柴達木盆地致密油形成的地質條件及勘探潛力分析

付鎖堂 張道偉 薛建勤 張曉寶

(1.中國石油青海油田公司，甘肅 敦煌 736202;2.中國科學院地質與地球物理研究所蘭州油氣資源研究中心，蘭州 730000)

0 引言

伴隨著石油勘探開發技術的不斷進步，非常規油氣如油砂、煤層氣、頁巖油氣和致密油氣等已引起廣泛關注，并得到有效開發，在油氣儲量和產量中所占比例也逐年提高［1，2］。近年來，致密油已成為非常規油氣勘探的又一新熱點，在西方被譽為“黑金”［3，4］。致密油勘探開發技術發展最快的是美國，目前已發現致密油盆地19個，可采儲量約為23×108t，主要集中在巴肯和鷹灘的頁巖區帶內，儲集巖為致密砂巖和灰巖，借助水平井和分段壓裂技術已開始實現大規模開發［5］。國內致密油勘探開發技術發展處于領先地位的是鄂爾多斯盆地，已在延長組的致密砂巖中探明地質儲量24×108t，準噶爾盆地和四川盆地在致密碳酸鹽巖中也找到了數量可觀的致密油資源［6］。

在柴達木盆地油氣勘探過程［10］中也已開展了致密油地質條件研究，并發現了具有致密油特征［1～9］的油氣。早在上個世紀九十年代以前，對柴西北區的咸水泉、油泉子和柴北緣的潛西、魚卡等構造進行鉆探時，就在烴源巖層段及其附近的致密砂巖中見到良好油氣顯示。最近十年里，在柴西南區紅柳泉、躍進一號勘探下干柴溝組下段()主要目的層時，在下干柴溝組上段()與烴源巖互層的灰巖層段均見油氣顯示［11，12］，4口井見低產油流。近兩年在致密油地質條件分析的基礎上有針對性地對烏南下油砂山組)、小梁山上油砂山組()、南翼山下油砂山組)低滲致密油藏進行了勘探，取得了重要進展，形成了規模儲量接替區。但致密油形成地質條件的研究在柴達木盆地還處于起步階段，總體地質認識程度低，影響了致密油的勘探。本文試圖利用老井、老區復查資料，并結合石油地質實驗數據，分析柴達木盆地致密油形成的沉積環境、源儲共生關系、烴源巖條件、儲層特征和分布、構造背景和成藏組合，預測其勘探潛力和有利區帶，為今后致密油的勘探奠定基礎。

1 盆地地質概況

圖1 柴達木盆地構造單元劃分Fig.1 The teclonic units of the Qaidam basin

柴達木盆地位于青藏高原北部，其大地構造位置居古亞洲構造域和古特提斯—喜瑪拉雅構造域的結合部，是在具有元古界變質結晶基底和古生界褶皺變形基底的地塊上于印支運動后發育起來的一個中、新生代陸相含油氣沉積盆地。盆地面積 12.1×104km2，中、新生代沉積巖分布面積 9.6 ×104km2。前人根據現今凹凸分布、主要控制斷裂及基底性質，充分考慮沉積時的原盆地構造格局，并結合石油地質條件和油氣勘探需要，將柴達木盆地劃分為4個一級構造單元(圖1)，即:柴西隆起、一里坪坳陷、三湖坳陷和柴北緣隆起。三疊紀晚期的印支運動，結束了柴達木地塊的海侵歷史，并逐漸進入陸相盆地演化時期，形成塊斷沉降帶，奠定了侏羅紀盆地的基本格局。中侏羅世末期的燕山運動，使早、中侏羅世的斷陷盆地發生反轉，盆地的沉積、沉降中心向南、向東偏移，快速堆積了一套上侏羅統—白堊系的紅色碎屑巖建造，盆地北部和廣大腹部地區處于剝蝕狀態。古近紀的喜馬拉雅運動，使盆地古地形逐漸由中生代的南高北低轉化為北高南低、東高西低，沉積中心隨之向南、向西遷移，沉積湖盆也迅速發展壯大，在盆地中西部地區沉積了巨厚的暗色泥巖。新近紀至第四紀的喜馬拉雅運動，使盆地周緣山系進一步隆升，盆地西部結束了坳陷的發展時期而進入褶皺回返階段，沉積中心逐漸向東遷移，到第四紀，沉積中心已遷移到東部三湖地區，形成第四紀新坳陷。受上述構造沉積演化的控制，柴達木盆地自下而上發育了下侏羅統小煤溝組(J1)、中侏羅統大煤溝組(J2)、上侏羅統紅水溝組(J3)、下白堊統犬牙溝組(K1)、上白堊統、古近系路樂河組(E1+2)、下干柴溝組下段()、下干柴溝組上段()，新近系上干柴溝組(N1)、下油砂山組()、上油砂山組()、獅子溝組()和第四系(Q1+2)(圖2)。侏羅系地層主要分布在柴達木盆地北緣地區(簡稱柴北緣)，白堊系在盆地零星分布，主要集中在阿爾金山前和祁連山前，古近系和新近系在全盆地廣泛分布。

