準噶爾盆地克百斷裂帶石炭系內幕型火山巖儲層特征及成藏規律

潘 虹，李曉山，錢川川，宋俊強，羅官幸

(中國石油新疆油田分公司 勘探開發研究院，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引言

克百斷裂帶石炭系火山巖油藏作為中國最早發現的火山巖油藏，發育形成淺層風化殼型火山巖油藏[1-2]，在風化殼成藏機理指導下，研究克百斷裂帶石炭系風化殼儲層的巖性巖相展布[3-4]、儲集空間特征[5-8]、儲層物性特征[9]、油氣藏地質特征[10-11]等，取得較好的勘探成果，距風化殼200～500 m連片探明[12]，形成克百斷裂帶“滿帶含油，多段含油”的油氣成藏認識[13]。早期研究認為距風化殼頂界300 m以深是火山巖油藏的勘探禁區[14]，準噶爾盆地石炭系油藏的研究主要集中于淺層風化殼。商豐凱等[15]研究火山巖成藏主控因素，認為石炭系頂界風化殼的分布決定油氣分布規律；宋明水等[16]、王林等[17]研究石炭系頂部風化殼結構及控藏作用，認為淺層淋濾層是主要的儲集層；陳俊等[18]研究火成巖巖性巖相時空展布，認為優勢巖性分布在淺層風化殼一帶。隨石炭系火山巖油藏勘探開發的深入，深層火山巖儲藏被發現，縱向上位于風化結構之下，具備工業油流特征。這類火山巖儲層距石炭系頂部較遠，受風化淋濾作用小，埋藏相對更深，其成因與火山噴發旋回及各期次的成巖作用密切相關，物性影響因素多樣，油氣成藏條件復雜，勘探開發難度大，相比淺層風化殼型油藏，具有更強的隱蔽性。

李晨等[19]將深層火山巖油藏定義為“內幕型”，研究儲集層的巖相巖石特征；邱爭科等[20]利用地震解釋刻畫斷裂帶內幕結構特征；靳軍等[21]利用常規測井解釋識別石炭系內幕儲層巖性。人們對內幕儲層巖性識別、內幕構造刻畫、巖相特征研究較多，而對內幕型火山巖儲層特征及成藏規律缺乏系統認識。基于準噶爾盆地克百斷裂帶內幕型火山巖的勘探實踐，分析內幕儲層巖性及物性特征、油源條件、輸導體系、儲蓋組合及圈閉特征，揭示研究區石炭系內幕型火山巖油氣成藏規律，為研究區內幕型火山巖油藏的勘探提供借鑒。

1 區域地質概況

克百斷裂帶位于準噶爾盆地西部隆起逆沖斷裂帶，北鄰烏夏斷裂帶，東鄰瑪湖凹陷。西北部受北東向逆沖斷裂帶的西白百及九區中部斷裂控制，東南部邊界為北東向克烏斷裂，西南方向受大侏羅溝斷裂和白堿灘斷裂控制，整體呈條帶狀展布。克百斷裂帶石炭系頂界是受三條斷裂夾持的鼻狀構造，區域內部被多條次級斷裂分割，是西北緣逆沖斷裂帶最為發育的區域。受喜山運動影響，總體呈西北向東南傾的單斜(見圖1)。在長期的構造活動中，主斷裂表現明顯的同沉積性，受逆掩推覆作用影響，在二疊紀沉積時期和早三疊世暴露于地表，經歷長期的風化淋濾作用，形成風化殼儲層。

圖1 研究區構造位置及石炭系地層柱狀圖

研究區石炭系基底缺失二疊系，沉積地層自下而上發育三疊系克拉瑪依組、白堿灘組，侏羅系八道灣組、三工河組、西山窯組、齊古組和白堊系吐谷魯群。平面上，石炭系向西、向西北不斷抬高，侏羅系、三疊系沉積厚度減薄，西部、西北部部分區域缺失三疊系，侏羅系直接覆蓋在石炭系之上；研究區西北部發育的侏羅系齊古組、三工河組、八道灣組等多套地層遭受剝蝕，甚至剝蝕殆盡。根據電性曲線響應特征，自下而上為安山巖(玄武巖)—凝灰巖(砂礫)的噴發旋回[22-23]，將石炭系進一步劃分為4個期次，研究區多數井鉆遇第四期火山巖。

