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银根—额济纳旗盆地（以下简称银额盆地）位于内蒙古自治区的西部，面积约为12.3×104 km2，是中国为数不多油气勘探程度较低的大中型沉积盆地之一[1-2]。盆地的油气勘探始于20世纪50年代，复杂的地质条件增加了盆地的勘探难度，经过半个多世纪的艰难推进，目前仅在查干凹陷、天草凹陷和拐子湖凹陷发现为数不多的中小型油田[3-5]。近年来，延长石油集团在盆地中部哈日凹陷加大了勘探投入，取得了较好的勘探成果。凹陷中部的HC1井于2015年试气获得了日产9×104 m3的高产气流，实现了银额盆地勘探历程上的一次重大突破[1,6]。后续的勘探也在该凹陷发现了一大批工业油流井和油气显示井，证实了哈日凹陷具有较好的油气勘探前景[1,7]。但哈日凹陷的油气地质条件极为复杂，油气分布规律尚不明确，这就严重地制约了该区的油气勘探进程。哈日凹陷目前已发现多种类型油气藏，油气藏类型的多样性对于一个中小型凹陷是绝无仅有的，这么多类型油气藏他们的共生特征是什么？成藏机理又是什么？这些问题得不到科学回答，油气分布规律也将得不出科学的预测。基于对凹陷各类型油气藏的剖析，系统分析多类型油气藏共生特征及其成藏机理，对油气分布进行预测，指明勘探方向，以期为该区的勘探决策和勘探部署提供依据。
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银额盆地是在前寒武纪结晶地块和古生代褶皱基底基础上发育起来的中生代—新生代沉积盆地，晚古生代以来盆地经历了石炭纪—二叠纪裂谷、晚二叠世—三叠纪挤压隆升、侏罗纪—早白垩世断陷和晚白垩世—第三纪拗陷4个构造演化阶段[8-9]。银额盆地区域构造位于塔里木、哈萨克斯坦—准噶尔、西伯利亚和华北4个板块的结合部位，可划分出“七坳五隆”12个二级构造单元[9-12]（图1）。哈日凹陷位于银额盆地的北部，是苏红图坳陷西部的一个次级构造单元，东接巴布拉海凸起，南近宗乃山隆起，西连洪格尔吉山，北邻蒙古国，凹陷呈现东断西超的箕状结构，面积约为1 000 km2左右，可划分为西部斜坡带、中央深凹带和东部陡坡带三个次级构造单元[13]。钻井揭示，哈日凹陷的沉积盖层自下而上有二叠系、白垩系和新生界，其中最主要的沉积地层白垩系可划分为下白垩统和上白垩统[14]。下白垩统自下而上可划分为巴音戈壁组一段（K1 b 1）、巴音戈壁组二段（K1 b 2）、巴音戈壁组三段（K1 b 3）、苏红图组（K1 s）和银根组（K1 y），上白垩统仅有乌兰苏海组（K2 w）（图1）。哈日凹陷白垩纪主要发育湖泊、扇三角洲、水下扇和火山岩沉积体系，具有较好的油气成藏条件[7,13]。
Figure 1. Structural unit division (a), seismic profile map (b), and stratigraphic column (c) of the Hari sag(modified from reference[12])
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哈日凹陷下白垩统以深水细粒沉积为主，半深湖—深湖相烃源岩较为发育，K1 b 1、K1 b 2、K1 b 3、K1 s和K1 y均有烃源岩分布[15-19]，相关油气源对比研究表明K1 b 1、K1 b 2和K1 y烃源岩为主力烃源岩[1,15-16,18]。K1 b 1烃源岩岩性主要为深灰色—灰色泥岩、凝灰质泥岩、粉砂质泥岩等，有效烃源岩厚度为5~151 m，平均为63 m，TOC平均为0.89%，S 1+S 2平均为4.63 mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.073%，干酪根碳δ 13C为-29.1‰~-24.5‰，R o为0.60%~2.01%，烃源岩为有机质丰度中等—好、Ⅱ1型—Ⅱ2型、成熟—高成熟的烃源岩[15]（表1）。K1 b 2烃源岩岩性主要为深灰色含灰泥岩和灰质泥岩，有效烃源岩厚度为23~222 m，平均为109 m，TOC平均为1.18%，S 1+S 2平均为7.85 mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.182%，干酪根δ 13C为-30.3‰~-23.8‰，R o为0.60%~2.17%，烃源岩为有机质丰度好—极好、Ⅱ1型—Ⅱ2型、成熟—高成熟的烃源岩[15]。K1 y烃源岩岩性主要为泥晶白云岩和白云质泥岩，有效烃源岩厚度达为130~583 m，平均为472 m，TOC平均为3.98%，S 1+S 2平均为22.24 mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.233%，干酪根δ 13C为-29.9‰~-23.5‰，R o为0.44%~1.31%，烃源岩为有机质丰度极高、Ⅰ型—Ⅱ1型、低成熟为主的烃源岩。
层位 厚度/m TOC/% （S 1+S 2）/（mg/g） 氯仿沥青“A”/% δ 13C/‰ I H/（mg.g-1） H/C R o/% T max/℃ K1 b 1 5~151 0.14~2.31 0.09~44.67 0.003~0.176 -29.1~-24.5 51~1045 0.51~1.02 0.60~2.01 379~537 63 0.89(17) 4.63(16) 0.073(10) -27.2(9) 279(10) 0.82(8) 1.10(14) 451(16) K1 b 2 23~222 0.08~5.15 0.05~77.87 0.001~1.218 30.3~-23.8 8~1017 0.62~1.83 0.60~2.17 338~537 109 1.18(21) 7.85(20) 0.182(18) -26.7(16) 219(17) 0.96(12) 1.37(20) 468(20) K1 y 130~583 0.46~8.56 0.51~62.71 0.027~0.816 -29.9~-23.5 21~1020 0.17~2.35 0.41~1.31 426~480 472 3.98(31) 22.24(30) 0.233(29) -7.4(27) 537(27) 1.18(26) 0.68(31) 442(30) Table 1.
