金龍2井區(qū)火山巖儲層特征及影響因素

張喜龍，侯文鋒，朱國濤，李 想，劉 濤

(1.甘肅省油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/中國科學(xué)院油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，甘肅 蘭州 730000；2.中國科學(xué)院大學(xué)，北京 100049；3.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

隨著油氣需求的擴(kuò)大和勘探技術(shù)的進(jìn)步，火山巖油氣藏已成為油氣勘探的重要領(lǐng)域[1]，但火山巖油藏一般埋藏較深、構(gòu)造復(fù)雜、巖相變化快、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，儲層描述與預(yù)測仍存在較大困難[2]。目前，國內(nèi)外學(xué)者對火山巖油藏的研究主要集中在巖性測井識別[3-5]、FMI成像測井研究裂縫特征[6]、成巖后生作用對儲層物性的影響[7-8]、儲層空間結(jié)構(gòu)及控制因素[9-10]以及探討火山巖儲層建模等方面[11]。

準(zhǔn)噶爾盆地火山巖油氣藏的勘探開發(fā)以往多集中在盆地西北緣和腹部的石炭紀(jì)地層[12-14]，近年來，盆地西北緣中拐凸起二疊系佳木河組火山巖油氣藏的勘探也有所突破。2012年3月，金龍2井區(qū)佳木河組含油氣性的金201井試油獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流，從而發(fā)現(xiàn)了金龍2井區(qū)佳木河組火山巖油氣藏。該油氣藏發(fā)現(xiàn)以來，已有不少學(xué)者對該區(qū)火山巖裂縫發(fā)育與分布特征、儲層特征與定量評價(jià)、儲層孔隙類型特征、古地貌與油氣藏關(guān)系、火山巖儲層錄井多因素解釋評價(jià)等方面進(jìn)行研究[2，15-18]，但對其儲層特征及影響因素的研究比較欠缺。在前人研究的基礎(chǔ)上，綜合分析19口重點(diǎn)井的巖心、薄片、常規(guī)測井、FMI測井、物性及試油等資料，總結(jié)了該區(qū)火山巖巖性與巖相、儲集空間及物性特征，討論了儲層的影響因素，以期為該區(qū)火山巖油氣勘探開發(fā)奠定基礎(chǔ)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

準(zhǔn)噶爾盆地位于哈薩克斯坦古板塊、西伯利亞古板塊和塔里木古板塊交匯部位，是在海西期基底隆起上發(fā)育，經(jīng)印支、燕山與喜山運(yùn)動多期改造的大型含油氣盆地[19]。金龍2井區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣中拐凸起東斜坡帶克拉瑪依油田五區(qū)克75井區(qū)二疊系上烏爾禾組油藏南部，其南部、東南部、東北部分別毗鄰準(zhǔn)噶爾盆地重要生烴凹陷——沙灣凹陷、盆1井西凹陷和瑪湖凹陷，其西部靠近紅車斷裂帶，區(qū)域構(gòu)造位置非常有利，處于油氣運(yùn)移指向區(qū)，是準(zhǔn)噶爾盆地富油氣區(qū)帶之一[2,16]。工區(qū)整體上呈東南傾的單斜，是具有西高東低的的古潛山油藏，主要發(fā)育二疊系上烏爾禾組(P3w)和佳木河組(P1j)2套含油層系，其中，上烏爾禾組地層主要為扇三角洲沉積的碎屑巖建造，而佳木河組地層以火山噴發(fā)溢流的火山巖建造為主。

