庚 琪

(中國(guó)石油遼河油田分公司，遼寧 盤(pán)錦 124010)

遼河盆地東部凹陷火成巖儲(chǔ)層特征及成藏模式

庚 琪

(中國(guó)石油遼河油田分公司，遼寧 盤(pán)錦 124010)

按照成巖方式—化學(xué)成分—結(jié)構(gòu)+礦物等巖性三級(jí)分類原則，識(shí)別出5大類23種巖性；根據(jù)火成巖的結(jié)構(gòu)、構(gòu)造和特征巖性，將巖相劃分為6相16亞相；按成因?qū)⒒鸪蓭r儲(chǔ)集空間分為7種類型9種亞類。通過(guò)研究認(rèn)為巖性、巖相是影響火成巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能乃至含油氣性的主要因素?；鸪蓭r油氣成藏的主控因素為烴源巖、儲(chǔ)層、構(gòu)造運(yùn)動(dòng)；成藏模式有構(gòu)造成藏模式、巖性成藏模式、構(gòu)造—巖性成藏模式3種。通過(guò)對(duì)火成巖巖性、巖相、儲(chǔ)層、成藏的研究，為遼河盆地東部凹陷今后的勘探部署奠定了良好的基礎(chǔ)。

火成巖儲(chǔ)層 巖性 巖相 主控因素 成藏模式 遼河盆地

隨著國(guó)內(nèi)火成巖油氣藏的不斷發(fā)現(xiàn)，如松遼盆地徐家圍子地區(qū)、遼河盆地歐利坨子—黃沙坨地區(qū)等，越來(lái)越受到油氣勘探界的重視。遼河油田四十余年火成巖油氣勘探實(shí)踐表明，通常情況下，火成巖本身并不生成烴類，而是與烴源巖有效匹配才形成油氣藏?；鸪蓭r儲(chǔ)層的巖性、巖相、儲(chǔ)集空間類型以及成藏主控因素等非常復(fù)雜，研究難度較大[1-2]。

1 火成巖儲(chǔ)層特征

火成巖油氣藏具有分布廣但規(guī)模小，儲(chǔ)層巖相、巖性變化快，儲(chǔ)集類型和成藏條件復(fù)雜，油氣產(chǎn)量高、遞減快等特點(diǎn)?；鹕交顒?dòng)對(duì)于周?chē)貙拥某练e、構(gòu)造、成烴演化和油氣運(yùn)移等都有重要影響，火成巖儲(chǔ)層的形成演化極其復(fù)雜，需要從巖性、巖相、儲(chǔ)集空間類型、物性等幾個(gè)方面進(jìn)行研究。

1.1 儲(chǔ)層巖性分類

隨著火成巖勘探的連續(xù)突破和產(chǎn)業(yè)化進(jìn)程的加快，錄井、測(cè)井、勘探、開(kāi)發(fā)、評(píng)價(jià)等方面在巖性定名的差異逐漸突顯，給科研生產(chǎn)帶來(lái)諸多不便，成為制約火成巖油氣勘探發(fā)展的瓶頸問(wèn)題。根據(jù)遼河盆地東部凹陷揭示有火成巖井段的570余口探井，2 000余個(gè)巖心巖屑樣品進(jìn)行制片鑒定，結(jié)合當(dāng)前火成巖油氣勘探的需求，建立遼河盆地火成巖分類方案。首先考慮火成巖的成巖方式，其次按照其化學(xué)組成予以區(qū)分。然后，根據(jù)每種巖石的結(jié)構(gòu)構(gòu)造、成巖礦物組成、碎屑的粒級(jí)等確定巖石的具體名稱。最終，依據(jù)成因—化學(xué)組成—結(jié)構(gòu)+礦物等三級(jí)巖性分類原則，將本區(qū)中基性火成巖劃分為5大類23種巖性(表1)。

表1 東部凹陷新生界中基性火成巖巖性分類及特征

注：參考王璞珺等分類方案[3]，文中“角礫化熔巖”指成巖過(guò)程中，熔漿遇水淬火碎裂而發(fā)生角礫化，冷凝固結(jié)形成，指示水下噴發(fā)環(huán)境。

