張永庶 周 飛 王 波 曾 旭 張 靜 張小波

（ 1 中國石油青海油田公司勘探開發(fā)研究院；2 中國石油勘探開發(fā)研究院 ）

0 引言

柴達木盆地是中國陸相中、新生代含油氣盆地，勘探面積為12.1×104km2，油氣資源豐富。受燕山、喜馬拉雅兩期構造運動的影響，盆地發(fā)育了柴北緣侏羅系湖沼相、柴西古近系—新近系咸化湖相和柴東

第四系生物氣3 種不同類型的烴源巖，并且具有平面上相對獨立的特征。受烴源巖發(fā)育規(guī)律的控制，盆地形成了柴北緣侏羅系、柴西古近系—新近系和柴東第四系三大含油氣系統(tǒng)，在柴東地區(qū)發(fā)現(xiàn)并探明了全國陸上規(guī)模最大的澀北第四系生物氣田（探明儲量近3000×108m3）；在柴北緣先后發(fā)現(xiàn)了東坪基巖、尖北基巖和南八仙古近系—新近系氣田，累計探明天然氣地質儲量近1000×108m3；在柴西地區(qū)先后探明尕斯庫勒、英東、昆北等多個億噸級油田，同時天然氣顯示豐富，已在南翼山、開特米里克、黃瓜峁、英中、英東和扎哈泉等地區(qū)發(fā)現(xiàn)了氣藏，尚未探明。前人針對該區(qū)天然氣的成因、類型和成藏模式開展了大量研究[1-9]，其中對柴西南油氣成因和類型的觀點基本一致，而柴西北區(qū)由于靠近坪東侏羅系生烴凹陷，并且下伏是否發(fā)育侏羅系尚未明確，其天然氣來源及類型一直存在較大爭議。湯國民等[1]通過天然氣碳同位素及其共生原油的地球化學特征，認為南翼山深層古近系中—高成熟的天然氣主要源于中生界煤系烴源巖；漆亞玲和馬立元等[2-3]指出柴西北存在煤型氣；路俊剛等[4]認為柴西北南翼山深、淺層的油氣均來源于古近系—新近系烴源巖，淺層油藏以上干柴溝組（N1）烴源巖為主，深層油氣藏以下干柴溝組上段（E32）、下干柴溝組下段（E31）烴源巖為主。前人對該地區(qū)的地球化學研究主要針對油藏，天然氣來源及成藏方面的研究較少，特別是近年來柴西地區(qū)發(fā)現(xiàn)了多個氣藏，證實該地區(qū)天然氣資源豐富，因此有必要開展系統(tǒng)的天然氣地球化學特征及富集規(guī)律研究。同時，柴西地區(qū)新生界陸相咸化湖盆烴源巖具有有機質豐度低（TOC 普遍小于1.0%）、生烴效率高的獨特性，前人僅應用傳統(tǒng)的天然氣成因判識方法進行了天然氣來源的研究，致使目前天然氣來源存在較大的爭議。本文在綜合分析天然氣地球化學特征的基礎上，重點結合區(qū)域地質特征、原油地球化學特征，重新認識柴西地區(qū)油氣來源及成因類型。

1 油氣地質條件

圖1 柴西地區(qū)油氣藏分布位置圖Fig.1 Distribution map of oil and gas reservoirs in western Qaidam Basin

