气藏评价标准

气藏经营管理水平评价试行技术规范
2007年12月
气藏经营管理水平评价技术规范
一、各类气藏涵义
1、干气藏
储层气组成中不含常温常压条件下液态烃（C 5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量＞95%，气体相对密度＜0.65。

2、湿气藏
在气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50 g/m 3。

3、凝析气藏
在初始条件下流体呈气态，储层温度处于压力—温度相图的临界温度与最大凝析温度之间，在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出，凝析油含量一般＞50 g/m 3。

4、中高渗断块砂岩气藏
是指平均空气渗透率≥10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。

5、低渗断块砂岩气藏
是指平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。

6、断块砂岩气顶
是指油气藏范围内平均每个断块含油气面积＜1.0km 2、含气面积系数＜0.5、天然气储量系数＜0.5的砂岩油藏气顶。

=
油气叠加总面积
含气面积系数含气面积
7、低渗块状砂岩干气藏
是指平均渗透率＜10×10-3μm 2的块状砂岩干气藏。

8、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏
是指基质平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、具裂缝—孔隙双重介质渗流特征的砂岩气藏。

9、深层低渗砂岩凝析气藏
是指气层埋藏深度≥3500 m —＜4500 m 、平均渗透率＜10×10-3μm 2的砂岩凝析气藏。

10、超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏
是指气层埋藏深度≥4500m 、以缝洞型碳酸盐岩（块状或层状）为主的碳酸盐岩凝析气藏。

11、超深层砂岩凝析气藏
是指气层埋藏深度≥4500m 的砂岩凝析气藏。

12、低渗致密砂岩岩性气藏
是指空气渗透率＜0.1×10-3um 2 、孔隙度＜10%、以岩性圈闭为主的砂岩气藏。

二、评价参数及计算方法
1、气藏—是指单一圈闭中具有统一压力系统和统一气水或气油界面的天然气聚集。

包括纯气藏、油田气顶气藏、凝析气藏等。

2、开发单元—指具有独立层系井网的、有连续完整开发数据的计算单元。

3、开发管理单元—是指以开发单元为基础，把同一构造、气藏类型相同、=原油地质储量＋折算成当量油的天然气储量
天然气储量系数
按当量油折算的天然气地质储量
开发方式相同、开发阶段相近的开发单元归集形成开发管理单元。

一个开发管理单元可以涵盖一个或多个开发单元。

4、气藏经营管理单元—对地面集输系统相邻（相同）的开发管理单元进行归集或拆分，形成投入产出能够独立计量和核算的气藏经营管理单元。

一个经营管理单元可以涵盖一个或多个开发管理单元。

5、气藏经营管理区—是具备适度的储量、产量规模和适中的管理幅度，以能够独立计量、投入产出相对清晰的一个或一个以上气藏经营管理单元及配套地面系统为管理对象的独立核算主体。

6、气藏经营管理责任主体—按照《油气生产阶段油（气）藏经营管理办法》规定，四级管理体制下的采油（气）厂，是气藏经营管理的控制主体。

7、探明储量—是指在气田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量、在现代技术和经济条件下可提供开采并能获得社会、经济效益的可靠储量。

探明储量是编制气田开发方案、进行气田开发建设、投资决策和气田开发分析的依据（单位：108m 3）。

8、已开发探明储量—是指在现代经济技术条件下，通过开发方案的实施，已完成开发井钻井和开发设施建设，并投入开采的储量（单位：108m 3）。

9、动用含气面积—已开发储量含气外边界所圈闭的面积，即含纯气区面积与气油过渡带（或气水过渡带）面积之和（单位：km 2）。

10、有效厚度—是指达到储量起算标准的含油气层系中具有产油气能力的那部分储层厚度（单位：m ）。

11、动用地质储量—指已具有独立开发井网，并正式上报动用的那部分天然气地质储量（单位：108m 3），按下式计算：
P G=0.01A.h.Ø.S gi .i .T sc P sc .Z i .T
式中：
G—天然气原始地质储量，108m3；
Ａ－气藏含气面积，km2;
h－气藏平均有效厚度，m；
Φ－气藏平均有效孔隙度，小数；
S wi－气藏平均原始束缚水饱和度，小数；
pi－气藏原始地层压力，ＭＰa；
T－地面标准温度，293Ｋ；
sc
p－地面标准压力，0.101ＭＰa;
sc
Ｔ－气层温度，Ｋ；
Ｚi－原始天然气偏差系数，无因次。

