2019, Vol. 37扩展功能
文章信息
- 陈春勇
- CHEN ChunYong
- 准噶尔盆地西泉地区石炭系火山岩型油藏形成及分布
- The Formation and Distribution of Volcanic Reservoirs in the Xiquan Area of Junggar Basin
- 沉积学报, 2019, 37(1): 212-223
- ACTA SEDIMENTOLOGICA SINCA, 2019, 37(1): 212-223
- 10.14027/j.issn.1000-0550.2018.105
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文章历史
- 收稿日期：2017-02-28
- 收修改稿日期: 2018-02-02
准噶尔盆地西泉地区区域构造上位于准噶尔盆地东部北三台凸起西斜坡，北三台凸起是近南北向分布的正向二级构造单元，东为吉木萨尔凹陷，西与阜康凹陷毗邻(图 1)。北三台凸起从石炭纪至今经历了海西、燕山、喜马拉雅等多次构造运动：海西期开始缓慢隆升，燕山运动改变了其在海西期形成的构造格局，发生强烈隆升，凸起周缘表现为抬升和向西掀斜，喜马拉雅运动在该凸起周缘表现为南强北弱，南部博格达山强烈隆升，北部隆升幅度较小，整体向南倾斜[1]。
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| 图 1 西泉地区构造位置图 上图为阜东地区，黑色框为西泉地区; 下图为西泉地区 Figure 1 Schematic map showing tectonic unit division, Xiquan area the upper picture is the Fudong area, the black box is the Xiquan area; and the lower one is the Xiquan area |
西泉地区自2006年XQ1井石炭系油藏发现后，2008—2012年相继发现了XQ3井区、XQ9井区、XQ10井区石炭系油藏，4个区块累计提交控制储量4 889万吨。2012—2015年对XQ地区展开滚动勘探，部署评价井20口，已完钻7口，XQ103井等6井9层在石炭系获工业油流，XQ103井等5井7层获高产工业油流，打开了该区石炭系油气勘探的新局面。前人对该区石炭系的研究相对较少，主要集中于北三台地区，包括石炭系火山岩储层控制因素[2]、成藏条件[3-4]、地球物理响应[5]、异常压力(在多个层系中均存在异常压力)[6-7]等方面的内容，而关于西泉地区石炭系火山岩油藏分布特征等方面的文章较为少见；同时该区油藏控制因素复杂，纵横向分布规律不清，致使探明程度低、勘探难度大。针对以上问题，本文通过对该区石炭系火山岩储层特征、油藏特征等方面的研究，查明石炭系火山岩油藏的分布的主要控制因素，总结火山岩油藏分布规律，为该区的油气勘探提供借鉴。
西泉地区石炭系地层断裂发育。研究表明，在XQ026井北断裂和B87井北断裂的南北两侧，地层产状、岩相特征等具有明显变化，因此在本文研究过程中，根据文献[8]以这两条断裂为界限，将研究区划分为南、北两个构造单元(图 1)。其中南部构造单元(简称南部)石炭系地层北高南低，地层南倾，岩性以安山岩、火山角砾岩、玄武岩等火山碎屑岩、火山熔岩为主，储层物性好；从XQ9井、XQ092井岩芯资料观察，储层气孔十分发育，产油层段产量较高；油气显示段深度距不整合面位置较远，油藏类型主要为岩性风化壳型(XQ2井)，断层—地层型(XQ3井，XQ103井)；从XQ15井的钻探情况看，石炭系钻遇了大套泥灰岩及砂砾岩，表明晚期火山停止活动。而北部构造单元(简称北部)的石炭系地层东高西低，地层西倾，岩性以凝灰岩、凝灰质泥岩、安山岩互层等火山沉积岩为主，储层物性较差；从XQ10井、XQ1井钻井取芯资料观察，储层气孔明显不发育，产油层段产量较低；油气显示段深度距不整合面深度较小，油藏类型主要为岩性风化壳型。
