准噶尔盆地克百断裂带石炭系内幕型火山岩储层特征及成藏规律

潘 虹，李晓山，钱川川，宋俊强，罗官幸

(中国石油新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000)

0 引言

克百断裂带石炭系火山岩油藏作为中国最早发现的火山岩油藏，发育形成浅层风化壳型火山岩油藏[1-2]，在风化壳成藏机理指导下，研究克百断裂带石炭系风化壳储层的岩性岩相展布[3-4]、储集空间特征[5-8]、储层物性特征[9]、油气藏地质特征[10-11]等，取得较好的勘探成果，距风化壳200～500 m连片探明[12]，形成克百断裂带“满带含油，多段含油”的油气成藏认识[13]。早期研究认为距风化壳顶界300 m以深是火山岩油藏的勘探禁区[14]，准噶尔盆地石炭系油藏的研究主要集中于浅层风化壳。商丰凯等[15]研究火山岩成藏主控因素，认为石炭系顶界风化壳的分布决定油气分布规律；宋明水等[16]、王林等[17]研究石炭系顶部风化壳结构及控藏作用，认为浅层淋滤层是主要的储集层；陈俊等[18]研究火成岩岩性岩相时空展布，认为优势岩性分布在浅层风化壳一带。随石炭系火山岩油藏勘探开发的深入，深层火山岩储藏被发现，纵向上位于风化结构之下，具备工业油流特征。这类火山岩储层距石炭系顶部较远，受风化淋滤作用小，埋藏相对更深，其成因与火山喷发旋回及各期次的成岩作用密切相关，物性影响因素多样，油气成藏条件复杂，勘探开发难度大，相比浅层风化壳型油藏，具有更强的隐蔽性。

李晨等[19]将深层火山岩油藏定义为“内幕型”，研究储集层的岩相岩石特征；邱争科等[20]利用地震解释刻画断裂带内幕结构特征；靳军等[21]利用常规测井解释识别石炭系内幕储层岩性。人们对内幕储层岩性识别、内幕构造刻画、岩相特征研究较多，而对内幕型火山岩储层特征及成藏规律缺乏系统认识。基于准噶尔盆地克百断裂带内幕型火山岩的勘探实践，分析内幕储层岩性及物性特征、油源条件、输导体系、储盖组合及圈闭特征，揭示研究区石炭系内幕型火山岩油气成藏规律，为研究区内幕型火山岩油藏的勘探提供借鉴。

1 区域地质概况

克百断裂带位于准噶尔盆地西部隆起逆冲断裂带，北邻乌夏断裂带，东邻玛湖凹陷。西北部受北东向逆冲断裂带的西白百及九区中部断裂控制，东南部边界为北东向克乌断裂，西南方向受大侏罗沟断裂和白碱滩断裂控制，整体呈条带状展布。克百断裂带石炭系顶界是受三条断裂夹持的鼻状构造，区域内部被多条次级断裂分割，是西北缘逆冲断裂带最为发育的区域。受喜山运动影响，总体呈西北向东南倾的单斜(见图1)。在长期的构造活动中，主断裂表现明显的同沉积性，受逆掩推覆作用影响，在二叠纪沉积时期和早三叠世暴露于地表，经历长期的风化淋滤作用，形成风化壳储层。

图1 研究区构造位置及石炭系地层柱状图

研究区石炭系基底缺失二叠系，沉积地层自下而上发育三叠系克拉玛依组、白碱滩组，侏罗系八道湾组、三工河组、西山窑组、齐古组和白垩系吐谷鲁群。平面上，石炭系向西、向西北不断抬高，侏罗系、三叠系沉积厚度减薄，西部、西北部部分区域缺失三叠系，侏罗系直接覆盖在石炭系之上；研究区西北部发育的侏罗系齐古组、三工河组、八道湾组等多套地层遭受剥蚀，甚至剥蚀殆尽。根据电性曲线响应特征，自下而上为安山岩(玄武岩)—凝灰岩(砂砾)的喷发旋回[22-23]，将石炭系进一步划分为4个期次，研究区多数井钻遇第四期火山岩。

2 储层特征

2.1 内幕储层分布

火山岩岩体暴露于地表，受风化淋滤作用影响而形成风化壳。物性自上而下表征为孔隙度从小变大再变小。内幕通常位于半风化层之下古山体内部，内幕区域发育内幕储层。岩石物性及含油性反映有效储层的发育情况，分析研究区岩石物性及试油数据随深度变化规律，确定内幕顶界位置。

