Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 8: 1357 - 1373

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.015

Main controlling factors and models of organic matter enrichment in salt lake facies： A case study of gray mudstone of Lower Youshashan Formation in western Qaidam Basin

  • Lun LI , 1, 2, 3 ,
  • Pengyuan ZHANG 3, 4 ,
  • Kaikang LIANG 1, 2, 3 ,
  • Shangkun LI 1, 2, 3 ,
  • Zhifu WEI , 1, 2 ,
  • Yongli WANG 4
Expand
  • 1. Northwest Institute of Eco⁃Environment and Resources，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou 730000，China
  • 2. Key Laboratory of Petroleum Resources，Gansu Province，Lanzhou 730000，China
  • 3. University of Chinese Academy of Sciences，Beijing 100049，China
  • 4. Laboratory of Cenozoic Geology and Environment，Institute of Geology and Geophysics，Chinese Academy of Sciences，Beijing 100029，China

Received date: 2023-01-05

  Revised date: 2023-03-20

  Online published: 2023-07-28

Supported by

The Strategic Priority Research Program of CAS （Class B）(XDB26020302)

Fold

Highlights

Shale oil in saline lacustrine basins is a potential replacement target for unconventional oil and gas exploration， but the main controlling factors and models for the organic matter enrichment （OME） remain unclear. In order to reconstruct the palaeoenvironment during the organic-rich mudstone deposition and explore the OME mechanism in saline lacustrine basins， samples from the Lower Youshashan Formation in the Nanyishan area of Qaidam Basin were used to carry out experiments， such as TOC， major， trace， and rare earth elements. The results show that： The main controlling factor of the OME in the lower and upper parts of the Lower Youshashan Formation is preservation condition， and paleoproductivity， respectively. There are five OME peaks： Peak 1 is “mixed model”， which is controlled by preservation condition and paleoproductivity， peak 2 is “preservation model”， which is controlled by preservation condition， peaks 3 and 4 are “productivity model” which are controlled by paleoproductivity， and peak 5 is “mixed model”， which is controlled by multiple factors. Furthermore， dynamic changes of the driving factors for the OME may be the frequent fluctuations of paleoclimate.

Cite this article

Lun LI , Pengyuan ZHANG , Kaikang LIANG , Shangkun LI , Zhifu WEI , Yongli WANG . Main controlling factors and models of organic matter enrichment in salt lake facies： A case study of gray mudstone of Lower Youshashan Formation in western Qaidam Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(8) : 1357 -1373 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.015

0 引言

北美页岩气开采取得的巨大成功使得世界石油工业正在从常规油气向非常规油气跨越［1-2］。我国发育多个大面积陆相富油气盆地，陆相页岩油将会是未来剩余石油资源的主要发展方向［3-6］。盐湖相泥页岩生成的原油受上下盐岩层的封堵而难以排出，易形成自生自储的页岩油藏，因此盐湖相泥页岩具有较大的页岩油勘探开发潜力［7-8］。泥页岩中有机质含量不仅决定了泥页岩生烃潜力，也是泥页岩孔隙和吸附面积的主控因素，进而控制了泥页岩滞留油和可动油含量。因此，厘清盐湖相泥页岩有机质富集主控因素可以为我国陆相页岩油勘探提供理论支撑［9-10］。
业内对有机质富集主控因素进行研究已经长达50余年，基于海相盆地泥页岩［11］，提出了“保存模式”“生产力模式”“混合模式”［12-14］，3种模式分别强调保存条件、古生产力以及两者的同时作用。此外，也有学者认为沉积速率也影响着有机质的富集情况 ［15］。我国预计超过85%页岩油储量来自湖相盆地［16］，与海相沉积物相比，由于湖盆面积小，水深较浅，湖面变化频繁，受构造沉降和气候等因素影响较大，导致湖相沉积物非均质性更强，因此有机质富集过程更为复杂［17］。此外，陆相沉积物有机质富集程度相较海相而言普遍偏低，例如渤海湾盆地东濮凹陷烃源岩有机质丰度下限为0.3%［18］，柴达木盆地西部（下文简称柴西地区）有效烃源岩有机质丰度下限为0.2%［19］，而海相烃源岩有机质丰度下限一般为0.5%［20-21］。因此，套用海相有机质富集模式去探讨湖相有机质富集往往会忽略湖盆独特的地质条件，影响湖相有机质富集机理的判断与认识。
目前，已有多位学者对我国咸化湖盆有机质富集机理进行研究。尹锦涛等［22］对鄂尔多斯盆地长7段张家滩页岩有机质富集进行研究，发现贫氧底水条件是该地区有机质富集的主控因素，但对于盐湖相复杂的古地理环境来说，该结果可能忽视了多因素相互耦合的重要作用；阳宏等［23］认为渤海湾盆地渤中凹陷页岩有机质富集受高生产力和还原条件的共同控制，其多因素耦合的研究结果具有一定的借鉴意义，但未重视古盐度在其中所产生的重要作用。HU等［24］针对渤海湾盆地东濮凹陷盐湖相页岩进行研究，发现虽然存在多种有机质富集模式，但古盐度均起重要作用。综上所述，目前针对盐湖相有机质富集的研究工作仍待进一步补充和完善，不同咸化盆地的有机质富集机理仍存在较多疑问。
自新生代以来，柴西地区受青藏高原隆升影响，随着水体大量蒸发，湖盆逐渐咸化并封闭，形成了典型的咸化湖盆。本文研究选取柴西地区新近系上新统下油砂山组灰色泥岩为研究对象，以期能实现下述目标：①通过主、微量和稀土元素重建下油砂山组灰色泥岩沉积时期的古环境；②分析有机质富集的主控因素；③厘清下油砂山组灰色泥岩有机质富集机理及模式。

