王 强，宁传祥，马中良，郑伦举，庄新兵，李风勋

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，江苏 无锡 214126；2.中国石油化工集团公司 油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126；3.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126)

对于古油藏而言，在热动力等的作用下[1]，原油不断裂解消耗，液态原油不断减少直至消失。因此，油气勘探存在“油气窗”和“死亡线”[2]。上世纪七八十年代，地球化学家认为149 ℃是古油藏的死亡温度[2-3]。后来有研究发现原油的稳定性较强，在大于160 ℃或埋深超过6 000 m时开始裂解生气[4]。然而，随着勘探的实践，更高油层温度、更大埋深的油藏不断被发现。冀中坳陷牛东1井雾迷山组井底温度高达201 ℃，产出20 ℃密度为0.772 g/cm3的凝析油[5]；塔里木盆地塔北隆起南坡上的FY1井，在7 711 m的奥陶系储层中获得高产纯油流，且原油未发生裂解[6]；塔深1井在埋深8 404～8 406 m处钻遇成熟度并不高的原油[7]。随着越来越多的深层油藏的发现、原油勘探“死亡线”的不断下移均表明对原油保存能力的认识有待进一步深化。

事实上，不同地区经历了不同的地质作用，遭受了不同的热演化历史，现今的地温梯度也存在差异，原油的保存效果也就必定有所差异。塔里木盆地海相油藏普遍具有混源的特征[8-10]，在不同的成藏期(加里东—海西早期、海西晚期、燕山—喜马拉雅期)储层中充注的原油具有重质和轻质之分，这些因素也会直接影响油藏后续热演化的保存能力。不同性质原油在不同演化程度下的保存能力，不同深度油藏的保存能力，某一具体地区液态原油存在的下限深度，这些都制约着当前深层油气的勘探开发。……