潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層特征及控制因素
——以渤海海域秦皇島30A地區(qū)白堊系為例

郭穎，王粵川，韋阿娟，吳昊明，葉濤，高坤順，曾金昌

中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300452

潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層特征及控制因素
——以渤海海域秦皇島30A地區(qū)白堊系為例

郭穎，王粵川，韋阿娟，吳昊明，葉濤，高坤順，曾金昌

中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300452

針對(duì)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層特征和控制因素復(fù)雜的難題，以渤海海域秦皇島30A地區(qū)白堊系為例，通過(guò)巖芯觀察、薄片鑒定和掃描電鏡分析等，對(duì)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型、孔縫充填期次、成巖演化及控制因素進(jìn)行研究。研究區(qū)火山巖儲(chǔ)層以爆發(fā)相安山質(zhì)火山角礫巖為主，儲(chǔ)集空間分為原生孔隙、次生孔隙和裂縫3類。作為主要原生孔隙類型，儲(chǔ)層中原生氣孔先后經(jīng)歷早期充填和晚期充填兩個(gè)充填階段，導(dǎo)致原生孔隙大量減少。根據(jù)裂縫相互切割關(guān)系和充填礦物組合，將儲(chǔ)層中裂縫分為四期，晚期裂縫充填程度低于早期裂縫。火山巖儲(chǔ)層成巖演化經(jīng)歷同生成巖階段、表生成巖階段和埋藏成巖階段3個(gè)階段。同生成巖階段火山熱液作用對(duì)儲(chǔ)層破壞作用最為明顯，后期表生成巖階段風(fēng)化淋濾作用和埋藏成巖階段溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層物性進(jìn)行了一定改善，但作用有限。未充填有效裂縫發(fā)育程度是控制潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層物性和油氣產(chǎn)能差異的關(guān)鍵因素。靠近大斷裂和火山通道的構(gòu)造高部位儲(chǔ)層裂縫更為發(fā)育，但易受火山熱液作用影響而被熱液礦物充填，有效裂縫較少，儲(chǔ)層滲透性和產(chǎn)能遠(yuǎn)低于距火山通道較遠(yuǎn)的斜坡帶。構(gòu)造部位、裂縫形成期次及寬度大小三個(gè)因素共同控制了有效裂縫發(fā)育。裂縫集中分布于靠近大斷裂一定范圍內(nèi)，距火山通道較遠(yuǎn)、裂縫形成期次較晚且與油氣成熟期和運(yùn)聚期有效匹配、裂縫寬度較小的地區(qū)裂縫充填作用較弱，是有效裂縫和優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育的有利地區(qū)，可作為下一步潛山內(nèi)幕火山巖油氣勘探的重點(diǎn)。

渤海；秦皇島30A地區(qū)；潛山內(nèi)幕；火山巖；儲(chǔ)層特征；控制因素

0 引言

隨著國(guó)內(nèi)外油氣勘探開發(fā)程度的提高，火山巖油氣藏勘探逐漸成為油氣勘探的重要領(lǐng)域，引起國(guó)內(nèi)外石油界學(xué)者的廣泛關(guān)注。目前，在古巴、巴西、美國(guó)、澳大利亞、印度尼西亞、日本、阿塞拜疆、俄羅斯、墨西哥等國(guó)家均發(fā)現(xiàn)了火山巖油氣藏[1-5]。經(jīng)過(guò)50余年的火山巖油氣勘探，中國(guó)也相繼在準(zhǔn)噶爾盆地、塔里木盆地、松遼盆地、二連盆地、四川盆地、渤海灣盆地等11個(gè)盆地發(fā)現(xiàn)了火山巖油氣藏[6]。其中，遼河油田、勝利油田、大港油田等地區(qū)火山巖油氣藏的不斷發(fā)現(xiàn)證明渤海灣盆地火山巖油氣勘探潛力巨大[7-8]。但是，目前上述地區(qū)(尤其是渤海海域)火山巖油氣勘探和研究重點(diǎn)多集中于風(fēng)化殼型火山巖油氣藏，而關(guān)于潛山內(nèi)幕型火山巖油氣藏的研究相對(duì)薄弱。潛山內(nèi)幕火山巖油氣藏成藏條件較風(fēng)化殼型火山巖油氣藏更為復(fù)雜，儲(chǔ)層質(zhì)量嚴(yán)重影響油氣富集與分布。同時(shí)，受儲(chǔ)層多樣性、成巖演化復(fù)雜性等因素影響，人們對(duì)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層特征及控制因素認(rèn)識(shí)尚不明確，油氣勘探開發(fā)難度和風(fēng)險(xiǎn)很大。

渤海海域秦皇島30A地區(qū)于上世紀(jì)70年代首次在中生界白堊系潛山內(nèi)幕火山巖地層中獲得油氣發(fā)現(xiàn)，顯示該地區(qū)火山巖油氣勘探具有良好前景。但隨后的鉆探結(jié)果表明，該地區(qū)火山巖儲(chǔ)層質(zhì)量橫向變化快，不同井區(qū)油氣產(chǎn)能差異巨大，儲(chǔ)層問(wèn)題嚴(yán)重制約該地區(qū)火山巖油氣勘探，導(dǎo)致40年來(lái)始終無(wú)法取得實(shí)質(zhì)性突破。因此，開展?jié)撋絻?nèi)幕火山巖儲(chǔ)層研究，進(jìn)而指導(dǎo)研究區(qū)火山巖油氣勘探勢(shì)在必行。在前人研究基礎(chǔ)上，通過(guò)巖芯觀察、薄片鑒定、掃描電鏡和物性分析等，對(duì)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型、孔縫充填期次、成巖演化、儲(chǔ)層差異性及成因進(jìn)行深入研究，并探討了影響潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層物性和產(chǎn)能差異的主控因素，對(duì)該區(qū)下一步火山巖油氣勘探具有重要指導(dǎo)意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

渤海海域位于渤海灣盆地東部，是由下遼河坳陷、黃驊坳陷和濟(jì)陽(yáng)坳陷向海域延伸部分及渤中坳陷組成，面積約5.6×104km2，為發(fā)育在華北克拉通上的中、新生代疊合盆地。中生代時(shí)期，隨著燕山運(yùn)動(dòng)的發(fā)展及郯廬斷裂等大斷裂的強(qiáng)烈活動(dòng)，渤海灣盆地發(fā)生大規(guī)模的巖漿活動(dòng)和火山噴發(fā)，形成大量火山巖含油氣構(gòu)造。尤其是在晚侏羅世—早白堊世時(shí)期，特別是早白堊世期間，渤海海域地殼活動(dòng)十分強(qiáng)烈，火山活動(dòng)頻繁，強(qiáng)度大，持續(xù)時(shí)間久，火山巖分布范圍廣泛，厚度相對(duì)穩(wěn)定，是目前渤海海域火山巖油氣藏勘探的主力層系。

秦皇島30A地區(qū)位于渤海海域下遼河坳陷遼西低凸起西南傾末端，南北分別被富生烴凹陷—渤中凹陷和秦南凹陷所夾持環(huán)抱(圖1)，油源豐富。目前，該區(qū)共鉆探井4口，其中，B6井和QHD30A-1井先后鉆遇中生界潛山內(nèi)幕白堊系義縣組火山巖地層并獲得油氣發(fā)現(xiàn)。經(jīng)過(guò)油氣測(cè)試，位于斜坡帶的B6井獲得高產(chǎn)油流，而隨后鉆探的位于構(gòu)造高部位的QHD30A-1井卻產(chǎn)能極低，為低滲差油層。兩口井位于同一構(gòu)造上，巖性巖相相似，且QHD30A-1井火山巖儲(chǔ)層頂部較B6井高約100 m，具有更為優(yōu)越的圈閉條件，但前者與后者相比油氣產(chǎn)能低下，含油氣性和油氣產(chǎn)能差異巨大，說(shuō)明該地區(qū)火山巖儲(chǔ)層非均質(zhì)極強(qiáng)，油氣成藏十分復(fù)雜。亟需理清該區(qū)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層特征、儲(chǔ)層差異性及造成兩口井儲(chǔ)層和產(chǎn)能巨大差異的主控因素，以指導(dǎo)下一步油氣勘探。

