火山岩储层油气成藏模式与分布规律

1. 火山岩储层油气成藏模式与分布规律

一、火山岩储层油气来源与成因
火山岩储层中的油气既有有机成因，也有无机成因，绝大部分属于有机成因。中国陆相沉积盆地火山岩储层中的油气绝大部分来自于沉积岩中的有机质，但也有无机成因烃类气的发现。如松辽盆地深层天然气以有机成因气占主导地位，但也有无机成因气，个别地区无机CO2含量大于60%。
1.有机成因
关于火山活动对有机物形成与演化的影响，主要表现为3方面的作用:①火山喷发过程中火山灰的大面积分布可能造成生物的大量灭绝，导致有机质的保存;②火山作用前后伴随大量热液、气液物质喷出，热液中常含有Ni、Co、Cu、Mn、Zn、Ti、V等过渡金属和N、P等物质，这些热液和气液中的物质在有机物的生长繁殖、有机质成熟、有机质转化等方面起到积极作用;③火山活动、火成作用以及热液作用等均可促进有机质成熟，使其形成生烃物质，为火山岩提供油气。
据研究，现代陆上地表环境下火山岩发育区内湖泊中包含富烃沉积物，Kirkham认为美国华盛顿州的Rattlesnake气田天然气可能来自于玄武岩内部的湖相沉积物，天然气中包含了可观的氮气。
2.无机成因
某些火山活动、火成作用也可为火山岩提供无机成因的天然气，该类气藏的规模还可能相当可观。无机成因生成烃类主要有3种观点:①直接源自地幔，烃类可能通过CO或CO2和H2的费托反应合成，或者是在地球形成过程中聚集的宇宙物质(星云微粒和烃类等)保存在地幔中形成;②由晚期至岩浆期后温度低于600℃时封闭体系中各种形态的原始含CO2流体重新形成;③岩浆期后矿物-流体反应(如蛇纹岩化)产生烃类。
3.成因判别
根据烃类(通常用CH4)的δ13C值，可区分生物源和非生物源，生物来源的烃类贫13C(δ13C低于-30)，无机成因烃类富13C(δ13C在-27左右)。
二、火山岩油气成藏模式
火山岩油气藏存在多种成藏模式，这里以松辽盆地和新疆北部石炭系火山岩油气藏为例说明。
1.松辽盆地深层天然气成藏模式
断陷盆地以形成箕状断陷为主要特征。通常箕状断陷主要由3部分组成，即陡坡带、断(洼)槽带和缓坡带，当断陷比较开阔时，有时发育有中央构造带(凹中隆)。不同的构造带具有不同的成藏模式。
(1)陡坡带成藏模式
陡坡带是断陷活动的起始带，是控陷主断层的发育部位。陡坡带背靠凸起，面向断陷，一般具有坡度陡、物源近、相带窄、变化快和构造活动强烈等特点。徐家围子断陷西侧断阶式陡坡带，在断层的上升盘凸起上发育了基岩风化壳变质岩潜山气藏，如昌401气藏。在古隆起斜坡上形成多个近物源快速堆积的冲积扇体及辫状河三角洲沉积体系。由断裂和基岩顶、营城组顶面风化壳提供良好的运移通道，形成以侧向运移为主的地层超覆气藏(如芳深5气藏等)及岩性上倾尖灭气藏等(图7-12)。在断层下降盘发育火山岩体背斜岩性复合气藏(如芳深6井营城组气藏等)以及与深大断裂活动有关的无机成因CO2气藏(如芳深9等井营一段酸性火山岩CO2气藏等)。

图7-12 徐家围子中生代火山岩气藏剖面图

(2)断槽带成藏模式
断槽带位于断陷的中央部位，夹持于陡坡带和缓坡带之间，是断陷盆地长期发育的沉降中心、沉积中心和生烃中心;同时又是各类砂体和火山岩的前缘带分布区，是岩性油气藏发育的有利区(图7-12)。据徐家围子断陷不完全统计，已发现了95个火山岩气藏，其中，40个断鼻、断背斜岩性复合气藏，主要发育于控陷断裂附近;30个火山岩地层岩性复合气藏，主要分布在古隆起或斜坡带上;25个火山岩岩性气藏，主要发育于断陷中心。由此可见，断槽带主要以岩性气藏为主。
(3)缓坡带成藏模式
缓坡带构造比较简单，一般发育有鼻状构造，是油气运移的指向，若上倾方向有遮挡，就可形成油气藏(图7-12)。在箕状断陷拉伸的过程中，当基岩块体的沉降幅度大于翘倾的幅度时，缓坡上的地层发生超覆;当基岩块体的沉降幅度小于翘倾的幅度时，缓坡上的地层发生退覆或剥蚀。缓坡上还发育了多期不整合面，为地层超覆和地层不整合油气藏形成创造了条件。缓坡上还可形成岩性上倾尖灭，有利于岩性油气藏的形成。缓坡上也发育有反向正断层，这种断层与控陷断层基本上同时发生，沿断裂带往往有火山喷发，易于形成火山岩体圈闭;在基岩中还可以形成潜山构造。
(4)中央构造带成藏模式
受构造活动控制，在断陷中部可形成中央构造带，构造带两侧发育有生烃断槽，可以形成单向或多向供烃，油气供给相对充足。因此，中央构造带是断陷盆地油气聚集最有利的构造带。
徐家围子断陷在形成过程中，以推进式的伸展方式，产生张剪性徐中断裂，使基岩块体发生翘倾，从而形成了北北西向的徐中中央构造带(图7-12)。中央构造带的东侧发育安达断槽和徐东断槽，西侧发育徐西断槽和徐南断槽，断槽内以沙河子组暗色泥岩和煤为主的烃源岩十分发育。这些烃源岩具有质量好、生烃速率高、聚集程度高、生气强度大的特点，天然气资源丰富。徐中断裂带，特别是与北东向断裂的交叉处，控制了火山口和火山岩储层的分布，构造活动产生的构造裂缝连通了孔隙，改善了储层物性。断裂和岩性综合控制有利区是天然气聚集区。
2.新疆北部石炭系火山岩油气成藏模式
中国东、西部火山岩成藏条件存在很大差别。新疆北部石炭系存在源内火山岩层序型、源上火山锥准层状、侧源火山岩不整合梳状3种成藏模式。

图7-13 三塘湖盆地石炭系源内火山岩层序型成藏模式

(1)源内火山岩层序型成藏机制与模式
火山岩风化体储层在水体频繁震荡区发育，暴露于水面之上的风化淋滤时间较短的火山岩风化体与之后发育的烃源岩间互分布，火山岩风化体受层序界面控制，烃源岩生成的油气直接或通过断裂运聚在附近的火山岩风化体地层圈闭中成藏，该类成藏模式形成的地层型油气藏规模受控于风化体大小和厚度，有效烃源岩覆盖区的风化体均可能成藏。如三塘湖盆地马朗凹陷石炭系(图7-13)，地震剖面上清楚可见火山岩与烃源岩互层发育，当烃源岩成熟后生成的油气沿断裂纵向运聚于风化体内形成由多个风化体组成的纵向叠加、平面连片的火山岩地层油藏。上石炭统卡拉岗组内部存在5个受层序控制的火山岩风化体成藏组合，均可发育地层油藏，之下的哈尔加乌组烃源岩生成的油气沿断裂纵向运聚于风化体内，断裂发育处储层更发育，油气主要集中分布于断裂附近的火山岩风化体内;哈尔加乌组火山岩与烃源岩互层，烃源岩生成的油气沿断裂或直接运集于火山岩风化体内聚集成藏(图7-13)。该区已探明石油地质储量5000×104t，三级石油地质储量近2×108t，是中国已发现受层序控制的最大的火山岩风化体层状地层油藏。

图7-14 准噶尔盆地陆东地区石炭系源下火山锥准层状成藏模式

(2)源上火山锥准层状成藏机制与模式
火山岩与烃源岩近水平间互分布，地层沉积后受构造运动控制发生倾斜，沿古地貌顶面发生风化淋滤和剥蚀，形成沿顶面火山岩风化体储层和沉积岩(凝灰岩)非储层间互，后期下沉接受上覆沉积泥岩覆盖形成以火山岩风化体为单元的地层圈闭，当埋藏到一定深度烃源岩成熟后，烃源岩生成的油气通过断裂或直接运移聚集于风化体地层圈闭中成藏。这种成藏模式要求在不整合面形成后再次埋藏，其下烃源岩仍具有生烃能力，油气藏规模受控于火山岩风化体地层圈闭规模和油气聚集量，风化体厚度控制着火山岩风化体地层圈闭的纵向规模，火山岩风化体平面规模控制地层圈闭大小，根据风化体、正向构造和有效烃源岩条件耦合确定该类成藏模式有利区。如准噶尔盆地陆东上石炭统巴山组，火山岩风化体与烃源岩间互分布(图7-14)，气藏沿石炭系顶面火山岩风化体分布，侧向受非渗透岩性遮挡，上面受土壤层和上覆新地层泥岩遮挡，各气藏之间不连通，气藏厚度受风化体厚度控制，一般在100～350m之间。由于生烃凹陷主要位于倾斜地层的下倾方向，沿油气来源方向在上倾部位的有效火山岩风化体地层圈闭均有可能形成这类油气藏，受近源成藏控制，高部位有效圈闭不一定充满，或不成藏，如距烃源岩较远的滴西24井气藏高度为78m;距烃源岩和断裂匹配越近的圈闭中油气充满度越高，如距烃源岩和断裂较近的滴西18井气藏高度为258m，最有利的火山岩风化体油气藏主要分布于古构造的斜坡部位。该区已探明天然气地质储量超过千亿方，是中国发现的最大的火山岩风化体准层状地层气藏。
(3)侧源火山岩不整合梳状成藏机制与模式
火山岩受逆冲推覆作用抬升接受长期风化淋滤，沿不整合顶面和断裂发育处形成梳型有利储层，受后期沉积地层覆盖形成大型火山岩风化体地层圈闭，位于火山岩风化体地层圈闭侧翼低部位的烃源岩生成的油气，通过断裂纵向运移，不整合面横向运移，并逐级向高部位运移聚集于火山岩风化体地层圈闭中成藏。该成藏模式形成的地层油气藏在纵向上位置比烃源岩高。如准噶尔盆地西北缘克-百断裂带上盘石炭系火山岩风化体大型地层油藏，该区受前陆盆地造山运动控制使其抬升，推覆带前缘被推覆高度大，经历风化淋滤时间长，在断裂控制下形成的风化体厚度大;盆地边缘上覆地层剥蚀后，火山岩经历的风化淋滤时间较短，断裂规模较小，形成的火山岩风化体厚度较小，在断裂控制下沿不整合面和断裂发育区形成梳状不整合风化体，下盘二叠系烃源岩生成的油气沿断裂和不整合面逐级向高部位运移聚集成藏，形成大型梳状地层油藏。该区已累计探明石油地质储量超过2×108t，发现三级石油地质储量超过5×108t，是中国目前发现的最大的火山岩风化体梳状地层油藏(图7-15)。

