柴达木盆地油气勘探、地质认识新进展及重要启示

李国欣，石亚军，张永庶，陈 琰，张国卿，雷 涛

（1.中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌 736202；2.中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州 730020）

0 引言

柴达木盆地油气上产事关国防安全、藏区稳定，是甘青藏地区经济社会发展的压舱石。盆地集强烈改造、湖盆咸化、高原环境于一体，成功的勘探实践具有重大示范意义，也关系着未来的可持续发展。尽管盆地已经经历了长达68 a 的勘探历程，但油气勘探的主要工作量仍集中于盆缘隆起区，盆地腹部及凹陷区勘探程度较低，整体勘探程度不均衡，发展前景广阔。

“十二五”以来，依托国家及中国石油科技重大专项，通过自主创新，攻克了一系列其他盆地鲜见的地质理论难题，并取得了系列重大认识，助推勘探先后发现了昆北、英东、东坪、扎哈泉、英西、干柴沟等油气田。通过总结“十二五”以来柴达木盆地的油气勘探发现和重要地质认识，结合当前勘探形势和勘探特点，分析今后一段时间重点勘探领域，以期为柴达木盆地“十四五”及中长期油气勘探研究思路和部署策略提供借鉴。

1 地质概况

柴达木盆地位于青藏高原东北部，为昆仑山、祁连山、阿尔金山所环抱的菱形山间高原盆地，盆内海拔为2 600～3 700 m，西高东低、西宽东窄（图1）。作为典型的内陆高原荒漠盆地，其地表地貌多样，包括戈壁、沙漠、山地、草原、盐湖及沼泽等。盆地中新生界沉积岩面积为9.6×104km2，最大厚度超过17 200 m。

图1 柴达木盆构造单元分区图Fig.1 Geomorphology and tectonic unit zoning of Qaidam Basin

自古生代以来，柴达木盆地主要经历了海西期台缘裂陷、燕山期断坳复合、早喜山期挤压坳陷、晚喜山期挤压隆升四大演化期次。在其控制下，发育柴北缘（柴达木盆地北缘）侏罗系淡水湖的沼泽相源岩、柴西（柴达木盆地西部）古近系—新近系咸化湖相烃源岩及柴东（柴达木盆地东部）第四系生物气源岩，形成各具特色的3 套含油气系统［1］。现今平面上划分为柴西坳陷、阿尔金斜坡、柴北坳陷、柴东坳陷、德令哈隆起等5 个一级构造单元，25 个二级构造单元；纵向上沉积了古生界至新生界13 套地层（图2），已探明的油气储量分布于基岩、中—下侏罗统、古近系、新近系和第四系。

图2 柴达木盆地岩性地层综合柱状图Fig.2 Stratigraphic column of Qaidam Basin

2 油气勘探进展及启示

2.1 主要油气勘探进展

近年来，通过深化地质研究、创新勘探思路，突破传统认识、大胆探索新区，柴达木盆地油气勘探接连获得重大突破，油气储量持续保持高速增长，保障了油田高质量可持续发展，概括起来，主要包括以下4 个方面的勘探进展。

（1）思想解放辟新途，昆仑山下映彩霞。昆北断阶带位于柴西地区昆仑山山前，20 世纪80 年代，在昆北断裂上盘先后钻探了切1、切4 井，下盘钻探了切3、切5 井，仅在南部山前高部位切4 井花岗岩风化壳中见到油斑，分析认为区内烃源岩条件不佳，勘探潜力不大。2007 年，通过对切4 井基岩油斑抽提物开展油源对比，认为北部20 km 外的扎哈泉凹陷生成的石油可运移至山前，昆北断裂上盘具备成藏条件，进而建立源外油气成藏模式。同时，利用三维地震成果，在圈闭高部位部署切6 井，于下干柴沟组下段（E31）1 743～1 749 m 井段获日产38 m3高产工业油流，一举实现了昆北断阶带的勘探突破。之后又相继发现了切十二号构造和基岩、路乐河组等含油新层系，最终新增含油面积共计92.96 km2，探明石油地质储量1.13×108t。

（2）三代夙愿宏图志，英雄岭上开鲜花。英雄岭为位于柴西富油凹陷之上的复杂山地，地面地形较复杂，山高沟深，施工难度属柴达木盆地之最。自1956 年开始钻探，到1979 年仅发现了油砂山、狮子沟、花土沟3 个中小型地面构造浅油藏。1984年狮20 井在古近系下干柴沟组上段（E32）日喷油1 138 m3、气22.7×104m3，发现深层源内油藏，由于地震资料少且品质差，油藏主控因素不清，历经12年探索，先后钻探深井16 口，均未取得明显进展。2010 年，经重新认识英雄岭晚期成藏机理，提出中浅层深浅断裂接力式输导下的源上成藏模式，利用二维地震老资料重新处理解释成果，优选英东一号钻探砂37 井，油气显示活跃，解释油层厚度大于220 m，对10 个层组试油均获工业油气流，发现了浅层（N22y—N21y）碎屑岩油藏，实现了勘探重大突破。之后，采用“高密度、高覆盖、宽方位”采集技术，实现了地震资料从无到有、由差变好，有力支撑了勘探部署，最终发现了英东超亿吨级油田，储量丰度超过1 000×104t/km2。英东浅层突破后，持续深化碳酸盐岩成储研究，明确咸化湖相碳酸盐岩储层发育溶蚀孔洞、晶间孔、裂缝等多重储集空间，基质孔的存在有利于整体含油。在新认识的指导下，勘探由浅层转战深层，先后钻探8 口千吨级高产井，在英西—英中平面上落实了5 个油气富集区，累计探明油气地质储量超过7 000×104t。同时，引入页岩油勘探新理念［2］，在深入研究和评价烃源岩的基础上，优选构造变形较弱的干柴沟地区开展源内页岩油勘探探索，完钻的6 口直井9 个层组压裂后均获工业油流，落实页岩油面积42 km2，估算地质储量超过3×108t。

