遼河油田東部凹陷中段火山巖油氣藏成藏特征

李 輝，李 媛，謝 偉

（1.延長油田股份有限公司永寧采油廠，陜西志丹 717500；2.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院）

遼河油田東部凹陷中段火山巖油氣藏成藏特征

李 輝1，李 媛1，謝 偉2

（1.延長油田股份有限公司永寧采油廠，陜西志丹 717500；2.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院）

在對遼河油田東部凹陷油源條件、儲層條件、蓋層條件、運移條件、圈閉條件及儲蓋組合等油氣藏成藏條件系統(tǒng)分析的基礎(chǔ)上，建立了該地區(qū)火山巖油氣藏的成藏模式。認為火山巖形成早、臨近油源、火山活動時間短及斷裂活動強是火山巖油氣藏形成的獨特條件。研究區(qū)火山巖油氣藏成藏模式主要有以垂向運移為主、側(cè)向運移為輔的中央斷裂背斜帶的構(gòu)造—巖性油氣藏模式和以側(cè)向運移為主、垂向運移為輔的駕掌寺斷層以東的巖性油氣藏模式。

遼河油田；東部凹陷；火山巖油氣藏；成藏模式；斷裂活動

早在19世紀末20世紀初，日本、古巴、阿根廷、美國和前蘇聯(lián)等先后發(fā)現(xiàn)了火山巖油氣藏，特別是在缺少規(guī)模沉積盆地的日本，火山巖油氣藏成為日本的主力油氣藏［1-3］。目前，火山巖油氣藏作為一種重要的隱蔽巖性油氣藏，日益受到國內(nèi)外的重視。隨著科學(xué)技術(shù)的發(fā)展和石油工業(yè)的發(fā)展，國內(nèi)外火山巖油氣藏的勘探開發(fā)日益增多。近年來，我國的大慶油田、勝利油田、遼河油田和克拉瑪依油田在玄武巖、粗面巖和輝綠巖等火山巖中鉆獲高產(chǎn)油氣流，國內(nèi)掀起了火山巖隱蔽油氣藏研究和勘探開發(fā)的熱潮［4-14］。

遼河油田東部凹陷新生代火山巖十分發(fā)育，近年來，隨著遼河油田東部凹陷中段火山巖勘探上的重大突破，相繼在黃沙坨地區(qū)和歐利坨子地區(qū)發(fā)現(xiàn)了高產(chǎn)的火山巖油氣藏［15-17］，對東部凹陷的火山巖油氣成藏有了新的認識，認識到沙三段火山巖處于生油巖中，油源供給充足，如果存在儲集性能較好的有利火山巖體，就有可能成藏。本文在對遼河油田東部凹陷中段火山巖油氣藏成藏條件詳細分析研究的基礎(chǔ)上建立了該地區(qū)火山巖油氣藏成藏模式，這對東部凹陷火山巖油氣藏的勘探具有指導(dǎo)作用。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

研究區(qū)位于東部凹陷的中段（圖1）。東部凹陷位于遼河坳陷的東部，恰是郯廬斷裂帶通過的部位，處于環(huán)渤海灣拉分盆地的東北部，經(jīng)歷了新生代早期的伸展構(gòu)造運動和后期的走滑拉分作用，形成了復(fù)雜的構(gòu)造格局。

1.1 研究區(qū)構(gòu)造特征

研究區(qū)西界以二界溝斷層為界，東界以營口—佟二堡斷層為界，駕掌寺斷層貫穿研究區(qū)中部。研究區(qū)及鄰區(qū)的構(gòu)造格局從西向東依次為：中央凸起、新開-董家崗斜坡帶、中央斷裂背斜構(gòu)造帶（黃于熱斷裂背斜構(gòu)造帶）、三界泡潛山披覆構(gòu)造帶、駕掌寺洼陷和東部凸起。

研究區(qū)范圍內(nèi)，新開-董家崗斜坡帶與熱西洼陷和中央斷裂背斜構(gòu)造帶之間為二界溝斷層，中央斷裂背斜構(gòu)造帶與駕東斜坡之間為駕掌寺斷層。中央斷裂背斜構(gòu)造帶從北向南依次為熱河臺背斜、于樓背斜和黃金帶背斜。在駕掌寺斷層以東，界西斷層以西為三界泡潛山披覆構(gòu)造帶，以騰鰲斷層為界，其以南為駕掌寺洼陷，以北的部分也稱駕東斜坡帶。駕掌寺洼陷東側(cè)的營口—佟二堡斷裂帶為研究區(qū)的東界，其以東為東部凸起。

