馬尚偉，羅靜蘭，陳春勇，何賢英，代靜靜，許學龍，汪 沖

(1.大陸動力學國家重點實驗室(西北大學)， 西安 710069；2.中國石油 新疆油田公司 準東采油廠，新疆 阜康 831511)

火山巖儲層微觀孔隙結構分類評價
——以準噶爾盆地東部西泉地區(qū)石炭系火山巖為例

馬尚偉1，羅靜蘭1，陳春勇2，何賢英2，代靜靜1，許學龍2，汪 沖1

(1.大陸動力學國家重點實驗室(西北大學)， 西安 710069；2.中國石油 新疆油田公司 準東采油廠，新疆 阜康 831511)

基于準噶爾盆地西泉地區(qū)火山巖儲層特征研究較薄弱的現(xiàn)象，通過25口井的巖心觀察、鑄體薄片、掃描電鏡及高壓壓汞等分析，以產(chǎn)能大小為依據(jù)，將火山巖儲層分為4類，對火山巖儲集空間類型及組合、微觀孔隙結構特征進行分類評價。根據(jù)研究區(qū)火山巖儲層面孔率及優(yōu)勢儲集空間組合關系：Ⅰ類為氣孔+溶蝕擴大孔、溶蝕孔+裂縫型，Ⅱ類為氣孔+構造縫(溶蝕縫)型，Ⅲ類為氣孔+溶孔型，Ⅳ類為孤立小孔隙型，面孔率依次降低?；鹕綆r儲層不同類型微觀孔隙結構特征表明：Ⅰ類儲層發(fā)育大孔隙、粗喉道，為優(yōu)勢儲集層；Ⅱ類和Ⅲ類儲層發(fā)育大—中孔隙，中—細喉道，為較好到中—差儲層；Ⅳ類儲層發(fā)育小孔隙、細喉道，為致密儲層。在此基礎上，結合測井資料，建立了研究區(qū)火山巖儲層分類評價標準。

儲集空間組合；孔隙結構；分類評價；火山巖儲層；西泉地區(qū)；準噶爾盆地

火山巖作為一種非常規(guī)油氣儲層，在國外已有120年的勘探歷程。近年來我國已先后在松遼盆地、二連盆地、準噶爾盆地等火山巖的勘探中獲得重大突破[1]，特別在新疆北部準噶爾盆地中已發(fā)現(xiàn)多個火山巖油氣藏，顯示出巨大的開發(fā)潛力[2]?；鹕綆r儲層特征的研究是我國火山巖油氣藏研究的核心問題和難點之一。諸多學者在火山巖儲層方面的研究主要集中在儲集空間類型[3-4]、成巖作用[5-6]、微觀孔隙結構[7-8]、儲層的物性變化特征[9]等方面，而對火山巖儲層分類評價的研究十分薄弱，缺乏成熟有效的評價方法。與碎屑巖相比，火山巖儲層類型多，成藏地質(zhì)條件更加復雜，評價參數(shù)與標準的選取尚沒達成一致，必須在火山巖物性、含油性、孔喉結構研究基礎上，充分考慮火山巖的巖性與巖相特征、儲集空間組合、電性等參數(shù)的分類評價，才能有效地指導火山巖有利儲集帶的預測和火山巖油氣的勘探與開發(fā)。

為進一步識別有效儲層及有利儲集帶，采用鑄體薄片鏡下觀察鑒定與定量統(tǒng)計、掃描電鏡、圖像孔喉分析、壓汞等分析手段，以試油產(chǎn)能為約束，分類評價火山巖儲層的巖性、儲集空間組合、微觀孔隙結構特征，結合測井資料，建立適合西泉地區(qū)火山巖儲層分類評價標準。

1 區(qū)域特征

西泉地區(qū)位于新疆準噶爾盆地東部隆起西緣的北三臺凸起內(nèi)部，其東西分離阜康凹陷與吉木薩爾凹陷，南北分割沙奇凸起與阜康斷裂帶(圖1)。北三臺凸起是一個自石炭紀海西期構造運動開始發(fā)育的凸起，其形成演化經(jīng)歷了晚海西、印支、燕山及喜馬拉雅4次大的構造運動，整體表現(xiàn)為東北斷隆，向西傾沒，圍繞凸起形成了較為復雜的斷裂系統(tǒng)。西泉地區(qū)石炭系與上二疊統(tǒng)不整合接觸，自下而上劃分為下石炭統(tǒng)的塔木崗組和滴水泉組，上石炭統(tǒng)的巴塔馬依內(nèi)山組。其中，巴塔馬依內(nèi)山組火山巖分布廣泛，油氣資源豐富，目前已在45口探井中鉆遇火山巖，其中，10口井試油產(chǎn)量達10～48.06 t/d，顯示出巨大的開發(fā)潛力。

