中石油临沂油价-临清市中石油价格

2024-09-25 23:15:29

1.东濮凹陷油气成藏条件

2.资源评价

3.临清中治银河纸业新冠怎么样

4.聊城八个县市是什么

东濮凹陷油气成藏条件

中石油临沂油价-临清市中石油价格

7.2.1 勘探现状及成果

东濮凹陷地处豫东北和鲁西南沿黄河两岸的两省九个县、市，勘探面积5300 km2。区域构造位于渤海湾盆地南缘临清坳陷的东南部，是在中-古生代残留克拉通盆地基础上发育的新生代断陷湖盆，新生界厚度达9000 m以上。

东濮凹陷蕴藏着丰富的油气资源，根据三次资源评价结果，石油资源量为12.37×108t，天然气资源量为3675.12×108m3（其中气层气资源量2355×108m3，溶解气资源量1320×108m3）。自从1975年濮参1井喷出工业油气流以来，经过20多年的勘探开发，到2001年底，累计完成二维地震38665.25 km，三维地震2838.256 km2，完钻各类探井1060口，进尺353.6×104m，其中获工业油气流井458口，占探井总数的43.2%。共发现21个油气田，累计探明石油地质储量51800×104t，凝析油地质储量400.7×104t；探明气层气地质储量515.5×108m3，溶解气地质储量653.1×108m3。石油、气层气资源探明率分别为41.88%和21.89%。

东濮凹陷的探明储量分布在8个层系，各个层系的成油条件差别很大，因而储量分布极不均匀。石油探明储量在沙三3和沙二下亚段分布较多，分别占27.3%和24.8%，沙四段最少，仅占0.23%；天然气探明储量，沙四段所占份额最大为37.7%，均分布在中央隆起带北部的文23气田，沙一段无天然气探明储量，其余6个层系天然气储量分布比较均匀。探明储量的这种分布状况与东濮凹陷下第三系的两大生储盖组合相匹配。作为这两大生储盖组合中的储集层沙三3和沙二下储量丰度高，而作为生油气层或盖层的其他6个层系，局部有储集层发育，容易形成侧变式成油组合，一般规模不大，储量丰度较低。

平面上，探明储量主要分布在中央隆起带北部、南部和西部斜坡带，其中中央隆起带北部探明油、气储量分别占全凹陷的83.8%和80.3%，显示了优越的成藏条件和勘探潜力。中央隆起带南部尽管面积较大，但探明油、气储量仅占全凹陷的4.2%和19.3%。原因主要是作为供油的葛岗集洼陷生油潜力较小、油源条件差；另外，区域上没有盐岩沉积，下第三系缺乏分布稳定的厚层泥岩段，储盖组合条件相对较差。西部斜坡带探明石油储量仅占全凹陷的11.4%，油源主要来源于柳屯-海通集洼陷，靠近物源区，储层发育，沙三段发育有较厚的泥岩段，储盖组合较好，是隐蔽油气藏勘探的有利目标区。

7.2.2 油气运移特点

东濮凹陷的地质结构宏观上为东断西超、东降西抬，因而油气运移的主要指向是由东向西。凹陷内的二级断层从沙三中后期开始陆续形成，在大量生排烃前已对凹陷形成了很强的分隔，再加上多套盐膏层的封堵，因此油气以近距离运移为主。油气运移模式为“Z”字型，即油气从生油层进入储集层后，向西发生侧向运移，遇断层后发生纵向运移，再遇渗透层后继续向西运移，直至圈闭形成油气藏。

东濮凹陷优越的生储盖组合，有利的构造格局，多期的构造活动等条件对油气的运移聚集条件十分有利。

强烈断陷与快速补偿导致沉降速率很高，在主要生油区内下第三系达0.26 mm/a以上，并且主要生油岩沙三3、沙三4顶面埋深在4000～5000 m，造成巨大的地层压力，为油气的初次运移提供了强大的动力。沙三段生油岩为一套砂、泥岩不等厚互层，生油岩与储集岩紧密相邻，运移条件好，油气生成后能顺利进入储层中，也十分有利于油气的初次运移。本区沙三段地层水总矿化度一般为（15～30）×104 μL/L，地层水比重可高达1.12 g/cm3，而原油比重相对较低，油水比重相差达0.35，有利于油气运移。

运移通道多、油源近、运移距离短，是东濮凹陷成藏的显著特点，加之断裂发育，在一定阶段可作为油气运移的通道。近油源、多断层的文明寨、文留等油田油气十分富集，与断层的这种作用有密切关系。

