Ⅰ 常規油氣資源評價方法
（一）方法應用現狀
在國內外油氣資源評價中，曾採用過多種評價方法計算資源量，總體上可歸為成因法、統計法、類比法三大類50餘種方法。在國外由於各部門職能不同，因此採用的評價方法也各有側重和差異。如美國聯邦地質調查局（USGS）代表政府職能，負責美國各含油氣盆地，乃至全球的資源評價工作，選擇的方法主要為統計法和特爾菲法。國外石油公司為各公司經濟利益和決策勘探部署服務，所採用的資源評價方法主要是類比法，其次為統計法。評價對象是以招標區塊和目標區為主，重點計算可采資源量和可采儲量。中國油氣資源評價工作，在1994年以前曾代表政府和企業雙重職能做全國性資源評價工作：採用的資源評價方法以成因法為主，其次為統計法和類比法。2000年以後隨著各石油公司經營體制的變化及國際交流的需要，油氣資源評價方法則廣泛採用類比法和統計法。但無論國內、國外，過去採用的資源評價方法均比較單一，各有應用側重點，未能形成配套的油氣資源評價方法體系。
（二）採用的評價方法
按照《常規油氣資源評價實施方案》規定，在類比法、統計法和成因法三大類幾十種方法中，選擇應用了15種評價方法：
（1）成因法：包括盆地模擬法、氯仿瀝青「A」法、產烴率法、生物氣模擬法；
（2）類比法：包括體積豐度類比法、面積豐度類比法、有效儲層預測法、多種地質因素分析法；
（3）統計法：包括油田規模序列法、廣義帕萊托分布法、發現過程模型法、地質模型—統計模型綜合法。
根據評價盆地的勘探程度和地質特點選擇適用的評價方法。其中，中—高勘探程度盆地以統計法、成因法（盆地模擬）為主，兼類比法；中等勘探程度的盆地可以同時採用統計法、類比法和成因法；低勘探程度盆地以類比法為主，兼成因法。類比法的使用必須建立在精細的刻度區解剖研究基礎之上，通過細分評價單元，與地質背景和成藏條件最相近的刻度區建立一一對應關系，確定評價區內諸如油氣資源豐度等關鍵性的評價參數，最終計算出客觀合理的油氣資源量。方法的選用體現了多種方法的配套性、實用性和針對性。
評價過程中，中國石油天然氣集團公司、中國石油化工集團公司、中國海洋石油總公司和延長油礦管理局在統一使用面積豐度類比法和盆地模擬法的基礎上，在中高勘探程度盆地加強了統計法的應用，並突出了方法的組合和交叉使用，以達到相互驗證的目的；廣州海洋地質調查局、青島海洋地質研究所、中國地質科學院地質力學研究所、成都理工大學和成都地質礦產研究所在其所承擔的中低勘探程度盆地評價中，主要採用了類比法和成因法中的氯仿瀝青「A」法、產烴率法和盆地模擬法；塔里木盆地資源評價課題組在中國石油和中國石化各自評價基礎上，根據交叉評價的需要，採用類比法進行評價；渤海灣盆地資源評價課題組在中國石油、中國石化和中海石油各自評價的基礎上，根據任務要求，分坳陷、凹陷進行了全渤海灣盆地油氣資源的匯總，並對部分凹陷進行了評價。
各評價單位方法使用情況見表4-1。
（三）評價方法體系建立與應用
為滿足不同勘探程度、不同評價單元（盆地、含油氣系統）以及提供各類油氣資源系列的要求，借鑒國外成熟應用的評價方法和國內廣為應用的資源評價方法，歸納為三大類30餘種資源評價方法，明確了各種方法的使用和方法配套組合應用效果，從而建立起適合中國地質特點的油氣資源評價方法體系。
根據評價單元勘探程度、地質條件以及佔有資料的多少，確立主打的資源評價方法和輔助方法，合理、配套、組合應用，將各種方法計算的資源量進行特爾菲加權處理，應用效果好。例如中—高勘探程度，採用盆地模擬法為主要方法與類比法、統計法組合應用；中—低勘探程度盆地，採用面積豐度類比法和成因法組合應用；大面積岩性油氣藏分布區，則採用以有效儲層預測法、飽和探井法為主，輔以面積資源豐度類比法和運聚單元法組合（表4-2）。
表4-1 新一輪全國油氣資源評價方法使用情況
表4-2 不同類型及不同勘探程度盆地資源量計算方法
續表
（四）評價方法的發展