1 区域地质概况

柴达木盆地为青藏高原北部边缘的陆内山间盆地（图1），面积约为12.1×104 km2，盆地西部以阿尔金走滑断裂、北部以南祁连山冲断带、南部以东昆仑山走滑冲断带为界［25］，是印度—欧亚板块碰撞与青藏高原多期次隆升共同作用下形成的新生代沉积盆地［26］。柴西地区包括狮子沟、干柴沟、油砂山、七个泉、红沟子、咸水泉、油泉子和南翼山等地区。由北至南划分为一里坪凹陷、大风山凸起、茫崖凹陷和昆北断阶4个五级构造单元（图1）。区域内新生代地层由始新统路乐河组（E1+2）、始新统下干柴沟组（E3）、渐新统—中新统上干柴沟组（N1）、中新统下油砂山组（N 2 1）、中新统上油砂山组（N 2 2）、中新统—上新统狮子沟组（N 2 3）和下更新统七个泉组（Q1+2）组成［27-29］。柴西湖盆在新生代历经形成—扩张、稳定沉降和收缩—消亡3个阶段：E1+2至E 1 3时期是湖盆的形成—扩张阶段，阿尔金山开始隆升，盆地逐渐下沉，发育一套洪积、河流相红色碎屑岩和泥质岩沉积；E 2 至N1时期为稳定沉降时期，阿尔金山和昆仑山的隆升导致湖盆持续下降，水体增加，发育了一套灰色生油泥页岩；N 2 1至N 2 3时期是收缩—消亡阶段，昆仑山快速隆升造成湖盆消亡，且在N 2 3时期气候逐渐干旱化，蒸发量增大，盐岩和石膏普遍发育，局部还出现了光卤石等钾盐矿物沉积［30］。受控于水体较浅及高盐度等因素，低有机质丰度—低熟是柴西地区古近系—新近系咸化烃源岩的典型特征。
图1 柴西区域地质图及取样位置

Fig.1 Geological map and sampling location of West Qaidam Basin

2 样品与实验方法

本研究所采集样品来源于柴西南翼山地区“南浅3-1井”下油砂山组下段（1 836.1~2 278 m）。本文研究对该井取样34个，取样间隔7~10 m（图2）。本文实验有机碳含量及微量、稀土元素测定在中国科学院西北生态环境资源研究院甘肃省油气资源研究重点实验室完成，有机碳含量测试采用LECOCS900碳硫分析仪，微量、稀土元素测试采用激光剥蚀电感耦合等离子质谱仪（ICP-MS）。主量元素测定在中国科学院西北生态环境资源研究院沙漠与沙漠化重点实验室完成，采用Axios型顺序式波长色散型X射线荧光光谱仪。
图2 南浅3-1井岩心照片

（a）、（b）2 166 m，TOC=1.08%；（c）、（d）1 958 m，TOC=0.63%；（e）、（f）1 836 m，TOC=0.18%

Fig.2 Core photo of Well Nanqian 3-1

3 结果

3.1　 TOC含量

下油砂山组灰色泥岩TOC含量整体较低，为0.14%~1.08%，平均值为0.43%，本文实验结果跟前人在该地区古近系—新近系咸化烃源岩TOC含量相近［31-32］。以岩心深度2 045 m为界将下油砂山组分为上下2段，上段均值为0.34%，下段均值为0.53%（表1）。
表1 下油砂山组灰色泥岩微量元素及TOC分析结果

Table 1 Analysis results of trace elements and TOC of gray mudstone of Lower Youshashan Formation

样品编号

深度

/m

TOC

/%

 微量元素含量/10-6 地层
V Cr Co Ni Cu Zn Ga Rb Sr Zr Mo Ba B
NQ3-1 35 1 836 0.18 74.75 51.44 10.44 26.18 26.57 24.53 15.74 86.59 587.38 120.41 1.38 510.28 170.10

下

油

砂

山

组

上

段

NQ3-1 39 1 846 0.30 81.72 55.39 10.98 25.63 27.12 25.65 16.04 101.59 741.53 113.31 2.01 491.50 194.25
NQ3-1 43 1 856 0.27 74.75 53.02 9.96 25.74 27.41 18.80 15.86 86.76 745.36 132.62 1.65 602.23 166.02
NQ3-1 47 1 865 0.19 84.19 54.72 10.70 25.41 24.77 19.41 17.18 109.14 583.03 123.35 7.86 573.08 187.30
NQ3-1 50 1 872 0.67 43.32 27.23 5.73 13.28 13.36 15.05 5.78 50.58 2037.43 63.52 3.49 912.12 88.49
NQ3-1 55 1 885 0.35 63.63 41.10 7.82 18.55 18.19 19.87 10.40 74.00 1182.66 101.42 2.42 517.49 142.24
NQ3-1 61 1 897 0.31 79.95 59.49 12.19 28.03 28.86 21.81 21.43 117.15 543.20 126.78 1.51 555.61 201.99
NQ3-1 67 1 911 0.33 95.84 64.25 13.34 30.86 29.12 37.48 24.02 97.71 472.57 139.72 1.44 502.96 227.31
NQ3-1 73 1 933 0.23 85.94 57.08 12.75 30.32 31.80 23.95 20.70 104.69 457.06 145.22 11.29 451.96 246.39
NQ3-1 79 1 946 0.21 76.32 53.49 10.41 25.50 24.45 24.62 18.70 85.26 630.27 129.85 3.00 460.08 163.34
NQ3-1 85 1 958 0.63 34.61 21.48 5.08 13.21 11.82 8.98 4.33 37.07 7210.32 69.97 1.15 3878.99 118.47
NQ3-1 91 1 970 0.29 75.66 54.50 10.34 25.00 26.40 27.47 17.47 81.46 786.45 137.98 1.28 688.12 169.09
NQ3-1 98 1 984 0.40 78.63 51.64 9.58 23.91 32.74 32.59 16.63 93.93 688.65 123.33 3.94 516.62 159.89
NQ3-1 103 1 995 0.35 87.37 58.00 11.07 29.84 40.48 20.10 21.33 106.73 716.72 125.90 2.63 483.49 195.07
NQ3-1 109 2 007 0.25 54.37 39.60 8.01 18.93 21.15 16.50 8.51 68.70 1548.24 148.08 5.70 593.53 134.26
NQ3-1 115 2 020 0.30 105.44 65.69 17.37 36.13 36.69 37.60 26.12 73.76 197.98 135.91 0.75 485.42 240.85
NQ3-1 121 2 032 0.54 36.80 25.32 6.38 11.51 14.44 12.98 5.14 40.12 3859.05 74.69 1.36 1952.54 114.07
NQ3-1 127 2 045 0.26 101.15 58.42 13.50 33.67 36.10 70.89 23.97 70.97 241.45 149.73 2.57 403.58 210.20
NQ3-1 130 2 092 0.66 42.61 27.26 6.21 14.01 15.83 18.38 5.75 43.92 1170.06 62.69 0.87 378.02 92.58

