Question

油气资源潜力再认识

Answer 1

（一）油气资源潜力评价方法

油气资源评价体系指计算或分析某一特定区域（小到圈闭，大到全球）地下油气富集量的过程，主要解决评价区内有无油气？有多少？空间分布状况？当前技术条件下能否采出？值不值得进行勘探和开发等一系列问题。就本质而言，资源评价是通过对已有各类资料、理论、认识、实践的综合分析，采用合理的评价方法和参数，对剩余资源量及其分布作出客观判断，为制定宏观的勘探规划部署和决策提供科学依据。

据不完全统计，目前国内外常用的石油资源评价方法有十多种，尽管油气资源评价的方法很多，理论基础也存在着差异，各自运用的对象也不尽相同，但大致可归纳为统计预测法、地质类比预测法、成因预测法和综合预测法等4大类。不同评价方法的技术路线和出发点不一样，表现出不同方面的优点和缺点，对资源评价方法的适用性研究不深入，必然使得远景资源量计算的可信度降低。以下对不同的资源评价方法的优、缺点及适用勘探阶段进行详细的剖析。

1.成因预测法

以“干酪根热降解理论”为基础的石油有机成因学说，为认识石油的成因来源、评价油气资源潜力提供了重要的理论依据，并在勘探上取得了极大的成功。因此成因法也是最早得到发展的资源评价方法。

成因法资源评价考虑了油气成藏的各个环节对资源量的贡献，评价过程中涉及的众多参数，包含了油气生成、运移、聚集、保存的全过程，并且这些参数的选取都与地质历史过程直接相关，具有明确的地质意义，该方法的成果图件有助于决策者了解评价地区油气地质演化的各个环节，目前已在盆地、区带以及圈闭等资源量计算评价中发挥着不可忽视的作用。成因法的理论设计是完备的，也代表着当今地质学研究的前沿，成因法资源评价适用于盆地勘探的各个阶段。

成因法的准确性和可靠性主要依赖于对生烃、排烃、运聚等主要石油地质问题的全面理解及关键参数的正确选取。但关键参数的选取由于很难建立有效的数学模型来确定，影响了其评价精度。其中，油气排、聚系数定量评价研究是最为薄弱环节。油气排、聚系数的确定是成因法资源评价的关键点和难点，它直接影响到对盆地总油气资源量的最终评价结果。油气资源评价的目的并不仅仅是为了获得一个具体的资源量，它实际上是对油气成藏的综合认识过程，成因法资源评价较其他方法能够为油气勘探部署决策提供更多有益信息。因此，成因法仍将是未来油气资源评价的重要方法。

2.统计法

统计法是利用统计学的原理和方法，根据勘探程度较高探区内油气田储量(产量)某种变化趋势或假设油气藏规模服从某种分布（包括对数正态分布、截断偏移帕雷托分布等），建立相关数学模型，进而预测未发现油气资源的一种油气资源评价方法。它能预测待发现经济油气藏的数量及规模，能够为经济评价和决策分析提供较为充分的信息。在已发现的油气储量的基础上构筑出发展规律的数学模型，对于烃源岩、有机质特征考虑较少，该方法目前国外利用较多。

统计法资源评价的优点是能够直接获得每一个评价单元的油气藏数量、规模的评价数据，评价结果直观，而且避开了成因法资源评价中所无法回避的一些关键参数的定量评价问题，国外的油气资源评价主要采用统计法。

统计法主要存在以下几个问题：①概率模型对评价单元的要求较为敏感，它要求评价单元具有相似的地质特征，将几个不同油水系统的油藏作为一个大规模的油藏处理或将同一油水系统的油藏作为多个油藏对待都会影响计算的准确度；②利用已发现的资源量预测未发现的资源量可靠程度还取决于对已发现资源量数理分布系数及油藏规模发现率的正确认识；③利用统计法计算资源量的另一个弱点是不能进一步指出资源量的具体位置所在，所得计算结果往往依赖于前期投入的工作量，计算结果较为保守；④其评价参数并没有明确的地质意义，而且数学模型中有关参数的确定受人为影响的因素较多。此外，数理统计预测法是计算区带（勘探目的层）资源量较为现实的方法，然而，在存在多套油源、多种油藏类型的情况下，如何科学地抽取统计样本，以使得资源量预测更接近地下实际，是有待探讨的重要问题。

