王 輝，邱爭(zhēng)科，周 慶，胡戈玲，彭立才

(1.中國(guó)石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000；2.清華大學(xué)，北京 100084)

0 引 言

火山巖油氣藏作為一種非常規(guī)油氣藏類(lèi)型，是國(guó)內(nèi)外油氣勘探和研究的重要領(lǐng)域。國(guó)內(nèi)外在許多盆地發(fā)現(xiàn)了火山巖油氣藏?；鹕綆r油氣藏的勘探和研究主要集中于風(fēng)化殼油氣藏?；鹕綆r內(nèi)幕油氣藏因勘探難度大、成藏條件復(fù)雜而發(fā)現(xiàn)相對(duì)較少，研究也相對(duì)薄弱。隨著火山巖內(nèi)幕油氣藏的不斷被發(fā)現(xiàn)，其研究也逐步被重視，內(nèi)容主要涉及火山巖內(nèi)幕結(jié)構(gòu)、構(gòu)造、巖性識(shí)別、儲(chǔ)層特征及成藏規(guī)律等[1-5]。

克拉瑪依油田六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)上盤(pán)石炭系火山巖油藏自20世紀(jì)50年代發(fā)現(xiàn)以來(lái)，勘探開(kāi)發(fā)不斷深入[6-8]。前人對(duì)該區(qū)域火山巖的研究也主要集中在風(fēng)化殼油藏[9-13]。近年新鉆井中，多井在石炭系頂面之下較深的火山巖內(nèi)幕中獲得工業(yè)油流。這表明該區(qū)火山巖內(nèi)幕具有較大的油氣勘探潛力，而目前對(duì)石炭系火山巖內(nèi)幕儲(chǔ)集層巖性及成藏規(guī)律等的研究相對(duì)較少[14-15]，認(rèn)識(shí)也比較模糊。此次研究將通過(guò)成藏關(guān)鍵要素分析來(lái)探索其油氣成藏規(guī)律。

1 地質(zhì)概況

研究工區(qū)構(gòu)造上屬于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣克烏斷裂帶上盤(pán)，整體呈條帶狀，其西北部邊界為北東向的西白百及九區(qū)中部斷裂，東南部邊界由北東向的白堿灘南及克—烏斷裂構(gòu)成，斷裂性質(zhì)均為逆斷層。白堿灘中斷裂及克—烏斷裂將六區(qū)、七區(qū)和九區(qū)分開(kāi)；大侏羅溝走滑斷裂為六區(qū)西部邊界，且將七區(qū)分為東西2塊。石炭系頂面為斷層夾持的鼻狀構(gòu)造，西北高東南低，其間被北東向和北西向次級(jí)斷裂分割(圖1)。研究區(qū)石炭系頂面為一不整合面，其內(nèi)部存在多種巖性，主要為火山巖，同時(shí)還發(fā)育有沉積巖和變質(zhì)巖。

圖1 六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)石炭系頂面構(gòu)造

對(duì)于上盤(pán)石炭系火山巖內(nèi)幕頂面的界定，隨著油氣勘探開(kāi)發(fā)的深入而發(fā)生變化。早期研究多推測(cè)認(rèn)為，新疆北部火山巖風(fēng)化殼厚度約為550 m[16-17]。最近的研究表明，克—百斷裂帶上盤(pán)石炭系火山巖內(nèi)幕儲(chǔ)集層頂面最大深度位于石炭系不整合面以下800 m[18]，即該區(qū)石炭系火山巖內(nèi)幕儲(chǔ)集層頂面位于550 m或800 m以下。

2 烴源巖特征

克拉瑪依油田六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)緊鄰生油凹陷，油源充足。區(qū)域研究表明，瑪湖凹陷的二疊系烴源巖是克拉瑪依油田的主要烴源巖。環(huán)瑪湖二疊系繼承發(fā)育3套優(yōu)質(zhì)成熟烴源巖，自下而上分別為佳木河組(P1j)、風(fēng)城組(P1f)和烏爾禾組(P2w)烴源巖，烴源巖評(píng)價(jià)參數(shù)見(jiàn)表1。由表1可知，風(fēng)城組和烏爾禾組烴源巖的品質(zhì)更好，優(yōu)于佳木河組。各段烴源巖厚度巨大，油氣資源豐富，是研究區(qū)石炭系淺層和深層內(nèi)幕主要油氣來(lái)源。

表1 瑪湖凹陷二疊系烴源巖評(píng)價(jià)參數(shù)

