李天义，何治亮，何 生，周 雁，孙冬胜，沃玉进，杨兴业

1.中国石化石油勘探开发研究院构造与沉积储层实验室，北京 100083

2.中国地质大学构造与油气资源教育部重点实验室，武汉 430074

3.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083

0 引言

近年来，南方海相地层是我国油气勘查重点关注的领域之一，被誉为继陆相油气之后我国油气事业的“二次创业”[1-2]。我国海相地层多赋存于多旋回叠加改造盆地、叠合盆地或残留盆地中，海相烃源岩普遍具有埋深大、热演化程度高的特征[3]，海相烃源岩及其前期生成的油气资源普遍经历了中、新生代构造运动的叠加、改造。中、新生代复杂的构造体制转换、构造运动及古地温演化对海相油气成藏形成演化及再分配过程有重要的影响和控制作用。近年来，随着勘探技术手段的提高和勘探程度的不断推进，扬子海相地层油气勘查中不断取得新的发现和突破，进一步证实该区海相地层油气潜力巨大。

中扬子地区海相沉积地层厚高达万米以上，发育6套优质海相烃源岩和6套储集层，同时具备志留系和侏罗系2套区域性泥岩封堵层，发育多套油气成藏组合，具有良好的石油地质条件和资源潜力。而现今该区海相油气勘探难点之一可能在于扬子板块与华北板块碰撞、板块拼合及挤压造山造成的稳定克拉通盆地向前陆盆地转换、以及后期盆地拉张断陷、叠合过程中的油气生成、聚集及早期形成的原生油气藏改造-再分配、乃至完全破坏问题。因此，在盆地范围内为数众多的古油藏或油气显示中[4-7]，选取具有代表性的京山雁门口地区二叠系古油藏开展系统的成藏物质基础、成藏过程及成藏后油气改造过程分析，深入认识和深化古油藏油气成藏演化规律，对指导区内海相油气勘探具有一定的理论和实际地质意义。

1 区域地质背景

研究区位于扬子板块北缘、秦岭大别造山带与扬子板块交接复合部位，该区先后经历了加里东期、海西期、印支期、燕山期及喜山期等多期构造-沉积演化，目前在研究区内残留的海相地层主要包括上震旦统-下三叠统。据区域地质资料和临黄地质地球物理剖面揭露的海相地层厚度约4500m。区内在古生代以海相碳酸盐岩台地沉积为主，构造比较稳定；中生代由于受晚三叠世至侏罗纪扬子板块与华北板块挤压碰撞的影响，地层抬升剥蚀强烈。晚白垩世沉积后，江汉平原区整体拉张沉降，研究区沉积幅度较小甚至缺失晚白垩世地层沉积。古近纪中后期，受南北向挤压应力的影响，研究区整体抬升剥蚀。

研究区内二叠系发育较为完整，总体为一套浅海相碳酸盐岩沉积。从下至上发育下二叠统栖霞组、茅口组及上二叠统吴家坪组和大隆组，总厚度314.5～503.8m，与下伏石炭系黄龙群呈平行不整合接触。栖霞组底部为炭质页岩、泥岩夹灰岩透镜体，局部地层含薄煤层，下部为硅质岩和厚层状灰岩互层，中部为生物碎屑灰岩，上部为深灰色瘤状灰岩和燧石结核灰岩，栖霞组总厚度为120～150m，并有后期方解石脉体充填。茅口组下部为生物碎屑灰岩，中部为生物碎屑灰岩、硅质页岩夹硅质灰岩，上部为灰岩和燧石结核灰岩，厚度173～303m。区内上二叠统吴家坪组较薄，仅5.5m厚，其岩性主要为深灰色厚层灰岩，底部为黄褐色鲕状硅质岩和黏土岩。大隆组厚度为5.5～26.5m，岩性主要为深灰色硅质灰岩。京山县城以南的二叠系出露范围较广，且在雁门口、金泉寺等地区二叠系采石场几乎都有油苗显示发现。研究区内已发现的油气显示或油气苗主要集中在下二叠统，本次主要针对京山雁门口地区二叠系古油藏开展研究工作。

2 取样及样品测试分析方法

图1 中扬子北缘京山二叠系古油藏区域地质图及取样点位置Fig.1 The Geological map of the Permian ancient oil reservoir in Jingshan area