统计法通常适用于成熟或较成熟勘探地区的中期和后期评价阶段，不能直接运用于早期的未勘探或未开发阶段，主要原因是受评价对象勘探成果资料的制约，同时也受经济技术和人为因素的影响。

3.类比法

类比法资源评价利用了低勘探程度区域的油气普查资料和高勘探程度区域的丰富资料，求取了烃排聚系数、储量密度系数、单生系数和单储系数等关键参数，进而计算出低勘探程度区域可能获得的油气聚集量，最终求出目标区域的总资源量。类比法资源评价结果的准确性主要取决于类比对象及类比参数的正确选取，对类比参数的取值通常是通过地质条件对比而筛选最佳类比对象并赋定相应的类比系数，即相似因子，相似因子的合理确定是油气资源评价的关键。确定相似因子需要考虑的地质因素有盆地规模、沉积岩厚度、油气成熟度、可探测深度范围内的岩石体积、盆地岩相的主要特征、沉积盖层的厚度、构造格局、生储盖岩层所占比例和含油岩系的地质时代等。同时，还应充分考虑盆地在时间上和空间上的有效组合，目的是可以通过类比参数选取计算资源量并同时评价计算结果的可靠性程度，也可以在此类比基础上分析评价对象的最有利和最不利石油地质条件估计资源量计算的最大和最小的概率分布，从而校验其他方法所作的资源量的估算。

类比法对盆地早期评价较为有效，但由于很难找到完全类似的类比盆地和区块，因此，评价结果误差较大。

4.体积法

体积法油气资源评价结果的准确性主要取决于有关体积和丰度参数的正确选取，美国USGS对北美75个高成熟勘探程度的盆地进行研究，计算出这些盆地中每立方千米沉积体的油气产量，并做出烃类产量的频率图。丰度系数有多种选取方法，比如多因素方法，在研究各种地质参数与储量密度相关性的基础上，对储量密度进行多元线性回归，求出不同资料程度情况下的储量密度，进行类比后选择使用。多种“体积”和“丰度”参数都是以其特定的方法取值；可将评价对象分深度、分层系、分区块、分网格，分别给予不同的丰度系数，用积分法由计算机实现求值。原则上讲，此方法仅适用于同一盆地类型，具相似的演化史和几何学特征、内部结构的地区，任意扩大应用范围会导致结果误差很大，并且此种方法仅为笼统的数据，只能用于那些未经勘探的新盆地的概略估算。

总体来说，在盆地的不同勘探阶段，油气资源评价方法和精度也不尽相同。根据不同资源评价适用性分析，体积法、类比法主要适用于勘探初期阶段，成因法适用于盆地勘探的各个阶段，而统计法主要适用于中高勘探程度阶段（表2-8），成因法与统计法是目前国内外资源评价使用较多的两大类主要方法。

表2-8 主要资源评价方法适用性对比表

但是，成因法和统计法各有其适用性和局限性，国外较多利用统计法，国内较多利用成因法，造成这一现象的原因与西方石油公司一直延续区块勘探开发矿权管理模式有关，每个石油公司只拥有单个和部分区块，它们资源评价的重点是区块，因而在客观上降低了对其他区域研究的积极性，由于他们在进行资源评价时没有从油气生成与聚集成藏的地质分析入手，无法对评价结果提供更充分的地质成因解释，影响了对勘探生产的指导和预测。美国地质调查局在2000年以后已经意识到这一点，Charpentier等（2000）指出：“使用无地质分析的统计法会产生误导”。我国一直采用成因法为主的资源评价方法，这是与我国长期坚持的定洼选带、从源入手的整体勘探策略相辅相成的，并在中、长期勘探潜力预测与整体效益把握上具有独到的优势，值得在国内勘探中继续坚持与发扬。鉴于研究区不同盆地均以盆地范围整体勘探为主，油气的生成、运移、聚集过程均在盆地/坳陷/凹陷内发生、发展和完成，因此，本次资源潜力评价是在对咸化环境烃源岩生、排烃效率及油气成藏规律的新认识的基础上，以成因法为主要手段重新评估东部老区主要凹陷的资源潜力。