在本次油氣資源評價中，類比法的應用，統計法中有效儲層預測法的應用以及盆地模擬方法的應用都有新發展。在類比法中，以建立的各種類型刻度區樣本點為基礎，分構造單元、分層、分含油組合類比，解決了油氣資源時空分布的預測問題，大大提高了評價區預測精度。有效儲層預測法，解決了針對大面積岩性油氣藏的資源預測問題。成因法中的盆地模擬技術，是中國廣為應用的資源評價方法，在運聚史模塊上，發展了量化的油氣動態模擬，用大量刻度區的資料直接計算運聚系數，經統計分析建立預測模型，從中獲取科學、客觀的運聚系數取值標准和條件，從而提高盆地模擬法油氣資源預測精度。
Ⅱ 經濟分析方法
油氣資源經濟分析就是從經濟的角度對油氣資源的經濟價值進行科學評估。從評價對象角度講，包括盆地（坳陷、凹陷）、區塊和圈閉三個級別的地質勘探實體目標。盆地級油氣資源經濟分析的主要任務是：對單目標，分析盆地勘探所需投資的概率分布和所獲油氣資源量的經濟效益的概率分布；對多目標，按經濟效益排隊並剔除無（或低）效益目標。盆地級目標的各種相關參數及經濟指標具有很大的模糊性和不確定性，因此其相關參數的獲取應以類比方法為主，計算方法應以蒙特卡洛法為主。區塊級油氣資源經濟分析也主要分析區塊勘探投資及所獲油氣資源量的經濟效益，然後按經濟效益對各區塊進行排隊，剔除無（或低）效益區塊。對低勘探程度區塊，採取類比法獲取參數及採用蒙特卡洛法預測經濟指標；對高勘探程度區塊，可用期權法預測各項經濟指標。圈閉級資源經濟分析主要是用模擬方案法計算各圈閉勘探開發投資及所獲油氣資源的經濟效益。
對油氣資源進行經濟分析的基本思路是：針對某一特定單元的油氣資源及其品質，在一定時限內，假設投入某一定量的勘探工作，則從理論上可探明一定量的油氣儲量。以此工作量和儲量為依據，分析在當前油價或多種假設油價下勘探經濟效益。或反過來思考，按「產出—投入」即效益為0的原理，反推探明一定量油氣儲量，最多可投入多少勘探工作量，即計算勘探投資經濟極限。因此，油氣資源經濟分析的實質就是根據具體區域的油氣資源的地質和技術經濟資料，對假設的探明儲量的經濟價值用貨幣量來表示，然後分析勘探的經濟效益和社會效益。在勘探部署過程中，永遠應依據經濟分析結果優化投資方向，使勘探投資盡可能集中投向能獲較大經濟效益的地區及具體目標（如局部構造）。
6.4.1 投資費用計算方法
一般而言，為較好地較全面地開展經濟分析，在投資費用測算中，不僅要測算勘探投資，還要計算開發投資。勘探開發投資費用的測算是油氣資源經濟分析的基礎。
勘探投資主要包括地震、鑽探井和試油三項投資，而其他投資（包括非地震勘探、科研等）分別攤入上述三項投資中。故計算公式為
油氣資源評價方法與實踐
式中：I——勘探投資，萬元；
L——地震測線總長，km（也可是三維地震面積，km2）；
N——探井井數，口；
H——探井平均井深，m；
P——探井平均試油層數，層/口；
C震、C探、C試——地震、探井、試油成本定額。
開發投資包括鑽井開發井、油氣集輸及其他工作投資。由於在勘探早期，對開發的工作量只能是粗略預測的，因此用簡單方法進行估算。如克拉瑪依油氣田開發投資用下式估算：
油氣資源評價方法與實踐
式中：I開——開發投資，萬元；
I單——單井平均投資，萬元/口；
Ao——含油麵積，km；
D——井距，km2；
F——井網系數。
6.4.2 財務評價方法
6.4.2.1 財務評價的主要指標
財務評價是根據國家現行財稅制度和現行價格，分析測算勘探項目的效益和費用，考察勘探項目獲利能力、清償能力及外匯效果等財政狀況，以判別勘探項目在財務上的可行性。財務評價主要指標有財務凈現值、財務內部收益率和投資回收期，其次還有投資利潤率、投資利稅率、資本金利潤率、國內借款償還期、投資負債率、流動比率、速動比率等。由於財務評價所依據的參數只是在一定假設條件下推測的，可靠性差，故沒有必要作詳細的分析，而宜採取簡化方式進行估算。以下是上述三個主要指標計算方法：
（1）財務內部收益率（FIRR）
財務內部收益率是指項目在整個計算期內各年凈現金流量現值累計等於0時的折現率，它反映項目佔用資金的盈利率，是觀察項目盈利能力的主要動態評價指標，其表達式為
油氣資源評價方法與實踐
式中：CI——現金流入量，萬元；
C0——現金流出量，萬元；
（CI-C0）t——第t年的凈現金流量；
n——計算期，年。
