金龙2井区火山岩储层特征及影响因素

张喜龙，侯文锋，朱国涛，李 想，刘 涛

(1.甘肃省油气资源研究重点实验室/中国科学院油气资源研究重点实验室，甘肃 兰州 730000；2.中国科学院大学，北京 100049；3.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

随着油气需求的扩大和勘探技术的进步，火山岩油气藏已成为油气勘探的重要领域[1]，但火山岩油藏一般埋藏较深、构造复杂、岩相变化快、储层非均质性强，储层描述与预测仍存在较大困难[2]。目前，国内外学者对火山岩油藏的研究主要集中在岩性测井识别[3-5]、FMI成像测井研究裂缝特征[6]、成岩后生作用对储层物性的影响[7-8]、储层空间结构及控制因素[9-10]以及探讨火山岩储层建模等方面[11]。

准噶尔盆地火山岩油气藏的勘探开发以往多集中在盆地西北缘和腹部的石炭纪地层[12-14]，近年来，盆地西北缘中拐凸起二叠系佳木河组火山岩油气藏的勘探也有所突破。2012年3月，金龙2井区佳木河组含油气性的金201井试油获得高产工业油气流，从而发现了金龙2井区佳木河组火山岩油气藏。该油气藏发现以来，已有不少学者对该区火山岩裂缝发育与分布特征、储层特征与定量评价、储层孔隙类型特征、古地貌与油气藏关系、火山岩储层录井多因素解释评价等方面进行研究[2，15-18]，但对其储层特征及影响因素的研究比较欠缺。在前人研究的基础上，综合分析19口重点井的岩心、薄片、常规测井、FMI测井、物性及试油等资料，总结了该区火山岩岩性与岩相、储集空间及物性特征，讨论了储层的影响因素，以期为该区火山岩油气勘探开发奠定基础。

1 区域地质概况

准噶尔盆地位于哈萨克斯坦古板块、西伯利亚古板块和塔里木古板块交汇部位，是在海西期基底隆起上发育，经印支、燕山与喜山运动多期改造的大型含油气盆地[19]。金龙2井区位于准噶尔盆地西北缘中拐凸起东斜坡带克拉玛依油田五区克75井区二叠系上乌尔禾组油藏南部，其南部、东南部、东北部分别毗邻准噶尔盆地重要生烃凹陷——沙湾凹陷、盆1井西凹陷和玛湖凹陷，其西部靠近红车断裂带，区域构造位置非常有利，处于油气运移指向区，是准噶尔盆地富油气区带之一[2,16]。工区整体上呈东南倾的单斜，是具有西高东低的的古潜山油藏，主要发育二叠系上乌尔禾组(P3w)和佳木河组(P1j)2套含油层系，其中，上乌尔禾组地层主要为扇三角洲沉积的碎屑岩建造，而佳木河组地层以火山喷发溢流的火山岩建造为主。

2 岩性与岩相特征

2.1 岩性与测井响应特征

火山岩岩性划分反映了组成矿物成分和火山岩的形成环境，包括各种结构、构造特征及储集性能[13]。何辉等[2,15]研究认为，金龙2井区佳木河组储层岩性复杂，主要以火山岩类为主，夹少量碎屑岩，且由于受多期构造运动影响，裂缝普遍发育。根据岩心、薄片、测井资料及岩性图版综合分析认为，金龙2井区佳木河组火山岩岩石类型主要为火山碎屑岩和熔岩两大类(图1)。火山碎屑岩类主要为熔结角砾岩与火山角砾岩，其火山碎屑物质多为玄武岩、安山岩等中基性熔岩，颜色多呈深灰色、褐色、灰白色，具凝灰角砾结构、块状熔结构造，裂缝较发育，自然伽马值为35～60 API，密度为2.28～2.42 g/cm3，电阻率为10～30 Ω·m。熔岩类主要为安山岩、玄武岩、流纹岩和英安岩，安山岩多为浅色、浅褐色、深灰色及灰绿色，具斑晶结构，基质具交织结构、玻晶交织结构，主要为块状和杏仁构造，气孔发育，自然伽马值小于45 API，密度为2.50～2.72 g/cm3，电阻率大于60 Ω·m；玄武岩多呈深灰色，具斑状结构，基质具间粒间隐结构，岩石主要为杏仁和块状构造，电性特征表现为自然伽马值小于40 API，深侧向电阻率大于100 Ω·m，裂缝较发育，多为方解石充填；英安岩和流纹岩颜色多为浅色、灰白色，斑晶为酸性斜长石、石英及云母等，基质为玻璃质、长石微晶和细粒石英等，具流纹构造，可见气孔、杏仁沿流动纹层分布，自然伽马值为75～105 API，密度为2.35～2.45 g/cm3，电阻率为20～60 Ω·m。