柴西地區(qū)南起昆侖山，北至尖頂山，西臨阿爾金山，東接茫崖—一里溝，勘探面積達8000km2（圖1），下干柴溝組上段和上干柴溝組是主要的烴源巖層系，發(fā)育咸化湖相烴源巖。新近紀以來，隨著沉積中心自西向東、由南向北的遷移，在小梁山—南翼山及其以北地區(qū)逐漸發(fā)育下油砂山組（N21）和上油砂山組（N22）烴源巖。分析測試顯示，烴源巖有機碳含量普遍小于1%，氯仿瀝青“A”含量集中于0.05%～0.5%，有機質類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主，部分地區(qū)為Ⅱ2型。受盆地各構造帶差異沉降的影響，下干柴溝組上段和上干柴溝組的主力烴源巖熱演化成熟度具有自西向東、由南向北逐漸增加的趨勢：七個泉—紅柳泉、咸水泉、紅溝子一帶，烴源巖處于低成熟階段；英西—英中、南翼山、黃瓜峁和油泉子地區(qū)烴源巖以低成熟—成熟為主；英東、扎哈泉和開特米里克地區(qū)烴源巖已達到成熟—高成熟階段。受有機質類型和熱演化程度的控制，柴西地區(qū)具有油氣共生、淺油深氣、西油東氣的特點。其中柴西南地區(qū)以下干柴溝組上段湖相泥巖為主力烴源巖，以上干柴溝組、下油砂山和上油砂山組碎屑巖為主要儲層，形成烏南、尕斯庫勒油田；英雄嶺構造帶以下干柴溝組上段湖相灰質泥巖、泥灰?guī)r為主力烴源巖，在源內灰云巖儲層形成源儲一體的英西油藏，在上覆上干柴溝組、下油砂山和上油砂山組碎屑巖儲層內形成獅子溝、花土溝和英東油田；柴西北區(qū)發(fā)育下干柴溝組上段、上干柴溝組和下油砂山組3 套有效烴源巖的同時，也發(fā)育深淺兩套有效儲層，中深層下干柴溝組上段頂部、上干柴溝組和下油砂山組以灰云巖、泥質灰?guī)r和混積巖為主，平面分布穩(wěn)定，縱向跨度達2200m；淺層上油砂山組（N22）及以上地層發(fā)育辮狀河三角洲前緣—濱淺湖相碎屑巖，該套儲層累計厚度近400m，并且廣泛式發(fā)育。英雄嶺地區(qū)發(fā)育的英西—英中—英東、咸水泉—黃瓜峁—開特米里克和柴西北區(qū)小梁山—南翼山—大風山3 排北西—南東向的構造帶，均為早期（E3—N1）沉降、晚期（N2—Q）強烈隆升反轉的大型隆起，深層受基底斷裂控制，發(fā)育斷塊圈閉、斷鼻圈閉，淺層受滑脫斷裂控制，多為斷背斜圈閉。綜上，柴西地區(qū)具有源、儲、圈共生的特征，是油氣成藏的有利區(qū)域。

2 油氣地球化學特征

為了研究柴西地區(qū)天然氣來源，系統(tǒng)采集了該地區(qū)已發(fā)現(xiàn)油氣田的天然氣樣品，并結合前人研究成果，開展組分、碳同位素等天然氣地球化學特征分析，樣品測試分析工作主要在中國石油勘探開發(fā)研究院天然氣成藏與開發(fā)重點實驗室完成，天然氣組分在Agilent 6890N 氣相色譜儀上完成，分析結果為體積百分比；碳同位素分析在HP 6890A-DeltaPlus XP 色譜—同位素質譜儀上完成，碳同位素對應于Pee Dee Belemnite（PDB）的千分比，分析精度為±0.5‰，測試結果見表1。

2.1 天然氣地球化學特征

天然氣烴類氣體碳同位素對研究天然氣成因、成熟度演化、天然氣類型及氣源對比具有重要意義，甲烷碳同位素主要受烴源巖熱演化程度的影響，其次受有機質類型的影響；而乙烷碳同位素主要受烴源巖母質類型的控制，受熱演化程度的影響較小[10]。但根據(jù)已有的天然氣類型劃分標準[11]，柴西北大部分氣樣和柴西南部分天然氣的δ13C2明顯大于-28‰，似乎應該屬于煤型氣（圖2、表1）。其中南翼山深層下干柴溝組、開特米里克上干柴溝組—下油砂山組和扎哈泉下干柴溝組的氣樣更是具有典型的煤型氣特征，其乙烷碳同位素與阿爾金山前東坪17 基巖、尖北基巖和南八仙古近系—新近系氣田的典型侏羅系煤型氣地球化學特征相似[12]，均落在煤成氣區(qū)。但典型侏羅系煤型氣的δ13C1值明顯大于柴西地區(qū)天然氣的δ13C1值。

