『壹』 柴窩堡盆地
一、前言
柴窩堡盆地位於新疆烏魯木齊市東南，地處東經87°35'～89°00'，北緯43°20'～43°40'。其北為博格達山，南為天格爾山，兩山向東匯合將盆地封閉，西以芨芨槽子石炭系基岩凸起為界與准噶爾盆地相隔，面積約2620km2。
截至2004年底，柴窩堡盆地已完成1∶20萬重、磁力和電測深普查，面積化探2425km2，二維地震4714km，三維地震72km2，全區地震測網密度達2km×2km～2km×4km，重點構造的地震測網密度已達1km×1km～1km×2km。區內共鑽探井8口，總進尺23058m，其中柴參1井(地)和達1井為低產油氣流井。勘探研究發現、落實了12個(其中10個為勘探目的層上二疊統紅雁池組的)圈閉構造;2002年和2003年分別對柴窩堡構造凝析氣藏柴參1井區和達1井區的天然氣地質儲量作了初步計算，共提交凝析氣預測儲量347×108m3，可采儲量173.5×108m3，原油預測儲量566.3×104t，可采儲量166.9×104t。
全國新一輪油氣資源評價中柴窩堡盆地資源評價工作由中國石化西部新區勘探指揮部和中國石化石油勘探開發研究院西部分院共同完成。柴窩堡盆地是一個低勘探程度盆地。迄今為止，僅發現一個含油氣構造，尚無探明儲量。因此，柴窩堡盆地的油氣資源評價方法主要採用成因法。鑒於柴窩堡盆地面積小、構造單一的特點，以柴窩堡盆地整體作為一個評價單元進行油氣資源預測和評價。
二、油氣地質條件
(一)地質概況
柴窩堡盆地為位於北天山的一個小型山間盆地，現今的構造格局呈現南北分帶、東西分塊的特點。依據重力、磁力、地震及地面地質資料所反映的基底和蓋層的構造特徵，將盆地分為四個一級構造單元，即博南斷褶區、芨芨槽子凸起、柴南斷陷和達北凹陷(表8-10-1，圖8-10-1)。盆地地勢北高南低，北部為下二疊統出露區，面積約720km2，地面海拔高1600～2800m，地形復雜，無勘探前景;南部為中、新生界分布區，面積約1900km2，是盆地油氣勘探的主要地區。區內地形較為平坦，地面海拔1044～1800m，主要有戈壁、湖沼、丘陵、沖溝、階地等地貌。
表8-10-1 柴窩堡盆地構造單元劃分表
圖8-10-1 柴窩堡盆地構造單元劃分圖
(二)烴源岩
柴窩堡盆地晚二疊世中期—侏羅紀坳陷期是盆地最主要的烴源岩發育時期。該盆地主要發育有上二疊統蘆草溝組、紅雁池組和中上三疊統小泉溝群三套烴源岩。其中蘆草溝組和紅雁池組由於有效烴源岩厚度大、分布廣、有機質豐度和成熟度高，是盆地最主要的烴源岩。侏羅系雖然也有暗色泥岩發育，但普遍低於生油門限，為未成熟烴源岩。
1.上二疊統蘆草溝組烴源岩
上二疊統蘆草溝組以灰色粉砂質泥岩、泥頁岩為主，夾細砂岩和粉砂岩。烴源岩厚度達214m，有機碳含量為1.26%～4.60%，平均為2.52%，氯仿瀝青「A」含量平均為0.133%，生烴潛量平均為8.4mg/g，達到好烴源岩標准。上二疊統蘆草溝組柴參1井(地)—柴2井、柴3井—柴參1井(石)一線以北為好烴源岩分布區，不僅有機質豐度高，而且烴源岩厚度大，最厚可達400m左右。往南烴源岩厚度變薄，而且有機質豐度逐漸降低，變為非烴源岩。
2.上二疊統紅雁池組烴源岩
上二疊統紅雁池組為黃灰綠色砂岩、砂礫岩與灰黑色泥岩互層的岩性組合，暗色泥岩僅厚45m，有機碳含量、氯仿瀝青「A」含量和生烴潛量分別為1.19%、0.027%和1.06mg/g，為中等—差烴源岩。紅雁池組烴源岩與蘆草溝組烴源岩的分布規律極為相似。盆地南部地區有機質豐度低，為較差烴源岩—非烴源岩分布區。盆地中北部地區有機質豐度高，為較好—好烴源岩分布區，而且烴源岩厚度往北逐漸增大，最厚可達350m。
3.中—上三疊統小泉溝群烴源岩
中—上三疊統小泉溝群黃山街組上部為褐灰、灰黑、淺灰色泥岩夾砂岩、泥質細砂岩和黑色炭質泥岩;下部為褐灰色泥岩、砂礫岩與細砂岩互層，夾灰黑色泥岩。盆地西部柴參1井小泉溝群暗色泥岩累計厚度達151m，有機碳含量、氯仿瀝青「A」含量和總烴分別為0.61%、0.0141%和90ppm，生烴量為0.76mg/g，屬較差—非烴源岩。柴2井小泉溝群暗色泥岩累厚270m，為較好—中等烴源岩。
中—上三疊統小泉溝群的沉積中心在盆地中部，盆地邊緣烴源岩的有機質豐度低，為較差—非烴源岩。向盆地中心部位烴源岩厚度逐漸增大，最厚可達400m，而且有機質豐度亦逐漸增高，為中等—較好烴源岩。
柴窩堡盆地上二疊統蘆草溝組烴源岩的有機質類型相對較好(表8-10-2)，但變化大。盆地南部柴參1井(石)以南主要為Ⅲ型乾酪根，盆地北部為Ⅲ型和Ⅱb型乾酪根，盆地東部小平槽溝一帶主要為Ⅱb型和Ⅲ型乾酪根，少量為Ⅱa型乾酪根。紅雁池組烴源岩的有機質類型比蘆草溝組稍差，只有盆地北部凹陷中心部位有少量Ⅱb乾酪根，其他地區均為Ⅲ型乾酪根。中—上三疊統小泉溝群烴源岩基本上均為Ⅲ型乾酪根(表8-10-3)。
實驗分析結果表明，柴窩堡盆地上二疊統蘆草溝組烴源岩的鏡質體反射率Ro為0.64%～1.91%，平均為1.57%，OEP值為1.0左右，裂解峰溫Tmax平均為478℃，以產凝析氣和輕質油為主，綜合解釋結果應為高成熟烴源岩;上二疊統紅雁池組烴源岩的鏡質體反射率Ro為0.62%～1.69%，平均為1.51%，OEP值為1.0左右，裂解峰溫Tmax為407℃～511℃;以產凝析氣和輕質油為主，綜合解釋結果應為高成熟烴源岩;中—上三疊統小泉溝群T2－3xq烴源岩的鏡質體反射率Ro為0.5%～0.6%，平均為0.55%;OEP值大部為1.2，裂解峰溫Tmax為435℃～437℃，未見油氣顯示，綜合解釋結果應為低成熟烴源岩。
柴窩堡盆地上二疊統蘆草溝組和紅雁池組烴源岩的有效面積分別為942.43km2和828.94km2，厚度分別為213.2m和197m，有機碳含量分別為1.789%和1.68%，氯仿瀝青「A」含量分別為0.084%和0.099%，有機質成熟度Ro分別為1.57%和1.51%，均為中等豐度、高成熟度烴源岩。中—上三疊統小泉溝群烴源岩有效面積為221.12km2，有機質成熟度Ro為0.55%，有機質豐度指標也低於上二疊統烴源岩，為中等豐度、低成熟烴源岩。由此證明，上二疊統烴源岩是盆地的主要烴源岩，中—上三疊統烴源岩是次要烴源岩。
表8-10-2 柴窩堡盆地烴源岩有機質豐度評價表
表8-10-3 柴窩堡盆地主要烴源岩乾酪根類型綜合分析結果表
表8-10-4 柴窩堡盆地烴源岩綜合評價表
(三)其他成藏條件
1.儲層條件
柴窩堡盆地二疊系、三疊系、侏羅系均有儲集岩發育，其中以上二疊統和三疊系為主要儲集岩。除上二疊統蘆草溝組(P2l)外，其他上二疊統和三疊系儲集岩厚度均佔地層厚度的50%以上。
中三疊統克拉瑪依組(T2k)儲集岩達到Ⅰ、Ⅱ級儲集岩標准;下三疊統上倉房溝群儲集岩達到Ⅱ級儲集岩標准;上二疊統下倉房溝群(P2cf)儲集岩達到Ⅱ級儲集岩標准;上二疊統紅雁池組(P2h)儲集岩達到Ⅲ級儲集岩標准(表8-10-5)。上二疊統蘆草溝組(P2l)儲集岩亦達到Ⅲ級儲集岩標准。鑽探結果證實，上二疊統紅雁池組(P2h)和蘆草溝組(P2l)儲集岩是柴窩堡構造凝析氣藏的主要油氣儲層。這兩套儲集岩主要分布在盆地南部和中部偏南地區，並以扇三角洲砂岩和砂礫岩為主。其中，紅雁池組沉積時湖盆由鼎盛逐漸開始萎縮，水體變淺，儲集岩比蘆草溝組更為發育。
2.蓋層條件
柴窩堡盆地上二疊統、三疊系、侏羅系為坳陷期湖盆河流相沉積，具有砂、泥岩互層的特點，泥岩蓋層較為發育。盆地鑽井泥岩厚度的統計分析表明，柴3井上三疊統黃山街組(T3hs)、郝家溝組(T3hj)、中、下侏羅統八道灣組(J1b)、三工河組(J1s)、西山窯組(J2x)(包括中侏羅統頭屯河組J2t)應為好的區域蓋層(表8-10-6)。中—下三疊統克拉瑪依組(T2k)、上倉房溝群(T1cf)和上二疊統下倉房溝群(P2cf)、紅雁池組(P2h)泥岩發育較上三疊統和中—下侏羅統(包括蘆草溝組P2l)稍差，應為良好的直接蓋層。
(四)油氣成藏有利條件
柴窩堡含油氣構造是迄今為止發現的唯一含油氣構造，它位於盆地中西部，是一個以上二疊統紅雁池組和蘆草溝組為目的層的背斜—岩性復合圈閉。從油氣成藏條件分析，該含油氣構造有以下有利成藏因素:
柴窩堡構造從二疊紀末就開始形成單斜，直到侏羅紀末圈閉形成，此時正值上二疊統烴源岩進入生排烴高峰，對油氣運移聚集有利;距離盆地北部生油凹陷較近，且長期處於油氣運移指向區;盆地中部是蓋層發育的有利地區，保存條件較好;在燕山晚期至喜山期的後期改造中，盆地中部受擠壓應力的作用相對較弱，對油氣藏的影響較小;盆地的物源來自南部，構造所在部位在上二疊統沉積時處於扇三角洲前緣相帶，對儲層發育有利。
表8-10-5 柴窩堡盆地鑽井岩芯儲層物性統計表
表8-10-6 柴窩堡盆地鑽井泥岩蓋層統計表
從上述分析可知，盆地中、西部是油氣成藏的有利地區和油氣藏的主要分布區，也是油氣勘探前景最好的地區。盆地北部雖然位於生油凹陷中心部位，油氣源充足，但儲層不發育，而且受後期改造作用較為強烈，對油氣藏保存不利。盆地南部雖然儲層較發育，但距離生油凹陷較遠，油氣供給條件較差，加上受後期改造作用較強，保存條件不太好，對油氣成藏也不利。
三、資源評價方法與參數體系
由於柴窩堡盆地的勘探程度較低，鑽井和地質資料較少，難以滿足盆地模擬需要，所以本次資評主要採用成因法中的氯仿瀝青「A」法、有機碳(降解率)法和有機碳(烴產率)法進行油氣遠景資源量預測。
1.統計分布型參數
統計分布型參數包括:烴源岩厚度H、有機質豐度(氯仿瀝青「A」含量A、有機碳含量C、原始有機碳含量C原始)和烴產率(產油率E油、產氣率E氣)。
2.定值型參數
