变质岩油气藏形成与富集规律 变质岩储层成因机理
同所有油气藏一样，变质岩成藏同样需要六大要素———生、储、盖、运、圈、保的时空匹配，同时，变质岩本身不能生烃又决定了变质岩成藏存在特殊性。
一、变质岩油气藏类型
按圈闭成因及类型，可将变质岩油气藏划分为基岩风化壳型油气藏、基岩断裂破碎带型油气藏和潜山内幕型油气藏3种类型。
1.基岩风化壳型油气藏
这类油气藏主要由于地壳抬升、盆地基岩长时期出露地表遭受风化剥蚀，顶部油气藏以基岩风化壳为储集层，被后期沉积的地层覆盖，形成以风化溶蚀的孔洞缝为主的油气藏。此类油气藏较常见，如胜利王庄变质岩油气藏，辽河东胜堡潜山、齐家潜山、兴隆台潜山，内蒙古哈南潜山等油气藏。
2.基岩断裂破碎带型油气藏
此类油气藏与基岩风化壳型油气藏不同，它是由于基岩受构造作用产生断裂破碎，形成的构造裂缝及次生溶蚀孔洞储油，油气分布主要受构造作用控制，而不像风化壳型油藏那样主要受风化作用的深度控制。如辽河大民屯油藏，由于受构造作用产生裂缝及次生孔洞缝，油气主要分布在距顶部风化面300～800m的深度范围，靠近顶部风化面以下的200m范围内基本无油气。
3.潜山内幕型油气藏
此类油气藏主要是由于不同变质岩力学性质不同，在构造应力作用下变质岩内部产生裂缝，形成储层，内幕型油气藏以内幕非渗透层作为盖层，形成自身储盖组合条件，油气运聚其中，形成潜山内幕型油气藏，如辽河兴隆台变质岩潜山内幕油藏。
二、变质岩油气藏特征
变质岩油气藏往往规模小(表8-9)、分布散，气藏与气顶油藏较少，以油藏为主。在我国的变质岩油藏中，气藏或油气藏不多，目前仅发现了辽河齐家潜山的南山头小规模的气藏，辽河兴隆台太古宙小规模的气顶油气藏，渤海湾锦州20-2潜山凝析油气藏。但后两个油气藏其基岩潜山储层似乎与其上的沉积岩储层连通，因此并非单纯的变质岩油气藏，除此而外均是纯油藏，这或许是由生烃条件造成的，并非储集条件的差异。
表8-9 典型变质岩油气藏基本参数
我国已发现的变质岩油气藏多数储量在千万吨以下，国外储量上千万吨的变质岩油藏也不多。大型的变质岩油气藏有委内瑞拉的拉-帕斯(LaPaz)和马拉(Mara)油田，储量在108t以上;格鲁吉亚的萨姆戈里-帕塔尔祖里油田，储量约8000×104t;印度尼西亚的贾蒂巴朗油田，可采储量为2200×104t。
变质岩储层中油井产能大小悬殊，受裂缝控制明显。如山东胜利的王庄油田，高产井日产油可达上千吨，如郑4-6井日产油2703t，累产油已达35×104t(王华芬，1997);但其周围的井多数产量不高，如邻井郑4-15井，累积产油仅0.6×104t(伍友佳等，2004)。
我国变质岩潜山具有岩石类型多样、非均质分布、构造演化历史复杂等特点。变质岩潜山的油气勘探主要集中在风化壳顶部及附近的构造裂缝发育带内。从辽河西部凹陷兴古7井在太古宇变质岩潜山1000m以下深部获得高产油气流的勘探实践表明，该区潜山深层内幕仍具备形成油气藏的条件。兴隆台变质岩古潜山顶部风化壳油气藏，储集空间为与风化剥蚀和淋滤溶蚀作用相关的溶蚀孔隙，孔隙度平均为6.96%;内幕受多期构造活动影响，发育多期构造裂缝。宏观裂缝在岩心上用肉眼能清晰识别(图8-8a，b)，微观裂缝延伸长度较小，多与宏观构造裂缝伴生(图8-8c)。未发现明显的水层，深、浅层原油密度基本一致，溶解气中甲烷质量分数在80%以上。浅层油气藏高压异常，压力系数为1.24;深层压力系数为1.06，接近正常压力，说明太古宇潜山深、浅油气藏应为两个不同的油气藏体系，即浅层的风化壳高压成藏体系和深层内幕常压成藏体系。
图8-8 辽河西部凹陷变质岩古潜山储层特征
三、变质岩油气成藏主控因素
变质岩油气藏成藏主要受生烃洼陷、运移通道和储盖组合3个方面控制。
1.周围有充足的生烃洼陷
因为变质岩本身无法生油气，因此充足的烃源条件是变质岩成藏的物质基础。从已发现的变质岩古潜山油藏的分布特征看，无论处于哪个凹陷，其周围必然有好的生油凹陷，如兴隆台古潜山周边有清水凹陷、盘山凹陷、鸳鸯沟凹陷，三面有生油洼陷环绕，具有丰富的油气供给条件。
2.存在油源断层或侧向供油窗
我国目前已发现的变质岩油气藏，均为太古宙—元古宙变质岩系大—中型古潜山油气藏(表8-10)，且主要集中分布在东部中、新生代断陷盆地中，其油源主要来自新生代生油岩系，属于新生古储型油气藏。新生代的油气进入古老的变质岩储层中一般有两种途径:①通过与油源沟通的断层垂向输导油气;②通过深大断裂系统将新地层与老地层对接，或者新生代的地层被覆于老地层之上，在侧向上对接形成侧向供油窗而输送油气。
表8-10 中国变质岩油气藏
(据张亚范等，1994)
3.良好的储盖组合
在变质岩潜山中，多种成因的孔隙-裂缝组合为油气的主要储集空间，这些储集空间的大多数经过化学淋溶作用的叠加，孔、缝进一步扩大，互相连通。而潜山顶部往往为不整合接触，不整合的风化粘土岩是一套比较好的顶部封盖层，两者的匹配可形成良好的储盖组合，为变质岩油气藏的形成提供了保障。
图8-9 辽河凹陷兴隆台古潜山层状风化壳及内幕裂缝成藏模式
四、变质岩油气藏成藏模式
辽河坳陷变质岩古潜山油气藏是变质岩油气藏的典型代表。辽河凹陷变质岩古潜山带被多个洼陷所围，“洼中隆”的构造背景为该区创造了得天独厚的油气聚集条件。潜山带的各侧均存在着断距较大的断裂，使沙三段生油岩与潜山直接接触，为变质岩潜山提供了区域性大面积的供油窗口，与NE向大断裂、NW向断裂同期产生的不整合面、断面成为油气运移的通道;同时，内幕的裂缝既作为储层又是内幕油气渗流的媒介，沙三段中上部大套泥岩为顶部油气藏提供了有效的盖层;潜山内部发育着由暗色矿物含量较高的斜长角闪岩、基性辉绿岩组成的致密岩层，确保了内幕油气藏的保存。
虽然潜山深、浅两个油藏油气性质相同，来源一致，但其油气储集空间、输导运移和保存的途径都存在差异，属于两个不同的成藏系统(图8-9)。顶部风化壳的封盖条件较好，形成浅层风化壳高压成藏系统，该系统受控于多期构造运动和基岩顶部在中生代末期所遭受的长期风化、淋滤作用;深层内幕油气藏为常压成藏系统，说明内幕储层相互连通，该系统受控于多期构造运动和岩性的非均质分布，具有不规则含油的特点，油气主要聚集在暗色矿物含量低的裂缝发育带中，两个系统相对独立。油气聚集的时期主要发生在沙一段到东营组沉积时期，储层包裹体烃类抽提物表明，在主要成藏期之前，已有一定量成熟度相对较低的油气进入潜山，但受到当时保存条件的限制，已被破坏。辽河油田公司总结其成藏模式具有侧向油源、复式输导、双向运移、多次成藏的特点。具体来说又可分为3种成藏亚模式，即变质岩古潜山风化壳顶面层状和内幕裂缝成藏组合模式(图8-9)、变质岩古潜山内幕裂缝成藏模式(图8-10，图8-11)、变质岩古潜山顶面块状成藏模式(图8-12)，变质岩古潜山内幕裂缝成藏模式与其他两种成藏模式可组合形成复合油气成藏模式。
