火山岩风化壳储层特征及分布规律——以准噶尔西北缘中拐凸起石炭系火山岩为例

火山岩风化壳储层特征及分布规律——以准噶尔西北缘中拐
凸起石炭系火山岩为例
范存辉;吴强;邓玉森;李虎;韩雨恬
【摘要】Weathering volcanic crust reservoir has become an important and new field of oil and gas exploration,its characteristics and distribution rule are of great important theoretical and practical significance to the oil and gas exploration in volcanic rocks.Through comprehensive research of well drilling,cores,logs,seismic and laboratory analyses,weathering volcanic crust reservoir characteristics and distribution rule have been comprehensively studied from the volcanic rock formation environment in Zhongguai uplift,Junggar Basin.The result shows that volcanic rocks formed in the island-arc environment,and lithology is mainly andesite and tuff.The weathering crust structure of volcanic rocks can be divided into four layers:weathered clay layer,strong weathered zone,weak weathered zone and dense non weathered zone.The strongly weathered zone is the best of the four-layer structures,which is the main reservoir development zone.Reserving space mostly contains secondary pores and fractures,and the fracture has a better effect on reservoir seepage capacity.The development of reservoir is affected by lithology and lithofacies,tectonic movement,weathering and leaching,and fault(fracture).Carboniferous system volcanic oil-gas is mainly distributed along the three zones(close to fault zone,structural high part zone,beneficial lithofacies development zone),one side (near the plane of unconformity).%火山岩风化壳储层已成为重
要的油气勘探新领域,开展风化壳储层特征及分布规律研究对火山岩油气勘探具有重要的理论和现实指导意义.利用钻井、岩心、测井、地震、分析化验等资料,从火山岩形成环境着手,对准噶尔盆地西北缘中拐凸起石炭系火山岩风化壳储层特征及控制因素开展综合研究,明确火山岩风化壳油气成藏模式及分布规律.研究表明:中拐凸起石炭系火山岩形成于岛弧环境,岩性以安山岩、凝灰岩为主;火山岩风化壳结构分为风化黏土层、强风化带、弱风化带及致密未风化带4层结构,其中强风化带储层物性最好,为主要的储层发育区;有效储集空间主要为次生孔隙和裂缝,裂缝对储层渗流能力有较好的改造作用;风化壳储层主要受风化淋滤作用、岩性岩相、构造位置及断裂(裂缝)等因素的控制;油气主要分布在距风化壳顶面480 m范围内,具有沿三带(靠近断裂带、构造高部位地带、有利岩相发育带)、一面(不整合面附近)分布的富集规律.
【期刊名称】《现代地质》
【年(卷),期】2017(031)005
【总页数】13页(P1046-1058)
【关键词】风化壳储层;石炭系火山岩;中拐凸起;准噶尔盆地
【作者】范存辉;吴强;邓玉森;李虎;韩雨恬
【作者单位】西南石油大学地球科学与技术学院,四川成都610500;中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室,湖北武汉430074;天然气地质四川省重点实验室,四川成都610500;新疆油田公司石西油田作业区,新疆克拉玛依834000;新疆油田公司石西油田作业区,新疆克拉玛依834000;西南石油大学地球科学与技术学院,四川成都610500;中国石油塔里木油田分公司,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司,新疆库尔勒841000
【正文语种】中文
【中图分类】TE122.2
世界上第一个火山岩油气藏于1887年在美国加利福尼亚州的圣华金盆地发现，目前在全世界范围内已发现170余个火山岩油气藏，其中阿根廷帕姆帕-帕拉乌卡油气藏、日本新潟盆地吉井-东帕崎气藏都是大型火山岩油气藏[1-2]。

