火山岩是地球深部炽热的岩浆由火山口喷出地表，经长期环境作用后冷凝形成的一类岩石^[1]。火山岩的地质结构独特，岩石类型多变且含多种矿物，孔隙与裂缝发育，为油气富集提供了天然空间。随着世界油气勘探开发的持续推进，砂岩与碳酸盐岩等常规油气藏已无法满足当前的油气资源需求，非常规油气藏的勘探与开发逐渐成为行业内关注的重点。有学者研究指出，火山岩是盆地早期充填的重要组成部分，其体积分数约为25%，是一种重要的非常规油气储层，且其探明储量仅为全球油气探明储量的1%，资源潜力巨大^[2]。火山岩油气藏最早于19世纪末美国加利福尼亚州的圣金华盆地勘探发现，之后世界各国在火山岩中寻找油气均有所突破，尤其以环太平洋构造边缘最为典型^[3]。中国于渤海湾盆地、松辽盆地、准噶尔盆地、塔里木盆地、四川盆地等地区发现了规模化的火山岩储层，目前尚处于勘探开发的起步阶段。近年来，油气领域对火山岩油气藏关注度提高，科学研究方面也取得了极大进展，在厘清岩性岩相分类方法^[4-5]、阐明火山作用及风化等外力作用机制^[6-7]、明确烃源岩热演化机理^[8-9]及油气控制因素^[10-11]等方面均取得了显著进步。

准噶尔盆地火山岩油气藏最早发现于盆地西北缘石炭系，而后相继在盆地腹地（石西地区）、东部（五彩湾地区）等石炭系发现火山岩含油气构造^[12]。目前准噶尔盆地东部地区（简称准东地区）石炭系火山岩储层的勘探实践显示其具有良好的储集性能，油气资源丰富，具有多油源、多期成藏，孔、渗发育的典型特征。学界对该区石炭系火山岩储层进行了大量的研究，解宏伟等^[13]在分析储层发育特征的基础上，开展了油气成藏条件研究并对该区油气藏类型进行了总结；贺凯^[14]认为下石炭统滴水泉组和中石炭统巴山组均具有很强的生烃能力；谭佳奕等^[15]、康静等^[16]和卢志远等^[17]对火山岩储层特征进行了细致研究，认为储层岩性主要为火山角砾岩、凝灰岩和安山岩，火山角砾岩为主力储油岩性，储层表现为高孔低渗、微-细微喉道发育、裂缝欠发育的特征；王剑等^[18]对优质火山岩储层分布规律开展了研究，认为有利区带主要分布在准东地区的西地、五彩湾和大井地区。这些研究有效推动了准东地区石炭系火山岩油气藏勘探开发的进度，但由于火山喷发机制比较复杂，目前储层发育特征尚不清楚，地层层序及结构识别难度较大，制约了该区火山岩油气藏的有效勘探与开发。

利用重、磁、电、震等勘探资料，结合生产动态数据，对准东地区石炭系火山岩储层的发育特征、岩性岩相特征进行分析，从风化淋滤作用、岩相组合及裂隙发育程度等方面入手分析有利储层控制因素，并对有利区带进行预测，以期为该区石炭系火山岩油气藏的勘探开发提供了地质依据。

准东地区位于准噶尔盆地东部，北以克拉美丽山为界，南邻博格达山，油气资源丰富，区内已发现多个油气田，储层主要位于石炭系，岩性主要为安山岩、玄武岩、火山角砾岩和发育裂缝的凝灰岩。石炭系火山岩发育广泛，而沉积岩呈条带状和点状分布于研究区中部和西南部（图 1a）^[19]。阜康断裂带控制着石炭系的沉积，自下而上发育下石炭统松喀尔苏组（C₁s）和上石炭统巴塔玛依内山组（C₂b）、石钱滩组（C₂sh）。松喀尔苏组可分为两段，自下而上为a段（C₁s^a），b段（C₁s^b），主要发育泥岩、中酸性火山熔岩和凝灰岩沉积^[20]。巴塔玛依内山组上段以酸性火山岩为主，含部分中性安山岩；下段主要为基性火山岩（玄武岩），而安山岩和流纹岩较少。石钱滩组上段主要发育砂砾岩与泥岩沉积；中段主要为泥岩与细砂岩互层；下段主要为砂砾岩与砂泥岩互层（图 1b）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 准东地区地理位置、岩相分布（a）及石炭系岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Geographical location and lithofacies distribution(a), and comprehensive stratigraphic column of Carboniferous(b)in the eastern Junggar Basin

