塔里木盆地海相油气成藏研究进展

顾 忆，黄继文，贾存善，邵志兵，孙永革，路清华

(1.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；2.浙江大学 地球科学院，杭州 310027)

油气藏形成于复杂的自然地质系统之中。油气从生成到成藏涉及到生、储、盖、运、聚、保及时空配置等多个成藏要素。油气成藏研究即以油气藏为目标，以地球化学方法为主要手段，重点关注油气藏在不同时间及三维空间位置赋存状态及其演化，从多学科、多角度、多视域全方位阐述油气藏形成、演变的历史。油气成藏研究的关键问题是烃源岩及其演化、油气源对比、油气成藏期次及油藏后生改造等，油气成藏研究的终极目标是明确油气藏形成机理，指出成藏主控因素与富集规律，以指导油气勘探，这也是石油地质学研究的核心所在。

1 研究背景与面临的问题

塔里木盆地的形成经历了震旦纪—中泥盆世、晚泥盆世—三叠纪和侏罗纪—第四纪3个伸展—聚敛旋回演化阶段，盆地演化与构造体制转换的地球动力学过程与方式决定了盆地具有复杂的叠加地质结构，制约着油气聚集与分布[1]。塔里木盆地勘探实践表明，海相油气主要分布于沙雅隆起、卡塔克隆起及古城墟隆起，已发现油气藏类型性质多样，既富油又富气，原油物性变化大，显示出油气成藏的复杂性：即油气藏成藏后的破坏与改造作用、不同地质时期油气多期次充注的叠加改造作用。

塔里木盆地海相油气成藏研究面临3个主要问题：(1)海相主力烃源岩的确认、分布及其演化；(2)海相油气藏分布特征及油气地球化学特征；(3)油气主要成藏期判识及其成藏模式。

烃源岩研究是油气成藏研究的基础与首要问题。塔里木盆地海相烃源岩层系受不同地区沉积环境与沉积相的控制，发育程度差异较大。寒武—奥陶系烃源岩埋深大、压力高、演化程度高，同时揭示井少，地层古老又缺乏镜质体，演化程度的确定困难。油气地球化学是油气成藏研究的重要手段之一。塔里木盆地海相油气成藏历史长，经历多期次充注与多类型后生改造，如何选择适用的地球化学对比参数显得尤为重要。近年来流体包裹体、稀有气体同位素、方解石U-Pb、Re-Os同位素等成藏定年技术的发展，为油气成藏期次的判识提供了重要的技术支撑。

目前，通过大量的实际样品分析与模拟实验、大量的地质、地球化学综合分析，结合构造演化、层序地层学、沉积相与沉积环境等研究成果，塔里木盆地海相油气成藏研究取得了显著的进展。

2 台盆区海相油气成藏研究进展

2.1 油气主要来自寒武系—中下奥陶统烃源岩

塔里木盆地台盆区海相油气藏主要存在以下4种类型：(1)以塔河油田奥陶系为代表的重质油—超重质油藏；(2)以英买力地区为代表的奥陶系内幕中质油藏；(3)以顺北1号油气藏为代表的轻质—挥发油藏；(4)以顺南地区为代表的天然气藏。

油气地球化学分析是油—油(气)对比、油气成因类型、来源等的重要手段。原油地球化学特征参数一方面与原油生源条件有关，另一方面也随成熟度的增大有规律性的变化。生物标志物含量随成熟度的增大而降低，进一步加大了原油地球化学生标参数对比的难度。

2.1.1 台盆区典型海相原油特征

(1)油气地球化学特征精细对比，明确了强还原环境生烃母质原油的地化特征。

常用的油气地球化学分析主要包括：轻烃指纹、饱和烃色谱、色质、芳烃色质、原油及组分碳同位素、饱和烃单体烃碳同位素等方法[2]。

中深1井中寒武统阿瓦塔格组凝析油是来源于寒武系的典型端元油[3]；对塔中52等井奥陶系原油分析表明，特殊的三环萜烷分布与中上奥陶统烃源岩地化特征相近[4]。

塔里木盆地台盆区大量原油样品的地球化学分析表明，整体上，无论是轻烃指纹、饱和烃特征(图1)、饱和烃色质甾、萜烷分布(图2)，还是原油单体、原油组分碳同位素特征(图3)，除顺西地区原油显示出差异外，塔河、塔中、顺北原油地球化学特征均具相似性，表明其来源的一致性(原油受后生改造对碳同位素影响较大，后文另述)。