2 潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層特征

2.1 火山巖巖性巖相特征

研究區(qū)含油氣目的層為中生界潛山內(nèi)幕白堊系義縣組下段火山巖地層。義縣組下段底部以基性深灰色、黑色玄武巖和灰色、褐色、褐紅色凝灰?guī)r為主，巖相為溢流相和溢流相與爆發(fā)相互層；中部以溢流相的中性灰綠色安山巖熔巖為主；頂部發(fā)育一套爆發(fā)相的安山質(zhì)火山角礫巖，為該地區(qū)油氣主要產(chǎn)出層段，上覆義縣組上段含凝灰?guī)r砂泥巖沉積段和砂泥巖互層段(圖2)。通過(guò)巖芯和薄片觀察，QHD30A-1井和B6井火山巖儲(chǔ)層巖性巖相和火山噴發(fā)旋回類似，巖性巖相并非導(dǎo)致該區(qū)儲(chǔ)層差異的主要原因。

2.2 火山巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型

研究區(qū)火山巖儲(chǔ)層具有孔隙和縫隙相互組合的“雙孔介質(zhì)”，屬于裂縫—孔隙復(fù)合型儲(chǔ)層。其儲(chǔ)集空間類型按成因可劃分為原生孔隙、次生孔隙和裂縫3大類，按結(jié)構(gòu)可進(jìn)一步細(xì)分為9亞類：

2.2.1 原生孔隙

包括原生氣孔、半充填氣孔、礫間孔、礫內(nèi)孔4類(圖3)。

(1) 原生氣孔：含有大量氣液包裹體的火山物質(zhì)噴出地表時(shí)，包裹體中的氣體未能及時(shí)逸出，待巖漿冷凝后，由于氣體溢出而在流動(dòng)單元上部遺留下來(lái)后期未充填物質(zhì)的氣孔(圖3a，c)。

(2) 半充填氣孔：礦物沿氣孔壁充填氣孔，未完全充填滿形成杏仁體而留下來(lái)的孔隙，在研究區(qū)普遍發(fā)育(圖3b)。

圖1 研究區(qū)位置示意圖Fig.1 The location map of Qinhuangdao 30A

圖2 秦皇島30A地區(qū)白堊系火山巖儲(chǔ)層巖性Fig.2 Lithology of Cretaceous volcanic reservoir in Qinhuangdao 30A

(3) 礫間孔：較粗?；鹕剿樾碱w粒間未被充填，經(jīng)成巖壓實(shí)和重結(jié)晶作用后殘余的孔隙(圖3d)。

(4) 礫內(nèi)孔：成巖過(guò)程中，粗粒火山碎屑內(nèi)保留下來(lái)的未充填的氣孔等原始孔隙(圖3e)。

2.2.2 次生孔隙

包括各類型的基質(zhì)內(nèi)溶蝕孔和礫內(nèi)溶孔。

(1) 基質(zhì)內(nèi)溶蝕孔：火山基質(zhì)中微晶長(zhǎng)石、細(xì)?；鹕交?、火山塵等被不同程度溶解而形成的孔洞。包括凝灰基質(zhì)溶蝕孔(圖3g，h)、晶膜孔(圖3f)和晶間溶蝕孔(圖3i)。

(2) 礫內(nèi)溶蝕孔：火山角礫巖中，礫內(nèi)長(zhǎng)石晶體(斑晶、晶屑)被溶蝕產(chǎn)生的孔隙(圖3j)。

2.2.3 裂縫

包括未充填裂縫、半充填裂縫、充填殘余裂縫、充填—溶蝕裂縫。

從成因角度，裂縫可還可進(jìn)一步分為構(gòu)造縫、溶蝕縫和風(fēng)化縫等類型，但由于研究區(qū)后期成巖作用改造強(qiáng)烈，根據(jù)現(xiàn)有資料已無(wú)法區(qū)分溶蝕縫、風(fēng)化縫和構(gòu)造縫，因此統(tǒng)稱為裂縫。

(1) 未充填裂縫：火成巖成巖后受構(gòu)造應(yīng)力、溶蝕等作用產(chǎn)生的未被礦物充填的裂縫(圖3k，n，o)。

(2) 半充填和充填殘余裂縫：裂縫被后期礦物不完全充填而留下的孔隙(圖3l)。

(3) 充填—溶蝕裂縫：被充填裂縫，后期遭溶蝕重新開啟成為有效儲(chǔ)集空間(圖3m)[10-11]。

通過(guò)觀察對(duì)比，研究區(qū)不同井區(qū)火山巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型存在顯著差異，主要表現(xiàn)為： QHD30A-1井火山巖儲(chǔ)層原生氣孔和裂縫的充填作用明顯強(qiáng)于B6井，前者氣孔類型以半充填氣孔為主，裂縫型儲(chǔ)集空間以半充填裂縫、充填殘余裂縫和充填—溶蝕裂縫為主，而B6井氣孔和裂縫后期充填作用較弱，氣孔以未充填氣孔為主，裂縫主要為未充填裂縫和半充填裂縫。另外，B6井火山巖儲(chǔ)層除和前者一樣發(fā)育大量氣孔和基質(zhì)內(nèi)溶蝕孔外，還發(fā)育部分原生礫間孔、礫內(nèi)孔和次生礫內(nèi)溶蝕孔。儲(chǔ)集空間類型的差異與火山巖儲(chǔ)層復(fù)雜的成巖演化過(guò)程有關(guān)。

2.3 火山巖儲(chǔ)層演化期次

2.3.1 原生氣孔充填期次

秦皇島30A地區(qū)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層早期發(fā)育大量原生氣孔，后期被不同程度充填。根據(jù)氣孔充填礦物序列和成因，將氣孔充填過(guò)程分為兩個(gè)階段：早期充填和晚期充填。

(1) 早期充填

早期充填發(fā)生于同生成巖階段，主要受巖漿期后熱液作用影響，表現(xiàn)為原生氣孔被沸石、綠泥石等中低溫?zé)嵋旱V物充填形成杏仁體或殘余氣孔[12-14]。

該階段，巖漿噴出地表以后，一方面，各類礦物自巖漿及揮發(fā)份中結(jié)晶；另一方面，火山活動(dòng)后期或者間歇期，由火山活動(dòng)提供的含有大量Fe2+、Mg2+、K+、Na+、Ca2+、Al3+、Si4+等離子的堿性熱液流體反復(fù)淋濾火山巖體并沿著地層中斷裂破碎帶或者裂縫運(yùn)移，進(jìn)入原生氣孔。隨著溫度、壓力、礦物濃度等條件發(fā)生變化，尤其是隨著溫度的降低，熱液流體在火山巖儲(chǔ)層的氣孔中逐漸沉淀、結(jié)晶、充填，在氣孔等原生孔隙中逐漸生成綠泥石、沸石等礦物集合體(圖4)[15-19]。

氣孔的早期充填過(guò)程具有明顯的多期次性。在巖漿后期熱液的冷凝過(guò)程中，隨著溫度的降低，結(jié)晶溫度高的富含鐵、鎂的綠泥石最先結(jié)晶出來(lái)，在氣孔壁上形成襯邊，隨后結(jié)晶溫度繼續(xù)降低，結(jié)晶溫度較低的沸石等礦物逐漸結(jié)晶析出，充填在氣孔和裂縫中。研究區(qū)原生氣孔完整的充填期次分為四期，由早到晚分別為綠泥石充填、沸石充填、白云石充填和晚期沸石充填(圖4a)。但是，并非所有氣孔都經(jīng)歷完整的四期充填，大多數(shù)氣孔只經(jīng)歷了其中一期或多期充填(圖4b，c，d)，部分氣孔僅沿氣孔邊緣充填一層綠泥石襯邊或皮殼狀、針狀綠泥石，形成半充填氣孔，也有部分氣孔被綠泥石多期完全充填形成杏仁體。

