流体包裹体是矿物结晶生长过程中，被捕获在矿物晶格内、至今仍与宿主矿物有着相态的界限、并没有与外界发生物质交换的那一部分古流体^[1-2]。流体包裹体被称为古流体的“活化石”，它记录了古流体在运移和充注过程中的成分、温度、压力等信息^[3-5]。烃包裹体蕴含了烃类组成、古温度、油气源及油气成藏与演化历史等的丰富信息，是有机流体活动过程中最原始和最直接的证据，也是研究油气成藏演化的重要手段，在研究油气运移通道、确定油气成藏期次等方面有很广泛的应用^[5-9]。

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，该盆地油气地质条件复杂，油气成藏研究程度较低^[10-11]。前人针对油气成藏期次及其时间，对盆地东部的查干凹陷、中北部的哈日凹陷开展过一些研究，但研究结果存在很大的分歧。左银辉等对查干凹陷的热演化史进行了研究，认为该凹陷存在苏红图组和银根组沉积时期两期生排烃高峰期，与之对应也存在苏红图组沉积晚期和银根组沉积中晚期两期油气成藏^[12]。而牛子铖等认为查干凹陷油气成藏过程可划分为苏红图二段沉积期、银根组沉积期、新生代3个阶段^[13]。Yang Peng等对哈日凹陷进行了热演化史模拟，结合区内一口钻井的流体包裹体资料，确定的油气成藏期次为巴音戈壁组沉积时期(105.59—103.50Ma)和苏红图组沉积时期(84.00—80.00Ma)两期^[14]。造成这种分歧的原因既有样品分布、研究方法等带来的研究成果的差异，同时也受控于盆地复杂的地质背景，这种复杂的地质条件导致盆内不同凹陷、甚至是同一凹陷不同构造部位的油气成藏期次和成藏时间可能存在很大的差异^[15-16]。对哈日凹陷不同构造部位多口钻井的主要含油层段进行取样，开展流体包裹体显微鉴定、微束荧光光谱分析、均一温度测定等测试分析，结合取样井沉积埋藏史和热演化史分析，研究油气成藏期次及其时间，研究成果对于揭示该区油气成藏规律有重要的意义。

哈日凹陷位于银额盆地的中北部，属于苏红图坳陷的一个次级构造单元，凹陷呈现“东断西超”的单断箕状结构，从东往西可划分出陡岸带、洼槽带、斜坡带和边缘带4个区带(图 1)。同区域情况一样，凹陷具有复杂多变的地质构造背景，经历了变质结晶基底—褶皱基底的形成、沉积盖层发育、板内伸展和陆内造山等不同演化阶段^[17-19]。凹陷内钻井揭示的沉积地层自下而上有石炭系、二叠系、白垩系和第四系，其中主要的沉积地层为白垩系，可划分为下白垩统和上白垩统，下白垩统自下而上又可划分为巴音戈壁组(K₁b)、苏红图组(K₁s)和银根组(K₁y)，上白垩统仅有乌兰苏海组(K₂w)(图 2)^{[16, 20]}。

图 1

图 1 哈日凹陷构造位置图 Fig. 1 The location of Hari sag

图 2

图 2 哈日凹陷地质剖面图 Fig. 2 Geological profile of Hari sag (剖面位置见图 1) (see Figure 1 for the location of the profile)

近年来，在勘探投入持续加大的情况下，研究区取得很多勘探成果。YHC1井巴音戈壁组获得日产9.15×10⁴m³的工业气流，实现了该盆地自1955年实施勘探以来的重大突破^[21];H2井、H3井等陆续在巴音戈壁组获得工业油气流，证实该凹陷油气富集程度较高。前人研究表明，研究区主要勘探层段巴音戈壁组油气藏的油源来自于该组烃源岩^[16]，近源成藏的特点导致油气成藏系统复杂、油气藏分布规律不明确、油气预测难度极大。

本次研究，为了探寻哈日凹陷不同构造部位油气成藏时间是否存在差异性，分别在洼漕带、斜坡带和边缘带选取YHC1井、H3井和H2井作为代表井，对其巴音戈壁组的岩心进行取样。样品数量为17个，其中YHC1井4个、H2井8个、H3井5个，样品岩性主要为砂砾岩、细砂岩、粉砂岩、含灰泥岩等(表 1)。