在本次研究中，将取到的新鲜岩石样品破开，对其中所含油苗部位用氯仿进行冲洗。在所得溶液中加入Cu片除硫、静置、沉淀后过滤，对过滤后的溶液用层析法分离出饱和烃、芳香烃、沥青质和胶质等组分。同时，将冲洗过原油的样品敲碎，对不含油苗新鲜岩石粉碎。然后利用索氏抽提法进行抽提岩石粉末中的有机质，之后用层析法完成源岩族组分分离。最后，将分离得到原油和源岩饱和烃和芳香烃溶液浓缩、上机测试，具体测试分析工作在中国地质大学（武汉）构造与油气资源教育部重点实验室完成。

裂变径迹和（U-Th）／He定年的测试分析工作均在墨尔本大学低温热年代学实验室完成。磷灰石裂变径迹测试采用不同以往外探测器法的快速测量法（fast method）[8]，该方法测试周期较短，且人为因素对测试结果的影响较小。待测样品完成薄片制作、抛光并蚀刻后，利用Zeiss M系列显微镜，在×1000倍条件下观察并统计自发径迹数量和密度。然后，通过激光剥蚀-ICPMS质谱仪测量每个颗粒的238U和252Th含量；最终根据所测单颗粒矿物U含量和对应的自发径迹密度，计算单颗粒及样品的裂变径迹年龄[9]。

（U-Th）／He测试分析流程较为繁琐，周期较长。首先，在浸入酒精的状态下，利用双目极化光显微镜人工挑选颗粒大小适中、晶体形态完整、不含或极少含包体及裂纹的磷灰石和锆石单颗粒样品用于（U-Th）／He的测试分析工作；同时，记录每颗矿物颗粒的大小、形态并对矿物颗粒拍照和编号[10]。然后，将选好了的颗粒分别放入编号的Pt管中，每根箔管中仅放一个矿物颗粒以供测试。采用波长为820nm的光纤耦合二极管激光加热器对矿物颗粒进行加热释气。磷灰石和锆石的释气条件分别为910℃、加热5min和1250℃、加热40min。4He含量测定采用的是Balzers公司生产的四级杆稀有气体质谱仪。在每完成一个样品都会再次对该样品在相同条件下进行重复加热，以确保矿物颗粒内部所有4He都被释放；每一组磷灰石样品完成后都是测试一个Durango磷灰石标样作为内标，检测测试结果的准确性。该过程实验误差一般小于1%。之后，将磷灰石和锆石颗粒溶解，并配比235U、230Th和147Sm标准溶液，实验对4He测试的误差小于1%。利用Agilent7700系列电感耦合等离子体质谱仪测试矿物颗粒中U和Th含量，同时测定了磷灰石颗粒的Sm含量。另外，每组样品中加入一个Fish Canyon Tuff锆石标样作为外标，检验样品测试的准确性。该阶段对U和Th测定的误差小于2%。最后，利用所获得矿物颗粒He、U、Th及Sm含量，计算该样品（U-Th）／He年龄。墨尔本大学低温热年代学实验室（U-Th）／He的实验误差一般小于6.2%。

3 古油藏地球化学特征

3.1 原油产状特征

京山雁门口二叠系古油藏目前已发现的原油油苗，主要分布在太和集背斜南端雁门口断层上、下盘（图1），区内几乎所有二叠系露头基本都有发现。层位上油苗主要发现于下二叠统栖霞组灰岩、泥灰岩和灰质页岩中。所见油苗一般呈黄绿色或褐黄色，主要为轻质油苗，易挥发、易燃并有黑烟（图2A）。油气储存类型主要为裂缝型（图2B）、缝洞型（图2C）和孔洞型3种（图2D），围岩一般较为致密，由此推断该油苗有可能为早期生成的油气保留至今。通过镜下岩层中充填的方解石脉中流体包裹体观察发现，油气冲注有多期包裹体交汇，荧光显示含油包裹体一般发蓝白光，表明其原油演化程度较高（图2E、F）。

