银额盆地位于中国内蒙古自治区西部，乌拉特后旗一额济纳旗一带，总面积约为12.3X104km2,地表条件基本为戈壁、沙漠，大风、沙尘暴、极度干燥和酷热严寒等恶劣的自然条件在一定程度上限制了盆地的勘探发展。世纪50年代至今，经过多年多轮反复勘探，银额盆地仅东北部的查干凹陷提交三级地质储量3 753.62 X 104t，西部的居延海坳陷及其周边钻井获得了一定的油气显示及低产工业油流，中部的务桃亥一苏红图坳陷钻井H1井和Jl井在白垩系见到少量油气显示。整体而言，盆地勘探程度低，是国内仅存的未进行系统油气勘探和开发的大型古一中生代叠合沉积盆地.
2013年延长石油集团省外获得银额盆地勘探区块，研究历史几乎空白。本研究前，仅有几位学者对火成岩特征和成因，烃源岩的预测评价以及油气成藏条件等几个内容进行了相关分析。与此同时，勘探投入方面，仅哈日凹陷在20世纪90年代为中国石油吐哈油田公司勘探，该区块仅1条地震测线覆盖，钻探井2口(仅H1井在泥岩中见到少量荧光显示)，拐子湖凹陷、乌兰凹陷未有任何实质性工作量投入，随后放弃，这对延长石油集团来说，既是挑战，更是机遇。本文研究区块位于银额盆地中部达古一苏红图坳陷内，涉及温图高勒苏木、苏红图北部勘查区块.
地质构造单位主要包括5个相对独立凹陷:哈日凹陷、哈日南凹陷、巴北凹陷、拐子湖凹陷及乌兰凹陷，其中YHC 1井所在的哈日凹陷现阶段勘探前景最好。经过3年左右系统研究，研究区现有资料得到了极大的丰富，包括野外实测剖面202km、二维测线2 969.5km、多口井位资料以及相关分析实验数据等，并在不懈的努力下，YHC 1井喜获突破旧产无阻流量9.15X10''m'j的高产工业气流，并伴有少量凝析油产出)。作为延长石油集团在银额盆地部署的第一口参数井，它的试气成功，是银额盆地自1955年以来油气勘探取得重大突破，标志着银额盆地油气勘探的新进程，为此区今后油气勘探开辟了新方向，具有非常重要的里程碑意义。
众所周知，油气藏在形成过程中必然受到了构造、沉积等因素的综合影响，但也正是由于地质环境的差异，才最终造就了油气藏的多样性和复杂性。YHC 1井白垩系气藏的发现预示着研究区极大的勘探潜力，但由此开始，针对此类型油气藏的地质环境分析(地层、构造、烃源岩、沉积储层等因素的匹配关系)以及后续勘探目标和方向的制定，才是此次突破更重要的远景意义。
1 区域地层特征及时空演化
地层作为沉积环境的物质载体，是探讨盆地构造演化、沉积古地理特征及油气成藏的物质基础。由于之前研究程度所限，加之区内岩性空间变化快、样式复杂，因此该区内尚未建立完整的地层序列，地层特征认识不清，这不仅阻碍了盆地性质、区域构造演化、层序地层及沉积古地理特征等方面的研究，而且还极大地制约了对该区油气地质条件的认识。
基于此方面缺陷，本文结合研究区内钻井岩心、测井、地震及古生物等资料，对区内地层界面的识别标志进行了综合分析，最终自下而上识别和划分出石炭系(C>、二叠系(P>、白垩系(K)以及新生界(CZ>4套地层单元。其中白垩系作为重点层系，进一步划分为下白垩统的巴音戈壁组(K,b)、苏红图组(K,s)}银根组(K, y)以及上白垩统的乌兰苏海组。而受海西和燕山早期构造运动影响，中生界基底三叠系(T)和侏罗系((J)在研究区缺失。
鉴于本文发现的气藏存在于白垩系，结合已有钻井资料，重点对白垩系进行描述。