东濮凹陷断裂活动在东营期基本停止或迅速变弱，加上沙三段和沙一段发育有多套区域性稳定的盐岩、泥膏岩、泥质岩类盖层，这对于油气藏的形成和保存十分有利。

7.2.3 油气藏成藏条件

东濮凹陷是一个油气资源十分丰富的凹陷，油气分布具有两个显著特点：①“北富南贫”，已探明的油气储量中，95%分布在北部约2000 km2的范围内，而南部近3000 km2的区域内仅占5%；②“中央隆起带富油”，不同层系、不同成因的油气藏在中央隆起带北部约5000 km2范围内叠加连片形成一个复式油气聚集带。其中文留、濮城成为亿吨级大油田。其他地区盖层条件稍差，圈闭及油源条件不及中央隆起带北部，油气藏高度小，油气富集程度低，层系单一，只在局部较富集。

东濮凹陷区带间分隔性强，沉积相变快，因此油气的分布和富集主要受生油洼陷、圈闭发育和层系组合三大因素的控制。

7.2.3.1 生油洼陷是基础

生烃潜力的大小是一个地区成藏的先决条件。东濮凹陷北富南贫，这与濮城-前梨园洼陷、柳屯-海通集洼陷烃源岩有机质丰度高、生油母质好、有机质热演化程度适中紧密相关。而南部葛岗集洼陷烃源岩有机质丰度、生油母质较差，是造成南部油气富集程度低的主要原因。

7.2.3.2 圈闭的发育程度控制油气的分布和富集

圈闭的存在是油气成藏的重要条件。东濮凹陷目前所发现的油气主要集中在中央隆起带的局部圈闭中。该带受基底断层控制，圈闭形成早、类型多，紧邻生油洼陷，断层发育，具良好的运移通道，是油气富集的主要场所，特别是背斜型油气藏最为富集。其次，断块型、构造-岩性以及岩性圈闭也是油气运移和聚集的指向。

7.2.3.3 层系组合影响油气的富集程度

东濮凹陷旋回式的沉积演化，各层系的沉积特点及组合形式不同，对油气的富集有重要影响。如在沙三段—沙二段的组合中，沙三段作为生油层，沙二下亚段为储层，沙二上亚段为盖层，形成优越的成藏组合，沙三段—沙二段所探明的储量占98%，其中沙二下亚段的储量就占24.8%，勘探效果好。而沙一段—东营组的组合较贫，勘探效果差。

7.2.4 白庙气田成藏条件分析

白庙构造位于东濮凹陷兰聊断裂带中部，前梨园洼陷与葛岗集洼陷的结合部，是受基底隆起和兰聊断裂活动控制形成的半背斜构造，西与桥口构造以一鞍相隔，向北倾伏于前梨园生油洼陷中（图7-1，7-2）。

图7-1 白庙油气田前8块沙三2段构造含油面积图

图7-2 濮深10—白22井油气藏剖面

白庙地区已发现了沙二下、沙三1、沙三2、沙三3、沙三4、沙四段6套含油气层系，探明天然气地质储量106.99×108m3。其中沙二下—沙三2探明77.83×108m3，沙三3—4—沙四段探明29.16×108m3，沙三3—4油环探明石油地质储量800×104t。

构造、岩性同时制约油气分布是该区最大特点。

整体油气分布具有宝塔形特征，其中沙二下、沙三1为纯气藏，天然气性质为煤成气，气水分布有一定规律，明显受构造控制，上气下水，集中在构造高部位，分布范围较小。

沙三2亚段由于岩性、岩相变化大及断层的切割，双重控制作用明显，白庙西翼的白16井，北翼的白25井及更靠北的前8试油获工业油流，证实沙三2为边部大油环的凝析气藏（混合气）。

沙三3—4主要受岩性控制，是岩性-构造复合气藏，主要为混合气，其主体部位白11、白17为气，翼部白12井压裂获高产油流，为气顶油环的凝析气藏。

沙四段应为连片含气，该层系目前大部分井只揭示了Ⅰ砂组。上报了7.84×108m3探明储量。探明层系以下还有150余米地层，白56井在此层段电解气层5.2 m/2层。平面上北翼边部的前8井又钻遇气显示，显示出白庙沙四段较大的勘探潜力。

