银额盆地哈日凹陷白垩系云质泥岩气藏特征与成藏条件

刘护创，王文慧，陈治军，赵春晨，潘宾锋，白晓寅

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，西安710075）

0 引言

银额盆地勘探程度较低，是我国陆上为数不多的未经过大规模勘探开发的大型含油气盆地。自20世纪50年代以来，许多科研机构和专业油气勘探公司经过多轮的论证和油气勘探部署，钻探了几口探井，但均未取得实质性突破。郝银全等［1］研究认为，银额盆地内部单个凹陷面积小，白垩系主力含油气层段的烃源岩中，有机质丰度普遍较低，处于“低成熟—成熟”阶段，但不同地区成熟度差异较大［2］，部分凹陷不具备形成大规模油气藏的基础。多年来，银额盆地的勘探均以寻找经过烃类初次运移并在斜坡或构造高部位聚集的构造型油气藏为主，进展较为缓慢，随着近年来国内外页岩油和页岩气勘探技术的发展，勘探家们逐渐意识到银额盆地发育的大套泥岩及其油气显示特征预示着研究区可能发育非常规油气藏。左银辉等［3］研究发现，火成岩发育的地区烃源岩往往具有较高的成熟度和生烃转化率，甚至发育已进入过成熟生气阶段的烃源岩［4-6］，在烃源岩内部可形成规模较大的自生自储型油气藏。近年来，延长石油集团在银额盆地哈日凹陷深洼区白垩系发现了以大量的灰质、白云质泥岩为主要储集层的非常规油气藏，并获得了高产工业气流，从而开启了研究区非常规油气藏勘探的新篇章。哈日凹陷白垩系的天然气藏不同于常规的砂岩气藏，也有别于页岩气藏，具有特殊的储集空间类型和成藏机理。黄成刚等［7-9］研究柴达木盆地英西地区白云质泥岩和泥质白云岩储集层时发现，储集空间以纳米级—微米级微孔为主，孔径虽小但数量极多，油气储量规模可达“亿吨级”［10-11］，袁剑英等［12］对自生自储的英西油气藏烃源岩的研究认为，低丰度-低成熟度的烃源岩具有高转化率和裂解长链烷烃所需的较低的活化能，与哈日凹陷白垩系泥质岩储集层具有一定的相似之处。除柴达木盆地之外，渤海湾盆地济阳坳陷也发育咸化湖盆沉积的“源储一体”的泥质岩［13］，这些泥质岩中含有较高的碳酸盐组分（包括白云质组分）和石膏等硫酸盐矿物，发育的微裂缝可有效改善泥质岩的储集条件［14］，哈日凹陷白垩系发育的泥质岩具有相似的岩石学特征和源储条件，勘探潜力较大。

以哈日凹陷的钻井岩心资料为基础，分析白垩系泥岩储层的有机地化指标和储层微观特征，结合含气性等现场试验资料，对灰质、白云质泥岩气藏特征及成藏条件进行研究，明确研究区泥岩非常规气藏的分布规律及主控因素，并对有利勘探方向进行预测，以期为具有相似地质条件的含油气盆地的勘探提供参考和借鉴。

1 气藏特征

银额盆地哈日凹陷白垩系自下而上可分为巴音戈壁组（K1b）、苏红图组（K1s）、银根组（K1y）和乌兰苏海组（K2w），其下伏地层为上古生界二叠系（P），上覆地层为第四系（Q）。高产工业气流主要产自白垩系巴音戈壁组，其主要储集岩岩性为灰黑色、灰色含灰泥岩、灰质泥岩和云质泥岩。截至2018年，哈日凹陷已有多口钻井在该层段获得重大发现，按无阻流量计算，最高日产量可达10万m3。除此之外，部分钻井在银根组也获得了低产气流，暂未在苏红图组发现天然气藏。

