石油盈亏平衡油价计算公式_石油盈亏平衡油价计算

2024-09-09 18:50:49

1.大解读！长庆油田“十四五”的样子

2.石油跟钻石一样吗？它是真的吗？

3.石油天然气关键参数研究与获取

4.常规油气评价方法、参数的应用效果

5.沙特俄罗斯强强联手打压美国原油是真的吗？

大解读！长庆油田“十四五”的样子

石油盈亏平衡油价计算公式_石油盈亏平衡油价计算

持续增长的长庆

长庆油田2021年工作会提出，到2025年油气生产当量上到6800万吨，以自身的高质量发展，保障国家油气供应安全，助力国家构建新发展格局。

这意味着，“十四五”期间的长庆油田，在6000万吨巨大体量之上，仍将是一个大幅度增长的状态。页岩油产量年达到300万吨，上古天然厂年产液烃150万吨，加上气田轻质油、油田轻烃，就是500万吨净增量。盆地致密气开发经过三年集中攻关，已实质性转入“少井高产”新阶段，成为我国非常规天然气增长主力军。

持续上产的底气，既源于对岩页油、致密气规模高效开发的科技自信，还来自于已掌控的优势。在已探明60亿吨石油储量、4万亿立方米天然气储量基础上，长庆未来每年新增石油、天然气探明储量3亿吨、2000亿立方米，其中，优质储量锁定在1亿吨和1000亿立方米规模。按这个保守规划，仍具备在“十四五”末冲刺7000万吨的基础。

长庆决策层心里清楚，持续上产最根本的要害还是老油、气田的科学稳产。“提升收率”和“降递减工程”，被列为“十四五”至关重要的攻关战役，给油田持续增长注入更基础的确定性。新年伊始，多个进攻性提产项目接连启动，其中，苏里格气田重大开发试验攻关，就瞄准提高10%的收率目标来部署。一系列降递减工程，正在千里油气区有序铺开，确保油田自然递减率控制在11.2%以内，气田综合递减率锁定在20%。

长庆油田油气产量占中国石油国内总产量29.4%，持续增长，对中国石油国内油气稳产2亿吨具有决定性作用。长庆人知重负重，今年安排生产原油2545万吨、天然气460亿立方米，折合油气当量6210万吨，较上年增幅170万吨。

毫无疑问，作为我国最大油气田，长庆油田未来五年，将不断超越自己，持续创造油气产量高点攀升的新纪录。

低成本的长庆

长庆油田对标国际一流能源公司，两年之内，把桶油完全成本降到40美元，千方天然气成本控制在800元，在“三低”油气田上实现更高质量发展。

40美元是近两轮国际超低油田下，国际石油公司盈亏平衡点。这相当于把一个世界典型的“三低”油气田，提升到与国际石油公司高品位油气田的赢利水平。

长庆人始终如履薄冰，但一直厚积薄发，真正把“三低”油气田高成本挑战，变成低成本优势。油气年产量从2000万吨增长到6000万吨，员工总量保持7万人不增，低成本成就了长庆油田，长庆也创造了低成本奇迹。刚刚过去的2020年，长庆油田经受住百年罕见的肺炎疫情、国际超低油价双重挑战，在控投降本超过111.4亿元基础上，还贡献了156.9亿元利润，提质增效、利润贡献均居集团公司第一。

面向未来，长庆油田谋划以创新驱动打开新的效益增长点，拉动员工人均年劳动生产率达到1000吨油气当量，这个极具挑战性的目标，明确了年产油气未来攀上7000万吨新高点，员工总量仍保持在当前的7万人，相当于员工总量不增的基础上，再新增一个千万吨级大油气田。

面对发展规模持续增长与用工需求“天花板”极限，长庆油田把人才强企战略作为持续创造和释放内生发展动能的新优势，通过固化长效机制，搭建公平竞争平台，延伸员工职业成长通道，把人力价值培育、价值创造、价值贡献，提升到一个全新高度。