3.2 烃源岩地球化学特征

有机质丰度是评价烃源岩中有机质数量的重要参数，是评价烃源岩质量和生烃潜力最重要的地球化学指标。通常情况下，主要采用残余有机碳含量、氯仿沥青“A”含量、总烃含量和岩石热解生烃潜量等4项主要指标来表征烃源岩有机质丰度，进而分析源岩质量。然而，研究区烃源岩演化程度较高，部分指标可能已经失去敏感性甚至完全失效[11]，本次主要测试了二叠系不同类型烃源岩残余有机碳含量作为主要评价指标（表1）。

从表1可以看出，研究区下二叠统栖霞组4种不同类型的烃源岩残余有机碳平均质量分数均超过0.30%，达到优质烃源岩的要求[12]。其中，栖霞组底部的炭质页岩有机碳质量分数为0.98%～2.07%，平均值约为1.50%。其次为泥灰岩，6个样品有机碳质量分数最高达1.68，平均值0.77%。茅口组灰岩有机碳质量分数为0.11%～0.80%，平均值0.33%，也达到优质烃源岩的标准。上二叠统硅质灰岩和泥灰岩样品较少，残余有机碳质量分数分别为0.33%和0.34%；而灰岩有机碳质量分数为0.10%～0.26%，平均值仅为0.18%，相对较低，但也达到高成熟海相烃源岩的下限。

图2 中扬子北缘京山二叠系古油藏油气显示特征Fig.2 The characteristics of the Permian paleo-oil reservoir in Jingshan area

表1 研究区二叠系不同类型烃源岩剩余有机碳质量分数Table1 The organic carbon content of the different type Permian source rocks in the study area

从研究区二叠系3种类型的烃源岩残余有机碳和无机碳（CaCO3）质量分数测试结果来看（表2），二者之间呈负相关关系（表2）。两种方式获得的栖霞组底部炭质页岩碳酸盐质量分数都在60%以上，对应的有机碳质量分数为2.07%。而灰岩样品碳酸盐质量分数超过90%，对应的残余有机碳质量分数为0.32%；两块泥灰岩样品碳酸盐和残余有机碳质量分数均介于二者之间。由此认为，区内二叠系源岩，不管碳酸钙质量分数高低，应均能达到优质烃源岩的标准。

综上所述，文中提出了一种基于国产平台的安全存储系统设计与实现架构。安全存储系统中的数据加解密由硬件系统完成，实现时可以采用FPGA等方式。以FPGA为例，硬件加解密模块工作时通过PCIE总线将国产存储阵列接收的数据传输到安全加解密模块的缓存中，FPGA从缓存中读取数据并启动加解密模块进行处理，处理后的数据存放至缓存中，最后通过PCIE总线将处理后数据传回至存储阵列内存。

表2 研究区二叠系栖霞组烃源岩有机碳与CaCO3质量分数统计表Table2 The contents of the organic carbon and CaCO3in the Permian source rocks of the study area

另外，研究区二叠系下二叠统烃源岩镜质体反射率为0.87%～1.46%，平均值1.26%，说明茅口组和栖霞组烃源岩已经达到高成熟度范围，烃源岩处于主要生成凝析油阶段。11块烃源岩干酪根δ13C除一个样品为-25.5‰外，其余样品全部在-27.38‰～29.92‰，平均值-28.67‰，说明主要以Ⅰ型干酪根为主。

3.3 烃源岩和原油色质谱特征

烃源岩和原油的有机地球化学指标主要来源于动、植物体内的类脂化合物，如浮游生物中的脂肪酸、细菌内的类脂物以及陆生植物中的生物蜡、脂肪等，可以用来判断原油有机质来源以及确定原始沉积环境的作用，有效地反映有机质所经历的古地温，提供源岩或原油热成熟度方面的信息。同时，也可以作为油源对比的重要参数，并适用于油气运移等多方面的研究。

从二叠系栖霞组灰黑色泥灰岩和原油饱和烃气相色谱图（图3）可以看出，研究区二叠系泥灰岩和原油正烷烃分布曲线为典型的前锋型，表明原始有机质生源构成比较单一，主峰碳为C17-C19。源岩色谱图上缺少C16以前的轻质组分，其原因可能是源岩热演化程度较高或抬升至地表以后轻质组分挥发共同作用的结果；另外，C25以上的多环化合物很少，对应的甾、萜类碳骨架的生物标志化合物含量低，其原因可能是由于高演化程度，造成高碳分子化合物发生热降解甚至热裂解作用的结果。反之，这也可以作为京山雁门口地区二叠系栖霞组烃源岩已进入高成熟阶段的旁证。另外，原油的类异戊二烯烃系列化合物含量较高，但是姥鲛烷优势略高于植烷，这意味着原油的原始母源可能主要来自沉积于还原环境中的有机质。

