柴西地区天然气成因、类型及成藏规律

张永庶 周 飞 王 波 曾 旭 张 静 张小波

（ 1 中国石油青海油田公司勘探开发研究院；2 中国石油勘探开发研究院 ）

0 引言

柴达木盆地是中国陆相中、新生代含油气盆地，勘探面积为12.1×104km2，油气资源丰富。受燕山、喜马拉雅两期构造运动的影响，盆地发育了柴北缘侏罗系湖沼相、柴西古近系—新近系咸化湖相和柴东

第四系生物气3 种不同类型的烃源岩，并且具有平面上相对独立的特征。受烃源岩发育规律的控制，盆地形成了柴北缘侏罗系、柴西古近系—新近系和柴东第四系三大含油气系统，在柴东地区发现并探明了全国陆上规模最大的涩北第四系生物气田（探明储量近3000×108m3）；在柴北缘先后发现了东坪基岩、尖北基岩和南八仙古近系—新近系气田，累计探明天然气地质储量近1000×108m3；在柴西地区先后探明尕斯库勒、英东、昆北等多个亿吨级油田，同时天然气显示丰富，已在南翼山、开特米里克、黄瓜峁、英中、英东和扎哈泉等地区发现了气藏，尚未探明。前人针对该区天然气的成因、类型和成藏模式开展了大量研究[1-9]，其中对柴西南油气成因和类型的观点基本一致，而柴西北区由于靠近坪东侏罗系生烃凹陷，并且下伏是否发育侏罗系尚未明确，其天然气来源及类型一直存在较大争议。汤国民等[1]通过天然气碳同位素及其共生原油的地球化学特征，认为南翼山深层古近系中—高成熟的天然气主要源于中生界煤系烃源岩；漆亚玲和马立元等[2-3]指出柴西北存在煤型气；路俊刚等[4]认为柴西北南翼山深、浅层的油气均来源于古近系—新近系烃源岩，浅层油藏以上干柴沟组（N1）烃源岩为主，深层油气藏以下干柴沟组上段（E32）、下干柴沟组下段（E31）烃源岩为主。前人对该地区的地球化学研究主要针对油藏，天然气来源及成藏方面的研究较少，特别是近年来柴西地区发现了多个气藏，证实该地区天然气资源丰富，因此有必要开展系统的天然气地球化学特征及富集规律研究。同时，柴西地区新生界陆相咸化湖盆烃源岩具有有机质丰度低（TOC 普遍小于1.0%）、生烃效率高的独特性，前人仅应用传统的天然气成因判识方法进行了天然气来源的研究，致使目前天然气来源存在较大的争议。本文在综合分析天然气地球化学特征的基础上，重点结合区域地质特征、原油地球化学特征，重新认识柴西地区油气来源及成因类型。

1 油气地质条件

图1 柴西地区油气藏分布位置图Fig.1 Distribution map of oil and gas reservoirs in western Qaidam Basin

柴西地区南起昆仑山，北至尖顶山，西临阿尔金山，东接茫崖—一里沟，勘探面积达8000km2（图1），下干柴沟组上段和上干柴沟组是主要的烃源岩层系，发育咸化湖相烃源岩。新近纪以来，随着沉积中心自西向东、由南向北的迁移，在小梁山—南翼山及其以北地区逐渐发育下油砂山组（N21）和上油砂山组（N22）烃源岩。分析测试显示，烃源岩有机碳含量普遍小于1%，氯仿沥青“A”含量集中于0.05%～0.5%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，部分地区为Ⅱ2型。受盆地各构造带差异沉降的影响，下干柴沟组上段和上干柴沟组的主力烃源岩热演化成熟度具有自西向东、由南向北逐渐增加的趋势：七个泉—红柳泉、咸水泉、红沟子一带，烃源岩处于低成熟阶段；英西—英中、南翼山、黄瓜峁和油泉子地区烃源岩以低成熟—成熟为主；英东、扎哈泉和开特米里克地区烃源岩已达到成熟—高成熟阶段。受有机质类型和热演化程度的控制，柴西地区具有油气共生、浅油深气、西油东气的特点。其中柴西南地区以下干柴沟组上段湖相泥岩为主力烃源岩，以上干柴沟组、下油砂山和上油砂山组碎屑岩为主要储层，形成乌南、尕斯库勒油田；英雄岭构造带以下干柴沟组上段湖相灰质泥岩、泥灰岩为主力烃源岩，在源内灰云岩储层形成源储一体的英西油藏，在上覆上干柴沟组、下油砂山和上油砂山组碎屑岩储层内形成狮子沟、花土沟和英东油田；柴西北区发育下干柴沟组上段、上干柴沟组和下油砂山组3 套有效烃源岩的同时，也发育深浅两套有效储层，中深层下干柴沟组上段顶部、上干柴沟组和下油砂山组以灰云岩、泥质灰岩和混积岩为主，平面分布稳定，纵向跨度达2200m；浅层上油砂山组（N22）及以上地层发育辫状河三角洲前缘—滨浅湖相碎屑岩，该套储层累计厚度近400m，并且广泛式发育。英雄岭地区发育的英西—英中—英东、咸水泉—黄瓜峁—开特米里克和柴西北区小梁山—南翼山—大风山3 排北西—南东向的构造带，均为早期（E3—N1）沉降、晚期（N2—Q）强烈隆升反转的大型隆起，深层受基底断裂控制，发育断块圈闭、断鼻圈闭，浅层受滑脱断裂控制，多为断背斜圈闭。综上，柴西地区具有源、储、圈共生的特征，是油气成藏的有利区域。

