ISSN 1672-9854
CN 33-1328/P
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Marine Origin Petroleum Geology >

2026 , Vol. 31 >Issue 3: 289 - 300

DOI: https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-9854.2026.03.007

Geological conditions, resource potential, and exploration directions of natural gas in the Erlian Basin

  • ZHONG Xuemei ,
  • GAO Ge ,
  • SHI Yulei ,
  • WANG Shuai ,
  • ZHANG Guowei ,
  • PANG Qiuju ,
  • JIN Juanjuan ,
  • JIANG Tao
Expand
  • PetroChina Huabei Oilfield Company

ZHONG Xuemei, MSc, Senior Engineer, mainly engaged in research on source rock evaluation, basin modeling and petroleum resource assessment. Add: Exploration and Development Research institute, Renqiu, Hebei 062552, China. E-mail:

Received date: 2025-11-05

  Revised date: 2026-03-23

  Online published: 2026-07-06

Fold

Abstract

The Erlian Basin is mainly focused on oil exploration, with a relatively low degree of natural gas exploration. Natural gas has been discovered in the Permian, Jurassic and Cretaceous strata. Based on geochemical analysis of the gas components and carbon isotopic compositions, the natural gas in the Erlian Basin can be classified into four genetic types: biogenic gas, oil-type gas, coal-type gas, and non-hydrocarbon gas. Gas maturity assessments and gas-source correlations reveal that the basin hosts multiple sets of gas-prone source rocks, including immature to low-mature coal and dark mudstone in the shallow Saihantala Formation of the Cretaceous, mature to high-mature dark mudstone in the middle-deep Arshan Formation of the Cretaceous, low-mature to high-mature coal-measure source rocks of the Jurassic, and mature to over-mature dark mudstone of the Carboniferous-Permian. The coal seams are thin but widely distributed, while the dark mudstones are nearly 1 000 m thick and extensively developed in the basin, with organic matter types of II2-III, providing a source rock foundation for natural gas generation. Natural gas accumulates in near-source structural highs, and there are five main favorable reservoir-seal assemblages, based on which accumulation models for shallow biogenic gas, mid-deep oil and gas, and deep natural gas are established. Using the genetic method and analogy method, the natural gas resources are evaluated. The calculated in-place resources are 2 411×108 m3 for the Carboniferous-Permian, 2 311×108 m3 for the Jurassic, 707×108 m3 for the Cretaceous Arshan Formation in four sags, and 1 425×108 m3 for the Cretaceous Saihantala Formation and Teng-2 member. Overall, favorable exploration targets include the near-source structural highs of the mature Arshan Formation in the sags, and the shallow biogenic gas traps of the Cretaceous Saihantala Formation and Teng-2 member. The Carboniferous-Permian in the eastern sags, and the Jurassic in inherited sags such as Honghaorshute, Aqituwula, and Gaolihan, have good exploration prospects.

Key words： genetic types of natural gas; natural gas accumulation conditions; reservoir formation model; resource potential; exploration direction; Erlian Basin

Cite this article

ZHONG Xuemei , GAO Ge , SHI Yulei , WANG Shuai , ZHANG Guowei , PANG Qiuju , JIN Juanjuan , JIANG Tao . Geological conditions, resource potential, and exploration directions of natural gas in the Erlian Basin[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2026 , 31(3) : 289 -300 . DOI: 10.3969/j.issn.1672-9854.2026.03.007

0 前言

二连盆地是中国陆上大型沉积盆地之一，包括64个凹陷，华北油田在其中24个凹陷开展勘探和研究[1]。自1955年投入勘探开发以来，二连盆地长期以石油勘探为主，先后在阿南—阿北等9个凹陷发现了15个油田，探明石油地质储量超过3亿吨。与此同时，稳步推进天然气勘探工作。1989年，在阿南凹陷A454井白垩系首次发现气层；2003年，乌里雅斯太凹陷南洼槽T53井钻遇少量天然气；2013年，YH3井在二叠系获得低产气流[2]；2018—2019年，蒙西地1井、蒙西地2井在上古生界二叠系见到气显示[3-5]；2020年，中洼槽风险探井ST1井钻遇气层。截至2023年底，二连盆地在阿南、吉尔嘎朗图、乌里雅斯太、阿尔、呼仁布其、洪浩尔舒特等6个凹陷中，共有34口井进行了天然气试采，累计产气近2亿立方米。其中，A454井累计产气超过1亿立方米，至2024年9月仍保持日产千方气。2024年，对洪浩尔舒特凹陷1996年的钻井H22井重新试气，在白垩系腾格尔组二段（简称腾二段）获得日产1万立方米的气流。上述勘探与试采成果充分表明，二连盆地具有天然气勘探前景。
随着二连盆地油气勘探开发的深入，天然气勘探领域逐步成为研究的一个重点。然而，虽然天然气资源是二连盆地重要的接替资源，但是历次资源评价却未对盆地天然气资源进行系统评价。因此，有必要对二连盆地的天然气地质条件进行再分析和认识，并开展天然气资源评价研究，分析天然气剩余待探明资源分布特征，总结天然气成藏模式，指出天然气勘探有利方向，为油田“十五五”发展规划提供资源基础支撑。

