火山岩油气藏勘探进展

Progress in Exploration of Volcanic Oil and Gas Reservoirs

摘要

盆地深层火山岩油气藏是重要的勘探目标，受到广泛重视. 勘探成果显示各类岩性均有高产井，其中流纹岩单井产能最高，从储量增长来看，中国已成为火山勘探的主体. 火山岩勘探突破需要长达数十年的勘探和研究的积累，勘探发现呈现出螺旋式上升；环太平洋构造域、特提斯构造域、中亚造山带构造域储量占比分别为44%、33%、16%，其他地区储量占比7%；中生界地层、新生界地层和古生界地层的火山岩探明储量占比分别为43%、38%和19%；从储量来看，熔岩、碎屑熔岩和火山碎屑岩占比分别为61%、31%和8%，玄武岩、流纹岩和粗面岩储层中储量占比分别为41%、13%和6%. 火山岩储层分布规律的认识大致可划分为“参照沉积岩研究方法阶段”和“火山地层学理论阶段”，火山岩储层主控因素主要表现为地层堆积单元控制储层品质、构造作用和风化作用是催化剂、深部流体溶蚀是增孔关键、地层超压和弱胶结是火山碎屑岩保孔必要条件. 多种因素叠加促进多层连通规模性复合储集体的形成. 火山岩油气藏可以分为构造、构造-岩性、岩性油气藏3种主要类型. 火山机构识别与有利岩相预测技术、火山岩储层成因研究技术和有利储层预测技术为火山岩勘探目标锁定提供了强力支撑.

Abstract

Volcanic oil and gas reservoirs in the deep part of basins are important exploration targets and have received worldwide attention. The exploration results show that there are high daily production wells of all lithologies, and rhyolite wells have the highest daily production. China has grown into the main body of global volcanic exploration in terms of reserves. The breakthrough of volcanic exploration requires decades of exploration and research accumulation, and the exploration findings show a spiral rise. The reserves of Circum⁃Pacific tectonic domain, Tethys tectonic domain and Central Asian orogenic belt are 44%, 33% and 16%, respectively; and other areas accounted for 7%. The proved reserves of volcanic rocks in Mesozoic, Cenozoic and Paleozoic strata are 43%, 38% and 19%, respectively. In terms of reserves, the proportion of lava, volcaniclastic lava and pyroclastic rock is 61%, 31% and 8%, respectively, and the proportion of reserves in basalt, rhyolite and trachyte reservoirs is 41%, 13% and 6%, respectively. The understanding of volcanic rock reservoir distribution can be roughly divided into the stage of reference to sedimentary rock research methods and the stage of volcanostratigraphy theory. The main controlling factors of volcanic rock reservoir are as follows: Deposition unit controls reservoir quality, tectonic process and weathering are catalysts for secondary porosity formation, deep fluid dissolution is the key to increasing pores, and formation overpressure and weak cementation are the key to preserving pores in volcaniclastic rocks. The superposition of many factors promotes the formation of multi⁃layer connected large⁃scale composite reservoir. Volcanic reservoirs can be divided into three main types: structural reservoirs, structural lithological reservoirs, and lithological reservoirs. The techniques of identifying volcanic edifices and predicting favorable lithofacies, the study of reservoir genesis as well as reservoir prediction technology provide strong support for the target locating of volcanic exploration.

Graphical abstract

关键词

火山岩储量 / 火山岩储层成因 / 火山岩成藏模式 / 火山岩油气藏 / 火山机构 / 勘探技术 / 石油地质.

