随着石油地质理论和技术的进步，油气勘探逐渐向深层—超深层领域转变，火山岩已成为全球油气勘探重要的新领域。统计显示，全球深层—超深层油气在上古生界—新近系均有分布，中国西部盆地深层主要发育石炭系火山岩油气藏^[1]。对火山岩油气藏的认识可追溯到1931年，Powers在对北美油气藏的描述中首次提出凝灰岩储层、玄武岩储层等火山岩类储层类型^[2]，此后，火山岩作为非常规油气储层的重要性日益增长。以国外的南美Austral和Neuquen盆地为例，其中生界火山岩储层作为最早的勘探有利目标，目前已发现大量油气^[3]。国外众多学者对Austral和Neuquen盆地的火山岩储层进行了颇具系统性的研究，D’Huteau等^[4]通过火山岩储层裂缝表征技术与实际生产数据相结合，认为裂缝是深层火山岩储层高产的重要因素；Monreal等^[5]重点分析了该区火山岩油气生成与运聚史，并对该区火山岩油气藏的成藏过程进行了建模研究；Sruoga等^[6]对火山岩岩心进行了孔渗实验分析，揭示了火山岩优势储层分布与孔渗变化的规律；Pángaro等^[7]厘定了火山事件与油气系统的关系。国内对火山岩油气藏的研究多集中在岩相古地理和优质储层预测方面，卞保力等^[8]、索孝东等^[9]应用重磁电井震等多种方法对火山岩进行综合识别与限定，有效预测了石炭系火山岩的平面展布，圈定了深层火山岩地震勘探的有利靶区；陈欢庆等^[10]、李瑞磊等^[11]通过镜下鉴定、测井分析、地震研究、地质建模等，建立了火山岩储层发育模式并明确了优质储层控制因素，有效提高了四川、渤海湾、松辽等盆地火山岩岩相研究的精确度和储层预测的准确度。

二十世纪以来，准噶尔盆地火山岩油气勘探先后在盆地西北缘和克拉美丽地区获得了重大突破。近几年，盆地腹部石西16井、石西161_H井石炭系火山岩均获高产油气发现，日产油超百吨，日产气达21×10⁴ m³，进一步证实了盆1井西凹陷石炭系巨大的资源潜力，同时也推动了准噶尔盆地火山岩油气领域的研究^[12]。孔垂显等^[13]、李想等^[14]根据镜下鉴定、测井识别、地震属性等，厘定了准噶尔盆地石炭系火山岩储层储集空间类型及分类评价，认为裂缝和次生溶孔是火山岩优质储层发育的关键因素；李树博等^[15]、顾雯等^[16]利用测井、地震数据，采用多属性融合、主成分分析等方法，实现了石炭系火山岩岩性识别以及勘探技术的优化；熊伟等^[17]、江梦雅等^[18]通过源储配置、油气性质分析，建立了石炭系火山岩的油气成藏模式。综上所述，准噶尔盆地石炭系油气领域具有良好的勘探前景。利用录测井、地化实验及岩石薄片等资料，系统梳理准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系火山岩油气成藏的主控因素，总结深层火山岩气藏富集规律，并提出“两宽一高”地震资料处理技术以及“时频电磁技术”是深层火山岩油气勘探的可靠技术手段，以期为准噶尔盆地深层火山岩油气勘探与规模增储上产提供有利支撑。

准噶尔盆地位于我国西部，其西北为准噶尔界山，东北为阿尔泰山，南部为北天山，为一个呈三角形的封闭式盆地，面积为13.6×10⁴ km²，是我国油气资源当量超过100×10⁸ t的四大含油气盆地之一 ^[19]。盆1井西凹陷位于准噶尔盆地中央坳陷，是盆地主要的富烃凹陷之一，整体为北东向展布，周缘主要包括莫北凸起、石西凸起西南部、达巴松—夏盐凸起南翼^[20]。盆1井西凹陷历经海西期、印支期、燕山期构造运动^[21]，目前油气发现多集中在浅层，且在石西凸起、莫北凸起以及莫索湾凸起探明多个油气藏（图 1a）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 准噶尔盆地盆1井西凹陷构造位置（a）及岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Tectonic setting (a) and stratigraphic column (b) of western well Pen-1 sag in Junggar Basin

