Natural Gas Geoscience >

2021 , Vol. 32 >Issue 5: 623 - 632

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.12.004

Tight gas reservoir forming condition and resource potential in the lacustrine carbonate in the middle-deep layer of Shulu Sag of Jizhong Depression， Bohai Bay Basin

  • Rui-feng ZHANG , 1 ,
  • Ke-tong CHEN 2 ,
  • Jie-qiong ZHU 1, 3 ,
  • Xuan TANG 4 ,
  • Zhan-wen YU 2 ,
  • Yu-fei ZHANG 2 ,
  • Xu ZHAO 2 ,
  • Tao JIANG 2
Expand
  • 1. PetroChina Huabei Oilfield Company，Renqiu 062552，China
  • 2. Exploration and Development Research Institute，PetroChina Huabei Oilfield Company，Renqiu 062552，China
  • 3. Exploration and Development Research Center of PetroChina Southern Petroleum Exploration and Development Co. Ltd. ，Haikou 570216，China
  • 4. Key Laboratory of Shale Gas Exploration and Evaluation，Ministry of Land and Resources，China University of Geosciences，Beijing 100083，China

Received date: 2020-10-20

  Revised date: 2020-12-03

  Online published: 2021-04-27

Supported by

The China National Science & Technology Major Project(2016ZX05006-005-003)

the Science and Technology Innovation Fund Project of CNPC(2016D-5007-0106)

Fold

Highlights

The lower third member of Shahejie Formation （Es 3） was traditionally considered as the main source rock for oilfields in Shulu Sag， Bohai Bay Basin. The exploration practice of Huabei Oilfield Company showed the middle-deep conglomerate-marl lacustrine carbonate tight reservoirs have great potential of natural gas resources， which provides a new field and direction for exploration of natural gas in the oil-rich Bohai Bay Basin. There are conglomerate， marl and （calcareous） mudstone and other lithology developed in the lower Es 3 of Shulu Sag， and all of them have hydrocarbon generation potential， among which the laminar marls have the highest hydrocarbon generation ability and they are mainly distributed in sequences 2 to 3 in the central depression； the middle-deep reservoirs have extremely low porosity and ultra-low permeability， and their physical properties are not controlled by burial depth. The vertical and horizontal distribution of hydrocarbon reservoirs and their fluid properties in the sag are controlled by the thermal evolution degree of hydrocarbon source rock by hydrous pyrolysis experiments and exploration data. There is a successive change from tight oil to tight gas accumulation sequence from shallow to deep， including tight oil belt， oil-gas paragenesis zone and pure gas zone. The volume method and resource abundance analogy method are used to predict the natural gas resources of 672.1×108 m3 in Shulu Sag， and it is pointed out that the Jingu 11 well area in the central depression area is a favorable practical direction for the exploration of middle and deep natural gas.

Cite this article

Rui-feng ZHANG , Ke-tong CHEN , Jie-qiong ZHU , Xuan TANG , Zhan-wen YU , Yu-fei ZHANG , Xu ZHAO , Tao JIANG . Tight gas reservoir forming condition and resource potential in the lacustrine carbonate in the middle-deep layer of Shulu Sag of Jizhong Depression， Bohai Bay Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(5) : 623 -632 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.12.004

0 引言

致密油气是重要的非常规油气资源之一，也是各勘探老区未来重要的战略接替资源，在中国多个含油气盆地具有良好的资源前景和勘探潜力［1-4］。渤海湾盆地束鹿凹陷广泛发育细粒碳酸盐岩沉积，储层致密，钻井过程中常见高气测异常和油气显示［5-10］。2012—2014年中国石油华北油田公司在束鹿凹陷先后完钻了束探1H井、束探2X井和束探3井，取得了砾岩—泥灰岩致密油勘探的重大突破。束探1H井砾岩—泥灰岩段压裂试油，获得了原油243.6 t/d、天然气7.41×104 m3/d，至2017年该井关井，累计生产原油7 248.45 t，天然气134.1×108 m3，束探2X井、束探3井以及晋98井、晋古11井等老井在砾岩—泥灰岩段试油时，均有天然气产出，产气层段埋藏深度多在4 000 m以深，据统计，单井产气量的大小与试油井段埋藏深度成正比。束鹿凹陷虽然已见到天然气勘探的重要线索，但资源潜力和有利区带分布尚不清楚。本文通过重新梳理束鹿凹陷基本石油地质特征，对束鹿凹陷中深层砾岩—泥灰岩致密储层天然气成藏条件有了重新认识，指出了束鹿凹陷中深层湖相碳酸盐岩致密储层天然气的勘探潜力和方向。

