柴达木盆地中东部深层天然气成藏条件与勘探潜力

曾　旭，田继先，周　飞，赵　健，郭泽清，李　谨

（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院天然气地质所，河北廊坊065007；2.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌736202）

柴达木盆地中东部深层天然气成藏条件与勘探潜力

曾旭1，田继先1，周飞2，赵健2，郭泽清1，李谨1

（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院天然气地质所，河北廊坊065007；2.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌736202）

柴达木盆地中东部勘探面积大，勘探程度低，潜力大，在钻井过程中新近系虽有不同程度的天然气显示，但却一直未有重大的勘探突破。在对新近系烃源岩的有机质丰度、类型、成熟度等指标分析的基础上，对深层天然气成藏条件及勘探潜力进行了研究。认为一里坪—三湖地区新近系有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型为主，纵向上，上油砂山组和下油砂山组的暗色泥岩厚度最大；烃源岩在埋深2 800 m进入生气门限，从4 000 m开始生成大量的热成因气，具有一定资源基础。新近系主要为湖泊及三角洲沉积相类型，发育滨浅湖滩砂坝、三角洲前缘砂坝和河道砂等，物性主要受沉积微相、粒度和埋藏深度等控制，鸭湖—涩北、碱石山—船形丘及碱山—红三旱地区是天然气潜在勘探领域。

柴达木盆地；中东部；新近系；烃源岩；成藏条件；有利勘探区带

柴达木盆地中东部主要包括三湖坳陷及柴西坳陷东北部部分地区，占到整个盆地面积的60%.长期以来三湖—一里坪地区的天然气勘探主要以浅层第四系生物气为主。随着生物气探明程度的提高，生物气勘探发现日趋见少，明确下步天然气勘探方向和接替层系，是该区油气勘探面临的首要问题。研究区新近系埋藏深度为1 800~6 500 m，勘探程度较低，勘探潜力巨大；三湖—一里坪地区古近-新近系的勘探始于20世纪70年代，截至2014年6月，钻遇新近系的探井共有14口，其中12口探井见到油气显示，气测异常显示段主要集中于上油砂山组和下油砂山组2个层。其中红三旱四号构造高点的旱2井，在下油砂山组测试获得20 L高蜡低密度原油，碱山构造碱1井测试获得低产工业气流；在碱石山、落雁山及伊北构造上的探井，气测全烃值高达80%，表明研究区深层具有一定的生烃潜力和成藏条件。本文根据台深1井、旱2井、陵深1井和碱石1井等探井的新近系系统采样分析，结合地质、地球化学、沉积相、储集层特征及成藏特征，开展了盆地三湖—一里坪地区深层天然气成藏条件研究。

1　地质背景

研究区主要由一里坪凹陷和三湖凹陷组成（图1），面积约50 000 km2.最大沉积厚度近17 km，为盆地最大沉降区[1-3]。自一里坪凹陷向南，发育碱山构造、红三旱三号构造、红三旱四号构造、碱石山构造、鄂博山构造、落雁山构造等主要构造，呈雁列式带状排列[3-4]。自柴达木盆地进入陆相盆地发育以来，在中生代柴北缘出现箕状断陷接受沉积，而此时一里坪地区未接受沉积。在路乐河组—上干柴沟组沉积末期，受青藏高原抬升影响，盆地沉积、沉降中心位于盆地西部，研究区沉积环境以河流相和滨湖相为主，岩性以紫红色、棕红色的泥岩、粉砂岩、粉细砂岩为主，并含有砾状砂岩，不利于形成有潜力的烃源岩。在下油砂山组—狮子沟组沉积时期，受喜马拉雅运动中期影响，湖盆进入收缩期，盆地沉积、沉降中心转移到一里坪凹陷，以半深湖相、浅湖相沉积为主，发育有三角洲、河流沉积[4-5]。