1.2 儲(chǔ)層巖相分類

針對(duì)遼河盆地東部凹陷新生界火成巖發(fā)育的地質(zhì)特征[4]，基于古火山機(jī)構(gòu)及其產(chǎn)物研究的巖相分類原則，依據(jù)巖漿作用方式(爆發(fā)、溢流、侵出或侵入)和就位環(huán)境(封閉、半開(kāi)放、開(kāi)放和水域環(huán)境)的不同，同時(shí)考慮火山機(jī)構(gòu)不同部位物質(zhì)組成的差異，本區(qū)火成巖相可分為火山通道相、爆發(fā)相、溢流相、侵出相、火山沉積相和侵入相6種類型。進(jìn)一步，結(jié)合巖石結(jié)構(gòu)、構(gòu)造和巖性組合及其序列等地質(zhì)信息所揭示的火成巖形成機(jī)制、產(chǎn)狀和空間分布等方面特征，又將本區(qū)火成巖相細(xì)分為16亞相(表2)。

表2 東部凹陷新生界火成巖巖相分類及特征

注：火成巖結(jié)構(gòu)分類參考王璞珺等(2007)分類方案[3]

1.3 儲(chǔ)集空間類型

火成巖作為一個(gè)復(fù)雜而特殊的油氣儲(chǔ)層，儲(chǔ)集性能的研究是儲(chǔ)層特征研究的重要組成部分?；鸪蓭r儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間類型復(fù)雜，總體上都分為孔隙和裂縫兩大類[5]。在分析前人研究成果基礎(chǔ)上[6-10]，通過(guò)對(duì)研究區(qū)火成巖鉆井巖心、巖屑的手標(biāo)本及薄片鏡下觀察，按成因把火成巖儲(chǔ)集空間類型分為原生儲(chǔ)集空間、次生儲(chǔ)集空間兩種類型，按結(jié)構(gòu)可進(jìn)一步劃分為7種類型9種亞類(表3)。原生儲(chǔ)集空間包括熔巖類的原生氣孔、火山碎屑巖類的格架孔，火山角礫巖基質(zhì)收縮縫，以及礦物解理縫。次生儲(chǔ)集空間包括斑晶溶蝕孔隙、基質(zhì)內(nèi)溶蝕孔隙、杏仁體內(nèi)溶蝕孔隙、構(gòu)造裂縫和溶蝕縫?？偟奶攸c(diǎn)是：儲(chǔ)集空間類型多，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，次生孔隙發(fā)育，非均質(zhì)性強(qiáng)。

表3 火成巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型和分布

1.4 儲(chǔ)層物性特征

1.4.1 火成巖巖性與物性關(guān)系

根據(jù)常規(guī)實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)顯示(圖1)，角礫化玄武巖、角礫化粗面巖物性最好，屬于高孔中滲儲(chǔ)層(參照中華人民共和國(guó)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T6285-1997，1998年實(shí)施)；塊狀粗面巖物性較好，屬中孔中滲儲(chǔ)層；塊狀玄武巖、氣孔玄武巖、玄武質(zhì)角礫(熔)巖、粗面質(zhì)角礫(熔)巖、凝灰質(zhì)砂巖物性中等，屬于中孔低滲儲(chǔ)層；沉火山角礫巖、輝綠巖物性最差，分別為中孔特低滲和特低孔特低滲儲(chǔ)層。

圖1 東部凹陷火成巖巖性—物性關(guān)系直方圖

玄武質(zhì)/粗面質(zhì)角礫(熔)巖、沉火山角礫巖的儲(chǔ)集空間主要為角礫間孔和縫，常規(guī)物性測(cè)試值多為“原巖”角礫的儲(chǔ)層物性，物性測(cè)試值通常低于真實(shí)值，可采用面孔率分析與常規(guī)孔、滲測(cè)試相結(jié)合的方法，綜合分析其儲(chǔ)集物性特征?；鹕浇堑[(熔)巖、沉火山角礫巖的儲(chǔ)層物性受礫間孔縫充填程度的影響，儲(chǔ)層物性變化較大，未充填或充填程度低其儲(chǔ)層物性好，充填程度高或完全充填其儲(chǔ)層物性變差。

1.4.2 火成巖巖相與物性關(guān)系

儲(chǔ)層物性受火成巖巖相、亞相影響，但不同地區(qū)、不同構(gòu)造背景下其同種巖相/亞相的儲(chǔ)層物性也可能不同。根據(jù)本區(qū)實(shí)測(cè)物性統(tǒng)計(jì)(圖2)，溢流相玻質(zhì)碎屑巖亞相、侵出相外帶亞相物性最好，屬于高孔中滲儲(chǔ)層；火山通道相火山頸亞相、爆發(fā)相空落亞相、火山碎屑流亞相、侵出相內(nèi)帶亞相、中帶亞相物性較好，屬于高孔低滲儲(chǔ)層；火山通道相隱爆角礫巖亞相、溢流相板狀熔巖流亞相、復(fù)合熔巖流亞相、火山沉積相含外碎屑火山沉積亞相物性中等，屬于中孔低滲儲(chǔ)層；火山沉積相再搬運(yùn)火山碎屑沉積亞相、侵入相邊緣亞相物性最差，分別屬于中孔特低滲和特低孔低滲儲(chǔ)層。

