遼河盆地東部凹陷火成巖儲層特征及成藏模式

庚 琪

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

遼河盆地東部凹陷火成巖儲層特征及成藏模式

庚 琪

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

按照成巖方式—化學成分—結構+礦物等巖性三級分類原則，識別出5大類23種巖性；根據(jù)火成巖的結構、構造和特征巖性，將巖相劃分為6相16亞相；按成因將火成巖儲集空間分為7種類型9種亞類。通過研究認為巖性、巖相是影響火成巖儲層儲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、儲層、構造運動；成藏模式有構造成藏模式、巖性成藏模式、構造—巖性成藏模式3種。通過對火成巖巖性、巖相、儲層、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。

火成巖儲層 巖性 巖相 主控因素 成藏模式 遼河盆地

隨著國內(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儲層的巖性、巖相、儲集空間類型以及成藏主控因素等非常復雜，研究難度較大[1-2]。

1 火成巖儲層特征

火成巖油氣藏具有分布廣但規(guī)模小，儲層巖相、巖性變化快，儲集類型和成藏條件復雜，油氣產(chǎn)量高、遞減快等特點?；鹕交顒訉τ谥車貙拥某练e、構造、成烴演化和油氣運移等都有重要影響，火成巖儲層的形成演化極其復雜，需要從巖性、巖相、儲集空間類型、物性等幾個方面進行研究。

1.1 儲層巖性分類

隨著火成巖勘探的連續(xù)突破和產(chǎn)業(yè)化進程的加快，錄井、測井、勘探、開發(fā)、評價等方面在巖性定名的差異逐漸突顯，給科研生產(chǎn)帶來諸多不便，成為制約火成巖油氣勘探發(fā)展的瓶頸問題。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余個巖心巖屑樣品進行制片鑒定，結合當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，其次按照其化學組成予以區(qū)分。然后，根據(jù)每種巖石的結構構造、成巖礦物組成、碎屑的粒級等確定巖石的具體名稱。最終，依據(jù)成因—化學組成—結構+礦物等三級巖性分類原則，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”指成巖過程中，熔漿遇水淬火碎裂而發(fā)生角礫化，冷凝固結形成，指示水下噴發(fā)環(huán)境。

1.2 儲層巖相分類

針對遼河盆地東部凹陷新生界火成巖發(fā)育的地質特征[4]，基于古火山機構及其產(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、半開放、開放和水域環(huán)境)的不同，同時考慮火山機構不同部位物質組成的差異，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。進一步，結合巖石結構、構造和巖性組合及其序列等地質信息所揭示的火成巖形成機制、產(chǎn)狀和空間分布等方面特征，又將本區(qū)火成巖相細分為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：火成巖結構分類參考王璞珺等(2007)分類方案[3]

1.3 儲集空間類型

火成巖作為一個復雜而特殊的油氣儲層，儲集性能的研究是儲層特征研究的重要組成部分?；鸪蓭r儲層的儲集空間類型復雜，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上[6-10]，通過對研究區(qū)火成巖鉆井巖心、巖屑的手標本及薄片鏡下觀察，按成因把火成巖儲集空間類型分為原生儲集空間、次生儲集空間兩種類型，按結構可進一步劃分為7種類型9種亞類(表3)。原生儲集空間包括熔巖類的原生氣孔、火山碎屑巖類的格架孔，火山角礫巖基質收縮縫，以及礦物解理縫。次生儲集空間包括斑晶溶蝕孔隙、基質內(nèi)溶蝕孔隙、杏仁體內(nèi)溶蝕孔隙、構造裂縫和溶蝕縫?？偟奶攸c是：儲集空間類型多，孔隙結構復雜，次生孔隙發(fā)育，非均質性強。

表3 火成巖儲層儲集空間類型和分布

1.4 儲層物性特征

1.4.1 火成巖巖性與物性關系

根據(jù)常規(guī)實測數(shù)據(jù)顯示(圖1)，角礫化玄武巖、角礫化粗面巖物性最好，屬于高孔中滲儲層(參照中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準SY/T6285-1997，1998年實施)；塊狀粗面巖物性較好，屬中孔中滲儲層；塊狀玄武巖、氣孔玄武巖、玄武質角礫(熔)巖、粗面質角礫(熔)巖、凝灰質砂巖物性中等，屬于中孔低滲儲層；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層。

圖1 東部凹陷火成巖巖性—物性關系直方圖

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

1.4.2 火成巖巖相與物性關系

儲層物性受火成巖巖相、亞相影響，但不同地區(qū)、不同構造背景下其同種巖相/亞相的儲層物性也可能不同。根據(jù)本區(qū)實測物性統(tǒng)計(圖2)，溢流相玻質碎屑巖亞相、侵出相外帶亞相物性最好，屬于高孔中滲儲層；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，屬于高孔低滲儲層；火山通道相隱爆角礫巖亞相、溢流相板狀熔巖流亞相、復合熔巖流亞相、火山沉積相含外碎屑火山沉積亞相物性中等，屬于中孔低滲儲層；火山沉積相再搬運火山碎屑沉積亞相、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層。

