0 引言
石油地质理论创新与技术进步推动世界石油工业从常规油气向非常规油气跨越发展[1]。20世纪60年代初期胡朝元[2]在总结松辽盆地油气形成与分布规律时提出了成油系统的概念，认为“油气藏的形成和分布，是地质历史发展的结果”。含油气系统理论是20世纪70年代提出的[3]，核心是围绕有效烃源岩寻找与此相关的所有保存至今的油气藏，并研究其形成所需的必要地质要素和地质过程[4⇓⇓-7]。自含油气系统理论诞生之后，其划分与评价已成为勘探家有效预测和发现油气资源的重要工具，在推动常规油气藏勘探中发挥了重要作用[7]。2010年以来，以致密油气、页岩油气为代表的非常规油气资源逐步成为中国油气勘探开发的重要领域[1,8⇓ -10]，以常规油气藏研究为主的含油气系统理论已无法满足油气工业发展的需求，传统石油地质学理论表现出明显的不适应性。因此，立足常规与非常规油气资源为主体的全油气系统理论应运而生[11⇓-13]。全油气系统是指含油气盆地中一套或多套相互关联的有效烃源岩层系生成的油气，从生成演化到非常规连续型聚集和常规圈闭中聚集成藏，以及后期调整改造的全部地质要素与地质过程的自然系统[11]。全油气系统理论是近年来石油地质理论的重大创新，涵盖了含油气盆地内与有效烃源岩相关的全部油气资源，强调油气成藏全要素、相互作用全过程、资源分布全系列、研究评价全方位等。
柴达木盆地是中国陆上七大含油气盆地之一，油气资源丰富。根据中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）第4次资源评价初步结果，柴达木盆地西部坳陷（简称柴西坳陷）古近系是盆地内新生界最重要的含油气系统之一，常规石油资源量24.38×108 t，天然气6 315×108 m3，页岩油资源量达21×108 t，发育全球独具特色的高原油气系统[14⇓-16]。特别是2021年以来，立足英雄岭页岩油，青海油田加强地质工程一体化研究，落实有利面积210 km2，英页2H开发先导试验平台4口井平均单井产量15~20 t/d。勘探开发实践证实，柴西坳陷古近系常规油气与非常规油气有序共生，展现了良好的勘探开发潜力，是青海油田公司油气增储上产的主战场。本文以柴西坳陷古近系为研究对象，在对其地质特征深入分析的基础上，探讨全油气系统格架下常规油气与非常规油气一体化成藏、连续型富集模式，一方面丰富和完善陆相湖盆全油气系统理论，另一方面深化柴西坳陷常规-非常规油气分布认识，为推动柴西坳陷勘探开发一体化提供技术指导。
1 区域地质概况
柴达木盆地位于青藏高原北部，是中国西部的一个大型陆相中新生代山间含油气盆地[17⇓-19]，受青藏高原隆升和周缘走滑造山作用影响，柴达木盆地呈西宽东窄的不规则菱形。柴西坳陷位于柴达木盆地西部，西起阿尔金山东缘，东以鄂博梁—甘森一线为界，勘探面积超3.6×104 km2（见图1a ）。古新世—中新世，柴西坳陷整体为挤压拗陷特征，开始大量沉积；受上新世末—第四纪开始的新构造运动影响，湖盆彻底结束沉积，坳陷中央开始反转成为盆内山，剥蚀了巨厚的地层[20-21]。从构造特征看，柴西坳陷最主要的构造变形特征为褶皱继承性发育，且构造线和主干断裂多以北西—南东向为主[22-23]，多个背斜成排成带排列（见图1b ）。
新生代以来，伴随阿尔金和东昆仑造山带活动，盆地沉积中心自西向东持续迁移。地层自下而上依次发育古近系的路乐河组（E1—2l）、下干柴沟组下段（E2—3xg1）、下干柴沟组上段（E2—3xg2），新近系的上干柴沟组（E3—N1sg）、下油砂山组（N1xy）和上油砂山组（N1sy）。其中，古近系下干柴沟组上段和新近系上干柴沟组是两套主力烃源岩层系（见图1c ）。
2 柴西坳陷古近系全油气系统