為豐富天然氣組分和同位素分析測試數(shù)據(jù)，在收集前人天然氣烷烴碳同位素數(shù)據(jù)的基礎上，重新采集了南翼山、扎哈泉、獅子溝、黃瓜峁等地區(qū)的多個氣樣（表1），均采用雙閥鋼瓶取樣的方法從井口取樣，保證了天然氣分析測試數(shù)據(jù)的可靠性。綜合天然氣碳同位素和組分數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，柴西北古近系—新近系天然氣和侏羅系煤型氣存在明顯的差別。首先最具有爭議的南翼山下干柴溝組天然氣與鄰區(qū)尖北和堿山侏羅系煤型氣δ13C1存在10‰的差異；其次南翼山下干柴溝組、扎哈泉下干柴溝組天然氣的干燥系數(shù)集中分布在0.910～0.950，為濕氣，僅南14 井下干柴溝組下段天然氣例外，干燥系數(shù)為0.977，而典型侏羅系煤型氣干燥系數(shù)均超過0.960，為典型干氣，反映出兩者之間具有不同的烴源巖熱演化過程和成藏過程。開特米里克上干柴溝組和下油砂山組的天然氣與尖北、堿山侏羅系煤型氣具有相似的碳同位素地球化學特征，由于沒有組分數(shù)據(jù)的對比，僅從天然氣碳同位素數(shù)據(jù)難以確定是否存在侏羅系煤系烴源巖的貢獻。結合開特米里克地區(qū)烴源巖熱演化成熟度較高的地質條件，認為開特米里克周緣古近系烴源巖可以形成高—過成熟天然氣，存在侏羅系混入的可能性不大，主要依據(jù)為：①開特米里克構造高部位開2 井上干柴溝組埋深為3780～4693m，實測鏡質組反射率為0.8%～1.4%，已經(jīng)進入高成熟演化階段，根據(jù)開2井天然氣δ13C1介于-32.9‰～-32.6‰的特征，計算氣源巖Ro約為1.27%～1.29%，表明開特米里克構造下伏烴源巖完全有條件形成高成熟天然氣。②開2 井上干柴溝組烴源巖干酪根碳同位素為-24.57‰，與侏羅系煤和碳質泥巖的干酪根碳同位素相近，導致所形成的天然氣烷烴碳同位素偏重，δ13C2顯示出煤型氣特征的假象。③如果開特米里克構造自身或周緣發(fā)育侏羅系煤系烴源巖，那么其埋深將超過8000m，甚至10000m，Ro大于2.0%，處于過成熟階段，形成的天然氣δ13C1會更重，至少與鄰區(qū)尖北基巖和堿山侏羅系天然氣的δ13C1接近，在-25.0‰左右。

前人研究表明，天然氣的甲烷碳同位素值和干燥系數(shù)均受熱演化程度控制，并具有正相關性[13-14]。不同的烴源巖層系和生烴凹陷，具有不同的埋藏和熱演化史，其差異性最終表現(xiàn)在所生成天然氣的地球化學特征上。為了進一步厘清柴西地區(qū)天然氣和侏羅系煤型氣的差異，選取柴北緣地區(qū)東坪基巖[12]、冷湖—南八仙古近系—新近系[15]、尖北基巖等氣田典型的侏羅系煤型氣與柴西地區(qū)獅子溝、七個泉、紅柳泉、尖頂山淺層、南翼山淺層、躍進、油砂山、烏南、尕斯等咸化湖相烴源巖來源的天然氣[16]開展了地球化學特征對比研究（圖3）。對比發(fā)現(xiàn)，典型古近系—新近系咸化湖相的天然氣δ13C1小于-35‰，主要分布在-43.3‰～-38.3‰（圖3），干燥系數(shù)全部小于0.95，為典型的濕氣；典型侏羅系煤型氣δ13C1介于-42.7‰～-17.6‰，變化幅度比較大，并且干氣和濕氣并存，當δ13C1＜-35.5‰時，天然氣全為濕氣，當δ13C1＞-27.8‰時，全為干氣，δ13C1為-35.5‰～-27.8‰時，具有干氣、濕氣并存的特征。以上干燥系數(shù)和甲烷碳同位素之間的差異是烴源巖埋深及演化過程差異的必然，柴西地區(qū)下干柴溝組上段烴源巖是主力烴源巖層，區(qū)域上烴源巖埋深為3000～5000m，熱演化程度處于低—成熟階段，部分達到高成熟階段，所生成的天然氣多為油藏伴生氣，其干燥系數(shù)較低，甲烷碳同位素值普遍較低，并且差異性不大。侏羅系是柴北緣最為重要的烴源巖層系，巖性多樣，暗色泥巖、碳質泥巖和煤層均有發(fā)育[17]，同時發(fā)育坪東凹陷、伊北凹陷、昆特依凹陷和一里坪凹陷等多個烴源巖灶，并且埋深跨度大，介于3000～10000m[12]，處在低成熟、成熟、高成熟和過成熟的烴源巖均有發(fā)育，因此所生成天然氣的甲烷同位素值跨度也較大，并且干氣和濕氣并存。將南翼山和扎哈泉氣樣投入圖版發(fā)現(xiàn)（圖3），與典型古近系—新近系咸化湖相天然氣更為接近，因此認為柴西地區(qū)天然氣幾乎不存在侏羅系煤型氣的混入。

