2. 复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室;
3. 中国石油新疆油田公司采气一厂
, Chen Ruhe3
, Li Xiaogang1,2
, Xie Yuangang3
, Yang Dan3
, Yang Chengyu3
, Liu Zhonghua1,2
, Xu Shaohua1,2
, Xiong Yixue1,2
, Xu Zhengjian1,2
2. Chongqing Key Laboratory of Exploration and Development of Complex Oil and Gas Fields;
3. No.1 Gas Production Plant, PetroChina Xinjiang Oilfield Company
火山岩中存在受溶蚀等次生作用改造形成的具有良好储集条件的内幕型储层，使火山岩油气勘探潜力进一步扩大[1-5]。近10年的油气勘探开发结果表明：火山岩油气资源一般分布在不整合面以下200m范围内的火山岩风化壳型储层中[6-10]。但近年来的油气勘探实践证实，在距离风化壳顶面超过200m的岩体中仍具有较好的油气显示和较大的油气发现，使火山岩内幕型储层逐渐受到重视[11-12]。2016年，位于准噶尔盆地克—百断裂带的B861井在距离石炭系不整合面超过200m的区域内试油且获得高产工业油流[13-14]，由此拉开了火山岩内幕型储层勘探的序幕。之后，在准噶尔盆地五彩湾凹陷[15]、渤海湾盆地辽西低凸起[16-17]、准噶尔盆地北三台凸起[18]等地区也相继报道了类似油气藏，揭示了风化壳型储层并非火山岩油气勘探开发的唯一勘探对象，火山岩内幕型储层也同样具有较大勘探潜力。2018年，中国石油新疆油田公司在准噶尔盆地滴南凸起部署实施的KM002井、M8井等，均在距离石炭系不整合面顶界超过250m的松喀尔苏组获得高产工业气流，进一步证实了火山岩内幕型储层在含油气火山岩盆地中的普遍性。然而，由于火山岩内幕型储层成储机理与风化壳储层截然不同，且前期研究主要集中在火山岩顶面的风化壳成储机理、储层特征与预测等[6-10]，目前对火山岩内幕型储层发育位置、主要特征、主控因素及分布规律的相关研究仍处于起步阶段[19]，这极大限制了火山岩油气勘探开发的步伐[20-22]。基于此，本文利用滴水泉西断裂下盘23口井的岩心资料、薄片资料、岩石物性资料、测井资料及236km2的地震资料，分析滴水泉西断裂下盘地层发育情况、识别岩性岩相类型、刻画岩相平面分布特征、分析火山岩孔隙度及渗透率随石炭系顶界距离变化关系、整理储集空间类型及特征、统计储层物性、分析埋藏史及成岩作用对孔隙演化的影响。结合研究区火山岩勘探开发现状，首先确定火山岩内幕优质储层的存在并确定其发育分布范围，然后分析总结其岩性岩相特征、储层孔隙类型及储层物性特征，在此基础上对火山岩内幕型储层的主控因素开展对比分析，最后指出有利储层区带。本研究不仅可为准噶尔盆地正在进行的火山岩内幕油气藏的勘探开发提供理论支撑，还可为其他盆地火山岩油气藏勘探开发提供借鉴。
1 地质概况滴南凸起位于准噶尔盆地陆梁隆起东南端，南接东道海子凹陷，北邻滴水泉凹陷，东达克拉美丽山前，向西延伸与莫北凸起及石西凸起相接，整体呈近东西向展布[23]，长150km，宽40km，面积为6000km2，为一大型向西倾没的鼻状构造，两条北西—南东向大断裂——滴水泉西断裂、滴西12井北断裂，以及滴水泉南断裂将滴南凸起分割为南北两个次级鼻隆和一个凹槽（图 1a）。受滴水泉西断裂影响，滴南凸起北部鼻凸带抬升较高，年产10×108m3的克拉美丽大气田位于北部鼻凸带；南部鼻凸带整体为一个低幅度背斜构造；南、北部鼻凸带之间为中部凹槽带，该凹槽带位于滴水泉西断裂下盘（图 1b），为本次研究的重点区域，面积为236km2。凹槽带南北两侧发育深大断裂，岩浆沿断裂呈裂隙式喷发，断裂带附近是火山机构的发育带，也是规模火山岩体的发育带，同时断裂沟通油源，为油气运移提供通道，具有良好的输导条件，且凹槽内微隆构造发育，石炭系内幕有利岩相体具有捕获油气的优势。
