Ⅰ 油氣資源是不是就是石油和天然氣
是的，油氣資源都屬於國有資源，主要包含石油、天然氣，油氣也有指汽油柴油煤油的揮發氣體狀態
Ⅱ 「油氣伴生資源」都包括什麼
而氣田水回處0噸些非油氣資源這些非油氣資源中具有利用價值的部分，稱之為油氣伴生資源。
Ⅲ 特態礦物與油氣的伴生關系
油氣從運移通道中源源不斷地徑流，不斷地帶給運移通道形成特態礦物黃鐵礦所需的硫化氫並使運移通道周圍的三價鐵還原為二價鐵，為黃鐵礦和磁鐵礦的形成創造環境和物質條件。
在沒有固態瀝青沉澱的油氣運移通道中，形成的特態礦物主要是黃鐵礦。而在有固態瀝青沉澱的油氣運移通道中，形成的特態礦物則主要是磁鐵礦。
一、無固態瀝青沉澱油氣運移通道中的黃鐵礦
在柴達木盆地躍灰1井3241.5m處，在泥質泥晶灰岩岩心上發現一條油氣二次運移的通道———斷裂。斷裂斜交層理切割岩心，斷裂面見斷層泥和斷層擦痕，塊狀黃鐵礦沿斷裂面分布，粒徑1～4mm，塊狀不規則排列。
岩石薄片的偏光顯微鏡觀察顯示，黃鐵礦帶6mm以上，貫穿整個薄片，黃鐵礦為塊狀集合體，其中混有次生亮晶方解石，部分方解石溶蝕形成次生孔隙，最大孔徑為1.5mm。
陰極發光顯微鏡下觀察，泥晶方解石發較暗橙黃色光，次生亮晶方解石發較亮—亮橙黃色光，黃鐵礦不發光。陰極發光+斜交偏光觀察發現，黃鐵礦塊體由幾個微米大小的晶粒組成，所有黃鐵礦塊體中均分布有許多相互連通的網狀裂隙，微裂隙全部相互連通。黃鐵礦塊體中溶蝕孔周圍見殘余亮晶方解石。
熒光顯微鏡下觀察，基質發黃綠色中亮光，少量原生有機質呈蠕蟲狀平行層理分布，發黃色亮光或極亮光。次生塊狀黃鐵礦礦體上微裂隙呈網狀分布，網狀微裂隙中全部充滿著油質瀝青(石油)，油質瀝青發黃綠—綠色亮光。亮晶方解石中瀝青「C」發黃色中暗光(圖版8-1)。
在建參1井4107.25m處，岩石手標本呈黑色，緻密且堅硬，見針孔狀孔隙，且有一條白鐵礦脈狀體。這是一條小的天然氣運移的通道附近的產物。
偏光顯微鏡下用透射光和反射光觀察發現，黑色緻密的岩石其礦物成分主要為黃鐵礦，少量針柱狀石膏等。黃鐵礦體中見針孔狀微孔隙，微孔隙周緣存在稻草黃暈圈。
陰極發光顯微鏡恢復原岩成分結構的觀察表明，黃鐵礦體形成前的原岩是粉砂岩。天然氣沿運移通道(多孔隙的粉砂岩)在長期的運移過程中，不斷形成的黃鐵礦交代石英和長石等粉砂成分，最終形成了交代成因的特態黃鐵礦體。
熒光顯微鏡分析表明，黃鐵礦體上有少量針孔狀微孔隙，微孔隙面積約占岩石薄片總面積的3%為晶間孔。針孔狀微孔隙中有黃色中亮光顯示，說明存在油質瀝青。同時，鑽井在此深度見到較好的氣顯示(圖版8-2)。
在躍68井2021m處，偏光顯微鏡下觀察，其岩性為含黃鐵礦灰質粉砂岩，黃鐵礦在岩石局部的粒間孔中呈膠結狀產出。在熒光顯微鏡下，可以明顯地看到在黃鐵礦的晶間包裹著發綠色亮光的瀝青「C」(圖版8-3)。
在獅25井4015.67～4022.90m處，偏光顯微鏡下觀察是粉砂質泥岩，其中含有一些塊狀的黃鐵礦，黃鐵礦交代泥質的現象較為明顯。在熒光顯微鏡下觀察發現，塊狀黃鐵礦體的微裂縫和晶間孔中有綠色的中亮光，表明是瀝青「C」(圖版8-4)。
二、有固態瀝青沉澱的油氣運移通道中的磁鐵礦
油氣運移的通道可以是地層或岩石中的斷裂，也可以是具良好連通性孔隙體系的砂岩或碳酸鹽岩。石油經過運移通道時，如果發生降解作用，就可以產生固態瀝青的沉澱，同時就可以伴隨有磁鐵礦的形成。
McCabe通過研究美國伊利諾伊州和密西西比州兩個採石場瀝青樣品，發現它們具有很強的磁性。岩石磁性研究結果表明，強磁性載體為瀝青樣品中的磁鐵礦。
碳酸鹽岩和碎屑岩儲層可由於石油運移和捕集，使石油降解而產生固態瀝青沉澱。在原生孔和次生孔及裂縫可以觀察到此類沉澱(Rogers et al.，1974;Lomando，1985;Dix-on et al.，1989)。當出現固態瀝青沉澱時，固態瀝青就如同碳酸鹽岩和二氧化硅膠結物或自生粘土一樣，對運移通道的物性起到重要的控製作用，縮小裂隙和孔隙的體積甚至完全地充填，致使孔隙率和滲透率變小甚至到零。
