1、美國阿巴拉契亞盆地中部下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的特性、成因和開采特征摘要阿巴拉契亞盆地下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的低滲透性砂巖覆蓋面積達(dá)45，000mi2（117，000平方公里），并且可能儲集了多達(dá)30萬億立方英尺的可采天然氣資源。主要的儲集層包括"Clinton"組砂巖和Medina組砂巖。另外30，000mi2（78，000Km2）的與Tuscarora砂巖對應(yīng)的地層增加了下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的面積。自1880年以來，Clinton/Medina油藏已經(jīng)開采出大約8.7萬億立方英尺的天然氣和4億桶原油。下志留統(tǒng)地區(qū)的油氣藏東部主要是一個盆地中心的天然氣藏。然而，其西部是一個常規(guī)油氣藏

2、，并且具有盆地-中心聚集的復(fù)合特征。盆地-中心油氣藏具有普遍的含氣飽和度、束縛水飽和度，通常流體壓力很低。與此相反，復(fù)合-常規(guī)油氣藏具有較普遍的含油氣飽和度、更高的流動水飽和度，以及正常和異常低流體壓力。復(fù)合-常規(guī)油氣藏中的高流動水飽和度為盆地-中心天然氣形成了上傾圈閉，造成一個寬廣的轉(zhuǎn)換帶，約幾十英里寬，并且具有底部單元油藏類型的特征。盡管盆地-中心氣藏的Tuscarora砂巖部分普遍飽和天然氣，其主要的組成砂層孔隙度和滲透率都很低。Tuscarora砂層中的商業(yè)性氣田聚集在天然斷裂的、錯斷背斜中。下志留統(tǒng)油氣藏的成因包括：（1）奧陶紀(jì)黑色泥巖中油氣的生成；（2）在上覆1000-ft（305

3、-m）厚的奧陶紀(jì)泥頁巖層中的垂向運(yùn)移；（3）油-氣轉(zhuǎn)化過程中產(chǎn)生的異常高壓；（4）超壓氣體造成的流動孔隙水的沿上傾方向的位移；（5）盆地中心遍布的天然氣圈閉；(6)造山期后期的抬升和剝蝕，造成氣體滲漏和流體壓力明顯降低。預(yù)計Clinton/Medina砂巖中的遠(yuǎn)景天然產(chǎn)氣量主要來自盆地中心的油氣藏。Tuscarora砂巖含有額外的天然氣資源，但是典型的低儲層孔隙度和滲透率以及低能（在英國熱力單元中）天然氣存在的可能性減少了勘探天然氣資源的方法。引言阿巴拉契亞盆地中部覆蓋了俄亥俄州、賓夕法尼亞州、紐約和加拿大安大略省的絕大部分，被圈閉在下志留統(tǒng)的石油和天然氣在阿巴拉契亞盆地中部形成了油氣藏（圖1

4、）。在下文中，我們把提到的這個油氣藏和下志留統(tǒng)的油氣藏(LSAR)進(jìn)行了對比。下志留統(tǒng)油氣藏的主要儲集層包括俄亥俄州中的"Clinton" 和Medina砂巖層、Grimsby砂巖層（或地層水）和賓夕法尼亞州、紐約和加拿大安大略省南部Medina群組的渦流(Whirlpool) 砂巖層（圖2）。在此處簡略提到的這些儲層單元被認(rèn)為是Clinton/Medina砂巖儲集層。Tuscarora砂巖，與賓夕法尼亞州的西中部地區(qū)、西弗吉尼亞州Clinton/Medina砂巖層對應(yīng)的地層，在這被概括成下志留統(tǒng)油氣藏（LSRA）中的次要的天然氣儲層（圖1，2）。從19世紀(jì)80年代晚期到2

5、000年，下志留統(tǒng)油氣藏的Clinton/Medina部分已經(jīng)開采出大約8.7萬億立方英尺的天然氣和4億桶原油。整個1995年，Tuscarora砂巖層累計產(chǎn)氣量可達(dá)28萬億立方英尺。因為在天然氣開采策略中107剖面下部在致密構(gòu)造中開采天然氣的壓力，自1980年以來Clinton/Medina砂巖層的開采量大約占累計產(chǎn)氣量的40%。在下志留統(tǒng)油氣藏中，天然氣是主要的烴類相態(tài)。對整個油氣藏來說，氣/油比（GOR）大約是22000立方英尺標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的天然氣/桶原油。正如下志留統(tǒng)油氣藏的東部范圍內(nèi)已經(jīng)探明和開發(fā)的情況一樣，相對于油相，天然氣相越來越占優(yōu)勢。下志留統(tǒng)油氣藏的東部絕大多數(shù)由天然氣藏組成，

6、Davis(1984),Zagorski(1988,1991,1999),Law和Spencer（1993）認(rèn)為下志留統(tǒng)油氣藏西部是盆地中心（深盆）天然氣藏。正如本文中所引用的，盆地中心天然氣藏是一個區(qū)域性展布、具有普遍的含氣飽和度并且通常很厚的區(qū)帶，而這些特征一般出現(xiàn)在很深的沉積盆地中心部位的低滲透性巖石中（Law和Spencer，1993；Law，2000）。與絕大多數(shù)的深盆氣藏不同，這個油氣藏與中等數(shù)量的原油有關(guān)，尤其是在俄亥俄州的東部。圖1 阿巴拉契亞盆地中部下志留統(tǒng)油氣藏和構(gòu)造特征指數(shù)圖一般來說，和盆地中心天然氣相關(guān)的術(shù)語有深盆氣、鉆屑天然氣和致密構(gòu)造天然氣。Masters和Davi

7、s認(rèn)為”深盆氣”是“盆地中心天然氣”的同義詞。因為Law(2000,2003)的努力，目前，“盆地中心天然氣”這個詞已經(jīng)得到大家的廣泛認(rèn)可。鉆屑天然氣藏是在盆地規(guī)模上遍布的天然氣藏，并沒有受到流體動力的顯著影響。評價不連續(xù)油藏面積和個數(shù)的標(biāo)準(zhǔn)方法并不適用于這種氣藏。“盆地中心天然氣”這個詞要比“鉆屑天然氣”這個詞好，因為它指出了油氣藏的地質(zhì)背景。聯(lián)邦能源管理委員會的調(diào)查顯示，根據(jù)調(diào)控目的，致密地層天然氣構(gòu)造的首要必備要素是，平均原地滲透率必須等于或小于0.1md。然而，正如Spencer和Dutton等所描述的，許多致密性（低滲透性）儲層并沒有處在盆地中心的位置。下志留統(tǒng)地區(qū)的油氣藏中被石油和