1.1 天然气地球化学特征

哈日凹陷白垩系天然气样品的化学组分分析结果显示，天然气中甲烷的质量分数较低，为74.44%～84.15%，C2及以上重烃的质量分数平均为16.85%，干燥系数为80.42%～85.50%（表1），类型为湿气。甲烷的碳同位素δ13C平均值为-38.75‰，乙烷碳同位素δ13C平均值为-27.04‰，丙烷碳同位素δ13C平均值为-27.59‰。碳同位素数据反映出常规天然气 δ13C1＜δ13C2＜δ13C3的正序列特征，戴金星等［15］统计的中国天然气碳同位素资料显示：煤成气δ13C1最轻应该小于-44‰，油型气δ13C2应该小于-29‰。因此，可以判断哈日凹陷白垩系天然气为油型气。依据碳同位素与天然气成熟度的拟合公式，可以计算出研究区天然气对应成熟度指标Ro为1.55%～1.65%，反映出天然气演化程度较高，结合其重质成分含量较高、甲烷含量较低的湿气组分特征，可综合判断出该区烃源岩仅进入裂解生气的初始阶段，凹陷中可能存在石油与天然气“共生同储”的状态。

根据岩性组合、电性特征、地化分析数据及含油气性，将白垩系巴音戈壁组划分为3段，可用于精细研究油气源。通过将YHC1，YH2和YH3等井的主力产层（巴音戈壁组二段）产出的凝析油与巴音戈壁组烃源岩中有机质的碳同位素和生物标志化合物进行对比，可以得出二者在δ13C、霍烷类化合物、甾烷类化合物等指标上均表现出极高的相似度。可见巴音戈壁组具有自生自储的特征，其油气源来自本层烃源岩［16］。鉴于银根组未取得有效气源分析样品，但可推测其油气源也可能来自巴音戈壁组烃源岩。

表1 哈日凹陷白垩系天然气化学组分分析Table 1 Chemical components of Cretaceous natural gas samples in Hari Sag %

1.2 气藏分布

录井、测井和试油结果显示，哈日凹陷油气藏以产气为主，以产油为辅，横向连片分布，纵向叠置。气藏主要分布于巴音戈壁组和银根组的灰质泥岩、白云质泥岩和杏仁状安山岩等非常规储层中（图1），巴音戈壁组气藏偶见少量凝析油产出，苏红图组及巴音戈壁组中部分薄—中厚砂岩也可形成常规砂岩油藏。银根组埋藏普遍较浅，钻井过程中普遍可见强烈的气测显示，但试气结果（YHC1井和YH3井）也仅获得少量天然气，表明银根组的天然气富集程度较差，含气饱和度较低，要想获得具有工业价值的天然气流仍须要进一步探索和研究。

图1 哈日凹陷白垩系油气藏分布剖面Fig.1 Reservoir distribution section of Cretaceous along NE direction in Hari Sag

根据YHC1，YH2，YH3和YH4井的地层测试结果，哈日凹陷下白垩统折算地层压力梯度为0.99～1.01 MPa/100 m，属正常地层压力。地温梯度平均为3.5℃/100 m，属于偏高地温梯度。由于凹陷中心的部分井（YH5井）的地层压裂改造效果较差，地层孔隙压力没有完全得到释放，传导到测试仪器上的数值显示为异常低压。

2 成藏条件

银额盆地哈日凹陷白垩系泥岩气藏具有特殊的地质背景和控藏要素。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，湖盆总体上持续断陷且快速发展，湖平面整体上升，湖盆范围也不断扩大，以温暖潮湿的淡水环境为主［17］，周缘物源供给不足，沉降速率大于沉积速率，凹陷中沉积了多套巨厚的含灰泥岩、灰质泥岩、含云泥岩、云质泥岩以及凝灰质泥岩，砂岩类不发育。泥岩中含有不同丰度的有机质，为泥岩气藏的形成提供了烃源岩基础。后期构造运动和成岩作用使得泥岩中发育了各种类型的微孔隙和微裂缝，为天然气成藏创造了良好的储集条件。由于沉积过程中物源供给的缺乏，凹陷中有效砂岩输导层不发育，且无通天大断裂导致烃源岩中生成的天然气发生逸散，大多选择原地白云质泥岩中成藏，少量运移至相邻层位的薄层砂岩或岩浆岩侵入体中成藏。盆地发育多期岩浆作用也加速了烃源岩的裂解转化，气源较为充足。

