⑴ 高速分散機的常見類型有哪些
分散機廣泛應用於塗料、固體進行攪拌分散、溶解的高效設備，廣泛應用塗料、油墨、顏料、膠粘劑等化工產品，該機由液壓系統、主傳動、攪拌系統、導向機構、電控箱五部分組成，各部分結構緊湊、合理。分散盤型式：平盤鋸齒式、三義槳式、碟式、其它形式。
常見類型：
乳化分散機:乳化分散機，為實驗用高速分散研磨兩用機，適用分散機於實驗室對各種液體的攪拌、溶解和分散，以及對高粘度物料進行溶解和分散研磨的實驗設備，廣泛應用於各種顏料、塗料等行業的分散實驗，為科研和中試以及批量生產提供基本數據，並為科研提供科學的工藝依據。乳化分散機工作原理是通過物料乳化、混合、分散，使物料的細度分布均勻，通過強力的高速剪切功能，在短時間內使產品達到乳化分散要求。乳化分散機適用於塗料油墨、食品、化妝品、醫葯、農葯、造紙等行業的物料乳化、混合、分散。
防爆分散機:防爆分散機主要用於油漆、油墨、塗料、色漿、地坪漆、馬路劃線漆、聚氨酯漆、醇酸瓷漆、調合漆等溶劑型易燃易爆化工產品的生產。對其進行粉碎、分散、乳化、混合，通過分散盤上下劇齒的高速運轉的新型高效攪拌設備，對物料進行高速的強烈的剪切、撞擊、粉碎、分散，達到迅速混合、溶解、分散、細化的功能。進料區，同時從軸向吸人工作腔。防爆分散機分機械升降和液壓升降兩種，由機械繫統、液壓系統、主傳動、攪拌系統、導向機構、電控箱五部分組成，各部分結構緊湊、合理。分散盤型式:平盤鋸齒式、三義槳式、碟式、其它形式。分散機的分散盤下方呈層流狀態，不同流速的漿料層互相擴散，起到分散作用。高速分散機具有液壓升降、360度回轉、無級調速等多種功能。可同時配置2-4隻容器，液壓升降行程1000㎜、360度回轉功能能更好的滿足一機多用，能夠在很短的時間內從一個缸變換到另一個缸進行作業，分散機極大的提高了工作效率，同時也降低了人工勞動強度。
升降分散機:升降分散機主要是針對不同粘度漿狀的液體原料進行粉碎分散機、分散、乳化、混合，通過分散盤上下劇齒的高速運轉的新型高效攪拌設備。是塗料等固體進行攪拌、分散、溶解的高效設備。升降分散機廣泛應用塗料、油墨、顏料、膠粘劑等化工產品的攪拌、分散、溶解過程。升降分散機該機由機械升降、主傳動、攪拌系統、導向機構、電控箱五部分組成，各部分結構緊湊合理。分散盤型式:平盤鋸齒式、三義槳式、碟式。升降分散機採用電磁調速、變頻調速和三速等各種規格電機運轉穩定有力，適合各種粘度。液壓和機械兩種升降形式，升降旋轉自如，,適應各種位置;普通及防爆配置，安全可靠，操作維護簡單;生產連續性強，對物料可進行快速分散和溶解、分散效果好、生產效率高、運轉平穩、安裝簡便。針對不同物料粘度及處理量有不同的功率及型號。
油漆分散機:油漆分散機是油漆生產設備的組成部分之一，即分散系統，油漆分散機對油漆進行粉碎、分散、乳化、混合，通過分散盤上下劇齒的高速運轉的新型高效 攪拌設備，對物料進行高速的強烈剪切、撞擊、粉碎、分散，達到迅速混合、溶解、分散、細化的功能。是油漆等固體進行攪拌、分散、溶解的高效設備。除油漆分散機外，油漆生產設備還包含進料系統、研磨系統、調漆系統、出料及過濾系統、灌裝系統、控制系統、操作平台、色漿生產部分組成。從進料到出料、成品包裝，完全自動化生產，流水線式的生產過程，效率高，採用國際先進的分散研磨系統，細度好，產品質量穩定。油漆分散機的組成部分，由機械升降、主傳動、攪拌系統、導向機構、電控箱五部分組成，各部分結構緊湊合理。分散盤型式:平盤鋸齒式、三義槳式、碟式。油漆分散機採用電磁調速、變頻調速和三速等各種規格電機運轉穩定有力，適合各種粘度。液壓和機械兩種升降形式，升降旋轉自如，適應各種位置;普通及防爆配置，安全可靠,操作維護簡單;生產連續性強，對物料可進行快速分散和溶解，分散效果好，生產效率高，運轉平穩，安裝簡便。
攪拌分散機:攪拌分散機適用於塗料、染料、油墨、顏料、化妝品、樹脂分散機、膠粘劑、乳液、醫葯、石油等領域的液體及液-粉相物料進行高速的攪拌、溶解和分散，速度可任意調節(0-1440轉/分)。攪拌分散機採用無級調速:有電磁調速、變頻調速(如用於水性塗料)及防爆變頻調速(如用於油性塗料)等多種形式。無級調速功能能充分滿足各工藝過程中不同的工藝要求，可以根據不同的工藝階段選擇不同的轉速。粉體不加助劑、對晶包完整性要求較高的物料不適用。 工作原理 高速分散機的鋸齒狀圓形分散盤在容器內高速分散完成固液分散、濕潤、解聚、穩定過程。使漿液呈滾動環狀流，產生強旋渦，漿液表面粒子呈螺旋狀下降到渦流底部;在分散盤邊緣2.5-5mm處形成湍流區，漿料及粒子受到強烈剪切及沖擊;區域外形成上下兩個束流，漿料得到充分循環及翻動;分散機的分散盤下方呈層流狀態，不同流速的漿料層互相擴散起到分散作用。高速分散機具有液壓升降、360度回轉、無級調速等多種功能，可同時配置2-4隻容器，液壓升降行程1000毫米、360度回轉功能能更好的滿足一機多用，能夠在很短的時間內從一個缸變換到另一個缸進行作業，極大的提高了工作效率，同時也降低了人工勞動強度。
⑵ 石油到底是怎麼形成的
普遍認為石油的形成有兩種機理：
（1）生物成油理論
大多數地質學家認為石油像煤和天然氣一樣，是古代有機物通過漫長的壓縮和加熱後逐漸形成的。按照這個理論石油是由史前的海洋動物和藻類屍體變化形成的。（陸上的植物則一般形成煤。）經過漫長的地質年代這些有機物與淤泥混合，被埋在厚厚的沉積岩下。在地下的高溫和高壓下它們逐漸轉化，首先形成臘狀的油頁岩，後來退化成液態和氣態的碳氫化合物。由於這些碳氫化合物比附近的岩石輕，它們向上滲透到附近的岩層中，直到滲透到上面緊密無法滲透的、本身則中空的岩層中。這樣聚集到一起的石油形成油田。通過鑽井和泵取人們可以從油田中獲得石油。
地質學家將石油形成的溫度范圍稱為「油窗」。溫度太低石油無法形成，溫度太高則會形成天然氣。雖然石油形成的深度在世界各地不同，但是「典型」的深度為四至六千米。由於石油形成後還會滲透到其它岩層中去，因此實際的油田可能要淺得多。因此形成油田需要三個條件：豐富的源岩，滲透通道和一個可以聚集石油的岩層構造。
（2）非生物成油理論
非生物成油的理論天文學家托馬斯·戈爾德在俄羅斯石油地質學家尼古萊·庫德里亞夫切夫（Nikolai Kudryavtsev）的理論基礎上發展的。這個理論認為在地殼內已經有許多碳，這些碳有些自然地以碳氫化合物的形式存在。碳氫化合物比岩石空隙中的水輕，因此沿岩石縫隙向上滲透。石油中的生物標志物是由居住在岩石中的、喜熱的微生物導致的。與石油本身無關。
在地質學家中這個理論只有少數人支持。一般它被用來解釋一些油田中無法解釋的石油流入，不過這種現象很少發生。非生物成油理論無法解釋世界99%以上的石油都儲存在沉積岩中，而那些非沉積岩中的石油也可被解釋為從別處沉積岩中運移而來。同樣，非生物成油理論無法解釋石油中廣泛分布的生物標志化合物，如甾烷，伽馬蠟烷，植烷，藿烷，萜類以及同位素偏輕等現象。
拓展資料：
開採石油是非常昂貴的，也可能對環境帶來破壞。海上探油和開采會打擾海洋環境。尤其以清理海底的挖掘工作破壞環境最大。油輪事故後泄漏的原油或提煉過的油在阿拉斯加、加拉帕戈斯群島、西班牙和許多其它地區脆弱的海岸生態系統造成嚴重的破壞。
石油燃燒時向大氣層釋放二氧化碳，導致全球變暖。每能量單位石油釋放的二氧化碳低於煤，但是高於天然氣。但是作為交通用燃料要減少焚油導致的二氧化碳的釋放尤其棘手。一般只有大的發電廠才能夠裝配吸收二氧化碳的裝置，單個車輛無法裝配這樣的裝置。
雖然現在也有可再生能源作為選擇，但是可再生能源能夠取代多少石油以及可再生能源本身可能導致的環境破壞還不肯定和有爭議。陽光、風、地熱和其它可再生能源無法取代石油作為高能量密度的運輸能源。要取代石油這些可再生能源必須轉換為電（以蓄電池的形式）或者氫（通過燃料電池或內燃）來驅動運輸工具。另一個方案是使用生物質能產生的液體燃料（乙醇、生物柴油）來驅動運輸工具，但是目前的技術還無法讓生質燃料夠環保。總而言之要取代石油作為主要運輸能源是一件非常不容易的事情。
⑶ 目前我國的海上開採石油的技術成熟嗎有發展前景嗎
海上油氣開發 海上油氣開發與陸地上的沒有很大的不同，只是建造採油平台的工程耗資要大得多，因而對油氣田范圍的評價工作要更加慎重。要進行風險分析，准確選定平台位置和建設規模。避免由於對地下油藏認識不清或推斷錯誤，造成損失。60年代開始，海上石油開發有了極大的發展。海上油田的採油量已達到世界總採油量的20％左右。形成了整套的海上開采和集輸的專用設備和技術。平台的建設已經可以抗風、浪、冰流及地震等各種災害，油、氣田開採的水深已經超過200米。
