田繼先，李 劍，曾 旭，郭澤清，周 飛，王 波，王 科

(1.中國石油 勘探開發(fā)研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007；2.中國石油 青海油田公司 勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736200)

柴達木盆地北緣天然氣地球化學特征及其石油地質(zhì)意義

田繼先1，李 劍1，曾 旭1，郭澤清1，周 飛2，王 波2，王 科2

(1.中國石油 勘探開發(fā)研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007；2.中國石油 青海油田公司 勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736200)

為了明確柴達木盆地北緣地區(qū)天然氣的成因和天然氣分布規(guī)律，綜合利用天然氣組份及碳同位素等手段對天然氣地球化學特征進行了分析。研究表明，柴北緣天然氣以甲烷為主，重烴含量相對較高，不同構(gòu)造帶天然氣組分具有明顯的差異性。碳同位素分析表明，δ13C1和δ13C2值分別介于-36.4‰～19.3‰和-27.4‰～-19.82‰。天然氣成因鑒別表明，該區(qū)天然氣主體為煤型氣，來自侏羅系烴源巖。柴北緣碳同位素分布主體為正序列特征，受不同成熟度、不同類型源巖混合以及過成熟階段源巖等因素影響，部分地區(qū)存在天然氣碳同位素倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象。柴北緣天然氣平面分布具有分帶性，烴源巖成熟度控制了油氣分布，天然氣位于成熟-高成熟區(qū)及附近。冷湖六號-冷湖七號、鄂博梁-葫蘆山構(gòu)造帶以及阿爾金山前是下一步天然氣勘探的重點領(lǐng)域。

天然氣成因；碳同位素；烴源巖；油氣分布；柴達木盆地

柴達木盆地北緣斷塊帶(柴北緣)油氣勘探始于1954年，經(jīng)過50多年的油氣勘探，柴北緣已經(jīng)發(fā)現(xiàn)東坪、牛東、平臺、冷湖五號、馬海、馬西和南八仙等多個天然氣藏或油藏[1-2]。其中近年來發(fā)現(xiàn)的阿爾金山前帶東坪-牛東規(guī)模氣區(qū)，進一步揭示柴北緣天然氣勘探具有廣闊前景[2]。開展天然氣地球化學特征研究對于沉積盆地油氣勘探具有重要意義[3]。四川盆地、塔里木盆地及鄂爾多斯盆地等大型含油氣盆地在天然氣地球化學特征及成因方面已有較為深入的研究[4-6]，對油氣勘探起到了重要的指導作用。前人對柴北緣天然氣有機地球化學特征和成因類型已有不同程度的探討[7-9]，但主要集中在冷湖-馬仙構(gòu)造帶，隨著柴北緣天然氣勘探取得重大突破，特別是近期在阿爾金山前發(fā)現(xiàn)了東坪-牛東油氣田，證實了柴北緣油氣分布廣泛。前人對于馬仙地區(qū)天然氣研究較多，而對于近年來新發(fā)現(xiàn)的平臺、冷湖五號及東坪-牛東氣田等地區(qū)天然氣地球化學特征研究較少，亟需開展系統(tǒng)的天然氣地球化學特征研究。為了深化柴北緣天然氣地球化學特征及天然氣成因研究，在采集的新樣品和前人分析化驗成果基礎上，通過大量組份和同位素數(shù)據(jù)，綜合判別天然氣成因，分析了油氣平面分布規(guī)律及控制因素,指出了有利勘探領(lǐng)域，對于進一步深化柴北緣成藏規(guī)律研究以及天然氣勘探具有重要指導意義。

1 地質(zhì)背景

柴達木盆地是在前侏羅紀柴達木地塊上發(fā)育起來的一個典型的中新生代內(nèi)陸湖相沉積盆地[1]，四周為三大山脈所夾持，南界為昆侖山，北界為祁連山，西界為阿爾金山。柴北緣位于南祁連山前，是盆地北部的一級構(gòu)造單元，受多期構(gòu)造運動影響，發(fā)育賽什騰-祁連山前、冷湖-馬海、鄂博梁-鴨湖及阿爾金山前等多個構(gòu)造帶(圖1)。從老到新，該區(qū)揭露的地層單元依次發(fā)育了侏羅系、古近系路樂河組、下干柴溝組下段和下干柴溝組上段和新近系上干柴溝組、下油砂山組、上油砂山組、獅子溝組以及第四系七個泉組。該區(qū)油氣目的層較多，包括新近系、古近系、侏羅系及基巖等。

