銀額盆地哈日凹陷多類型油氣藏共生特征及其成藏機理

陳治軍，王文慧，劉金豐，白曉寅，王小多，李科社，李子梁

1.陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司研究院，西安 710075 2.長江大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院，武漢 430100 3.中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第二錄井分公司，河北任丘 062550

銀根—額濟納旗盆地（以下簡稱銀額盆地）位于內(nèi)蒙古自治區(qū)的西部，面積約為12.3×104km2，是中國為數(shù)不多油氣勘探程度較低的大中型沉積盆地之一[1-2]。盆地的油氣勘探始于20世紀(jì)50年代，復(fù)雜的地質(zhì)條件增加了盆地的勘探難度，經(jīng)過半個多世紀(jì)的艱難推進，目前僅在查干凹陷、天草凹陷和拐子湖凹陷發(fā)現(xiàn)為數(shù)不多的中小型油田[3-5]。近年來，延長石油集團在盆地中部哈日凹陷加大了勘探投入，取得了較好的勘探成果。凹陷中部的HC1井于2015年試氣獲得了日產(chǎn)9×104m3的高產(chǎn)氣流，實現(xiàn)了銀額盆地勘探歷程上的一次重大突破[1,6]。后續(xù)的勘探也在該凹陷發(fā)現(xiàn)了一大批工業(yè)油流井和油氣顯示井，證實了哈日凹陷具有較好的油氣勘探前景[1,7]。但哈日凹陷的油氣地質(zhì)條件極為復(fù)雜，油氣分布規(guī)律尚不明確，這就嚴(yán)重地制約了該區(qū)的油氣勘探進程。哈日凹陷目前已發(fā)現(xiàn)多種類型油氣藏，油氣藏類型的多樣性對于一個中小型凹陷是絕無僅有的，這么多類型油氣藏他們的共生特征是什么？成藏機理又是什么？這些問題得不到科學(xué)回答，油氣分布規(guī)律也將得不出科學(xué)的預(yù)測。基于對凹陷各類型油氣藏的剖析，系統(tǒng)分析多類型油氣藏共生特征及其成藏機理，對油氣分布進行預(yù)測，指明勘探方向，以期為該區(qū)的勘探?jīng)Q策和勘探部署提供依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

銀額盆地是在前寒武紀(jì)結(jié)晶地塊和古生代褶皺基底基礎(chǔ)上發(fā)育起來的中生代—新生代沉積盆地，晚古生代以來盆地經(jīng)歷了石炭紀(jì)—二疊紀(jì)裂谷、晚二疊世—三疊紀(jì)擠壓隆升、侏羅紀(jì)—早白堊世斷陷和晚白堊世—第三紀(jì)拗陷4 個構(gòu)造演化階段[8-9]。銀額盆地區(qū)域構(gòu)造位于塔里木、哈薩克斯坦—準(zhǔn)噶爾、西伯利亞和華北4 個板塊的結(jié)合部位，可劃分出“七坳五隆”12 個二級構(gòu)造單元[9-12]（圖1）。哈日凹陷位于銀額盆地的北部，是蘇紅圖坳陷西部的一個次級構(gòu)造單元，東接巴布拉海凸起，南近宗乃山隆起，西連洪格爾吉山，北鄰蒙古國，凹陷呈現(xiàn)東斷西超的箕狀結(jié)構(gòu)，面積約為1 000 km2左右，可劃分為西部斜坡帶、中央深凹帶和東部陡坡帶三個次級構(gòu)造單元[13]。鉆井揭示，哈日凹陷的沉積蓋層自下而上有二疊系、白堊系和新生界，其中最主要的沉積地層白堊系可劃分為下白堊統(tǒng)和上白堊統(tǒng)[14]。下白堊統(tǒng)自下而上可劃分為巴音戈壁組一段（K1b1）、巴音戈壁組二段（K1b2）、巴音戈壁組三段（K1b3）、蘇紅圖組（K1s）和銀根組（K1y），上白堊統(tǒng)僅有烏蘭蘇海組（K2w）（圖1）。哈日凹陷白堊紀(jì)主要發(fā)育湖泊、扇三角洲、水下扇和火山巖沉積體系，具有較好的油氣成藏條件[7,13]。

圖1 哈日凹陷構(gòu)造單元劃分(a)，地震剖面(b)及地層柱狀圖(c)（據(jù)文獻[12]修改）Fig.1 Structural unit division (a), seismic profile map (b), and stratigraphic column (c) of the Hari sag(modified from reference[12])

2 油氣地質(zhì)特征

2.1 烴源巖特征

哈日凹陷下白堊統(tǒng)以深水細粒沉積為主，半深湖—深湖相烴源巖較為發(fā)育，K1b1、K1b2、K1b3、K1s和K1y均有烴源巖分布[15-19]，相關(guān)油氣源對比研究表明K1b1、K1b2和K1y烴源巖為主力烴源巖[1,15-16,18]。K1b1烴源巖巖性主要為深灰色—灰色泥巖、凝灰質(zhì)泥巖、粉砂質(zhì)泥巖等，有效烴源巖厚度為5~151 m，平均為63 m，TOC平均為0.89%，S1+S2平均為4.63 mg∕g，氯仿瀝青“A”平均為0.073%，干酪根碳δ13C 為-29.1‰~-24.5‰，Ro為0.60%~2.01%，烴源巖為有機質(zhì)豐度中等—好、Ⅱ1型—Ⅱ2型、成熟—高成熟的烴源巖[15]（表1）。K1b2烴源巖巖性主要為深灰色含灰泥巖和灰質(zhì)泥巖，有效烴源巖厚度為23~222 m，平均為109 m，TOC 平均為1.18%，S1+S2平均為7.85 mg∕g，氯仿瀝青“A”平均為0.182%，干 酪 根δ13C 為-30.3‰~-23.8‰，Ro為0.60%~2.17%，烴源巖為有機質(zhì)豐度好—極好、Ⅱ1型—Ⅱ2型、成熟—高成熟的烴源巖[15]。K1y烴源巖巖性主要為泥晶白云巖和白云質(zhì)泥巖，有效烴源巖厚度達為130~583 m，平均為472 m，TOC 平均為3.98%，S1+S2平 均 為22.24 mg∕g，氯 仿 瀝 青“A”平 均 為0.233%，干酪根δ13C為-29.9‰~-23.5‰，Ro為0.44%~1.31%，烴源巖為有機質(zhì)豐度極高、Ⅰ型—Ⅱ1型、低成熟為主的烴源巖。

