2021, Vol. 33
2. 中国石油青海油田分公司勘探开发研究院, 甘肃 敦煌 736202
,
WANG Jiangong1,
SUN Xiujian1,
LI Hongzhe1,
YANG Wei1,
BAI Yadong1,
PEI Mingli1,
ZHOU Fei2,
SI Dan2
2. Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Qinghai Oilfield Company, Dunhuang 736202, Gansu, China
柴达木盆地北缘阿尔金山前带东段由侏罗系煤系烃源岩控制形成含油气系统，该区具有继承性古隆起和古斜坡的构造背景，是油气运移的长期指向区[1-2]。近几年来，阿尔金山前带煤型气勘探不断取得突破，先后发现了东坪、牛东、尖北等多个大中型气田，已成为青海油田天然气勘探的重点和热点地区。众多学者[3-14]针对该区成藏问题做了大量的研究工作，取得了丰硕的研究成果，认为本区油气主要来自侏罗系烃源岩，具有典型的煤型气藏特征[3-5]；天然气富集条件主要是侏罗系烃源岩、基岩储层、古构造背景等[2, 6-7]；基岩风化壳储层是本区主要的储集类型[8]；路乐河组底部含膏泥岩盖层对基岩气藏具有控制作用[9]；断裂与不整合输导体系对油气成藏具有重要的控制作用[10-13]；山前带逆断层的发育对源储配置的改造作用有利于油气藏的形成[14]。
学者们的研究成果为指导阿尔金山前带东段天然气重大发现发挥了积极作用，但随着勘探程度不断深入，发现油气分布极不均衡，表现在横向非均质分布与纵向多层系差异聚集，这些问题严重制约着油气的进一步勘探与开发。为此，基于前人研究成果，充分利用地质与地球化学资料，开展油气成藏研究、分析成藏期次、明确主控因素、建立成藏模式，从动态成藏角度理清油气成藏规律，以期进一步指导该区的油气勘探。
1 地质概况研究区位于柴达木盆地西北部、阿尔金山前带东段。受阿尔金走滑断裂活动影响，研究区整体表现为南倾的构造斜坡，自西向东依次为：尖北斜坡、东坪鼻隆、牛中斜坡、牛北斜坡、牛东鼻隆和冷北斜坡（图 1）。研究区普遍接受古近纪—新近纪沉积，总厚度为1 000~5 000 m，整体向山前抬升减薄。阿尔金山前带普遍不发育侏罗系，烃源岩主要分布于其南侧，自东向西分别发育昆特依、坪东、坪西侏罗系生烃凹陷。研究区存在2种地层组合，一种是东坪地区地层组合，下部缺失侏罗系，自下而上分别为：基岩、路乐河组（E1+2）、下干柴沟组（下段E31、上段E32）、上干柴沟组（N1）、下油砂山组（N21），主要分布于东坪鼻隆、尖北斜坡、牛中斜坡；一种是牛东地区地层组合，下部地层层序较全，自下而上分别为：基岩、下侏罗统（J1）、路乐河组（E1+2）、下干柴沟组（下段E31、上段E32）、上干柴沟组（N1），主要分布于牛东鼻隆。研究区发育两大类储层，一是基岩风化壳储层，岩性以花岗岩和片麻岩为主[6-8]，局部发育变质灰岩和片岩。储集空间以裂缝、溶蚀孔和微孔为主[8, 14]，具有厚度大、非均质性强[15]等特征，是本区重要的储集类型，主要分布于东坪鼻隆、尖北斜坡、牛中斜坡等斜坡区和隆起区；二是侏罗系、古近系碎屑岩储层，储集空间以原生粒间孔为主，总体具有层薄、横向变化快的特征，主要分布在牛东鼻隆、东坪3井区。这些基本地质特征导致该区成藏具有较大差异性。
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下载原图 图 1 阿尔金山前东段区域地质综合图 Fig. 1 Comprehensive regional geological map of the eastern Altun piedmont |
柴达木盆地阿尔金山前带东段自东向西发育牛东气田、牛中气藏（牛新1井区）、东坪气田（包括东坪1、东坪17、东坪3井区）和尖北气田（参见图 1），具有相似的构造成藏背景，但气藏特征具有较大差异，表现在天然气地球化学特征、成藏期次、多层系差异分布等方面。