定值型參數包括:烴源岩面積S、烴源岩密度r、乾酪根降解率D、生油(氣)比I油(氣)、油(氣)排聚系數K1油(氣)和排油(氣)系數K2油(氣)。其中烴源岩面積應是有效烴源岩范圍的面積，它通過設置有機碳含量下限值(C=0.8%)和有機質成熟度下限值(Ro=0.5%)來圈定。同時有效烴源岩范圍又是確定網格範圍的依據。
3.烴產率圖版和原始有機碳恢復系數公式
柴窩堡盆地晚三疊世以前應屬准噶爾盆地南緣的一個凹陷，兩者具有相同的盆地演化過程和沉積特徵。所以，本次資評中用到的烴產率圖版、原始有機碳恢復系數公式，以及排烴系數和排聚系數等計算參數，主要採用准噶爾盆地相同層位的三次資評結果。表8-10-7列出的是與柴窩堡盆地烴源岩有關的Ⅲ型和Ⅱb型有機質的產油率、產氣率和有機碳恢復系數數據。
表8-10-7 准噶爾盆地油氣產率表
說明:表中第二列為P2w泥岩的有機碳恢復系數
4.排烴系數和排聚系數
本次資評用到的上二疊統蘆草溝組、紅雁池組和中—上三疊統小泉溝群三套烴源岩的排油(氣)系數和油(氣)排聚系數，是根據准噶爾盆地相應層位三次資評得到的生油(氣)量、排油(氣)量、油(氣)聚集量的統計結果給出，上二疊統蘆草溝組(P2l)和紅雁池組(P2h)的排油系數為64.53%，排氣系數為68.779%，油排聚系數為3.916%，氣排聚系數為0.96%;中—上三疊統小泉溝(T2－3xq)的排油系數為49.373%，排氣系數為56.802%，油排聚系數為1.301%，氣排聚系數為0.327%。
5.資源轉化率
柴窩堡盆地是一個低勘探程度盆地，它的資源轉化率根據已知含油氣盆地的油氣資源統計結果得到。塔里木盆地、准噶爾盆地、鄂爾多斯盆地的資源轉化率為40%～50%，焉耆盆地為35%，河西走廊和其他中小盆為30%，鑒於柴窩堡盆地為晚古生代—中新生代小盆地，故資源轉化率取30%。
7.可采系數
柴窩堡盆地各個評價層系的石油、天然氣可采系數計算結果見表8-10-8。根據評價得分，對照石油、天然氣可采系數取值標准，即可求出相應的可采系數。上二疊統蘆草溝組(P2l)的石油可采系數為24.2%，天然氣可采系數為46.4%;上二疊統紅雁池組(P2h)的石油可采系數為24.72%，天然氣可采系數為47.2%;中—上三疊統小泉溝群(T2－3xq)的石油可采系數為25.4%，天然氣可采系數為56%。
表8-10-8 柴窩堡盆地石油、天然氣資源可采系數計算表
四、資源評價結果
(一)油氣資源評價結果
1.遠景資源量
盆地遠景資源量是通過改進的氯仿瀝青「A」法、改進的有機碳(降解率)法、有機碳(烴產率)法三種方法的預測結果通過特爾菲加權平均得到，權系數主要根據三種方法的預測效果給出。其中有機碳(烴產率)法預測的效果好，權系數為0.5;有機碳(降解率)法預測的效果較好，權系數為0.3;氯仿瀝青「A」法預測的效果一般，權系數為0.2。由表8-10-9可知，上二疊統蘆草溝組(P2l)的石油遠景資源量(期望值，下同)為0.0663×108t，天然氣遠景資源量為298.6×108m3;上二疊統紅雁池組(P2h)的石油遠景資源量為0.1001×108t，天然氣遠景資源量為191.8×108m3;中—上三疊統小泉溝群(T2－3xq)的石油遠景資源量為0.0192×108t，天然氣遠景資源量為18.4×108m3;累加後得到盆地的石油遠景資源量為0.1856×108t，天然氣遠景資源量為508.8×108m3，油氣總遠景資源量為0.6944×108t油當量。
表8-10-9 柴窩堡盆地油氣遠景資源量計算結果表
續表
2.地質資源量
由表8-10-10可知，上二疊統蘆草溝組(P2l)的石油地質資源量(期望值，下同)為0.01989×108t，天然氣地質資源量為89.58×108m3;上二疊統紅雁池組(P2h)的石油地質資源量為0.03003×108t，天然氣地質資源量為57.54×108m3;中—上三疊統小泉溝群(T2－3xq)的石油地質資源量為0.00576×108t，天然氣地質資源量為5.52×108m3;累加後得到全盆地的石油地質資源量為0.05568×108t，天然氣地質資源量為152.64×108m3。
表8-10-10 柴窩堡盆地油氣地質資源量計算結果表
3.可采資源量
柴窩堡盆地上二疊統蘆草溝組(P2l)的石油可采資源量(期望值，下同)為0.004909×108t，天然氣可采資源量為41.565×108m3;上二疊統紅雁池組(P2h)的石油可采資源量為0.007556×108t，天然氣可采資源量為27.159×108m3;中—上三疊統小泉溝群(T2－3xq)的石油可采資源量為0.001463×108t，天然氣可采資源量為3.091×108m3;累加後得到全盆地的石油可采資源量為0.01393×108t，天然氣可采資源量為71.815×108m3(表8-10-11)。
表8-10-11 柴窩堡盆地油氣可采資源量計算結果表
(二)油氣資源分布
1.油氣資源層系分布
柴窩堡盆地油氣資源主要分布在上二疊統蘆草溝組(P2l)、紅雁池組(P2h)和中—上三疊統小泉溝群(T2－3xq)(表8-10-12)。本次資源評價結果表明，柴窩堡盆地石油地質資源量(期望值，下同)為0.05568×108t，可采資源量為0.01393×108t，石油地質資源豐度為0.2932×104t/km2(有效勘探面積1900km2);天然氣地質資源量為152.64×108m3，可采資源量為71.82×108m3，天然氣地質資源豐度為0.0803×108m3/km2。
2.油氣資源深度分布
鑽井資料揭示，柴窩堡盆地的油氣資源平面上主要分布在盆地西部。縱向上，油氣資源主要分布在2000～3500m處，石油地質資源量為0.0499×108t，天然氣地質資源量為147.12×108m3;2000m以淺的石油地質資源量為0.0058×108t，天然氣地質資源量為5.52×108m3(表8-10-12)。
3.油氣資源地理環境分布
柴窩堡盆地所處地理環境主要為戈壁，其次有丘陵、湖沼、沖溝、階地等地貌單元，由於已發現的含油氣構造和勘探前景較好的部位主要位於盆地的西部和中部，所以油氣資源自然地理分布應以戈壁為主(表8-10-12)，並有少量沖溝和階地等地貌單元。
4.油氣資源品位分布
柴窩堡盆地油氣資源主要為常規油和常規氣(表8-10-12)，常規油地質資源量為0.0557×108t，常規氣地質資源量為152.64×108m3。
五、勘探建議
本次資評的結果表明，柴窩堡盆地的石油地質資源量(期望值，下同)為0.05568×108t，可采資源量為0.01393×108t，天然氣的地質資源量為152.64×108m3，可采資源量為71.8152×108m3，具有一定勘探價值。同時研究結果也表明，柴窩堡盆地西部和中部地區是成藏條件最好的地區，其中西部柴窩堡構造為擴大現有儲量規模的有利勘探目標區，盆地中部地區為爭取實現新突破或新發現的後備勘探目標區，盆地南部和北部博南斷裂以南地區為加強研究與積極探索的勘探目標區。
表8-10-12 柴窩堡盆地資源評價結果表
柴窩堡盆地在燕山、喜山期曾受到強烈擠壓和隆升剝蝕作用，盆地北部邊緣因遭受大幅度抬升剝蝕，使下二疊統大面積出露，作為主要含油氣層系的上二疊統基本被剝蝕殆盡，已無勘探前景。只有博南斷裂以南地區仍在中、新生代地層覆蓋之下，具有較好的油氣勘探前景。
建議柴窩堡盆地近期的勘探重點應放在柴窩堡含油氣構造上。目前在該構造上有4口探井———柴參1井(地)、達1井、柴參1側1井和柴參1側1×井。其中前2口為低產油氣流井。下一步的工作重點是摸清該構造有效儲層及其油氣分布范圍，以擴展現有含油氣面積並查明油氣儲量為目的，選擇有利構造部位再鑽幾口評價井。其次，對盆地中南部地區的白楊河3號構造和盆地北部博南斷裂以南的西疙瘩構造做地震詳查，摸清這兩個構造的圈閉形態特徵、封閉性能、儲層特徵和可能的含油氣情況，將此作為可能的勘探靶區。同時，對盆地中部地區繼續做好地震普查解釋，力爭發現有利的圈閉構造作為後備的勘探靶區。
六、小結
(1)根據生、儲、蓋疊置關系和油氣運移方式，柴窩堡盆地可分為上二疊統和中—上三疊統二套生儲蓋組合，成藏模式以自生自儲為主。勘探結果證實，上二疊統紅雁池組和蘆草溝組砂岩儲層是盆地最主要的含油氣層系，其中紅雁池組扇三角洲前緣相砂體又是最有利的油氣儲層。
(2)本次資評採用改進的氯仿瀝青「A」法、有機碳(降解率)法及有機碳(烴產率)法預測柴窩堡盆地油氣資源量，其中上二疊統蘆草溝組(P2l)的石油遠景資源量0.0663×108t，地質資源量0.01989×108t，可采資源量0.004909×108t;天然氣遠景資源量298.6×108m3，地質資源量89.58×108m3，可采資源量41.565×108m3。上二疊統紅雁池組(P2h)的石油遠景資源量0.1001×108t，地質資源量0.03003×108t，可采資源量0.007556×108t;天然氣遠景資源量為191.8×108m3，地質資源量為57.54×108m3，可采資源量為27.159×108m3。中—上三疊統小泉溝群(T2－3xq)的石油遠景資源量0.0192×108t，地質資源量為0.00576×108t，可采資源量為0.001463×108t;天然氣遠景資源量18.4×108m3，地質資源量為5.52×108m3，可采資源量為3.091×108m3。全盆地的石油遠景資源量為0.1856×108t，地質資源量為0.05568×108t，可采資源量為0.01393×108t;天然氣遠景資源量為508.8×108m3，地質資源量為152.64×108m3，可采資源量為71.815×108m3。
(3)柴窩堡盆地上二疊統生油凹陷位於盆地北部，扇三角洲前緣相砂體的有利發育部位在盆地的中南部，區域蓋層的發育部位在盆地的中部，圈閉構造的發育部位在盆地的南部、北部和西部，中部有少量背斜構造發育。因此，盆地的中、西部是油氣成藏條件最好、油氣勘探前景最好的地區。