（二）主要富烃凹陷资源潜力再认识

成因法资源潜力评价主要通过对盆地内烃源岩的生烃量、排烃（初次运移）量、吸附量、散失量等的估算，最终确定油气的聚集量，评价的科学性取决于对烃源岩生排烃机理、生排烃效率的认识以及油气运移聚集规律的认识程度及各定量参数的可靠性。近期在咸化湖相烃源岩的形成机制、生排烃机制、原始有机质丰度恢复、生排烃效率定量计算以及成藏贡献等方面取得了一系列进展，为研究区主要凹陷咸化环境烃源岩油气资源量再认识奠定了基础。

在对生排烃效率计算的基础上，结合化学动力学进行了生烃量计算。化学动力学方法的基本原理是将沉积有机质成烃（油、气）及油成气的过程视为热力作用下的化学反应过程，在烃源岩埋藏过程，随埋藏深度和温度的增加，干酪根大分子化合物依据键能的大小逐渐断裂，生成油气，其化学反应速度只与反应物浓度的一次平方成正比，可视为一级化学反应，服从阿伦尼乌斯方程，因此利用阿伦尼乌斯方程可进行生油量的计算（蒂索，1978），而有关反应进行的程度和产物组成及其与温度和时间的关系可由化学动力学方程来定量、动态描述。获得干酪根生油、生气等的相关的动力学参数后，根据不同沉积单元烃源岩的体积、沉积埋藏史及热史，通过计算机模拟来计算生烃量。

计算过程中，为力求精确，将烃源岩分布区在平面上均分为500m×500m的网格区，分别计算各网格区内目的烃源岩层的生烃量，然后累加求和即可得出各凹陷目的烃源岩层总的生烃量，各网格区的生烃量除以网格区的面积即为生烃强度。单一网格区内生烃量的具体计算公式如下：

Q_生烃=S×H×TOC⁰×HI⁰×ρ×F （2-12）

其中：S为烃源岩面积，km²；H为烃源岩厚度，m；ρ为烃源岩密度，g/cm³；TOC⁰为烃源岩的原始有机碳含量，%；HI⁰为烃源岩的原始氢指数，mg/g_TOC；F为有机质成烃转化率，%。

表2-9为应用该方法计算的东营凹陷各洼陷沙四段上亚段烃源岩面积、体积及生排油气量数据表，从表中可以看出，各洼陷单位面积生烃量差别较大，这主要取决于各洼陷的烃源岩厚度、烃源岩质量和演化程度。从单位体积生烃量来看，埋藏较深的利津和民丰洼陷具有较高的生烃强度，排烃效率较高，表现出热演化对其生、排烃效率的重要影响。

表2-9 东营凹陷分洼陷Es₄上烃源岩生排烃量表（单位：油10⁸t，气：10¹¹m³）

表2-10为二轮资源评价、三轮资源评价及本次对济阳坳陷沙四上亚段咸化烃源岩评价中得到的生排烃量及资源量对比表。从表中可看出，三次评价的生排烃量差异较大，尤其是排烃量的差异最大，基本上是数量级的差异，这主要与对咸化湖泊环境富藻类和页理结构烃源岩地质认识，包括对烃源岩分布规律和生排烃效率等方面的认识逐渐深化有关。根据前文定量计算，主力生烃区间的（半）咸化—咸化环境优质烃源岩的生烃效率从以往的20%～40%提高到50%～70%，排烃效率从50%～70%提高到60%～90%。这种认识的改变对咸化环境烃源岩的资源潜力评价产生了重要影响。