准噶尔盆地石炭系火山岩有效储层孔隙度下限为6%，有效渗透率下限为0.5×10-3μm2[24]。根据研究区86口井的2 323块火山岩样品物性参数结果，随埋深增加，物性变差，在埋深约为600 m处达到有效储层下限，表明储层受淋滤作用影响逐渐减小。在距离石炭系顶界埋深约为750 m处储层物性开始变好，高于有效储层物性下限，推断该区域为内幕储层发育区(见图2)。

图2 克百断裂带石炭系内幕储层物性分布

断裂带石炭系油藏风化壳内油气显示丰富，从六区到九区B8、G3、B9、417、G16井区获工业油流。在距石炭系顶界埋深约为600 m处，以水层或干层居多。在距石炭系顶界埋深约为800 m处，出现几乎无油气显示的特点，与储层物性变化特征表现一致。距石炭系顶界800 m以下出现油气显示，越往北部呈含油气性越好的趋势，推断距石炭系顶界800 m以下存在受非风化淋滤作用影响的内幕储层(见图3)。

图3 克百断裂带石炭系油藏风化壳与内幕含油气性差异分布

2.2 岩性特征

研究区火山活动以间歇性喷发为特点，间歇期发育沉积岩，火山活动多期次喷发形成火山岩岩性横向变化快、纵向多旋回重复的特点[25-26]。根据火山喷发旋回特征，将石炭系分为4个期次，风化壳位于C4期，内幕储层主要发育于C3期以下。结合取心观察、薄片鉴定和测井解释，研究区石炭系内幕可见火山熔岩类、火山碎屑岩类、沉火山碎屑岩类。

火山熔岩类多为岩浆从火山口溢流形成的产物，研究区主要发育安山岩和玄武岩，属于溢流相下部亚相(见图4(a-c))。火山碎屑岩类为火山喷发期火山碎屑物快速混合火山灰沉降形成的产物，研究区主要发育凝灰岩，属于爆发相空落亚相(见图4(d))。沉火山碎屑岩类形成于远火山口，是火山碎屑与沉积物混合产物，研究区主要发育沉凝灰岩，属于火山沉积相含外碎屑亚相(见图4(e))。根据岩石铸体薄片分析，安山岩基质可见斑晶交织结构、熔结结构，气孔不发育(见图4(f-g))，玄武岩可见斑状结构，发育气孔且多为圆形，充填物为绿泥石、方解石(见图4(h-i))，凝灰岩多为灰黑色，可见岩屑晶屑、方解石化玻屑凝灰结构(见图4(j))。

2.3 储集空间特征

火山岩的储集空间类型复杂，结合储集空间孔隙结构特征和成因，克百断裂带内幕型火山岩储层的储集空间发育原生孔隙、次生孔隙和裂缝，以次生孔隙和裂缝为主，储集空间主要为裂缝型和裂缝—孔隙型。

原生孔隙是熔岩冷凝收缩形成的气孔及火山碎屑颗粒之间的孔隙，形成于岩浆喷出结晶冷凝成岩阶段。研究区原生孔隙可见残余孔，在岩浆冷凝固结气孔形成后，受后期热液作用影响，次生矿物不同程度充填之后残留的孔隙。该类孔隙常见于安山岩、玄武岩(见图4(k-l))，平均孔隙直径为36.8 μm。

次生孔隙是火山活动间歇性喷发及后期热液作用使岩石矿物溶解，并在原部位形成的溶蚀孔隙。研究区主要发育晶内溶孔、晶间溶孔、基质溶孔、斑晶溶孔(见图4(m-p))。

图4 克百断裂带火山岩内幕储层岩性特征及孔隙类型

研究区主要发育低角度斜交缝、网状缝、充填缝、直劈缝等构造缝。斜交缝宽度为0.10～6.50 mm，多被充填，网状缝宽度为0.10～9.30 mm，构造缝及其两侧可见油气显示(见图5)。研究区构造缝具有一定的油气储集性能，能够有效沟通其他孔隙，作为火山岩储层的有效渗流通道，改善火山岩储层的渗流能力。因此，构造裂缝是克百断裂带石炭系内幕储层油气聚集的有利场所。

图5 研究区裂缝发育段典型岩心、FMI 图像

2.4 储层物性特征

根据研究区76口井的1 431块火山岩样品的岩石物性变化规律，风化壳储层埋深集中在500～1 000 m之间。埋深为1 000～1 500 m的地层受风化淋滤作用影响逐渐减小，储层物性低于有效储层物性下限。1 500 m埋深以深，储层物性变好，部分高于有效储层物性下限(见图6)。研究区石炭系内幕型储层主要岩性为凝灰岩和安山岩，不同岩性的储层物性存在一定的差异。

