郭穎，王粵川，韋阿娟，吳昊明，葉濤，高坤順，曾金昌

中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452

潛山內幕火山巖儲層特征及控制因素
——以渤海海域秦皇島30A地區(qū)白堊系為例

郭穎，王粵川，韋阿娟，吳昊明，葉濤，高坤順，曾金昌

中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452

針對潛山內幕火山巖儲層特征和控制因素復雜的難題，以渤海海域秦皇島30A地區(qū)白堊系為例，通過巖芯觀察、薄片鑒定和掃描電鏡分析等，對潛山內幕火山巖儲層儲集空間類型、孔縫充填期次、成巖演化及控制因素進行研究。研究區(qū)火山巖儲層以爆發(fā)相安山質火山角礫巖為主，儲集空間分為原生孔隙、次生孔隙和裂縫3類。作為主要原生孔隙類型，儲層中原生氣孔先后經歷早期充填和晚期充填兩個充填階段，導致原生孔隙大量減少。根據裂縫相互切割關系和充填礦物組合，將儲層中裂縫分為四期，晚期裂縫充填程度低于早期裂縫?；鹕綆r儲層成巖演化經歷同生成巖階段、表生成巖階段和埋藏成巖階段3個階段。同生成巖階段火山熱液作用對儲層破壞作用最為明顯，后期表生成巖階段風化淋濾作用和埋藏成巖階段溶蝕作用對儲層物性進行了一定改善，但作用有限。未充填有效裂縫發(fā)育程度是控制潛山內幕火山巖儲層物性和油氣產能差異的關鍵因素?？拷髷嗔押突鹕酵ǖ赖臉嬙旄卟课粌恿芽p更為發(fā)育，但易受火山熱液作用影響而被熱液礦物充填，有效裂縫較少，儲層滲透性和產能遠低于距火山通道較遠的斜坡帶。構造部位、裂縫形成期次及寬度大小三個因素共同控制了有效裂縫發(fā)育。裂縫集中分布于靠近大斷裂一定范圍內，距火山通道較遠、裂縫形成期次較晚且與油氣成熟期和運聚期有效匹配、裂縫寬度較小的地區(qū)裂縫充填作用較弱，是有效裂縫和優(yōu)質儲層發(fā)育的有利地區(qū)，可作為下一步潛山內幕火山巖油氣勘探的重點。

渤海；秦皇島30A地區(qū)；潛山內幕；火山巖；儲層特征；控制因素

0 引言

隨著國內外油氣勘探開發(fā)程度的提高，火山巖油氣藏勘探逐漸成為油氣勘探的重要領域，引起國內外石油界學者的廣泛關注。目前，在古巴、巴西、美國、澳大利亞、印度尼西亞、日本、阿塞拜疆、俄羅斯、墨西哥等國家均發(fā)現了火山巖油氣藏[1-5]。經過50余年的火山巖油氣勘探，中國也相繼在準噶爾盆地、塔里木盆地、松遼盆地、二連盆地、四川盆地、渤海灣盆地等11個盆地發(fā)現了火山巖油氣藏[6]。其中，遼河油田、勝利油田、大港油田等地區(qū)火山巖油氣藏的不斷發(fā)現證明渤海灣盆地火山巖油氣勘探潛力巨大[7-8]。但是，目前上述地區(qū)(尤其是渤海海域)火山巖油氣勘探和研究重點多集中于風化殼型火山巖油氣藏，而關于潛山內幕型火山巖油氣藏的研究相對薄弱。潛山內幕火山巖油氣藏成藏條件較風化殼型火山巖油氣藏更為復雜，儲層質量嚴重影響油氣富集與分布。同時，受儲層多樣性、成巖演化復雜性等因素影響，人們對潛山內幕火山巖儲層特征及控制因素認識尚不明確，油氣勘探開發(fā)難度和風險很大。

渤海海域秦皇島30A地區(qū)于上世紀70年代首次在中生界白堊系潛山內幕火山巖地層中獲得油氣發(fā)現，顯示該地區(qū)火山巖油氣勘探具有良好前景。但隨后的鉆探結果表明，該地區(qū)火山巖儲層質量橫向變化快，不同井區(qū)油氣產能差異巨大，儲層問題嚴重制約該地區(qū)火山巖油氣勘探，導致40年來始終無法取得實質性突破。因此，開展?jié)撋絻饶换鹕綆r儲層研究，進而指導研究區(qū)火山巖油氣勘探勢在必行。在前人研究基礎上，通過巖芯觀察、薄片鑒定、掃描電鏡和物性分析等，對潛山內幕火山巖儲層儲集空間類型、孔縫充填期次、成巖演化、儲層差異性及成因進行深入研究，并探討了影響潛山內幕火山巖儲層物性和產能差異的主控因素，對該區(qū)下一步火山巖油氣勘探具有重要指導意義。

1 區(qū)域地質概況

渤海海域位于渤海灣盆地東部，是由下遼河坳陷、黃驊坳陷和濟陽坳陷向海域延伸部分及渤中坳陷組成，面積約5.6×104km2，為發(fā)育在華北克拉通上的中、新生代疊合盆地。中生代時期，隨著燕山運動的發(fā)展及郯廬斷裂等大斷裂的強烈活動，渤海灣盆地發(fā)生大規(guī)模的巖漿活動和火山噴發(fā)，形成大量火山巖含油氣構造。尤其是在晚侏羅世—早白堊世時期，特別是早白堊世期間，渤海海域地殼活動十分強烈，火山活動頻繁，強度大，持續(xù)時間久，火山巖分布范圍廣泛，厚度相對穩(wěn)定，是目前渤海海域火山巖油氣藏勘探的主力層系。