2.1 稳定的构造背景

良好的保存条件对天然气成藏至关重要，哈日凹陷相对稳定的构造背景为泥岩气藏的保存提供了有利保障。通常来讲，天然气成藏后发生的构造运动会对气藏产生破坏作用［18］，尤其是构造活动较为强烈的断陷型盆地，但在构造带之间发育的相对稳定的小型凹陷中，保存条件相对较好，具有一定的勘探潜力［19］。银额盆地从中生代开始，经历了三叠纪末—早、中侏罗世的扭张拉分断陷活动，晚侏罗世发生挤压抬升，并遭受一定程度的剥蚀，至早白垩世，盆地发生伸展裂谷活动，最后在晚白垩世—新生代盆地发生沉降和坳陷活动，其中，早、中侏罗世和早白垩世是盆地构造演化和定型的主要阶段［20］，哈日凹陷在此时期基本形成了“南东断-北西超”的箕状凹陷格局，局部呈“南北双断”的构造特征。凹陷中发育北东向和北北东向共2组断裂，以北东向为主，北东向顺向断层与反向断层交互出现，形成一系列的断阶带与断垒带，构造发育继承性强。值得强调的是北东向的主断裂发育于凹陷的陡岸带，该边界断裂及派生出的次级断裂控制了凹陷的沉降，在陡岸带形成多阶的断块及断鼻构造变形，但变形强度向凹陷中心方向逐渐减弱。主断裂的反向断裂主要发育于缓坡带，也向凹陷中心方向逐渐减弱。总体上看，两组纵向延伸较远的主断裂在凹陷区的深洼区内并不发育，从而形成了复杂构造带中的相对稳定区域，且凹陷中心泥岩沉积厚度大，为良好的盖层，对油气的保存具有积极作用。上述2种有利条件为泥岩气藏的形成提供了有利保障。

2.2 烃源岩条件

哈日凹陷白垩系断陷湖盆在快速沉降的构造背景下，物源供给不足，断陷区发育大套富含有机质的泥质岩沉积，在快速深埋后深洼区泥岩逐渐达到成熟—过成熟阶段，尤其是在广泛发育的岩浆侵入和高温作用下，烃源岩生成了大量天然气，为气藏的形成奠定了坚实的气源基础［21］。

2.2.1 烃源岩分布

哈日凹陷烃源岩在白垩系的巴音戈壁组、苏红图组和银根组均有发育，随着凹陷的逐渐沉降，烃源岩厚度整体上具有沿湖盆中心向缓坡和陡坡带不对称减薄的趋势。银根组烃源岩以深灰色、灰色白云质泥岩或泥质白云岩为主，夹少量泥质粉砂岩或粉砂质泥岩，暗色泥岩厚度为200～600 m，占该组地层总厚度的70%～100%，烃源岩分布面积约为589 km2。苏红图组二段为研究区主力成烃层段之一，暗色泥岩也较为发育，岩性主要为深灰色、灰色灰质泥岩、泥灰岩、白云质泥岩和粉砂质白云岩，钻井揭示泥岩厚度为85～578 m，占该组地层总厚度的54%～99%，烃源岩分布面积约为573 km2。苏红图组一段也发育部分烃源岩，厚度为8～170 m。巴音戈壁组二段也是凹陷的主力烃源岩发育层段，岩性主要为深灰色、灰色灰质泥岩和凝灰质或粉砂质白云岩，钻井揭示暗色泥岩厚度为92～670 m，占该组地层总厚度的11.4%～73.7%，深洼区该组暗色泥岩厚度均大于300 m，约占该组地层总厚度一半以上，烃源岩分布面积约为461 km2；巴音戈壁组一段烃源岩厚度比二段小，岩性主要为深灰色、灰色灰质泥岩和凝灰质或砂质泥岩，钻井揭示暗色泥岩厚度为15～259 m。平面上，哈日凹陷烃源岩的分布面积受控凹断裂控制，纵向上烃源岩的厚度受物源供给和沉降造成的可容纳空间变化等因素共同控制，烃源岩的厚度等值线整体呈北东—北北东向展布，并与沉积相的展布基本一致，各层系烃源岩厚度在沉积中心最大（图2）。

