Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 3: 444 - 454

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.09.011

Helium distribution characteristics and accumulation pattern in Hadexun area， Tarim Basin

  • Haizu ZHANG , 1, 2, 3 ,
  • Jiarun LIU 4 ,
  • Wen ZHANG 1, 2, 3 ,
  • Pengpeng LI , 4 ,
  • Shaoying HUANG 1, 2, 3 ,
  • Jiahao LÜ 5, 6 ,
  • Huifang ZHANG 1, 2, 3 ,
  • Biqing ZHU 4 ,
  • Hong LOU 1, 2, 3
Expand
  • 1. R＆D Center for Ultra⁃Deep Complex Reservoir Exploration and Development，CNPC，Korla 841000，China
  • 2. Engineering Research Center for Ultra⁃deep Complex Reservoir Exploration and Development，Xinjiang Uygur Autonomous Region，Korla 841000，China
  • 3. Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla 841000，China
  • 4. School of Earth and Space Sciences，Peking University，Beijing 100871，China
  • 5. State Key Laboratory of Lithospheric Evolution，Institute of Geology and Geophysics，Chinese Academy of Sciences，Beijing 100029，China
  • 6. University of Chinese Academy of Sciences，Beijing 100049，China

Received date: 2024-06-26

  Revised date: 2024-09-18

  Online published: 2024-10-15

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(U2244209)

the Scientific Research and Technology Development Project of China National Petroleum Corporation Limited(2021ZG13)

Survey and basic geological research of new energy resources in Tarim Basin(T202201)

Fold

Abstract

The helium content in the Carboniferous oil-associated gases in the Hadexun area of Tarim Basin are as high as 0.15%-0.70%， with an average of 0.32%， much higher than the lower limit of current economic grade for helium extraction （0.05%）， and the remaining geological reserves of helium are 523.65×104 m3， which is a medium-sized helium-rich field. There are significant differences in helium content among the three blocks. On plane， different zones in this oilfield show diverse helium contents. Zone HD4 has the highest helium contents， from 0.62% to 0.69% （average 0.66%， N=2）； followed by Zone HD113 and Zone HD1， from 0.20% to 0.44% （average 0.34%， N=4） and from 0.15% to 0.70% （average 0.27%， N=17）， respectively. The planar distributions of helium contents are primarily controlled by the distributions of deep-seated faults. Vertically， there are remarkable differences in helium content of the two suites of gas-bearing systems. Relative to thin sandstones from the Kalashayi Formation （0.15%-0.44%， average 0.24%， N=12）， the Donghe sandstones from the Bachu Formation have the greater helium content （0.15%-0.70%， average 0.40%， N=11）. The vertical distribution of helium contents is controlled by the source and reservoir configurations of helium systematics. According to gas composition characteristics， carbon isotope characteristics of alkane gas， genetic calculation results and seismic data interpretation， the helium in the Hadexun area is contributed by Yurtus Formation shale， intrusive rocks and ancient basement. The Kalashayi Formation mudstone with a thickness of more than 130 m provides good sealing conditions for the effective preservation of helium. In summary， helium accumulation in the Hadexun area follows the “two-near helium-capturing model”， namely， the closer to both deep-seated faults and underlying helium source rocks， the higher helium content in reservoirs.

Key words： Helium-rich natural gas; Hadexun area; Accumulation pattern; Two-near helium-capturing model

Cite this article

Haizu ZHANG , Jiarun LIU , Wen ZHANG , Pengpeng LI , Shaoying HUANG , Jiahao LÜ , Huifang ZHANG , Biqing ZHU , Hong LOU . Helium distribution characteristics and accumulation pattern in Hadexun area， Tarim Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(3) : 444 -454 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.09.011