图7-15 准噶尔盆地西北缘上盘石炭系侧源火山岩风化体梳状成藏模式

三、火山岩油气成藏分布与富集规律
拉张型断陷盆地原生型火山岩油气藏与挤压型盆地火山岩风化壳油气藏，分布的富集规律不同，下文以松辽盆地深层原生型火山岩气藏和北疆石炭系火山岩风化壳油气藏为例进行阐述。
1.松辽盆地中生代天然气分布规律
(1)持续沉降型断陷控制了天然气区域分布
松辽盆地深层断陷，按构造演化特征可分为持续沉降型、晚期反转型和后期抬升型断陷，其中以持续沉降型断陷天然气最丰富。这类断陷构造活动相对比较和缓，沉降较深，沉积环境较稳定，湖相地层发育，烃源层厚度大，有机质丰度高，埋藏深。概括起来，具有“一好三高”的特点，即烃源岩的质量好、生气速率高、聚集程度高、近源产量高。这类断陷天然气探明储量占现阶段天然气探明储量的95%以上。
断陷盆地油气运移距离一般较近，本区沙河子烃源岩天然气运移距离一般不超过10km。在统计的69口井中，距源岩距离小于10km的井有52口，其中仅有4口井为干层，主要原因是储层较致密而失利;距源岩距离10～20km的井有14口，其中有6口井见气显示，4口井为水层，4口井为干层;而距源岩距离大于20km的井有3口，无气显示，其中1口井为水层，2口井为干层。又如长岭断陷的长深3井，距气源区的距离为20km以上，因此失利。而长深103井距气源近，获日产天然气11.5×104m3。由此可见，距富烃断槽近，一般距生烃中心距离小于10km，有利于天然气富集高产。
(2)生烃断槽控制了断陷内天然气分布
由于断陷盆地边界断裂的走向、延伸长度和断距发生变化以及变换带发育，一个断陷往往被分割为若干个断槽(洼槽)。松辽盆地内36个大小不等的断陷，共发育了74个断槽。断槽面积最大为1443km2，最小为131km2，大于500km2的断槽有32个。并不是每个断槽都具备良好的生烃条件。因此更准确地讲，不是断陷控制了天然气的分布，而是断陷内生烃断槽控制了天然气的分布。每一个断槽是一个独立的沉积湖盆，也是一个独立的成藏单元。因此，落实主力生烃断槽是选准勘探方向的关键。中小型断陷只要存在生烃断槽，同样具有良好的勘探前景。
天然气围绕生烃断槽呈环状分布，由于陆相断陷地质条件特殊，岩性、岩相变化限制了油气的运移，断裂发育阻滞了油气运移，油气丰度高低也影响了油气运移，因此，油气只是短距离运移，围绕生烃断槽附近聚集，呈环状分布。如长岭断陷围绕长岭断槽找到了长岭1号气田、东岭气田、双坨子油气田、伏龙泉气田、大老爷府气藏、长深8气藏等6个气田(藏)，呈现围绕生烃断槽呈环状分布的特征。由此可见，生烃断槽控制了天然气的分布。
(3)近邻生烃断槽的断裂构造带是断陷内天然气藏的富集区带
基底大断裂控制了火山岩储层的分布，也控制了火山岩体圈闭的形成，圈闭主要沿断裂带分布。中生代火山岩特别发育，形成独具风格的火山岩体圈闭，如火山岩体背斜(昌德气田、升平气田等)、断鼻(兴城气田等)、火山岩岩性(汪家屯气藏等)、火山岩裂缝性(汪家屯气藏等)等圈闭。
由于断裂断距的变化或走向的变化，沿断层的下降盘往往发育有鼻状构造(兴城气田等);在断层的上升盘发育有地层超覆(徐家围子断陷昌德气田芳深5、6、7登娄库组底部砂砾岩地层超覆气藏圈闭等)、地层不整合和潜山圈闭(徐家围子断陷昌德气田昌102、昌401变质岩潜山气藏圈闭和兴城气田、肇州西、汪家屯花岗岩潜山气藏圈闭等)，以及被覆背斜;由于反转活动还可以在断层下降盘形成反转构造等。
基底大断裂有利于油气运移和储集性能的改善。断裂是油气运移的重要通道;同时断裂带附近裂缝发育，沟通了火山岩储层内的孔隙，扩大了有效储集空间;裂缝又是地下水的渗流通道，促使次生溶蚀孔缝发育，改善了储集性能。
可见，断裂-构造带控制了断陷内天然气聚集，是天然气的富集区带，如徐家围子断陷天然气藏沿徐西、徐中和宋站基底大断裂分布;长岭1号气田也分布于基底大断裂附近。
(4)优质火山岩储层控制了天然气富集
火山岩岩性、岩相控制了优质储层的发育，从而控制了天然气富集。酸性火山岩储层发育，物性好，因此，溢流相中的流纹岩、流纹质晶屑熔结凝灰岩物性好，是有利储层，具有较好的储集能力。火山岩相对优质储层发育和天然气富集起到明显的控制作用，一般爆发相中凝灰岩储层物性最好，如徐深1井3440～3450m段的流纹质熔结凝灰岩段，孔隙度平均达7.2%，最高可达15%;渗透率平均可达0.24×10-3μm2，最高可达0.81×10-3μm2，该段压后自喷日产气195698m3。溢流相的原地溶蚀角砾岩和上部亚相的流纹岩含气较饱满，含气饱和度为70%～80%，溢流相的中部亚相和爆发相的熔结凝灰岩物性差，束缚水饱和程度高，含气性差，含气饱和度为30%～50%。近火山口的火山岩储层物性好，含气饱满，远离火山口的火山岩储层物性差，含气饱和度低。勘探实践表明，徐家围子断陷的徐深1井、徐深3井、升深2-1井等工业气流井大都分布在火山口或近火山口附近，而远离火山口的徐深16井则未获油气。
裂缝促进了优质储层的发育，从而控制了天然气富集。裂缝既是渗流通道又是储集空间，同时也是地下水渗流通道，对溶蚀缝、孔的发育起到了十分重要的作用。裂缝的发育与岩性和构造活动有着密切的关系，流纹岩裂缝最发育，裂缝线密度为5.70条/m，其次是流纹质熔结凝灰岩，裂缝线密度为5.27条/m。构造作用强烈的地区，如断裂带附近裂缝发育。如长岭断陷长深1号气田北部发育了10条断层，由于火山岩储层断裂、裂缝发育，使得原生孔隙和次生孔隙相互沟通，产生的次生孔隙沿断裂、裂缝呈串珠状分布，致使储集物性变好。形成的气藏具有统一的气水界面，为块状底水气藏。气水界面海拔深度为-3643m，最大气柱高度260m，从而形成了高产大气田。
(5)NE—NNE向基底深大断裂控制了CO2气藏分布
松辽盆地CO2气藏比较普遍，主要分布在徐家围子断陷、长岭断陷、德惠断陷，纵向上主要分布在泉头组三、四段和营城组两套层系中，登娄库组中气藏分布比较零星(汪家屯地区)。CO2含量不等，从大于60%到小于20%。碳同位素值分布在两个区间:-12～-14和-4～-8，以后者为主，指示主要为幔源或壳源成因。
CO2气主要来源于幔源和壳源岩浆，断裂是CO2气的主要运移通道。基底深大断裂，尤其是超壳断裂和岩石圈断裂是壳幔物质与能量交换和地幔流体上涌的主要通道。随着地幔物质的侵入，造成了幔壳物质的熔融和不同性质岩浆的形成。岩浆的脱气作用是CO2气形成的主要方式。这些以幔源物质和岩浆房为源的CO2气，沿剪切带发生分散运移，运移范围更广。同时，韧性剪切带间接沟通了深大断裂以及基底断裂，使深部来源的CO2气聚集在盆地的不同构造部位。当基底大断裂在拆离带与深部CO2气源相沟通时，CO2气在圈闭中聚集成藏。CO2气藏主要沿NE—NNE向断裂分布。CO2气藏主要沿NNE向展布的孙吴-双辽、伊兰-依通和嫩江3条深大断裂带分布，尤其是孙吴-双辽深大断裂与NW向的滨州基底断裂的交汇处，如达深3气藏。
长期发育的NE—NNE向大断裂附近的CO2气藏富集高产。断裂长期活动造就了CO2气多期充注，多期成藏，使气体更富集。因此，长期发育的大断裂附近的无机成因的CO2气藏富集高产。如长岭断陷长深1井营城组底部已检测到的CO2气藏就有两期充注:第一期为82Ma;第二期为28Ma。
2.新疆北部石炭系火山岩风化壳油气分布富集规律
(1)残留生烃凹陷控制油气的平面分布
从已发现的新疆北部石炭系火山岩油气藏来看，油气藏具有近源成藏特点。
火山岩储层分布规律与碎屑岩不同。新疆北部石炭系单个火山岩体规模较小，平面上分布变化大，非均质性强，连通性差(长期风化、大面积叠置分布的大型风化壳除外)，油气在其中的横向运移距离受到限制，横向运移距离一般较短，因此一般近源成藏，油气藏主要围绕有效烃源岩中心附近分布。断裂是油气纵向输导体系，可在纵向上形成多套含油气层系。新疆北部上石炭统火山岩形成于碰撞造山后的松弛垮塌环境，火山岩沿断裂带及其附近分布，因此在烃源岩分布范围内发育的断裂带是火山岩油气藏分布的最有利地区。目前，围绕三塘湖盆地的马朗凹陷发现了牛东油田，围绕准噶尔地区滴水泉凹陷发现了克拉美丽气田，围绕准噶尔地区五彩湾凹陷发现了五彩湾气田，这些油气田均属于自生自储风化壳地层型，都是围绕上石炭统有效烃源岩中心分布。
(2)风化壳规模控制油气富集的程度和规模
新疆北部石炭系火山岩优质储层分布控制油气的富集高产，火山岩风化壳中溶蚀和崩解带控制风化壳型油气富集高产。
优质储层主要发育于溶蚀带和崩解带中，在长期风化淋滤区域形成的火山岩风化壳厚度可达450m以上(断裂带附近风化壳厚度更厚)，一般土壤层厚度为10～30m，水解带厚度为20～30m，二者厚度之和在30～60m之间，这个层段储层不好，油气产量不高，或基本不含油气。这就是为什么在风化壳地层中勘探时，不是针对风化壳地层的井在风化壳内钻探20～50m完钻没有发现油气层的原因。
如准噶尔地区西北缘上盘石炭系前期没有作为目的层勘探，大部分井在石炭系只留50m以内口袋井，致使好多油层没有被发现。认识到有利储层对油气高产的控制因素以后，加强针对勘探，在石炭系发现了大量油气。如白4井620m进入石炭系，在620～710m范围内基本为差油层、干层或非储层，710～790m为好储层，获得高产工业油流，4.5mm油嘴试油，产油20.23t/d，产气80m3/d，再向下产能较低，储层物性变差，油层变差。
火山岩风化壳优质储层平面上受控于岩相、岩性、风化时间、断裂和古地貌等因素，在古地貌高部位和斜坡带处，火山岩风化强度较大，能够形成有利储层，古地貌低部位火山岩一般风化程度低，不利于形成有利储层。有利储层的形成同时受控于断裂发育程度，断裂附近能够形成裂缝和微裂缝，增加储层渗流能力，同时在风化过程中表生环境下的地表水沿断裂向下渗流，也能够增加火山岩储层的次生溶蚀孔隙，裂缝、微裂缝及次生溶蚀孔隙控制着有利储层分布，在油气藏中这些区域的油气井产量一般较高，即能够富集高产。如牛东油田探明面积范围内各井产能差别很大，马17井、nd4-13井、nd4-131井等高产井分布于断裂带附近和有利岩相发育带内，nd89-9井、nd89-10井、nd89-11井、nd89-121井、nd89-131井等较高产井分布于断裂带附近，而低产和干井产能受影响因素较多。
(3)风化壳地层型有效圈闭控制油气成藏
圈闭条件是石炭系火山岩油气成藏的关键。风化壳地层型油气藏的保存条件主要包括石炭系上覆盖层的岩性、断裂的封堵与开启性;石炭系内部有效储盖组合是火山岩内幕岩性油气藏保存的关键。
有效圈闭与主成藏期的有利配合是成藏关键。通过盆地模拟和烃源岩热演化，确定了新疆北部石炭系烃源岩主要生烃时期为晚二叠世至晚白垩世，如由五彩湾凹陷的烃源岩热演化可以看出二叠世末烃源岩达到成熟，到白垩系末烃源岩Ro达到2.0%(图7-16)。但不同盆地及盆地内不同区域的烃源岩演化序列不同，生烃期及主生烃期时间存在差别。如三塘湖盆地塘参3井的烃源岩Ro演化得到的生油期距今250～60Ma，主力生油期距今150～60Ma(图7-17);吐哈地区鄯科1井烃源岩Ro演化得到的生气期距今为265～110Ma，主力生气期为距今195～110Ma(图7-17)。因此，在白垩世之前形成的有效圈闭都具备油气聚集成藏的可能性，在评价新疆北部石炭系有利勘探区带时，不但要研究石炭系自生的储盖组合条件，同时要研究白垩系沉积前的储盖组合条件及白垩系之后的保存条件。
上覆有效盖层控制了风化壳地层型圈闭的有效性。石炭系上覆盖层是风化壳地层型油气藏保存的关键。已发现的风化壳地层型油气藏，包括牛东油田、克拉美丽气田、准噶尔西北缘克-百断裂带上盘石炭系油藏等，均具备良好的上覆直接盖层条件。石炭系上覆直接盖层为泥岩、凝灰岩等分布区最有利于风化壳地层型油气藏的形成，已发现的油气藏均在有效上覆盖层分布区。
生储盖组合控制油气赋存层位。新疆北部石炭系发育多个生储盖组合。如准噶尔地区至少发育6套生储盖组合，三塘湖盆地至少发育5套生储盖组合，吐哈地区至少发育4套生储盖组合，这些储盖组合主要分布在上石炭统，下石炭统勘探和研究程度很低，对其生储盖组合认识不足。