2 致密油氣形成的地質條件

2.1 沉積環境條件

烴源巖、儲層和源儲共生關系是致密油氣形成的三個重要的地質條件［1～6］，而沉積環境及其演化又控制了致密油氣形成的烴源巖、儲層和源儲共生關系，因此本文將沉積環境及其演化作為致密油氣形成的基礎地質條件進行討論。

早侏羅世時期，柴達木盆地受南北向弱伸展作用力的影響，依附于早期正斷層形成一系列規模較小、相互獨立的斷陷，在冷湖—潛西、鄂博梁—伊克雅烏汝一帶發育半深湖—深湖相沉積，湖泊周邊沉積了辨狀河三角洲、濱淺湖相砂體。中侏羅世時期，受構造運動的影響，盆地西部抬升，祁連山前和德令哈地區相對下沉，沉積中心向東向北轉移至魚卡—紅山、德令哈地區，西部魚卡—紅山地區，發育淺湖—半深湖相，湖泊周緣形成了辮狀河三角洲及濱淺湖砂體;東部德令哈地區水體較淺，形成大面積淺湖相沉積。

圖2 柴達木盆地地層及生儲蓋層分布圖Fig.2 Strata and source-reservoir-cap beds in the Qaidam basin

自晚古新世開始，以柴達木微板塊為主要載體接受第三紀沉積，而此時的沉積中心隨著西部擠壓應力的加強也在不斷地自西向東遷移［13］。柴西地區在時期湖水面積開始擴大，略有向東遷移的跡象，半深湖區主要發育在七個泉、獅子溝、扎哈泉一帶，其周邊大面積發育辮狀河三角洲前緣沉積;繼承了的沉積體系，湖水面積進一步擴大，并明顯向東遷移，首次使全盆地接受大面積沉積，半深湖區主要分布在七個泉—獅子溝—茫崖一帶，躍進地區也發育湖相沉積，在紅柳泉—烏南地區主要發育濱淺湖—半深湖相的灘壩或泥灰坪。N1時期柴達木湖盆面積更為廣闊，半深湖區在獅子溝—茫崖一帶，向北擴至南翼山—大風山地區，在紅柳泉—烏南地區主要發育辮狀河三角洲前緣水下分流河道與濱淺湖灘壩。時期，湖盆向東南遷移，西部沉積區凹陷中心由英雄嶺凹陷擴大至茫崖，向北擴至小梁山—南翼山—大風山地區。在～N1時期由于湖盆演化進入區域構造活動較穩定期，陸源碎屑輸入量減小，沉積速率明顯變小，湖平面處于上升階段并達到高峰，濱淺湖環境中出現相對高地或隆起區，形成湖水面相對穩定、含氧充足的清水環境，促進了碳酸鹽巖的發育。

2.2 烴源巖條件

晚印支以來，受構造活動影響，柴達木盆地沉積中心不斷遷移，在縱向上自侏羅紀到第三紀沉積了三套互不疊置的優質烴源巖，分別是柴北緣中下侏羅統(J1+2)及柴西下干柴溝組(E3)和柴西上干柴溝組(N1)烴源巖，具有豐度較高、類型好、生烴潛力大等特點，為致密油的形成奠定了物質基礎(圖3)。

柴北緣侏羅系烴源巖主要發育在冷湖、伊北和魚卡等凹陷，巖性為湖沼相泥巖、炭質泥巖，厚度在500～3 000 m，分布較廣。烴源巖有機質豐度較高，有機碳平均1.85%，有機質類型以Ⅰ—Ⅱ2型為主，有機質成熟度在成熟—高成熟階段，具有較好的生油潛力。

