银额盆地哈日凹陷哈参1井天然气地球化学 特征及气源对比
银额盆地哈日凹陷下白垩统烃源岩特征及资源潜力
银额盆地哈日凹陷下白垩统烃源岩特征及资源潜力王小多;任来义;刘护创;陈治军;白晓寅;赵春晨;宋健【摘要】哈日凹陷下白垩统发育多套湖相暗色泥岩,各组烃源岩对该区油气勘探具有重要意义.文中利用钻井及岩心分析化验资料,研究了下白垩统各组烃源岩特征,通过开展岩石热解、干酪根显微组分、镜质体反射率、可溶有机质组分及饱和烃色谱-质谱等有机地球化学测试和分析,评价了银根组、苏红图组和巴音戈壁组的烃源岩有机质丰度、类型和成熟度,认为银根组烃源岩属低成熟、偏腐泥型、好烃源岩、苏红图组烃源岩属成熟、腐泥-腐殖混合型、差-中等好烃源岩、巴音戈壁组烃源岩属成熟-高成熟、腐泥-腐殖混合型、中等-好烃源岩,进而分析其生烃潜力,其中银根组生烃潜力最大,其次为巴音戈壁组,苏红图组相对较差,预测哈日凹陷下白垩统总油气资源量为1.13×108 t.【期刊名称】《西安科技大学学报》【年(卷),期】2019(039)002【总页数】8页(P286-293)【关键词】银额盆地;哈日凹陷;下白垩统;烃源岩;资源潜力【作者】王小多;任来义;刘护创;陈治军;白晓寅;赵春晨;宋健【作者单位】陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710069;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710069;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710069;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710069;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710069;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710069;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710069【正文语种】中文【中图分类】TE1210 引言银额盆地位于内蒙古自治区西部，阿拉善盟乌拉特后旗-额济纳旗一带，东以狼山为界，南抵北大山和雅布赖山山前，西临北山，北至中蒙边境及洪格尔吉山、蒙根乌拉山，东西长约700 km，南北宽75～225 km，面积约12.3×104 km2，是中国内陆地区油气勘探程度极低的大中型沉积盆地。
哈拉哈塘凹陷含硫化氢天然气地球化学特征
哈拉哈塘凹陷含硫化氢天然气地球化学特征
何大祥;李博偲;胡锦杰;莫少武;唐友军
【期刊名称】《中国石油大学学报:自然科学版》
【年(卷),期】2022(46)1
【摘要】以塔里木盆地哈拉哈塘凹陷内含硫化氢气藏为研究对象研究天然气的组分、同位素等地球化学特征,对其成因及运移方向进行探讨。
结果表明哈拉哈塘凹陷含H_(2)S天然气干燥系数较低,分布在0.45~0.85,为湿气,且以原油伴生气为主,部分天然气具有生物气特征,成熟度较低;天然气干燥系数及成熟度由南向北降低,天然气可能由南向北运移;中—上奥陶统含硫碳酸盐岩及其沉积期间的海侵过程分别为天然气中H_(2)S的生成提供了物质基础和有利环境,天然气中H_(2)S质量分数与干燥系数和CO_(2)质量分数无明显相关性,但随δ^(13)C_(1)、δ^(13)C_(2)、δ^(13)C_(3)及δ^(13)C_(4)的减小H_(2)S质量分数增加,结合该地区原油的生物降解特征,认为天然气中H_(2)S为微生物硫酸盐还原成因。
【总页数】9页(P44-52)
【作者】何大祥;李博偲;胡锦杰;莫少武;唐友军
【作者单位】长江大学非常规油气省部共建协同创新中心;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室
【正文语种】中文
【中图分类】P593
【相关文献】
1.哈拉哈塘凹陷原油地球化学特征及油源判识
2.哈拉哈塘凹陷奥陶系原油成藏期次的地球化学示踪
3.塔里木盆地哈拉哈塘凹陷天然气地球化学特征
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银额盆地拐子湖凹陷烃源岩地球化学特征
银额盆地拐子湖凹陷烃源岩地球化学特征摘要：中原油田在拐子湖凹陷获得了工业油气突破，表明拐子湖凹陷具有良好勘探前景。
为了更加准确深入地认识拐子湖凹陷的烃源岩品质，为该区的油气勘探奠定良好基础，并为进一步研究油气成藏富集规律提供支撑，以拐子湖凹陷白垩系地层为研究目标，系统采集巴音戈壁组烃源岩岩心及岩屑样品，开展烃源岩有机质丰度、类型、成熟度和生标特征方面的研究工作。