乌兰苏海组(Kzze}):岩性以棕黄一棕红色或灰色泥岩、灰质泥岩夹薄层棕黄、棕红色砂岩及砂砾岩为主。研究区内相应井段化石资料贫乏，H1井见少量介形类、抱粉及藻类，属非目的层段，对气藏贡献值低。
银根组(K,y>:该组在研究区东部、西部存在2种不同类型，哈日凹陷钻井显示主要为一大套深灰色白云质泥岩或泥岩夹灰色泥质白云岩或砂岩;巴北凹陷YBC1井主要为棕黄、灰色泥岩与黄、灰色砂岩、砾岩或含砾砂岩的不等厚互层。研究区内钻井钻遇最大厚度达569m左右。自然电位曲线上部呈不规则波状，下部较平直;电阻率曲线上部呈不规则锯齿状，局部显尖峰状高阻，下部双侧向电阻率曲线呈密集齿状，局部显块状。古生物特征显示:抱粉为Appendici.sporite.s-Piceaepollenite.s-Tricolpolleni-to、组合;介形类上部表现为Cypridea (P.seudocyp-riding)in fideli.s-Cypridea(P.seudocypridina)ten-}erensz、组合带，下部产出Cypridea (Cypridea )politer-Limnocypridea impolite组合带;未发现轮藻化石，属目的层段，具有较大勘探潜力。
苏红图组(K,.s):分为上、下2段。在研究区内，哈日凹陷YHCl井钻遇地层表现为大套灰色灰质或含灰泥岩，底部为一套或多套火山岩，中间夹有泥岩段。但H1井、Sl井本组并未钻遇火山岩，说明火山岩在各凹陷为区域性分布。巴北凹陷本组主要为灰色、棕黄泥岩夹灰色、杂色砂岩、砂砾岩和砾岩。研究区内钻井钻遇最大厚度达1 OOOm左右。电性特征表现为自然电位曲线呈较平直基础上的微波状;双侧向电阻率曲线上部呈块状与不规则深隔槽状间互出现，下部双侧向电阻率曲线呈块状基础上的齿状或钝齿状。抱粉组合为Cicatrico.si.sporite.s-Cla.s.sopolli.s-Pice-aepollenite.s，属目的层段，火成岩的集中出现对源岩的成熟度具有一定的贡献值。
巴音戈壁组(K,b>:分为上、下2段。研究区内本组钻遇最大厚度达1 255m。哈日凹陷YHC 1井主要为灰色一深灰色、黑色含灰泥岩、灰质泥岩或凝灰质泥岩夹凝灰岩、玄武岩、英安岩等火成岩，底部发育绿色、褐色、黑色含灰泥岩段。巴北凹陷YBC1井表现为棕黄色、灰色、深灰色泥岩、泥质砂岩、细砂岩、含砾砂岩互层，自下而上表现为下粗上细的正旋回韵律。自然电位曲线较平直;双侧向电阻率曲线呈锯齿状，局部呈梳状。H1井巴音戈壁组下段底部发现Perinopollenite.s-Protoconiferu.s-Cla.s.sopol-li.s-Granodi.scu.s-Minuti.sphaeridium组合带。本地层单元系银额盆地首个高产气藏突破层段，为重点研究对象。
目前研究区内已有完钻探井若干，但整体数量偏少，钻井资料十分珍贵，因此充分攫取钻井地质信息并挖掘研究区地震资料潜力显得尤为重要。基于此，本研究首次绘制了研究区YHC1-YBC1联井对比剖面(图3)以及银根组、苏红图组、巴音戈壁组地层厚度平面展布图(图4)，明晰了研究区白垩系重点地层的空间展布特征和沉积中心，反映了哈日凹陷、哈日南凹陷、巴北凹陷、拐子湖凹陷和乌兰凹陷的沉积地层变化趋势，具体如下:
