江汉盆地勘探面积为1.7×10⁴km²，主要发育古近系潜江组、新沟嘴组两套含油层系，总资源规模为9.55×10⁸t；该盆地油气勘探始于1958年，潜江凹陷潜江组油气资源最富，是油气增储上产的主要阵地。潜江凹陷前期勘探以常规砂岩领域和盐间页岩油领域为主。常规砂岩油藏历经60余年的勘探，资源探明率达71%，探井密度为0.4口/km²，剩余目标愈加隐蔽，储备圈闭不足10个，且规模较小，单个圈闭面积多小于1km²，近年单块探明石油地质储量小于50×10⁴t^[1]。20世纪70年代开始探索古近系潜江组盐间页岩油领域，然而处于盐湖沉积环境的页岩沉积层薄（单层厚度为5~10m），且被上下厚层盐岩（单层厚度达到10~25m）夹持^[2-3]，先后开展直井、水平井等多种井型和水基砂塞式压裂、二氧化碳干法压裂、二氧化碳复合压裂、高强度水基组合压裂等多种工艺实验^[4-5]，均未取得商业突破。因此，如何寻找规模增储上产新阵地是必须面对的现实问题。

随着油气勘探的深入，湖相碳酸盐岩陆续成为世界各油田的主要勘探开发对象^[6-7]。潜江凹陷潜江组为典型盐湖沉积^[3]，自北向南发育砂泥岩岩相区—碳酸盐岩岩相区—盐岩与页岩岩相区^[8-9]。前期由于测井解释认识不足，碳酸盐岩层因声波时差较小被解释为干层；同时，对应层位的薄片鉴定和全岩矿物分析缺乏，其勘探研究一直没有引起足够重视。湖相碳酸盐岩的形成受古气候、古地貌等影响较大，加之陆相湖盆自身沉积相变化大、非均质性强，不同层位碳酸盐岩平面展布特征差异大，不同区块（带）之间碳酸盐岩的发育机制、空间分布以及油气勘探潜力也不尽相同，因此湖相碳酸盐岩油藏的研究和勘探实践至今尚处于起步阶段，缺乏系统性认识^[10-13]。本文结合前人经验与相关井出油情况，系统总结江汉盆地潜江凹陷湖相碳酸盐岩新领域的成藏条件认识与勘探突破启示，为下一步勘探部署提供依据。潜江凹陷湖相碳酸盐岩油藏的勘探突破对深化东部断陷盆地“三新”领域勘探具有重大的示范意义。

江汉盆地构造上位于华南大陆北缘，扬子地块中部，为白垩纪—第四纪陆相断—坳复合型中—小型盐湖盆地^{[1, 8]}。潜江凹陷处于江汉盆地东部，受到多期构造叠合改造发育过程的控制^{[9, 14]}，具有北断南超的半地堑结构样式（图 1），面积为2500km²；纵向上发育白垩系红花套组、渔洋组，古近系沙市组、新沟嘴组、荆沙组、潜江组、荆河镇组和新近系（图 2）。潜江组厚度为100~1500m，主要发育深灰—灰色泥页岩、盐岩及碳酸盐岩，以三角洲—盐湖沉积体系为主。新沟嘴组发育灰色泥岩、云质泥岩和钙芒硝岩互层，以三角洲—湖泊沉积体系为主。

图 1

图 1 潜江凹陷构造单元图 Fig. 1 Division of structural units in Qianjiang Sag

潜江凹陷内，主要发育潜江组三段（潜三段）—潜江组四段（潜四段）和新沟嘴组下段两套烃源岩^[15-17]，储层以新沟嘴组和潜江组砂岩、碳酸盐岩为主，盖层则主要发育于新沟嘴组、荆沙组和潜江组，岩性主要为泥膏岩和盐岩，纵向上主要形成4套生储盖组合（图 2）。目前，已经发现了古近系潜江组、新沟嘴组两套含油层系^[1-2]。油藏类型以常规砂岩油藏、碳酸盐岩油藏和非常规页岩油油藏为主^[18-19]。新一轮资源评价潜江凹陷石油资源量为6.5×10⁸t，其中砂岩资源量约为2.19×10⁸t，主要分布在蚌湖洼陷带；碳酸盐岩资源量为1.56×10⁸t，主要分布在钟潭断裂带；页岩油资源量约为2.75×10⁸t，主要分布在总口—潘场洼陷带。

