Natural Gas Geoscience >

2026 , Vol. 37 >Issue 4: 637 - 650

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.10.011

The discovery of Chahan strike-slip anticline and prediction of favorable gas plays in the northern Qaidam Basin

  • Guihong WANG , 1 ,
  • Yongshu ZHANG 2
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina，Beijing 100083，China
  • 2. Qinghai Oilfield Company，PetroChina，Dunhuang 736200，China

Received date: 2025-07-23

  Revised date: 2025-11-03

  Online published: 2025-11-19

Fold

Abstract

For many years， the exploration of natural gas in the large structural belts of the northern Qaidam Basin have been unsatisfactory， which may be related to the traditional understanding of deep-seated paleo-anticlinal traps under the dual-layer structural model. Through seismic data interpretation and analysis， it is concluded that the structural style of this area is mainly of synsedimentary compressional strike-slip structures developed in the late Himalayan period. The strong deformed ones usually are ruptured anticlines with fault extending to the surface resulting in low abundance traps of underfilled gas accumulation， while the gentle anticline of Chahan which developed as synsedimentary overlying anticline over uplifting blocks faulted by compressional strike slip movement at depth is of high effect. Because strike slip belt moved only along fault within the linear band， the sags between them usually are of weak deformation which is conducive to the preservation of gas reservoirs and is a favorable area for gas exploration. Pingdong Sag located among Altun， Jianshan and Eboliang belts is of gentle deformation during the Cenozoic and exhibits relatively complete distribution of three Mesozoic-Cenozoic tectonic layers containing whole geologic elements of gas system. The deep Jurassic source rocks within the sag are of larger thickness and stable distribution which is currently in the stage of gas generation suggesting gas accumulating at the later Himalaya stage. The faulted block structure of the lower tectonic layer in the Cenozoic era created a migration-accumulation system. The lower Youshashan Formation （N2 1） delta front sand bodies and mudstone layer above formed an ideal reservoir-cap assemblage， while the lacustrine mudstone and evaporite in the upper tectonic layer （N2 2， N2 3， Q） offered an ideal regional seal for gas pools. Analysis suggests that the Chahan anticline over source rock developed contemporaneously with major gas generation and is a potential large gas field. Subtle traps beneath the regional cover layers such as low amplitude anticlines， fault blocks， lithological traps on tectonic setting， and fault-sandstone combinations within sub-sags in the Pingdong Sag are favorable exploration areas for natural gas. This study also has reference significance for natural gas exploration in areas similar to the tectonics of the Qaidam Basin.

Key words： Chanhan strike-slip anticline; Later accumulation; Regional seal; Gas system; Jurassic coal bearing source rocks; Pingdong Sag; Northern Qaidam Basin

Cite this article

Guihong WANG , Yongshu ZHANG . The discovery of Chahan strike-slip anticline and prediction of favorable gas plays in the northern Qaidam Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2026 , 37(4) : 637 -650 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.10.011

0 引言

区域盖层的厚度、覆盖面积和稳定性对规模型气藏的形成具有重要影响，我国大中型气田的盆地均发育有良好的区域盖层［1］。但盖层能否封闭住天然气聚集，除了受到盖层本身分布连续性好坏、封闭能力强弱和天然气能量大小的影响外，还受到断裂对盖层破坏的影响［2］。不同构造变形机理及其强度控制了构造样式与断裂系统的差异，对盖层亦产生不同的破坏效果。挤压构造形成背斜圈闭，发育的逆断层倾角低、沟通层系少，对盖层的破坏程度相对较低；而走滑构造的高角度断层垂向上切割层系多，可影响多层系盖层的连续性，导致纵向上油气显示多，但对其上方圈闭而言则是良好的油气源通道［3］。
柴北缘冷湖—南八仙、鄂博梁等几大构造带上，小气田含气层系多［4-7］，自下而上，路乐河组至上油砂山组均有分布；未发现主力层系，优势储盖组合不明［8］，可能与构造带上封盖性能弱，盖层的连续性可能因断裂发育而破坏有关［4］。这些特点似乎与走滑断层发育的情形较为一致，但目前勘探部署依据的却主要是基于挤压构造模式的地震解释成果，即认为柴北缘构造带发育双层逆冲构造，深浅层均发育背斜圈闭［9-12］，然而持续钻探并未获得预期成效。
区域应力场与先存构造格局主要控制盆内构造带的变形特征。我国西部盆地，如准噶尔盆地南缘山前带构造变形大致与柴北缘类似，均为晚喜马拉雅期压扭构造背景，钻探也已揭示以逆冲挤压构造模式解释的背斜圈闭并不存在，如柴北缘冷湖五号构造的冷90井［7］与准噶尔盆地南缘吐谷鲁构造的乐探1井等。鉴于柴北缘这类强变形构造带上天然气勘探累次失利的严峻形势，因此有必要在区域构造背景的约束下，依据新一轮高精度地震资料，进一步明确大型构造带的几何特征与形成机制，厘清构造样式，为客观判断构造带上区域盖层的完整度和圈闭的有效性、认识大型构造带的勘探价值提供参考，并进一步指出有利于天然气富集的新区带与新层系。