国内自1957
年首次在准噶尔盆地西北缘发现火山岩油气藏以来，已相继在松辽盆地、海拉尔盆地、二连盆地、三塘湖盆地、准噶尔盆地等14个含油气盆地有所发现[3]。

火山岩储层分为原生型和风化壳型两类，国内外发现的火山岩油气藏主要来自于受“岩性”、“岩相”控制的中新生代原生型火山岩。

长期以来，我国石油地质学家致力于东部原生型火山岩油气藏的研究，取得了丰硕的成绩并认为原生型火山岩为最重要的储集层[4-5]。

然而随着火山岩油气藏勘探开发的不断深入，风化壳型储层逐
渐受到勘探家的重视并认识到其储层物性、油气产能等都明显高于原生型火山岩，但目前国内勘探程度仍较低。

由于受大地构造演化背景的控制，我国火山岩风化壳油气藏主要分布于西部地区，其中准噶尔盆地北部石炭系火山岩是近年来油气勘探的重要目标。

2005年后我国学者对新疆北部石炭系火山岩开展了深入研究，一系列新的认识及勘探成果，彻底改变了以往“石炭系为准噶尔盆地基底，不具备油气生成及油气成藏”的观点[6]，扩大了油气勘探领域，并指导了克拉美丽气田、牛东油田等油气田的发现。

准噶尔盆地西北缘中拐凸起油藏为典型的火山岩风化壳油藏，原生型火山岩油藏发育较少，自20世纪50年代勘探以来，已探明石炭系含油面积12.70 km2，石油地质储量745.00×104 t，勘探程度较低。

2012年5月部署的JL10井，在石炭系首次未采取措施获高产工业油流，随后部署的JL101井经压裂后日产油13 m3，充分证明
区内石炭系火山岩勘探潜力巨大。

然而，针对中拐凸起火山岩风化壳储层却鲜有研
究，导致多年来该区火山岩油气勘探始终未获得重大突破，对火山岩风化壳储层特征及控制因素的认识不清已严重阻碍了该区油气的勘探开发。

因此，本文在前人研究的基础上，基于新疆北部石炭系火山岩最新研究成果，探讨中拐凸起风化壳储层的油气地质条件，为该区及类似地区的火山岩油气勘探提供借鉴。

中拐凸起位于准噶尔盆地西北缘油气勘探区，面积约为2 200 km2,一级构造单元
上地处准噶尔盆地西部隆起，北部及西部边界分别为克百-乌夏断裂带和红车断裂带，南部及东部边界分别为沙湾凹陷、盆1井西凹陷、达巴松凸起及玛湖凹陷(图1)。

克百-乌夏断裂带为走向北东(NE)、向北西(NW)倾斜的逆冲断裂，红车断裂带为走向近南北(SN)、向西(W)倾斜的逆冲断裂，中拐凸起位于逆冲断裂带的下盘[7]。

中拐凸起从石炭纪火山岩形成后经历了多期构造运动，主要表现为海西构造运动中晚期开始隆起，经印支期、燕山期构造运动继承发展，至喜马拉雅期构造运动最终定型，经历了一个构造活动由强至弱直至消亡的完整旋回，其中石炭纪的构造运动对准噶尔盆地的影响尤为重要，是整个盆地由活动的盆—山体系逐渐发展过渡为
较稳定盆地体系的关键时期[8]。

2.1 火山岩地球化学特征
根据中拐凸起石炭系17口井310个薄片资料统计，研究区火山岩以安山岩、凝灰岩为主，其次为火山角砾岩及玄武岩等，凝灰岩占火山岩岩性总厚度的34%，安
山岩占28%，火山角砾岩占19%，玄武岩占10%，花岗岩占9%，在局部井点发育有少量的侵入岩体，岩性主要为酸性花岗岩。

全碱-SiO2(TAS)图解显示(图2a)，样品均落在亚碱性范围内，其中仅1个样品落
在玄武安山岩中，2个样品落在安山岩范围附近，其余样品基本落在英安岩和流纹岩范围内。

SiO2-K2O图解显示(图2b)，样品落在低钾拉斑玄武岩-钙碱性系列内，花岗岩样品均落在钙碱性系列内，其余样品大部分落在低钾拉斑玄武岩系列，具有同期岩浆演化的特征，即岩浆演化晚期的产物(花岗岩)相对更富钾。

里特曼指数
δ((Na2O+K2O)2/(SiO2-43))=0.05～2.79，其中15个样品的δ值<1.8，属钙性系列，另外7个样品的δ值介于1.8～3.3之间，属钙碱性系列。

由该区6口井的主量、微量元素化学分析表明：样品主量元素的含量差别较大。

其中SiO2含量介于53.99%～76.04%之间，表明样品主要为中性火山岩和酸性火山岩；Na2O+K2O在1.00%～8.12%之间，K2O/Na2O值为0.01～2.91，较为富碱；CaO值在0.34%～15.56%之间，富钙。