平面上白庙二台阶油气分布具有不对称特点，向北与杜寨地区呈连片趋势，向南以桥白断裂系为界；在杜寨下降盘以构造-岩性油气藏为主，储集体以湖底扇为主。

白庙构造杜寨断层下降盘有利成藏条件有5个方面：紧邻前梨园和葛岗集两大生油洼陷，油气源条件好；整体为一简单单斜构造，是油气聚集有利场所；处于物源指向的前方，且受杜寨同生断层的影响，砂岩储层发育，单砂体厚度一般在3～6 m之间，且物性较好；白13、55、16等井沙三中、下段综合解释气层厚度可达30 m以上，且在沙三中、下段获工业气流和低产气流，是滚动勘探的有利层位；圈闭面积和储量背景大。位于杜寨断层下降盘白13井低部位的白58井，在沙三段发现58.9 m/25层气层，最大单层厚度9～10 m，沙三1底部—沙三3上部无明显水层，呈现出整装连片的含气场面。

资源评价

1.排聚系数分析

（1）国外油气排聚系数

油气排聚系数是通过对高勘探程度地区已发现的油气资源量和已生成的油气总量研究后得出的，对于勘探程度较低的地区具有参考意义。表4-4-9是世界主要含油气盆地天然气排聚系数研究结果。不难看出，世界14个主要气田的天然气排聚系数介于0.001～0.095之间，差别达95倍，反映了天然气地质条件差异大。排除前苏联下凡尔托尔、塔佐夫、乌连戈伊和中瓦休干4个气田，其他10个气田的排聚系数大都介于1‰～10‰之间，平均为4‰～5‰。这与一些学者从理论上得到的结论类同，而天然气排聚系数超过10‰，甚至高达95‰的情况是少见的。获得这样的高值除实际地区天然气生气量大、排气效率高和运聚过程中耗损小以及成藏后保存条件极佳外，可能还与天然气运聚单元的划分有关。天然气流动性强，能够发生大规模的长距离运移聚集，如果划分的天然气运聚单元较实际的小，或没有较远源岩和较深源岩实际供运气量的贡献考虑进去，则计算出来的天然气排聚系数偏大。在我国传统上，以正向构造为区带评价目标的油气地质研究中，油气生成量的计算往往忽略了凹陷中心部位源岩的贡献作用，因而最终获得的排聚系数值（已发现的资源量比生油气总量的比值）偏大。

（2）国内油气排聚系数

四川盆地是我国天然气生产基地，四川石油管理局长期以来对四川盆地天然气资源进行评价研究，获得了不同地区不同层系的天然气排聚系数，详细结果参见表4-4-10所示。可以看出，四川盆地不同层位不同地理位置的天然气排聚系数不同，介于0.001～0.0081之间，一般为2‰～4‰之间。

表4-4-9 国外天然气排聚系数表

表4-4-10 四川盆地典型区带聚集系数模拟计算结果

我国第二、三轮油气资源评价在统一的规范要求下，结合各盆地实际地质条件选取了不同的油气排聚系数。一般说来，天然气最小选值为0.7‰，最大选值为20‰，一般介于2‰～4‰。详细情况参见表4-4-11、图4-4-31、图4-4-32。柳广第等统计了我国各盆地石油运聚系数（表4-4-12），元古宙运聚系数为1%，古生代为3％～5%，中生代为6％～8%，新生代为9％～11%。

表4-4-11 我国第二轮油气资源评价各盆地排聚系数统计表

续表

图4-4-31 石油排聚系数统计结果图

图4-4-32 天然气排聚系数统计结果图

表4-4-12 全国各盆地计算运聚系数统计表

续表

（据柳广第等）

（3）华北东部排聚系数选取

综上所述，印支期、燕山期、喜马拉雅期石油排聚系数分别取1.2%～1.8%、1.5%～5.0%、8%～12%，天然气排聚系数分别取0.08%～1.2%、0.1%～0.5%、1.2%～1.8%。第二轮资源评价天然气排集系数取值偏低，随着勘探程度的提高，第三轮资源评价有所增加。

2.资源量

（1）方法原理

生烃率法评价油气资源量是目前普遍应用的一种方法，也是一种最原始最传统的方法。它的核心内容是求取源岩的生烃率，然后依据源岩的体积和研究区油气的排聚系数计算资源量，基本公式：