（3）拨开云雾找真金，碎缘聚宝终发现。阿尔金山前为新生代持续发育的构造隆起-斜坡区，以往研究认为，该区远离油气源，新生界为粗碎屑沉积，缺乏有利储盖组合，不具备油气成藏条件。2010年，通过加强周缘烃源岩刻画，认为阿尔金山前东段邻近下侏罗统生烃凹陷，是油气运移的长期有利指向。据此开展二维地震老资料处理解释，在中断阶落实东坪构造，钻探东坪1 井，在基岩获日产气11.3×104m3，一举打破了盆地天然气勘探的长期沉寂局面，拉开了阿尔金山前天然气勘探的序幕。经过三年攻关，在东坪地区共探明天然气地质储量519×108m3，至此发现了我国陆上最大的基岩气藏。之后，依托断盖控藏认识，在东坪以西的尖北斜坡区钻探尖探1井，同样发现基岩气藏，探明天然气地质储量211×108m3，实现了侏罗系煤型气勘探的向西拓展；对低断阶昆特依一号背斜构造昆2 井加深钻探，在基岩段（6 875～6 888 m，7 002～7 009 m）射孔获工业气流，试采产量和压力均较稳定，目前累计产气已超亿方。最终，整个阿尔金山前带展现出整体含气的超千亿方规模气藏群的前景。

（4）创新认识征新途，岩性拾金再收获。柴西南是柴达木盆地石油资源最丰富的地区，构造圈闭勘探程度高，传统观念认为凹陷区有源无储。近年来，围绕富油凹陷持续开展工作，深化咸化湖盆沉积动力学研究及斜坡凹陷区砂体刻画，及时转变勘探思路，下坡下凹找油，实现柴西南斜坡—凹陷区岩性勘探不断发现和拓展。其中，针对扎哈泉斜坡开展滩坝砂体精细刻画及迁移规律研究，钻探落实了N21—E31等4 套含油层系，发现了4 个岩性油藏“甜点区”，新增有利勘探面积260 km2，探明石油地质储量近5 500×104t。受斜坡区岩性勘探成功经验的启发，2019 年，继续深化沉积和成储研究，大胆探索埋深更大的切克里克凹陷区，在凹陷北斜坡钻探切探2 井，在上干柴沟组（N1）发现良好的储集砂体，4 850～4 856 m 井段常规射孔日产油54.9 m³、日产气6 899 m³，实现了凹陷区深层碎屑岩岩性勘探的突破。

2.2 油气勘探启示

通过上述勘探进展可以看出，英雄岭、阿尔金山前等传统认为的勘探禁区相继获得了重要发现，证实辩证地看待复杂区油气勘探，往往会取得意想不到的结果。归纳起来，主要有以下3 点启示。

（1）转变思路、科学认识、持续攻关是推动领域突破的关键。英雄岭油气勘探的持续发现证实勘探禁区可以变为热点，破坏区仍发现高丰度油田，充分体现了哲学上事物的相对性，而这些无不得益于思路转变、科学认识和持续攻关。思路上的解放助推了勘探由深层转向浅层，再由浅层转至深层，带动地震攻关和地质研究的转变；科学的认识确定了持续生烃、多期充注、晚期成藏有利于破坏区高丰度油藏的形成，深层湖相区碳酸盐岩多重储集空间有利于深层常规和非常规油藏共存的认知；地震勘探的锲而不舍，经历了“六上五下”的波折，最终形成了适用性技术，推动了复杂山区圈闭的落实。由此可见，对于柴达木盆地这种极其复杂和成熟勘探的盆地，在勘探方法上一定要目标明确、坚定信心，在勘探理念上要解放思想、开拓创新，在勘探进程上要艰苦奋斗、锲而不舍，在勘探态度上要科学认识、实事求是。

（2）辩证地对待盆地的特殊性是勘探思维转换的切入点。柴达木盆地自身的强改造咸化湖盆属性造就了油气成藏的双面性。其中，强烈构造改造不利于油气保存，但利于多维输导，成为晚期成藏的关键；干旱、寒冷气候不利于大规模成砂，但咸化环境有利于规模生烃，成为大中型油气藏形成的前提；咸化水介质环境造成碎屑岩储层的致密胶结，不利于成储但有利于成盖，成为强改造条件下油气大规模保存的必要条件，充分体现了哲学上事物的两面性。因此，对于一个含油气盆地，在静态要素评价方面，成藏要素的换位思考往往能改变勘探思维；在基础地质研究方面，特色的基础地质理论研究往往是指导勘探转型的关键。

（3）辩证地发展地质理论是寻找大油田的前提。伴随陆相石油地质理论的发展，不断涌现出新的成藏理论。其中，东坪、昆北油气田的发现就是在源控论基础上发展的断裂控烃论的产物，英雄岭深浅油气田的发现是在稳定区找油的基础上发展晚期成藏论的产物，这充分体现了哲学上事物的发展性。由此可见，传统的成藏理论向单功能因素控藏发展往往能拓展勘探方向，而传统的成藏理论向特色领域成藏理论发展是实现重大突破的基础。

3 成盆、成烃、成储、成藏新认识及对勘探转型的启发

柴达木盆地油气地质条件独具特色，长期以来，关于成盆机制、生烃机理、成储机制、晚期成藏等其他盆地鲜见的重大科学问题悬而未决，制约了勘探的拓展。近年来，在成盆、成烃、成储、成藏等方面均取得长足的进展，为未来油气勘探部署提供了重要的理论支撑。