『貳』 中國第一艘自主建造LNG船成功交付.請問LNG是什麼船是做什麼的啊
LNG船是國際公認的高技術、高難度、高附加值的「三高」產品，LNG船是在 162攝氏度(-162)低溫下運輸液化氣的專用船舶， 是一種「海上超級冷凍車」，被喻為世界造船「皇冠上的明珠」，目前只有美國、中國、日本、韓國和歐洲的少數幾個國家的13家船廠能夠建造。
LNG船是指將LNG（Liquefied natural gas）從液化廠運往接收站的專用船舶。LNG船的儲罐是獨立於船體的特殊構造。在該船舶的設計中，考慮的主要因素是能適應低溫介質的材料，對易揮發或易燃物的處理。船舶尺寸通常受到港口碼頭和接收站條件的限制。目前12.5萬立方米是最常用的尺寸，在建造船舶中最大的尺寸已達到20萬立方米。LNG船的使用壽命一般為40～45年。
分類
目前世界液化天然氣船的儲罐系統有自撐式和薄膜式兩種。自撐式有A型和B型兩種，A型為菱形或稱為IHISPB，B型為球形。 液化天然氣的接收終端建有專用碼頭，用於LNG運輸船的靠泊和卸船作業。儲罐用於容納從LNG運輸船上卸載的液化天然氣。再氣化裝置則是將液化天然氣加熱使其變成氣體後，經管道輸送到最終用戶。液化天然氣在再氣化過程中所釋放的冷能可被綜合利用。一般而言，約有25%的冷能可被利用。
『叄』 地球化學場特徵
合肥盆地化探指標濃度及化探綜合異常的指標濃度在盆地內呈現周邊高、中間低的特點。尤其是烴類指標濃度高值主要分布在郯廬大斷裂兩側的定遠、合肥、舒城（東）一帶，其次是壽縣—丁集一帶，而盆地西部只有潁上南部出現高值。從空間展布來看，合肥盆地烴類指標濃度具有周邊高、中間低的分布規律，如盆地周邊地區酸解烴甲烷濃度分布范圍是0.2～5899 μg/kg，該值是盆地中部酸解烴甲烷強度的6倍，是全區背景值（2.97 μg/kg）的9倍，烴類指標濃度在盆地周邊高、中間低這一特徵的形成，是油氣運移的結果。
（一）合肥盆地屬低背景、低濕度、變異性較高的非均勻地化場
合肥盆地油氣化探評分指標濃度特徵值：水溶烴迭代後均值為0.20 μg/kg，標准偏差為1.49 μg/kg，酸解烴甲烷迭代後均值為2.97 μg/kg，物上氣甲烷迭代後均值為2.47×10-6 μg/kg，標准偏差為9.05×10-6 μg/kg，熱釋汞迭代後均值為5.92×10-9 μg/kg，標准偏差為6.86×10-9 μg/kg，碳酸鹽迭代後均值為1.06×10-2 μg/kg，標准偏差為1.42×10-2 μg/kg，綜觀上述可見各指標濃度值較低，變化幅度值［（最大值-最小值）/均值］較大，變異系數較高，最高達19.6，合肥盆地這種特殊的低背景、高變異的非均勻地球化學場特徵，除與地表土壤類型（碳酸鹽含量低）有關外，還與本區石油地質條件有較大的關系，即勘探目的層較深，局部封閉條件較好，烴源岩生烴能力有一定的局限性，導致地球化學背景偏低，但同時，斷裂發育、後期疊加作用明顯直接形成化探指標的濃度變化幅度大、變異性較高等特點。
（二）縱向上烴類指標濃度總體呈逐漸降低的趨勢
通過對合肥盆地已有的5口井（合深1、2、3、4、6）井中化探成果分析，烴類指標濃度在縱向上的變化規律為：
（1）各井由上而下，烴類指標濃度總體呈逐漸降低趨勢。以合深3井為例，甲烷由589.5 μg/kg降至4.95 μg/kg，重烴由59.85 μg/kg降至1.43 μg/kg，梯度變化明顯，表明烴類有明顯的垂向微運移現象存在，為地表化探異常的形成提供了物質基礎。
（2）各井酸解烴含量高值主要出現在古近系定遠組、上白堊統響導鋪組及下白堊統朱巷組等暗色泥岩比較發育的層段，而第四系、新近系、侏羅系和上石盒子組的烴類含量較低。
（3）從合深3井在2129～2134 m層段，酸解烴甲烷出現高值（達2271.59 μg/kg），合深2井定遠組一段和二段出現酸解烴含量增高（達1851.91 μg/kg）的現象來看，合肥盆地油氣勘探的目的層可能有多套（古近系、侏羅系、白堊系和上古生界）。
（三）油氣屬性具四種類型、三種分區
三維熒光的平面圖形特徵和有關參數可顯示油氣或烴源岩的差異，天然氣或凝析油在三維熒光平面圖形上呈O型，煤成油（氣）為P型，輕質油為B型，重質油為Q型。合肥盆地近地表樣品三維熒光圖譜特徵以B型為主，表明以輕質油和天然氣為主的油氣特徵，這類綜合異常集中分布在盆地的南、北兩側，系大橋及舒城凹陷白堊系湖相地層的反映；三維熒光圖譜特徵為P型的異常有丁集-六安和郯廬異常，為侏羅系及石炭—二疊紀煤系地層所影響。而三維熒光圖譜呈Q型的異常只有潁上-霍邱異常，反映該異常的油氣屬性與重質油有關，系潁上凹陷生油岩的反映（圖4-4）。
圖4-4 合肥盆地化探綜合異常圖及三維熒光特徵圖
合肥盆地化探綜合異常集中分布在郯廬斷裂的西側及盆地西部的丁集、西北部的潁上地區，大致可劃分成十個區帶（塊），即桃溪—三河、小廟—義城、丁集—六安、曹庵—朱巷—白龍鎮、吳山鎮—雙墩集、潁上—霍邱、壽縣—保義集、三十鋪—孫崗、響洪甸—毛坦廠、郯廬等異常區帶（塊），這些異常區帶（塊）從分布位置、展布方向和烴類指標強度等方面可劃分為東部、中部和西部三個異常群。盆地東部集中了4個綜合異常區塊、且均為NW向展布；盆地中部的2個異常為近南北向展布；西部的丁集—六安異常沒有明顯的展布方向，呈現環狀異常特徵。盆地東部異常數目明顯高於西部、且異常總面積是盆地西部異常的3倍以上。烴類指標強度盆地東部異常與中部異常較為接近，均明顯高於西部的丁集—六安異常區塊。
綜合異常的南北分帶特徵也非常明顯。盆地東部的4個綜合異常由北向南為較明顯帶狀分布，且各異常區化探指標強度有較明顯的差別。盆地中部的2個綜合異常一南一北，烴類指標強度北部異常明顯高於南部。
『肆』 方6井鑽探成果
（一）概況
方6井的部署是在上述研究成果的基礎上，依據鑽探結果對依－舒地塹湯原斷陷、方正斷陷油氣成藏條件及其分布規律進行了深入研究，發現部署在構造圈閉上的工業氣流井和油氣顯示井多分布在深凹陷的上傾方向和深凹陷處，而遠離生烴凹陷的構造圈閉多沒有顯示，推測深凹陷是油氣聚集的有利地區。通過與莫里青斷陷類比，結合松遼盆地向斜成藏的新理論，堅定了下凹子找油的信心，提出了依－舒地塹由構造型油氣藏勘探轉變為向深凹處及其上傾方向尋找岩性油氣藏的勘探思路。在這一創新性勘探思路的指引下，研究確定了依－舒地塹湯原斷陷東部凹陷帶和方正斷陷北部凹陷帶是油氣勘探的有利地區。在地震精細構造解釋和岩性預測基礎上，進一步明確了方正斷陷柞樹崗向斜是實現油氣勘探突破的首選地區，優選目標部署了方6井。
方6井位於黑龍江省通河縣烏鴉泡鎮岔林河農場三隊東南2.5km，構造位置位於方正斷陷柞樹崗向斜哈哈屯構造哈－2斷鼻上，為一口預探井。鑽探目的是：了解該區主要目的層新安村組＋烏雲組烴源岩、儲層發育情況及岩相古地理特徵。了解該區生儲蓋組合關系，揭示方3井北北東斷塊含油氣情況，進一步擴大柞樹崗地區含氣面積。了解白堊系生、儲、蓋層發育情況及含油氣性。方6井於2005年12月23日開鑽，於2006年3月19日完鑽，設計井深3580m，完鑽井深3120m，完鑽層位白堊系。
（二）地層發育情況
方6井與方3井僅相距3.5km，均位於方正斷陷構造長軸方向，地層及沉積相特徵具有較強的可對比性，經地層劃分對比，確定方6井鑽遇的地層有白堊系、古近系新安村組、寶泉嶺組及新近系富錦組和第四系。本井缺失古近系達連河組、烏雲組。下面按地層由新至老，由上至下的順序分述如下。
1.第四系
井段為7.5～56m，厚度48.5m，地表0.3m 為黑色腐殖土，鬆散，偶見植物根系。其下為灰黃色粘土，鬆散，未成岩。雜色砂礫層顏色以黃色為主，灰色次之，成分以石英為主，鬆散，未成岩，礫徑最大3mm，一般1mm。與下伏地層呈不整合接觸。
2.新近系富錦組
井段為56～659m，厚度603 m，頂部岩性為綠灰色泥岩、粉砂質泥岩與雜色砂質礫岩呈不等厚互層，其下為灰色、雜色砂質礫岩夾綠灰色泥岩。砂質礫岩顏色以黃色為主，灰色次之，成分以石英為主，泥質膠結，疏鬆，成岩性差，分選較差，磨圓度呈次稜角狀，礫徑最大5mm，一般1～3mm。雙側向視電阻率曲線為厚層狀高阻值夾山峰狀、尖峰狀中、低阻值。自然電位曲線具小幅度異常。該段為弱氧化－弱還原環境下的沖積扇相沉積。與下伏地層呈不整合接觸。
3.古近系寶泉嶺組二段
井段為659～1381.5m，厚度722.5 m，岩性為灰色、雜色砂質礫岩，灰色、灰白色細砂岩、中砂岩、粗砂岩夾深灰色泥岩、粉砂質泥岩。泥岩質純，砂岩成分以長石、石英為主，泥質膠結，較疏鬆，分選中等，磨圓度呈次圓狀，砂質礫岩顏色以灰色為主，白色次之，成分以長石、石英為主，泥質膠結，疏鬆—緻密，分選較差，磨圓呈次稜角狀，礫徑最大7mm，一般1～5mm。雙側向視電阻率曲線為厚層狀、山峰狀高阻值夾不規則齒狀、山峰狀、尖峰狀中、低阻值。自然電位曲線於砂岩、礫岩處具正異常。自下而上表現為粗—細—粗—細—粗兩個完整的旋迴。該段為還原環境下的深水扇相沉積。
4.古近系寶泉嶺組一段
井段為1381.5～2757.5m，厚度1376 m，岩性分為上、下兩部分。上部為灰色厚層細砂岩、粗砂岩和砂質礫岩夾灰色粉砂岩和深灰色泥岩。下部以黑灰色、灰黑色泥岩和深灰色粉砂質泥岩夾灰色泥質粉砂岩和粉砂岩為主，頂部偶見灰綠色泥岩。上部泥岩質不純，含砂；下部泥岩質純，性脆。砂岩成分以長石、石英為主，泥質膠結，較疏鬆—緻密，分選中等—較差，磨圓度呈次圓狀。砂質礫岩成分以長石、石英為主，泥質膠結，疏鬆—緻密，分選較差，磨圓度呈次稜角狀，礫徑最大3mm，一般1mm。雙側向視電阻率曲線上部為厚層狀、不規則齒狀中、高阻值相間分布，下部為不規則齒狀低阻值，底部夾尖峰狀、山峰狀中阻值。自然電位曲線於上部砂岩、礫岩發育處具正異常。該段為還原環境下的深水扇－半深湖相沉積。與下伏地層呈不整合接觸。
5.古近系新安村組