表1 哈日凹陷主力烴源巖地球化學(xué)數(shù)據(jù)Table 1 Organic geochemical data for the main source rocks of the Hari sag

2.2 儲集層與蓋層特征

研究區(qū)有效儲層類型豐富，常規(guī)儲層為水下扇、扇三角洲和湖相沉積的砂體，非常規(guī)儲層有含灰或灰質(zhì)泥巖、含云或云質(zhì)泥巖、火山巖等[6-7,20-21]。蓋層方面，中生界以深水細粒沉積為主，泥巖較為發(fā)育，蓋層條件好，主要發(fā)育烏蘭蘇海組河漫灘相紫紅色厚層泥巖、蘇紅圖組下段的湖相厚層泥巖和巴音戈壁組二段厚層暗色泥巖3 套區(qū)域蓋層[1,7]。良好烴源巖條件，豐富的儲集層類型，較好的蓋層條件，這些均為研究區(qū)的油氣成藏提供了有利條件。

3 油氣藏類型及其特征

3.1 油氣藏類型

哈日凹陷已發(fā)現(xiàn)白云質(zhì)泥巖生物氣藏、灰質(zhì)泥巖氣藏、灰質(zhì)泥巖油藏、砂巖油藏、砂巖氣藏、火山巖氣藏等多種類型油氣藏（圖1、表2），油氣藏類型的多樣性對于一個盆地來說實屬罕見，對于一個中小型凹陷更是絕無僅有的。

表2 哈日凹陷油氣藏類型及其特征Table 2 Types and characteristics of oil and gas reservoirs in the Hari sag

3.1.1 白云質(zhì)泥巖生物氣藏

該類氣藏發(fā)育于銀根組，巖性主要為白云質(zhì)泥巖，其次為泥晶白云巖。白云質(zhì)泥巖呈灰黑色，礦物組成以白云石和黏土礦物為主，巖性較為致密，但溶蝕孔洞發(fā)育（圖2a）。泥晶白云巖層理發(fā)育，由多套紋層構(gòu)成，紋層主要有富有機質(zhì)紋層、富泥晶白云石紋層和富黏土紋層，組成了湖相碳酸鹽巖烴源巖特有的“三元紋層”結(jié)構(gòu)（圖2b）。無論是白云質(zhì)泥巖還是泥晶白云巖，他們的有機質(zhì)豐度極高，可作為優(yōu)質(zhì)烴源巖；且其溶蝕孔洞和裂縫較為發(fā)育，具有一定的油氣儲集性能（圖2a，c）。

該類氣藏在哈日凹陷分布面積較大，HC1井、H1井、H3 井、H4 井、H5 井、H7 井和H8 井均有分布，氣層厚度為125~482 m，氣測全烴最高值為13.0%。針對該類氣層試氣效果最好的為HC1 井，試氣后產(chǎn)出的氣體點火可燃，但火焰不連續(xù)，天然氣產(chǎn)出程度較低，表明此類氣藏含氣量普遍較低。天然氣烴類組分中甲烷含量極高，干燥系數(shù)為97%~98%，平均97%，天然氣為干氣。非烴組分主要為H2和CO2，其中CO2含量的體積分?jǐn)?shù)為0~5.10%，平均0.22%；H2含量的體積分?jǐn)?shù)為0~4.04%，平均0.10%。天然氣具有生物降解氣的“高甲烷含量、低含氣量”的典型特征，應(yīng)為銀根組有機質(zhì)豐度極高的低成熟度烴源巖在低溫、還原環(huán)境下由細菌（微生物）的發(fā)酵和合成作用而形成的天然氣，氣藏具有“源內(nèi)成藏”的特點。

3.1.2 灰質(zhì)泥巖氣藏

該類氣藏主要形成于巴音戈壁組二段，其次為巴音戈壁組一段，儲層巖性主要為灰質(zhì)泥巖、含灰泥巖、含云泥巖等（圖2c，d）。HC1井灰質(zhì)泥巖氣藏儲層鏡下觀察顯示：泥質(zhì)含量為70%~85%，泥質(zhì)中混有微晶狀碳酸鹽微粒，并見少量微裂縫，泥質(zhì)與碳酸鹽混雜分布；中細粒砂巖碎屑含量為15%~30%，碎屑主要為微晶狀方解石、石英和長石。儲層孔隙度為0.1%~2.6%，平均為0.9%；滲透率為0.004~0.044×10-3μm2，平均為0.013×10-3μm2。掃描電鏡分析表明，儲層的儲集空間以微裂縫、溶蝕孔洞、粒間孔、粒內(nèi)孔等微孔隙為主，偶見有機質(zhì)孔（圖3a~c）。等溫吸附試驗及鉆井現(xiàn)場解吸實驗分析結(jié)果表明，灰質(zhì)泥巖的總含氣量為1.47~1.51 m3∕t，平均為1.29 m3∕t，具有較好的含氣性。

