李 想 付 磊 紀寶強 謝 磊張金龍 李 虎 秦啟榮

（1.中國石油新疆油田公司石西油田作業(yè)區(qū) 新疆克拉瑪依 834000；2.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院 成都 610500）

火山巖儲層是一種典型的非常規(guī)油氣儲層，在全球超過13 個國家/地區(qū)的40 余個盆地均獲得了規(guī)模性儲量及工業(yè)油氣流，成為全球非常規(guī)油氣資源的一個重要領(lǐng)域（唐華風(fēng)等，2020）。根據(jù)火山巖儲層特征及控制因素，一般將其分為原生和次生（改造）兩類，原生型火山巖儲層受控于自身的火山作用，如火山機構(gòu)、火山旋回、巖性巖相等（Chen et al.，1999；Feng et al.，2008），次生型儲層除了受自身火山作用外，更多與后期地質(zhì)改造作用有關(guān)，如風(fēng)化淋濾、構(gòu)造及溶蝕作用等（孟凡超等，2021）。我國學(xué)者經(jīng)過多年的科研攻關(guān)實踐，特別是自2007 年以來，在火山巖油氣藏研究領(lǐng)域中取得了顯著的科研成果，總體上集中于火山巖儲層特征、控制因素、形成機理及分布特征等，建立了與之配套的多種技術(shù)方法。原生型火山巖儲層主要位于我國中部和東部地區(qū)，以松遼盆地和渤海灣盆地為代表，次生型火山巖儲層主要位于西部的準噶爾盆地?？死斠烙吞锸俏覈^早發(fā)現(xiàn)并實現(xiàn)火山巖油氣商業(yè)開發(fā)的地區(qū)，自1980 年以來，繼九區(qū)古13 井在安山巖中發(fā)現(xiàn)油氣之后，隨后在紅山嘴、五區(qū)、七區(qū)、八區(qū)、車排子、石西、湖灣區(qū)等地區(qū)發(fā)現(xiàn)的火山巖油氣藏已達40 多個，充分證實了火山巖油藏在準噶爾盆地的勘探開發(fā)潛力（衣健等，2016；孔垂顯等，2017，2018；牛海瑞等，2017）。近年來，國內(nèi)學(xué)者重點對車排子凸起（李學(xué)良等，2017；汪勇等，2018；魏嘉怡等，2018；李竹強等，2019；孟凡超等，2021）、中拐凸起（仲偉軍等，2016；范存輝等，2017；張嘯等，2019；李佳思等，2020；鄒妞妞等，2021）、哈山地區(qū)（于洪洲等，2019a，2019b）等火山巖儲層進行了深入的研究，有效地指導(dǎo)了準噶爾盆地火山巖的油氣勘探。其研究思路基本為以火山巖巖性巖相著手，系統(tǒng)的開展儲層空間類型及特征、孔隙結(jié)構(gòu)、物性特征等研究，明確儲層發(fā)育的控制因素及形成機理，并探討火山巖儲層的分布規(guī)律。整體而言，風(fēng)化殼火山巖儲層孔隙空間以原生、次生孔隙及裂縫為主，又可以分為多個亞類和小類，物性較差，儲層主要受巖性巖相、揮發(fā)分逸出作用、風(fēng)化淋濾作用、裂縫（斷裂）以及多成因的復(fù)雜疊加作用有關(guān)，儲層的分布與埋深、巖性巖相、火山地層單元、不整合面（噴發(fā)間斷或構(gòu)造不整合面）等有關(guān)。

石西油田石炭系火山巖油藏自1992 年石西1 井的發(fā)現(xiàn)以來，目前已建成了整裝的現(xiàn)代化沙漠油氣田，探明區(qū)石炭系已累計產(chǎn)油400 余萬噸，地質(zhì)儲量采出程度僅10%。整體而言，該區(qū)石炭系地層構(gòu)造復(fù)雜（小斷裂發(fā)育，產(chǎn)狀變化快），巖性復(fù)雜（有效厚度非均質(zhì)，油水過渡帶不均一），使得含油井段多，油層厚度變化大，試油效果差異大，平面上油藏開發(fā)程度不均，再加上受到異常高壓、裂縫發(fā)育、底水活躍等因素的影響，制約了該油藏的高效開發(fā)。近年來，我國僅少數(shù)幾位學(xué)者對該區(qū)油藏地質(zhì)特征進行了相關(guān)探討，主要涉及單井火山巖儲層特征、原生氣孔特征、構(gòu)造樣式等（馬立民等，2013；張勇等，2013；李虎等，2017；李玉璽，2019；李治，2019；鄒陽等，2020）。這些研究成果和認識一定程度上指導(dǎo)了該油田前期的勘探開發(fā)，隨著勘探開發(fā)步伐的加快，研究區(qū)擴邊需求強烈但效果不一，急需在最新三維地震資料下開展有利區(qū)帶的優(yōu)選。因此，強化該區(qū)火山巖儲層特征及成藏規(guī)律的認識，厘清有利儲層的影響因素，對于提高擴邊開發(fā)井的成功率和油田整體的經(jīng)濟效益具有積極意義。