图7-16 五彩湾凹陷烃源岩热演化图


图7-17 三塘湖盆地、吐哈地区烃源岩Ro演化图

(4)正向构造背景控制油气运聚指向
构造高部位是油气运聚的指向区。新疆北部石炭系火山岩油气成藏同样受正向构造背景控制，但由于成藏条件的差异，火山岩油气成藏和构造的关系与碎屑岩成藏在运移距离、分布位置等方面又有不同。烃源岩生成的油气沿断裂纵向运移，到达石炭系顶面风化壳后沿风化壳横向运移，但基本为近源成藏，围绕有效烃源岩中心周缘相对高部位是风化壳地层型油气成藏的主要区域，从已发现的油气藏来看基本上都分布于古构造和现今构造耦合较好的高部位，斜坡带和背斜构造是最有利区。如准噶尔地区西北缘、克拉美丽气田等均具有该特点。
断裂控制了油气大规模聚集。新疆北部石炭系经历了多次构造运动，发育多期次断裂。围绕断裂带附近可发育有利储层，断裂带及其周围火山岩发育，断裂在改善火山岩次生溶蚀孔隙的同时，还形成了许多裂缝和微裂缝。在烃源岩区断裂能够纵向上沟通烃源岩和上部储层，在油气运聚过程中起到纵向输导作用。因此，近源断裂带为油气聚集的有利区，油气围绕断裂带附近富集高产，如牛东油田高产和相对高产井基本上分布于断裂带附近就是很好的印证(图7-18)。

图7-18 马朗凹陷牛东油田油藏剖面图

四、中国火山岩油气藏的分布
火山岩本身不能生烃，但能发育优质储层。因此，火山岩油气藏主要分布在有利生储盖配置区。
从火山岩储层与烃源岩的纵、横向配置关系分析，主要发育近源与远源两种类型。近源型组合是指在纵向上火山岩与烃源岩基本同层，在平面上火山岩储层主要分布在生烃范围之内;远源型组合是指在纵向上火山岩与烃源岩不同层，在平面上火山岩储层主要分布在生烃范围之外。
目前已发现的大型火山岩油气藏均与烃源岩近距离接触，纵向上构成自生自储或下生上储含油气组合，一般以自生自储组合近源运聚成藏最为有利(图7-19)。
松辽盆地深层下白垩统火山岩气藏属典型的自生自储型组合。火山岩储集层主要发育在营城组，烃源岩发育于营城组之下的沙河子组以及营城组内部，区域盖层是登娄库组和泉头组泥岩。纵向上，火山岩储集层与烃源岩距离很近，使得油气可以近距离运聚成藏。加之后期发育晚白垩世大型坳陷湖盆，且改造作用不强，因此深层火山岩油气成藏地质要素基本保持了原位性，条件比较理想。
渤海湾盆地发育火山岩的层系较多，而具有工业价值的火山岩油气藏主要发育在古近系沙河街组。沙河街组是渤海湾盆地的主力生烃层系，其中间歇发育的火山岩被生油岩所夹持，构成典型的自生自储型含油气组合。辽河东部凹陷欧利坨子沙三段粗面岩油藏以及南堡沙三段火山岩气藏，均属此种类型。
准噶尔盆地陆东地区和三塘湖盆地牛东地区石炭系火山岩油气藏的生储盖组合特征相似，总体为自生自储型组合，但受构造变动影响，生储盖组合既有原位性也有一定的异位性，勘探难度更大。火山岩储集层主要位于石炭系顶部不整合面附近，受风化淋滤改造比较明显。烃源岩包括下石炭统和上石炭统两套泥岩，盖层为二叠系和三叠系泥岩。石炭系可以构成独立的含油气系统。
东部断陷，以近源组合为主，火山岩与烃源岩互层，主要分布在生烃凹陷内或附近。因此，在高部位形成以爆发相为主的构造岩性油气藏，在斜坡部位形成以喷溢相为主的岩性油气藏。如渤海湾盆地古近系和松辽盆地深层，火山岩均发育在生烃层内。

图7-19 中国主要含油气盆地火山岩生储盖组合纵向分布

中西部发育近源与远源两种成藏组合类型，主要分布在大型不整合之下的火山岩风化壳内，形成地层油气藏，如准噶尔、三塘湖盆地石炭-二叠系火山岩，四川、塔里木盆地二叠系火山岩。

2. 徐家围子断陷沙河子组致密砂岩气成藏条件及勘探潜力

张大智 杨峰平 印长海 肖利梅
（大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）
作者简介：张大智，男，工程师，现主要从事沉积与层序研究工作，E-mail：zdz-007＠163.com。
摘 要：致密砂岩气属于非常规天然气，是常规天然气的后备资源之一。本文对徐家围子断陷沙河子组 天然气成藏条件的综合分析认为，沙河子组具有形成致密砂岩气藏的地质条件，其烃源岩厚度、砂砾岩厚度 大，分布广，有机质含量高，成熟到过成熟，资源量大，具有广阔的勘探前景。沙河子组致密砂岩气藏成藏 条件的初步认识为：(1)有利的构造和沉积背景；(2)充足的气源条件；(3)低孔、低渗的储集条件；(4) 良好的 封盖保存条件；(5)匹配的运移疏通条件；(6)有利的圈闭条件；(7)良好的生储盖组合。与国内外泥页岩气藏特 征对比发现，沙河子组具有形成泥岩气藏的条件，随着研究程度的深入以及勘探技术的突破，沙河子组非常 规气藏勘探有可能取得较大的进展。
关键词：徐家围子断陷；沙河子组；非常规油气；致密砂岩气；成藏条件；勘探潜力
Hydrocarbon Accumulation Conditions and Exploration Potential of Tight Sandstone Gas of Shahezi Formation in Xujiaweizi Rift Depression
Zhang Dazhi YangFengpingYin Changhai Xiao Limei
（Exploration and Development Research Institute，Daqing Oilfield Company Ltd，Daqing 163712，China）
Abstract：Tight sandstone gas belongs to nontraditional natural gas and is one of reserve resource of conventional natural gas.This paper analyses the hydrocarbon accumulation conditions of Shahezi formation in Xujiaweizi rift depression.Research shows Shahezi formation develops geological conditions which is help for forming tight sandstone gas.Shahezi formation is characterized by large thickness and extensive distribution of source rocks and sand-conglomerate rocks，abundant organic matter，mature to over mature source rocks.Therefore，Shahezi formation has a large resource volume and an expansive exploration prospect.The primary conclusion about hydrocarbon accumulation conditions of tight sandstone gas of Shahezi formation is：(1)advantaged tectonic and sedimentary background；(2)abundant gas origin； (3)reservoirs of low porosity and permeability；(4)favorable conservation；(5)suited migration；(6)favorable trap；(7) well source-reservoir-cap assemblages.Meanwhile，geological characteristics of Shahezi formation are similar to those of domestic and overseas shale gas .Shahezi formation maybe develops mud shale gas.With the deep exploration and technique breakthrough，nontraditional natural gas exploration of Shahezi formation maybe makes a great progress in the future.
Key words：Xujiaweizi rift depression；Shahezi formation；nontraditional natural oil and gas；tight sandstone gas； hydrocarbon accumulation conditions；exploration potential
非常规油气是未来石油天然气能源的重要接替资源，所谓非常规油气是指 “所有不符合常规油气 成藏原理，或在成因、成分、产状、性质、储集介质、封聚机理等方面具有特殊性的天然气聚集”［1］，包括油页岩、页岩气、煤层气、天然气水合物、致密砂岩气等，本文主要探讨徐家围子断陷沙河子组致 密砂岩气的有关特征。致密砂岩气是指孔隙度低（＜12％）、渗透率比较低（＜1 ×10-3μm2）、含气饱 和度低（＜60％）、含水饱和度高（＞40％）、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天 然气［2］，具有地层压力异常、毛细管压力高、气水关系复杂等特征［3］。目前国外所开发的大型致密砂 岩气藏主要以深盆气藏为主，集中在加拿大西部和美国西部［4］，在我国的准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地 以及四川盆地西部均发现了储量巨大的致密砂岩气藏［5］，同时，在松辽、渤海湾、南襄、苏北、江汉、 塔里木、吐哈等盆地也发现了致密砂岩天然气储层的分布［6］，是未来大有希望且现实的天然气勘探领 域。本文以松辽盆地徐家围子断陷沙河子组为研究对象，分析其致密砂岩气藏的成藏条件和勘探潜力，对未来该区域非常规气藏的勘探开发具有一定的理论与指导意义。
1 地质概况
徐家围子断陷位于松辽盆地北部，总面积5300km2，整体近北北西向展布，西以断层与中央古隆起 带相隔，东侧与尚家-朝阳沟隆起带呈斜坡过渡，是由徐西断裂（南北两段）、徐中断裂及徐东断裂带 条等三条断裂控制的复式箕状断陷（图1a、b），总体表现为西断东超的构造格局。受控于区域性构造、 沉积作用，深部地层自下而上发育上侏罗统火石岭组、下白垩统沙河子组、营城组、登娄库组和泉头 组［7～12］。其中，沙河子组划分为沙一段和沙二段，岩性主要是一套黑色、灰黑色泥岩与灰色中砂岩、 细砂岩、砾岩，夹煤层（图1c），沉积环境主要是湖相、扇三角洲沉积，残余地层厚度400～2800m。由于徐家围子断陷沙河子组埋藏深度较大（超过3000m），砂砾岩储层致密（孔隙度小于6％，渗透率 小于0.1×10-3μm2），开展的研究工作较少。前人认为沙河子组是主要的源岩层，因此勘探程度较低，对其砂砾岩的发育特征认识尚不清楚，目前所钻探井多分布在断陷边缘，但基本都见气显示，个别井压 后最大日产量超过5×104m3，显示了沙河子组致密砂岩气勘探的良好前景。

