銀額盆地哈日凹陷油氣成藏條件及模式

常甜甜,張 征，王文慧,白曉寅,陳治軍,王小多,王媛媛

(1.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710069;2.中國石油大學(xué)(北京)地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249;3.中國冶金地質(zhì)總局礦產(chǎn)資源研究院，北京 101300;4陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司油氣勘探公司，陜西延安 716000)

0 引言

銀根-額濟(jì)納旗盆地，也稱為銀額盆地，是勘探程度較低的大中型含油氣盆地，地處內(nèi)蒙古自治區(qū)中西部，面積約12萬 km2，東西寬約600 km，南北長約75 km至255 km(吳茂炳和王新民等，2003；荊國強(qiáng)，2010)。銀額盆地的油氣勘探開始于1955年，僅在查干凹陷探明了石油地質(zhì)儲(chǔ)量344萬噸，其他凹陷均為形成工業(yè)油流，近50年的勘探也一直未能獲得突破(陳治軍等，2018a，2019)。

前人對(duì)銀額盆地的成藏條件展開過一系列研究，但重點(diǎn)研究對(duì)象都是查干凹陷。葉加仁和楊香華(2003)、劉軍等(2013年)、楊國臣等(2013年)、左銀輝等(2013年)、房倩等(2014年)曾對(duì)查干凹陷烴源巖的分布及地化特征、熱演化特征等進(jìn)行了研究，但對(duì)于哈日凹陷油氣成藏條件的相關(guān)研究極少。近年來，哈日凹陷的油氣勘探逐漸成為重點(diǎn)。2015年11月延哈參1井試氣獲得了日產(chǎn)無阻流量9.15×104m3的高產(chǎn)氣流，實(shí)現(xiàn)了銀額盆地自實(shí)施油氣勘探60年以來的一次重大突破(趙春晨等，2017)。但由于哈日凹陷沉積構(gòu)造演化規(guī)律不明確、地層巖性多變、儲(chǔ)層類型多樣、油氣地質(zhì)條件復(fù)雜等因素，哈日凹陷的油氣成藏條件、成藏模式還需進(jìn)一步研究(Zou et al.,2015,2017;陳治軍等，2018b)。目前關(guān)于常規(guī)油氣成藏模式(昝靈等，2017；仲米虹等，2019，鄭川江等，2019)以及非常規(guī)油氣藏成藏模式(李平等，2018；張琳婷等，2018；邱慶倫等，2018；何浩男等，2019；林玉祥等，2021)，均有大量研究，但都不能很好地應(yīng)用于銀額盆地哈日凹陷油氣勘探中。

本研究將以鉆錄井、地球物理、分析化驗(yàn)等資料為依托，系統(tǒng)分析哈日凹陷油氣成藏的源巖、儲(chǔ)層、圈閉等條件，總結(jié)油氣成藏條件配置關(guān)系，為銀額盆地哈日凹陷的油氣地質(zhì)條件研究提供參考。

1 地質(zhì)背景

銀額盆地處于哈薩克斯坦、準(zhǔn)噶爾、塔里木、西伯利亞和華北五個(gè)板塊的結(jié)合部位(白曉寅等，2017)，經(jīng)歷了變質(zhì)結(jié)晶基底、褶皺基底形成、沉積蓋層發(fā)育、板內(nèi)伸展和陸內(nèi)造山等演化階段(鐘福平等，2014；陳志鵬等，2019)，形成了眾多具有相似構(gòu)造發(fā)育史、彼此相對(duì)獨(dú)立的小型凹陷(郭彥如等，2000；衛(wèi)平生等，2005；Yang et al.,2018)。哈日凹陷是蘇紅圖坳陷的一個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元(圖1)。沉積地層自下而上有石炭系、二疊系、白堊系和第四系(圖2)，其中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)，下白堊自下而上又可分為巴音戈壁組(K1b)、蘇紅圖組(K1s)和銀根組(K1y)，上白堊統(tǒng)僅有烏蘭蘇海組(K2w)(Niu et al.,2018;王小多等，2019)。巴音戈壁組自下而上包括巴一段(K1b1)，巴二段(K1b2)和巴三段(K1b3)，蘇紅圖組自下而上分為蘇一段(K1s1)和蘇二段(K1s2)(Tan et al.,2018)。