微量元素中亏损Rb、Nb、Ta、Sr、P和Ti，富集U，暗示具有弧火山岩的特征[10]。

结合火山岩上覆地层为扇三角洲相的泥岩夹砂岩、砾岩夹泥岩、泥岩与泥质粉砂岩互层，认为石炭系火山岩形成于岛弧环境。

2.2 火山岩风化壳结构及特征
根据邹才能、侯连华等[11]关于新疆北部石炭系火山岩风化壳的划分成果，结合中拐凸起火山岩10余口井1 125 m的钻井岩心描述、7口井常规测井响应特征、6
口井元素测量结果及物性特点，将该区风化壳纵向(自上而下)结构划分为风化黏土层(土壤层)、强风化带、弱风化带及致密未风化带(未风化基岩)。

本次以区内比较
典型的597井为例进行说明(图3)：(1)风化黏土层(土壤层)位于最上部，是风化作用改造下形成的细粒残积物，多为紫灰色、褐色的泥土，一般在几米到几十米范围，597井深度从2 559.1～2 573.5 m，厚度为14.4 m，物性较差，储层孔隙度普遍低于0.5%测井显示为低电阻率、深浅电阻率曲线近“箱状”且无幅度差、低密度、高声波时差等；(2)强风化带深度从2 573～2 766 m，厚度约193 m，岩心孔隙
度为3.69%～21.49%，平均13.35%，在井深2 588～2 610 m、2 755～2 779 m处试油，结果为水层强风化带为该区储层的主要储集空间；(3)弱风化带深度范
围从2 766～2 998 m，钻遇该带232 m，岩心孔隙度为0.55%～14.83%，平均值为7.91%，该带钻井过程中无油气显示；(4)致密未风化带(未风化基岩)从井深2 998 m开始，岩体几乎未受风化，岩体完整性好，岩性致密坚硬，孔渗性能最差。

通过9口井不同结构的1 542个孔隙度样品进行统计，风化黏土层、强风化带、弱风化带及致密未风化带孔隙度平均值分别为3.5%、13.6%、7.2%、4.9%，借鉴新疆北部火山岩提交探明地质储量的孔隙度下限为6.4%，认为强风化带和部分弱风化带(顶部及裂缝影响区域)为有效储层，试油结果也充分证明，有效储层主要分布在强风化带。

2.3 储集空间类型及特征
火山岩储集空间的发育不仅与火山岩本身的特征有关，更与后期受到的外界环境有关。

根据区内1 125 m岩心、310张薄片以及500余张图像资料，结合FMI成像测井资料解释，将储集空间类型分为原生与次生两大类，且多以组合形式出现，有溶孔—收缩缝—粒间孔型、气孔—溶孔—溶缝型、溶孔—裂缝型、气孔—风化缝型等[12]。

2.3.1 储层孔隙类型及特征
储层孔隙主要包括原生孔隙和次生孔隙。

原生储集空间主要包括气孔(原生气孔、残余气孔)、晶间孔及原生裂缝等。

原生气孔是本区火山熔岩的主要储集空间，在喷溢相玄武岩及安山岩中最为发育，其最大孔径在8 mm以上，一般为0.5～3 mm，气孔最多可占岩石总体积的30%以上，一般占10%～15%，在火山岩中常呈孤立无序、团块状分布，连通性差(图4a)，若气孔在后期被方解石、沸石及绿泥石等矿物部分充填，即形成残余气孔(图4b)，孔径细小，多数粒径在0.1 mm 以下。

