⑴ 蒙古国到底发生了什么事，因何要像中国求助
说到蒙古，大家可能都对成吉思汗与忽必烈略知一二，因为他们都是到时蒙古地区很有名的人物，然而大家都熟悉我们国家的内蒙古，其实，还有一个“外蒙古”，它被称之为蒙古国，在我国与俄罗斯之间，是世界上第二大的内陆国。
不过相信蒙古国之后遇到了其他什么问题的话，在我们力所能及的范围内，我们应该是会给予适当的帮助的，只有自身科技的不断发展，技术不断创新，才能更好的发展本国的各个方面，不受到其他国家的牵制。
⑵ 全国油气资源潜力与勘探领域
一、油气资源潜力
(一)主要盆地石油资源潜力
总体上看，我国沉积盆地发育，油气资源丰富;中、新生代盆地以陆相为主，古生代盆地以海相为主，盆地经过多期叠加和改造，油气成藏和分布规律复杂，地质认识逐步深化，勘探发现呈阶段性，发展空间广阔。
截至2005年底，全国累计探明石油地质储量257.98×108t，探明程度33.72%。待探明石油地质资源量为507.03×108t，占总地质资源量的66.28%，待探明石油可采资源量为142.40×108t，占总可采资源量的67.16%。
石油探明储量主要集中在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口和柴达木等7大盆地，平均探明程度41.42%。待探明石油地质资源也主要分布在这7大盆地，渤海湾盆地最多，为112.74×108t;其次为塔里木和鄂尔多斯盆地，分别为69.13×108t和54.00×108t。7大盆地待探明石油地质资源量共计339.62×108t，占全国的66.98%。渤海湾盆地待探明石油可采资源最多，达28.43×108t;其次是塔里木和松辽盆地，分别为21.77×108t和19.15×108t。7大盆地探明石油可采资源量共计100.44×108t，占全国的70.53%(表6-2-1)。
表6-2-1 全国石油资源盆地分布表 单位:108t
续表
(二)主要盆地天然气资源潜力
截至2005年底，全国累计探明天然气地质储量4.92×1012m3，探明程度14.05%。待探明天然气地质资源量为30.11×1012m3，占总地质资源量的85.95%，待探明石油可采资源量为18.94×1012m3，占总可采资源量的85.97%。
天然气探明储量主要集中在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾等9大盆地，平均探明程度16.24%。待探明天然气地质资源也主要分布在这9大盆地，塔里木盆地最多，为8.14×1012m3;其次为四川和东海盆地，分别为4.15×1012m3和3.53×1012m3。9大盆地探明天然气地质资源量共计24.34×1012m3，占全国的80.83%。待探明石油可采资源塔里木盆地最多，为5.36×1012m3;其次是四川和东海盆地，分别为2.61×1012m3和2.41×1012m3。7大盆地探明石油可采资源量共计15.49×1012m3，占全国的81.78%(表6-2-2)。
表6-2-2 全国天然气资源盆地分布表 单位:1012m3
(三)低勘探程度地区资源潜力
我国115个盆地中Ⅰ类盆地和Ⅱ类盆地石油地质资源量为664.42×108t，天然气地质资源量为32.01×1012m3，分别占总量的86.85%和91.39%;低勘探程度盆地(Ⅲ类和Ⅳ类盆地)石油地质资源量为100.59×108t，天然气地质资源量为3.02×1012m3，分别占总量的13.15%和8.61%。
低勘探程度盆地中，有石油探明储量的只有彰武、百色、三水、景谷和台西—台西南5个盆地，有天然气探明储量的是百色、陆良、保山、三水和台西—台西南5个盆地。