图8-10 辽河坳陷兴隆台古潜山内幕裂缝成藏模式
图8-11 茨榆坨变质岩潜山内幕层状成藏模式
图8-12 大民屯凹陷古潜山风化壳块状成藏模式
五、变质岩油气高产因素
一般来说，孔隙度决定了油藏的储能，而渗透率决定了油藏的产能，变质岩油气藏若要高产，就需要有高的渗透率。形成高渗的条件就是发育大量相互连通的裂缝系统。变质岩储集体的一个重要特点就是非均质性极强，储集空间为多种类型的复合，油气的产能与储集体的分带性、岩石类型、储集空间类型及其组合特征关系密切。
在我国的变质岩油气藏中，油井产能高低悬殊的情况十分突出。比如辽河坳陷变质岩古潜山油田，高产井日产油可达300～400余吨，但10t以下的极低产井也并非个别现象。鸭儿峡志留系变质岩基本上为非渗透岩层，不可能形成粒间孔隙储集层，然而114井获初产150t/d的高产油流，这只能解释为裂缝储油。同时，该井裂缝及节理发育，隙间为黑色沥青及油迹所充填，但岩石本身却从未见有粒间含油现象，钻井过程中发生强烈油气幔及井喷，取心证实正是裂缝发育所致。另外，相邻各井产量相差悬殊，产油深度不一，也属裂缝储油特征。通过总结鸭儿峡、辽河、大港、胜利、渤海冀东等变质岩油气藏，认为变质岩油气藏的高产主要与变质岩岩石类型有较大关系(表8-11)。
表8-11 变质岩油气产能与岩石类型的关系
在变质岩油气藏中，高产井的分布主要受裂缝发育分布的控制，钻在裂缝带上的井，只要油层污染不重，大多高产;钻在裂缝不发育地带的井，无论怎样压裂酸化，仍然低能低产。由此可以看出，变质岩油气藏具裂缝控制产能与非均质性严重两个十分突出的特点。
六、变质岩储层油气资源潜力
变质岩中的油气资源可能存在有机和无机两种来源，目前，对油气资源潜力的评价主要集中于有机生烃方面，但也要重视对无机生烃机理和资源潜力的研究。
目前已发现变质岩油气藏多为潜山型油气藏，在我国冀中、济阳、塔里木、辽河、黄骅、渤中、东濮和准噶尔、酒泉、二连、百色、松辽、东海、北部湾、苏北等十几个盆地发现了数十个潜山油气藏(刘传虎，2006)。根据潜山的成因，可分为侵蚀潜山(风化、岩溶、侵蚀与夷平等沉积作用导致)、断块潜山(断裂构造作用引起)、褶皱潜山(褶皱构造作用引起)和隆起潜山(整体抬升)四大类。它既可以发育在断陷盆地中，又可在坳陷盆地中出现，也可在前陆盆地中形成，统计世界上大型潜山的发育位置，坳陷盆地占52.5%，断陷盆地占26.1%，前陆盆地占21.7%，因此，我国的变质岩油气勘探可以围绕渤海湾寻找潜山型油气藏。
如对辽河坳陷基底的太古宇潜山内幕成藏条件进行系统分析，在3个凹陷内落实了5个变质岩潜山内幕油藏有利勘探区，有利勘探面积近300km2，待探资源量近3×108t。
火山岩储层油气成藏模式与分布规律~
一、火山岩储层油气来源与成因
火山岩储层中的油气既有有机成因，也有无机成因，绝大部分属于有机成因。中国陆相沉积盆地火山岩储层中的油气绝大部分来自于沉积岩中的有机质，但也有无机成因烃类气的发现。如松辽盆地深层天然气以有机成因气占主导地位，但也有无机成因气，个别地区无机CO2含量大于60%。
1.有机成因
关于火山活动对有机物形成与演化的影响，主要表现为3方面的作用:①火山喷发过程中火山灰的大面积分布可能造成生物的大量灭绝，导致有机质的保存;②火山作用前后伴随大量热液、气液物质喷出，热液中常含有Ni、Co、Cu、Mn、Zn、Ti、V等过渡金属和N、P等物质，这些热液和气液中的物质在有机物的生长繁殖、有机质成熟、有机质转化等方面起到积极作用;③火山活动、火成作用以及热液作用等均可促进有机质成熟，使其形成生烃物质，为火山岩提供油气。
据研究，现代陆上地表环境下火山岩发育区内湖泊中包含富烃沉积物，Kirkham认为美国华盛顿州的Rattlesnake气田天然气可能来自于玄武岩内部的湖相沉积物，天然气中包含了可观的氮气。
2.无机成因
某些火山活动、火成作用也可为火山岩提供无机成因的天然气，该类气藏的规模还可能相当可观。无机成因生成烃类主要有3种观点:①直接源自地幔，烃类可能通过CO或CO2和H2的费托反应合成，或者是在地球形成过程中聚集的宇宙物质(星云微粒和烃类等)保存在地幔中形成;②由晚期至岩浆期后温度低于600℃时封闭体系中各种形态的原始含CO2流体重新形成;③岩浆期后矿物-流体反应(如蛇纹岩化)产生烃类。
3.成因判别
根据烃类(通常用CH4)的δ13C值，可区分生物源和非生物源，生物来源的烃类贫13C(δ13C低于-30)，无机成因烃类富13C(δ13C在-27左右)。
二、火山岩油气成藏模式
火山岩油气藏存在多种成藏模式，这里以松辽盆地和新疆北部石炭系火山岩油气藏为例说明。
1.松辽盆地深层天然气成藏模式
断陷盆地以形成箕状断陷为主要特征。通常箕状断陷主要由3部分组成，即陡坡带、断(洼)槽带和缓坡带，当断陷比较开阔时，有时发育有中央构造带(凹中隆)。不同的构造带具有不同的成藏模式。
(1)陡坡带成藏模式
陡坡带是断陷活动的起始带，是控陷主断层的发育部位。陡坡带背靠凸起，面向断陷，一般具有坡度陡、物源近、相带窄、变化快和构造活动强烈等特点。徐家围子断陷西侧断阶式陡坡带，在断层的上升盘凸起上发育了基岩风化壳变质岩潜山气藏，如昌401气藏。在古隆起斜坡上形成多个近物源快速堆积的冲积扇体及辫状河三角洲沉积体系。由断裂和基岩顶、营城组顶面风化壳提供良好的运移通道，形成以侧向运移为主的地层超覆气藏(如芳深5气藏等)及岩性上倾尖灭气藏等(图7-12)。在断层下降盘发育火山岩体背斜岩性复合气藏(如芳深6井营城组气藏等)以及与深大断裂活动有关的无机成因CO2气藏(如芳深9等井营一段酸性火山岩CO2气藏等)。
图7-12 徐家围子中生代火山岩气藏剖面图
(2)断槽带成藏模式
