任來義 賀永紅 陳治軍 劉護(hù)創(chuàng) 白曉寅 王小多 韓長(zhǎng)春

（ 陜西延長(zhǎng)石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院 ）

0 引言

流體包裹體是礦物結(jié)晶生長(zhǎng)過程中，被捕獲在礦物晶格內(nèi)、至今仍與宿主礦物有著相態(tài)的界限、并沒有與外界發(fā)生物質(zhì)交換的那一部分古流體[1-2]。流體包裹體被稱為古流體的“活化石”，它記錄了古流體在運(yùn)移和充注過程中的成分、溫度、壓力等信息[3-5]。烴包裹體蘊(yùn)含了烴類組成、古溫度、油氣源及油氣成藏與演化歷史等的豐富信息，是有機(jī)流體活動(dòng)過程中最原始和最直接的證據(jù)，也是研究油氣成藏演化的重要手段，在研究油氣運(yùn)移通道、確定油氣成藏期次等方面有很廣泛的應(yīng)用[5-9]。

銀根—額濟(jì)納旗盆地（以下簡(jiǎn)稱銀額盆地）位于內(nèi)蒙古自治區(qū)的西部，該盆地油氣地質(zhì)條件復(fù)雜，油氣成藏研究程度較低[10-11]。前人針對(duì)油氣成藏期次及其時(shí)間，對(duì)盆地東部的查干凹陷、中北部的哈日凹陷開展過一些研究，但研究結(jié)果存在很大的分歧。左銀輝等對(duì)查干凹陷的熱演化史進(jìn)行了研究，認(rèn)為該凹陷存在蘇紅圖組和銀根組沉積時(shí)期兩期生排烴高峰期，與之對(duì)應(yīng)也存在蘇紅圖組沉積晚期和銀根組沉積中晚期兩期油氣成藏[12]。而牛子鋮等認(rèn)為查干凹陷油氣成藏過程可劃分為蘇紅圖二段沉積期、銀根組沉積期、新生代3 個(gè)階段[13]。Yang Peng 等對(duì)哈日凹陷進(jìn)行了熱演化史模擬，結(jié)合區(qū)內(nèi)一口鉆井的流體包裹體資料，確定的油氣成藏期次為巴音戈壁組沉積時(shí)期（105.59—103.50Ma）和蘇紅圖組沉積時(shí)期（84.00—80.00Ma）兩期[14]。造成這種分歧的原因既有樣品分布、研究方法等帶來的研究成果的差異，同時(shí)也受控于盆地復(fù)雜的地質(zhì)背景，這種復(fù)雜的地質(zhì)條件導(dǎo)致盆內(nèi)不同凹陷、甚至是同一凹陷不同構(gòu)造部位的油氣成藏期次和成藏時(shí)間可能存在很大的差異[15-16]。對(duì)哈日凹陷不同構(gòu)造部位多口鉆井的主要含油層段進(jìn)行取樣，開展流體包裹體顯微鑒定、微束熒光光譜分析、均一溫度測(cè)定等測(cè)試分析，結(jié)合取樣井沉積埋藏史和熱演化史分析，研究油氣成藏期次及其時(shí)間，研究成果對(duì)于揭示該區(qū)油氣成藏規(guī)律有重要的意義。

1 研究區(qū)概況

哈日凹陷位于銀額盆地的中北部，屬于蘇紅圖坳陷的一個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元，凹陷呈現(xiàn)“東斷西超”的單斷箕狀結(jié)構(gòu)，從東往西可劃分出陡岸帶、洼槽帶、斜坡帶和邊緣帶4 個(gè)區(qū)帶（圖1）。同區(qū)域情況一樣，凹陷具有復(fù)雜多變的地質(zhì)構(gòu)造背景，經(jīng)歷了變質(zhì)結(jié)晶基底—褶皺基底的形成、沉積蓋層發(fā)育、板內(nèi)伸展和陸內(nèi)造山等不同演化階段[17-19]。凹陷內(nèi)鉆井揭示的沉積地層自下而上有石炭系、二疊系、白堊系和第四系，其中主要的沉積地層為白堊系，可劃分為下白堊統(tǒng)和上白堊統(tǒng)，下白堊統(tǒng)自下而上又可劃分為巴音戈壁組（K1b）、蘇紅圖組（K1s）和銀根組（K1y），上白堊統(tǒng)僅有烏蘭蘇海組（K2w）（圖2）[16，20]。