Organic geochemical data for the main source rocks of the Hari sag -
研究区有效储层类型丰富，常规储层为水下扇、扇三角洲和湖相沉积的砂体，非常规储层有含灰或灰质泥岩、含云或云质泥岩、火山岩等[6-7,20-21]。盖层方面，中生界以深水细粒沉积为主，泥岩较为发育，盖层条件好，主要发育乌兰苏海组河漫滩相紫红色厚层泥岩、苏红图组下段的湖相厚层泥岩和巴音戈壁组二段厚层暗色泥岩3套区域盖层[1,7]。良好烃源岩条件，丰富的储集层类型，较好的盖层条件，这些均为研究区的油气成藏提供了有利条件。
2.1 烃源岩特征
2.2 储集层与盖层特征
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哈日凹陷已发现白云质泥岩生物气藏、灰质泥岩气藏、灰质泥岩油藏、砂岩油藏、砂岩气藏、火山岩气藏等多种类型油气藏（图1、表2），油气藏类型的多样性对于一个盆地来说实属罕见，对于一个中小型凹陷更是绝无仅有的。
油气藏类型 储层岩性 分布层位 油气产出井 油气显示井 流体特征 油气来源 成藏特征 云质泥岩生物气藏 白云质泥岩、泥晶白云岩等 K1 y HC1 HC1、H1、H3、H4、H5、H7和H8 干气 K1 y烃源岩 源内成藏 灰质泥岩气藏 灰质泥岩、含灰泥岩、含云泥岩等 以K1 b 2为主，其次为K1 b 1 HC1和H6 H1、HC1、H5和H6 湿气 K1 b 1和K1 b 2烃源岩 源内成藏 灰质泥岩油藏 灰质泥岩和含灰泥岩 K1 b 2 H2 H2、H3、H7和H8 中质原油 K1 b 2烃源岩 源内成藏 砂岩油藏 粉砂岩、细砂岩、砂砾岩等 K1 s、K1 b 3、K1 b 2和K1 b 1 H3和H4 H1、HC1、H2、H3、H4、H5、H7和H8 中质原油 K1 b 1和K1 b 2烃源岩 近源成藏 砂岩气藏 细砂岩 K1 b 1 H6 H6 湿气 K1 b 1烃源岩 近源成藏 火山岩气藏 安山岩、英安岩、玄武岩等 K1 b 1 H5 H5 湿气 K1 b 2烃源岩 近源成藏 Table 2.
Types and characteristics of oil and gas reservoirs in the Hari sag -
该类气藏发育于银根组，岩性主要为白云质泥岩，其次为泥晶白云岩。白云质泥岩呈灰黑色，矿物组成以白云石和黏土矿物为主，岩性较为致密，但溶蚀孔洞发育（图2a）。泥晶白云岩层理发育，由多套纹层构成，纹层主要有富有机质纹层、富泥晶白云石纹层和富黏土纹层，组成了湖相碳酸盐岩烃源岩特有的“三元纹层”结构（图2b）。无论是白云质泥岩还是泥晶白云岩，他们的有机质丰度极高，可作为优质烃源岩；且其溶蚀孔洞和裂缝较为发育，具有一定的油气储集性能（图2a，c）。
Figure 2. Core photos of oil and gas reservoirs in the Hari sag
该类气藏在哈日凹陷分布面积较大，HC1井、H1井、H3井、H4井、H5井、H7井和H8井均有分布，气层厚度为125~482 m，气测全烃最高值为13.0%。针对该类气层试气效果最好的为HC1井，试气后产出的气体点火可燃，但火焰不连续，天然气产出程度较低，表明此类气藏含气量普遍较低。天然气烃类组分中甲烷含量极高，干燥系数为97%~98%，平均97%，天然气为干气。非烃组分主要为H2和CO2，其中CO2含量的体积分数为0~5.10%，平均0.22%；H2含量的体积分数为0~4.04%，平均0.10%。天然气具有生物降解气的“高甲烷含量、低含气量”的典型特征，应为银根组有机质丰度极高的低成熟度烃源岩在低温、还原环境下由细菌（微生物）的发酵和合成作用而形成的天然气，气藏具有“源内成藏”的特点。
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该类气藏主要形成于巴音戈壁组二段，其次为巴音戈壁组一段，储层岩性主要为灰质泥岩、含灰泥岩、含云泥岩等（图2c，d）。HC1井灰质泥岩气藏储层镜下观察显示：泥质含量为70%~85%，泥质中混有微晶状碳酸盐微粒，并见少量微裂缝，泥质与碳酸盐混杂分布；中细粒砂岩碎屑含量为15%~30%，碎屑主要为微晶状方解石、石英和长石。储层孔隙度为0.1%~2.6%，平均为0.9%；渗透率为0.004~0.044×10-3 μm2，平均为0.013×10-3 μm2。扫描电镜分析表明，储层的储集空间以微裂缝、溶蚀孔洞、粒间孔、粒内孔等微孔隙为主，偶见有机质孔（图3a~c）。等温吸附试验及钻井现场解吸实验分析结果表明，灰质泥岩的总含气量为1.47~1.51 m3/t，平均为1.29 m3/t，具有较好的含气性。