Key words

volcanic rock reserves / genesis of volcanic rock reservoirs / volcanic rock reservoir accumulation mode / volcanic rock oil and gas reservoirs / volcanic edifices / exploration technology / petroleum geology

0 引言

火山岩油气藏是重要的勘探目标，历经130余年的勘探历程，在全球范围内取得了丰富的勘探成果和研究进展（刘嘉麒等，2010），在全球13个国家的40余个盆地中获得了工业性油气流井和规模性储量（Schutter et al.，2003； 唐华风等，2020）. 我国火山岩油气勘探起步较晚但发展迅速，已发现了3个超千亿方探明储量的油气田（冯志强等，2006；付茜等，2017；胡素云等， 2020），共探明原油1.8亿t、天然气6.2万亿方. 截值2023年，我国火山岩中探明储量占到全球探明总储量的53%，已经成为全球火山岩油气藏勘探实践的主体. 火山岩油气藏在我国东西部含油气盆地中广泛分布，在松辽盆地、渤海湾盆地以及准噶尔盆地中均有发现（王璞珺等，2003；邹才能等，2011）. 前人研究表明，火山岩油气藏勘探成功率受地质认识影响，储层成因与分布、油气成藏模式等因素控制了火山岩油气藏的规模和勘探成功率. 然而，现有认识主要针对单一构造区，有必要进行勘探实践到理论模式的系统总结. 本文以火山岩油气藏勘探进展为切入点，从储层研究、油气成藏模式、勘探技术等方面进行分析. 在归纳火山岩油气藏勘探进程特征基础上，总结归纳有利储层发育模式和控制因素，建立成藏模式分类方法，明确针对性勘探技术的应用，为油气勘探与火山岩油气藏理论研究提供参考.

1 全球火山岩油气藏储量和发现阶段

1.1　火山岩油气藏产能和储量特征

火山岩油气藏已成为重要勘探目标，在全球范围内受到广泛的关注. 火山岩油气藏具有高产井，从统计到的日产超200 m³油当量的30口钻井来看，流纹岩、英安岩、安山岩、粗安岩、玄武岩、凝灰岩、角砾岩、碎屑熔岩等均有高产井（图1）. 其中流纹岩和凝灰岩的钻井占比较高，日产超1 000 m³油当量的钻井有3口，储层岩性为流纹岩和粗安岩；单井产能最高出现在流纹岩储层中，位于渤中8⁃3S构造，产能达到855.1 m³/d油、54.3×10⁴ m³/d气.

据不完全统计，目前在火山岩中发现了约5.1×10⁸ t油和10 575×10⁸ m³天然气探明储量、共约14.5×10⁸ t油当量的探明储量. 中国已成为全球火山岩油气藏勘探开发的实践主体，据不完全统计，在中国共发现约1.8×10⁸ t油和6 200×10⁸ m³天然气探明储量、在全球火山岩的储量占比分别占到41%和65%，共约7.7×10⁸ t油当量的探明储量、在全球火山岩的储量占比53%（图2）. 发现的亿吨级油气藏有徐深气田（松辽盆地）、长深-松南气田（松辽盆地）、克拉美丽气田（准噶尔盆地）和Jatibarang油田（印尼）等. Jatibarang油田展示出了单位面积高丰度资源的特征.

1.2　火山岩油气藏的勘探阶段

1.2.1　国外

按油气藏发现情况来看，可以划分为3个阶段，分别是早期的偶然发现、局部尝试性勘探和广泛勘探阶段.

早期的偶然发现阶段，时间上大致为19世纪80年代—20世纪40年代末，在勘探过程中偶然发现了油气藏，如在圣华金盆地（美国加利福尼亚州）、哥伦比亚盆地（美国犹他州）和北古巴盆地（古巴）等盆地均有零星发现，但单井产能和储量均较低，认为是认为无经济价值的，勘探时应该避开火山岩的干扰.

局部尝试性勘探阶段，局部针对性勘探为20世纪50年代初—60年代末，有目的的在中美洲地区的盆地中进行了火山岩勘探的尝试，如在北古巴和南古巴盆地中获得了日产超百方油的产能，委内瑞拉拉帕斯油田日产气1 828 m³，揭示出了火山岩勘探的潜力.