2.1 天然气地球化学特征受烃源岩类型影响，本区侏罗系含油气系统以产气为主[16-17]，局部发育少量油层。分析数据表明，该区不同区块天然气地球化学特征存在明显差异。
2.1.1 天然气组分表 1列出了研究区天然气组分实验数据。总体来看，天然气组分以烃类为主，总烃气体积分数为43.21%~98.90%，除少数样品外，体积分数普遍> 85%。烃类组分中，又以CH4含量最高，其体积分数为42.26%~95.767%，一般为85%~95%，C2+含量整体较低，体积分数为0.59%~12.95%。各个地区差异明显，牛东气田天然气中CH4含量总体较低，体积分数大多＜90%，C2+含量普遍较高，体积分数大多在9%以上，最高达11.26%；牛中地区烃类气含量全区最低，其中CH4体积分数仅为42.26%~ 62.20%，C2+体积分数为1%~2%；东坪气田天然气CH4含量变化范围大，东坪1、东坪17井区普遍较高，CH4体积分数多数> 90%，东坪3井区CH4体积分数为61.75%~95.77%，低值、高值都有分布，其中有4个样品CH4体积分数＜80%，都与非烃气体N2含量高（体积分数>20%）有关。东坪气田天然气C2+含量整体较低，绝大多数样品体积分数低于3%；尖北气田天然气中CH4含量整体较低，体积分数基本在80%左右，主要与较高的非烃气体组分（N2）有关，C2+含量也较低，体积分数为2%~3%。天然气的干燥系数总体较高，且存在地区差异，牛东气田天然气干燥系数高、低值并存，低值在0.9左右，高值> 0.95，表现为干气、湿气并存的特征；东坪、尖北等气田天然气干燥系数均较高，除个别样品外，均> 0.95，为典型的干气。
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下载CSV 表 1 阿尔金山前带天然气组分数据 Table 1 Composition of natural gas in Altun piedmont |
本区天然气组分中非烃气体含量总体较低，并以N2为主，但变化范围较大。天然气中N2体积分数为0.61%~56.35%，牛东气田、东坪1和东坪17井区天然气中大多数N2体积分数＜5%；东坪3井区天然气中N2含量整体较高，体积分数为3.17%~ 30.49%，多数>10%；尖北气田天然气N2含量普遍较高，体积分数为15%~20%；牛中地区天然气中N2含量最高，体积分数为20.13%~56.35%。其他非烃气体含量普遍较低，体积分数一般不超过1%，但牛中地区CO2体积分数达到13%左右（表 1）。
2.1.2 天然气碳同位素组成碳同位素是判别天然气成因类型、成熟度和油气来源的重要依据，甲烷碳同位素（δ13 C1）受气源岩热演化程度影响较大，乙烷碳同位素（δ13 C2）主要反映气源岩母质类型[18-21]。本区天然气碳同位素分析数据如表 2所列，整体来看，甲烷碳同位素数值变化比较大，但乙烷和丙烷碳同位素（δ13 C3）数据分布比较集中。甲烷碳同位素为-17.58‰~-38.70‰，差值高达21.12‰；乙烷碳同位素为- 19.82‰~ - 28.51‰，差值低于9‰，且绝大部分数值介于-20‰~-25‰。分析认为，δ13 C1数值差异大是由于成熟度差异所致，而δ13 C2数值集中分布则反映了天然气的成因类型比较单一，均属于来源于侏罗系腐殖型母质的煤型气[4-6]。
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下载CSV 表 2 阿尔金山前带天然气碳同位素数据 Table 2 Carbon isotope of natural gas in Altun piedmont |
