按照广泛认可的标准，中国西部叠合盆地超深层指埋深超过6000m的勘探目的层，随着勘探开发理论、技术、装备的不断发展与进步，越来越多的深层—超深层油气田不断被发现^[1-6]。陆上深层—超深层油气正逐渐成为全世界油气勘探的重要接替领域，超深层领域油气的相态日益成为研究的热点和勘探关注的重要问题^[7-9]。

近年来，塔里木盆地寒武系轮探1井在8203~8260m获轻质原油^[6]，塔深1井在埋深8404~8406m处钻遇褐黄色液态原油^[10]；塔北隆起南坡上的FY1井在7711m的奥陶系储层中获得高产黑油油藏，且原油未发生裂解^[11]；顺北奥陶系发现超深层碳酸盐岩断溶体油气藏^[12-13]，这些勘探实践成果突破了传统的“液态窗”和勘探“黄金地带”理论^[14-15]。关于塔里木盆地超深层油藏的研究及原油热稳定性研究成果表明^[16-20]，长期的低地温地质条件和储层中普遍缺乏石膏类等含硫矿物，导致油藏中烃—水—岩相互作用有限，有利于油藏稳定保存。液态石油大量消亡(油裂解成气)的深度下限在9000~10000m以下^[21]，塔里木盆地目前发现的和今后即将发现的海相油，是寒武系—奥陶系烃源岩在生油高峰期生成的油被保存下来的^{[18, 21]}。而深层超高压生烃机理研究表明^[22-23]，在温度和压力双重作用下，异常高压会抑制有机质热演化过程，进而抑制烃类的生成和分解，使生烃作用迟滞，导致深部烃源岩晚期仍然可以规模生烃^[1]。顺托果勒地区奥陶系油气藏由东南向西北部呈干气藏、凝析气藏、挥发油藏—轻质油藏的分布格局，漆立新^[12]、焦方正^[13]认为海西晚期和喜马拉雅期是有效成藏期，喜马拉雅期顺托果勒地区东西部因对早期油藏充注改造程度不同而呈现出西油东气的油气分布面貌，马安来等^[16]认为顺北奥陶系油气藏保持挥发油相是由于长期的低地温及油藏蚀变作用弱。王铁冠等^[24]认为顺南地区中—下奥陶统气藏是源于寒武系烃源岩喜马拉雅期一期成藏，而马安来等^[25]则指出顺南1井原油经历强烈裂解作用。可见，对于顺托果勒地区中—下奥陶统油气藏成藏模式仍存在不同的认识。

包裹体是烃类或非烃类流体在矿物结晶生长过程中，被捕获包裹在矿物缺陷或晶格中的独立封闭体系。包裹体不仅保存了原始的流体成分、地球化学特征等化学信息，还保存了其被捕获时的温度、压力、密度等重要的热力学信息，因而油气包裹体是反演油气成藏史的原始样品。本文通过对顺托果勒及邻区奥陶系储层包裹体岩相学、油气充注古温压恢复、流体成分、拉曼光谱等系统分析，结合埋藏热演化史等区域地质资料，对顺北超深层油藏保存途径及其影响控制因素进行了研究，以期进一步认识超深层领域的油气成藏模式和分布规律。

顺托果勒地区在构造位置上指顺托果勒低隆起及周缘地区(图 1)，其南北夹持于卡塔克隆起和沙雅隆起之间，呈南窄北宽的“马鞍形”形态，东西介于满加尔坳陷和阿瓦提坳陷之间，寒武系—古近系地层发育齐全。寒武纪—中奥陶世与塔北、塔中地区发育统一的沉积建造，早寒武世早期，在全球海侵背景下，沉积了玉尔吐斯组深水陆棚相硅质泥页岩，是顺托果勒地区主力烃源岩。之后发育了下寒武统—下奥陶统蓬莱坝组（O₁p）以白云岩为主的碳酸盐岩建造和中—下奥陶统鹰山组（O_1-2y）、中奥陶统一间房组（O₂yj）以石灰岩为主的碳酸盐岩，这套巨厚的碳酸盐岩构成塔中—塔北地区多套储层，目前顺托果勒地区以鹰山组上段、一间房组为主要勘探目的层。东部满加尔坳陷发育寒武系—中奥陶统斜坡—盆地相烃源岩，也是顺托果勒低隆起的烃源灶区^[9-10]。中奥陶世末期伴随着卡塔卡隆起—沙雅隆起雏形的发育，该地区处于两大隆起间的复向斜区，晚奥陶世沉积了巨厚的混积陆棚相却尔却克组泥岩，形成区域盖层。经历加里东期、海西早期、海西晚期、印支期—燕山期至喜马拉雅期的构造—沉积演化，目前顺托果勒地区下寒武统玉尔吐斯组埋深超过万米，主要目的层鹰山组上段、一间房组埋深达7000~8000m。多期发育的NE向走滑断裂具有控储、控藏、控富的特征^[12-13](图 1)。