2.2 岩相期次及分布特征

金龙2井区钻井揭示佳木河组火山岩厚度为22～314 m，平均为156 m，根据岩性、电性特征，将佳木河组地层划分为3个期次。第3期埋藏最浅，厚度约为46～70 m，电性特征为低自然伽马、中高电阻率，爆发相与喷溢相交互发育，以爆发相为主；第2期厚度约为35～60 m，具有高自然伽马、中高电阻率的电性特征，多发育喷溢相，局部有爆发相交互发育；第1期埋藏最深，厚度约为40 m以上，自然伽马与电阻率均较低，爆发相与喷溢相交互发育(图1)。

王璞珺等[20]依据火山岩产出方式，将火山岩划分为火山通道相、次火山相、爆发相、喷溢相、侵出相、火山沉积6种岩相，可细分为12种亚相。依据该划分方式，金龙2井区岩相可划分为火山通道相、爆发相、喷溢相、火山沉积相4种类型，其中，爆发相和喷溢相是该区主要的岩相类型，火山通道相局部发育，火山沉积相发育在研究区外围。火山通道相和爆发相以火山碎屑岩类为主，喷溢相以中基性的安山岩和玄武岩为主，而火山沉积相主要岩性为凝灰岩。按照“点、线、面”的思路对佳木河组岩相进行单井、剖面及平面分析，纵向上岩相呈爆发相—喷溢相多期循环、间互发育的特征(图1)，平面上岩相分布受岩性控制，均以火山通道相、爆发相、喷溢相、火山沉积相依次环绕分布，呈北西—南东向展布。

图1 金龙2井区综合柱状图(金213井)

3 储层特征及其影响因素

3.1 储集空间类型与物性特征

金龙2井区佳木河组火山岩储层具有孔隙-裂缝双重介质的特征[16]，这决定了其储集空间类型与特征具有多样性。岩石铸体薄片与FMI成像测井分析结果显示，佳木河组火山岩储集空间可分为原生孔隙、次生孔隙和裂缝三大类。原生孔隙主要为气孔(图2a)，多呈椭圆形，孔径大小不一，多彼此孤立存在，主要发育在熔结角砾岩与火山角砾岩中。次生孔隙主要包括杏仁体内溶孔和基质溶孔(图2b、c)，其中，杏仁体内溶孔有少量方解石和沥青充填，主要多发育于杏仁状安山岩中，而基质溶孔主要发育于蚀变的安山岩中。裂缝类型居多，包括微细缝、直劈缝、斜交缝、网状缝 (图2d、e、f、g)，普遍被方解石与沸石类充填，成因类型多样，既有岩浆冷凝固结过程中收缩形成的收缩裂缝，也有受地质运动和风化淋滤作用形成的构造裂缝、溶蚀裂缝[13]。其中，构造活动成因的直劈缝和斜交缝是研究区主要裂缝类型，直劈缝和斜交缝连通其他孔隙，成为油气运移的有利通道和储集空间[2,16,21]。

图2 金龙2井区火山岩典型储集空间特征

19口取心井256个储层物性数据分析表明，佳木河组火山岩的孔隙度为2.30%～22.30%，平均为10.55%。其中，近80%样品的孔隙度为4.00%～11.00%，渗透率平均为0.26 mD。根据行业标准SY/T 6285—2011与赵澄林等[22]对火山岩储层孔隙度、渗透率的划分标准，该区储层属于低孔、低渗—特低渗的Ⅲ类和Ⅳ类储层，且储集空间的复杂性与多变性导致储层物性变化大，孔渗相关性差，储层非均质性非常强。