盆1井西凹陷自下而上发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系，石炭系与二叠系、二叠系与三叠系、三叠系与侏罗系、侏罗系与白垩系之间均为不整合接触^[22]。石炭系是研究区重要的储层之一，受火山作用的影响^[23]，岩性以大套凝灰岩、安山岩及安山质火山角砾岩为主（图 1b）。

中—下二叠统是玛湖凹陷最重要的烃源岩，油气发现不断获得突破，支撑了玛湖凹陷十亿吨级砾岩油田的发现，而准噶尔盆地盆1井西凹陷尚无钻井揭示二叠系烃源岩，因此，对其生气能力存疑。玛湖凹陷二叠系烃源岩有机质丰度高，主要为中等—好烃源岩，有机质类型为Ⅱ型，从低熟到高熟均有分布。通过玛湖凹陷与盆1井西凹陷的对比，认为这2个凹陷在二叠纪沉积环境相似，均为湖相沉积^[24]，仅水体盐度存在差异，因此盆1井西凹陷中—下二叠统具备发育规模烃源岩的条件。根据地震资料解释结果、钻井揭示的泥岩厚度与地层厚度比值，绘制了风城组和下乌尔禾组泥岩厚度分布图（图 2）。风城组在玛湖凹陷艾克1井南部和盆1井西凹陷存在沉积中心，且厚度均超过300 m，向四周减小（图 2a）。下乌尔禾组继承了风城组的沉积特征，在玛湖凹陷和盆1井西凹陷各存在一个沉积中心（图 2b）。盆1井西凹陷二叠系风城组和下乌尔禾组泥岩厚度普遍大于100 m，烃源岩分布范围广，规模较大，可提供优质的油气资源。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 准噶尔盆地西部坳陷二叠系泥岩厚度等值线 Fig. 2 Thickness contour of Permian mudstone in western depression of Junggar Basin

多年勘探成果证实，玛湖凹陷风城组烃源岩埋深普遍小于6 500 m，以生油为主，尚未进入生凝析气阶段^[25-27]。以往研究通过油气源对比分析，认为盆1井西凹陷的油气主要来源于二叠系烃源岩^[24]，且凹陷中心二叠系埋深普遍大于9 000 m。通过盆模软件进行烃源岩热演化模拟，认为研究区下乌尔禾组烃源岩整体处于高成熟阶段，在庄1井—沙1井附近，烃源岩镜质体反射率（R_o）最高可达2.0%，以生凝析油气和湿气为主（图 3a）。风城组烃源岩目前已处于高成熟—过成熟阶段，以生干气为主（图 3b），烃源岩主体厚度为100~300 m，面积约为5 400 km²，TOC值大于1.2%的好—极好烃源岩面积约为1 130 km²。在庄1井北部，烃源岩R_o最大可达2.3%，进入生干气阶段，生气强度大于20×10⁸ m³/km²，气源灶面积达3 500 km²。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 准噶尔盆地盆1井西凹陷二叠系主力烃源岩有机质成熟度平面分布 Fig. 3 Plane distribution of organic matter maturity of Permian source rocks in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

在总结以往准噶尔盆地石炭系火山岩储层研究成果^[28-29]的基础上，根据测井、岩心观察和薄片鉴定等方法，对盆1井西凹陷石炭系火山岩的岩性和储层特征进行了系统分析。