表2-10 济阳坳陷二轮、三轮及本次资源评价沙四上亚段资源量对比表（单位：10⁸t）

根据这一认识，结合东部半咸化-咸化盆地的沉积有机相、烃源岩发育和演化特征对东部老区7个主要凹陷的油气资源量进行了估算。从估算结果看（表2-11，图2-49），各凹陷资源评估结果都有较大增长，石油资源量的增长为11%～35%不等，总资源量增长了31.52×10⁸t，增长比例达29.5%。其中东营和沾化凹陷资源量增加最大，分别为16.55×10⁸t和9.13×10⁸t，增加比例可达35%。

表2-11 东部老区7个主要凹陷三轮及本次石油资源量评价对比表（单位：10⁸t）

图2-49 东部老区7个主要凹陷三轮及本次石油资源量评价对比图

油气资源量及油气资源丰度是评价含油气盆地的重要参数。龚再升（1997）提出“富生烃凹陷－富含油气系统”概念，指出富生烃凹陷油气资源丰度一般大于15×10⁴t/km²。若凹陷的面积和其他参数具备形成大油气田或中小油气田的条件，则可形成富含油气系统。袁选俊等（2002）提出的分类，富油气凹陷的资源丰度大于20×10⁴t/km²，资源规模在3×10⁸t以上。如果采用资源丰度大于20×10⁴t/km²为富烃凹陷的分类，根据本次油气资源评估结果，表2-12中所列东部老区8个凹陷中，东营、沾化、泌阳、东濮和车镇凹陷为富烃凹陷，油气资源丰度均在30×10⁴t/km²以上（图2-50），这其中又以东营和沾化凹陷油气资源丰度最高，可达109.2×10⁴t/km²和97.6×10⁴t/km²；潜江和惠民凹陷为较富烃凹陷，油气资源丰度分别为18.7×10⁴t/km²和17.2×10⁴t/km²，均在15×10⁴t/km²以上；高邮凹陷为中等生烃凹陷，油气资源丰度为9.2×10⁴t/km²。

表2-12 不同凹陷石油资源量及资源丰度汇总表

图2-50 东部老区8个主要凹陷油气资源丰度对比图

（三）主要富烃凹陷剩余资源潜力分析

本次资源量计算结果表明(表2-13)，东部老区8个主要发育咸化烃源岩的凹陷剩余资源量从三轮资源评价的64.04×10⁸t增加到97.51×10⁸t，增加了33.47×10⁸t。不同凹陷剩余油气资源量为1.43×10⁸t～38.8×10⁸t，增长量为0.42×10⁸t～16.55×10⁸t，增长比例18.4%～74.4%。不同凹陷剩余油气资源分布及其储存层位亦具有较大差异。