图1 塔里木盆地台盆区原油轻烃nC7—MCH—RCPC7和原油Pr/Ph—(Ph/nC18-Pr/nC17)的相关性

图2 塔里木盆地台盆区典型海相原油甾烷、萜烷分布特征

图3 塔里木盆地台盆区原油、顺2井烃源岩模拟抽提物正构烷烃单体碳同位素(a)和原油饱—芳烃碳同位素分布(b)

同时，塔河油田及英买力英古2井奥陶系原油检出了丰富的芳基类异戊二烯烃，它是光合绿硫细菌的成岩转变产物，是强厌氧环境下有机质生油贡献的一个显著标志[5]。

(2)上奥陶统烃源岩热解模拟实验，明确了台地相弱还原环境上奥陶统烃源岩地化特征。

长期以来，对上奥陶统烃源岩的研究主要根据岩石抽提物地球化学特征开展[6]。上奥陶统良里塔格组主要为碳酸盐岩，具有既是烃源岩又是储层的双重特点，常规的油—岩对比可能成为实际意义上的油—油对比。前期通过对塔北44口钻遇上奥陶统钻井中的267块样品的分析，表明上奥陶统有机质丰度低，有机质类型偏腐殖型为主，不发育烃源岩，基本不具备形成规模油气的烃源条件；上奥陶统烃源岩直接抽提物的地球化学特征介于原油与岩心热解模拟产物之间[7]。

前人研究认为[8]，上奥陶统良里塔格组台地相烃源岩C24四环萜烷含量高；而盆地相中上奥陶统萨尔干组烃源岩、中下奥陶统黑土凹组烃源岩C24四环萜烷含量低，与寒武系烃源岩基本一致；塔中地区上奥陶统烃源岩的正构烷烃具明显的奇碳优势，Pr/Ph>1.0，也表明了塔中北斜坡台地相上奥陶统烃源岩以泥灰质沉积为主，母质类型偏腐殖型，具有碳同位素相对较重(-30‰左右)、易生气等特征[9]。HUANG等[10]也在塔中发现一类高C19三环萜烷、高C24四环萜烷、高Ts含量的原油，与顺西1井、顺西101井良里塔格组原油的异常特征相似(图4)。由此认为，以上奥陶统良里塔格组为代表的台地相偏腐殖型烃源岩是该类原油的主要贡献者。

为了进一步明确上奥陶统烃源岩产物地球化学特征，选择顺2井上奥陶统桑塔木组6729.5m井段灰质泥岩(Ro为0.99%)开展了模拟地层压力(65 MPa)下不加水的黄金管热模拟实验。实验在中科院广州地化所进行。由于样品TOC含量较低(0.25%)，采用了干酪根富集后再实验模拟的方法。模拟结果表明，3个较低成熟度模拟样的饱和烃色谱整体表现为较高的Pr/Ph值(>1.2)，显示出烃源岩沉积于弱还原性环境，与顺西奥陶系原油(图1)类似。模拟成熟度较低的样品，饱和烃萜烷C24Te/C26TT—C19/C20TT参数(图4)、饱和烃单体碳同位素都显示出与顺西奥陶系原油可比，而区别于塔河、顺北、英买力等地区台盆区典型海相原油(图3)。因此，通过油气地球化学精细对比及上奥陶统烃源岩热模拟实验，表明塔里木盆地台盆区绝大部分原油来源于寒武系—中下奥陶统缓坡相源岩，顺西—塔中西北部地区奥陶系原油可能有上奥陶统台地相偏腐殖型烃源岩的贡献(表1)。