断槽带位于断陷的中央部位，夹持于陡坡带和缓坡带之间，是断陷盆地长期发育的沉降中心、沉积中心和生烃中心;同时又是各类砂体和火山岩的前缘带分布区，是岩性油气藏发育的有利区(图7-12)。据徐家围子断陷不完全统计，已发现了95个火山岩气藏，其中，40个断鼻、断背斜岩性复合气藏，主要发育于控陷断裂附近;30个火山岩地层岩性复合气藏，主要分布在古隆起或斜坡带上;25个火山岩岩性气藏，主要发育于断陷中心。由此可见，断槽带主要以岩性气藏为主。
(3)缓坡带成藏模式
缓坡带构造比较简单，一般发育有鼻状构造，是油气运移的指向，若上倾方向有遮挡，就可形成油气藏(图7-12)。在箕状断陷拉伸的过程中，当基岩块体的沉降幅度大于翘倾的幅度时，缓坡上的地层发生超覆;当基岩块体的沉降幅度小于翘倾的幅度时，缓坡上的地层发生退覆或剥蚀。缓坡上还发育了多期不整合面，为地层超覆和地层不整合油气藏形成创造了条件。缓坡上还可形成岩性上倾尖灭，有利于岩性油气藏的形成。缓坡上也发育有反向正断层，这种断层与控陷断层基本上同时发生，沿断裂带往往有火山喷发，易于形成火山岩体圈闭;在基岩中还可以形成潜山构造。
(4)中央构造带成藏模式
受构造活动控制，在断陷中部可形成中央构造带，构造带两侧发育有生烃断槽，可以形成单向或多向供烃，油气供给相对充足。因此，中央构造带是断陷盆地油气聚集最有利的构造带。
徐家围子断陷在形成过程中，以推进式的伸展方式，产生张剪性徐中断裂，使基岩块体发生翘倾，从而形成了北北西向的徐中中央构造带(图7-12)。中央构造带的东侧发育安达断槽和徐东断槽，西侧发育徐西断槽和徐南断槽，断槽内以沙河子组暗色泥岩和煤为主的烃源岩十分发育。这些烃源岩具有质量好、生烃速率高、聚集程度高、生气强度大的特点，天然气资源丰富。徐中断裂带，特别是与北东向断裂的交叉处，控制了火山口和火山岩储层的分布，构造活动产生的构造裂缝连通了孔隙，改善了储层物性。断裂和岩性综合控制有利区是天然气聚集区。
2.新疆北部石炭系火山岩油气成藏模式
中国东、西部火山岩成藏条件存在很大差别。新疆北部石炭系存在源内火山岩层序型、源上火山锥准层状、侧源火山岩不整合梳状3种成藏模式。
图7-13 三塘湖盆地石炭系源内火山岩层序型成藏模式
(1)源内火山岩层序型成藏机制与模式
火山岩风化体储层在水体频繁震荡区发育，暴露于水面之上的风化淋滤时间较短的火山岩风化体与之后发育的烃源岩间互分布，火山岩风化体受层序界面控制，烃源岩生成的油气直接或通过断裂运聚在附近的火山岩风化体地层圈闭中成藏，该类成藏模式形成的地层型油气藏规模受控于风化体大小和厚度，有效烃源岩覆盖区的风化体均可能成藏。如三塘湖盆地马朗凹陷石炭系(图7-13)，地震剖面上清楚可见火山岩与烃源岩互层发育，当烃源岩成熟后生成的油气沿断裂纵向运聚于风化体内形成由多个风化体组成的纵向叠加、平面连片的火山岩地层油藏。上石炭统卡拉岗组内部存在5个受层序控制的火山岩风化体成藏组合，均可发育地层油藏，之下的哈尔加乌组烃源岩生成的油气沿断裂纵向运聚于风化体内，断裂发育处储层更发育，油气主要集中分布于断裂附近的火山岩风化体内;哈尔加乌组火山岩与烃源岩互层，烃源岩生成的油气沿断裂或直接运集于火山岩风化体内聚集成藏(图7-13)。该区已探明石油地质储量5000×104t，三级石油地质储量近2×108t，是中国已发现受层序控制的最大的火山岩风化体层状地层油藏。
图7-14 准噶尔盆地陆东地区石炭系源下火山锥准层状成藏模式
(2)源上火山锥准层状成藏机制与模式
火山岩与烃源岩近水平间互分布，地层沉积后受构造运动控制发生倾斜，沿古地貌顶面发生风化淋滤和剥蚀，形成沿顶面火山岩风化体储层和沉积岩(凝灰岩)非储层间互，后期下沉接受上覆沉积泥岩覆盖形成以火山岩风化体为单元的地层圈闭，当埋藏到一定深度烃源岩成熟后，烃源岩生成的油气通过断裂或直接运移聚集于风化体地层圈闭中成藏。这种成藏模式要求在不整合面形成后再次埋藏，其下烃源岩仍具有生烃能力，油气藏规模受控于火山岩风化体地层圈闭规模和油气聚集量，风化体厚度控制着火山岩风化体地层圈闭的纵向规模，火山岩风化体平面规模控制地层圈闭大小，根据风化体、正向构造和有效烃源岩条件耦合确定该类成藏模式有利区。如准噶尔盆地陆东上石炭统巴山组，火山岩风化体与烃源岩间互分布(图7-14)，气藏沿石炭系顶面火山岩风化体分布，侧向受非渗透岩性遮挡，上面受土壤层和上覆新地层泥岩遮挡，各气藏之间不连通，气藏厚度受风化体厚度控制，一般在100～350m之间。由于生烃凹陷主要位于倾斜地层的下倾方向，沿油气来源方向在上倾部位的有效火山岩风化体地层圈闭均有可能形成这类油气藏，受近源成藏控制，高部位有效圈闭不一定充满，或不成藏，如距烃源岩较远的滴西24井气藏高度为78m;距烃源岩和断裂匹配越近的圈闭中油气充满度越高，如距烃源岩和断裂较近的滴西18井气藏高度为258m，最有利的火山岩风化体油气藏主要分布于古构造的斜坡部位。该区已探明天然气地质储量超过千亿方，是中国发现的最大的火山岩风化体准层状地层气藏。
(3)侧源火山岩不整合梳状成藏机制与模式
火山岩受逆冲推覆作用抬升接受长期风化淋滤，沿不整合顶面和断裂发育处形成梳型有利储层，受后期沉积地层覆盖形成大型火山岩风化体地层圈闭，位于火山岩风化体地层圈闭侧翼低部位的烃源岩生成的油气，通过断裂纵向运移，不整合面横向运移，并逐级向高部位运移聚集于火山岩风化体地层圈闭中成藏。该成藏模式形成的地层油气藏在纵向上位置比烃源岩高。如准噶尔盆地西北缘克-百断裂带上盘石炭系火山岩风化体大型地层油藏，该区受前陆盆地造山运动控制使其抬升，推覆带前缘被推覆高度大，经历风化淋滤时间长，在断裂控制下形成的风化体厚度大;盆地边缘上覆地层剥蚀后，火山岩经历的风化淋滤时间较短，断裂规模较小，形成的火山岩风化体厚度较小，在断裂控制下沿不整合面和断裂发育区形成梳状不整合风化体，下盘二叠系烃源岩生成的油气沿断裂和不整合面逐级向高部位运移聚集成藏，形成大型梳状地层油藏。该区已累计探明石油地质储量超过2×108t，发现三级石油地质储量超过5×108t，是中国目前发现的最大的火山岩风化体梳状地层油藏(图7-15)。
图7-15 准噶尔盆地西北缘上盘石炭系侧源火山岩风化体梳状成藏模式
三、火山岩油气成藏分布与富集规律
拉张型断陷盆地原生型火山岩油气藏与挤压型盆地火山岩风化壳油气藏，分布的富集规律不同，下文以松辽盆地深层原生型火山岩气藏和北疆石炭系火山岩风化壳油气藏为例进行阐述。
1.松辽盆地中生代天然气分布规律
(1)持续沉降型断陷控制了天然气区域分布
