解剖周矶帚状构造

李四光著《地质力学概论》有关帚状构造的概述：“最普通类型的旋转构造是帚状构造。帚状构造的旋转面（有时称为旋回面）有的是由褶皱或其他压性兼扭性挤压面构成，有的是由张性兼扭性的破裂面构成。砥柱或漩涡经常位于帚状构造的凹的方面。在帚状构造由张性兼扭性旋回面构成的场合，它们各个凹的方面和整个帚状构造带凹的方面，亦即内旋方面，对它们凸的方面来说，都是向帚状构造撒开的方向相对扭动；各个旋卷面凸的方面和整个帚状构造带凸的方面，亦即外旋方面，对它们的凹的方面来说，都是向帚状构造收敛的方向相对扭动。在帚状构造由压性兼扭性或褶皱构成的场合，它的内旋方面相对扭动的方向，与上述情况恰好相反。”

周矶帚状旋转构造，漩涡是周矶凹子，先是由压性兼压扭性旋转而成，后又受张性而破裂。围绕漩涡而产生的漩涡面，沿顺时针方向由西开始依次是浩口构造、广化寺构造、王场构造、黄场构造（或显示），末尾到光明台构造收敛。其中王场构造因地层塑性强度大，褶皱后形成盐背斜，并居帚状构造最高部位，是造成油气富集的主要原因。

五普综合研究队张家珍曾对周矶帚状旋转构造作过系统描述：

“周矶旋转构造是受新华夏系总体左行直扭应力带动下，由新华夏系统序次、高级别两组扭裂面产生的分扭应力联合形成弧型构造，其漩涡恰好在周矶向斜中心部位。

王场、广华寺、浩口等一系列局部构造中的油气藏都分布在旋回构造之中，油气严格受各弧形构造控制，这些局部构造都显示东缓西陡。尤其王场构造有明显的脱顶现象，表现深层与表层高点不吻合，轴面西北端倾向东北，东南端倾向西南，中部直立呈反“S”型，在潜江组一段时出现厚度差异。从上几点看，证明该旋卷构造外旋为反时针，内旋为顺时针扭动，向东南收敛，向北西撒开。它与新华夏系主应力关系是链条和齿轮的关系，它是外围发动的，是被外围新华夏系总直扭应力带动的，故该旋卷构造型式每一点的应力作用强度，一般由旋回层外部向内部方向减弱，力矩作用也越来越小。由于这种旋扭应力，加剧了漩涡部位沉降速度和沉降幅度，提高了原有沉积中心的生油能力。同时使呈分散状态的油气由向斜中心应力较大部位，向应力较小和应力薄弱的背斜顶端驱动，使分散的油气逐渐在背斜顶部聚集起来，而形成油捕或油藏，越靠近漩涡的背斜内倾陡翼对聚油愈有利。当然还要考虑其他如岩性岩相条件，综合评价。例如潜江构造和王场构造相比较，由于王场构造潜江组各组段较为理想，砂岩层较多且厚（孔、渗条件均较好），同时王场背斜轴部发育一些次一级张性断裂，可以造成油气运移通道，故形成较为理想的油气藏。潜江构造所处的位置较为理想，亦属外旋回面的内倾，闭合面积也较大，但由于砂岩较少，对聚油造成一定的影响，这是不利条件，相信沿背斜高部位置寻找裂隙油气藏还是有希望的。”

周矶帚状旋卷构造，形成地质年代应是渐新世晚期以后。根据李四光《地质力学概论》划分巨型构造带，鉴定构造型式，可分为三类：第一类，横亘东西的复杂构造带；第二类，走向南北的构造带；第三类，各种扭动构造型式，下分甲、多字型构造；乙、山字型构造；丙、旋卷构造；丁、棋盘格式构造；戊、人字型构造。周矶帚状旋卷构造属于第三类，比之前两类是次一级构造型式。潜江、江陵两凹陷也有其次类型构造型式，如丫角庙入字型构造，江陵北西向的多字型构造。这里构造型式如此繁多，除了内外应力作用外，可能与膏盐地层易于塑造有关。