秦皇島30A地區(qū)位于渤海海域下遼河坳陷遼西低凸起西南傾末端，南北分別被富生烴凹陷—渤中凹陷和秦南凹陷所夾持環(huán)抱(圖1)，油源豐富。目前，該區(qū)共鉆探井4口，其中，B6井和QHD30A-1井先后鉆遇中生界潛山內幕白堊系義縣組火山巖地層并獲得油氣發(fā)現。經過油氣測試，位于斜坡帶的B6井獲得高產油流，而隨后鉆探的位于構造高部位的QHD30A-1井卻產能極低，為低滲差油層。兩口井位于同一構造上，巖性巖相相似，且QHD30A-1井火山巖儲層頂部較B6井高約100 m，具有更為優(yōu)越的圈閉條件，但前者與后者相比油氣產能低下，含油氣性和油氣產能差異巨大，說明該地區(qū)火山巖儲層非均質極強，油氣成藏十分復雜。亟需理清該區(qū)潛山內幕火山巖儲層特征、儲層差異性及造成兩口井儲層和產能巨大差異的主控因素，以指導下一步油氣勘探。

2 潛山內幕火山巖儲層特征

2.1 火山巖巖性巖相特征

研究區(qū)含油氣目的層為中生界潛山內幕白堊系義縣組下段火山巖地層。義縣組下段底部以基性深灰色、黑色玄武巖和灰色、褐色、褐紅色凝灰?guī)r為主，巖相為溢流相和溢流相與爆發(fā)相互層；中部以溢流相的中性灰綠色安山巖熔巖為主；頂部發(fā)育一套爆發(fā)相的安山質火山角礫巖，為該地區(qū)油氣主要產出層段，上覆義縣組上段含凝灰?guī)r砂泥巖沉積段和砂泥巖互層段(圖2)。通過巖芯和薄片觀察，QHD30A-1井和B6井火山巖儲層巖性巖相和火山噴發(fā)旋回類似，巖性巖相并非導致該區(qū)儲層差異的主要原因。

2.2 火山巖儲層儲集空間類型

研究區(qū)火山巖儲層具有孔隙和縫隙相互組合的“雙孔介質”，屬于裂縫—孔隙復合型儲層。其儲集空間類型按成因可劃分為原生孔隙、次生孔隙和裂縫3大類，按結構可進一步細分為9亞類：

2.2.1 原生孔隙

包括原生氣孔、半充填氣孔、礫間孔、礫內孔4類(圖3)。

(1) 原生氣孔：含有大量氣液包裹體的火山物質噴出地表時，包裹體中的氣體未能及時逸出，待巖漿冷凝后，由于氣體溢出而在流動單元上部遺留下來后期未充填物質的氣孔(圖3a，c)。

(2) 半充填氣孔：礦物沿氣孔壁充填氣孔，未完全充填滿形成杏仁體而留下來的孔隙，在研究區(qū)普遍發(fā)育(圖3b)。

圖1 研究區(qū)位置示意圖Fig.1 The location map of Qinhuangdao 30A

圖2 秦皇島30A地區(qū)白堊系火山巖儲層巖性Fig.2 Lithology of Cretaceous volcanic reservoir in Qinhuangdao 30A

(3) 礫間孔：較粗粒火山碎屑顆粒間未被充填，經成巖壓實和重結晶作用后殘余的孔隙(圖3d)。

(4) 礫內孔：成巖過程中，粗粒火山碎屑內保留下來的未充填的氣孔等原始孔隙(圖3e)。

2.2.2 次生孔隙

包括各類型的基質內溶蝕孔和礫內溶孔。

(1) 基質內溶蝕孔：火山基質中微晶長石、細?；鹕交?、火山塵等被不同程度溶解而形成的孔洞。包括凝灰基質溶蝕孔(圖3g，h)、晶膜孔(圖3f)和晶間溶蝕孔(圖3i)。

(2) 礫內溶蝕孔：火山角礫巖中，礫內長石晶體(斑晶、晶屑)被溶蝕產生的孔隙(圖3j)。

2.2.3 裂縫

包括未充填裂縫、半充填裂縫、充填殘余裂縫、充填—溶蝕裂縫。

從成因角度，裂縫可還可進一步分為構造縫、溶蝕縫和風化縫等類型，但由于研究區(qū)后期成巖作用改造強烈，根據現有資料已無法區(qū)分溶蝕縫、風化縫和構造縫，因此統(tǒng)稱為裂縫。