2 火山巖儲層的基本特征

2.1火山巖儲層的巖石類型

西泉地區(qū)火山巖巖性復雜、巖石類型較多，通過25口井的巖心觀察、巖石薄片鑒定、全巖主量元素分析等多種識別方法，依據(jù)1989年國際地科聯(lián)火成巖分類方案，將西泉地區(qū)石炭系火山巖分為火山熔巖、火山碎屑熔巖、火山碎屑巖和沉火山碎屑巖4類。其中，火山熔巖包括玄武巖、安山巖和英安巖；火山碎屑熔巖包括火山角礫熔巖和凝灰熔巖；火山碎屑巖包括火山角礫巖和凝灰?guī)r；沉火山碎屑巖主要為沉凝灰?guī)r。

2.2火山巖儲層的儲集空間類型

不同學者對不同地區(qū)火山巖儲集空間類型的劃分方案不一，大致歸為以下4類：(1)根據(jù)形態(tài)特征將火山巖孔隙類型分為孔隙和裂縫2大類[4，10-11]；(2)根據(jù)巖心宏觀孔隙類型將火山巖分為孔隙、洞穴、裂縫3大類[12]；(3)根據(jù)成因?qū)⒒鹕綆r孔隙類型分為原生孔隙、次生孔隙和裂縫3類[13-14]；(4)根據(jù)成因?qū)⒒鹕綆r孔隙類型分為原生儲集空間、次生儲集空間2類[15]。通過西泉地區(qū)25口井巖心觀察、鑄體薄片鏡下觀察及電鏡掃描等多種分析方法，本文對研究區(qū)火山巖孔隙類型的劃分基本沿用上述第4種分類方案，將西泉地區(qū)石炭系火山巖的儲集空間類型劃分為原生儲集空間和次生儲集空間2大類。進一步根據(jù)形態(tài)特征，將原生儲集空間細分為原生孔隙和原生裂縫，次生儲集空間細分為次生孔隙和次生裂縫。

圖1 準噶爾盆地西泉地區(qū)構造位置

(1)原生孔隙。包括氣孔和殘余氣孔，主要發(fā)育在火山熔巖和火山碎屑熔巖中，是巖漿噴出地表后在冷凝固結過程中由于壓力驟降揮發(fā)組分逸散形成的孔隙，氣孔多呈圓形、橢圓形(圖2a，b)、不規(guī)則形(圖2c)，部分氣孔經(jīng)分化淋濾溶蝕擴大形成擴大孔(圖2d)；部分氣孔常被成巖演化過程中產(chǎn)生的次生礦物半充填形成殘余氣孔。

(2)原生裂縫。包括節(jié)理縫或者炸裂縫，是巖漿上涌過程中，已結晶礦物因壓力驟降和溫度變化脹裂或者熔巖體內(nèi)部高壓爆破形成的，研究區(qū)較少出現(xiàn)此類裂縫。

(3)次生孔隙。包括火山熔巖中的斑晶溶孔(圖2e)、基質(zhì)溶孔(圖2f)和火山碎屑巖中的粒間溶孔(圖2g)、粒內(nèi)(晶內(nèi))溶孔(圖2h)，是火山巖在成巖演化過程中斑晶內(nèi)部和顆粒內(nèi)部以及基質(zhì)或顆粒之間因成巖流體等作用發(fā)生的一系列溶蝕作用形成的孔隙，孔隙形狀不規(guī)則，多呈孤立狀。

(4)次生裂縫。包括溶蝕縫和構造裂縫，發(fā)育在各類火山巖中，溶蝕縫多與風化淋濾作用有關，多由充填構造裂縫邊緣經(jīng)過溶蝕而形成的，縫面多呈彎曲狀或分叉(圖2i，j)；構造裂縫多為近平直狀，可切穿顆粒和斑晶，延伸較遠(圖2k，l)。

3 火山巖儲層分類評價

火山巖的儲集空間受巖性與巖相、風化淋濾作用、成巖作用及構造作用等因素的影響，具有孔隙、裂縫雙重介質(zhì)特征。本文根據(jù)研究區(qū)24口井試油產(chǎn)能的大小，以大于10 d/t，5～10 d/t，0～5 d/t和干層(或水層)為界，將火山巖儲層分為Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ，Ⅳ類，選取這4類不同儲層的巖石樣品，配套完成反映儲層儲滲能力的圖像孔喉分析和壓汞曲線實驗，對不同巖性儲集空間組合、物性、孔喉半徑、含油飽和度、電性等參數(shù)進行分類評價，定量表征不同分類的火山巖儲層的有效性和滲流能力。

