高楠安，汪新伟*，梁海军，杜 利，毛 翔，罗 璐，王婷灏

1. 中国石化集团 新星石油有限责任公司，北京 100083；2. 中国石化地热资源开发利用重点实验室，北京 100083

地热能以其资源的丰富性、可再生性和环保性，近年来成为国内外研究的热点，越来越受到人们的关注（Muffler et al，1978；陈墨香等，1994；陈墨香，1998；汪集暘等，1993；Moeck，2014；周总瑛，2015；王贵玲等，2017）。对地热系统概念的理解随着地热研究的深入而不断发展，早期地热系统被定义为地热的富集程度足以构成能量资源的系统（Rybach et al., 1985），其后汪集暘（2015）强调“地热系统是一个地热能聚集到可利用的程度，在热量和流体循环上相对独立的地质单元”。近年来，许多学者为了突出地热系统各个地质要素在地热田成因方面的内在联系及之间的有效匹配，把含油气盆地分析的研究思路引入地热田研究（何治亮等，2017；张英等，2017），将地热系统定义为一个相对独立的地质单元，包含“源、储、通、盖”等地质要素和热的传输、储集、保存、散失等一系列地质作用。一套地热系统在平面上可以跨越多个构造单元（地热田），而一个构造单元（地热田）在垂向上可以含多个地热系统。前人多倾向于对一个地热田内一套热储的地热系统成因模式的研究（王迪等，2020；隋少强，2020），而对于同一构造单元内两套地热系统成因联系的研究较少，需通过解剖典型地热田来对比分析之间的异同点。

束鹿凹陷位于渤海湾盆地冀中坳陷南端，是典型的东断西超的箕状断陷（图1）包含浅层馆陶组砂岩热储与深层奥陶系碳酸盐岩岩溶热储两套地热系统。位于束鹿凹陷北部的辛集市，是地热资源勘探开发较早的地区，对于两套热储均有开发利用（表1）。近年来随着中石化对该区域集中勘探开发，已完钻地热井40余口，实现供暖面积约2.5×106m2。束鹿凹陷的地质研究目前多集中于油气勘探开发方向，包括潜山油气储层类型和地下水化学分析（黄远鑫等，2018；吴东胜和陈林，2018；朱洁琼等，2019；蔡川等，2020），而在地热地质方面研究较少（李卓等，2017；刘现川，2017），尤其是其地热系统的成因机制方面更是尚未开展综合分析。本次研究在前人成果的基础上，结合最新地热钻井资料与水化学分析数据，通过剖析“源”、“储”、“通”、“盖”四大地质要素，查明其传热、聚热机制，建立并对比分析束鹿凹陷上下两套地热系统的成因模式，在此基础上进一步评价其地热资源量，从而为后期该区域地热勘探开发提供一定理论依据。

表1 辛集地热田典型地热钻孔数据Table 1 Typical geothermal borehole data in the Shulu Sag

1 研究区地热地质概况

束鹿凹陷在区域构造上属于渤海湾盆地冀中坳陷内的三级构造单元（图1），为一新生代断陷凹陷，经历了印支、燕山、以及喜马拉雅运动的强烈改造，受控于东侧新河断裂和北侧衡水断裂。其西部向上过渡为宁晋凸起，东部为新河凸起，北部为深县凹陷，南部为小刘村凸起（孔冬艳，2005；郭增虎等，2018）。平面上具有东西分带的特点，可以划分为斜坡带、洼槽带（张丁宁等，2018；陈杰，2019）。

图1 束鹿凹陷及邻区构造单元与岩性分布图（据吴东胜，2018修改）Fig. 1 Regional map showing the structual units and lithological distribution in the Shulu Sag and its adjacent area

束鹿凹陷的地层层序表现为在太古界结晶基底之上发育了4套构造层（图1），由老到新依次为（1）中—上元古界，主要发育长城系、蓟县系，岩性由碳酸盐岩和少量碎屑岩组成；（2）下古生界寒武系—奥陶系以灰岩、白云岩夹泥页岩为主；（3）上古生界石炭系—二叠系主要发育泥岩、碳质泥岩及煤层，由于区域性抬升剥蚀，分布范围局限；（4）新生界主要为古近纪断陷期和新近纪拗陷期的碎屑岩沉积。