圖2 東部凹陷火成巖巖相—物性關(guān)系直方圖

2 成藏主控因素分析

針對(duì)火成巖油氣藏的研究，前人做過(guò)大量研究工作[11-17]，本次研究認(rèn)為東部凹陷火成巖油氣成藏主要受油源條件、儲(chǔ)集性能、構(gòu)造運(yùn)動(dòng)三方面因素控制。

2.1 油源條件是火成巖油氣成藏的基礎(chǔ)

研究表明，沙三中亞段發(fā)育的半深湖—深湖相暗色泥巖是本區(qū)的主要烴源巖，具有縱向厚度大和平面分布廣的特點(diǎn)。其中，二界溝洼陷暗色泥巖厚度可達(dá)1 300～1 800 m，中央深陷帶暗色泥巖厚度達(dá)600～1 000 m，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ1和Ⅱ2為主，有機(jī)碳含量達(dá)2.749 9%～3.335 8%，總烴含量達(dá)365～880 μg/g，生烴條件較好[15]。

斷陷湖盆中火成巖體的單體規(guī)模一般不大，縱、橫向變化快，儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)，連通性差。因此，只有鄰近油源，油氣才能有效注入。同時(shí)，烴源巖在生烴過(guò)程中往往產(chǎn)生異常壓力，可成為油氣進(jìn)入火成巖儲(chǔ)層的動(dòng)力；烴源巖中有機(jī)質(zhì)的成熟階段與巖石的晚成巖階段相伴生，產(chǎn)生的大量有機(jī)酸沿層間或斷裂—裂縫滲透進(jìn)入到相鄰的火山巖體中發(fā)生溶蝕作用，產(chǎn)生溶解孔洞和溶蝕縫；成巖的異常熱效應(yīng)可加速有機(jī)質(zhì)熱演化，促使有機(jī)質(zhì)早熟，使油氣早期充填到火成巖裂隙之中，抑制其它礦物質(zhì)的充填，有利于油氣藏的形成。目前，在東部凹陷，如歐利坨子、黃沙坨、紅星等地區(qū)，已發(fā)現(xiàn)火成巖油氣藏均為垂向上或側(cè)向上與烴源巖直接接觸或有油源斷裂溝通。

2.2 儲(chǔ)集性能是火成巖油氣成藏的前提

東部凹陷中新生代火成巖廣泛發(fā)育，而具備儲(chǔ)集能力的火成巖是形成火成巖油氣藏的前提條件。前已述及，不同巖性、巖相火成巖的儲(chǔ)集空間類型及物性具有一定的差異，巖性、巖相是影響火成巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能乃至含油氣性的主要因素。

2.2.1 巖性—含油氣性

選取區(qū)內(nèi)構(gòu)造、油源條件相似的39口重點(diǎn)探井，分別統(tǒng)計(jì)不同巖性油跡以上顯示級(jí)別的厚度占該種巖性總厚度的百分比(圖3)，結(jié)果顯示：角礫化粗面巖、粗面質(zhì)角礫(熔)巖含油氣性最好(油跡以上比例>20%)；其次為塊狀粗面巖、粗面質(zhì)凝灰(熔)巖、沉火山角礫巖(油跡以上比例15～20%)；再次為玄武質(zhì)角礫(熔)巖、粗面質(zhì)凝灰(熔)巖、凝灰質(zhì)砂巖、輝綠巖(油跡以上比例10%～15%)，塊狀玄武巖、氣孔玄武巖、角礫化玄武巖、玄武質(zhì)凝灰(熔)巖含油氣性相對(duì)較低(油跡以上比例<10%)?？傮w來(lái)看，火山熔巖和火山碎屑(熔)巖中，粗面巖類含油氣性整體較好，其次為沉火山碎屑巖和輝綠巖，玄武巖最差。