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图 1 研究区位置及构造特征图 Fig. 1 Location and structural features of the study area |
滴南凸起火山岩主要分布于石炭系内，受构造运动影响，石炭系由西向东层层剥蚀尖灭，自下而上依次发育松喀尔苏组（C1s）、巴塔玛依内山组（C2b）。巴塔玛依内山组厚度为136~193m，研究区内分布稳定，其顶界直接与二叠系梧桐沟组（P3wt）底界不整合接触；松喀尔苏组厚度为345~393m，可划分为a段（C1sa）和b段（C1sb）。其中松喀尔苏组a段分布稳定，岩性以凝灰质角砾岩、含角砾凝灰岩为主；松喀尔苏组b段只发育在滴南凸起滴水泉西断裂下盘凹槽带及周围低洼区，岩性以凝灰岩、凝灰质角砾岩为主，局部发育烃源岩。火山喷发主要发生在石炭系巴塔玛依内山组、松喀尔苏组沉积时期，松喀尔苏组a段与b段沉积时期之间存在火山间歇停滞期。滴南凸起长期处于构造高部位，经历多期构造运动。该凸起形成始于石炭纪末期[24]，二叠纪期间持续隆升遭受剥蚀，在上二叠统梧桐沟组沉积期接受沉积，上二叠统梧桐沟组为一套“下砂上泥”的地层组合（图 1c）。滴南凸起在三叠纪仍处于相对较高的位置，地层自西南向东北逐层超覆，三叠纪末的印支运动更使得滴南凸起东部滴水泉鼻隆的大部分地区缺失三叠系；侏罗纪构造运动相对较弱，滴南凸起接受了一套较为稳定的披覆沉积。本文研究的目的层为松喀尔苏组，其中火山岩内幕型储层主要分布于松喀尔苏组a段。
2 火山岩内幕型储层分布范围划分本文所研究的火山岩内幕型储层是指不受风化作用或受风化作用较弱的距离风化壳顶部较深的火山岩储层。前期勘探开发已揭示，准噶尔盆地石炭系火山岩内幕型储层主要分布于距石炭系风化壳顶界200~2000m的范围内，西部以克—百断裂带为代表，内幕型储层分布于距石炭系风化壳顶界800~2000m的范围内，主要发育油层；北部以滴南凸起为代表，内幕型储层分布于距石炭系风化壳顶界250m以下的范围，主要发育气层。不同的研究者使用不同方法对内幕顶界进行确认和划分，主要包括岩性化学风化溶蚀特征指数[13, 25]、孔隙度—渗透率分布规律[26]、试油结果验证[9, 13]等方法。本次研究主要采用孔隙度—渗透率分布规律分析和试油结果验证的方法，结合岩心取样、测井解释对火山岩内幕顶界进行确认和划分。前人研究已证实准噶尔盆地石炭系火山岩储层有效孔隙度为6%，有效渗透率下限为0.5mD[27]，据此，基于研究区8口井955块样品物性数据，编制了研究区石炭系火山岩储层孔隙度、渗透率与距石炭系顶界面距离之间的关系（图 2）。由图 2可知，石炭系火山岩储层纵向上由浅到深具有两个物性高值带，分别分布于距石炭系顶界0~130m、250~600m处，且浅部火山岩储层物性明显好于深部火山岩储层，两个物性高值带分别对应风化壳型储层和内幕型储层。图 2中的红色虚线为孔隙度、渗透率包络线，直观代表岩石物性随距石炭系顶界面距离变化的趋势。
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图 2 研究区火山岩孔隙度（左）、渗透率（右）随石炭系顶界距离变化关系图 Fig. 2 Relationship between the porosity (left), permeability (right) of volcanic rocks and the distance from the top boundary of the Carboniferous in the study area 参与井：M8、M002、M6、M001、KM002、M14、M11、KM001 |