1 地质背景

柴达木盆地位于青藏高原北部，周缘分布三大山系，南边是东昆仑山，西及西北缘为阿尔金山，北侧是祁连山［图1（a）］，宏观上现今为一山间挤压型盆地。但其作为受青藏构造域演化控制的新生代盆地，实际经历了早晚两期喜马拉雅运动，为叠合盆地［13-14］。以上油砂山组（N2 2）与下油砂山组（N2 1）的分界面T2’为界，将新生界划分为两大构造层［图1（b）］，对应于两期不同性质的盆地［4，13］。早喜马拉雅运动期盆地是在中生代构造演化面貌的基础上叠加发育，可能更多受到阿尔金山构造带的控制，表现为盆地沉积主体位于阿尔金构造带一侧，并且该时期沉积中心的迁移方向亦大致与阿尔金构造带平行。晚喜马拉雅运动以来，受东昆仑山与阿尔金山走滑构造带活动影响，盆地沉积中心由西向东迁移，盆地东南部基底迅速沉降，沉积主体为上油砂山组（N2 2）、狮子沟组（N2 3）与第四系（Q）；盆内各坳陷的急剧沉降和构造带的快速隆升亦主要发生在该阶段。柴达木盆地晚喜马拉雅期的构造变形特征，应与该期青藏高原向东走滑逃逸构造活动方式具有一致响应特征［15］。
图1 坪东凹陷地质简图（a）与地层综合柱状图（b）

Fig.1 Geological sketch map of Pingdong Sag（a） and stratigraphic columnar section （b）

柴北缘是指盆地北部邻近阿尔金山和祁连山的区域，东西两端面积大，中间靠近红山、小柴旦一带范围较小，本文研究区位于柴北缘西段的南侧块体内［图1（a）］。柴北缘地区的构造格局为块断特征［图1（a）］，地面褶皱构造呈雁行分布［16-18］，与主干断裂相伴生，并且基底断裂构成了菱形网格系统［19］。反映了最新的构造变形以断裂带的走滑变形为主要特征。区域构造背景显示该区的主要构造样式为压扭变形［18］，即挤压走滑。
柴北缘地区主要凹陷的中新生界最大厚度超万米，在一里坪坳陷可达1.5×104 m。中生界中下侏罗统是一套潮湿气候下的湖泊—沼泽相煤系气源岩，也是柴北缘地区已知的唯一主力烃源岩［图1（b）］，现处于高熟产气阶段［20］；各凹陷中生界残留厚度不均，坪东凹陷内残留下侏罗统最大厚度大于2 000 m，由湖西山组（J1 h）和小煤沟组（J1 x）组成，前者发育湖相泥岩，后者发育炭质泥岩和煤层，高过成熟阶段均是良好气源岩。
柴北缘地区新生界厚度普遍较大，早喜马拉雅期构造层由路乐河组（E1+2）、下干柴沟组下段（E3 1）、下干柴沟组上段（E3 2）、上干柴沟组（N1）和下油砂山组（N2 1）构成，主要为滨湖、辫状河三角洲相和泛滥平原相。因沉积环境多处于浅水或陆上环境，泥岩、粉砂质泥岩普遍呈氧化色［21］，是一类间歇湖，前人称之为扩张湖［22］，仅局部有常年浅湖。早喜马拉雅期的后程，北缘腹部水体变大、变深，有较稳定分布的泥岩沉积［21］。邻区探井揭示上干柴沟组（N1）上段与下油砂山组（N2 1）发育辫状河三角洲前缘亚相砂体［21，23］，是良好的储集层。推测优势储盖组合位于早喜马拉雅期构造层的上段，即上干柴沟组（N1）上段—下油砂山组（N2 1），下油砂山组中上段发育的湖侵泥岩为直接盖层［图1（b）］。
晚喜马拉雅期构造层由上油砂山组（N2 2）、狮子沟组（N2 3）与第四系（Q）组成，沉积厚度大，沉积速度快［24］ ，沉积中心具有由西向东迁移的特点。主体为浅湖、半深湖相沉积， 水体咸化，沉积了泥岩、膏盐岩等地层［25］ ，是其下方储盖组合的优良区域盖层［图1（b）］，分布于该套区域盖层下方的各类通源圈闭是天然气勘探的有利目标。