3.1儲集空間組合特征

由于各類儲集空間一般不單獨存在，都是以某種組合形式出現(xiàn)[16]，因此，采用圖像孔喉分析測量40個不同巖性儲集空間的類型和總面孔率，以優(yōu)勢儲集空間組合[17-18]為依據(jù)，評價4類不同巖性儲集空間組合(表1)：

(1)Ⅰ類：主要發(fā)育氣孔+溶蝕擴大孔和溶蝕孔+裂縫，面孔率大于3%(表1)，氣孔+溶蝕擴大孔常見于氣孔安山巖和火山角礫熔巖中，其位于不整合面附近，經(jīng)歷長期風化淋濾作用，使孔隙溶蝕擴大并彼此連通，形成最有利的儲集空間組合；溶蝕孔+裂縫見于火山角礫巖中，溶孔為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔，占總面孔率80%以上，裂縫不僅形成油氣儲集空間，同時連通溶孔增大滲流通道，形成優(yōu)勢儲集空間組合。

圖2 準噶爾盆地西泉地區(qū)石炭系火山巖孔隙類型照片

表1 準噶爾盆地西泉地區(qū)石炭系火山巖儲集空間組合分類評價

(2)Ⅱ類：主要發(fā)育氣孔+構造縫(溶蝕縫)，面孔率2%～3%，常見于氣孔玄武巖和凝灰熔巖中，氣孔占總面孔率30%～90%(表1)，裂縫(溶蝕縫)形成滲流通道連通氣孔，形成較好儲集空間組合。

(3)Ⅲ類：主要發(fā)育氣孔+溶孔，面孔率在1%～2%之間，常見于英安巖和少部分安山巖中，儲集空間以氣孔、斑晶溶孔和基質(zhì)溶孔為主，占總面孔率90.8%(表1)，孔隙之間彼此連通性差，滲流能力變差，多為差儲集空間。

(4)Ⅳ類：整體上以孤立狀小孔隙為主，面孔率小于1%，主要發(fā)育在凝灰?guī)r、沉凝灰?guī)r、致密安山巖和致密玄武巖中，彼此不連通，多為致密層。

3.2微觀孔隙結構分布特征

火山巖儲層喉道成因較沉積巖更加復雜，儲集層具有不同的微觀孔隙結構特征，深入研究儲層微觀孔隙結構特征對儲層的儲集能力和滲流機理具有指示意義。根據(jù)64個樣品的壓汞曲線，分析4類火山巖儲層微觀孔隙結構特征及滲流能力[19]。

Ⅰ類(氣孔+溶蝕擴大孔和溶蝕孔+裂縫)：以西泉092井2 503.0 m處樣品為例，排驅(qū)壓力0.04 MPa，中值壓力2.09 MPa，最大進汞飽和度90.4%(圖3a)，孔喉半徑分布呈多峰型，主要分布在1～100，0.1～1和0.01～0.1 μm3個區(qū)間，分別占總孔喉體積的36.5%、28.0%和35.5%(圖3b)，1～100 μm之間的孔喉半徑提供了95%以上的滲透貢獻能力(圖3c)，說明對滲透率的貢獻主要取決于粗喉道。粗喉道所占的比例越高，滲透率越好。

Ⅱ類(氣孔+構造縫(溶蝕縫))：以西泉3井2 382.1 m處樣品為例，排驅(qū)壓力1.03 MPa，中值壓力12.5 MPa，最大進汞飽和度66%(圖3a)；孔喉半徑分布呈單峰型且分選范圍較寬，分布在0.01～1 μm， 0.1～1 μm的孔喉半徑占總孔喉體積的73.3%(圖3b)，并貢獻了95%以上的滲流能力(圖3d)。

Ⅲ類(氣孔+構造縫或溶蝕縫)：以西泉092井2 600.9 m處樣品為例，排驅(qū)壓力為1.04 MPa，中值壓力為19.0 MPa，最大進汞飽和度為52%(圖3a)；孔喉半徑分布呈雙峰型且小孔喉分布較多，分布在0.1～1 μm和0.01～0.1 μm之間，分別占總孔喉體積的40%和60%(圖3b)，位于0.1～1 μm之間的孔喉滲透率貢獻達95%以上(圖3e)，小于0.1 μm孔喉雖有儲集能力，但對滲透率貢獻較小。