图 1

图 1 塔里木盆地顺托果勒地区地质概要 Fig. 1 Geological sketch map of Shuntuoguole area, Tarim Basin

顺托果勒地区鹰山组—一间房组缝洞型油气藏分布平面上从东南向西北由干气藏过渡到凝析气藏，再到挥发油藏—轻质油藏，体现出演化程度逐渐降低的特征^[12]。为全面了解该地区烃类流体的微观赋存特征，选取了顺北、跃进及顺南地区的岩心样品；为了研究早期油气充注的特征，还采集了塔河南部地区TS3井、TP15X井岩心样品（表 1）。

表 1

表 1 顺托果勒及邻区包裹体样品分布与类型统计表 Table 1 Distributions and types of fluid inclusion samples in Shuntuoguole and adjacent areas 地区 井号 油气藏类型 层位 深度/m 赋存主矿物及产状 烃包裹体发育情况 含固体沥青烃包裹体 气液烃包裹体 干气包裹体 塔河南部 TS3 重质油 O1-2y 6103 洞穴充填的巨晶方解石 发育 O2yj 6467 洞穴充填的巨晶方解石 发育 TP15X AT40 轻质油 O2yj 7149.4 粒间孔及粒内孔充填的方解石 发育 跃进 YJ1X 轻质油 O2yj 7252.8 含萤石方解石脉 发育 O2yj 7214.3 粒间孔洞充填的方解石 发育 YJ2-3 轻质油 O2yj 7280.15 方解石脉 发育 YJ2-4 轻质油 O2yj 7123.47 方解石脉 发育 顺北 SHB1-3 轻质油 O2yj 7267.91 方解石脉 发育 O2yj 7265.48 缝洞充填的石英 发育 SHB2 轻质油 O1-2y 7736.9 方解石脉 发育 发育 O1-2y 7737.5 溶洞充填的方解石 发育 O2yj 7359.78 粒间孔洞充填的方解石 发育 O2yj 7363.05 顺南 SN1 凝析气 O2yj 6531.5 溶蚀孔洞充填的方解石 发育 O2yj 6532.4 方解石脉 发育

表 1 顺托果勒及邻区包裹体样品分布与类型统计表 Table 1 Distributions and types of fluid inclusion samples in Shuntuoguole and adjacent areas

本次研究所有实验均在中国石化油气成藏重点实验室完成。

包裹体岩相学采用德国徕卡M165C型立体显微镜（放大倍数为7.3~120倍）及德国蔡司公司Imager A2m型偏光/荧光显微镜（放大倍数为50~500倍）。包裹体均一温度及冰点温度测定采用英国Linkam公司生产的MDSG600型地质冷热台与德国蔡司公司生产的Axioskop40型偏光/荧光显微镜组成的显微测温系统。包裹体及储层沥青的激光拉曼分析采用英国Renishaw公司生产的Invia型激光拉曼光谱仪。油包裹体气液比测定采用德国蔡司公司5Pascal激光共聚焦显微镜。群体包裹体成分分析采用美国安捷伦公司生产的7890B气相色谱及5975C四极杆质谱联用仪。

油包裹体古温压恢复采用油包裹体与伴生的盐水包裹体等容线相交的方法^[26-27]求得，气包裹体古温压恢复采用气包裹体等容线与伴生盐水包裹体均一温度相交的方法求得^[28-30]。