0 引言

氦气是自然界中已知熔点和沸点最低的气体，具有强化学惰性、低沸点、低密度、低溶解度、高导热性、高比热容、高电离能及强扩散性等诸多优点，应用场景涉及国防军事、工业制造、航空航天、基础科学研究和国计民生等诸多领域，因此，氦气是一种不可替代的战略性矿产资源［1-3］。全球氦气资源分布极不均衡，根据美国地质调查局（USGS）公布的数据，美国、卡塔尔、阿尔及利亚和俄罗斯等国家的氦气资源量占全球总量的85%［4］。而且，全球主要产氦国相继发布氦资源保护立法，限制粗氦出口，导致氦资源持续短缺，这使得氦气的战略性更加突出。
根据USGS公布的数据，我国氦气资源量仅为11×108 m3，约占全球总量的2%，LIU等［5］初步评估结果显示，我国氦气资源量约为48×108 m3。四川盆地威远气田是我国发现的第一个具有商业开采价值的富氦气田，氦气含量超过0.2%［6］。近些年，随着我国氦气资源勘查评价逐渐深入，已陆续发现了和田河、东胜、阿克莫木等几个氦气品位良好的天然气田［7-9］。然而，我国大多数气田的氦气资源品位相对较差且非均质性强［10］。尽管存在多种提氦工艺，从氦气品位良好的天然气中提取氦气是目前唯一经济的方式。因此，寻找富氦天然气是我国氦气摆脱高度依赖进口、逐步实现自主供应的有效路径。另外，从天然气中提氦需要大量的地面建设和前期投入，从长远利益来看，氦气品位且资源禀赋好的大气田是氦气商业化开发的重要目标。
塔里木盆地是我国重要的工业生产基地，天然气产量位居全国第三，仅次于鄂尔多斯盆地和四川盆地，2023年天然气产量突破300×108 m3。初步研究表明，塔里木盆地中普遍含氦，但氦气含量差异非常大［7， 11-14］。整体上，库车前陆多个气田（如克深、大北、克拉2、迪那）氦气含量普遍低于0.01%，而塔西南坳陷多个气田（和田河、阿克莫木、罗斯）氦气含量普遍超过0.1%，和田河气田平均氦气含量超过0.3%。塔北隆起和北部坳陷部分气田（藏）氦气含量在0.05%~0.1%之间［9］。尽管该盆地存在多处氦气异常，然而氦气的分布规律不清，这制约了氦气的进一步勘探部署。
哈得逊地区位于塔里木盆地塔北隆起与北部坳陷的过渡区，天然气主要为原油伴生气。截至2023年底，哈得逊地区天然气探明地质储量为21×108 m3，累计产天然气量为4.64×108 m3，氦气地质储量为671×104 m3，氦气剩余地质储量为523.65×104 m3，参照DAI等［15］提出的分类标准属于中型富氦气田。本文结合地球化学数据、井震资料对该气田进行地质—地球化学精细解剖，旨在阐明氦气分布的控制机制，建立氦气成藏模式，为相似地质背景氦气资源勘探提供理论借鉴。

1 地质背景

塔里木盆地位于中国西北部，北依南天山，南靠昆仑山和阿尔金山，面积为56×104 km2。该盆地划分为“三隆四坳”7个一级构造单元，分别为塔北隆起、中央隆起、东南隆起、库车坳陷、北部坳陷、西南坳陷和东南坳陷［16］。哈得逊地区位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西南倾末端，自1998年11月HD4井在5 069.64~5 076.72 m层段获得工业性黑油流之后，原油储量不断增加，是我国第一个探明储量超过亿吨的海相碎屑岩整装大油田［17-18］。
哈得逊构造带发育于海西中、晚期，定形于喜马拉雅期，属于典型的凹中隆，加里东晚期—海西早期受区域构造挤压作用的影响，塔北、塔中地区发生整体抬升，满加尔凹陷内形成了一系列近南北向分布的低幅度构造圈闭及地层超覆不整合圈闭。哈得逊构造带就是在这种区域构造背景上形成的石炭纪低幅度背斜带之一。印支—燕山运动改变了原来石炭系区域南倾的构造格局，并在喜马拉雅期得到定型，现今构造格局总体为一北倾斜坡［19］。
哈得逊地区可划分为3个区块，由北至南分别为HD113、HD1和HD4区块（图1）。从上至下钻遇地层为：第四系、新近系、古近系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系及石炭系（图2）。二叠系存在160~280 m的火成岩层。石炭系为该油田的主要目的层，其与上覆二叠系及下伏志留系均为不整合接触，自上而下钻遇灰岩段、砂泥岩段、上泥岩段、标准灰岩段、中泥岩段、角砾岩段和东河砂岩段共7个岩性段。储层主要为石炭系卡拉沙依组中泥岩段薄砂岩（C1-2 k 5）和巴楚组东河砂岩（C1 b 2），后者为主力产层。盖层主要为石炭系卡拉沙依组泥岩。前人［20-22］对哈得逊地区成藏过程做了较多研究，对于主力油源是寒武系还是奥陶系烃源岩也进行了广泛讨论，主要认为是寒武系烃源岩。
图1 哈得逊地区构造位置