晶间孔发育于喷发岩的斑晶与斑晶之间(图4c)，孔径较小，一般小于0.2 mm，形态不规则。

收缩孔是火山岩冷凝成岩时，火山玻璃或充填于岩体内部空间的组分，由于温度变化引起热胀冷缩而形成的孔隙(图4d)。

次生孔隙主要有斑晶溶孔、基质溶孔、粒间溶孔、粒内溶孔及粒模孔等。

斑晶溶蚀孔发育于玄武岩和安山岩中，由长石斑晶被溶蚀而形成，呈蜂窝状和筛孔状(图
4e)。

基质溶蚀孔在喷溢相安山岩及玄武岩中较为常见，基质常由玻璃质与微晶长
石构成，微晶长石容易黏土化溶蚀，形成基质溶孔(图4f)，是火山岩良好的储集空间。

粒内溶孔分布在喷溢相安山岩、爆发相火山角砾岩和凝灰岩中，其形态多不规则，常呈港湾状(图4g)，为凝灰岩、火山角砾及火山晶屑等在成岩溶蚀后形成的
孔隙。

粒间溶孔发育于安山岩及火山角砾岩中，主要为粒间基质受大气水或淡水淋滤而形成，形态呈伸长状或不规则状，孔径约0.15～0.5 mm(图4h)。

粒模孔分布于火山碎屑岩中，以长石铸模孔为主，是火山岩体中原来组分被溶蚀，但仍保留原组分外形的孔隙空间(图4i)。

2.3.2 储层裂缝类型及特征
裂缝既是火山岩储层的有效储集空间，还是重要的渗流通道。

原生裂缝主要为成岩过程中形成的冷凝收缩缝和砾缘缝。

冷凝收缩缝是岩浆冷凝过程中温度差形成的裂缝(图5a)；砾缘缝分布在角砾间或角砾边缘的裂缝，其受火山相控制明显(图5b)。

次生裂缝包括构造缝、风化缝和溶蚀缝。

构造缝是在后期构造应力作用下形成的裂缝，多表现为缝面平整、产状稳定、延伸较远，且具有较为明显的定向性(图5c)，是区内最主要的裂缝类型，对储层渗流能力的提高有重要作用；风化缝主要发育于不整合面附近，风化淋滤作用导致其形态极不规则，延伸较短，常被紫红色铁质或泥质半充填或充填，油气储集贡献不大。

此外，依据裂缝成因可分为构造缝、成岩缝、风化缝、溶蚀缝以及钻井诱导缝等5类[13]。

依据产状可分为水平缝、斜交缝、网状缝和直劈缝(图6)。

斜交缝在区内较为发育，网状缝主要是构造缝，成岩缝和
低角度的细小裂缝也可与构造缝相互组合，区内网状缝主要发育在断裂带附近。

研究区主要发育与构造应力相关的构造缝，其余类型裂缝在区内发育较少且整体延伸短，对储层改造作用有限。

决定油气井高产、稳产的主要因素为水平渗流能力，根据裂缝的产状分析认为，流体在裂缝中渗流能力的高低顺序为：网状缝、斜交缝、水平缝和直劈缝，不同类型裂缝交织发育形成网状缝，对储层渗流能力的提高有重要作用[14]。

根据裂缝面与基准界面夹角可将裂缝分为水平缝(≤10°)、低角度缝
(10°～30°)、斜交缝(30°～60°)、高角度缝(60°～80°)、直立缝(≥80°)，统计区内裂缝充填程度表明：区内直立缝和水平缝充填程度最高，90%左右被全充填或者半充填，其次是低角度缝，大约80%以上被全充填或者半充填，高角度缝和斜交缝充填程度相对较弱，约60%未充填或半充填(图7)。

选取区内9口取心井共计1 486个孔隙度、渗透率测试样品，统计孔隙度和渗透率相关关系(图8)，随着孔隙度的增加，渗透率变化规律性不强，孔渗相关系数仅为0.425 7，少数样品具有明显的低孔高渗的现象，这与裂缝的发育有直接关系。

3.1 风化淋滤作用对储集性能的改造
3.1.1 古构造(古地貌)对储层的影响
古构造(古地貌)是风化壳岩溶作用与各类地质作用综合影响的结果，不同古构造(古地貌)形态不仅对风化淋滤作用起着控制作用，还影响着储层的分布[15]。

中拐石炭系火山岩形成之后，在构造挤压作用下岩体整体抬升，长期暴露在地表接受表生环境的风化淋滤作用，依据火山岩风化淋滤模式[16]，古地貌高部位、斜坡带及断裂发育处风化淋滤作用强，强风化带厚度大，有利于形成有效储层；构造相对低缓部位风化剥蚀作用较弱，为部分淋滤区或风化淋滤作用较弱区；构造低部位由于风化剥蚀物覆盖，风化淋滤程度更弱而且厚度薄，一般不易形成储层。

对研究区风化程度强弱的分布与二叠纪沉积前古构造形态进行对比(图9)，发现研究区风化程度强弱与古构造形态有明显的对应关系，石炭系古构造形态大体上呈西高东低的特点，研究区西部K021井、JL10井-G148井一带位于古构造相对较高的位置，向西往JL2井方向、向南往G10井方向古构造位置相对较低。