图4 塔里木盆地台盆区奥陶系原油和顺2井O3烃源岩热模拟产物萜烷参数对比塔中样品据参考文献[10]。

表1 塔里木盆地台盆区海相原油成因分类

2.1.2 海相油藏后生改造作用与程度

一般来说，油藏后生改造包括深埋/岩浆烘烤引起的热裂解及构造抬升引起的油藏水洗氧化、生物降解等。塔河油田奥陶系油藏重质—超重质油中高浓度的25-降藿烷系列化合物的出现，是原油遭受生物降解的重要证据[11-12]。原油地球化学特征分析表明，塔河—塔中、顺北地区原油总体为高成熟度原油，古隆起分布受氧化降解改造的重质—超重质油藏[13]，台盆区深层—超深层碳酸盐岩储层多处于高温、高压环境，总体为高成熟度的轻质—挥发油藏，可能经受热裂解、硫酸盐热化学还原(TSR)、运移分馏、气洗等后生改造。因此，塔里木盆地超深层油藏深埋后生改造作用类型与程度成为勘探关注的焦点问题之一。

塔河油田重质、超重质油藏为氧化降解成因已成共识[13-15]，本文仅讨论油藏后生热蚀变作用。

(1)硫酸盐热化学还原(TSR)作用

TSR是热动力驱动下烃类和硫酸盐之间的化学反应，烃类在高温下将硫酸盐矿物还原生成H2S与CO2等酸性气体，是高含H2S天然气形成的重要机制[16]。研究表明，TSR中硫化氢形成需要3个基本条件，即充足的烃类、大于120 ℃的储层温度、含蒸发岩的碳酸盐岩储层[16]。TSR反应形成的硫化氢能够促进碳酸盐岩储层改造而形成优质储层[17]。

中深1井在寒武系盐下阿瓦塔格、肖尔布拉克组2个层位发现了内幕油气藏[3,18-19]。中深1C井下寒武统肖尔布拉克组天然气以烃类气体为主，甲烷占62.7%～63.0%，CO2占24.1%～25%，H2S占7.22%～8.27%，属高含硫干气气藏[20]；凝析油样品全油色谱以非链烷烃化合物分布为特征，正构烷烃化合物难以分辨，轻烃损失严重，轻烃中富含单芳化合物(苯、甲苯、二甲苯、三甲苯等)(图5b)，区别于中深1井中寒武统阿瓦塔格组凝析油(图5a)及塔河奥陶系等海相主体原油。同时，原油饱和烃单体碳同位素值差异很大。虽然在正构烷烃分布上存在巨大差异，但中、下寒武统2个层位的原油在生标组成上并没有本质上的差异。萜类化合物的分布均具较丰富的长侧链三环萜烷及较高含量的C29藿烷和伽马蜡烷；甾类化合物具较高重排甾烷，代表油气来源于缺氧环境条件下沉积的海相页岩，具有同源性。低碳数三环萜烷的相对富集则与高演化程度有关。

因此，TSR作用对原油的改造有以下标志：①TSR优先诱发芳构化，芳构化远大于环化；②二苯并噻吩含量异常高[22]；③原油碳同位素偏重5‰以上[19]；④天然气含高含量H2S；⑤原油硫同位素偏轻15‰以上[23]。