1 区域地质特征

束鹿凹陷位于渤海湾盆地冀中坳陷南部，东邻新河凸起，西至宁晋凸起，北接深县凹陷，南至小刘村低凸起，整体为一个北东走向、东断西超的单断箕状凹陷（图1），勘探面积约为700 km2。在沙三段沉积早期，受凹陷内台家庄、荆丘2个古鼻状隆起控制，自北向南湖盆被分割成北、中、南3个水体不完全连通的洼槽。本文所研究的湖相砾岩—泥灰岩致密储层主要发育在中部洼槽区的沙三下亚段，也是目前束鹿凹陷致密油气勘探的主要层系［10］。
图1 束鹿凹陷构造和井位分布

Fig.1 Sructure and well location distribution of Shulu Sag

沙三下亚段沉积时期，束鹿凹陷周缘的碳酸盐岩古隆起作为主要的物源区，为湖盆提供了丰富的碳酸盐岩碎屑物质。受盆外和盆内机械搬运再沉积的作用，盆内沉积物中碳酸盐岩和陆源碎屑岩均有发育，岩性总体复杂，主要出现扇三角洲砾岩、滑塌扇砾岩和半深湖—深湖相泥岩、泥灰岩等多种岩性。在湖盆北部洼槽区主要为钙质泥岩、砂岩沉积，中部洼槽区主要为多期叠置的碳酸盐砾岩、巨厚泥灰岩交互沉积，南部洼槽区以膏盐岩为主。
为了更精细地明确砾岩、泥灰岩储层的空间配置关系，张锐峰等［6］将沙三下亚段划分为5个三级层序（图2）。扇三角洲砾岩主要分布在中部洼槽区斜坡带的层序一（SQ1）和层序二（SQ2），具有厚度大、局部连续、多期叠置的分布特征；滑塌扇砾岩主要分布在西部斜坡带、东部陡坡带和深洼区边缘，在层序二—层序五（SQ2—SQ5）均有分布，具有厚度薄、不连续、孤立分布的特征；在中部深洼区则沉积了巨厚的泥灰岩，泥灰岩埋深一般大于3 000 m，厚度为200~1 200 m。
图2 束鹿凹陷沙三下亚段层序划分及连井对比（连井位置见图1）

Fig.2 Sequence division and connecting well comparison of lower Es 3 of Shulu Sag （well location shown in Fig.1）

2 中深层天然气成藏条件

2.1　气源岩特征

束鹿凹陷中南洼槽沙三下亚段发育有砾岩、泥灰岩、（灰质）泥岩等多种岩性。通过对不同岩性共845块样品统计结果分析（图3），不论是泥灰岩还是砾岩，平均TOC值均大于0.5%，反映整个沙三下亚段均具有生烃能力。这主要是由于碳酸盐岩中有机质往往与基质矿物或黏土以络合—复合的形式存在，在砾岩填隙物中同样存在这些富含有机质的基质成分。束鹿凹陷沙三下亚段泥灰岩分布最为广泛，TOC值多在1.0%~4.0%之间，部分TOC值可达7.0%以上，是研究区内主要烃源岩。其中纹层状泥灰岩平均有机碳含量最高，纵向上主要分布在层序二和层序三，平面上环洼分布，在洼槽中心厚度最大，是有利烃源岩。
图3 束鹿凹陷沙三下亚段不同岩性与平均TOC关系

Fig.3 Plot of relation between various lithology and average TOC of lower Es 3 of Shulu Sag

束鹿凹陷有机质类型以Ⅱ1型为主，包括部分Ⅱ2—Ⅲ型有机质。从束鹿凹陷烃源岩有机质成熟度与埋深、含油饱和度指数OSI（S 1 /TOC）关系来看（图4），埋藏深度在3 300 m左右（R O≈0.5%，T max≈435 ℃，OSI≈100 mg/g），生成的烃类已满足有机质的吸附与溶胀作用［11-12］，开始排烃。在深度4 000 m左右，R O值约为0.75%时，对应主生油窗，达到生烃高峰，同时有原油伴生气产出。在埋深超过4 200 m，R O值达到0.9%以后，产气量显著增加，至深度达4 500 m左右，对应R O值约为1.1%，T max值约为460 ℃，烃源岩热演化进入凝析油气—湿气演化阶段，开始大量排出气态烃。
图4 束鹿凹陷有机质热演化程度与含油饱和度指数OSI关系