研究结果表明：(1)巴一段烃源岩有机质丰度高、母质类型好，正处于成熟~高成熟阶段，是凹陷的主要烃源层系。
（2）烃源岩生标特征指示源岩形成于淡水-微咸水、浅湖相的还原环境，成烃母质具有低等水生生物和高等植物双源输入的特征。
关键词：拐子湖凹陷；烃源岩1.区域地质概况银额盆地处内蒙古自治区乌拉特后旗，构造上位于塔里木、哈萨克斯坦、西伯利亚和华北四大板块的构造结合部位。
拐子湖凹陷位于盆地内七大坳陷之一的达古坳陷北部，东西方向上位于务桃亥坳陷和宗乃山隆起与苏红图坳陷之间，凹陷空间范围约为2600km2，分为南凹、北凹与中凹。
中凹具有东断西超的盆地格局，自东向西可进一步细分为陡坡带、洼陷带、斜坡带。
从钻井的钻遇情况来看，凹陷内自上而上主要发育前中生界，白垩下统巴音戈壁组、苏红图组、银根组与和白垩上统乌兰苏海组以及新生界地层。
其中巴音戈壁组地层以湖相暗色泥岩为主，是拐子湖凹陷潜在的烃源岩层系。
巴音戈壁组从下往上依据岩性组合特征，可细分为两段，分别为巴一段（K1b1）和巴二段（K1b2）。
2.烃源岩特征2.1烃源岩展布特征拐子湖凹陷为一单断箕状凹陷，暗色泥岩主要发育与凹陷东部的控凹断层一侧。
巴一段暗色泥岩厚度主要分布在100~600m之间，由凹陷西部的缓坡带向东部的洼陷，厚度逐渐增大。
巴二段暗色泥岩展布特征与巴一段类型，主要分布在100~500m之间，300m以上暗色泥岩厚度的展布空间较巴一段略小，厚度高值区仍位于凹陷东部的洼陷带内。
2.2烃源岩有机质丰度特征拐子湖凹陷K1b1和K1b2两个层段TOC分布频率显示暗色泥岩有机质丰度较低。
银-额盆地哈日凹陷碳酸质泥岩类储层的镜下特征
银-额盆地的主体位于内蒙古西端和甘肃省北部，是在元古界与古生界拼合基底上发育的中生界小断陷湖盆群，与东部二连盆地类似，仍处于勘探的早期。
哈日凹陷总共发育三类储层：一是碎屑岩类储层，包括发育在苏红图组、巴音戈壁组、晚古生界的砂岩、砂砾岩储层；二是碳酸质泥岩类储层，包括发育在银根组白云质泥岩储层及巴音戈壁组含灰泥岩储层；三是火成岩类储层，包括巴音戈壁组火山岩储层及变质岩储层。
本次研究的范围为碳酸质泥岩类储层。
碳酸质泥岩包括银根组白云质泥岩及巴音戈壁组泥岩。
1 银根组白云质泥岩储层银根组白云质泥岩发育于半深湖相、潮坪相，岩心观察，颜色一般为灰-深灰色，纹层较为发育，反映静水沉积环境，石膏的出现说明水体盐度较高。
镜下观察，银根组白云质泥岩主要由泥级长英质、陆源粘土矿物、泥晶铁白云石、方沸石等组成，含少量石膏，泥晶白云石呈条带状富集或与泥质混杂分布（图1、图2）。
a.延哈3井，银根组， b.延哈3井，银根组，468.03m，纹层状白云质泥岩 546.21m，纹层状白云质泥岩图1 银根组云质泥岩镜下特征从X衍射数据来看粘土矿物含量较低，平均值为17%，脆性矿物含量指数31%~44%（石英/石英+碳酸盐岩+粘土）。
图2 银根组云质泥岩全岩矿物分析2 巴音戈壁组泥岩储层巴音戈壁组泥岩储层主要以灰色、黑灰色等暗色含灰泥岩、灰质泥岩为主，发育于前三角洲、深湖、半深湖相，沉积厚度大。
镜下观察看，巴音戈壁组灰质泥岩主要由细小的粉砂颗粒、微晶状碳酸盐和泥质组成，砂质颗粒多为0.01-0.02mm，成分为石英和长石，溶蚀多被硅质、铁质和方解石充填（图3、图4）。
a.延哈参1井，巴音戈壁组， b.延哈2井，1064.10m，巴二段，纹层2910.10m，单偏光，灰质泥岩 状含云泥岩，泥晶白云石与泥质互层图3 巴音戈壁组泥岩镜下特征X-衍射全岩矿物中脆性矿物含量较高，石英+长石含量平均为39.64%。
粘土矿物以伊利石为主。
银-额盆地哈日凹陷碳酸质泥岩类储层的镜下特征乔永亮陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司 陕西 延安 716000摘要：岩性是储集空间发育的物质载体，也是影响储集层发育的重要因素之一，不同的岩石类型具有不同的孔隙面貌，因此，在油气储层研究与油藏评价过程中，储集层的岩石学特征研究是必不可少的基础。
银额盆地航磁特征与地质构造
银额盆地航磁特征与地质构造李冰;耿圣博;张京卯;郭亮;赵宏雷;郭琦;范正一【期刊名称】《地球科学前沿（汉斯）》【年(卷),期】2024(14)4【摘要】本文通过最新1:5万和1:10万航磁资料对银额盆地的地质构造进行了分析,确定了盆地的边界和范围。
航磁资料显示盆地边界不规则,其范围较前人圈定范围有所扩大,前人认为的盆地面积为112,000 km2,航磁反映的盆地面积约为122,000 km2。
同时对盆地的基底性质及其深度变化特点和构造格局开展了进一步研究,指出盆地的发生、发展主要受东西向断裂的控制,北东向断裂在后期的发展中对其进行了强烈的改造,形成了现在的构造格局。