不同地区天然气碳同位素的分布特征具有较大差异，总体来看，牛东地区天然气碳同位素相对较轻，δ13C1为-30.9‰~-36.4‰，δ13C2为-22.2‰~ -28.5‰，δ13C3为-22.3‰~-26.8‰，均为正碳同位素系列（δ13C1＜δ13C2＜δ13C3），反映天然气为类型单一的煤型气；牛中地区天然气碳同位素较轻，δ13C1为-30‰左右，δ13C2为-22.5‰左右；东坪1井区天然气碳同位素较重，δ13C1均在-25‰左右，δ13C2多在-22‰左右，多为正碳同位素系列。有个别样品碳同位素系列发生倒转，可能与不同成熟度烷烃气的混合有关[22-23]。东坪17井区天然气碳同位素整体较轻，δ13C1主要分布在-33‰左右，δ13C2大多分布在-20‰~-23‰，δ13C3为-19.7‰~-24.5‰，多表现为正碳同位素系列，为煤型气。东坪3井区天然气碳同位素总体较重，而且变化范围大，δ13C1为-17.58‰~-31.10‰，δ13C2为-19.82‰~-25.20‰，δ13C3为-23.4‰~-25.6‰。须要指出的是该区有多个样品表现为负碳同位素系列（表 2），是否存在无机气的输入？在后面再作详细探讨。尖北地区碳同位素数据较少，从仅有的1个数据来看，其天然气碳同位素较重，δ13C1，δ13C2，δ13C3分别为-25.9‰，-20.7‰，-18.0‰，为典型的煤型气。
2.1.3 天然气的成熟度天然气甲烷碳同位素与其母岩Ro之间具有较好的相关关系。众多学者[5, 19, 23-24]通过大量的研究，建立了多种煤型气δ13C1-Ro关系式，经过对比分析，本文采用刘文汇[24]的两段式回归公式
| $ {\delta ^{13}}{{\rm{C}}_1} = 48.77\lg {R_{\rm{o}}} - 34.1,{R_{\rm{o}}} \le 0.9\% $ | (1) |
| $ {\delta ^{13}}{{\rm{C}}_1} = 22.42\lg {R_{\rm{o}}} - 34.8, {R_{\rm{o}}} > 0.9\% $ | (2) |
利用天然气中甲烷碳同位素资料对天然气样品的Ro进行计算，结果如表 2所列。对于具有负碳同位素系列的样品，由于可能存在无机烷烃气输入的情况，因此不参与Ro的计算。从计算结果来看，本区天然气样品成熟度分布范围大，计算的Ro为0.80%~4.09%，整体反映多成熟度并存的特征。从平面上看，牛东地区天然气成熟度最低，对应的Ro值为0.85%~1.48%，大致分为高、低等2个区间，低值Ro位于0.9%左右，高值Ro位于1.4%左右；牛中地区天然气成熟度较低，Ro为1.6%左右；东坪1井区天然气成熟度比较单一，Ro集中分布于2.5%左右，是过成熟阶段的产物；东坪17井区天然气成熟度较低，对应的Ro值为0.68%~1.34%，仅1个数据为0.68%，其他都集中在1.2%左右；东坪3井区天然气成熟度跨度大，对应的Ro值为1.45%~4.09%，反映了多期成藏的产物；尖北地区天然气成熟度较高，对应的Ro值为2.45%。
2.2 成藏期次成藏期次是油气成藏研究的重要内容，是了解成藏过程的重要步骤。成藏期次的确定通常有2种途径[25-26]，一是绝对定年法，即储集层成岩矿物（主要是伊利石）同位素年代学分析法，二是相对定年法，即有机包裹体光性特征和均一温度分析法。本次研究主要采用成熟度-生烃史法[27-28]与储层流体包裹体法相结合的方法。气源分析表明：牛东地区天然气来源于昆特依凹陷；东坪（包括东坪1、东坪17和东坪3井区）、牛中地区天然气来源于坪东凹陷；尖北地区天然气来源于坪西凹陷。根据探井和区域资料分别编制了昆特依、坪东、坪西等3个生烃凹陷的生烃演化史图。把牛1、东坪1、尖北1等井的天然气Ro数值投到对应的凹陷生烃史图上（这里忽略天然气在运移过程中成熟度的变化），确定了各个地区天然气藏的成藏时期。同时，利用牛1、牛3、东坪1等井的流体包裹体资料辅助确定油气充注及成藏期次。