1 天然气地质条件

1.1 盆地构造演化

二连盆地是由众多中—新生代断陷中、小湖盆群组成的集合体，各断陷具有相同的区域构造背景、相似的构造-沉积演化史和独立的油气成藏系统，总体呈现“五坳三隆”“多凸多凹”的构造格局（图1）[1]。
图1 二连盆地构造单元区划图

Fig. 1 Zoning map of tectonic units in the Erlian Basin

二连盆地经历3个演化阶段，包括古元古代及之前的古陆核发育阶段、中元古代—古生代盆地基底形成阶段、中生代—新生代裂谷盆地发育阶段。裂谷盆地发育阶段主要经历了2个裂谷期[1]。
一是侏罗纪裂谷期。侏罗纪以来，随着隆张作用持续加强，岩石圈发生初始张裂，形成北东向的断陷湖盆，并沉积了厚约千米的中、下侏罗统含煤建造。湖盆内暗色泥岩较发育，具有一定的生油条件，并见到油气显示，是该区烃源岩层。其下与古生界呈角度不整合接触。晚侏罗世末期，受太平洋板块俯冲作用影响，中国东部陆缘地区转变为主动型陆缘，板块俯冲导致中国北方地区整体处于挤压环境[1]。二连盆地及周边发生强烈的构造反转，造成该区隆升、剥蚀，上侏罗统大面积缺失，分布局限，残存地层集中分布在南部的腾格尔坳陷区和盆地东北部，在苏尼特隆起基本剥蚀殆尽。
二是早白垩世裂谷期阿尔善组沉积时期。早白垩世为强烈断陷期，晚白垩世至古近纪盆地反转、抬升，上白垩统剥蚀殆尽，现今主要发育侏罗系、下白垩统，其中下白垩统为主要沉积地层，也是盆地最重要的勘探目的层系，自下而上分为阿尔善组、腾格尔组、赛汉塔拉组。在区域伸展背景下，受水平引张作用，发育了一系列大小不同、方向各异的正断层，形成众多凹陷和小型断槽。洼槽区广泛发育阿尔善组暗色泥岩，为已证实的成熟烃源岩[6]。

1.2 烃源岩特征与分布

二连盆地发育白垩系、侏罗系、石炭系—二叠系烃源岩（图2）。白垩系烃源岩在各凹陷都较发育。侏罗系的煤系烃源岩在南部的腾格尔坳陷区和盆地东北部分布。石炭系—二叠系的林西组、寿山沟组及阿木山组和本巴图组发育暗色泥岩，主要分布在盆地东部的西乌珠穆沁旗和中部的阿巴嘎旗地区[7]。
图2 二连盆地地层综合柱状图

Fig. 2 Stratigraphic comprehensive column of the Erlian Basin

白垩纪赛汉塔拉组沉积期为湖盆萎缩期，沉积了灰色泥岩夹砂岩、煤层。煤层广覆式分布，厚度近10 m，埋深<1 200 m。煤有机碳含量在高力罕—巴彦花凹陷较高；Ro一般小于0.6%，处于未成熟—低成熟阶段；有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型[8-9]。未成熟—低成熟腐殖型富有机质煤岩为生物成因天然气奠定物质基础。
白垩纪阿尔善组沉积期，阿尔、阿南—阿北、巴音都兰、乌里雅斯太、额仁淖尔凹陷等北部坳陷带湖盆面积大，水体较深，沉积了一套暗色泥岩、粉—细砂岩地层，厚度为500~1 200 m。暗色泥岩厚度较大，为300~800 m，占地层厚度的50%~70%；最大单层厚度达133 m。高力罕、包尔果吉、布图莫吉凹陷等南部坳陷带，地层厚度小且变化大，为100~500 m，暗色泥岩厚0~200 m，占地层厚度多在14%以下。阿尔善组优质烃源岩主要发育于洼槽区，推测在主洼槽深洼区有机碳含量达到3.0%~3.5%，凹陷的次洼和其他部位主要发育中等和差烃源岩。干酪根类型以Ⅱ2型为主[6]，浅层为倾油型烃源岩，深层为倾气型烃源岩（表1）。白垩系阿尔善组埋深一般<3 000 m，烃源岩成熟度较低，Ro一般小于1.5%，主要处于成熟阶段（图3a），个别埋藏较深的凹陷已经进入高成熟阶段[10-12]，具备形成天然气藏的有利条件。
表1 二连盆地烃源岩参数表