银根组:白云质泥岩段厚度整体上为东部巴北凹陷与西部拐子湖凹陷较薄，中部哈日凹陷较厚。西部拐子湖凹陷整体厚度形态表现为西部厚东部薄，沉积中心在该构造区的西南部，最大沉积厚度达380m，地层厚度由西南向东北逐渐变薄。中部的哈日凹陷厚度形态表现为东部深陷、西部逐渐抬升，构造走向为北东一西南向。沉积中心在该构造区的东北部，最大沉积厚度达到660m。哈日南凹陷沉积厚度较薄，南部厚于北部。东部巴北凹陷的厚度形态表现为东部偏厚、西部偏薄，北东一西南走向，沉积中心在该构造区的中部，最大沉积厚度达530m,位于YBC1井西南方向，地层由中心向两翼变薄。东南部乌兰凹陷的厚度从凹陷中心向两翼逐渐变薄，最大沉积厚度为380m。
苏红图组:苏红图组整体上为东部巴北凹陷与乌兰凹陷较薄，中部哈日凹陷较厚。西部拐子湖凹陷为北东一南西走向，整体厚度形态表现为中间厚，两翼逐渐变薄，沉积中心在该构造区的西南部，最大沉积厚度达900m。中部的哈日凹陷厚度形态表现为东部深陷、西部逐渐抬升，构造走向为北东一南西向。沉积中心在该构造区的东部，最大沉积厚度达到1 250m。哈日南凹陷形成明显的2个次洼，沉积厚度较大。东部巴北凹陷的厚度形态表现为东厚西薄，沉积中心在该构造区的中部，最大沉积厚度达650m，地层由中心向两翼变薄。东南部乌兰凹陷分为2个次洼，存在2个凹陷中心，最大沉积厚度为600m。
巴音戈壁组:巴音戈壁组较银根组和苏红图组沉积厚度有所增大。整体上为东部巴北凹陷与乌兰凹陷较薄，中部哈日凹陷和西部拐子湖凹陷较厚。西部拐子湖凹陷为北东一南西走向，整体厚度形态表现为中间厚，两翼逐渐变薄，沉积中心在该构造区的西南部，最大沉积厚度达1 900m。中部的哈日凹陷厚度形态表现为东部深陷、西部逐渐抬升，构造走向为北东一南西向，沉积中心在该构造区的东部，最大沉积厚度达到1 450m，位于H1井和YHC 1井以东。哈日南凹陷沉积地层与哈日凹陷贯通，呈北东一西南走向，并保持的较大的沉积厚度。东部巴北凹陷的厚度形态表现为中间厚，东部、西部薄，沉积中心在该构造区的中部，最大沉积厚度达900m,地层由中心向两翼变薄。东南部乌兰凹陷为北东一南西走向，厚度从凹陷中心向两翼逐渐变薄，最大沉积厚度为1 050m。
从地层时空演化特征分析，哈日凹陷在白垩系时期一直处于沉积的中心，这不仅较大程度地保证了YHC 1白垩系气藏地层体系的完整性，同时从埋藏深度、生烃门限深度、成岩演化作用以及生储盖组合方面都提供了较好的匹配性，是YHC 1井白垩系气藏形成的重要因素之一。
2构造发育特征
结合区域地质资料及目的层段地层展布特征yak，对地震资料进行了精细构造解释，成果首次展示了研究区中生界的断裂规模和平面展布，并对研究区进行了二级构造带的划分，呈现“凸凹相间”的构造格局，包括9个构造单元，自西向东分别为:拐子湖凹陷、拐子湖凸起、哈日南凹陷、哈日凹陷、哈日凸起、巴北凹陷、巴北凸起、乌兰凹陷及乌兰凸起(图5)。从二级构造单元分布图可以看出，主要目的层段沉积主体分布在各个凹陷的中央，凹陷形态完整，沉积厚度大，凹陷内断裂相对发育，而凸起部位断裂和沉积地层相对不发育，只有部分地区接受沉积，沉积地层薄或被剥蚀殆尽。区内各凹陷皆表现为断陷湖盆特征，断裂均为正断层，多集中在各凹陷的中央，可能是由于燕山晚期运动11幕一早白垩世银根末期各凹陷中部基岩隆升幅度最大，造成断层集中发育的结果(图5)。