對上式，按試插入法求FIRR值。財務評價應計算出全部投資和自有資金、所得稅前、所得稅後的財務內部收益率（FIRR），然後與基準內部收益率（IC）比較，FIRR＞IC時，即認為其盈利能力已滿足最低要求，項目可行。
（2）財務凈現值（FNPV）
油氣資源評價方法與實踐
式中：ic——貼現率，%。
財務凈現值（FNPV）是指項目按行業基準收益率（12%），將項目計算期間各年的凈現金流量折現到建設期初的現值之和。它是項目盈利能力的動態評價指標。財務凈現值≥0的項目是可以接受的。
（3）投資回收期（Pt）
投資回收期（Pt）是指以項目的凈收益抵償全部投資所需要的時間，其一般從建設年開始算起，計算公式為：
油氣資源評價方法與實踐
投資回收期（Pt）與行業的基準投資回收期（Pc）比較，當Pt≤Pc時，表明項目能在規定的時間內收回投資。
一般來說，在進行上述指標計算時，評價期以15年為限，資金來源主要考慮實際的主要來源，稅金只考慮主要稅種，油價以資源所在地現行油價為主，也可假設幾種油價，不考慮固定資產殘值回收、流動資金的佔有和回收、通貨膨脹等。評價的總體原則是，越大越好，越早越好，建於現金流量的基礎上。即凈現值和內部收益率越大越好，回收期越短（越早）越好。
6.4.2.2 財務評價不確定性分析
財務評價所用數據大部分是根據現狀水平預測和估算的。由於勘探開發期一般較長和勘探開發對象的復雜性，很難對投資、收益進行准確預測，更不能預測項目實施中可能出現的各種情況，因此財務評價中所計算的各項經濟指標具有一定程度的不確定性。目前，對於這種不確定性的分析方法主要有如下3種：
6.4.2.2.1 盈虧平衡分析
盈虧平衡分析是根據項目正常年份產量、固定成本、可變成本、稅金等因素，通過確定項目的產量盈虧平衡點（BEP，即項目收益與成本相等時那一點，如圖6-17所示），分析、預測產量或產能利用率對項目盈虧的影響。盈虧平衡點越低，說明項目抗風險能力越強，盈利的可能性也越大，反之可能性越小。
6.4.2.2.2 敏感性分析
敏感性分析就是分析項目不同因素發生變化時對經濟評價主要指標（如內部收益率、凈現值、投資回收期等）的影響程度，從而使決策者明確影響經濟指標的主導因素，提高決策准確性和客觀性。目前，敏感性分析多數採用單因素變動分析法，由於油氣勘探開發項目的變動因素很多，相互間可能還存在一定的復雜關系，因此有必要進行多因素變動分析法。
圖6-17 盈虧平衡圖
6.4.2.2.3 概率分析
概率分析就是首先確定項目各因素的變化范圍及概率分布，然後估算財務內部收益率、財務凈現值的概率分布，進而確定項目可行的概率，定量確定項目風險。
6.4.3 國民經濟評價
國民經濟評價是從國家和社會角度考察油氣資源勘探的經濟效益。主要是用影子價格、影子工資、影子匯率、社會折現率，計算勘探項目給國民經濟可能帶來的凈效益，從而評價項目在經濟上的合理性。所用指標為經濟內部收益率、經濟凈現值、投資凈收益率。前二指標計算方法同財務評價，而投資凈收益率計算方法如下：
油氣資源評價方法與實踐
在國民經濟評價中，有一個與財務經濟不同的問題，即轉移支付。企業向國家繳納稅金、向國內銀行支付利息，或企業從國家得到某種補貼，作為企業而言，有收入和支出，故財務評價應加以考慮，但是從國民經濟角度看，並未造成資源的實際耗費或增加，故國民經濟評價中並不考慮這些因素，只是將其視為內部轉移支付。
國民經濟評價中存在一些問題：①影子價格及其他影子參數難以取得；②「分解成本」等工作繁雜，操作性差；③間接費用—效益范圍劃分缺乏科學界定。
6.4.4 勘探投資經濟極限
有兩種分析思路
（1）在油氣資源允許的條件下，根據各種勘探成本定額、油氣藏埋深等具體條件、油氣品質及可能油價，分析油氣勘探投資能夠收回的最小經濟油田儲量規模，即當小於此儲量規模時，勘探將一定虧損，而高於此規模時則勘探將一定贏利。因此計算公式如下：
油氣資源評價方法與實踐
式中：Q0——最小經濟油田的儲量規模，萬噸；
M1、M2、M3——單井綜合費用、單井地面建設費用、鑽前勘探投入，萬元；
T——單井開采期，年；
C0——單井年開采成本，萬元/年；
P——原油價格，元/t；
