今天冷知识百科网小编 汪凌彤 给各位分享气田评价标准有哪些类型的知识，其中也会对油气田项目经济评价(油田经济评价方法及步骤)相关问题进行解释，如果能碰巧解决你现在面临的问题，别忘了关注本站，现在我们开始吧！
油气田项目经济评价
由于上述所说的石油产业的高投资、高风险性，对油气田勘探开发项目进行科学的经济评价，是降低和控制投资风险的重要保障。
油气田项目的经济评价，是对油气资源在勘探和未来工业开采过程中所获得的经济效果进行分析和预测，以研究其工业开采的可行性，从而降低勘探投入的高风险性，对勘探各阶段实施有效的策划和投资监控，为编制油田勘探开发方案等决策提供依据。主要包括地质综合评价、油藏工程评价、经济参数预测、财务经济评价、投资回报与风险决策分析。
地质综合评价 地质综合评价主要是地质风险分析和储量预测及评价。在勘探程度较低的新区，现成的地质资料很少，一般是尚未钻探井或有极少钻井，主要分析**油气资源的生成、油气运移和**、油气保存的风险程度。在勘探程度较高的地区，不仅要进行地质分析，还要进行油气储量预测和评价，储量的评价则是基于计算储量的各个参数评价，每个参数（如储油（气）层的孔隙度、有效厚度、含油面积、含油饱和度、采收率）可用定值、上下限或曲线表示，最终帮助人们落实储量分布状况。
这一阶段的分析包括地质风险分析、储量规模评价、对每平方千米含油面积内的储量大小的评价及埋藏深度评价等。
油（气）藏工程评价 主要侧重产量、产能评价。在工程评价过程中，建立产能相应的工程预算和管理费用，对钻井、录井、试采及井口装置的花费预算进行最优化分析，以最少的井数、最低的投入达到对储量商业价值的工程花费评价。
（1）油气藏类型评价。
油气藏的地质条件复杂程度直接影响勘探开发周期的长短和投资大小，同时也决定了其经济效益的差别。地质家可以根据油藏不同的地质构造情况推断出产出效益的大小。
（2）油气田产能评价。
油气田产能大小主要受油层孔隙结构、油层内部渗流条件、原油性质、生产压差等条件控制，是反映储量质量的重要参数。
地质评价比较简单和直观地对储量的优劣进行了描述，但是不能反映企业劳动力和资金的付出及有可能获得的利益或损失。
经济（参数）预测 在进行了充分的地质评价并获得了充足的经济参数之后，决定是否将油气田（藏）投入生产，将取决于经济评价的结果。很显然，那些在规定周期内能够有把握地收回投资并有利润可赚的油气田（藏）对投资者才是最有吸引力的。
目前，通用的经济评价方法是财务现金流量法，即在国家现行财税制度和价格体系的条件下，从项目财务角度分析和计算项目的财务盈利能力及清偿能力，据以判别项目的经济合理性。要预测油气价格、勘探开发费用、操作费用和税负等，并在其后的财务评价中，作出财务现金流量表，计算出内部收益率、投资回收期和盈利率等经济指标。
财务评价 财务评价包括盈利能力分析、清偿能力分析。以财务内部收益率、投资回收期、财务净现值等作为主要评价指标。此外根据项目特点和实际需要还要计算投资利润率、投资利税率、借款偿还期等指标，从而对油气田项目的投资回报进行全面的评价分析。
投资回报与风险决策分析 经济评价所用基础数据（如投资、成本费用、产品售价、产量等）大部分来自预测和估算，因而带有一定的不确定性，从而给项目决策带来风险。为了对项目投资决策提供更可靠、更全面的依据，经济评价中除了要计算和分析项目基本的经济评价指标外，还需要进行不确定性分析，以预测项目可能承担的风险，从而确定项目财务、经济评价结果的可靠性。不确定性分析包括敏感性分析、盈亏平衡分析和风险分析。
由于石油和天然气勘探开发具有很大的不确定性和模糊性，项目的决策也就具有典型的风险性，因此进行风险分析十分必要。在对每个项目进行经济评价之后，通过项目决策分析和投资组合管理，最终确定投资方案。
概念和分类
“低品位”油气资源是一个相对的概念，是相对于已经发现的规模大、丰度高、油质好、单井产量高的“高品位”而言；同时也是相对于技术经济条件而言，是技术经济条件的函数，与经营管理的方式密切相关[1]，因此，世界各国学者根据所在国不同的资源状况和技术经济条件对“低品位”油气资源进行了不同的界定。1.1.1国外研究与实践
目前，美国等国家一般较少采用“低品位”的概念，因此也就没有对低品位油气资源提出相对统一的概念和分类。通常情况，美国采用“边际”、“非常规”等概念来描述低品位、难动用油气资源，以区别于优质资源。“边际”概念主要是指在一定市场（价格）条件下，采用现有成熟技术不能实现经济开采（满足一定的投资回报率）的石油、天然气储量，包括探明储量规模太小的油气田、规模大但开发难度大的油气田、重（稠）油、剩余油（尾矿）等。“非常规”的概念，则用来描述利用常规技术工艺不能开发的油气资源，如油砂、油页岩、煤层气、页岩气、致密砂岩气等。在实际应用中，这两个概念没有截然分开，存在明显交叉。即便如此，对于任何一种具体的边际储量和非常规资源，美国等国家在研究制定相关政策时，都给予了明确的界定，包括孔隙度、渗透率、密度、粘度等具体的物性、物理指标[2]。
