Ⅰ 油气资源是不是就是石油和天然气
是的，油气资源都属于国有资源，主要包含石油、天然气，油气也有指汽油柴油煤油的挥发气体状态
Ⅱ “油气伴生资源”都包括什么
而气田水回处0吨些非油气资源这些非油气资源中具有利用价值的部分，称之为油气伴生资源。
Ⅲ 特态矿物与油气的伴生关系
油气从运移通道中源源不断地径流，不断地带给运移通道形成特态矿物黄铁矿所需的硫化氢并使运移通道周围的三价铁还原为二价铁，为黄铁矿和磁铁矿的形成创造环境和物质条件。
在没有固态沥青沉淀的油气运移通道中，形成的特态矿物主要是黄铁矿。而在有固态沥青沉淀的油气运移通道中，形成的特态矿物则主要是磁铁矿。
一、无固态沥青沉淀油气运移通道中的黄铁矿
在柴达木盆地跃灰1井3241.5m处，在泥质泥晶灰岩岩心上发现一条油气二次运移的通道———断裂。断裂斜交层理切割岩心，断裂面见断层泥和断层擦痕，块状黄铁矿沿断裂面分布，粒径1～4mm，块状不规则排列。
岩石薄片的偏光显微镜观察显示，黄铁矿带6mm以上，贯穿整个薄片，黄铁矿为块状集合体，其中混有次生亮晶方解石，部分方解石溶蚀形成次生孔隙，最大孔径为1.5mm。
阴极发光显微镜下观察，泥晶方解石发较暗橙黄色光，次生亮晶方解石发较亮—亮橙黄色光，黄铁矿不发光。阴极发光+斜交偏光观察发现，黄铁矿块体由几个微米大小的晶粒组成，所有黄铁矿块体中均分布有许多相互连通的网状裂隙，微裂隙全部相互连通。黄铁矿块体中溶蚀孔周围见残余亮晶方解石。
荧光显微镜下观察，基质发黄绿色中亮光，少量原生有机质呈蠕虫状平行层理分布，发黄色亮光或极亮光。次生块状黄铁矿矿体上微裂隙呈网状分布，网状微裂隙中全部充满着油质沥青(石油)，油质沥青发黄绿—绿色亮光。亮晶方解石中沥青“C”发黄色中暗光(图版8-1)。
在建参1井4107.25m处，岩石手标本呈黑色，致密且坚硬，见针孔状孔隙，且有一条白铁矿脉状体。这是一条小的天然气运移的通道附近的产物。
偏光显微镜下用透射光和反射光观察发现，黑色致密的岩石其矿物成分主要为黄铁矿，少量针柱状石膏等。黄铁矿体中见针孔状微孔隙，微孔隙周缘存在稻草黄晕圈。
阴极发光显微镜恢复原岩成分结构的观察表明，黄铁矿体形成前的原岩是粉砂岩。天然气沿运移通道(多孔隙的粉砂岩)在长期的运移过程中，不断形成的黄铁矿交代石英和长石等粉砂成分，最终形成了交代成因的特态黄铁矿体。
荧光显微镜分析表明，黄铁矿体上有少量针孔状微孔隙，微孔隙面积约占岩石薄片总面积的3%为晶间孔。针孔状微孔隙中有黄色中亮光显示，说明存在油质沥青。同时，钻井在此深度见到较好的气显示(图版8-2)。
在跃68井2021m处，偏光显微镜下观察，其岩性为含黄铁矿灰质粉砂岩，黄铁矿在岩石局部的粒间孔中呈胶结状产出。在荧光显微镜下，可以明显地看到在黄铁矿的晶间包裹着发绿色亮光的沥青“C”(图版8-3)。
在狮25井4015.67～4022.90m处，偏光显微镜下观察是粉砂质泥岩，其中含有一些块状的黄铁矿，黄铁矿交代泥质的现象较为明显。在荧光显微镜下观察发现，块状黄铁矿体的微裂缝和晶间孔中有绿色的中亮光，表明是沥青“C”(图版8-4)。
二、有固态沥青沉淀的油气运移通道中的磁铁矿
油气运移的通道可以是地层或岩石中的断裂，也可以是具良好连通性孔隙体系的砂岩或碳酸盐岩。石油经过运移通道时，如果发生降解作用，就可以产生固态沥青的沉淀，同时就可以伴随有磁铁矿的形成。
McCabe通过研究美国伊利诺伊州和密西西比州两个采石场沥青样品，发现它们具有很强的磁性。岩石磁性研究结果表明，强磁性载体为沥青样品中的磁铁矿。
碳酸盐岩和碎屑岩储层可由于石油运移和捕集，使石油降解而产生固态沥青沉淀。在原生孔和次生孔及裂缝可以观察到此类沉淀(Rogers et al.，1974;Lomando，1985;Dix-on et al.，1989)。当出现固态沥青沉淀时，固态沥青就如同碳酸盐岩和二氧化硅胶结物或自生粘土一样，对运移通道的物性起到重要的控制作用，缩小裂隙和孔隙的体积甚至完全地充填，致使孔隙率和渗透率变小甚至到零。
