0 引言

随着国内外油气勘探开发程度的提高，火山岩油气藏勘探逐渐成为油气勘探的重要领域，引起国内外石油界学者的广泛关注。目前，在古巴、巴西、美国、澳大利亚、印度尼西亚、日本、阿塞拜疆、俄罗斯、墨西哥等国家均发现了火山岩油气藏^[1-5]。经过50余年的火山岩油气勘探，中国也相继在准噶尔盆地、塔里木盆地、松辽盆地、二连盆地、四川盆地、渤海湾盆地等11个盆地发现了火山岩油气藏^[6]。其中，辽河油田、胜利油田、大港油田等地区火山岩油气藏的不断发现证明渤海湾盆地火山岩油气勘探潜力巨大^[7-8]。但是，目前上述地区(尤其是渤海海域)火山岩油气勘探和研究重点多集中于风化壳型火山岩油气藏，而关于潜山内幕型火山岩油气藏的研究相对薄弱。潜山内幕火山岩油气藏成藏条件较风化壳型火山岩油气藏更为复杂，储层质量严重影响油气富集与分布。同时，受储层多样性、成岩演化复杂性等因素影响，人们对潜山内幕火山岩储层特征及控制因素认识尚不明确，油气勘探开发难度和风险很大。

渤海海域秦皇岛30A地区于上世纪70年代首次在中生界白垩系潜山内幕火山岩地层中获得油气发现，显示该地区火山岩油气勘探具有良好前景。但随后的钻探结果表明，该地区火山岩储层质量横向变化快，不同井区油气产能差异巨大，储层问题严重制约该地区火山岩油气勘探，导致40年来始终无法取得实质性突破。因此，开展潜山内幕火山岩储层研究，进而指导研究区火山岩油气勘探势在必行。在前人研究基础上，通过岩芯观察、薄片鉴定、扫描电镜和物性分析等，对潜山内幕火山岩储层储集空间类型、孔缝充填期次、成岩演化、储层差异性及成因进行深入研究，并探讨了影响潜山内幕火山岩储层物性和产能差异的主控因素，对该区下一步火山岩油气勘探具有重要指导意义。

1 区域地质概况

渤海海域位于渤海湾盆地东部，是由下辽河坳陷、黄骅坳陷和济阳坳陷向海域延伸部分及渤中坳陷组成，面积约5.6×10⁴ km²，为发育在华北克拉通上的中、新生代叠合盆地。中生代时期，随着燕山运动的发展及郯庐断裂等大断裂的强烈活动，渤海湾盆地发生大规模的岩浆活动和火山喷发，形成大量火山岩含油气构造。尤其是在晚侏罗世—早白垩世时期，特别是早白垩世期间，渤海海域地壳活动十分强烈，火山活动频繁，强度大，持续时间久，火山岩分布范围广泛，厚度相对稳定，是目前渤海海域火山岩油气藏勘探的主力层系。

秦皇岛30A地区位于渤海海域下辽河坳陷辽西低凸起西南倾末端，南北分别被富生烃凹陷—渤中凹陷和秦南凹陷所夹持环抱(图1)，油源丰富。目前，该区共钻探井4口，其中，B6井和QHD30A-1井先后钻遇中生界潜山内幕白垩系义县组火山岩地层并获得油气发现。经过油气测试，位于斜坡带的B6井获得高产油流，而随后钻探的位于构造高部位的QHD30A-1井却产能极低，为低渗差油层。两口井位于同一构造上，岩性岩相相似，且QHD30A-1井火山岩储层顶部较B6井高约100 m，具有更为优越的圈闭条件，但前者与后者相比油气产能低下，含油气性和油气产能差异巨大，说明该地区火山岩储层非均质极强，油气成藏十分复杂。亟需理清该区潜山内幕火山岩储层特征、储层差异性及造成两口井储层和产能巨大差异的主控因素，以指导下一步油气勘探。

2 潜山内幕火山岩储层特征 2.1 火山岩岩性岩相特征

研究区含油气目的层为中生界潜山内幕白垩系义县组下段火山岩地层。义县组下段底部以基性深灰色、黑色玄武岩和灰色、褐色、褐红色凝灰岩为主，岩相为溢流相和溢流相与爆发相互层；中部以溢流相的中性灰绿色安山岩熔岩为主；顶部发育一套爆发相的安山质火山角砾岩，为该地区油气主要产出层段，上覆义县组上段含凝灰岩砂泥岩沉积段和砂泥岩互层段(图2)。通过岩芯和薄片观察，QHD30A-1井和B6井火山岩储层岩性岩相和火山喷发旋回类似，岩性岩相并非导致该区储层差异的主要原因。

