石油分析

A. 土體石油污染源的結構分析

勝利石油管理局的陸上石油生產主要集中於東營凹陷、沾化凹陷、東鎮凹陷和惠民凹陷等幾個構造區，土壤的石油污染源主要由鑽井污染、採油污染及採油廢水污染三部分構成。

1.鑽井污染源

在鑽井過程中主要產生以下幾個方面的污染：

（1）非鑽井液污染源

指鑽井過程中和完井後以各種方式進入土壤環境的廢鑽井液，因其種類不同而污染因子有別，鑽井液處理劑種類繁多，其中有無機物、有機聚合物、油類及加重材料。每口井的鑽井廢液有200～300m³，雖都盡力回收仍有較大數量進入土壤環境，這些廢鑽井液中某些無機鹽、重金屬組分，油類和有機聚合物對土壤環境有較大影響，如有機聚合物使廢鑽井液的化學需氧量增加，一些重金屬離子為致癌物質，如Cr。許多廢鑽井液中的這些有害物質都大大超過國家規定的排放標准，因此廢鑽井液已成為石油開發過程中對環境有影響的排放量較大的廢物之一。

（2）鑽井岩屑污染源

指經過鑽頭破碎、隨鑽井返至地面的地層岩石碎屑，經振動篩與鑽井液分離後而進入大泥漿池（沉砂池）。岩屑因受泥漿浸泡，油浸等具有廢鑽井液的污染特徵外，還因岩屑岩性不同而對土壤環境有不同影響。每口井因井深不同岩屑產量為50～300m³。對土壤有影響的岩屑有碳酸鹽岩屑，主要成分為碳酸鈣和碳酸鎂。生油鹽類：油頁岩、油泥岩，含有較多的瀝青質和油母質等高分子有機物質，一旦進入土壤環境很難降解。污染調查統計外排岩屑16.69 t/a。

（3）落地原油、柴油、機油污染源

指鑽井過程中廢鑽井液、廢岩屑中含油，冬季井場鍋爐房原油、機房、成品油儲油裝置、動力系統等跑冒滴漏，及用水沖洗等落地和偶發事件引起。鑽井井噴是鑽井過程中鑽遇高壓氣油層時因地層壓力過高或泥漿處理工程措施不當引起，雖然發生率很低，但一旦發生就有造成大面積原油灑落地面的可能，而造成植物死亡和土壤污染。原油及成品油中含高分子石油烴及環芳烴組合，能在土壤中集聚並在植物根繫上生成一種粘膜阻礙根系呼吸和營養成分吸收，並能引起根系腐爛。

2.採油污染源

採油是指開采出來的油氣水混合液匯集到計量站，經油氣分離系統形成成品原油，在此過程中主要產生以下污染：

（1）落地原油污染源

指在試油、修井、洗井過程中進入土壤環境及油井噴溢管道泄漏等落地之原油，是油氣田開發建設造成土壤污染的主要污染物，主要成分為石蠟族芳烴、環烷烴和芳烴等，勝利原油含蠟小，含硫低，為低凝芳烴原油，中性常溫下，落地原油水溶性成分很小，據測定水溶性油只佔總油量的0.77%。長期野外調查過程中，發現原油外泄或散落到地面以後，在自然條件下殘留到地表的原油經過風吹日曬，往往呈現出片狀的黑色塊狀油污，不易清理。原油是高分子化合物，落地後遷移能力弱，很難下滲。對落地原油雖然各採油廠專門成立落地原油污油回收隊伍負責回收，但仍然有一部分殘留地表。

（2）含油污泥（油砂）污染源

指原油采出液帶到地面的固體顆粒，包括除砂器分離、壓力容器底部及大罐、隔油池等清底污、污水重量系統分離污泥，其產生主要與地質條件、地層水質類型，工藝條件處理工藝和處理葯劑種類有關。勝利油田已進入綜合高含水期，泵出液量顯著增大，含有污染量也隨之增大，據孤東油田統計每萬噸采出液含砂4.84噸，每萬噸原油含砂23.9噸。在稠油熱采，三次採油的區塊，污泥含量可達1%左右，並且大量使用化學處理劑，如聚合物驅油等，而使污泥成分復雜化，增大了處理難度。含油污泥的主要污染物為石油類含量水平。