近年來，在勘探投入持續(xù)加大的情況下，研究區(qū)取得很多勘探成果。YHC1 井巴音戈壁組獲得日產(chǎn)9.15×104m3的工業(yè)氣流，實(shí)現(xiàn)了該盆地自1955 年實(shí)施勘探以來的重大突破[21]；H2 井、H3 井等陸續(xù)在巴音戈壁組獲得工業(yè)油氣流，證實(shí)該凹陷油氣富集程度較高。前人研究表明，研究區(qū)主要勘探層段巴音戈壁組油氣藏的油源來自于該組烴源巖[16]，近源成藏的特點(diǎn)導(dǎo)致油氣成藏系統(tǒng)復(fù)雜、油氣藏分布規(guī)律不明確、油氣預(yù)測(cè)難度極大。

2 樣品與分析方法

本次研究，為了探尋哈日凹陷不同構(gòu)造部位油氣成藏時(shí)間是否存在差異性，分別在洼漕帶、斜坡帶和邊緣帶選取YHC1 井、H3 井和H2 井作為代表井，對(duì)其巴音戈壁組的巖心進(jìn)行取樣。樣品數(shù)量為17 個(gè)，其中YHC1 井4 個(gè)、H2 井8 個(gè)、H3 井5 個(gè)，樣品巖性主要為砂礫巖、細(xì)砂巖、粉砂巖、含灰泥巖等（表1）。

圖2 哈日凹陷地質(zhì)剖面圖（剖面位置見圖1）Fig.2 Geological profile of Hari sag (see Figure 1 for the location of the profile)

表1 哈日凹陷巴音戈壁組樣品信息表Table 1 Sample information of K1b of Hari sag

樣品的測(cè)試分析由中國地質(zhì)大學(xué)（武漢）構(gòu)造與油氣資源教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室完成，流體包裹體樣品經(jīng)過雙面拋光后，首先進(jìn)行巖相學(xué)觀測(cè)和油包裹體檢測(cè)，使用Nikon Eclipse 80i 雙通道熒光—透射光顯微鏡，配備美國MAYA2000pro 光纖光譜分析儀，紫外激發(fā)光波長(zhǎng)為330～380nm，再通過SpectraSuite 軟件獲取單個(gè)油包裹體的微束熒光光譜及參數(shù)，最后選擇合適的流體包裹體組合，在Linkam THMSG600冷熱臺(tái)上進(jìn)行均一溫度測(cè)定，測(cè)定誤差為±0.1℃。具體測(cè)試方法見參考文獻(xiàn)[22]。

3 結(jié)果與討論

3.1 流體包裹體巖相學(xué)特征

巖石成巖作用分析是研究流體包裹體的基礎(chǔ)，只有確定了成巖自生礦物特征和形成的相對(duì)時(shí)序，才能查明流體包裹體宿主礦物的形成時(shí)序關(guān)系，從而確定流體包裹體的期次關(guān)系[8]。透射光和熒光薄片顯微觀察顯示，哈日凹陷巴音戈壁組流體包裹體主要賦存于穿石英顆粒微裂縫、石英顆粒內(nèi)裂紋、石英次生加大邊等，其中泥巖的石英顆粒充填于裂縫中（圖3）。從宿主礦物的特征來看，流體包裹體主要為次生成因。在17 塊巖石樣品中發(fā)現(xiàn)大量流體包裹體，主要為油包裹體和鹽水包裹體，且見少量瀝青包裹體。石英顆粒內(nèi)裂紋和微裂縫中的包裹體一般呈現(xiàn)串珠狀、帶狀、片狀和分散狀分布，石英次生加大邊中的包裹體一般呈現(xiàn)帶狀、串珠狀和分散狀分布（圖3）。流體包裹體形態(tài)多為圓形、橢圓形、長(zhǎng)條形和不規(guī)則狀，少見方形和三角形。流體包裹體相態(tài)既有純液相，又有氣液兩相。其中，鹽水包裹體氣液比為5%～17%，大小為1μm×2μm 至4μm×7μm，在透射光和紫外光下均無色；烴包裹體氣液比為5%～8%，大小為2μm×2μm 至3μm×7μm，透射光下基本為無色，紫外光照射下為淡黃色、淡藍(lán)色（圖3、表2）。

