⑴ 高速分散机的常见类型有哪些
分散机广泛应用于涂料、固体进行搅拌分散、溶解的高效设备，广泛应用涂料、油墨、颜料、胶粘剂等化工产品，该机由液压系统、主传动、搅拌系统、导向机构、电控箱五部分组成，各部分结构紧凑、合理。分散盘型式：平盘锯齿式、三义桨式、碟式、其它形式。
常见类型：
乳化分散机:乳化分散机，为实验用高速分散研磨两用机，适用分散机于实验室对各种液体的搅拌、溶解和分散，以及对高粘度物料进行溶解和分散研磨的实验设备，广泛应用于各种颜料、涂料等行业的分散实验，为科研和中试以及批量生产提供基本数据，并为科研提供科学的工艺依据。乳化分散机工作原理是通过物料乳化、混合、分散，使物料的细度分布均匀，通过强力的高速剪切功能，在短时间内使产品达到乳化分散要求。乳化分散机适用于涂料油墨、食品、化妆品、医药、农药、造纸等行业的物料乳化、混合、分散。
防爆分散机:防爆分散机主要用于油漆、油墨、涂料、色浆、地坪漆、马路划线漆、聚氨酯漆、醇酸瓷漆、调合漆等溶剂型易燃易爆化工产品的生产。对其进行粉碎、分散、乳化、混合，通过分散盘上下剧齿的高速运转的新型高效搅拌设备，对物料进行高速的强烈的剪切、撞击、粉碎、分散，达到迅速混合、溶解、分散、细化的功能。进料区，同时从轴向吸人工作腔。防爆分散机分机械升降和液压升降两种，由机械系统、液压系统、主传动、搅拌系统、导向机构、电控箱五部分组成，各部分结构紧凑、合理。分散盘型式:平盘锯齿式、三义桨式、碟式、其它形式。分散机的分散盘下方呈层流状态，不同流速的浆料层互相扩散，起到分散作用。高速分散机具有液压升降、360度回转、无级调速等多种功能。可同时配置2-4只容器，液压升降行程1000㎜、360度回转功能能更好的满足一机多用，能够在很短的时间内从一个缸变换到另一个缸进行作业，分散机极大的提高了工作效率，同时也降低了人工劳动强度。
升降分散机:升降分散机主要是针对不同粘度浆状的液体原料进行粉碎分散机、分散、乳化、混合，通过分散盘上下剧齿的高速运转的新型高效搅拌设备。是涂料等固体进行搅拌、分散、溶解的高效设备。升降分散机广泛应用涂料、油墨、颜料、胶粘剂等化工产品的搅拌、分散、溶解过程。升降分散机该机由机械升降、主传动、搅拌系统、导向机构、电控箱五部分组成，各部分结构紧凑合理。分散盘型式:平盘锯齿式、三义桨式、碟式。升降分散机采用电磁调速、变频调速和三速等各种规格电机运转稳定有力，适合各种粘度。液压和机械两种升降形式，升降旋转自如，,适应各种位置;普通及防爆配置，安全可靠，操作维护简单;生产连续性强，对物料可进行快速分散和溶解、分散效果好、生产效率高、运转平稳、安装简便。针对不同物料粘度及处理量有不同的功率及型号。
油漆分散机:油漆分散机是油漆生产设备的组成部分之一，即分散系统，油漆分散机对油漆进行粉碎、分散、乳化、混合，通过分散盘上下剧齿的高速运转的新型高效 搅拌设备，对物料进行高速的强烈剪切、撞击、粉碎、分散，达到迅速混合、溶解、分散、细化的功能。是油漆等固体进行搅拌、分散、溶解的高效设备。除油漆分散机外，油漆生产设备还包含进料系统、研磨系统、调漆系统、出料及过滤系统、灌装系统、控制系统、操作平台、色浆生产部分组成。从进料到出料、成品包装，完全自动化生产，流水线式的生产过程，效率高，采用国际先进的分散研磨系统，细度好，产品质量稳定。油漆分散机的组成部分，由机械升降、主传动、搅拌系统、导向机构、电控箱五部分组成，各部分结构紧凑合理。分散盘型式:平盘锯齿式、三义桨式、碟式。油漆分散机采用电磁调速、变频调速和三速等各种规格电机运转稳定有力，适合各种粘度。液压和机械两种升降形式，升降旋转自如，适应各种位置;普通及防爆配置，安全可靠,操作维护简单;生产连续性强，对物料可进行快速分散和溶解，分散效果好，生产效率高，运转平稳，安装简便。
搅拌分散机:搅拌分散机适用于涂料、染料、油墨、颜料、化妆品、树脂分散机、胶粘剂、乳液、医药、石油等领域的液体及液-粉相物料进行高速的搅拌、溶解和分散，速度可任意调节(0-1440转/分)。搅拌分散机采用无级调速:有电磁调速、变频调速(如用于水性涂料)及防爆变频调速(如用于油性涂料)等多种形式。无级调速功能能充分满足各工艺过程中不同的工艺要求，可以根据不同的工艺阶段选择不同的转速。粉体不加助剂、对晶包完整性要求较高的物料不适用。 工作原理 高速分散机的锯齿状圆形分散盘在容器内高速分散完成固液分散、湿润、解聚、稳定过程。使浆液呈滚动环状流，产生强旋涡，浆液表面粒子呈螺旋状下降到涡流底部;在分散盘边缘2.5-5mm处形成湍流区，浆料及粒子受到强烈剪切及冲击;区域外形成上下两个束流，浆料得到充分循环及翻动;分散机的分散盘下方呈层流状态，不同流速的浆料层互相扩散起到分散作用。高速分散机具有液压升降、360度回转、无级调速等多种功能，可同时配置2-4只容器，液压升降行程1000毫米、360度回转功能能更好的满足一机多用，能够在很短的时间内从一个缸变换到另一个缸进行作业，极大的提高了工作效率，同时也降低了人工劳动强度。
⑵ 石油到底是怎么形成的
普遍认为石油的形成有两种机理：
（1）生物成油理论
大多数地质学家认为石油像煤和天然气一样，是古代有机物通过漫长的压缩和加热后逐渐形成的。按照这个理论石油是由史前的海洋动物和藻类尸体变化形成的。（陆上的植物则一般形成煤。）经过漫长的地质年代这些有机物与淤泥混合，被埋在厚厚的沉积岩下。在地下的高温和高压下它们逐渐转化，首先形成腊状的油页岩，后来退化成液态和气态的碳氢化合物。由于这些碳氢化合物比附近的岩石轻，它们向上渗透到附近的岩层中，直到渗透到上面紧密无法渗透的、本身则中空的岩层中。这样聚集到一起的石油形成油田。通过钻井和泵取人们可以从油田中获得石油。
地质学家将石油形成的温度范围称为“油窗”。温度太低石油无法形成，温度太高则会形成天然气。虽然石油形成的深度在世界各地不同，但是“典型”的深度为四至六千米。由于石油形成后还会渗透到其它岩层中去，因此实际的油田可能要浅得多。因此形成油田需要三个条件：丰富的源岩，渗透通道和一个可以聚集石油的岩层构造。
（2）非生物成油理论
非生物成油的理论天文学家托马斯·戈尔德在俄罗斯石油地质学家尼古莱·库德里亚夫切夫（Nikolai Kudryavtsev）的理论基础上发展的。这个理论认为在地壳内已经有许多碳，这些碳有些自然地以碳氢化合物的形式存在。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。石油中的生物标志物是由居住在岩石中的、喜热的微生物导致的。与石油本身无关。
在地质学家中这个理论只有少数人支持。一般它被用来解释一些油田中无法解释的石油流入，不过这种现象很少发生。非生物成油理论无法解释世界99%以上的石油都储存在沉积岩中，而那些非沉积岩中的石油也可被解释为从别处沉积岩中运移而来。同样，非生物成油理论无法解释石油中广泛分布的生物标志化合物，如甾烷，伽马蜡烷，植烷，藿烷，萜类以及同位素偏轻等现象。
拓展资料：
开采石油是非常昂贵的，也可能对环境带来破坏。海上探油和开采会打扰海洋环境。尤其以清理海底的挖掘工作破坏环境最大。油轮事故后泄漏的原油或提炼过的油在阿拉斯加、加拉帕戈斯群岛、西班牙和许多其它地区脆弱的海岸生态系统造成严重的破坏。
石油燃烧时向大气层释放二氧化碳，导致全球变暖。每能量单位石油释放的二氧化碳低于煤，但是高于天然气。但是作为交通用燃料要减少焚油导致的二氧化碳的释放尤其棘手。一般只有大的发电厂才能够装配吸收二氧化碳的装置，单个车辆无法装配这样的装置。
虽然现在也有可再生能源作为选择，但是可再生能源能够取代多少石油以及可再生能源本身可能导致的环境破坏还不肯定和有争议。阳光、风、地热和其它可再生能源无法取代石油作为高能量密度的运输能源。要取代石油这些可再生能源必须转换为电（以蓄电池的形式）或者氢（通过燃料电池或内燃）来驱动运输工具。另一个方案是使用生物质能产生的液体燃料（乙醇、生物柴油）来驱动运输工具，但是目前的技术还无法让生质燃料够环保。总而言之要取代石油作为主要运输能源是一件非常不容易的事情。
⑶ 目前我国的海上开采石油的技术成熟吗有发展前景吗
海上油气开发 海上油气开发与陆地上的没有很大的不同，只是建造采油平台的工程耗资要大得多，因而对油气田范围的评价工作要更加慎重。要进行风险分析，准确选定平台位置和建设规模。避免由于对地下油藏认识不清或推断错误，造成损失。60年代开始，海上石油开发有了极大的发展。海上油田的采油量已达到世界总采油量的20％左右。形成了整套的海上开采和集输的专用设备和技术。平台的建设已经可以抗风、浪、冰流及地震等各种灾害，油、气田开采的水深已经超过200米。