1 石炭系储层特征 1.1 岩性特征南部地区5 793 m及北部地区3 998.5 m岩屑录井统计显示，西泉地区石炭系火山岩主要是火山熔岩类、火山碎屑岩类，其他类型火山岩较少发育，前者主要是溢流相玄武岩、安山岩、英安岩、流纹岩等，后者主要是爆发相火山角砾岩、凝灰岩等[9-11]。平面上，研究区北部以凝灰岩、沉积岩、安山岩、火山角砾岩、英安岩为主；南部以安山岩、火山角砾岩、凝灰岩、沉积岩为主(图 2)。由西向东火山角砾岩、安山岩、玄武岩减少，而凝灰岩、沉凝灰岩增多，标志着火山活动减弱或停止。该区主要火山岩的特征如下所述(图 3)。
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| 图 2 西泉地区石炭系火山岩岩性分布 Figure 2 Distribution of Carboniferous volcanic rocks, Xiquan area |
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| 图 3 西泉地区石炭系火山岩微观特征 a.XQ091井，2 499.03 m，安山岩，斑晶斜长石中发育少量溶蚀孔隙，铸体薄片；b.XQ092井，2 507.71 m，安山岩，杏仁状构造，铸体薄片；c.XQ3井，2 382.25 m，安山岩，碎裂现象发育，斜长石斑晶呈长条形，自形程度高，铸体薄片；d.XQ9井，2 789.47 m，火山角砾岩，角砾为安山岩岩屑，斜长石斑晶呈板状，自形程度高，铸体薄片；e.XQ7井，1 912.43 m，凝灰岩，斜长石晶屑发育，自行程度高，呈棱角状，铸体薄片；f.XQ8井，2 506.85 m，玄武岩，裂缝发育，已被充填，铸体薄片 Figure 3 Micro characteristics of Carboniferous volcanic rocks in the Xiquan area |
安山岩：中性火山熔岩，有气孔状安山岩、碎裂化安山岩、杏仁状安山岩和杏仁状玄武安山岩，常见斑状交织结构、斑状显微交织结构和碎裂化交织结构，杏仁构造、气孔构造。斑晶为斜长石，含量为1%~7%，平均为4.5%，少量角闪石和辉石；基质也是以斜长石为主，含量为74%~90%，平均为84.5%；少量脱玻绿泥石、磁铁矿(平均为2.6%)、次生绿帘石、玻璃质(平均为4.75%)；杏仁体(平均为3.33%)；次生矿物以绿泥石为主，平均为3.5%，另有方解石、浊沸石、硅质和帘石。斜长石经蚀变为绢云母和黏土矿物，表面浑浊，多成土灰色、褐灰色。斜长石受热液交代作用往往发生碳酸盐化、方柱石化、白云母化、绿泥石化、绿帘石化等。XQ3井、XQ091井所在区断裂发育，裂缝发育，岩石后期受应力作用具碎裂现象，碎块间位移不明显，碎块间被碎粉物质胶结，受热液浸洗次生矿物发育。
火山角砾岩：具有火山角砾结构。常以安山质火山角砾岩为主，少量安山质凝灰火山角砾岩、玄武质火山角砾岩和强浊沸石化火山角砾岩。角砾含量成分变化较大，包括安山岩岩屑、凝灰岩岩屑、英安岩岩屑和少量硅化酸性熔岩，平均含量约为70%；凝灰碎屑平均含量17.2%，以安山岩岩屑和凝灰岩岩屑为主，另有斜长石晶屑、玻屑等，基质以火山尘为主，平均16%。安山质火山角砾岩岩石由不规则棱角状安山岩(为主)、凝灰岩岩屑、很少量斜长石晶屑及火山灰组成，其中岩屑多大于2 mm，呈火山角砾，故构成火山角砾结构；另外部分岩屑有绢云母化、绿泥石化(XQ5井)。
凝灰岩：分布广泛，颜色多样，角砾晶屑岩屑凝灰结构。岩石是由晶屑、岩屑、角砾及火山灰胶结物组成。晶屑主要是斜长石晶屑，自形程度高，呈棱角状，长石上有被压碎现象；岩屑主要是安山质岩屑；角砾主要是安山质岩屑，呈次棱角状；胶结物主要是火山灰，已脱玻为霏细状长英质和泥化为蒙脱石等。
玄武岩：斑状结构、间粒结构，块状构造﹑杏仁构造，少量气孔构造。碎裂化玄武岩岩石受压扭性构造应力作用被挤压破碎成大小不等的碎块，碎块的棱角具圆化，碎块间分布粒化的碎粒和碎粉物质，碎粉物质具绿泥石化。在碎块中可见原岩结构保留，为具间粒间隐结构的玄武岩(XQ101井)。