分析滴南凸起滴水泉西断裂下盘石炭系火山岩内幕岩体有效孔隙度、水平渗透率随距石炭系不整合面顶界距离变化规律可知，在垂向上，出现两个孔隙度和渗透率增大的区带，距石炭系不整合面0~130m的范围内，火山岩受风化淋滤作用，孔隙度和渗透率增大，形成风化壳型储层，距离风化壳越远，储层物性逐渐减小。石炭系不整合面250m以下，火山岩受喷发旋回、成岩作用和成岩演化的影响，孔隙度、渗透率增大，发育内幕型储层。
根据滴水泉西断裂下盘石炭系火山岩岩相地震分类剖面的优势岩相分布可以更加直观地展现内幕顶界位置和内幕分布特征（图 3）。巴塔玛依内山组顶界为石炭系不整合面，发育风化壳型储层，巴塔玛依内山组分布于距石炭系不整合面0~125m的范围内，主要发育两类优势岩相，岩性分别以安山岩、火山角砾岩为主。据测井解释结论，主要出现气层和气水同层。松喀尔苏组b段主要发育凝灰岩，除此之外，研究区部分构造低部位在松喀尔苏组a段与b段沉积时期的火山间歇停滞期还发育泥岩，如KM002井区。经过岩心取样、荧光薄片分析及化验分析，KM002井区发育烃源岩。松喀尔苏组a段分布于距石炭系不整合面250~600m的范围内，为内幕型储层分布层段，具有两类优势岩相，岩性分别以凝灰质角砾岩、含角砾凝灰岩为主，据测井解释结论，主要出现气层和油气同层。通过统计滴南凸起滴水泉西断裂下盘石炭系火山岩油气分布情况，发现距石炭系风化壳顶界0~250m的范围内，水层和气层较多；石炭系风化壳顶界250m以下范围内也出现水层、气层，甚至出现油层，与孔隙度、渗透率随距石炭系风化壳顶界距离变化规律总体上保持一致。
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图 3 研究区石炭系火山岩岩相地震分类与油气分布图（剖面位置见图 1） Fig. 3 Seismic classification of the Carboniferous volcanic lithofacies and oil/gas distribution in the study area(section location is in Fig. 1) |
总体上，内幕顶界距离石炭系风化壳顶界250m左右，与孔隙度—渗透率规律和试油结果统计规律一致，可以确定研究区内幕顶界在距石炭系风化壳顶界250m左右。由内幕火山岩物性特征、测井解释结论及试油结果可知，内幕型储层分布于石炭系风化壳顶界之下250~600m范围内；由滴南凸起滴水泉西断裂下盘钻井、测井资料可知，研究区该深度范围内主要发育松喀尔苏组a段。也就是说，内幕型储层主要发育在松喀尔苏组a段。由于内幕顶界受到古地貌、断裂分布、风化壳厚度等因素的影响，不同地区的古地貌、断裂发育情况、风化壳厚度不同，内幕顶界及内幕分布范围不同。研究区不同井区火山岩内幕顶界分布位置具有差异，但据统计分析，内幕顶界分布在距石炭系风化壳顶界250m左右。
3 火山岩内幕型储层特征 3.1 岩性岩相特征根据滴水泉西断裂下盘内幕火山岩的岩心取样、岩石薄片鉴定等资料分析，按结构类型可将石炭系内幕火山岩划分为火山熔岩、火山碎屑岩两类；根据化学成分和碎屑粒径大小及结构可进一步划分为8小类，其中火山熔岩类包括玄武岩、玄武安山岩、安山岩；火山碎屑岩类包括安山质角砾岩、流纹质角砾岩、凝灰质角砾岩、含角砾凝灰岩、凝灰岩（表 1、图 4）。
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表 1 研究区石炭系内幕火山岩类型表 Table 1 Types of the Carboniferous inner volcanic rocks in the study area |
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图 4 研究区内幕火山岩岩心照片及镜下薄片照片 Fig. 4 Core photos and microscopic thin section photos of the Carboniferous inner volcanic rocks in the study area （a）安山岩，M13井，3511m；（b）含角砾凝灰岩，KM002井，4562.68m；（c）凝灰质角砾岩，M002井，4758.42m；（d）玄武岩，M001井，4149m；（e）凝灰岩，M004井，4614.15m；（f）安山质角砾岩，M8井，4573.92m；（g）流纹质角砾岩，M8井，4571.45m；（h）凝灰岩，M006井，4592.6m |