圖2 東部凹陷火成巖巖相—物性關系直方圖

2 成藏主控因素分析

針對火成巖油氣藏的研究，前人做過大量研究工作[11-17]，本次研究認為東部凹陷火成巖油氣成藏主要受油源條件、儲集性能、構造運動三方面因素控制。

2.1 油源條件是火成巖油氣成藏的基礎

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。其中，二界溝洼陷暗色泥巖厚度可達1 300～1 800 m，中央深陷帶暗色泥巖厚度達600～1 000 m，有機質類型以Ⅱ1和Ⅱ2為主，有機碳含量達2.749 9%～3.335 8%，總烴含量達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，儲層非均質性極強，連通性差。因此，只有鄰近油源，油氣才能有效注入。同時，烴源巖在生烴過程中往往產(chǎn)生異常壓力，可成為油氣進入火成巖儲層的動力；烴源巖中有機質的成熟階段與巖石的晚成巖階段相伴生，產(chǎn)生的大量有機酸沿層間或斷裂—裂縫滲透進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；成巖的異常熱效應可加速有機質熱演化，促使有機質早熟，使油氣早期充填到火成巖裂隙之中，抑制其它礦物質的充填，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向上與烴源巖直接接觸或有油源斷裂溝通。

2.2 儲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層儲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)構造、油源條件相似的39口重點探井，分別統(tǒng)計不同巖性油跡以上顯示級別的厚度占該種巖性總厚度的百分比(圖3)，結果顯示：角礫化粗面巖、粗面質角礫(熔)巖含油氣性最好(油跡以上比例>20%)；其次為塊狀粗面巖、粗面質凝灰(熔)巖、沉火山角礫巖(油跡以上比例15～20%)；再次為玄武質角礫(熔)巖、粗面質凝灰(熔)巖、凝灰質砂巖、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、玄武質凝灰(熔)巖含油氣性相對較低(油跡以上比例<10%)?？傮w來看，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。

粗面巖儲層具有絕對優(yōu)勢，主要原因在于粗面巖中SiO2含量(57%～69%)明顯高于其它巖性，抗壓強度較低[14]，在相同構造背景下更易形成構造裂縫。輝綠巖作為基性侵入巖，抗風化和抗蝕變能力差，極易發(fā)生風化蝕變現(xiàn)象，儲集空間除宏觀構造縫外，在巖體頂?shù)撞考芭c圍巖接觸變質帶處常發(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，儲層連通性好，其含油氣性也相對較好。

圖3 東部凹陷火成巖巖性—含油氣性關系

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、火山沉積相再搬運沉積亞相和侵入相邊緣亞相含油氣性基本相當(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%)。總體上看，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，以有利儲層占主體，向邊緣相過渡儲層條件逐漸變差。

圖4 東部凹陷火成巖巖相—含油氣性關系

2.3 構造運動是火成巖油氣成藏的關鍵

首先，構造運動控制巖漿活動和火山作用。由于構造活動具有多期性和強弱差異，東部凹陷巖漿活動相應地表現(xiàn)出旋回性和韻律性，各期巖漿性質、火山作用方式和強度以及堆積環(huán)境等存在顯著差異，各期火山巖內(nèi)部或為連續(xù)噴發(fā)，也有間歇式、韻律性噴發(fā)。斷裂活動不僅從宏觀上控制火成巖發(fā)育位置和分布范圍，同時也決定火山機構內(nèi)部的巖性、巖相構成，從而影響火成巖儲層的空間分布。

第二，構造運動改善儲層儲集性能。受走滑和擠壓等構造活動的影響，東部凹陷火成巖的后期改造作用十分顯著。構造作用形成的構造裂縫，是火成巖儲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力集中部位，經(jīng)歷了多期構造運動強烈改造，火成巖破碎形成大量構造裂縫。通過黃沙坨油田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，證實了構造運動對火成巖儲層的改造十分關鍵。另外，構造作用產(chǎn)生的構造縫可促進地下流體流動，溶解易溶物質形成大量次生溶蝕孔、縫，從而改善儲集性能。

3 成藏模式

3.1 構造油氣藏成藏模式

火成巖構造油氣藏油氣主要聚集在由構造變形(如背斜)或斷裂形成的構造圈閉中，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)。歐利坨子構造帶主體是長軸沿北東向展布的斷裂背斜構造，整個構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，構成了多個多種類型的構造圈閉[18]。如歐26塊油藏，油氣主要來源于下伏沙三中亞段烴源巖，儲集空間為沙三中粗面巖中的溶蝕孔縫、粒間孔、構造縫等，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)，主要為側向供源，由于巖性側向尖滅形成油氣圈閉，儲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—儲層配置關系控制，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 構造—巖性油氣藏成藏模式

該類油氣藏在大的構造背景下，油氣沿斷層、裂縫運移至相構造—巖性圈閉中，形成火成巖構造—巖性復合油氣藏。如紅星地區(qū)紅23塊，油氣主要來源于駕掌寺斷裂西側的黃于熱深陷帶，斷裂東側沙三中亞段上部發(fā)育厚層玄武巖夾薄層玄武質角礫巖，下部發(fā)育大套粗面巖、粗面質角礫巖互層，油氣通過斷裂、裂縫運移至局部礫/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(儲層非均質性)共同控制。

4 結論

(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。儲層孔隙結構復雜，發(fā)育氣孔、格架孔，碎裂縫、收縮縫、溶蝕孔、構造縫、溶蝕縫等9種儲集空間類型，非均質性強。

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

(3)火成巖油氣成藏主要受烴源、儲層、構造三方面因素控制，其中烴源巖是基礎，儲層是前提，構造運動是關鍵；主要的成藏模式包括：構造油氣藏成藏模式、巖性油氣藏成藏模式、構造—巖性油氣藏成藏模式。

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(編輯 曹征遠)

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

122.3

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