Ⅰ 常规油气资源评价方法
（一）方法应用现状
在国内外油气资源评价中，曾采用过多种评价方法计算资源量，总体上可归为成因法、统计法、类比法三大类50余种方法。在国外由于各部门职能不同，因此采用的评价方法也各有侧重和差异。如美国联邦地质调查局（USGS）代表政府职能，负责美国各含油气盆地，乃至全球的资源评价工作，选择的方法主要为统计法和特尔菲法。国外石油公司为各公司经济利益和决策勘探部署服务，所采用的资源评价方法主要是类比法，其次为统计法。评价对象是以招标区块和目标区为主，重点计算可采资源量和可采储量。中国油气资源评价工作，在1994年以前曾代表政府和企业双重职能做全国性资源评价工作：采用的资源评价方法以成因法为主，其次为统计法和类比法。2000年以后随着各石油公司经营体制的变化及国际交流的需要，油气资源评价方法则广泛采用类比法和统计法。但无论国内、国外，过去采用的资源评价方法均比较单一，各有应用侧重点，未能形成配套的油气资源评价方法体系。
（二）采用的评价方法
按照《常规油气资源评价实施方案》规定，在类比法、统计法和成因法三大类几十种方法中，选择应用了15种评价方法：
（1）成因法：包括盆地模拟法、氯仿沥青“A”法、产烃率法、生物气模拟法；
（2）类比法：包括体积丰度类比法、面积丰度类比法、有效储层预测法、多种地质因素分析法；
（3）统计法：包括油田规模序列法、广义帕莱托分布法、发现过程模型法、地质模型—统计模型综合法。
根据评价盆地的勘探程度和地质特点选择适用的评价方法。其中，中—高勘探程度盆地以统计法、成因法（盆地模拟）为主，兼类比法；中等勘探程度的盆地可以同时采用统计法、类比法和成因法；低勘探程度盆地以类比法为主，兼成因法。类比法的使用必须建立在精细的刻度区解剖研究基础之上，通过细分评价单元，与地质背景和成藏条件最相近的刻度区建立一一对应关系，确定评价区内诸如油气资源丰度等关键性的评价参数，最终计算出客观合理的油气资源量。方法的选用体现了多种方法的配套性、实用性和针对性。
评价过程中，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司和延长油矿管理局在统一使用面积丰度类比法和盆地模拟法的基础上，在中高勘探程度盆地加强了统计法的应用，并突出了方法的组合和交叉使用，以达到相互验证的目的；广州海洋地质调查局、青岛海洋地质研究所、中国地质科学院地质力学研究所、成都理工大学和成都地质矿产研究所在其所承担的中低勘探程度盆地评价中，主要采用了类比法和成因法中的氯仿沥青“A”法、产烃率法和盆地模拟法；塔里木盆地资源评价课题组在中国石油和中国石化各自评价基础上，根据交叉评价的需要，采用类比法进行评价；渤海湾盆地资源评价课题组在中国石油、中国石化和中海石油各自评价的基础上，根据任务要求，分坳陷、凹陷进行了全渤海湾盆地油气资源的汇总，并对部分凹陷进行了评价。
各评价单位方法使用情况见表4-1。
（三）评价方法体系建立与应用
为满足不同勘探程度、不同评价单元（盆地、含油气系统）以及提供各类油气资源系列的要求，借鉴国外成熟应用的评价方法和国内广为应用的资源评价方法，归纳为三大类30余种资源评价方法，明确了各种方法的使用和方法配套组合应用效果，从而建立起适合中国地质特点的油气资源评价方法体系。
根据评价单元勘探程度、地质条件以及占有资料的多少，确立主打的资源评价方法和辅助方法，合理、配套、组合应用，将各种方法计算的资源量进行特尔菲加权处理，应用效果好。例如中—高勘探程度，采用盆地模拟法为主要方法与类比法、统计法组合应用；中—低勘探程度盆地，采用面积丰度类比法和成因法组合应用；大面积岩性油气藏分布区，则采用以有效储层预测法、饱和探井法为主，辅以面积资源丰度类比法和运聚单元法组合（表4-2）。
表4-1 新一轮全国油气资源评价方法使用情况
表4-2 不同类型及不同勘探程度盆地资源量计算方法
续表
（四）评价方法的发展
在本次油气资源评价中，类比法的应用，统计法中有效储层预测法的应用以及盆地模拟方法的应用都有新发展。在类比法中，以建立的各种类型刻度区样本点为基础，分构造单元、分层、分含油组合类比，解决了油气资源时空分布的预测问题，大大提高了评价区预测精度。有效储层预测法，解决了针对大面积岩性油气藏的资源预测问题。成因法中的盆地模拟技术，是中国广为应用的资源评价方法，在运聚史模块上，发展了量化的油气动态模拟，用大量刻度区的资料直接计算运聚系数，经统计分析建立预测模型，从中获取科学、客观的运聚系数取值标准和条件，从而提高盆地模拟法油气资源预测精度。