Table 1 Source rock parameters of the Erlian Basin

层系 岩性 沉积相 TOC/% 有机质类型 Ro/% 典型井 可能产物
白垩系
（赛汉塔拉组）		 煤 浅湖、
湖沼相		 40.3~57.6 Ⅱ2—Ⅲ型 <0.6%，
未成熟-低成熟		 G2井 生物气
碳质泥岩 10.1~38.3
暗色泥岩 0.1~5.2
白垩系
（阿尔善组）		 灰色/深灰色泥岩、白云质泥
岩，局部地区见碳质泥岩		 滨浅湖—
较深湖相		 0.7~3.5 Ⅱ2型为主 0.4%~1.0%，
最高1.15%		 ST1井 轻质油和
凝析油、
热裂解气、
湿气
侏罗系 煤 浅湖、
湖沼相		 37.0~71.7 Ⅲ型 0.4%~1.2%，
局部可见4.92%		 蒙西地
2井
碳质泥岩 10.2~17.3 Ⅲ型
暗色泥岩 0.6~4.3 Ⅱ2—Ⅲ型
石炭系—二叠系 黑色泥(页)岩、粉砂质泥岩 半深海—
深海相		 0.4~1.8 Ⅱ1—Ⅱ2型 1.0%~2.0%，局部可见3.4%~4.8% 蒙西地
1井		 凝析油、
湿气-干气
图3 二连盆地烃源岩Ro-深度关系图

Fig. 3 Ro- depth relationship of source rocks in the Erlian Basin

侏罗系钻探程度低，为一套含煤的剥蚀残余地层，岩性为暗色泥岩、煤、碳质泥岩。侏罗系平面上分布在阿拉坦合力、阿南—阿北、巴音都兰、乌里雅斯太、朝克乌拉、包尔果吉、吉尔嘎朗图、布日敦、呼格吉勒图、格日勒敖都、脑木更、阿其图乌拉等十几个凹陷，内部彼此分割。侏罗系煤和碳质泥岩厚度薄，煤岩单层厚度<40 m。暗色泥岩厚度大，西南部的凹陷钻井揭露较全，厚度在200~600 m；东部凹陷钻井揭露较少，厚度在10~550 m。煤及碳质泥岩具有较高的有机质丰度，还含有丰富的壳质组和荧光基质镜质组等早期生油组分：有机碳含量为37.0%~71.7%，生烃潜量为18.9~189 mg/g，沥青“A”含量为0.30%~4.51%，有机质类型以Ⅲ型为主(表1)，综合评价为差—中等煤系烃源岩。暗色泥岩有机碳含量平均值为2.01%，生烃潜量平均值为2.78 mg/g，沥青“A”平均值为0.081%，有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型，综合评价为中等—好烃源岩。烃源岩Ro在0.4%~1.2%之间，上部成熟度较低，中下部处于成熟—高成熟演化阶段[13]（图3b）。
石炭系—二叠系发育暗色泥岩，其厚度介于0~1 500 m [14]（图4）。烃源岩有机碳含量主要在0.1%~0.85%之间，最大为1.8%；有机质类型较好，为Ⅱ—Ⅲ型（表1），属于中等—好烃源岩。烃源岩热演化程度高，Ro值在1.0%~4.8%之间[2-3]，处于成熟—过成熟阶段（图3b）。
图4 二连盆地石炭系—二叠系暗色泥岩厚度等值线图

Fig. 4 Thickness contour map of Carboniferous-Permian dark mudstone in the Erlian Basin