广泛勘探阶段，时间上大致为20世纪70年代—21世纪初，在全球十余个盆地中开展了广泛的勘探，在南古巴盆地获得了单井油产能约400方/天的突破、在日本获得1×10⁶ m³/天的突破，也获得了亿吨级火山岩油气藏Jatibarang的发现. 但进入21世纪之后国外火山岩勘探进入了缓慢发展的阶段，除阿根廷内乌肯盆地发现Cupen Mahuida火山岩气藏外，无大规模储量发现的报道.

1.2.2　国内

经过数十年的勘探，目前已在准噶尔、松辽、渤海湾、三塘湖、海拉尔、二连、苏北、江汉、银根、四川、塔里木等11个盆地中发现了一系列火山岩油气藏. 大体上可分为偶然发现阶段（1957年—1990年）、局部勘探阶段（1990年—2002年）和全面勘探阶段（2002年至今）（邹才能等， 2008）.

偶然发现阶段：1957年我国首次在准噶尔盆地发现火山岩油气藏，拉开了火山岩勘探的序幕. 但未能引起重视，火山岩勘探活动多属于被动行为. 在准噶尔、渤海湾和苏北等盆地有零星发现了7处油气藏（左国平等， 2012），单井产能最高达400 t/d、单个油气藏储量在1 000×10⁴ t油当量左右. 总体上揭示了火山岩作为有效储层的良好潜力.

局部勘探阶段：随着火山岩油气出现次数的增加和良好的油气显示，开始针对火山岩目标进行勘探，但受限于对火山岩储层模式的认识，未能取得大规模的突破，在松辽盆地只是发现了单井产能低于1×10⁴ m³/d的气藏，未能发现规模性储层. 但在准噶尔盆地也发现了储量达4 000×10⁴ t的油藏；欧利坨子地区的欧26井则在沙三段粗面岩储层中获得了日产150 t的工业油气产能，累计探明储量7 786×10⁴ t（牛嘉玉等， 2003）. 济阳坳陷探明储量达6 969×10⁴ t（吕炳全等， 2003）. 进一步的提升了火山岩勘探的信心.

全面勘探阶段：自松辽盆地徐家围子断陷徐深1井营城组火山碎屑熔岩段获得了53×10⁴ m³/d天然气产能（冯志强等，2006），使得针对性勘探获得了成功，为火山岩勘探注入了强心剂. 相关火山岩油气藏成藏模式和储层分布规律认识为松辽盆地及邻区勘探提供了参照依据. 先后发现了十余个天然气藏，其中徐深气田、长深-松南气田和克拉美丽气田均是超1 000×10⁸ m³储量的气藏. 近年来在四川盆地永探1井火山碎屑熔岩和玄武岩中获22.5×10⁴ m³（自然初步测试）的天然气产能，预测资源量近万亿立方米（刘鑫等， 2019）；辽河坳陷东部凹陷驾探1井玄武质角砾岩中获得日产32.5×10⁴ m³的工业气流（刘宝鸿等， 2020）；2024年在渤海海域获得了火山岩油气藏世界级单井产能的发现. 整体上火山岩勘探发现呈现出螺旋式上升，各盆地火山岩勘探突破可能需要长达数十年的勘探和研究的积累.

2 全球火山岩油气藏时空分布规律

2.1　火山岩油气藏平面位置分布

在空间分布上，火山岩油气藏主要分布于环太平洋构造域、特提斯构造域和中亚造山带构造域的盆地中（Tang et al.， 2022）. 环太平洋构造域的盆地包括从北美的美国、墨西哥、古巴到南美的委内瑞拉、巴西、阿根廷，再到亚洲的中国东部和日本的中新代盆地，总体呈环带状展布；特提斯构造域盆地包括印度尼西亚西北爪洼和苏门达腊盆地、中国西南部的四川盆地等；中亚造山带构造域盆地包括中国西部准噶尔盆地、俄罗斯的Markovo⁃Angara Arch和库拉盆地. 从统计到的29个油气藏储量来看，环太平洋构造域储量占比44%，约6.4亿t油当量储量；特提斯构造域储量占比33%，约4.8亿t油当量储量；中亚造山带构造域占比16%，约2.2亿t油当量储量；其他地区储量占比7%，约1.1亿t油当量储量.