1 地質(zhì)概況

石西油田地理位置處于新疆克拉瑪依市，構(gòu)造上位于準噶爾盆地腹地的石西凸起，南、北、東面分別與盆1 井西凹陷、三南凹陷、滴水泉凹陷相鄰，展現(xiàn)出“三面鄰凹”的有利地質(zhì)條件（李虎等，2017；李玉璽，2019；李治，2019）。研究區(qū)整體可分為3 個凸起兩個凹槽5 個構(gòu)造單元，從西往東依次為石西1 井凸起、石西1 井南凹槽、石西4 井南凸起、石莫1 井西凹槽及石莫1 井凸起（圖1）。其中石西1 井凸起石炭系已基本探明，油氣資源最豐富，整體形態(tài)為一受石西2 井北斷裂、石002 井西斷裂及石西1 井南斷裂夾持的三角形壘塊，其內(nèi)部可進一步劃分為東壘塊、西掉塊和北斷階3 個次級構(gòu)造單元（圖1）。研究區(qū)地層層序正常，鉆遇地層最老為石炭系火山巖（C），二疊系僅存烏爾禾組（P2w），三疊系百口泉組（T1b）、克下組（T2k1）、克上組（T2k2）、白堿灘組（T3b），侏羅系八道灣組（J1b）、三工河組（J1s）、西山窯組（J2x），白堊系吐谷魯組（K1t）（圖2）。石炭系火山巖之上沉積了巨厚的陸相碎屑巖，厚度約4 000～4 500 m。其中石炭系以火山巖為主，巖性為淺灰綠色角礫巖、安山巖、集塊巖，底部為一套灰色的玄武巖（李玉璽，2019；李治，2019）。

圖1 石西油田區(qū)域構(gòu)造位置（a）及石炭系頂面構(gòu)造圖（b）Fig.1 Regional tectonic location（a）and Carboniferous top structural map（b）of Shixi Oilfield

圖2 石西油田地層綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive stratigraphic histogram of Shixi Oilfield

2 火山巖儲層特征

2.1 巖性和巖相特征

石炭系火山巖為一個完整的噴發(fā)序列，包括熔巖、普通火山碎屑巖和過渡巖3 大類，其中熔巖占鉆揭地層厚度的53%左右，在地層中最為發(fā)育（毛凱蘭，2017）。熔巖類主要包括安山巖、流紋巖、英安巖和玄武巖，條帶狀熔巖在研究區(qū)比較常見，玄武巖僅在石西2 井可見。普通火山碎屑巖類以集塊巖、集塊角礫巖、火山角礫巖、角礫凝灰?guī)r為主，以集塊巖和集塊角礫巖發(fā)育最廣，角礫主要為安山質(zhì)成分。過渡巖主要為英安巖和安山質(zhì)過渡巖，英安質(zhì)具有弱熔結(jié)角礫結(jié)構(gòu)，安山質(zhì)具有角礫熔巖結(jié)構(gòu)，其中火山碎屑物占20%～75%左右。整體而言，研究區(qū)主要巖性為集塊巖、條帶狀熔巖、角礫熔巖和致密凝灰?guī)r，總占比超過84%（圖3）。

圖3 石西石炭系火山巖巖性分布直方圖Fig.3 Lithology distribution histogram of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

研究區(qū)火山巖巖相可分為爆發(fā)相和溢流相兩種，以溢流相為主（毛凱蘭，2017）。爆發(fā)相的巖體規(guī)模比較小，相帶窄，巖相變化快，很難形成大規(guī)模的火山巖儲集體，溢流相以分布在爆發(fā)相的外圍為主，是研究區(qū)油氣儲集的有利相帶。石炭系火山巖自下而上可分為A、B、C 三段，其分布特征主要為：

