屈洋（中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

火山岩作为油气勘探的新领域，已引起勘探家和地质学家的广泛关注［1］。自1887年在美国加利福尼亚州的圣华金盆地首次发现火山岩油气藏以来，全球100多个国家或地区发现了160多个火山岩油气藏［2］，分布在中新生界，尤其以侏罗系、白垩系、古近系、新近系所占比例较大，其中火山岩油气总计超过50%产于中基性火山岩储层［3］。但针对火山岩气藏的相关文献较少，整体研究水平低，相关开发技术研究仅能满足生产需求，未进行系统研究形成理论，没有可借鉴的开发经验。

2002年以来，松辽盆地徐家围子断陷的深层天然气勘探取得重大突破［4］，火山岩储层成为深层气勘探的主要目标。通过“十一五”科技攻关，深层天然气已建产能14×108m3，初步形成了一套较完善的酸性火山岩开发理论及配套技术。目前，仍有1040×108m3（火山岩占80%）的“低品位、低效益、低产量”储量未开发，如何对“三低”火山岩储量进行有效开发是实现大庆天然气上产目标的关键。未开发储量中酸性火山岩储量约500×108m3，应用已有研究成果将陆续投入开发；中基性火山岩储量近300×108m3，主要分布在安达凹陷汪深1区块［5］，其有效开发技术还处于研究阶段。与酸性火山岩相比，中基性火山岩储层物性差、气井产量低、井控动态储量小、开发效益较差、有效开发难度大。因此，寻找有利储层发育区成为中基性火山岩气藏开发的主要研究目标，加强中基性火山岩储集空间特征及渗流机理的研究可为有利储层预测、气藏评价和井位部署提供必要的依据。

笔者在铸体薄片、扫描电镜观察的基础上，结合常规与恒速压汞、核磁共振、CT等试验资料，进行中基性火山岩储层孔隙结构特征的精细表征，并根据毛细管压力形态特征对储层进行分类，分析储层渗流特征，归纳不同孔隙结构的储层与产能关系，针对问题提出进一步的开发建议。

1 地质概况

汪深1区块位于松辽盆地北部深层构造单元东南断陷区徐家围子断陷安达次洼和汪家屯－宋站低隆起上，主产层为下白垩统营城组三段火山岩储层，由酸性喷发岩和中基性喷发岩上下叠置构成［6］，分为3个相带、5种岩相及15种亚相，火山岩岩性共有8大类17种［7，8］。中基性火山岩主要集中在安达次洼内，岩性可分为火山熔岩和火山碎屑岩2大类［9］：火山熔岩中以玄武岩最发育占46.8%（体积分数），其次为粗面岩占18.4%（体积分数）和安山岩占15.6%（体积分数）；火山碎屑岩主要为安山质火山角砾岩。物性分析及试气结果表明：有利储层岩性为安山质火山角砾岩和粗面岩。火山岩相分布以溢流相为主，火山通道相和爆发相仅在火山口处局部发育，侵出相少见。有利储层发育于火山通道相的火山颈亚相和隐爆角砾岩亚相、爆发相的热碎屑流亚相、溢流相上部亚相［10］。

2 储集空间特征

2.1 物性特征

通过5口取心井45个全直径样品的岩心物性统计分析，中基性火山岩孔隙度主要分布于3.0%～10.0%（平均6.9%），渗透率主要分布于0.01～10.00mD（平均2.12mD）。中基性火山岩级差变化大，分布1～16800（平均2813.8）；突进系数为0.07～36.81（平均5.91）；变异系数为0.42～1.16（平均0.98），属于严重非均质。综合认为，区内中基性火山岩气藏属于低孔、低渗储层。统计分析不同岩性的物性差异（图1），结果表明：安山质火山角砾岩最好，平均孔隙度为17.3%，平均渗透率为0.51mD；粗面岩次之，平均孔隙度为10.1%，平均渗透率为0.1mD；玄武岩及安山质玄武岩最差。

图1 不同岩性的孔隙度及渗透率统计柱状图

2.2 储集空间类型及影响因素

松辽盆地中基性火山岩储集空间按形成阶段分为原生和次生2大类，前者形成的时间截止于火山岩固化成岩阶段，后者形成于成岩之后，二者依据其成因及特征细分为15种［11，12］。中基性火山岩储层具有裂缝和孔隙双重介质的特征，储集类型以裂缝－孔隙型和孔隙型为主。通过多井的岩心观察、铸体薄片、扫描电镜等资料分析，研究区储集空间以气孔、溶孔、微裂缝、构造缝为主（图2）。

图2 中基性火山岩典型储集空间类型

其中原生孔隙以气孔最发育，是熔浆溢出地表后内部挥发组分溢出后留下的孔隙空间，是区内火山熔岩（玄武岩）的主要储集空间类型，孔径大小不等（0.1～2mm）（图2（a））；次生孔隙以溶孔最为发育，由岩石在成岩阶段和成岩后的溶解作用形成，常见粒内溶孔、基质溶孔，孔径在0.01～0.05mm不等（图2（b）～（d））；次生缝以构造缝为主，为岩石形成后在构造应力作用下形成的缝隙，多具方向性，成组出现，延伸较远，切割较深，自身储集空间不大，但可将其他孔隙连通起来，常成为火山岩储层的渗流通道，大大地改善了岩石的储集性能，缝宽不等（0.01～0.1mm）（图2（e）、（f））。

