羌塘盆地白垩系海相油页岩特征及其形成条件分析

曾胜强, 王剑, 付修根, 冯兴雷 ，陈文彬 , 孙伟

1) 中国地质调查局成都地质调查中心, 成都, 610081; 2) 国土资源部沉积盆地与油气资源重点实验室, 成都, 610081

内容提要：近年来，在羌塘盆地胜利河、长梁山、长蛇山、托纳木等地发现的油页岩为目前我国规模最大的海相油页岩矿床，具有重要的工业开采价值。海相油页岩的主要矿物成分为碳酸盐、粘土矿物和石英，并见有黄铁矿、石膏、菱镁矿等矿物。粘土矿物以伊利石为主，少量高岭石，不含蒙脱石。有机地球化学分析表明，这些油页岩的有机质丰度较高，有机质类型较好。胜利河油页岩TOC含量在4.31%～21.37%之间，均值为8.40%；托纳木油页岩的TOC含量也较高，最大值为25.68%，平均为9.32%；长梁山剖面油页岩的TOC含量在2.96%～23.47%之间，平均值为9.56%；长蛇山油页岩的TOC含量在4.53%～9.49%之间，平均值为7.74%。长蛇山油页岩干酪根类型主要为Ⅱ1型，少数为Ⅱ2和Ⅲ型；胜利河油页岩主要为Ⅱ1和Ⅱ2型干酪根，而托纳木油页岩的干酪根类型主要为Ⅱ1型和Ⅰ型。白垩系海相油页岩的形成受多方面因素控制，包括缺氧富氧状态、古生产力、古气候、粘土矿物的混积作用、古地形条件以及海平面变化等。其中，油页岩的总有机碳含量(TOC)与古环境元素指标Mo、V存在较强的相关关系，相关系数分别为0.975和0.917，而与古生产力指标P/Ti、Ba/Al之间为弱相关或无相关关系，相关系数分别为0.481和-0.739。因此，本文认为海相油页岩的形成以“保存模式”为主，有机质沉积时的水体环境对高有机质含量的油页岩的形成起主导作用，并在此基础上建立了海相油页岩的形成演化模式。

油页岩作为常规油气的重要补充或替代能源，在我国资源丰富且分布范围广(刘招君等, 2012)。我国油页岩资源储量较丰富，居世界第4位，在新能源开发利用中颇具潜力。目前，我国已经发现“众多”油页岩矿床，其中大部分为陆相油页岩，如茂民盆地的古近系油页岩(刘招君等, 2009)、桦甸油页岩以及鄂尔多斯盆地、民和盆地的三叠系油页岩等(刘招君等, 2006)。而海相油页岩较少，目前主要分布在西藏羌塘盆地，如双湖南部的下侏罗统毕洛错油页岩、托纳木、胜利河以北、长梁山以及长蛇山的白垩系油页岩(李亚林等, 2005; 汪正江等, 2007; 付修根等, 2007; 王剑等, 2007, 2009)。

北羌塘盆地白垩系广泛分布的海相油页岩是该时期良好的矿产资源，具有重要的工业开采价值。因此，对油页岩形成的沉积控制因素进行研究对于以后的油页岩的勘探、开发以及评价羌塘盆地演化晚期的资源潜力具有重要的地质意义。

本文在对北羌塘盆地白垩系海相胜利河油页岩、长蛇山油页岩和长梁山油页岩进行岩石学、矿物学、元素地球化学、有机地球化学研究的基础上，对控制白垩系海相油页岩的缺氧富氧状态、古生产力、粘土矿物的混积作用、古地形条件以及古气候条件等因素进行了讨论，并建立了海相油页岩的形成演化模式。

1 地质背景

图1 (a)青藏高原主要的构造单元; (b) 羌塘盆地地理位置简图; (c) 胜利河—长蛇山地区地质简图Fig. 1 (a) Map of the Qinghai—Xizang(Tibet) plateau showing major terranes; (b) generalised map, showing location of Qiangtang Basin; (c) simplified geological map of the Shengli River—Changshe Mountain area