圖2 柴達木盆地主要含氣構造天然氣類型劃分圖Fig. 2 Natural gas classification of main gas-bearing structures in Qaidam BasinⅠ—煤成氣區(qū)；Ⅱ—油型氣區(qū)；Ⅲ—碳同位素系列倒轉混合氣區(qū)；Ⅳ—煤成氣和油型氣混合區(qū)；Ⅴ—生物氣和亞生物氣區(qū)

表1柴西地區(qū)主要含氣構造和柴北緣侏羅系煤型氣天然氣組分、碳同位素數(shù)據(jù)表Table 1 Natural gas compositions and carbon isotope data of main gas-bearing structures in western Qaidam Basin and Jurassic coal-type gas in northern margin of Qaidam Basin

圖3 侏羅系煤型氣與古近系—新近系天然氣地球化學特征對比圖Fig.3 Comparison of geochemical characteristics of Jurassic coal-type gas and Paleogene-Neogene natural gas

2.2 原油地球化學特征

柴西地區(qū)所發(fā)現(xiàn)的純天然氣藏較少，且主要分布在柴西北區(qū)，比如南翼山深層下干柴溝組氣藏、黃瓜峁下油砂山組氣藏、開特米里克上干柴溝組和下油砂山組氣藏，并伴生少量凝析油。由于天然氣地球化學指標較少，不能完全斷定柴西地區(qū)天然氣來源，因此借助與氣伴生且產于同一構造和層位的原油開展對比研究工作，如果原油生物標志化合物特征與柴北緣典型侏羅系原油生物標志化合物特征相似，即可證實侏羅系烴源巖對柴西地區(qū)天然氣和原油存在貢獻；否則，表明柴西地區(qū)原油和天然氣與侏羅系烴源巖沒有親緣關系。同一構造和同一層位的油氣應該具有相同的成藏條件和過程，因此選取南翼山深層下干柴溝組、淺層上油砂山組、開特米里克上油砂山組和黃瓜峁下油砂山組的原油與侏羅系原油進行對比。其中南翼山深層下干柴溝組、黃瓜峁下油砂山組的油樣與對應的氣樣產于同一構造的同一層系，開特米里克的油樣（N22）和氣樣（N1—N21）產于同一構造的不同層系。針對柴西地區(qū)咸化湖相原油[18-19]和侏羅系淡水湖相原油[20]，前人做過系統(tǒng)的工作，在沉積環(huán)境和水體鹽度方面存在明顯不同。圖4 為以上構造古近系、新近系原油和冷湖、牛東典型侏羅系原油的對比圖，發(fā)現(xiàn)南翼山深層下干柴溝組、黃瓜峁下油砂山組和開特米里克上油砂山組的原油與侏羅系原油存在本質的不同：侏羅系原油具有極低的伽馬蠟烷指數(shù)（伽馬蠟烷/C30藿烷），幾乎全部小于0.05，同時姥植比（Pr/Ph）很高，為1.5～5.5；而柴西地區(qū)原油的伽馬蠟烷指數(shù)達到0.15～0.9，姥植比（Pr/Ph）很低，基本小于1。因為南翼山下干柴溝組和黃瓜峁下油砂山組的原油與天然氣產于同一構造的同一層位，因此綜合原油和天然氣地球化學特征可以進一步斷定這兩個構造的天然氣與侏羅系烴源巖沒有親緣關系。雖然開特米里克的原油和天然氣產于同一構造的不同層系（上油砂山組和上干柴溝組），但研究證實淺層的原油和深層的天然氣均具有高成熟演化階段的特征，且均來源于古近系高成熟演化階段的烴源巖。包建平等[21]基于金剛烷類化合物研究了開特米里克上油砂山組凝析油的成因和演化程度，認為原油Ro大于1.3%，指出原油來源于處在高演化階段的古近系生烴凹陷。同時結合開特米里克上干柴溝組天然氣Ro處于1.27%～1.29%的特征，以及原油具有明顯古近系咸化湖相烴源巖的地球化學特征，認為開特米里克構造不同層系的油、氣成熟度相當，均為古近系咸化湖相烴源巖經(jīng)高成熟熱裂解作用形成的。