（3）作業廢棄泥漿污染源

指油井在試油、大修、酸化壓裂等施工過程中使用、完工後廢棄於現場的泥漿池、儲油池中之廢液，因多為收集鑽井泥漿稍加處理使用，故成分可以與廢棄泥漿類同，但增加了含原油量，油層處理廢液等成分。

3.採油廢水污染源

採油廢水污染指石油開采過程中，采出原油含水經過一系列工業流程油水分離後，進污水站除油處理並回收污水中油。大部分處理後水輸送至注水站回注地下驅油和平衡地層壓力，但仍有一小部分外排，經油區河流水系進入萊州灣或渤海灣，因取水污灌影響農田質量或對灘塗，潮間帶土壤構成污染。

總體而言，落地原油是土壤遭受污染的主要因素，它對土壤造成的污染是長期的和大面積的。油氣田開發建設對土壤環境的污染，主要是建立在每個井、站點源污染物落地的基礎上，經過降雨侵蝕和沖刷等一系列水文過程搬運及人為因素的影響，而形成一個大的面源，累年疊加，使整個油區均受不同程度的影響。從調查結果看對土壤環境的影響受井網密度、開發年代、地形特徵和土地類型控制。對土壤環境影響而言，井網密度高，開發年代久，地形低窪則受影響嚴重。土壤類型不同，土壤背景值不同，反映出不同的土壤理化性質不同和土壤對外來污染物的降解能力。

B. 石油市場系統風險因素分析

國際油價波動是一系列因素綜合作用的結果，這些因素使得油價呈現復雜性運動，同時這些因素也是石油市場系統風險的主要來源。我們將從影響油價波動的幾個主要方面來闡述它們對油價的風險作用。

4.2.1.1 市場需求

近些年來由於國際經濟持續平穩增長，導致國際石油市場需求總體上持續上升，這給油價迅猛上揚產生了長期的巨大的支撐。從2003年的30美元/桶左右震盪上漲，2008年初突破100美元/桶，並一路保持，到2008年7月中旬沖高至147美元/桶的歷史紀錄。2008年7月中旬開始，持續整個下半年，有關國際經濟發展放緩、石油需求增速降低，甚至絕對下挫的預期屢屢出現，導致國際油價震盪下滑，從歷史最高點跌破2008年底的30美元/桶。

展望未來，由於新興經濟體發展勢頭仍然強勁，石油需求增長仍存在動力（圖4.1），而石油替代能源發展緩慢；另一方面，全球經濟金融危機的陰影短期內難以恢復。因此，石油需求風險將是國際石油市場的長期壓力。

圖4.1 國際石油消費量增長態勢

（據EIA）

4.2.1.2 市場供應

國際經濟發展帶動石油需求不斷走高，而石油市場供應能力增長緩慢，調整空間有限。尤其是自2003年以來，作為國際石油供應市場主力的石油輸出國組織（Organization of Petroleum Exporting Countries，簡稱OPEC），剩餘產能由維持在200萬桶/天左右躍升至2009年的433萬桶/天，並預計在2010年和2011年超過500萬桶/天。給石油市場交易者尤其是對沖基金提供了很多炒作的題材，如地緣政治、颶風影響、軍事沖突等，都通過石油供應情況影響油價的波動，給保證石油投資者的收益帶來了明顯的不確定性。

2007年，OPEC國家石油產量佔全球石油產量的43%，非OPEC國家佔57%。由近幾年的世界石油產量增速發現，OPEC國家最近幾年的產量增長緩慢，增速不斷下挫，2007年甚至出現同比減產1.2%的跡象（圖4.2）。

圖4.2 世界石油產量增速比較

（據BP統計報告，2008）

如圖4.3所示，到2009年，根據美國EIA在2008年8月公布的SEO預測報告，OPEC的石油產量將降至3160萬桶/天；而OPEC的整體生產能力會呈現上升勢頭，結果導致O PEC剩餘產能在2009年將有所上揚，達到433萬桶/天。但是，相對高位平穩增長的石油需求，剩餘產能的力量顯得很薄弱，國際石油市場還將長期維持脆弱的平衡態勢（圖4.4）。