Pr／Ph与硫茐／氧茐的关系图也表明研究区烃源岩和原油原始有机质均来源于强还原环境（图4）。而硫茐／（硫茐＋碳茐）与氧茐／（氧茐＋碳茐）的关系图也同样证明了这一点。然而通过Pr／Ph、Pr／nC17与Ph／nC18三角图分析（图5），却显示区内原油可能是淡水湖成因的低熟油，这与原油高演化程度明显相反。根据包建平等[13]对下扬子地区的研究成果，说明研究区内二叠系原油主要落在为轻质油和海相油范围内，这与野外观到的露头原油显示的实际情况相符。因而，从另一方面也证明研究区原油和源岩演化程度较高。

另外，4个源岩和油苗样品的二苯并噻吩类化合物成熟度指标（4-MDBT／1-MDBT）分布在11.22～14.70；2，3，6-三甲基萘／（1，2，5＋2，3，6）三甲基萘和1，3，6，7-四甲基萘／（1，3，6，7＋1，2，5，6）四甲基萘成熟度指标为0.85～0.92，均大于0.5，都反映有机质成熟度已进入高成熟阶段。利用甲基菲指数计算出来的源岩和原油Ro均大于1.50%，略高于实测源岩镜质体反射率，也说明研究区烃源岩和原油演化程度较高。

4 古油藏形成及演化过程分析

4.1 古油藏形成过程分析

以研究区区域地质资料和中扬子地区松安地质地球物理综合剖面所控制的地层厚度为基础，利用镜质体反射率、低温热年代学资料及前人在江汉平原范围内实测的岩石热导率和大地热流为约束，结合前人对江汉盆地古地温演化的认识和结论[14-17]，利用盆地模拟软件（Basin Model），恢复研究区地层埋藏史和古地温演化史如图6所示。研究中古地表温度采用20℃，现今地表温度取18℃。

图3 中扬子北缘京山地区二叠系泥灰岩和原油饱和烃色谱特征Fig.3 The geochemical characteristics of the Permian source rock and oil seepage in the study area

图4 泥灰岩和原油Pr／Ph与硫茐／氧茐的关系图Fig.4 The relationship between the Pr／Ph and dibenzothiophene／dibenzofuran of the source rock and oil seepage

图5 泥灰岩和原油Pr／Ph、Pr／nC17与Ph／nC18关系图Fig.5 The relationship of the Pr／Ph、Pr／nC17and Ph／nC18of the source rock and oil seepage

由图6可见：研究区二叠系沉积以后，在早三叠世初期经历一个快速埋藏阶段，古地温迅速增高；在242Ma左右，古地温达到80℃，进入早期成熟阶段并开始生油；之后在晚三叠世早期220Ma左右增温至120℃，进入中等成熟阶段，达到生油高峰；在早侏罗世-三叠世末期约197Ma，进入晚成熟阶段，古地温约为140℃，产物以凝析油为主；中侏罗世末期（163Ma），研究区二叠系整体进入晚成熟阶段；最终在晚侏罗世沉积末期159Ma左右达到最大古地温140～155℃，对应的镜质体反射率为0.97%～1.41%，与实测结果基本一致。模拟所获得深部志留系古地温演化趋势与下文裂变径迹和（U-Th）／He联合反演结果也基本一致。

