塔里木盆地北部地区超深断控油藏关键成藏期
[杨率1 
, 邬光辉1, 2 , 朱永峰3 , 张银涛3 , 赵星星1, 3 , 鲁子野1, 2 , 张宝收4 ]
, 邬光辉, 朱永峰引用本文
杨率, 邬光辉, 朱永峰, 张银涛, 赵星星, 鲁子野, 张宝收. 塔里木盆地北部地区超深断控油藏关键成藏期[J]. 石油勘探与开发, 2022,49(2): 249-261.
YANG Shuai, WU Guanghui, ZHU Yongfeng, ZHANG Yintao, ZHAO Xingxing, LU Ziye, ZHANG Baoshou. Key oil accumulation periods of ultra-deep fault-controlled oil reservoir in northern Tarim Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2022,49(2): 249-261.
Doi: 10.11698/PED.2022.02.04YANG Shuai, WU Guanghui, ZHU Yongfeng, ZHANG Yintao, ZHAO Xingxing, LU Ziye, ZHANG Baoshou. Key oil accumulation periods of ultra-deep fault-controlled oil reservoir in northern Tarim Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2022,49(2): 249-261.
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塔里木盆地北部地区超深断控油藏关键成藏期
第一作者简介：杨率（1992-）,男,四川南充人,现为西南石油大学在读博士研究生,主要从事构造地质与石油地质研究。地址：四川省成都市新都区新都大道8号,西南石油大学地球科学与技术学院,邮政编码：610500。E-mail:yangshuaiys@126.com
摘要
塔里木盆地北部地区奥陶系碳酸盐岩发现了埋深大于6 000 m的断控型特大油田,关键成藏期厘定对油气成藏研究与勘探开发具有重要意义。在岩相学精细分析基础上,开展12口井断裂充填方解石的流体包裹体组合（FIA）测试分析,并结合烃源岩及其生油期、断裂与圈闭形成期研究断控油藏成藏期。结果表明,①FIA类型多样,主要存在坳陷区黄色荧光与隆起区黄绿色荧光2类不同成熟度油包裹体,指示2期石油充注;②FIA中盐水包裹体均一温度多遭受升温作用的影响,与油包裹体共生的盐水包裹体最小温度值更接近成藏期温度;③黄色荧光的FIA都检测到低于50 ℃的均一温度,黄绿色荧光的FIA均检测到70~90 ℃的温度数据,揭示中晚加里东期与晚海西期的2期石油成藏期;④中晚奥陶世为走滑断裂、奥陶系碳酸盐岩缝洞体储集层与圈闭的关键形成期;⑤下寒武统主力烃源岩的生油高峰期为晚奥陶世,坳陷区以晚奥陶世成藏为主,隆起区以早二叠世成藏为主。研究认为,塔里木盆地北部地区超深断控油藏关键成藏期为加里东晚期,坳陷区保存了加里东期的原生古油藏,隆起区发育晚海西期从坳陷区调整过来的次生油藏;保存条件是该区走滑断裂带石油富集的关键,阿满过渡带坳陷区油气更富集、勘探开发潜力更大。
关键词:
超深层; 走滑断裂; 断控油藏; 成藏期; 成藏演化; 流体包裹体; 富满油田; 塔里木盆地
中图分类号:TE122.2
文献标志码:A
Key oil accumulation periods of ultra-deep fault-controlled oil reservoir in northern Tarim Basin, NW China
YANG Shuai1 , WU Guanghui1, 2 , ZHU Yongfeng3 , ZHANG Yintao3 , ZHAO Xingxing1, 3 , LU Ziye1, 2 , ZHANG Baoshou4
, WU Guanghui, ZHU Yongfeng
Abstract
A giant fault-controlled oilfield has been found in the ultra-deep (greater than 6000 m) Ordovician carbonate strata in the northern Tarim Basin. It is of great significance for hydrocarbon accumulation study and oil exploitation to determine the key oil accumulation periods. Based on detailed petrographic analysis, fluid inclusion association (FIA) in calcite samples filling in fractures from 12 wells were analyzed, and key accumulation periods of the strike-slip fault-controlled oilfield was studied by combining oil generation periods of the source rocks, formation periods of the fault and traps, and the fluid inclusion data. (1) There are multiple types of FIA, among them, two types of oil inclusions, the type with yellow fluorescence from the depression area and the type with yellow-green fluorescence from the uplift area with different maturities indicate two oil charging stages. (2) The homogenization temperature of the brine inclusions in FIA is mostly affected by temperature rises, and the minimum temperature of brine inclusions symbiotic with oil inclusions is closer to the reservoir temperature during its forming period. (3) FIA with yellow fluorescence all have homogenization temperatures below 50℃, while the FIA with yellow-green fluorescence have homogenization temperatures of 70-90℃ tested, suggesting two oil accumulation stages in Middle-Late Caledonian and Late Hercynian. (4) The Middle-Late Ordovician is the key formation period of the strike-slip fault, fracture-cave reservoir and trap there. (5) The oil generation peak of the main source rock of the Lower Cambrian is in the Late Ordovician, and the oil accumulation stage is mainly the Late Ordovician in the depression area, but is mainly the Early Permian in the uplift area. The key oil accumulation period of the strike-slip fault-controlled reservoirs is the Late Caledonian, the depression area has preserved the primary oil reservoirs formed in the Caledonian, while the uplift area has secondary oil reservoirs adjusted from the depression area during the Late Hercynian. Oil reservoir preservation conditions are the key factor for oil enrichment in the strike-slip fault zone of northern Tarim, and the Aman transition zone in the depression is richer in oil and gas and has greater potential for exploration and development.