Fig.4 Plot of relation between the degree of thermal evolution of organic matter and OSI of Shulu Sag

2.2　储集层特征

束鹿凹陷沙三下亚段储层主要包括泥灰岩储层和砾岩储层两大类。根据结构构造、岩石成分，泥灰岩类包括块状泥灰岩和纹层状泥灰岩，砾岩类可分为颗粒支撑砾岩和杂基支撑砾岩。前人［8-10］研究认为纹层状泥灰岩和颗粒支撑砾岩是致密油气储层的优势岩性。结合岩心实物观察和荧光薄片观察（图5），油气主要赋存于纹层状泥灰岩层理缝和颗粒支撑砾岩粒间孔、溶蚀孔、贴砾缝、构造缝之中。纹层状泥灰岩在束鹿凹陷分布较为广泛，厚度大，研究区内多口探井均有钻遇，初步预测分布面积达200 km2，累计厚度一般在50~200 m之间［8］，微纳米级孔隙发育，含油气性主要受有机质丰度和成熟度控制。
图5 束鹿凹陷沙三下亚段致密储层岩心和荧光薄片含油特征

（a）束探3井，3 671.5 m，泥灰岩层理面含油；(b)束探1H井，4 206.6 m，纹层状泥灰岩，层理缝含油，荧光；(c)晋98X井，4 006.4 m，颗粒支撑陆源砾岩，白云石晶间孔含油，荧光；(d)束探3井，4 264.7 m，砾岩裂缝含油；(e)晋94X井，3 543.2 m,颗粒支撑陆源砾岩，颗粒边缘溶蚀缝含油，荧光；(f)束探1H井，4 035.6 m,颗粒支撑陆源砾石，白云石晶间溶蚀孔含油，荧光

Fig.5 Tight reservoir core and fluorescent slice oil-bearing characteristics of lower Es 3 of Shulu Sag

颗粒支撑砾岩主要分布在束鹿凹陷的西部斜坡带、东部陡坡带和洼槽周缘断裂附近多期次滑塌扇近端或冲积扇扇根部位［10］，纵向累计厚度也较大。实钻证实该类砾岩含油性较好，并且储层碳酸盐矿物含量一般在80%以上，压裂改造效果较好。这2类储层中油气多为原位成藏或近距离运移成藏［7］，裂缝是油气主要渗流通道。
束鹿凹陷沙三下亚段岩石总体致密，储集性能较差，泥灰岩储层孔隙度主要分布在0.5%~2.5%之间，砾岩储层孔隙度主要分布在1.0%~5.0%之间，二者渗透率一般都小于10×10-3 μm2，主要为特低孔特低渗储层。储层物性主要受岩石成分、岩石结构、有机质丰度与成熟度以及裂缝发育程度等因素综合控制［9-10］。从岩石密度、孔隙度及渗透率与深度的交会图可以看出（图6），相同岩性岩石密度、孔隙度和渗透率对深度的变化均不敏感，储层物性不受埋深的控制。束鹿凹陷沙三下亚段地层埋深基本超过3 000 m，已达到或接近压实和压溶作用发生的极限，压实和压溶作用已导致原始孔隙度降至最低。因此，从孔隙度与渗透率的剖面图上没有明显的随深度的变化规律。
图6 束探3井岩石密度、孔隙度和渗透率与深度关系（洗油后）

Fig.6 Plog of relation between rock density, porosity, permeability and depth of Well Shutan3（after flushed）

目前束鹿凹陷没有钻遇纯产气层井，已钻井试油多为油气同出，尚无法区分含气储层和含油储层物性差别。但据已有岩心测试资料来看，束鹿凹陷沙三下亚段碳酸盐岩储层在3 500 m以深已经十分致密，预测4 000 m以深中深层，即使有因生烃高峰产生的异常高压缝改善局部储层物性，但总体物性应该与致密油储层差别不大。

2.3　保存条件

束鹿凹陷潜在致密气藏主要分布在洼槽区埋深在4 200 m以深，储集空间主要为SQ1—SQ2层序扇三角洲砾岩、滑塌扇砾岩和纹层状泥灰岩，岩性致密，多为原地成藏或近源成藏，在SQ3—SQ5层序存在巨厚的块状泥灰岩可作为区域盖层。断裂发育对油气藏的保存有重要影响，在台家庄、荆丘、西斜坡高部存在的断裂复杂带，对油气藏保存不利，洼槽区内断裂几乎不发育，是有利的成藏区带。