分析结果表明，各个区块成藏期次存在明显差异。牛东地区天然气藏为渐新世中晚期（N1沉积期）、中新世中期（N21沉积期）共2期成藏（图 2），对应的天然气Ro值分别为0.9%和1.4%。另外，牛1井在1 163.60 m（E32），2 225.10 m（J1）分别检测出发蓝绿色荧光和发黄绿色荧光的2类油包裹体，牛1井在2 227~2 233 m（J1）的储层包裹体中检测出70~ 80 ℃，90 ℃共2组均一温度数据，牛3井在681~ 689 m（E32）检测出50 ℃，60 ℃共2组均一温度数据，也佐证了该区存在2期油气充注、2期成藏。
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下载原图 图 2 昆特依凹陷J1生烃演化与牛东气藏成藏期次 Fig. 2 Hydrocarbon generation evolution and accumulation stages of Niudong gas reservoir in Kunteyi Sag |
东坪地区气藏具有持续充注、多期成藏的特征，主要包括：渐新世早期（E32沉积期）、渐新世中晚期（N1沉积期）、中新世早中期（N21沉积期）、中新世中晚期（N22沉积期）和上新世至全新世（N32—Q沉积期）等5个成藏期（图 3）。其中东坪1井区天然气主要为中新世中晚期（N22沉积期）1期成藏的产物，但个别烷烃碳同位素系列出现倒转现象，可能存在不同成熟度天然气的混入[4]，同时东坪1井路乐河组（E1+2）储层流体包裹体中检测出3组均一温度：80 ℃左右、90 ℃左右、120 ℃左右，结合该井埋藏史分析，其分别对应于渐新世中晚期（N1沉积期）、中新世早中期（N21沉积期）、中新世中晚期（N22沉积期）共3期油气充注。综合分析认为，该区具有多期充注、1期成藏为主的特征；东坪3井区天然气存在4个成藏期，分别为渐新世晚期（N1沉积末期）、中新世早中期（N21沉积期）、中新世中晚期（N22沉积期）和上新世至全新世（N32—Q沉积期图 3）；东坪17井区天然气也来源于坪东凹陷，但成熟度较低，反映成藏期比较早，结合生烃史识别出渐新世早期（E32沉积期）、渐新世中期（N1沉积期）共2个成藏期（图 2）；牛中地区天然气成熟度单一，为渐新世晚期（N1沉积期）1期成藏（图 3）。
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下载原图 图 3 坪东凹陷J1生烃演化与东坪气藏、牛中气藏成藏期次 Fig. 3 Hydrocarbon generation evolution and accumulation stages of Dongping and Niuzhong gas reservoirs in Pingdong Sag |
尖北地区（尖探1井区）天然气成熟度单一，为中新世中期（N21）1期成藏（图 4）。
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下载原图 图 4 坪西凹陷J1生烃演化与尖北基岩气藏成藏期次 Fig. 4 Hydrocarbon generation evolution and hydrocarbon accumulation stages of Jianbei bedrock gas reservoir in Pingxi Sag |
从油气富集层系和油气藏类型来看，不同地区存在较大差异。牛东地区富集层系多、油气藏类型也多；东坪地区总体上具有基岩富集油气和发育构造气藏的特征，局部发育多层系和多类型气藏；尖北地区和牛中地区以基岩气藏为主，气藏类型单一，以构造气藏为主。
牛东地区含油气层系多、油藏类型丰富，基岩，J1，E1+2，E31，E32和N1等各个层系均含油气，并且油气并存，以气为主，油层主要分布在E32和J1，气层在各个层系均有分布。古近系油气藏中N1，E32，E1+2总体表现为构造-岩性气藏，具有单层薄、层数多、非均质性强、横向变化快的特征，气藏受构造和岩性复合控制；E31气藏为背斜气藏，储层物性较好，单层厚度较大，边水发育，具有统一的气水界面；侏罗系（J1）油气藏为南、北受2条断层、西侧受地层剥蚀线控制的地层不整合-断背斜油气藏，总体具有油气层厚度大、连通性较好、地层压力大、气层产量高的特征。
