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）有限責任公司研究院，西安 710075 2.長江大學資源與環(huán)境學院，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）位于內蒙古自治區(qū)的西部，面積約為12.3×104km2，是中國為數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50年代，復雜的地質條件增加了盆地的勘探難度，經過半個多世紀的艱難推進，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9×104m3的高產氣流，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條件極為復雜，油氣分布規(guī)律尚不明確，這就嚴重地制約了該區(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回答，油氣分布規(guī)律也將得不出科學的預測?；趯Π枷莞黝愋陀蜌獠氐钠饰觯到y(tǒng)分析多類型油氣藏共生特征及其成藏機理，對油氣分布進行預測，指明勘探方向，以期為該區(qū)的勘探決策和勘探部署提供依據。

1 地質概況

銀額盆地是在前寒武紀結晶地塊和古生代褶皺基底基礎上發(fā)育起來的中生代—新生代沉積盆地，晚古生代以來盆地經歷了石炭紀—二疊紀裂谷、晚二疊世—三疊紀擠壓隆升、侏羅紀—早白堊世斷陷和晚白堊世—第三紀拗陷4 個構造演化階段[8-9]。銀額盆地區(qū)域構造位于塔里木、哈薩克斯坦—準噶爾、西伯利亞和華北4 個板塊的結合部位，可劃分出“七坳五隆”12 個二級構造單元[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)東斷西超的箕狀結構，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 哈日凹陷構造單元劃分(a)，地震剖面(b)及地層柱狀圖(c)（據文獻[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、凝灰質泥巖、粉砂質泥巖等，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數據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)儲層有含灰或灰質泥巖、含云或云質泥巖、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)白云質泥巖生物氣藏、灰質泥巖氣藏、灰質泥巖油藏、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，巖性主要為白云質泥巖，其次為泥晶白云巖。白云質泥巖呈灰黑色，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，由多套紋層構成，紋層主要有富有機質紋層、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”結構（圖2b）。無論是白云質泥巖還是泥晶白云巖，他們的有機質豐度極高，可作為優(yōu)質烴源巖；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，試氣后產出的氣體點火可燃，但火焰不連續(xù)，天然氣產出程度較低，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含量的體積分數為0~5.10%，平均0.22%；H2含量的體積分數為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，應為銀根組有機質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“源內成藏”的特點。

3.1.2 灰質泥巖氣藏

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泥巖、含灰泥巖、含云泥巖等（圖2c，d）。HC1井灰質泥巖氣藏儲層鏡下觀察顯示：泥質含量為70%~85%，泥質中混有微晶狀碳酸鹽微粒，并見少量微裂縫，泥質與碳酸鹽混雜分布；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、粒內孔等微孔隙為主，偶見有機質孔（圖3a~c）。等溫吸附試驗及鉆井現(xiàn)場解吸實驗分析結果表明，灰質泥巖的總含氣量為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，深灰色灰質泥巖，無機粒間孔和粒內孔發(fā)育，有機質孔也較發(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構，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9×104m3的高產氣流，H6 井獲得了低產氣流。天然氣中烴類氣體含量的體積分數為92.38%~98.43%，其中甲烷含量的體積分數為74.44%~84.16%，干燥系數為0.81~0.86，類型上屬于濕氣。非烴氣體主要為N2和CO2，N2含量的體積分數為1.57%~6.18%之間，CO2含量的體積分數為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‰。依據前人的經驗公式[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“Bernard”分類法[23-24]，天然氣為熱成因氣（圖4a）。依據δ13C1、δ13C2和δ13C3分布特征（圖4b），參照相關識別圖版，天然氣成因類型傾向于油型氣[25-26]。氣源對比研究結果表明，HC1 井K1b2灰質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“源內成藏”的特點，推測K1b1灰質泥巖氣藏的天然氣來源于K1b1烴源巖。