1.3 储层特征

从产层来看，二连盆地天然气主要分布在白垩系的赛汉塔拉组、腾二段、阿尔善组和侏罗系。
白垩系腾二段、阿尔善组储层岩性主要为灰色含砾砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩（在洪浩尔舒特凹陷H42井见火山岩储层）。储层厚度一般小于50 m，浅层孔隙度较高，接近30%，如阿南凹陷A454井腾二段灰色泥质粉砂岩孔隙度介于29.2%~31.8%，地层压力约为5 MPa。深层阿尔善组孔隙度较差，介于5%~10%，如乌里雅斯太凹陷中洼槽ST1井阿尔善组灰色细砂岩孔隙度为5.6%~8.6%，渗透率为(0.49~1.97)×10-3 μm2。
白垩系赛汉塔拉组储层岩性主要为煤及碎屑岩。主力煤层埋深在霍林河凹陷为16~1 118 m，在巴彦花凹陷为20~1 177 m，在吉尔嘎朗图凹陷为0~917 m。煤岩具有较高孔隙度（15.39%~27.62%）和较好渗透性。煤岩渗透率在霍林河凹陷为(0.06~49.04)×10-3 μm2，在巴彦花凹陷为(0.01~21.8)×10-3 μm2，在吉尔嘎朗图凹陷为(0.03~1.32)×10-3 μm2，属于中等孔隙度，孔隙类型以微小孔为主，比表面积和总孔隙体积相对较高，对煤层气的吸附聚集都较为有利，有利于天然气的富集[15]。
侏罗系储层岩性主要为煤层、碎屑岩和火山岩，埋深介于1 000~3 000 m。煤层一般厚度较小，约为10~40 m，孔隙发育较差，H2井2 357.11 m煤层的孔隙度为7.4%，渗透率很低。

2 有利储盖组合与成藏模式

2.1 多套成熟—高成熟烃源岩为天然气成藏奠定了烃源基础

石炭系—二叠系烃源岩处于高成熟—过成熟阶段，生排烃产物为干气。侏罗系烃源岩基本处于成熟阶段，深部达到成熟—高成熟阶段，生排烃产物为轻质油和凝析油、湿气。白垩系阿尔善组烃源岩基本处于成熟阶段，生排烃产物为轻质油和凝析油、原油裂解气、湿气。

2.2 发育5套常规气储盖组合

二连盆地白垩系、侏罗系、石炭系—二叠系发育多套常规气储层与盖层，主要形成5套常规气储盖组合（图2）。第一套是赛汉塔拉组砂岩与泥岩组成的储盖组合，该组合以生物气为气源，形成浅层生物气生储盖组合。第二套是腾二段砂砾岩与泥岩组成的储盖组合，该组合可由阿尔善组暗色泥岩供烃，形成下生上储型生储盖组合。第三套是阿尔善组砂砾岩与阿尔善组泥岩和腾一段泥岩组成的储盖组合，该组合可由阿尔善组暗色泥岩供烃，形成自生自储型生储盖组合。第四套是侏罗系砂砾岩、火山岩与侏罗系泥岩组成的储盖组合，该组合可由侏罗系煤系烃源岩供烃，形成自生自储型生储盖组合。第五套是石炭系—二叠系砂岩、碳酸盐岩与石炭系—二叠系泥岩组成的储盖组合，该组合可由石炭系—二叠系黑色泥页岩供烃，形成自生自储型生储盖组合。

2.3 天然气成因类型以油型气为主

二连盆地天然气以油型气为主，局部地区见生物气、煤型气、非烃气。石蜡指数与庚烷值（图5）判别显示油型气为成熟气。天然气组分（表2）及碳同位素组成等资料显示，二连盆地天然气存在多种成因类型，包括生物气、油型气、煤型气和非烃气4种类型（图6a，6b）。
图5 二连盆地10口井石蜡指数与庚烷值交会图

Fig. 5 Crossplot of paraffin index and heptane value for 10 wells in the Erlian Basin