结合不同岩性的测井响应特征，绘制了适合研究区的岩性识别图版。利用自然伽马—电阻率（GR—RT）交会图版可有效识别不同岩性，其中玄武安山岩的GR值分布在20~50API之间，RT值为15~250Ω·m，表现为中—高电阻率特征；安山岩的GR值分布在50~90API之间，RT值为70~550Ω·m，表现为高电阻率特征；凝灰岩类GR值大于70API，RT值小于20Ω·m，表现为低阻特征；火山角砾岩类RT值分布在20~100Ω·m之间（图 5）。
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图 5 研究区石炭系内幕火山岩岩性识别 Fig. 5 Lithology identification of the Carboniferous inner volcanic rocks in the study area 参与井：M6、M8、M11、M12、M15、M001、M004、M006、KM001、KM002 |
根据王璞珺等对松辽盆地火山岩岩相分类方法[28]，结合研究区的钻井、测井、岩心、薄片等资料及实际岩相特征，将准噶尔盆地滴南凸起滴水泉西断裂下盘石炭系火山岩岩相划分为爆发相、溢流相、火山—沉积相3类，进一步划分为6类亚相（表 2）。
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表 2 研究区石炭系火山岩岩相分类表 Table 2 Lithofacies classification of the Carboniferous inner volcanic rocks in the study area |
滴水泉西断裂下盘石炭系松喀尔苏组火山岩相分布主要受DX12、KM1及DX10三个火山口影响（图 1a），主要发育爆发相、溢流相、火山—沉积相，由西向东溢流相、爆发相交替分布，内幕岩体之外分布火山—沉积相。主要以爆发相空落亚相、爆发相热基浪亚相、溢流相上部亚相为主，火山—沉积岩相分布范围最小（图 6）；其中，凝灰质角砾岩分布最广，其次为含角砾凝灰岩、玄武安山岩。火山口附近主要分布含角砾凝灰岩、凝灰质角砾岩，且在地势较高处分布玄武安山岩，地势较低处发育火山—沉积相。
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图 6 研究区石炭系内幕火山岩岩相分布图 Fig. 6 Lithofacies distribution of the Carboniferous inner volcanic rocks in the study area |
通过对M8井、M002井、M004井、M006井、KM002井的岩心观察、岩石薄片鉴定，分析认为滴南凸起滴水泉西断裂下盘石炭系火山岩内幕储集空间按形成阶段可划分为原生储集空间和次生储集空间，包括原生孔隙、原生裂缝、次生孔隙和次生裂缝，进一步划分为13种类型（表 3）。
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表 3 研究区石炭系内幕火山岩储集空间类型及特征表 Table 3 Reservoir space types and characteristics of the Carboniferous inner volcanic rocks in the study area |
