陈家庄地区天然气成藏条件分析与气藏描述

天然气作为一种清洁优质能源和重要的化工原料，在21世纪能源结构中将占据重要的地位，被认为是世界能源发展最有前景的领域。在我国，加强天然气的勘探、开发和利用，对缓解我国原油需求过快增长给国家能源安全造成的巨大压力与有效改善我们赖以生存的环境、实现国民经济可持续发展有着重要意义。近二三十年来，全球范围内天然气的勘探与开发工作发展迅速，探明了一大批大中型气田（藏）。我国也非常重视天然气工业的发展，经过国家“六五”至“九五”的天然气科技攻关，我国天然气地学研究成果丰硕，天然气勘探开发成效显著，形成了探明储量快速增长、天然气年产量不断增加、发现大中型气田数量增多的大好局面。
天然气成藏研究，贯穿了天然气从生成、运移到聚集的整个过程，跨越漫长的历史年代，经历多期地质历史时期，研究难度大。因此，它是天然气地质学需要解决的重要基础问题之一，也是需要多学科协同攻关解决的科技难题。尽管国家“七五”、“八五”以及“九五”天然气重点科技攻关项目对其研究和应用有重要的进展，但随着我国天然气勘探进程的加快和勘探难度的加大，有关天然气成藏的研究显得越来越重要，亟待深入研究。
以天然气成因理论为主导的天然气地球化学已成为独立的学科分支，其研究主要表现在天然气同位素地球化学、天然气成因机理、天然气成因类型判识和气源对比等方面（戴金星等，1986,1989,1992；傅家谟等，1990；徐永昌等，1994）。天然气同位素地球化学中以天然气各组分（甲烷、C2-C5烃类、轻烃、二氧化碳）的碳同位素组成和稀有气体（主要是氦、氩）同位素比值研究进展最快，氢同位素组成进展次之。天然气成因理论的研究，从一元成气论（油型气理论）发展成为二元或多元（油型气和煤型气、无机和有机成气理论）。徐永昌等（1994）从成油与成气的地质地球化学特征对比入手，提出天然气成因的新模式——“多源复合、主源定型、多阶连续、主阶定名”。已形成了比较系统的中国天然气地质学基本理论（戴金星等，1992；徐永昌等，1994；冯福闿等，1995；王涛，1997），并在煤成气、生物—热催化过渡带气、非烃气、无机成因气及稀有气体地球化学等方面取得较大进展（徐永昌等，1994,1998；戴金星等，1995；刘文汇等，1998）。
天然气成因类型判识和气源综合对比是天然气成藏研究中基础内容，从天然气组分特征、同位素组成特点、伴生轻质（凝析）油特点、含油性多个方面，提出了天然气成因类型判识和气源综合对比指标（戴金星等，1989,1992；徐永昌等，1994；沈平等，1991；黄藉中，1991；张文正等，1997）。依据天然气化学组成、碳同位素组成及其与气体湿度之间关系来判识不同成因或不同成熟度天然气的混源问题也有进展（Jenden等，1993;Prinzhofer等，1995;Laughrey等，1998；陈安定等，1994,2000；夏新宇，2000；李贤庆等，2003）。蒋助生等（1999）建立了利用色谱/质谱（生物标志物）和单体烃同位素等分析，直接进行烃源岩和油气源对比的方法。
天然气运移和聚集是天然气成藏研究的核心内容，但该研究相对较为薄弱，也备受人们的关注，傅家谟等（1992）的《天然气运移、储集及封盖条件》、张义纲（1991）的《天然气的生成聚集与保存》、李明诚（1994）的《石油与天然气运移》、郝石生等（1994,1995）的《天然气运聚动平衡及其应用》和《天然气藏的形成和保存》、田世澄等（2000）的《论成藏动力学系统》、李剑等（2001）的《中国大中型气田天然气成藏物理化学模拟研究》、宋岩等（2002）的《天然气运聚动力学与气藏形成》等专著的出版，对天然气成藏研究推进了一大步。另外，近年来还加强了大中型气田天然气藏的形成条件、分布规律、主控因素和成藏模式方面的研究，也取得了可喜的进展（戴金星等，1997,2000,2003；徐永昌等，2000；宋岩等，2000；赵孟军等，2002）。
近10年来，天然气生成动力学、同位素分馏动力学和镜质体反射率（Ro）动力学的发展为天然气成藏定量研究提供了新的基础和手段，定量化描绘天然气的形成、运移和聚集历史，已成为天然气地质理论发展和资源精确评价的重要内容（Tang等，2000;Cramer等，2001；赵文智等，2004）。生烃动力学就是根据化学反应动力学原理，采用实验室中快速升温的热模拟方法，再现烃源岩在不同地质条件下生成烃类的过程。碳同位素动力学研究就是在生烃动力学研究的基础上模拟天然气形成过程中碳同位素的分馏规律。生烃动力学及碳同位素动力学方法将天然气生成、运移和聚集与盆地埋藏史、受热史有效结合起来，用来研究天然气生成与运聚成藏过程，目前已取得了一些重要成果（Tang等，2000;Cramer等，1998,2001;Lorant等，1998；刘金钟等，1998；卢双舫，1996；李贤庆等，2003,2004；帅燕华等，2003），为天然气成藏定量研究奠定了良好的基础。