Keyword:
ultra-deep strata; strike-slip fault-controlled oil reservoir; accumulation period; accumulation evolution; fluid inclusion; Fuman oilfield; Tarim Basin
0 引言
超深层（埋深大于6 000 m）海相碳酸盐岩油气资源潜力巨大, 是油气勘探开发的重要接替领域[1, 2]。塔里木盆地超深层海相碳酸盐岩勘探开发取得了一系列重大成果, 前期在塔北与塔中隆起奥陶系碳酸盐岩发现了轮南— 塔河风化壳型大油田和塔中礁滩体-风化壳型凝析气田[3, 4], 分别是中国最大的海相碳酸盐岩油田与凝析气田。近年来, 逐步开展北部坳陷区断控油气藏的勘探开发[5], 沿一系列走滑断裂带的奥陶系碳酸盐岩储集层获高产油流, 石油勘探开发突破了7 000 m“ 深度死亡线” , 发现了地质储量规模达10× 108 t级的特大型超深断控油田, 高效建成超200× 104 t/a产能的富满油田, 开辟了盆内走滑断裂相关的超深层断控油气藏勘探开发新领域[5, 6, 7, 8], 成为断控油气田勘探开发的典范。
近期研究表明, 塔里木盆地超深层走滑断裂不仅控制了奥陶系碳酸盐岩缝洞体“ 甜点” 储集层的分布, 而且控制了油气的运聚成藏与富集[9, 10]。但是, 由于走滑断裂影响多期油气成藏与调整, 造成复杂的油气分布, 制约了油气勘探开发部署。前期已开展了少量孔隙充填方解石流体包裹体测温为主的成藏期研究, 关于阿满过渡带顺北地区的研究认为走滑断裂带成藏期为中奥陶世末与志留纪[11], 也有研究推测加里东晚期成藏后在海西早期遭到破坏, 主要充注时间为海西晚期— 印支期[12], 也有研究认为存在加里东晚期、海西晚期及喜马拉雅期的油气充注过程[13]。关于邻区哈拉哈塘地区的研究认为存在距今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], 或早二叠世[16]、志留纪— 二叠纪、三叠纪以来的3期成藏[17]。关于塔河油田的研究认为存在中晚加里东期、海西晚期、喜马拉雅期3期成藏[18], 关于英买力地区的研究认为存在晚加里东— 早海西期、晚海西期与喜马拉雅期3期成藏[19]。这些研究同样是以流体包裹体研究为主, 但对研究区成藏期认识出现明显分歧。分析主要有3方面原因所致：①塔里木盆地经历复杂地温场演化, 早期的流体包裹体受后期深埋增温或构造-热事件影响而发生热改造再平衡, 导致包裹体均一温度发生不同程度的升高, 造成包裹体均一温度的峰值差异大, 不能指示成藏期; ②流体包裹体选取不准确, 不是同期捕获的与油包裹体共生的盐水包裹体; ③标定包裹体均一温度所用的埋藏史-热演化史曲线差异较大。由此可见, 流体包裹体虽然是成藏期判识的最主要方法, 但是, 对于超深层多期油气成藏与调整、以及多期流体温度场的演变过程的分析, 其中流体包裹体的选样、岩相学分析与数据分析的准确性非常重要[20, 21, 22], 是研究结果是否符合实际地质情况的关键。此外, 流体包裹体组合（FIA）为通过岩相学方法分辨出来的同一包裹体捕获事件形成的一组包裹体[20, 21], 以FIA为研究对象是超深层流体包裹体均一温度数据有效性的重要基础[11]。
本文以塔里木盆地北部地区哈拉哈塘— 富满油田走滑断裂带为主, 兼顾轮南东部走滑断裂带, 以奥陶系碳酸盐岩岩心裂缝充填的方解石脉体为研究对象, 严格以流体包裹体组合为研究基本单元, 主要包括岩相学观察、荧光观察、荧光光谱分析及显微测温（采用循环测温法）, 并在12口井奥陶系碳酸盐岩储集层段岩心获得流体包裹体测温的有效数据。在此基础上, 结合烃源岩与生烃史、断裂定年、储集层与圈闭形成期分析, 探讨塔里木盆地北部地区超深断控油藏关键成藏期, 以期对油气富集和勘探开发提供启示。
1 地质背景
塔里木盆地面积约56× 104 km2, 是由周缘新生代前陆盆地与古— 中生代克拉通盆地组成的叠合盆地, 具有宽缓的克拉通内隆坳构造格局[22]。在前南华系变质基底之上发育巨厚南华系— 第四系沉积岩系, 其中寒武系— 奥陶系发育海相碳酸盐岩, 是台盆区油气勘探开发的主要目的层。近期在塔北隆起— 北部坳陷— 塔中隆起识别出70条Ⅰ 、Ⅱ 级大型走滑断裂带, 总长度达4 000 km, 查明了分布范围达9× 104 km2的环阿满走滑断裂系统[5, 23]（见图1）。
 | 图1 塔里木盆地环阿满走滑断裂系统纲要图（a）与综合柱状图（b） （据文献[5], 略修改） |
