‘壹’ 柴窝堡盆地
一、前言
柴窝堡盆地位于新疆乌鲁木齐市东南，地处东经87°35'～89°00'，北纬43°20'～43°40'。其北为博格达山，南为天格尔山，两山向东汇合将盆地封闭，西以芨芨槽子石炭系基岩凸起为界与准噶尔盆地相隔，面积约2620km2。
截至2004年底，柴窝堡盆地已完成1∶20万重、磁力和电测深普查，面积化探2425km2，二维地震4714km，三维地震72km2，全区地震测网密度达2km×2km～2km×4km，重点构造的地震测网密度已达1km×1km～1km×2km。区内共钻探井8口，总进尺23058m，其中柴参1井(地)和达1井为低产油气流井。勘探研究发现、落实了12个(其中10个为勘探目的层上二叠统红雁池组的)圈闭构造;2002年和2003年分别对柴窝堡构造凝析气藏柴参1井区和达1井区的天然气地质储量作了初步计算，共提交凝析气预测储量347×108m3，可采储量173.5×108m3，原油预测储量566.3×104t，可采储量166.9×104t。
全国新一轮油气资源评价中柴窝堡盆地资源评价工作由中国石化西部新区勘探指挥部和中国石化石油勘探开发研究院西部分院共同完成。柴窝堡盆地是一个低勘探程度盆地。迄今为止，仅发现一个含油气构造，尚无探明储量。因此，柴窝堡盆地的油气资源评价方法主要采用成因法。鉴于柴窝堡盆地面积小、构造单一的特点，以柴窝堡盆地整体作为一个评价单元进行油气资源预测和评价。
二、油气地质条件
(一)地质概况
柴窝堡盆地为位于北天山的一个小型山间盆地，现今的构造格局呈现南北分带、东西分块的特点。依据重力、磁力、地震及地面地质资料所反映的基底和盖层的构造特征，将盆地分为四个一级构造单元，即博南断褶区、芨芨槽子凸起、柴南断陷和达北凹陷(表8-10-1，图8-10-1)。盆地地势北高南低，北部为下二叠统出露区，面积约720km2，地面海拔高1600～2800m，地形复杂，无勘探前景;南部为中、新生界分布区，面积约1900km2，是盆地油气勘探的主要地区。区内地形较为平坦，地面海拔1044～1800m，主要有戈壁、湖沼、丘陵、冲沟、阶地等地貌。
表8-10-1 柴窝堡盆地构造单元划分表
图8-10-1 柴窝堡盆地构造单元划分图
(二)烃源岩
柴窝堡盆地晚二叠世中期—侏罗纪坳陷期是盆地最主要的烃源岩发育时期。该盆地主要发育有上二叠统芦草沟组、红雁池组和中上三叠统小泉沟群三套烃源岩。其中芦草沟组和红雁池组由于有效烃源岩厚度大、分布广、有机质丰度和成熟度高，是盆地最主要的烃源岩。侏罗系虽然也有暗色泥岩发育，但普遍低于生油门限，为未成熟烃源岩。
1.上二叠统芦草沟组烃源岩
上二叠统芦草沟组以灰色粉砂质泥岩、泥页岩为主，夹细砂岩和粉砂岩。烃源岩厚度达214m，有机碳含量为1.26%～4.60%，平均为2.52%，氯仿沥青“A”含量平均为0.133%，生烃潜量平均为8.4mg/g，达到好烃源岩标准。上二叠统芦草沟组柴参1井(地)—柴2井、柴3井—柴参1井(石)一线以北为好烃源岩分布区，不仅有机质丰度高，而且烃源岩厚度大，最厚可达400m左右。往南烃源岩厚度变薄，而且有机质丰度逐渐降低，变为非烃源岩。
2.上二叠统红雁池组烃源岩
上二叠统红雁池组为黄灰绿色砂岩、砂砾岩与灰黑色泥岩互层的岩性组合，暗色泥岩仅厚45m，有机碳含量、氯仿沥青“A”含量和生烃潜量分别为1.19%、0.027%和1.06mg/g，为中等—差烃源岩。红雁池组烃源岩与芦草沟组烃源岩的分布规律极为相似。盆地南部地区有机质丰度低，为较差烃源岩—非烃源岩分布区。盆地中北部地区有机质丰度高，为较好—好烃源岩分布区，而且烃源岩厚度往北逐渐增大，最厚可达350m。
3.中—上三叠统小泉沟群烃源岩
中—上三叠统小泉沟群黄山街组上部为褐灰、灰黑、浅灰色泥岩夹砂岩、泥质细砂岩和黑色炭质泥岩;下部为褐灰色泥岩、砂砾岩与细砂岩互层，夹灰黑色泥岩。盆地西部柴参1井小泉沟群暗色泥岩累计厚度达151m，有机碳含量、氯仿沥青“A”含量和总烃分别为0.61%、0.0141%和90ppm，生烃量为0.76mg/g，属较差—非烃源岩。柴2井小泉沟群暗色泥岩累厚270m，为较好—中等烃源岩。
中—上三叠统小泉沟群的沉积中心在盆地中部，盆地边缘烃源岩的有机质丰度低，为较差—非烃源岩。向盆地中心部位烃源岩厚度逐渐增大，最厚可达400m，而且有机质丰度亦逐渐增高，为中等—较好烃源岩。
柴窝堡盆地上二叠统芦草沟组烃源岩的有机质类型相对较好(表8-10-2)，但变化大。盆地南部柴参1井(石)以南主要为Ⅲ型干酪根，盆地北部为Ⅲ型和Ⅱb型干酪根，盆地东部小平槽沟一带主要为Ⅱb型和Ⅲ型干酪根，少量为Ⅱa型干酪根。红雁池组烃源岩的有机质类型比芦草沟组稍差，只有盆地北部凹陷中心部位有少量Ⅱb干酪根，其他地区均为Ⅲ型干酪根。中—上三叠统小泉沟群烃源岩基本上均为Ⅲ型干酪根(表8-10-3)。
实验分析结果表明，柴窝堡盆地上二叠统芦草沟组烃源岩的镜质体反射率Ro为0.64%～1.91%，平均为1.57%，OEP值为1.0左右，裂解峰温Tmax平均为478℃，以产凝析气和轻质油为主，综合解释结果应为高成熟烃源岩;上二叠统红雁池组烃源岩的镜质体反射率Ro为0.62%～1.69%，平均为1.51%，OEP值为1.0左右，裂解峰温Tmax为407℃～511℃;以产凝析气和轻质油为主，综合解释结果应为高成熟烃源岩;中—上三叠统小泉沟群T2－3xq烃源岩的镜质体反射率Ro为0.5%～0.6%，平均为0.55%;OEP值大部为1.2，裂解峰温Tmax为435℃～437℃，未见油气显示，综合解释结果应为低成熟烃源岩。
柴窝堡盆地上二叠统芦草沟组和红雁池组烃源岩的有效面积分别为942.43km2和828.94km2，厚度分别为213.2m和197m，有机碳含量分别为1.789%和1.68%，氯仿沥青“A”含量分别为0.084%和0.099%，有机质成熟度Ro分别为1.57%和1.51%，均为中等丰度、高成熟度烃源岩。中—上三叠统小泉沟群烃源岩有效面积为221.12km2，有机质成熟度Ro为0.55%，有机质丰度指标也低于上二叠统烃源岩，为中等丰度、低成熟烃源岩。由此证明，上二叠统烃源岩是盆地的主要烃源岩，中—上三叠统烃源岩是次要烃源岩。
表8-10-2 柴窝堡盆地烃源岩有机质丰度评价表
表8-10-3 柴窝堡盆地主要烃源岩干酪根类型综合分析结果表
表8-10-4 柴窝堡盆地烃源岩综合评价表
(三)其他成藏条件
1.储层条件
柴窝堡盆地二叠系、三叠系、侏罗系均有储集岩发育，其中以上二叠统和三叠系为主要储集岩。除上二叠统芦草沟组(P2l)外，其他上二叠统和三叠系储集岩厚度均占地层厚度的50%以上。