這種瀝青在地下條件下呈高黏態—固態，在實驗室條件下呈不溶性抽提物且富含氮、硫、氧。固態瀝青沉澱大致經歷3個重要的自然作用過程:脫瀝青作用、熱蝕變作用和細菌降解作用。
美國得克薩斯州Anderson縣的西Purt油田為一鹽丘西翼形成的構造-地層型圈閉(Lomanoetal.，1984)，原油產自Rodessa組，上覆FerryLake硬石膏，下伏Bexar頁岩。產層層段為Rodcssa中部，該段為含骸晶粒狀灰岩和具粒內、印模、粒間孔隙的層孔蟲類—珊瑚類—厚殼蛤類礫狀灰岩。這些地層東—北東向穿過構造鼻向南翼斜向尖滅(圖5-6)。油田東界為一北南向東的正斷層。
圖5-6 西油田組頂部構造圖和穿過構造頂部剖面圖(瀝青分布僅限於東界斷層附近的井而與構造高度無關)
利用岩心和岩屑分析繪圖證實，儲層瀝青僅分布於沿東界斷層的井中，從儲層頂部至油水界面皆有分布(Lomando，1985)。瀝青沉澱使孔隙度和滲透率出現明顯降低(與未受儲層須有影響的井相比較)。
通過次生氣體向東部邊界斷層移動並在圈閉和油藏中進行脫瀝青作用可較好地解釋儲層瀝青的分布。這有可能來源於深埋的侏羅系Smackover組的天然氣向上運移到斷層/斷裂系統中並伴之附近BrushyCreek底辟鹽丘刺穿，同時沿層、斷層橫剖面長驅直入滲透性儲層內，而與構造高度無關。在這種情況下，僅斷層附近的儲層部分由於油氣運移而引起脫瀝青作用。這說明，作為油氣運移通道的儲集岩中勢必形成固態瀝青。
西非下Congo盆地經歷了構造一沉積幕層序(Briceetal.，1982)。Briceetal.將這個地層層序描述成5個幕:①前裂谷侏羅系硅質碎屑岩;②同裂谷期Ⅰ，由Neocomian期泥質砂岩和碳酸鹽岩構成;③同裂谷期Ⅱ，由Barremian—Aptian期蒸發岩、碳酸鹽岩和硅質碎屑岩構成;④後裂谷期，由Albian—始新世碳酸鹽岩和硅質碎屑岩混合構成;⑤始新統—上新統砂岩和頁岩。西非這種地層剖面常被簡化成「前鹽層序」包括(1，2，3幕)(圖5-7a)和「後鹽層序」包括(4，5幕)(圖5-7b)。後鹽層序白堊系岩層的特點是經歷了兩個海浸-海退旋迴，從下Congo盆地向北遍布Douala盆地(Seiglieetal.，1984)。
在下Congo盆地「後鹽層序」中白堊系一些混合碳酸鹽岩-硅質碎屑岩儲層中，觀察到固態瀝青。在該剖面的陸架砂岩中，瀝青橋塞了孔隙喉道並填充了儲層某些部分的孔隙。
對一層來說，向上變細的層序瀝青含量往往向上減少，或在一個均質、分選好的層內呈均一分布。在薄層狀砂岩內，儲層瀝青優先分布於粗粒、分選好的層內，形成一種黑色分層產狀。在「前鹽層序」烴源岩和Cabon-Congo邊界儲集岩中也觀察到瀝青(Robert et al.，1990)，這與烴源岩中熱作用有關，但主要是儲層內生物降解作用或脫瀝青作用形成的。
圖5-7 下Congo盆地典型橫剖面圖
當然，儲層固體瀝青分布是靠近有進入天然氣形成深埋藏烴源岩分布地區的上方，區域性儲層分布的低勢端。烴源岩中形成的油氣經過有儲層固體瀝青存在的儲層不斷地向高勢區無固體瀝青存在的儲層中運移並積聚成藏，有儲層固體瀝青存在的儲層，首先是油氣運移的通道，然後才是積聚和存儲油氣的儲層。因此，這里儲層固體瀝青形成的首要原因應該是烴類的運移作用。
柴達木盆地的研究和世界上許多含油氣盆地的研究有著一致的結果，在大多數有儲層瀝青分布的儲層中，尤其是有固體瀝青和油質瀝青同時存在的儲層中，在固體瀝青中有分散狀或塊狀的磁鐵礦存在，這些磁鐵礦的存在可以看成是曾經有長時期的油氣運移的證據。出露地表和近地表主要分布在儲層段上部的瀝青質，是石油中輕烴組分不斷逸散和輕質油分不斷減少過程中形成的，其中往往還含有磁鐵礦，有時還含有磁黃鐵礦或黃鐵礦。
Ⅳ 油氣資源概述
油氣資源是指蘊藏在地殼中的石油與天然氣。根據對地殼中油氣賦存狀態的了解程度以及進行開發的經濟技術條件，人們把油氣資源分為油氣儲量和油氣資源量兩大級別。所謂油氣儲量是指已經探明或基本為人們所了解控制的、在現有經濟和技術條件下能夠進行開採的那部分油氣數量; 而油氣資源量則是根據現有地質資料和石油地質理論，推測地下可能存在的、總的油氣數量。
