准噶尔盆地石西油田石炭系火山岩储层特征及成藏规律*

李 想 付 磊 纪宝强 谢 磊张金龙 李 虎 秦启荣

（1.中国石油新疆油田公司石西油田作业区 新疆克拉玛依 834000；2.西南石油大学地球科学与技术学院 成都 610500）

火山岩储层是一种典型的非常规油气储层，在全球超过13 个国家/地区的40 余个盆地均获得了规模性储量及工业油气流，成为全球非常规油气资源的一个重要领域（唐华风等，2020）。根据火山岩储层特征及控制因素，一般将其分为原生和次生（改造）两类，原生型火山岩储层受控于自身的火山作用，如火山机构、火山旋回、岩性岩相等（Chen et al.，1999；Feng et al.，2008），次生型储层除了受自身火山作用外，更多与后期地质改造作用有关，如风化淋滤、构造及溶蚀作用等（孟凡超等，2021）。我国学者经过多年的科研攻关实践，特别是自2007 年以来，在火山岩油气藏研究领域中取得了显著的科研成果，总体上集中于火山岩储层特征、控制因素、形成机理及分布特征等，建立了与之配套的多种技术方法。原生型火山岩储层主要位于我国中部和东部地区，以松辽盆地和渤海湾盆地为代表，次生型火山岩储层主要位于西部的准噶尔盆地。克拉玛依油田是我国较早发现并实现火山岩油气商业开发的地区，自1980 年以来，继九区古13 井在安山岩中发现油气之后，随后在红山嘴、五区、七区、八区、车排子、石西、湖湾区等地区发现的火山岩油气藏已达40 多个，充分证实了火山岩油藏在准噶尔盆地的勘探开发潜力（衣健等，2016；孔垂显等，2017，2018；牛海瑞等，2017）。近年来，国内学者重点对车排子凸起（李学良等，2017；汪勇等，2018；魏嘉怡等，2018；李竹强等，2019；孟凡超等，2021）、中拐凸起（仲伟军等，2016；范存辉等，2017；张啸等，2019；李佳思等，2020；邹妞妞等，2021）、哈山地区（于洪洲等，2019a，2019b）等火山岩储层进行了深入的研究，有效地指导了准噶尔盆地火山岩的油气勘探。其研究思路基本为以火山岩岩性岩相着手，系统的开展储层空间类型及特征、孔隙结构、物性特征等研究，明确储层发育的控制因素及形成机理，并探讨火山岩储层的分布规律。整体而言，风化壳火山岩储层孔隙空间以原生、次生孔隙及裂缝为主，又可以分为多个亚类和小类，物性较差，储层主要受岩性岩相、挥发分逸出作用、风化淋滤作用、裂缝（断裂）以及多成因的复杂叠加作用有关，储层的分布与埋深、岩性岩相、火山地层单元、不整合面（喷发间断或构造不整合面）等有关。

石西油田石炭系火山岩油藏自1992 年石西1 井的发现以来，目前已建成了整装的现代化沙漠油气田，探明区石炭系已累计产油400 余万吨，地质储量采出程度仅10%。整体而言，该区石炭系地层构造复杂（小断裂发育，产状变化快），岩性复杂（有效厚度非均质，油水过渡带不均一），使得含油井段多，油层厚度变化大，试油效果差异大，平面上油藏开发程度不均，再加上受到异常高压、裂缝发育、底水活跃等因素的影响，制约了该油藏的高效开发。近年来，我国仅少数几位学者对该区油藏地质特征进行了相关探讨，主要涉及单井火山岩储层特征、原生气孔特征、构造样式等（马立民等，2013；张勇等，2013；李虎等，2017；李玉玺，2019；李治，2019；邹阳等，2020）。这些研究成果和认识一定程度上指导了该油田前期的勘探开发，随着勘探开发步伐的加快，研究区扩边需求强烈但效果不一，急需在最新三维地震资料下开展有利区带的优选。因此，强化该区火山岩储层特征及成藏规律的认识，厘清有利储层的影响因素，对于提高扩边开发井的成功率和油田整体的经济效益具有积极意义。

