0 引言

火山岩油气藏是中国油气资源勘探开发的重要新领域，目前已在松辽、渤海湾、海拉尔、二连、四川等盆地内发现了多种类型的火山岩油气藏^[1-10]，展现了较大的勘探潜力。渤海湾盆地辽河坳陷火山岩的发育整体受郯庐断裂控制^[11]，古新世的岩浆活动在辽河坳陷广泛发育，始新世开始，岩浆活动中心整体转移到东部凹陷，东部凹陷古近系沙河街组三段（简称沙三段）是辽河坳陷东部凹陷火山岩油气勘探的主要层系和领域。辽河坳陷东部凹陷是中国较早发现火山岩油气藏并获得规模油气储量的地区之一^[12]，早在20世纪70—80年代，就已认识到火山岩可以作为储集岩^[13-14]，先后发现了黄沙坨、欧利坨子、热河台等火山岩油藏，已发现油藏具有岩性单一（粗面岩为主）、埋藏较浅（埋深小于3500m）、油多气少的特点。近年来，针对东部凹陷深层天然气加大了研究力度，尤其是针对玄武岩勘探领域开展攻关，在天然气成因与来源、火山岩岩性岩相、火山岩储层评价等方面取得了一系列新认识^[15-17]，落实了东部凹陷南部深层多个火山岩体，部署的风险探井JT1井获高产气流，揭示了东部凹陷火山岩勘探的巨大潜力，对辽河坳陷深层天然气勘探意义重大。

1 勘探历程

东部凹陷位于辽河坳陷东部，在平面上呈一北东走向的狭长凹陷，总面积为3300km²。已发现火山岩油气藏主要集中在东部凹陷中南部的沙三段。东部凹陷火山岩累计探明石油地质储量3304.1×10⁴t，其中粗面岩上报探明石油地质储量3193.6×10⁴t，玄武岩上报探明石油地质储量110.5×10⁴t；火山岩中尚未实现天然气规模储量发现。东部凹陷火山岩油气勘探经历了一个曲折的过程。

1.1 早期勘探探索阶段

在辽河坳陷勘探初期，火山岩被认为是油气勘探的“禁区”：一是火山岩的发育占据了烃源岩的空间；二是火山岩储集空间不发育，同时占据了砂岩储层的空间。

20世纪70年代初，热河台地区的R24井在浅层碎屑岩的钻探过程中，首次发现了火山岩油藏，在沙三段获得工业性油流，该井成为辽河油田火山岩第一口工业油流井，但并未受到重视。直到90年代初，人们仍认为火山岩含油气只是一种偶然现象，同时受当时资料限制，对该类油气藏无法开展针对性研究工作，火山岩油气藏的勘探一直处于停滞阶段。

1.2 以粗面岩为代表的火山岩勘探发现阶段

1997年欧利坨子地区的OU26井在沙三段粗面岩中获日产百吨高产工业油流，从此揭开了东部凹陷火山岩油气藏勘探的序幕，开始了有目的性的钻探，并建成了以粗面岩为主要目的层的欧利坨子、黄沙坨等多个油气田。1997—2017年粗面岩油气勘探得到快速发展，储量不断增长，成为东部凹陷油气勘探的重要领域之一。此时对火山岩油气藏认识仍不全面，认为粗面岩是东部凹陷火山岩的主要储层，对其他类型火山岩重视不够。

1.3 玄武岩勘探探索阶段

东部凹陷共发育火山岩、侵入岩、沉火山碎屑岩三大类16种岩性，其中玄武岩类占比达91%，分布规模占绝对优势，但一直未获规模发现。2006年OU606井在沙三中亚段玄武岩中试油获工业油流，成为东部凹陷玄武岩油气勘探发现第一口井，从此开始重视玄武岩这一类勘探目标。

1.4 深层火山岩天然气勘探突破阶段

2017年开始展开东部凹陷深层火山岩综合研究，研究认为主力生烃洼陷深层具备规模生气条件，沙三段深层发育以玄武岩为主的规模火山岩体，深部烃源岩与火山岩形成互层的“包裹”关系，深层烃源岩生成的天然气直接运移至火山岩储层中，同时上覆泥岩又形成了良好的盖层条件，天然气成藏条件优越。在该思路指导下，2019年针对桃园构造带深层火山岩部署风险探井JT1井，该井于2020年1月完井，在沙三中亚段4300m深度玄武质角砾岩井段试气（图 1），压后8mm油嘴自喷求产，日产气325166m³，创辽河油田40年来勘探气井产量新高，实现了东部凹陷火山岩勘探和深层天然气勘探两个方面的重大突破。