2 巖性與巖相特征

2.1 巖性與測井響應(yīng)特征

火山巖巖性劃分反映了組成礦物成分和火山巖的形成環(huán)境，包括各種結(jié)構(gòu)、構(gòu)造特征及儲集性能[13]。何輝等[2,15]研究認(rèn)為，金龍2井區(qū)佳木河組儲層巖性復(fù)雜，主要以火山巖類為主，夾少量碎屑巖，且由于受多期構(gòu)造運(yùn)動影響，裂縫普遍發(fā)育。根據(jù)巖心、薄片、測井資料及巖性圖版綜合分析認(rèn)為，金龍2井區(qū)佳木河組火山巖巖石類型主要為火山碎屑巖和熔巖兩大類(圖1)?；鹕剿樾紟r類主要為熔結(jié)角礫巖與火山角礫巖，其火山碎屑物質(zhì)多為玄武巖、安山巖等中基性熔巖，顏色多呈深灰色、褐色、灰白色，具凝灰角礫結(jié)構(gòu)、塊狀熔結(jié)構(gòu)造，裂縫較發(fā)育，自然伽馬值為35～60 API，密度為2.28～2.42 g/cm3，電阻率為10～30 Ω·m。熔巖類主要為安山巖、玄武巖、流紋巖和英安巖，安山巖多為淺色、淺褐色、深灰色及灰綠色，具斑晶結(jié)構(gòu)，基質(zhì)具交織結(jié)構(gòu)、玻晶交織結(jié)構(gòu)，主要為塊狀和杏仁構(gòu)造，氣孔發(fā)育，自然伽馬值小于45 API，密度為2.50～2.72 g/cm3，電阻率大于60 Ω·m；玄武巖多呈深灰色，具斑狀結(jié)構(gòu)，基質(zhì)具間粒間隱結(jié)構(gòu)，巖石主要為杏仁和塊狀構(gòu)造，電性特征表現(xiàn)為自然伽馬值小于40 API，深側(cè)向電阻率大于100 Ω·m，裂縫較發(fā)育，多為方解石充填；英安巖和流紋巖顏色多為淺色、灰白色，斑晶為酸性斜長石、石英及云母等，基質(zhì)為玻璃質(zhì)、長石微晶和細(xì)粒石英等，具流紋構(gòu)造，可見氣孔、杏仁沿流動紋層分布，自然伽馬值為75～105 API，密度為2.35～2.45 g/cm3，電阻率為20～60 Ω·m。

2.2 巖相期次及分布特征

金龍2井區(qū)鉆井揭示佳木河組火山巖厚度為22～314 m，平均為156 m，根據(jù)巖性、電性特征，將佳木河組地層劃分為3個期次。第3期埋藏最淺，厚度約為46～70 m，電性特征為低自然伽馬、中高電阻率，爆發(fā)相與噴溢相交互發(fā)育，以爆發(fā)相為主；第2期厚度約為35～60 m，具有高自然伽馬、中高電阻率的電性特征，多發(fā)育噴溢相，局部有爆發(fā)相交互發(fā)育；第1期埋藏最深，厚度約為40 m以上，自然伽馬與電阻率均較低，爆發(fā)相與噴溢相交互發(fā)育(圖1)。

王璞珺等[20]依據(jù)火山巖產(chǎn)出方式，將火山巖劃分為火山通道相、次火山相、爆發(fā)相、噴溢相、侵出相、火山沉積6種巖相，可細(xì)分為12種亞相。依據(jù)該劃分方式，金龍2井區(qū)巖相可劃分為火山通道相、爆發(fā)相、噴溢相、火山沉積相4種類型，其中，爆發(fā)相和噴溢相是該區(qū)主要的巖相類型，火山通道相局部發(fā)育，火山沉積相發(fā)育在研究區(qū)外圍?；鹕酵ǖ老嗪捅l(fā)相以火山碎屑巖類為主，噴溢相以中基性的安山巖和玄武巖為主，而火山沉積相主要巖性為凝灰?guī)r。按照“點(diǎn)、線、面”的思路對佳木河組巖相進(jìn)行單井、剖面及平面分析，縱向上巖相呈爆發(fā)相—噴溢相多期循環(huán)、間互發(fā)育的特征(圖1)，平面上巖相分布受巖性控制，均以火山通道相、爆發(fā)相、噴溢相、火山沉積相依次環(huán)繞分布，呈北西—南東向展布。

圖1 金龍2井區(qū)綜合柱狀圖(金213井)