表2 二连盆地24口井天然气组分数据表

Table 2 Data of natural gas components from 24 wells in the Erlian Basin

凹陷 井号 甲烷/% 乙烷/% 丙烷—正戊烷/% 氮气/% 二氧化碳/% 氦气/%
阿南凹陷 A454 93.00 0.14 0.00 6.80 0 0
H11-202 71.44 5.71 9.90 12.10 0.38 0.04
H20-7X 73.35 7.36 6.63 10.17 0.20 0.05
A10-68X 61.96 8.93 18.62 8.67 0.25 0.02
A11-308X1 69.89 7.28 10.21 11.62 0 0.02
A31-421 75.45 4.64 7.42 11.56 0.41 0.03
乌里雅斯太凹陷 T20 80.93 9.78 5.39 2.34 0.78 0
ST1 75.38 13.03 8.32 1.07 1.48 0
T6 72.60 8.16 11.23 5.07 1.24 0
T53-310X 72.31 12.28 11.63 3.75 0 0.03
T53-300 76.94 9.54 8.51 4.97 0 0.04
T53-304X 78.19 9.91 8.14 3.66 0 0.03
T60X 72.24 13.64 9.35 4.69 0 0
洪浩尔舒特凹陷 H25 88.56 1.91 4.60 4.36 0.33 0.01
H22 63.16 0.27 0.25 30.87 5.44 0
H7 85.53 3.21 3.06 7.05 1.13 0
吉尔嘎朗图凹陷 J38-15 85.08 1.87 4.84 5.95 0.49 0.02
J38-19 83.92 1.59 4.72 4.81 0.38 0.01
J38-66 88.1 1.19 3.35 4.34 0.35 0.02
J38-67 80.43 2.07 7.70 2.59 2.20 0.02
J38 91.53 2.31 1.80 3.22 1.03 0
J56 42.16 0.10 0.01 45.89 11.42 0
呼仁布其凹陷 R14 43.37 0.00 0.16 55.17 0.56 0
阿尔凹陷 A2-1 4.61 0.29 0.39 14.70 79.80 0
图6 二连盆地天然气分类图

Fig. 6 Classification diagrams of natural gas in the Erlian Basin

阿南等凹陷的天然气大多以烃类气体（生物气、油型气、煤型气）为主，甲烷含量为61.96%~93.00%；吉尔嘎朗图凹陷J56井、呼仁布其凹陷R14井非烃气的氮气含量高；阿尔凹陷A2-1井非烃气的二氧化碳含量高。
二连盆地阿南、吉尔嘎朗图、乌里雅斯太、阿尔、呼仁布其、洪浩尔舒特等6个凹陷共30口井的天然气烷烃碳同位素组成呈正序分布，δ13C1值为-67.5‰~ -35.7‰（图6c）。其中，乌里雅斯太凹陷T20井、ST1井等井阿尔善组煤型气埋藏较深，均大于2 000 m，组分中甲烷含量介于75%~81%，干燥系数C1/C1-5介于0.77~0.85，为偏湿气天然气的特征。甲烷碳同位素组成（δ13C1）介于-38.4‰~-35.7‰，乙烷碳同位素组成（δ13C2）介于-27.8‰~-25.4‰，表现出凝析油气混合煤型气的特征[16-20]。其甲基环己烷含量高，根据甲烷碳同位素判别推算成熟度Ro在0.92%~1.18%之间[18]，推测煤型气气源为阿拉善组下段高成熟烃源岩、侏罗系煤系烃源岩。
阿南凹陷A454井腾二段天然气组分以甲烷为主,重烃及CO2浓度低[4]，干燥系数为0.998，C1/C2+值接近1，甲烷碳同位素轻（δ13C1为-64.1‰），判断为生物成因气。H22井天然气中氮气含量高，干燥系数高，δ13C1为-67.5‰；J56井天然气干燥系数高，δ13C1为-65.9‰；A2-1井天然气δ13C1为-60.2‰，但湿气含量大；R14井天然气中氮气含量高，干燥系数高，δ13C1为-60.2‰。这些天然气特征指示混有生物气[18]。

2.4 天然气主要为近源构造高部位聚集成藏

已发现天然气的A454井临近阿南洼槽，吉尔嘎朗图凹陷已发现天然气井处于近源构造高部位，ST1井临近乌里雅斯太凹陷中洼槽，H53井、H42井临近洪浩尔舒特凹陷南洼槽，H22井、H12井临近北洼槽，天然气运移距离短。基于天然气地质条件和成藏特征，建立了近源浅层生物气、深层气成藏模式。

