杨鹏，刘可禹,2，LI Zhen，MCINNES Brent Ian Alexander，刘建良

（1. 中国石油大学（华东）深层油气重点实验室，山东青岛 266580；2. 海洋国家实验室海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室，山东青岛266071；3. John de Laeter Centre，Faculty of Science and Engineering，Curtin University，Perth WA 6485，Australia）

0 引言

能够形成油藏的潜在含油气系统可以从太古宇一直跨越到新近系[1]，例如在距今约2 900 Ma的砂岩中发现油包裹体[2]以及在距今约1 400 Ma的沉积岩中发现油气显示[3]，但勘探发现的绝大部分具有商业开采价值油藏的形成年龄普遍小于400 Ma[4-6]。根据Miller[5]的研究结果，全球工业油藏的年龄中值为29 Ma，而且超过75%的工业油藏都是在过去75 Ma间形成的。实际上，地质历史中的油藏在形成后普遍会遭受各种类型的破坏和改造作用，例如生物降解和水洗、蒸发分馏、TSR作用（硫酸盐热化学还原作用）、热裂解、构造活动以及断层泄漏等[7]。构造活动强度和盖层的封闭能力是影响油气藏保存的两大基本因素[8-9]。热裂解作用对深层—超深层油藏的影响较大，能够促使油藏向凝析气藏或气藏转化[4,8]。油藏中原油开始发生热裂解的温度通常认为是在160 ℃附近[10-12]。

塔里木盆地台盆区资源潜力巨大，是中国深层—超深层油气勘探重要的前沿阵地[13-15]。台盆区海相碳酸盐岩层系位于塔里木叠合盆地的下构造层，具有地层年代古老、埋藏深度大的特点，在经历多旋回的构造叠加改造后，海相碳酸盐岩油气藏发生了复杂的破坏和改造作用[15-16]。顺北—跃参油田的发现是近年来塔里木盆地台盆区超深层海相碳酸盐岩油气勘探的一个重大突破[17-19]，其主要目的层系为埋深超过7 000 m的中—下奥陶统一间房组和鹰山组。与塔北地区奥陶系风化壳型油气藏不同，顺北—跃参地区奥陶系油藏属于断溶体型油藏，具有沿断裂带整体含油、差异富集的特征[17]，且在同一条断裂带上油藏之间往往相互独立。Yang等[20]研究表明顺北地区主要经历两期重要的油气充注过程，分别发生在加里东晚期和海西中期，之后油藏便一直完好保存至今。相比较而言，跃参地区奥陶系断溶体型油藏的充注及演化历史研究却相对薄弱。

流体包裹体是封存在石英、长石和方解石等造岩矿物中的一小部分地质流体[21]，可以记录油藏在形成、改造以及破坏过程（生物降解和水洗、蒸发分馏、热裂解、TSR作用以及断层泄漏等）中的地质信息[22-23]，并且一般不受后期地质过程的影响。详细的流体包裹体分析有助于还原不同时期充注石油的地球化学信息，揭示石油的充注历史以及次生改造过程。激光原位方解石U-Pb定年技术是近年来发展起来的针对低U含量矿物的一种高精度定年方法，能够实现对多期次方解石的精确定年，已被广泛用于断层活动以及流体演化历史的重建等研究[24-27]。特别指出的是，当油气充注事件与方解石胶结物的形成同时发生时，少量的油珠可以被捕获在方解石的晶格缺陷中而形成原生流体（油）包裹体[28]，在这种情况下，通过研究发育原生流体（油）包裹体的方解石胶结物的形成时间，可间接获得油气充注的时间。YJ1X井奥陶系一间房组连续取心长度接近90 m，为研究该地区油藏充注及演化过程提供了丰富素材。因此，基于原位方解石U-Pb定年、原油与储集岩烃类地球化学特征以及流体包裹体分析结果，本文拟对跃参地区YJ1X井超深层油藏的充注与演化历史开展系统研究，以期深化对跃参地区奥陶系超深层油藏演化过程的认识，并为下步的超深层油气勘探提供借鉴。