图1 徐家围子断陷构造特征及岩性柱状图

2 沙河子组致密砂岩气成藏条件
2.1 有利的构造和沉积背景
沙河子组处于强烈断陷期，受徐西断裂、徐中断裂及徐东断裂带条等三条断裂的控制，形成徐西、 徐东两个凹陷，成为该时期的沉积沉降中心，发育巨厚的沙河子组地层，局部厚度达到2800m（图2），砂砾岩厚度0～700m（图3），暗色泥岩厚度0～1100m（图4），与凹陷内部发育的小型断裂和裂隙相 结合，形成有利的天然气运移聚集条件。在凹陷边缘主要发育扇三角洲、近岸水下扇、冲积扇等沉积相（图5），由于靠近物源区，沉积沉降速率快，碎屑物质成分复杂，分选较差，碎屑沉积物可以较快推进 到湖泊沉积中，形成烃源岩和储集岩相互叠置，因而构造和沉积背景均有利于致密砂岩气藏的形成。

图2 沙河子组残余地层厚度图图


图3 沙河子组残余砂砾岩厚度图

2.2 有利的气源条件
充足的气源是形成有利气藏的基础，沙河子组本身就是徐家围子断陷深层最主要的源岩层，烃源岩 分布面积广，厚度大，地震揭示其暗色泥岩厚度0～1100m，钻井揭示其煤层厚度0～150m。暗色泥岩 有机碳含量在0.22％ ～5.48％，平均1.57％，氯仿沥青 “A” 含量为0.0016％ ～0.4776％，平均 0.0491％，成熟度为1.02～4.16，平均为2.89。煤层有机碳含量为9.12～84.44％，平均43.66％，氯 仿沥青“A” 含量为0.0045％～0.48％，平均0.2307％。干酪根类型以Ⅲ型为主，占55.3％，其次为 Ⅱ型，占31.8％，Ⅰ型最少，为12.9％。前人研究认为［13，14］，松辽盆地含Ⅰ型干酪根的烃源岩生油门 限深度约为1100 m，含Ⅱ型干酪根的烃源岩生油门限深度为1200～1300 m，含Ⅲ型干酪根的烃源岩生 油门限深度为1850 m。沙河子组埋藏深度在3000m以下，从以上地化指标可以看出，烃源岩已达高成 熟-过成熟，是非常好的源岩层，生气潜力较高。对徐深1井沙河子组烃源岩生气强度研究发现［15］，暗色泥岩生气强度为38×108m3/km2，煤层生气强度为100×108m3/km2，该层总生气强度为138× 108m3/km2。而徐深1井位于升平-兴城背斜构造的中段，暗色泥岩沉积厚度还是相对较薄的。根据地 层厚度分布和沉积相研究结果预测，徐家围子断陷中部沙河子组暗色泥岩最大厚度约1100m，由此计 算，徐家围子断陷沙河子组暗色泥岩最大生气强度可达220×108m3/km2，足以达到形成大气田的气源 条件。

图4 沙河子组残余暗色泥岩厚度图


图5 沙河子组二段沉积图

2.3 储集条件
沙河子组致密气藏的主要储集层为扇三角洲砂砾岩储层和近岸水下扇砂砾岩储层，砂砾岩颗粒间以 线接触和点接触为主，压实作用强烈，胶结物主要为火山质和碳酸盐，胶结类型为孔隙式和基底式胶 结。单层厚度变化较大，一般为1～10m，最厚超过40m。由于距物源较近，储集层横向上夹于烃源岩 之间，易于油气聚集。目前研究表明，砂砾岩储层的总厚度变化在0 ～700 m，占沙河子组地层总厚度 的0～40％。物性分析显示，储层具有低孔、低渗、成岩作用强等特点，孔隙度多数小于10％（主要介 于2％～6％），渗透率小于0.1×10-3μm2。岩心观察及镜下微观特征研究表明，沙河子组砂砾岩中也 发育有一定规模的次生孔隙，因此具备形成气藏的储集条件。
2.4 封盖保存条件
沙河子组本身发育厚度较大的烃源岩，在作为生油层的同时，也可作为有效的区域盖层。封盖机理 主要有两种情况，其一是岩性封盖，烃源岩本身致密，可以作为良好的盖层，砂砾岩埋藏深度较大，储 层致密，由于岩性的致密造成了岩石本身突破压力高，阻止了天然气的运移；其二是压力封盖，目前沙 河子组产层段压力系数都大于1，属于超压层，因此存在较好的压力封盖条件，使天然气难以向上运 移。尽管断裂和裂缝的存在会造成气体的散失，但充足的气源可以为其持续补给，形成一个动态平衡。同时，在后期改造比较严重的地区，早期天然气藏在晚期重新分配、调整，在新的圈闭中聚集形成新的 气藏。
2.5 运移疏导条件
沙河子组储层致密，天然气的运移存在两种情况，第一种情况是天然气运移发生在砂砾岩致密化之 前，此时成岩作用尚不强烈，原生孔隙及次生孔隙大量发育，形成天然气富集。第二种情况是天然气运 移发生在砂砾岩致密化之后，此时，由于成岩作用的强烈改造，砂砾岩物性急剧降低，天然气沿着构造 活动形成的断裂或裂缝系统运移，形成天然气富集。从目前研究来看，天然气大规模运移应发生在砂砾 岩致密化之后。从构造特征上来说，沙河子组时期构造活动强烈，控制徐家围子断陷发育的徐西、徐中 断裂强烈活动，同时发育沟通烃源岩和储层的伴生断层，为天然气沿不整合面和大断裂向构造高部位运 移提供了通道。在断陷边部发育地层超覆、上倾尖灭等多种圈闭，有利于天然气聚集成藏。
徐家围子断陷沙河子组烃源岩从距今110Ma开始快速生气，在距今95Ma和75Ma出现两次显著的 生气高峰期，兴城地区深层火山天然气成藏期是距今60～103Ma，即在主力盖层登娄库组沉积之后，这 对深层天然气的保存较为有利［16］。因此，形成了较大规模的营一段火山岩岩性气藏（如昌德东气藏） 以及登娄库组的地层超覆气藏（如卫深5井气藏）和上倾尖灭气藏（如芳深801井和卫深501气 藏）［1］。既然沙河子组生成的天然气可以经过较长距离的运移在营城组、登娄库组形成气藏，也有可 能通过断层及裂缝的连接就近运移聚集于沙河子组的砂砾岩中形成气藏。
2.6 圈闭条件
对于沙河子组来说，气藏主要形成在储层致密化之后，同时，砂砾岩储层与烃源岩交互频繁，在后 期构造活动的改造下，主要形成以古构造为背景的符合圈闭，如构造-岩性、构造-成岩、断层-岩性 等圈闭。
2.7 生储盖组合
在沙河子组内部，烃源岩既是源岩，又是盖层，在暗色泥岩表面及裂缝中又可以有吸附气的聚集，因 此又可以作为储层，具有“自生自储” 的特征。同时，天然气可以就近聚集于与烃源岩交互的砂砾岩中，也可以经过较远距离的运移储集于断陷边部砂砾岩中，形成“近源它储”式、“远源它储”式气藏。
3 沙河子组致密砂岩气勘探潜力评价
3.1 资源量估算
关于泥页岩的排烃系数很多学者开展过深入的研究，李明诚［18］通过渤海湾盆地各坳陷古近系烃源 岩的模拟和计算得出其排气率（排烃系数）为70％～80％；宋国奇［19］经计算得出了胜利油区上古生界 煤岩成熟度与排烃系数关系（表1），反映出不同演化阶段煤岩的排烃率不同，演化程度越高，排烃系 数越大。沙河子组成熟度为1.02～4.16，平均为2.89，其排烃系数应在80％以上，泥岩、煤层生排气 量见表2。聚集系数按2％～3％计算，沙河子组天然气资源量为（4072～6108）×108m3，因此，天然 气就近运移到沙河子组砂砾岩中形成气藏是可能的。同时，参考表1数据可以看出，沙河子组泥岩、煤 层吸附气量也比较大，超过20m3/d，因此，沙河子组泥岩中也可能蕴藏着丰富的天然气资源。
表1 煤岩成熟度与排烃系数关系计算表 ［19］


表2 徐家围子断陷沙河子组生排气量及资源量


表3 徐家围子断陷沙河子组与国内致密砂岩气特征对比


3.2 勘探潜力评价
国内外在致密砂岩气藏勘探开发方面都取得了一些进展，美国具有致密砂岩气藏的盆地有23个，通过三维地震技术的提高、井网加密、直井分层压裂等技术使其勘探开发取得了较大成功［20]。国内致 密砂岩气的勘探开发主要集中在四川盆地、鄂尔多斯盆地及吐哈盆地，通过对比它们的特征可以发现（表3），徐家围子断陷沙河子组致密砂岩与其有相似之处，一些条件甚至更为优越，比如含气性、烃源 岩厚度等，因此，沙河子组致密砂砾岩具有形成规模储量的潜力。
同时，沙河子组厚层泥岩、煤层中存在吸附气聚集成藏的可能。泥岩气的聚集是天然气在烃源岩中 大量滞留的结果，天然气成藏的生、储、盖、运、聚、保等作用都在同一套泥岩地层中完成，因此成藏 控制因素相对简单，能够形成巨大的资源［21］。与美国已经成功开采泥页岩气的盆地对比（表4），沙河 子组TOC、Ro更高，烃源岩厚度更大。因此，沙河子组具有发育泥岩气的地质条件。
表4 徐家围子断陷沙河子组与国内外泥页岩气藏特征对比