束鹿凹陷及邻区主要发育两种类型热储（图1），分别是陆相碎屑沉积为主的新生界孔隙型热储和海相沉积为主的古生界、中新元古界的碳酸盐岩类岩溶型热储，热储受沉积物性与构造演化的制约。其中，孔隙型热储主要为新近系明化镇组和馆陶组热储层，分布于整个研究区；岩溶热储主要为古生界奥陶系和蓟县系雾迷山组热储层，分布于束鹿凹陷洼陷带和西斜坡带，在宁晋凸起和新河凸起上抬升剥蚀。本次研究的主要对象为新近系馆陶组和古生界奥陶系热储，分别构成了浅层砂岩与深层碳酸盐岩两套地热系统。

2 地热系统成因要素

地热系统的成因要素主要包括热源机制、热储特征、地下水运移、盖层条件等，明确各地质因素的特征和他们之间的传热、聚热机制，是建立地热系统成因模式的基础，也是后期地热资源精细评价的依据（朱焕来，2011；郎旭娟，2016；汪新伟等，2019）。

2.1 热源机制

2.1.1 深部地壳结构

束鹿凹陷莫霍面埋深大约为34~36 km，根据大地电磁资料深部电性结构可以看出（詹艳等，2011），在深度10 km以上的晋县断裂（F4）和新河断裂（F5）呈现明显的电性差异带，表现为断裂上盘的低阻和断裂下盘的高阻，与地表地质划分的位置一致（图2）。其中晋县断裂（F4）向西延伸约10 km，深度约7 km，平缓的归并于太行山山前断裂（F1）之上；新河断裂向西延伸到深度5 km左右。在深度10 km深度之下，束鹿凹陷及其邻区的电性结构存在一个较大的深部隐伏电性差异带，其向下延伸深度约30 km，向上与新河断裂交会，推测该隐伏差异带与新河、晋县断裂构成了深部热流向上运输的有利通道（图2）。

大地热流是地壳或岩石圈深部热状态在地表的直观表现，从冀中坳陷南部电磁剖面深部电性结构与大地热流值对比图（图2）可以发现，电磁剖面对应的大地热流值变化与其深部结构具有一定的对应关系，表现为莫霍面埋深由西向东逐步变浅，相应的大地热流值由西向东表现为逐步变大，同时壳内高阻体对应于相对低的大地热流值，壳内低阻体对应相对高的大地热流值。在石家庄-晋县凹陷、宁晋凸起和束鹿凹陷之下的壳内低阻高导层，埋深约为10 km，厚约为20 km，可能是由于长英质矿物的部分熔融，与上地幔的热物质的上升有关（杨晓平等，2016）。束鹿凹陷及其邻区大地热流值可高达68 mW/m2，推测该低阻体为研究区提供了一定热能。

图2 冀中坳陷南部电磁剖面深部电性结构（据詹艳等，2011）与大地热流值（据Wang et. al., 2019修改）对比图Fig. 2 2-D geo-electrical structure model obtained by the NLCG along the profile of southern Jizhong Depression and variations in heat flows in southern Jizhong Depression (modified from Wang et. al., 2019)

2.1.2 热传递方式

通过分析单井上盖层与储层的温深关系可以发现（图3），束鹿凹陷中地热井温深曲线表现为温度随深度的增加而升高，总体上呈分段式，即第四纪沉积物地温梯度为明显高值（最高可达8.13℃/100 m），下部储层为相对低值（多介于1~2℃/100 m），反映了由于热导率不同，热传导速度在储层与盖层间存在着较大差异。

馆陶组砂岩孔隙型热储温深曲线呈两段式（图3），储层地温梯度在1~1.5℃/100 m。在GL7井上可以看到（图3b），明化镇组上部存在一段温深关系，表现为地层温度大于其储层地温梯度拟合温度，反映了侧方可能存在着高温流体的注入（图3b），表明砂岩热储中热量传递以热传导为主，局部存在热对流。