Ⅳ 類(孤立的小孔隙為主)：以西泉114井2 537.5 m處樣品為例，排驅(qū)壓力和中值壓力較大，最大進汞飽和度為21%(圖3a)；孔喉半徑分布呈雙峰型，分布在0.1～0.5 μm和0.01～0.1 μm之間(圖3b)，分別占總孔喉體積的54%和46%，對滲透率的貢獻取決于0.1～0.5 μm之間的喉道(圖3f)。

3.3孔隙結構參數(shù)分布特征

根據(jù)4類火山巖儲層微觀孔隙結構特征，分析微觀孔隙結構參數(shù)(表2)，從Ⅰ類到Ⅳ類儲層，其孔隙度、滲透率、最大孔喉半徑、中值半徑和最大進汞飽和度整體呈跳躍式減少，而排驅(qū)壓力和中值壓力呈跳躍式增大(圖4)。

Ⅰ類儲層有效孔隙度大于24%，滲透率大于0.5×10-3μm2，最大孔喉半徑1～20 μm，進汞飽和度大于80%，排驅(qū)壓力小于0.7 MPa，中值壓力小于8 MPa，說明該類儲層發(fā)育大孔隙、大喉道，對油氣儲集和滲流能力貢獻較大，為優(yōu)質(zhì)儲層。

Ⅱ類儲層有效孔隙度18%～24%之間，滲透率在(0.1～1.0)×10-3μm2之間，最大孔喉半徑0.3～5 μm，進汞飽和度65%～80%，排驅(qū)壓力0.2～1.5 MPa，中值壓力4～15 MPa，發(fā)育大—中孔隙、中孔喉，儲集能力和滲流能力較Ⅰ類差，為較好儲層。

圖3 準噶爾盆地西泉地區(qū)石炭系不同火山巖儲層類型微觀孔隙結構特征

表2 準噶爾盆地西泉地區(qū)石炭系不同火山巖儲層類型的微觀孔隙結構參數(shù)

Ⅲ類儲層有效孔隙度在12%～18%之間，滲透率(0.05～1.6)×10-3μm2之間，最大孔喉半徑0.15～2 μm，進汞飽和度50%～65%，排驅(qū)壓力0.5～3.0 MPa，中值壓力10～20 MPa，發(fā)育中孔隙、中—細孔喉，儲集空間和滲流能力明顯變差，為中—差儲層。

圖4 準噶爾盆地西泉地區(qū)石炭系不同火山巖儲集層孔隙結構參數(shù)分布特征

Ⅳ類儲層有效孔隙度小于12%，滲透率在(0.01～0.2)×10-3μm2之間，進汞飽和度小于50%，該類儲層為小孔隙和細喉道，幾乎沒有儲集能力和滲透能力，為致密儲層。

綜上所述，大孔隙、中—粗喉道，是決定火山巖優(yōu)質(zhì)儲層的重要因素。

3.4火山巖儲層分類評價標準

筆者在上述儲集空間組合及微觀孔隙結構分類評價的基礎上，根據(jù)分析樣品與測井曲線的關系，分別建立試油結論AC-DEN交會圖(圖5a)、不同類型AC-DEN交會圖(圖5b)，試油結論中含油下限和Ⅲ類儲層下限相吻合。綜合巖性、儲集空間組合、微觀孔隙結構特征、電性及含油性等參數(shù)，建立了西泉地區(qū)石炭系火山巖儲層分類評價標準(表3)。

該分類評價標準以產(chǎn)能大小為依據(jù)，充分考慮火山巖儲層的巖性、儲集空間組合、物性、電性、含油性等參數(shù)，有效指導有利區(qū)預測。而工程壓裂、實驗分析誤差等可能造成試油產(chǎn)量偏小和實驗結果偏差，導致分類錯誤，可能忽略部分有效儲層；對于不同盆地，如果勘探程度較低、試油數(shù)據(jù)較少，同時主控因素差異造成儲集空間組合和孔隙結構不同的其他類型火山巖，可能不適合該分類評價。

圖5 準噶爾盆地西泉地區(qū)火山巖儲層聲波時差—密度交會圖與試油產(chǎn)能關系

表3 準噶爾盆地西泉地區(qū)石炭系火山巖儲層分類評價參數(shù)與標準

4 火山巖儲層平面分布預測

依據(jù)火山巖儲層分類評價標準，結合試油試采，繪制出西泉地區(qū)石炭系火山巖儲層平面分布圖(圖6)。其中，Ⅰ類儲層分布區(qū)域較小，主要集中在研究區(qū)南部中間區(qū)域，是本區(qū)主要的產(chǎn)油區(qū)；Ⅱ類儲層分布較廣，主要集中在研究區(qū)南部中間圍繞Ⅰ類分布，以及研究區(qū)東南部和西北部，是研究區(qū)主要的開發(fā)區(qū)；Ⅲ類儲層主要分布在研究區(qū)南部中間圍繞Ⅱ類分布，以及研究區(qū)東北部，物性和產(chǎn)量均較差；Ⅳ類儲層分布最為廣泛，為水層或致密儲層。