目前尚未发现逆断层，断层走向多与地层走向斜交，表现为北东向或北西向延伸，为凹陷内形成断鼻、断块构造创造了条件。断层多为顺向正断层，凹陷内部可见反向正断层。II级凹陷边界断层控制了哈日凹陷、巴北凹陷、拐子湖凹陷、乌兰凹陷、哈日南凹陷的形成以及各个凹陷的沉积厚度和规模;凹陷内发育的111级断层控制了各凹陷内局部圈闭的形成和发育;其余为凹陷内地层应力调节释放的小型正断层，构造应力更加复杂。
现有分析结果表明，YHC 1井气藏特征显示了较好的源储匹配状态，这与区域构造背景和研究区的构造活动密不可分。石炭纪一二叠纪是加里东一早海西期构造带强烈活动时期，形成若干个陆内裂谷或裂陷盆地。而海西末期构造运动，使之形成了隆坳相间的格局，受此构造运动影响，石炭系一二叠系广泛发育东西向展布的紧闭褶皱，同时由于差异抬升，石炭系一二叠系经历的剥蚀作用使得中生界不同时期的地层不整合覆盖在石炭系一二叠系上。印支运动早期，研究区以隆升为主，受印支期长期隆升的影响，三叠系分布非常局限，多数地区未沉积或遭受后期剥蚀残留厚度较小。侏罗纪时期，研究区进入初始裂谷盆地演化阶段，在居东、路井等形成断陷，但后期，研究区经历了强烈的南北向挤压与抬升作用，与上覆白垩系不整合接触。直至早白垩世时期，裂谷盆地开始再次发育、岩浆大量喷溢。随时间推移，沉积范围不断扩大，沿主断裂带区域厚层沉积较为明显。下白垩统沉积之后，区域应力为局部隆升，部分地区表现为下白垩统与上白垩统的平行不整合接触。
研究区在此构造背景下，发育小型断陷盆地的单断式、双断式等构造样式的断陷湖盆，且由于区域构造应力的不断转换和改变，不仅为研究区提供了大量的陆源有机质供给，使得凹陷形态和烃源岩发育展布呈现出良好的匹配状态(图5，图6);另一方面，YHC 1井白垩系气藏可能为溶蚀缝洞型泥岩储集类型，受构造或裂缝的影响，储集空间得到了改善，利于气体的贮存，同时构造演化过程也会影响沉积地层的热演化、地温梯度等方面，从而控制着油气藏的形成演化。
3烃源岩空间展布特征分析
银额盆地白垩系是断陷期发育的一套以湖相为主的碎屑岩生油建造00，在此时期湖盆较深区域所发育的泥岩、含灰或灰质泥岩颜色多以深色为主，且哈日凹陷内基本全凹覆盖，最大厚度可达数百米。哈日凹陷的深洼区与烃源岩的分布形成了良好的对应关系。
YHC 1井具有良好的烃源岩基础，烃源岩成熟度较高，生烃潜力大。银根组厚度为569m，烃源岩为一大套深灰色泥岩，主要岩性为深灰色含气白云质泥岩夹灰色荧光薄层泥质白云岩、灰色灰质泥岩，烃源岩总厚为497m，占地层的87.300。苏红图组厚度为994m，上段钙质泥岩相对集中，以灰色一深灰色灰质泥岩、含灰泥岩为主，偶夹灰色凝灰岩;下段主要为火成岩，夹薄层灰色泥岩、凝灰质泥岩、玄武质泥岩，苏红图组暗色泥岩719m，占地层厚度的72.3 0 o。巴音戈壁组厚度为1 255m，该段发育大套深灰色一黑色含灰泥岩，厚度约为680m，占地层的54.2 0 o。二叠系和石炭系主要为火成岩和变质岩，暗色泥岩不发育。