盆地构造面貌由“七坳二隆”构成,这与前人对盆地的“七坳五隆”的构造面貌的认识存在异同。
通过对航磁异常的反演计算,确定了变质基底埋藏深度,并编制了盆地磁性基底深度图、构造单元划分图。
利用航磁资料确定了坳陷、隆起和凹陷、凸起的分布范围,坳陷构成了盆地的主体。
凹陷沉积厚度大,多为2000~7000 m,凸起不发育,披盖的沉积盖层薄,一般<2000 m。
研究表明银额盆地是晚古生代至中、新生代多旋回叠合盆地,基底主要由弱磁性的前泥盆系变质岩系组成,在磁场上反映为以负为主的磁异常特征。
沉积盖层主要为上古生代和中、新生代地层。
盆地区的断裂构造发育,以北东向和北东东向为主,北西向断裂不发育。
盆地沉积坳陷占据主导,其分布范围广,沉积厚度大,隆起不发育,范围相对不大。
以上结论为今后在该盆地进行油气勘探提供参考依据。
【总页数】12页(P499-510)【作者】李冰;耿圣博;张京卯;郭亮;赵宏雷;郭琦;范正一【作者单位】中国自然资源航空物探遥感中心【正文语种】中文【中图分类】P61【相关文献】1.内蒙古银额盆地查干凹陷构造-层序-沉积特征、盆地原型及其成因机制2.塔里木盆地民丰—且末地区航磁图像处理及其地质构造解译和油气预测3.基于航磁数据揭示威尔克斯盆地南部及周边地区地质构造特征4.银额盆地拐子湖凹陷构造特征及其对古地貌演化的控制5.银额—河西走廊盆地群航磁油气调查成果丰硕因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
银额盆地哈日凹陷巴音戈壁组精细油源对比
n化合物在本次研究中取得了很好的应用效果。巴一段有效n源岩最大厚度为151 m,巴二段有效n源岩最大厚度为222m，2套主力
供n源岩在研究区均有较大厚度的有效n源岩分布。巴一段n源岩！0C平均为0. 89%，干酪根！13C为-29.1 %。~ -24.5"，$为
0.60% ~2.01 %，n源岩为有机质丰度中等一好、！1型一！2型、成熟一高成熟的n源岩。巴二段n源岩TOC平均为1.18%，干酪
中图分类号:TE112.1
文献标识码:A
Oil-sources rock correlation of Bayingebi Formation in Hari sag, Yinges-Ejinaqi Basin
Chen Zhijun1 , Ma Fangxia1 ,Xiao Gang2 , Zhang Yong2 , Gao Yiwen1 , Wang Xiaoduo1 , Han Changchun1
根!13C为-30.3 % ~ -23.8%。，$为0.60 % ~2.17 %，n源岩为有机质丰度好一极好、！ 1型一也 型、成熟一高成熟的n源岩，2套 主力供n源岩有机质丰度较高，且基本处于生油气高峰期热演化阶段，有很好的生n潜力，能为油气成藏提供良好的n类基础。
关键词：生物标志化合物；油源对比；主力供n源岩；展布特征；生n特征；巴音戈壁组；哈日凹陷；银额盆地
:1.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安710075 ； 2.中国石油渤海钻探工程有限公司第二录井公司，河北任丘062552]
摘要:近年来，银额盆地哈日凹陷的油气勘探取得了一些成果，但该凹陷地质条件复杂、勘探难度极大，且随着勘探的深入，前期的
油气来源研究成果已不能满足精细勘探研究的需求。基于原油/油砂和n源岩样品的测试分析资料,将巴音戈壁组细分为3个层段
银额盆地哈日凹陷巴音戈壁组流体包裹体特征与油气成藏期次
基金项目：国土资源部重点项目“十三五全国油气资源评价”（2017YQZYPJ01）；陕西延长石油（集团）有限责任公司 2018 年科 技计划“银额盆地哈日凹陷油气成藏条件研究”（ycsy2018ky-A-04）。
第一作者简介：任来义（1963-），男，陕西渭南人，博士，2005 年毕业于中国石油大学（华东），教授级高级工程师，现主要从事 石油天然气勘探研究工作。地址：陕西省西安市高新区唐延路 61 号，邮政编码：710000。E-mail：2395173521@
第 24 卷 第 6 期
中国石油勘探 CHINA PETROLEUM EXPLORATION
DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2019.06.003
2019 年 11 月
银额盆地哈日凹陷巴音戈壁组ห้องสมุดไป่ตู้体包裹体特征与
油气成藏期次
任来义 贺永红 陈治军 刘护创 白晓寅 王小多 韩长春
（ 陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院 ）