表 1

表 1 哈日凹陷巴音戈壁组样品信息表 Table 1 Sample information of K1b of Hari sag 序号 井号 构造位置 取样深度/m 岩性 1 YHC1 洼漕带 2912.58 含灰泥岩 2 3076.03 细砂岩 3 3076.44 细砂岩 4 3659.52 砂砾岩 5 H2 边缘带 1063.54 含灰泥岩 6 1065.25 含灰泥岩 7 1190.16 粉砂岩 8 1191.50 粉砂岩 9 1305.21 细砂岩 10 H2 边缘带 1307.50 细砂岩 11 1381.37 含灰泥岩 12 1460.68 砂砾岩 13 H3 斜坡带 1710.61 含灰泥岩 14 1878.14 细砂岩 15 1921.82 含灰泥岩 16 1924.76 细砂岩 17 1944.43 细砂岩

表 1 哈日凹陷巴音戈壁组样品信息表 Table 1 Sample information of K1b of Hari sag

样品的测试分析由中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室完成，流体包裹体样品经过双面抛光后，首先进行岩相学观测和油包裹体检测，使用Nikon Eclipse 80i双通道荧光—透射光显微镜，配备美国MAYA2000pro光纤光谱分析仪，紫外激发光波长为330~380nm，再通过SpectraSuite软件获取单个油包裹体的微束荧光光谱及参数，最后选择合适的流体包裹体组合，在Linkam THMSG600冷热台上进行均一温度测定，测定误差为±0.1℃。具体测试方法见参考文献[22]。

岩石成岩作用分析是研究流体包裹体的基础，只有确定了成岩自生矿物特征和形成的相对时序，才能查明流体包裹体宿主矿物的形成时序关系，从而确定流体包裹体的期次关系^[8]。透射光和荧光薄片显微观察显示，哈日凹陷巴音戈壁组流体包裹体主要赋存于穿石英颗粒微裂缝、石英颗粒内裂纹、石英次生加大边等，其中泥岩的石英颗粒充填于裂缝中(图 3)。从宿主矿物的特征来看，流体包裹体主要为次生成因。在17块岩石样品中发现大量流体包裹体，主要为油包裹体和盐水包裹体，且见少量沥青包裹体。石英颗粒内裂纹和微裂缝中的包裹体一般呈现串珠状、带状、片状和分散状分布，石英次生加大边中的包裹体一般呈现带状、串珠状和分散状分布(图 3)。流体包裹体形态多为圆形、椭圆形、长条形和不规则状，少见方形和三角形。流体包裹体相态既有纯液相，又有气液两相。其中，盐水包裹体气液比为5%~17%，大小为1μm×2μm至4μm×7μm，在透射光和紫外光下均无色; 烃包裹体气液比为5%~8%，大小为2μm×2μm至3μm×7μm，透射光下基本为无色，紫外光照射下为淡黄色、淡蓝色(图 3、表 2)。

图 3

图 3 哈日凹陷巴音戈壁组流体包裹体岩相学特征及油包裹体荧光颜色 Fig. 3 Petrographic characteristics of fluid inclusions and flourescent colors of oil inclusions in K1b of Hari sag (a)YHC1井，3076.03m，细砂岩，穿石英颗粒微裂缝、石英颗粒内裂纹和石英次生加大边中均可见包裹体，串珠状、片状和带状展布; (b)H2井，1190.16m，粉砂岩，石英颗粒内裂纹中可见分散状展布的包裹体; (c)H2井，1190.16m，粉砂岩，石英颗粒内裂纹中可见发淡黄色荧光的油包裹体，分散状展布; (d)H3井，1878.14m，细砂岩，石英颗粒内裂纹中可见分散状展布的气液盐水包裹体和气液烃包裹体; (e)H3井，1878.14m，细砂岩，石英颗粒次生加大边可见分散状展布的包裹体; (f)H3井，1878.14m，细砂岩，石英颗粒内裂纹中可见发蓝色荧光的油包裹体; (g)H2井，1460.68m，砂砾岩，石英颗粒内裂纹中可见分散状和串珠状展布的气液盐水包裹体; (h)H2井，1460.68m，砂砾岩，孔洞中见不发光的沥青; (i)H2井，1460.68m，砂砾岩，石英颗粒内裂纹中可见分散状包裹体，孔洞中见不发光的沥青