2 儲層特征

2.1 內幕儲層分布

火山巖巖體暴露于地表，受風化淋濾作用影響而形成風化殼。物性自上而下表征為孔隙度從小變大再變小。內幕通常位于半風化層之下古山體內部，內幕區域發育內幕儲層。巖石物性及含油性反映有效儲層的發育情況，分析研究區巖石物性及試油數據隨深度變化規律，確定內幕頂界位置。

準噶爾盆地石炭系火山巖有效儲層孔隙度下限為6%，有效滲透率下限為0.5×10-3μm2[24]。根據研究區86口井的2 323塊火山巖樣品物性參數結果，隨埋深增加，物性變差，在埋深約為600 m處達到有效儲層下限，表明儲層受淋濾作用影響逐漸減小。在距離石炭系頂界埋深約為750 m處儲層物性開始變好，高于有效儲層物性下限，推斷該區域為內幕儲層發育區(見圖2)。

圖2 克百斷裂帶石炭系內幕儲層物性分布

斷裂帶石炭系油藏風化殼內油氣顯示豐富，從六區到九區B8、G3、B9、417、G16井區獲工業油流。在距石炭系頂界埋深約為600 m處，以水層或干層居多。在距石炭系頂界埋深約為800 m處，出現幾乎無油氣顯示的特點，與儲層物性變化特征表現一致。距石炭系頂界800 m以下出現油氣顯示，越往北部呈含油氣性越好的趨勢，推斷距石炭系頂界800 m以下存在受非風化淋濾作用影響的內幕儲層(見圖3)。

圖3 克百斷裂帶石炭系油藏風化殼與內幕含油氣性差異分布

2.2 巖性特征

研究區火山活動以間歇性噴發為特點，間歇期發育沉積巖，火山活動多期次噴發形成火山巖巖性橫向變化快、縱向多旋回重復的特點[25-26]。根據火山噴發旋回特征，將石炭系分為4個期次，風化殼位于C4期，內幕儲層主要發育于C3期以下。結合取心觀察、薄片鑒定和測井解釋，研究區石炭系內幕可見火山熔巖類、火山碎屑巖類、沉火山碎屑巖類。

火山熔巖類多為巖漿從火山口溢流形成的產物，研究區主要發育安山巖和玄武巖，屬于溢流相下部亞相(見圖4(a-c))。火山碎屑巖類為火山噴發期火山碎屑物快速混合火山灰沉降形成的產物，研究區主要發育凝灰巖，屬于爆發相空落亞相(見圖4(d))。沉火山碎屑巖類形成于遠火山口，是火山碎屑與沉積物混合產物，研究區主要發育沉凝灰巖，屬于火山沉積相含外碎屑亞相(見圖4(e))。根據巖石鑄體薄片分析，安山巖基質可見斑晶交織結構、熔結結構，氣孔不發育(見圖4(f-g))，玄武巖可見斑狀結構，發育氣孔且多為圓形，充填物為綠泥石、方解石(見圖4(h-i))，凝灰巖多為灰黑色，可見巖屑晶屑、方解石化玻屑凝灰結構(見圖4(j))。

2.3 儲集空間特征

火山巖的儲集空間類型復雜，結合儲集空間孔隙結構特征和成因，克百斷裂帶內幕型火山巖儲層的儲集空間發育原生孔隙、次生孔隙和裂縫，以次生孔隙和裂縫為主，儲集空間主要為裂縫型和裂縫—孔隙型。