图 2

图 2 潜江凹陷地层综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column in Qianjiang Sag

潜江凹陷碳酸盐岩油藏的勘探历程划分为3个阶段：构造油藏偶遇阶段、碳酸盐岩油藏再认识—勘探突破阶段和重点评价—规模增储勘探阶段。

该时期的整体勘探主要以砂岩构造油藏控藏理论为指导。在构造油藏勘探过程中，录井资料揭示了“鱼子状灰岩”油气显示好，但由于通常多与砂岩一起试油获得高产，该类型储层的勘探潜力并未引起足够的重视，后期也未针对性开展研究和部署工作。基于江汉盐湖沉积“半盆砂、满盆盐”的传统认识，过渡区沉积岩性复杂，且膏盐软弱层不利于油气垂向输导，进而影响油气的有效聚集和运移^[20]，因此将该岩相带列入勘探“禁区”。

随着砂岩构造油藏的发现难度越来越大，急需寻找新的勘探接替新领域。在以往勘探实践中，沉积相过渡区的碳酸盐岩油气显示丰富，是否可以成为新的勘探领域，值得深入研究。由此转变勘探思路，开展该领域岩性储层的重新认识。通过突出岩性、测井和储层的3个“再认识”，优选油气显示级别高、纵向多层叠加厚度大的潭口地区作为突破口。综合评价优选碳酸盐岩厚度较大的H20X-4井开展老井重新试油，获日产油26.22m³的高产工业油流，实现了碳酸盐岩油气勘探真正意义上的重大突破。

该领域老井复查实现突破后，部署专探井H61X系统取心202.04m，开发井T71-5-X1系统取心118.56m，认识到岩性、成藏及工艺改造的复杂性。结合18口老井试油试采资料，开展分类评价，建立了岩性分类评价标准。按照“展开潭口、探索钟市，多层系、多类型兼顾”的思路，勘探开发一体化部署，取得较好的勘探成效。潭口地区潜三段14口井试油获得成功；钟市地区潜四段下亚段部署专探井Z99X井获日产油137.6m³高产工业油流，实现了新区新层新类型的勘探突破。

潜江凹陷常规砂岩构造油藏的发现规模日益减少，盐间页岩油藏商业开发的困阻，使寻找资源接替新领域和新类型愈发急迫。针对湖相碳酸盐岩油藏新领域开展积极探索，老井H20X-4井复试获高产工业油流，展现了该新油藏类型的巨大勘探潜力，基于此，对潜江凹陷碳酸盐岩油藏的沉积特征、岩相类型、烃源岩及储层等成藏条件开展再认识，构建成藏新模式，寻求碳酸盐岩油藏的勘探突破与规模增储。

潜江组沉积时期，为北部单向物源，通过对北部物源方向地质考察，认为白垩纪以来，物源区古露头地层主要为寒武系—三叠系的石灰岩和白云岩地层，为湖盆内碳酸盐岩沉积提供物质基础。表征古气候的Sr/Cu比值一般在1.51~72.13之间变化，表明古气候为干湿交替；地貌上表现为近北东向展布的古洼陷，王场为最深洼陷，古水深一般在5~15m之间；表征古盐度的Sr/Ba比值多数大于1，古盐度平均为39‰，指示为咸化湖盆。