这种沥青在地下条件下呈高黏态—固态，在实验室条件下呈不溶性抽提物且富含氮、硫、氧。固态沥青沉淀大致经历3个重要的自然作用过程:脱沥青作用、热蚀变作用和细菌降解作用。
美国得克萨斯州Anderson县的西Purt油田为一盐丘西翼形成的构造-地层型圈闭(Lomanoetal.，1984)，原油产自Rodessa组，上覆FerryLake硬石膏，下伏Bexar页岩。产层层段为Rodcssa中部，该段为含骸晶粒状灰岩和具粒内、印模、粒间孔隙的层孔虫类—珊瑚类—厚壳蛤类砾状灰岩。这些地层东—北东向穿过构造鼻向南翼斜向尖灭(图5-6)。油田东界为一北南向东的正断层。
图5-6 西油田组顶部构造图和穿过构造顶部剖面图(沥青分布仅限于东界断层附近的井而与构造高度无关)
利用岩心和岩屑分析绘图证实，储层沥青仅分布于沿东界断层的井中，从储层顶部至油水界面皆有分布(Lomando，1985)。沥青沉淀使孔隙度和渗透率出现明显降低(与未受储层须有影响的井相比较)。
通过次生气体向东部边界断层移动并在圈闭和油藏中进行脱沥青作用可较好地解释储层沥青的分布。这有可能来源于深埋的侏罗系Smackover组的天然气向上运移到断层/断裂系统中并伴之附近BrushyCreek底辟盐丘刺穿，同时沿层、断层横剖面长驱直入渗透性储层内，而与构造高度无关。在这种情况下，仅断层附近的储层部分由于油气运移而引起脱沥青作用。这说明，作为油气运移通道的储集岩中势必形成固态沥青。
西非下Congo盆地经历了构造一沉积幕层序(Briceetal.，1982)。Briceetal.将这个地层层序描述成5个幕:①前裂谷侏罗系硅质碎屑岩;②同裂谷期Ⅰ，由Neocomian期泥质砂岩和碳酸盐岩构成;③同裂谷期Ⅱ，由Barremian—Aptian期蒸发岩、碳酸盐岩和硅质碎屑岩构成;④后裂谷期，由Albian—始新世碳酸盐岩和硅质碎屑岩混合构成;⑤始新统—上新统砂岩和页岩。西非这种地层剖面常被简化成“前盐层序”包括(1，2，3幕)(图5-7a)和“后盐层序”包括(4，5幕)(图5-7b)。后盐层序白垩系岩层的特点是经历了两个海浸-海退旋回，从下Congo盆地向北遍布Douala盆地(Seiglieetal.，1984)。
在下Congo盆地“后盐层序”中白垩系一些混合碳酸盐岩-硅质碎屑岩储层中，观察到固态沥青。在该剖面的陆架砂岩中，沥青桥塞了孔隙喉道并填充了储层某些部分的孔隙。
对一层来说，向上变细的层序沥青含量往往向上减少，或在一个均质、分选好的层内呈均一分布。在薄层状砂岩内，储层沥青优先分布于粗粒、分选好的层内，形成一种黑色分层产状。在“前盐层序”烃源岩和Cabon-Congo边界储集岩中也观察到沥青(Robert et al.，1990)，这与烃源岩中热作用有关，但主要是储层内生物降解作用或脱沥青作用形成的。
图5-7 下Congo盆地典型横剖面图
当然，储层固体沥青分布是靠近有进入天然气形成深埋藏烃源岩分布地区的上方，区域性储层分布的低势端。烃源岩中形成的油气经过有储层固体沥青存在的储层不断地向高势区无固体沥青存在的储层中运移并积聚成藏，有储层固体沥青存在的储层，首先是油气运移的通道，然后才是积聚和存储油气的储层。因此，这里储层固体沥青形成的首要原因应该是烃类的运移作用。
柴达木盆地的研究和世界上许多含油气盆地的研究有着一致的结果，在大多数有储层沥青分布的储层中，尤其是有固体沥青和油质沥青同时存在的储层中，在固体沥青中有分散状或块状的磁铁矿存在，这些磁铁矿的存在可以看成是曾经有长时期的油气运移的证据。出露地表和近地表主要分布在储层段上部的沥青质，是石油中轻烃组分不断逸散和轻质油分不断减少过程中形成的，其中往往还含有磁铁矿，有时还含有磁黄铁矿或黄铁矿。
Ⅳ 油气资源概述
油气资源是指蕴藏在地壳中的石油与天然气。根据对地壳中油气赋存状态的了解程度以及进行开发的经济技术条件，人们把油气资源分为油气储量和油气资源量两大级别。所谓油气储量是指已经探明或基本为人们所了解控制的、在现有经济和技术条件下能够进行开采的那部分油气数量; 而油气资源量则是根据现有地质资料和石油地质理论，推测地下可能存在的、总的油气数量。