2 气藏地质特征 2.1 火山岩发育特征

辽河坳陷东部凹陷沙三段火山岩在平面上具有十分广泛的分布，在东部凹陷中南部铁匠炉—大平房地区区域连片分布，北部仅在青龙台和茨榆坨地区局部发育（图 2）。纵向上可将沙三段火山岩划分为5个喷发期次（图 3），沙三中下亚段自下而上依次发育期次Ⅰ（玄武岩）、期次Ⅱ（玄武岩）、期次Ⅲ（粗面岩）、期次Ⅳ（玄武岩）及沙三上亚段发育期次Ⅴ（玄武岩），期次Ⅱ、期次Ⅲ火山岩是研究区深层主要勘探层系^[18]。

期次Ⅰ：岩性以陆上—水下过渡环境的玄武岩为主，岩相为溢流相复合熔岩流亚相和板状熔岩流亚相，发育少量爆发相。钻井揭露于欧利坨子、热河台等地区，钻遇厚度为82~295m，平均厚度为161m。

期次Ⅱ：岩性以水下喷发环境的玄武质角砾岩为主，与暗色泥岩呈互层状接触关系，岩相为溢流相玻质碎屑岩亚相和爆发相。钻井揭露于欧利坨子、热河台、桃园、大平房等地区，钻遇厚度为28~1147m，平均厚度为393m，是JT1井深层火山岩气藏的主要层系。

期次Ⅲ：岩性以水下喷发环境的粗面岩、粗面质角砾岩为主，夹玄武岩，岩相主要为溢流相、侵出相和爆发相。钻井揭露于黄沙坨、欧利坨子、热河台、小龙湾、红星等地区，揭示厚度为20~588m，平均厚度为262m，是东部凹陷已发现火山岩油藏的主要层系。

期次Ⅳ：岩性以水下—陆上过渡环境的玄武岩为主，岩相主要为溢流相复合熔岩流亚相和板状熔岩流亚相。钻井揭露于欧利坨子、热河台、小龙湾、红星等地区，揭示厚度为54~530m，平均厚度为174m。

期次Ⅴ：岩性以陆上喷发环境的玄武岩为主，岩相主要为溢流相复合熔岩流亚相和板状熔岩流亚相。钻井揭露于欧利坨子、热河台、于楼、小龙湾、红星等地区，揭示厚度为131~427m，平均厚度为273m。

2.2 烃源岩条件

东部凹陷新生代主成盆期沙三段是研究区主力烃源岩发育层系。广泛发育的湖相暗色泥岩是沙三段最重要的烃源岩，主要围绕二界沟、黄于热、驾掌寺、于家房子和牛居—长滩等洼陷分布。二界沟洼陷和牛居—长滩洼陷烃源岩最大累计厚度逾千米，其他洼陷烃源岩厚度一般介于500~1000m。该套烃源岩不仅厚度大，而且有机质丰度高、类型好，有机碳含量普遍大于2%，氯仿沥青“A”平均含量为0.4%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ₁型为主，该类烃源岩可以在高演化阶段大量生气。

东部凹陷烃源岩的热解演化资料表明，沙三段烃源岩埋藏深度在2700m左右，镜质组反射率(R_o)能达到0.5%的生烃门限；埋藏深度在4300m左右，镜质组反射率（R_o）能达到1.3%，为高成熟生热解气阶段（图 4）。东部凹陷沙三段埋藏深度大都超过2700m，最大埋深可达8000m，反映了沙三段大部分烃源岩已达到生气门限。同时，东部凹陷已有井发现天然气甲烷碳同位素较重，与四川盆地过成熟气指标相似，表明东部凹陷发育深层裂解气^[19]，2019年在东部凹陷北部完钻的Y3井天然气δ¹³C₁为-29.43‰，进一步说明深层发育过成熟烃源岩的裂解气，为探索深层天然气提供了依据。

