孫立勛 （中石油遼河油田分公司興隆臺采油廠地質(zhì)研究所，遼寧盤錦124011）

熱河臺油田火山巖儲層特征及油氣富集規(guī)律

孫立勛 （中石油遼河油田分公司興隆臺采油廠地質(zhì)研究所，遼寧盤錦124011）

運用鉆井揭露、測井解釋、壓汞測試、油藏解剖等多種分析測試手段，結(jié)合區(qū)域地質(zhì)背景，系統(tǒng)研究了熱河臺油田的火山巖的形成地質(zhì)背景、儲層巖石類型及分布、油氣展布特征，并分析其主控因素。研究表明研究區(qū)最主要的火成巖儲層為粗面巖，粗面巖物性條件相對較好，有較好的產(chǎn)能，孔隙結(jié)構(gòu)可分為3類；在縱向上粗面巖主要分布在沙三中亞段上部，可分為4個期次。4期火山巖沿北東－南西分布，Ⅱ期粗面巖厚度最大，Ⅲ期分布面積最廣，Ⅱ期火山巖油層面積、厚度較大，是最好的勘探層。整個火山巖油藏類型屬于構(gòu)造－巖性油藏，油氣水分布受構(gòu)造、儲層巖性、物性條件多重因素的控制和影響。

火山巖；油氣分布；儲層；成藏

含油氣盆地火山巖中具有豐富的剩余資源，勘探潛力大，對未來油氣勘探開發(fā)的轉(zhuǎn)型具有重要的指導(dǎo)意義［1，2］。但從目前的研究現(xiàn)狀上看，火山巖的巖性巖相劃分、儲層分布規(guī)律、油氣成藏的主控因素等一系列的問題都亟待進一步研究。

1 儲層特征

1.1 儲層發(fā)育背景

遼河盆地東部凹陷的古近系沙河街組由沙一段（Es1）、沙三段（Es3）構(gòu)成，缺失沙二段（Es2）。Es3可劃分為上共3個亞段。東部凹陷古近系構(gòu)造演化主要經(jīng)歷了張裂－裂陷－收斂等一系列過程［3，4］，Es3沉積期處于裂陷期，是東部凹陷伸張構(gòu)造體系的主要發(fā)育時期，斷裂活動規(guī)模大、數(shù)量多，在斷裂的控制作用下，盆地不斷拉張沉降，以裂谷段的方式形成了多個深陷湖盆區(qū)，裂谷間的傳遞帶成為沉積體入湖的主要入口［5］。

整個沙河街組主要為一套扇三角洲－湖泊沉積體系，Es3沉積期為一次規(guī)模大、范圍廣、作用最強的湖盆水進期，該時期在經(jīng)歷前期的隆起之后，以強烈的斷裂分割形式開始了Es3沉積時期的構(gòu)造活動，區(qū)域性的茨東斷裂與貫穿南北的佟二堡斷裂強烈活動，并伴生一系列近東西向斷層，熱河臺地區(qū)的熱西和熱東斷層即為上述2條區(qū)域斷裂的一部分。斷裂強烈活動形成了的深水沉積，即以大段純泥巖為主夾薄層砂巖和火山巖。沉積期，東部凹陷一度整體下沉，形成廣泛的淺湖－半深湖－深湖環(huán)境，沉積了分布較廣的大套泥巖段［6，7］。其后，盆地沉降幅度減慢，周緣物源區(qū)的多條水系注入湖盆，經(jīng)過長期的沉積充填作用；沉積期裂陷活動減弱，整個東部凹陷大部分地區(qū)處于泛濫平原相內(nèi)，河流往復(fù)改道，河道間的洪泛區(qū)內(nèi)植物繁盛，先前存在的溝谷縱橫、高差明顯的裂谷盆地已基本填平，形成大套的碳質(zhì)泥巖段沉積，具有很好的生烴條件。Es3沉積末期，區(qū)域應(yīng)力場有所變化，全區(qū)抬升，部分地區(qū)遭受淋濾、剝蝕，這對改善儲層具有重要作用。熱河臺地區(qū)Es3碳質(zhì)泥巖發(fā)育的煤系地層中的粗面巖和砂巖，是該油田的主力含油層系。