3.1 从简单构造向复杂构造的勘探思路转变

柴达木盆地构造定型晚，新生代盆地性质、动力学机制及构造变形决定了其勘探的部署方向，然而关于新生代以来盆地性质及其演化的研究存在较大争议，涌现出早期断陷-晚期挤压盆地、挠曲沉降引起的前陆盆地、大型逆冲推覆体系上的背驮式盆地、大型拆离伸展-拉分盆地等观点。因此，科学建立关于新生代以来盆地性质和构造变形样式的观点为支撑柴达木盆地勘探战略转移的关键。

3.1.1 压陷型新生代盆地

基于新生代盆地性质取决于岩石圈结构的认识，利用三分量数字地震台网观测、流动宽频数字地震台站记录的地震数据Pn 波成像结果，证实柴达木盆地上地壳（3～12 km）表现为低速区，是盆地内部厚沉积层的反映，且沉积中心偏向中西部。昆仑山和祁连山中下地壳（17～47 km）为相对低速区，反映中下地壳较热、较软，而柴达木盆地为相对高速区，反映其中下地壳较冷、较硬。中下地壳这一特征是新生代盆地成盆和演化的深部背景，即在印藏碰撞的挤压环境中，“软”的中下地壳区隆升，“硬”的中下地壳区整体沉降。在上述岩石圈背景和动力学机制下，印藏碰撞产生的区域挤压应力使得柴达木盆地新生代变形相对较弱，其周边山系弱强度岩石圈被挤压缩短并相对隆升，盆地区域相对沉降，形成了现今隆坳相间的柴达木盆地，是一个在挤压环境中发生整体沉降而形成的压陷型盆地。

3.1.2 新生代2 类构造模式

针对新生代构造变形样式，选取典型地震测线进行解析，结合边界条件与构造物理模拟分析，发现祁连山山前盆缘构造变形呈现分带性（图3）。黑石丘剖面显示典型的楔状挤入构造，来自造山带的挤压运动转换为盆缘的垂向抬升，平台凸起则显示叠瓦扇构造样式，呈现多个基岩隆升的抬升样式，鱼卡—露乐河—红山段的变形主要表现为低角度的推覆抬升样式，以垂向上的堆垛叠置为特征；在昆仑山前盆缘区，西段的昆北断阶与北缘的平台凸起类似，为基岩隆升的叠瓦扇构造样式，往东构造活动明显减弱，至甘森地区构造样式由西段的断阶带转换为斜坡带，其深部原因可能是楔状构造的转换作用使横向的水平挤压转换成垂向的抬升。阿尔金山前带构造样式亦呈现断阶的特征，断阶作为阿尔金大型花状构造的右半枝出现。盆地腹部普遍呈现基底卷入和盖层滑脱的复合构造样式，从生长地层的发育时间来看，构造定型的时间普遍较晚，部分呈晚期构造特征（图4）。

图3 柴达木盆地盆缘构造变形及样式Fig.3 Structural deformation and styles of basin margin in Qaidam Basin

图4 柴达木盆地盆内构造变形及样式①黑石丘剖面；②平台剖面；③马海剖面；④昆北剖面；⑤甘森剖面；⑥东坪剖面；⑦狮子沟剖面；⑧阿拉尔剖面Fig.4 Structural deformation and styles of basin interior in Qaidam Basin

3.1.3 高原成盆认识的油气勘探意义

柴达木盆地盆缘、盆内的构造特征表现为盆缘的持续隆起和盆地的晚期褶皱，盆缘、盆内的差异构造特征和源-圈配置模式决定了盆缘和盆内的两大勘探方向。盆缘区源内配置模式：其基本构造样式为堆垛式，垂向抬升，剥蚀严重，源岩演化程度低，烃源岩往往卷入变形，堆垛叠置，地层重复非常严重，由于构造分割，往往发育于盆缘的局部凹陷之中，如北缘的鱼卡、红山等区带，这类盆缘的源内勘探区具有一定的勘探潜力。盆缘区源外配置模式：其基本构造样式为叠瓦式，有一定的抬升剥蚀，源岩演化程度适中，烃源岩遭受剥蚀或缺乏烃源岩，未卷入变形，在盆缘深大断裂的沟通下，古隆起的部位往往是勘探发现的理想场所，如柴西的昆北断阶、阿尔金山前的牛鼻子梁隆起、北缘的平台凸起、马-仙隆起带等区带。盆内区源内配置模式：其基本构造样式为侏罗山式，断褶构造发育，源岩演化程度高，盆地腹部是烃源岩残余厚度最大的地区，发育成排、成带的晚期构造圈闭，如英雄岭、冷湖、鄂博梁等构造带。

3.2 从浅层向深浅结合的勘探思路转变

柴达木盆地内已经证实的烃源岩主要为古近系咸化湖盆烃源岩、侏罗系烃源岩和第四系生物气源岩［3-4］。传统观点认为咸化湖盆烃源岩有机质丰度低，平均值小于0.5%；柴北缘侏罗系烃源岩以泥质烃源岩为主，且有机质尚处于低成熟阶段［5］，整体勘探前景有限；生物气源岩成烃机理以微生物降解为主［6-8］，埋深相对较小（小于1 700 m），拓展层系相对受限。因此，烃源岩生烃机理研究成为支撑柴达木盆地勘探转型的关键。

