三塘湖盆地哈爾加烏組火山巖致密油藏富集規律研究

林 霖

（中國石油吐哈油田分公司勘探開發研究院，新疆哈密 839009）

三塘湖盆地哈爾加烏組火山巖致密油藏富集規律研究

林 霖

（中國石油吐哈油田分公司勘探開發研究院，新疆哈密 839009）

三塘湖盆地馬朗凹陷哈爾加烏組致密油藏儲集層巖性為中基性火山熔巖及火山碎屑巖，儲集空間包括氣孔、溶蝕孔、微裂縫等，儲層孔隙度低，滲透率差，油藏不受構造控制，分布面積廣。哈爾加烏組下段為主要的烴源巖，發育多個生烴中心，油氣以近源短距離側向運聚成藏為主，油藏受烴源巖與火山巖體控制，油層主要發育在火山噴發間歇期形成的淋濾溶蝕帶附近，裂縫有效地溝通了儲集空間，控制著油氣的富集程度，平面上鄰近湖沼相的泥坪亞相是油氣聚集的有利部位。馬中構造帶西斜坡緊鄰生烴中心且位于有利巖相帶，保存條件優越，是下一步有利的勘探區帶。

三塘湖盆地；哈爾加烏組；有效烴源巖；火山巖儲層

1 區域概況

2006年，三塘湖盆地馬朗凹陷鉆探的M17井在上石炭統卡拉崗組（C2k）獲工業油氣流，發現了牛東油田，牛東區塊是在三塘湖盆地首次發現的裂縫、孔隙型火山巖風化殼油藏。2015年，在馬中構造帶鉆探的 M67井，經射孔后在上石炭統哈爾加烏組（C2h）試油獲最高日產油65.60 m3的工業油流，馬朗凹陷致密油藏勘探取得較大突破，本文通過系統分析哈爾加烏組致密油藏特征，搞清烴源巖、有效儲集層的發育特征、平面展布規律以及油氣富集規律，以期指導下一步三塘湖盆地石炭系的油氣勘探。

牛東油田產油層主要在上石炭統卡拉崗組、上石炭統哈爾加烏組，油源對比證實兩者油氣均來自哈爾加烏組。哈爾加烏組火山巖體與烴源巖疊合，火山巖體頂底附近火山碎屑巖–火山巖儲集層發育，多數井在該層系都見到油氣顯示，其中M36、M361、M67等井均獲得了高產工業油流，證實了油層的可靠性[1–5]。勘探實踐認為，哈爾加烏組油藏屬于致密油藏，火山噴發間歇期的烴源巖與火山巖儲集層疊置發育，油氣以近源和短距離側向運聚成藏為特征，油藏不受構造控制，大面積分布[6]。原油密度0.85～0.87 g/cm3，埋深 3 000～3 500 m，油層厚度 5～30 m，儲集層孔隙度4%～10%，滲透率0.01×10-3～0.5×10-3μm2，常規試油產量普遍低于2 m3/d，目前主要采用水平井及較大型的酸化、壓裂等工藝技術，提高單井產量。

2 烴源巖特征

通常火山活動之間的間歇期所形成的特定地質現象可以用來標定火山巖噴發旋回期次[7]，馬朗凹陷哈爾加烏組從火山熔巖到火山碎屑巖主要有兩個主旋回，五個次一級的旋回。將哈爾加烏組劃分為上、下兩段。烴源巖與火山碎屑巖、火山巖交互發育，巖性主要為火山噴發間歇期形成的碳質泥巖、凝灰質泥巖，部分井鉆遇少量暗色泥巖、煤巖、白云質泥巖（圖1）。烴源巖評價結果顯示（表1），有機質豐度總體較高，上段源巖總有機碳0.30%～13.55%，平均3.95%， 生烴潛量0.53～94.34 mg/g，平均14.49 mg/g；下段烴源巖總有機碳 0.35%～65.29%，平均 8.16%，生烴潛量0.30～197.41 mg/g，平均34.37 mg/g，下段整體有機質豐度更高；下段總體處于成熟–高成熟階段，上段埋藏淺，處于低熟–成熟階段；有機質類型都是以Ⅱ1–Ⅱ2型為主。油源對比反映出原油成熟度較高，與下段烴源巖演化程度一致，哈爾加烏組下段是油藏的主力烴源巖。