国外曾把渗透率小于100mD（mD：毫达西，为渗透率单位）的油田划为低渗透油田。随着科学技术的发展，目前通常也把低渗透油田的上限定为50mD，并进一步将低渗透油藏分为以下三种类型[3～4]：
一类储层渗透率10～50mD，称为低渗透油田。此类储层的特点接近于正常储层。地层条件下含水饱和度为25%～50%。这类储层一般具有工业性自然产能，但在钻井和完井中极易造成污染，需采取相应的储层保护措施。开采方式及最终采收率与常规储层相似，压裂可进一步提高其产能。
二类储层渗透率1～10mD，称为特低渗透油田。此类储层含水饱和度变化较大，部分为低电阻油层，测井解释难度较大。这类储层自然产能一般达不到工业性标准，需压裂投产。
三类储层渗透率0.1～1mD，它属致密低渗透储层，称为超低渗透油田。由于孔隙半径很小，因而油气很难采出。这类储层已接近有效储层的下限，几乎没有自然产能，需进行大型压裂改造方能投产。就目前的世界工艺技术水平而言，0.1mD以下的低渗透油藏也是可以开发的，但经济上可能是无效的。
近年来，美国将渗透率低于1.0mD油藏定为低渗透油藏，而将渗透率低于0.01mD的油藏定为特低渗透油藏。美国联邦能源管理委员会根据《美国国会1978年天然气政策法》的有关规定，提出将有效渗透率低于0.1mD的砂岩气藏确定为致密气藏。美国能源部对致密砂岩气藏进一步分类，规定：0.05～0.1mD为致密砂岩气藏；0.001～0.05mD为很致密砂岩气藏；0.0001～0.001mD为极致密砂岩气藏。
1.1.2国内研究与实践
国内对低品位油气的界定比较多，没有形成统一的概念。国家有关部门、一些专家学者分别从不同角度对低品位油气资源进行了描述。
1.1.2.1国家行业标准
国家有关部门从油气藏分类的角度，对一些低品位油气藏进行了定量描述和界定。国家油藏分类（标准编号：SY/T6168-1995）如表1.1所示；国家气藏分类标准（标准编号：SY/T6169-1995）如表1.2所示。
表1.1 国家油藏分类（标准编号：SY/T6168-1995）
表1.2 国家气藏分类标准（标准编号：SY/T6169-1995）
1.1.2.2专家学者界定
国内专家学者也对低品位油气资源的概念和类型做了大量研究。
有的学者借鉴国外标准，从物性指标参数等方面对低渗透油藏概念进行了研究和界定。罗蛰潭等[5]认为：渗透率低于100mD的储层为低渗透储层。严衡文等在西安国际低渗透油气藏会议上，提出了低渗透储层的划分标准：渗透率大于100mD为好储层；渗透率10～100mD为低渗透储层；0.1～10mD为特低渗透储层。李道品等[6]提出：渗透率10～50mD为低渗透；渗透率1.0～10mD为特低渗透；渗透率0.1～1.0mD为超低渗透。由中国石油天然气集团公司组织编写的《中国石油勘探开发百科全书》[7]中规定：渗透率≥10～50mD为低渗透；渗透率≥1.0～10mD为特低渗透；渗透率<1.0mD为超低渗透。王光付等[8]提出：有效渗透率10～50mD的油藏为一般低渗透油藏；有效渗透率1～10mD的油藏为特低渗透油藏；有效渗透率0.1～1.0mD的油藏为超低渗透油藏。
李浩和杨海滨主要从经济和技术角度提出了低品位石油储量判断标准，他们认为低品位石油储量就是难动用石油储量[9]。从经济角度来说，12%的投资收益率是划分储量难动用与否的标准，投资收益率达不到12%的，被定义为难动用储量；将成本利润率小于6%的已开发油藏定义为石油尾矿[9]。从技术角度说，难动用储量是指在自然条件下由于技术原因开发难度较大的储量，一般又分为3种类型：油藏**的物性不好；油品本身特性不好，粘度太大；进入开发后期的难采储量。难动用石油储量具有以下特点：①资源本身物化特性或其储层物性较差，通常其相对密度较大、粘度较高、流动性差、非烃组分含量高，或具有储量丰度低、单井产量低及渗透率低的“三低特征”；②资源本身质量和储集性较好，但分布复杂，或储量规模较小，需要特殊工艺和设备，风险高；③随着技术的发展与油价的变化，可以变为可动用储量；④由于管理体制、管理水平等的不同，储量的可动用性不同。邱中建等认为[10]：难采储量往往受制于油价的高低，对油价的波动非常敏感，如果油价从18美元/桶增至28美元/桶，那么大部分难采储量都可以动用。而且他们还认为，由于难采储量开采成本高，大型国有石油公司动用它们的积极性往往不高，如果改变经营方式，缩小经营单位，采用股份制，由国有石油公司控股，精打细算，那么大部分难采储量也可以动用。这种经营方式在我国某些地方已经存在，而且可以盈利。如果同时加大科技攻关的力度，降低难采储量开发的成本，那么难采储量也会被动用。