表 2

表 2 哈日凹陷巴音戈壁组与烃包裹体共生的盐水包裹体特征及均一温度 Table 2 Characteristics and homogeneous temperature of brine inclusions coexisting with hydrocarbon inclusions in K1b of Hari sag 井名 取样深度/m 宿主矿物及产状 分布特征 大小范围/ (μm×μm) 气液比/ % 均一温度/℃ 统计个数 共生特征 范围 平均值 YHC1 2912.58 裂缝充填石英颗粒的次生加大边或石英颗粒内裂纹 带状 (2×2)~(2×5) 5 143.6~152.1 147.3 10 与沥青共生 3076.03 穿石英颗粒微裂缝、石英颗粒内裂纹、石英次生加大边 串珠状、带状等 (1×2)~(4×7) 5~16 110.9~127.5 119.5 8 与淡蓝色荧光油包裹体共生 穿石英颗粒微裂缝、石英颗粒内裂纹、石英次生加大边 串珠状、带状等 (2×2)~(4×4) 7~14 165.2~175.1 170.0 7 与淡蓝色荧光油包裹体共生 3076.44 穿石英颗粒微裂缝、石英颗粒内裂纹、石英次生加大边 串珠状、片状、带状等 (2×2)~(3×3) 5~7 108.0~128.5 118.5 5 与淡蓝色荧光油包裹体共生 穿石英颗粒微裂缝、石英颗粒内裂纹、石英次生加大边 串珠状、片状、带状等 (2×2)~(4×4) 5~13 141.7~154.9 147.1 6 与淡蓝色荧光油包裹体共生 H2 1065.25 裂缝充填石英颗粒的次生加大边或石英颗粒内裂纹 分散状或带状 (1×2)~(3×4) 5 121.8~129.2 125.7 13 与沥青共生 1190.16 石英颗粒次生加大边或石英颗粒内裂纹 带状 (1×2)~(3×5) 5 118.9~133.3 126.2 13 与淡黄色荧光油包裹体共生 1191.50 石英颗粒次生加大边 分散状或者串珠状 (1×2)~(4×5) 5 113.9~128.1 119.6 9 与沥青共生 1307.50 石英颗粒内裂纹 带状和片状 (1×1)~(3×5) 5 121.2~130.8 125.5 15 与淡黄色荧光油包裹体共生 1460.68 石英颗粒内裂纹 分散状或带状 (2×2)~(4×6) 5 103.6~118.6 111.9 13 与沥青共生 H3 1878.14 石英颗粒次生加大边、石英颗粒内裂纹 分散状和片状 (1.5×1.5)~ (4×4) 5 158.7~165.3 161.1 14 与淡蓝色荧光油包裹体共生 1924.76 穿石英颗粒微裂缝、石英颗粒内裂纹 片状或带状 (2×3)~(4×5) 5 121.3~128.7 124.7 5 与淡黄色荧光油包裹体共生 穿石英颗粒微裂缝、石英颗粒内裂纹 片状或带状 (2×3)~(3×5) 5 156.2~170.1 163.0 9 与淡黄色荧光油包裹体共生 1944.43 穿石英颗粒微裂缝、石英次生加大边 带状和片状 (2×3)~(5×5) 5 116.2~134.7 126.5 14 与淡黄色荧光油包裹体共生

表 2 哈日凹陷巴音戈壁组与烃包裹体共生的盐水包裹体特征及均一温度 Table 2 Characteristics and homogeneous temperature of brine inclusions coexisting with hydrocarbon inclusions in K1b of Hari sag

烃包裹体在紫外光激发下会发出荧光，且不同成分和成熟度油气的荧光颜色存在差异，烃包裹体荧光颜色可被用来进行油气运移和油气藏充注幕次研究^{[3, 23]}。荧光的产生主要取决于烃类中芳香烃的共轭π键体系和C—O官能团，若不考虑油气运移、聚集过程中的色层效应和生物降解的影响，随着有机质从低成熟向高成熟演化，油包裹体荧光颜色变化为火红色—黄色—橙色—蓝色—蓝白色，即随着成熟度的增加油包裹体的荧光颜色存在“蓝移”现象^[1]。哈日凹陷巴音戈壁组17个样品中有11个样品检测到有机包裹体，其中检测到油包裹体的样品有7个，见孔隙沥青和沥青包裹体的样品有4个(表 2)。沥青包裹体不发光，油包裹体的荧光颜色有淡黄色和淡蓝色两种。油包裹体的荧光颜色代表了哈日凹陷巴音戈壁组至少存在两期不同成熟度的烃类充注过程，淡黄色代表了一期成熟度较低的油气充注(图 3c)，淡蓝色代表了另一期成熟度较高的油气充注(图 3f)。研究区巴音戈壁组部分样品见孔隙沥青和沥青包裹体，表明研究区巴音戈壁组沉积早期充注的油气可能在晚期遭受不同程度的破坏调整。