研究表明[5, 23], 东西方向上以FⅠ 5走滑断裂带为界分为东西2个带, 南北方向上形成了塔北、阿满与塔中3个分区（见图1）。Ⅰ 级走滑断裂带长逾80 km（FⅠ 5长达290 km）, Ⅱ 级走滑断裂带长30~80 km, 但走滑断层位移量小, 在奥陶系碳酸盐岩中水平位移多小于500 m, 垂向位移多小于100 m。下古生界碳酸盐岩发育压扭走滑断裂, 塔中隆起局部走滑断裂上延至石炭系— 二叠系, 塔北隆起则可能继承发育至中生界— 古近系, 以张扭断裂为主。剖面上以高陡直立断裂为主, 并发育多层正花状与负花状构造的叠置。大型走滑断裂带沿走向具有分段性, 发育线性构造、雁列构造、花状构造、马尾构造、“ X” 型剪切构造、拉分构造和辫状构造等多种走滑构造, 形成多种多样的断裂组合[5, 6, 7, 8, 9, 10]。哈拉哈塘地区发育“ X” 型共轭走滑断裂系统[24], 东西方向上逐渐过渡为北东走向与北西走向的走滑断裂优势发育, 向南大致以塔北古隆起为界, 南部富满油田以北东向走滑断裂为主（见图1）。研究表明[24, 25, 26], 小位移长走滑断裂带存在连接生长为主的多种非安德森断裂机制, 塔北共轭走滑断裂通过相继滑动机制调节相互截切部位的变形, 并通过叠覆区的强烈作用调节主要位移与变形, 导致了不同地区走滑断裂带几何学与运动学特征的差异。
富满— 哈拉哈塘油田具有以奥陶系灰岩为主的多套储盖组合与含油气层段, 石油资源丰富[5, 6, 7, 8, 9, 10]。已发现的油气主要分布于一间房组— 鹰山组顶部的中奥陶统, 埋深多位于6 000~8 000 m, 储集层以次生溶蚀孔、洞、缝组成的复杂三重孔隙空间为主[5, 6, 7, 8, 9, 10]。储集层基质孔隙度大多小于3%, 渗透率一般小于1× 10-3 μ m2。而局部钻遇大型缝洞体层段孔隙度最高可达50%, 渗透率多大于5× 10-3 μ m2, 主要沿走滑断裂带分布, 是主要的钻探目标。富满油田的油气分布主要受控于走滑断裂破碎带[5, 6, 7, 8, 9, 10], 缝洞体储集层分布在距主断层300 m范围内; 哈拉哈塘地区奥陶系缝洞体储集层受层间岩溶与走滑断裂双重控制, 主要位于距走滑断裂带800 m范围内。碳酸盐岩油藏中油气分布极不均匀, 产出极不稳定, 但坳陷区富满油田走滑断裂带原油产量较稳定, 高效井多, 具有沿断裂破碎带“ 甜点” 差异富集的特征[5]。
2 样品与方法
流体包裹体可以直接捕获油气充注过程中的烃类流体形成油包裹体, 其对于沉积盆地油气充注史具有重要的指示意义[11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19]。流体包裹体组合是岩相学上有关联的一组包裹体, 一般具有等时性, 通过FIA约束下的流体包裹体测温数据可以有效指示成藏期[20, 21, 22]。
鉴于开放体系的孔洞方解石胶结物中难以形成并保存与油包裹体共生的等时盐水包裹体, 本次取样选取同一世代完全充填的裂缝方解石, 其中缝隙愈合时间短, 有利于形成封闭体系保存早期的包裹体, 并抑制后期盐水包裹体的形成。另外, 通过岩相学分析, 严格挑选与油包裹体共生的等时盐水包裹体组合（FIA）, 避免不同期次盐水包裹体, 以及不是与油包裹体共生的盐水包裹体的影响。本研究在塔里木盆地北部地区走滑断裂带奥陶系碳酸盐岩12口井岩心的裂缝方解石选取样品40件, 在10口井获得了24组有效的FIA（取样位置见图1a）。流体包裹体薄片厚度小于200 μ m, 双面抛光。岩石学观察在西南石油大学地球科学与技术学院碳酸盐岩实验室完成, 阴极发光及包裹体显微测温在西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室完成。阴极发光可以区别不同成岩温度下的方解石胶结物, 使用CL8200 MK5阴极发光显微镜, 在7~10 kV和400~500 mA的工作条件下进行观测。包裹体显微测温采用英国THMSG600型冷热台, 测温范围为-196~600 ℃, 温度精度为0.1 ℃, 加热/冷冻速率为0.1~150 ℃/min。同时, 为准确鉴别不同成熟度的油包裹体, 在FIA鉴别与荧光薄片观察的基础上, 开展了荧光光谱定量化分析, 测试在长江大学地球科学学院成藏动力学微观检测实验室完成。