當今世界上還有不少地區尚未勘探或充分勘探，深部地層及海洋深水部分的油氣勘探剛剛開始不久，還會發現更多的油氣藏，已開發的油氣藏中應用提高石油採收率技術可以開采出的原油數量也是相當大的；這些都預示著油、氣開採的科學技術將會有更大的發展。
石油是深埋在地下的流體礦物。最初人們把自然界產生的油狀液體礦物稱石油，把可燃氣體稱天然氣，把固態可燃油質礦物稱瀝青。隨著對這些礦物研究的深入，認識到它們在組成上均屬烴類化合物，在成因上互有聯系,因此把它們統稱為石油。1983年9月第11次世界石油大會提出，石油是包括自然界中存在的氣態、液態和固態烴類化合物以及少量雜質組成的復雜混合物。所以石油開采也包括了天然氣開采。
石油在國民經濟中的作用 石油是重要能源，同煤相比，具有能量密度大（等重的石油燃燒熱比標准煤高50％）、運輸儲存方便、燃燒後對大氣的污染程度較小等優點。從石油中提煉的燃料油是運輸工具、電站鍋爐、冶金工業和建築材料工業各種窯爐的主要燃料。以石油為原料的液化氣和管道煤氣是城市居民生活應用的優質燃料。飛機、坦克、艦艇、火箭以及其他航天器，也消耗大量石油燃料。因此，許多國家都把石油列為戰略物資。
20世紀70年代以來，在世界能源消費的構成中，石油已超過煤而躍居首位。1979年佔45％，預計到21世紀初，這種情況不會有大的改變。石油製品還廣泛地用作各種機械的潤滑劑。瀝青是公路和建築的重要材料。石油化工產品廣泛地用於農業、輕工業、紡織工業以及醫葯衛生等部門，如合成纖維、塑料、合成橡膠製品，已成為人們的生活必需品。
1982年世界石油產量為26.44億噸，天然氣為15829億立方米。1973年以來，三次石油漲價和1982年的石油落價，都引起世界經濟較大的波動（見世界石油工業）。
油氣聚集和驅動方式 油氣在地殼中生成後，呈分散狀態存在於生油氣層中，經過運移進入儲集層，在具有良好保存條件的地質圈閉內聚集，形成油氣藏。在一個地質構造內可以有若干個油氣藏，組合成油氣田。
儲層 貯存油氣並能允許油氣流在其中通過的有儲集空間的岩層。儲層中的空間,有岩石碎屑間的孔隙,岩石裂縫中的裂隙，溶蝕作用形成的洞隙。孔隙一般與沉積作用有關，裂隙多半與構造形變有關，洞隙往往與古岩溶有關。空隙的大小、分布和連通情況，影響油氣的流動，決定著油氣開採的特徵（見石油開發地質）。
油氣驅動方式 在開採石油的過程中，油氣從儲層流入井底,又從井底上升到井口的驅動方式。主要有:①水驅油藏，周圍水體有地表水流補給而形成的靜水壓頭；②彈性水驅，周圍封閉性水體和儲層岩石的彈性膨脹作用；③溶解氣驅，壓力降低使溶解在油中的氣體逸出時所起的膨脹作用；④氣頂驅，存在氣頂時，氣頂氣隨壓力降低而發生的膨脹作用;⑤重力驅,重力排油作用。當以上天然能量充足時，油氣可以噴出井口；能量不足時，則需採取人工舉升措施，把油流驅出地面（見自噴採油法，人工舉升採油法）。
石油開採的特點 與一般的固體礦藏相比，有三個顯著特點：①開採的對象在整個開採的過程中不斷地流動，油藏情況不斷地變化，一切措施必須針對這種情況來進行，因此，油氣田開採的整個過程是一個不斷了解、不斷改進的過程；②開采者在一般情況下不與礦體直接接觸。油氣的開采，對油氣藏中情況的了解以及對油氣藏施加影響進行各種措施，都要通過專門的測井來進行；③油氣藏的某些特點必須在生產過程中，甚至必須在井數較多後才能認識到，因此，在一段時間內勘探和開采階段常常互相交織在一起（見油氣田開發規劃和設計）。
要開發好油氣藏，必須對它進行全面了解，要鑽一定數量的探邊井，配合地球物理勘探資料來確定油氣藏的各種邊界（油水邊界、油氣邊界、分割斷層、尖滅線等）；要鑽一定數量的評價井來了解油氣層的性質（一般都要取岩心），包括油氣層厚度變化，儲層物理性質，油藏流體及其性質,油藏的溫度、壓力的分布等特點,進行綜合研究，以得出對於油氣藏的比較全面的認識。在油氣藏研究中不能只研究油氣藏本身，而要同時研究與之相鄰的含水層及二者的連通關系（見油藏物理）。
在開采過程中還需要通過生產井、注入井和觀察井對油氣藏進行開采、觀察和控制。油、氣的流動有三個互相聯接的過程：①油、氣從油層中流入井底；②從井底上升到井口；③從井口流入集油站，經過分離脫水處理後，流入輸油氣總站，轉輸出礦區（見油藏工程）。
石油開采技術
測井工程 在井筒中應用地球物理方法，把鑽過的岩層和油氣藏中的原始狀況和發生變化的信息，特別是油、氣、水在油藏中分布情況及其變化的信息，通過電纜傳到地面,據以綜合判斷,確定應採取的技術措施（見工程測井，生產測井，飽和度測井）。
鑽井工程 在油氣田開發中，有著十分重要的地位，在建設一個油氣田中，鑽井工程往往要佔總投資的50％以上。一個油氣田的開發，往往要打幾百口甚至幾千口或更多的井。對用於開采、觀察和控制等不同目的的井（如生產井、注入井、觀察井以及專為檢查水洗油效果的檢查井等）有不同的技術要求。應保證鑽出的井對油氣層的污染最少，固井質量高，能經受開采幾十年中的各種井下作業的影響。改進鑽井技術和管理，提高鑽井速度，是降低鑽井成本的關鍵（見鑽井方法，鑽井工藝，完井）。
採油工程 是把油、氣在油井中從井底舉升到井口的整個過程的工藝技術。油氣的上升可以依靠地層的能量自噴，也可以依靠抽油泵、氣舉等人工增補的能量舉出。各種有效的修井措施，能排除油井經常出現的結蠟、出水、出砂等故障，保證油井正常生產。水力壓裂或酸化等增產措施，能提高因油層滲透率太低，或因鑽井技術措施不當污染、損害油氣層而降低的產能。對注入井來說，則是提高注入能力（見採油方法，采氣工藝，分層開采技術，油氣井增產工藝）。
油氣集輸工程 是在油田上建設完整的油氣收集、分離、處理、計量和儲存、輸送的工藝技術。使井中采出的油、氣、水等混合流體，在礦場進行分離和初步處理，獲得盡可能多的油、氣產品。水可回注或加以利用，以防止污染環境。減少無效損耗（見油田油氣集輸）。
石油開采中各學科和工程技術之間的關系見圖。
石油開采
石油開采技術的發展 石油和天然氣的大規模開采和應用，是近百年的事。美國和俄國在19世紀50年代開始了他們各自的近代油、氣開采工業。其他國家稍晚一些。石油開采技術的發展與數學、力學、地質學、物理學、機械工程、電子學等學科發展有密切聯系。大致可分三個階段：
初期階段 從19世紀末到20世紀30年代。隨著內燃機的出現，對油料提出了迫切的要求。這個階段技術上的主要標志是以利用天然能量開采為主。石油的採收率平均只有15～20％，鑽井深度不大，觀察油藏的手段只有簡單的溫度計、壓力計等。
第二階段 從30年代末到50年代末，以建立油田開發的理論體系為標志。主要內容是：①形成了作為鑽井工程理論基礎的岩石力學；②基本確立了油藏物理和滲流力學體系，普遍採用人工增補油藏能量的注水開采技術。在蘇聯廣泛採用了早期注水保持地層壓力的技術，使石油的最終採收率從30年代的15～20％，提高到30％以上，發展了以電測方法為中心的測井技術和鑽4500米以上的超深井的鑽井技術。在礦場集輸工藝中廣泛地應用了以油氣相平衡理論為基礎的石油穩定技術。基本建立了與油氣田開發和開采有關的應用科學和工程技術體系。
第三階段 從60年代開始，以電子計算機和現代科學技術廣泛用於油、氣田開發為標志，開發技術迅速發展。主要方面有：①建立的各種油層的沉積相模型，提高了預測儲油砂體的非均質性及其連續性的能力，從而能更經濟有效地布置井位和開發工作；②把現代物理中的核技術應用到測井中，形成放射性測井技術，與原有的電測技術, 加上新的生產測井系列,可以用來直接測定油藏中油、氣、水的分布情況，在不同開發階段能採取更為有效的措施；③對油氣藏內部在採油氣過程中起作用的表面現象及在多孔介質中的多相滲流的規律等，有了更深刻的理解，並根據物理模型和數學模型對這些現象由定性進入定量解釋（見油藏數值模擬），試驗和開發了除注水以外提高石油採收率的新技術；④以噴射鑽井和平衡鑽井為基礎的優化鑽井技術迅速發展。鑽井速度有很大的提高。可以打各種特殊類型的井，包括叢式井，定向井，甚至水平井，加上優質泥漿，使鑽井過程中油層的污染降到最低限度；⑤大型酸化壓裂技術的應用使很多過去沒有經濟價值的油、氣藏，特別是緻密氣藏,可以投入開發,大大增加了天然資源的利用程度。對油井的出砂、結蠟和高含水所造成的困難，在很大程度上得到了解決（見稠油開采，油井防蠟和清蠟，油井防砂和清砂，水油比控制）；⑥向油層注蒸汽，熱采技術的應用已經使很多稠油油藏投入開發；⑦油、氣分離技術和氣體處理技術的自動化和電子監控，使礦場油、氣集輸中的損耗降到很低，並能提供質量更高的產品。