羌塘盆地位于青藏高原北部，特提斯—喜马拉雅构造域东段，中生代盆地面积约18×104km2(图1a)(王成善等, 2004)。羌塘盆地夹于冈底斯—念青唐古拉板块与可可西里—巴颜喀拉板块之间，是在前寒武纪结晶基底和古生界褶皱基底之上发育起来的以中生界海相沉积为主的一个残留盆地(王剑等, 2004, 2010a, 2010b)。羌塘盆地南北分别以班公湖—怒江缝合带和可可西里—金沙江缝合带为界(Kapp et al., 2000; 赵政璋等, 2000)，自北而南可分为北羌塘坳陷、中央隆起带和南羌塘坳陷(西藏自治区地质矿产局, 1993; 尹福光, 2003; 尹福光等, 2004)3个次级构造单元(图1b)。

白垩系时期，受班公湖—怒江洋盆关闭的影响，羌塘盆地发生了大规模的海退，在北羌塘地区(北羌塘坳陷)形成了一个向西北开口的相对闭塞的海湾，该时期沉积的地层主要包括：雪山组、白龙冰河组和索瓦组上段(又称为胜利河组)(谭富文等, 2004)。索瓦组上段是羌塘盆地主要含油页岩地层，主要为潮坪—泻湖相的油页岩、泥灰岩、泥晶灰岩、介壳灰岩以及膏岩沉积；雪山组主要为三角洲—河流相的砂岩、泥岩和砾岩沉积；而白龙冰河组为浅海陆棚相的泥灰岩、泥岩、砂屑灰岩及页岩沉积。

2 海相油页岩分布情况及基本特征

羌塘盆地在早白垩世沉积了较大规模的油页岩矿床，包括胜利河油页岩、长梁山油页岩、长蛇山油页岩以及托纳木油页岩(图1c)，这些油页岩与海相灰岩和膏岩共生，以胜利河油页岩为例。

胜利河油页岩呈NWW—SEE向展布，延伸长度大于30 km，宽度0.15～0.25 km，呈多层状(3～7层)赋存于生屑泥晶灰岩、泥晶灰岩中，最上一层油页岩顶部多为膏灰岩及石膏层；油页岩层系厚度在21.58～72.05 m之间，油页岩累计厚度在1.45～6.13 m之间。胜利河油页岩的顶部和底部为泥晶灰岩、生物碎屑灰岩，而油页岩剖面顶部为膏灰岩和膏岩，并且在地层中还发现了丰富的海相双壳类化石，包括Modioluscf.durnovariaeArkell,Mytilusungulatusyoung and Bird,Modiolusimbricatus(sow.),Myopholasmulticostata(Agassiz),ModiolusbipartitusSow,QuenstedtiasaggersoniCox,Pleuromyacalceiformis(Phillips),Chlamys(Radulopecten) sp.，结合其沉积相特征，确定胜利河油页岩为海相地层(付修根等, 2007)。

胜利河油页岩中分析出的大量孢粉化石以早白垩世常见的海金沙科孢子Cicatricosisporites占主要地位，也见有Jiaohepollis，Cerebropollenites，Ephedripites，Cycadopites等国内外常见的早白垩世孢粉化石，认为胜利河油页岩的时代为早白垩世。为了进一步确定该地层的时代，对胜利河油页岩进行了铼—锇同位素定年，得到胜利河油页岩全岩的等时线年龄为101±24Ma，相对于早白垩世中—晚期(王剑等, 2007; Fu Xiugen et al., 2008)。

3 样品采集及分析方法

长梁山油页岩位于北羌塘坳陷西南部，玛尔果茶卡东部(图1c)，剖面岩性组合较为简单，主要岩性为黑色薄层状油页岩与灰黑色中—薄层状泥灰岩互层，垂向厚度大于21 m。油页岩为该剖面的主要岩性，累计厚度达到16 m以上，岩石新鲜断面为灰褐—黑褐色，风化后略显灰色，油页岩呈薄的页片状或薄片状，用小刀能够剥离出毫米级的页片，易破碎，破碎后断口呈贝壳状。油页岩放入水中，水面漂浮一层油花，油页岩能燃烧并伴有浓烈的油味。在该剖面共采集了21件样品，包括5件泥灰岩和16件油页岩，样品之间的间距约为1.0 m。在采集样品时尽量采集新鲜的岩石样品，并用小刀刮去泥灰岩和油页岩表面相对松散的物质。