当今世界上还有不少地区尚未勘探或充分勘探，深部地层及海洋深水部分的油气勘探刚刚开始不久，还会发现更多的油气藏，已开发的油气藏中应用提高石油采收率技术可以开采出的原油数量也是相当大的；这些都预示着油、气开采的科学技术将会有更大的发展。
石油是深埋在地下的流体矿物。最初人们把自然界产生的油状液体矿物称石油，把可燃气体称天然气，把固态可燃油质矿物称沥青。随着对这些矿物研究的深入，认识到它们在组成上均属烃类化合物，在成因上互有联系,因此把它们统称为石油。1983年9月第11次世界石油大会提出，石油是包括自然界中存在的气态、液态和固态烃类化合物以及少量杂质组成的复杂混合物。所以石油开采也包括了天然气开采。
石油在国民经济中的作用 石油是重要能源，同煤相比，具有能量密度大（等重的石油燃烧热比标准煤高50％）、运输储存方便、燃烧后对大气的污染程度较小等优点。从石油中提炼的燃料油是运输工具、电站锅炉、冶金工业和建筑材料工业各种窑炉的主要燃料。以石油为原料的液化气和管道煤气是城市居民生活应用的优质燃料。飞机、坦克、舰艇、火箭以及其他航天器，也消耗大量石油燃料。因此，许多国家都把石油列为战略物资。
20世纪70年代以来，在世界能源消费的构成中，石油已超过煤而跃居首位。1979年占45％，预计到21世纪初，这种情况不会有大的改变。石油制品还广泛地用作各种机械的润滑剂。沥青是公路和建筑的重要材料。石油化工产品广泛地用于农业、轻工业、纺织工业以及医药卫生等部门，如合成纤维、塑料、合成橡胶制品，已成为人们的生活必需品。
1982年世界石油产量为26.44亿吨，天然气为15829亿立方米。1973年以来，三次石油涨价和1982年的石油落价，都引起世界经济较大的波动（见世界石油工业）。
油气聚集和驱动方式 油气在地壳中生成后，呈分散状态存在于生油气层中，经过运移进入储集层，在具有良好保存条件的地质圈闭内聚集，形成油气藏。在一个地质构造内可以有若干个油气藏，组合成油气田。
储层 贮存油气并能允许油气流在其中通过的有储集空间的岩层。储层中的空间,有岩石碎屑间的孔隙,岩石裂缝中的裂隙，溶蚀作用形成的洞隙。孔隙一般与沉积作用有关，裂隙多半与构造形变有关，洞隙往往与古岩溶有关。空隙的大小、分布和连通情况，影响油气的流动，决定着油气开采的特征（见石油开发地质）。
油气驱动方式 在开采石油的过程中，油气从储层流入井底,又从井底上升到井口的驱动方式。主要有:①水驱油藏，周围水体有地表水流补给而形成的静水压头；②弹性水驱，周围封闭性水体和储层岩石的弹性膨胀作用；③溶解气驱，压力降低使溶解在油中的气体逸出时所起的膨胀作用；④气顶驱，存在气顶时，气顶气随压力降低而发生的膨胀作用;⑤重力驱,重力排油作用。当以上天然能量充足时，油气可以喷出井口；能量不足时，则需采取人工举升措施，把油流驱出地面（见自喷采油法，人工举升采油法）。
石油开采的特点 与一般的固体矿藏相比，有三个显着特点：①开采的对象在整个开采的过程中不断地流动，油藏情况不断地变化，一切措施必须针对这种情况来进行，因此，油气田开采的整个过程是一个不断了解、不断改进的过程；②开采者在一般情况下不与矿体直接接触。油气的开采，对油气藏中情况的了解以及对油气藏施加影响进行各种措施，都要通过专门的测井来进行；③油气藏的某些特点必须在生产过程中，甚至必须在井数较多后才能认识到，因此，在一段时间内勘探和开采阶段常常互相交织在一起（见油气田开发规划和设计）。
要开发好油气藏，必须对它进行全面了解，要钻一定数量的探边井，配合地球物理勘探资料来确定油气藏的各种边界（油水边界、油气边界、分割断层、尖灭线等）；要钻一定数量的评价井来了解油气层的性质（一般都要取岩心），包括油气层厚度变化，储层物理性质，油藏流体及其性质,油藏的温度、压力的分布等特点,进行综合研究，以得出对于油气藏的比较全面的认识。在油气藏研究中不能只研究油气藏本身，而要同时研究与之相邻的含水层及二者的连通关系（见油藏物理）。
在开采过程中还需要通过生产井、注入井和观察井对油气藏进行开采、观察和控制。油、气的流动有三个互相联接的过程：①油、气从油层中流入井底；②从井底上升到井口；③从井口流入集油站，经过分离脱水处理后，流入输油气总站，转输出矿区（见油藏工程）。
石油开采技术
测井工程 在井筒中应用地球物理方法，把钻过的岩层和油气藏中的原始状况和发生变化的信息，特别是油、气、水在油藏中分布情况及其变化的信息，通过电缆传到地面,据以综合判断,确定应采取的技术措施（见工程测井，生产测井，饱和度测井）。
钻井工程 在油气田开发中，有着十分重要的地位，在建设一个油气田中，钻井工程往往要占总投资的50％以上。一个油气田的开发，往往要打几百口甚至几千口或更多的井。对用于开采、观察和控制等不同目的的井（如生产井、注入井、观察井以及专为检查水洗油效果的检查井等）有不同的技术要求。应保证钻出的井对油气层的污染最少，固井质量高，能经受开采几十年中的各种井下作业的影响。改进钻井技术和管理，提高钻井速度，是降低钻井成本的关键（见钻井方法，钻井工艺，完井）。
采油工程 是把油、气在油井中从井底举升到井口的整个过程的工艺技术。油气的上升可以依靠地层的能量自喷，也可以依靠抽油泵、气举等人工增补的能量举出。各种有效的修井措施，能排除油井经常出现的结蜡、出水、出砂等故障，保证油井正常生产。水力压裂或酸化等增产措施，能提高因油层渗透率太低，或因钻井技术措施不当污染、损害油气层而降低的产能。对注入井来说，则是提高注入能力（见采油方法，采气工艺，分层开采技术，油气井增产工艺）。
油气集输工程 是在油田上建设完整的油气收集、分离、处理、计量和储存、输送的工艺技术。使井中采出的油、气、水等混合流体，在矿场进行分离和初步处理，获得尽可能多的油、气产品。水可回注或加以利用，以防止污染环境。减少无效损耗（见油田油气集输）。
石油开采中各学科和工程技术之间的关系见图。
石油开采
石油开采技术的发展 石油和天然气的大规模开采和应用，是近百年的事。美国和俄国在19世纪50年代开始了他们各自的近代油、气开采工业。其他国家稍晚一些。石油开采技术的发展与数学、力学、地质学、物理学、机械工程、电子学等学科发展有密切联系。大致可分三个阶段：
初期阶段 从19世纪末到20世纪30年代。随着内燃机的出现，对油料提出了迫切的要求。这个阶段技术上的主要标志是以利用天然能量开采为主。石油的采收率平均只有15～20％，钻井深度不大，观察油藏的手段只有简单的温度计、压力计等。
第二阶段 从30年代末到50年代末，以建立油田开发的理论体系为标志。主要内容是：①形成了作为钻井工程理论基础的岩石力学；②基本确立了油藏物理和渗流力学体系，普遍采用人工增补油藏能量的注水开采技术。在苏联广泛采用了早期注水保持地层压力的技术，使石油的最终采收率从30年代的15～20％，提高到30％以上，发展了以电测方法为中心的测井技术和钻4500米以上的超深井的钻井技术。在矿场集输工艺中广泛地应用了以油气相平衡理论为基础的石油稳定技术。基本建立了与油气田开发和开采有关的应用科学和工程技术体系。
第三阶段 从60年代开始，以电子计算机和现代科学技术广泛用于油、气田开发为标志，开发技术迅速发展。主要方面有：①建立的各种油层的沉积相模型，提高了预测储油砂体的非均质性及其连续性的能力，从而能更经济有效地布置井位和开发工作；②把现代物理中的核技术应用到测井中，形成放射性测井技术，与原有的电测技术, 加上新的生产测井系列,可以用来直接测定油藏中油、气、水的分布情况，在不同开发阶段能采取更为有效的措施；③对油气藏内部在采油气过程中起作用的表面现象及在多孔介质中的多相渗流的规律等，有了更深刻的理解，并根据物理模型和数学模型对这些现象由定性进入定量解释（见油藏数值模拟），试验和开发了除注水以外提高石油采收率的新技术；④以喷射钻井和平衡钻井为基础的优化钻井技术迅速发展。钻井速度有很大的提高。可以打各种特殊类型的井，包括丛式井，定向井，甚至水平井，加上优质泥浆，使钻井过程中油层的污染降到最低限度；⑤大型酸化压裂技术的应用使很多过去没有经济价值的油、气藏，特别是致密气藏,可以投入开发,大大增加了天然资源的利用程度。对油井的出砂、结蜡和高含水所造成的困难，在很大程度上得到了解决（见稠油开采，油井防蜡和清蜡，油井防砂和清砂，水油比控制）；⑥向油层注蒸汽，热采技术的应用已经使很多稠油油藏投入开发；⑦油、气分离技术和气体处理技术的自动化和电子监控，使矿场油、气集输中的损耗降到很低，并能提供质量更高的产品。