沥青的相对成熟度分析采用刘德汉等^[31]提出的利用沥青激光拉曼光谱中“D”“G”峰相对拉曼位移值求得。由于不同实验室之间仪器性能及实验条件存在差异，Liu Dehan等^[28]提出的公式应用于本实验室中可能会存在较大的系统误差，因此本次研究仅对拉曼光谱所反映的沥青成熟度的相对高低进行比较。

单期次油气包裹体成分搜集采用自主研发的油气包裹体成分搜集装置。在对样品进行包裹体成分搜集前首先对样品薄片进行镜下观察，确定样品中仅含有单期次的油气包裹体，然后将样品粉碎到直径小于1mm的颗粒并进行清洗，再称取约10mg样品密封入直径为1mm的长条形定制容器中并瞬间加热到350℃使油气包裹体发生爆裂，最后用约10μL正己烷溶剂在密闭的情况下对释放的包裹体成分进行富集。虽然“热爆法”可能存在包裹体中原油发生热裂解的风险，但是考虑到顺托果勒地区油气包裹体多赋存在微裂隙或溶孔充填的方解石中，能够分离出用于测试分析的主矿物有限，因此本文采用上述“热爆法”进行包裹体成分分析。

对所采集的样品进行岩相学筛选，着眼于烃类演化分析遴选出顺托果勒地区SHB2井、SHB1-3井、YJ1X井、SN1井及塔河南部地区的AT40井进行了详细的包裹体特征分析，发现存在3种类型烃包裹体：含固体沥青烃包裹体、气液烃包裹体和干气包裹体。

含固体沥青烃包裹体由固体沥青和油/气组成。烃包裹体中沥青的捕获可发生在两种情况下，第一种为偶然捕获，在包裹体捕获时沥青已经存在，处于气液烃母流体—沥青共存的状态，该种情况下捕获的沥青在烃包裹体中往往以块状或粒状的形态存在，而且烃包裹体中沥青的含量差别大，甚至部分包裹体中不含沥青，烃包裹体的气液比基本一致或变化不大；第二种为气液烃包裹体捕获后，由于自身的分异沉淀出沥青，或者受热事件（热液、深埋增温等）的影响而裂解产生出沥青，该类沥青往往分布在包裹体壁上，而且几乎每个烃包裹体中都有沥青分布，该种情况下产生的沥青对包裹体原始成分造成破坏，而且这一过程是不可逆的，其均一温度已不能代表原始的状态。

YJ1X井、SHB2井和SN1井中均发育该类包裹体，在透射光下，可见黑色不透明固体沥青，在紫外荧光下可见明显蓝绿色荧光，其中YJ1X井和SHB2井包裹体中液态烃受沥青遮蔽不明显，荧光较强（图 2a—c、j、k），而SN1井中液态烃受沥青遮蔽明显，荧光较弱（图 2g、h）。

图 2

图 2 顺托果勒及邻区奥陶系储层包裹体显微照片 Fig. 2 Micrographs of fluid inclusions in Ordovician reservoirs in Shuntuoguole and adjacent areas (a)YJ1X井，7252.8m，O2yj，样品中发育方解石脉；(b)图a中红框区域局部放大，发育含固体沥青烃包裹体，透射光；(c)图b对应的荧光照片；(d) SHB1-3井，7265.48m，O2yj，裂隙中充填自形石英；(e)图d石英中发育气液烃包裹体；(f)图e对应的荧光照片；(g)SN1井，6532.54m，O2yj，含固体沥青烃包裹体；(h)图g对应的荧光照片；(i)SN1井，6531.5m，O2yj，干气包裹体；(j) SHB2井，7736.9m，O1-2y，样品中发育方解石脉；(k)图j中圆圈域局部放大，发育含固体沥青烃包裹体；(l)图j中红框区域局部放大，发育气液烃包裹体

理论和实践均已表明，原油在透射光下呈透明状，在紫外光的照射下会发出不同颜色的荧光^[32]。因此若包裹体中液相部分均发荧光、未见暗色固体物质（沥青）且其中含有一个黑色球状气泡，则判定其为气液烃包裹体。观测结果显示，5口井中除SN1井未发育气液烃包裹体外，其他4口井中均可见气液烃包裹体（表 1及图 2d—f、l）。