圖3 哈日凹陷巴音戈壁組流體包裹體巖相學(xué)特征及油包裹體熒光顏色Fig.3 Petrographic characteristics of fluid inclusions and flourescent colors of oil inclusions in K1b of Hari sag

表2 哈日凹陷巴音戈壁組與烴包裹體共生的鹽水包裹體特征及均一溫度Table 2 Characteristics and homogeneous temperature of brine inclusions coexisting with hydrocarbon inclusions in K1b of Hari sag

3.2 烴類包裹體顯微熒光特征

3.2.1 油包裹體熒光顏色

烴包裹體在紫外光激發(fā)下會(huì)發(fā)出熒光，且不同成分和成熟度油氣的熒光顏色存在差異，烴包裹體熒光顏色可被用來進(jìn)行油氣運(yùn)移和油氣藏充注幕次研究[3，23]。熒光的產(chǎn)生主要取決于烴類中芳香烴的共軛π鍵體系和C—O 官能團(tuán)，若不考慮油氣運(yùn)移、聚集過程中的色層效應(yīng)和生物降解的影響，隨著有機(jī)質(zhì)從低成熟向高成熟演化，油包裹體熒光顏色變化為火紅色—黃色—橙色—藍(lán)色—藍(lán)白色，即隨著成熟度的增加油包裹體的熒光顏色存在“藍(lán)移”現(xiàn)象[1]。哈日凹陷巴音戈壁組17 個(gè)樣品中有11 個(gè)樣品檢測(cè)到有機(jī)包裹體，其中檢測(cè)到油包裹體的樣品有7 個(gè)，見孔隙瀝青和瀝青包裹體的樣品有4 個(gè)（表2）。瀝青包裹體不發(fā)光，油包裹體的熒光顏色有淡黃色和淡藍(lán)色兩種。油包裹體的熒光顏色代表了哈日凹陷巴音戈壁組至少存在兩期不同成熟度的烴類充注過程，淡黃色代表了一期成熟度較低的油氣充注（圖3c），淡藍(lán)色代表了另一期成熟度較高的油氣充注（圖3f）。研究區(qū)巴音戈壁組部分樣品見孔隙瀝青和瀝青包裹體，表明研究區(qū)巴音戈壁組沉積早期充注的油氣可能在晚期遭受不同程度的破壞調(diào)整。

3.2.2 油包裹體熒光光譜特征

油包裹體的熒光光譜特征是反映原油成分、成因、成熟度等的重要指標(biāo)，不同性質(zhì)的原油往往具有不同的光譜特征，通過對(duì)油包裹體熒光強(qiáng)度和光譜譜型的分析，可以獲得很多與油氣相關(guān)的信息[23-24]。對(duì)單個(gè)油包裹體進(jìn)行共聚焦微束熒光光譜分析，共獲得了8 個(gè)油包裹體的熒光光譜，將熒光光譜圖在相同的強(qiáng)度—波長(zhǎng)坐標(biāo)系中進(jìn)行疊合，可以對(duì)最大光譜強(qiáng)度(Imax)、主峰波長(zhǎng)(λmax)及光譜形態(tài)等進(jìn)行對(duì)比。