2.3 火山岩储层特征

东部凹陷沙三段玄武岩依据碎屑组分和结构差异，可划分为玄武质角砾岩、气孔玄武岩和块状玄武岩（指致密的呈块状结构的玄武岩，为了与气孔玄武岩进行区分，本文简称为块状玄武岩）三大类^[20-21]。通过对野外剖面勘查、岩心观察、岩石薄片分析等方法，分析总结玄武岩的储集空间、储层物性及其组合规律^[22-26]。

玄武质角砾岩主要发育于火山通道相的火山颈亚相、隐爆角砾岩亚相，爆发相的空落亚相、热基浪亚相、火山碎屑流亚相，以及溢流相的玻质碎屑岩亚相（水下环境）。由于基性岩浆黏度低，火山通道相和爆发相的规模普遍较小，这两类岩相的玄武质角砾岩发育规模有限。溢流相的玻质碎屑岩亚相属于水下喷发环境，熔浆与水体直接接触，经淬火冷凝而快速堆积形成的各种粒级的角砾状碎屑岩，通常呈丘状、透镜状，厚度大，常与暗色泥岩呈互层状分布。该类岩石的储集空间主要为原生的砾/粒间孔缝（图 5a—c）、次生的溶蚀孔缝（图 5d）和构造裂缝，基质孔隙度主要分布在7%~20%，平均孔隙度为13.26%，基质渗透率主要分布在0.1~10mD，平均渗透率为3.78mD。

气孔玄武岩主要发育于溢流相复合熔岩流亚相，呈辫状分布，厚度小（单层厚度通常小于6m），面积小。该类岩石的储集空间主要为原生的气孔、杏仁体内孔（图 5e、f）及次生的溶蚀孔和构造裂缝（图 5e），由于气孔玄武岩多位于流动单元顶部或底部，且脱玻化孔和气孔多发育在界面附近，因此气孔玄武岩通常受后期界面流体改造较强。该类岩石基质孔隙度主要分布在5%~20%，平均孔隙度为13.4%；基质渗透率主要分布在0.01~3mD，平均渗透率为1.39mD。

块状玄武岩主要发育于溢流相板状熔岩流亚相，呈层状分布，厚度大，面积范围最广。该类岩石的储集空间主要为原生水平节理缝及柱状节理缝，少量原生气孔、次生溶蚀孔和裂缝。由于基质整体结晶程度较高，原生少量孔缝多不连通，因此块状玄武岩原生孔隙整体对储层贡献不大。块状玄武岩多位于流动单元内部，受界面改造溶蚀相对较少，是整体物性较差的主要原因。该类岩石的基质孔隙度主要分布在3%~10%，平均孔隙度为4.74%；基质渗透率主要分布在0.01~1mD，平均渗透率为0.41mD。

2.4 成藏特征

勘探实践证实，深层火山岩气藏具有以下有利成藏条件：①优越的烃源岩条件。沙三段沉积时期为主成盆期，发育主力烃源岩，地层埋藏深度控制了烃源岩的成熟度，同时影响了油藏和气藏的分布；北部欧利坨子（OU606井区）、热河台（R107井区）地区沙三段埋深小于4300m，烃源岩R_o < 1.3%，主体为低成熟—成熟演化阶段，以生油为主；热河台以南地区沙三段埋深达到5500m以上，烃源岩R_o＞1.3%，有机质演化程度高，主体为成熟—过成熟的生气演化阶段，为深层火山岩油气成藏提供了优越的气源条件。②良好的储集条件。东部凹陷沙三段内部发育区域展布、叠置连片的火山岩体（图 6），受水下喷发环境影响，玻质碎屑岩亚相的玄武质角砾岩广泛发育，厚度大，储集条件好，JT1井在沙三中亚段共揭露玄武质角砾岩和辉绿岩厚度168.6m，测井解释气层厚度达123.9m。③稳定的盖层条件。沙三段深层火山岩之上发育区域分布的质纯泥岩，构成了火山岩油气藏的区域盖层，JT1井上覆连续泥岩段厚度达294m，从而有效地封闭了火山岩储层中的天然气，形成了研究区的火山岩气藏。④良好的生储盖组合关系。东部凹陷火山岩油气藏具有近源成藏的特征^[27-29]，沙三段烃源岩与火山岩储层直接接触，有利于天然气近距离充注，JT1井揭示深层存在泥岩欠压实（图 7），发育超压系统，形成了良好的封盖条件。气藏圈闭类型为构造—岩性圈闭，火山岩体都可作为有利储层，圈闭侧向封堵受控于断层与构造。