中三叠统克拉玛依组(T2k)储集岩达到Ⅰ、Ⅱ级储集岩标准;下三叠统上仓房沟群储集岩达到Ⅱ级储集岩标准;上二叠统下仓房沟群(P2cf)储集岩达到Ⅱ级储集岩标准;上二叠统红雁池组(P2h)储集岩达到Ⅲ级储集岩标准(表8-10-5)。上二叠统芦草沟组(P2l)储集岩亦达到Ⅲ级储集岩标准。钻探结果证实，上二叠统红雁池组(P2h)和芦草沟组(P2l)储集岩是柴窝堡构造凝析气藏的主要油气储层。这两套储集岩主要分布在盆地南部和中部偏南地区，并以扇三角洲砂岩和砂砾岩为主。其中，红雁池组沉积时湖盆由鼎盛逐渐开始萎缩，水体变浅，储集岩比芦草沟组更为发育。
2.盖层条件
柴窝堡盆地上二叠统、三叠系、侏罗系为坳陷期湖盆河流相沉积，具有砂、泥岩互层的特点，泥岩盖层较为发育。盆地钻井泥岩厚度的统计分析表明，柴3井上三叠统黄山街组(T3hs)、郝家沟组(T3hj)、中、下侏罗统八道湾组(J1b)、三工河组(J1s)、西山窑组(J2x)(包括中侏罗统头屯河组J2t)应为好的区域盖层(表8-10-6)。中—下三叠统克拉玛依组(T2k)、上仓房沟群(T1cf)和上二叠统下仓房沟群(P2cf)、红雁池组(P2h)泥岩发育较上三叠统和中—下侏罗统(包括芦草沟组P2l)稍差，应为良好的直接盖层。
(四)油气成藏有利条件
柴窝堡含油气构造是迄今为止发现的唯一含油气构造，它位于盆地中西部，是一个以上二叠统红雁池组和芦草沟组为目的层的背斜—岩性复合圈闭。从油气成藏条件分析，该含油气构造有以下有利成藏因素:
柴窝堡构造从二叠纪末就开始形成单斜，直到侏罗纪末圈闭形成，此时正值上二叠统烃源岩进入生排烃高峰，对油气运移聚集有利;距离盆地北部生油凹陷较近，且长期处于油气运移指向区;盆地中部是盖层发育的有利地区，保存条件较好;在燕山晚期至喜山期的后期改造中，盆地中部受挤压应力的作用相对较弱，对油气藏的影响较小;盆地的物源来自南部，构造所在部位在上二叠统沉积时处于扇三角洲前缘相带，对储层发育有利。
表8-10-5 柴窝堡盆地钻井岩芯储层物性统计表
表8-10-6 柴窝堡盆地钻井泥岩盖层统计表
从上述分析可知，盆地中、西部是油气成藏的有利地区和油气藏的主要分布区，也是油气勘探前景最好的地区。盆地北部虽然位于生油凹陷中心部位，油气源充足，但储层不发育，而且受后期改造作用较为强烈，对油气藏保存不利。盆地南部虽然储层较发育，但距离生油凹陷较远，油气供给条件较差，加上受后期改造作用较强，保存条件不太好，对油气成藏也不利。
三、资源评价方法与参数体系
由于柴窝堡盆地的勘探程度较低，钻井和地质资料较少，难以满足盆地模拟需要，所以本次资评主要采用成因法中的氯仿沥青“A”法、有机碳(降解率)法和有机碳(烃产率)法进行油气远景资源量预测。
1.统计分布型参数
统计分布型参数包括:烃源岩厚度H、有机质丰度(氯仿沥青“A”含量A、有机碳含量C、原始有机碳含量C原始)和烃产率(产油率E油、产气率E气)。
2.定值型参数
定值型参数包括:烃源岩面积S、烃源岩密度r、干酪根降解率D、生油(气)比I油(气)、油(气)排聚系数K1油(气)和排油(气)系数K2油(气)。其中烃源岩面积应是有效烃源岩范围的面积，它通过设置有机碳含量下限值(C=0.8%)和有机质成熟度下限值(Ro=0.5%)来圈定。同时有效烃源岩范围又是确定网格范围的依据。
3.烃产率图版和原始有机碳恢复系数公式
柴窝堡盆地晚三叠世以前应属准噶尔盆地南缘的一个凹陷，两者具有相同的盆地演化过程和沉积特征。所以，本次资评中用到的烃产率图版、原始有机碳恢复系数公式，以及排烃系数和排聚系数等计算参数，主要采用准噶尔盆地相同层位的三次资评结果。表8-10-7列出的是与柴窝堡盆地烃源岩有关的Ⅲ型和Ⅱb型有机质的产油率、产气率和有机碳恢复系数数据。
表8-10-7 准噶尔盆地油气产率表
说明:表中第二列为P2w泥岩的有机碳恢复系数
4.排烃系数和排聚系数
本次资评用到的上二叠统芦草沟组、红雁池组和中—上三叠统小泉沟群三套烃源岩的排油(气)系数和油(气)排聚系数，是根据准噶尔盆地相应层位三次资评得到的生油(气)量、排油(气)量、油(气)聚集量的统计结果给出，上二叠统芦草沟组(P2l)和红雁池组(P2h)的排油系数为64.53%，排气系数为68.779%，油排聚系数为3.916%，气排聚系数为0.96%;中—上三叠统小泉沟(T2－3xq)的排油系数为49.373%，排气系数为56.802%，油排聚系数为1.301%，气排聚系数为0.327%。
5.资源转化率
柴窝堡盆地是一个低勘探程度盆地，它的资源转化率根据已知含油气盆地的油气资源统计结果得到。塔里木盆地、准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地的资源转化率为40%～50%，焉耆盆地为35%，河西走廊和其他中小盆为30%，鉴于柴窝堡盆地为晚古生代—中新生代小盆地，故资源转化率取30%。
7.可采系数
柴窝堡盆地各个评价层系的石油、天然气可采系数计算结果见表8-10-8。根据评价得分，对照石油、天然气可采系数取值标准，即可求出相应的可采系数。上二叠统芦草沟组(P2l)的石油可采系数为24.2%，天然气可采系数为46.4%;上二叠统红雁池组(P2h)的石油可采系数为24.72%，天然气可采系数为47.2%;中—上三叠统小泉沟群(T2－3xq)的石油可采系数为25.4%，天然气可采系数为56%。
表8-10-8 柴窝堡盆地石油、天然气资源可采系数计算表
四、资源评价结果
(一)油气资源评价结果
1.远景资源量
盆地远景资源量是通过改进的氯仿沥青“A”法、改进的有机碳(降解率)法、有机碳(烃产率)法三种方法的预测结果通过特尔菲加权平均得到，权系数主要根据三种方法的预测效果给出。其中有机碳(烃产率)法预测的效果好，权系数为0.5;有机碳(降解率)法预测的效果较好，权系数为0.3;氯仿沥青“A”法预测的效果一般，权系数为0.2。由表8-10-9可知，上二叠统芦草沟组(P2l)的石油远景资源量(期望值，下同)为0.0663×108t，天然气远景资源量为298.6×108m3;上二叠统红雁池组(P2h)的石油远景资源量为0.1001×108t，天然气远景资源量为191.8×108m3;中—上三叠统小泉沟群(T2－3xq)的石油远景资源量为0.0192×108t，天然气远景资源量为18.4×108m3;累加后得到盆地的石油远景资源量为0.1856×108t，天然气远景资源量为508.8×108m3，油气总远景资源量为0.6944×108t油当量。
表8-10-9 柴窝堡盆地油气远景资源量计算结果表
续表
2.地质资源量