圖1 哈日凹陷構(gòu)造位置(a)及井位分布(b)

2 烴源巖發(fā)育特征

哈日凹陷主力供烴層系(銀根組、巴音戈壁組巴二段和巴一段)主要發(fā)育半深湖-深湖相烴源巖。潛在烴源巖主要為泥巖、碳酸鹽巖等。其中以碳酸鹽質(zhì)泥巖或含碳酸鹽巖泥巖的有機(jī)質(zhì)豐度最高，為優(yōu)質(zhì)烴源巖的主要組成巖類(圖3)。

銀根組、巴二段、巴一段烴源巖TOC平均值分別為3.98%、1.18%、0.89%；生烴潛量S1+S2平均值分別為22.24×10-6、7.85×10-6、4.63×10-6。依據(jù)陸相烴源巖有機(jī)質(zhì)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，銀根組烴源巖為極好的烴源巖，巴二段烴源巖為好-極好的烴源巖，巴一段烴源巖為中等-好烴源巖(表1)。

綜合巖石熱解參數(shù)、“A”族組成、正構(gòu)烷烴組成、甾烷組成等有機(jī)質(zhì)類型參數(shù)和指標(biāo)，結(jié)合烴源巖成熟度參數(shù)，對(duì)銀額盆地哈日凹陷主力供烴源巖進(jìn)行了綜合評(píng)價(jià)，詳見表2、表3、表4。

綜合以上烴源巖發(fā)育特征，結(jié)合本地區(qū)勘探實(shí)踐，擬定單層厚度>1 m、巖性為暗色泥巖、灰?guī)r、白云巖等、TOC>0.6%、S1+S2>2×10-6、Ro>0.7%、Tmax>440 ℃為本次有效烴源巖。通過單井有效烴源巖識(shí)別統(tǒng)計(jì)，結(jié)合對(duì)有效烴源巖進(jìn)行地震追蹤和識(shí)別，繪制出哈日凹陷主力供烴源巖段的有效烴源巖厚度等值線圖。

圖2 哈日凹陷地層綜合柱狀圖

銀根組：有效烴源巖在凹陷的南北次凹均有較厚的分布，北次凹延哈6井厚度達(dá)151 m；南次凹厚值區(qū)分布在延哈5-延哈參1-延哈3井區(qū)，其中延哈4井可達(dá)583.8 m(圖4a)。巴二段：整體上，北次凹的有效烴源巖的厚度大于南次凹，北次凹的延哈6井厚度達(dá)222 m，南次凹延哈2井和延哈參1井厚度分別為119 m、112 m(圖4b)。巴一段：整體上，有效烴源巖分布面積和厚度均小于其它2套烴源巖。北次凹的厚度略大于南次凹。北次凹的延哈6井厚度達(dá)151 m，南次凹厚值區(qū)在延哈2井區(qū)，厚度為106 m(圖4c)。

表1 哈日凹陷烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度評(píng)價(jià)表

表2 哈日凹陷主力供烴源巖有機(jī)質(zhì)類型參數(shù)表

表3 哈日凹陷主力供烴源巖有機(jī)質(zhì)類型評(píng)價(jià)表

表4 哈日凹陷主力供烴源巖有機(jī)質(zhì)成熟度綜合評(píng)價(jià)表

圖4 哈日凹陷有效烴源巖厚度等值線圖

3 儲(chǔ)層發(fā)育特征

3.1 儲(chǔ)層沉積背景

銀額盆地白堊系經(jīng)歷了斷陷、斷-坳、坳陷三個(gè)時(shí)期，在巴音戈壁組沉積時(shí)期，構(gòu)造活動(dòng)較為劇烈，在伸展應(yīng)力作用下，小型且分散的斷陷盆地雛形形成，由于深度較大，沉積體系多以粗碎屑沖積扇和扇三角洲為主，因此在初期粗碎屑沉積基本覆蓋整個(gè)凹陷底部；隨拉張作用的增強(qiáng)，凹陷范圍有所擴(kuò)大，物源供給向岸線方向遷移，粗碎屑沉積表現(xiàn)為退覆式，凹陷深洼區(qū)則堆積一套暗色半深湖-深湖泥巖，至該時(shí)期末尾，湖平面有所下降，沉積物向盆地進(jìn)積，粗碎屑沉積體系向盆內(nèi)，覆蓋面積增大，至沉積推進(jìn)停滯區(qū)域，多被濱淺湖泥所覆蓋。