表1 馬朗凹陷哈爾加烏組烴源巖綜合評價表

圖1 三塘湖盆地馬朗凹陷哈爾加烏組烴源巖特征

3 油氣來源確認

“有效烴源巖”的概念是能夠生成并排出烴類而形成工業油氣藏的烴源巖，是油氣藏形成的第一地質條件[8-10]。生烴潛量 S1、氯仿“A”排烴特征法定量分析表明，哈爾加烏組有效源巖TOC下限在4%左右。通過結合實測數據，利用測井資料預測TOC，在縱向上識別出有效烴源巖厚度[11–15]。馬朗凹陷哈爾加烏組下段鉆遇烴源巖厚度16～142 m，其中有效厚度7～121 m，總體厚度不大，但處在火山巖之間，保存條件較好。哈爾加烏組烴源巖地震反射特征明顯，通過井震結合建立有效烴源巖比例系數，利用地震、鉆井資料開展有效烴源巖的平面預測，結果表明，馬朗凹陷哈爾加烏組有效烴源巖存在多個生烴中心（圖2）。

馬朗凹陷哈爾加烏組地層埋深整體表現為西南深、東北淺，原油及烴源巖抽提物飽和烴色質參數對比顯示（表2），原油的成熟度稍大于本地附近的烴源巖，油氣可能來自于西南深部位，運移指標參數也反映油氣具有從西南向東北規律性變化的特征。哈爾加烏組致密油藏的油氣輸導層主要是“火山巖儲集層+少量斷層”的組合，橫向連續性差，不具備長距離運移的可能，且高產井的分布均在生烴中心附近，綜合分析認為，馬朗凹陷哈爾加烏組的致密油氣主要源于本地的烴源巖，源控特征明顯，同時也存在由西南向東北的短距離運移的特點。

圖2 馬朗凹陷哈爾加烏組有效烴源巖厚度分布

4 儲集層特征

哈爾加烏組儲集層巖性主要由中基性玄武巖、安山巖、凝灰巖以及火山角礫巖構成。儲集層孔隙度普遍小于10%，滲透率極低，但含油氣段孔隙度普遍有改善，達到10%～18%，屬于中低孔、特低滲儲集層，埋深與孔隙度相關性較差，儲集層受壓實作用影響較小（圖3）。

早期的研究認為，優質儲集層的巖性以凝灰巖為主，且以玻屑凝灰巖儲集物性最好，粒度較細且均一，巖屑玻屑凝灰巖粒度較粗，非均質性較強，物性較差[16]。通過鉆井、測井資料揭示，哈爾加烏組油藏按巖性可劃分為三類儲集層：一類儲集層巖性以玄武巖為主，特別是與烴源巖緊鄰，其接觸面易發育構造裂縫及溶蝕改造作用等，當烴源巖有足夠的烴類排出，能夠在相鄰的火山巖中形成致密型油藏。儲集空間以溶蝕微孔、構造微裂縫為主，其次為杏仁體內孔和杏仁收縮縫，其中以裂縫–氣孔–溶蝕孔型儲集層最好，自噴生產、抽汲產量高，穩產期長；二類儲集層是與源巖緊鄰的凝灰巖儲集層，整體致密，原生孔隙不發育，但同樣經過次生作用的改造，儲集空間以溶蝕孔及構造縫為主，鏡下可見少量晶間孔及脫玻化孔 （圖4）；三類儲集層為火山噴發期形成的大套玄武巖、凝灰巖儲集層，間歇期改造作用影響小，自身物性差。鉆探結果表明，有效儲集層類型主要以前兩類為主。