1.2 研究區(qū)地層特征

研究區(qū)自下而上發(fā)育古生界、中生界、古近系房身泡組、沙河街組、東營組、新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組及第四系平原組。其中古近系沙河街組、東營組為本區(qū)的主要含油氣層系。在中生界、古近系房身泡組和明化鎮(zhèn)組中也獲得了工業(yè)油氣流。本區(qū)的火山巖油氣藏主要位于沙三段。

2 火山巖油氣藏成藏條件

2.1 油源條件

火山巖油氣藏形成的前提是該火山巖必須要鄰近良好的生油凹陷［9］。本區(qū)的火山巖與烴源巖關(guān)系密切，主要體現(xiàn)在：該區(qū)火山巖分布在生油洼陷的附近和圍斜部位，火山巖距油源近；該區(qū)火山巖以火山巖位于生油巖系之上、火山巖位于生油氣巖之中、火山巖在生油巖之下三種方式與生油巖伴生。由于本區(qū)的火山巖常常與烴源巖相伴生，所以油氣來源十分充分，位于或被生油巖包圍的火山巖存在成藏的最大可能性，這主要因為：①生油凹陷由于遠離物源區(qū)，砂巖儲層往往不發(fā)育，而生出的油是現(xiàn)實存在的，那么油氣肯定要找空間儲存，而火山巖的存在則彌補了缺少砂巖儲集層的缺陷。②生油巖由于生烴往往產(chǎn)生異常壓力，這使油氣進入火山巖成為可能。③生油巖有機質(zhì)成熟階段，地層進入晚成巖階段，與火山巖互鄰的暗色泥巖產(chǎn)生的大量有機酸性水沿層間或斷裂—裂縫滲透進入到火山巖體中，發(fā)生了深部腐蝕作用，產(chǎn)生溶解孔洞和溶蝕縫。④火山巖儲層不如砂巖儲層連通性那么好，因此只有鄰近油源才能較好地吸收油氣進入，這也說明火山巖油氣藏一般范圍不是很大。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置

2.2 儲層條件

火山熔巖一般發(fā)育氣孔，尤其后來又經(jīng)構(gòu)造運動和溶蝕作用，大量的構(gòu)造縫連接氣孔和溶孔，并可作為部分儲集空間，溶蝕的孔、洞、縫增大了儲集空間，形成良好的運聚狀態(tài)。對于粗面巖類來講，其原生孔隙不發(fā)育，后期的構(gòu)造和溶蝕作用形成的次生孔隙顯得更為重要［17-19］。

火山巖裂縫的主要發(fā)育期與重要成油期在時代上相近，是火山巖裂縫含油的有利條件。本區(qū)的火山巖裂縫和氣孔被方解石和沸石的充填程度較高，也可以認為沸石的充填主要是巖漿后期熱液的產(chǎn)物，它主要分布在氣孔之中。而方解石的充填主要是地下含鈣水溶液長期作用的結(jié)果，它主要分布在氣孔之中，對于后者，是一個比較漫長的充填過程。如果裂縫形成過程或形成以后很快就有油、氣占據(jù)這些空洞，則而后的充填物就不易占滿這個位置。如在熱河臺構(gòu)造，沙一時期的斷裂作用，造成沙三期的火山巖發(fā)育裂縫，裂縫的形成期與成油期是相近的，因而熱河臺構(gòu)造的火山巖裂縫中含油比較普遍。

本區(qū)的火山巖儲層主要分布在沙三段和沙一段。沙三段的火山巖是本區(qū)的主要儲層，以粗面巖和輝綠巖為主，其次，沙一段火山巖也是重要儲層，以輝綠巖為主。

本區(qū)的玄武巖斑晶為斜長石，半自形-自形板狀、或長板狀，雙晶發(fā)育，基質(zhì)為隱晶質(zhì)間隱結(jié)構(gòu)或間粒結(jié)構(gòu)，即柱狀斜長石雜亂分布，暗色礦物輝石呈粒狀或短柱狀充填其間?；|(zhì)含量60%左右，基性斜長石無色、長柱狀、或板狀，有的發(fā)育聚片雙晶。玄武巖發(fā)育構(gòu)造裂縫，裂縫的孔隙率為5%左右，連通了玄武巖的氣孔，提高了火山巖的儲集性。

粗面巖從巖心觀察總體上顏色比玄武巖要淺一些，呈淺灰色、灰色、灰綠色和深灰色，塊狀構(gòu)造，少數(shù)有氣孔構(gòu)造。巖石具有斑狀結(jié)構(gòu)，基質(zhì)為粗面結(jié)構(gòu)。裂縫發(fā)育，提高了原氣孔的連通性，提高了粗面巖的儲集性。