進(jìn)入蘇紅圖組斷-坳轉(zhuǎn)換時(shí)期，此時(shí)期構(gòu)造活動(dòng)保持前期的狀態(tài)，略有減弱，各凹下持續(xù)同沉積，物源供給充足。該階段早期，湖平面覆蓋面積略有萎縮，受坡度的影響，以粗碎屑顆粒沉積為主，但受之前沉積充填的影響，構(gòu)造坡折有所減緩，沖積扇體發(fā)育減少，逐漸過渡至扇三角洲沉積體系為主，沉積碎屑顆粒由礫巖為主，演化為礫巖、砂巖共存的狀態(tài)；至該時(shí)期晚期，湖平面保持在一定水深，物源推進(jìn)范圍向盆內(nèi)延伸有限，各凹陷被濱淺湖泥大面積覆蓋。該時(shí)期由于火山活動(dòng)較強(qiáng)，局部地區(qū)存在火山巖體的侵入。

隨著構(gòu)造活動(dòng)的不斷減弱，凹陷面積的不斷擴(kuò)大，湖平面覆蓋范圍不斷增加，前期沉積的不斷填平補(bǔ)齊，至銀根組坳陷沉積時(shí)期，湖平面范圍達(dá)到早白堊紀(jì)晚期的最大值，在前期深斷的繼承性上，沿控凹斷裂發(fā)育多套扇三角洲沉積體系。由于物源中可能帶有豐富的鈣質(zhì)或鎂質(zhì)，泥巖的碳酸鹽礦物含量較高(此現(xiàn)象在下白堊統(tǒng)時(shí)期均可見到)，在K1y時(shí)期，由于凹陷形態(tài)、湖平面、物源等因素，局部地區(qū)可揭示白云巖沉積以及膏鹽沉積。

3.2 儲(chǔ)層特征

基于復(fù)雜的構(gòu)造背景和沉積體系構(gòu)成，銀額盆地哈日凹陷形成了多種樣式的儲(chǔ)集類型，其中最為主要的儲(chǔ)層類型可歸類為以下四種：(1)碎屑巖儲(chǔ)層(砂巖、礫巖)、(2)灰?guī)r相關(guān)儲(chǔ)層、(3)白云巖相關(guān)儲(chǔ)層、(4)火成巖儲(chǔ)層(圖5)。這些主要的儲(chǔ)層類型成為了哈日凹陷油氣成藏的重要基礎(chǔ)。

砂、礫巖常規(guī)儲(chǔ)層：白堊紀(jì)沉積時(shí)期，砂、礫巖儲(chǔ)層主要集中發(fā)育在凹陷邊緣斜坡帶沖積扇、扇三角洲相中，湖盆陡坡帶厚度明顯大于洼槽地帶和緩坡帶，常規(guī)儲(chǔ)層平均厚度770 m。上古生界沉積時(shí)期，由于發(fā)育海相沉積，常規(guī)儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)主要為物源供給強(qiáng)的濱海三角洲沉積區(qū)，儲(chǔ)層平均厚度202 m。砂礫巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間總體不發(fā)育，以溶蝕孔為主，發(fā)育粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔，含少量原生孔、裂隙孔。巴音戈壁組平均孔隙度為4.55%，平均滲透率 0.48 mD,蘇紅圖組砂巖更差，都屬于特低孔超低滲儲(chǔ)層。