(2) 晚期充填

研究區(qū)火山巖儲(chǔ)層中另一部分氣孔充填物主要為方解石等碎屑礦物(圖5)，說(shuō)明該類氣孔屬于后期充填，即本文所述的晚期充填。

晚期充填發(fā)生于早埋藏成巖階段，充填物以鈣質(zhì)方解石為主，局部被硅質(zhì)充填。該時(shí)期，研究區(qū)裂縫大量發(fā)育，這些裂縫溝通含有CO2的地表水，CO2溶于水中形成碳酸，促使地層中硅酸鹽和鋁硅酸鹽礦物被溶蝕，并分解出碳酸鈣、二氧化硅等礦物[20]。其反應(yīng)過(guò)程如下：

圖4 氣孔早期充填a. QHD30A-1井：3 391.5 m，杏仁體，氣孔被綠泥石、沸石、白云石和晚期沸石四期充填，正交，×25；b. QHD30A-1井，3 375.7 m，氣孔被綠泥石充填—半充填，正交，×25；c. QHD30A-1井，3 389.5 m，氣孔邊緣被綠泥石充填形成襯邊，正交，×100；d. QHD30A-1井，3389.5 m，氣孔被綠泥石完全充填形成杏仁體，正交，×100。Fig.4 Early filling stage of gas pores

圖5 氣孔晚期充填a. QHD30A-1井，3 376.8 m，杏仁體，由氣孔被方解石充填形成，單偏，×25；b. QHD30A-1井，巖芯，3 377.5～3 377.8 m，杏仁體，由氣孔被鈣質(zhì)充填形成。Fig.5 Late filling stage of gas pores

CaSiO3+CO2+nH2O→CaCO3↓+SiO2↓+nH2O

4KAlSi3O8+2CO2+4H2O→2K2CO3+Al4[Si4O10](OH)8+8SiO2↓

當(dāng)孔隙流體中碳酸鈣和二氧化硅含量達(dá)到飽和時(shí)，逐漸開始沉淀，使同生成巖階段未被中低溫?zé)嵋旱V物充填的氣孔在該時(shí)期被鈣質(zhì)或硅質(zhì)充填，形成杏仁體(圖6)，部分未完全充填的氣孔發(fā)育殘余孔隙。

在氣孔充填的過(guò)程中，裂縫對(duì)促進(jìn)氣孔充填起到了至關(guān)重要的作用。構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致研究區(qū)斷裂和裂縫大量發(fā)育，裂縫溝通地表水并促進(jìn)地表水在地層中循環(huán)、滲入氣孔，促進(jìn)了氣孔充填。因此，整體上，在斷裂發(fā)育地區(qū)火山巖儲(chǔ)層中氣孔更容易被充填，而在斷裂不發(fā)育或遠(yuǎn)離斷裂的地區(qū)，氣孔充填程度較低[20]。另外，儲(chǔ)層中大量裂縫也在該階段被硅質(zhì)和鈣質(zhì)等礦物充填。

2.3.2 裂縫演化期次

秦皇島30A地區(qū)火山巖儲(chǔ)層自中生代以來(lái)經(jīng)歷多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，儲(chǔ)層裂縫十分發(fā)育，不同時(shí)期形成的裂縫縱橫交錯(cuò)切割，后期受到多期復(fù)雜充填。根據(jù)裂縫相互切割關(guān)系和充填礦物組合特征，將該區(qū)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層裂縫其分為四期，整體上晚期裂縫充填程度弱于早期裂縫(圖7)。

2.3.3 成巖演化過(guò)程

通過(guò)對(duì)研究區(qū)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層孔隙(尤其是原生孔隙)和裂縫的發(fā)育和演化進(jìn)行分析，建立了秦皇島30A地區(qū)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層成巖演化過(guò)程，并進(jìn)一步明確了在不同的成巖演化階段，火山巖儲(chǔ)層所經(jīng)歷的成巖環(huán)境和成巖作用以及對(duì)孔隙度的影響(圖8)。

秦皇島30A地區(qū)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層演化過(guò)程主要分為3個(gè)大的成巖階段：同生成巖階段、表生成巖階段、埋藏成巖階段。同生成巖階段火山巖儲(chǔ)層主要受火山熱液影響，表現(xiàn)為中低溫?zé)嵋旱V物對(duì)原生氣孔和早期裂縫的大量充填，使儲(chǔ)層孔隙度降低；在表生成巖階段，火山巖儲(chǔ)層主要受構(gòu)造作用、風(fēng)化淋濾作用和溶蝕作用影響，發(fā)育各類次生溶孔和裂縫，使儲(chǔ)層孔隙度升高，對(duì)儲(chǔ)層物性具有改善作用；埋藏成巖階段分為早埋藏成巖階段和晚埋藏成巖階段。早埋藏成巖階段主要以構(gòu)造作用和埋藏充填作用為主，使部分孔隙和裂縫被充填。晚埋藏成巖階段主要發(fā)生有機(jī)酸和地層水等流體對(duì)儲(chǔ)層的溶蝕，形成各類溶蝕孔縫，使孔隙度增大[21-26]。三個(gè)成巖演化階段中，同生成巖階段的火山熱液活動(dòng)對(duì)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層影響最大，是導(dǎo)致儲(chǔ)層物性變差的主要原因。大量氣孔和裂縫在該時(shí)期被中低溫?zé)嵋旱V物充填，儲(chǔ)層物性變差，雖然后期風(fēng)化淋濾作用和溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層物性有所改善，但作用有限。

3 潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層控制因素

3.1 火山巖儲(chǔ)層影響因素及差異性

潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層主要受成巖演化過(guò)程中各類成巖作用影響，且與一般的風(fēng)化殼火山巖儲(chǔ)層主要受風(fēng)化淋濾作用控制，儲(chǔ)層物性隨距離風(fēng)化殼頂面的距離增大而逐漸變差不同，研究區(qū)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層距離風(fēng)化殼頂面較遠(yuǎn)(至少在200～300 m以上)，而且統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明儲(chǔ)層物性與距離風(fēng)化殼頂面的距離并沒有明顯的相關(guān)性。因此潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層并不受風(fēng)化淋濾作用控制，對(duì)研究區(qū)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層影響最為明顯的成巖作用主要包括三類：溶蝕作用、充填作用和裂縫。

圖6 氣孔晚期充填模式Fig.6 Late filling pattern of gas pores

圖7 秦皇島30A地區(qū)火山巖儲(chǔ)層裂縫期次Fig.7 Fracture periods of volcanic reservoir in Qinhuangdao 30A

圖8 潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層成巖演化Fig.8 Diagenetic evolution of buried-hill inner volcanic reservoir

3.1.1 溶蝕作用

溶蝕作用是指巖石中易溶組分在一定的地質(zhì)條件下被溶蝕或者部分溶蝕，從而產(chǎn)生新的孔隙，或者使原先被充填的孔隙重新開啟或擴(kuò)大，改善儲(chǔ)層儲(chǔ)集物性，是一種建設(shè)性的成巖作用[27-30]。通過(guò)巖芯、薄片觀察、掃描電鏡分析，整體上QHD30A-1井火山巖儲(chǔ)層溶蝕作用弱于B6井。掃描電鏡下，QHD30A-1井火山巖儲(chǔ)層微觀顆粒表面大多表現(xiàn)為黏土化，致密膠結(jié)，僅個(gè)別樣品顆粒表面發(fā)育少量溶蝕孔隙(圖9a，b)。而B6井火山巖儲(chǔ)層顆粒表面發(fā)育大量溶蝕孔隙，溶蝕作用強(qiáng)于QHD30A-1井(圖9c，d)。