粗面巖儲(chǔ)層具有絕對(duì)優(yōu)勢(shì)，主要原因在于粗面巖中SiO2含量(57%～69%)明顯高于其它巖性，抗壓強(qiáng)度較低[14]，在相同構(gòu)造背景下更易形成構(gòu)造裂縫。輝綠巖作為基性侵入巖，抗風(fēng)化和抗蝕變能力差，極易發(fā)生風(fēng)化蝕變現(xiàn)象，儲(chǔ)集空間除宏觀構(gòu)造縫外，在巖體頂?shù)撞考芭c圍巖接觸變質(zhì)帶處常發(fā)育溶蝕孔洞，為油氣聚集提供了有利空間。另外火山角礫(熔)巖/凝灰(熔)巖等巖性礫/粒間孔、縫發(fā)育，儲(chǔ)層連通性好，其含油氣性也相對(duì)較好。

圖3 東部凹陷火成巖巖性—含油氣性關(guān)系

2.2.2 巖相—含油氣性

不同相帶火成巖的含油氣性也有明顯的差異(圖4)，其中以侵出相外帶和中帶亞相含油氣性最好(油跡以上比例達(dá)到35%以上)，火山通道相火山頸亞相、爆發(fā)相火山碎屑流亞相、侵出相內(nèi)帶亞相、火山沉積相再搬運(yùn)沉積亞相和侵入相邊緣亞相含油氣性基本相當(dāng)(油跡以上比例在13%～22%之間)，爆發(fā)相空落亞相、溢流相、火山沉積相含外碎屑沉積亞相和侵入相中心亞相含油氣性最差(油跡以上比例<10%)?？傮w上看，火山口—近火山口相帶(主要為火山通道相、爆發(fā)相、侵出相)含油氣性好，以有利儲(chǔ)層占主體，向邊緣相過(guò)渡儲(chǔ)層條件逐漸變差。

圖4 東部凹陷火成巖巖相—含油氣性關(guān)系

2.3 構(gòu)造運(yùn)動(dòng)是火成巖油氣成藏的關(guān)鍵

首先，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)控制巖漿活動(dòng)和火山作用。由于構(gòu)造活動(dòng)具有多期性和強(qiáng)弱差異，東部凹陷巖漿活動(dòng)相應(yīng)地表現(xiàn)出旋回性和韻律性，各期巖漿性質(zhì)、火山作用方式和強(qiáng)度以及堆積環(huán)境等存在顯著差異，各期火山巖內(nèi)部或?yàn)檫B續(xù)噴發(fā)，也有間歇式、韻律性噴發(fā)。斷裂活動(dòng)不僅從宏觀上控制火成巖發(fā)育位置和分布范圍，同時(shí)也決定火山機(jī)構(gòu)內(nèi)部的巖性、巖相構(gòu)成，從而影響火成巖儲(chǔ)層的空間分布。

第二，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)改善儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能。受走滑和擠壓等構(gòu)造活動(dòng)的影響，東部凹陷火成巖的后期改造作用十分顯著。構(gòu)造作用形成的構(gòu)造裂縫，是火成巖儲(chǔ)集空間的重要組成部分。例如東部凹陷歐利坨子、黃沙坨粗面巖油氣藏就位于東部凹陷中段應(yīng)力集中部位，經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)強(qiáng)烈改造，火成巖破碎形成大量構(gòu)造裂縫。通過(guò)黃沙坨油田X23、X25等井的巖心觀察，發(fā)現(xiàn)粗面巖中發(fā)育多組高角度裂縫，證實(shí)了構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對(duì)火成巖儲(chǔ)層的改造十分關(guān)鍵。另外，構(gòu)造作用產(chǎn)生的構(gòu)造縫可促進(jìn)地下流體流動(dòng)，溶解易溶物質(zhì)形成大量次生溶蝕孔、縫，從而改善儲(chǔ)集性能。

3 成藏模式

3.1 構(gòu)造油氣藏成藏模式

火成巖構(gòu)造油氣藏油氣主要聚集在由構(gòu)造變形(如背斜)或斷裂形成的構(gòu)造圈閉中，在東部凹陷主要為斷層型圈閉，形成斷鼻及斷塊油氣藏，如歐利坨子地區(qū)。歐利坨子構(gòu)造帶主體是長(zhǎng)軸沿北東向展布的斷裂背斜構(gòu)造，整個(gè)構(gòu)造被界西斷層和歐利坨子逆斷層所夾持，被北東、南北、北西等方向斷層所切割，形成一系列呈北東向展布的斷鼻、斷塊，構(gòu)成了多個(gè)多種類型的構(gòu)造圈閉[18]。如歐26塊油藏，油氣主要來(lái)源于下伏沙三中亞段烴源巖，儲(chǔ)集空間為沙三中粗面巖中的溶蝕孔縫、粒間孔、構(gòu)造縫等，火成巖后期被斷層切割、遮擋形成圈閉，大規(guī)模排烴期后形成油氣藏(圖5)。O26井初試產(chǎn)油158.32 t/d，產(chǎn)氣11 253 m3/d。