井段為2757.5～2995.2m，厚度237.7 m，岩性為灰色粉砂岩、粗砂岩，灰色、灰白色砂質礫岩，灰白色、雜色礫岩夾黑灰色泥岩、粉砂質泥岩；底部為灰黑色、深灰色泥岩、粉砂質泥岩夾灰色泥質粉砂岩、黑色煤層。泥岩質純，性脆。砂岩成分以石英、長石為主，泥質膠結，較緻密，分選較差—中等，磨圓度呈次稜角—次圓狀。砂質礫岩顏色以灰色、灰白色為主，灰綠色次之，土黃色微量，成分以石英、長石為主，長石局部具高嶺土化，泥質膠結，較緻密，分選較差，磨圓度呈次稜角狀，礫徑最大3mm×5mm，一般2mm×3mm。礫岩顏色以灰白色為主，灰綠色次之，土黃色微量，成分以石英、長石為主，泥質膠結，較緻密，分選差，磨圓度呈次稜角狀，礫徑最大10mm×30mm，一般5mm×10mm。雙側向視電阻率曲線為厚層狀、山峰狀高阻值夾中阻值，底部為不規則齒狀中阻值夾尖峰狀高阻值。自然電位曲線於砂岩、礫岩發育處具負異常。該段為還原環境下的扇三角洲－沼澤化湖相沉積。與下伏地層呈整合接觸。
6.白堊系
井段為2995.2～3120m，厚度124.8m，岩性上部為灰色細砂岩、粗砂岩，灰色、綠灰色、灰白色、深灰色熒光細砂岩、粗砂岩、砂質礫岩，灰色、深灰色、綠灰色油跡粉砂岩、粗砂岩、砂質礫岩，棕灰色油浸粗砂岩、含油細砂岩夾灰黑色泥岩；下部為灰色、深灰色中砂岩、粗砂岩夾灰黑色泥岩。泥岩質純性脆。砂岩成分以石英、長石為主，泥質膠結，較疏鬆—較緻密，分選中等—差，磨圓度呈次稜角—次圓狀，局部含少量暗色礦物。砂質礫岩成分以石英為主，長石次之，泥質膠結，較緻密，分選中等—差，磨圓呈次稜角—次圓狀，局部含少量暗色礦物，礫徑最大2mm×3mm，一般1mm×2mm。雙側向視電阻率曲線為山峰狀、尖峰狀、厚層狀高阻值相間分布。自然電位曲線具明顯負異常。該段為還原環境下的扇三角洲相沉積。
（三）烴源岩評價
1.烴源岩發育情況
該井鑽遇的地層主要有白堊系、古近系新安村組＋烏雲組、寶泉嶺組及新近系富錦組。暗色泥岩縱向上主要發育在古近系寶泉嶺組，泥質較純，含砂較少，其他層位則厚度較薄。
寶泉嶺組暗色泥岩很發育，該井鑽遇寶泉嶺組厚度1299.5m，其中，暗色泥岩累計厚度達996m，尤其是寶泉嶺組一段暗色泥岩很發育，累計厚度達925 m，單層最大厚度331m，累計佔地層厚度的67.2%。
新安村組＋烏雲組暗色泥岩不發育，該井鑽遇的古近系新安村組＋烏雲組厚度237.7m，其中，暗色泥岩不發育，累計厚度僅為65m，單層最大厚度也不大，僅為6m，累計僅佔地層厚度的27.1%。但從其它鑽井統計結果看，新安村組＋烏雲組的暗色泥岩也比較發育，僅次於寶泉嶺組一段。累計厚度最高可達119.5m（方D 2井）。
白堊系暗色泥岩不發育，該井鑽遇白堊系125m，其中，暗色泥岩累計厚度為16 m，佔地層厚度的16.5%。
2.有機質豐度
方6井全井取心只有26.9m，僅在2380.5～2386.5m 井段（寶泉嶺組一段）取到了暗色泥岩，其它岩心均為砂岩和砂礫岩。寶泉嶺組暗色泥岩地化分析結果表明，該層段在方6井處有機質豐度較低，有機碳最大值為1.143%，平均為0.84%，按陸相生油岩有機質豐度劃分標准評價，屬中等生油岩。氯仿瀝青「A」最大值為0.0118%，平均為0.0061%，生油潛量（mg/g），最大值為2.62mg/g，平均為1.11mg/g，按陸相生油岩有機質豐度劃分標准評價，屬較差生油岩。綜合評價，寶泉嶺組一段烴源岩豐度屬於較差—較好的級別。
寶泉嶺組二段未取心，新安村組雖然取心但未見暗色泥岩，白堊系雖然取心但未見暗色泥岩。
綜合評價，方6井白堊系有機質豐度為較好烴源岩，寶泉嶺組一、二段和新安村組為較差—較好烴源岩。
3.有機質類型
有機母質類型的確定主要依據鏡下鑒定、乾酪根元素組成、熱解等方法。方6井2380.5～2386.5m 井段（寶泉嶺組一段）泥岩用乾酪根元素法劃分有機質類型，乾酪根元素H/C原子比為0.87～0.89,O/C 原子比為0.18～0.20，母質類型為ⅡB型。熱解法劃分母質類型為Ⅲ型。方正斷陷其它井烴源岩樣品的有機元素分析結果，有機質樣品大部分列入ⅡB—Ⅲ型。
4.烴源岩有機質成熟度
方6井2380.5～2386.5m 井段（寶泉嶺組一段）7塊泥岩樣品鏡質體反射率分析結果，區間值為0.50%～0.56%，平均為0.53%；岩石熱解最高峰溫（Tm ax）區間值為426～429℃。表明寶泉嶺組一段下部已進入低成熟階段。
方正斷陷內各層烴源岩以Ro≈0.5作為有機質開始生油的門限，以Ro≈0.7為大量生油階段開始，則寶泉嶺組二段的烴源岩基本上沒有達到生油門限；寶泉嶺組一段的烴源岩在南部凹陷帶的淺部位沒有成熟，深部位的烴源岩基本達到低成熟階段，在北部的柞樹崗向斜烴源岩基本已經進入生油門限，深部位的烴源岩已經進入生油高峰期，達到成熟階段；達連河組的烴源岩在南部凹陷帶和柞樹崗向斜基本已經成熟，在中部凸起帶仍然沒有進入生油門限；新安村組和烏雲組烴源岩除盆地邊界附近外，均進入成熟階段；白堊系的烴源岩均進入成熟階段。
5.烴源岩綜合評價
由於方6井取心較少，僅寶泉嶺組一段見暗色泥岩，但據方6井處於方正斷陷坳陷中心附近，沉積相分析寶泉嶺組一段和白堊系為湖相，寶泉嶺組二段和新安村組為濱淺湖和三角洲平原相的事實，綜合評價，認為方6井白堊系有機質豐度為較好烴源岩，寶泉嶺組二段和新安村組為較差—較好烴源岩，有機質類型為ⅡB—Ⅲ型。方6井寶泉嶺組一段下部和新安村組進入低成熟階段，白堊系進入成熟階段，寶泉嶺組一段和白堊系是主要的烴源岩。
（四）儲層物性特徵
通過對方6井取心層段岩心樣品孔隙度和滲透率的分析數據統計，新安村組儲層孔隙度在6.9%～14.7%之間，平均值為10.26%，滲透率（1.21～70.9）×10-3μm2，平均值為14.61×10-3μm2，屬於中孔、中滲儲層；白堊系儲層孔隙度在0.9%～12.8%之間，平均值為4.64%，滲透率（0.01～2.81）×10-3μm2，平均值為0.21×10-3μm2，屬於低孔、低滲儲層。由各層段的儲層物性比較來看，一般隨著埋藏深度和年代的增加，孔隙度和滲透率減小，儲層物性降低。
（五）試油及油源岩對比
方6井取心在2999.17～2999.60m 見到油浸0.38m，油跡3.53m，熒光10.14m，綜合解釋油層厚度34.2m，試油獲日產1.2m3自然產能，壓裂後獲日產10.8m3高產工業油流。
含油分析結果顯示油質輕、主峰碳數低。原油主峰碳為nC 13，正構烷烴碳數分布范圍為nC7～nC 36。OEP為1.18，奇偶優勢不明顯，反映原油近成熟。寶泉嶺組一段暗色泥岩（2380.5～2386.5m井段7塊樣品）飽和烴氣相色譜，主峰碳為nC27～nC 29，正構烷烴碳數分布范圍為nC 16～nC 36。OEP為2.29～2.98，表現出未成熟的特徵。正構烷烴分布具有較大差異，二者沒有親緣關系，油中以低碳數烴為主，為輕質油，推測寶泉嶺組之下的煤系地層為生油岩。
（六）鑽探成果及其意義
方6井的部署發展創新了油氣勘探的四大技術。第一是地層綜合劃分對比技術，鑽井和地震資料結合實現了地震分層和地質分層統一，為後續研究奠定了堅實基礎。第二是沉積學與層序地層學技術，利用岩心、測井和地震資料確定了沉積相帶及其展布規律，發現了湖底扇沉積。第三是地震精細解釋和岩性預測技術，在三維區進行了1×2測網的精細構造解釋，落實了構造格局和構造圈閉，利用振幅資料對白堊系進行了岩性預測。第四是石油地質綜合研究技術，確定了生、儲、蓋組合特徵，預測了有利區帶，優選了鑽探目標。
方6井在依－舒地塹方正斷陷首次見到含油顯示，壓裂後獲日產10.8m3高產工業油流。方正斷陷白堊系裂縫油層厚度較大，方6井白堊系日產油0.62m3，表明方正斷陷白堊系具備石油勘探的前景，同時也預示整個大三江白堊系勘探有一定前景。方6井的發現是繼海拉爾盆地之後大慶油田勘探史上的又一次重大發現，是依－舒地塹石油勘探的歷史性突破，是大慶油田勘探史上首次在3000m 之下發現高產工業油流（松遼盆地2400m，海拉爾盆地2700m），是戰略選區項目首次在陸上油氣勘探獲得的重大發現。方6井的發現展示了大三江探區白堊系具有良好的勘探前景，對實現大慶「百年油田」的資源接替具有重要意義，而且選區項目方6井的發現也是落實溫家寶總理2006年8月10日關於「加強外圍油氣勘探」戰略指示的重要舉措。
『伍』 火的燃料分類
一、按形態可以分為3種：
1、固體燃料（如煤、炭、木材、頁岩）
2、液體燃料（如汽油、煤油、重油）
3、氣體燃料（如天然氣、煤氣、沼氣、液化氣）：氣體燃料主要包括常規天然氣、煤層氣、垃圾填埋氣、頁岩氣等輕質氣體燃料。這些燃料資源豐富且燃燒清潔。
二、按類型可以分為3種
1、化石燃料（如石油、煤、油頁岩、甲烷、油砂、天然氣等）
2、生物燃料（如乙醇【酒精】、生物柴油等）
3、核燃料（如鈾235、鈾233、鈾238、鈈239、釷232等）。
(5)b型油是什麼石油的擴展閱讀
常見的氣體燃料利用
氣體燃料主要包括常規天然氣、煤層氣、垃圾填埋氣、頁岩氣等輕質氣體燃料。這些燃料資源豐富且燃燒清潔。
氣體燃料除了可以用於民用及工業加熱設備外，還可以廣泛應用於動力領域，用於運載器動力設備和發電設備。在動力領域中，主要設備是氣體燃料發動機。
『陸』 起酥油是什麼
起酥油從英文「短（shorten）」一詞轉化而來，其意思是用這種油脂加工餅乾等，可使製品十分酥脆，因而把具有這種性質的油脂叫做「起酥油」。它是指經精煉的動植物油脂、氫化油或上述油脂的混合物，經急冷、捏合而成的固態油脂，或不經急冷、捏合而成的固態或流動態的油脂產品。起酥油具有可塑性和乳化性等加工性能，一般不宜直接食用，而是用於加工糕點、麵包或煎炸食品，所以必須具有良好的加工性能。起酥油的性狀不同，生產工藝也各異。
起酥油shortening