靠油藏本身或用人工補給的能量把石油從井底舉升到地面的方法。19世紀50年代末出現了專門開採石油的油井。早期油井很淺，用吊桶汲取。後來井深增加，採油方法逐漸復雜，分為自噴採油法和人工舉升採油法兩類，後者有氣舉採油法和泵抽採油法（又稱深井泵採油法）兩種。
自噴採油法： 當油藏壓力高於井內流體柱的壓力，油藏中的石油通過油管和採油樹自行舉升至井外的採油方法。石油中大量的伴生天然氣能降低井內流體的比重，降低流體柱壓力，使油井更易自噴。油層壓力和氣油比（中國石油礦場習稱油氣比）是油井自噴能力的兩個主要指標。
油、氣同時在井內沿油管向上流動，其能量主要消耗於重力和摩擦力。在一定的油層壓力和油氣比的條件下，每口井中的油管尺寸和深度不變時，有一個充分利用能量的最優流速范圍，即最優日產量范圍。必須選用合理的油管尺寸，調節井口節流器（常稱油嘴）的大小，使自噴井的產量與油層的供油能力相匹配，以保證自噴井在最優產量范圍內生產。
為使井口密封並便於修井和更換損壞的部件，自噴井井口裝有專門的採油裝置，稱採油樹（見彩圖）。自噴井的井身結構見圖。自噴井管理方便，生產能力高,耗費小,是一種比較理想的採油方法。很多油田都採取早期注水、注氣（見注水開采）保持油藏壓力的措施，延長油井的自噴期。
人工舉升採油法： 人為地向油井井底增補能量，將油藏中的石油舉升至井口的方法。隨著采出石油總量的不斷增加，油層壓力日益降低；注水開發的油田，油井產水百分比逐漸增大，使流體的比重增加，這兩種情況都使油井自噴能力逐步減弱。為提高產量，需採取人工舉升法採油（又稱機械採油），是油田開採的主要方式，特別在油田開發後期，有泵抽採油法和氣舉採油法兩種。
氣舉採油法： 將天然氣從套管環隙或油管中注入井內，降低井中流體的比重，使井內流體柱的壓力低於已降低了的油層壓力，從而把流體從油管或套管環隙中導出井外。有連續氣舉和間歇氣舉兩類。多數情況下，採用從套管環隙注氣、油管出油的方式。氣舉採油要求有比較充足的天然氣源；不能用空氣，以免爆炸。氣舉的啟動壓力和工作壓力差別較大。在井下常需安裝特製的氣舉閥以降低啟動壓力，使壓縮機在較低壓力下工作,提高其效率,結構和工作原理見圖。在油管外的液面被壓到氣舉閥以下時，氣從A孔進入油管,使管內液體與氣混合,噴出至地面。管內壓力下降到一定程度時,油管內外壓差使該閥關閉。管外液面可繼續下降。油井較深時，可裝幾個氣舉閥，把液面降至油管鞋，使啟動壓力大為降低。
氣舉採油法：
氣舉井中產出的油、氣經分離後，氣體集中到礦場壓縮機站,經過壓縮送回井口。對於某些低產油井,可使用間歇氣舉法以節約氣量，有時還循環使用活塞氣舉法。
氣舉法有較高的生產能力。井下裝置簡單，沒有運動部件，井下設備使用壽命長，管理方便。雖然壓縮機建站和敷設地面管線的一次投資高，但總的投資和管理費用與抽油機、電動潛油泵或水力活塞泵比較是最低的。氣舉法應用時間較短，一般為15～30％左右；單位產量能耗較高，又需要大量天然氣；只適用於有天然氣氣源和具備以上條件的地區內有一定油層壓力的高產油井和定向井,當油層壓力降到某一最低值時,便不宜採用；效率較低。
泵抽採油法： 人工舉升採油法的一種（見人工舉升採油法）。在油井中下入抽油泵，把油藏中產出的液體泵送到地面的方法，簡稱抽油法。此法所用的抽油泵按動力傳動方式分為有桿和無桿兩類。
有桿泵 是最常用的單缸單作用抽油泵（圖1），其排油量取決於泵徑和泵的沖程、沖數。有桿泵分桿式泵、管式泵兩類。一套完整的有桿泵機組包括抽油機、抽油桿柱和抽油泵（圖2）。
泵抽採油法 泵抽採油法
抽油機主要是把動力機(一般是電動機)的圓周運動轉變為往復直線運動，帶動抽油桿和泵，抽油機有游梁式和無游梁式兩種。前者使用最普遍，中國一些礦場使用的鏈條抽油機屬後一種（見彩圖）。抽油桿柱是連接抽油機和抽油泵的長桿柱,長逾千米,因交變載荷所引起的振動和彈性變形，使抽油桿懸點的沖程和泵的柱塞沖程有較大差別。抽油泵的直徑和沖程、沖數要根據每口油井的生產特徵，進行設計計算來優選。在泵的入口處安裝氣體分離裝置——氣錨，或者增加泵的下入深度，以降低流體中的含氣量對抽油泵充滿程度（即體積效率）的影響。
泵抽採油法
有桿泵是一個自重系統,抽油桿的截面增加時,其載荷也隨著增大。各種材質製成的抽油桿的下入深度，都是有極限的，要增加泵的下入深度，主要須改變抽油桿的材質、熱處理工藝和級次。根據抽油桿的彈性和地層流體的特徵，在選擇工作制度時，要選用沖程、沖數的有利組合。有桿泵的工作深度在國外已超過 3000m,抽油機的載荷已超過25t，泵的排量與井深有關,有些淺井日排量可以高達400m3,一般中深井可達200m3,但抽油井的產量主要根據油層的生產能力。有桿抽油機泵組的主要優點是結構簡單,維修管理方便,在中深井中泵的效率為50％左右，適用於中、低產量的井。目前世界上有85％以上的油井用機械採油法生產，其中絕大部分用有桿泵。
無桿泵 適用於大產量的中深井或深井和斜井。在工業上應用的是電動潛油泵、水力活塞泵和水力噴射泵。
電動潛油泵 是一套多級離心泵和電動機直接連接的機泵組。由動力電纜把電送給井下的電機以驅動離心泵，把井中的流體泵送到地面，由於機泵組是在套管內使用，機泵的直徑受到限制,所以採取細長的形狀（圖3）。為防止井下流體(特別是水)進入電樞使電機失效，需採取特殊的密封裝置，並在泵和電動機的連接部位加裝保護器。泵的排量受井眼尺寸的限制,揚程決定於泵的級數,二者都取決於電動機的功率。電動潛油泵適用於中、高產液量，含氣和砂較少的稀油或含水原油的油井。一般日排量為100～1000m3、揚程在2000m以內時，效率較高,可用於斜井。建井較簡單，管理方便，免修期較長，泵效率在60％左右；但不適用於高含氣的井和帶腐蝕性流體的井，下井後泵的排量不能調節，機泵組成本較高，起下作業和檢修都比較復雜。
泵抽採油法
水力活塞泵 利用地面泵注入液體驅動井下液壓馬達帶動井下泵，把井下的液體泵出地面。水力活塞泵的工作原理與有桿泵相似，只是往復運動用液壓馬達和換向閥來實現（圖 4）。水力活塞泵的井下泵有單作用和雙作用兩種，地面泵都用高壓柱塞泵。流程有兩種：①開式流程。單管結構，以低粘度原油為動力液，既能減少管道摩擦阻力，又可降低抽出油的粘度，並與采出液混在一起采出地面。②閉式流程。用輕油或水為動力液,用水時要增添潤滑劑和防腐劑,自行循環不與產出的液體相混，工作過程中只需作少量的補充。水力活塞泵可以單井運轉，也可以建泵組集中管理，排量適應范圍寬，從每日幾十到上千立方米等，適用於深井、高揚程井、稠油井、斜井。優點是可任意調節排量，起下泵可不起油管，操作和管理方便。泵效率可達85％以上。缺點是地面要多建一條高壓管線,動力液要處理,增加了建井和管理成本。
泵抽採油法
水力射流泵 帶有噴嘴和擴散器的抽油泵（圖5）。水力射流泵沒有運動零件,結構簡單,成本低，管理方便，但效率低，不高於30～35％，造成的生產壓差太小，只適用於高壓高產井。一般僅在水力活塞泵的前期即油井的壓力較高、排量較大時使用；當壓力降低、排量減少時，改用水力活塞泵。
⑷ 中國南海流花深水油田開發新技術
流花11-1油田位於中國南海珠江口盆地29/04合同區塊，在香港東南方220km，海域平均水深305m。
流花11-1油田是中國海油和阿莫科東方石油公司（Amoco Orient Petroleum Company）聯合開發的油田。流花11-1油田1987年1月發現，1993年3月在發現該油田6年後，政府主管部門正式批准了該油田總體開發方案，隨即啟動油田開發工程建設，於1995年5月投產，作業者是阿莫科公司。
流花11-1油田包括3個含油圈閉，即流花11-1、4-1和11-1東3個區塊。流花11-1區塊基本探明含油麵積36.3km2，地質儲量15378×104t，控制含油麵積53.6km2，地質儲量6426× 104t。流花4-1區塊控制含油麵積18.2km2，地質儲量1753×104t。流花11-1東區塊控制含油麵積11.3km2，地質儲量458×104t。全油田探明加控制含油麵積為83.1km2，地質儲量共計24015×104t，是迄今為止在中國南海發現的最大的油田。目前先投入開發的流花11-1區塊，只是流花11-1油田的一部分。
要經濟有效地開發這樣一個大油田，面臨著諸多技術上的難題：水深大、環境條件惡劣、原油比重大、黏度高、油藏的底水充足且埋深淺。針對這些特點，經過中外雙方技術人員共同努力，開拓創新，用全新的思維觀念，採用了當今世界頂尖的高新技術，在工程開發過程中創造了「3個首次、7項一流」。