3 火山巖內(nèi)幕儲(chǔ)集層特征

3.1 儲(chǔ)集層巖性及其與油氣成藏的關(guān)系

目前，六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)鉆遇石炭系深層火山巖內(nèi)幕，有油氣發(fā)現(xiàn)的火山巖儲(chǔ)層巖性主要有3種，即凝灰?guī)r、安山巖和玄武巖。鉆井儲(chǔ)層巖性厚度統(tǒng)計(jì)表明，凝灰?guī)r與安山巖+玄武巖厚度之比為1.24∶1.00，說(shuō)明火山熔巖類(lèi)和火山碎屑巖作為油氣儲(chǔ)層時(shí)并無(wú)巖性?xún)?yōu)勢(shì)。同時(shí)，六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)巖心的巖石含油性統(tǒng)計(jì)表明，凝灰?guī)r儲(chǔ)層的含油性?xún)?yōu)于安山巖和玄武巖。由儲(chǔ)層巖性與油氣產(chǎn)量的統(tǒng)計(jì)結(jié)果可知，凝灰?guī)r日產(chǎn)油量和累計(jì)產(chǎn)油量均優(yōu)于安山巖和玄武巖，即火山碎屑巖儲(chǔ)層優(yōu)于火山熔巖儲(chǔ)層。該區(qū)油氣成藏對(duì)火山巖儲(chǔ)層巖性是沒(méi)有選擇性的，即研究區(qū)各類(lèi)火山巖均可作為油氣成藏的儲(chǔ)層，但從含油氣性及產(chǎn)量的角度，凝灰?guī)r要優(yōu)于玄武巖和安山巖。

3.2 儲(chǔ)集層空間類(lèi)型及其組合特征

石炭系火山巖內(nèi)幕的3種主要巖石均可成為有利儲(chǔ)層，均有高產(chǎn)油氣發(fā)現(xiàn)，這一點(diǎn)已經(jīng)在油氣評(píng)價(jià)和開(kāi)發(fā)實(shí)踐中得到證實(shí)。六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)石炭系火山巖內(nèi)幕儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間分為原生和次生兩大類(lèi)。

3.2.1 原生儲(chǔ)集空間類(lèi)型

由氣孔、晶間孔、冷凝收縮縫、層狀節(jié)理縫和柱狀節(jié)理縫組成。

氣孔。巖漿噴溢地表冷凝時(shí)，其中的揮發(fā)組分逸散后留下的孔洞，常分布于熔巖流頂部及底部。其以圓狀為主，不規(guī)則狀為輔，部分氣孔為被綠泥石、方解石充填而留下的孔隙。巖心中杏仁狀氣孔最多可達(dá)15個(gè)/cm，孔徑大多為1～3 mm，最大為8 mm，部分杏仁體有溶蝕擴(kuò)大現(xiàn)象。

晶間孔。據(jù)掃描電鏡資料統(tǒng)計(jì)，晶間孔樣品出現(xiàn)幾率為36.4%，單塊樣品面孔率不足0.04%。晶間孔的原生孔隙度及滲透率不佳，據(jù)取心井薄片鑒定和巖心觀察資料統(tǒng)計(jì)，六區(qū)、七區(qū)石炭系凝灰?guī)r孔隙度為0.1%～13.9%，平均為7.8%，儲(chǔ)層滲透率為0.01～88.32 mD，平均為12.3 mD；九區(qū)儲(chǔ)層平均孔隙度為6.06%，平均滲透率為0.15 mD，均屬低孔低滲儲(chǔ)層，孔隙連通性差。安山巖和玄武巖為隱晶質(zhì)結(jié)構(gòu)，原生孔隙也不發(fā)育。據(jù)六區(qū)、七區(qū)石炭系10口井58塊巖樣的電鏡掃描分析，孔隙均不發(fā)育，僅在基質(zhì)中分布少量溶蝕孔、晶間孔及微裂縫，且連通性差。

冷凝收縮縫。熔漿冷凝、結(jié)晶過(guò)程中形成的微裂縫。鑄體薄片資料統(tǒng)計(jì)裂縫寬度最大為19.74 μm，最小為1.27 μm，平均為4.64 μm；裂縫密度平均為2.64 mm/cm2，裂隙率平均為0.02%。

層狀節(jié)理縫。巖心觀察這種縫發(fā)育不穩(wěn)定，裂縫密度為0.01～0.70 條/cm。

柱狀節(jié)理縫。主要發(fā)育四邊形立方體、三棱柱體和不規(guī)則柱狀節(jié)理。單個(gè)柱狀節(jié)理縫長(zhǎng)度一般小于20 cm，最長(zhǎng)可達(dá)50 cm。