S——油銷售稅率，元/t；
Z3——單位原油開采成本，元/t；
Kc——採收率，%；
K0——探井成功率，%。
（2）分析一定規模油氣資源量地區的最大經濟勘探投資。高於此投資則一定賠，低於此投資則可能賺。主要是分析在一定時期內，在該時期若投入勘探工作量，則最多可探明多少儲量，再根據油價計算出這些儲量的總價值，則此價值在扣除稅金和利潤後就為經濟勘探極限投資。計算公式如下：
油氣資源評價方法與實踐
式中：Cm——勘探極限投資，萬元；
S——商品化儲量，萬噸；
P——原油價格，元/噸；
Z——稅金，萬元；
L——資金利潤率，小數。
Ⅲ 石油天然氣關鍵參數研究與獲取
評價參數直接影響評價方法的有效性，不同類型的參數作用不同。有效烴源岩有機碳下限、產烴率圖版、運聚系數是成因法的關鍵參數；最小油氣田規模對統計法計算結果有較大影響；油氣資源豐度是應用類比法的依據，由已知區帶的油氣資源豐度評價未知區帶的資源豐度；可采系數是將地質資源量轉化成可采資源量的關鍵參數。
（一）刻度區解剖
1.刻度區的定義
刻度區解剖是本次資源評價的特色之一，也是油氣資源評價的重要組成部分。刻度區解剖的目的是通過對地質條件和資源潛力認識較清楚的地區的分析，總結地質條件與資源潛力的關系，建立兩者之間的參數紐帶，進而為資源潛力的類比分析提供參照依據。
刻度區是為取准資源評價關鍵參數，以保證資源評價的客觀性而選擇的滿足「勘探程度高、資源探明率高、地質認識程度高」三高要求的三維地質單元。刻度區可以是一個盆地（凹陷）、一個油氣運聚單元、一個區帶、一個成藏組合、一個層系或一個二級構造帶等。為了正確和客觀認識地質條件和資源潛力，刻度區的選取在考慮「三高」條件的基礎上，應盡量考慮不同地質類型的綜合，這樣可以更充分體現油氣資源豐度與地質因素之間的關系。
2.刻度區解剖內容與方法
刻度區解剖主要圍繞油氣成藏條件、資源量及參數三個核心展開，剖析三者之間的關聯規律和定量關系。
（1）成藏特徵和成藏主控因素分析。成藏特徵和成藏主控因素分析實質上是對選擇的刻度區進行成藏特徵總結，精細刻畫出成藏的定性、定量的主控因素與參數，便於評價區確定類比對象。在一個含油氣盆地、含油氣系統、坳陷、凹陷的成藏規律刻畫中，其成藏特徵差異大，故一般最好選擇以含油氣系統（或坳陷）及其間的運聚單元作為對象，更便於有效的類比應用。油氣運聚單元是盆地（凹陷）中具有相似油氣聚集特徵的獨立的和完整的石油地質系統，是以盆地（凹陷）的油氣聚集帶為核心，並包含為該油氣聚集帶提供油氣源的有效烴源岩。油氣運聚單元是有效烴源岩、油氣運移通道、有效儲集層、有效蓋層、有效的圈閉等要素在時間和空間上的有機組合。一個油氣運聚單元可以有多個有效烴源岩體和烴源岩區為其供烴，但同一個油氣運聚單元的油氣聚集特徵是相似的。一個油氣運聚單元可以只包含一個油氣成藏組合，也可以包含在縱向上疊置的多個油氣成藏組合。因此刻度區地質條件的評價與定量刻畫就是按照運聚單元→成藏組合→油氣藏的層次路線綜合分析烴源條件、儲層條件、圈閉條件、保存條件以及配套條件等油氣成藏條件。盆地模擬是地質評價流程中的一個重要組成部分，其作用主要體現在三個方面：其一是通過盆地模擬反映流體勢特徵，進而確定油氣運聚單元的邊界；其二是提供烴源參數，如生烴強度、生烴量、有效烴源岩面積等；其三是通過關鍵時刻的獲取來反映油氣成藏的動態作用過程。
（2）油氣資源量確定。刻度區資源量計算與一般意義上的資源量計算稍有不同，正是由於刻度區的「三高」背景，特別是選定的刻度區探明程度越高越好，計算出的資源量更准確有利於求准各類評價參數。在本次刻度區解剖研究中，主要採用了統計法來計算刻度區的資源量，統計法中包括油藏規模序列法、油藏發現序列法、年發現率法、探井發現率法、進尺發現率法以及老油田儲量增長法，不同方法估算出的資源量採用特爾菲加權綜合。盆地模擬在計算生烴量方面技術已經比較成熟，因此刻度區（運聚單元）的生烴量仍由盆地模擬方法計算。