Ⅱ 经济分析方法
油气资源经济分析就是从经济的角度对油气资源的经济价值进行科学评估。从评价对象角度讲，包括盆地（坳陷、凹陷）、区块和圈闭三个级别的地质勘探实体目标。盆地级油气资源经济分析的主要任务是：对单目标，分析盆地勘探所需投资的概率分布和所获油气资源量的经济效益的概率分布；对多目标，按经济效益排队并剔除无（或低）效益目标。盆地级目标的各种相关参数及经济指标具有很大的模糊性和不确定性，因此其相关参数的获取应以类比方法为主，计算方法应以蒙特卡洛法为主。区块级油气资源经济分析也主要分析区块勘探投资及所获油气资源量的经济效益，然后按经济效益对各区块进行排队，剔除无（或低）效益区块。对低勘探程度区块，采取类比法获取参数及采用蒙特卡洛法预测经济指标；对高勘探程度区块，可用期权法预测各项经济指标。圈闭级资源经济分析主要是用模拟方案法计算各圈闭勘探开发投资及所获油气资源的经济效益。
对油气资源进行经济分析的基本思路是：针对某一特定单元的油气资源及其品质，在一定时限内，假设投入某一定量的勘探工作，则从理论上可探明一定量的油气储量。以此工作量和储量为依据，分析在当前油价或多种假设油价下勘探经济效益。或反过来思考，按“产出—投入”即效益为0的原理，反推探明一定量油气储量，最多可投入多少勘探工作量，即计算勘探投资经济极限。因此，油气资源经济分析的实质就是根据具体区域的油气资源的地质和技术经济资料，对假设的探明储量的经济价值用货币量来表示，然后分析勘探的经济效益和社会效益。在勘探部署过程中，永远应依据经济分析结果优化投资方向，使勘探投资尽可能集中投向能获较大经济效益的地区及具体目标（如局部构造）。
6.4.1 投资费用计算方法
一般而言，为较好地较全面地开展经济分析，在投资费用测算中，不仅要测算勘探投资，还要计算开发投资。勘探开发投资费用的测算是油气资源经济分析的基础。
勘探投资主要包括地震、钻探井和试油三项投资，而其他投资（包括非地震勘探、科研等）分别摊入上述三项投资中。故计算公式为
油气资源评价方法与实践
式中：I——勘探投资，万元；
L——地震测线总长，km（也可是三维地震面积，km2）；
N——探井井数，口；
H——探井平均井深，m；
P——探井平均试油层数，层/口；
C震、C探、C试——地震、探井、试油成本定额。
开发投资包括钻井开发井、油气集输及其他工作投资。由于在勘探早期，对开发的工作量只能是粗略预测的，因此用简单方法进行估算。如克拉玛依油气田开发投资用下式估算：
油气资源评价方法与实践
式中：I开——开发投资，万元；
I单——单井平均投资，万元/口；
Ao——含油面积，km；
D——井距，km2；
F——井网系数。
6.4.2 财务评价方法
6.4.2.1 财务评价的主要指标
财务评价是根据国家现行财税制度和现行价格，分析测算勘探项目的效益和费用，考察勘探项目获利能力、清偿能力及外汇效果等财政状况，以判别勘探项目在财务上的可行性。财务评价主要指标有财务净现值、财务内部收益率和投资回收期，其次还有投资利润率、投资利税率、资本金利润率、国内借款偿还期、投资负债率、流动比率、速动比率等。由于财务评价所依据的参数只是在一定假设条件下推测的，可靠性差，故没有必要作详细的分析，而宜采取简化方式进行估算。以下是上述三个主要指标计算方法：
（1）财务内部收益率（FIRR）
财务内部收益率是指项目在整个计算期内各年净现金流量现值累计等于0时的折现率，它反映项目占用资金的盈利率，是观察项目盈利能力的主要动态评价指标，其表达式为
油气资源评价方法与实践
式中：CI——现金流入量，万元；
C0——现金流出量，万元；
（CI-C0）t——第t年的净现金流量；
n——计算期，年。
对上式，按试插入法求FIRR值。财务评价应计算出全部投资和自有资金、所得税前、所得税后的财务内部收益率（FIRR），然后与基准内部收益率（IC）比较，FIRR＞IC时，即认为其盈利能力已满足最低要求，项目可行。
（2）财务净现值（FNPV）