由表8-10-10可知，上二叠统芦草沟组(P2l)的石油地质资源量(期望值，下同)为0.01989×108t，天然气地质资源量为89.58×108m3;上二叠统红雁池组(P2h)的石油地质资源量为0.03003×108t，天然气地质资源量为57.54×108m3;中—上三叠统小泉沟群(T2－3xq)的石油地质资源量为0.00576×108t，天然气地质资源量为5.52×108m3;累加后得到全盆地的石油地质资源量为0.05568×108t，天然气地质资源量为152.64×108m3。
表8-10-10 柴窝堡盆地油气地质资源量计算结果表
3.可采资源量
柴窝堡盆地上二叠统芦草沟组(P2l)的石油可采资源量(期望值，下同)为0.004909×108t，天然气可采资源量为41.565×108m3;上二叠统红雁池组(P2h)的石油可采资源量为0.007556×108t，天然气可采资源量为27.159×108m3;中—上三叠统小泉沟群(T2－3xq)的石油可采资源量为0.001463×108t，天然气可采资源量为3.091×108m3;累加后得到全盆地的石油可采资源量为0.01393×108t，天然气可采资源量为71.815×108m3(表8-10-11)。
表8-10-11 柴窝堡盆地油气可采资源量计算结果表
(二)油气资源分布
1.油气资源层系分布
柴窝堡盆地油气资源主要分布在上二叠统芦草沟组(P2l)、红雁池组(P2h)和中—上三叠统小泉沟群(T2－3xq)(表8-10-12)。本次资源评价结果表明，柴窝堡盆地石油地质资源量(期望值，下同)为0.05568×108t，可采资源量为0.01393×108t，石油地质资源丰度为0.2932×104t/km2(有效勘探面积1900km2);天然气地质资源量为152.64×108m3，可采资源量为71.82×108m3，天然气地质资源丰度为0.0803×108m3/km2。
2.油气资源深度分布
钻井资料揭示，柴窝堡盆地的油气资源平面上主要分布在盆地西部。纵向上，油气资源主要分布在2000～3500m处，石油地质资源量为0.0499×108t，天然气地质资源量为147.12×108m3;2000m以浅的石油地质资源量为0.0058×108t，天然气地质资源量为5.52×108m3(表8-10-12)。
3.油气资源地理环境分布
柴窝堡盆地所处地理环境主要为戈壁，其次有丘陵、湖沼、冲沟、阶地等地貌单元，由于已发现的含油气构造和勘探前景较好的部位主要位于盆地的西部和中部，所以油气资源自然地理分布应以戈壁为主(表8-10-12)，并有少量冲沟和阶地等地貌单元。
4.油气资源品位分布
柴窝堡盆地油气资源主要为常规油和常规气(表8-10-12)，常规油地质资源量为0.0557×108t，常规气地质资源量为152.64×108m3。
五、勘探建议
本次资评的结果表明，柴窝堡盆地的石油地质资源量(期望值，下同)为0.05568×108t，可采资源量为0.01393×108t，天然气的地质资源量为152.64×108m3，可采资源量为71.8152×108m3，具有一定勘探价值。同时研究结果也表明，柴窝堡盆地西部和中部地区是成藏条件最好的地区，其中西部柴窝堡构造为扩大现有储量规模的有利勘探目标区，盆地中部地区为争取实现新突破或新发现的后备勘探目标区，盆地南部和北部博南断裂以南地区为加强研究与积极探索的勘探目标区。
表8-10-12 柴窝堡盆地资源评价结果表
柴窝堡盆地在燕山、喜山期曾受到强烈挤压和隆升剥蚀作用，盆地北部边缘因遭受大幅度抬升剥蚀，使下二叠统大面积出露，作为主要含油气层系的上二叠统基本被剥蚀殆尽，已无勘探前景。只有博南断裂以南地区仍在中、新生代地层覆盖之下，具有较好的油气勘探前景。
建议柴窝堡盆地近期的勘探重点应放在柴窝堡含油气构造上。目前在该构造上有4口探井———柴参1井(地)、达1井、柴参1侧1井和柴参1侧1×井。其中前2口为低产油气流井。下一步的工作重点是摸清该构造有效储层及其油气分布范围，以扩展现有含油气面积并查明油气储量为目的，选择有利构造部位再钻几口评价井。其次，对盆地中南部地区的白杨河3号构造和盆地北部博南断裂以南的西疙瘩构造做地震详查，摸清这两个构造的圈闭形态特征、封闭性能、储层特征和可能的含油气情况，将此作为可能的勘探靶区。同时，对盆地中部地区继续做好地震普查解释，力争发现有利的圈闭构造作为后备的勘探靶区。
六、小结
(1)根据生、储、盖叠置关系和油气运移方式，柴窝堡盆地可分为上二叠统和中—上三叠统二套生储盖组合，成藏模式以自生自储为主。勘探结果证实，上二叠统红雁池组和芦草沟组砂岩储层是盆地最主要的含油气层系，其中红雁池组扇三角洲前缘相砂体又是最有利的油气储层。
(2)本次资评采用改进的氯仿沥青“A”法、有机碳(降解率)法及有机碳(烃产率)法预测柴窝堡盆地油气资源量，其中上二叠统芦草沟组(P2l)的石油远景资源量0.0663×108t，地质资源量0.01989×108t，可采资源量0.004909×108t;天然气远景资源量298.6×108m3，地质资源量89.58×108m3，可采资源量41.565×108m3。上二叠统红雁池组(P2h)的石油远景资源量0.1001×108t，地质资源量0.03003×108t，可采资源量0.007556×108t;天然气远景资源量为191.8×108m3，地质资源量为57.54×108m3，可采资源量为27.159×108m3。中—上三叠统小泉沟群(T2－3xq)的石油远景资源量0.0192×108t，地质资源量为0.00576×108t，可采资源量为0.001463×108t;天然气远景资源量18.4×108m3，地质资源量为5.52×108m3，可采资源量为3.091×108m3。全盆地的石油远景资源量为0.1856×108t，地质资源量为0.05568×108t，可采资源量为0.01393×108t;天然气远景资源量为508.8×108m3，地质资源量为152.64×108m3，可采资源量为71.815×108m3。
(3)柴窝堡盆地上二叠统生油凹陷位于盆地北部，扇三角洲前缘相砂体的有利发育部位在盆地的中南部，区域盖层的发育部位在盆地的中部，圈闭构造的发育部位在盆地的南部、北部和西部，中部有少量背斜构造发育。因此，盆地的中、西部是油气成藏条件最好、油气勘探前景最好的地区。
‘贰’ 中国第一艘自主建造LNG船成功交付.请问LNG是什么船是做什么的啊
LNG船是国际公认的高技术、高难度、高附加值的“三高”产品，LNG船是在 162摄氏度(-162)低温下运输液化气的专用船舶， 是一种“海上超级冷冻车”，被喻为世界造船“皇冠上的明珠”，目前只有美国、中国、日本、韩国和欧洲的少数几个国家的13家船厂能够建造。