圖4.3 0PEC剩餘產能

（據EIA）

圖4.4 世界石油產量和消費量

（據BP統計報告，2009）

此外，未來石油資源地質條件越來越嚴峻，而石油開發的技術創新進展緩慢、開采成本提高明顯，造成顯著提高石油供應能力的願望短期內難以達成，國際石油市場還將長期承受供應方面的風險。

4.2.1.3 投機沖擊

回顧上一輪油價上漲，最突出的特點是投機資金大肆炒作。2007年，美國股市和樓市受次貸危機影響陷入持續低迷，作為國際原油期貨交易貨幣的美元不斷貶值，大量投機資金轉入商品期貨市場，導致全球商品期貨價格全面大幅上漲，其中以原油價格首當其沖。

石油需求的持續增長和剩餘產能的不足是投機資金炒作油價的主要理由。當人們預期剩餘產能無法滿足未來的需求增長時，大家都會做多油價，用套期保值迴避油價高漲的風險，這樣油價自然就上漲了。2008年6月份，來自美國商品期貨交易委員會（CFTC）的報告顯示，當時囤積在期貨市場中的資金高達2600億美元，而2003年這個數字僅是它的1/20。這其中，純投機的資金比例佔71%。

如圖4.5所示，從石油期貨持倉量角度看，在美國NYMEX交易所，2003年，石油期貨總持倉量為54.2萬手/天；此後，持倉量持續上揚，到2007年，總持倉量達138.1萬手/天，增長1.5倍，年均增長率為23.1%。在此期間，NY M EX 原油期貨價格震盪上揚，連創歷史新高，由2003年的31.0美元/桶上升至2007年的88.9美元/桶，增長1.9倍，年均增長率達到30.2%。2008年，更是出現了140.97美元/桶的歷史高價。

圖4.5 NYMEX油價與未平倉合約數

（據EIA和CFTC）

根據CFTC提供的歷史數據，NYMEX交易所油價與非商業交易商持倉比例如圖4.6所示。我們發現，一方面，在NYMEX石油期貨市場上，盡管商業交易商持倉比例仍然高於非商業交易商持倉比例，但商業交易商持倉比例正在不斷收縮，而非商業交易商持倉比例持續上揚，使得它們之間的差距逐漸縮小。可見，近些年來，投機力量在國際石油期貨市場的跡象明顯；另一方面，油價與商業交易商持倉比例的總體趨勢負向相關，而與非商業交易商的持倉比例的總體趨勢正向相關。這在一定程度上表明，2003年以來的油價上揚中，投機交易活動是不可忽視的重要支撐。

圖4.6 NYMEX交易所油價與非商業交易商持倉比例

（據EIA和CFTC）

在石油期貨市場，投機商的交易分為頭寸投機和套利投機（指跨期套利）。從頭寸投機交易情況看，近幾年來，一般而言，多頭與油價呈現正相關，而空頭往往與油價呈現負相關關系。總體而言，多頭和空頭都在震盪上行，與油價保持一致態勢（圖4.7）。

圖4.7 國際油價與非商業交易商的頭寸

（據EIA和CFTC）

從油價與套利投機交易的關系發現，套利持倉量與油價咬合緊密，步調相當一致。近幾年，兩者都呈現明顯的增長態勢（圖4.8）。

圖4.8 油價與非商業交易商的套利持倉情況

（據EIA和CFTC）

4.2.1.4 匯率影響

國際石油交易主要以美元計價和結算，因此美元匯率波動對油價起伏存在顯著的影響。為考察國際石油市場與美元匯率市場交易之間的互動關系，我們採用名義價格，即市場交易價格。

從市場交易的角度看，國際石油市場方面，WTI油價是國際原油價格的最主要代表之一。我們採用WTI原油現貨日價格數據，單位是美元/桶，來源於EIA。美元匯率市場方面，由於歐元對美元的匯率交易是美元匯率交易乃至整個國際匯率交易的最大組成部分，因此，我們選取歐元對美元名義即期匯率作為研究對象，該匯率也是日數據，來源於美國聯邦儲備委員會（即美聯儲）。

考慮到2005年夏天以來國際油價波動受地緣政治和游資投機炒作等非市場性因素影響巨大，因此為了盡量避開非市場因素的干擾，更准確地從市場角度定量分析油價波動和美元匯率起伏的互動關系，我們選擇區間2000年1月4日到2005年5月31日共1342個樣本，價格走勢如圖4.9所示。