（3）油氣資源參數研究。通過刻度區解剖，建立了參數評價體系和預測模型，獲得了地質條件定量描述參數、資源量計算參數和經濟評價參數，如運聚系數、資源豐度等關鍵參數。從刻度區獲得的資源量與生油量之比可計算出運聚系數，刻度區的資源量與面積之比可獲得單位面積的資源豐度，還可得到其他參數等。由於盆地內坳陷（凹陷）內各單元成藏條件差異，求得的參數是不同的，故細分若干運聚單元，求取不同單元的參數，這樣用於類比區會更符合實際。
3.刻度區研究成果與應用
通過刻度區解剖研究，系統地獲得運聚系數、油氣資源豐度等多項關鍵參數，為油氣資源評價提供各類評價單元類比參數選取的標准，保證評價結果科學合理。如中國石油解剖的遼河坳陷大民屯凹陷級刻度區，通過對其烴源條件、儲層條件、圈閉條件、保存條件以及配套條件五方面精細研究，獲得了22項量化的成藏條件的系統參數。根據大民屯凹陷內劃分的六個運聚單元，分別計算各單元的生油量和資源量，直接獲得六個單元的運聚系數。同時計算出各運聚單元單位面積的資源量，獲得不同成藏條件下的資源豐度參數（表4-5）。
表4-5 大民屯凹陷刻度區解剖參數匯總表
在中國石油128個刻度區的基礎上，各單位根據評價需要，又解剖了一定數量的刻度區。其中，中國石油利用已有刻度區128個，新解剖刻度區4個，共應用132個；中石化新解剖42個；中海油新解剖4個；延長油礦新解剖3個。各項目共應用了181刻度區，這些刻度區涵蓋了我國主要含油氣盆地中的大部分不同類型的坳陷、凹陷、運聚單元和區帶，基本滿足了不同評價區的需要。各種類型刻度區統計見表4-6。
表4-6 各種類型刻度區統計表
（二）有效烴源岩有機碳下限
有效烴源岩有機碳下限是指烴源岩中有機碳含量的最小值，小於該值的烴源岩生成的烴量不能形成有規模的油氣聚集。有效烴源岩有機碳下限是確定烴源岩體積的主要參數，直接影響生烴量的計算結果。
在大量烴源岩樣品分析化驗和有關地質資料研究基礎上，明確了不同岩類有效烴源岩有機碳下限標准。陸相泥岩有效烴源岩有機碳下限為0.8%，海相泥岩為0.5%，碳酸鹽岩為0.2%～0.5%，煤系源岩為1.5%。例如，陸相泥岩TO C與S1+S2關系表明，S1+S2在TO C為0.8%時出現拐點，有效烴源岩有機碳下限定為0.8%；碳酸鹽岩氣源岩殘余吸附氣量與有機碳關系表明，殘余吸附氣量在有機碳為0.2%處出現拐點，有效烴源岩有機碳下限定為0.2%（圖4-1、圖4-2）。
圖4-1 陸相泥岩TOC與S1+S2關系圖
圖4-2 碳酸鹽岩氣源岩殘余吸附氣量與有機碳關系圖
對於勘探實踐中已經發現油氣藏，但烴源岩有機碳含量未達統一下限的盆地，根據實際情況可進行適當調整。如柴達木盆地柴西地區，在分析了大量烴源岩有機碳和S1+S2指標資料後，明確該區有機碳含量下限為0.4%時，即達到有效烴源岩標准，並被發現億噸級尕斯庫勒大油田的勘探實踐所證實。在渤海灣盆地評價過程中，建立起相對統一的有效烴源岩豐度取值下限標准：碳酸鹽岩氣源岩豐度下限取0.2%，碳酸鹽岩油源岩豐度下限取0.5%，湖相泥岩豐度下限取1.0%。
有效烴源岩有機碳下限的基本統一，保證了生烴量計算標準的相對一致和全國范圍內的可比。
（三）產烴率圖版
烴源岩產烴率圖版是用盆地模擬方法計算烴源岩生烴量和資源量的關鍵參數。產烴率圖版一般採用烴源岩熱模擬實驗方法獲得。
1.液態烴產率圖版
利用密閉容器加水熱模擬實驗方法，對中國陸相盆地不同類型烴源岩進行了熱模擬實驗。模擬實驗所用樣品取自松遼、渤海灣等10個盆地，包括侏羅系、白堊系和古近系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大類烴源岩。其中湖相泥岩烴源岩的有機質類型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烴源岩的有機質類型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烴源岩的有機質包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根據模擬實驗結果，編制了不同類型烴源岩的液態烴產率圖版（圖4-3、圖4-4、圖4-5）。
圖4-3 湖相泥岩烴源岩液態烴產率圖版
圖4-4 煤系泥岩烴源岩液態烴產率圖版