2.2 火山岩储层储集空间类型

研究区火山岩储层具有孔隙和缝隙相互组合的“双孔介质”，属于裂缝—孔隙复合型储层。其储集空间类型按成因可划分为原生孔隙、次生孔隙和裂缝3大类，按结构可进一步细分为9亚类：

2.2.1 原生孔隙

包括原生气孔、半充填气孔、砾间孔、砾内孔4类(图3)。

(1) 原生气孔：含有大量气液包裹体的火山物质喷出地表时，包裹体中的气体未能及时逸出，待岩浆冷凝后，由于气体溢出而在流动单元上部遗留下来后期未充填物质的气孔(图3a,c)。

(2) 半充填气孔：矿物沿气孔壁充填气孔，未完全充填满形成杏仁体而留下来的孔隙，在研究区普遍发育(图3b)。

(3) 砾间孔：较粗粒火山碎屑颗粒间未被充填，经成岩压实和重结晶作用后残余的孔隙(图3d)。

(4) 砾内孔：成岩过程中，粗粒火山碎屑内保留下来的未充填的气孔等原始孔隙(图3e)。

2.2.2 次生孔隙

包括各类型的基质内溶蚀孔和砾内溶孔。

(1) 基质内溶蚀孔：火山基质中微晶长石、细粒火山灰、火山尘等被不同程度溶解而形成的孔洞。包括凝灰基质溶蚀孔(图3g,h)、晶膜孔(图3f)和晶间溶蚀孔(图3i)。

(2) 砾内溶蚀孔：火山角砾岩中，砾内长石晶体(斑晶、晶屑)被溶蚀产生的孔隙(图3j)。

2.2.3 裂缝

包括未充填裂缝、半充填裂缝、充填残余裂缝、充填—溶蚀裂缝。

从成因角度，裂缝可还可进一步分为构造缝、溶蚀缝和风化缝等类型，但由于研究区后期成岩作用改造强烈，根据现有资料已无法区分溶蚀缝、风化缝和构造缝，因此统称为裂缝。

(1) 未充填裂缝：火成岩成岩后受构造应力、溶蚀等作用产生的未被矿物充填的裂缝(图3k，n，o)。

(2) 半充填和充填残余裂缝：裂缝被后期矿物不完全充填而留下的孔隙(图3l)。

(3) 充填—溶蚀裂缝：被充填裂缝，后期遭溶蚀重新开启成为有效储集空间(图3m)^[10-11]。

通过观察对比，研究区不同井区火山岩储层储集空间类型存在显著差异，主要表现为： QHD30A-1井火山岩储层原生气孔和裂缝的充填作用明显强于B6井，前者气孔类型以半充填气孔为主，裂缝型储集空间以半充填裂缝、充填残余裂缝和充填—溶蚀裂缝为主，而B6井气孔和裂缝后期充填作用较弱，气孔以未充填气孔为主，裂缝主要为未充填裂缝和半充填裂缝。另外，B6井火山岩储层除和前者一样发育大量气孔和基质内溶蚀孔外，还发育部分原生砾间孔、砾内孔和次生砾内溶蚀孔。储集空间类型的差异与火山岩储层复杂的成岩演化过程有关。

2.3 火山岩储层演化期次 2.3.1 原生气孔充填期次

秦皇岛30A地区潜山内幕火山岩储层早期发育大量原生气孔，后期被不同程度充填。根据气孔充填矿物序列和成因，将气孔充填过程分为两个阶段：早期充填和晚期充填。

(1) 早期充填

早期充填发生于同生成岩阶段，主要受岩浆期后热液作用影响，表现为原生气孔被沸石、绿泥石等中低温热液矿物充填形成杏仁体或残余气孔^[12-14]。

该阶段，岩浆喷出地表以后，一方面，各类矿物自岩浆及挥发份中结晶；另一方面，火山活动后期或者间歇期，由火山活动提供的含有大量Fe²⁺、Mg²⁺、K⁺、Na⁺、Ca²⁺、Al³⁺、Si⁴⁺等离子的碱性热液流体反复淋滤火山岩体并沿着地层中断裂破碎带或者裂缝运移，进入原生气孔。随着温度、压力、矿物浓度等条件发生变化，尤其是随着温度的降低，热液流体在火山岩储层的气孔中逐渐沉淀、结晶、充填，在气孔等原生孔隙中逐渐生成绿泥石、沸石等矿物集合体(图4) ^[15-19]。