2 油气地球化学特征

为了研究柴西地区天然气来源，系统采集了该地区已发现油气田的天然气样品，并结合前人研究成果，开展组分、碳同位素等天然气地球化学特征分析，样品测试分析工作主要在中国石油勘探开发研究院天然气成藏与开发重点实验室完成，天然气组分在Agilent 6890N 气相色谱仪上完成，分析结果为体积百分比；碳同位素分析在HP 6890A-DeltaPlus XP 色谱—同位素质谱仪上完成，碳同位素对应于Pee Dee Belemnite（PDB）的千分比，分析精度为±0.5‰，测试结果见表1。

2.1 天然气地球化学特征

天然气烃类气体碳同位素对研究天然气成因、成熟度演化、天然气类型及气源对比具有重要意义，甲烷碳同位素主要受烃源岩热演化程度的影响，其次受有机质类型的影响；而乙烷碳同位素主要受烃源岩母质类型的控制，受热演化程度的影响较小[10]。但根据已有的天然气类型划分标准[11]，柴西北大部分气样和柴西南部分天然气的δ13C2明显大于-28‰，似乎应该属于煤型气（图2、表1）。其中南翼山深层下干柴沟组、开特米里克上干柴沟组—下油砂山组和扎哈泉下干柴沟组的气样更是具有典型的煤型气特征，其乙烷碳同位素与阿尔金山前东坪17 基岩、尖北基岩和南八仙古近系—新近系气田的典型侏罗系煤型气地球化学特征相似[12]，均落在煤成气区。但典型侏罗系煤型气的δ13C1值明显大于柴西地区天然气的δ13C1值。

为丰富天然气组分和同位素分析测试数据，在收集前人天然气烷烃碳同位素数据的基础上，重新采集了南翼山、扎哈泉、狮子沟、黄瓜峁等地区的多个气样（表1），均采用双阀钢瓶取样的方法从井口取样，保证了天然气分析测试数据的可靠性。综合天然气碳同位素和组分数据分析发现，柴西北古近系—新近系天然气和侏罗系煤型气存在明显的差别。首先最具有争议的南翼山下干柴沟组天然气与邻区尖北和碱山侏罗系煤型气δ13C1存在10‰的差异；其次南翼山下干柴沟组、扎哈泉下干柴沟组天然气的干燥系数集中分布在0.910～0.950，为湿气，仅南14 井下干柴沟组下段天然气例外，干燥系数为0.977，而典型侏罗系煤型气干燥系数均超过0.960，为典型干气，反映出两者之间具有不同的烃源岩热演化过程和成藏过程。开特米里克上干柴沟组和下油砂山组的天然气与尖北、碱山侏罗系煤型气具有相似的碳同位素地球化学特征，由于没有组分数据的对比，仅从天然气碳同位素数据难以确定是否存在侏罗系煤系烃源岩的贡献。结合开特米里克地区烃源岩热演化成熟度较高的地质条件，认为开特米里克周缘古近系烃源岩可以形成高—过成熟天然气，存在侏罗系混入的可能性不大，主要依据为：①开特米里克构造高部位开2 井上干柴沟组埋深为3780～4693m，实测镜质组反射率为0.8%～1.4%，已经进入高成熟演化阶段，根据开2井天然气δ13C1介于-32.9‰～-32.6‰的特征，计算气源岩Ro约为1.27%～1.29%，表明开特米里克构造下伏烃源岩完全有条件形成高成熟天然气。②开2 井上干柴沟组烃源岩干酪根碳同位素为-24.57‰，与侏罗系煤和碳质泥岩的干酪根碳同位素相近，导致所形成的天然气烷烃碳同位素偏重，δ13C2显示出煤型气特征的假象。③如果开特米里克构造自身或周缘发育侏罗系煤系烃源岩，那么其埋深将超过8000m，甚至10000m，Ro大于2.0%，处于过成熟阶段，形成的天然气δ13C1会更重，至少与邻区尖北基岩和碱山侏罗系天然气的δ13C1接近，在-25.0‰左右。