(1) 未充填裂縫：火成巖成巖后受構造應力、溶蝕等作用產生的未被礦物充填的裂縫(圖3k，n，o)。

(2) 半充填和充填殘余裂縫：裂縫被后期礦物不完全充填而留下的孔隙(圖3l)。

(3) 充填—溶蝕裂縫：被充填裂縫，后期遭溶蝕重新開啟成為有效儲集空間(圖3m)[10-11]。

通過觀察對比，研究區(qū)不同井區(qū)火山巖儲層儲集空間類型存在顯著差異，主要表現為： QHD30A-1井火山巖儲層原生氣孔和裂縫的充填作用明顯強于B6井，前者氣孔類型以半充填氣孔為主，裂縫型儲集空間以半充填裂縫、充填殘余裂縫和充填—溶蝕裂縫為主，而B6井氣孔和裂縫后期充填作用較弱，氣孔以未充填氣孔為主，裂縫主要為未充填裂縫和半充填裂縫。另外，B6井火山巖儲層除和前者一樣發(fā)育大量氣孔和基質內溶蝕孔外，還發(fā)育部分原生礫間孔、礫內孔和次生礫內溶蝕孔。儲集空間類型的差異與火山巖儲層復雜的成巖演化過程有關。

2.3 火山巖儲層演化期次

2.3.1 原生氣孔充填期次

秦皇島30A地區(qū)潛山內幕火山巖儲層早期發(fā)育大量原生氣孔，后期被不同程度充填。根據氣孔充填礦物序列和成因，將氣孔充填過程分為兩個階段：早期充填和晚期充填。

(1) 早期充填

早期充填發(fā)生于同生成巖階段，主要受巖漿期后熱液作用影響，表現為原生氣孔被沸石、綠泥石等中低溫熱液礦物充填形成杏仁體或殘余氣孔[12-14]。

該階段，巖漿噴出地表以后，一方面，各類礦物自巖漿及揮發(fā)份中結晶；另一方面，火山活動后期或者間歇期，由火山活動提供的含有大量Fe2+、Mg2+、K+、Na+、Ca2+、Al3+、Si4+等離子的堿性熱液流體反復淋濾火山巖體并沿著地層中斷裂破碎帶或者裂縫運移，進入原生氣孔。隨著溫度、壓力、礦物濃度等條件發(fā)生變化，尤其是隨著溫度的降低，熱液流體在火山巖儲層的氣孔中逐漸沉淀、結晶、充填，在氣孔等原生孔隙中逐漸生成綠泥石、沸石等礦物集合體(圖4)[15-19]。

氣孔的早期充填過程具有明顯的多期次性。在巖漿后期熱液的冷凝過程中，隨著溫度的降低，結晶溫度高的富含鐵、鎂的綠泥石最先結晶出來，在氣孔壁上形成襯邊，隨后結晶溫度繼續(xù)降低，結晶溫度較低的沸石等礦物逐漸結晶析出，充填在氣孔和裂縫中。研究區(qū)原生氣孔完整的充填期次分為四期，由早到晚分別為綠泥石充填、沸石充填、白云石充填和晚期沸石充填(圖4a)。但是，并非所有氣孔都經歷完整的四期充填，大多數氣孔只經歷了其中一期或多期充填(圖4b，c，d)，部分氣孔僅沿氣孔邊緣充填一層綠泥石襯邊或皮殼狀、針狀綠泥石，形成半充填氣孔，也有部分氣孔被綠泥石多期完全充填形成杏仁體。

(2) 晚期充填

研究區(qū)火山巖儲層中另一部分氣孔充填物主要為方解石等碎屑礦物(圖5)，說明該類氣孔屬于后期充填，即本文所述的晚期充填。

晚期充填發(fā)生于早埋藏成巖階段，充填物以鈣質方解石為主，局部被硅質充填。該時期，研究區(qū)裂縫大量發(fā)育，這些裂縫溝通含有CO2的地表水，CO2溶于水中形成碳酸，促使地層中硅酸鹽和鋁硅酸鹽礦物被溶蝕，并分解出碳酸鈣、二氧化硅等礦物[20]。其反應過程如下：

圖4 氣孔早期充填a. QHD30A-1井：3 391.5 m，杏仁體，氣孔被綠泥石、沸石、白云石和晚期沸石四期充填，正交，×25；b. QHD30A-1井，3 375.7 m，氣孔被綠泥石充填—半充填，正交，×25；c. QHD30A-1井，3 389.5 m，氣孔邊緣被綠泥石充填形成襯邊，正交，×100；d. QHD30A-1井，3389.5 m，氣孔被綠泥石完全充填形成杏仁體，正交，×100。Fig.4 Early filling stage of gas pores

圖5 氣孔晚期充填a. QHD30A-1井，3 376.8 m，杏仁體，由氣孔被方解石充填形成，單偏，×25；b. QHD30A-1井，巖芯，3 377.5～3 377.8 m，杏仁體，由氣孔被鈣質充填形成。Fig.5 Late filling stage of gas pores

CaSiO3+CO2+nH2O→CaCO3↓+SiO2↓+nH2O

4KAlSi3O8+2CO2+4H2O→2K2CO3+Al4[Si4O10](OH)8+8SiO2↓

當孔隙流體中碳酸鈣和二氧化硅含量達到飽和時，逐漸開始沉淀，使同生成巖階段未被中低溫熱液礦物充填的氣孔在該時期被鈣質或硅質充填，形成杏仁體(圖6)，部分未完全充填的氣孔發(fā)育殘余孔隙。

在氣孔充填的過程中，裂縫對促進氣孔充填起到了至關重要的作用。構造運動導致研究區(qū)斷裂和裂縫大量發(fā)育，裂縫溝通地表水并促進地表水在地層中循環(huán)、滲入氣孔，促進了氣孔充填。因此，整體上，在斷裂發(fā)育地區(qū)火山巖儲層中氣孔更容易被充填，而在斷裂不發(fā)育或遠離斷裂的地區(qū)，氣孔充填程度較低[20]。另外，儲層中大量裂縫也在該階段被硅質和鈣質等礦物充填。