松辽盆地深层断陷，按构造演化特征可分为持续沉降型、晚期反转型和后期抬升型断陷，其中以持续沉降型断陷天然气最丰富。这类断陷构造活动相对比较和缓，沉降较深，沉积环境较稳定，湖相地层发育，烃源层厚度大，有机质丰度高，埋藏深。概括起来，具有“一好三高”的特点，即烃源岩的质量好、生气速率高、聚集程度高、近源产量高。这类断陷天然气探明储量占现阶段天然气探明储量的95%以上。
断陷盆地油气运移距离一般较近，本区沙河子烃源岩天然气运移距离一般不超过10km。在统计的69口井中，距源岩距离小于10km的井有52口，其中仅有4口井为干层，主要原因是储层较致密而失利;距源岩距离10～20km的井有14口，其中有6口井见气显示，4口井为水层，4口井为干层;而距源岩距离大于20km的井有3口，无气显示，其中1口井为水层，2口井为干层。又如长岭断陷的长深3井，距气源区的距离为20km以上，因此失利。而长深103井距气源近，获日产天然气11.5×104m3。由此可见，距富烃断槽近，一般距生烃中心距离小于10km，有利于天然气富集高产。
(2)生烃断槽控制了断陷内天然气分布
由于断陷盆地边界断裂的走向、延伸长度和断距发生变化以及变换带发育，一个断陷往往被分割为若干个断槽(洼槽)。松辽盆地内36个大小不等的断陷，共发育了74个断槽。断槽面积最大为1443km2，最小为131km2，大于500km2的断槽有32个。并不是每个断槽都具备良好的生烃条件。因此更准确地讲，不是断陷控制了天然气的分布，而是断陷内生烃断槽控制了天然气的分布。每一个断槽是一个独立的沉积湖盆，也是一个独立的成藏单元。因此，落实主力生烃断槽是选准勘探方向的关键。中小型断陷只要存在生烃断槽，同样具有良好的勘探前景。
天然气围绕生烃断槽呈环状分布，由于陆相断陷地质条件特殊，岩性、岩相变化限制了油气的运移，断裂发育阻滞了油气运移，油气丰度高低也影响了油气运移，因此，油气只是短距离运移，围绕生烃断槽附近聚集，呈环状分布。如长岭断陷围绕长岭断槽找到了长岭1号气田、东岭气田、双坨子油气田、伏龙泉气田、大老爷府气藏、长深8气藏等6个气田(藏)，呈现围绕生烃断槽呈环状分布的特征。由此可见，生烃断槽控制了天然气的分布。
(3)近邻生烃断槽的断裂构造带是断陷内天然气藏的富集区带
基底大断裂控制了火山岩储层的分布，也控制了火山岩体圈闭的形成，圈闭主要沿断裂带分布。中生代火山岩特别发育，形成独具风格的火山岩体圈闭，如火山岩体背斜(昌德气田、升平气田等)、断鼻(兴城气田等)、火山岩岩性(汪家屯气藏等)、火山岩裂缝性(汪家屯气藏等)等圈闭。
由于断裂断距的变化或走向的变化，沿断层的下降盘往往发育有鼻状构造(兴城气田等);在断层的上升盘发育有地层超覆(徐家围子断陷昌德气田芳深5、6、7登娄库组底部砂砾岩地层超覆气藏圈闭等)、地层不整合和潜山圈闭(徐家围子断陷昌德气田昌102、昌401变质岩潜山气藏圈闭和兴城气田、肇州西、汪家屯花岗岩潜山气藏圈闭等)，以及被覆背斜;由于反转活动还可以在断层下降盘形成反转构造等。
基底大断裂有利于油气运移和储集性能的改善。断裂是油气运移的重要通道;同时断裂带附近裂缝发育，沟通了火山岩储层内的孔隙，扩大了有效储集空间;裂缝又是地下水的渗流通道，促使次生溶蚀孔缝发育，改善了储集性能。
可见，断裂-构造带控制了断陷内天然气聚集，是天然气的富集区带，如徐家围子断陷天然气藏沿徐西、徐中和宋站基底大断裂分布;长岭1号气田也分布于基底大断裂附近。
(4)优质火山岩储层控制了天然气富集
火山岩岩性、岩相控制了优质储层的发育，从而控制了天然气富集。酸性火山岩储层发育，物性好，因此，溢流相中的流纹岩、流纹质晶屑熔结凝灰岩物性好，是有利储层，具有较好的储集能力。火山岩相对优质储层发育和天然气富集起到明显的控制作用，一般爆发相中凝灰岩储层物性最好，如徐深1井3440～3450m段的流纹质熔结凝灰岩段，孔隙度平均达7.2%，最高可达15%;渗透率平均可达0.24×10-3μm2，最高可达0.81×10-3μm2，该段压后自喷日产气195698m3。溢流相的原地溶蚀角砾岩和上部亚相的流纹岩含气较饱满，含气饱和度为70%～80%，溢流相的中部亚相和爆发相的熔结凝灰岩物性差，束缚水饱和程度高，含气性差，含气饱和度为30%～50%。近火山口的火山岩储层物性好，含气饱满，远离火山口的火山岩储层物性差，含气饱和度低。勘探实践表明，徐家围子断陷的徐深1井、徐深3井、升深2-1井等工业气流井大都分布在火山口或近火山口附近，而远离火山口的徐深16井则未获油气。
裂缝促进了优质储层的发育，从而控制了天然气富集。裂缝既是渗流通道又是储集空间，同时也是地下水渗流通道，对溶蚀缝、孔的发育起到了十分重要的作用。裂缝的发育与岩性和构造活动有着密切的关系，流纹岩裂缝最发育，裂缝线密度为5.70条/m，其次是流纹质熔结凝灰岩，裂缝线密度为5.27条/m。构造作用强烈的地区，如断裂带附近裂缝发育。如长岭断陷长深1号气田北部发育了10条断层，由于火山岩储层断裂、裂缝发育，使得原生孔隙和次生孔隙相互沟通，产生的次生孔隙沿断裂、裂缝呈串珠状分布，致使储集物性变好。形成的气藏具有统一的气水界面，为块状底水气藏。气水界面海拔深度为-3643m，最大气柱高度260m，从而形成了高产大气田。
(5)NE—NNE向基底深大断裂控制了CO2气藏分布
松辽盆地CO2气藏比较普遍，主要分布在徐家围子断陷、长岭断陷、德惠断陷，纵向上主要分布在泉头组三、四段和营城组两套层系中，登娄库组中气藏分布比较零星(汪家屯地区)。CO2含量不等，从大于60%到小于20%。碳同位素值分布在两个区间:-12～-14和-4～-8，以后者为主，指示主要为幔源或壳源成因。
CO2气主要来源于幔源和壳源岩浆，断裂是CO2气的主要运移通道。基底深大断裂，尤其是超壳断裂和岩石圈断裂是壳幔物质与能量交换和地幔流体上涌的主要通道。随着地幔物质的侵入，造成了幔壳物质的熔融和不同性质岩浆的形成。岩浆的脱气作用是CO2气形成的主要方式。这些以幔源物质和岩浆房为源的CO2气，沿剪切带发生分散运移，运移范围更广。同时，韧性剪切带间接沟通了深大断裂以及基底断裂，使深部来源的CO2气聚集在盆地的不同构造部位。当基底大断裂在拆离带与深部CO2气源相沟通时，CO2气在圈闭中聚集成藏。CO2气藏主要沿NE—NNE向断裂分布。CO2气藏主要沿NNE向展布的孙吴-双辽、伊兰-依通和嫩江3条深大断裂带分布，尤其是孙吴-双辽深大断裂与NW向的滨州基底断裂的交汇处，如达深3气藏。
