楊率，鄔光輝,2，朱永峰，張銀濤，趙星星,，魯子野,2，張寶收

（1. 西南石油大學地球科學與技術學院，成都 610500；2. 中國石油天然氣集團有限公司碳酸鹽巖儲層重點實驗室西南石油大學研究分室，成都 610500；3. 中國石油塔里木油田公司，新疆庫爾勒 841000；4. 中國石油西南油氣田公司，成都 610051）

0 引言

超深層（埋深大于6 000 m）海相碳酸鹽巖油氣資源潛力巨大，是油氣勘探開發(fā)的重要接替領域[1-2]。塔里木盆地超深層海相碳酸鹽巖勘探開發(fā)取得了一系列重大成果，前期在塔北與塔中隆起奧陶系碳酸鹽巖發(fā)現(xiàn)了輪南—塔河風化殼型大油田和塔中礁灘體-風化殼型凝析氣田[3-4]，分別是中國最大的海相碳酸鹽巖油田與凝析氣田。近年來，逐步開展北部坳陷區(qū)斷控油氣藏的勘探開發(fā)[5]，沿一系列走滑斷裂帶的奧陶系碳酸鹽巖儲集層獲高產油流，石油勘探開發(fā)突破了7 000 m“深度死亡線”，發(fā)現(xiàn)了地質儲量規(guī)模達10×108t級的特大型超深斷控油田，高效建成超200×104t/a產能的富滿油田，開辟了盆內走滑斷裂相關的超深層斷控油氣藏勘探開發(fā)新領域[5-8]，成為斷控油氣田勘探開發(fā)的典范。

近期研究表明，塔里木盆地超深層走滑斷裂不僅控制了奧陶系碳酸鹽巖縫洞體“甜點”儲集層的分布，而且控制了油氣的運聚成藏與富集[9-10]。但是，由于走滑斷裂影響多期油氣成藏與調整，造成復雜的油氣分布，制約了油氣勘探開發(fā)部署。前期已開展了少量孔隙充填方解石流體包裹體測溫為主的成藏期研究，關于阿滿過渡帶順北地區(qū)的研究認為走滑斷裂帶成藏期為中奧陶世末與志留紀[11]，也有研究推測加里東晚期成藏后在海西早期遭到破壞，主要充注時間為海西晚期—印支期[12]，也有研究認為存在加里東晚期、海西晚期及喜馬拉雅期的油氣充注過程[13]。關于鄰區(qū)哈拉哈塘地區(qū)的研究認為存在距今 402～412 Ma、9～11 Ma、6～8 Ma的3期成藏期[14]，或距今410～419 Ma、8～16 Ma的2期成藏期[15]，或早二疊世[16]、志留紀—二疊紀、三疊紀以來的 3期成藏[17]。關于塔河油田的研究認為存在中晚加里東期、海西晚期、喜馬拉雅期3期成藏[18]，關于英買力地區(qū)的研究認為存在晚加里東—早海西期、晚海西期與喜馬拉雅期 3期成藏[19]。這些研究同樣是以流體包裹體研究為主，但對研究區(qū)成藏期認識出現(xiàn)明顯分歧。分析主要有 3方面原因所致：①塔里木盆地經歷復雜地溫場演化，早期的流體包裹體受后期深埋增溫或構造-熱事件影響而發(fā)生熱改造再平衡，導致包裹體均一溫度發(fā)生不同程度的升高，造成包裹體均一溫度的峰值差異大，不能指示成藏期；②流體包裹體選取不準確，不是同期捕獲的與油包裹體共生的鹽水包裹體；③標定包裹體均一溫度所用的埋藏史-熱演化史曲線差異較大。由此可見，流體包裹體雖然是成藏期判識的最主要方法，但是，對于超深層多期油氣成藏與調整、以及多期流體溫度場的演變過程的分析，其中流體包裹體的選樣、巖相學分析與數據分析的準確性非常重要[20-22]，是研究結果是否符合實際地質情況的關鍵。此外，流體包裹體組合（FIA）為通過巖相學方法分辨出來的同一包裹體捕獲事件形成的一組包裹體[20-21]，以 FIA為研究對象是超深層流體包裹體均一溫度數據有效性的重要基礎[11]。

本文以塔里木盆地北部地區(qū)哈拉哈塘—富滿油田走滑斷裂帶為主，兼顧輪南東部走滑斷裂帶，以奧陶系碳酸鹽巖巖心裂縫充填的方解石脈體為研究對象，嚴格以流體包裹體組合為研究基本單元，主要包括巖相學觀察、熒光觀察、熒光光譜分析及顯微測溫（采用循環(huán)測溫法），并在 12口井奧陶系碳酸鹽巖儲集層段巖心獲得流體包裹體測溫的有效數據。在此基礎上，結合烴源巖與生烴史、斷裂定年、儲集層與圈閉形成期分析，探討塔里木盆地北部地區(qū)超深斷控油藏關鍵成藏期，以期對油氣富集和勘探開發(fā)提供啟示。