测井资料是对地球物理和化学性质最直接、最可靠的反映，包含着丰富的地质信息，可以反映地层在纵向上的变化趋势以及岩性、岩相、孔渗和储层含油气性、饱和度等特征，测井资料被广泛用于识别钻井火山岩的岩性和岩相，利用测井曲线变化特征可以较好地对钻井全井段火山岩岩性和岩相进行识别。通过对工区41口井的钻井、岩芯、地化、录井等资料分析，利用岩性与测井曲线相结合方法，选取敏感测井曲线参数5种：自然伽马(GR)、深侧向电阻率(RT)、密度(DEN)、声波时差(AC)、中子测井(PHIN)，分别对9种常见火山岩所对应的常规测井曲线进行分析，确定了各类岩性对应的测井响应数值分布范围，为火山岩测井识别奠定了基础。总体上玄武岩GR值最低，英安岩GR值最高；沉凝灰岩RT值最低，玄武岩RT值最高；凝灰质泥岩DEN最低，玄武岩DEN值最高；玄武岩AC值最低，凝灰质泥岩AC值最高；火山角砾岩PHIN值最低，凝灰质泥岩PHIN值最高。具体测井响应特征表现为：玄武岩：低伽马(19~41 API)、中—高密度(2.45~2.71 g/cm3)、中—高电阻(14~844 Ω·m)、低声波时差(57~73 API)。安山岩：中伽马(35~68 API)、中密度(2.36~2.59 g/cm3)、中电阻(10~148 Ω·m)、低声波时差(60~95 API)。英安岩：高伽马(75~116 API)、低密度(2.29~2.49 g/cm3)、中电阻(16~139 Ω·m)、低声波时差(57~77 API)。闪长玢岩：中—高伽马(75~116 API)、低密度(2.27~2.44 g/cm3)、低—中电阻(10~79 Ω·m)、低声波时差(61~85 API)。火山角砾岩：低—中电阻(3~12 Ω·m)、低密度(1.86~2.54 g/cm3)、高声波时差(60~120 API)。凝灰岩：低—中电阻(5~18 Ω·m)、低密度(1.96~2.43 g/cm3)、高声波时差(69~100 API)。沉凝灰岩：低电阻(3~5 Ω·m)、低密度(2.18~2.32 g/cm3)、高声波时差(91~110 API)。凝灰质砂砾岩：低电阻(2~6 Ω·m)、低密度(2.12~2.35 g/cm3)、高声波时差(92~130 API)。凝灰质泥岩：低电阻(2~3 Ω·m)、低密度(2.13~2.19 g/cm3)、高声波时差(109~128 API)。根据这些特征，就可以通过不同的交汇图对火山岩进行识别，同时结合地震属性的研究，在剖面和平面上对不同岩性火山岩的分布进行研究。如RT-GR交会图(图略)可以把玄武岩、安山岩、英安岩和火山碎屑岩区分开，在该图上，由玄武岩→安山岩→火山碎屑岩，RT值依次减小，而且火山碎屑岩的RT值多数在10 Ω·m以下。在AC-DEN交汇图上(图略)，从玄武岩→安山岩→英安岩，DEN值依次降低、AC值依次增大；火山角砾岩、凝灰质砂砾岩的DEN值响应特征区别不大；从凝灰岩→火山角砾岩→沉凝灰岩→凝灰质碎屑岩，AC值依次增大。
1.2 物性特征统计分析表明，西泉地区石炭系南北物性差异较大，总体上北部物性较差，南部物性较好。从平均孔隙度来看，北部地区物性最好的岩性依次是玄武岩(16.23%，9)、(括号中数据依次是平均孔隙度、样品数，下同)、英安岩(14.84%，5)、闪长玢岩(11.36%，12)(正长斑岩只有3个样品，故未列举)，样品数较多的安山岩和火山角砾岩的平均孔隙度均较低，在7%以下；南部地区物性最好的岩性依次是火山角砾岩(17.92%，150)、凝灰岩(15.60%，15)、玄武质安山岩(15.60%，7)、安山岩(15.43%，165)。总体来看，西泉地区特别是南部石炭系火山岩的物性以爆发相的火山角砾岩、凝灰岩物性为好，溢流相的安山岩、英安岩次之，同时南北两个地区火山岩物性差别明显(表 1)。
| 地区 | 岩性 | 孔隙度范围 /孔隙度平均值(%) |
渗透率范围/渗透率 平均值(10-3μm2)① |
样品数 (个)② |
主要井位③ | 备注④ |
| 北部 | 安山岩 | 1.3~24/5.19 | < 0.01~24.4/1.222 | 49/47 | XQ011(17)、XQ101(21)、XQ7(11) | 11个；XQ011(1 798±2)，XQ101(2 125.5±1.5，2 184±6)，XQ7(1 872.5±1.5) |
| 火山角砾岩 | 1.5~11.7/6.56 | < 0.01~0.103/0.022 | 29/29 | XQ012(1)、XQ101(1)、XQ7(27) | 4个；XQ012(1 790.75)、XQ101(2 271.5)、XQ7(1 914.5±2.5) | |