气孔的早期充填过程具有明显的多期次性。在岩浆后期热液的冷凝过程中，随着温度的降低，结晶温度高的富含铁、镁的绿泥石最先结晶出来，在气孔壁上形成衬边，随后结晶温度继续降低，结晶温度较低的沸石等矿物逐渐结晶析出，充填在气孔和裂缝中。研究区原生气孔完整的充填期次分为四期，由早到晚分别为绿泥石充填、沸石充填、白云石充填和晚期沸石充填(图4a)。但是，并非所有气孔都经历完整的四期充填，大多数气孔只经历了其中一期或多期充填(图4b，c，d)，部分气孔仅沿气孔边缘充填一层绿泥石衬边或皮壳状、针状绿泥石，形成半充填气孔，也有部分气孔被绿泥石多期完全充填形成杏仁体。

(2) 晚期充填

研究区火山岩储层中另一部分气孔充填物主要为方解石等碎屑矿物(图5)，说明该类气孔属于后期充填，即本文所述的晚期充填。

晚期充填发生于早埋藏成岩阶段，充填物以钙质方解石为主，局部被硅质充填。该时期，研究区裂缝大量发育，这些裂缝沟通含有CO₂的地表水，CO₂溶于水中形成碳酸，促使地层中硅酸盐和铝硅酸盐矿物被溶蚀，并分解出碳酸钙、二氧化硅等矿物^[20]。其反应过程如下：

CaSiO₃+CO₂+nH₂O→CaCO₃↓+SiO₂↓+nH₂O

4KAlSi₃O₈+2CO₂+4H₂O→2K₂CO₃+Al₄[Si₄O₁₀](OH)₈+8SiO₂↓

当孔隙流体中碳酸钙和二氧化硅含量达到饱和时，逐渐开始沉淀，使同生成岩阶段未被中低温热液矿物充填的气孔在该时期被钙质或硅质充填，形成杏仁体(图6)，部分未完全充填的气孔发育残余孔隙。

在气孔充填的过程中，裂缝对促进气孔充填起到了至关重要的作用。构造运动导致研究区断裂和裂缝大量发育，裂缝沟通地表水并促进地表水在地层中循环、渗入气孔，促进了气孔充填。因此，整体上，在断裂发育地区火山岩储层中气孔更容易被充填，而在断裂不发育或远离断裂的地区，气孔充填程度较低^[20]。另外，储层中大量裂缝也在该阶段被硅质和钙质等矿物充填。

2.3.2 裂缝演化期次

秦皇岛30A地区火山岩储层自中生代以来经历多期构造运动，储层裂缝十分发育，不同时期形成的裂缝纵横交错切割，后期受到多期复杂充填。根据裂缝相互切割关系和充填矿物组合特征，将该区潜山内幕火山岩储层裂缝其分为四期，整体上晚期裂缝充填程度弱于早期裂缝(图7)。

2.3.3 成岩演化过程

通过对研究区潜山内幕火山岩储层孔隙(尤其是原生孔隙)和裂缝的发育和演化进行分析，建立了秦皇岛30A地区潜山内幕火山岩储层成岩演化过程，并进一步明确了在不同的成岩演化阶段，火山岩储层所经历的成岩环境和成岩作用以及对孔隙度的影响(图8)。