储集层或地层充填脉体中的流体包裹体能够有效地记录研究区内流体活动特征，特别是测试与含烃包裹体共生的盐水包裹体的均一温度，投影到附有古温度演化的埋藏史图中，能够有效地判断研究区油气的油气充注期次和时间。本次选取4块研究区二叠系方解石脉流体包裹体的测试分析，测试盐水包裹体119个和含烃盐水包裹体58个。盐水包裹体不发荧光，含烃盐水包裹体一般蓝白色或黄白色荧光。包裹体大小为4～16μm，以7～12μm为主。包裹体形态以圆形、椭圆形和长柱状为主，极少数包裹体形态不规则，产状以脉状为主。实测的含烃盐水包裹体温度为80～230℃；盐水包裹体均一温度为90～250℃，主峰明显集中在130～170℃（图6）。对于超过地层所经历最高温度部分，可能由3方面的原因：首先，该时期可能有深部热流体活动的介入，造成部分包裹体均一温度的偏高；其次，部分包裹体含气或者后期受破坏发生泄漏等诸多因素也有可能造成包裹体均一温度偏高；另外，不同古地温指标所记录的古地温往往也有一定差别。

结合区内地层埋藏史和古地温演化图（图6）可以看出，研究区大规模的流体活动或主要集中在晚三叠世末期至晚侏罗世（203～159Ma），由此推断该时期应该有一期或者多期与油气有关的流体活动事件。结合本次获得的镜质体反射率平均值为1.26%，源岩大都处于凝析油阶段。原油热裂解模拟实验表明：在地质条件下原油开始裂解的温度约为160℃，对应Ro约为1.50%；而原油在储集层中保存下来的温度，根据地质体条件不同变化其保存温度的范围为170～200℃[18]。研究区内烃源岩整体处于凝析油阶段，而所获得的包裹体主峰温度又低于原油裂解温度，这基本与研究区内观察到的原油样品均为凝析油的结果是一致的。综合分析认为，研究区大规模的流体活动或油气充注事件主要集中在晚三叠世末期至晚侏罗世（203～159Ma），同时也是区内古油藏形成的关键期。

4.2 古油藏后期演化和破坏过程分析

图6 中扬子北缘京山地区地层埋藏史、古地温及油气充注过程Fig.6 The burial-thermal history and oil recharge process in the study area

低温热年代学是近年来揭露地壳表面5～6km范围内古地温和构造地形演化最为有效的方法之一，其研究领域主要包括裂变径迹和（U-Th）／He热年代学，其指标可以有效地控制古地温从250℃到近地表温度的演化过程。在本次研究中，针对研究区具体的地质特征，选择测试志留系泥质粉砂岩锆石（U-Th）／He、磷灰石裂变径迹和磷灰石（U-Th）／He 3种指标，其对应的封闭温度或部分退火带温度分别为160～200℃[19]、60～120℃[20-21]和45～80℃[22]，可以有效地控制晚中生代以来研究区构造抬升冷却的状况。

4.2.1 磷灰石裂变径迹测试结果分析

本次测试的志留系T10样品位置如图1所示，其单颗粒裂变径迹年龄和U质量分数分布如图7所示。该样品实测颗粒58个，远超过对碎屑岩样品测试颗粒数要求，因此更能够真实地反映样品所经历的热史信息。所测样品动力学参数Dpar分布在1.41～2.69μm，平均值为1.65μm，标准差为0.40 μm。样品单颗粒年龄变化范围在16.9～348.3 Ma，池年龄为98.8Ma，对应的标准差为±3.8Ma，反映样品在晚白垩世初期经历磷灰石裂变径迹的封闭温度带（60～120℃）。单颗粒U质量分数变化范围为（2.22～80.65）×10-6，主要集中在（0～20）×10-6，平均值为 14.84×10-6，标 准差为0.26×10-6。单颗粒磷灰石U质量分数属于中等水平。实测的185条封闭径迹，径迹长度分布呈单峰型，封闭径迹长度为（12.71±1.72）μm（图8），属于中等长度径迹，说明样品所经历的古地温演化过程相对复杂。同时测定的第二组动力学参数Dpar值为（1.67±0.42）μm，与第一组结果基本一致。

图7 T10磷灰石单颗粒裂变径迹表观年龄和U质量分数分布柱状图Fig.7 The single grain apatite fission track analysis results of the sample T10