2.3.2 裂縫演化期次

秦皇島30A地區(qū)火山巖儲層自中生代以來經歷多期構造運動，儲層裂縫十分發(fā)育，不同時期形成的裂縫縱橫交錯切割，后期受到多期復雜充填。根據裂縫相互切割關系和充填礦物組合特征，將該區(qū)潛山內幕火山巖儲層裂縫其分為四期，整體上晚期裂縫充填程度弱于早期裂縫(圖7)。

2.3.3 成巖演化過程

通過對研究區(qū)潛山內幕火山巖儲層孔隙(尤其是原生孔隙)和裂縫的發(fā)育和演化進行分析，建立了秦皇島30A地區(qū)潛山內幕火山巖儲層成巖演化過程，并進一步明確了在不同的成巖演化階段，火山巖儲層所經歷的成巖環(huán)境和成巖作用以及對孔隙度的影響(圖8)。

秦皇島30A地區(qū)潛山內幕火山巖儲層演化過程主要分為3個大的成巖階段：同生成巖階段、表生成巖階段、埋藏成巖階段。同生成巖階段火山巖儲層主要受火山熱液影響，表現為中低溫熱液礦物對原生氣孔和早期裂縫的大量充填，使儲層孔隙度降低；在表生成巖階段，火山巖儲層主要受構造作用、風化淋濾作用和溶蝕作用影響，發(fā)育各類次生溶孔和裂縫，使儲層孔隙度升高，對儲層物性具有改善作用；埋藏成巖階段分為早埋藏成巖階段和晚埋藏成巖階段。早埋藏成巖階段主要以構造作用和埋藏充填作用為主，使部分孔隙和裂縫被充填。晚埋藏成巖階段主要發(fā)生有機酸和地層水等流體對儲層的溶蝕，形成各類溶蝕孔縫，使孔隙度增大[21-26]。三個成巖演化階段中，同生成巖階段的火山熱液活動對潛山內幕火山巖儲層影響最大，是導致儲層物性變差的主要原因。大量氣孔和裂縫在該時期被中低溫熱液礦物充填，儲層物性變差，雖然后期風化淋濾作用和溶蝕作用對儲層物性有所改善，但作用有限。

3 潛山內幕火山巖儲層控制因素

3.1 火山巖儲層影響因素及差異性

潛山內幕火山巖儲層主要受成巖演化過程中各類成巖作用影響，且與一般的風化殼火山巖儲層主要受風化淋濾作用控制，儲層物性隨距離風化殼頂面的距離增大而逐漸變差不同，研究區(qū)潛山內幕火山巖儲層距離風化殼頂面較遠(至少在200～300 m以上)，而且統(tǒng)計結果表明儲層物性與距離風化殼頂面的距離并沒有明顯的相關性。因此潛山內幕火山巖儲層并不受風化淋濾作用控制，對研究區(qū)潛山內幕火山巖儲層影響最為明顯的成巖作用主要包括三類：溶蝕作用、充填作用和裂縫。

圖6 氣孔晚期充填模式Fig.6 Late filling pattern of gas pores

圖7 秦皇島30A地區(qū)火山巖儲層裂縫期次Fig.7 Fracture periods of volcanic reservoir in Qinhuangdao 30A

圖8 潛山內幕火山巖儲層成巖演化Fig.8 Diagenetic evolution of buried-hill inner volcanic reservoir

3.1.1 溶蝕作用

溶蝕作用是指巖石中易溶組分在一定的地質條件下被溶蝕或者部分溶蝕，從而產生新的孔隙，或者使原先被充填的孔隙重新開啟或擴大，改善儲層儲集物性，是一種建設性的成巖作用[27-30]。通過巖芯、薄片觀察、掃描電鏡分析，整體上QHD30A-1井火山巖儲層溶蝕作用弱于B6井。掃描電鏡下，QHD30A-1井火山巖儲層微觀顆粒表面大多表現為黏土化，致密膠結，僅個別樣品顆粒表面發(fā)育少量溶蝕孔隙(圖9a，b)。而B6井火山巖儲層顆粒表面發(fā)育大量溶蝕孔隙，溶蝕作用強于QHD30A-1井(圖9c，d)。

3.1.2 充填作用

充填作用對潛山內幕火山巖儲層儲集空間具有破壞作用。一方面，原生孔隙和次生孔隙后期被礦物充填會使孔隙度降低；另一方面，裂縫的礦物充填對火山巖的儲集性破壞性更大，它不僅占據一部分孔隙空間，使孔隙度降低，更重要的是大大降低了儲層的滲透性，導致儲層儲集物性變差。巖芯、薄片觀察結果表明，QHD30A-1井火山巖儲層孔隙和裂縫充填作用都明顯強于B6井，這是因為QHD30A-1井區(qū)距離邊界大斷裂更近，而該斷裂帶為研究區(qū)巖漿噴發(fā)和熱液活動的火山通道，因此，在成巖演化過程中，QHD30A-1井區(qū)更容易受到巖漿期后火山熱液作用影響，促使氣孔等原生孔隙和裂縫被綠泥石、沸石等中低溫熱液礦物充填。而B6井距離大斷裂和火山通道較遠，受火山熱液作用影響較小，因此充填作用較弱(圖10)；另外，QHD30A-1井區(qū)由于靠近斷裂而發(fā)育大量裂縫，也進一步促進了火山熱液流體以及含CO2地表水在地層中流動循環(huán)，促使原生氣孔和裂縫被熱液礦物及淡水方解石等礦物充填。