柴西坳陷古近系全油气系统有效烃源岩是下干柴沟组上段，构成了全油气系统的基础；储层主要包括路乐河组砂岩、下干柴沟组下段砾岩和砂岩、下干柴沟组上段层状白云岩、灰岩；盖层为下干柴沟组上段顶部发育的一套相对稳定分布的膏盐岩层，膏盐岩层单层厚度2~10 m，累计厚度200~300 m，分布面积大于700 km2（见图1c ）。
古近纪，从阿尔金山前到英雄岭凹陷再到茫崖凹陷（见图2 ），形成从盆缘到斜坡带再到湖盆深凹带的完整序列。沉积相带、岩石类型与油气藏有序分布：①沉积相分别从扇三角洲—辫状河三角洲—滩坝演变为灰云坪—泥云坪沉积、再到半深湖—深湖混源沉积；②岩石类型由盆地边缘的砂砾岩-含砾砂岩逐渐演变为斜坡带的藻灰岩-致密碳酸盐岩，再到湖盆中心的纹层状云灰岩-薄层状灰云岩-纹层状黏土质页岩等混积岩；③油藏类型由盆地边缘以岩性-构造油藏为主、斜坡以构造和构造-岩性油藏为主，演变为湖盆中心以广义页岩油为主（见图2 ）。柴西坳陷经历了“先拗后隆”的演化过程，广义页岩油是强构造改造背景下、在烃源岩层系内形成的规模油气富集，与发育在构造稳定背景下、以“原生源储”为主的大庆古龙页岩油富集模式[9,24]具有明显差异。
柴西坳陷古近系全油气系统主要包括尕斯库勒深层、昆北、狮子沟深层和乌南等常规油气、红柳泉—跃进、英雄岭页岩油及茫崖页岩气（见表1 ）。其中，尕斯库勒深层、昆北、狮子沟深层、乌南、红柳泉—跃进等油田主要发育在阿尔金山前及英雄岭凹陷斜坡带，以岩性-构造油藏为主，浮力是最主要的动力；英雄岭凹陷内部与茫崖凹陷内部为典型的非常规油气藏，超压、浮力与扩散驱动是主要的动力（见图2 ）。据不完全估算，柴西坳陷古近系全油气系统油气资源潜力近40×108 t油当量（见表1 ）。
表1 柴西坳陷古近系全油气系统主要油气藏地质特征与资源潜力 |
| 类型 | 区带 | 烃源岩 | 沉积相 | 储层岩性 | 埋深/ m | 厚度/ m | 面积/ km2 | 孔隙度/ % | 渗透率/ 10-3 μm2 | 储集空间 类型 | 压力 系数 | 资源 潜力/ 108 t | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 常规油气 | 构造油气藏 | 尕斯库勒深层（E1—2l） | 下干柴沟组上段 | 三角洲、滩坝 | 细砂岩和 粉砂岩 | 3 178~ 3 864 | 20~ 50 | 4 225 | 12.0~ 20.0 | 10.00~ 300.00 | 粒间孔 | >1.70 | 5.00 |
| 昆北 （E1—2l+ E2—3xg1） | 下干柴沟组 上段—上干柴沟 组中下部 | 辫状河三角洲前缘 | 岩屑长石砂岩 | 1 600~ 2 300 | 100 | 3 494 | 14.6 | 15.55 | 粒间孔 粒内溶孔 | 1.60~ 1.70 | 3.00 | ||
| 狮子沟深层 （E2—3xg2） | 下干柴沟组上段 | 滨浅湖— 半深湖 | 灰云岩、 泥质灰云岩 | 2 300~ 4 500 | 30 | 684 | 6.0 | 0.09 | 晶间孔 溶蚀孔 裂缝 | 2.16~ 2.28 | 5.00 | ||
| 岩性-构造油气藏 | 昆北 （E1—2l+ E2—3xg1） | 下干柴沟组 上段—上干柴沟 组中下部 | 辫状河三角洲前缘 | 岩屑长石砂岩 | 1 600~ 2 300 | 100 | 3 494 | 12.7 | 5.10 | 粒间孔 | 1.70~ 1.80 | 1.50 | |
| 乌南（E1—2l+ E2—3xg1） | 下干柴沟组上段 | 辫状河三角洲—滨浅湖 | 细砂岩 | 2 700~ 5 000 | 30 | 406 | 7.7 | 0.26 | 粒间孔 | 1.00~ 1.20 | 1.50 | ||
| 非常规油气 | 广义 页岩油 | 红柳泉—跃进（E3—N1sg） | 下干柴沟组上段 | 滨浅湖、 辫状河 | 灰岩、 粉/细砂岩 | 2 500~ 4 000 | 80 | 402 | 10.0~12.4 | 1.00~39.70 | 溶蚀孔、裂缝、次生孔 | 1.00~ 1.20 | 2.50 |