准东地区石炭系主体沉积于海西中期，多期喷发、多期改造而成的火山熔岩、浅层侵入岩、火山碎屑岩和沉积岩组合构成了基底的最上层岩系，与上覆地层呈角度不整合接触^[21]。石炭纪早期，研究区主要为岛弧环境，由与俯冲作用相关的火山沉积建造而成，其间发育弧后盆地，沉积环境以水下为主。石炭纪晚期，克拉美丽洋关闭，拼合隆起成陆，在克拉美丽山南部形成了前陆盆地，沉积环境以水上为主，局部为水下。石炭系沉积环境表现为逐渐由水下到水上、由深水到浅水、由半咸水到淡水、由海相过渡为陆相。

下石炭统在全研究区都有分布，松喀尔苏组a段和b段的底部主要发育火山岩储集层，岩性较为致密，在电阻率曲线上表现为相对高阻特征；松喀尔苏组b段中上部以火山间歇期沉积的碎屑岩为主，其中凝灰质、炭质泥岩是研究区石炭系主要烃源岩发育段之一，在电阻率曲线上表现为相对低阻特征。上石炭统受残留凹陷控制，大面积分布，但不连片，其中巴塔玛依内山组分布范围更广，不连片，该时期火山活动较强烈，以发育火山岩储集层为主，在电阻率曲线上表现为相对高阻特征，部分区域巴塔玛依内山组中段可见火山喷发间歇期的砂泥互层沉积，也是石炭系烃源岩之一；石钱滩组主要残留在石钱滩凹陷和梧桐窝子凹陷，以海相碎屑岩沉积为主，泥岩发育段为主要烃源岩之一，海相砂岩为主要储层段。

综上所述，受古地貌、风化剥蚀强度等因素控制，研究区平面上不同区域石炭系的残留程度不同，凸起及斜坡区的巴塔玛依内山组、石浅滩组遭受剥蚀严重，主要残留松喀尔苏组，而在凹陷主体区石炭系发育较齐全，纵向上表现为三分结构，具有“两高夹一低”的电阻率特征，即下部松喀尔苏组a段为相对高阻，中部松喀尔苏组b段为相对低阻，上部巴塔玛依内山组为相对高阻特征（图 1b）。

对准东地区石炭系进行重力异常分析，采用时频电磁法通过2条互相交叉的测线绘制南北向及东西向的二维电阻率反演剖面（图 2）。东西向测线自西向东依次探测了阜康凹陷、北三台凸起、吉木萨尔凹陷、古西凸起的石炭系（图 2a），凸起与凹陷相间，主要受海西运动的构造挤压应力发育了多条大型断裂带。其中吉木萨尔凹陷西部受控于与北三台凸起之间发育的逆冲断裂，北三台凸起石炭系隆升，顶界面发生剥蚀，吉木萨尔凹陷东部受控于其与古西凸起之间发育的走滑断裂，整体上呈楔状构造。古城凹陷西部受与古西凸起之间发育的逆冲断裂控制，古西凸起东部石炭系隆升剥蚀，而古城凹陷东部被与古东凸起之间发育的逆冲断裂控制，古西凸起西部石炭系隆升剥蚀。南北向测线自南向北依次探测了阜康断裂带、吉南凹陷、吉南凸起、吉木萨尔凹陷、沙奇凸起及石树沟凹陷的石炭系（图 2b）。阜康断裂带多为逆冲断裂，不同沉积期地层发生了不同程度的隆升。吉南凹陷南临阜康断裂带，其北部被与吉南凸起之间发育的逆冲断裂控制，导致吉南凸起石炭系隆升。吉木萨尔凹陷南、北部分别被与吉南凸起、沙奇凸起之间发育的2条逆冲断裂控制，呈楔状构造。石树沟凹陷南部被与沙奇凸起之间发育的逆冲断裂控制，使得沙奇凸起北部石炭系隆升剥蚀。整体而言，准东地区石炭系发育多条逆冲断裂，整体呈凸起-凹陷断裂相接的构造格局，凸起所在位置多发生剥蚀现象。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 准东地区石炭系剩余重力异常及时频电磁二维电阻率反演结果 Fig. 2 Residual gravity anomalies and 2D resistivity inversion results of time-frequency electromagnetic method of Carboniferous in the eastern Junggar Basin

依据SiO₂含量可将火山岩分为基性、中性、酸性与碱性4类^[24]，准东地区石炭系火山岩储层主要分布于吉木萨尔凹陷、吉南凹陷、阜康凹陷和古城凹陷，岩性主要为基性岩类的玄武岩、中性岩类的安山岩、酸性岩类的流纹岩与火山碎屑角砾岩，其他岩性仅有少量分布。

