银额盆地哈日凹陷油气成藏条件及模式

常甜甜,张 征，王文慧,白晓寅,陈治军,王小多,王媛媛

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710069;2.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249;3.中国冶金地质总局矿产资源研究院，北京 101300;4陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司，陕西延安 716000)

0 引言

银根-额济纳旗盆地，也称为银额盆地，是勘探程度较低的大中型含油气盆地，地处内蒙古自治区中西部，面积约12万 km2，东西宽约600 km，南北长约75 km至255 km(吴茂炳和王新民等，2003；荆国强，2010)。银额盆地的油气勘探开始于1955年，仅在查干凹陷探明了石油地质储量344万吨，其他凹陷均为形成工业油流，近50年的勘探也一直未能获得突破(陈治军等，2018a，2019)。

前人对银额盆地的成藏条件展开过一系列研究，但重点研究对象都是查干凹陷。叶加仁和杨香华(2003)、刘军等(2013年)、杨国臣等(2013年)、左银辉等(2013年)、房倩等(2014年)曾对查干凹陷烃源岩的分布及地化特征、热演化特征等进行了研究，但对于哈日凹陷油气成藏条件的相关研究极少。近年来，哈日凹陷的油气勘探逐渐成为重点。2015年11月延哈参1井试气获得了日产无阻流量9.15×104m3的高产气流，实现了银额盆地自实施油气勘探60年以来的一次重大突破(赵春晨等，2017)。但由于哈日凹陷沉积构造演化规律不明确、地层岩性多变、储层类型多样、油气地质条件复杂等因素，哈日凹陷的油气成藏条件、成藏模式还需进一步研究(Zou et al.,2015,2017;陈治军等，2018b)。目前关于常规油气成藏模式(昝灵等，2017；仲米虹等，2019，郑川江等，2019)以及非常规油气藏成藏模式(李平等，2018；张琳婷等，2018；邱庆伦等，2018；何浩男等，2019；林玉祥等，2021)，均有大量研究，但都不能很好地应用于银额盆地哈日凹陷油气勘探中。

本研究将以钻录井、地球物理、分析化验等资料为依托，系统分析哈日凹陷油气成藏的源岩、储层、圈闭等条件，总结油气成藏条件配置关系，为银额盆地哈日凹陷的油气地质条件研究提供参考。

1 地质背景

银额盆地处于哈萨克斯坦、准噶尔、塔里木、西伯利亚和华北五个板块的结合部位(白晓寅等，2017)，经历了变质结晶基底、褶皱基底形成、沉积盖层发育、板内伸展和陆内造山等演化阶段(钟福平等，2014；陈志鹏等，2019)，形成了众多具有相似构造发育史、彼此相对独立的小型凹陷(郭彦如等，2000；卫平生等，2005；Yang et al.,2018)。哈日凹陷是苏红图坳陷的一个次级构造单元(图1)。沉积地层自下而上有石炭系、二叠系、白垩系和第四系(图2)，其中主要的沉积地层白垩系可划分为下白垩统和上白垩统，下白垩自下而上又可分为巴音戈壁组(K1b)、苏红图组(K1s)和银根组(K1y)，上白垩统仅有乌兰苏海组(K2w)(Niu et al.,2018;王小多等，2019)。巴音戈壁组自下而上包括巴一段(K1b1)，巴二段(K1b2)和巴三段(K1b3)，苏红图组自下而上分为苏一段(K1s1)和苏二段(K1s2)(Tan et al.,2018)。

图1 哈日凹陷构造位置(a)及井位分布(b)

2 烃源岩发育特征

哈日凹陷主力供烃层系(银根组、巴音戈壁组巴二段和巴一段)主要发育半深湖-深湖相烃源岩。潜在烃源岩主要为泥岩、碳酸盐岩等。其中以碳酸盐质泥岩或含碳酸盐岩泥岩的有机质丰度最高，为优质烃源岩的主要组成岩类(图3)。

银根组、巴二段、巴一段烃源岩TOC平均值分别为3.98%、1.18%、0.89%；生烃潜量S1+S2平均值分别为22.24×10-6、7.85×10-6、4.63×10-6。依据陆相烃源岩有机质评价标准，银根组烃源岩为极好的烃源岩，巴二段烃源岩为好-极好的烃源岩，巴一段烃源岩为中等-好烃源岩(表1)。

