柴达木盆地团鱼山地区浅湖油页岩特征、成因及成矿模式-以青柴地2井为例

徐银波，毕彩芹，孙平昌，李 锋，仝立华，张家强

（1.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100083；2.中国地质调查局非常规油气重点实验室，北京 100083；3.吉林大学地球科学学院，吉林长春 130061）

0 引言

我国是世界上油页岩资源最丰富的国家之一，油页岩资源居世界第二（柳蓉等，2021）。根据全国油页岩资源评价显示，这些资源主要分布于全国47个盆地内（刘招君等，2009），除了羌塘盆地和燕山地区为海相油页岩（刘岩等，2011；吴珍汉等，2021），其他盆地均为陆相油页岩。陆相油页岩主要发育环境为深湖-半深湖环境和湖沼环境。刘招君等（2009，2016）根据我国陆相盆地油页岩矿床特点，以盆地类型和有机质来源为依据，将我国陆相盆地油页岩类型划分为深湖腐泥型、半深湖腐殖腐泥型和湖沼腐泥腐殖型三种成因类型。在对这些盆地的研究中发现，除了深湖-半深湖环境和湖沼环境的油页岩，还存在发育于浅湖环境的油页岩。深湖-半深湖油页岩如松辽盆地青一段油页岩（Zhang et al.，2020）、鄂尔多斯盆地延长组长7 油页岩（朱如凯等，2021），准噶尔盆地芦草沟组油页岩（徐银波等，2022b），柴达木盆地石门沟组页岩段油页岩（Bai et al.，2020）等，湖沼油页岩如达连河盆地（王世辉等，2006）和依兰盆地（柳蓉等，2012）达连河组下含煤段油页岩，茂名盆地油柑窝组油页岩等（李殿超等，2006），由于分布更广泛，开展的研究相对较多。而发育于浅湖的油页岩由于分布相对较少，开展的研究也较少。前人研究表明，柴达木盆地石门沟组含煤段油页岩（陈玲玲等，2018）、老黑山盆地穆棱组油页岩（Song et al.，2017）和黄县盆地李家崖组油页岩（陈玲玲，2019）等发育于浅湖环境。因此本文选择柴达木盆地石门沟组含煤段浅湖油页岩样品开展特征、沉积环境及成矿模型的研究，以提高对浅湖油页岩的研究认识。

1 地质背景

柴达木盆地位于中国西北地区，位于青藏高原东北部，为我国西部最大的内陆盆地（刘志宏等，2010）。油页岩主要分布于盆地北缘的鱼卡、大煤沟、团鱼山等地区（阎存凤等，2011；Li et al.，2019；Bai et al.，2020）。柴达木盆地北缘为盆地东北部的一级构造单元，面积约为34000 km2。盆地内发育复杂的断裂体系，包括控制盆地演化的赛南断裂、宗务南断裂等一级断裂；控制盆地内隆坳格局及决定构造带展布的鄂东断裂、冷北1 断裂、马仙断裂、陵间断裂、埃北断裂、埃南断裂、欧北断裂和欧南断裂等二级断裂；以及控制局部构造和形态的冷七断裂、葫南断裂等三级断裂（刘志宏等，2010；张云鹏等，2016）。盆地基底为前寒武系变质结晶基底和古生代褶皱变形基底（焦小芹等2020；底青云等，2021），其上发育的主要沉积盖层为中生界和新生界，包括侏罗系湖西山组、小煤沟组、大煤沟组、石门沟组、采石岭组、红水沟组，白垩系犬牙沟组，古近系路乐河组、下干柴沟组，新近系上干柴沟组、下油砂山组、上油砂山组、狮子沟组和第四系七个泉组等地层（付锁堂等，2013；王君贤等，2017）。其中中侏罗统石门沟组是油页岩赋存的主要层位，石门沟组分为上部页岩段和下部含煤段，上部页岩段发育半深湖-深湖相油页岩，下部含煤段发育浅湖相油页岩（陈玲玲等，2018；Bai et al.，2020）。