下

油

砂

山

组

下

段

NQ3-1 136 2 105 0.91 74.58 49.61 9.69 26.16 26.70 57.64 8.01 92.94 726.83 103.49 4.28 524.45 110.41
NQ3-1 141 2 115 0.75 105.63 64.22 14.15 37.72 41.86 102.37 18.84 94.45 323.25 160.89 5.18 485.12 191.67
NQ3-1 145 2 124 0.25 94.56 65.16 15.93 45.65 36.73 69.01 16.90 123.67 810.52 151.43 0.53 926.46 162.38
NQ3-1 151 2 138 0.37 100.98 65.79 14.08 35.32 33.83 81.89 20.14 109.55 369.00 148.41 0.52 541.60 175.31
NQ3-1 157 2 151 0.67 102.06 63.81 13.76 37.83 37.01 66.76 19.81 92.83 479.99 150.48 1.44 593.66 163.44
NQ3-1 163 2 166 1.08 79.77 55.43 11.50 31.21 32.60 88.59 13.77 92.14 2078.43 131.11 3.96 1971.34 143.26
NQ3-1 169 2 178 0.61 105.49 64.12 14.53 37.19 37.65 103.17 20.42 107.83 313.99 145.61 3.20 540.48 213.40
NQ3-1 175 2 192 0.51 89.12 59.97 12.38 31.86 32.84 106.74 18.27 119.81 556.07 127.35 2.93 515.42 170.84
NQ3-1 181 2 204 0.32 85.05 62.59 12.45 31.86 31.05 75.14 19.65 120.64 634.62 160.34 2.11 585.94 158.59
NQ3-1 187 2 218 0.45 89.40 60.88 12.58 34.91 30.37 109.36 18.72 105.24 565.54 150.15 2.66 616.15 152.06
NQ3-1 188 2 227 0.40 96.79 63.85 12.33 32.84 34.14 120.88 20.65 116.72 644.85 126.99 8.08 664.91 262.15
NQ3-1 193 2 238 0.14 87.42 63.29 13.43 35.91 32.29 93.26 17.03 94.89 592.51 169.78 0.75 671.62 174.96
NQ3-1 199 2 253 0.40 91.36 62.53 13.32 29.53 33.69 65.12 18.60 127.91 640.97 132.41 1.54 743.11 234.09
NQ3-1 204 2 263 0.59 68.29 42.62 9.16 25.94 26.81 54.18 11.13 82.29 896.34 94.51 5.04 436.96 127.86
NQ3-1 210 2 278 0.63 24.22 10.25 2.22 5.53 6.67 8.51 1.26 14.91 3318.22 31.51 2.36 959.47 38.17

3.2　元素特征

3.2.1　主量元素特征

灰色泥岩中主要氧化物依次为SiO2、Al2O3以及CaO。其中，SiO2含量介于25.55%~51.86%之间，平均值为42.51%，上段均值为40.26%，下段均值为44.75%；Al2O3含量范围为7.43%~15.10%，平均值为12.28%，上段均值为11.63%，下段均值为12.93%；CaO含量介于5.64%~20.36%之间，平均值为11.21%，上段均值为12.49%，下段均值为9.94%。3种氧化物含量总和介于52.15%~71.16%之间。此外，Fe2O3的平均含量为5.15%，MgO的平均含量为4.41%，Na2O的平均含量为2.09%，Ti2O3的平均含量为3.71%（表2）。
表2 下油砂山组灰色泥岩主量元素分析测试结果

Table 2 Major element analysis test results of gray mudstone of Lower Youshashan Formation

样品编号

深度

/m

 主量元素含量/10-2 地层
SiO2 Al2O3 Fe2O3 CaO MgO K2O Na2O Ti2O3 其他
NQ3-1-35 1 836 43.25 10.72 4.55 11.68 4.94 2.32 1.87 3.53 19.17

下

油

砂

山

组

上

段

NQ3-1-43 1 856 40.74 11.05 4.61 14.03 3.69 2.42 1.94 3.51 19.79
NQ3-1-50 1 872 25.89 7.89 4.91 20.36 7.37 1.85 1.45 3.78 21.56
NQ3-1-55 1 885 37.62 11.21 5.73 12.33 6.15 2.46 1.77 4.04 20.95
NQ3-1-61 1 897 42.13 11.84 4.35 12.73 2.57 2.53 2.19 3.50 19.76
NQ3-1-67 1 911 45.92 14.30 5.91 8.81 3.69 3.17 2.25 3.27 18.91
NQ3-1-73 1 933 39.73 12.30 5.97 10.82 5.88 2.89 1.82 3.77 18.72
NQ3-1-79 1 946 42.43 11.87 4.81 11.99 3.98 2.67 1.93 3.60 18.59
NQ3-1-85 1 958 38.05 10.56 3.96 16.58 3.41 2.31 1.85 3.71 21.53
NQ3-1-91 1 970 45.32 12.87 4.71 11.29 3.38 2.91 2.05 4.08 18.90
NQ3-1-98 1 984 36.96 10.20 4.59 13.35 6.25 2.19 1.96 3.75 22.48
NQ3-1-103 1 995 40.10 12.34 5.42 11.90 4.23 2.84 2.21 3.94 18.48
NQ3-1-109 2 007 29.00 7.78 5.02 15.38 8.78 1.73 1.37 4.17 18.92
NQ3-1-115 2 020 49.35 15.55 6.68 6.39 3.16 3.36 2.51 4.11 21.50
NQ3-1-121 2 032 47.57 13.46 4.15 9.63 2.59 2.85 2.57 3.84 18.66
NQ3-1-127 2 045 51.86 14.90 5.63 5.97 2.72 3.24 2.79 3.83 18.54
NQ3-1-136 2 105 25.55 7.43 3.57 20.33 8.81 1.79 1.33 3.96 19.01