1 地质概况

石西油田地理位置处于新疆克拉玛依市，构造上位于准噶尔盆地腹地的石西凸起，南、北、东面分别与盆1 井西凹陷、三南凹陷、滴水泉凹陷相邻，展现出“三面邻凹”的有利地质条件（李虎等，2017；李玉玺，2019；李治，2019）。研究区整体可分为3 个凸起两个凹槽5 个构造单元，从西往东依次为石西1 井凸起、石西1 井南凹槽、石西4 井南凸起、石莫1 井西凹槽及石莫1 井凸起（图1）。其中石西1 井凸起石炭系已基本探明，油气资源最丰富，整体形态为一受石西2 井北断裂、石002 井西断裂及石西1 井南断裂夹持的三角形垒块，其内部可进一步划分为东垒块、西掉块和北断阶3 个次级构造单元（图1）。研究区地层层序正常，钻遇地层最老为石炭系火山岩（C），二叠系仅存乌尔禾组（P2w），三叠系百口泉组（T1b）、克下组（T2k1）、克上组（T2k2）、白碱滩组（T3b），侏罗系八道湾组（J1b）、三工河组（J1s）、西山窑组（J2x），白垩系吐谷鲁组（K1t）（图2）。石炭系火山岩之上沉积了巨厚的陆相碎屑岩，厚度约4 000～4 500 m。其中石炭系以火山岩为主，岩性为浅灰绿色角砾岩、安山岩、集块岩，底部为一套灰色的玄武岩（李玉玺，2019；李治，2019）。

图1 石西油田区域构造位置（a）及石炭系顶面构造图（b）Fig.1 Regional tectonic location（a）and Carboniferous top structural map（b）of Shixi Oilfield

图2 石西油田地层综合柱状图Fig.2 Comprehensive stratigraphic histogram of Shixi Oilfield

2 火山岩储层特征

2.1 岩性和岩相特征

石炭系火山岩为一个完整的喷发序列，包括熔岩、普通火山碎屑岩和过渡岩3 大类，其中熔岩占钻揭地层厚度的53%左右，在地层中最为发育（毛凯兰，2017）。熔岩类主要包括安山岩、流纹岩、英安岩和玄武岩，条带状熔岩在研究区比较常见，玄武岩仅在石西2 井可见。普通火山碎屑岩类以集块岩、集块角砾岩、火山角砾岩、角砾凝灰岩为主，以集块岩和集块角砾岩发育最广，角砾主要为安山质成分。过渡岩主要为英安岩和安山质过渡岩，英安质具有弱熔结角砾结构，安山质具有角砾熔岩结构，其中火山碎屑物占20%～75%左右。整体而言，研究区主要岩性为集块岩、条带状熔岩、角砾熔岩和致密凝灰岩，总占比超过84%（图3）。

图3 石西石炭系火山岩岩性分布直方图Fig.3 Lithology distribution histogram of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

研究区火山岩岩相可分为爆发相和溢流相两种，以溢流相为主（毛凯兰，2017）。爆发相的岩体规模比较小，相带窄，岩相变化快，很难形成大规模的火山岩储集体，溢流相以分布在爆发相的外围为主，是研究区油气储集的有利相带。石炭系火山岩自下而上可分为A、B、C 三段，其分布特征主要为：

A 段：以基性—中基性岩为主，岩性为溢流相的玄武安山岩和玄武岩，分布范围窄，主要分布在石西1 井、2 井的下部，SH1004、SH1104、SH1020 和SH1019 等井连线一带。

B 段：为中性岩段，纵向呈两段式分布，上部以溢流相安山岩为主，下部主要为爆发相的安山质火山角砾岩。平面上，溢流相和爆发相分布范围差异大，溢流相位于SH1110—石西1—SH1012 井连线以南一带，爆发相位于研究区东北部的石001—石004 井区。自爆发相往溢流相方向，岩性岩相逐渐过渡为爆发—溢流相的安山质角砾熔岩。

C 段：以中酸性岩为主。爆发相的英安质火山角砾岩区转移到研究区西北的石001—石019 井区一带，爆发相安山岩和流纹岩区，溢流相的安山质角砾熔岩环绕爆发相区分布。

根据岩性岩相特征可知，石炭系火山活动比较活跃而且具有多期性的特点，溢流作用和爆发作用交替变换，反映出由基性岩浆到中酸性岩浆演变的过程。石西1、石西2 井是石西地区钻揭的火山岩最全，岩相连续性较好的两口井，并且岩性和岩相具有较好的对应关系。