3 儲層特征及其影響因素

3.1 儲集空間類型與物性特征

金龍2井區(qū)佳木河組火山巖儲層具有孔隙-裂縫雙重介質(zhì)的特征[16]，這決定了其儲集空間類型與特征具有多樣性。巖石鑄體薄片與FMI成像測井分析結(jié)果顯示，佳木河組火山巖儲集空間可分為原生孔隙、次生孔隙和裂縫三大類。原生孔隙主要為氣孔(圖2a)，多呈橢圓形，孔徑大小不一，多彼此孤立存在，主要發(fā)育在熔結(jié)角礫巖與火山角礫巖中。次生孔隙主要包括杏仁體內(nèi)溶孔和基質(zhì)溶孔(圖2b、c)，其中，杏仁體內(nèi)溶孔有少量方解石和瀝青充填，主要多發(fā)育于杏仁狀安山巖中，而基質(zhì)溶孔主要發(fā)育于蝕變的安山巖中。裂縫類型居多，包括微細(xì)縫、直劈縫、斜交縫、網(wǎng)狀縫 (圖2d、e、f、g)，普遍被方解石與沸石類充填，成因類型多樣，既有巖漿冷凝固結(jié)過程中收縮形成的收縮裂縫，也有受地質(zhì)運(yùn)動和風(fēng)化淋濾作用形成的構(gòu)造裂縫、溶蝕裂縫[13]。其中，構(gòu)造活動成因的直劈縫和斜交縫是研究區(qū)主要裂縫類型，直劈縫和斜交縫連通其他孔隙，成為油氣運(yùn)移的有利通道和儲集空間[2,16,21]。

圖2 金龍2井區(qū)火山巖典型儲集空間特征

19口取心井256個儲層物性數(shù)據(jù)分析表明，佳木河組火山巖的孔隙度為2.30%～22.30%，平均為10.55%。其中，近80%樣品的孔隙度為4.00%～11.00%，滲透率平均為0.26 mD。根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6285—2011與趙澄林等[22]對火山巖儲層孔隙度、滲透率的劃分標(biāo)準(zhǔn)，該區(qū)儲層屬于低孔、低滲—特低滲的Ⅲ類和Ⅳ類儲層，且儲集空間的復(fù)雜性與多變性導(dǎo)致儲層物性變化大，孔滲相關(guān)性差，儲層非均質(zhì)性非常強(qiáng)。

3.2 儲層影響因素分析

3.2.1 巖性與巖相控制有利儲層分布

巖性與巖相控制著火山巖有利儲層的分布，火山角礫巖和熔結(jié)角礫巖控制的爆發(fā)相儲層物性最好，其次為安山巖、英安巖、玄武巖控制的溢流相，而火山沉積相巖性最為致密，儲層物性最差。巖性與儲層物性數(shù)據(jù)分類統(tǒng)計(jì)顯示(表1)：爆發(fā)相各類巖性的儲層物性最好，平均孔隙度為13.7%，平均滲透率為0.90 mD，出油井點(diǎn)多；溢流相的安山巖、英安巖、流紋巖儲層物性較爆發(fā)相差，平均孔隙度為9.10%，平均滲透率為0.40 mD，試油結(jié)果明顯較前者差；最差的儲層發(fā)育在火山沉積相的沉凝灰?guī)r和集塊熔巖中，該類儲層平均孔隙度為6.30%，平均滲透率為0.05 mD，為非有效儲層?？v向上，金龍2井區(qū)有利儲層多為第3期爆發(fā)相的熔結(jié)角礫巖和火山角礫巖儲層，平面上，有利儲層呈北西—南東向條帶狀分布，主要分布于金218井—金214井—金209井—金201井—金204井一帶，與有利的火山巖相分布一致。

表1 金龍2井區(qū)佳木河組火山巖儲層物性特征

3.2.2 構(gòu)造成因的高角度裂縫改善物性

沿?cái)嗔褞Х植嫉幕鹕綆r，在斷裂活動過程中常形成眾多的裂隙以及破碎帶，導(dǎo)致原來孤立的氣孔連通起來，成為油氣運(yùn)移的主要通道，增加了火山巖儲層的有效孔隙度，從而提高了油氣的儲集性能[2,22]。金龍2井區(qū)佳木河組第3期火山巖埋藏最淺，構(gòu)造活動影響明顯，高角度裂縫最為發(fā)育，主要為直劈縫和斜交縫(圖2e、f)，解釋裂縫平均厚度為26.55 m，裂縫傾角普遍大于50 °；而第2期、第1期火山巖埋藏較深，構(gòu)造運(yùn)動影響小，裂縫發(fā)育規(guī)模和裂縫屬性均較第3期裂縫小[15](表2)。高角度裂縫的發(fā)育，為儲集空間的相互連通提供了