(2)原油热裂解作用

原油裂解是最常见的后生改造作用，普遍特征是烃类发生环化与芳构化，最终成为终极产物——石墨和甲烷。塔东2油藏的高含量稠环芳烃及重碳同位素组成即为经历过高温裂解影响的重要证据[24]，而并非寒武系烃源岩的基本特征。顺南1井原油是典型受热裂解改造的残余原油。顺南1井位于塔里木盆地顺托果勒低隆起南部，该区以干气、重甲烷碳同位素(-36‰～-38‰)为特征，H2S含量不高，且钻遇焦沥青，仅顺南1井产有少量凝析油。该凝析油高碳数正构烷烃含量相对较低(图6a)，正构烷烃半对数分布成非常好的线性关系，指示未受气侵、蒸发分馏或多期充注影响；生标组合特征与塔河奥陶系原油主体相似，表现为富含长侧链三环萜烷、高C29藿烷、高伽马蜡烷、富含重排甾烷等，揭示主要来源于寒武系烃源岩。然而，顺南1井凝析油富含轻芳烃及高丰度稠环芳烃(图6b)，原油单体碳同位素也明显偏重(图3)。无论是芳构化还是环化程度，顺南1井原油均要明显强于台盆区正常下古生界海相原油，揭示其经历了较高的热演化；较低的Pr/nC17和Ph/nC18比值也从一个侧面反映了其高演化特征。

图5 塔里木盆地中深1井寒武系阿瓦塔格组和中深1C井肖尔布拉克组储层原油全烃色谱图

图6 塔里木盆地顺南1井原油全油色谱谱图特征(a)和稠环芳烃分布特征(b)

TSR实质上是一个烃类被氧化的过程，并具有低碳数直链烃类优先被氧化，优先发生芳构化作用，同时伴随着无机硫的加入。因此，TSR过程中存在着硫同位素和碳同位素的动力学分馏。随着TSR作用加剧，残留轻烃分子碳同位素表现为富13C，含硫化合物硫同位素则倾向于无机硫同位素特征。而单纯的原油热裂解主要是链的断裂、环化与芳构化，残留分子中直链烃、环烷烃和芳香烃均表现为富集13C，含硫化合物硫同位素基本不变。基于该理论分析，利用轻烃同位素中环烷烃的稳定性，构建了甲基环己烷分子碳同位素与二苯并噻吩硫同位素的原油热蚀变判识图版(图7)。

图7中将塔里木盆地台盆区深层—超深层油藏热蚀变分为三级，即未/轻度蚀变、中度蚀变以及重度蚀变。顺北深层油藏经历了轻微TSR改造，且主要出现在顺北1井区，与井口硫化氢测试结果相吻合；中深1C井肖尔布拉克组原油经历了严重的TSR作用，是经受重度TSR的典型代表；顺南1井则主要经受了中度的热裂解作用，这与生物标志化合物的检测结果一致，如稠环芳烃的检出。据此认为，顺南1井凝析油主要是经历了中度的热裂解作用。

图7 塔里木盆地台盆区深层—超深层油藏热蚀变判识图版

总之，塔里木盆地塔北(塔河—轮南、哈拉哈塘)、塔中、顺北乃至玉北奥陶系油气藏，除顺西—塔中西北部部分油气藏原油地球化学性质有较大差异外，整个台盆区原油均显示出地球化学生标的一致性，表明主要来源于一套相似沉积环境、相似成烃母质的烃源岩。中深1C井下寒武统、顺南1井凝析油以及塔东2井原油经历过不同程度的后生改造，从而显示出差异的正构烷烃分布、芳烃分布及不同的碳、硫同位素特征。

2.2 玉尔吐斯组主力烃源岩的确认及其演化

柯坪地表露头肖尔布拉克剖面下寒武统玉尔吐斯组(-C1y)实测地层厚度为9.2 m，岩性为黑色碳质页岩，TOC纵向上具有下高上低特征，下部与含磷层伴生的烃源岩具特高有机质丰度，TOC最高达22.39%；星火1井玉尔吐斯组7件灰黑色碳质页岩TOC含量为1.00%～9.43%，TOC纵向上同样也有下高上低的特征，与肖尔布拉克剖面类似[25]。据朱光有等[26]对柯坪地区10余个露头剖面点的综合分析，厚度分布稳定在10～15 m，TOC分布于4%～16%。由于演化程度较高，沥青“A”含量较低，最高也仅1 457.15×10-6。

孔雀河斜坡钻探的孔探1井钻遇了与玉尔吐斯组同时代的西山布拉克组地层，厚约16 m，25件样品TOC分布于1.64%～33.1%，纵向上同样下高上低；上覆下寒武统西大山组，厚度50 m，109件样品TOC分布于1.37%～14.93%，平均值为4.24%，均属于高有机质丰度的烃源岩。