圖6 準噶爾盆地西泉地區(qū)石炭系火山巖儲層平面分布

5 結論

(1)依據(jù)產(chǎn)能大小，結合火山巖儲層面孔率及優(yōu)勢儲集空間組合關系，將西泉地區(qū)火山巖儲層分為4類：Ⅰ類為氣孔+溶蝕擴大孔、溶蝕孔+裂縫型，Ⅱ類為氣孔+構造縫(溶蝕縫)型，Ⅲ類為氣孔+溶孔型，Ⅳ類為孤立小孔隙型。

(2)微觀孔隙結構特征顯示，從Ⅰ類到Ⅳ類儲層，面孔率、孔隙度、滲透率、最大孔喉半徑、最大進汞飽和度及中值半徑依次降低，排驅(qū)壓力和中值壓力依次增大。Ⅰ類儲層發(fā)育大孔隙，粗喉道，為優(yōu)勢儲層；Ⅱ類和Ⅲ類儲層發(fā)育大—中孔隙，中—細喉道，為較好到中—差儲層；Ⅳ類儲層發(fā)育小孔隙、細喉道，為致密儲層。

(3)綜合試油產(chǎn)能、巖性、儲集空間組合、儲層孔隙結構，儲層電性等參數(shù)，建立了西泉地區(qū)石炭系火山巖儲層分類評價標準，在此基礎上，預測了西泉地區(qū)石炭系有利火山巖儲層儲集地帶。

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(編輯黃 娟)

Classificationandevaluationofmicroporestructureofvolcanicrockreservoirs: A case study of the Carboniferous volcanic reservoirs in Xiquan area, eastern Junggar Basin

Ma Shangwei1, Luo Jinglan1, Chen Chunyong2, He Xianying2, Dai Jingjing1, Xu Xuelong2, Wang Chong1

(1.StateKeyLaboratoryofContinentalDynamics,NorthwestUniversity,Xi’an,Shaanxi710069,China; 2.ZhundongProductionPlant,XinjiangOilfieldCompanyLtd,PetroChina,Fukang,Xinjiang831511,China)

The studies of the characteristics of volcanic reservoirs in Xiquan area of the Junggar Basin are relatively weak. The pore types and pore assemblages as well as the micro pore structural features of the Carboniferous volcanic reservoirs in Xiquan area were classified and evaluated in this paper according to hydrocarbon yield, and also based on the observation and description of cores from 25 drilling wells, and the identification and quantifying of casting thin sections under microscope, measurement of SEM, porosity and permeability and capillary pressure. Four types of volcanic reservoirs were identified based on the thin-section porosity and the superior pore assemblage. The type Ⅰ pore assemblage is the vesicles+enlarged dissolution vesicles and dissolution pores+fractures. The type Ⅱ includes vesicles+structural fractures+dissolution fissures. The type Ⅲ is vesicles+dissolution pores, while only isolated fine pores developed in the type Ⅳ reservoir. The thin-section porosity reduces in turn from the type Ⅰ to the type Ⅳ. Different micropore structure of the volcanic reservoirs indicated that the type Ⅰ is an excellent reservoir with well-developed large pores and coarse throats. The type Ⅱ and type Ⅲ are better to medium favorable reservoirs with developed large to medium pores and medium to fine throats. While the type Ⅳ is a tight reservoir due to its fine pores and fine to micro throats. Finally, a volcanic reservoir classification and evaluation criterion for the study area was established on the basis of the above study and integrated with well logging data.

reservoir pore assemblage; pore structure; classification and evaluation; volcanic reservoir; Xiquan area; Junggar Basin

1001-6112(2017)05-0647-08

10.11781/sysydz201705647

TE122.2

：A

2017-03-08；

：2017-07-18。

馬尚偉(1985—)，男，博士研究生，主要從事油氣地質(zhì)學研究。E-mail：mashangwei123@163.com。

羅靜蘭(1957—)，女，教授，主要從事儲層沉積學、火山巖油氣藏巖相學、儲層特征及成巖作用研究。E-mail：jlluo@nwu.edu.cn。

國家科技重大專項“東西部火山巖儲層與鄂爾多斯盆地長7致密砂巖儲層成巖演化序列與有利儲層評價”(2011ZX05001-002-008)資助。