柴北緣的油氣主要來源于中-下侏羅統(tǒng)[10-11]。柴北緣發(fā)育多個侏羅系主力生烴凹陷(圖1)，包括賽什騰-魚卡中侏羅統(tǒng)主力生烴凹陷、冷湖下侏羅統(tǒng)生烴凹陷、伊北下侏羅統(tǒng)主力生烴凹陷、昆特依下侏羅統(tǒng)主力生烴凹陷和坪東下侏羅統(tǒng)主力生烴凹陷等，這幾個凹陷的侏羅系厚度達100～2 000 m，埋深大，分布面積廣。下侏羅統(tǒng)烴源巖以深灰色和灰黑色泥巖為主，有機質(zhì)類型以Ⅱ-Ⅱ2為主，有機碳含量平均為1.97%～2.70%，中等以上烴源巖占80%以上，有機質(zhì)成熟度從低熟—成熟—高熟階段都有分布。中侏羅統(tǒng)以灰黑色泥巖及少量的炭質(zhì)泥巖為主，有機碳平均為0.58%～2.15%，其中優(yōu)質(zhì)生油巖占61.27%，有機質(zhì)類型以Ⅱ-Ⅲ2型為主，成熟度相對較低。整個柴北緣生氣強度大于20×108m3/km2的面積為12 000 km2，資源量接近4 903.4×108m3，資源潛力巨大。

圖1 柴達木盆地柴北緣侏羅系烴源巖厚度分布Fig.1 Isopach map of the Jurassic source rocks in the northern margin of the Qaidam Basin

2 天然氣地球化學特征

通過對天然氣樣品的分析測試，結(jié)合前人研究成果，綜合分析了柴北緣天然氣地球化學特征。本次收集了多個柴北緣已發(fā)現(xiàn)氣藏和油氣顯示井的天然氣樣品。天然氣組份在Agilent 6890N氣相色譜儀上完成，分析結(jié)果為體積百分比。碳同位素分析在HP 6890A-DeltaPlus XP色譜-同位素質(zhì)譜儀上完成，碳同位素對應于Pee Dee Belemnite(PDB)的千分比，分析精度分析精度為±0.5‰，測試結(jié)果見表1。

2.1 天然氣組分特征及其分布

天然氣組分分為烴類與非烴類，不同氣體組分在天然氣中所占的比例不盡相同，天然氣的組分特征對判識天然氣成因及成藏過程具有重要的理論和實際意義。柴北緣天然氣均以甲烷氣體為主(表1)，重烴含量相對較高，不同構(gòu)造帶天然氣組分具有明顯的差異。冷湖四號、平臺及馬北地區(qū)的部分天然氣樣品甲烷含量相對較低，重烴含量相對較高，乙烷和丙烷含量(C2+)在8.24%～23.42%，干燥系數(shù)低，C1/C1-5在0.76～0.89，氮氣含量普遍大于3%，表現(xiàn)為濕氣特征。冷湖五號、鄂博梁、南八仙及東坪構(gòu)造天然氣的甲烷含量相對較高(一般高于80%)，重烴含量相對較低， C2+在0.13%～7.67%，干燥系數(shù)高，C1/C1-5值絕大多數(shù)大于0.95，氮氣含量較高，表現(xiàn)為干氣特征?？傮w上，盆地中心主要以干氣為主，比如東坪、鄂博梁、南八仙及冷湖五號等地區(qū)，甲烷含量高，反映其源巖成熟度高。平臺、冷湖四號及馬北等山前帶甲烷含量較低，重烴含量高，反映天然氣來自較低成熟度的烴源巖。

表1 柴北緣天然氣組分與碳同位素特征[9]