1.2 儲層物性分析

參考遼河油田火山巖儲層評價標準，通過樣品測試分析數(shù)據(jù)表明，熱河臺油田Es3（包括火山巖及砂巖類）處于中高孔、中高滲的背景下，低孔、低滲的樣品數(shù)占30%左右。Es3孔隙度最大為30.3%，平均為24.1%；滲透率最高為6304×10－3μm2，平均為603×10－3μm2，儲層厚度一般在1.5～5.0m之間；火山巖儲層往往在孔滲條件好的部位可形成較好的油氣聚集區(qū)。從巖心分析數(shù)據(jù)（表1）可以看出，研究區(qū)火山巖儲層內(nèi)，孔隙度最大為28.88%，平均為16.8%；滲透率最高為191×10－3μm2，52.9%樣品值小于1×10－3μm2?？傮w看粗面巖物性條件相對較好，并獲得了較好的產(chǎn)能。

表1 熱河臺油田火山巖物性分析數(shù)據(jù)

根據(jù)多個火山巖油藏壓汞資料統(tǒng)計分析，熱河臺油田火山巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)大致可以分為以下3種類型（圖1）：

Ⅰ類 孔喉半徑相對較大，分選好，喉道粗，儲層物性好，為最優(yōu)儲層。這類儲層相對較少。

Ⅱ類 孔喉半徑相對較小，分選較差，喉道較細，孔隙間連通不好，儲層物性較差，可以作為儲層，這類儲層相對較多。

Ⅲ類 孔喉極小，連通極差，不能作為儲層。

1.3 火山巖分布特征

1）Ⅰ期粗面巖 與沉積巖互層產(chǎn)出，鉆遇該期火山巖的井有熱23井、熱24井、熱26井、熱6－8井等井。厚度均大于30m，最厚為熱23井，揭露粗面巖大于60m。平面上分布在該塊東北部，呈北東－南西條帶狀分布。

式中：α為收縮系數(shù)；ΔW為x處的含水率變化量，本文中稱為變濕。式(3)對x求二階導(dǎo)，得：由虎克定律，我們有故

2）Ⅱ期粗面巖 鉆遇該期火山巖的井有熱15井、熱19井、熱24井、熱105井、熱9－7井等井。厚度較大，最厚為熱9－7井，揭露粗面巖大于90m。平面上分布在該塊中部，呈北東－南西條帶狀分布。

圖1 熱河臺油田火山巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

3）Ⅲ期粗面巖 鉆遇該期火山巖的井有熱8井、熱15井、熱22井、熱12－6井、熱14－6井等井。厚度較前2期變薄，最厚為熱8井、熱22井、熱12－6井、熱14－6井，揭露粗面巖大于60m。平面上分布在該塊中部偏西南，呈北東－南西條帶狀分布。

4）Ⅳ期粗面巖 鉆遇該期火山巖的井有熱27井、熱20－6井、熱20－7井等井。厚度較薄，最厚為熱20－7井，揭露粗面巖厚度僅大于30m。平面上分布在該塊西南部，呈北東－南西條帶狀分布。

圖2 熱河臺油田Es3粗面巖儲層分期次平面分布特征

2 油氣分布特征

試油資料及測井方法識別［8］油層顯示：研究區(qū)Es3火山巖儲層含油面積2.41km2，油層主要發(fā)育在熱11－7井～熱9－7井～熱23井一帶，單井鉆遇油層最厚23.1m（熱11－7井），平均16.31m（圖3）。

圖3 熱河臺油田Es3火山巖油層分布特征

Ⅰ期成因的火山巖油層主要發(fā)育在東北部，分布在熱8－8井～熱23井一帶，在熱23井附近最為發(fā)育，油層最厚達到14m，平均油層厚度12m；Ⅱ期成因的火山巖油層主要發(fā)育在中部，油層主要分布在熱11－7井～熱9－7井～熱24井一帶，在熱24井附近油層最為發(fā)育，油層最厚達到34m，平均油層厚度15m；Ⅲ期成因的火山巖油層主要發(fā)育在中南部，油層主要分布在熱12－6井～熱11－7井一帶，在熱11－7井附近油層最為發(fā)育，油層最厚達到15m，平均油層厚度13.5m；Ⅳ期成因的火山巖油層主要發(fā)育在南部，分布在熱20－6井附近，含油面積比較小，平均油層厚度10.5m。