而强风化带厚度较大的K021井区、JL10井-G148井区等都位于古构造高点位置，K021井、JL10井在石炭系火山岩中测试分别获日产油66.38 t、20.16 t；强风化带厚度较小的G10井、598井都位于古构造相对较低缓的部位。

强风化带发育区与古构造高点位置的吻合说明风化淋滤的程度与古构造部位密切相关，古构造的相对高部位风化淋滤
作用强度大，影响深度深，且研究区油气显示井分布位置与风化淋滤程度高的部位及古构造形态十分吻合(表1)，表明该区火山岩的古构造形态控制下的风化淋滤作
用及程度是火山岩储层发育的主控因素。

3.1.2 风化壳纵向发育程度对储层的影响
火山岩形成后由于长期暴露地表遭受表生成岩作用和大气降水的淋滤溶蚀作用，风化壳附近溶蚀孔、洞、缝发育，有效改善了储层物性，距离风化壳顶面越近，溶蚀孔洞缝越发育。

通过9口井1 542个孔隙度样品统计其与距风化壳顶面距离的关
系(图10)，孔隙度值大于15%的样品主要位于风化面以下240 m以内，孔隙度值在6%～15%的样品主要分布于风化面下240～480 m范围内，随着距离石炭系
顶面距离的增加，孔隙度明显降低。

距风化壳顶面480 m以内，均可形成有效储
层(240 m以内最佳)，最大孔隙度达23.1%；由于断裂(裂缝)的影响，地表水随断裂渗透溶蚀储层，改善了储集空间，孔隙度可达20.7%，有效储集层距风化壳顶
面距离可扩大到1 000 m。

3.2 岩性、岩相对储层物性的控制
在同样表生环境下，不同岩性、岩相其岩石力学参数、原始物性以及可溶矿物不同，表现出较强的差异风化作用，风化程度的强弱直接影响储层物性[17]。

根据研究区主要岩性(岩相)的800余个物性实测数据的统计表明：未经风化作用时，岩性中仅有火山角砾岩为有效储层，平均孔隙度为8.6%，岩相中仅爆发相可形成有效储层，平均孔隙度为8.2%；经弱风化后，火山角砾岩、安山岩、凝灰岩等均可形成有效储层，平均孔隙度分别为9.4%、7.3%、6.5%，岩相中爆发相、火山通道相、喷
溢相、侵出相均可形成有效储层，平均孔隙度分别为9.7%、8.6%、7.8%、7.5%；经强风化后，岩性中仅花岗岩不能形成有效储层(平均孔隙度为3.8%，有效储层的界限均是按照该区储量上报的孔隙度下限6.4%)，其余岩性孔隙度存在差异，火山角砾岩、安山岩、凝灰岩、玄武岩平均孔隙度依次为12.4%、10.3%、9.2%、
7.6%，岩相中除火山沉积相不可形成有效储层(平均孔隙度4.9%)，其余均可形成
有效储层，爆发相、火山通道相、喷溢相、侵出相储层平均孔隙度依次为11.5%、10.6%、8.9%、6.8%。

显然，随着风化程度的增加，储层孔隙度增加，风化作用
可较好地改善储层物性，本区中爆发相火山岩角砾岩和喷溢相安山岩的物性最好。

3.3 断裂(裂缝)对风化壳储层的控制
中拐凸起石炭系断裂构造通过控制其附近的局部构造应力来影响裂缝的发育及分布。

通过统计裂缝密度与距离主控断层面距离的关系可知，裂缝密度较大的区域主要位于主控断裂附近约500 m以内的区域，且距离越近，裂缝越发育，距离主控断裂500 m以外的区域，裂缝密度明显减小，发育程度降低。

此外，火山岩岩性与裂
缝发育也有直接联系，统计中拐凸起石炭系火山岩不同岩性中的裂缝密度可知，火山角砾岩、安山岩、凝灰岩、玄武岩和花岗岩裂缝密度分别为1.7条/m、1.5条
/m、0.8条/m、0.5条/m、0.3条/m。