盆1井凹陷北部的夏盐凸起和其西北部的达巴松凸起，石炭系岩性以基性玄武岩为主，并发育凝灰岩、中酸性安山岩、英安岩。受古地貌影响，部分低地势地区石炭系发育沉火山碎屑岩和沉积岩；凹陷东北部的石西凸起、莫北凸起及其东部的莫索湾凸起，石炭系火山岩岩性以中—酸性安山岩、英安岩及流纹岩为主，并发育安山质火山角砾岩和凝灰岩。受火山机构的影响，火山熔岩与火山碎屑岩呈互层状叠置。滴南断裂作为主要的火山通道，其两侧披覆厚层的玄武岩。石西凸起和莫北凸起火山为陆上喷发，不发育沉火山碎屑岩和沉积岩，而莫索湾凸起上部发育厚层的沉积岩，下部火山岩中存在沉火山碎屑岩和沉积岩夹层（图 4）。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘石炭系火山岩区域分布（剖面位置见图 1） Fig. 4 Regional distribution of Carboniferous volcanic rocks in western well Pen-1 sag and periphery, Junggar Basin

盆1井西凹陷石炭系火山岩储层主要发育在安山质和玄武质火山岩中，以安山质隐爆角砾岩、安山质火山角砾岩、安山质凝灰岩、气孔安山岩、气孔玄武岩、块状安山岩和块状玄武岩等7种类型为主。本次研究利用岩心观察、铸体薄片等分析方法，系统总结了盆1井西石炭系火山岩的储集空间和组合规律：安山质隐爆角砾岩主要发育在火山通道附近，由后期喷发的岩浆将早期火山岩原地炸碎形成，自碎角砾间充填的岩汁结晶程度差，较易溶蚀，形成大量粒间溶孔，孔隙形态受自碎角砾边界限制（图 5a）。安山质火山角砾岩和安山质凝灰岩由火山爆发作用形成，火山碎屑由晶屑、岩屑构成，基质为火山玻璃构成的火山尘，火山尘稳定性较差，易发生脱玻化而形成晶间微孔，或被流体溶蚀，在基质中形成大量的溶蚀孔隙（图 5b，5c）。气孔安山岩和气孔玄武岩发育在熔岩流动单元上部，部分原生孔隙被杏仁体充填，后期可发生二次溶蚀，形成杏仁体内溶孔（图 5d，5e），杏仁体冷凝收缩可与气孔壁之间形成弯曲状收缩缝（图 5f）。块状安山岩和块状玄武岩发育在熔岩流动单元中下部，具有块状构造，气孔含量少，缺少原生孔隙，在风化淋滤作用下，斑晶和基质可发生一定程度的溶蚀作用，形成晶内溶孔（图 5g）和呈筛状分布的基质溶孔（图 5h），此外在区域构造应力和变形作用下易形成构造缝，裂缝表现为平直或微锯齿状，充填程度不高（图 5i），连通性较差。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘石炭系火山岩储集空间类型和特征 （a）安山质隐爆角砾岩，粒间溶孔，石西4井，4 867.5 m；（b）安山质火山角砾岩，粒间溶孔，石西3井，4 720.6 m；（c）安山质凝灰岩，基质溶孔，石西3井，4 721.1 m；（d）气孔玄武岩，杏儿体内溶孔，石西4井，4 722.4 m；（e）气孔安山岩，杏仁体内溶孔，石西16井，4 805.5 m；（f）气孔玄武岩，杏仁体收缩缝，盆探1井，5 497.6 m；（g）块状安山岩，晶内溶蚀孔，石西4井，4 824.8 m；（h）块状安山岩，基质溶蚀孔，石西3井，4 785.9 m；（i）安山质火山角砾岩，构造裂缝，石西3井，4 720.8 m。 Fig. 5 Types and characteristics of Carboniferous volcanic reservoir space in western well Pen-1 sag and periphery, Junggar Basin