8、天然氣充注的西部和中央部分，是常規(guī)油氣藏和盆地中心油氣藏混雜的復(fù)合油氣藏。其儲層具有更高的滲透率，其含水飽和度實質(zhì)上高于束縛水的飽和度。根據(jù)US.Geological Survey Natioanal Oil and Gas Resource Assessment Team（1995），常規(guī)油氣藏是不連續(xù)的沉積，經(jīng)常以沿下傾方向的水深接觸面為界限。通過采用傳統(tǒng)發(fā)展的實踐方法，可以將油氣提取出來。此后，西部和中央部分被指定為下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的復(fù)合常規(guī)油氣藏，并且著重強(qiáng)調(diào)其轉(zhuǎn)換特征（圖1）。對于下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的盆地東部和深盆部分，總的勘探趨勢明顯表明，下志留統(tǒng)地區(qū)的氣藏的油氣儲量的未來額外補(bǔ)

9、充和未發(fā)現(xiàn)的油氣資源主要來自盆地中心部分。因為這一勘探趨勢對于未來國內(nèi)能源供應(yīng)具有極其重要的意義，所以更好的了解這種含油氣系統(tǒng)的基本條件、烴類的生成和圈閉過程是很必要的。而且，在阿巴拉契亞山盆地這個例子中所學(xué)到的事實和概念，與它漫長的勘探歷史和眾多數(shù)據(jù)相結(jié)合有助于鑒別和表征國內(nèi)其它的盆地中心天然氣藏。除此之外，對于國際上那些尚未發(fā)現(xiàn)或正處在早期勘探開發(fā)階段的油氣藏，也有助于對其進(jìn)行鑒別和表征。在本文中，我們記錄和解釋了下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的地質(zhì)學(xué)的、地球化學(xué)的和地球物理的屬性，這些屬性可能控制了油氣藏的成因要素。特別是，我們把目光集中在了下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的盆地中心天然氣部分，以及和它相鄰的復(fù)合

10、常規(guī)油氣部分。最后，我們討論了沿著下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏部分開采天然氣過程中的變異性，以及對天然氣資源進(jìn)行更加精確評價的重要性。圖2 下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中尼亞加拉統(tǒng)區(qū)系巖石（下志留統(tǒng)和上志留統(tǒng)）以及相鄰的上奧陶紀(jì)和上志留紀(jì)巖石的相關(guān)對比圖 沉積和構(gòu)造背景下志留統(tǒng)砂巖的沉積體系是一個碎屑楔形體（磨拉石），這是在Taconic壓實和抬升運(yùn)動的末期形成的（Yeakel，1962）。從東南到西北，碎屑楔形體的厚度逐漸減小，顆粒體積和砂巖層/泥巖層比也逐漸減小（Yeakel，1962；Knight，1969）。沿著碎屑楔形體，從近源東部的河流、海灣和內(nèi)陸海相陸棚到遠(yuǎn)源西部的開闊海陸棚和潮汐控制的海岸線，沉積

11、環(huán)境有很大的變化（Cotter，1982；Brett等人，1990；Castle，1998）。在它們的西部和西北部范圍內(nèi)，下志留統(tǒng)砂巖尖滅到外濱的海相泥巖、頁巖和碳酸鹽巖中(Knight,1969; Brett等人，1990；Castle，1998）。在賓夕法尼亞州中部和西弗吉尼亞州沉積區(qū)北部，碎屑巖楔形體的有效厚度范圍是500-600ft（172-173m），在俄亥俄州南部和中部、紐約南部和安大略省南部地區(qū)，碎屑巖楔形體的有效厚度是100ft或100ft以下。Hettinger（2001）和Rvder（已付印）刊物，在區(qū)域性交叉剖面中解釋了Clinton/Grimsby/Whirlpool/

12、Tuscarora砂巖層的巖石骨架、沉積背景和地層層序，還解釋了其相鄰的地層（圖3，4）。Hettinger（2001）和Rvder（2000，已付印）參考了這一解釋，其目的在于下志留統(tǒng)層序地層學(xué)的更多細(xì)節(jié)；Brett等人（1990）和Cattle（1998）也提及了這一解釋，其目的在于解釋偏離這些模型的偏差。下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的大絕大部分沿著向東南下傾的平緩的單斜層分布，并且分布在阿巴拉契亞山脈山前地帶和盆地的西北側(cè)面。阿勒格尼構(gòu)造縫是由阿勒格尼壓實活動造成的，它標(biāo)志著下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的東部界線（圖1，3）。構(gòu)造縫西部的成因上相互關(guān)聯(lián)的敏感性構(gòu)造，諸如Chestnut Ridge 和Dee

13、r Park 背斜（圖1），局部是Tuscarora砂巖氣田的圈閉。在下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的下部是三組基底復(fù)雜的構(gòu)造。第一群組由正斷層和與Rome凹槽有關(guān)的斷塊組成，一個沿著賓夕法尼亞州西部、西弗吉尼亞州的中部和肯塔基州東部分布的北東向的中寒武統(tǒng)地塹，還包含了元古代的基巖（圖1）。Rome凹槽的西北邊界決定了一個地質(zhì)構(gòu)造的樞紐帶，這一樞紐帶控制了Clinton/Medina 和Tuscarora砂巖儲集層的沉積（圖1，3）。沿著Rome凹槽的東南邊界，基巖斷塊位于寬廣的背斜構(gòu)造之下，比如Warfield背斜（圖1）。基巖復(fù)雜構(gòu)造的第二群組是南西向的狹窄斷層帶，沿著盆地走向延伸50-100英尺（8

14、0-160km）。它們切傳Rome凹槽和敏感性構(gòu)造，并展現(xiàn)出程度不同的傾向滑動和走向滑動。正交于走向的構(gòu)造包括Cambridge-Burning Springs（Root，1996）、俄亥俄州東部的斷層帶、Tyrone-Mount Union和賓夕法尼亞州西部的匹茲堡華盛頓區(qū)域斷裂線，以及在紐約西部的Clarendon-Linden斷層帶（圖1）。基巖復(fù)雜構(gòu)造的第三群組是局部的斷層和斷塊，比如位于東南部的俄亥俄州的Starr斷層帶（圖1）。磷灰石裂變徑跡表觀年代法表明，阿巴拉契亞盆地經(jīng)歷了Alleghanian運(yùn)動后期的冷卻和蝕頂，這一運(yùn)動始于大約250百萬年以前。Alleghanian后期的