(1)广泛发育异常超高压
1)川西地区须家河组是一个超大型的压力封存箱，在大的压力封存箱中，还存在多个超高压、高压异常带。新场气田上三叠统及以上地层纵向压力预测剖面图(图10-17)表明，须家河组内部存在多个超高压异常带，如须五段中部、须四段中上部、须二段顶部—须三段底部的超高压异常带，它既可以成为天然气成藏的良好封盖层，也是天然气运聚成藏的动力。

图10-16 川西坳陷新科1井雷口坡组气藏储层剖面图


图10-17 新场气田预测地层压力剖面图

(据苏永进等，2010)
2)受区域地质条件制约，川西坳陷上三叠统须家河组超高压区主要位于川西及川中西北部(压力系数1.80～2.10)，川西中部及川中腹地为大片超高压区、高压区(压力系数1.50～1.90)，龙门山山前带及龙泉山地区为正常压力区(压力系数1.05～1.10)(图10-18)。

图10-18 四川盆地上三叠统储层地层压力系数等值线图

(据徐国盛等，1999)
3)超压封存箱内压力体系比较复杂，各气藏压力系数变化特征不同(图10-19)。在纵向上从深部上三叠统原生气藏至浅部次生气藏从超高压—高压—近于常压的总变化趋势中有多个压力变化异常，李林涛等(2010)根据实测资料，总结了异常压力纵向变化的4种类型(图10-20)。

图10-19 川西坳陷上三叠统实测压力剖面图

(据李林涛等，2010)
4)须家河组高压封存箱是以生烃增压为主要升压机制，喜马拉雅期构造运动对原始高压封存箱的压力场只进行了调整、改造；箱内压力系数多高达1.80～2.00以上，箱外则以中等压力系数甚至正常压力系数为主。因此，须家河组含气异常高压封存箱与外界(上覆侏罗系)明显的压力差是区内煤成气初次运移和二次运移的主要动力。在岩层致密化之前，古高压能促使天然气由生烃凹陷向周缘作侧向运移，为形成诸如八角场大气田奠定了物质基础(王震亮等，2005)。