针对本区勘探程度低的现状，明确有效烃源岩的分布区域，对于勘探方向的选择和加快油气富集区带的发现有着重要的意义。因此在烃源岩地球化学特征评价和烃源岩分布预测的基础上，为了能够向今后勘探方向提供更准确的信息，本文建立了研究区多因素有效烃源岩综合评价标准，即单层厚度较大(>1m)、颜色为暗色、有机质丰度达中等以上并且达成熟阶段的烃源岩。同时结合地震追踪识别，最终揭示了研究区重点层段一白垩系有效烃源岩平面展布特征:
银根组:有效烃源岩在研究区呈现西厚东薄、凹陷中心厚度大、向周围或边缘厚度减薄的展布特征。西部的拐子湖凹陷和哈日凹陷有效烃源岩分布广，厚度最大可达106m;至东部巴北凹陷和乌兰凹陷，有效烃源岩分布有限、厚度小，最大厚度仅有18m巨图6}a)}o
苏红图组:有效烃源岩在研究区总体厚度大，也呈现西厚东薄、凹陷中心厚度大、向周围或边缘厚度减薄的展布特征。厚度最大的区域在哈日凹陷，可达680m;其次为拐子湖凹陷，厚度介于。^}463m之间;东部的巴北凹陷和乌兰凹陷有效烃源岩分布有限、厚度小，最大厚度仅有60m巨图scb>}o
巴音戈壁组:有效烃源岩在研究区呈现西部凹陷厚度略大于东部凹陷、凹陷中心厚度大、向周围或边缘厚度减薄的展布特征。哈日凹陷厚度为。一85m、拐子湖凹陷厚度为。^-106m、巴北凹陷厚度为0^-43m、乌兰凹陷厚度为。^}57m巨图6(c>]0
烃源岩的优劣往往是油气藏形成最根本的决定因素，二者的联系最为密切，尤其是有效烃源岩的含量多少直接关系到油气藏的规模。在YHC 1气藏形成的过程中，哈日凹陷良好的烃源岩供给成为了本气藏形成最重要的基石(表1).
4沉积体系展布与储层发育特征
4.1沉积体系展布特征
基于本区所掌握的岩性组合、测井曲线、地震相和分析化验等资料的综合分析，探明研究区白垩系发育的沉积体系包括水下扇相、辫状河相、辫状河扇三角洲相、湖泊相和火成岩相。利用地震相一沉积体系转换模式关系，结合构造背景，并根据钻井剖面上所反映出来的沉积演化趋势和沉积旋回，以沃尔索相序法则为指导，对研究区下白垩统巴音戈壁组、苏红图组和银根组3个地层单元进行了沉积体系空间展布研究，揭示了白垩系沉积体系平面展布规律。
4.1.1银根组沉积体系
哈日凹陷银根组处于断一坳转换时期，湖盆发育范围为白垩系最大，沉积体系主要以滨浅湖相和半深湖一深湖相为主。银根组岩性上部以灰色泥岩为主，局部夹砂岩及棕黄色泥岩，下部为大套深灰色泥岩，可见揉皱现象和黄铁矿团块，说明该井段属于滨浅湖沉积和半深湖一深湖沉积。从平面图上可以看出银根组沉积时期，哈日凹陷整体以湖相沉积为主，凹陷周缘发育较多的扇三角洲和水下扇巨图8(a)」。
4.1.2苏红图组沉积体系
哈日凹陷在苏红图组沉积时期主要为滨浅湖和半深湖一深湖沉积体系，湖盆发育范围较巴音戈壁组时期有所扩大。苏红图组岩性为块状深灰色、灰色、褐色泥岩不等厚交替出现，夹薄层粉砂岩，反映水体变化较快，水体较浅，主体以滨浅湖亚相为主;靠近凹陷边界断层水下扇发育，凹陷周缘主要以扇三角洲沉积体系为主。YHCl井在苏红图组钻遇一定厚度的玄武岩等火成岩，说明该时期火山活动也较为频繁，在凹陷局部地区发育有火成岩沉积巨图8cb>>o
4.1.3巴音戈壁组沉积体系
哈日凹陷在巴音戈壁组沉积时期仍以滨浅湖和半深湖沉积为主巨图8c}>>，湖盆处于断陷初始期，发育范围有限。岩性以大套灰色一暗灰色含灰泥岩为主。边界断裂附近水下扇发育，反映该时期湖盆边界陡峭，近物源区水体较深，凹陷缓坡周缘主要发育扇三角洲沉积。YHC 1井巴音戈壁组发育薄层的凝灰岩和凝灰质泥岩，说明该时期构造活动剧烈，火山碎屑岩较发育，火山喷发性强，研究区内火成岩发育规模较大。