靠油藏本身或用人工补给的能量把石油从井底举升到地面的方法。19世纪50年代末出现了专门开采石油的油井。早期油井很浅，用吊桶汲取。后来井深增加，采油方法逐渐复杂，分为自喷采油法和人工举升采油法两类，后者有气举采油法和泵抽采油法（又称深井泵采油法）两种。
自喷采油法： 当油藏压力高于井内流体柱的压力，油藏中的石油通过油管和采油树自行举升至井外的采油方法。石油中大量的伴生天然气能降低井内流体的比重，降低流体柱压力，使油井更易自喷。油层压力和气油比（中国石油矿场习称油气比）是油井自喷能力的两个主要指标。
油、气同时在井内沿油管向上流动，其能量主要消耗于重力和摩擦力。在一定的油层压力和油气比的条件下，每口井中的油管尺寸和深度不变时，有一个充分利用能量的最优流速范围，即最优日产量范围。必须选用合理的油管尺寸，调节井口节流器（常称油嘴）的大小，使自喷井的产量与油层的供油能力相匹配，以保证自喷井在最优产量范围内生产。
为使井口密封并便于修井和更换损坏的部件，自喷井井口装有专门的采油装置，称采油树（见彩图）。自喷井的井身结构见图。自喷井管理方便，生产能力高,耗费小,是一种比较理想的采油方法。很多油田都采取早期注水、注气（见注水开采）保持油藏压力的措施，延长油井的自喷期。
人工举升采油法： 人为地向油井井底增补能量，将油藏中的石油举升至井口的方法。随着采出石油总量的不断增加，油层压力日益降低；注水开发的油田，油井产水百分比逐渐增大，使流体的比重增加，这两种情况都使油井自喷能力逐步减弱。为提高产量，需采取人工举升法采油（又称机械采油），是油田开采的主要方式，特别在油田开发后期，有泵抽采油法和气举采油法两种。
气举采油法： 将天然气从套管环隙或油管中注入井内，降低井中流体的比重，使井内流体柱的压力低于已降低了的油层压力，从而把流体从油管或套管环隙中导出井外。有连续气举和间歇气举两类。多数情况下，采用从套管环隙注气、油管出油的方式。气举采油要求有比较充足的天然气源；不能用空气，以免爆炸。气举的启动压力和工作压力差别较大。在井下常需安装特制的气举阀以降低启动压力，使压缩机在较低压力下工作,提高其效率,结构和工作原理见图。在油管外的液面被压到气举阀以下时，气从A孔进入油管,使管内液体与气混合,喷出至地面。管内压力下降到一定程度时,油管内外压差使该阀关闭。管外液面可继续下降。油井较深时，可装几个气举阀，把液面降至油管鞋，使启动压力大为降低。
气举采油法：
气举井中产出的油、气经分离后，气体集中到矿场压缩机站,经过压缩送回井口。对于某些低产油井,可使用间歇气举法以节约气量，有时还循环使用活塞气举法。
气举法有较高的生产能力。井下装置简单，没有运动部件，井下设备使用寿命长，管理方便。虽然压缩机建站和敷设地面管线的一次投资高，但总的投资和管理费用与抽油机、电动潜油泵或水力活塞泵比较是最低的。气举法应用时间较短，一般为15～30％左右；单位产量能耗较高，又需要大量天然气；只适用于有天然气气源和具备以上条件的地区内有一定油层压力的高产油井和定向井,当油层压力降到某一最低值时,便不宜采用；效率较低。
泵抽采油法： 人工举升采油法的一种（见人工举升采油法）。在油井中下入抽油泵，把油藏中产出的液体泵送到地面的方法，简称抽油法。此法所用的抽油泵按动力传动方式分为有杆和无杆两类。
有杆泵 是最常用的单缸单作用抽油泵（图1），其排油量取决于泵径和泵的冲程、冲数。有杆泵分杆式泵、管式泵两类。一套完整的有杆泵机组包括抽油机、抽油杆柱和抽油泵（图2）。
泵抽采油法 泵抽采油法
抽油机主要是把动力机(一般是电动机)的圆周运动转变为往复直线运动，带动抽油杆和泵，抽油机有游梁式和无游梁式两种。前者使用最普遍，中国一些矿场使用的链条抽油机属后一种（见彩图）。抽油杆柱是连接抽油机和抽油泵的长杆柱,长逾千米,因交变载荷所引起的振动和弹性变形，使抽油杆悬点的冲程和泵的柱塞冲程有较大差别。抽油泵的直径和冲程、冲数要根据每口油井的生产特征，进行设计计算来优选。在泵的入口处安装气体分离装置——气锚，或者增加泵的下入深度，以降低流体中的含气量对抽油泵充满程度（即体积效率）的影响。
泵抽采油法
有杆泵是一个自重系统,抽油杆的截面增加时,其载荷也随着增大。各种材质制成的抽油杆的下入深度，都是有极限的，要增加泵的下入深度，主要须改变抽油杆的材质、热处理工艺和级次。根据抽油杆的弹性和地层流体的特征，在选择工作制度时，要选用冲程、冲数的有利组合。有杆泵的工作深度在国外已超过 3000m,抽油机的载荷已超过25t，泵的排量与井深有关,有些浅井日排量可以高达400m3,一般中深井可达200m3,但抽油井的产量主要根据油层的生产能力。有杆抽油机泵组的主要优点是结构简单,维修管理方便,在中深井中泵的效率为50％左右，适用于中、低产量的井。目前世界上有85％以上的油井用机械采油法生产，其中绝大部分用有杆泵。
无杆泵 适用于大产量的中深井或深井和斜井。在工业上应用的是电动潜油泵、水力活塞泵和水力喷射泵。
电动潜油泵 是一套多级离心泵和电动机直接连接的机泵组。由动力电缆把电送给井下的电机以驱动离心泵，把井中的流体泵送到地面，由于机泵组是在套管内使用，机泵的直径受到限制,所以采取细长的形状（图3）。为防止井下流体(特别是水)进入电枢使电机失效，需采取特殊的密封装置，并在泵和电动机的连接部位加装保护器。泵的排量受井眼尺寸的限制,扬程决定于泵的级数,二者都取决于电动机的功率。电动潜油泵适用于中、高产液量，含气和砂较少的稀油或含水原油的油井。一般日排量为100～1000m3、扬程在2000m以内时，效率较高,可用于斜井。建井较简单，管理方便，免修期较长，泵效率在60％左右；但不适用于高含气的井和带腐蚀性流体的井，下井后泵的排量不能调节，机泵组成本较高，起下作业和检修都比较复杂。
泵抽采油法
水力活塞泵 利用地面泵注入液体驱动井下液压马达带动井下泵，把井下的液体泵出地面。水力活塞泵的工作原理与有杆泵相似，只是往复运动用液压马达和换向阀来实现（图 4）。水力活塞泵的井下泵有单作用和双作用两种，地面泵都用高压柱塞泵。流程有两种：①开式流程。单管结构，以低粘度原油为动力液，既能减少管道摩擦阻力，又可降低抽出油的粘度，并与采出液混在一起采出地面。②闭式流程。用轻油或水为动力液,用水时要增添润滑剂和防腐剂,自行循环不与产出的液体相混，工作过程中只需作少量的补充。水力活塞泵可以单井运转，也可以建泵组集中管理，排量适应范围宽，从每日几十到上千立方米等，适用于深井、高扬程井、稠油井、斜井。优点是可任意调节排量，起下泵可不起油管，操作和管理方便。泵效率可达85％以上。缺点是地面要多建一条高压管线,动力液要处理,增加了建井和管理成本。
泵抽采油法
水力射流泵 带有喷嘴和扩散器的抽油泵（图5）。水力射流泵没有运动零件,结构简单,成本低，管理方便，但效率低，不高于30～35％，造成的生产压差太小，只适用于高压高产井。一般仅在水力活塞泵的前期即油井的压力较高、排量较大时使用；当压力降低、排量减少时，改用水力活塞泵。
⑷ 中国南海流花深水油田开发新技术
流花11-1油田位于中国南海珠江口盆地29/04合同区块，在香港东南方220km，海域平均水深305m。
流花11-1油田是中国海油和阿莫科东方石油公司（Amoco Orient Petroleum Company）联合开发的油田。流花11-1油田1987年1月发现，1993年3月在发现该油田6年后，政府主管部门正式批准了该油田总体开发方案，随即启动油田开发工程建设，于1995年5月投产，作业者是阿莫科公司。
流花11-1油田包括3个含油圈闭，即流花11-1、4-1和11-1东3个区块。流花11-1区块基本探明含油面积36.3km2，地质储量15378×104t，控制含油面积53.6km2，地质储量6426× 104t。流花4-1区块控制含油面积18.2km2，地质储量1753×104t。流花11-1东区块控制含油面积11.3km2，地质储量458×104t。全油田探明加控制含油面积为83.1km2，地质储量共计24015×104t，是迄今为止在中国南海发现的最大的油田。目前先投入开发的流花11-1区块，只是流花11-1油田的一部分。
要经济有效地开发这样一个大油田，面临着诸多技术上的难题：水深大、环境条件恶劣、原油比重大、黏度高、油藏的底水充足且埋深浅。针对这些特点，经过中外双方技术人员共同努力，开拓创新，用全新的思维观念，采用了当今世界顶尖的高新技术，在工程开发过程中创造了“3个首次、7项一流”。