2 走滑构造解析

察罕构造位于坪东凹陷中部，在遥感图像上呈一NW走向的短轴椭圆形影像异常［图2（a）］。经野外踏勘证实，其在地形上为一低缓凸起，构造中部地形稍高，向两翼变低。因地面构造幅度甚小，出露地层形态不规整，产状亦不清楚；另外该区主体部位地震资料品质较差、测网密度低，地下结构不明，故该低缓背斜一直未能引起油气勘探家们的关注。结合遥感异常与邻近地震测线上的形态特征，初步判定为背斜构造；后局部增补二维地震，构造上方的测网密度局部达到了2 km×2 km。经构造解释后，确认为低幅度背斜［图2（b）］，隐伏断层并没有断至T2’，主目的层的顶。新采集二维地震资料信噪比、分辨率及同相轴连续性［图1（b）］都明显高于之前资料。构造主体部位的地震频宽为7~52 Hz，主频为31 Hz，垂向分辨率可达35 m，地震品质较好，有助于识别地震相、较大砂岩体及地层含气信息。
图2 坪东凹陷及察罕构造卫星影像（a）与察罕T2’构造图（b）（位置见图1）

Fig.2 Satellite image of Pingdong Sag （a） and T2’ contour map of Chahan structure （b）（see Fig.1 for the location）

通常遥感图像揭示的盆地内部分环形影像与活动隆升构造有一定关系［26］。全球陆上多个大型油气田在卫星图像上有环形影像显示，如沙特阿拉伯的最大油田加瓦尔油气田、伊朗的坎甘气田、伊拉克的布祖甘油田和我国的大庆油田等［27］。晚期隆升构造圈闭更易于油气成藏和保存，尤其是气田构造［28］。

2.1　构造特征

察罕构造在中浅层是背斜，深层为断块（图3）。高角度走滑断层由基底向上延伸至下油砂山组（N2 1）下段。向上，高角度断层消失，下油砂山组（N2 1）中上段、上油砂山组（N2 2）、狮子沟组N2 3与第四系（Q），地层连续，未见断层，呈现完整的低幅度背斜构造形态。背斜构造幅度下大上小（图3），具有多期隆升特征。
图3 察罕弱挤压走滑构造十字剖面形态(剖面位置参见图1)

Fig.3 Chahan weakly compressional strike-slip structure over inline and crossline (see Fig.1 for the profile location)

主测线上［图3（a）］，察罕构造的上段（N2、Q）为宽缓背斜形态，下段（N1之下）为断块结构。个别断层断至下油砂山组（N2 1）内部。断层较为陡立，且主断层与分支断层呈树杈状分布，为压性走滑断层结构。断层两侧块体水平错动，断层面受到挤压，剖面上呈现断层两侧块体沿主断层面一致向上举升状态，拱升断块之上发育了低幅度背斜构造［图3（a）］。
联络测线上［图3（b）］，下油砂山组（N2 1）之下，有隐约的几组断层分布，其中一组产状较缓的弧形断层，可能是高角度断层的顺切面反映。断层之上地层连续，亦显示宽缓背斜形态。背斜幅度上小下大，但下油砂山组底T2，地层挠曲形态发生了变化，不再是与上方地质界面一致的背斜形态，而是局部呈下凹，不再上拱。该下凹特征在主测线上并不明显，只是相对上方背斜形态，其幅度更为低平［图3（a）］。推测该处上下界面的形态差异是地层大量含气导致地震反射速度降低引起，因为穿过构造的地震剖面上具有丰富的含气异常显示，表现为同相轴下拉、低频反射、亮点（图4）、平点等多种含气响应特征。
图4 察罕背斜顶部同相轴低频响应与亮点