图10-20 川西坳陷上三叠统气藏压力类型图

(据李林涛等，2010)
(2)具多期成藏
区内须家河组储层中流体包裹体可划分为4个形成期次(许浩，2004)：第一期包裹体形成于三叠纪末期至中侏罗世沙溪庙期，均一温度为94～132℃；第二期包裹体形成于晚侏罗世中、晚期到早白垩世早期，均一温度为92～120℃；第三期包裹体形成于早白垩世至晚白垩世末期，均一温度为131～170℃；第四期包裹体形成于新生代，均一温度为138～188℃。4期包裹体形成期代表了地层中油气充注的4个阶段，表明区内多期构造运动导致油气的多期充注成藏(图10-21)：三叠纪末期至侏罗纪沙溪庙期，是区内上三叠统烃源岩的主生烃期，所生成的煤成烃主要向古构造、古隆起区运聚形成古油气藏，中坝油气田就是受印支期形成的古构造控制，后期受喜马拉雅期构造运动改造的实例。新场大型气田则受制于燕山期古隆起。晚侏罗世中、晚期到早白垩世早期，随着埋深加大，热演化程度的提高，演化成为具超高压特征的纯气藏；新生代的构造运动，是原生气藏的定型时期，并使深部超高压封存箱破裂，在侏罗系底部白田坝组至最上覆地层——上侏罗统蓬莱镇组和下白垩统，形成众多次生气藏。新851井须二段裂缝石英中有机包裹体分布具定向性，并较为富集，均一温度145°～150℃，为第三期—第四期成藏的产物，表明了新851井须二气藏开始形成于白垩纪，最终定型于喜马拉雅期。

图10-21 川西坳陷上三叠统及侏罗系气藏成藏史示意图

(据张莉等，2005)
(3)印支期以来形成的大型古隆起带是煤成烃运聚主要场所
区内在印支期及燕山期早期形成的古隆起、古构造在燕山早期、晚期都继承性的进一步发展，圈闭面积与闭合幅度进一步扩大，形成了具NEE走向的“三隆两凹”的古构造格局，为油气运移聚集提供了构造条件。
由于上三叠统煤成气源岩的主要生烃作用期与古隆起发育时期均为燕山中晚期。在燕山中晚期，区内隆起带顶部与凹陷带底部的高差一般约为500～800m，折算坡度为5°～9°，具备油气向隆起带富集的构造条件，并在古隆起上还存在若干个次一级的凸起，成为油气富集的最有利区。
目前已发现的大中型煤成气田都在古隆起带上及其斜坡区。所发现的气藏类型有古构造-成岩圈闭类型(如中坝须二段气藏)(图10-22)，古构造圈闭型(如平落坝气田须二气藏)、古构造-岩性圈闭型(如新场气田须二气藏和丰谷气田须四气藏)、古今叠合构造圈闭型(如大兴西气田须四气藏)等与古构造相关的气藏类型。也进一步说明古构造在区内气藏的成藏过程中起到的奠基作用，燕山期古隆起带决定了气藏的宏观展布。区内所发育的构造-岩性型(白马庙构造蓬莱镇组气藏)、构造-裂缝型(魏城特小型气田)及岩性型等与构造关系不密切的气藏(如拓坝场特小型气田)，主要发育在非古隆起区，以上覆次生气藏为主，气藏普遍很小，也佐证了古隆起、古构造对区内煤成气运聚、控藏的重要作用。

图10-22 川西中坝气田成藏事件图

(4)“须下盆”、“须上盆”组合成藏模式不同
区内“须下盆”和“须上盆”是性质不同的沉积盆地，其储聚条件及成藏期、成藏运聚方式不同。
“须下盆”成藏组合系统内的压力系数在坳陷区为异常高压，主生排烃高峰在晚三叠世中晚期至燕山早期。此时，须二段储层在须五段沉积末期孔隙度一般大于10%，储集条件相对较好。由于须三段沉积末的安县运动，须二段圈闭开始形成，利于油气的早期聚集成藏，印支期及燕山早期形成的古隆起是煤成气的有利运聚区。
“须上盆”成藏组合储集性明显优于“须下盆”，从储层沉积埋藏后到中侏罗世末期，储层孔隙度普遍大于20%；进入晚侏罗世后直到晚侏罗世末期，储集性能才逐渐变差，但孔隙度一般大于10%，仍具较好储集能力。
“须下盆”与“须上盆”气藏的主成藏期不同。
成藏组合具有不同特点，其成藏模式及成藏运聚方式也不相同。杨克明(2006)、苏永进等(2010)总结了“须下盆”成藏组合主要有高压驱赶运聚成藏模式(如新851井须二气藏)和低压吸拉运聚成藏模式(如平落坝气田须二气藏)；“须上盆”成藏组合主要有水溶气运移释放天然气成藏模式(如新882井须四上亚段气藏)和浮力顺优势通道输导天然气成藏模式(如川孝560井须四气藏)(图10-23)。