| 闪长玢岩 | 8~16.8/11.36 | 0.013~0.015/0.067 | 12/12 | XQ10(12) | XQ10(2 415±2) | |
| 玄武岩 | 9.4~20.3/16.23 | < 0.01~0.05/0.032 | 9/9 | XQ1(9) | 1个；XQ1(1 968.5±1.5) | |
| 英安岩 | 12.9~17.1/14.84 | 0.028~2.23/1.722 | 5/5 | XQ012(1)、XQ015(4) | XQ012(1 790.1)、XQ015(1 709±1) | |
| 正长斑岩 | 11.9~17.9/14.7 | 0.067~0.439/0.199 | 3/3 | XQ10(3) | XQ10(2 414.5±0.5) | |
| 南部 | 安山岩 | 00.4~31.4/15.43 | < 0.01~1130/15.720 | 165/162 | XQ091(5)、XQ092(71)、XQ103(13)、XQ15(2)、XQ2(21)、XQ3(36)、XQ5(1)、XQ8(3)、XQ9(13) | 7个；XQ091(2 495±10，2 820±96)、XQ092(2 504±5, 2 602.5±4.5)、XQ103(2 155±1，2 167.3±0.3，2 301.5±1.5)、XQ15(1 987±10)、XQ2(2 533±2, 2 613.5±2.5)、XQ3(2 258±4, 2 380±14)、XQ5(2 938)、XQ8(2 506.5±0.2)、XQ9(2 753, 2 801±1, 2 827, 2 853±1) |
| 火山角砾岩 | 3.9~29.7/17.92 | < 0.01~446/6.047 | 150/144 | XQ091(25)、XQ102(5)、XQ103(8)、XQ15(6)、XQ4(20)、XQ5(52)、XQ8(6)、XQ9(28) | 1个；XQ091(2 506±24, 2 818.5±14.5, 2 892, 2 925)、XQ102(2 829.5±1.5)、XQ103(2 163±2)、XQ15(1 976±1, 1 997.5±2.5)、XQ4(2 362.5±2.5)、XQ5(2 929.5±27.5, 2 996.5±8.5, 3 044.5±13.5)、XQ8(2 510±1)、XQ9(2 727±1, 2 790±1, 2 810, 2 950±50) | |
| 凝灰岩 | 8.6~24.8/15.60 | 0.01~1.95/0.287 | 15/14 | XQ102(1)、XQ3(1)、XQ8(7)、XQ9(6) | XQ102(2 839.46)、XQ3(2 381)、XQ8(2 507.5±1.5)、XQ9(2 789.5±1.5, 2 852±10) | |
| 玄武岩 | 0.1~28.1/5.97 | < 0.01~434/47.974 | 17/17 | XQ091(15)、XQ8(2) | 1个；XQ091(2 498.5±0.2，2 617.5±2.5)、XQ8(2 509±1) | |
| 玄武质安山岩 | 11.2~20.3/15.60 | 0.033~1.6/0.504 | 7/7 | XQ9(7) | XQ9(2 789±1) | |
| 注：①渗透率平均值是除渗透率 < 0.01×10-3 μm2的数据外，其他数据的对数平均值；②样品数中，“/”前面是孔隙度数据的样品数，后面是渗透率数据的样品数；③井名后括号内的数据指孔隙度样品数；④“11个”指渗透率 < 0.01×10-3 μm2的数据个数，井名后括号内的数据是孔隙度样品的主要深度范围，单位为m。 | ||||||