东坪地区整体上以基岩富集油气为主，气藏类型以构造气藏为主，各井区之间还存在一定差别。东坪1井区以基岩气藏为主，上覆的路乐河组底砾岩含气层厚度小，与基岩气藏隔夹层薄，具有统一的气水界面，整体属于厚层块状基岩风化壳地层-构造气藏，基岩储层为片麻岩，具有一定非均质性。气藏规模大，是目前国内发现规模最大的基岩气藏[9]，构造顶部气柱高度达505 m；东坪17井区与东坪1井区以断层相接，以基岩气藏为主，基岩储层为奥陶系变质岩，基岩气藏受构造、岩性-物性双重控制，属于块状基岩风化壳地层岩性-构造气藏，气层厚度较大。此外，E1+2底部发育数个薄气层，属层状构造气藏，气藏规模较小；东坪3井区位于东坪1井区的北面，以基岩含气为主，同时古近系E1+2，E31，E32等多层系含气。基岩气藏整体为厚层块状花岗岩地层-背斜气藏，发育底水，气藏主要受构造圈闭控制。E1+2，E32，E31气藏总体为低幅度背斜构造-岩性气藏，气藏主要分布于背斜构造高部位，局部受物性、岩性影响，具有层薄、层多、非均质性较强的特征。
尖北地区（尖探1井区）含气层系比较单一，整体为厚层块状基岩风化壳构造气藏，气柱高度大（546 m），气藏规模大、丰度高，基岩储层为花岗闪长岩，受风化淋滤作用、构造作用影响，储层非均质性较强[15]，基岩顶部风化淋滤带物性最好。
牛中地区（牛新1井区）为基岩风化壳断块气藏，含气层系单一、气藏类型简单。
3 差异成藏主控因素 3.1 气源决定天然气特征柴达木盆地阿尔金山前带发育昆特依、坪东、坪西等多个侏罗系生烃凹陷，不同凹陷烃源岩及其埋藏史、热演化史和生排烃史等都不尽相同，导致其油气来源存在差异。此外，本区除了有机成因的天然气之外，还有可能存在无机成因的气源，从而使天然气的地球化学特征复杂化。
首先，侏罗系生烃凹陷决定了天然气的基本特征。根据源储配置关系、气源对比等综合判断，牛东气田的天然气来源于昆特依凹陷，东坪气田、牛中气藏的天然气来源于坪东凹陷，尖北气田的天然气来源于坪西凹陷。对天然气组分、干燥系数、甲烷碳同位素等数据分析表明，天然气的成熟度变化很大，这主要是由于不同凹陷埋藏史、烃源岩演化史以及不同地区成藏过程的差异所致。研究认为，牛东地区后期经历了强烈的构造抬升（参见图 2），受此影响该区主要为早期（N1，N21）成藏，因此油气并存，天然气的成熟度相对较低，干、湿气并存，组分也比较单一、C2+重烃气含量普遍偏高，δ13C1整体较轻；东坪地区构造相对稳定且继承性好，坪东凹陷持续发育，埋深大、进入生烃门限早（参见图 3），成藏持续时间长，导致该区天然气组分比较复杂、变化大，甲烷碳同位素和成熟度跨度大，出现碳同位素反转甚至负碳同位素系列。尖北地区圈闭形成期较晚，坪西凹陷埋深较浅、排烃高峰期较晚（参见图 4），导致该区成藏期次单一，天然气组分、碳同位素组成都比较简单。
其次，本区天然气中存在无机气的输入。理由有：①阿尔金断裂为无机气的输入提供了可能。阿尔金断裂是一条岩石圈层面的巨型走滑断裂[29-31]，主体断裂产状近直立，深入上地幔，断裂浅部具有花状构造特征[32]，研究区位于阿尔金走滑断裂带上，具备岩浆-幔源气来源的地质背景。②东坪3井区天然气中出现大量的负碳同位素系列（参见表 2）。烷烃气产生负碳同位素系列的成因比较复杂，既有无机成因，也有有机成因[33-35]，无机气与有机气的鉴别依据是看与之伴生的氦（He）的来源[34]。从本区分析数据看，虽然没有He同位素等直接测试数据，但负碳系列天然气中的He含量表现为异常高值，体积分数为0.085%~1.060%，平均为0.516%（表 3），远高于盆地其他地区He的丰度（0.002%~0.055%，平均为0.035 6%），其平均值高于其他地区十几倍，具有幔源He的特征。另外，负碳系列天然气中的N2含量也比较高，而且N2与He之间存在正相关关系（图 5、表 3），与幔源N2-He相关关系一致[36-41]，也说明负碳系列天然气可能是幔源无机气。③样品中有6个气样二氧化碳碳同位素δ13Cco2＜-8‰，表现出无机二氧化碳的特征[41]。除此之外，牛新1井区非烃组分异常高，N2体积分数> 20%，最高达56.35%，CO2达到13%左右，显然与典型的煤型气组分差别很大，分析认为极有可能存在岩浆热成因无机气的输入。正是多种成因气的加入导致本区天然气具有多源混合和多样性的特征。当然，要确认这一认识，还有待进一步的深化研究，特别是He、氩（Ar）等同位素的数据支持[33, 42]。