3.2.1 咸化湖盆烃源岩多阶多峰生烃模式

针对咸化湖盆烃源岩生烃机理，以往做过诸多研究工作，主要包括：通过古菌细胞膜类脂化合物分析，认为除传统认知的微生物降解大分子有机物和甲烷菌消耗小分子有机物的生物气形成机制外，在低温热力作用下，发育大量更为重要的次生有机质参与生物气生成［9-10］；通过实际盆地样品的生烃模拟研究，认为适当的盐度利于葡萄藻发育及以其为主要组分的可溶有机质的大量保存，利于低熟阶段高效生烃［11］；研究发现咸化湖盆存在高丰度富氢有机质［12］，单位有机碳成烃潜力大，干酪根元素H/C原子比远高于其他类型烃源岩，同时通过生烃模拟分析，发现盐类物质对干酪根的生烃过程起到了催化作用，加速了成熟阶段干酪根向烃类的高效转化［13-14］。由此可见，咸化湖盆烃源岩在未熟阶段具有低温热力和微生物降解联合生气机制，低熟阶段大量存在的可溶有机质能规模生油，成熟阶段则因盐类等物质参与生烃过程，液态烃产率急剧增加，形成了多阶多峰生烃模式（图5）。

图5 咸化湖盆烃源岩多阶多峰式生烃模式Fig.5 Multi-stage and muti-peak hydrocarbon generation model of source rocks in salinized lake basin

3.2.2 煤系烃源岩持续生烃模式

针对侏罗系煤系源岩，因研究侧重点的不同，导致评价标准差异较大［15-19］，使不同类型煤系烃源岩的评价结果存在不确定性。针对这一问题，有学者提出以单位岩石烃源岩产烃率为评价指标的生烃潜力定量评价方法［11，20］。通过柴达木盆地实际区块样品测试及模拟，证实侏罗系煤系烃源岩中炭质泥岩和每单位岩石生烃潜力较均大，是值得重视的好烃源岩之一。基于此，分别选取柴页1井油页岩、深86井泥岩、大煤沟剖面的炭质泥岩和煤等4 组样品，开展了温压共控生烃模拟实验（温度从250 ℃升至700 ℃，升温速率为5 ℃/h，累计时间为72 h，压力依据静岩压力和流体压力的计算进行设置，与实际地层相当），结果表明，侏罗系煤系源岩普遍呈现生油高峰滞后、排烃量增大、生油下限下移、生气量持续增加的特征（图6）。

图6 柴北缘侏罗系煤系烃源岩生烃模式Fig.6 Hydrocarbon generation model of Jurassic coal-measure source rocks in northern margin of Qaidam Basin

3.2.3 生烃模式及油气勘探意义

通过上述2 类烃源岩生烃模式的分析可以看出，生物气形成机制意味着柴东地区1 700 m 以下仍具备生物气形成基础；低成熟阶段规模生油意味着柴西地区有大量的低熟油存在，主要赋存于斜坡—凹陷区等深层［21-23］，目前勘探程度低，可成为未来石油增储上产的关键；成熟阶段具有较高的生油潜力，证实柴西地区为一富烃凹陷，但现有成熟原油探明率仍较低，赋存于盆内晚期构造带深层烃源岩附近的近源原生油藏发现潜力很大；侏罗系煤系烃源岩持续生烃意味着深层油气资源可观，综合烃源岩分布认识，柴北缘深层是寻找大气区的重要领域。由此可见，未来柴达木盆地需实施由浅层向深浅结合的转型发展之路。

3.3 从构造向构造-岩性结合的勘探思路转变

柴达木盆地新生界沉积地层占绝对主体，其沉积特征既不同于陆相淡水湖盆，也有别于海相含盐盆地。以往一直认为咸化湖盆中盐度对三角洲砂体入湖的延伸距离起抑制作用［24］，加之干旱、咸化、欠补偿背景，整体边缘相带较窄。传统观念认为湖相区“以泥为主、有源无储”，因此能否发育有效储集体成为支撑柴达木盆地勘探拓展的关键。

3.3.1 咸化湖相碳酸盐岩沉积模式

依据野外露头、钻探及各类实验数据，认为湖相碳酸盐岩为微生物和生物化学复合等2 种成因的产物，发育藻灰岩、颗粒灰岩、（含膏）泥质灰云岩和纹层灰岩4 种类型。受湖平面高频振荡升降控制，垂向上，这4 类碳酸盐岩可叠加形成藻丘-颗粒滩、颗粒滩-灰云坪、灰云坪-半深湖纹层相等复合储集体；横向上，各类储集体随湖盆中心的变迁具有明显的迁移性。

以下干柴沟组上段（E32）为例，湖相碳酸盐岩平面上呈现出有序分布的模式：阿尔金山前盆缘沿岸型，主要发育沿湖岸线藻灰岩条带，呈丘状，各丘体之间充填灰泥（图7）；柴西南斜坡型，以滨浅湖相为主，靠近物源区为混积颗粒滩，远离物源区主要发育藻灰岩与颗粒灰岩，藻灰岩分布范围较广；英西湖盆区凹中隆型，主要发育颗粒灰岩、含膏泥质灰云岩与纹层灰岩，颗粒灰岩发育在隆起区浅水高能带，纹层灰岩发育在凹陷区深水低能带，而含膏泥质灰云岩在浅水区广泛发育；柴西北缓坡平台型，主要发育藻灰岩与泥质灰云岩，藻灰岩以席状为主，分布广。

图7 柴达木盆地湖相碳酸盐岩综合沉积发育模式Fig.7 Comprehensive sedimentary model of lacustrine carbonate rocks in Qaidam Basin