15、冷卻運(yùn)動因為三疊系的一次最近發(fā)生的簡單的熱事件而被中斷，這次熱事件影響了中大西洋，重造了礦物年齡。Roden和Miller（1989）在賓夕法尼亞州的Alleghanian構(gòu)造縫附近發(fā)現(xiàn)了一次等級更小的熱事件（晚侏羅紀(jì)-早白堊紀(jì)），這可能標(biāo)志著Alleghanian后期冷卻運(yùn)動的二次中斷。三疊紀(jì)熱事件的發(fā)生時間很大程度上和原始大西洋地殼擴(kuò)張以及巖漿作用時間相一致，然而，侏羅紀(jì)白堊紀(jì)熱事件的發(fā)生時間看來似乎和金伯利巖侵入作用時間一致，其侵入作用沿著Rome凹槽中的重新活化的基巖復(fù)雜斷層帶。據(jù)估計，在Alleghanian后期侵蝕作用期間，遠(yuǎn)離盆地的上覆巖層厚度，在賓夕法尼亞州地區(qū)為26km，西弗

16、吉尼亞州的中部地區(qū)是3km左右（Roden，1991）。圖3 下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的分布圖石油地質(zhì)學(xué)烴類分布、烴類類型、和鉆井深度下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的Clinton/Medina部分是一個450mi（720km）長、100mi（160km）寬的油氣藏，該油氣藏位于阿巴拉契亞盆地的西北翼的后面（圖1，3）。一般來說，天然氣圍繞著原油和伴生氣的中心帶分布。大的、下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的天然氣充注的東北末端，包括美國未鉆探的伊利湖部分（圖3）。在面積上，下志留統(tǒng)油氣藏的Tuscarora砂巖層部分與Clinton/Medina部分可以相比擬。但相反的是，Tuscarora砂巖部分僅有幾個已知有產(chǎn)油能力的散

17、布地區(qū)（圖1，3）。正如圖3中原油所示，Clinton/Medina的特定區(qū)域內(nèi)，包括數(shù)量變化的伴生天然氣，同樣的，天然氣特定的區(qū)域通常至少含有小數(shù)量的原油和凝析油。而且，伴隨著大部分Clinton/Medina油氣的產(chǎn)出，鹵水也產(chǎn)生了。盡管在西北部的賓夕法尼亞州、西部的紐約和南部的安大略省發(fā)現(xiàn)了小數(shù)量的原油，這些原油還是被占主導(dǎo)優(yōu)勢的天然氣相所遮蓋。在Clinton/Medina儲層中的非伴生天然氣最有可能出現(xiàn)在它的東北端和南端，以及最東部的下傾部分。Tuscarora砂巖儲層中的所有天然氣被認(rèn)為是非伴生的。McCormc等人（1996）估計，整個1992年，接近76500口生產(chǎn)井鉆進(jìn)了下志

18、留統(tǒng)地區(qū)儲層。開采Clinton/Medina油藏的鉆井深度范圍，從俄亥俄州的中部和安大略省南部的1500ft(457m),到俄亥俄州東南部和賓夕法尼亞州西部的6500ft（1981m）。Clinton/Medina油藏的西部界限以及到Tuscarora油藏的過渡帶位于深度在7500-8500（2286-2591m）之間、賓夕法尼亞州西部和西弗吉尼亞州西部之間。下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏東部的Tuscarora砂巖儲集層要求更大的鉆井深度，在賓夕法尼亞州中部和西南部的地區(qū)，深度范圍從7500-8500ft（2286-2591m），在西弗吉尼亞州的北部地區(qū)，深度范圍是7500-11500ft（2286-

19、3503m）。圈閉類型下志留統(tǒng)油氣藏的復(fù)合常規(guī)油氣藏部分的西端和北端，形成了大的地層圈閉油氣田，它受控于碎屑楔形體的上傾尖滅。盡管很少表現(xiàn)出明顯的砂巖尖滅，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中的復(fù)合常規(guī)油氣藏的大多數(shù)剩余油氣田仍被歸類為地層圈閉成因。砂巖尖滅缺失區(qū)表現(xiàn)出的微妙的上傾變化，可能是地層圈閉形成的原因。除了少數(shù)異常外，Clinton/Medina油藏中集聚的烴柱厚度相當(dāng)薄，或許平均只有15ft厚。這些薄烴柱表明，圈閉相的封蓋能力僅僅比儲層相的封蓋能力高一點。因此，在下志留統(tǒng)油氣藏中，油氣沿上傾方向滲漏已經(jīng)成為一種普遍出現(xiàn)的狀況。在Clinton/Medina情況下，主要的過程可能一直持續(xù)到天然氣從原

20、油中逸散出來，并且在碎屑巖楔形體的區(qū)域性尖滅中聚集圈閉起來為止（圖3）。下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的盆地中心（深盆）油氣藏部分，位于復(fù)合-常規(guī)油氣藏部分的東部和下傾段，很明顯油氣被圈閉聚集在飽水巖中。這種圈閉機(jī)理常被稱作“水堵”，這種機(jī)制需要具有高含水飽和度的中低滲透性的巖石。含水飽和度超過束縛水水平，本質(zhì)上氣水的相對滲透率減小到零。在俄亥俄州，Davis把下志留統(tǒng)油氣藏中的盆地中心和復(fù)合常規(guī)油氣藏部分的分界線定在海拔-355ft（-1067m）處，構(gòu)造等深線緊挨著Clinton砂巖（圖3）。等深線-3500-ft（-1067-m）處Clinton的東部砂巖被認(rèn)為飽和了一個2000-ft（610-m）

21、的氣柱，并且沒有伴生地層水。該砂巖區(qū)包含了Best, East Canton/Magnolia, Claysville, Senecaville和 Adams/Waterford/Watertown油田（圖3）。震旦系地層從Sharon Deep, Kantz Corners, Cooperstown和Athens油田沿上傾方向把邊界延伸到了賓夕法尼亞西北部的地區(qū)（圖3）。在那些地區(qū)，利用電阻率測井中出現(xiàn)小于80歐姆·米的值確定了水堵圈閉的界限，這表明含水飽和度高（圖5）。相反的是，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中的盆地中心油氣藏部分，含氣飽和度高是用大于80歐姆·米的值鑒定出來的。圖