4.2.2 磷灰石和锆石（U-Th）／He测试结果分析

本次测试的3个磷灰石颗粒长度为122.5～138.0mm，颗粒半径45.1～53.2mm，均达到磷灰石 （U-Th）／He的测试分析要求，对应的FT校正系数分别为0.67、0.68和0.70[23-24]。所测颗粒的铀质量分数分别为11.4×10-6、9.4×10-6和12.5×10-6，Th质量分数分别为56.7×10-6、73.0×10-6和51.5×10-6，Sm质量分数为124.8×10-6、114.0×10-6和170.4×10-6，Th／U 值分别为4.97、7.74和4.13，有效 U 质量分数分别为24.7×10-6、26.6×10-6和24.6×10-6；与之对应的4He质量摩尔浓度分别为2.205×10-8mol／g、2.067×10-8mol／g和3.469×10-8mol／g，样品单颗粒FT校正年龄分别为（57.6±3.6）Ma、（40.8±2.5）Ma和（89.3±5.5）Ma，均反映晚白垩世以来研究区构造活动，样品在此时期内经历磷灰石（UTh）／He封闭温度（45～80℃）（表3）。

锆石（U-Th）／He所得2个单颗粒年龄差值较大。T10-4锆石颗粒He年龄仅为（37.4±2.3）Ma，远小于T10-5颗粒He年龄（（138.9±8.6）Ma）及磷灰石裂变径迹和He年龄，究其原因可能是由于大量的α损伤造成的。从表3可以看出，T10-4颗粒w（U）高达2816.1×10-6，对应的w（Th）为1014.7×10-6。如此高的U和Th质量分数，对锆石颗粒所造成的α损伤可能已经严重影响或改变He在锆石中扩散行为，造成锆石（U-Th）／He年龄偏低[25-26]。而T10-5颗粒U和Th质量分数分别为909.6×10-6和171.5×10-6，属于正常的w（U），因此其所得的年龄（138.9Ma）代表样品在早白垩世经历锆石（U-Th）／He封闭温度（160～200℃）。结合本次所获得磷灰石裂变径迹年龄（（98.8±3.8）Ma），说明样品及其所代表的志留系在早白垩世经历一个大幅度冷却过程。

4.2.3 裂变径迹和（U-Th）／He热史反演

利用低温热年代学指标反演是分析和研究地层所经历古地温的最为有效手段和方法之一。通常情况是利用磷灰石裂变径迹资料进行反演，而本次研究中同时加入锆石和磷灰石（U-Th）／He测试结果作为约束，能更加准确地反映研究区地层所经历的古地温演化过程。本次热史反演采用HeFTy 1.6.7软件，磷灰石裂变径迹退火动力学模型采用退火多元动力学模型[27-28]，锆石和磷灰石（U-Th）／He分别采用 Reiners[19]和 Farley[29]提出的校准模型；模拟结果采用蒙特卡罗逼近法与实测结果对比。其优点在于对不能确定抬升剥蚀或达到最大古地温具体时间的地质情况下，可以给出一个较大时间和温度范围，结合实测结果计算和选择更为合理的热史演化路径。

表3 T10样品磷灰石-锆石（U-Th）／He测试分析结果Table3 The apatite and zircon（U-Th）／He analysis results of the sample T10

图8 T10样品磷灰石裂变径迹-磷灰石、锆石（U-Th）／He联合反演古地温演化图Fig.8 The inversion thermal history by the Low temperature thermochronology of the sample T10

样品T10热史反演结果如图8所示。研究区志留系在早白垩世以来先后经历了快-慢-较快的抬升冷却过程。从160～97Ma，地层温度从160℃冷却至68℃，降温速率高达1.46℃／Ma。之后97～52Ma，地层抬升冷却速率变慢，古地温降低至59℃，降温速率约为0.20℃／Ma。在52Ma至现今，降温速率逐渐增加，地层古地温降低至19℃，对应的降温速率为0.77℃／Ma。这一结果跟江汉平原及周缘地区在晚侏罗末期-早白垩世地层大幅度抬升冷却、早白垩世-古近纪盆地拉张沉降和古近纪中期盆地内隆起（通海口隆起）抬升剥蚀事件基本一致。结合前人对研究区古地温梯度的研究成果，中生代平均古地温梯度为3.5℃／km，新生代盆地边缘平均古地温梯度3.0℃／km，可以推断研究区在晚侏罗世-早白垩世和古近纪以来的剥蚀厚度分别为2628m和1333m。