碳酸鹽質(zhì)泥巖非常規(guī)儲(chǔ)層：主要集中在湖盆的洼槽地帶半深湖-深湖亞相或淺海陸棚亞相，其厚度遠(yuǎn)大于邊緣沉積區(qū)。沉積水體中的碳酸鹽與碎屑巖相互作用，并通過膠結(jié)作用或后生成巖作用，形成碳酸鹽巖-泥巖類儲(chǔ)層，后期構(gòu)造活動(dòng)及水動(dòng)力的影響，在此種類型儲(chǔ)層中形成溶蝕孔洞-裂縫儲(chǔ)集空間。灰質(zhì)泥巖儲(chǔ)層平均厚度607 m，孔滲參數(shù)表明，巴音戈壁組灰質(zhì)泥巖儲(chǔ)層孔隙度分布在0.3%～13.59%，平均為7.63%，滲透率主要分布在0.01～1.65 mD，平均為0.74 mD，屬于特低孔超低滲儲(chǔ)層。

圖5 哈日凹陷各類儲(chǔ)層類型巖心圖片

白云質(zhì)泥巖儲(chǔ)層平均厚度151 m，孔滲參數(shù)表明，銀根組白云巖儲(chǔ)層孔隙度主要分布在0～15%，平均為6.73%，滲透率主要分布在0.01～0.04 mD，屬于特低孔超低滲儲(chǔ)層。

火成巖儲(chǔ)層：分布較為有限，僅局部區(qū)域的部分層段有發(fā)育；火成巖儲(chǔ)層平均厚度95 m，其宏觀孔隙以原生杏仁孔為主，發(fā)育溶蝕孔和高角度裂縫，微觀上發(fā)育部分晶間溶孔和微裂縫，電成像測(cè)井上也顯示有溶蝕孔發(fā)育，局部見層間縫和高角度斜交縫，這構(gòu)成了火山巖氣藏的主要儲(chǔ)氣空間。孔滲參數(shù)表明，巴音戈壁組火成儲(chǔ)層孔隙度分布在0.88%～10.18%，平均為4.76%，滲透率主要分布在0.01～2.36 mD，平均為0.19 mD，屬于特低孔超低滲儲(chǔ)層。

四類儲(chǔ)層均屬于特低孔超低滲儲(chǔ)層，其中砂、礫巖儲(chǔ)層和灰質(zhì)泥巖儲(chǔ)層物性最好且厚度較大，白云巖儲(chǔ)層和火成巖儲(chǔ)層次之(表5)，而此結(jié)果也與目前主力油藏的發(fā)現(xiàn)相對(duì)應(yīng)，主要集中在砂、礫巖儲(chǔ)層和灰質(zhì)泥巖儲(chǔ)層這兩種類型中，說明儲(chǔ)層物性對(duì)油氣藏具有一定的控制作用。

表5 哈日凹陷儲(chǔ)層物性對(duì)比表

4 巖性圈閉發(fā)育特征

從目前的鉆井及試油成果來看，哈日凹陷主要存在兩套含油氣層，分別為巴音戈壁組巴二段非常規(guī)油氣藏和巴一段頂部砂巖油氣藏。巴二段發(fā)育厚層烴源巖，生油條件較好，有機(jī)質(zhì)成熟度高。層段內(nèi)發(fā)育碳酸鹽質(zhì)泥巖裂縫型儲(chǔ)層，試氣為氣層，構(gòu)成本區(qū)最有利的非常規(guī)油氣藏類型。

本段發(fā)育扇三角洲、沖積扇沉積相，可以作為有效的巖性儲(chǔ)集體，厚層泥巖又可以作為有效蓋層，因此巴二段地層可以形成自生自儲(chǔ)的油氣藏，為最有利的一套含油組合。巴一段頂部發(fā)育砂巖，具備一定的儲(chǔ)集條件，緊鄰巴二段優(yōu)質(zhì)烴源巖，為有利含氣層位。因此巖性圈閉主要就是巴一段砂巖巖性圈閉及巴二段泥巖巖性圈閉。