2.2.2 有机质丰度

图2 哈日凹陷巴音戈壁组烃源岩厚度等值线图Fig.2 Effective source rock distribution of Bayingebi Formation in Hari Sag

有机质丰度是评价烃源岩品质的重要指标，多取决于沉积环境和保存程度。有机质的生烃潜力取决于岩石中有机质的含量和类型。哈日凹陷白垩系总有机碳含量（TOC）、氯仿沥青“A”和生油潜量（S1+S2）等地化指标［22］显示，各段有机质丰度总体偏低，多属于差—中等丰度烃源岩，但其中也含部分中等—好烃源岩。巴音戈壁组总有机碳质量分数为0.08%～5.15%，平均为1.08%，氯仿沥青“A”质量分数为0.01%～0.22%，平均为0.15%，生油潜量为0.01～18.67 mg/g，平均为3.24 mg/g，可划归为差—中等烃源岩。银根组是哈日凹陷烃源岩总有机碳含量最高的层段，其总有机碳质量分数为1.14%～8.56%，平均为4.49%，氯仿沥青“A”质量分数为0.027%～0.82%，平均为0.29%，生油潜量为0.87～62.71 mg/g，平均为25.58 mg/g，可划归为好—极好烃源岩。苏红图组也发育差—中等烃源岩。

2.2.3 有机质类型

不同类型的有机质具有不同的生烃潜力，并且有机质类型还决定了烃源岩生成的烃类性质，主要受控于有机质的化学组成和结构。根据岩石热解参数氢指数（IH）和最高热解峰温（Tmax）的相关关系图版和氢指数和氧指数分类图版［22］，可以得出哈日凹陷白垩系烃源岩中有机质类型包括Ⅰ—Ⅲ型，由深到浅的地层中有机质类型逐渐变好。银根组烃源岩以Ⅰ—Ⅱ1型干酪根为主，苏红图组干酪根类型较广，Ⅰ—Ⅲ型均有分布，说明生烃母质既有低等水生生物，又有高等植物，属混源型有机质，但以高等植物为主，其生烃以偏气为主。主力产气层系巴音戈壁组烃源岩以Ⅱ2～Ⅲ型干酪根为主，生烃母质主要以高等植物为主，有机质类型较差。

2.2.4 有机质成熟度

有机质成熟度反映了有机质向油气转化的热演化程度，成熟度控制了原始生烃物质生成油气量的多少。张金川等［23］认为泥页岩气的成因包括生物成因、热成因以及上述2种类型的混合成因，哈日凹陷银根组烃源岩成熟度较低，属于生物成因气，巴音戈壁组烃源岩成熟度偏高，属于热成因气。福特沃斯盆地Barnett页岩气和密执安盆地Antrim页岩气的分布与成熟度关系研究结果显示，页岩气的主要产区集中于Ro≥1.1%的高熟烃源岩区，Ro≤0.6%的低熟烃源岩区仅占少部分［24］。哈日凹陷白垩系泥岩气藏的分布也具有类似的特征，埋深小于1 100 m的浅层银根组在钻井和录井中仅见到少量含气显示，试气效果较差，最好的含气段仅点火可燃，持续时间不足10 min。一般埋深大于2 000 m的巴音戈壁组具有良好的油气显示，试气效果较好，在同样的压裂工艺条件下，含气性最好的层段在压裂后可日产10万m3左右。因此，烃源岩的成熟度是控制天然气成藏和富集程度的重要因素。