原生孔隙是熔巖冷凝收縮形成的氣孔及火山碎屑顆粒之間的孔隙，形成于巖漿噴出結晶冷凝成巖階段。研究區原生孔隙可見殘余孔，在巖漿冷凝固結氣孔形成后，受后期熱液作用影響，次生礦物不同程度充填之后殘留的孔隙。該類孔隙常見于安山巖、玄武巖(見圖4(k-l))，平均孔隙直徑為36.8 μm。

次生孔隙是火山活動間歇性噴發及后期熱液作用使巖石礦物溶解，并在原部位形成的溶蝕孔隙。研究區主要發育晶內溶孔、晶間溶孔、基質溶孔、斑晶溶孔(見圖4(m-p))。

圖4 克百斷裂帶火山巖內幕儲層巖性特征及孔隙類型

研究區主要發育低角度斜交縫、網狀縫、充填縫、直劈縫等構造縫。斜交縫寬度為0.10～6.50 mm，多被充填，網狀縫寬度為0.10～9.30 mm，構造縫及其兩側可見油氣顯示(見圖5)。研究區構造縫具有一定的油氣儲集性能，能夠有效溝通其他孔隙，作為火山巖儲層的有效滲流通道，改善火山巖儲層的滲流能力。因此，構造裂縫是克百斷裂帶石炭系內幕儲層油氣聚集的有利場所。

圖5 研究區裂縫發育段典型巖心、FMI 圖像

2.4 儲層物性特征

根據研究區76口井的1 431塊火山巖樣品的巖石物性變化規律，風化殼儲層埋深集中在500～1 000 m之間。埋深為1 000～1 500 m的地層受風化淋濾作用影響逐漸減小，儲層物性低于有效儲層物性下限。1 500 m埋深以深，儲層物性變好，部分高于有效儲層物性下限(見圖6)。研究區石炭系內幕型儲層主要巖性為凝灰巖和安山巖，不同巖性的儲層物性存在一定的差異。

圖6 克百斷裂帶石炭系油藏巖性與物性關系

(1)安山巖。克百斷裂帶安山巖實測孔隙度樣品323個，有效孔隙度最大為12.7%，最小為0.1%，平均為3.4%，其中13.0%的樣品有效孔隙度大于6.0%。實測滲透率樣品224個，水平滲透率最大為230.000×10-3μm2，最小為0.010×10-3μm2，平均為5.800×10-3μm2，其中28.6%樣品水平滲透率大于0.500×10-3μm2，屬于低孔—特低滲儲層。

(2)凝灰巖。克百斷裂帶凝灰巖實測孔隙度樣品1 108個，有效孔隙度最大為16.4%，最小為0.2%，平均為3.1%，其中14.9%的樣品有效孔隙度大于6.0%。實測滲透率樣品1 036個，水平滲透率最大為284.400×10-3μm2，最小為0.002×10-3μm2，平均為1.180×10-3μm2，其中18.5%的樣品水平滲透率大于0.500×10-3μm2，屬于低孔—特低滲儲層。

2.5 控制因素

克百斷裂帶石炭系火山巖經歷長期的成巖作用、多期構造運動，形成4個(冷凝固結、熱液、淺埋藏、深埋藏)成巖演化階段，各演化階段不同類型的成巖作用，對不同巖性的儲層孔隙和裂縫的發育形成不同程度的建設性或破壞性影響。

石炭紀，火山爆發，巖漿結晶分異噴出地表，遇冷發生冷凝固結成巖，形成各類原生孔隙。巖心觀察顯示，發育半充填氣孔(見圖7(a-c))，孔隙直徑為25～50 mm，該階段孔隙度總體呈增大趨勢。

各類巖石在冷凝結晶過程釋放大量的熱液，熱液進入原生儲集空間冷卻發生交結和充填作用。熱液中的石英、綠泥石、方解石對原生儲集空間進行膠結和充填，對孔隙發育起破壞性作用；熱液中的鎂鐵礦物及基性長石發生膨脹蝕變，對孔隙發育起建設性作用。巖心觀察可見大量方解石充填縫(見圖7(d-g))，熱液作用階段主要對原生孔隙發育起破壞性作用。