秦皇岛30A地区潜山内幕火山岩储层演化过程主要分为3个大的成岩阶段：同生成岩阶段、表生成岩阶段、埋藏成岩阶段。同生成岩阶段火山岩储层主要受火山热液影响，表现为中低温热液矿物对原生气孔和早期裂缝的大量充填，使储层孔隙度降低；在表生成岩阶段，火山岩储层主要受构造作用、风化淋滤作用和溶蚀作用影响，发育各类次生溶孔和裂缝，使储层孔隙度升高，对储层物性具有改善作用；埋藏成岩阶段分为早埋藏成岩阶段和晚埋藏成岩阶段。早埋藏成岩阶段主要以构造作用和埋藏充填作用为主，使部分孔隙和裂缝被充填。晚埋藏成岩阶段主要发生有机酸和地层水等流体对储层的溶蚀，形成各类溶蚀孔缝，使孔隙度增大^[21-26]。三个成岩演化阶段中，同生成岩阶段的火山热液活动对潜山内幕火山岩储层影响最大，是导致储层物性变差的主要原因。大量气孔和裂缝在该时期被中低温热液矿物充填，储层物性变差，虽然后期风化淋滤作用和溶蚀作用对储层物性有所改善，但作用有限。

3 潜山内幕火山岩储层控制因素 3.1 火山岩储层影响因素及差异性

潜山内幕火山岩储层主要受成岩演化过程中各类成岩作用影响，且与一般的风化壳火山岩储层主要受风化淋滤作用控制，储层物性随距离风化壳顶面的距离增大而逐渐变差不同，研究区潜山内幕火山岩储层距离风化壳顶面较远(至少在200~300 m以上)，而且统计结果表明储层物性与距离风化壳顶面的距离并没有明显的相关性。因此潜山内幕火山岩储层并不受风化淋滤作用控制，对研究区潜山内幕火山岩储层影响最为明显的成岩作用主要包括三类：溶蚀作用、充填作用和裂缝。

3.1.1 溶蚀作用

溶蚀作用是指岩石中易溶组分在一定的地质条件下被溶蚀或者部分溶蚀，从而产生新的孔隙，或者使原先被充填的孔隙重新开启或扩大，改善储层储集物性，是一种建设性的成岩作用^[27-30]。通过岩芯、薄片观察、扫描电镜分析，整体上QHD30A-1井火山岩储层溶蚀作用弱于B6井。扫描电镜下，QHD30A-1井火山岩储层微观颗粒表面大多表现为黏土化，致密胶结，仅个别样品颗粒表面发育少量溶蚀孔隙(图9a，b)。而B6井火山岩储层颗粒表面发育大量溶蚀孔隙，溶蚀作用强于QHD30A-1井(图9c，d)。

3.1.2 充填作用

充填作用对潜山内幕火山岩储层储集空间具有破坏作用。一方面，原生孔隙和次生孔隙后期被矿物充填会使孔隙度降低；另一方面，裂缝的矿物充填对火山岩的储集性破坏性更大，它不仅占据一部分孔隙空间，使孔隙度降低，更重要的是大大降低了储层的渗透性，导致储层储集物性变差。岩芯、薄片观察结果表明，QHD30A-1井火山岩储层孔隙和裂缝充填作用都明显强于B6井，这是因为QHD30A-1井区距离边界大断裂更近，而该断裂带为研究区岩浆喷发和热液活动的火山通道，因此，在成岩演化过程中，QHD30A-1井区更容易受到岩浆期后火山热液作用影响，促使气孔等原生孔隙和裂缝被绿泥石、沸石等中低温热液矿物充填。而B6井距离大断裂和火山通道较远，受火山热液作用影响较小，因此充填作用较弱(图10)；另外，QHD30A-1井区由于靠近断裂而发育大量裂缝，也进一步促进了火山热液流体以及含CO₂地表水在地层中流动循环，促使原生气孔和裂缝被热液矿物及淡水方解石等矿物充填。

3.1.3 裂缝

裂缝对潜山内幕火山岩储层改造和油气富集成藏具有建设性和破坏性双重作用。建设性作用表现为：①裂缝促进溶蚀孔隙发育。裂缝的存在构成了火山岩内部流体疏导体系，为早期岩浆热液和晚期酸性流体在储层中进行运移淋滤提供通道，促使淋滤带火山岩遭受早期热液蚀变及晚期酸性流体溶蚀作用，促进储层中易溶矿物溶解，形成溶蚀孔隙。通过对研究区和相邻的W油田B13井火山岩储层进行观察，发现其储层中溶蚀孔洞多与裂缝共存，溶蚀孔洞的发育程度受裂缝带所控制，沿裂缝带及其附近溶蚀孔洞及复合型的各种孔隙十分发育(图11)。②裂缝可作为油气储集空间和运移通道。裂缝的发育一方面为火山岩储层贡献了一定的储集空间；另一方面，裂缝通过连通原先孤立的原生孔隙和次生孔隙，为油气在储层中运移提供必要通道^[31]。研究区B6井3 462.2~2 467.52 m井段安山质火山角砾岩荧光下亮度高，沿裂缝及气孔为褐色沥青质充填，向基质侵染呈褐—黄—绿—兰色色晕，由裂缝向基质发光颜色由深到浅，油质由重到轻，证明研究区火山岩储层中的油气是沿裂缝贯入的，同时也说明裂缝可将原生孔隙串通使其成为有效的油气储集空间。

