三塘湖盆地马朗凹陷哈尔加乌组致密凝灰岩储集层特征

三塘湖盆地马朗凹陷哈尔加乌组致密凝灰岩储集层特征

李思辰1，马强2，白国娟2，李新宁2，闫立纲2，黄志龙3
（1.长江大学地球科学学院，武汉430100；2.中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密839009；3.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京102249）

三塘湖盆地马朗凹陷哈尔加乌组发育多种岩性，利用测井交会图版，可以很好地识别出玻屑凝灰岩、晶屑玻屑凝灰岩和岩屑玻屑凝灰岩3种类型。平面上，马朗凹陷哈尔加乌组沉积中心多为玻屑凝灰岩和晶屑玻屑凝灰岩，向沉积边缘岩屑含量增多，逐步过渡到火山岩。储集空间可分为原生孔隙、次生孔隙和裂缝3大类，其中原生孔隙中的晶间孔和次生孔隙中的溶蚀孔是主要的储集空间，微裂缝可以有效提高局部储集层渗流性能。玻屑凝灰岩和晶屑玻屑凝灰岩物性较好，但玻屑凝灰岩分布较局限；岩屑玻屑凝灰岩物性较差。哈尔加乌组致密凝灰岩油藏，其形成主要受成熟烃源岩展布与有利凝灰岩储集层分布共同控制，位于M2井—M15井区块的互层型凝灰岩具有良好的源储共生关系，是最有利的勘探区带。

三塘湖盆地；哈尔加乌组；致密油；凝灰岩；储集层

三塘湖盆地是一个多旋回叠加的残留型盆地，晚石炭世后造山伸展裂谷期发育后造山火山岩，此时盆地范围较大，尤其是盆地南缘较深水沉积证明其原型盆地远大于现今范围；二叠—三叠纪盆地进入单独发展时期；三叠纪末期挤压隆升后，经历侏罗纪—早白垩世拗陷期和早白垩世后的挤压逆冲期[1-2]，至今残留盆地面积2.3×104km2，发育乌通凹陷、汉水泉凹陷、条湖凹陷、马朗凹陷和苏鲁克凹陷，其中马朗凹陷是当前勘探的主要地区。中上石炭统哈尔加乌组是一套海陆交互碎屑岩与火山岩建造，是火山活跃期的一次裂谷碎屑岩沉积，表现为多套火山岩中夹凝灰岩、凝灰质泥岩及碳质泥岩等碎屑岩，具裂谷沉积特征[1]，主要分布于汉水泉凹陷、条湖凹陷和马朗凹陷。马朗凹陷哈尔加乌组已发现多个火山岩油藏，并在多口探井的凝灰岩中见到良好油气显示。前人认为，马朗凹陷内部哈尔加乌组以火山岩夹碎屑岩沉积为主，其烃源岩有机质类型好，丰度高且均已成熟[3-4]；其火山岩油藏以内幕型和风化淋滤型为主[5]，储集层发育。但前人的研究主要集中于火山岩储集层，对于储集层与烃源岩的共生关系缺乏深入探讨[6-8]。研究区位于三塘湖盆地马朗凹陷（图1），面积2 700 km2，其中哈尔加乌组发育区面积1 900 km2，勘探程度中等，基本被三维地震覆盖，自2008年以来，先后钻探井近20口。本文通过对岩石类型、储集层空间、物性、储集层形成机理等研究，分析凝灰岩储集层的物性特征及其与烃源岩的关系，预测有利油气勘探区，旨在对研究区的油气勘探有所裨益。

图1　研究区构造位置

1　致密凝灰岩储集层岩性特征及测井识别

凝灰岩是由火山碎屑岩向正常沉积岩过渡的较为特殊的岩石类型，是火山喷发时，经风力搬运的火山灰沉积到地表后固结成岩而形成具有凝灰结构或尘屑结构的岩石，由岩屑、晶屑和玻屑组成。根据岩屑、晶屑、玻屑所占比例的不同，可以把凝灰岩进一步细分为玻屑凝灰岩、晶屑玻屑凝灰岩、岩屑玻屑凝灰岩等若干亚类。马朗凹陷哈尔加乌组可分为下部和上部2段，主要发育火山岩、火山角砾岩、凝灰岩、碳质泥岩、暗色泥岩、凝灰质泥岩等。不同岩性的测井响应特征不同，利用M2井、M15井等9口取心探井的不同测井响应，可以区分不同的岩性。凝灰岩以声波时差响应跨度较大、中低自然伽马和低电阻率等特征，可与其他类型岩石区分（图2、图3）。

