柴達(dá)木盆地阿爾金山前帶侏羅系含油氣系統(tǒng)成藏差異性及其主控因素

田光榮 ，王建功，孫秀建，李紅哲，楊 魏，白亞東，裴明利，周 飛，司 丹

（1.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院西北分院，蘭州 730020；2.中國(guó)石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅敦煌 736202）

0 引言

柴達(dá)木盆地北緣阿爾金山前帶東段由侏羅系煤系烴源巖控制形成含油氣系統(tǒng)，該區(qū)具有繼承性古隆起和古斜坡的構(gòu)造背景，是油氣運(yùn)移的長(zhǎng)期指向區(qū)［1-2］。近幾年來，阿爾金山前帶煤型氣勘探不斷取得突破，先后發(fā)現(xiàn)了東坪、牛東、尖北等多個(gè)大中型氣田，已成為青海油田天然氣勘探的重點(diǎn)和熱點(diǎn)地區(qū)。眾多學(xué)者［3-14］針對(duì)該區(qū)成藏問題做了大量的研究工作，取得了豐碩的研究成果，認(rèn)為本區(qū)油氣主要來自侏羅系烴源巖，具有典型的煤型氣藏特征［3-5］；天然氣富集條件主要是侏羅系烴源巖、基巖儲(chǔ)層、古構(gòu)造背景等［2，6-7］；基巖風(fēng)化殼儲(chǔ)層是本區(qū)主要的儲(chǔ)集類型［8］；路樂河組底部含膏泥巖蓋層對(duì)基巖氣藏具有控制作用［9］；斷裂與不整合輸導(dǎo)體系對(duì)油氣成藏具有重要的控制作用［10-13］；山前帶逆斷層的發(fā)育對(duì)源儲(chǔ)配置的改造作用有利于油氣藏的形成［14］。

學(xué)者們的研究成果為指導(dǎo)阿爾金山前帶東段天然氣重大發(fā)現(xiàn)發(fā)揮了積極作用，但隨著勘探程度不斷深入，發(fā)現(xiàn)油氣分布極不均衡，表現(xiàn)在橫向非均質(zhì)分布與縱向多層系差異聚集，這些問題嚴(yán)重制約著油氣的進(jìn)一步勘探與開發(fā)。為此，基于前人研究成果，充分利用地質(zhì)與地球化學(xué)資料，開展油氣成藏研究、分析成藏期次、明確主控因素、建立成藏模式，從動(dòng)態(tài)成藏角度理清油氣成藏規(guī)律，以期進(jìn)一步指導(dǎo)該區(qū)的油氣勘探。

1 地質(zhì)概況

研究區(qū)位于柴達(dá)木盆地西北部、阿爾金山前帶東段。受阿爾金走滑斷裂活動(dòng)影響，研究區(qū)整體表現(xiàn)為南傾的構(gòu)造斜坡，自西向東依次為：尖北斜坡、東坪鼻隆、牛中斜坡、牛北斜坡、牛東鼻隆和冷北斜坡（圖1）。研究區(qū)普遍接受古近紀(jì)—新近紀(jì)沉積，總厚度為1 000～5 000 m，整體向山前抬升減薄。阿爾金山前帶普遍不發(fā)育侏羅系，烴源巖主要分布于其南側(cè)，自東向西分別發(fā)育昆特依、坪東、坪西侏羅系生烴凹陷。研究區(qū)存在2 種地層組合，一種是東坪地區(qū)地層組合，下部缺失侏羅系，自下而上分別為：基巖、路樂河組（E1+2）、下干柴溝組（下段E31、上段E32）、上干柴溝組（N1）、下油砂山組（N21），主要分布于東坪鼻隆、尖北斜坡、牛中斜坡；一種是牛東地區(qū)地層組合，下部地層層序較全，自下而上分別為：基巖、下侏羅統(tǒng)（J1）、路樂河組（E1+2）、下干柴溝組（下段E31、上段E32）、上干柴溝組（N1），主要分布于牛東鼻隆。研究區(qū)發(fā)育兩大類儲(chǔ)層，一是基巖風(fēng)化殼儲(chǔ)層，巖性以花崗巖和片麻巖為主［6-8］，局部發(fā)育變質(zhì)灰?guī)r和片巖。儲(chǔ)集空間以裂縫、溶蝕孔和微孔為主［8，14］，具有厚度大、非均質(zhì)性強(qiáng)［15］等特征，是本區(qū)重要的儲(chǔ)集類型，主要分布于東坪鼻隆、尖北斜坡、牛中斜坡等斜坡區(qū)和隆起區(qū)；二是侏羅系、古近系碎屑巖儲(chǔ)層，儲(chǔ)集空間以原生粒間孔為主，總體具有層薄、橫向變化快的特征，主要分布在牛東鼻隆、東坪3 井區(qū)。這些基本地質(zhì)特征導(dǎo)致該區(qū)成藏具有較大差異性。

2 氣藏差異性

柴達(dá)木盆地阿爾金山前帶東段自東向西發(fā)育牛東氣田、牛中氣藏（牛新1 井區(qū)）、東坪氣田（包括東坪1、東坪17、東坪3 井區(qū)）和尖北氣田（參見圖1），具有相似的構(gòu)造成藏背景，但氣藏特征具有較大差異，表現(xiàn)在天然氣地球化學(xué)特征、成藏期次、多層系差異分布等方面。

