《天然气地球科学》2012年第4期 目录
致密砂岩气已成为全球非常规天然气勘探的重点之一。中国致密砂岩气分布范围广，目前已在鄂尔多斯和四川等盆地实现了规模开发；致密砂岩气藏主要有低缓斜坡型、背斜构造型和深部凹陷型3种类型，其基本地质特征表现为以煤系源岩为主，生烃强度高，具有持续充注的气源条件；致密砂岩与烃源岩紧密相邻，大面积接触，以近距离垂向运移成藏为主；源储有效配置形成致密砂岩气大气区，局部富集。中国致密砂岩气的有利勘探面积约为32×104km2，可采资源量达(8~11)×1012m3，目前中国致密砂岩气勘探开发技术已较成熟，具备加快发展的条件，在中国未来天然气发展中必将发挥重要作用。
鄂尔多斯盆地中奥陶统马家沟组沉积于局限的、高盐度陆表海碳酸盐岩台地，以泥晶白云岩、泥晶石灰岩和蒸发岩为主。部分岩石经岩溶作用改造成岩溶角砾岩。马家沟组碳酸盐岩全岩或手选样品的δ18O值在-16.0‰~-1.9‰（VPDB标准，下同）之间，平均为-8.5‰；δ13C值在-16.1‰~4.83‰之间，平均为-0.90‰。激光显微采样样品δ18O值在-15.8‰~-0.8‰之间，平均为-7.7‰；δ13C值在-12.4‰~5.77‰（VPDB标准，下同）之间，平均为-0.15‰。总的来说，2种采样方法的结果没有大的差别，后者较前者能更准确地反映不同组分特征。原始沉积方解石和石灰岩δ18O最大值均为5.8‰，代表原始碳酸盐岩的δ18O值，与大多数学者的全球同位素地层学研究成果吻合。由于淡水淋滤和埋藏作用，原始沉积方解石和石灰岩δ18O最小值和平均值均较低。充填于孔隙的方解石受淡水淋滤和高温埋藏作用影响，一般有较低的δ18O值。原始沉积的白云石或白云岩δ18O最大值较原始沉积方解石和石灰岩相应值明显偏高，白云石沉积于高盐度、局限环境条件下，由微生物白云石机理形成。因形成较晚，充填于孔隙的白云石有较低的δ18O值。碳酸盐岩δ13C最大值明显偏高，与全球海水的δ13C值在晚奥陶世升高有关，鄂尔多斯盆地海水δ13C值在中奥陶世晚期已升高。受有机碳影响，部分样品具有低的δ13C值。
通过对川西地区什邡剖面二叠系进行系统的采样研究，发现不同沉积相对应不同的微量元素地球化学特征。P、Ba、Cr、Ni、Cu、Zn等生物发育的营养型元素富集，反映出具高的生物生产率；V/（V+Ni）值、V/Cr值、Sr/Ba值可以很好地指示有机质保存环境。二叠系烃源岩发育层段有机质丰度、沉积相与海侵―海退旋回的关系、有机质保存环境及生物繁茂程度等反映的地球化学特征相互吻合。微量元素地球化学特征对判别沉积相有重要的指示意义。
依据烃源岩有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度分析，发现乌南—绿草滩地区较好—好烃源岩主要分布在下干柴沟组上段和下干柴沟组下段。烃源岩生物标志化合物主要特征为正烷烃系列中—低碳数（15~19）出现偶碳数优势，高碳数（25~29）表现为奇数碳优势。萜类化合物表现出高伽马蜡烷—高三环萜和低伽马蜡烷—低三环萜2种类型，C34、C35升霍烷含量较低，甾烷既有C27优势，也有C29优势。反映烃源岩发育区主要处在深湖相带与滨浅湖相带之间的过渡相带，水生生物与陆源高等植物有机质生源各有一定比例。值得关注的是，在绿参1井不同深度的5个古近系—新近系烃源岩样品，在其芳烃馏分中均检测到三联苯系列化合物，发现三联苯系列中不同取代位置的同分异构体相对含量和烃源岩中有机质的热演化程度表现出很好的正相关性，成为氯仿沥青“A”芳烃馏分中判识烃源岩有机质热演化程度的有意义参数。