图6 克百断裂带石炭系油藏岩性与物性关系

(1)安山岩。克百断裂带安山岩实测孔隙度样品323个，有效孔隙度最大为12.7%，最小为0.1%，平均为3.4%，其中13.0%的样品有效孔隙度大于6.0%。实测渗透率样品224个，水平渗透率最大为230.000×10-3μm2，最小为0.010×10-3μm2，平均为5.800×10-3μm2，其中28.6%样品水平渗透率大于0.500×10-3μm2，属于低孔—特低渗储层。

(2)凝灰岩。克百断裂带凝灰岩实测孔隙度样品1 108个，有效孔隙度最大为16.4%，最小为0.2%，平均为3.1%，其中14.9%的样品有效孔隙度大于6.0%。实测渗透率样品1 036个，水平渗透率最大为284.400×10-3μm2，最小为0.002×10-3μm2，平均为1.180×10-3μm2，其中18.5%的样品水平渗透率大于0.500×10-3μm2，属于低孔—特低渗储层。

2.5 控制因素

克百断裂带石炭系火山岩经历长期的成岩作用、多期构造运动，形成4个(冷凝固结、热液、浅埋藏、深埋藏)成岩演化阶段，各演化阶段不同类型的成岩作用，对不同岩性的储层孔隙和裂缝的发育形成不同程度的建设性或破坏性影响。

石炭纪，火山爆发，岩浆结晶分异喷出地表，遇冷发生冷凝固结成岩，形成各类原生孔隙。岩心观察显示，发育半充填气孔(见图7(a-c))，孔隙直径为25～50 mm，该阶段孔隙度总体呈增大趋势。

各类岩石在冷凝结晶过程释放大量的热液，热液进入原生储集空间冷却发生交结和充填作用。热液中的石英、绿泥石、方解石对原生储集空间进行胶结和充填，对孔隙发育起破坏性作用；热液中的镁铁矿物及基性长石发生膨胀蚀变，对孔隙发育起建设性作用。岩心观察可见大量方解石充填缝(见图7(d-g))，热液作用阶段主要对原生孔隙发育起破坏性作用。

中二叠纪，研究区受挤压推覆作用而整体抬升，石炭系浅层出露地表而接受风化淋滤作用，内幕岩体处于埋藏状态[27]。浅埋藏阶段，构造抬升作用使岩石发生破碎，形成大量构造缝，可以连通原生气孔。构造破碎产生大量低角度斜角缝、网状缝，裂缝宽度为0.50～1.25 cm，平均为1.02 cm，裂缝密度为0.5～1.0条/m(见图7(h-i))。石炭系浅层地表抬升，遭受风化淋滤及地表径流作用，地表水沿断裂流入地下，断裂越发育的地区受溶蚀作用影响越显著，基性矿物越容易溶蚀，风化淋滤作用改造和沟通原生孔隙。孔隙类型发育晶间孔、长石溶孔、粒内溶孔，孔隙直径为6.15～77.80 mm(见图7(j-k))。溶蚀孔洞较发育，易形成物性较好的孔—洞—缝型储层组合，孔隙度为6.14%～18.73%。

图7 克百断裂带不同成岩作用储层物性特征

深埋藏阶段，研究区下盘发育风城组、乌尔禾组烃源岩。晚侏罗世、晚白垩世，有机质开始排烃，产生的有机酸沿深大断裂发生溶蚀。内幕岩体受溶蚀作用影响而形成溶蚀缝(见图7(l))，裂缝宽度可达2.50 cm。内幕储层发育溶蚀孔，孔隙直径为8.51～13.39 mm，平均为14.63 mm(见图7(m-n))。同时，印支、燕山期构造活动造成构造破碎作用，沿断裂面产生大量构造缝，使溶蚀孔洞连通，内幕储层被进一步改造，在深层内幕形成孔—洞—缝型储层组合，孔隙度为5.40%～12.30%。

3 储层成藏条件

3.1 烃源岩条件及油源

克百断裂带地面出露和井下钻揭石炭系烃源岩，大部分石炭系生油岩残余有机质丰度较低，类型较差，但成熟度较高[28]。石炭系生油岩镜质体反射率大于2%，处于过成熟阶段，研究区石炭系生油岩对油气成藏贡献较小[29]。克百断裂带紧邻玛湖生烃凹陷，自下而上主要发育石炭系(C)、下二叠统佳木河组(P1j)和风城组(P2f)、中二叠统下乌尔禾组(P2w)4套烃源岩(见表1)[30]。其中,风城组烃源岩有机质类型为腐泥型，其他三套烃源岩为腐殖型，有机质成熟度以成熟演化阶段为主。玛湖凹陷深层4套烃源岩厚度分布稳定，有机质丰度高，成熟度适中，其中风城组烃源岩有机质类型最好，4套烃源岩具备良好的生烃潜力。