3.1.3 裂縫

裂縫對潛山內幕火山巖儲層改造和油氣富集成藏具有建設性和破壞性雙重作用。建設性作用表現為：①裂縫促進溶蝕孔隙發(fā)育。裂縫的存在構成了火山巖內部流體疏導體系，為早期巖漿熱液和晚期酸性流體在儲層中進行運移淋濾提供通道，促使淋濾帶火山巖遭受早期熱液蝕變及晚期酸性流體溶蝕作用，促進儲層中易溶礦物溶解，形成溶蝕孔隙。通過對研究區(qū)和相鄰的W油田B13井火山巖儲層進行觀察，發(fā)現其儲層中溶蝕孔洞多與裂縫共存，溶蝕孔洞的發(fā)育程度受裂縫帶所控制，沿裂縫帶及其附近溶蝕孔洞及復合型的各種孔隙十分發(fā)育(圖11)。②裂縫可作為油氣儲集空間和運移通道。裂縫的發(fā)育一方面為火山巖儲層貢獻了一定的儲集空間；另一方面，裂縫通過連通原先孤立的原生孔隙和次生孔隙，為油氣在儲層中運移提供必要通道[31]。研究區(qū)B6井3 462.2～2 467.52 m井段安山質火山角礫巖熒光下亮度高，沿裂縫及氣孔為褐色瀝青質充填，向基質侵染呈褐—黃—綠—蘭色色暈，由裂縫向基質發(fā)光顏色由深到淺，油質由重到輕，證明研究區(qū)火山巖儲層中的油氣是沿裂縫貫入的，同時也說明裂縫可將原生孔隙串通使其成為有效的油氣儲集空間。

圖9 QHD30A-1井和B6井火山巖儲層掃描電鏡照片a. QHD30A-1井，3 376.2 m，安山質火山角礫巖，顆粒表面致密；b. QHD30A-1井，3 377.7 m，安山質火山角礫巖，顆粒表面較致密；c. B6井，3 464.4 m，安山質火山角礫巖，顆粒溶蝕產生微孔隙，表面黏土化；d. BZ6井，3 464.9 m，安山質火山角礫巖，顆粒表面黏土化，見溶蝕孔隙。Fig.9 Scanning electron microscope photos of volcanic reservoir from Well QHD30A-1 and B6

圖10 秦皇島30A地區(qū)過井地震剖面(剖面位置見圖1)Fig.10 Through-well seismic section in Qinhuangdao 30A

破壞性作用表現為：裂縫促進儲集空間發(fā)生充填。在裂縫大量發(fā)育的地區(qū)，巖漿熱液通過裂縫在儲層中運移并反復淋濾儲層，促進了原生孔隙和早期裂縫被火山熱液礦物充填。另外，在早埋藏成巖階段，裂縫溝通地表水，促進了氣孔和裂縫被淡水方解石、硅質等礦物充填，導致火山巖儲層物性變差。

通過對QHD30A-1井和B6井巖石鑄體薄片中裂縫發(fā)育情況進行觀察統(tǒng)計，兩口井鉆遇的火山巖儲層裂縫發(fā)育情況存在明顯差異：QHD30A-1井較B6井儲層裂縫更為發(fā)育，裂縫密度更大，平均每塊薄片發(fā)育裂縫密度為10.4條/片，而B6井裂縫密度僅為2.4條/片。但是，QHD30A-1井儲層裂縫的充填程度卻遠遠強于B6井，其鉆遇的火山巖儲層中大多數裂縫都被各類礦物充填，其中未充填裂縫密度僅為0.28條/片，占總裂縫數的2.37%，而完全充填的裂縫密度卻高達9.29條/片，為B6井的13.9倍，完全充填率高達89.04%，為B6井的3.3倍。與之相比，B6井所井所鉆遇的火山巖儲層雖然裂縫數量較少，規(guī)模較小，但是裂縫充填程度較低，儲層中大多數裂縫都未被充填，其中未充填裂縫密度達1.56條/片，為QHD30A-1井的5.6倍，未充填率高達63.64%，為QHD30A-1井的23.3倍，而完全充填裂縫的密度僅為0.67條/片，僅占總裂縫數的27.27%，充填程度遠低于QHD30A-1井(表1)。

圖11 沿裂縫發(fā)育的溶蝕孔隙a. QHD30A-1井，3 392.10 m，鑄體薄片，安山質火山角礫巖，巖裂縫周圍發(fā)育的溶蝕孔隙，單偏；b. B13井，2 948.19 m，掃描電鏡，安山質火山角礫巖，巖裂縫發(fā)育的溶蝕孔洞，×100。Fig.11 Dissolution pores developed along fractures

裂縫發(fā)育情況總裂縫密度(條/片)未充填裂縫密度(條/片)未充填率/%半充填裂縫密度(條/片)半充填率/%完全充填裂縫密度(條/片)完全充填率/%QHD30A?1井10．40．282．730．859．599．2989．04B6井2．41．5663．640．229．090．6727．27