| 英雄岭页岩油（E2—3xg2） | 下干柴沟组上段 | 半深湖—深湖 | 薄层状灰云岩 纹层状灰云岩 | 2 500~ 5 500 | 100 | 210 | 4.5 | 0.03 | 白云石晶间孔、纹层缝 | 1.88~ 1.96 | 21.00 | ||
| 潜在页岩气 | 茫崖凹陷 （E3—N1sg） | 下干柴沟组上段 | 浅湖—半深湖 | 薄层状灰云岩 纹层状灰云岩 | 5 000~ 6 500 | 150 | 1 183 | 4.9 | 0.47 | 白云石晶 间孔 | 1.50~ 1.80 | 0.25 | |
以柴西坳陷边缘和坳陷中心典型油气藏为例，说明柴西坳陷古近系全油气系统内代表性油气藏的特征。柴西坳陷湖盆边缘岩性-构造油藏的典型代表是乌南油田，位于英雄岭凹陷斜坡带西南方向（见图1b ）。储层岩性为细砂岩，储集空间以粒间孔为主；取心与测录井资料分析表明，储层孔隙度为8.11%~20.00%，平均值为11.5%；渗透率为（0.02~296.90）×10-3 μm2，平均值为3.54×10-3 μm2。乌南油田断块发育，断层对油气藏分布影响较大（见图3 ）；地层以超压为主，地层压力系数主体高于1.7。截至2023年，乌南区带探明地质储量5 640×104 t。
在柴西坳陷中心，发育广义页岩油，典型代表是英雄岭页岩油[10]，为原位滞留与微距运移型页岩油。作为目前已获得商业突破的、全球独具特色的高原地区页岩油，英雄岭页岩油自2021年正式发现并启动进一步探索，展现出良好的勘探开发前景。作为中国典型的咸化湖盆细粒沉积产物，英雄岭页岩岩相以纹层状云灰岩、纹层状灰云岩、纹层状黏土质页岩及薄层状灰云岩为主，白云石晶间孔是主要的储集空间类型，储层致密，孔隙度主体小于10%。从油藏特征看，英雄岭页岩油整体具有储层厚度大（大于1 200 m）、油品好（密度0.78~0.85 g/cm3、黏度小于22 mPa·s）、地层高压（压力系数大于1.8）的特征。截至2023年，英雄岭页岩油已落实井控含油面积260 km2，资源量达21×108 t[10]，已提交预测石油地质储量1.3×108 t。
3 柴西坳陷古近系全油气系统独特性
作为青藏高原地区发育的全油气系统，柴西坳陷古近系全油气系统具有很强的独特性，具体表现在3个方面。
3.1 低有机质丰度烃源岩“低碳富氢”、单位有机碳生烃能力强
下干柴沟组上段烃源岩以纹层状云灰岩和纹层状黏土质页岩为主，根据12 489块下干柴沟组上段典型烃源岩样品分析可知，TOC值主体范围为0.4%~2.7%，其中TOC小于2%的占比超过97%，平均值小于1%。鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段、松辽盆地白垩系青山口组富有机质页岩有机质丰度远高于柴西坳陷下干柴沟组上段烃源岩的有机质丰度，但三者氢指数基本相当，具有可比性[10]。以C2-4井为例，下干柴沟组上段烃源岩有机地球化学参数分析结果表明，有机质丰度较低，TOC为0.3%~2.0%，平均1.0%；然而，该套烃源岩的生烃潜力较大，（S1+S2）值一般为4~10 mg/g，最高值为30 mg/g，S2/TOC值一般为200~600 mg/g，最高值为720 mg/g，S1/TOC值普遍高于100 mg/g（见图4 ）。