综合岩石热解参数、“A”族组成、正构烷烃组成、甾烷组成等有机质类型参数和指标，结合烃源岩成熟度参数，对银额盆地哈日凹陷主力供烃源岩进行了综合评价，详见表2、表3、表4。

综合以上烃源岩发育特征，结合本地区勘探实践，拟定单层厚度>1 m、岩性为暗色泥岩、灰岩、白云岩等、TOC>0.6%、S1+S2>2×10-6、Ro>0.7%、Tmax>440 ℃为本次有效烃源岩。通过单井有效烃源岩识别统计，结合对有效烃源岩进行地震追踪和识别，绘制出哈日凹陷主力供烃源岩段的有效烃源岩厚度等值线图。

图2 哈日凹陷地层综合柱状图

银根组：有效烃源岩在凹陷的南北次凹均有较厚的分布，北次凹延哈6井厚度达151 m；南次凹厚值区分布在延哈5-延哈参1-延哈3井区，其中延哈4井可达583.8 m(图4a)。巴二段：整体上，北次凹的有效烃源岩的厚度大于南次凹，北次凹的延哈6井厚度达222 m，南次凹延哈2井和延哈参1井厚度分别为119 m、112 m(图4b)。巴一段：整体上，有效烃源岩分布面积和厚度均小于其它2套烃源岩。北次凹的厚度略大于南次凹。北次凹的延哈6井厚度达151 m，南次凹厚值区在延哈2井区，厚度为106 m(图4c)。

表1 哈日凹陷烃源岩有机质丰度评价表

表2 哈日凹陷主力供烃源岩有机质类型参数表

表3 哈日凹陷主力供烃源岩有机质类型评价表

表4 哈日凹陷主力供烃源岩有机质成熟度综合评价表

图4 哈日凹陷有效烃源岩厚度等值线图

3 储层发育特征

3.1 储层沉积背景

银额盆地白垩系经历了断陷、断-坳、坳陷三个时期，在巴音戈壁组沉积时期，构造活动较为剧烈，在伸展应力作用下，小型且分散的断陷盆地雏形形成，由于深度较大，沉积体系多以粗碎屑冲积扇和扇三角洲为主，因此在初期粗碎屑沉积基本覆盖整个凹陷底部；随拉张作用的增强，凹陷范围有所扩大，物源供给向岸线方向迁移，粗碎屑沉积表现为退覆式，凹陷深洼区则堆积一套暗色半深湖-深湖泥岩，至该时期末尾，湖平面有所下降，沉积物向盆地进积，粗碎屑沉积体系向盆内，覆盖面积增大，至沉积推进停滞区域，多被滨浅湖泥所覆盖。

进入苏红图组断-坳转换时期，此时期构造活动保持前期的状态，略有减弱，各凹下持续同沉积，物源供给充足。该阶段早期，湖平面覆盖面积略有萎缩，受坡度的影响，以粗碎屑颗粒沉积为主，但受之前沉积充填的影响，构造坡折有所减缓，冲积扇体发育减少，逐渐过渡至扇三角洲沉积体系为主，沉积碎屑颗粒由砾岩为主，演化为砾岩、砂岩共存的状态；至该时期晚期，湖平面保持在一定水深，物源推进范围向盆内延伸有限，各凹陷被滨浅湖泥大面积覆盖。该时期由于火山活动较强，局部地区存在火山岩体的侵入。

随着构造活动的不断减弱，凹陷面积的不断扩大，湖平面覆盖范围不断增加，前期沉积的不断填平补齐，至银根组坳陷沉积时期，湖平面范围达到早白垩纪晚期的最大值，在前期深断的继承性上，沿控凹断裂发育多套扇三角洲沉积体系。由于物源中可能带有丰富的钙质或镁质，泥岩的碳酸盐矿物含量较高(此现象在下白垩统时期均可见到)，在K1y时期，由于凹陷形态、湖平面、物源等因素，局部地区可揭示白云岩沉积以及膏盐沉积。

3.2 储层特征

基于复杂的构造背景和沉积体系构成，银额盆地哈日凹陷形成了多种样式的储集类型，其中最为主要的储层类型可归类为以下四种：(1)碎屑岩储层(砂岩、砾岩)、(2)灰岩相关储层、(3)白云岩相关储层、(4)火成岩储层(图5)。这些主要的储层类型成为了哈日凹陷油气成藏的重要基础。