圖3 哈日凹陷灰質(zhì)泥巖、火山巖油氣藏儲層鏡下微孔隙發(fā)育特征（a）HC1井，K1b2，2 913.28 m，深灰色含氣灰質(zhì)泥巖，發(fā)育裂縫，鑄體薄片；（b）HC1井，K1b2，2 912.58 m，深灰色含氣灰質(zhì)泥巖，溶蝕孔洞發(fā)育，SEM；（c）HC1井，K1b1，3 077.48 m，深灰色含氣灰質(zhì)泥巖，粒間孔發(fā)育，部分孔隙被片絲狀伊利石及伊蒙混層集合體充填，SEM；（d）H2井，K1b2，1 065.37 m，深灰色灰質(zhì)泥巖，溶蝕裂縫發(fā)育，鑄體薄片；（e）H2井，K1b2，1 063.67 m，深灰色灰質(zhì)泥巖，巖屑顆粒雜亂堆積，發(fā)育大量無機孔隙，SEM；（f）H2井，K1b2，1 063.67 m，深灰色灰質(zhì)泥巖，無機粒間孔和粒內(nèi)孔發(fā)育，有機質(zhì)孔也較發(fā)育，SEM；（g）H5井，K1b1，3 175.80 m，灰色含氣玄武安山巖，片絲狀黏土礦物集合體呈鱗片狀結(jié)構(gòu)，見微溶孔，SEM；（h）H5井，K1b1，3 253.00 m，灰色含氣玄武安山巖，片絲狀黏土礦物集合體充填于碎屑顆粒之間及粒間孔隙中，SEM；（i）H5井，K1b1，3 255.47 m，SEM，灰色含氣玄武安山巖，片絲狀黏土礦物、硅質(zhì)及白云石晶體充填于斜長石晶體之間，見晶間溶蝕微孔隙Fig.3 Micropore characteristics of the limestone mudstone gas reservoir from well HC1

該類氣藏主要分布在哈日凹陷的中央深凹帶，H1 井、HC1 井、H5 井和H6 井均有鉆遇，僅對HC1 井和H6井的該類氣藏開展了試氣工作，HC1井獲得了日產(chǎn)9×104m3的高產(chǎn)氣流，H6 井獲得了低產(chǎn)氣流。天然氣中烴類氣體含量的體積分?jǐn)?shù)為92.38%~98.43%，其中甲烷含量的體積分?jǐn)?shù)為74.44%~84.16%，干燥系數(shù)為0.81~0.86，類型上屬于濕氣。非烴氣體主要為N2和CO2，N2含量的體積分?jǐn)?shù)為1.57%~6.18%之間，CO2含量的體積分?jǐn)?shù)為0~0.82%之間，氣藏為低含N2、低含CO2、微含硫—中含硫氣藏。天然氣中甲烷碳同位素為-38.73‰~-38.76‰，平均-38.75‰。乙烷的碳同位素值為-26.90‰~-27.12‰，平均-27.04‰。丙烷的碳同位素值為-25.09‰~-35.92‰，平均-27.59‰。依據(jù)前人的經(jīng)驗公式[22]，計算得出天然氣等效Ro為1.55%~1.65%，平均為1.60%，天然氣屬于高成熟天然氣。依據(jù)“Bernard”分類法[23-24]，天然氣為熱成因氣（圖4a）。依據(jù)δ13C1、δ13C2和δ13C3分布特征（圖4b），參照相關(guān)識別圖版，天然氣成因類型傾向于油型氣[25-26]。氣源對比研究結(jié)果表明，HC1 井K1b2灰質(zhì)泥巖氣藏天然氣來源于K1b2烴源巖[15-16]，證實了該類氣藏具有“源內(nèi)成藏”的特征。同時，該類氣藏也發(fā)育于局部區(qū)域（如H6 井區(qū)）的K1b1，由于缺乏資料不能開展氣源分析，但按照“源內(nèi)成藏”的特點，推測K1b1灰質(zhì)泥巖氣藏的天然氣來源于K1b1烴源巖。

圖4 灰質(zhì)泥巖氣藏天然氣成因鑒別圖（a）“Bernard”分類圖（底圖據(jù)文獻[23-24]）；（b）δ13C1-δ13C2-δ13C3分類（底圖據(jù)文獻[25-26]）Fig.4 Identification diagram of the limestone mudstone natural gas in the Hari Sag

3.1.3 灰質(zhì)泥巖油藏

該類油藏分布于西部斜坡帶的巴音戈壁組二段，儲層類型與灰質(zhì)泥巖氣藏一樣，巖性主要為灰質(zhì)泥巖、含灰泥巖、含云泥巖等（圖2f）。但相對與灰質(zhì)泥巖氣藏，灰質(zhì)泥巖油藏的儲層的裂縫和溶蝕孔縫更為發(fā)育，儲集空間更為多樣。巖心見裂縫發(fā)育程度高，原油沿裂縫處外滲（圖2f）。鑄體薄片見溶蝕裂縫，溶縫呈枝狀，縫寬0.01~0.10 mm（圖3d）。掃描電鏡觀察顯示，微觀孔隙中無機孔較為發(fā)育，主要以粒間孔、粒緣縫和微裂縫為主，溶蝕孔隙局部可見，有機質(zhì)孔也較為發(fā)育（圖3e~f）。儲層孔隙度為4.5%~11.5%，平均為9.3%；滲透率為0.007~0.860×10-3μm2，平均為0.039×10-3μm2，儲層物性明顯好于與灰質(zhì)泥巖氣藏的儲層。

