柴達木盆地阿爾金山前帶侏羅系含油氣系統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.中國石油勘探開發研究院西北分院，蘭州 730020；2.中國石油青海油田分公司勘探開發研究院，甘肅敦煌 736202）

0 引言

柴達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，該區具有繼承性古隆起和古斜坡的構造背景，是油氣運移的長期指向區［1-2］。近幾年來，阿爾金山前帶煤型氣勘探不斷取得突破，先后發現了東坪、牛東、尖北等多個大中型氣田，已成為青海油田天然氣勘探的重點和熱點地區。眾多學者［3-14］針對該區成藏問題做了大量的研究工作，取得了豐碩的研究成果，認為本區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、基巖儲層、古構造背景等［2，6-7］；基巖風化殼儲層是本區主要的儲集類型［8］；路樂河組底部含膏泥巖蓋層對基巖氣藏具有控制作用［9］；斷裂與不整合輸導體系對油氣成藏具有重要的控制作用［10-13］；山前帶逆斷層的發育對源儲配置的改造作用有利于油氣藏的形成［14］。

學者們的研究成果為指導阿爾金山前帶東段天然氣重大發現發揮了積極作用，但隨著勘探程度不斷深入，發現油氣分布極不均衡，表現在橫向非均質分布與縱向多層系差異聚集，這些問題嚴重制約著油氣的進一步勘探與開發。為此，基于前人研究成果，充分利用地質與地球化學資料，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，從動態成藏角度理清油氣成藏規律，以期進一步指導該區的油氣勘探。

1 地質概況

研究區位于柴達木盆地西北部、阿爾金山前帶東段。受阿爾金走滑斷裂活動影響，研究區整體表現為南傾的構造斜坡，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）。研究區普遍接受古近紀—新近紀沉積，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育侏羅系，烴源巖主要分布于其南側，自東向西分別發育昆特依、坪東、坪西侏羅系生烴凹陷。研究區存在2 種地層組合，一種是東坪地區地層組合，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（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。研究區發育兩大類儲層，一是基巖風化殼儲層，巖性以花崗巖和片麻巖為主［6-8］，局部發育變質灰巖和片巖。儲集空間以裂縫、溶蝕孔和微孔為主［8，14］，具有厚度大、非均質性強［15］等特征，是本區重要的儲集類型，主要分布于東坪鼻隆、尖北斜坡、牛中斜坡等斜坡區和隆起區；二是侏羅系、古近系碎屑巖儲層，儲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。這些基本地質特征導致該區成藏具有較大差異性。

2 氣藏差異性

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

2.1 天然氣地球化學特征

受烴源巖類型影響，本區侏羅系含油氣系統以產氣為主［16-17］，局部發育少量油層。分析數據表明，該區不同區塊天然氣地球化學特征存在明顯差異。

2.1.1 天然氣組分

表1 列出了研究區天然氣組分實驗數據。總體來看，天然氣組分以烴類為主，總烴氣體積分數為43.21%～98.90%，除少數樣品外，體積分數普遍＞85%。烴類組分中，又以CH4含量最高，其體積分數為42.26%～95.767%，一般為85%～95%，C2+含量整體較低，體積分數為0.59%～12.95%。各個地區差異明顯，牛東氣田天然氣中CH4含量總體較低，體積分數大多＜90%，C2+含量普遍較高，體積分數大多在9%以上，最高達11.26%；牛中地區烴類氣含量全區最低，其中CH4體積分數僅為42.26%～62.20%，C2+體積分數為1%～2%；東坪氣田天然氣CH4含量變化范圍大，東坪1、東坪17 井區普遍較高，CH4體積分數多數＞90%，東坪3 井區CH4體積分數為61.75%～95.77%，低值、高值都有分布，其中有4 個樣品CH4體積分數＜80%，都與非烴氣體N2含量高（體積分數＞20%）有關。東坪氣田天然氣C2+含量整體較低，絕大多數樣品體積分數低于3%；尖北氣田天然氣中CH4含量整體較低，體積分數基本在80% 左右，主要與較高的非烴氣體組分（N2）有關，C2+含量也較低，體積分數為2%～3%。天然氣的干燥系數總體較高，且存在地區差異，牛東氣田天然氣干燥系數高、低值并存，低值在0.9 左右，高值＞0.95，表現為干氣、濕氣并存的特征；東坪、尖北等氣田天然氣干燥系數均較高，除個別樣品外，均＞0.95，為典型的干氣。

