川西地区二叠系火山碎屑岩规模储层发育主控因素与天然气勘探潜力

谢继容 李 亚 杨跃明 张本健 刘 冉,3 何青林 王 尉 王宇峰

1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2.中国石油西南油气田公司3.中国石油大学（北京）地球科学院 4. 中国石油西南油气田公司川西北气矿

0 引言

火山岩油气藏1887 年首次发现于美国加利福尼亚州圣华金盆地，但规模较小[1]，直至1997 年才在阿根廷油气产能最高的Neuquen 盆地首次发现大规模火山岩油气藏。此后，随着火山岩油气勘探理论与技术的不断提升，火山岩油气藏勘探在世界范围内不断取得突破。至21 世纪初，全球已发现火山岩油气藏或有油气显示300 余处，其中169 处油气藏储量已探明[1-3]。由此，火山岩油气藏作为一类重要的油气资源类型受到国内外学者的重点关注，成为当前研究领域的热点与重点。我国火山岩油气藏勘探发展轨迹与国际基本相似，1957 年在准噶尔盆地西北缘首次获得工业气流。此后，从2002 年至今在松辽、渤海湾以及准噶尔等盆地相继获得火山岩油气勘探的重大突破[1-4]。截至2019 年底，我国火山岩领域已探明石油地质储量达6.0×108t，探明天然气地质储量达到5 800×108m3。上述火山岩油气勘探进展展示出该领域广阔的勘探前景，目前已成为全球油气勘探开发的重要领域之一。

四川盆地火山岩油气勘探始于1966 年，前期探井钻遇的二叠系火山岩均为致密玄武岩和沉凝灰岩，其中1992 年ZG1 井钻揭厚逾300 m 玄武岩，测试获25.61×104m3/d 工业气流[5]，分析为裂缝性气藏。勘探实践表明，四川盆地及其周缘二叠系虽发育厚层峨眉山大火成岩省溢流形成的玄武岩，野外可观察到一定规模的爆发相火山岩发育，具备储层条件，但受当时勘探水平的限制，无法有效刻画该盆地内火山岩岩相及储层展布，导致长期未能取得实质性突破。

直至2018 年12 月，川西地区YT1 井钻揭123 m 厚的二叠系火山碎屑岩孔隙型储层，测试获22.5×104m3/d 工业气流[6]，首次发现爆发相火山岩气藏；2019 年TF2 井又钻揭79 m 厚的二叠系火山碎屑岩孔隙型储层，测试获气4.69×104m3/d。基性火山碎屑岩气藏的发现在国内尚属首次，实现了四川盆地火山岩天然气勘探的重大突破，展现了火山碎屑岩领域良好的勘探前景，但同时也说明对该盆地内火山岩的认识还不清楚，对其储层主控因素和分布规律还需要深入研究和分析。鉴于此，本次研究结合地质、地球物理以及地球化学等多种手段，重点对当前勘探热点川西地区二叠系火山岩储层及其主控因素进行系统研究，以明确储层分布规律与规模，评估川西地区火山岩气藏的勘探潜力，以期为该盆地火山岩气藏的勘探提供理论和技术支撑。

1 区域地质概况

四川盆地位于上扬地台偏西北一侧，历经多期构造运动后形成准平原化基底[7-8]。中二叠世末期云南、贵州及四川地区发生大规模火山喷发事件[9]，形成巨厚的超基性—基性火山岩建造，称为“峨眉山玄武岩”，是国内唯一被国际学术界认可的大火成岩省[10]。峨眉山大火成岩省分布以大理—米易为中心，呈环带状减薄，可划分为内带、中带、外带[11]（图1）。内带岩性较为复杂，具多个喷发旋回特征，旋回底部为厚度变化大的基性火山角砾岩或集块岩，中部为韵律式变化的玄武岩熔岩流，顶部见较多凝灰岩或沉积岩夹层，形成强烈爆发—宁静溢流—间歇性喷溢的活动程序[13]。而中带、外带岩性较为单一，以高钛玄武岩为主，主要呈深灰色，为致密状、斑状、杏仁状构造；中部或底部夹玄武质火山角砾岩或凝灰质砂岩[14]。峨眉山玄武岩不整合于中二叠统茅口组石灰岩之上，与上覆上二叠统宣威组呈平行不整合接触。

图1 峨眉山玄武岩地质分布图

四川盆地处于峨眉山大火成岩省的中带边缘及外带，其周缘及内部多有火山岩的分布[12-15]（图1）。前人研究认为，峨眉山龙门洞剖面、中坪剖面等野外剖面也可识别出爆发相火山角砾岩—溢流相玄武岩—间歇期凝灰岩的组合旋回[16]。