該類油藏的發(fā)現(xiàn)井為H2井，試油獲得了工業(yè)油流。鉆井揭示，H3 井、H7 井和H8 井也不同程度地發(fā)育該類油藏。原油密度為0.87 g∕cm3、黏度為28.94 mPa·s、凝固點為31 ℃、含蠟量為18.1%，原油為“中密度、中黏度、低凝固點、高含蠟、不含硫”的中質(zhì)原油。原油族組成以飽和烴為主，具有“高飽和烴、中芳烴、低非烴＋瀝青質(zhì)含量”的特點?；贙1b、K1s和K1y烴源巖在生物標(biāo)志化合物方面的差異性，相關(guān)的油源對比結(jié)果表明K1b的原油來自于K1b烴源巖[1]。但在目前的精細勘探研究階段，需要將K1b劃分為三段（K1b1、K1b2和K1b3）開展精細油源對比研究，而由于沉積環(huán)境具有相似性，運用正構(gòu)烷烴、甾烷類、萜烷類等生物標(biāo)志化合物資料很難將K1b1、K1b2和K1b3烴源巖區(qū)分開來，但芳烴資料在巴音戈壁組精細油源對比研究中取得了很好的應(yīng)用效果，體現(xiàn)出芳烴在油源對比研究中的優(yōu)越性[27-30]。對比結(jié)果表明，H2井K1b2灰質(zhì)泥巖油藏的原油與K1b2烴源巖在芳烴系列化合物的含量方面具有明顯的相似的特征（圖5），K1b2灰質(zhì)泥巖油藏的原油來源于K1b2烴源巖，油藏具有“源內(nèi)成藏”的特點。

圖5 哈日凹陷K1b烴源巖、H2 和H3 井原油∕油砂芳烴系列相對含量特征Fig.5 The component of aromatic hydrocarbon from the source rocks, crude oil, and oil sand of K1bin the Hari sag

3.1.4 砂巖油藏

該類油藏在K1s、K1b3、K1b2、K1b1等層段均有發(fā)現(xiàn)，在東部陡坡帶、西部緩坡帶等不同構(gòu)造部位都有分布。儲層巖性有粉砂巖、細砂巖、砂礫巖等，儲層巖心多見原油外滲，體現(xiàn)出較好的含油性（圖2g~h）。H3 井K1b1該類油藏的儲層開展過系統(tǒng)的測試分析，儲層巖性以細砂巖和粉砂巖為主，累計厚度近90 m，其他巖性有泥質(zhì)砂巖、凝灰質(zhì)砂巖、礫巖等。鏡下觀察顯示砂巖的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低，礦物組分顯示砂巖類型主要為長石巖屑砂巖、巖屑砂巖以及混合砂巖（圖6）。砂巖碎屑顆粒成分主要為石英、長石和巖屑，石英平均含量為30.29%，長石平均含量9%，巖屑平均含量為43.21%。填隙物平均含量為5.12%，主要為云母、泥質(zhì)、鐵方解石、高嶺石等。儲層孔隙度為0.10%~8.79%之間，平均為4.6%；滲透率為0.034~0.504×10-3μm2，平均為0.118×10-3μm2，屬于特低孔超低滲儲層[31]。鑄體薄片揭示，儲集空間以溶蝕孔為主，發(fā)育粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔為主，含少量原生孔、裂隙孔。掃描電鏡揭示，儲層的粒間微縫、順層縫、粒間微孔和晶間微縫較為發(fā)育，微觀孔隙類型以粒間孔、粒間縫和層間裂縫為主，溶蝕孔隙局部可見，孔隙裂縫較小。

圖6 哈日凹陷H3 井K1b1儲層巖石類型Fig.6 Rock type of the K1b1reservoir in well H3 of the Hari sag

H3 井該類油藏試油獲得了工業(yè)油流，H1、HC1、H2、H4、H5、H7、H8等其他井的該類儲集層也獲得了不同程度的油氣顯示。原油密度為0.85 g∕cm3、黏度為29.85 mPa.s、凝固點為32 ℃、含蠟量為18.2%，原油為“中密度、中黏度、低凝固點、高含蠟、不含硫”的中質(zhì)原油。原油族組成也是以飽和烴餾分為主，具有“高飽和烴、中芳烴、低非烴＋瀝青質(zhì)含量”的特點。油源對比研究結(jié)果表明H3井K1b1砂巖油藏的原油來自于周圍的K1b1烴源巖[1,15]，油藏具有“近源成藏”的特點。按照“近源成藏”的特點，結(jié)合研究區(qū)地質(zhì)特征，推測其他井區(qū)K1s、K1b3和K1b2砂巖油藏的源巖應(yīng)為K1b2烴源巖，K1b1和K1b2烴源巖共同組成了這類油藏的主力供烴源巖。哈日凹陷中生界砂巖儲層整體發(fā)育程度差、且單層厚度均較小，砂巖油藏也是薄層形式存在。如H3 井K1b1砂巖油藏雖然油層層數(shù)較多，但層厚較薄，單層厚度一般為0.5~2.0 m。H7 井K1b3砂巖油藏有3層，單層厚度也僅為1.0~1.4 m。

3.1.5 砂巖氣藏

該類氣藏僅在H6 井K1b1鉆遇，儲層巖性為細砂巖（圖2i），儲層巖心浸水實驗見大量氣泡溢出，體現(xiàn)出較好的含氣性。細砂巖中砂質(zhì)含量為66.7%，以石英為主；泥質(zhì)含量為22.7%，主要為伊利石。儲層厚度為3.4 m，電測深感應(yīng)電阻率（ILD）平均為33 Ω·m，深側(cè)向電阻率（LLD）平均為53 Ω·m，聲波時差（AC）平均為227 μs∕m，儲層孔隙度平均為6.59%，滲透率平均為0.142×10-3μm2，儲層為特低孔超低滲儲層[31]。掃描電鏡顯示，儲層的粒間微縫、粒間微孔較為發(fā)育，微觀孔隙類型以粒間孔、粒間縫為主。

該類氣藏在H6井獲得了天然氣產(chǎn)出，天然氣烴類組分主要為甲烷、乙烷和丙烷，甲烷含量體積分?jǐn)?shù)為81.2%，干燥系數(shù)平均為0.88，屬于為濕氣。非烴氣 體 主 要 為N2、H2和CO2，N2含 量 的 體 積 分 數(shù) 為1.39%，H2含量的體積分?jǐn)?shù)為6.27%，CO2含量的體積分?jǐn)?shù)為0.06%，氣藏為微含N2、低含CO2、不含硫氣藏。由于天然氣樣品未系統(tǒng)地開展相關(guān)測試分析，無法開展氣源分析，按照H6井烴源巖縱向發(fā)育特征及生儲關(guān)系，推測其氣源巖為K1b1烴源巖。