续表


（国外及川西数据引自参考文献［21］）
目前，沙河子组已经开展了老井复查、压裂设计等相关工作，进一步的研究工作正在逐步开展，因 此，随着研究程度的深入以及勘探技术的不断进步，沙河子组的非常规气勘探有可能取得较大的进展。
4 初步认识
通过上述分析得到以下初步认识：一是徐家围子断陷沙河子组具备形成致密砂岩气的地质条件，资 源量大，勘探前景广阔。二是沙河子组致密砂岩气的成藏条件为：(1)有利的构造和沉积背景；(2)充足 的气源条件；(3)低孔、低渗的储集条件；(4)良好的封盖保存条件；(5)匹配的运移疏通条件；(6)有利 的圈闭条件；(7)良好的生储盖组合。三是沙河子组暗色泥岩厚度大，煤层发育，TOC、Ro较高，与国 内外泥页岩气藏特征相比，具有形成泥岩气藏的可能性，随着研究程度的深入以及勘探技术的进步，有 可能在泥岩气藏勘探方面取得进展。
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3. 裂谷盆地火成岩分布规律

中国东部中-新生代火山作用和裂谷盆地在不同的地质时期，或在同一时期的不同区域，伴生多期次的火山岩浆活动，不同期次的岩浆活动强度、频度、成分、活动方式等存在明显差异，形成了裂谷盆地的重要特征之一［11～15］。
1.火成岩岩性和分布特征
(1)松辽盆地
松辽盆地火山岩岩性主要有流纹岩、英安岩、粗面英安岩、安山岩、粗面岩、玄武安山岩、玄武粗面岩和粗面玄武岩，可分为3个旋回(表1-2)。早侏罗世粗面玄武岩和玄武质粗面安山岩到中侏罗世姚南组一段安山岩和流纹岩，构成基性岩到酸性岩的第一个旋回;晚侏罗世火石岭组安山岩类和玄武质安山岩类，到早白垩世营城组一段流纹岩类，再到营城组三段玄武粗安岩和玄武质安山岩类，构成从中、基性岩-酸性岩-中基性岩的岩浆旋回。营城组一段中基性火山岩是松辽盆地真正意义上的裂谷作用开始的标志。青山口组火山岩为第三次火山旋回，代表裂谷作用最大期、岩石圈强烈拉伸的产物［16］。
表1-2 松辽盆地演化阶段划分［10］


徐家围子断陷在晚侏罗世-早白垩世火山活动强烈，长期活动的断裂为岩浆上涌提供了通道，并控制了火山岩沿断裂带分布，形成了火石岭组沉积期、沙河子组沉积期和营城组沉积期3个火山喷发旋回。营城期旋回发育于断陷晚期，火山岩分布面积广，沿断陷西部陡坡边界断裂带、断陷中部次级基底断裂带和东部缓坡反向基底断裂带多次喷发，形成火山岩与沉积岩交互发育的地层，呈北北西和近南北向串珠状分布，断裂附近熔岩厚度大，向两侧逐渐变薄(图1-6)。
盆地南部火成岩主要分布在火石岭组、沙河子组、营城组，以火石岭组和营城组最为发育，其岩性以流纹质晶屑凝灰岩、火山角砾岩和沉凝灰岩为主。各区火山岩特征不同，东南隆起以基性玄武岩为主，且与凝灰岩互层产出，主要分布在农安—万金塔一带，梨树断陷南部发育玄武岩及其脉岩，而北部的杨大城子地区则以安山岩及其碎屑岩分布为主;西部斜坡带火山活动强烈且不均衡，持续时间长，岩浆具有中性-酸性演化的趋势，平面上沿嫩江断裂主要分布在白城、桃南断陷，通榆西断陷亦有分布(图1-7)。

图1-6 松辽盆地徐家围子地区火山岩体分布图［17］

(2)渤海湾盆地
自北向南主要包括辽河、渤中、黄骅、冀中、济阳和临清坳陷，其火山活动可分为5个大的旋回和10个次级幕(表1-3)。盆地中发育的沈阳-潍坊、黄骅-德州-东明、霸县-束鹿-邯郸等3条走滑性质的北北东向深大断裂带，基本控制着火山岩的分布。平面上具有东多西少的特点，尤其以郯庐断裂带经过的昌潍和辽河坳陷最为发育;纵向上主要集中在孔店组(房身泡组)、沙四上亚段至沙三段、沙一段、馆陶组4个层位。其中，孔店-沙四期火山岩各坳陷内均有发育，早期以裂隙式喷发的玄武岩和溢流玄武岩为主，晚期岩浆活动有所减弱，既有喷出，也有侵入;沙三—沙二期火山岩分布相对要少，主要分布于辽河、黄骅和临清坳陷内，惠民凹陷见有火山碎屑岩;沙一—东营期火山岩以中心式喷发为主，晚期有少量的侵入作用，此时冀中坳陷已无岩浆活动的迹象;东营期火山岩主要分布于黄骅和渤中坳陷;新近系主要为馆陶期玄武岩，裂隙式喷发占优势，主要分布于辽河、黄骅和渤中坳陷，惠民凹陷零星分布［19～20］。

图1-7 松辽盆地南部火山岩分布［18］

表1-3 渤海湾盆地中、新生代火山岩发育时代和主要特征［12］


1)辽河坳陷
根据火山岩喷发强度和时空分布规律划分为4期12次(表1-4)，其中以房身泡组火山活动最强，分布面积最大，其次为东营期及沙一—沙二期。房身泡期(46.4～65Ma)以偏基性的拉斑玄武岩为主，有3次喷发，以第二次为主喷发期，早期为碱性玄武岩，晚期则与拉斑玄武岩共生。沙三期(38.4～42.4Ma)为主要喷发期，有4次喷发，第三次为主喷发期，以强碱性玄武岩和粗安岩为主，主要分布于东部凹陷黄金带-于楼-热河台和牛居-青龙台地区。沙一-东营期(36.5～25Ma)有4次喷发，第三次为主喷发期，岩浆活动略强于第二期，火山岩以碱性玄武岩为主。东营期以溢流玄武岩和浅侵入相辉绿岩为主。与其他坳陷相比，该坳陷沙三期较早地发生了碱性-弱碱性玄武岩浆活动，火山活动整体上从早到晚，喷发强度具有从弱-强-弱的特点。
表1-4 辽河坳陷第三纪岩浆活动期次［21］


房身泡期以火山喷发为主。西部凹陷喷发中心在高升地区，最大厚度达1204m，如高参1井(未穿)，从中心向四周减薄分3支向北、向南沿断裂呈带状展布，西南支位于西部斜坡带，大致沿西八千-高升断层呈带状分布，火山岩厚度为100～200m，终止于杜家台一带;北支从高升往北延伸，至高89井附近变得很薄;东南支位于台安-大洼断裂带上，呈带状断续分布，延伸至大洼地区厚度一般为100～200m。东部凹陷则以小龙湾地区为主喷发中心，最大揭露厚度为1123m(小3井未穿)，自中心也分3支向南北伸展，分布范围比西部凹陷广。
东营期东部凹陷岩浆活动再次活跃，不仅有多个喷发中心沿断裂带状喷溢，而且还有浅层岩浆侵入，南部沟沿—红星一带最大火山岩厚828m(桃6井)，在驾掌寺洼陷发现辉绿岩侵入体(图1-8)。随着时代变新，火山岩喷发中心从凹陷中部向南、北方向迁移，在东部凹陷表现的更加突出。如东部凹陷欧利坨子-荣兴屯断裂背斜构造带随着时代的更新断裂活动强度由南向北推移:沙三期于楼及其以北地段断裂活动强烈;沙一期黄金带—桃园一带断裂活动强烈;东营期大平房以南地段断裂活动强烈。平面上，火山岩呈条带状分布，并有分叉现象，说明岩浆沿着深大断裂上升，通过次一级断裂喷溢出来。

图1-8 辽河坳陷火山岩分布图［5］


图1-9 黄骅坳陷中生代火山岩分布图［23］

2)黄骅坳陷
中生代火成岩主要分布在坳陷中、南区(图1-9)，东部的北大港、南大港及徐杨桥3个北东向斜列的基性喷发岩发育区，西南部孔店构造带沿主断裂带出现北西、北北西向中酸性火山岩，西北部沈青庄地区玄武岩比较发育。宏观上看，东部火山岩规模比较大，并以基性为主，西部规模较小，出现中、酸性喷出岩。基性火山岩属于早白垩世中晚期火山活动的产物，分布在下白垩统中上部，呈北东-南西向展布。［22～24］
古近-新近系火成岩主要分布在孔店南区，其次为北塘地区，中区零星分布。其显著特点是均为玄武岩和辉绿岩组成。火成岩层位具有南北老、中间(歧口地区)新的特点。孔店南部孔店组玄武岩与辉绿岩主要分布在孔店构造带，岩体厚20～150m，分布面积100～250km2。沙三段为玄武岩及火山碎屑岩，分布在枣北及孔东地区，岩体厚160m，分布范围约为200km2。北部北塘凹陷东营组玄武岩厚200～600m，分布范围达800km2，沙河街组辉绿岩分布较为普遍。歧口凹陷沙一段—东营组辉绿岩在扣村、张巨河、港东等区零星分布。此外，在北大港构造带东部、主断层下降盘发现明化镇组火山岩。
3)济阳坳陷
晚侏罗世至早白垩世，在郯庐断裂左旋剪切作用背景下形成的裂陷，以砾岩、砂岩与火山岩伴生发育［25～29］。火山岩主要分布在高青-花沟、博兴、沾化、车镇、埕北、青东、临邑、平方王等地区，分布面积达700km2，大体上沿盆地边缘相对隆起区分布，少量处于盆内凸起边缘(图1-10)［30］。

图1-10 济阳坳陷区域构造及火山岩分布图［30］

火山活动划分为5期(表1-5)。古近纪火山岩面积累计近千余平方千米，分布于昌潍、惠民和东营凹陷，沾化、车镇凹陷亦有少量分布。新近纪火山岩大多为喷溢相碱性橄榄玄武岩，活动范围减少，主要分布在惠民凹陷和东营凹陷西南部，厚度一般10～20m。火山岩类主要是玄武岩，在临邑、滨县、金家、草桥一线形成小型橄榄玄武岩体，如草桥地区广16井(728m)和广6井(869m)碱性橄榄玄武岩，为馆陶期岩浆活动的产物(K-Ar同位素年龄测定分别为(22.8±3.0)Ma，(23.8±3.1)Ma)，其他地区可能形成一些小规模的侵入活动。第四纪是地壳更为稳定的时期，盆地内火山活动基本平息，火山活动向盆地外隆起区转移，只在边缘部位局部发育小型中心式火山，如无棣大山发育有霞石苦橄玄武岩，同位素测定表明其形成于距今约0.73Ma，属于中心喷发成因的火山［30～32］。
济阳坳陷岩浆活动主要以火山喷发作用为主，侵入为辅。坳陷内已发现的3600km2火成岩中，火山岩占了80%以上。火山喷发以大型溢流和大中型火山锥群水下喷发、爆发为主，以潍北、阳信大型熔岩被和商河、玉皇庙地区大型火山群喷、爆发为代表。部分地区存在水上-水下复合喷发，东营凹陷滨南地区的沙三段沉积期较为典型。
火成岩岩性包括拉斑玄武岩、橄榄拉斑玄武岩和石英拉斑玄武岩3类(表1-6)。拉斑玄武岩主要分布在东南部，即昌潍坳陷孔三段、滨南地区沙四段;碱性玄武岩主要分布在夏口地区东营组、滨南地区沙四段、高青地区沙二段，常与橄榄拉斑玄武岩相伴生;过渡玄武岩常与橄榄拉斑玄武岩相伴生，分布在滨南地区沙四段。从Na2O-K2O关系图上看(图1-11)，碱性系列玄武岩主要为钠质系列。辉绿岩主要分布在商河、夏口、罗家及纯化地区，侵入层位不一。
4)东濮凹陷
东濮凹陷火成岩形成期分别为孔店组和沙河街组沉积中晚期。沙三段、沙一段和东营组沉积3个时期，断裂活动强烈，形成了大量火成岩。沙四段上部和沙三4沉积时期，沉降中心在前梨园地区，在该区附近的毛岗地区发现了大量沙三4玄武岩。到沙三3时期，沉降中心转移到柳屯-卫城地区，火成岩形成的位置也转移到该地区。到沙三2时期，柳屯次凹成为沉降中心，附近的桥口地区发育了大量的火成岩。沙一段时期沉降中心在盂岗集次凹，该区附近也发现了该时期的火成岩。
表1-5 济阳坳陷中、新生代火山活动时代与旋回综合数据［30］


