克拉瑪依油田六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)石炭系火山巖內(nèi)幕成藏規(guī)律研究

王 輝，邱爭科，周 慶，胡戈玲，彭立才

(1.中國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)油氣藏類型，是國內(nèi)外油氣勘探和研究的重要領(lǐng)域。國內(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)相對較少，研究也相對薄弱。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、巖性識別、儲層特征及成藏規(guī)律等[1-5]。

克拉瑪依油田六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)上盤石炭系火山巖油藏自20世紀(jì)50年代發(fā)現(xiàn)以來，勘探開發(fā)不斷深入[6-8]。前人對該區(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，而目前對石炭系火山巖內(nèi)幕儲集層巖性及成藏規(guī)律等的研究相對較少[14-15]，認識也比較模糊。此次研究將通過成藏關(guān)鍵要素分析來探索其油氣成藏規(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，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；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

對于上盤石炭系火山巖內(nèi)幕頂面的界定，隨著油氣勘探開發(fā)的深入而發(fā)生變化。早期研究多推測認為，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—百斷裂帶上盤石炭系火山巖內(nèi)幕儲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，烴源巖評價參數(shù)見表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)幕主要油氣來源。

表1 瑪湖凹陷二疊系烴源巖評價參數(shù)

3 火山巖內(nèi)幕儲集層特征

3.1 儲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)的火山巖儲層巖性主要有3種，即凝灰?guī)r、安山巖和玄武巖。鉆井儲層巖性厚度統(tǒng)計表明，凝灰?guī)r與安山巖+玄武巖厚度之比為1.24∶1.00，說明火山熔巖類和火山碎屑巖作為油氣儲層時并無巖性優(yōu)勢。同時，六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)巖心的巖石含油性統(tǒng)計表明，凝灰?guī)r儲層的含油性優(yōu)于安山巖和玄武巖。由儲層巖性與油氣產(chǎn)量的統(tǒng)計結(jié)果可知，凝灰?guī)r日產(chǎn)油量和累計產(chǎn)油量均優(yōu)于安山巖和玄武巖，即火山碎屑巖儲層優(yōu)于火山熔巖儲層。該區(qū)油氣成藏對火山巖儲層巖性是沒有選擇性的，即研究區(qū)各類火山巖均可作為油氣成藏的儲層，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 儲集層空間類型及其組合特征

石炭系火山巖內(nèi)幕的3種主要巖石均可成為有利儲層，均有高產(chǎn)油氣發(fā)現(xiàn)，這一點已經(jīng)在油氣評價和開發(fā)實踐中得到證實。六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)石炭系火山巖內(nèi)幕儲層儲集空間分為原生和次生兩大類。

3.2.1 原生儲集空間類型

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，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15個/cm，孔徑大多為1～3 mm，最大為8 mm，部分杏仁體有溶蝕擴大現(xiàn)象。

晶間孔。據(jù)掃描電鏡資料統(tǒng)計，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，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%，儲層滲透率為0.01～88.32 mD，平均為12.3 mD；九區(qū)儲層平均孔隙度為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)晶過程中形成的微裂縫。鑄體薄片資料統(tǒng)計裂縫寬度最大為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。單個柱狀節(jié)理縫長度一般小于20 cm，最長可達50 cm。

3.2.2 次生儲集空間類型

主要由溶孔、粒?？住⑷芪g縫及構(gòu)造縫組成。

溶孔。研究區(qū)最主要的次生孔隙和儲集空間，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?？住１∑Y料統(tǒng)計表明，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大現(xiàn)象，裂縫密度為0.30～3.00 條/cm。各類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，形成良好儲層。

構(gòu)造縫。研究區(qū)大量存在規(guī)模較大、肉眼可見的構(gòu)造縫，包括直劈縫、斜交縫、網(wǎng)狀縫，同時可見各類構(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 儲集空間組合類型

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)幕儲集空間組合類型有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-孔隙型儲集空間；由裂縫和微裂縫相互溝通形成的裂縫型儲集空間；完全由孔隙構(gòu)成的孔隙型儲集空間。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集空間組合類型。

3.2.4 儲集層物性特征

六區(qū)、七區(qū)、九區(qū)石炭系所有儲集層樣品中，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)石炭系儲層屬中孔低滲儲層。

4 火山巖內(nèi)幕儲蓋組合及主要圈閉類型

火山巖內(nèi)幕儲蓋組合主要由內(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，儲集空間較小，儲層物性后期改善小，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，改善儲集空間，儲層物性較好，可以作為火山巖儲層。不同的巖性組合形成儲隔(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)幕圈閉類型主要有3種：一是石炭系地層因長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)；二是研究區(qū)內(nèi)斷裂與有利儲層組合形成構(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]。瑪湖凹陷西北部長期繼承性發(fā)育的構(gòu)造斜坡是有利的油氣運移方向。長期發(fā)育的斷層溝通了油源(除烴源巖本身外，還包括下盤沉積巖已探明的二疊系、三疊系油藏)與儲層，使油源與儲層直接對接，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?？恕獮鯏嗔咽肯淀斆娴臄嗑酁?00～600 m，白堿灘南斷裂的斷距為800m左右。長期的推覆作用使主干斷裂及其派生的次級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三疊系之上，使油氣通過下盤儲層逐級進行供給。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移主要通道，使得火山巖內(nèi)幕儲層與油源直接對接，側(cè)向運移充注，形成新生古儲的側(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對油氣的運移、分布和聚集成藏有控制作用。

圖2 研究區(qū)過白29井油氣運移聚集模式

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層，凝灰?guī)r的品質(zhì)要優(yōu)于玄武巖和安山巖。次生儲集空間是該區(qū)主要儲集空間類型。裂縫-孔隙型和裂縫型是石炭系內(nèi)幕火山巖最有效的儲集空間組合類型。儲層物性屬中孔低滲儲層?；鹕綆r內(nèi)幕有利儲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、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，側(cè)向運移充注成藏，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)。