查全衡等[2]认为“低品位”资源是相对概念，一是相对于已发现的规模大、丰度高、油品好、产量高油气田的“高品位”而言的。“低品位”资源的成因有两种：一种是天然形成的。我国通常将复杂的小断块油气田、稠油油田和低丰度、低渗透油气田的资源称为“低品位”资源。另一种是人为造成的。长期开采后的油气田剩余的资源，大体相当于固体矿藏的“尾矿”，资源品位变差。不过流体矿藏的“尾矿”总量巨大，目前一般占探明地质储量的70%以上。二是相对于技术经济条件而言。“品位”是技术经济条件的函数，随着技术进步、油价上升，“低品位”资源可以成为“高品位”资源，而在油价下降时，“高品位”资源也可以成为“低品位”资源，如图1.1所示。
图1.1 油气资源品位构成三角图
潘继平等[11]从资源质量、储集物性及分布特征等方面将低品位储量分为以下四大类：①Ⅰ类，即稠油类。这类资源本身质量比较差。从物理性质上看，密度大，密度一般超过0.934g/cm3，粘度大于100mPa·s（mPa·s：毫帕斯卡·秒，为粘度单位），流动性差；从化学性质组分上看，氧、硫、氮等元素、非烃及沥青质含量高，硫元素含量0.4%～1.0%；氮元素0.7%～1.2%，而常规油的硫和氮含量通常分别低于0.4%和0.7%，非烃和沥青质含量高达10%～30%，有的甚至可达50%。通常，这类资源埋藏浅，但储量规模较大。②Ⅱ类，即低渗透类。这类资源本身物化特征较好，但一方面储量丰度低，单井产量低，规模较大，总量较大，另一方面储集物性比较差，孔渗低，渗透一般小于50×10-3μm2，物性非均质性强，储集空间分布极其复杂，比如裂缝或溶蚀孔隙，总体上，这类储量属于油气贫矿类，主要是由于储层物性特征较差致使其难以动用开采，包括复杂岩性、地层油气藏和裂缝性油气藏。③Ⅲ类，即小油田类。这类资源本身品质及其储集物性较好，但由于单个油气藏（田）面积小、规模小、储量小，或者构造复杂，断裂发育，油水关系复杂的小型断块油藏，常呈成群或成带分布，多为边际油田。由于规模小，开采成本高，风险大，且需要采用先进的钻井技术，如多分支水平井技术和大位移水平井技术。④Ⅳ类，即剩余油类。这类资源是指经过多年生产后的油田所剩余的储量，属于油气“尾矿”，是一种人为生产活动造成的，通常分布在大型老油田，而且总量较大。在经过一次、二次采油后，油藏油水关系复杂，剩余的资源分布规律性差，开发和生产成本较高，通常需要先进有效的油藏经营管理技术，包括精细油藏描述技术和三次采油技术等。
1.1.2.3小结
从上述情况看，国内低品位油气资源的概念总体上包括以下四个方面内容：
一是市场经济条件，即石油价格因素。通常油价越高，越利于低品位油气资源开发利用，低品位资源将向高品位资源转换；反之，油价越低，高品位资源将向低品位资源转换。
二是开发工艺技术条件。技术水平越高、越有效，越有利于低品位油气资源开发利用，低品位资源向高品位资源转换；反之，技术水平低下，高品位资源将向低品位资源转换。
三是政策环境。主要指油气资源开发的各种税费政策，适当有效的鼓励政策有利于低品位资源开发。
四是经营管理水平。主要指企业开发资源的经营管理水平和成本控制能力，较高的经营管理水平和严格的财务管理、成本控制，有利于降本增效和低品位油气资源开发。
从国内外低品位油气资源的概念和界定指标看，随着科技进步和扶持政策的完善，低品位油气资源界定下限越来越低，特别是低渗透油气资源的下限越来越小，从早期的100mD、50mD逐步下降到20mD、10mD，直到目前的1.0mD、0.5mD、0.3mD、0.1mD，低品位资源的范围则越来越广。例如，20世纪80年代，我国采用“常规压裂”等技术只能使10～50mD的低渗透油藏得到有效动用。2000年以来，鄂尔多斯盆地其他油田，采用“整体压裂、超前注水”等技术，使得低于0.5mD以下的特低渗透储量也可以有效动用[12]。另外，低品位油气资源概念还与油气资源管理体制密切相关。通过对比，可以看出，国外低品位油气资源概念主要从地质和技术方面来确定，特别是储层物性特征、油气资源本身的物理化学参数等客观条件和特征。而国内低品位油气资源概念，特别是学术界，侧重于综合因素，既考虑了储层物性、资源本身特性，也考虑了技术、政策等人为因素和条件。
1.1.3本研究对低品位油气资源的界定与分类
综合考虑国内外低品位油气资源的概念，本研究对低品位油气资源的描述为：低品位油气资源是指在现行体制和一定市场条件（如油价）下，采用常规的经营管理方式，依靠现有成熟工艺技术不能经济开采的探明石油、天然气地质（资源）储量。通常具有渗透率低、丰度小、品质差、规模小、含水率高、单井产量低等一个或多个特征。
1.1.3.1低品位石油资源
具体来说，低品位石油资源主要包括以下几类：
低渗透石油：指有效渗透率小于10mD的储层中的原油资源，具有单井产量低、储量丰度低等特征。细分为一般低渗透（1～10mD）、特低渗透（0.5～1mD）、超低渗透（<0.5mD）三类。
稠（重）油：指地层温度条件下，密度大于0.934g/cm3、粘度大于50mPa·s的原油资源。