流花11-1油田設計開采年限12年，工程設施設計壽命為20年，批准投資預算65300萬美元，實際投資決算62200萬美元，比預算節約了3100萬美元。
一、工程開發方案
流花11-1油田採用深水全海式開發方案。整個工程設施包括5部分：半潛式浮式生產系統（FPS）南海「挑戰號」、浮式生產、儲卸油裝置（FPSO）南海「勝利號」、單點系泊系統、海底輸油管線和水下井口系統（圖12-1）。
圖12-1流花11-1油田工程設施圖
二、設計條件
（一）環境條件
a．流花11-1油田作業海區除了冬季風、夏季強熱帶風暴（台風）的影響外，還有一種特殊的海況——內波流，它也是影響作業和系統選擇的主要因素。1990年單井測試期間，曾發生過由內波流引起的幾次拉斷纜繩、船體碰撞，甚至拉斷浮標或擠破漂浮軟管的事故。
b．流花11-1油田環境參數見表12-1。
c．流花11-1油田「挑戰號」FPS柔性立管設計參數見表12-2。
d．流花11-1油田「挑戰號」浮式生產系統FPS設計環境參數見表12-3。
e．流花11-1油田「勝利號」FPSO方向性海況設計參數見表12-4。
表12-1流花11-1油田環境參數
表12-2「挑戰號」FPS柔性立管設計參數（百年一遇）
表12-3「挑戰號」FPS浮式生產系統環境設計參數
表12-4「勝利號」FPSO方向性海況設計參數
（三）其他設計參數
水下井口配套設備，包括壓力儀表，其管路最大工作壓力為15.5MPa(22401b/in2）；
單井高峰日產量：2384m3/d，含水范圍0%～93%;
FPSO日處理能力：47670m3/d；
大氣溫度：16.4～33.7℃；
水下作業溫度：11～31℃；
井液溫度：11～52℃。
所有的管路材料及計量和壓力儀表應適於輸送帶硫化氫和二氧化碳的液體，內表層應進行化學防腐處理，外表層以油漆和犧牲陽極進行保護。
（四）延長測試
為了解決油田強大底水快速錐進，減緩水錐速度，更大程度地挖掘油田潛能，對油田長期產能作進一步分析，有效地提高採收率，在正式開發之前用了半年時間對3口井進行了延長測試。
a．流花11-1-3井為一口穿透油藏的直井，初始日產量363m3，綜合含水20%,42d後日產量350m3，綜合含水升至70%。
b．流花11-1-5井，為一口大斜度延伸井，落入油藏段的井斜段達78%，初始日產量為1271m3，綜合含水0%;51d後日產量降為874m3，綜合含水升至51%，水錐上升速度較直井有明顯改善。
c．流花11-1-6井為一口水平井，水平井段全部落入油層頂部滲透率最好的層段，初始日產量1907m3，綜合含水為0%;120d後日產量為1017m3，綜合含水為26%。與前2口井相比，採用水平井開采不但可以提高單井產量，還可以減緩底水水錐速度，是該油田最佳的開發方案。
三、南海「挑戰號」浮式生產平台（FPS）
流花11-1油田海域水深將近310m，使用常規的導管架固定平台結構形式，僅導管架本身費用就高達10億美元，而新造一座張力腿平台的費用估計要12億美元。經過技術和經濟上的論證和比較，最終採用了改造半潛式鑽井平台方案，全部改造費用也不超過2億美元。根據使用要求，改造後的浮式生產系統不但能抵禦海區百年一遇的惡劣海況，還能滿足鑽井、完井、修井作業要求，並且能夠安裝、回收和維修水下井口設備，監視控制水下井口，為井底電潛泵提供懸掛月池和供給電力。根據台風極值具有方向性，東北方向的風、浪、流極值明顯比西北方向大的特點，改變常規的8根或12根錨鏈對稱系泊方式為非對稱的11根錨鏈，還根據實際受力情況，使大部分錨鏈長度有所縮短。錨鏈直徑φ127mm，單錨重量40t，是目前使用於海上商業性用途最大的船錨。錨泊力可以承受百年一遇強台風的襲擊，將南海「挑戰號」永久性地系泊在海底。
「挑戰號」的設計使用壽命是20年。
1993年7月購進改造用的半潛式鑽井平台，經過22個月改造設計和船廠施工，於1995年4月系泊到油田預定位置。
「挑戰號」還配有2台ROV遙控機器人支持作業，通過25根水下電纜向井口供電。生活模塊可容納130人居住。
四、浮式生產儲卸油輪（FPSO）和單點系泊系統
（一）南海「勝利號」浮式生產儲卸油輪（FPSO）
南海「勝利號」是由一艘14萬噸級的舊油輪改裝的，該油輪型長280m，型寬44m，型深23m，吃水17m。改裝後的油輪具有發電、原油凈化處理、原油儲存和卸油功能。高峰日處理液量為4.77×104m3，日產油量1.03×104m3，可儲存原油72萬桶。針對流花11-1油田原油黏稠特點，原油處理流程採用了世界先進的電脫鹽/脫水二合一新技術，即在一個設備內，分步完成原油脫鹽和脫水。海上油田使用這項新技術在世界上也屬首次，不但節省了大量的空間，還節約了上百萬美元的工程費用。
「勝利號」生活樓模塊可容納85人居住。儲存的合格原油經串靠的穿梭油輪外運銷售。
（二）「勝利號」單點系泊系統
「勝利號」浮式生產儲卸油系統（FPSO）採用永久式內轉塔單點系泊系統。單點用錨鏈固定於海底，通過油輪船體前部空洞內的轉塔機構與船體相連，油輪可繞單點作360°的旋轉。這種結構形式在國內是首次採用，在深水情況下比固定塔架式系泊結構要經濟得多。設計環境條件採用百年一遇極端海況，用10條Φ114.3mm錨鏈系泊。根據環境條件各個方向極值的差別，適當調整錨鏈長度。該單點系泊系統為永久不可解脫式，最大系泊力為600t。
五、水下生產系統
（一）水下井口系統的選型
a．分散水下井口生產系統，適用於作業海區海流流向沿深度分布基本一致並相對穩定的情況。水下井口之間可通過柔性管線相連或與總管匯相連，也可直接與油輪相連，這種水下井口系統的優點是已有一定經驗，井口和表層套管的定位精度要求低。其缺點是，水下井口之間的軟管與特種液壓接頭的成本及安裝費用高，海流方向不穩定時易引起軟管的纏繞，造成軟管和接頭部位損壞，單井修井會影響其他井生產，且施工安裝海況要求高、時間長。
b．集中水下井口生產系統，適用於各種海流條件，井口導向底座之間用鋼質跨接管相連成一整體。這種結構形式以前還從未採用過，缺乏經驗和現成的配套技術及設備，井口和表層套管的定位精度要求高。另一方面，這種結構形式的優點是鋼性跨接管接頭成本遠低於柔性軟管和液壓接頭，只相當於後者約1/3。單井修井作業不影響其他井正常生產，相對獨立的軟管可以單獨安裝和回收，且運動范圍小，不會發生軟管的摩擦和纏繞，鋼性跨接管的測量、安裝和回收作業可與其他作業同時進行，且不需動用其他船隻，在較惡劣海況下照常作業，效率高。通過全面研究對比，最終選用了集中水下井口生產系統。
（二）水下井口系統的主要結構和復裝順序
集中水下井口生產系統被稱為「組塊搭接式控制體系」，是流花11-1油田工程創新最多的體系，首創的新技術包括：集液中樞管匯；鋼制井口間跨接管；濕式電接頭在海上平台的應用；浮式生產平台支持的懸鏈式柔性立管系統；水下生產液壓控制系統；遙控水下作業機器人ROV；新型海底管道固定底座及鋼制長跨接管；水下卧式採油樹。
水下井口設備分三大塊安裝，先將導向生產底座（PGFB）鎖緊在762mm的表層套管頭上，用鋼制跨接管將PGFB下部集輸管線接頭連接起來，從而將獨立的水下井口連成一體，形成復線的封閉迴路，再將水下採油樹鎖緊在476mm的井口頭上，將採油樹出油管線接頭與生產底座上的閥門相連，最後將採油樹帽連同電潛泵電纜一起蓋在採油樹上，電潛泵的電路被接通，原油經採油樹出口進入PCFB下部集輸管匯內，匯集到中樞管匯，再從中樞管匯通過鋼制長跨接管進入海底輸油管道，輸往南海「挑戰號」進行處理。
（三）水下井口設備的功能
1．中樞管匯
中樞管匯組塊長21.3m，寬2.1m，高2.1m，重60t。由2根457.2mm生產管線和1根203.2mm測試管線組成，分別與2條342.9mm(13.5in）海底輸油管線和1條152.4mm的海底測試管線對應。每根管線引入6個接頭，其中4個接頭與井口採油樹的4個翼閥相接，1個接頭與海底管線相接，1個接頭用作管線間的轉換閥。安裝時用平台吊機將中樞管匯吊起扶正，接近轉台，再用鑽機大鉤穿過月池安放到海底。中樞管匯還作為液壓盤的基礎，主控室的液壓信號通過分配盤傳遞到各採油樹上。
2．永久生產導向底座PGFB
與常規的永久導向底座相比，除了尺寸4.8m×4.8m更大，具有導向和作基礎功能外，還具有集液功能。底座下部設計了2條304.8mm集液管，從採油樹出來的原油經生產閥進入集液管。底座的導向桿也經過改進，可以回收多次利用。
3．卧式水下採油樹