一般情況下，油包裹體隨著烴類小分子成分含量的增加，成熟度增大，光譜主峰波長(zhǎng)減小，對(duì)于同源同期充注的烴類，由于其成分及成熟度一致，因此其熒光光譜主峰波長(zhǎng)也會(huì)表現(xiàn)出一致性，而不同源的烴類主峰波長(zhǎng)則不一致[25]。哈日凹陷巴音戈壁組發(fā)淡黃色熒光的5 個(gè)油包裹體的主峰波長(zhǎng)為539.37～551.23nm，平均為546.78nm，雖然熒光強(qiáng)度有所差異，但光譜形態(tài)很相近，代表了一期低成熟度油氣的充注（圖4a）。3 個(gè)發(fā)淡藍(lán)色熒光油包裹體的主峰波長(zhǎng)為463.75～478.13nm，平均為471.05nm，光譜形態(tài)很相近，也代表了一期成熟度較高的油氣充注（圖4b）。同時(shí)，發(fā)淡黃色熒光油包裹體主峰波長(zhǎng)大于發(fā)淡藍(lán)色熒光包裹體，波長(zhǎng)與熒光顏色相關(guān)性較好，也反映了兩期主要的油氣充注過程。

油包裹體的主峰波長(zhǎng)和熒光顏色分布寬度還能反映油氣充注持續(xù)時(shí)間，油氣充注持續(xù)時(shí)間越長(zhǎng)，主峰波長(zhǎng)和熒光顏色分布寬度越大[3]。哈日凹陷巴音戈壁組發(fā)淡黃色熒光的油包裹體的光譜圖為主峰居中的寬緩型，發(fā)淡藍(lán)色熒光的油包裹體的光譜圖為主峰靠前的窄陡型，二者的主峰波長(zhǎng)和熒光顏色分布寬度相當(dāng)，表明兩期油氣充注持續(xù)時(shí)間相當(dāng)（圖4）。

圖4 哈日凹陷巴音戈壁組油包裹體顯微熒光光譜特征Fig.4 Microscopic fluorescence spectral characteristics of oil inclusions in K1b of Hari sag

熒光相對(duì)強(qiáng)度與油包裹體大小及油的含量多少有關(guān)，油包裹體大、油含量多則熒光相對(duì)強(qiáng)度大[3，26-27]，發(fā)淡藍(lán)色熒光油包裹體的強(qiáng)度大于發(fā)淡黃色熒光油包裹體，指示發(fā)淡藍(lán)色熒光油包裹體所代表的一期油氣成藏的油氣供給量可能大于發(fā)淡黃色熒光油包裹體所代表的一期油氣成藏（圖4）。

3.2.3 油包裹體熒光光譜參數(shù)

紅綠熵值（如Q650/500、Qt535等）能夠定量描述油包裹體熒光光譜的形態(tài)和結(jié)構(gòu)特征，Q650/500為650nm和500nm 波長(zhǎng)處的熒光強(qiáng)度之比，Qt535為波長(zhǎng)420～535nm 與波長(zhǎng)535～720nm 包絡(luò)面積之比[3，23]。紅綠熵值對(duì)包裹體的烴類成熟度有很好的反映，Q650/500、Qt535越大，表明包裹體中原油的中大分子組分越多，成熟度越低[23-24，28]。研究區(qū)發(fā)淡黃色熒光油包裹體的Q650/500為0.37～0.56，平均為0.45；Qt535為1.26～1.63，平均為1.43。發(fā)淡藍(lán)色熒光油包裹體的Q650/500為0.31～0.39，平均為0.35；Qt535為0.74～1.08，平均為0.89?？梢钥闯?，發(fā)淡黃色熒光油包裹體中的原油成熟度小于發(fā)淡藍(lán)色熒光油包裹體中的原油。從Q650/500—λmax、Qt535—λmax相關(guān)關(guān)系圖可以看出（圖5），哈日凹陷巴音戈壁組至少存在兩期油氣充注過程。

圖5 哈日凹陷巴音戈壁組油包裹體顯微熒光參數(shù)關(guān)系Fig.5 Relation between microscopic fluorescence spectral parameters of oil inclusions in K1b of Hari sag