从图8可以看出，研究区沉积体系的平面展布规律符合断陷湖盆沉积模式:沿陡岸带或边界断裂带，沉积物颗粒粗，多发育水下扇、扇三角洲沉积体系，沉积中心靠近边界断裂一侧;缓坡一侧沉积物颗粒变细，常出现河流、三角洲及滨浅湖沉积体系，随着水体加深，中间出现半深湖一深湖沉积体系。白垩纪末银根组沉积时期，边界断裂活动强度减弱，形成水体较浅，面积较大，坡度较缓的湖盆。
综合以上分析，发现YHC 1井白垩系沉积时期主优势相为半深湖一深湖沉积体系，岩性以暗色(灰色、深灰色以及黑色)含灰、灰质泥岩居多。在湖盆形成一发育一萎缩的发展历程中，湖相碳酸盐岩一般发育于湖盆水体持续扩张阶段。而本区白垩系巴音戈壁组沉积阶段，湖盆水体正处于上升期，水域分布范围逐渐扩大，藻类等生物大量生长和繁殖，从而在半深水一深水湖区可形成灰质泥岩或含灰泥岩，为储集体系的诞生奠定了基础。另一方面，由于研究区的湖盆皆属于长轴型断陷湖盆，处于半深湖一深湖区的沉积物在横向延伸距离有限，距凹陷边缘沉积过渡变化较快。因此边缘扇体所带来的大量的有机物为半深湖一深湖区的生物繁殖提供了丰富的营养物质，而处于弱还原甚至还原环境的泥质沉积，也为有机物的转化和保存提供了必要条件。
4.2储层发育特征
研究区已钻井揭示碎屑岩储层发育较差，各组砂地比均未超过3000，按照《油气储层评价方法(SY/T6285-2011) ))(表2)对储层进行分类评价，研究区碎屑岩储层物性普遍较差，主要为特低孔一特低渗、超低孔一超低渗储层。根据分类标准和研究区储层的实际情况(表3)，主要层段储层评价如下:
111类储层:孔隙度大于1000，渗透率大于1X10 'j }cmz。毛管压力曲线中间段较长，位置靠下巨图9(a>]。孔喉分选性相对较好，喉道半径相对较大，排驱压力为。.1一1 MPa，中值压力为1一lOMPa，为小孔中细喉组合。此类储层是研究区物性最好的储层，但所占比重较小，仅发育于银根组和巴音戈壁组部分层段。
W类储层:孔隙度为5%一1000，渗透率为0.1 ^-1) X 10 'j }c m2。毛管压力曲线中间段较短巨图9cb>}。孔喉分选性一般，喉道半径一般，排驱压力为1-}-1.5MPa，中值压力为10^-30MPa，为小孔细喉组合。此类储层为研究区较好储层，主要发育于苏红图组和巴音戈壁组顶部。
V类(非)储层:孔隙度小于500，渗透率小于0.1 X 10 'j }cmz。岩性较细，原生粒间孔大部分被充填，溶孔亦不发育。压汞曲线成上凸状巨图9(c)}o排驱压力大于1.5MPa,最大可达20MPa，中值压力大于30MPa。此类储层物性极差，不含油。研究区大部分属于此类。
鉴于目前常规储层的发育情况，研究过程中及时转变勘探思路，扩展勘探对象，将YHC 1井含灰或灰质泥岩等岩性纳入勘探范围，结合气测异常、钻录井等方面深入分析，对目标层段大胆尝试，最终获得历史性突破。此类型有别于页岩气藏，泥岩中含有碳酸盐岩类物质，使得储集空间较为复杂，其储集空间可能主要来自各种产状的裂缝和碳酸盐岩成分的溶蚀孔等次生孔体系，其形成和分布主要受成岩环境控制，且地层厚度大，贯通条件好，且围岩致密，利于流体的保存。
5哈日凹陷成藏预测模式