圖3 柴達木盆地烴源巖分布圖Fig.3 Source distribution in the Qaidam basin

柴西上干柴溝組(N1)烴源巖主要發育在獅子溝—英東—烏南以北的廣大區域，巖性以暗色泥巖和泥灰巖為主，厚度在100～700 m之間，面積10 000 km2，有效烴源巖有機碳一般在0.4%～0.8%，有機質類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主，有機質成熟度相對較低，Ro在0.4%～1.2%范圍內。

與國內其它盆地相比，柴達木盆地第三系烴源巖雖然有機質豐度不高，但在特殊的咸化湖盆沉積過程中，源巖具有烴轉化率較高的特點，在有機碳含量相同的條件下有機質烴轉化率高達30%以上，遠高于其它盆地淡水湖相烴源巖(表1)。

2.3 儲層條件

2.3.1 儲層類型及分布

通過對以往油氣勘探成果的復查，按照致密油的形成條件，柴達木盆地致密油儲層巖性分為碎屑巖和碳酸鹽巖兩大類(表2)。碎屑巖普遍具有單層厚度較薄，縱向上數個砂層疊加，平面上延伸較遠的特點，柴北緣砂體較柴西厚。碳酸鹽巖連片性較好，層數較多，單層薄，累計厚度較大。碎屑巖儲層主要分布在柴西南躍進—烏南地區、阿爾金山前以及柴北緣冷湖—九龍山地區，碳酸鹽巖儲層主要分布于柴西南的紅柳泉—躍進和柴西北的小梁山—南翼山一帶(圖4)。

表1 柴達木盆地與其它盆地烴源巖產烴率對比Table 1 Comparison of hydrocarbon production ratio of source rock in the Qaidam basin with those in other basins

表2 柴達木盆地致密油儲集巖性特征Table 2 Characteristics of tight oil reservoir rocks in the Qaidam basin

圖4 柴達木盆地致密油儲層平面分布圖Fig.4 Horizontal distribution of tight oil reservoir rocks in the Qaidam basin

2.3.2 巖石學特征

根據錄井和巖芯資料分析，總結了柴達木盆地兩類致密油儲集巖特征(表2)。柴西地區碎屑巖儲層多為長石巖屑砂巖和巖屑砂巖，成分成熟度低，泥質雜基含量較高(圖版Ⅰ-a)，并經常伴有灰質。碳酸鹽巖包括藻灰巖(圖版Ⅰ-c)、泥晶灰巖、顆粒灰巖等，常與碎屑巖互層出現，膠結物為鈣質、泥質或硬石膏。柴北緣致密油儲集巖性主要為致密砂巖，主要以中細砂巖為主，長石巖屑含量較高，壓實作用強烈，顆粒間凹凸接觸明顯(圖版Ⅰ-b)。

2.3.3 儲集空間類型及其特征

通過巖石薄片鑒定，碎屑巖儲集空間以原生粒間孔為主，其次為溶蝕孔，局部裂縫較發育。柴西地區粉砂巖受沉積微相的影響，泥質和灰質含量較多，原生粒間孔多為殘余粒間孔(圖版Ⅰ-d)，在成巖壓實作用下粒間孔逐漸縮小，有的僅剩粒緣縫(圖版Ⅰ-e，g)。后期的風化淋濾溶蝕容易形成溶蝕孔(圖版Ⅰ-h，i)，構造運動使致密脆性巖石裂縫局部發育。碳酸鹽巖儲集空間包括原生孔隙、次生孔隙和裂縫三大類。原生孔隙多受沉積環境控制，包括生物體腔孔(圖版Ⅰ-j)和粒間孔，淺灘和藻丘微相原生孔隙比較發育。次生孔隙和層間縫是主要的孔縫類型，次生孔隙包括晶間孔(圖版Ⅰ-f)、粒內溶孔(圖版Ⅰ-k)、粒間溶孔、石膏溶孔以及成巖收縮縫溶蝕擴大孔在藻丘微相的藻疊層石灰巖、藻團塊灰巖和藻泥晶灰巖中發育。裂縫包括成巖裂縫(圖版Ⅰ)和構造裂縫，主要發育于湖灣微相的含粉砂(粉砂質)泥晶灰巖中。柴北緣致密砂巖的壓實作用較柴西地區強烈。