根据岩石薄片鉴定、全岩矿物测试及岩性扫描分析来确定碳酸盐岩岩石类型。基于矿物组分和粒径大小建立了潜江凹陷盐湖碳酸盐岩命名新方案（表 1），分为四大类。Ⅰ类岩石中碳酸盐矿物含量不低于50%为碳酸盐岩；根据岩石内部颗粒大小和结构，进一步区分为颗粒碳酸盐岩和泥晶碳酸盐岩。Ⅱ类为陆源碎屑岩，以长英质含量不低于50%为特点，具体命名需考虑填隙物类型、颗粒大小（粒级）以及陆源碎屑的具体成分。Ⅲ类为泥岩，黏土矿物含量不低于50%。Ⅳ类为混积岩，在碳酸盐、长英质和黏土矿物三类主要成分均不占主导（< 50%）时，归类为Ⅳ类混积岩，并根据岩石中颗粒的大小进一步分为颗粒混积岩和细粒混积岩。针对4种主要岩石类型（颗粒/泥晶碳酸盐岩、颗粒/细粒混积岩）建立了多曲线矿物组分定量计算模型和岩性测井识别图版，实现4种岩性精准识别，为岩相平面展布研究奠定基础。

表 1

表 1 潜江凹陷盐湖岩石类型划分方案 Table 1 Rock type classification of saline lake carbonate rocks in Qianjiang Sag 类别 岩石名称 含量标准 细分类 命名依据 Ⅰ类 碳酸盐岩 碳酸盐矿物含量≥50% 颗粒碳酸盐岩 岩石组构—颗粒状 泥晶碳酸盐岩 岩石组构—泥晶状 Ⅱ类 陆源碎屑岩 长英质矿物含量≥50% — 填隙物、粒级、陆源碎屑成分 Ⅲ类 泥岩 黏土含量≥50% — — Ⅳ类 混积岩 三端元组分含量均低于50% 颗粒混积岩 岩石组构—颗粒状 细粒混积岩 岩石组构—细粒状

表 1 潜江凹陷盐湖岩石类型划分方案 Table 1 Rock type classification of saline lake carbonate rocks in Qianjiang Sag

潜江组盐湖沉积除了以往认识到的砂泥岩岩相组合、盐岩夹页岩岩相组合外，还发育颗粒碳酸盐岩与泥晶碳酸盐岩互层岩相组合、颗粒混积岩与细粒混积岩互层岩相组合。气候相对干旱时期，湖平面迅速下降，盐度升高，形成颗粒碳酸盐岩、泥晶碳酸盐岩岩相组合；气候半干旱时期，外来物源供给增加，盐度相对减小，形成颗粒混积岩、细粒混积岩岩相组合。

通过开展基于古地貌及神经网络地震相的岩相描述技术攻关，认为受古地貌、古水体、古盐度等多因素控制，碳酸盐岩在潜江凹陷呈环带状分布（图 3），单层分布面积可达500km²；主体上以低能的泥晶碳酸盐岩为主，高能的颗粒碳酸盐岩、颗粒混积岩主要发育在气候干旱及物源供给相对较弱的北部古隆起、古斜坡区，自北向南依次发育颗粒混积岩与细粒混积岩、颗粒碳酸盐岩与泥晶碳酸盐岩岩相组合，顺物源的陡坡带厚度加厚明显，改变以往“半盆砂、满盆盐”的传统认识，发现湖相碳酸盐岩勘探新领域。

图 3

图 3 潜江凹陷潜江组沉积岩相带分布图 Fig. 3 Distribution of sedimentary facies zones of Qianjiang Formation in Qianjiang Sag