巴一段砂巖巖性圈閉以延哈3井為主，如圖6所示。從目前已鉆井及前面儲(chǔ)層預(yù)測(cè)的結(jié)果來看，哈日凹陷屬于極度貧瘠的靜水沉積，砂巖發(fā)育非常有限。根據(jù)延哈3井，哈日凹陷在巴一段早期以快速堆積的沖積扇沉積為主，物性較差難以成藏；但在巴一段末期，受斷裂或者沉積坡折控制，在斷裂或者坡折下傾方向可以形成小型的細(xì)粒砂體扇三角洲沉積，該類砂體極易形成巖性圈閉，物性的好壞以及與烴源巖的匹配關(guān)系將是該類巖性圈閉成藏的主要控制因素。

圖6 哈3井砂巖油氣藏剖面特征

本次巴一段砂巖預(yù)測(cè)平面圖可以看出(圖7)，哈日凹陷三維地震范圍內(nèi)，砂巖發(fā)育相對(duì)較少，而且較為集中，主要分布在延哈3井及其南部局部范圍內(nèi)，位于兩級(jí)相對(duì)較大的坡折下傾方向，而且多為坡折構(gòu)造核部或者不同構(gòu)造方向交互的區(qū)域。在哈日凹陷三維地震工區(qū)范圍內(nèi)共識(shí)別出圖5所示4個(gè)小型砂巖巖性圈閉，累計(jì)面積3.8 km2。

巴二段含油主要受巖性控制，表現(xiàn)為普遍含油的特征。含油的巖性主要為碳酸鹽質(zhì)泥巖，該套地層是本區(qū)深層的區(qū)域優(yōu)質(zhì)生油氣儲(chǔ)集層，其內(nèi)部主要發(fā)育微裂縫和少量溶蝕孔，是主要的儲(chǔ)集空間。從目前的鉆井來看，該套非常規(guī)儲(chǔ)層在凹陷洼槽內(nèi)幾乎均有分布，從斜坡帶的延哈2井一直到深洼區(qū)的延哈參1井，分布范圍較廣。但儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能主要受溶蝕孔洞以及微裂縫控制，因此，該類巖性圈閉較為有利發(fā)育區(qū)域應(yīng)該是靠近底部火山活動(dòng)或者沿著深部斷裂附近。縱向上頂板有大套泥巖發(fā)育，底板有泥巖加致密砂巖，橫向上受物性遮擋，形成多個(gè)“甜點(diǎn)”區(qū)域。

從哈日凹陷巴二段非常規(guī)儲(chǔ)層預(yù)測(cè)圖可以看出(圖8)，本區(qū)巴二段非常規(guī)儲(chǔ)層主要沿南北兩個(gè)次洼分布，從凹陷中央逐漸向斜坡區(qū)減少，有利巖性圈閉面積達(dá)99.88 km2。在延哈參1井到延哈5井哈日凹陷主洼槽南洼形成較為好的連片分布，該區(qū)全部物性推測(cè)主要受斷裂和延哈參1井及延哈5井火山活動(dòng)影響；另一個(gè)比較好的分布區(qū)域位于延哈6井的周圍，屬于哈日凹陷的北次洼，該區(qū)域雖然洼陷較深，但是范圍相對(duì)較小，地層偏陡，連續(xù)性相對(duì)延哈參1井周圍較差。

圖7 哈日凹陷巴一段砂巖巖性圈閉預(yù)測(cè)圖

圖8 巴二段非常規(guī)巖性圈閉預(yù)測(cè)圖

5 哈日凹陷油氣藏成藏模式

哈日凹陷油氣類型多樣，有灰質(zhì)/白云質(zhì)泥巖油氣藏、常規(guī)薄層砂巖油藏和火山巖氣藏。儲(chǔ)層主要為巖裂縫型或溶蝕孔洞型儲(chǔ)層，油氣均有產(chǎn)出。分布特征上，巴音戈壁組和銀根組均有發(fā)現(xiàn)；深度上，淺層和深層均有油氣產(chǎn)出；構(gòu)造位置上，凹陷中部和斜坡帶均有油氣分布。按照圈閉類型分類，哈日凹陷油氣藏類型主要為巖性油氣藏(含斷層-巖性組合油氣藏)，其次為斷塊油氣藏，油氣藏類型多，油藏成藏規(guī)律復(fù)雜。總體來說，哈日凹陷油氣藏成藏模式可歸結(jié)為兩大類型，即：源內(nèi)(準(zhǔn))連續(xù)成藏模式、近源不連續(xù)成藏模式(圖9)。