3.2 潛山內幕火山巖儲層主控因素分析

在以上研究基礎上，進一步分析潛山內幕火山巖儲層影響因素中對研究區(qū)火山儲層物性和油氣產能差異起決定性作用的因素，即影響潛山內幕火山巖儲層質量的主控因素。

3.2.1 儲層物性分析

通過巖芯取樣，對研究區(qū)火山巖儲層物性進行統(tǒng)計分析。QHD30A-1井火山巖儲層平均孔隙度為20.38%，滲透率為2.50×10-3μm2。其中，上部3 375.7～3 377.9 m取芯段平均孔隙度為15.77%，滲透率為0.64×10-3μm2；下部取芯段3 386.8～3 392.8 m，平均孔隙度為23.07%，滲透率3.58×10-3μm2。B6井3 464.2～3 467.52 m取芯段平均孔隙度為22.87%，滲透率為1.06×10-3μm2，兩口井儲層物性差異明顯(由于本次統(tǒng)計的是巖芯樣品的總孔隙度，個別取自裂縫發(fā)育處的樣品由于受到裂縫孔隙度的影響，導致該樣品總孔隙度值偏高，并導致所有樣品的平均孔隙度升高，且高于真實的基質孔隙度)。

整體上，QHD30A-1井區(qū)與B6井區(qū)儲層孔隙度差別不大，雖然QHD30A-1井平均滲透率高于B6井，但是通過對前者巖芯樣品的滲透率進行統(tǒng)計表明，QHD30A-1井所有測試樣品中，滲透率低于0.5×10-3μm2的樣品占總樣品數47.37%，且滲透率值變化范圍極大，最小值為0.13×10-3μm2，最大值為20.8×10-3μm2，非均質性很強，測試結果也證明其為低滲差儲層；而B6井的滲透率大于0.5×10-3μm2的樣品占樣品總數的66.67%，且變化范圍較小，均質性較好(圖12)。根據趙澄林制定的遼河盆地火山巖儲層分類標準(表2)[10]，QHD30A-1井和B6井火山巖儲層分別屬于高孔—低滲儲層和高孔—中滲儲層，即二者孔隙度都較高，孔隙度并非影響該區(qū)火山巖儲層油氣產能差異主要因素，滲透率的巨大差異才是導致研究區(qū)火山巖儲層物性和油氣產能巨大差異的根本原因。而火山巖儲層滲透性主要受作為油氣運移主要通道的裂縫控制，即裂縫發(fā)育情況差異是導致研究區(qū)儲層物性差異的根本原因。但需要注意的是，并非儲層裂縫越發(fā)育儲層質量就一定越好，因為所有裂縫中只有未充填的開啟有效裂縫才能夠為油氣提供運移通道，是決定儲層滲透性好壞的關鍵因素。并且只有裂縫發(fā)育期與該地區(qū)油氣運移期相匹配，形成于油氣大規(guī)模運移之前的未充填裂縫才對火山巖油氣成藏起到促進作用，而形成于油氣大規(guī)模運移結束之后的未充填裂縫往往作為油氣溢散的主要通道， 對油藏具有嚴重的破壞作用[23]。

在研究區(qū)，雖然QHD30A-1井區(qū)火山巖儲層裂縫更為發(fā)育，密度更大，但充填率較高(89.04%)，絕大多數裂縫被后期充填，成為無效裂縫，儲層滲透性較差；而B6井區(qū)火山巖儲層雖然裂縫總數較少，密度較小，但裂縫充填率較低(27.27%)，裂縫有效性和儲層滲透性較好(表1)，其巖芯裂縫中可以觀察到明顯的油氣顯示，而QHD30A-1井巖芯裂縫中卻很少見到油氣顯示。因此，綜合分析表明，未充填有效裂縫是控制秦皇島30A地區(qū)潛山內幕火山巖儲層物性和油氣產能的關鍵因素。

圖12 秦皇島30A地區(qū)火山巖儲層巖芯滲透率統(tǒng)計分析Fig.12 Core permeability statistics and analysis of volcanic reservoir in Qinhuangdao 30A

分類孔隙度/%評價滲透率/(×10-3μm2)評價1>15高孔隙度>5較高滲210～15較高孔隙度1～5中滲35～10中孔隙度0．1～1低滲4<5低孔隙度<0．1特低滲

3.2.2 有效裂縫發(fā)育控制因素

研究結果表明，研究區(qū)潛山內幕火山巖儲層中有效裂縫的發(fā)育主要受3個因素控制：

(1) 裂縫發(fā)育的部位

裂縫大量分布于靠近大斷裂一定范圍內[6,32]，但如果沿大斷裂發(fā)育火山通道且裂縫帶過于靠近火山通道，則裂縫帶容易受火山熱液作用影響，裂縫更容易被熱液礦物充填，成為無效裂縫，如QHD30A-1井區(qū)；而距主斷裂一定范圍內，并距火山通道較遠的部位是有效裂縫發(fā)育的主要地區(qū)，如B6井區(qū)。