镜质体反射率Ro及热解峰温实验分析结果（图3）Tmax整体小于440℃，银根组底部烃源岩基本达到低熟标准，其Ro为0.55%～0.70%。苏红图组烃源岩显示，哈日凹陷银根组上部烃源岩基本为未成熟，Ro为0.55%～1.20%，不同深度的样品成熟度略有差异，总体处于低成熟—成熟阶段。巴音戈壁组烃源岩Ro为0.8%～1.8%，Tmax也比上部地层大，大多数为445～460℃，反映了其热演化程度较高，处于成熟生油—热裂解生湿气阶段。古生界泥岩Tmax均大于455℃，反映了其处于较高的演化阶段。

根据饱和烃气相色谱分析成果，并应用烷烃奇偶优势（OEP）、CPI值、姥鲛烷/植烷（Pr/Ph）等参数得出的结论可基本印证上述推论［22］，如YHC1井银根组上部烃源岩CPI为3.825，OEP为2.372，为未成熟特征，底部有机质CPI为2.45，OEP为1.455，为低成熟特征。苏红图组的CPI指数为1.640，OEP为1.373，为成熟生油特征。巴音戈壁组的CPI指数为0.950～1.700，OEP为1.520～2.560，为成熟—高成熟特征［图3（a）］。造成哈日凹陷巴音戈壁组底部烃源岩更为成熟的主要原因包括：（1）埋深较大；（2）底部大量火成岩的发育促进了烃源岩的成熟。苏红图组底部发育约350 m的安山岩、英安岩和玄武岩等火成岩地层，巴音戈壁组一段底部也发育193～270 m的安山岩和英安岩，泥岩中含有大量凝灰质矿物，均反映了火山活动在白垩纪较为活跃，并伴随了白垩系烃源岩的沉积、成岩、生烃和排烃的全过程，对烃源岩的演化和油气成藏具有重要影响。较高成熟度的烃源岩主要受控于岩浆热液的烘烤作用、加氢作用以及催化作用，且烃源岩的排烃过程还受到火山作用伴随的高温、高压驱动，进一步促进了烃源岩的排烃效率［25-26］，对天然气的富集与成藏具有积极的贡献作用。

图3 哈日凹陷烃源岩成熟度随深度变化趋势Fig.3 Relationship between source rock maturity and depth in Hari Sag

2.3 储层特征

2.3.1 岩石类型

哈日凹陷白垩系储层按岩石类型可分为两大类：第一类储层为细粒沉积岩，巴音戈壁组岩石类型主要为深灰色、灰色含灰泥岩、含云泥岩、灰质泥岩、云质泥岩和凝灰质泥岩；银根组主要为深灰色、灰色云质泥岩、泥质白云岩、灰质泥岩和凝灰质泥岩。第二类储层为火成岩，部分探井在苏红图组和巴音戈壁组钻遇了灰褐色玄武岩、灰绿色凝灰岩、杏仁状安山岩和英安岩等。含气层段主要为含云或云质泥岩。

通过对白垩系岩心样品作X射线衍射分析，结果显示岩石中含石英、钾长石、斜长石、黄铁矿等脆性矿物，这些矿物的质量分数总和为35.8%～95.4%，平均为58.4%。石英质量分数为1.4%～35.4%，平均为15.3%，主要分布于凹陷斜坡区，向凹陷深洼区逐渐减少，纵向上，巴音戈壁组石英含量明显高于银根组。碳酸盐矿物质量分数为3.5%～90.4%，平均为29.7%，凹陷深洼区碳酸盐矿物含量明显高于斜坡区，推测可能为生物化学成因，纵向上巴音戈壁组的碳酸盐矿物含量也较银根组高。碳酸盐矿物可分为方解石和白云石，其中白云石发育大量的晶间微孔，为油气提供了重要的储集空间，其他储集空间类型包括：部分脆性矿物组成的砂质条带发育粒间孔，泥页岩中的收缩微裂缝，脆性矿物在外力作用下形成的裂缝及其诱导缝［27］等。利用脆性矿物在岩石中的占比可衡量泥岩的脆性指数［28］，通过计算得出研究区泥岩的脆性指数为26.0%～48.8%，平均为36.2%。巴音戈壁组具有较高的脆性指数，为储层的压裂改造提供了良好的条件，银根组脆性指数较低，储层压裂改造效果较差。