通过烃源岩生烃指标分析，明确潜江凹陷潜江组不仅发育泥页岩烃源岩，碳酸盐岩和混积岩也具有良好的生烃能力，其中泥页岩、泥晶碳酸盐岩和颗粒混积岩可达优质烃源岩级别（表 2）。以潭口地区H61X井和Z99X井为例，泥页岩TOC为1.19%~3.8%，平均为2.29%，生烃潜力为8.9~17.26mg/g，平均为11.86mg/g；泥晶碳酸盐岩TOC为0.69%~2.82%，平均为1.55%，生烃潜力为1.33~13.41mg/g，平均为7.25mg/g；颗粒混积岩TOC为0.38%~2.3%，平均为1.33%，生烃潜力为2.31~26.31mg/g，平均为12.49mg/g。有机质显微组分中腐泥无定型体（藻类）含量高，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主，整体具有较好的烃源条件^[21]。开展小层烃源岩平面分布研究，认为自北向南依次发育泥岩烃源岩—页岩与碳酸盐岩烃源岩—页岩烃源岩，生烃范围由传统的泥页岩生烃扩大到满盆生烃。对碳酸盐岩生烃机理进行初步分析，认为纹层状泥晶碳酸盐岩形成在湖泛期，水体分层明显，表层和底层水体藻类、细菌季节性勃发，古生产力大，底层水体盐度高，利于有机质保存，因此其生烃能力强，烃源条件好。

表 2

表 2 潭口地区不同烃源岩地球化学指标及评价表 Table 2 Geochemical indicators and evaluation results of various source rocks in Tankou area 岩性分类 单层厚度/m 累计厚度/m TOC/% S1+S2/(mg·g-1) 烃源岩评价 泥页岩 3.1~10.1 67.9 1.19~3.8/2.29 8.9~17.26/11.86 优 颗粒碳酸盐岩 11.9~26.5 67.2 0.15~1.52/0.69 0.87~10.89/6.62 中 泥晶碳酸盐岩 3~5.2 18.6 0.69~2.82/1.55 1.33~13.41/7.25 优 细粒混积岩 3.6~12.5 45.3 0.21~2.1/1.05 0.36~13.3/4.5 中 颗粒混积岩 2.7 2.7 0.38~2.3/1.33 2.31~26.31/12.49 优 注：最小值~最大值/平均值。

表 2 潭口地区不同烃源岩地球化学指标及评价表 Table 2 Geochemical indicators and evaluation results of various source rocks in Tankou area

H61X井潜3³—潜3⁴油组埋深为2150~2444m，泥岩实测R_o平均值为0.65%，已超过潜江组烃源岩生烃门限（R_o=0.43%），处于低成熟阶段。自该井向凹陷中心方向埋深增大，烃源岩成熟度更高。在凹陷西部的钟市地区，潜四段下亚段R_o为0.82%~0.96%，为成熟烃源岩，为潜江凹陷潜江组碳酸盐岩油藏提供了良好的烃源条件。

通过岩心观察，岩石薄片、铸体薄片扫描电镜及氩离子抛光微观检测及核磁共振等手段开展综合评价，认为潜江凹陷4种岩性均具有储集能力^[22-24]。以H61X井和Z99X井为例，颗粒碳酸盐岩孔隙度范围为6%~12.4%，渗透率在0.52~4.3mD之间，大孔占比63.3%，孔径最大可以达到200μm，微米级孔喉占比17%，进汞压力较低，为0.04MPa，累计进汞饱和度较高，100MPa可以达到80%以上；颗粒混积岩孔隙度范围为7.4%~9.7%，渗透率在0.28~1.5mD之间，大孔占比53.6%，孔径最大可达50μm，微米级孔喉占比13%，进汞压力相对较低，为0.8MPa，累计进汞饱和度较高，100MPa可以达到80%；泥晶碳酸盐岩孔隙度范围为4.5%~12.4%，渗透率在0.25~47.8mD之间，大孔占比为41.2%~47.2%，孔径最大可以达到2~10μm，微米级孔喉占比4.5%，累计进汞饱和度较低，100MPa可以达到20%~80%；细粒混积岩孔隙度范围为4.7%~9.6%，渗透率在0.2~20mD之间，大孔占比30.1%，孔径最大为2~5μm，微米级孔喉占比3%，累计进汞饱和度较低，100MPa可以达到10%~80%（表 3）。