图1 柴达木盆地北缘断裂分布及研究区位置图（据曾文人等，2019修改）Fig.1 Map showing distribution of faults in the northern margin of Qaidam Basin and location of the study area（modified from Zeng et al.，2019）1-山脉；2-居民点；3-取样井；4-一级断裂；5-二级断裂；6-三级断裂1-mountains；2-residential area；3-sampling well；4-first-order fault；5-second-order fault；6-third-order fault

2 样品采集测试及分析方法

本次测试样品采自团鱼山地区青柴地2井中侏罗统石门沟组下部含煤段。对于青柴地2井的沉积相和油页岩发育情况，前人已经开展了详细的研究，结果表明该井下部含煤段主要发育湖泊和三角洲两种沉积相，其内发育8 层油页岩，其中1 层发育于湖沼亚相，其余7层油页岩发育于浅湖亚相（陈玲玲等，2018；王君贤，2018）。针对发育于浅湖亚相的7 层油页岩（图2），分别采集了样品，并对样品开展了有机碳（TOC）、岩石热解、主微量元素、灰分、发热量、密度、挥发份、含油率和X衍射等测试分析。

图2 柴北缘团鱼山地区青柴地2井柱状图（据陈玲玲等，2018修改）及采样位置Fig.2 Histogram of the well QCD-2 in the Tuanyushan area in the northern margin of Qaidam Basin（modified from Chen et al.，2018），and sampling location1-地层省略线；2-煤层；3-炭质泥岩；4-泥岩；5-油页岩；6-粉砂质泥岩；7-泥质粉砂岩；8-粉砂岩；9-细砂岩；10-中砂岩1-stratigraphic omitted line；2-coal；3-carbonaceous mudstone；4-mudstone；5-oil shale；6-silty mudstone；7-pelitic siltstone；8-siltstone；9-fine sandstone；10-medium sandstone

主微量元素测试和X衍射分析在核工业北京地质研究院完成。主量元素分析依据GB/T14506.28-2010，运用飞利浦PW2404 X 射线荧光光谱仪完成。微量元素依据GB/T14506.30-2010，运用Element XR 仪完成。X 衍射运用Panalytical X’Pert PRO X射线衍射仪依据SY/T5163-2010完成。其他测试均在吉林大学测试中心完成，其中含油率测试运用低温干馏法（SH/T0508-92）完成；TOC 运用美国LECO碳硫仪（GB/T19145-2003）完成；岩石热解运用法国Vinci Rock eval-6热解分析仪（GB/T 18602-2012）完成。发热量运用SDC5015 量热仪（GB/T213-2008）完成；灰分和挥发分运用马弗炉（GB/T212-2008）完成。密度分析采用全自动密度测试仪（GB/T23561.1-2009）完成。

3 油页岩特征

3.1 岩石矿物学特征

柴达木盆地团鱼山地区石门沟组含煤段浅湖油页岩呈黑色、深灰色，含植物碎屑化石、黄铁矿。X衍射分析结果显示（表1），油页岩样品的矿物组成为石英和粘土矿物，其中石英含量较低，为15.2%～36.6%，平均为27.7%，而粘土矿物含量较高，为63.4%～84.8%，平均为72.3%。粘土矿物包括高岭石、伊利石和伊蒙混层，其中高岭石和伊蒙混层含量较高，平均含量分别为51.6%和24.4%，伊利石含量相对较低，平均为7.5%。

表1 青柴地2井含煤段浅湖油页岩矿物组成Table 1 Mineral composition of shallow-lake oil shale in coal-bearing member of well QCD-2

3.2 工业品质特征

在油页岩评价中，含油率、发热量、灰分等是评价的主要参数（刘招君等，2009）。青柴地2 井含煤段油页岩样品的测试结果显示（表2）：含油率为4.09%～7.74%，平均为5.4%。属于低-中等品质油页岩。灰分含量为46.52%～66.4%，平均为58.97%，灰分含量中等。发热量为7.36 MJ/kg～13.81 MJ/kg，平均为9.52 MJ/kg，为高发热量油页岩。挥发分含量为17.61%～26.4%，平均为21.87%，属高挥发分。密度为1.88～2.2 g/cm3，平均为2.04 g/cm3，密度较低。因此本次研究的油页岩为中灰分、高发热量、高挥发分、低密度，含油率低-中等的油页岩。