22、4 下志留統(tǒng)地區(qū)及紐約、俄亥俄州、賓夕法尼亞、西弗吉尼亞州部分地區(qū)的相鄰地層的地層格架和沉積層序Law和Dickinson（1985)，還有Spencer曾經(jīng)為落基山的盆地中心油氣藏建立了一些模型，通過對這些模型進(jìn)行模擬，我們發(fā)現(xiàn)含水飽和度高的區(qū)帶是由大量的可流動孔隙水組成的。在氣體大規(guī)模生成的過程中，這些孔隙水在盆地深部排出。而且，氣體生成時的超壓在落基山模型中是一個關(guān)鍵因素，因為超壓是可流動孔隙水沿上傾方向排出的關(guān)鍵因素，同時，超壓對于盆地中心鉆屑天然氣和束縛水的保存具有決定性作用。在下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的演化過程中，超壓可能扮演了類似的角色。在Tuscarora砂層中，除了少數(shù)的背斜圈閉和

23、背斜/孔隙性變化的復(fù)合圈閉以外，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中缺失了構(gòu)造圈閉。背斜圈閉的實例有，在賓夕法尼亞州的中部的Devils Elbow油氣田 ， 在賓夕法尼亞州的西南部的Heyn 油田，以及在西弗吉尼亞州的北部的Leadmine油田（圖3）。在西弗吉尼亞州中部的印度Creek油田，是一個復(fù)合圈閉油田。因為沿著Warfield背斜的下傾鼻狀構(gòu)造有孔隙度的變化，天然氣被圈閉聚集起來形成了該油氣田（圖1，3）。在俄亥俄州的東北部，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的復(fù)合常規(guī)油氣藏部分，少數(shù)的隱蔽背斜鼻狀構(gòu)造、斷鼻構(gòu)造和構(gòu)造階地在局部上控制了圈閉，并且增加了油井產(chǎn)能：如Lenox 油田 (Munsart，1995);

24、Ravenna 和 Best 油田 (Wilson，1988); Hinckley-Granger油田(McCormac等人，1975); Chester/Kirtland 油田(Zagorski，1999)（圖3）。在Chester/Kirtland 油田里，最好的生產(chǎn)井位于穿越一個隱蔽的背斜鼻狀構(gòu)造的河道砂巖中。氣體和液體的離析下志留統(tǒng)油氣藏中的復(fù)合常規(guī)油氣藏中，只有很少的油田具有清晰可辨的油-水界面或氣-水界面。在下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的西部和北部末端，可能有幾個油田例外，比如，Zagorski在1999年報道，在俄亥俄州南部的阿拉伯氣田（圖3）存在一個清晰可見的氣-水界面；在安大略省南部的

25、諾福克氣田，MavDougall在1973年找到了一個很長的氣-水過渡帶。通過對這些油田進(jìn)行模擬，在Homer 和Lancaster/Sugar Grove油田可能存在氣-水界面（圖3）。Lockett經(jīng)常引用Clinton/Medina油氣藏，他說氣體出現(xiàn)在砂巖儲集層的高部位，儲集層在這個部位連續(xù)性相當(dāng)好。大量的石油集聚在儲集層的較低部位。他并沒有提到油-水界面或氣-水界面。Lockett的觀察結(jié)果似乎適用于Ravenna 氣田和Mantua/Shalersville氣田，在這些氣田里，石油和最厚的、構(gòu)造最低的砂巖儲集層有關(guān)系；高產(chǎn)氣田和構(gòu)造高部位有關(guān)系。在Lenox油氣田，石油出現(xiàn)在比天然

26、氣更高的構(gòu)造層位，水出現(xiàn)在儲集層的最低構(gòu)造部位。在下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的盆地中心油氣藏部分，油、氣、水分離差這一現(xiàn)象很有名。比如，在Best氣田和East Canton/Magnolia油田，相對于天然氣來說，油一般最可能出現(xiàn)在構(gòu)造低部位，但是氣-油界面并沒有被描述出來。然而，在East Canton/Magnolia油田（圖3），水通常最容易在油田的最高構(gòu)造部位產(chǎn)出。在Northeast Salem氣田，正如Lenox氣田中所記錄的，局部的石油與天然氣的離析表明，儲集層中的古構(gòu)造和明顯的儲層非均質(zhì)性形成了特殊的環(huán)境。不同于上傾的、決定圈閉水堵模式的氣-水過渡帶，Athens氣田、 Cooper

27、stown氣田、 Kantz Corners氣田和Sharon Deep氣田（圖3），并沒有顯示出氣和水的離析。Tuscarora砂巖油氣藏中，唯一一個確定已知的氣-水界面的油田是Indian Creek油田。儲集層特性砂巖組分典型的Clinton/Medina砂巖儲集層是石英砂巖、壓巖屑砂巖和亞長石砂巖的混合物。在儲集層中，石英砂巖和亞巖屑砂巖是最長見的巖石類型。單晶石英要遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過多晶石英+燧石；鉀長石（微斜長石和正長石）遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過斜長石；變質(zhì)巖和沉積巖的巖屑成分有很大的差異。二氧化硅膠結(jié)物、方解石膠結(jié)物和粘土成分是常見的非骨架組分。物源區(qū)由下古生代沉積巖、低級的變質(zhì)巖和前寒武紀(jì)的片麻巖組成，

28、砂巖儲集層的這種組成與物源區(qū)相一致。而且，根據(jù)Laughrey記錄，在賓夕法尼亞州的西北部地區(qū)，碎屑長石中出現(xiàn)了整體倒轉(zhuǎn)，這表明在物源區(qū)發(fā)生了一次前寒武紀(jì)巖石的緩慢蝕頂運(yùn)動。Smiraldo說，從俄亥俄州的東北部到東-中部，碎屑長石的數(shù)量減少，這可能是較大的搬運(yùn)作用和再沉積改造作用的結(jié)果。因為埋藏成巖作用，整個Clinton/Medina砂巖儲集層都發(fā)生了一定程度的變化。常見的成巖作用類型有壓實作用、碎屑顆粒的局部壓溶作用、鈣質(zhì)膠結(jié)作用、共軸石英自生加大的硅質(zhì)膠結(jié)作用、碎屑長石顆粒的溶解作用、內(nèi)源長石增生和鈣質(zhì)膠結(jié)物的溶解作用。在盆地中心油氣藏中，因為埋深更深，成巖作用發(fā)生時間更早。Tusca