长期发育的NE—NNE向大断裂附近的CO2气藏富集高产。断裂长期活动造就了CO2气多期充注，多期成藏，使气体更富集。因此，长期发育的大断裂附近的无机成因的CO2气藏富集高产。如长岭断陷长深1井营城组底部已检测到的CO2气藏就有两期充注:第一期为82Ma;第二期为28Ma。
2.新疆北部石炭系火山岩风化壳油气分布富集规律
(1)残留生烃凹陷控制油气的平面分布
从已发现的新疆北部石炭系火山岩油气藏来看，油气藏具有近源成藏特点。
火山岩储层分布规律与碎屑岩不同。新疆北部石炭系单个火山岩体规模较小，平面上分布变化大，非均质性强，连通性差(长期风化、大面积叠置分布的大型风化壳除外)，油气在其中的横向运移距离受到限制，横向运移距离一般较短，因此一般近源成藏，油气藏主要围绕有效烃源岩中心附近分布。断裂是油气纵向输导体系，可在纵向上形成多套含油气层系。新疆北部上石炭统火山岩形成于碰撞造山后的松弛垮塌环境，火山岩沿断裂带及其附近分布，因此在烃源岩分布范围内发育的断裂带是火山岩油气藏分布的最有利地区。目前，围绕三塘湖盆地的马朗凹陷发现了牛东油田，围绕准噶尔地区滴水泉凹陷发现了克拉美丽气田，围绕准噶尔地区五彩湾凹陷发现了五彩湾气田，这些油气田均属于自生自储风化壳地层型，都是围绕上石炭统有效烃源岩中心分布。
(2)风化壳规模控制油气富集的程度和规模
新疆北部石炭系火山岩优质储层分布控制油气的富集高产，火山岩风化壳中溶蚀和崩解带控制风化壳型油气富集高产。
优质储层主要发育于溶蚀带和崩解带中，在长期风化淋滤区域形成的火山岩风化壳厚度可达450m以上(断裂带附近风化壳厚度更厚)，一般土壤层厚度为10～30m，水解带厚度为20～30m，二者厚度之和在30～60m之间，这个层段储层不好，油气产量不高，或基本不含油气。这就是为什么在风化壳地层中勘探时，不是针对风化壳地层的井在风化壳内钻探20～50m完钻没有发现油气层的原因。
如准噶尔地区西北缘上盘石炭系前期没有作为目的层勘探，大部分井在石炭系只留50m以内口袋井，致使好多油层没有被发现。认识到有利储层对油气高产的控制因素以后，加强针对勘探，在石炭系发现了大量油气。如白4井620m进入石炭系，在620～710m范围内基本为差油层、干层或非储层，710～790m为好储层，获得高产工业油流，4.5mm油嘴试油，产油20.23t/d，产气80m3/d，再向下产能较低，储层物性变差，油层变差。
火山岩风化壳优质储层平面上受控于岩相、岩性、风化时间、断裂和古地貌等因素，在古地貌高部位和斜坡带处，火山岩风化强度较大，能够形成有利储层，古地貌低部位火山岩一般风化程度低，不利于形成有利储层。有利储层的形成同时受控于断裂发育程度，断裂附近能够形成裂缝和微裂缝，增加储层渗流能力，同时在风化过程中表生环境下的地表水沿断裂向下渗流，也能够增加火山岩储层的次生溶蚀孔隙，裂缝、微裂缝及次生溶蚀孔隙控制着有利储层分布，在油气藏中这些区域的油气井产量一般较高，即能够富集高产。如牛东油田探明面积范围内各井产能差别很大，马17井、nd4-13井、nd4-131井等高产井分布于断裂带附近和有利岩相发育带内，nd89-9井、nd89-10井、nd89-11井、nd89-121井、nd89-131井等较高产井分布于断裂带附近，而低产和干井产能受影响因素较多。
(3)风化壳地层型有效圈闭控制油气成藏
圈闭条件是石炭系火山岩油气成藏的关键。风化壳地层型油气藏的保存条件主要包括石炭系上覆盖层的岩性、断裂的封堵与开启性;石炭系内部有效储盖组合是火山岩内幕岩性油气藏保存的关键。
有效圈闭与主成藏期的有利配合是成藏关键。通过盆地模拟和烃源岩热演化，确定了新疆北部石炭系烃源岩主要生烃时期为晚二叠世至晚白垩世，如由五彩湾凹陷的烃源岩热演化可以看出二叠世末烃源岩达到成熟，到白垩系末烃源岩Ro达到2.0%(图7-16)。但不同盆地及盆地内不同区域的烃源岩演化序列不同，生烃期及主生烃期时间存在差别。如三塘湖盆地塘参3井的烃源岩Ro演化得到的生油期距今250～60Ma，主力生油期距今150～60Ma(图7-17);吐哈地区鄯科1井烃源岩Ro演化得到的生气期距今为265～110Ma，主力生气期为距今195～110Ma(图7-17)。因此，在白垩世之前形成的有效圈闭都具备油气聚集成藏的可能性，在评价新疆北部石炭系有利勘探区带时，不但要研究石炭系自生的储盖组合条件，同时要研究白垩系沉积前的储盖组合条件及白垩系之后的保存条件。
上覆有效盖层控制了风化壳地层型圈闭的有效性。石炭系上覆盖层是风化壳地层型油气藏保存的关键。已发现的风化壳地层型油气藏，包括牛东油田、克拉美丽气田、准噶尔西北缘克-百断裂带上盘石炭系油藏等，均具备良好的上覆直接盖层条件。石炭系上覆直接盖层为泥岩、凝灰岩等分布区最有利于风化壳地层型油气藏的形成，已发现的油气藏均在有效上覆盖层分布区。
生储盖组合控制油气赋存层位。新疆北部石炭系发育多个生储盖组合。如准噶尔地区至少发育6套生储盖组合，三塘湖盆地至少发育5套生储盖组合，吐哈地区至少发育4套生储盖组合，这些储盖组合主要分布在上石炭统，下石炭统勘探和研究程度很低，对其生储盖组合认识不足。
图7-16 五彩湾凹陷烃源岩热演化图
图7-17 三塘湖盆地、吐哈地区烃源岩Ro演化图
(4)正向构造背景控制油气运聚指向
构造高部位是油气运聚的指向区。新疆北部石炭系火山岩油气成藏同样受正向构造背景控制，但由于成藏条件的差异，火山岩油气成藏和构造的关系与碎屑岩成藏在运移距离、分布位置等方面又有不同。烃源岩生成的油气沿断裂纵向运移，到达石炭系顶面风化壳后沿风化壳横向运移，但基本为近源成藏，围绕有效烃源岩中心周缘相对高部位是风化壳地层型油气成藏的主要区域，从已发现的油气藏来看基本上都分布于古构造和现今构造耦合较好的高部位，斜坡带和背斜构造是最有利区。如准噶尔地区西北缘、克拉美丽气田等均具有该特点。
断裂控制了油气大规模聚集。新疆北部石炭系经历了多次构造运动，发育多期次断裂。围绕断裂带附近可发育有利储层，断裂带及其周围火山岩发育，断裂在改善火山岩次生溶蚀孔隙的同时，还形成了许多裂缝和微裂缝。在烃源岩区断裂能够纵向上沟通烃源岩和上部储层，在油气运聚过程中起到纵向输导作用。因此，近源断裂带为油气聚集的有利区，油气围绕断裂带附近富集高产，如牛东油田高产和相对高产井基本上分布于断裂带附近就是很好的印证(图7-18)。