2.1 天然氣地球化學(xué)特征

受烴源巖類型影響，本區(qū)侏羅系含油氣系統(tǒng)以產(chǎn)氣為主［16-17］，局部發(fā)育少量油層。分析數(shù)據(jù)表明，該區(qū)不同區(qū)塊天然氣地球化學(xué)特征存在明顯差異。

2.1.1 天然氣組分

表1 列出了研究區(qū)天然氣組分實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)?？傮w來看，天然氣組分以烴類為主，總烴氣體積分?jǐn)?shù)為43.21%～98.90%，除少數(shù)樣品外，體積分?jǐn)?shù)普遍＞85%。烴類組分中，又以CH4含量最高，其體積分?jǐn)?shù)為42.26%～95.767%，一般為85%～95%，C2+含量整體較低，體積分?jǐn)?shù)為0.59%～12.95%。各個(gè)地區(qū)差異明顯，牛東氣田天然氣中CH4含量總體較低，體積分?jǐn)?shù)大多＜90%，C2+含量普遍較高，體積分?jǐn)?shù)大多在9%以上，最高達(dá)11.26%；牛中地區(qū)烴類氣含量全區(qū)最低，其中CH4體積分?jǐn)?shù)僅為42.26%～62.20%，C2+體積分?jǐn)?shù)為1%～2%；東坪氣田天然氣CH4含量變化范圍大，東坪1、東坪17 井區(qū)普遍較高，CH4體積分?jǐn)?shù)多數(shù)＞90%，東坪3 井區(qū)CH4體積分?jǐn)?shù)為61.75%～95.77%，低值、高值都有分布，其中有4 個(gè)樣品CH4體積分?jǐn)?shù)＜80%，都與非烴氣體N2含量高（體積分?jǐn)?shù)＞20%）有關(guān)。東坪氣田天然氣C2+含量整體較低，絕大多數(shù)樣品體積分?jǐn)?shù)低于3%；尖北氣田天然氣中CH4含量整體較低，體積分?jǐn)?shù)基本在80% 左右，主要與較高的非烴氣體組分（N2）有關(guān)，C2+含量也較低，體積分?jǐn)?shù)為2%～3%。天然氣的干燥系數(shù)總體較高，且存在地區(qū)差異，牛東氣田天然氣干燥系數(shù)高、低值并存，低值在0.9 左右，高值＞0.95，表現(xiàn)為干氣、濕氣并存的特征；東坪、尖北等氣田天然氣干燥系數(shù)均較高，除個(gè)別樣品外，均＞0.95，為典型的干氣。

本區(qū)天然氣組分中非烴氣體含量總體較低，并以N2為主，但變化范圍較大。天然氣中N2體積分?jǐn)?shù)為0.61%～56.35%，牛東氣田、東坪1 和東坪17井區(qū)天然氣中大多數(shù)N2體積分?jǐn)?shù)＜5%；東坪3 井區(qū)天然氣中N2含量整體較高，體積分?jǐn)?shù)為3.17%～30.49%，多數(shù)＞10%；尖北氣田天然氣N2含量普遍較高，體積分?jǐn)?shù)為15%～20%；牛中地區(qū)天然氣中N2含量最高，體積分?jǐn)?shù)為20.13%～56.35%。其他非烴氣體含量普遍較低，體積分?jǐn)?shù)一般不超過1%，但牛中地區(qū)CO2體積分?jǐn)?shù)達(dá)到13%左右（表1）。

2.1.2 天然氣碳同位素組成

碳同位素是判別天然氣成因類型、成熟度和油氣來源的重要依據(jù)，甲烷碳同位素（δ13C1）受氣源巖熱演化程度影響較大，乙烷碳同位素（δ13C2）主要反映氣源巖母質(zhì)類型［18-21］。本區(qū)天然氣碳同位素分析數(shù)據(jù)如表2 所列，整體來看，甲烷碳同位素?cái)?shù)值變化比較大，但乙烷和丙烷碳同位素（δ13C3）數(shù)據(jù)分布比較集中。甲烷碳同位素為-17.58‰～-38.70‰，差值高達(dá)21.12‰；乙烷碳同位素為-19.82‰～-28.51‰，差值低于9‰，且絕大部分?jǐn)?shù)值介于-20‰～-25‰。分析認(rèn)為，δ13C1數(shù)值差異大是由于成熟度差異所致，而δ13C2數(shù)值集中分布則反映了天然氣的成因類型比較單一，均屬于來源于侏羅系腐殖型母質(zhì)的煤型氣［4-6］。

表1 阿爾金山前帶天然氣組分?jǐn)?shù)據(jù)Table 1 Composition of natural gas in Altun piedmont