2.2　火山岩油气藏赋存特征

从统计到的27个油气藏的储量来看，古生界、中生界和新生界的火山地层中均有发现. 中生界地层中占比达43%，约有6.2亿t油当量储量；新生界地层中占比达38%，约有5.5亿t油当量储量；古生界地层中占比约19%，约2.6亿t油当量.

从统计到82个油气藏的岩性来看，各类岩性均可以成藏，熔岩类储层占比高达51%，火山碎屑熔岩储层占比为6%，火山碎屑岩储层占比35%，沉火山碎屑岩占比8%. 从统计到的22个油气藏的储量来看，熔岩、碎屑熔岩和火山碎屑岩均有油气突破. 熔岩占比可达61%，约有8.5亿t油当量储量，其中玄武岩储层中储量占比41%、流纹岩占比13%、粗面岩占比6%. 火山碎屑熔岩储层中储量占比31%，约4.4亿t油当量储量；凝灰岩储层中储量占比8%，约1.1亿t油当量储量.

3 火山岩储层地质研究进展

3.1　火山岩储层研究阶段划分

火山岩储层分布规律是有利勘探目标的重要基础. 从认识的过程来看，大致可划分为参照沉积岩研究方法阶段和火山地层学理论阶段.

3.1.1　参照沉积岩研究方法阶段的认识

从埋深、岩性、岩相和火山机构等方面认识火山岩储层分布规律. （1）埋深与储层的关系. 发现火山岩储层随埋深的增大而降低，火山碎屑岩的减孔率高于熔岩和碎屑熔岩. 基本上以埋深3 km为界，火山碎屑岩在浅部具有优势、火山碎屑岩熔岩和熔岩在深部具有优势（图4），局部地区可能埋深界线上存在差异. 值得指出的是，随着勘探向深层进军，近年来在四川盆地和渤海湾盆地渤中凹陷地区4 500 m的深度仍然发育规模性储层（徐长贵等，2024）. （2）岩性与储层的关系. 从全球发现的火山岩油气藏来看，几乎所有的岩石类型均可发育好储层，但在具体到某一区块时，只有少数岩性发育好储；从我国发现的规模性火山岩油气藏来看，流纹岩是最为有利的储集岩类型. （3）岩相与储层的关系. 该情况较为复杂，不同时期岩相分类方案存在差别，如储层评价标准的5相15亚相分类方案（王璞珺等，2003）、在此基础上发展起来的6相18亚相分类方案（单玄龙等，2024）. 岩相分类标准的不同，导致在统计岩相与储层关系时存在不一致性；从发现的油气藏来看整体上有一定的规律，喷溢相上部亚相、爆发相热碎屑流亚相、火山通道相隐爆角砾岩亚相等较为有利. （4）火山机构相带与储层的关系. 目前勘探的火山机构几何外形多为丘状和透镜状，根据几何外形的变化特征，可以划分为火山口-近火山口相带、近源相带和远源相带，三者间发育优质储层的概率从高到低（唐华风等，2008），这些认识为火山岩勘探提供了理论依据的可操作性. 在此基础上认识到流纹质熔岩火山机构发育规模性储层的概率高.