油包裹体的荧光光谱特征是反映原油成分、成因、成熟度等的重要指标，不同性质的原油往往具有不同的光谱特征，通过对油包裹体荧光强度和光谱谱型的分析，可以获得很多与油气相关的信息^[23-24]。对单个油包裹体进行共聚焦微束荧光光谱分析，共获得了8个油包裹体的荧光光谱，将荧光光谱图在相同的强度—波长坐标系中进行叠合，可以对最大光谱强度(I_max)、主峰波长(λ_max)及光谱形态等进行对比。

一般情况下，油包裹体随着烃类小分子成分含量的增加，成熟度增大，光谱主峰波长减小，对于同源同期充注的烃类，由于其成分及成熟度一致，因此其荧光光谱主峰波长也会表现出一致性，而不同源的烃类主峰波长则不一致^[25]。哈日凹陷巴音戈壁组发淡黄色荧光的5个油包裹体的主峰波长为539.37~551.23nm，平均为546.78nm，虽然荧光强度有所差异，但光谱形态很相近，代表了一期低成熟度油气的充注(图 4a)。3个发淡蓝色荧光油包裹体的主峰波长为463.75~478.13nm，平均为471.05nm，光谱形态很相近，也代表了一期成熟度较高的油气充注(图 4b)。同时，发淡黄色荧光油包裹体主峰波长大于发淡蓝色荧光包裹体，波长与荧光颜色相关性较好，也反映了两期主要的油气充注过程。

图 4

图 4 哈日凹陷巴音戈壁组油包裹体显微荧光光谱特征 Fig. 4 Microscopic fluorescence spectral characteristics of oil inclusions in K1b of Hari sag

油包裹体的主峰波长和荧光颜色分布宽度还能反映油气充注持续时间，油气充注持续时间越长，主峰波长和荧光颜色分布宽度越大^[3]。哈日凹陷巴音戈壁组发淡黄色荧光的油包裹体的光谱图为主峰居中的宽缓型，发淡蓝色荧光的油包裹体的光谱图为主峰靠前的窄陡型，二者的主峰波长和荧光颜色分布宽度相当，表明两期油气充注持续时间相当(图 4)。

荧光相对强度与油包裹体大小及油的含量多少有关，油包裹体大、油含量多则荧光相对强度大^{[3, 26-27]}，发淡蓝色荧光油包裹体的强度大于发淡黄色荧光油包裹体，指示发淡蓝色荧光油包裹体所代表的一期油气成藏的油气供给量可能大于发淡黄色荧光油包裹体所代表的一期油气成藏(图 4)。

红绿熵值(如Q_650/500、Q_t535等)能够定量描述油包裹体荧光光谱的形态和结构特征，Q_650/500为650nm和500nm波长处的荧光强度之比，Q_t535为波长420~535nm与波长535~720nm包络面积之比^{[3, 23]}。红绿熵值对包裹体的烃类成熟度有很好的反映，Q_650/500、Q_t535越大，表明包裹体中原油的中大分子组分越多，成熟度越低^{[23-24, 28]}。研究区发淡黄色荧光油包裹体的Q_650/500为0.37~0.56，平均为0.45;Q_t535为1.26~1.63，平均为1.43。发淡蓝色荧光油包裹体的Q_650/500为0.31~0.39，平均为0.35;Q_t535为0.74~1.08，平均为0.89。可以看出，发淡黄色荧光油包裹体中的原油成熟度小于发淡蓝色荧光油包裹体中的原油。从Q_650/500—λ_max、Q_t535—λ_max相关关系图可以看出(图 5)，哈日凹陷巴音戈壁组至少存在两期油气充注过程。

图 5

图 5 哈日凹陷巴音戈壁组油包裹体显微荧光参数关系 Fig. 5 Relation between microscopic fluorescence spectral parameters of oil inclusions in K1b of Hari sag