3.1.6 火山巖氣藏

火山巖氣藏鉆遇的層位為K1b1，儲層巖性主要為安山巖、英安巖、玄武巖等火山巖。H5井該類氣藏儲集層的巖性為灰色玄武安山巖，具斑狀結(jié)構(gòu)，杏仁狀構(gòu)造，裂縫、溶蝕孔洞發(fā)育，巖心浸水實驗見有大量冒出，證明其含氣性較好（圖2j~k）。鏡下觀察顯示，儲層的主要礦物為基性斜長石，呈微晶定向或三角架狀，其間見微晶蝕變角閃石。氣孔多見，氣孔多呈圓狀或不規(guī)則狀，氣孔直徑約為0.2~0.55 mm，部分氣孔被皮殼狀玉髓、沸石、石英、方解石充填。儲層孔隙度為5.9%~7.7%之間，平均7.36%；滲透率為0.09~0.18×10-3μm2，平均為0.13×10-3μm2。儲層的儲集空間宏觀尺度以原生杏仁孔為主，發(fā)育溶蝕孔、層間縫、高角度裂縫等；微觀上，發(fā)育的晶間溶孔和微裂縫為天然氣提供儲集空間（圖3g~i）。

該類氣藏在H5井獲得了天然氣產(chǎn)出，天然氣烴類組分主要為甲烷、乙烷和丙烷，甲烷含量體積分?jǐn)?shù)為76.8%~88.5%，干燥系數(shù)平均為0.88，屬于為濕氣。非烴氣體主要為N2和CO2，N2含量的體積分?jǐn)?shù)為1.38%~6.00%之間，CO2含量的體積分?jǐn)?shù)平均為4.36%之間，氣藏為低含N2、中含CO2、微含硫氣藏。由于天然氣樣品未系統(tǒng)地開展相關(guān)測試分析，無法開展氣源分析，但火山巖氣藏天然氣與灰質(zhì)泥巖氣藏天然氣的性質(zhì)非常接近，推測其氣源巖為K1b2烴源巖。

3.2 油氣藏共生特征

哈日凹陷已發(fā)現(xiàn)的油藏有砂巖油藏和灰質(zhì)泥巖油藏，氣藏有白云質(zhì)泥巖生物氣藏、灰質(zhì)泥巖氣藏、砂巖氣藏和火山巖氣藏，從烴類相態(tài)和流體性質(zhì)來看，研究區(qū)的油氣藏呈現(xiàn)“油藏與氣藏共存”的特征。此外，除了淺層銀根組白云質(zhì)泥巖生物氣藏，主要油氣產(chǎn)出層位巴音戈壁組和蘇紅圖組的油氣藏呈現(xiàn)“淺油深氣”的分布特征，即構(gòu)造低部位的中央深凹帶為氣藏發(fā)育區(qū)，構(gòu)造高部位的東部陡坡帶和西部斜坡帶為油藏發(fā)育區(qū)（圖7）。同時，哈日凹陷已證實的非常規(guī)油氣有頁巖油（灰質(zhì)泥巖油藏）、頁巖氣（灰質(zhì)泥巖氣藏）、泥頁巖生物氣藏（白云質(zhì)泥巖生物氣藏）和火山巖氣藏，常規(guī)油氣有砂巖油藏和砂巖氣藏，從資源類型來看，研究區(qū)的油氣藏呈現(xiàn)“常規(guī)與非常規(guī)油氣共生”的特征，且無論從類型數(shù)量還是分布范圍等方面來看，非常規(guī)油氣占主導(dǎo)地位。依據(jù)圈閉類型，哈日凹陷的油氣藏呈現(xiàn)“構(gòu)造與巖性油氣藏均有發(fā)現(xiàn)”的特征，白云質(zhì)泥巖生物氣藏按圈閉類型劃分為巖性油氣藏，灰質(zhì)泥巖油氣藏主要為受構(gòu)造控制的巖性油氣藏，砂巖油氣藏多為巖性油氣藏，火山巖氣藏更是受儲層控制的巖性油氣藏，可見研究區(qū)巖性油氣藏為主導(dǎo)（圖7）。

圖7 哈日凹陷過HC1—H3—H8—H2 井油氣藏剖面圖Fig.7 Reservoir profile of Wells HC1-H3-H8-H2 in the Hari sag

4 油氣成藏機理分析

4.1 缺乏有效的油氣運移通道導(dǎo)致油氣藏具有“近源成藏、源內(nèi)成藏”的特征

哈日凹陷油氣藏具有“近源成藏”的特征已被前人的研究所證實[1,14]，在明確巴音戈壁組油氣來源于巴音戈壁組烴源巖后[1,15-16]，將構(gòu)造高部位H2 井巴音戈壁組的烴源巖和原油的成熟度與構(gòu)造低部位的H3 井進行對比。采用C29甾烷20S∕20（R+S）、C29甾烷αββ∕（ααα+αββ）、Ts∕（Ts+Tm）等生物標(biāo)志化合物成熟度參數(shù)，根據(jù)化合物的熱轉(zhuǎn)化效應(yīng)，這些參數(shù)都隨著成熟度的增加而增大[1,15-16]?？梢悦黠@地看出（圖8），H2井的烴源巖和H2井的原油的成熟度非常接近，H3井的烴源巖和H3井的原油的成熟度也非常接近，且H2井的烴源巖和原油的成熟度明顯小于H3井的烴源巖和原油的成熟度，這也進一步表明研究區(qū)巴音戈壁組油氣藏具有“近源成藏”的特征。對于“源內(nèi)成藏”更不難理解，研究區(qū)的白云質(zhì)泥巖生物氣藏、灰質(zhì)泥巖氣藏、灰質(zhì)泥巖油藏等非常規(guī)油氣藏，泥巖既是生油巖，又是儲集層，油氣藏具有“自生自儲”的特征。