Figure 3. Micropore characteristics of the limestone mudstone gas reservoir from well HC1
该类气藏主要分布在哈日凹陷的中央深凹带，H1井、HC1井、H5井和H6井均有钻遇，仅对HC1井和H6井的该类气藏开展了试气工作，HC1井获得了日产9×104 m3的高产气流，H6井获得了低产气流。天然气中烃类气体含量的体积分数为92.38%~98.43%，其中甲烷含量的体积分数为74.44%~84.16%，干燥系数为0.81~0.86，类型上属于湿气。非烃气体主要为N2和CO2，N2含量的体积分数为1.57%~6.18%之间，CO2含量的体积分数为0~0.82%之间，气藏为低含N2、低含CO2、微含硫—中含硫气藏。天然气中甲烷碳同位素为-38.73‰ ~-38.76‰，平均-38.75‰。乙烷的碳同位素值为-26.90‰ ~-27.12‰，平均-27.04‰。丙烷的碳同位素值为-25.09‰~-35.92‰，平均-27.59‰。依据前人的经验公式[22]，计算得出天然气等效R o为1.55%~1.65%，平均为1.60%，天然气属于高成熟天然气。依据“Bernard”分类法[23-24]，天然气为热成因气（图4a）。依据δ 13C1、δ 13C2和δ 13C3分布特征（图4b），参照相关识别图版，天然气成因类型倾向于油型气[25-26]。气源对比研究结果表明，HC1井K1 b 2灰质泥岩气藏天然气来源于K1 b 2烃源岩[15-16]，证实了该类气藏具有“源内成藏”的特征。同时，该类气藏也发育于局部区域（如H6井区）的K1 b 1，由于缺乏资料不能开展气源分析，但按照“源内成藏”的特点，推测K1 b 1灰质泥岩气藏的天然气来源于K1 b 1烃源岩。
Figure 4. Identification diagram of the limestone mudstone natural gas in the Hari Sag
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该类油藏分布于西部斜坡带的巴音戈壁组二段，储层类型与灰质泥岩气藏一样，岩性主要为灰质泥岩、含灰泥岩、含云泥岩等（图2f）。但相对与灰质泥岩气藏，灰质泥岩油藏的储层的裂缝和溶蚀孔缝更为发育，储集空间更为多样。岩心见裂缝发育程度高，原油沿裂缝处外渗（图2f）。铸体薄片见溶蚀裂缝，溶缝呈枝状，缝宽0.01~0.10 mm（图3d）。扫描电镜观察显示，微观孔隙中无机孔较为发育，主要以粒间孔、粒缘缝和微裂缝为主，溶蚀孔隙局部可见，有机质孔也较为发育（图3e~f）。储层孔隙度为4.5%~11.5%，平均为9.3%；渗透率为0.007~0.860×10-3 μm2，平均为0.039×10-3 μm2，储层物性明显好于与灰质泥岩气藏的储层。
该类油藏的发现井为H2井，试油获得了工业油流。钻井揭示，H3井、H7井和H8井也不同程度地发育该类油藏。原油密度为0.87 g/cm3、黏度为28.94 mPa·s、凝固点为31 ℃、含蜡量为18.1%，原油为“中密度、中黏度、低凝固点、高含蜡、不含硫”的中质原油。原油族组成以饱和烃为主，具有“高饱和烃、中芳烃、低非烃＋沥青质含量”的特点。基于K1 b、K1 s和K1 y烃源岩在生物标志化合物方面的差异性，相关的油源对比结果表明K1 b的原油来自于K1 b烃源岩[1]。但在目前的精细勘探研究阶段，需要将K1 b划分为三段（K1 b 1、K1 b 2和K1 b 3）开展精细油源对比研究，而由于沉积环境具有相似性，运用正构烷烃、甾烷类、萜烷类等生物标志化合物资料很难将K1 b 1、K1 b 2和K1 b 3烃源岩区分开来，但芳烃资料在巴音戈壁组精细油源对比研究中取得了很好的应用效果，体现出芳烃在油源对比研究中的优越性[27-30]。对比结果表明，H2井K1 b 2灰质泥岩油藏的原油与K1 b 2烃源岩在芳烃系列化合物的含量方面具有明显的相似的特征（图5），K1 b 2灰质泥岩油藏的原油来源于K1 b 2烃源岩，油藏具有“源内成藏”的特点。