1 地质背景

跃参地区在南北方向上位于塔里木盆地塔北隆起和顺托果勒低隆起之间，东西方向位于阿瓦提坳陷与满加尔坳陷之间（见图1a）。研究区自上而下钻遇地层包括第四系、新近系、古近系、下白垩统、下侏罗统、三叠系、下二叠统、下石炭统、上泥盆统、下志留统以及奥陶系。与顺北地区类似，跃参地区下古生界海相碳酸盐岩地层构成了一个完整的生-储-盖组合（见图1b）。储集层主要发育在奥陶系一间房组（O2yj）以及鹰山组（O1—2y），储集空间类型主要为与断层相关的溶洞、溶孔以及裂缝[17,19]。上覆的上奥陶统桑塔木组（O3s）为区域盖层，下寒武统玉尔吐斯组页岩（—C1y）是该地区主要的烃源岩[17-19,29-31]。YJ1X井所在位置如图1a所示，主要油层为奥陶系一间房组，深度范围为7 178.54～7 260.00 m（见图2）。油层中部（7 219.27 m）温度为 155.27 ℃，地温梯度为21.5 ℃/km。油层中部压力为81.83 MPa，压力系数为1.13，属于正常压力油藏。YJ1X井一间房组油层现今的地层水矿化度为 152 358～173 493 mg/L，水型为CaCl2型。

图1 塔里木盆地构造分区简图及研究区位置图（a）、过AA′近北东向构造-地层结构剖面（b）（据文献[18]修改）

2 实验样品与分析方法

本次研究共选取30块YJ1X井奥陶系一间房组碳酸盐岩岩心样品（见图1a），取样深度为 7 203.60～7 290.18 m，主要用于开展碳酸盐岩样品连续抽提实验、方解石脉体期次划分、原位方解石U-Pb定年以及流体包裹体分析。然而，由于YJ1X井奥陶系一间房组碳酸盐岩储集层中部分方解石脉体较细，不宜开展原位方解石U-Pb定年分析，考虑到顺北地区与跃参地区具有相同的沉积环境以及流体演化历史，故选取顺北地区SB5井（见图1a）奥陶系一间房组碳酸盐岩岩心样品5块（取样深度为7 331.27～7 427.30 m）用于辅助开展方解石脉体期次划分以及原位方解石 U-Pb定年分析。本次研究所用的油样取自YJ1X井奥陶系一间房组产层中（见图2）。顺北地区奥陶系原油地球化学特征引自Yang等[20]。

碳酸盐岩样品连续抽提实验在中国科学院广州地球化学研究所完成。根据Yu等[32]提出的碳酸盐岩样品连续抽提流程，对4块YJ1X井碳酸盐岩岩心样品开展抽提实验以获得其中的游离油和包裹体油，取样位置如图2所示。本次研究中，游离油和包裹体油分别被命名为 YJ-1A、YJ-2A、YJ-3A、YJ-4A 和 YJ-1B、YJ-2B、YJ-3B、YJ-4B。获得的 YJ1X井游离油、包裹体油以及产层原油用于开展色谱（GC）以及色谱-质谱（GC-MS）分析，具体实验流程参考Yang等[20]。

图2 YJ1X井奥陶系一间房组综合柱状图

利用Tescan综合矿物分析仪对方解石颗粒进行识别后，在澳大利亚科廷大学John de Laeter Centre开展原位方解石U-Pb定年分析。激光剥蚀为ASI RESOlution-SE 193 nm 准分子激光剥蚀系统，元素丰度测定采用Agilent 8900 QQQ四级杆电感耦合等离子体质谱仪。激光频率为10 Hz，能量密度为4.0 J/cm2，束斑直径为87 μm，每个数据点的剥蚀时间为60 s。原始数据利用Iolite 3.7软件进行处理。本次研究中，天然的方解石样品 WC-1（（254.4±6.4）Ma）[33]作为主要的参考标样。分析数据利用IsoplotR程序获得Tera-Wasserburg谐和曲线[34]以得到样品的U-Pb同位素年龄。