由M002井、M004井、M5井和M8井岩石铸体薄片鉴定、岩样扫描电镜分析结果，火山岩内幕型储层原生孔隙包括气孔、残余气孔，以残余气孔为主，主要发育在溢流相上部亚相中，直径为0.1~0.4mm。次生孔隙为内幕型储层的主要储集空间，次生孔隙多为溶蚀孔、晶间孔，主要发育在爆发相热基浪亚相、爆发相空落亚相中。溶蚀孔直径为0.2~0.7mm，孔隙形状不规则，多呈孤立状，包括粒内溶孔、基质溶孔和铸模孔。原生裂缝以冷凝收缩缝为主，主要发育于火山熔岩、火山碎屑岩中。次生裂缝主要包括构造作用形成的构造缝、成岩作用下形成的溶蚀缝。构造缝主要包括直劈缝、高角度缝、低角度缝、网状缝及微裂缝，缝宽为0.02~0.04mm。总的来说，火山岩内幕型储层的主要储集空间类型包括粒内溶孔、基质溶孔和溶蚀缝；主要孔缝组合类型为裂缝—溶孔型和溶孔型。岩浆中挥发分的逸散主要产生原生气孔，其后冷凝收缩可产生收缩缝，岩浆期后热液作用阶段的充填作用主要对储集空间起破坏性作用，成岩作用产生的新矿物在孔、缝中形成，使储集空间减小。溶蚀作用对内幕型储层储集空间主要起建设性作用（图 7）。
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图 7 研究区石炭系内幕火山岩储集空间类型及镜下特征 Fig. 7 Reservoir space types and microscopic characteristics of the Carboniferous inner volcanic rocks in the study area （a）M002井，4274m，火山角砾岩，气孔20%、残余气孔65%、冷凝收缩缝15%；（b）M8井，4576.47m，流纹质角砾岩，粒内溶孔100%；（c）M5井，4347.31m，凝灰岩，基质溶孔90%、粒内溶孔10%；（d）M002井，4754.85m，凝灰质角砾岩，粒内溶孔55%、基质溶孔45%；（e）M004井，4568.52m，含角砾凝灰岩，构造缝100%；（f）M004井，4565.39m，凝灰质角砾岩，构造缝50%、基质溶孔50%；（g）M004井，4618.87m，凝灰质角砾岩，粒间沸石类矿物及晶间孔；（h）M004井，4618.87m，凝灰质角砾岩，长石淋蚀而形成粒内溶孔；（i）M004井，4618.87m，凝灰质角砾岩，粒间不规则状伊/蒙混层矿物及溶蚀孔；（j）M004井，4620.13m，凝灰质角砾岩，粒间粒状自生石英晶体、不规则状伊/蒙混层矿物，存在晶间孔及溶蚀孔；（k）M004井，4620.13m，凝灰质角砾岩，自生石英及晶间孔；（l）M004井，4620.13m，凝灰质角砾岩，粒间叶片状绿泥石，存在溶蚀孔。Ab—钠长石，Q—石英，Lm—浊沸石，Ch—绿泥石，I/S—伊/蒙混层 |
内幕型储层孔隙度分布在0.2%~18.2%，主要分布在6%~10%，平均值为6.81%；渗透率分布在0.01~537mD，主要分布在0.01~10mD，平均值为17.4mD。据赵澄林等对火山岩储层的分类评价标准[29]，火山岩储层平均孔隙度处于5%~10%之间、平均渗透率大于5mD，为中孔高渗储层。爆发相中，凝灰质角砾岩孔隙最发育，平均孔隙度为7.9%；其次为安山质角砾岩，平均孔隙度为7.8%；含角砾凝灰岩平均孔隙度为4.9%；凝灰岩物性最差（表 4）。研究区松喀尔苏组a段顶部发育内幕型储层，随着埋深的增加，储层孔隙度、渗透率逐渐变小，储层性能变差（图 2）。
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表 4 研究区石炭系火山岩内幕型储层物性参数表 Table 4 Physical property parameters of the Carboniferous inner volcanic reservoir in the study area |
火山岩内幕型储层分布受火山岩形成前古地貌的影响。裂隙式喷发的火山岩沿火山口向低洼地带流动，因此火山口附近的凹槽带是内幕型储层的有利发育场所[30]。受滴水泉西断裂、滴西12井北断裂、滴水泉南断裂等区域断裂控制，滴南凸起石炭系松喀尔苏组沉积前古地貌总体上表现为“两凸一凹”的形态，中部凹槽带被南、北鼻凸所夹（图 8）。滴水泉西断裂下盘位于DX12、KM1、DX10火山口下方的凹槽带，松喀尔苏组a段沉积时期，KM002井区为滴水泉西断裂下盘构造最低部位，由KM002井岩心分析、岩石薄片鉴定、荧光薄片鉴定以及物性分析可知，KM002井区为有利储集场所。