12、地表条件—是指气藏所处区域的地表环境。

分滩海、浅海、深海、沙漠、水网、村庄、城市、水库及简单地表等类型。

13、气藏中深—按气藏顶界深度与底界深度之半计算（单位：m）
14、构造复杂程度—是油气藏内部断层断块状况及油气储量分布状况的综合反映。

一般来说：断块含油气面积>1km2的整装断块储量占油气藏总储量一半以上为整装构造油气藏；断块含油气面积>0.5 km2—≤1 km2的断块储量占油气藏总储量一半以上为复杂构造油气藏；断块含油气面积≤0.5 km2的断块储量占油气藏总储量一半以上为极复杂构造油气藏。

15、岩性—是指储集岩的类型。

分砂岩、碳酸盐岩、砾岩、粘土岩、火山碎屑岩、侵入岩、变质岩等。

16、渗透性—有压力差时储层岩石允许液体及气体通过的性质称为岩石的渗透性，渗透率是岩石渗透性的数量表示。

它表征了油气通过地层岩石流向井底的能力（单位：10-3μm2）。

17、储层渗透率—即绝对渗透率，是指当单一相(气体或单一液体)在岩石孔隙中流动而与岩石没有物理化学作用时所求得的渗透率。

通常用空气渗透率为代表，又简称渗透率（单位：10-3μm2）。

18、天然气的相对密度—标准条件下（20℃，0.101MPa）天然气密度与空气密度的比值称为天然气的相对密度。

在标准条件下，空气的密度为1.2928kg／m3，相对密度为1；甲烷的密度为0.7166kg／m3，相对密度为0.5543；水蒸气的密度为0.7680kg／m3，相对密度为0.5941;而天然气的密度随组分不同有所差异,一般为0.7-0.75kg／m3，在地下则可达到150-250 kg／m3。

19、天然气的粘度—是指天然气内部某一部分质点，对其他部分质点作相对运动时，所产生的内摩擦力的度量，它与温度、压力和气体的相对分子量有关。

（单位：mPa·s）。

20、天然气的组分—天然气的主要成分是甲烷(CH4)，并有数量不等的重烃气（C2+），此外还含有少量的硫化氢（H2S）、二氧化碳（CO2）、氮（N2）等非烃类气体和水蒸汽，以及微量的稀有气体，如氩（Ar）、氙（Xe）、氪（Kr）、氦（He）等。