3.3 流體包裹體均一溫度分布

與烴包裹體同幕的鹽水包裹體的均一溫度，代表了流體充注時(shí)的最低溫度，常被用來作為劃分油氣成藏幕次的依據(jù)[1，3]。本次研究共在11 個(gè)樣品中發(fā)現(xiàn)了烴包裹體，對(duì)與其共生的鹽水包裹體的均一溫度進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)所有樣品中與烴包裹體共生的鹽水包裹體的均一溫度都比較集中，其中大部分集中在一個(gè)溫度段，少數(shù)集中在兩個(gè)溫度段，反映出哈日凹陷巴音戈壁組油氣成藏具有多期次性。從表2 可以看出，與淡黃色熒光油包裹體同期的鹽水包裹體均一溫度為116.2～134.7℃、118.9～133.3℃、121.2～130.8℃、121.3～128.7℃和156.2～170.1 ℃；與淡藍(lán)色熒光油包裹體同期的鹽水包裹體均一溫度為108.0～128.5 ℃、110.9～127.5℃、141.7～154.9 ℃、158.7～165.3 ℃ 和165.2～175.1℃；與孔隙瀝青和瀝青包裹體共生的鹽水包裹體的均一溫度為103.6～118.6℃、113.9～128.1℃、121.8～129.2℃和143.6～152.1℃。 由此可見，油包裹體熒光顏色與鹽水包裹體均一溫度無對(duì)應(yīng)性，這種現(xiàn)象表明來自于不同構(gòu)造位置的巴音戈壁組樣品可能在油氣成藏方面具有差異性。

4 油氣成藏期次及其時(shí)間

4.1 取樣井沉積埋藏史、熱演化史恢復(fù)

前人在銀額盆地的查干凹陷和哈日凹陷開展過構(gòu)造—熱演化史研究，為該區(qū)的沉積埋藏史、熱演化史恢復(fù)提供了一定的研究依據(jù)[12，29-32]。本次以現(xiàn)今地層厚度、巖性數(shù)據(jù)、地層沉積年齡、烴源巖地球化學(xué)參數(shù)、關(guān)鍵時(shí)期剝蝕厚度等作為重要約束條件，應(yīng)用Basinmod 盆地模擬軟件，采用EASY% Ro模型對(duì)取樣井進(jìn)行沉積埋藏史、熱演化史模擬。

約束條件中，地層數(shù)據(jù)（分層數(shù)據(jù)）和巖性數(shù)據(jù)（巖石類型等）均來源于鉆井資料。地層年齡參照最新的《國際年代地層表》[33]，并借鑒前人研究成果，分別取巴音戈壁組、蘇紅圖組、銀根組、烏蘭蘇海組和新生界開始沉積年齡為145Ma、110Ma、100Ma、95Ma 和65Ma[29-32]?，F(xiàn)今地溫梯度依據(jù)鉆井測(cè)試結(jié)果，為34℃/km[31]。參照前人古地溫研究成果，取巴音戈壁組沉積期的古地溫梯度為41～42℃/km，取蘇紅圖組沉積期的古地溫梯度為46～50℃/km，取銀根組沉積期的古地溫梯度為48～53℃/km，取烏蘭蘇海組沉積期的古地溫梯度為40～46℃/km[31]。相關(guān)研究成果表明，早白堊世以來，哈日凹陷經(jīng)歷過多次抬升剝蝕，形成了蘇紅圖組頂部、銀根組頂部及烏蘭蘇海組頂部3 個(gè)不整合面，其中烏蘭蘇海組頂部遭受剝蝕程度最大[30-31]。分別應(yīng)用鏡質(zhì)組反射率法[31]、聲波時(shí)差法[31，34]、地層厚度展布趨勢(shì)推測(cè)法等多種方法對(duì)取樣井的剝蝕厚度進(jìn)行恢復(fù)，蘇紅圖組頂部剝蝕厚度為350～550m，銀根組頂部剝蝕厚度為450～650m，烏蘭蘇海組頂部剝蝕厚度為1435～1625m。從沉積埋藏史、熱演化史模擬結(jié)果來看，3 口取樣井具有相同的沉積埋藏史：巴音戈壁期為地層穩(wěn)定沉積期，該期持續(xù)時(shí)間長(zhǎng)、地層沉積厚度大，且越靠近盆地中心，地層沉積厚度越大；蘇紅圖組、銀根組和烏蘭蘇海組具有相同的沉積埋藏演化史，即早期—中期穩(wěn)定沉積、晚期快速抬升遭受剝蝕；古近紀(jì)以來，3 口井的地層均緩慢抬升，遭受剝蝕，但整體剝蝕量不大（圖6）。同時(shí)可以看出，由于地層沉積厚度差異等原因，3 口取樣井的地層所經(jīng)歷的古地溫有很大的差異，同一時(shí)期，越靠近盆地中心，地層古地溫越大（圖6）。