表2-13 东部老区7个主要凹陷三轮及本次剩余油气资源量评价对比表（单位：10⁸t）

备注：已探明石油地质储量数据截至2009年年底。

1.济阳坳陷

济阳坳陷咸化烃源岩主要发育于东营、沾化和车镇凹陷，其中东营和沾化凹陷咸化烃源岩厚度大、埋藏深、分布广，总资源量和剩余资源量也是东部老区最高的。油源对比结果表明，已探明石油储量主要来源于（半）咸化环境下沉积的沙四上亚段和沙三下亚段烃源岩。根据资源评估和混源油定量评价结果（表2-14），东营凹陷源自沙四上亚段烃源岩石油资源量为31.16×10⁸t，目前已探明18.51×10⁸t，探明程度仅为59%，还有剩余石油资源12.65×10⁸t；源自沙三下段烃源岩的石油资源量为12.65×10⁸t，目前已探明6.51×10⁸t，主要分布在利津洼陷，剩余油气资源还有6.14×10⁸t，表明了东营凹陷源自咸化烃源岩的剩余石油资源还有较大的勘探空间；沾化凹陷各洼陷中，探明的沙四来源的石油储量主要集中在渤南、四扣、孤北地区，其中源自渤南洼陷沙四段源岩的石油探明储量比较高，渤南和四扣洼陷剩余石油资源分别为2.42×10⁸t和2.34×10⁸t，均具有较大勘探前景，孤北洼陷探明程度最低，仅为14%，剩余石油资源量最多，可达3.59×10⁸t，源自沙三段源岩的石油资源探明程度较高为85.77%（表2-15），剩余1.44×10⁸t，因此，源自沙四上亚段烃源岩的剩余资源应该是沾化凹陷下一步的勘探方向；车镇凹陷探明程度相对较低，源自沙四上亚段的石油资源仅探明了5.81%，剩余1.61×10⁸t，虽然与东营凹陷和沾化凹陷各洼陷相比，郭局子及大王北洼陷总资源量偏少，但探明程度很低，不足10%，因而，也具有较好的勘探前景。

从已探明储量纵向上的分布来看，不同地区各层系之间的含油性差别较大（图2-51），东营凹陷含油层系以沙二段为主，其次是沙三段、沙四段；沾化凹陷以馆陶组为主，其次是沙三段、沙二段；车镇凹陷主要以沙二段为主，这主要受到湖盆沉积中心的迁移和储盖组合配置所决定。从已探明储量较高的东营、沾化凹陷油藏类型分布来看，都是构造油藏占比例最大，其次是岩性油藏、地层油藏（图2-52），分析历年油藏类型变化情况，近年来岩性、地层等隐蔽油藏探明储量比例呈上升趋势，说明东营、沾化凹陷经历了近40年的勘探，大、中型规模优质储量，大、中型构造及岩性油藏相继被发现之后，目前已逐步进入以寻找中、小型复杂隐蔽岩性及构造油藏为主的勘探阶段。近年来中浅层储量所占比例下降、中深层储量所占比例呈上升的趋势，说明随着勘探的进程，储量埋深越来越大是勘探的必然趋势。

表2-14 东营凹陷各洼陷资源量及探明储量对比表

表2-15 沾化、车镇地区各洼陷沙四来源原油资源量及探明储量对比表

图2-51 东营、沾化凹陷探明储量层系分布图

图2-52 东营、沾化化凹陷探明储量油藏类型分布图

总体来看，东营、沾化凹陷目前中浅层勘探程度较高，而深层勘探程度较低，而从咸化烃源岩的资源量及其油气成藏条件来看，受上覆沙三段泥岩的封盖，在没有垂向断裂作为运移通道的情况下，沙四段生成的油气不论是初次运移还是二次运移，在垂向上都是十分困难的，侧向运移应是其主要运移方向，这就为油气在烃源岩内部储层及下伏储层中聚集成藏提供了良好条件，尤其是坡折带断裂的发育，使得下伏储层与深部来源油气在侧向上实现对接，为油气充注成藏奠定了良好的地质基础。从剩余资源量来看，东营凹陷沙四下亚段剩余资源量约8×10⁸t，沙四上亚段剩余资源量约12.65×10⁸t，沾化凹陷沙四上亚段剩余资源量约8.45×10⁸t，巨大的剩余资源量及下（深）部勘探层系较低的勘探程度均表明，沙四上亚段滩坝砂岩油藏、沙四下红层及孔店组储层、盆地边缘形成地层超覆油气藏及陡坡带的潜山具有良好的油气勘探前景。车镇凹陷的大王北洼陷、郭局子洼陷沙四上亚段烃源岩也具有较好的资源潜力，并获得部分探明或控制储量，大王北、郭局子洼陷沙四上亚段烃源岩剩余资源量分别为0.7×10⁸t、0.71×10⁸t，具有较好的勘探价值，由于这些洼陷沙四上亚段烃源岩规模相对较小，且上有较厚的沙三段泥岩覆盖，断裂活动减弱或停滞时间较早，烃源岩生烃较晚，对油气的垂向运移不利，侧向运移应是其主要方式。