29、rora砂巖儲集層包括石英砂巖、壓巖屑砂巖和巖屑砂巖。硅質(zhì)膠結(jié)作用和壓溶作用的特征很常見。在薄片觀察的基礎(chǔ)上，Murphy指出，通過壓溶作用從石英顆粒中分離出來的二氧化硅足以造成Tuscarora砂巖中硅質(zhì)膠結(jié)物的廣泛分布。最初，Tuscarora砂巖可能具有和Clinton/Medina砂巖相同的長石組分，但是在深部埋藏成巖作用過程中，長石組分分離出來。孔隙度和滲透率根據(jù)選定的Clinton/Medina的25個油田，儲層平均孔隙度的范圍從大約3%到15%，儲層平均滲透率的范圍從0.1md到70md。下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的復(fù)合-常規(guī)油氣藏部分的特征是，儲層平均滲透率大于0.1md，儲層平均孔隙

30、度等于5-15%；然而，盆地中心油氣藏部分的特征是，儲層平均滲透率0.1md，儲層平均孔隙度等于3-10%。這些孔隙度值與Boswell等人做的Clinton/Grimsby孔隙度圖是一致的，在這幅圖中，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的復(fù)合-常規(guī)油氣藏部分是具有較高的孔隙度值（6->8%）的狹窄區(qū)帶，下志留統(tǒng)油氣藏的盆地-中心油氣藏部分是具有較低的孔隙度值（<6%）的區(qū)帶，這兩個區(qū)帶呈舌狀交錯沉積。同樣的，在Clinton/Grimsby滲透率圖上，具有較高的滲透率值（0.3->1.0md）的透鏡體區(qū)帶，具有下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的復(fù)合-常規(guī)油氣藏的特性，該區(qū)帶和滲透率較低(<0.3m

31、d)的區(qū)帶舌狀交錯幾十米直至下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中的盆地中心油氣藏部分。在Devils Elbow油田和相鄰的油區(qū)內(nèi)，Tuscarora 砂巖儲集層的平均孔隙度值的范圍是0.5-1%；在Heyn和Indian Creek油田，平均孔隙度范圍是7.5-10%。Tuscarora砂巖少數(shù)的已知平均滲透率值下限是Devils Elbow油田的小于0.1md，上限是Indian Creek油田的174md。因為硅質(zhì)膠結(jié)和鈣質(zhì)膠結(jié)作用，在深埋成巖作用期間，Clinton/Medina 砂巖和Tuscarora砂巖的原始粒間孔隙度極大的降低。以石英次生加大邊形式為主的硅質(zhì)膠結(jié)物，在大多數(shù)儲層中占主導(dǎo)地位。然

32、而，有許多儲層，特別是碎屑楔形體的遠(yuǎn)源部分，方解石是主要的膠結(jié)物。而且，在一些地區(qū)，方解石膠結(jié)物在Whirlpool 砂巖和 Medina砂巖中比在Clinton/Grimsby 砂巖中更常見。最常見的孔隙類型是次生粒間孔隙、層間孔隙和鑄模孔隙，這些是長石顆粒或方解石膠結(jié)物的溶解作用形成的。在局部出現(xiàn)的原生粒間孔隙是不完善的硅質(zhì)膠結(jié)作用的結(jié)果。天然裂縫在大部分Clinton/Medina 和 Tuscarora砂巖油田，文獻(xiàn)中記載和提及了天然裂縫。最常見的是，裂縫幾乎近于垂直，并且或者開啟，或者被全自形的石英晶體、方解石、赤鐵礦、硬石膏和石膏等不完全充填。在俄亥俄州的東部和賓夕法尼亞西北部地區(qū)

33、，利用定向巖心和聲波-掃描測井記錄鑒別出Clinton砂巖層中的東北和東南走向的裂縫組合，東北走向的裂縫組合占優(yōu)勢。據(jù)推測，走向相同的裂縫在下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中廣泛分布。西北東南向的裂縫可能是Alleghanian造山運(yùn)動期間水平方向的擠壓應(yīng)力造成的，然而，東北西南向的裂縫可能是同時期水平方向的擠壓應(yīng)力造成的。 圖5 穿越賓夕法尼亞州Venango鎮(zhèn)Cooperstown油田的橫剖面電阻率測井曲線變化對于天然裂縫在改善Clinton/Medina儲層性能中的作用，仍存在一定爭議。大多數(shù)石油勘探地質(zhì)學(xué)家肯定，在Clinton/Medina砂巖和Tuscarora砂巖油藏中，天然裂縫是油井或氣井高

34、產(chǎn)的主要原因。另外，Zagorski斷定天然裂縫是地下水的重要運(yùn)移通道，地下水以化學(xué)方法依次溶解諸如長石類的不穩(wěn)定顆粒，形成天然氣高產(chǎn)能區(qū)帶的次生孔隙。然而，也有懷疑者堅持天然裂縫對Tuscarora的開采影響不大。盡管關(guān)于年代的證據(jù)都是極其偶然的，實例越來越多。在下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中，開啟的天然裂縫似乎改善了儲層性能。長期以來，在非常規(guī)儲層中已經(jīng)很難預(yù)測天然裂縫增強(qiáng)的開采“甜點”，包括Clinton/Medina砂巖。因為一般來說，它們?nèi)Q于多種地質(zhì)因素，這些地質(zhì)因素可能也可能不包括與基地斷層帶或背斜撓曲的接近程度。含水飽和度和產(chǎn)液量Castle和Bvrnes說， Cooperstown油田

35、大部分含水飽和度值在束縛水層次，并且和孔隙度的變化相反（圖6）。Medina組砂巖的孔隙度在6-8%之間，束縛水飽和度小于20%，該組砂巖供應(yīng)了油田天然氣存儲量的絕大部分。然而，孔隙度低于3%、束縛水飽和度大于40%的砂巖層是非產(chǎn)油層。Cooperstown油田的數(shù)量很少的產(chǎn)液顯示，平均含水飽和度值和平均束縛水飽和度值幾乎相等（圖6）。在下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中，其他具有實測的束縛水飽和度值的油氣田是Logan油田（Swi ave=18.5%）和Athens氣田（Swi ave=37%）。因為平均含水飽和度值比平均束縛水飽和度值高出幾個百分點或更多，這兩個油氣田都含有可以流動的孔隙水。據(jù)報道，和A