表2 青柴地2井含煤段浅湖油页岩品质及有机地化参数Table 2 Quality and organic geochemistry parameters of shallow-lake oil shale in coal-bearing member of well QCD-2

青柴地2 井油页岩从纵向分布上看，含煤段下部主要发育低品位油页岩，含油率一般小于5%，上部发育2 层中等品位油页岩，含油率＞6%。按照工业生产的划分角度，含油率6%以上的油页岩属于高品位油页岩（富矿）（徐银波等，2022b），这两层油页岩适合工业开采。

3.3 有机地球化学特征

TOC 和生烃潜量是判断油页岩有机质丰度的重要参数。TOC 和热解分析显示本次油页岩样品的TOC 含量为11.7%～34.1%，平均为22.68%。生烃潜量（S1+S2）为28.06～64.36 mg/g，平均为46.71 mg/g。有机碳和生烃潜量显示其具有较高的有机质丰度（表2，图3a）。

图3 青柴地2井石门沟组含煤段油页岩有机质丰度和类型Fig.3 Abundance and types of organic matter of oil shale in coal-bearing member of Shimengou Formation of well QCD-2

利用TOC 和热解参数可以判断样品中有机质的类型。图3b 显示本次研究的油页岩样品有机质类型为II2型，表明其有机质为混合来源，既有陆源高等植物，又包含了湖泊水生生物。

热解分析显示本次研究的油页岩样品热解峰温Tmax为417～425℃，平均为421℃，表明其有机质尚处于未成熟阶段。

3.4 无机地球化学特征

青柴地2 井石门沟组含煤段油页岩样品主量元素测试结果显示（表3），其主要成分为SiO2、Al2O和TFe2O3，三种成分的总和占14.52%～72.78%，平均49.91%。其中SiO2的含量最高，为7.65%～46.24%，平均30.85%；Al2O3的含量为3.41%～29.33%，平均16.96；TFe2O3的含量为0.91%～3.46%，平均2.10%。CaO 和K2O 的含量较少，平均含量分别为1%和1.15%。而MgO、Na2O、P2O5、TiO2和MnO含量最少，平均含量在1%以下。此外测试结果显示样品的烧失量较高，因为样品中含丰富的有机质。

表3 青柴地2井含煤段浅湖油页岩主量元素含量（%）Table 3 Content of major elements（%）in shallow-lake oil shale in coal-bearing member of well QCD-2

对比平均页岩的成分（Wedepohl，1971），研究区浅湖油页岩样品中P2O5富集，Al2O3与平均页岩中的含量相当，而SiO2、TFe2O3、MgO、Na2O、CaO、K2O、TiO2和MnO亏损（图4a）。

图4 平均页岩标准化后的青柴地2井油页岩样品主微量元素（a）和微量元素（b）Fig.4 Average normalized concentration of major elements（a）and trace elements（b）in oil shale of well QCD-2

根据研究区浅湖油页岩样品中微量元素测试结果（表4），对其进行平均页岩标准化（Wedepohl，1971）。结果显示（图4b），Co、Cu、Zn、Ga、Mo、Ba、Th、U等元素富集，Li、V、Cr、Ni、Rb、Sr、Zr等元素亏损。

表4 青柴地2井含煤段浅湖油页岩微量元素含量（×10-6）Table 4 Content of trace elements（×10-6）in shallow-lake oil shale in coal-bearing member of well QCD-2

4 油页岩形成环境

4.1 古气候

Sr/Cu 可以用于判断泥岩沉积时期的古气候环境（邓宏文和钱凯，1993；Fu et al.，2018）。Sr/Cu比值大于10时，为干热气候，Sr/Cu比值小于10时为温暖湿润气候（Xu et al.，2016）。研究区样品的Sr/Cu比值2.87～12.15，平均4.46，除一个样品超过10，其余样品都小于5（表5），表明气候条件为温暖湿润气候。