2.2 储集空间类型及特征

孔隙和裂缝是石炭系火山岩储层最主要的储集空间类型。其中，孔隙包括原生孔隙和次生孔隙，以后者对于油气的储集更有意义（秦小双等，2012；于洪洲，2019a；Li，2022）。原生孔隙以原生气孔、晶间孔为主，但这类孔隙往往单独出现，虽提高了储层的孔隙度，但油气的运移受阻。原生气孔指的是岩浆喷出地表冷凝后，其挥发组分散失后留下的孔隙，多为圆形、椭圆形，主要发育在熔岩流的底部和顶部（图4a、图4b）；晶间孔主要指石英、长石等矿物晶体颗粒内部的孔隙，形状不规则，孔隙的大小与颗粒的大小多成正相关关系（图4c）。次生孔隙以各类溶蚀孔隙为主，如基质溶孔、砾间溶孔、晶间溶孔、砾间和砾内溶孔等，这类孔隙是矿物被溶蚀后的产物，往往边界不清楚，形状极不规则（图4d～图4f）。

裂缝不仅可以提供储集空间，还能沟通那些孤立的孔隙，从而有效地改善储层渗流能力（苏培东等，2011）。根据岩心及薄片观察，石炭系储层裂缝主要包括构造裂缝、冷凝收缩缝、砾间缝、溶蚀缝等，以构造裂缝最发育（张兴勇，2021）。构造裂缝是在构造应力作用下形成的，其分布范围广，且具有规律性。根据力学性质，可将构造裂缝分为剪切裂缝和张性裂缝，以剪切裂缝为主，其特征与张裂缝具有明显的差异性，表现为分布规律性强、延伸长度远、方向性明显、穿层性强、裂缝面平直等特点（李虎等，2017）（图4g、图4h），这些不同成因的裂缝可以将原生孔隙、次生孔隙沟通，在镜下表现得更加明显（图4i、图4j）。研究区火山岩储集空间往往与微裂缝组合而成，形成溶蚀—裂缝孔隙。根据岩心观察，本次统计了石炭系火山岩裂缝的发育特征参数，裂缝宽度一般在2.5～63.1 μm 之间（图5a），属中等缝，部分缝内充填绿泥石、方解石和硅质等，高角度裂缝充填程度明显低于水平和低角度裂缝；大部分裂缝倾角在60°～86°之间，平均大于72°，即主要为高角度和直立裂缝（图5b）；裂缝密度主要集中在1.6～16 条/m（图5c）。

图4 石西油田石炭系火山岩储层储集空间类型及特征a.石003 井，4 370 m，安山岩，半充填气孔，椭圆形；b.石006 井，4 392.37 m，安山岩，气孔边缘荧光，椭圆形；c.石004 井，4 382 m，晶间孔；d.石005 井，4 464.22 m，流纹质英安岩，角砾间溶孔；e.石西2 井，4 604 m，安山岩，基质中溶孔；f.石007 井，4 383 m，安山岩，粒内溶孔；g.石002 井，4 463.00～4 463.88 m，互相平行的剪切缝；h.石003 井，4 405.00～4 405.20 m，剪切缝；i.石013 井，4 421.00～4 421.10 m，剪切缝；j.石006 井，4 371.48 m，安山岩，微裂缝Fig.4 Types and characteristics of reservoir space of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

图5 石西油田石炭系火山岩裂缝发育程度a.裂缝宽度；b.裂缝倾角；c.裂缝密度。Min.最小；Max.最大；Ave.平均Fig.5 Fracture development degree of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

裂缝的发育主要受岩性岩相、构造位置及古地貌的控制，具体表现为：爆发相的火山角砾岩裂缝发育程度明显低于溢流相的熔岩，集块岩、角砾熔岩、条带状熔岩裂缝密度较大，安山质角砾岩和角砾凝灰岩裂缝密度最低；由于构造作用的影响，在背斜长轴方向、古潜山构造高点以及距离断裂一定范围内裂缝密度较大，而相对平缓的区域则密度较小，证实了研究区以构造裂缝为主；古地貌主要通过影响风化淋滤作用控制裂缝的发育，在古地貌的低幅残丘和陡坡单元及其周边，单井裂缝厚度（超过60 m）明显大于位于洼地单元的井（李虎等，2017）。