图10-23 川西坳陷上三叠统煤成气成藏模式图

(据苏永进等，有修改，2010)
不同成藏模式的地质特点是：在早期古构造之上叠加晚期“断而未破”的裂缝系统是高压驱赶天然气成藏模式富集高产的主控因素；充足的天然气源、开启的断裂、挤压构造的虚脱及地层剥蚀减压是低压吸拉天然气成藏模式成藏的关键；构造高点曾不断迁移变化、晚期抬升、储层物性较好的低幅度构造+岩性复合圈闭是水溶气运移释放天然气成藏模式的决定因素；优势运移通道上存在的有效圈闭是浮力顺优势通道输导天然气成藏模式成藏的关键。并明确指出不同成藏模式发育于不同的构造单元：在川西坳陷中部，燕山期断背斜的须二段主要发育高压驱赶天然气成藏模式；在龙门山前构造带，须二段主要为低压吸拉天然气成藏模式；在上三叠统生烃中心附近，低缓构造带的须四段上部发育水溶气运移释放天然气成藏模式；在优势通道上倾方向的须四段底部和中部主要为浮力顺优势通道输导天然气成藏模式。下部成藏组合的最佳配置时期是晚三叠世中晚期到中侏罗世末期，这一时期是该组合天然气聚集的有利时期，此阶段只要有圈闭形成，就有天然气规模聚集；上部成藏组合有利于天然气聚集的最佳配置时期是中侏罗世到晚侏罗世末期，由于该成藏组合有良好储层，因此在进入白垩纪之后，只要有圈闭发育和必备的通道条件，储层中仍可以聚集天然气。
(5)“次生气藏”主要发育在超高压区内
1)喜马拉雅期构造挤压作用产生的断裂、裂缝导致压力释放并扩大储集空间，促使流体沿断裂系统作垂向运移，窜流至上覆侏罗系形成“次生气藏”。因此，构造运动强度所导致的压力场演变对区域天然气运聚、气田(藏)空间分布有明显控制作用(图10-24)。

图10-24 龙门山山前带东西向构造变形分带剖面图


图10-25 川西坳陷新场气田蓬莱镇组次生气藏成藏事件图

2)次生气藏主要发育在超高压区内。在构造运动最强的龙门山前缘地带，封存箱体被破坏，压力被释放，气藏被破坏，没有工业价值的天然气产出；在梓潼凹陷西侧至成都凹陷的大部分区域内，是川西超高压主要分布区，箱内高压促使天然气向上运移形成次生气藏，以新场-丰谷古隆起区最发育，使超高压区内气层跨度很大，从埋深大于5000m的上三叠统至浅层＜300m下白垩统剑门关组，构成了上三叠统含煤岩系内的“原生气藏”与侏罗系中“次生气藏”的立体成藏格局和两个成藏特征不同的勘探领域。
3)幕式充注和爆发式烟囱效应是区内次生气藏形成的主要方式。印支运动以来，川西坳陷经历了多次构造运动，特别是在燕山晚期至喜马拉雅期，构造运动更为活跃，虽然多次运动以升降运动为主，但是发育了大量构造裂隙，使深部超高压封存箱多次破裂，须家河组原生气藏多次向上覆地层发生幕式充注，透过封盖层流入上覆层自流井组、沙溪庙组及更新的地层蓬莱镇组和白垩系，形成众多次生气藏，其流动速度很快，具爆发式及烟囱效应特点(图10-25)(王金琪，1997；谢泽华，2000；刘树根等，2005)。在新场气田，蓬莱镇组气层多达10余层，几乎在所有河道砂体中都发现了具工业价值的次生气藏，探明储量超过1000×108m3。这些次生气藏天然气碳同位素资料(表10-11)表明均系煤成气，源自上三叠统含煤岩系。
表10-11 川西拗陷侏罗系次生气藏碳同位素组成表