对研究区石炭系不同岩性火山岩典型样品的物性统计（表 1）结果显示，爆发作用形成的安山质火山角砾岩储层物性最好，基质孔隙度为9.54%~ 17.67%，最大渗透率可达37.72 mD；其次为气孔安山岩、气孔玄武岩和安山质隐爆角砾岩，基质孔隙度为9.20%~20.60%，渗透率为0.02~8.57 mD；块状安山岩基质孔隙度为2.90%~14.00%，渗透率为0.01~1.44 mD，储层渗流能力相对较差；安山质凝灰岩基质孔隙度较高，为4.83%~14.23%，但渗透率极差，仅为0.01~0.87 mD，基本不能形成有效储层；块状玄武岩基质孔隙度为0.91%~7.15%，渗透率为0.03~1.32 mD，与安山质凝灰岩一样，基本不能形成有效储层（图 6）。受海西期南北向和东西向2组大型断裂控制，盆1井西凹陷周缘发育多个凸起，这些凸起在二叠纪持续隆升，地层遭受长期风化剥蚀，致使石炭系顶部发育厚层的风化壳型储层。根据火山岩分布特征与物性分析，认为研究区石炭系安山质火山角砾岩、气孔熔岩及安山质隐爆角砾岩经历长期风化淋滤后具有良好的物性，可形成风化壳储层，然而，风化淋滤作用随着埋深的增加逐渐减弱，因此深层火山岩次生孔隙不发育。石炭系深层气孔熔岩原生孔隙能够有效保存，可形成内幕型储层。

表 1(Table 1)

表 1 准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘石炭系火山岩储集物性 Table 1 Reservoir properties of Carboniferous volcanic rocks in western well Pen-1 sag and periphery, Junggar Basin 岩性 孔隙度/% 渗透率/mD 块状玄武岩 0.91~7.15（2.76） 0.03~1.32（0.24） 块状安山岩 2.90~14.00（7.32） 0.01~1.44（0.29） 气孔安山岩 9.60~20.60（15.70） 0.09~8.57（1.31） 气孔玄武岩 13.12~14.73（13.81） 0.14~1.02（0.43） 安山质火山角砾岩 9.54~17.67（13.17） 0.03~37.72（3.18） 安山质隐爆角砾岩 9.20~18.90（13.45） 0.02~4.04（0.19） 安山质凝灰岩 4.83~14.23（8.30） 0.01~0.87（0.20） 注：括号内为平均值。

下载CSV 表 1 准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘石炭系火山岩储集物性 Table 1 Reservoir properties of Carboniferous volcanic rocks in western well Pen-1 sag and periphery, Junggar Basin

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘石炭系火山岩渗透率与孔隙度交会图 Fig. 6 Crossplot of permeability and porosity of Carboniferous volcanic rocks in western well Pen-1 sag and periphery, Junggar Basin

准噶尔盆地是石炭纪—第四纪发展起来的大型陆内沉积盆地，经历了石炭纪之前的基底形成阶段、石炭纪—二叠纪断-坳转换阶段、中生代—古近纪陆内湖盆阶段以及新近纪—第四纪强烈挤压等多期构造演化阶段^[20]。盆地深层勘探发现的油气主要为轻质油和天然气，运移输导和保存条件是成藏的关键控制因素，两者缺一不可。研究区输导体系主要为不整合面和断裂。受印支期、海西期构造运动影响，盆1井西凹陷及周缘凸起区形成了石炭系—二叠系、二叠系—三叠系多期大型不整合面，是油气跨区域长距离侧向运移的重要通道。海西期构造运动强烈，石炭系—二叠系发育断至基底的大型逆断层，断裂规模大，延伸距离长，是沟通油源的重要输导体系。在印支期、燕山期和喜山期等构造运动影响下，深大断裂可能发生多期幕式活化，有利于油气藏再次调整。

盆1井西凹陷二叠系烃源岩与石西凸起上分布的石炭系火山岩形成“源-储侧向对接”，封堵条件控制油气藏的规模。断层落差越大，就越能断开风化壳储层，泥岩与火山岩对接，有利于油气的保存和成藏。盆1井西凹陷周缘石炭系火山岩储层之上发育二叠系上乌尔禾组区域泥岩盖层，为火山岩油气藏提供了绝佳的保存条件。通过对凹陷周缘已发现的石炭系油气藏及其上覆直接盖层的岩性、物性和厚度进行统计分析对比，发现已获得高产的火山岩储层，其上覆直接盖层均为厚层泥岩，且厚度大部分在50 m以上（图 7）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘盖层厚度与油气显示关系（剖面位置见图 1a） Fig. 7 Relationship between cap rock thickness and oil and gas show in western well Pen-1 sag and periphery, Junggar Basin