总有机碳(TOC)分析在华北油田勘探开发研究院有机地球化学实验室完成，分析采用国标GB/T 19145-2003。常量元素采用X荧光光谱仪方法测试，在成都地质矿产研究所分析测试中心完成，分析精度优于5%。微量元素采用ICP-MS方法分析，在核工业地质分析测试研究中心完成，微量元素的RSD<10%，采用国标DZ/T 0223-2001。

4 矿物学特征

胜利河油页岩中矿物的含量较高，基本大于50%(51.3%～72.5%)(Fu Xiugen et al., 2010)。主要矿物有碳酸盐(22.5%～44.3%)、石英(7.0%～16.3%)、粘土矿物(16.2%～36.5%)和黄铁矿(0.4%～3.3%)(图2)。其中方解石在油页岩中的含量很高，主要呈磨圆较好的颗粒状产出。在油页岩中还普遍见有很多粘土矿物，以薄层或厚层产出。石英颗粒也主要为磨圆较好的颗粒状出现。

长蛇山油页岩的主要矿物为碳酸盐、粘土矿物和石英(图3)。并且在长蛇山油页岩中还检测到了正长石、斜长石、黄铁矿、菱铁矿、沸石以及风化产物石膏、赤铁矿等(Fu Xiugen et al., 2011)。长蛇山油页岩中的主要元素是Ca，而在XRD分析出大量的方解石，说明油页岩中的Ca主要以方解石的形式存在，在油页岩中发现了大量的生物化石壳体，基本都是由纯净的方解石组成(图4)，而生石膏和硬石膏的存在也说明Ca还存在于石膏中。从图3中看出还检测出很多粘土矿物(以伊利石为主)和石英。油页岩中的含钾长石和石英均为碎屑来源。粘土矿物中未见有蒙脱石和高岭石。

图2 羌塘盆地胜利河油页岩样品X射线衍射图(据 Fu Xiugen et al., 2010)Fig. 2 XRD of the Shengli River oil shale sample in Qiangtang Basin (after Fu Xiugen et al., 2010)

伊利石是强烈物理风化作用下的产物，其一般来源于富含云母的母岩，特别是低级至中等变质的变质岩，是母岩风化后的直接产物。高岭石和蒙脱石一般是强烈化学风化作用的产物，而从胜利河和长蛇山油页岩的分析结果中看出，基本不含高岭石，没有发现蒙脱石，而这种粘土矿物组合主要常见于山区的大洋碎屑粘土组合中(胡修棉, 2002)。

图3 羌塘盆地长蛇山油页岩样品X射线衍射图(据 Fu Xiugen et al., 2011)Fig. 3 XRD of the Changshe Mountain oil shale sample in Qiangtang Basin (after Fu Xiugen et al., 2011)

5 有机地球化学特征

5.1 有机质丰度

羌塘盆地白垩系海相油页岩的有机质丰度普遍较高(表1)。胜利河油页岩有机碳(TOC)含量较高，在4.31%～21.37%之间，均值为9.76%。托纳木油页岩的有机碳含量也较高，最大值为25.68%，平均为13.72%。长梁山剖面油页岩的有机碳含量在2.96%～23.47%之间，平均值为9.56%。而长蛇山油页岩的有机碳含量相对较低，7块油页岩样品的TOC含量在4.53%～9.49%之间，平均为7.74%。

表1 羌塘盆地白垩系海相油页岩总有机碳含量对比表Table 1 Correlation table of the total organic matter of the Cretaceous marine oil shales from the Qiangtang Basin

图4 羌塘盆地长蛇山油页岩生物残体中发现的方解石(据Fu Xiugen et al., 2011)Fig. 4 Calcite found in the fossil remains in the Changshe Mountain oil shale sample in Qiangtang Basin(after Fu Xiugen et al., 2011)

图5 羌塘盆地长蛇山油页岩显微组分组成(a)及有机质类型(b)(据曾胜强等, 2013a)Fig. 5 The composition of micro component (a) and the type of organic matter (b) from the Changshe Mountain oil shale in Qiangtang Basin(after Zeng Shengqiang et al., 2013a)

长蛇山油页岩的氯仿沥青“A”含量在0.1768%～0.3403%之间(曾胜强等, 2013a)，胜利河油页岩样品的氯仿“A”在0.1200%～2.1375%之间，均值为0.6682%(王剑等, 2009)，比长蛇山油页岩的氯仿沥青“A”含量高。