2 岩性特征

2.1 地球化学特征

2.1.1 主量元素

根据元素分析结果[17]，川西地区二叠系火山岩SiO2含量介于35%～52%，平均值为45.5%；以K2O 和Na2O 为主的碱质含量高，含量在4.3%～8.3%之间，平均值为6.1%，主要发育偏碱性的基性—超基性火山岩（图2），与峨眉山大火成岩省元素组成具有相似的特征[18-19]，表明川西二叠系火山岩与峨眉山大火成岩省属于同源。

2.1.2 微量元素

根据Zr—Zr/Y 构造环境判别图版（图3-a）分析可知，川西地区钻井取心样品火山岩中锆元素的含量较高，与峨眉山大火成岩省东部野外剖面样品分布范围一致，均为板块内部喷发玄武岩；而根据Th/Hf—Ta/Hf 构造环境判别图版（图3-b），川西地区火山岩属于陆内裂谷、陆缘裂谷拉斑玄武岩以及陆内裂谷碱性玄武岩。综上分析认为川西地区火山岩喷发环境与峨眉山大火成岩省的攀西裂谷喷发环境相近，整体为大陆板块内部的裂谷喷发，川西地区火山岩属于峨眉大火成岩省的一部分[20-21]。

图2 四川盆地及周缘二叠系火山岩TAS 图版

图3 川西地区火山岩构造环境判别图解

2.2 岩性特征及储集性能

2.2.1 岩性特征

广义的火山碎屑岩可按碎屑含量及成分划分为火山碎屑熔岩类、正常火山碎屑岩类及火山—沉积碎屑岩类，碎屑按粒径可分为集块（大于64 mm）、角砾（介于2 ～64 mm）和凝灰（小于2 mm），盆地内火山碎屑以角砾和凝灰为主，少见集块。沉积—火山碎屑岩类以沉凝灰岩及凝灰质泥岩为主。

实钻井成果表明，川西地区二叠系火山岩储层岩石类型以爆发相火山岩为主，包括火山碎屑熔岩及正常火山碎屑岩。火山碎屑熔岩碎屑含量介于10%～75%、熔浆胶结，碎屑粒径以凝灰及角砾为主，成分一般与胶结物熔岩相同或相近，同时也可见少量玄武岩岩屑、浆屑或玻璃质。岩屑多呈棱角状，形态不规则（图4-a），普遍绿泥石化、碳酸盐交代；浆屑则多为拉长状或鸡骨状。火山碎屑熔岩常具有似流动构造，是塑性火山碎屑熔岩在流动冷凝过程中形成自碎角砾或塑性火山碎屑变形而成。

火山碎屑岩类碎屑含量大于75%，为岩屑、玻屑、晶屑及玻璃质等火山碎屑物质堆积熔结或压实固结而成（图4-b）。岩屑成分除玄武岩之外，还见大量石灰岩碎屑，为亮晶或泥晶生屑灰岩，可见典型茅口组米其藻及希瓦格䗴（图4-c），通常重结晶作用较强而致原生结构被破坏；石灰岩碎屑多呈棱角—次棱角状，分选较差，2 ～60 mm 不等，岩心中可见较明显的石灰岩碎屑，具有下部大，向上逐渐减小的正粒序特征。研究区火山碎屑岩绿泥石充填作用强烈，且见碳酸盐岩交代作用。

图4 川西地区火山碎屑岩储层及储集空间特征照片

2.2.2 储集物性

川西地区二叠系火山碎屑岩储层整体物性属于高孔隙度、低渗透率储层。根据YT1 井火山碎屑熔岩段7 个岩心全直径样品分析，孔隙度介于6.68%～16.48%，平均值为10.26%；23 个柱塞样孔隙度介于8.66%～16.85%，平均值为13.71%（图5-a）；全直径水平渗透率介于0.518 ～4.430 mD，平均值为2.350 mD，柱塞样渗透率介于0.031 6 ～0.180 0 mD，平均值为1.850 0 mD（图5-b），孔隙度与渗透率之间存在较强的正相关关系，相关系数达到0.77（图5-c）。根据TF2 井的火山碎屑岩段24 个岩心全直径样品分析，孔隙度介于4.23%～23.12%，平均值为15.24%；38 个柱塞样样品，孔隙度介于0.78%～26.87%，平均值为15.12%（图5-a）；38 个柱塞样样品，渗透率介于0.008 1 ～1.040 0 mD，平均渗透率0.170 0 mD（图5-b），孔隙度与渗透率相关系数达到0.89（图5-c），为基质孔隙发育的孔隙型储层。