圖6 哈日凹陷沉積埋藏史與熱演化史疊合圖Fig.6 Superimposition of the burial history and thermal evolution history of Hari sag

4.2 成藏期次及其時(shí)間

在取樣井沉積埋藏史和熱演化史的疊合圖上，繪制取樣點(diǎn)埋深變化線，樣品中與烴包裹體共生的鹽水包裹體的均一溫度可以參考模擬地溫等值線，溫度所對(duì)應(yīng)的地質(zhì)時(shí)間即為油氣充注時(shí)間[3，24，35-36]。本研究認(rèn)為地層快速沉降階段是油氣成藏最有利階段，因?yàn)榇穗A段會(huì)有大量的烴類短時(shí)間從烴源巖中生成和排出，有利于油氣聚集成藏。因此，對(duì)于上述兩線存在多個(gè)交點(diǎn)的情況，取地層快速沉降階段的交點(diǎn)對(duì)應(yīng)的地質(zhì)時(shí)間為油氣充注的時(shí)間。

研究結(jié)果表明，哈日凹陷洼漕帶的YHC1 井巴音戈壁組存在兩期油氣充注，時(shí)間分別為107—104Ma 和99Ma（第一期和第二期），對(duì)應(yīng)年代為蘇紅圖組沉積中期和銀根組沉積早期（圖6a、圖7）。斜坡帶的H3 井巴音戈壁組也存在兩期油氣充注，時(shí)間分別為99Ma 和72—71Ma（第二期和第四期），對(duì)應(yīng)年代為銀根組沉積早期和烏蘭蘇海組晚期（圖6b、圖7）。邊緣帶的H2 井巴音戈壁組也存在兩期油氣充注，時(shí)間分別為85Ma 和75—71Ma（第三期和第四期），對(duì)應(yīng)年代為烏蘭蘇海組沉積中期和晚期（圖6c、圖7）。其中，第二期（即銀根組沉積早期，地質(zhì)時(shí)間為99Ma）和第四期（即烏蘭蘇海組沉積晚期，地質(zhì)時(shí)間為72—71Ma）的油氣充注強(qiáng)度最大，充注范圍最廣，應(yīng)為哈日凹陷巴音戈壁組主要成藏期。

圖7 哈日凹陷巴音戈壁組油氣充注期次劃分與成藏時(shí)間Fig.7 Hydrocarbon filling periods and accumulation time in K1b of Hari sag

研究區(qū)洼槽帶、斜坡帶和邊緣帶3 口井的巴音戈壁組雖然都存在兩期油氣充注，但油氣成藏時(shí)間存在很大的差異，即從洼槽帶向邊緣帶過渡，油氣成藏時(shí)間越來越晚（圖7）。造成這種現(xiàn)象的可能原因是烴源巖生成的油氣二次運(yùn)移距離極為有限，巴音戈壁組油藏以近源成藏為主。哈日凹陷巴音戈壁組主要沉積相類型為湖泊相（半深湖—深湖相和濱淺湖相），其次為在凹陷邊緣發(fā)育的扇三角洲相和近岸水下扇相（圖8）。這種沉積特點(diǎn)決定了巴音戈壁組以深水細(xì)粒沉積為主，作為油氣二次運(yùn)移主要通道的砂體普遍不發(fā)育。同時(shí)，由于凹陷規(guī)模小、沉積相變快等原因，巴音戈壁組砂體的橫向連通性差（圖9）。在缺少有效運(yùn)移通道的情況下，巴音戈壁組烴源巖生成的油氣二次運(yùn)移距離極為有限，油氣易就近聚集成藏。