3.2 储层影响因素分析

3.2.1 岩性与岩相控制有利储层分布

岩性与岩相控制着火山岩有利储层的分布，火山角砾岩和熔结角砾岩控制的爆发相储层物性最好，其次为安山岩、英安岩、玄武岩控制的溢流相，而火山沉积相岩性最为致密，储层物性最差。岩性与储层物性数据分类统计显示(表1)：爆发相各类岩性的储层物性最好，平均孔隙度为13.7%，平均渗透率为0.90 mD，出油井点多；溢流相的安山岩、英安岩、流纹岩储层物性较爆发相差，平均孔隙度为9.10%，平均渗透率为0.40 mD，试油结果明显较前者差；最差的储层发育在火山沉积相的沉凝灰岩和集块熔岩中，该类储层平均孔隙度为6.30%，平均渗透率为0.05 mD，为非有效储层。纵向上，金龙2井区有利储层多为第3期爆发相的熔结角砾岩和火山角砾岩储层，平面上，有利储层呈北西—南东向条带状分布，主要分布于金218井—金214井—金209井—金201井—金204井一带，与有利的火山岩相分布一致。

表1 金龙2井区佳木河组火山岩储层物性特征

3.2.2 构造成因的高角度裂缝改善物性

沿断裂带分布的火山岩，在断裂活动过程中常形成众多的裂隙以及破碎带，导致原来孤立的气孔连通起来，成为油气运移的主要通道，增加了火山岩储层的有效孔隙度，从而提高了油气的储集性能[2,22]。金龙2井区佳木河组第3期火山岩埋藏最浅，构造活动影响明显，高角度裂缝最为发育，主要为直劈缝和斜交缝(图2e、f)，解释裂缝平均厚度为26.55 m，裂缝倾角普遍大于50 °；而第2期、第1期火山岩埋藏较深，构造运动影响小，裂缝发育规模和裂缝属性均较第3期裂缝小[15](表2)。高角度裂缝的发育，为储集空间的相互连通提供了

表2 金龙2井区佳木河组不同期次裂缝性质数据

有利条件，极大地提高了油气运移通道和储集空间，这也是金龙2井区佳木河组第3期火山岩油气显示最好的原因之一。

3.2.3 风化淋滤与溶蚀交代作用显著影响储集性能

断裂、古构造控制的风化淋滤与溶蚀交代作用可显著影响火山岩的储集性能[21-22]，金龙2井区佳木河组火山岩形成于海西末期，经历了长期的沉积间断和断裂挤压，这导致浅层的火山岩遭受了强烈的风化剥蚀作用，尤其是古隆起位置的中基性火山岩，高含铁镁矿物和斜长石，更易遭受风化淋滤和溶蚀交代作用。断层和古隆起共同控制的成岩流体常常淋滤、溶蚀、渗滤以及沉淀充填原生气孔，形成研究区较为有利的2种次生储集空间类型，即杏仁体内溶孔和基质溶孔。实际勘探表明，佳木河组不整合面之下100 m以内(第3期)风化淋滤和溶蚀交代作用强，有利储层发育，出油井点较多，而更深处火山岩致密，风化剥蚀作用影响小，其含油气性差。试油结果证实，古潜山、断裂带控制的古风化带区内油井产量普遍较高，而构造低部位的勘探均无突破，如处于高部位的克102井埋深为4 050.00～4 081.00 m，日产油为10.06 t/d，日产气为7 858.00 m3/d，而处于构造较低部位的金216井在埋深为4 334.00～4 348.00、4 390.00～4 397.00 m处进行2段单独试井，均无油气产出，日产水分别为43.19、42.20 m3/d(图3)。

图3 金龙2井区过克102井—金208井—金216井构造剖面

4 结 论

(1) 金龙2井区佳木河组火山岩储层岩性主要包括火山碎屑岩和熔岩两大类，其中，火山碎屑岩类是最有利的储集岩性；佳木河组发育3个期次、4种类型火山岩相，纵向上自下而上呈爆发相与喷溢相间互发育特征，平面上呈北西—南东向条带状分布，控制着含油气范围。

(2) 金龙2井区火山岩原生孔隙、次生孔隙和裂缝均发育，但以气孔为代表的原生孔隙和以杏仁体内溶孔为代表的次生孔隙是研究区的主要孔隙类型，裂缝类型多样，构造成因的高角度裂缝是研究区的主要裂缝类型，在第3期最为发育。

(3) 金龙2井储层物性整体较差，且储层非均质性极强，属于低孔、低渗—特低渗的火山岩油藏，其储层物性首要影响因素为岩性与岩相，其次为高角度裂缝、古构造、风化淋滤及溶蚀交代作用，前者通过影响原生孔隙发育来控制有利储层分布，后者主要通过增大孔缝和沟通喉道来改善储集空间。