A 段：以基性—中基性巖為主，巖性為溢流相的玄武安山巖和玄武巖，分布范圍窄，主要分布在石西1 井、2 井的下部，SH1004、SH1104、SH1020 和SH1019 等井連線一帶。

B 段：為中性巖段，縱向呈兩段式分布，上部以溢流相安山巖為主，下部主要為爆發(fā)相的安山質(zhì)火山角礫巖。平面上，溢流相和爆發(fā)相分布范圍差異大，溢流相位于SH1110—石西1—SH1012 井連線以南一帶，爆發(fā)相位于研究區(qū)東北部的石001—石004 井區(qū)。自爆發(fā)相往溢流相方向，巖性巖相逐漸過渡為爆發(fā)—溢流相的安山質(zhì)角礫熔巖。

C 段：以中酸性巖為主。爆發(fā)相的英安質(zhì)火山角礫巖區(qū)轉(zhuǎn)移到研究區(qū)西北的石001—石019 井區(qū)一帶，爆發(fā)相安山巖和流紋巖區(qū)，溢流相的安山質(zhì)角礫熔巖環(huán)繞爆發(fā)相區(qū)分布。

根據(jù)巖性巖相特征可知，石炭系火山活動比較活躍而且具有多期性的特點，溢流作用和爆發(fā)作用交替變換，反映出由基性巖漿到中酸性巖漿演變的過程。石西1、石西2 井是石西地區(qū)鉆揭的火山巖最全，巖相連續(xù)性較好的兩口井，并且?guī)r性和巖相具有較好的對應(yīng)關(guān)系。

2.2 儲集空間類型及特征

孔隙和裂縫是石炭系火山巖儲層最主要的儲集空間類型。其中，孔隙包括原生孔隙和次生孔隙，以后者對于油氣的儲集更有意義（秦小雙等，2012；于洪洲，2019a；Li，2022）。原生孔隙以原生氣孔、晶間孔為主，但這類孔隙往往單獨出現(xiàn)，雖提高了儲層的孔隙度，但油氣的運移受阻。原生氣孔指的是巖漿噴出地表冷凝后，其揮發(fā)組分散失后留下的孔隙，多為圓形、橢圓形，主要發(fā)育在熔巖流的底部和頂部（圖4a、圖4b）；晶間孔主要指石英、長石等礦物晶體顆粒內(nèi)部的孔隙，形狀不規(guī)則，孔隙的大小與顆粒的大小多成正相關(guān)關(guān)系（圖4c）。次生孔隙以各類溶蝕孔隙為主，如基質(zhì)溶孔、礫間溶孔、晶間溶孔、礫間和礫內(nèi)溶孔等，這類孔隙是礦物被溶蝕后的產(chǎn)物，往往邊界不清楚，形狀極不規(guī)則（圖4d～圖4f）。

裂縫不僅可以提供儲集空間，還能溝通那些孤立的孔隙，從而有效地改善儲層滲流能力（蘇培東等，2011）。根據(jù)巖心及薄片觀察，石炭系儲層裂縫主要包括構(gòu)造裂縫、冷凝收縮縫、礫間縫、溶蝕縫等，以構(gòu)造裂縫最發(fā)育（張興勇，2021）。構(gòu)造裂縫是在構(gòu)造應(yīng)力作用下形成的，其分布范圍廣，且具有規(guī)律性。根據(jù)力學(xué)性質(zhì)，可將構(gòu)造裂縫分為剪切裂縫和張性裂縫，以剪切裂縫為主，其特征與張裂縫具有明顯的差異性，表現(xiàn)為分布規(guī)律性強、延伸長度遠、方向性明顯、穿層性強、裂縫面平直等特點（李虎等，2017）（圖4g、圖4h），這些不同成因的裂縫可以將原生孔隙、次生孔隙溝通，在鏡下表現(xiàn)得更加明顯（圖4i、圖4j）。研究區(qū)火山巖儲集空間往往與微裂縫組合而成，形成溶蝕—裂縫孔隙。根據(jù)巖心觀察，本次統(tǒng)計了石炭系火山巖裂縫的發(fā)育特征參數(shù)，裂縫寬度一般在2.5～63.1 μm 之間（圖5a），屬中等縫，部分縫內(nèi)充填綠泥石、方解石和硅質(zhì)等，高角度裂縫充填程度明顯低于水平和低角度裂縫；大部分裂縫傾角在60°～86°之間，平均大于72°，即主要為高角度和直立裂縫（圖5b）；裂縫密度主要集中在1.6～16 條/m（圖5c）。