36、thens油氣田的產(chǎn)水量13桶水/百萬立方英尺天然氣值相比，Logan油氣田的產(chǎn)水量為1200桶/百萬立方英尺天然氣，這與含水飽和度數(shù)據(jù)是一致的。從Cooperstown油氣田開采出的水量小，這表明，平均含水飽和度值僅僅比25%的平均束縛水飽和度值高一點。Athens油氣田以及Cooperstown油氣田的束縛水飽和度相對高、產(chǎn)水量低，這和它們對下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的盆地中心油氣藏部分的賦值是一致的。在下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的其它盆地中心油田中，也發(fā)現(xiàn)低的產(chǎn)水量值，綜合來自Athens油氣田以及Cooperstown油氣田的結(jié)果，得出了產(chǎn)水量的范圍是<1-35桶水/百萬立方英尺天然氣，平均產(chǎn)水

37、量大約10桶水/百萬立方英尺天然氣。Logan油氣田的平均束縛水飽和度值相對較低、產(chǎn)水量高，這和它對下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的復(fù)合-常規(guī)油氣藏部分的賦值是一致的（圖6）。產(chǎn)液組成在下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中開采出來的水是鹵水，其中鈉和氯化物是主導(dǎo)組分，鈣和鎂是主要成分。鈉、鈣和氯化物導(dǎo)致了總礦化度（TDS）大約97%。在下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的指定油田中取來的鹵水，平均礦化度值最有可能在200000-300000ppmTDS。Lowrv和Sigel解釋，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中的鹵水是富鈉鹵水、富鈣鹵水和大氣降水的混合物。鹵水中氧元素和氫元素的同位素組分代表大氣降水組分。富鈉鹵水可能是流體從外源運(yùn)移而來，與上志留

38、統(tǒng)鹽湖組的海相蒸發(fā)巖相互影響。相反的是，富鈣鹵水可能來自阿巴拉契亞盆地的深部流體，這些流體產(chǎn)生于鹽湖組之下。來自俄亥俄州Clinton砂巖油藏的鹵水化學(xué)數(shù)據(jù)顯示，富鈉鹵水和二價金屬氯化物的豐度向東降低。富鈣鹵水向東增加補(bǔ)償了富鈉鹵水的區(qū)域性降低，這表明，富鈣鹵水來源于比富鈉鹵水更深的深度。Sanders說，在Clinton砂巖鹵水中二價金屬氯化物向東降低，這反映了壓實作用驅(qū)動水向盆地邊緣的早期階段。在Law和Dickinson提出的一個方法中，在盆地中心天然氣產(chǎn)生過程中，鹵水化學(xué)的這些模式可能源自共生的或者深層大氣孔隙水的排出。相反的是，對于富鈉鹵水，我們提出了后期油氣藏成因理論，這和Alle

39、ghanian運(yùn)動后期區(qū)域性的抬升和剝蝕相一致。圖圖例：復(fù)合常規(guī)油田平均總含水飽和度 平均束縛水飽和度盆地-中心油田 平均總含水飽和度 平均束縛水飽和度平均總含水飽和度平均束縛水飽和度圖6 下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中盆地中心和復(fù)合-常規(guī)部分選定油氣田的平均孔隙度總含水飽和度圖流體壓力一般的，相對于正常的靜水壓力梯度，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏是欠壓油氣藏。在下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的復(fù)合常規(guī)油氣藏部分，油藏壓力大約從正常（0.46psi/ft1.04x104pa/m）到低至0.26pdi/ft(5.88x105pa/m)。那些壓力近于正常的油田被認(rèn)為是可能具有油水界面的常規(guī)油田（圖7）。通過對比，盆地中心油氣田被

40、界定為壓力在0.25-0.39psi/ft(8.82x103 和5.66x104 Pa/m)之間的異常低壓（圖7）。盆地中心油氣田的異常低壓界定了上傾“水堵”圈閉的氣柱的壓力梯度（圖7）。壓力梯度近于垂直的特征表明，氣柱是靜態(tài)的并且有一個最大厚度，大約3000ft（914m）。此外，還可能同時存在幾個氣柱。儲層流體壓力圖7 下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中盆地中心和復(fù)合-常規(guī)部分選定油氣田的流體壓力深度圖盆地中心氣藏的Tuscarora砂巖層部分的流體壓力比Clinton/Medina砂巖層部分劃分的更詳細(xì)。Tuscarora的壓力范圍變化從正常（Indian Creek油氣田）欠壓（Leadmine 和

41、Heyn油田）輕微超壓（Devils Elbow油氣田和附近油氣田）（圖3，7）。據(jù)推測，壓力范圍的巨大變化性是儲層連續(xù)性差造成的結(jié)果。目前的溫度和熱成熟度井底溫度圖8 下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中盆地中心和復(fù)合-常規(guī)部分選定油氣田的井底溫度深度圖下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的井底溫度顯示，現(xiàn)在的地溫梯度大約是1.3/100ft（23.7/km）（圖8）。這一地溫梯度和阿巴拉契亞盆地以及前陸盆地的地溫梯度是一致的。然而，幾條測線證據(jù)表明，阿巴拉契亞盆地中部晚古生代的地溫梯度要比現(xiàn)在的高。首先，Lacazette根據(jù)流體包裹體的測量結(jié)果給出了31/km的古地溫梯度，該流體包裹體來自賓夕法尼亞中部地區(qū)地下的上奧陶統(tǒng)

42、地層。通過設(shè)計方案計算奧陶紀(jì)和泥盆紀(jì)牙形石的蝕變指數(shù)值，得到了指定油氣田中下志流統(tǒng)油氣藏的鏡質(zhì)體反射率值，然后換算成溫度值，表明古溫度比現(xiàn)在的溫度高2-2.5倍（圖8）。根據(jù)這些觀察結(jié)果，我們可以下一個結(jié)論：在晚古生代，在最大埋深時，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的盆地中心油氣藏部分的溫度范圍大約是130-280（圖8）。這些古溫度值和Spencer提出的生油門限值93±6（200±10）一致，這一溫度是落基山地區(qū)活躍的超壓盆地中心油氣藏的門限溫度值。烴源巖與地球化學(xué)Knight認(rèn)為， Clinton/Medina砂巖中油氣可能來源于下志留統(tǒng)的Cabot Head泥頁巖。然而，地球化學(xué)