砂、砾岩常规储层：白垩纪沉积时期，砂、砾岩储层主要集中发育在凹陷边缘斜坡带冲积扇、扇三角洲相中，湖盆陡坡带厚度明显大于洼槽地带和缓坡带，常规储层平均厚度770 m。上古生界沉积时期，由于发育海相沉积，常规储层发育区主要为物源供给强的滨海三角洲沉积区，储层平均厚度202 m。砂砾岩储层储集空间总体不发育，以溶蚀孔为主，发育粒内溶孔、粒间溶孔，含少量原生孔、裂隙孔。巴音戈壁组平均孔隙度为4.55%，平均渗透率 0.48 mD,苏红图组砂岩更差，都属于特低孔超低渗储层。

碳酸盐质泥岩非常规储层：主要集中在湖盆的洼槽地带半深湖-深湖亚相或浅海陆棚亚相，其厚度远大于边缘沉积区。沉积水体中的碳酸盐与碎屑岩相互作用，并通过胶结作用或后生成岩作用，形成碳酸盐岩-泥岩类储层，后期构造活动及水动力的影响，在此种类型储层中形成溶蚀孔洞-裂缝储集空间。灰质泥岩储层平均厚度607 m，孔渗参数表明，巴音戈壁组灰质泥岩储层孔隙度分布在0.3%～13.59%，平均为7.63%，渗透率主要分布在0.01～1.65 mD，平均为0.74 mD，属于特低孔超低渗储层。

图5 哈日凹陷各类储层类型岩心图片

白云质泥岩储层平均厚度151 m，孔渗参数表明，银根组白云岩储层孔隙度主要分布在0～15%，平均为6.73%，渗透率主要分布在0.01～0.04 mD，属于特低孔超低渗储层。

火成岩储层：分布较为有限，仅局部区域的部分层段有发育；火成岩储层平均厚度95 m，其宏观孔隙以原生杏仁孔为主，发育溶蚀孔和高角度裂缝，微观上发育部分晶间溶孔和微裂缝，电成像测井上也显示有溶蚀孔发育，局部见层间缝和高角度斜交缝，这构成了火山岩气藏的主要储气空间。孔渗参数表明，巴音戈壁组火成储层孔隙度分布在0.88%～10.18%，平均为4.76%，渗透率主要分布在0.01～2.36 mD，平均为0.19 mD，属于特低孔超低渗储层。

四类储层均属于特低孔超低渗储层，其中砂、砾岩储层和灰质泥岩储层物性最好且厚度较大，白云岩储层和火成岩储层次之(表5)，而此结果也与目前主力油藏的发现相对应，主要集中在砂、砾岩储层和灰质泥岩储层这两种类型中，说明储层物性对油气藏具有一定的控制作用。

表5 哈日凹陷储层物性对比表

4 岩性圈闭发育特征

从目前的钻井及试油成果来看，哈日凹陷主要存在两套含油气层，分别为巴音戈壁组巴二段非常规油气藏和巴一段顶部砂岩油气藏。巴二段发育厚层烃源岩，生油条件较好，有机质成熟度高。层段内发育碳酸盐质泥岩裂缝型储层，试气为气层，构成本区最有利的非常规油气藏类型。

本段发育扇三角洲、冲积扇沉积相，可以作为有效的岩性储集体，厚层泥岩又可以作为有效盖层，因此巴二段地层可以形成自生自储的油气藏，为最有利的一套含油组合。巴一段顶部发育砂岩，具备一定的储集条件，紧邻巴二段优质烃源岩，为有利含气层位。因此岩性圈闭主要就是巴一段砂岩岩性圈闭及巴二段泥岩岩性圈闭。

巴一段砂岩岩性圈闭以延哈3井为主，如图6所示。从目前已钻井及前面储层预测的结果来看，哈日凹陷属于极度贫瘠的静水沉积，砂岩发育非常有限。根据延哈3井，哈日凹陷在巴一段早期以快速堆积的冲积扇沉积为主，物性较差难以成藏；但在巴一段末期，受断裂或者沉积坡折控制，在断裂或者坡折下倾方向可以形成小型的细粒砂体扇三角洲沉积，该类砂体极易形成岩性圈闭，物性的好坏以及与烃源岩的匹配关系将是该类岩性圈闭成藏的主要控制因素。