Figure 5. The component of aromatic hydrocarbon from the source rocks, crude oil, and oil sand of K1 b in the Hari sag
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该类油藏在K1 s、K1 b 3、K1 b 2、K1 b 1等层段均有发现，在东部陡坡带、西部缓坡带等不同构造部位都有分布。储层岩性有粉砂岩、细砂岩、砂砾岩等，储层岩心多见原油外渗，体现出较好的含油性（图2g~h）。H3井K1 b 1该类油藏的储层开展过系统的测试分析，储层岩性以细砂岩和粉砂岩为主，累计厚度近90 m，其他岩性有泥质砂岩、凝灰质砂岩、砾岩等。镜下观察显示砂岩的成分成熟度和结构成熟度均较低，矿物组分显示砂岩类型主要为长石岩屑砂岩、岩屑砂岩以及混合砂岩（图6）。砂岩碎屑颗粒成分主要为石英、长石和岩屑，石英平均含量为30.29%，长石平均含量9%，岩屑平均含量为43.21%。填隙物平均含量为5.12%，主要为云母、泥质、铁方解石、高岭石等。储层孔隙度为0.10%~8.79%之间，平均为4.6%；渗透率为0.034~0.504×10-3 μm2，平均为0.118×10-3 μm2，属于特低孔超低渗储层[31]。铸体薄片揭示，储集空间以溶蚀孔为主，发育粒内溶孔、粒间溶孔为主，含少量原生孔、裂隙孔。扫描电镜揭示，储层的粒间微缝、顺层缝、粒间微孔和晶间微缝较为发育，微观孔隙类型以粒间孔、粒间缝和层间裂缝为主，溶蚀孔隙局部可见，孔隙裂缝较小。
Figure 6. Rock type of the K1 b 1 reservoir in well H3 of the Hari sag
H3井该类油藏试油获得了工业油流，H1、HC1、H2、H4、H5、H7、H8等其他井的该类储集层也获得了不同程度的油气显示。原油密度为0.85 g/cm3、黏度为29.85 mPa.s、凝固点为32 ℃、含蜡量为18.2%，原油为“中密度、中黏度、低凝固点、高含蜡、不含硫”的中质原油。原油族组成也是以饱和烃馏分为主，具有“高饱和烃、中芳烃、低非烃＋沥青质含量”的特点。油源对比研究结果表明H3井K1 b 1砂岩油藏的原油来自于周围的K1 b 1烃源岩[1,15]，油藏具有“近源成藏”的特点。按照“近源成藏”的特点，结合研究区地质特征，推测其他井区K1 s、K1 b 3和K1 b 2砂岩油藏的源岩应为K1 b 2烃源岩，K1 b 1和K1 b 2烃源岩共同组成了这类油藏的主力供烃源岩。哈日凹陷中生界砂岩储层整体发育程度差、且单层厚度均较小，砂岩油藏也是薄层形式存在。如H3井K1 b 1砂岩油藏虽然油层层数较多，但层厚较薄，单层厚度一般为0.5~2.0 m。H7井K1 b 3砂岩油藏有3层，单层厚度也仅为1.0~1.4 m。
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该类气藏仅在H6井K1 b 1钻遇，储层岩性为细砂岩（图2i），储层岩心浸水实验见大量气泡溢出，体现出较好的含气性。细砂岩中砂质含量为66.7%，以石英为主；泥质含量为22.7%，主要为伊利石。储层厚度为3.4 m，电测深感应电阻率（ILD）平均为33 Ω·m，深侧向电阻率（LLD）平均为53 Ω·m，声波时差（AC）平均为227 μs/m，储层孔隙度平均为6.59%，渗透率平均为0.142×10-3 μm2，储层为特低孔超低渗储层[31]。扫描电镜显示，储层的粒间微缝、粒间微孔较为发育，微观孔隙类型以粒间孔、粒间缝为主。
该类气藏在H6井获得了天然气产出，天然气烃类组分主要为甲烷、乙烷和丙烷，甲烷含量体积分数为81.2%，干燥系数平均为0.88，属于为湿气。非烃气体主要为N2、H2和CO2，N2含量的体积分数为1.39%，H2含量的体积分数为6.27%，CO2含量的体积分数为0.06%，气藏为微含N2、低含CO2、不含硫气藏。由于天然气样品未系统地开展相关测试分析，无法开展气源分析，按照H6井烃源岩纵向发育特征及生储关系，推测其气源岩为K1 b 1烃源岩。