Qp=S·H·ρr·C·Rp×104 （4-4-25）

Q=Qp·KMa （4-4-26）

式中：S为源岩层分布面积，km2；H为源岩层平均厚度，m；ρr为源岩层密度，g/cm3；C为源岩层平均母质丰度，用有机碳百分含量表示，%；Rp为当前每吨有机碳在地史过程中平均已生成的油气量，单位kg/tc或m3/tc；Qp为源岩层生油气总量，对于油，单位为108kg；对于气单位为108m3；KMa为油气排聚系数，指聚集成藏的油气量与源岩累积生成的油气量之比；Q为油气资源量，单位为108kg或108m3。

（2）中—新元古界资源量估算

中—新元古界主要生烃地区在冀北坳陷、冀中坳陷北部、京西坳陷，在计算生烃量时主要统计这些地区，资源量也主要分布在这些地区。考虑到前喜马拉雅期生烃量大，构造破坏强烈，油气聚集系数取值较小，分别为0.3%～0.7%和0.8‰～1.2‰，资源量计算结果见表4-4-13，总资源量为（4.9～9.6）×108t，其中油（4.5～9.0）×108t，气（0.4～0.6）×108t。

表4-4-13 中—新元古界资源量估算表

（3）寒武系—奥陶系资源量估算

寒武系—奥陶系分印支期、燕山期和喜马拉雅期统计生烃量和不同时期生烃作用对成藏的贡献，寒武系—奥陶系多期埋藏和抬升过程，先期的成烃作用中生成的石油资源在下次的埋藏过程中大部分转化为天然气资源，由于寒武系—奥陶系演化程度较高，依照80%的石油转化为天然气来计算石油及天然气的资源量。印支期、燕山期和喜马拉雅期石油排聚系数分为1.2%～1.8%、1.5%～5.0%、8%～12%，天然气排聚系数分别为0.08%～1.2%、0.1%～0.5%、1.2%～1.8%，资源量计算结果见表4-4-14，主要以石油资源为主，为（4.5～7.8）×108t，占总资源量的55%以上。重点区块预期总资源量为11.0×108t，其中油6.0×108t，气5.0×108t。临清—德州、黄骅南部—沧南地区资源量较大，分别为3.9×108t、2.7×108t（表4-4-15）。

表4-4-14 奥陶系资源量估算表

表4-4-15 古生界重点区块资源量估算表

（4）石炭系—二叠系资源量估算

石炭系—二叠系分印支期、燕山期和喜马拉雅期统计生烃量和不同时期生烃作用对成藏的贡献（表4-4-16），印支期、燕山期和喜马拉雅期石油排聚系数分为1.2%～1.8%、1.5%～5.0%、8%～12%，天然气排聚系数分别为0.08%～1.2%、0.1%～0.5%、1.2%～1.8%，总资源量为（11.3～19.5）×108t，资源以天然气为主，为（7.5～11.8）×108t，占总资源量的65%以上。在重点区块中，以济阳、黄骅南部—沧南和渤海海域资源量较高（表4-4-15）。

表4-4-16 石炭系—二叠系资源量估算表

（5）中生界资源量估算

中生界主要统计了辽河断陷和渤海海域油气资源量。

1）辽河断陷资源量估算。辽河断陷分古近纪和新近纪进行生烃和资源统计，石油排聚系数分别取5%～10%和8%～12%，天然气排聚系数分别取0.5%～0.8%和10%～20%，估算资源量为（1.6～2.8）×108t，其中石油（1.5～2.6）×108t，天然气（0.15～0.27）×108t（表4-4-17）。

表4-4-17 辽河断陷中生界资源量估算表

2）渤海海域中生界资源量估算。渤海海域分燕山期、古近纪和新近纪进行生烃和资源统计，石油排聚系数分别取3％～5%、7％～10%和8％～12%，天然气排聚系数分别取0.3％～0.5%、0.9％～1.2%和1.5％～2.0%。估算资源量为（3.6～6.2）×108t，其中石油（2.8～4.2）×108t，天然气（0.8～1.9）×108t（表4-4-18）。

表4-4-18 渤海海域中生界生烃量及资源量计算表

3）其他地区中生界资源量估算。冀中—临清—济阳地区中生界分侏罗系煤层、中下侏罗统暗色泥岩和上侏罗统—白垩系暗色泥岩进行生烃量计算和资源量计算。总生烃量为73.0×108t，其中油31.3×108t、气41.6×108t。总资源量2.0×108t，其中油1.7×108t、气0.3×108t。中生界总资源量9.0×108t，其中石油7.0×108t、天然气2.0×108t。