21、甲烷含量—是指标准状态下甲烷体积与天然气总体积之比（单位：%）。

22、凝析油—指以气态形式存在于凝析气藏的C5和C5以上烃类，在开发过程中地层压力降到初凝压力和初凝压力以下时，气态转变为液态的烃。

23、凝析油含量—是指标准状态下单位体积天然气中所含凝析油（C5和C5以上烃类）的多少（单位：g/m3）。

24、凝析气油比—是指凝析气藏生产单位天然气所获得的凝析油量（单位：m3/ t）。

25、酸性气体含量—是指标准状态下天然气中H2S、CO2等酸性气体所占体
积百分比或单位体积天然气中所含H2S、CO2等酸性气体的多少（单位：g/m3或%）。

26、地层压力—驱使地层中流体流向井底的动力叫地层压力。

地层压力可分三种：原始地层压力，目前地层压力和油气层静压力。

开发初期测得的油气层中部压力就是原始地层压力。

投入开发以后，某一时期测得的油气层中部压力即目前地层压力。

从井口到油气层中部的静水柱压力即油气层静压力（单位：MPa）。

27、地层压力系数—地层的压力系数等于油气层地层压力与油气层静水柱压力的比值。

分原始地层压力系数和目前地层压力系数。

原始地层压力系数是指原始地层压力与油层静水柱压力的比值。

目前地层压力系数是指目前地层压力与油层静水柱压力的比值。

28、露点压力—是指在一定温度下处于气态的烃类物质，当压力下降至体系中出现第一滴液珠时的压力（单位：MPa）。

29、废弃压力—是指气藏产量递减到等于废弃产量时的地层压力（单位：MPa）。

30、集输压力—是指集气站出口端或集气干线压力（单位：MPa）。

31、井口压力—套管压力和油管压力的统称。

一般用油管压力（单位：MPa）。

32、天然气可采储量—是指依靠现有井网及现有工艺技术条件、开采到废弃压力时所获得的总产气量，也称天然气技术可采储量（单位：108m3）。

33、凝析油可采储量—是指凝析气藏依靠现有井网及现有工艺技术条件，开采到废弃压力时所获得的凝析油总产量，也称凝析油技术可采储量（单位：104t）。

34、气藏采收率—是指天然气可采储量与动用地质储量的比值（单位：%）。

35、累积产气量—是指气藏自投入开发以来的总产气量，以核实产量数据为准（单位：108m3）。

36、凝析油累积产量—是指凝析气藏自投入开发以来的凝析油总产量，以核实产量数据为准（单位：104t ）。

37、采出程度—油气藏累积产量与动用地质储量的比值（单位：%）。

38、可采储量采出程度—是指油气藏累积产量与可采储量的比值（单位：%）。

39、剩余可采储量—是指可采储量与累积产量之差值（单位：天然气剩余可采储量单位108m 3，凝析油剩余可采储量单位104t ）。

40、剩余可采储量丰度—是指气藏单位面积内的剩余可采储量（单位：天然气单位108m 3 / km 2、凝析油单位104t/ km 2）。

41、平均单井产能—是指气藏稳产期平均日产气水平与开井数之比（单位：104m 3/d ）
42、无阻流量—是指井口压力为0.1Mpa 时的天然气产量(单位: 104m 3/d)
43、千米井深稳定产量—是指每千米井深的气藏平均单井产能（单位：104m 3/d ）
44、采气速度—年采出气量与已开发地质储量之比，用核实产量（工业产气量）计算。

（单位：%）。

45、剩余可采储量采气速度—指当年核实产气量与上年末剩余可采储量之比值（单位：%）。

46、开发井投产率—是指达到方案设计目的的开发井投产井数与实施开发井井数之比（单位：%）
=平均单井产能气藏中深千米井深稳定产量×1000
剩余可采储量采气速度=本年核实产气量上年底剩余可采储量
×100%年采气速度=核实年产气量
动用地质储量×100%
47、开发产能符合率—是指达到方案设计产能的开发井数与实施开发井井数之比（单位：%）
48、储量动用程度—是指气藏已开发动用储量占探明地质储量的百分数。

若采出程度＜10%，用井距半径计算动用储量；若采出程度≥10%，用动态法计算井网动用储量。

49、稳产年限—是指气藏无因次采气速度在1.0上下变化不超过0.05个百分点的稳定生产年限或气藏达到方案设计指标的稳定生产年限。

50、稳产期采气速度—是指稳产年限内的平均年采气速度(单位：%)。

51、产气量递减率—是指单位时间内产气量递减的百分数。

52、年产气量自然递减率—是指扣除新井和措施增产气量后的老井年产气量下降的百分数。

53、年产气量综合递减率—是指包括各种措施增产气量在内的年产气量下降百分数。

式中：
A ：上年末标定的老井日产水平；
T ：1-n 月天数，
A ×T ：1-n 月老井应产气量。

B ：1-n 月实际总产气量（包括去年老井和今年新井的总产气量)。

C ：1-n 月投产的新井累积产气量。

D ：1-n 月老井措施累积增产的气量。

=[ ]%10011×---T A C
B n 率月老井产气量综合递减×%10011×--=-T
A C —D
B n 率月老井产气量自然递减×[ ]稳产期采气速度=稳产期末采出程度—稳产期初采出程度
稳产年限
规定：正值为递减，负值为递增。