前已述及，油氣藏形成過程實質上是油氣的散失 ( 耗散) 過程，因此，油氣資源量既不是油氣生成量，也不是目前條件下具有工業價值的可采儲量，而是油氣生成量減去殘留量和油氣運移聚集過程中的散失量。同時，油氣儲量是油氣資源量的一部分。油氣資源量與油氣生成量、儲量具有的關系如表 8 －2 。
表 8 －2 油氣資源量與油氣生成量、儲量關系表
油氣資源可以按照不同的標准分為不同的類型和級別。根據我國的石油儲量規范( 2002) ，依據油氣資源發現程度，將我國油氣總原地資源首先分為地質儲量和未發現原地資源量兩大類，並進一步將其劃分為以下 5 個級別 ( 表 8 －3) 。
表 8 －3 中國油氣總原地資源分類表
( 一) 探明地質儲量
是指在油氣藏評價階段，經評價鑽探證實油氣藏 ( 田) 可提供開采並能獲得經濟效益後，估算求得的、確定性很大的地質儲量，其相對誤差不超過 ±20% 。應查明了油氣藏類型、儲集類型、驅動類型、流體性質及分布、產能等; 流體界面或油氣層底界應是鑽井、測井、測試或可靠壓力資料證實的; 應有合理的井控程度 ( 合理井距另行規定) ，或開發方案設計的一次開發井網; 各項參數均具有較高的可靠程度。它是編制油田開發方案和投資建設決策的主要依據。
( 二) 控制地質儲量
是指在圈閉預探階段預探井獲得工業油 ( 氣) 流，並經過初步鑽探認為可提供開采後，估算求得的、確定性較大的地質儲量，其相對誤差不超過 ±50% 。應初步查明了構造形態、儲層變化、油氣層分布、油氣藏類型、流體性質及產能等，具有中等的地質可靠程度，可作為油氣藏評價鑽探、編制開發規劃和開發設計的依據。
( 三) 預測地質儲量
是指在圈閉預探階段預探井獲得了油氣流或綜合解釋有油氣層存在時，對有進一步勘探價值的、可能存在的油 ( 氣) 藏 ( 田) ，估算求得的、確定性很低的地質儲量。應初步查明了構造形態、儲層情況，預探井已獲得油氣流或鑽遇了油氣層，或緊鄰在探明儲量( 或控制儲量) 區並預測有油氣層存在，經綜合分析有進一步評價勘探的價值。
( 四) 潛在原地資源量
在圈閉預探階段前期，對已發現的、有利含油氣的圈閉或油氣田的鄰近區塊 ( 層系) ，根據石油地質條件分析和類比，採用圈閉法估算的原地油氣總量。它是部署預探井的重要依據。
( 五) 推測原地資源量
主要在區域普查階段或其他勘探階段，對有含油氣遠景的盆地、坳陷、凹陷或區帶等推測的油氣儲集體，根據地質、物化探及區域探井等資料所估算的原地油氣總量。它是預探部署的主要依據。推測原地資源量一般可用總原地資源量減去地質儲量和潛在原地資源量的差值來求得。
通過盆地模擬技術或有機地球化學方法計算出的油氣聚集量，相當於推測原地資源量，也可稱為地質資源量; 如果在一個久經勘探已發現油氣藏和已進行油氣開採的盆地中，此時計算出的油氣聚集量相當於盆地的總資源量。它包括了已采出的油氣儲量。如果總資源量乘以採收率即為可采資源量或稱為可采地質資源量。
值得注意的是，目前國內外在應用資源量和儲量的概念上有些混亂。國際上所說的資源量，是指在近、中期 ( 30 年內) 的科技水平和油價下可以被探明采出和具有經濟效益的油氣資源; 而探明的儲量是指能獲得經濟效益的可采儲量。總之，國際上的概念強調其可采性和經濟性。我國的資源量常是總資源量的概念，它可能包含了一部分在近、中期內難以采出、沒有經濟效益的油氣資源。因此，要與國際進行對比和接軌，據張抗等( 2002) 研究，需要乘以校正系數 0. 31 ( 油) 和 0. 33 ( 氣) 得到有效地質資源量，再乘以採收率才能得到可采資源量，這樣大體上才能與國際上的資源量概念相當。
Ⅳ 油氣資源屬於礦產嗎
是。石油、天然氣均屬於礦產能源，屬於礦產。 （礦產能源中最主要的包括：煤炭、石油、天然氣、鈾礦（核能））
Ⅵ 油氣資源是共生的嗎
地質歷史時期湖盆和海盆面積佔地球面積的71%～83%,但含油氣面積卻很少;並且有的盆地含油氣,有的盆地不含油氣;有些盆地富油氣,有些盆地貧油氣.沉積岩中有機質數量決定了油氣的生成量,也就決定了盆地的油氣富集程度.營養物質是有機物生長的最重要因素,石炭紀以後河流是全球含油氣盆地中營養物質的主要來源.