不同地區(qū)天然氣碳同位素的分布特征具有較大差異，總體來看，牛東地區(qū)天然氣碳同位素相對(duì)較輕，δ13C1為-30.9‰～-36.4‰，δ13C2為-22.2‰～-28.5‰，δ13C3為-22.3‰～-26.8‰，均為正碳同位素系列（δ13C1＜δ13C2＜δ13C3），反映天然氣為類型單一的煤型氣；牛中地區(qū)天然氣碳同位素較輕，δ13C1為-30‰ 左右，δ13C2為-22.5‰ 左右；東坪1 井區(qū)天然氣碳同位素較重，δ13C1均在-25‰左右，δ13C2多在-22‰左右，多為正碳同位素系列。有個(gè)別樣品碳同位素系列發(fā)生倒轉(zhuǎn)，可能與不同成熟度烷烴氣的混合有關(guān)［22-23］。東坪17 井區(qū)天然氣碳同位素整體較輕，δ13C1主要分布在-33‰左右，δ13C2大多分布在-20‰～-23‰，δ13C3為-19.7‰～-24.5‰，多表現(xiàn)為正碳同位素系列，為煤型氣。東坪3 井區(qū)天然氣碳同位素總體較重，而且變化范圍大，δ13C1為-17.58‰～-31.10‰，δ13C2為-19.82‰～-25.20‰，δ13C3為-23.4‰～-25.6‰。須要指出的是該區(qū)有多個(gè)樣品表現(xiàn)為負(fù)碳同位素系列（表2），是否存在無機(jī)氣的輸入？在后面再作詳細(xì)探討。尖北地區(qū)碳同位素?cái)?shù)據(jù)較少，從僅有的1 個(gè)數(shù)據(jù)來看，其天然氣碳同位素較重，δ13C1，δ13C2，δ13C3分別為-25.9‰，-20.7‰，-18.0‰，為典型的煤型氣。

表2 阿爾金山前帶天然氣碳同位素?cái)?shù)據(jù)Table 2 Carbon isotope of natural gas in Altun piedmont

2.1.3 天然氣的成熟度

天然氣甲烷碳同位素與其母巖Ro之間具有較好的相關(guān)關(guān)系。眾多學(xué)者［5，19，23-24］通過大量的研究，建立了多種煤型氣δ13C1-Ro關(guān)系式，經(jīng)過對(duì)比分析，本文采用劉文匯［24］的兩段式回歸公式

利用天然氣中甲烷碳同位素資料對(duì)天然氣樣品的Ro進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果如表2 所列。對(duì)于具有負(fù)碳同位素系列的樣品，由于可能存在無機(jī)烷烴氣輸入的情況，因此不參與Ro的計(jì)算。從計(jì)算結(jié)果來看，本區(qū)天然氣樣品成熟度分布范圍大，計(jì)算的Ro為0.80%～4.09%，整體反映多成熟度并存的特征。從平面上看，牛東地區(qū)天然氣成熟度最低，對(duì)應(yīng)的Ro值為0.85%～1.48%，大致分為高、低等2 個(gè)區(qū)間，低值Ro位于0.9%左右，高值Ro位于1.4%左右；牛中地區(qū)天然氣成熟度較低，Ro為1.6%左右；東坪1 井區(qū)天然氣成熟度比較單一，Ro集中分布于2.5%左右，是過成熟階段的產(chǎn)物；東坪17 井區(qū)天然氣成熟度較低，對(duì)應(yīng)的Ro值為0.68%～1.34%，僅1 個(gè)數(shù)據(jù)為0.68%，其他都集中在1.2%左右；東坪3 井區(qū)天然氣成熟度跨度大，對(duì)應(yīng)的Ro值為1.45%～4.09%，反映了多期成藏的產(chǎn)物；尖北地區(qū)天然氣成熟度較高，對(duì)應(yīng)的Ro值為2.45%。

2.2 成藏期次

成藏期次是油氣成藏研究的重要內(nèi)容，是了解成藏過程的重要步驟。成藏期次的確定通常有2種途徑［25-26］，一是絕對(duì)定年法，即儲(chǔ)集層成巖礦物（主要是伊利石）同位素年代學(xué)分析法，二是相對(duì)定年法，即有機(jī)包裹體光性特征和均一溫度分析法。本次研究主要采用成熟度-生烴史法［27-28］與儲(chǔ)層流體包裹體法相結(jié)合的方法。氣源分析表明：牛東地區(qū)天然氣來源于昆特依凹陷；東坪（包括東坪1、東坪17 和東坪3 井區(qū)）、牛中地區(qū)天然氣來源于坪東凹陷；尖北地區(qū)天然氣來源于坪西凹陷。根據(jù)探井和區(qū)域資料分別編制了昆特依、坪東、坪西等3 個(gè)生烴凹陷的生烴演化史圖。把牛1、東坪1、尖北1等井的天然氣Ro數(shù)值投到對(duì)應(yīng)的凹陷生烴史圖上（這里忽略天然氣在運(yùn)移過程中成熟度的變化），確定了各個(gè)地區(qū)天然氣藏的成藏時(shí)期。同時(shí)，利用牛1、牛3、東坪1 等井的流體包裹體資料輔助確定油氣充注及成藏期次。

分析結(jié)果表明，各個(gè)區(qū)塊成藏期次存在明顯差異。牛東地區(qū)天然氣藏為漸新世中晚期（N1沉積期）、中新世中期（N21沉積期）共2 期成藏（圖2），對(duì)應(yīng)的天然氣Ro值分別為0.9%和1.4%。另外，牛1 井在1 163.60 m（E32），2 225.10 m（J1）分別檢測(cè)出發(fā)藍(lán)綠色熒光和發(fā)黃綠色熒光的2 類油包裹體，牛1 井在2 227～2 233 m（J1）的儲(chǔ)層包裹體中檢測(cè)出70～80 ℃，90 ℃共2 組均一溫度數(shù)據(jù)，牛3 井在681～689 m（E32）檢測(cè)出50 ℃，60 ℃共2 組均一溫度數(shù)據(jù)，也佐證了該區(qū)存在2 期油氣充注、2 期成藏。