3.3.2 咸化湖相碎屑岩沉积模式

基于古环境的动态控水加砂和咸-淡水动力搬运对比开展模拟实验，结果表明，受控于浮力顶托作用，咸水介质下细碎屑沉积物比淡水介质下的搬运距离更长、分布面积更大［25］，有利于湖相区滩坝砂的形成（图8）。

图8 咸水介质对湖相碎屑沉积作用的影响Fig.8 Influence of salt water medium on lacustrine clastic sedimentation

综合青海湖现代沉积解剖，证实滩坝砂在咸化湖盆中较为发育，其展布明显受控于波浪改造、古地形、季风驱动效应、物源供给等四大要素。据此，结合高原隆升季风变化［26］、柴西地区实际古地貌及早期沉积认识，以上干柴沟组为解剖点，建立了咸化湖盆碎屑岩有序分布模式：缓坡带呈现出辫状河三角洲—滩坝砂—湖相有序分布模式，陡坡带则呈现出冲积扇—扇三角洲—断坡扇—湖相有序沉积模式，其中湖盆滩坝砂体的平面展布具显著规律性，除古湖岸线对砂体分布形态的影响外，砂体主要沿盛行风形成的主湖流方向呈北西—南东向展布（图9）。

图9 柴达木盆地咸化湖盆滩坝砂体沉积发育模式及展布规律Fig.9 Sedimentary model and distribution pattern of beach bar sand bodies in salinized lake basin of Qaidam Basin

3.3.3 咸化湖沉积模式的油气勘探意义

基于以上碳酸盐岩和碎屑岩沉积模式的构建及分析得出，咸化湖盆沉积分布具有显著的外、中、内三环带分布特征。外环带主要为冲积扇—河流—三角洲沉积的碎屑岩储集体；中环带主要发育滩坝砂、藻灰岩、颗粒灰岩和泥质灰云岩等混积沉积物；内环带主要分布在湖盆中心区，以暗色泥页岩和纹层状碳酸盐岩为主。相应地形成外环带物性遮挡型岩性圈闭，中环带可形成上倾尖灭型、透镜型、断层遮挡型等岩性圈闭，内环带则形成源储一体型“甜点区”。由此可见，柴达木盆地岩性油气藏勘探具有广阔前景，勘探从构造向构造-岩性结合的转型发展成为必然。

3.4 从碎屑岩向多岩性复合的勘探思路转变

柴达木盆地共计发育4类储层，即碎屑岩、湖相碳酸盐岩、基岩和泥页岩储层。其中，碳酸盐岩储层一直被认为缺乏造礁型生物，难以形成基质孔；碎屑岩一般认为发育在埋深超过3 000 m 的储层中，原生孔隙几乎损失殆尽［26］；基岩和泥页岩储集空间以裂缝为主。因此，深层碎屑岩、湖相碳酸盐岩、基岩及泥页岩能否具备高效储集能力，成为勘探类型拓展的关键。

3.4.1 深层碎屑岩成储机理

最新研究证实，在特定的地质条件下，碎屑岩储层埋深为3 500～4 500 m 时，原生孔隙依然能被有效保存，并形成相对优质储层［27-28］。近年柴达木盆地部分钻井在埋深为4 000 m 时仍可见原生孔隙，且占比大于60%，孔隙度集中分布在9%～15%，渗透率普遍为13～22 mD，而其通常处在异常高压区和三角洲分流河道相带。究其原因，辫状河三角洲分流河道砂体具有良好的成分和结构成熟度，泥质含量低，是形成优良储层的基础，而异常高压带中的孔隙流体因排出受阻而滞留在孔隙内，孔隙流体承受压力大，使颗粒压实作用受到抑制，从而保留了更多的原生粒间孔［26］（图10），同时异常高压带中的碳酸盐胶结具有“细粒聚集效应”，造就了粒度相对较粗的河道砂岩且具有较好的物性。

图10 柴北缘声波时差孔隙度随深度变化及异常高压造成的原生孔隙发育带［26］Fig.10 Acoustic interval transit time change with depth and primary pore development zones caused by abnormal high pressure in northern margin of Qaidam Basin

3.4.2 湖相碳酸盐岩成储机理

近年来，咸化湖盆碳酸盐岩成为众多学者关注的焦点，其中湖相碳酸盐岩形成的晶间孔已相继被发现［29］。事实上，湖相碳酸盐岩的成因类型及分布受控于沉积演化、成岩作用和断层活动，除晶间孔外，还发育扩溶孔、溶蚀孔、裂缝和角砾孔。晶间孔主要为准同生白云岩化作用的产物，具有孔径小（小于2 μm）、孔隙度高（大于6%）的特征；溶蚀孔为暴露过程中大气淡水溶蚀盐类矿物和埋藏后期大量有机酸对晶间孔进行扩溶而形成的产物；裂缝和角砾孔主要为晚期构造挤压下断裂带破碎和层间滑脱变形而形成，一旦被钻遇，基本能够实现高产。

3.4.3 基岩成储机理

从现有钻遇的基岩来看，基岩储层物性基本不受埋深影响，孔隙度普遍为2%～10%，因多期构造运动和长期暴露风化，其储集空间以裂缝和溶蚀孔缝为主（图11）。其中，基岩中发育的高角度缝规模大，承载能力强，在上覆载荷作用下不易闭合，是裂缝储集空间保存的关键；同时基岩较为致密，抗压实作用的能力较强，因而风化淋滤及酸性溶蚀形成的孔隙保存较完整；此外，基岩岩性大多为花岗岩和变质岩，受矿物冷凝结晶或变质作用影响，铁镁质矿物可形成直径约数百纳米的晶间孔，云母片之间可形成数微米的晶间孔。