表 3

表 3 潭口地区4类主要岩性储集特征数据及评价表 Table 3 Reservoir characteristics and evaluation results of four main rock types in Tankou area 岩性 孔隙度/% 渗透率/mD 大孔占比/% 最大孔径/μm 微米级孔喉占比/% 累计进汞饱和度/% 主要发育孔隙类型 中值孔喉半径/μm 储层评价 颗粒碳酸盐岩 6~12.4 0.52~4.3 63.3 200 17 > 80 粒间孔、粒间溶孔 0.166~0.512 优 颗粒混积岩 7.4~9.7 0.28~1.5 53.6 50 13 > 80 泥晶碳酸盐岩 4.5~12.4 0.25~47.8 41.2~47.2 2~10 4.5 20~80 晶间孔、粒间孔、微裂缝 0.0044~0.005 中 细粒混积岩 4.7~9.6 0.2~20 30.1 2~5 3 10~80

表 3 潭口地区4类主要岩性储集特征数据及评价表 Table 3 Reservoir characteristics and evaluation results of four main rock types in Tankou area

综合评价认为，颗粒碳酸盐岩和颗粒混积岩主要发育粒间孔、粒间溶孔，孔径数值主要分布范围为0.16~1.6μm（图 4），中值孔喉半径较大，一般介于0.166~0.512μm，为优质储层；泥晶碳酸盐岩和细粒混积岩主要发育晶间孔、粒间孔和微裂缝，孔径数值主要分布范围小于0.025μm，然而，中值孔喉半径虽小（0.0044~0.005μm）但渗透率相对较高，为中等储层（图 4）。结合4种岩性含油性来看，4种岩性均含油，进一步说明了其具有良好的储集能力。

图 4

图 4 4种岩石类型储集空间图 Fig. 4 Reservoir space characteristics of four main rock types

开展优质储层主控因素分析，认为原始沉积时期高能环境是关键，有利于形成颗粒碳酸盐岩和颗粒混积岩。以H61X井为例，颗粒碳酸盐岩（混积岩）岩心中可见槽状交错层理发育，颗粒间呈点—线接触关系，孔隙度可达13.4%，含油性好；泥晶碳酸盐岩发育水平层理，实测孔隙度为9%~12.5%，含油性较好。其次，成岩作用对储集物性也有一定的影响，岩心观察部分区域溶蚀孔发育，呈针孔状肉眼可见，镜下可见粒间溶孔和粒内溶孔，有效改善碳酸盐岩储集性能，但部分颗粒碳酸盐岩发育层位孔隙被矿物钙芒硝、硬石膏充填导致储层致密^[25-26]。

受控于沉积、烃源岩、储层的有序性分布，潜江组自北向南形成砂岩油藏、碳酸盐岩油藏和页岩油藏全油气系统。根据碳酸盐岩油藏烃源岩及碳酸盐岩储层的纵、横向分布规律，构建盐湖相碳酸盐岩油藏“立体供烃，岩性封堵，大面积连续成藏”的新模式。立体供烃体现在碳酸盐岩储层与泥页岩频繁互层，TOC为0.66%~2.29%，整体具有较好的烃源条件；岩性封堵体现在碳酸盐岩油藏为一套受上下泥岩封隔，侧向受岩性封堵的自生自储含油系统（图 5），潭口地区潜三段压力系数为1.27，上下常规砂岩油藏成藏系统压力系数介于1.0~1.05之间，钟市潜四段下亚段压力系数为1.87，上部常规砂岩油藏成藏系统压力系数介于0.96~1.0；大面积连续成藏体现在从岩心观察和荧光薄片观察中发现4类主要岩性均含油，其中颗粒碳酸盐岩、颗粒混积岩荧光显示级别高，从油源对比来看，原油与本地烃源岩具有良好的亲缘关系，为系统内自生自储成藏，含油饱和度在56%~68%之间，碳酸盐岩具有整体含油、较大面积分布的特征。