通过对中—新元古界、寒武系—奥陶系、石炭系—二叠系和中生界资源量的估算，华北东部前古近系油气资源量总共为（31.5～53.9）×108t，其中石油（18.5～32.9）×108t，天然气（13.1～21.0）×108t。寒武系—奥陶系和石炭系—二叠系资源量在前古近系烃源岩资源量中占比例相对较多。石炭系—二叠系资源以气为主，天然气资源量为（7.5～11.8）×108t，中—新元古界、寒武系—奥陶系、中生界均以油为主（表4-4-19）。中—新元古界和石炭系—二叠系烃源岩资源丰度较高，平均值在1×104t/km2以上，寒武系—奥陶系烃源岩虽然分布面积最大，但资源丰度最低，仅为（0.63～0.99）×104t/km2。

表4-4-19 华北东部前古近系资源量计算表

图版4-1-1 C12荧光显微照片（480℃）

图版4-1-2 A55原岩荧光显微照片

图版4-1-3 A55荧光显微照片（380℃）

图版4-1-4 A55荧光显微照片（430℃）

图版4-1-5 G29原岩荧光显微照片

图版4-1-6 G29荧光显微照片（380℃）

图版4-1-7 G29荧光显微照片（380℃）

图版4-1-8 G16原岩荧光显微照片

图版4-1-9 G16荧光显微照片（380℃）

图版4-1-10 G16荧光显微照片（380℃）

图版4-1-11 G16荧光显微照片（430℃）

图版4-1-12 G16荧光显微照片（430℃）

图版4-1-13 G45原岩荧光显微照片

图版4-1-14 G45荧光显微照片（380℃）

图版4-1-15 G45荧光显微照片（380℃）

图版4-1-16 G45荧光显微照片（430℃）

图版4-1-17 G45荧光显微照片（430℃）

图版4-1-18 G45荧光显微照片（430℃）

华北前古近系油气资源战略调查与评价

图版4-2-1　1.孔古4井2.1/8 O2f团块状灰岩的泥质条纹中富含藻屑和似Tasmanales alginate和G.prisca alginates，落射荧光。2～4.孔古4井2.1/8 O2f团块状灰岩的泥质条纹中富含藻屑、层状藻和似G.prisca alginates。5～8.孔古4井2.1/8 O2f团块状灰岩的泥质条纹中富含藻屑和似G.prisca alginates、层状藻、褐藻，5，7落射荧光，6，8反射光。

华北前古近系油气资源战略调查与评价

图版4-2-2?1～3.孔古4井2.1/8 O2f团块状灰岩的泥质条纹中富含藻屑、褐藻，结构藻和无定形有机质，落射荧光。4.孔古4井2.1/8 O2f团块状灰岩的泥质条纹中包含的结构藻和似Gloeocapsomorpha prisca algal mate“atromatolitic”，落射荧光。5.孔古4井2.1/8 O2f团块状灰岩的泥质条纹中包含的似Gloeocapsomorpha prisca algal mate“atromatolitic”和藻屑，落射荧光。6，7.孔古4井2.1/8 O2f团块状灰岩的泥质条纹中包含的似Gloeocapsomorpha prisca alginates 和藻屑，落射荧光。8.孔古4井2.1/8 O2f?团块状灰岩的泥质条纹中包含的似Gloeocapsomorpha prisca algal mate“atromatolitic”和藻屑，落射荧光。

华北前古近系油气资源战略调查与评价

图版4-2-3?1，3，5，7.孔古4井2.1/8 O2f团块状灰岩的泥质条纹中包含的似G.prisca algal mate“atromatolitic”和藻屑，落射荧光。2，4，6，8.孔古4井2.1/8 O2f团块状灰岩的泥质条纹中包含的似G.prisca algal mate“atromatolitic”和藻屑，反射光。

临清中治银河纸业新冠怎么样

每当岁末,统计数字出来了,媒体热热闹闹地在大排企业英雄座次。造纸企业尽管不能和稳居排名榜第一阵营的石油、钢铁、汽车、电力四类企业相比,但是在排名位置上,也是不可小觑的。

晨鸣集团

排在纸业最前列的始终是山东晨鸣集团股份有限公司,这个稳坐中国造纸的龙头老大,以94.7亿元营业收入在"中国制造企业500强"排141位,在"中国工业企业1000大"中,排名第192名；在中国1000家最大企业集团榜排中,排在222位。工业企业1000大榜造纸业第二、三、四、五的依次是金东纸业(江苏)有限公司、山东太阳纸业股份有限公司、华泰集团有限公司、山东泉林纸业有限责任公司。