1 地質背景

塔里木盆地面積約 56×104km2，是由周緣新生代前陸盆地與古—中生代克拉通盆地組成的疊合盆地，具有寬緩的克拉通內隆坳構造格局[22]。在前南華系變質基底之上發(fā)育巨厚南華系—第四系沉積巖系，其中寒武系—奧陶系發(fā)育海相碳酸鹽巖，是臺盆區(qū)油氣勘探開發(fā)的主要目的層。近期在塔北隆起—北部坳陷—塔中隆起識別出70條Ⅰ、Ⅱ級大型走滑斷裂帶，總長度達4 000 km，查明了分布范圍達9×104km2的環(huán)阿滿走滑斷裂系統(tǒng)[5,23]（見圖1）。

圖1 塔里木盆地環(huán)阿滿走滑斷裂系統(tǒng)綱要圖（a）與綜合柱狀圖（b）（據文獻[5]，略修改）

研究表明[5,23]，東西方向上以 FⅠ5走滑斷裂帶為界分為東西 2個帶，南北方向上形成了塔北、阿滿與塔中3個分區(qū)（見圖1）。Ⅰ級走滑斷裂帶長逾80 km（FⅠ5長達290 km），Ⅱ級走滑斷裂帶長30～80 km，但走滑斷層位移量小，在奧陶系碳酸鹽巖中水平位移多小于500 m，垂向位移多小于100 m。下古生界碳酸鹽巖發(fā)育壓扭走滑斷裂，塔中隆起局部走滑斷裂上延至石炭系—二疊系，塔北隆起則可能繼承發(fā)育至中生界—古近系，以張扭斷裂為主。剖面上以高陡直立斷裂為主，并發(fā)育多層正花狀與負花狀構造的疊置。大型走滑斷裂帶沿走向具有分段性，發(fā)育線性構造、雁列構造、花狀構造、馬尾構造、“X”型剪切構造、拉分構造和辮狀構造等多種走滑構造，形成多種多樣的斷裂組合[5-10]。哈拉哈塘地區(qū)發(fā)育“X”型共軛走滑斷裂系統(tǒng)[24]，東西方向上逐漸過渡為北東走向與北西走向的走滑斷裂優(yōu)勢發(fā)育，向南大致以塔北古隆起為界，南部富滿油田以北東向走滑斷裂為主（見圖1）。研究表明[24-26]，小位移長走滑斷裂帶存在連接生長為主的多種非安德森斷裂機制，塔北共軛走滑斷裂通過相繼滑動機制調節(jié)相互截切部位的變形，并通過疊覆區(qū)的強烈作用調節(jié)主要位移與變形，導致了不同地區(qū)走滑斷裂帶幾何學與運動學特征的差異。

富滿—哈拉哈塘油田具有以奧陶系灰?guī)r為主的多套儲蓋組合與含油氣層段，石油資源豐富[5-10]。已發(fā)現(xiàn)的油氣主要分布于一間房組—鷹山組頂部的中奧陶統(tǒng)，埋深多位于6 000～8 000 m，儲集層以次生溶蝕孔、洞、縫組成的復雜三重孔隙空間為主[5-10]。儲集層基質孔隙度大多小于3%，滲透率一般小于1×10-3μm2。而局部鉆遇大型縫洞體層段孔隙度最高可達 50%，滲透率多大于 5×10-3μm2，主要沿走滑斷裂帶分布，是主要的鉆探目標。富滿油田的油氣分布主要受控于走滑斷裂破碎帶[5-10]，縫洞體儲集層分布在距主斷層300 m范圍內；哈拉哈塘地區(qū)奧陶系縫洞體儲集層受層間巖溶與走滑斷裂雙重控制，主要位于距走滑斷裂帶800 m范圍內。碳酸鹽巖油藏中油氣分布極不均勻，產出極不穩(wěn)定，但坳陷區(qū)富滿油田走滑斷裂帶原油產量較穩(wěn)定，高效井多，具有沿斷裂破碎帶“甜點”差異富集的特征[5]。

2 樣品與方法

流體包裹體可以直接捕獲油氣充注過程中的烴類流體形成油包裹體，其對于沉積盆地油氣充注史具有重要的指示意義[11-19]。流體包裹體組合是巖相學上有關聯(lián)的一組包裹體，一般具有等時性，通過 FIA約束下的流體包裹體測溫數據可以有效指示成藏期[20-22]。