Ⅶ 民和盆地
一、前言
民和盆地位於甘、青兩省交界地帶，界於東經102°20'～104°00'，北緯35°40'～36°50'之間。西起青海省樂都縣、東至蘭州市皋蘭縣，南起永靖縣，以拉脊山、霧宿山為界，北抵甘肅省永登縣，以馬牙雪山、天王山為界。盆地呈楓葉形，東西長120km，南北寬約100km，面積11200km2，是一個在中祁連斷隆帶上發育起來的中新生代沉積盆地。
民和盆地的石油勘探始於1935年，歷時64年。從1952年開始，地質部門、石油部門都在此工作過(圖10-27-1)。
民和盆地油氣資源評價報告主體工作由中國石油勘探開發研究院完成。
圖10-27-1 民和盆地勘探程度圖
二、地質條件
(一)構造單元劃分
根據吐哈油田公司1999～2001年地震勘探成果，可將盆地劃分為永巴坳陷、皋蘭隆起和樂都隆起三個一級構造單元(表10-27-1)。
(二)地層特徵
民和盆地是一個煤、油氣伴生的中新生代陸相沉積盆地。盆地周邊出露和分布元古界變質岩地層(大板山、天王山、哈拉古山、甘露池、黑石川等地)和古生界淺變質岩地層(馬牙雪山、拉脊山、霧宿山、馬牙雪山)以及加里東期和海西早期的岩漿岩(拉脊山、哈拉古山等地)。盆地內主要分布侏羅系、白堊系、古近系、新近系和第四系，局部地區零星分布三疊系和古生界，侏羅系和白堊系為勘探目的層(表10-27-2)。
表10-27-1 民和盆地構造單元劃分表
(三)烴源岩條件
民和盆地烴源岩分布在中侏羅統地層中，可分為湖相泥質岩和煤系兩大類烴源岩，以暗色泥質岩為主。
1.有機質豐度
(1)中侏羅統湖相泥岩類。
中侏羅統湖相泥岩岩性主要為深灰色泥岩、泥灰岩及油頁岩。油頁岩和湖相泥岩的平均有機碳含量分別為12.0%和3.69%，其中72%的樣品的有機碳含量大於3.0%，95%的樣品的有機碳含量大於1.0%;氯仿瀝青「A」的平均含量分別為0.2122%和0.41%，61%的樣品的氯仿瀝青「A」大於0.1%;總烴平均含量分別為2163ppm和2201ppm，77%的樣品的總烴含量大於500ppm;岩石熱解生油潛量分別為6.45mg/g和0.055mg/g，69%的樣品的生油潛量大於6.0mg/g。以上數據表明民和盆地中侏羅統泥質烴源岩的豐度較高(表10-27-3)。
(2)中侏羅統煤系烴源岩。
民和盆地中侏羅統下部還有一套煤層，其平均有機碳含量為62.18%;氯仿瀝青「A」的平均含量為0.7947%;總烴平均含量為3070ppm;岩石熱解生油潛量為91.41mg/g。為偏差豐度烴源岩。盆地沉積蓋層其他地層中暗色地層較少，各項豐度指標很低，基本不具生烴能力。
表10-27-2 民和盆地地層系統簡表
表10-27-3 民和盆地中侏羅統烴源岩有機質豐度統計表
2.有機質類型
(1)乾酪根顯微組分。
暗色泥岩、油頁岩乾酪根主要由大量利於成烴的水生藻質體組成，其他顯微組分較少，為含腐殖的腐泥型乾酪根，具有較高的生油潛力。煤樣乾酪根為腐殖型乾酪根，但有相當數量的殼質體。
(2)乾酪根元素組成。
數據主要來自井下、露頭剖面乾酪根元素資料17個(其中油頁岩4個，暗色泥岩8個，高碳泥岩2個，煤岩樣3個)。
1)中侏羅統油頁岩的H/C原子比一般大於1，最高可達1.44，表明其成烴母質中含有較高的富氫組分，生烴潛力較大，類型屬Ⅰ型或Ⅱ1型。
2)湖相泥岩H/C原子比變化范圍較大，變化於0.6～1.5之間，總體看以Ⅱ型為主。
3)煤、高碳泥岩H/C原子比為0.55～0.8，屬Ⅱ2型或Ⅲ型有機質。
(3)乾酪根紅外光譜特徵。
乾酪根紅外光譜吸收峰的強度反映了其分子結構中各基團的組成特徵。其中，1460cm－1、1380cm－1、2920cm－1和2850cm－1反映脂族基團的吸收，1600cm－1反映芳核C=C共軛雙鍵伸縮振動的吸收，1710cm－1反映含氧基團的振動。而脂族基團、芳香基團和含氧基團的吸收峰相對強度可以反映乾酪根類型和演化。