（a）研究区位置； （b）哈得逊地区井位分布

Fig.1 Structural location of Hadexun area

图2 哈得逊地区石炭系地层综合柱状图

Fig.2 Stratigraphic column of the Carboniferous stata in the Hadexun area

2 样品及测试方法

本文研究采集天然气样品23件（表1），其中HD4区块2件，HD1区块17件，HD113区块4件。所有的天然气样品均使用气袋自分离器采集，并用天然气反复冲洗3~4次以避免空气污染。
表1 哈得逊地区氦气含量与天然气组分

Table 1 Helium content and natural gas composition in Hadexun area

区块 井号 层位 井深/m CH4/% C2H6/% C3H8/% nC4/% iC4/% C 5 +/% N2/% CO2/% He/%
HD1 HD1 C1-2 k 5 009.80~5 016.50 35.01 7.62 6.01 1.83 1.20 1.22 44.02 2.79 0.28
HD10-6-1H C1-2 k 5 380.00~5 956.00 46.34 13.23 7.77 2.18 1.38 1.39 26.29 1.13 0.17
HD1-21H C1-2 k 5 126.03~5 500.18 39.20 6.31 3.32 1.10 0.67 1.23 46.73 0.79 0.16
HD1-23-1H C1-2 k 5 158.50~5 520.00 46.46 14.43 8.76 2.63 1.70 1.82 22.62 1.18 0.25
HD1-23H C1-2 k 5 109.00~5 540.49 48.91 8.64 4.84 1.27 0.88 0.61 32.73 1.52 0.30
HD1-37H C1-2 k 5 151.00~5 613.00 22.15 11.26 6.52 1.74 1.15 1.30 54.30 1.39 0.25
HD1-4H C1-2 k 5 109.28~5 518.09 45.85 10.52 6.46 2.25 1.33 1.81 29.67 2.14 0.21
HD1-6H C1-2 k 5 128.81~5 505.32 42.33 7.55 3.96 1.05 0.71 0.58 42.61 0.53 0.27
HD1-7H C1-2 k 5 110.99~5 512.49 42.29 6.39 3.76 1.52 0.85 2.23 41.67 0.74 0.21
HD1-9H C1-2 k 5 110.67~5 432.78 34.78 14.63 9.08 2.34 1.53 1.60 33.11 2.43 0.15
HD4-22-1H C1 b 5 319.98~5 727.35 32.45 13.58 10.64 3.79 2.23 3.69 30.14 2.92 0.22
HD4-22H C1 b 5 145.98~5 445.03 28.52 7.49 4.36 1.37 0.82 1.56 53.25 1.57 0.40
HD4-42 C1 b 5 061.50~5 073.30 30.80 10.30 6.75 1.35 1.10 0.49 45.41 2.71 0.22
HD4-44H C1 b 5 253.60~5 522.28 24.11 3.91 4.89 1.30 0.92 1.15 59.99 3.25 0.70
HD4-4H C1 b 5 160.00~5 456.51 32.13 10.89 9.55 3.15 1.90 2.59 35.08 3.68 0.24
HD4-58H C1 b 5 201.20~5 505.85 35.60 7.64 9.09 4.07 2.30 4.59 34.95 1.45 0.15
HD4-69H C1 b 5 184.96~5 475.99 28.39 15.52 12.36 3.01 5.09 1.57 31.42 2.20 0.40
HD4 HD4-19H C1 b 5 127.80~5 528.54 4.56 3.17 17.96 5.88 9.43 1.01 50.58 6.68 0.69
HD4-29H C1 b 5 230.00~5 495.00 9.49 2.44 5.06 1.58 1.10 0.96 73.59 5.28 0.62
HD113 HD10-1-5H C1-2k 5 635.50~5 980.00 30.11 8.95 4.58 1.04 0.73 0.50 52.49 1.21 0.20
HD10-3-3H C1-2k 5 704.50~5 995.00 33.09 7.27 4.42 1.69 0.95 1.30 50.12 0.70 0.44
HD11-5-5H C1 b 5 336.00~5 622.00 26.97 4.77 2.89 0.81 0.54 0.48 60.74 2.53 0.34
HD11-8H C1 b 5 184.00~5 507.44 19.15 4.51 6.67 2.48 1.49 2.48 60.35 2.19 0.39
天然气组成分析在中国石油塔里木油田公司实验检测研究院油气水分析测试中心完成，采用仪器为Agilent 6890气相色谱仪，配置FID、TCD检测器，前进样口温度250 ℃，压力107.08 kPa，柱箱初始温度为60 ℃，持续时间1 min，然后以20 ℃/min的升温速率升高至90 ℃，再以30 ℃/min的升温速率升高至190 ℃，持续7 min。