(据戴金星，2009)

图10-26 川西坳陷新场气田次生气藏形成模式图(烟囱作用)

(据刘树根等，2010)
4)喜马拉雅期的四川运动是川西坳陷气田形成定型最重要的构造运动。喜马拉雅期青藏高原的隆升，带动了松潘-甘孜褶皱带及龙门山造山带的继续隆升，川西坳陷也急骤隆升，在60Ma以来隆升了1.7～3km，其隆升速率为0.028～0.05mm/a(刘树根等，1995)。特别是在近10Ma以来，松潘甘孜褶皱带及龙门山造山带分别隆升了3～4km和5～6km，其隆升速率分别高达0.3～0.4mm/a和0.5～0.6mm/a(刘树根等，2010)，使区内早期形成的原生气藏破裂，天然气从异常高压封存箱中突涌而出，爆发式、快速地向上运移形成次生气藏(图10-26，图10-27)，成为区内次生气藏最主要形成时期。因此，喜马拉雅期的四川运动不仅是川西坳陷内构造圈闭最后形成与定型时期，也是区内天然气主要发生幕式充注和烟囱效应的主要时期，是区内原生气藏的最终定型和次生气藏形成与定型最重要的构造运动。
5)成藏主控因素总结。川西坳陷，紧邻龙门山复杂推覆构造带，晚三叠世以来，经历了印支—燕山—喜马拉雅多期构造运动作用，始终处于受盆缘山系隆升与挤压控制的被动沉降环境，煤成气成藏的主控因素比较复杂。形成大中型煤成气田的地质条件可简要概括为：充足的煤成烃源和较高的生气强度，大面积分布的巨厚储层，适时的古隆起和古斜坡以及类型众多的圈闭，优良的封盖保存条件，早期输导条件良好，后期有裂缝网络为通道。处于富煤成气凹陷及其周缘的隆起或区域斜坡是形成油气聚集带的基础，超高压异常是区内发育次生煤成气藏的最有利地区。

图10-27 川西前陆盆地流体的跨层流动和天然气爆发式成藏模式图(以平落坝气田为例)

(据刘树根等，2010)
1—气库区；2—流体运移方向；3—天然气初次运移方向；4—气显示；5—逆断层；6—现今上三叠统重组气藏；7—侏罗系有利砂体或气藏
现今所发现的煤成气田都位于，以孝新丰古隆起为主体的3个古隆起及其同缘，是川西坳陷煤成气田的主要分布区，其勘探前景以川西中段超压区为优。因为广泛发育类型众多的原生气藏与次生气藏，形成多区带、多类型、多层系，具有立体勘探的有利态势。孝新丰古隆起是一个近东西向大型隆起，形成时间早，继承性强，并且是区内燕山中晚期隆坳转变的枢纽带，具有规模大，幅度高，形变弱，分割少，整体性强，和聚气范围大特点的大型聚气带(马立元等，2009)。虽已发现了新场大型气田，但在东西两段仍有待进一步拓展，仍然是在川西坳陷寻找大型气田的有利地区。

李文涛　郭瑾　甘志红　李孝军　张波　杜莉莉

摘要　以陈家庄地区天然气的勘探开发实践为例，对控制天然气成藏的多种因素进行了系统研究，结合钻井、测井及化验资料，对沉积相进行了分类，并综合评价了储集层，指出河道充填亚相、河道边缘亚相砂体是该区天然气最有利的储集体。标定气藏形成的亮点，重点进行了振幅量化及识别技术攻关。追踪描述河流相的储气砂体，并应用于天然气产能建设。对陈家庄凸起北坡、陈南断裂带进行了资源预测，指出了该区天然气勘探开发的有利方向。

关键词　气藏　沉积相　亮点　标定　振幅量化　识别技术　勘探开发

一、引言

1999年在陈家庄地区首次利用三维地震资料，开发并应用三维气藏描述技术，对该区浅层气藏进行了滚动勘探开发，取得了显著效果。应用这套技术，描述了该区含气砂体的空间展布，相对于二维技术及其发现的孤立豆状气藏，在技术上有所创新和突破，完善、发展了浅层天然气藏综合勘探开发技术，提高了天然气产能建设项目的经济效益，对今后天然气藏的勘探开发具有重要的指导意义。