前已述及，油气藏形成过程实质上是油气的散失 ( 耗散) 过程，因此，油气资源量既不是油气生成量，也不是目前条件下具有工业价值的可采储量，而是油气生成量减去残留量和油气运移聚集过程中的散失量。同时，油气储量是油气资源量的一部分。油气资源量与油气生成量、储量具有的关系如表 8 －2 。
表 8 －2 油气资源量与油气生成量、储量关系表
油气资源可以按照不同的标准分为不同的类型和级别。根据我国的石油储量规范( 2002) ，依据油气资源发现程度，将我国油气总原地资源首先分为地质储量和未发现原地资源量两大类，并进一步将其划分为以下 5 个级别 ( 表 8 －3) 。
表 8 －3 中国油气总原地资源分类表
( 一) 探明地质储量
是指在油气藏评价阶段，经评价钻探证实油气藏 ( 田) 可提供开采并能获得经济效益后，估算求得的、确定性很大的地质储量，其相对误差不超过 ±20% 。应查明了油气藏类型、储集类型、驱动类型、流体性质及分布、产能等; 流体界面或油气层底界应是钻井、测井、测试或可靠压力资料证实的; 应有合理的井控程度 ( 合理井距另行规定) ，或开发方案设计的一次开发井网; 各项参数均具有较高的可靠程度。它是编制油田开发方案和投资建设决策的主要依据。
( 二) 控制地质储量
是指在圈闭预探阶段预探井获得工业油 ( 气) 流，并经过初步钻探认为可提供开采后，估算求得的、确定性较大的地质储量，其相对误差不超过 ±50% 。应初步查明了构造形态、储层变化、油气层分布、油气藏类型、流体性质及产能等，具有中等的地质可靠程度，可作为油气藏评价钻探、编制开发规划和开发设计的依据。
( 三) 预测地质储量
是指在圈闭预探阶段预探井获得了油气流或综合解释有油气层存在时，对有进一步勘探价值的、可能存在的油 ( 气) 藏 ( 田) ，估算求得的、确定性很低的地质储量。应初步查明了构造形态、储层情况，预探井已获得油气流或钻遇了油气层，或紧邻在探明储量( 或控制储量) 区并预测有油气层存在，经综合分析有进一步评价勘探的价值。
( 四) 潜在原地资源量
在圈闭预探阶段前期，对已发现的、有利含油气的圈闭或油气田的邻近区块 ( 层系) ，根据石油地质条件分析和类比，采用圈闭法估算的原地油气总量。它是部署预探井的重要依据。
( 五) 推测原地资源量
主要在区域普查阶段或其他勘探阶段，对有含油气远景的盆地、坳陷、凹陷或区带等推测的油气储集体，根据地质、物化探及区域探井等资料所估算的原地油气总量。它是预探部署的主要依据。推测原地资源量一般可用总原地资源量减去地质储量和潜在原地资源量的差值来求得。
通过盆地模拟技术或有机地球化学方法计算出的油气聚集量，相当于推测原地资源量，也可称为地质资源量; 如果在一个久经勘探已发现油气藏和已进行油气开采的盆地中，此时计算出的油气聚集量相当于盆地的总资源量。它包括了已采出的油气储量。如果总资源量乘以采收率即为可采资源量或称为可采地质资源量。
值得注意的是，目前国内外在应用资源量和储量的概念上有些混乱。国际上所说的资源量，是指在近、中期 ( 30 年内) 的科技水平和油价下可以被探明采出和具有经济效益的油气资源; 而探明的储量是指能获得经济效益的可采储量。总之，国际上的概念强调其可采性和经济性。我国的资源量常是总资源量的概念，它可能包含了一部分在近、中期内难以采出、没有经济效益的油气资源。因此，要与国际进行对比和接轨，据张抗等( 2002) 研究，需要乘以校正系数 0. 31 ( 油) 和 0. 33 ( 气) 得到有效地质资源量，再乘以采收率才能得到可采资源量，这样大体上才能与国际上的资源量概念相当。
Ⅳ 油气资源属于矿产吗
是。石油、天然气均属于矿产能源，属于矿产。 （矿产能源中最主要的包括：煤炭、石油、天然气、铀矿（核能））
Ⅵ 油气资源是共生的吗
地质历史时期湖盆和海盆面积占地球面积的71%～83%,但含油气面积却很少;并且有的盆地含油气,有的盆地不含油气;有些盆地富油气,有些盆地贫油气.沉积岩中有机质数量决定了油气的生成量,也就决定了盆地的油气富集程度.营养物质是有机物生长的最重要因素,石炭纪以后河流是全球含油气盆地中营养物质的主要来源.