吉南凹陷石炭系火山岩岩性主要为玄武岩（图 3a，3b），孔隙发育较差，镜下偶见微孔、构造缝与粒内溶孔，绿泥石-方解石脉发育，平均孔隙度为13.1%，平均渗透率为0.190 mD。阜康凹陷石炭系火山岩岩性主要为安山岩（图 3c），镜下可见交织结构和半充填缝，平均孔隙度为2.1%，平均渗透率为0.014 mD。吉木萨尔凹陷石炭系火山岩岩性主要为火山角砾岩（图 3d，3e），镜下可见晶间孔、粒内溶孔、构造缝和粒间孔发育，平均孔隙度为12.1%，平均渗透率为1.370 mD。古城凹陷石炭系火山岩岩性主要为凝灰岩（图 3f）与安山岩，镜下观察时凝灰岩中未见孔隙，平均孔隙度为0.3%，平均渗透率0.001 mD，局部发育构造缝。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 准东地区石炭系火山岩镜下特征 （a）碎裂玄武岩，萨5井，4 605.17~4 609.28 m；（b）玄武岩，萨5井，4 809.67~4 809.86 m；（c）安山岩，阜26井，3 442.69 m；（d）火山角砾岩，吉153井，2 964.72~2 569.06 m；（e）火山角砾岩，吉152H井，3 286.03~3 286.20 m；（f）凝灰岩，城2井，3 065.41~ 3 065.51 m。 Fig. 3 Microscopic characteristics of Carboniferous volcanic rocks in the eastern Junggar Basin

准东地区石炭系是典型的火山岩储层，火山喷发初期形成的玄武岩等基性火山岩多含原生孔隙，为油气成藏提供了天然空间，而后期的构造运动和外力作用也可进一步改造这些孔隙，使其有效连通，提高渗流能力。石炭系火山岩储层形成时的古地理环境、火山喷发模式是控制火山岩分布范围和沉积厚度的关键因素，在靠近火山喷发中心的部分区域，火山岩厚度较大，岩性变化更复杂，增强了储层的非均质性，但也为形成多类型的储集空间提供了有利条件。因此，研究石炭系火山岩岩相的分布特征有助于针对性地进行地质研究和资源评价，对于寻找潜在的油气资源有着重要的地质意义。

在地震勘探中，不同火山岩岩相及储层岩石类型因物理性质差异表现出明显不同的地震响应特征。例如，致密的玄武岩熔岩相通常具有高速度和高密度特征，与围岩（泥岩或砂岩）形成强波阻抗差，在地震剖面上表现为连续性强反射，但其内部均质结构可能导致反射空白；火山碎屑岩相（如凝灰岩、火山角砾岩）因孔隙和裂缝发育，速度降低，地震响应呈中弱振幅、反射杂乱或断续特征，孔隙流体（如油气）富集时可能伴随低频阴影或振幅异常。

火山岩岩相通常能直接表明岩浆的喷发成岩方式^[22]，准东地区石炭系火山岩岩相主要为爆发相和溢流相^[23]。阜康凹陷在松喀尔苏组b段沉积早期主要发育溢流相安山岩，地震剖面可见中低频、中强振幅、层状反射特征；沉积中晚期为火山活动间歇期，沉积岩发育，地震剖面可见中高频、中弱振幅、层状反射特征。北三台凸起在巴塔玛依内山组沉积时期火山活动较强，发育了大套溢流相安山岩，厚度较大，内部阻抗差异小，难以产生明显阻抗界面，在地震剖面上表现为中低频、中弱振幅、层状反射特征。吉木萨尔凹陷松喀尔苏组b段底部以发育远火山爆发相凝灰岩+溢流相安山岩为主，地震剖面表现为中低频、中强振幅、层状反射特征，而上部则以发育火山沉积相沉积岩+远火山爆发相凝灰岩为主，地震剖面表现为中高频、中弱振幅、层状反射特征；巴塔玛依内山组底部主要发育火山沉积相沉积岩+远火山爆发相凝灰岩，地震剖面表现为中高频、中弱振幅、层状反射特征，而顶部主要发育溢流相安山岩，地震剖面表现为中低频、中弱振幅和层状反射特征，由于内部波阻抗差异较小，未显现明显的波阻抗界面。