通过对南苏门答腊盆地M区块古近系烃源岩样品进行地球化学综合研究表明: 该区古近系烃源岩有机碳含量较高；烃源岩显微组分中以镜质体为主，其次为腐泥组+壳质组，惰质体组分含量较少；烃源岩有机质类型较好，为Ⅱ1型、Ⅱ1/Ⅱ2混合型、Ⅱ2型\,Ⅲ型干酪根，具有生油、生气双重性质；RO值的分布范围为0.44%～0.71%，平均值为0.62%，有机质处于未成熟—成熟热演化阶段。受烃源岩有机质类型及其成熟度的影响，研究区内普遍存在“上油下气”的油气藏纵向叠合模式。因此，建议在研究区内实施“浅层找油、深层探气、油气并举”的油气勘探部署方案。
崖北凹陷位于南海北部大陆边缘西区琼东南盆地北部坳陷西段，是新生代凹陷，连续沉积了始新世到第四纪地层。该凹陷古近纪为裂谷期，发育始新世陆相、早渐新世崖城组海陆过渡相和晚渐新世陵水组海相3套地层。中新世到第四纪为热沉降和新构造期，均为海相地层。崖北凹陷主力烃源岩是崖城组海陆过渡相煤系和泻湖相泥岩，其中，煤层、炭质泥岩及其伴生的暗色泥岩是烃源岩的重要组成部分。已钻井揭示崖城组发育35层煤，累积厚度16.8m。煤层与炭质泥岩主要分布于崖一段和崖三段，形成于潮坪与辫状河三角洲。崖城组地震相与沉积相对应关系良好，据此建立了煤系烃源岩沉积模式，煤系主要发育在凹陷缓坡带的辫状河三角洲和潮坪环境中，其次是陡坡带的扇三角洲和潮坪，暗色泥岩主要发育在深洼漕的泻湖环境。崖北凹陷崖城组煤系和泻湖湘泥岩都是有利烃源岩，生烃潜力大，凹槽内部渐新统—中新统为有利成藏组合。
基于国内外相关文献的调研和剖析，综合前人的研究成果，总结了琼东南盆地超压的分布特点及深水区压力预测等方面的研究进展。结合现有的钻井、实测压力、地质、地球物理及地球化学等资料，分析了琼东南盆地的超压成因及其形成机制。分析表明：新构造期(5.3Ma)以来，琼东南盆地表现为快速的沉积沉降，特别是西部晚期的巨幅沉降，沉积地层很厚，且泥岩发育，这种独特的快速沉积沉降是该盆地超压形成的重要地质条件。低渗透性沉积层在快速沉积沉降过程中受到上覆岩层欠压实作用而产生超压，其实质是孔隙流体供与排不平衡，是该盆地超压形成的主要机制。同时，水热增压及新生流体等的辅助作用，会使压力进一步升高，使超压进一步加剧。研究成果对琼东南盆地的勘探与开发具有理论指导和现实意义。
通过大量的岩石薄片显微观察，结合其他成岩阶段划分的标志，认为研究区花港组成岩阶段主要处在晚成岩阶段B期;采用光学显微镜、扫描电镜等观察分析东海陆架盆地西湖凹陷花港组储层砂岩自生矿物种类、组合及岩石结构、孔隙类型和结构特征，识别出酸性成岩环境和碱性成岩环境2种类型。酸性成岩环境以长石溶蚀+次生溶孔+自生高岭石+石英次生加大为特征；碱性成岩环境则以石英溶蚀+晚期亚铁碳酸盐充填、交代为特征。酸性和碱性成岩环境演化机理主要受控于烃源岩中干酪根核外围含氧羧基和酚基通过热裂解产生一元和二元水溶性羧酸以及酚类。在中成岩阶段A期，当RO值在0.5％～1.3％之间变化时，有机质通过脱羧基作用生成一元、二元有机酸，并释放出CO2,导致孔隙流体性质为酸性；当烃源岩中有机质演化程度升高,有机酸遭到破坏，脱羧基作用减弱，CO2来源减少,孔隙流体性质逐渐由酸性向碱性演变。