輝綠巖是基性侵入巖，抗風(fēng)化和抗蝕變能力差，因此，極易發(fā)生風(fēng)化蝕變現(xiàn)象，因此，可以形成較好的儲集空間，成為較好的儲層。

火山巖儲層的儲集性主要受巖性、巖相控制，同時也與構(gòu)造作用有關(guān)。

（1）粗面巖儲層：本區(qū)的沙三段粗面巖儲層主要分布在熱河臺、于樓、界13井區(qū)等地區(qū)，儲集空間類型有浸染狀微細氣孔、氣孔、溶蝕孔、溶蝕縫、解理縫及構(gòu)造縫，以微細孔、溶蝕孔、縫、構(gòu)造縫為主。在粗面巖頂部構(gòu)造裂隙發(fā)育，常被風(fēng)化淋濾，溶孔發(fā)育，因此粗面巖含油層一般分布在粗面巖的頂部或上部。平面上受巖體的相帶和構(gòu)造位置高低的控制，在構(gòu)造高部位和巖體的頂部，其儲集性能好。

從巖石物性測試結(jié)果分析，粗面巖物性較差，不如玄武巖的物性。但粗面巖在構(gòu)造裂縫發(fā)育的條件下，可以成為較好的儲層。界13井的粗面巖巖性段的裂縫密度為0.99，熱104井粗面巖段的構(gòu)造裂縫密度為2.60，裂縫密度很好，改善了粗面巖原來較差的物性，因此，具有較高裂縫密度的粗面巖可以成為較好的儲層。

（2）輝綠巖儲層：輝綠巖儲集空間主要為宏觀構(gòu)造縫和溶蝕孔洞，多分布在巖體的頂部底部和圍巖的接觸變質(zhì)帶處。如駕26井輝綠巖巖心的孔洞中充填褐色原油，局部見干瀝青成份，測井解釋見裂縫，巖心的構(gòu)造裂縫統(tǒng)計，也有較高的裂縫密度值0.68，后期試油為低產(chǎn)，證明具有一定的儲集性能。

本區(qū)的火山巖裂縫比較發(fā)育，大多數(shù)均被礦物充填，剩下的裂隙空間是比較小的。本區(qū)處于逆沖斷層系，經(jīng)歷了多期構(gòu)造運動，構(gòu)造裂隙非常發(fā)育。它們的連通性比較好，一方面，能極大地提高儲層滲透率；另一方面，能夠促進地下流體活動，致使次生孔隙大量生成從而為油氣聚集提供了有利空間。

2.3 蓋層條件

本區(qū)的蓋層主要為泥巖和火山巖，其次是油頁巖和泥巖的混合蓋層。其中泥巖蓋層在本區(qū)不同層位均有分布，是本區(qū)的主要蓋層；火山巖蓋層在本區(qū)中部和北部以沙一段和沙三段為主，在南部以東營組為主的明顯規(guī)律。

按蓋層在橫向上的連續(xù)性、穩(wěn)定性劃分，有區(qū)域蓋層和局部蓋層兩種。本區(qū)僅沙三段下部存在廣泛的區(qū)域蓋層，而沙三上段至東營組局部蓋層極為發(fā)育。沙三上部和沙一段主要為泥巖局部蓋層，東營組除泥巖局部蓋層外，還有泥巖與玄武巖組成或由玄武巖構(gòu)成的局部蓋層。

本區(qū)火山巖均具有較強的封蓋能力。其特征為，巖性致密、堅硬、成層分布，直接或間接覆蓋在儲集層之上，形成較好的蓋層，或與其它巖性（泥巖類）一起形成混合蓋層。本區(qū)南部的東營組玄武巖為層狀分布于砂巖氣藏之上，形成了較好的直接性蓋層。黃金帶和于樓地區(qū)發(fā)育的沙一段火山巖也是很好的蓋層。熱河臺地區(qū)沙三段上的玄武巖位于沙三段中的粗面巖儲層之上，巖性致密與上覆泥巖聯(lián)合形成較好的蓋層，直接覆蓋在的粗面巖油氣藏之上。

本區(qū)致密的火山巖可以作為蓋層，其巖性有玄武巖、輝綠巖、粗面巖和玄武巖等，封蓋性能好?；鹕綆r做蓋層分直接蓋層（火山巖直接覆蓋在下部砂巖或火山巖儲層上）和間接蓋層（火山巖與砂泥巖等共同成為下部油氣藏的上覆蓋層）?；鹕綆r做蓋層多為裂縫、原生孔隙不發(fā)育的致密巖層，壓汞曲線顯示進汞量低，排驅(qū)壓力大，中值半徑小，明顯的細歪度的特征。