東坪地區(qū)氣藏具有持續(xù)充注、多期成藏的特征，主要包括：漸新世早期（E32沉積期）、漸新世中晚期（N1沉積期）、中新世早中期（N21沉積期）、中新世中晚期（N22沉積期）和上新世至全新世（N23—Q 沉積期）等5 個(gè)成藏期（圖3）。其中東坪1 井區(qū)天然氣主要為中新世中晚期（N22沉積期）1 期成藏的產(chǎn)物，但個(gè)別烷烴碳同位素系列出現(xiàn)倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象，可能存在不同成熟度天然氣的混入［4］，同時(shí)東坪1 井路樂河組（E1+2）儲(chǔ)層流體包裹體中檢測(cè)出3 組均一溫度：80 ℃左右、90 ℃左右、120 ℃左右，結(jié)合該井埋藏史分析，其分別對(duì)應(yīng)于漸新世中晚期（N1沉積期）、中新世早中期（N21沉積期）、中新世中晚期（N22沉積期）共3 期油氣充注。綜合分析認(rèn)為，該區(qū)具有多期充注、1 期成藏為主的特征；東坪3 井區(qū)天然氣存在4 個(gè)成藏期，分別為漸新世晚期（N1沉積末期）、中新世早中期（N21沉積期）、中新世中晚期（N22沉積期）和上新世至全新世（N23—Q 沉積期圖3）；東坪17 井區(qū)天然氣也來源于坪東凹陷，但成熟度較低，反映成藏期比較早，結(jié)合生烴史識(shí)別出漸新世早期（E32沉積期）、漸新世中期（N1沉積期）共2 個(gè)成藏期（圖2）；牛中地區(qū)天然氣成熟度單一，為漸新世晚期（N1沉積期）1 期成藏（圖3）。

尖北地區(qū)（尖探1 井區(qū)）天然氣成熟度單一，為中新世中期（N21）1 期成藏（圖4）。

2.3 富集層系和氣藏類型

從油氣富集層系和油氣藏類型來看，不同地區(qū)存在較大差異。牛東地區(qū)富集層系多、油氣藏類型也多；東坪地區(qū)總體上具有基巖富集油氣和發(fā)育構(gòu)造氣藏的特征，局部發(fā)育多層系和多類型氣藏；尖北地區(qū)和牛中地區(qū)以基巖氣藏為主，氣藏類型單一，以構(gòu)造氣藏為主。

牛東地區(qū)含油氣層系多、油藏類型豐富，基巖，J1，E1+2，E31，E32和N1等各個(gè)層系均含油氣，并且油氣并存，以氣為主，油層主要分布在E32和J1，氣層在各個(gè)層系均有分布。古近系油氣藏中N1，E32，E1+2總體表現(xiàn)為構(gòu)造-巖性氣藏，具有單層薄、層數(shù)多、非均質(zhì)性強(qiáng)、橫向變化快的特征，氣藏受構(gòu)造和巖性復(fù)合控制；E31氣藏為背斜氣藏，儲(chǔ)層物性較好，單層厚度較大，邊水發(fā)育，具有統(tǒng)一的氣水界面；侏羅系（J1）油氣藏為南、北受2 條斷層、西側(cè)受地層剝蝕線控制的地層不整合-斷背斜油氣藏，總體具有油氣層厚度大、連通性較好、地層壓力大、氣層產(chǎn)量高的特征。

東坪地區(qū)整體上以基巖富集油氣為主，氣藏類型以構(gòu)造氣藏為主，各井區(qū)之間還存在一定差別。東坪1 井區(qū)以基巖氣藏為主，上覆的路樂河組底礫巖含氣層厚度小，與基巖氣藏隔夾層薄，具有統(tǒng)一的氣水界面，整體屬于厚層塊狀基巖風(fēng)化殼地層-構(gòu)造氣藏，基巖儲(chǔ)層為片麻巖，具有一定非均質(zhì)性。氣藏規(guī)模大，是目前國(guó)內(nèi)發(fā)現(xiàn)規(guī)模最大的基巖氣藏［9］，構(gòu)造頂部氣柱高度達(dá)505 m；東坪17 井區(qū)與東坪1 井區(qū)以斷層相接，以基巖氣藏為主，基巖儲(chǔ)層為奧陶系變質(zhì)巖，基巖氣藏受構(gòu)造、巖性-物性雙重控制，屬于塊狀基巖風(fēng)化殼地層巖性-構(gòu)造氣藏，氣層厚度較大。此外，E1+2底部發(fā)育數(shù)個(gè)薄氣層，屬層狀構(gòu)造氣藏，氣藏規(guī)模較?。粬|坪3 井區(qū)位于東坪1 井區(qū)的北面，以基巖含氣為主，同時(shí)古近系E1+2，E31，E32等多層系含氣?；鶐r氣藏整體為厚層塊狀花崗巖地層-背斜氣藏，發(fā)育底水，氣藏主要受構(gòu)造圈閉控制。E1+2，E32，E31氣藏總體為低幅度背斜構(gòu)造-巖性氣藏，氣藏主要分布于背斜構(gòu)造高部位，局部受物性、巖性影響，具有層薄、層多、非均質(zhì)性較強(qiáng)的特征。