3 氦气地球化学特征

3.1　氦气分布特征

哈得逊地区23口井氦气含量为0.15%~0.70%。平面上，不同区块氦气含量具有较大差异（图1），HD4区块氦气含量最高，为0.62%~0.69%（平均为0.66%，N=2），HD113区块次之，为0.20%~0.44%（平均为0.34%，N=4），HD1区块最低，为0.15%~0.70%（平均为0.27%，N=17）。纵向上，2套产层的氦气含量差异也较大。卡拉沙依组薄砂层氦气含量为0.15%~0.44%，平均为0.24%。然而下伏巴楚组东河砂岩氦气含量为0.15%~0.70%，平均为0.40%，明显高于上覆卡拉沙依组薄砂层。

3.2　氦气成因及来源

天然气中氦气主要有壳源和幔源2种来源，常用氦同位素（3He/4He比值）来判识其成因。壳源氦的3He/4He比值为n×10-8；幔源氦的3He/4He比值为n×10-5［23-24］。哈得逊地区天然气中氦气的3He/4He比值在（1.98~3.38）×10-8之间［25］，呈现典型的壳源氦气特征。
成因法是指富含U、Th放射性元素的岩石通过α衰变形成4He的通量［26］，氦源岩产生的生氦量可用公式（1）、（2）和（3）进行计算［27］。
H e R e s o u r c e = M × H   4 e P r o d u c t i o n × t
式中：HeResource是生氦量，cm3；M为氦源岩质量，g；4HeProduction是每克氦源岩每年的生氦量，cm3/（g·a）；即氦气的累积速率；t是捕获氦气的衰变时间，a。
M = ρ × S × H
式中：ρ是氦源岩密度，g/cm3；S是气藏含气面积，km2；H是氦源岩厚度，m；4HeProduction是依据U、Th的衰变方程计算得出［24］。
  4 H e P r o d u c t i o n = 0.235   5 × 10 - 12 U [ 1 + 0.123 T h U - 4 ]
式中：U和Th是氦源岩中铀、钍元素浓度，10-6。
哈得逊地区天然气地质储量为21×108 m3，氦气平均含量为0.32%，采用体积法评估该油田氦气地质储量为672×104 m3。哈得逊地区由于未钻探至寒武系，故缺乏直接氦源岩相应数据。轮探1井和哈得逊地区都位于塔北隆起轮南低凸起之上，在下寒武统具有相似的构造—沉积演化，因此，本文假定二者玉尔吐斯组岩性及厚度相同［28］。轮探1井玉尔吐斯组页岩段U元素含量为（19~39）×10-6，X1井玉尔吐斯组页岩段U元素平均含量为28×10-6（N=33）［29］，故U元素含量取值为28×10-6。Th/U值取轮探1井平均值0.08（N=11）［30］，得到氦气的累积速率4HeProduction值为3.66×10-12［cm3/（g·a）］，ρ值参考页岩常见密度2.57~2.77 g/cm3，取2.60 g/cm3，S为哈得逊地区含油面积（130.24 km2），H为页岩段厚度（23 m），累计时间t为沉积时间（530 Ma）到晚海西期油气充注时间（270 Ma）之间的间隔，约260 Ma，得到玉尔吐斯组页岩的生氦量为691×104 m3，与体积法计算的氦气地质储量（672×104 m3）基本一致。考虑到玉尔吐斯组页岩生成的氦气并非全部都能运移至油气藏中且油中溶解的氦气不可能完全脱溶转变为游离态，故除玉尔吐斯组页岩外，哈得逊地区中的氦气可能还存在其他来源。
哈得逊地区天然气非烃含量非常高，主要为氮气（22.62%~73.59%）（表1）。HD4区块氮气含量最高（50.58%~73.59%），HD113区块次之（50.12%~60.74%），HD1区块最低（22.62%~59.99%）。而且，该气田氮气与氦气含量呈明显正相关关系（图3）。就气体组成特征而言，该油气田与古老基底花岗岩体系相似［31］。通过精细的地震资料解译，李曰俊等［32］认为该油气田发育与火山活动相关的侵入岩。该油气田烷烃碳同位素存在部分倒转现象（图4）佐证了侵入岩的存在。此外，古老基底花岗岩系统通常含有少量无机成因的烷烃气体［33］，这种类型的烷烃气体充注到油气藏可能会引起烷烃碳同位素异常。综上所述，笔者认为该气田中氦气为玉尔吐斯组页岩、侵入岩和古老基底共同贡献。
图3 哈得逊地区氦气含量与氮气含量关系