二、勘探开发概况

陈家庄凸起位于沾化凹陷和东营凹陷之间，基岩由太古宇、古生界和中生界组成，基岩面东高西低，中间发育一断沟。断沟中沉积了下第三系。凸起带顶部则由馆陶组、明化镇组层层超覆形成一大型披覆构造。凸起南部受陈南断裂控制，北部以多期不整合面与沾化凹陷相连，勘探面积约700km²。二维地震测网密度300m×300m，局部300m×600m，三维地震仅中部断沟处覆盖。油气勘探工作始于20世纪60年代，1973年钻探陈7井，发现馆陶组低产油流，随后钻探陈25、陈27井，在馆陶组的油层测试中发现气层，揭开了陈家庄地区天然气勘探的序幕。截至目前，共有14口探井获工业气流，发现三个含气区，探明天然气含气面积17.6k^m2，探明地质储量15.99×10⁸m³。

三、浅层气成藏条件分析

1.良好的气源

陈家庄地区南部和北部天然气具有不同特征，据天然气碳同位素特征分析（表1），

北部天然气δ¹³C₁大于－50‰，δ13C2小于－30‰，与渤南洼陷沙三段泥岩脱气和石油伴生气碳同位素值相近，推测北部天然气主要来自渤南洼陷；南部天然气δ¹³C₁小于－50‰，与利津洼陷沙三段石油伴生气碳同位素值十分接近，推测陈家庄油田南部天然气主要来自利津洼陷，因此该区具有双向气源的良好条件。

表1　陈家庄凸起天然气碳同位素特征表

2.温度、压力决定了天然气产状及分布

温度和压力是控制天然气相态的重要参数，其生成、运移至聚集成藏的全过程，始终受到温度、压力等环境条件的制约。济阳坳陷的天然气主要为石油伴生气，在高温高压条件下，天然气呈溶解状态赋存于石油之中，当油气以混相形式沿断层或不整合面向盆地上倾方向运移时，随着地温降低，地饱压差的减小，原来呈溶解状态的气体将从石油中脱离，成为游离态的气体；由于天然气远比石油活跃，其运移距离也比石油远得多，气藏的形成就是这些游离气体聚集的结果，一般表现为气顶气和气层气两种产状。陈家庄地区北部的勘探实践表明，馆陶组下段的气藏一般为气顶气藏，底部为稠油，油藏上方及侧上方的明化镇组发现大量气层气藏。

3.断层及不整合面是天然气运聚的主要通道

该区南部来自利津洼陷的油气主要以陈南断层及其伴生断层为运聚通道，经纵、横向运移、聚集至浅层成藏。

该区北部来自渤南洼陷的油气主要通过不整合面和断层，经纵向和横向运移、聚集至浅层成藏。

4.沉积相与储集层

该区上第三系沉积相的演化大致经历三个阶段，即馆陶组沉积早期冲积扇—辫状河发育阶段，馆陶组沉积中、晚期辫状河—低弯度曲流河发育阶段，明化镇组沉积早期高弯度曲流河发育阶段^[1]。

1）明化镇组沉积与储集层特征

明化镇组是该区最主要的含气层段。其顶部埋深约300m，底部埋深约1000m，厚度700m，整个地区变化不大，明化镇组上段泥岩十分发育，组成了区域性良好盖层。

（1）单井相分析

以陈气9井为例，明化镇组下部气层岩心资料表明，943.3～956.5m取心段由三期点砂坝叠置而成，单期点砂坝厚约2～4m，岩性为灰绿色泥质胶结粉细砂岩，顶部为紫红色泥岩，呈下粗上细的正韵律特征，自下而上层理序列依次为槽状交错层理、板状交错层理、波状交错层理。物性分析表明，这类砂层孔隙度高达25%～30%，空气平均渗透率达500×10^-3～22000×10^-3μm²，为该区最主要的浅层气储集层。