陆上低勘探程度盆地待探明石油地质资源为100.33×108t，占总地质资源量的99.75%;待探明石油可采资源量为21.29×108t，占总可采资源量的99.78%。待探明石油资源主要分布在青藏区的羌塘、措勤、伦北、可可西里和江孜盆地，中部的河套、银根和巴彦浩特盆地，每个盆地的待探明地质资源量大于2×108t。待探明天然气地质资源量为30116.98×108m3，占总地质资源量的99.86%;待探明天然气可采资源量为17593.70×108m3，占总可采资源量的99.86%。待探明天然气地质资源主要分布在青藏区的羌塘、昌都、措勤和比如盆地以及南方区的楚雄、思茅盆地，每个盆地的待探明地质资源量大于2000×108m3。
其中，青藏地区19个盆地待探明石油资源量为68.9×108t，占全国13%，其中羌塘、措勤盆地分别为51.11×108t;待探明天然气地质资源量为1.7×1012m3，占全国的4.8%。该区认识程度低，是今后20年油气勘探开发的战略前景区。
海上低勘探程度盆地待探明石油地质资源为11.22×108t，占总地质资源量的99.56%;待探明天然气地质资源量为8653.75×108m3，占总地质资源量的93.37%。除了台西—台西南盆地有少量油气储量，其他盆地尚未有商业油气储量的发现。
此外，南海南部海域传统疆域内油气资源丰富，石油地质资源量和可采资源量分别为130×108t、43×108t;天然气分别为8.8×1012m3、5.5×1012m3，主要分布在曾母、万安、北康、中建南、文莱—沙巴等盆地。该区地缘政治复杂，周边国家在我国传统疆域线两侧均进行了大规模的油气勘探开发。其中，14%的石油资源正在被周边国家开发;52%的石油资源处于周边国家已招标和拟招标区域内;余下资源主要分布在深水区，勘探开发面临诸多风险。如若能在未来妥善解决区域合作问题，并具备了深水油气勘探开发的技术，则这一地区将有望成为我国油气勘探开发的又一战略前景区。
(四)石油可采储量增长潜力
1.提高采收率技术在不同勘探开发阶段中的作用
在常规油田开发中、后期，低渗透油田开发早、中期，特低渗透、超低渗透油田开发早期、初期，提高采收率技术手段开始不断应用，不断提高油田采收率，增加可采储量。可采储量随着开发技术进步不断增加。
一般而言，在油气资源的勘探开发过程中，可采储量的增长可划分为三个阶段:在勘探的早期，可采储量的增长主要来自于新区勘探所获得的储量，油气开采依靠地层的自然能量，除非在某些储层条件较差的地区，如鄂尔多斯盆地，开发的初期就需要采取注水等增产措施;在勘探的中期，可采储量的增长既来自于新发现的储量，又来自于提高采收率技术的应用，且后者的比例随着勘探程度的增加而不断提高，如大庆油田三次采用技术的应用;在勘探的后期，新发现储量大幅度减少，可采储量的增长主要来自于老油田的扩边和提高采收率所增加的储量。
2.提高采收率技术的实际应用
(1)油藏精细描述挖掘剩余油、提高采收率。
胜利油田对于整装构造油藏，通过细分韵律层，完善韵律层注采井网;利用水平井技术挖掘正韵律厚油层顶部剩余油;优化小油砂体注采方式。预计钻加密调整井335口，覆盖地质储量1.7534×108t，可增加可采储量385×104t，提高采收率2.2%。
对于高渗透断块油藏，通过细分开发层系、挖掘层间剩余油;完善复杂小断块注采井网，实现有效注水开发;利用水平井挖掘边底水、薄油层油藏的潜力。预计钻加密调整井1285口，覆盖地质储量7.09×108t，可增加可采储量1500×104t，提高采收率2.1%。
对于中低渗透油藏，通过开展低渗透油藏渗流机理研究，优化合理注采井距，确定优化压裂参数，改善低渗透油藏的开发效果，预计通过整体加密、完善注采井网等措施，覆盖地质储量2.5×108t，可增加可采储量650×104t。