鑒于開放體系的孔洞方解石膠結物中難以形成并保存與油包裹體共生的等時鹽水包裹體，本次取樣選取同一世代完全充填的裂縫方解石，其中縫隙愈合時間短，有利于形成封閉體系保存早期的包裹體，并抑制后期鹽水包裹體的形成。另外，通過巖相學分析，嚴格挑選與油包裹體共生的等時鹽水包裹體組合（FIA），避免不同期次鹽水包裹體，以及不是與油包裹體共生的鹽水包裹體的影響。本研究在塔里木盆地北部地區(qū)走滑斷裂帶奧陶系碳酸鹽巖12口井巖心的裂縫方解石選取樣品40件，在10口井獲得了24組有效的FIA（取樣位置見圖1a）。流體包裹體薄片厚度小于200 μm，雙面拋光。巖石學觀察在西南石油大學地球科學與技術學院碳酸鹽巖實驗室完成，陰極發(fā)光及包裹體顯微測溫在西南石油大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室完成。陰極發(fā)光可以區(qū)別不同成巖溫度下的方解石膠結物，使用CL8200 MK5陰極發(fā)光顯微鏡，在7～10 kV和400～500 mA的工作條件下進行觀測。包裹體顯微測溫采用英國THMSG600型冷熱臺，測溫范圍為-196～600 ℃，溫度精度為0.1 ℃，加熱/冷凍速率為0.1～150 ℃/min。同時，為準確鑒別不同成熟度的油包裹體，在 FIA鑒別與熒光薄片觀察的基礎上，開展了熒光光譜定量化分析，測試在長江大學地球科學學院成藏動力學微觀檢測實驗室完成。

本次流體包裹體研究主要以流體包裹體組合對數據進行約束，流體包裹體顯微測溫采用了循環(huán)測溫法[20]，具體操作如下：選擇一個觀測溫度，觀測溫度小于均一溫度，當升溫通過觀測溫度時，可以明顯觀察到氣泡；但均一后降溫通過觀測溫度時，由于氣泡成核亞穩(wěn)態(tài)，看不到氣泡，如果已經均一，進行降溫氣泡不會很快出現(xiàn)；如果沒有均一，進行降溫氣泡會很快出現(xiàn)。循環(huán)測溫法雖然比較費時，但是得出的數據較為可靠[20]。

通過在熒光顯微鏡下觀察包裹體薄片，具有熒光性的包裹體為油包裹體，不具熒光性的包裹體為鹽水包裹體或氣包裹體[20]。油包裹體的熒光顏色對其成熟度、油源及充注期次具有一定指示意義，但是肉眼觀察到的熒光顏色只是定性的描述，可能存在誤差，所以需要對熒光顏色進行定量化表征，即熒光光譜分析[20]。熒光光譜分析主要分析油包裹體熒光的主峰波長，不同的主峰波長區(qū)間可以代表不同的熒光顏色特征。

此外，在澳大利亞昆士蘭大學放射性同位素實驗室進行同斷裂期裂縫方解石原位LA-ICP-MS測年，并在西南石油大學碳酸鹽巖實驗室對同一樣品進行原位微量元素分析[26-27]。在烴源巖分析基礎上，參考了前人研究[11-17,28]及新鉆探的輪探1井成果，并添加了剝蝕量數據，利用PetroMod模擬軟件進行單井生烴史模擬。

3 測試結果

3.1 巖相學與包裹體特征

研究區(qū)走滑斷裂帶奧陶系灰?guī)r裂縫發(fā)育，裂縫類型與特征多樣[29]，一般有1～3期裂縫，南部富滿油田以一期高角度裂縫為主。裂縫充填物以方解石為主，北部潛山區(qū)泥質充填多。充填方解石有1～4個世代，但大多為粗晶方解石膠結充填（見圖2a—圖2e），局部縫隙含油，呈現(xiàn)多期裂縫活動的特征。根據薄片陰極發(fā)光分析（見圖2f—圖2h），膠結物以方解石為主，含有少量的鐵方解石，局部含有螢石等熱液礦物。碳酸鹽巖礦物的陰極發(fā)光特征對其形成序次與成巖階段具有一定指示作用，不發(fā)光—昏暗發(fā)光通常指示海底、潮上、潮底、混合水、大氣淡水等成巖環(huán)境，為同生成巖階段的產物，其古地溫通常接近地表常溫（25 ℃左右）；而明亮發(fā)光通常指示淺埋藏成巖環(huán)境，為早成巖階段的產物，其古地溫通常為25～80 ℃[20]。因此，在裂縫發(fā)育的相對期次判別基礎上，選取典型寬闊的、成分與結構單一的同一世代方解石膠結物，同時兼顧不同類型與特征的方解石進行測試。

圖2 奧陶系碳酸鹽巖裂縫充填物的典型巖心與薄片照片（O2y—一間房組；O1—2y—鷹山組）

流體包裹體類型的識別是流體包裹體巖相學觀察的內容之一，本次研究共識別出兩大類流體包裹體，分別為鹽水包裹體與油包裹體。根據相態(tài)的不同又可以具體細分為 4種類型，分別為富液的氣液兩相鹽水包裹體、富液的氣液兩相油包裹體、單一液相鹽水包裹體及單一液相油包裹體（見圖3）。在鹽水包裹體與油包裹體共生的流體包裹體組合中，識別出了多種不同的組合類型（見圖3）。同一FIA中的流體包裹體組合類型主要為黃綠色熒光的富液的氣液兩相油包裹體與富液的氣液兩相鹽水包裹體，它們共生于同一愈合裂紋，以及黃色熒光的富液的氣液兩相油包裹體、富液的氣液兩相鹽水包裹體及單一液相鹽水包裹體共生于同一愈合裂紋（見圖3）。