中二疊紀，研究區受擠壓推覆作用而整體抬升，石炭系淺層出露地表而接受風化淋濾作用，內幕巖體處于埋藏狀態[27]。淺埋藏階段，構造抬升作用使巖石發生破碎，形成大量構造縫，可以連通原生氣孔。構造破碎產生大量低角度斜角縫、網狀縫，裂縫寬度為0.50～1.25 cm，平均為1.02 cm，裂縫密度為0.5～1.0條/m(見圖7(h-i))。石炭系淺層地表抬升，遭受風化淋濾及地表徑流作用，地表水沿斷裂流入地下，斷裂越發育的地區受溶蝕作用影響越顯著，基性礦物越容易溶蝕，風化淋濾作用改造和溝通原生孔隙。孔隙類型發育晶間孔、長石溶孔、粒內溶孔，孔隙直徑為6.15～77.80 mm(見圖7(j-k))。溶蝕孔洞較發育，易形成物性較好的孔—洞—縫型儲層組合，孔隙度為6.14%～18.73%。

圖7 克百斷裂帶不同成巖作用儲層物性特征

深埋藏階段，研究區下盤發育風城組、烏爾禾組烴源巖。晚侏羅世、晚白堊世，有機質開始排烴，產生的有機酸沿深大斷裂發生溶蝕。內幕巖體受溶蝕作用影響而形成溶蝕縫(見圖7(l))，裂縫寬度可達2.50 cm。內幕儲層發育溶蝕孔，孔隙直徑為8.51～13.39 mm，平均為14.63 mm(見圖7(m-n))。同時，印支、燕山期構造活動造成構造破碎作用，沿斷裂面產生大量構造縫，使溶蝕孔洞連通，內幕儲層被進一步改造，在深層內幕形成孔—洞—縫型儲層組合，孔隙度為5.40%～12.30%。

3 儲層成藏條件

3.1 烴源巖條件及油源

克百斷裂帶地面出露和井下鉆揭石炭系烴源巖，大部分石炭系生油巖殘余有機質豐度較低，類型較差，但成熟度較高[28]。石炭系生油巖鏡質體反射率大于2%，處于過成熟階段，研究區石炭系生油巖對油氣成藏貢獻較小[29]。克百斷裂帶緊鄰瑪湖生烴凹陷，自下而上主要發育石炭系(C)、下二疊統佳木河組(P1j)和風城組(P2f)、中二疊統下烏爾禾組(P2w)4套烴源巖(見表1)[30]。其中,風城組烴源巖有機質類型為腐泥型，其他三套烴源巖為腐殖型，有機質成熟度以成熟演化階段為主。瑪湖凹陷深層4套烴源巖厚度分布穩定，有機質豐度高，成熟度適中，其中風城組烴源巖有機質類型最好，4套烴源巖具備良好的生烴潛力。

表1 瑪湖凹陷烴源巖地球化學參數

正構烷烴作為油氣的主要烴類構成，其相似的分布曲線、碳數分布范圍通常用于判斷油氣及生油巖的親緣關系[31]。瑪湖凹陷4套烴源巖正構烷烴分布呈3種形態(見圖8)，石炭系烴源巖正構烷烴主峰碳分布在C27～C28之間，佳木河組烴源巖主峰碳分布在C23～C25之間，風城組、烏爾禾組烴源巖主峰碳分布在C17～C18之間。克百斷裂帶石炭系內幕原油正構烷烴主峰碳為C17，與風城組、烏爾禾組烴源巖分布曲線相似，表明石炭系內幕原油與風城組、烏爾禾組烴源巖具備親緣關系。

圖8 瑪湖凹陷原油及烴源巖正構烷烴分布曲線

不同層位烴源巖碳同位素存在差異，風城組烴源巖干酪根碳同位素最輕，平均為-26.3‰，其他3套烴源巖干酪根碳同位素更重，平均為-22.5‰，克百斷裂帶石炭系風化殼和內幕原油碳同位素總體分布在-29.78‰～-28.90‰之間，相同層位烴源巖生烴類原油碳同位素要輕3.00‰～4.00‰[32]。因此，石炭系原油與風城組烴源巖更具親緣關系。