基于以上分析，可以确定研究区石炭系不同岩性、岩相火山岩的测井、地震响应特征，如图 4和 图 5所示，不同岩相特征差异明显。①近火山爆发相，岩性以火山角砾岩为主，测井相表现为中低电阻、中低声波时差和中低密度；地震相表现为中低频、中弱振幅、杂乱反射特征。②溢流相，以层状安山岩、玄武岩为主，测井相表现为高电阻、低声波时差和高密度；地震相表现为中低频、中强振幅、层状反射特征。③远火山爆发相+火山沉积相，火山沉积相以凝灰岩+凝灰质泥岩、炭质泥岩为主，其中凝灰岩的测井相表现为中低电阻、高声波时差、中低密度特征，而炭质/凝灰质泥岩的测井相表现为低电阻、中高声波时差和低密度特征；火山沉积相凝灰质泥岩和炭质泥岩在地震剖面上表现为中高频、中弱振幅、层状反射特征。远火山爆发相凝灰岩在地震剖面上表现为中高频、中强振幅、层状特征。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 准东地区石炭系火山岩岩相测井响应特征 Fig. 4 Logging response characteristics of lithofacies of Carboniferous volcanic rocks in the eastern Junggar Basin

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 准东地区石炭系火山岩岩相地震相特征 注：蓝色曲线为单井的合成记录标定曲线，指示波组对应关系。 Fig. 5 Seismic facies characteristics of lithofacies of Carboniferous volcanic rocks in the eastern Junggar Basin

综合应用测井响应特征、地震相、单井相（图 6）和连井剖面（图 7）等资料对准东地区石炭系顶部岩性、岩相进行精细识别和预测，并绘制岩相平面分布图。结果（图 8）显示：研究区主要发育安山岩、凝灰岩和砂泥岩，含少量玄武岩、火山角砾岩、流纹岩和花岗岩，其中安山岩、凝灰岩和砂泥岩的分布范围广，分布面积占研究区总面积的90%，为石炭系沉积的主要岩石类型。安山岩呈条带状分布；凝灰岩与砂泥岩呈大规模展布状；火山角砾岩主要呈条带状分布在安山岩与凝灰岩边界处；玄武岩主要呈条带状分布在研究区东部和南部；流纹岩仅在研究区中部少量出现；花岗岩主要分布于研究区北部。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 准东地区阜康凹陷阜26井石炭系单井岩相 Fig. 6 Lithofacies of Carboniferous in well Fu-26, Fukang Sag, eastern Junggar Basin

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 准东地区吉木萨尔凹陷吉新2—吉36-3—奇探1井石炭系连井相剖面 Fig. 7 Carboniferous well-tie facies section of wells Jixin-2-Ji36-3-Qitan-1 in Jimusar Sag, eastern Junggar Basin

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 准东地区石炭系岩相平面分布特征 Fig. 8 Planar distribution characteristics of Carboniferous lithofacies in the eastern Junggar Basin

火山岩优势岩相是指在火山岩储层中，相较于其他岩相，在储集性能、油气成藏条件以及分布规模等方面表现出更为有利特征的特定岩相类型。一般情况下，在古地貌高部位、斜坡带和断裂发育处，特别是断裂发育处的火山岩风化壳更容易形成高产储层，因为在挤压环境中地层整体抬升，遭受表生环境的风化淋蚀，大气淡水沿断裂下渗，在断裂和微裂缝发育处更易发生溶蚀，形成强剥蚀、强风化淋蚀区，因此，风化程度较高的爆发相和溢流相是石炭系火山岩的优势岩相。研究区吉南凹陷西部整体遭受强烈的风化剥蚀作用，巴塔玛依内山组主要分布在萨探1井以东区域，受东部2个裂隙式火山机构控制，在断层以西区域广泛发育溢流相和近火山爆发相，溢流相火山岩由于气孔、杏仁体及裂缝的发育往往具有较高的孔隙度和渗透率，能够为油气提供良好的储存和运移空间；爆发相火山岩的孔隙结构复杂，虽然孔隙度可能相对较低，但渗透率较高，也具有较好的储集性能，有利于巴塔玛依内山组火山岩形成有效储集层。

准东地区安山岩、玄武岩和火山角砾岩呈条带状分布，说明该区火山喷发模式主要为裂隙式。如 图 9所示，“裂隙式”火山机构以断裂为依托，火山通道岩性复杂，火山活跃期由于火山活动在周缘通常发育丘状火山角砾岩，地震剖面出现杂乱反射特征，为近火山爆发相。断层西侧陡翼溢流相火山熔岩较为发育，表现为中低频、中强振幅、层状、楔形反射特征，在火山活动间歇期及低洼地带发育火山沉积相和远火山爆发相，表现为中高频、中弱振幅、层状、近平行反射特征明显。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 准东地区过吉南连片石炭系“裂隙式”火山机构模式 Fig. 9 "Fissure-type"volcanic edifice model of Carboniferous across Jinan connected area, in the eastern Junggar Basin