學名白油，因其看起來雪白，形似豬油。起酥油是食品工業的專用油脂之一。它具有一定的可塑性或稠度，用作糕點的配料、表面噴塗或脫模等用途。它是可以用來酥化或軟化烘培食品、使蛋白質及碳水化合物在加工過程中不致成為堅硬而又連成塊狀，並改善口感。
最初，起酥油就指豬油。後來用氫化植物油或少數其他動植物油脂製成的起酥油消費量大大超過豬油。根據油的來源可分為動物或植物起酥油；部分氫化或全氫化起酥油；乳化或非乳化起酥油。根據用途和功能性可分為麵包用、糕點用、糖霜用和煎炸用起酥油。根據物理形態可分為塑性、流體和粉狀起酥油（即所謂"粉末油脂"）。起酥油和人造奶油外表有些近似，但不能作為一類。人造奶油一般含水份約20%，它是餐桌用油，即直接食用，含有較多添加素（色素、風味劑等）。而起酥油一般不直接食用。
國外市場上起酥油的品種很多。按以上分類再加以系列化。例如油脂氫化的程度、塑性的大小、充氣率、稠度或粘度、粉末的含油率等等。可是在國內市場上並未見到國產的多種品種，食品工業對此尚未提出多種或特種要求，所以在這方面只是處於初級階段。粉末性起酥油國內已有生產，都是微膠囊型，含油量20-80%。
望採納。
『柒』 湯原斷陷石油地質特徵
（一）概況
湯原斷陷地理上位於黑龍江省湯原縣境內，面積約3320km2。區域構造上，湯原斷陷位於依－舒地塹的最北段，為一個受北東向兩條深大斷裂控制的雙斷式斷陷，向南為依蘭斷隆、方正斷陷、尚志斷隆、勝利斷陷、舒蘭斷隆和岔路河斷陷。湯原斷陷發育的斷裂以北東向為主，包括拉張或張扭正斷層、擠壓或壓扭逆斷層和走滑斷層3類，以拉張或張扭正斷層為主，其次為走滑斷層。在東西方向上劃分為5個帶，即東部走滑逆沖帶、東部凹陷帶、中央凸起帶、西部凹陷帶、西部斜坡帶，在南北方向上由北東東向斷層對東部凹陷帶、中央凸起帶有分割作用。構造演化分為中生代斷陷期、新生代的強烈斷陷期、持續斷陷期、斷凹轉化期、斷陷萎縮期、斷陷消亡期6個階段。湯原斷陷基底為古生界花崗岩和變質岩，沉積蓋層自下而上為白堊系、古近系古新統—始新統新安村組＋烏雲組、始新統達連河組、漸新統寶泉嶺組、新近系中新統富錦組和第四系。主要發育湖泊、扇三角洲、水下扇3種沉積相類型，細分為9種沉積亞相和17種沉積微相。到目前為止，完成二維地震5357km、三維地震704km2、各類探井27口。湯參2井、吉1井、互1井、望2井等4口井獲工業氣流，新2井獲低產氣流，在吉祥屯、互助村構造提交探明天然氣地質儲量26.21×108m3。
（二）構造單元劃分
從現今各反射層的構造特徵看，控制斷陷沉積和構造特徵的斷層主要為F1、F3、f1、f2、f3及中央凸起帶上北東東向斷層，各反射層東西分帶明顯、南北也具有分塊的特徵。同時鑽井及沉積相研究表明：各負向構造的沉積存在差異，有欠補償型的飢餓性次凹，有補償型的含煤次凹。在正向構造中，其發育的構造樣式也有差異。因此根據T2—Tg各反射層的構造特徵，以主要目的層T3、T4、T5反射特徵為主，綜合其他反射層特徵，並結合沉積特徵，將湯原斷陷（F1斷層下降盤）進行構造單元劃分。在東西方向上劃分為5個帶，即東部走滑逆沖帶、東部凹陷帶、中央凸起帶、西部凹陷帶、西部斜坡帶，在南北方向上由f1、f2、f3斷層及北東東向斷層對東部凹陷帶、中央凸起帶有分割作用（圖3-4）。
圖3-4 湯原斷陷構造單元劃分圖
（三）烴源岩
有機質豐度湯原斷陷烴源岩橫向發育特徵為東興向斜相對於其他凹陷來說有機質豐度最高，其次是東發次凹、雙興次凹、新華次凹和梧桐河次凹，而鶴立次凹和榮豐次凹有機質豐度較低。總體看東部凹陷帶有機質豐度較高，西部凹陷帶有機質豐度較低。湯原斷陷烴源岩縱向發育特徵為：寶一段、達一段和烏雲組有機質豐度較高，為較好—好烴源岩，新安村組次之，為較好烴源岩，寶二段為較差烴源岩，而白堊系的少量樣品分析評價為較差—較好烴源岩。
有機母質類型湯原斷陷有機質樣品大部分以Ⅲ型為主，少部分為ⅡB型，個別為ⅡA 型。比較而言，達連河組和新安村組中ⅡB型的稍多。
有機質成熟度湯原斷陷內不同凹陷的烴源岩埋深不同，有機質的演化規律也不同，因此具有不同的成熟度。從縱向上看，寶泉嶺組二段的烴源岩基本上沒有達到成熟；寶泉嶺組一段的烴源岩在各次凹的淺部位沒有成熟，在凹陷深部位的烴源岩基本達到低成熟階段；達連河組的烴源岩在東興次凹已經完全成熟，在雙興次凹的深部位已經成熟，在淺部位達到低成熟階段，在鶴立次凹和東發次凹的深部位達到低成熟階段，在淺部位仍然沒有成熟；新安村組的烴源岩在東興次凹和鶴立次凹都已經完全成熟，但是在雙興次凹和東發次凹的淺部仍然有部分烴源岩只達到低成熟階段；烏雲組烴源岩在全區基本都已成熟，仍有東發次凹和榮豐次凹內部分地區埋藏較淺，只達到低成熟階段；白堊系的烴源岩都已經演化成熟。
有效烴源岩平面展布綜合暗色泥岩的分布特徵和鏡質體反射率值大小，預測了各層的有效烴源岩分布范圍。寶泉嶺組二段烴源岩均未達到成熟，生烴潛力不大。
白堊系烴源岩均已達到成熟，從白堊系沉積古地理環境來看，在湯參3井—湯D2井—望3井—景2井區可能為半深湖—深湖相沉積，而且厚度較大。從地化分析指標和油源分析也證明了白堊系具有一定的生烴潛力。白堊系有效烴源岩面積1836km2，成熟烴源岩面積1320km2。
新安村組和烏雲組暗色泥岩均已進入生油門限，而且大部分地區成熟。有效烴源岩分布廣而且較厚，有機質豐度也較高。新安村組和烏雲組有效烴源岩面積1577km2，成熟烴源岩面積1067km2，因此新安村組和烏雲組暗色泥岩具有較好的生烴潛力（圖3-5）。
達連河組暗色泥岩在湯原斷陷北部大部分已經進入生油門限，而且在各凹陷的深部位都已經成熟，進入了生油高峰，加上達連河組暗色泥岩厚度較大，所以該組的生烴潛力是可觀的。而在湯原斷陷南部該組暗色泥岩在凹陷中—深部位開始進入了生油門限，在深部位進入了生油高峰，厚度為300～450m，有機質豐度較高，但面積較小，因此斷陷南部的達連河組生油潛力有限。達連河組有效烴源岩面積1225km2，成熟烴源岩面積264km2，成熟烴源岩主要分布在東興次凹。
寶泉嶺組一段有效烴源岩在東興次凹的深部位，該段暗色泥岩已經達到成熟，該區暗色泥岩厚度較大，為200～700m；有機質豐度也較高，具有較好的生烴潛力，可作為較好的烴源岩。在湯原斷陷南部大部分暗色泥岩沒有進入生油門限，僅在榮豐次凹和東發次凹的深部位暗色泥岩已經成為低成熟烴源岩，厚度為200～300m。寶泉嶺組一段有效烴源岩的面積745km2，成熟烴源岩面積41km2，具有一定的生烴潛力。
綜合湯原斷陷烴源岩的母質類型、有機質豐度、成熟度、有效烴源岩分布綜合分析認為湯原斷陷生油條件較好的二級構造單元為東部凹陷帶，而東部凹陷帶最有利的次凹為東興次凹，其次是東發次凹和雙興次凹。結合湯原斷陷的生油條件和鑽探成果不難發現，湯原斷陷生油岩的發育和成熟度是制約油氣分布和成藏的主要因素。
圖3-5 湯原斷陷新安村組＋烏雲組有效烴源岩平面分布圖
（四）儲層條件
湯原斷陷儲層物性具有橫向、縱向變化大的特點，通過對湯原斷陷各層段岩心樣品孔隙度和滲透率的分析數據統計可以得知，寶泉嶺組儲層孔隙度在1.68%～33.63%之間，平均為22.71%，滲透率在（0.03～2567）×10-3μm2之間，平均值為396.86×10-3μm2，屬於中高孔、中高滲儲層；達連河組儲層孔隙度1.57%～32.2%之間，平均值為19.82%，滲透率在（0.01～1543）×10-3μm2之間，平均值為136.19×10-3μm2，屬於中高孔、中高滲儲層；新安村組儲層孔隙度在2.8%～27.9%之間，平均值為17.77%，滲透率（0.01～2453）×10-3μm2，平均值為106.66×10-3μm2，屬於中孔、中滲儲層；烏雲組儲層孔隙度在2.3%～17.92%之間，平均值為10.759%，滲透率在（0.01～160）×10-3μm2之間，平均值為5.454×10-3μm2，屬於低孔、特低滲儲層；白堊系儲層孔隙度在3.1%～18.92%之間，平均值為11.979%；滲透率在（0.03-512）×10-3μm2之間，平均值為85.21×10-3μm2，屬於低孔、低滲儲層。
白堊系和古近系儲層相比，物性明顯較古近系差。勝1井白堊系岩心分析表明：岩石緻密，孔隙發育差，連通性差。顆粒粒度分布在0～0.5mm之間，大部分集中在0.0039～0.25mm之間，即大部分為細粉砂和泥質，含少量中砂。4塊樣品的孔、滲分析，孔隙度最大值為5.7%，最小值為2.5%；滲透率最大值為11.8×10-3μm2，最小為0.02×10-3μm2。儲層砂岩的成岩作用強，物性差，低孔、低滲儲層。
（五）有利區帶預測及下一步勘探方向
湯原斷陷具有東西分帶、南北分塊的特徵，即由東向西分為東部走滑逆沖帶、東部凹陷帶、中央凸起帶、西部凹陷帶、西部斜坡帶5個構造帶。依據有效烴源岩的分布范圍、圈閉發育情況、是否位於有利的油氣運移指向區、區域性蓋層發育情況、油氣保存條件，並結合目前的勘探成果等因素進行了綜合評價，認為中央凸起帶和東部凹陷帶為最有利的勘探區。
中央凸起帶在整個斷陷中是構造圈閉最為發育的區帶，例如互助村構造、吉祥屯構造、龍王廟構造、軍校屯構造、望江構造等都分布在該帶上，發育較多的背斜、斷塊圈閉，這些構造都有繼承性發育的特點，具有很好的圈閉條件。從油源條件分析，該帶緊鄰西部凹陷帶和東部凹陷帶，東、西部凹陷內深部位達連河組及其下部的烴源岩已經達到成熟，生成的油氣可沿斷層或斜坡側向運移進入高部位的圈閉中。另外，該帶下伏的新安村組、烏雲組和白堊系的烴源岩已經成熟，生成的油氣可沿不整合面及斷層垂向運移進入圈閉中，油氣源條件比較充足。從儲層條件分析，該區帶的達連河組上部、新安村組、烏雲組都發育有湖底扇、扇三角洲砂體及濱淺湖砂體，孔隙度和滲透率較高，具有很好的儲集物性。從保存條件來看，除勝利構造和望江構造外，寶泉嶺組一段和達連河組一段都比較發育，可以作為有效的區域性蓋層。繼承性發育的構造還有利於捕捉後期成熟運移過來的油氣。從目前的勘探成果來看，在中央凸起帶上已發現了3口工業氣流井（互1井、吉1井、湯參2井）和多口油氣顯示井，預示著該區帶良好的油氣勘探前景。因此中央凸起帶為最有利的勘探區帶，勘探目的層系包括古近系和白堊系。