本次流体包裹体研究主要以流体包裹体组合对数据进行约束, 流体包裹体显微测温采用了循环测温法[20], 具体操作如下：选择一个观测温度, 观测温度小于均一温度, 当升温通过观测温度时, 可以明显观察到气泡; 但均一后降温通过观测温度时, 由于气泡成核亚稳态, 看不到气泡, 如果已经均一, 进行降温气泡不会很快出现; 如果没有均一, 进行降温气泡会很快出现。循环测温法虽然比较费时, 但是得出的数据较为可靠[20]。
通过在荧光显微镜下观察包裹体薄片, 具有荧光性的包裹体为油包裹体, 不具荧光性的包裹体为盐水包裹体或气包裹体[20]。油包裹体的荧光颜色对其成熟度、油源及充注期次具有一定指示意义, 但是肉眼观察到的荧光颜色只是定性的描述, 可能存在误差, 所以需要对荧光颜色进行定量化表征, 即荧光光谱分析[20]。荧光光谱分析主要分析油包裹体荧光的主峰波长, 不同的主峰波长区间可以代表不同的荧光颜色特征。
此外, 在澳大利亚昆士兰大学放射性同位素实验室进行同断裂期裂缝方解石原位LA-ICP-MS测年, 并在西南石油大学碳酸盐岩实验室对同一样品进行原位微量元素分析[26, 27]。在烃源岩分析基础上, 参考了前人研究[11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 28]及新钻探的轮探1井成果, 并添加了剥蚀量数据, 利用PetroMod模拟软件进行单井生烃史模拟。
3 测试结果
3.1 岩相学与包裹体特征
研究区走滑断裂带奥陶系灰岩裂缝发育, 裂缝类型与特征多样[29], 一般有1~3期裂缝, 南部富满油田以一期高角度裂缝为主。裂缝充填物以方解石为主, 北部潜山区泥质充填多。充填方解石有1~4个世代, 但大多为粗晶方解石胶结充填（见图2a— 图2e）, 局部缝隙含油, 呈现多期裂缝活动的特征。根据薄片阴极发光分析（见图2f— 图2h）, 胶结物以方解石为主, 含有少量的铁方解石, 局部含有萤石等热液矿物。碳酸盐岩矿物的阴极发光特征对其形成序次与成岩阶段具有一定指示作用, 不发光— 昏暗发光通常指示海底、潮上、潮底、混合水、大气淡水等成岩环境, 为同生成岩阶段的产物, 其古地温通常接近地表常温（25 ℃左右）; 而明亮发光通常指示浅埋藏成岩环境, 为早成岩阶段的产物, 其古地温通常为25~80 ℃[20]。因此, 在裂缝发育的相对期次判别基础上, 选取典型宽阔的、成分与结构单一的同一世代方解石胶结物, 同时兼顾不同类型与特征的方解石进行测试。
 | 图2 奥陶系碳酸盐岩裂缝充填物的典型岩心与薄片照片 （O2y— 一间房组; O1— 2y— 鹰山组） |
流体包裹体类型的识别是流体包裹体岩相学观察的内容之一, 本次研究共识别出两大类流体包裹体, 分别为盐水包裹体与油包裹体。根据相态的不同又可以具体细分为4种类型, 分别为富液的气液两相盐水包裹体、富液的气液两相油包裹体、单一液相盐水包裹体及单一液相油包裹体（见图3）。在盐水包裹体与油包裹体共生的流体包裹体组合中, 识别出了多种不同的组合类型（见图3）。同一FIA中的流体包裹体组合类型主要为黄绿色荧光的富液的气液两相油包裹体与富液的气液两相盐水包裹体, 它们共生于同一愈合裂纹, 以及黄色荧光的富液的气液两相油包裹体、富液的气液两相盐水包裹体及单一液相盐水包裹体共生于同一愈合裂纹（见图3）。
 | 图3 流体包裹体组合的岩相学特征 （a）黄绿色荧光的富液的气液两相油包裹体与富液的气液两相盐水包裹体共生于同一愈合裂纹; （b）黄绿色荧光的富液的气液两相油包裹体沿愈合裂纹分布; （c）黄色荧光的富液的气液两相油包裹体、富液的气液两相盐水包裹体及单一液相盐水包裹体共生于同一愈合裂纹; （d）黄色荧光的富液的气液两相油包裹体沿愈合裂纹分布 |
值得注意的是, 本次流体包裹体岩相学研究过程中观察到很多单一液相盐水包裹体, 由于其体腔内不发育气泡, 无法测得均一温度, 一般均不被作为判断油气成藏期次的研究对象, 往往容易被忽略。沉积盆地成岩矿物中的单一液相盐水包裹体具有低温（小于50 ℃）捕获、成核亚稳态与颈缩3种成因[20, 21]。低温成因的单一液相盐水包裹体进行冷冻降温后, 不出现气泡; 成核亚稳态成因的单一液相盐水包裹体进行冷冻降温后, 出现气泡; 颈缩成因的单一液相盐水包裹体往往具有岩相学证据[20]。所以单一液相盐水包裹体具有重要的指示意义, 可以指示一期低温成因的流体包裹体。
通过油包裹体的荧光特征观察描述, 主要发育黄色荧光与黄绿色荧光（见图3）。对这两种荧光进行了荧光光谱分析, 得到的荧光主峰波长主要分布于两个区间范围, 即450~500 nm和500~550 nm（见图4）, 说明该批样品中的油包裹体确实主要发育两种类型的荧光, 与荧光薄片观察结果一致。据荧光颜色与热演化程度对应关系分析, 原油成熟度存在差异, 推测可能发生过两期原油充注。