“裂隙式”火山机构依托断裂发育是导致火山活动期间所沉积的火山角砾岩沿断裂走向分布的主要原因。由于火山活动期和间歇期的循环，在火山通道处出现了多种岩石（火山角砾岩、凝灰岩和火山沉积岩）叠置分布的现象，这也是平面分布图中出现多岩相互相重叠的主要原因。溢流相玄武岩、安山岩一般表现为正磁力异常，而爆发相凝灰岩、火山角砾岩及沉积相碎屑岩等弱磁岩性体大多表现为负磁力异常。准东地区石炭系的剩余磁力异常图（图 10）显示，在石炭系顶部钻遇溢流相安山岩、玄武岩等强磁岩性体的井基本位于正磁力异常区域，而钻遇爆发相凝灰岩、火山角砾岩及火山沉积相碎屑岩等弱磁岩性体的井大多位于负磁力异常区域。爆发相主要分布在研究区中部，而溢流相主要分布在东部和北部的大部分地区，且在平面上呈线性或条带状展布，与断裂展布具有较好的匹配关系，具有“裂隙式”火山机构喷发的特点。因此，可以认为研究区石炭系以“裂隙式”火山喷发机制为主。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 准东地区石炭系剩余磁力异常分布特征 Fig. 10 Distribution characteristics of residual magnetic anomalies of Carboniferous in the eastern Junggar Basin

火山岩油气藏是一种非常规油气藏，岩浆喷发或溢出后形成早期的火山岩，经过后期长时间冷却，逐渐形成收缩孔和收缩缝以及其他的储集空间，但此时储集空间之间是相对独立的，无法有效连通，孔隙流体也无法有效渗流。前人研究成果表明，形成有利火山岩储层是多种因素共同作用的结果，既包括火山岩岩性等内部因素，也包括后期成岩改造等外部因素^[24]。通过系统研究，准东地区形成有利火山岩储层的主控因素包括风化淋滤作用、岩相组合方式、裂隙发育程度等3个方面。

风化淋滤作用对火山岩储层的改造作用非常明显^[25-27]，通过风化淋滤将火山岩储层中原本相互独立的储集空间进行了有效沟通，形成了一个相互连通、物性明显变好的风化壳储层^[28]。对研究区石炭系已完钻井的物性资料进行分析可知，火山岩储层孔隙度与埋深无明显相关关系，孔隙度随埋深呈跳跃性变化（图 11a），与距石炭系顶界面距离呈明显的正相关关系，距石炭系顶界面越近时，储层孔隙度越高，孔隙度相对高值都分布于距石炭系顶界面150 m以内（图 11b）。此外，储层渗透率的相对高值也位于距石炭系顶界面150 m以内（图 11c）。因此，可以认为研究区石炭系火山岩储层离石炭系顶界面越近，物性越好。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 准东地区火山岩储层物性与距石炭系顶面距离及埋深对应关系分析 Fig. 11 Corresponding relationship of physical properties of volcanic reservoirs with their distance from the top boundary of Carboniferous and burial depth in the eastern Junggar Basin

研究区石炭系火山岩储层物性与埋深无关，只与距石炭系顶界面的距离有关，表明储层在石炭系沉积后期就已经被外力所改造，而风化淋滤作用是改造火山岩储层的重要外部因素，通过成像测井可直接观察火山岩储层裂缝类型及产状，进而探讨风化淋滤作用对储层的改造机制^[29]。研究区北三台凸起石炭系西泉2井的电阻率扫描成像测井资料显示，在井深2 526~2 550 m处发育多条高角度裂缝和直劈缝，储层导流能力良好，风化淋滤作用对储集层产生了向下的溶蚀作用（图 12a），产生溶蚀缝；随着深度增加，裂缝发育规模有所变小，且被方解石填充，上层溶蚀作用发生后产生的液体向下运移后沉淀，发生了碳酸盐化作用，这表明风化淋滤作用在石炭系顶界面的作用程度更强，易形成风化壳型储层（图 12b）；在井深2 618~2 624 m处发育网状裂缝，个别裂缝被方解石填充（图 12c）。综合分析可知，该井石炭系顶部不整合面之下主要发育2期风化淋蚀带。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 准东地区北三台凸起西泉2井石炭系火山岩成像测井裂缝特征 （a）发育多条高角度裂缝和直劈缝；（b）裂缝不发育，部分裂缝被方解石充填；（c）网状裂缝较发育，个别裂缝被方解石充填。 Fig. 12 Fracture characteristics of imaging logging of Carboniferous volcanic rocks in well Xiquan-2, Beisantai uplift, eastern Junggar Basin