剩余油（石油尾矿）：指进入开发生产后期，综合含水率超过90%的油气藏（田）中剩余的石油地质储量，具有含水率高、产量持续递减等特点。
高凝油：指凝固点≥40℃的油藏。
边际小油田：指在目前的开采技术条件下，没有经济效益和难以动用的、储量规模小的油气田。
深水油：指水深超过500m的**储集层中的石油地质储量。
1.1.3.2低品位天然气资源
具体来说，低品位天然气资源主要包括以下几类：
低渗透砂岩气：指有效渗透率小于1mD的砂岩储层中的天然气资源，具有单井产量低、储量丰度低、分布广等特征。细分为低渗透气（0.1～1mD）、特低渗透气（致密砂岩气）（<0.1mD）两类。
高含非烃气：指硫化氢（H2S）、二**碳（CO2）或者氮气（N2）等非烃含量超过5%的天然气资源。
高温高压气：指同时具有地层超压（压力系数> 1.3）和高温（地层温度> 150℃）的天然气。
深水气：指水深超过500m的**储集层中的天然气地质储量。
页岩气[13]：指赋存于富含有机质的暗色泥页岩或高碳泥页岩中，主要以吸附或游离状态存在的非常规天然气资源。在埋藏温度升高或有细菌侵入时，暗色泥页岩中的有机质，甚至包括已生成的液态烃，裂解或降解成气态烃，游离于基质孔隙和裂缝中，或吸附于有机质和粘土矿物表面，在一定地质条件下就近**，形成页岩气藏。页岩气藏具有如下特点：
第一，与煤层气相似，页岩气藏具有自生自储特点，页岩既是烃源岩，又是储层，没有或仅有极短距离的运移，通常就近**成藏，不受构造控制，无圈闭、无清晰的气水界面。
第二，页岩气藏分布受暗色页岩分布控制，面积大，范围广，常呈区域性、连续性分布；页岩气形成温度范围大，在暗色泥页岩热演化的各阶段均可形成，埋藏深度范围大，从浅于200m到深于3000m都有可能有页岩气藏。
第三，页岩气藏储层具有典型的低孔、低渗特征，并随着埋深加大，物性变差。页岩气藏孔隙度一般4%～6%，渗透率一般低于0.001mD，若处于断裂带或裂缝发育带，页岩孔隙度、渗透率增加。
第四，页岩气主要以吸附或游离状态赋存于页岩储层中，其中吸附气含量20%～85%。另外，少量页岩气以溶解状态存在，一般不超过10%。
第五，页岩气藏自然压力低，开发难度大，技术要求高，通常无自然产能，采收率较低，单井产量低，但产量递减速度慢，生产周期长，一般超过30年。
油气田的概念及分类
“油气田”这一术语，在石油地质学中应用非常广泛，许多石油地质学家都曾对它下过定义。他们所下的定义以及所作的解释，一般都包括两方面的内容: ①油气田是指一定产油气面积内油气藏的总和; ②这一定的产油气面积是受一定的构造或地层因素所控制的地质单位。
对于后一内容，不同学者有着不同的理解。有的强调单一的构造 ( 或地层) 因素;有些则认为可以是单一的，也可以是多种因素所构成的综合 ( 复合) 地质体 ( 或称地质单位) 。
通过上述分析，编者认为: “油气田是一定 ( 连续) 的产油气面积上油气藏的总和。该产油气面积可以是受单一的构造或地层因素所控制的地质单位，也可以是受多种因素所控制的复合的地质单位”。
所谓一定的产油气面积，是指不同层位的产油气层叠合连片的产油气面积。在叠合连片范围内不同层位的产油气层，可以存在于同一构造或地层因素所控制的单一地质体中，如背斜、断块、单斜构造中的地层不整合和岩性尖灭等; 也可以存在于受多种因素控制的复合地质条件中，如礁型、盐 ( 泥) 丘及古潜山等与上覆地层的背斜叠合所形成的多因素控制的复合地质体。
有些油气田的若干单个产油气面积并不直接相连，只是位置接近，但产油气层位、储集层类型和特征，以及圈闭形成机理都相似，常可看作是一个油气田。
根据控制产油气面积的地质因素，油气田可分为下列三大类型，各类可进一步划分为若干亚类:
1) 构造型油气田: ①背斜型油气田; ②断层型油气田。
2) 地层型油气田: ①不整合和岩性尖灭油气田; ②透镜状和不规则岩性型油气田;③礁型油气田 ( 只有单一礁型油气藏) 。
3) 复合型油气田: ①盐 ( 泥) 丘型油气田; ②礁型复合油气田 ( 存在多种类型油气藏) ; ③潜山复合型油气田; ④侧向叠合复合型油气田。
油气**带的主要类型
油气**带的控制因素及各因素所起作用不同，会产生复杂的组合类型和具体型式。下面仅对常见的主要油气**带的基本特征作一简单介绍。
( 一) 背斜型油气**带
所谓背斜型油气**带，系指该油气田带 ( 群) 在构造上为一背斜带 ( 群) ，其中油气藏的形成很大程度上受背斜构造所控制。这一类型油气**带，根据背斜构造的特征，进一步可分为: 强烈 － 中等褶皱的背斜带、长垣和平缓背斜带以及穹窿背斜群。
1. 强烈 － 中等褶皱的背斜油气**带