哈尔加乌组凝灰岩类型主要有玻屑凝灰岩、晶屑玻屑凝灰岩、岩屑玻屑凝灰岩3种（表1）。其中玻屑凝灰岩储集层物性最好，粒度较细且均一，分布于距离火山口较远的凹陷。岩屑玻屑凝灰岩粒度较粗，非均质性较强，平面位置距离火山口最近。

图2　马朗凹陷哈尔加乌组声波时差与密度关系

图3　马朗凹陷哈尔加乌组自然伽马与电阻率关系

表1　马朗凹陷哈尔加乌组凝灰岩类型

2　致密凝灰岩储集层储集空间类型及形成机理

2.1储集空间类型

按孔隙的成因，马朗凹陷哈尔加乌组凝灰岩致密储集层储集空间可分为原生孔隙、次生孔隙和裂缝3大类。原生孔隙形成于火山碎屑冷凝固化成岩之前，孔隙的形成通常与岩浆的化学成分、岩浆冷却速度、晶体结晶能力、挥发性组分及其含量、成岩作用等因素密切相关。

哈尔加乌组凝灰岩致密储集层中原生孔隙主要有气孔、杏仁体内残留孔、残余粒间孔、晶间孔和冷凝收缩缝等。其中气孔和杏仁体内残留孔主要存在于相对较大的岩屑中，与火山口附近的岩性有关，其连通性相对较差。晶间孔主要为矿物冷凝结晶体收缩形成，其形态一般不规则，且大小不等，一般为1~15μm，局部可达到2 mm（图4a），是较好的孔隙类型。粒间孔主要为一些凝灰质颗粒间的孔隙，发育较为局限，形状不规则（图4b）。

哈尔加乌组凝灰岩致密储集层中次生孔隙以脱玻化孔和溶蚀孔隙为主。脱玻化孔由玻璃质的脱玻化作用形成，常见于玻屑凝灰岩及晶屑玻屑凝灰岩中（图4c）。此外，由于后期多次间歇性的火山活动热液、地表水、构造等各种因素影响，使岩石矿物发生溶解和水解，被溶解的物质部分被带走，形成次生溶蚀孔隙（图4d），使储集层的物性得以改善。

图4　马朗凹陷哈尔加乌组凝灰岩储集层孔隙特征

哈尔加乌组凝灰岩致密储集层中裂缝主要有收缩缝和构造缝，其中收缩缝是降温过程中由于岩石体积收缩而造成的，较为常见（图4e）；而构造缝则与后期改造有关，多数被方解石充填，但部分半充填裂缝及受到后期溶蚀改造的裂缝（图4f），不仅自身能储集部分原油，更能提高储集层的渗流性能，是改善储集层物性的重要因素之一。

整体来看，马朗凹陷哈尔加乌组凝灰岩储集层孔隙以晶间孔、溶蚀孔及微裂缝为主，其次有粒间孔、脱玻化孔等，其他孔隙类型较为少见或多属于无效孔。马朗凹陷哈尔加乌组凝灰岩储集层整体致密，局部溶蚀或微裂缝发育区属于物性甜点区。

2.2致密凝灰岩储集层形成机理

马朗凹陷哈尔加乌组从沉积中心向沉积边部，依次发育碳质泥岩、玻屑凝灰岩、晶屑玻屑凝灰岩、岩屑凝灰岩、火山角砾岩、喷溢相火山岩，火山岩比例逐渐增大，沉积中心及其周缘储集层物性及含油性相对较好，向外逐渐变差（图5）。其中M15井获得工业油流，而M8井和M28井均获得低产油流。