三環萜烷質量分數較高，反映烴源巖的生油母質來源于湖盆內的水生藻類植物[29]。石炭系和佳木河組烴源巖的三環萜烷C20—C21—C23峰型呈下降型；烏爾禾組烴源巖三環萜烷峰型呈下降型和上升型；風城組烴源巖峰型呈上升型和山峰型；石炭系原油三環萜烷峰型分布與風城組烴源巖的最為接近。風城組烴源巖伽馬蠟烷指數約為0.50，甾萜烷C28/C29約為0.80，石炭系原油伽馬蠟烷指數分布在0.25～0.32之間，甾萜烷C28/C29分布在0.61～0.85之間，指標更接近風城組烴源巖特征(見圖9)。

圖9 瑪湖凹陷原油與烴源巖甾萜烷指標對比

綜合生物標志化合物指標與碳同位素比對結果，石炭系原油各項地球化學指標主要與風城組烴源巖的相似，與烏爾禾組烴源巖的部分相似，石炭系原油主要來自于風城組烴源巖，少量來自于烏爾禾組烴源巖。

3.2 油源斷裂

自早石炭世基底形成以來，研究區主要經歷海西中期運動擠壓發育前陸盆地、印支期發育逆沖斷裂、晚侏羅世與早白堊世經歷多期構造運動，形成克百斷裂帶類型多樣的斷裂構造樣式，對油氣的生成、運移和保存起重要作用。克百斷裂帶形成于海西期、印支期，海西中期研究區處于東西構造擠壓抬升，受強烈的東西向擠壓應力作用影響，發育逆沖斷裂、疊瓦狀斷裂、正花狀斷裂、Y型斷裂等擠壓構造(見圖10)。

圖10 克百斷裂帶斷裂構造樣式及裂縫類型

石炭系火山巖地層長期受東西向擠壓應力，在斷裂周圍發育大量的構造縫，構造縫溝通原生孔隙，在一定程度上改善儲集空間。石炭系主要發育網狀縫、斜交縫，裂縫呈半充填—充填狀態。研究區石炭系最大水平主應力以北西—南東向為主(占總井數的68%)，北東—南西向次之(占總井數的18%)，近東西向最少(占總井數的14%)。石炭系裂縫走向與斷裂主要走向保持一致，以北西—南東向為主，與現今最大水平主應力方向基本一致，裂縫的有效性較好。

3.3 儲蓋組合及圈閉特征

根據火山作用產物在空間上分布的格局、產出方式及產物的外貌特征，研究區主要發育凝灰巖微相、火山碎屑沉積微相等，玄武巖溢流微相、安山巖溢流微相等次之。不同巖性受后期構造運動和成巖作用改造的效果不同，發育的孔隙、裂縫及孔縫組合不同。在持續性的逆沖推覆擠壓、劇烈的火山活動、間歇期沉降的交替作用下，克百斷裂帶單井相開始多見底部溢流相的中性安山巖噴發，中部多見爆發相的凝灰巖，以火山沉積巖或沉積巖結束。連井剖面可見多個火山噴出巖相—沉積巖相相互疊置，具有火山噴發—火山沉積交替出現的多期性特征(見圖11)。有利儲層主要集中于物性相對較好的爆發相和溢流相巖相組合，內幕儲層巖性以凝灰巖為主，試油結論顯示內幕儲層具有較好的含油性，B808、B861井等獲得高產油流。蓋層多以相對致密的沉凝灰巖或泥巖為主，不同巖性組合共同構成儲層、蓋層的交替分布。