这种油气**带主要分布在地壳中不同时代褶皱带的山前带、山间盆地和地台边缘坳陷区等活动性较大的地带。该类背斜带的褶皱较强，背斜闭合度大，背斜带延伸长度大。以波斯湾扎格罗斯山前带为例，它由一系列强烈到中等褶皱的背斜带组成，每个背斜带可长达数百公里; 该带向波斯湾一侧为生油深拗陷，储集层厚度大，具有良好的生、储、盖组合。因此，这种背斜带常拥有巨大的油气储量。如伊朗可采储量达十亿吨以上的阿贾加里、加奇萨兰、马伦等特大油气田和几十个大油气田，伊拉克的基尔库克、巴伊哈桑、阿因扎列、布**赫、卡伊阿拉、扎布尔等特大和大油气田，都位于这种背斜带 ( 图 8 －20) 中。
2. 长垣、平缓背斜型油气**带
“长垣”这一构造术语是前苏联石油地质学家在研究乌拉尔 －伏尔加含油气盆地过程中提出来的。所谓长垣，系指巨大而狭长的不对称背斜构造带。根据乌拉尔 － 伏尔加盆地的资料，长可达40 ～ 360km，宽约 5 ～ 20km; 闭合度为 40 ～200km; 缓翼倾角平均为0°30' ～ 1°，不超过 6°，陡翼倾 角为 3° ～ 20°，最大可达 60°，陡翼大多向着邻近的坳陷，呈带状分布的一系列背斜组成背斜带，称为平缓背斜带。平缓背斜两翼倾角常小于 1°，有时可达 2° ～5°。
松辽盆地大庆长垣为一巨型平缓背斜带，其中有 7 个构造高点，分别 形 成 了 7 个 含 油 构 造( 图 4 － 11) 。大庆长垣位于松辽盆地**坳陷区———生油区内，有稳定的三角洲砂岩体发育，生、储、盖组合良好，含油总面积达数千平方公里，是目前我国最大的油气**带。
此外，沙特阿拉伯的加瓦尔长垣、西西伯利亚的下普尔、尤比列依等长垣，都是拥有巨大油气储量的长垣油气**带的典型代表。
3. 穹窿背斜型油气田群
穹窿背斜群是构造运动不强烈的含油气盆地中较重要的油气**带类型之一。该类穹窿背斜大多是在大型基底隆起的背景上形成，局部背斜没有一定的方向性。如前苏联罗马什金特大油田属于这一类型。
最后，应指出，并不是背斜带 ( 群) 中的所有背斜构造必定含油。由于各种原因而未含油的背斜，称空 ( 或干) 背斜构造。
( 二) 断裂型油气**带
图 8 －20 波斯湾盆地构造及油气田分布图( 转引自潘钟祥，1986)
依断裂的性质和特点，大致可分为 4 种类型: 断块 ( 断层) 型、同生正断层 － 逆牵引背斜型、同生逆断层 － 挤压背斜型和逆冲断裂型。
1. 断块型油气**带
断块型油气**带包括与正断层有关的、与逆断层有关的和与扭断层有关的断块型油气**带，其共同点是断层全部或部分封闭了该类油气**带中的断块。
2. 同生正断层 － 逆牵引背斜型油气**带
在同沉积正断层控制下，沿断裂走向上在其下降盘常发育一系列逆牵引背斜 ( 又叫滚动背斜) ，逆牵引背斜的成因主要与尚未完全固结的下降盘地层在断裂发育过程中在自重作用下的 “回顾”或和铲形断层在深部顺层滑动有关。
该类油气**带一般均能形成丰富的油气**，如我国东部的渤海湾等盆地、墨西哥湾、尼日尔三角洲 ( 图 8 －21) 。其油气**的有利因素主要有: ①其下倾方向即为油源区，能提供丰富的油气源; ②下降盘沙层数增多、厚度增大; ③圈闭形成时间早，滚动背斜在沉积期间即开始发育; ④断层可作为油气通道使深部的油向上运移，也可起封闭作用。
图 8 －21 尼日尔三角洲生长断层及滚动背斜油田分布图( 转引自王燮培，1991)
3. 同生逆断层 － 挤压背斜型油气**带
近年来在压性盆地中发现逆断层或逆冲断层也可以同沉积活动，在其上升盘常发育挤压型背斜或鼻状构造，它们也可以成为良好的油气**带。如柴达木盆地西南部发育的阿拉尔逆冲断层，其控制着阿拉尔凹陷的南界，上升盘分布着 3 个背斜型圈闭，其中 2 个( 东、西跃进 2 号) **有油 ( 图 8 － 22) 。油源为下降盘的阿拉尔凹陷。
4. 逆冲断裂型油气**带
多位于山前带，由于区域挤压 ( 或重力滑动) 造成盆地内地层发生褶皱、冲断。尤其是前陆盆地中发育的褶皱 － 冲断层带位于生油区内，可在背斜和断层型圈闭内**丰富的油气。北美落基山东侧的怀俄明 － 犹他逆冲断裂带已发现了数十个油气田。落基山东侧的逆冲断层带在构造上十分复杂，大体上是由 5 ～6 条自西向东推覆的逆掩断层组成。断层先在西部发生 ( 侏罗纪) ，向东推移，大致在始新世结束。断层的最大特点是断层面呈犁式，在相当大的范围内非常平缓近于顺层面滑动。水平位移惊人，整个逆冲断层带缩短了约 110km。石油产自奥陶系至白垩系的不同层位，以三叠系和侏罗系为主要产层 ( 图 8 －23) 。
图8 －22 柴达木盆地南部阿拉尔同沉积逆断层带构造简图及跃进2 号油田剖面图( 据宋廷光等，1993)
20 世纪 80 年代的勘探成果也证明准噶尔盆地西北缘的克乌断裂带和酒西盆地南部的老君庙逆冲断裂带 ( 图 8 －24) 均为良好的油气**带，它们形成了克拉玛依油田和玉门油田这两个中国最早的石油工业基地。
图 8 －23 美国雷泽瓦油田东西构造剖面图( 据 Lamb，1980)
图 8 －24 酒西盆地老君庙逆冲断裂带及油田剖面图( 转引自陈荣书，1994)
( 三) 礁型油气田 ( 藏) 带