3 天然氣成因及類型

3.1 天然氣母質類型

烴源巖母質類型決定了天然氣的類型。腐泥型天然氣（腐泥氣、油型氣）定義為由腐泥型或偏腐泥型（Ⅰ、Ⅱ1型）干酪根降解形成的天然氣；腐殖型天然氣（腐殖氣、煤型氣、煤成氣）是指由腐殖型或偏腐殖型（Ⅱ2、Ⅲ型）干酪根降解形成的天然氣。因此明確了柴西地區(qū)烴源巖類型即可明確該地區(qū)天然氣類型，不能僅僅依靠天然氣乙烷碳同位素識別天然氣類型及成因。

柴西南及英雄嶺地區(qū)主力烴源巖有機質類型為Ⅰ—Ⅱ1型[22]，且天然氣δ13C2處于-30‰～-27‰，明顯低于柴北緣侏羅系煤型氣的δ13C2（-27‰～-21‰），并一致認為天然氣類型為油型氣，不存在爭議。但柴西北烴源巖類型及天然氣來源、類型相對較為復雜：首先是采用不同實驗方法和圖版判識的母質類型存在較大差異，巖石熱解參數(shù)顯示柴西北烴源巖有機質類型以Ⅱ2—Ⅲ型為主（圖5），而干酪根鏡檢顯示烴源巖中腐泥組和殼質組占絕對優(yōu)勢（圖6），指示有機質類型較好，主要為Ⅱ1型；柴西北烴源巖氯仿瀝青“A”族組成顯示，飽和烴含量為40%～80%，芳香烴含量為5%～35%，非烴+瀝青質含量為5%～60%，同樣顯示有機質類型整體以Ⅱ1型為主。同時柴西北天然氣δ13C2相對柴西南天然氣δ13C2偏重（表1），與柴北緣煤型氣的δ13C2較為接近，導致誤認為柴西北天然氣存在侏羅系煤系烴源巖的貢獻。

圖4 侏羅系原油與古近系—新近系原油地球化學特征對比圖Fig.4 Comparison of geochemical characteristics of Jurassic crude oil and Paleogene-Neogene crude oil

圖5 柴西北古近系—新近系烴源巖有機質類型劃分圖Fig.5 Classification of organic matter in Paleogene-Neogene source rocks in northwest Qaidam Basin

圖6 柴西北古近系—新近系烴源巖有機質類型劃分圖（干酪根鏡檢）Fig.6 Classification of organic matter types of Paleogene-Neogene source rocks in northwest Qaidam Basin (kerogen microscopy)

大量研究證實，巖石熱解Tmax—IH交會圖劃分有機質類型存在一定的局限性，由于氫指數(shù)（IH）與有機碳含量具有正相關性，即使是Ⅰ、Ⅱ型有機質，當有機碳含量相對較低時，氫指數(shù)（IH）也會降低，就會誤把有機質類型評價為Ⅱ、Ⅲ型。柴西北發(fā)育咸化湖相烴源巖，有機碳含量整體偏低，集中分布在0.4%～0.6%[22]，對應的氫指數(shù)多分布在100～200mg/g，對應有機質類型為Ⅱ2—Ⅲ型。因此認為熱解參數(shù)評價的柴西北烴源巖有機質類型要比其真實的類型偏差。同時結合氯仿瀝青“A”、干酪根鏡檢等分析測試成果，認為柴西北烴源巖類型以Ⅱ1為主。2003 年，陳志勇等[22]針對柴西地區(qū)烴源巖類型開展了生物組分鑒定，發(fā)現(xiàn)柴西南和柴西北古近系—新近系烴源巖中底棲藻類生物占絕對優(yōu)勢，達到60%～100%，而代表陸源高等植物的松柏類管胞和帶氣囊花粉僅占到10%～40%，進一步表明柴西北烴源巖應屬于以湖相水生生物貢獻為主的偏腐泥型有機質。