从研究区燕山期和喜山期两期构造抬升-地层剥蚀冷却事件分析结果来看，晚侏罗纪末期-早白垩世研究区地层降温幅度、冷却速率及地层剥蚀厚度基本上都为古近纪以后的2倍左右；而该时期研究区刚刚发生流体或油气冲注，形成二叠系古油藏。由此，推断研究区古油藏被破坏的主要因素可能为燕山期构造运动。

5 古油藏的石油地质意义

通过对京山二叠系古油藏的系统研究，可知研究区二叠系有机质含量高、生烃能力强，现今发现的油气显示可能主要产自于二叠系烃源岩，说明该套源岩具有较好的生烃潜力。目前，整个中扬子地区几乎都有较厚的二叠系保存，同时在区内多口钻井或野外露头油气显示也均指向二叠系源岩[30-31]，说明上古生界二叠系在中扬子地区海相油气勘探的潜力较大。另外，在中扬子江汉平原区天门-仙桃一带后期构造高部位所钻遇海相二叠系的一系列钻井，揭示的二叠系现今Ro为0.85%～1.23%，成熟度较低[33]；而中、新生代断陷带范围内上古生界后期埋深较大，成熟度更高，具备有较好二次生烃潜力。

从古油藏成藏过程来看，二叠系生烃及油气充注的时间在中、晚三叠世-晚侏罗世，古油藏形成的时间较早。虽然在后期构造活动对古油藏破坏严重，现今仍然有较大规模的油苗或油气显示集中出现在泥灰岩或灰岩的裂缝和孔洞，说明油气保存条件可能是研究区油气勘探的关键因素。同时推测在中扬子地区特别是现今覆盖区，寻找燕山期相对的构造稳定带内二叠系保存条件较好的区域，可能是该套地层海相油气勘探的有利部位。

通过对低温热年代学指标反演发现：研究区内在晚侏罗世末期-早白垩世，主要集中在早白垩世有一期大幅度的地层冷却事件，与研究区燕山期大规模构造抬升剥蚀事件基本一致，且该期构造作用正处于油气充注以后。由此推断，该期构造抬升剥蚀-冷却事件有可能是研究区早期形成的油气藏遭受破坏的最主要因素。而该时期江汉盆地东部沉湖土地堂复向斜范围内，构造活动相对薄弱，原生油气藏最有可能被保存。

6 结论

1）通过对中扬子北缘京山二叠系古油藏的系统研究发现，研究区二叠系古油藏油气可能主要来源于二叠系，其储存类型主要以裂缝型、孔洞型和缝洞型为主，其保存至今的原因可能是保存条件或封闭条件较好。

2）流体包裹体分析和盆地模拟综合研究认为：区内二叠系烃源岩开始生油较早，主要集中在早三叠世初期；在晚三叠世末期至晚侏罗世 （203～159 Ma），区内发生过大规模与凝析油气充注相关的热流体事件，该时期是古油藏形成的关键期。

3）（U-Th）／He和磷灰石裂变径迹研究结果表明，区内二叠系古油藏形成后经历了晚侏罗世末期-早白垩世和古近纪中后期以来两期规模强烈的抬升剥蚀-冷却事件。其中，燕山期构造事件可能是古油藏改造乃至被破坏的最主要影响因素。因此，在研究区范围内后期燕山期构造活动相对薄弱地带，晶洞或裂缝比较发育或保存条件较好的地区，可能是中扬子海相油气勘探有利地区。

在裂变径迹和（U-Th）／He测试和分析过程中，得到了墨尔本大学地球科学学院Barry.P.Kohn教授和Andrew.J.W.Gleadow教授的亲自指导；吉林大学方石副教授和墨尔本大学田云涛博士、钟玲博士、Raul Lugo博士和Himansu Sahu博士都给予很大帮助；在文章编辑过程中，长江大学肖七林副教授提出了中肯的修改意见；在野外调查过程中，得到了中石化江汉油田研究院陈学辉高级工程师的指导；克拉玛依石油技术学院孙新铭副教授和中国地质大学（武汉）韩元佳博士一起出野外；刘国权和殷世艳帮助完成了源岩和原油有机质的抽提和分离工作；文中参考和采用了部分中国石化和中国石油公司的资料。在此一并表示感谢！

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