為了適應水下無人工潛水作業，這種採油樹帽將所有閥門設計在水平方向並由水下機器人操作。16個不同性能的球閥閥門的開關集中設在便於遙控機器人ROV操作的一塊操作盤上，可用機器人操作這些開關，來控制生產閥、環空閥、安全閥、化學葯劑注入閥等。這些閥門也可由平台液壓控制開啟和關閉，在應急情況下安全閥可自動關閉。
4．水下採油樹帽
採油樹帽蓋在採油樹頂部，帽內側固定濕式電接頭（WMEC）插座，外側法蘭盤內是乾式電接頭（DMEC）插頭，乾式電接頭被固定在IWPC終端法蘭盤內，在平台上先接好乾式電接頭法蘭。考慮到惡劣的環境條件可能對IWPC拉扯造成採油樹的破壞，在IWPC一端設計了一種安全破斷法蘭，在荷載尚未達到破壞採油樹之前，破斷法蘭的螺栓首先破斷，使IWPC與採油樹帽脫離。
5．採油樹及採油樹帽的安裝
安裝作業所使用的工具是一種多功能完井、修井工具（URT）。這種工具經4條導向纜坐在採油樹上，整套系統由液壓控制，能自動對中，調整高度，平緩而高效，不但能安裝採油樹和採油樹帽，還能回收採油樹帽，暫時停放在PGFB上，進行油管塞密封壓力和濕式電接頭電路測試，省去了將採油樹帽和IWPC收回到平台測試再安裝的復雜作業。這種工具的下部為一長方形框架結構，4根用作導向的漏斗柱體間距與採油樹導向漏斗完全相同，1根中心桿，通過液壓控制，可平緩移動。
6．水下遙控機器人（ROV)
2台機器人都是根據流花11-1油田的使用要求設計製造的，一台為永久式，在平台上作業；另一台為移動式，能移到工作船上進行潛水作業。2台機器人的功率均為73.5kW (100HP）,6個推進器，6架攝像機（其中1架為可調焦，1架為筆式裝在機械手上），能在2浬的海流中拖著183m的臍帶作業，配備有多功能的模塊——MFPT。ROV配備有下列模塊：旋轉工具模塊、機械手插入式液壓推進器、自動對中伸縮液壓驅動器、輔助作業工具、柔性工作繩剪斷器、電纜截斷器、電纜抓緊器、低壓沖洗槍、黃油注入工具、定位伸縮吸盤、液壓圓鋸、1隻7功能Schilling機械手、1隻5功能Schilling大力機械手和拔插銷功能等。由於設計時考慮了各種作業工況的要求，並事先進行了模型試驗，因此，在實際作業過程中性能良好，一直保持著非常高的作業效率。
7．海底管線連接固定基座（TIB）
海底管線連接固定基座（TIB）是一個將海底管線與水下井口連接在一起的裝置。它的一側通過3根長為22.9m、17.4m和11.3m的鋼制長連接管與水下井口中樞管匯相連，另一側與3條海底管線相接。海底管線連接固定基座（TIB）由浮式生產平台安裝，TIB與3條海底管線的連接則由一套無潛水軟管連接系統（DFCS）完成。DFCS由1台ROV攜帶下水，當海底管線下放到接近目標位置時，另1台 ROV將從 DFCS上引出一條鋼絲繩，將鋼絲繩端的QOV卸扣掛在海底管線連接頭的吊點上，拉緊鋼絲繩，使海管介面順導向槽逐漸貼近TIB上的介面，由ROV將液壓驅動器插頭插進接頭鎖緊孔鎖緊接頭，密封試壓合格後，鬆掉接頭上的ROV卸扣，便完成安裝作業。
六、海底輸油管線
流花11-1油田海底管線包括3部分內容。
1．生產管線
數量：2根；
直徑：131/2」；
輸送介質：油水混合液體；
材質：動力柔性軟管；
距離：從「挑戰號」浮式生產系統（FPS）下面的海管立管基座到「勝利號」浮式生產、儲卸油裝置下面的立管基座（PRB）；
長度：2.24km。
2．計量管線
數量：1根；
直徑：6」；
輸送介質：油水混合液體，單井計量或應急情況下代替生產管線；
材質：動力柔性軟管；
距離：從「挑戰號」浮式生產系統（FPS）下面的立管基座到「勝利號」浮式生產儲、卸油裝置下面的立管基座（PRB）；
長度：2.24km。
3．立管
數量：生產立管2根，計量立管1根；
直徑：生產立管131/2」，計量立管6」；
輸送介質：液體；
材質：動力柔性軟管；
距離：從「勝利號」浮式生產儲、卸油裝置下面的立管基座到上面的轉塔式單點。
七、水平井鑽井技術
（一）井眼軌跡的設計
該油田特點是面積大、油層埋藏深度淺，從泥面到油藏頂面的垂直距離只有914m。受油藏埋深限制，平台鑽水平井的最大控制半徑約為3km。為保證電潛泵能在無橫向扭矩條件下運轉，水平井井眼軌跡設計分為2個造斜井段，在2個造斜井段之間設計了一段穩斜井段，將電潛泵下入到穩斜井段中。為防止電潛泵下入時受到損壞，第一個造斜井段的造斜率不得超過7°/30m。20口水平井設計的水平井段均處在厚度約為6.8m孔隙度最好的B1層，水平段長度為800m，總水平位移約為910～2590m。
（二）鑽井技術和特點
a．首先使用隨鑽下套管的新工藝安裝套管，成功地完成了25根導管安裝作業。安裝作業時間總計14.4d，平均單井安裝時間14.8h，與常規方法相比較節約時間36d。
b．採用成批鑽井方法，對444.5mm(171/2in）和311.2mm+215.9mm(121/4in+81/2in）井段分別採用成批作業方式。444.5mm井段測量深度650m，平均單井完成時間1.5d;311.2mm+215.9mm井段測量深度2040～3048m，平均單井完成時間10.8d。成批鑽井作業方法的應用大大加快了鑽井作業的速度。
c．鑽井液使用PHPA水基泥漿體系和海水（加Xanvis泥漿）鑽造斜段和水平段，降低了泥漿成本，提高了鑽井速度，減少了對油層的污染，保護了環境。
d．導向鑽井技術採用先進的水平井設計技術和GST(GeosteeringTool）井下導向鑽井工具，隨時掌握鑽井狀態和監測鑽遇地層，及時確定目的層的深度和調整井眼軌跡，不但加快了鑽井進度，還使水平井准確落入厚度僅為6.8m的B1目標層位的比例達到91%。
（三）主要鑽井指標
油田投產前，鑽井作業除成批安裝25套762mm(30in）導管外，共鑽井17口，完井12口，總進尺28207m，總天數180d，平均測量井深2351m，水平井段813m，水平井段落入B1目標層位的比例為91%，單井作業周期13d，單井費用196萬美元。
八、完井管柱
1．油管掛
完井管柱的安裝是通過油管掛安裝工具（THRT）起下油管掛來完成的。油管掛經導向槽導向著陸，再鎖緊在採油樹內的密封布芯內。
2．濕式電接頭（WMEC）
濕式電接頭（WMEC）是電潛泵井下電纜的終端，通過招標選用國外標准化產品，其插頭固定在油管掛中，插座固定在採油樹帽中，在蓋上採油樹帽時，套筒形的插座隨採油樹帽一起套在油管掛插頭上，在海水中對接即可通電，且保證不會漏電，無需再專門進行安裝。插頭咬合部分類似於普通的三相插頭，整個套筒插座長約50cm，直徑約8cm。
為保險起見，用電絕緣液沖洗採油樹帽與油管掛之間的空間，再用氮氣將電絕緣液擠出，以保證濕式電接頭（WMEC）不會因長時間在變高壓和變頻強電流工作狀態下，工作產生高熱量導致採油樹帽熱膨脹而損壞。
濕式電接頭的工作參數為：電壓5kV，電流125A，頻率60Hz。
3．電潛泵
由於流花11-1油田原油黏度高、密度大、井底壓力低以及後期含水上升快等特點，因此選用加電潛泵採油工藝。所選用的電潛泵是Reda公司提供的562系列電潛泵總成，HN13500、73Stages、540HP、125Ams、5000Volts。為電潛泵供電的水下電纜下端與採油樹帽相連，上端懸掛在FPS下層甲板上，與電潛泵控制室中的變頻器相連。單井生產閥和安全閥的開關由FPS上的液壓系統直接控制，採油樹上的液壓接頭通過水下控制軟管與水下中樞管匯液壓分配盤相連，而液壓分配盤通過液壓控制纜與FPS中控室相接。
4．水下坐封式生產封隔器
由NODECO提供的可再次坐封的封隔器有4個通道，包括地層液流動通道、ESP電纜穿越器、化學葯劑注入管線和備用管線通道。它的主要特點是可以再次坐封，採用再次坐封的封隔器可以避免每次修井都要起出管柱更換封隔器，從而節約了修井時間和費用。
⑸ 有機質熱演化和石油的形成
當沉積有機物被埋藏時,隨著溫度和壓力的增加,沉積有機質演化通常分為三個階段:成岩作用 (diagenesis)、深成熱解作用 (catagenesis)和變質作用 (metagenesis)。在沉積剖面最上面幾米范圍內,細菌會對有機質發生迅速的分解作用,隨著深度加大,細菌分解速度減慢,該過程為成岩作用。實際上,在高達 75℃和近 3000m 的地下岩石中都發現了細菌。當細菌活動停止時,聚合作用和縮合作用等化學作用將逐漸增強,這些沒有被微生物降解和消耗的有機殘余物質,重新縮聚成更加穩定的,與高溫高壓相平衡的穩定結構,即地質聚合物 (這些聚合物在土壤中為腐殖質,泥炭沼澤成岩演化的產物是褐煤,而沉積物中分散有機質的成岩演化產物為乾酪根)。乾酪根分解為多種烴類和難溶有機質殘余,上述過程稱為有機質深成熱解作用,當溫度達到 100～150℃ 時,產生各種烴類混合物——石油,並伴隨少量的瀝青、瀝青質和樹脂,這部分瀝青稱為油或原油。在溫度達到 150～175℃時,最終產生甲烷和石墨,該過程稱為變質作用 (圖8-21)。