依靠技术进步提高单井产量，持续创造非常规油气效益开发竞争优势。规模应用水平井，被列为“十四五”低成本战略来接力攻关。长庆油田22%的油气产量，来自占比仅为6.4%的水平井，在今年274万吨石油、83亿立方米天然气产能部署中，气田水平井占到53%，油田水平井占比提高到70%以上，通过提升单井产量和新井贡献率，在开局之年就形成优质高效的增量资产。

绿色的长庆

长庆油田未来五年发展，绿色的份量和力度引人注目。具体到工作部署，就是推进节能、减排和二氧化碳化利用，从单纯的油气生产向绿色能源公司转型。

天然气已成为我国实现碳达峰、碳中和目标，增长最快的绿色能源。长庆油田作为我国最大天然气主产区，2020年产气448.5亿立方米，如果全部转化成热能，相当三峡电站4年发电量产生的热值。长庆规划“十四五”年产气量上升到500亿立方米，每年可替代6000万吨标煤，助力国家减排二氧化碳1.56亿吨。

长庆油田着眼于绿色发展，加快前瞻性技术储备，筹划光伏、风能、地热等新能源布局，让油田生产、生活受益，太阳能照明已在苏里格气田规模应用。眼下，正在投产的伴生气回收二期工程，将油井伴生气利用率提升到91%以上，使其转化成清洁能源。已建成投运的国内最大天然气乙烷回收工程，每年可生产乙烷、液化石油气和轻烃150万吨。

长庆油田去年启动黄河流域生态保护示范企业建设，未来五年，长庆将成为我国二氧化碳固化的贡献者和受益者。姬塬油田二氧化碳驱油国家级CCUS示范工程，正加快10万吨级二氧化碳驱油工业化进程。这必然拉动周边燃煤电厂、煤化企业二氧化碳捕集、封存的积极性。二氧化碳化利用，将驱使油田收率提高5-15个百分点，产生巨大经济效益，还延伸培育了生态环境保护产业链。

迈入新征程，长庆油田迎来崭新的发展，一个持续增长的长庆、低成本的长庆、绿色的长庆，注定是一场更彻底的低渗透革命，肯定是一场脱胎换骨的变革，也必然成为我国能源革命的宝贵实践。

长庆油田有这个自信，更有这个实力。让我们期待，长庆油田“十四五”的样子。

石油跟钻石一样吗？它是真的吗？

石油枯竭跟钻石都是天大谎言？石油成因解释为啥新油田不断被发现

钻石被誉为二十世纪最精彩的营销，它的唯一元素就是碳，是地球上最不缺的元素。却让戴比尔斯营销成钻石=美好+永恒=爱情，“钻石恒久远，一颗永流传”成为耳熟能详的广告语。那么石油枯竭是不是跟钻石一样是个天大谎言？毕竟从上世纪80年代起，报纸上就不断报道说地球上的石油仅够全世界30年使用我们要节省使用，但到了2019年，30多年过去了，石油消耗指数般的增长，但石油却没有出现枯竭现象，反而出现了持续的价格低迷。

钻石的营销谎言

工业时代，石油主要被用来作为燃油和汽油，也是许多化学工业产品，如溶液、化肥、杀虫剂和塑料等化工产品的原料，被誉为“现代工业的血液”。其实关于人类会遭遇石油枯竭危机，是源于1956年美国地质学家哈伯特的一篇论文，论文的主旨是，石油是化石燃料，是5亿年前埋在地下的恐龙及藻类等生物经生化反应而成，并推断石油将在2050年枯竭。其核心理论虽是个设，却成了近代“生物沉积变油”理论的主要依据。

石油产业在现代工业中的上下游分布

想要知道石油会不会枯竭，首先就要了解石油是怎么形成的。科学发展至今，目前学术界有两种理论说法。

古生物沉积变油说的过程图解

一是生物沉积变油说。即认为石油是由亿万年前的各种动植物不断在海洋及江河湖泊里沉积，在高压、密闭等多种地质条件又经过复杂的变化形成，属于生物沉积变油，不可再生；理由是：石油之所以还没有枯竭，主要是地球形成已经46亿年了，石油的形成也不是一朝一夕的事，而是从5.4亿年前的古生代寒武纪生物大爆发开始，动植物遗体经过日积月累之后沉积在江海湖盆，长期隔绝空气，又受到地层深处的温度、压力的作用，跟地下的碳形成反应，慢慢的方会形成石油。