风化淋滤作用不仅会使岩石破碎，还可以使岩石的化学成分发生变化，如发生矿物溶蚀和碳酸盐化等作用。溶蚀作用可以带走岩石中的易溶物质，增大岩石内部孔隙空间的同时，还可以改善孔隙间的连通性，提高岩石的渗透能力。研究区风化淋滤作用对火山岩储层的控制作用机制如图 13所示。

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 准东地区石炭系火山岩风化淋滤作用模式 （a）火山岩形成初期，熔岩顶、底气孔发育，远离潜水面地表溶蚀孔隙，纵向溶蚀为主；（b）火山岩形成早期，潜水面附近流体影响，形成水平孔隙；（c）火山岩形成中期，地层抬升，潜水面发生变化，形成新的孔隙。 Fig. 13 Weathering and leaching models of Carboniferous volcanic rocks in the eastern Junggar Basin

（1）火山喷发后，火山岩形成初期，近火山口爆发相火山角砾岩、角砾熔岩及熔结状角砾岩快速堆积流动成岩，原生孔隙较多，原始物性较好，而远火山口爆发相凝灰岩则为喷射漂浮沉积成岩方式，具有一定的韵律，但原生孔缝较少。溢流相火山熔岩多形成于岩浆流动过程中，火山熔岩顶部亚相有利于挥发物质的逸散，从而形成较多的原生气孔；火山熔岩底部亚相也会在岩浆流动过程中发生气体逸散，形成气孔；火山熔岩中部亚相则发育较少气孔。此后，远离潜水面的火山岩在地表水和其他地应力的共同作用下开始产生溶蚀作用。溶蚀初期以纵向溶蚀为主，在储层中产生高角度缝和直劈缝以连通相互独立的孔隙，同时提高了储层的渗流能力，一些易溶物质会随地表水等流向储层深部（图 13a）。

（2）随着溶蚀作用不断向深处延伸，储层的改造作用也逐渐增强，当溶蚀到达潜水面附近时，纵向溶蚀作用开始减弱，水平溶蚀作用逐渐增强，形成了水平方向的溶蚀孔隙，与纵向孔隙构成网状孔缝渗流体系（图 13b）。

（3）在相对稳定一段时间后，若发生构造运动使地层抬升，或潜水面发生变化，溶蚀作用就会重复上述过程，纵向延伸、横向沟通，不断加深重叠，在此作用下形成地表溶蚀孔隙带，表现出风化壳界面附近高孔隙度特征。然而，由于溶蚀作用是不间断重复加深的，在其作用下储层的渗流能力虽有所提高，却也会导致其非均质性不断加强，对油气的运移会产生影响（图 13c）。

首先，通过重、磁、电、震及探井实钻石炭系顶部岩性等相关资料，综合判断并圈定研究区石炭系顶部地层出露地表的范围，而后统计出露地表火山岩地层与上覆地层年龄，利用二者差值计算石炭系顶部出露地表地层的沉积间断时间，即石炭系顶部出露地表地层经历的风化淋蚀时间（表 1）。结合不同岩性岩相的抗风化能力及断裂-裂缝发育程度，可判断石炭系顶部地层的风化强度平面展布特征（图 14），判别标准如表 2所列。针对研究区东部低井控地区，依据有井区域的重、磁、电、震等资料预测无井区域的岩性和岩相，然后通过地震解释、钻井、岩心分析等资料圈定沉积环境（水上或水下），判断风化淋滤时间，结合不同岩性抗风化能力不同及平面分布范围，确定无井区域风化强度平面分布情况。研究区石炭系的风化强度可分为强、较强、中等、弱和未风化等5级，西北部局部风化强度高，但分布面积较小，仅零星分布；西部、中部和东南部风化强度较强，分布面积较大，呈连片分布特征；东北部部分区域风化强度中等；未风化及弱风化区域在研究区广泛分布。整体而言，研究区风化强度呈现自西向东、自南向北逐渐降低的趋势，该趋势极大地影响了有利储层的分布，风化强度中等—强区域，储层类型以风化壳型为主；风化强度较弱区域，以发育裂缝型储层为主；未风化储层为孔隙型。

表 1(Table 1)