圖8-21 乾酪根成烴演化趨勢示意圖
(據Tissot et al.,1984)
1.成岩階段
成岩作用是以微生物對有機質改造為特徵,是由生物聚合物向地質聚合物轉化的過程。氨基酸和低分子量的肽及單糖被微生物直接吸收;蛋白質和多糖被真菌和酶分解成可溶的氨基酸和單糖,再被它們同化;類脂化合物和澱粉也可以被微生物同化或發生降解作用。一些易降解的有機化合物由於被抗降解的物質保護,可以免遭微生物破壞。如蛋白質受礦物覆蓋物的保護而增強抗分解能力。高度交叉結合的纖維蛋白如角蛋白具有抗微生物分解的能力,而高等植物的纖維素和半纖維素則由於受木質素的保護,一些類脂物如孢子花粉受孢粉壁的保護均可以增強它們的抗分解能力。
由於埋藏深度較淺,溫度、壓力較低,有機質除形成少量烴類和揮發性氣體以及早期成熟度較低的石油外,大部分轉化成乾酪根保存在沉積岩中。由於細菌的生物化學降解作用,產物以甲烷為主,缺乏輕質 (C4～C7 )正烷烴和芳香烴。
乾酪根的形成是成岩階段的主要產物,並標志著該階段的結束。除乾酪根外,該階段還出現少量的生物標志化合物。這些生物標志化合物主要來自類脂化合物,由於這類化合物的結構主要以碳-碳鍵相連接,鍵能高,穩定性高,不容易被微生物分解,基本保持了原有的碳骨架。此外,它們可以范德華力、氫鍵或以吸附的形式與腐殖酸、黏土礦物結合,從而增加了自身的穩定性。這些具有特殊結構的化合物,將不會或很少受到影響和破壞。它們的原始結構、原有的化學性質仍將得到保存或只有稍微的改變。生物體中原有的少量正構烷烴和其他有機化合物,在沉積和成岩過程中以不變或微變的形式保存下來。
因此,成岩作用階段的烴類形成以生物甲烷氣為主要特徵,沉積有機質尚未成熟,沒有大量轉化為烴類,有少量的烴類來自於活生物體,大部分為 C15重烴,為生物標志化合物。此外,在特定的生源構成和適宜環境條件下可生成相當數量的未熟油。乾酪根演化表現為強烈的去雜原子化,主要產物為水和CO2 ,同時伴生一些富瀝青質與膠質的重烴。
2.深成熱解階段
深成熱解作用是隨著溫度和壓力增加而發生的一系列熱力學反應,乾酪根分子發生重排,脫去一些官能團,碳-碳鍵斷裂,形成了中等至低分子量的烴類和 CO2、H2 O 和H2 S等,從而使乾酪根結構更有序和更緊密,以在新環境中達到平衡。
深成熱解階段是乾酪根熱解成油氣的演化階段,又進一步分為:①主成油階段,又稱為「液態窗」階段,即指液態烴類能夠大量形成並保存的溫度區間,在圖8-21 上,為產烴最大處,即生油帶階段。該階段 H/C 比值小於 1,O/C 比值小於 0.1,鏡質體反射率一般在0.6%～1.3%之間,相當於溫度60～125℃,地層埋深為1500～2500m。乾酪根由於受熱,在熱催化作用下開始大量裂解形成烴類。黏土礦物的催化作用可以降低有機質的成熟溫度,促進石油生成。在該階段,一些側鏈開始脫落,尤其是那些長的側鏈、鍵能比較低的雜原子團優先被排除。同時,烷基和環烷基部分從乾酪根中消失,羧基或碳氧基完全消失,剩下的大部分氧以醚的形式存在,也可能存在於雜環中,可溶有機質數量迅速增加。新生的烴類沒有特徵的結構和特殊的分布,它們數量不斷增加,逐漸稀釋了繼承性的生物標志化合物濃度。按照液態烴形成階段,可以將其分為低成熟原油、成熟原油。石油成熟度越低,非烴組分越豐富,重質烴比例越高,繼承性的生物分子越多,原油密度大;成熟度高的原油,由於乾酪根和已形成的重質烴繼續裂解,形成了更多的輕質烴,非烴組分大大減少,石油密度變輕。②凝析油和濕氣階段。這個階段鏡質體反射率為 1.3%～2.0%,大致相當於地溫 150～250℃,地層埋深為 2500～3500m。在高溫下,碳—碳鍵斷裂更快,剩餘的乾酪根和已形成的重烴繼續熱裂解,輕烴 (C1～C8 )比例迅速增加,烴體系氣油比一般超過 600～1000m3/t。液態烴裂解使C25以上高分子正烷烴含量漸趨於零,只有少量低碳原子數的環烷烴和芳香烴,在族組成中脂肪族相對增加,含雜原子的膠質含量減少,瀝青質組分則轉變為焦瀝青或固態殘渣。在地層溫度和壓力超過相態轉變的臨界值時,這些輕質烴就發生逆蒸發,反溶於氣態烴中,形成凝析氣 (gas condensates)這些凝析氣到達地表後,濃縮為液體,因此稱為凝析油 (condensates)。溫度為 150～180℃時稱為濕氣帶,為含有更多氣態烴的濕氣。最終出現乾酪根的縮聚作用大於裂解作用,液態烴完全消失。由於不飽和烷烴每個碳原子具有2 個或更多氫原子,而芳香族化合物每個碳原子只有 1 個或更少的氫原子,因此,乾酪根深成熱解作用使 H/C 和 O/C 比值持續下降,這種原子比值的變化趨勢如圖8-21 中箭頭所示。
3.變質作用
當乾酪根的 H/C原子比小於0.5 時為過成熟,接近於甲烷生成的最低限。該階段,地層埋深為3500～4000m,有機質演化進入變質階段,乾酪根上絕大部分可以斷裂的側鏈和基團基本消失,無生成液態烴能力,但能進一步裂解形成甲烷等氣態烴。該階段主要的化學反應為高溫裂解,甲烷是最主要的烴類產物,乾酪根本身由於芳構化作用和縮聚作用逐漸向高碳質的焦瀝青和石墨演化。此外,前一階段生成的重質烴類,在高溫條件下也進一步裂解成干氣,該階段也稱為過成熟干氣階段。沉積有機質熱演化的最終產物是石墨和甲烷。
深成熱解階段各種反應速度與溫度呈指數關系增長,溫度每增加 5～10℃,反應速度約增加兩倍。因為該階段,反應速度不僅僅是溫度的函數,還與時間有關系,確切地說,與加熱速度有關。加熱速度一方面與埋藏速度有關,一方面與地熱梯度有關。埋藏速度主要與沉積盆地下沉速度有關,地熱梯度變化較大,從 10℃/km 到 80℃/km,在地熱區甚至更高。據估計,古老地盾區地熱梯度較低,典型裂谷地區和洋殼地區,地熱梯度較大。石油常形成於與構造活動有關的下沉盆地內,此處地熱梯度較高。形成石油的典型環境,地熱梯度變化范圍一般為25～50℃/km。作為反應動力學、埋藏速度和地熱梯度變化的綜合結果,形成石油所需時間是不同的。在加拿大西部地熱梯度較小的泥盆紀沉積盆地中,沉積物沉積300Ma後,石油才開始形成。相反,在美國洛杉磯盆地中,上三疊系沉積物在沉積10Ma後就已經開始生油了。開始生油所需的溫度與時間呈反比。例如,巴黎盆地下侏羅統沉積岩開始生油溫度約為60℃,洛杉磯盆地中-上新統沉積岩生油溫度為115℃。反應速度也與乾酪根類型有關,易發生變化的Ⅰ型乾酪根反應溫度相對較低;難溶的Ⅲ型乾酪根成油溫度較高 (高達 250℃),因為長鏈脂肪族化合物在這些溫度下不穩定,因此難溶Ⅲ型乾酪根的主要產物是甲烷。
⑹ 我國可利用的國外主要資源狀況分析
我國與世界主要資源國尤其是周邊國家，呈現較強的資源互補性。可以認為，目前我國可利用的國外資源是較為豐富的。但是，這些資源能否形成產能，能否進入市場，能否為我國所用，則主要取決於我國全球礦產資源戰略的實施情況。以下我們分別從區域和礦種兩個角度對我國可利用的國外主要資源狀況進行簡單的分析。
4.2.1 區域分析
從區域上看，我國可利用的國外主要資源，周邊國家是重點，非洲、拉丁美洲等資源豐富的發展中國家是基礎，部分發達國家中的資源國也可為我國所用。從供應安全保障角度看，重點是資源優勢互補的我國周邊、近鄰國家，實施周邊戰略，建立周邊礦產資源協作開發圈。從為礦產資源產業的繁榮和發展尋找新的生長點這個角度看，根據礦產資源的比較優勢，除實施周邊戰略外，還要實施礦產資源海外供應基地戰略，著力發展與非洲和拉丁美洲發展中的資源國的合作。針對周邊、非洲和拉丁美洲，應分別按照「面、線、點」的模式，構建我國礦產資源全球供應格局。
4.2.1.1 周邊國家
我國周邊國家礦產資源十分豐富，發現並探明了一大批鈾、鐵、錳、鉻、銅、鋁、鉀鹽和鉑族元素等大型-特大型礦床，與我國礦產資源具有極好的互補性。充分利用周邊睦鄰友好的國際環境和較為安全的陸地運輸方式，最大限度地分享周邊國家豐富的礦產資源，是保障我國礦產資源穩定供應的重要途徑，也是實施全球礦產資源戰略最為重要和現實的舉措。