對(duì)哈日凹陷巴音戈壁組烴源巖進(jìn)行石油生成速率演化歷史數(shù)值模擬，不同構(gòu)造位置的3 口取樣井巴音戈壁組烴源巖的生烴史存在一定的差異（圖10）。YHC1 井巴音戈壁組烴源巖存在兩個(gè)生油高峰期，時(shí)間分別為110—103Ma 和99—96Ma，生油高峰期時(shí)間與該井巴音戈壁組成藏時(shí)間有很好的對(duì)應(yīng)性；H3井巴音戈壁組烴源巖的兩個(gè)生油高峰期時(shí)間分別為102—98Ma 和80—70Ma，生油高峰期時(shí)間與油氣成藏時(shí)間也有很好的對(duì)應(yīng)性；H2 井巴音戈壁組烴源巖生油高峰期時(shí)間為86—70Ma，巴音戈壁組油氣成藏時(shí)間也處于烴源巖生油高峰期內(nèi)。一方面，這種現(xiàn)象進(jìn)一步證實(shí)了洼槽帶的油氣主要來自于洼槽帶的烴源巖，斜坡帶的油氣主要來自斜坡帶的烴源巖，而邊緣帶的油氣主要來自于邊緣帶附近的烴源巖；另一方面，由于埋深不同，凹陷不同構(gòu)造部位的巴音戈壁組烴源巖達(dá)到成熟熱演化階段的時(shí)間存在很大差異，導(dǎo)致不同構(gòu)造部位的巴音戈壁組油藏的成藏時(shí)間也存在很大差異。

圖8 哈日凹陷巴音戈壁組沉積相圖Fig.8 Sedimentary facies of K1b of Hari sag

圖9 過YHC1 井—H3 井—H2 井剖面砂體連通圖Fig.9 Sand profile across wells YHC1 -H3 -H2

圖10 哈日凹陷巴音戈壁組主要烴源巖石油生成速率演化歷史Fig.10 The history of oil generating rate of primary hydrocarbon sources in K1b of Hari sag

5 結(jié)論

前人針對(duì)銀額盆地東部的查干凹陷、中北部的哈日凹陷的油氣成藏期次及時(shí)間開展過一些研究，但研究結(jié)果存在很大的分歧，本研究揭示了這種分歧的深層次原因。同時(shí)，明確了銀額盆地這種復(fù)雜的地質(zhì)條件導(dǎo)致盆內(nèi)不同凹陷、甚至是同一凹陷不同構(gòu)造部位的油氣成藏期次和成藏時(shí)間都存在很大的差異性，在相關(guān)研究中應(yīng)該引起足夠重視。

對(duì)哈日凹陷不同構(gòu)造部位鉆井的巴音戈壁組開展流體包裹體和取樣井沉積埋藏史、熱演化史研究，證實(shí)了凹陷不同構(gòu)造部位油氣成藏時(shí)間存在差異性。洼漕帶YHC1 井的巴音戈壁組存在兩期油氣充注，時(shí)間分別為107—104Ma 和99Ma，對(duì)應(yīng)蘇紅圖組沉積中期和銀根組沉積早期。斜坡帶H3 井也存在兩期油氣充注，時(shí)間分別為99Ma 和72—71Ma，對(duì)應(yīng)銀根組沉積早期和烏蘭蘇海組晚期。邊緣帶的H2 井也存在兩期油氣充注，時(shí)間分別為85Ma 和75—71Ma，對(duì)應(yīng)烏蘭蘇海組沉積中期和晚期。這種差異性是由凹陷復(fù)雜的地質(zhì)條件、油氣二次運(yùn)移距離有限、近源成藏等原因所致。本次研究成果對(duì)于揭示該區(qū)油氣成藏規(guī)律有重要的意義。