油气资源评价方法与实践
式中：ic——贴现率，%。
财务净现值（FNPV）是指项目按行业基准收益率（12%），将项目计算期间各年的净现金流量折现到建设期初的现值之和。它是项目盈利能力的动态评价指标。财务净现值≥0的项目是可以接受的。
（3）投资回收期（Pt）
投资回收期（Pt）是指以项目的净收益抵偿全部投资所需要的时间，其一般从建设年开始算起，计算公式为：
油气资源评价方法与实践
投资回收期（Pt）与行业的基准投资回收期（Pc）比较，当Pt≤Pc时，表明项目能在规定的时间内收回投资。
一般来说，在进行上述指标计算时，评价期以15年为限，资金来源主要考虑实际的主要来源，税金只考虑主要税种，油价以资源所在地现行油价为主，也可假设几种油价，不考虑固定资产残值回收、流动资金的占有和回收、通货膨胀等。评价的总体原则是，越大越好，越早越好，建于现金流量的基础上。即净现值和内部收益率越大越好，回收期越短（越早）越好。
6.4.2.2 财务评价不确定性分析
财务评价所用数据大部分是根据现状水平预测和估算的。由于勘探开发期一般较长和勘探开发对象的复杂性，很难对投资、收益进行准确预测，更不能预测项目实施中可能出现的各种情况，因此财务评价中所计算的各项经济指标具有一定程度的不确定性。目前，对于这种不确定性的分析方法主要有如下3种：
6.4.2.2.1 盈亏平衡分析
盈亏平衡分析是根据项目正常年份产量、固定成本、可变成本、税金等因素，通过确定项目的产量盈亏平衡点（BEP，即项目收益与成本相等时那一点，如图6-17所示），分析、预测产量或产能利用率对项目盈亏的影响。盈亏平衡点越低，说明项目抗风险能力越强，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项目不同因素发生变化时对经济评价主要指标（如内部收益率、净现值、投资回收期等）的影响程度，从而使决策者明确影响经济指标的主导因素，提高决策准确性和客观性。目前，敏感性分析多数采用单因素变动分析法，由于油气勘探开发项目的变动因素很多，相互间可能还存在一定的复杂关系，因此有必要进行多因素变动分析法。
图6-17 盈亏平衡图
6.4.2.2.3 概率分析
概率分析就是首先确定项目各因素的变化范围及概率分布，然后估算财务内部收益率、财务净现值的概率分布，进而确定项目可行的概率，定量确定项目风险。
6.4.3 国民经济评价
国民经济评价是从国家和社会角度考察油气资源勘探的经济效益。主要是用影子价格、影子工资、影子汇率、社会折现率，计算勘探项目给国民经济可能带来的净效益，从而评价项目在经济上的合理性。所用指标为经济内部收益率、经济净现值、投资净收益率。前二指标计算方法同财务评价，而投资净收益率计算方法如下：
油气资源评价方法与实践
在国民经济评价中，有一个与财务经济不同的问题，即转移支付。企业向国家缴纳税金、向国内银行支付利息，或企业从国家得到某种补贴，作为企业而言，有收入和支出，故财务评价应加以考虑，但是从国民经济角度看，并未造成资源的实际耗费或增加，故国民经济评价中并不考虑这些因素，只是将其视为内部转移支付。
国民经济评价中存在一些问题：①影子价格及其他影子参数难以取得；②“分解成本”等工作繁杂，操作性差；③间接费用—效益范围划分缺乏科学界定。
6.4.4 勘探投资经济极限
有两种分析思路
（1）在油气资源允许的条件下，根据各种勘探成本定额、油气藏埋深等具体条件、油气品质及可能油价，分析油气勘探投资能够收回的最小经济油田储量规模，即当小于此储量规模时，勘探将一定亏损，而高于此规模时则勘探将一定赢利。因此计算公式如下：
油气资源评价方法与实践
式中：Q0——最小经济油田的储量规模，万吨；
M1、M2、M3——单井综合费用、单井地面建设费用、钻前勘探投入，万元；
T——单井开采期，年；
C0——单井年开采成本，万元/年；
P——原油价格，元/t；
S——油销售税率，元/t；
Z3——单位原油开采成本，元/t；
Kc——采收率，%；
K0——探井成功率，%。
（2）分析一定规模油气资源量地区的最大经济勘探投资。高于此投资则一定赔，低于此投资则可能赚。主要是分析在一定时期内，在该时期若投入勘探工作量，则最多可探明多少储量，再根据油价计算出这些储量的总价值，则此价值在扣除税金和利润后就为经济勘探极限投资。计算公式如下：