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火山岩气藏钻遇的层位为K1 b 1，储层岩性主要为安山岩、英安岩、玄武岩等火山岩。H5井该类气藏储集层的岩性为灰色玄武安山岩，具斑状结构，杏仁状构造，裂缝、溶蚀孔洞发育，岩心浸水实验见有大量冒出，证明其含气性较好（图2j~k）。镜下观察显示，储层的主要矿物为基性斜长石，呈微晶定向或三角架状，其间见微晶蚀变角闪石。气孔多见，气孔多呈圆状或不规则状，气孔直径约为0.2~0.55 mm，部分气孔被皮壳状玉髓、沸石、石英、方解石充填。储层孔隙度为5.9%~7.7%之间，平均7.36%；渗透率为0.09~0.18×10-3 μm2，平均为0.13×10-3 μm2。储层的储集空间宏观尺度以原生杏仁孔为主，发育溶蚀孔、层间缝、高角度裂缝等；微观上，发育的晶间溶孔和微裂缝为天然气提供储集空间（图3g~i）。
该类气藏在H5井获得了天然气产出，天然气烃类组分主要为甲烷、乙烷和丙烷，甲烷含量体积分数为76.8%~88.5%，干燥系数平均为0.88，属于为湿气。非烃气体主要为N2和CO2，N2含量的体积分数为1.38%~6.00%之间，CO2含量的体积分数平均为4.36%之间，气藏为低含N2、中含CO2、微含硫气藏。由于天然气样品未系统地开展相关测试分析，无法开展气源分析，但火山岩气藏天然气与灰质泥岩气藏天然气的性质非常接近，推测其气源岩为K1 b 2烃源岩。
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哈日凹陷已发现的油藏有砂岩油藏和灰质泥岩油藏，气藏有白云质泥岩生物气藏、灰质泥岩气藏、砂岩气藏和火山岩气藏，从烃类相态和流体性质来看，研究区的油气藏呈现“油藏与气藏共存”的特征。此外，除了浅层银根组白云质泥岩生物气藏，主要油气产出层位巴音戈壁组和苏红图组的油气藏呈现“浅油深气”的分布特征，即构造低部位的中央深凹带为气藏发育区，构造高部位的东部陡坡带和西部斜坡带为油藏发育区（图7）。同时，哈日凹陷已证实的非常规油气有页岩油（灰质泥岩油藏）、页岩气（灰质泥岩气藏）、泥页岩生物气藏（白云质泥岩生物气藏）和火山岩气藏，常规油气有砂岩油藏和砂岩气藏，从资源类型来看，研究区的油气藏呈现“常规与非常规油气共生”的特征，且无论从类型数量还是分布范围等方面来看，非常规油气占主导地位。依据圈闭类型，哈日凹陷的油气藏呈现“构造与岩性油气藏均有发现”的特征，白云质泥岩生物气藏按圈闭类型划分为岩性油气藏，灰质泥岩油气藏主要为受构造控制的岩性油气藏，砂岩油气藏多为岩性油气藏，火山岩气藏更是受储层控制的岩性油气藏，可见研究区岩性油气藏为主导（图7）。
Figure 7. Reservoir profile of Wells HC1⁃H3⁃H8⁃H2 in the Hari sag
3.1 油气藏类型
3.1.1 白云质泥岩生物气藏
3.1.2 灰质泥岩气藏
3.1.3 灰质泥岩油藏
3.1.4 砂岩油藏
3.1.5 砂岩气藏
3.1.6 火山岩气藏
3.2 油气藏共生特征
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哈日凹陷油气藏具有“近源成藏”的特征已被前人的研究所证实[1,14]，在明确巴音戈壁组油气来源于巴音戈壁组烃源岩后[1,15-16]，将构造高部位H2井巴音戈壁组的烃源岩和原油的成熟度与构造低部位的H3井进行对比。采用C29甾烷20S/20（R+S）、C29甾烷αββ/（ααα+αββ）、Ts/（Ts+Tm）等生物标志化合物成熟度参数，根据化合物的热转化效应，这些参数都随着成熟度的增加而增大[1,15-16]。可以明显地看出（图8），H2井的烃源岩和H2井的原油的成熟度非常接近，H3井的烃源岩和H3井的原油的成熟度也非常接近，且H2井的烃源岩和原油的成熟度明显小于H3井的烃源岩和原油的成熟度，这也进一步表明研究区巴音戈壁组油气藏具有“近源成藏”的特征。对于“源内成藏”更不难理解，研究区的白云质泥岩生物气藏、灰质泥岩气藏、灰质泥岩油藏等非常规油气藏，泥岩既是生油岩，又是储集层，油气藏具有“自生自储”的特征。