2.2 碳同位素特征及其分布

天然氣中烴類氣體的碳同位素組成是劃分天然氣成因類型及確定烴源巖成熟度的有效指標。柴北緣天然氣碳同位素普遍偏重(表1)，絕大部分甲烷碳同位素大于-38‰，乙烷碳同位素大于-27.5‰。不同構(gòu)造帶天然氣碳同位素又有一定差異。其中冷湖四號、馬北構(gòu)造和牛1井下侏羅紀天然氣碳同位素較輕，δ13C1在-36.01‰～-28.4‰，δ13C2在-25.42‰～-23.18‰，反映了天然氣成熟度較低；冷湖五號、平臺、南八仙等構(gòu)造和東坪3井下干柴溝組上段的天然氣碳同位素較重，δ13C1在-32.3‰～-26‰，δ13C2在-25.1‰～-19.82‰；而鄂博梁、堿山構(gòu)造和東坪1井基巖中的天然氣碳同位素最重，δ13C1在-25‰～-19.3‰，δ13C2在-27.4‰～-20.7‰，反映天然氣來自于過成熟源巖。平面上，盆地中心天然氣碳同位素明顯高于盆緣地區(qū)，鄂博梁、堿山、冷湖五號及南八仙地區(qū)δ13C1小于-30‰，明顯比山前帶平臺等地區(qū)重，反映其源巖成熟度更高。

柴北緣大部分天然氣都具有烷烴碳同位素正序分布的特點，即δ13C1<δ13C2<δ13C3，部分地區(qū)出現(xiàn)同位素“倒轉(zhuǎn)”現(xiàn)象，如鄂博梁和東坪地區(qū)(表1)，這也表明這些天然氣不是原生的，可能經(jīng)歷了散失或混合等作用的改造。戴金星認為天然氣烷烴碳同位素值的“倒轉(zhuǎn)”原因有5類[12]，分別是有機與無機烷烴混合、油型氣與煤型氣混合、同型不同源或同源不同期烷烴混合、生物降解作用及地溫變化等。近年來，戴金星通過對頁巖氣的研究提出，高溫環(huán)境下可使得碳同位素出現(xiàn)負分布，過成熟階段的腐泥型頁巖氣和腐殖型源巖過成熟度階段的煤成氣中同樣存在同位素倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象[13]，是油氣演化進入過成熟階段的標志。柴北緣天然氣碳同位素主體不具備完全反序列特征，且該地區(qū)也未發(fā)現(xiàn)典型的無機成因烷烴氣，因此可以排除有機成因和無機成因烷烴氣混合可能。柴北緣侏羅系烴源巖埋深超過3 000 m，不具備細菌活動條件，此外細菌氧化會導致丙烷優(yōu)先被消耗，使得丙烷碳同位素升高，但柴北緣丙烷碳同位素未出現(xiàn)明顯偏高，因此碳同位素部分倒轉(zhuǎn)不是細菌氧化所致。柴北緣主體為煤型氣，來自于深層侏羅系源巖，但在靠近一里坪凹陷的堿山構(gòu)造帶，存在新近系源巖裂解氣[7]，兩種不同母質(zhì)類型的烴源巖混合，導致該區(qū)碳同位素出現(xiàn)倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象。馬北地區(qū)主要是侏羅系源巖，但該地區(qū)既有來自于南部伊北凹陷的侏羅系源巖，又有北部賽什騰凹陷的侏羅系源巖。伊北凹陷侏羅系埋深超過5 000m，成熟度高，而北部賽什騰凹陷侏羅系埋深較淺，成熟度相對較低，兩個凹陷源巖成熟度差別較大，因此不同成熟度源巖混合造成了同位素倒轉(zhuǎn)。東坪氣田附近的坪東凹陷侏羅系埋深超過6 000 m，而鄂博梁地區(qū)深層侏羅系埋深超過8 000 m，源巖成熟度普遍大于2，處于過成熟階段，因此烴源巖高溫環(huán)境可能造成了該地區(qū)同位素的倒轉(zhuǎn)，也表明該地區(qū)侏羅系源巖處于過成熟階段。

3 討論與分析

3.1 天然氣成因

烷烴氣根據(jù)其原始物質(zhì)來源可分為有機成因和無機成因兩大類，其中無機成因氣一般具有負碳同位素系列(δ13C1>δ13C2>δ13C3>δ13C4),且常伴有較高的氦同位素組成，而有機成因烷烴氣則與之相反。盡管柴北緣一些氣樣發(fā)生了烷烴碳同位素倒轉(zhuǎn)，但整體上仍表現(xiàn)出正序特點，表現(xiàn)出有機成因烷烴氣特征，為有機成因氣。