火山角砾岩和安山岩裂缝密度最大，这与
其长期暴露地表遭受风化淋滤后岩石力学强度降低有直接关系。

裂缝的发育对风化壳储层有明显的控制作用，中拐凸起石炭系I级裂缝发育区主要位于中拐凸起中部K021井-H56A井、H019井-G6井-JL11井-JL10井-JL061井-JL6井一带及G10井区附近，五八区563井-591井、573井-JL3井、593井-572井-596井、574井-K75井-K85井一带，中拐东斜坡K007井-K010井-K79井-K301井一带及JL2井以南地区；Ⅱ级发育区分布在中拐五八区、中拐凸起中
部及东斜坡区I级裂缝发育区外围大部分区域，分布范围相对较广。

除此之外，成岩作用也对储层发育具有重要的影响，尤其是暴露地表的表生成岩阶段，与风化淋滤和构造运动共同影响下，可以形成各种次生孔隙及构造裂缝，也是研究区风化壳储层发育的主要因素。

4.1 油气成藏模式
中拐凸起石炭系火山岩风化壳油气成藏具有近源捕获油气、风化淋滤与成岩作用改
善储层性能、断裂和不整合面运聚、构造及有利火山岩体匹配成藏的特点(图11)。

该区火山岩岩相以中-基性爆发相和喷溢相为主，火山岩形成之后在石炭纪-二叠纪经历了强烈的抬升、褶皱和剥蚀，石炭系顶部风化淋滤形成的不整合面及内部次级断裂改善了储层的储集性能；石炭系之上沉积了上乌尔禾组稳定的湖相泥岩，与下伏石炭系形成良好储盖组合；区内发育的主控断层为油气的运移提供了通道，油气沿主控断层两侧形成条带状、块状油气聚集带，形成规模不等的火山岩风化壳型油气藏。

4.2 油气富集规律
中拐凸起石炭系火山岩风化壳油气藏的形成受多种因素控制，是烃源、岩性(岩相)、断裂及古构造(古隆起)、不整合面风化淋滤、盖层等多因素影响下的综合表现，分布有其独特的规律。

中拐凸起石炭系火山岩油气分布具有沿三带(靠近断裂带、构
造高部位地带、有利岩相发育带)、一面(不整合面附近)分布的规律。

平面上油气
富集主要与断裂带、不整合面(古地貌)及岩相展布关系密切。

主控断裂带附近、古地貌高部位及靠近断裂的斜坡地带，爆发相及喷溢相发育区是油气在平面上的优势富集区，这三个区域几乎集中了研究区全部的高产井(596井、H56A井、H019井、G16井、JL6井、JL10井、K021井等)(图12)。

纵向上油气分布主要受石炭
系不整合面控制，距不整合面越近，火山岩体风化淋滤程度越高，储层物性越好，随着与不整合面距离的增大，孔隙度和渗透率均明显减小。

对研究区20余口井含油气层段进行统计分析，发现钻井油气显示深度均位于石炭系顶不整合面以下20～240 m深度范围内，其中距离石炭系顶不整合面以下20～130 m范围油气
显示最集中，距离石炭系顶不整合面以下130 ～240 m范围内也有部分井段有显示，但是聚集程度有所降低，可见油气纵向富集区主要位于不整合面以下一定深度范围内，越靠近不整合面，高产油气聚集程度越高。

(1)中拐凸起石炭系火山岩形成于大陆内侧岛弧环境，为低钾拉斑玄武岩-钙碱性系
列岩石，火山岩风化壳结构分为风化黏土层、强风化带、弱风化带及致密未风化带4层结构，其中强风化带储层物性最好，为主要的储层发育区。

有效储集空间主要为次生孔隙和裂缝，裂缝对储层渗流能力有较好的改造作用。

(2)中拐凸起火山岩风化壳储层主要受风化淋滤作用、岩性岩相、构造位置及断裂(裂缝)等的综合控制，具有近源捕获油气、风化淋滤与成岩作用改善储层性能、断裂和不整合面运聚、构造及有利火山岩体匹配成藏的特点
(3)中拐凸起石炭系火山岩油气分布具有沿三带(靠近断裂带、构造高部位地带、有利岩相发育带)、一面(不整合面附近)分布的规律。

平面上主控断裂带附近、古构造高部位及靠近断裂的斜坡地带，爆发相及喷溢相发育区是油气在平面上的优势富集区；纵向上油气分布主要受石炭系不整合面控制，距不整合面越近，火山岩体风化淋滤程度越高，越有利于油气富集。

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