表5 团鱼山地区石门沟组含煤段油页岩成矿条件参数Table 5 Parameters of metallogenic conditions of oil shales incoal-bearingmember of ShimengouFormation，Tuanyuanshanarea

Rb/Sr也是良好的古气候指标，干旱环境下比值较低，高值则指示温润气候（陈骏等，2001）。研究区样品Rb/Sr 值为0.06～1.08，平均0.43，且主要分布区间为0～0.3，其值与青一段油页岩的Rb/Sr 值相当（贾建亮，2012），也反映了湿润的气候条件。

此外，黏土矿物对气候也有一定的指示意义，温暖湿润气候利于高岭石的形成和保存。而伊利石则多形成于寒冷地区和沙漠地区风化率极低的气候条件（王成善和李祥辉，2003）。表1 显示研究区样品中高岭石含量远高于伊利石含量，这也进一步表明了气候条件为温暖湿润气候。

4.2 古水深及水动力条件

陈玲玲等（2018）、王君贤等（2018）对青柴地2 井石门沟组含煤段油页岩的沉积环境做了详细的研究，结果显示其主要的沉积环境为浅湖环境。本文利用地球化学参数对其形成时的古水深和水动力条件进行分析。由于沉积分异作用导致某些元素随着离岸距离的变化而发生变化，通过对这些元素的分析，可以反映沉积古水深。其中Zr/Al 比值能代表近距离搬运的陆源组分及水体深度的变化，其值越小，表示离岸越远，水体更深（Das and Haake，2003）。而Rb 比K 更易被黏土吸附而远移，因此Rb/K 值越大，水体越深（郑一丁等，2015；王宝萍等，2017）。研究区浅湖油页岩的Zr/Al 值为（0.83～3.02）×10-3，平均1.69×10-3，Rb/K 值为（8.24～12.13）×10-3，平均9.13×10-3。Zr/Al 值变化范围较大，显示了近岸区域受到水体注入作用等影响较大，水深变化较大。同时其值相对较大，表明其水体深度属于浅湖中相对较深的环境。

Th/K、Rb/Zr 等地化参数可以用于判断古水动力条件。Th/K>6 代表高能环境，3＜Th/K<6 代表低能环境，＜3 代表停滞水体环境，也就是Th/K 值越大，水动力强度越大（代大经等，2015）。而Rb/Zr 值正好相反，其值越高，代表的水体越深，水动力条件越弱（陆雨诗等，2021）。研究区Th/K 值为1.68～3.90，平均为3.3，显示为低能环境。同时其值的分布区间跨度相对较大，表明其水动力强度变化相对较大。Rb/Zr 值为0.39～0.89，平均0.61。Rb/Zr 值接近三塘湖盆地芦草沟组半深湖油页岩的值（徐银波等，2022a）。Th/K 和Rb/Zr 表明水动力强度相对较弱，变化较大。

4.3 古盐度

Sr/Ba 是用于判断水体盐度的重要参数（邓宏文和钱凯，1993）。国内学者在对湖盆古盐度研究中将Sr/Ba＜0.5 划为淡水，0.5＜Sr/Ba＜1 为半咸水，Sr/Ba＞1为咸水（钟宏利等，2012；郑一丁等，2015）。研究区浅湖油页岩的Sr/Ba 值为0.02～0.58，平均0.2，除一个样品的值略高于0.5，其余样品值都小于0.3，表明其沉积时的水体环境以淡水环境为主。Th/U 也被用来识别海陆相沉积（Fu et al.，2018），Th/U＞7 代表陆相淡水环境，2～7 代表微咸水-半咸水沉积环境（刘鑫等，2021），小于2代表海相咸水环境。研究区样品Th/U 值为1.5～5.55，平均3.33，表明为微咸水-半咸水。综合分析Sr/Ba 和Th/U 值的分布区间表明，研究区样品指示的水体盐度环境为微咸水-淡水环境。