表1-6 济阳坳陷火山岩岩性简表［33］



图1-11 济阳坳陷玄武岩Na2O与K2O关系图［33］

(3)苏北盆地
火成岩分布广泛，可划分为泰州组、阜宁组、三垛-戴南组、盐城群和东台组5个火山活动旋回(表1-7)。其中，阜宁组火山活动旋回可进一步划分为4个亚旋回，分别对应于阜宁组的一段、二段、三段和四段，其中以一、二段为主，三、四段仅零星分布。泰州组、垛一段和盐二段玄武岩规模最大。各期火山岩在平面分布上自西向东有古近纪时由老到新、新近纪时由新到老分布的特点(图1-12)［34～36］。
(4)江汉盆地
该盆地基性火山岩发育，分布面积达5086km2，占盆地总面积的18%。火山活动可分为白垩纪和古近纪两个旋回，后者进一步划分为3个火山喷发阶段(表1-8)［36］。火山岩分布大致可分为西区和东区。西区包括枝江、江陵凹陷及潜江凹陷西部;东区包括通海口凸起、泌阳与云应凹陷、沉湖与龙赛湖凸起(图1-13)。西区火山岩最发育，分布面积广(3638.1km2)、厚度大(最大厚度588.6m，如港4井)、分布层位多(沙市组、新沟嘴组、荆沙组、潜江组均有分布)、火山喷发阶段明显、岩性-岩相类型多。岩石种类主要是拉斑玄武岩系列的石英拉斑玄武岩、橄榄拉斑玄武岩、玄武玢岩(次玄武岩)，其次有辉绿岩和火山碎屑岩。
表1-7 苏北盆地古近-新近系及火山活动简表［35］



图1-12 苏北地区火山岩分布图［34］

表1-8 江汉盆地白垩-古近纪火山活动旋回划分［36］



图1-13 江汉盆地火山岩分布图［36］


图1-14 珠江口盆地地层综合柱状图［37］

(5)珠江口盆地
该盆地在早白垩世才开始经历陆壳裂解、晚白垩世-始新世中期陆缘裂陷、始新世晚期构造应力调整、渐新世-中新世早期陆缘裂离-拗陷、中新世中-晚期以来重新活动和断块差异升降运动等演化过程，伴随“神狐”、“珠琼”、“南海”、“东沙”和“流花”5次大的构造运动，发生5期火山活动(图1-14)［37～38］。“神狐运动”(E12-E22)在东沙隆起北部和海南隆起上，形成中酸性和基性火山熔岩，如安山岩、流纹质岩屑晶屑熔岩、凝灰岩等;“珠琼运动一、二幕”(E23-E32)在东沙隆起的北部、惠州凹陷的南部以及开平凹陷形成中酸性、基性火山熔岩和火山碎屑岩，如玄武岩、安山质角砾岩、英安质岩屑、晶屑凝灰岩和钠质粗面岩等;“南海运动”(N11)在东沙隆起、西江凹陷、开平凹陷形成大量的中酸性、基性火山熔岩和火山碎屑岩，岩石类型有玄武岩、蚀变碱性粗玄岩、玻屑晶屑凝灰岩、熔结角砾岩、蚀变玄武岩、凝灰岩等。
2.中-新生代火山活动旋回期次划分
中国东部各时代岩浆与构造活动的关系显示火山活动具有明显的旋回性［39～41］。中生代火山活动相对局限，对应于裂谷盆地的雏形阶段，为第一个火山岩旋回。古近-新近纪发育5期构造火山事件(图1-15):早期58～46Ma构造火山事件对应于东海与南海盆地快速裂陷与东部大陆新生代早期玄武岩喷发事件，相当于泰州期、阜宁期和孔店期，属于第一旋回;38～36Ma构造热事件高峰对应于喜马拉雅I幕发生时代和华北、苏北盆地开始裂陷与陆内玄武岩喷发事件，相当于沙河街期、戴南期和核桃园期，属于第二旋回早期;26～24Ma构造热事件高峰对应于喜马拉雅II幕，相当于东营期和三垛期，属于第二旋回晚期;20～16Ma对应于碱性玄武岩喷发高峰发生时代，相当于山旺期、汉诺坝期、馆陶期和盐城早期，属于第三旋回早期;8～4Ma对应于喜马拉雅III幕，相当于明化镇期、尧山期、大安期、桂五期、雨花台期和方山期，属于第三旋回晚期。第四纪火山活动已相当微弱，仅个别地区发育，如无棣大山、琼州半岛等。

图1-15 中国东部地区新生代构造-火山事件年龄分布［39］

中国东部中-新生代火成岩分布特征表明，郯庐断裂带和秦岭-大别造山带是我国东部中、新生代的两大主要构造带，对火山活动类型、特征、断陷作用以及与火山岩分布均具有明显的控制作用。
火山岩与沉积岩互层出现是本区中-新生代地层序列的普遍特征，以火山岩为主的序列往往出现在成盆期的初始阶段，然后逐渐过渡为以沉积岩为主的层序，具有火山岩-沉积岩的二元结构特点［42］。

4. 构造体系控油气分布

该区在新华夏构造体系控制下包括松辽盆地坳陷期的上白垩统—古近系、断陷期的侏罗系—下白垩统及石炭-二叠系、海拉尔盆地下白垩统、延吉盆地白垩系、依兰-伊通地堑古近系以及鸡西盆地、勃利盆地、虎林盆地等的中、新生界地层，均有丰度不同的烃源岩，并发现了油气藏、工业油气流或油气显示。
该地区经勘探已确定为工业油气藏的断陷有松辽盆地的徐家圈子断陷，松辽盆地南部地区的东部断陷带内的王府断陷、德惠断陷、小合隆断陷和梨树断陷；海拉尔盆地的乌尔逊断陷、贝尔断陷、依兰-伊通地堑的岔路河断陷、汤原断陷、方正断陷、延吉盆地德新断凹。
4.6.1 上白垩统坳陷盆地油气分布
1）上白垩统是大庆油田主力产层，油田主要分布在盆地NNE向大型坳陷中部构造隆起带上（俗称大庆长垣）。
2）油气分布在坳陷区与斜坡区过渡带内。
3）油气分布在坳陷内NNE向和NW向断裂附近。
4.6.2 侏罗系—下白垩统断陷盆地油气分布
侏罗系—下白垩统时期在新华夏构造体系控制下形成多个断陷盆地，各断陷各具独立的生、储、盖层沉积体系，这就构成了各自独立的源岩——圈闭的含油气系统，从而在全盆地内形成以断陷（深层）控制的区域性深层油气分布。已勘探发现油气分布的深断陷区内，或其周缘流体低势区的圈闭内油气田，有大房身油气田、茅山-四家子油气田、农安油气藏、徐家围子断陷周缘的各种类型气藏。深断陷区内距油气源岩发育区较近的构造更有利。尤其分布于不同层系气源岩生气强度高值区及较高值区，如茅山气藏位于生气强度130×108m3/km2范围内，四家子和农安油气藏分布于40×108m3/km2区内。
海拉尔盆地由多个断陷构成，其中各断陷的石油地质条件不同，致使其油气形成条件不同。如乌尔逊断陷、贝尔断陷与呼和湖断陷的沉积环境不同，其油气形成条件就不同，分布也不同，呼和湖断陷处于断陷群的边缘，其煤系地层发育，故天然气形成条件优越。而乌尔逊、贝尔断陷则油气并存。
4.6.2.1 断陷类型控制油气分布
该区断陷盆地众多，但不外乎单断式与双断式两种。其中单断式箕状断陷盆地（如方正、虎林盆地）由于沿断裂一侧地形陡，另一侧地形缓，造成两侧沉积相类型和沉积相带展布均具有不对称性，沉降中心均分布在陡岸一侧，沉积物充填快、沉积厚度大，发育半深湖-深湖相，而且由于浪基面之下的还原环境中，细粒沉积物中丰富的有机质得以保存，经压实成岩后形成了有机质丰度和有机质类型均呈不对称展布的烃源岩系（如方正断陷）。靠近断陷陡坡发育的烃源岩层较厚，靠缓坡一侧源岩层则较薄。双断式地堑型断陷盆地两侧均受边界断裂所控制，沉积中心多分布于断陷中部（如海拉尔盆地南屯期发育的呼伦湖断陷、贝尔断陷、伊通断陷等），沉积相带呈对称型分布，断裂强度大，沉降速度较快，形成了巨大的深湖静水还原环境，加之温暖潮湿的古气候环境下大量发育的水生生物和高等植物等有机质源源不断的供给，富含有机质的沉积物分布面积比单断式大。形成厚度大、对称性好的暗色泥质烃源岩区，因此烃源岩发育。总之，双断式断陷较单断式箕状断陷更为有利。油气主要分布在斜坡带上。
4.6.2.2 断陷内的古隆起有利成藏
徐家围子断陷和莺山断陷在早白垩世的沙河子组—营城组是稳定的持续沉积型断陷，其断裂控制形成的安达-肇州背斜带（古中央隆起）和肇东-朝阳沟背斜带（基岩隆起带）濒临徐家围子断陷和莺山断陷而发育。它们均为长期发育的古构造，其上发育着局部构造圈闭。安达-肇州背斜带是北高南低、顶部平坦的基岩凸起，呈半环状围绕徐家围子断陷的北、西、南边缘。肇东-朝阳沟背斜为长期继承性发育的、被断层所复杂化的背斜，位于徐家围子断陷东、南边缘和莺山断陷西北缘。德惠-梨树断陷则是在断陷内发育古隆起和早期形成的构造，有利成藏。
1）油气藏的分布与断凹内生油（气）区密切相关，一般超覆砂砾岩体、火山岩体等非构造圈闭油气藏分布在断凹内的隆起及斜坡带上。例如松辽盆地徐家围子断陷内隆起区，基底发育基岩风化壳圈闭气藏，其上的登娄库组及泉一段、泉二段盖层披覆砂砾岩、火山岩气藏、基岩风化壳气藏、构造断块气藏，围绕沙河子组—营城组断陷形成环状分布的特点（图4.80）。