應用X型鑒別圖識別生物氣、熱成氣、深層混合氣或二次生成氣、淺層混合氣或瓦斯氣，它是利用δ13C1與δ13C2-δ13C1組合關(guān)系編制的圖版，本圖版特點對淺層和深層混合氣的甲烷和乙烷鑒別優(yōu)于其他圖版[14]。柴北緣天然氣具有較重的甲烷同位素，從圖2可以看出，柴北緣屬于典型的熱成因氣，與生物氣有明顯區(qū)別。按照天然氣同位素分餾特征，氣藏中甲烷碳同位素容易分餾，而乙烷同位素幾乎不發(fā)生分餾，乙烷等重烴氣碳同位素有較強的原始母質(zhì)繼承性，是鑒別煤型氣和油型氣的有效指標，一般認為乙烷同位素大于-27.5‰為煤型氣。從柴北緣乙烷同位素值可以看出，該地區(qū)主要表現(xiàn)出煤型氣特點。

圖2 柴達木盆地柴北緣天然氣成因類型X形鑒別圖Fig.2 The X chart for identification of gas genetic types in the northern margin of the Qaidam Basin

在鑒別天然氣中某組分成因從屬時，用多項指標綜合判斷比單一指標來鑒別更可靠，如果把用指標識別氣的成因類型與具體地質(zhì)條件結(jié)合起來更好[15]。根據(jù)戴金星的天然氣成因類型綜合識別圖版，利用甲烷、乙烷和丙烷同位素特征可進一步判斷其天然氣成因類型。從圖3可以看出，南八仙、馬海、冷湖五號、鄂博梁和東坪等地區(qū)天然氣碳同位素偏重，反映天然氣來源于母質(zhì)類型偏腐殖型的源巖，而冷湖四號構(gòu)造、馬北、平臺及牛東地區(qū)天然氣的碳同位素相對偏輕，反映其來源于母質(zhì)類型偏腐泥型的源巖，但總體上屬于煤型氣，氣源來自侏羅系烴源巖。

3.2 成熟度及分布特征

天然氣成熟度研究對氣來源判斷具有重要作用。研究認為，天然氣碳同位素輕重與其生成時烴源巖演化程度密切相關(guān)，兩者存在對數(shù)關(guān)系。煤型氣一般采用甲烷碳同位素即δ13C1(‰)來反算天然氣形成時烴源巖的成熟度Ro。前人提出過多種計算方法[16-17]，筆者結(jié)合該研究區(qū)實際情況，認為劉文匯提出的天然氣成熟度回歸方程較為適合柴北緣成熟度計算，其公式為：

δ13C1=48.77lgRo-34.1 (Ro≤0.8%)

(1)

δ13C1=22.42lgRo-34.8 (Ro>0.8%)

(2)

根據(jù)δ13C1計算得到了柴北緣各主要天然氣藏形成時的烴源巖成熟度。計算表明，天然氣的成熟度分布于0.85%～4.76%，變化范圍較大。牛1井侏羅系天然氣成熟度低，Ro值為0.85%，鄂博梁構(gòu)造天然氣成熟度最高，Ro值最高可達4.76%。從山前帶到盆地內(nèi)部，天然氣成熟度呈逐漸增大的趨勢(圖4)，東坪和馬北等地區(qū)存在多種成熟度的天然氣，表明天然氣來源多樣。

柴北緣地區(qū)天然氣與石油都有分布，油氣相態(tài)與成熟度有較大關(guān)系。柴北緣烴源巖主要是中-下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖，埋深變化較大，低成熟—成熟—高成熟階段都有分布，Ro分布于0.5%～4.7%。根據(jù)鏡質(zhì)體反射率，傳統(tǒng)石油地質(zhì)學理論將烴源巖的演化階段分為：未成熟階段，Ro≤0.5%，；低成熟階段，0.5%2%。根據(jù)侏羅系烴源巖底界現(xiàn)今Ro分布(圖5)可以看出：①魚卡地區(qū)侏羅系底界Ro值小于0.8%，處于低成熟階段，因此魚卡地區(qū)以石油為主。②冷湖三號至五號，成熟度依次增大，且大部分地區(qū)侏羅系底界Ro值大于0.8%小于1.0%，處于成熟階段。從碳同位素數(shù)據(jù)來看，從冷湖三號至南八仙，天然氣δ13C1依次增大，表明天然氣烴源巖的成熟度依次增大。因此冷湖三號主要以石油為主，而到冷湖五號，源巖成熟度變高，以濕氣為主，氣源都來自深層冷湖凹陷侏羅系源巖(圖1)。③牛東、冷東、平臺、南八仙、馬海地區(qū)侏羅系底界0.6%

圖3 柴達木盆地柴北緣天然氣成因類型綜合判別圖Fig.3 Composite plot for identification of gas genetic types in the northern margin of the Qaidam Basin