表 1 准噶尔盆地东部石炭系顶部地层沉积间断时间统计 Table 1 Statistics on the duration of sedimentary intervals at the top of Carboniferous in the eastern Junggar Basin 地层 年龄/Ma 上覆地层 上覆地层年龄/Ma 沉积间断时间/Ma C2sh 298.9 P1jg或P1t 272.3 26.6 C2b 300.0 P3wt 252.2 47.8 300.0 P2p或P2l 259.5 40.5 300.0 P2j或P2jj 267.8 32.2 300.0 P1jg或P1t 272.3 27.7 C1sb 320.0 P3wt 252.2 67.8 320.0 P2p或P2l 259.5 60.5 320.0 P2j或P2jj 267.8 52.2 320.0 P1jg或P1t 272.3 47.7 C1sa 330.9 P2j或P2jj 267.8 63.1 注：P1jg，P1t，P2p，P2l，P2j，P2jj，P3wt分别为二叠系金沟组、塔什库拉组、平地泉组、芦草沟组、将军庙组、井井子沟组、梧桐沟组。

下载CSV 表 1 准噶尔盆地东部石炭系顶部地层沉积间断时间统计 Table 1 Statistics on the duration of sedimentary intervals at the top of Carboniferous in the eastern Junggar Basin

图 14

Fig. 14

下载原图 图 14 准东地区石炭系火山岩风化强度平面分布特征 Fig. 14 Planar distribution characteristics of weathering intensity of Carboniferous volcanic rocks in the eastern Junggar Basin

表 2(Table 2)

表 2 准东地区石炭系顶部火山岩风化强度判别标准 Table 2 Criteria for distinguishing weathering intensity of volcanic rocks at the top of Carboniferous in the eastern Junggar Basin 风化强度 沉积间断时间/Ma 岩性岩相 储层类型 强 > 50 近火山口爆发相（火山角砾岩），溢流相（玄武岩、安山岩） 风化壳型 较强 50~40 中等 < 40 弱 — 远火山口爆发相（凝灰岩） 裂缝型 未风化 — 深灰色/灰色泥砂岩互层 孔隙型

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岩性与岩相在一定程度上可以直接影响火山岩有利储层的发育程度，不同岩相组合的储层的脆性、裂缝发育程度及抗风化淋滤能力等方面都存在较大差异^[30]。对准东地区石炭系火山岩储层岩性与物性关系进行统计分析，结果（图 15）显示：含角砾成分的火山岩储层物性较好，凝灰岩储层物性最差^[33]，其中火山角砾岩平均孔隙度为12.9%，安山质角砾熔岩次之，平均孔隙度为9.8%，角砾凝灰岩平均孔隙度为7.8%；玄武岩平均孔隙度为6.1%，凝灰质砂岩平均孔隙度为5.5%，安山岩平均孔隙度为5.0%，裂缝不发育的凝灰岩平均孔隙度仅为1.2%。火山角砾岩及少量角砾凝灰岩为高孔、高渗岩相组合，角砾熔岩、角砾凝灰岩和安山岩为高孔、低渗岩相组合，角砾凝灰岩、安山岩和安山质角砾熔岩为中孔、低渗岩相组合，其余岩相组合表现为低孔、低渗特征。

图 15

Fig. 15

下载原图 图 15 准东地区石炭系储层岩性与物性关系 Fig. 15 Relationship between lithologies and physical properties of Carboniferous reservoirs in the eastern Junggar Basin

上述研究表明，近火山爆发相火山角砾岩具有高孔、高渗的特征，受构造应力作用更易碎裂，裂缝更加发育，抗风化能力最弱，储层物性最好^[31-32]。溢流相熔岩及远火山口爆发相凝灰岩基质孔隙不发育，不易形成有利储层，但是当裂缝发育时可形成裂缝-溶蚀型储层类型。

断裂与裂缝的发育程度也是火山岩有利储层形成的重要影响因素^[34-36]。在挤压应力作用下，火山岩层抬升变形的同时产生断裂和裂缝，大断裂附近常常伴生次级断裂，断裂控制裂缝发育程度，断裂级别越大控制的裂缝发育区范围越大，裂缝发育程度又控制着火山岩储集层的质量和渗流能力，为形成有利储层提供了基本条件。研究区构造演化表明，从石炭纪末开始，区域经历了晚海西、印支、燕山及喜马拉雅4次大的构造运动，在构造运动过程中形成了一系列东西向、南北向和北东—南西向逆断层，同时伴生大量的裂缝。以北三台凸起石炭系单井裂缝为例，其走向有东西向、北东—南西向、近南北向3组，和断层的走向基本一致。裂缝发育程度会影响储层物性，尤其是距离不整合面较近的构造裂缝，可以很大程度上沟通大气淡水，进一步加强对储层的风化淋蚀作用，从而有效改善石炭系顶部火山岩储层的渗流能力。