下

油

砂

山

组

下

段

NQ3-1-145 2 124 47.08 12.55 4.72 10.67 2.76 2.61 2.31 3.51 20.92
NQ3-1-151 2 138 48.46 14.46 5.77 7.58 3.55 3.24 2.60 3.46 19.80
NQ3-1-157 2 151 45.14 14.16 5.93 8.32 4.60 3.08 2.58 3.73 18.92
NQ3-1-163 2 166 46.31 13.09 5.78 8.65 3.85 3.04 2.39 3.89 17.69
NQ3-1-169 2 178 50.33 15.14 5.97 5.64 3.76 3.68 2.35 3.11 19.48
NQ3-1-175 2 192 44.76 13.40 5.34 9.46 3.81 3.33 2.33 3.56 18.90
NQ3-1-181 2 204 45.22 12.05 5.38 10.42 3.18 2.86 2.20 3.74 18.19
NQ3-1-187 2 218 46.30 13.70 5.43 8.77 3.67 3.09 2.53 3.57 19.36
NQ3-1-193 2 238 47.78 14.54 6.64 7.32 4.16 3.40 2.07 3.83 19.46
NQ3-1-199 2 253 46.18 13.08 5.21 8.62 4.72 4.48 1.28 3.45 19.50
NQ3-1-204 2 263 38.56 10.91 4.12 14.34 4.79 2.61 2.06 3.66 18.80

3.2.2　稀土元素特征

灰色泥岩稀土元素含量如表3所示，其中∑REE范围在（51.81~172.15）×10-6之间，均值为137.69×10-6，该值与北美页岩（NASC）的∑REE（173.21×10-6）和后太古宙澳大利亚页岩（PAAS）的∑REE（183.03×10-6）相比明显偏低，更接近于上陆壳（UCC）的∑REE（146.37×10-6）［33］。本文通过后太古宙澳大利亚页岩浓度对所测稀土元素进行了标准化（图3），结果表明所测样品稀土元素的配分曲线形态均一化明显，具有明显的Tm负异常以及轻微的Eu负异常，显示了研究区域具有较为稳定的陆源碎屑输入。
表3 下油砂山组灰色泥岩稀土元素测试结果

Table 3 Test results of rare earth elements of gray mudstone of Lower Youshashan Formation

样品编号

深度

/m

 稀土元素含量/10-6 地层
La Ce Pr Nd Sm Eu Tb Gd Dy Ho Er Tm Yb Lu Y
NQ3-1 35 1 836 28.20 58.07 6.41 22.50 4.57 0.96 0.65 3.41 3.68 0.75 2.02 0.32 2.06 0.31 18.84

下

油

砂

山

组

上

段

NQ3-1 39 1 846 29.00 59.38 6.54 23.06 4.67 0.97 0.65 3.45 3.66 0.74 2.01 0.32 2.03 0.31 17.37
NQ3-1 43 1 856 27.86 58.00 6.44 22.63 4.60 0.95 0.65 3.43 3.64 0.74 2.01 0.32 2.05 0.31 18.02
NQ3-1 47 1 865 29.93 60.64 6.71 23.59 4.79 1.01 0.68 3.61 3.83 0.78 2.10 0.33 2.10 0.32 18.97
NQ3-1 50 1 872 18.78 41.25 4.60 16.40 3.42 0.73 0.48 2.59 2.60 0.51 1.34 0.21 1.29 0.20 12.61
NQ3-1 55 1 885 26.12 53.91 6.00 21.35 4.45 0.94 0.64 3.40 3.59 0.73 1.96 0.31 1.97 0.30 17.79
NQ3-1 61 1 897 30.88 62.30 6.81 23.75 4.77 0.99 0.68 3.57 3.86 0.79 2.15 0.33 2.16 0.33 18.34
NQ3-1 67 1 911 31.39 65.13 7.28 25.60 5.21 1.08 0.74 3.88 4.22 0.86 2.34 0.37 2.34 0.35 19.50
NQ3-1 73 1 933 33.90 70.03 7.73 27.56 5.63 1.16 0.80 4.26 4.53 0.92 2.49 0.38 2.46 0.37 21.71
NQ3-1 79 1 946 27.82 58.00 6.50 22.96 4.68 0.99 0.68 3.54 3.86 0.79 2.16 0.34 2.16 0.33 18.59
NQ3-1 85 1 958 18.85 40.18 4.58 16.50 3.46 0.83 0.49 2.66 2.66 0.52 1.36 0.20 1.31 0.20 13.00
NQ3-1 91 1 970 30.28 63.63 7.04 25.09 5.11 1.08 0.71 3.82 4.03 0.81 2.19 0.34 2.21 0.34 19.22
NQ3-1 98 1 984 29.33 60.97 7.05 25.64 5.40 1.16 0.75 4.13 4.10 0.81 2.15 0.33 2.10 0.32 19.37
NQ3-1 103 1 995 30.63 63.04 7.09 25.19 5.18 1.09 0.73 3.87 4.11 0.83 2.24 0.34 2.21 0.34 19.37
NQ3-1 109 2 007 22.50 48.07 5.26 18.79 3.89 0.83 0.56 2.98 3.14 0.64 1.71 0.26 1.68 0.26 15.33
NQ3-1 115 2 020 29.34 67.46 7.33 26.45 5.51 1.15 0.78 4.11 4.49 0.92 2.50 0.39 2.49 0.38 19.18
NQ3-1 121 2 032 16.59 34.86 3.95 14.21 2.93 0.66 0.41 2.24 2.26 0.45 1.23 0.19 1.23 0.19 11.69
NQ3-1 127 2 045 29.21 65.62 7.35 26.29 5.44 1.15 0.80 4.21 4.58 0.94 2.54 0.39 2.48 0.38 20.52
NQ3-1 130 2 092 15.56 32.77 3.55 12.62 2.59 0.55 0.37 1.97 2.07 0.42 1.13 0.17 1.11 0.17 10.31