表2 金龍2井區(qū)佳木河組不同期次裂縫性質(zhì)數(shù)據(jù)

有利條件，極大地提高了油氣運(yùn)移通道和儲集空間，這也是金龍2井區(qū)佳木河組第3期火山巖油氣顯示最好的原因之一。

3.2.3 風(fēng)化淋濾與溶蝕交代作用顯著影響儲集性能

斷裂、古構(gòu)造控制的風(fēng)化淋濾與溶蝕交代作用可顯著影響火山巖的儲集性能[21-22]，金龍2井區(qū)佳木河組火山巖形成于海西末期，經(jīng)歷了長期的沉積間斷和斷裂擠壓，這導(dǎo)致淺層的火山巖遭受了強(qiáng)烈的風(fēng)化剝蝕作用，尤其是古隆起位置的中基性火山巖，高含鐵鎂礦物和斜長石，更易遭受風(fēng)化淋濾和溶蝕交代作用。斷層和古隆起共同控制的成巖流體常常淋濾、溶蝕、滲濾以及沉淀充填原生氣孔，形成研究區(qū)較為有利的2種次生儲集空間類型，即杏仁體內(nèi)溶孔和基質(zhì)溶孔。實(shí)際勘探表明，佳木河組不整合面之下100 m以內(nèi)(第3期)風(fēng)化淋濾和溶蝕交代作用強(qiáng)，有利儲層發(fā)育，出油井點(diǎn)較多，而更深處火山巖致密，風(fēng)化剝蝕作用影響小，其含油氣性差。試油結(jié)果證實(shí)，古潛山、斷裂帶控制的古風(fēng)化帶區(qū)內(nèi)油井產(chǎn)量普遍較高，而構(gòu)造低部位的勘探均無突破，如處于高部位的克102井埋深為4 050.00～4 081.00 m，日產(chǎn)油為10.06 t/d，日產(chǎn)氣為7 858.00 m3/d，而處于構(gòu)造較低部位的金216井在埋深為4 334.00～4 348.00、4 390.00～4 397.00 m處進(jìn)行2段單獨(dú)試井，均無油氣產(chǎn)出，日產(chǎn)水分別為43.19、42.20 m3/d(圖3)。

圖3 金龍2井區(qū)過克102井—金208井—金216井構(gòu)造剖面

4 結(jié) 論

(1) 金龍2井區(qū)佳木河組火山巖儲層巖性主要包括火山碎屑巖和熔巖兩大類，其中，火山碎屑巖類是最有利的儲集巖性；佳木河組發(fā)育3個期次、4種類型火山巖相，縱向上自下而上呈爆發(fā)相與噴溢相間互發(fā)育特征，平面上呈北西—南東向條帶狀分布，控制著含油氣范圍。

(2) 金龍2井區(qū)火山巖原生孔隙、次生孔隙和裂縫均發(fā)育，但以氣孔為代表的原生孔隙和以杏仁體內(nèi)溶孔為代表的次生孔隙是研究區(qū)的主要孔隙類型，裂縫類型多樣，構(gòu)造成因的高角度裂縫是研究區(qū)的主要裂縫類型，在第3期最為發(fā)育。

(3) 金龍2井儲層物性整體較差，且儲層非均質(zhì)性極強(qiáng)，屬于低孔、低滲—特低滲的火山巖油藏，其儲層物性首要影響因素為巖性與巖相，其次為高角度裂縫、古構(gòu)造、風(fēng)化淋濾及溶蝕交代作用，前者通過影響原生孔隙發(fā)育來控制有利儲層分布，后者主要通過增大孔縫和溝通喉道來改善儲集空間。