综合有利储层主控因素对准东地区石炭系火山岩储层物性的影响及分布规律，得出各影响因素下的有利储层纵、横向上展布特征。研究表明单井有利储层评价、岩心分析及试油成果能够相互验证，利用单井有利储层综合评价，结合试油成果及地震资料，进一步验证有利储层纵、横向上的展布规律，通过各类主控因素叠合，得出综合因素控制下的有利储层平面分布特征。

纵向上，有利储层主要分布在风化淋蚀带，溶蚀孔和裂缝较发育；平面上，古地貌高部位和斜坡带，大气淡水沿断裂下渗，在断裂和微裂缝发育处更易发生溶蚀，形成强剥蚀、强风化淋蚀区，即有利储层平面展布范围。基于对不同岩性火山岩岩心样品及测井资料的分析，根据火山岩测井响应与风化程度密切相关的特点，建立反映储集层发育程度的储集层变化指数（C_i）模型和反映储集层孔隙度变化的孔隙度变化指数（P_i）模型：

式中：R_cp为储集层分级指数；GR和GR_b分别为处理井段火山岩、未风化火山岩自然伽马值，API；DT、DT_b和DT_m分别为处理井段火山岩、未风化火山岩和火山岩骨架的声波时差，μs/m；POR_b和POR_t分别为未风化火山岩孔隙度和火山岩总孔隙度（基质和裂缝孔隙度），%；POR_min和POR_max分别为处理井段最小和最大孔隙度，%。

将准东地区石炭系各井的测井参数代入上述模型，并根据石炭系顶部有利火山岩储层判断标准（表 3），可以确定不同区域有利储层的类别，进而绘制有利储层的平面分布图。结果（图 16）显示：石炭系火山岩储层可划分为3类，Ⅰ类储层零星分布于区域西部，主要位于古地貌构造高部位和斜坡带，岩相以近火山口爆发相火山角砾岩，溢流相安山岩及玄武岩为主，该类储层在沉积期更易产生裂缝，在风化淋滤等外力作用下，大气淡水沿断裂和微裂缝向下延伸，发生溶蚀，以纵向溶蚀为主，储层物性变好，油气资源丰富。Ⅱ类储层主要分布于研究区西北部、中部和东南部，而Ⅲ类储层在东北部与东部连片分布。这3类储层的构造位置依次降低，岩性变化却并不大，主要原因是风化淋滤等外力作用的不同，导致Ⅱ类和Ⅲ类储层的物性较差。此外，远火山口爆发相凝灰岩致密，受风化淋滤作用影响较小，溶蚀强度较低，沉积区主要形成Ⅱ和Ⅲ类储层。

表 3(Table 3)

表 3 准东地区石炭系顶部有利储层判断标准 Table 3 Criteria for distinguishing favorable reservoirs at the top of Carboniferous in the eastern Junggar Basin 储层级别 储集层分级指数（Rcp）标准 Ⅰ类 Rcp ≥ 0.15 Ⅱ类 0.10 ≤ Rcp < 0.15 Ⅲ类 0 ≤ Rcp < 0.10 非有利储层 Rcp < 0

下载CSV 表 3 准东地区石炭系顶部有利储层判断标准 Table 3 Criteria for distinguishing favorable reservoirs at the top of Carboniferous in the eastern Junggar Basin

图 16

Fig. 16

下载原图 图 16 准东地区石炭系火山岩有利储层平面分布预测 Fig. 16 Prediction of planar distribution of favorable volcanic reservoirs in Carboniferous, the eastern Junggar Basin

（1）准东地区石炭系以“裂隙式”火山喷发机制为主，火山岩岩相主要为爆发相、溢流相、喷发沉积相和侵出相。爆发相为各类火山碎屑岩，溢流相以中酸性岩类为主，喷发沉积相包含火山活动间歇期发育的各套碎屑沉积，侵出相则是酸性岩类。爆发相和溢流相风化程度较高，是优势岩相，更易形成有利储层。

（2）研究区石炭系火山岩储层的物性与埋深无关，与距离石炭系顶界面的深度呈正相关关系，孔隙度和渗透率相对高值均分布于距石炭系顶界面150 m以内，风化淋滤作用、岩相组合方式和裂隙发育程度是火山岩有利储层形成的主控因素。

（3）研究区石炭系火山岩储层可划分为3类，Ⅰ类储层零星分布于西部，位于古地貌构造高部位和斜坡带，岩相以近火山口爆发相火山角砾岩，溢流相安山岩及玄武岩为主；Ⅱ类储层主要位于西北部、中部和东南部，Ⅲ类储层在东北部与东部连片分布。这3类储层的构造部位依次降低，岩性变化不大，由于风化淋滤等外力作用不同，导致有利储层的分布范围存在差异。