2.4.1 浅层气成藏模式

二连盆地生物成因天然气埋藏较浅，是碳质泥岩、煤岩中的高腐殖质在低演化阶段（Ro介于0.2%~0.6%)，受厌氧细菌作用发生生物和化学反应形成的[21]。高腐殖质的碳质泥岩、煤岩及其低Ro的特点，有利于生物气生成。
生物气储层主要为煤岩。煤岩埋藏浅，具有较高孔隙度和较好渗透性，有利于生物气富集。二连盆地浅层白垩系赛汉塔拉组、腾二段煤岩生成的生物气，以吸附态赋存在煤岩中，原生生物气和次生生物气共存；中深部煤岩生成的生物气，以游离态赋存在煤岩附近的砂岩中，以原生生物气为主，伴有次生生物气和少量热成因气。不同凹陷生物气成因阶段、资源赋存状态不同，分布上具有“中东部高、西部低”的特点。
巴彦花凹陷为二连盆地典型的半地堑凹陷，凹陷的中部缓坡带发育厚煤层，为丰富的生气母源；发育区域性泥岩盖层，受弱径流区水体影响，环境较封闭，轴部为汇水承压区，有利于煤层气侧向封堵，具有较好的天然气保存条件；储层物性较好，埋藏深度适宜，水文地质条件优越，利于生物气聚集。整体表征为承压区水力封堵型生物气成藏模式[8]。
阿南凹陷A454井位于阿南油田阿南背斜带中部，气源为浅层未成熟腐殖型富有机质泥岩，储层为腾二段浅层砂砾岩[22]。构造上埋藏较浅，处在生物活跃富集带，周边井浅层未发现气测异常，为原生生物气。整体表征为源内近距离输导、高点聚集的自生自储成藏模式（图7）。
图7 二连盆地“气—油—气”成藏模式图

Fig. 7 Hydrocarbon accumulation model of "gas-oil-gas" in the Erlian Basin

总体上，二连盆地具有有利的生气地质条件、丰富的降解底物和适宜的降解环境，有利于生物气的生成。

2.4.2 深层气成藏模式

二连盆地深层气以油型气、煤型气为主。油型气分布在吉尔嘎朗图、洪浩尔舒特、乌里雅斯太、阿南等凹陷，多口井油气同出。吉尔嘎朗图（J38井）、洪浩尔舒特和乌里雅斯太凹陷的天然气甲烷含量高（82%~92%）、干燥系数高（平均0.94），指示成熟度相对偏高。阿南凹陷油型气甲烷含量低（63%~78%）、干燥系数低（平均0.79），天然气为湿气，乙烷、丙烷含量高，指示气源成熟度较低。依据甲烷碳同位素组成（δ13C1为-54‰~-41‰）计算Ro[18]，天然气Ro在0.70%~0.98%，结合气源对比推测气源为白垩系阿尔善组下段成熟—高成熟源岩。以阿南背斜为例，气源为白垩系阿尔善组下段成熟—高成熟暗色泥岩，储层为阿尔善组砂岩，形成“气—油—气”成藏模式，即浅层为生物气，中部为成熟—高成熟原油，伴有油型气，深部为高熟天然气（图7）。

3 天然气资源评价

二连盆地迄今为止没有申报过天然气储量。因此，本次资源评价采用成因法、类比法[23]，评价层系为石炭系—二叠系、侏罗系、白垩系。
石炭系—二叠系评价单元为二连盆地，采用盆地模拟法计算原地资源量。石炭系面积近8×104 km2，烃源岩厚度最大为900 m，生气强度介于(10~50)×108 m3/km2（图8a），总生气量为86.71×1012 m3。二叠系面积近10×104 km2，烃源岩厚度最大为1 200 m（图3），生气强度介于(20~200)×108 m3/km2（图8b），总生气量为154.38×1012 m3。参考国、内外各盆地运聚系数（1‰~3‰）[24]，计算得到天然气原地资源量为(2 411~7 233)×108 m3（表3）[25]。
图8 二连盆地石炭系—二叠系生气强度图

Fig. 8 Gas generation intensity maps of the Carboniferous-Permian systems in the Erlian Basin

表3 二连盆地石炭系—二叠系天然气资源量估算表

Table 3 Estimation of natural gas resources of the Carboniferous-Permian systems in the Erlian Basin

层位 面积/km2 烃源岩厚度/m 总生气量/1012 m3 天然气原地资源量/108 m3
石炭系 79 868 0~900 86.71 867~2 601
二叠系 100 321 0~1 200 154.38 1 544~4 632
合计 2 411~7 233
侏罗系评价单元为22个经钻探证实的残留凹陷（图1），主要分布在东部和西部两大沉积区。对资料较多的乌里雅斯太凹陷中洼槽、阿其图乌拉凹陷，采用盆地模拟法、类比法。乌里雅斯太凹陷中洼槽、阿其图乌拉凹陷盆地模拟参数见表4，采用加权平均法确定天然气原地资源量为165×108 m3、306×108 m3。其他凹陷（洼槽）采用类比法，当烃源岩分布面积与凹陷面积比>0.5时选阿其图乌拉凹陷作为类比区，其他凹陷与乌里雅斯太凹陷中洼槽类比。依照成藏条件的差异，按照凹陷结构、烃源岩、储层、圈闭等成藏地质条件类比打分，评价结果显示二连盆地22个凹陷侏罗系天然气原地资源量为2 311×108 m3（表5）[26]。资源规模较大的凹陷主要有洪浩尔舒特、高力罕、阿其图乌拉、乌里雅斯太等凹陷。
表4 二连盆地乌里雅斯太凹陷中洼槽、阿其图乌拉凹陷盆地模拟参数表