3.2.2 次生儲(chǔ)集空間類(lèi)型

主要由溶孔、粒?？?、溶蝕縫及構(gòu)造縫組成。

溶孔。研究區(qū)最主要的次生孔隙和儲(chǔ)集空間，按其產(chǎn)狀可劃分為粒內(nèi)溶孔、基質(zhì)溶孔、濁沸石溶孔、斑晶溶孔、方解石溶孔和斜長(zhǎng)石溶孔等。以粒內(nèi)溶孔和基質(zhì)溶孔為主，其次為濁沸石和斑晶溶孔。

粒模孔。薄片資料統(tǒng)計(jì)表明，粒?？讟悠烦霈F(xiàn)幾率為10.50%，單塊樣品面孔率為0.01%～0.16%，平均為0.04%。

溶蝕縫。是在原有裂縫基礎(chǔ)上發(fā)育而成的?？p寬為0.10～17.00 mm，部分裂縫邊緣有溶蝕擴(kuò)大現(xiàn)象，裂縫密度為0.30～3.00 條/cm。各類(lèi)溶蝕縫之間相互切割，表明裂縫存在多期性，各期裂縫中可見(jiàn)縫面充填物被溶蝕。溶蝕縫經(jīng)微裂縫的改造和連通，形成良好儲(chǔ)層。

構(gòu)造縫。研究區(qū)大量存在規(guī)模較大、肉眼可見(jiàn)的構(gòu)造縫，包括直劈縫、斜交縫、網(wǎng)狀縫，同時(shí)可見(jiàn)各類(lèi)構(gòu)造縫相互切割并與成巖縫交織形成不規(guī)則碎裂巖心。這些構(gòu)造縫是改善火山巖儲(chǔ)層的重要因素，它們彼此交切和連通，裂縫中賦存油氣。六區(qū)、七區(qū)巖心分析表明，裂縫主要以有效的網(wǎng)絡(luò)縫為主，伴生發(fā)育少量充填半充填縫，其中，傾角為30～70 °的裂縫占60%。18口成像測(cè)井資料分析顯示，六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)石炭系各種裂縫均較發(fā)育。石炭系內(nèi)幕裂縫走向可分為3組，以北東走向裂縫為主(與主斷裂走向一致)，其次是近東西走向裂縫，北西走向裂縫最少。

3.2.3 儲(chǔ)集空間組合類(lèi)型

巖心、鑄體薄片、熒光薄片和掃描電鏡資料綜合分析表明，研究區(qū)石炭系內(nèi)幕儲(chǔ)集空間組合類(lèi)型有3種：由裂縫、微裂縫和各種原生及次生孔隙相互溝通形成的裂縫-孔隙型儲(chǔ)集空間；由裂縫和微裂縫相互溝通形成的裂縫型儲(chǔ)集空間；完全由孔隙構(gòu)成的孔隙型儲(chǔ)集空間。其中，裂縫-孔隙型和裂縫型是該區(qū)石炭系內(nèi)幕火山巖最有效的儲(chǔ)集空間組合類(lèi)型。

3.2.4 儲(chǔ)集層物性特征

六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)石炭系所有儲(chǔ)集層樣品中，除去滲透率大于100 mD的含裂縫樣品，其余1204塊不含裂縫樣品，其基質(zhì)孔隙度為0.10%～20.23%，平均為4.08%；668塊樣品滲透率為0.005～98.180 mD，平均為0.358 mD；產(chǎn)油層樣品的孔隙度平均為9.43%，滲透率平均為1.22 mD。六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)石炭系儲(chǔ)層屬中孔低滲儲(chǔ)層。

4 火山巖內(nèi)幕儲(chǔ)蓋組合及主要圈閉類(lèi)型

火山巖內(nèi)幕儲(chǔ)蓋組合主要由內(nèi)幕不同的巖性組合構(gòu)成。石炭系內(nèi)部存在多種巖性，不同巖性的密度、物性和含油性存在差異，其接受后期改造的能力也有所不同。在構(gòu)造擠壓地層隆升過(guò)程中，密度大的巖性本身形成的裂縫較小，巖性不易風(fēng)化、淋濾和剝蝕，儲(chǔ)集空間較小，儲(chǔ)層物性后期改善小，主要起隔(蓋)層作用；密度小的巖性一般裂縫較發(fā)育，本身物性較好，后期易于接受風(fēng)化淋濾，改善儲(chǔ)集空間，儲(chǔ)層物性較好，可以作為火山巖儲(chǔ)層。不同的巖性組合形成儲(chǔ)隔(蓋)層交替分布，形成石炭系內(nèi)幕油藏。