43、的分析表明，與烴源巖相比，這一地層單元的巖石中有機(jī)碳（TOC）含量太低了。在紐約和安大略的西部地區(qū)，具有潛在烴源巖的上志留統(tǒng)地層可能厚度太薄且分布在局部偏遠(yuǎn)的地區(qū)；在安大略的西部地區(qū)，上志留統(tǒng)的地層處在過于周邊的地區(qū)，以致于無法將油氣充注到下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中。正如Martini最先提出來的，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中油氣最可能來源于廣泛分布的奧陶紀(jì)海相泥巖。Cole等人指出，俄亥俄州的Clinton砂巖中儲集了高成熟油、過成熟油兩組油。Clinton砂巖儲集的石油中儲量較多的一組，與俄亥俄州的寒武紀(jì)和奧陶紀(jì)油氣藏中開采出的石油具有地球化學(xué)方面的相似性（比如奇數(shù)碳優(yōu)勢）。Cole等人指出，這兩組石油

44、都來源于同一組烴源巖，可能是奧陶紀(jì)的黑色泥巖。而且，Drozd和Cole以及Rvder等人斷定，奧陶紀(jì)的黑色泥巖（Utica泥巖和對應(yīng)地層單元）是Clinton砂巖中儲集油氣的主要烴源巖。盡管以并不清楚的奇數(shù)碳優(yōu)勢為表征，來自俄亥俄州東北部的Clinton原油與源于奧陶紀(jì)的原油，在地球化學(xué)特征上是一致的。Cole等人認(rèn)為，Clinton砂巖儲集的原油中，儲量較小的第二組與第一組的地球化學(xué)特征相似，但是缺乏奇數(shù)碳優(yōu)勢。他們斷定，這些石油是源于泥盆紀(jì)的原油和來自奧陶紀(jì)黑色頁巖烴源巖的石油的混合物。因為在泥盆紀(jì)黑色泥巖和Clinton/Medina砂巖之間存在鹽湖組蒸發(fā)巖的區(qū)域性蓋層，所以在下志留統(tǒng)

45、地區(qū)油氣藏中不可能出現(xiàn)泥盆紀(jì)的石油。或許Clinton砂巖儲集的石油中儲量較小的一組，代表了熱轉(zhuǎn)換過的源于奧陶紀(jì)的石油。Clinton/Medina砂巖油氣藏中的天然氣被描述為干氣。甲烷占總量的79-94%，乙烷+丙烷+丁烷以及碳數(shù)>4的烷烴3%-12%，非烴類氣體主要是氮?dú)猓蠹s3-9%。天然氣的干燥度是由C1/C15確定的，在紐約的西部地區(qū)、俄亥俄州的北部地區(qū)和賓夕法尼亞的西北部地區(qū)，天然氣的干度值是0.92-0.97；在安大略的南部地區(qū)，干度值范圍是0.84-0.95.甲烷含量和這些氣體的干度值向東普遍增加，這與那一方位更深的埋深和熱成熟度指數(shù)相一致。Tuscarora砂巖中的天然

46、氣是干氣（C1/C15=0.98-0.99），通常包括不易燃的氣體，比如氮?dú)猓?-22%）和二氧化碳（<1-83%）。根據(jù)甲烷的穩(wěn)定同位素成分可知，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中的天然氣體是熱成因的（圖9）。Clinton/Medina氣體的碳同位素成分表明，供應(yīng)這些氣體的烴源巖，在紐約西部Ro值在0.8-2.0%之間，在賓夕法尼亞的西北部地區(qū)Ro值在2.0-3.0%之間（圖9）。通常，紐約西部和賓夕法尼亞的西北部地區(qū)的這些氣體，其熱成熟度要比下伏的奧陶紀(jì)的潛在泥巖烴源巖的熱成熟度高（圖8，9），這表明，大部分天然氣已經(jīng)從盆地深部運(yùn)移到了下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中。相反的是，在賓夕法尼亞的中部地區(qū)和西弗

47、吉尼亞州西-中部的地區(qū)，Tuscarora天然氣的同位素成分表明，這些天然氣源于下伏的奧陶紀(jì)泥巖烴源巖，并且具有相似的熱成熟度值（Ro=2-3%）（圖8，9）。在紐約和賓夕法尼亞地區(qū)，一些Clinton/Medina天然氣中甲烷的13C值比乙烷的13C值大，這表明是成熟和過成熟氣體的混合體。很可能，混合物中所涉及的氣體類型都源于奧陶紀(jì)的黑色泥巖，但處于埋藏史的不同階段。氣體通過上覆巖石擴(kuò)散滲漏，這為這些同位素的極性轉(zhuǎn)換提供了解釋。圖9 下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏同位素組分和特定的天然氣組分奧陶紀(jì)黑色泥巖是烴源巖表明，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中的盆地中心天然氣是在不同環(huán)境中形成的；而落基山的盆地中心天然氣藏，

48、烴源巖和儲集巖幾乎在同一層位。類似于Sanford等人所提出的理論，源于奧陶紀(jì)黑色泥巖的油氣可能利用區(qū)域斷裂系統(tǒng)，以此實現(xiàn)在上奧陶統(tǒng)灰色頁巖和紅層中10002000 ft (305610 m)的垂向運(yùn)移。在賓夕法尼亞中部，上奧陶統(tǒng)的野外露頭中受裂縫控制的、垂向運(yùn)移的、熱的(200°C)充注甲烷的流體為這一機(jī)制提供了證據(jù)。另外，在Starr斷層帶的Clinton砂巖層底中圈閉聚集的油氣，為奧陶紀(jì)地層中的受裂縫控制的垂向油氣運(yùn)移也提供了證據(jù)，這些油氣源于奧陶紀(jì)的黑色泥巖。上志留統(tǒng)的蒸發(fā)巖、泥頁巖和碳酸鹽巖為下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏提供了區(qū)域性蓋層。Law提出，石油是最先運(yùn)移到Clinton/M