图5　马朗凹陷哈尔加乌组凝灰岩储集层沉积模式

哈尔加乌组较厚的沉积岩段往往位于沉积中心，主要由（碳质）泥岩和凝灰岩组成，局部夹一些厚度较小的火山岩层。由于其中的凝灰岩储集层粒度细且杂基含量高，因此成岩早期就已致密化。全岩X射线衍射数据显示哈尔加乌组凝灰岩SiO2含量较低，不利于脱玻化，长石含量较高，沸石及方解石胶结普遍，而水介质偏碱性，因此不利于溶蚀改善物性，造成凝灰岩储集层普遍致密化（表2）。虽然凝灰岩储集层普遍致密，但靠近马朗凹陷沉积中心的凝灰岩经历较远距离搬运，其粒度较细，储集层均质性较好。另外，凝灰岩与烃源岩相间沉积，呈互层状产出，易于捕获油气形成致密油藏；沉积中心及其附近储集层成分含有较多玻屑晶屑成分，泥级物质含量低，后期胶结作用相对较弱，易于保留原始粒（晶）间孔隙，脱玻化作用也能提高储集层的物性。更为关键的是，由于致密储集层与烃源岩直接接触，烃源岩生成的烃类，经初次运移直接进入储集层中，有机酸溶蚀能够改善储集层物性，早期油气充注保护孔隙不被充填。因此，在烃源岩厚度较大、源储配置关系好的区域，烃源岩生成足够的烃类，排烃压力较大，易于形成纵向上相邻烃源岩的凝灰岩致密油气藏。

表2　马朗凹陷哈尔加乌组凝灰岩储集层全岩X射线衍射数据

3　致密凝灰岩储集层分布特征及有利勘探方向

马朗凹陷的哈尔加乌组凝灰岩致密油为连续成藏的非常规石油，有效储集层的分布是致密油研究的关键要素。哈尔加乌组凝灰岩储集层185个样品中，孔隙度大于6%的样品占44.0%，而孔隙度大于10%的样品仅占4.9%，也就是说哈尔加乌组凝灰岩储集层极为致密，缺乏高质量储集层，但孔隙度6%~10%的储集层较为发育，这也决定了其运移距离较短、近源成藏的特征。

凝灰岩储集层分布类型上主要有3种类型：①以储集层型凝灰岩为主，成分中富含岩屑，储集层厚度大但物性较差，属于近火山口沉积凝灰岩，且由于烃源岩不发育，因此油气显示较弱；②以烃源岩型凝灰岩为主，即垂向上凝灰岩往往富含有机质，烃源岩厚度大且极为发育，岩性主要为玻屑凝灰岩，凝灰岩储集条件虽然较好，但厚度小且分布面积小，潜力有限，属于远火山口环境；③以互层型凝灰岩为主，单一储集层厚度较小，但累计厚度较大，且分布面积较广，与烃源岩互层分布，储集层物性较好，因此油气显示最为丰富，试油效果也较好。同时，从沉积中心往沉积边缘，火山岩夹层增多、厚度变大。这是由于往沉积体边缘火山喷发作用的影响逐渐变大，也是该层系控制致密凝灰岩储集层分布的主导因素。从厚度上看，凝灰岩储集层也主要分布在火山间的洼地，如M15井、M12井、M23井西、M3井等部位凝灰岩储集层厚度较大，储集层厚度普遍超过20 m，特别是M15井和M12井以西，厚度超过40 m，是凝灰岩储集层最发育地区（图6）。

图6　马朗凹陷哈尔加乌组凝灰岩储集层厚度分布

从源储配置关系看，烃源岩一旦与良好储集层接触，即可形成致密油甜点，凝灰岩沉积时也正是烃源岩发育期，火山灰沉积与烃源岩沉积同时进行，优质的烃源岩与优质储集层往往共生发育。研究区M15井3 140 m烃源岩样品有机碳含量为10.3%，生烃潜量为27.8 mg/g，属于优质烃源岩，样品发育溶蚀粒间孔及构造缝，孔隙度达到11.3%，微裂缝改善局部渗流作用，使其渗透率达到20 mD，源储配置关系极为有利。火山间洼地沉积中心—斜坡区的组合型凝灰岩中此类源储配置关系较为普遍，且具有一定厚度，可成为哈尔加乌组的有利勘探领域。所以，平面上火山间洼地沉积体中心—斜坡区域较利于成藏，而互层型凝灰岩为主体的有效储集层则成为成藏的关键。