礁型油气藏带按其形成条件和展布特征，可分为: 环礁、马蹄礁、线型 ( 或堤) 礁和补丁 ( 或点) 礁。其中环礁、马蹄礁和点礁前已作过介绍。现仅以加拿大的瑞姆彼 － 圣·阿尔伯达线型礁为例 ( 图 8 －25) ，简介如下。
图 8 －25 瑞姆彼 － 圣·阿尔伯达线状礁带油田分布及剖面图( 据 Gussow，1951)
该礁带位于阿尔伯达盆地南部，呈北北东向延伸，总长达250km。石油地质储量2.7×108t，可采储量1.23×108t，是阿尔伯达的主要产油气区之一。
该礁带是在库金湖组(中泥盆统)台地上发育起来的，晚泥盆世的弗兰期(D31)为主要成礁期。礁体主要由珊瑚、藻类、层孔虫及苔藓虫等造礁生物组成，由于强烈的白云岩化作用，礁组合内部岩相分带已不明显。该带的产油层有两个:弗兰期的勒杜克组和尼斯库组，但以勒杜克组为主。储集层的孔隙类型是在原生礁格架及粒间孔隙的基础上，加上强烈的白云岩化和溶蚀作用所形成的次生孔隙。孔隙性、渗透性均较好。
多孔的勒杜克礁块周围和上方被埃瑞唐页岩(上泥盆统)所覆盖。上覆较年轻的上泥盆统到白垩系，由于差异压实作用，形成平缓的背斜构造。因此，该带除以礁型油气藏占优势外，在个别油田 ( 阿奇生) 上覆白垩系砂岩层中也形成背斜油气藏。
关于该带油气藏的形成条件已进行过较为深入的研究，认为覆于礁块之上的埃瑞唐页岩为主要生油层，主要油源区位于该带的西南一侧。在埃瑞唐页岩沉积后，直到石炭纪末，埋藏深度仅有 500 ～600m，其上缺失二叠纪 － 侏罗纪沉积，直到白垩纪和早第三纪才沉积巨厚的沉积岩层，使埃瑞唐页岩完全成熟。油气藏形成的主要时期应是晚白垩世和第三纪。从区域构造运动的角度分析，晚白垩世开始地层倾角才达到 1°以上，为油气运移提供了初步条件。早第三纪倾斜继续加强，形成了整个油气藏趋向带。该带的油气分布具明显的差异**特征。
中国油气储量现状是什么？
通过对油气储量计算、评估、审批，我国的油气储量情况如下：
截至2010年底，我国已在25个省、市、自治区和近海海域，开展了油气资源勘查工作，在23个含油气盆地中累计发现了645个油田，探明石油技术可采储量85亿吨；累计发现了233个气田，探明天然气技术可采储量4.4万亿立方米。建成了大庆、胜利等35个油气生产基地。2010年全国原油产量为1.9亿吨，天然气年产量为874亿立方米。
区域油气地质特征
一、油气产出概貌
从油气产能来说，塔北油气田（藏）的合理稳定原油产量多在50～100t/d上下，应属中—高产；凝析气田（藏）的气产量（稳定）16×104～81×104m3，亦属中—高产。
从资源结构来说，在塔北地区（不含塔中）已找到控制储量级别以上的原油（含凝析油）储量与天然气储量之比约为2.4:1，可以说是油、气并重，以油为主。
二、油气田（藏）分布
塔北已发现的油气田（藏）主要分布在沙雅隆起上，包括雅克拉断凸及亚南断裂的下盘、阿克库勒凸起、哈拉哈塘凹陷、东河塘，它们一般沿断裂带成排成带分布，分布的地质时代很广，目前已在9个层位发现了油气田（藏），陆相以新生界、海相以中生界和石炭系的储量最多、产量最高。
常规油气资源评价方法
（一）方法应用现状
在国内外油气资源评价中，曾采用过多种评价方法计算资源量，总体上可归为成因法、统计法、类比法三大类50余种方法。在国外由于各部门职能不同，因此采用的评价方法也各有侧重和差异。如美国联邦地质调查局（USGS）代表**职能，负责美国各含油气盆地，乃至全球的资源评价工作，选择的方法主要为统计法和特尔菲法。国外石油公司为各公司经济利益和决策勘探部署服务，所采用的资源评价方法主要是类比法，其次为统计法。评价对象是以招标区块和目标区为主，重点计算可采资源量和可采储量。中国油气资源评价工作，在1994年以前曾代表**和企业双重职能做全国性资源评价工作：采用的资源评价方法以成因法为主，其次为统计法和类比法。2000年以后随着各石油公司经营体制的变化及国际交流的需要，油气资源评价方法则广泛采用类比法和统计法。但无论国内、国外，过去采用的资源评价方法均比较单一，各有应用侧重点，未能形成配套的油气资源评价方法体系。
（二）采用的评价方法
按照《常规油气资源评价实施方案》规定，在类比法、统计法和成因法三大类几十种方法中，选择应用了15种评价方法：
（1）成因法：包括盆地模拟法、氯仿沥青“A”法、产烃率法、生物气模拟法；
（2）类比法：包括体积丰度类比法、面积丰度类比法、有效储层预测法、多种地质因素分析法；
（3）统计法：包括油田规模序列法、广义帕莱托分布法、发现过程模型法、地质模型—统计模型综合法。
根据评价盆地的勘探程度和地质特点选择适用的评价方法。其中，中—高勘探程度盆地以统计法、成因法（盆地模拟）为主，兼类比法；中等勘探程度的盆地可以同时采用统计法、类比法和成因法；低勘探程度盆地以类比法为主，兼成因法。类比法的使用必须建立在精细的刻度区解剖研究基础之上，通过细分评价单元，与地质背景和成藏条件最相近的刻度区建立一一对应关系，确定评价区内诸如油气资源丰度等关键性的评价参数，最终计算出客观合理的油气资源量。方法的选用体现了多种方法的配套性、实用性和针对性。