与烃包裹体同幕的盐水包裹体的均一温度，代表了流体充注时的最低温度，常被用来作为划分油气成藏幕次的依据^{[1, 3]}。本次研究共在11个样品中发现了烃包裹体，对与其共生的盐水包裹体的均一温度进行统计，发现所有样品中与烃包裹体共生的盐水包裹体的均一温度都比较集中，其中大部分集中在一个温度段，少数集中在两个温度段，反映出哈日凹陷巴音戈壁组油气成藏具有多期次性。从表 2可以看出，与淡黄色荧光油包裹体同期的盐水包裹体均一温度为116.2~134.7℃、118.9~133.3℃、121.2~130.8℃、121.3~128.7℃和156.2~170.1℃; 与淡蓝色荧光油包裹体同期的盐水包裹体均一温度为108.0~128.5℃、110.9~127.5℃、141.7~154.9℃、158.7~165.3℃和165.2~175.1℃; 与孔隙沥青和沥青包裹体共生的盐水包裹体的均一温度为103.6~118.6℃、113.9~128.1℃、121.8~129.2℃和143.6~152.1℃。由此可见，油包裹体荧光颜色与盐水包裹体均一温度无对应性，这种现象表明来自于不同构造位置的巴音戈壁组样品可能在油气成藏方面具有差异性。

前人在银额盆地的查干凹陷和哈日凹陷开展过构造—热演化史研究，为该区的沉积埋藏史、热演化史恢复提供了一定的研究依据^{[12, 29-32]}。本次以现今地层厚度、岩性数据、地层沉积年龄、烃源岩地球化学参数、关键时期剥蚀厚度等作为重要约束条件，应用Basinmod盆地模拟软件，采用EASY% R_o模型对取样井进行沉积埋藏史、热演化史模拟。

约束条件中，地层数据(分层数据)和岩性数据(岩石类型等)均来源于钻井资料。地层年龄参照最新的《国际年代地层表》^[33]，并借鉴前人研究成果，分别取巴音戈壁组、苏红图组、银根组、乌兰苏海组和新生界开始沉积年龄为145Ma、110Ma、100Ma、95Ma和65Ma^[29-32]。现今地温梯度依据钻井测试结果，为34℃/km^[31]。参照前人古地温研究成果，取巴音戈壁组沉积期的古地温梯度为41~42℃/km，取苏红图组沉积期的古地温梯度为46~50℃/km，取银根组沉积期的古地温梯度为48~53℃/km，取乌兰苏海组沉积期的古地温梯度为40~46℃/km^[31]。相关研究成果表明，早白垩世以来，哈日凹陷经历过多次抬升剥蚀，形成了苏红图组顶部、银根组顶部及乌兰苏海组顶部3个不整合面，其中乌兰苏海组顶部遭受剥蚀程度最大^[30-31]。分别应用镜质组反射率法^[31]、声波时差法^{[31, 34]}、地层厚度展布趋势推测法等多种方法对取样井的剥蚀厚度进行恢复，苏红图组顶部剥蚀厚度为350~550m，银根组顶部剥蚀厚度为450~650m，乌兰苏海组顶部剥蚀厚度为1435~1625m。从沉积埋藏史、热演化史模拟结果来看，3口取样井具有相同的沉积埋藏史：巴音戈壁期为地层稳定沉积期，该期持续时间长、地层沉积厚度大，且越靠近盆地中心，地层沉积厚度越大; 苏红图组、银根组和乌兰苏海组具有相同的沉积埋藏演化史，即早期—中期稳定沉积、晚期快速抬升遭受剥蚀; 古近纪以来，3口井的地层均缓慢抬升，遭受剥蚀，但整体剥蚀量不大(图 6)。同时可以看出，由于地层沉积厚度差异等原因，3口取样井的地层所经历的古地温有很大的差异，同一时期，越靠近盆地中心，地层古地温越大(图 6)。

图 6

图 6 哈日凹陷沉积埋藏史与热演化史叠合图 Fig. 6 Superimposition of the burial history and thermal evolution history of Hari sag

在取样井沉积埋藏史和热演化史的叠合图上，绘制取样点埋深变化线，样品中与烃包裹体共生的盐水包裹体的均一温度可以参考模拟地温等值线，温度所对应的地质时间即为油气充注时间^{[3, 24, 35-36]}。本研究认为地层快速沉降阶段是油气成藏最有利阶段，因为此阶段会有大量的烃类短时间从烃源岩中生成和排出，有利于油气聚集成藏。因此，对于上述两线存在多个交点的情况，取地层快速沉降阶段的交点对应的地质时间为油气充注的时间。

研究结果表明，哈日凹陷洼漕带的YHC1井巴音戈壁组存在两期油气充注，时间分别为107—104Ma和99Ma(第一期和第二期)，对应年代为苏红图组沉积中期和银根组沉积早期(图 6a、图 7)。斜坡带的H3井巴音戈壁组也存在两期油气充注，时间分别为99Ma和72—71Ma(第二期和第四期)，对应年代为银根组沉积早期和乌兰苏海组晚期(图 6b、图 7)。边缘带的H2井巴音戈壁组也存在两期油气充注，时间分别为85Ma和75—71Ma(第三期和第四期)，对应年代为乌兰苏海组沉积中期和晚期(图 6c、图 7)。其中，第二期(即银根组沉积早期，地质时间为99Ma)和第四期(即乌兰苏海组沉积晚期，地质时间为72—71Ma)的油气充注强度最大，充注范围最广，应为哈日凹陷巴音戈壁组主要成藏期。