圖4 石西油田石炭系火山巖儲層儲集空間類型及特征a.石003 井，4 370 m，安山巖，半充填氣孔，橢圓形；b.石006 井，4 392.37 m，安山巖，氣孔邊緣熒光，橢圓形；c.石004 井，4 382 m，晶間孔；d.石005 井，4 464.22 m，流紋質(zhì)英安巖，角礫間溶孔；e.石西2 井，4 604 m，安山巖，基質(zhì)中溶孔；f.石007 井，4 383 m，安山巖，粒內(nèi)溶孔；g.石002 井，4 463.00～4 463.88 m，互相平行的剪切縫；h.石003 井，4 405.00～4 405.20 m，剪切縫；i.石013 井，4 421.00～4 421.10 m，剪切縫；j.石006 井，4 371.48 m，安山巖，微裂縫Fig.4 Types and characteristics of reservoir space of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

圖5 石西油田石炭系火山巖裂縫發(fā)育程度a.裂縫寬度；b.裂縫傾角；c.裂縫密度。Min.最?。籑ax.最大；Ave.平均Fig.5 Fracture development degree of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

裂縫的發(fā)育主要受巖性巖相、構(gòu)造位置及古地貌的控制，具體表現(xiàn)為：爆發(fā)相的火山角礫巖裂縫發(fā)育程度明顯低于溢流相的熔巖，集塊巖、角礫熔巖、條帶狀熔巖裂縫密度較大，安山質(zhì)角礫巖和角礫凝灰?guī)r裂縫密度最低；由于構(gòu)造作用的影響，在背斜長軸方向、古潛山構(gòu)造高點以及距離斷裂一定范圍內(nèi)裂縫密度較大，而相對平緩的區(qū)域則密度較小，證實了研究區(qū)以構(gòu)造裂縫為主；古地貌主要通過影響風(fēng)化淋濾作用控制裂縫的發(fā)育，在古地貌的低幅殘丘和陡坡單元及其周邊，單井裂縫厚度（超過60 m）明顯大于位于洼地單元的井（李虎等，2017）。

根據(jù)最新的地震資料解釋成果，結(jié)合巖心觀察及單井裂縫密度數(shù)據(jù)，利用加強相干技術(shù)（AFE）對石炭系構(gòu)造裂縫進行預(yù)測。從單井的驗證結(jié)果可以看出，角度較大的裂縫更易容易識別；在平面分布上，開發(fā)井所在的西北方整體裂縫發(fā)育，為重要的裂縫發(fā)育帶，另外研究區(qū)中部和東南部也存在兩個裂縫發(fā)育帶（圖6）。裂縫的發(fā)育帶與裂縫的影響因素、油氣產(chǎn)能大小具有較好的對應(yīng)性。

圖6 石西油田石炭系頂界火山巖裂縫相干預(yù)測結(jié)果Fig.6 Results of coherent fracture prediction of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

2.3 儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)壓汞資料分析結(jié)果，石炭系火山巖平均孔喉半徑在0.04～1.90 μm 之間，總體表現(xiàn)為細喉、微喉，這是造成儲層基質(zhì)滲透率低的主要原因。將石炭系油藏毛管壓力曲線分為以下4 類。

Ⅰ類：是石炭系火山巖最優(yōu)質(zhì)的孔隙結(jié)構(gòu)類型，巖性主要為英安巖。毛管壓力曲線呈單峰型，平臺明顯，孔喉分選性好（圖7a）?？缀戆霃街饕挥?.293～1.800 μm，占比近70%，最大孔喉半徑和中值孔喉半徑分別為1.800 μm 和0.594 μm，孔喉具有較好的連通性，視退汞效率59%。