Fig.4 Low frequency and bright spot over Chahan anticline

由主测线与联络测线，可大致得出背斜圈闭的闭合范围与闭合度。以N2 1顶界面（T2’，图3）为例，其在主测线和联络测线上的闭合范围均大约为8 km，呈穹窿形态，圈闭面积约为14.6 km2，主要目的层顶T2’界面闭合度约为90 m。因为地层含气造成同相轴下拉，地震剖面上构造幅度较真实值变低，实际圈闭面积和闭合度更大。

2.2　背斜形成时间

据背斜顶部砂坝和翼部尖灭体的分布（图5），可推断出背斜经历了N2 2、N2 3与Q三个阶段的幕式拱升。地震资料揭示，上油砂山组（N2 2）、狮子沟组（N2 3）和第四系（Q）在察罕背斜翼部出现砂体尖灭，背斜核部亦有丘状、透镜状滩坝形态。说明在晚喜马拉雅期该处存在水下低凸起，处于相对高能量的水动力环境，沉积了颗粒相对较粗的砂质成分。而较稳定连续的湖相泥岩沉积可能发生在基底拱升间歇期，亦是湖侵期，沉积的泥岩段平稳展布，单层厚度大，如N2 2、N2 3的中段（图5）。
图5 察罕背斜翼部尖灭砂体与顶部滩坝砂体［图3（a）的中上部］

Fig.5 Pinch outs and beach-bar sand bodies over Chahan anticline［middle to upper part of Fig.3（a）］

然而，下油砂山组（N2 1）并没有沉积尖灭、滩坝砂体这类缓倾斜坡与水下低隆起上的同沉积现象，反而是三角洲前缘亚相较为发育。通过与南侧碱山构造碱3井的井震资料综合对比，揭示了不同倾 角叠瓦状前积结构、斜交前积反射、丘状反射这类三角洲前缘河口坝的前积地震相特征（图6）。察罕构造所在区域可能分布有不同方向物源的三角洲前缘朵叶体（图7），说明彼时该处地势相对较低，是汇水区的一部分。可见引起基底拱升的走滑作用主要发生于下油砂山组沉积后，即晚喜马拉雅期的走滑构造造成盆地内部分相对低洼构造单元的反转隆升。
图6 碱山构造碱3井下油砂山组下段井震资料解释与察罕地区地震相

Fig.6 Comparison of seismic phase interpretation of the lower section of Xia Youshashan Formation of Well Jian3 in Jianshan structure and seismic facies of Chahan area

图7 坪东凹陷腹部新近系下段地震相解释［图3（b）的中部］

Fig.7 Lower Neogene seismic interpretation in the center of Pingdong Sag［central part of Fig.3（b）］

地震相特征还显示（图7），下油砂山组（N2 1）中段，三角洲前缘沉积之上，为前三角洲亚相，该套湖泊相泥岩分布范围较广，邻区井资料亦有揭示［21］，即下油砂山组沉积后期，该区是柴北缘较大规模湖泊的一部分，稳定分布的湖泊相泥岩是下方储集体的直接盖层。
综上所述，察罕背斜是晚喜马拉雅期（N2 2、N2 3、Q）基底走滑拱升而形成的同沉积披覆背斜构造，而在背斜形成之前，其所处区域可能为相对低洼的负向构造单元的一部分，因此察罕构造具反转特征。与挤压背斜不同，同沉积背斜并没有经受水平方向的构造挤压，地层的弯曲一方面是披覆沉积、差异压实所致，另一方面也受到了来自基底的拱升影响。由于拱升幅度较低，走滑断层潜伏较深，上方背斜圈闭完整，加之主要目的层泥岩盖层厚度较大、连续分布，且具有一定的塑性，因此多级盖层质量可靠，有利于大中气田的聚集和保存。

2.3　晚喜马拉雅期走滑构造发育的动力学机制分析

晚喜马拉雅期，受控于深部基底断裂的挤压走滑作用，深部断块构造隆升，上方形成了察罕同沉积低缓背斜，上油砂山组、狮子沟组与第四系在背斜核部减薄，翼部加厚。因为隆升作用持续缓慢，核部变薄特征在地震剖面上不显著，但翼部同沉积尖灭、顶部透镜状沙坝等现象证实了水下低隆起的存在。基底多期次抬升造成背斜构造幅度上小下大。
碱山、鄂博梁等构造（图1）的形成时间与机制与察罕构造基本类同，只是后者主走滑断层规模较小，活动强度相对较弱，上覆背斜宽缓、完整。碱山和鄂博梁等构造带的基底走滑断层规模大，隆升幅度高，改造强，大断层扭裂穿透背斜，通达地表构造由多个断块所组成（图8）。
图8 碱山构造中等（a）与冷湖构造强（b）挤压走滑剖面特征(位置参见图1)