干气包裹体中以甲烷为主，透射光下无色透明，紫外光下无荧光现象。5口井中只有SN1井发育干气包裹体（图 2i）。

SHB2井同时含有含固体沥青烃包裹体及气液烃包裹体，镜下观察表明含固体沥青烃包裹体在平直细脉中呈孤立状分布（图 2k），为原生成因；而气液烃包裹体沿愈合裂隙分布，切穿方解石脉（图 2l），为次生成因。上述包裹体产状表明气液烃包裹体捕获时间要晚于方解石脉形成时间。因此可以判定，含固体沥青烃包裹体捕获时间要早于气液烃包裹体。

以上3种类型的烃包裹体中，含固体沥青烃包裹体分布于跃进（YJ1X井）、顺北（SHB2井）和顺南（SN1井）地区，气液烃包裹体分布于顺北—跃进地区，而干气包裹体仅在顺南（SN1井）地区发育（表 1）。这种分布特征指示了顺北、顺南埋藏热演化和油气充注条件的差异，顺北、跃进及顺南均发育含固体沥青烃包裹体代表着早期均有原油充注并且在后期深埋过程中发生了热演化，顺北—跃进地区发育气液烃包裹体而顺南地区发育干气包裹体，说明顺北—跃进地区晚期以油充注为主而顺南地区则以气充注为主。

油气包裹体捕获温压与埋藏史结合是判定油气充注期次的常用方法，在进行包裹体古温压恢复前，对包裹体的产状进行详细观察，对其捕获时流体所处的状态进行推测，对包裹体受后期地质作用改造、破坏的程度进行评估是获得准确数据的基础和前提^[26-30]。本次研究在包裹体岩相学分析的基础上，选取研究区未遭受后期改造、破坏的气液烃包裹体及干气包裹体，利用前文2.2所述的方法进行流体包裹体古温压恢复及成藏期次判定。研究结果表明，顺北、跃进及塔河南地区气液烃包裹体捕获温度为128.6~152.3℃，压力为598.6~757.0bar^❶，顺南地区发育的干气包裹体捕获温度约为147.9℃，压力为650.0~770.0bar（图 3、表 2），结合图 4所示埋藏史图，推测两类包裹体捕获时间均距今35—2Ma，均为喜马拉雅期充注。

❶ 1bar=0.1MPa。

图 3

图 3 SHB2井气液烃包裹体及SN1井干气包裹体捕获温压图 Fig. 3 Trapping temperature and pressure of gas liquid hydrocarbon inclusion in Well SHB2 and dry gas inclusion in Well SN1 (a) SHB2井，7736.9m，O1-2y，气液烃包裹体古温压恢复；(b) SN1井，6531.5m, O2yj，干气包裹体古温压恢复