四川盆地潼南地区位于川中南部平缓构造带，该区须家河组须二段储层具有孔隙度低、渗透率低、非均质性强以及含水饱和度高的特点。寻找具有相对高孔隙度和高渗透率的有利储层对于气藏的有效开发具有重要的意义。通过薄片观察、沉积相和储层精细分析认为，有利储层的发育受主河道发育带、早印支期古地貌、层序界面以及泥岩发育带的控制。主河道发育带砂体粒度粗，结构和成分成熟度较高，原生孔隙发育；下伏早印支期古地貌的起伏，导致须二下亚段在地形高部位和斜坡带形成高能河道，所沉积砂岩孔隙和渗透性发育，而须二上亚段沉积时地形平缓，水动力较弱，砂岩粒度细，物性较差；湖泛面上下的泥岩发育带在深埋受热过程中形成的酸性水溶液，有利于其附近的砂岩溶蚀孔隙形成。利用阵列感应测井和核磁共振实验，较为精确地计算了研究区的束缚水饱和度和可动水饱和度，据此将须二段储层划分为气层、气水同层和水层。储层含气性主要受物性、沉积相和构造起伏的控制，含气性较好的区域基本分布在须二上亚段和须二下亚段上部河道叠置带储层的构造高部位地区。
钙屑砂岩在整个川西坳陷须家河组四段广泛发育，且普遍致密。采用铸体薄片、扫描电镜、物性分析和水岩实验等手段，对丰谷构造须四段钙屑砂岩的基本特征进行了分析，探讨了沉积环境、成岩作用和构造运动对该类型优质储层形成的控制作用.结果表明，研究区钙屑砂岩分选中等—好，成分成熟度低，主要的储集空间为粒间溶孔和残余粒间孔，属特低孔特低渗储层。沉积作用和成岩作用是钙屑砂岩优质储层形成的主控因素。其中，发育在高能相带、且碳酸盐岩岩屑含量高（＞90%）是钙屑砂岩优质储层发育的先决条件；而埋藏成岩过程中有机酸的溶蚀、烃类的早期充注和早期方解石胶结物的少量生成是钙屑砂岩优质储层孔隙保存及次生溶孔形成的关键。
以鄂尔多斯盆地延长组长8段为例，运用高分辨率层序地层学的短期基准面旋回原理，详细分析了以水下分流河道和河口坝沉积为主体的辫状河三角洲前缘厚层储集砂体的成因。研究表明，各种成因砂体的发育受沉积基准面升降、可容纳空间（A）与沉积物补给通量(S)比值变化的控制。在基准面上升过程中，当A/S<1时，沉积以叠加式水下分流河道砂体为主，当A/S>1时，沉积则为完整式河道砂体；在基准面下降过程中，当A/S<1时，沉积以完整式河口坝砂体为主，当A/S>1时，沉积则以叠加式河口坝为主。在此基础上，在西峰地区长8段辫状河三角洲前缘砂体中识别出3种类型和6种亚类型的成因砂体，并且从湖岸线到湖泊中心方向，从该套砂体中可明显地区分出3个微相组合区：水下分流河道组合区、水下分流河道与河口坝混合区及河口坝组合区。
冀中坳陷马西洼槽古近系沙河街组普遍发育异常高压带，异常高压主要发育在沙二段、沙三段，其中沙三上亚段最大压力系数达1.37，且异常压力系数由洼槽向洼缘逐渐降低。烃源岩生排烃是该区形成异常高压的主要原因。异常高压对马西洼槽油气成藏主要有3种作用：一是改善储层;二是增加盖层的封闭性;三是为油气运聚成藏提供动力。在此基础上建立了任东斜坡区高压—中孔岩性—构造油藏、洼槽区高压—中孔构造—岩性油藏及南马庄陡坡区常压—中高孔岩性或构造岩性复合油藏等3种成藏模式。
以歧口凹陷高精度大面积三维地震资料的应用为基础，结合前人研究成果，系统分析了歧口凹陷新生代走滑断裂特征及其对盆地发育演化过程的控制。认为，歧口凹陷新生代发育2组3支走滑断裂系，其中羊二庄走滑断裂系为兰聊走滑断裂在该地区的主要走滑分支，而沿岸走滑断裂带应为调节断裂带；沿岸及羊二庄走滑表现为右旋走滑性质，而海河走滑断裂则表现为左旋性质；新生代走滑表现为幕式活动特征，表现为张扭断裂的大量出现，可识别出沙一期及明化镇期2期走滑活动；走滑活动及发育与周边板块活动密不可分，2期走滑活动时限分别对应南海扩张及青藏高原的快速隆升，为太平洋板块、印度板块与欧亚板块的汇聚速度、方向变化所致；走滑断裂将歧口凹陷分割为结构构造特征不同的3个块体，受走滑活动影响歧口凹陷断陷阶段均表现为存在主沉降中心、沉积中心、断裂活动中心等的向NE方向迁移的特点，拗陷阶段表现为沉积速率、断层活动速率等的加速沉降及断层活动强度中心的NE向迁移过程，与典型伸展断陷盆地特征存在明显区别。