Fig.8 Strike-slip faults interpretation of Jianshan(moderate compression) and Lenghu(strong compression) structures(to see Fig.1 for the position)

碱山构造的剪切特征显著，主断层近于直立，分支断层陡倾，近对称分布［图8（a）］，垂直断距较小。晚喜马拉雅期同沉积走滑拱升强烈，表现为较深部位构造幅度大，地层翘倾程度高，而浅表地层厚度变薄、倾角较低（图9）。碱山构造露头剖面上的走滑正断层形态（图9），表明断层两侧块体之间无逆冲作用，扭动更为明显。膏盐层被撕裂、错断（图9中亮白色条带），构造高点盖层破裂，而断层面挤压程度又低，天然气更难以聚集和保存。
图9 碱山构造第四纪同沉积走滑正断层

Fig.9 Quaternary synsedimentary strike-slip normal fault over Jianshan structure

鄂博梁构造带与冷湖构造带的形态相近，表现为主断层呈弯曲形态，分支断层亦有弯曲，主次断层构成斜歪棕榈树形态［图8（b）］，说明断层两侧地层相互挤压程度高。主断层两侧地层通过多层级断层向上抬升，核部突起，主断层与两侧块体构成类似“个”字型结构。构造横剖面上浅层呈挤压逆冲形态，但往深层，断层逐渐近于直立，形成的线性隆升带为多个挤压断块组成的凸起带。由于断层呈压性，在其休眠期内，某些地段的断层可起遮挡作用，形成气藏；断层一旦重新活动，加之构造隆升导致压力系统失衡，气藏会遭受破坏。
碱山构造与鄂博梁构造（图10）的形态不同或许是由两者的沉积盖层厚度差异造成。前者沉积盖层厚度小，基底为花岗片麻岩。因为刚硬基底受挤压后不易塑性变形，所以碱山构造主要表现为两翼基本对称的剪切上隆。鄂博梁构造盖层厚度大，虽隆升幅度高，但其基岩埋藏依然较深。在挤压走滑作用下，厚度相对较大的中新生界塑性地层可能吸收了更多的应变，因此断层两侧地层的挤压变形程度高，走滑主断层在剖面上呈弯曲状，断层在浅部呈飘带状冲断特征［图8（b），图10］。鄂博梁构造核部虽已出露N2 2，但构造上残存沉积地层厚度仍较大，说明该处可能是早期沉积凹陷的一部分，是晚喜马拉雅期挤压走滑导致了构造反转［29-30］。
图10 坪东凹陷构造横剖面（剖面位置见图1）

Fig.10 Structural cross section of Pingdong Sag（see Fig.1 for section location）

柴北缘走滑构造形成动力学机制与晚喜马拉雅期青藏高原区域构造背景相关［31-33］，受晚喜马拉雅期东昆仑构造带和阿尔金断裂带走滑作用的影响，盆地内走滑断层较为发育，前人［17-18］称之为压扭断层。压扭构造应力作用下，柴达木盆地深部地壳块体的变位与变形通过走滑断裂进行调节，表现为基底断块沿走滑主断层及分支断层扭动并拱升［34］，产生线性变形和带状隆升，形成了盆内走滑构造带。大型构造带的走滑隆升与其邻侧凹陷的沉降相依相伴、向东迁移。在此过程中坪东凹陷逐步定型，腹部发育了察罕基底弱挤压走滑拱升同沉积背斜构造。
生烃凹陷内发育的弱挤压走滑拱升背斜具有重要的油气地质意义。拱升背斜同沉积作用可发育多个储盖组合，利于形成多层系气藏；走滑活动期，高角度断层沟通源储，并成为高效垂向充注系统，提高了成藏效率；拱升隆起造成地层压力降低，利于地层水中的溶解气脱溶，快速聚集成藏，提高了天然气的聚集效率；拱升间歇期沉积的稳定湖相泥岩层则是良好区域盖层，为下伏规模气藏提供保存条件。