圖3 流體包裹體組合的巖相學特征

值得注意的是，本次流體包裹體巖相學研究過程中觀察到很多單一液相鹽水包裹體，由于其體腔內不發(fā)育氣泡，無法測得均一溫度，一般均不被作為判斷油氣成藏期次的研究對象，往往容易被忽略。沉積盆地成巖礦物中的單一液相鹽水包裹體具有低溫（小于50 ℃）捕獲、成核亞穩(wěn)態(tài)與頸縮 3種成因[20-21]。低溫成因的單一液相鹽水包裹體進行冷凍降溫后，不出現(xiàn)氣泡；成核亞穩(wěn)態(tài)成因的單一液相鹽水包裹體進行冷凍降溫后，出現(xiàn)氣泡；頸縮成因的單一液相鹽水包裹體往往具有巖相學證據[20]。所以單一液相鹽水包裹體具有重要的指示意義，可以指示一期低溫成因的流體包裹體。

通過油包裹體的熒光特征觀察描述，主要發(fā)育黃色熒光與黃綠色熒光（見圖3）。對這兩種熒光進行了熒光光譜分析，得到的熒光主峰波長主要分布于兩個區(qū)間范圍，即450～500 nm和500～550 nm（見圖4），說明該批樣品中的油包裹體確實主要發(fā)育兩種類型的熒光，與熒光薄片觀察結果一致。據熒光顏色與熱演化程度對應關系分析，原油成熟度存在差異，推測可能發(fā)生過兩期原油充注。

圖4 黃色熒光與黃綠色熒光油包裹體顯微照片及熒光光譜（a—d）與油包裹體熒光光譜主峰波長頻數直方圖（e）（N—樣品數）

3.2 流體包裹體顯微測溫

油包裹體的均一溫度具有極其復雜的控制因素，因此不能直接用油包裹體的均一溫度代表其油氣充注時期的溫度。通過測量同一流體包裹體組合內與油包裹體共生的鹽水包裹體的均一溫度，可以代表油包裹體的形成溫度，這樣得出的數據可靠性較高[20-21]。由于同一流體包裹體組合在三維空間上往往為面狀展布，本次包裹體薄片厚度為200 μm以內，鏡下觀測到的流體包裹體大小為2～20 μm，所以，隨著顯微鏡焦距的調整（上探與下探），可以觀測到同一FIA在三維空間上不同位置的流體包裹體（見圖5）。再結合循環(huán)測溫法可以較為準確地測出不同 FIA中流體包裹體的均一溫度數據，以反映流體包裹體被捕獲時的最低溫度（溫度下限）。由于該批樣品中的油包裹體的熒光顏色主要為黃色與黃綠色，因此成藏期次可以分為兩期。由于不同的油包裹體熒光顏色分別代表一期成藏，按照不同油包裹體熒光顏色分別分析各自流體包裹體組合的均一溫度。

圖5 流體包裹體顯微測溫特征

與黃色熒光油包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度統(tǒng)計分析表明（見圖6），低溫區(qū)間數據占比較大，而且絕大多數 FIA具有低溫區(qū)間和相對較高的溫度區(qū)間數據，F(xiàn)IA3僅具有相對較高的溫度區(qū)間數據，F(xiàn)IA5、FIA6、FIA10、FIA13和FIA16只具有低溫區(qū)間數據。以上溫度差異可能存在兩種解釋：①黃色熒光的油包裹體代表一期低溫充注（低溫成因的單一液相鹽水包裹體具有重要意義，其均一溫度一般小于50 ℃），油氣充注時間較早，其中的高溫信息為低溫鹽水包裹體在不斷埋藏過程中受到了不同程度熱改造的結果，其中大多FIA發(fā)生部分熱改造再平衡。其中FIA3完全發(fā)生熱改造再平衡，F(xiàn)IA5、FIA6、FIA10、FIA13和FIA16未發(fā)生熱改造再平衡，所以其中的高溫數據不具有成藏溫度意義；②黃色熒光的油包裹體具有一期低溫充注與一期高溫充注，但是由于受到了不同程度的熱改造再平衡，使得高溫區(qū)間數據較為分散。其中FIA5、FIA6、FIA10、FIA13和FIA16缺少高溫數據，可能是樣品有效數據點較少，未檢測到高溫包裹體所致。