长岭断陷东岭地区火石岭组具有典型的断陷残留盆地特征。近年来在东岭地区火一段残留洼陷的碎屑岩中获得较大的突破。通过对东岭地区火石岭组成藏条件的分析，探讨了该区火石岭组油气成藏特征及富集规律。火石岭组发育深湖相—半深湖相暗色泥岩，厚度大,分布广，处于成熟—高成熟的大量生油气阶段；火石岭组发育火一段前缘相砂体和火二段火山岩2种类型储层，在与火一段烃源的有效配置和上覆火二段火山岩的封盖作用下，形成了自生自储式的火一段岩性、地层油气藏及下生上储式的火二段火山岩构造—岩性气藏。油气藏的分布受火一段烃源的控制，输导条件的差异性造成了西气东油的油气分布特征，而圈闭条件则控制油气藏的类型及富集程度。
Khuff组成藏组合是波斯湾盆地最重要的天然气成藏组合，二叠系Khuff组储层和层间硬石膏盖层构成了成藏组合的基本要素。下志留统Qusaiba段热页岩是Khuff组成藏组合的烃源岩，其分布广、有机质含量高，在晚白垩世大面积成熟生烃，而大部分圈闭形成早于主生烃期，且基底断裂发育，充当了烃类由Qusaiba段热页岩向Unayzah组砂层运移的垂向通道，Unayzah储层充当了主要的油气平面运移通道；面积广阔、沉积相稳定的Khuff组内碳酸盐岩和硬石膏旋回层序既提供了储层，也提供了成藏组合内绝大部分气田的优质盖层。同时，储层的原始物性好，鲕粒、球粒、生物泥粒灰岩及粒屑灰岩都具有很好的印模孔隙和粒间孔隙，此外，后期的淋滤作用加上白云岩化产生的晶间孔隙极大地改善了储层的质量。在大部分区域内，后期断层活动并没有破坏盖层的封闭性，天然气资源的散失量小。Khuff组成藏组合的未来勘探地区主要分布在Qusaiba段烃源岩的成熟区内，最有潜力的地区为层间硬石膏与Qusaiba段烃源岩成熟区重合的部分，包括波斯湾水域、波斯湾西北部及加瓦尔油田以南地区。大型低幅度构造的识别是将来的重点工作之一，同时，由于中东地区油气勘探生产的经济门限较高，相对较小规模的油气藏的开发要依赖高气价的推动作用。
柴达木盆地和莺歌海盆地都在一定深度和区域上普遍存在异常高压现象。通过对这2个盆地沉积和构造演化、超压特征及成因和油气成藏史3个方面的对比分析，阐述了盆地演化过程中油气运聚与压力系统演化之间的相互关系。研究表明，2个盆地的沉积演化都经历了沉积物快速堆积，形成了巨厚的烃源层，并且对应于盆地超压发育的主要层位；超压体系的分布受各沉积时期沉积中心和构造作用控制明显，超压顶界面基本呈现出中间高、向盆地边缘降低以至消失的特点。油气主要富集在超压顶界面附近及其上的常压系统内，在封闭和保存条件较好的深部也具有较大潜力。超压体系为油气运移提供动力条件，并在一定地质背景下控制着油气分布，同时油气成藏过程对盆地超压系统的产生和演化也具有重要影响。
增生楔地区油气勘探因其强烈的构造变形和复杂的地质背景很少有人涉足。缅甸若开海岸地处印度板块与欧亚板块的交会处，是典型的增生楔构造。以缅甸若开海岸某区块为例，通过对该区的基本石油地质条件深入分析，搞清了该区的成藏规律。分析认为该区具备较好的生烃条件，但强烈的构造运动一方面使得本来就相变快的储层变得更加不连续，另一方面使得早期形成的油气藏多被破坏。综合分析认为，保存条件是制约该区油气成藏的关键因素，未来油气勘探应以寻找构造活动相对较弱、保存条件好的区带为主。