圖4 柴北緣天然氣計算成熟度分布Fig.4 Distribution of calculated natural gas maturity in the northern margin of the Qaidam Basin

圖5 柴達木盆地柴北緣侏羅系烴源巖Ro等值線與油氣分布圖Fig.5 Contour map of Ro in the Jurassic source rocks and the oil and gas distribution in the northern margin of the Qaidam Basin

相對于盆緣帶，盆內(nèi)晚期構(gòu)造帶上的的冷湖五號四高點-冷湖六號-七號、鄂博梁-葫蘆山-鴨湖構(gòu)造帶、東坪、堿山和紅三旱地區(qū)中-下侏羅紀底界Ro值大于1.3%，最高超過4.0%，處于高-過成熟階段，干酪根和已形成的石油將發(fā)生熱裂解，主要是甲烷及其氣態(tài)同系物，因此該區(qū)帶主要以純氣藏為主，該區(qū)帶內(nèi)的東坪和冷湖五號四高點證實為是純氣藏，其它地區(qū)見到氣顯示或者低產(chǎn)氣流。東坪地區(qū)氣源主要來自于深層坪東凹陷[18-19]，侏羅系埋深大，成熟度高；伊北凹陷侏羅系埋深7 000 m以上，演化程度高，以生氣為主，因此該地區(qū)以純氣藏為主，這點也從天然氣成熟度上反應出來，計算天然氣成熟度非常高，以干氣為主。以上所述充分證明了烴源巖的成熟度控制油氣的分布，即：石油分布在低熟-成熟源巖區(qū)及附近，而天然氣分布在成熟-高成熟乃至過成熟的源巖區(qū)，油氣共存區(qū)位于成熟源巖區(qū)及附近。

受烴源巖成熟度控制，柴北緣油氣分布在平面上具有分帶性(圖5)。從盆地邊緣到盆地中心，油氣分布具有兩個不同的區(qū)帶。外區(qū)帶為油氣混合區(qū)，分布在阿爾金和祁連山前，包括牛東、冷湖三號-五號、冷東、平臺、南八仙、馬海和魚卡等油氣田。外帶油氣成熟度相對較低，Ro主要分布在0.5%～2.0%，因此油氣都有分布。內(nèi)區(qū)帶為天然氣分布區(qū)，包括冷湖六號-七號、鄂博梁-葫蘆山-鴨湖構(gòu)造帶、東坪、堿山和紅三旱地區(qū)。該地區(qū)烴源巖成熟度高，以高成熟-過成熟為主，處于生氣階段，因此該區(qū)帶以純氣藏為主。在垂向上，柴北緣侏羅系烴源巖直接覆蓋于基巖之上，古近系—新近系與侏羅系或基巖呈不整合接觸(圖6)，油氣分布同樣與侏羅系烴源巖成熟度密切相關(guān)。冷湖六號、冷湖七號及鄂博梁等晚期構(gòu)造帶上，侏羅系源巖埋深較大，成熟度非常高，處于生氣階段，其淺層勘探目的層以天然氣藏為主，天然氣組分上也表現(xiàn)為干氣特征。阿爾金山前帶及祁連山前帶油氣主要分布在古近系及基巖中[11]，其油氣分布同樣與附近凹陷侏羅系烴源巖成熟度有關(guān)。冷湖三號侏羅系埋深淺，成熟度低，以石油為主。馬海-南八仙地區(qū)有來自南北兩個不同凹陷的烴源巖，高、低成熟度烴源巖共存，油氣都有分布(圖6)。因此，烴源巖成熟度控制了油氣分布。

4 石油地質(zhì)意義

天然氣地球化學特征研究有助于明確天然氣成因特征，進而追蹤其源巖有機質(zhì)類型和成熟度等信息，闡明油氣分布規(guī)律，與油氣成藏關(guān)系密切，可進一步探討勘探方向，具有重要的地質(zhì)意義。