(2) 裂縫形成的期次

通過觀察發(fā)現，早期裂縫在漫長的成巖演化過程中多數被各類礦物充填，變成無效裂縫，而晚期形成的裂縫則充填程度較低，未充填或半充填有效裂縫大量發(fā)育(圖6)。尤其是形成期與研究區(qū)油氣成熟期相近或者發(fā)育在油氣成熟期之后的晚期裂縫，在其形成過程中或形成以后很快被油氣占據，從而抑制了礦物對這些裂縫的充填，因此充填作用往往較弱。而形成于油氣成熟期或者發(fā)育在油氣成熟期之后且在油氣大規(guī)模運移之前的晚期裂縫打通了烴源巖與儲層之間的通道，極大的促進了火山巖油氣的運聚和成藏。

(3) 裂縫寬度大小

火山巖儲層裂縫的充填程度和有效性還與裂縫寬度大小密切相關。通過對巖石薄片中裂縫寬度大小和充填程度進行測量和統(tǒng)計表明，寬度較小的裂縫充填程度遠低于寬度較大的裂縫，有效性更好，對油氣在火山巖儲層中運移富集起到重要作用。B6井主要含油層段安山質火山角礫巖儲層中，寬度大于0.05 mm的裂縫大多數被硅質、綠泥石等礦物充填(圖13a，b)，而裂縫寬度小于0.05 mm的微裂縫則未被充填或被礦物斷續(xù)充填(圖13c，d)，且沿這些裂縫有少量原油外溢，基質普遍為油質侵染，說明這些未充填微裂縫為有效裂縫。

通過與其他油田火山巖油藏進行對比，發(fā)現在渤海海域以及我國西部地區(qū)火山巖油氣藏儲層存在相同規(guī)律。例如，渤海海域W油田B13井中生界安山質火山角礫巖儲層中裂縫大量發(fā)育，且一般寬度大于0.3 mm者多被方解石、硅質充填或半充填，小于0.3 mm者一般無充填，巖芯表面見褐色原油，水洗后，沿未充填裂縫及孔洞見原油外溢，說明未充填裂縫為有效裂縫。另外，陳淦等[33]通過對克拉瑪依油田一區(qū)玄武巖油藏裂縫進行分析，發(fā)現0.01～0.02 mm未充填微裂縫對該地區(qū)火山巖儲層油氣滲濾具有重要作用[33]。

圖13 B6井火山巖儲層不同大小裂縫充填程度a. B6井，3 464.63 m，鑄體薄片，安山質火山角礫巖,裂縫寬度0.12～0.28 mm，硅質充填，單偏；B6井，b. 3 464.68 m，鑄體薄片，安山質火山角礫巖，裂縫寬度0.2～0.28 mm，硅質和方解石充填，單偏；c. B6井，3 411.56 m，鑄體薄片，安山質火山角礫巖，裂縫寬度0.04 mm，未充填微裂縫，單偏；d. B6井，3 464.40 m，鑄體薄片，安山質火山角礫巖，裂縫寬度0.04 mm，未充填微裂縫，單偏。Fig.13 Filling degree of different sized fractures in volcanic reservoir of Well B6

為進一步證實未充填微裂縫可作為油氣運移通道的可能性，根據毛管壓力曲線對研究區(qū)B6井火山巖儲層孔隙分布情況進行分析(圖14)。B6井毛管壓力曲線大體上可分為兩部分，第一部分為陡斜率曲線段，第二部分為大曲率曲線段。第一部分陡斜率段，壓力由0.014 MPa起約至1.7～2.7 MPa，在此曲線段內，火山巖油層的孔隙體積只占總孔隙體積的2%～15%，孔隙半徑大于0.4～0.25 μm的是溶蝕—構造裂縫；第二部分約為45度曲線段，壓力由1.7～2.7 MPa起至25 MPa，火山巖油層孔隙體積占總孔隙體積的50%～70%，孔喉半徑小于0.4～0.25 μm，為孔隙喉道連通的微細孔縫。通過以上分析，研究區(qū)火山巖儲層毛管壓力曲線屬于分選差、細歪度的類型，儲層油氣運移通道以微孔縫為主，證明未充填微裂縫可作為油氣重要的滲濾通道。

圖14 B6井火山巖儲層毛管壓力曲線Fig.14 Capillary pressure curve of volcanic reservoir of Well B6

3.3 潛山內幕火山巖儲層發(fā)育模式

綜合以上研究，未充填有效裂縫發(fā)育程度是影響研究區(qū)潛山內幕火山巖儲層物性和油氣產能差異的主控因素?；鹕綆r儲層所處的構造部位、儲層裂縫的形成期次和裂縫寬度大小三個因素共同控制了有效裂縫的發(fā)育。裂縫大量分布于靠近大斷裂一定范圍內，距離火山通道較遠、裂縫形成期次較晚(特別是形成期與烴源巖生油期相近或者在其之后，且在油氣大規(guī)模運移之前的裂縫)、寬度較小的地區(qū)裂縫充填作用較弱，是有效裂縫和優(yōu)質儲層發(fā)育的有利地區(qū)。

QHD30A-1井區(qū)位于距離邊界大斷裂和火山通道更近的構造高部位，B6井區(qū)位于距離邊界大斷裂和火山通道較遠的構造斜坡帶。由于構造高部位較斜坡帶更靠近邊界大斷裂，因此儲層中裂縫更為發(fā)育，裂縫密度較斜坡帶更大。但是由于構造高部位更靠近火山通道，因此裂縫和原生孔隙更容易受火山熱液作用影響而被各類礦物充填，儲層物性變差，不利于油氣富集；而斜坡帶雖然距離大斷裂較遠，裂縫密度和規(guī)模較小，但是由于遠離火山通道，因此儲層受火山熱液作用影響較小，裂縫充填作用較弱，且可與油氣成熟和運聚時間有效匹配，儲層質量較好，較構造高部位更有利于油氣富集成藏(圖15)，可作為下一步潛山內幕火山巖油氣勘探的重點。

