随着全球油气资源需求量的持续增大及常规油气产量的不断减小，具有较大资源潜力的非常规油气逐渐成为新的勘探和开发领域，在能源结构中所占比例也越来越大^[1]。其中，火山岩油气藏已成为油气储量增长的新突破口。目前，火山岩油气藏勘探已在国内外多个油气田有所发现，如美国Monroe Uplift盆地的Richland油气田、印度尼西亚NW Java盆地的Jatibarang油气田、松辽盆地徐深气田以及准噶尔盆地陆东—五彩湾油气田等^[2-3]。2013年，三塘湖盆地马朗凹陷L1井中二叠统条湖组二段火山碎屑岩储层试油获得高产，之后相继在M56，M58H等井相同层位获得突破，并在三塘湖盆地发现了新的油藏类型——凝灰岩致密油藏，开辟了三塘湖盆地油气勘探的新领域^[4]。该类型油藏先后在准噶尔盆地乌尔禾油田上二叠统乌尔禾组、酒泉盆地青西油田下白垩统以及二连盆地下白垩统阿拉善组勘探中获得突破^[5-10]。

凝灰岩是指火山喷发产生的火山灰降落形成的具有凝灰或尘屑结构的岩石，属于由火山碎屑岩向正常沉积岩过渡的岩石类型，火山碎屑物体积分数一般为50%~90%，颗粒较细。按凝灰岩碎屑粒径的大小，可进一步将其划分为粗、细、粉和微4个级别，其中粗凝灰岩粒径为1~2 mm，细凝灰岩粒径为0.1~1.0 mm，粉凝灰岩粒径为0.01~0.10 mm，微凝灰岩粒径小于0.01 mm^[11]。凝灰物质进入湖盆发生沉积作用，可通过火山灰直接从空中降落到湖盆，即“空降型”，也可通过流水搬运，经再沉积作用进入湖盆，即“水携型” ^[12]。三塘湖盆地条湖组凝灰岩致密储层主要由火山灰空降于湖盆水体中形成，同时还受到地表水流的影响，导致储层类型多样化，不同类型储层的储集性能差别较大。前人认为，凝灰岩储层的形成、分布与火山喷发作用有关^[13]，但目前关于不同岩石类型的凝灰岩储层特征及其成因机制的研究则相对较少。笔者拟以岩矿分析、测试资料为基础，采取井震结合方法，明确三塘湖盆地条湖组不同类型的凝灰岩储层特征，弄清优质凝灰岩致密储层形成的主控因素，以期为深化三塘湖盆地凝灰岩致密油勘探提供依据，也为其他类似地区优质凝灰岩储层预测提供借鉴。

马朗凹陷位于三塘湖盆地中央坳陷带中南部，钻井揭示的地层较全，从石炭系至第四系均有发育。其中，上石炭统卡拉岗组、哈尔加乌组，中二叠统芦草沟组、条湖组以及中侏罗统西山窑组是该区主要的含油层系，条湖组致密油表现为“下生上储、近源成藏”的特点^[4]。

受印支运动的影响，条湖组沉积时期火山活动由芦草沟组的宁静期转为活跃期，形成了一套火山岩夹湖相沉积建造，自下而上划分为3个岩性段（图 1），反映了火山活动由喷发期到静止期再到喷发期的过程。条一段和条三段均为以喷溢相火山岩为主的建造，岩性主要为灰色中基性火山熔岩、灰绿色浅成侵入岩夹火山碎屑岩；条二段为火山间歇期形成的湖相沉积，岩性主要为深灰色泥岩、凝灰岩及凝灰质砂砾岩。凝灰岩主要分布在条二段，厚度为5~30 m，测井曲线呈“三高一低”的特征，即高自然伽马、高声波时差、高补偿中子和低密度，与条一段玄武岩存在明显的电性差异（图 1）。自2013年在条二段底部凝灰岩中发现致密油以来，先后有多口井在该套储层中获得高产油流，目前已形成亿吨级增储上产新领域，展示了三塘湖盆地马朗凹陷条湖组凝灰岩致密油的巨大勘探潜力。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 马朗凹陷二叠系地层综合柱状图 Fig. 1 Stratigraphic column of Permian in Malang Depression