3.1.2　火山地层学理论阶段的认识

由于火山地层具有瞬时建造和长时间改造的时间属性和超快的建造速率，使得火山岩储层分布规律与沉积岩的储层分布规律存在显著差别，需要从火山地层要素进行储层分布规律研究（唐华风等，2024）. 目前主要从界面、堆积单元和叠置样式等方面认识储层分布规律. （1）界面与储层的关系. 火山地层内幕广泛发育喷发间断不整合界面和顶面发育构造不整合界面，从统计到的150个界面的情况来看，多数储层分布在界面之下200 m的范围内、少数情况可延伸到500 m的范围. 值得指出的是喷发间断不整合界面的风化时间常常短于顶面的构造不整合面，但风化成储的效果没有显著的差别（Tang et al.， 2020），这可能表明需要的风化时间可能被过高估计. （2）地层堆积单元与储层的关系. 根据喷发成因和就位环境等因素将堆积单元划分为5类15型，可以形成多种特殊的岩石组构，据此将堆积单元划分为5相15亚相44微相（唐华风等，2023）. 侵出的熔岩穹丘储层发育在顶部、储地比低，最大孔隙度小；喷溢的水上熔岩流储层发育在上部、储地比高、最大孔隙度大，简单熔岩流储层呈层状展布、复合熔岩流储层呈现网状展布，距离喷出口近、储层好（唐华风等，2013），此外喷溢的水下熔岩流储层发育于玻质碎屑岩，纵向上可以在熔岩流下部和顶部分布、横向上可以在远离喷出口的区域发育好储层（张莹等，2024）；爆发的热碎屑流储层的纵向分布关系性较差，在横向上储层与喷出口距离中等、储层好，储层与熔结程度成反比；爆发的热基浪储层的纵向分布关系性较差，在横向上储层与喷出口距离近、储层好（王海峰等，2024），储层与分选程度成正比. （3）火山地层叠置样式与储层的关系. 火山地层叠置样式可划分为块状、似层状和层状3类（唐华风等，2011）. 从储层发育品质来看，似层状叠置样式更好、层状次之、块状最差.

3.2　火山岩储层主控因素

3.2.1　地层堆积单元控制储层品质

整体上侵出的熔岩穹丘储层品质差，喷溢的熔岩流储层品质好、特别是发育复合熔岩流微相的熔岩流储层品质最好，爆发的热碎屑流和热基浪储层品质可以是好的级别、但受埋深影响大（Tang et al.， 2023）. 火山岩储层品质受原生孔缝系统的控制，喷溢的熔岩流储层品质好的原因是原生气孔和冷凝收缩缝较为发育，盆地内揭示的熔岩孔隙度最高可达28%（李瑞磊等，2023），储集空间类型主要为气孔. 侵出的熔岩穹丘只发育零星的小气孔和少量的冷凝收缩缝，如伊通火山群揭示原生孔隙的最大孔隙度只4%（唐华风等，2020）. 可见，同为熔岩时其储层品质与受控于堆积单元类型. 新西兰Taranaki盆地的浅埋藏的Kora火山的火山碎屑孔隙度平均值达20%，主要是原生粒间孔较为发育；而松辽盆地英台断陷的深埋藏火山碎屑岩孔隙度平均值只有8%，主要是次生孔贡献孔隙度；整体上其储层品质与埋深成反比. 原生孔缝系统发育有两方面的优势. （1）直接贡献高原生孔隙度和渗透率，储层品质高；（2）渗流性能好的原生孔缝系统，为后期储层的改造可提供良好的通道和场所，并随着渗透性变好产生对流体的袭夺效应（唐华风等，2021）. 原生孔隙与堆积单元密切相关，所以火山岩储层品质受控于地层堆积单元.

3.2.2　构造作用和风化作用是催化剂

构造作用和风化作用是火山岩常见的两种改造作用，可以产生丰富的裂隙，可极大地改善岩石渗流性能（邹才能等，2011）. 由于裂缝对总孔隙度的贡献有限，由此产生的孔隙效应较高，将其称为储层形成的催化剂. 火山岩的储集空间中裂缝和溶蚀孔成正相关的特征（图5），支持上述认识. 二者的作用过程存在一定的差异，下面分别介绍.

盆地多发育多期构造运动，构造作用主要可以产生丰富的节理和断层，特别是固结成岩的熔岩和碎屑熔岩，自喷出后就可以接受构造改造，有机会形成丰富的构造缝；火山碎屑岩需要固结后才易产生构造缝，与熔岩存在形成期次上的差异. 构造缝通常可形成大尺度的裂缝，大规模的改造储层.