 | 图4 黄色荧光与黄绿色荧光油包裹体显微照片及荧光光谱（a— d）与油包裹体荧光光谱主峰波长频数直方图（e） （N— 样品数） |
3.2 流体包裹体显微测温
油包裹体的均一温度具有极其复杂的控制因素, 因此不能直接用油包裹体的均一温度代表其油气充注时期的温度。通过测量同一流体包裹体组合内与油包裹体共生的盐水包裹体的均一温度, 可以代表油包裹体的形成温度, 这样得出的数据可靠性较高[20, 21]。由于同一流体包裹体组合在三维空间上往往为面状展布, 本次包裹体薄片厚度为200 μ m以内, 镜下观测到的流体包裹体大小为2~20 μ m, 所以, 随着显微镜焦距的调整（上探与下探）, 可以观测到同一FIA在三维空间上不同位置的流体包裹体（见图5）。再结合循环测温法可以较为准确地测出不同FIA中流体包裹体的均一温度数据, 以反映流体包裹体被捕获时的最低温度（温度下限）。由于该批样品中的油包裹体的荧光颜色主要为黄色与黄绿色, 因此成藏期次可以分为两期。由于不同的油包裹体荧光颜色分别代表一期成藏, 按照不同油包裹体荧光颜色分别分析各自流体包裹体组合的均一温度。
 | 图5 流体包裹体显微测温特征 |
与黄色荧光油包裹体共生的盐水包裹体均一温度统计分析表明（见图6）, 低温区间数据占比较大, 而且绝大多数FIA具有低温区间和相对较高的温度区间数据, FIA3仅具有相对较高的温度区间数据, FIA5、FIA6、FIA10、FIA13和FIA16只具有低温区间数据。以上温度差异可能存在两种解释：①黄色荧光的油包裹体代表一期低温充注（低温成因的单一液相盐水包裹体具有重要意义, 其均一温度一般小于50 ℃）, 油气充注时间较早, 其中的高温信息为低温盐水包裹体在不断埋藏过程中受到了不同程度热改造的结果, 其中大多FIA发生部分热改造再平衡。其中FIA3完全发生热改造再平衡, FIA5、FIA6、FIA10、FIA13和FIA16未发生热改造再平衡, 所以其中的高温数据不具有成藏温度意义; ②黄色荧光的油包裹体具有一期低温充注与一期高温充注, 但是由于受到了不同程度的热改造再平衡, 使得高温区间数据较为分散。其中FIA5、FIA6、FIA10、FIA13和FIA16缺少高温数据, 可能是样品有效数据点较少, 未检测到高温包裹体所致。
 | 图6 与黄色荧光油包裹体共生的盐水包裹体均一温度直方图 （按照FIA原理分析数据） |
与黄绿色荧光的油包裹体共生的盐水包裹体均一温度统计分析表明（见图7）, 该类FIA不包含低温区间数据, 其中FIA1、FIA2、FIA3和FIA4的均一温度数据区间较为一致, FIA1与FIA3的均一温度分布区间为90~130 ℃, 其中90~110 ℃的温度占主导; FIA2的均一温度分布区间为70~150 ℃, 其中110~130 ℃的温度占主导; FIA4的均一温度分布区间为50~130 ℃, 其中90~110 ℃的温度占主导; FIA5、FIA6、FIA7和FIA8都记录了一期大于150 ℃的高温数据, 可能与构造热事件（岩浆活动）有关。综上所述, 本次研究认为黄绿色荧光的油包裹体代表一次较高温充注期, 其油气充注温度区间为90~110 ℃, 同时在黄色荧光油包裹体共生的盐水包裹体中也记录了这一区间的温度值。值得注意的是, 这类包裹体组合分布在较高部位的隆起区。
 | 图7 与黄绿色荧光油包裹体共生的盐水包裹体均一温度直方图 （按照FIA原理分析数据） |
综上, 样品中油包裹体至少存在两期油气充注, 一期为时间较早的低温充注, 其油气充注温度小于50℃; 另一期为时间较晚的较高温充注, 其油气充注温度为90~110 ℃。肉眼识别的黄色荧光与黄绿色荧光油包裹体一般都具有相对较高的热成熟度[30], 低温的油包裹体具有较高的热成熟度, 这可能是由于后期埋藏温度升高所致。
4 讨论
4.1 成藏期
塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩经历多期复杂的成藏演化[11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19], 以下采用多种方法综合厘定成藏期。
4.1.1 包裹体测温法判别成藏期
尽管包裹体测温法已在塔里木盆地成藏期研究中得到广泛应用, 但由于包裹体容易受到后期热作用的影响, 导致数据可信度低[20, 21]。因此, 需要对包裹体数据加以甄别, 排除因后期热作用（包括火山活动）等因素干扰影响的数据, 才能更为准确地判别成藏期的年代。