圖4-5 煤烴源岩液態烴產率圖版
2.產氣率圖版
由於生物氣生氣機制與乾酪根成氣和原油熱裂解氣的生氣機制不同，因此，其產氣率與乾酪根和原油裂解氣產氣率求取方式不同。
（1）生物氣產氣率。對生物氣源岩樣品在25℃～75℃的條件下進行細菌培養產生生物氣，由此得到不同溫階下各類有機質的生物氣產率。在模擬實驗結果的基礎上，結合前人的研究結果，分別建立了淡水環境、濱海環境和鹽湖環境中不同類型有機質的生物氣產氣率圖版及演化模式。
（2）乾酪根和原油裂解氣產氣率。對於不同類型氣源岩油產氣率，國內外學者及一、二輪資源評價中已做過大量的工作。較多的實驗是應用熱壓模擬方法對各種類型烴源岩進行產油及產氣率實驗，這種方法所計算的產氣率包括了原油全部裂解成氣的產率，亦即常說的封閉體系下源岩的產氣率，所得到的天然氣產率是氣源岩的最大產氣率。另一種求取氣源岩產氣率的方法是在開放體系下對源岩進行熱模擬實驗，各階段生成的天然氣和原油均全部排出源岩，原油不能在源岩中進一步裂解為天然氣。這兩種情況都是地質中的極端情況。但是實際的地質條件大多是半開放體系，在這種情況下，源岩生成的油既不能全部排出烴源岩，也不能完全滯留於源岩中。不同地質條件下亦即開放程度不同情況下源岩產氣率如何計算？具體方法為：求得封閉和開放體系下相同類型源岩的產氣率，將上述兩種體系下的產氣率圖版（中值曲線）輸入盆地模擬軟體中，得出烴源岩層在不同滲透條件下產氣率圖版。
（四）運聚系數
運聚系數是油氣聚集量占生烴量的比例，是成因法計算資源量的一個關鍵參數，直接影響資源量計算結果。運聚系數的確定方法包括運聚系數模型建立法和運聚單元成藏條件分析法。
1.運聚系數模型建立法
通過刻度區解剖，確定影響運聚系數的主要地質因素及其與運聚系數的相關關系。刻度區解剖研究表明，烴源岩的年齡、成熟度、上覆地層區域不整合的個數和運聚單元的圈閉面積系數等地質因素與石油運聚系數之間存在相關關系。依此建立地質因素與石油運聚系數之間關系的統計模型，包括雙因素模型和多因素模型。雙因素模型（相關系數為0.922）的地質因素選用烴源岩年齡和圈閉面積系數：
lny=1.62-0.0032x1+0.01696x4
多因素模型（相關系數為0.934）的地質因素選用烴源岩年齡、烴源岩的成熟度、區域不整合個數和圈閉面積系數：
lny=1.487-0.00318x1+0.186x2-0.112x3+0.02118x4
式中：y——運聚單元的石油運聚系數，%;
x1——烴源岩年齡，Ma;
x2——烴源岩成熟度（Ro）,%;
x3——不整合面個數；
x4——圈閉面積系數，%。
2.運聚單元成藏條件分析法
依據刻度區提供的大量運聚系數，依盆地類型和影響運聚系數的主要地質因素，分類建立運聚系數取值標准與應用條件。在評價中，根據刻度區解剖結果，確定了油氣運聚系數分級取值標准（表4-7）。在評價中得到了推廣應用，取得了良好的效果。
表4-7 石油運聚系數分級評價表
（五）最小油氣田規模
最小油氣田規模是指在現有工藝技術和經濟條件下開采地下資源，當預測達到盈虧平衡點時的油氣田可采儲量。最小油氣田規模對統計法計算的資源量結果有較大影響。為此，中國石油天然氣集團公司等三大石油公司和延長油礦管理局對最小油田規模進行了專門研究。
通過對不同油價、不同開發方式和未來可能技術條件下最小油氣田規模研究，確定了不同地區的最小油氣田規模的取值。在地理環境相對較好的東部地區，其勘探開發成本較低，最小油氣田規模一般在10×104～30×104t，在地理環境相對較差的西部地區，其勘探開發成本高，最小油氣田規模一般在50×104t以上，對於海域來說，油氣勘探開發成本更高，最小油氣田規模更大，一般在150×104～500×104t。
（六）資源豐度
油氣資源豐度是指每平方公里內的油氣資源量，是類比法計算資源量的關鍵參數。通過統計分析，建立了資源豐度模型和取值標准。
1.資源豐度模型
通過刻度區解剖，建立刻度區內評價單元油氣資源豐度和相關地質要素之間的統計預測模型：
新一輪全國油氣資源評價
式中：y——運聚單元的石油資源豐度，104t/km2;
x1——烴源岩生烴強度，104t/km2;