民和盆地烴源岩乾酪根紅外參數1460cm－1/1600cm－1、2920cm－1/1600cm－1，它們與H/C原子比的相關性較好。其中泥岩、油頁岩基本為Ⅱ1型，煤或接近煤層的油頁岩則為Ⅱ2型或Ⅲ型有機質。
總之，目前所見到的烴源岩成烴母質類型以中侏羅統油頁岩為最佳為Ⅰ型或Ⅱ1型;湖相泥岩以Ⅱ型為主;煤、高碳泥岩為Ⅱ2型或Ⅲ型有機質。
3.有機質成熟度
出露地表或埋深很淺的煤礦中烴源岩的有機質成熟度鏡質體反射率Ro值變化在0.32%～0.86%，岩石熱解最高溫度Tmax為426℃～437℃，OEP為1.01～2.12，有機質的成熟度在未熟和低熟階段徘徊，表明這些位於盆地邊緣的烴源岩經歷了低成熟熱演化階段。
巴參1井是民和盆地目前較深的一口井，中侏羅統烴源岩的埋深3600～3700m，其Ro值為:3642～3653m井段1.319%，3678～3686m井段1.337%，多數樣品的Tmax集中在450℃附近，兩種參數的數據表明該井侏羅系烴源岩已經歷過生油高峰和濕氣凝析油初階段的演化。
(四)儲蓋條件
民和盆地儲集層為砂岩孔隙類型。大通河組和河口群是民和盆地分布最廣泛、厚度最大的儲集層系，大通河組厚度較大的粗碎屑岩具相對較好的儲集性能，砂岩、粉砂岩佔地層厚度比例大於50%，砂層單層一般為2～3m，最大達20餘米。窯街—享堂峽、海石灣、巴州地面及井下大量物性資料統計結果表明，儲層物性不太理想。屬低孔低滲—特低孔滲儲層。
民和盆地有三套區域性蓋層:中侏羅統窯街組上部和紅溝組中部、河口群中部、西寧群中上部。其中河口群中部是最重要的一套蓋層。發育一套漫湖—淺水湖相的棕褐、灰綠、灰黑色泥岩、頁岩，質地較純，發育水平紋理、頁理。這套泥頁岩厚度為70～300m，單層厚度從10～28m不等。
三、資源評價方法與參數
選擇類比法和成因法兩大類方法，以類比法中的資源豐度類比法為主要方法，成因法為輔，計算盆地的地質資源量、可采資源量。
(一)類比法
吐哈盆地台北凹陷侏羅系烴源岩目前處在生油階段，民和盆地與其相比，烴源岩的熱演化階段偏高，遜於台北凹陷。
民和盆地儲層發育狀況見表10-27-4。民和盆地儲層物性:窯街—享堂峽、海石灣、巴州地面及井下大量物性資料統計結果表明，本區中生界，特別是主要目的層段侏羅系的儲層物性並不太理想。從儲層的縱向分布上來看，本區中生界儲層屬低孔低滲—特低孔滲儲層。民和盆地以低孔、低滲和特低孔、特低滲儲層為主，與台北凹陷相比，儲層相對較差。
表10-27-4 民和盆地中生界儲層發育統計表
續表
民和盆地以構造圈閉為主，台北凹陷以構造岩性為主，兩者在此方面的類比參數較少。
民和盆地和台北凹陷均以泥岩為蓋層，保存條件的最大差異在於斷層的破壞作用。台北凹陷是一個基本持續沉降的盆地，後期僅遭受了微弱的破壞，但民和盆地是一個典型的改造型盆地，經歷過兩期強烈的改造作用。早白堊世末，盆地遭受了強烈的構造變形，周家台地區發生構造隆升，形成盆地內的構造隆起帶，白堊系遭到廣泛剝蝕，對燕山期油藏進行了強烈破壞;喜山期，盆地再次遭受了強烈改造，形成許多通天斷層。
兩期強烈的構造運動特別是喜山運動嚴重破壞了盆地的保存條件，影響了油氣的聚積。二者在時間、運移方向等條件方面基本相當。
根據項目辦公室的統一標准，對民和盆地與吐哈台北凹陷的五大成藏條件類比，進行打分，得到民和盆地和台北凹陷的相似系數為0.23，石油麵積地質豐度和可采豐度分別為1.21×104t/km2和0.31×104t/km2。
(二)成因法
1.有效烴源岩
根據項目辦公室的要求，取暗色泥岩類有機碳含量大於1%，碳質泥岩、煤中腐泥組+殼質組大於10%為有效烴源岩。
用此標准對盆地兩類烴源岩進行有效烴源岩的統計，統計結果表明，成熟的暗色泥質岩的豐度高，基本為有效烴源岩，煤以非有效烴源岩為主。綜合考慮中侏羅統的埋深、沉積相以及殘余厚度預測了有效烴源岩的分布，預測總分布面積約4600km2，平均厚度為150～200m，主體分布於永巴坳陷。