利用Zeiss Axio Imager A2m偏光显微镜对10块碳酸盐岩岩心样品开展岩相学观察，并利用Relion Ⅲ冷阴极装置开展阴极发光成像研究，束流电压为15 keV，电流为500 μA。YJ1X井25块碳酸盐岩岩心样品被制备成近 80 μm 厚、双面抛光的包裹体厚片，按照Goldstein和Reynolds[21]提出的FIA（流体包裹体组合）方法，对流体包裹体开展研究。根据 Eadington等[35]提出的方法，采用FOI（油包裹体丰度）技术来表征不同深度碳酸盐样品中石油包裹体的丰度特征。利用HoribaiHR320成像光谱仪获取单个油包裹体的显微荧光光谱。利用 Linkam THMSG600冷热台，根据Goldstein和Reynolds[21]提出的循环测温流程，对流体包裹体开展显微测温研究，其中均一温度的测量精度为±1 ℃，冰点温度的测量精度为±0.1 ℃。盐水包裹体的等效 NaCl盐度根据 Bodnar[36]提出的公式计算。

3 石油地球化学特征

塔里木盆地跃参地区YJ1X井奥陶系超深层油藏整体上属于欠饱和挥发性油藏，原油密度为0.813 g/cm3，黏度为3.25 mPa·s，含硫量为0.20%，含蜡量为4.70%，生产气油比为141 m3/m3，属于低黏度、低含硫的轻质油。原油饱和烃、芳香烃、非烃以及沥青质的含量分别为77.8%，11.6%，7.6%，3.0%。岩心抽提得到的游离油中饱和烃、芳香烃、非烃以及沥青质的含量分别为 41.0%～70.5%，15.1%～18.9%，10.5%～18.8%，3.9%～23.6%。随着深度增加，游离油中饱和烃的含量逐渐降低，从70.5%降低到41.0%，而胶质和沥青质的含量表现出相反的变化趋势（见图2）。

一间房组原油、游离油和包裹体油的姥植比为0.30～0.92，表明烃源岩是在缺氧条件下形成的[1,37]。一间房组原油、游离油及包裹体油的 Pr（姥鲛烷）与nC17的比值和Ph（植烷）与nC18的比值分别为0.14～0.44与0.21～0.50，其对应的烃源岩基本上位于海相Ⅱ型有机质分布范围内[38]，这与顺北地区奥陶系原油的地球化学特征类似（见图3）。一间房组原油、游离油和包裹体油中均检测出C21孕甾烷、C22升孕甾烷、C27～C29重排甾烷以及规则甾烷等一系列甾烷标志物，并且C27～C29规则甾烷呈“V”字型分布。由图4可以看出，C29规则甾烷的相对含量在三者中最高，这与顺北地区奥陶系原油的地球化学特征相似，表明绿藻是有机质的重要来源[39]。一间房组原油中C23TT（C23三环萜烷）的相对丰度最高，C20TT/C23TT、C23TT/（C23TT+ C30H）的值分别为0.57和0.81。游离油中C20/C23TT、C23TT/（C23TT+C30H）的值分别为0.24～0.51和0.33～0.65。包裹体油的萜烷分布特征与游离油相似，C20TT/C23TT、C23TT/（C23TT+C30H）的值分别为 0.26～0.99和0.21～0.65。特别指出的是，游离油和包裹体油中三环萜烷的相对含量随着深度增加呈逐渐下降的趋势，而五环三萜烷的相对含量则表现出相反的变化趋势，相应地，游离油、包裹体油中 C23TT/（C23TT+C30H）的值也分别从 0.65下降至 0.33、0.21，这一点与游离油中饱和烃相对含量随深度增加而降低，而胶质和沥青质相对含量随深度增加而增加的变化趋势一致（见图2）。一间房组原油、游离油以及包裹体油均位于DBT（二苯并噻吩）与 P（菲）的比和姥植比交会图的 2区和3区附近（见图5），与顺北地区奥陶系原油的地球化学特征比较类似，说明对应的烃源岩可能为形成于海洋环境中的页岩[40]。因此，原油、游离油以及包裹体油与顺北地区奥陶系储集层原油的地球化学特征相似，可以划分为同一油族，推测它们来自于类似沉积环境中形成的海相烃源岩。