流花11-1油田设计开采年限12年，工程设施设计寿命为20年，批准投资预算65300万美元，实际投资决算62200万美元，比预算节约了3100万美元。
一、工程开发方案
流花11-1油田采用深水全海式开发方案。整个工程设施包括5部分：半潜式浮式生产系统（FPS）南海“挑战号”、浮式生产、储卸油装置（FPSO）南海“胜利号”、单点系泊系统、海底输油管线和水下井口系统（图12-1）。
图12-1流花11-1油田工程设施图
二、设计条件
（一）环境条件
a．流花11-1油田作业海区除了冬季风、夏季强热带风暴（台风）的影响外，还有一种特殊的海况——内波流，它也是影响作业和系统选择的主要因素。1990年单井测试期间，曾发生过由内波流引起的几次拉断缆绳、船体碰撞，甚至拉断浮标或挤破漂浮软管的事故。
b．流花11-1油田环境参数见表12-1。
c．流花11-1油田“挑战号”FPS柔性立管设计参数见表12-2。
d．流花11-1油田“挑战号”浮式生产系统FPS设计环境参数见表12-3。
e．流花11-1油田“胜利号”FPSO方向性海况设计参数见表12-4。
表12-1流花11-1油田环境参数
表12-2“挑战号”FPS柔性立管设计参数（百年一遇）
表12-3“挑战号”FPS浮式生产系统环境设计参数
表12-4“胜利号”FPSO方向性海况设计参数
（三）其他设计参数
水下井口配套设备，包括压力仪表，其管路最大工作压力为15.5MPa(22401b/in2）；
单井高峰日产量：2384m3/d，含水范围0%～93%;
FPSO日处理能力：47670m3/d；
大气温度：16.4～33.7℃；
水下作业温度：11～31℃；
井液温度：11～52℃。
所有的管路材料及计量和压力仪表应适于输送带硫化氢和二氧化碳的液体，内表层应进行化学防腐处理，外表层以油漆和牺牲阳极进行保护。
（四）延长测试
为了解决油田强大底水快速锥进，减缓水锥速度，更大程度地挖掘油田潜能，对油田长期产能作进一步分析，有效地提高采收率，在正式开发之前用了半年时间对3口井进行了延长测试。
a．流花11-1-3井为一口穿透油藏的直井，初始日产量363m3，综合含水20%,42d后日产量350m3，综合含水升至70%。
b．流花11-1-5井，为一口大斜度延伸井，落入油藏段的井斜段达78%，初始日产量为1271m3，综合含水0%;51d后日产量降为874m3，综合含水升至51%，水锥上升速度较直井有明显改善。
c．流花11-1-6井为一口水平井，水平井段全部落入油层顶部渗透率最好的层段，初始日产量1907m3，综合含水为0%;120d后日产量为1017m3，综合含水为26%。与前2口井相比，采用水平井开采不但可以提高单井产量，还可以减缓底水水锥速度，是该油田最佳的开发方案。
三、南海“挑战号”浮式生产平台（FPS）
流花11-1油田海域水深将近310m，使用常规的导管架固定平台结构形式，仅导管架本身费用就高达10亿美元，而新造一座张力腿平台的费用估计要12亿美元。经过技术和经济上的论证和比较，最终采用了改造半潜式钻井平台方案，全部改造费用也不超过2亿美元。根据使用要求，改造后的浮式生产系统不但能抵御海区百年一遇的恶劣海况，还能满足钻井、完井、修井作业要求，并且能够安装、回收和维修水下井口设备，监视控制水下井口，为井底电潜泵提供悬挂月池和供给电力。根据台风极值具有方向性，东北方向的风、浪、流极值明显比西北方向大的特点，改变常规的8根或12根锚链对称系泊方式为非对称的11根锚链，还根据实际受力情况，使大部分锚链长度有所缩短。锚链直径φ127mm，单锚重量40t，是目前使用于海上商业性用途最大的船锚。锚泊力可以承受百年一遇强台风的袭击，将南海“挑战号”永久性地系泊在海底。
“挑战号”的设计使用寿命是20年。
1993年7月购进改造用的半潜式钻井平台，经过22个月改造设计和船厂施工，于1995年4月系泊到油田预定位置。
“挑战号”还配有2台ROV遥控机器人支持作业，通过25根水下电缆向井口供电。生活模块可容纳130人居住。
四、浮式生产储卸油轮（FPSO）和单点系泊系统
（一）南海“胜利号”浮式生产储卸油轮（FPSO）
南海“胜利号”是由一艘14万吨级的旧油轮改装的，该油轮型长280m，型宽44m，型深23m，吃水17m。改装后的油轮具有发电、原油净化处理、原油储存和卸油功能。高峰日处理液量为4.77×104m3，日产油量1.03×104m3，可储存原油72万桶。针对流花11-1油田原油黏稠特点，原油处理流程采用了世界先进的电脱盐/脱水二合一新技术，即在一个设备内，分步完成原油脱盐和脱水。海上油田使用这项新技术在世界上也属首次，不但节省了大量的空间，还节约了上百万美元的工程费用。
“胜利号”生活楼模块可容纳85人居住。储存的合格原油经串靠的穿梭油轮外运销售。
（二）“胜利号”单点系泊系统
“胜利号”浮式生产储卸油系统（FPSO）采用永久式内转塔单点系泊系统。单点用锚链固定于海底，通过油轮船体前部空洞内的转塔机构与船体相连，油轮可绕单点作360°的旋转。这种结构形式在国内是首次采用，在深水情况下比固定塔架式系泊结构要经济得多。设计环境条件采用百年一遇极端海况，用10条Φ114.3mm锚链系泊。根据环境条件各个方向极值的差别，适当调整锚链长度。该单点系泊系统为永久不可解脱式，最大系泊力为600t。
五、水下生产系统
（一）水下井口系统的选型
a．分散水下井口生产系统，适用于作业海区海流流向沿深度分布基本一致并相对稳定的情况。水下井口之间可通过柔性管线相连或与总管汇相连，也可直接与油轮相连，这种水下井口系统的优点是已有一定经验，井口和表层套管的定位精度要求低。其缺点是，水下井口之间的软管与特种液压接头的成本及安装费用高，海流方向不稳定时易引起软管的缠绕，造成软管和接头部位损坏，单井修井会影响其他井生产，且施工安装海况要求高、时间长。
b．集中水下井口生产系统，适用于各种海流条件，井口导向底座之间用钢质跨接管相连成一整体。这种结构形式以前还从未采用过，缺乏经验和现成的配套技术及设备，井口和表层套管的定位精度要求高。另一方面，这种结构形式的优点是钢性跨接管接头成本远低于柔性软管和液压接头，只相当于后者约1/3。单井修井作业不影响其他井正常生产，相对独立的软管可以单独安装和回收，且运动范围小，不会发生软管的摩擦和缠绕，钢性跨接管的测量、安装和回收作业可与其他作业同时进行，且不需动用其他船只，在较恶劣海况下照常作业，效率高。通过全面研究对比，最终选用了集中水下井口生产系统。
（二）水下井口系统的主要结构和复装顺序
集中水下井口生产系统被称为“组块搭接式控制体系”，是流花11-1油田工程创新最多的体系，首创的新技术包括：集液中枢管汇；钢制井口间跨接管；湿式电接头在海上平台的应用；浮式生产平台支持的悬链式柔性立管系统；水下生产液压控制系统；遥控水下作业机器人ROV；新型海底管道固定底座及钢制长跨接管；水下卧式采油树。
水下井口设备分三大块安装，先将导向生产底座（PGFB）锁紧在762mm的表层套管头上，用钢制跨接管将PGFB下部集输管线接头连接起来，从而将独立的水下井口连成一体，形成复线的封闭回路，再将水下采油树锁紧在476mm的井口头上，将采油树出油管线接头与生产底座上的阀门相连，最后将采油树帽连同电潜泵电缆一起盖在采油树上，电潜泵的电路被接通，原油经采油树出口进入PCFB下部集输管汇内，汇集到中枢管汇，再从中枢管汇通过钢制长跨接管进入海底输油管道，输往南海“挑战号”进行处理。
（三）水下井口设备的功能
1．中枢管汇
中枢管汇组块长21.3m，宽2.1m，高2.1m，重60t。由2根457.2mm生产管线和1根203.2mm测试管线组成，分别与2条342.9mm(13.5in）海底输油管线和1条152.4mm的海底测试管线对应。每根管线引入6个接头，其中4个接头与井口采油树的4个翼阀相接，1个接头与海底管线相接，1个接头用作管线间的转换阀。安装时用平台吊机将中枢管汇吊起扶正，接近转台，再用钻机大钩穿过月池安放到海底。中枢管汇还作为液压盘的基础，主控室的液压信号通过分配盘传递到各采油树上。
2．永久生产导向底座PGFB
与常规的永久导向底座相比，除了尺寸4.8m×4.8m更大，具有导向和作基础功能外，还具有集液功能。底座下部设计了2条304.8mm集液管，从采油树出来的原油经生产阀进入集液管。底座的导向杆也经过改进，可以回收多次利用。
3．卧式水下采油树