Fig.3 Relationship between helium and nitrogen content in Hadexun area

图4 哈得逊地区不同区块烷烃气碳同位素系列图（据文献［36］修改）

Fig.4 Carbon isotope series of alkane gas in different blocks of Hadexun area （modified from Ref.［36］）

4 氦气富集控制因素

4.1　断裂分布

深大断裂是氦气从源到储运移的重要通道。美国潘汉德—胡果顿气田，四川盆地威远、鄂尔多斯盆地东胜气田等富氦气田均存在沟通氦源岩与储集层的深大断裂［34-35］。和田河气田在喜马拉雅构造活动期形成2条延伸长度达90 km的大断裂，既为基底岩石中氦气提供了释放条件，也为烃类气体和富氦流体提供了有效的垂向运移通道［1］。
纵观哈得逊及其邻区，规模较大的断层不发育，只有零星的断层分布。区内断层延伸长度在0.5~16 km之间，一般在5 km左右，断距在1~5 m之间，一般在2 m左右。前人研究表明仅在哈得逊地区西部的跃南1井区以及哈得逊地区内部的羊屋2（YW2）井北发育有规模相对较大的2条断层，从下往上依次切割了寒武系、奥陶系、志留系、石炭系而止于三叠系［25］。
在HD113区块过HD11-8H井和HD10-3-3H井的地震剖面中（图5），发现存在沟通烃源岩与基底的深大断裂，并一直断穿至二叠系，沟通了氦源岩和储层，为氦气的运移充注提供了良好的通道；而在HD1区块却没有发现深大断裂的存在，如在过HD10-6-1H井—HD1井—HD1-23H井—HD1-6H井的地震剖面中（图6），仅在奥陶系发现一定规模的走滑断裂，而在HD4区块，发育断穿至寒武系的YW2断裂，为氦气运移提供了重要通道。
图5 过HD11-8H井—HD10-3-3H井地震剖面

Fig.5 Seismic profile of Wells HD11-8H－HD10-3-3H

图6 过HD10-6-1H井—HD1井—HD1-23H井—HD1-6H井地震剖面

Fig.6 Seismic profile of Wells HD10-6-1H－HD1－HD1-23H－HD1-6H

4.2　源储配置

氦源岩生成的氦气在沿断裂随天然气向上运移的过程中，往往优先充注到最先接触的储层之中，当充注到一定程度后，会继续向上运移，使得下伏储层氦气含量较高。例如鄂尔多斯盆地东胜大型富氦气田、泊尔江海子和乌兰吉林庙二级大断裂与四级断裂有效沟通了基底氦源岩和储层，古老变质岩—花岗岩基底氦源释放的氦气，通过上述断裂向上运移至储层中，纵向上从下（盒1段）到上（盒3段）氦气平均含量依次降低，平均值分别为0.129%、0.123%、0.098%［8，37］。哈得逊地区也呈现出类似的特征（图7），相较于上覆薄砂岩（0.24%），下伏东河砂岩氦气含量明显较高（0.40%）。在HD1区块北部，距离YW2断裂较近的HD4-44H井氦气含量高达0.70%，而其附近同样据断裂较近的HD10-6-1H井氦气含量却仅为0.17%。
图7 薄砂岩和东河砂岩氦气含量对比