(2)稠油热采新技术提高采收率。
辽河油田曙一区超稠油探明地质储量近2×104t，目前已建成近300×104t的原油生产规模，2006年预计年产原油275×104t，占辽河原油年产量的近1/4，平均单井吞吐已达到9.2个周期，产量递减严重，已处于蒸汽吞吐开采的后期。2005年启动了SAGD技术开采曙一区超稠油的先导试验项目。到2006年12月，曙一区杜84块馆平11.12井组正式转入SAGD技术生产已超过300天。此期间原油产量稳定，日产原油达到120t，预计到年底可累计生产原油10×104t以上，标志着SAGD先导试验在辽河油田初步获得成功。
辽河油田已经开发的区块中，可运用SAGD技术进行开发的资源总量达1×108t，SAGD规模化实施后，预计可增加可采储量3250×104t，将这些区块的采收率由以前的23%提升到50%左右。
辽河油田规划2007～2008年转SAGD开发的有101个井组，实现曙一区超稠油馆陶油层、兴I组、兴VI组SAGD整体开发，建成200×104t原油生产规模，并稳产3年，在年产150×104t以上的规模稳产7年，提高采收率30%。到2010年，SAGD的原油产量将达到190×104t，与蒸汽吞吐对比，增加原油产量112×104t，对辽河油田稳产1200×104t的生产规模的贡献率近10%。通过规模实施和试验，如果达到预期效果，辽河油田SAGD井组将达到260～300个，SAGD在辽河稠油开发上具有广阔的应用前景。
(3)三次采油技术提高采收率。
截至2006年9月25日，大庆油田依靠自主创新，采用世界领先的三次采油技术累计产油突破1×108t，成为世界最大的三次采油技术研发、生产基地。
大庆油田从20世纪60年代开始研发三次采油技术，至今已有40年历史。1972年，三次采油技术第一次走出实验室，被应用到生产实践中，取得了良好的技术经济效果，提高采收率5.1个百分点，注入每吨聚合物增产原油153t。1996年，三次采油技术首次在萨尔图油田实现了工业化生产，自此，以聚合物驱油为主导的三次采油技术应用规模逐年加大。
到2006年8月，大庆油田已投入聚合物驱工业化区块35个，面积达到314.41km2。动用地质储量5.2×108t，总井数5700多口。三次采油技术连续5年产油量超过1000×104t，2006年三次采油年产量达到1215×104t，占大庆油田年原油总产量的27%，工业化区块提高采收率12个百分点，达到50%以上，相当于找到了一个储量上亿吨的新油田。并可少注水5×108m3，少产水30×108m3。
此外，三元复合驱油技术已从室内研究、先导试验发展到工业化试验，能比水驱提高采收率20个百分点以上。泡沫复合驱是继聚合物驱和三元复合驱之后提高采收率研究取得的最新进展。室内和矿场试验结果表明，该技术能比水驱提高采收率30个百分点左右。
(4)低渗透率油气藏提高采收率。
我国油气新增储量中低渗储量比例逐年提高，其中，中石油当年探明低渗储量占探明总储量的比例已上升到近70%，低渗油气藏的有效开发对油气产量的影响日益重要。
鄂尔多斯盆地的长庆油田，属于国内典型的低渗透、特低渗透油田。长庆油田采取地层压裂、酸化及油层注水和储层改造等技术，根据不同区块采取特色开发模式，使低渗透油气田得到了高效开发。先后将低渗储层极限推至10毫达西，进而1毫达西，目前工业性开发0.5mD超低渗油藏，并正在进行开展了0.3毫达西超低渗油藏开发试验研究。低渗透油气田的开发使原来一大批难动用储量获得了解放，油气产量快速增长。随着原油产量连续6年以百万吨的速度增长，截至2006年底，长庆油田原油产量达1100×104t，成为又一个千万吨级大油田。