2.烴源岩產烴率圖版
本次評價烴源岩產烴率圖版採用了項目辦公室提供的湖相泥岩不同類型有機質液態烴產率圖版和氣態烴產率圖版。
3.油氣運聚系數
油氣運聚系數、可采系數的確定主要利用成藏條件綜合分析法和類比確定油氣運聚系數，根據項目辦公室確定的油氣運聚系數的取值標准和民和盆地成藏條件綜合分析，結合與吐哈盆地台北凹陷刻度區類比，確定民和盆地油運聚系數為3.5%，氣運聚系數為0.35%。
四、油氣資源評價結果
選擇類比法和成因法兩大類方法，以類比法中的資源豐度類比法為主要方法，成因法為輔，計算盆地的地質資源量、可采資源量，方法體系參照銀根盆地油氣資源量評價體系。
(一)油氣資源評價結果
1.油氣地質資源量
通過對各種評價方法計算結果的合理匯總，得到盆地石油地質資源量的期望值為1.36×108t，概率為5%、50%、95%時的石油地質資源量分別為1.97×108t、1.36×108t、0.76×108t(圖10-27-2)。
2.油氣可采資源量
計算結果表明，民和盆地石油可采資源量3676×104t。
天然氣可采系數取值參考吐哈盆地台北凹陷，並按照項目辦公室的統一要求，確定為55%，計算得到天然氣可采資源量153.07×108m3。
圖10-27-2 民和盆地綜合評價成果圖
3.油氣遠景資源量
本次評價遠景資源量計算採用了成因法，參數取值標准與原新區時計算本盆地資源量所採用的取值標准相同。故沿用新區資評結果，取民和盆地的遠景資源量為3.7×108t。天然氣遠景資源量為619.6×108m3。
(二)油氣資源品位分布
1.石油資源量分布
(1)石油資源的層位分布。
民和盆地石油資源主要分布在侏羅系和白堊系(表10-27-5)。白堊系石油資源量為0.20×108t。
(2)石油資源的深度分布。
民和盆地侏羅—白堊系成藏組合在盆地的下部，埋藏深。經評價，認為油氣資源從淺層到超深層均有分布，但主要分布在中深層(表10-27-6)。
表10-27-5 石油可采資源評價結果表
表10-27-6 民和盆地石油資源量深度分布表
(3)石油資源地理環境分布。
民和盆地石油資源主要分布在黃土塬和山區。
(4)石油資源品位。
民和盆地石油資源品位均為常規油氣。
2.天然氣資源評價結果
(1)天然氣地質資源量。
天然氣地質資源量的期望值為278.86×108m3，概率為5%、50%、95%時的天然氣地質資源量分別為351.00×108m3、278.80×108m3、207.30×108m3。
(2)天然氣可采資源量。
民和盆地砂岩儲層、原油密度0.83g/cm3，孔隙度12%，滲透率8.9×10－3μm2，結合與吐哈盆地台北凹陷刻度區類比結果參考項目辦公室對可采系數統計特徵的研究，民和盆地天然氣可采系數取54%。
盆地天然氣可采資源量的期望值為153.07×108m3，概率為5%、50%、95%時的天然氣可采資源量分別為159.8×108m3、153.1×108m3、146.4×108m3。
(3)天然氣遠景資源量。
本次評價遠景資源量計算採用了成因法，參數取值標准與原新區時計算本盆地資源量所採用的取值標准相同。故沿用新區資評結果，取民和盆地的遠景資源量為620×108m3。
3.天然氣資源的分布與品位
(1)天然氣資源的層位分布。
天然氣資源主要分布在侏羅系和白堊系(表10-27-7)。
表10-27-7 民和盆地天然氣資源量結果表
侏羅系天然氣地質資源量的期望值、5%、50%、95%概率值分別為125.49×108m3、157.95×108m3、125.46×108m3、93.29×108m3，天然氣可采資源量的期望值、5%、50%、95%概率值分別為68.88×108m3、71.91×108m3、68.90×108m3、65.88×108m3。