2.3.4 物性特征

據巖芯物性統計，柴達木盆地致密油儲層孔隙度平均值在4%～9.4%，滲透率平均值在0.2×10－3～1 ×10－3μm2，多數小于 1 ×10－3μm2，儲層類型屬于特低孔特低滲儲層。其中，柴北緣地區中下侏羅統(J1+2)孔隙度在3.8%～10.2%之間，平均為6.3%;滲透率在0.1 ×10－3～2 ×10－3μm2之間，平均0.79 ×10－3μm2。柴西地區下干柴溝組上段(E32)物性普遍比上干柴溝組(N1)要小，孔隙度一般在5%～7%，滲透率 0.2 ×10－3～0.7 ×10－3μm2，上干柴溝組(N1)孔隙度在6%～8%，滲透率小于0.4×10－3～0.8×10－3μm2。

通過成巖作用分析認為，柴北緣致密砂巖物性主要受壓實和溶蝕作用雙重控制，其強度要比柴西地區大，顆粒間見凹凸接觸，粒間孔多數已成粒緣縫，物性比柴西差。柴西地區粉砂巖的物性主要受沉積作用和后期的壓實、膠結作用共同控制，不同地區有差異，如烏南地區主要是鈣質和灰泥質減孔為主，扎哈泉地區則是壓實減孔為主，少量的鈣質減孔。碳酸鹽巖儲層物性主要受表生的淡水風化淋濾作用和構造作用的影響，膠結作用是其致密的主要原因，其次才是壓實作用。

2.4 源儲共生關系

圖5 柴西七個泉—昆北地區源儲配置剖面圖Fig.5 Section of source-reservoir combination of the Qigequan-Kunbei area in the Qaidam basin

源儲共生關系是致密油氣形成最重要的地質條件之一［1～6］。源儲共生關系主要受沉積特征及其演化的控制。如前所述，柴北緣冷湖地區和魚卡地區中下侏羅統半深湖—深湖相泥巖和與其互層或位于其附近的辨狀河三角洲及濱淺湖相砂體為致密油氣的形成構建了良好的源儲配置關系(圖2)。柴西地區第三系廣泛發育的半深湖—深湖相泥巖和與其互層或位于其附近的辨狀河三角洲和濱淺湖相砂體、粒屑灰巖、藻灰巖等為致密油的形成構成了良好的源儲共生關系(圖2，圖5)。

2.5 大地構造位置

致密油以自生自儲為特點，所以其分布離最初的生油區往往不遠。從致密油儲層的分布與烴源巖分布關系來看，柴達木盆地致密油藏多處于生烴凹陷中心，如小梁山—南翼山，或緊鄰生烴凹陷的構造斜坡區，如七個泉—躍進、扎哈泉、烏南N1油藏。因此主力生烴凹陷控制致密油藏分布。

2.5.1 構造斜坡區

柴西地區構造斜坡背景較發育，持續發育三大古斜坡區:七個泉—紅柳泉—砂西斜坡區、躍進斜坡區和烏南斜坡區。柴西地區斜坡背景對致密油藏形成十分有利，原因有兩點:一是斜坡區緊鄰生烴凹陷，發育大量的優質烴源巖，油源條件充足，構造高部位可能發育構造油藏，斜坡部位不僅可能發育巖性油氣藏，而且也是致密油儲存的良好區帶;二是古斜坡在湖盆演化發展期(—N1)發生了多期次湖進湖退［14，15］，湖退體系域發育辨狀河三角洲前緣砂體、濱淺湖灘壩砂體，加之干旱古氣候的影響，具有咸化湖盆的特點，在淺湖區域還發育藻灰巖等碳酸鹽巖，因此，特殊的沉積環境為致密油的生成與儲存提供了條件。

2.5.2 生烴凹陷中心

生烴凹陷中心是烴源巖厚度最大、生烴潛力最強的區域，同時也是致密細碎屑巖或碳酸鹽巖較發育的區域，受湖平面的周期性升降的控制，這一區域垂向上烴源巖和致密儲層頻繁互層，可以形成良好的源儲共生關系，為致密油的形成創造了良好的條件。最典型的代表性區域是小梁山—南翼山區帶，該區—和和時期一直處在湖盆中心區域，泥質烴源巖和碎屑巖、灰巖儲層都非常發育，平面上烴源巖大面積連續分布，儲層基本分布在烴源巖的范圍內，垂向上烴源巖和儲層互層分布，為致密油的成藏奠定了非常好的配置關系。