理论问题搞清楚之后，解剖周矶帚状构造的勘探部署就好定了，首先对广化寺构造布钻。1966年10月20日，潜深7井开钻，次年3月1日完钻，终孔井深3172.96米，由3203钻井队施工。在潜江组1段钻遇14层油层，共厚40.08米，其中有4个层次油层最好，共20.7米。4月30日开始测试，初试效果不好，仅出1立方米油。据现场分析认为，不出油主要原因是钻进过程中使用泥浆比重过高，同时，完井后事隔40多天才测试，使油气层浸泡时间过长被堵所致。经研究采取酸化增产措施注酸替喷，用10毫米油咀日自喷油125立方米，天然气1947立方米。解剖构造工作取得显著成效，试采技术员陈永明为此作出贡献！

1967年4月11日，继续由3203钻井队上光明台构造打潜深10井。6月16日完钻，终孔井深2654.5米，钻遇3层含油砂岩，共厚8.4米。油层岩心物性分析，渗透率为656～834毫达西。8月27日开始测试，油管放喷日产油40～43立方米，5毫米油咀日产油27立方米，后经酸化日产油40立方米，天然气602立方米。

由于该井位于东荆河畔，因河水上涨钻井施工受影响，未能打穿潜江组第三套油层。

帚状构造解剖两战两捷，连同王场共发现3个油气田，相连成片构成一个油区。

潜江凹陷最后一口深井，由3203钻井队施工凹陷南部拖船埠构造潜深11井，该井1969年3月29日开钻，10月30日完钻，完井井深3324米，创地质部同类型钻机井深最新记录，在潜江组、新沟咀组钻遇13层含油－油迹砂岩，共厚31.48米。由于油层级别较差没有投入测试，该地区生油层极佳而缺乏砂岩储层，油都浸满泥岩（我称之“油泥岩”）。

从1962年3月至1969年3月，整整7周年，在潜江凹陷共打潜深字号井11口，总进尺26043.5米，发现3个油气田，4个含油气构造。

从此，五普告别了潜江，我国当代大剧作家曹禺的故乡，而今已成为中南地区赫赫有名的内地石油工业基地。

一、前言

(一)评价区概况

江汉盆地位于湖北省中南部的潜江市、天门市、仙桃市、宜昌市及荆州市的江陵、监利、洪湖、公安、松滋等市(县)境内，面积3.635×104km2，属于江汉平原。区内河网交织，湖泊星罗棋布;四季分明，温暖湿润，雨量丰沛。植被繁殖，属中亚热带常绿阔叶林向北亚热带阔叶林过渡的地带;交通便利，东距武汉170余千米，西邻宜昌180余千米，武汉至宜昌高速公路、襄樊至岳阳一级公路交汇于此。

(二)勘探概况

江汉盆地自1958年大规模开展油气勘探至2003年底，江汉盆地共有367口井获工业油气流，共发现新近系广华寺组、古近系潜江组、荆沙组、新沟咀组和白垩系渔洋组等五套含油层系。盆地内共找到油田26个，探明石油地质储量12463.6×104t，控制石油地质储量2344×104t。1977年原油生产能力达到100×104t，并连续稳产百万吨13年，累积生产原油2746.4×104t，是我国南方重要的原油生产基地。

盆内各凹陷勘探程度差异很大，勘探主要集中在江陵、潜江、沔阳三凹陷，截至2003年底，江汉盆地共完成二维地震39348.742km，三维地震3050.929km2;平均二维地震覆盖率为1.08km/km2，三维地震覆盖率为0.08km2/km2;钻探井1395口，进尺295.7491×104m。

(三)评价方法、思路、原则及组织实施

此次资源评价由江汉油田分公司组织实施，以类比法、统计法为重点预测油气资源，最后通过特尔菲法综合预测江汉盆地油气资源量。从预测结果看，总体上符合客观实际。

对于江陵、潜江、沔阳凹陷钟潭、习家口、王广、荆州等较高勘探程度油气聚集区，在“三次资评”盆地模拟基础上，采用盆地模拟、油藏规模序列、广义帕莱托、发现过程、地质模型和统计模型、沉积体积速率法、勘探效率及趋势预测等方法，测算了远景资源量和地质资源量。对于江陵、潜江、沔阳凹陷公安、陵北等较低勘探程度油气聚集区，在“三次资评”盆地模拟基础上，采用类比法。以凹陷和区带为单元，建立了一个凹陷、四个区带类比标准区，同时对类比标准区地质风险进行了分析解剖;以凹陷和区带为单元，选择了四个凹陷、九个区带类比评价区，同时对类比评价区地质风险进行了分析解剖。江汉盆地的特殊段———盐间段，由于勘探程度很低，主要采用盆地模拟法，辅以统计法或沥青“A”法。