评价过程中，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司和延长油矿管理局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，主要采用了类比法和成因法中的氯仿沥青“A”法、产烃率法和盆地模拟法；塔里木盆地资源评价课题组在中国石油和中国石化各自评价基础上，根据交叉评价的需要，采用类比法进行评价；渤海湾盆地资源评价课题组在中国石油、中国石化和中海石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资源的汇总，并对部分凹陷进行了评价。
各评价单位方法使用情况见表4-1。
（三）评价方法体系建立与应用
为满足不同勘探程度、不同评价单元（盆地、含油气系统）以及提供各类油气资源系列的要求，借鉴国外成熟应用的评价方法和国内广为应用的资源评价方法，归纳为三大类30余种资源评价方法，明确了各种方法的使用和方法配套组合应用效果，从而建立起适合中国地质特点的油气资源评价方法体系。
根据评价单元勘探程度、地质条件以及占有资料的多少，确立主打的资源评价方法和辅助方法，合理、配套、组合应用，将各种方法计算的资源量进行特尔菲加权处理，应用效果好。例如中—高勘探程度，采用盆地模拟法为主要方法与类比法、统计法组合应用；中—低勘探程度盆地，采用面积丰度类比法和成因法组合应用；大面积岩性油气藏分布区，则采用以有效储层预测法、饱和探井法为主，辅以面积资源丰度类比法和运聚单元法组合（表4-2）。
表4-1 新一轮全国油气资源评价方法使用情况
表4-2 不同类型及不同勘探程度盆地资源量计算方法
续表
（四）评价方法的发展
在本次油气资源评价中，类比法的应用，统计法中有效储层预测法的应用以及盆地模拟方法的应用都有新发展。在类比法中，以建立的各种类型刻度区样本点为基础，分构造单元、分层、分含油组合类比，解决了油气资源时空分布的预测问题，大大提高了评价区预测精度。有效储层预测法，解决了针对大面积岩性油气藏的资源预测问题。成因法中的盆地模拟技术，是中国广为应用的资源评价方法，在运聚史模块上，发展了量化的油气动态模拟，用大量刻度区的资料直接计算运聚系数，经统计分析建立预测模型，从中获取科学、客观的运聚系数取值标准和条件，从而提高盆地模拟法油气资源预测精度。
大、中、小型社区的划分标准是什么？
大型社区也称居住区，人口规模一般在3万—5万，用地规模大概600000—1200000平方米，要配备公园、学校、菜市场、体育设施、高档娱乐场地，住户13000左右；
中型社区也称小区，人口7000——13000左右，用地规模150000—300000平方米，公共设施比较完整，住户3000左右；
小型社区人口1000—5000左右，用地规模20000—90000平方米，单纯的聚居，除去管理设施，一般没有其他公共设施，住户500左右。
小区因为面积的限制，开发商没有办法进行过多的绿化管理，所以在环境上也可能会不如大社区舒适。
综上所述，无论社区是大是小都各有利弊，关键是要考虑社区的舒适度以及其长远的市场增值潜力，比如配套设施，交通状况等等，大家依据自身情况择优选择即可。总的来说，每个人的想法都不一样，选择大社区还是小社区还是得看自己的需求以及经济能力。
扩展资料（一）大社区的优势：
1、开发商更有经济实力，业主承担风险小
能开发大规模楼盘的开发商一般具有更好的经济实力，在资金实力和责任心的保障下，发生烂尾的情况比较少，业主承担的风险小，购买时更放心。
2、配套相对完善
一方面，大社区需要靠提高自身的配套设施的完善程度来增强竞争力，吸引更多的人购房；另一方面，大社区周边的市政设施会随着居住人数的增加而不断完善。
（二）大社区的劣势：
1、建造周期长
大社区建造周期长，户主需要忍受从购买到入住的漫长等待过程，而且前期交房的户主可能还会因为后期建设施工而受到影响，上下班出行过程中会受到施工噪音和粉尘的影响。
2、人员复杂
大社区人口更多，人员构成环境更加复杂，彼此之间的辨别度不高，熟悉度不高，也不方便管理。
3、位置较远
一般价位比较合适的大社区距离市区有一段距离，甚至分布于更远的郊区，这导致购房者上下班成为问题。
参考资料来源：百度百科-小行社区
参考资料来源：百度百科-社区 （云南省德宏州芒市芒市镇下辖村）
普**田概况
普**田位于四川省宣汉-达县境内，它包括普光、大湾、毛坝等已探明和部分探明的气田，也包括已获探井发现的老君、清溪场、双石庙、毛坝西等含气构造（图4-1），气田探矿权面积1116km2。普**田自2003年普光1井发现工业气流，至2007年，仅用5年时间累计已提交探明地质储量3812.57×108m3，成为我国陆上海相发现的最大气田，主要产气层位为上二叠统长兴组和下三叠统飞仙关组，气藏类型为碳酸盐岩礁滩沉积组合的孔隙型构造-岩性气藏，也包含了部分陆棚相区的裂缝性气藏。