前人研究表明，天然气的甲烷碳同位素值和干燥系数均受热演化程度控制，并具有正相关性[13-14]。不同的烃源岩层系和生烃凹陷，具有不同的埋藏和热演化史，其差异性最终表现在所生成天然气的地球化学特征上。为了进一步厘清柴西地区天然气和侏罗系煤型气的差异，选取柴北缘地区东坪基岩[12]、冷湖—南八仙古近系—新近系[15]、尖北基岩等气田典型的侏罗系煤型气与柴西地区狮子沟、七个泉、红柳泉、尖顶山浅层、南翼山浅层、跃进、油砂山、乌南、尕斯等咸化湖相烃源岩来源的天然气[16]开展了地球化学特征对比研究（图3）。对比发现，典型古近系—新近系咸化湖相的天然气δ13C1小于-35‰，主要分布在-43.3‰～-38.3‰（图3），干燥系数全部小于0.95，为典型的湿气；典型侏罗系煤型气δ13C1介于-42.7‰～-17.6‰，变化幅度比较大，并且干气和湿气并存，当δ13C1＜-35.5‰时，天然气全为湿气，当δ13C1＞-27.8‰时，全为干气，δ13C1为-35.5‰～-27.8‰时，具有干气、湿气并存的特征。以上干燥系数和甲烷碳同位素之间的差异是烃源岩埋深及演化过程差异的必然，柴西地区下干柴沟组上段烃源岩是主力烃源岩层，区域上烃源岩埋深为3000～5000m，热演化程度处于低—成熟阶段，部分达到高成熟阶段，所生成的天然气多为油藏伴生气，其干燥系数较低，甲烷碳同位素值普遍较低，并且差异性不大。侏罗系是柴北缘最为重要的烃源岩层系，岩性多样，暗色泥岩、碳质泥岩和煤层均有发育[17]，同时发育坪东凹陷、伊北凹陷、昆特依凹陷和一里坪凹陷等多个烃源岩灶，并且埋深跨度大，介于3000～10000m[12]，处在低成熟、成熟、高成熟和过成熟的烃源岩均有发育，因此所生成天然气的甲烷同位素值跨度也较大，并且干气和湿气并存。将南翼山和扎哈泉气样投入图版发现（图3），与典型古近系—新近系咸化湖相天然气更为接近，因此认为柴西地区天然气几乎不存在侏罗系煤型气的混入。

图2 柴达木盆地主要含气构造天然气类型划分图Fig. 2 Natural gas classification of main gas-bearing structures in Qaidam BasinⅠ—煤成气区；Ⅱ—油型气区；Ⅲ—碳同位素系列倒转混合气区；Ⅳ—煤成气和油型气混合区；Ⅴ—生物气和亚生物气区

表1柴西地区主要含气构造和柴北缘侏罗系煤型气天然气组分、碳同位素数据表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

图3 侏罗系煤型气与古近系—新近系天然气地球化学特征对比图Fig.3 Comparison of geochemical characteristics of Jurassic coal-type gas and Paleogene-Neogene natural gas