下

油

砂

山

组

下

段

NQ3-1 136 2 105 22.14 45.12 5.15 18.69 3.64 0.77 0.52 3.20 2.92 0.59 1.67 0.26 1.67 0.26 15.38
NQ3-1 141 2 115 30.96 69.32 7.67 27.51 5.25 1.06 0.72 4.47 4.11 0.82 2.32 0.36 2.30 0.35 20.31
NQ3-1 145 2 124 35.17 71.41 8.00 28.26 5.30 1.10 0.73 4.50 4.18 0.83 2.34 0.36 2.31 0.35 20.66
NQ3-1 151 2 138 34.80 74.84 8.47 30.26 5.78 1.19 0.79 4.95 4.46 0.89 2.50 0.39 2.46 0.37 21.97
NQ3-1 157 2 151 32.39 69.31 7.93 28.77 5.60 1.16 0.77 4.78 4.33 0.86 2.44 0.37 2.42 0.37 20.69
NQ3-1 163 2 166 33.38 67.83 7.79 28.05 5.33 1.12 0.72 4.51 4.00 0.79 2.23 0.33 2.15 0.33 19.76
NQ3-1 169 2 178 34.06 73.20 8.15 29.13 5.50 1.12 0.73 4.59 4.10 0.81 2.29 0.35 2.24 0.34 19.66
NQ3-1 175 2 192 32.32 65.07 7.29 25.82 4.85 0.99 0.67 4.14 3.76 0.74 2.09 0.32 2.04 0.31 18.07
NQ3-1 181 2 204 35.99 72.09 8.28 29.75 5.66 1.15 0.77 4.84 4.33 0.86 2.42 0.36 2.34 0.36 20.31
NQ3-1 187 2 218 34.08 69.96 8.02 28.98 5.57 1.17 0.76 4.78 4.26 0.84 2.39 0.36 2.33 0.36 21.03
NQ3-1 188 2 227 33.08 69.32 7.88 28.35 5.40 1.11 0.74 4.64 4.18 0.82 2.30 0.34 2.21 0.34 19.51
NQ3-1 193 2 238 35.30 73.64 8.35 30.18 5.90 1.22 0.83 5.13 4.66 0.91 2.56 0.37 2.43 0.37 21.50
NQ3-1 199 2 253 32.57 67.04 7.61 27.47 5.25 1.08 0.74 4.58 4.17 0.83 2.34 0.34 2.23 0.34 21.16
NQ3-1 204 2 263 23.36 46.03 5.34 19.48 3.82 0.77 0.54 3.35 3.04 0.60 1.68 0.24 1.53 0.24 14.80
NQ3-1 210 2 278 10.92 21.78 2.54 9.32 1.78 0.43 0.25 1.59 1.35 0.26 0.73 0.10 0.67 0.10 7.45
图3 下油砂山组灰色泥岩PAAS标准化REE配分曲线

Fig.3 PAAS standardized REE distribution curve of gray mudstone of Lower Youshashan Formation

3.2.3　微量元素特征

本文的古环境重建主要应用了以下7种微量元素：U、Mo、Sr、Ba、B、Ga和Cu。其中，U的平均含量为4.83×10-6，上段均值为5.88×10-6，下段均值为3.78×10-6；Mo的平均含量为2.97×10-6，上段均值为3.11×10-6，下段均值为2.82×10-6；Sr的平均含量较高，平均值为1 098.55×10-6，上段均值为1 352.23×10-6，下段均值为844.86×10-6；Ba的平均含量也较高，均值为756.89×10-6，上段均值为833.88×10-6，下段均值为679.89×10-6；B的平均含量为167.66×10-6，上段均值为171.71×10-6，下段均值为163.61×10-6；Ga的平均含量为162.36×10-6，上段均值为161.12×10-6，下段均值为163.61×10-6；Cu的平均含量为28.28×10-6，上段均值为25.61×10-6，下段均值为30.95×10-6（表1）。由此可以看出，氧化还原敏感元素U、Mo变化趋势较为一致，均在上段含量较高，下段含量较低，其余微量元素含量变化各异，无统一规律。综上所述，无论是TOC含量还是元素含量特征，上下两段均具有较明显差异，为方便下文讨论，笔者将下段沉积时期称为早期，上段沉积时期称为晚期。

4 讨论

4.1　古环境重建

4.1.1　氧化还原环境

水体的氧化还原条件是有机质保存的重要影响因素，偏还原的底水条件有利于有机质的保存和富集［34］。在本文研究中，根据O2浓度将氧化还原状态分为4种：氧化、亚氧化、缺氧和硫化［35-36］。氧化还原敏感元素（RSTEs）在氧化和还原环境中的化学形态和溶解度差异很大：在氧化条件下易融于水体之中，在还原环境下因溶解性差而产生沉淀。目前一些与氧化还原敏感元素相关的比值常被应用来反映氧化还原条件，例如：U/Th、V/Cr、V/Sc、Ni/Co和V/（V+Ni）等［37］。本文研究中，V/（V+Ni）和V/Cr均指示了较为稳定的偏氧化环境，这与实际的沉积情况明显不符。由于V和Ni的地球化学行为存在差异，V和Ni含量受泥页岩有机质丰度和成岩演化作用的影响，不适合作为泥页岩沉积环境的指标［38］。Mo和U在上陆壳和浮游生物中含量较低［33］，在含氧水体中，U和Mo都以高价位（+6价）的稳定状态存在，不易进入沉积物；而在缺氧的环境下，两者被还原为低价位（+4价），易沉淀并在沉积物中富集［39］，因此Mo和U是可靠的泥页岩沉积氧化还原环境指标。富集因子（EF）可在排除陆源碎屑输入的前提下用来表示微量元素的富集程度，因此对古氧化还原条件的指示性更加真实且可靠［35］。富集因子表达式为：
E F ( X ) = ω ( X ) / ω ( A l ) ω ( X ) P A A S / ω ( A l ) P A A S
式中：EF（X）为X元素的富集因子；ω（X）PAAS为后太古代澳大利亚页岩（PAAS）中元素X含量。如果EF（X）>1，则元素X富集，如果EF（X）<1，则元素X贫化［35］。
Mo、U等微量元素在下油砂山组灰色泥岩上段相对富集，Mo的平均含量为2.97×10-6，上段平均含量为3.11×10-6，下段平均含量为2.82×10-6；U的平均含量为4.83×10-6，上段平均含量为5.88×10-6，下段平均含量为3.78×10-6，指示晚期的水体环境相较早期更为还原（图4）。EFU—EFMo协变图可为富有机质泥页岩沉积水体的氧化还原环境提供有效的指示信息［40］。如图所示（图5），下油砂山组灰色泥岩EFMo/EFU值较低，大多数样品均在0.3倍现代海水至1倍现代海水之间，少部分样品EFMo/EFU值低于0.3倍现代海水。总体来看，下油砂山组灰色泥岩处于贫氧—缺氧环境。
图4 下油砂山组灰色泥岩氧化还原指标趋势