图11 基岩风化壳结构及储层特征Fig.11 Structure of bedrock weathering crust and reservoir characteristics

3.4.4 泥岩成储机理

泥岩储层尚不多见，大多以裂缝为主要储集空间。柴东地区第四系弱成岩泥岩因受咸水条件、弱成岩作用、生物成因气等独特的环境控制，具备多重介质的孔隙体系，发育粒间孔、溶蚀孔、晶间孔及层间孔等储集空间（图12）。其中，粒间孔主要形成于矿物颗粒堆积体中；溶蚀孔主要为泥岩在生烃过程中产生的有机酸对碳酸盐岩、磷酸盐岩进行溶蚀的产物；晶间孔主要是由于黏土矿物晶体在生长过程中，因生长条件、内部原子发生变化导致晶体发育不全而形成；层间孔主要是因黏土矿物欠压实、分散胶结或弱胶结，由伊蒙混层杂乱排列而形成。

图12 典型疏松泥岩微观扫描电镜照片（泥岩，台南18 井，1 596.75 m）Fig.12 Scanning electron microscope photos of typical loose mudstone

3.4.5 多类储层多元成储认识的勘探意义

以上4 类储层的多元成储机理证实了柴达木盆地4 类储层具备多重介质孔隙体系，均可作为有利勘探对象。其中，碎屑岩和碳酸盐岩在埋深为5 000 m 时孔隙度仍可达到10%，埋深为6 000 m 时仍可发育有效储层，极大提升了深层勘探潜力；古老基岩和疏松欠压实泥岩同样具备重要的勘探价值，丰富了前中生代含油气系统勘探新类型，凸显了第四系含气系统泥岩生物气的价值。

3.5 从常规向常规-非常规结合的勘探思路转变

柴达木盆地为晚期强构造变动的含油气盆地，构造运动将盆地改造成为隆-坳-坡-阶等高差巨大、形态各异的构造单元。除继承性负向构造外，大部分油气的运聚由区域广覆式转向各类正向构造并发生非平衡动态聚散-成藏，形成了特征不同、类型多样的油气成藏区带，因而建立不同构造分区差异性成藏模式成为支撑盆地勘探战略转移的关键。

3.5.1 断隆带“深浅共存”成藏模式

断隆带以英东构造最为典型，早期普遍认为其“早期成藏、晚期调整、次生为主”，难以形成大油气田。近年来，在进行静态要素和动态过程系统剖析后，认为断隆带具备立体成藏的必要条件：咸化湖盆烃源岩持续生烃成为晚期构造带油气藏形成的基础；构造运动控制下的多期成藏（15～23 Ma 和3～5 Ma）及蒸发分馏作用成为晚期构造带油气藏形成的前提；断隆带深浅叠置的构造形成的深浅断裂空间组合成为晚期构造带油气运聚成藏的保障。这些成藏条件形成了“构造多期推覆叠加、断层纵向接力输导、油气垂向蒸发分馏、油藏晚期多层聚集”的“深浅共存”的成藏模式。

3.5.2 断阶带“复合输导”成藏模式

断阶带以昆北断阶最为典型，早期普遍认为其“无盖无源，前景欠佳”。近年来，成藏研究认为其具有源外成藏的有利条件：控阶断裂下盘为富烃凹陷，能提供充足的油源；具有持续的古构造背景，有利于油气多期持续运聚；深大断裂与区域性不整合面可构成优越的运移输导体系；具有多套储盖组合，发育多种类型的圈闭。这些条件的有效耦合形成了断阶带“不整合面横向输导，深大断裂纵向运移，晚期区域富集，超晚期改造调整”的源外“复合输导”成藏模式。

3.5.3 隆起带“早聚晚成”成藏模式

隆起带以阿尔金山前东段最为典型，一般认为其受走滑断裂切割与晚期隆起的破坏，整体勘探前景欠佳。近年来，成藏系统评价成果证实断盖作用可形成古隆起-古斜坡远源大中型油气藏。喜马拉雅早—中期，山前带整体呈现出以简单斜坡为主的构造雏形，局部形成高隆起圈闭，同时发育开启或半开启状态的NW 和NNW 向断裂，可有效沟通侏罗系烃源岩，形成山前带早期大面积规模成藏；喜马拉雅中—晚期，山前带形成如今的高隆起-中断阶-凹中隆的构造格局，油气进行二次成藏和再调整，因受构造挤压影响，近EW 向断裂封闭性较好，同时中斜坡和凹中隆基岩顶面发育膏泥岩和泥岩2种类型的区域盖层，形成“高隆起源外多层富集、中断阶近源大面积聚集、凹中隆源内/源下规模聚集”的“早聚晚成”油气差异成藏模式。

3.5.4 斜坡带“一砂一藏”成藏模式

斜坡带以扎哈泉斜坡最为典型，早期勘探略有发现，但规模不大，当时认为斜坡区“储层欠发育、源储不匹配”。近年来，基于细粒岩沉积、动态成藏过程等研究，认为斜坡区滩坝砂与泥岩互层，具有“自生自储”的条件，且单个滩坝砂相对独立，以透镜体存在，但随着湖水动荡变迁，形成广覆式叠合连片分布的滩坝群，为致密油成藏提供了保障，同时源储之间的压力差保障了大面积致密油近源富集，进而造就了斜坡带“一砂一藏、多层叠置、复合连片”的成藏模式。