(四)主要成果

建立了江汉盆地油气资源序列。其中预测远景资源量为5.7862×108t、地质资源量为4.7224×108t，可采资源量为1.0880×108t，平均资源丰度1.30×104t/km2。

查明了江汉盆地油气资源分布。从各凹陷资源分布看，潜江凹陷资源量最大、丰度最高，地质资源量为2.9420×108t，占盆地总地质资源量的62.3%，资源丰度9.08×104t/km2;其次为江陵凹陷，地质资源量1.0361×108t，占江汉盆地的21.9%，资源丰度1.4×104t/km2;外围凹陷的资源量相对较小。从各区带的资源分布来看，以王广油气聚集区最大，地质资源量0.9244×108t;从资源分布层位看，潜江组资源量最大，地质资源量达2.4985×108t，占盆地总资源量的52.9%。

预测了江汉盆地资源品位、深度分布。预测表明，江汉盆地常规油、低渗油占的比例较大。常规油地质资源量2.3461×108t，占总资源的49.7%，低渗油地质资源量为2.2512×108t，占总资源的47.7%，重油占的比例最小。资源深度分布预测表明，江汉盆地油气资源主要分布于中、浅层，小于2000m的地质资源量为2.5051×108t，占总资源的53%，2000～3500m的地质资源量为1.9734×108t，占总资源的41.8%。

勘探效率及趋势法预测江汉盆地未来15年砂岩段油气资源发现总体呈下降趋势，其中2006～2010年为1177×104t、2011～2015年为1003×104t、2016～2020年为861×104t。

根据凹陷、区带资源评价结果，对江汉盆地近期及中长期的油气勘探提出了如下建议:滚动勘探潜江凹陷潜江组砂岩油藏，展开勘探新沟咀组，战略突破新层系、新领域，即潜江凹陷潜江组深层、白垩系次生油气藏、潜江组鲕粒灰岩、盐间非砂岩特殊油气藏和古潜山。

二、油气地质条件

(一)地质概况

1.评价单元

(1)评价单元。

江汉盆地油气运移聚集总体上受二级构造单元控制，且成为相对独立的成油气系统。根据成油气条件及成油气系统特征，江汉盆地可划分江陵、潜江、沔阳、小板、陈沱口等10个油气聚集单元，其中勘探、研究程度较高的潜江、江陵、沔阳凹陷，根据排烃槽理论又可进一步划分为15个次一级的油气聚区。因此，凹陷级的评价单元为10个，区带级的评价单元为15个。

(2)评价的层系。

砂岩段:江汉盆地古近系潜江组(Eq)、新沟咀组(Ex)、沙市组(Es)和白垩系渔洋组(Ky)，重点评价潜江组和新沟咀组的资源潜力。

盐间段:古近系潜江组潜1+2、潜3、潜4段，重点评价潜1+2、潜4段资源潜力。

2.构造单元划分

根据基底结构和构造特征、白垩—古近—新近系构造和沉积演化、现今构造格局等综合因素，将江汉盆地划分为十一个凹陷和四个凸起(图8-6-1，表8-6-1)。

图8-6-1 江汉盆地构造单元与评价单元划分图

表8-6-1 江汉盆地构造单元划分表

3.地层

该盆地是我国陆相盆地中典型的盐湖含油盆地，也是我国南方最大的白垩系—古近—新近系盆地。上白垩—古近—新近系地层自下而上分为:上白垩统渔洋组(K2y);古近系沙市组(E1s)、新沟咀组(E2x)、荆沙组(E2j)、潜江组和荆河镇组(E1jh);新近系广华寺组(N1g)(图8-6-2)。盆地岩性以暗色砂泥岩，膏岩、芒膏为主，广华寺组偶有灰岩沉积。渔洋组与下伏下白垩统潭口组呈整合接触或与前白垩系呈不整合接触。广华寺组与下伏荆河镇组为不整合接触。

盆地发育两个成盐期，形成了古近系新沟咀组下段、潜江组两套主力生油、成藏及勘探层系。

(二)烃源岩

1.烃源岩发育特征

江汉盆地存在四套烃源层，即古近系潜江组、新沟咀下段、沙市组上段和白垩系渔洋组。油源对比研究认为，江汉盆地主要油源层为潜江组潜三段、潜四段、新沟咀组下段，次要油源层为潜江组潜一段、潜二段、沙市组上段，可能油源层为白垩系渔洋组。