表1 玛湖凹陷烃源岩地球化学参数

正构烷烃作为油气的主要烃类构成，其相似的分布曲线、碳数分布范围通常用于判断油气及生油岩的亲缘关系[31]。玛湖凹陷4套烃源岩正构烷烃分布呈3种形态(见图8)，石炭系烃源岩正构烷烃主峰碳分布在C27～C28之间，佳木河组烃源岩主峰碳分布在C23～C25之间，风城组、乌尔禾组烃源岩主峰碳分布在C17～C18之间。克百断裂带石炭系内幕原油正构烷烃主峰碳为C17，与风城组、乌尔禾组烃源岩分布曲线相似，表明石炭系内幕原油与风城组、乌尔禾组烃源岩具备亲缘关系。

图8 玛湖凹陷原油及烃源岩正构烷烃分布曲线

不同层位烃源岩碳同位素存在差异，风城组烃源岩干酪根碳同位素最轻，平均为-26.3‰，其他3套烃源岩干酪根碳同位素更重，平均为-22.5‰，克百断裂带石炭系风化壳和内幕原油碳同位素总体分布在-29.78‰～-28.90‰之间，相同层位烃源岩生烃类原油碳同位素要轻3.00‰～4.00‰[32]。因此，石炭系原油与风城组烃源岩更具亲缘关系。

三环萜烷质量分数较高，反映烃源岩的生油母质来源于湖盆内的水生藻类植物[29]。石炭系和佳木河组烃源岩的三环萜烷C20—C21—C23峰型呈下降型；乌尔禾组烃源岩三环萜烷峰型呈下降型和上升型；风城组烃源岩峰型呈上升型和山峰型；石炭系原油三环萜烷峰型分布与风城组烃源岩的最为接近。风城组烃源岩伽马蜡烷指数约为0.50，甾萜烷C28/C29约为0.80，石炭系原油伽马蜡烷指数分布在0.25～0.32之间，甾萜烷C28/C29分布在0.61～0.85之间，指标更接近风城组烃源岩特征(见图9)。

图9 玛湖凹陷原油与烃源岩甾萜烷指标对比

综合生物标志化合物指标与碳同位素比对结果，石炭系原油各项地球化学指标主要与风城组烃源岩的相似，与乌尔禾组烃源岩的部分相似，石炭系原油主要来自于风城组烃源岩，少量来自于乌尔禾组烃源岩。

3.2 油源断裂

自早石炭世基底形成以来，研究区主要经历海西中期运动挤压发育前陆盆地、印支期发育逆冲断裂、晚侏罗世与早白垩世经历多期构造运动，形成克百断裂带类型多样的断裂构造样式，对油气的生成、运移和保存起重要作用。克百断裂带形成于海西期、印支期，海西中期研究区处于东西构造挤压抬升，受强烈的东西向挤压应力作用影响，发育逆冲断裂、叠瓦状断裂、正花状断裂、Y型断裂等挤压构造(见图10)。

图10 克百断裂带断裂构造样式及裂缝类型

石炭系火山岩地层长期受东西向挤压应力，在断裂周围发育大量的构造缝，构造缝沟通原生孔隙，在一定程度上改善储集空间。石炭系主要发育网状缝、斜交缝，裂缝呈半充填—充填状态。研究区石炭系最大水平主应力以北西—南东向为主(占总井数的68%)，北东—南西向次之(占总井数的18%)，近东西向最少(占总井数的14%)。石炭系裂缝走向与断裂主要走向保持一致，以北西—南东向为主，与现今最大水平主应力方向基本一致，裂缝的有效性较好。