油气资源评价方法与实践
式中：Cm——勘探极限投资，万元；
S——商品化储量，万吨；
P——原油价格，元/吨；
Z——税金，万元；
L——资金利润率，小数。
Ⅲ 石油天然气关键参数研究与获取
评价参数直接影响评价方法的有效性，不同类型的参数作用不同。有效烃源岩有机碳下限、产烃率图版、运聚系数是成因法的关键参数；最小油气田规模对统计法计算结果有较大影响；油气资源丰度是应用类比法的依据，由已知区带的油气资源丰度评价未知区带的资源丰度；可采系数是将地质资源量转化成可采资源量的关键参数。
（一）刻度区解剖
1.刻度区的定义
刻度区解剖是本次资源评价的特色之一，也是油气资源评价的重要组成部分。刻度区解剖的目的是通过对地质条件和资源潜力认识较清楚的地区的分析，总结地质条件与资源潜力的关系，建立两者之间的参数纽带，进而为资源潜力的类比分析提供参照依据。
刻度区是为取准资源评价关键参数，以保证资源评价的客观性而选择的满足“勘探程度高、资源探明率高、地质认识程度高”三高要求的三维地质单元。刻度区可以是一个盆地（凹陷）、一个油气运聚单元、一个区带、一个成藏组合、一个层系或一个二级构造带等。为了正确和客观认识地质条件和资源潜力，刻度区的选取在考虑“三高”条件的基础上，应尽量考虑不同地质类型的综合，这样可以更充分体现油气资源丰度与地质因素之间的关系。
2.刻度区解剖内容与方法
刻度区解剖主要围绕油气成藏条件、资源量及参数三个核心展开，剖析三者之间的关联规律和定量关系。
（1）成藏特征和成藏主控因素分析。成藏特征和成藏主控因素分析实质上是对选择的刻度区进行成藏特征总结，精细刻画出成藏的定性、定量的主控因素与参数，便于评价区确定类比对象。在一个含油气盆地、含油气系统、坳陷、凹陷的成藏规律刻画中，其成藏特征差异大，故一般最好选择以含油气系统（或坳陷）及其间的运聚单元作为对象，更便于有效的类比应用。油气运聚单元是盆地（凹陷）中具有相似油气聚集特征的独立的和完整的石油地质系统，是以盆地（凹陷）的油气聚集带为核心，并包含为该油气聚集带提供油气源的有效烃源岩。油气运聚单元是有效烃源岩、油气运移通道、有效储集层、有效盖层、有效的圈闭等要素在时间和空间上的有机组合。一个油气运聚单元可以有多个有效烃源岩体和烃源岩区为其供烃，但同一个油气运聚单元的油气聚集特征是相似的。一个油气运聚单元可以只包含一个油气成藏组合，也可以包含在纵向上叠置的多个油气成藏组合。因此刻度区地质条件的评价与定量刻画就是按照运聚单元→成藏组合→油气藏的层次路线综合分析烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件等油气成藏条件。盆地模拟是地质评价流程中的一个重要组成部分，其作用主要体现在三个方面：其一是通过盆地模拟反映流体势特征，进而确定油气运聚单元的边界；其二是提供烃源参数，如生烃强度、生烃量、有效烃源岩面积等；其三是通过关键时刻的获取来反映油气成藏的动态作用过程。
（2）油气资源量确定。刻度区资源量计算与一般意义上的资源量计算稍有不同，正是由于刻度区的“三高”背景，特别是选定的刻度区探明程度越高越好，计算出的资源量更准确有利于求准各类评价参数。在本次刻度区解剖研究中，主要采用了统计法来计算刻度区的资源量，统计法中包括油藏规模序列法、油藏发现序列法、年发现率法、探井发现率法、进尺发现率法以及老油田储量增长法，不同方法估算出的资源量采用特尔菲加权综合。盆地模拟在计算生烃量方面技术已经比较成熟，因此刻度区（运聚单元）的生烃量仍由盆地模拟方法计算。
（3）油气资源参数研究。通过刻度区解剖，建立了参数评价体系和预测模型，获得了地质条件定量描述参数、资源量计算参数和经济评价参数，如运聚系数、资源丰度等关键参数。从刻度区获得的资源量与生油量之比可计算出运聚系数，刻度区的资源量与面积之比可获得单位面积的资源丰度，还可得到其他参数等。由于盆地内坳陷（凹陷）内各单元成藏条件差异，求得的参数是不同的，故细分若干运聚单元，求取不同单元的参数，这样用于类比区会更符合实际。
3.刻度区研究成果与应用