LNG船是指将LNG（Liquefied natural gas）从液化厂运往接收站的专用船舶。LNG船的储罐是独立于船体的特殊构造。在该船舶的设计中，考虑的主要因素是能适应低温介质的材料，对易挥发或易燃物的处理。船舶尺寸通常受到港口码头和接收站条件的限制。目前12.5万立方米是最常用的尺寸，在建造船舶中最大的尺寸已达到20万立方米。LNG船的使用寿命一般为40～45年。
分类
目前世界液化天然气船的储罐系统有自撑式和薄膜式两种。自撑式有A型和B型两种，A型为菱形或称为IHISPB，B型为球形。 液化天然气的接收终端建有专用码头，用于LNG运输船的靠泊和卸船作业。储罐用于容纳从LNG运输船上卸载的液化天然气。再气化装置则是将液化天然气加热使其变成气体后，经管道输送到最终用户。液化天然气在再气化过程中所释放的冷能可被综合利用。一般而言，约有25%的冷能可被利用。
‘叁’ 地球化学场特征
合肥盆地化探指标浓度及化探综合异常的指标浓度在盆地内呈现周边高、中间低的特点。尤其是烃类指标浓度高值主要分布在郯庐大断裂两侧的定远、合肥、舒城（东）一带，其次是寿县—丁集一带，而盆地西部只有颍上南部出现高值。从空间展布来看，合肥盆地烃类指标浓度具有周边高、中间低的分布规律，如盆地周边地区酸解烃甲烷浓度分布范围是0.2～5899 μg/kg，该值是盆地中部酸解烃甲烷强度的6倍，是全区背景值（2.97 μg/kg）的9倍，烃类指标浓度在盆地周边高、中间低这一特征的形成，是油气运移的结果。
（一）合肥盆地属低背景、低湿度、变异性较高的非均匀地化场
合肥盆地油气化探评分指标浓度特征值：水溶烃迭代后均值为0.20 μg/kg，标准偏差为1.49 μg/kg，酸解烃甲烷迭代后均值为2.97 μg/kg，物上气甲烷迭代后均值为2.47×10-6 μg/kg，标准偏差为9.05×10-6 μg/kg，热释汞迭代后均值为5.92×10-9 μg/kg，标准偏差为6.86×10-9 μg/kg，碳酸盐迭代后均值为1.06×10-2 μg/kg，标准偏差为1.42×10-2 μg/kg，综观上述可见各指标浓度值较低，变化幅度值［（最大值-最小值）/均值］较大，变异系数较高，最高达19.6，合肥盆地这种特殊的低背景、高变异的非均匀地球化学场特征，除与地表土壤类型（碳酸盐含量低）有关外，还与本区石油地质条件有较大的关系，即勘探目的层较深，局部封闭条件较好，烃源岩生烃能力有一定的局限性，导致地球化学背景偏低，但同时，断裂发育、后期叠加作用明显直接形成化探指标的浓度变化幅度大、变异性较高等特点。
（二）纵向上烃类指标浓度总体呈逐渐降低的趋势
通过对合肥盆地已有的5口井（合深1、2、3、4、6）井中化探成果分析，烃类指标浓度在纵向上的变化规律为：
（1）各井由上而下，烃类指标浓度总体呈逐渐降低趋势。以合深3井为例，甲烷由589.5 μg/kg降至4.95 μg/kg，重烃由59.85 μg/kg降至1.43 μg/kg，梯度变化明显，表明烃类有明显的垂向微运移现象存在，为地表化探异常的形成提供了物质基础。
（2）各井酸解烃含量高值主要出现在古近系定远组、上白垩统响导铺组及下白垩统朱巷组等暗色泥岩比较发育的层段，而第四系、新近系、侏罗系和上石盒子组的烃类含量较低。
（3）从合深3井在2129～2134 m层段，酸解烃甲烷出现高值（达2271.59 μg/kg），合深2井定远组一段和二段出现酸解烃含量增高（达1851.91 μg/kg）的现象来看，合肥盆地油气勘探的目的层可能有多套（古近系、侏罗系、白垩系和上古生界）。
（三）油气属性具四种类型、三种分区
三维荧光的平面图形特征和有关参数可显示油气或烃源岩的差异，天然气或凝析油在三维荧光平面图形上呈O型，煤成油（气）为P型，轻质油为B型，重质油为Q型。合肥盆地近地表样品三维荧光图谱特征以B型为主，表明以轻质油和天然气为主的油气特征，这类综合异常集中分布在盆地的南、北两侧，系大桥及舒城凹陷白垩系湖相地层的反映；三维荧光图谱特征为P型的异常有丁集-六安和郯庐异常，为侏罗系及石炭—二叠纪煤系地层所影响。而三维荧光图谱呈Q型的异常只有颍上-霍邱异常，反映该异常的油气属性与重质油有关，系颍上凹陷生油岩的反映（图4-4）。
图4-4 合肥盆地化探综合异常图及三维荧光特征图
合肥盆地化探综合异常集中分布在郯庐断裂的西侧及盆地西部的丁集、西北部的颍上地区，大致可划分成十个区带（块），即桃溪—三河、小庙—义城、丁集—六安、曹庵—朱巷—白龙镇、吴山镇—双墩集、颍上—霍邱、寿县—保义集、三十铺—孙岗、响洪甸—毛坦厂、郯庐等异常区带（块），这些异常区带（块）从分布位置、展布方向和烃类指标强度等方面可划分为东部、中部和西部三个异常群。盆地东部集中了4个综合异常区块、且均为NW向展布；盆地中部的2个异常为近南北向展布；西部的丁集—六安异常没有明显的展布方向，呈现环状异常特征。盆地东部异常数目明显高于西部、且异常总面积是盆地西部异常的3倍以上。烃类指标强度盆地东部异常与中部异常较为接近，均明显高于西部的丁集—六安异常区块。
综合异常的南北分带特征也非常明显。盆地东部的4个综合异常由北向南为较明显带状分布，且各异常区化探指标强度有较明显的差别。盆地中部的2个综合异常一南一北，烃类指标强度北部异常明显高于南部。
‘肆’ 方6井钻探成果
（一）概况
方6井的部署是在上述研究成果的基础上，依据钻探结果对依－舒地堑汤原断陷、方正断陷油气成藏条件及其分布规律进行了深入研究，发现部署在构造圈闭上的工业气流井和油气显示井多分布在深凹陷的上倾方向和深凹陷处，而远离生烃凹陷的构造圈闭多没有显示，推测深凹陷是油气聚集的有利地区。通过与莫里青断陷类比，结合松辽盆地向斜成藏的新理论，坚定了下凹子找油的信心，提出了依－舒地堑由构造型油气藏勘探转变为向深凹处及其上倾方向寻找岩性油气藏的勘探思路。在这一创新性勘探思路的指引下，研究确定了依－舒地堑汤原断陷东部凹陷带和方正断陷北部凹陷带是油气勘探的有利地区。在地震精细构造解释和岩性预测基础上，进一步明确了方正断陷柞树岗向斜是实现油气勘探突破的首选地区，优选目标部署了方6井。
方6井位于黑龙江省通河县乌鸦泡镇岔林河农场三队东南2.5km，构造位置位于方正断陷柞树岗向斜哈哈屯构造哈－2断鼻上，为一口预探井。钻探目的是：了解该区主要目的层新安村组＋乌云组烃源岩、储层发育情况及岩相古地理特征。了解该区生储盖组合关系，揭示方3井北北东断块含油气情况，进一步扩大柞树岗地区含气面积。了解白垩系生、储、盖层发育情况及含油气性。方6井于2005年12月23日开钻，于2006年3月19日完钻，设计井深3580m，完钻井深3120m，完钻层位白垩系。
（二）地层发育情况