烃源岩是油气成藏的物质基础，准噶尔盆地盆1井西凹陷发育风城组和下乌尔禾组2套烃源岩，演化成熟度高，均已进入大规模生凝析油、干气阶段。凹陷周缘的凸起区是油气有利的充注聚集区，形成“源-储侧向对接”的成藏模式（图 8）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系火山岩油气成藏模式（剖面位置见图 1a） Fig. 8 Hydrocarbon accumulation model of Carboniferous volcanic rocks in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

盆1井西凹陷深层石炭系火山岩油气成藏遵循Gussow^[30]提出的溢出型差异聚集模式，即“气心油环”，盆地中心低处的构造圈闭中充满天然气，而在高处的构造圈闭中却充满石油。研究区深层油气藏经历了多期充注和调整，早期风城组和下乌尔禾组生成的成熟油聚集在生烃中心附近，随着生烃的持续充注，液态烃逐渐向构造高部位运移、聚集；受燕山运动影响，凸起区构造运动强烈，使盖层封堵能力遭到破坏，早期油藏沿断裂向上调整。随着时间的推移，地层埋深逐渐加大，地层温度逐渐升高，风城组和下乌尔禾组烃源岩进入生凝析油、干气阶段，油气向凸起区充注，在喜山期构造运动作用下，油气再次运移调整，向保存条件较好的地方聚集成藏。由此可见，盆1井西凹陷深层在高部位发现规模油藏，而低部位存在天然气藏，因此预测离生烃中心更近的深部应存在规模天然气藏。

烃类流体包裹体常被用来分析油气成藏期次。观察研究区石西16井流体包裹体，发现存在多种类型的烃类：残留黑色油（图 9a）、黑褐色重油包裹体（图 9b）、浅黄色荧光凝析油气（图 9c）和黑褐色气烃包裹体（图 9d）。含油包裹体丰度指数（GOI）是评价油气充注强度的重要参数，石西16井油包裹体GOI为8%，甲烷气包裹体GOI为4%。综合分析认为石西16井油气经历了多期充注，且充注强度高。石西16井石炭系火山岩凝析气藏的发现，证实了盆1井西凹陷近源深层存在规模天然气藏的可能性。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 准噶尔盆地石西16井火山岩储层微观特征 （a）黑油，石西16井，4 806.9 m，单偏光；（b）重油包裹体，石西16井，4 806.9 m，单偏光；（c）浅黄色，凝析油气，石西16井，4 806.9 m，荧光；（d）气烃包裹体，石西16井，4 806.9 m，单偏光。 Fig. 9 Microscopic characteristics of volcanic reservoirs of well Shixi 16 in Junggar Basin

与中—浅层相比，深层火山岩油气勘探技术难度大，因此油气勘探技术的提升可以有效提高勘探的成功率。针对准噶尔盆地盆1井西凹陷深层石炭系火山岩，通过“两宽一高”（宽方位、宽频带、高密度）地震勘探技术，提高地震成像精度，联合时-频电磁技术，实现了火山岩的精细刻画，为深层油气藏的勘探提供了有力支撑。

受以往物探采集技术限制及中—浅层侏罗系煤岩地层对地震波的干扰作用，已有三维地震资料在深层分辨率与信噪比方面质量较差，不能满足深层石炭系火山岩油气藏勘探的要求。因此采用“两宽一高”地震勘探的技术方案，对莫北凸起开展了高精度三维地震采集与处理攻关，提高了深层石炭系的反射能量。通过新老地震资料对比，可明显看出“两宽一高”地震资料明显提高了成像精度，改善了资料品质^[31-33]（图 10），是实现深层石炭系火山岩油气勘探的关键因素之一。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 准噶尔盆地过石西16井三维地震资料对比（剖面位置见图 1a） Fig. 10 Comparison of seismic sections across well Shixi 16 in Junggar Basin