图3 束鹿凹陷地热井温深变化曲线Fig. 3 Relationship between formation temperatures and depths of geothermal wells in the Shulu Sag

奥陶系岩溶型热储温深曲线呈四段式（图3c）和三段式（图3d），储层地温梯度在1.5~2.5℃/100 m之间，略高于砂岩热储，以热传导为主传递热量。其中ZY2井上东营—沙河街组地层的地温梯度（2.88℃ /100 m）略高于下部奥陶系—寒武系（2.31℃/100 m），明显高于上部明化镇—馆陶组（1.08℃/100 m），说明东营—沙河街组地层对于下伏奥陶系岩溶热储为一套良好的隔水阻热层。

2.1.3 浅部地热场特征

一般来说，对于基底隆起区，有较高的地温梯度，而在基底凹陷区有较低的地温梯度（毛小平，2018；Wang et al., 2019）。本次研究基于实测地温梯度和热物性参数等资料，结合前人研究成果绘制了束鹿凹陷及邻区新生代平均地温梯度平面分布图（图4a），由此分析浅部地热场特征。地温梯度在平面分布上表现出显著的横向变化特征，表现为凹陷区地温梯度低，凸起区地温梯度高。束鹿凹陷内部地温梯度多介于2~3℃/100 m之间，在凹陷西南部地温梯度较高，可达3.75℃/100m；在西侧宁晋凸起上，地温梯度多在3~3.75℃/100 m之间；在东侧新河凸起上，地温梯度多在3~4℃/100 m之间；而在南侧小刘村凸起上，地温梯度最高可达4.5℃/100 m。结合研究区的基岩地质图（图1），分析可知凸起区剥露的地层愈古老，对应的地温梯度愈高，凹陷区沉积地层厚度越大，对应的地温梯度越低。

2.2 热储特征

2.2.1 孔隙型砂岩热储

目前开发利用的孔隙型砂岩热储主要为馆陶组，其平面展布与纵向分层特征如下：

（1）顶、底板埋深：束鹿凹陷及邻区馆陶组孔隙性砂岩热储主要受凹凸格局限制，其顶板埋深介于300~1600 m，底板埋深介于1100~2000 m，整体而言，由南向北，由西向东，热储底板埋深增大（图4b）。

图4 束鹿凹陷及邻区新生代地层地温梯度平面等值线图(a)；束鹿凹陷及邻区馆陶组底界面温度和埋深平面等值线图(b)Fig. 4 Cenozoic strata geothermal gradients in the Shulu Sag and its adjacent area (a); Distribution of temperatures and depths of the base of the Guantao Formation (b)

（2）底板温度：馆陶组底界面温度受热传导差异影响，其平面分布特征与凹凸格局有一定对应关系。表现为凹陷中温度较低，周围凸起上相对较高。束鹿凹陷馆陶组底界面温度多介于57~67℃，在其西南部最高可达75℃；西部宁晋凸起和南部小刘村凸起上，温度相对较高，分别为65~78℃和65~75℃；东部新河凸起上，温度为57~70℃。

（3）储集层物性特征：馆陶组热储主要以灰白色含砾细砂岩为主，最底部为灰色中砂岩，整体砂泥比高，结合研究区内已有井资料，其储厚比可达55~70%，储层厚度约为200~320 m。总体上呈现孔隙度大，约15%~35%，渗透率高，最高可达1200 mD的特征，垂向上为多套含砾砂岩与泥岩互层，表现为多套含水层与隔水层叠置的特征。

（4）纵向分层：以研究区内GL7井为例（图5a），在1487~1971 m深度范围内解释出21层含水层，累计有效厚度为291 m，折算砂厚比为60.1%，单层最大厚度可达42 m，最小为2.6 m。泥质含量普遍较低，平均值为13.7%。孔隙度较为均一，介于17.9%~33.8%，平均值25.2%；渗透率变化大，介于14.4~1180.1 mD。