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下载CSV 表 3 天然气分析数据异常值数据 Table 3 Abnormal value of natural gas analysis data |
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下载原图 图 5 He与N2含量关系 Fig. 5 Relationship between volume percentage of N2 and He components |
由于研究区古近系—新近系砂体规模小、横向变化快，断层和不整合成为本区主要的输导体系。由于断层与不整合的产状及其与生烃灶的匹配关系不同，它们的输导特征具有显著差异。
3.2.1 油源断层控制垂向输导由于本区侏罗系油气系统主要有近源沟通型（下生上储）、远源沟通型（下生侧储）等2种源储关系，断层垂向沟通是油气运移的必要前提。根据断层与生烃灶的配置关系，本区北西向和近南北向断层与侏罗系生烃凹陷配置关系好，是主要的油源断层，自东向西依次为：鄂东、鄂西、牛中1、牛中2、坪东、坪西、潜北和尖顶山断层（参见图 1）。断层输导性评价结果表明，受局部构造应力场的影响，这些断层的输导性在时空上具有差异性（图 6），正是这种断层输导性的差异在一定程度上控制着不同地区成藏期次的差异。
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下载原图 图 6 阿尔金山前带油源断层输导性与气藏的关系(据文献[14]修改) Fig. 6 Relationship between oil source fault conductivity and gas reservoir in Altun piedmont |
从油源断层输导性与气藏的对比关系可以看出（图 6），气藏的形成时期其主控油源断层的输导性均为好或者较好。牛东气田有2个成藏期（N1与N21），从图 6可以看出，该区鄂东、鄂西等2条油源断层在这2个时期均具有较好的输导性，成藏期次与断层输导性具有很好的一致性；牛新1气藏为1个成藏期（N1），该气藏主要受控于牛中1号断层，该时期其输导性较好；东坪气田主要以坪东断层为油源断层，该断层各个时期均具有较好的输导性，为该区5期成藏（E32，N1，N21，N22，N23—Q）提供了必要条件；尖北气田为1期（N21）成藏，该区的潜北、尖北等2条油源断层在该时期具有良好的输导性。可见断层的输导性是决定本区油气运移、充注和成藏的前提条件。当然即使断层输导性好也不一定就能成藏，还需要其他成藏条件的匹配。比如，牛中1号断层在E32，N1，N21，N23—Q等时期均具有较好的输导性，却只有1期成藏，E1+2沉积期虽然本区大多数油源断层都具有较好—好的输导性，但侏罗系烃源岩还没进入生排烃高峰，因此未能形成大规模油气聚集。
3.2.2 不整合控制横向输导油气运移始终是从高势区指向低势区，在浮力作用下，构造高部位是油气运移的总趋势。研究表明，阿尔金山前带侏罗系烃源岩整体不发育，"TR"不整合分布范围广，且一般具有较好的输导性，是控制油气长距离横向输导的主要输导体系。
（1）不整合类型控制输导模式