2.2 原油地球化学特征

柴西地区所发现的纯天然气藏较少，且主要分布在柴西北区，比如南翼山深层下干柴沟组气藏、黄瓜峁下油砂山组气藏、开特米里克上干柴沟组和下油砂山组气藏，并伴生少量凝析油。由于天然气地球化学指标较少，不能完全断定柴西地区天然气来源，因此借助与气伴生且产于同一构造和层位的原油开展对比研究工作，如果原油生物标志化合物特征与柴北缘典型侏罗系原油生物标志化合物特征相似，即可证实侏罗系烃源岩对柴西地区天然气和原油存在贡献；否则，表明柴西地区原油和天然气与侏罗系烃源岩没有亲缘关系。同一构造和同一层位的油气应该具有相同的成藏条件和过程，因此选取南翼山深层下干柴沟组、浅层上油砂山组、开特米里克上油砂山组和黄瓜峁下油砂山组的原油与侏罗系原油进行对比。其中南翼山深层下干柴沟组、黄瓜峁下油砂山组的油样与对应的气样产于同一构造的同一层系，开特米里克的油样（N22）和气样（N1—N21）产于同一构造的不同层系。针对柴西地区咸化湖相原油[18-19]和侏罗系淡水湖相原油[20]，前人做过系统的工作，在沉积环境和水体盐度方面存在明显不同。图4 为以上构造古近系、新近系原油和冷湖、牛东典型侏罗系原油的对比图，发现南翼山深层下干柴沟组、黄瓜峁下油砂山组和开特米里克上油砂山组的原油与侏罗系原油存在本质的不同：侏罗系原油具有极低的伽马蜡烷指数（伽马蜡烷/C30藿烷），几乎全部小于0.05，同时姥植比（Pr/Ph）很高，为1.5～5.5；而柴西地区原油的伽马蜡烷指数达到0.15～0.9，姥植比（Pr/Ph）很低，基本小于1。因为南翼山下干柴沟组和黄瓜峁下油砂山组的原油与天然气产于同一构造的同一层位，因此综合原油和天然气地球化学特征可以进一步断定这两个构造的天然气与侏罗系烃源岩没有亲缘关系。虽然开特米里克的原油和天然气产于同一构造的不同层系（上油砂山组和上干柴沟组），但研究证实浅层的原油和深层的天然气均具有高成熟演化阶段的特征，且均来源于古近系高成熟演化阶段的烃源岩。包建平等[21]基于金刚烷类化合物研究了开特米里克上油砂山组凝析油的成因和演化程度，认为原油Ro大于1.3%，指出原油来源于处在高演化阶段的古近系生烃凹陷。同时结合开特米里克上干柴沟组天然气Ro处于1.27%～1.29%的特征，以及原油具有明显古近系咸化湖相烃源岩的地球化学特征，认为开特米里克构造不同层系的油、气成熟度相当，均为古近系咸化湖相烃源岩经高成熟热裂解作用形成的。

3 天然气成因及类型

3.1 天然气母质类型

烃源岩母质类型决定了天然气的类型。腐泥型天然气（腐泥气、油型气）定义为由腐泥型或偏腐泥型（Ⅰ、Ⅱ1型）干酪根降解形成的天然气；腐殖型天然气（腐殖气、煤型气、煤成气）是指由腐殖型或偏腐殖型（Ⅱ2、Ⅲ型）干酪根降解形成的天然气。因此明确了柴西地区烃源岩类型即可明确该地区天然气类型，不能仅仅依靠天然气乙烷碳同位素识别天然气类型及成因。

柴西南及英雄岭地区主力烃源岩有机质类型为Ⅰ—Ⅱ1型[22]，且天然气δ13C2处于-30‰～-27‰，明显低于柴北缘侏罗系煤型气的δ13C2（-27‰～-21‰），并一致认为天然气类型为油型气，不存在争议。但柴西北烃源岩类型及天然气来源、类型相对较为复杂：首先是采用不同实验方法和图版判识的母质类型存在较大差异，岩石热解参数显示柴西北烃源岩有机质类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主（图5），而干酪根镜检显示烃源岩中腐泥组和壳质组占绝对优势（图6），指示有机质类型较好，主要为Ⅱ1型；柴西北烃源岩氯仿沥青“A”族组成显示，饱和烃含量为40%～80%，芳香烃含量为5%～35%，非烃+沥青质含量为5%～60%，同样显示有机质类型整体以Ⅱ1型为主。同时柴西北天然气δ13C2相对柴西南天然气δ13C2偏重（表1），与柴北缘煤型气的δ13C2较为接近，导致误认为柴西北天然气存在侏罗系煤系烃源岩的贡献。

图4 侏罗系原油与古近系—新近系原油地球化学特征对比图Fig.4 Comparison of geochemical characteristics of Jurassic crude oil and Paleogene-Neogene crude oil

