① 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1，1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《中国石油勘探开发网络全书》[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：油藏岩石的物性不好；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100m Pa·s（m Pa·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50m Pa·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的地下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）、二氧化碳（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的地下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聚集，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，通常就近聚集成藏，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。
② 根据原油的品位质量是怎么分类的
根据地面脱气原油的相对密度，可对原油的品位质量进行分类，按国际上通用的分类标准，基本分为三大类：
（1）轻质油，这类原油的相对密度小于0.855或大于34 °API；（2）中质油，这类原油的相对密度通常为0.855～0.934或20～34°API；（3）重质油，这类原油的相对密度0.934～1.0或10～20°API。
中国考虑了重质油地面脱气黏度的变化，对重质油（稠油）进一步细分为普通稠油（黏度50～10000毫帕·秒，相对密度大于0.920）、特稠油（黏度10000～50000毫帕·秒，相对密度大于0.95）、超稠油（黏度大于50000毫帕·秒，相对密度大于0.98）。黏度小于200毫帕·秒的普通稠油可以考虑注水开采，但一般来说都宜于采用热采方式开采。
轻质油在市场上可以卖个好价钱，中质油次之，重质油价钱低、开采成本高而且开采效率差。所以，原油性质描述对油田开发经营策略及技术手段影响很大。
原油高压物性（PVT）实验描述 在不同压力下，油藏流体的相平衡状态会发生变化。一个油田在开发早期，最好就抓紧取样，开展原油高压物性（PVT）实验，使样品能尽量接近原始油藏流体。通过PVT实验，掌握油藏流体及其在不同压力下的体积特征，为我们对油田动态预测奠定一个坚实的基础。原油高压物性（PVT）实验有两类：一类是等组分膨胀实验，它是把烃类流体样品在油藏温度及超过油藏原始压力下放入PVT容器中，在等温条件下逐步减少容器的压力，测量烃类体积在每个压力下的变化。这项实验的目的在于确定：
（1）饱和压力（泡点压力，原油内的溶解气开始分离出去时的压力）；（2）高于饱和压力时在油藏温度条件下的单相流体的压缩系数；（3）总烃类体积与压力的函数关系。
另一类是差异分离实验，它是在油藏开发过程中，随着压力降低，从原油中分离出来的溶解气不断地被采出来，在油藏中气与液相也不断重新建立新的平衡，这项实验的目的在于确定：
（1）溶解气与压力的函数关系；（2）原油体积的收缩率与压力的关系；（3）分离气体的组成、压缩系数和相对密度；（4）剩余油的密度、黏度与压力的函数关系。
③ 油气资源分布
（一）大区资源量分布
石油资源主要分布在东部、西部和近海，这三个区的远景、地质和可采资源量分别占全国的82.42%、79.33%、83.66%。其中，远景资源量分别为418.14×108t、270.78×108t、151.50×108t，占全国的38.52%、29.94%、13.96%。地质资源量分别为324.41×108t、175.13×108t、107.36×108t，占全国的42.41%、22.89%、14.03%。可采资源量分别为100.25×108t、47.87×108t、29.27×108t，占全国的47.28%、22.58%、13.80%（见表5-2、图5-1）。