尖北地區(qū)（尖探1 井區(qū)）含氣層系比較單一，整體為厚層塊狀基巖風(fēng)化殼構(gòu)造氣藏，氣柱高度大（546 m），氣藏規(guī)模大、豐度高，基巖儲(chǔ)層為花崗閃長(zhǎng)巖，受風(fēng)化淋濾作用、構(gòu)造作用影響，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)［15］，基巖頂部風(fēng)化淋濾帶物性最好。

牛中地區(qū)（牛新1 井區(qū)）為基巖風(fēng)化殼斷塊氣藏，含氣層系單一、氣藏類型簡(jiǎn)單。

3 差異成藏主控因素

3.1 氣源決定天然氣特征

柴達(dá)木盆地阿爾金山前帶發(fā)育昆特依、坪東、坪西等多個(gè)侏羅系生烴凹陷，不同凹陷烴源巖及其埋藏史、熱演化史和生排烴史等都不盡相同，導(dǎo)致其油氣來源存在差異。此外，本區(qū)除了有機(jī)成因的天然氣之外，還有可能存在無機(jī)成因的氣源，從而使天然氣的地球化學(xué)特征復(fù)雜化。

首先，侏羅系生烴凹陷決定了天然氣的基本特征。根據(jù)源儲(chǔ)配置關(guān)系、氣源對(duì)比等綜合判斷，牛東氣田的天然氣來源于昆特依凹陷，東坪氣田、牛中氣藏的天然氣來源于坪東凹陷，尖北氣田的天然氣來源于坪西凹陷。對(duì)天然氣組分、干燥系數(shù)、甲烷碳同位素等數(shù)據(jù)分析表明，天然氣的成熟度變化很大，這主要是由于不同凹陷埋藏史、烴源巖演化史以及不同地區(qū)成藏過程的差異所致。研究認(rèn)為，牛東地區(qū)后期經(jīng)歷了強(qiáng)烈的構(gòu)造抬升（參見圖2），受此影響該區(qū)主要為早期（N1，N21）成藏，因此油氣并存，天然氣的成熟度相對(duì)較低，干、濕氣并存，組分也比較單一、C2+重?zé)N氣含量普遍偏高，δ13C1整體較輕；東坪地區(qū)構(gòu)造相對(duì)穩(wěn)定且繼承性好，坪東凹陷持續(xù)發(fā)育，埋深大、進(jìn)入生烴門限早（參見圖3），成藏持續(xù)時(shí)間長(zhǎng)，導(dǎo)致該區(qū)天然氣組分比較復(fù)雜、變化大，甲烷碳同位素和成熟度跨度大，出現(xiàn)碳同位素反轉(zhuǎn)甚至負(fù)碳同位素系列。尖北地區(qū)圈閉形成期較晚，坪西凹陷埋深較淺、排烴高峰期較晚（參見圖4），導(dǎo)致該區(qū)成藏期次單一，天然氣組分、碳同位素組成都比較簡(jiǎn)單。

其次，本區(qū)天然氣中存在無機(jī)氣的輸入。理由有：①阿爾金斷裂為無機(jī)氣的輸入提供了可能。阿爾金斷裂是一條巖石圈層面的巨型走滑斷裂［29-31］，主體斷裂產(chǎn)狀近直立，深入上地幔，斷裂淺部具有花狀構(gòu)造特征［32］，研究區(qū)位于阿爾金走滑斷裂帶上，具備巖漿-幔源氣來源的地質(zhì)背景。②東坪3 井區(qū)天然氣中出現(xiàn)大量的負(fù)碳同位素系列（參見表2）。烷烴氣產(chǎn)生負(fù)碳同位素系列的成因比較復(fù)雜，既有無機(jī)成因，也有有機(jī)成因［33-35］，無機(jī)氣與有機(jī)氣的鑒別依據(jù)是看與之伴生的氦（He）的來源［34］。從本區(qū)分析數(shù)據(jù)看，雖然沒有He 同位素等直接測(cè)試數(shù)據(jù)，但負(fù)碳系列天然氣中的He 含量表現(xiàn)為異常高值，體積分?jǐn)?shù)為0.085%～1.060%，平均為0.516%（表3），遠(yuǎn)高于盆地其他地區(qū)He 的豐度（0.002%～0.055%，平均為0.035 6%），其平均值高于其他地區(qū)十幾倍，具有幔源He 的特征。另外，負(fù)碳系列天然氣中的N2含量也比較高，而且N2與He 之間存在正相關(guān)關(guān)系（圖5、表3），與幔源N2-He 相關(guān)關(guān)系一致［36-41］，也說明負(fù)碳系列天然氣可能是幔源無機(jī)氣。③樣品中有6 個(gè)氣樣二氧化碳碳同位素δ13Cco2＜-8‰，表現(xiàn)出無機(jī)二氧化碳的特征［41］。除此之外，牛新1 井區(qū)非烴組分異常高，N2體積分?jǐn)?shù)＞20%，最高達(dá)56.35%，CO2達(dá)到13%左右，顯然與典型的煤型氣組分差別很大，分析認(rèn)為極有可能存在巖漿熱成因無機(jī)氣的輸入。正是多種成因氣的加入導(dǎo)致本區(qū)天然氣具有多源混合和多樣性的特征。當(dāng)然，要確認(rèn)這一認(rèn)識(shí)，還有待進(jìn)一步的深化研究，特別是He、氬（Ar）等同位素的數(shù)據(jù)支持［33，42］。