图1　研究区构造位置

2　新近系烃源岩条件

本文在文献［6-8］的基础上，采用如下烃源岩评价标准（表1）。

表1　烃源岩评价标准%

（1）有机质丰度通过对研究区几口钻遇新近系探井样品的地化指标分析，三湖—一里坪地区新近系烃源岩有机碳含量总体较低，基本为0.11%~0.39%，氯仿沥青A含量平均为0.005%~0.15%，基本在0.02%左右，总烃含量平均为0.003%~0.11%，基本低于0.015%，总体属较差烃源岩。但部分层段也有发育好的烃源岩，如在台深1井2 978.92 m，3 206.15 m和3 865.6 m等深度钻遇到黑色碳质泥岩，有机碳含量为12%~15%，氯仿沥青A含量为0.03%~2.47%，生烃量为40~60 mg/g，均达到较好烃源岩的标准，可视为好的气源岩，与前人研究成果基本一致。由于在新生代古湖盆特殊的演化过程中，气候日趋干燥，逐渐咸化的水域环境对生物繁殖有极大的抑制作用，从而造成该区内有机质含量偏低[4，9]；但这种环境有利于有机质的保存。

烃源岩主要分布于下油砂山组和上油砂山组中，狮子沟组和上干柴沟组也存在少量较差—中等烃源岩。有机质丰度分布具有一定的规律性。在层系上，从狮子沟组至上干柴沟组有机质丰度整体呈逐渐增高的趋势，在下油砂山组及上油砂山组，鄂博山—碱石山一带有机质丰度相对较高，有机碳含量大于0.4%（图2，图3），在一里坪凹陷和三湖凹陷内，上油砂山组和下油砂山组烃源岩沿一定范围呈环带状分布。纵向上，同一地区从上至下有机质丰度逐渐增高，有机质转化率逐渐增大。在平面上，一里坪凹陷中央向边缘，有机质含量、氯仿沥青A和总烃含量有减小之势，在一里坪凹陷内烃源岩呈环带状分布。分析有两点原因，一是在下油砂山组沉积晚期，湖盆范围扩大，广泛发育了滨浅湖相沉积，有利于暗色泥质岩发育，有机质丰度增大；下油砂山组—狮子沟组以灰色、深灰色泥质岩为主，为一套浅湖—半深湖相沉积，暗色泥岩比例较高，有机质丰度的分布与泥岩厚度相一致。二是受喜马拉雅早期运动的影响，海水退出盆地，湖盆逐渐咸化，碳酸根离子和氯离子含量逐渐增高，对水生生物生长的抑制作用增强，造成有机质丰度逐渐降低，有机质转化率逐渐减小。

图2　三湖—一里坪地区上油砂山组有机碳分布（背斜名称见图1）

另一个显著的特点是下油砂山组有机质含量的高值区位于台南涩北地区与碱石山地区（图3），这是由于受淡水供给的影响，盐度偏低，有机质不利保存。而丰度较高地区，水深较大，同时受淡水供给影响较小，且对有机质缓慢转化成烃类较为有利。

（2）有机质类型台深1井和旱2井烃源岩分析表明，干酪根类型以Ⅱ2型和Ⅲ型为主，氧碳原子比大多在0.15~0.30，氢碳原子比为0.7~1.0.C29甾烷优势是煤系沉积有机质的重要指标之一，指示生源以陆生高等植物为主[10-12]。台深1井m/z217色谱质谱图中C27甾烷，C28甾烷和C29甾烷基本呈反“L”型分布，C29甾烷含量远高于C27甾烷和C28甾烷，同时也存在不对称的“V”字型分布，表明生源物以陆生高等植物输入为主，也存在低等水生生物输入。在m/z191色谱质谱图中台深1井C29藿烷和C30藿烷异常丰富，而升藿烷含量则明显偏少。五环三萜烷成熟度参数（Ts/Tm）一般分布在0.09~1.59，平均为0.51，表明Tm（三降藿烷）含量相对较高。统计表明，C29甾烷含量为40%~80%，C27甾烷含量多为20%~40%，说明生源物以陆生高等植物输入为主，同时也有低等水生生物输入，与第四系的咸化湖盆烃源岩类型一致。