苏里格气田位于内蒙古境内的毛乌素沙漠，探明储量5336×108m3，为目前我国储量规模最大的整装气田。该气田属于非均质性极强的致密岩性气田，呈现出典型的“低渗、低压、低丰度、低产”特征，经济有效开发的难度非常大。经过长达5年的前期攻关试验，长庆油田公司创新集成了12项经济有效开发特低渗气田的配套技术，使苏里格气田规模有效开发取得了突破性进展。
2006年11月22日，苏里格气田天然气处理厂竣工投运，当年建成的15×108m3产能、30×108m3骨架工程全部并网生产，实现了向京、津地区及周边城市供气。12月28日，苏里格气田外输天然气达到304×104m3，标志着这个当年建设、当年投产的气田具备了年产10×108m3的能力。
3.采收率的动态性
从一次采油到二次采油、三次采油，石油采收率逐步增加;随着提高采收率技术的不断进步，石油采收率还在不断提高。石油采收率具有随着采油阶段的变化和采油技术的提高不断提高的特点。
根据2005年全国油气矿产储量通报，2005年全国石油新增地质储量9.54×108t，新增探明可采储量1.71×108t，标定的采收率不到18%，而同期我国石油水驱采收率的平均值超过24%，标定的采收率偏低，我国目前个别盆地的标定石油可采储量比实际值小，已经出现石油储采比接近1∶1的情况，如珠江口盆地。随着技术进步，现有的地质储量中还有相当一部分可转化为可采储量。如果可采储量的标定还一成不变，会使可采储量与实际值的偏差越来越大。
4.本轮资源评价的可采系数取值与目前采收率相当
新一轮全国油气资源评价的石油可采系数平均值为27.72%，与目前石油采收率27.11%相当，其中，10个重点盆地的石油可采系数为28.70%，其他盆地的石油可采系数为24.16%。
其中，低品位资源，包括低渗碎屑岩、低渗碳酸盐岩和重(稠)油，其可采系数取值范围为10%～16%，比常规油资源的可采系数低5%～20%。低勘探程度的中小盆地，可采系数一般取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。青藏地区诸盆地，可采系数也取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。海域油气资源技术可采系数取值也适当偏小。总体上，本轮资源评价石油可采系数取值可靠，对可采资源量的评价留有一定余地。
5.进一步提高采收率潜力
提高采收率技术大体可分为两类。其一为注水提高采收率技术(IOR)，包括注采井网调整提高采收率技术和注采结构调整提高采收率技术，IOR以水驱技术为基础，其挖掘对象主要为未被水波及的、大尺度的原油富集地带的剩余油;其二为三次采油提高采收率技术(EOR)，EOR通过改变驱替机理来提高采收率，其挖掘对象以水驱后高度分散的小尺度剩余油为主。
目前，我国石油的平均采收率为27.11%，其中，鄂尔多斯盆地石油的平均采收率为17.87%，渤海湾盆地为23.72%，松辽盆地为38.38%，塔里木盆地为20.1%。根据中石油和中石化的《中国陆上已开发油田提高采收率第二次潜力评价及发展战略研究》(2000)研究成果:通过各种提高采收率方法技术，鄂尔多斯盆地石油采收率可以提高10.1%，达到27.97%;渤海湾盆地提高12.84%，达到36.56%;松辽盆地提高16.48%，达到54.86%;塔里木盆地也可提高10%，达到30.1%。在提高采收率技术条件下，按平均采收率提高10%，全国石油的平均采收率可达到37.11%(表6-2-3)。
表6-2-3 石油可采系数与采收率对比表
二、勘探领域和目标
(一)勘探领域
1.陆相领域
(1)高勘探区。
高勘探区是指勘探时间长，勘探程度高，资源探明率大于50%，精细滚动勘探发现储量比例较大的油区。目前老油区主要包括渤海湾盆地，松辽盆地的长垣、三肇、扶新，准噶尔盆地西北缘以及苏北、南襄、江汉等盆地和地区。统计表明，目前高勘探区每年提交的石油探明储量占全国年增储量的1/4左右，石油产量占全国年产量的2/3，高勘探区在未来发展中仍占有重要地位。