塔里木盆地寒武系沉积前的古构造格局对于寒武纪早期快速海侵形成的优质烃源岩的分布有显著控制作用。震旦纪末期的柯坪运动导致部分地区抬升，寒武系沉积前存在的东西向古隆起带，对寒武纪早期烃源岩的发育具重要影响[27-28]。中央隆起带方1、和4、同1、夏河1、巴探5、玛北1、中深1、塔参1等钻井均未发现该套烃源岩。中石油最近在中寒1井、沙雅隆起轮探1井、旗探1井均钻遇玉尔吐斯组，表明塔北地区玉尔吐斯组烃源岩的分布广泛。

目前，勘探界一般已经公认塔里木盆地主力烃源岩为寒武系—中下奥陶统，但学术界仍有一些争议[29]。

2.2.1 玉尔吐斯组烃源岩沉积环境与发育模式

早寒武世是全球生物发展演化的重要时期，发生了包括寒武纪生命大爆发、第一次生物大灭绝、大洋缺氧事件等全球重要环境事件。这一时期，塔里木盆地和四川盆地均广泛沉积富有机质岩层，并构成了各自盆地的重要烃源岩[30]。

塔里木盆地的下寒武统黑色岩系露头主要发育于阿克苏柯坪与塔东库鲁克塔格地区。柯坪地区下寒武统地层属玉尔吐斯组，库鲁克塔格地区则为西山布拉克组。2个地区黑色岩系主要岩性均为黑色页岩、硅质岩、磷块岩和白云岩，呈薄层状或透镜状分布，下部以磷块岩和硅质岩为主，上部则以白云岩为主，库鲁克塔格地区硅质岩变厚。多数研究认为，下寒武统黑色岩系形成于海底热水沉积环境，其中硅质岩的地球化学特征表现出与海底热水或火山活动有关，并与热液有关的上升洋流有关[31]。

基于玉尔吐斯组烃源岩在露头剖面和钻井的特征、不同沉积微相生烃母质类型及其干酪根碳同位素特征，建立了玉尔吐斯组缓坡型烃源岩发育模式(图8)。

早寒武世，随塔里木逐渐从裂谷盆地演化为被动大陆边缘盆地，玉尔吐斯组沉积期的快速海侵，热液流体随上升洋流将大量还原性气体、多金属元素(Ba、V、Fe、Cr、Ni、Cu、U等)以及生命营养元素(Si、P、N等)带入海洋，从而激发藻类的大量繁盛(主要成烃生物)，而缺氧环境使得黑色岩系中的有机质得以大量保存，最终形成富有机质的黑色页岩。柯坪地区玉尔吐斯组底部含磷黑色页岩的TOC高达20%以上，与现代海相沉积磷质岩分布于中、低纬度(低于40°)且一侧为深水大洋盆地的温暖气候带的大陆边缘环境相似[32]。

2.2.2 玉尔吐斯组烃源岩分布预测

从星火1井—柯坪露头—同1井—巴探5井—玛北1井—民参1井—铁克里克露头前寒武系剖面和同1井—方1井—和4井—塔参1井—塔东2井—尉犁1井前寒武系对比剖面[27]显示，寒武系沉积前盆地内存在东西向的古隆起带，环绕古隆起带的大部分地区为地势平坦的滨浅海碳酸盐岩台地，在晚震旦世末的柯坪运动中，全区抬升遭受不同程度的剥蚀，古地貌特征表现为从中央隆起带向南北两侧平缓降低。新近钻探的位于古隆起边缘的舒探1井、夏河1井等井，玉尔吐斯组烃源岩基本不发育。同时，对塔里木盆地西缘新元古代研究认为，同样也经历了陆内断陷到初始被动大陆边缘的盆地演化序列，麦盖提斜坡南华系—震旦系厚度大、分布广，预测有寒武系玉尔吐斯组烃源岩的分布[28]。