胜利河油页岩的生烃潜力(S1+S2)在5.66～111.1 mg/g之间，平均值为40.16 mg/g(王剑等, 2009)，显示出较好的生烃潜力。而长蛇山油页岩的产烃潜量较低，在6.24～11.81 mg/g之间，说明胜利河油页岩的生烃潜力较长蛇山油页岩好。

5.2 有机质类型

长蛇山油页岩干酪根显微组分主要检测出了腐泥组、镜质组、惰性组组分，其中以腐泥组分含量最高，在20%～85%之间；其次为惰质组，含量在15%～60%之间；镜质组含量最低，在0～28%之间，具明显的倾油性(图5a)(曾胜强等, 2013a)。腐泥组的颜色主要为棕色，部分为棕黄色，说明长蛇山油页岩的有机质类型较好(李忠雄等, 2010)。

长蛇山油页岩的烃源岩类型指数在-55～70之间，有机质类型主要为腐殖腐泥型(Ⅱ1)，少数为腐泥腐殖型(Ⅱ2)和腐殖型(Ⅲ)。根据干酪根的H/C和O/C原子比图解可以看出(图5b)，油页岩干酪根类型大都处于Ⅱ1型和Ⅱ2范围内。胜利河油页岩在氢指数—氧指数散点图中主要处于Ⅱ型干酪根范围内(图6a)(Fu Xiugen et al., 2009a)，在H/C和O/C原子比图解中也得出了相同的结果，主要为Ⅱ1和Ⅱ2型干酪根(图6b)。而托纳木油页岩的干酪根类型主要为Ⅱ1型和Ⅰ型(李亚林等, 2005)。

图 6 羌塘盆地胜利河油页岩有机质类型[图(a)据Fu Xiugen et al., 2009a]Fig. 6 The type of organic matter of source rock of the Shengli River oil shale section in Qiangtang Basin [Fig. (a) after Fu Xiugen et al., 2009a]

5.3 有机质成熟度

胜利河油页岩的干酪根镜质体反射率(Ro)均值为0.63%，表明油页岩的演化程度处于低成熟度阶段。托纳木油页岩的镜质体反射率(Ro)均值为0.72%，也为低成熟度(李亚林等, 2005)。长蛇山油页岩镜质体反射率Ro均大于1%，在1.08%～1.43%之间，为成熟—高成熟度。

胜利河油页岩的岩石热解峰温(Tmax)最大值为460°C，最小值为432°C，均值为433°C(王剑等, 2009)。而长蛇山油页岩样品热解最高峰温Tmax在452 ～471°C之间，说明有机质基本处于成熟阶段。长蛇山油页岩干酪根腐泥组颜色主要为棕色，部分为棕褐色和棕黄色，这表明油页岩的热演化程度较高(傅家谟和秦匡宗, 1995)。胜利河油页岩的孢粉呈黄棕色，大体反映其处于低成熟度阶段，更重要的是，胜利河油页岩的含油率较高，在3.5%～16.3%之间，平均为6.03%，显示出较大的资源潜力。

6 油页岩发育控制因素

羌塘盆地白垩系海相油页岩具有有机质丰度较高、有机质类型好、热演化程度低等特征，具有较好的生烃潜力。控制油页岩发育的因素较多，如水体和沉积物中的缺氧和富氧状态、有机质的原始产率、海平面变化、古气候特征、古地形特征和沉积速率等，都与油页岩在垂向上和横向上的展布特征有着重要的联系。一般而言，要形成高有机质丰度的黑色页岩要满足两个条件：一是有机质的高生产力；二是有机质的保存条件，即有机质沉积时或者底水环境为缺氧厌氧的还原环境(张水昌等, 2001)，而目前就这二者谁为主导因素还存在不同的认识(Arthur and Sageman, 1994; Murphy et al., 2000; Hetényi et al., 2004)。本文就控制羌塘盆地白垩系海相油页岩形成时的缺氧富氧状态、古生产力、古气候特征、粘土矿物的混积作用、古地形以及海平面变化等进行简单的探讨。