方6井与方3井仅相距3.5km，均位于方正断陷构造长轴方向，地层及沉积相特征具有较强的可对比性，经地层划分对比，确定方6井钻遇的地层有白垩系、古近系新安村组、宝泉岭组及新近系富锦组和第四系。本井缺失古近系达连河组、乌云组。下面按地层由新至老，由上至下的顺序分述如下。
1.第四系
井段为7.5～56m，厚度48.5m，地表0.3m 为黑色腐殖土，松散，偶见植物根系。其下为灰黄色粘土，松散，未成岩。杂色砂砾层颜色以黄色为主，灰色次之，成分以石英为主，松散，未成岩，砾径最大3mm，一般1mm。与下伏地层呈不整合接触。
2.新近系富锦组
井段为56～659m，厚度603 m，顶部岩性为绿灰色泥岩、粉砂质泥岩与杂色砂质砾岩呈不等厚互层，其下为灰色、杂色砂质砾岩夹绿灰色泥岩。砂质砾岩颜色以黄色为主，灰色次之，成分以石英为主，泥质胶结，疏松，成岩性差，分选较差，磨圆度呈次棱角状，砾径最大5mm，一般1～3mm。双侧向视电阻率曲线为厚层状高阻值夹山峰状、尖峰状中、低阻值。自然电位曲线具小幅度异常。该段为弱氧化－弱还原环境下的冲积扇相沉积。与下伏地层呈不整合接触。
3.古近系宝泉岭组二段
井段为659～1381.5m，厚度722.5 m，岩性为灰色、杂色砂质砾岩，灰色、灰白色细砂岩、中砂岩、粗砂岩夹深灰色泥岩、粉砂质泥岩。泥岩质纯，砂岩成分以长石、石英为主，泥质胶结，较疏松，分选中等，磨圆度呈次圆状，砂质砾岩颜色以灰色为主，白色次之，成分以长石、石英为主，泥质胶结，疏松—致密，分选较差，磨圆呈次棱角状，砾径最大7mm，一般1～5mm。双侧向视电阻率曲线为厚层状、山峰状高阻值夹不规则齿状、山峰状、尖峰状中、低阻值。自然电位曲线于砂岩、砾岩处具正异常。自下而上表现为粗—细—粗—细—粗两个完整的旋回。该段为还原环境下的深水扇相沉积。
4.古近系宝泉岭组一段
井段为1381.5～2757.5m，厚度1376 m，岩性分为上、下两部分。上部为灰色厚层细砂岩、粗砂岩和砂质砾岩夹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质泥岩夹灰色泥质粉砂岩和粉砂岩为主，顶部偶见灰绿色泥岩。上部泥岩质不纯，含砂；下部泥岩质纯，性脆。砂岩成分以长石、石英为主，泥质胶结，较疏松—致密，分选中等—较差，磨圆度呈次圆状。砂质砾岩成分以长石、石英为主，泥质胶结，疏松—致密，分选较差，磨圆度呈次棱角状，砾径最大3mm，一般1mm。双侧向视电阻率曲线上部为厚层状、不规则齿状中、高阻值相间分布，下部为不规则齿状低阻值，底部夹尖峰状、山峰状中阻值。自然电位曲线于上部砂岩、砾岩发育处具正异常。该段为还原环境下的深水扇－半深湖相沉积。与下伏地层呈不整合接触。
5.古近系新安村组
井段为2757.5～2995.2m，厚度237.7 m，岩性为灰色粉砂岩、粗砂岩，灰色、灰白色砂质砾岩，灰白色、杂色砾岩夹黑灰色泥岩、粉砂质泥岩；底部为灰黑色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹灰色泥质粉砂岩、黑色煤层。泥岩质纯，性脆。砂岩成分以石英、长石为主，泥质胶结，较致密，分选较差—中等，磨圆度呈次棱角—次圆状。砂质砾岩颜色以灰色、灰白色为主，灰绿色次之，土黄色微量，成分以石英、长石为主，长石局部具高岭土化，泥质胶结，较致密，分选较差，磨圆度呈次棱角状，砾径最大3mm×5mm，一般2mm×3mm。砾岩颜色以灰白色为主，灰绿色次之，土黄色微量，成分以石英、长石为主，泥质胶结，较致密，分选差，磨圆度呈次棱角状，砾径最大10mm×30mm，一般5mm×10mm。双侧向视电阻率曲线为厚层状、山峰状高阻值夹中阻值，底部为不规则齿状中阻值夹尖峰状高阻值。自然电位曲线于砂岩、砾岩发育处具负异常。该段为还原环境下的扇三角洲－沼泽化湖相沉积。与下伏地层呈整合接触。
6.白垩系
井段为2995.2～3120m，厚度124.8m，岩性上部为灰色细砂岩、粗砂岩，灰色、绿灰色、灰白色、深灰色荧光细砂岩、粗砂岩、砂质砾岩，灰色、深灰色、绿灰色油迹粉砂岩、粗砂岩、砂质砾岩，棕灰色油浸粗砂岩、含油细砂岩夹灰黑色泥岩；下部为灰色、深灰色中砂岩、粗砂岩夹灰黑色泥岩。泥岩质纯性脆。砂岩成分以石英、长石为主，泥质胶结，较疏松—较致密，分选中等—差，磨圆度呈次棱角—次圆状，局部含少量暗色矿物。砂质砾岩成分以石英为主，长石次之，泥质胶结，较致密，分选中等—差，磨圆呈次棱角—次圆状，局部含少量暗色矿物，砾径最大2mm×3mm，一般1mm×2mm。双侧向视电阻率曲线为山峰状、尖峰状、厚层状高阻值相间分布。自然电位曲线具明显负异常。该段为还原环境下的扇三角洲相沉积。
（三）烃源岩评价
1.烃源岩发育情况
该井钻遇的地层主要有白垩系、古近系新安村组＋乌云组、宝泉岭组及新近系富锦组。暗色泥岩纵向上主要发育在古近系宝泉岭组，泥质较纯，含砂较少，其他层位则厚度较薄。
宝泉岭组暗色泥岩很发育，该井钻遇宝泉岭组厚度1299.5m，其中，暗色泥岩累计厚度达996m，尤其是宝泉岭组一段暗色泥岩很发育，累计厚度达925 m，单层最大厚度331m，累计占地层厚度的67.2%。
新安村组＋乌云组暗色泥岩不发育，该井钻遇的古近系新安村组＋乌云组厚度237.7m，其中，暗色泥岩不发育，累计厚度仅为65m，单层最大厚度也不大，仅为6m，累计仅占地层厚度的27.1%。但从其它钻井统计结果看，新安村组＋乌云组的暗色泥岩也比较发育，仅次于宝泉岭组一段。累计厚度最高可达119.5m（方D 2井）。
白垩系暗色泥岩不发育，该井钻遇白垩系125m，其中，暗色泥岩累计厚度为16 m，占地层厚度的16.5%。
2.有机质丰度
方6井全井取心只有26.9m，仅在2380.5～2386.5m 井段（宝泉岭组一段）取到了暗色泥岩，其它岩心均为砂岩和砂砾岩。宝泉岭组暗色泥岩地化分析结果表明，该层段在方6井处有机质丰度较低，有机碳最大值为1.143%，平均为0.84%，按陆相生油岩有机质丰度划分标准评价，属中等生油岩。氯仿沥青“A”最大值为0.0118%，平均为0.0061%，生油潜量（mg/g），最大值为2.62mg/g，平均为1.11mg/g，按陆相生油岩有机质丰度划分标准评价，属较差生油岩。综合评价，宝泉岭组一段烃源岩丰度属于较差—较好的级别。
宝泉岭组二段未取心，新安村组虽然取心但未见暗色泥岩，白垩系虽然取心但未见暗色泥岩。
综合评价，方6井白垩系有机质丰度为较好烃源岩，宝泉岭组一、二段和新安村组为较差—较好烃源岩。
3.有机质类型
有机母质类型的确定主要依据镜下鉴定、干酪根元素组成、热解等方法。方6井2380.5～2386.5m 井段（宝泉岭组一段）泥岩用干酪根元素法划分有机质类型，干酪根元素H/C原子比为0.87～0.89,O/C 原子比为0.18～0.20，母质类型为ⅡB型。热解法划分母质类型为Ⅲ型。方正断陷其它井烃源岩样品的有机元素分析结果，有机质样品大部分列入ⅡB—Ⅲ型。