对于稳产的气区，可直接采用年对年核实总产气量分析计算，对于递减的或上产的气区，必须采用标定日产水平折算的年总产气量进行分析计算。

54、剩余可采储量变化率—是指本年底剩余可采储量加上当年产气量后与上年底剩余可采储量的比值。

55、油气商品量完成率—是指气藏年度实际完成油气商品当量与年度计划下达油气商品当量的比值（单位：%）。

56、措施有效率—是指老井年度增产措施中，有增产效果的井次与增产措施总井次之比（单位：%）。

57、气井总井数—是指井网利用井与报废利用井之和（单位：口）。

58、气井开井数—是指井网利用井开井数与报废井开井数之和（单位：口）。

59、气井计划关井—是指测压或作业占用关井（包括附近钻井施工要求关的井）、方案或试验关井、间开井恢复压力期间关井（包括气田季节性关井或压产关井）的累积关井天数。

60、气井开井率—气井年平均开井数与气井年平均总井数之比（单位：%）
61、气井综合利用率—是指气藏气井年度实际开井天数总和与年度应开井天数之比（单位：%）。

62、气井免修期—是指常规气藏气井不进行动管柱的维修作业而连续生产的天数，统计时按上次修井开井到本次关井修井之间连续生产天数。

63、计量误差—是指集气站出站气量之和加上各站自用气减去经营管理单本年底剩余可采储量剩余可采储量变化率=+年产气量
上年底剩余可采储量
气井综合利用率=气井年开井天数总和
气井总数×年日历天数-计划关井天数×100%
元各井进站气量之和，其差值与各井进站气量之和的百分比（单位：%）。

64、资料全准率—是指检查气井全准资料与参加检查资料项数的比值，反映资料差错情况（单位：%）。

65、动态监测完成率—是指年度实际完成动态监测井次与年度计划动态监测井次之比（单位：%）
66、油气商品当量—是指天然气商品量加原油商品量、凝析油商品量、液化气商品量折算的天然气当量之和，通常按1吨原油折合1000方天然气、1吨凝析油折合1400方天然气、1吨液化气折合1400方天然气计算（单位：108m 3）。

67、完全成本—是指现金操作成本+折旧+勘探费用+财务费用+管理费用的总和（单位：104元）。

68、单位完全成本—是指气藏单元完全成本与油气商品量当量之比（单位：元/km 3）。

69、单位操作成本—是指去掉折旧后的成本与油气商品量当量之比（单位：元/km 3）。

70、模拟销售价格—是指股份公司核定的内部原油价格、天然气价格、液化气价格和凝析油价格（单位：元/t 或 元/km 3）。

71、模拟计算的销售收入—为按模拟原油、天然气、液化气和凝析油价格计算的销售收入之和（单位：104元）。

72、销售利润率—是指利润总额占销售收入的百分比，表示每元销售收入净额获取利润的能力（单位：%）。

模拟销售收入＝原油商品量×模拟油价＋天然气商品量×模拟气价
＋凝析油商品量×模拟凝析油价格＋液化气商品量×模拟液化气价格
销售利润率=
气藏单元销售收入-气藏单元完全成本
×100%
()%
100⨯-+=∑∑∑∑入入自用
出计量误差Q Q Q
Q
73、固定资产原值—是指气藏单元油气资产及其它固定资产的原值的总和（单位：104元）。

74、固定资产净值—是指油藏单元油气资产及其它固定资产计提折旧后的净值总和（单位：104元）。

75、总人数—指气藏单元的管理及工作人员总数（单位：人）。

76、净资产利润率—指利润总额占油藏单元净资产总额的比例（单位：%）。

77、单位气体提升耗费—是指采气系统单位提气量所耗费的直接操作成本（单位：元/km 3）。

78、油气单位生产成本—是指气藏单元年度油气生产成本与油气当量的比值（单位：元/km 3）。

79、油气单位生产成本变动率—是指气藏单元本年度油气单位生产成本与上年度油气单位生产成本的比值。

80、千方气措施成本—是指气藏单元年措施作业总成本与措施年累计增气量的比值（单位：元/ km 3）。

81、平均单井维护作业费—是指气藏单元年维护作业费总额与年维护作业井次之比（单位：元/井次）。

82、固定资产成新率—是指气藏单元固定资产净值与固定资产原值之比值净资产利润率气藏单元销售收入－气藏单元完全成本= ×100%气藏单元净资产总额
油气单位生产成本变动率=本年度油气单位生产成本
上年度油气单位生产成本
100%
=
单元年产气量×单位提气耗费天然气提升过程耗费总额
油气单位生产成本＝气藏单元年度油气生产成本年度油气商品当量×１００％
（单位：%）。