圖6 與黃色熒光油包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度直方圖（按照FIA原理分析數據）

與黃綠色熒光的油包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度統(tǒng)計分析表明（見圖7），該類FIA不包含低溫區(qū)間數據，其中FIA1、FIA2、FIA3和FIA4的均一溫度數據區(qū)間較為一致，F(xiàn)IA1與 FIA3的均一溫度分布區(qū)間為90～130 ℃，其中90～110 ℃的溫度占主導；FIA2的均一溫度分布區(qū)間為70～150 ℃，其中110～130 ℃的溫度占主導；FIA4的均一溫度分布區(qū)間為50～130 ℃，其中 90～110 ℃的溫度占主導；FIA5、FIA6、FIA7和 FIA8都記錄了一期大于 150 ℃的高溫數據，可能與構造熱事件（巖漿活動）有關。綜上所述，本次研究認為黃綠色熒光的油包裹體代表一次較高溫充注期，其油氣充注溫度區(qū)間為 90～110 ℃，同時在黃色熒光油包裹體共生的鹽水包裹體中也記錄了這一區(qū)間的溫度值。值得注意的是，這類包裹體組合分布在較高部位的隆起區(qū)。

圖7 與黃綠色熒光油包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度直方圖（按照FIA原理分析數據）

綜上，樣品中油包裹體至少存在兩期油氣充注，一期為時間較早的低溫充注，其油氣充注溫度小于50℃；另一期為時間較晚的較高溫充注，其油氣充注溫度為90～110 ℃。肉眼識別的黃色熒光與黃綠色熒光油包裹體一般都具有相對較高的熱成熟度[30]，低溫的油包裹體具有較高的熱成熟度，這可能是由于后期埋藏溫度升高所致。

4 討論

4.1 成藏期

塔里木盆地奧陶系碳酸鹽巖經歷多期復雜的成藏演化[11-19]，以下采用多種方法綜合厘定成藏期。

4.1.1 包裹體測溫法判別成藏期

盡管包裹體測溫法已在塔里木盆地成藏期研究中得到廣泛應用，但由于包裹體容易受到后期熱作用的影響，導致數據可信度低[20-21]。因此，需要對包裹體數據加以甄別，排除因后期熱作用（包括火山活動）等因素干擾影響的數據，才能更為準確地判別成藏期的年代。

塔北地區(qū)以前工作通常忽略了單一液相鹽水包裹體，沒有檢測與分析低于 50 ℃的單一液相鹽水包裹體，將 70～80 ℃的鹽水包裹體標定加里東期的成藏[13-15,18-19]。但是，本次研究表明，塔北隆起奧陶系風化殼以南的 FIA均檢測到與油包裹體共生的低于50 ℃的單一液相鹽水包裹體（見圖6），尤其是其中FIA5、FIA6、FIA10、FIA13和FIA16僅有該溫度的鹽水包裹體，對應厚達1 000 m的上奧陶統(tǒng)桑塔木組泥巖沉積期（距今約440～450 Ma）。在具有低溫單一液相鹽水包裹體的FIA中也伴隨大量高溫數據（見圖6），表明 FIA經歷了后期的熱作用，發(fā)生了熱改造再平衡[20-21]。由于不同包裹體的封閉性存在差異，導致升溫存在差異，形成較大范圍的溫度區(qū)間，可能對應海西期—燕山期的熱作用，但不能用來指示成藏期。

值得注意的是，遠離古隆起風化殼的南部內幕區(qū)沒有檢測到后期成藏的包裹體，分析可能有如下原因：①以晚奧陶世成藏為主，已形成大量強充注，缺少后期油氣充注；②晚海西期油氣充注沒有形成包裹體，這可能是原油已飽和或是方解石中裂隙已完全封閉；③樣品少而沒有檢測到該期包裹體。阿滿過渡帶順北地區(qū)也檢測到溫度低于 50 ℃的單一液相鹽水包裹體[11]，表明加里東期成藏具有普遍性。而順北地區(qū)檢測到的高溫鹽水包裹體的溫度區(qū)間變化大[12-13]，而且沒有分析低于50 ℃的單一液相鹽水包裹體，與本研究檢測到的70～130 ℃溫度一致，這很可能是后期熱作用影響造成的。

在哈拉哈塘北部地區(qū)，X101井、H801井也檢測到了溫度低于 50 ℃的與油包裹體共生的單一液相鹽水包裹體（見圖6），表明具有加里東晚期的原油充注。但塔北潛山區(qū)更多的是檢測到較高溫度的包裹體[14-18]，本研究在X8H、H6-1等井也沒有檢測到低溫包裹體，而且 X8H井檢測到大量溫度大于 150 ℃的包裹體（見圖7）。分析該區(qū)鄰近古隆起風化殼，早期的古油藏已遭受破壞。而且該區(qū)志留系見大量的瀝青砂巖，一般認為是加里東期古油藏破壞的產物[14-15]。而70～130 ℃溫度范圍內的包裹體可能經歷后期的熱升溫，不宜于用均一溫度的峰值代表成藏期，但FIA的最低溫度數據可能代表成藏期溫度。因此分析，黃綠色熒光的油包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度代表了成熟度較高的一期成藏期，其中同一 FIA中 70～90 ℃區(qū)間的較低溫度數據可以指示成藏期（圖7），對應大多研究認為的晚海西期成藏期[13-19]。綜合相關資料，輪南—塔河—哈拉哈塘—英買力地區(qū)檢測到大量的 70～90 ℃的包裹體數據[13-19]，指示了一期重要成藏期，揭示塔北古隆起地區(qū)主要以晚海西期成藏為主。其中檢測到的高溫則是后期熱作用影響的結果，X8H井檢測到的異常高溫則可能是受到二疊紀火山活動的影響。在輪南—塔河地區(qū)也檢測到范圍很寬的包裹體均一溫度數據，其中大量晚海西期的溫度數據也可能是油氣調整期的結果，不能因此判定多期成藏期。