從前面論述可知，從烴源巖成熟度與油氣田分布關(guān)系密切，烴源巖的成熟度控制了天然氣平面分布，天然氣主要分布在成熟-高成熟源巖區(qū)，因此天然氣有利區(qū)帶位于主力烴源巖Ro值大于0.8%的構(gòu)造帶上，侏羅系烴源巖Ro值大于0.8%的面積近20 000 km2(圖5)，資源潛力巨大。柴北緣伊北凹陷侏羅系埋深大，源巖成熟度達到2%以上，其上部冷湖六號-冷湖七號以及鄂博梁-葫蘆山構(gòu)造帶發(fā)育大型構(gòu)造圈閉(單個構(gòu)造面積超過160 km2)，有深大斷裂溝通氣源，是有利天然氣勘探領(lǐng)域。另外，阿爾金山前帶緊鄰昆特依凹陷和坪東凹陷，這兩個凹陷源巖成熟度同樣較高，源巖可通過深大斷裂溝通運移至山前聚集成藏[20]，是下一步天然氣勘探有利地區(qū)，近年來在東坪-牛東地區(qū)天然氣勘探已經(jīng)獲得突破，證實該構(gòu)造帶是柴北緣天然氣勘探最現(xiàn)實領(lǐng)域。

5 結(jié)論

1) 柴北緣天然氣以甲烷為主，重烴含量較高，不同構(gòu)造帶天然氣組分具明顯差異。冷湖四號和馬北構(gòu)造帶天然氣以濕氣為主，而東坪和牛東等構(gòu)造帶天然氣干燥系數(shù)高大于0.95，具有明顯干氣特征。從山前帶到盆地內(nèi)部，天然氣成熟度呈逐漸增大的趨勢。

2) 柴北緣天然氣普遍具有碳同位素偏重的特點，成因分析表明為典型的煤型氣。大部分地區(qū)天然氣烷烴碳同位素正序分布，部分地區(qū)碳同位素出現(xiàn)倒轉(zhuǎn)，主要是受不同成熟度、不同類型源巖混合以及過成熟階段源巖等因素影響。

圖6 柴達木盆地柴北緣冷湖三號-魚卡綜合地質(zhì)剖面Fig.6 Composite geological cross section from Lenghu No.3 to Yuqia in the northern margin of the Qaidam Basin

3) 侏羅系烴源巖的成熟度控制油氣在平面上的分布，即：石油分布在低熟-成熟源巖區(qū)及附近，而天然氣分布在成熟-高成熟乃至過成熟源巖區(qū)。

4) 根據(jù)天然氣平面分布控制因素，指出冷湖六號-冷湖七號、鄂博梁-葫蘆山構(gòu)造帶以及阿爾金山前是下一步天然氣勘探的重點領(lǐng)域，其中阿爾金山前構(gòu)造帶是最現(xiàn)實領(lǐng)域。

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(編輯 張玉銀)

Geochemical characteristics and petroleum geologic significance of natural gas in the north margin of the Qaidam Basin

Tian Jixian1,Li Jian1,Zeng Xu1,Guo Zeqing1,Zhou Fei2,Wang Bo2,Wang Ke2

(1.LangfangBranchofResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChina,Langfang,Hebei065007,China;2.ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,QinghaiOilfieldCompany,PetroChina,Dunhuang,Gansu736200,China;)

In order to understand the generation and distribution of natural gas in the northern margin of the Qaidam Basin,the geochemical characteristics of natural gas are analysed with both natural gas composition and carbon isotope.The results show that the natural gas is dominated by methane,but the content of heavy hydrocarbons is relatively high.There are obvious differences in natural gas composition in different structural belts.Research on carbon isotopes indicated that the δ13C1and δ13C2values are -36.4‰～-19.3‰ and -27.4‰～-19.82‰,respectively.The identification of na-tural gas shows that the main type of natural gas in this area is coal-generated gas and is derived from Jurassic source rocks.Carbon isotopic distribution of the northern margin of the Qaidam Basin is characterized by positive sequence,and there are carbon isotope reversal phenomena in some areas due to different maturity,different mixture types of sources and the gas generation from source rocks in the high-mature stage.The distribution of oil and gas reserves in the northern margin of the Qaidam Basin is characterized by spatial zonation from the outer edges to the centre of the basin and is controlled by the source rock maturity.The natural gas is located in mature and high maturity areas.Future promising areas for exploration have been put forward,which include Lenghu NO.6 and NO.7，Eboliang-Hulushan tectonic belt and the foreland of the Altun Mountains.

natural gas origin,carbon isotope,source rock,oil and gas distribution,northern margin of the Qaidam Basin

2016-05-08;

2016-09-25。

田繼先(1981—)，男，工程師，油氣地質(zhì)。E-mail:tjx69@petrochina.com.cn。

中國石油重大科技專項(2016E-01)；國家科技重大專項(2016ZX05007)。

0253-9985(2017)02-0355-08

10.11743/ogg20170215

TE122.1

A