83、人均利润（税前）—是指气藏单元年利润总额与总人数之比值（单位：104元/人）。

84、人均油气当量—是指气藏单元全年油气当量与总人数之比值（单位：km3/人）。

85、油气资产净值—是指按照计提折旧后的气藏单元油气资产净值（单位：104元）。

86、投资—储量价值评价所指的投资为气藏单元油气资产净值，由于地面系统共用设施相对稳定，油气资产净值可简化为气井资产净值（单位：104元）。

87、固定成本—包括折旧、职工工资、福利费、维护及修理费、其它直接费和厂区管理费滩消等相对固定费用（单位：104元）。

88、平均千方气固定成本—是指气藏单元评价期固定成本与产气量之比（单位：元/km3）。

89、变动成本—包括材料费、燃料费、动力费、驱油物注入费、井下作业费、测井试井费、稠油热采费、轻烃回收费、油气处理费、运输费等随油藏含水及采出程度变化的成本费用（单位：104元）。

90、平均千方气变动成本—是指气藏单元评价期变动成本与产气量之比（单位：元/km3）。

91、剩余经济开采年限—是指从评价期下一年度开始，至产气量递减到经济极限产气量（年度现金流为零）时的开采年限（单位：年）。

92、经济极限年产气量—是指现金流入与现金流出相等年度的气藏单元产气量（单位：0.1×108m3）。

极限年产气量＝
年固定成本
凝析油价×凝析油商品率／气油比＋气价×气商品率－吨油税费－千方气税费－千方气可变成本
93、经济可采储量—是指已开发气藏在现有井网、现有工艺技术条件下，按当前经济条件（如价格等）能获得的最大经济产气量（单位：0.1×108m 3）。

经济可采储量计算方法是采用投入产出平衡的基本经济原理，根据气藏地质评价、气藏工程评价和气藏地面工程评价提供的技术参数与经济参数，编制出该气藏的现金流量表，计算该气藏在累积净现值大于零，而年净现金流等于零年份时的累积产气量。

对新开发气藏，此产量是该气藏的经济可采储量。

94、剩余经济可采储量—对已开发气藏，剩余经济可采储量为剩余开采年限的累计产气量（单位：0.1×108m 3）。

95、未来净收入—指按股份公司核定价格测算的剩余经济可采储量未来销售收入减去完全生产成本后的净收入值（单位：104元）
96、折现率—是指气藏评价期内支付银行的利息金额与评价期净收入金额之比，一般取值12%。

97、收益现值法—是将被评估的气藏在剩余经济开采期内预期收益用折现率折现为评估基准日的现值，并以此确定评估价格的一种方法。

98、剩余经济可采储量价值—是指剩余经济开采年限内，按折现率为12%计算的累计折现净现金流量（单位：104元）。

式中，NPV 为累计折现净现金流量（万元）
T 为剩余经济开采年限（年）
CI 为现金流入（104元）
CO 为现金流出（104元）
I 为贴现率（小数）
99、单位储量价值—是指剩余经济可采储量价值与剩余经济可采储量的比n NPV=Σ（CI-CO ）T （1+I ）T
T=1
值（单元：元/ km 3），用于优化投资方向。

100、单位储量油气资产净值—指气藏单元油气资产净值与剩余经济可采储量之比（元/ km 3），可用于评价资源配置状况，搞好地面、地下资源优化配置。

101、储量保值增值率—是指气藏单元任期剩余可采储量价值的变化率（单位：%）
102、气藏经营管理水平—是气藏开发管理水平、生产管理水平、财务管理水平和储量经营管理水平的综合体现。

103、气藏经营管理水平变化率—是指气藏本年度经营管理水平评价得分与上年度经营管理水平评价得分的比值。

三、评价标准及方法
（一）气藏经营管理单元评价
1、气藏剩余储量品位评价
（1）气藏基本参数分类量化标准
反映气藏剩余可采储量品位的参数包括：地表条件、气藏中深、构造复杂程度、岩性、储层物性、凝析油含量、烃类组分、酸性气体含量、原始地层压力系数、目前地层压力、平均单井产能、可采储量采出程度、剩余可采储量丰度，共13项指标。