Ⅱ類：是石炭系火山巖一般的孔隙結(jié)構(gòu)類型，巖性主要為安山質(zhì)火山角礫巖。毛管壓力曲線呈單峰型，無明顯的平臺，孔喉分選性一般（圖7b）?？缀戆霃街饕挥?.293～1.900 μm，占比44%，最大孔喉半徑和中值孔喉半徑分別為1.900 μm 和0.272 μm，孔喉連通性一般，比Ⅰ類孔隙結(jié)構(gòu)差，視退汞效率33.6%。

Ⅲ類：是石炭系火山巖較差的孔隙結(jié)構(gòu)類型，巖性主要為英安巖。毛管壓力曲線無平坦段，孔喉分選性較差（圖7c）。孔喉半徑主要位于0.293～1.600 μm，占比19%，最大孔喉半徑和中值孔喉半徑分別為1.600 μm 和0.062 μm，孔喉連通性較差，視退汞效率24.7%。

Ⅳ類：是石炭系火山巖最差的孔隙結(jié)構(gòu)類型，為非儲層，巖性主要為致密凝灰?guī)r。毛管壓力曲線無明顯平臺，排替壓力高，孔喉半徑小，孔喉分選性差（圖7d）?？缀戆霃街饕挥?.293～1.600 μm，占比19%，最大孔喉半徑和中值孔喉半徑分別為1.6 μm和0.062 μm，孔喉連通性較差，視退汞效率24.7%。

圖7 石西油田石炭系火山巖油藏典型毛管壓力曲線a.Ⅰ類；b.Ⅱ類；c.Ⅲ類；d.Ⅳ類Fig.7 Typical capillary pressure curve of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

2.4 儲層物性特征

石炭系火山巖儲層物性資料統(tǒng)計分析，具有一定儲集能力的巖性巖相多分布在中、酸性火山巖中。不同巖性火山巖儲集能力差異明顯（李偉等，2010）（表1），本次統(tǒng)計了主要巖性（角礫熔巖、條帶狀熔巖、集塊巖、致密凝灰?guī)r等）的物性特征（圖8）。致密凝灰?guī)r物性最差，64%的巖樣孔隙度為4.0%～10.0%，滲透率主要分布在0.03×10-3μm2～0.63×10-3μm2之間；集塊巖的孔隙度分布范圍為9.0%～18.0%，占比75%，滲透率主要分布在0.10×10-3μm2～2.51×10-3μm2之間，占比80%；條帶狀熔巖的孔隙度分布范圍為9.0%～20.0%，占比75%，滲透率主要分布在0.04×10-3μm2～1.0×10-3μm2之間，占比90%；角礫熔巖的孔隙度分布范圍為9.0%～16.0%，占比60%，滲透率分布在0.03×10-3μm2～3.98×10-3μm2之間，占比80%。

表1 石西油田石炭系油藏火山巖巖性與物性參數(shù)分析表Table 1 Analysis of lithology and physical parameters of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

圖8 石西油田石炭系火山巖主要巖性物性分布a～d.分別為角礫熔巖、條帶狀熔巖、集塊巖、致密凝灰?guī)r的孔隙度分布；e～h.分別為對應(yīng)的滲透率分布Fig.8 Physical property distribution of main lithology of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

3 油氣成藏分析

3.1 烴源條件

已有研究證實（李治，2019；于洪洲，2019b），研究區(qū)二疊系風(fēng)城組烴源巖生油高峰為三疊紀。石炭系部分區(qū)域在中三疊世前已經(jīng)接受了二疊紀、早三疊世的沉積，但僅限于構(gòu)造低部位，因此風(fēng)城組烴源巖已經(jīng)生成的油氣雖可以運移至石炭系地層，但難以保存和聚集成藏，這與現(xiàn)今石001、石002、石005 等井發(fā)現(xiàn)的瀝青相對應(yīng)，證實了這一時期油氣的運移過程。在侏羅紀時，二疊系烏爾禾組烴源巖進入生油高峰，石炭系火山巖已覆蓋了晚三疊世較厚的湖相泥巖，對于油氣的保存具有積極意義，使得這一套烴源巖生成的油氣聚集于石炭系火山巖儲層中，是石炭系火山巖的第一期成藏。在中-晚侏羅世對應(yīng)的燕山構(gòu)造運動作用下，研究區(qū)形成了以侏羅紀—三疊紀的褶皺、斷裂為主的構(gòu)造，已形成早期的石炭系油藏遭到破壞，沿著這些深淺層斷裂運移至侏羅系，形成了侏羅系的次生油氣藏。到白堊紀后，研究區(qū)構(gòu)造活動已變的十分微弱，原已形成的圈閉得以保存，并最終形成了現(xiàn)今的石炭系油藏，即對應(yīng)的研究區(qū)第二期成藏。因此，研究區(qū)石炭系火山巖展現(xiàn)出“兩期成藏”的特征，油源主要為盆1 井西凹陷二疊系烏爾禾組烴源巖。