圖4.9 國際油價與美元匯率走勢

（據EIA和美聯儲）

總體而言，2000年至2002年，油價整體下挫，美元持續升值；而2002年以來，情況出現轉變，油價持續攀升，美元一路貶值，可見，國際油價與美元匯率之間基本上具有一致的走勢，相關性較強，相關系數為0.78。

為了進一步計算歐元對美元匯率對油價的沖擊，分別以美元和歐元計價，計算了2000年初至2008年6月底的WTI國際油價（圖4.10）。結果顯示，如果油價以歐元計價，自2003年以來，整體應該下挫。可見，這些年美元持續貶值對油價高升具有明顯的助推力。

圖4.10 油價與美元匯率的關系

（據EIA和美聯儲）

4.2.1.5 石油市場重大突發事件

國際石油市場上重大事件往往會影響石油供需，進而引起油價波動，因此分析國際油價的波動規律及市場風險時，重大事件的考慮不容忽視。自1970年以來，國際石油市場的重大事件如圖4.11所示，圖中油價為名義價格，具體事件情況請見附錄。

圖4.11 國際石油市場自1970年以來的重大事件

（據EIA）

C. 石油工業的石油工業分析

分餾：通過冷來凝和加自熱，把石油分成不同沸點范圍內的產物，這種方法叫石油的分餾。
分餾產品：石油氣、汽油、煤油、柴油、潤滑油、重油。 催化裂化：以石油分餾產品為原料在加熱，加壓，催化劑作用下，把相對分子質量大，沸點高的烴斷裂為相對分子質量較小，沸點較低的烴，這種方法叫石油的裂化。
目的：提高從石油中得到的汽油等輕質油的產量和質量，同時獲得烯烴及芳香烴等化工原料。 催化重整：指原料油中的正構烷烴和環烷烴在催化劑存在下轉化為異構烷烴和芳烴的過程。
目的：提高汽油的辛烷值，同時生產出具有寶貴用途的芳烴。 催化加氫：在氫氣存在下對石油餾分進行加工過程的通稱。催化加氫技術包括加氫處理和加氫裂化兩類。
目的：脫除油品中的硫、氮、氧雜原子及金屬雜質，同時還使烯烴、二烯烴、芳烴和稠環芳烴選擇加氫飽和，從而改善油品的使用性能。

D. 石油地質條件綜合分析

（一）烴源岩條件

1.有機質豐度

冀中地區有機質豐度的分布表現出不均一性。北部京101井區豐度值普遍偏高，其霧迷山組第八岩性段的深灰-灰黑色白雲岩其TOC為0.18%—0.33%，氯仿瀝青「A」含量（76—109）×10^-6；洪水庄組黑色頁岩的豐度值是本區最高的，其TOC為0.30%—1.12%，氯仿瀝青「A」（86—106）×10^-6，與燕山西段相同層位有顯著差別；鐵嶺組灰色-深灰色白雲岩 TOC含量0.08%—0.48%，一般0.28%—0.43%，氯仿瀝青「A」（54—347）×10^-6；下馬嶺組有機質豐度與燕山西段相同層位相比要差許多，其TOC僅為0.36%—0.73%，氯仿瀝青「A」為（91—287）×10^-6，但仍為本區僅次於洪水庄組的烴源岩。

除冀中北部外，其它地區有機質豐度相對偏低（表6—14）。高於庄組有機碳含量0.09%；霧迷山組TOC值平均為0.07%，氯仿瀝青「A」87×10^-6；鐵嶺組白雲岩平均有機碳0.17%，氯仿瀝青「A」121×10^-6。

表6—14冀中地區中、新元古界烴源岩有機質豐度

圖6—6冀中地區中、新元古代—早古生代地層簡圖

以京101井剖面為例，地化分析結果表明各烴源岩成熟度均較高，至少進入高成熟階段。

下馬嶺組：T_max主要介於480—490℃之間，HI均小於20,A/C為2.5%—8.0%，顯示了較高的成熟度，因而認為處於高成熟階段中-晚期。

鐵嶺組：T_max值介於485—501℃之間，HI亦可達13—15，又有較高的瀝青「A」含量。乾酪根在鏡下呈棕褐、褐色、黑色，乾酪根紅外光譜圖上2920㎝^-1和1460㎝^-1峰近於消失，故認為其熱演化程度也達到高成熟階段中、晚期。