Fig.4 Trend chart of redox indexes of gray mudstone of Lower Youshashan Formation

图5 Mo富集系数-U富集系数协变模式［40］

Fig. 5 Covariant pattern of Mo enrichment factor -U enrichment factor［40］

此外，Th元素受氧化还原条件变化的影响较小，通常富集于富黏土矿物的沉积物中［41］，因此前人常用U/Th作为判别氧化还原条件的重要指标。其中，U/Th < 0.75为氧化环境；0.75 < U/Th < 1.25为贫氧环境；U/Th > 1.25为缺氧/硫化环境。在本文研究中，U/Th值范围为0.22~2.88，上段均值为1.25，下段均值为0.44，指示了在沉积环境由氧化至贫氧的演变。而EFMo—EFU协变模式基本与U/Th情况相一致，进一步证明了水体呈氧化至贫氧的波动状态。

4.1.2　古气候

古气候变化会影响沉积物供应以及水体分层，制约湖盆生物种群密度、水体盐度以及保存条件，进而间接影响有机质富集［42］。Fe、Mn、Cr、Ni、V和Co元素在较湿润的环境下易富集在沉积物中，而Ca、Mg、Sr、Ba、K和Na元素则在干旱环境下富集，前人据此建立了经验公式C值来判断沉积时期的古气候条件［41］。
C= ω F e + ω M n + ω C r + ω N i + ω V + ω C o ω C a + ω M g + ω S r + ω B a + ω K + ω N a
C值大于0.8时指示沉积岩形成于湿润气候，C值在0.6~0.8之间反映半湿润气候，C值在0.4~0.6之间指示半干旱—半湿润气候，C值在0.2~0.4之间反映半干旱气候，C值小于0.2时指示干旱气候［43］。
化学蚀变指数（CIA）是判断古气候与化学风化的重要指标之一。由于在风化作用过程中，不稳定的阳离子易流失，而稳定的阳离子易于保存，所以NESBITT等［44］提出了以CIA来重建源区古气候，其计算公式为：
C I A = A l 2 O 3 C a O * + A l 2 O 3 + N a 2 O + K 2 O × 100
式中：各元素采用摩尔分数，其中CaO*仅指硅质矿物中CaO的摩尔分数；CaO*的含量由BOCK等［45］提出的方法确定：当CaO > Na2O时，CaO* = Na2O；当CaO ≤ Na2O时，CaO* = CaO。通常认为，CIA值为50~65时，反映寒冷、干燥的气候条件下低等的化学风化作用；CIA值为65~85时，反映温暖、湿润气候条件下中等的化学风化作用；CIA值为85~100时，反映炎热、潮湿的热带亚热带条件下强烈的化学风化作用［44，46］。
Sr是典型的喜干型元素，低含量指示潮湿气候，高含量代表干旱气候，因此Sr/Cu值是判别古气候的常用指标［47］。前人研究表明［48］，Sr/Cu值处于1.3~5之间指示温湿气候，而大于5指示干热气候。
本文研究中，下油砂山组灰色泥岩的C值在0.12~0.46之间（平均值为0.29），CIA值在61.8~65.1之间（平均值为63.6），Sr/Cu值在5.40~609.95之间（平均值为67.47），且C值与Sr/Cu值变化趋势相反（图6），反映了整体上较为干旱的沉积环境。上段Sr/Cu均值为83.37，C值均值为0.27；下段Sr/Cu均值为51.58，C值均值为0.31。因此，下油砂山组灰色泥岩沉积时期是逐渐干旱化的气候，且化学风化作用较弱。
图6 下油砂山组灰色泥岩古气候指标趋势

Fig.6 Trend chart of paleoclimate indexes of gray mudstone of Lower Youshashan Formation

4.1.3　古盐度

与海相盆地相比，湖相盆地对于气候和环境变化响应更敏感［49］，古盐度是气候和环境改变最直接的表现［50］。
Sr与Ba均是地壳中广泛分布的元素，在淡水环境中，SO4 2－质量分数较少，Sr与Ba都以重碳酸盐的形式存在于湖泊中。当湖水咸度增加，Ba元素首先以BaSO4的形式沉淀；随着湖水盐度进一步增加，Sr才会以SrSO4形式沉淀下来，因此常以Sr/Ba值反映古盐度变化：Sr/Ba ≥ 1表示咸水环境，Sr/Ba<1代表淡水环境［51］。由于B元素具有相对较强的迁移能力并且主要富集在湖泊相，而Ga元素迁移能力相对较弱且主要富集在河流相［52］，因此湖相泥页岩具有较高的B/Ga元素比值，且该比值随着盐度的增加逐渐增大，常用于判别湖相沉积物。前人研究认为B/Ga<1.5为淡水相，B/Ga=5~6为微咸水相，B/Ga>7为咸水相［52-53］。此外，Al2O3/MgO值也是反映盐湖古盐度及蒸发作用的常用指标，Al2O3/MgO>7代表湖水盐度相对淡化，Al2O3/MgO<7代表湖水咸化［53］。
下油砂山组灰色泥岩Sr/Ba值在0.58~3.46之间（平均值为1.34），B/Ga值在3.43~30.26之间（平均值为12.12），Al2O3/MgO值在0.84~5.49之间（平均值为3.18），3个指标协同变化（图7），整体反映偏咸水的沉积条件。在垂向上，上段 Sr/Ba均值为1.44，B/Ga均值为12.52；下段 Sr/Ba均值为1.24，B/Ga均值为11.71。整体来看，下油砂山组灰色泥岩的沉积水体处于咸水状态偶见半咸水，早期盐度较为稳定，而晚期波动较大。
图7 下油砂山组灰色泥岩古盐度指标趋势

Fig.7 Trend chart of paleosalinity indexes of gray mudstone of Lower Youshashan Formation