潜江凹陷潜江组烃源岩厚度一般200～1500m，蚌湖一带为继承性沉降中心，烃源岩最发育，蚌湖向斜带厚度可达1200～2000m。另外，潜江凹陷潜江组盐间烃源岩也较发育，厚度一般200～800m，而在蚌湖向斜带为800～1000m，潜南地区稍薄，为600～800m。

新沟咀组下段烃源岩以潜江、江陵凹陷分布最广、厚度最大，一般50～200m，烃源岩具北薄南厚的特点。主力烃源岩主要分布于资福寺向斜、总口向斜和潘场向斜带;新沟咀组烃源岩较集中，主要发育于新沟咀组下段Ⅱ油组及泥隔层段。

沙市组上段烃源岩在江汉盆地江陵、潜江、沔阳凹陷厚度大、分布广，一般50～175m，分布面积分别为3351km2、2450km2和1706km2，主要分布于资福寺向斜、总口向斜、潘场向斜和白庙向斜带。

江汉盆地潜江、沔阳、小板凹陷白垩系渔洋组烃源岩厚度较小，一般为10～70m，主要生油中心位于总口、潘场等向斜带。

2.烃源岩地化特征

江汉盆地潜江凹陷潜江组烃源岩具有:①有机质丰度高，有机碳、氯仿沥青“A”和烃含量分别为1.06%，0.3327%和1138mg/L;②生油母质好，以偏腐泥型为主，Ⅰ型、ⅡA型、ⅡB型和Ⅲ型分别占56%、25.5%、16.2%和2.3%;③主要生油中心位于蚌湖向斜带;④凹陷北部烃源岩由盐间段和砂泥岩段两部分组成，砂泥岩段烃源层位主要为潜三、潜四段;盐间段烃源层位主要为潜一、潜二段、潜四下段，其中潜一、潜二段主要为未熟烃源岩;凹陷南部虽然烃源岩厚度大，有机质丰度高，但是这些烃源岩都位于无砂岩分布区，属于盐间段烃源岩，且处于未熟—低熟热演化阶段。

图8-6-2 江汉盆地白垩—古近—新近系地层综合柱状图

新沟咀组下段主力烃源岩有机质丰度较高，有机碳、氯仿沥青“A”和烃含量分别为1%、0.0731%和431mg/L;生油母质较好，Ⅰ型、ⅡA型、ⅡB型和Ⅲ型分别占14.3%，23.9%、29%和2.8%;烃源岩主体处于成熟—高成熟阶段，Ro一般为0.8%～1.5%。

沙市组上段烃源岩有机质丰度较低，有机碳、氯仿沥青“A”和烃含量分别为0.6%、0.0380%和173mg/L;生油母质较差，以偏腐植型为主，ⅡA型、ⅡB型和Ⅲ型分别占30.2%、14.0%和55.8%。

白垩系渔洋组烃源岩，有机质丰度较低，有机碳、氯仿沥青“A”和烃含量分别为0.58%、0.0385%和218mg/L;生油母质较好，Ⅰ型、ⅡA型、ⅡB型和Ⅲ型分别占11.9%、16.7%，30.9%和40.5%。

3.生烃潜力

生烃模拟显示，江汉盆地四套烃源岩生油总量为101.0976×108t，其中潜江组生油总量为70.4616×108t，占全盆总量的69.7%，新沟咀组下段生油总量为20.3176×108t，占全盆总量的20.1%。盆地潜江组盐间烃源岩生油量达43.0385×108t，约占潜江组生油总量(砂岩段+盐间段)的3/4，反映出盐间烃源岩巨大的生烃潜力和良好的勘探前景。

全盆各凹陷以潜江凹陷生油量最大，为65.8521×108t，占总量的65.1%，其次为江陵凹陷达22.2955×108t，占总量的22.1%。潜江凹陷蚌湖向斜带生油强度最大，为50×104～650×104t/km2，为盆地潜江组主要生油区;江汉盆地潜江组主要生油期位于潜一、二段沉积期到荆河镇组沉积末期;新沟咀组下段—沙市组上段主要生油期位于荆沙组沉积期到潜江组沉积末期。