塔北地区以前工作通常忽略了单一液相盐水包裹体, 没有检测与分析低于50 ℃的单一液相盐水包裹体, 将70~80 ℃的盐水包裹体标定加里东期的成藏[13, 14, 15, 18, 19]。但是, 本次研究表明, 塔北隆起奥陶系风化壳以南的FIA均检测到与油包裹体共生的低于50 ℃的单一液相盐水包裹体（见图6）, 尤其是其中FIA5、FIA6、FIA10、FIA13和FIA16仅有该温度的盐水包裹体, 对应厚达1 000 m的上奥陶统桑塔木组泥岩沉积期（距今约440~450 Ma）。在具有低温单一液相盐水包裹体的FIA中也伴随大量高温数据（见图6）, 表明FIA经历了后期的热作用, 发生了热改造再平衡[20, 21]。由于不同包裹体的封闭性存在差异, 导致升温存在差异, 形成较大范围的温度区间, 可能对应海西期— 燕山期的热作用, 但不能用来指示成藏期。
值得注意的是, 远离古隆起风化壳的南部内幕区没有检测到后期成藏的包裹体, 分析可能有如下原因：①以晚奥陶世成藏为主, 已形成大量强充注, 缺少后期油气充注; ②晚海西期油气充注没有形成包裹体, 这可能是原油已饱和或是方解石中裂隙已完全封闭; ③样品少而没有检测到该期包裹体。阿满过渡带顺北地区也检测到温度低于50 ℃的单一液相盐水包裹体[11], 表明加里东期成藏具有普遍性。而顺北地区检测到的高温盐水包裹体的温度区间变化大[12, 13], 而且没有分析低于50 ℃的单一液相盐水包裹体, 与本研究检测到的70~130 ℃温度一致, 这很可能是后期热作用影响造成的。
在哈拉哈塘北部地区, X101井、H801井也检测到了温度低于50 ℃的与油包裹体共生的单一液相盐水包裹体（见图6）, 表明具有加里东晚期的原油充注。但塔北潜山区更多的是检测到较高温度的包裹体[14, 15, 16, 17, 18], 本研究在X8H、H6-1等井也没有检测到低温包裹体, 而且X8H井检测到大量温度大于150 ℃的包裹体（见图7）。分析该区邻近古隆起风化壳, 早期的古油藏已遭受破坏。而且该区志留系见大量的沥青砂岩, 一般认为是加里东期古油藏破坏的产物[14, 15]。而70~130 ℃温度范围内的包裹体可能经历后期的热升温, 不宜于用均一温度的峰值代表成藏期, 但FIA的最低温度数据可能代表成藏期温度。因此分析, 黄绿色荧光的油包裹体共生的盐水包裹体均一温度代表了成熟度较高的一期成藏期, 其中同一FIA中70~90 ℃区间的较低温度数据可以指示成藏期（图7）, 对应大多研究认为的晚海西期成藏期[13, 14, 15, 16, 17, 18, 19] 。综合相关资料, 轮南— 塔河— 哈拉哈塘— 英买力地区检测到大量的70~90 ℃的包裹体数据[13, 14, 15, 16, 17, 18, 19], 指示了一期重要成藏期, 揭示塔北古隆起地区主要以晚海西期成藏为主。其中检测到的高温则是后期热作用影响的结果, X8H井检测到的异常高温则可能是受到二叠纪火山活动的影响。在轮南— 塔河地区也检测到范围很宽的包裹体均一温度数据, 其中大量晚海西期的温度数据也可能是油气调整期的结果, 不能因此判定多期成藏期。
4.1.2 其他方法和依据判别成藏期
由于缺少资料, 塔里木盆地台盆区长期存在中下寒武统与中上奥陶统主力烃源岩的争议[31]。近年来, 塔中— 阿满— 塔北油气区不同区带均钻遇中上奥陶统, 但没有发现中上奥陶统有效烃源岩。近期露头与井下均发现厚度为10~30 m的下寒武统玉尔吐斯组高丰度暗色泥岩烃源岩[31, 32, 33], 平均TOC值大于2%, 为Ⅰ — Ⅱ 型干酪根, 镜质体反射率为1.3%~1.8%, 是处于高— 过成熟阶段的优质烃源岩。通过地震剖面追踪, 发现在阿满过渡带下寒武统明显加厚, 可能是有效的生烃中心[5]。通过油源对比, 目前发现的油气主要来自下寒武统, 是台盆区的主力烃源岩[33, 34]。
通过埋藏史与热演化史分析, 在桑塔木组大量充填沉降期, 下寒武统烃源岩埋深为3 000~5 000 m, 进入大量生排烃期。前期研究表明, 除二叠纪早期的火山活动期影响外, 塔里木盆地显生宙地温场是逐渐退火的过程, 古地温梯度从35 ℃/km逐渐降低到20 ℃/km[28]。结合前人的研究成果[11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19], 通过轮探1井Ro值约束与剥蚀量校对, 编制了阿满过渡带与哈拉哈塘斜坡区典型井的埋藏史与热演化史曲线图（见图8）。结果表明, 哈拉哈塘地区古生代具有多期振荡升降作用下的缓慢沉降过程, 可能存在分别对应于奥陶纪晚期— 志留纪（中晚加里东期）与二叠纪（晚海西期）的两期原油成藏期, 中新生代进入干气阶段（见图8a）。而阿满过渡带生烃中心部位具有早古生代快速沉降、晚古生代减速沉降、中生代— 古近纪缓慢沉降与新近纪以来的快速沉降过程。由于古地温梯度持续降低, 下寒武统底部烃源岩在中晚加里东期已进入生油高峰期（见图8b）, 晚海西期进入过成熟生气阶段, 中生代以后生烃停滞。