周邊礦產資源豐富的國家（地區）主要包括東北亞地區的俄羅斯遠東地區、蒙古，中亞的哈薩克、烏茲別克、塔吉克、吉爾吉斯斯坦和土庫曼5國，中南半島的緬甸、寮國、泰國、越南和柬埔寨。根據地質礦產勘查工作程度，上述國家可分為3類，一類是原蘇聯國家，這些國家地質、礦產勘查工作程度較高，發現了數量眾多大型、超大型礦床，但由於資金缺乏，采礦設備落後和基礎設施差，開發利用率低；另一類是中南半島5國，這些國家地質、礦產勘查工作程度低，已發現的大型、超大型礦床相對較少，但資源潛力大；第三類是蒙古，介於二者之間，近年隨著投入的增加，陸續新發現許多大型、超大型礦床。目前，蒙古、哈薩克、吉爾吉斯斯坦、緬甸等國家的勘查開發條件最為有利。
據統計，我國周邊國家（圖4.1，表4.1）的天然氣儲量佔世界42.0%，鐵佔33.9%，銅佔22.6%，鎳佔23.1%，鎢佔26.6%，錫佔35.4%，金佔17.5%，鉀鹽佔27.6%，資源優勢十分明顯。這些周邊國家與我國大陸山水相連，具有運輸距離短和安全性高等優勢，且大部分國家都與我國建立了良好的地學合作關系，為進一步開展工作奠定了良好的基礎。作為我國經濟、政治、外交工作的重點地區之一，周邊國家近年來與我國的經貿和民間往來日益頻繁，睦鄰關系友好。因此，無論是從礦產資源潛力，還是從地緣政治和經濟的角度考慮，選擇這些國家作為我國實施資源「走出去」戰略的首選之地，不僅有利於維護我國的資源安全，也符合我國經濟發展的長遠利益。
圖4.1 周邊國家主要金屬礦產大型礦床分布圖
表4.1 周邊主要國家優勢礦產資源一覽表
1）重點一：東北亞地區。東北亞地區位於東西向中亞-東亞構造帶與華北、西伯利亞板塊的接合區，經強烈的中生代構造-岩漿活動所活化，形成了銅、鉛鋅、錫、鉬、金、銀、鉑鈀、鐵、鎳、鉻、鈷、鈾以及石油、煤、金剛石等礦產，其中有些礦床規模位居世界前列，如巴列依金礦床、達拉宋金礦床、斯特列措夫鈾鉬礦床、諾依昂-塔洛格鉛鋅銀礦床、克魯契寧鐵鈦礦床、別列佐夫鐵礦床、高爾索努依螢石礦床、查夫銀鉛鋅礦床、烏蘭鉛鋅銀礦床和奧尤陶勒蓋銅金礦床等。東北亞地區的優勢礦產有金、銀、銅、鉛鋅、鎢、錫、鈾、鉬、鉑鈀、煤等，目前已發現大量大型、超大型礦床，同時仍然具有極大的資源潛力，特別是蒙古南部地區和朝鮮。鑒於俄羅斯和蒙古2國，特別是蒙古逐步開放其礦業市場，並制定了許多優惠政策吸引外資，且俄羅斯、蒙古東部的絕大多數已勘探礦床尚未開發利用，因此，應積極探討加強與蒙古和俄羅斯在礦產資源勘查開發領域合作的可行性。
2）重點二：中亞地區。根據大地構造單元性質、地層、岩漿岩、火山岩的展布以及成礦構造環境和成礦地質條件，中亞地區可以劃分出5個大的構造成礦域和25個成礦區帶。在這些成礦區帶中，已發現鐵、銅、鉛、鋅、鉻、鎳、鈷、金、銻、汞、鈾等一大批世界級特大型礦床，是世界上礦產資源最為豐富的地區之一。著名礦床包括穆龍套金礦床、庫姆托爾金礦床、科翁臘德銅礦床、阿爾馬雷克銅礦床、傑茲卡茲甘銅礦床、尼古拉耶夫銅鋅礦床、捷克利鉛鋅、薩雷賈茲錫礦床、瓊科伊汞礦床、傑特姆鐵礦床和霍爾宗鐵礦床等。中亞地區的優勢礦產有金、銅、鉻、鎳、鉛、鋅和鈾等。相對中南半島而言，中亞地區地質工作程度高，探明礦產地數量多。盡管如此，一些重要成礦帶的資源潛力仍然巨大，找礦前景良好。目前，中亞5國市場化程度不同，政治和社會穩定形勢各異，礦業政策各具特色。其中投資條件好的國家是哈薩克，其次是吉爾吉斯斯坦和烏茲別克，再次是土庫曼。這些國家制定了一系列優惠政策，以吸引外資開發其境內豐富的礦產資源。
3）重點三：東南亞地區。東南亞地區位於環太平洋成礦域和特提斯成礦域的交匯部位，成礦作用強烈而復雜，礦產種類多，儲量豐富，是世界上最重要的資源寶庫之一。該區礦產資源分布具有點多面廣、礦種齊全的特點。據不完全統計，中南半島5國已發現礦產100餘種，礦床、礦點1000餘處，其中大型礦產地137處，中型195處；有色金屬礦產地413處。預測儲量鉀鹽300億～500億噸（KCl）、鐵礦100億～150億噸、銅礦1000萬噸以上、鉻鐵礦8億～10億噸、鉑族金屬100噸以上、鎳礦150萬～200萬噸、鋁土礦1000萬噸以上。中南半島5國的優勢礦產為石油、天然氣、無煙煤、鉻鐵礦、富鐵礦、富錳礦、錫礦、富銅礦、富銀鉛鋅礦、鉀鹽、鋁土礦、重晶石、硬玉及寶石等，其中，鉀鹽、富銅、富鐵、鉻鐵礦、鉑族金屬潛力很大。越南的富鐵礦和富銅礦、越南南部和越柬邊境線上的優質鋁土礦、緬甸的有色金屬和貴金屬及寮國、泰國的鉀鹽等，均已展示出大型以上的規模。根據地質、構造和礦產資源分布特徵，中南半島可以劃分出3個Ⅰ級成礦區帶、24個Ⅱ級成礦區帶和34個Ⅲ級成礦區帶，這些成礦帶中已發現了許多大型、超大型礦床，如多樂鋁土礦床、沙空那空盆地鉀鹽礦床、貴鄉鐵礦床、曼沙-孟瓦錳礦床、努山鉻鐵礦床、茂奇鎢錫礦床、沙蒙錫鎢礦床、望瀨銅礦床、包德溫鉛鋅銀多金屬礦床、金廠銀鉛鋅多金屬礦床、帕達恩鋅礦床和巴朗金礦床等。
東盟由10個國家組成，是世界上一個重要的經濟區，目前總人口約5億人，總GDP大約6500億美元。2002年11月4日，中國與東盟簽署了《中國與東盟全面經濟合作框架協議》，決定到2010年建成中國-東盟自由貿易區。中國-東盟自由貿易區建成後，將成為世界上人口最多的自由貿易區和全球第3大市場，區內GDP總量將達20000億美元，區內貿易總量將達12000億美元。2005年1月1日，中國與東盟全面啟動了自由貿易區建設。在這種情況下，雙方的貨物貿易、服務貿易和投資將進一步增長。盡管從某種意義上看，目前東盟國家的礦業投資環境尚不是特別理想，但是東盟國家資源稟賦好、資源潛力大，並且隨著自由貿易區的建設其礦業投資環境必將進一步改善，因此當前是勘查開發和利用東盟國家礦產資源的最佳時機。①東盟國家的礦產資源與我國有較強的互補性。我國短缺的鋁土礦、銅、鉀鹽與油氣資源，東盟國家相對豐富，並且目前開發利用程度也不高。我國相對優勢的一些礦產資源，特別是稀有和分散金屬、重要非金屬，東盟國家相對短缺，在其工業化和發展高技術產業的進程中，對我國優勢礦產的需求將大幅增加。這樣，雙方在資源領域的合作就有了較為扎實的基礎。②資源領域的合作有助於促進中國-東盟能源安全機制的形成。目前在東盟國家內部有相對可靠的能源安全保障機制。隨著近期我國與周邊國家包括菲律賓、越南等就南海油氣合作勘查開發形成並不斷完善了「擱置爭議、共同開發」的機制，該區域內潛在的能源利益沖突業已解決，有可能共同確立一種中國-東盟能源安全保障機制。同時，越南、印度尼西亞等國豐富的煤炭資源，對我國缺煤的南部地區至關重要，也可以緩解我國「北煤南運」壓力。③有色金屬領域的合作空間巨大。中國短缺的鋁土礦、銅等有色金屬資源，東盟國家相對豐富，並且大部分尚未充分開發利用，深加工程度更低。不僅可以勘查開發東盟國家的有色金屬資源，而且還可以實現我國有色金屬資源產業的梯次轉移，在東盟國家投資有色金屬冶煉乃至加工業，並為我國有色金屬產業開辟新市場。④東盟國家在我國礦產資源全球戰略中居於特殊重要地位。
4）重點四：西南亞地區。西南亞地區位於特提斯-喜馬拉雅成礦域中西部，成礦作用強烈而復雜，形成了豐富的礦產資源。優勢礦產包括銅、鐵、鉻、鉛鋅、鋁土礦、金和煤等。由於區域地質工作程度很低，資源潛力很大。主要成礦區帶有東伊朗山脈鎢錫銅鉬鉻成礦帶、中伊朗-中阿富汗鐵銅鉛鋅金鉻成礦帶、興都庫什-喀喇昆侖銅鐵鉛鋅鎢錫成礦帶、卡拉奇-白沙瓦錳鐵鉛鋅鉻成礦帶等。
總之，應該實施周邊戰略，建立周邊礦產資源協作開發圈。我國幾乎所有短缺礦產，都可以通過周邊礦產資源協作開發圈解決。通過周邊礦產資源協作開發圈的構建，對區域經濟發展、對擬議中的亞太自由貿易區經濟發展、對形成周邊安全機制發揮積極作用。周邊最優先的3個國家：蒙古（銅、煤、鈾等）、哈薩克（石油、天然氣、銅、鉻鐵礦等）、越南（鋁土礦等）。周邊礦產資源協作開發圈主要包括兩方面內容：①西、北周邊以油氣和黑色金屬、有色金屬等為主要內容的礦產資源安全圈。在這個圈層內，對中亞國家和俄羅斯、蒙古應略加區別對待。從優先順序上，首選蒙古、哈薩克、烏茲別克、土庫曼，次選俄羅斯，最後考慮吉爾吉斯斯坦、塔吉克、巴基斯坦、印度。②東南亞以有色、鉀鹽等為主要內容的礦產資源協作開發圈，優選石油、天然氣、鉀鹽、鋁土礦、銅、鎳這幾種我國短缺的礦產，國別選擇的優先順序是：首選越南、寮國、緬甸、泰國，次選菲律賓、印度尼西亞，然後是馬來西亞、柬埔寨等。
4.2.1.2 非洲和拉丁美洲國家