X射线衍射全岩矿物含量分析结果表明，哈日凹陷白垩系黏土矿物质量分数为2.4%～48.8%，平均为29.4%。岩石中较高的黏土矿物含量使得岩石在构造应力的作用下易产生塑性变形，对气层的压裂效果及油气产出具有一定的影响。黏土矿物的存在增加了岩石的比表面积，从而增大了岩石对天然气的吸附能力，吸附气为非常规储层中重要的油气资源。

2.3.2 物性及储集空间类型

哈日凹陷白垩系储层物性总体较差，属超低孔-超低渗型储层，且孔隙度与渗透率相关性极弱。氦气法测试结果与核磁共振测量结果基本相当。红图组和巴音戈壁组14块样品的物性分析显示（表2）：苏红图组孔隙度为8.6%～11.5%，平均为9.5%，渗透率为0.007～0.086 mD，平均为0.022 mD。巴音戈壁组孔隙度为0.1%～2.6%，平均为0.9%，渗透率为0.004～0.044 mD，平均为0.013 mD。对于致密储层来说，孔隙的发育程度也是影响其游离气含气量的重要因素之一［29］。纵向上，孔隙度随深度增加而迅速降低，储层中泥质含量较多，受压实减孔作用影响较大。

整体上，云质泥岩储层发育纳米级—微米级微孔为主［30］，包括微裂缝、溶蚀微孔和晶间孔等。21块云质泥岩样品的场发射扫描电镜分析结果显示，有机质孔含量较少，裂缝包括层间微裂缝和溶蚀微裂缝。巴音戈壁组以溶蚀微孔隙为主，含少量层间微裂缝和溶蚀微裂缝［图4（a）—（c）］；银根组以层间微裂缝、晶间孔、溶蚀孔为主，发育少量溶蚀微裂缝［图4（d）］。微孔隙以中孔为主，占总微孔隙的74%～96%，大孔占比较小，约占总微孔隙的2%～13%。孔隙直径多分布在1～50 nm，其中1.3～5 nm的孔隙分布最多。

表2 哈日凹陷白垩系岩心物性分析Table 2 Porosity and permeability of Cretaceous mudstone in Hari Sag

图4 哈日凹陷白垩系储层扫描电镜下微孔隙发育特征（a）片丝状伊利石，见溶蚀微孔隙，YH2井，K1b，1 190.16-1 190.30 m；（b）泥晶白云石晶体，见晶间微孔隙，YH3井，K1b，468.03-468.17 m；（c）丝片状伊利石定向性，可见层间微缝，YH2井，K1b，1 065.25-1 065.37 m；（d）石盐与片丝状伊利石混杂，见层理间微缝，YH3井，K1y，547.86-547.96 mFig.4 Micropore characteristics of Cretaceous mudstone reservoir by SEM in Hari Sag

2.3.3 储层含气性

含气量是云质泥岩储层储集性能的重要指标，也是评价气藏是否具有商业价值的关键参数，泥页岩储层中气体一般具有2种赋存方式：一种以游离态储集于基质孔隙和裂缝中，另一种以吸附态赋存于有机质和黏土矿物表面［31］。开展现场气体解析和实验室等温吸附解析等工作可探索致密储层的储气性能，现场解析实验能有效地反映储层真实的储气能力，等温吸附实验可测定储层在特定温压条件下对甲烷的最大吸附能力［32］。研究结果显示，哈日凹陷YH3井样品的饱和吸附气质量体积为1.42 m3/t、压力为12.54 MPa，通过计算该样品的实际吸附气质量体积为1.36 m3/t。YH6井的13个样品的现场解吸实验分析结果表明，原煤基解析气质量体积为0.83～1.90 m3/t，平均为1.29 m3/t，可见哈日凹陷云质泥岩具有较好的含气性。