2.东濮凹陷

到2009年年底，东濮凹陷累计探明石油地质储量5.79×10⁸t（其中凝析油0.08×10⁸t），探明率39.02%，剩余石油资源量9.05×10⁸t；探明天然气地质储量1316.59×10⁸m³（其中溶解气696.52×10⁸m³），探明率为29.85%，剩余天然气资源量3093.59×10⁸m³。

东濮凹陷石油资源量及剩余油资源量主要分布在濮城—文留—文明寨—卫城、胡状集—庆祖集两个地区，资源量为10.08×10⁸t，占总资源量的67.92%，剩余油资源量为4.90×10⁸t，占总剩余量54.14%。天然气资源量主要分布在濮城—文留—文明寨—卫城、桥口和兰聊下降盘，合计资源量为3492×10⁸m³，占总资源量的79.2%，剩余天然气资源量在濮城—文留、兰聊下降盘、文明寨—卫城、西南洼、三春集—唐庄均有一定分布，但主要集中分布在桥口和兰聊下降盘，其剩余天然气资源量丰度分别为40.02×10⁸m³/km²和39.36×10⁸m³/km²（图2-53）。从纵向上看，石油资源量主要分布在沙二段和沙三段，占总资源量的86%，而剩余资源量主要分布在沙三段，占沙三段资源量60.6%。天然气资源量和剩余资源量主要分布在沙三段和沙四段，沙三段剩余资源量占该段总资源量的68.4%，沙四段剩余资源量占该段总资源量的71.2%。

图2-53 东濮凹陷各地区剩余油气资源量丰度图

从东濮凹陷油气成藏条件分析，长期活动的主干基底断层是油气运移的主要通道，后期发育的盖层断层可以造成断层封闭，中央低凸带的同向基底断层被反向盖层断层切割有利于油气在盖层断层下盘保存，东濮凹陷三叠系潜山圈闭形成期早于东营运动油气大规模运聚时间，也十分有利于油气成藏。

3.泌阳凹陷

截至2009年年底，泌阳凹陷共发现油气田9个，累计探明石油地质储量2.60×10⁸t。按4.03×10⁸t资源量计算，剩余资源量1.40×10⁸t，资源探明率65.3%，剩余资源量丰度14×10⁴t/km²。尽管泌阳凹陷资源量探明率高达65.3%，但是剩余资源量和剩余资源量丰度绝对值较大，剩余资源量仍然高达1.4×10⁸t～1.0×10⁸t，剩余资源量丰度仍然高达14×10⁴t/km²～10×10⁴t/km²，因此凹陷仍然具有较大的勘探潜力。

泌阳凹陷剩余资源量中，古城组合体为0.38×10⁸t，占26.6%；王集-新庄组合体0.38×10⁸t，占26.6%；双河-赵凹组合体0.30×10⁴t，占21.07%；井楼组合体1976.5×10⁴t，占13.8%；下二门组合体966.6×10⁴t，占6.8%；大吴庄构造带初步评价认为没有聚集量。由此可见，平面上，王集-新庄、古城、双赵等组合体勘探潜力较大；纵向上主要分布在核三下段，核三下段剩余资源量0.85×10⁸t，占全凹陷剩余资源量的59.3%，核三上段及上覆地层剩余资源量0.58×10⁸t，占全凹陷剩余资源量的40.7%。

由于泌阳凹陷古构造格局和构造演化造成北部斜坡带的王集-新庄鼻状构造、古城鼻状构造、井楼地区西部断层极为发育，同时由于砂层很发育，部分断层对油气运移起疏导作用，因此，不排除更多核三下段油气向上运移至核三上段及其以上地层聚集成藏，造成核三下段剩余资源量偏大，核三上段剩余资源量偏小。同样，由于南部边界断层的多期持续活动，造成深部油气向上运移或原生油藏遭受破坏并向上调整聚集成藏，也可能造成核三下段剩余资源量偏大，核三上段剩余资源量偏小。