4.4 氧化还原条件

水体保存条件是有机质富集和油页岩形成的重要因素之一。V/Cr、U/Th 等比值在一定程度上可以反映沉积时的氧化还原环境（邓宏文和钱凯，1993；Jones and Manning，1994）。V/Cr比值小于2为氧化环境，2～4.25为贫氧环境，大于4.25为厌氧环境（刘鑫等，2021；王春伟等，2022）。而U/Th＞1.25 为还原环境，0.75～1.25为弱氧化环境，＜0.75为氧化环境（Wignall and Twitchett，1996）。研究区样品V/Cr值为1.62～3.77，平均2.14，而U/Th值为0.18～0.44，平均0.36。V/Cr 和U/Th 的分布区间显示样品形成的环境主要为弱氧化（贫氧）环境。利用δU 值可以有效判定氧化还原状态（刘鑫等，2021；李晓路等，2022），δU 值由2U/（Th/3+U）计算求出（Jones et al.，1994），正常水体环境中δU＜1，还原环境中δU＞1。研究区样品δU 为0.70～1.33，平均0.99，样品的δU 分布于1 的上下，尤其是大于1 的数值都较接近1。综合V/Cr、U/Th 和δU 三者的分布区间，研究区样品的形成环境为弱氧化-弱还原环境，并以弱氧化环境占主导。

4.5 初始古湖泊生产力

TOC 是直接表征古生产力状况的传统指标，但是受到氧化-还原环境和陆源碎屑物输入状况的影响，可能无法准确表征初始古生产力（罗情勇等，2013）。表层水的初始生产力被认为是影响有机质富集的关键因素（张水昌等，2005）。P/Ti 是表征初始生产力的地球化学指标之一（罗情勇等，2013）。研究区油页岩样品的P/Ti 比值为0.08～0.84，平均值为0.33（表4），接近相当于中等生产力的Ubara 剖面燧石P/Ti 值（平均0.34）（Algeo et al.，2011），表明研究区油页岩样品沉积时期的初始古生产力为中等。同时油页岩样品具有高的TOC，明显不同于中等的湖泊初始生产力，表明除了湖泊生物有机质来源，陆源输入的有机质含量较高。

4.6 陆源碎屑输入

由于富含Ti的不溶性重矿物与较粗的沉积物部分有关，而Al很容易从原生矿物中浸出，然后被风化剖面中的次生粘土矿物固定，从而导致粘土矿物中Al的富集（Nesbitt and Markovics，1997），因此Ti/Al比值可以指示陆源碎屑输入量（Roser et al.，1996）。研究区油页岩样品Ti/Al 比值为0.03～0.09，平均值为0.04。比值分布区间相对较大，表明陆源碎屑输入量变化较大。

5 成矿模型

5.1 有机质富集影响因素

本文在分析了研究区浅湖油页岩样品的各个成矿条件的基础上，通过TOC 和各地化参数交汇图（图5），探讨各成矿条件对有机质富集的影响与控制。

图5 TOC与油页岩成矿条件地化参数相关性Fig.5 The relationship between TOC and geochemical parameters of oil shale metallogenic conditions

TOC 与古水深参数Rb/K 呈正相关关系（图5a），相关系数0.36，表明Rb/K 值越高，TOC 越高，即油页岩沉积时的水体越深，TOC 越高，越有利于有机质的富集。

TOC 与水动力条件参数Th/K 呈正相关关系（图5b），除一个样品Th/K 值较高，其余样品的相关系数0.66，表明Th/K 值越高，TOC 越高，即油页岩沉积时的水动力条件相对较高，则保存的TOC 含量越高。这是由于研究区浅湖油页岩中有机质除了湖泊生物贡献以外，更多的有机质来自于陆源高等植物输入，相对较高的水动力条件有利于陆源高等植物的输入，从而提高TOC的含量。

TOC与古水体盐度参数Sr/Ba呈正相关关系（图5c），相关系数0.32，表明Sr/Ba 值越高，TOC 越高，即在整体为淡水条件下，水体盐度越高，越有利于有机质富集。