图 7

图 7 哈日凹陷巴音戈壁组油气充注期次划分与成藏时间 Fig. 7 Hydrocarbon filling periods and accumulation time in K1b of Hari sag

研究区洼槽带、斜坡带和边缘带3口井的巴音戈壁组虽然都存在两期油气充注，但油气成藏时间存在很大的差异，即从洼槽带向边缘带过渡，油气成藏时间越来越晚(图 7)。造成这种现象的可能原因是烃源岩生成的油气二次运移距离极为有限，巴音戈壁组油藏以近源成藏为主。哈日凹陷巴音戈壁组主要沉积相类型为湖泊相(半深湖—深湖相和滨浅湖相)，其次为在凹陷边缘发育的扇三角洲相和近岸水下扇相(图 8)。这种沉积特点决定了巴音戈壁组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。同时，由于凹陷规模小、沉积相变快等原因，巴音戈壁组砂体的横向连通性差(图 9)。在缺少有效运移通道的情况下，巴音戈壁组烃源岩生成的油气二次运移距离极为有限，油气易就近聚集成藏。

图 8

图 8 哈日凹陷巴音戈壁组沉积相图 Fig. 8 Sedimentary facies of K1b of Hari sag

图 9

图 9 过YHC1井—H3井—H2井剖面砂体连通图 Fig. 9 Sand profile across wells YHC1 -H3 -H2

对哈日凹陷巴音戈壁组烃源岩进行石油生成速率演化历史数值模拟，不同构造位置的3口取样井巴音戈壁组烃源岩的生烃史存在一定的差异(图 10)。YHC1井巴音戈壁组烃源岩存在两个生油高峰期，时间分别为110—103Ma和99—96Ma，生油高峰期时间与该井巴音戈壁组成藏时间有很好的对应性; H3井巴音戈壁组烃源岩的两个生油高峰期时间分别为102—98Ma和80—70Ma，生油高峰期时间与油气成藏时间也有很好的对应性; H2井巴音戈壁组烃源岩生油高峰期时间为86—70Ma，巴音戈壁组油气成藏时间也处于烃源岩生油高峰期内。一方面，这种现象进一步证实了洼槽带的油气主要来自于洼槽带的烃源岩，斜坡带的油气主要来自斜坡带的烃源岩，而边缘带的油气主要来自于边缘带附近的烃源岩; 另一方面，由于埋深不同，凹陷不同构造部位的巴音戈壁组烃源岩达到成熟热演化阶段的时间存在很大差异，导致不同构造部位的巴音戈壁组油藏的成藏时间也存在很大差异。

图 10

图 10 哈日凹陷巴音戈壁组主要烃源岩石油生成速率演化历史 Fig. 10 The history of oil generating rate of primary hydrocarbon sources in K1b of Hari sag

前人针对银额盆地东部的查干凹陷、中北部的哈日凹陷的油气成藏期次及时间开展过一些研究，但研究结果存在很大的分歧，本研究揭示了这种分歧的深层次原因。同时，明确了银额盆地这种复杂的地质条件导致盆内不同凹陷、甚至是同一凹陷不同构造部位的油气成藏期次和成藏时间都存在很大的差异性，在相关研究中应该引起足够重视。

对哈日凹陷不同构造部位钻井的巴音戈壁组开展流体包裹体和取样井沉积埋藏史、热演化史研究，证实了凹陷不同构造部位油气成藏时间存在差异性。洼漕带YHC1井的巴音戈壁组存在两期油气充注，时间分别为107—104Ma和99Ma，对应苏红图组沉积中期和银根组沉积早期。斜坡带H3井也存在两期油气充注，时间分别为99Ma和72—71Ma，对应银根组沉积早期和乌兰苏海组晚期。边缘带的H2井也存在两期油气充注，时间分别为85Ma和75—71Ma，对应乌兰苏海组沉积中期和晚期。这种差异性是由凹陷复杂的地质条件、油气二次运移距离有限、近源成藏等原因所致。本次研究成果对于揭示该区油气成藏规律有重要的意义。