3.1.2 充填作用

充填作用對(duì)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間具有破壞作用。一方面，原生孔隙和次生孔隙后期被礦物充填會(huì)使孔隙度降低；另一方面，裂縫的礦物充填對(duì)火山巖的儲(chǔ)集性破壞性更大，它不僅占據(jù)一部分孔隙空間，使孔隙度降低，更重要的是大大降低了儲(chǔ)層的滲透性，導(dǎo)致儲(chǔ)層儲(chǔ)集物性變差。巖芯、薄片觀察結(jié)果表明，QHD30A-1井火山巖儲(chǔ)層孔隙和裂縫充填作用都明顯強(qiáng)于B6井，這是因?yàn)镼HD30A-1井區(qū)距離邊界大斷裂更近，而該斷裂帶為研究區(qū)巖漿噴發(fā)和熱液活動(dòng)的火山通道，因此，在成巖演化過(guò)程中，QHD30A-1井區(qū)更容易受到巖漿期后火山熱液作用影響，促使氣孔等原生孔隙和裂縫被綠泥石、沸石等中低溫?zé)嵋旱V物充填。而B6井距離大斷裂和火山通道較遠(yuǎn)，受火山熱液作用影響較小，因此充填作用較弱(圖10)；另外，QHD30A-1井區(qū)由于靠近斷裂而發(fā)育大量裂縫，也進(jìn)一步促進(jìn)了火山熱液流體以及含CO2地表水在地層中流動(dòng)循環(huán)，促使原生氣孔和裂縫被熱液礦物及淡水方解石等礦物充填。

3.1.3 裂縫

裂縫對(duì)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層改造和油氣富集成藏具有建設(shè)性和破壞性雙重作用。建設(shè)性作用表現(xiàn)為：①裂縫促進(jìn)溶蝕孔隙發(fā)育。裂縫的存在構(gòu)成了火山巖內(nèi)部流體疏導(dǎo)體系，為早期巖漿熱液和晚期酸性流體在儲(chǔ)層中進(jìn)行運(yùn)移淋濾提供通道，促使淋濾帶火山巖遭受早期熱液蝕變及晚期酸性流體溶蝕作用，促進(jìn)儲(chǔ)層中易溶礦物溶解，形成溶蝕孔隙。通過(guò)對(duì)研究區(qū)和相鄰的W油田B13井火山巖儲(chǔ)層進(jìn)行觀察，發(fā)現(xiàn)其儲(chǔ)層中溶蝕孔洞多與裂縫共存，溶蝕孔洞的發(fā)育程度受裂縫帶所控制，沿裂縫帶及其附近溶蝕孔洞及復(fù)合型的各種孔隙十分發(fā)育(圖11)。②裂縫可作為油氣儲(chǔ)集空間和運(yùn)移通道。裂縫的發(fā)育一方面為火山巖儲(chǔ)層貢獻(xiàn)了一定的儲(chǔ)集空間；另一方面，裂縫通過(guò)連通原先孤立的原生孔隙和次生孔隙，為油氣在儲(chǔ)層中運(yùn)移提供必要通道[31]。研究區(qū)B6井3 462.2～2 467.52 m井段安山質(zhì)火山角礫巖熒光下亮度高，沿裂縫及氣孔為褐色瀝青質(zhì)充填，向基質(zhì)侵染呈褐—黃—綠—蘭色色暈，由裂縫向基質(zhì)發(fā)光顏色由深到淺，油質(zhì)由重到輕，證明研究區(qū)火山巖儲(chǔ)層中的油氣是沿裂縫貫入的，同時(shí)也說(shuō)明裂縫可將原生孔隙串通使其成為有效的油氣儲(chǔ)集空間。

圖9 QHD30A-1井和B6井火山巖儲(chǔ)層掃描電鏡照片a. QHD30A-1井，3 376.2 m，安山質(zhì)火山角礫巖，顆粒表面致密；b. QHD30A-1井，3 377.7 m，安山質(zhì)火山角礫巖，顆粒表面較致密；c. B6井，3 464.4 m，安山質(zhì)火山角礫巖，顆粒溶蝕產(chǎn)生微孔隙，表面黏土化；d. BZ6井，3 464.9 m，安山質(zhì)火山角礫巖，顆粒表面黏土化，見溶蝕孔隙。Fig.9 Scanning electron microscope photos of volcanic reservoir from Well QHD30A-1 and B6

圖10 秦皇島30A地區(qū)過(guò)井地震剖面(剖面位置見圖1)Fig.10 Through-well seismic section in Qinhuangdao 30A

破壞性作用表現(xiàn)為：裂縫促進(jìn)儲(chǔ)集空間發(fā)生充填。在裂縫大量發(fā)育的地區(qū)，巖漿熱液通過(guò)裂縫在儲(chǔ)層中運(yùn)移并反復(fù)淋濾儲(chǔ)層，促進(jìn)了原生孔隙和早期裂縫被火山熱液礦物充填。另外，在早埋藏成巖階段，裂縫溝通地表水，促進(jìn)了氣孔和裂縫被淡水方解石、硅質(zhì)等礦物充填，導(dǎo)致火山巖儲(chǔ)層物性變差。

通過(guò)對(duì)QHD30A-1井和B6井巖石鑄體薄片中裂縫發(fā)育情況進(jìn)行觀察統(tǒng)計(jì)，兩口井鉆遇的火山巖儲(chǔ)層裂縫發(fā)育情況存在明顯差異：QHD30A-1井較B6井儲(chǔ)層裂縫更為發(fā)育，裂縫密度更大，平均每塊薄片發(fā)育裂縫密度為10.4條/片，而B6井裂縫密度僅為2.4條/片。但是，QHD30A-1井儲(chǔ)層裂縫的充填程度卻遠(yuǎn)遠(yuǎn)強(qiáng)于B6井，其鉆遇的火山巖儲(chǔ)層中大多數(shù)裂縫都被各類礦物充填，其中未充填裂縫密度僅為0.28條/片，占總裂縫數(shù)的2.37%，而完全充填的裂縫密度卻高達(dá)9.29條/片，為B6井的13.9倍，完全充填率高達(dá)89.04%，為B6井的3.3倍。與之相比，B6井所井所鉆遇的火山巖儲(chǔ)層雖然裂縫數(shù)量較少，規(guī)模較小，但是裂縫充填程度較低，儲(chǔ)層中大多數(shù)裂縫都未被充填，其中未充填裂縫密度達(dá)1.56條/片，為QHD30A-1井的5.6倍，未充填率高達(dá)63.64%，為QHD30A-1井的23.3倍，而完全充填裂縫的密度僅為0.67條/片，僅占總裂縫數(shù)的27.27%，充填程度遠(yuǎn)低于QHD30A-1井(表1)。

圖11 沿裂縫發(fā)育的溶蝕孔隙a. QHD30A-1井，3 392.10 m，鑄體薄片，安山質(zhì)火山角礫巖，巖裂縫周圍發(fā)育的溶蝕孔隙，單偏；b. B13井，2 948.19 m，掃描電鏡，安山質(zhì)火山角礫巖，巖裂縫發(fā)育的溶蝕孔洞，×100。Fig.11 Dissolution pores developed along fractures

裂縫發(fā)育情況總裂縫密度(條/片)未充填裂縫密度(條/片)未充填率/%半充填裂縫密度(條/片)半充填率/%完全充填裂縫密度(條/片)完全充填率/%QHD30A?1井10．40．282．730．859．599．2989．04B6井2．41．5663．640．229．090．6727．27