2.6 致密油分布與成藏組合

根據致密油形成的沉積環境、源儲共生關系、源巖條件和儲層特征與分布分析，柴達木盆地可能存在碎屑巖和碳酸鹽兩種類型致密油，分布在N1三套層系內。其中致密油可能以碎屑巖為主，分布在柴北緣的冷湖和九龍山地區，儲層厚度在3～22 m，縱向上儲層分布少，但橫向上分布穩定致密油可能以碳酸鹽巖為主，主要分布在柴西南區，儲層厚度在2～11 m，多數在3～6 m，縱向上儲層分布較多，橫向上分布較穩定;N1致密油可能以碎屑巖為主，在柴西地區分布較廣，儲層厚度在2～4 m，縱向上油層分布少，橫向上延伸較遠(圖6)。

圖6 柴西南區致密油成藏組合示意圖(1:20萬)Fig.6 The profile of pool forming group of the tight oil in the Qaidam basin

據致密油形成的地質條件分析及源儲的配置關系，其可能主要存在四種類型成藏組合(圖6):

①源內包裹組合

即儲層與源巖互層式接觸或儲層呈席狀、透鏡狀直接包裹于源巖中。該組合經常出現在湖侵范圍較大，且湖平面頻繁波動的時期，往往表現為半深海相的泥質烴源巖與碳酸鹽巖或濱淺湖相、三角洲前緣相砂巖互層。隨著地層埋深加大，由于壓實作用和石英、方解石、石膏等的膠結作用，儲層逐漸致密化;同時烴源巖也逐漸成熟，開始排烴，油氣在源儲壓差作用下克服毛細管力，以滲流擴散的方式直接注入儲集體的納米級孔隙中，并將地層水驅替或部分驅替出儲層而成藏，或者滯留在源巖中形成致密油，如躍進、南翼山等。

②源上廣覆組合

即儲層位于大面積分布的烴源巖之上。該組合經常出現在大規模湖侵期后的湖退期，烴源巖常為半深海相泥巖，儲層常為濱淺湖相或三角洲前緣砂巖。隨著地層埋深加大，儲層在壓實和膠結等作用的影響下逐漸致密化，大面積分布的烴源巖生成的油氣在源儲壓差的作用下短距離垂向運移至上覆致密藻灰巖、泥灰巖及砂巖等儲層中成藏，如扎哈泉、烏南N1。

③源下依伏組合

即儲層位于大面積分布的烴源巖之下。該組合往往先出現大范圍湖退，繼而發生大規模的湖侵，烴源巖為半深湖相泥巖，儲層為退積型濱淺湖或三角洲前緣砂體。隨著地層埋深的加大，由于壓實作用、膠結作用等的影響，儲層逐漸致密化;烴源巖也逐漸趨于成熟，大量生成的油氣短距離垂向運移至下伏致密藻灰巖、泥灰巖及砂巖等儲層中成藏。

④源側披覆組合

即儲層位于烴源巖的側翼，與其呈指狀交錯。該組合往往出現在濱淺湖或三角洲前緣與半深海相的交接地帶。隨著地層埋深的加大，儲層逐漸致密化，烴源巖逐漸成熟，生成的油氣克服毛細管阻力呈“活塞式”短距離側向運移至與烴源巖呈指狀交互，披蓋于構造斜坡上的致密藻灰巖、泥灰巖及砂巖等儲層中成藏，如紅柳泉、七個泉。

3 致密油勘探潛力及目標

以上研究表明，柴達木盆地主要存在柴北緣J1+2、柴西 N1—N2和三大致密油勘探領域，初步估計總資源量約8.86～10.86×108t(表3)。中下侏羅統(J1+2)的高豐度烴源巖與湖相砂巖形成侏羅系致密油勘探領域，分布面積3 500 km2，資源量0.7～1.05×108t。早第三紀湖盆中心主要位于柴西南區，優質烴源巖與源內或源上砂巖和碳酸鹽巖儲層組成下第三系致密油藏，勘探面積1.26×104km2，資源量5.04～6.30×108t。受湖盆遷移影響，盆地N1—N2湖盆中心主要位于柴西北區，上第三系廣覆式烴源巖和與其互層或位于其上的致密砂巖和碳酸鹽巖儲層形成上第三系致密油藏，勘探面積1.04×104km2，資源量 3.12～4.16 ×108t。