3 油氣藏特征分析

根據(jù)儲層發(fā)育狀況、油水分布特點及其控制因素，結(jié)合地質(zhì)構(gòu)造綜合分析，熱河臺油田油藏類型以構(gòu)造－巖性油藏為主。火山巖油層油氣分布受構(gòu)造控制較為明顯，斷裂發(fā)育部位粗面巖裂縫發(fā)育，油氣層主要沿構(gòu)造的高部位呈條帶狀、片狀或孤立島狀分布，具有非常明顯的構(gòu)造控藏特點，在構(gòu)造高部位油層比較發(fā)育（圖3、4）。另外，油氣平面分布部位與儲層巖性有較大的關(guān)系，從而表現(xiàn)出火山巖巖性對油氣層的分布具有一定的控制作用。在不同火山巖部位，由于不同火山巖儲層發(fā)育狀況以及相應(yīng)的物性條件的不同，油氣層分布有一定的差異。一般來說，粗面巖儲層物性比較好，有利于油氣的儲集，是較好的儲層，而玄武巖、安山巖等火山巖，儲層物性很差，油氣不發(fā)育［9］。造成這一差異的主要原因是，粗面巖自身的礦物成分導(dǎo)致其容易形成裂縫，裂縫的發(fā)育程度及裂縫的張開度隨著暗色礦物的含量增加而變差，暗色礦物比淺色礦物的柔韌性強，因此含淺色礦物為主的粗面巖比含暗色礦物為主的玄武巖脆性大［10］；并且，暗色礦物的蝕變產(chǎn)物對裂縫的充填強度比淺色礦物強。

圖4 熱20－5井～熱20－6井～熱27火山巖油氣藏剖面特征

4 結(jié) 論

1）火山巖儲層巖石類型主要為粗面巖，其次為安山巖及少量的砂巖。粗面巖物性條件相對較好，有較好的產(chǎn)能?？缀戆霃较鄬^大，分選好，喉道粗，是最優(yōu)儲層。

3）4期粗面巖儲層的油水分布面積及厚度有差異，油藏沒有統(tǒng)一的油水界面，Ⅱ期成因的火山巖油層面積、厚度較大，是最具潛力的勘探層。

4）油藏類型屬于構(gòu)造－巖性油藏，油氣水分布受構(gòu)造、儲層巖性、物性條件多重因素的控制和影響，造成了該區(qū)火山巖儲層油氣發(fā)育程度的差異，不同程度地影響著油氣在平面上和縱向上的分布，其中構(gòu)造活動控制了火山巖的分布，改善了火山巖的儲集性能，尤其對粗面巖的儲集空間的形成有重要作用。

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［編輯］ 宋換新

20 Characteristics of Volcanic Rock Reservoirs and Hydrocarbon Accumulation Rules in Rehetai Oilfield

SUN Li－xun

（Authors Address：Xinglongtai Oil Production Plant，Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin 124011，Liaoning，China）

By using various testing means，such as drilling revealing，well logging interpretation，mercury injection and reservoir analysis，and in combination with regional geological background，the geological background of volcanic rocks，reservoir rock types and distribution of oil and gas were systematically studied，and its main control factors were analyzed in Rehetai Oilfield.Research showed that the trachyte was the main reservoir，which had relatively good rock property conditions and good productivity.The pore structure could be divided into three types.In vertical rough surface rocks were mainly distributed in the upper position of the mid member of Es3and it was divided into four periods，four stages of volcanic rocks were distributed respectively along the northeast to the southwest，the trachyte had the maximum thickness in PeriodⅡ，but the trachyte in PeriodⅢwas widely distributed and volcanic reservoirs were big thickness and it was the best exploration layer.The whole volcanic reservoir belongs to structural－lithologic reservoir，where oil－gas－water distribution is controlled and influenced by multi－factors such as structure，reservoir lithology and physical properties.

volcanic rock；hydrocarbon distribution；reservoir；hydrocarbon accumulation

book=92,ebook=92

TE122.2

A

1000－9752（2012）05－0020－05

2011－08－24

孫立勛（1979－），男，2004年成都理工大學(xué)畢業(yè)，工程師，現(xiàn)主要從事石油地質(zhì)研究工作。