洪水庄組：H/C原子比0.24—0.46,T_max介於525—549℃之間，可能進入過成熟階段。

霧迷山組（霧四段）：T_max介於485—503℃之間，HI亦可達到6—17,A/C為2.8%—5.5%，其演化程度低於洪水庄組，但略高於鐵嶺組，達到高成熟階段晚期。

古地溫研究表明，本地區有機質進入成熟期的時間較晚，到二疊紀末時，各烴源岩層地溫低於門限溫度10.8—19.3℃，都沒有成熟。早第三紀末各烴源岩層地溫達到82.6—90.3℃，超過門限溫度27.4—37.2℃，說明本區中、新元古界烴源岩進入早第三紀後才開始大量生油。早第三紀以後，本區的中、新元古界烴源岩基本處於深埋地下的狀態，地溫逐漸增高，有機質不斷演化，到晚第三紀末，烴源岩層地溫達90.0—97.7℃，表明有機質演化到高成熟階段早期或中期階段（郝石生等，1990）。

（二）生儲蓋條件

（1）高於庄組-霧迷山組-洪水庄組組合：主要生油岩為高於庄和霧迷山組.在冀中平泉雙洞背斜霧迷山組發現多處原生油苗，冀中任28井也在封閉的晶洞中發現了原油，經分析與雙洞油苗相似，證明其自身可以生油。從生油指標看，冀中地區霧迷山組平均有機碳0.07%，瀝青「A」87×10^-6（不包括京101井），而北部京101井指標最高，有機碳0.18%—0.33%，平均0.26%，瀝青「A」（76—106）×10^-6，平均92×10^-6。高於庄組僅馬64井作過分析，其有機碳為0.09%，瀝青「A」544×10^-6。白雲岩縫洞發育，特別是在冀中中部霧迷山組頂部剝蝕面，已被大量鑽井證實為一好的儲集層。洪水庄組為一套黑色頁岩，是良好的生油層和蓋層，發育於霸縣以北，厚0—72m，由南向北增厚。

2.洪水庄組-鐵嶺組-下馬嶺組組合：洪水庄組及下馬嶺組以暗色泥頁岩為主，據京101井分析，有機碳平均值分別為0.85%和0.49%，瀝青「A」分別為94和200×10^-6。鐵嶺組以白雲岩為主，冀中地區平均有機碳0.17%，瀝青「A」121×10^-6，其中以北部最高，京101井平均有機碳0.31%，瀝青「A」185×10^-6，是冀中地區碳酸鹽岩有機質豐度最高的，這與冀北平泉於該組中發現油苗最多一致。白雲岩質純，裂縫較發育，頂部風化殼淋濾溶蝕孔發育，儲集條件更為優越。上覆的龍山組、下馬嶺組頁岩為良好的蓋層，因此這是一理想的生儲蓋組合，這一組合主要分布在武清-霸縣一線以北。

（三）構造發展與原生油氣藏的關系

1.冀中地區幾個主要構造發展階段

本區從中元古代至新生代大體經歷了四個不同運動形式的發展階段。

（1）中-新元古代至古生代的升降運動階段：冀中地區從中元古代至中奧陶世為相對穩定的整體沉降階段，沉積了巨厚的海相碳酸鹽岩地層，此後整體上升，使沉積間斷了1.3億年，到中石炭世才又大面積沉降，接受了石炭二疊紀海陸交互相至陸相沉積。本階段經歷了多次構造運動，如薊縣紀末的芹峪運動，青白口紀末的薊縣運動以及奧陶世中期以後的大規模造陸運動。運動的性質主要以區域升降為主，沒有明顯的褶皺變形，因此對冀中地區的構造格局沒有大的影響。