波斯湾在第四纪前是一片温暖浅海

理论支持的有波斯湾石油湖和我国新疆塔里木盆地大油田，该两处富油区的形成均与特提斯洋（即古地中海）的消退有关，在三叠纪时上述地区属于湿润潮湿的特提斯洋的浅海地区。

石化油学说的过程图解

第二种是石化油学说。认为石油是从地壳里面的碳生成的，在地壳中，碳是由碳氢的形式存在的，碳氢化合物比岩石空隙中的水轻，因此沿岩石缝隙向上渗透，再经过高温和高压的环境，逐渐形成石油。只要地壳内一直有碳存在，那么就会有源源不断的石油被制成，认为石油与古生物沉积无关，是地球深处涌出的太初物质，是可再生的，明显的例子就是世界石油分布带跟板块交界带存在大量的重合，如欧佩克成员的阿尔及利亚、利比亚、伊朗，也有例外的非洲安哥拉和尼日利亚。

世界石油分布带与板块交界带高度重合

两种学说既有各自的理论支持，也有各自的不足之处，而且除了这两大学派之外，还有许许多多小众的石油成因理论都有自己的理由，由此可见，现在要对石油的成因下最终结论还为时过早。自然对石油会出现枯竭的判断就更没有理论依据。那么石油在18世纪首次被精炼以来，到20世纪以来汽车行业的飞速发展，对石油消耗呈指数性增长，石油枯竭总是我们现实的担忧。实际上，全球石油的探明储备却一直在连年增长。在1882年对于石油剩余量的估算为9500万桶；到了1980年，所剩石油的探明储量达到了6480亿桶；而1993年储量上升到了9990亿桶；到了最近的2018年，全球探明石油储量已经达到了16966亿桶。难道石油真的是“不限购不限量”的吗？

世界页岩油分布图

其实放眼两百多年来的数据就可以发现，随着石油价格的上涨和勘探、开、精炼等技术的提升，石油的探明储量不断在提升。比如13年的第一次石油危机，使得当时的原油价格从每桶不到3美元上涨到超过13美元，也使得八十年的石油探明储备得到巨幅增长。从经济学眼光，当石油价格高涨，石油生产商就会加大新油田的勘探力度，去原先成本太高的地方搜寻石油变得有利可图，发现了很多在国际油价低时没有发现的新油田，最终探明储量得到大幅提升。特别是2017年美国爆发“页岩油革命”，成功通过压裂技术开之前难以开到的页岩油，正是在当时国际高油价的背景下爆发的。

世界稠油分布图

从这个角度来说，石油不会内枯竭！抛开不确定的石油形成原因，随着开技术的进步，让石油枯竭的时间长到很难准确估计。在2017年6月，美国一能源巨头宣布成功试验了二叠纪盆地浅层稠油开技术，成功把每口油井的盈亏平衡点降至16.5美元/桶，就算在如今国际油价低迷的情况下，布伦特原油期货价格依然维持在67美元浮动，对石油生产商而言依然有利可图，而且页岩油和稠油开技术一旦推广开来，全球石油探明储备量又将大增。

世界石油勘探逐步由陆地转向了海洋

石油不会枯竭但价格会上涨，但对于中国这样的后发工业化国家而言，当前产业结构还是以消耗能源较多的制造业为主，所以未来油价的变动对我经济发展的冲击更加明显。而且在当今世界石油不仅仅是能源，更是大国经济战争的战略物资，参见恩道尔的《石油大棋局》。当然国际油价上涨也会间接刺激新能源的技术开发和利用，如风能、水能、太阳能等。