本區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體積分數為0.61%～56.35%，牛東氣田、東坪1 和東坪17井區天然氣中大多數N2體積分數＜5%；東坪3 井區天然氣中N2含量整體較高，體積分數為3.17%～30.49%，多數＞10%；尖北氣田天然氣N2含量普遍較高，體積分數為15%～20%；牛中地區天然氣中N2含量最高，體積分數為20.13%～56.35%。其他非烴氣體含量普遍較低，體積分數一般不超過1%，但牛中地區CO2體積分數達到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，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類型［18-21］。本區天然氣碳同位素分析數據如表2 所列，整體來看，甲烷碳同位素數值變化比較大，但乙烷和丙烷碳同位素（δ13C3）數據分布比較集中。甲烷碳同位素為-17.58‰～-38.70‰，差值高達21.12‰；乙烷碳同位素為-19.82‰～-28.51‰，差值低于9‰，且絕大部分數值介于-20‰～-25‰。分析認為，δ13C1數值差異大是由于成熟度差異所致，而δ13C2數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的煤型氣［4-6］。

表1 阿爾金山前帶天然氣組分數據Table 1 Composition of natural gas in Altun piedmont

不同地區天然氣碳同位素的分布特征具有較大差異，總體來看，牛東地區天然氣碳同位素相對較輕，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。有個別樣品碳同位素系列發生倒轉，可能與不同成熟度烷烴氣的混合有關［22-23］。東坪17 井區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‰，多表現為正碳同位素系列，為煤型氣。東坪3 井區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‰。須要指出的是該區有多個樣品表現為負碳同位素系列（表2），是否存在無機氣的輸入？在后面再作詳細探討。尖北地區碳同位素數據較少，從僅有的1 個數據來看，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數據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關系。眾多學者［5，19，23-24］通過大量的研究，建立了多種煤型氣δ13C1-Ro關系式，經過對比分析，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天然氣樣品的Ro進行計算，結果如表2 所列。對于具有負碳同位素系列的樣品，由于可能存在無機烷烴氣輸入的情況，因此不參與Ro的計算。從計算結果來看，本區天然氣樣品成熟度分布范圍大，計算的Ro為0.80%～4.09%，整體反映多成熟度并存的特征。從平面上看，牛東地區天然氣成熟度最低，對應的Ro值為0.85%～1.48%，大致分為高、低等2 個區間，低值Ro位于0.9%左右，高值Ro位于1.4%左右；牛中地區天然氣成熟度較低，Ro為1.6%左右；東坪1 井區天然氣成熟度比較單一，Ro集中分布于2.5%左右，是過成熟階段的產物；東坪17 井區天然氣成熟度較低，對應的Ro值為0.68%～1.34%，僅1 個數據為0.68%，其他都集中在1.2%左右；東坪3 井區天然氣成熟度跨度大，對應的Ro值為1.45%～4.09%，反映了多期成藏的產物；尖北地區天然氣成熟度較高，對應的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］，一是絕對定年法，即儲集層成巖礦物（主要是伊利石）同位素年代學分析法，二是相對定年法，即有機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］與儲層流體包裹體法相結合的方法。氣源分析表明：牛東地區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）、牛中地區天然氣來源于坪東凹陷；尖北地區天然氣來源于坪西凹陷。根據探井和區域資料分別編制了昆特依、坪東、坪西等3 個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數值投到對應的凹陷生烴史圖上（這里忽略天然氣在運移過程中成熟度的變化），確定了各個地區天然氣藏的成藏時期。同時，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。