（2）河流相的划分及评价。

河道充填亚相　该亚相包括河道砂与点砂坝沉积。河道砂体平面上呈条带状。河道砂主要由细砂岩组成，自然电位曲线为箱形。点砂坝为一套正韵律的沉积，其下部为细砂岩或粉砂岩，其上部为堤岸或漫滩泥沉积，自然电位曲线为钟形。河道充填砂体孔隙度高，渗透性好，横向连通性较好，是有利的储集相带。该区钻遇气层厚度平均7m。

河道边缘亚相　河道边缘亚相包括决口扇、天然堤及漫滩沉积。砂体由砂岩及薄层泥岩组成，自然电位曲线为正向或对称齿形。其横向变化较大，决口扇和天然堤是有利的储集相带。该区钻遇气层厚度平均为5m。

泛滥平原亚相　该亚相主要由泥岩及薄层泥质岩组成，夹薄层砂岩，是较有利的储集相带。该区仅少数井钻遇泛滥平原亚相砂体，钻遇气层厚度平均为3m。

废弃河道亚相　该亚相主要为牛轭湖沉积，由泥岩及细砂岩组成，上覆厚层泥岩，是较好的储集相带。

结合该区现有资料，采用测井相分析方法，应用上述划分标准，对30多口气井进行了沉积相带划分。结果表明，储集层为河道充填亚相的占54%，河道边缘亚相占28%，泛滥平原亚相占13%，废弃河道亚相占5%。这一结果充分表明，河道充填和河道边缘亚相砂体是该区天然气最有利的储集相带。

2）馆陶组沉积及储集层特征

馆陶组气藏仅在凸起北坡分布，天然气产状多为气顶气。馆陶组沉积中、晚期，陈家庄地区属辫状河沉积体系，砂体类型包括河道充填砂体和河道边缘砂体。其中，河道充填砂体分布面积广，连通性好，储集层物性条件优越，孔隙度高达35%，渗透率为700×10^-3～10000×10^-3μm²；砂体之上被河道间沉积泥岩覆盖，构成了天然气藏的有利储盖组合。

5.气藏类型

（1）岩性气藏

这类气藏以河流相砂岩为储集层，平面上呈条带状，剖面上呈透镜状，该区气藏多属于这种类型。

（2）断层－岩性气藏

该类油气藏以河流相砂岩为储集层，砂体上倾方向受断层切割、遮挡形成气藏。

（3）背斜气藏

此类油气藏由断层下降盘逆牵引作用形成。目前，陈家庄地区仅陈14井气藏属于这种类型。

四、气藏的三维地震描述

1.资料情况

目前的陈家庄三维地震剖面主要针对凸起北坡下第三系的油层处理。对浅层（明化镇组和馆陶组上段）亮点反射^[2]，因气层反射波形被打散，低频现象不明显，直接分辨亮点比较困难。

由陈家庄三维地震剖面的处理流程，在高精度相干叠加之后，为了提高分辨率，在三维偏移基础上，又进行了高频补偿、高通滤波、振幅均衡等修饰性处理，而这些处理手段，对亮点的识别是极为不利的。

为此，对陈家庄三维叠前纯波带和偏移纯波带进行了部分修饰性处理。首先，为提高信噪比，改进相对振幅保持剖面的质量，进行宽频带滤波；其次，在偏移过程中尽量保持地震波的振幅和波形特征，采用波动方程偏移方法进行偏移。

2.亮点标定

亮点反射的标定是气藏描述的基础，主要通过合成地震记录进行。为了保证合成地震记录的质量，一般要从井的选择、测井曲线的选取、地震子波的提取等方面进行考虑。在选取测井曲线时不仅需要合成地震记录所必须的声波和密度测井曲线，而且为了解释储集层还应选入自然电位和电阻率曲线做参考，地震子波应从地震记录道上提取，合成记录在最终漂移、标定过程中，应保持标志层与亮点反射关系的确定、协调。