(三)其他成藏条件

1.储集条件

江汉盆地储集层主要由砂岩、碳酸盐岩、火山岩、裂缝性泥岩等构成，其中砂岩储集层是主要类型。潜江组主要为砂岩储集层，新沟咀组目的层则仅有砂岩及火山岩两种类型。

潜江组砂岩主要分布于潜江、江陵凹陷，其中潜江凹陷物源来自北部，砂岩呈北厚南薄趋势，近物源的钟市、潭口、渔薪地区等砂岩最发育，钟市地区最厚达500m以上，江陵凹陷以近物源的大路口砂岩最发育，达300m以上，向东逐渐减薄，岩性以粉、细砂岩为主。

新沟咀组砂岩主要分布于江陵、潜江、沔阳三个凹陷，具有北厚南薄、西厚东薄的特点。纵向上，砂岩主要集中于新沟咀组下段。总的看来，沉积相带控制了砂岩的发育，并对物性有一定影响。

2.保存条件

江汉盆地发育两套区域性泥质岩和泥岩—盐岩盖层，即新沟咀组上段泥岩和潜江组一、二段泥岩—盐岩层。

新沟咀组上段泥岩一般厚300～400m，全区稳定分布，以滨浅湖泥质沉积为主。该套泥岩与下伏的新沟咀组砂岩构成了区内重要的储盖组合。潜江组泥岩—盐岩盖层，特别是潜江组一、二段的泥岩和盐岩层，形成于半深湖和盐湖环境，在潜北地区分布广泛，厚度达1000～2000m，是盆内一套良好的盖层，这套盖层与下伏的潜二、三、四段的砂岩构成盆内最重要的储盖组合。

另外，江汉盆地潜江凹陷潜江组盐湖沉积，发育多韵律膏盐层，其具有良好的保存条件。

潜江凹陷发现的上百条大大小小正断层，不论其落差数十、数百甚至上千米，只要形成圈闭，对油气都具有较好的封堵、遮挡作用。

3.生储盖组合

根据烃源岩、储层与盖层的配置关系，江汉盆地可划分四套生储盖组合，即潜江组生储盖组合、新沟咀组生储盖组合、沙市组生储盖组合、白垩系生储盖组合，其中潜江组一、二段的泥岩和盐岩盖层与下伏的潜二、三、四段的砂岩构成盆内最重要的储盖组合。

(四)油气运聚规律

邻近生烃洼陷的继承性古隆起和斜坡是油气运移的长期指向和汇集区，潜江凹陷的王广中央古隆起带是油气最富集的地区。有利生烃中心控制油气田平面上分布，潜江凹陷蚌湖(Eq)、吊堤口、沔阳凹陷白庙及江陵凹陷梅槐桥—资福寺(Ex)洼陷是江汉盆地有利的生、排烃中心，受其控制，其周缘已发现了26个油田。主力烃源层系控制油气纵向富集。江汉盆地有四个含油气系统，其中潜江组、新沟咀组烃源岩厚度大、有机质丰度高、生油母质类型好，是江汉盆地两套主力烃源层，受主力生烃层控制，油气资源主要分布富集于潜江组、新沟咀组。

三、资源评价方法与参数体系

(一)方法体系

本次油气资源评价方法的选择强调多种方法的配套性、实用性和针对性。在高勘探程度的潜江凹陷，以统计法、成因法为主，在低—中勘探程度的江陵等地以成因法、类比法为主，而在低勘探程度枝江、云应、荆门、汉水、河溶凹陷，以类比法为主(表8-6-2)。

(二)关键参数取值

1.统计法

主要采用油田规模序列法，发现过程模型法，广义帕莱托法，地质模型与统计模型综合法。

油田规模序列法预测油气资源的参数设置主要是评价区最大、最小油藏规模选取及合理的油藏分段排序。本次油气资源预测各评价区最小油藏规模取1×104t，而最大油藏规模的取值主要根据评价区已探明的最大油藏并结合其勘探程度来合理取值。油藏规模序列法在合理设置最大、最小油藏规模的基础上，预测的地质资源总体可信度较高。

表8-6-2 江汉盆地各凹陷资源评评价方法选择表

发现过程法预测油气资源，最主要的设置参数是预测区最小、最大油藏规模，勘探效率系数β、帕莱托分布系数k。其中最小、最大油藏规模设置原则在前面油藏规模序列法中已叙述，而勘探效率系数β、帕莱托分布系数k选择则是通过计算、拟合得出的。发现过程法预测总地质资源与已探明的储量接近，资源探明率大多>90%，可信度差，说明该方法在江汉盆地不适用。