分析結果表明，各個區塊成藏期次存在明顯差異。牛東地區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），對應的天然氣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）分別檢測出發藍綠色熒光和發黃綠色熒光的2 類油包裹體，牛1 井在2 227～2 233 m（J1）的儲層包裹體中檢測出70～80 ℃，90 ℃共2 組均一溫度數據，牛3 井在681～689 m（E32）檢測出50 ℃，60 ℃共2 組均一溫度數據，也佐證了該區存在2 期油氣充注、2 期成藏。

東坪地區氣藏具有持續充注、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 個成藏期（圖3）。其中東坪1 井區天然氣主要為中新世中晚期（N22沉積期）1 期成藏的產物，但個別烷烴碳同位素系列出現倒轉現象，可能存在不同成熟度天然氣的混入［4］，同時東坪1 井路樂河組（E1+2）儲層流體包裹體中檢測出3 組均一溫度：80 ℃左右、90 ℃左右、120 ℃左右，結合該井埋藏史分析，其分別對應于漸新世中晚期（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。綜合分析認為，該區具有多期充注、1 期成藏為主的特征；東坪3 井區天然氣存在4 個成藏期，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，結合生烴史識別出漸新世早期（E32沉積期）、漸新世中期（N1沉積期）共2 個成藏期（圖2）；牛中地區天然氣成熟度單一，為漸新世晚期（N1沉積期）1 期成藏（圖3）。

尖北地區（尖探1 井區）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，不同地區存在較大差異。牛東地區富集層系多、油氣藏類型也多；東坪地區總體上具有基巖富集油氣和發育構造氣藏的特征，局部發育多層系和多類型氣藏；尖北地區和牛中地區以基巖氣藏為主，氣藏類型單一，以構造氣藏為主。

牛東地區含油氣層系多、油藏類型豐富，基巖，J1，E1+2，E31，E32和N1等各個層系均含油氣，并且油氣并存，以氣為主，油層主要分布在E32和J1，氣層在各個層系均有分布。古近系油氣藏中N1，E32，E1+2總體表現為構造-巖性氣藏，具有單層薄、層數多、非均質性強、橫向變化快的特征，氣藏受構造和巖性復合控制；E31氣藏為背斜氣藏，儲層物性較好，單層厚度較大，邊水發育，具有統一的氣水界面；侏羅系（J1）油氣藏為南、北受2 條斷層、西側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、氣層產量高的特征。

東坪地區整體上以基巖富集油氣為主，氣藏類型以構造氣藏為主，各井區之間還存在一定差別。東坪1 井區以基巖氣藏為主，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，具有統一的氣水界面，整體屬于厚層塊狀基巖風化殼地層-構造氣藏，基巖儲層為片麻巖，具有一定非均質性。氣藏規模大，是目前國內發現規模最大的基巖氣藏［9］，構造頂部氣柱高度達505 m；東坪17 井區與東坪1 井區以斷層相接，以基巖氣藏為主，基巖儲層為奧陶系變質巖，基巖氣藏受構造、巖性-物性雙重控制，屬于塊狀基巖風化殼地層巖性-構造氣藏，氣層厚度較大。此外，E1+2底部發育數個薄氣層，屬層狀構造氣藏，氣藏規模較小；東坪3 井區位于東坪1 井區的北面，以基巖含氣為主，同時古近系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，發育底水，氣藏主要受構造圈閉控制。E1+2，E32，E31氣藏總體為低幅度背斜構造-巖性氣藏，氣藏主要分布于背斜構造高部位，局部受物性、巖性影響，具有層薄、層多、非均質性較強的特征。

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

牛中地區（牛新1 井區）為基巖風化殼斷塊氣藏，含氣層系單一、氣藏類型簡單。

3 差異成藏主控因素

3.1 氣源決定天然氣特征

柴達木盆地阿爾金山前帶發育昆特依、坪東、坪西等多個侏羅系生烴凹陷，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，導致其油氣來源存在差異。此外，本區除了有機成因的天然氣之外，還有可能存在無機成因的氣源，從而使天然氣的地球化學特征復雜化。