Ⅶ 民和盆地
一、前言
民和盆地位于甘、青两省交界地带，界于东经102°20'～104°00'，北纬35°40'～36°50'之间。西起青海省乐都县、东至兰州市皋兰县，南起永靖县，以拉脊山、雾宿山为界，北抵甘肃省永登县，以马牙雪山、天王山为界。盆地呈枫叶形，东西长120km，南北宽约100km，面积11200km2，是一个在中祁连断隆带上发育起来的中新生代沉积盆地。
民和盆地的石油勘探始于1935年，历时64年。从1952年开始，地质部门、石油部门都在此工作过(图10-27-1)。
民和盆地油气资源评价报告主体工作由中国石油勘探开发研究院完成。
图10-27-1 民和盆地勘探程度图
二、地质条件
(一)构造单元划分
根据吐哈油田公司1999～2001年地震勘探成果，可将盆地划分为永巴坳陷、皋兰隆起和乐都隆起三个一级构造单元(表10-27-1)。
(二)地层特征
民和盆地是一个煤、油气伴生的中新生代陆相沉积盆地。盆地周边出露和分布元古界变质岩地层(大板山、天王山、哈拉古山、甘露池、黑石川等地)和古生界浅变质岩地层(马牙雪山、拉脊山、雾宿山、马牙雪山)以及加里东期和海西早期的岩浆岩(拉脊山、哈拉古山等地)。盆地内主要分布侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系，局部地区零星分布三叠系和古生界，侏罗系和白垩系为勘探目的层(表10-27-2)。
表10-27-1 民和盆地构造单元划分表
(三)烃源岩条件
民和盆地烃源岩分布在中侏罗统地层中，可分为湖相泥质岩和煤系两大类烃源岩，以暗色泥质岩为主。
1.有机质丰度
(1)中侏罗统湖相泥岩类。
中侏罗统湖相泥岩岩性主要为深灰色泥岩、泥灰岩及油页岩。油页岩和湖相泥岩的平均有机碳含量分别为12.0%和3.69%，其中72%的样品的有机碳含量大于3.0%，95%的样品的有机碳含量大于1.0%;氯仿沥青“A”的平均含量分别为0.2122%和0.41%，61%的样品的氯仿沥青“A”大于0.1%;总烃平均含量分别为2163ppm和2201ppm，77%的样品的总烃含量大于500ppm;岩石热解生油潜量分别为6.45mg/g和0.055mg/g，69%的样品的生油潜量大于6.0mg/g。以上数据表明民和盆地中侏罗统泥质烃源岩的丰度较高(表10-27-3)。
(2)中侏罗统煤系烃源岩。
民和盆地中侏罗统下部还有一套煤层，其平均有机碳含量为62.18%;氯仿沥青“A”的平均含量为0.7947%;总烃平均含量为3070ppm;岩石热解生油潜量为91.41mg/g。为偏差丰度烃源岩。盆地沉积盖层其他地层中暗色地层较少，各项丰度指标很低，基本不具生烃能力。
表10-27-2 民和盆地地层系统简表
表10-27-3 民和盆地中侏罗统烃源岩有机质丰度统计表
2.有机质类型
(1)干酪根显微组分。
暗色泥岩、油页岩干酪根主要由大量利于成烃的水生藻质体组成，其他显微组分较少，为含腐殖的腐泥型干酪根，具有较高的生油潜力。煤样干酪根为腐殖型干酪根，但有相当数量的壳质体。
(2)干酪根元素组成。
数据主要来自井下、露头剖面干酪根元素资料17个(其中油页岩4个，暗色泥岩8个，高碳泥岩2个，煤岩样3个)。
1)中侏罗统油页岩的H/C原子比一般大于1，最高可达1.44，表明其成烃母质中含有较高的富氢组分，生烃潜力较大，类型属Ⅰ型或Ⅱ1型。
2)湖相泥岩H/C原子比变化范围较大，变化于0.6～1.5之间，总体看以Ⅱ型为主。
3)煤、高碳泥岩H/C原子比为0.55～0.8，属Ⅱ2型或Ⅲ型有机质。
(3)干酪根红外光谱特征。
干酪根红外光谱吸收峰的强度反映了其分子结构中各基团的组成特征。其中，1460cm－1、1380cm－1、2920cm－1和2850cm－1反映脂族基团的吸收，1600cm－1反映芳核C=C共轭双键伸缩振动的吸收，1710cm－1反映含氧基团的振动。而脂族基团、芳香基团和含氧基团的吸收峰相对强度可以反映干酪根类型和演化。