通過對比柴西地區(qū)古近系—新近系烴源巖與柴北緣侏羅系煤系烴源巖干酪根碳同位素和氯仿瀝青“A”碳同位素發(fā)現(xiàn)，兩者基本一致：柴西地區(qū)干酪根碳同位素介于-23.7‰～-21.3‰，平均為-22.9‰；氯仿瀝青“A”碳同位素介于-26.9‰～-22.3‰，平均為 -25.2‰；柴北緣侏羅系煤和碳質泥巖的干酪根碳同位素介于-24.7‰～-21.8‰，平均為-23.4‰；氯仿瀝青“A”碳同位素介于-26.0‰～-25.6‰，平均為 -25.8‰。因此認為柴西北天然氣呈現(xiàn)出煤型氣地球化學特征的主要原因是咸化沉積環(huán)境形成的母質本身具有較重的碳同位素，其值與煤和碳質泥巖的碳同位素相當，其次柴西北烴源巖埋深普遍深于柴西南，成熟度較高，導致天然氣δ13C2偏重，更加接近侏羅系煤型氣的δ13C2值。

3.2 天然氣縱向分布規(guī)律

柴北緣侏羅系含油氣系統(tǒng)和柴西古近系—新近系含油氣系統(tǒng)具有不同的供烴層系，以及不同的烴源巖類型和成藏模式。侏羅系含油氣系統(tǒng)內天然氣成藏以源外成藏模式為特征，比如東坪氣田[7]和南八仙氣田[20，23]，坪東凹陷和伊北凹陷所形成的高—過成熟天然氣經(jīng)深大斷裂和不整合面長距離運移至具有古隆起背景的東坪鼻隆基巖儲層和南八仙古近系儲層中；同時，侏羅系含油氣系統(tǒng)內天然氣成藏具有明顯的階段性，即盆內深層聚集了相對低成熟的天然氣，而淺層和盆緣古隆起聚集了高—過成熟的天然氣（圖7a）。而在柴西古近系—新近系含油氣系統(tǒng)內，天然氣成熟度與深度呈明顯的正相關，即埋藏深度大的圈閉，聚集了相對成熟度高的天然氣（圖7b）。柴西北南翼山深層下干柴溝組天然氣類型和來源具有較大爭議，通過對比同一構造深、淺層天然氣碳同位素的變化，發(fā)現(xiàn)與柴西古近系—新近系含油氣系統(tǒng)的變化規(guī)律一致（圖7b），進一步表明南翼山天然氣來源于古近系烴源巖，而非侏羅系煤系烴源巖。

圖7 柴北緣（a）和柴西（b）天然氣δ13C1 與深度的關系Fig.7 Relation between natural gas δ13C1 and depth in the northern margin of Qaidam Basin (a) and western Qaidam Basin (b)