3 束鹿凹陷致密油气特征与成藏模式

3.1　天然气特征

束鹿凹陷3口致密油重点探井束探1H井、束探2X井和束探3井试油层段均有天然气产出（表1）。随埋藏深度增加，试油产气量增加，原油密度、黏度和胶质沥青质比重降低，天然气中甲烷比重也随之增加，但重烃气含量普遍在20%~50%之间，其中iC4/nC4值明显小于1，属于典型的石油伴生气或凝析油伴生气特征。
表1 束鹿凹陷试油层段原油性质和天然气组分

Table 1 Crude oil properties and gas composition of test formation of Shulu Sag

井号 取样井段/m 垂深/m 原油分析结果
密度/(g/cm3) 20 ℃黏度/(mPa·s) 凝固点/℃ 含蜡/% 含硫/% 沥青质胶质/%
束探1H 4 832.768~4 973.0 4 580~4 650 0.829 4.433 33 22.95 0.18 7.25
束探1H 4 832.768~4 973.0 4 580~4 650 0.831 4.627 35 20.9 0.19 8.05
束探1H 4 832.768~4 973.0 4 580~4 650 / / / / / /
束探1H 4 620~4 953.181 4 462.7~4 636.5 0.826 3 4.095 33 18.87 0.16 8.5
束探1H 4 620~4 953.181 4 462.7~4 636.5 0.826 8 3.919 33 24.2 0.15 6.4
束探1H 4 620~4 953.181 4 462.7~4 636.5 / / / / / /
束探2X 3 685.00~4 947.275 3 632~4 000 / / / / / /
束探2X 3 685.00~4 947.275 3 632~4 000 0.895 8 16.04 40 20.05 0.79 25.95
束探2X 3 685.00~4 947.275 3 632~4 000 0.874 4 16.04 35 21.5 0.57 30.05
束探2X 3 685.2~4 947.275 3 632.14~4 000 0.872 4 10.75 34 15.3 0.48 23.55
束探2X 3 685.2~4 947.275 3 632.14~4 000 / / / / / /
束探2X 3 685.2~4 947.275 3 632.14~4 000 / / / / / /
束探3 4 057.0~4 321.0 4 057.0~4 321.0 0.878 4 11.96 31 15.45 0.52 21.2
束探3 4 057.0~4 321.0 4 057.0~4 321.0 0.892 4 30.91 36 15.15 0.49 22.45
束探3 4 057.0~4 321.0 4 057.0~4 321.0 0.892 4 30.91 36 15.15 0.49 22.45
束探3 4 057.0~4 321.0 4 057.0~4 321.0 / / / / / /
束探3 4 057.0~4 321.0 4 057.0~4 321.0 / / / / / /
井号 取样井段/m 垂深/m 天然气分析结果/%
甲烷 乙烷 丙烷 异丁烷 正丁烷 异戊烷 正戊烷 氮 二氧化碳
束探1H 4 832.768~4 973.0 4 580~4 650 81.77 7.41 4 0.72 1.27 0.44 0.46 0.19 3.6
束探1H 4 832.768~4 973.0 4 580~4 650 80.53 7.2 4.13 0.82 1.54 0.62 0.59 0.26 3.43
束探1H 4 832.768~4 973.0 4 580~4 650 81.92 7.15 3.92 0.77 1.39 0.49 0.47 0.22 3.48
束探1H 4 620~4 953.181 4 462.7~4 636.5 80.9 7.37 3.85 0.64 1.09 0.29 0.27 0.19 5.34
束探1H 4 620~4 953.181 4 462.7~4 636.5 81 6.46 3.55 0.78 1.51 0.5 0.57 0.34 5.26
束探1H 4 620~4 953.181 4 462.7~4 636.5 81.28 7.15 3.83 0.76 1.31 0.43 0.39 0.28 4.49
束探2X 3 685.00~4 947.275 3 632~4 000 55.29 3.88 4.35 0.78 1.61 0.45 0.39 0.44 32.76
束探2X 3 685.00~4 947.275 3 632~4 000 55.2 3.89 4.31 0.7 1.58 0.5 0.44 0.34 32.92
束探2X 3 685.00~4 947.275 3 632~4 000 54.79 3.9 4.46 0.74 1.76 0.58 0.49 0.3 32.87
束探2X 3 685.2~4 947.275 3 632.14~4 000 64.24 6.58 4.96 0.6 0.91 0.11 0.04 0.02 22.51
束探2X 3 685.2~4 947.275 3 632.14~4 001 62.13 4.44 3.25 0.43 0.62 0.07 0.04 0.03 28.96
束探2X 3 685.2~4 947.275 3 632.14~4 002 63.02 5.68 3.39 0.39 0.65 0.11 0.07 0.15 26.49
束探3 4 057.0~4 321.0 4 057.0~4 321.0 58.9 7.75 6.63 0.79 2.25 0.56 0.73 0.12 21.75
束探3 4 057.0~4 321.0 4 057.0~4 321.0 59.26 7.69 6.53 0.77 2.28 0.59 0.76 0.09 21.62
束探3 4 057.0~4 321.0 4 057.0~4 321.0 60.14 7.62 6.19 0.73 2.08 0.5 0.61 0.11 21.75
束探3 4 057.0~4 321.0 4 057.0~4 321.0 58.53 7.58 6.49 0.8 2.32 0.65 0.86 0.09 22.1
束探3 4 057.0~4 321.0 4 057.0~4 321.0 58.17 7.59 6.37 0.83 2.34 0.67 0.78 0.09 22.29