3.5.5 凹陷带“源储共生”成藏模式

凹陷带以英西古近系下干柴沟组下段盐下油藏最具代表性，早期普遍认为其“有源无储”，难以规模成藏。近年来，基于静态要素及动态过程分析，认为在早期油气充注期，咸化成因的低熟烃源岩大规模排烃，区域构造伴随着青藏高原的初次隆升尚处在雏形期，具有宽缓低隆起良好的运聚背景及广泛分布的湖相碳酸盐岩储层，同时生烃增压可形成大量水力破裂缝，保证了油气近源运聚至碳酸盐岩纳米级储集空间中而得以保留，呈现出“低熟早排、破裂缝沟通、源储一体、大面积分布”的“源储共生”的页岩油富集模式。

3.5.6 改造盆地立体成藏的勘探意义

基于以上5 类油气成藏模式，以柴西富烃凹陷为例，其发育有序分布的全类型油气藏（图13），形成了环英雄岭全油气系统［30］。因此，柴达木盆地富烃凹陷区未来可积极实施4 个方面的拓展，即由源外向源内拓展、由常规向非常规拓展、由浅层向深层拓展、由单一圈闭向连续型地质体拓展。

图13 柴西富烃凹陷全油气系统成藏模式Fig.13 Reservoir accumulation model of whole petroleum system in hydrocarbon-rich depression of western Qaidam Basin

4 未来勘探转型的重要领域和方向

柴达木盆地油气藏类型多样，资源前景良好，但目前探明率仍较低。根据前期研究成果，分析勘探形势后认为，当前柴达木盆地油气勘探方向应发生四大转变，即浅层勘探向深浅结合转变、构造勘探向构造-岩性结合转变、常规勘探向常规-非常规结合转变及碎屑岩勘探向多岩性复合转变，并提出下步勘探四大重点领域。

4.1 柴西古近系—新近系页岩油领域

4.1.1 基本概况

柴西坳陷勘探面积为1.5×104km2，古近纪—新近纪为封闭的咸化湖盆沉积，发育4 个沉积中心，形成纹层型和混积型2 类页岩，为盆地最优生油岩，组成“源储一体”型和“源储共生”型2 种源储配置类型，页岩油气勘探前景非常广阔［31］（图14）。

图14 柴西坳陷页岩油勘探有利区Fig.14 Favorable areas for shale oil exploration in the depression of western Qaidam Basin

4.1.2 成藏优势条件

①页岩层系岩性混积，脆性矿物含量高，泥—粉砂级石英、长石碎屑和方解石、白云石质量分数多为60%～90%，尤以白云石+方解石含量高，质量分数可达40%～50%；②页岩层系生烃潜力大，氯仿沥青“A”质量分数主要为0.05%～0.50%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，具有较高的氢指数，有机碳转化率高达80%；③页岩层系单纹层薄（100～200 μm），累计厚度大（1 000～2 000 m），含油级别高（常规取心分析含油饱和度为46%～88%）；④页岩层系与盐伴生，压力系数高（可达1.7～2.4），地层能量充足，具有高产、稳产的基础；⑤页岩层系中碳酸盐岩发育孔、洞、缝多重介质的储集空间，具有整体含油、局部高产的特征；⑥受控于青藏高原隆升，页岩层系经历早期深埋，形成了规模高成熟油气，气油比高（300～400）、油质轻（密度为0.78～0.85 g/cm3）、流动性好［黏度为（3～10）×10-6m2/s］［2］。

4.1.3 勘探苗头及成效

近两年，英雄岭页岩油勘探获得重大发现，干柴沟地区古近系页岩油探索取得了良好效果。柴2-4 井系统取心证实，灰云质纹层与黏土质纹层间互形成的页岩中烃类原位滞留和毫米级微距运移，含油饱和度高达88%，为典型的页岩油特征。柴902 井2 800～2 803 m 井段压裂后系统试采，产量和压力均较稳定，170 d 累计产油2 113.7 t，产气78.2×104m3，揭示了英雄岭页岩油具有直井可自喷生产的优势。

4.1.4 储量前景

根据对柴西地区古近系—新近系页岩油的整体评价，古近系页岩油有利勘探面积达0.15×104m2，埋深为2 200～6 500 m，“十四五”期间有望新增石油地质储量2.5×108t，建成产能（50～100）×104t；新近系页岩油有利勘探面积达0.1×104m2，埋深为2 000～4 500 m，整体具备形成10×108t 储量的基础。

4.2 柴东第四系泥岩生物气领域

4.2.1 基本概况

柴东地区第四系生物气勘探面积为0.8×104km2，目前已发现7 个气田和含气构造，天然气三级储量为3 180.91×108m3，其中涩北气田探明天然气地质储量为2 878.82×108m3，均为构造气藏。近些年来，伴随着构造圈闭勘探程度的加深和岩性勘探相继失利，湖相泥岩内的滞留生物页岩气资源成为勘探的新领域［32］（图15）。

图15 柴东第四系泥岩生物气有利勘探区Fig.15 Favorable exploration areas of Quaternary mudstone biogas in eastern Qaidam Basin

4.2.2 成藏优势条件

①泥页岩中的有机质在产甲烷菌和低温热力（35～75 ℃）的双重作用下，不断产生甲烷气，具有边聚集、边散失、再聚集的动态成藏过程；②泥页岩中发育大孔径（1～40 μm）的粒间孔、裂缝、溶蚀孔和小孔径（15～160 nm）的晶间孔、粒内孔，有利于天然气的滞留和吸附；③泥页岩具有未熟生气的特征，有利生气深度为650～2 070 m，保压取心测试含气量可达2.7～6.9 m3/t。有别于国内外规模开发的页岩气，柴东泥岩生物气具有埋藏浅、含气量高的优势。

