜山期强烈构造活动形成的断裂在这套塑性盖层之下或内滑脱，不仅使天然气得以保存，而且形成了区域性高压封存箱。由此可见，在构造活动强烈的地区要形成较大规模的天然气聚集，必须发育有良好的区域盖层。
4、规模较大的圈闭
大规模的圈闭才能形成大气田，而大气田是大气区的组成部分，上述五大气区正是大中型气田最发育的地区，100％的储量大于1000×108m3的气田和50％的储量大于300×108m3的气田分布在这五大气区，其原因之一就是不论是库车、川东的背斜构造、莺歌海盆地的泥拱构造，还是鄂尔多斯盆地的岩性圈闭，规模均较大。