4 天然氣成藏規(guī)律

柴西地區(qū)具有油氣共生、以油為主的特征，因此通過宏觀上分析油藏和氣藏的平面分布及成藏規(guī)律，微觀上解剖重點氣藏類型和成藏過程的方法，研究柴西地區(qū)天然氣成藏規(guī)律。不同區(qū)塊油藏原油地球化學特征對比顯示，英西—英中—英東、咸水泉—黃瓜峁—開特米里克和紅溝子—大風山3 排構造帶的原油地球化學特征自西向東具有相同的規(guī)律，即原油伽馬蠟烷指數(shù)降低，姥植比增加，成熟度升高，表明自西向東不同油藏主力烴源巖沉積期的水體環(huán)境由水體深、鹽度大逐漸過渡為水體淺、鹽度低，指示油藏具有就近成藏的特點。同時不同構造天然氣具有類似的地球化學特征，沿英西—英中—英東、咸水泉—油泉子—開特米里克和紅溝子—南翼山—大風山3 排構造帶自西向東，油氣成熟度逐漸增高：阿爾山前西段七個泉、咸水泉、紅溝子地區(qū)，下干柴溝組上段主力烴源巖處于低成熟階段，主要發(fā)育低成熟油藏[24]和少量伴生氣；斜坡區(qū)的英西—英中、黃瓜峁和南翼山下干柴溝組上段主力烴源巖進入成熟—高成熟階段，具有油氣共生、甚至氣多油少的特征，原油以成熟原油為主[24]，同時天然氣甲烷碳同位素值達到-39‰～-34‰，根據(jù)油型氣天然氣成熟度劃分標準[25-27]，Ro為1.0%～1.2%，為成熟天然氣；開特米里克和英東地區(qū)烴源巖埋深更大，天然氣甲烷碳同位素值分別達到-32‰和-38‰，明顯高于黃瓜峁和英中地區(qū)天然氣甲烷碳同位素值，同時天然氣組分和氣油比參數(shù)也明顯增高，間接指示天然氣成熟度增加。因此認為，天然氣成藏在平面上主要受烴源巖分布及熱演化程度控制，具有近源聚集成藏的特征。其次，受儲蓋配置和斷裂的控制，天然氣成藏在垂向上具有差異成藏的特征：英西—英中地區(qū)下干柴構造組上段是主力烴源巖，且在其上部發(fā)育一套厚層鹽巖、膏巖蓋層，目前已在英中地區(qū)獅58井區(qū)發(fā)現(xiàn)源內自生自儲型氣藏（圖8）；開特米里克和黃瓜峁地區(qū)下干柴溝組上段—上干柴溝組是主力烴源巖，所形成的天然氣主要經(jīng)斷裂溝通運移至上覆地層，在儲蓋組合有利區(qū)域聚集成藏（圖9），為源上天然氣成藏模式。第四次資源評價認為柴西地區(qū)油型氣資源量近6000×108m3，具有較大的勘探潛力。根據(jù)天然氣成藏特征，認為柴西地區(qū)主力烴源巖熱演化程度較高的區(qū)域是今后天然氣勘探的重要領域，比如英東、黃瓜峁—開特米里克和南翼山—油墩子一帶。

圖8 英雄嶺構造帶英西—英中—英東地區(qū)油氣成藏模式圖Fig.8 Reservoir-forming model of Yingxi-Yingzhong-Yingdong areas in Yingxiongling structural belt

5 結論

綜合油氣源對比、區(qū)域地質條件及天然氣成藏規(guī)律研究，認為柴西北油氣均來源于古近系—新近系烴源巖，不存在侏羅系油氣的混入。

柴西北天然氣主要為油型氣，且來自于古近系—新近系偏腐泥型烴源巖。受柴西地區(qū)古近系—新近系高原咸化湖相沉積背景影響，烴源巖干酪根碳同位素和氯仿瀝青“A”碳同位素偏重，在相同熱演化程度下，柴西地區(qū)天然氣的乙烷碳同位素值明顯要大于淡水沉積烴源巖所生成天然氣的乙烷碳同位素值。柴西北天然氣受上干柴溝組和下干柴溝組上段烴源巖熱演化程度高的控制，表現(xiàn)出天然氣乙烷碳同位素值接近甚至大于柴北緣煤型氣乙烷碳同位素值。

圖9 咸水泉—油泉子—黃瓜峁—開特米里克構造帶油氣成藏模式圖Fig.9 Reservoir-forming model of Xianshuiquan-Youquanzi-Huangguayao-Kaitemilike structural belt

柴西地區(qū)天然氣成藏特征與原油成藏具有類似的規(guī)律：平面上受控于下干柴溝組上段—上干柴溝組烴源巖的分布和熱演化程度，且就近富集成藏，比如開特米里克、黃瓜峁和南翼山地區(qū)烴源巖熱演化程度高，主要發(fā)育氣藏；縱向上受膏巖優(yōu)質蓋層和油氣源斷裂的聯(lián)合控制，發(fā)育源內和源上兩種成藏類型，比如英中地區(qū)下干柴溝組上段源內天然氣藏和黃瓜峁下油砂山組源上天然氣藏。同時結合區(qū)域地質條件，指出英東、黃瓜峁—開特米里克和南翼山—油墩子地區(qū)所發(fā)育的主力烴源巖熱演化程度較高，是下步天然氣勘探的有利方向。