图 5

图 5 潜江凹陷潜江组成藏模式 Fig. 5 Hydrocarbon accumulation pattern in Qianjiang Formation in Qianjiang Sag

纵向上，碳酸盐岩油藏具有多层叠置的特点，储层主要分布于潜三段下亚段和潜四段下亚段Ⅰ—Ⅱ油组。在泥页岩与碳酸盐岩互层发育区，油气富集呈现出“岩性岩相控藏，储集物性控富”的特点。统计分析表明，颗粒碳酸盐岩和颗粒混积岩两类岩性储层碳酸盐矿物含量与热解S₁具有较好的相关性，随着储层碳酸盐矿物含量增加，S₁增加明显，表明储层含油性变好。通过薄片镜下可以看出，这两类碳酸盐岩储层主要为泥晶白云石和方解石形成的颗粒结构碳酸盐岩，且当碳酸盐含量增加，形成更多的晶间孔，使碳酸盐岩系统整体含油性增加，体现岩性岩相控藏特点。结合不同试油井初产效果，可以看出相同岩性条件下，储层物性好，试油日产油量变高，反映出物性对于储层含油性和油气富集程度的控制作用，体现储集物性控富特点。

通过对勘探程度较低、油气显示丰富的碳酸盐岩相带开展系统的岩性、储层和成藏再认识，立足资源潜力分析，转变思路加强碳酸盐岩油藏勘探，取得重大突破。通过精细化基础研究，开展测井、地震等地球物理技术攻关，优选潜江凹陷北部潭口地区老井H20X-4井，对潜三段（2300~2310m井段）开展复合酸压工艺措施后关井10h，采用3mm油嘴放喷，日产油26.22m₃，油压4.8MPa，自喷113天，累计产油6008t，产量稳定，实现了盐湖碳酸盐岩油藏勘探的重大突破。

随后，开展碳酸盐岩油藏成藏条件的综合研究，建立了油气成藏新模式，优选出了有利的勘探区块，制定了“展开潭口、探索钟市，多层系、多类型兼顾”的勘探对策，在潭口地区潜三段进行勘探开发一体化部署，12口老井复试井获工业油流，累计产油1.35×10⁴t，在碳酸盐岩油藏新增控制石油地质储量907×10⁴t，预测石油地质储量1054×10⁴t（图 6）。潭口地区突破后，率先探索钟市地区潜四段下亚段碳酸盐岩层系，部署专探井Z99X井。该井测井解释油层127.9m/31层，优选潜四段下亚段Ⅱ油组顶部油层17.4m/3层，采用“组合压裂液缝网改造+多级裂缝饱充填+焖井渗吸”压裂工艺，4mm油嘴放喷求产，获日产油137.6m³高产油流，再次取得新区新层系重大突破。

图 6

图 6 潜江凹陷潭口地区潜江组碳酸盐岩油藏储量分布图 Fig. 6 Distribution of carbonate oil reserves in Qianjiang Formation in Tankou area, Qianjiang Sag

勘探实践和成藏综合研究表明，潜江凹陷碳酸盐岩油层（油藏）有利层系发育在潜三段下亚段、潜四段下亚段Ⅰ—Ⅱ油组，各小层的有利勘探区面积为400~600km²（图 7），主要分布在张港镇、潭口、钟市、广华等地区，单层厚度为5~30m。落实碳酸盐岩油藏的总资源量为1.56×10⁸t。根据面积、厚度、孔隙度和运聚系数等十数个关键参数，利用氯仿沥青“A”和体积丰度类比法、特尔菲法加权平均计算资源量：潜三段下亚段估算资源量为8286×10⁴t，潜四段下亚段Ⅰ—Ⅱ油组估算资源量为7346×10⁴t。

图 7

图 7 潜江凹陷潜江组碳酸盐岩勘探有利区分布图 Fig. 7 Distribution of favorable exploration zones of Qianjiang Formation carbonate rocks in Qianjiang Sag