该区烃源岩干酪根类型以Ⅱ2型和Ⅲ型为主，但各层系仍存在一定差异，其中狮子沟组以Ⅱ2型为主，少量Ⅲ型；上油砂山组Ⅱ2型和Ⅲ型均有；下油砂山组以Ⅱ2型为主，部分Ⅲ型。

（3）有机质成熟度研究区第四系厚度一般大于2 000 m，由于地层快速沉积，受热迟滞效应的影响[13]，新近系的热演化程度一般都较低。

台深1井2 969.89 m实测镜质体反射率（Ro）为0.65%，热解最高温度421℃，3 890.85 m镜质体反射率为0.88%，热解最高温度值447℃.饱和烃色谱分析数据表明，当深度依次为1 315 m，2 982 m和3 890 m时，奇偶优势比值分别为1.37，1.11和0.98，在3 000~ 3 900 m，奇偶优势比值均接近于1.0，碳优势指数逐渐接近于1.07，表明已进入生烃期。

根据生烃模拟气态烃瞬时产率随温度和成熟度的变化关系，镜质体反射率为1.4%~1.8%时，气态烃的产率最大，对应模拟温度在550℃，随后气态烃产率逐渐降低（图4）。台深1井在2 800 m进入低成熟阶段（对应镜质体反射率为0.5%），在4 000 m进入成熟阶段（对应镜质体反射率为0.8%），在5 200 m进入主力生气期。

（4）烃源岩分布新近系烃源岩主要为湖相暗色泥质岩。上油砂山组和下油砂山组暗色泥岩厚度较大；上干柴沟组暗色泥岩总体上厚度和分布面积较小。下油砂山组是该区暗色泥岩分布最主要的层段，最大厚度超过1 500 m.以碱2井—碱石1井—博1井一线为中心，呈环带状向周缘减薄。上油砂山组的暗色泥岩厚度均达到了400 m以上，也是暗色泥岩的主要分布层段，最大厚度超过1 400 m.以碱石1井—旱2井连线为中心，呈环带状向周缘减薄。狮子沟组以旱2井—鸭参2井一线为中心，呈环带状向周缘减薄，其最大厚度超过1 000 m，其中旱2井暗色泥岩1 026 m，占地层厚度的84.06%（图5）。

图3　三湖—一里坪地区下油砂山组有机碳分布（背斜名称见图1）

图4　气态烃瞬时产率随温度、成熟度的变化关系

图5　三湖—一里坪地区下油砂山组暗色泥岩分布

3　沉积相与储集层特征

研究区在新近纪主要受祁连山和昆仑山物源的影响[7]，在研究区东北部及西南地区主体发育冲积扇沉积环境，向盆地中央推进，逐渐过渡为河流、三角洲及湖泊沉积环境。冲积扇主要发育于盆地边缘，以厚层状杂色砂砾岩为主，夹黄色软泥岩和含砾泥岩。河流相沉积主要发育河道砂岩及泛滥平原泥岩，砂岩较厚，单砂体厚1~8 m，具有正旋回特征[11]。三角洲相沉积发育于河流入湖区，从鸭参1井所钻遇岩心可以观测到其分选好，见块状或小型波状层理，沉积物颜色以浅灰色为特征。滨湖相以波状层理、脉状层理、透镜状层理及交错层理发育的砂泥互层或含灰质沉积物为特征；常见生物扰动构造、生物潜穴和碳化植物碎片，颜色以棕红色、棕灰色等氧化色为主。浅湖相以发育浪成波痕层理—水平微波状层理—水平纹层的浅灰色或深灰色泥岩及薄层粉砂岩、泥灰岩、灰岩沉积为主，见生物扰动和生物钻孔。半深湖相水体较深，处于缺氧的弱还原-还原环境，以暗色泥质岩为主，常具粉砂岩、灰岩薄夹层或透镜体，黏土岩常为暗色页岩或粉砂质泥岩。