首先，侏羅系生烴凹陷決定了天然氣的基本特征。根據源儲配置關系、氣源對比等綜合判斷，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。對天然氣組分、干燥系數、甲烷碳同位素等數據分析表明，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成藏過程的差異所致。研究認為，牛東地區后期經歷了強烈的構造抬升（參見圖2），受此影響該區主要為早期（N1，N21）成藏，因此油氣并存，天然氣的成熟度相對較低，干、濕氣并存，組分也比較單一、C2+重烴氣含量普遍偏高，δ13C1整體較輕；東坪地區構造相對穩定且繼承性好，坪東凹陷持續發育，埋深大、進入生烴門限早（參見圖3），成藏持續時間長，導致該區天然氣組分比較復雜、變化大，甲烷碳同位素和成熟度跨度大，出現碳同位素反轉甚至負碳同位素系列。尖北地區圈閉形成期較晚，坪西凹陷埋深較淺、排烴高峰期較晚（參見圖4），導致該區成藏期次單一，天然氣組分、碳同位素組成都比較簡單。

其次，本區天然氣中存在無機氣的輸入。理由有：①阿爾金斷裂為無機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］，主體斷裂產狀近直立，深入上地幔，斷裂淺部具有花狀構造特征［32］，研究區位于阿爾金走滑斷裂帶上，具備巖漿-幔源氣來源的地質背景。②東坪3 井區天然氣中出現大量的負碳同位素系列（參見表2）。烷烴氣產生負碳同位素系列的成因比較復雜，既有無機成因，也有有機成因［33-35］，無機氣與有機氣的鑒別依據是看與之伴生的氦（He）的來源［34］。從本區分析數據看，雖然沒有He 同位素等直接測試數據，但負碳系列天然氣中的He 含量表現為異常高值，體積分數為0.085%～1.060%，平均為0.516%（表3），遠高于盆地其他地區He 的豐度（0.002%～0.055%，平均為0.035 6%），其平均值高于其他地區十幾倍，具有幔源He 的特征。另外，負碳系列天然氣中的N2含量也比較高，而且N2與He 之間存在正相關關系（圖5、表3），與幔源N2-He 相關關系一致［36-41］，也說明負碳系列天然氣可能是幔源無機氣。③樣品中有6 個氣樣二氧化碳碳同位素δ13Cco2＜-8‰，表現出無機二氧化碳的特征［41］。除此之外，牛新1 井區非烴組分異常高，N2體積分數＞20%，最高達56.35%，CO2達到13%左右，顯然與典型的煤型氣組分差別很大，分析認為極有可能存在巖漿熱成因無機氣的輸入。正是多種成因氣的加入導致本區天然氣具有多源混合和多樣性的特征。當然，要確認這一認識，還有待進一步的深化研究，特別是He、氬（Ar）等同位素的數據支持［33，42］。

表3 天然氣分析數據異常值數據Table 3 Abnormal value of natural gas analysis data

3.2 斷裂和不整合控制油氣輸導

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

3.2.1 油源斷層控制垂向輸導

由于本區侏羅系油氣系統主要有近源溝通型（下生上儲）、遠源溝通型（下生側儲）等2 種源儲關系，斷層垂向溝通是油氣運移的必要前提。根據斷層與生烴灶的配置關系，本區北西向和近南北向斷層與侏羅系生烴凹陷配置關系好，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）。斷層輸導性評價結果表明，受局部構造應力場的影響，這些斷層的輸導性在時空上具有差異性（圖6），正是這種斷層輸導性的差異在一定程度上控制著不同地區成藏期次的差異。