破坏性作用表现为：裂缝促进储集空间发生充填。在裂缝大量发育的地区，岩浆热液通过裂缝在储层中运移并反复淋滤储层，促进了原生孔隙和早期裂缝被火山热液矿物充填。另外，在早埋藏成岩阶段，裂缝沟通地表水，促进了气孔和裂缝被淡水方解石、硅质等矿物充填，导致火山岩储层物性变差。

通过对QHD30A-1井和B6井岩石铸体薄片中裂缝发育情况进行观察统计，两口井钻遇的火山岩储层裂缝发育情况存在明显差异：QHD30A-1井较B6井储层裂缝更为发育，裂缝密度更大，平均每块薄片发育裂缝密度为10.4条/片，而B6井裂缝密度仅为2.4条/片。但是，QHD30A-1井储层裂缝的充填程度却远远强于B6井，其钻遇的火山岩储层中大多数裂缝都被各类矿物充填，其中未充填裂缝密度仅为0.28条/片，占总裂缝数的2.37%，而完全充填的裂缝密度却高达9.29条/片，为B6井的13.9倍，完全充填率高达89.04%，为B6井的3.3倍。与之相比，B6井所井所钻遇的火山岩储层虽然裂缝数量较少，规模较小，但是裂缝充填程度较低，储层中大多数裂缝都未被充填，其中未充填裂缝密度达1.56条/片，为QHD30A-1井的5.6倍，未充填率高达63.64%，为QHD30A-1井的23.3倍，而完全充填裂缝的密度仅为0.67条/片，仅占总裂缝数的27.27%，充填程度远低于QHD30A-1井(表1)。

3.2 潜山内幕火山岩储层主控因素分析

在以上研究基础上，进一步分析潜山内幕火山岩储层影响因素中对研究区火山储层物性和油气产能差异起决定性作用的因素，即影响潜山内幕火山岩储层质量的主控因素。

3.2.1 储层物性分析

通过岩芯取样，对研究区火山岩储层物性进行统计分析。QHD30A-1井火山岩储层平均孔隙度为20.38%，渗透率为2.50×10^-3 μm²。其中，上部3 375.7~3 377.9 m取芯段平均孔隙度为15.77%，渗透率为0.64×10^-3 μm²；下部取芯段3 386.8~3 392.8 m，平均孔隙度为23.07%，渗透率3.58×10^-3 μm²。B6井3 464.2~3 467.52 m取芯段平均孔隙度为22.87%，渗透率为1.06×10^-3 μm²，两口井储层物性差异明显(由于本次统计的是岩芯样品的总孔隙度，个别取自裂缝发育处的样品由于受到裂缝孔隙度的影响，导致该样品总孔隙度值偏高，并导致所有样品的平均孔隙度升高，且高于真实的基质孔隙度)。