条湖组凝灰岩储层岩石类型多样，根据主要矿物组成可划分为玻屑凝灰岩、晶屑玻屑凝灰岩、凝灰质砂岩及泥质凝灰岩。前两者储集性能均较好，是条湖组致密油主要的储集岩石类型[图 2（a）~（c）]，后两者孔隙欠发育，储集性能较差[图 2（d）~（f）]。玻屑凝灰岩和晶屑玻屑凝灰岩均含有生物碎屑、炭屑及少量泥质条带，具有一定的沉积特征，颗粒整体偏细，粒径一般为0.75~7.50 μm，少量达50 μm，相当于粉砂—泥的粒级。玻屑凝灰岩与晶屑玻屑凝灰岩的物质组成基本相同：原始火山灰均以玻屑成分为主，体积分数一般大于50%；脱玻化形成的石英、长石是主要的矿物成分，二者体积分数分别为40%~60%和20%~50%；黏土矿物体积分数一般小于10%，另含少量方解石、白云石、菱铁矿及黄铁矿等（表 1）。玻屑凝灰岩与晶屑玻屑凝灰岩的不同之处在于，后者含有一定量颗粒粒径较大的晶屑，黏土矿物含量也较高。凝灰质砂岩和泥质凝灰岩的火山灰含量均较低（体积分数均小于50%），陆源碎屑含量均较高，泥质杂基大量充填在孔隙之间，是导致二者储集物性下降的根本原因（表 1）。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 马朗凹陷条湖组凝灰岩致密储层岩石学特征 Fig. 2 Petrography characteristics of tight tuff reservoir of Tiaohu Formation in Malang Depression （a）含生物屑玻屑凝灰岩，玻屑微孔，M56井，P2t2，2 144.72~2 144.86 m，铸体薄片，单偏光；（b）玻屑凝灰岩，玻屑微孔，M56-12H井，P2t2，2 121.69~2 121.86 m，铸体薄片，单偏光；（c）晶屑玻屑凝灰岩，玻屑微孔，晶屑溶孔，M56-15H井，P2t2，2 250.66~2 250.86 m，铸体薄片，单偏光；（d）含内碎屑凝灰质细砂岩，孔隙发育差，M1井，P2t2，1 840.70~1 840.80 m，铸体薄片，单偏光；（e）泥质晶屑凝灰岩，孔隙不发育，M55井，P2t2，2 267.40~2 267.56 m，铸体薄片，单偏光；（f）泥质玻屑凝灰岩，未见孔、缝，L104H井，P2t2，2 142.64~2 142.72 m，铸体薄片，单偏光

表 1(Table 1)

表 1 马朗凹陷条湖组凝灰岩储层段全岩X射线衍射矿物分析数据 Table 1 X-ray diffraction analysis of mineral of tuff reservoir of Tiaohu Formation in Malang Depression % 井名 层位 岩性 φ(黏土矿物) φ(石英) φ(长石) φ(方解石) φ(白云石) φ(菱铁矿) φ(黄铁矿) L1 P2t2 深灰色油斑玻屑凝灰岩 3.0 62.0 25.0 6.0 4.0 0 0 L104H P2t2 深灰色油迹玻屑凝灰岩 5.2 45.2 49.6 0 0 0 0 M56 P2t2 灰色荧光晶屑玻屑凝灰岩 9.0 60.0 29.0 0 0 1.0 1.0 M56-12H P2t2 灰色油迹玻屑凝灰岩 4.0 59.0 36.0 1.0 0 0 0 M1 P2t2 灰色油斑凝灰质细砂岩 18.0 40.0 35.0 7.0 0 0 0 M61H P2t2 深灰色泥质凝灰岩 16.0 37.0 36.0 9.0 0 0 2.0 M65 P2t2 灰色荧光凝灰质砂砾岩 12.0 43.0 42.0 3.0 0 0 0

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条湖组凝灰岩储层整体较致密，在常规岩石薄片中很难看到孔隙，而高分辨率场发射扫描电子显微镜技术是研究这类储层孔隙结构及其类型的有效手段之一^[14]。通过分析研究区部分样品场发射扫描电子显微镜图像可以看出，玻屑凝灰岩、晶屑玻屑凝灰岩微孔均较发育，可以分为孔隙和裂缝两大类：① 孔隙类，按成因可以分为原生孔隙和次生孔隙。原生孔隙中火山尘质点间微孔极其发育[图 3（a）]，其次是生物屑、炭屑等有机质热演化生烃后残留下来的有机质孔[图 3（b）]；次生孔隙以脱玻化晶间孔和溶蚀微孔、微洞为主，是凝灰岩主要的储集空间，占所有孔隙类型的70%左右[图 3（c） ~（e）]。玻屑含量越高，脱玻化孔和溶蚀孔也越发育^[15]。② 裂缝类，主要为高角度缝或近垂直的微收缩缝、构造缝等，部分被方解石充填，裂缝中富含残留油[图 3（f）]。凝灰质砂岩储集空间主要为长石溶蚀孔以及黏土矿物晶间孔，孔隙发育总体较差[参见图 2（d）]，泥质凝灰岩的孔隙极不发育[参见图 2（e） ~（f）]。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 马朗凹陷条湖组凝灰岩致密储层储集空间类型 Fig. 3 Reservoir space of tight tuff reservoir of Tiaohu Formation in Malang Depression （a）火山灰粒间微孔，M56井，2 144.76 m，扫描电镜；（b）有机质孔，L1井，2 548.70 m，扫描电镜；（c）脱玻化晶间孔，M56井，2 144.99 m，扫描电镜；（d）长石颗粒溶蚀孔，M56井，2 143.30 m，扫描电镜；（e）长石晶屑溶蚀微洞，M56井，2 144.19 m，扫描电镜；（f）方解石充填裂缝，M55井，2 478.26 m，铸体薄片，单偏光