图5-1 大区石油资源量分布图
天然气资源主要分布在中部、西部和近海，这三个区的远景、地质和可采资源量分别占全国的83.40%、85.11%、86.63%。其中，远景资源量分别为18.04×1012m3、15.85×1012m3、12.72×1012m3，占全国的32.28%、28.37%、22.75%。地质资源量分别为10.11×1012m3、11.60×1012m3、8.10×1012m3，占全国的28.86%、33.12%、23.13%；可采资源量分别为6.37×1012m3、7.46×1012m3、5.25×1012m3，占全国的28.90%、33.88%、23.85%（表5-2、图5-2）。
油气资源主要分布在东部、中部、西部、南方和近海海域五个现实勘探大区。五大区合计，石油远景、地质和可采资源量分别为964.31×108t、695.40×108t和198.03×108t，分别占全国的88.83%、90.90%和93.40%；天然气远景、地质和可采资源量分别为53.02×1012m3、33.34×1012m3和20.99×1012m3，分别占全国的94.87%、95.17%和95.27%。
青藏地区的石油远景、地质和可采资源量分别为121.26×108t、69.61×108t和14.00×108t，分别占全国的11.17%、9.14%和6.60%；天然气远景、地质和可采资源量分别为2.86×1012m3、1.69×1012m3和1.03×1012m3，分别占全国的5.12%、4.82%和4.67%。
图5-2 大区天然气资源量分布图
（二）盆地资源量分布
松辽、渤海湾、鄂尔多斯、四川、准噶尔、塔里木、吐哈、柴达木、东海、珠江口、莺歌海、琼东南等12个Ⅰ类盆地石油远景资源量、地质资源量和可采资源量分别为796.91×108t、601.52×108t、172.79×108t，分别占全国的73.41%、78.63%、81.49%，天然气远景资源量、地质资源量和可采资源量分别为47.28×1012m3、31.04×1012m3、19.68×1012m3，分别占全国的84.61%、88.61%、89.33%。
依兰—伊通、海拉尔、二连、南襄、苏北、江汉、酒泉、三塘湖、焉耆、北部湾、开鲁等11个Ⅱ类盆地石油远景资源量、地质资源量和可采资源量分别为74.75×108t、51.63×108t、15.32×108t，分别占全国的6.89%、6.75%、7.23%，天然气远景资源量、地质资源量和可采资源量分别为0.57×1012m3、0.36×1012m3、0.19×1012m3，分别占全国的1.02%、1.03%、0.86%。
彰武—黑山、三水、百色、保山、景谷、陆良、延吉、赤峰、句容—常州、柴窝堡、伦坡拉等11个Ⅲ类盆地石油远景资源量、地质资源量和可采资源量分别为5.18×108t、2.92×108t、0.77×108t，分别占全国的0.48%、0.38%、0.36%，天然气远景资源量、地质资源量和可采资源量分别为0.40×1012m3、0.18×1012m3、0.09×1012m3，分别占全国的0.72%、0.51%、0.41%。
青藏、新疆、甘肃等地区81个Ⅳ类盆地石油远景资源量、地质资源量和可采资源量分别为208.73×108t、108.94×108t、23.15×108t，分别占全国的19.23%、14.24%、10.92%，天然气远景资源量、地质资源量和可采资源量分别为7.63×1012m3、3.45×1012m3、2.07×1012m3，分别占全国的13.65%、9.85%、9.40%（表5-3，图5-3、图5-4）。
表5-3 不同类型盆地油气资源分布数据表
图5-3 不同类型盆地石油资源量分布图
图5-4 不同类型盆地天然气资源量分布图