3.亮点解释

亮点标定之后，依据三维地震亮点（偏移）反射特征，设置反射层对亮点进行解释，计算机自动记录所解释亮点的振幅、时间等信息。

4.振幅量化

通过对该区多口已知气井所对应亮点的标定、分析，经振幅提取，将相对振幅值大于7000、亮点特征明显的强反射认为是气成亮点，由此编制全区主要河流的振幅量化图。振幅最强处为气井钻探的最有利位置。

5.亮点分析

亮点分析是为了消除与反射界面无关的因素所引起的振幅变化，使恢复处理后的反射振幅仅与反射界面的反射系数有关，利用反射波振幅的相对变化来反映地下的反射界面、反射系数的变化。经处理后的亮点剖面，亮点特征清楚、明显，但仅仅是相对振幅信息的反映，主要包括真振幅恢复、反褶积、动校正、水平叠加、偏移及宽频带滤波等六种处理程序[3]。

6.河道砂体追踪

河道砂体的追踪是以地震亮点的解释为基础，经合成记录标定后认为：亮点就是气层的反射，亮点波组的第一个反射波同相轴定义为亮点气藏的顶界；在三维偏移剖面上可看出，河道较窄，宽度为200～400m，部分河道宽仅100m，亮点呈水平线状反射结构，因此无需进行层拉平；应用时间切片图可观察到河道砂体平面及空间变化；应用三维可视化技术可观察河道充填砂体的三维立体展布情况。

7.气层厚度

在石油勘探中，有多种计算薄层油藏厚度的方法，但用于天然气计算气层厚度，误差较大，因此，一般是根据实际钻井资料结果来平均求取气层厚度。陈家庄地区气井单井钻遇气层厚度多为5～10m，在实际生产中，气层厚度均按实际资料（取5m）确定。

8.储量计算

采用容积法计算天然气地质储量。根据“陈家庄油田新增天然气储量报告”，明化镇组气层有效孔隙度取值30%，馆陶组有效孔隙度取值35%，含气饱和度取值60%；压力、温度根据由实测的地层压力、温度资料拟合的经验公式求取：

p=0.28961+0.00973h

t=21.66554+0.03093h

式中：p——地层压力，MPa；

h——埋藏深度，m；

t——地层温度，℃。

五、应用效果

应用这套技术，在陈家庄地区共部署天然气勘探开发井位26口，已完钻24口，21口井电测解释见气层，2口见油层，完成测试的19口井中17口获工业气流，钻井成功率达96%，比该技术应用前提高了15%，缩短了勘探开发周期，节约了资金，经济效益和社会效益十分显著。

1.陈家庄凸起北坡

六、资源潜力预测

1997～1999年，陈家庄地区天然气勘探开发的实践证明，该区是一个浅层气的富集区带，目前在陈家庄地区（含盐家及老区）已探明15.99×10⁸m³地质储量，基本可建成约40×10⁴m³/d的生产能力。通过对比分析，陈家庄地区东、西两段的北坡天然气勘探仍有较大潜力，预测资源量达20×10⁸m³。

2.陈南断裂带

该断裂带为陈南地区的主要断裂体系，是控制第三系沉积的近东西向断裂带。由于其活动时间长、强度大、切割多套烃源岩，断裂带内发育了一系列断块、断鼻等有利构造，又是油气聚集的最有利地带。预测其资源潜力为15×10⁸～20×10⁸m³。

七、结论

勘探实践证明，气藏三维描述技术是对浅层气藏综合勘探技术的丰富和发展，具有较高的推广价值。

陈家庄地区中浅层天然气资源极为丰富，预测资源量在100×10⁸m³以上，极具勘探潜力。

致谢　本文在编写过程中得到曹忠祥副总地质师、项希勇主任、柳忠泉副主任的指导，在此表示感谢。

主要参考文献

[1]王秉海，钱凯主编.胜利油区地质研究与勘探实践，东营：石油大学出版社，1991.

[2]杨云岭.“亮点”问题研究及在东营周边浅层气勘探中的应用.石油物探，1991,30(1).

[3]陆基孟主编.地震勘探原理.东营：石油大学出版社，1993.