圖9 哈日凹陷油氣成藏模式圖

5.1 源內(nèi)(準(zhǔn))連續(xù)成藏模式

源內(nèi)(準(zhǔn))連續(xù)成藏模式是指凹陷內(nèi)各類泥巖烴源巖內(nèi)部通過泥巖壓實(shí)殘余孔、成巖溶蝕孔、溶蝕縫、構(gòu)造縫等因素形成的有效儲(chǔ)集層，在生烴過程中產(chǎn)生的高圍壓的作用下，生成的油氣向這類有效的泥巖非常規(guī)儲(chǔ)層聚集成藏的過程。

早白堊世哈日凹陷快速裂陷沉降，在巴音戈壁組-銀根組沉積時(shí)期總體為斷陷湖盆快速持續(xù)發(fā)育階段，湖平面整體上升，湖盆范圍也不斷擴(kuò)大，該沉積期大部分為溫暖潮濕的淡水環(huán)境。在周緣物源供給不足、沉降速率大于沉積速率的背景下，凹陷沉積了多套巨厚的含灰、灰質(zhì)泥巖、含云、白云質(zhì)泥巖及含凝灰、凝灰質(zhì)泥巖，砂巖不發(fā)育。在后期快速深埋過程中，巴音戈壁組泥巖達(dá)到成熟-過成熟階段，在廣泛發(fā)育的巖漿巖促進(jìn)下，加速了烴源巖的轉(zhuǎn)化，奠定了氣藏的供烴基礎(chǔ)，銀根組泥巖總體處于低成熟階段。在后期構(gòu)造活動(dòng)、成巖演化及生烴過程中，泥巖烴源巖發(fā)育各種類型的微孔隙、微裂縫為自生自儲(chǔ)天然氣成藏奠定了良好基礎(chǔ)，巴音戈壁組較高的脆性礦物指數(shù)為泥巖儲(chǔ)層壓裂改造的提供了良好的條件。本區(qū)銀根組石英等脆性礦物含量明顯降低也是造成該套含氣儲(chǔ)層壓裂改造效果變差的主要原因。哈日凹陷陡岸帶沉積亞相橫向上變化較快，緩坡帶砂體儲(chǔ)層整體不發(fā)育，泥質(zhì)含量較高，物性較差，從兩個(gè)主要物源方向上，哈日凹陷均難以形成較為連續(xù)的有效砂巖疏導(dǎo)，凹陷區(qū)生成的天然氣難以向側(cè)向及構(gòu)造高部位運(yùn)移，同時(shí)主要的構(gòu)造變形及斷裂發(fā)育在凹陷的緩坡帶和陡岸帶兩翼，凹陷區(qū)構(gòu)造變形不發(fā)育，斷裂也較少，對(duì)巨厚泥巖的切割能力不強(qiáng)，也難以形成有效的垂向運(yùn)移。總之，哈日凹陷在空間上缺乏有效的疏導(dǎo)保證了凹陷內(nèi)的局部天然氣富集。主力有效烴源巖段內(nèi)，通過原生孔隙充注、裂縫、溶蝕孔洞游離、礦物顆粒表明吸附等方式形成源內(nèi)成藏油氣藏體系，有利于本地泥巖在源內(nèi)形成自生自儲(chǔ)天然氣藏。