3 天然气勘探新领域与成藏模式

弱挤压走滑断层上方发育的完整背斜有利于形成规模型气藏，而强挤压走滑断层导致盖层破裂，形成复杂断块组合，油气显示层数多，气藏不富集。天然气勘探需远离强变形构造带主体，转向构造带的侧翼和构造带之间的稳定凹陷区。燕山运动和早晚喜马拉雅运动在坪东凹陷内造就了含气系统地质要素较为齐全的三大构造层［图1（b），图10］，特别是晚喜马拉雅期构造层作为含气系统的上覆层与区域盖层，为气藏的形成与保存提供了较理想的流体温压系统与物性封盖条件，这是凹陷周边强变形走滑构造带所不具备的。

3.1　坪东凹陷含气系统

坪东凹陷中新生界叠合区的面积约为2 400 km2，凹陷西、北和东侧均为走滑构造带，北为阿尔金走滑构造带，西侧为东坪—碱山走滑构造带，东边为鄂博梁走滑构造带（图1，图10）；前者是盆地边界断裂，为规模更大、多期次控盆的构造体系［35-36］。后两者是晚喜马拉雅期盆内构造变形的产物，奠定了新生代晚期盆地的面貌［37］。由图1（a）、图2（a）和图10可以看出，坪东凹陷为线性强变形走滑构造带之间的块状弱变形区，晚喜马拉雅期构造层完整，且厚度大，是含气系统的上覆沉积，其中发育区域性泥岩盖层［图1（b），图11］。
图11 坪东凹陷埋藏史热演化史（a）［39］与含气系统要素及事件（b）

Fig.11 Burial & thermal evolution history（a）［39］ and gas system elements and events of Pingdong Sag（b）

坪东凹陷主体区（北斜坡牛中地区侏罗系缺失，深部基岩气藏气可能来源于其东北侧较深的生烃次凹）具备生、运、储、盖及保存条件，且多要素相匹配（图10，图11），是一个潜在的待发现领域。燕山期构造层为残留的下侏罗统煤系地层，是该区含气系统的生烃子系统。下侏罗统分布较稳定，大于1 000 m的厚度区达1 000 km2［38］，其中的煤层、炭质泥岩和湖相泥岩等是主力烃源岩。邻区井资料显示，湖相暗色泥岩有机碳（TOC）含量普遍大于0.5%，最高为8.0%，平均为2.3%，生烃潜量（PG）介于5~40 mg/g之间，整体为一套好―优质的烃源岩；炭质泥岩和煤层有机碳含量普遍大于10%，生烃潜力整体处在20~80 mg/g 之间，干酪根类型以Ⅱ2―Ⅲ型为主，是优质气源岩。晚喜马拉雅期后程，下侏罗统底部埋深超万米，煤系源岩进入高温生气阶段（图11），高成熟度煤型气已为周边探井所揭示［39］。凹陷中心生烃强度达200×108 m3/km2以上［38］，且高强度生气时间不足20 Ma，应是一个高效气源灶［40］。生烃系统特征决定了柴北缘地区天然气为晚期成藏，晚期气源圈闭是有效的，因此该区天然气勘探地质评价可不必再强调古构造背景。
中段早喜马拉雅期构造层为运聚子系统（图10，图11）。深层发育的高角度断层，是源上天然气成藏的运移通道，尤其是晚喜马拉雅期活动的深部走滑断层具有更高的运聚效率。坪东凹陷高角度断层可断至下油砂山组（N2 1）下段，该组砂体发育，其中辫状河三角洲前缘砂体是良好储集体，邻区井资料揭示该套砂体的孔隙度可达15%，其与上方湖相泥岩形成优势储盖组合，是坪东凹陷天然气勘探的主要目的层。
上段晚喜马拉雅期构造层为含气系统的保存子系统（图10，图11）。晚喜马拉雅期，中央坳陷带走滑坳陷沉降，其中发育的厚层湖相泥岩是良好区域性盖层。据邻区井资料以及地震相分析，坪东凹陷上油砂山组（N2 2）、狮子沟组（N2 3）、七个泉组（Q1+2）均有稳定湖相泥岩，在地震剖面上同相轴为平行连续反射结构（图5，图7），泥岩层系分布稳定，单层厚度大。
晚喜马拉雅期构造层形成期也是坪东凹陷深部侏罗系煤系源岩的大量产气期（图11），因此凹陷内区域性盖层下方的各类圈闭，如有气源输导体系沟通源储，均可成藏。