对研究区L104H，M56和M1等井的样品实测数据统计（表 2）表明，玻屑凝灰岩、晶屑玻屑凝灰岩的孔喉半径均较小，主要为0.01~0.15 μm，孔隙度主要为12%~25%，平均为19.5%，渗透率小于0.5 mD，含油饱和度为10.8%~90.0%，平均为55%，含油性差别较大；凝灰质砂岩孔隙度小于10%，渗透率小于0.05 mD，含油饱和度低于35%。从统计结果可以看出：玻屑凝灰岩、晶屑玻屑凝灰岩总体上具有中孔、特低渗的特点，后者的物性较前者差，玻屑含量与孔隙度和含油饱和度均呈正相关关系；凝灰质砂岩由于晶屑和玻屑含量均较低，脱玻化孔隙较少，且高黏土矿物含量使得孔隙被大量充填、分割，使喉道更细，物性更差，形成低孔、特低渗储层；凝灰质泥岩和泥质凝灰岩则基本不能形成有效储层。

表 2(Table 2)

表 2 马朗凹陷条湖组典型凝灰岩储层物性和平均孔喉半径参数统计 Table 2 Physical properties and average pore throat radius parameters of typical tuff reservoir of Tiaohu Formation in Malang Depression 井名 层位 岩性 孔隙度/% 渗透率/mD 含油饱和度/% 平均孔喉半径/μm L104H P2t2 玻屑凝灰岩 26.6 0.005 87.4 0.090 M56 P2t2 玻屑凝灰岩 22.9 0.147 82.3 0.111 M56-12H P2t2 玻屑凝灰岩 22.3 0.128 68.1 0.123 M56-15H P2t2 玻屑凝灰岩 18.2 0.005 64.5 0.086 M56 P2t2 晶屑玻屑凝灰岩 14.3 0.197 10.8 0.012 M56-15H P2t2 晶屑玻屑凝灰岩 13.1 < 0.005 16.5 0.015 M60H P2t2 凝灰质粉砂岩 10.7 0.022 29.3 Ml P2t2 凝灰质粉砂岩 9.8 < 0.005 M56-12H P2t2 泥质凝灰岩 5.7 0.034 25.8 L104H P2t2 凝灰质泥岩 5.2 0.005 35.1

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凝灰岩属于过渡型火山碎屑岩类，火山碎屑含量占绝对优势，体积分数大于90%^[11]。凝灰岩常与正常火山碎屑岩和沉积岩共生，具有一定的沉积特征，与砂岩、碳酸盐岩等在成因方面差异较大，其储集性能的好坏主要受控于沉积环境、成岩作用及火山机构等。

马朗凹陷条二段属于中基性—中酸性火山喷发旋回末期的产物，中酸性火山喷发形成的贫Fe，Mg而富Si，K，Na的火山玻璃以及长石和石英晶屑等细粒火山灰物质对优质凝灰岩致密储层的形成极其关键。一方面，细粒凝灰质质点爆发后直接空降并飘落至水下沉积，可免遭风化搬运过程中成分的流失与泥化，同时不被水体影响而能富集起来，形成较纯的凝灰岩；另一方面，富Si，K，Na的火山玻璃以及长石和石英晶屑为凝灰岩储层发达的孔隙结构奠定了物质基础。条湖组凝灰岩致密储层长石和石英含量高达90%，石英为刚性成分，随其含量增加，岩石的抗压能力增强，颗粒间孔隙保存机率增大。长英质的火山玻璃在后期的脱玻化过程中有利于石英的转化，可使石英微晶间的晶间孔增加，而且长石的存在有利于颗粒溶蚀微孔、微洞的形成^[15-16]。此外，石英的脆性极好，在断裂带或局部构造区的凝灰岩易于形成一定规模的裂缝，岩心观察发现M56，M56-12H和M56-15H等井岩心裂缝均较发育。