表3 天然氣分析數(shù)據(jù)異常值數(shù)據(jù)Table 3 Abnormal value of natural gas analysis data

3.2 斷裂和不整合控制油氣輸導(dǎo)

由于研究區(qū)古近系—新近系砂體規(guī)模小、橫向變化快，斷層和不整合成為本區(qū)主要的輸導(dǎo)體系。由于斷層與不整合的產(chǎn)狀及其與生烴灶的匹配關(guān)系不同，它們的輸導(dǎo)特征具有顯著差異。

3.2.1 油源斷層控制垂向輸導(dǎo)

由于本區(qū)侏羅系油氣系統(tǒng)主要有近源溝通型（下生上儲(chǔ)）、遠(yuǎn)源溝通型（下生側(cè)儲(chǔ)）等2 種源儲(chǔ)關(guān)系，斷層垂向溝通是油氣運(yùn)移的必要前提。根據(jù)斷層與生烴灶的配置關(guān)系，本區(qū)北西向和近南北向斷層與侏羅系生烴凹陷配置關(guān)系好，是主要的油源斷層，自東向西依次為：鄂東、鄂西、牛中1、牛中2、坪東、坪西、潛北和尖頂山斷層（參見圖1）。斷層輸導(dǎo)性評(píng)價(jià)結(jié)果表明，受局部構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)的影響，這些斷層的輸導(dǎo)性在時(shí)空上具有差異性（圖6），正是這種斷層輸導(dǎo)性的差異在一定程度上控制著不同地區(qū)成藏期次的差異。

從油源斷層輸導(dǎo)性與氣藏的對(duì)比關(guān)系可以看出（圖6），氣藏的形成時(shí)期其主控油源斷層的輸導(dǎo)性均為好或者較好。牛東氣田有2 個(gè)成藏期（N1與N21），從圖6 可以看出，該區(qū)鄂東、鄂西等2 條油源斷層在這2 個(gè)時(shí)期均具有較好的輸導(dǎo)性，成藏期次與斷層輸導(dǎo)性具有很好的一致性；牛新1 氣藏為1個(gè)成藏期（N1），該氣藏主要受控于牛中1 號(hào)斷層，該時(shí)期其輸導(dǎo)性較好；東坪氣田主要以坪東斷層為油源斷層，該斷層各個(gè)時(shí)期均具有較好的輸導(dǎo)性，為該區(qū)5 期成藏（E32，N1，N21，N22，N23—Q）提供了必要條件；尖北氣田為1 期（N21）成藏，該區(qū)的潛北、尖北等2 條油源斷層在該時(shí)期具有良好的輸導(dǎo)性?？梢姅鄬拥妮攲?dǎo)性是決定本區(qū)油氣運(yùn)移、充注和成藏的前提條件。當(dāng)然即使斷層輸導(dǎo)性好也不一定就能成藏，還需要其他成藏條件的匹配。比如，牛中1 號(hào)斷層在E32，N1，N21，N23—Q 等時(shí)期均具有較好的輸導(dǎo)性，卻只有1 期成藏，E1+2沉積期雖然本區(qū)大多數(shù)油源斷層都具有較好—好的輸導(dǎo)性，但侏羅系烴源巖還沒進(jìn)入生排烴高峰，因此未能形成大規(guī)模油氣聚集。

3.2.2 不整合控制橫向輸導(dǎo)

油氣運(yùn)移始終是從高勢(shì)區(qū)指向低勢(shì)區(qū)，在浮力作用下，構(gòu)造高部位是油氣運(yùn)移的總趨勢(shì)。研究表明，阿爾金山前帶侏羅系烴源巖整體不發(fā)育，“TR”不整合分布范圍廣，且一般具有較好的輸導(dǎo)性，是控制油氣長(zhǎng)距離橫向輸導(dǎo)的主要輸導(dǎo)體系。

（1）不整合類型控制輸導(dǎo)模式

受控于地層組合的差異，本區(qū)存在2 類“TR”不整合：牛東型地層組合控制侏羅系（頂）不整合，主要分布于牛東鼻隆；東坪型地層組合控制基巖不整合，主要分布于東坪鼻隆、尖北斜坡和牛中斜坡。雖然2 類不整合在縱向上都具有3 層結(jié)構(gòu)（包括底礫巖層、風(fēng)化殘積層和半風(fēng)化層），但它們的風(fēng)化殘積層和半風(fēng)化層在內(nèi)部組成和演化特征上存在較大差異。前者為侏羅系沉積巖，風(fēng)化淋濾時(shí)間較短，風(fēng)化程度較低，因此其風(fēng)化殘積層和半風(fēng)化層厚度較小且輸導(dǎo)性較差；后者為基巖，巖性為火成巖和變質(zhì)巖，風(fēng)化淋濾時(shí)間長(zhǎng)，風(fēng)化程度高，而且受燕山構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，構(gòu)造裂縫比較發(fā)育，具有孔、縫雙重孔隙空間，其風(fēng)化殘積層和半風(fēng)化層厚度大且輸導(dǎo)性較好［13］。因此，侏羅系不整合輸導(dǎo)性總體較差，而基巖不整合輸導(dǎo)性整體較好，從而導(dǎo)致牛東鼻隆以斷層垂向輸導(dǎo)為主，而其他各區(qū)則具有斷層垂向輸導(dǎo)和不整合橫向輸導(dǎo)的復(fù)合輸導(dǎo)特征。