图5 束鹿凹陷不同类型热储典型单井特征：馆陶组孔隙性砂岩热储（a）；奥陶系岩溶热储（b）Fig. 5 Typical single well characteristics of different types of thermal reservoirs in the Shulu Sag: porous sandstone geothermal reservoir in the Guantao Formation (a); Ordovician karst geothermal reservoir (b)

2.2.2 碳酸盐岩岩溶热储

奥陶系是碳酸盐岩岩溶热储开发利用的主力层系，其空间展布主要受单斜状构造格局控制，顶板埋深变化较大，总体介于1800~6000 m，在束鹿凹陷西斜坡带向上尖灭。据已有地热钻井资料显示，奥陶系岩溶热储在井深2100~3500 m时，地热水井口温度集中在78~91℃。钻井岩屑揭示奥陶系地层上段岩性主要为灰岩、下段岩性以白云质灰岩、灰质白云岩为主，地层厚度约为550~1100 m（黎苗，2013），总体储厚比为20%~50%，储层厚度约为100~550 m。岩溶热储非均质性强，孔隙度在2%~18%（李东昊，2018）；渗透率在0.5~50 mD。

奥陶系热储在纵向上亦具有分层特征。以KD3井为例（图5b），奥陶系地层在2165~2628 m深度范围内共识别出I、II、III类热储层共34层，储层有效厚度共267.9 m。其中发育I类热储层13层，总厚度121.8 m，平均孔隙度4.1%，平均渗透率0.7~3.0 mD；II类热储层12层，总厚度101.2 m，平均孔隙度2.9%，平均渗透率0.2~3 mD；III类热储层9层，总厚度44.9 m，平均孔隙度2.5%，平均渗透率0.1~1.1 mD。该井在研究区内孔渗物性参数整体低于研究区平均值。

2.3 地下水运移分析

2.3.1 水化学特征

研究区地下热水有着水化学类型比较集中，矿化度较高的特征，其中阳离子以Na+占绝对优势，Ca2+次之，Mg+含量最低；阴离子中以Cl-占绝对优势，HCO3-次之，SO42-含量较低。水化学类型按C.A舒卡列夫分类为Cl-Na和Cl·HCO3-Na型两类（图6）。

图6 束鹿凹陷地热流体Piper图Fig. 6 Piper triangular diagram of the major ions in underground water from the Shulu Sag

取水层段为馆陶组砂岩热储的水化学类型全部为Cl·HCO3-Na型。总体上，馆陶组地下热水中Cl-含量多集中在450~700 mg/L，TDS含量相对较低，大部分在2000 mg/L以下。馆陶组地热水的变质系数γNa/γCl为0.93~1.31，均大于0.85，说明水动力环境开放。

取水层段为奥陶系岩溶热储的地热水为Cl-Na型和Cl·HCO3-Na型。TDS含量相比馆陶组含量更高，普遍在2500 mg/L以上，Ca2+浓度在奥陶系岩溶地热水中发生明显富集，最高可达121.1 mg/L，Cl-浓度基本超过了1000 mg/L，显著高于馆陶组地热水（表2）。奥陶系地热水的变质系数γNa/γCl为0.75~0.86，几乎都小于0.85，说明水动力环境封闭。相比于馆陶组砂岩热水，奥陶系岩溶热水中水岩相互作用中阳离子是以含Ca2+的矿物溶解为主，水岩相互作用程度更高，运移时间长，存储存环境相对封闭，水的成熟度更高。

表2 束鹿凹陷水化学分析数据Table 2 Chemical composition and information of groundwater samples in the Shulu Sag

2.3.2 补给高程计算

大气降水中的氢氧同位素具有高程效应。在水文地球化学中，如果已经确定大气降水为地下水补给来源，可以利用氢氧同位素的高程效应确定补给区和补给高程（Sanchez et al.，2004）。沉积盆地型地热资源的地下水补给来源通常为大气降水，根据研究区内地热水中δ18O的数值可以计算得到地下热水补给高程，计算公式如下：