条湖组凝灰岩储层的粒度极细，以粉砂—泥级为主，在有陆源输入或水动力较强的滨湖地带，凝灰质不易集中保存，不利于形成稳定、连续分布的储层。目前发现的有利凝灰岩储层其岩心发育纹层状、波状层理或不明显正粒序层理，说明其形成时水动力较弱；从其有机质泥纹发育、生物碎屑常见以及沉积时水动力较弱，说明其形成的沉积环境为浅湖—半深湖斜坡区；同时，陆源物质对凝灰岩储层的物性也有较大的负面影响，伴随陆源碎屑特别是泥质含量的增加，储层物性变差。研究区M1井区等北部滨浅湖地带及M6井区等南部陡坡地带由于受水动力干扰强，火山灰分散沉积，不易保存，储层以过渡相粗粒碎屑岩沉积为主，陆源碎屑和黏土矿物含量占主导地位；处于深湖区的ML1和ML2等井区黏土矿物含量高，中酸性凝灰质所占比例较低。岩心分析显示，凝灰质砂岩、泥质凝灰岩和凝灰质泥岩储层物性均较差，只见油气显示而不含油，试油多为干层。

凝灰岩由火山灰经固结、压实作用而形成，火山玻璃是岩浆在快速冷却及黏度增大的条件下形成的极不稳定的混合组分，其成分主要为硅酸盐。在埋藏过程中，火山玻璃随着时间、温度、压力及外部环境的变化会发生强烈的脱玻化作用，导致成分分异和晶体析出。当有水介质存在时，一部分组分随孔隙水流失，剩余组分发生重组并重结晶或转化为微晶。研究区的火山玻璃呈中酸性，长英质含量高，经脱玻化作用常形成碱性长石（钾长石、钠长石）、石英微晶及少量绿泥石黏土矿物，同时其体积缩小，形成大量的微孔隙，即脱玻化孔，且伴随其体积的缩小，也会形成大量微裂缝；烃源岩在热演化过程中释放的有机酸可对凝灰质质点、玻屑、长石质晶屑及早期脱玻化形成的长石进行溶蚀，并形成次生溶蚀孔隙。由于凝灰质组分颗粒微小，因此形成的孔隙一般为溶蚀微孔，当较大的质点溶蚀后可形成溶蚀微洞。

条一段沉积时期，火山活动比较强烈，而火山活动较强地带也是构造活动活跃地带，这些火山-构造活动带构成了古地势的相对高值区，并将马朗凹陷分隔成多个不同的火山洼地沉积区，之后的条二段沉积明显受这些古高地和古洼地的控制，特别是初期的凝灰岩致密储层段的沉积。分析凝灰岩储层的平面分布特征，在古地势高值区或火山-构造活动带凝灰岩储层厚度较小甚至缺失，L1，M5及M7等区块火山洼地的凝灰岩厚度较大，平面上呈团块状分布，洼地内部稳定、连续分布（图 4）。受火山喷发、岩浆侵入等影响，在火山机构附近的地区岩性较为复杂，以火山熔岩和火山角砾岩为主，而在远离火山机构的地区则渐变为晶屑凝灰岩和玻屑凝灰岩，且距火山机构一定范围内，随着距离增大，玻屑含量升高，孔隙度增大，含油性变好。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 马朗凹陷条湖组凝灰岩储层厚度 Fig. 4 Distribution of tuff reservoir thickness of Tiaohu Formation in Malang Depression

从上述分析可以看出，沉积环境和火山机构控制了凝灰岩储层的分布，脱玻化作用则大大改善了凝灰岩的储集性能。根据古地貌及构造特征分析，条二段沉积时期，马朗凹陷北部斜坡区属于静水、浅湖—半深湖环境，仅西北部M1井区受到了陆源水动力的影响；北斜坡火山机构较多，围绕火山机构形成了L1，M56和M7等火山洼地及多条沟通芦草沟组主力烃源岩的油源断裂，是优质凝灰岩致密储层发育的有利场所，已钻探的L101H，L104H和M56等井均获得了高产油流（图 5）。按照相控（沉积环境、火山机构）思路，结合地震振幅属性，认为L1西、L104H东和M7西南等区块增储上产潜力均较大，是下一步开展致密油勘探的有利目标。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 马朗凹陷条湖组凝灰岩致密储层段岩相分布 Fig. 5 Lithofacies distribution of tight tuff reservoir of Tiaohu Formation in Malang Depression

（1）马朗凹陷条湖组凝灰岩储层段非均质性较强，玻屑凝灰岩、晶屑玻屑凝灰岩的储集性能最好，具有微喉、中孔、特低渗、高含油饱和度的特征，且玻屑含量与孔隙度和含油饱和度均呈正相关关系。黏土矿物含量较高的凝灰岩类基本不能形成有效储层。

（2）在研究区，原始火山灰组分和脱玻化程度均是影响凝灰岩致密储层物性的主要因素；沉积环境和火山机构控制了凝灰岩致密储层的分布，距离火山机构一定范围内的浅湖—半深湖区火山洼地是凝灰岩致密储层发育的有利场所。

（3）马朗凹陷北部斜坡L1西、L104H东和M7西南等区块是下一步开展致密油勘探的有利目标。