4.烃源岩有机质成熟度
方6井2380.5～2386.5m 井段（宝泉岭组一段）7块泥岩样品镜质体反射率分析结果，区间值为0.50%～0.56%，平均为0.53%；岩石热解最高峰温（Tm ax）区间值为426～429℃。表明宝泉岭组一段下部已进入低成熟阶段。
方正断陷内各层烃源岩以Ro≈0.5作为有机质开始生油的门限，以Ro≈0.7为大量生油阶段开始，则宝泉岭组二段的烃源岩基本上没有达到生油门限；宝泉岭组一段的烃源岩在南部凹陷带的浅部位没有成熟，深部位的烃源岩基本达到低成熟阶段，在北部的柞树岗向斜烃源岩基本已经进入生油门限，深部位的烃源岩已经进入生油高峰期，达到成熟阶段；达连河组的烃源岩在南部凹陷带和柞树岗向斜基本已经成熟，在中部凸起带仍然没有进入生油门限；新安村组和乌云组烃源岩除盆地边界附近外，均进入成熟阶段；白垩系的烃源岩均进入成熟阶段。
5.烃源岩综合评价
由于方6井取心较少，仅宝泉岭组一段见暗色泥岩，但据方6井处于方正断陷坳陷中心附近，沉积相分析宝泉岭组一段和白垩系为湖相，宝泉岭组二段和新安村组为滨浅湖和三角洲平原相的事实，综合评价，认为方6井白垩系有机质丰度为较好烃源岩，宝泉岭组二段和新安村组为较差—较好烃源岩，有机质类型为ⅡB—Ⅲ型。方6井宝泉岭组一段下部和新安村组进入低成熟阶段，白垩系进入成熟阶段，宝泉岭组一段和白垩系是主要的烃源岩。
（四）储层物性特征
通过对方6井取心层段岩心样品孔隙度和渗透率的分析数据统计，新安村组储层孔隙度在6.9%～14.7%之间，平均值为10.26%，渗透率（1.21～70.9）×10-3μm2，平均值为14.61×10-3μm2，属于中孔、中渗储层；白垩系储层孔隙度在0.9%～12.8%之间，平均值为4.64%，渗透率（0.01～2.81）×10-3μm2，平均值为0.21×10-3μm2，属于低孔、低渗储层。由各层段的储层物性比较来看，一般随着埋藏深度和年代的增加，孔隙度和渗透率减小，储层物性降低。
（五）试油及油源岩对比
方6井取心在2999.17～2999.60m 见到油浸0.38m，油迹3.53m，荧光10.14m，综合解释油层厚度34.2m，试油获日产1.2m3自然产能，压裂后获日产10.8m3高产工业油流。
含油分析结果显示油质轻、主峰碳数低。原油主峰碳为nC 13，正构烷烃碳数分布范围为nC7～nC 36。OEP为1.18，奇偶优势不明显，反映原油近成熟。宝泉岭组一段暗色泥岩（2380.5～2386.5m井段7块样品）饱和烃气相色谱，主峰碳为nC27～nC 29，正构烷烃碳数分布范围为nC 16～nC 36。OEP为2.29～2.98，表现出未成熟的特征。正构烷烃分布具有较大差异，二者没有亲缘关系，油中以低碳数烃为主，为轻质油，推测宝泉岭组之下的煤系地层为生油岩。
（六）钻探成果及其意义
方6井的部署发展创新了油气勘探的四大技术。第一是地层综合划分对比技术，钻井和地震资料结合实现了地震分层和地质分层统一，为后续研究奠定了坚实基础。第二是沉积学与层序地层学技术，利用岩心、测井和地震资料确定了沉积相带及其展布规律，发现了湖底扇沉积。第三是地震精细解释和岩性预测技术，在三维区进行了1×2测网的精细构造解释，落实了构造格局和构造圈闭，利用振幅资料对白垩系进行了岩性预测。第四是石油地质综合研究技术，确定了生、储、盖组合特征，预测了有利区带，优选了钻探目标。
方6井在依－舒地堑方正断陷首次见到含油显示，压裂后获日产10.8m3高产工业油流。方正断陷白垩系裂缝油层厚度较大，方6井白垩系日产油0.62m3，表明方正断陷白垩系具备石油勘探的前景，同时也预示整个大三江白垩系勘探有一定前景。方6井的发现是继海拉尔盆地之后大庆油田勘探史上的又一次重大发现，是依－舒地堑石油勘探的历史性突破，是大庆油田勘探史上首次在3000m 之下发现高产工业油流（松辽盆地2400m，海拉尔盆地2700m），是战略选区项目首次在陆上油气勘探获得的重大发现。方6井的发现展示了大三江探区白垩系具有良好的勘探前景，对实现大庆“百年油田”的资源接替具有重要意义，而且选区项目方6井的发现也是落实温家宝总理2006年8月10日关于“加强外围油气勘探”战略指示的重要举措。
‘伍’ 火的燃料分类
一、按形态可以分为3种：
1、固体燃料（如煤、炭、木材、页岩）
2、液体燃料（如汽油、煤油、重油）
3、气体燃料（如天然气、煤气、沼气、液化气）：气体燃料主要包括常规天然气、煤层气、垃圾填埋气、页岩气等轻质气体燃料。这些燃料资源丰富且燃烧清洁。
二、按类型可以分为3种
1、化石燃料（如石油、煤、油页岩、甲烷、油砂、天然气等）
2、生物燃料（如乙醇【酒精】、生物柴油等）
3、核燃料（如铀235、铀233、铀238、钚239、钍232等）。
(5)b型油是什么石油的扩展阅读
常见的气体燃料利用
气体燃料主要包括常规天然气、煤层气、垃圾填埋气、页岩气等轻质气体燃料。这些燃料资源丰富且燃烧清洁。
气体燃料除了可以用于民用及工业加热设备外，还可以广泛应用于动力领域，用于运载器动力设备和发电设备。在动力领域中，主要设备是气体燃料发动机。
‘陆’ 起酥油是什么
起酥油从英文“短（shorten）”一词转化而来，其意思是用这种油脂加工饼干等，可使制品十分酥脆，因而把具有这种性质的油脂叫做“起酥油”。它是指经精炼的动植物油脂、氢化油或上述油脂的混合物，经急冷、捏合而成的固态油脂，或不经急冷、捏合而成的固态或流动态的油脂产品。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，而是用于加工糕点、面包或煎炸食品，所以必须具有良好的加工性能。起酥油的性状不同，生产工艺也各异。
起酥油shortening
学名白油，因其看起来雪白，形似猪油。起酥油是食品工业的专用油脂之一。它具有一定的可塑性或稠度，用作糕点的配料、表面喷涂或脱模等用途。它是可以用来酥化或软化烘培食品、使蛋白质及碳水化合物在加工过程中不致成为坚硬而又连成块状，并改善口感。
最初，起酥油就指猪油。后来用氢化植物油或少数其他动植物油脂制成的起酥油消费量大大超过猪油。根据油的来源可分为动物或植物起酥油；部分氢化或全氢化起酥油；乳化或非乳化起酥油。根据用途和功能性可分为面包用、糕点用、糖霜用和煎炸用起酥油。根据物理形态可分为塑性、流体和粉状起酥油（即所谓"粉末油脂"）。起酥油和人造奶油外表有些近似，但不能作为一类。人造奶油一般含水份约20%，它是餐桌用油，即直接食用，含有较多添加素（色素、风味剂等）。而起酥油一般不直接食用。