4 結論

(1) 秦皇島30A地區(qū)白堊系潛山內幕火山巖儲層巖性以爆發(fā)相安山質火山巖角礫巖為主。儲集空間類型按成因分為原生孔隙、次生孔隙和裂縫3大類和9亞類，整體屬于裂縫—孔隙復合型儲層。

(2) 火山巖儲層中原生氣孔經歷早期和晚期兩個階段充填。早期充填發(fā)生于同生成巖階段，受巖漿期后熱液作用影響，氣孔被沸石、綠泥石、白云石等中低溫熱液礦物四期充填。晚期充填發(fā)生于早埋藏成巖階段，氣孔被方解石等礦物單一充填。根據裂縫相互切割關系和充填礦物組合特征，將儲層裂縫分為四期，晚期裂縫充填程度弱于早期裂縫。

(3) 潛山內幕火山巖儲層成巖演化經歷同生成巖階段、表生成巖階段、埋藏成巖階段3個階段。其中，同生成巖階段火山熱液作用對儲層影響最大，是導致大量孔縫被充填和儲層物性變差的主要原因。后期表生成巖階段風化淋濾作用和埋藏成巖階段溶蝕作用對儲層物性進行了一定改善，但作用有限。

圖15 秦皇島30A地區(qū)潛山內幕火山巖儲層發(fā)育模式Fig.15 Reservoir development model of buried-hill inner volcanic rocks in Qinhuangdao 30A area

(4) 未充填有效裂縫發(fā)育程度是影響潛山內幕火山巖儲層物性和產能巨大差異的主控因素。構造部位、裂縫形成期次及寬度大小三個因素共同控制了有效裂縫發(fā)育。裂縫大量分布于靠近大斷裂一定范圍內，距離火山通道較遠、裂縫形成期次較晚且形成期與油氣成熟期和油氣運聚期相匹配、裂縫寬度較小的地區(qū)裂縫充填作用較弱，是有效裂縫和優(yōu)質儲層發(fā)育的優(yōu)勢地區(qū)，更有利于油氣大規(guī)模成藏，可作為下一步潛山內幕火山巖油氣勘探的重點。

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Characteristics and Controlling Factors of Buried-hill Inner Volcanic Reservoir: An example from the Cretaceous in Qinhuangdao 30A Area, Offshore Bohai Sea, China

GUO Ying，WANG YueChuan，WEI AJuan，WU HaoMing，YE Tao，GAO KunShun，ZENG JinChang

China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) Limited Tianjin , Tianjin 300452, China

Focusing on the complex characteristics and controlling factors of buried-hill inner volcanic reservoir, this paper takes the Cretaceous volcanic rocks in Qinhuangdao 30A area of Bohai Sea for example. The space type, filling stage, diagenetic evolution and controlling factors of buried-hill inner volcanic reservoirs were studied based on core observation, thin section identification and scanning electron microscope analysis. The lithology of volcanic reservoirs in the study area is mainly explosive facies andesitic volcanic breccia. The reservoir space can being classified as primary pore, secondary pore and fissure. As main primary pores, the gas pores experienced early filling stage and late filling stage, leading to primary pores being sharply reduced. According to the filling minerals and interaction cutting relation, the fractures are categorized as four periods while the late fractures were more weakly filled than early ones. The reservoirs experienced three diagenetic stages: syndiagenetic stage, epidiagenetic stage and burial diagenetic stage. The volcanic hydrothermal activity during syndiagenetic stage influenced the reservoirs most and is the primary cause for the reservoir physical properties becoming worse, while the weathering and leaching in epidiagenestc stage and the dissolution in burial diagenestic stage improved the reservoir physical properties to a limited extent. The development of unfilled effective fractures in reservoir is the main controlling factor, resulting in the differences of volcanic reservoir physical properties and oil-gas production capacity in the study area. The structurally high part close to volcanic conduit contains more fractures than slope zone, but the fractures were more affected by hydrothermal activity and filled by minerals, leading to less effective fractures, poorer reservoir permeability and much lower oil-gas production capacity than that in slope zone. Structure position, formation period and size of fractures controlled the development of effective fractures. The fractures are mostly distributed within a certain range nearby major faults and those developed in area far away from volcanic conduit and formed late with small width were less filled and are effective fractures. The area with those fractures developed is the favorable region of high-quality reservoirs and target for oil-gas exploration.

Bohai Sea; Qinhuangdao 30A area; buried-hill; volcanic rock; reservoir characteristics; controlling factors

1000-0550(2017)02-0343-15

10.14027/j.cnki.cjxb.2017.02.012

2016-06-21； 收修改稿日期： 2016-11-03

國家科技重大專項(2011ZX05023-002)[Foundation: National Science and Technology Major Project, No.2011ZX05023-002]

郭穎，男，1988年出生，助理工程師，碩士，沉積儲層及油氣成藏研究，E-mail: guoying8832@163.com

王粵川，男，1980年出生，高級工程師，E-mail: wangych@cnooc.com.cn

文獻標識碼 A