表 2

表 2 顺托果勒及塔河南部地区包裹体古温压及油气充注期次 Table 2 Paleo temperature and pressure of fluid inclusions and hydrocarbon charging periods in Shuntuoguole area and southern Tahe area 地区 井号 包裹体类型 均一温度/℃ 冰点温度/℃ 室温下内压/bar 等容线方程 捕获温度/℃ 捕获压力/bar 油气充注期次 跃进 YJ1X 气液烃包裹体 76.5 — — p=4.669×T+76.906 134.2 703.6 喜马拉雅晚期（35—2Ma） 气液烃包裹体 84.1 — — p=4.576×T+60.893 131.8 664.2 气液烃包裹体 83.2 — — p=4.475×T+100.889 134 700.7 气液烃包裹体 77.9 — — p=4.773×T-3.859 128.6 609.7 盐水包裹体 91.2 0 — p=16.585×T-1522.395 — — 顺北 SHB2 气液烃包裹体 69.8 — — p=4.841×T+20.196 148.9 740.9 喜马拉雅晚期（7—2Ma） 气液烃包裹体 55.4 — — p=5.121×T-66.983 145.2 676.8 气液烃包裹体 53.4 p=5.091×T+57.192 137.5 757.0 气液烃包裹体 55.3 p=5.088×T+20.217 134.5 704.4 气液烃包裹体 55.2 p=5.058×T+55.999 137 748.9 气液烃包裹体 65.5 p=4.956×T-110.992 152.3 643.6 盐水包裹体 106.8 -5.9 p=17.137×T-1965.7 — — 盐水包裹体 114.8 -5.9 — p=17.577×T-1876.04 — — 盐水包裹体 94.4 -4.7 — p=17.577×T-1876.04 — — 顺南 SN1 干气包裹体 — — 390 p=1.7×T+107.107 147.9 770.0 喜马拉雅晚期（35Ma） 干气包裹体 — — 330 p=1.641×T+108.520 147.9 650.0 干气包裹体 — — 370 p=1.697×T+107.176 147.9 735.0 干气包裹体 — — 370 p=1.697×T+107.176 147.9 650.0 盐水包裹体 147.9 — — — — — 盐水包裹体 152.5 — — — — — 盐水包裹体 157.7 — — — — — 盐水包裹体 157.4 — — — — — 盐水包裹体 177.5 — — — — — 盐水包裹体 166.9 — — — — — 塔河南部 TS3 气液烃包裹体 50.9 — — p=4.90×T-144.68 94.9 320.1 海西晚期 气液烃包裹体 53.8 — — p=4.92×T-165.7 94.2 297.7 气液烃包裹体 60.1 — — p=4.84×T-194.43 97.6 277.9 气液烃包裹体 72.8 — — p=4.73×T-258.82 94.4 187.8 盐水包裹体 85.4 -13.7 — p=33.79×T-2884.94 — — 盐水包裹体 87.8 -9.9 — p=28.32×T-2486.02 — — TP15X 气液烃包裹体 54.3 — — p=4.77×T-150.5 83.3 246.8 海西晚期 气液烃包裹体 59.1 — — p=4.78×T-179.77 81.9 211.5 盐水包裹体 73.3 -15.4 — p=24.65×T-1806.36 — — AT40 气液烃包裹体 88.2 — — p=4.67×T-40.324 139.5 598.6 喜马拉雅晚期 气液烃包裹体 88.3 — — p=4.688×T-41.354 145.3 626.3 盐水包裹体 103.2 -2.2 — p=16.480×T-1699.597 — —

表 2 顺托果勒及塔河南部地区包裹体古温压及油气充注期次 Table 2 Paleo temperature and pressure of fluid inclusions and hydrocarbon charging periods in Shuntuoguole area and southern Tahe area

图 4

图 4 顺托果勒地区包裹体中液态烃m/z57质量色谱图与原油饱和烃色谱图 Fig. 4 m/z 57mass chromatogram of liquid hydrocarbon in inclusions and saturated hydrocarbon chromatogram of crude oil samples in Shuntuoguole area （a）YJ1X井，7252.8m，O2yj，包裹体；(b) YJ2-1井，7109~7202m，O3q+O2yj，原油；(c) SN1井，6531.5m，O2yj，包裹体；(d) SN1井，6528.4~6690m，O2yj+O1-2y，原油；(e)SHB1-3井，7265.48m，O2yj，包裹体；(f)YJ2-4井，7123.47m，O2yj，原油

由于深埋增温等热演化使早期捕获的烃包裹体在捕获后热裂解演化成含固体沥青烃包裹体，上述热演化对包裹体原始成分造成了不可逆的破坏，其均一温度已不能代表原始的状态。目前没有成熟的方法对上述含固体沥青烃包裹体进行古温压恢复，而这类包裹体记录了更早期的油气充注，是研究油藏演化的“起点”，对油气成藏演化研究具有重要意义。顺北—跃进地区处于阿克库勒凸起南斜坡延伸带，与塔河南部地区紧邻，发育一套以玉尔吐斯组为主力烃源岩的含油气系统。由于与研究区相邻的塔河南部地区埋深相对较浅且古地温梯度更低，本次研究选取塔河南部地区代表早期捕获但未遭受明显热演化影响的TS3井及TP15X井的岩心样品（表 1），以辅助确定顺托果勒地区早期油气充注期次（表 2）。

虽然油气运移及充注是油气包裹体存在捕获的必要条件，但是有油气充注并不一定有油气包裹体的捕获，这是因为油气包裹体的捕获还需要适合主矿物生长的成岩条件且在捕获后未遭受后期地质作用的破坏。因此本文利用包裹体所获得的油气充注期次可能存在一定的局限性。尽管如此，本次研究表明顺托果勒地区至少存在早、晚两期充注成藏，其中含固体沥青烃包裹体代表早期（海西晚期）充注，而后遭受了后期的热裂解改造，发生了不可逆的变化；顺北、跃进地区的气液烃包裹体和顺南地区的干气包裹体均指示了晚期（喜马拉雅晚期）油气充注事件。