图8 塔里木盆地下寒武统玉尔吐斯组发育模式

2.2.3 玉尔吐斯组烃源岩演化

下古生界以碳酸盐岩地层为主，缺乏镜质体，常用古温标恢复沉积盆地热历史的方法存在不确定性[33]。虽然对于塔里木盆地早期热盆、晚期冷盆的认识基本统一[34-35]，但对塔里木盆地海西晚期以来烃源岩的热演化存在较大争议。顺北超深层奥陶系碳酸盐岩轻质—挥发油藏的发现[36]，对烃源岩热演化研究提出了新的挑战。

模拟实验研究表明，压力对于烃源岩的演化具重要影响[37-39]。通过对历年来塔里木盆地台盆区大量等效镜质体反射率数据分析，以及不同构造单元单井成熟度、剖面成熟度特征、地温梯度、大地热流值分析，以盆地模拟软件(PetroMod)为平台，建立了高压力对海相烃源岩生烃演化的抑制模型[40]，重点分析了台盆区玉尔吐斯组主力烃源岩在不同地质时期的热演化过程。

研究表明，满加尔坳陷区及塘古巴斯坳陷区，随着晚奥陶世一套巨厚的混积陆棚地层的快速沉积、志留纪巨厚的碎屑岩沉积覆盖，加里东晚期寒武系快速深埋，烃源岩进入生烃高峰，等效镜质体反射率分布于0.6%～1.2%，表现出东高西低的特征。海西期地层沉积较薄且受海西早期剥蚀的影响，主要受时间补偿效应使烃源岩进一步成熟，满加尔坳陷区及塘古巴斯坳陷进入高成熟阶段，围斜及顺托果勒地区等效镜质体反射率为1.2%，为成熟阶段，表现由东高西低变为南北向的两低两高。喜马拉雅期盆地表现为南北前陆盆地特征，盆地中心沉积较稳定，山前地带活动强烈，前陆坳陷快速充填补齐，使得烃源岩成熟度快速增加；满加尔、阿瓦提坳陷处于过成熟阶段，沙雅隆起及卡塔克隆起主体区受前期剥蚀影响，成熟度增加较少；顺托果勒地区处于高—过成熟阶段，以生成凝析油气为主；塔西南地区受前陆盆地沉积影响明显，烃源岩快速深埋，热演化快速达到过成熟阶段。

2.3 台盆区海相油气分布特征

塔里木盆地海相碳酸盐岩油气勘探已经历了三十余年，发现了一大批海相油气田(藏)，明确已发现海相油气藏的分布特征，将为下步勘探部署提供基础依据。

图9 塔里木盆地下寒武统玉尔吐斯组烃源岩厚度平面分布预测

2.3.1 台盆区奥陶系油气成藏特征对比

在古构造演化基础上，通过油气成熟度厘定、综合多种成藏定年技术方法(流体包裹体分析与古温压恢复、饱和/露点压力、Re-Os同位素定年、方解石U-Pb定年等)，对典型油气藏成藏期进行了厘定，明确了塔里木盆地典型油气藏的成藏特征(表2)。

2.3.2 台盆区奥陶系油气分布

通过对台盆区已发现油田、钻井的油气物理性质、油气地球化学特征的对比与不同地区海相油气藏类型的梳理，编制了塔里木盆地台盆区奥陶系油气藏类型平面分布图(图10)。

总体看来，塔里木盆地台盆区奥陶系海相油气藏呈现围绕沙雅、卡塔克古隆起分布特征，油气藏类型由隆起至坳陷由重质油藏逐渐变为轻质油藏、挥发油藏及天然气藏，显示出明确的源控特征。早期成藏的原油(加里东—海西早期、海西晚期)规模大，但由于保存条件差的影响，以残留古油藏为主，主要分布于隆起相对高部位(艾丁、于奇、塔河主体区)。燕山期以来由于封盖保存条件变好，下寒武统玉尔吐斯组烃源岩在“低地温、大埋藏、高压力”条件下持续生排烃，沿通源断裂运聚，在顺托果勒低隆奥陶系储层中形成挥发油藏(如顺北1号断裂带)。顺南地区由于地温梯度高，以天然气藏为主。