從油源斷層輸導性與氣藏的對比關系可以看出（圖6），氣藏的形成時期其主控油源斷層的輸導性均為好或者較好。牛東氣田有2 個成藏期（N1與N21），從圖6 可以看出，該區鄂東、鄂西等2 條油源斷層在這2 個時期均具有較好的輸導性，成藏期次與斷層輸導性具有很好的一致性；牛新1 氣藏為1個成藏期（N1），該氣藏主要受控于牛中1 號斷層，該時期其輸導性較好；東坪氣田主要以坪東斷層為油源斷層，該斷層各個時期均具有較好的輸導性，為該區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，該區的潛北、尖北等2 條油源斷層在該時期具有良好的輸導性。可見斷層的輸導性是決定本區油氣運移、充注和成藏的前提條件。當然即使斷層輸導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 號斷層在E32，N1，N21，N23—Q 等時期均具有較好的輸導性，卻只有1 期成藏，E1+2沉積期雖然本區大多數油源斷層都具有較好—好的輸導性，但侏羅系烴源巖還沒進入生排烴高峰，因此未能形成大規模油氣聚集。

3.2.2 不整合控制橫向輸導

油氣運移始終是從高勢區指向低勢區，在浮力作用下，構造高部位是油氣運移的總趨勢。研究表明，阿爾金山前帶侏羅系烴源巖整體不發育，“TR”不整合分布范圍廣，且一般具有較好的輸導性，是控制油氣長距離橫向輸導的主要輸導體系。

（1）不整合類型控制輸導模式

受控于地層組合的差異，本區存在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??；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 層結構（包括底礫巖層、風化殘積層和半風化層），但它們的風化殘積層和半風化層在內部組成和演化特征上存在較大差異。前者為侏羅系沉積巖，風化淋濾時間較短，風化程度較低，因此其風化殘積層和半風化層厚度較小且輸導性較差；后者為基巖，巖性為火成巖和變質巖，風化淋濾時間長，風化程度高，而且受燕山構造運動影響，構造裂縫比較發育，具有孔、縫雙重孔隙空間，其風化殘積層和半風化層厚度大且輸導性較好［13］。因此，侏羅系不整合輸導性總體較差，而基巖不整合輸導性整體較好，從而導致牛東鼻隆以斷層垂向輸導為主，而其他各區則具有斷層垂向輸導和不整合橫向輸導的復合輸導特征。

（2）不整合面“構造脊”控制優勢運移路徑

基于油氣運移機理，不整合輸導層的構造脊控制著油氣運移的優勢路徑。根據關鍵成藏期“TR”不整合面的古構造形態刻畫出5 條優勢運移路徑（圖7）。目前本區已發現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）均位于油氣優勢運移路徑上，而尖探3 井區雖然具有與尖探1 井區相似的其他成藏條件：相近的基巖儲層和圈閉、相同的優質蓋層、相似的斷層輸導性，但從N21沉積期“TR”不整合面古構造圖（圖7）可以看出，尖探3 井區不在優勢運移路徑上，導致其沒有能夠成藏。因此，關鍵成藏期優勢運移路徑的刻畫至關重要。

3.3 區域蓋層控制富集層位

蒸發巖類（膏鹽巖）往往作為優質的區域蓋層與油氣關系密切，據付鎖堂等［2］和李紅哲等［9］的研究，東坪地區路樂河組底部（基巖頂部）發育一套區域性含膏鹽巖優質蓋層，對該區基巖氣藏具有良好的封蓋作用。這套蓋層巖性以膏質泥巖、含膏泥巖為主，夾少量純膏鹽巖薄層（純石膏），具有較強的封蓋能力，排驅壓力＞30 MPa。

對本區含氣層系的分析表明，膏泥巖蓋層的發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。總體來看，這套蓋層在尖北斜坡、東坪鼻隆非常發育，厚度大，但局部變化快，其中尖北地區這套蓋層累計厚度超過100 m，東坪17 井區累計厚度超過90 m［9］，東坪1 井區累計厚度為30～100 m，而東坪3 井區位于古地貌凸起區，這套蓋層不太發育，累計厚度僅為0～7.9 m；其次是牛中地區，蓋層累計厚度普遍超過40 m；牛東鼻隆這套蓋層整體不發育。膏泥巖蓋層發育區（厚度＞10 m），蓋層封蓋能力較強，富集程度高。油氣層一般位于區域蓋層之下，含氣層系比較單一，以基巖氣藏為主，局部路樂河組底部發育少量氣層，如東坪1、東坪17、尖探1 井區以及牛新1 井區，而膏泥巖蓋層欠發育區（厚度＜10 m），蓋層的封蓋能力較弱，油氣富集程度較低。在斷層輸導等因素聯合作用下，導致油氣易于向上運移，往往形成多層系成藏，如牛東鼻隆（基巖，J1，E1+2，E31，E32，N1等層系含油氣）、東坪3 井區（基巖，E1+2，E31，E32等層系含氣）。