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

3.1.3 灰質泥巖油藏

該類油藏分布于西部斜坡帶的巴音戈壁組二段，儲層類型與灰質泥巖氣藏一樣，巖性主要為灰質泥巖、含灰泥巖、含云泥巖等（圖2f）。但相對與灰質泥巖氣藏，灰質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＋瀝青質含量”的特點?；贙1b、K1s和K1y烴源巖在生物標志化合物方面的差異性，相關的油源對比結果表明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，運用正構烷烴、甾烷類、萜烷類等生物標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]。對比結果表明，H2井K1b2灰質泥巖油藏的原油與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灰質泥巖油藏的原油來源于K1b2烴源巖，油藏具有“源內成藏”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，其他巖性有泥質砂巖、凝灰質砂巖、礫巖等。鏡下觀察顯示砂巖的成分成熟度和結構成熟度均較低，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、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＋瀝青質含量”的特點。油源對比研究結果表明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，結合研究區(qū)地質特征，推測其他井區(qū)K1s、K1b3和K1b2砂巖油藏的源巖應為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。細砂巖中砂質含量為66.7%，以石英為主；泥質含量為22.7%，主要為伊利石。儲層厚度為3.4 m，電測深感應電阻率（ILD）平均為33 Ω·m，深側向電阻率（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，甲烷含量體積分數為81.2%，干燥系數平均為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 為1.39%，H2含量的體積分數為6.27%，CO2含量的體積分數為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，具斑狀結構，杏仁狀構造，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，甲烷含量體積分數為76.8%~88.5%，干燥系數平均為0.88，屬于為濕氣。非烴氣體主要為N2和CO2，N2含量的體積分數為1.38%~6.00%之間，CO2含量的體積分數平均為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)地開展相關測試分析，無法開展氣源分析，但火山巖氣藏天然氣與灰質泥巖氣藏天然氣的性質非常接近，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泥巖油藏，氣藏有白云質泥巖生物氣藏、灰質泥巖氣藏、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泥巖生物氣藏，主要油氣產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，即構造低部位的中央深凹帶為氣藏發(fā)育區(qū)，構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（灰質泥巖油藏）、頁巖氣（灰質泥巖氣藏）、泥頁巖生物氣藏（白云質泥巖生物氣藏）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，且無論從類型數量還是分布范圍等方面來看，非常規(guī)油氣占主導地位。依據圈閉類型，哈日凹陷的油氣藏呈現(xiàn)“構造與巖性油氣藏均有發(fā)現(xiàn)”的特征，白云質泥巖生物氣藏按圈閉類型劃分為巖性油氣藏，灰質泥巖油氣藏主要為受構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（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致油氣藏具有“近源成藏、源內成藏”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]，將構造高部位H2 井巴音戈壁組的烴源巖和原油的成熟度與構造低部位的H3 井進行對比。采用C29甾烷20S∕20（R+S）、C29甾烷αββ∕（ααα+αββ）、Ts∕（Ts+Tm）等生物標志化合物成熟度參數，根據化合物的熱轉化效應，這些參數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“源內成藏”更不難理解，研究區(qū)的白云質泥巖生物氣藏、灰質泥巖氣藏、灰質泥巖油藏等非常規(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、原油生物標志化合物成熟度參數對比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、斷層規(guī)模、斷層活動時間等因素有關[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”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，在正常情況下油氣應該具有“上氣下油”的分布特征，但哈日凹陷巴音戈壁組油氣藏存在“構造高部位發(fā)育油藏、構造低部位發(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”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、源內成藏”已被前人的相關研究所證實[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（評價標準見文獻[37]，下同），參照K1b2烴源巖熱模擬實驗結果，烴源巖處于熱解生油—凝析油生成階段，產烴類型以生油為主（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，產烴類型也是以產氣為主。K1b1+K1b2烴源巖埋深的差異導致其熱演化程度存在差異，凹陷不同構造位置K1b1+K1b2烴源巖的生烴類型與油氣產出類型完全一致，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烴源巖熱模擬結果及其產烴階段劃分Fig.11 Thermal simulation results and hydrocarbon-generation stage classification of the K1b2source rock in the Hari sag

表3 哈日凹陷不同構造位置的井的K1b1+K1b2烴源巖成熟度數據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準[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泥巖類（包括白云質泥巖、泥晶白云巖、含云泥巖等）和灰質泥巖類（包括灰質泥巖、含灰泥巖等）。白云質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準[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，結合油藏特征、構造特征等因素，對哈日凹陷各類型油氣藏的分布進行了預測（圖9b）。預測結果顯示，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?；屹|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，本次油氣分布預測主要參考錄井有無油氣顯示，預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，而獲得較高產能和工業(yè)油氣流的油氣藏需要在精確儲層預測的基礎上勘探部署。研究區(qū)地質條件復雜、巖性變化快、地震儲層預測符合率低，精確的儲層預測是制約研究區(qū)油氣勘探研究的瓶頸，也是急需解決的技術難題。

5.2 勘探方向優(yōu)選

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

能夠提交地質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、灰質泥巖油藏和灰質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。但灰質泥巖油藏僅在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?；屹|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灰質泥巖氣藏獲得了高產氣流，考慮到該井為直井，如果是水平井應該會獲得更高的天然氣產能，H1井和H5井K1b2灰質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灰質泥巖氣藏具備提交油氣地質儲量的條件，從油氣勘探以提交規(guī)模儲量為最終目標的角度出發(fā)，K1b1灰質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面臨著巨大的地面工程投入，而原油的產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，可在加強儲層預測技術攻關的前提下，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)，地震預測結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 結論

（1）哈日凹陷已發(fā)現(xiàn)白云質泥巖生物氣藏、灰質泥巖氣藏、灰質泥巖油藏、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”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”、“構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致油氣藏具有“近源成藏、源內成藏”的特征，不同構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）根據油氣顯示等對哈日凹陷各類型油氣藏的分布進行了預測，結果表明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：灰質泥巖氣藏作為提交儲量的現(xiàn)實領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域為下步勘探的次要方向、火山巖氣藏和灰質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。