石油资源量的分布相对集中，渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔等9个含油气盆地地质资源量大于10×108t（表5-4），这9个盆地石油远景资源量855.50×108t，地质资源量641.78×108t，可采资源量178.60×108t，分别占全国的78.81%、83.89%、84.23%。其中，地质资源量大于100×108t的有渤海湾、松辽盆地，地质资源量在50×108～100×108t的有塔里木、鄂尔多斯、准噶尔和羌塘盆地，地质资源量在10×108～50×108t的有珠江口、柴达木和措勤盆地，其他盆地的石油地质资源量小于10×108t。
表5-4 全国石油资源盆地分布数据表
天然气资源量的分布也相对集中，塔里木、四川、鄂尔多斯及柴达木等9个含油气盆地的地质资源量均大于1×1012m（3表5-5），9个盆地天然气远景资源量45.09×1012m3，地质资源量29.05×1012m3，可采资源量18.43×1012m3，分别占全国的80.68%、82.93%、83.65%。其中，塔里木和四川盆地的地质资源量大于5×1012m3，鄂尔多斯、东海、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南、渤海湾盆地的地质资源量为1×1012～5×1012m3，其他盆地的地质资源量小于1×1012m3。
表5-5 全国天然气资源盆地分布数据表
（三）资源量层系分布
石油资源集中分布于新生界、中生界地层，地质资源量分别为299.73×108t、359.51×108t，分别占全国的39.18%、46.99%（表5-6、图5-5）。
图5-5 全国石油资源量层系分布图
表5-6 全国石油资源层系分布数据表
天然气资源也主要分布于新生界、中生界地层，地质资源量分别为13.25×1012m3、11.31×1012m3，分别占全国的37.82%,32.29%（表5-7、图5-6）。
表5-7 全国天然气资源层系分布数据表
图5-6 全国天然气资源量层系分布图
全国各大区的油气资源层系分布极不均衡，而且石油、天然气资源的分布特点也因地而异。其中，东部区石油资源集中在新生界和中生界，天然气资源主要分布在中生界；中部区石油资源集中于中生界，天然气资源主要分布在上古生界和中生界；西部区石油资源在四大层系中均有分布，以中生界为主，天然气资源以新生界和中生界最为集中；南方区石油资源集中于上古生界和新生界，天然气资源主要分布在中生界和上古生界；青藏区石油和天然气资源主要分布在中生界；近海石油和天然气资源集中在新生界。
（四）资源量深度分布
石油资源集中分布于浅层、中深层，地质资源量分别为413.57×108t、197.62×108t，分别占全国总量的54.06%和25.83%，深层和超深层石油资源相对较少（表5-8、图5-7）。
图5-7 全国石油资源量深度分布图
表5-8 全国石油资源深度分布数据表
天然气资源在四个深度范围都有分布，从浅层、中深层、深层至超深层，地质资源量依次为8.30×1012m3、10.21×1012m3、10.94×1012m3、5.58×1012m3，分别占全国的23.69%、29.15%、31.23%、15.93%（表5-9、图5-8）。总体上，我国油气资源深度分布具有油浅气深、东浅西深、近海浅、远海深的特征。
表5-9 全国天然气资源深度分布数据表
图5-8 全国天然气资源量深度分布图
（五）资源量地理环境分布
石油资源在平原分布最多，地质资源量为298.77×108t，占全国总量的39.05%；其次是浅海和戈壁，地质资源量分别为95.02×108t、94.10×108t，分别占全国的12.42%、12.30%；黄土塬、高原和沙漠石油资源较少，地质资源量为75.88×108t、69.94×108t、62.89×108t，各占全国的9.92%、9.14%、8.22%；滩海、山地、深海、丘陵和湖沼的石油资源最少，地质资源量分别为28.12×108t、23.87×108t、11.08×108t、4.27×108t、1.04×108t，各占全国的3.68%、3.12%、1.45%、0.56%和0.14%（表5-10，图5-9）。
表5-10 全国石油资源地理环境分布数据表
续表
图5-9 全国各类地理环境的石油资源量分布图