圖8 H2 井與H3 井K1b烴源巖、原油生物標(biāo)志化合物成熟度參數(shù)對比Fig.8 Comparison of biomarker maturity parameters from the K1bsource rock and crude oil between well H2 and well H3

造成研究區(qū)“近源成藏、源內(nèi)成藏”的主要原因是缺乏有效油氣運移通道，哈日凹陷白堊系主要發(fā)育湖泊、扇三角洲、近岸水下扇等沉積體系，沉積特點決定了白堊系以深水細粒沉積為主，作為油氣二次運移主要通道的砂體普遍不發(fā)育（圖9a）。且由于凹陷規(guī)模小、沉積相變快，砂體的橫向連通程度差，油氣運移能力差（圖10）。不整合面作為有效油氣運移通道具有運移距離大、運移效率高等特點[32-33]，且不整合面作為主要油氣成藏運移通道已被多個盆地所證實[34-35]，但哈日凹陷中生界內(nèi)部缺乏區(qū)域性有效的不整合面。具有滲透能力的斷裂或斷裂體系可作為油氣運移通道，其運移性能跟斷層性質(zhì)、斷層規(guī)模、斷層活動時間等因素有關(guān)[32,36]，哈日凹陷中生界主要發(fā)育中小型正斷層，斷層的封閉性較好、運移能力有限，且斷層多為同沉積斷層，斷層主要活動時間早于成藏時間，不能作為有效油氣運移通道。在缺少有效運移通道的情況下，烴源巖生成的油氣二次運移距離極為有限，油氣“源內(nèi)”或“就近”聚集成藏。

圖9 哈日凹陷巴音戈壁組沉積相圖（a）和油氣藏分布預(yù)測圖（b）Fig.9 Sedimentary facies of K1b(a) and distribution prediction of the oil and gas reservoirs (b) in the Hari sag

圖10 過HC1 井—H3 井—H2 井剖面砂體連通圖Fig.10 Sand distribution section of wells HC1-H3-H2

4.2 主力烴源巖熱演化程度的差異使得油氣具有“上油下氣”的分布特征

按照油氣重力分異效應(yīng)，在正常情況下油氣應(yīng)該具有“上氣下油”的分布特征，但哈日凹陷巴音戈壁組油氣藏存在“構(gòu)造高部位發(fā)育油藏、構(gòu)造低部位發(fā)育氣藏”這一反?，F(xiàn)象（圖7）。造成這一反常成藏現(xiàn)象的原因有兩個，一是油氣具有“近源、源內(nèi)”成藏特征，二是主力烴源巖的生烴特征（即成熟度）在存著差異性。“近源成藏、源內(nèi)成藏”已被前人的相關(guān)研究所證實[1,14]，其形成原因在前文中也已論述。油氣源對比研究表明，除了具有特殊性的銀根組生物氣藏外，研究區(qū)其他層段的主力烴源巖為K1b1和K1b2烴源巖。將不同構(gòu)造位置井的K1b1+K1b2烴源巖進行了對比，可以明顯的看出他們的成熟度存在著巨大差異（表3）。位于斜坡高位帶的H2井的K1b1+K1b2烴源巖的埋深為980~1 418 m，Ro為0.60%~1.01%，Tmax平均為428 ℃，烴源巖為低成熟—成熟烴源巖（評價標(biāo)準(zhǔn)見文獻[37]，下同），參照K1b2烴源巖熱模擬實驗結(jié)果，烴源巖處于熱解生油—凝析油生成階段，產(chǎn)烴類型以生油為主（圖11）。位于斜坡低位帶的H3 井的K1b1+K1b2烴源巖的埋深為1 617~2 129 m，Ro平均為1.14%，Tmax平均為443 ℃，烴源巖為成熟烴源巖，烴源巖主要處于凝析油生成階段，產(chǎn)烴類型也是以生油為主。深凹帶的HC1井的K1b1+K1b2烴源巖的埋深為2 794~3 193 m，Ro平 均 為1.81%，Tmax平 均 為450 ℃，烴源巖為高成熟—過成熟烴源巖，烴源巖主要處于油裂解生氣階段，產(chǎn)烴類型也是以產(chǎn)氣為主。K1b1+K1b2烴源巖埋深的差異導(dǎo)致其熱演化程度存在差異，凹陷不同構(gòu)造位置K1b1+K1b2烴源巖的生烴類型與油氣產(chǎn)出類型完全一致，進一步說明了K1b1+K1b2烴源巖熱演化程度的差異是油氣具有“上油下氣”的分布特征的直接原因。

圖11 哈日凹陷K1b2烴源巖熱模擬結(jié)果及其產(chǎn)烴階段劃分Fig.11 Thermal simulation results and hydrocarbon-generation stage classification of the K1b2source rock in the Hari sag

表3 哈日凹陷不同構(gòu)造位置的井的K1b1+K1b2烴源巖成熟度數(shù)據(jù)Table 3 Maturity data of the K1b1+K1b2hydrocarbon source rocks from wellsin different structural positions in the Hari sag