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图 8 滴南凸起石炭系松喀尔苏组沉积前古地貌 Fig. 8 Paleogeomorphology of Dinan Bulge before the deposition of the Carboniferous Songkalsu Formation |
火山岩内幕型储层主要分布在主干断层附近，断裂体系展布影响内幕型储层的分布位置。滴南凸起滴水泉西断裂下盘石炭系火山沿区域断层裂隙式喷发，有利储层受断裂影响，沿断裂分布。通过统计研究区火山岩内幕型储层试油结果，发现有利储层主要发育在滴水泉西断裂、滴西12井北断裂附近（图 9）。受断裂活动影响产生的构造缝可改造火山岩内幕岩体的储集性能（图 7e），使储层孔隙度、渗透率增大。成岩作用和埋藏作用产生的化学活动性流体可沿着断裂渗流，进而使储层物性发生改变[31-32]。
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图 9 研究区火山岩内幕型储层试油结果平面分布图 Fig. 9 Plane distribution of well testing results of inner volcanic reservoir in the study area |
不同的火山喷发模式，储层分布受控因素不同，其中裂隙式火山喷发模式，其储层分布主要受控于火山口[31]。滴南凸起中部凹槽带火山机构主要受滴水泉西断裂控制，火山喷发模式为裂隙式喷发，火山机构和断裂分布控制了火山口的分布位置，使滴水泉西断裂附近发育一系列串珠状火山口（图 1a）。越靠近火山口，储层物性越好。利用M8井、M6井、KM001井和KM002井松喀尔苏组孔隙度分析KM002井区孔隙度分布规律：火山岩内幕型储层孔隙度在KM002井附近最大，位于DX12火山口附近；由KM002井向东和向西，石炭系松喀尔苏组岩心孔隙度逐渐减小（图 10）。
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图 10 KM002井区松喀尔苏组孔隙度分布规律图 Fig. 10 Porosity distribution map of Songkalsu Formation in KM002 well block |
火山口的分布在很大程度上影响了火山岩岩性、岩相的展布特征，进而可控制有利储层展布[32-33]。受DX12、KM1及DX10等火山口的影响，由西往东，滴水泉西断裂下盘间歇发育溢流相与爆发相岩体，西部M8井区松喀尔苏组a段火山岩岩相以溢流相为主；中部KM002井区松喀尔苏组a段火山岩岩相以爆发相凝灰质角砾岩为主，而火山口—近火山口和构造高部位耦合区的爆发相、溢流相储集物性较好，因此该区域为有利岩相发育部位；东部KM001井区松喀尔苏组a段火山岩岩相以爆发相及溢流相为主（图 11）。
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图 11 火山口对火山岩岩相分布的影响（剖面位置见图 1） Fig. 11 Geological section showing the influence of volcanic crater on lithofacies of volcanic rocks(section location is in Fig. 1) |