摘 要：前人对银额盆地中生界油气成藏期次和时间的认识存在很大分歧，造成这种分歧的可能原因是复杂的地 质条件及其所引起的盆地内不同凹陷、甚至是同一凹陷不同构造部位油气成藏时间存在差异性，而前人的研究仅基于 有限的样品点，研究结论不能有效指导勘探。以哈日凹陷为研究对象，对不同构造部位钻井的主要含油层段（巴音戈 壁组）进行针对性取样，对样品开展流体包裹体相关研究，发现所有样品均存在大量的流体包裹体，包裹体的类别主 要有烃包裹体和盐水包裹体。其中油包裹体的荧光颜色有淡蓝色和淡黄色两种，其荧光光谱特征也指示研究区至少存 在两期不同成熟度的烃类充注过程。对取样井进行沉积埋藏史和热演化史数值模拟，结合与烃包裹体共生盐水包裹体 的均一温度，确定了油气成藏期次和时间。洼漕带 YHC1 井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沉积晚期；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。凹陷不同构造部位油气成藏时间的差异表明研究区巴音戈壁组烃源岩 所生成的油气二次运移距离极为有限，油藏以近源成藏为主。
银额盆地哈日凹陷灰质泥岩气藏识别技术
r53s r2t西#$质Vol53No2 2020年(总216期)NORTHWESTERN GEOLOGY2020(Sum216)DOI：10.19751/ki.61—1149/p.2020.02.019银额盆地哈日凹陷灰质泥岩气藏识别技术白晓寅】，贺永红】，韩小锋，任来义#，马芳侠#，韩长春#(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安710075；2.中国地质调查局西安地质调查中心，陕西西安710054)摘要：哈2凹陷位于银根-额济纳旗盆地北部，勘探程度较低，目前，主要勘探对象为灰质泥岩、白云质泥岩等非常规油气藏，但由于该凹陷属于小型复杂断陷贫瘠沉积，岩性复杂多样，主要目的层岩性横向变化快、纵向跨度大，薄砂层、白云质泥岩、灰质泥岩等多种岩性可区分度低，常规预测手段识别困难。
为了解决上述难题，通过反复对比试验，确定了以保护低频信息的宽频地震采集和保真保幅三维处理数据为基础，通过井震联合地震相识别技术和虚切片技术建立立体的地震-沉积相模型，在严格的立体“相”边界控制下，采用多属性优化技术及基于拟'波曲线重构的相控分频属性反演等具有针对性的灰质泥岩气藏识别技术，有效提高了灰质泥岩储层“甜识别的精度，形成了简单、有效、经济的小型复杂断陷盆地灰质泥岩气藏识别技术系列。
最终在哈2凹陷巴音戈壁组识别泥岩气藏面积达128km2,综合评价优选上钻的多口井位均在目的层获得较好的页岩气勘探效果。
证明了上述基于宽频保真保幅地震数据的复杂断陷泥岩油气藏识别技术的有效性和实用性。
关键词:银额盆地；宽频地震数据；灰质泥岩气藏；哈2凹陷；识别技术中图分类号:TE122文献标志码:A文章编号：1009-6248(2020)02-0270-10Identification Technology of Grey Mudstone Gas Reservoir in Hari Sag of Yin'e Basin BAI Xiaoyin1,HE Yonghong1,HAN Xiaofeng2，",REN Laiyi1,MA Fangxia1,HAN Changchun1(1.Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum(Group)Co.LTD,Xi'an710075,Shaanxi,China；2.Xi'an center of China Geological Survey,Xi'an710054,Shaanxi,China)Abstract:The Hari sag is located in the northern part of the Yingen-Ejinaqi Basin.The explora-;ionlevelisrelaivelylow.A;presen;,;hemainexplora;ion;arge;saresuchunconven;ionaloil-and-gasreservoirsasgrey muds;oneanddolomiic muds;one.Thesagbelongs;o;hesma l and complexfaul;depressionandisli;hologyiscomplexanddiverse.Theli;hologyof;he;arge;lay-er changes rapidly and the longitudinal span is large.Many lithologies,as thin sand