石油天然气关键参数研究与获取

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。

常规油气评价方法、参数的应用效果

1.评价方法

评价过程中，中石油、中石化、中海油和延长油矿在统一使用面积丰度类比法和盆地模拟法的基础上，在中高勘探程度盆地加强了统计法的应用，并突出了方法的组合和交叉使用，以达到相互验证的目的;广州海洋地质调查局、青岛海洋地质研究所、中国地质科学院地质力学研究所、成都理工大学和成都地质矿产研究所在其所承担的中低勘探程度盆地评价中，主要用了类比法和成因法中的氯仿沥青“A”法、烃产率法和盆地模拟法;塔里木盆地评价项目组在中石油和中石化各自评价基础上，根据交叉评价的需要，用类比法进行评价;渤海湾盆地评价项目组在中石油、中石化和中海油各自评价的基础上，根据任务要求，分坳陷、凹陷进行了全渤海湾盆地油气的汇总，并对部分凹陷进行了评价。各评价单位方法使用情况见表2-4-1。

表2-4-1 评价方法使用情况

续表

对同一评价单元，用不同评价方法估算出的地质量，再用特尔菲加权，得到该单元的地质量，使量的计算结果既客观合理，又具横向可比性。

不同类型及不同勘探程度盆地评价区量计算方法见表2-4-2。

表2-4-2 不同类型及不同勘探程度盆地量计算方法

2.刻度区解剖与关键参数取值

推广了中石油通过刻度区解剖获得关键参数的经验，选择勘探程度高、地质认识程度高、探明程度高的地区作为刻度区进行解剖，获得关键参数。

刻度区解剖是油气评价的重要基础工作，通过对满足上述“三高”条件评价单元油气成藏条件的综合分析和定量研究，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。在中石油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个刻度区，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2-4-3。

表2-4-3 各种类型刻度区统计表

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。如中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6个运聚单元，分别计算各单元的生油量和量，直接获得6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，以满足其他评价区类比应用。中石化解剖的苏北高邮和金湖刻度区，不但在苏北盆地的评价中得到了充分应用，还为中海油评价南黄海新生界盆地提供了类比标准，使南黄海新生界油气评价的结果更为合理。

通过刻度区解剖研究、模拟实验和统计分析，完成了有效烃源岩有机碳下限、运聚系数、烃产率图版、油气丰度、可系数等相关参数的取值，确立了部分关键参数的取值范围。

3.可系数

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。

油气藏本身是评价单元内的地质体，其地层、沉积相等地质要素在评价单元内具有相似性。因此，油气藏内的已探明油气的可性与评价单元内油气的可性可以类比研究。基于以上认识，确定了通过油气藏解剖研究可系数的思路。

研究过程中，首先剖析了已探明油气储量的收率及其影响因素，并利用油气藏的地质属性，确定油气藏所在评价单元内油气的可系数，通过对多种类型评价单元油气可系数及其影响因素的分析，建立了不同类型评价单元可系数取值标准。

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，给出了不同类型油气的技术可系数和经济可系数取值范围，建立了不同类型油气可系数取值标准。通过系统的研究，给出了满足不同类型储层及物性、不同圈闭类型、不同油品、不同驱动类型、不同勘探开发程度盆地等六个方面油气可系数取值标准。不同类型评价单元石油和天然气可系数取值标准见表2-4-4、表2-4-5。通过石油公司的实际资料试算，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。

表2-4-4 不同类型评价单元石油可系数取值标准

续表

表2-4-5 不同类型评价单元天然气可系数取值标准

4.有效烃源岩有机碳下限

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%。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。

5.运聚系数

运聚系数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，一种方法是通过刻度区解剖，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间存在相关关系。依此建立主要地质因素与运聚系数之间的统计模型，获取评价区运聚系数的取值标准与条件。另一种方法是成藏分析法，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，确定了运聚系数分级取值标准(表2-4-6)。在评价中得到了推广应用，取得了良好的效果。

表2-4-6 石油运聚系数分级评价表

6.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。与运聚系数的确定方法类似，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来确定油气丰度和取值标准。

在评价过程中，主要利用了不同类型刻度区内分层、分成藏组合建立的丰度(面积丰度)与成藏条件的线性正相关关系，来求取相应单元的丰度，再通过成藏条件类比，求取其他评价单元的面积丰度，进而估算量。

7.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，三大公司和延长油矿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，最小油气田规模一般在150×104～500×104t。

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