天然气资源在浅海、沙漠、山地分布最多，地质资源量分别为6.47×1012m3、5.69×1012m3、5.64×1012m3，占全国的18.47%、16.24%、16.10%；其次为平原、戈壁、丘陵、黄土塬，地质资源量分别为4.47×1012m3、3.49×1012m3、2.79×1012m3和2.70×1012m3，各占全国的12.79%、9.96%、7.96%、7.71%；高原和深海较少，地质资源量分别为1.72×1012m3、1.52×1012m3，分别占全国的4.91%、4.34%；湖沼和滩海最少，地质资源量分别为0.37×1012m3和0.19×1012m3，各占全国的1.06%和0.54%（图5-10，表5-11）。
表5-11 全国天然气资源地理环境分布数据表
图5-10 全国各类地理环境的天然气资源量分布图
（六）资源量品位分布
常规石油地质资源量为469.32×108t，占全国总量的61.35%；低渗油地质资源量为216.14×108t，占全国总量的28.25%；重油地质资源量为79.56×108t，占全国总量的10.40%。常规油资源主要分布在东部区、西部区，重油资源主要分布在东部区和近海区；低渗油资源主要分布在东部区、中部区和西部区（图5-11、表5-12）。
图5-11 全国石油资源品位分布图
表5-12 全国石油资源品位分布数据表
续表
常规天然气地质资源量为26.66×1012m3，占天然气资源总量的76.11%，主要分布在中、西部地区；低渗气地质资源量为8.37×1012m3，占总量的23.89%，主要分布在中部区（表5-13，图5-12）。
表5-13 全国天然气资源品位分布数据表
图5-12 全国天然气资源品位分布图
④ 中国石油的情况
中国石油的情况：截至2017年底，全国石油累计探明地质储量389.65亿吨，剩余技术可采储量35.42亿吨，剩余经济可采储量25.33亿吨。
已证实石油储量：1015亿桶。
石油最终可采资源量：约145亿桶。
每日石油消耗：498万桶。
虽然中国一直都被称为“进口原油大国”，但其实我们国家的石油资源其实也很丰富，虽然发现了大油田，但是由于技术和时间问题，开采量可能不是很大，加上要维持稳定，所以一直都进口大量的原油。按照我国当前的日消耗水平498万桶计算，大约还可以使用56年。
(4)石油的品位是什么扩展阅读：
我国石油资源分布：
我国石油资源集中分布在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口、柴达木和东海陆架八大盆地；天然气资源集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海陆架、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾九大盆地。
从资源深度分布看，我国石油可采资源有80%集中分布在浅层(<2000米)和中深层(2000米～3500米)，而深层(3500米～4500米)和超深层(<4500米)分布较少；天然气资源在浅层、中深层、深层和超深层分布却相对比较均匀。
从地理环境分布看，我国石油可采资源有76%分布在平原、浅海、戈壁和沙漠，天然气可采资源有74%分布在浅海、沙漠、山地、平原和戈壁。
从资源品位看，我国石油可采资源中优质资源占63%，低渗透资源占28%，重油占9%；天然气可采资源中优质资源占76%，低渗透资源占24%。
参考资料来源：网络-石油
⑤ 什么是低品位石油
通常会把那些低渗透度和低丰度油田，称为低品位油田，由于含油量低或石油熟化程度不好，开采成本很高而不被人们重视。你说的低品位石油应该就是指的这类石油资源吧
⑥ 低品位油气资源潜力
我国油气资源类型多，总量丰富，低品位油气资源潜力巨大。我国低品位石油资源潜力评价重点在于低渗透油气、剩余油气、重油以及页岩气。
1.2.1低品位石油资源潜力
1.2.1.1我国石油资源概况
据新一轮全国油气资源评价结果显示[14]：我国陆域和近海115个盆地石油远景资源量1086亿吨，其中，陆地934亿吨，近海152亿吨；石油地质资源量765亿吨，其中陆地658亿吨，近海107亿吨；石油可采资源量212亿吨，其中陆地183亿吨，近海29亿吨。截至2008年底，我国累计探明石油地质储量290亿吨，探明程度38%。待探明石油地质资源量为475亿吨，占总地质资源量的62%，待探明石油可采资源量为133亿吨，占总可采资源量的63%。从分布上看，我国总体上的石油资源主要分布在东部、西部和近海，如表1.3所示。我国石油资源处于勘探中期，具有较大的勘探空间和发展潜力。