时-频电磁法（TFEM）是一种建立在电磁感应原理的基础上，在时间域和频率域观测研究响应场的人工源电磁探测方法。该方法能够有效地消除地表条件复杂、地下地质结构横向变化大的影响，同时获得电阻率和极化率参数，可配合地震进行储层目标岩性识别、地质结构落实、含油气性预测等，近年来在国内外多个地区得到广泛推广应用，成为油气勘探中一种不可或缺的重要手段^[34-36]。通过统计分析准噶尔盆地不同地层和石炭系特定岩性之间的物性差异，建立了石炭系不同类型火山岩的电阻率异常信息模板，结合盆1井西凹陷已探井出油情况和时-频电磁极化率异常的对比、分析，建立研究区目标储层的时-频电磁极化率异常油气评价量版。通过准噶尔盆地石西地区时-频电磁勘探实例，对石西16井区时-频电磁电阻率、极化率异常信息进行反演处理和地质解释，实现了石炭系火山岩的精细刻画，开展了石西16井钻前油气预测（图 11），有效提高了深层复杂火山岩储层的钻探成功率，降低了钻探风险。通过时-频电磁与地震技术联合攻关，辅助落实火山岩体分布，为深层石炭系火山岩油气藏的勘探提供了有力支撑。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 准噶尔盆地石西16井时-频电磁剖面（剖面位置见图 1a） Fig. 11 Time-frequency electromagnetic method (TFEM)profile across well Shixi 16 in Junggar Basin

准噶尔盆地盆1井西凹陷尚未钻遇二叠系烃源岩，对烃源岩生气能力存疑。随着研究的不断深入，根据地震、测井等资料，分析得出二叠系烃源岩厚度分布情况，明确了生烃中心，结合生烃模式资料，认为研究区二叠系烃源岩分布范围广，生气强度大。石西16井和石西161_H井石炭系火山岩天然气勘探获巨大突破，石西161_H井更是创造了准噶尔盆地日产油气当量最高记录，日产油231.40 t，日产气21.72×10⁴ m³，进一步证实了盆1井西凹陷具备生成规模天然气的条件。

盆1井西凹陷周缘石炭系发育规模火山岩体，由北至南埋深逐渐变大。物性统计分析表明，随着深度增加，火山岩受岩石骨架和安山质火山角砾岩支撑作用，原始孔隙得以保存，深层火山岩可形成内幕型储层。大型不整合面附近发育风化壳型储层，配合深大断裂和有效的泥岩盖层，成为准噶尔盆地天然气规模勘探的重要领域。“两宽一高”新技术和时-频电磁技术的应用，有效提高了勘探精度，是深层火山岩油气藏勘探的有力保障。

（1）准噶尔盆地盆1井西凹陷二叠系烃源岩分布范围广，目前已达过成熟阶段，具有较高的生气潜力和较强的油气充注强度。石炭系火山岩可发育大型风化壳储层和内幕型储层，爆发作用形成的安山质火山角砾岩储层物性最好。石炭系—二叠系大型不整合面和广泛发育的深大断裂是油气运移的重要通道，二叠系上乌尔禾组泥岩作为区域盖层，为油气成藏提供了保存条件。石炭系火山岩新生古储型凝析气藏具有差异聚集特征，构造高部位为油藏，低部位为气藏。

（2）针对深层地震成像差的难题，提出“两宽一高”新技术，在盆地石炭系火山岩天然气勘探方面取得了重大突破。应用时-频电磁技术，实现了石炭系火山岩的精细刻画，有效提高了深层复杂火山岩储层的钻探成功率，为油气的发现提供了有力支撑。

（3）研究区石西16井石炭系火山岩凝析气藏获得高产突破，日产油超百吨，日产气达21×10⁴ m³，证实了盆1井西凹陷石炭系巨大的资源潜力，同时也推动了准噶尔盆地火山岩油气领域的研究，对准噶尔盆地石炭系火山岩规模凝析气藏勘探具有重要的指导作用。