图7-18 马朗凹陷牛东油田油藏剖面图
四、中国火山岩油气藏的分布
火山岩本身不能生烃，但能发育优质储层。因此，火山岩油气藏主要分布在有利生储盖配置区。
从火山岩储层与烃源岩的纵、横向配置关系分析，主要发育近源与远源两种类型。近源型组合是指在纵向上火山岩与烃源岩基本同层，在平面上火山岩储层主要分布在生烃范围之内;远源型组合是指在纵向上火山岩与烃源岩不同层，在平面上火山岩储层主要分布在生烃范围之外。
目前已发现的大型火山岩油气藏均与烃源岩近距离接触，纵向上构成自生自储或下生上储含油气组合，一般以自生自储组合近源运聚成藏最为有利(图7-19)。
松辽盆地深层下白垩统火山岩气藏属典型的自生自储型组合。火山岩储集层主要发育在营城组，烃源岩发育于营城组之下的沙河子组以及营城组内部，区域盖层是登娄库组和泉头组泥岩。纵向上，火山岩储集层与烃源岩距离很近，使得油气可以近距离运聚成藏。加之后期发育晚白垩世大型坳陷湖盆，且改造作用不强，因此深层火山岩油气成藏地质要素基本保持了原位性，条件比较理想。
渤海湾盆地发育火山岩的层系较多，而具有工业价值的火山岩油气藏主要发育在古近系沙河街组。沙河街组是渤海湾盆地的主力生烃层系，其中间歇发育的火山岩被生油岩所夹持，构成典型的自生自储型含油气组合。辽河东部凹陷欧利坨子沙三段粗面岩油藏以及南堡沙三段火山岩气藏，均属此种类型。
准噶尔盆地陆东地区和三塘湖盆地牛东地区石炭系火山岩油气藏的生储盖组合特征相似，总体为自生自储型组合，但受构造变动影响，生储盖组合既有原位性也有一定的异位性，勘探难度更大。火山岩储集层主要位于石炭系顶部不整合面附近，受风化淋滤改造比较明显。烃源岩包括下石炭统和上石炭统两套泥岩，盖层为二叠系和三叠系泥岩。石炭系可以构成独立的含油气系统。
东部断陷，以近源组合为主，火山岩与烃源岩互层，主要分布在生烃凹陷内或附近。因此，在高部位形成以爆发相为主的构造岩性油气藏，在斜坡部位形成以喷溢相为主的岩性油气藏。如渤海湾盆地古近系和松辽盆地深层，火山岩均发育在生烃层内。
图7-19 中国主要含油气盆地火山岩生储盖组合纵向分布
中西部发育近源与远源两种成藏组合类型，主要分布在大型不整合之下的火山岩风化壳内，形成地层油气藏，如准噶尔、三塘湖盆地石炭-二叠系火山岩，四川、塔里木盆地二叠系火山岩。
变质岩的储集类型多样，在已发现的变质岩储层中，储层的主控因素为裂缝系统，但是真正储集油气的空间为构造运动造成的破碎孔隙以及微裂缝、微孔隙，构造裂缝控制油气在变质岩潜山中的分布，是油气渗流的主要通道。一个相互连通的裂缝系统即为一个储集体，裂缝系统的大小和规模决定了变质岩储集体的连续性，裂缝对于变质岩储层能否高产起着决定性作用。
一、变质岩储层裂缝成因类型及特征
1.变质岩储集空间类型及特征
变质岩储层无论在岩石类型、储集条件还是储集结构演化等方面均与碎屑岩储层有较大差别，主要表现在3个方面:
1)我国变质岩油气藏储层主要是太古宙的区域变质岩和混合岩类，裂缝发育和经过碎裂化的刚性变质岩储集体性能最佳，主要分布在断裂带及其附近，受构造断裂带控制显著。
2)变质岩油气藏的储集空间类型是裂缝、粒间孔、晶间孔、溶蚀孔和喀斯特溶孔、溶洞，其中，构造裂缝-溶蚀孔隙是最佳的储集空间类型。
3)变质岩古潜山储层具有很强的非均质性，纵向上可以划分为风化破碎带、裂缝发育带和致密带。储层主要分布在风化破碎带和裂缝发育带中，而后者往往比前者具有更好的储集性能，更易获得高产。
按成因来分，变质岩储层的储集空间可分为结晶成因、构造成因、物理风化成因和化学淋溶成因，这4类成因的储集空间可形成不同的孔隙和裂缝类型(表8-4)。
表8-4 变质岩储集空间类型
(据刘孟慧，1994，有修改)
2.变质岩裂缝类型及特征
按成因可将变质岩裂缝分为4种类型，即风化淋滤裂缝、层间裂缝、构造裂缝和微裂缝。
(1)风化淋滤裂缝
由于变质岩古潜山长期暴露地表遭受风化剥蚀，从而导致风化裂缝的形成，其分布杂乱无章，纵横交错，形状奇异，常被充填。这类裂缝对变质岩储层物性影响不大，多分布于潜山顶部。如鸭儿峡志留系变质岩钻井揭示，厚度一般小于30m，岩心容易破碎，破碎率约10～120块/m(表8-5)。
表8-5 鸭儿峡志留系变质岩风化裂缝厚度
(2)层间裂缝
层间裂缝是因岩层受力后层面发生错动而形成，其特征是裂缝延伸方向与层面相平行，在岩心薄片中均可见到这类平行或微细层理发育的层间裂缝。
(3)构造裂缝
构造裂缝是岩石在构造应力作用下破裂而成。这类裂缝规模大，影响深，方向性强，成组出现，是油气运移的有利通道和主要的储集空间。按产状可分为斜交、垂直和水平等。如鸭儿峡志留系变质岩潜山以斜交裂缝为主，垂直裂缝次之，水平裂缝发育最差(表8-6)。
表8-6 鸭儿峡志留系变质岩构造裂缝特征
(4)微裂缝
微裂缝须借助显微镜才可清晰识别，其开度一般小于40μm，而大于毛细管孔隙半径，这类裂缝的存在大大改善了储集层的整体性能，对油气的储集起重要作用。微裂缝又可分为矿物晶内缝和矿物晶间缝两类，晶内缝的发育程度远远大于晶间缝，晶内缝的面密度可达10～15mm/mm2，而晶间缝平均面密度为0.03mm/mm2。
矿物晶内缝，主要分布在长石、石英、黑云母等矿物晶体内，不穿过晶体边界。按其性质及成因，可分为解理缝和裂纹缝两种。解理缝主要发育于长石类及黑云母矿物中;裂纹缝主要发育于石英、长石等矿物中，与解理缝相比，这类裂缝分布不规则，不平直，无等距性。
矿物晶间缝分布不受矿物晶体限制，一般绕过或切过矿物颗粒延伸，表现为张性裂缝，其延伸较远，开度较大。根据分布特征，矿物晶间缝又可分为3种:①混合花岗岩与黑云母斜长片麻岩中不受矿物成分限制的裂缝;②黑云母斜长片麻岩浅色矿物中，严格受浅色矿物限制的裂缝，垂直片麻理方向，类似于沉积岩中受岩性控制且与层面垂直的裂缝;③少量分布在黑云母斜长片麻岩中与片麻理方向平行的裂缝，它们一般分布在浅色矿物与暗色矿物的界面上，沿片麻理方向延伸，类似于沉积岩中沿层面分布的顺层裂缝。
3.裂缝系统的形成期次
以辽河坳陷大民屯凹陷曹台变质岩潜山为例，通过岩心观察、薄片鉴定、阴极发光分析等，结合充填于裂缝中的方解石中碳、氧同位素组成分析，傅强等(2003)认为曹台潜山变质岩发育多期次裂缝，具有充填和后期改造的显著特征，至少存在3期重要裂缝系统(图8-2)。这3期裂缝系统有3种切割关系:早期(Ⅰ)构造碎裂缝被中期(Ⅱ)、晚期(Ⅲ)裂缝切割;中期(Ⅱ)剪切构造缝被晚期(Ⅲ)裂缝切割;晚期(Ⅲ)裂缝切割早期(Ⅰ)、中期(Ⅱ)的裂缝(表8-7)。