表1.3 我国石油资源情况表（单位：亿吨）
数据来源：文献[14]。
1.2.1.2低品位石油资源
我国低品位油气资源丰富。据新一轮全国油气资源评价结果显示[14]：全国低渗透石油远景资源量为537亿吨，占全国石油远景资源量的49%；全国低渗透、重油地质资源量307.4亿吨，约占全国石油地质资源量的40%（不含南海南部）。从地区看，低渗透石油资源广泛分布于全国陆地油气区，而重油则主要分布在东部、西部和近海海域（南海除外），如表1.4所示。从盆地分布看，低渗透油主要分布在松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔等盆地，约占全国低渗透石油资源的78.7%，而重油则主要分布于渤海湾、准噶尔等盆地，约占全国重油资源的77%，如表1.5，图1.2所示。
表1.4 全国低品位石油资源量表（单位：亿吨）
注：“—”表明缺乏数据，括号内为综合数据，以上数据均来自新一轮全国油气资源评价（2007）。
表1.5 重点盆地石油资源分类表（单位：亿吨）
注：“—”表明缺乏数据，括号内为综合数据，以上数据均来自新一轮全国油气资源评价（2007）。
图1.2 重点盆地低品位石油资源量及比例示意图
注：括号外数据为低品位石油资源量，单位亿吨；括号内数据为低品位资源量占当地油气资源量百分比。
随着勘探开发程度的提高，全国剩余石油资源品位逐渐降低，低品位石油资源所占比例不断增高，日益成为全国油气勘探的主要对象。截至2008年，全国石油剩余资源量799亿吨（远景），其中低渗透（含特低渗透）资源量431亿吨，占剩余石油资源总量的54%，重油占6%[12]，如图1.3所示。低品位资源，特别是低渗透资源占有越来越重要的地位。
图1.3剩余石油资源品位分布示意图
从勘探成果来看，随着油气勘探的不断发展，我国石油储量不断增加，呈现较大幅度增长，但优质储量增速放缓，低品位储量比例越来越高。以中石油为例，2003～2008年，中石油新增石油探明储量中，低渗透所占比例分别为69.1%、79.3%、70.5%、64.1%、71.3%、87%，平均达到70%以上[15]。截至2008年底，我国已发现184个低渗透油田，累计探明低渗透石油地质储量141亿吨，可采储量18.9亿吨[15]。从表1.6可以看出，我国石油年均新增可采储量与年均新增地质储量之比不断降低，由20世纪60年代的0.138降为近年的0.168，采收率也不断降低，由20世纪60年代38%降为近年的27%～28%。这种状况，一方面表明，我国由于新增探明储量中低品位比例不断增加，油气勘探开发难度日益加大；另一方面也表明低品位油气资源储量丰富，具有巨大的开发潜力。
表1.6 1960～2008年全国年均新增石油地质储量和可采储量统计
数据来源：国土资源部油气资源战略研究中心，中国油气资源信息手册，2009。
从低品位石油开发情况来看，我国低品位原油产量逐渐增加。2006～2008年，我国低渗透原油产量比例分别为34.8%，36%，37.6%[15]。2008年，我国低渗透原油产量0.71亿吨（包括低渗透稠油），占全国总产量的37.6%[15]。低品位石油资源在油田开发中的地位越来越重要。
1.2.1.3小结
根据国土资源部新一轮油气资源评价成果显示[14]：我国石油远景资源量为1086亿吨，地质资源量765亿吨，可采资源量212亿吨，处于勘探中期，具有较大的勘探空间和发展潜力。从我国石油资源品位来看，我国低渗透、重油地质资源量307.4亿吨，约占全国石油地质资源量的40%（不含南海南部）；在剩余资源量中，低品位石油资源占60%，其中，我国低渗透（含特低渗透）石油剩余资源量431亿吨，占54%，重油占6%，这表明我国低品位石油资源丰富，勘探潜力巨大。从勘探成果来看，我国年均新增可采储量与年均新增地质储量之比不断降低，采收率也不断降低，表明我国新增探明储量中低品位比例不断增加，具有巨大的开发潜力。从开发情况来看，我国低渗透原油产量比例逐年上升，近三年分别为34.8%，36%，37.6%，表明我国低品位原油正逐渐成为原油开发的主体，在原油生产中占据着重要地位。