4.1.2 其他方法和依據判別成藏期

由于缺少資料，塔里木盆地臺盆區(qū)長期存在中下寒武統(tǒng)與中上奧陶統(tǒng)主力烴源巖的爭議[31]。近年來，塔中—阿滿—塔北油氣區(qū)不同區(qū)帶均鉆遇中上奧陶統(tǒng)，但沒有發(fā)現(xiàn)中上奧陶統(tǒng)有效烴源巖。近期露頭與井下均發(fā)現(xiàn)厚度為10～30 m的下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組高豐度暗色泥巖烴源巖[31-33]，平均TOC值大于 2%，為Ⅰ—Ⅱ型干酪根，鏡質體反射率為1.3%～1.8%，是處于高—過成熟階段的優(yōu)質烴源巖。通過地震剖面追蹤，發(fā)現(xiàn)在阿滿過渡帶下寒武統(tǒng)明顯加厚，可能是有效的生烴中心[5]。通過油源對比，目前發(fā)現(xiàn)的油氣主要來自下寒武統(tǒng)，是臺盆區(qū)的主力烴源巖[33-34]。

通過埋藏史與熱演化史分析，在桑塔木組大量充填沉降期，下寒武統(tǒng)烴源巖埋深為3 000～5 000 m，進入大量生排烴期。前期研究表明，除二疊紀早期的火山活動期影響外，塔里木盆地顯生宙地溫場是逐漸退火的過程，古地溫梯度從 35 ℃/km逐漸降低到20 ℃/km[28]。結合前人的研究成果[11-19]，通過輪探 1井Ro值約束與剝蝕量校對，編制了阿滿過渡帶與哈拉哈塘斜坡區(qū)典型井的埋藏史與熱演化史曲線圖（見圖8）。結果表明，哈拉哈塘地區(qū)古生代具有多期振蕩升降作用下的緩慢沉降過程，可能存在分別對應于奧陶紀晚期—志留紀（中晚加里東期）與二疊紀（晚海西期）的兩期原油成藏期，中新生代進入干氣階段（見圖8a）。而阿滿過渡帶生烴中心部位具有早古生代快速沉降、晚古生代減速沉降、中生代—古近紀緩慢沉降與新近紀以來的快速沉降過程。由于古地溫梯度持續(xù)降低，下寒武統(tǒng)底部烴源巖在中晚加里東期已進入生油高峰期（見圖8b），晚海西期進入過成熟生氣階段，中生代以后生烴停滯。

圖8 哈拉哈塘地區(qū)H6-1井（a）與阿滿過渡帶M1井（b）熱演化史圖

值得注意的是，最近完鉆的LT1井在8 600 m深度鉆遇下寒武統(tǒng)底部玉爾吐斯組高豐度烴源巖，利用瀝青反射率、拉曼光譜和巖石抽提物有機地球化學參數確定烴源巖的成熟度為1.5%～1.7%[33]，遠低于早期研究推斷的成熟度，揭示隆起區(qū)下寒武統(tǒng)烴源巖在晚海西期還可能生油。由此可見，塔里木盆地環(huán)阿滿地區(qū)具有多期生油的烴源巖條件。同時，研究發(fā)現(xiàn)塔北—阿滿過渡帶原油成熟度值主要分布于0.7%～1.2%，少量大于1.2%（見圖9），表明已發(fā)現(xiàn)油藏以早期生成的原油為主，主要對應中晚加里東期。