表2 馬朗凹陷哈爾加烏組飽和烴色質參數對比

圖3 三塘湖盆地哈爾加烏組致密儲集層物性直方圖

5 有效儲層控制因素

哈爾加烏組沉積過程受古構造影響，距離火山口較遠的構造低部位，由于此時火山活動與烴源巖沉積是同時進行的，受火山活動的影響，烴源巖與火山巖呈互層方式存在；構造相對高的部位，處于中–近火山口的位置，受火山活動影響更大，巖性以火山巖夾薄層凝灰質粉砂巖和凝灰質泥巖為主。

哈爾加烏組火山巖在地震剖面上表現為雜亂丘狀反射特征，與火山噴發間歇期所表現的中強振幅、高連續的反射特征存在明顯的不同（圖5）。目前發現的油藏主要集中在下段烴源巖與火山巖接觸面附近，由于水下噴發的火山巖直接入水，易形成冷凝收縮縫，此外，受源巖熱成熟作用形成的有機酸的溶蝕改造，在火山活動間歇期形成了相對較為發育的淋濾溶蝕孔隙帶。由于火山巖儲集層的非均質性，原生及次生孔隙在沒有裂縫溝通的情況下難以形成有效的儲集層，因此裂縫的發育及其對孔隙的溝通成為優質儲集層的關鍵控制因素，并決定著油氣的富集程度。構造作用下的斷裂及其誘發的裂縫可有效改善儲集層孔縫連通，尤其在氣孔發育的儲層中，裂縫可連接多個孤立的氣孔，使之變為有效孔隙，同時斷裂作用是熱流體活動的有利通道，促進溶解作用的發生與次生孔隙的形成。從成像測井資料和巖心分析測試結果表明，高產層分布在玄武巖微裂縫及溶蝕孔洞發育段，平面上高產井均分布于斷裂–裂縫發育帶內，存在明顯的斷控特性。馬朗凹陷哈爾加烏組沉積環境為海陸過渡相，主要發育湖沼、泥坪和砂坪三種沉積相。其中，湖沼相主要發育炭質泥巖，烴源巖厚度較大；泥坪相主要分布在近湖沼相的斜坡區，以凝灰質泥巖與玄武巖互層沉積為主，烴源巖與儲集層厚度適中，源儲關系良好。與此同時，多期構造和斷裂活動在斜坡區形成裂縫，成為溝通玄武巖儲集空間的重要滲流通道，使得平面上近湖沼相的泥坪亞相成為油氣聚集成藏的有利部位。

圖4 三塘湖盆地哈爾加烏組致密儲集層孔隙特征

圖5 三塘湖盆地上石炭統哈爾加烏組地震反射特征

6 有利勘探方向

哈爾加烏組油藏成藏條件研究結果表明，馬中構造帶西斜坡緊鄰馬朗凹陷西南部的哈爾加烏組烴源巖，源巖厚度大、分布面積廣，區帶整體位于近湖沼相的泥坪亞相，與源巖互層的火山巖儲集層發育且整體埋藏較深，保存條件優越，具備致密油規模成藏的條件。馬中北坡帶緊鄰馬中生烴中心，斷裂發育，是擴展馬中油藏范圍的有利方向。

7 結論

（1）哈爾加烏組油藏分布面積廣、不受構造控制，油藏主體圍繞生烴中心分布，源控特征明顯；油藏受源巖與火山巖體控制，油層主要發育在水下噴發巖體與源巖接觸面形成淋濾溶蝕帶附近，裂縫及溶蝕孔洞控制油氣富集程度，平面上鄰近湖沼相的泥坪亞相是油氣聚集的有利部位。

（2）馬中構造帶西斜坡緊鄰生烴中心且位于有利巖相帶，保存條件優越，是下一步三塘湖盆地石炭系致密油區域擴展勘探的主要方向。

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TE112.3

A

1673–8217（2017）06–0007–05

2017–06–07

林霖，工程師，1984年生，2008年畢業于大慶石油學院地球化學專業，現從事石油地質綜合研究工作。

國家科技重大專項“重點盆地致密油資源潛力、甜點區預測與關鍵技術應用”（2016ZX05046–006）資助。

蒲洪果