通过有机岩石学与生物标志化合物研究发现，下干柴沟组上段烃源岩生烃母质以葡萄藻和沟鞭藻等水生藻类为主，绿硫细菌和紫硫细菌指示了还原环境，促进有机质富集[25]。生物标志化合物研究表明，下干柴沟组上段烃源岩内发育大量的三甲基类异戊二烯化合物，指示了绿硫细菌与紫硫细菌的贡献。以藻类为主的生烃母质，形成了柴西坳陷古近系良好的干酪根类型。研究发现，柴西坳陷古近系烃源岩以Ⅰ—Ⅱ1型干酪根为主，占比超过90%，具有可溶有机质早期生烃与干酪根裂解接力生烃叠加的特征，有效提升了烃源岩单位TOC的生烃能力。HI与TOC关系图表明（见图5 ），与鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段、松辽盆地白垩系青山口组烃源岩相比，在生烃潜力HI指数为600 mg/g时，下干柴沟组上段对应的TOC值为1.0%，而延长组7段对应的TOC值大于5%，青山口组对应的TOC值为3%。可见，下干柴沟组上段烃源岩单位TOC的生烃能力在中国湖相烃源岩中具有明显的优势。
3.2 咸化湖盆沉积“巨厚”、坳陷中心混源为主、岩相与储集空间纵向变化快
柴西坳陷古近系沉积时期处于湖盆扩张沉降阶段[25-26]，此时柴达木陆块位于北纬30.3°~33.4°[27]，整体处于副热带干旱与半干旱气候区[23,28]，湖盆盐度整体较高。古近纪，柴西坳陷平面发育英雄岭凹陷、茫崖凹陷、小梁山凹陷与扎哈泉凹陷，尽管彼此相互独立，但总体演化特征相似。受陆源碎屑物质供应和内源碳酸盐沉淀影响，沉积相平面展布具有继承性。从盆地边缘到湖盆中心，沉积相依次为扇三角洲、辫状河三角洲、滩坝、藻丘-灰泥坪、灰云坪-颗粒滩及半深湖沉积（见图6 ）。多类型储集体构成了巨厚沉积体系，纵向沉积厚度普遍超千米。从矿物组成看，碱性矿物、石膏、石盐等咸化湖盆特殊矿物普遍发育，形成膏盐岩、碳酸盐岩和页岩等岩相（见图4 ）。
不同类型储层储集空间具有明显差异。其中，砂岩储集空间以粒间孔为主，局部见溶蚀孔发育（见图7a —图7c ），高压压汞分析表明，孔隙结构呈“单峰式”分布，孔喉半径主体5~10 μm（见图7d ），油气以渗流为主，浮力是主要成藏动力（见图8 ）。藻灰岩储集空间呈“两极分化”，小孔以溶蚀孔和晶间孔为主，大孔为局部发育的断溶体（见图7e —图7g ）；高压压汞分析表明，孔隙结构呈“双峰式”分布，小孔喉半径50~100 nm，大孔喉半径50~100 μm（见图7h ），油气以管流和渗流为主（见图8 ）。纹层状灰云岩储集空间以白云石晶间孔、粒内孔为主，纹层缝发育（见图7i —图7k ）；高压压汞分析表明，孔隙结构整体以微纳米孔喉为主，孔喉半径主体小于100 nm（见图7l ），原油滞留赋存在纳米级孔隙和微裂缝内（见图8 ），限域效应明显。
3.3 喜马拉雅期走滑挤压促使“山地式”全油气系统油气差异富集
与全球其他含油气盆地相比，处于青藏高原的柴达木盆地具有独特的构造演化特征。在印度与欧亚板块碰撞背景下，柴达木盆地自新生代以来，共经历了5次不同程度的构造运动，其中上新世末—第四纪的构造运动对柴西坳陷构造格局的影响最为剧烈[23,30]。在喜马拉雅期强改造作用下，柴西坳陷古近系受东昆仑和阿尔金左行走滑断裂联合控制，逆冲挤压作用较强，表现为上新世末—第四纪柴西坳陷中央反转为盆内山，形成了“先拗后隆”构造演化格局[16,31]。强烈的挤压作用和断裂作用，导致走滑断裂发育、挤压变形强烈。柴西坳陷北西—南东向剖面（见图2 ）和近南北向剖面（见图9 ）表明，柴西坳陷表现为“边部断裂走滑、中心隆升剥蚀”的特征，越靠近盆地中心，构造隆升剥蚀的特征越明显。
将柴西坳陷古近系全油气系统定义为“山地式”全油气系统，因其关键特征是构造改造作用强，强调地下地质条件与地上地表条件的“双复杂”：①地下地质条件复杂，经历了多期构造运动的叠加改造，尤其是喜马拉雅期强改造作用，柴西坳陷古近系全油气系统构造样式复杂多样，油气空间展布受不同级次断层与裂缝控制；地层水矿化度普遍大于200 g/L，古近系发育高压系统，地层压力系数主体1.78~2.48；②地上地表条件复杂，柴西坳陷主体海拔为3 000~3 900 m[19,32]，干旱缺水，地表以山地地貌为主，山高坡陡，沟壑纵横。油气自下干柴沟组上段烃源岩层生成后，首先在源岩内滞留富集形成页岩油气，然后在浮力作用下沿开放性断层和高渗储集体向上运移，形成岩性-构造复合油藏；下干柴沟组上段顶部相对稳定分布的盐岩层，为下伏构造强改造区发育的岩性-构造复合油藏与页岩油气的富集提供了良好的保存条件。