风化作用，可以产生丰富的风化缝，如风化层节理、球状风化缝等；还可产生丰富的溶蚀孔隙，如铸模孔、筛状孔、基质溶蚀孔等. 整体上风化裂缝规模较构造缝规模小，风化缝分布于风化壳的顶部，向地层单元内部减少. 风化改造可起到两方面作用，促进储层的纵向分层和储层横向连通. 火山地层内幕通常会发育数量众多的喷发间断不整合界面，每个界面之下均可发育丰富的风化缝，在火山地层内幕也可形成好储层.

综上所述，构造作用可起到纵向催化效益、风化作用可起到横向催化效益，二者可促进多层连通规模性复合储集体的形成.

3.2.3　深部流体溶蚀是增孔关键

盆地深部含有丰富的流体，如有机质演化过程中产生的有机酸和CO₂，以及幔源气体、如CO₂（Xu et al. 2024）. 上述酸性流体可对长石、角闪石、辉石等矿物产生溶蚀溶解作用，形成溶蚀孔隙，可明显改善储层性能. 从统计到的结果来看，次生孔隙对于储层孔隙的贡献绝对值可达到3%~8%. 如伊通的熔岩穹丘平均孔隙度为2.99%，德惠断陷的熔岩穹丘平均孔隙度可达6.01%（唐华风等，2020）；对比孔隙空间类型可知，二者的主要差别是德惠断陷的熔岩穹丘经受了中等程度的溶蚀和构造改造，产生了溶蚀孔和裂缝，这约1倍的孔隙度增量可以归结为深部流体溶蚀的贡献. 此外，多数火山岩的储集空间构成中溶蚀孔占比均较高，也说明了深部流体溶蚀是增孔的关键环节.

3.2.4　地层超压和弱胶结是深层火山碎屑岩保孔必要条件

火山碎屑岩发育丰富的原生孔隙，在地表的初始孔隙度可高达35%~60%，轴压达到80 MPa时机械压实的损孔30%~10%（图6）. 如果是单纯的机械压实，孔隙还能得到大量的保存，且远远高于目前所揭示的深层火山碎屑岩的孔隙度. 所以在深层哪些因素可以使孔隙得以保存是发育优质储层的主控因素. 据目前资料来看弱胶结作用和地层超压往往是有利的保孔因素. 如在松辽盆地长岭断陷龙凤山气田，可见凝灰质颗粒边缘发育绿泥石包膜，可有效的减少胶结作用，使得埋深4 000 m的火山碎屑岩还大量保存了粒间孔、平均孔隙度达12%. 再如，四川盆地永探1井火山碎屑岩压力系数达到2.22（马新华等，2019），使得在埋深4 500~6 000 m的火山碎屑岩保留较好的孔渗条件（平均孔隙度10.26%、平均渗透率2.35 mD）.

4 火山岩油气藏成藏模式

火山岩油气藏可以分为构造、构造-岩性、岩性油气藏3种主要类型. 另外，根据火山地层形成后经受的改造程度，如剥蚀时间、剥蚀量和掀斜程度等，可将火山地层划分为原生地层和改造地层两类，它们成储成藏方面存在明显差异，上述特征也常用来描述油气藏模式.

4.1　构造油气藏

中国东部部分盆地中生界-新生界火山地层形成后经受了较短时间的改造，无显著的剥蚀夷平现象，基本保留了火山地层的原始形态，发育的油气藏主要以原生地层型为主. 本文以渤海海域渤中8⁃3南构造为例介绍火山岩构造油气藏. 渤中8⁃3南构造位于渤中凹陷，白垩系义县组火山岩被古近系烃源岩包裹，形成了新生古储的储盖组合. 烃源岩普遍发育超压，为油气充注提供了强动力. 渤中8⁃3S储层岩性以流纹岩为主，孔隙以次生孔隙和裂缝缝为主，内幕发育多个喷发间断不整合界面（风化壳），风化和燕山晚期-喜山期构造改造作用共同促进了多层连通规模性复合储集体的形成，也为大型火山岩构造油气藏奠定了基础. 油气以超压为动力在构造高部位聚集成藏，由于储层厚度大、分布面积大形成了高丰度构造油气藏，测试获得了超1 300 m³/d油当量的高产.