通过刻度区解剖研究，系统地获得运聚系数、油气资源丰度等多项关键参数，为油气资源评价提供各类评价单元类比参数选取的标准，保证评价结果科学合理。如中国石油解剖的辽河坳陷大民屯凹陷级刻度区，通过对其烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件五方面精细研究，获得了22项量化的成藏条件的系统参数。根据大民屯凹陷内划分的六个运聚单元，分别计算各单元的生油量和资源量，直接获得六个单元的运聚系数。同时计算出各运聚单元单位面积的资源量，获得不同成藏条件下的资源丰度参数（表4-5）。
表4-5 大民屯凹陷刻度区解剖参数汇总表
在中国石油128个刻度区的基础上，各单位根据评价需要，又解剖了一定数量的刻度区。其中，中国石油利用已有刻度区128个，新解剖刻度区4个，共应用132个；中石化新解剖42个；中海油新解剖4个；延长油矿新解剖3个。各项目共应用了181刻度区，这些刻度区涵盖了我国主要含油气盆地中的大部分不同类型的坳陷、凹陷、运聚单元和区带，基本满足了不同评价区的需要。各种类型刻度区统计见表4-6。
表4-6 各种类型刻度区统计表
（二）有效烃源岩有机碳下限
有效烃源岩有机碳下限是指烃源岩中有机碳含量的最小值，小于该值的烃源岩生成的烃量不能形成有规模的油气聚集。有效烃源岩有机碳下限是确定烃源岩体积的主要参数，直接影响生烃量的计算结果。
在大量烃源岩样品分析化验和有关地质资料研究基础上，明确了不同岩类有效烃源岩有机碳下限标准。陆相泥岩有效烃源岩有机碳下限为0.8%，海相泥岩为0.5%，碳酸盐岩为0.2%～0.5%，煤系源岩为1.5%。例如，陆相泥岩TO C与S1+S2关系表明，S1+S2在TO C为0.8%时出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.8%；碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系表明，残余吸附气量在有机碳为0.2%处出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.2%（图4-1、图4-2）。
图4-1 陆相泥岩TOC与S1+S2关系图
图4-2 碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系图
对于勘探实践中已经发现油气藏，但烃源岩有机碳含量未达统一下限的盆地，根据实际情况可进行适当调整。如柴达木盆地柴西地区，在分析了大量烃源岩有机碳和S1+S2指标资料后，明确该区有机碳含量下限为0.4%时，即达到有效烃源岩标准，并被发现亿吨级尕斯库勒大油田的勘探实践所证实。在渤海湾盆地评价过程中，建立起相对统一的有效烃源岩丰度取值下限标准：碳酸盐岩气源岩丰度下限取0.2%，碳酸盐岩油源岩丰度下限取0.5%，湖相泥岩丰度下限取1.0%。
有效烃源岩有机碳下限的基本统一，保证了生烃量计算标准的相对一致和全国范围内的可比。
（三）产烃率图版
烃源岩产烃率图版是用盆地模拟方法计算烃源岩生烃量和资源量的关键参数。产烃率图版一般采用烃源岩热模拟实验方法获得。
1.液态烃产率图版
利用密闭容器加水热模拟实验方法，对中国陆相盆地不同类型烃源岩进行了热模拟实验。模拟实验所用样品取自松辽、渤海湾等10个盆地，包括侏罗系、白垩系和古近系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大类烃源岩。其中湖相泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烃源岩的有机质包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根据模拟实验结果，编制了不同类型烃源岩的液态烃产率图版（图4-3、图4-4、图4-5）。
图4-3 湖相泥岩烃源岩液态烃产率图版
图4-4 煤系泥岩烃源岩液态烃产率图版
图4-5 煤烃源岩液态烃产率图版
2.产气率图版
由于生物气生气机制与干酪根成气和原油热裂解气的生气机制不同，因此，其产气率与干酪根和原油裂解气产气率求取方式不同。