4.1.4　古生产力

水体营养水平控制水体表层生物初级生产力，营养物质供应越充足，则生物光合作用的造碳能力越强，相应的生物生产力就越高，在水体有机碳通量增大的同时，Ba、Cu和Zn等元素的埋藏量也会增加。Cu和Zn作为古生产力指标仅适用于硫酸盐强还原环境［54］，而研究区域属于氧化至贫氧的环境，Cu与Zn指标不适用于本研究。Ba元素一般以BaSO4的形式在水体中存在，其沉积速率与古生产力具有良好的对应关系，可以表征沉积环境的生产力，一般以过剩钡（BaXS）来反映。过剩钡（BaXS）的计算公式为：
BaXS＝Ba样品－Al样品（Ba/Al）PASS
下油砂山组灰色泥岩BaXS值在（-735.61~3 659.69）×10-6之间波动（均值为112.31×10-6），整体为低生产力（图8）。上段BaXS均值为262.17×10-6，而下段均值为-37.56×10-6。这表示早期生产力较低，而后期随着气候变干旱以及水体盐度增大，生产力逐渐升高达到中等生产力条件。
图8 下油砂山组灰色泥岩古生产力指标趋势

Fig.8 Trend chart of palaeoproductivity indexes of gray mudstone of Lower Youshashan Formation

4.1.5　陆源输入

元素Al、Ti、Th和Zr主要来源于陆源，且性质稳定不易遭受后期作用的影响，因此常被用来指示陆源碎屑物质的输入［33］。细粒沉积物中的Al主要保存于铝硅酸盐黏土矿物中［55］，元素Ti、Th和Zr通常保存于黏土矿物或者重矿物中，如石英、榍石、钛铁矿、锆石和辉石［56］。因此可以用各元素丰度来判断陆源输入量的大小变化。
下油砂山组灰色泥岩Al、Ti、Th和Zr元素均值分别为6.34×10-2、589.2×10-6、7.46×10-6和123.79×10-6；Al、Ti、Th和Zr元素在上段均值分别为6.21×10-2、522.59×10-6、5.1×10-6、118.35×10-6，下段均值分别为6.47×10-2、655.81×10-6、9.82×10-6、129.23×10-6。其中Th含量上下2段差值最为明显，下段比上段的均值高93%左右（图9）。因此，早期陆源输入要高于晚期。
图9 下油砂山组灰色泥岩陆源输入指标趋势

Fig.9 Trend chart of terrestrial input indexes of gray mudstone of Lower Youshashan Formation

4.1.6　沉积速率与水动力

水体中有机质主要以有机颗粒的形式或附着于黏土矿物等表面沉降下来，因此沉积速率也影响有机质富集。沉积速率过快时，无机颗粒会稀释有机质，而沉积速率过慢时，有机质在氧化环境中停留的时间延长，有机质被分解的概率增加［57］，因此有机质富集需要相对稳定适宜的沉积速率。
沉积物在沉积过程中，不同沉积速率会引起稀土元素含量的变化。当沉积物快速沉积时，REE配分曲线比较平缓，Ce呈弱的负异常或无异常，LaN/YbN值接近1；当沉积速率缓慢时，REE配分曲线变化显著，Ce出现明显负异常或者正异常，LaN/YbN值发生较大的正漂或者负漂，因此稀土元素的分异情况是用来反映沉积速率的常用指标。
本文研究样品稀土元素结果显示（图3），下油砂山组灰色泥岩的REE配分曲线较为平缓，无Ce异常，LaN/YbN值为1.14~1.58（均值为1.36）。垂向上，上段 LaN/YbN均值为1.32，下段LaN/YbN均值为1.41。整体来看，下油砂山组泥岩整体沉积速率较低，且早期的沉积速率略高于晚期。
水动力是控制有机质富集的重要因素，较弱的水动力条件可以形成更还原的水体环境，同时减少对有机质的冲刷与破坏，进而促进有机质富集［58-60］；但也有研究认为，过低的水动力不利于有机质横向与纵向迁移，因此适宜的水动力条件更适合有机质富集［61-62］。
Th/K值是最为常用的评价水动力条件参数，其中，Th/K>6代表高能环境，3<Th/K<6 代表低能环境，Th/K<3代表停滞水体环境［63］。下油砂山组灰色泥岩Th/K值在0.96~5.82之间（平均为3.25）。在垂向上，上段Th/K均值为2.47，下段Th/K均值为4.03（图10）。整体来看，研究区域水体水动力条件较弱，早期水动力相对较大，处于低能环境，晚期水动力较小，属于停滞水体环境。
图10 下油砂山组灰色泥岩沉积速率与水动力指标趋势图

Fig.10 Trend chart of settlement rate and hydrodynamic indexes of gray mudstone of Lower Youshashan Formation

4.2　有机质富集主控因素

通过TOC与各古环境指标的纵向变化趋势可以分析不同因素对有机质富集的相对控制作用（图11）。下油砂山组灰色泥岩下段TOC整体均值相较上段较高，且下段区间内TOC含量指标整体呈下降—上升—下降—上升的趋势，这与EFU、EFMo值波动趋势有良好的对应关系，说明在整个下油砂山组灰色泥岩沉积早期保存条件为主控因素。此外，在岩心下段深度2 166 m（峰值1）及2 105 m（峰值2）处出现了2个TOC峰值。在峰值1期间，有机质出现明显富集（TOC值高达1.08%）。这一时期为贫氧环境，古生产力较高，古气候相对干旱；峰值2期间也出现了有机质的相对富集（TOC值最高达0.91%），此时处于贫氧环境，保存条件更为优良，古生产力与陆源输入较低，气候较为干旱。上段的TOC值相比下段较低，整体趋势与Baxs基本呈协同变化，除2 031 m（峰值3）、1 958 m（峰值4）、1 872 m（峰值5）这3个峰值区间外，其余阶段均呈平稳的低值，这显示在该阶段控制有机质含量的变化的主导因素是古生产力。峰值3区间有机质出现了相对富集（TOC值最高达0.54%，而上段TOC均值为0.34%）。在此阶段，古生产力水平高，陆源输入较低，气候干旱且湖水盐度高；峰值4与峰值3相比，除气候更为干旱，湖水古盐度更高外，二者拥有高度相似的古环境和有机质含量；峰值5区间TOC也处于相对高值（最高达0.67%），此时保存条件相对较好，古生产力、古盐度相对较高，古气候较干旱，陆源输入也相对下降。因此，影响下油砂山组灰色泥岩上段有机质富集的古环境因素更为复杂，造成各峰值区间有机质富集的多因素间耦合驱动关系也同样更为复杂。
图11 下油砂山组灰色泥岩沉积时期TOC及各古环境指标垂向上的变化趋势