4.2　构造-岩性油气藏

中国西部古生界火山地层形成后经受了长时间剥蚀，火山地层遭受了强烈的剥蚀夷平过程，在构造作用下发育了强烈变形，火山地层原始形态未能得到保留，主要为强烈改造地层. 油气藏主要以构造-岩性油气藏为主（Li et al.，2018）. 本文以准噶尔盆地西北缘中拐地区为例进行介绍. 中拐地区石炭系火山岩因晚期风化作用改善了储集性能，与断裂和不整合形成油气运移路径，与有利构造和火山岩匹配成藏. 火山岩相主要为中基性喷发相和喷溢相. 石炭纪火山岩形成后，发生了强烈的隆升、褶皱和剥蚀作用. 风化淋滤形成的不整合面及次级断裂改善了储集性能；乌尔禾组上段和石炭系湖相泥岩形成了良好的储盖组合；主干断裂为油气运移提供了通道，沿主干断裂两侧形成条带状和块状油气聚集带. 由此，形成了斜坡带不同规模的火山岩构造-岩性油气藏，气藏各井区没有统一油水界面，构造高部位油柱高度大，低部位油柱高度小，气水界面低，低部位部分油藏发育顶气（图8）.

4.3　岩性油气藏

火山岩岩性、相带空间变化较大，由于岩性及物性的非均质性变化，尤其是空间上发育致密段的火山机构常可形成油藏的空间分隔，进而形成典型的岩性油藏. 本文以松辽盆地安达气田为例进行介绍. 安达气田岩性主要为玄武岩、安山质火山角砾岩等岩性为主，岩石物性较差，储层孔隙度6.5%，渗透率0.26 mD（冯子辉等，2014）. 烃源岩与火山岩圈闭配置关系是成藏的主控因素（赵文智，2009）. 沙河子组为主力烃源岩层，断裂是油气主要疏导体系，烃源岩与断裂的不同配置关系控制了原位火山岩气藏的分布特征，深切烃源岩层的断裂控制了气层的分布. 由于岩性基础相对较差，物性致密，气田一般不含水或具有上气下水的特点，横向分布不受构造控制（陈树民，2015）（图9）.

5 火山岩油气藏勘探技术进展

5.1　火山机构识别与有利岩相预测技术

油气勘探的重要环节是对地震资料的合理解译，限于储层分布模式的认识和地震资料的精度，主要针对火山机构识别和有利岩相的预测. 在火山机构类型和相带方面积累了广泛的成果. 在地震剖面上，可以通过地震相形态对火山岩的基本构造展开分析. 同时，在精细标定基础上追踪落实区域火山旋回、喷发期次界面，建立高精度旋回格架，并在旋回格架约束下，基于地震相识别、多地球物理手段开展火山机构的识别、空间刻画，明确火山机构的分布，在平面火山机构约束下，基于能量类和几何类多属性进行机构内部岩相划分和预测. 火山岩相是岩浆物理化学性质、上升过程和就位环境的综合效应的产物. 岩相结构与储层具有对应性. 研究中也发现不同化学成分的岩浆可以形成同类岩相结构，储层特征就类似，所在盆地内岩相预测时更多的应该关注岩相结构.

基于野外露头火山岩发育模式，在地震剖面上识别出火山岩外部和内部形态，其中纵横比参数是火山机构地震相的基础，可进一步分为高、中、低纵横比丘状，高纵横比丘状是高粘度岩浆形成的，往往属于酸性岩浆喷发的产物. 而层状地震相对应了岩浆大范围溢流的情况，是低粘度的基性岩浆活动的结果. 在剖面地震相刻画之外，结合地球物理属性等方法手段，在平面上对火山岩的不同岩相进行识别（图10）.