广义帕莱托法预测油气资源，要求评价区已探明油藏最好要达25个以上，最主要的设置参数是评价区最小、最大油藏规模及寻找合理的分组点，从而使油藏规模中位数呈下降趋势，其中油藏分组要达5个以上。广义帕莱托分布法受油藏个数及中位数的限制，满足条件的评价区不多，总体看有的评价区预测的效果好，有的偏差一些。

地质模型与统计模型综合法预测油气资源最主要参数是设置评价区最小、最大和众数油藏规模及合理给定评价区的最少、最多和众数油藏规模数。评价区最小、最大油藏规模设置原则前面已述，而众数油藏规模和油藏个数主要在实际探明众数油藏规模的基础上减小，油藏规模分布模型、个数概率模型均选择正态分布。地质模型及统计模型法总体在合理设置了众数规模基础上，预测的效果较好，可信度较高;沉积岩体积速度法由于受方法的限制，预测结果粗略，可信度较差。

2.类比法

类比法预测油气资源最主要参数是标准区油气资源丰度概率分布、标准区地质风险评价总分、类比区地质风险评价总分。其中地质风险评价是通过对盆地油源条件、储层条件等五大类及其包含的27个子项成油气地质参数分析，考虑各参数对油气成藏的重要性是不同的，通过主成分分析法和聚类分析，从中优选出21个子项影响重要的参数，该评分标准体系来源于新一轮资评项目办;油气资源丰度预测主要利用油藏规模序列法、广义帕莱托法、地质模型与统计模型综合法预测，该三类方法参数选取前已叙述。

类比法预测油气资源标准区选择在盆地的“三高”地区，而待评价类比区总体勘探程度低、其21项地质条件认识程度粗略，加之标准区与待评价类比区的成油气条件往往差异较大，因此预测的可信度一般。

江汉盆地选择勘探程度较高的潜江凹陷作为类比标准区，根据含油层系分布的不同，潜江凹陷又分为潜北(Eq)与潜南(Ex)地区，潜北地区具作为江汉盆地潜江组凹陷类比标准区，潜南地区作为江汉盆地新沟咀组凹陷类比标准区。区带级标准区选择了潜江凹陷内钟潭、王广、习家口和拖市油气聚集区。

3.成因法

本次油气资源评价成因法重点为盆地模拟法，它包括地史、热史、生烃史、排烃史、运聚史五个模型，各模型的参数通过实际测试、研究分析和大量数据统计三类方法获取的。

江汉盆地三次资评盆地模拟预测系统为北京勘探院和美国Plata公司研制的盆地模拟系统软件(BASIMS、BasMod)。盆地模拟基础工作较扎实，预测结果基本反映了各凹陷、层系的勘探潜力且与其勘探程度及资源探明率相一致，因此较可信。

江汉盆地四套烃源层演化程度不一，未熟烃源岩有机碳含量下限值定为0.60%;新沟咀组下段成熟主力烃源岩有机碳下限值定为0.6%，潜江组成熟主力烃源岩有机碳下限值定为0.4%;一般成熟烃源岩有机碳含量下限值定为0.4%。

产油能力依据江汉盆地四种类型的未熟和低熟烃源岩热模拟实验得出的结果为主。

江汉盐湖盆地油气藏聚集效率分砂岩常规油气藏、盐间非砂岩特殊油气藏两种。砂岩段油藏，采用网格统计、油藏规模序列、圈闭发现、探井成功率等多种方法进行重点解剖，然后采用地质类比的方法类推低勘探程度区(非标准区)的油气聚集系数;盐间非砂岩油气藏，选取勘探程度较高、油气富集最好的王广地区作为标准区，采用热模拟与氯仿沥青“A”结合法、烃含量浓度差法、效孔喉体积法、油水相对渗透率曲线法、毛管压力曲线法等方法对排聚系数进行了探索性研究，然后采用地质类比法确定其他地区的排聚系数。

4.特尔菲法

新一轮江汉盆地地质资源量预测，主要通过专家对不同预测方法、预测结果的可信度进行评价打分加权，最后利用特尔菲法把不同方法预测的资源量综合加权而成。其预测参数主要包括:统计法(油田规模序列法、发现过程模型法、广义帕莱托法、地质模型与统计模型综合法)、类比法(沉积速率法、面积丰度法)、成因法(盆地模拟法、氯仿沥青“A”法)预测的不同概率资源量。专家对不同预测方法、预测结果的可信度进行评价打分权值。