（2）不整合面“構(gòu)造脊”控制優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑

基于油氣運(yùn)移機(jī)理，不整合輸導(dǎo)層的構(gòu)造脊控制著油氣運(yùn)移的優(yōu)勢(shì)路徑。根據(jù)關(guān)鍵成藏期“TR”不整合面的古構(gòu)造形態(tài)刻畫出5 條優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑（圖7）。目前本區(qū)已發(fā)現(xiàn)的油氣藏如尖北氣藏（尖探1）、東坪氣藏（東坪1、東坪3、東坪17）、牛中氣藏（牛新1）、牛東油氣藏（牛1）均位于油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑上，而尖探3 井區(qū)雖然具有與尖探1 井區(qū)相似的其他成藏條件：相近的基巖儲(chǔ)層和圈閉、相同的優(yōu)質(zhì)蓋層、相似的斷層輸導(dǎo)性，但從N21沉積期“TR”不整合面古構(gòu)造圖（圖7）可以看出，尖探3 井區(qū)不在優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑上，導(dǎo)致其沒有能夠成藏。因此，關(guān)鍵成藏期優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑的刻畫至關(guān)重要。

3.3 區(qū)域蓋層控制富集層位

蒸發(fā)巖類（膏鹽巖）往往作為優(yōu)質(zhì)的區(qū)域蓋層與油氣關(guān)系密切，據(jù)付鎖堂等［2］和李紅哲等［9］的研究，東坪地區(qū)路樂河組底部（基巖頂部）發(fā)育一套區(qū)域性含膏鹽巖優(yōu)質(zhì)蓋層，對(duì)該區(qū)基巖氣藏具有良好的封蓋作用。這套蓋層巖性以膏質(zhì)泥巖、含膏泥巖為主，夾少量純膏鹽巖薄層（純石膏），具有較強(qiáng)的封蓋能力，排驅(qū)壓力＞30 MPa。

對(duì)本區(qū)含氣層系的分析表明，膏泥巖蓋層的發(fā)育程度控制了富集層系的差異分布（圖8）。受古地貌、物源供給、氣候等多種因素控制，膏泥巖蓋層在空間分布上具有差異性?？傮w來看，這套蓋層在尖北斜坡、東坪鼻隆非常發(fā)育，厚度大，但局部變化快，其中尖北地區(qū)這套蓋層累計(jì)厚度超過100 m，東坪17 井區(qū)累計(jì)厚度超過90 m［9］，東坪1 井區(qū)累計(jì)厚度為30～100 m，而東坪3 井區(qū)位于古地貌凸起區(qū)，這套蓋層不太發(fā)育，累計(jì)厚度僅為0～7.9 m；其次是牛中地區(qū)，蓋層累計(jì)厚度普遍超過40 m；牛東鼻隆這套蓋層整體不發(fā)育。膏泥巖蓋層發(fā)育區(qū)（厚度＞10 m），蓋層封蓋能力較強(qiáng)，富集程度高。油氣層一般位于區(qū)域蓋層之下，含氣層系比較單一，以基巖氣藏為主，局部路樂河組底部發(fā)育少量氣層，如東坪1、東坪17、尖探1 井區(qū)以及牛新1 井區(qū)，而膏泥巖蓋層欠發(fā)育區(qū)（厚度＜10 m），蓋層的封蓋能力較弱，油氣富集程度較低。在斷層輸導(dǎo)等因素聯(lián)合作用下，導(dǎo)致油氣易于向上運(yùn)移，往往形成多層系成藏，如牛東鼻?。ɑ鶐r，J1，E1+2，E31，E32，N1等層系含油氣）、東坪3 井區(qū)（基巖，E1+2，E31，E32等層系含氣）。

4 差異成藏模式

受斷層、不整合輸導(dǎo)體系及膏泥巖蓋層聯(lián)合控制，本區(qū)發(fā)育3 種成藏模式，分布于4 個(gè)有利區(qū)帶（牛東鼻隆、東坪鼻隆、尖北斜坡和牛中斜坡）。

4.1 斷層垂向輸導(dǎo)源上立體成藏模式

其特點(diǎn)是以斷層垂向輸導(dǎo)為主、膏泥巖蓋層不發(fā)育、局部蓋層控制多層系成藏。該模式主要分布于牛東鼻隆，以牛東氣田為代表。油氣藏整體位于源內(nèi)或源上，輸導(dǎo)方式以斷層垂向短距離輸導(dǎo)為主；受斷層輸導(dǎo)性控制，成藏期相對(duì)較早，天然氣成熟度低，干氣、濕氣并存；油氣層具有單層薄、層數(shù)多、縱向分布廣的特征；油氣藏類型以構(gòu)造-巖性、巖性-構(gòu)造為主（圖9）。