图5 柴西北古近系—新近系烃源岩有机质类型划分图Fig.5 Classification of organic matter in Paleogene-Neogene source rocks in northwest Qaidam Basin

图6 柴西北古近系—新近系烃源岩有机质类型划分图（干酪根镜检）Fig.6 Classification of organic matter types of Paleogene-Neogene source rocks in northwest Qaidam Basin (kerogen microscopy)

大量研究证实，岩石热解Tmax—IH交会图划分有机质类型存在一定的局限性，由于氢指数（IH）与有机碳含量具有正相关性，即使是Ⅰ、Ⅱ型有机质，当有机碳含量相对较低时，氢指数（IH）也会降低，就会误把有机质类型评价为Ⅱ、Ⅲ型。柴西北发育咸化湖相烃源岩，有机碳含量整体偏低，集中分布在0.4%～0.6%[22]，对应的氢指数多分布在100～200mg/g，对应有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型。因此认为热解参数评价的柴西北烃源岩有机质类型要比其真实的类型偏差。同时结合氯仿沥青“A”、干酪根镜检等分析测试成果，认为柴西北烃源岩类型以Ⅱ1为主。2003 年，陈志勇等[22]针对柴西地区烃源岩类型开展了生物组分鉴定，发现柴西南和柴西北古近系—新近系烃源岩中底栖藻类生物占绝对优势，达到60%～100%，而代表陆源高等植物的松柏类管胞和带气囊花粉仅占到10%～40%，进一步表明柴西北烃源岩应属于以湖相水生生物贡献为主的偏腐泥型有机质。

通过对比柴西地区古近系—新近系烃源岩与柴北缘侏罗系煤系烃源岩干酪根碳同位素和氯仿沥青“A”碳同位素发现，两者基本一致：柴西地区干酪根碳同位素介于-23.7‰～-21.3‰，平均为-22.9‰；氯仿沥青“A”碳同位素介于-26.9‰～-22.3‰，平均为 -25.2‰；柴北缘侏罗系煤和碳质泥岩的干酪根碳同位素介于-24.7‰～-21.8‰，平均为-23.4‰；氯仿沥青“A”碳同位素介于-26.0‰～-25.6‰，平均为 -25.8‰。因此认为柴西北天然气呈现出煤型气地球化学特征的主要原因是咸化沉积环境形成的母质本身具有较重的碳同位素，其值与煤和碳质泥岩的碳同位素相当，其次柴西北烃源岩埋深普遍深于柴西南，成熟度较高，导致天然气δ13C2偏重，更加接近侏罗系煤型气的δ13C2值。

3.2 天然气纵向分布规律

柴北缘侏罗系含油气系统和柴西古近系—新近系含油气系统具有不同的供烃层系，以及不同的烃源岩类型和成藏模式。侏罗系含油气系统内天然气成藏以源外成藏模式为特征，比如东坪气田[7]和南八仙气田[20，23]，坪东凹陷和伊北凹陷所形成的高—过成熟天然气经深大断裂和不整合面长距离运移至具有古隆起背景的东坪鼻隆基岩储层和南八仙古近系储层中；同时，侏罗系含油气系统内天然气成藏具有明显的阶段性，即盆内深层聚集了相对低成熟的天然气，而浅层和盆缘古隆起聚集了高—过成熟的天然气（图7a）。而在柴西古近系—新近系含油气系统内，天然气成熟度与深度呈明显的正相关，即埋藏深度大的圈闭，聚集了相对成熟度高的天然气（图7b）。柴西北南翼山深层下干柴沟组天然气类型和来源具有较大争议，通过对比同一构造深、浅层天然气碳同位素的变化，发现与柴西古近系—新近系含油气系统的变化规律一致（图7b），进一步表明南翼山天然气来源于古近系烃源岩，而非侏罗系煤系烃源岩。

图7 柴北缘（a）和柴西（b）天然气δ13C1 与深度的关系Fig.7 Relation between natural gas δ13C1 and depth in the northern margin of Qaidam Basin (a) and western Qaidam Basin (b)