4.2.3 勘探苗头及成效

近年来，柴东第四系泥岩生物气已呈现出工业开发价值。其中，针对三大气田开展泥岩气探索，8 口井泥岩段试气均获工业产能，日产气（0.15～0.67）×104m3；围绕水平井开发效果评价，在涩北一号气田针对第四系泥岩段钻探水平井涩页H3-1井，初期日产气1.1×104m3，试采1 年，日产气持续保持在0.8×104m3以上，已累计产气近200×104m3。

4.2.4 储量前景

通过对柴东第四系泥岩生物气进行整体评价，落实了2段“甜点”，有利含气面积达0.472 6×104km2，估算资源量4 679×108m3。“十四五”期间通过深化认识和勘探拓展，柴东第四系泥岩生物气有望成为柴达木盆地天然气增储上产的主力，继续发挥生物气压舱石的重要作用。

4.3 柴北缘深层勘探领域

4.3.1 基本概况

柴北缘地区有利勘探面积近1.4×104km2，经过60 余年的勘探，已发现冷湖、南八仙、马北等油气田，但大多为“古生新储”型浅层油气藏，且前新生界及腹部构造带深层等领域整体勘探程度极低，因此勘探潜力较大［33-34］（图16）。

图16 柴北缘腹部深层有利勘探区Fig.16 Favorable exploration areas of deeply buried strata in the center of northern margin of Qaidam Basin

4.3.2 成藏优势条件

①柴北缘深层普遍发育优质储盖组合，古近系与侏罗系主力勘探层系发育大型三角洲前缘河道砂体，与河道间泥岩形成优质储盖组合；②深层源-圈匹配关系良好，继承性发育系列大型背斜构造圈闭，且定型时间早于油气充注期，可形成大规模原生油气藏；③中浅层的快速沉降和持续水进的沉积过程，导致地层排水不畅而形成大范围超压，抑制了天然气的纵向运移，确保了后期构造运动对深层原生油气藏破坏不大。

4.3.3 勘探苗头及成效

近年来，柴北缘深层勘探已取得重要发现。其中，阿尔金山前带凹中隆昆特依构造昆2 井加深钻探，在埋深大于7 000 m 的基岩中日产天然气超过104m3；在冷湖构造带钻探部署的仙西1、冷探1 等井在埋深大于4 000 m 的深层多个层系获得发现。

4.3.4 储量前景

通过对深层领域的整体评价得出，腹部构造带和祁连山前推覆体下盘为两大重点区带，深层构造圈闭面积达0.176 5×104km2，预计资源规模超3 000×108m3，未来积极实施勘探，有望形成规模气区。

4.4 柴西古近系多类型岩性勘探领域

4.4.1 基本概况

柴西地区是柴达木盆地石油富集的黄金区，勘探面积为1.76×104km2，石油资源量达41.7×108t，产量占盆地的绝对主体。目前探明油田大多以构造油藏为主，古近系水下分流河道、滩坝、扇三角洲、断坡扇、重力流等砂体广泛发育，与源岩呈指状交互接触，具备形成规模岩性油藏的条件（图17）。

图17 柴西坳陷古近系岩性油气藏勘探有利区带及成藏模式Fig.17 Favorable exploration areas and accumulation model of Paleogene lithologic reservoirs in the depression of western Qaidam Basin

4.4.2 成藏优势条件

①柴西古近系属原盆富烃凹陷的主体沉积层，且持续发育以柴西南、阿尔金山前为代表的继承性古斜坡，具有近源优先成藏的基础；②柴西古近系发育多种类型的岩性圈闭，陡坡带扇三角洲平原—前缘—重力流（断坡扇）有序沉积，造就了致密带-断层上倾遮挡、扇间泥岩侧向封堵大规模叠置岩性圈闭群，缓坡带辫状河三角洲平原—前缘—滩坝砂有序沉积，形成了尖灭型大规模河道、席状砂化河道、滩坝等透镜体型叠置连片的大范围岩性圈闭。

4.4.3 勘探苗头及成效

近两年，对柴西地区古近系不同类型岩性油气藏开展探索，相继取得成功。其中，围绕盆缘粗相带岩性油气藏钻探部署的阿探1 井在砂砾岩中获得工业油流，揭开了砂砾岩岩性勘探的序幕；围绕盆内凹陷区席状砂部署的切探2 井，在近5 000 m 埋深下发现了优质储层，并获得日产超50 m3高产油流。

4.4.4 储量前景

通过对柴西古近系岩性油气藏的整体评价，“十四五”期间上坡可寻找盆缘致密带遮挡型岩性油气藏，有利圈闭面积可达0.059×104km2，预测潜在储量为2×108t；下凹可寻找透镜体型和断层遮挡型岩性油气藏，有利圈闭面积为0.38×104km2，预测潜在储量可达5×108t。

5 结论

（1）近年来，青海油田紧紧围绕制约柴达木盆地油气勘探的关键地质技术瓶颈，针对盆地油气勘探存在的薄弱环节，深化基础地质研究，总结油气成藏规律，转变油气勘探思路，加大先进实用技术的推广应用，在盆缘断阶源外、斜坡区岩性、盆内凹陷页岩油气、晚期隆起区等勘探领域取得了较好的成效，证实了柴达木盆地广阔的勘探前景，也说明了唯有突破思维禁锢，创新勘探思路，才是成熟勘探区焕发青春的必由之路。

（2）柴达木盆地成盆、成烃、成储和成藏等地质新认识揭示，未来油气勘探面临从浅层向深浅结合、从构造向构造-岩性结合、从碎屑岩向多岩性复合、从常规向常规-非常规结合的四大转变，其中柴西古近系—新近系页岩油、柴东第四系泥岩生物气、柴北缘深层和柴西古近系多类型岩性等为未来主要的四大勘探领域。