圖9 塔北—富滿地區(qū)原油等效鏡質體反射率

通過斷裂方解石測年與地震資料解析表明，環(huán)阿滿走滑斷裂系統(tǒng)形成于中奧陶世末[26]，并在晚奧陶世良里塔格組沉積前發(fā)生了層間巖溶作用，形成了沿走滑斷裂帶一間房組—鷹山組頂面的優(yōu)質縫洞體儲集層。本研究也獲得了裂縫膠結物精確的U-Pb年齡，R4井一間房組頂面裂縫方解石沉淀年齡為（462.6±6.8）Ma、（468±16）Ma，Q1井鷹山組碳酸鹽巖頂面裂縫方解石沉淀年齡為（459±28）Ma，H6-1井一間房組碳酸鹽巖頂面裂縫方解石沉淀年齡為（449.8±7.3）Ma。這些數據表明沿走滑斷裂有大量年齡為460～450 Ma的方解石沉淀充填[26]，揭示晚奧陶世良里塔格組沉積前已形成了沿走滑斷裂帶分布的縫洞體儲集層。此外，原位稀土元素分析表明，裂縫方解石具有正Y異常，可能代表淺埋藏低溫環(huán)境；而且Y/Ho（化學風化強度，釔與鑭系元素含量之比）值大于 27，指示淺埋藏低溫環(huán)境[35]。此外，Eu負異?？赡芘懦龓r漿熱液流體和深埋高溫環(huán)境，而REE+Y指示無大氣淡水參與的明顯衰竭特征[27]。綜合分析，裂縫方解石樣品為淺埋藏溶蝕沉淀充填成因或淡水溶蝕后埋藏期充填成因，對應距今460～450 Ma埋藏早期的裂縫充填。隨著晚奧陶世桑塔木組沉積期的快速沉降，形成了下古生界的生儲蓋組合，并以走滑斷裂垂向溝通形成了斷控古油藏。由此可見，中晚奧陶世不僅下寒武統(tǒng)烴源巖進入生烴高峰期，還具有形成大規(guī)模油藏的圈閉與運聚條件。反之，如果缺乏該期油氣充注，奧陶系碳酸鹽巖孔隙在深埋過程中可能膠結殆盡[17,36]，可見早期的油氣充注對儲集層孔隙的保存也具有重要作用。

綜合相關資料分析認為，塔里木盆地阿滿過渡帶—塔北隆起古生界烴源巖以下寒武統(tǒng)為主，在中晚加里東期已進入生油高峰期，是該區(qū)關鍵成藏期，并奠定了該區(qū)的油氣資源基礎。阿滿過渡帶保存了大量的中晚加里東期古油藏，而且古油藏熱演化過程中并未達到裂解程度，使富液油藏特征得以保持，因此檢測到大量低于50 ℃的包裹體均一溫度。而塔北隆起區(qū)中晚加里東期古油藏遭受破壞，后期原地生油很少，以坳陷區(qū)古油藏在晚海西期的調整再成藏為主，從而檢測到70～90 ℃的包裹體均一溫度。

4.2 成藏演化

綜合分析，環(huán)阿滿走滑斷裂斷控油氣系統(tǒng)形成于中晚加里東期，并經歷多期調整改造過程（見圖10）。

圖10 塔里木盆地北部地區(qū)油田成藏演化模式圖（剖面位置見圖1a）

中奧陶世末，環(huán)阿滿走滑斷裂體系形成[26]，同時發(fā)生斷控巖溶，形成中奧陶統(tǒng)斷控碳酸鹽巖縫洞體儲集層。在晚奧陶世桑塔木組巨厚泥巖快速充填作用下，不僅形成了保存優(yōu)越的斷控縫洞體圈閉，而且下寒武統(tǒng)烴源巖進入生烴高峰期，生-儲-蓋-運配置優(yōu)越。通過走滑斷裂的溝通，發(fā)育下寒武統(tǒng)、上寒武統(tǒng)、下奧陶統(tǒng)蓬萊壩組與鷹山組、中奧陶統(tǒng)一間房組與上奧陶統(tǒng)良里塔格組等多套含油氣層段，形成“垂向運聚、復式成藏”的走滑斷裂相關的斷控油藏模式（見圖10a）。由于生烴中心位于南部阿滿過渡帶，加里東期已進入生油高峰期，晚海西期已進入過成熟生氣階段，因此南部坳陷區(qū)持續(xù)沉降區(qū)僅有中晚加里東期的生油期，而北部古隆起區(qū)可能還有晚海西生油期[33]。通過盆地模擬發(fā)現(xiàn)，中晚加里東期大量生油可能將坳陷區(qū)走滑斷裂帶的縫洞體圈閉全部充注。

加里東末期至早海西期，塔里木盆地經歷強烈的構造改造作用[22]。在古隆起抬升剝蝕與走滑斷裂繼承性發(fā)育過程中，古隆起高部位的油氣破壞殆盡，哈拉哈塘北部—輪南地區(qū)的古油藏遭受破壞，普遍見瀝青。隆坳結合部位的斜坡區(qū)有顯著的調整改造，檢測到該期流體包裹體代表油藏的調整，而坳陷區(qū)有逾1 000 m厚度的上奧陶統(tǒng)泥巖蓋層，構造平緩，可能保存了更多的石油資源（見圖10b）。

晚海西期，隨著石炭系—二疊系的整體沉降，坳陷區(qū)下寒武系烴源巖進入過成熟階段，而斜坡區(qū)可能繼續(xù)生油，對古油藏具有一定補充。哈拉哈塘北部Q1井碳酸鹽巖檢測到（288.6±8.8）Ma的裂縫方解石沉淀年齡，表明存在該期的斷裂與流體活動，可能形成斷裂的開啟與油氣運聚。此前用大量包裹體均一溫度進行統(tǒng)計分析，但受埋藏期熱作用影響，產生80～120 ℃較大范圍的鹽水包裹體均一溫度數據，難以區(qū)分是二疊系火成巖形成前或形成后的流體活動。本次測試結果 110～116 ℃基本限定在二疊紀沉降最大的時間段（見圖8a），分析處于早二疊世火成巖發(fā)育后的快速沉降期，因此較好的限定了該期成藏時間。