4.潜江凹陷

目前，潜江凹陷探明石油地质储量1.23×10⁸t，剩余石油资源量3.12×10⁸t。潜江凹陷剩余资源类型可分为常规、非常规两种类型，其中常规资源量是指潜江组和新沟嘴组砂岩资源，剩余资源量1.48×10⁸t，占总剩余资源量的47.3%；非常规资源量是指潜江组盐间泥质白云岩资源，剩余资源量1.65×10⁸t，占总剩余资源量的52.7%。在剩余资源量中，潜江凹陷剩余资源层系上分布不均衡，主要以潜江组为主，剩余资源量2.77×10⁸t，占总剩余资源量的88.8%，其中潜江组砂岩剩余资源量1.13×10⁸t，潜江组泥质白云岩剩余资源量1.65×10⁸t，其次为新沟嘴组，剩余资源量0.35×10⁸t，占总剩余资源量的11.2%。

在砂岩剩余资源量中，潜江凹陷砂岩剩余资源区块上分布不均匀，主要以潜北地区为主，剩余资源量1.13×10⁸t，占砂岩总剩余资源量的76.3%，其次为潜南地区，剩余资源量0.35×10⁸t，占总剩余资源量的23.7%。区带分布主要以钟潭断裂构造带、王广断裂构造带为主，剩余资源量分布分别为0.60×10⁸t和0.31×10⁸t，分别占总剩余资源量的40.6%和20.9%；其次为毛场鼻状构造带和周矶-张港构造带，剩余资源量分别为0.17×10⁸t和0.13×10⁸t，分别占总剩余资源量的11.4%和8.6%；再次为老新-新沟构造带、西部斜坡带和建新-拖市构造带，剩余资源量分别为0.093×10⁸t、0.091×10⁸t和0.089×10⁸t，分别占总剩余资源量的6.3%、6.2%和6.1%。潜江凹陷盐间泥质白云岩剩余资源主要分布于潜北地区的王广断裂构造带和周矶-张港构造带，剩余资源量共计1.0789×10⁸t，占其总剩余资源量的65.6%。

5.高邮凹陷

高邮凹陷油气资源量为4.19×10⁸t，其中上含油气系统为1.61×10⁸t、中含油气系统为2.07×10⁸t、下含油气系统为0.51×10⁸t（图2-54）。剩余资源总量为2.53×10⁸t，其中上含油气系统为0.78×10⁸t、中含油气系统为1.26×10⁸t、下含油气系统为0.49×10⁸t。总体看来，高邮凹陷油气储量的探明程度总体达39.6%，其中上含油气系统为51.6%、中含油气系统为39.1%、下含油气系统为4.0%。上、中、下含油气系统剩余资源的百分比分别为29.8%、48.5%、21.7%。总之，高邮凹陷的剩余资源近一半仍分布在中含油气系统，其次为上含油气系统，再次为下含油气系统。

图2-54 高邮凹陷各油气系统资源量分布图

剩余资源分布最多的中含油气系统，剩余资源主要集中在韦庄－马家嘴（0.28×10⁸t）、周庄－陈堡（0.20×10⁸t）、花庄－瓦庄（0.21×10⁸t）、沙埝（0.20×10⁸t）、瓦庄－吴岔河（0.14×10⁸t）等运聚单元。其中上含油气系统的剩余资源集中在真武－许庄（0.20×10⁸t）、马家嘴－联盟庄（0.10×10⁸t）、黄珏（0.09×10⁸t）、周庄－陈堡（0.06×10⁸t）等地区。下含油气系统的剩余资源主要集中沙埝（0.23×10⁸t）、瓦庄－吴岔河（0.12×10⁸t）、周庄－陈堡（0.10×10⁸t）等运聚单元。