4.3 多類型有效儲層的發(fā)育造就”多類型油氣藏共生“的局面

勘探證實，哈日凹陷發(fā)育的有效儲層有3 大類，分別為泥巖類儲層、砂巖類儲層和火山巖類儲層，細分到巖性多達十余個（表4）。常規(guī)砂巖類儲層的巖性有粉砂巖、細砂巖、砂礫巖等，他們分布層位較多，K1s、K1b3、K1b2和K1b1均有展布。但哈日凹陷中生界以深水細粒沉積為主、沉積相變快[13,38]，常規(guī)儲層整體發(fā)育程度差，且單層厚度小，儲層的預(yù)測難度大。同時，這類儲層的物性較差，孔隙度為0.1%~8.8%，平均為4.6%；滲透率為0.034~0.504×10-3μm2，平均為0.118×10-3μm2，按照碎屑巖儲層評價標(biāo)準(zhǔn)[31]，這類儲層主要為低孔特低滲儲層。非常規(guī)儲層有泥巖類儲層和火山巖類儲層，泥巖類儲層又可劃分為白云質(zhì)泥巖類（包括白云質(zhì)泥巖、泥晶白云巖、含云泥巖等）和灰質(zhì)泥巖類（包括灰質(zhì)泥巖、含灰泥巖等）。白云質(zhì)泥巖類儲層的孔隙度為2.3%~14.5%，平均為9.8%；滲透率為0.006~0.231×10-3μm2，平均為0.085×10-3μm2；灰質(zhì)泥巖類儲層的孔隙度為0.1%~11.5%，平均為5.1%；滲透率為0.004~0.860×10-3μm2，平均為0.026×10-3μm2；安山巖、玄武巖等火山巖類儲層的儲層孔隙度為0.1%~8.8%，平均為4.6%；滲透率為0.034~0.504×10-3μm2，平均為0.118×10-3μm2。按照頁巖氣儲層分類標(biāo)準(zhǔn)[39]，研究區(qū)的非常規(guī)儲層多為中孔特低滲儲層，儲層以溶蝕孔洞、裂縫、杏仁孔等為主要儲集空間，孔隙性較好，但滲透性較差（表4）。

表4 哈日凹陷儲層類型及其特征Table 4 Types and characteristics of reservoirs in the Hari sag

哈日凹陷勘探實踐表明，巖石只要有儲集空間，在“源儲匹配”的情況下（儲層靠近K1y、K1b2和K1b1主力烴源巖）就可成藏，哈日凹陷豐富的儲層類型為油氣成藏提供了多種聚集場所，多類型有效儲層的發(fā)育造就“多類型油氣藏共生”的局面。

5 油氣分布特征及勘探方向優(yōu)選

5.1 油氣分布特征

根據(jù)鉆井的油氣顯示情況和試油氣效果，在鉆井控制的前提下，結(jié)合油藏特征、構(gòu)造特征等因素，對哈日凹陷各類型油氣藏的分布進行了預(yù)測（圖9b）。預(yù)測結(jié)果顯示，哈日凹陷6 類油氣藏累計含油氣面積達381 km2。K1y 白云質(zhì)泥巖生物氣藏的主要分布在H5—H8—H7—H4—HC1—H1 井區(qū)，分布面積廣，面積約為117 km2左右。主要發(fā)育于K1b2的灰質(zhì)泥巖氣藏分布在南北2 次凹中央深凹帶的H1—HC1—H5井區(qū)和H6井區(qū)，總面積為51 km2。灰質(zhì)泥巖油藏分布在西部斜坡帶的H2—H7—H3—H8 井區(qū)，面積約為36 km2。砂巖油藏含油層位多，平面分布廣，主要分布在南次凹的H5—H8—H2—H7—H3—H4—HC1—H1井區(qū)，面積約為155 km2。砂巖氣藏分布在北次凹的H6井區(qū)，面積較小，約為13 km2?；鹕綆r氣藏分布在H5井區(qū)，面積也較小，約為9 km2。

需要指出的是，本次油氣分布預(yù)測主要參考錄井有無油氣顯示，預(yù)測出的油氣藏既包含含油飽和度較低、含氣量較小的中—低豐度油氣藏，也包括儲層致密、壓裂難以獲得突破的致密油氣層，而獲得較高產(chǎn)能和工業(yè)油氣流的油氣藏需要在精確儲層預(yù)測的基礎(chǔ)上勘探部署。研究區(qū)地質(zhì)條件復(fù)雜、巖性變化快、地震儲層預(yù)測符合率低，精確的儲層預(yù)測是制約研究區(qū)油氣勘探研究的瓶頸，也是急需解決的技術(shù)難題。

5.2 勘探方向優(yōu)選

5.2.1 灰質(zhì)泥巖氣藏作為提交儲量的現(xiàn)實領(lǐng)域為下步勘探的主攻方向

能夠提交地質(zhì)儲量的油氣藏首先需要該油氣藏試油獲得了工業(yè)油氣流產(chǎn)能，同時工業(yè)油流井在平面的分布有一定的規(guī)模（即較大的面積）。哈日凹陷已發(fā)現(xiàn)的各類油氣藏中只有砂巖油藏、灰質(zhì)泥巖油藏和灰質(zhì)泥巖氣藏獲得了工業(yè)油氣流，只有這幾類油氣藏具備提交儲量的基礎(chǔ)。但灰質(zhì)泥巖油藏僅在H2井的K1b2試獲工業(yè)油流，其他層段、其他井均未鉆遇該類型油藏，分布面積的局限性使得該類型油藏不具備提交規(guī)模儲量的條件。對于砂巖油藏，雖然有較多的井獲得工業(yè)油流或具有工業(yè)油流產(chǎn)能的潛力，但油藏分布在不同的層位，如H3 井獲得工業(yè)油流的砂巖油藏分布在K1b1，H7 井獲得工業(yè)油流的砂巖油藏分布在K1b3，H4井具有工業(yè)油流產(chǎn)能潛力（巖心見原油外滲，試油過程中由于工程原因未能獲得好的產(chǎn)能）的砂巖油藏分布在K1s，說明該類型油藏不僅小、且分散，也難以提交規(guī)模儲量。灰質(zhì)泥巖氣藏主要發(fā)育于K1b2，在凹陷有較大的分布面積，氣藏面積較大的區(qū)域在H1—HC1—H5 井區(qū)，面積約為39 km2，氣層厚度平均達110 m，表明該氣藏具有一定的規(guī)模。HC1井K1b2灰質(zhì)泥巖氣藏獲得了高產(chǎn)氣流，考慮到該井為直井，如果是水平井應(yīng)該會獲得更高的天然氣產(chǎn)能，H1井和H5井K1b2灰質(zhì)泥巖氣藏雖然未試氣，但氣測異常明顯，含氣性較好。因此，研究區(qū)僅有K1b2灰質(zhì)泥巖氣藏具備提交油氣地質(zhì)儲量的條件，從油氣勘探以提交規(guī)模儲量為最終目標(biāo)的角度出發(fā)，K1b1灰質(zhì)泥巖氣藏的勘探對于研究區(qū)具有近期提交儲量的現(xiàn)實意義，應(yīng)為研究區(qū)下步勘探的主攻方向。