影响储集空间发育的主要因素有火山喷发作用、构造运动作用和成岩作用。在喷发作用下中基性火山岩浆通常从火山翼部的裂隙流出，因其黏度低易于流动，且在流动过程中携带的气液上升较快，致使岩浆冷凝收缩后在顶部形成较多气孔和收缩缝，这也是溢流相的上部亚相为有利储层发育区的原因之一；构造运动作用导致了构造裂缝的形成，是改善火山岩储集性能的重要作用之一，同时也是油气运移、聚集的重要通道，研究区构造缝以高角度缝最多，所占比例达到67%，其次是直立缝，低角度和水平缝少见；成岩作用中的溶解作用及风化作用对储集空间形成起建设作用，而压溶作用、熔浆胶结作用和充填作用对储层破坏程度最大，降低储集性能及连通性［13，14］。

3 储层孔隙结构特征及分类

孔隙结构是影响并决定储层微观孔喉内流体流动和油气运移的重要地质条件，通过研究区25个储层样品的恒速压汞、核磁共振、CT试验分析，中基性火山岩在孔隙结构特征上具有孔喉小、分选差、连通性差、排驱压力高、最大进汞饱和度低的特点，按其特征参数分为4类（图3）：Ⅰ类（粗态）、Ⅱ类（偏粗态）、Ⅲ类（偏细态）、Ⅳ类（细态）。

Ⅰ、Ⅱ类孔隙结构百分比不超过10%，毛细管压力曲线形态表现为排驱压力小（0.52～1.55MPa）、汞饱和度中值压力低、最大汞饱和度高（90.50%～96.25%）、歪度粗、分选较好、孔喉均发育（表1）。

图3 研究区典型毛细管压力曲线

表1 孔隙结构特征参数统计

恒速压汞上（图4（a）、（b））表现为孔喉发育好、孔喉半径比大、分布宽、含水饱和度低。核磁共振上可动流体饱和度高（75.4%～78.5%），横向弛豫时间τ2截止值低（3.8～5.5ms）。CT图像上（图5（a））气孔、溶洞、裂缝较发育，连通性好。Ⅰ类、Ⅱ类储层物性较好，平均孔隙度为12.18%～17.00%，平均渗透率为0.41～0.61mD，主要发育在安山质火山角砾岩、粗面岩中。

Ⅲ、Ⅳ类孔隙结构百分比达90%以上，毛细管压力曲线形态表现为排驱压力大（8.78～20.29 MPa）、汞饱和度中值压力高、最大汞饱和度低（26.05%～76.95%）、歪度细、分选较差。恒速压汞上（图4（c）、（d））表现为孔喉发育差、孔喉半径比小、分布窄、含水饱和度高。核磁共振上可动流体饱和度低（18.2%～35.3%），τ2截止值偏高（34.6～49.9ms）。CT图像上（图5（b））气孔、溶洞发育差，裂缝不发育，连通性差。Ⅲ类、Ⅳ类储层物性较差，平均孔隙度为4.47%～6.60%，平均渗透率为0.06～0.09mD，主要发育在安山岩、安山质玄武岩及玄武岩中。

图4 恒速压汞试验孔喉关系

图5 三维CT扫描图像

4 气水渗流特征

储层微观孔隙结构特征控制着气水渗流特征，影响着气井的生产能力。在气驱水相对渗透率测定试验中，中基性火山岩储层的可流动气饱和度区间为17.03%～67.31%，束缚水饱和度为32.69%～52.46%，且大于45%的占69.20%，表明其储层为亲水岩石，呈两相流特征，孔隙度小、孔隙结构差、空气渗透率低、束缚水饱和度高、两相渗流范围小、气驱水效率低。

利用核磁共振试验分析储层基质是否具有可动流体是评价储层基质有效性的一种实用方法，根据岩石中各种孔喉的弛豫时间所表现出的谱峰特征来判断孔喉特点。一般来说，在τ2谱上，短的弛豫时间代表细小的孔喉，以束缚流体体积为主；相对长的弛豫时间代表较大的孔喉，以可动流体体积为主。中基性火山岩在核磁共振谱中具有明显的双峰特征（图6），第1峰为束缚部分，基本不可动；第2峰为可动部分，为较大孔隙。由此表明，其储层非均质性严重，孔隙存在微孔和相对较大的孔隙，束缚水饱和度高，可达52%～92%，与孔隙度线性关系差。

图6 核磁共振谱图及样品说明

5 产能分析

区内共有11口井，储层孔隙结构以Ⅰ、Ⅱ类为主的井仅2口，压裂前稳定产能在4×104m3／d以上或是压裂后稳定产能在10×104m3／d以上，其他井的储层孔隙结构均为Ⅲ、Ⅳ类，整体物性差、非均质性强、裂缝不发育、单井产能较低、开发效益较差，见表2。个别井存在自然产能高但产量压力递减快或压后产量高但产量压力递减快的现象。

借鉴以往经验，徐深气田酸性火山岩储层实施水平井开发后平均无阻流量是直井的3～4倍，针对Ⅲ、Ⅳ类孔隙结构为主的中基性火山岩储层，建议实施水平井开发，并配给大规模缝网压裂改造，提高储层的改造效果，改善储层渗流条件，进一步提高单井产量和储量动用程度。

表2 储层孔隙结构与单井产能关系

6 结论

1）综合分析认为，徐深气田中基性火山岩气藏属于低孔、低渗储层，储集空间以气孔、溶孔、微裂缝、构造缝为主，储集类型为裂缝－孔隙型和孔隙型，火山喷发作用、构造运动作用及成岩作用是影响储集空间发育的主要因素。

2）区内储层孔隙结构差，以Ⅲ类偏细态型和Ⅳ类细态型为主，具有孔喉小、分选差、连通性差的特点。储层速敏性弱，为亲水岩石，呈两相流特征，气驱水效率低。

3）储层孔隙结构以Ⅲ、Ⅳ类为主的单井产能低，建议采用水平井开发调整以及完井后的大规模缝网压裂改造。

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