3.2 潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層主控因素分析

在以上研究基礎(chǔ)上，進(jìn)一步分析潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層影響因素中對(duì)研究區(qū)火山儲(chǔ)層物性和油氣產(chǎn)能差異起決定性作用的因素，即影響潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層質(zhì)量的主控因素。

3.2.1 儲(chǔ)層物性分析

通過(guò)巖芯取樣，對(duì)研究區(qū)火山巖儲(chǔ)層物性進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析。QHD30A-1井火山巖儲(chǔ)層平均孔隙度為20.38%，滲透率為2.50×10-3μm2。其中，上部3 375.7～3 377.9 m取芯段平均孔隙度為15.77%，滲透率為0.64×10-3μm2；下部取芯段3 386.8～3 392.8 m，平均孔隙度為23.07%，滲透率3.58×10-3μm2。B6井3 464.2～3 467.52 m取芯段平均孔隙度為22.87%，滲透率為1.06×10-3μm2，兩口井儲(chǔ)層物性差異明顯(由于本次統(tǒng)計(jì)的是巖芯樣品的總孔隙度，個(gè)別取自裂縫發(fā)育處的樣品由于受到裂縫孔隙度的影響，導(dǎo)致該樣品總孔隙度值偏高，并導(dǎo)致所有樣品的平均孔隙度升高，且高于真實(shí)的基質(zhì)孔隙度)。

整體上，QHD30A-1井區(qū)與B6井區(qū)儲(chǔ)層孔隙度差別不大，雖然QHD30A-1井平均滲透率高于B6井，但是通過(guò)對(duì)前者巖芯樣品的滲透率進(jìn)行統(tǒng)計(jì)表明，QHD30A-1井所有測(cè)試樣品中，滲透率低于0.5×10-3μm2的樣品占總樣品數(shù)47.37%，且滲透率值變化范圍極大，最小值為0.13×10-3μm2，最大值為20.8×10-3μm2，非均質(zhì)性很強(qiáng)，測(cè)試結(jié)果也證明其為低滲差儲(chǔ)層；而B6井的滲透率大于0.5×10-3μm2的樣品占樣品總數(shù)的66.67%，且變化范圍較小，均質(zhì)性較好(圖12)。根據(jù)趙澄林制定的遼河盆地火山巖儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)(表2)[10]，QHD30A-1井和B6井火山巖儲(chǔ)層分別屬于高孔—低滲儲(chǔ)層和高孔—中滲儲(chǔ)層，即二者孔隙度都較高，孔隙度并非影響該區(qū)火山巖儲(chǔ)層油氣產(chǎn)能差異主要因素，滲透率的巨大差異才是導(dǎo)致研究區(qū)火山巖儲(chǔ)層物性和油氣產(chǎn)能巨大差異的根本原因。而火山巖儲(chǔ)層滲透性主要受作為油氣運(yùn)移主要通道的裂縫控制，即裂縫發(fā)育情況差異是導(dǎo)致研究區(qū)儲(chǔ)層物性差異的根本原因。但需要注意的是，并非儲(chǔ)層裂縫越發(fā)育儲(chǔ)層質(zhì)量就一定越好，因?yàn)樗辛芽p中只有未充填的開啟有效裂縫才能夠?yàn)橛蜌馓峁┻\(yùn)移通道，是決定儲(chǔ)層滲透性好壞的關(guān)鍵因素。并且只有裂縫發(fā)育期與該地區(qū)油氣運(yùn)移期相匹配，形成于油氣大規(guī)模運(yùn)移之前的未充填裂縫才對(duì)火山巖油氣成藏起到促進(jìn)作用，而形成于油氣大規(guī)模運(yùn)移結(jié)束之后的未充填裂縫往往作為油氣溢散的主要通道， 對(duì)油藏具有嚴(yán)重的破壞作用[23]。

在研究區(qū)，雖然QHD30A-1井區(qū)火山巖儲(chǔ)層裂縫更為發(fā)育，密度更大，但充填率較高(89.04%)，絕大多數(shù)裂縫被后期充填，成為無(wú)效裂縫，儲(chǔ)層滲透性較差；而B6井區(qū)火山巖儲(chǔ)層雖然裂縫總數(shù)較少，密度較小，但裂縫充填率較低(27.27%)，裂縫有效性和儲(chǔ)層滲透性較好(表1)，其巖芯裂縫中可以觀察到明顯的油氣顯示，而QHD30A-1井巖芯裂縫中卻很少見到油氣顯示。因此，綜合分析表明，未充填有效裂縫是控制秦皇島30A地區(qū)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層物性和油氣產(chǎn)能的關(guān)鍵因素。

圖12 秦皇島30A地區(qū)火山巖儲(chǔ)層巖芯滲透率統(tǒng)計(jì)分析Fig.12 Core permeability statistics and analysis of volcanic reservoir in Qinhuangdao 30A

分類孔隙度/%評(píng)價(jià)滲透率/(×10-3μm2)評(píng)價(jià)1>15高孔隙度>5較高滲210～15較高孔隙度1～5中滲35～10中孔隙度0．1～1低滲4<5低孔隙度<0．1特低滲

3.2.2 有效裂縫發(fā)育控制因素

研究結(jié)果表明，研究區(qū)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層中有效裂縫的發(fā)育主要受3個(gè)因素控制：

(1) 裂縫發(fā)育的部位

裂縫大量分布于靠近大斷裂一定范圍內(nèi)[6,32]，但如果沿大斷裂發(fā)育火山通道且裂縫帶過(guò)于靠近火山通道，則裂縫帶容易受火山熱液作用影響，裂縫更容易被熱液礦物充填，成為無(wú)效裂縫，如QHD30A-1井區(qū)；而距主斷裂一定范圍內(nèi)，并距火山通道較遠(yuǎn)的部位是有效裂縫發(fā)育的主要地區(qū)，如B6井區(qū)。

(2) 裂縫形成的期次

通過(guò)觀察發(fā)現(xiàn)，早期裂縫在漫長(zhǎng)的成巖演化過(guò)程中多數(shù)被各類礦物充填，變成無(wú)效裂縫，而晚期形成的裂縫則充填程度較低，未充填或半充填有效裂縫大量發(fā)育(圖6)。尤其是形成期與研究區(qū)油氣成熟期相近或者發(fā)育在油氣成熟期之后的晚期裂縫，在其形成過(guò)程中或形成以后很快被油氣占據(jù)，從而抑制了礦物對(duì)這些裂縫的充填，因此充填作用往往較弱。而形成于油氣成熟期或者發(fā)育在油氣成熟期之后且在油氣大規(guī)模運(yùn)移之前的晚期裂縫打通了烴源巖與儲(chǔ)層之間的通道，極大的促進(jìn)了火山巖油氣的運(yùn)聚和成藏。

(3) 裂縫寬度大小

火山巖儲(chǔ)層裂縫的充填程度和有效性還與裂縫寬度大小密切相關(guān)。通過(guò)對(duì)巖石薄片中裂縫寬度大小和充填程度進(jìn)行測(cè)量和統(tǒng)計(jì)表明，寬度較小的裂縫充填程度遠(yuǎn)低于寬度較大的裂縫，有效性更好，對(duì)油氣在火山巖儲(chǔ)層中運(yùn)移富集起到重要作用。B6井主要含油層段安山質(zhì)火山角礫巖儲(chǔ)層中，寬度大于0.05 mm的裂縫大多數(shù)被硅質(zhì)、綠泥石等礦物充填(圖13a，b)，而裂縫寬度小于0.05 mm的微裂縫則未被充填或被礦物斷續(xù)充填(圖13c，d)，且沿這些裂縫有少量原油外溢，基質(zhì)普遍為油質(zhì)侵染，說(shuō)明這些未充填微裂縫為有效裂縫。