柴西坳陷的4个次级凹陷为英雄岭凹陷、茫崖凹陷、小梁山凹陷和扎哈泉凹陷，古近系烃源岩热演化成熟度具有差异，造成柴西坳陷全油气系统内油气富集具有差异性。英雄岭凹陷、小梁山凹陷和扎哈泉凹陷下干柴沟组上段烃源岩成熟度相似，Ro值主体范围为0.8%~1.2%，主要以油藏为主；茫崖凹陷下干柴沟组上段烃源岩成熟度更高，Ro值主体范围为1.2%~1.5%，具备形成规模页岩气的潜力（见图2 ）。
4 柴西坳陷古近系全油气系统成藏模式
柴西坳陷古近系全油气系统是发育在高原隆升与构造强挤压背景下、源储盖系统调整、协调演化的结果，其常规油气与非常规油气有序聚集模式展现出4个方面的特征：
从源岩系统看，低碳富氢烃源岩“全过程”连续生烃，奠定了全油气系统的资源基础。下干柴沟组上段烃源岩生烃母质以水生藻类为主，发育Ⅰ—Ⅱ1型干酪根，具有可溶有机质早期生烃与干酪根裂解接力生烃特征，有效提升了单位TOC生烃能力。
从储层看，巨厚储集体“全坳陷”连续沉积，奠定了古近系全油气系统的空间基础。古近系沉积期，柴西坳陷处于大规模湖盆扩张期，可容空间大；从盆地边缘到盆地中心，沉积体系由碎屑岩沉积体系逐渐过渡为碳酸盐岩沉积体系，再到混积岩沉积体系；湖盆中心古近系沉积厚度普遍超过3 000 m，复杂的岩相组合、丰富的孔缝系统为油气聚集提供了良好的多类型储集空间基础。
从富集模式看，柴西坳陷“先拗后隆”的演化过程与挤压走滑断裂体促进油气“全方位”调整，奠定了差异油气富集的基础。油气自坳陷中心下干柴沟组上段生烃中心生成后，主要经历两期富集过程：①在下干柴沟组上段内部烃源岩层系内，油气原位滞留或发生微距运移，生烃能力较好的纹层状黏土质页岩和纹层状云灰岩，以及邻近的薄层状灰云岩成为广义页岩油气富集的载体，白云石晶间孔与纹层缝是主要的储集空间（见图10a 、图10b ）；②油气自下干柴沟组上段生成后，沿走滑断裂体系向上运移至物性较好的藻灰岩与砂岩中形成岩性-构造油气藏，粒间溶孔与晶间孔是油气主要的储集空间；在英雄岭凹陷西部花状断裂发育区（如狮新58井区），准同生期岩溶与有机酸叠加改造，溶蚀作用强烈，在藻灰岩储层中形成“断溶体”，油气在其中富集成藏（见图10c 、图10d ）。
从油气分布看，常规油气与非常规油气“全系列”连续分布，构成了全油气系统的基本框架。从盆地边缘到盆地中心，构造油藏、岩性油藏、页岩油、页岩气在平面上有序分布，在纵向上局部叠置，构成了不同类型油气资源“全系列”有序分布的格局（见图2 ）。
5 结论
柴西坳陷古近系全油气系统围绕下干柴沟组上段有效烃源岩层系，从盆地边缘到湖盆中心，发育构造油气藏、岩性-构造油藏、页岩油和页岩气，是柴达木盆地新生界最具勘探潜力的全油气系统。
柴西坳陷古近系全油气系统为全球独具特色的“巨厚山地式”全油气系统，具有3个方面独特性：①低有机质丰度烃源岩“低碳富氢”，单位有机碳生烃能力强；②咸化湖盆巨厚沉积，坳陷中心沉积以混源为主，岩相与储集空间纵向变化快；③喜马拉雅期双走滑及转换挤压强改造，“山地式”全油气系统油气差异富集。
柴西坳陷湖盆中心发育广义页岩油，受控于喜马拉雅期强构造运动影响，柴西坳陷经历了“先拗后隆”的演化过程，在超过2 000 m的混源沉积体系中，油气有序分布于烃源岩层系内的薄层状灰云岩与紧邻生烃灶的藻灰岩中，改造后，白云石晶间孔、纹层缝与断溶体是有效储集空间。
柴西坳陷古近系全油气系统成藏是源储盖系统调整、协调演化的结果，具有低碳富氢烃源岩“全过程”连续生烃、巨厚储集体“全坳陷”连续沉积、挤压走滑断裂体“全方位”调整、常规非常规油气“全系列”连续分布的特征。