克百斷裂是典型的同沉積斷裂，形成于海西期，結束于燕山中晚期[33]，受長期推覆擠壓影響，沿主斷裂派生多個小斷裂并形成由盆地邊緣向盆地凹陷逐級下降的斷階，沿克百斷裂帶形成大量構造圈閉。石炭系內幕主要發育3種類型圈閉：一是逆沖推覆作用下形成的多級斷階與有利的儲蓋組合形成多個構造—巖性圈閉；二是石炭系受長期擠壓抬升而形成小型的古隆起，在內幕可見多個低幅度的背斜圈閉；三是深層內幕有利儲層巖體形成的巖性圈閉(見圖12)。

圖12 克百斷裂帶石炭系內幕圈閉類型

4 油氣成藏規律

克百斷裂帶緊鄰瑪湖凹陷，經歷多期構造活動形成的同沉積斷層和區域不整合面是溝通油源的主要輸導體系，研究區是西北緣主要的油氣運聚成藏的有利指向區，區域整體呈立體成藏特征，斷裂下盤已探明二疊系、三疊系、侏羅系油藏，上盤探明石炭系、三疊系油藏。在前期風化殼性油藏特征研究成果基礎上，分別從烴源巖、儲蓋組合、輸導體系等方面，揭示克百斷裂帶石炭系內幕油藏成藏規律。

受多期構造運動影響，克百斷裂帶褶皺帶經歷強烈的逆沖推覆擠壓作用，構造特征總體為西北高東南低的形態。石炭系地層位于斷裂的上盤逆掩于下盤三疊系地層之上[34-35]，長期逆沖推覆作用使主斷裂及次級斷裂形成由盆地邊緣向中心下降的斷階，東部發育克烏斷裂和白堿灘斷裂，為大型同沉積斷層，切開石炭系—中下侏羅統，為研究區主要的油源斷裂，斷裂帶和多期不整合面構成油氣運移的主要輸導體系。瑪湖凹陷風城組、烏爾禾組烴源巖生成的原油沿凹陷西北部構造斜坡向上傾方向運移，在不整合面上下形成地層油藏，在斜坡帶形成巖性油藏，遇斷裂遮擋形成構造油藏。由于深大斷裂長期活動，溝通瑪湖斜坡區二疊系、三疊系油氣垂向運移，沿油源斷裂運移至上盤石炭系，繼續沿不整合面側向運移，在各級斷階風化殼儲層中聚集成藏，形成側向供油、斷塊巖性成藏模式。在石炭系內幕儲層位于距風化殼頂界800 m下時，逆掩于二疊系烴源巖之上，具備優先捕獲油氣的優勢，受油源斷裂控制，二疊系油氣沿斷裂運移至石炭系內幕，運移聚集至低幅度背斜圈閉而形成巖性油氣藏，或沿油源斷裂在多級斷階聚集而形成巖性—斷塊油氣藏(見圖13)。因此，內幕型火山巖中油源斷裂及凝灰巖主要發育區為內幕油藏的有利指向區。

圖13 克百斷裂帶石炭系油藏油氣運聚成藏模式

5 結論

(1)準噶爾盆地克百斷裂帶石炭系內幕型火山巖儲層位于石炭系頂界800 m以下，有利巖相巖性主要為凝灰巖和安山巖，儲集空間主要類型為裂縫型和裂縫—孔隙型。裂縫的發育程度是制約內幕儲層分布的關鍵因素，主干斷裂發育處為內幕型火山巖油藏優勢儲層發育區。

(2)研究區石炭系成巖作用淺埋藏階段構造抬升作用和深埋藏階段有機酸溶蝕作用，對內幕型火山巖儲層起建設性作用，易形成物性較好的孔—洞—縫型儲層組合。

(3)克百斷裂帶石炭系內幕型火山巖油源為瑪湖凹陷二疊系烴源巖，克百斷裂及次級斷裂為油源斷裂，蓋層為致密沉凝灰巖及泥巖，圈閉以深層構造—巖性圈閉為主。油源斷裂帶附近構造縫發育，儲層物性相對較好，具備離烴源更近的位置優勢，是克百斷裂帶內幕型火山巖油藏的有利指向區。