图6 哈3井砂岩油气藏剖面特征

本次巴一段砂岩预测平面图可以看出(图7)，哈日凹陷三维地震范围内，砂岩发育相对较少，而且较为集中，主要分布在延哈3井及其南部局部范围内，位于两级相对较大的坡折下倾方向，而且多为坡折构造核部或者不同构造方向交互的区域。在哈日凹陷三维地震工区范围内共识别出图5所示4个小型砂岩岩性圈闭，累计面积3.8 km2。

巴二段含油主要受岩性控制，表现为普遍含油的特征。含油的岩性主要为碳酸盐质泥岩，该套地层是本区深层的区域优质生油气储集层，其内部主要发育微裂缝和少量溶蚀孔，是主要的储集空间。从目前的钻井来看，该套非常规储层在凹陷洼槽内几乎均有分布，从斜坡带的延哈2井一直到深洼区的延哈参1井，分布范围较广。但储层的储集性能主要受溶蚀孔洞以及微裂缝控制，因此，该类岩性圈闭较为有利发育区域应该是靠近底部火山活动或者沿着深部断裂附近。纵向上顶板有大套泥岩发育，底板有泥岩加致密砂岩，横向上受物性遮挡，形成多个“甜点”区域。

从哈日凹陷巴二段非常规储层预测图可以看出(图8)，本区巴二段非常规储层主要沿南北两个次洼分布，从凹陷中央逐渐向斜坡区减少，有利岩性圈闭面积达99.88 km2。在延哈参1井到延哈5井哈日凹陷主洼槽南洼形成较为好的连片分布，该区全部物性推测主要受断裂和延哈参1井及延哈5井火山活动影响；另一个比较好的分布区域位于延哈6井的周围，属于哈日凹陷的北次洼，该区域虽然洼陷较深，但是范围相对较小，地层偏陡，连续性相对延哈参1井周围较差。

图7 哈日凹陷巴一段砂岩岩性圈闭预测图

图8 巴二段非常规岩性圈闭预测图

5 哈日凹陷油气藏成藏模式

哈日凹陷油气类型多样，有灰质/白云质泥岩油气藏、常规薄层砂岩油藏和火山岩气藏。储层主要为岩裂缝型或溶蚀孔洞型储层，油气均有产出。分布特征上，巴音戈壁组和银根组均有发现；深度上，浅层和深层均有油气产出；构造位置上，凹陷中部和斜坡带均有油气分布。按照圈闭类型分类，哈日凹陷油气藏类型主要为岩性油气藏(含断层-岩性组合油气藏)，其次为断块油气藏，油气藏类型多，油藏成藏规律复杂。总体来说，哈日凹陷油气藏成藏模式可归结为两大类型，即：源内(准)连续成藏模式、近源不连续成藏模式(图9)。

图9 哈日凹陷油气成藏模式图

5.1 源内(准)连续成藏模式

源内(准)连续成藏模式是指凹陷内各类泥岩烃源岩内部通过泥岩压实残余孔、成岩溶蚀孔、溶蚀缝、构造缝等因素形成的有效储集层，在生烃过程中产生的高围压的作用下，生成的油气向这类有效的泥岩非常规储层聚集成藏的过程。

早白垩世哈日凹陷快速裂陷沉降，在巴音戈壁组-银根组沉积时期总体为断陷湖盆快速持续发育阶段，湖平面整体上升，湖盆范围也不断扩大，该沉积期大部分为温暖潮湿的淡水环境。在周缘物源供给不足、沉降速率大于沉积速率的背景下，凹陷沉积了多套巨厚的含灰、灰质泥岩、含云、白云质泥岩及含凝灰、凝灰质泥岩，砂岩不发育。在后期快速深埋过程中，巴音戈壁组泥岩达到成熟-过成熟阶段，在广泛发育的岩浆岩促进下，加速了烃源岩的转化，奠定了气藏的供烃基础，银根组泥岩总体处于低成熟阶段。在后期构造活动、成岩演化及生烃过程中，泥岩烃源岩发育各种类型的微孔隙、微裂缝为自生自储天然气成藏奠定了良好基础，巴音戈壁组较高的脆性矿物指数为泥岩储层压裂改造的提供了良好的条件。本区银根组石英等脆性矿物含量明显降低也是造成该套含气储层压裂改造效果变差的主要原因。哈日凹陷陡岸带沉积亚相横向上变化较快，缓坡带砂体储层整体不发育，泥质含量较高，物性较差，从两个主要物源方向上，哈日凹陷均难以形成较为连续的有效砂岩疏导，凹陷区生成的天然气难以向侧向及构造高部位运移，同时主要的构造变形及断裂发育在凹陷的缓坡带和陡岸带两翼，凹陷区构造变形不发育，断裂也较少，对巨厚泥岩的切割能力不强，也难以形成有效的垂向运移。总之，哈日凹陷在空间上缺乏有效的疏导保证了凹陷内的局部天然气富集。主力有效烃源岩段内，通过原生孔隙充注、裂缝、溶蚀孔洞游离、矿物颗粒表明吸附等方式形成源内成藏油气藏体系，有利于本地泥岩在源内形成自生自储天然气藏。