1.2.2低品位天然气资源潜力
1.2.2.1我国天然气资源概况
我国天然气比较丰富，随着天然气勘探开发技术的迅猛发展，我国天然气资源量的估算值不断增加，其中低品位天然气所占比例大。
据新一轮全国油气资源评价结果显示[14]：除南海南部14个盆地外，在我国陆地和近海海域115个含油气盆地中，天然气远景资源量为56万亿立方米，其中陆地43万亿立方米，近海13万亿立方米；天然气地质资源量为35万亿立方米，其中陆地27万亿立方米，近海8万亿立方米；天然气可采资源量22万亿立方米，其中陆地17万亿立方米，近海5万亿立方米，勘探处于早期。截至2008年底，我国已探明各类气田415个，探明天然气地质储量6.5万亿立方米，探明程度19%；待探明天然气地质资源量28.5万亿立方米，占总地质资源量81%，待探明天然气开采资源量为18万亿立方米，占总可采资源量的82%。
从分布上看，我国的天然气资源主要分布在西部的塔里木、鄂尔多斯、四川、柴达木、准噶尔盆地，东部的松辽、渤海湾盆地，以及东部近海海域的渤海、东海和莺—琼盆地。目前这9个盆地远景资源量达46万亿立方米，占全国资源总量的82%；已探明天然气地质储量6.21万亿立方米，占全国已探明天然气地质储量的93%；剩余资源量40万亿立方米，占全国剩余资源量的81%，如表1.7所示[16]。
表1.7 我国主要盆地天然气资源情况（单位：万亿立方米）
数据来源：文献[16]。
1.2.2.2低渗透天然气资源
从天然气资源品位来看，据新一轮油气资源评价结果显示：低渗透天然气地质资源量为8.37万亿立方米，占天然气地质资源量的23.89%[16]。在剩余资源量中，全国天然气剩余资源量为49.6万亿立方米（远景），其中低渗透24.8万亿立方米，占剩余天然气资源总量的51%[12]。在剩余资源中，低渗透天然气资源占有“半壁河山”，如图1.4所示。从分布看，低渗透气主要分布在中、西部地区，主要是鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地等，如表1.8所示。
图1.4 剩余天然气资源品位分布示意图
表1.8 全国天然气资源量表
注：“—”表明缺乏数据，以上数据均来自新一轮全国油气资源评价（2007）。
从天然气勘探成果来看[16]，我国天然气新增探明气田总体以低渗储量为主，并呈逐年增加趋势；低渗储量在新增探明储量中的比例由“八五”末的49.6%上升到2008年底的73.5%，比例明显加大，如图1.5所示。截至2008年底，我国已发现192个低渗透气田，累计探明低渗透天然气地质储量4.1万亿立方米（占天然气累计探明地质储量的63.6%），可采储量2.37万亿立方米，主要分布在中、西部地区[15]。
图1.5 大中型气田低渗储量占新增探明储量的比例
数据来源：文献[16]。
从低品位天然气的开发情况来看，2008年，我国低渗透天然气产量达320亿立方米，占天然气总产量的42.1%[17]。2006～2008年，我国低渗透天然气的产量比例逐年上升，分别为39.4%，40.9%，42.1%[17]。预计我国天然气产量中，低渗透天然气所占比例将持续增大，我国未来天然气产量稳产增产将更多地依靠低渗透天然气。
1.2.2.3页岩气
除常规天然气外，我国蕴藏丰富而且尚未开发或者开发程度极低的非常规油气资源。我国的非常规天然气资源量（仅包含致密砂岩气、煤层气、页岩气和天然气水合物），达280.6万亿立方米，是常规天然气资源量的5.01倍[18]。随着技术的进步，我国非常规天然气资源的开发潜力越显强大[18]。
初步研究表明[19～20]，我国页岩气资源十分丰富，按沉积环境，我国页岩气主要发育在海相和海陆过渡相地层中；按分布区域可划分为南方（包括四川盆地等）、华北（包括鄂尔多斯、渤海湾及南华北等盆地）及西北（包括塔里木、准噶尔等盆地）三大区域。其中南方广大地区的志留系地层中，发育大套黑色页岩，有机碳含量大多达10%～15%，演化程度较高，所形成的泥（页）岩气资源潜力相当可观，华南褶皱带和秦岭褶皱带、扬子准地台等均是勘探的有利区域。