5.2　火山岩储层成因研究技术

火山岩岩性确定是储层研究的基础，利用主量元素特征可对岩性进行投点确定. 进而在垂向上划分火山岩喷发期次，并识别出火山旋回界面. 在火山岩界面附近往往以风化型储层为主，而内幕储层的发育与构造活动密切相关. 在确定岩性之后，利用实物样品的铸体薄片以及扫描电镜观察，确定储集空间类型和组合特征. 利用阴极发光、电子探针对火山岩储层内黏土矿物类型、自生矿物种类进行分析，进而确定成岩作用类型，划分成岩作用期次. 综合以上研究，分析储集空间及组合特征与岩性、岩相、喷发期次、风化作用及成岩作用之间的依存关系，明确储层质量控制因素.

基于岩心孔隙度、渗透率实验，压汞、氮气吸附及核磁共振实验，确定储层物性参数和宏观-纳米级孔喉结构，结合试油资料，分析储层物性下限及孔喉下限，确定有效储层的岩性岩相特征，建立有效储层孔喉特征和储集空间类型关系. 结合前期的成岩作用与储集空间关系的研究，分析成岩作用对储层物性的影响. 综合以上研究，分析岩性、岩相、喷发期次、火山机构、构造演化对储集空间发育、改造和储层物性的影响，确定其主控因素，建立研究区火山岩储层地质模式. 为储层解剖提供依据.

5.3　火山岩有利储层预测技术

根据单井岩心、壁心铸体薄片和扫描电镜进行火山岩储集空间类型分析，结合储层微观表征相关实验，常规和成像测井溶蚀孔隙和裂缝识别，以及主量元素风化指数，XRD蚀变矿物等分析，识别风化壳，建立单井风化壳垂向发育模式和裂缝发育模式；结合自生矿物C⁃O同位素等地球化学分析，研究单井溶蚀孔隙成因，明确溶蚀流体来源；最终建立单井储层发育模式，明确控储因素.

充分利用三维地震资料，开展构造分析，明确火山岩裂缝发育条件，结合最大似然属性、相干属性和蚂蚁体属性进行火山岩裂缝分布预测；根据弧长属性、振幅属性预测火山岩风化壳发育区；根据源岩条件和油气运-聚数值模拟技术进行有机酸溶蚀区预测. 综合有利岩性岩相以及风化、构造、流体改造条件分析结果，可开展火山岩有利储层预测，建立以岩性岩相为基础，受风化、构造、流体复合改造的火山岩有利储层预测技术.

6 结论

（1）勘探成果显示各类岩性均有高产井，其中流纹岩和凝灰岩的钻井占比较高，单井产能最高出现在流纹岩储层中. 从储量来看中国已成长为全球火山勘探的主体；火山岩勘探突破需要长达数十年的勘探和研究的积累，勘探发现呈现出螺旋式上升.

（2）目前在火山岩中发现了约5.1×10⁸ t油和10 575×10⁸ m³天然气探明储量、共约14.5×10⁸ t油当量的探明储量. 环太平洋构造域、特提斯构造域和中亚造山带构造域的火山岩油气藏储量占比44%、33%和16%，其他地区储量占比7%. 中生界地层、新生界地层和古生界地层的火山岩探明储量占比分别为43%、38%和19%. 从储量来看，熔岩、碎屑熔岩和火山碎屑岩占比分别为61%、31%和8%，玄武岩、流纹岩和粗面岩储层中储量占比分别为41%、13%和6%；所以各类岩性均可以形成好储层.

（3）火山岩研究阶段大致可划分为参照沉积岩研究方法阶段和火山地层学理论阶段，火山岩储层主控因素主要表现为地层堆积单元控制储层品质、构造作用和风化作用是催化剂、深部流体溶蚀是增孔关键、地层超压和弱胶结是火山碎屑岩保孔必要条件. 多种因素叠加促进多层连通规模性复合储集体的形成.

（4）火山岩油气藏可以分为构造、构造-岩性、岩性油气藏3种主要类型；根据火山地层形成后经受的改造程度可将火山岩油气藏划分为为原生地层型和改造地层型两类.

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基金资助

国家科技重大专项(2016ZX05024⁃003⁃001)