2.4 運移條件

中央斷裂背斜構(gòu)造是火山巖成藏主要場所，其原因是由于構(gòu)造運動的誘導(dǎo)，本區(qū)斷裂十分發(fā)育。從而構(gòu)成暢通的油氣運移通道網(wǎng)絡(luò)，特別是本區(qū)主要受三條大斷裂（二界溝斷層、駕掌寺斷層和營口-佟二堡斷層）的挾持，使本區(qū)構(gòu)造相對破碎，同時大斷裂又溝通了其深部源巖的聯(lián)系，這些斷層成為重要的油氣運移通道，斷層將火山巖和生油洼陷聯(lián)系在一起，因此該區(qū)火山巖油氣藏較為發(fā)育。

斷裂在油氣運移過程中起到很大的作用，主要是晚期斷裂對油氣運移作用較大，一般控盆斷裂控制了油氣藏的區(qū)域分布，而次級斷層與主斷裂的交匯處常發(fā)育火山巖體，并有利于油氣運移。例如：駕東逆沖斷裂帶將駕掌寺生油洼陷的油源運移到駕掌寺地區(qū)和三界泡地區(qū)，從而為火山巖油氣成藏創(chuàng)造了有利條件。

2.5 圈閉條件和儲蓋組合

本區(qū)火山巖十分發(fā)育，火山巖厚度大，分布廣泛，火山巖上下均有較發(fā)育較厚的暗色泥巖，其上泥巖為良好蓋層，其下泥巖為良好生油層，火山巖又是良好的儲層，形成了良好的生儲蓋組合。

3 火山巖油氣藏成藏模式

本區(qū)火山巖油氣成藏為巖性油氣藏和構(gòu)造-巖性油氣藏（圖2）。于樓-熱河臺斷裂背斜構(gòu)造東、西兩側(cè)被駕掌寺、二界溝大斷層所夾持，內(nèi)部以背斜構(gòu)造為背景，多期活動的次級斷裂對其產(chǎn)生復(fù)雜化作用，形成背斜、斷塊、斷鼻圈閉。由于圈閉規(guī)模較大、油氣源充足，形成油氣富集帶，其成藏模式是下伏烴源巖產(chǎn)生的油氣主要以斷層為通道垂向運移至沙三上段的粗面巖儲層內(nèi)，上部以泥巖和玄武巖為蓋層，形成火山巖構(gòu)造-巖性油氣藏。

圖2 東部凹陷中段火山巖油氣藏成藏模式

在駕掌寺斷層?xùn)|側(cè)，整體為一個西傾的單斜構(gòu)造，只在駕掌寺斷層和駕東斷裂帶發(fā)育一些斷層，相對來說，構(gòu)造比較簡單。本區(qū)火山巖主要以沙三段的侵入相輝綠巖為主要特點，這些輝綠巖的晶間溶孔發(fā)育，成為良好的儲層，這些輝綠巖距駕掌寺生油洼陷很近，油氣側(cè)向運移到輝綠巖體內(nèi)，形成火山巖巖性油氣藏。

4 結(jié)論

（1）火山巖油氣藏形成也和其它油氣藏形成一樣，必須具備生、儲、蓋、圈等基本條件，并且要求其有機的配合。但作為一種非常規(guī)含油地質(zhì)體，火山巖油氣藏的形成對其自身有著更加嚴格的要求，即早形成，近油源、強改造、短期活動。

（2）研究區(qū)火山巖油氣藏主要有以垂向運移為主、側(cè)向運移為輔的中央斷裂背斜帶的構(gòu)造—巖性油氣藏模式和以側(cè)向運移為主、垂向運移為輔的駕掌寺斷層以東的巖性油氣藏模式。

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Based on systemic analysis of essential factors of hydrocarbon accumulation such as source rock，reservoir，cap rock，hydrocarbon migration，trap and reservoir-seal relationship in Eastern sag，the accumulation models of volcanic rock reservoir of this area was established.It shows that volcanic rock has the characteristics of being formed early，adjacent to source rock，short time of volcanic activity and strong faulting activities，which are special conditions for hydrocarbon accumulation of volcanic rock reservoir.Two main hydrocarbon accumulation models of volcanic rock reservoir in the study area are structural-lithologic reservoir model and lithologic reservoir model.The former is located in the anticlinal zone of median fault belt and dominantly characterized by vertical migration，the later is in the east of Jiazhangsi Fault and dominantly characterized by lateral migration.

05 Hydrocarbon accumulation characteristics of volcanic rock reservoir in middle segment of Eastern sag of Liaohe oilfield

Li Hui et al（Yongning Oil Production Plant of Yanchang Oilfield Corporation Ltd.，Zhidan，Shaanxi，717500）

Liaohe oilfield；Eastern sag；volcanic rock reservoir；hydrocarbon accumulation model；faulting activity

TE112.33

A

2011-03-23；改回日期：2011-05-08

李輝，1984年生，2008年畢業(yè)于西安石油大學(xué)資源勘查工程，目前從事油田工程開發(fā)工作。

吳官生