x2——儲集層厚度/沉積岩厚度，小數；
x3——圈閉面積系數，%;
x4——不整合面個數。
2.資源豐度取值標准
通過統計不同含油氣單元資源豐度的分布特點，結合地質成藏條件，總結出各類刻度區資源豐度的取值標准。
（1）不同層系資源豐度：古近系凹陷由於成藏條件優越，成藏時間晚，石油地質資源豐度一般大於20×104t/km2；中生代凹陷成藏時間相對較長，石油地質資源豐度相對較低，一般約為10×104t/km2；古生代凹陷由於生、儲層時代老，多期成藏多期改造、破壞，預計其資源豐度更低。
（2）不同類型運聚單元資源豐度：中新生代斷陷或坳陷盆地長垣型、潛山型和斷陷型中央背斜構造型，石油地質資源豐度高，一般大於40×104t/km2；中新生代裂陷盆地、坳陷盆地邊緣構造型和古近系緩坡構造型石油資源豐度次之，一般為10×104～30×104t/km2；中生代盆地岩性型和古生代壓陷盆地的構造型石油資源豐度相對較低，一般小於10×104t/km2。
（3）不同區塊或區帶級資源豐度：區塊或區帶級石油資源豐度差異更大，從小於1×104t/km2到大於200×104t/km2。其中潛山型、岩性—構造型、披覆背斜區塊資源豐度較高，一般大於50×104t/km2，最大可大於200×104t/km2。構造—岩性型、斷裂構造型資源豐度一般為30×104～50×104t/km2。地層—岩性型、斷鼻型以及裂縫型區塊、資源豐度較低，一般小於30×104t/km2。
通過刻度區解剖標定多種成藏因素下評價單元的資源豐度，不但為廣泛應用類比法計算資源量提供了可靠的參數，同時也擺脫了過去以盆地總資源量為基礎，利用地質評價系數類比將資源量分配到各評價單元的做法，使類比法預測的油氣資源量在空間位置上更准確，提高了油氣資源空間分布的預測水平。
（七）可采系數
國外主要採用建立在類比基礎上的統計法計算油氣可采資源量，而我國第一輪、第二輪全國油氣資源評價沒有計算油氣可采資源量。本輪評價開展的油氣資源可采系數研究，通過可采系數將地質資源量轉化為可采資源量，這在國內外油氣資源評價中尚屬首次。可采系數是指地質資源中可采出的量佔地質資源量的比例，是從地質資源量計算可采資源量的關鍵參數。
可采系數研究與應用是常規油氣資源評價的重要組成部分，主要目的是通過重點解剖、統計和類比分析方法，對我國油氣資源可采系數進行研究，為科學合理地計算油氣可采資源量提供依據，進而對重點盆地和全國油氣可采資源潛力進行評價。
1.評價單元類型劃分
為使可采系數研究成果與評價單元劃分體系有機結合，遵循分類科學性、概括性和實用性三個基本原則，以油氣資源類型、盆地類型、圈閉類型、儲層岩性、儲層物性等地質因素為依據，對評價單元進行了分析和分類，將國內石油評價單元分為中生代坳陷高滲、古近紀與新近紀斷陷盆地復雜斷塊高滲等24種類型，天然氣評價單元分為克拉通盆地古隆起、前陸盆地沖斷帶等16種類型（表4-8、表4-9）。
表4-8 不同類型評價單元石油可采系數取值標准
表4-9 不同類型評價單元天然氣可采系數取值標准
2.刻度油氣藏資料庫的建立
已發現油氣資源賦存在油氣藏中，建立刻度油氣藏資料庫是統計已發現油氣資源採收率、分析影響採收率主控因素、預測油氣資源可采系數的基礎。刻度油氣藏是油氣資源可采系數研究中作為類比標準的，地質認識清楚、開發程度高、已實施二次採油或三次採油技術的油氣藏。
刻度油氣藏選擇原則：①典型性——能代表國內外主要的油氣藏類型，保證類比法應用基礎的廣泛性；②針對性和實用性——針對油氣資源評價，有效地指導相應類型評價單元油氣資源可采系數的確定；③開發程度高——油氣藏開發程度高，地質參數和開發參數基本齊全；④三次採油技術應用具有代表性——盡量選擇已實施三次採油技術的油藏，保證技術可采系數的可靠性。
對國內43個油藏、30個氣藏，國外59個油藏、22個氣藏進行了剖析：收集整理每個油氣藏的主要地質和開發參數；每個油氣藏的地質條件主要包括儲層特徵、圈閉條件、流體性質等，開發條件主要包括開采方式、開采速度、增產措施等；研究不同因素對採收率的影響程度，進而確定該油氣藏採收率的主控因素；針對開采方式的不同，油藏的採收率可分為一次、二次或三次採收率；氣藏主要是一次採收率。通過對每個油氣藏的地質條件、開發條件和採收率進行分析，建立起國內外刻度油氣藏資料庫。