据评价，高勘探区共有石油地质资源量为149×108t、天然气地质资源量为1.54×1012m3。截至2005年底，已累计探明石油地质储量110×108t、天然气地质储量0.28×1012m3，油气资源探明率分别为74%和18%。尚有石油地质资源量为40×108t、天然气地质资源量为1.26×1012m3有待发现，分别占全国待探明资源量的8%和4%，还有一定的油气资源潜力。
近年来，高勘探区精细勘探形成了行之有效的思路和做法，重新认识油气分布规律，转变思路拓展油气勘探领域，积极推广应用先进实用技术，油气勘探取得了显着效果。例如，冀东滩海老堡南1井在奥陶系及中浅层东营组试油获高产工业油流，初步形成一个4×108t级的勘探大场面;大港南部滩海也有多口井获高产油气流，形成一个亿吨级储量规模的勘探场面。高勘探区主要勘探目标为岩性地层油气藏，主要探索领域为深层。
(2)中西部前陆盆地。
前陆盆地主要发育在我国中西部地区，包括准噶尔盆地的西北缘、南缘，塔里木盆地的库车、塔西南，吐哈盆地北缘、柴达木盆地的北缘，西南地区，酒泉盆地南部，鄂尔多斯盆地西缘，四川盆地的川西龙门山、川北米仓山—大巴山和楚雄盆地等前陆盆地。前陆盆地油气资源比较丰富，目前勘探程度总体还比较低，仍处在大发现的早期。全国前陆盆地共有石油地质资源量为62×108t、天然气地质资源量为7.09×1012m3。截至2005年底，累计探明石油地质储量25×108t、天然气地质储量0.75×1012m3，待探明石油地质资源量为37×108t、天然气地质资源量为6.24×1012m3，分别占全国待探明资源量的7%和20%，油气资源潜力还很大。
由于前陆盆地地表地形复杂、地下构造复杂，地震施工、解释及钻探难度都很大，目前除准噶尔盆地西北缘、库车坳陷勘探程度较高并且尚有较大的勘探潜力外，其余盆地勘探程度还很低，勘探潜力很大，应加强技术攻关，加大勘探投入，争取早日突破。今后的勘探重点是准噶尔盆地西北缘、南缘，酒泉盆地，塔里木盆地库车坳陷、西南缘的昆仑山山前，四川盆地西缘、西北缘、吐哈盆地等。
(3)大型陆相凹陷和其他中低勘探领域。
鄂尔多斯上古生界及中生界，准噶尔盆地腹部以及大量的中新生代中小盆地均属于中低勘探程度陆相含油气领域或盆地。由于盆地构造圈闭不发育，鄂尔多斯盆地上古生界天然气资源和中生界石油资源主要赋存在岩性地层圈闭中。准噶尔盆地腹部资源丰富，但目的层埋藏深，油气成藏规律复杂，勘探难度大。大量陆相低勘探中小盆地还有一定资源潜力，需要进一步探索。
2.近海盆地
近海盆地主要生油层系为陆相沉积，主要产油层系在渤海湾为陆相沉积，在珠江口等为海相沉积为主。近海盆地具有陆相—海相过渡性质。
近海盆地包括渤海湾海域、珠江口、北部湾、莺歌海、琼东南和东海等6个盆地，这些盆地已进行钻探，发现了油气田，并投入了规模开发，勘探程度较高。据评价，近海较高勘探程度盆地共有石油地质资源量为96.09×108t、天然气地质资源量为7.17×1012m3。截至2005年底，已累计探明石油地质储量24.07×108t、天然气地质储量0.48×1012m3，油气资源探明率分别为25.06%和6.64%，尚有石油地质资源量为72.01×108t、天然气地质资源量为6.7×1012m3有待发现，分别占全国待探明资源量的14%和22%，油气资源潜力较大。
盆地具有陆相—海相过渡性质。近海盆地勘探程度较松辽、渤海湾等老区低，勘探潜力大，例如，渤海湾海域近年来相继发现新近系大油田，证实了该地区资源潜力的存在。近海盆地目前还处于构造圈闭勘探阶段，岩性地层圈闭勘探刚刚起步。除了已发现的构造类型外，在新近系、古近系的构造—岩性复合类型圈闭、地层和大型岩性圈闭，都可望获得新的发现。