图5 川西地区二叠系火山碎屑岩物性分布图

2.3 储集空间特征

2.3.1 储集空间特征

川西地区二叠系火山岩储层的储集空间主要为各种次生孔隙和裂缝，原生气孔经历火山岩后期热液、地表水和埋藏过程中盆地流体等因素的影响，大部分已被充填，形成杏仁构造，失去对油气的储集能力。

次生孔隙的主要类型包括脱玻化晶间微孔（图4-d、e）、角砾间溶蚀孔、基质溶蚀孔、蚀变矿物溶孔等。其中脱玻化晶间微孔为火山碎屑岩喷出地表后，岩浆迅速冷却来不及结晶，形成大量火山玻璃，后续降温过程中火山玻璃脱玻化形成矿物微晶时，体积缩小，所形成大量弥散状的微孔隙[22]。另外脱玻化作用生成的长石在酸性流体作用下会发生溶解。这些与脱玻化作用相关的孔隙统称为脱玻化孔隙。角砾间溶蚀孔指粒间孔次生矿物充填后，经风化淋滤作用或流体溶蚀被再次溶解形成。基质溶蚀孔为火山岩基质的溶蚀常发生于基质蚀变、脱玻化及凝灰重结晶的部位，具有孔径小、成群分布的特点。蚀变矿物溶孔为帘石化、碳酸盐化、黏土化等作用，蚀变矿物相对易溶，其经过淋滤和溶蚀可形成溶蚀孔，如绿泥石晶间溶孔等（图4-f）。

2.3.2 孔喉结构特征

岩心柱塞样液体饱和法实测孔隙度为19.27%的样品，经CT 扫描分析结果可见，基质孔隙发育且连通范围广（图6），测试分析表明火山碎屑岩储层虽然具有一定的非均质性，但储集空间发育段其孔隙分布面积大、连通性好。压汞分析结果表明，火山碎屑岩储层孔隙结构普遍分选较好[16]，但孔喉半径小，最大孔喉孔隙半径仅为0.4 ～0.7 μm，压汞曲线呈中细歪度。因此，连通性好的微孔隙是火山碎屑岩最主要的储集空间类型。

图6 TF2 井岩心柱塞样CT 扫描分析图

2.4 储层纵横向展布

火山岩岩性横向变化快，在四川盆地不同地区岩性呈现较大差异[17]。川西成都—简阳地区火山岩类展布较为稳定，具有横向可对比性，整体上发育火山碎屑岩类、火山熔岩及侵入岩，总厚度一般介于120 ～300 m（图7-a），总体呈现出内部厚、边缘薄的特征。本区火山岩储层主要为火山碎屑熔岩及火山岩碎屑岩，纵向上发育在火山岩段中上部（图7-b），火山碎屑熔岩段厚度一般介于39 ～45 m，其下发育50 ～100 m 厚的含灰岩碎屑的火山碎屑岩，仅局部井区火山碎屑熔岩段不发育。

3 储层发育主控因素

3.1 断裂控制爆发相火山岩发育

图7 川西地区火山岩纵横向展布特征图

重力水平总梯度异常资料显示，川西简阳地区发育北东、北西两组基底断裂，并且在断裂交汇处剩余磁力正异常高，形态呈圆形[23]。通常磁力高异常区指示了近火山口相的主要分布位置，而本区磁力异常高区与爆发相火山岩发育区具有高度重合性，因此认为简阳爆发相火山碎屑岩发育区属近火口区，总体受基底断裂交汇中心的控制。而成都—简阳以南地区一般只发育一组北东向展布的断裂，沿断裂有线性分布的磁力异常高值，指示了沿断裂形成裂隙式喷发，因此爆发相火山碎屑岩储层不发育。

3.2 喷发旋回控制储层的纵向分布

通过川南地区二叠系野外火山岩剖面观测，单个喷发旋回通常以爆发相火山角砾熔岩开始（高能量），平均孔隙度达5%以上。向上逐渐转为溢流相致密玄武岩（低能量），顶部通常发育气孔、杏仁状玄武岩，向上气孔逐渐变多变大，由于气孔充填作用影响，玄武岩平均孔隙度仅为2.21%。总之，火山角砾熔岩物性条件较玄武岩好，尤其顶部遭受风化的爆发相火山角砾熔岩，其平均孔隙度可达8.24%。