图3 一间房组原油、游离油以及包裹体油Ph/nC18与Pr/nC17交会图（据文献[38]修改）

图4 一间房组原油、游离油以及包裹体油C27—C29规则甾烷三角图

图5 一间房组原油、游离油以及包裹体油Pr/Ph与DBT/P交会图（据文献[40]修改）

一间房组原油、游离油以及包裹体油的 C29ββ/（ββ+αα）和C2920S/（20S+20R）的值分别为0.47～0.57和0.45～0.55，说明生成这些烃类的烃源岩成熟度已经接近或者大于生油高峰阶段的成熟度，上述参数已不能作为有效的成熟度指标[1]。MPI1与F1是表征高成熟烃类常用的成熟度参数[41-42]。根据MPI1与F1的交会图（见图6），原油、游离油以及包裹体油全部位于交会图的左下方区域，与顺北地区奥陶系油藏第1次充注的石油特征比较接近。结合甲基菲指数MPI-1与镜质体反射率的相关性[43-44]，原油、游离油以及包裹体油的等效镜质体反射率值为0.80%～0.96%，这与顺北地区奥陶系油藏发生第 1次石油充注时烃源岩对应的成熟度（0.82%～0.91%）比较接近[25]。此外，游离油与包裹体油的Ts/（Ts+Tm）、MPI1、F1以及MDR（甲基二苯并噻吩比值）等地球化学参数在数值上比较接近，且在垂向上变化幅度较小（见图2），表明YJ1X井奥陶系油藏中烃类在垂向上具有相对一致的成熟度。

图6 一间房组原油、游离油以及包裹体油MPI1与F1交会图（据文献[20]修改）

4 方解石胶结物U-Pb定年

本次研究共识别出两期方解石胶结物，分别命名为C1和C2（见图7a、图7b）。C1胶结物作为裂缝充填物产出，多为中—粗晶方解石，呈块状或者马赛克状集合体，发暗红色阴极光或者不发光。C2方解石胶结物同样以裂缝充填物的形式出现并且切割 C1方解石胶结物，主要由发橘黄色阴极光的块状或者马赛克状方解石集合体构成（见图7b）。原位方解石U-Pb定年结果表明，C1方解石胶结物的形成年龄为（446.1±4.4）Ma（见图8a），C2方解石胶结物的形成年龄为（425.7±14.0）Ma（见图8b）。这些年龄结果验证了不同期次方解石脉体之间的切割关系，并可为石油充注时间提供约束。

图7 研究区主要方解石胶结物类型岩相学特征

图8 研究区C1方解石胶结物（a）和C2方解石胶结物（b）的U-Pb同位素年龄

5 流体包裹体类型及成因解释

YJ1X井奥陶系储集层中FOI（油包裹体丰度）随深度变化的趋势如图2所示。油包裹体主要由两相（气-液或者固-液）和三相（固-液-气）流体包裹体组成，此外还包括少量的多相（固相沥青-液相石油-水-气相）和纯油流体包裹体（见图9）。油包裹体在单偏光下呈无色或者淡黄色，在紫外光激发下发黄白色、近白色、蓝白色以及亮蓝色荧光。油包裹体中的沥青通常沿包裹体壁分布或悬浮于油包裹体中。油包裹体主要呈椭圆形、细长形、方形或者不规则形态，直径一般为5～15 μm，气体充填度一般为 5%～20%。根据油包裹体气体充填度、荧光颜色以及沥青含量的差异，本次研究共识别出两类不同的油包裹体组合：Ⅰ类和Ⅱ类油包裹体组合，其分布范围如图2所示。Ⅰ类油包裹体组合的分布范围较大，基本上在所有的岩心样品中均有发育，而Ⅱ类油包裹体组合分布范围较小，与现今产油层分布范围近乎一致。Ⅰ类油包裹体组合是指发亮蓝色荧光、气体充填度一般大于10%、常温下呈气-液两相的油包裹体（见图9a、图9b）。大部分Ⅰ类油包裹体沿方解石胶结物中的愈合裂隙分布，少量沿着C2方解石胶结物的生长带集中分布（见图9c）或者在方解石晶体内部零散状分布，表现出原生流体包裹体的典型特征[21]。Ⅱ类油包裹体组合是指发蓝白色、近