式中，H为补给区海拔，m；h为取样点海拔，m；δG为地下热水中的δ18O值，‰；δP为取样点降水中δ18O的值，取-7.6‰；K为δ18O同位素高度梯度，取-0.11‰/100 m。其计算结果见表3。

表3 束鹿凹陷地热井补给高程计算表Table 3 Parameters and supply elevation calculated

计算结果表明，束鹿凹陷地下热水补给区海拔在1300~2300 m之间，结合当地地貌情况，认为地下水补给主要来自西边太行山南段裸露山区的大气降水，在研究区内自西向东运移。

2.4 盖层条件

对于传导型地热，热导率相对较低的盖层对地温场分布的影响尤为重要（龚育龄，2011），热导率与地温梯度呈负相关关系，盖层的地温梯度越高，其封盖性能越好。研究区内第四系平原组和新近系明化镇组地层厚度约300~1400 m，其中，平原组主要沉积松散的泥质粉砂及细砂岩，是一套良好的隔水层。同时对于下伏两套热储层也是优质的隔热保温盖层，其导热率约为0.9~1.8 W/(m·K)，地温梯度可达到6.5~8.5℃/100 m，源自地下深处的热流途经该层段传导时，因传递速度变慢而产生富集作用。古近系和石炭系—二叠系厚度约为300~800 m，主要岩性为泥岩夹粉砂岩及细砂岩，局部发育黑色泥页岩，对地热流体在垂向运移上有很好的封堵作用。该层段导热率多在1.7 W/(m·K)左右，地温梯度为1.2~3.5℃/100 m，略高于下伏热储层，与第四系平原组、新近系明化镇组共同构成了下部奥陶系碳酸盐岩热储的优质盖层。

3 地热系统概念模型

通过上述对束鹿凹陷地热系统“源、储、通、盖”四大地质因素的分析可以建立起研究区两套地热系统的成因模式。束鹿凹陷地热系统热源可能为其下部埋深20 km处的低阻体，该低阻体东部的隐伏差异带与上部的新河、晋县断裂构成了深部热流向上运输的有利通道。馆陶组砂岩和奥陶系碳酸盐岩为研究区内的两套层状热储，均接受来自西部太行山隆起大气降水的补给，由古近系沉积的厚层砂泥岩和石炭系—二叠煤质沉积相隔，构成了上下两套相互独立的地热系统。大气降水以地层不整合面和断裂为运移通道，经深部循环、围岩加热，并与围岩发生水岩反应、矿物质和微量元素溶解形成地热水，富集填充于热储中。上部第四系和明化镇组较细的沉积地层构成了良好的盖层，热流在该地层传导时，地温快速降低。两套地热系统都以热传导传为主，局部存在热对流共同作用传递热流（图7）。

图7 束鹿凹陷地热系统成因模式图Fig. 7 Conceptual model of the geothermal system in the Shulu Sag

馆陶组孔隙性砂岩地热系统的热储底面埋深介于1100~2000 m，储层厚度约200~320 m，热储底板温度多在57~78℃，地热水化学类型为Cl·HCO3-Na型，水动力环境开放，上覆平原组和明化镇组地层构成其封堵盖层；奥陶系裂隙性岩溶地热系统的热储顶面埋深介于1800~6000 m，储层厚度约100~550 m，井口温度在75~92℃，地热水水化学类型以Cl-Na型为主，水动力环境较为封闭，由平原组和明化镇组和上覆古近系、石炭系—二叠系共同构成其封堵盖层。

4 地热田地热资源量评价

4.1 计算方法及参数的确定

束鹿凹陷两套地热系统均为沉积盆地型层状热储，根据上述地热田成因机制分析，结合目前已有的钻探资料可以使用热储体积法对馆陶组砂岩热储和奥陶系岩溶热储进行资源量评价。其基本原理为计算某一给定体积的岩石和水中所含有的全部热含量之和，其计算公式如下：