49、edina 和Tuscarora油氣藏中的烴類。緊接著，在盆地的更深處，石油轉(zhuǎn)換成天然氣，形成局部超壓。埋藏史和烴類生成模型表明，在賓夕法尼亞地區(qū)中部和西南部，晚泥盆紀(jì)/早密西西比紀(jì)時期，大部分油氣在奧陶紀(jì)黑色泥巖中生成和排出；西弗吉尼亞州西部和俄亥俄州東部，晚賓夕法尼亞紀(jì)/二疊紀(jì)時期，大部分油氣在奧陶紀(jì)黑色泥巖中生成排出。開采特征每口井的天然氣最終開采量 20世紀(jì)50年代中期以后，Clinton/Medina的大多數(shù)商業(yè)井所采取的增產(chǎn)措施是水力壓裂技術(shù)。這時期之后，已完成的油井的最終預(yù)測儲量值范圍是，最大值1萬億立方英尺天然氣，最小值10萬億立方英尺天然氣（圖10）。在下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中的

50、22口油田的EUR中值的分布，產(chǎn)生了155百萬立方英尺的天然氣的混合中值（圖10）。盡管需要更多，在油田里的這些新的EUR/油井的分布可以在很大程度上提高我們對下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的開采趨勢的了解，接下來也可以提高預(yù)測潛在天然氣儲量的精度。 很少的EUR/油井點可以用于盆地中心氣藏的Tuscarora砂巖部分。在賓夕法尼亞的中部地區(qū)，因為開啟的裂縫，一口井在1.5年內(nèi)已經(jīng)生產(chǎn)了大約2.7萬億立方英尺的天然氣。另外，Avary指出，在賓夕法尼亞地區(qū)西南部和西弗吉尼亞州地區(qū)中部，Tuscarora砂巖產(chǎn)出的天然氣，有幾口井的EUR大于1萬億立方英尺天然氣。盡管Zagorski和Rvder已經(jīng)指出，在

51、Whirlpool砂巖層中已經(jīng)完成了很多口最好的動態(tài)井，但通常，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中EUR值大于平均值的井，似乎并沒有為任何沉積相、體系域和層序提供證據(jù)。比如，在紐約西部的Leon油田，Whirlpool砂巖的孔隙度是12-25%，EUR值范圍是200-500百萬立方英尺天然氣（圖3）。在Cooperstown油田出現(xiàn)了關(guān)于沉積控制高產(chǎn)氣量的另一線索，Cooperstown油田中的細(xì)次生孔隙帶有大量天然氣產(chǎn)出，這些天然氣被封閉在河口灣和Hettinger的海進(jìn)體系域的3類層序的流體砂巖中（圖4，11）。在前一部分已經(jīng)討論了天然裂縫對天然氣產(chǎn)量的影響。天然裂縫對天然氣產(chǎn)量影響的其它例子還有，Co

52、operstown油田, Olive油田和 Noble/Buffalo油田，在這些油田中，天然氣高產(chǎn)區(qū)位于與走向正交的區(qū)域斷裂系統(tǒng)附近（圖1，3，10）。Zagorski認(rèn)為，在Cooperstown油田，裂縫系統(tǒng)已經(jīng)控制了高產(chǎn)氣量。但他強(qiáng)調(diào)，比起創(chuàng)造裂縫孔隙度，裂縫系統(tǒng)在創(chuàng)造次生孔隙帶方面更重要。而且，Zagorski警告說，與走向正交的構(gòu)造開采出的流動水比天然氣多，并且傾向于氣體逸散。未發(fā)現(xiàn)的可開采天然氣預(yù)測儲量Haas等人預(yù)測，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的Clinton/Medina部分最初有94萬億立方英尺的原地天然氣資源底數(shù)。用Schmoker發(fā)明的單元基底方法，美國地質(zhì)調(diào)查所預(yù)計在1995

53、年，在平均水平下，Clinton/Medina砂巖中存在30.3萬億立方英尺的未發(fā)現(xiàn)的可開采天然氣。最近的一些其它的下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中未發(fā)現(xiàn)的可開采天然氣預(yù)測儲量值更低。例如，McCormac估計，在Cataract/Medina 組的砂巖成藏組合中存在的未發(fā)現(xiàn)的可開采天然氣量是8.2萬億立方英尺（大概的資源+可能的資源）。潛在天然氣委員會估算，阿巴拉契亞盆地剩余的常規(guī)+深層氣量是46.1萬億立方英尺，但并不為Clinton/Medina分配資源。在本文所引用的所有估算值表明，在下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中殘留了大量未開采的天然氣。Haas等人預(yù)測的94萬億立方英尺的天然氣有多少可以開采出來作為未來

54、的國內(nèi)能源，這取決于長期的能源需求和技術(shù)改善。因為下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中典型的低EUR/油井值，很多井被要求開采資源。水平井和多向井將會減少被要求提取天然氣的井的數(shù)量。 Tuscarora砂巖中潛在的未來可開采的天然氣儲量是不確定的。問題是，孔隙空間有限甚至沒有，而且天然氣中很大一部分是不易燃的。到現(xiàn)在為止，Tuscarora砂巖油氣藏中商業(yè)性氣田很大程度上取決于小背斜中開啟的天然裂縫。因此，可開采的未發(fā)現(xiàn)天然氣預(yù)測儲量值很低，從平均水平的128萬億立方英尺到到大約1萬億立方英尺。假設(shè)Tuscarora砂巖中的很多孔隙空間飽和了天然氣，如果可以發(fā)現(xiàn)幾條孔隙度高的相對連續(xù)的厚度小的次生孔隙帶，可開

55、采的未發(fā)現(xiàn)的天然氣的潛在儲量可能極大增加。總結(jié)以及下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的成因模型Davis和Zagorski人認(rèn)為下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的盆地中心天然氣組分有助于我們了解阿巴拉契亞盆地的天然氣資源。除了提高我們對下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏中天然氣的生成、聚集和預(yù)測可開采天然氣儲量的了解以外，這一概念也適用于阿巴拉契亞盆地中的其它古生代氣藏。盡管，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的盆地中心油氣藏部分和Masters提出的典型盆地中心（深盆）模型之間存在很多相似之處，但還是存在著一些不同。第一，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的復(fù)合-常規(guī)和盆地中心部分之間的過渡帶是很寬廣的，大約數(shù)十米寬，代替了Masters定義的狹窄和陡峭的過渡帶。第二，因為Tuscarora砂巖一般孔隙度和滲透率低，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的盆地中心油氣藏中的大部分可開采天然氣并沒有被封閉聚集在盆地的最中心（最深）部位，而是圈閉在了阿巴拉契亞盆地的西北翼。第三，下志留統(tǒng)地區(qū)油氣藏的烴源巖