6.1 缺氧富氧状态

图7 羌塘盆地长梁山油页岩的Al-normalized的氧化还原敏感微量元素比值以及TOC含量垂向分布图(阴影部分为油页岩沉积，箭头指示缺氧—富氧状态变化趋势)Fig. 7 Stratigraphic distribution of Al-normalized trace-element (redox/oxygenation) and content of TOC from the Changliang oil shale in Qiangtang Basin (the shaded area shows the oil shale deposition, while the arrow represents the change trend of the anoxic—oxic state)

Mo、V、U、Cr、Ni、Co以及Th等元素对氧化还原条件的变化较敏感，因此常被用作沉积环境的判别指标(常华进等, 2009)。羌塘盆地发育的海相油页岩在V/Sc—Th/U、V/(V+Ni)—Th/U、Ni/Co—V/Cr、V/Sc—V/Cr等判别图中基本都落入了贫氧—缺氧区域内(曾胜强, 2013)，这样的沉积环境有利于有机质的保存，而与油页岩韵律互层的泥灰岩在判别图中则落入了氧化环境区域内，不利于有机质的保存，导致有机质含量较低。在垂向上，油页岩形成时的古环境呈氧化、贫氧—缺氧环境的循环变化，如图7。在富氧的氧化环境中，在该区主要沉积了中—薄层状的泥灰岩及泥晶灰岩，Mo、U、V等氧化还原敏感元素的含量较低(图7)，氧化的沉积环境不利于埋藏有机碳的保存，也是这些层位非油页岩样品中总有机碳(TOC)含量低(图7)的一个重要因素。而在缺氧贫氧的沉积环境中，由于海水供给不足，造成水体处于相对静滞的状态并出现了水体分层，海底处于缺氧的环境中，大量的与缺氧环境相关的微量元素(如Mo、U、V等)发生富集，也伴随有黄铁矿的出现，缺氧—还原的沉积环境有利于有机质的保存，进而形成了总有机碳含量较高的油页岩。

6.2 古生产力

古生产力是指古海洋生物在能量循环过程中固定能量的速率，也即是单位面积单位时间内所产生有机物的量，为沉积有机质的形成提供了物质来源。目前通常采用烃源岩的总有机碳(TOC) 含量直接作为古生产力指标，认为高的总有机碳(TOC)直接与高古生产力相关，而低的TOC值则被看作是低古生产力的直接结果。然而，值得注意的是，TOC主要是碳生物地球化学循环中的埋藏有机碳环节的产物，是初级生产者经历有机质生产、死亡、分解—矿化等过程后，沉积埋藏并保存至今的有机碳(张厚福等, 1999)，因此，沉积物中现今保存的TOC仅代表埋藏下来的有机质，即埋藏有机碳，而不能够片面的作为判断古生产力高低的指标。由此可见，海洋沉积物的TOC含量不仅受到古生产力的控制，而且还受到了其生境中的氧化—还原条件所决定的生物有机物的分解速率、保存作用的制约和陆源碎屑物质输入状况的影响(Pujol et al., 2006; Rimmer et al., 2004; Turgeon and Brumsack, 2006)。因此，对埋藏有机碳与古生产力之间相关性的探讨，将有助于客观评价某一沉积环境的古生产力状况。

沉积记录中能够反映初级生产者沉积环境、营养状况、沉积条件等的微量元素指标已被广泛用于评价古生产力，如生物成因钡、磷、Al/Ti和自生U等，而利用元素地球化学指标中的Ba/Al以及P/Ti比值在加利福尼亚(CCAL)大陆边缘薄层沉积物和日本中部Ubara和Gujo—Hachiman剖面的二叠—三叠纪界限沉积岩等的古生产力研究中得到了很好的应用(Ketris and Yudovich, 2009; Algeo et al., 2011)。

图8 羌塘盆地长梁山油页岩的总有机碳(TOC)、缺氧富氧指标以及古生产力指标垂向变化Fig. 8 Profiles of TOC, Mo, V, P/Ti and Ba/Al in the Changshe Mountain oil shale samples from Qiangtang Basin

本文就羌塘盆地发育海相油页岩的古生产力指标Ba/Al和P/Ti与总有机碳(TOC)的相关性来探讨古生产力与羌塘盆地高有机质丰度的油页岩形成的关系，并与氧化还原敏感元素Mo和V与TOC的相关关系进行对比讨论，进而探讨在古生产力与古沉积环境之间，究竟哪种因素在羌塘盆地海相油页岩的形成过程中起了主导作用。