2.3.4 有效储层的分布

岩石中较高的有机碳含量决定了储层含气的物质基础，孔隙和裂缝的发育是影响泥页岩游离气量的主要因素［33］，长石和方解石等易溶矿物可形成溶蚀孔［19］，白云石发育晶间孔，碳酸盐矿物和石英等脆性矿物为后期微裂缝的形成奠定了基础［34］，包括构造运动形成的微裂缝以及油气开发过程中储层改造形成的人造缝，因此，较高的脆性矿物对致密储层尤为重要。哈日凹陷受到多期构造运动影响，发育不同期次和不同级别的断裂及其派生出的微裂缝，为储层提供了一定的储集空间，并改善了岩石的渗透性。通过对巴音戈壁组泥岩地化指标分析、矿物组分分析、储层物性分析、岩石微观结构及储集空间综合评价，确定了各探井有效储层的纵向分布，并通过井震联合标定，建立起探井与地震层位之间的关系，对目标层利用全方位三维地震进行全区解释，在此基础上，利用探井横波测井与试验分析资料建立岩电地球物理模型，并应用于三维地震进行叠前弹性预测，刻画出有效储层的平面分布特征（图5），再通过三维地震衰减梯度属性分析对裂缝发育区和含气区进行了预测（图6）。

通过各种图件的叠合能够较好地反映有效储层的分布及其有利含气带，预测结果显示，有效储层主要分布在凹陷的深洼区，其裂缝及含气异常带也集中在深洼区并与东南边界断层呈平行发育。因此，凹陷的深洼区以及断裂发育带是有效储层的主要分布区。

图5 哈日凹陷白垩系泥岩储层厚度Fig.5 Predicted thickness of Cretaceous mudstone reservoir in Hari Sag

2.4 封盖条件

哈日凹陷发育大套泥岩盖层，为天然气聚集成藏起到了重要的封盖作用。巴音戈壁组沉积时期，断陷湖盆快速沉降，发育一套滨浅湖—半深湖亚相沉积，凹陷的南东边界断层附近和北西缓坡区发育小规模的水下扇和扇三角洲沉积，在沉降速率大于沉积速率背景下［35］，物源供给明显不足，大范围沉积了一套灰色、深灰色、黑色云质泥岩，砂岩不发育［36］。巴音戈壁组沉积晚期至苏红图组沉积时期，断坳活动进一步加强，湖平面进一步扩大，沉积了一套以凝灰质、云质泥岩，为半深湖亚相沉积，局部发育火成岩。银根组沉积时期湖盆进入坳陷期，发育以白云质泥岩、泥质白云岩为主要岩性的半深湖亚相沉积。这些细粒沉积均为良好的盖层，具有较高的突破压力。

图6 哈日凹陷白垩系巴音戈壁组裂缝分布特征Fig.6 Fracture prediction of Bayingebi Formation in Hari Sag

相对稳定的构造背景和通天大断裂不发育为天然气原地聚集成藏提供了重要保障。哈日凹陷主要的构造变形及断裂发育区位于缓坡带和陡岸带两翼，凹陷中心区域的构造变形不明显，断裂较少，未对泥岩盖层发生切割作用，因此，生成的油气难以发生有效的垂向逸散。

3 勘探潜力与勘探方向

3.1 勘探潜力

云质泥岩气藏的形成很大程度上依赖于充足的气源条件。银额盆地哈日凹陷富含有机质的泥岩广泛发育，累计厚度大，最厚达2 474 m，一般为800～1 500 m。多口钻井的分析测试结果证实：哈日凹陷油、气分布以烃源岩有机质成熟度Ro=1.3%为界，Ro＜1.3%的凹陷斜坡区以产油为主，Ro≥1.3%的深洼区以产气为主。通过将研究区钻井的实际产油和产气效果与分析测试资料对比，可划定出有效烃源岩评价标准：（1）累积厚度≥30 m；（2）岩石颜色为暗色，一般为灰色、深灰色、灰黑色和黑色；（3）有机质丰度TOC≥0.6%且生烃潜力S1+S2≥2 mg/g；（4）烃源岩成熟度Ro≥1.3。根据上述指标，可在平面上划分出巴音戈壁组有效烃源岩的分布范围（参见图2），凹陷的东南部深洼区有效烃源岩较为发育，可细分为南、北2个生烃中心，其中，南部生烃中心位于H1井—YHC1井区域，北部生烃中心位于YH6井区域，有效烃源岩最大厚度约80 m，供烃面积为111.2 km2。