layer,dolo-miticmudstoneandgreymudstone!aredi f iculttoidentifywithconventionalpredictionmethods.Inordertosolvetheaboveproblems!throughrepeatedtrialsandtests!broadbandseismicdata收稿日期:2019-04-12；修回日期:2019-12-05基金项目：延长石油(集团)有限责任公司2015年科技攻关项目“银额盆地(延长探区)基本石油地质特征研究与勘探方向分析"(ycsy2015ky-A-06)作者简介：白晓寅(1982-),男，高级工程师,2008年毕业于中国石油大学(华东)，主要从事油气勘探技术应用及研发*E-mail：95622111@"通讯作者：韩小锋(1982-)，男，工程师，主要从事油气资源勘查工作*E-mail:hxiaofeng@maiL 第2期白晓寅等：银额盆地哈日凹陷灰质泥岩气藏识别技术27#acquisition and processing is used.A three-dimensional seismic-sedimentary-facies model is established through the technology of well seismic identification and virtual slice analysis.The optimization technology under strict three-dimensional“phnse"-boundary control and the inversion, based on pseudo-acoustic curve reconstruction,of phase-controlled frequency division are adopted.Thesetechnologieshavee f ectivelyimprovedtheaccuracyofidentificationofgrey mudstone reservoirs.Thus,a simple,effective and economical identification system for small-scale,com-plex-fi l ed-basingrey mudstone gas reservoirs has been formed.Consequently an areaof128 squarekilometersofgreymudstonegasreservoirshasbeenidentifiedintheBayinggebiFormation ofHarisag.Thewe l sdri l edhaveachievedbe t erresultsofshalegasexplorationinthetarget layer.Ithasbeenprovedthattheidentificationtechnologyforcomplexfracturedshalegasreser-voirsbasedonbroadbandseismicdataisvalidandpractical.Keywords:Yin'e Basin,Broadband seismic data,Grey mudstone gas reservoir,Hari sag,Identificationtechnology1概况银根-额济纳旗盆地（银额盆地）位于华北、西伯利亚、斯坦和4个板块的结合部位（钟福平,2014；刘春燕,2006；王香增,2016；余琪祥, 2016）。
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Journal of Oil and Gas Technology 石油天然气学报, 2017, 39(6), 29-39Published Online December 2017 in Hans. /journal/jogthttps:///10.12677/jogt.2017.396095Geochemical Characteristics and Origin ofNatural Gas of Well Hacan 1 in Hari Sag,Yingen-Ejinaqi BasinZhijun Chen, Chunchen Zhao, Xiaoduo Wang, Huchuang LiuResearch Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co. Ltd, Xi’an ShaanxiReceived: Dec. 18th, 2016; accepted: Apr. 28th, 2017; published: Dec. 15th, 2017AbstractIt was greatly significant breakthrough of natural gas reservoir in Bayingebi formation of Well Hacan 1, Hari Sag, Yingen-Ejinaqi Basin, which heralded a certain oil and gas exploration potential in the central of basin. However, there was a big controversy for the source of gas between Meso-zoic and Paleozoic. This uncertainty of gas source severely affected the understanding of gas re-servoir, which constrained the prediction of gas reservoir and the selection of exploration direc-tion as well. This paper mainly concentrated on the research of natural gas geochemistry and gas source correlation analysis. Our results revealed that the drying coefficient of natural gas was between 0.81 and 0.86. It belonged to wet gas, which was oil type gas on the genetic type and high matured gas on the degree of thermal evolution. To contrast the characteristics of carbon isotope and biomarker compounds, there was a high degree of similarity between hydrocarbon source rock and condensate oil in Bayingebi formation. Hence the source rock of the gas should be from Bayingebi formation. Although sterane characteristics of condensate oil showed a certain similar-ity with outcrop hydrocarbon source rock in Permian, they had obvious differences in other bio-marker compounds. Moreover, there was no effective hydrocarbon source rock in Permian as drilling revealed. Thus the gas source contribution of Permian source rocks remained to be stu-died further.KeywordsGas Source Correlation, Geochemical Characteristics, Natural Gas, Well Hacan 1, Hari Sag,Yingen-Ejinaqi Basin陈治军 等银额盆地哈日凹陷哈参1井天然气地球化学 特征及气源对比陈治军，赵春晨，王小多，刘护创陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安作者简介：陈治军(1980-)，男，硕士，高级工程师，主要从事石油地质方面的研究工作。
收稿日期：2016年12月18日；录用日期：2017年4月28日；发布日期：2017年12月15日摘 要哈日凹陷哈参1井巴音戈壁组试气获得突破对银额盆地意义重大，预示着盆地中部具有一定的油气勘探潜力。
但天然气是来自于中生界还是古生界存在争议，气源的不确定性严重影响了对气藏的认识，制约了对油气藏的预测和勘探方向的选择。
主要开展哈参1井天然气地球化学特征和气源对比研究，结果表明：哈参1井巴音戈壁组天然气干燥系数为0.81~0.86，属于湿气，成因类型为油型气，热演化程度为高成熟天然气。