图4.80 松辽盆地南部油气藏与断陷叠合图

（据谯汉生等，2003）
2）断层对圈闭形成的控制：断层既可作为阻止地层中流体运移的遮挡物，又可作为地层中流体运移的通道。这与断面开启-封闭特性的时空分布有关。断陷盆地因其周边的断裂发育而构成，同时也伴生着盆内主干断层及次级断层。主干断层制约着生、储、盖层的发育与分布，也切割生、储、盖层的展布，制约储盖层构造形变，即制约着圈闭的形成与分布。诸断陷各层系的圈闭形成与断层的发育密切相关，即断层成为圈闭的构成部分。这种地质现象是普遍的，而纯背斜构造型圈闭是罕见的。断层起遮挡作用的圈闭是以多种型式存在，如断背斜（延4井）、断鼻圈闭（贝3井）、断块圈闭（乌4井、新乌4井等）、断层圈闭（新乌1井），即使是岩性圈闭，也常有断层切割其砂体而构成断层——岩性圈闭，如海参4井区南屯组上段此类圈闭与岩性圈闭同时存在。此外，还有断层发育过程中伴生的断裂缝圈闭，如新乌4井的拉然宾庙泥岩裂缝圈闭。
3）断层与油气运移及分布的关系：海拉尔盆地乌尔逊断陷、贝尔断陷已发现的油气藏，或见工业油气流、油气显示井几乎都与断层发育和分布有密切关系，其中断背斜油藏和断鼻油藏，其上的断层主要起着形成圈闭的阻挡作用；断块圈闭形成期断层活动油气运聚成藏的油气藏则是断层起着圈闭形成的遮挡条件和油气运移输导层的双重作用；源岩内构造-岩性油藏，如苏1井油藏，南屯组沉积期及其后断层活动使下盘南屯组内砂岩体向断层方向翘倾形成砂体上倾尖灭岩性油藏；对于海参4井源岩内岩性圈闭油气一次运移直接成藏模式的油藏，断层的错动既切割了原先的岩性圈闭成其遮挡条件之一，又在活动期起输导作用促进烃类运聚成藏。深层气沿断层运移、古潜山天然气成藏条件（乌13气藏）和源岩断裂缝圈闭油气一次运移直接成藏（新乌4油藏），皆是主断裂进一步发展导致伴生断裂缝而构成储集空间（新乌4油藏），或促进新的储集空间形成（乌13井CO2气藏在原有风化壳孔隙之外，又产生断裂缝空隙）而成藏。这两种油气藏皆有源岩成烃过程和源岩体内膨胀力作用促成烃顺裂隙向下运移的作用。
深断裂沟通深层烃类与上覆层圈闭，构成跨层系的垂向运移为主、侧向运移距离较短的运移通道网络，形成深源浅储的多种类型的油气藏。这种现象较普遍，尤其是松辽盆地东南隆起区。如农安构造上油气均分布于深大断裂及次级断裂相邻的圈闭内，大房身气田、四家子油气田、小城子油气田的形成与深大断裂有关。所以，断裂发育带往往是油气聚集的有利地带。
总之，断层的发育对油气藏的形成起重要作用。
4）断陷内的断裂构造带是构造类型油气藏集中分布部位，例如松辽盆地南部的东部断陷带内王府、德惠、梨树、小合隆4个断陷的泉头组、登娄库组，以及营城组—沙河子组已发现的油气藏集中分布于断陷内几条NNE向的断裂构造上。它们位于断陷生油中心附近，断层开启期是油气运移的通道。海拉尔盆地乌尔逊断陷中苏仁诺尔构造带也是该断陷油气富集主要部位。
5）深源无机CO2气常聚集于深大断裂的圈闭中，如徐家围子断陷一些深大断裂附近的火山岩体；海拉尔盆地乌尔逊断陷乌13井古凸起CO2气藏，也是深源无机CO2沿断裂向上运聚于古生界泥板岩裂缝储层中。

5. 典型实例

新疆北部石炭系和松辽盆地深层是我国火山岩油气藏最发育的两个地区，下面通过对这两个地区典型火山岩油气藏的研究，揭示火山岩油气藏的特征。
一、新疆北部火山岩油气藏
1.油气藏类型
本书以火山岩储层为基础，结合成因法，按储层外部形态和圈闭类型对火山岩油气藏进行分类，主要类型包括构造-地层型、地层型、构造-岩性型、岩性型、构造-岩性-地层复合型。
构造-地层型油气藏:有效圈闭形成受火山岩风化壳和构造双重因素控制，但以风化壳为主，上覆非渗透性新地层遮挡，在其中聚集了油气形成构造-地层型油气藏。该类油气藏的油气面积和油气高度受火山岩风化壳范围和厚度控制。其特征是风化壳储层成块状，有统一的油气水界面、统一的压力系统。
地层型油气藏:以火山岩风化壳为储层，周围受非渗透地层所限，上覆非渗透性新地层遮挡，从而形成有效圈闭，在其中聚集了油气，形成地层型油气藏。含油气面积和油气高度受火山岩风化壳范围和厚度控制，具有统一的油气水界面、统一的压力系统。
构造-岩性型油气藏:有效圈闭形成受构造和岩性双重因素控制，但以构造因素为主，在其中聚集油气，称为构造-岩性油气藏。该类油气藏发育于石炭系内幕，属内幕型油气藏，具有统一的油气水界面、统一的压力系统，油气藏边界受岩性边界和溢出点控制。
岩性型油气藏:以层状、透镜状或其他不规则状火山岩体为储集层，周围被非渗透性地层所限形成有效圈闭，油气在其中聚集形成内幕岩性型油气藏。无统一的油气水界面、无统一的压力系统，油气藏面积和油气高度受火山岩外部形态和厚度控制。
构造-岩性-地层复合型油气藏:储层受有利岩性、岩相和风化壳多重因素控制，同时，在火山喷发间歇期，接受风化淋滤，形成有利储层，呈层状分布，其周围被非渗透性地层或不利火山岩岩相带、断层所限，形成有效圈闭，油气在其中聚集形成构造-岩性-地层型油气藏。该类油气藏特征是每个断块内部有统一的油气水界面和压力系统，油气藏面积和油气高度受火山岩风化壳、岩性、岩相综合因素控制。
2.典型油气藏
新疆北部石炭系不同类型火山岩油气藏的油气来源、主控因素、流体性质等差别较大(表7-8)，下面以滴西17井构造-地层型气藏为例进行阐述。
滴西17气藏位于准噶尔地区腹部陆梁隆起东段滴南凸起西端，气藏含气面积22km2，探明凝析气地质储量121×108m3，其中干气112×108m3，凝析油67×104t;天然气技术可采储量72×108m3，凝析油技术可采储量20×104t。滴西17气藏为带底水的构造(断层)-地层型凝析气藏，气藏高度135m，中部海拔-3120m，中部深度3715m，高点埋深3645m，气藏天然驱动类型为弹性和边水驱动，千米井深日稳定产量为2.2×104m3/km，可采储量丰度为3.3×108m3/km2，属于低产、中丰度、深层中型气藏。
滴西17气藏储层为裂缝、孔隙双重介质风化壳储层。岩性为中基性的熔岩，以溢流相的安山玄武质-玄武质熔岩为主，该岩相在沉积间断过程中接受风化淋滤，形成有利储层，储层孔隙度为0.8%～25.6%，平均值为8.94%，渗透率为(0.011～522)×10-3μm2，平均值为13.344×10-3μm2。含气层段有效厚度为30.03～44.83m，平均含气饱和度为63.01%。裂缝发育，具有多方向性，以NW—SE向为主。
滴西17井区块复合圈闭南北两侧为断层封挡，东部上倾方向为尖灭线封挡的西倾鼻状构造，基性岩层由南向北为层状分布，被断裂切割呈滴西171-滴西17井、滴西173井、滴西172井等3个区块，该套岩体由西向东逐渐减薄，在滴西171井上倾方向削蚀尖灭，构造高部位为上、下序列间的厚层泥岩，形成侧向遮挡，与上覆二叠系泥岩及断裂断层形成地层圈闭(图7-29)。圈闭闭合高度150m，圈闭闭合面积26km2，滴西17气藏具有统一的压力系统(压力系数1.27)和统一的气水界面(-3185m)(图7-30)。
滴西17井在3633～3670m试油，经压裂改造后针阀控制试产，产油19.6t/d，产气25.2×104m3/d，油压36.2MPa，套压36.8MPa;测井解释气层基质有效厚度12层，厚度为20.1m;裂缝有效厚度40层，厚度为39.739m。
滴西17气藏为含凝析油气藏。凝析油含量为72cm3/m3，地面凝析油密度为0.773g/cm3，50℃时黏度为1.18mPa·s，含蜡3.22%，凝固点为1.3℃，初馏点为89.2℃。气藏中干气相对密度为0.636，甲烷含量86.7%，二氧化碳含量1.0%，氮气含量4.1%，氧气含量0.005%。地层水为CaCl2型，总矿化度为11569～18016mg/L，氯离子含量6796～11022mg/L。中部压力47.5MPa，中部温度115.51℃，体积系数为0.00326。
表7-8 新疆北部石炭系火山岩油气藏特征


续表


注:C1j—下石炭统姜巴斯套组;C1d—下石炭统滴水泉组;C2b—上石炭统巴塔玛依内山组;C2h—上石炭统哈尔加乌组;P2w—二叠系下乌尔禾组;P1f—二叠系风城组。

图7-29 滴西17气藏平面分布图


图7-30 滴西17气藏剖面图

二、松辽盆地火山岩气藏
1.油气藏类型
松辽盆地主要发育原生型火山岩，火山岩气藏受火山岩体、断层及构造等多重因素控制，火山岩体内部及岩体间强烈的分割性，决定了火山岩气藏的总体类型是以岩性气藏为主。根据火山岩圈闭的形态及控制因素，可划分为构造-岩性型、岩性型、地层-岩性型3种气藏类型。岩性气藏特征类似前述。
构造-岩性型气藏:有效圈闭形成受构造和岩性双重因素控制，但以岩性为主，在其中聚集了油气称为构造-岩性油气藏。具有统一的压力系统，但气水界面不一定统一，气藏边界受岩性边界和溢出点控制，如长深1、升深更2等气藏。
地层-岩性型油气藏:储层受岩性和不整合面控制，但以岩性为主，其周围被非渗透性地层或不利火山岩相带、断层所限，形成有效圈闭，气在其中聚集形成地层-岩性型油气藏。具有统一的气水界面和压力系统，气藏面积和气高度受火山岩风化壳、岩性、岩相综合因素控制，如汪家屯潜山、升深7等气藏。
2.典型油气藏
松辽盆地不同类型火山岩气藏的形成条件、圈闭特征、储层特征、规模等不同，下面以徐深1井气藏为例进行阐述。
兴城气田位于徐家围子断陷升平-兴城构造带上，发育有营城组一段火山岩气藏和营城组四段砾岩气藏，徐深1区块营一段火山岩含气面积34.9km2，徐深1区块已探明天然气地质储量413.4×108m3。徐深1区块为一个火山岩体鼻状构造(图7-31)，营城组营一段顶面圈闭构造海拔-3350m，高点海拔-2950m，构造幅度为400m，圈闭面积为10.9km2。