白色以及黄白色荧光、气体充填度一般小于5%、常温下呈固-液两相或者固-液-气三相的油包裹体（见图9d—图9g）。它们一般沿切割方解石晶体的愈合裂隙发育，镜下可见Ⅱ类油包裹体组合切割Ⅰ类油包裹体组合的情况（见图9h）。随着深度的增加，Ⅱ类油包裹体组合中沥青含量逐渐增加，而气体充填度则逐渐降低。因此，在油藏的上部位置Ⅱ类油包裹体组合通常由固-液-气三相流体包裹体组成（见图9d、图9e），而在油藏的下部位置，Ⅱ类油包裹体组合主要由固-液两相流体包裹体组成（见图9f、图9g），并常与孔隙中发红棕色荧光的固体沥青相伴生。

图9 YJ1X井奥陶系一间房组油包裹体显微特征

一间房组油包裹体与原油的显微荧光光谱特征整体表现出规律性的变化（见图10）。Ⅰ类油包裹体显微荧光光谱的λmax和QF535范围分别为533.33～540.64 nm和 1.46～1.68，而Ⅱ类油包裹体显微荧光光谱的λmax和QF535分别为538.03～560.95 nm和 2.30～3.17。此外，原油的显微荧光光谱的λmax和QF535分别为537.93 nm和2.00，整体上与Ⅱ类油包裹体的显微荧光光谱特征更为相似（见图10a）。根据塔北地区奥陶系储集层原油QF535与相对密度的相关关系（见图10b），Ⅰ类包裹体油对应的相对密度为0.808～0.815 g/cm3，Ⅱ类包裹体油对应的相对密度为0.825～0.862 g/cm3。本次研究对 10组流体包裹体组合开展显微测温研究（见表1、图11），共包括133个油包裹体以及 63个伴生的盐水包裹体（见图9i—图9l）。Ⅰ类油包裹体Th值分布于87.2～116.9 ℃，众数为90～95 ℃（见图11a），对应的盐水包裹体Th值分布于90.5～115.6 ℃，Tm值为-7.5～-3.5 ℃（见图11b），计算得到的等效NaCl盐度为5.7～11.1%，平均值为8.5%。Ⅱ类油包裹体Th值跨度较大，从28.0 ℃一直变化到70.2 ℃，众数为50～55 ℃，对应的盐水包裹体Th值和Tm值分别为 85.2～111.5 ℃和-14.9～-14.2 ℃，计算得到的等效NaCl盐度为18.0～18.6%，平均值为18.3%。

表1 YJ1X井奥陶系储集层流体包裹体显微测温数据

图10 油包裹体、原油荧光光谱及密度特征

图11 流体包裹体显微测温特征

包裹体油的荧光颜色作为烃类的热成熟度指标已经得到了广泛的应用[45]。随着热成熟度增加，包裹体油的荧光颜色通常表现出由黄色到蓝色的变化，对应的荧光光谱表现出“蓝移”的特征。由图10a可以看出，相对于Ⅱ类包裹体油和原油，Ⅰ类包裹体油的荧光光谱明显发生了“蓝移”，表明Ⅰ类包裹体油对应的成熟度应比Ⅱ类包裹体油和原油所对应的成熟度高。然而，该结论明显与上文根据芳香烃化合物计算得到的包裹体油成熟度结果相悖（见图2、图6）。实际上，样品YJ-1B、YJ-2B以及YJ-3B的包裹体油由Ⅰ类和Ⅱ类两类包裹体油组成，根据芳香烃化合物计算得到的包裹体油成熟度应代表Ⅰ类和Ⅱ类包裹体油的“平均”或者“混合”成熟度，而YJ-4B的包裹体油主要由Ⅰ类包裹体油组成，其基本代表Ⅰ类包裹体油对应的成熟度。但由图2和图6可以看出，YJ-1B—YJ-4B样品的一系列与成熟度相关的地球化学参数在垂向上比较接近，并未表现出变化趋势，由此可以推断这两类包裹体油可能具有相似的成熟度，并代表同一期油气充注事件。