非常规泥页岩气的聚集机理较为复杂，传统资源评价方法难以准确估算其资源量，可采用体积法进行计算［37-38］，但耿龙祥等［39］认为我国页岩气的储量计算宜采用静态法计算，本文根据中国地质矿产行业标准（DZ/T0254—2014）对研究区泥页岩气资源量进行了静态法估算

Gz=0.01 Ag h ρyCz （1）

式中：Gz为总地质储量，亿m3；Ag为含气面积，km2；h为有效厚度，m；ρy为泥页岩体积质量，t/m3；Cz为页岩气的质量体积，m3/t。综合预测哈日凹陷白垩系含气面积Ag为111.2 km2，有效厚度h为62.8 m，泥页岩体积质量ρy为2.7 t/m3，研究区13个点的现场解析试验数据分析结果显示，页岩气的质量体积平均值为1.29 m3/t，由此可以计算出哈日凹陷白垩系泥岩天然气的总地质储量为243.2亿m3。因此，哈日凹陷具有较大的勘探潜力。

3.2 勘探方向

哈日凹陷油气藏类型多样，分布规律复杂，有的地区以气藏为主，有的地区以油藏为主，储集油气的岩石类型包括沉积岩、岩浆岩和变质岩等多种类型。纵向上，含油气系统呈现油、气倒置现象。哈日凹陷白垩系云质泥岩气藏的形成主要受稳定的构造背景、烃源岩分布及演化程度、储层物性、盖层等多种因素控制，为自生自储型气藏。烃源岩的分布对该类气藏至关重要，平面上呈“东厚西薄、南厚北薄”的分布特征，厚度大，有机质含量高，埋藏较深，达到高熟—过成熟演化阶段。储集物性整体较差，但云质泥岩发育各类溶蚀微孔、晶间孔和微裂缝。深凹带相对稳定的构造背景有利于天然气的原地保存，良好盖层广泛发育，为气藏提供了封盖作用。因此，深凹带是泥岩气藏勘探的有利区域，依照这一思路部署的YHC1，YH3，YH5和YH6等井均获得了油气发现。除此之外，哈日凹陷斜坡带烃源岩演化程度相对较低，以生油为主，湖盆边缘砂岩较深凹带更为发育，以原生粒间孔隙为主，且斜坡带是油气长期运移的指向区。哈日凹陷巴音戈壁组底部火成岩较为发育，火成岩沿断层呈条带状分布，并与上覆烃源岩呈不整合接触，也是油气聚集的重要场所。

4 结论

（1）银额盆地哈日凹陷白垩系发育巨厚的富有机质的云质泥岩，在相对稳定的构造背景下形成了自生自储的天然气藏，烃源岩热演化阶段达到成熟—过成熟阶段，在深凹带广泛分布。有机质丰度总体偏低，多属于差—中等烃源岩，有机质类型广泛，包含了Ⅰ—Ⅲ型的所有类型。

（2）银额盆地哈日凹陷白垩系储层以云质泥岩为主，物性总体较差，属超低孔-超低渗型储层，且孔隙度与渗透率相关性极弱。储集空间类型以纳米级—微米级微孔为主，包括溶蚀微孔、晶间孔和微裂缝等。

（3）银额盆地哈日凹陷白垩系云质泥岩天然气的总地质储量为243.2亿m3，具有较大的勘探潜力。有效的厚层云质泥岩非常规储层主要分布于湖盆的深凹带，为天然气有利勘探方向。