Table 4 Parameters of basin modeling for the middle trough of Wuliyasitai Sag and Aqituwula Sag in the Erlian Basin

凹陷 乌里雅斯太凹陷中洼槽 阿其图乌拉凹陷
凹陷结构 继承叠合型 继承叠合型
侏罗系分布面积/km2 511 249
侏罗系含油气性 见油气显示 见油气显示
烃源岩面积/km2 205 210
烃源岩厚度/m 泥岩200，煤16 泥岩507，碳质泥岩14
泥岩生烃中心有机碳/% 2.73 2.48
碳质泥岩生烃
中心有机碳/%		 — 11.74
煤生烃中心有机碳/% 50.33 52.6
泥岩沉积相 湖泊相 湖泊相
煤沉积相 湖沼相 湖沼相
干酪根类型 Ⅱ2—Ⅲ Ⅱ2—Ⅲ
Ro/% 1.44~3.1 1.08~1.4
储层沉积相 扇三角洲 辫状河三角洲前缘
主要圈闭类型 地层岩性 构造
区域盖层岩性 泥岩 泥岩
表5 二连盆地22个凹陷侏罗系天然气原地资源量

Table 5 In-place natural gas resources of the Jurassic system in 22 sags of the Erlian Basin

序号 凹 陷 天然气原地
资源量/108 m3		 序号 凹 陷 天然气原地
资源量/108 m3		 序号 凹 陷 天然气原地
资源量/108 m3
1-1 乌里亚斯太(中洼槽) 133 8 吉尔嘎朗图 10 16 呼格吉勒图 92
1-2 乌里亚斯太(南洼槽) 88 9 洪浩尔舒特 339 17 都日木 109
2 高力罕 262 10 哈邦 58 18 额仁淖尔 65
3 包尔果吉 52 11 巴彦花 76 19 脑木更 80
4 阿南、阿北 7 12 迪彦庙 115 20 赛汉塔拉 76
5 阿拉坦合力 98 13 霍林河 96 21 布图莫吉 57
6 巴音都兰 34 14 阿其图乌拉 306 22 查干里门诺 43
7 朝克乌拉 30 15 格日勒敖都 85
合计 2 311
白垩系天然气勘探和认识程度低，依据资料现状，选择洼槽区为评价单元。洼槽区阿尔善组烃源岩处于高成熟阶段（图3），采用盆地模拟法计算天然气原地资源量。计算天然气原地资源量结果为：洪浩尔舒特凹陷南洼槽165×108 m3、乌里雅斯太凹陷中洼槽158×108 m3、乌里雅斯太凹陷南洼槽130×108 m3、赛汉塔拉凹陷东洼槽254×108 m3，4个洼槽区天然气原地资源量合计为707×108 m3。
白垩系赛汉塔拉组、腾二段的浅层生物气具有“近源、高点聚集”的成藏特征。对已有生物气发现的阿南洼槽、吉尔嘎朗图凹陷、洪浩尔舒特凹陷，采用盆地模拟法，计算天然气原地资源量结果为：阿南洼槽378.3×108 m3、吉尔嘎朗图凹陷189.1×108 m3、洪浩尔舒特凹陷275.5×108 m3（表6）。依据浅层生物气成藏模式，针对高力罕、霍林河、巴彦花、脑木更、塔南、阿其图乌拉等6个凹陷，计算生物气圈闭天然气原地资源量，合计为582.3×108 m3。
表6 二连盆地3个凹陷生物气原地资源量盆地模拟计算参数及结果表

Table 6 Parameters and results of basin simulation for in-place biogenic gas resources of 3 sags in the Erlian Basin