与常规油气藏生、储、盖、圈、运、保6大成藏要素缺一不可的成藏特征不同，致密油藏受构造形态影响较小，无明显圈闭界限，为大规模储集体连续普遍含油气[9]，即靠近烃源岩的凝灰岩储集层孔渗条件越好，油气显示就越好。因此，储集层的分布及其质量成为致密油藏形成的关键要素。

凝灰岩致密储集层孔隙度与渗透率有较好的正相关性（图7），凝灰岩储集层的含油性受其孔渗条件影响明显，当孔隙度小于6%、对应渗透率小于0.08 mD时没有油气显示，不含油；当孔隙度6%~ 10%、对应渗透率0.08~0.50 mD时油气显示变好，为中等储集层；当孔隙度大于10%、对应渗透率大于0.5 mD时，储集层油气显示级别多为油斑油迹，为好的储集层。

图7　马朗凹陷哈尔加乌组凝灰岩油气显示与孔渗关系

通过铸体薄片、扫描电镜观察，结合凝灰岩孔渗测定，发现玻屑凝灰岩脱玻化作用更普遍，长石、石英等矿物脱玻化作用后易于溶蚀，孔隙度较高，储集性能好，但玻屑凝灰岩分布范围较小；晶屑玻屑凝灰岩也有一定的脱玻化作用，并有较多的晶间孔发育，溶蚀孔也相对较为常见，储集性能较好且分布广泛；岩屑玻屑凝灰岩脱玻化作用不明显，储集性能差，仅可见较少的粒间孔、粒内孔，较大岩屑中原生孔隙多被蒙皂石次生矿物充填，导致孔隙度较低（表3）。在平面上，玻屑凝灰岩和晶屑玻屑凝灰岩多分布在离火山口较远区域，为火山灰较长距离搬运后沉降形成，受火山熔岩影响小；岩屑玻屑凝灰岩分布在离火山口距离相对较近，晶屑、岩屑含量增多。整体上看，凝灰岩致密储集层总体较为致密，孔隙裂缝较少，孔隙度和渗透率都较小。

表3　马朗凹陷哈尔加乌组凝灰岩致密储集层评价标准

“连续型”油气藏勘探区带预测是在多因素综合分析的基础上，综合有效储集层分布、烃源岩分布、沉积相、埋深、油气成藏形成条件等有利区控制要素，叠合各项控藏要素有利范围，最终确定有利区带[10]。前文所述，哈尔加乌组致密凝灰岩储集层有利区位于各个火山间次洼地沉积中心—斜坡区，该区域烃源岩条件有利，储集层主要以晶屑玻屑凝灰岩为主，物性较好，分布面积广，烃源岩与储集层互层分布，相辅相成，配置关系良好。由于烃源岩评价普遍有利[11]，有利储集层评价就成为关键。根据地震、测井、露头等资料，按照总有机碳含量大于2%、镜质体反射率大于0.7%、烃源岩厚度大于50 m作为有利烃源岩区，储集层孔隙度大于6%作为有效储集层区，可以看出，烃源岩与储集层匹配关系较好，但由于中心地带（M11井—M12井—M25井一带）埋深过大，普遍超过3 500 m.结合地震及油气检测成果，综合预测埋藏较浅的致密油甜点区主要位于东南部及西北部（图8）。其中，东部M2井—M15井区块源储配置关系最好，甜点发育，多口井钻遇良好油气显示，储集层孔隙度普遍大于8%，含油饱和度50%~80%，储集层厚度20~50 m，埋深1 500~3 500 m，证实是目前最有利的勘探区带，而M3井区块以及M12井区块储集层孔隙度大于6%，储集层厚度10~40 m，埋深2 000~3 500 m，烃源岩厚度较大，成熟度适中，可能发育类似M2井—M15井区块互层型凝灰岩油藏，部分甜点虽然与烃源岩有利区没有叠置发育，但其构造位置有利，埋藏浅，属于油气运聚有利指向区，可能发育致密储集层中的岩性-构造油藏，目前探井较少，值得进一步探索。