4 天然气成藏规律

柴西地区具有油气共生、以油为主的特征，因此通过宏观上分析油藏和气藏的平面分布及成藏规律，微观上解剖重点气藏类型和成藏过程的方法，研究柴西地区天然气成藏规律。不同区块油藏原油地球化学特征对比显示，英西—英中—英东、咸水泉—黄瓜峁—开特米里克和红沟子—大风山3 排构造带的原油地球化学特征自西向东具有相同的规律，即原油伽马蜡烷指数降低，姥植比增加，成熟度升高，表明自西向东不同油藏主力烃源岩沉积期的水体环境由水体深、盐度大逐渐过渡为水体浅、盐度低，指示油藏具有就近成藏的特点。同时不同构造天然气具有类似的地球化学特征，沿英西—英中—英东、咸水泉—油泉子—开特米里克和红沟子—南翼山—大风山3 排构造带自西向东，油气成熟度逐渐增高：阿尔山前西段七个泉、咸水泉、红沟子地区，下干柴沟组上段主力烃源岩处于低成熟阶段，主要发育低成熟油藏[24]和少量伴生气；斜坡区的英西—英中、黄瓜峁和南翼山下干柴沟组上段主力烃源岩进入成熟—高成熟阶段，具有油气共生、甚至气多油少的特征，原油以成熟原油为主[24]，同时天然气甲烷碳同位素值达到-39‰～-34‰，根据油型气天然气成熟度划分标准[25-27]，Ro为1.0%～1.2%，为成熟天然气；开特米里克和英东地区烃源岩埋深更大，天然气甲烷碳同位素值分别达到-32‰和-38‰，明显高于黄瓜峁和英中地区天然气甲烷碳同位素值，同时天然气组分和气油比参数也明显增高，间接指示天然气成熟度增加。因此认为，天然气成藏在平面上主要受烃源岩分布及热演化程度控制，具有近源聚集成藏的特征。其次，受储盖配置和断裂的控制，天然气成藏在垂向上具有差异成藏的特征：英西—英中地区下干柴构造组上段是主力烃源岩，且在其上部发育一套厚层盐岩、膏岩盖层，目前已在英中地区狮58井区发现源内自生自储型气藏（图8）；开特米里克和黄瓜峁地区下干柴沟组上段—上干柴沟组是主力烃源岩，所形成的天然气主要经断裂沟通运移至上覆地层，在储盖组合有利区域聚集成藏（图9），为源上天然气成藏模式。第四次资源评价认为柴西地区油型气资源量近6000×108m3，具有较大的勘探潜力。根据天然气成藏特征，认为柴西地区主力烃源岩热演化程度较高的区域是今后天然气勘探的重要领域，比如英东、黄瓜峁—开特米里克和南翼山—油墩子一带。

图8 英雄岭构造带英西—英中—英东地区油气成藏模式图Fig.8 Reservoir-forming model of Yingxi-Yingzhong-Yingdong areas in Yingxiongling structural belt

5 结论

综合油气源对比、区域地质条件及天然气成藏规律研究，认为柴西北油气均来源于古近系—新近系烃源岩，不存在侏罗系油气的混入。

柴西北天然气主要为油型气，且来自于古近系—新近系偏腐泥型烃源岩。受柴西地区古近系—新近系高原咸化湖相沉积背景影响，烃源岩干酪根碳同位素和氯仿沥青“A”碳同位素偏重，在相同热演化程度下，柴西地区天然气的乙烷碳同位素值明显要大于淡水沉积烃源岩所生成天然气的乙烷碳同位素值。柴西北天然气受上干柴沟组和下干柴沟组上段烃源岩热演化程度高的控制，表现出天然气乙烷碳同位素值接近甚至大于柴北缘煤型气乙烷碳同位素值。

图9 咸水泉—油泉子—黄瓜峁—开特米里克构造带油气成藏模式图Fig.9 Reservoir-forming model of Xianshuiquan-Youquanzi-Huangguayao-Kaitemilike structural belt

柴西地区天然气成藏特征与原油成藏具有类似的规律：平面上受控于下干柴沟组上段—上干柴沟组烃源岩的分布和热演化程度，且就近富集成藏，比如开特米里克、黄瓜峁和南翼山地区烃源岩热演化程度高，主要发育气藏；纵向上受膏岩优质盖层和油气源断裂的联合控制，发育源内和源上两种成藏类型，比如英中地区下干柴沟组上段源内天然气藏和黄瓜峁下油砂山组源上天然气藏。同时结合区域地质条件，指出英东、黄瓜峁—开特米里克和南翼山—油墩子地区所发育的主力烃源岩热演化程度较高，是下步天然气勘探的有利方向。