3.可采系數主控因素分析
對影響可采系數的地質條件、開發條件和經濟條件進行了分析，建立起可采系數主控因素的評價模型。
（1）在大量統計和重點解剖的基礎上，對油氣地質條件中的因素逐一進行分析，並提煉出15項油氣採收率的主控因素，即盆地類型、儲層時代、圈閉類型、沉積相類型、儲層岩性、儲層厚度、儲集空間類型、孔隙度、滲透率、埋深、含油飽和度、原油粘度、原油密度、變異系數、原始氣油比。
（2）在諸多開發條件中，提高採收率技術是極為重要的因素，不同提高採收率技術適用條件不同，其提高採收率的潛力也差距很大。通過綜合分析，主要技術對不同類型油藏的提高採收率潛力為：最小5%，中間值10%，最大值15%。
（3）利用石油公司提高採收率模擬研究成果，建立了大型背斜油藏、復雜背斜油藏、斷塊油藏、岩性油藏、復雜儲層油藏等在稅後內部收益率為12%、油田開發到含水95%時聚合物驅和化學復合驅採油時的油價與油田採收率之間的關系，若這五類油藏要達到相同的採收率，條件好的如大型背斜油藏、復雜背斜油藏所需的油價低於條件差的如岩性油藏、復雜儲層油藏。
4.可采系數取值標準的建立
在研究中，解剖了國內43個油藏、30個氣藏，國外59個油藏、22個氣藏，統計分析了大量油氣田採收率數據，給出了不同類型評價單元油氣技術可采系數和經濟可采系數取值范圍，建立了不同類型評價單元油氣可采系數取值標准（表4-8、表4-9）。
（1）不同類型評價單元石油可采系數相差較大，以技術可采系數為例：中生代坳陷高滲和古近紀與新近紀斷陷盆地復雜斷塊高滲評價單元可采系數最大，其中間值大於40%；中生代坳陷中滲、古近紀與新近紀斷陷盆地復雜斷塊中滲、中生代斷陷、中新生代前陸、古生界潛山、古生界碎屑岩、古近紀殘留型斷陷、陸緣裂谷斷陷古近紀與新近紀海相輕質油、陸緣弧後古近紀與新近紀海陸交互相輕質油等評價單元可采系數為30%～40%；中生代坳陷低滲、古近紀與新近紀斷陷盆地復雜斷塊低滲、古生界縫洞、南方古近紀與新近紀中小盆地、低滲碎屑岩、重（稠）油中高滲、變質岩、礫岩、陸內裂谷斷陷新近紀重質油、陸內裂谷斷陷古近紀復雜斷塊等評價單元可采系數為20%～30%；低滲碳酸鹽岩、重（稠）油低滲、火山岩等評價單元可采系數為15%～20%。
（2）不同類型評價單元天然氣可采系數相差也較大：克拉通碳酸鹽縫洞、礁灘和前陸沖斷帶等評價單元可采系數最大，其平均值大於70%；克拉通古隆起、克拉通碎屑岩、前陸前淵、南方中小盆地、陸緣斷陷、火山岩、變質岩和海域古近紀與新近紀砂岩等評價單元可采系數為60%～70%；前陸斜坡、生物氣、中生代坳陷、古近紀與新近紀斷陷盆地復雜斷塊、殘留斷陷、礫岩等評價單元可采系數為50%～60%；緻密砂岩等評價單元可采系數最小，其平均值小於50%。
5.可采系數計算方法的建立
可采系數計算方法包括可采系數標准表法和刻度區類比法兩種方法。
（1）標准表取值法。利用可采系數標准表求取不同評價單元可采系數的步驟如下：在不同類型評價單元可采系數取值標准表中找到已知評價單元的所屬類型；明確評價單元與可采系數相關因素（宏觀、微觀）的定性、定量資料；對照可采系數的類比評分標准表和類比評分計算方法，對評價單元進行類比打分；根據類比評價結果求取可采系數。
（2）刻度區類比法。以建立的國內外刻度油氣藏資料庫為基礎，利用刻度區類比法來求取不同評價單元的可采系數。具體步驟如下：根據評價單元分類標准，將具體評價單元歸類，並分析整理該評價單元的油氣地質條件和開發條件；根據評價單元的類型及其地質條件和開發條件，從國內外刻度油氣藏資料庫選擇適合的類比對象；對照可采系數的類比評分標准表和類比評分計算方法，對該評價單元及其類比對象進行打分並計算它們的得分差值；根據得分差值求取該評價單元的可采系數。
通過油氣可采系數標准和計算方法在全國129個盆地中的推廣應用，既檢驗了可采系數取值標准和所用基礎數據的可靠性、可行性和適用性，保證了油氣可采資源量計算的客觀性，又獲得了全國油氣可采資源量。