民和盆地烃源岩干酪根红外参数1460cm－1/1600cm－1、2920cm－1/1600cm－1，它们与H/C原子比的相关性较好。其中泥岩、油页岩基本为Ⅱ1型，煤或接近煤层的油页岩则为Ⅱ2型或Ⅲ型有机质。
总之，目前所见到的烃源岩成烃母质类型以中侏罗统油页岩为最佳为Ⅰ型或Ⅱ1型;湖相泥岩以Ⅱ型为主;煤、高碳泥岩为Ⅱ2型或Ⅲ型有机质。
3.有机质成熟度
出露地表或埋深很浅的煤矿中烃源岩的有机质成熟度镜质体反射率Ro值变化在0.32%～0.86%，岩石热解最高温度Tmax为426℃～437℃，OEP为1.01～2.12，有机质的成熟度在未熟和低熟阶段徘徊，表明这些位于盆地边缘的烃源岩经历了低成熟热演化阶段。
巴参1井是民和盆地目前较深的一口井，中侏罗统烃源岩的埋深3600～3700m，其Ro值为:3642～3653m井段1.319%，3678～3686m井段1.337%，多数样品的Tmax集中在450℃附近，两种参数的数据表明该井侏罗系烃源岩已经历过生油高峰和湿气凝析油初阶段的演化。
(四)储盖条件
民和盆地储集层为砂岩孔隙类型。大通河组和河口群是民和盆地分布最广泛、厚度最大的储集层系，大通河组厚度较大的粗碎屑岩具相对较好的储集性能，砂岩、粉砂岩占地层厚度比例大于50%，砂层单层一般为2～3m，最大达20余米。窑街—享堂峡、海石湾、巴州地面及井下大量物性资料统计结果表明，储层物性不太理想。属低孔低渗—特低孔渗储层。
民和盆地有三套区域性盖层:中侏罗统窑街组上部和红沟组中部、河口群中部、西宁群中上部。其中河口群中部是最重要的一套盖层。发育一套漫湖—浅水湖相的棕褐、灰绿、灰黑色泥岩、页岩，质地较纯，发育水平纹理、页理。这套泥页岩厚度为70～300m，单层厚度从10～28m不等。
三、资源评价方法与参数
选择类比法和成因法两大类方法，以类比法中的资源丰度类比法为主要方法，成因法为辅，计算盆地的地质资源量、可采资源量。
(一)类比法
吐哈盆地台北凹陷侏罗系烃源岩目前处在生油阶段，民和盆地与其相比，烃源岩的热演化阶段偏高，逊于台北凹陷。
民和盆地储层发育状况见表10-27-4。民和盆地储层物性:窑街—享堂峡、海石湾、巴州地面及井下大量物性资料统计结果表明，本区中生界，特别是主要目的层段侏罗系的储层物性并不太理想。从储层的纵向分布上来看，本区中生界储层属低孔低渗—特低孔渗储层。民和盆地以低孔、低渗和特低孔、特低渗储层为主，与台北凹陷相比，储层相对较差。
表10-27-4 民和盆地中生界储层发育统计表
续表
民和盆地以构造圈闭为主，台北凹陷以构造岩性为主，两者在此方面的类比参数较少。
民和盆地和台北凹陷均以泥岩为盖层，保存条件的最大差异在于断层的破坏作用。台北凹陷是一个基本持续沉降的盆地，后期仅遭受了微弱的破坏，但民和盆地是一个典型的改造型盆地，经历过两期强烈的改造作用。早白垩世末，盆地遭受了强烈的构造变形，周家台地区发生构造隆升，形成盆地内的构造隆起带，白垩系遭到广泛剥蚀，对燕山期油藏进行了强烈破坏;喜山期，盆地再次遭受了强烈改造，形成许多通天断层。
两期强烈的构造运动特别是喜山运动严重破坏了盆地的保存条件，影响了油气的聚积。二者在时间、运移方向等条件方面基本相当。
根据项目办公室的统一标准，对民和盆地与吐哈台北凹陷的五大成藏条件类比，进行打分，得到民和盆地和台北凹陷的相似系数为0.23，石油面积地质丰度和可采丰度分别为1.21×104t/km2和0.31×104t/km2。
(二)成因法
1.有效烃源岩
根据项目办公室的要求，取暗色泥岩类有机碳含量大于1%，碳质泥岩、煤中腐泥组+壳质组大于10%为有效烃源岩。
用此标准对盆地两类烃源岩进行有效烃源岩的统计，统计结果表明，成熟的暗色泥质岩的丰度高，基本为有效烃源岩，煤以非有效烃源岩为主。综合考虑中侏罗统的埋深、沉积相以及残余厚度预测了有效烃源岩的分布，预测总分布面积约4600km2，平均厚度为150～200m，主体分布于永巴坳陷。