还有几个在"企业1000大"排位靠后些的企业追随,这包括排名512位的湖南泰格林纸集团有限责任公司,排名730位的山东临清银河纸业集团有限公司以及排名868位的广州造纸集团。

与上年8月媒体发布的纸业入围1000大中国制造商排名相比,也许统计数字缺失或其他原因,早先在榜的东莞玖龙纸业有限公司、宁波中华纸业、芬欧汇川(苏州)纸业、福建南纸股份有限公司、青岛海王纸业股份有限公司不见踪影。而新上榜的是浙江胜达集团有限公司。另外,山东临清银河纸业集团排名超越金华盛纸业有限公司,广州造纸集团超过武汉晨鸣汉阳纸业有限公司。他们与上年的排位正好颠倒。

造纸行业的营业收入迅速增长,除金东纸业(江苏)有限公司为负增长以外,其他企业尤其是本土的大型造纸企业,发展迅猛。

按照增长率计,从高到低依次为广州造纸85.3%,博汇纸业78.1%,华泰集团74.7%,太阳纸业64.9.%,临清银河纸业50.3%,泰格林纸49.5%,山东泉林纸业49.2%,山东晨鸣纸业25.8%,武汉晨鸣18.7%,金华盛6.2%。

从增长绝对值和增长率来看,本土造纸企业都在突飞猛进,超过了外资与合资企业。2005年1-6月,山东省的GDP同比增长15.4%,仅排在内蒙后面,居全国第二,以晨鸣造纸巨头为首的在榜6家大型造纸企业,为这个数字增色不少；而拥有在榜的纸业老二金东以及金华盛的江苏省,GDP同比增长为14.3%,比山东落后了两位。

在营业收入迅速飙升的后面,我们也不能不看到,国家统计局的数字显示,2005年初开始,全国工业企业利润率增幅从去年的40％下降了约20％。国信证券的分析文章也指出,1月至8月,造纸行业销售收入同比增长了21.9%,但利润总额却同比下降了1.3%,行业表现为增收不增利。

进入7月以后,多数纸品价格开始出现下滑走势。第三季度,我国纸业市场出现供应过剩和需求疲软状态。预计下半年造纸行业的整体毛利水平低于上半年。目前,白卡库存增加,价格下滑。由于国家控制贷款,广告大户汽车与房地产减少了投放,报纸因此版面萎缩,新闻纸需求相应减少。只有文化纸价格略微上涨,轻涂纸价格持续坚挺。下半年和明年部分产品产能扩张较快,造纸行业毛利水平可能进入下降通道。另外,2007年国家计划提高造纸企业的排污标准,也会加大行业的平均成本。

需求疲软与必须的能耗降低、环保要求提高,对飞速发展的造纸行业不啻是一个减缓的信号,如何增收又增利,是各大造纸厂家要认真思考的时候了。

附注：由于排名榜的造纸企业很多材料缺失,如玖龙、理文……这些造纸大户都没在榜上亮相,而本文用上榜的现成数字做文章,自然挂一漏万。

《香港文汇报》消息："最近,香港上市公司理文造纸宣布,截至2005年9月底止中期业绩纯利为3.09亿元,升59%。期内,营业额增至18.7亿元。"还只是半年的业绩,18.7亿元营业额和59%的递增,就把我们的纸业排名榜震得左右乱颤了。另外,金东纸业只是金光集团子公司之一,要是金光把在我国内全部子公司的数字叠加在一起,当然不是现在的排名位置了。排榜收集的数字有问题,分析文章也就不够到位,在此遗憾地补充说明。

聊城八个县市是什么

截止2018年11月，聊城市下辖8个县市分别是东昌府区、临清市、阳谷县、莘县、茌平县、东阿县、冠县、高唐县。

1、区

东昌府区

东昌府区居鲁西，临黄河，地处聊城市中心城区，是市委、市政府驻地，总面积829平方千米。是国家级历史文化名城，被誉为“江北一都会”。

2、县级市

临清市

临清市总面积950平方千米。是武训兴学所在地、山东快书诞生地、四大奇书之一《》故事背景地、梨花大鼓（犁铧大鼓）发起地，是京剧之乡、轴承之乡、书画之乡、武术之乡和酱菜之乡。

3、县

①、阳谷县

阳谷县地处鲁西平原，总面积1065平方千米。阳谷有“东夷之都、千年古城、武松故乡”之称。

②、莘县