Cheng等[46]和马安来等[47]认为顺北和跃参地区的储集层原油并未受到生物降解和水洗、蒸发分馏和TSR作用的影响。因此，生物降解和水洗、蒸发分馏以及TSR作用并未参与油藏的改造或者破坏过程。原油热裂解作用是形成两类油包裹体的另一重要机制。地层抬升剥蚀和岩浆活动热事件被认为是导致塔里木盆地二叠纪地层温度异常升高的原因[48-49]。1维盆地模拟结果[25]却表明顺北地区油层原油在二叠纪并未受到热裂解的影响，现今的地层温度是顺北地区奥陶系地层所经历的最大地层温度。顺北地区奥陶系油藏油层中部地层温度157.8～162.6 ℃[20]，接近原油热裂解的门槛温度，原油可能会发生轻微热裂解。同样，YJ1X井油层中部现今的地层温度为155.27 ℃，在此温度下，原油不可能发生显著的热裂解作用。Ping等[50]指出原油热裂解作用通常会引起同一流体包裹体组合内油包裹体发生荧光颜色的“蓝移”、焦沥青的相对含量及气体充填度的增加等现象，然而，上述这些特征明显与本文观察到的油包裹体岩相学特征不相符。因此，原油热裂解作用并非Ⅰ类和Ⅱ类两类油包裹体组合的主要成因。

断层泄漏可以引起储集层压力瞬间急剧下降，从而导致原油中轻烃组分的散失以及胶质和沥青质的沉淀[51-53]，Ⅰ类油包裹体组合主要是由气-液两相流体包裹体组成，且气体充填度通常大于 10%。显微测温过程中这些油包裹体均一呈液相，表明这些油包裹体是以纯液相捕获的。Ⅰ类油包裹体Th值的分布区间与伴生的盐水包裹体Th值的分布区间近似一致（见表1、图11a），说明这些油包裹体是在油层原油中气体接近饱和状态下捕获的[49-50]。Ⅱ类油包裹体组合主要由固-液两相和三相油包裹体组成，气体充填度一般小于5%。Ⅱ类油包裹体中的沥青通常沿包裹体壁分布或悬浮于油中，其相对含量随着深度增加而逐渐增加。在显微测温过程中Ⅱ类油包裹体通常由三相变成固-液两相，这些现象说明Ⅱ类油包裹体可能是非均一相捕获的。Ⅱ类油包裹体的Th值普遍小于伴生盐水包裹体的Th值（见表1、图11a），这可能说明被捕获的原油处于气体欠饱和状态[54-55]。油层原油的荧光特征基本与Ⅱ类油包裹体的荧光特征类似（见图10），以及现今产油层与Ⅱ类油包裹体组合分布区域的下部边界近乎一致（见图2），说明Ⅱ类油包裹体捕获的石油与现今油层中的原油特征基本一致，Ⅱ类油包裹体可能记录了油藏中最后一次石油充注、调整或者改造事件的发生。相对于Ⅰ类油包裹体组合，Ⅱ类油包裹体组合的分布范围明显减小（见图2），这也表明油藏中原油曾发生过轻烃泄漏。游离油中胶质和沥青质的相对含量以及游离油和包裹体油中三环萜烷与五环三萜烷的相对含量随深度的变化表明油藏中原油曾发生过重力分异，相对较重的胶质和沥青质组分逐渐聚集到油藏的下部。基于以上分析，推断断层微泄漏作用是两类油包裹体形成的主要原因，其中Ⅰ类油包裹体组合记录了初始气饱和原油的充注过程，而Ⅱ类油包裹体组合反映在发生断层微泄漏后残余油藏中气欠饱和原油的特征。