对火山岩类储层来说，原生孔隙主要包括气孔、收缩孔(缝)、粒间孔、晶间孔等，次生孔隙主要是溶蚀孔隙和裂缝[12-14]，而西泉地区石炭系储层的孔隙主要包括晶间孔、斑晶溶孔、角砾间溶蚀孔及气孔等。南部和北部存在差异，可能是岩性差异造成的。北部玄武岩、沉凝灰岩孔隙发育程度差，安山岩孔隙发育程度中等(如XQ10井)。该区构造相对稳定，火山岩储层储集空间类型以原生气孔和风化淋滤形成的溶蚀孔洞为主，孔隙不发育；裂缝主要为微裂缝、半充填缝，交错状分布，充填严重。南部构造带构造相对活跃，后期改造作用强烈，原生气孔、次生溶孔、裂缝发育。储集空间类型有裂缝型、孔隙型及裂缝—孔隙组合类型。主要孔隙类型为晶间孔、斑晶溶孔、气孔及角砾间溶蚀孔，裂缝主要为微裂缝，裂缝边缘较平直，充填程度低，较发育(图 4、表 2)。
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图 4 西泉地区孔隙及裂缝发育情况对比图
a，b.北部地区; c，d.南部地区 a. XQ10井，2 413.82 m，原生气孔较发育，面孔率较低，铸体薄片，单偏光；b.XQ101井，2 185.46 m，裂缝发育，部分被充填，铸体薄片，单偏光；c.XQ9井，2 853.11 m，原生气孔发育，大多数未被充填，铸体薄片，单偏光；d.XQ091井，2 498.35 m，裂缝发育，大多数未被充填，铸体薄片，单偏光 Figure 4 Collation map of pore and fracture development, Xiquan area a, b.north; c, d.south |
| 地区 | 储集空间类型 | 孔隙类型 | 代表井 |
| 北部地区 | 孔隙型 | 粒内溶孔，斑晶溶孔，气孔，剩余粒间孔 | XQ1，XQ011 |
| 裂缝型 | 半充填缝，微裂缝 | XQ10 | |
| 南部地区 | 孔隙型 | 粒内溶孔，斑晶溶孔，基质溶孔，剩余粒间孔，溶孔 | XQ5，XQ15，XQ103，XQ9 |
| 裂缝型 | 微裂缝，半充填缝 | XQ2，XQ3，XQ15，XQ103，XQ9 | |
| 孔隙—裂缝型 | 粒内溶孔，斑晶溶孔，微裂缝，半充填缝 | XQ103，XQ9，XQ3 | |
| 裂缝—孔隙型 | 半充填缝，微裂缝，粒内溶孔，斑晶溶孔， | XQ091，XQ092 | |
| 孔隙—气孔型 | 粒内溶孔，斑晶溶孔，气孔，粒内气孔 | XQ103，XQ9，XQ092 |
西泉地区北部钻遇石炭系地层厚46 ~628 m，油气显示一般分布于距石炭系顶面50 m左右的范围内，油层也主要分布在距石炭系顶面50 m范围内(图 5)。来自阜康凹陷的油气由西向东沿不整合面和断层向构造高部位的有利储层中运聚成藏。与沉积岩储层不同，石炭系火山岩储层没有随着深度增加、压实作用增强，出现孔隙度明显降低的特点。该区储层物性除受岩性的影响外，石炭系风化壳的风化淋滤作用对其影响明显。
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| 图 5 西泉地区石炭系试油段海拔与距石炭系顶面深度的关系 a.北部；b.南部 Figure 5 Relationship between the height of the test section and the depth to the top of the Carboniferous, Xiquan area a. north; b. south |
南部油层在纵向上分布范围相对要深，油气显示最深可达距石炭系顶面400多米，但是油层主要分布在距石炭系顶面200 m范围内(图 5)。沿XQ9井—XQ3井—XQ103井—XQ104井一线，由南向北油层厚度增大，向东油层纵向叠置，向西油藏高度降低，普遍含水。说明西泉地区石炭系油藏与石炭系风化壳的风化淋滤带有着密不可分的关系。
火山岩的风化淋滤作用造成的风化壳往往可以成为优质储层[15-16]，西泉地区石炭系暴露时间较长，风化淋滤作用造成了石炭系顶面较厚的风化壳，成为该区优质的火山岩储层。岩芯实测孔隙度数据和距石炭系顶面距离的关系分析表明，北部风化淋滤带深度约为105 m，南部风化淋滤带深度约为250 m(图 6)。这也与上述两个地区油层的主要分布深度相吻合，说明风化壳的厚度控制了该区油层的分布深度，在垂向上，西泉地区油藏主要分布于石炭系顶面风化壳附近。