整体上，QHD30A-1井区与B6井区储层孔隙度差别不大，虽然QHD30A-1井平均渗透率高于B6井，但是通过对前者岩芯样品的渗透率进行统计表明，QHD30A-1井所有测试样品中，渗透率低于0.5×10^-3 μm²的样品占总样品数47.37%，且渗透率值变化范围极大，最小值为0.13×10^-3 μm²，最大值为20.8×10^-3 μm²，非均质性很强，测试结果也证明其为低渗差储层；而B6井的渗透率大于0.5×10^-3 μm²的样品占样品总数的66.67%，且变化范围较小，均质性较好(图12)。根据赵澄林制定的辽河盆地火山岩储层分类标准(表2) ^[10]，QHD30A-1井和B6井火山岩储层分别属于高孔—低渗储层和高孔—中渗储层，即二者孔隙度都较高，孔隙度并非影响该区火山岩储层油气产能差异主要因素，渗透率的巨大差异才是导致研究区火山岩储层物性和油气产能巨大差异的根本原因。而火山岩储层渗透性主要受作为油气运移主要通道的裂缝控制，即裂缝发育情况差异是导致研究区储层物性差异的根本原因。但需要注意的是，并非储层裂缝越发育储层质量就一定越好，因为所有裂缝中只有未充填的开启有效裂缝才能够为油气提供运移通道，是决定储层渗透性好坏的关键因素。并且只有裂缝发育期与该地区油气运移期相匹配，形成于油气大规模运移之前的未充填裂缝才对火山岩油气成藏起到促进作用，而形成于油气大规模运移结束之后的未充填裂缝往往作为油气溢散的主要通道，对油藏具有严重的破坏作用^[23]。

在研究区，虽然QHD30A-1井区火山岩储层裂缝更为发育，密度更大，但充填率较高(89.04%)，绝大多数裂缝被后期充填，成为无效裂缝，储层渗透性较差；而B6井区火山岩储层虽然裂缝总数较少，密度较小，但裂缝充填率较低(27.27%)，裂缝有效性和储层渗透性较好(表1)，其岩芯裂缝中可以观察到明显的油气显示，而QHD30A-1井岩芯裂缝中却很少见到油气显示。因此，综合分析表明，未充填有效裂缝是控制秦皇岛30A地区潜山内幕火山岩储层物性和油气产能的关键因素。

3.2.2 有效裂缝发育控制因素

研究结果表明，研究区潜山内幕火山岩储层中有效裂缝的发育主要受3个因素控制：

(1) 裂缝发育的部位

裂缝大量分布于靠近大断裂一定范围内^{[6, 32]}，但如果沿大断裂发育火山通道且裂缝带过于靠近火山通道，则裂缝带容易受火山热液作用影响，裂缝更容易被热液矿物充填，成为无效裂缝，如QHD30A-1井区；而距主断裂一定范围内，并距火山通道较远的部位是有效裂缝发育的主要地区，如B6井区。

(2) 裂缝形成的期次

通过观察发现，早期裂缝在漫长的成岩演化过程中多数被各类矿物充填，变成无效裂缝，而晚期形成的裂缝则充填程度较低，未充填或半充填有效裂缝大量发育(图6)。尤其是形成期与研究区油气成熟期相近或者发育在油气成熟期之后的晚期裂缝，在其形成过程中或形成以后很快被油气占据，从而抑制了矿物对这些裂缝的充填，因此充填作用往往较弱。而形成于油气成熟期或者发育在油气成熟期之后且在油气大规模运移之前的晚期裂缝打通了烃源岩与储层之间的通道，极大的促进了火山岩油气的运聚和成藏。

(3) 裂缝宽度大小

火山岩储层裂缝的充填程度和有效性还与裂缝宽度大小密切相关。通过对岩石薄片中裂缝宽度大小和充填程度进行测量和统计表明，宽度较小的裂缝充填程度远低于宽度较大的裂缝，有效性更好，对油气在火山岩储层中运移富集起到重要作用。B6井主要含油层段安山质火山角砾岩储层中，宽度大于0.05 mm的裂缝大多数被硅质、绿泥石等矿物充填(图13a，b)，而裂缝宽度小于0.05 mm的微裂缝则未被充填或被矿物断续充填(图13c，d)，且沿这些裂缝有少量原油外溢，基质普遍为油质侵染，说明这些未充填微裂缝为有效裂缝。

通过与其他油田火山岩油藏进行对比，发现在渤海海域以及我国西部地区火山岩油气藏储层存在相同规律。例如，渤海海域W油田B13井中生界安山质火山角砾岩储层中裂缝大量发育，且一般宽度大于0.3 mm者多被方解石、硅质充填或半充填，小于0.3 mm者一般无充填，岩芯表面见褐色原油，水洗后，沿未充填裂缝及孔洞见原油外溢，说明未充填裂缝为有效裂缝。另外，陈淦等^[33]通过对克拉玛依油田一区玄武岩油藏裂缝进行分析，发现0.01~0.02 mm未充填微裂缝对该地区火山岩储层油气渗滤具有重要作用^[33]。