值得注意的是，前人研究也檢測到二疊紀的流體包裹體，但是不一定代表成藏期。由于晚海西期輪南古隆起定型，很多油藏遭受改造與破壞，檢測到的包裹體很可能與油氣的調整再充注有關[18]，而不是來自烴源巖二次生烴形成的原油。塔北古隆起斜坡區(qū)玉爾吐斯組從厚約30 m向北減薄尖滅，二次生油的潛力有限，而且以生氣為主，難以形成塔河—輪南逾10×108t地質儲量的巨大石油資源。另一方面，由于晚海西期構造運動與走滑斷裂的復活，通過斷裂輸導，坳陷區(qū)與深部的古油藏可能發(fā)生向上傾方向的調整，從而形成塔河油田與哈拉哈塘油田（見圖10c）。因此，塔北隆起測到的晚海西期包裹體，可能是古油藏從坳陷區(qū)與深部向上調整再成藏的響應。晚海西期末、印支期—燕山期，塔北隆起又發(fā)生了多期構造運動，構造沉降緩慢，烴源巖生烴基本停滯，但古油藏仍有調整改造[14-18]。

喜馬拉雅晚期進入原油裂解氣、干酪根裂解氣充注期，這已取得共識[18,33-34]。值得注意的是，輪古東—富滿油田東中寒武統(tǒng)鹽膏層缺失的部位天然氣充注強烈，形成了凝析氣藏（見圖1a）。而西部地區(qū)走滑斷裂停止活動，原油裂解氣可能仍位于中寒武統(tǒng)鹽膏層之下，因而保存了大量的古油藏。

研究表明，環(huán)阿滿油氣系統(tǒng)多期構造-沉積演變形成了多套儲蓋組合與多種圈閉類型，通過斷裂溝通在寒武系、奧陶系、志留系、泥盆系—石炭系、三疊系、侏羅系等層位的圈閉聚集成藏，斷裂斷至的層位控制了油氣的縱向分布（見圖10）。在坳陷區(qū)以垂向運聚成藏為主，向古隆起區(qū)沿斷裂帶或不整合面?zhèn)认蜻\聚作用增強，構成斷控差異運聚模式，是典型的走滑斷裂相關的、斷控的、多期成藏與調整改造的油氣系統(tǒng)，并造成了油氣相態(tài)的復雜性。在此基礎上，形成了坳陷區(qū)“早期成藏、垂向運聚、分段富集”的斷控油藏模式與隆起區(qū)“多期調整、多元控藏、局部富集”的斷裂相關油藏模式。由于經歷多期成藏與改造，古隆起區(qū)大量的油氣資源遭受破壞，而坳陷區(qū)保存條件優(yōu)越，油氣更為富集，并為富滿油田和順北油田的勘探開發(fā)所證實[5,10]。

綜上所述，塔里木盆地北部坳陷阿滿過渡帶烴源巖厚、成藏早、保存好，因此坳陷區(qū)走滑斷裂帶更富油，“越深越富、下坳探斷”的勘探思路有望在坳陷區(qū)更深部位發(fā)現(xiàn)更多的石油資源。

5 結論

塔里木盆地北部地區(qū)古老油藏中流體包裹體經歷了復雜的升溫改造，呈現(xiàn)不同的均一溫度數據，需要以含油流體包裹體組合的鹽水包裹體均一溫度的最低數值界定成藏期。走滑斷裂帶奧陶系碳酸鹽巖油藏中裂縫方解石流體包裹體組合具有黃色熒光與黃綠色熒光的2類不同成熟度油包裹體，并分別檢測到低于50 ℃與70～90 ℃的共生鹽水包裹體均一溫度，揭示中晚加里東期與晚海西期的 2期石油充注期。中晚加里東期為走滑斷裂、奧陶系碳酸鹽巖縫洞體儲集層與圈閉的關鍵形成期，下寒武統(tǒng)主力烴源巖也進入生油高峰期，為關鍵成藏期，奠定了塔里木盆地北部地區(qū)古生界的油氣資源基礎。阿滿過渡帶以晚奧陶世成藏為主，富滿油田保存了迄今最早成藏的原生古油藏；北部隆起區(qū)以早二疊世成藏為主，發(fā)育晚海西期從南部調整過來的次生油藏。坳陷區(qū)與古隆起區(qū)成藏差異大，保存條件是石油富集的關鍵，坳陷區(qū)烴源巖厚、保存條件優(yōu)越，走滑斷裂相關的斷控油藏的勘探開發(fā)潛力更大。