2.烃源岩产烃率图版
本次评价烃源岩产烃率图版采用了项目办公室提供的湖相泥岩不同类型有机质液态烃产率图版和气态烃产率图版。
3.油气运聚系数
油气运聚系数、可采系数的确定主要利用成藏条件综合分析法和类比确定油气运聚系数，根据项目办公室确定的油气运聚系数的取值标准和民和盆地成藏条件综合分析，结合与吐哈盆地台北凹陷刻度区类比，确定民和盆地油运聚系数为3.5%，气运聚系数为0.35%。
四、油气资源评价结果
选择类比法和成因法两大类方法，以类比法中的资源丰度类比法为主要方法，成因法为辅，计算盆地的地质资源量、可采资源量，方法体系参照银根盆地油气资源量评价体系。
(一)油气资源评价结果
1.油气地质资源量
通过对各种评价方法计算结果的合理汇总，得到盆地石油地质资源量的期望值为1.36×108t，概率为5%、50%、95%时的石油地质资源量分别为1.97×108t、1.36×108t、0.76×108t(图10-27-2)。
2.油气可采资源量
计算结果表明，民和盆地石油可采资源量3676×104t。
天然气可采系数取值参考吐哈盆地台北凹陷，并按照项目办公室的统一要求，确定为55%，计算得到天然气可采资源量153.07×108m3。
图10-27-2 民和盆地综合评价成果图
3.油气远景资源量
本次评价远景资源量计算采用了成因法，参数取值标准与原新区时计算本盆地资源量所采用的取值标准相同。故沿用新区资评结果，取民和盆地的远景资源量为3.7×108t。天然气远景资源量为619.6×108m3。
(二)油气资源品位分布
1.石油资源量分布
(1)石油资源的层位分布。
民和盆地石油资源主要分布在侏罗系和白垩系(表10-27-5)。白垩系石油资源量为0.20×108t。
(2)石油资源的深度分布。
民和盆地侏罗—白垩系成藏组合在盆地的下部，埋藏深。经评价，认为油气资源从浅层到超深层均有分布，但主要分布在中深层(表10-27-6)。
表10-27-5 石油可采资源评价结果表
表10-27-6 民和盆地石油资源量深度分布表
(3)石油资源地理环境分布。
民和盆地石油资源主要分布在黄土塬和山区。
(4)石油资源品位。
民和盆地石油资源品位均为常规油气。
2.天然气资源评价结果
(1)天然气地质资源量。
天然气地质资源量的期望值为278.86×108m3，概率为5%、50%、95%时的天然气地质资源量分别为351.00×108m3、278.80×108m3、207.30×108m3。
(2)天然气可采资源量。
民和盆地砂岩储层、原油密度0.83g/cm3，孔隙度12%，渗透率8.9×10－3μm2，结合与吐哈盆地台北凹陷刻度区类比结果参考项目办公室对可采系数统计特征的研究，民和盆地天然气可采系数取54%。
盆地天然气可采资源量的期望值为153.07×108m3，概率为5%、50%、95%时的天然气可采资源量分别为159.8×108m3、153.1×108m3、146.4×108m3。
(3)天然气远景资源量。
本次评价远景资源量计算采用了成因法，参数取值标准与原新区时计算本盆地资源量所采用的取值标准相同。故沿用新区资评结果，取民和盆地的远景资源量为620×108m3。
3.天然气资源的分布与品位
(1)天然气资源的层位分布。
天然气资源主要分布在侏罗系和白垩系(表10-27-7)。
表10-27-7 民和盆地天然气资源量结果表
侏罗系天然气地质资源量的期望值、5%、50%、95%概率值分别为125.49×108m3、157.95×108m3、125.46×108m3、93.29×108m3，天然气可采资源量的期望值、5%、50%、95%概率值分别为68.88×108m3、71.91×108m3、68.90×108m3、65.88×108m3。