3.海相领域
我国的鄂尔多斯、塔里木、四川等盆地广泛发育海相地层，西藏地区中生界、华南克拉通早中三叠世以下地层也为海相沉积。
近年来，在塔里木、四川、鄂尔多斯盆地海相领域获得了一系列重要发现和突破，展现了海相领域良好的勘探前景。在塔里木盆地发现了轮南—塔河10×108t级奥陶系碳酸盐岩风化壳大油田以及哈得逊、塔中4、东河塘石炭系海相砂岩油田;在四川盆地东北部开江海槽两侧的天然气勘探实现了历史性突破，找到了普光、罗家寨等气田。
据评价，海相领域石油地质资源量为99×108t左右、天然气地质资源量为8.17×1012m3。截至2005年底，已累计探明石油地质储量为11×108t、天然气地质储量为0.66×1012m3，油气资源探明率分别为11%和8%。尚有石油地质资源量为87×108t、天然气地质资源量为7.51×1012m3有待发现，分别占全国待探明资源量的17%和25%，油气资源潜力还很大。塔里木、四川、鄂尔多斯、渤海湾等大型含油气盆地海相领域都有发现经济储量的良好前景，将成为我国陆上未来油气勘探增储上产的重要领域之一。
(二)勘探目标
1.主要勘探圈闭类型
我国主要含油气盆地的圈闭发育特点不同，其中构造圈闭与岩性地层圈闭均衡发育的盆地居多，构造—岩性地层复合圈闭为主的盆地次之，岩性地层圈闭为主的盆地较少。
盆地的不同类型圈闭的勘探程度差别较大，塔里木、准噶尔、珠江口、渤海海域、琼东南、莺歌海、东海等盆地，圈闭发育均衡，目前部分盆地处于构造勘探早中期，部分盆地处于构造圈闭勘探中期，岩性地层圈闭勘探均处于早期或起步阶段，勘探的主要目标还是构造圈闭，岩性地层圈闭处于逐步加强阶段。
松辽、渤海湾陆上等盆地处于勘探中期，圈闭发育均衡，目前处于构造圈闭勘探晚期，岩性地层圈闭勘探中期或早中期，主要勘探目标为岩性地层圈闭。
鄂尔多斯等盆地为构造圈闭不发育，以岩性地层圈闭为主的盆地，目前处于构造圈闭中期，岩性地层圈闭勘探早中期。主要勘探目标为岩性地层圈闭。
四川、柴达木等盆地，为构造—岩性地层复合圈闭为主的盆地，处于构造圈闭勘探中期，构造—岩性地层勘探早中期，主要勘探目标为构造—岩性地层复合圈闭(表6-2-4)。
另外大量中小含油气盆地的构造—岩性复合圈闭也是主要勘探目标。
表6-2-4 主要含油气盆地勘探阶段表
2.潜在储量增长领域
大中型盆地深层和海域中低勘探程度盆地是今后油气储量的主要潜在领域。其中石油勘探的潜在领域有渤海湾盆地滩海和海域、塔里木盆地中央隆起以西、准噶尔盆地古生界、珠江口盆地北部坳陷带等。
天然气勘探的潜在领域有松辽盆地深部断陷、鄂尔多斯盆地下古生界、四川盆地下古生界、塔里木和准噶尔盆地前陆区、珠江口盆地南部坳陷带、东海西湖坳陷和琼东南盆地深水等。
⑶ 请问：内蒙古石油化工行业前景如何石油储量如何
内蒙古的石油现在基本没有开采的具体的储量不知道因为很多地方没有勘探的，而天然气还是比较丰富的在乌审旗那里，而煤炭的储量是相对丰富的2009年已经是全国产煤第一大省已经超越山西。不过石油前景还是可观的内蒙古就是资源大省的。
⑷ 蒙古国的石油、天然气资源如何希望得到有关资料,谢~
蒙古草原辽阔，畜牧业是国民经济的基础。矿产资源丰富。现已探明的有铜、钼、金、银、铀、铅、锌、铁和煤等80多种矿产，其中煤蕴藏量约500－1520亿吨，萤石蕴藏量约800万吨、铁20亿吨、磷2亿吨、铜800万吨、钼24万吨、锌6万吨、金3000吨、银7000吨、石油15亿桶。额尔登特铜钼矿已列入世界十大铜钼矿之一，居亚洲之首。森林面积为1830万公顷，全国森林覆盖率为8. 2％，木材蓄积量为12亿立方米。水蕴藏量为60亿立方米。畜牧业是传统的经济部门，是国民经济的基础。工业以轻工、食品、采矿和燃料动力工业为主。主要旅游点有哈尔和林古都、库苏古尔湖、特列尔吉旅游渡假胜地、南戈壁、东戈壁和阿尔泰狩猎区等。出口产品主要有铜钼精矿，羊毛、山羊绒、皮张、地毯和其他畜产品等；进口商品主要有机器设备、燃料油和日用品等。