在碳酸盐岩领域的勘探突破中，深入的基础研究发挥了重要作用。通过对原始地质资料的深入分析，结合岩矿学和测井技术的再研究，使碳酸盐岩这一新勘探领域得以发现。研究过程中，对8口井共519.6m岩心进行详尽描述记录，完成6614块次样品分析，收集并统计处理36614个数据点，对碳酸盐岩的认识程度从成分、组构到沉积模式显著增强。勘探突破井H20X-4井经二次测井解释，以往解释的干层中有139.2m/9层重新解释为油层，获日产26.22m³工业油流；Z99X井二次解释油层共130m/31层，获日产137.6m³工业油流。碳酸盐岩岩相学、沉积模式与环境等各基础地质角度的重新认识，推翻传统“干砂岩”的固有认识，进一步系统地对288口老井进行二次解释，使潜三段、潜四段碳酸盐岩油藏新层系被发现，取得碳酸盐岩勘探从理论走向实践的突破。

通过深化基础研究，打破仅在砂岩发育区寻找储量的传统认识，重新审视盐湖碳酸盐岩油藏的沉积规律、成藏规律，构建新成储模式，是勘探发现的重要指导。沉积环境和沉积相是油气成藏的基础，对油气成藏起着决定性作用。潜江凹陷碳酸盐岩油藏从盐湖自身的地质特点出发，对其烃源条件、储层结构进行重新认识，重新审视盐湖碳酸盐岩油藏的形成和分布。潜江凹陷碳酸盐岩油藏新模式体现在：（1）碳酸盐岩与泥页岩共同作为烃源岩立体供烃；（2）泥岩和盐岩在顶底、侧向形成岩性封堵的高压圈闭系统；（3）颗粒碳酸盐岩、颗粒混积岩等4类主要发育岩性同时承担烃源岩和储层所形成的自生自储大面积连续成藏模式。基于该成藏模式，潜江凹陷潭口地区碳酸盐岩油藏突破经验可扩展到整个潜江凹陷，寻求整个潜江凹陷乃至江汉盆地碳酸盐岩油藏的规模增储上产。

对传统测井和工程工艺技术方法进行适应性修改，通过实践总结，形成新的理论和思想，引导新的勘探突破，是勘探发现的重要支撑。根据碳酸盐岩薄片鉴定和全岩矿物分析结果，结合测井曲线，改变原测井评价思路和解释标准，重新建立测井解释图版，进行岩性二次测井解释定层，老井H20X-4井（原解释为干层177.6m/13层，现解释为油层139.2m/9层）获高产油流。同时，基于特殊岩矿与储层结构，建立适用于潜江组碳酸盐岩可压性评价方法，以矿物组分、力学参数、混积岩特征、光电吸收截面指数（PE）等参数为核心，采用多元线性回归方法，建立可压性评价指数。结果显示潭口潜三段颗粒碳酸盐岩可压性较好，可压指数普遍大于0.5，潜四段下亚段泥晶碳酸盐岩可压性相对最好，指数为0.73。开展潜江组碳酸盐岩成缝特征与酸液作用机理攻关，明确其破裂特征及酸液作用效果。潜三段颗粒碳酸盐岩纹层层理发育程度较弱，块状特征明显，高低黏液体实验表明普遍形成较为简单人工裂缝，酸液作用后易形成明显蚓孔，孔隙度增大20%，渗透率上升约6倍，表明酸液对基质溶蚀效果较好；潜四段下亚段泥晶碳酸盐岩纹层发育，低黏滑溜水实验表明其有利于开启层理缝形成复杂缝网。基于两种岩性建立针对性改造结构模型，转变单一的酸化或力学压裂思路，将化学溶蚀与物理力学相结合，采用“酸蚀”扩孔增渗，“交替注入、暂堵转向”扩大改造体积，多级裂缝支撑提高导流，压酸复合、缝网压裂能够实现较高导流和较大缝控体积，形成压裂为主、酸液为辅的压酸复合加砂新工艺，形成针对颗粒碳酸盐岩的压酸复合主导工艺和针对纹层状泥晶碳酸盐岩的缝网压裂工艺。实际试油效果证实了该理论，潜三段碳酸盐岩油藏所在韵律层使用射孔抽汲的老井有6口，均未见油；常规酸化压裂的井初期产量低，稳产难度大。采用压酸复合工艺的H20X-4等井，采用缝网压裂的Z99X井获得高产工业油流，并在生产400余天后依旧保持约8t的日产油，实现两种碳酸盐岩油藏类型的工程技术突破。