 | 图8 哈拉哈塘地区H6-1井（a）与阿满过渡带M1井（b）热演化史图 |
值得注意的是, 最近完钻的LT1井在8 600 m深度钻遇下寒武统底部玉尔吐斯组高丰度烃源岩, 利用沥青反射率、拉曼光谱和岩石抽提物有机地球化学参数确定烃源岩的成熟度为1.5%~1.7%[33], 远低于早期研究推断的成熟度, 揭示隆起区下寒武统烃源岩在晚海西期还可能生油。由此可见, 塔里木盆地环阿满地区具有多期生油的烃源岩条件。同时, 研究发现塔北— 阿满过渡带原油成熟度值主要分布于0.7%~1.2%, 少量大于1.2%（见图9）, 表明已发现油藏以早期生成的原油为主, 主要对应中晚加里东期。
 | 图9 塔北— 富满地区原油等效镜质体反射率 |
通过断裂方解石测年与地震资料解析表明, 环阿满走滑断裂系统形成于中奥陶世末[26], 并在晚奥陶世良里塔格组沉积前发生了层间岩溶作用, 形成了沿走滑断裂带一间房组— 鹰山组顶面的优质缝洞体储集层。本研究也获得了裂缝胶结物精确的U-Pb年龄, R4井一间房组顶面裂缝方解石沉淀年龄为（462.6± 6.8）Ma、（468± 16）Ma, Q1井鹰山组碳酸盐岩顶面裂缝方解石沉淀年龄为（459± 28）Ma, H6-1井一间房组碳酸盐岩顶面裂缝方解石沉淀年龄为（449.8± 7.3）Ma。这些数据表明沿走滑断裂有大量年龄为460~450 Ma的方解石沉淀充填[26], 揭示晚奥陶世良里塔格组沉积前已形成了沿走滑断裂带分布的缝洞体储集层。此外, 原位稀土元素分析表明, 裂缝方解石具有正Y异常, 可能代表浅埋藏低温环境; 而且Y/Ho（化学风化强度, 钇与镧系元素含量之比）值大于27, 指示浅埋藏低温环境[35]。此外, Eu负异常可能排除岩浆热液流体和深埋高温环境, 而REE+Y指示无大气淡水参与的明显衰竭特征[27]。综合分析, 裂缝方解石样品为浅埋藏溶蚀沉淀充填成因或淡水溶蚀后埋藏期充填成因, 对应距今460~450 Ma埋藏早期的裂缝充填。随着晚奥陶世桑塔木组沉积期的快速沉降, 形成了下古生界的生储盖组合, 并以走滑断裂垂向沟通形成了断控古油藏。由此可见, 中晚奥陶世不仅下寒武统烃源岩进入生烃高峰期, 还具有形成大规模油藏的圈闭与运聚条件。反之, 如果缺乏该期油气充注, 奥陶系碳酸盐岩孔隙在深埋过程中可能胶结殆尽[17, 36], 可见早期的油气充注对储集层孔隙的保存也具有重要作用。
综合相关资料分析认为, 塔里木盆地阿满过渡带— 塔北隆起古生界烃源岩以下寒武统为主, 在中晚加里东期已进入生油高峰期, 是该区关键成藏期, 并奠定了该区的油气资源基础。阿满过渡带保存了大量的中晚加里东期古油藏, 而且古油藏热演化过程中并未达到裂解程度, 使富液油藏特征得以保持, 因此检测到大量低于50 ℃的包裹体均一温度。而塔北隆起区中晚加里东期古油藏遭受破坏, 后期原地生油很少, 以坳陷区古油藏在晚海西期的调整再成藏为主, 从而检测到70~90 ℃的包裹体均一温度。
4.2 成藏演化
综合分析, 环阿满走滑断裂断控油气系统形成于中晚加里东期, 并经历多期调整改造过程（见图10）。
 | 图10 塔里木盆地北部地区油田成藏演化模式图 （剖面位置见图1a） O3l— 良里塔格组; O3s— 桑塔木组; O1p— 蓬莱坝组; — C1y— 玉尔吐斯组 |
中奥陶世末, 环阿满走滑断裂体系形成[26], 同时发生断控岩溶, 形成中奥陶统断控碳酸盐岩缝洞体储集层。在晚奥陶世桑塔木组巨厚泥岩快速充填作用下, 不仅形成了保存优越的断控缝洞体圈闭, 而且下寒武统烃源岩进入生烃高峰期, 生-储-盖-运配置优越。通过走滑断裂的沟通, 发育下寒武统、上寒武统、下奥陶统蓬莱坝组与鹰山组、中奥陶统一间房组与上奥陶统良里塔格组等多套含油气层段, 形成“ 垂向运聚、复式成藏” 的走滑断裂相关的断控油藏模式（见图10a）。由于生烃中心位于南部阿满过渡带, 加里东期已进入生油高峰期, 晚海西期已进入过成熟生气阶段, 因此南部坳陷区持续沉降区仅有中晚加里东期的生油期, 而北部古隆起区可能还有晚海西生油期[33]。通过盆地模拟发现, 中晚加里东期大量生油可能将坳陷区走滑断裂带的缝洞体圈闭全部充注。