图8-2 曹台变质岩潜山储集层裂缝发育模式
表8-7 曹台变质岩潜山不同期次裂缝特征
4.变质岩裂缝后期充填特征
变质岩储集层有效裂缝是现今保存下来的裂缝，后期充填作用对有效裂缝的影响较大，主要充填物包括方解石、绿泥石、石英、铁质、原岩细碎屑及泥质等。
在岩石薄片及扫描电镜下可见到一部分裂缝被绿泥石充填(图8-3a);构造破碎带及风化壳原岩破碎缝隙及碎裂颗粒粒间被原岩细碎屑及泥质充填(图8-3b)，有些碎屑物质重结晶、硅化，堵塞储集空间，使储集性能变差。方解石及长石主要充填于张开裂缝及长石等矿物解理缝中(图8-3c);石英充填在一些裂缝中，通过石英晶体的部位往往发生硅化弥合(图8-3d);铁质充填是黄铁矿充填于岩石受应力作用被压碎形成的缝隙中，使其不具储集性。
图8-3 辽河变质岩裂缝充填特征
二、变质岩储层裂缝发育的控制因素
变质岩储层储集空间的形成和演化主要受控于变质、构造、古物理风化和化学淋滤等作用以及矿物充填及原岩性质等(高世臣等，2008)，其中构造、古物理风化、化学淋滤等都对储集空间的形成起着积极作用。同时，变质岩储集层经历了成岩、前埋藏、抬升剥蚀、褶皱断裂、表生、后埋藏多个阶段(图8-4)，构造、表生期风化淋滤和油气充注期有机酸溶解等作用，对变质岩储集层的形成与演化具有重要影响。
图8-4 辽河坳陷太古宇变质岩储集层演化
1.变质作用
原岩在遭受复杂变质作用过程中，由于重结晶、变质结晶、变质分异和交代等作用，使原岩矿物成分、结构、构造发生一系列变化，并有孔隙和裂缝形成。在超变质过程中，随着液体物质的参与及大部分固态岩石的重熔，有结晶和碎裂成因的孔、缝液体相物质渗入、充填，最后结晶，而堵塞了裂缝。
2.构造作用
构造作用是变质岩有效储集空间形成的有利因素。在地壳浅层，由于温度和压力较低，许多岩石具有较大的脆性，当应力超过一定限度时，就会发生碎裂变质。碎裂强度主要取决于应力性质、强度、作用时间长短等因素。碎裂对油气运移具有十分重要的影响。若是受作用强度较大的压扭性应力作用，就会使岩石碎粒化或糜棱化，甚至重结晶，引起裂缝堵塞，影响油气移聚;在张应力作用下，碎裂使岩石呈角砾结构和碎裂结构，成为油气储集的有利场所和运移的良好通道。碎裂变质所形成的裂缝不仅可以形成储集空间，更重要的是能形成酸性水溶液和油气运移的通道，并与其他储集体连通，形成高产稳产油气藏。
控制裂缝发育的因素，取决于作用力性质、强弱、受力次数和变形环境。主要有下列几种情况:①裂缝在正向构造上的分布与褶皱类型有关。国内、外研究资料表明，对狭长形背斜，裂缝沿长轴分布，高点处最为发育，以纵向张性缝为主，也有层间脱空;不对称背斜，纵向张性裂缝发育带偏向侧翼，横向张性缝则发育在轴向扭曲处外侧;短轴背斜裂缝沿轴向分布，高点最发育;穹窿背斜裂缝集中在顶部。不管构造部位和地层倾角大小怎样，大部分裂缝倾角都集中在60°～90°之间。②裂缝在负向构造上的分布。向斜中裂缝的分布规律恰好与背斜相反，背斜的上部以张扭缝为主，下部以压扭缝为主，而向斜上部压扭缝发育，下部张扭缝发育。③断层对裂缝的控制。由于断层的位移和滑动，就会在紧靠断层面一带产生新的裂缝，此类裂缝对区域性裂缝不产生重大影响，主要是在离断层不远的数十米或数百米地带内，产生新的共轭羽状裂缝，一般是离断层越近，裂缝密度越大。断层影响的范围主要与断层性质和断距有关，一般说来扭性断层比张性断层影响范围大，断距大者影响范围大(图8-5)。
图8-5 鸭儿峡志留系变质岩油藏开口裂缝、含油裂缝与断层关系
3.风化淋滤作用
风化淋滤作用是指地质历史时期各种外来地质营力对古地貌山施加的一系列物理作用和化学作用。其中的淋滤溶蚀作用会使岩石裂缝开度加大，增加了裂缝的有效性。这种作用仅发生在重力渗流带和水平溶蚀带，并受当时地貌山相对高差及潜水面深度的控制，因此影响程度有限。由于水的不断流动，这两个带中相对易溶解于水的矿物质不断地从裂缝中被带走，并在水平溶蚀带以下的滞流带的裂缝中结晶沉淀。所以在滞流带及其以下的裂缝易被矿物质填充，从而减小裂缝的有效性。
风化作用对于变质岩形成孔隙和裂缝起到了积极的推动作用，长期裸露地表的岩石经物理风化作用遭受剥蚀和破碎，特别是构造裂缝发育部位和抗力性差的岩石中，物理风化作用更显著;潜山顶部和平缓的山坡上易形成厚度很大的岩屑型风化壳，在风化壳的残余物中发育大量储集空间。
化学淋滤作用是继构造作用和物理风化作用之后，又一有利于储集空间发育的重要因素。淋滤的结果是加大了裂缝的开度，使储层原始的孔隙度、渗透率得到改善，有利于油气的储集和运移。
4.矿物充填作用
岩石中形成的储集空间常被充填，对岩石储油物性产生不利影响，使岩石的孔隙度和渗透率变差，且不同环境下形成的变质岩潜山的充填特征不同，在干旱环境下容易形成碳酸盐充填，如鸭儿峡变质岩储集层;潮湿环境中易形成方解石充填，如辽河变质岩储集层。
从鸭儿峡志留系变质岩岩心及裂缝中不同的充填物质和交切关系可看出，该区裂缝为多期形成，充填物质的先后顺序依次为硅质—石膏或碳酸盐—含铁泥土，及各种薄膜充填或无充填的开口裂缝，这一顺序与构造发展史密切相关。古潜山在地史时期中大体上经历了加里东-华力西期、燕山期、喜马拉雅期等3个主要构造期，加里东-华力西期盆地为海相及海陆交互相沉积;燕山期为潮湿气候下的湖相沉积，化学作用强烈，适于硅质和铁质形成，此时期产生的裂缝多被硅质、铁质充填;喜马拉雅期属干燥环境下沉积，裂缝易被石膏、碳酸盐类充填，此期充填较前为差，据Ⅱ4井薄片观察得知，方解石仅局部充填于裂缝之中，裂缝末端一般多具开口缝隙;喜马拉雅期末，构造运动强，形成盆地现今面貌，古潜山基本定型。此时上覆白垩纪、古近-新近纪地层很厚，业已成岩。因此，喜马拉雅期产生的裂缝充填差、开口多，构造运动又使先期充填裂缝重新开口，使之成为油气储集的有利空间。
傅强等(2003)对辽河曹台潜山变质岩裂缝中的方解石进行了同位素分析，其δ18O值和δ13C值均偏负(表8-8)。曹702井880m、曹6井1000m和曹18井1303m深度岩心样品的方解石δ13C值偏负，可能与烃类浸染有关，其余的数据表明，这些方解石是淡水非海相环境的产物;用基恩-韦伯公式(式(8-1))计算的沉积环境指示系数Z值均小于120，也指示它们是淡水成因的沉淀碳酸盐矿物。这与曹702井800m深度处岩心方解石包裹体低含盐度的测试结果一致，表明裂缝中充填的方解石是中生代以后陆相湖盆发展阶段地质作用的产物。