特尔菲法预测油气资源综合利用了各种方法预测成果，同时充分发挥了专家的经验和主观对地质规律的认识，因此，预测结果可信度较高。

四、资源评价结果

(一)油气资源评价结果

1.远景资源量

盆地模拟、氯仿沥青“A”法、沉积速率法综合预测江汉盆地远景资源量为5.7862×108t，其中潜江凹陷远景资源量较高达3.8334×108t，占盆地远景资源量的66.3%，纵向上潜江组远景资源量较高，为3.4032×108t，占盆地远景资源量的58.8%，各凹陷、层系远景资源量预测结果见表8-6-3。

2.地质资源量

江汉盆地各层系、各地区勘探程度不同、资料参数不一，统计法、类比法并非适用于江汉盆地所有层系、地区，因此，本次地质资源量预测是统计法、类比法、成因法与特尔菲法的综合成果(表8-6-4)。

3.可采资源量

江汉盆地可采资源量预测结果见表8-6-5。其中江陵凹陷地质资源量为1.0361×108t，可采资源量为0.2695×108t;沔阳凹陷地质资源量为0.2407×108t，可采资源量为0.0518×108t;潜江地质资源量为2.942×108t，可采资源量为0.9424×108t;小板地质资源量为0.1187×108t，可采资源量为0.0259×108t。

表8-6-3 江汉盆地远景资源量预测数据表 单位:108t

备注:除特殊注明外，远景资源都为盆地模拟法预测。

表8-6-4 特尔菲法预测江汉盆地总地质资源量汇总表 单位:108t

备注:外围凹陷K－E资源暂归K统计。

表8-6-5 江汉盆地白垩—古近—新近系石油可采资源预测表 单位:108t

(二)油气地质分布

1.油气资源平面、纵向分布

江汉盆地总地质资源量为4.7224×108t，从各凹陷资源分布来看，潜江凹陷资源量最大、丰度最高，地质资源量2.9420×108t，占盆地总资源量的62.3%，资源丰度9.08×104t/km2;其次为江陵凹陷，地质资源量1.0361×108t，占江汉盆地的21.9%，资源丰度1.91×104t/km2;外围凹陷的资源量相对较小。

从资源分布的层位来看，潜江组资源量最大，地质资源量达2.4985×108t，占盆地总资源量的52.9%;其次为新沟咀组下段，地质资源量1.4871×108t，占总资源的31.5%，渔洋组、沙市组上段资源量较小。

2.资源品位特征分布

已探明石油品位特征分析统计显示，江汉盆地油气主要为常规油、低渗油，约占全部探明石油地质储量的93.6%。重油(密度大于0.934g/cm3)主要分布盆地较浅的广华寺组、潜江组;低渗油(储层渗透率小于50×10－3μm2)主要分布于新沟咀组，该油组埋深相对较大，储层物性相对较差，该油组探明石油中有56.8%为低渗油，潜江组介于两组之间，埋藏适中，油气主要为常规油，该油组探明石油中有76.5%为常规油。

江汉盆地重油与埋深关系分析显示，油层深度大于980m时，石油主要为常规油，小于980m时，预测时小于此深度的石油主要为重油。江汉盆地储层渗透率与埋深关系，潜江组深度大于2870m，新沟咀组深度大于2150m，储层渗透率小于50×10－3μm2，因此，大于该深度的油气资源都预测为低渗油。

江汉盆地油气资源品位特征，综合利用了已探明石油特征、石油品位特征与深度关系、现今探明圈闭深度分布及勘探层系构造图进行预测。预测结果表明，江汉盆地油气资源品位主要为常规油、低渗油，达97.4%，其中常规油地质资源量2.3461×108t，占总资源的49.7%，低渗油地质资源量为2.2512×108t，占总资源的47.7%，重油占的比例最小，小于5%。不同层位油气品位特征不同，其中白垩系、沙市组、新沟咀组主要是低渗油、常规油为主;潜江组砂岩段主要以常规油为主，达83%，潜江组盐间油气资源全为低渗油，随着埋藏深度的减小，全盆重油资源较少，但随深度变浅，含量呈逐渐增大趋势(表8-6-6)。