现今油气藏是油气生成后长期演化及多期充注混合的最终结果，而油气包裹体则是油气藏形成演化过程中不同地质时期的阶段产物，通过对比二者油气性质，可以对不同期次油气与现今油气藏的关系进行探讨。

由于包裹体捕获后即处于封闭体系，因此油气包裹体流体成分记录了捕获时油气的地球化学特征。含固体沥青烃包裹体是早期充注的原油在藏内热演化的产物，本次研究利用前文2.2所述的单期次群体包裹体成分分析方法，挑选了含有早期单期次含固体沥青烃包裹体且包裹体丰度较高的YJ1X井及SN1井方解石脉进行包裹体成分分析，并与同区的YJ2井、SN1井原油的饱和烃色谱图进行对比（图 4）。YJ1X井（图 4a）和SN1井（图 4c）含固体沥青烃包裹体中烃类化合物以正构烷烃和轻烃为主，正构烷烃分布范围在nC₂₈之前，主峰碳较低，分别为nC₁₂和nC₁₄，没有明显的奇偶优势，OEP（奇偶优势比）均在1.0左右，是成熟轻质油的特征。YJ2-1井（图 4b）、SN1井（图 4d）的原油以前峰型为主，主峰碳为nC₁₅和nC₁₂，最大碳数一般为nC₃₂~nC₃₅，OEP在0.95左右，没有明显的奇偶优势。包裹体烃和原油两者正构烷烃分布相似，均是以低碳数的正构烷烃为主，主峰碳在nC₁₂~nC₁₅，正构烷烃分布基本上没有奇偶优势，均为轻质成熟原油。上述特征说明顺托果勒地区早期充注的原油经历了藏内热演化后，可以演化成与现今原油相似的轻质油，即早期原油的藏内热演化是该地区形成轻质油藏的途径之一。

晚期（喜马拉雅晚期）捕获的气液烃包裹体，是晚期充注的原油在藏内未经受明显热演化的产物，对含有气液烃包裹体且包裹体丰度较高的YJ2-3井、YJ2-4井、SHB1-3井及SHB2井的包裹体样品进行成分分析，结果表明（图 4e、f）晚期充注的气液烃包裹体与含固体沥青烃包裹体成分特征类似，烃类化合物亦以正构烷烃和轻烃为主，正构烷烃分布范围一般在nC₂₈之前，个别样品可以到nC₃₂。可检测出的化合物分子量比较小，主峰碳较低，一般为nC₁₄左右。没有明显的奇偶优势，OEP均在1.0左右，是成熟原油的特征，包裹体烃与原油中正构烷烃分布具有相似性，均是以低碳数的正构烷烃为主，主峰碳在nC₁₄左右。上述特征表明，喜马拉雅晚期高成熟度烃源岩生成的原油充注到藏内，是该地区形成轻质油藏的另一可能途径。

含固体沥青烃包裹体和气液烃包裹体记录了海西晚期和喜马拉雅晚期两次油气充注事件，前者代表海西晚期充注的正常原油在藏内演化，后者代表晚期轻质油充注成藏，两者现今表现为高度一致的轻质油特征，至少说明早期成藏及藏内演化是液态烃保持的有效途径。研究表明喜马拉雅晚期玉尔吐斯组已处于高成熟阶段^[33-34]，镜质组反射率（R_o）已达到2.0%以上，大量的烃源岩模拟实验结果表明烃源岩在R_o为1.0%~1.3%时生烃效率已达80%左右，由此看来前者可能是更重要的液态烃保存方式。

顺托果勒地区具有北油南气的油气分布特征，顺南地区为干气藏—凝析气藏，顺北—跃进地区为轻质—挥发油藏，通过对两个地区早期充注油气热演化对比分析，讨论超深层油藏保存影响因素。