非常规油气地质学
此外，裂缝中充填的方解石δ18O值随埋深增加而急剧变轻，反映高负值的δ18O是温度增高引起氧同位素分馏的结果，说明裂缝中的方解石是在深埋高温环境中沉淀而成。以大民屯凹陷地层恒温带的温度29.5℃为标准，用Epastein公式(式(8-2))计算的古温度表明(表8-8)，曹台变质岩储集层裂缝中的方解石形成时的温度范围为75.9～112℃;若用曹台潜山现今地热梯度3.23℃/100m近似代表古地热梯度，则方解石形成时的埋藏深度为2040～3158m，因此，这些充填于裂缝中的方解石是深埋条件下热液沉淀的结果。另一个证据是方解石中有晶形完整的粗大铁方解石，属典型晚期结晶产物。“深埋沉淀”发生的时期是沙二段东营组沉积的重新沉降期，热液沉淀的空间主要是曹台潜山在沙三段沉积期末形成的新的具有剪切性质的裂缝，也有部分早期碎裂缝，与沙三段沉积期末抬升剥蚀有关的土壤风化作用和沉积岩压实成岩过程中释放的水为CaCO3的沉淀提供了Ca2+，深部CO2和部分烃类则为CaCO3沉淀提供了碳源。
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表8-8 曹台太古宇变质岩潜山裂缝中方解石的碳、氧同位素分析
注:T—形成温度;Z—沉积环境指示系数。(据傅强等，2003)
图8-6 变质岩潜山矿物含量与储集性能关系
5.原岩性质
变质岩的储集空间具有强非均质性，原岩性质对其形成有重要影响，无论是结晶、构造作用还是化学淋滤作用形成的储集空间，无一不与原岩矿物成分、变质程度、混合岩化程度等有关。通过对辽河坳陷变质岩古潜山油藏的研究，认为裂缝性储层发育裂缝遵循优势岩性的序列(图8-6)，即在同样构造应力的作用下，暗色矿物含量高的岩性塑性较强，不易产生裂缝，难以成为储集岩;暗色矿物含量较少的岩性塑性较弱，容易产生裂缝而成为储集岩。按照各种岩性中暗色矿物含量的多少对变质岩古潜山中的岩性排序，形成岩性序列，暗色矿物含量少、在岩性序列中排列靠前的岩性就是优势岩性(图8-7)(孟卫工等，2007;单俊峰，2008;刘兴周，2009)。
图8-7 变质岩矿物与储层关系
显然，变质岩储集层中混合花岗岩所含脆性成分最高，长石、石英含量达90%～95%;其次是黑云斜长片麻岩，其石英、长石含量为70%～85%;而辉绿岩中含脆性组分最低，因而混合花岗岩中构造裂缝比黑云斜长片麻岩中发育，而辉绿岩中构造裂缝发育程度最差。碎裂岩、混合花岗岩、片麻岩及辉绿岩的裂缝发育指数分别为1.61、1.40、1.21、1.12，呈现出依次减小的规律，反映出这三者储层裂缝发育程度也依次降低。
6.埋藏深度
随深度的增加，地层压力升高，储集层裂缝开度减小。岩石处于地下深处时，承受周围岩体及上覆岩体静岩压力。岩石所处深度越大，围压越高，岩石的塑性越大。对某些花岗岩进行试验表明，当围压增大至23.8MPa时，岩石开始表现为塑性。这就是说，在地表附近，大多数结晶岩石表现为脆性;但当处于地壳深处时，结晶岩石就会变为有高度塑性的物质，乃至呈现黏性流动———蠕变。其结果会使岩石裂缝开度逐渐随着深度的增加而变小以至趋于闭合，即裂缝的有效性随着深度的增加而变差乃至最后失效。
烃源条件与地层岩性油气藏
答：斜坡构造带上的鼻状构造是油气运移的重要方向和轨迹，一旦上倾方向有遮挡条件就可以形成油气藏，如断层、三角洲水道间的泥质岩或沼泽相泥质岩等。或在鼻状构造的下倾方向或翼部形成上倾尖灭岩性油气藏；或地层超覆、地层...
地层岩性油气藏“四元成藏”特性
答：裂谷盆地地层岩性油气藏的形成分布规律在宏观上具有受多种地质因素控制的特征,但具体对于某一特定盆地或凹陷,多种控制因素所起的作用并不是等同的,是具有主次之分。 根据地层岩性油气藏形成的自身特点和成藏条件以及地层岩性圈闭成藏控制...
主要成藏模式及其特征
答：作为鄂尔多斯盆地陕北斜坡上构造活动稳定的富县地区,延长组油藏隐蔽性强,油气藏类型也主要为砂岩上倾尖灭型和砂岩透镜体型岩性油气藏、岩性-构造(低幅度鼻状构造)复合油气藏(图7-13)。 2.油气藏特征 富县地区延长组油藏的形成具备油源...
构造体系控制油气田分布
答：(1)上生下储式背斜油气藏 已发现的渐新统下部尕斯库勒深油藏和红柳泉油藏,它们共同的特点为渐新统上部和中新统生油,渐新统下部砂质岩储油,而生油层段却很少有可做储集层的砂质岩存在,且构造形成较早,在渐新统时即有明显的隆起...
油气藏分布的体系域类型
答：无论是低水位体系域还是高水位体系域均可形成地层岩性油气藏的富集。对于以单旋回沉积为主的二连盆地小湖盆，巴音都兰和乌里雅斯太凹陷低水位体系域沉积多表现为“填平补齐”性质，储层物性差，缺乏有效的烃源层，不利于岩性...
埕东地区油气成藏规律
答：各洼陷古近系均发育有优质的烃源岩层系,主力烃源岩层的生排烃作用,发生在馆陶组沉积后期和明化镇组沉积时期,为本区油气聚集成藏奠定了雄厚的油源基础。 储层物性的好坏,直接影响到对油气的储集和疏导,并影响到油气的富集程度。而...
渤海海域
答：烃源岩层位的变化导致油气藏形成时期自南北两侧向中部呈有规律的迁移,表现在油气藏分布层位上依次变新、变浅,即潍北凹陷主要油藏分布层位为始新统孔店组,莱北凹陷主要油藏分布层位为孔店组和沙二、三段,辽东湾凹陷除基底潜山油气藏...
石油地质条件综合分析
答：1.中、新元古界原生油气藏形成条件 油气藏形成的基本地质条件,不外乎生、储、盖、运、圈、保等几项内容,对于古老的碳酸盐岩原生油气藏,以上要求条件更高和更严格,对华北来说最主要的是生油条件和保存条件。 (1)有机质的丰度:中、...
岩性尖灭油气藏
答：砂岩上倾尖灭圈闭的形成有赖于砂岩尖灭线与砂岩顶面构造等深线相交;或侧向断层遮挡;或分流河道间泥质岩形成遮挡;或成岩作用形成的致密带遮挡圈闭及相应的油气藏类型(图4-7,表4-1)。 图4-6 双河油田油藏纵向剖面图 (据王寿庆等,...
济阳坳陷
答：缓坡带多种类型的油气藏有其特定的分布规律,平面上鼻状构造背景控制油气富集区的形成。每个油气富集区带都有其主力油气藏与其他类型的油气藏叠合连片,形成斜坡复式油气聚集带。在斜坡边缘以稠油、超覆、不整合油气藏为主,斜坡中部以断块...