Figure 8. Comparison of biomarker maturity parameters from the K1 b source rock and crude oil between well H2 and well H3
造成研究区“近源成藏、源内成藏”的主要原因是缺乏有效油气运移通道，哈日凹陷白垩系主要发育湖泊、扇三角洲、近岸水下扇等沉积体系，沉积特点决定了白垩系以深水细粒沉积为主，作为油气二次运移主要通道的砂体普遍不发育（图9a）。且由于凹陷规模小、沉积相变快，砂体的横向连通程度差，油气运移能力差（图10）。不整合面作为有效油气运移通道具有运移距离大、运移效率高等特点[32-33]，且不整合面作为主要油气成藏运移通道已被多个盆地所证实[34-35]，但哈日凹陷中生界内部缺乏区域性有效的不整合面。具有渗透能力的断裂或断裂体系可作为油气运移通道，其运移性能跟断层性质、断层规模、断层活动时间等因素有关[32,36]，哈日凹陷中生界主要发育中小型正断层，断层的封闭性较好、运移能力有限，且断层多为同沉积断层，断层主要活动时间早于成藏时间，不能作为有效油气运移通道。在缺少有效运移通道的情况下，烃源岩生成的油气二次运移距离极为有限，油气“源内”或“就近”聚集成藏。
Figure 9. Sedimentary facies of K1 b (a) and distribution prediction of the oil and gas reservoirs (b) in the Hari sag
Figure 10. Sand distribution section of wells HC1⁃H3⁃H2
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按照油气重力分异效应，在正常情况下油气应该具有“上气下油”的分布特征，但哈日凹陷巴音戈壁组油气藏存在“构造高部位发育油藏、构造低部位发育气藏”这一反常现象（图7）。造成这一反常成藏现象的原因有两个，一是油气具有“近源、源内”成藏特征，二是主力烃源岩的生烃特征（即成熟度）在存着差异性。“近源成藏、源内成藏”已被前人的相关研究所证实[1,14]，其形成原因在前文中也已论述。油气源对比研究表明，除了具有特殊性的银根组生物气藏外，研究区其他层段的主力烃源岩为K1 b 1和K1 b 2烃源岩。将不同构造位置井的K1 b 1+K1 b 2烃源岩进行了对比，可以明显的看出他们的成熟度存在着巨大差异（表3）。位于斜坡高位带的H2井的K1 b 1+K1 b 2烃源岩的埋深为980~1 418 m，R o为0.60%~1.01%，T max平均为428 ℃，烃源岩为低成熟—成熟烃源岩（评价标准见文献[37]，下同），参照K1b2烃源岩热模拟实验结果，烃源岩处于热解生油—凝析油生成阶段，产烃类型以生油为主（图11）。位于斜坡低位带的H3井的K1 b 1+K1 b 2烃源岩的埋深为1 617~2 129 m，R o平均为1.14%，T max平均为443 ℃，烃源岩为成熟烃源岩，烃源岩主要处于凝析油生成阶段，产烃类型也是以生油为主。深凹带的HC1井的K1 b 1+K1 b 2烃源岩的埋深为2 794~3 193 m，R o平均为1.81%，T max平均为450 ℃，烃源岩为高成熟—过成熟烃源岩，烃源岩主要处于油裂解生气阶段，产烃类型也是以产气为主。K1 b 1+K1 b 2烃源岩埋深的差异导致其热演化程度存在差异，凹陷不同构造位置K1 b 1+K1 b 2烃源岩的生烃类型与油气产出类型完全一致，进一步说明了K1 b 1+K1 b 2烃源岩热演化程度的差异是油气具有“上油下气”的分布特征的直接原因。
井名 构造位置 埋深/m R o/% T max/℃ H2 斜坡高位带 980~1 418 0.60~1.01 338~460 0.68(11) 428(14) H3 斜坡低位带 1 617~2 129 0.86~1.46 404~473 1.14(7) 443(5) HC1 深凹带 2 794~3 193 1.06~2.17 428~537 1.81(12) 450(12) Table 3.