目前，我国尚未开展全国页岩气资源调查评价工作，对页岩气资源状况和潜力还不清楚，但中石油和国外专家学者进行了初步估算。据Rogner（1997）评价中国页岩气资源量100万亿立方米；Kawata，Fujita（2001）等评价，中亚和中国页岩气资源量近99.8万亿立方米（表1.9）；美国科罗拉多矿业学院JohnB.Curtis（2002）评价，中国页岩气资源量15～30万亿立方米[21]；中石油评价（2009），中国页岩气资源量30.7万亿立方米[22]。总的看，目前评价显示，我国页岩气资源量30～100万亿立方米，超过国内常规天然气资源量，大致与美国页岩气资源量相当。其中，仅四川盆地威远地区和泸州地区页岩气资源量就高达6.8～8.4万亿立方米，相当于该盆地常规天然气资源总量[13]。全球页岩气、煤层气和致密砂岩气资源量及其分布如表1.9所示。
表1.9 全球页岩气、煤层气和致密砂岩气资源量及其分布
1.2.2.4小结
根据国土资源部新一轮油气资源评价成果（2007）显示：我国常规天然气中，低渗透天然气地质资源量为8.37万亿立方米，占天然气地质资源量的23.89%，表明我国低品位天然气总量巨大；在剩余资源量中，低渗透（含特低渗透）24.8万亿立方米，占剩余天然气资源总量的51%，表明在待探明资源量中我国低品位天然气比重大，勘探潜力大；在新增探明储量中，低品位天然气的比例由“八五”末的49.6%上升到2008年底的73.5%，比例不断加大；在已探明储量中，低渗透气田累计探明储量4.1万亿立方米，占天然气累计探明地质储量的63.6%；可采储量达2.37万亿立方米，表明我国低品位天然气储量大，开发潜力大；在天然气产量中，2008年我国低渗透天然气产量达320亿立方米，占天然气产量的42.1%，表明我国低品位天然气产量大。此外，我国非常规天然气资源量达280.6万亿立方米，发展潜力巨大。
由于我国地质条件和油气分布复杂，而且经过半个多世纪的勘探开发，大量易于寻找的优质、整装大型油气田已被发现和探明，油气勘探日益转向深层、深水、高原等新区、新领域，向非常规资源发展，勘探难度不断加大，风险越来越大，而且新发现油气田或新探明储量品位不断降低。近年来，相继发现的大型油气田，如苏里格气田、普光气田、龙岗气田、徐深气田、南堡油田等，不是低渗透气、高含硫气，就是稠油等。预计，随着油气勘探深入发展，今后低品位油气资源将日益成为我国油气勘探开发主要对象。
⑦ 常规石油
新一轮全国油气资源评价的常规石油主要指常规油、重油和低渗油。我国石油资源较丰富，经过新一轮全国油气资源评价得到：石油远景资源量1086×108t，地质资源量765×108t，可采资源量212×108t；累计探明石油地质储量302.55×108t，待探明石油地质资源量462.45×108t，平均探明程度39.6%，勘探进入中期（表3-1）。
表3-1 全国常规油气资源评价结果数据表
陆地和近海的石油资源均较为丰富。石油远景资源量中，陆地934.07×108t，近海151.50×108t；地质资源量中，陆地657.65×108t，近海107.36×108t；可采资源量中，陆地182.76×108t，近海29.27×108t（表3-1）。
石油资源量较大的盆地分布相对集中，渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔等9个含油气盆地地质资源量大于10×108t，这9个盆地石油远景资源量855.50×108t，地质资源量641.78×108t，可采资源量178.60×108t，分别占全国的78.81%、83.89%、84.23%。其中，地质资源量大于100×108t的有渤海湾、松辽盆地，地质资源量为（50～100）×108t的有塔里木、鄂尔多斯、准噶尔和羌塘盆地，地质资源量为（10～50）×108t的有珠江口、柴达木和措勤盆地，其他盆地的石油地质资源量小于10×108t（表3-2）。
表3-2 全国石油资源盆地分布数据表
在深度上，石油资源集中分布于浅层、中深层，地质资源量分别为413.57×108t和197.62×108t，分别占全国总量的54.06%和25.83%，深层和超深层石油资源相对较少（表3-3）。