顺北—跃进及顺南地区均发育早期充注的含固体沥青烃包裹体。固体沥青是原油发生热裂解的标志产物，热裂解程度越高形成的固体沥青的量也越多。对比发现SN1井含固体沥青烃包裹体，主要沿包裹体壁分布，包裹体荧光受固体沥青遮蔽明显（图 2g、h）；顺北—跃进地区包裹体中的固体沥青主要呈块状分布，包裹体荧光受固体沥青遮蔽不明显（图 2a—c, j—k），上述现象表明SN1井含固体沥青烃包裹体中沥青的相对含量要高于顺北—跃进地区，说明顺南地区原油在藏内的演化程度要高于顺北—跃进地区。另外顺南古隆地区奥陶系储层沥青反射率（2.8%左右）^[35]要高于顺北地区奥陶系储层沥青反射率（2.2%左右），也佐证了顺南地区比顺北地区经历了更高程度的热演化过程。

从含固体沥青烃包裹体成分来看，原油的成熟度越高，原油饱和烃Pr/nC₁₇、Ph/nC₁₈比值越小。SN1井含固体沥青烃包裹体中液态烃的Pr/nC₁₇、Ph/nC₁₈比值最低（表 3），表明顺南地区早期充注的原油经历藏内热演化程度明显高于顺北—跃进地区，这与SN1井原油检测到金刚烷指示发生的裂解作用是一致的^[22]。

表 3

表 3 奥陶系包裹体烃的正构烷烃和类异戊二烯参数特征 Table 3 Characteristics of n-alkanes and isoprenoids of hydrocarbons in inclusions in Ordovician reservoirs 序号 样品号 主峰碳 OEP Pr/nC17 Ph/nC18 Pr/Ph (Pr+nC17)/(Ph+nC18) Ph/nC18-Pr/nC17 1 SN1-A nC15 1.01 0.03 0.06 0.75 1.16 0.03 2 SN1-B nC14 1.02 0.02 0.05 0.66 1.25 0.03 3 YJ1X-A nC12 1.00 0.21 0.40 0.62 1.02 0.19 4 YJ2-3-A nC14 1.02 0.34 0.56 0.76 1.07 0.22 5 YJ2-3-B nC14 1.03 0.31 0.54 0.67 1.00 0.23 6 YJ2-4-A nC14 1.03 0.29 0.51 0.69 1.04 0.22 7 SHB1-3-A nC11 0.96 0.39 0.74 0.68 1.03 0.35 8 SHB1-3-B nC14 1.00 0.39 0.70 0.71 1.05 0.31 9 SHB1-3-C nC10 1.04 0.46 0.78 0.78 1.08 0.32 10 SHB2-A nC18 0.99 0.31 0.58 0.78 0.73 0.27

表 3 奥陶系包裹体烃的正构烷烃和类异戊二烯参数特征 Table 3 Characteristics of n-alkanes and isoprenoids of hydrocarbons in inclusions in Ordovician reservoirs

传统观点认为，温度是影响原油裂解的主要因素，不同学者基于不同方法探讨了温度对原油裂解的影响，如Quigley等^[36]及Mango等^[37]研究发现原油裂解的起始温度是150℃，Waples等^[38]认为原油裂解门限温度在160℃左右，田辉等^[39]、马安来等^[40]进行的原油裂解动力学实验表明塔河原油独立油相可在178℃以上的条件下保存。综上所述，不同学者对于温度对原油裂解影响的认识存在差异，但基本可以确定低于150℃时原油发生裂解的概率较低。顺托果勒地区经历了缓慢的增温过程现今达到了最高地温（图 5），油气藏现今温度已达到了150℃（表 4），顺北及跃进地区发育大量晚期捕获的气液烃包裹体，上述包裹体在捕获之后同样也会经历大于150℃的高温，但是并未发育固体沥青，说明其并未经历明显的热演化。另外，TS1井在埋深8406.4m、储层温度在175~180℃以及TD2井经历了200~210℃的情况下，仍然有原油发现^{[7, 38]}，揭示原油甚至在超过200℃的条件下仍然能以液态烃的形式存在，说明即使现今地温已经达到或远远超过裂解温度，液态原油依然能较好地保存，温度不是决定油气相态的唯一原因。

图 5

图 5 顺托果勒地区典型井热埋藏史图 Fig. 5 Thermal burial history of typical wells in Shuntuoguole area