這種成藏模式?jīng)Q定了牛東地區(qū)目的層系多，適合深淺層立體勘探，與油源斷層溝通的砂體易于形成構(gòu)造-巖性油氣藏，是下一步精細(xì)勘探的有利目標(biāo)。

4.2 遠(yuǎn)源輸導(dǎo)階梯狀復(fù)式成藏模式

該模式分布于東坪鼻隆，以東坪氣田為代表，包括東坪1、東坪17 和東坪3 等井區(qū)氣藏。其最顯著的特征是整體上具有持續(xù)充注、多期成藏的特征。氣藏整體位于源外，輸導(dǎo)方式為斷層垂向輸導(dǎo)和不整合橫向輸導(dǎo)，具有不整合橫向輸導(dǎo)占主導(dǎo)、遠(yuǎn)距離運(yùn)移的特征，由于斷層輸導(dǎo)持續(xù)時(shí)間長(zhǎng)、基巖不整合輸導(dǎo)性好，不整合面構(gòu)造脊優(yōu)勢(shì)路徑長(zhǎng)期發(fā)育，造就該區(qū)持續(xù)充注、多期成藏；受優(yōu)質(zhì)蓋層封蓋作用控制，膏泥巖蓋層發(fā)育區(qū)（東坪1、東坪17 井區(qū)），以發(fā)育基巖氣藏為主，膏泥巖蓋層欠發(fā)育區(qū)（東坪3 井區(qū)）基巖及古近系多層系富集油氣；以厚層塊狀基巖風(fēng)化殼構(gòu)造氣藏為主，氣藏規(guī)模大、豐度高，古近系氣藏以低幅度層狀巖性-構(gòu)造、構(gòu)造-巖性氣藏為主，氣藏規(guī)模較?。▓D10）。天然氣主要來源于坪東凹陷，局部可能存在混源氣。

該區(qū)勘探程度較高，構(gòu)造圈閉均已鉆探并獲得突破，以基巖為主要目的層，在優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑上的巖性-地層圈閉是下一步的有利勘探目標(biāo)。

4.3 遠(yuǎn)源輸導(dǎo)鹽下成藏模式

該模式主要分布于尖北斜坡和牛中斜坡，以尖北基巖氣田為代表（圖11）。最顯著特征是優(yōu)質(zhì)區(qū)域蓋層非常發(fā)育，含氣層系單一（基巖氣藏）、氣藏類型比較簡(jiǎn)單，以厚層塊狀基巖風(fēng)化殼地層-構(gòu)造氣藏為主。氣藏整體位于源外，輸導(dǎo)方式為斷層垂向輸導(dǎo)和不整合橫向輸導(dǎo)；受斷層輸導(dǎo)性控制，成藏期較短，為中新世早中期（N21）1 期成藏。從該區(qū)關(guān)鍵成藏期優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑圖（參見圖7）可以看出，尖6 井以南、風(fēng)3 井以東存在1 條優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑和1 個(gè)低幅度古凸起，這是尖北地區(qū)下一步精細(xì)勘探的有利方向。

5 結(jié)論

（1）柴達(dá)木盆地阿爾金山前帶各區(qū)塊之間成藏特征具有明顯差異，主要表現(xiàn)在天然氣地化特征、成藏期次、富集層系及油氣藏類型等方面。地球化學(xué)特征方面，牛東、牛中、尖北地區(qū)天然氣組分和碳同位素組成比較單一，東坪地區(qū)天然氣組分和碳同位素組成變化范圍大；成藏期次方面，牛東、牛中、尖北地區(qū)成藏期集中在漸新世中晚期、中新世早中期，東坪地區(qū)為漸新世早期至全新世持續(xù)充注、多期成藏；在富集層系和油氣藏類型方面，牛東地區(qū)基巖，J，E1+2，E3，N1等多層系富集，油氣藏類型豐富，東坪地區(qū)以基巖富集油氣為主，局部古近系含氣，基巖氣藏以構(gòu)造氣藏為主，古近系發(fā)育構(gòu)造、巖性復(fù)合氣藏，尖北和牛中地區(qū)僅基巖富集油氣，以構(gòu)造氣藏為主。

（2）柴達(dá)木盆地阿爾金山前帶差異成藏的主控因素包括：侏羅系生烴凹陷控制油氣產(chǎn)物，油源斷層輸導(dǎo)性與生排烴期的匹配控制成藏期次，基巖不整合面構(gòu)造脊控制優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑，優(yōu)質(zhì)蓋層的空間展布控制油氣的富集層系。

（3）受斷層、不整合輸導(dǎo)體系及膏泥巖蓋層聯(lián)合控制，本區(qū)發(fā)育3 種成藏模式：斷層垂向輸導(dǎo)源上立體成藏模式，分布在牛東鼻隆；遠(yuǎn)源輸導(dǎo)階梯狀復(fù)式成藏模式，分布在東坪鼻??；遠(yuǎn)源輸導(dǎo)鹽下成藏模式，分布于尖北斜坡和牛中斜坡。

（4）加強(qiáng)斷層和不整合輸導(dǎo)性精細(xì)評(píng)價(jià)，特別是關(guān)鍵成藏期不整合面古構(gòu)造精細(xì)刻畫對(duì)本區(qū)下一步精細(xì)勘探和尋找有利勘探目標(biāo)具有重要意義。