在品位上，常规石油地质资源量为469.32×108t，占全国总量的61.35%；低渗油地质资源量为216.14×108t，占全国总量的28.25%；重油地质资源量为79.56×108t，占全国总量的10.40%。常规油资源主要分布在东部区、西部区，重油资源主要分布在东部区和近海区；低渗油资源主要分布在东部区、中部区和西部区（表3-4）。
表3-3 全国石油资源深度分布数据表
表3-4 全国石油资源品位分布数据表
总体上，东部、中西部和近海的渤海湾、松辽、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、珠江口等大中型含油气盆地，尽管勘查开采难度逐渐增大，但仍然是石油勘探的“主战场”，实现重大突破仍有可能。对调查程度较低的青藏地区、东海、南海南部海域以及中小盆地进一步加强前期战略性调查，加大勘探投入，还会有新的发现，再上新的台阶。预计今后探明储量和产量会平稳增长，每年探明（8～10）×108t，每年生产1.8×108t以上，逐步达到2.0×108t高峰平台。
⑧ 石油是什么物质
石油又称原油，是一种粘稠的、深褐色液体。地壳上层部分地区有石油储存。主要成分是各种烷烃、环烷烃、芳香烃的混合物。石油的成油机理有生物沉积变油和石化油两种学说，前者较广为接受，认为石油是古代海洋或湖泊中的生物经过漫长的演化形成，属于化石燃料，不可再生；后者认为石油是由地壳内本身的碳生成，与生物无关，可再生。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、杀虫剂和塑料等的原料。
我国石油资源集中分布在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口、柴达木和东海陆架八大盆地，其可采资源量172亿吨，占全国的81.13%；天然气资源集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海陆架、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾九大盆地，其可采资源量18.4万亿立方米，占全国的83.64%。
从资源深度分布看，我国石油可采资源有80%集中分布在浅层(<2000米)和中深层(2000米～35 00米)，而深层(3500米～4500米)和超深层(<4500米)分布较少；天然气资源在浅层、中深层、深层和超深层分布却相对比较均匀。
从地理环境分布看，我国石油可采资源有76%分布在平原、浅海、戈壁和沙漠，天然气可采资源有74%分布在浅海、沙漠、山地、平原和戈壁。
从资源品位看，我国石油可采资源中优质资源占63%，低渗透资源占28%，重油占9%；天然气可采资源中优质资源占76%，低渗透资源占24%。
⑨ 石油储量是什么呢
石油储量是指对最终能开采出多少石油的估计。
石油是指气态、液态和固态的烃类混合物，是一种黏稠的、深褐色的液体，在地壳上层部分地区有石油储存，其主要成分是各种烷烃、环烷烃、芳香烃的混合物。
世界的石油储量是非常高的，但由于其可开采难度也很高，并不是都像中东石油一样好开采，因此还有很多未开发的油田，只不过是人类开采难度比较大的油田。
这就导致了很多公司只开采一小部分油田后，认为开采难就放弃这块油田，致使很多油田没有被开采，比如中国油田的开采率只有百分之二三十，石油是来自于碳循环的，有研究证明在碳循环更快的情况下，石油也会慢慢地增加。
石油与原油区别：
石油是工业名词，是相对矿产资源而言，通常所说的石油工业，是一种矿产资源工业。在石油勘探过程中，根据勘探程度和探明情况，计算并确定石油储量。石油储量是地质勘探成果，是一种待开发的原始矿产资源量。
原油是埋藏在岩石地层里被开采出来的石油，保持着其原有的物理化学形态，是石油工业的初级产品，实现了其使用价值，是油田开发的成果，原油产量是一种已经开发的矿产资源产量。
石油一词多用于说明油层渗透率、孔隙度及油藏品位。而原油一词多用于国家统计的原油产量统计数字、评价原油理化性质及用于说明采收率、采出程度及采油速度。
石油作为矿产资源是指含水、含气的油，而原油作为一种工业产品，其中的水、气已从油中分离出来，是一种合格的工业产品。