为了适应水下无人工潜水作业，这种采油树帽将所有阀门设计在水平方向并由水下机器人操作。16个不同性能的球阀阀门的开关集中设在便于遥控机器人ROV操作的一块操作盘上，可用机器人操作这些开关，来控制生产阀、环空阀、安全阀、化学药剂注入阀等。这些阀门也可由平台液压控制开启和关闭，在应急情况下安全阀可自动关闭。
4．水下采油树帽
采油树帽盖在采油树顶部，帽内侧固定湿式电接头（WMEC）插座，外侧法兰盘内是干式电接头（DMEC）插头，干式电接头被固定在IWPC终端法兰盘内，在平台上先接好干式电接头法兰。考虑到恶劣的环境条件可能对IWPC拉扯造成采油树的破坏，在IWPC一端设计了一种安全破断法兰，在荷载尚未达到破坏采油树之前，破断法兰的螺栓首先破断，使IWPC与采油树帽脱离。
5．采油树及采油树帽的安装
安装作业所使用的工具是一种多功能完井、修井工具（URT）。这种工具经4条导向缆坐在采油树上，整套系统由液压控制，能自动对中，调整高度，平缓而高效，不但能安装采油树和采油树帽，还能回收采油树帽，暂时停放在PGFB上，进行油管塞密封压力和湿式电接头电路测试，省去了将采油树帽和IWPC收回到平台测试再安装的复杂作业。这种工具的下部为一长方形框架结构，4根用作导向的漏斗柱体间距与采油树导向漏斗完全相同，1根中心杆，通过液压控制，可平缓移动。
6．水下遥控机器人（ROV)
2台机器人都是根据流花11-1油田的使用要求设计制造的，一台为永久式，在平台上作业；另一台为移动式，能移到工作船上进行潜水作业。2台机器人的功率均为73.5kW (100HP）,6个推进器，6架摄像机（其中1架为可调焦，1架为笔式装在机械手上），能在2浬的海流中拖着183m的脐带作业，配备有多功能的模块——MFPT。ROV配备有下列模块：旋转工具模块、机械手插入式液压推进器、自动对中伸缩液压驱动器、辅助作业工具、柔性工作绳剪断器、电缆截断器、电缆抓紧器、低压冲洗枪、黄油注入工具、定位伸缩吸盘、液压圆锯、1只7功能Schilling机械手、1只5功能Schilling大力机械手和拔插销功能等。由于设计时考虑了各种作业工况的要求，并事先进行了模型试验，因此，在实际作业过程中性能良好，一直保持着非常高的作业效率。
7．海底管线连接固定基座（TIB）
海底管线连接固定基座（TIB）是一个将海底管线与水下井口连接在一起的装置。它的一侧通过3根长为22.9m、17.4m和11.3m的钢制长连接管与水下井口中枢管汇相连，另一侧与3条海底管线相接。海底管线连接固定基座（TIB）由浮式生产平台安装，TIB与3条海底管线的连接则由一套无潜水软管连接系统（DFCS）完成。DFCS由1台ROV携带下水，当海底管线下放到接近目标位置时，另1台 ROV将从 DFCS上引出一条钢丝绳，将钢丝绳端的QOV卸扣挂在海底管线连接头的吊点上，拉紧钢丝绳，使海管接口顺导向槽逐渐贴近TIB上的接口，由ROV将液压驱动器插头插进接头锁紧孔锁紧接头，密封试压合格后，松掉接头上的ROV卸扣，便完成安装作业。
六、海底输油管线
流花11-1油田海底管线包括3部分内容。
1．生产管线
数量：2根；
直径：131/2”；
输送介质：油水混合液体；
材质：动力柔性软管；
距离：从“挑战号”浮式生产系统（FPS）下面的海管立管基座到“胜利号”浮式生产、储卸油装置下面的立管基座（PRB）；
长度：2.24km。
2．计量管线
数量：1根；
直径：6”；
输送介质：油水混合液体，单井计量或应急情况下代替生产管线；
材质：动力柔性软管；
距离：从“挑战号”浮式生产系统（FPS）下面的立管基座到“胜利号”浮式生产储、卸油装置下面的立管基座（PRB）；
长度：2.24km。
3．立管
数量：生产立管2根，计量立管1根；
直径：生产立管131/2”，计量立管6”；
输送介质：液体；
材质：动力柔性软管；
距离：从“胜利号”浮式生产储、卸油装置下面的立管基座到上面的转塔式单点。
七、水平井钻井技术
（一）井眼轨迹的设计
该油田特点是面积大、油层埋藏深度浅，从泥面到油藏顶面的垂直距离只有914m。受油藏埋深限制，平台钻水平井的最大控制半径约为3km。为保证电潜泵能在无横向扭矩条件下运转，水平井井眼轨迹设计分为2个造斜井段，在2个造斜井段之间设计了一段稳斜井段，将电潜泵下入到稳斜井段中。为防止电潜泵下入时受到损坏，第一个造斜井段的造斜率不得超过7°/30m。20口水平井设计的水平井段均处在厚度约为6.8m孔隙度最好的B1层，水平段长度为800m，总水平位移约为910～2590m。
（二）钻井技术和特点
a．首先使用随钻下套管的新工艺安装套管，成功地完成了25根导管安装作业。安装作业时间总计14.4d，平均单井安装时间14.8h，与常规方法相比较节约时间36d。
b．采用成批钻井方法，对444.5mm(171/2in）和311.2mm+215.9mm(121/4in+81/2in）井段分别采用成批作业方式。444.5mm井段测量深度650m，平均单井完成时间1.5d;311.2mm+215.9mm井段测量深度2040～3048m，平均单井完成时间10.8d。成批钻井作业方法的应用大大加快了钻井作业的速度。
c．钻井液使用PHPA水基泥浆体系和海水（加Xanvis泥浆）钻造斜段和水平段，降低了泥浆成本，提高了钻井速度，减少了对油层的污染，保护了环境。
d．导向钻井技术采用先进的水平井设计技术和GST(GeosteeringTool）井下导向钻井工具，随时掌握钻井状态和监测钻遇地层，及时确定目的层的深度和调整井眼轨迹，不但加快了钻井进度，还使水平井准确落入厚度仅为6.8m的B1目标层位的比例达到91%。
（三）主要钻井指标
油田投产前，钻井作业除成批安装25套762mm(30in）导管外，共钻井17口，完井12口，总进尺28207m，总天数180d，平均测量井深2351m，水平井段813m，水平井段落入B1目标层位的比例为91%，单井作业周期13d，单井费用196万美元。
八、完井管柱
1．油管挂
完井管柱的安装是通过油管挂安装工具（THRT）起下油管挂来完成的。油管挂经导向槽导向着陆，再锁紧在采油树内的密封布芯内。
2．湿式电接头（WMEC）
湿式电接头（WMEC）是电潜泵井下电缆的终端，通过招标选用国外标准化产品，其插头固定在油管挂中，插座固定在采油树帽中，在盖上采油树帽时，套筒形的插座随采油树帽一起套在油管挂插头上，在海水中对接即可通电，且保证不会漏电，无需再专门进行安装。插头咬合部分类似于普通的三相插头，整个套筒插座长约50cm，直径约8cm。
为保险起见，用电绝缘液冲洗采油树帽与油管挂之间的空间，再用氮气将电绝缘液挤出，以保证湿式电接头（WMEC）不会因长时间在变高压和变频强电流工作状态下，工作产生高热量导致采油树帽热膨胀而损坏。
湿式电接头的工作参数为：电压5kV，电流125A，频率60Hz。
3．电潜泵
由于流花11-1油田原油黏度高、密度大、井底压力低以及后期含水上升快等特点，因此选用加电潜泵采油工艺。所选用的电潜泵是Reda公司提供的562系列电潜泵总成，HN13500、73Stages、540HP、125Ams、5000Volts。为电潜泵供电的水下电缆下端与采油树帽相连，上端悬挂在FPS下层甲板上，与电潜泵控制室中的变频器相连。单井生产阀和安全阀的开关由FPS上的液压系统直接控制，采油树上的液压接头通过水下控制软管与水下中枢管汇液压分配盘相连，而液压分配盘通过液压控制缆与FPS中控室相接。
4．水下坐封式生产封隔器
由NODECO提供的可再次坐封的封隔器有4个通道，包括地层液流动通道、ESP电缆穿越器、化学药剂注入管线和备用管线通道。它的主要特点是可以再次坐封，采用再次坐封的封隔器可以避免每次修井都要起出管柱更换封隔器，从而节约了修井时间和费用。
⑸ 有机质热演化和石油的形成
当沉积有机物被埋藏时,随着温度和压力的增加,沉积有机质演化通常分为三个阶段:成岩作用 (diagenesis)、深成热解作用 (catagenesis)和变质作用 (metagenesis)。在沉积剖面最上面几米范围内,细菌会对有机质发生迅速的分解作用,随着深度加大,细菌分解速度减慢,该过程为成岩作用。实际上,在高达 75℃和近 3000m 的地下岩石中都发现了细菌。当细菌活动停止时,聚合作用和缩合作用等化学作用将逐渐增强,这些没有被微生物降解和消耗的有机残余物质,重新缩聚成更加稳定的,与高温高压相平衡的稳定结构,即地质聚合物 (这些聚合物在土壤中为腐殖质,泥炭沼泽成岩演化的产物是褐煤,而沉积物中分散有机质的成岩演化产物为干酪根)。干酪根分解为多种烃类和难溶有机质残余,上述过程称为有机质深成热解作用,当温度达到 100～150℃ 时,产生各种烃类混合物——石油,并伴随少量的沥青、沥青质和树脂,这部分沥青称为油或原油。在温度达到 150～175℃时,最终产生甲烷和石墨,该过程称为变质作用 (图8-21)。