白堊系天然氣地質資源量的期望值、5%、50%、95%概率值分別為153.37×108m3、193.05×108m3、153.34×108m3、114.02×108m3，天然氣可采資源量的期望值、5%、50%、95%概率值分別為84.19×108m3、87.89×108m3、84.21×108m3、80.52×108m3。
(2)天然氣資源的深度分布。
民和盆地侏羅—白堊系成藏組合在盆地的下部，埋藏深，經評價，認為天然氣資源從淺層到超深層均有分布，但主要分布在中深層(表10-27-8)。
(3)天然氣資源地理環境分布。
天然氣資源主要分布在黃土塬和山區。
(4)天然氣資源品位。
天然氣資源品位均為常規油氣。
表10-27-8 民和盆地天然氣資源量深度分布表
五、勘探建議
民和盆地是我國北方侏羅系中小盆地群中為數不多的有利勘探目標。本次評價認為，民和盆地石油地質資源量期望值1.36×108t、石油可采資源量期望值0.37×108t，天然氣地質資源量期望值279×108m3、天然氣可采資源量期望值153×108m3，與西部其他中小盆地相比，有一定的資源優勢和勘探價值。該盆地地理位置優越，前期勘探工作基礎好，戰略地位重要的特點，在許多方面與吐哈盆地具有一定相似性，目前正處於勘探突破的前夜。
侏羅系、白堊系是盆地油氣勘探主攻目的層，周家台坳陷北部是下一步勘探的主攻方向。
六、小結
民和盆地石油地質資源量期望值1.36×108t、石油可采資源量期望值0.37×108t，天然氣地質資源量期望值279×108m3、天然氣可采資源量期望值153×108m3，與西部其他中小盆地相比，有一定的資源優勢和勘探價值。
民和盆地下面主要的勘探主攻方向為侏羅系、白堊系地層，周家台坳陷北部是下一步勘探的主攻方向。
Ⅷ 什麼是油氣資源和油氣儲量
「資源」指天然的財富來源。「油氣資源」就好像銀行的大金庫一樣，但是，這個「銀行的大金庫」不是在鬧市中，而是在地下深處，那裡不是現鈔，而是黑色的金子—石油與天然氣。在油氣資源的規范標准中是這樣定義的：「資源」是已經發現及尚未發現，在目前技術經濟條件下可以提供商業開采及未來技術經濟條件下可供商業開採的各類、各級油氣的總稱。
油氣「資源」包括已發現與未發現兩大部分，可分為五個等級。在已發現的資源中分為三級，即探明儲量、控制儲量和預測儲量；在尚未發現的資源中分為二級，即潛在資源量和推測資源量。
探明儲量就好像你已經把銀行取款卡插入提款機，只要輸入「密碼」，錢就可以取出來了。也就是說，地下的油氣儲量已經探清楚了，評價井、開發生產井已經鑽探，生產設施已經基本完成，一開井口閘門油氣就可以由地底下流出來。探明儲量是在油氣田評價鑽探階段完成或基本完成後計算的油氣儲量，是在現代技術和經濟條件下，可供開采並能獲得經濟效益的可靠儲量。它是編制油氣田開發方案、投資決策、開發分析的依據。在我國，又將探明儲量分為已開發的儲量、未開發的儲量及基本探明儲量三類。
控制儲量你已經基本知道在銀行里有多少存款了，取款卡掌握在手，但是你還得走一段路程才能到銀行；或許有些錢還沒到位，提款員只能給你部分的錢，也就是說，地下的油氣儲量規模已經被控制了，但是評價井還沒有鑽完，生產井還未鑽，油田建設還未開始，還不具備全面開發的條件，這時所算出的儲量叫控制儲量。
預測儲量你知道在銀行里有你的錢，但是銀行里有多少存款不太清楚；用什麼方法取出來你也不全知道。因為錢並不在你手中，所以，你也就沒法動身去銀行，想馬上去提款還是不成。也就是說，在一個勘探目標預探井的鑽探中，已經發現了具有商業價值的油氣，經粗略的估算，大致知道有多少油氣，肯定有儲量是沒問題的，但是風險很大，想全面開發還得做許多的工作。
未發現的資源就好像還沒完全進入銀行賬戶的錢一樣。
潛在資源量這時，你去銀行提款是要遭拒付的。但是，你已經通過了投標，中了標，有了「項目」（勘探目標），只要去努力的工作，去奮斗，就會賺到錢，銀行里就會有你的錢，這就是所說的「潛在資源量」。潛在資源量是在有了勘探目標後，經過細致地地質風險評價估算的資源量。