中国公司独揽外资石油
目前在蒙古矿业领域投资的中国公司有近30家。在谈到蒙古的矿产资源时，中国冶金地质勘察工程总局山东局蒙古“正元”有限责任公司总经理郝献晟认为，蒙古在有色金属方面小而富的地表矿较多，单就开采的角度来看，前景还是看好的。
中蒙之间最大的合资项目是位于蒙古苏赫巴托省的图木尔廷敖包锌矿，此矿由中国有色金属建设股份有限公司负责兴建。该公司驻蒙古总代表古尔班对《国际先驱导报》记者介绍，图木尔廷敖包锌矿计划投资为3800万美元，开采年限为27年，预计年创利1800万-2000万美元。
此间媒体曾报道，蒙古的石油储量为60亿桶。 今年4月1日以前，有两家外国石油公司在蒙古勘探和开采石油，一家是上述SOCO公司，另一家是中国石化集团胜利油田东胜公司。去年蒙古的原油产量为3万吨左右，其中，SOCO公司开采2万吨，中国东胜公司开采近1万吨。东胜石油(蒙古)有限公司经理王春田对《国际先驱导报》记者介绍，东胜公司在未来的2-3年之后，可实现年产原油10万吨。在近两年蒙古国政府评定的最佳外国投资企业中，东胜石油(蒙古)有限公司榜上有名。
现在，在蒙古石油领域的两家外国公司均是中国公司。
不要迷信资料
“国内有人过来向当地一个老华侨买了个许可证。到矿区挖出老华侨事先埋在那里的金矿石回国化验，就花了几百万买下了。结果全赔了。”这是记者在蒙古听说的一个真实故事。到蒙古从事资源开发必须清楚，风险和机遇并存。
第一、找矿难。蒙古的许多矿没有详细的勘探资料，因为由前苏联专家勘探的一些矿的详细资料都保存在俄罗斯。而矿主提供的资料往往不全且有水分。
第二、缺水。蒙古属于贫水的国家。即使有矿，但没有水，矿也无法开采的。特别是，有些矿区的水文资料是30-40年以前的，而这些年来，地下水大量减少。原有的水文资料已经失效。
第三、基础设施差。蒙古的铁路运力十分有限，所以，对于开采低附加值的矿种，假如矿石开出来运不出去，还不如不开。
第四、政策和人为因素。从矿山管理部门申请到勘探或开采许可证也不一定能够顺利进行勘探或开采。因为根据相关规定，蒙古各省有权随时将辖区内的任何区域作为“特殊用地”加以保护。
蒙古国邀请中国联合开发蒙古境内石油
据凤凰卫视7月7日报道，正在北京访问的蒙古总统巴嘎班迪7月6日透露，蒙古政府已邀请中国联合开发其境内的石油资源，同时亦向北京寻求财政援助，后者则同意提供一笔人民币5000万元的援助。
巴嘎班迪说，他前日会见中国国家主席胡锦涛之后，代表团中的政府部门主要有关官员，便向中方表达了希望中国协助蒙古开发自然资源的愿望，包括中国亟需的石油，但他没有透露任何细节。
冷战年代蒙古在前苏联的控制下，与中国的关系一直比较紧张，直到1990年实行政治和经济改革之后才迅速改善。如今中国是蒙古的最大贸易伙伴和投资来源，去年双边贸易达四亿四千万美元，比2002年增长两成一。
中国经济的飞速发展使能源短缺的问题日益严重，中央政府在加快开发近海大陆架石油的同时，近年来四出寻求新的原油来源，尤其是俄罗斯和蒙古这样的邻国，因为陆路输送原油要比海运安全。
国家主席胡锦涛前日会见巴嘎班迪时强调：“中蒙两国在能源勘探和基础设施建设方面的合作应该优先发展。”双方还讨论了蒙古向中国出口煤炭及在金融、铁矿开采和旅游的合作。
⑸ 内蒙古煤炭资源 石油天然气资源丰富吗
内蒙古煤炭资源石油天然气资源丰富吗？我认为内蒙古自然资源是相当的丰富，地下有丰富的矿产资源，煤石油天然气都很丰富，因为内蒙古面积足够大。