Fig.7 Comparison of helium content between thin sandstone and Donghe sandstone

4.3　厚层泥岩的封盖

良好的封盖条件是富氦气藏保存的关键。目前发现的国内外大型或特大型富氦气田（藏）均具有巨厚的致密膏盐层、盐岩层、页岩层作为封盖层，封闭性较好的致密岩层有利于阻止富氦天然气持续向上扩散散失，为形成大型富氦气田提供了良好的封盖条件［35］。
哈得逊地区盖层条件良好，东河砂岩的直接盖层为石炭系巴楚组角砾岩段。石炭系角砾岩段在哈得逊地区厚度为2~12 m。角砾岩段的角砾岩胶结致密、物性很差，其岩性、物性在满西地区变化很大，其中均无油气聚集，说明其是下伏东河砂岩油藏一套很好的直接盖层［25］。中泥岩段薄砂层包括多套砂体，纵横向上相对稳定、分布较广、连通性好、均质程度较高，其直接盖层是各砂体之间相对海平面下降时沉积的以泥质为主的隔层，平面厚度非常稳定，储盖组合良好。石炭系卡拉沙依组中泥岩段除了充当薄砂层的直接盖层外，它也是塔里木盆地一套很好的区域性盖层，在哈得逊地区厚度为55~88 m，加上其上的标准灰岩段、上泥岩段2套区域性盖层，2套储层的盖层总厚达到110~141 m。因此，哈得逊地区保存条件十分优越。HD4与HD1区块盖层厚度差异非常小，如HD1区块为164.7 m，HD4区块为169.2 m（图8），氦气含量差异主要是由于断裂发育情况不同导致。前人研究认为，HD4区块CH4含量低，N2、CO2含量高，δ13C1偏重归因于气体泄漏［34，38］。然而，HD4区块天然气中氦气含量很高，而且氦气分子的动力学直径（0.26 nm）明显比甲烷（0.38 nm）小，对盖层的保存条件更加苛刻［4， 10］。例如，盆地晚期抬升形成微裂缝，导致沁南煤层气中40%甲烷和90%的氦气散失，现今氦气含量仅为8×10-6［39］。综合考虑笔者认为该区块天然气地球化学特征异常并非气体泄漏所致。
图8 HD1井和HD4井盖层厚度对比

Fig.8 Comparison of caprock thickness between Well HD1 and Well HD4

图9 哈得逊地区氦气成藏模式

Fig.9 Helium accumulation model in Hadexun area

5 氦气成藏模式

综上所述，哈得逊地区氦气成藏模式主要为“两近捕氦”模式，即距离断裂越近，距离氦源岩越近，氦气含量越高。在断裂较为发育HD4区块与HD113区块，氦源岩生成的氦气会优先随天然气运移上来，富集在这2个区块中，而HD1区块由于无深大断裂沟通，使得其氦气含量相较于其他2个区块较低。同时，由于下伏东河砂岩距离氦源岩较近，使得氦气在该套储集层中优先聚集。

6 结论

（1）塔里木盆地哈得逊地区石炭系原油伴生气中氦气含量高达0.15%~0.70%，属于特富氦天然气；该油气田氦同位素比值在10-8量级，表明氦气为壳源成因。
（2）平面上，HD4区块氦气含量最高，HD113区块次之，HD1区块最低，这种分布特征主要受断裂控制。HD4区块和HD113区块发育延伸至寒武系的逆冲断层，而HD1区块不发育深大断裂，因此，HD4区块和HD113区块的氦气含量比HD1高。纵向上，巴楚组东河砂岩的氦气含量明显高于上覆卡拉沙依组薄砂岩，这种分布特征主要受氦系统的源储配置控制。巴楚组东河砂岩距下伏氦源岩更近，更有利于捕获向上运移的氦气。
（3）根据气体组成特征、烷烃碳同位素特征、成因法计算结果以及地震资料解译，哈得逊地区中氦气为玉尔吐斯组页岩、侵入岩和古老基底共同贡献。
（4）哈得逊地区氦气成藏为“两近捕氦模式”，即距离断裂越近，距离氦源岩越近，氦气含量越高。

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