为进一步证实未充填微裂缝可作为油气运移通道的可能性，根据毛管压力曲线对研究区B6井火山岩储层孔隙分布情况进行分析(图14)。B6井毛管压力曲线大体上可分为两部分，第一部分为陡斜率曲线段，第二部分为大曲率曲线段。第一部分陡斜率段，压力由0.014 MPa起约至1.7~2.7 MPa，在此曲线段内，火山岩油层的孔隙体积只占总孔隙体积的2%~15%，孔隙半径大于0.4~0.25 μm的是溶蚀—构造裂缝；第二部分约为45度曲线段，压力由1.7~2.7 MPa起至25 MPa，火山岩油层孔隙体积占总孔隙体积的50%~70%，孔喉半径小于0.4~0.25 μm，为孔隙喉道连通的微细孔缝。通过以上分析，研究区火山岩储层毛管压力曲线属于分选差、细歪度的类型，储层油气运移通道以微孔缝为主，证明未充填微裂缝可作为油气重要的渗滤通道。

3.3 潜山内幕火山岩储层发育模式

综合以上研究，未充填有效裂缝发育程度是影响研究区潜山内幕火山岩储层物性和油气产能差异的主控因素。火山岩储层所处的构造部位、储层裂缝的形成期次和裂缝宽度大小三个因素共同控制了有效裂缝的发育。裂缝大量分布于靠近大断裂一定范围内，距离火山通道较远、裂缝形成期次较晚(特别是形成期与烃源岩生油期相近或者在其之后，且在油气大规模运移之前的裂缝)、宽度较小的地区裂缝充填作用较弱，是有效裂缝和优质储层发育的有利地区。

QHD30A-1井区位于距离边界大断裂和火山通道更近的构造高部位，B6井区位于距离边界大断裂和火山通道较远的构造斜坡带。由于构造高部位较斜坡带更靠近边界大断裂，因此储层中裂缝更为发育，裂缝密度较斜坡带更大。但是由于构造高部位更靠近火山通道，因此裂缝和原生孔隙更容易受火山热液作用影响而被各类矿物充填，储层物性变差，不利于油气富集；而斜坡带虽然距离大断裂较远，裂缝密度和规模较小，但是由于远离火山通道，因此储层受火山热液作用影响较小，裂缝充填作用较弱，且可与油气成熟和运聚时间有效匹配，储层质量较好，较构造高部位更有利于油气富集成藏(图15)，可作为下一步潜山内幕火山岩油气勘探的重点。

4 结论

(1) 秦皇岛30A地区白垩系潜山内幕火山岩储层岩性以爆发相安山质火山岩角砾岩为主。储集空间类型按成因分为原生孔隙、次生孔隙和裂缝3大类和9亚类，整体属于裂缝—孔隙复合型储层。

(2) 火山岩储层中原生气孔经历早期和晚期两个阶段充填。早期充填发生于同生成岩阶段，受岩浆期后热液作用影响，气孔被沸石、绿泥石、白云石等中低温热液矿物四期充填。晚期充填发生于早埋藏成岩阶段，气孔被方解石等矿物单一充填。根据裂缝相互切割关系和充填矿物组合特征，将储层裂缝分为四期，晚期裂缝充填程度弱于早期裂缝。

(3) 潜山内幕火山岩储层成岩演化经历同生成岩阶段、表生成岩阶段、埋藏成岩阶段3个阶段。其中，同生成岩阶段火山热液作用对储层影响最大，是导致大量孔缝被充填和储层物性变差的主要原因。后期表生成岩阶段风化淋滤作用和埋藏成岩阶段溶蚀作用对储层物性进行了一定改善，但作用有限。

(4) 未充填有效裂缝发育程度是影响潜山内幕火山岩储层物性和产能巨大差异的主控因素。构造部位、裂缝形成期次及宽度大小三个因素共同控制了有效裂缝发育。裂缝大量分布于靠近大断裂一定范围内，距离火山通道较远、裂缝形成期次较晚且形成期与油气成熟期和油气运聚期相匹配、裂缝宽度较小的地区裂缝充填作用较弱，是有效裂缝和优质储层发育的优势地区，更有利于油气大规模成藏，可作为下一步潜山内幕火山岩油气勘探的重点。