Maturity data of the K1 b 1+K1 b 2 hydrocarbon source rocks from wells in different structural positions in the Hari sag 
Figure 11. Thermal simulation results and hydrocarbon⁃generation stage classification of the K1 b 2 source rock in the Hari sag
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勘探证实，哈日凹陷发育的有效储层有3大类，分别为泥岩类储层、砂岩类储层和火山岩类储层，细分到岩性多达十余个（表4）。常规砂岩类储层的岩性有粉砂岩、细砂岩、砂砾岩等，他们分布层位较多，K1 s、K1 b 3、K1 b 2和K1 b 1均有展布。但哈日凹陷中生界以深水细粒沉积为主、沉积相变快[13,38]，常规储层整体发育程度差，且单层厚度小，储层的预测难度大。同时，这类储层的物性较差，孔隙度为0.1%~8.8%，平均为4.6%；渗透率为0.034~0.504×10-3 μm2，平均为0.118×10-3 μm2，按照碎屑岩储层评价标准[31]，这类储层主要为低孔特低渗储层。非常规储层有泥岩类储层和火山岩类储层，泥岩类储层又可划分为白云质泥岩类（包括白云质泥岩、泥晶白云岩、含云泥岩等）和灰质泥岩类（包括灰质泥岩、含灰泥岩等）。白云质泥岩类储层的孔隙度为2.3%~14.5%，平均为9.8%；渗透率为0.006~0.231×10-3 μm2，平均为0.085×10-3 μm2；灰质泥岩类储层的孔隙度为0.1%~11.5%，平均为5.1%；渗透率为0.004~0.860×10-3 μm2，平均为0.026×10-3 μm2；安山岩、玄武岩等火山岩类储层的储层孔隙度为0.1%~8.8%，平均为4.6%；渗透率为0.034~0.504×10-3 μm2，平均为0.118×10-3 μm2。按照页岩气储层分类标准[39]，研究区的非常规储层多为中孔特低渗储层，储层以溶蚀孔洞、裂缝、杏仁孔等为主要储集空间，孔隙性较好，但渗透性较差（表4）。
储层类型 岩性 储集空间 储层物性 储层评价 泥岩类 白云质泥岩、泥晶白云岩、含云泥岩等 溶蚀孔洞和裂缝 孔隙度平均为9.8%，渗透率平均为0.085×10-3 μm2 中孔特低渗 灰质泥岩、含灰泥岩 微裂缝、溶蚀孔洞、溶蚀裂缝、粒间孔、粒内孔等 孔隙度平均为5.1%，渗透率平均为0.026×10-3 μm2 中孔特低渗 火山岩类 安山岩、英安岩、玄武岩等 杏仁孔、溶蚀孔、层间缝、高角度裂缝等、微裂缝等 孔隙度平均为7.36%，渗透率平均为0.130×10-3 μm2 中孔特低渗 砂岩类 粉砂岩、细砂岩、砂砾岩等 溶蚀孔、粒间微缝、顺层缝、粒间微孔、晶间微缝等 孔隙度平均为4.6%，渗透率平均为0.118×10-3 μm2 低孔特低渗 Table 4.
Types and characteristics of reservoirs in the Hari sag 哈日凹陷勘探实践表明，岩石只要有储集空间，在 “源储匹配”的情况下（储层靠近K1 y、K1 b 2和K1 b 1主力烃源岩）就可成藏，哈日凹陷丰富的储层类型为油气成藏提供了多种聚集场所，多类型有效储层的发育造就 “多类型油气藏共生”的局面。
4.1 缺乏有效的油气运移通道导致油气藏具有“近源成藏、源内成藏”的特征
4.2 主力烃源岩热演化程度的差异使得油气具有“上油下气”的分布特征
4.3 多类型有效储层的发育造就”多类型油气藏共生“的局面
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根据钻井的油气显示情况和试油气效果，在钻井控制的前提下，结合油藏特征、构造特征等因素，对哈日凹陷各类型油气藏的分布进行了预测（图9b）。预测结果显示，哈日凹陷6类油气藏累计含油气面积达381 km2。K1y白云质泥岩生物气藏的主要分布在H5—H8—H7—H4—HC1—H1井区，分布面积广，面积约为117 km2左右。主要发育于K1 b 2的灰质泥岩气藏分布在南北2次凹中央深凹带的H1—HC1—H5井区和H6井区，总面积为51 km2。灰质泥岩油藏分布在西部斜坡带的H2—H7—H3—H8井区，面积约为36 km2。砂岩油藏含油层位多，平面分布广，主要分布在南次凹的H5—H8—H2—H7—H3—H4—HC1—H1井区，面积约为155 km2。砂岩气藏分布在北次凹的H6井区，面积较小，约为13 km2。火山岩气藏分布在H5井区，面积也较小，约为9 km2。
需要指出的是，本次油气分布预测主要参考录井有无油气显示，预测出的油气藏既包含含油饱和度较低、含气量较小的中—低丰度油气藏，也包括储层致密、压裂难以获得突破的致密油气层，而获得较高产能和工业油气流的油气藏需要在精确储层预测的基础上勘探部署。研究区地质条件复杂、岩性变化快、地震储层预测符合率低，精确的储层预测是制约研究区油气勘探研究的瓶颈，也是急需解决的技术难题。