国外市场上起酥油的品种很多。按以上分类再加以系列化。例如油脂氢化的程度、塑性的大小、充气率、稠度或粘度、粉末的含油率等等。可是在国内市场上并未见到国产的多种品种，食品工业对此尚未提出多种或特种要求，所以在这方面只是处于初级阶段。粉末性起酥油国内已有生产，都是微胶囊型，含油量20-80%。
望采纳。
‘柒’ 汤原断陷石油地质特征
（一）概况
汤原断陷地理上位于黑龙江省汤原县境内，面积约3320km2。区域构造上，汤原断陷位于依－舒地堑的最北段，为一个受北东向两条深大断裂控制的双断式断陷，向南为依兰断隆、方正断陷、尚志断隆、胜利断陷、舒兰断隆和岔路河断陷。汤原断陷发育的断裂以北东向为主，包括拉张或张扭正断层、挤压或压扭逆断层和走滑断层3类，以拉张或张扭正断层为主，其次为走滑断层。在东西方向上划分为5个带，即东部走滑逆冲带、东部凹陷带、中央凸起带、西部凹陷带、西部斜坡带，在南北方向上由北东东向断层对东部凹陷带、中央凸起带有分割作用。构造演化分为中生代断陷期、新生代的强烈断陷期、持续断陷期、断凹转化期、断陷萎缩期、断陷消亡期6个阶段。汤原断陷基底为古生界花岗岩和变质岩，沉积盖层自下而上为白垩系、古近系古新统—始新统新安村组＋乌云组、始新统达连河组、渐新统宝泉岭组、新近系中新统富锦组和第四系。主要发育湖泊、扇三角洲、水下扇3种沉积相类型，细分为9种沉积亚相和17种沉积微相。到目前为止，完成二维地震5357km、三维地震704km2、各类探井27口。汤参2井、吉1井、互1井、望2井等4口井获工业气流，新2井获低产气流，在吉祥屯、互助村构造提交探明天然气地质储量26.21×108m3。
（二）构造单元划分
从现今各反射层的构造特征看，控制断陷沉积和构造特征的断层主要为F1、F3、f1、f2、f3及中央凸起带上北东东向断层，各反射层东西分带明显、南北也具有分块的特征。同时钻井及沉积相研究表明：各负向构造的沉积存在差异，有欠补偿型的饥饿性次凹，有补偿型的含煤次凹。在正向构造中，其发育的构造样式也有差异。因此根据T2—Tg各反射层的构造特征，以主要目的层T3、T4、T5反射特征为主，综合其他反射层特征，并结合沉积特征，将汤原断陷（F1断层下降盘）进行构造单元划分。在东西方向上划分为5个带，即东部走滑逆冲带、东部凹陷带、中央凸起带、西部凹陷带、西部斜坡带，在南北方向上由f1、f2、f3断层及北东东向断层对东部凹陷带、中央凸起带有分割作用（图3-4）。
图3-4 汤原断陷构造单元划分图
（三）烃源岩
有机质丰度汤原断陷烃源岩横向发育特征为东兴向斜相对于其他凹陷来说有机质丰度最高，其次是东发次凹、双兴次凹、新华次凹和梧桐河次凹，而鹤立次凹和荣丰次凹有机质丰度较低。总体看东部凹陷带有机质丰度较高，西部凹陷带有机质丰度较低。汤原断陷烃源岩纵向发育特征为：宝一段、达一段和乌云组有机质丰度较高，为较好—好烃源岩，新安村组次之，为较好烃源岩，宝二段为较差烃源岩，而白垩系的少量样品分析评价为较差—较好烃源岩。
有机母质类型汤原断陷有机质样品大部分以Ⅲ型为主，少部分为ⅡB型，个别为ⅡA 型。比较而言，达连河组和新安村组中ⅡB型的稍多。
有机质成熟度汤原断陷内不同凹陷的烃源岩埋深不同，有机质的演化规律也不同，因此具有不同的成熟度。从纵向上看，宝泉岭组二段的烃源岩基本上没有达到成熟；宝泉岭组一段的烃源岩在各次凹的浅部位没有成熟，在凹陷深部位的烃源岩基本达到低成熟阶段；达连河组的烃源岩在东兴次凹已经完全成熟，在双兴次凹的深部位已经成熟，在浅部位达到低成熟阶段，在鹤立次凹和东发次凹的深部位达到低成熟阶段，在浅部位仍然没有成熟；新安村组的烃源岩在东兴次凹和鹤立次凹都已经完全成熟，但是在双兴次凹和东发次凹的浅部仍然有部分烃源岩只达到低成熟阶段；乌云组烃源岩在全区基本都已成熟，仍有东发次凹和荣丰次凹内部分地区埋藏较浅，只达到低成熟阶段；白垩系的烃源岩都已经演化成熟。
有效烃源岩平面展布综合暗色泥岩的分布特征和镜质体反射率值大小，预测了各层的有效烃源岩分布范围。宝泉岭组二段烃源岩均未达到成熟，生烃潜力不大。
白垩系烃源岩均已达到成熟，从白垩系沉积古地理环境来看，在汤参3井—汤D2井—望3井—景2井区可能为半深湖—深湖相沉积，而且厚度较大。从地化分析指标和油源分析也证明了白垩系具有一定的生烃潜力。白垩系有效烃源岩面积1836km2，成熟烃源岩面积1320km2。
新安村组和乌云组暗色泥岩均已进入生油门限，而且大部分地区成熟。有效烃源岩分布广而且较厚，有机质丰度也较高。新安村组和乌云组有效烃源岩面积1577km2，成熟烃源岩面积1067km2，因此新安村组和乌云组暗色泥岩具有较好的生烃潜力（图3-5）。
达连河组暗色泥岩在汤原断陷北部大部分已经进入生油门限，而且在各凹陷的深部位都已经成熟，进入了生油高峰，加上达连河组暗色泥岩厚度较大，所以该组的生烃潜力是可观的。而在汤原断陷南部该组暗色泥岩在凹陷中—深部位开始进入了生油门限，在深部位进入了生油高峰，厚度为300～450m，有机质丰度较高，但面积较小，因此断陷南部的达连河组生油潜力有限。达连河组有效烃源岩面积1225km2，成熟烃源岩面积264km2，成熟烃源岩主要分布在东兴次凹。
宝泉岭组一段有效烃源岩在东兴次凹的深部位，该段暗色泥岩已经达到成熟，该区暗色泥岩厚度较大，为200～700m；有机质丰度也较高，具有较好的生烃潜力，可作为较好的烃源岩。在汤原断陷南部大部分暗色泥岩没有进入生油门限，仅在荣丰次凹和东发次凹的深部位暗色泥岩已经成为低成熟烃源岩，厚度为200～300m。宝泉岭组一段有效烃源岩的面积745km2，成熟烃源岩面积41km2，具有一定的生烃潜力。
综合汤原断陷烃源岩的母质类型、有机质丰度、成熟度、有效烃源岩分布综合分析认为汤原断陷生油条件较好的二级构造单元为东部凹陷带，而东部凹陷带最有利的次凹为东兴次凹，其次是东发次凹和双兴次凹。结合汤原断陷的生油条件和钻探成果不难发现，汤原断陷生油岩的发育和成熟度是制约油气分布和成藏的主要因素。
图3-5 汤原断陷新安村组＋乌云组有效烃源岩平面分布图
（四）储层条件
汤原断陷储层物性具有横向、纵向变化大的特点，通过对汤原断陷各层段岩心样品孔隙度和渗透率的分析数据统计可以得知，宝泉岭组储层孔隙度在1.68%～33.63%之间，平均为22.71%，渗透率在（0.03～2567）×10-3μm2之间，平均值为396.86×10-3μm2，属于中高孔、中高渗储层；达连河组储层孔隙度1.57%～32.2%之间，平均值为19.82%，渗透率在（0.01～1543）×10-3μm2之间，平均值为136.19×10-3μm2，属于中高孔、中高渗储层；新安村组储层孔隙度在2.8%～27.9%之间，平均值为17.77%，渗透率（0.01～2453）×10-3μm2，平均值为106.66×10-3μm2，属于中孔、中渗储层；乌云组储层孔隙度在2.3%～17.92%之间，平均值为10.759%，渗透率在（0.01～160）×10-3μm2之间，平均值为5.454×10-3μm2，属于低孔、特低渗储层；白垩系储层孔隙度在3.1%～18.92%之间，平均值为11.979%；渗透率在（0.03-512）×10-3μm2之间，平均值为85.21×10-3μm2，属于低孔、低渗储层。