加里东末期至早海西期, 塔里木盆地经历强烈的构造改造作用[22]。在古隆起抬升剥蚀与走滑断裂继承性发育过程中, 古隆起高部位的油气破坏殆尽, 哈拉哈塘北部— 轮南地区的古油藏遭受破坏, 普遍见沥青。隆坳结合部位的斜坡区有显著的调整改造, 检测到该期流体包裹体代表油藏的调整, 而坳陷区有逾1 000 m厚度的上奥陶统泥岩盖层, 构造平缓, 可能保存了更多的石油资源（见图10b）。
晚海西期, 随着石炭系— 二叠系的整体沉降, 坳陷区下寒武系烃源岩进入过成熟阶段, 而斜坡区可能继续生油, 对古油藏具有一定补充。哈拉哈塘北部Q1井碳酸盐岩检测到（288.6± 8.8）Ma的裂缝方解石沉淀年龄, 表明存在该期的断裂与流体活动, 可能形成断裂的开启与油气运聚。此前用大量包裹体均一温度进行统计分析, 但受埋藏期热作用影响, 产生80~120 ℃较大范围的盐水包裹体均一温度数据, 难以区分是二叠系火成岩形成前或形成后的流体活动。本次测试结果110~116 ℃基本限定在二叠纪沉降最大的时间段（见图8a）, 分析处于早二叠世火成岩发育后的快速沉降期, 因此较好的限定了该期成藏时间。
值得注意的是, 前人研究也检测到二叠纪的流体包裹体, 但是不一定代表成藏期。由于晚海西期轮南古隆起定型, 很多油藏遭受改造与破坏, 检测到的包裹体很可能与油气的调整再充注有关[18], 而不是来自烃源岩二次生烃形成的原油。塔北古隆起斜坡区玉尔吐斯组从厚约30 m向北减薄尖灭, 二次生油的潜力有限, 而且以生气为主, 难以形成塔河— 轮南逾10× 108 t地质储量的巨大石油资源。另一方面, 由于晚海西期构造运动与走滑断裂的复活, 通过断裂输导, 坳陷区与深部的古油藏可能发生向上倾方向的调整, 从而形成塔河油田与哈拉哈塘油田（见图10c）。因此, 塔北隆起测到的晚海西期包裹体, 可能是古油藏从坳陷区与深部向上调整再成藏的响应。晚海西期末、印支期— 燕山期, 塔北隆起又发生了多期构造运动, 构造沉降缓慢, 烃源岩生烃基本停滞, 但古油藏仍有调整改造[14, 15, 16, 17, 18]。
喜马拉雅晚期进入原油裂解气、干酪根裂解气充注期, 这已取得共识[18, 33, 34]。值得注意的是, 轮古东— 富满油田东中寒武统盐膏层缺失的部位天然气充注强烈, 形成了凝析气藏（见图1a）。而西部地区走滑断裂停止活动, 原油裂解气可能仍位于中寒武统盐膏层之下, 因而保存了大量的古油藏。
研究表明, 环阿满油气系统多期构造-沉积演变形成了多套储盖组合与多种圈闭类型, 通过断裂沟通在寒武系、奥陶系、志留系、泥盆系— 石炭系、三叠系、侏罗系等层位的圈闭聚集成藏, 断裂断至的层位控制了油气的纵向分布（见图10）。在坳陷区以垂向运聚成藏为主, 向古隆起区沿断裂带或不整合面侧向运聚作用增强, 构成断控差异运聚模式, 是典型的走滑断裂相关的、断控的、多期成藏与调整改造的油气系统, 并造成了油气相态的复杂性。在此基础上, 形成了坳陷区“ 早期成藏、垂向运聚、分段富集” 的断控油藏模式与隆起区“ 多期调整、多元控藏、局部富集” 的断裂相关油藏模式。由于经历多期成藏与改造, 古隆起区大量的油气资源遭受破坏, 而坳陷区保存条件优越, 油气更为富集, 并为富满油田和顺北油田的勘探开发所证实[5, 10]。
综上所述, 塔里木盆地北部坳陷阿满过渡带烃源岩厚、成藏早、保存好, 因此坳陷区走滑断裂带更富油, “ 越深越富、下坳探断” 的勘探思路有望在坳陷区更深部位发现更多的石油资源。
5 结论
塔里木盆地北部地区古老油藏中流体包裹体经历了复杂的升温改造, 呈现不同的均一温度数据, 需要以含油流体包裹体组合的盐水包裹体均一温度的最低数值界定成藏期。走滑断裂带奥陶系碳酸盐岩油藏中裂缝方解石流体包裹体组合具有黄色荧光与黄绿色荧光的2类不同成熟度油包裹体, 并分别检测到低于50 ℃与70~90 ℃的共生盐水包裹体均一温度, 揭示中晚加里东期与晚海西期的2期石油充注期。中晚加里东期为走滑断裂、奥陶系碳酸盐岩缝洞体储集层与圈闭的关键形成期, 下寒武统主力烃源岩也进入生油高峰期, 为关键成藏期, 奠定了塔里木盆地北部地区古生界的油气资源基础。阿满过渡带以晚奥陶世成藏为主, 富满油田保存了迄今最早成藏的原生古油藏; 北部隆起区以早二叠世成藏为主, 发育晚海西期从南部调整过来的次生油藏。坳陷区与古隆起区成藏差异大, 保存条件是石油富集的关键, 坳陷区烃源岩厚、保存条件优越, 走滑断裂相关的断控油藏的勘探开发潜力更大。
（编辑 黄昌武）
参考文献
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