根据最新的地震资料解释成果，结合岩心观察及单井裂缝密度数据，利用加强相干技术（AFE）对石炭系构造裂缝进行预测。从单井的验证结果可以看出，角度较大的裂缝更易容易识别；在平面分布上，开发井所在的西北方整体裂缝发育，为重要的裂缝发育带，另外研究区中部和东南部也存在两个裂缝发育带（图6）。裂缝的发育带与裂缝的影响因素、油气产能大小具有较好的对应性。

图6 石西油田石炭系顶界火山岩裂缝相干预测结果Fig.6 Results of coherent fracture prediction of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

2.3 储层孔隙结构特征

根据压汞资料分析结果，石炭系火山岩平均孔喉半径在0.04～1.90 μm 之间，总体表现为细喉、微喉，这是造成储层基质渗透率低的主要原因。将石炭系油藏毛管压力曲线分为以下4 类。

Ⅰ类：是石炭系火山岩最优质的孔隙结构类型，岩性主要为英安岩。毛管压力曲线呈单峰型，平台明显，孔喉分选性好（图7a）。孔喉半径主要位于0.293～1.800 μm，占比近70%，最大孔喉半径和中值孔喉半径分别为1.800 μm 和0.594 μm，孔喉具有较好的连通性，视退汞效率59%。

Ⅱ类：是石炭系火山岩一般的孔隙结构类型，岩性主要为安山质火山角砾岩。毛管压力曲线呈单峰型，无明显的平台，孔喉分选性一般（图7b）。孔喉半径主要位于0.293～1.900 μm，占比44%，最大孔喉半径和中值孔喉半径分别为1.900 μm 和0.272 μm，孔喉连通性一般，比Ⅰ类孔隙结构差，视退汞效率33.6%。

Ⅲ类：是石炭系火山岩较差的孔隙结构类型，岩性主要为英安岩。毛管压力曲线无平坦段，孔喉分选性较差（图7c）。孔喉半径主要位于0.293～1.600 μm，占比19%，最大孔喉半径和中值孔喉半径分别为1.600 μm 和0.062 μm，孔喉连通性较差，视退汞效率24.7%。

Ⅳ类：是石炭系火山岩最差的孔隙结构类型，为非储层，岩性主要为致密凝灰岩。毛管压力曲线无明显平台，排替压力高，孔喉半径小，孔喉分选性差（图7d）。孔喉半径主要位于0.293～1.600 μm，占比19%，最大孔喉半径和中值孔喉半径分别为1.6 μm和0.062 μm，孔喉连通性较差，视退汞效率24.7%。

图7 石西油田石炭系火山岩油藏典型毛管压力曲线a.Ⅰ类；b.Ⅱ类；c.Ⅲ类；d.Ⅳ类Fig.7 Typical capillary pressure curve of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

2.4 储层物性特征

石炭系火山岩储层物性资料统计分析，具有一定储集能力的岩性岩相多分布在中、酸性火山岩中。不同岩性火山岩储集能力差异明显（李伟等，2010）（表1），本次统计了主要岩性（角砾熔岩、条带状熔岩、集块岩、致密凝灰岩等）的物性特征（图8）。致密凝灰岩物性最差，64%的岩样孔隙度为4.0%～10.0%，渗透率主要分布在0.03×10-3μm2～0.63×10-3μm2之间；集块岩的孔隙度分布范围为9.0%～18.0%，占比75%，渗透率主要分布在0.10×10-3μm2～2.51×10-3μm2之间，占比80%；条带状熔岩的孔隙度分布范围为9.0%～20.0%，占比75%，渗透率主要分布在0.04×10-3μm2～1.0×10-3μm2之间，占比90%；角砾熔岩的孔隙度分布范围为9.0%～16.0%，占比60%，渗透率分布在0.03×10-3μm2～3.98×10-3μm2之间，占比80%。

表1 石西油田石炭系油藏火山岩岩性与物性参数分析表Table 1 Analysis of lithology and physical parameters of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

图8 石西油田石炭系火山岩主要岩性物性分布a～d.分别为角砾熔岩、条带状熔岩、集块岩、致密凝灰岩的孔隙度分布；e～h.分别为对应的渗透率分布Fig.8 Physical property distribution of main lithology of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