图7-31 徐家围子断陷过徐深1井地震剖面图

储层为营城组一段火山岩和营四段砾岩。营一段火山岩为多期次喷发形成，火山岩厚度在77～989m之间，平均厚度为367m，储层有效厚度为80.2m。总体上，近火山口厚度大，远火山口厚度小;主要发育了爆发相空落亚相，夹少量的热碎屑流亚相的凝灰岩、流纹质集块岩和溢流相流纹岩。以火山碎屑岩为主，尤其是流纹质熔结凝灰岩、流纹质凝灰岩十分发育。火山岩内部岩相变化快，储层非均质性强。
储集空间主要为气孔、微孔隙、长石溶蚀孔、火山灰溶蚀孔、裂缝及微裂缝等。营一段火山岩孔隙度为1.8%～18.8%，平均孔隙度为5.3%;渗透率为(0.01～13)×10-3μm2，平均渗透率为0.35×10-3μm2。储层物性变化大，非均质性强。岩性与物性关系密切，熔结凝灰岩渗透率一般大于1×10-3μm2，裂缝不发育的集块岩、凝灰岩一般小于1×10-3μm2。营四段砾岩储层，岩性总体上表现为厚层块状砾岩夹薄层砂岩及粉砂岩。根据59块全直径岩心分析结果，砾岩孔隙度为0.8%～10.1%，平均为4.7%;渗透率为(0.04～5.88)×10-3μm2，平均为0.57×10-3μm2，属低孔低渗储层。
气藏天然气组分以甲烷为主，平均含量为93.13%，CO2平均含量为1.97%，具有明显的干气特征;压力系数平均为1.089，地温梯度平均为3.84℃/100m;气田水型均为NaHCO3型，总矿化度在7513～20993mg/L之间。
气藏明显受断鼻构造和火山岩岩性双重因素控制。一方面，构造高部位气柱高度大、富集高产;低部位气柱高度小、气水分异差，如构造高部位的3口井产纯气;南部位于低隆起的徐深8区块构造位置较高，产量较高，但下部含水;中部的徐深4等区块构造位置最低，产量低、气水分异差(图7-32)。另一方面，受岩性因素控制，没有统一的气水界面，含气高度超出圈闭闭合度。如徐深6井气水界面为-3650m，徐深5井气水界面为-3690m;同一火山岩体气藏也不连通，如徐深6井和徐深1井，徐深6井火山岩气藏压力系数为1～1.06，徐深1井火山岩气藏压力系数为1.07～1.14。即使是同一火山岩体不同期次喷发的火山岩气藏也具有不同的气水分布关系，如徐深1火山岩气藏等。综上所述，该区块气藏类型为断鼻构造-岩性气藏(图7-33)。

图7-32 徐家围子断陷徐深8—升深5气藏剖面


图7-33 兴城气田徐深1构造-岩性气藏剖面

6. 可采资源潜力分析

松辽盆地待探明石油可采资源量19.4×108t，天然气7152×108m3。目前石油平均采收率38.38%，提高采收率潜力16.48%，本次评价石油资源可采系数40.49%。如果考虑未来20年开发技术进步的因素，石油资源可采系数达到54.86%，待探明石油可采资源量增加到24.33×108t。
石油待探明可采资源主要分布在中央坳陷区和西部斜坡区的上、中、下三套含油气组合内；天然气待探明可采资源主要分布在北部的徐家围子断陷、莺山—庙台子断陷、古龙断陷深层和南部的东南隆起、长岭断陷深层的火山岩体和砂砾岩体中。

7. 烃源岩与火成岩岩性组合特征

研究表明，我国裂谷盆地烃源层中火山岩、火山碎屑有4种分布形式:主力烃源层内基性火山岩、灰质泥页岩同层共生;煤系烃源层内中性火山岩与烃源岩互层共生;含膏盐烃源层内火山碎屑与有机质富集层共生;烃源层内火山岩墙、岩床等。前3种火山岩、火山碎屑是与烃源岩同期或准同期喷溢和沉积形成的，第4种是在烃源层埋藏过程中岩浆侵入的结果。
1.玄武岩-暗色泥页岩组合
富含有机质的泥岩、油页岩夹数量不等的玄武质熔岩及其凝灰岩，并含白云岩化生物灰岩透镜体、凝灰质泥岩和基碱性蚀变矿物。如松辽盆地的青山口组暗色泥岩、油页岩中有玄武岩和凝灰岩夹层。东营利津洼陷的杨集-林樊家和惠民凹陷的魏家集-玉皇庙等地区的泥岩、油页岩中夹有近百层总厚达500m的熔岩和碎屑凝灰岩，同时沙一段泥岩中也夹有较多的火山岩及凝灰岩。沾化凹陷孤岛-桩西地区沙一段富含颗石藻的泥岩、油页岩中玄武岩及火山碎屑也很发育。阳信洼陷沙三-沙二下火山喷发，持续时间长达5.5Ma，喷发次数多，主要为玄武质凝灰岩和辉绿岩，岩浆或以湖底火山喷发或以顺层侵入的形式侵入到湖相泥岩中与泥岩或钙质泥岩互层，如沙 4 井火山岩段沉积夹层达 11 层。东濮凹陷南部的沙三段、沙四段烃源岩中也夹有大量薄层玄武岩及凝灰岩或绿辉岩。滨南地区沙三段中下部厚层烃源岩中也发育玄武岩体，其具体特征将在下章中讨论。
2. 玄武岩-膏盐岩-暗色泥页岩组合
富含有机质泥页岩与膏盐岩不等厚互层，在其底部或顶部夹少量玄武质熔岩，除富含白云岩化生物灰岩透镜体外，还有较多的方沸石、钠沸石和重碳酸钠盐蚀变矿物。如东濮北部在前期形成的火山闭塞湖基础上，沿断裂破碎带在沙二、沙一段中发育有多旋回深源喷溢火山岩体，形成了厚达2 ～3 km 的烃源岩与膏盐岩互层。从地震反射剖面、钻井和测井及取心资料看，暗色泥页岩与膏盐岩互层均为连续过渡关系，属水下火山喷溢沉积。泌阳凹陷的核二段烃源岩 ( 暗色泥页岩与膏盐韵律层) 与重碳酸钠盐岩互层，并在其底部和中部均夹有玄武质熔岩流，富含重碳酸钠盐和含碱白云石、方沸石、钠沸石及碳氢钠石等，具有深源热液喷流标志的含沸石盐卤化矿物 ( 图1-53) 。此外，江汉地区的荆河镇组与潜江组也属于该种组合类型。
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8. 火山岩形成的构造环境差异

在地质历史演化过程中, 中国含油气盆地以华北、 扬子、 塔里木三个古板块为核心,加之多个微板块或地块, 经过漫长的地史岁月逐渐拼合而成众多大大小小的盆地。 而从板块构造学说来讲, 火山作用容易发生在盆地边缘、 岛弧等与板块构造有密切关系的环境中(图5-1)。
中国西部盆地火山岩年代较老, 主要发育在古生代, 而中国东部盆地火山岩时代相对较新, 以中新生代为主 (图5-2)。 一般来讲, 火山岩通常形成干陆内裂谷、 岛弧与洋底扩张环境。

图5-1 板块构造环境示意图


图5-2 中国东西部火山岩发育层位

我国东部地区松辽、 二连等盆地所见火山岩主要形成于晚侏罗世-早白垩世, 渤海湾盆地以古近系火山岩为主、 局部有新近系火山岩, 受中、 新生代以来太平洋板块向中国大陆之下俯冲消减诱发的陆内裂谷作用的控制, 形成环境以中、新生代陆内裂谷为主 (图5-3A)。如松辽盆地内火山岩的分布明显受断裂控制, 火山岩喷发类型以裂隙——中心式为主, 裂隙式较多, 特点是沿一个方向呈条带状分布, 喷发物以火山熔岩为主, 火山碎屑含量较少;熔岩分布范围广, 裂口附近熔岩厚度大, 向两侧逐渐变薄; 再如辽河油田大平房地区的火山岩以溢流相为主, 岩层厚度较薄, 火山喷出产物多呈被状在裂隙附近分布。 中心式喷发的特点是火山喷发强烈, 形成大小不等的火山锥, 喷发产物主要由火山碎屑岩及熔岩构成, 如松辽盆地北部徐家围子断陷区内有两处火山口痕迹 (汤艳杰等, 2010)。

图5-3 两盆地火山岩形成构造背景模式图

赵文智等 (2009) 认为西部地区发育的火山岩时代相对偏老, 以古生代岛弧和碰撞后陆内裂谷为主, 具有二元性, 如准噶尔、 吐哈、 三塘湖等盆地石炭系发育的火山岩。 特别是新疆北部地区的火山岩以石炭系-二叠系最为集中, 与古亚洲洋逐步闭合、 碰撞造山及碰撞后陆内裂谷作用有关(图5-3B, 5-3C)。 早石炭世, 火山岩主要分布于西准噶尔周缘, 属岛弧型火山岩; 晚石炭世, 随着洋壳的闭合, 三个泉凸起至克拉美丽山前以及库普-三塘湖一带发生碰撞造山期后的陆内裂谷作用, 广泛形成了晚石炭世陆内裂谷型火山岩。准噶尔盆地内自西向东火山岩喷发环境有从水上向水下转换的趋势。 西北缘石炭系火山喷发为裂缝-中心式; 腹部火山喷发时遇大气降水或浅水下喷发形成; 东部五彩湾石炭系火山岩呈大陆间歇性火山喷发。
赵文智等 (2009) 指出, 从图5-4的对火山岩岩石化学成分特征分析可以看出, 松辽盆地岩石化学成分样品点落在板内, 反映了陆内裂谷环境; 准噶尔盆地样品点落在板内和岛弧2个区域, 反映陆缘岛弧和碰撞期后陆内裂谷2种构造环境, 且Nb, Ta相对亏损, 表明碰撞后裂谷火山岩是在岛弧背景上形成的。 由此说明以准噶尔盆地为主的中国西部火山岩具有陆内裂谷和岛弧型成因双重性。 对岩石样品归位分析可以发现, 裂谷型火山岩主要发育于晚石炭世, 时代偏晚, 是在大洋关闭结束以后陆陆碰撞阶段形成的产物; 而岛弧型火山岩则形成于早石炭世, 是在大洋盆地关闭后期形成的产物。 这两套火山岩都与同期泥质沉积有较好的配位, 因此, 都具有成藏潜力。 同时, 两套火山岩在后期构造变动中都受到了改造, 发育原位和异位两类火山岩油气藏。 前者在后期构造变动中改造变化不大, 后者则表现了较大变化, 改变了火山岩原始产状与横向连续性和可对比性, 表现出较大的复杂性。 中国东部地区以松辽盆地深层为代表, 火山岩具有明显的陆内裂谷喷发特征,类型相对比较单一, 其中火山口及与之相关的爆发相主要沿深大断裂呈串珠状分布, 溢流相与次级火山喷发则依重力流动和次级断裂向凹陷低部位延展。 根据火山熔浆来源深度不同,岩石类型与喷发规模在平面上呈现变化, 总体可依原位性火山岩特点予以评价和预测。

图5-4 两盆地火山岩(Nb+Y)-Rb构造环境地球化学判别图解