（2）中生代褶斷運動階段：本時期構造運動強烈，其特點主要以褶皺、斷裂為主並有岩漿活動。冀中平原四周邊緣的構造體系也主要形成於這一階段。同時在冀中平原內部形成了以大興-牛駝-高陽-寧晉-廣宗為主體的一個大型背斜隆起帶，稱中央隆起帶，長軸北東-北北東向。這個隆起帶在印支期已具雛形。從鑽井揭示的情況來看，中生界僅分布在隆起的兩側及南北兩端。西側主要分布在北京、保定、石家莊等凹陷，稱西部凹陷帶；東側分布在武清-大城-邱縣一帶，稱東部凹陷帶。而沉積中心主要受北西西向的斷裂控制，如武清凹陷受寶坻斷裂控制；臨清坳陷受大名斷裂控制。白堊紀時期運動十分強烈，主要以褶皺為主，除中央隆起帶進一步加強以外，在東部凹陷帶沿天津-滄州-武城一帶形成復式背斜隆起帶——滄縣隆起，在西部凹陷形成無極-藁城背斜帶，而在中央隆起和滄縣隆起之間，形成了武清-文安、里坦-阜城、南宮-邱縣向斜帶，與此同時，滄東、滄西、大城東等與褶皺平行的北北東向斷裂開始活動。

（3）晚白堊世至早第三紀斷裂發育階段：是冀中坳陷的主要發育階段。燕山期形成的褶皺隆起，使地形起伏明顯，因此早期（晚白堊世-早始新世）沉積物常以山麓洪積及河床沖積相粗碎屑為主；晚期北北東向正斷層增多，並向縱深發展，造成斷陷和塊體翹傾，沿大斷裂往往有玄武岩噴溢，使燕山期形成的背斜遭到破壞，如滄縣復背斜，由於滄東、滄西斷裂的活動，變成以單斜為主的塊體。中央隆起帶的南北兩端由於牛東斷裂、河西務斷裂和寧晉斷裂、新河斷裂的活動，分別使北端變為西傾單斜，南端變為東傾單斜，而斷裂的下降盤成為斷陷，沉積了河流-湖泊相的碎屑岩，發育了一套生油建造，成為新生古儲的潛山油藏的主要油源。

（4）晚第三紀-第四紀微弱升降運動階段：斷裂趨於消失，結束了隆坳相間的構造格局，代之出現以區域沉降為特點的坳陷式盆地，普遍接受了河流相為主的碎屑沉積。

上述發展對油氣的生成、聚集和保存有十分密切的關系，尤其第二和第三發展階段，主要表現在油氣生成時間與圈閉的形成、破壞的相互關繫上。

2.構造發展與油氣的關系

根據郝石生等（1982）用大地熱流值計算的不同層系的古地溫梯度，計算出各地的古地溫，進而推算生油岩大致成熟時間。從各時代生油岩成熟時間表（表6—15）上可以看出：

表6—15冀中地區中、新元古界烴源岩成熟時間

中生界沉積發育區的石家莊、武清、臨清地區，元古界生油岩多在中生代以前成熟，早於燕山期圈閉的形成，配置關系不好，不利於油氣的保存。晚白堊世-早第三紀的斷塊運動除使燕山期形成的背斜圈閉遭到一定程度的破壞，使少量成藏的元古界成熟油氣進一步遭受破壞。新生代的繼續沉陷以及地溫梯度的增加可造成元古界的油氣進一步演化，元古界所生成的油氣可能演化變質，故該區總的來說不利於元古界油氣的保存。

缺失早第三紀沉積的滄縣隆起，元古界生油岩於石炭、二疊紀成熟至中生代達到生油高潮，與燕山期的構造圈閉相配置，在適當的封蓋條件下其自生型油氣藏有可能保存下來。

缺失中生代沉積的中央隆起帶，元古界生油岩大部在石炭二疊紀沉積過程中成熟，但成油後長期隆起遭受剝蝕，使隆起較高的地區如高陽背斜軸部分元古界地層剝光，失去蓋層，油氣逸散，至燕山運動背斜圈閉定型後，油氣已保留無幾。

（四）原生油氣藏形成條件的探討

1.中、新元古界原生油氣藏形成條件

油氣藏形成的基本地質條件，不外乎生、儲、蓋、運、圈、保等幾項內容，對於古老的碳酸鹽岩原生油氣藏，以上要求條件更高和更嚴格，對華北來說最主要的是生油條件和保存條件。

（1）有機質的豐度：中、新元古界由南向北明顯增高，這顯然與該時期的沉積中心在冀北坳陷有關，故在選擇勘探目標時，首先應確定在有機質豐度較高利於生油的北部地區或中部地區。