東部凹陷帶本身為較深的凹陷帶，達連河組及其下部烴源岩都已經演化成熟，油氣源比較充足。凹陷中心向斷陷邊緣發育湖底扇砂體和扇三角洲砂體，具有較好的儲層條件。寶泉嶺組一段和達連河組可以作為有效的區域性蓋層，有較好的封蓋作用。在凹陷帶內的構造具有捕捉油氣的最有利條件，是最有利的勘探目標。另外，在這種湖盆面積小，水體進退變化較快，沉積相帶變化明顯的斷陷盆地內，部分湖底扇砂體呈孤立狀分布於半深湖泥質沉積中，易於形成透鏡狀岩性圈閉。地層傾向垂直於邊緣控盆斷裂的長條狀斷塊易於與橫向扇三角洲砂體分叉尖滅帶組合形成上傾尖滅型岩性圈閉。因此，深凹帶內及其斜坡區是尋找隱蔽油氣藏的最有利場所。凹陷深部的湯1井見少量的油流，新2井獲得了低產氣流，新1井取心見到了多層油氣顯示，黃1井、湯參1井都見到了油氣顯示，展示了該深凹帶具有較好的油氣勘探前景。
湯原斷陷綜合評價白堊系的勘探中應優選斷陷南部首先勘探。古近系的勘探從縱向上，達連河組以尋找天然氣為主，新安村組及烏雲組以尋找原油為主，應加強新安村組和烏雲組的勘探。從平面上，勘探的目標應放在東部凹陷帶（尤其是東興次凹和東發次凹）和中央凸起帶，特別是兩者的過渡帶。近期的勘探目標優選從層繫上應優選古近系，從區帶上應優選東興次凹、東發次凹和中央凸起帶。
『捌』 濟柴的歷史沿革
濟柴始建於1920年，是我國最早生產柴油機的廠家之一。
1964年，由農業部劃歸石油工業部，轉向石油勘探動力。
1965年，獨立自主研製成功12V190柴油機，填補了我國石油鑽探動力的空白。
1985年，榮獲國家質量管理獎。
1986年，12V190B型柴油機榮獲國家金質獎。
1988年，國內首台大功率天然氣機在濟柴誕生，填補了中國增壓大功率天然氣機的空白。
1996年，作為中石油首家試點企業進行股份制改造，組建起濟南柴油機股份有限公司。同年在深圳證券交易所上市，簡稱「石油濟柴」，股票代碼000617。
2006年，濟柴新廠在濟南經濟開發區正式竣工投產。
2009年，濟柴產品榮獲「中國馳名商標」稱號。
2009年，260、140系列發動機在濟柴研製成功，形成大中小缸徑並舉的新格局。
2009年，原四川石油管理局成都天然氣壓縮機廠進行專業化重組，正式劃轉進入濟柴，定名為濟南柴油機廠成都壓縮機公司。這標志著濟南市的工業門類中，又增加了壓縮機製造及成撬業，實現了產業鏈的跨省延伸。
2010年，濟南柴油機廠更名為中國石油集團濟柴動力總廠。
2010年4月23日，石油鑽井用高性能175系列柴油機在濟柴完成概念設計。
『玖』 甲乙丙丁四類火的分類
火的分類：1、甲（A）類火：普通固體著火；2、乙（B）類火：可燃液體或可溶的固體著火；3、丙(C) 類火：可燃氣體著火；4、丁(D) 類火：可燃金屬著火；5、電氣火：電氣及其設備著火。
火是物質燃燒過程中所進行的強烈氧化反應，而且其能量會以光和熱形式釋放，此外還會產生大量的生成物。
火的可見部分稱作焰，可以隨著粒子的振動而有不同的形狀，在溫度足夠高時能以等離子體（第四態，類似氣體）的形式出現。依燃燒的物質及以純度不同，火焰的顏色和亮度也會不同。
燃料分類
歐洲及澳大利亞的分類：
A型：燃燒固體燃料的火，包括木頭、布料、橡膠、紙張和某些塑料。
B型：燃燒液體或可液化燃料的火，包括石油、汽油、油、油漆、一些蠟和塑料，但不包括烹調用的脂肪和油。
C型：燃燒氣體燃料的火，包括天然氣、氫氣、丙烷、丁烷。
D型：燃燒可燃燒金屬的火，包括鈉、鎂、鉀。
E型：任何A型或B型的火若發生在電器、電線或任何帶電體旁邊皆屬此類。控制火勢時不能使用任何導電物體，否則有可能被電擊。
F型：燃燒烹調用脂肪和油的火。由於其溫度常常遠高於其他B型火，因此一般滅火器都無效。
美國的分類：
A型：燃燒木頭、布料、橡膠、紙張及某些塑料的火。
B型：燃燒汽油、油、油漆、天然氣、丙烷以及其他可燃燒液體、氣體和油脂的火。
C型：同歐洲的E型。
D型：燃燒可燃燒金屬的火，包括鈉、鎂、鉀。
E型：燃燒烹調用油的火。根據定義，這是B型火的子類，不過這類火的特徵顯著，被認為十分重要，值得特別關注
以上內容參考網路-火
『拾』 江漢盆地
一、前言
(一)評價區概況
江漢盆地位於湖北省中南部的潛江市、天門市、仙桃市、宜昌市及荊州市的江陵、監利、洪湖、公安、松滋等市(縣)境內，面積3.635×104km2，屬於江漢平原。區內河網交織，湖泊星羅棋布;四季分明，溫暖濕潤，雨量豐沛。植被繁殖，屬中亞熱帶常綠闊葉林向北亞熱帶闊葉林過渡的地帶;交通便利，東距武漢170餘千米，西鄰宜昌180餘千米，武漢至宜昌高速公路、襄樊至岳陽一級公路交匯於此。
(二)勘探概況
江漢盆地自1958年大規模開展油氣勘探至2003年底，江漢盆地共有367口井獲工業油氣流，共發現新近系廣華寺組、古近系潛江組、荊沙組、新溝咀組和白堊系漁洋組等五套含油層系。盆地內共找到油田26個，探明石油地質儲量12463.6×104t，控制石油地質儲量2344×104t。1977年原油生產能力達到100×104t，並連續穩產百萬噸13年，累積生產原油2746.4×104t，是我國南方重要的原油生產基地。
盆內各凹陷勘探程度差異很大，勘探主要集中在江陵、潛江、沔陽三凹陷，截至2003年底，江漢盆地共完成二維地震39348.742km，三維地震3050.929km2;平均二維地震覆蓋率為1.08km/km2，三維地震覆蓋率為0.08km2/km2;鑽探井1395口，進尺295.7491×104m。
(三)評價方法、思路、原則及組織實施
此次資源評價由江漢油田分公司組織實施，以類比法、統計法為重點預測油氣資源，最後通過特爾菲法綜合預測江漢盆地油氣資源量。從預測結果看，總體上符合客觀實際。
對於江陵、潛江、沔陽凹陷鍾潭、習家口、王廣、荊州等較高勘探程度油氣聚集區，在「三次資評」盆地模擬基礎上，採用盆地模擬、油藏規模序列、廣義帕萊托、發現過程、地質模型和統計模型、沉積體積速率法、勘探效率及趨勢預測等方法，測算了遠景資源量和地質資源量。對於江陵、潛江、沔陽凹陷公安、陵北等較低勘探程度油氣聚集區，在「三次資評」盆地模擬基礎上，採用類比法。以凹陷和區帶為單元，建立了一個凹陷、四個區帶類比標准區，同時對類比標准區地質風險進行了分析解剖;以凹陷和區帶為單元，選擇了四個凹陷、九個區帶類比評價區，同時對類比評價區地質風險進行了分析解剖。江漢盆地的特殊段———鹽間段，由於勘探程度很低，主要採用盆地模擬法，輔以統計法或瀝青「A」法。
(四)主要成果
建立了江漢盆地油氣資源序列。其中預測遠景資源量為5.7862×108t、地質資源量為4.7224×108t，可采資源量為1.0880×108t，平均資源豐度1.30×104t/km2。
查明了江漢盆地油氣資源分布。從各凹陷資源分布看，潛江凹陷資源量最大、豐度最高，地質資源量為2.9420×108t，占盆地總地質資源量的62.3%，資源豐度9.08×104t/km2;其次為江陵凹陷，地質資源量1.0361×108t，占江漢盆地的21.9%，資源豐度1.4×104t/km2;外圍凹陷的資源量相對較小。從各區帶的資源分布來看，以王廣油氣聚集區最大，地質資源量0.9244×108t;從資源分布層位看，潛江組資源量最大，地質資源量達2.4985×108t，占盆地總資源量的52.9%。
預測了江漢盆地資源品位、深度分布。預測表明，江漢盆地常規油、低滲油占的比例較大。常規油地質資源量2.3461×108t，占總資源的49.7%，低滲油地質資源量為2.2512×108t，占總資源的47.7%，重油占的比例最小。資源深度分布預測表明，江漢盆地油氣資源主要分布於中、淺層，小於2000m的地質資源量為2.5051×108t，占總資源的53%，2000～3500m的地質資源量為1.9734×108t，占總資源的41.8%。
勘探效率及趨勢法預測江漢盆地未來15年砂岩段油氣資源發現總體呈下降趨勢，其中2006～2010年為1177×104t、2011～2015年為1003×104t、2016～2020年為861×104t。
根據凹陷、區帶資源評價結果，對江漢盆地近期及中長期的油氣勘探提出了如下建議:滾動勘探潛江凹陷潛江組砂岩油藏，展開勘探新溝咀組，戰略突破新層系、新領域，即潛江凹陷潛江組深層、白堊系次生油氣藏、潛江組鮞粒灰岩、鹽間非砂岩特殊油氣藏和古潛山。
二、油氣地質條件
(一)地質概況
1.評價單元
(1)評價單元。
江漢盆地油氣運移聚集總體上受二級構造單元控制，且成為相對獨立的成油氣系統。根據成油氣條件及成油氣系統特徵，江漢盆地可劃分江陵、潛江、沔陽、小板、陳沱口等10個油氣聚集單元，其中勘探、研究程度較高的潛江、江陵、沔陽凹陷，根據排烴槽理論又可進一步劃分為15個次一級的油氣聚區。因此，凹陷級的評價單元為10個，區帶級的評價單元為15個。
(2)評價的層系。
砂岩段:江漢盆地古近系潛江組(Eq)、新溝咀組(Ex)、沙市組(Es)和白堊系漁洋組(Ky)，重點評價潛江組和新溝咀組的資源潛力。
鹽間段:古近系潛江組潛1+2、潛3、潛4段，重點評價潛1+2、潛4段資源潛力。
2.構造單元劃分
根據基底結構和構造特徵、白堊—古近—新近系構造和沉積演化、現今構造格局等綜合因素，將江漢盆地劃分為十一個凹陷和四個凸起(圖8-6-1，表8-6-1)。
圖8-6-1 江漢盆地構造單元與評價單元劃分圖
表8-6-1 江漢盆地構造單元劃分表
3.地層