根据盆地内及周缘不同类型火山岩叠置及空间展布，分析认为川西地区发育多期火山活动[23]：第一期为近火山口的爆发相火山碎屑岩，厚度可达140 m，岩心可见茅口组灰岩角砾，为火山喷发初期能量强，将通道内茅口组石灰岩角砾带出，同时形成大量浆屑、玻屑等火山碎屑，极易发生脱玻化作用形成微孔隙。第二期为火山碎屑熔岩—气孔（杏仁）玄武岩旋回，火山岩中角砾大小、含量相比第一期有所降低且不见石灰岩角砾，以浆屑、玻屑及火山岩岩屑为主；向上能量减弱，转为溢流相玄武岩，且顶部发育气孔（杏仁）玄武岩，整体厚度为40 ～75 m 不等，局部地区本次喷发旋回不发育。前两期喷发旋回形成的火山碎屑岩，为形成孔隙型储层的最有利岩石类型。第三期为粒玄岩，厚度可达120 m，矿物结晶程度明显高于顶部隐晶玄武岩，分析认为其为火山活动后期熔浆能量减弱，无法突破上覆已喷发的火山碎屑岩层，而沿着火山碎屑岩与茅口组的接触薄弱面溢流形成；而最晚期侵入深度相对较大，结晶相对较为完全，形成致密的辉绿玢岩。由于玄武岩、粒玄岩及辉绿玢岩基质孔隙度低，无法形成优质储层。因此，喷发旋回控制爆发相火山岩储层的形成，储集物性条件优越的爆发相火山碎屑岩一般发育在火山旋回早期，控制了有利储层的纵向分布。

3.3 火山机构控制有利爆发相平面展布

通过三维地震可视化雕刻技术，对川西地区火山机构进行刻画（图8）。成都—简阳地区火山口、火山锥和熔岩流等火山地貌容易识别且空间发育规模较大，反映出川西地区火山活动剧烈，为大规模发育爆发相的火山碎屑岩储层提供了地质背景。对比不同地区火山岩储层厚度，YT1 井区距离火山喷发中心最近，爆发相火山碎屑岩层厚度最大、旋回最完全；而TF2 井区距离火山喷发中心相对稍远，火山碎屑岩储层发育厚度相对小且旋回相对不完整，缺失第二期次的火山岩；ZJ2 井、ST1 井距离喷发中心最远，因此火山岩厚度小、旋回发育不完全，难以形成有利储层。因此火山机构位置、火山作用强度及喷发期次共同控制了火山岩相的发育，从而控制了火山岩储层的平面及纵向展布。

图8 简阳地区火山机构与火山岩厚度分布图

3.4 岩性及成岩改造控制储层孔隙发育

火山碎屑岩原始储集空间发育，在埋藏演化过程中，伴随不同类型成岩作用的发生，对储层的储集空间及发育程度进行改造。胶结作用和溶蚀作用是对储层储集物性影响最大的两类成岩作用，胶结作用主要导致储层储集空间的减少，物性降低；而溶蚀作用则相反，能够增加储层储集空间，使得储层物性变好。胶结作用与溶蚀作用的发育程度是控制储层现今物性差异分布的主要原因[24]。本区胶结作用以碳酸盐胶结作用为主，为饱和碳酸钙流体沿优势运移通道流动沉淀的产物，因而其多充填较大的原始孔隙，特别是在不同喷发旋回的分界面附近，导致流体活动活跃，易造成大量碳酸盐沉积。溶蚀作用主要受大气淡水和酸性孔隙流体发育程度控制，多为沿着断层运转至储层的酸性流体与易溶矿物如长石等发生水岩作用形成，因而，断裂附近是溶蚀作用最为发育的位置。综上所述，在胶结作用和溶蚀作用的双重控制下，断裂发育地区的单次喷发旋回中部是优质储层发育的主要位置。

4 川西火山岩气藏的勘探潜力

4.1 烃源岩特征与油气来源

川西地区二叠系基性—超基性火山岩下伏发育多套烃源岩层，为油气大规模的生成提供了条件。天然气碳同位素特征是判定天然气成因的重要参数之一，通过对TF2 井和YT1 井天然气碳同位素分析可知，甲烷的δ13C1分布区间为－32.11‰～－2.87‰，而乙烷的δ13C2分布区间为－33.61‰～－35.25‰（图9），为典型的油型气来源特征，且甲烷、乙烷的碳同位素值与下寒武统烃源岩的碳同位素值相近，表明火山岩气藏主要来源于筇竹寺组烃源岩。与此同时，甲烷和乙烷的碳同位素特征与下寒武统龙王庙组天然气相似，而龙王庙组气藏主要由筇竹寺组供烃，从而进一步佐证了天然气来自筇竹寺组烃源岩。