3.2　察罕背斜成藏作用

坪东凹陷有效烃源灶之上、良好区域性盖层之下，是否发育规模型的通源圈闭是该区大中气田勘探成功的关键因素。察罕背斜正是这样的圈闭类型，是勘探大中气田的首选目标。
背斜位置有利，圈闭条件好。察罕背斜构造位于坪东凹陷腹部，深部为侏罗系煤系生气凹陷，构造位置十分有利。低缓背斜圈闭形成于晚喜马拉雅期，形态完整，圈闭有效性高。主目的层段的背斜圈闭面积可达14.6 km2，闭合度约为90 m，如去除同相轴下拉效应，实际闭合度可达240 m，实际面积更大，背斜圈闭有规模。
深部气源充足。煤系源岩生气特征与湖相或海相有机质明显不同，前者没有明显的生烃高峰，生气成熟度上限由之前认为的R O为2.5%延伸到5.0%，总生气量由以前的不高于200 m3/t 增加到至少300 m3/t，过成熟阶段仍然可以生成大量的天然气［41］。坪东凹陷侏罗系分布稳定，厚度普遍大于1 000 m，埋藏深度10 000~12 000 m，热演化程度高，侏罗系煤系烃源岩正处于产气高峰阶段（图11），生气强度高，气源充足。
优势储盖组合厚度大，具备大容量。优势储盖组合位于N1上段至N2 1，该阶段区域上发育辫状河三角洲前缘亚相［23］，是天然气的良好储集体，叠置砂体厚度大，其间和后期发生的湖侵作用，发育了较稳定分布的泥岩地层，为直接盖层。这套盖层在盆地东部北陵丘北1井1 225.5 m处的排替压力为7 MPa［42］，在察罕构造一带埋深约至4 000 m，根据突破压力—深度曲线［43］，N2 1泥岩直接盖层的排替压力可达20 MPa，封盖性能好。
垂向输导体系充注效率高。超压流体主排放通道及其形成的天然气优势汇聚输导体系则是晚期快速成藏（尤其是大型气田形成）的关键［44］ 。察罕构造深部走滑高角度断层有效沟通源储，垂向充注效率高。晚喜马拉雅期为走滑拱升背斜发育阶段，断层走滑活动期也是深部高熟天然气的幕式排烃期，断层恰是高效运移通道。拱升作用有利于地层水中的溶解气脱溶，成为游离气，更易于沿高角度断层向上运移、充注。
区域盖层稳定分布，保存条件好。察罕背斜主目的层段上方的晚喜马拉雅期构造层的厚度达3 500 m，N2 2、N2 3、Q湖相泥岩层及膏盐层是理想的区域盖层，稳定分布，无断层破坏，背斜圈闭有效性较高。较厚的沉积地层增强了区域盖层的韧性，使其不易发生破裂，确保了多层系盖层的连续性，有利于规模型气藏的保存。
背斜演化与成藏过程。上油砂山组沉积期（N2 2），控制察罕背斜发育的走滑断层开始活动，初期断层由基底向上扩展，波及沉积盖层下段，先将侏罗系与古近系撕裂，并伴有挤压隆升作用，导致主目的层段（N2 1）的背斜开始发育（图12）。此时走滑断层规模较小，潜伏深度较大，沟通了较深层位的储盖组合，来自侏罗系烃源灶的天然气可能聚集于古近系及中新统内的圈闭内。至狮子沟组沉积期和第四纪，随着走滑主断层规模的扩大及分支断层的发育，深部断块增多，走滑拱升加强（图5，图12），主目的层段的构造幅度增大。在这过程中，先期深埋气藏可能会遭受基底断层扩展以及伴生构造裂缝的破坏，天然气向上运移（图12）。同时，隆凹结构的变化会破坏原生油气藏，进而发生再运聚；更重要的是，由于埋藏深度的加大，早期油气藏中的石油会发生高温裂解，成为裂解气，其中的一部分突破遮挡条件，向上运移。因此察罕背斜主目的层段下油砂山组（N2 1），包括上干柴沟组（N1）上段部分砂体中，气藏天然气的来源可能包含N2 2和N2 3两期聚集的较深部位被损气藏，第四纪阶段深部源岩继续生成的高成熟气，以及古油气藏的天然气与石油裂解气，现今气藏可能包含不同成熟度的天然气。
图12 晚喜马拉雅期察罕走滑拱升背斜形成与天然气成藏示意