受控于地层组合的差异，本区存在2类"TR"不整合：牛东型地层组合控制侏罗系（顶）不整合，主要分布于牛东鼻隆；东坪型地层组合控制基岩不整合，主要分布于东坪鼻隆、尖北斜坡和牛中斜坡。虽然2类不整合在纵向上都具有3层结构（包括底砾岩层、风化残积层和半风化层），但它们的风化残积层和半风化层在内部组成和演化特征上存在较大差异。前者为侏罗系沉积岩，风化淋滤时间较短，风化程度较低，因此其风化残积层和半风化层厚度较小且输导性较差；后者为基岩，岩性为火成岩和变质岩，风化淋滤时间长，风化程度高，而且受燕山构造运动影响，构造裂缝比较发育，具有孔、缝双重孔隙空间，其风化残积层和半风化层厚度大且输导性较好[13]。因此，侏罗系不整合输导性总体较差，而基岩不整合输导性整体较好，从而导致牛东鼻隆以断层垂向输导为主，而其他各区则具有断层垂向输导和不整合横向输导的复合输导特征。
（2）不整合面"构造脊"控制优势运移路径
基于油气运移机理，不整合输导层的构造脊控制着油气运移的优势路径。根据关键成藏期"TR"不整合面的古构造形态刻画出5条优势运移路径（图 7）。目前本区已发现的油气藏如尖北气藏（尖探1）、东坪气藏（东坪1、东坪3、东坪17）、牛中气藏（牛新1）、牛东油气藏（牛1）均位于油气优势运移路径上，而尖探3井区虽然具有与尖探1井区相似的其他成藏条件：相近的基岩储层和圈闭、相同的优质盖层、相似的断层输导性，但从N21沉积期"TR"不整合面古构造图（图 7）可以看出，尖探3井区不在优势运移路径上，导致其没有能够成藏。因此，关键成藏期优势运移路径的刻画至关重要。
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下载原图 图 7 中新世早中期（N21）TR不整合面古构造与油气优势运移路径 Fig. 7 Paleostructure and hydrocarbon migration path of TR unconformity in early and middle Miocene |
蒸发岩类（膏盐岩）往往作为优质的区域盖层与油气关系密切，据付锁堂等[2]和李红哲等[9]的研究，东坪地区路乐河组底部（基岩顶部）发育一套区域性含膏盐岩优质盖层，对该区基岩气藏具有良好的封盖作用。这套盖层岩性以膏质泥岩、含膏泥岩为主，夹少量纯膏盐岩薄层（纯石膏），具有较强的封盖能力，排驱压力> 30 MPa。
对本区含气层系的分析表明，膏泥岩盖层的发育程度控制了富集层系的差异分布（图 8）。受古地貌、物源供给、气候等多种因素控制，膏泥岩盖层在空间分布上具有差异性。总体来看，这套盖层在尖北斜坡、东坪鼻隆非常发育，厚度大，但局部变化快，其中尖北地区这套盖层累计厚度超过100 m，东坪17井区累计厚度超过90 m[9]，东坪1井区累计厚度为30~100 m，而东坪3井区位于古地貌凸起区，这套盖层不太发育，累计厚度仅为0~7.9 m；其次是牛中地区，盖层累计厚度普遍超过40 m；牛东鼻隆这套盖层整体不发育。膏泥岩盖层发育区（厚度> 10 m），盖层封盖能力较强，富集程度高。油气层一般位于区域盖层之下，含气层系比较单一，以基岩气藏为主，局部路乐河组底部发育少量气层，如东坪1、东坪17、尖探1井区以及牛新1井区，而膏泥岩盖层欠发育区（厚度＜10 m），盖层的封盖能力较弱，油气富集程度较低。在断层输导等因素联合作用下，导致油气易于向上运移，往往形成多层系成藏，如牛东鼻隆（基岩，J1，E1+2，E31，E32，N1等层系含油气）、东坪3井区（基岩，E1+2，E31，E32等层系含气）。
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下载原图 图 8 阿尔金山前带膏泥岩盖层分布与油气关系图 (据文献[11]修改) Fig. 8 Distribution of gypsum mudstone caprock and its relationship with oil and gas in Altun piedmont |
受断层、不整合输导体系及膏泥岩盖层联合控制，本区发育3种成藏模式，分布于4个有利区带（牛东鼻隆、东坪鼻隆、尖北斜坡和牛中斜坡）。