通過(guò)與其他油田火山巖油藏進(jìn)行對(duì)比，發(fā)現(xiàn)在渤海海域以及我國(guó)西部地區(qū)火山巖油氣藏儲(chǔ)層存在相同規(guī)律。例如，渤海海域W油田B13井中生界安山質(zhì)火山角礫巖儲(chǔ)層中裂縫大量發(fā)育，且一般寬度大于0.3 mm者多被方解石、硅質(zhì)充填或半充填，小于0.3 mm者一般無(wú)充填，巖芯表面見褐色原油，水洗后，沿未充填裂縫及孔洞見原油外溢，說(shuō)明未充填裂縫為有效裂縫。另外，陳淦等[33]通過(guò)對(duì)克拉瑪依油田一區(qū)玄武巖油藏裂縫進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)0.01～0.02 mm未充填微裂縫對(duì)該地區(qū)火山巖儲(chǔ)層油氣滲濾具有重要作用[33]。

圖13 B6井火山巖儲(chǔ)層不同大小裂縫充填程度a. B6井，3 464.63 m，鑄體薄片，安山質(zhì)火山角礫巖,裂縫寬度0.12～0.28 mm，硅質(zhì)充填，單偏；B6井，b. 3 464.68 m，鑄體薄片，安山質(zhì)火山角礫巖，裂縫寬度0.2～0.28 mm，硅質(zhì)和方解石充填，單偏；c. B6井，3 411.56 m，鑄體薄片，安山質(zhì)火山角礫巖，裂縫寬度0.04 mm，未充填微裂縫，單偏；d. B6井，3 464.40 m，鑄體薄片，安山質(zhì)火山角礫巖，裂縫寬度0.04 mm，未充填微裂縫，單偏。Fig.13 Filling degree of different sized fractures in volcanic reservoir of Well B6

為進(jìn)一步證實(shí)未充填微裂縫可作為油氣運(yùn)移通道的可能性，根據(jù)毛管壓力曲線對(duì)研究區(qū)B6井火山巖儲(chǔ)層孔隙分布情況進(jìn)行分析(圖14)。B6井毛管壓力曲線大體上可分為兩部分，第一部分為陡斜率曲線段，第二部分為大曲率曲線段。第一部分陡斜率段，壓力由0.014 MPa起約至1.7～2.7 MPa，在此曲線段內(nèi)，火山巖油層的孔隙體積只占總孔隙體積的2%～15%，孔隙半徑大于0.4～0.25 μm的是溶蝕—構(gòu)造裂縫；第二部分約為45度曲線段，壓力由1.7～2.7 MPa起至25 MPa，火山巖油層孔隙體積占總孔隙體積的50%～70%，孔喉半徑小于0.4～0.25 μm，為孔隙喉道連通的微細(xì)孔縫。通過(guò)以上分析，研究區(qū)火山巖儲(chǔ)層毛管壓力曲線屬于分選差、細(xì)歪度的類型，儲(chǔ)層油氣運(yùn)移通道以微孔縫為主，證明未充填微裂縫可作為油氣重要的滲濾通道。

圖14 B6井火山巖儲(chǔ)層毛管壓力曲線Fig.14 Capillary pressure curve of volcanic reservoir of Well B6

3.3 潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層發(fā)育模式

綜合以上研究，未充填有效裂縫發(fā)育程度是影響研究區(qū)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層物性和油氣產(chǎn)能差異的主控因素?；鹕綆r儲(chǔ)層所處的構(gòu)造部位、儲(chǔ)層裂縫的形成期次和裂縫寬度大小三個(gè)因素共同控制了有效裂縫的發(fā)育。裂縫大量分布于靠近大斷裂一定范圍內(nèi)，距離火山通道較遠(yuǎn)、裂縫形成期次較晚(特別是形成期與烴源巖生油期相近或者在其之后，且在油氣大規(guī)模運(yùn)移之前的裂縫)、寬度較小的地區(qū)裂縫充填作用較弱，是有效裂縫和優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育的有利地區(qū)。

QHD30A-1井區(qū)位于距離邊界大斷裂和火山通道更近的構(gòu)造高部位，B6井區(qū)位于距離邊界大斷裂和火山通道較遠(yuǎn)的構(gòu)造斜坡帶。由于構(gòu)造高部位較斜坡帶更靠近邊界大斷裂，因此儲(chǔ)層中裂縫更為發(fā)育，裂縫密度較斜坡帶更大。但是由于構(gòu)造高部位更靠近火山通道，因此裂縫和原生孔隙更容易受火山熱液作用影響而被各類礦物充填，儲(chǔ)層物性變差，不利于油氣富集；而斜坡帶雖然距離大斷裂較遠(yuǎn)，裂縫密度和規(guī)模較小，但是由于遠(yuǎn)離火山通道，因此儲(chǔ)層受火山熱液作用影響較小，裂縫充填作用較弱，且可與油氣成熟和運(yùn)聚時(shí)間有效匹配，儲(chǔ)層質(zhì)量較好，較構(gòu)造高部位更有利于油氣富集成藏(圖15)，可作為下一步潛山內(nèi)幕火山巖油氣勘探的重點(diǎn)。

4 結(jié)論

(1) 秦皇島30A地區(qū)白堊系潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層巖性以爆發(fā)相安山質(zhì)火山巖角礫巖為主。儲(chǔ)集空間類型按成因分為原生孔隙、次生孔隙和裂縫3大類和9亞類，整體屬于裂縫—孔隙復(fù)合型儲(chǔ)層。

(2) 火山巖儲(chǔ)層中原生氣孔經(jīng)歷早期和晚期兩個(gè)階段充填。早期充填發(fā)生于同生成巖階段，受巖漿期后熱液作用影響，氣孔被沸石、綠泥石、白云石等中低溫?zé)嵋旱V物四期充填。晚期充填發(fā)生于早埋藏成巖階段，氣孔被方解石等礦物單一充填。根據(jù)裂縫相互切割關(guān)系和充填礦物組合特征，將儲(chǔ)層裂縫分為四期，晚期裂縫充填程度弱于早期裂縫。

(3) 潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層成巖演化經(jīng)歷同生成巖階段、表生成巖階段、埋藏成巖階段3個(gè)階段。其中，同生成巖階段火山熱液作用對(duì)儲(chǔ)層影響最大，是導(dǎo)致大量孔縫被充填和儲(chǔ)層物性變差的主要原因。后期表生成巖階段風(fēng)化淋濾作用和埋藏成巖階段溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層物性進(jìn)行了一定改善，但作用有限。

圖15 秦皇島30A地區(qū)潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層發(fā)育模式Fig.15 Reservoir development model of buried-hill inner volcanic rocks in Qinhuangdao 30A area

(4) 未充填有效裂縫發(fā)育程度是影響潛山內(nèi)幕火山巖儲(chǔ)層物性和產(chǎn)能巨大差異的主控因素。構(gòu)造部位、裂縫形成期次及寬度大小三個(gè)因素共同控制了有效裂縫發(fā)育。裂縫大量分布于靠近大斷裂一定范圍內(nèi)，距離火山通道較遠(yuǎn)、裂縫形成期次較晚且形成期與油氣成熟期和油氣運(yùn)聚期相匹配、裂縫寬度較小的地區(qū)裂縫充填作用較弱，是有效裂縫和優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育的優(yōu)勢(shì)地區(qū)，更有利于油氣大規(guī)模成藏，可作為下一步潛山內(nèi)幕火山巖油氣勘探的重點(diǎn)。

References)

[1] Hunter B E, Davies D K. Distribution of volcanic sediments in the Gulf coastal province-significance to petroleum geology[J]. Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions, 1979, 29: 147-155.

[2] Hawlander H M. Diagenesis and reservoir potential of volcanogenic sandstones-Cretaceous of the Surat Basin, Australia[J]. Sedimentary Geology, 1990, 66(3/4): 181-195.