图8-21 干酪根成烃演化趋势示意图
(据Tissot et al.,1984)
1.成岩阶段
成岩作用是以微生物对有机质改造为特征,是由生物聚合物向地质聚合物转化的过程。氨基酸和低分子量的肽及单糖被微生物直接吸收;蛋白质和多糖被真菌和酶分解成可溶的氨基酸和单糖,再被它们同化;类脂化合物和淀粉也可以被微生物同化或发生降解作用。一些易降解的有机化合物由于被抗降解的物质保护,可以免遭微生物破坏。如蛋白质受矿物覆盖物的保护而增强抗分解能力。高度交叉结合的纤维蛋白如角蛋白具有抗微生物分解的能力,而高等植物的纤维素和半纤维素则由于受木质素的保护,一些类脂物如孢子花粉受孢粉壁的保护均可以增强它们的抗分解能力。
由于埋藏深度较浅,温度、压力较低,有机质除形成少量烃类和挥发性气体以及早期成熟度较低的石油外,大部分转化成干酪根保存在沉积岩中。由于细菌的生物化学降解作用,产物以甲烷为主,缺乏轻质 (C4～C7 )正烷烃和芳香烃。
干酪根的形成是成岩阶段的主要产物,并标志着该阶段的结束。除干酪根外,该阶段还出现少量的生物标志化合物。这些生物标志化合物主要来自类脂化合物,由于这类化合物的结构主要以碳-碳键相连接,键能高,稳定性高,不容易被微生物分解,基本保持了原有的碳骨架。此外,它们可以范德华力、氢键或以吸附的形式与腐殖酸、黏土矿物结合,从而增加了自身的稳定性。这些具有特殊结构的化合物,将不会或很少受到影响和破坏。它们的原始结构、原有的化学性质仍将得到保存或只有稍微的改变。生物体中原有的少量正构烷烃和其他有机化合物,在沉积和成岩过程中以不变或微变的形式保存下来。
因此,成岩作用阶段的烃类形成以生物甲烷气为主要特征,沉积有机质尚未成熟,没有大量转化为烃类,有少量的烃类来自于活生物体,大部分为 C15重烃,为生物标志化合物。此外,在特定的生源构成和适宜环境条件下可生成相当数量的未熟油。干酪根演化表现为强烈的去杂原子化,主要产物为水和CO2 ,同时伴生一些富沥青质与胶质的重烃。
2.深成热解阶段
深成热解作用是随着温度和压力增加而发生的一系列热力学反应,干酪根分子发生重排,脱去一些官能团,碳-碳键断裂,形成了中等至低分子量的烃类和 CO2、H2 O 和H2 S等,从而使干酪根结构更有序和更紧密,以在新环境中达到平衡。
深成热解阶段是干酪根热解成油气的演化阶段,又进一步分为:①主成油阶段,又称为“液态窗”阶段,即指液态烃类能够大量形成并保存的温度区间,在图8-21 上,为产烃最大处,即生油带阶段。该阶段 H/C 比值小于 1,O/C 比值小于 0.1,镜质体反射率一般在0.6%～1.3%之间,相当于温度60～125℃,地层埋深为1500～2500m。干酪根由于受热,在热催化作用下开始大量裂解形成烃类。黏土矿物的催化作用可以降低有机质的成熟温度,促进石油生成。在该阶段,一些侧链开始脱落,尤其是那些长的侧链、键能比较低的杂原子团优先被排除。同时,烷基和环烷基部分从干酪根中消失,羧基或碳氧基完全消失,剩下的大部分氧以醚的形式存在,也可能存在于杂环中,可溶有机质数量迅速增加。新生的烃类没有特征的结构和特殊的分布,它们数量不断增加,逐渐稀释了继承性的生物标志化合物浓度。按照液态烃形成阶段,可以将其分为低成熟原油、成熟原油。石油成熟度越低,非烃组分越丰富,重质烃比例越高,继承性的生物分子越多,原油密度大;成熟度高的原油,由于干酪根和已形成的重质烃继续裂解,形成了更多的轻质烃,非烃组分大大减少,石油密度变轻。②凝析油和湿气阶段。这个阶段镜质体反射率为 1.3%～2.0%,大致相当于地温 150～250℃,地层埋深为 2500～3500m。在高温下,碳—碳键断裂更快,剩余的干酪根和已形成的重烃继续热裂解,轻烃 (C1～C8 )比例迅速增加,烃体系气油比一般超过 600～1000m3/t。液态烃裂解使C25以上高分子正烷烃含量渐趋于零,只有少量低碳原子数的环烷烃和芳香烃,在族组成中脂肪族相对增加,含杂原子的胶质含量减少,沥青质组分则转变为焦沥青或固态残渣。在地层温度和压力超过相态转变的临界值时,这些轻质烃就发生逆蒸发,反溶于气态烃中,形成凝析气 (gas condensates)这些凝析气到达地表后,浓缩为液体,因此称为凝析油 (condensates)。温度为 150～180℃时称为湿气带,为含有更多气态烃的湿气。最终出现干酪根的缩聚作用大于裂解作用,液态烃完全消失。由于不饱和烷烃每个碳原子具有2 个或更多氢原子,而芳香族化合物每个碳原子只有 1 个或更少的氢原子,因此,干酪根深成热解作用使 H/C 和 O/C 比值持续下降,这种原子比值的变化趋势如图8-21 中箭头所示。
3.变质作用
当干酪根的 H/C原子比小于0.5 时为过成熟,接近于甲烷生成的最低限。该阶段,地层埋深为3500～4000m,有机质演化进入变质阶段,干酪根上绝大部分可以断裂的侧链和基团基本消失,无生成液态烃能力,但能进一步裂解形成甲烷等气态烃。该阶段主要的化学反应为高温裂解,甲烷是最主要的烃类产物,干酪根本身由于芳构化作用和缩聚作用逐渐向高碳质的焦沥青和石墨演化。此外,前一阶段生成的重质烃类,在高温条件下也进一步裂解成干气,该阶段也称为过成熟干气阶段。沉积有机质热演化的最终产物是石墨和甲烷。
深成热解阶段各种反应速度与温度呈指数关系增长,温度每增加 5～10℃,反应速度约增加两倍。因为该阶段,反应速度不仅仅是温度的函数,还与时间有关系,确切地说,与加热速度有关。加热速度一方面与埋藏速度有关,一方面与地热梯度有关。埋藏速度主要与沉积盆地下沉速度有关,地热梯度变化较大,从 10℃/km 到 80℃/km,在地热区甚至更高。据估计,古老地盾区地热梯度较低,典型裂谷地区和洋壳地区,地热梯度较大。石油常形成于与构造活动有关的下沉盆地内,此处地热梯度较高。形成石油的典型环境,地热梯度变化范围一般为25～50℃/km。作为反应动力学、埋藏速度和地热梯度变化的综合结果,形成石油所需时间是不同的。在加拿大西部地热梯度较小的泥盆纪沉积盆地中,沉积物沉积300Ma后,石油才开始形成。相反,在美国洛杉矶盆地中,上三叠系沉积物在沉积10Ma后就已经开始生油了。开始生油所需的温度与时间呈反比。例如,巴黎盆地下侏罗统沉积岩开始生油温度约为60℃,洛杉矶盆地中-上新统沉积岩生油温度为115℃。反应速度也与干酪根类型有关,易发生变化的Ⅰ型干酪根反应温度相对较低;难溶的Ⅲ型干酪根成油温度较高 (高达 250℃),因为长链脂肪族化合物在这些温度下不稳定,因此难溶Ⅲ型干酪根的主要产物是甲烷。
⑹ 我国可利用的国外主要资源状况分析
我国与世界主要资源国尤其是周边国家，呈现较强的资源互补性。可以认为，目前我国可利用的国外资源是较为丰富的。但是，这些资源能否形成产能，能否进入市场，能否为我国所用，则主要取决于我国全球矿产资源战略的实施情况。以下我们分别从区域和矿种两个角度对我国可利用的国外主要资源状况进行简单的分析。
4.2.1 区域分析
从区域上看，我国可利用的国外主要资源，周边国家是重点，非洲、拉丁美洲等资源丰富的发展中国家是基础，部分发达国家中的资源国也可为我国所用。从供应安全保障角度看，重点是资源优势互补的我国周边、近邻国家，实施周边战略，建立周边矿产资源协作开发圈。从为矿产资源产业的繁荣和发展寻找新的生长点这个角度看，根据矿产资源的比较优势，除实施周边战略外，还要实施矿产资源海外供应基地战略，着力发展与非洲和拉丁美洲发展中的资源国的合作。针对周边、非洲和拉丁美洲，应分别按照“面、线、点”的模式，构建我国矿产资源全球供应格局。
4.2.1.1 周边国家
我国周边国家矿产资源十分丰富，发现并探明了一大批铀、铁、锰、铬、铜、铝、钾盐和铂族元素等大型-特大型矿床，与我国矿产资源具有极好的互补性。充分利用周边睦邻友好的国际环境和较为安全的陆地运输方式，最大限度地分享周边国家丰富的矿产资源，是保障我国矿产资源稳定供应的重要途径，也是实施全球矿产资源战略最为重要和现实的举措。