通過致密油形成條件分析和老井復查，優選出四大致密油勘探目標(圖7):七個泉—躍進斜坡區、扎哈泉—烏南斜坡區N1、南翼山—小梁山區帶N1—、冷湖J1。各地區可能的致密油藏特征見表3。

(1)扎哈泉—烏南N1致密油勘探區帶

該區西起扎哈泉，東到烏南，致密油主要目的層為N1湖相地層，勘探面積800 km2，致密油資源量0.7～0.9 ×108t，油藏埋深2 700～3 500 m，鄰近烏南、躍東油田，便于勘探開發。根據鉆井情況，截止目前共計36口井在N1見良好顯示，致密油勘探潛力大。

(2)小梁山—南翼山N1—N2致密油區帶

本區緊鄰小梁山生烴凹陷，西起小梁山，東到南翼山，主要目的層為 N1—N2層段，勘探面積1 800 km2，致密油資源量 1.62～2.34 ×108t，油藏埋深1 500～2 500 m，廣覆的N1烴源巖普遍進入生烴高峰，有利于形成致密油。

(4)柴北緣冷湖地區J1致密油勘探區帶

本區包括冷湖三號、四號及五號地區，致密油主要目的層為侏羅系J1湖相地層，有利勘探面積500 km3，油藏埋深在2 000～4 500 m，資源量為6 000×104t。該區帶油氣成藏條件優越，烴源巖豐度高、厚度大、分布廣，厚度約700 m。鉆井過程中多口井見到良好油氣顯示，致密油勘探潛力可觀。

圖7 柴達木盆地烴源巖分布和致密油勘探區帶Fig.6 The source rock distribution and tight oil exploration prospects

表3 柴達木盆地典型致密油形成的地質條件及有利勘探區帶Table 3 The geological conditions of tight oil formation and tight oil exploration prospects

4 結論

(1)柴達木盆地大面積分布的中下侏羅統(J1+2)半深湖相泥巖、下干柴溝組(E3)、上干柴溝組(N1)半深湖及深湖相烴源巖和與烴源巖互層或位于其附近的濱淺湖相砂體或碳酸鹽巖，構成了對致密油形成非常有利的源儲共生關系。柴達木盆地致密油主要分布在下中下侏羅統(J1+2)、下干柴溝組(E3)和上干柴溝組(N1)的優質烴源巖層內或附近。

(2)柴北緣侏羅系烴源巖有機質豐度較高，有機碳平均1.85%，有機質類型以Ⅰ—Ⅱ2型為主，有機質成熟度在成熟—高成熟階段，具有較好的生油潛力。柴西第三系下干柴溝組)和上干柴溝組(N1)烴源巖有機碳一般在0.4%～1.2%，有機質類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主，有機質成熟度Ro分布在0.4%～1.2%范圍內，處于生油窗內。與國內其它盆地相比，柴達木盆地第三系烴源巖具有烴轉化率較高的特點。

(3)柴達木盆地致密油存在碎屑巖和碳酸鹽巖兩類儲層。沉積環境主要為濱淺湖灘壩、藻灘體、灰坪。碎屑巖儲集空間類型為殘余粒間孔、粒緣縫、溶蝕孔隙，砂體具有單層厚度較薄，縱向上數個砂體疊加，平面上延伸較遠的特點。藻灰巖儲集空間為原生孔、溶蝕孔和層間收縮縫，具有連片性較好，層數較多，單層厚度薄，累計較厚的特點。儲層類型為特低孔特低滲儲層。

(4)構造斜坡區和生烴凹陷中心區是致密油分布集中帶。致密油藏可能的成藏組合有源內包裹組合、源上廣覆組合、源下廣伏組合、源側披覆組合等四種，其分布主要受生烴凹陷控制。

(5)優選出柴西扎哈泉—烏南、小梁山—南翼山、七個泉—躍進和柴北緣冷湖等四大致密油勘探目標區，初步估算資源量在8.16～10.46 ×108t。

在柴達木盆地既存在構造、巖性和地層等常規油氣藏，也存在致密油氣、頁巖油氣等非常規油氣藏，勘探前景十分廣闊。考慮到地質認識程度、勘探開發工藝技術、開發成本、環境效應等，柴達木盆地油氣勘探應遵循先常規油氣，后非常規油氣;先致密油氣，后頁巖油氣的原則進行。