5.2.2 砂巖油藏作為擴大勘探成果的潛在領(lǐng)域為下步勘探的次要方向

雖然砂巖油藏分布層位多（K1s、K1b3、K1b2和K1b1均有分布）、分布面積廣（東部陡坡帶、西部緩坡帶等不同構(gòu)造部位都有分布），但這類油藏普遍規(guī)模小、分布也較為分散，難以形成規(guī)模儲量?？紤]到砂巖油藏已在多口井獲得突破，且具有一定的優(yōu)勢。如在研究區(qū)多數(shù)非常規(guī)儲層致密、可壓性差的背景下，砂巖油藏的儲層普遍地層破裂壓力?。ㄈ鏗3井砂巖油藏的埋深為1 879~1 959 m，地層破裂壓力僅為40.6~48.5 Mpa），壓裂施工難度小。同時，多套薄層砂巖油藏縱向近距離疊置是研究區(qū)砂巖油藏的一個特征，多層合壓合試也可以成為提高產(chǎn)能的一個有效途徑。再比如，偏遠戈壁荒漠區(qū)的地表條件使得天然氣的生產(chǎn)面臨著巨大的地面工程投入，而原油的產(chǎn)出具有運輸成本低的巨大優(yōu)勢。因此，作為擴大勘探成果的潛在領(lǐng)域，砂巖油藏對于研究區(qū)油氣勘探的意義較大，可作為下步勘探的次要方向，可在加強儲層預(yù)測技術(shù)攻關(guān)的前提下，尋找“小而肥”的砂巖油藏。

5.2.3 火山巖氣藏等作為多類型油氣藏聯(lián)合勘探的有益補充為下步勘探的兼顧方向

對于K1y云質(zhì)泥巖生物氣藏，由于普遍含氣量較低，可暫緩對其勘探。對于砂巖氣藏，僅在H6 井的K1b1鉆遇，且由于儲層埋深大（3 400 m）、巖性致密，壓裂過程中地層壓開程度差，試氣僅獲得低產(chǎn)氣流，考慮到分布不局限、儲層致密等不利因素，也可以暫緩對該類氣藏的勘探。

對于K1b1火山巖氣藏，H5 井試氣獲得了低產(chǎn)氣流，證實研究區(qū)火山巖具備儲集性能和油氣成藏條件，且鉆探證實研究區(qū)火山巖分布較廣，主要分布在H5—H8—H7—H3—HC1—H1 井區(qū)，地震預(yù)測結(jié)果顯示火山巖最大厚度為340 m（圖12），該類氣藏可作為多類型油氣藏聯(lián)合勘探的有益補充，為下步勘探的兼顧方向。對于K1b2灰質(zhì)泥巖油藏，H2、H3、H7和H8井均見到較好的油氣顯示，巖屑見熒光顯示，氣測異常明顯，氣測全烴值為0.2%~4.8%，H2井試油獲得工業(yè)油流，H7和H8井未對該油藏開展試油，H3井試油未能獲得油氣產(chǎn)出，雖然試油效果整體較差，但仍有突破，表明該類型油藏有一定的勘探潛力，也可作為多類型油氣藏聯(lián)合勘探的有益補充，為下步勘探的兼顧方向。

圖12 哈日凹陷三維地震區(qū)K1b1火山巖分布圖Fig.12 Distribution of volcanic rocks from K1b1in the three-dimensional (3D) seismic area in the Hari sag

6 結(jié)論

（1）哈日凹陷已發(fā)現(xiàn)白云質(zhì)泥巖生物氣藏、灰質(zhì)泥巖氣藏、灰質(zhì)泥巖油藏、砂巖油藏、砂巖氣藏、火山巖氣藏等多種類型油氣藏，油氣藏類型多、分布面積大，它們以K1y、K1b2和K1b1烴源巖為主力烴源巖，具有“近源和源內(nèi)”成藏的特征。

（2）哈日凹陷的油氣藏呈現(xiàn)“油藏與氣藏共存，淺油深氣”、“常規(guī)與非常規(guī)油氣共生，非常規(guī)油氣占主導(dǎo)”、“構(gòu)造與巖性油氣藏均有發(fā)現(xiàn)，以巖性油氣藏為主”的特征。

（3）油氣成藏機理研究表明，缺乏有效的油氣運移通道導(dǎo)致油氣藏具有“近源成藏、源內(nèi)成藏”的特征，不同構(gòu)造位置主力烴源巖熱演化程度的差異使得油氣具有“淺油深氣”的分布特征，多類型有效儲層的發(fā)育造就“多類型油氣藏共生”的局面。

（4）根據(jù)油氣顯示等對哈日凹陷各類型油氣藏的分布進行了預(yù)測，結(jié)果表明6類油氣藏累計含油氣面積達381 km2。綜合分析指出哈日凹陷的勘探方向：灰質(zhì)泥巖氣藏作為提交儲量的現(xiàn)實領(lǐng)域為下步勘探的主攻方向、砂巖油藏作為擴大勘探成果的潛在領(lǐng)域為下步勘探的次要方向、火山巖氣藏和灰質(zhì)泥巖油藏作為多類型油氣藏聯(lián)合勘探的有益補充為下步勘探的兼顧方向。