古近-新近纪柴达木盆地沉积中心自西向东迁移。研究区从古近纪至新近纪晚期始终处于湖盆变迁的位置，古近纪沉积中心位于盆地西部，一里坪地区沉积水体较为动荡，主要为河流—泛滥平原沉积，沉积岩性以氧化色为主；在新近纪，一里坪地区多为浅湖—半深湖相沉积体系，湖盆中心由西北部向东南部迁移。由于主要物源来自昆仑山，因此从老山向盆地中部，形成了冲积扇—河流—三角洲—湖泊沉积体系。一里坪地区在下油砂山组—上油砂山组沉积期，可能发育水下三角洲，形成较为有利的储集层。

研究区主要发育粉砂岩、泥质粉砂岩及少量细砂岩，组分以石英与长石为主，岩屑含量一般小于5%，成分以火成岩为主，变质岩（包括云母片）次之，颗粒多为次棱角-次圆状，呈孔隙式或基底式胶结，点—线式接触。狮子沟组由于压实作用弱，孔隙度相对较高，一般为7.6%~20.1%；上油砂山组孔隙度基本小于7%，渗透率小于0.1 mD，喉道孔径为0.04 μm左右。在溶蚀作用下，深层也可能发育一定的高孔隙层段。

4　成藏模式

三湖—一里坪地区区域构造运动对天然气的运移起着重要作用。一里坪凹陷形成于古近纪晚期。渐新世中期，研究区形成较大规模的基底断裂，可将深部的烃源岩层与浅部地层连接起来，成为深部天然气向上运移的通道[12]。在上干柴沟组—下油砂山组沉积期，该区由于持续缓慢挤压，造成快速沉降和差异压实作用[13]，形成的同沉积正向构造与临近的负向构造长期对立发展，致使凹陷中的负向构造形成相对的高势区，周边正向构造则相对出现低势区，高部位的低势区则为油气聚集提供了场所[14]。上油砂山组沉积期以来，由于昆仑山构造带晚期的强烈挤压作用，该区内构造大幅度褶皱隆起，形成了一系列浅层断裂，可成为有效的高渗透层，利于深部气体向上运移。在古近纪晚期至新近纪末持续的挤压作用下，地层持续变形，沿一里坪凹陷向南地层不断抬升，地层上倾方向则为气体运移的指向区（图6）。同时，由于凹陷内地层迅速持续的沉降作用，使得有机质被快速地深埋、演化改造，进入成熟阶段，在深部生成大量的天然气，促使地层增压，加上大套泥岩的强烈压实作用，可为气体的初次运移创造条件，为二次运移提供动力，并在浮力作用下，使排出的气体沿砂质岩层和层内裂缝向凹陷周边构造运移，形成源内自生自储油气藏。

图6　三湖—一里坪地区天然气运移示意图（据文献［2］修改）

三湖—一里坪地区是一个相对独立的运聚单元，气体由高势区向低势区运移，即由凹陷向周边构造运移，新近系各套地层的连续性沉积和继承性发展，上油砂山组、下油砂山组和上干柴沟组中的天然气具有相同的运移方向，从盆地内向盆地边缘运移，在盆地周边的有利构造富集成藏，形成源外油气藏[15]。

5　勘探方向

研究区新近系初步计算天然气生气量65×1012m3，主要分布在碱山—红三旱—台南一带，天然气资源丰富。该区从新近纪以来构造运动一直较弱，沉积地层连续，喜马拉雅运动晚期形成现今成排成带的构造格局。根据生烃潜力、构造圈闭条件、沉积相及储集层条件、储盖组合等方面综合分析，新近系可划分为如下3个天然气有利勘探区带。