5.2 近源不連續(xù)油氣成藏模式

此類油藏以延哈3井巴音戈壁組薄層砂巖油藏及延哈5井火山巖氣藏為代表，儲(chǔ)層為細(xì)砂巖、粉砂巖及杏仁狀安山巖等，儲(chǔ)層呈現(xiàn)薄層狀或塊狀等。對(duì)砂巖油氣藏來說，凹陷整體砂巖儲(chǔ)層不發(fā)育，但在斜坡帶局部地區(qū)仍有薄層砂巖儲(chǔ)層發(fā)育，這些砂巖儲(chǔ)層雖然厚度較小、物性較差，但充足的油源使得其可作為有效儲(chǔ)集體。薄層砂巖周圍的泥巖作為供烴烴源巖，處于生油高峰期，烴類排出后在附近的薄層砂巖就近聚集形成油藏，因此近源是該類油藏的重要特征，其分布規(guī)模與砂巖儲(chǔ)層的展布密切相關(guān)，預(yù)測(cè)砂巖展布特征成為尋找油氣層的關(guān)鍵。

火山巖氣藏主要分布在巴音戈壁組底部火山巖發(fā)育層段，哈日凹陷早白堊世火山活動(dòng)頻繁，火山巖溶蝕孔洞發(fā)育，為油氣提供了良好的儲(chǔ)集空間?；鹕綆r儲(chǔ)層靠近巴音戈壁組有效烴源巖，且烴源巖處于生氣排烴階段，烴類排出后在附近以安山巖為主的火山巖有效儲(chǔ)層就近聚集形成氣藏。這類氣藏需要有溶蝕孔洞型火山巖發(fā)育，需儲(chǔ)層靠近有效烴源巖，具有良好的生儲(chǔ)匹配關(guān)系，因此也屬于近源的成藏體系，由于砂巖、火山巖油氣藏其儲(chǔ)層具有不連續(xù)特點(diǎn)，因此該類油氣可劃歸為近源不連續(xù)油氣成藏模式。

近源不連續(xù)油氣藏具有主要的特點(diǎn)：(1)緊鄰有效烴源巖段，哈日凹陷主要的有效烴源巖縱向上主要發(fā)育在巴音戈壁組二段及一段的頂部，因此該類油氣藏主要也分布在巴一及巴二段，不排除蘇紅圖組也有成熟有效烴源巖存在，則可圍繞其成藏，另外在局部地區(qū)由于邊界斷層及其次生斷裂發(fā)育的影響，部分深層的油氣可以沿?cái)嗔褱贤ㄏ蛏线\(yùn)移，在蘇紅圖組中上部遇到合適砂巖也可成藏，形成較為遠(yuǎn)離油源的零星分布油藏，但總體來看該油氣藏除了縱向上有少量調(diào)整外，并沒有過多的平面運(yùn)移聚集，因此仍屬于近源范疇。(2)油氣藏可在構(gòu)造形成的圈閉中成藏或在砂巖巖性圈閉中成藏；(3)火成巖獨(dú)立儲(chǔ)集體內(nèi)也可形成油氣藏。

6 結(jié)論

(1)銀額盆地哈日凹陷主要發(fā)育銀根組烴源巖、巴二段烴源巖、巴一段烴源巖。銀根組烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度極高、成熟度較低，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅰ-Ⅱ1型；巴二段烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度較高、成熟-高成熟，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ1-Ⅱ2型；巴一段烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度中等、成熟-高成熟，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ1-Ⅱ2型。

(2)銀額盆地哈日凹陷發(fā)育砂(礫)巖常規(guī)儲(chǔ)層、碳酸鹽質(zhì)泥巖非常規(guī)儲(chǔ)層、火山巖儲(chǔ)層，均屬于特低孔超低滲儲(chǔ)層。其中砂、礫巖儲(chǔ)層和灰質(zhì)泥巖儲(chǔ)層物性最好，白云巖儲(chǔ)層和火成巖儲(chǔ)層次之，目前主力油藏主要集中在砂、礫巖儲(chǔ)層和灰質(zhì)泥巖儲(chǔ)層這兩種類型中。

(3)銀額盆地哈日凹陷圈閉類型主要為巖性圈閉(含斷層-巖性組合圈閉)，即巴一段砂巖巖性圈閉及巴二段泥巖巖性圈閉。

(4)銀額盆地哈日凹陷油氣藏成藏模式可歸結(jié)為兩大類型，即源內(nèi)(準(zhǔn))連續(xù)成藏模式、近源不連續(xù)成藏模式。