凹 陷 源岩类型 深度范围/m 源岩面积/
km2		 平均气源岩
厚度/m		 平均有机碳
含量/%		 有机碳
恢复系数		 气油比/(m3·t-1) 生气量/(1012 m3) 原地资源量/(108 m3)
吉尔嘎朗图 暗色泥岩 220~2 050 896 293 1.87 1.78 366 8.79 87.9
煤岩 220~2 050 896 42.5 54.7 1.30 266.9 10.12 101.2
洪浩尔舒特 暗色泥岩 215~2 143 1 165 469 2.33 1.87 400 27.55 275.5
阿南洼槽 暗色泥岩 200~1 800 2 848 332 1.70 1.91 427 37.83 378.3
综合评价，二连盆地石炭系—二叠系天然气原地资源量为2 411×108 m3；侏罗系天然气原地资源量为2 311×108 m3；白垩系阿尔善组4个洼槽区天然气原地资源量为707×108 m3，白垩系赛汉塔拉组、腾二段天然气原地资源量为1 425×108 m3。二连盆地具有较大的天然气远景资源潜力，是未来勘探接替领域。

4 剩余天然气资源分布与勘探方向

二连盆地天然气为近源聚集，资源主要围绕成熟—高成熟、过成熟烃源岩分布，在纵向上形成浅层为生物气、白垩系中深层为石油、洼槽区白垩系深层阿尔善组为天然气、石炭系—二叠系及侏罗系为油气的分布模式。
从凹陷天然气剩余待探明资源规模上看，有较大勘探潜力的是洪浩尔舒特凹陷，其白垩系天然气剩余待探明资源量为779.5×108 m3；其次是阿南洼槽，其白垩系天然气剩余待探明资源量为385.3×108 m3。针对白垩系天然气，按照凹陷成熟度分布及地层沉积厚度，筛选出白垩系沉积较厚、埋藏较深的洪浩尔舒特凹陷南洼槽、乌里雅斯太凹陷中洼槽、乌里雅斯太凹陷南洼槽、赛汉塔拉凹陷东洼槽为有利区。这些区带天然气与已发现油田伴生，勘探开发配置较完善，适宜滚动勘探伴生气、凝析气顶，洼槽区成熟度高的阿尔善组近源构造高部位为下一步勘探的较现实目标。
从天然气类型上看，生物成因气是二连盆地煤层气下一步勘探开发的重点方向。生物成因气埋藏浅，钻探成本相对较低、试采效果好。二连盆地煤层总体上表现出中东部含气条件优于西部的特征，中东部是寻找生物成因气的有利区，区内赛汉塔拉组、腾二段的浅层近源构造-岩性圈闭是勘探有利目标。
从层系上看，石炭系—二叠系、侏罗系天然气剩余待探明资源量最大，其次是白垩系浅层赛汉塔拉组、腾二段天然气；因计算的洼槽区数量少，深层阿尔善组天然气的总量比较少。二连盆地石炭系—二叠系烃源岩成熟度在东部凹陷区高、西部凹陷区低，东部凹陷区烃源岩厚度更大，优选盆地东部为有利地区，特别是沿二连贺根山断层带及西拉木伦断裂带北部（图4）。二连盆地侏罗系有较大勘探潜力的是洪浩尔舒特、阿其图乌拉、高力罕等继承性凹陷。这些凹陷中构造相对稳定、盖层条件较好的区带具有较好的天然气勘探前景。

5 结论

（1）二连盆地部分凹陷已发现天然气，主要产层为二叠系、侏罗系、白垩系。基于天然气组分、碳同位素组成等地球化学分析，可将二连盆地天然气划分为生物气、油型气、煤型气和非烃气体4种成因类型。
（2）二连盆地发育多套气源岩，包括浅层白垩系赛汉塔拉组未成熟—低成熟煤层，中深层白垩系阿尔善组成熟—高成熟暗色泥岩，深层侏罗系成熟—高成熟暗色泥岩、煤、碳质泥岩和石炭系—二叠系成熟—过成熟暗色泥岩。浅层煤厚度小于10 m，有机质类型为Ⅱ—Ⅲ型，有利于生物气生成；中深层烃源岩厚度大、成熟度高，主要为油型气、煤型气的供烃源岩。
（3）采用盆地模拟法、类比法对石炭系—二叠系、侏罗系、白垩系开展天然气资源评价，计算得到石炭系—二叠系天然气原地资源量为2 411×108 m3，侏罗系天然气原地资源量为2 311×108 m3，白垩系阿尔善组4个洼槽区天然气原地资源量为707×108 m3，白垩系赛汉塔拉组及腾二段天然气原地资源量为1 425×108 m3。
（4）洼槽区成熟度高的白垩系阿尔善组近源构造高部位，白垩系赛汉塔拉组、腾二段的浅层生物气圈闭是勘探有利目标；东部凹陷区的石炭系—二叠系，洪浩尔舒特、阿其图乌拉、高力罕等继承性凹陷的侏罗系具有较好的勘探前景。

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