白垩系天然气地质资源量的期望值、5%、50%、95%概率值分别为153.37×108m3、193.05×108m3、153.34×108m3、114.02×108m3，天然气可采资源量的期望值、5%、50%、95%概率值分别为84.19×108m3、87.89×108m3、84.21×108m3、80.52×108m3。
(2)天然气资源的深度分布。
民和盆地侏罗—白垩系成藏组合在盆地的下部，埋藏深，经评价，认为天然气资源从浅层到超深层均有分布，但主要分布在中深层(表10-27-8)。
(3)天然气资源地理环境分布。
天然气资源主要分布在黄土塬和山区。
(4)天然气资源品位。
天然气资源品位均为常规油气。
表10-27-8 民和盆地天然气资源量深度分布表
五、勘探建议
民和盆地是我国北方侏罗系中小盆地群中为数不多的有利勘探目标。本次评价认为，民和盆地石油地质资源量期望值1.36×108t、石油可采资源量期望值0.37×108t，天然气地质资源量期望值279×108m3、天然气可采资源量期望值153×108m3，与西部其他中小盆地相比，有一定的资源优势和勘探价值。该盆地地理位置优越，前期勘探工作基础好，战略地位重要的特点，在许多方面与吐哈盆地具有一定相似性，目前正处于勘探突破的前夜。
侏罗系、白垩系是盆地油气勘探主攻目的层，周家台坳陷北部是下一步勘探的主攻方向。
六、小结
民和盆地石油地质资源量期望值1.36×108t、石油可采资源量期望值0.37×108t，天然气地质资源量期望值279×108m3、天然气可采资源量期望值153×108m3，与西部其他中小盆地相比，有一定的资源优势和勘探价值。
民和盆地下面主要的勘探主攻方向为侏罗系、白垩系地层，周家台坳陷北部是下一步勘探的主攻方向。
Ⅷ 什么是油气资源和油气储量
“资源”指天然的财富来源。“油气资源”就好像银行的大金库一样，但是，这个“银行的大金库”不是在闹市中，而是在地下深处，那里不是现钞，而是黑色的金子—石油与天然气。在油气资源的规范标准中是这样定义的：“资源”是已经发现及尚未发现，在目前技术经济条件下可以提供商业开采及未来技术经济条件下可供商业开采的各类、各级油气的总称。
油气“资源”包括已发现与未发现两大部分，可分为五个等级。在已发现的资源中分为三级，即探明储量、控制储量和预测储量；在尚未发现的资源中分为二级，即潜在资源量和推测资源量。
探明储量就好像你已经把银行取款卡插入提款机，只要输入“密码”，钱就可以取出来了。也就是说，地下的油气储量已经探清楚了，评价井、开发生产井已经钻探，生产设施已经基本完成，一开井口闸门油气就可以由地底下流出来。探明储量是在油气田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的油气储量，是在现代技术和经济条件下，可供开采并能获得经济效益的可靠储量。它是编制油气田开发方案、投资决策、开发分析的依据。在我国，又将探明储量分为已开发的储量、未开发的储量及基本探明储量三类。
控制储量你已经基本知道在银行里有多少存款了，取款卡掌握在手，但是你还得走一段路程才能到银行；或许有些钱还没到位，提款员只能给你部分的钱，也就是说，地下的油气储量规模已经被控制了，但是评价井还没有钻完，生产井还未钻，油田建设还未开始，还不具备全面开发的条件，这时所算出的储量叫控制储量。
预测储量你知道在银行里有你的钱，但是银行里有多少存款不太清楚；用什么方法取出来你也不全知道。因为钱并不在你手中，所以，你也就没法动身去银行，想马上去提款还是不成。也就是说，在一个勘探目标预探井的钻探中，已经发现了具有商业价值的油气，经粗略的估算，大致知道有多少油气，肯定有储量是没问题的，但是风险很大，想全面开发还得做许多的工作。
未发现的资源就好像还没完全进入银行账户的钱一样。
潜在资源量这时，你去银行提款是要遭拒付的。但是，你已经通过了投标，中了标，有了“项目”（勘探目标），只要去努力的工作，去奋斗，就会赚到钱，银行里就会有你的钱，这就是所说的“潜在资源量”。潜在资源量是在有了勘探目标后，经过细致地地质风险评价估算的资源量。