图4-1 普**田区域构造位置及气田飞仙关组四段底构造简图
川东北宣汉-达县地区飞仙关组近两年来已发现了多个大型气藏群（普光、罗家寨、渡口河、铁山坡等）（冉隆辉等，2005；马永生等，2005），展示出中国海相碳酸盐岩巨大的勘探潜力。
普**田位于四川盆地东北部宣汉-达县地区黄金口构造双石庙-普光构造带（图4-2），为一构造-岩性复合型大型气藏（图4-1）。主要含气层段为下三叠统飞仙关组及上二叠统长兴组，均为白云岩储层。气藏埋藏深度大，飞仙关组气藏中部埋深大于4980m。
图4-2 川东北宣汉-达县地区二叠系、三叠系礁滩气藏分布图（据马永生等，2005）
普**田构造是中国石化原南方油气勘探项目经理部在川东地区实施勘探后，对前期勘探、研究成果进行了总结并综合分析认为，在宣汉-达县地区长兴组—飞仙关组具备形成礁、滩相孔隙型白云岩储层的基本条件，提出“以长兴组—飞仙关组礁、滩孔隙型白云岩储层为主的构造-岩性复合圈闭为勘探对象”的勘探思路（马永生、郭旭升、郭彤楼等，2000），于2001年部署了普光1井，随后在飞仙关组和长兴组钻遇厚层溶孔白云岩气层，飞仙关组完井测试获日产42.37×104m3高产天然气流。而后加快了勘探评价的步伐，提出了气藏整体评价部署方案，部署实施一批评价井，相继获得高产气流（表4-1）。根据普**田2006年初已上报的储量公告，探明天然气地质储量3560.72×108m3，探明含气面积86.77km2，并发现优质的礁滩相白云岩储层，有效厚度400多米，单井产量达到128×104m3/d（马永生等，2006）。经过大湾、毛坝构造的两次勘探扩展，至2007年底该气田的累计探明天然气储量达3812.57×108m3。
普**田是四川盆地在50年勘探过程中发现的最大气田，也是储量丰度最高的气田。随着普**田含气边界的进一步确定和气田的整体探明，预计普**田最终可获得的天然气探明储量将更大，这将成为我国海相碳酸盐岩层系最大的气藏，它也是我国碳酸盐岩层系内储量丰度最高、可采储量最大的气藏。普光大气田的发现进一步表明四川盆地海相碳酸盐岩具有巨大的勘探潜力。
普**田的主要产层为飞仙关组，目前埋藏深度为4900～5800m（表4-1），是我国目前埋层深度最大的大型气田（表4-2）。飞仙关组发育的鲕粒白云岩，次生孔隙十分发育，孔隙度可高达20%以上，是罕见的深部优质孔隙型储层。根据埋藏史分析，飞仙关组在白垩纪末期埋深可到8000m，在埋深如此之大还能保存和发育孔隙，其形成机理值得探究，普光深部优质储层的发育也为其他地区深部油气勘探提供信心和决策依据。
表4-1 普**田完钻井测试结果数据表
表4-2 四川盆地大型气田（储量＞300×108m3）的基础数据表
普**田飞仙关组气藏横向上从普光1井到普光2井同属一个压力系统，纵向上从长兴组储层到飞三段储层同样属同一个压力系统，压力系数在1.0～1.12。根据普光1井、2井实测飞仙关组气藏地层温度，计算气藏地温梯度为2.18℃/100m，与川东地区平均地温梯度2℃/100m基本一致，普**藏为一低温异常系统。普**田属于典型的干气气藏，乙烷含量甚微，几乎不含丙烷，是中国最干的天然气。硫化氢含量在14%～17%左右，也是中国天然气中含硫化氢最高的气藏。深埋5000多米的碳酸盐岩储层孔隙度高达20%，优质储层厚度超过100m，是中国目前发现的厚度最大、次生孔隙最发育的碳酸盐岩储层。
图4-3 川东北地区飞仙关期沉积相图
发生于晚二叠世晚期的裂陷运动，在中上扬子地区北缘形成台内洼陷，在浅水陆棚和深水陆棚相区发育泥质和泥质碳酸盐岩沉积组合（图2-141，图4-3），形成了本区优质烃源岩，碳酸盐岩台地和台地边缘生物礁滩沉积组合后经多期暴露溶蚀和白云化作用形成了良好的储层，早三叠世中晚期及中三叠世的挤压运动使本区发育大面积的蒸发坪沉积，形成了优质天然气盖层以及中印支运动形成的古隆起为油气早期**成藏形成了良好的区域沉积、构造背景。
油气藏或油气田的形成需要哪些基本地质条件
最基本的是油气的生成、**、保存条件，石油地质学上将这种组合简称为：生储盖圈运保（也有的概括成“生储盖运聚保”）。“生”指的是能够生成油气的**（烃源岩），“储”指的是具有一定的孔隙度和渗透性，能够储集油气的**（储集层），“盖”指的是孔隙度和渗透性低、能够封堵油气的岩层。“圈”指的是**岩层或构造当中有一个不适宜油气继续运移的形态或物理化学条件，油气如果在里面**起来，能够形成油气藏，“运”指的是油气运移，油气运移分为一次运移（初次运移，油气离开烃源岩）、二次运移（油气进入储集层或圈闭形成油气藏），有的还有三次运移（油气藏破坏，油气运移到地面），“保”指的是必要的保存条件，如温度、压力、构造、岩浆活动等。油气田是同一区域内油气藏的综合。