TOC 与水体氧化还原条件参数V/Cr 呈正相关关系（图5d），相关系数0.28，若排除其中一个V/Cr值特别高的样品的影响，相关系数可达0.81。这表明V/Cr 值越高，TOC 越高，即水体还原性越好，保存条件越好，越有利于有机质的保存。

TOC与古气候参数Sr/Cu的相关性散点图显示，除一个样品外，其余样品的Sr/Cu 分布都较集中，未能显示出相关性（图5e），表明研究区油页岩沉积时期的气候背景为较稳定的温暖湿润气候，在此背景之下，气候的微弱变化未对有机质的富集产生明显的影响。

TOC与初始古湖泊生产力参数P/Ti的相关性散点图显示（图5f），两者未表现出明显的相关性，这是因为表征表层水体营养条件的P/Ti 值，指示的只是湖泊自身的初始生产力，即有机质中湖泊生物的贡献，而研究区油页岩样品中的有机质为混合来源，且来自陆源高等植物的有机质含量高于来自湖泊生物的有机质含量，因此两者不表现明显的相关性。

TOC 与陆源碎屑输入量参数Ti/Al 的相关性散点图显示，两者未表现出明显的相关性（图5g）。这是由于陆源碎屑的输入，会稀释湖泊中单位面积内有机质的含量，但同时伴随着陆源碎屑的输入，也带入了来自陆源高等植物的有机质。两者产生的作用可能相互抵消，从而未能显示出相关性。

此外，样品中CaO 的高低可以一定程度上表征水体酸碱度的大小，其值越高，pH 值越大。图5h 显示TOC 与CaO 具有良好的正相关性，在排除一个过低的CaO 含量样品的情况下，相关系数可达0.74。这表明水体pH 值越高，水体越偏向碱性条件，越有利于有机质的富集。

5.2 油页岩纵向演化规律

研究区石门沟组含煤段油页岩在垂向上总体表现为品质变好的趋势。根据油页岩含油率、TOC 以及各成矿条件的变化趋势，将含煤段划分为三个层段，自下而上分别为A、B、C（图6）。A 层段沉积期，各成矿条件相对稳定，湖泊生产力较低，陆源输入较少，此时的油页岩含油率与TOC具有极好的相关性，主要原因是低湖泊生产力的稳定成矿背景下，湖泊水生生物含量基本稳定。此时，高等植物虽然贡献的生烃母质很少，但是由于高TOC 所指示的高含量的高等植物，其贡献的生烃母质含量超过了湖泊生物贡献的量，由此，其含量成为了含油率的变化主要影响因素，因此TOC 和含油率表现出了良好的相关性。但是由于低湖泊生物量和高等植物的低生烃母质贡献率，使得含油率较低，油页岩品质较差。B 层段沉积期，存在较为明显的陆源供给过程，陆源水体和陆源碎屑的输入，带来了一定量的陆源高等植物，提高了TOC含量，但同时陆源供给引起的稀释作用，使得湖泊水生生物富集度降低，油页岩含油率减小，油页岩品质降低。C 层段沉积时期，陆源水体输入后期，低水动力条件和较深的水体条件，促使湖泊生产力提高，湖泊水生生物繁盛，而陆源高等植物贡献的有机质减少，从而使得TOC 总体降低而油页岩的含油率升高，油页岩品质达到工业品位。

图6 青柴地2井石门沟组含煤段油页岩品质与成矿条件变化图Fig.6 Quality and metallogenic conditions of oil shale in coal-bearing member of Shimengou Formation in well QCD-2

5.3 油页岩成矿模型

古地磁数据表明，柴达木盆地早-中侏罗世处于北纬8.8°左右（杨惠心等，1992；刘占红等，2007），孢粉数据显示其孢粉中以桫椤孢和石松孢为主，克拉梭粉含量较少（杨平等，2006；邵龙义等，2014）。古地磁数据和孢粉组合均表明早-中侏罗世，柴达木盆地气候以温暖潮湿为主。晚侏罗世，孢粉Cassopollis 显示处于热带、亚热带炎热半干旱气候环境。由此表明，中侏罗统石门沟组含煤段沉积时期的气候条件为温暖湿润气候。