周边矿产资源丰富的国家（地区）主要包括东北亚地区的俄罗斯远东地区、蒙古，中亚的哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦斯坦、吉尔吉斯斯坦和土库曼斯坦5国，中南半岛的缅甸、老挝、泰国、越南和柬埔寨。根据地质矿产勘查工作程度，上述国家可分为3类，一类是原苏联国家，这些国家地质、矿产勘查工作程度较高，发现了数量众多大型、超大型矿床，但由于资金缺乏，采矿设备落后和基础设施差，开发利用率低；另一类是中南半岛5国，这些国家地质、矿产勘查工作程度低，已发现的大型、超大型矿床相对较少，但资源潜力大；第三类是蒙古，介于二者之间，近年随着投入的增加，陆续新发现许多大型、超大型矿床。目前，蒙古、哈萨克斯坦、吉尔吉斯斯坦、缅甸等国家的勘查开发条件最为有利。
据统计，我国周边国家（图4.1，表4.1）的天然气储量占世界42.0%，铁占33.9%，铜占22.6%，镍占23.1%，钨占26.6%，锡占35.4%，金占17.5%，钾盐占27.6%，资源优势十分明显。这些周边国家与我国大陆山水相连，具有运输距离短和安全性高等优势，且大部分国家都与我国建立了良好的地学合作关系，为进一步开展工作奠定了良好的基础。作为我国经济、政治、外交工作的重点地区之一，周边国家近年来与我国的经贸和民间往来日益频繁，睦邻关系友好。因此，无论是从矿产资源潜力，还是从地缘政治和经济的角度考虑，选择这些国家作为我国实施资源“走出去”战略的首选之地，不仅有利于维护我国的资源安全，也符合我国经济发展的长远利益。
图4.1 周边国家主要金属矿产大型矿床分布图
表4.1 周边主要国家优势矿产资源一览表
1）重点一：东北亚地区。东北亚地区位于东西向中亚-东亚构造带与华北、西伯利亚板块的接合区，经强烈的中生代构造-岩浆活动所活化，形成了铜、铅锌、锡、钼、金、银、铂钯、铁、镍、铬、钴、铀以及石油、煤、金刚石等矿产，其中有些矿床规模位居世界前列，如巴列依金矿床、达拉宋金矿床、斯特列措夫铀钼矿床、诺依昂-塔洛格铅锌银矿床、克鲁契宁铁钛矿床、别列佐夫铁矿床、高尔索努依萤石矿床、查夫银铅锌矿床、乌兰铅锌银矿床和奥尤陶勒盖铜金矿床等。东北亚地区的优势矿产有金、银、铜、铅锌、钨、锡、铀、钼、铂钯、煤等，目前已发现大量大型、超大型矿床，同时仍然具有极大的资源潜力，特别是蒙古南部地区和朝鲜。鉴于俄罗斯和蒙古2国，特别是蒙古逐步开放其矿业市场，并制定了许多优惠政策吸引外资，且俄罗斯、蒙古东部的绝大多数已勘探矿床尚未开发利用，因此，应积极探讨加强与蒙古和俄罗斯在矿产资源勘查开发领域合作的可行性。
2）重点二：中亚地区。根据大地构造单元性质、地层、岩浆岩、火山岩的展布以及成矿构造环境和成矿地质条件，中亚地区可以划分出5个大的构造成矿域和25个成矿区带。在这些成矿区带中，已发现铁、铜、铅、锌、铬、镍、钴、金、锑、汞、铀等一大批世界级特大型矿床，是世界上矿产资源最为丰富的地区之一。着名矿床包括穆龙套金矿床、库姆托尔金矿床、科翁腊德铜矿床、阿尔马雷克铜矿床、杰兹卡兹甘铜矿床、尼古拉耶夫铜锌矿床、捷克利铅锌、萨雷贾兹锡矿床、琼科伊汞矿床、杰特姆铁矿床和霍尔宗铁矿床等。中亚地区的优势矿产有金、铜、铬、镍、铅、锌和铀等。相对中南半岛而言，中亚地区地质工作程度高，探明矿产地数量多。尽管如此，一些重要成矿带的资源潜力仍然巨大，找矿前景良好。目前，中亚5国市场化程度不同，政治和社会稳定形势各异，矿业政策各具特色。其中投资条件好的国家是哈萨克斯坦，其次是吉尔吉斯斯坦和乌兹别克斯坦，再次是土库曼斯坦。这些国家制定了一系列优惠政策，以吸引外资开发其境内丰富的矿产资源。
3）重点三：东南亚地区。东南亚地区位于环太平洋成矿域和特提斯成矿域的交汇部位，成矿作用强烈而复杂，矿产种类多，储量丰富，是世界上最重要的资源宝库之一。该区矿产资源分布具有点多面广、矿种齐全的特点。据不完全统计，中南半岛5国已发现矿产100余种，矿床、矿点1000余处，其中大型矿产地137处，中型195处；有色金属矿产地413处。预测储量钾盐300亿～500亿吨（KCl）、铁矿100亿～150亿吨、铜矿1000万吨以上、铬铁矿8亿～10亿吨、铂族金属100吨以上、镍矿150万～200万吨、铝土矿1000万吨以上。中南半岛5国的优势矿产为石油、天然气、无烟煤、铬铁矿、富铁矿、富锰矿、锡矿、富铜矿、富银铅锌矿、钾盐、铝土矿、重晶石、硬玉及宝石等，其中，钾盐、富铜、富铁、铬铁矿、铂族金属潜力很大。越南的富铁矿和富铜矿、越南南部和越柬边境线上的优质铝土矿、缅甸的有色金属和贵金属及老挝、泰国的钾盐等，均已展示出大型以上的规模。根据地质、构造和矿产资源分布特征，中南半岛可以划分出3个Ⅰ级成矿区带、24个Ⅱ级成矿区带和34个Ⅲ级成矿区带，这些成矿带中已发现了许多大型、超大型矿床，如多乐铝土矿床、沙空那空盆地钾盐矿床、贵乡铁矿床、曼沙-孟瓦锰矿床、努山铬铁矿床、茂奇钨锡矿床、沙蒙锡钨矿床、望濑铜矿床、包德温铅锌银多金属矿床、金厂银铅锌多金属矿床、帕达恩锌矿床和巴朗金矿床等。
东盟由10个国家组成，是世界上一个重要的经济区，目前总人口约5亿人，总GDP大约6500亿美元。2002年11月4日，中国与东盟签署了《中国与东盟全面经济合作框架协议》，决定到2010年建成中国-东盟自由贸易区。中国-东盟自由贸易区建成后，将成为世界上人口最多的自由贸易区和全球第3大市场，区内GDP总量将达20000亿美元，区内贸易总量将达12000亿美元。2005年1月1日，中国与东盟全面启动了自由贸易区建设。在这种情况下，双方的货物贸易、服务贸易和投资将进一步增长。尽管从某种意义上看，目前东盟国家的矿业投资环境尚不是特别理想，但是东盟国家资源禀赋好、资源潜力大，并且随着自由贸易区的建设其矿业投资环境必将进一步改善，因此当前是勘查开发和利用东盟国家矿产资源的最佳时机。①东盟国家的矿产资源与我国有较强的互补性。我国短缺的铝土矿、铜、钾盐与油气资源，东盟国家相对丰富，并且目前开发利用程度也不高。我国相对优势的一些矿产资源，特别是稀有和分散金属、重要非金属，东盟国家相对短缺，在其工业化和发展高技术产业的进程中，对我国优势矿产的需求将大幅增加。这样，双方在资源领域的合作就有了较为扎实的基础。②资源领域的合作有助于促进中国-东盟能源安全机制的形成。目前在东盟国家内部有相对可靠的能源安全保障机制。随着近期我国与周边国家包括菲律宾、越南等就南海油气合作勘查开发形成并不断完善了“搁置争议、共同开发”的机制，该区域内潜在的能源利益冲突业已解决，有可能共同确立一种中国-东盟能源安全保障机制。同时，越南、印度尼西亚等国丰富的煤炭资源，对我国缺煤的南部地区至关重要，也可以缓解我国“北煤南运”压力。③有色金属领域的合作空间巨大。中国短缺的铝土矿、铜等有色金属资源，东盟国家相对丰富，并且大部分尚未充分开发利用，深加工程度更低。不仅可以勘查开发东盟国家的有色金属资源，而且还可以实现我国有色金属资源产业的梯次转移，在东盟国家投资有色金属冶炼乃至加工业，并为我国有色金属产业开辟新市场。④东盟国家在我国矿产资源全球战略中居于特殊重要地位。
4）重点四：西南亚地区。西南亚地区位于特提斯-喜马拉雅成矿域中西部，成矿作用强烈而复杂，形成了丰富的矿产资源。优势矿产包括铜、铁、铬、铅锌、铝土矿、金和煤等。由于区域地质工作程度很低，资源潜力很大。主要成矿区带有东伊朗山脉钨锡铜钼铬成矿带、中伊朗-中阿富汗铁铜铅锌金铬成矿带、兴都库什-喀喇昆仑铜铁铅锌钨锡成矿带、卡拉奇-白沙瓦锰铁铅锌铬成矿带等。
总之，应该实施周边战略，建立周边矿产资源协作开发圈。我国几乎所有短缺矿产，都可以通过周边矿产资源协作开发圈解决。通过周边矿产资源协作开发圈的构建，对区域经济发展、对拟议中的亚太自由贸易区经济发展、对形成周边安全机制发挥积极作用。周边最优先的3个国家：蒙古（铜、煤、铀等）、哈萨克斯坦（石油、天然气、铜、铬铁矿等）、越南（铝土矿等）。周边矿产资源协作开发圈主要包括两方面内容：①西、北周边以油气和黑色金属、有色金属等为主要内容的矿产资源安全圈。在这个圈层内，对中亚国家和俄罗斯、蒙古应略加区别对待。从优先顺序上，首选蒙古、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦，次选俄罗斯，最后考虑吉尔吉斯斯坦、塔吉克斯坦斯坦、巴基斯坦、印度。②东南亚以有色、钾盐等为主要内容的矿产资源协作开发圈，优选石油、天然气、钾盐、铝土矿、铜、镍这几种我国短缺的矿产，国别选择的优先顺序是：首选越南、老挝、缅甸、泰国，次选菲律宾、印度尼西亚，然后是马来西亚、柬埔寨等。
4.2.1.2 非洲和拉丁美洲国家