（1）生物气产气率。对生物气源岩样品在25℃～75℃的条件下进行细菌培养产生生物气，由此得到不同温阶下各类有机质的生物气产率。在模拟实验结果的基础上，结合前人的研究结果，分别建立了淡水环境、滨海环境和盐湖环境中不同类型有机质的生物气产气率图版及演化模式。
（2）干酪根和原油裂解气产气率。对于不同类型气源岩油产气率，国内外学者及一、二轮资源评价中已做过大量的工作。较多的实验是应用热压模拟方法对各种类型烃源岩进行产油及产气率实验，这种方法所计算的产气率包括了原油全部裂解成气的产率，亦即常说的封闭体系下源岩的产气率，所得到的天然气产率是气源岩的最大产气率。另一种求取气源岩产气率的方法是在开放体系下对源岩进行热模拟实验，各阶段生成的天然气和原油均全部排出源岩，原油不能在源岩中进一步裂解为天然气。这两种情况都是地质中的极端情况。但是实际的地质条件大多是半开放体系，在这种情况下，源岩生成的油既不能全部排出烃源岩，也不能完全滞留于源岩中。不同地质条件下亦即开放程度不同情况下源岩产气率如何计算？具体方法为：求得封闭和开放体系下相同类型源岩的产气率，将上述两种体系下的产气率图版（中值曲线）输入盆地模拟软件中，得出烃源岩层在不同渗透条件下产气率图版。
（四）运聚系数
运聚系数是油气聚集量占生烃量的比例，是成因法计算资源量的一个关键参数，直接影响资源量计算结果。运聚系数的确定方法包括运聚系数模型建立法和运聚单元成藏条件分析法。
1.运聚系数模型建立法
通过刻度区解剖，确定影响运聚系数的主要地质因素及其与运聚系数的相关关系。刻度区解剖研究表明，烃源岩的年龄、成熟度、上覆地层区域不整合的个数和运聚单元的圈闭面积系数等地质因素与石油运聚系数之间存在相关关系。依此建立地质因素与石油运聚系数之间关系的统计模型，包括双因素模型和多因素模型。双因素模型（相关系数为0.922）的地质因素选用烃源岩年龄和圈闭面积系数：
lny=1.62-0.0032x1+0.01696x4
多因素模型（相关系数为0.934）的地质因素选用烃源岩年龄、烃源岩的成熟度、区域不整合个数和圈闭面积系数：
lny=1.487-0.00318x1+0.186x2-0.112x3+0.02118x4
式中：y——运聚单元的石油运聚系数，%;
x1——烃源岩年龄，Ma;
x2——烃源岩成熟度（Ro）,%;
x3——不整合面个数；
x4——圈闭面积系数，%。
2.运聚单元成藏条件分析法
依据刻度区提供的大量运聚系数，依盆地类型和影响运聚系数的主要地质因素，分类建立运聚系数取值标准与应用条件。在评价中，根据刻度区解剖结果，确定了油气运聚系数分级取值标准（表4-7）。在评价中得到了推广应用，取得了良好的效果。
表4-7 石油运聚系数分级评价表
（五）最小油气田规模
最小油气田规模是指在现有工艺技术和经济条件下开采地下资源，当预测达到盈亏平衡点时的油气田可采储量。最小油气田规模对统计法计算的资源量结果有较大影响。为此，中国石油天然气集团公司等三大石油公司和延长油矿管理局对最小油田规模进行了专门研究。
通过对不同油价、不同开发方式和未来可能技术条件下最小油气田规模研究，确定了不同地区的最小油气田规模的取值。在地理环境相对较好的东部地区，其勘探开发成本较低，最小油气田规模一般在10×104～30×104t，在地理环境相对较差的西部地区，其勘探开发成本高，最小油气田规模一般在50×104t以上，对于海域来说，油气勘探开发成本更高，最小油气田规模更大，一般在150×104～500×104t。
（六）资源丰度
油气资源丰度是指每平方公里内的油气资源量，是类比法计算资源量的关键参数。通过统计分析，建立了资源丰度模型和取值标准。
1.资源丰度模型
通过刻度区解剖，建立刻度区内评价单元油气资源丰度和相关地质要素之间的统计预测模型：
新一轮全国油气资源评价
式中：y——运聚单元的石油资源丰度，104t/km2;
x1——烃源岩生烃强度，104t/km2;
x2——储集层厚度/沉积岩厚度，小数；
x3——圈闭面积系数，%;
x4——不整合面个数。
2.资源丰度取值标准
通过统计不同含油气单元资源丰度的分布特点，结合地质成藏条件，总结出各类刻度区资源丰度的取值标准。
（1）不同层系资源丰度：古近系凹陷由于成藏条件优越，成藏时间晚，石油地质资源丰度一般大于20×104t/km2；中生代凹陷成藏时间相对较长，石油地质资源丰度相对较低，一般约为10×104t/km2；古生代凹陷由于生、储层时代老，多期成藏多期改造、破坏，预计其资源丰度更低。