早侏罗世时期，受地块向北运移差异的影响，华北地块和柴达木地块间产生了伸展构造环境，此时柴达木盆地北缘以发育断陷盆地为特征（胡受权等，2001）。中侏罗世，地块运移差异的延续，使得柴达木盆地北缘的伸展构造环境得以延续。同时，塔里木地块的东向迁移和羌塘地块的向北漂移，使得柴达木地块西段和南部同时受到挤压作用。加上柴达木地块自身的旋转作用，柴北缘西端由伸展构造环境转变为挤压构造环境（李猛，2014）。在此背景之下，研究区所在的团鱼山地区表现为早期断陷后期凹陷，构造沉降较小，构造相对稳定。

温暖湿润的气候条件和相对稳定的构造背景之下，研究区石门沟组主要发育了浅湖、湖沼等湖泊环境和三角洲沉积（Wang et al.，2019）。在浅湖环境发育时期，湖泊水体盐度处于淡水-微咸水条件，水体盐度相对较低，湖泊生物的繁盛度未达到最大值，因此湖泊表层水体呈现的生产力为中等，即湖泊生物处于未达顶峰的相对繁盛的状态，同时浅湖环境离岸较近，接受了大量陆源输入的有机质。两者混合而成的有机质丰度极高，最大TOC 可达34.1%。此时湖泊水体相对较浅，水动力条件变化较大，受陆源水体和碎屑输入影响相对较大，水体的含氧量相对较高，底层水体表现为弱氧化-弱还原的保存条件，此种氧化还原条件并非最佳的保存条件，此时水体偏碱性，一定程度上又提高了对有机质的保存。有机质来源中包含了陆源高等植物和湖泊生物两种来源，且前者占优势，由于两者中，成油物质主要来自于后者，因此极高的TOC 含量并未能贡献极高的含油率，总体形成低品位的油页岩。在含煤段中期陆源水体的注入一定程度上改变了水体条件，使得含煤段后期的水体深度加深而湖泊生产力增高，形成的油页岩品质明显增高，为中等品质的油页岩（图7）。

图7 柴达木盆地团鱼山地区石门沟组含煤段浅湖油页岩形成模式图Fig.7 The formation model of coal-bearing member oil shale of Shimengou Formation in Tuanyuanshan area of Qaidam Basin1-细砂岩；2-粉砂质泥岩；3-油页岩；4-泥岩；5-藻类微生物；6-植被；7-降水作用；8-蒸发作用；9-基底沉降1-fine sandstone；2-silty mudstone；3-oil shale；4-mudstone；5-algal；6-vegetation；7-precipitation；8-evaporation；9-subsidence of basement

6 结论

（1）团鱼山地区石门沟组含煤段油页岩为高灰分、高挥发分、低硫、高发热量、低-中等含油率的油页岩，其有机质含量高，有机质类型为II1型，有机质成熟度未成熟。

（2）研究区含煤段油页岩中矿物组成主要为粘土矿物和石英，组成元素中以SiO2、Al2O3和TFe2O3为主，具有P2O5、Co、Cu、Zn、Ga、Mo、Ba、Th、U等元素富集，SiO2、TFe2O3、MgO、Na2O、CaO、K2O、TiO2、MnO、Li、V、Cr、Ni、Rb、Sr、Zr等元素亏损的特点。

（3）研究区含煤段油页岩形成于相对稳定的构造背景，温暖湿润的气候条件，水动力强度相对较弱，水体相对较深的浅湖环境，淡水-微咸水环境，弱氧化-弱还原条件的保存条件，并具有中等的湖泊生产力和变化较大的陆源碎屑输入量。

（4）相对稳定的构造背景和温暖湿润的气候条件下，相对较深的水体深度和较高的水动力条件，较高的水体盐度和较好的保存条件以及偏碱性的水体条件有利于本区有机质的富集和油页岩的形成。