六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)石炭系地層經(jīng)歷長(zhǎng)期擠壓隆升且斷裂發(fā)育(圖2)，沿克烏斷裂帶發(fā)育了大量圈閉。石炭系內(nèi)幕圈閉類(lèi)型主要有3種：一是石炭系地層因長(zhǎng)期擠壓隆升形成古隆起，在石炭系內(nèi)幕發(fā)育有低幅度背斜、斷背斜、斷鼻和斷塊構(gòu)造圈閉(圖2中虛線(xiàn))；二是研究區(qū)內(nèi)斷裂與有利儲(chǔ)層組合形成構(gòu)造巖性圈閉(圖2)；三是巖性異常體圈閉，由不同的巖性組合和物性差異形成。

5 油氣輸導(dǎo)體系及成藏模式

研究區(qū)內(nèi)的石炭系地層經(jīng)歷長(zhǎng)期擠壓隆升，形成古隆起，地層遭受風(fēng)化剝蝕，缺失二疊系和部分三疊系地層，由于構(gòu)造不均衡抬升形成構(gòu)造斜坡，晚期構(gòu)造繼承性發(fā)育，形成從石炭系至白堊系的構(gòu)造斜坡[19]?，敽枷菸鞅辈块L(zhǎng)期繼承性發(fā)育的構(gòu)造斜坡是有利的油氣運(yùn)移方向。長(zhǎng)期發(fā)育的斷層溝通了油源(除烴源巖本身外，還包括下盤(pán)沉積巖已探明的二疊系、三疊系油藏)與儲(chǔ)層，使油源與儲(chǔ)層直接對(duì)接，有利于油氣聚集。研究區(qū)的主干斷層，即東部邊界的克—烏斷裂和白堿灘南斷裂均為發(fā)育于海西晚期結(jié)束于燕山早期的同沉積斷層，是研究區(qū)的主要油源斷層。克—烏斷裂石炭系頂面的斷距為400～600 m，白堿灘南斷裂的斷距為800m左右。長(zhǎng)期的推覆作用使主干斷裂及其派生的次級(jí)斷裂形成由盆地邊緣向盆地內(nèi)逐次下降的斷階。石炭系均逆掩在下盤(pán)三疊系之上，使油氣通過(guò)下盤(pán)儲(chǔ)層逐級(jí)進(jìn)行供給。二疊系油源利用六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)的主干斷層作為油氣運(yùn)移主要通道，使得火山巖內(nèi)幕儲(chǔ)層與油源直接對(duì)接，側(cè)向運(yùn)移充注，形成新生古儲(chǔ)的側(cè)向充注成藏模式。石炭系深層火山巖內(nèi)幕試油成果與油氣分布顯示，油氣主要沿主干斷層呈北東向條帶狀展布，在遠(yuǎn)離主干斷層的位置，試油一般為干層和水層。石炭系深層火山巖內(nèi)幕油氣分布特征也表明主干斷層的活動(dòng)對(duì)油氣的運(yùn)移、分布和聚集成藏有控制作用。

圖2 研究區(qū)過(guò)白29井油氣運(yùn)移聚集模式

6 結(jié) 論

(1) 克拉瑪依油田六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)石炭系火山巖內(nèi)幕緊鄰生油凹陷，油源充足。

(2) 研究區(qū)凝灰?guī)r、玄武巖和安山巖均可作為儲(chǔ)層，凝灰?guī)r的品質(zhì)要優(yōu)于玄武巖和安山巖。次生儲(chǔ)集空間是該區(qū)主要儲(chǔ)集空間類(lèi)型。裂縫-孔隙型和裂縫型是石炭系內(nèi)幕火山巖最有效的儲(chǔ)集空間組合類(lèi)型。儲(chǔ)層物性屬中孔低滲儲(chǔ)層?；鹕綆r內(nèi)幕有利儲(chǔ)層主要分布于主干斷層附近。

(3) 研究區(qū)不同的巖性組合形成儲(chǔ)、蓋層交替分布，蓋層主要為致密的火山巖隔層或致密沉積巖。石炭系火山巖內(nèi)幕圈閉類(lèi)型多樣。

(4) 同沉積主干斷層是六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)主要油氣輸導(dǎo)通道。石炭系火山巖內(nèi)幕油氣成藏模式為新生古儲(chǔ)，側(cè)向運(yùn)移充注成藏，油氣主要聚集于主干斷層附近石炭系火山巖內(nèi)幕各種有利圈閉內(nèi)。