图8给出了羌塘盆地长蛇山海相油页岩的总有机碳(TOC)，缺氧富氧指标(Mo，V两种元素)以及古生产力指标(P/Ti，Ba/Al)在垂向上的分布型式。Mo和V是常见的缺氧富氧判断指标，它们在剖面上含量的变化能很好的反映出当时的沉积环境。Mo仅在静海环境下才能富集，所以Mo被认为是区分缺氧环境和静海环境最好的指标(Meyer et al., 2008)。从图中可以看出，缺氧富氧指标Mo和V在垂向的变化曲线与TOC完全一致，说明长梁山海相油页岩的总有机碳与Mo和V元素具有非常好的相关关系，这从TOC与Mo、V的散点图中也证明了这点，它们的相关系数分别达到了0.975和0.917(图9)。

图 9 羌塘盆地海相油页岩总有机碳(TOC)与元素地球化学参数(Mo, V, P/Ti和Ba/Al)关系图Fig. 9 Relationship between Mo, V, P/Ti, Ba/Al and TOC in the marine oil shale samples from Qiangtang Basin

与之相反，反映古生产力指标的P/Ti和Ba/Al在剖面的变化曲线则与总有机碳(TOC)的变化不同，如图8中，A处的TOC变化范围较大，从12.42%到23.47%，而P/Ti比值基本维持在3.0左右，说明该段油页岩的古生产力基本不变，但是其TOC也发生了较大的变化。B处的CL-11样品的TOC出现了一个高点，11.97%，但是P/Ti和Ba/Al在该处却出现了一个低点，在C处也能看出，C处的油页岩的TOC含量呈逐渐减小的趋势，而相反，古生产力指标P/Ti和Ba/Al则逐渐增大或保持不变。该剖面油页岩的总有机碳(TOC)和古生产力指标P/Ti和Ba/Al也基本呈不相关或弱相关关系，相关系数分别为-0.739和0.481(图9)。由此可以得出，长梁山海相油页岩形成时，其埋藏有机碳含量与古生产力的关系不是非常密切，而主要受控于沉积氧化还原环境。

6.3 古气候

羌塘盆地海相油页岩沉积时期，处于潮湿的热带—亚热带环境，这样的气候条件利于藻类的繁殖以及油页岩的形成，而油页岩上部普遍发育的以膏岩为主的沉积组合则形成于炎热干旱的气候环境(Fu Xiugen et al., 2009a, 2009b)，导致油页岩的沉积的消失，这种垂向上的温暖潮湿—炎热干旱的气候环境的变化具有区域性分布的特征(曾胜强等, 2012)。

6.4 粘土矿物的混积作用

羌塘盆地海相油页岩形成时期，盆地为相对闭塞的局限海，河流带入较多的粘土物质，与大量有机质混合沉积，同样有利于沉淀至底部的有机质的赋存和驻留。一般认为，Si、Al、K等元素与粘土矿物联系紧密，地球化学分析显示，羌塘盆地的海相油页岩中的总有机碳(TOC)含量与SiO2、Al2O3、K2O存在很强的相关性，相关系数分别达到了0.915、0.917和0.878(曾胜强等, 2013b)(图10)。因此，粘土矿物在有机质富集保存过程中的混积作用对于油页岩高的有机质含量的生成具有较大的促进作用。

图10 羌塘盆地白垩系海相油页岩中TOC与K2O、Al2O3和SiO2含量相关图(曾胜强等, 2013b)Fig. 10 Correlation diagram of TOC content against K2O, Al2O3 and SiO2 of the marine oil shale samples from Qiangtang Basin (after Zeng Shengqiang et al., 2013b)

6.5 古地形条件

白垩系时期，北羌塘盆地中部广泛发育了潮坪—泻湖相沉积，而目前发现的海相油页岩带主要沿长梁山—胜利河—长蛇山—托纳木一线的局限海湾—泻湖的边缘带分布，可见沿海湾近陆缘沉积是该时期油页岩沉积的有利区域，因此羌塘盆地白垩系海相油页岩在横向上展布明显受古地理条件控制，而在垂向上受到了古地形条件的控制。