表 4

表 4 顺托果勒地区奥陶系油气藏温压统计 Table 4 Statistics of temperature and pressure of Ordovician oil and gas reservoirs in Shuntuoguole area 井号 层位 油层深度/m 温度/℃ 压力/MPa SHB1 O2yj 7405.00 157.34 81.75 SHB1CX O2yj 7405.74 155.36 81.74 SHB1-1H O2yj 7557.66 157.10 87.08 SHB1-2H O2yj 7569.47 159.80 85.59 SHB1-3 O2yj 7306.8 153.83 85.41 SHB1-4H O2yj 7561.96 158.92 86.47 SHB1-5H O2yj 7565.68 160.09 86.25 SHB1-6H O2yj 7399.75 159.67 85.33 YJ2X O2yj 7170.85 150.82 79.74 SN4 O1-2y 6676.00 187.21 76.72 SN5-2 O1-2y 7029.73 200.37 — SN7 O1-2y 7002.50 199.51 101.56

表 4 顺托果勒地区奥陶系油气藏温压统计 Table 4 Statistics of temperature and pressure of Ordovician oil and gas reservoirs in Shuntuoguole area

对比顺托果勒地区热埋藏史（图 5），顺北、跃进地区奥陶系储层在高于150℃地温的持续时间在10Ma以内，顺南地区奥陶系储层持续时间则可达到60Ma以上，到达油气热裂解节点温度后，其持续时间的差异可能是造成顺南地区早期原油热演化程度要高于顺北地区的重要因素之一。另外，顺南地区奥陶系储层发生一定程度的TSR作用（硫酸盐热化学还原反应）^[25]，促进了原油的裂解。

地层水、无机矿物等介质，在原油裂解反应中不仅提供反应的界面，而且还有可能是反应的催化剂及反应物，对原油裂解的难易甚至裂解的产物产生较大的影响^[41-45]。原油被包裹体捕获后与油藏在相同地质条件下演化，但不再受地层水及储层介质的影响，因而可通过对比包裹体内外流体的热演化程度探讨储层介质环境有无对液态烃保存产生影响。

沥青的拉曼特征峰“D”峰和“G”峰能反映成熟度演化的差异^[26]。通过详细的岩相学分析，共识别出3类与早期包裹体同期的储层沥青，对包裹体内外的沥青的拉曼光谱“D”峰—“G”峰参数进行对比，从同一产状下含固体沥青烃包裹体内沥青与储层内沥青的拉曼光谱所反映的成熟度来看，包裹体内与储层内沥青相对成熟度分布范围存在重叠区，包裹体内沥青的相对成熟度要高于储层内沥青的相对成熟度（图 6）。

图 6

图 6 包裹体内外沥青拉曼光谱“D”峰—“G”峰成熟度对比 Fig. 6 Maturity comparison of Raman spectrum"D"peak to"G"peak of solid bitumen in hydrocarbon inclusions and in reservoirs

对于同一油气藏而言，包裹体内、外经历的地质热作用是相同的，不同点在于包裹体捕获后不再受地层水及储层介质的影响，包裹体内沥青的成熟度均高于包裹体外储层中沥青的成熟度，可能指示了介质环境（储层、地层水等）对原油的热演化起到的抑制作用，这也可能是影响顺托果勒地区超深层油藏保存的因素之一。

（1）储层包裹体从微观视域揭示了顺托果勒地区至少存在海西晚期和喜马拉雅晚期两次油气充注，固体沥青的存在表明早期充注的原油经历了一定程度的热演化裂解，并且顺南地区原油热演化程度要高于跃进、顺北地区，与原油地球化学热蚀变分析结果一致。

（2）跃进、顺北地区早期充注的原油经历热演化后形成轻质油与晚期充注轻质油是该地区轻质油藏形成的两种途径。

（3）顺北地区在低地温梯度背景下长期的缓慢增温和喜马拉雅晚期快速埋深，使得奥陶系油藏经历高温的持续时间短，热裂解作用程度有限，早期充注的原油仍以轻质油—挥发油的形式存在。而顺南地区经历的古地温更高且持续时间长，加之原油热蚀变作用，早期充注的原油则主要以干气的形式存在。早期充注的原油在包裹体内外所展现出的成熟度差异表明储层介质环境可能对液态烃保存存在一定的影响，但影响程度和作用机制仍需要进一步研究。