各級儲量示意圖
推測資源量就像是你還沒有把「項目」通過投標拿到手，在理論上是有這筆錢，但是，這筆錢是不是你的，還很難說，你必須經過上述大量的工作，才能變為銀行的存款。在油氣盆地的地質研究中，通過生烴、排烴、運移、聚集等一系列成藏條件的研究，認為目標盆地是有油氣資源的，僅僅是從理論上推斷出了這個盆地應有的遠景資源量。
綜上所述，油氣資源的勘探和開發要一步一步來，就是說，要按照勘探開發程序來進行。
Ⅸ 石油和天然氣分布在一起嗎，二者的分布有何區別和聯系呢
石油和天然氣
1 .石油和天然氣的概念
石油（petroleum）是以液態形式存在於地下岩石空隙中的可燃有機礦產，是一種成分復雜的碳氫化合物的混合物。天然石油（又稱原油）一般是黑綠色、棕色、黑色或淺黃色的油脂狀液體。石油的密度在0.75—0.98之間。顏色愈深，相對密度愈大，相對密度大於0.9的稱為重質油；顏色淺，相對密度小於0.9的稱為輕質油。石油不溶於水，但溶於有機溶液中。石油具有熒光性，在紫外光照射下產生熒光，據此可作為鑒定岩石是否含油的標志。石油的電阻率極高，在測井工作中，用作尋找油藏和確定生油層的依據。石油的化學成分很復雜，主要由多種碳氫化合物混合而成。純粹由碳和氫兩種元素組成的化合物，叫碳氫化合物，簡稱為烴。石油除烴類組成外，還有硫、氯、氧等非烴類物質，它們對石油質量的影響很大。硫在石油中是一種有害成分，它會腐蝕煉油設備，降低石油產品質量。原油中含硫量小於0.5%者為低硫原油，大於0.5%的叫高硫原油。
天然氣（nalural gas）是指儲集在地下岩石空隙中的以烴類為主的可燃性氣體。它們基本組成是甲烷，其次是乙烷、丙烷和丁烷等，還有少量的液態烴類和微量的非烴類組分，如N2、CO2、H2S等。天然氣無色無味，當含一定量的H2S時會有臭味，相對密度在0.6—1.5之間，發熱量在33.49×10－6—54.33×10－6J/m3之間。在高溫、高壓下天然氣易溶於石油中，一噸石油可溶解數十到數百立方米的天然氣，從而降低石油的粘度，減小毛細管力，使石油容易在地層中流動。
2 .石油和天然氣的成因
大多認為石油和天然氣是由大量有機質轉化而來。一切有機物質均可作為石油的原始物質，包括高等植物在內。有機質中的蛋白質、脂肪和碳水化合物等都有可能轉化為石油的物質成分。這些生物遺體和泥砂一起沉積在湖、海底部，逐漸形成有機質淤泥。然後在一定的物理化學因素和地質作用下轉化為石油和天然氣。
石油和天然氣形成的地質條件主要取決於：具有大量的有機物質來源；有利的還原環境；要有促使有機質轉化為石油的溫度、壓力以及細菌作用的影響等。油氣的形成實際上是去氧、加氫、富碳的一種化學過程，因此溫度和壓力是重要因素。隨著有機物質的埋深加大，當溫、壓升高到50—150℃，30—70Mpa時，或深度在1.5km以上時，就有大量的烴類物質產生。因而，長期穩定下沉的深坳陷是形成石油的主要有利條件。淺海特別是瀉湖、海灣和三角洲的集水盆地及潮濕氣候區的廣闊湖盆是有利的生油環境。
3 .油氣藏的形成
油氣藏是油氣聚集的基本單位，是油氣勘探的對象。石油和天然氣在形成初期呈分散狀態，存在於生油氣地層中，它們必須經過遷移、聚集才能形成可供開採的工業油氣藏。這就需要具備一定的地質條件。這些條件概括為：「生、儲、蓋、圈、運、保」六個字。
生油氣層：是指具備生油條件的含油氣的地層。它富含有機質，是還原環境下沉積的，結構細膩、顏色較深，主要由泥質岩類和碳酸鹽類岩石組成。生油氣層可以是海相的，也可以是陸相的。另外生油氣層遷必須具備一定的地質作用過程，即達到成熟，才能有油氣的形成。
儲層：是能夠儲存石油和天然氣，又能輸出油氣的岩層，它具有良好的空隙度和滲透率，通常由砂岩、石灰岩、白雲岩及裂隙發育的頁岩、火山岩及變質岩構成。
蓋層：指覆蓋於儲油氣層之上、滲透性差、油氣不易穿過的岩層，它起著遮擋作用，以防油氣外逸。頁岩、泥岩、蒸發岩等是常見的蓋層。