該盆地是我國陸相盆地中典型的鹽湖含油盆地，也是我國南方最大的白堊系—古近—新近系盆地。上白堊—古近—新近系地層自下而上分為:上白堊統漁洋組(K2y);古近系沙市組(E1s)、新溝咀組(E2x)、荊沙組(E2j)、潛江組和荊河鎮組(E1jh);新近系廣華寺組(N1g)(圖8-6-2)。盆地岩性以暗色砂泥岩，膏岩、芒膏為主，廣華寺組偶有灰岩沉積。漁洋組與下伏下白堊統潭口組呈整合接觸或與前白堊系呈不整合接觸。廣華寺組與下伏荊河鎮組為不整合接觸。
盆地發育兩個成鹽期，形成了古近系新溝咀組下段、潛江組兩套主力生油、成藏及勘探層系。
(二)烴源岩
1.烴源岩發育特徵
江漢盆地存在四套烴源層，即古近系潛江組、新溝咀下段、沙市組上段和白堊系漁洋組。油源對比研究認為，江漢盆地主要油源層為潛江組潛三段、潛四段、新溝咀組下段，次要油源層為潛江組潛一段、潛二段、沙市組上段，可能油源層為白堊系漁洋組。
潛江凹陷潛江組烴源岩厚度一般200～1500m，蚌湖一帶為繼承性沉降中心，烴源岩最發育，蚌湖向斜帶厚度可達1200～2000m。另外，潛江凹陷潛江組鹽間烴源岩也較發育，厚度一般200～800m，而在蚌湖向斜帶為800～1000m，潛南地區稍薄，為600～800m。
新溝咀組下段烴源岩以潛江、江陵凹陷分布最廣、厚度最大，一般50～200m，烴源岩具北薄南厚的特點。主力烴源岩主要分布於資福寺向斜、總口向斜和潘場向斜帶;新溝咀組烴源岩較集中，主要發育於新溝咀組下段Ⅱ油組及泥隔層段。
沙市組上段烴源岩在江漢盆地江陵、潛江、沔陽凹陷厚度大、分布廣，一般50～175m，分布面積分別為3351km2、2450km2和1706km2，主要分布於資福寺向斜、總口向斜、潘場向斜和白廟向斜帶。
江漢盆地潛江、沔陽、小板凹陷白堊系漁洋組烴源岩厚度較小，一般為10～70m，主要生油中心位於總口、潘場等向斜帶。
2.烴源岩地化特徵
江漢盆地潛江凹陷潛江組烴源岩具有:①有機質豐度高，有機碳、氯仿瀝青「A」和烴含量分別為1.06%，0.3327%和1138mg/L;②生油母質好，以偏腐泥型為主，Ⅰ型、ⅡA型、ⅡB型和Ⅲ型分別佔56%、25.5%、16.2%和2.3%;③主要生油中心位於蚌湖向斜帶;④凹陷北部烴源岩由鹽間段和砂泥岩段兩部分組成，砂泥岩段烴源層位主要為潛三、潛四段;鹽間段烴源層位主要為潛一、潛二段、潛四下段，其中潛一、潛二段主要為未熟烴源岩;凹陷南部雖然烴源岩厚度大，有機質豐度高，但是這些烴源岩都位於無砂岩分布區，屬於鹽間段烴源岩，且處於未熟—低熟熱演化階段。
圖8-6-2 江漢盆地白堊—古近—新近系地層綜合柱狀圖
新溝咀組下段主力烴源岩有機質豐度較高，有機碳、氯仿瀝青「A」和烴含量分別為1%、0.0731%和431mg/L;生油母質較好，Ⅰ型、ⅡA型、ⅡB型和Ⅲ型分別佔14.3%，23.9%、29%和2.8%;烴源岩主體處於成熟—高成熟階段，Ro一般為0.8%～1.5%。
沙市組上段烴源岩有機質豐度較低，有機碳、氯仿瀝青「A」和烴含量分別為0.6%、0.0380%和173mg/L;生油母質較差，以偏腐植型為主，ⅡA型、ⅡB型和Ⅲ型分別佔30.2%、14.0%和55.8%。
白堊系漁洋組烴源岩，有機質豐度較低，有機碳、氯仿瀝青「A」和烴含量分別為0.58%、0.0385%和218mg/L;生油母質較好，Ⅰ型、ⅡA型、ⅡB型和Ⅲ型分別佔11.9%、16.7%，30.9%和40.5%。
3.生烴潛力
生烴模擬顯示，江漢盆地四套烴源岩生油總量為101.0976×108t，其中潛江組生油總量為70.4616×108t，佔全盆總量的69.7%，新溝咀組下段生油總量為20.3176×108t，佔全盆總量的20.1%。盆地潛江組鹽間烴源岩生油量達43.0385×108t，約占潛江組生油總量(砂岩段+鹽間段)的3/4，反映出鹽間烴源岩巨大的生烴潛力和良好的勘探前景。
全盆各凹陷以潛江凹陷生油量最大，為65.8521×108t，占總量的65.1%，其次為江陵凹陷達22.2955×108t，占總量的22.1%。潛江凹陷蚌湖向斜帶生油強度最大，為50×104～650×104t/km2，為盆地潛江組主要生油區;江漢盆地潛江組主要生油期位於潛一、二段沉積期到荊河鎮組沉積末期;新溝咀組下段—沙市組上段主要生油期位於荊沙組沉積期到潛江組沉積末期。
(三)其他成藏條件
1.儲集條件
江漢盆地儲集層主要由砂岩、碳酸鹽岩、火山岩、裂縫性泥岩等構成，其中砂岩儲集層是主要類型。潛江組主要為砂岩儲集層，新溝咀組目的層則僅有砂岩及火山岩兩種類型。
潛江組砂岩主要分布於潛江、江陵凹陷，其中潛江凹陷物源來自北部，砂岩呈北厚南薄趨勢，近物源的鍾市、潭口、漁薪地區等砂岩最發育，鍾市地區最厚達500m以上，江陵凹陷以近物源的大路口砂岩最發育，達300m以上，向東逐漸減薄，岩性以粉、細砂岩為主。
新溝咀組砂岩主要分布於江陵、潛江、沔陽三個凹陷，具有北厚南薄、西厚東薄的特點。縱向上，砂岩主要集中於新溝咀組下段。總的看來，沉積相帶控制了砂岩的發育，並對物性有一定影響。
2.保存條件
江漢盆地發育兩套區域性泥質岩和泥岩—鹽岩蓋層，即新溝咀組上段泥岩和潛江組一、二段泥岩—鹽岩層。
新溝咀組上段泥岩一般厚300～400m，全區穩定分布，以濱淺湖泥質沉積為主。該套泥岩與下伏的新溝咀組砂岩構成了區內重要的儲蓋組合。潛江組泥岩—鹽岩蓋層，特別是潛江組一、二段的泥岩和鹽岩層，形成於半深湖和鹽湖環境，在潛北地區分布廣泛，厚度達1000～2000m，是盆內一套良好的蓋層，這套蓋層與下伏的潛二、三、四段的砂岩構成盆內最重要的儲蓋組合。
另外，江漢盆地潛江凹陷潛江組鹽湖沉積，發育多韻律膏鹽層，其具有良好的保存條件。
潛江凹陷發現的上百條大大小小正斷層，不論其落差數十、數百甚至上千米，只要形成圈閉，對油氣都具有較好的封堵、遮擋作用。
3.生儲蓋組合
根據烴源岩、儲層與蓋層的配置關系，江漢盆地可劃分四套生儲蓋組合，即潛江組生儲蓋組合、新溝咀組生儲蓋組合、沙市組生儲蓋組合、白堊系生儲蓋組合，其中潛江組一、二段的泥岩和鹽岩蓋層與下伏的潛二、三、四段的砂岩構成盆內最重要的儲蓋組合。
(四)油氣運聚規律
鄰近生烴窪陷的繼承性古隆起和斜坡是油氣運移的長期指向和匯集區，潛江凹陷的王廣中央古隆起帶是油氣最富集的地區。有利生烴中心控制油氣田平面上分布，潛江凹陷蚌湖(Eq)、吊堤口、沔陽凹陷白廟及江陵凹陷梅槐橋—資福寺(Ex)窪陷是江漢盆地有利的生、排烴中心，受其控制，其周緣已發現了26個油田。主力烴源層系控制油氣縱向富集。江漢盆地有四個含油氣系統，其中潛江組、新溝咀組烴源岩厚度大、有機質豐度高、生油母質類型好，是江漢盆地兩套主力烴源層，受主力生烴層控制，油氣資源主要分布富集於潛江組、新溝咀組。
三、資源評價方法與參數體系
(一)方法體系
本次油氣資源評價方法的選擇強調多種方法的配套性、實用性和針對性。在高勘探程度的潛江凹陷，以統計法、成因法為主，在低—中勘探程度的江陵等地以成因法、類比法為主，而在低勘探程度枝江、雲應、荊門、漢水、河溶凹陷，以類比法為主(表8-6-2)。
(二)關鍵參數取值
1.統計法
主要採用油田規模序列法，發現過程模型法，廣義帕萊托法，地質模型與統計模型綜合法。
油田規模序列法預測油氣資源的參數設置主要是評價區最大、最小油藏規模選取及合理的油藏分段排序。本次油氣資源預測各評價區最小油藏規模取1×104t，而最大油藏規模的取值主要根據評價區已探明的最大油藏並結合其勘探程度來合理取值。油藏規模序列法在合理設置最大、最小油藏規模的基礎上，預測的地質資源總體可信度較高。
表8-6-2 江漢盆地各凹陷資源評評價方法選擇表
發現過程法預測油氣資源，最主要的設置參數是預測區最小、最大油藏規模，勘探效率系數β、帕萊托分布系數k。其中最小、最大油藏規模設置原則在前面油藏規模序列法中已敘述，而勘探效率系數β、帕萊托分布系數k選擇則是通過計算、擬合得出的。發現過程法預測總地質資源與已探明的儲量接近，資源探明率大多>90%，可信度差，說明該方法在江漢盆地不適用。
廣義帕萊托法預測油氣資源，要求評價區已探明油藏最好要達25個以上，最主要的設置參數是評價區最小、最大油藏規模及尋找合理的分組點，從而使油藏規模中位數呈下降趨勢，其中油藏分組要達5個以上。廣義帕萊托分布法受油藏個數及中位數的限制，滿足條件的評價區不多，總體看有的評價區預測的效果好，有的偏差一些。
地質模型與統計模型綜合法預測油氣資源最主要參數是設置評價區最小、最大和眾數油藏規模及合理給定評價區的最少、最多和眾數油藏規模數。評價區最小、最大油藏規模設置原則前面已述，而眾數油藏規模和油藏個數主要在實際探明眾數油藏規模的基礎上減小，油藏規模分布模型、個數概率模型均選擇正態分布。地質模型及統計模型法總體在合理設置了眾數規模基礎上，預測的效果較好，可信度較高;沉積岩體積速度法由於受方法的限制，預測結果粗略，可信度較差。
2.類比法
類比法預測油氣資源最主要參數是標准區油氣資源豐度概率分布、標准區地質風險評價總分、類比區地質風險評價總分。其中地質風險評價是通過對盆地油源條件、儲層條件等五大類及其包含的27個子項成油氣地質參數分析，考慮各參數對油氣成藏的重要性是不同的，通過主成分分析法和聚類分析，從中優選出21個子項影響重要的參數，該評分標准體系來源於新一輪資評項目辦;油氣資源豐度預測主要利用油藏規模序列法、廣義帕萊托法、地質模型與統計模型綜合法預測，該三類方法參數選取前已敘述。
類比法預測油氣資源標准區選擇在盆地的「三高」地區，而待評價類比區總體勘探程度低、其21項地質條件認識程度粗略，加之標准區與待評價類比區的成油氣條件往往差異較大，因此預測的可信度一般。
江漢盆地選擇勘探程度較高的潛江凹陷作為類比標准區，根據含油層系分布的不同，潛江凹陷又分為潛北(Eq)與潛南(Ex)地區，潛北地區具作為江漢盆地潛江組凹陷類比標准區，潛南地區作為江漢盆地新溝咀組凹陷類比標准區。區帶級標准區選擇了潛江凹陷內鍾潭、王廣、習家口和拖市油氣聚集區。