白垩系和古近系储层相比，物性明显较古近系差。胜1井白垩系岩心分析表明：岩石致密，孔隙发育差，连通性差。颗粒粒度分布在0～0.5mm之间，大部分集中在0.0039～0.25mm之间，即大部分为细粉砂和泥质，含少量中砂。4块样品的孔、渗分析，孔隙度最大值为5.7%，最小值为2.5%；渗透率最大值为11.8×10-3μm2，最小为0.02×10-3μm2。储层砂岩的成岩作用强，物性差，低孔、低渗储层。
（五）有利区带预测及下一步勘探方向
汤原断陷具有东西分带、南北分块的特征，即由东向西分为东部走滑逆冲带、东部凹陷带、中央凸起带、西部凹陷带、西部斜坡带5个构造带。依据有效烃源岩的分布范围、圈闭发育情况、是否位于有利的油气运移指向区、区域性盖层发育情况、油气保存条件，并结合目前的勘探成果等因素进行了综合评价，认为中央凸起带和东部凹陷带为最有利的勘探区。
中央凸起带在整个断陷中是构造圈闭最为发育的区带，例如互助村构造、吉祥屯构造、龙王庙构造、军校屯构造、望江构造等都分布在该带上，发育较多的背斜、断块圈闭，这些构造都有继承性发育的特点，具有很好的圈闭条件。从油源条件分析，该带紧邻西部凹陷带和东部凹陷带，东、西部凹陷内深部位达连河组及其下部的烃源岩已经达到成熟，生成的油气可沿断层或斜坡侧向运移进入高部位的圈闭中。另外，该带下伏的新安村组、乌云组和白垩系的烃源岩已经成熟，生成的油气可沿不整合面及断层垂向运移进入圈闭中，油气源条件比较充足。从储层条件分析，该区带的达连河组上部、新安村组、乌云组都发育有湖底扇、扇三角洲砂体及滨浅湖砂体，孔隙度和渗透率较高，具有很好的储集物性。从保存条件来看，除胜利构造和望江构造外，宝泉岭组一段和达连河组一段都比较发育，可以作为有效的区域性盖层。继承性发育的构造还有利于捕捉后期成熟运移过来的油气。从目前的勘探成果来看，在中央凸起带上已发现了3口工业气流井（互1井、吉1井、汤参2井）和多口油气显示井，预示着该区带良好的油气勘探前景。因此中央凸起带为最有利的勘探区带，勘探目的层系包括古近系和白垩系。
东部凹陷带本身为较深的凹陷带，达连河组及其下部烃源岩都已经演化成熟，油气源比较充足。凹陷中心向断陷边缘发育湖底扇砂体和扇三角洲砂体，具有较好的储层条件。宝泉岭组一段和达连河组可以作为有效的区域性盖层，有较好的封盖作用。在凹陷带内的构造具有捕捉油气的最有利条件，是最有利的勘探目标。另外，在这种湖盆面积小，水体进退变化较快，沉积相带变化明显的断陷盆地内，部分湖底扇砂体呈孤立状分布于半深湖泥质沉积中，易于形成透镜状岩性圈闭。地层倾向垂直于边缘控盆断裂的长条状断块易于与横向扇三角洲砂体分叉尖灭带组合形成上倾尖灭型岩性圈闭。因此，深凹带内及其斜坡区是寻找隐蔽油气藏的最有利场所。凹陷深部的汤1井见少量的油流，新2井获得了低产气流，新1井取心见到了多层油气显示，黄1井、汤参1井都见到了油气显示，展示了该深凹带具有较好的油气勘探前景。
汤原断陷综合评价白垩系的勘探中应优选断陷南部首先勘探。古近系的勘探从纵向上，达连河组以寻找天然气为主，新安村组及乌云组以寻找原油为主，应加强新安村组和乌云组的勘探。从平面上，勘探的目标应放在东部凹陷带（尤其是东兴次凹和东发次凹）和中央凸起带，特别是两者的过渡带。近期的勘探目标优选从层系上应优选古近系，从区带上应优选东兴次凹、东发次凹和中央凸起带。
‘捌’ 济柴的历史沿革
济柴始建于1920年，是我国最早生产柴油机的厂家之一。
1964年，由农业部划归石油工业部，转向石油勘探动力。
1965年，独立自主研制成功12V190柴油机，填补了我国石油钻探动力的空白。
1985年，荣获国家质量管理奖。
1986年，12V190B型柴油机荣获国家金质奖。
1988年，国内首台大功率天然气机在济柴诞生，填补了中国增压大功率天然气机的空白。
1996年，作为中石油首家试点企业进行股份制改造，组建起济南柴油机股份有限公司。同年在深圳证券交易所上市，简称“石油济柴”，股票代码000617。
2006年，济柴新厂在济南经济开发区正式竣工投产。
2009年，济柴产品荣获“中国驰名商标”称号。
2009年，260、140系列发动机在济柴研制成功，形成大中小缸径并举的新格局。
2009年，原四川石油管理局成都天然气压缩机厂进行专业化重组，正式划转进入济柴，定名为济南柴油机厂成都压缩机公司。这标志着济南市的工业门类中，又增加了压缩机制造及成撬业，实现了产业链的跨省延伸。
2010年，济南柴油机厂更名为中国石油集团济柴动力总厂。
2010年4月23日，石油钻井用高性能175系列柴油机在济柴完成概念设计。
‘玖’ 甲乙丙丁四类火的分类
火的分类：1、甲（A）类火：普通固体着火；2、乙（B）类火：可燃液体或可溶的固体着火；3、丙(C) 类火：可燃气体着火；4、丁(D) 类火：可燃金属着火；5、电气火：电气及其设备着火。
火是物质燃烧过程中所进行的强烈氧化反应，而且其能量会以光和热形式释放，此外还会产生大量的生成物。
火的可见部分称作焰，可以随着粒子的振动而有不同的形状，在温度足够高时能以等离子体（第四态，类似气体）的形式出现。依燃烧的物质及以纯度不同，火焰的颜色和亮度也会不同。
燃料分类
欧洲及澳大利亚的分类：
A型：燃烧固体燃料的火，包括木头、布料、橡胶、纸张和某些塑料。
B型：燃烧液体或可液化燃料的火，包括石油、汽油、油、油漆、一些蜡和塑料，但不包括烹调用的脂肪和油。
C型：燃烧气体燃料的火，包括天然气、氢气、丙烷、丁烷。
D型：燃烧可燃烧金属的火，包括钠、镁、钾。
E型：任何A型或B型的火若发生在电器、电线或任何带电体旁边皆属此类。控制火势时不能使用任何导电物体，否则有可能被电击。
F型：燃烧烹调用脂肪和油的火。由于其温度常常远高于其他B型火，因此一般灭火器都无效。
美国的分类：
A型：燃烧木头、布料、橡胶、纸张及某些塑料的火。
B型：燃烧汽油、油、油漆、天然气、丙烷以及其他可燃烧液体、气体和油脂的火。
C型：同欧洲的E型。
D型：燃烧可燃烧金属的火，包括钠、镁、钾。
E型：燃烧烹调用油的火。根据定义，这是B型火的子类，不过这类火的特征显着，被认为十分重要，值得特别关注
以上内容参考网络-火
‘拾’ 江汉盆地
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。