四川盆地下寒武统烃源岩沉积中心发育在德阳—安岳台内裂陷内部，该裂陷形成于震旦纪灯影组沉积时期，受区域拉张的控制，呈近南北向展布，南北长320 km，东西宽50 ～300 km[25-28]。槽内下寒武统烃源岩以麦地坪组和筇竹寺组泥质岩为主，对灯影组沉积期裂陷填平补齐，地层厚度大。裂陷内麦地坪组和筇竹寺组主要黑色泥页岩，厚度普遍可达300 ～450 m，有机碳平均含量大于2%，两套烃源岩累计生气强度高达（100 ～180）×108m3/km2，生烃潜力巨大。受志留纪末期加里东运动影响，川西地区下古生界受到强烈剥蚀，二叠系直接与下寒武统沧浪铺组呈不整合接触，且成都—简阳地区的火山岩位于德阳—安岳裂陷之上。因此火山岩气藏具有近源充注的优势。与此同时，二叠系火山岩与筇竹寺组之间发育多条垂向断层，高角度断裂的发育为油气大规模运聚提供了有利通道。由此可见，裂陷内的厚层优质烃源岩为成都—简阳地区火山岩提供了充足的气源基础。

图9 四川盆地部分地区碳同位素分布图

4.2 火山岩储层有利区

川西地震刻画结果显示，三维区内火山机构特征清晰，发育火山口、火山锥、熔岩流等火山地貌，可识别出中心式、多点式及裂隙式3 种火山口类型。简阳地区主要以沿断裂的多点式喷发和中心式喷发为主，爆发相储层集中发育，实钻井钻遇爆发相储层厚度一般介于80 ～160 m，测井解释孔隙度为13.2%～22.82%，储层有效厚度介于35 ～110 m，地震预测有利区面积达1 750 km2（图10），具有较大规模。中江—三台地区以裂隙式喷发为主的溢流相集中发育区，表现为火山岩厚度总体厚度减薄，爆发相储层欠发育，一般仅厚10 m 左右，以溢流相致密玄武岩为主。此外，川西南—蜀南地区虽然钻井多钻遇厚层状玄武岩，但新地震、非地震资料及野外露头剖面观测结果均显示该地区也有一定规模的爆发相火山碎屑岩分布，其储层分布及发育规律值得下一步深入研究。

图10 YT1 井三维区爆发相火山岩储层分布预测图

4.3 天然气勘探潜力

如前所述，盆地内火山碎屑岩优质储层主要发育在火山活动早期形成的爆发相中，纵向上位于厚层火山岩层的中上部。下伏筇竹寺组烃源岩大规模生排烃后，油气可沿高角度断裂直接进入上覆的火山岩储层中。地震刻画结果显示，成都—简阳地区爆发相火山岩特征清晰，且具有沿断裂多点式喷发特征，展布面积大，在大规模油气运聚的条件下，该区火山岩的天然气资源丰度可达19.35×108m3/km2。同时在上覆龙潭组优质盖层和下伏厚层粒玄岩及辉绿玢岩的封堵作用下，现今YT1 井实测地层压力系数高达2.22，远高于我国其他地区火山岩油气藏的压力系数，充分证实了该区良好的封盖条件，同时也为油气大规模聚集提供了保证。综上所述，“源储紧邻—断层输导—顶底封堵”的成藏模式，为天然气在火山岩储层的规模成藏提供了有利的地质条件。因此，川西地区二叠系火山岩未来具备良好的天然气勘探潜力，是四川盆地天然气规模勘探和效益开发的重要对象之一。

5 结论

1）四川盆地二叠系基性火山碎屑岩与峨眉山大火成岩省同源，同属板块内部喷发。爆发相的火山碎屑岩为川西地区有利储层的岩石类型，储集空间以脱玻化溶蚀微孔、溶蚀孔为主，孔隙半径整体较小，分选较好。

2）研究区两组近垂直的基底断裂控制了火山作用中心，火山喷发旋回控制了储层的纵向分布，最有利的火山碎屑岩为火山作用早期形成；火山机构控制有利相带的平面展布，靠近火山喷发中心的区带，有利于形成发育爆发相的火山碎屑岩储层。

3）火山岩天然气主要来自于筇竹寺组烃源岩，空间上发育的多条高角度断裂为油气运聚提供了通道，上覆龙潭组提供了优质盖层，为火山岩天然气大规模运聚提供了有利的油气成藏组合。