（1）鸭湖—涩北有利勘探区构造带圈闭形成晚，构造幅度大，多套烃源岩组合使得该地区生烃条件非常优越，并有深大断裂沟通深层侏罗系烃源岩。该地区发育鸭湖、伊克雅乌汝、台吉乃尔、南陵丘等圈闭，圈闭条件好。该区滨浅湖相砂坝发育，已钻井储集层平均孔隙度达到14%，在陵深2井、台深1井及鸭参3井见气显示。

（2）碱石山—船形丘有利勘探区构造带位于一里坪凹陷的南部，生烃潜力大，发育碱石山、土疙瘩、落雁山等圈闭。该区离物源相对较近，三角洲前缘亚相较为发育，在碱石1井、落深1井及落参1井见多次气显示。

（3）碱山—红三旱有利勘探区构造带位于一里坪凹陷的中部，有机质丰度高，发育碱山、红三旱三号、红三旱四号等圈闭，滨浅湖相滩砂发育，已钻的碱1井、碱2井新近系中均见有效储集层发育。

6　结论

（1）研究区新近系发育烃源岩，虽然有机碳含量相对较低，但部分层段有机质丰度高。狮子沟组—上干柴沟组，有机质丰度整体具逐渐增高的趋势；平面上，从凹陷中央向边缘，烃源岩有机质丰度逐渐降低，在凹陷内，烃源岩呈环带状分布。

（2）新近系烃源岩埋深2 800 m进入生气门限，4 000 m开始有大量的天然气生成。台南地区狮子沟组烃源岩有机质处于低成熟阶段，上油砂山组烃源岩有机质处于低成熟—成熟阶段。

（3）研究区处于湖盆变迁的位置，新近纪主要为冲积扇、河流、三角洲及湖泊沉积环境。储集层岩性为细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，以粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔为主。

（4）研究区可划分出鸭湖—涩北、碱石山—船形丘及碱山—红三旱3个天然气有利成藏区带。

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Deep Gas Accumulation Conditions and Exploration Targets in Central⁃Eastern Qaidam Basin

ZENG Xu1,TIAN Jixian1,ZHOU Fei2,ZHAO Jian2,GUO Zeqing1,LI Jin1
(1.Institute of Natural Gas Geology,LangfangBranch,Research Institute of Petroleum Exploration and Development,PetroChina,angfang, Hebei 065007,China;2.Research Institute of Exploration and Development,Qinghai Oilfield Company,PetroChina,Dunhuang,Gansu 736202,China)

Yiliping-Sanhu area in Qaidam basin has no major exploration breakthrough for its Neogene strata that have been dilled up to now just have some shows of natural gas.In this paper,the core lab tests of the aboundance,kerogen type and maturity indexes of the organ⁃ic matter from the Neogene source rocks were presented,by which the deep gas accumulation condition and exploration potential were ana⁃lyzed.It is recognized that the type of organic matter of the Neogene is dominated by TypeⅡ2and TypeⅢ,and the N22and N12have maxi⁃mum thickness of dark mudstone in vertical in this area;the source rocks get into gas threshold at depth of 2 800 m and generate abundant thermogenic gas starting with 4 000 m,showing that this area has a certain amount of gas resource.In sedimentary facies,the Neogene ap⁃pears lake and delta developed with shore shallow lake sand bank,delta front sand bank and channel sand,etc.,so the physical properties are mainly controlled by sedimentary microfacies,particle size and buried depth.The potential deep gas exploration domain or targets could be in Tahu⁃Sebei,Jianshishan⁃Chuanxingqiu and Jianshan⁃Hongsanhan areas.

Qaidam basin;central⁃east area;Neogene;source rock;gas accumulation condition;favorable exploration belt

TE353.3

A

1001-3873（2015）01-0030-05DOI:10.7657/XJPG20150106

2014-06-19

2014-09-22

国家科技重大专项（2011ZX05007）

曾旭（1987-），男，甘肃酒泉人，工程师，石油地质勘探，（Tel）18832688956（E-mail）zx69@petrochina.com.cn.