6 YJ1X井奥陶系油藏的充注历史与保存

本次研究的一些 C2方解石胶结物中发育的Ⅰ类油包裹体在岩相学上表现出原生流体包裹体的特征（见图9c），说明这些原生油包裹体的形成时间可能与方解石胶结物的形成时间一致，从而可以用来指示油气充注事件的发生时间。因此，C2方解石胶结物形成时（（425.7±14.0）Ma）伴随着油气充注事件的发生。通常情况下，油气充注时间是将油包裹体伴生盐水包裹体的Th值投影到盆地埋藏史曲线上来确定[56]。考虑到方解石中流体包裹体发生再平衡作用的潜在效应[21,57-59]，选择油包裹体伴生盐水包裹体的最小值代表其最小捕获温度。由图12可以看出，Ⅰ类油包裹体的捕获时间发生在距今415 Ma的早泥盆世（T1），该年龄与C2方解石胶结物的形成年龄相当；Ⅱ类油包裹体的捕获时间发生在距今384 Ma的中泥盆世（T2），代表发生部分轻烃泄漏之后残余油藏的形成时间。结合研究区构造演化历史，YJ1X井奥陶系超深层油藏的形成和演化历史可以划分为以下3个阶段。

图12 研究区典型井埋藏史-热演化史图

6.1 石油充注阶段

加里东早期（寒武纪—早奥陶世），塔北地区发育稳定的台地相碳酸盐岩地层，并在与沉积间断相关的不整合和大气淡水岩溶作用的影响下，形成广泛发育的岩溶型储集层。加里东中期（奥陶纪），受到塔中隆起与塔北隆起整体隆升的影响，跃参地区形成近南北向的构造低隆带，并广泛发育断穿寒武系的北东向和北西向走滑断层。晚奥陶世，伴随着桑塔木组巨厚泥岩的沉积，跃参地区地区形成完整的生-储-盖组合[17,19,29]。加里东晚期（志留纪），跃参地区下寒武统玉尔吐斯组（—C1y）快速沉降促使有机质成熟生油[19-20]。石油沿近于直立的走滑断层向上运移，进入奥陶系和志留系圈闭形成大型油藏。YJ1X井奥陶系油藏油气充注事件发生在距今约425 Ma，对应烃源岩的等效镜质体反射率值小于或者等于0.9%，相当于生油窗的早期阶段。石油中的天然气接近饱和，并被Ⅰ类油包裹体组合记录。

6.2 油藏泄漏阶段

加里东晚期—海西早期（志留纪—泥盆纪），跃参地区整体抬升，并继承发育一系列大型走滑断裂带，向上扩展至中—下泥盆统[17,19,29]。强烈的构造隆升导致该地区地层发生大规模的剥蚀作用[60-61]。上覆的志留系油藏由于缺乏优质盖层而经历严重的生物降解作用，导致志留系沥青砂岩的广泛发育[62]。相比而言，下伏的奥陶系油藏由于埋深较大且保存条件较好，未受到生物降解作用的影响。但该地区的构造隆升以及活动的走滑断层破坏了奥陶系油藏的完整性并导致地层压力急剧下降。当地层压力降至产层原油的泡点压力时，原油中的轻烃组分就会沿着盖层中的破裂处或相对高孔渗部位向上发生泄漏。轻烃组分的挥发破坏了原油中非极性组分的平衡状态，导致胶质分子脱离沥青质分子的表面以建立新的热动力学平衡。与此同时，沥青分子为了降低总表面自由能会发生凝结作用，并且当凝结程度能够克服布朗悬浮力时便出溶形成沉淀物[51-52]。这些出溶的沥青质以及胶质沉淀在重力的作用下，逐渐向油藏的下部汇聚，导致油藏下部的原油中含有更多的胶质和沥青质。因此，YJ1X井奥陶系超深层油藏下部的游离油以及捕获的Ⅱ类油包裹体中含有更多的胶质和沥青质（见图2、图9d—图9g）。另外，扩散作用在漫长的地质演化过程中也可以使气和轻烃组分发生泄漏，导致油藏的成分发生变化。