2.5 断层与储层和油气成藏的关系

断层控制火山岩储层和油气成藏主要表现为：①沙三段火山岩分布主要受东部凹陷中南部的驾掌寺断层和二界沟断层控制，靠近大断层的构造高部位，通常是古火山口相对较发育的地区，且火山口沿大断层具有呈串珠状分布的规律（图 8）。②东部凹陷古近纪经历了裂陷→断陷→断坳转化→走滑—构造反转等构造活动，这种持续活动断层附近的火山岩体，易于形成多期裂缝，通常距离主断层3km范围内是裂缝改造区；JT1井距离驾掌寺断层距离小于2km，位于裂缝集中发育区，该井高产气层段玄武质角砾岩岩心构造裂缝发育，取心收获率仅为29%。③沙三中下亚段深层成熟—过成熟烃源岩是JT1井获得成功的气源保障，上覆厚层超压泥岩是JT1井获得成功的盖层保障；水下喷发玄武质角砾岩，是遇水淬火冷凝、炸裂破碎所形成，原生的砾间孔和微裂缝十分发育，岩体内部储层连通性好，后期沿微裂缝的溶蚀改造作用非常强，近主干断裂的裂缝改造作用进一步改善、丰富了储层储集空间，原生孔缝发育、后期储层改造作用强的火山角砾岩优质储层是JT1井获得成功的关键。

3 深层火山岩气藏勘探的关键做法与技术 3.1 转变思路认识是前提，玄武岩优势储层发育机理新认识

辽河坳陷新生界主要发育块状玄武岩、气孔玄武岩和玄武质角砾岩三大类基性火山岩。块状玄武岩通常为非储层，可作为良好的盖/隔层。气孔玄武岩储层物性条件好，但横、纵向变化快，侧向多渐变为致密玄武岩而形成孤立、密闭的岩体，储层非均质性强，不具备规模成藏条件。水下喷发环境的玄武质角砾岩分布稳定、厚度大、面积广，储层物性条件好、均质性强，是油气勘探的有利目标。

东部凹陷沙三中下亚段沉积时期，研究区以深湖、半深湖、浅湖等沉积环境为主，该时期火山活动强烈，火山岩体大量发育，火山岩浆（水下喷发或陆上喷发溢流入水中）遇水冷凝形成玄武质角砾岩。这种火山角砾岩与泥岩呈互层状接触关系，在沙三中下亚段具有区域分布、叠置连片、厚度大等特征，具备规模油气勘探的地质条件。

3.2 物探技术进步是关键，“两宽一高”地震资料提高成像精度

受以往物探采集技术限制及中浅层巨厚火山岩地层的屏蔽作用，已有三维地震资料在深层分辨率与信噪比相对较低，不能满足针对深层火山岩气藏勘探的要求。针对深层火山岩的三维地震采集与处理技术的进步是实现勘探发现的关键，“两宽一高”地震资料对改善资料品质效果显著^[30-32]。2015年与2016年先后针对红星与大平房地区开展“两宽一高”高精度三维地震采集与处理攻关（图 9）。采用低频可控震源激发，坚持采用小面元、高覆盖、宽方位、单点接收技术方案，提高解决复杂勘探目标的能力，结合地质任务要求，在主要构造带强化激发预案，提高深层反射能量。

3.3 时频电磁是辅助技术，进一步落实火山岩体

统计研究表明，研究区内火山岩呈明显高阻特征，不同岩性的火山岩电阻率差异显著，其中粗面岩在时频电磁剖面上表现为相对高阻，玄武岩、碎屑岩表现为相对低阻，玄武岩电阻率高于碎屑岩电阻率，应用电磁勘探方法可以有效识别火山岩体与岩性分布^[33-35]。2016年与2018年先后在东部凹陷南部采集时频电磁剖面203.4km/16条，利用整体连片处理资料，整体刻画桃园、大平房、驾掌寺等地区火山岩空间分布特征（图 10）。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，对深层火山岩气层的勘探提供了有利的支撑。