通过大量的碳酸盐岩盆地、储层、油气资源量方面的资料收集、总结分析，以显生宇的系为地层单位研究了全球六大油气富集区碳酸盐岩储层及油气资源量的分布特征。中东—欧洲油气区储层主要发育在中生界侏罗系和白垩系；中亚—俄罗斯油气区储层主要分布于上古生界；北美油气区储层主要分布于上古生界；非洲油气区储层主要分布在白垩系及新生界；南美油气区储层主要分布在白垩系；亚太—中国油气区的中国地区储层主要分布在下古生界，而南亚太平洋地区储层则分布于新生界。碳酸盐岩储集岩可以分为石灰岩、白云岩、白垩3种类型，其中以石灰岩及白云岩为主。地质时代越老白云岩储层越多，地质时代越年轻石灰岩储层越多。另外，储层受控于沉积相类型，在高能的滩相以及由泻湖、潮坪等环境形成的白云岩储层最发育；生物建造的储层为最好的油气储集岩体。碳酸盐岩油气资源区域展布受控于盆地的分布。在层系上以白垩系最多，油气资源集中分布在石炭系—新近系，其中石油资源以白垩系最多，天然气以二叠系和白垩系最多，另外在石炭系、侏罗系、古近系均有丰富的油气资源。
流体包裹体技术是深层碳酸盐岩油气资源勘探研究的有效工具，但其准确性主要依赖于流体包裹体均一温度的可靠性。通过对深层碳酸盐岩流体包裹体均一温度分布特征分析表明,包裹体体积再平衡是普遍存在的，并导致包裹体均一温度分布的主峰温度值不能真实地反映其原始的均一温度。同期流体包裹体体积再平衡程度的判断有助于恢复其可靠的均一温度，该方法对深层碳酸盐岩流体包裹体技术的应用具有重要意义，使其能够更科学合理地解释深层油气的多期运移和成藏，能更准确地限定油气成藏时间及温压条件。
致密砂岩天然气资源丰富，但渗透率低，纵向上气层多，采用多层合采时，各层供气能力存在差异。气藏开采过程中气层压力下降快，含水饱和度也会发生变化，影响各气层供气能力。选取鄂尔多斯盆地上古生界典型致密砂岩岩样，开展含水饱和度对致密砂岩岩样供气能力的影响实验，对比分析了有效应力与含水饱和度对不同渗透率级别岩样供气能力的影响。结果表明，有效应力增加，渗透率相对较低岩样产气贡献率明显下降，相对高渗岩样增加，有效应力增加加剧了岩样间供气能力差异；在原地有效应力条件下，随着含水饱和度升高，岩样供气能力显著下降，渗透率越低，供气能力下降也就越显著；渗透率级差越大，渗透率相对较低岩样产气贡献率就越低。
针对低渗透油藏水力压裂后形成的有限导流垂直裂缝，建立了考虑启动压力梯度低渗透油藏垂直裂缝井产量递减分析数学模型，并进行了求解，绘制了相应典型曲线，分析了曲线特征，并对参数敏感性进行了分析，同时分析了启动压力梯度对实例井产能的影响。研究表明，存在启动压力梯度低渗透油藏有限导流垂直裂缝井产量比不存在启动压力梯度时递减更快，这种差别在生产中后期尤为显著。实例分析表明，启动压力梯度对低渗透油藏压裂后产能影响较大，不应被忽略。
水平井是开发致密砂岩气藏的最有效手段之一，水平段长度对水平井的有效泄流面积、动态控制储量以及产能等有直接影响。针对苏里格型致密砂岩气藏有效砂体多呈透镜状、孤立状分散分布的特点，综合静态与动态、地质与开发、技术与经济等因素，从地质评价、理论公式计算、数值模拟分析、经济评价及现场应用效果分析5个方面，建立了致密砂岩气藏水平井长度优化方法。综合评价结果表明：目前经济技术条件下，在苏里格气田采用70型以下钻机钻遇单套有效砂体，合理水平段长度应为1 000~1 200m，有效地指导了苏里格气田水平井的规模化应用。该方法在苏里格气田水平井上的成功应用，为我国其他气区致密气藏水平井长度设计提供了借鉴。
当深层高温高压气井采用酸压措施生产一体化管柱完井投产时，既要防止管径太小酸化压裂时摩阻太大导致井口施工压力太大，影响井口的安全性，也要防止管径太大井筒携液能力差，使气井过早停喷，因此需要选择合理的完井管柱或完井管柱组合。通过利用实验设计软件对影响气井井口施工压力的4个主要参数进行优化设计，在优化设计的基础上对设计出的14种参数组合进行了井口施工压力计算，并进一步回归出了井口施工压力计算方程，经与实际计算的结果对比，模型的平均相对误差为0.24%，同时还利用优化设计得到了不同井深不同管柱组合下的井口施工压力曲线图版，可以从图版上很直观地选择管柱。运用该方法可以计算不同参数组合下的井口施工压力并进行敏感性分析，也可以对新井进行管柱优化设计。