3 油气成藏分析

3.1 烃源条件

已有研究证实（李治，2019；于洪洲，2019b），研究区二叠系风城组烃源岩生油高峰为三叠纪。石炭系部分区域在中三叠世前已经接受了二叠纪、早三叠世的沉积，但仅限于构造低部位，因此风城组烃源岩已经生成的油气虽可以运移至石炭系地层，但难以保存和聚集成藏，这与现今石001、石002、石005 等井发现的沥青相对应，证实了这一时期油气的运移过程。在侏罗纪时，二叠系乌尔禾组烃源岩进入生油高峰，石炭系火山岩已覆盖了晚三叠世较厚的湖相泥岩，对于油气的保存具有积极意义，使得这一套烃源岩生成的油气聚集于石炭系火山岩储层中，是石炭系火山岩的第一期成藏。在中-晚侏罗世对应的燕山构造运动作用下，研究区形成了以侏罗纪—三叠纪的褶皱、断裂为主的构造，已形成早期的石炭系油藏遭到破坏，沿着这些深浅层断裂运移至侏罗系，形成了侏罗系的次生油气藏。到白垩纪后，研究区构造活动已变的十分微弱，原已形成的圈闭得以保存，并最终形成了现今的石炭系油藏，即对应的研究区第二期成藏。因此，研究区石炭系火山岩展现出“两期成藏”的特征，油源主要为盆1 井西凹陷二叠系乌尔禾组烃源岩。

3.2 储盖条件

研究区石炭系火山岩储层储集空间主要为裂缝—溶蚀孔隙，无裂缝几乎无法形成有效空间，储集物性最好的地区为古潜山火山岩主体部位。石炭系火山岩裂缝—孔隙型储集体属深层（中部埋深平均为4 385.7 m）、孔隙中等（孔隙半径平均28.28 μm）、喉道微细（喉道半径平均为0.093～0.328 μm）、渗透率低、非均质性强等特征。

研究区在早泥盆世—石炭纪岛弧火山岩发育，广泛分布钙碱性火山岩。石炭纪—二叠纪早期活跃的断裂—火山活动，奠定了陆梁隆起内部构造格局，此时，研究区所处的陆南凸起整体呈现抬升的状态，二叠—早三叠世在高部位缺失，而在南北的凹陷和凸起的低部位沉积了厚度差异较大的沉积物。在这个时期，全盆地处于填平补齐阶段。晚三叠世，全盆地整体下降，进入泛盆沉积时期，在整个陆南凸起上普遍覆盖了厚＞200 m 的上三叠统暗色湖相泥岩，成为该区一套厚度较大、分布稳定的区域性盖层。因此，三叠系百口泉组为研究区广泛发育的盖层。

3.3 油气运聚分析

研究区位于石西凸起与滴南凸起结合部，具备三面邻凹的特点，是油气向石西、石南、陆梁等油气田运移的必经之路。整体而言，研究区北部环三南凹陷石炭系井石西3、石南4、夏盐1 等井均无成藏，三南凹陷生烃能力较差；滴水泉凹陷烃源岩主要供给滴南凸起气藏，对研究区石炭系的影响较小。因此，石西油田石炭系油气主要来源为盆1 井西凹陷的下乌尔禾组烃源岩，主要具备两个优势油气运输通道（图9）：一为石西凸起正南北方向通道，这条油气运移通道为石西石炭系油藏的主要通道（图10a）；二为石西8—石西4 井方向通道，这条通道是石西4 获得工业油流及石西8 浅层侏罗系成藏的主要运输通道，另外，这条通道之上的盆东1 井侏罗系三工河组、三叠系白碱滩组、二叠系下乌尔禾组见较好油气显示，证明了该油气运输通道的可靠性（图10b）。

图9 石西油田石炭系火山岩油气运移优势通道示意Fig.9 Schematic diagram of dominant channels for oil and gas migration of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

图10 石西油田石炭系火山岩油气运移优势通道地震剖面a.第一油气优势运移通道，过L9011N 二维测线地震解释剖面；b.第二油气优势运移通道，过石西8—石西4 连井地震剖面Fig.10 Seismic profile of dominant channel for oil and gas migration of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