3.2 儲蓋條件

研究區(qū)石炭系火山巖儲層儲集空間主要為裂縫—溶蝕孔隙，無裂縫幾乎無法形成有效空間，儲集物性最好的地區(qū)為古潛山火山巖主體部位。石炭系火山巖裂縫—孔隙型儲集體屬深層（中部埋深平均為4 385.7 m）、孔隙中等（孔隙半徑平均28.28 μm）、喉道微細（喉道半徑平均為0.093～0.328 μm）、滲透率低、非均質(zhì)性強等特征。

研究區(qū)在早泥盆世—石炭紀島弧火山巖發(fā)育，廣泛分布鈣堿性火山巖。石炭紀—二疊紀早期活躍的斷裂—火山活動，奠定了陸梁隆起內(nèi)部構(gòu)造格局，此時，研究區(qū)所處的陸南凸起整體呈現(xiàn)抬升的狀態(tài)，二疊—早三疊世在高部位缺失，而在南北的凹陷和凸起的低部位沉積了厚度差異較大的沉積物。在這個時期，全盆地處于填平補齊階段。晚三疊世，全盆地整體下降，進入泛盆沉積時期，在整個陸南凸起上普遍覆蓋了厚＞200 m 的上三疊統(tǒng)暗色湖相泥巖，成為該區(qū)一套厚度較大、分布穩(wěn)定的區(qū)域性蓋層。因此，三疊系百口泉組為研究區(qū)廣泛發(fā)育的蓋層。

3.3 油氣運聚分析

研究區(qū)位于石西凸起與滴南凸起結(jié)合部，具備三面鄰凹的特點，是油氣向石西、石南、陸梁等油氣田運移的必經(jīng)之路。整體而言，研究區(qū)北部環(huán)三南凹陷石炭系井石西3、石南4、夏鹽1 等井均無成藏，三南凹陷生烴能力較差；滴水泉凹陷烴源巖主要供給滴南凸起氣藏，對研究區(qū)石炭系的影響較小。因此，石西油田石炭系油氣主要來源為盆1 井西凹陷的下烏爾禾組烴源巖，主要具備兩個優(yōu)勢油氣運輸通道（圖9）：一為石西凸起正南北方向通道，這條油氣運移通道為石西石炭系油藏的主要通道（圖10a）；二為石西8—石西4 井方向通道，這條通道是石西4 獲得工業(yè)油流及石西8 淺層侏羅系成藏的主要運輸通道，另外，這條通道之上的盆東1 井侏羅系三工河組、三疊系白堿灘組、二疊系下烏爾禾組見較好油氣顯示，證明了該油氣運輸通道的可靠性（圖10b）。

圖9 石西油田石炭系火山巖油氣運移優(yōu)勢通道示意Fig.9 Schematic diagram of dominant channels for oil and gas migration of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

圖10 石西油田石炭系火山巖油氣運移優(yōu)勢通道地震剖面a.第一油氣優(yōu)勢運移通道，過L9011N 二維測線地震解釋剖面；b.第二油氣優(yōu)勢運移通道，過石西8—石西4 連井地震剖面Fig.10 Seismic profile of dominant channel for oil and gas migration of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

石西凸起位于盆1 井西凹陷復(fù)合油氣系統(tǒng)內(nèi)，從三疊紀至今，油氣的排出源源不斷，具有十分優(yōu)越的烴源條件。風(fēng)城組源巖在三疊紀至早白堊世末為主要的主要排油期，排油速率最大為三疊紀，排氣速率最大為早白堊世。下烏爾禾組源巖侏羅紀至早白堊世末為主要的排油期，排氣期為白堊紀至今。在風(fēng)城組源巖和下烏爾禾組源巖的主要排烴期，盆1 井西凹陷北斜坡一直處于盆1 井西凹陷、阜康凹陷、沙灣凹陷、莫南凸起以及油氣運移的方向上。綜合以上分析認為，石西油田石炭系成藏主要受油源斷裂、巖性巖相的綜合控制，表現(xiàn)為盆1 井西凹陷提供的油源通過斷裂運移至物性較高的巖體成藏，產(chǎn)能主要受物性影響，開采過程中水上升快主要受裂縫溝通影響（圖11）。