圖版Ⅰ說明 a.烏106 井，2 188.86 m，含泥粉砂巖，50 ×;b.冷科1 井，4 319.53 m，粗砂巖，25 ×;c.躍灰105 井，3 025.08 m，藻疊層灰巖;d.綠2井，2 280.3 m，N1，粉細砂巖，200×;e.扎3井，3 012.24 m，N1，長石砂巖，100×;f.梁101井，1 237.23 m，N22，藻泥晶灰巖;g.龍1井，1 738.43 m，J2，粗砂巖，50×;h.冷科1井，4 312.33 m，J1，粗砂巖，50×;i.魚33井，J2，長石內溶孔及粒間溶孔，50×;j.躍灰1井，3 228.6 m，E32，藻泥晶灰巖，50×;k.躍灰104井，2 992.55 m，E32，藻屑灰巖，50×;l.紅34井，2 912.53 m，E32，顆粒灰巖，10×。

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6 鄒才能，朱如凱，吳松濤，等.常規與非常規油氣聚集類型、特征、機理及展望——以中國致密油和致密氣為例［J］.石油學報，2012，33(2):173-187［Zou Caineng，Zhu Rukai，Wu Songtao，et al.Types，characteristics，genesis and prospects of conventional and unconventional hydrocarbon accumulations:taking tight oil and tight gas in China as an instance［J］.Acta Petrolei Sinica，2012，33(2):173-187］

7 Law B E，Curtis J B.Introduction to unconventional petroleum systems［J］.AAPG Bulletin，2002，86(11):1851-1852

8 Law B E.Basin-centered gas systems［J］.AAPG Bulletin，2002，86(11):1891-1919

9 Schmoker J W.Resource-assessment perspectives for unconventional gas systems［J］.AAPG Bulletin，2002，86(11):1993-1999

10 付鎖堂.柴達木盆地西部油氣成藏主控因素與有利勘探方向［J］.沉積學報，2010，28(2):373-379［Fu Suotang.Key controlling factors of oil and gas accumulation in the western Qaidam Basin and its implications for favorable exploration direction［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2010，28(2):373-379］

11 馬達德，壽建峰，胡勇，等.柴達木盆地柴西南區碎屑巖儲層形成的主控因素分析［J］.沉積學報，2005，23(4):589-595［Ma Dade，Shou Jianfeng，Hu Yong，et al.Analysis of the main controlling factors on the formation of clastic reservoirs in the southwestern area of the Qaidam Basin［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2005，23(4):589-595］

12 林承焰，劉偉，劉鍵，等.柴達木盆地油泉子油田中孔低滲型藻灰巖儲層測井評價［J］.西安石油大學學報:自然科學版，2009，24(1):25-28［Lin Chengyan，Liu Wei，Liu Jian，et al.Well logging evaluation of the algal limestone reservoirs with middle-porosity and low-permeability in Youquanzi Oilfield of Qaidam Basin［J］.Journal of Xi’an Shiyou University:Natural Science Edition，2009，24(1):25-28］

13 張敏，尹成明，壽建峰，等.柴達木盆地西部地區古近系及新近系碳酸鹽巖沉積相［J］.古地理學報，2004，6(4):391-400［Zhang Min，Yin Chengming，Shou Jianfen，et al.Sedimentary facies of carbonate rocks of the Paleogene and Neogene in western Qaidam Basin［J］.Journal of Palaeogeography，2004，6(4):391-400］

14 黨玉琪，熊繼輝，劉震，等.柴達木盆地油氣成藏的主控因素［J］.石油與天然氣地質，2004，25(6):614-619［Dang Yuqi，Xiong Jihui，Liu Zhen，et al.Main factors controlling hydrocarbon accumulation in Qaidam basin［J］.Oil ＆ Gas Geology，2004，25(6):614-619］

15 陳子炓，壽建峰，王少依.柴達木盆地花土溝油區上干柴溝組—下油砂山組碳酸鹽巖儲層特征［J］.成都理工學院學報，2001，28(1):53-58［Chen Ziliao，Shou Jianfeng，Wang Shaoyi.Carbonates reservoir features of Shangganchaigou to Xiayoushashan Formation in Huatugou area，Qaidam Basin［J］.Journal of Chengdu Institute of Technology，2001，28(1):53-58］