塔河奥陶系油气藏主力烃源岩位于塔北本地及周缘斜坡区，中东部以寒武系—中下奥陶统、西部以寒武系玉尔吐斯组烃源岩为主。油气性质受不同成藏期次的影响，呈现由北向南密度依次减小趋势，西北部表现为超重质油—重质油，中东部以中—轻质油为主，于奇东地区则以气藏为主。原油以高成熟为主，油气输导条件多样化，油气首先沿断裂垂向输导至不整合面/岩溶缝洞体，再沿不整合面/岩溶缝洞体大规模快速运聚成藏，早期成藏的原油受不同程度的氧化降解而成重质—超重质油藏。加里东晚期—海西早期为古油藏形成、破坏期，海西晚期为主成藏期，燕山期为主要的调整、改造及再次充注期，因此，塔河主体区、艾丁地区为残留—改造的古油藏；燕山期以来由于不同级别走滑断裂的活动，轻质原油有沿断裂向隆起充注运聚的趋势。

顺北奥陶系油气藏烃源岩为原地寒武系玉尔吐斯组，储层以一间房组断溶体储层为主，主力盖层为上奥陶统桑塔木组泥岩；海西晚期后具良好保存条件，油气以高演化阶段的轻质—挥发油为主。随着构造活动逐渐减弱，燕山期断裂活动主要以北东向走滑断裂活动为主(顺北1号)，保持了海西晚期以来长期的封闭体系与压力系统，油气藏特征显示出低气/油比等受“高压力”生烃演化抑制的油气性质。顺北奥陶系通源断裂既是垂向输导通道，又是主要的油气储集空间，为“原地烃源、断裂控藏控富”的原生油气藏。油气藏埋藏深度大，原油未遭受明显裂解，燕山期为主要成藏期。

表2 塔里木盆地台盆区奥陶系油气成藏特征对比

图10 塔里木盆地台盆区奥陶系油气藏类型平面分布

从塔北、塔中油气藏类型对比看，奥陶纪沙雅隆起为缓坡型古隆起，西部的玉尔吐斯组烃源岩长期位于隆起的斜坡部位，延缓了油气的生成演化；而卡塔克隆起为高陡型古隆起，隆起上缺乏玉尔吐斯组烃源岩，需要由东部寒武系—中下奥陶统烃源岩供烃，且成熟度相对较高，油气藏类型以凝析气藏为主。从这个意义上说，塔北地区寒武系盐下、奥陶系超深层油气勘探应更为有利。

3 结论

(1)除顺西—塔中西北部部分原油外，塔里木盆地台盆区原油均显示出生物标志物的相似性，表明主要来源于一套相似沉积环境、相似成烃母质的烃源岩。塔里木盆地台盆区海相油气主要来源于寒武系—中下奥陶统烃源岩。中深1C井下寒武统肖尔布拉克组储层原油主要受TSR作用改造，顺南1井凝析油主要受热裂解改造作用的影响，从而显示出差异的正构烷烃分布、芳烃分布及不同的碳、硫同位素特征，而并非烃源岩不同所致。

(2)塔北地区奥陶系台地相区存在下寒武统玉尔吐斯组烃源岩，燕山期以来长期低地温背景下的“高压生烃演化抑制模式”延缓了顺托果勒低隆寒武系烃源岩的热演化，顺托果勒地区仍具晚期高成熟液态烃形成条件，这对塔北寒武系盐下、奥陶系超深层油气勘探具有重要意义。

(3)通过建立顺北奥陶系“原地烃源、断裂控藏控富”成藏模式，明确在台盆区寻找以下寒武统玉尔吐斯组原地烃源岩与燕山期以来晚期活动的走滑断裂相匹配的、以晚期供烃为主的轻质油藏—天然气藏，是台盆区超深层碳酸盐岩领域油气勘探的重要方向。