组织管理提升主要体现在两个方面，首先是实施攻关团队一体化研究部署，组建跨学科、跨单位的综合性团队，创新形成一体化高效作业流程。按照储量提交要求，明确地质任务，建立成熟探区复杂碳酸盐岩老井复试管理流程体系。该体系包括地质、地球物理、测井、开发、储量等多专业，地质部门落实平面分布，提供复查范围（从180口井中优选出80余口井）；地球物理部门优选测井系列全，解释油层井（从80口井中优选出35口井）；开发部门选取地面井筒状况好，产量相对低的井（从35口井中优选出20余口井）；储量部门按规范优化不同层试油井位（从20余口井中优选出8口井）；工程工艺部门根据地质条件编制工程方案（8口井分2—3—3三批次实施）。仅一周时间从180余口老井中筛选出8口井进行试油，均获工业油流。8个月提交2000×10⁴t级规模储量，新老井试油成功率达81%。其次是管理层次勘探开发一体化组织审查实施，勘探管理部、开发管理部、工程管理部联合审查，两个研究院和采油厂联合汇报地质、工程及地面等落实情况，以落实储量和验证观点为目的的井位勘探管理部门组织实施，以提高单井产能为目的的井位开发实施，实现进度认识共享联动，提高工作效率，加快运行节奏。

勘探开发一体化体现在勘探想法普遍通过开发井实施得以快速实现。利用开发井多、实施快的优势，一是针对正钻井对目的层兼探取心，潭口地区开发井取心2口，进尺132m，通过资料的补充快速深化碳酸盐岩新领域沉积成藏等基础认识；二是利用大量开发井试油，潭口地区利用开发井试油14口验证地质认识，明确勘探方向；三是针对碳酸盐岩油藏不同井型提产工艺，开发部署大斜度井1口，使日产提高4倍，稳产2~3个月。

（1）通过加强岩相学、测井解释等基础研究，重新认识碳酸盐岩储层，主要沉积颗粒碳酸盐岩、泥晶碳酸盐岩、颗粒混积岩和细粒混积岩4类主要岩石类型，碳酸盐岩相带在潭口地区呈环带状分布；泥页岩、泥晶碳酸盐岩和颗粒混积岩为优质烃源岩；颗粒碳酸盐岩和颗粒混积岩为优质储层。

（2）潜江组主要发育泥页岩、泥晶碳酸盐岩和颗粒混积岩3类优质烃源岩，以及颗粒碳酸盐岩和颗粒混积岩两类主要优质储层；具有“立体供烃，岩性封堵、大面积连续成藏”的油气分布规律和“岩性岩相控藏，储集物性控富”成藏富集特征。

（3）碳酸盐岩油藏有利层系发育在潜三段下亚段和潜四段下亚段Ⅰ—Ⅱ油组，有利勘探区面积为400~600km²，主要分布在张港镇、潭口、钟市、广华等地区，总资源量为1.56×10⁸t。

（4）碳酸盐岩岩性和油层精准识别、成藏新模式构建，结合针对性压裂工艺创新增产和组织管理模式创新提质提效，是潜江凹陷湖相碳酸盐岩油藏勘探突破的重要启示。