（2）保存條件：主要從兩方面考慮，一是蓋層條件，二是構造圈閉條件，著重於燕山期形成的背斜圈閉經早第三紀斷塊運動後的完整程度。冀中地區除中部以外，大部地區存在下寒武統及石炭二疊系兩套區域性蓋層，另外在冀中北部還有洪水庄組及下馬嶺組頁岩作蓋層，南部館陶-堂邑一帶奧陶系所夾石膏層是最理想的蓋層。本區燕山期形成的主要構造有高陽背斜、無極-藁城背斜、滄縣復背斜、劉村背斜、館陶和堂邑背斜等，這些背斜在早第三紀斷塊運動中遭到不同程度的破壞。破壞最甚的是滄縣復背斜，其主體僅保留了一個半背斜形態，其次是館陶、堂邑背斜，被切成地壘狀。保存最好的是高陽背斜和無極-藁城背斜及劉村背斜。但與蓋層條件配置較好的構造僅有無極-藁城背斜及館陶背斜，下古生界之上有石炭二疊系或中生界覆蓋，其餘多被第三系地層所蓋，這對前第三紀生成的油氣有逸散的可能。至於非背斜區，一是牛南斷裂以北的西傾單斜斷塊區，一是衡水斷裂與清河斷裂之間的東傾單斜斷塊區。這種單斜斷塊對中生代生成的油氣有破壞作用，只有在早第三紀及其以後生成的油氣有形成「古生古儲」潛山油藏的可能。

E. 微觀經濟學靜態分析石油和動態分析石油為什麼結論不一樣

兩者分析的因素不同。動態分析石油參考的是石油不同時間的變化。靜態分析石油是從與石油變化相關的因素看石油變化。

F. 石油生成體系分析是什麼

條件1：烴源岩在石油地質學中，烴源岩是指那些能夠生成烴類或正在生成烴類的岩石。在一套有效生油體系中，烴源岩是必須具備的因素之一。它們是可以在各種環境中沉積形成的富含有機質的沉積岩，這些環境包括深海、湖泊和三角洲地帶。油頁岩也可以被認為是一種未成熟的烴源岩，從中可以排出少量石油，或沒有石油排出。。

石油與天然氣由烴類組成，這是一種由碳和氫構成的分子。眾所周知，由於烴類會受到我們四周存在於空氣中的細菌（喜氧細菌）的分解和氧化作用的破壞，所以這些烴類物質不可能在地球表面長期存在，它們會非常迅速地轉化為二氧化碳（CO2）和水。

在自然狀態下，烴類不會存在於地球深部的岩石層內，因為在超過某一特定的深度（大約10千米）處，由於溫度過高（越往深處去，溫度就越高），它們就會被破壞。

條件7：石油與天然氣的保存為了保持石油圈閉的安全，就必須使其與氧氣、細菌隔絕，以保障以後的勘探。。

烴類一旦進入圈閉，就會受到各方面的影響，正如我們所知的那樣——烴類不喜歡氧氣和細菌。然而，當一個油藏距離地表太近時，雨水也會下滲進入油藏，這種水攜帶著氧氣和各種貪食的細菌，它們開始侵蝕石油，使得石油內的輕質組分被大量分解、破壞、釋放出氣體。之後，所有的剩餘物都是難以開採的重質而黏稠的烴類。如果圈閉內的物質沒有逃逸，勘探家們對所剩的物質沒有興趣，就不會顧及那裡的資源了。這些剩餘物將經歷十分嚴重的蛻變，只會剩下垃圾廢物！在50～55℃的溫度區間，能夠導致上述轉變的細菌無法存活。因此，在55℃之上，石油能夠得以長期保存。廣義地講，我們可以認為在小於1000米的埋藏深度處發現油藏時，就是令人焦慮之時——它們很可能已經被破壞了。然而，在更深處發現的油藏也不能完全倖免於因地殼抬升所造成的破壞作用。在這種情況下，勘探家們的顧慮在於岩石的運動。如果構造運動發生，就會破壞油氣圈閉，使圈閉的密閉性降低，甚至完全被摧毀，更常見的現象是岩石運動產生的裂隙與破裂會破壞圈閉的密閉性，導致圈閉內烴類物質逃逸。圈閉的生命和使命就此完結：空了。