火山喷发时序内的火山间歇停滞期的成岩作用和埋藏作用有利于局部地区发育烃源岩[34]，生烃排酸形成的化学活动性流体与火山岩发生溶蚀作用，可改造储层物性（图 12）。滴南凸起滴水泉西断裂下盘石炭系火山喷发纵向上可以分为两期：一期为松喀尔苏组a段沉积时期，表现为高能量火山爆发喷发期产物，岩相组合以酸性溢流相火山岩、近火山口爆发相角砾岩及远火山口爆发相凝灰岩为主；另一期为巴塔玛依内山组沉积时期，表现为中等能量火山爆发喷发期产物，岩相组合以中基性溢流相火山岩、近火山爆发相角砾岩及远火山爆发相凝灰岩为主；松喀尔苏组a段与b段在火山间歇停滞期（图 1c）。研究区石炭系顶界也就是巴塔玛依内山组顶界，存在区域性不整合界面，巴塔玛依内山组受风化淋滤等作用，广泛发育风化壳型储层。溶蚀作用对火山岩储层次生孔隙的形成具有重要作用[35-36]，KM002井区石炭系巴塔玛依内山组及松喀尔苏组b段发育烃源岩，可形成酸性流体，溶蚀下伏松喀尔苏组a段火山岩。由M8井、M002井岩石铸体薄片资料可知，火山岩内幕型储层储集空间以溶蚀孔为主。分析M004井扫描电镜照片可知，火山岩内幕岩体内存在浊沸石、蒙皂石、伊利石等次生矿物（图 7）。蒙皂石、伊利石的形成与无机酸有关；有机酸可使铝离子活度增加，发生溶蚀作用，改造火山岩内幕型储层储集性能，浊沸石为含水铝硅酸盐矿物，可作为有机酸溶蚀标志[37-39]。
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图 12 研究区石炭系内幕火山岩成岩作用及孔隙演化序列图（据M8井、M004井资料） Fig. 12 Diagenesis and pore evolution sequence of the Carboniferous inner volcanic rocks in the study area(data from wells M8, M004) |
受构造活动影响，火山岩具有喷发—埋藏和喷发—风化—埋藏两种成因序列，不同的火山岩储层类型有不同的成岩顺序和成岩阶段，内幕型储层几乎不受风化作用的影响，其成岩作用阶段可划分为冷凝固结成岩阶段、岩浆期后热液作用阶段、浅埋藏阶段、深埋藏阶段4个阶段[13, 35]。通过研究区岩石镜下薄片鉴定和岩样电镜扫描，发现内幕型储层岩石中黏土矿物主要为不规则状伊/蒙混层矿物、叶片状绿泥石；自生矿物见有粒状自生石英晶体、沸石类矿物及板柱状磷灰石晶体。凝灰质角砾岩具绿泥石化，裂缝中充填钠长石、硅质、绿泥石，凝灰质中的火山尘具水云母化、帘石化。含角砾凝灰岩受强蚀变作用，被浊沸石交代。凝灰岩由火山尘胶结，具水云母化、绿泥石化、帘石化（图 12）。溶蚀作用是对次生孔隙起建设作用的主要成岩作用，受溶蚀形成的溶蚀孔、粒内溶孔普遍存在于内幕型储层的岩石中（图 7）。溶蚀作用主要与有机酸和无机酸有关[36-37]，内幕型储层上覆的烃源岩层可产生有机酸，进入内幕型储层进行次生改造；内幕型储层成岩作用可产生无机酸，也可对次生孔隙的形成起建设性作用，且研究区多次火山活动产生的裂缝和断裂体系有利于溶蚀作用对储层的改造。
6 结论（1）内幕型火山岩储层主要分布在风化壳顶界之下250~600m范围内，孔隙度分布在0.2%~18.2%，平均值为6.81%；渗透率分布在0.01~537mD，平均值为17.4mD。储集空间类型以次生孔隙和次生裂缝为主，为裂缝—孔隙双重介质储层。
（2）内幕型储层有利岩性主要为凝灰质角砾岩和含角砾凝灰岩；有利岩相主要为离火山口较近的爆发相热基浪亚相、空落亚相及溢流相上部亚相。岩相分布受火山口和火山活动期次的影响，同一期火山活动形成的火山岩，离火山口由近及远依次发育火山通道相、爆发相、溢流相、火山—沉积相。
（3）火山岩内幕型储层受古地貌、断裂分布、岩性岩相、火山喷发方式、火山口、火山喷发期次等因素的影响。受古地貌影响，火山裂隙式喷发形成的内幕型储层主要发育在相对低洼处，且近火山口处内幕型储层相对发育。火山喷发期次是内幕型储层形成的主要控制因素之一，决定了火山岩内幕型储层受次生成岩作用改造的程度；上覆烃源岩的内幕火山岩区域更容易发育火山岩内幕型储层。
（4）溶蚀作用对火山岩内幕型储层的形成起主要作用，可能与内幕火山岩成岩过程中产生的无机酸和上覆烃源岩产生的有机酸有关。
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