充分应用YHC 1井、YH2井钻测井及地震资料，综合利用岩性阻抗、自然伽马、自然电位和密度等数据，开展层位标定及子波提取、建立地质模型、叠后纵波阻抗反演工作，最终完成了过YHC 1井一YH2井的成藏预测模式图(图10)0
YHC 1井全井见57层含油、含气显示，主要集中在461一967m}2 904^-3 079m 2段，2段岩性为白云质或灰质泥岩、含灰泥岩、泥质白云岩、粉砂质泥岩或泥岩。经过反复分析与认证，对巴音戈壁组下部地层2 946^-2 951m黑色含灰泥岩段进行压裂试油，获得高产油气流突破。
综合评价YHCl井巴音戈壁组出气层段可能为裂缝贯通及溶蚀孔洞的含碳酸盐质泥岩气藏体系，即物源供给缺乏的静水湖盆中，沉积的厚层含灰、灰质或白云质泥岩形成了本区的源岩基础，并在多期火山活动等热事件的影响下促成烃源岩过成熟，加之后期构造活动及水动力的影响，在泥岩层发育段生成了溶蚀孔洞一裂缝储集体系，并最终形成了此类特殊岩性油气藏(推断属源内成藏)。此类型有别于银额盆地东部查干凹陷和居延海凹陷气藏(以油为主，少量天然气为伴生气)，具体如图10所示。
6 YHCl井的远景意义
延长石油集团正在努力逐步解决研究区低勘探程度、低认识程度及各种复杂的基础地质问题。下一阶段将以哈日凹陷中生界为重点，兼顾探索研究区上古生界的基本地质特征，按照“地一烃一储一源”的原则，制定银额盆地正确的勘探方向。YHC 1井白垩系气藏的发现实现了自1955年以来银额盆地油气勘探的重大突破，打破了银额盆地中生界埋藏浅、成熟度低的传统认识，证实了本区已具备良好的油气成藏条件和资源基础，重新激发了银额盆地的勘探活力;另一方面，YHC 1井白垩系气藏为研究区新发现油气藏，它的发现将改变银额盆地的传统勘探模式，突破储层的传统认识，扩展油气勘探对象和范围，极大提升了国内外对此盆地的关注度，有效指导了银额盆地延长探区乃至国内其他油田的勘探思路，为集团提供后备资源阵地、勘探领域的拓展以及长远可持续的发展奠定了重要基础，具有重大战略意义。
7结论
+>研究区发育白垩系和上古生界2套主要目的层系，其中白垩系可进一步识别划分出K,h,K,.s }K,y和Kzze。 YHC1井位于沉积中心，保证了YHC 1井白垩系气藏地层体系的完整性;而且研究区内呈现“凹凸相间”的构造格局，断裂均为正断层，形成北北东走向的单断其状凹陷。构造活动促进了YHC 1井白垩系气藏储集空间的形成。
(2)哈日凹陷烃源岩基拙扎实，白垩系沉积时期，YHC 1井一直处于良好的有效烃源岩富集区，烃源岩成熟度好，生烃潜力大，其中YHC 1井巴音戈壁组发育大套深灰色一黑色含灰泥岩，这成为了本气藏形成最重要的基石。
(3)研究区白垩系发育的沉积体系包括水下扇相、扇三角洲相、辫状河相、辫状河三角洲相、湖泊相和火成岩相。YHC 1井优势体系多为半深湖一深湖沉积体系，决定了有机物的转化、保存以及储层发育的环境;同时鉴于常规储层发育较差的情况，及时转变勘探思路，扩展勘探对象，将YHC 1井含灰、灰质泥岩等特殊岩性纳入勘探范围，对特殊储层大胆尝试，终获历史性突破。
(4)YHCl井巴音戈壁组出气层段可能为裂缝贯通及溶蚀孔洞的含碳酸盐质泥岩气藏体系，推断属源内成藏的特殊岩性油气藏。
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