通过周边战略、周边矿产资源协作开发圈的建立，基本上能够满足我国对短缺矿产的需求。我们还要从为矿产资源产业的繁荣和发展寻找新的增长点的角度，按照“补缺、补差、补劣”的原则，根据矿产资源的比较优势，实施矿产资源海外供应基地战略，着力发展与非洲和拉丁美洲发展中的资源国的合作。按照《中非合作论坛》北京宣言的精神，重视勘查开发非洲国家的矿产资源。利用我国的政治影响，以已有的勘查开发工作“点”为基础，采用“连点成线”的模式，进一步开拓和发展非洲的矿产资源勘查开发市场。要积极稳妥地参与拉丁美洲地区矿产资源的勘查开发。从中选取几个矿种对路、投资环境较好，以若干“点”为基地，挤入拉丁美洲矿产勘查开发领域，渐求“连点成线，以点带面”。最值得我们重视的国家包括南非、巴西、智利、委内瑞拉、秘鲁等。
1）重点一：西、北非地区。西、北非是全球油气、黄金勘查开发的一个新热点，近期屡有大发现。西、北非地区有许多国家与我国友好，并且我国一些企业已有在西、北非成功勘查开发矿产资源的经验，如苏丹的石油和加纳的黄金，进一步加强资源开发合作的可能性很大。西、北非地区可供合作的矿产资源状况见表4.2。除油气和金外，几内亚（及喀麦隆、马里）的铝土矿，摩洛哥的磷矿石等，也值得重视。
表4.2 西、北非地区主要矿产资源
2）重点二：东、南非地区。东、南非矿产资源极为丰富，在全球矿产资源供应中占据极为重要的地位。东、南非地区，对我国有战略意义的主要是铂族金属、铬铁矿、锰矿石、锂、铜、钴等（表4.3）。
表4.3 东、南非地区主要矿产资源
3）重点三：拉丁美洲地区。自1993年以来，拉丁美洲始终是国际矿业投资的最热点地区，也是西方大国及跨国矿业公司控制程度最高的地区。其中最主要的是美国和加拿大的公司在起主导作用。日本、欧洲国家和澳大利亚的公司也在拉丁美洲从事矿产勘查开发活动。其中有些国家如智利、秘鲁等，外国矿业投资在10年间增长5～10倍。拉丁美洲占世界铜产量的近一半，近几年世界范围内发现的世界级金、铜矿床，大多数位于拉丁美洲。但目前，拉丁美洲地区矿业市场“准入”的成本，对于新来者而言，已相当高。但尽管如此，拉丁美洲仍有一些空白地（表4.4）。
表4.4 拉丁美洲地区的战略优先选择
续表
4.2.1.3 部分发达国家中的资源国
发达国家中的部分资源国，对我国短缺资源的供应也起着至关重要的作用，特别是澳大利亚和加拿大。这2个国家传统上一直是西方社会的资源供应国，但目前也面临开拓新市场的挑战。澳大利亚矿业理事会董事长最近指出：“澳大利亚和中国是天然的矿产品贸易伙伴”，加拿大矿业协会等一些机构也提出进一步扩大两国资源合作的建议，这值得我们充分重视。
澳大利亚在我国短缺矿产全球供应战略中具有重要地位。澳大利亚矿产资源极为丰富，除油气外，是西方国家仅次于美国、加拿大的第3大矿产生产国。以单个国家计，澳大利亚是吸引全球固体矿产勘查投资最多的国家。尤其值得重视的是，澳大利亚本土矿产资源的消费量很低，80.0%以上用于出口，与南非、加拿大一起并列为西方国家战略矿产的关键供应国。同时，澳大利亚矿产资源与我国有极强的互补性，我国短缺的大宗矿产资源，除油气外，富铁矿石、富锰矿石、铝土矿、铜等，在澳大利亚均十分丰富。澳大利亚矿产资源在全球的地位见表4.5。
表4.5 澳大利亚重要矿产资源在全球的地位
续表
加拿大矿产资源也极为丰富。许多我国短缺的矿种，加拿大的储量、产量、出口量均居世界前列。值得我们重视的矿种包括钾盐、铜及其他有色金属、油砂、铀等。大约有17种矿产品，加拿大的产量可排在世界前5位。加拿大矿产产量的80.0%供出口，主要出口去向包括世界150多个国家。矿产品出口占加拿大出口总额的16.0%，使加拿大的贸易顺差达到90亿加元。加拿大矿业公司在世界范围内的6800多个矿产地拥有权益，在100多个国家积极进行矿产勘查活动。加拿大矿业公司在世界上是最活跃的，世界固体矿产勘查计划的大约35.0%是由加拿大的矿业公司所控制的。对世界上4300多家矿业公司的调查说明（不包括生产煤炭、油气和低价值工业矿物的公司），加拿大的矿业公司占全球矿业公司总数的37.0%。
4.2.2 矿种分析
4.2.2.1 石油
以中亚、俄罗斯为重点，且努力使二者互为平衡；重视参与西北非、中东石油资源勘探开发；加强拉美（特别是委内瑞拉）石油资源的勘探开发。为确保我国石油供应安全，要重点开发利用俄罗斯和中亚石油资源；在俄罗斯东、西西伯利亚，加强石油的勘查开发，购置现有储量，尽快形成实际产能，以便在拟议中的管线建设和运营中占据主动地位；围绕已经取得矿业权的哈萨克斯坦乌津油田及阿克纠宾油气田，扩大在哈萨克斯坦及其他中亚国家的产能，加快挺进里海，以形成与中俄石油合作的互相制衡和促进，力争俄罗斯和中亚能够解决我国石油供需缺口的50.0%～60.0%；扩大与伊朗等中东国家的合作，注重中长期供货合同和产能的购买；在开发北方的同时实施南进战略，加快实质性进入南中国海勘查开发石油；加快在印度尼西亚（重点是马六甲油田）及缅甸（重点是安达曼海及中部钦墩盆地等地区）等国的石油勘查开发，加大对新加坡、文莱等国下游石油部门的投资，在马六甲海峡形成全面的实质性存在，力保马六甲海峡的畅通，以便使我国石油供需缺口的40.0%～50.0%能够在马六甲海峡自由通过。
除加大开发利用我国周边国家包括西亚、北非石油资源的力度之外，也要重视开发利用西非及拉美的石油资源。西非几内亚湾是世界重要的新兴产油区之一，近些年石油探明储量及产量增幅较大，同时投资环境也有较明显改善，愿意与我国在石油勘查开发领域发展合作关系。拉美的石油资源也比较丰富，其中委内瑞拉是拉美最大的石油资源国，尤其是重油储量，如果能够充分开发利用，将在世界石油市场上占据更重要地位，目前我国已在委内瑞拉勘查开发的石油资源，进一步扩大合作的前景十分广阔。
4.2.2.2 煤炭
北部周边重点是蒙古（塔温陶勒盖）、哈萨克斯坦、俄罗斯，南部重点是越南。此外，重点还包括澳大利亚和印度尼西亚。
4.2.2.3 天然气
以俄罗斯、中亚为重点，且努力使二者互为平衡；加强澳大利亚天然气资源的勘查开发利用；加大东南亚国家的液化天然气的利用力度。在液化气方面，将澳大利亚、印度尼西亚、马来西亚等国作为重要供应来源；在管线气方面，一是把利用俄罗斯的天然气放在优先地位，二是将开发利用中亚天然气资源作为我国西气东输工程的一部分统筹考虑。
4.2.2.4 铀
重点国家包括蒙古、哈萨克斯坦、澳大利亚、尼日尔爾尔等。
4.2.2.5 铁矿石
重点是澳大利亚、巴西、秘鲁等，此外还要重视勘查开发越南、印度及拉美其他国家的铁矿石资源。澳大利亚的铁矿石多数是富铁矿，储量居世界第2，其中富铁矿石储量居世界第1，产量居世界第3，占世界总产量的16.0%，出口量居世界第1，占世界总出口量的1/3左右，早在1983年我国就已在澳大利亚投资建设铁矿，有良好的合作基础。巴西的铁矿石产量居世界第2，并且主要用于出口。秘鲁也是拉美重要的铁矿石生产国，1992年我国购买了秘鲁的铁矿山。
4.2.2.6 铬铁矿、锰矿石
重点是南非及其他南部非洲国家如津巴布韦等，此外还要重视哈萨克斯坦。南非是世界上重要的矿产供应国。南非锰储量居世界第1，占世界总储量的54.4%；铬铁矿储量世界第1，占总量的80.0%。
4.2.2.7 铝土矿
重点是越南（多乐省）。越南铝土矿几乎全部为易选冶的三水型，资源量十分丰富，估计有60亿～70亿吨。仅多乐省多农县铝土矿区就可能蕴藏有20多亿吨铝土矿（中国铝土矿储量中三水铝储量不足1000万吨），且开采方便，交通便利。几内亚、牙买加的铝土矿也值得我们重视。
4.2.2.8 铜矿石
以蒙古（奥尤陶勒盖项目，1600万吨铜储量）、俄罗斯（乌多坎项目，2000万吨铜）为重点，兼顾拉美、非洲的大批中小型（100万～500万吨）项目。周边国家重点是蒙古（奥尤陶勒盖）、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸、阿富汗、印度尼西亚、菲律宾等。如蒙古铜资源丰富，金属储量数千万吨，且主要用于出口。除周边国家外，重点是拉丁美洲的智利、秘鲁、阿根廷及非洲的赞比亚、刚果（金）等。世界2/3的铜储量和产量集中在西半球，尤其是拉丁美洲。拉美的铜资源开采成本很低，储量丰富，规模大，秘鲁和智利的进入条件较好。非洲赞比亚铜矿带是世界着名铜矿带之一，储量约占世界铜储量的7%，并且尚有较大的潜力。
4.2.2.9 镍矿石
重点是缅甸、印度尼西亚、菲律宾、越南等。
4.2.2.10 钾盐
重点是老挝和泰国。这两个国家钾盐资源条件极为优越，如老挝万象地区，钾盐矿床面积达845平方千米，已探明可供开发的KCl可采储量1亿吨，工业储量2亿吨，远景储量50亿～100亿吨KCl（中国钾盐探明储量只有7亿吨）；矿层平均厚度达40.5米，KCl平均含量达15.7%，是储量大、品质好的优质钾盐矿床。泰国钾盐资源更为丰富，但开发进入条件较严。