式中，Q为地热资源量，J；A为评价区面积，m2；d为热储有效厚度，m；φ为岩石的孔隙度，%；tr为热储温度，℃；t0为当地年平均气温，取14.9℃；Pc为岩石密度，取2700 kg/m3；Cc为岩石比热容，其中砂岩比热取878 J/(kg·℃)，灰岩比热取920 J/(kg·℃)；Pw为水的密度，取1000 kg/m3；Cw为水的比热容。取4180 J/(kg·℃)。

公式中各个参数确定如下（表4）：

表4 束鹿凹陷地热资源评价参数取值与计算结果Table 4 Evaluation parameters and calculated data of geothermal resources in the Shulu Sag

（1）评价区面积（A）：馆陶组热储评价面积为束鹿凹陷洼槽带和斜坡带区域，奥陶系为凹陷内基岩地质图中石炭系—二叠系和奥陶系出露区域，由GeoMap软件计算面积分别为674.66 km2和562.44 km2。

（2）热储有效厚度（d）：通过已有钻井进行储厚比（有效储层厚度/地层厚度）统计计算，再结合平均地层厚度计算出储层厚度（平均地层厚度×储厚比）。其中，馆陶组地层储层厚度200~320 m，平均储层厚度取286.2 m；奥陶系地层储层厚度100~550 m，平均储层厚度取130.7 m。

（3）热储平均温度（tr）：为热储顶底板温度的平均值，其中，馆陶组砂岩热储温度为57~67℃，平均温度取59.6℃；奥陶系岩溶热储温度为78~91℃，平均温度取75.9℃。

（4）热储孔隙度（φ）：根据测井解释数据统计，束鹿凹陷馆陶组孔隙度15%~35%，平均孔隙度取25.5%；奥陶系孔隙度2%~18%，平均孔隙度取7.8%。

4.2 评价结果分析

束鹿凹陷两套地热系统计算出的地热资源量如表2所示。根据公式计算出馆陶组砂岩热储平均资源量值为244.430×108GJ，奥陶系岩溶热储平均资源量值 203.752×108GJ，合计为 448.182×108GJ，折合标煤 15.296×108t（1t标煤可产出 29.3 GJ热量）。根据《地热资源评价方法》（DZ40-85）规定，砂岩热储回收率为25%，岩溶热储回收率为15%，所以束鹿凹陷可采资源量为91.671×108GJ，折合标煤3.129×108t。若按100年开采计，每年可开采地热资源量折合标煤3.129×106t。根据每平方米每年供暖所需热量为0.0283 t标煤，束鹿凹陷地热资源量满足的供暖面积可达1.106×108m2，资源开发潜力巨大

5 讨论

5.1 两套地热系统的成因差异

如前所述，束鹿凹陷的两套地热系统具有相同的水源，均为来自太行山南段裸露山区的大气降水，但运移的路径、时间、与形成的水化学特征等方面有所差异：（1） 运移路径：浅层馆陶组砂岩热储地层整体均一平缓，埋藏深度为1600~2000 m，地热水在砂岩热储中较平稳地至西向东运移；而深层的奥陶系碳酸盐岩热储受古近纪断块旋转、差异升降的影响，地层呈多个并列的不规则单斜或褶皱状特征，顶板埋藏深度变化较大，约1800~6000 m，运移路径复杂，地热水循环深度大；（2） 运移时间：根据本次测试得到的奥陶系热水14C年龄大于4万年，收集到的馆陶组热水14C年龄为3.29 ± 0.16万年（方连育等，2015），说明源于同一地区大气降水，在研究区奥陶系储层内运移时间相对更长；（3） 水化学特征：两套地热系统中的地热水水化学特征有明显区别，砂岩热储中地热水矿化度为900~2300 mg/L，水化学类型主要为Cl·HCO3-Na；奥陶系碳酸盐岩热储中地热水矿化度为2500~3300 mg/L，水化学类型主要为Cl-Na。水化学特征与运移路径、时间的差异密切相关。但对比两套地热系统与其之间古近系和石炭系—二叠系地热水的矿化度可知（图8），沙河街组流体系统矿化度最高，在0~150000 mg/L，以盐水和卤水为主，储存环境封闭，对上下两套地热系统在垂向上起到分隔作用，使两套热储形成相互独立的地热系统。而新近系馆陶组和奥陶系地热水低矿化度的特征，表明了地热水存储环境相对开放，适于后期的开采利用。