碳同位素和生物标志化合物对比结果表明，哈参1井巴音戈壁组天然气伴生凝析油特征与巴音戈壁组烃源岩相似程度高，气藏的气源岩推测为巴音戈壁组烃源岩。
虽然凝析油的甾烷特征与二叠系露头烃源岩有着相似性，但其他生物标志化合物特征表现出明显的差别，且二叠系未钻遇有效烃源岩，其气源贡献还有待于进一步研究。
关键词气源对比，地球化学特征，天然气，哈参1井，哈日凹陷，银额盆地Copyright © 2017 by authors, Yangtze University and Hans Publishers Inc.This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). /licenses/by/4.0/1. 引言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新生代沉积盆地[1]，中、新生界有效沉积岩面积约10.4 × 104 km 2 [2]，是中国西北地区一个大型沉积盆地。
盆地整体勘探程度较低，东部查干凹陷勘探程度高、勘探效果好[3] [4]，下白垩统发现三千多万吨石油储量；盆地西部的天草凹陷、路井凹陷下白垩统巴音戈壁组也有零星的油气发现[5]；然而盆地中部的油气勘探一直未能取得突破。
近期，哈日凹陷哈参1井巴音戈壁组试气获得了日产9 × 104 m 3的工业气流，预示着盆地中部具有一定的油气勘探潜力。
但天然气是来自于中生界还是古生界存在着很大的争议，气源的不确定性严重影响了对气藏的认识，制约了对油气藏的预测和勘探方向的选择。
笔者通过对哈参1井天然气地球化学特征研究和气源对比分析，以期为进一步认识该气藏特征和油气资源潜力预测提供依据。
银额盆地哈日凹陷哈参1井天然气地球化学特征及气源对比2. 烃源岩概况哈日凹陷位于银额盆地北部，是苏红图坳陷西部的一个次级构造单元，近南北向展布，面积约为1500 km2(图1)。
潜在烃源岩主要分布在下白垩统的巴音戈壁组(K1b)、苏红图组(K1s)和银根组(K1y)，岩性主要为半深湖–深湖相白云质泥岩、灰质泥岩、泥页岩等。
卢进才[6]、陈践发[7]等通过对露头烃源岩的研究认为，银额盆地石炭系(C)–二叠系(P)发育了浅海陆棚相为主的多套烃源岩，这些烃源岩厚度较大，有机碳质量分数(w(TOC))中等–好，干酪根类型以II型为主，热演化程度处于成熟–高成熟阶段。
哈日凹陷钻井揭穿的石炭系–二叠系地层较少，未发现有效烃源岩，且底部地层岩石见轻微变质，石炭系–二叠系烃源岩存在与否、变质程度等均需要钻井资料的进一步证实。
Figure 1. Tectonic locations of Hari Sag, Yingen-Ejinaqi Basin图1.银额盆地哈日凹陷构造位置图对取自哈参1井的烃源岩样品开展分析测试，哈日凹陷烃源岩特征如下。
K1y烃源岩w (TOC)平均值为5.12%，生烃潜量(w (S1 + S2))平均为33.76 mg/g，氯仿沥青“A”质量分数(w (“A”))平均为0.328%。
有机质类型为I~II1型。
镜质组反射率(R o)平均值为0.62%，最大热解峰温(T max)平均值为433℃，甾烷成熟度指标C29αββ/(ααα + αββ)平均值为0.02，C2920S/20 (S + R)平均值为0.13。
K1y烃源岩评价为有机质丰度极高、腐泥型、低成熟–成熟烃源岩。
K1s烃源岩w(TOC)平均值为1.07%，w (S1 + S2)平均值为5.57 mg/g，w (“A”)平均值为0.052%。
有机质类型为II1~II2型。
R o平均值为0.76%，T max平均值为440℃，C29αββ/(ααα + αββ)平均值为0.24，C2920S/20 (S + R)平均值为0.32。
烃源岩为有机质丰度中等、混合型、成熟烃源岩。
K1b烃源岩w (TOC)平均值为0.66%，w (S1 + S2)平均值为0.24 mg/g，w (“A”)平均值为0.006%。
有机质类型为II1~II2型。
R o平均值为2.00%，T max平均值为492℃，C29αββ/(ααα + αββ)平均值为0.51，C2920S/20(S + R)平均值为0.36。
烃源岩为有机质丰度较低、混合型、高成熟烃源岩。
陈治军等3. 天然气地球化学特征3.1. 化学组分测试分析的7个天然气样品中，烃类气体占92.38%~98.43%，其中甲烷体积分数为74.44%~84.16%，C2+以上重烃体积分数平均值为16.85%，干燥系数(C1/C1-5)为0.81~0.86，属于湿气(表1，图2)。
甲烷含量可以反映天然气成熟度，成熟度越高，天然气甲烷含量越高，重烃含量越低[8] [9]。