各项指标的分类量化标准及权重系数见表2。

（2）气藏剩余可采储量品位分类标准
评价得分≥90为一类优质剩余可采储量，评价得分﹤90-≥80为二类中等剩余可采储量，评价得分＜80-≥70为三类较差剩余可采储量，评价得分<70为四类极差剩余可采储量，见表3。

储量保值增值率= [ —1] ×100%（任期采出储量价值+任期末剩余经济可采储量价值）任前剩余经济可采储量价值
气藏经营管理水平＝开发管理水平×0.35+生产管理水平×0.25+财务管理水平×0.25+储量经营水平×0.15
（3）评价方法及步骤
①填报气藏基础数据表（表1）。

填报气藏开发单元相关基础数据及开发现状数据，汇总填报开发管理单元、经营管理单元的动用地质储量、可采储量、采收率、累积产气量、可采储量采出程度、剩余可采储量、剩余可采储量丰度等参数。

②量化评价气藏剩余可采储量品位。

按照表2所示气藏基本参数量化分级标准、权重及剩余可采储量品位评价标准确定气藏开发单元13项评价参数得分、计算综合得分、划分储量品位；以气藏剩余可采储量比例作权，加权计算气藏开发管理单元、经营管理单元剩余可采储量品位，填报表3。

2、气藏开发管理水平评价
（1）评价标准
中高渗断块砂岩气藏、低渗断块砂岩气藏、断块砂岩气顶、低渗块状砂岩干气藏、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏、深层低渗砂岩凝析气藏、超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏、超深层砂岩凝析气藏、低渗致密砂岩性气藏，均以开发井投产率、产能符合率、储量动用程度、采气速度、稳产年限、自然递减率、综合递减率、天然气采收率、剩余可采储量变化率等9项指标，评价标准分别见表4、表5、表6、表7、表8、表9、表10、表11、表12。

（2）评价方法与步骤
收集完善气藏基础资料。

包括：气藏构造井位图、系统试井解释成果、开发历程图、气藏综合开发曲线、地层压力与采出程度关系曲线等。

评价气藏开发单元开发管理水平。

按照气藏类型填报开发单元评价指标年度实际值，对照评价标准计算分项指标实际得分、汇总综合得分、确定开发水平级别。

填报表4、表5、表6、表7、表8、表9、表10、表11、表12。

汇总气藏经营管理单元开发管理水平。

以气藏开发单元天然气剩余可采储量所占比例作权重，汇总计算气藏经营管理单元开发管理水平。

填报表13。

3、气藏生产管理水平评价
（1）评价标准
气藏生产管理水平评价按气藏经营管理单元进行。

评价油气商品当量完成率、措施有效率、气井开井率、气井综合利用率、气井免修期、计量误差、资料全准率、动态监测完成率等8项指标。

评价标准见表14。

（2）评价方法与步骤
收集填报气藏经营管理单元年度实际生产管理指标，对照评价标准计算评价得分、划分生产管理水平级别。

填报表14。

4、气藏财务管理水平评价
（1）评价标准
气藏经营管理单元评价单位完全成本、单位操作成本、销售利润率、净资产利润率、油气单位生产成本变动率、单位气体提升耗费、千方气措施成本、平均单井维护作业费等8项指标。

评价标准见表16。

（2）评价方法及步骤
填报气藏经营管理单元上年度与本年度相关实际财务指标，计算年度变化值。

填报表15。

根据气藏经营管理单元年度全面预算计划下达单位完全成本及其它财务指标的上年实际情况，填报表16所列检查指标参照标准值；根据年度实际情况填报表16所列本年度实际财务指标；对照评价标准计算实际水平得分、划分财务管理水平级别。

5、气藏储量经营水平评价
（1）评价标准
气藏剩余可采储量价值即气藏剩余经济可采储量价值。

按照气藏剩余经济可采储量价值规模可以划分成五种类型，按单位剩余经济可采储量价值可以划分成高收益、中收益、低收益和次经济四种类型。

见表19。