图8 束鹿凹陷地层水矿化度随深度变化分布图（据蔡川等，2020修改）Fig. 8 Changes in TDS with depth in wells from the Shulu Sag（modified from Cai et al., 2020）

此外，从区域上看，上下两套地热系统分布的特征在冀中坳陷南端普遍存在，如其西部的石家庄凹陷同样包含新近系馆陶组砂岩地热系统和基岩岩溶裂隙地热系统，接受大气降水补给（胡君春和郭纯青，2008）。其中馆陶组砂岩地热系统热储底板埋深943~1825.5 m，厚度200~656 m，水化学类型为Cl·HCO3-Na型，矿化度为1000~3000 mg/L，井口温度50~59℃；基岩岩溶地热系统热储顶面埋深1300~2000 m，厚度为25~350 m，水化学类型为Cl·HCO3-Na和HCO3-Na型，矿化度在2080~3130 mg/L，井口温度50~83℃，展示了与束鹿凹陷地热系统基本类似的特征。

5.2 资源量评价的可靠性

对比两套热储地热资源量，馆陶组砂岩热储资源量可能区间为 149.727×108~337.227×108GJ，奥陶系岩溶热储的资源量可能区间89.219×108~655.760×108GJ，大于馆陶组地热资源量区间。相较于奥陶系岩溶热储，馆陶组砂岩在全区厚度均一，储层物性参数变化较小。奥陶系岩溶热储仅在研究区洼陷带和西斜坡带上有分布，且在洼陷带埋深普遍超过3000 m，非均质性强。综合钻遇深度等经济条件，认为浅层馆陶组地热系统相较于奥陶系地热系统更具开发利用价值。

刘现川（2017）用热储体积法对辛集-宁晋地热田古生界奥陶系岩溶热储资源量进行计算，得到其地热资源量为191.993×108GJ，折合标煤6.551×108t，该结果在本次研究得到的奥陶系热储地热资源量区间内，与计算得到的平均资源量值203.752×108GJ相当。

6 结论

（1）束鹿凹陷可能接受其下20 km处深部地壳结构中的低速高导体提供热源，其右侧的隐伏电性差异带连通上部新河断裂和晋县断裂构成了深部热流向上运输的有利通道。束鹿凹陷及邻区的浅部地温场在平面上表现为凹陷区地温梯度的相对低值，多介于2~3℃/100 m，凸起区地温梯度的相对高值，多介于3~4℃/100 m。热传递方式以热传导为主，局部存在热对流传导。

（2）束鹿凹陷及邻区馆陶组砂岩热储底板埋深介于1100~2000 m，储层厚度约为200~320 m，孔隙度约15%~35%，渗透率高达1200 mD，热储底板温度多在57~78℃；奥陶系岩溶热储顶板埋深变化较大，介于1800~6000 m，储层厚度约为100~550 m，孔隙度多在2%~18%，渗透率多在0.5~50 mD，地热水井口温度在75~92℃。

（3）束鹿凹陷馆陶组地热水化学类型以Cl·HCO3-Na型为主，奥陶系灰岩热储地热水为Cl·HCO3-Na和Cl-Na型，均接受来自西部太行山隆起大气降水的补给，以不整合面和断裂为水运移通道，经深部循环加热后，富集于热储中。

（4）束鹿凹陷两套层状热储构成了上下两套地热系统，其中馆陶组砂岩热储资源量为244.430×108GJ，奥陶系岩溶热储 203.752×108GJ，两套地热系统的资源量合计为448.182×108GJ，折合标煤15.296×108t。年开采地热资源量可满足1.106×108m2的供暖面积，开发潜能巨大。