天然气水合物是天然气与水在高压低温条件下形成的类似冰状的结晶物质，其分布广,资源量巨大,能量密度高，极具开发前景。以神狐海域为例，介绍了在无井约束的情况下，如何应用地震反演方法。通过分析阻抗值的差异及分布特征，预测神狐海域水合物的展布。整体预测效果较好。总结了预测流程及预测的成功经验，为海域水合物矿产的预测及勘探和开采提供了借鉴。
页岩气在页岩储层中的赋存方式主要以吸附和游离为主，页岩吸附气含量是页岩气资源评价和目标区优选的关键性参数，也是评价页岩是否具有开采价值的一个重要标准。通过室内不同温度下的等温吸附实验，获得页岩等温吸附特征曲线及Langmuir体积和Langmuir压力值,分析温度对页岩吸附气含量的影响程度，利用Langmuir模型计算地层压力条件下的吸附气含量。根据温度、压力、TOC值、RO值与吸附气含量之间的关系,建立考虑地层温度、压力、有机碳含量和成熟度4个因素的页岩吸附气含量计算新模型。新模型可计算任意埋藏深度下的页岩吸附气含量，埋藏深度越大，页岩吸附气含量越小。最后应用某一页岩气藏基础资料进行实例分析，建立得到的温度、压力、TOC值、RO值与页岩吸附气含量的复相关系数可达0.9以上。通过新模型计算未知页岩吸附气含量的页岩，计算结果准确可靠，能正确评价页岩气资源量，可以作为一种计算页岩吸附气含量的新方法。同时采用新的页岩吸附气含量计算模型，弥补了目前普遍采用没有考虑地层温度的等温吸附实验方法所获取吸附气含量的不足，具有重要的现实意义。
裂缝发育程度是页岩气储层的主控因素之一，而裂缝的形成与构造特征密切相关。在对黔北地区构造特征分析的基础上，对该区下寒武统牛蹄塘组黑色页岩地层的裂缝特征及分布进行了研究。认为黔北地区褶皱、断裂发育复杂，褶皱整体以隔槽式为主，断裂是在多个走向断裂体系相互切割、联合下形成的，各断裂体系的主形成期具有差异性；构造裂缝是下寒武统黑色页岩层段的主要裂缝类型，而且以水平缝与低角度缝所占比例大。裂缝发育区的分布主要受到断裂带的控制，其中以北东向和北北东向断裂体系的控制作用最为显著，裂缝发育区多位于断裂带的末端、拐点处、不同走向断裂带相交处和相同走向的断层夹持带等应力集中部位。其次，在背斜的高陡部位，也有利于裂缝的形成。
利用现场钻取的岩心，模拟盐穴储气库水溶建腔过程，岩心尺寸小，且不能完全代表整个造腔层段的特征。经研究,提出了一种大尺寸盐岩储气库溶腔模型制备方法，采用氯化钠、泥土等材料配制盐岩溶腔模型；建立了盐穴储气库水溶建腔数学模型，利用相似比确定了实验参数；给出了利用人造盐岩模型开展造腔物理模拟的应用实例。
我国石油企业在努力践行“走出去”的战略过程中，针对海外特殊的资源和投资环境,探索有效可行的项目识别、评价和实施方法尤为重要。海外勘探项目一般经历项目识别、评价研究和实施3个阶段，这3个阶段首先基于对自身优劣势的了解，在此基础上根据区块的具体情况制定具有针对性的评价流程。传统的地质与经济脱节的评价方法不利于海外勘探项目的有效评价，因此综合各评价因素于一体的资源与目标一体化评价方法可为决策提供可靠依据。面对不同阶段多方面的风险，海外勘探项目评价需要对经济评价结果进行系统分析,并对单个指标的敏感性进行分析，以确定项目的风险。
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