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| 图 6 西泉地区火山岩孔隙度与距石炭系顶面距离的关系 a.北部；b.南部 Figure 6 Relationship between volcanic porosity and depth to the top of the Carboniferous, Xiquan area a. north; b. south |
岩性对西泉地区石炭系火山岩油藏起到了决定性控制作用。由于油气在运移过程中会沿优势通道运移，即先顺着极差优势最大的通道向前运移。因此，出现了XQ3井区块石炭系各井产量的差异，即物性好的产量高，物性差的产量低。该区石炭系油气具有“沿梁运聚，局部富集”的特征，有利的构造背景，较可靠的断层—地层圈闭，孔隙、裂缝发育的储层，是该区油气运聚富集成藏的主要控制因素。
对火山岩来说，爆发相储层的物性一般好于溢流相储层[13, 17]。西泉地区石炭系火山岩储层也具有以上特点。在不同岩性火山岩孔隙度与渗透率关系图上，虽然各种岩性的物性关系界限不是很明确，但也有一定差别。相比较而言，火山碎屑岩类孔隙度较熔岩偏高。火山碎屑岩类中火山角砾岩、熔结凝灰岩、凝灰质熔岩孔隙度比较高，一般在20%~30%之间，沉凝灰岩孔隙发育程度差。熔岩中安山岩、英安岩孔隙发育中等，玄武岩孔隙不发育。
该区石炭系火山岩主要为陆相喷发，火山岩体以串珠状、呈多火山口喷发为主，多沿断裂带展布，不同的火山岩岩性与断裂相匹配，控制了该区火山岩油气藏的分布。由于后期强烈剥蚀改造，火山机构不完整，平面上火山岩岩相不连续，岩相与岩性变化较大，加上埋深相对较深，地震资料品质受限，火山岩地震响应特征的预测比较困难。通过西泉地区试油井岩性、物性、电性、试油结果的对比可知，火山喷发相与火山溢流相的岩石组合是最为有利储集相带的(图 7)。该有利相带主要分布于XQ3井区，向周边地区该组合厚度减薄，向凝灰岩、沉凝灰岩、凝灰质砂岩、凝灰质砂砾岩等差储层、非储层相带过渡(图 8)。平面上，在西泉南北部之间有一个明显的岩性分隔带，其中的XQ026井、XQ16井等6井钻遇石炭系厚96 m~247 m，岩性以凝灰质砂岩、凝灰质泥岩、凝灰岩为主，油气显示较弱或无油气显示，对北部XQ1井区、XQ10井区与南部XQ3井区、XQ103井区等石炭系油藏起到了封挡作用。
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| 图 7 西泉地区石炭系出油段与非出油段岩性及物性分布 Figure 7 Lithology and physical properties of the oil layer and non-oil reservoirs in the Xiquan area |
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| 图 8 西泉南部石炭系有利储层平面分布范围 Figure 8 Favorable reservoir distribution of the Carboniferous, southern portion of the Xiquan area |
不整合面不但是油气侧向运移的主要通道，而且能改善油气储集空间的储集性能，与油藏的关系密切。西泉地区所处的北三台凸起为一个继承性古隆起，受构造抬升影响，石炭系遭受长期风化剥蚀，在其顶面形成了一个区域性的不整合面，整体呈西倾的鼻隆构造；内幕为大量火山机构堆叠而成的“火山”。407个取芯样品进行实测孔隙度分析结果表明：距离不整合面140 m之内火山岩储层孔隙度变化范围较大，与不整合面距离并无明显线性关系，当深度大于140 m，火山岩孔隙度与样品至不整合面距离呈明显负相关关系(图 9)，说明不整合面改善了火山岩储层物性，不整合面的风化淋滤作用促进了不整合面附近火山岩溶蚀孔隙发育，大大改善了储层的储集性能。从地震剖面分析，XQ3井区块发育一个大型的近南北走向的火山机构，其西侧遭受强烈剥蚀，地层残缺不全；东侧地层东倾，保存较完整。地震上表现为“强振幅连续反射”特征，岩性为大套安山岩夹火山角砾岩；东倾火山岩地层与西倾的上覆沉积岩地层形成“屋脊状”结构特征(图 10，剖面位置见图 1)，有利于油气的聚集。