3.资源深度、地理分布

江汉盆地内油气资源基本分布于平原地理环境。

综合利用已探明石油深度分布、现今探明圈闭深度分布及勘探层系构造图，江汉盆地油气资源深度分布预测结果表明(表8-6-7)，江汉盆地的油气资源深度分布主要为中浅层，其中小于2000m的地质资源量为2.5051×108t，分别占总资源的53%，2000～3500m的地质资源量为1.9734×108t，占总资源的41.8%;不同层位深度分布特征不同，白垩系、沙市组深度分布延伸范围广，在深层大于3500m上也有分布，而潜江组、新沟咀组的油气资源主要分布在＜3500m深度范围内。

表8-6-6 江汉盆地白垩—古近—新近系油气资源品位预测表 单位:108t

表8-6-7 江汉盆地白垩—古近—新近系油气资源深度分布预测表 单位:108t

五、勘探建议

(一)油气资源潜力

江汉盆地勘探效率及趋势法预测主要利用三种地质模型进行预测，单井发现率法、进尺发现率法、年发现率法。综合预测江汉盆地未来十五年的勘探趋势2004～2020年可发现地质储量3535×104t，平均每5年可发现地质储量1040×104t(表8-6-8)。滚动勘探潜江凹陷潜江组砂岩油藏，其剩余资源量仍达6511×104t，是目前增储上产的重点勘探层系。要进一步深化王广、钟潭油气聚集区的勘探。在习家口油气聚集区寻找“三小”构造油藏。在张港、周矶油气聚集区寻找以岩性为主的油气藏。

表8-6-8 江汉盆地油气资源潜力分析表 单位:108t

续表

江汉盆地新沟咀组目前发现油田10个，探明储量3971.4×104t，地质资源量14871×104t，剩余地质资源量10899×104t，资源探明率仅26.7%(图8-6-3)，具有较大勘探潜力，是发现含油新区带和新区块的有利层系。

图8-6-3 江汉盆地油气资源评价成果图

近期重点应对江陵凹陷梅槐桥生烃洼陷周缘的荆州、陵西油气聚集区东部加强地震勘探，落实有利目标。主攻荆州、马王庙油气聚集区勘探。深入坚持公安、拖市、新沟老新、杨林尾油气聚集区的勘探。

(二)勘探方向和建议

战略突破新层系、新领域，是勘探的重要接替领域。

(1)区内白垩系具有一定的成藏条件，其勘探程度较低，地质认识深度不够，是值得探索的勘探新领域。

(2)江汉盆地潜江、小板凹陷潜江组地层鲕粒灰岩发育，先后在潜江凹陷的丫2、浩52井和小板凹陷板1井获得工业油流，其中板1井获控制石油地质储量52×104t，显示了潜江组鲕粒灰岩有一定的勘探潜力。

(3)潜江凹陷潜江组深层目前勘探的重点是蚌湖生油洼陷及周缘，面积约140km2，具有很好的生油条件，而蚌湖生油洼陷邻近物源方向的区域砂体相对发育，具有形成岩性油藏的条件。

(4)潜江凹陷潜江组盐间非砂岩内烃源岩发育，受盐层阻隔，生成油气滞留其中，形成自生自储式特殊盐间非砂岩油藏，盐间非砂岩油气资源丰富，地质资源量达8410×104t，且分布区域、层系清楚，目前仅获探明储量155×104t，资源探明率很低，因此勘探潜力较大。目前的工作重点是针对盐间特殊的低孔低渗塑性储层开展攻关，认识渗流机理，改善钻采工艺。

(5)江汉盆地古潜山较发育，均为受大断裂控制的断块山，主控断裂前缘为盆内各凹陷古近系不同层组的生油洼陷，具有较好的侧向近距油源，具有一定的资源潜力。

六、小结

江汉盆地新一轮油气资源评价建立了本区油气资源评价体系，选取了适用于本区的评价方法，计算了油气资源量，江汉盆地总地质资源量为4.7224×108t，从各凹陷资源分布来看，潜江凹陷资源量最大、丰度最高，地质资源量2.9420×108t，占盆地总资源量的62.3%，资源丰度9.08×104t/km2;其次为江陵凹陷，地质资源量1.0361×108t，占江汉盆地的21.9%，资源丰度1.91×104t/km2;外围凹陷的资源量相对较小。并分析了油气资源分布，预测了资源品位特征及本区未来15年砂岩段油气资源发现趋势。资源预测结果表明，江汉盆地虽经四十余年勘探，但仍具一定的勘探潜力。