[3] Mark E M, John G M. Volcaniclastic deposits: implications for hydrocarbon exploration[M]//Richard V, Fisher, Smith G A. Sedimentation in Volcanic Settings. Society for Sedimentary Geology, Special Publication, 1991: 20-27.

[4] Petford N, McCaffrey K J W. Hydrocarbons in Crystalline Rocks[M]. London: The Geological Society of London, 2003.

[5] Seemann U, Scherer M. Volcaniclastics as potential hydrocarbon reservoir[J]. Clay Minerals, 1984, 19(3): 457-470.

[6] 鄒才能，趙文智，賈承造，等. 中國(guó)沉積盆地火山巖油氣藏形成與分布[J]. 石油勘探與開發(fā)，2008，35(3)：257-271. [Zou Caineng, Zhao Wenzhi, Jia Chengzao, et al. Formation and distribution of volcanic hydrocarbon reservoirs in sedimentary basins of China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2008, 35(3): 257-271.]

[7] 金春爽，喬德武，淡偉寧. 渤海灣盆地中、新生代火山巖分布及油氣藏特征[J]. 石油與天然氣地質(zhì)，2012，33(1)：19-29，36. [Jin Chunshuang, Qiao Dewu, Dan Weining. Meso-Cenozoic volcanic rock distribution and reservoir characteristics in the Bohai Bay Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2012, 33(1): 19-29, 36.]

[8] 劉中云，肖尚斌，姜在興. 渤海灣盆地第三系火山巖及其成因[J]. 石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2001，25(1)：22-26. [Liu Zhongyun, Xiao Shangbin, Jiang Zaixing. Volcanic rocks of Bohai Bay Basin in Tertiary and their Genesis[J]. Journal of the University of Petroleum, China, 2001, 25(1): 22-26.]

[9] 朱偉林，米立軍，龔再升. 渤海海域油氣成藏與勘探[M]. 北京：科學(xué)出版社，2009. [Zhu Weilin, Mi Lijun, Gong Zaisheng. The Hydrocarbon Accumulation and Exploration in Bohai Sea[M]. Beijing: Science Press, 2009.]

[10] 趙澄林. 火山巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間形成機(jī)理及含油氣性[J]. 地質(zhì)論評(píng)，1996，42(增刊1)：37-43. [Zhao Chenglin. Formation mechanism of reservoir space and oil possibility of volcanic reservoirs[J]. Geological Review, 1996, 42(Suppl.1): 37-43.]

[11] 楊雙玲，劉萬(wàn)洙，于世泉，等. 松遼盆地火山巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間特征及其成因[J]. 吉林大學(xué)學(xué)報(bào)：地球科學(xué)版，2007，37(3)：506-512. [Yang Shuangling, Liu Wanzhu, Yu Shiquan, et al. Pore textures and its causes of volcanic reservoir in Songliao Basin[J]. Journal of Jilin University: Earth Science Edition, 2007, 37(3): 506-512.]

[12] Augustithis S S. Atlas of the Textural Patterns of Basalts and Their Genetic Significance[M]. Amsterdam: Elsevier Scientific Pub, 1978.

[13] Neuhoff P S, Fridriksson T, Arnorsson S, et al. Porosity evolution and mineral paragenesis during low-grade metamorphism of basaltic lavas at Teigarhorn, eastern Iceland[J]. American Journal of Science, 1999, 299(6): 467-501.

[14] Neuhoff P S, Rogers K L, Stannius L S, et al. Regional very low-grade metamorphism of basaltic lavas, Disko-Muussuaq region, West Greenland[J]. Lithos, 2006, 92(1/2): 33-54.

[15] 孫玉善，曹自強(qiáng). 克拉瑪依油區(qū)沸石類礦物特征及分布規(guī)律[J]. 新疆石油地質(zhì)，1991，12(3)：253-261. [Sun Yushan, Cao Ziqiang. Characteristics and distribution of zeolite group minerals in Karamay oilfields[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 1991, 12(3): 253-261.]

[16] 朱世發(fā)，朱筱敏，王緒龍，等. 準(zhǔn)噶爾盆地西北緣二疊系沸石礦物成巖作用及對(duì)油氣的意義[J]. 中國(guó)科學(xué)(D輯)：地球科學(xué)，2011，41(11)：1602-1612. [Zhu Shifa，Zhu Xiaomin, Wang Xulong, et al. Zeolite diagenesis and its control on petroleum reservoir quality of Permian in northwestern margin of Junggar Basin, China[J]. Science China(Seir.D): Earth Sciences, 2011, 41(11): 1602-1612.]

[17] 梁浩，羅權(quán)生，孔宏偉，等. 三塘湖盆地火山巖中沸石的成因及其儲(chǔ)層意義[J]. 沉積學(xué)報(bào)，2011，29(3)：537-543. [Liang Hao, Luo Quansheng, Kong Hongwei, et al. Formation and distribution of zeolite in volcanic rock and its effect on reserviors in Santanhu Basin[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2011, 29(3): 537-543.]

[18] 熊益學(xué)，郗愛華，冉啟全，等. 火山巖原生儲(chǔ)集空間成因及其四階段演化——以準(zhǔn)噶爾盆地滴西地區(qū)石炭系為例[J]. 中國(guó)地質(zhì)，2012，39(1)：146-155. [Xiong Yixue, Xi Aihua, Ran Qiquan, et al. The formation mechanism and four-stage evolution of volcanic primary reservoir spaces: A case study of Carboniferous volcanic rocks in Dixi area, Junggar Basin[J]. Geology in China, 2012, 39(1): 146-155.]

[19] 劉萬(wàn)洙，黃玉龍，龐彥明，等. 松遼盆地營(yíng)城組中基性火山巖成巖作用：礦物晶出序列、杏仁體充填和儲(chǔ)層效應(yīng)[J]. 巖石學(xué)報(bào)，2010，26(1)：158-164. [Liu Wanzhu, Huang Yulong, Pang Yanming, et al. Diagenesis of intermediate and mafic volcanic rocks of Yingcheng Formation (K1y) in the Songliao Basin: sequential crystallization, amygdule filling and reservoir effect[J]. Acta Petrologica Sinica, 2010, 26(1): 158-164.]

[20] 許多年，潘建國(guó)，蔣春玲，等. 準(zhǔn)噶爾盆地烏夏地區(qū)二疊系火山巖儲(chǔ)層氣孔充填機(jī)理及定量化預(yù)測(cè)方法[J]. 天然氣地球科學(xué)，2014，25(11)：1746-1751. [Xu Duonian, Pan Jianguo, Jiang Chunling, et al. Pore filling mechanism and quantitative prediction methods of the Permian volcanic reservoir in Wuxia area, Junggar Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2014, 25(11): 1746-1751.]

[21] 劉喜順，郭建華，張曉萍. 準(zhǔn)噶爾盆地西北緣火山巖巖石學(xué)與孔隙特征及演化模式研究[J]. 天然氣地球科學(xué)，2009，20(4)：525-530. [Liu Xishun, Guo Jianhua, Zhang Xiaoping. Lithology, porosity characteristics and evolution model of volcanic rocks in northwest Junggar Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2009, 20(4): 525-530.]

[22] 蔡?hào)|梅，孫立東，齊景順，等. 徐家圍子斷陷火山巖儲(chǔ)層特征及演化規(guī)律[J]. 石油學(xué)報(bào)，2010，31(3)：400-407. [Cai Dongmei, Sun Lidong, Qi Jingshun, et al. Reservoir characteristics and evolution of volcanic rocks in Xujiaweizi fault depression[J]. Acta Petrolei Sinica, 2010, 31(3): 400-407.]