各级储量示意图
推测资源量就像是你还没有把“项目”通过投标拿到手，在理论上是有这笔钱，但是，这笔钱是不是你的，还很难说，你必须经过上述大量的工作，才能变为银行的存款。在油气盆地的地质研究中，通过生烃、排烃、运移、聚集等一系列成藏条件的研究，认为目标盆地是有油气资源的，仅仅是从理论上推断出了这个盆地应有的远景资源量。
综上所述，油气资源的勘探和开发要一步一步来，就是说，要按照勘探开发程序来进行。
Ⅸ 石油和天然气分布在一起吗，二者的分布有何区别和联系呢
石油和天然气
1 .石油和天然气的概念
石油（petroleum）是以液态形式存在于地下岩石空隙中的可燃有机矿产，是一种成分复杂的碳氢化合物的混合物。天然石油（又称原油）一般是黑绿色、棕色、黑色或浅黄色的油脂状液体。石油的密度在0.75—0.98之间。颜色愈深，相对密度愈大，相对密度大于0.9的称为重质油；颜色浅，相对密度小于0.9的称为轻质油。石油不溶于水，但溶于有机溶液中。石油具有荧光性，在紫外光照射下产生荧光，据此可作为鉴定岩石是否含油的标志。石油的电阻率极高，在测井工作中，用作寻找油藏和确定生油层的依据。石油的化学成分很复杂，主要由多种碳氢化合物混合而成。纯粹由碳和氢两种元素组成的化合物，叫碳氢化合物，简称为烃。石油除烃类组成外，还有硫、氯、氧等非烃类物质，它们对石油质量的影响很大。硫在石油中是一种有害成分，它会腐蚀炼油设备，降低石油产品质量。原油中含硫量小于0.5%者为低硫原油，大于0.5%的叫高硫原油。
天然气（nalural gas）是指储集在地下岩石空隙中的以烃类为主的可燃性气体。它们基本组成是甲烷，其次是乙烷、丙烷和丁烷等，还有少量的液态烃类和微量的非烃类组分，如N2、CO2、H2S等。天然气无色无味，当含一定量的H2S时会有臭味，相对密度在0.6—1.5之间，发热量在33.49×10－6—54.33×10－6J/m3之间。在高温、高压下天然气易溶于石油中，一吨石油可溶解数十到数百立方米的天然气，从而降低石油的粘度，减小毛细管力，使石油容易在地层中流动。
2 .石油和天然气的成因
大多认为石油和天然气是由大量有机质转化而来。一切有机物质均可作为石油的原始物质，包括高等植物在内。有机质中的蛋白质、脂肪和碳水化合物等都有可能转化为石油的物质成分。这些生物遗体和泥砂一起沉积在湖、海底部，逐渐形成有机质淤泥。然后在一定的物理化学因素和地质作用下转化为石油和天然气。
石油和天然气形成的地质条件主要取决于：具有大量的有机物质来源；有利的还原环境；要有促使有机质转化为石油的温度、压力以及细菌作用的影响等。油气的形成实际上是去氧、加氢、富碳的一种化学过程，因此温度和压力是重要因素。随着有机物质的埋深加大，当温、压升高到50—150℃，30—70Mpa时，或深度在1.5km以上时，就有大量的烃类物质产生。因而，长期稳定下沉的深坳陷是形成石油的主要有利条件。浅海特别是泻湖、海湾和三角洲的集水盆地及潮湿气候区的广阔湖盆是有利的生油环境。
3 .油气藏的形成
油气藏是油气聚集的基本单位，是油气勘探的对象。石油和天然气在形成初期呈分散状态，存在于生油气地层中，它们必须经过迁移、聚集才能形成可供开采的工业油气藏。这就需要具备一定的地质条件。这些条件概括为：“生、储、盖、圈、运、保”六个字。
生油气层：是指具备生油条件的含油气的地层。它富含有机质，是还原环境下沉积的，结构细腻、颜色较深，主要由泥质岩类和碳酸盐类岩石组成。生油气层可以是海相的，也可以是陆相的。另外生油气层迁必须具备一定的地质作用过程，即达到成熟，才能有油气的形成。
储层：是能够储存石油和天然气，又能输出油气的岩层，它具有良好的空隙度和渗透率，通常由砂岩、石灰岩、白云岩及裂隙发育的页岩、火山岩及变质岩构成。
盖层：指覆盖于储油气层之上、渗透性差、油气不易穿过的岩层，它起着遮挡作用，以防油气外逸。页岩、泥岩、蒸发岩等是常见的盖层。