5.2 近源不连续油气成藏模式

此类油藏以延哈3井巴音戈壁组薄层砂岩油藏及延哈5井火山岩气藏为代表，储层为细砂岩、粉砂岩及杏仁状安山岩等，储层呈现薄层状或块状等。对砂岩油气藏来说，凹陷整体砂岩储层不发育，但在斜坡带局部地区仍有薄层砂岩储层发育，这些砂岩储层虽然厚度较小、物性较差，但充足的油源使得其可作为有效储集体。薄层砂岩周围的泥岩作为供烃烃源岩，处于生油高峰期，烃类排出后在附近的薄层砂岩就近聚集形成油藏，因此近源是该类油藏的重要特征，其分布规模与砂岩储层的展布密切相关，预测砂岩展布特征成为寻找油气层的关键。

火山岩气藏主要分布在巴音戈壁组底部火山岩发育层段，哈日凹陷早白垩世火山活动频繁，火山岩溶蚀孔洞发育，为油气提供了良好的储集空间。火山岩储层靠近巴音戈壁组有效烃源岩，且烃源岩处于生气排烃阶段，烃类排出后在附近以安山岩为主的火山岩有效储层就近聚集形成气藏。这类气藏需要有溶蚀孔洞型火山岩发育，需储层靠近有效烃源岩，具有良好的生储匹配关系，因此也属于近源的成藏体系，由于砂岩、火山岩油气藏其储层具有不连续特点，因此该类油气可划归为近源不连续油气成藏模式。

近源不连续油气藏具有主要的特点：(1)紧邻有效烃源岩段，哈日凹陷主要的有效烃源岩纵向上主要发育在巴音戈壁组二段及一段的顶部，因此该类油气藏主要也分布在巴一及巴二段，不排除苏红图组也有成熟有效烃源岩存在，则可围绕其成藏，另外在局部地区由于边界断层及其次生断裂发育的影响，部分深层的油气可以沿断裂沟通向上运移，在苏红图组中上部遇到合适砂岩也可成藏，形成较为远离油源的零星分布油藏，但总体来看该油气藏除了纵向上有少量调整外，并没有过多的平面运移聚集，因此仍属于近源范畴。(2)油气藏可在构造形成的圈闭中成藏或在砂岩岩性圈闭中成藏；(3)火成岩独立储集体内也可形成油气藏。

6 结论

(1)银额盆地哈日凹陷主要发育银根组烃源岩、巴二段烃源岩、巴一段烃源岩。银根组烃源岩有机质丰度极高、成熟度较低，有机质类型为Ⅰ-Ⅱ1型；巴二段烃源岩有机质丰度较高、成熟-高成熟，有机质类型为Ⅱ1-Ⅱ2型；巴一段烃源岩有机质丰度中等、成熟-高成熟，有机质类型为Ⅱ1-Ⅱ2型。

(2)银额盆地哈日凹陷发育砂(砾)岩常规储层、碳酸盐质泥岩非常规储层、火山岩储层，均属于特低孔超低渗储层。其中砂、砾岩储层和灰质泥岩储层物性最好，白云岩储层和火成岩储层次之，目前主力油藏主要集中在砂、砾岩储层和灰质泥岩储层这两种类型中。

(3)银额盆地哈日凹陷圈闭类型主要为岩性圈闭(含断层-岩性组合圈闭)，即巴一段砂岩岩性圈闭及巴二段泥岩岩性圈闭。

(4)银额盆地哈日凹陷油气藏成藏模式可归结为两大类型，即源内(准)连续成藏模式、近源不连续成藏模式。