在垂向上，羌塘盆地的海相油页岩也明显受到了古地理条件的控制。对长梁山油页岩和胜利河油页岩分别进行了精细剖面的测制(图11和图12)。图11长梁山油页岩对比剖面，从图中可以看出，油页岩在3号剖面发育最好，从底到顶一共发育7层油页岩，用大写英文字母A～G表示。然而在另外的1号、2号和4号剖面均缺乏B段和C段，说明油页岩剖面上的B、C段的油页岩层分布非常局限。而且从3号剖面中的D段和E段的油页岩的垂直厚度都比东部的4号剖面以及西部的1号和2号剖面厚，特别是1号和2号剖面(图11)，因此可以判断该条剖面上的油页岩大致呈现出东厚西薄的“楔状”，也即东部的油页岩厚，泥灰岩薄，而西部的油页岩厚度薄，泥灰岩比例增大。而A层油页岩在4个剖面上看厚度基本差不错，但是在2号剖面呈现出了2层油页岩，这与局部的古地理条件具有密切联系。古地理相对较低的地区具有更大的可容纳空间，相应沉积更多的油页岩，相反，则沉积的油页岩厚度较薄，如从3号剖面能看出，其D、E和F段都较1号，2号和4号剖面厚，故而3号剖面的古地形相对较低。F层油页岩在4个剖面中都显示出不同的厚度，可见局地古地形差异较大。

图11 羌塘盆地长梁山地区油页岩剖面对比图Fig. 11 Profiles correlation of the Changliang Mountain oil shale area in Qiangtang Basin

图12 羌塘盆地胜利河油页岩剖面对比图Fig. 12 Profiles correlation of the Shengli River area in Qiangtang Basin

图12是对胜利河沿岸的油页岩剖面进行的11条精细剖面测量，这些剖面上部均被第四系覆盖。该油页岩带沿河岸出露长度120 m左右，剖面上油页岩一般有2层，分别以B和D段表示，在7号剖面产出3层，B、D和F层，在3、4和5号剖面上仅见到了D层油页岩。在垂向上，这些油页岩的厚度差别也较大，1～10号剖面的B层油页岩厚度相差不大，在0.8 m左右，但11号剖面B层厚度仅为0.12 m。同样，D层在该油页岩带都有发育，可是在厚度上差别也很大，其厚度以4号和8号剖面最大，分别达到了1.07 m和1.10 m，其次为3、5、6、7、9和11号剖面，D层厚度在0.55～0.90 m之间，而1、2和10号剖面的厚度较薄，在0.09～0.21 m之间(图12)。可见古地形的差异对油页岩的垂向分布具有较大的影响。

6.6 海平面变化

受区域性构造、降水以及全球性海平面变化的影响，羌塘盆地海相油页岩沉积地区海平面变化较为频繁(海水向羌塘盆地西部退出或从西部浸漫)，在非油页岩沉积期相继出现了海平面升高的特征，沉积了泥灰岩或泥晶灰岩；而在油页岩沉积时期海平面又有所回落，因此在油页岩沉积时期表现为泻湖与潮坪环境相互变更的特征，表现为泥晶灰岩、泥灰岩和油页岩的互层(Fu Xiugen et al., 2009b)。

油页岩沉积时期，海平面降低，该地区为一局限的静滞环境，受海水的影响很小或无海水的供给，水体分层。该时期气候温暖潮湿，大量的河水注入古泻湖，上层水体为弱氧化环境，浮游藻类大量繁殖，生物死亡后埋藏，腐烂后释放大量的H2S气体，黄铁矿在这种还原环境中大量出现，水体分层更加强烈，而后藻类的勃发，导致生物死亡速率远大于氧化速率，沉积环境变为缺氧，甚至为厌氧，伴随着粘土矿物对有机质的赋存驻留作用，大量的有机质保存下来并形成油页岩。

非油页岩沉积时期，海平面上升，海水向油页岩沉积地区浸漫，打破了原来静滞的水体环境，水体分层消失，原贫氧缺氧的还原环境被相对氧化环境所替代，黄铁矿消失，底栖生物又重新出现，回归了正常的海洋环境，油页岩消失，取而代之的是泥灰岩、泥晶灰岩及生物碎屑灰岩沉积。