[23] 李偉，何生，譚開俊，等. 準(zhǔn)噶爾盆地西北緣火山巖儲(chǔ)層特征及成巖演化特征[J]. 天然氣地球科學(xué)，2010，21(6)：909-916. [Li Wei, He Sheng, Tan Kaijun, et al. Characteristics of reservoir and diagenetic evolution of volcanic rocks in northwestern Junggar Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2010, 21(6): 909-916.]

[24] 鄒才能，侯連華，陶士振，等. 新疆北部石炭系大型火山巖風(fēng)化體結(jié)構(gòu)與地層油氣成藏機(jī)制[J]. 中國(guó)科學(xué)(D輯)：地球科學(xué)，2011，41(11)：1613-1626. [Zou Caineng, Hou Lianhua, Tao Shizhen, et al. Hydrocarbon accumulation mechanism and structure of large-scale volcanic weathering crust of the Carboniferous in northern Xinjiang, China[J]. Science China(Seir.D): Earth Sciences, 2011, 41(11): 1613-1626.]

[25] 董雪梅，查明，蔣宜勤，等. 新疆北部石炭系火山巖儲(chǔ)層特征、演化及成因模式[J]. 西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版)，2013，28(4)：8-16. [Dong Xuemei, Zha Ming, Jiang Yiqin, et al. Charateristics, evolution and genetic modes of Carboniferous volcanic reservoir in northern Xinjiang, China[J]. Journal of Xi’an Shiyou University: Natural Science Edition, 2013, 28(4): 8-16.]

[26] 曲江秀，高長(zhǎng)海，查明，等. 準(zhǔn)噶爾盆地克拉美麗氣田石炭系火山巖儲(chǔ)層特征及成巖演化[J]. 中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2014，38(5)：1-8. [Qu Jiangxiu, Gao Changhai, Zha Ming, et al. Reservoir characteristics and diagenetic evolution of Carboniferous volcanic rock in Kelameili gas field of Junggar Basin[J]. Journal of China University of Petroleum, 2014, 38(5): 1-8.]

[27] Sruoga P, Rubinstein N. Processes controlling porosity and permeability in volcanic reservoirs from the Austral and Neuquén basins, Argentina[J]. AAPG Bulletin, 2007, 91(1): 115-129.

[28] 高有峰，劉萬(wàn)洙，紀(jì)學(xué)雁，等. 松遼盆地營(yíng)城組火山巖成巖作用類型、特征及其對(duì)儲(chǔ)層物性的影響[J]. 吉林大學(xué)學(xué)報(bào)：地球科學(xué)版，2007，37(6)：1251-1258. [Gao Youfeng, Liu Wanzhu, Ji Xueyan, et al. Diagenesis types and features of volcanic rocks and its impact on porosity and permeability in Yingcheng Formation, Songliao Basin[J]. Journal of Jilin University: Earth Science Edition, 2007, 37(6): 1251-1258.]

[29] 雷海艷，柳成志，何仁忠，等. 馬朗凹陷火山巖成巖作用及其對(duì)儲(chǔ)集層物性的影響[J]. 新疆石油地質(zhì)，2011，32(5)：480-483. [Lei Haiyan, Liu Chengzhi, He Renzhong, et al. Diagenesis of volcanic rocks and its effects on physical properties of reservoirs of Kalagang Formation in Malang sag of Santanghu Basin[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2011, 32(5): 480-483.]

[30] 劉成林，杜蘊(yùn)華，高嘉玉，等. 松遼盆地深層火山巖儲(chǔ)層成巖作用與孔隙演化[J]. 巖性油氣藏，2008，20(4)：33-37. [Liu Chenglin，Du Wenhua, Gao Jiayu, et al. Diagenesis and porosity evolution of deep volcanic reservoirs in Songliao Basin[J]. Lithologic Reservoirs, 2008, 20(4): 33-37.]

[31] 張生銀，柳雙權(quán)，張順存，等. 準(zhǔn)噶爾盆地陸東地區(qū)火山巖風(fēng)化體儲(chǔ)層特征及控制因素[J]. 天然氣地球科學(xué)，2013，24(6)：1140-1150. [Zhang Shengyin, Liu Shuangquan, Zhang Shuncun, et al. The characteristics and controlling factors of volcanic weathering reservoir in Ludong region, Junggar Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2013, 24(6): 1140-1150.]

[32] 侯連華，鄒才能，匡立春，等. 準(zhǔn)噶爾盆地西北緣克—百斷裂帶石炭系油氣成藏控制因素新認(rèn)識(shí)[J]. 石油學(xué)報(bào)，2009，30(4)：513-517. [Hou Lianhua, Zou Caineng, Kuang Lichun, et al. Discussion on controlling factors for Carboniferous hydrocarbon accumulation in the Ke-Bai fractured zone of the northwestern margin in Junggar Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2009, 30(4): 513-517.]

[33] 陳淦. 克拉瑪依油田—區(qū)玄武巖油藏裂縫分析[J]. 新疆石油地質(zhì)，1993，14(1)：48-57. [Chen Gan. Analysis of the basalt reservoir fractures in district No. 1, Karamay oilfield[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 1993, 14(1): 48-57.]

Characteristics and Controlling Factors of Buried-hill Inner Volcanic Reservoir: An example from the Cretaceous in Qinhuangdao 30A Area, Offshore Bohai Sea, China

GUO Ying，WANG YueChuan，WEI AJuan，WU HaoMing，YE Tao，GAO KunShun，ZENG JinChang

China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) Limited Tianjin , Tianjin 300452, China

Focusing on the complex characteristics and controlling factors of buried-hill inner volcanic reservoir, this paper takes the Cretaceous volcanic rocks in Qinhuangdao 30A area of Bohai Sea for example. The space type, filling stage, diagenetic evolution and controlling factors of buried-hill inner volcanic reservoirs were studied based on core observation, thin section identification and scanning electron microscope analysis. The lithology of volcanic reservoirs in the study area is mainly explosive facies andesitic volcanic breccia. The reservoir space can being classified as primary pore, secondary pore and fissure. As main primary pores, the gas pores experienced early filling stage and late filling stage, leading to primary pores being sharply reduced. According to the filling minerals and interaction cutting relation, the fractures are categorized as four periods while the late fractures were more weakly filled than early ones. The reservoirs experienced three diagenetic stages: syndiagenetic stage, epidiagenetic stage and burial diagenetic stage. The volcanic hydrothermal activity during syndiagenetic stage influenced the reservoirs most and is the primary cause for the reservoir physical properties becoming worse, while the weathering and leaching in epidiagenestc stage and the dissolution in burial diagenestic stage improved the reservoir physical properties to a limited extent. The development of unfilled effective fractures in reservoir is the main controlling factor, resulting in the differences of volcanic reservoir physical properties and oil-gas production capacity in the study area. The structurally high part close to volcanic conduit contains more fractures than slope zone, but the fractures were more affected by hydrothermal activity and filled by minerals, leading to less effective fractures, poorer reservoir permeability and much lower oil-gas production capacity than that in slope zone. Structure position, formation period and size of fractures controlled the development of effective fractures. The fractures are mostly distributed within a certain range nearby major faults and those developed in area far away from volcanic conduit and formed late with small width were less filled and are effective fractures. The area with those fractures developed is the favorable region of high-quality reservoirs and target for oil-gas exploration.

Bohai Sea; Qinhuangdao 30A area; buried-hill; volcanic rock; reservoir characteristics; controlling factors

1000-0550(2017)02-0343-15

10.14027/j.cnki.cjxb.2017.02.012

2016-06-21； 收修改稿日期： 2016-11-03

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05023-002)[Foundation: National Science and Technology Major Project, No.2011ZX05023-002]

郭穎，男，1988年出生，助理工程師，碩士，沉積儲(chǔ)層及油氣成藏研究，E-mail: guoying8832@163.com

王粵川，男，1980年出生，高級(jí)工程師，E-mail: wangych@cnooc.com.cn

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼 A