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能够提交地质储量的油气藏首先需要该油气藏试油获得了工业油气流产能，同时工业油流井在平面的分布有一定的规模（即较大的面积）。哈日凹陷已发现的各类油气藏中只有砂岩油藏、灰质泥岩油藏和灰质泥岩气藏获得了工业油气流，只有这几类油气藏具备提交储量的基础。但灰质泥岩油藏仅在H2井的K1 b 2试获工业油流，其他层段、其他井均未钻遇该类型油藏，分布面积的局限性使得该类型油藏不具备提交规模储量的条件。对于砂岩油藏，虽然有较多的井获得工业油流或具有工业油流产能的潜力，但油藏分布在不同的层位，如H3井获得工业油流的砂岩油藏分布在K1 b 1，H7井获得工业油流的砂岩油藏分布在K1 b 3，H4井具有工业油流产能潜力（岩心见原油外渗，试油过程中由于工程原因未能获得好的产能）的砂岩油藏分布在K1 s，说明该类型油藏不仅小、且分散，也难以提交规模储量。灰质泥岩气藏主要发育于K1 b 2，在凹陷有较大的分布面积，气藏面积较大的区域在H1—HC1—H5井区，面积约为39 km2，气层厚度平均达110 m，表明该气藏具有一定的规模。HC1井K1 b 2灰质泥岩气藏获得了高产气流，考虑到该井为直井，如果是水平井应该会获得更高的天然气产能，H1井和H5井K1 b 2灰质泥岩气藏虽然未试气，但气测异常明显，含气性较好。因此，研究区仅有K1 b 2灰质泥岩气藏具备提交油气地质储量的条件，从油气勘探以提交规模储量为最终目标的角度出发，K1 b 1灰质泥岩气藏的勘探对于研究区具有近期提交储量的现实意义，应为研究区下步勘探的主攻方向。
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虽然砂岩油藏分布层位多（K1 s、K1 b 3、K1 b 2和K1 b 1均有分布）、分布面积广（东部陡坡带、西部缓坡带等不同构造部位都有分布），但这类油藏普遍规模小、分布也较为分散，难以形成规模储量。考虑到砂岩油藏已在多口井获得突破，且具有一定的优势。如在研究区多数非常规储层致密、可压性差的背景下，砂岩油藏的储层普遍地层破裂压力小（如H3井砂岩油藏的埋深为1 879~1 959 m，地层破裂压力仅为40.6~48.5 Mpa），压裂施工难度小。同时，多套薄层砂岩油藏纵向近距离叠置是研究区砂岩油藏的一个特征，多层合压合试也可以成为提高产能的一个有效途径。再比如，偏远戈壁荒漠区的地表条件使得天然气的生产面临着巨大的地面工程投入，而原油的产出具有运输成本低的巨大优势。因此，作为扩大勘探成果的潜在领域，砂岩油藏对于研究区油气勘探的意义较大，可作为下步勘探的次要方向，可在加强储层预测技术攻关的前提下，寻找“小而肥”的砂岩油藏。
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对于K1 y云质泥岩生物气藏，由于普遍含气量较低，可暂缓对其勘探。对于砂岩气藏，仅在H6井的K1 b 1钻遇，且由于储层埋深大（3 400 m）、岩性致密，压裂过程中地层压开程度差，试气仅获得低产气流，考虑到分布不局限、储层致密等不利因素，也可以暂缓对该类气藏的勘探。
对于K1 b 1火山岩气藏，H5井试气获得了低产气流，证实研究区火山岩具备储集性能和油气成藏条件，且钻探证实研究区火山岩分布较广，主要分布在H5—H8—H7—H3—HC1—H1井区，地震预测结果显示火山岩最大厚度为340 m（图12），该类气藏可作为多类型油气藏联合勘探的有益补充，为下步勘探的兼顾方向。对于K1 b 2灰质泥岩油藏，H2、H3、H7和H8井均见到较好的油气显示，岩屑见荧光显示，气测异常明显，气测全烃值为0.2%~4.8%，H2井试油获得工业油流，H7和H8井未对该油藏开展试油，H3井试油未能获得油气产出，虽然试油效果整体较差，但仍有突破，表明该类型油藏有一定的勘探潜力，也可作为多类型油气藏联合勘探的有益补充，为下步勘探的兼顾方向。
Figure 12. Distribution of volcanic rocks from K1 b 1 in the three⁃dimensional (3D) seismic area in the Hari sag
5.1 油气分布特征
5.2 勘探方向优选
5.2.1 灰质泥岩气藏作为提交储量的现实领域为下步勘探的主攻方向
5.2.2 砂岩油藏作为扩大勘探成果的潜在领域为下步勘探的次要方向
5.2.3 火山岩气藏等作为多类型油气藏联合勘探的有益补充为下步勘探的兼顾方向
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（1） 哈日凹陷已发现白云质泥岩生物气藏、灰质泥岩气藏、灰质泥岩油藏、砂岩油藏、砂岩气藏、火山岩气藏等多种类型油气藏，油气藏类型多、分布面积大，它们以K1 y、K1 b 2和K1 b 1烃源岩为主力烃源岩，具有“近源和源内”成藏的特征。
（2） 哈日凹陷的油气藏呈现“油藏与气藏共存，浅油深气”、“常规与非常规油气共生，非常规油气占主导”、“构造与岩性油气藏均有发现，以岩性油气藏为主”的特征。
（3） 油气成藏机理研究表明，缺乏有效的油气运移通道导致油气藏具有“近源成藏、源内成藏”的特征，不同构造位置主力烃源岩热演化程度的差异使得油气具有“浅油深气”的分布特征，多类型有效储层的发育造就“多类型油气藏共生”的局面。
（4） 根据油气显示等对哈日凹陷各类型油气藏的分布进行了预测，结果表明6类油气藏累计含油气面积达381 km2。综合分析指出哈日凹陷的勘探方向：灰质泥岩气藏作为提交储量的现实领域为下步勘探的主攻方向、砂岩油藏作为扩大勘探成果的潜在领域为下步勘探的次要方向、火山岩气藏和灰质泥岩油藏作为多类型油气藏联合勘探的有益补充为下步勘探的兼顾方向。
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