3.2　天然气生成过程模拟

选取束鹿凹陷西斜坡晋100井沙三段泥灰岩样品开展半封闭系统热压模拟实验，模拟实验参数设置见文献［13］。样品初始有机质丰度达到2.07%，氢指数（I H）为763 mg/gTOC，T max值为434 ℃，基本上为未成熟优质烃源岩。实验结果表明，随模拟温度的升高，单位有机质产出气量明显升高，模拟温度从325 ℃升至370 ℃，生成烃气量从8.5 mg/gTOC升至37.2 mg/gTOC［图7（a）］。但是在模拟温度达到350 ℃以后，气体的产量有了明显的加速升高趋势，各种气体组分量体积也都增加，甲烷比重增加最快［图7（b）］。不同的烃产物变化规律反映［图7（c）］在350 ℃以前，主要为生油窗阶段，源内滞留烃与烃源岩排烃量同步增加，储层内主要为致密油资源。在350 ℃以后（对应R O值约为0.8%，深度约为4 100 m），烃源岩内滞留烃丰度达到最高，重烃组分开始减少，轻烃组分开始增加，同时原油伴生气产量开始增加，生产原油油质向凝析油转化。在360~370 ℃之间（对应R O值约为1.1%~1.5%，埋深为4 500~5 000 m），基本上对应湿气窗阶段，排烃量较大，烃气排放量增加很快，而源内滞留油量降低，气油比高。结合成熟度与埋深关系分析认为，在束鹿凹陷4 000~4 500 m埋深是致密油气共生带，以油为主；超过4 500 m埋深，气产量逐渐增加，5 000 m以深主要为产湿气带。
图7 晋100井样品生排烃模拟产气量随温度变化趋势

Fig. 7 The variation tendency of hydrocarbon generation and expulsion simulate gas production with temperature of Well Jin 100 samples

3.3　致密油气成藏模式

束鹿凹陷致密油与天然气并存的格局主要受烃源岩热演化程度控制。从斜坡内带到洼槽区，在纵向上具有致密油带、油气共生带、纯气带3个“油、气成藏序列”（图8）。在4 000 m以浅，束鹿凹陷沙三下亚段主要为自生自储“源储一体”、近源运移“源储共生”的砾岩—泥灰岩致密油成藏模式。泥灰岩型致密油成藏的关键在于其有机质丰度、热演化程度等生烃指标，而砾岩型由于其本身总体生烃能力较弱，其成藏的关键在于是否存在构造裂缝作为油气运移通道沟通邻近生油岩。在4 000~5 000 m深度范围内主要为油气共生带，4 500 m以浅储层含气量相对较少，仍以砾岩—泥灰岩致密油藏为主，气产物多为原油伴生气；4 500~5 000 m随有机质热演化程度升高，原油中轻烃组分增加，部分裂解为气态烃产物，气油比也相应增高。埋深超过5 000 m为纯气带，该深度以深有机质演化基本进入高—过成熟阶段，主要生成湿气，是砾岩—泥灰岩致密储层天然气规模发育的深度界限。5 000 m以深埋深的富有机质泥灰岩主要分布在洼槽区SQ1—SQ3层序，这些有机质热演化过程中会形成大量的有机质孔隙，并且演化过程中释放的有机酸等物质形成的酸性流体会溶蚀碳酸盐矿物形成溶蚀孔隙［14］，另外随生烃作用的增强，地层深部由于生烃增压作用的影响会形成异常高压缝，这些孔隙都是深层天然气有利的储集空间。
图8 束鹿凹陷致密油气成藏模式