圖11 石西油田石炭系火山巖油氣成藏模式Fig.11 Hydrocarbon accumulation model of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

此外，根據(jù)已鉆井油氣顯示和石西凸起構(gòu)造單元分析，我們發(fā)現(xiàn)東壘塊在石炭系油氣資源最豐富，初期產(chǎn)能及累計產(chǎn)能情況最好，出水情況較其他構(gòu)造單元較少。分析認為其主要受控于油藏厚度、構(gòu)造形態(tài)及巖性巖相3 個方面的影響（圖12）。首先，油藏厚度是決定產(chǎn)能高低的最直觀因素，油藏厚度越大，產(chǎn)能越高。研究區(qū)東壘塊最厚，產(chǎn)能最高，最厚點集中在SH1025 井背斜及石西1 井背斜附近，最厚可達250 m，西部石013 井背斜及SH1041 井背斜次之，厚度大約在150 m 左右，油氣資源最豐富點位于東壘塊，北斷階次之，西掉塊最差，與油藏厚度基本呈正相關(guān)，表明了油藏厚度的可靠性。其次，構(gòu)造形態(tài)從一定程度上影響著油藏厚度，因此間接的影響著石炭系油氣資源的分布，在3 個次一級構(gòu)造單元中，東壘塊油氣資源最豐富，西掉塊最差。此外，次一級構(gòu)造單元還可以細分為高地、斜坡及洼地，其中高地產(chǎn)能最高、斜坡次之、洼地較差。通過對石炭系井出油氣井產(chǎn)能統(tǒng)計，其中萬噸級以上井大多數(shù)集中在高地，少部在斜坡，無井分布在洼地。再次，巖性巖相主要通過影響儲集性能從而控制油氣的顯示及產(chǎn)能情況，研究區(qū)儲層物性較好的為溢流相的火山熔巖中。

圖12 石西油田石炭系火山巖油氣產(chǎn)量與油藏厚度、構(gòu)造形態(tài)的關(guān)系Fig.12 Relationship between oil and gas production and reservoir thickness and structural form of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

4 結(jié) 論

（1）石西油田石炭系火山巖類型包括熔巖、普通火山碎屑巖和過渡巖，以集塊巖、條帶狀熔巖、角礫熔巖和致密凝灰?guī)r為主；巖相可分為爆發(fā)相和溢流相兩種，以溢流相為主。自下而上可分為3 個巖相段，分別為基性至中基性巖段、中性巖段以及中酸性巖段。

（2）石炭系火山巖儲層儲集空間類型以次生孔隙和構(gòu)造裂縫為主，構(gòu)造裂縫對于儲集性能的改善具有重要意義，其與原生和次生孔隙溝通形成的溶蝕—裂縫孔隙是重要的儲集空間。構(gòu)造裂縫表現(xiàn)為傾角大、寬度中等、密度差異大等特征，裂縫的發(fā)育受巖性巖相、構(gòu)造位置及古地貌的控制。

（3）石炭系火山巖儲層基質(zhì)滲透率低，平均孔喉半徑在0.04～1.90 μm 之間，表現(xiàn)為細喉、微喉特征，孔隙結(jié)構(gòu)可以分為4 類，以Ⅰ類孔隙最優(yōu)。不同巖性的孔隙度和滲透率具有明顯的差異性，集塊巖和角礫熔巖表現(xiàn)為較高孔較高滲，條帶狀熔巖為較高孔較低滲特征，致密凝灰?guī)r物性最差。

（4）石炭系火山巖儲層成藏的烴源條件、儲蓋條件、運移條件等均較好，烴源巖主要來自盆1 井西凹陷二疊系烏爾禾組，油氣運移通道主要為石西凸起正南北方向通道和石西8—石西4 井方向通道，表現(xiàn)為“兩個優(yōu)勢運移通道、兩期成藏”的特征。油藏厚度、構(gòu)造形態(tài)及巖性巖相條件是火山巖油氣富集高產(chǎn)的重要因素，油藏厚度是決定產(chǎn)能高低的最直觀因素。