（2）不同类型运聚单元资源丰度：中新生代断陷或坳陷盆地长垣型、潜山型和断陷型中央背斜构造型，石油地质资源丰度高，一般大于40×104t/km2；中新生代裂陷盆地、坳陷盆地边缘构造型和古近系缓坡构造型石油资源丰度次之，一般为10×104～30×104t/km2；中生代盆地岩性型和古生代压陷盆地的构造型石油资源丰度相对较低，一般小于10×104t/km2。
（3）不同区块或区带级资源丰度：区块或区带级石油资源丰度差异更大，从小于1×104t/km2到大于200×104t/km2。其中潜山型、岩性—构造型、披覆背斜区块资源丰度较高，一般大于50×104t/km2，最大可大于200×104t/km2。构造—岩性型、断裂构造型资源丰度一般为30×104～50×104t/km2。地层—岩性型、断鼻型以及裂缝型区块、资源丰度较低，一般小于30×104t/km2。
通过刻度区解剖标定多种成藏因素下评价单元的资源丰度，不但为广泛应用类比法计算资源量提供了可靠的参数，同时也摆脱了过去以盆地总资源量为基础，利用地质评价系数类比将资源量分配到各评价单元的做法，使类比法预测的油气资源量在空间位置上更准确，提高了油气资源空间分布的预测水平。
（七）可采系数
国外主要采用建立在类比基础上的统计法计算油气可采资源量，而我国第一轮、第二轮全国油气资源评价没有计算油气可采资源量。本轮评价开展的油气资源可采系数研究，通过可采系数将地质资源量转化为可采资源量，这在国内外油气资源评价中尚属首次。可采系数是指地质资源中可采出的量占地质资源量的比例，是从地质资源量计算可采资源量的关键参数。
可采系数研究与应用是常规油气资源评价的重要组成部分，主要目的是通过重点解剖、统计和类比分析方法，对我国油气资源可采系数进行研究，为科学合理地计算油气可采资源量提供依据，进而对重点盆地和全国油气可采资源潜力进行评价。
1.评价单元类型划分
为使可采系数研究成果与评价单元划分体系有机结合，遵循分类科学性、概括性和实用性三个基本原则，以油气资源类型、盆地类型、圈闭类型、储层岩性、储层物性等地质因素为依据，对评价单元进行了分析和分类，将国内石油评价单元分为中生代坳陷高渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗等24种类型，天然气评价单元分为克拉通盆地古隆起、前陆盆地冲断带等16种类型（表4-8、表4-9）。
表4-8 不同类型评价单元石油可采系数取值标准
表4-9 不同类型评价单元天然气可采系数取值标准
2.刻度油气藏数据库的建立
已发现油气资源赋存在油气藏中，建立刻度油气藏数据库是统计已发现油气资源采收率、分析影响采收率主控因素、预测油气资源可采系数的基础。刻度油气藏是油气资源可采系数研究中作为类比标准的，地质认识清楚、开发程度高、已实施二次采油或三次采油技术的油气藏。
刻度油气藏选择原则：①典型性——能代表国内外主要的油气藏类型，保证类比法应用基础的广泛性；②针对性和实用性——针对油气资源评价，有效地指导相应类型评价单元油气资源可采系数的确定；③开发程度高——油气藏开发程度高，地质参数和开发参数基本齐全；④三次采油技术应用具有代表性——尽量选择已实施三次采油技术的油藏，保证技术可采系数的可靠性。
对国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏进行了剖析：收集整理每个油气藏的主要地质和开发参数；每个油气藏的地质条件主要包括储层特征、圈闭条件、流体性质等，开发条件主要包括开采方式、开采速度、增产措施等；研究不同因素对采收率的影响程度，进而确定该油气藏采收率的主控因素；针对开采方式的不同，油藏的采收率可分为一次、二次或三次采收率；气藏主要是一次采收率。通过对每个油气藏的地质条件、开发条件和采收率进行分析，建立起国内外刻度油气藏数据库。
3.可采系数主控因素分析
对影响可采系数的地质条件、开发条件和经济条件进行了分析，建立起可采系数主控因素的评价模型。