Fig.8 Tight oil and gas accumulation model of Shulu Sag

4 资源潜力和有利勘探方向

4.1　资源潜力分析

国内外致密储层天然气资源评价方法常用的有成因法、体积法和资源丰度类比法。本文研究中采用体积法预测束鹿凹陷中深层（4 500 m以深）泥灰岩天然气资源量为448.3×108 m3，采用资源丰度类比法，与鄂尔多斯盆地榆林气田、四川盆地合川气田及国外典型致密砂岩气田进行类比评分，预测束鹿凹陷沙三下亚段中深层致密砾岩储层天然气资源量为223.8×108 m3，预测累计天然气资源量为672.1×108 m3，具有较大勘探潜力。

4.2　有利勘探方向

依据单井统计有机碳含量大于2.0%的砾岩—泥灰岩储层段厚度进行插值成图，并与镜质体反射率（R O）分布等值线叠合（图9）。可见从斜坡带向洼槽区优质烃源岩（TOC>2.0%）厚度逐渐增大，有机质热演化程度随埋深也逐渐升高。在斜坡内带到洼槽区周缘，优质烃源岩厚度大于30 m，R O值在0.7%~1.1%之间的地区是致密油有利区，分布面积约为160 km2；在中、南部洼槽区R O>1.1%深洼区范围内，是深层天然气有利区，分布面积约为80 km2。据以往钻探经验，砾岩体的储层物性和可压裂性相对好于泥灰岩，因此在天然气勘探方向的选择上可考虑采用直井方式同时钻遇厚层砾岩和富有机质泥灰岩，通过分层体积压裂改造形成交错缝网，提高单井采油气效果。
图9 束鹿凹陷中南部沙三下亚段致密油气有利区带分布

Fig.9 Favorable zone distribution of tight oil of lower Es 3 in central and southern Shulu Sag

位于洼槽区的晋古11井是1988年完钻的一口老井，只钻遇沙三下亚段SQ5层序，在纹层状泥灰岩和砾岩中见到良好油气显示，地层测试显示该井沙三下亚段地层压力系数达到1.4，在4 266~4 374 m之间井段试油中，见少量油气同出。束鹿凹陷沙三下亚段砾岩储层具有高电阻、低声波、低伽马值的测井响应特征，纹层状泥灰岩具有中高电阻、高声波、中伽马值的测井响应特征［15］；在地震剖面上，滑塌扇砾岩储层具有单个、不连续、中强反射特征，扇三角洲砾岩具有连续、多期叠置、中强—强的反射特征。利用致密储层地球物理响应特征，结合地震反演和属性预测，在晋古11井区SQ1—SQ5层序落实砾岩体甜点8个，叠合面积达70 km2，泥灰岩地层厚度在800~1 000 m之间，预测优质烃源岩（TOC>2.0%）厚度大于150 m，成熟度参数R O值为0.7%~1.3%，中深层天然气成藏条件有利。该井区埋藏深度4 500 m以下的SQ1—SQ2层序砾岩—泥灰岩储层是中深层天然气勘探的有利现实方向。

5 结论

（1）束鹿凹陷沙三下亚段广泛发育砾岩—泥灰岩致密储层，致密油、气藏并存。地层整体具有生烃能力，其中纹层状泥灰岩生烃能力最强，主要分布在中部洼槽区层序二—层序三；储层物性不受埋深控制，为特低孔特低渗储层。
（2）烃源岩热演化程度控制凹陷内油气的纵向分布，由浅到深形成致密油带、油气共生带、纯气带递次变化的“致密油、气成藏序列”。热压模拟实验预测埋深4 000 m以浅，主要为致密油带；4 000~5 000 m为油气共生带，5 000 m以深主要为纯气藏带。
（3）利用体积法和资源丰度类比法预测束鹿凹陷中深层天然气资源量为672.1×108m3，中部洼槽区晋古11井区是中深层天然气勘探的有利现实方向。

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