图8　马朗凹陷哈尔加乌组凝灰岩储集层有利区分布

4　结论

（1）马朗凹陷哈尔加乌组岩性较复杂，主要发育火山岩、火山角砾岩、凝灰岩、凝灰质泥岩和碳质泥岩，声波时差—密度及自然伽马—电阻率交会图版可以很好地识别区分这些岩性。凝灰岩是马朗凹陷哈尔加乌组主要的致密储集层，主要包括玻屑凝灰岩、晶屑玻屑凝灰岩、岩屑玻屑凝灰岩3种类型，其中玻屑凝灰岩和晶屑玻屑凝灰岩物性较好，岩屑玻屑凝灰岩物性较差。

（2）哈尔加乌组沉积中心多发育互层型凝灰岩，向周围凝灰岩逐渐变薄，外缘为薄层型凝灰岩。沉积中心的互层型凝灰岩多为玻屑凝灰岩和玻屑晶屑凝灰岩，向沉积边缘凝灰岩中岩屑含量增多，逐步过渡到火山岩。从发育情况看，晶屑玻屑凝灰岩与岩屑玻屑凝灰岩较为发育，玻屑凝灰岩厚度较薄，范围有限，综合评价沉积中心—斜坡区晶屑玻屑凝灰岩为最有利岩性。

（3）哈尔加乌组致密储集层总体较为致密，孔隙度和渗透率都较小，局部微观孔隙发育，孔隙类型有气孔、杏仁体内残留孔、粒间孔、晶间孔等原生孔隙和脱玻化孔、溶蚀孔隙等次生孔隙以及裂缝，其中晶间孔和溶蚀孔是主要的储集空间，微裂缝可以很好地改善储集层物性，物性评价表明，有效储集层下限应是孔隙度大于6%，储集层中孔隙度大于10%样品比例过低，需要部署水平井及大型压裂改造。

（4）互层型凝灰岩分布区是最有利的勘探区带，平面上有利甜点主要分布在M2井—M15井一带，储集层厚度大，物性好，埋深适中，源储配置关系最为有利，此外，M3井区块以及M12井区块各项源储条件较为有利，目前探井较少，建议进一步勘探。

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Characteristics of Dense Tuff Reservoir of Haerjiawu Formation in Malang Sag in Santanghu Basin

LI Sichen1,MA Qiang2,BAI Guojuan2,LI Xinning2,YAN Ligang2,HUANG Zhilong3
(1.College of Geosciences,Yangtze University,Wuhan,Hubei 430100,China;2.Research Institute of Exploration and Development,Tuha Oilfield Company,PetroChina,Hami,Xinjiang 839009,China;3.State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

The Haerjiawu formation in Malang sag in Santanghu basin is of variety of lithologies.Using logging crossplots can well identify its three types of lithologies such as vitric tuff,crystal⁃vitric tuff and lithic⁃vitric tuff.In plane,the sedimentary center of Haerjiawu forma⁃tion is dominated by vitric tuff and crystal tuff,and toward sedimentary edge,the lithic content is increased and then transitional to volcanic rock.The reservoir space mainly includes primary pores,secondary pores and fractures,among which the intercrystalline pore in primary pores and dissolution pore in secondary pores are the main reservoir spaces,and micro⁃fracture can effectively improve the local reservoir’s percolation.The study shows that the vitric and crystal⁃vitric tuffs contain good physical property,but the vitric tuff is in limited distribu⁃tion,and the lithic⁃vitric tuff is poor.The formation of Haerjiawu dense tuff reservoir is mostly controlled by mature source rock and favor⁃able tuff reservoir distributions.The interbedded tuff in M2-M15 well block has a good relationship of source⁃reservoir coexistence and could be the most favorable zone for petroleum exploration.

Santanghu basin;Haerjiawu formation;tight oil;tuff;reservoir

TE122.23

A

1001-3873（2015）04-0430-06

10.7657/XJPG20150409

2015-02-09

2015-04-07

国家自然科学基金（41272116）；中石油科技重大专项（2012E-34-02）

李思辰（1990-），男，湖北安陆人，硕士研究生，矿物学，（Tel）13647258212（E-mail）lisichen321@qq.com.