4.1 断层垂向输导源上立体成藏模式其特点是以断层垂向输导为主、膏泥岩盖层不发育、局部盖层控制多层系成藏。该模式主要分布于牛东鼻隆，以牛东气田为代表。油气藏整体位于源内或源上，输导方式以断层垂向短距离输导为主；受断层输导性控制，成藏期相对较早，天然气成熟度低，干气、湿气并存；油气层具有单层薄、层数多、纵向分布广的特征；油气藏类型以构造-岩性、岩性-构造为主（图 9）。
这种成藏模式决定了牛东地区目的层系多，适合深浅层立体勘探，与油源断层沟通的砂体易于形成构造-岩性油气藏，是下一步精细勘探的有利目标。
4.2 远源输导阶梯状复式成藏模式该模式分布于东坪鼻隆，以东坪气田为代表，包括东坪1、东坪17和东坪3等井区气藏。其最显著的特征是整体上具有持续充注、多期成藏的特征。气藏整体位于源外，输导方式为断层垂向输导和不整合横向输导，具有不整合横向输导占主导、远距离运移的特征，由于断层输导持续时间长、基岩不整合输导性好，不整合面构造脊优势路径长期发育，造就该区持续充注、多期成藏；受优质盖层封盖作用控制，膏泥岩盖层发育区（东坪1、东坪17井区），以发育基岩气藏为主，膏泥岩盖层欠发育区（东坪3井区）基岩及古近系多层系富集油气；以厚层块状基岩风化壳构造气藏为主，气藏规模大、丰度高，古近系气藏以低幅度层状岩性-构造、构造-岩性气藏为主，气藏规模较小（图 10）。天然气主要来源于坪东凹陷，局部可能存在混源气。
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下载原图 图 10 远源输导阶梯状复式成藏模式(图 1剖面(2)) Fig. 10 Ladder-shaped compound accumulation model for far source transportation |
该区勘探程度较高，构造圈闭均已钻探并获得突破，以基岩为主要目的层，在优势运移路径上的岩性-地层圈闭是下一步的有利勘探目标。
4.3 远源输导盐下成藏模式该模式主要分布于尖北斜坡和牛中斜坡，以尖北基岩气田为代表（图 11）。最显著特征是优质区域盖层非常发育，含气层系单一（基岩气藏）、气藏类型比较简单，以厚层块状基岩风化壳地层-构造气藏为主。气藏整体位于源外，输导方式为断层垂向输导和不整合横向输导；受断层输导性控制，成藏期较短，为中新世早中期（N21）1期成藏。
从该区关键成藏期优势运移路径图（参见图 7）可以看出，尖6井以南、风3井以东存在1条优势运移路径和1个低幅度古凸起，这是尖北地区下一步精细勘探的有利方向。
5 结论（1）柴达木盆地阿尔金山前带各区块之间成藏特征具有明显差异，主要表现在天然气地化特征、成藏期次、富集层系及油气藏类型等方面。地球化学特征方面，牛东、牛中、尖北地区天然气组分和碳同位素组成比较单一，东坪地区天然气组分和碳同位素组成变化范围大；成藏期次方面，牛东、牛中、尖北地区成藏期集中在渐新世中晚期、中新世早中期，东坪地区为渐新世早期至全新世持续充注、多期成藏；在富集层系和油气藏类型方面，牛东地区基岩，J，E1+2，E3，N1等多层系富集，油气藏类型丰富，东坪地区以基岩富集油气为主，局部古近系含气，基岩气藏以构造气藏为主，古近系发育构造、岩性复合气藏，尖北和牛中地区仅基岩富集油气，以构造气藏为主。
（2）柴达木盆地阿尔金山前带差异成藏的主控因素包括：侏罗系生烃凹陷控制油气产物，油源断层输导性与生排烃期的匹配控制成藏期次，基岩不整合面构造脊控制优势运移路径，优质盖层的空间展布控制油气的富集层系。
（3）受断层、不整合输导体系及膏泥岩盖层联合控制，本区发育3种成藏模式：断层垂向输导源上立体成藏模式，分布在牛东鼻隆；远源输导阶梯状复式成藏模式，分布在东坪鼻隆；远源输导盐下成藏模式，分布于尖北斜坡和牛中斜坡。
（4）加强断层和不整合输导性精细评价，特别是关键成藏期不整合面古构造精细刻画对本区下一步精细勘探和寻找有利勘探目标具有重要意义。
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