3.成因法
本次油氣資源評價成因法重點為盆地模擬法，它包括地史、熱史、生烴史、排烴史、運聚史五個模型，各模型的參數通過實際測試、研究分析和大量數據統計三類方法獲取的。
江漢盆地三次資評盆地模擬預測系統為北京勘探院和美國Plata公司研製的盆地模擬系統軟體(BASIMS、BasMod)。盆地模擬基礎工作較扎實，預測結果基本反映了各凹陷、層系的勘探潛力且與其勘探程度及資源探明率相一致，因此較可信。
江漢盆地四套烴源層演化程度不一，未熟烴源岩有機碳含量下限值定為0.60%;新溝咀組下段成熟主力烴源岩有機碳下限值定為0.6%，潛江組成熟主力烴源岩有機碳下限值定為0.4%;一般成熟烴源岩有機碳含量下限值定為0.4%。
產油能力依據江漢盆地四種類型的未熟和低熟烴源岩熱模擬實驗得出的結果為主。
江漢鹽湖盆地油氣藏聚集效率分砂岩常規油氣藏、鹽間非砂岩特殊油氣藏兩種。砂岩段油藏，採用網格統計、油藏規模序列、圈閉發現、探井成功率等多種方法進行重點解剖，然後採用地質類比的方法類推低勘探程度區(非標准區)的油氣聚集系數;鹽間非砂岩油氣藏，選取勘探程度較高、油氣富集最好的王廣地區作為標准區，採用熱模擬與氯仿瀝青「A」結合法、烴含量濃度差法、效孔喉體積法、油水相對滲透率曲線法、毛管壓力曲線法等方法對排聚系數進行了探索性研究，然後採用地質類比法確定其他地區的排聚系數。
4.特爾菲法
新一輪江漢盆地地質資源量預測，主要通過專家對不同預測方法、預測結果的可信度進行評價打分加權，最後利用特爾菲法把不同方法預測的資源量綜合加權而成。其預測參數主要包括:統計法(油田規模序列法、發現過程模型法、廣義帕萊托法、地質模型與統計模型綜合法)、類比法(沉積速率法、面積豐度法)、成因法(盆地模擬法、氯仿瀝青「A」法)預測的不同概率資源量。專家對不同預測方法、預測結果的可信度進行評價打分權值。
特爾菲法預測油氣資源綜合利用了各種方法預測成果，同時充分發揮了專家的經驗和主觀對地質規律的認識，因此，預測結果可信度較高。
四、資源評價結果
(一)油氣資源評價結果
1.遠景資源量
盆地模擬、氯仿瀝青「A」法、沉積速率法綜合預測江漢盆地遠景資源量為5.7862×108t，其中潛江凹陷遠景資源量較高達3.8334×108t，占盆地遠景資源量的66.3%，縱向上潛江組遠景資源量較高，為3.4032×108t，占盆地遠景資源量的58.8%，各凹陷、層系遠景資源量預測結果見表8-6-3。
2.地質資源量
江漢盆地各層系、各地區勘探程度不同、資料參數不一，統計法、類比法並非適用於江漢盆地所有層系、地區，因此，本次地質資源量預測是統計法、類比法、成因法與特爾菲法的綜合成果(表8-6-4)。
3.可采資源量
江漢盆地可采資源量預測結果見表8-6-5。其中江陵凹陷地質資源量為1.0361×108t，可采資源量為0.2695×108t;沔陽凹陷地質資源量為0.2407×108t，可采資源量為0.0518×108t;潛江地質資源量為2.942×108t，可采資源量為0.9424×108t;小板地質資源量為0.1187×108t，可采資源量為0.0259×108t。
表8-6-3 江漢盆地遠景資源量預測數據表 單位:108t
備注:除特殊註明外，遠景資源都為盆地模擬法預測。
表8-6-4 特爾菲法預測江漢盆地總地質資源量匯總表 單位:108t
備注:外圍凹陷K－E資源暫歸K統計。
表8-6-5 江漢盆地白堊—古近—新近系石油可采資源預測表 單位:108t
(二)油氣地質分布
1.油氣資源平面、縱向分布
江漢盆地總地質資源量為4.7224×108t，從各凹陷資源分布來看，潛江凹陷資源量最大、豐度最高，地質資源量2.9420×108t，占盆地總資源量的62.3%，資源豐度9.08×104t/km2;其次為江陵凹陷，地質資源量1.0361×108t，占江漢盆地的21.9%，資源豐度1.91×104t/km2;外圍凹陷的資源量相對較小。
從資源分布的層位來看，潛江組資源量最大，地質資源量達2.4985×108t，占盆地總資源量的52.9%;其次為新溝咀組下段，地質資源量1.4871×108t，占總資源的31.5%，漁洋組、沙市組上段資源量較小。
2.資源品位特徵分布
已探明石油品位特徵分析統計顯示，江漢盆地油氣主要為常規油、低滲油，約佔全部探明石油地質儲量的93.6%。重油(密度大於0.934g/cm3)主要分布盆地較淺的廣華寺組、潛江組;低滲油(儲層滲透率小於50×10－3μm2)主要分布於新溝咀組，該油組埋深相對較大，儲層物性相對較差，該油組探明石油中有56.8%為低滲油，潛江組介於兩組之間，埋藏適中，油氣主要為常規油，該油組探明石油中有76.5%為常規油。
江漢盆地重油與埋深關系分析顯示，油層深度大於980m時，石油主要為常規油，小於980m時，預測時小於此深度的石油主要為重油。江漢盆地儲層滲透率與埋深關系，潛江組深度大於2870m，新溝咀組深度大於2150m，儲層滲透率小於50×10－3μm2，因此，大於該深度的油氣資源都預測為低滲油。
江漢盆地油氣資源品位特徵，綜合利用了已探明石油特徵、石油品位特徵與深度關系、現今探明圈閉深度分布及勘探層系構造圖進行預測。預測結果表明，江漢盆地油氣資源品位主要為常規油、低滲油，達97.4%，其中常規油地質資源量2.3461×108t，占總資源的49.7%，低滲油地質資源量為2.2512×108t，占總資源的47.7%，重油占的比例最小，小於5%。不同層位油氣品位特徵不同，其中白堊系、沙市組、新溝咀組主要是低滲油、常規油為主;潛江組砂岩段主要以常規油為主，達83%，潛江組鹽間油氣資源全為低滲油，隨著埋藏深度的減小，全盆重油資源較少，但隨深度變淺，含量呈逐漸增大趨勢(表8-6-6)。
3.資源深度、地理分布
江漢盆地內油氣資源基本分布於平原地理環境。
綜合利用已探明石油深度分布、現今探明圈閉深度分布及勘探層系構造圖，江漢盆地油氣資源深度分布預測結果表明(表8-6-7)，江漢盆地的油氣資源深度分布主要為中淺層，其中小於2000m的地質資源量為2.5051×108t，分別占總資源的53%，2000～3500m的地質資源量為1.9734×108t，占總資源的41.8%;不同層位深度分布特徵不同，白堊系、沙市組深度分布延伸范圍廣，在深層大於3500m上也有分布，而潛江組、新溝咀組的油氣資源主要分布在＜3500m深度范圍內。
表8-6-6 江漢盆地白堊—古近—新近系油氣資源品位預測表 單位:108t
表8-6-7 江漢盆地白堊—古近—新近系油氣資源深度分布預測表 單位:108t
五、勘探建議
(一)油氣資源潛力
江漢盆地勘探效率及趨勢法預測主要利用三種地質模型進行預測，單井發現率法、進尺發現率法、年發現率法。綜合預測江漢盆地未來十五年的勘探趨勢2004～2020年可發現地質儲量3535×104t，平均每5年可發現地質儲量1040×104t(表8-6-8)。滾動勘探潛江凹陷潛江組砂岩油藏，其剩餘資源量仍達6511×104t，是目前增儲上產的重點勘探層系。要進一步深化王廣、鍾潭油氣聚集區的勘探。在習家口油氣聚集區尋找「三小」構造油藏。在張港、周磯油氣聚集區尋找以岩性為主的油氣藏。
表8-6-8 江漢盆地油氣資源潛力分析表 單位:108t
續表
江漢盆地新溝咀組目前發現油田10個，探明儲量3971.4×104t，地質資源量14871×104t，剩餘地質資源量10899×104t，資源探明率僅26.7%(圖8-6-3)，具有較大勘探潛力，是發現含油新區帶和新區塊的有利層系。
圖8-6-3 江漢盆地油氣資源評價成果圖
近期重點應對江陵凹陷梅槐橋生烴窪陷周緣的荊州、陵西油氣聚集區東部加強地震勘探，落實有利目標。主攻荊州、馬王廟油氣聚集區勘探。深入堅持公安、拖市、新溝老新、楊林尾油氣聚集區的勘探。
(二)勘探方向和建議
戰略突破新層系、新領域，是勘探的重要接替領域。
(1)區內白堊系具有一定的成藏條件，其勘探程度較低，地質認識深度不夠，是值得探索的勘探新領域。
(2)江漢盆地潛江、小板凹陷潛江組地層鮞粒灰岩發育，先後在潛江凹陷的丫2、浩52井和小板凹陷板1井獲得工業油流，其中板1井獲控制石油地質儲量52×104t，顯示了潛江組鮞粒灰岩有一定的勘探潛力。
(3)潛江凹陷潛江組深層目前勘探的重點是蚌湖生油窪陷及周緣，面積約140km2，具有很好的生油條件，而蚌湖生油窪陷鄰近物源方向的區域砂體相對發育，具有形成岩性油藏的條件。
(4)潛江凹陷潛江組鹽間非砂岩內烴源岩發育，受鹽層阻隔，生成油氣滯留其中，形成自生自儲式特殊鹽間非砂岩油藏，鹽間非砂岩油氣資源豐富，地質資源量達8410×104t，且分布區域、層系清楚，目前僅獲探明儲量155×104t，資源探明率很低，因此勘探潛力較大。目前的工作重點是針對鹽間特殊的低孔低滲塑性儲層開展攻關，認識滲流機理，改善鑽采工藝。
(5)江漢盆地古潛山較發育，均為受大斷裂控制的斷塊山，主控斷裂前緣為盆內各凹陷古近系不同層組的生油窪陷，具有較好的側向近距油源，具有一定的資源潛力。
六、小結
江漢盆地新一輪油氣資源評價建立了本區油氣資源評價體系，選取了適用於本區的評價方法，計算了油氣資源量，江漢盆地總地質資源量為4.7224×108t，從各凹陷資源分布來看，潛江凹陷資源量最大、豐度最高，地質資源量2.9420×108t，占盆地總資源量的62.3%，資源豐度9.08×104t/km2;其次為江陵凹陷，地質資源量1.0361×108t，占江漢盆地的21.9%，資源豐度1.91×104t/km2;外圍凹陷的資源量相對較小。並分析了油氣資源分布，預測了資源品位特徵及本區未來15年砂岩段油氣資源發現趨勢。資源預測結果表明，江漢盆地雖經四十餘年勘探，但仍具一定的勘探潛力。