4 差異成藏模式

受斷層、不整合輸導體系及膏泥巖蓋層聯合控制，本區發育3 種成藏模式，分布于4 個有利區帶（牛東鼻隆、東坪鼻隆、尖北斜坡和牛中斜坡）。

4.1 斷層垂向輸導源上立體成藏模式

其特點是以斷層垂向輸導為主、膏泥巖蓋層不發育、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或源上，輸導方式以斷層垂向短距離輸導為主；受斷層輸導性控制，成藏期相對較早，天然氣成熟度低，干氣、濕氣并存；油氣層具有單層薄、層數多、縱向分布廣的特征；油氣藏類型以構造-巖性、巖性-構造為主（圖9）。

這種成藏模式決定了牛東地區目的層系多，適合深淺層立體勘探，與油源斷層溝通的砂體易于形成構造-巖性油氣藏，是下一步精細勘探的有利目標。

4.2 遠源輸導階梯狀復式成藏模式

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 等井區氣藏。其最顯著的特征是整體上具有持續充注、多期成藏的特征。氣藏整體位于源外，輸導方式為斷層垂向輸導和不整合橫向輸導，具有不整合橫向輸導占主導、遠距離運移的特征，由于斷層輸導持續時間長、基巖不整合輸導性好，不整合面構造脊優勢路徑長期發育，造就該區持續充注、多期成藏；受優質蓋層封蓋作用控制，膏泥巖蓋層發育區（東坪1、東坪17 井區），以發育基巖氣藏為主，膏泥巖蓋層欠發育區（東坪3 井區）基巖及古近系多層系富集油氣；以厚層塊狀基巖風化殼構造氣藏為主，氣藏規模大、豐度高，古近系氣藏以低幅度層狀巖性-構造、構造-巖性氣藏為主，氣藏規模較?。▓D10）。天然氣主要來源于坪東凹陷，局部可能存在混源氣。

該區勘探程度較高，構造圈閉均已鉆探并獲得突破，以基巖為主要目的層，在優勢運移路徑上的巖性-地層圈閉是下一步的有利勘探目標。

4.3 遠源輸導鹽下成藏模式

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）。最顯著特征是優質區域蓋層非常發育，含氣層系單一（基巖氣藏）、氣藏類型比較簡單，以厚層塊狀基巖風化殼地層-構造氣藏為主。氣藏整體位于源外，輸導方式為斷層垂向輸導和不整合橫向輸導；受斷層輸導性控制，成藏期較短，為中新世早中期（N21）1 期成藏。從該區關鍵成藏期優勢運移路徑圖（參見圖7）可以看出，尖6 井以南、風3 井以東存在1 條優勢運移路徑和1 個低幅度古凸起，這是尖北地區下一步精細勘探的有利方向。

5 結論

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

（2）柴達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物，油源斷層輸導性與生排烴期的匹配控制成藏期次，基巖不整合面構造脊控制優勢運移路徑，優質蓋層的空間展布控制油氣的富集層系。

（3）受斷層、不整合輸導體系及膏泥巖蓋層聯合控制，本區發育3 種成藏模式：斷層垂向輸導源上立體成藏模式，分布在牛東鼻??；遠源輸導階梯狀復式成藏模式，分布在東坪鼻隆；遠源輸導鹽下成藏模式，分布于尖北斜坡和牛中斜坡。

（4）加強斷層和不整合輸導性精細評價，特別是關鍵成藏期不整合面古構造精細刻畫對本區下一步精細勘探和尋找有利勘探目標具有重要意義。