石西凸起位于盆1 井西凹陷复合油气系统内，从三叠纪至今，油气的排出源源不断，具有十分优越的烃源条件。风城组源岩在三叠纪至早白垩世末为主要的主要排油期，排油速率最大为三叠纪，排气速率最大为早白垩世。下乌尔禾组源岩侏罗纪至早白垩世末为主要的排油期，排气期为白垩纪至今。在风城组源岩和下乌尔禾组源岩的主要排烃期，盆1 井西凹陷北斜坡一直处于盆1 井西凹陷、阜康凹陷、沙湾凹陷、莫南凸起以及油气运移的方向上。综合以上分析认为，石西油田石炭系成藏主要受油源断裂、岩性岩相的综合控制，表现为盆1 井西凹陷提供的油源通过断裂运移至物性较高的岩体成藏，产能主要受物性影响，开采过程中水上升快主要受裂缝沟通影响（图11）。

图11 石西油田石炭系火山岩油气成藏模式Fig.11 Hydrocarbon accumulation model of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

此外，根据已钻井油气显示和石西凸起构造单元分析，我们发现东垒块在石炭系油气资源最丰富，初期产能及累计产能情况最好，出水情况较其他构造单元较少。分析认为其主要受控于油藏厚度、构造形态及岩性岩相3 个方面的影响（图12）。首先，油藏厚度是决定产能高低的最直观因素，油藏厚度越大，产能越高。研究区东垒块最厚，产能最高，最厚点集中在SH1025 井背斜及石西1 井背斜附近，最厚可达250 m，西部石013 井背斜及SH1041 井背斜次之，厚度大约在150 m 左右，油气资源最丰富点位于东垒块，北断阶次之，西掉块最差，与油藏厚度基本呈正相关，表明了油藏厚度的可靠性。其次，构造形态从一定程度上影响着油藏厚度，因此间接的影响着石炭系油气资源的分布，在3 个次一级构造单元中，东垒块油气资源最丰富，西掉块最差。此外，次一级构造单元还可以细分为高地、斜坡及洼地，其中高地产能最高、斜坡次之、洼地较差。通过对石炭系井出油气井产能统计，其中万吨级以上井大多数集中在高地，少部在斜坡，无井分布在洼地。再次，岩性岩相主要通过影响储集性能从而控制油气的显示及产能情况，研究区储层物性较好的为溢流相的火山熔岩中。

图12 石西油田石炭系火山岩油气产量与油藏厚度、构造形态的关系Fig.12 Relationship between oil and gas production and reservoir thickness and structural form of Carboniferous volcanic rocks in Shixi Oilfield

4 结 论

（1）石西油田石炭系火山岩类型包括熔岩、普通火山碎屑岩和过渡岩，以集块岩、条带状熔岩、角砾熔岩和致密凝灰岩为主；岩相可分为爆发相和溢流相两种，以溢流相为主。自下而上可分为3 个岩相段，分别为基性至中基性岩段、中性岩段以及中酸性岩段。

（2）石炭系火山岩储层储集空间类型以次生孔隙和构造裂缝为主，构造裂缝对于储集性能的改善具有重要意义，其与原生和次生孔隙沟通形成的溶蚀—裂缝孔隙是重要的储集空间。构造裂缝表现为倾角大、宽度中等、密度差异大等特征，裂缝的发育受岩性岩相、构造位置及古地貌的控制。

（3）石炭系火山岩储层基质渗透率低，平均孔喉半径在0.04～1.90 μm 之间，表现为细喉、微喉特征，孔隙结构可以分为4 类，以Ⅰ类孔隙最优。不同岩性的孔隙度和渗透率具有明显的差异性，集块岩和角砾熔岩表现为较高孔较高渗，条带状熔岩为较高孔较低渗特征，致密凝灰岩物性最差。

（4）石炭系火山岩储层成藏的烃源条件、储盖条件、运移条件等均较好，烃源岩主要来自盆1 井西凹陷二叠系乌尔禾组，油气运移通道主要为石西凸起正南北方向通道和石西8—石西4 井方向通道，表现为“两个优势运移通道、两期成藏”的特征。油藏厚度、构造形态及岩性岩相条件是火山岩油气富集高产的重要因素，油藏厚度是决定产能高低的最直观因素。