综上所述，羌塘盆地白垩系高有机质含量的油页岩的形成与当时的缺氧富氧状态、古生产力、古气候、粘土矿物的混积作用、古地形以及海平面变化等因素密切相关，其中古环境为油页岩的形成提供了良好的保存条件，而与古生产力之间不存在明显的正相关关系，即油页岩形成时的保存条件>有机质的高生产力条件，海相油页岩的形成以“保存模式”为主，也即是有机质沉积时的水体环境在形成高有机碳含量的油页岩过程中起到了主导作用。

7 海相油页岩形成演化模式

根据前文的分析，羌塘盆地白垩系海相油页岩的形成主要受到了底层水的缺氧富氧状态、古生产力、古气候、粘土矿物混积作用、古地形条件以及海平面变化等因素的控制，油页岩的形成是这些条件综合作用的结果。本文以这些研究为基础，并结合羌塘盆地白垩系的区域地质背景，概括出了羌塘盆地白垩系海相油页岩的形成演化模式，如图13所示。

羌塘盆地白垩系海相油页岩的沉积过程大致可以分为3个阶段。

第1阶段：正常海洋沉积阶段，羌塘盆地白垩系海相油页岩沉积区在与开阔海之间存在一个古隆起，这对油页岩沉积区的沉积岩性具有重要的控制作用。该阶段海平面较高，海水从北部往油页岩沉积区浸漫，水体循环通畅，氧气供给很足，很多底栖生物(如有孔虫、沟鞭藻以及钙质超微等)以及固地生物(如双壳类、腹足类)生活在该地区，浮游藻类也较发育，河流、湖泊等淡水供应充足，带入了粘土以及岩石碎屑入海中，在该区主要为以含碎屑、碳酸盐为主的沉积物(图13a)。

第2阶段：该阶段受区域构造或全球海平面的影响，海平面下降，该地区接受海水的供给减少，逐渐变为停滞的水体环境。该时期古气候较为温暖，该地区富氧表层水因直接受太阳辐射而迅速变暖，水体盐度也较低，该环境有利于生烃母质生物(主要为一些低等藻类)在富氧表层水的繁衍、繁盛。该时期水体开始分层，底层水由于得不到供给，浮游藻类大量繁殖后，死亡埋藏，腐烂后释放出H2S气体，黄铁矿在这种还原环境中开始出现(图13b)，水体逐渐由弱氧化环境变为弱还原环境。大量的河水注入古泻湖，并带入大量的粘土矿物参与沉降。

图13羌塘盆地白垩系海相油页岩沉积演化模式图Fig. 13 Sedimentary model of the Cretaceous marine oil shale in the Qiangtang Basin

第3阶段：油页岩沉积时期，海平面继续降低，该地区基本不受海水的影响，水体分层更加强烈，底栖生物因不适应成长环境而消失，而上层水体的藻类的大量繁殖，甚至勃发，使生物死亡速率远大于氧化速率，沉积环境转变为缺氧环境，甚至为厌氧环境，在水体底部形成大量的黄铁矿颗粒(图13c)，贫氧—缺氧敏感元素Mo、U、V等元素大量富集，为有机质的保存提供了良好的条件，并伴随粘土矿物对有机质富集过程的赋存驻留作用，大量的有机质保存下来促成油页岩的形成。

8 结论

(1) 胜利河油页岩和长蛇山油页岩中矿物主要以碳酸盐、石英、粘土矿物和黄铁矿为主。其中，粘土矿物以伊利石为主，含少量高岭石，不含蒙脱石。

(2) 胜利河油页岩、托纳木油页岩和长梁山油页岩的TOC含量均较高，而长蛇山油页岩的TOC含量相对偏低。

(3) 长蛇山油页岩有机质类型主要为腐殖腐泥型(Ⅱ1)，少数为腐泥腐殖型(Ⅱ2)和腐殖型(Ⅲ)；胜利河油页岩主要为Ⅱ1和Ⅱ2型干酪根，而托纳木油页岩的干酪根类型主要为Ⅱ1型和Ⅰ型。

(4) 羌塘盆地白垩系海相油页岩的发育受到了多种因素的控制，包括缺氧富氧状态、古生产力、古气候、粘土矿物混积作用、古地形条件以及海平面变化等。油页岩的总有机碳与古环境元素指标存在明显的正相关关系，而与古生产力之间为弱相关或不存在相关关系，白垩系海相油页岩形成以“保存模式”为主。