3.4 地质工程一体化是保障，助推火山岩勘探大发现

在JT1井钻井施工中，工程与地质人员针对火山岩储层特点，应用控压钻井工艺，在有效控制井口压力情况下，确保了油气层段的较低钻井液密度。同时，采用高性能氯化钾体系钻井液并配合裂缝型油藏屏蔽暂堵技术、防水锁等专项技术大大提高了储层保护效果。针对小井眼段钻速慢的问题，通过地层的精准预测并采用针对性的随钻扩眼工具及钻头，实现了钻井提速，机械钻速较普通方式提高了7.3倍。

在储层改造技术上，通过分析邻区火山岩体储层资料和压裂效果，并借鉴其他油田的压裂经验，确定了“造长缝、保安全、低伤害、提效果”的压裂设计思路，相应地制定了4项针对性的技术对策，并在施工中及时调整，最终压裂施工获得了成功。

4 勘探意义与启示 4.1 东部凹陷深层具有较强的生气能力

辽河坳陷东部凹陷具备生成成熟—过成熟天然气的有利条件，目前Y3井等钻井已发现过成熟天然气，为深层寻找过成熟天然气提供了依据。东部凹陷发育多个生烃洼陷（图 11），有利烃源岩具有厚度大（500~800m）、面积广（900km²）的特点，深部烃源岩钻探程度低，JT1井在埋深3972m的泥岩样品实测R_o值为1.1%，随着深度增加成熟度将逐渐增大，沙三段深层烃源岩可具备生成成熟—过成熟天然气的能力，二界沟、黄于热、驾掌寺、牛居—长滩等洼陷深层生气能力较强，是深层天然气勘探的有利区。

4.2 广泛分布的火山角砾岩是天然气规模成藏的重要领域

东部凹陷沙三段发育规模火山岩体，由北至南埋深逐渐变大，玄武岩、粗面岩互层出现，局部地区发育东营期侵入的辉绿岩。区域物性统计分析表明，随着深度的增加，压实作用逐渐增强，沉积岩物性降低较快，火山岩受岩石骨架和火山角砾岩支撑作用，物性变化相对较小，实测物性显示，深层（大于3500m）火山岩储层优于沉积岩储层。JT1井揭示玄武质角砾岩层段储层物性好、岩体厚度大、单井产气量高，表明厚层玄武质角砾岩可以作为深层天然气的优质储层。JT1井的钻探解放了除粗面岩以外的火山岩，洼陷深层广泛分布的厚层玄武质角砾岩将成为下步勘探的重要领域。

4.3 主成盆期火山岩是深层天然气勘探的重要方向

东部凹陷在主成盆期沉积的沙三段火山岩最为发育，单井钻遇最大累计厚度超过1200m。在沙三段沉积时期，东部凹陷大规模拉张裂陷并快速沉降，形成多个沉积—沉降中心，并发育了大套厚层富含有机质的暗色泥岩。沙三段火山岩与烃源岩间互发育，形成了源储直接接触的配置关系及天然气短距离运移的先天条件，造就了巨厚烃源岩与规模火山岩体的有利源储配置，主成盆期火山岩天然气是未来勘探的重要方向。

5 结论

（1）东部凹陷埋藏深度大于4300m的烃源岩达到了成熟—过成熟的生气演化阶段，具有规模生气的潜力，为天然气成藏提供了丰富的物质基础。主成盆期沉积的沙三段是火山岩油气勘探的主要层系，水下喷发环境的玄武质角砾岩具有厚度大、分布稳定、储层物性好等特征，是深层气藏的良好储集体。烃源岩层系中的火山岩被泥岩包裹，厚层超压泥岩强封盖，保存条件好。在近油源和裂缝改造区的火山岩体是深层气藏勘探有利目标。

（2）火山岩从勘探禁区到勘探热点地区，深层天然气从信心不足到信心满满，辽河坳陷深层火山岩气藏的勘探发现充分表明“勘探无禁区，认识无止境”。思路认识转变与勘探理论创新是深层天然气勘探突破的根本，基础研究与技术创新是深层天然气勘探突破的关键。JT1井的钻探成功，解放了辽河坳陷广泛发育的火山岩油气藏，有望成为辽河油田“十四五”天然气规模建产的重要领域，辽河坳陷深层也将成为未来天然气勘探发现的主战场。

致谢:

辽河油田新能源开发公司陈振岩总经理对本文审定和修改给予了大力支持和帮助，在此表示衷心感谢！