（1）在大量统计和重点解剖的基础上，对油气地质条件中的因素逐一进行分析，并提炼出15项油气采收率的主控因素，即盆地类型、储层时代、圈闭类型、沉积相类型、储层岩性、储层厚度、储集空间类型、孔隙度、渗透率、埋深、含油饱和度、原油粘度、原油密度、变异系数、原始气油比。
（2）在诸多开发条件中，提高采收率技术是极为重要的因素，不同提高采收率技术适用条件不同，其提高采收率的潜力也差距很大。通过综合分析，主要技术对不同类型油藏的提高采收率潜力为：最小5%，中间值10%，最大值15%。
（3）利用石油公司提高采收率模拟研究成果，建立了大型背斜油藏、复杂背斜油藏、断块油藏、岩性油藏、复杂储层油藏等在税后内部收益率为12%、油田开发到含水95%时聚合物驱和化学复合驱采油时的油价与油田采收率之间的关系，若这五类油藏要达到相同的采收率，条件好的如大型背斜油藏、复杂背斜油藏所需的油价低于条件差的如岩性油藏、复杂储层油藏。
4.可采系数取值标准的建立
在研究中，解剖了国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏，统计分析了大量油气田采收率数据，给出了不同类型评价单元油气技术可采系数和经济可采系数取值范围，建立了不同类型评价单元油气可采系数取值标准（表4-8、表4-9）。
（1）不同类型评价单元石油可采系数相差较大，以技术可采系数为例：中生代坳陷高渗和古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗评价单元可采系数最大，其中间值大于40%；中生代坳陷中渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块中渗、中生代断陷、中新生代前陆、古生界潜山、古生界碎屑岩、古近纪残留型断陷、陆缘裂谷断陷古近纪与新近纪海相轻质油、陆缘弧后古近纪与新近纪海陆交互相轻质油等评价单元可采系数为30%～40%；中生代坳陷低渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块低渗、古生界缝洞、南方古近纪与新近纪中小盆地、低渗碎屑岩、重（稠）油中高渗、变质岩、砾岩、陆内裂谷断陷新近纪重质油、陆内裂谷断陷古近纪复杂断块等评价单元可采系数为20%～30%；低渗碳酸盐岩、重（稠）油低渗、火山岩等评价单元可采系数为15%～20%。
（2）不同类型评价单元天然气可采系数相差也较大：克拉通碳酸盐缝洞、礁滩和前陆冲断带等评价单元可采系数最大，其平均值大于70%；克拉通古隆起、克拉通碎屑岩、前陆前渊、南方中小盆地、陆缘断陷、火山岩、变质岩和海域古近纪与新近纪砂岩等评价单元可采系数为60%～70%；前陆斜坡、生物气、中生代坳陷、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块、残留断陷、砾岩等评价单元可采系数为50%～60%；致密砂岩等评价单元可采系数最小，其平均值小于50%。
5.可采系数计算方法的建立
可采系数计算方法包括可采系数标准表法和刻度区类比法两种方法。
（1）标准表取值法。利用可采系数标准表求取不同评价单元可采系数的步骤如下：在不同类型评价单元可采系数取值标准表中找到已知评价单元的所属类型；明确评价单元与可采系数相关因素（宏观、微观）的定性、定量资料；对照可采系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对评价单元进行类比打分；根据类比评价结果求取可采系数。
（2）刻度区类比法。以建立的国内外刻度油气藏数据库为基础，利用刻度区类比法来求取不同评价单元的可采系数。具体步骤如下：根据评价单元分类标准，将具体评价单元归类，并分析整理该评价单元的油气地质条件和开发条件；根据评价单元的类型及其地质条件和开发条件，从国内外刻度油气藏数据库选择适合的类比对象；对照可采系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对该评价单元及其类比对象进行打分并计算它们的得分差值；根据得分差值求取该评价单元的可采系数。
通过油气可采系数标准和计算方法在全国129个盆地中的推广应用，既检验了可采系数取值标准和所用基础数据的可靠性、可行性和适用性，保证了油气可采资源量计算的客观性，又获得了全国油气可采资源量。