第7卷第1期 梁宏斌等:冀中坳陷北部天然气类型、成藏模式及成藏条件研究 二叠系砂岩:储集层位于上石盒子组下部,在区域细封闭和浓度封闭,二次生烃区还具备超压封闭,是研 上为差储集层但苏桥一文安地区二叠系上石盒子组具究区最好的盖层。从分析数据推测,其排替压力大于 有好的储集条件,主要表现在: 5MPa,可以封闭500~1000m的气柱。苏4井潜山气藏 (1)处在河流相的主河道位置,砂层发育,岩性好,气柱高度为504m,说明了该套盖层封闭的高效性。 产气层都以块状砂岩为特征,厚度较大,单层厚度可达 2)二叠系上石盒子组大砂岩顶部泥岩段,由于有 9-14m(苏20井),往东西两侧则处在边滩和漫滩位机质含量低,不具生烃能力,不具备浓度封闭,其封闭 置上,分叉变薄,出现泥砾,单层厚度只有4-8m。(苏能力比煤系地层差。但由于该套泥岩分布稳定,厚度 18井)。苏23井单层厚度也只有5-6m。苏20井为纯大,处于晚成岩早期,应具一定的封盖性能。已知气藏 石英含砾粗砂岩,石英占陆源矿物成分的含量高达的气柱高度,如苏20并为122m,文23井为162m,如 91%;泥质以髙岭土为主,只占胶结物的8% 果不是气源不足造成的,那么该套盖层的最大封闭能力 (2)地史时期曾大幅度抬升,遭受风化淋滤。岩石不会超过200m气柱。因此,二叠系大砂岩应寻找低幅 颗粒溶蚀现象较普遍,而且方解石交代碎屑后的戣余物庋豳闭,高幅度圈闭形成气藏的规模较小。 被溶蚀后形成的溶孔也较明显,胶结物也被容蚀,胶结 (3)下第三系盖层在地层层位方面,以ES4F、ES3 类型为孔隙式和接触式,孔噥发育, Es3和沙一泥岩发育段较好;在埋深上,廊固凹陷 (3)具有较好的物性,从苏20井压汞物性对比中可以1600~2300m和3000~3550m具备超压封闭,盖层 以看出,3767.5~3687m气层段物性较好,面孔率达条件较好,其中后者优于前者。霸县凹陷则为2400 13.33%,喉道半径可达3:02μm,孔隙度达164%,渗2600m,2900-3100m,3800m以下为有利区带。已知 透率达224426m2,但在纵向上,在气层段以下的地气藏的最大气柱高度,曹5井埋深3600m以下为284m, 层(水层)中,都显著变差,面孔率仅354%,渗透率京51井埋深l500m为230m,其盖层满足了成藏要求。 只有5.23×10-3um2。 但廊固凹陷多为高角度圈闭,在钻探时必须考虑盖层可 (4)电性特征表现出好的物性以苏20井为例,自封存的最大气柱高度,以钻探圈闭的较高部位最佳 然电位呈箱状,自然伽马很低,为33~45mV,反映了 4)地层压力系数分布规律表明,凤河营、旧州 好的渗透性能,声波时差达260μs/m,声波孔隙度14%,固安、别古庄、中岔口压力系数低,对盖层要求不高, 大者达156% 易于成藏;而柳泉、王居、琥珀营、杨税务、廊东沙三 (5)产量高,苏20井该套产层日产油104t,天然气段地层压力系数高形成具一定储量规模天然气藏的难 219×10m3。 度大。如果高压区存在低压带,也应为有利的勘探区。 下第三系砂岩:目前发现的下第三系天然气藏埋深 一般小于2500m,处于早成岩阶段B期。砂岩颗粒间以3天然气成因类型 线接触为主,原生粒间孔较发育,其次为方解石溶解形 成的粒间溶孔,少量长石溶蚀形成的粒内溶孔。孔隙度 不同地区由于构造发育源岩母质类型和热演化过 32%~34.2%,平均20.4%,渗透率(0.02~11497) 程的差异,天然气成因类型千差万别,表现出明显的差 103μm2,平均46.8×10-3μm2。该套储集层的产能异性。根据天然气的组分、同位素组成和伴生轻烃等综 般可达到4×10m3以上 合判别标志,将冀中北部的天然气划分为6种类型 23良好的保存条件是天然气藏形成的保障 31生物成因气 冀中坳陷北部发育三套区域性盖层,其封存性能和 生物成因气指有机质演化早期阶段,微生物群体的 特点各不相同: 发酵和合成作用而形成的以甲烷气体为主的天然气廊 (1)石炭一二叠系本溪一山西组煤系具备较好的毛固凹陷在浅层已发现的40余口工业纯甲烷气流井中 2 01994-2007 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. htp: /hnnw. cnki ner© 1994-2007 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. http://www.cnki.net