6.3 油藏保存阶段

晚泥盆世，随着海水侵入顺托果勒地区以及上泥盆统东河塘组的沉积，海西早期造山运动结束[60]。地层的持续沉降使得残余油藏得以保存下来，但油柱高度明显小于最初原油充注时的高度（见图2）。海西中—晚期（石炭纪—二叠纪），跃参地区由拉张应力环境转为挤压应力环境，发育挤压性或者压扭性断裂，构造格局基本与海西早期类似。海西中—晚期被认为是塔北地区油气充注的重要阶段，在英买力、哈拉哈塘、塔河以及顺北油田均发现在该时期发生大规模油气充注的证据[7,20,63-64]。然而，该期油气充注对跃参地区YJ1X井奥陶系超深层油藏的贡献较小，地球化学以及油包裹体方面也未发现明显证据。原因可能有以下两点[61,65]：一是跃参地区发育多组“X”形共轭走滑断层，其主要活动时期是在加里东中期—海西早期，在海西中—晚期活动相对较弱，故油气充注强度也相应较低；二是YJ1X井位于次级走滑断裂上，储集层与通源断裂的连通性较差，故后期油气充注强度也相对较低。印支期—燕山期（三叠纪—白垩纪），跃参地区整体处于持续沉降的构造格局，后期多幕构造运动也并未对本区产生重要影响，直至喜马拉雅晚期（新近纪—第四纪），跃参地区形成现今的构造格局[17,29]。与此同时，跃参地区背景热流处于不断降低的状态[66-67]，即使 YJ1X井奥陶系超深层油藏现今油层深层超过7 000 m，但油层中部的温度仅为 155 ℃左右，在此条件下，YJ1X井奥陶系油藏中的原油仍以液态形式存在，并未发生显著的热裂解作用。此外，YJ1X井一间房组油层的地层水为 CaCl2型，表示该地区油藏的封闭性良好。现今地层水的矿化度为152 358～173 493 mg/L，这与Ⅱ类油包裹体伴生的盐水包裹体的盐度比较相近（18.0%～18.6%），说明自Ⅱ类油包裹体捕获后，YJ1X井奥陶系油藏可能一直处于相对封闭状态。

因此，YJ1X井奥陶系油藏仅在距今约425 Ma的早泥盆世发生过一次石油充注，尽管在海西早期（中泥盆世）发生过少量轻烃损失，但之后油藏基本上保存完好。该油藏具有早期浅层成藏、后期深埋保存的成藏模式，油藏能够保存至今归因于稳定的构造环境、较低的地温条件以及良好的盖层封闭性。

7 结论

塔里木盆地跃参地区 YJ1X井奥陶系超深层油藏原油、游离油和包裹体油等烃类属于同一油族，来自于相同沉积环境中形成的海相烃源岩。油层原油、游离油和包裹体油等烃类具有相似的成熟度，其等效镜质体反射率约为0.80%～0.96%。

储集层中识别出两种不同类型的油包裹体组合，其中Ⅰ类油包裹体代表充注过程中最初进入圈闭气体相对饱和的原油，Ⅱ类油包裹体代表油藏发生轻微轻烃泄漏后残留的欠饱和原油。YJ1X井奥陶系超深层油藏的形成时间为距今约为425 Ma的早泥盆世，尽管在海西早期（中泥盆世）遭受过轻微轻烃损失，但整体上为一保存相对完好的原生油藏。

该研究表明在一些构造环境稳定、地温条件较低以及盖层封闭性良好的古老克拉通盆地中可以发育约400 Ma的原生油藏，这些油藏具有早期浅层成藏、后期深埋保存的成藏模式。这类油气藏的研究可以深化对古老油气藏形成与保存机制的认识，并为下步的深层—超深层油气勘探工作提供借鉴。

致谢：笔者感谢北京大学能源研究院金之钧院士、中国石油勘探开发研究院张水昌教授对本次研究给与的支持、澳大利亚科廷大学Kai Rankenburg和Noreen J.Evans博士以及中国科学院广州地球化学研究所于双副研究员在原位方解石 U-Pb定年分析以及碳酸盐岩样品抽提实验中提供的帮助。

符号注释：

F1——甲基菲比值；FOI——油包裹体丰度，%；MDR——甲基二苯并噻吩比值；MPI1——甲基菲指数；QF535——波长750 nm和波长535 nm所限定的积分面积与波长535 nm和波长430 nm所限定的积分面积之比；T1——石油充注时间，Ma；T2——残余油藏形成时间，Ma；Th——均一温度，℃；Tm——冰点温度，℃；λmax——最大强度波长，nm。