Fig.11 Vertical variation trend of TOC and palaeoenvironmental indicators in the gray mudstone deposition period of Lower Youshashan Formation

4.3　有机质富集模式

柴西盆地新近系下油砂山组灰色泥岩沉积期处于青藏高原2期隆起形成期（25~17 Ma），热带大洋回暖、南半球越赤道气流的增强、亚洲大陆扩张、北特提斯海消退和西太平洋边缘海的发展共同促使了亚洲季风系统的形成和增强［64］，进而导致了柴西地区干旱化程度加深且该时期内气候发生了多次波动［65］。下油砂山组灰色泥岩沉积环境整体还原性较好，气候条件较为干热且波动频繁，古生产力与陆源输入整体处于低水平，湖水盐度以咸水—半咸水为主且水动力较差。这一结论与前人在该区域相关层位所做的古环境工作得到的结果基本一致［66-69］。其中，峰值1区间气温升高，适宜的气候促进了藻类及低等生物的生长，形成较高的初级生产力。同时由于水体植物的呼吸作用加剧，消耗了水体中的氧气，形成了较为良好的缺氧底水环境。此时生产力和保存条件共同控制着有机质富集，为典型的“混合模式”［图12（a）］；峰值2区间主要以高温干旱的气候为主，水体盐度也相应大幅升高，古生产力显示了较低水平。而此时的还原性达到了整个下油砂山组灰色泥岩下段的最高值，展示了良好的保存条件。此外，陆源输入量也缓慢地下降到了该阶段的较低值。这表示随着气候干旱化的加剧，湖盆蒸发量增大导致水体盐度大幅上升，从而引起湖水密度变大，使得湖水更容易出现分层，形成缺氧底水条件。而过高的盐度可能会导致这一时期湖水中的水生植物死亡，进而导致生产力降低。综合来看，该时期虽初级生产力较低，但其良好的保存条件仍可促进有机质富集，富集模式更偏向于“保存模式”［图12（b）］。在灰色泥岩上段有机质富集情况相较而言更稳定，除了3个峰值区间外，其余阶段有机质含量均较低且波动较小。在峰值3和峰值4这2个区间内，干旱蒸发的环境使得水体变浅，上层水生植物产生的大量氧气很容易被带入到底部的沉积水体中，导致水体还原性较差，保存条件较差。此时水体盐度随着蒸发量增大上升，适宜的盐度增长带动了蓝藻等耐盐及嗜盐生物大量出现，进而古生产力水平达到整个阶段内最高值。因此，这一阶段有机质富集为典型的“生产力模式”［图12（c）］。在峰值5区间内，以高温干旱的气候为主，水体盐度较高，古生产力仍处于较高值，此时蒸发量减少形成更深的古水体从而提供了良好的保存条件，同时此阶段陆源输入较低，多方面因素共同促进了有机质的富集，为典型的“混合模式”［图12（d）］。相较而言上段的古环境更适合有机质富集，但结果显示TOC均值在上段较低而在下段中较高。笔者推测在下油砂山组灰色泥岩沉积时期水体处于低能甚至停滞的条件下，后期更慢的沉降速率和更差的水动力增大了有机质在下沉过程中被氧化的概率，不利于有机质的迁移和保存。总体来看，下油砂山组灰色泥岩的有机质富集是由高频波动的古气候带动多因素共同引起的，有机质富集情况对气候响应良好，下段富集情况好于上段。
图12 柴西盆地新近系下油砂山组灰色泥岩不同阶段有机质富集模式

（a）峰值1区间混合模式；（b）峰值2区间保存模式；（c）峰值3和4区间生产力模式；（d）峰值5区间混合模式

Fig.12 Organic matter enrichment model of gray mudstone of neogene Lower Youshashan Formation in western Qaidam Basin at different stages

5 结论

（1）下油砂山组灰色泥岩TOC含量范围为0.14%~1.08%，平均值为0.43%，下段整体高于上段。沉积环境发生了由氧化至贫氧的变化，整体处于较干旱的古气候条件，且干旱程度逐渐增加，沉积水体呈咸水状态偶见半咸水。下段盐度较为稳定，而上段波动较大，前期古生产力较低，而后期随着气候的干旱、水体盐度的增大而逐渐升高达到中等生产力条件。陆源输入早期高于晚期，整体沉降速率较慢，处于低能环境，其中下段水动力较大沉降速率相对较高，处于低能环境，上段水动力较小，沉降速率较慢，处于停滞水体环境。
（2）下油砂山组灰色泥岩下段有机质的富集情况主要由保存条件控制，出现了2个峰值区间（峰值1、峰值2）。其中，峰值1区间有机质主要由保存条件和古生产力控制，为“混合模式”，峰值2区间有机质受良好的保存条件以及较低的陆源输入共同控制，为“保存模式”；上段有机质富集情况主要由古生产力控制，出现了3个峰值区间（峰值3、峰值4、峰值5），峰值3和峰值4有机质保存条件较差，但古生产力水平达到沉积期内最高值，为“生产力模式”，峰值5有机质由良好的保存条件、较高的古生产力以及较低的陆源输入多因素共同控制，为典型的“混合模式”。
（3）下油砂山组灰色泥岩沉积期整体而言水动力差且沉积速率较慢，上段相对更慢的沉积速率和更差的水动力导致有机质在下沉过程中被氧化的概率增加，不利于有机质的迁移和保存，下段虽其他因素不如上段有利，但相较而言依旧可以达到更为良好的富集。
（4）有机质富集动态变化背后均由古气候变化作为初始因素推动导致，因而下油砂山组灰色泥岩有机质富集模式的动态演化是柴西地区下油砂山组沉积期古气候高频波动所导致的结果。

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