通過周邊戰略、周邊礦產資源協作開發圈的建立，基本上能夠滿足我國對短缺礦產的需求。我們還要從為礦產資源產業的繁榮和發展尋找新的增長點的角度，按照「補缺、補差、補劣」的原則，根據礦產資源的比較優勢，實施礦產資源海外供應基地戰略，著力發展與非洲和拉丁美洲發展中的資源國的合作。按照《中非合作論壇》北京宣言的精神，重視勘查開發非洲國家的礦產資源。利用我國的政治影響，以已有的勘查開發工作「點」為基礎，採用「連點成線」的模式，進一步開拓和發展非洲的礦產資源勘查開發市場。要積極穩妥地參與拉丁美洲地區礦產資源的勘查開發。從中選取幾個礦種對路、投資環境較好，以若干「點」為基地，擠入拉丁美洲礦產勘查開發領域，漸求「連點成線，以點帶面」。最值得我們重視的國家包括南非、巴西、智利、委內瑞拉、秘魯等。
1）重點一：西、北非地區。西、北非是全球油氣、黃金勘查開發的一個新熱點，近期屢有大發現。西、北非地區有許多國家與我國友好，並且我國一些企業已有在西、北非成功勘查開發礦產資源的經驗，如蘇丹的石油和迦納的黃金，進一步加強資源開發合作的可能性很大。西、北非地區可供合作的礦產資源狀況見表4.2。除油氣和金外，幾內亞（及喀麥隆、馬里）的鋁土礦，摩洛哥的磷礦石等，也值得重視。
表4.2 西、北非地區主要礦產資源
2）重點二：東、南非地區。東、南非礦產資源極為豐富，在全球礦產資源供應中占據極為重要的地位。東、南非地區，對我國有戰略意義的主要是鉑族金屬、鉻鐵礦、錳礦石、鋰、銅、鈷等（表4.3）。
表4.3 東、南非地區主要礦產資源
3）重點三：拉丁美洲地區。自1993年以來，拉丁美洲始終是國際礦業投資的最熱點地區，也是西方大國及跨國礦業公司控製程度最高的地區。其中最主要的是美國和加拿大的公司在起主導作用。日本、歐洲國家和澳大利亞的公司也在拉丁美洲從事礦產勘查開發活動。其中有些國家如智利、秘魯等，外國礦業投資在10年間增長5～10倍。拉丁美洲佔世界銅產量的近一半，近幾年世界范圍內發現的世界級金、銅礦床，大多數位於拉丁美洲。但目前，拉丁美洲地區礦業市場「准入」的成本，對於新來者而言，已相當高。但盡管如此，拉丁美洲仍有一些空白地（表4.4）。
表4.4 拉丁美洲地區的戰略優先選擇
續表
4.2.1.3 部分發達國家中的資源國
發達國家中的部分資源國，對我國短缺資源的供應也起著至關重要的作用，特別是澳大利亞和加拿大。這2個國家傳統上一直是西方社會的資源供應國，但目前也面臨開拓新市場的挑戰。澳大利亞礦業理事會董事長最近指出：「澳大利亞和中國是天然的礦產品貿易夥伴」，加拿大礦業協會等一些機構也提出進一步擴大兩國資源合作的建議，這值得我們充分重視。
澳大利亞在我國短缺礦產全球供應戰略中具有重要地位。澳大利亞礦產資源極為豐富，除油氣外，是西方國家僅次於美國、加拿大的第3大礦產生產國。以單個國家計，澳大利亞是吸引全球固體礦產勘查投資最多的國家。尤其值得重視的是，澳大利亞本土礦產資源的消費量很低，80.0%以上用於出口，與南非、加拿大一起並列為西方國家戰略礦產的關鍵供應國。同時，澳大利亞礦產資源與我國有極強的互補性，我國短缺的大宗礦產資源，除油氣外，富鐵礦石、富錳礦石、鋁土礦、銅等，在澳大利亞均十分豐富。澳大利亞礦產資源在全球的地位見表4.5。
表4.5 澳大利亞重要礦產資源在全球的地位
續表
加拿大礦產資源也極為豐富。許多我國短缺的礦種，加拿大的儲量、產量、出口量均居世界前列。值得我們重視的礦種包括鉀鹽、銅及其他有色金屬、油砂、鈾等。大約有17種礦產品，加拿大的產量可排在世界前5位。加拿大礦產產量的80.0%供出口，主要出口去向包括世界150多個國家。礦產品出口佔加拿大出口總額的16.0%，使加拿大的貿易順差達到90億加元。加拿大礦業公司在世界范圍內的6800多個礦產地擁有權益，在100多個國家積極進行礦產勘查活動。加拿大礦業公司在世界上是最活躍的，世界固體礦產勘查計劃的大約35.0%是由加拿大的礦業公司所控制的。對世界上4300多家礦業公司的調查說明（不包括生產煤炭、油氣和低價值工業礦物的公司），加拿大的礦業公司佔全球礦業公司總數的37.0%。
4.2.2 礦種分析
4.2.2.1 石油
以中亞、俄羅斯為重點，且努力使二者互為平衡；重視參與西北非、中東石油資源勘探開發；加強拉美（特別是委內瑞拉）石油資源的勘探開發。為確保我國石油供應安全，要重點開發利用俄羅斯和中亞石油資源；在俄羅斯東、西西伯利亞，加強石油的勘查開發，購置現有儲量，盡快形成實際產能，以便在擬議中的管線建設和運營中占據主動地位；圍繞已經取得礦業權的哈薩克烏津油田及阿克糾賓油氣田，擴大在哈薩克及其他中亞國家的產能，加快挺進裏海，以形成與中俄石油合作的互相制衡和促進，力爭俄羅斯和中亞能夠解決我國石油供需缺口的50.0%～60.0%；擴大與伊朗等中東國家的合作，注重中長期供貨合同和產能的購買；在開發北方的同時實施南進戰略，加快實質性進入南中國海勘查開發石油；加快在印度尼西亞（重點是馬六甲油田）及緬甸（重點是安達曼海及中部欽墩盆地等地區）等國的石油勘查開發，加大對新加坡、汶萊等國下游石油部門的投資，在馬六甲海峽形成全面的實質性存在，力保馬六甲海峽的暢通，以便使我國石油供需缺口的40.0%～50.0%能夠在馬六甲海峽自由通過。
除加大開發利用我國周邊國家包括西亞、北非石油資源的力度之外，也要重視開發利用西非及拉美的石油資源。西非幾內亞灣是世界重要的新興產油區之一，近些年石油探明儲量及產量增幅較大，同時投資環境也有較明顯改善，願意與我國在石油勘查開發領域發展合作關系。拉美的石油資源也比較豐富，其中委內瑞拉是拉美最大的石油資源國，尤其是重油儲量，如果能夠充分開發利用，將在世界石油市場上占據更重要地位，目前我國已在委內瑞拉勘查開發的石油資源，進一步擴大合作的前景十分廣闊。
4.2.2.2 煤炭
北部周邊重點是蒙古（塔溫陶勒蓋）、哈薩克、俄羅斯，南部重點是越南。此外，重點還包括澳大利亞和印度尼西亞。
4.2.2.3 天然氣
以俄羅斯、中亞為重點，且努力使二者互為平衡；加強澳大利亞天然氣資源的勘查開發利用；加大東南亞國家的液化天然氣的利用力度。在液化氣方面，將澳大利亞、印度尼西亞、馬來西亞等國作為重要供應來源；在管線氣方面，一是把利用俄羅斯的天然氣放在優先地位，二是將開發利用中亞天然氣資源作為我國西氣東輸工程的一部分統籌考慮。
4.2.2.4 鈾
重點國家包括蒙古、哈薩克、澳大利亞、尼日等。
4.2.2.5 鐵礦石
重點是澳大利亞、巴西、秘魯等，此外還要重視勘查開發越南、印度及拉美其他國家的鐵礦石資源。澳大利亞的鐵礦石多數是富鐵礦，儲量居世界第2，其中富鐵礦石儲量居世界第1，產量居世界第3，佔世界總產量的16.0%，出口量居世界第1，佔世界總出口量的1/3左右，早在1983年我國就已在澳大利亞投資建設鐵礦，有良好的合作基礎。巴西的鐵礦石產量居世界第2，並且主要用於出口。秘魯也是拉美重要的鐵礦石生產國，1992年我國購買了秘魯的鐵礦山。
4.2.2.6 鉻鐵礦、錳礦石
重點是南非及其他南部非洲國家如辛巴威等，此外還要重視哈薩克。南非是世界上重要的礦產供應國。南非錳儲量居世界第1，佔世界總儲量的54.4%；鉻鐵礦儲量世界第1，占總量的80.0%。
4.2.2.7 鋁土礦
重點是越南（多樂省）。越南鋁土礦幾乎全部為易選冶的三水型，資源量十分豐富，估計有60億～70億噸。僅多樂省多農縣鋁土礦區就可能蘊藏有20多億噸鋁土礦（中國鋁土礦儲量中三水鋁儲量不足1000萬噸），且開采方便，交通便利。幾內亞、牙買加的鋁土礦也值得我們重視。
4.2.2.8 銅礦石
以蒙古（奧尤陶勒蓋項目，1600萬噸銅儲量）、俄羅斯（烏多坎項目，2000萬噸銅）為重點，兼顧拉美、非洲的大批中小型（100萬～500萬噸）項目。周邊國家重點是蒙古（奧尤陶勒蓋）、哈薩克、烏茲別克、緬甸、阿富汗、印度尼西亞、菲律賓等。如蒙古銅資源豐富，金屬儲量數千萬噸，且主要用於出口。除周邊國家外，重點是拉丁美洲的智利、秘魯、阿根廷及非洲的尚比亞、剛果（金）等。世界2/3的銅儲量和產量集中在西半球，尤其是拉丁美洲。拉美的銅資源開采成本很低，儲量豐富，規模大，秘魯和智利的進入條件較好。非洲尚比亞銅礦帶是世界著名銅礦帶之一，儲量約佔世界銅儲量的7%，並且尚有較大的潛力。
4.2.2.9 鎳礦石
重點是緬甸、印度尼西亞、菲律賓、越南等。
4.2.2.10 鉀鹽
重點是寮國和泰國。這兩個國家鉀鹽資源條件極為優越，如寮國萬象地區，鉀鹽礦床面積達845平方千米，已探明可供開發的KCl可采儲量1億噸，工業儲量2億噸，遠景儲量50億～100億噸KCl（中國鉀鹽探明儲量只有7億噸）；礦層平均厚度達40.5米，KCl平均含量達15.7%，是儲量大、品質好的優質鉀鹽礦床。泰國鉀鹽資源更為豐富，但開發進入條件較嚴。