3.3 储盖组合及圈闭特征

根据火山作用产物在空间上分布的格局、产出方式及产物的外貌特征，研究区主要发育凝灰岩微相、火山碎屑沉积微相等，玄武岩溢流微相、安山岩溢流微相等次之。不同岩性受后期构造运动和成岩作用改造的效果不同，发育的孔隙、裂缝及孔缝组合不同。在持续性的逆冲推覆挤压、剧烈的火山活动、间歇期沉降的交替作用下，克百断裂带单井相开始多见底部溢流相的中性安山岩喷发，中部多见爆发相的凝灰岩，以火山沉积岩或沉积岩结束。连井剖面可见多个火山喷出岩相—沉积岩相相互叠置，具有火山喷发—火山沉积交替出现的多期性特征(见图11)。有利储层主要集中于物性相对较好的爆发相和溢流相岩相组合，内幕储层岩性以凝灰岩为主，试油结论显示内幕储层具有较好的含油性，B808、B861井等获得高产油流。盖层多以相对致密的沉凝灰岩或泥岩为主，不同岩性组合共同构成储层、盖层的交替分布。

克百断裂是典型的同沉积断裂，形成于海西期，结束于燕山中晚期[33]，受长期推覆挤压影响，沿主断裂派生多个小断裂并形成由盆地边缘向盆地凹陷逐级下降的断阶，沿克百断裂带形成大量构造圈闭。石炭系内幕主要发育3种类型圈闭：一是逆冲推覆作用下形成的多级断阶与有利的储盖组合形成多个构造—岩性圈闭；二是石炭系受长期挤压抬升而形成小型的古隆起，在内幕可见多个低幅度的背斜圈闭；三是深层内幕有利储层岩体形成的岩性圈闭(见图12)。

图12 克百断裂带石炭系内幕圈闭类型

4 油气成藏规律

克百断裂带紧邻玛湖凹陷，经历多期构造活动形成的同沉积断层和区域不整合面是沟通油源的主要输导体系，研究区是西北缘主要的油气运聚成藏的有利指向区，区域整体呈立体成藏特征，断裂下盘已探明二叠系、三叠系、侏罗系油藏，上盘探明石炭系、三叠系油藏。在前期风化壳性油藏特征研究成果基础上，分别从烃源岩、储盖组合、输导体系等方面，揭示克百断裂带石炭系内幕油藏成藏规律。

受多期构造运动影响，克百断裂带褶皱带经历强烈的逆冲推覆挤压作用，构造特征总体为西北高东南低的形态。石炭系地层位于断裂的上盘逆掩于下盘三叠系地层之上[34-35]，长期逆冲推覆作用使主断裂及次级断裂形成由盆地边缘向中心下降的断阶，东部发育克乌断裂和白碱滩断裂，为大型同沉积断层，切开石炭系—中下侏罗统，为研究区主要的油源断裂，断裂带和多期不整合面构成油气运移的主要输导体系。玛湖凹陷风城组、乌尔禾组烃源岩生成的原油沿凹陷西北部构造斜坡向上倾方向运移，在不整合面上下形成地层油藏，在斜坡带形成岩性油藏，遇断裂遮挡形成构造油藏。由于深大断裂长期活动，沟通玛湖斜坡区二叠系、三叠系油气垂向运移，沿油源断裂运移至上盘石炭系，继续沿不整合面侧向运移，在各级断阶风化壳储层中聚集成藏，形成侧向供油、断块岩性成藏模式。在石炭系内幕储层位于距风化壳顶界800 m下时，逆掩于二叠系烃源岩之上，具备优先捕获油气的优势，受油源断裂控制，二叠系油气沿断裂运移至石炭系内幕，运移聚集至低幅度背斜圈闭而形成岩性油气藏，或沿油源断裂在多级断阶聚集而形成岩性—断块油气藏(见图13)。因此，内幕型火山岩中油源断裂及凝灰岩主要发育区为内幕油藏的有利指向区。

图13 克百断裂带石炭系油藏油气运聚成藏模式

5 结论

(1)准噶尔盆地克百断裂带石炭系内幕型火山岩储层位于石炭系顶界800 m以下，有利岩相岩性主要为凝灰岩和安山岩，储集空间主要类型为裂缝型和裂缝—孔隙型。裂缝的发育程度是制约内幕储层分布的关键因素，主干断裂发育处为内幕型火山岩油藏优势储层发育区。

(2)研究区石炭系成岩作用浅埋藏阶段构造抬升作用和深埋藏阶段有机酸溶蚀作用，对内幕型火山岩储层起建设性作用，易形成物性较好的孔—洞—缝型储层组合。

(3)克百断裂带石炭系内幕型火山岩油源为玛湖凹陷二叠系烃源岩，克百断裂及次级断裂为油源断裂，盖层为致密沉凝灰岩及泥岩，圈闭以深层构造—岩性圈闭为主。油源断裂带附近构造缝发育，储层物性相对较好，具备离烃源更近的位置优势，是克百断裂带内幕型火山岩油藏的有利指向区。