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| 图 9 西泉地区火山岩的孔隙度与不整合面距离之间的关系 Figure 9 Relationship between volcanic porosity and depth to the unconformity surface, Xiquan area |
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| 图 10 XQ3—XQ106井地震地质解释剖面图 Figure 10 Geological interpretation of seismic profile map of wells Xiquan 3-Xiquan 106 |
综上分析，可以认为：北部XQ1井区、XQ10井区油藏为受古地貌控制的构造油藏；南部XQ3井区、XQ103井区等石炭系各油藏是受断层、地层、岩性控制的复合型层状油藏(图 11，剖面位置见图 1)。这些油气藏侧向受致密火山岩遮挡，上部以沉积泥岩做盖层，在有利火山岩相带(火山喷发相和溢流相组合为主)和有利构造区带聚集成藏，XQ103井、XQ106井等在石炭系获高产工业油流，验证了这种成藏模式的可靠性。
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| 图 11 过XQ092井—XQ103井—XQ104井石炭系油藏剖面示意图 Figure 11 Sketch map of the Carboniferous reservoir of wells Xiquan 092-Xiquan103-Xiquan104 |
从前人对其它地区火山岩油气成藏及分布规律的研究可以看出，火山岩油藏成藏及分布规律复杂，往往受到多种因素的制约[3-4, 18-22]，因此对于火山岩成藏及分布规律的探讨，对于火山岩类油气藏的勘探开发具有重要意义。本文在参考前人研究方法的基础上，结合前述研究区火山岩储层特征、油藏特征的讨论，总结了西泉地区石炭系油藏的分布规律：1)油气主要聚集于不整合面附近，且呈北东南西向条带状分布；2)油层的纵向分布与不整合面的风化淋滤带的深度有关，南北差异较大；3)储层的非均质性影响油藏的连片分布。
西泉地区已发现XQ1井、XQ103井等6个石炭系油藏，即北部2个，南部4个。北部油藏主要分布在石炭系古隆起局部小高点处。南部以XQ103井、XQ106井、XQ104井所围成的近南北向椭圆体为中心，向西、南方向油层厚度呈减薄趋势(图 12，剖面位置见图 1)，推测向东亦是如此。这与有利储层分布区相似，产量的高低与储层的好坏存在必然的联系。南部油藏主要分布于储层孔隙发育的爆发相或溢流相中，周边孔隙发育程度差的凝灰岩、沉凝灰岩等岩体是有利的遮挡层，且西泉地区南部石炭系油层产量普遍较高，南部XQ3井区块有利储层分布区是石炭系油气滚动勘探的优选目标区。
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| 图 12 XQ3井区块各试油井油层厚度对比图 Figure 12 Thickness comparison of oil wells, Xiqua 3 wellblock |
(1) 西泉地区储层岩性主要以火山熔岩类、火山碎屑岩类为主，前者主要是溢流相玄武岩、安山岩、英安岩、流纹岩等，后者主要是爆发相火山角砾岩、凝灰岩等，南部和北部存在差异。火山碎屑岩类中火山角砾岩、凝灰岩物性最好，火山熔岩中英安岩、安山岩、玄武质安山岩较好，南部和北部有较大差异。
(2) 西泉地区南北部储层岩性、物性存在差异，南部物性明显好于北部，岩性是影响储层物性好坏的关键因素，深度对高孔隙分布有所影响，有利储层主要是喷发相火山角砾岩、溢流相安山岩、英安岩等。
(3) 油藏分布主要控制因素：1)垂向上油藏主要分布于风化壳附近；2)岩性的侧向变化控制了油藏的平面分布范围；3)不整合面的发育与油藏的分布关系密切。油藏分布规律主要是：油气主要聚集于不整合面附近，且呈北东南西向条带状分布；油层的纵向分布与不整合面的风化淋滤带的深度有关，南北差异较大；储层的非均质性影响油藏的连片分布。
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