圖5 火成巖構(gòu)造油氣藏成藏模式

圖6 火成巖巖性油氣藏成藏模式

3.2 巖性油氣藏成藏模式

該種類型油氣藏主要發(fā)育在火成巖地層西傾地區(qū)，主要為側(cè)向供源，由于巖性側(cè)向尖滅形成油氣圈閉，儲(chǔ)集及遮擋條件主要受巖性控制，油氣縱向分布主要受烴源巖—儲(chǔ)層配置關(guān)系控制，橫向分布主要受巖性控制，例如紅星地區(qū)于70塊(圖6)。

3.3 構(gòu)造—巖性油氣藏成藏模式

該類油氣藏在大的構(gòu)造背景下，油氣沿?cái)鄬?、裂縫運(yùn)移至相構(gòu)造—巖性圈閉中，形成火成巖構(gòu)造—巖性復(fù)合油氣藏。如紅星地區(qū)紅23塊，油氣主要來(lái)源于駕掌寺斷裂西側(cè)的黃于熱深陷帶，斷裂東側(cè)沙三中亞段上部發(fā)育厚層玄武巖夾薄層玄武質(zhì)角礫巖，下部發(fā)育大套粗面巖、粗面質(zhì)角礫巖互層，油氣通過(guò)斷裂、裂縫運(yùn)移至局部礫/粒間孔縫、裂縫或氣孔發(fā)育段形成油氣藏。油氣橫向展布范圍受地層產(chǎn)狀和巖性(儲(chǔ)層非均質(zhì)性)共同控制。

4 結(jié)論

(1)研究區(qū)主要發(fā)育中基性火成巖，可分為火山熔巖、火山碎屑熔巖、火山碎屑巖、沉火山碎屑巖和侵入巖5大類23種巖性，發(fā)育火山通道相、爆發(fā)相、溢流相、侵出相、火山沉積相和侵入相6相16亞相。儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，發(fā)育氣孔、格架孔，碎裂縫、收縮縫、溶蝕孔、構(gòu)造縫、溶蝕縫等9種儲(chǔ)集空間類型，非均質(zhì)性強(qiáng)。

(2)巖性、巖相控制儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能及含油氣性，以火山口—近火山口相帶礫/粒間孔、縫和裂縫發(fā)育的火成巖儲(chǔ)集性能最好，含油氣比例相對(duì)更高。

(3)火成巖油氣成藏主要受烴源、儲(chǔ)層、構(gòu)造三方面因素控制，其中烴源巖是基礎(chǔ)，儲(chǔ)層是前提，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)是關(guān)鍵；主要的成藏模式包括：構(gòu)造油氣藏成藏模式、巖性油氣藏成藏模式、構(gòu)造—巖性油氣藏成藏模式。

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(編輯 曹征遠(yuǎn))

Igneous reservoir characteristics and hydrocarbonaccumulation model in eastern sag of Liaohe Basin

Geng Qi

(LiaoheOilfieldCompany，CNPC，Panjin124010，China)

Based on the principle of three-level classification of lithology such as diagenetic model，chemical composition，and structure and mineral，etc.，the igneous rocks was identified as 5 main classes and 23 types of lithology.According to the texture，structure and characteristic lithology，the igneous rocks were divided into 6 lithofacies and 16 subfacies.The reservoir spaces were divided into 7 categories and 9 subclasses by the genesis of the igneous rocks.It is considered that the lithology and the lithofacies were main facors controlling reservoir performance and oil-bearing properties.Hydrocarbon accumulation in igneous rocks was mainly controlled by source rock，reservoir and tectonic movement.Three types of reservoir-forming patterns mainly consist of structural，lithological，and structural-lithological patterns.The studies on lithology，lithofacies，reservoir，and accumulation of igneous rocks have laid a good foundation for future exploration in eastern Sag of Liaohe Basin.

igneous reservoir；lithology； lithofacies；main controlling factors；accumulation mode；Liaohe Basin

2015-10-12；改回日期：2015-11-18。

庚琪(1985—)，女，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事油氣田勘探地質(zhì)方面的科研工作。聯(lián)系電話：13898731315，E-mail:yyl-1983315@163.com。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.01.002

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