G. 石油行情分析包括哪些內容

主要課程

採油專業主要課程:大學英語、化學原理Ⅱ、滲流力學、機械回設計基礎、採油工程答方案設計、油水井增產增注技術。

學位考試課程:高等數學、大學英語、有桿抽油系統、採油工程

鑽井專業主要課程:大學英語、化學原理Ⅱ、滲流力學、機械設計基礎、鑽井液工藝原理、現代鑽井技術。

學位考試課程:高等數學、大學英語、鑽井液工藝原理、鑽井工程

H. 年石油供需形勢分析

石油作為工業的血液，在給人們的經濟生活帶來翻天覆地變化的同時，也成為世界政治、軍事、外交斗爭的一個焦點。基辛格曾說:「誰控制了石油，誰就控制了所有國家。」我國是石油生產大國、消費大國、進口大國，石油在我國國民經濟中發揮著極其重要的作用。然而，隨著工業化進程的深入，我國對石油的需求增勢明顯，但我國石油資源匱乏，產量增幅有限。在可再生能源或新能源不能取代石油作為人類主要能源的一段時期內，滿足國內需求勢必依靠大量進口國外石油資源。因此，加強石油供需形勢研究，為國家制定能源宏觀調控政策提供理論支撐，有助於保障我國石油持續、有效供應，促進經濟健康、有序發展。

一、國內外資源狀況

(一)世界石油資源狀況

世界石油儲量總體呈增長趨勢。截至2009年底，世界石油剩餘探明儲量為1817億噸，比上年增加0.1%;按目前開采水平，世界石油剩餘探明儲量還可供開采45.7年左右。世界石油儲量分布相對集中，地域分布極不平衡(表1)。石油儲量較為豐富的地區是中東、歐亞大陸、非洲和中南美洲，分別佔世界總量的56.6%、10.3%、9.6%和14.9%。其中，歐佩克石油儲量為1404億噸，佔世界石油儲量的77.2%。沙烏地阿拉伯是世界石油儲量最多的國家，佔世界總量的20%;其次是委內瑞拉、伊朗、伊拉克、科威特和阿聯酋，分別佔世界總量的13%、10%、9%、8%和7%，以上6個國家石油儲量合計佔世界總量的67%。

表1 2009年世界石油剩餘探明儲量及分布

資料來源:BP Statistical Review of World Energy，2010，6

注:*表示儲采比不詳。

(二)我國石油資源狀況

我國石油儲量相對匱乏，儲量增長緩慢。2009年，我國石油剩餘可采儲量21.6億噸，佔世界總量的1.19%，人均佔有儲量不及世界人均佔有量的1/2。我國油氣資源潛力較大，待發現和探明的資源較豐富，但其勘查難度不斷增大，致使我國石油剩餘可采儲量增長緩慢。按目前開采水平，我國國內現有石油剩餘可采儲量約可供開采12年。我國石油剩餘可采儲量主要分布在松遼盆地、渤海灣盆地、新疆和渤海、南海等近海地區。其中，黑龍江、新疆、山東、河北、陝西5省(區)和渤海地區合計佔全國儲量的73%(表2)。從具體油田來看，我國石油剩餘可采儲量主要分布在大慶、勝利、天津、長慶、新疆、吉林和遼河，這7大油田剩餘可采儲量佔全國總量的70%左右。

表2 2009年我國石油儲量及分布單位:萬噸

(1)①根據中國地質科學院礦產資源研究所(2010年)通過消費強度法、人均對比法和部門分析法得到的結果經綜合評估後得到;

(2)②來源於國家發展和改革委員會能源研究所(2009年)《中國2050年低碳發展之路:能源需求暨碳排放情景分析》;

(3)—代表沒有預測數據。

2.小結

我國石油的供需缺口將會進一步擴大，經濟增長與能源供應的矛盾日益凸顯。由於我國經濟增長方式轉變、產業結構調整還剛剛起步，實質性地提高能源利用效率還需要一段時間。所以，在未來的幾年裡，我國對能源的強勁需求是毫無疑問的。與此同時，我國東部主力油田已進入開發中後期，穩產難度越來越大，已出現總量遞減趨勢，全國原油產量的穩定和增長將主要依靠西部和海上油田的增產。目前，我國石油生產仍處於上升時期，但受資源條件的制約，產量增長十分有限。

(周海東)