Fig.12 Schematic diagram of Chahan structural evolution and gas accumulation

察罕背斜圈闭形成于晚喜马拉雅期，与深部源岩高温生气阶段时间上匹配良好（图11），晚期成藏。察罕同沉积背斜多储盖层系叠加，可形成主力气藏与多层系小气藏上下叠合的较大规模气田构造（图12，图13）。其成藏模式主要为构造控藏，而构造顶部发育透镜状砂坝，翼部存在尖灭砂体，以及转折端下倾方向砂岩体等，可形成构造背景上的岩性气藏。
图13 察罕背斜与邻区构造带成藏模式示意

Fig.13 Accumulation model of Chahan anticline and adjacent structural zone

与察罕构造相比较，碱山与鄂博梁等强改造带也具备多个成藏要素，但因为走滑高角度断层由基底延至地表，区域盖层不再有效，构造凸起带上分布的是断块型圈闭，仅靠断层侧向遮挡（图13）。断块翘倾，地层倾角大，导致断块圈闭闭合度高。断层能否封堵住相应高闭合度的气柱是制约气藏丰度高低的关键。如藏内气柱浮力高于断层的排替压力，超出的部分会通过天然气突破断层封闭后的部分散失，以达到藏压与断层排替压力的平衡，导致藏内气柱高度小于断块圈闭的闭合度，断块气藏呈未充满状态。柴北缘构造带上多为断块型含水气层和低丰度气藏［4-7］，说明断层封挡断块气藏的性能普遍不足。前述碱山与冷湖、鄂博梁强改造带都是挤压走滑成因（图10），其中碱山构造发育的断层挤压较弱、走滑较强，部分呈走滑正断层，这势必造成断层封堵性能降低，因而更不利于天然气的聚集和保存，其中新近系断块气藏含气丰度更低，钻探证实未达到商业开发规模。
柴北缘新近系天然气勘探有利区带的选择，应在考虑构造样式对盖层连续性影响的前提下，寻找稳定区域性盖层下方的通源圈闭。弱变形凹陷区内的低幅度构造圈闭和隐蔽圈闭，如有气源断层连通源储，则是天然气勘探的潜在目标。察罕走滑拱升背斜圈闭，具多层系储盖组合，其中优势储盖组合厚度大、砂体储集空间良好，且有多条高角度断层与深部侏罗系气源灶连通，是潜在的大气田勘探目标。今后随着坪东凹陷源上领域勘探程度的提高，定会发现更多类型的天然气藏。

4 结论

（1）由地质、遥感和地震等资料的综合解释，发现了柴北缘坪东凹陷内的察罕隐伏走滑背斜。晚喜马拉雅期，潜伏挤压走滑断层小规模活动，深部块体水平错动并低幅拱升，其上发育了察罕同沉积低缓披覆背斜，背斜完整，是潜在优质天然气圈闭；碱山、鄂博梁构造带的成因机制与变形时间与察罕构造类同，但它们变形强，背斜为扭裂穿透，圈闭为断层遮挡，不利于气的高丰度聚集。强变形走滑构造带之间的块状弱变形生烃凹陷区是天然气勘探有利方向。
（2）坪东凹陷主体区中新生界三大构造层齐全，含气系统地质要素完整。深层侏罗系源岩厚度大、分布稳定，现处于高熟产气阶段。深部块断结构形成垂向运聚系统，上干柴沟组（N1）上段至下油砂山组（N2 1）三角洲前缘砂体与其上方泥岩，构成优势储盖组合，分布于上油砂山组（N2 2）、狮子沟组（N2 3）及第四系（Q）内的厚层泥岩，分布稳定，是良好区域性盖层，具有形成富气凹陷的地质条件。
（3）区域盖层下方的各类通源圈闭是天然气勘探的有利目标，尤其是那些晚期抬升穹隆型构造圈闭。察罕披覆背斜圈闭，呈穹窿形态，规模较大，构造位置优越，下方气源充足，潜伏走滑断层是良好输导体系，是优质圈闭。背斜发育期与源岩大量产气同期，优势储盖组合厚度大，且多层系含气，可形成大气田。构造演化揭示潜在察罕气田气可能既有来自N2 2和N2 3两期聚集的较深部位被损气藏，也有第四纪阶段深部源岩继续生成的高成熟气，以及古油藏的裂解气。
（4）下油砂山组（N2 1）优势储盖应是坪东凹陷天然气勘探的主要新领域，其中的通源圈闭是有利勘探目标。建议对察罕背斜圈闭开展钻探，取得突破后，对生烃凹陷主体开展三维地震部署，科学、高效勘探坪东凹陷天然气田。

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