顺北地区不同走滑断裂带奥陶系油气成藏期次及其贡献度差异性

Difference of Hydrocarbon Charging Events and Their Contribution Percentages to Ordovician Reservoirs among Strike-Slip Fault Belts in Shunbei Area, Tarim Basin

摘要

塔里木盆地顺北地区不同走滑断裂带和同一条走滑断裂带不同段奥陶系断溶体油藏原油物化特性存在显著差异性.揭示这种差异性的成因机理对该地区油气勘探开发具有重要意义.通过采集顺北地区17口井共100块岩心样品开展流体包裹体系统分析，在油气成藏期次划分和成藏时期厘定的基础上，以原油密度计算API ^o与显微荧光光谱参数QF-535关系为“桥梁”，运用单个油包裹体统计分布模型对各期次成藏贡献度（contribution percentage,CP）进行了定量评价；通过比较油藏原油物化特性参数（密度、粘度、气/油比和Ro-MPI1）和各期次单个油包裹体显微荧光光谱参数（QF-535、λ _max和CP），结果表明：（1）顺北地区断溶体油藏总体发育4期成藏，分别为加里东晚期（438.2~405.8 Ma）、海西晚期-印支早期（297.8~219.5 Ma）、燕山中-晚期（139.9~106.1 Ma）和喜山中-晚期（29.0~0.3 Ma）；（2）顺北地区走滑断裂带断溶体油藏原油物化特性存在自西向东、自北而南原油密度和粘度下降、气/油比和原油成熟度（Ro-MPI1）增加趋势，造成其空间变化的主要原因是存在自西向东、自北而南晚期（第三期、第四期）油充注贡献度和气侵程度增加所致.

关键词

油气成藏期次 / 成藏时期 / 贡献度 / 走滑断裂带 / 流体包裹体 / 顺北地区 / 塔里木盆地 / 石油地质

Key words

hydrocarbon charging event / chronology of hydrocarbon migration and accumulation / contribution percentage / strike-slip fault belt / fluid inclusion / Shunbei area / Tarim basin / petroleum geology

0 前言

受叠合盆地构造旋回性和复杂生烃史控制，油气成藏常具有期次性（李明诚等，2005）.准确确定油气成藏时期并根据各期次贡献率来判断其主成藏期（平宏伟等，2012；陈红汉，2014；陈红汉等，2014），不仅是油气成藏过程分析中的重要内容，而且对建立具有勘探指导意义的油气成藏模式至关重要.基于成岩序次厘定基础之上且与烃类包裹体同期的盐水包裹体组合均一温度15 ℃间隔分期（Goldstein and Reynolds，1994）是最早用来划分油气充注期次的直接方法，尽管这种划分标准并非适用于所有的沉积盆地（赵力彬等，2005），并且与烃类包裹体同期的盐水包裹体判识中仍存在不确定性（Blamey et al.，2008）.基于单个烃类包裹体化学组分分期的激光剥蚀技术迄今尚不成熟（Siljeström et al.，2013）.但是运用单个油包裹体显微荧光光谱成熟度参数（Munz，2001）和单个富气相包裹体激光拉曼探针分析获得定性组分进行充注幕次划分得到了广泛应用（陈红汉，2007，2014；李纯泉等，2010）.

将与烃类包裹体同期的盐水包裹体均一温度投影到标有等温线的埋藏史图上来获取油气充注年龄的间接定年方法（Karlsen et al.，1993），在石油勘探中得到了广泛应用，不仅是因为该项技术和方法经济、快速，而且还在于它能够在岩石学特征上与每一期烃类包裹体直接关联，适合于多期定年（陈红汉，2007）；但该方法面临的挑战来自于扰动性热异常温度场影响和剥蚀厚度恢复精度（曾治平等，2002）.若将流体包裹体这种间接定年方法与沥青质Re-Os、自生伊利石K-Ar和捕获油包裹体方解石（或白云石、石英等）宿主矿物超低浓度U-Pb直接定年方法融合起来，构筑一个完整的油气成藏年代学格架，方能更好地约束油气成藏时期（陈红汉等，2014；Su et al.，2020）.

随着塔河南部奥陶系碳酸盐岩断溶体油藏特征认识的深入与开发实践（鲁新便等，2015，2018），促进了对顺南和顺北地区深大走滑断裂带控制油气运聚和北塔里木玉儿吐斯组烃源岩广泛分布与中-晚期生油历史的再认识，并相继在SB1、SB3、SB5和SB7走滑断裂带获得重大突破——发现了顺北油气田（漆立新，2016，2020；焦方正，2017，2018）.在进一步总结走滑断裂带控储、控藏和控富规律过程中，逐步认识到：在顺北地区奥陶系发育的克拉通台地相厚层碳酸盐岩层系中，以走滑断裂带多期构造裂缝化和破裂作用（形成垮塌角砾、碎裂角砾，甚至糜棱岩化）为主，并叠加后期埋藏阶段（热）流体造作用，形成以断核+损伤带-溶蚀孔洞为主要储集空间的规模储集体（李映涛等，2019）；在上覆泥灰岩、泥岩等盖层封堵以及侧向致密灰岩遮挡下，形成一种由不规则状的断控岩溶缝洞体构成的圈闭类型，即 “断溶体圈闭”（鲁新便等，2015）.原地优质烃源通过走滑断裂带垂向输导，并在断溶体圈闭中发生多期充注而形成“断溶体油气藏”.因此，这类油气藏的主要特征表现为沿断裂带呈线性分布，并由一系列单独断溶体油气藏组成“断溶体油气藏群”（漆立新等，2021；云露，2021a，2021b）.

然而，顺北地区不同走滑断裂带之间以及同一条走滑断裂带不同段之间断溶体油藏原油物化性质（颜色、密度、粘度、气/油比、生标和成熟度等）和产能均存在明显的差异性，显示出成藏的复杂性（曹自成等，2020；顾忆等，2020）.造成这种差异性的原因是充注过程（充注期次和贡献度）的差异所致，还是由于后期改造过程（生物降解、气侵和TSR反应）的不同，甚至是由玉儿吐斯组烃源岩分布的变化所致等，这仍存在争议（顾忆等，2019；王玉伟等，2019；曹自成等，2020；Cheng et al.，2020；马安来等，2020）.

首先，油源对比结果比较一致地认为，这些断溶体油藏原油主要来自于下伏下寒武统玉儿吐斯组烃源岩（高晓歌等，2018；罗明霞等，2019；谷茸等，2020；顾忆等，2020），且成熟度（Ro）介于0.77%~1.53% （Chai et al.，2020；Liu et al.，2020；Wang et al.，2021）.

其次，在油气成藏期次和主成藏期方面争议较大：（1）基于流体包裹体分析结果认为存在“五幕三期（4幕油充注和一幕天然气）”充注；第一期为加里东晚期，第二期为海西晚期，第三期为喜马拉雅晚期，而天然气充注发生在喜马拉雅晚期（王玉伟等，2019）.（2）在顺北地区主要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走滑断裂相匹配的、以晚期供烃为主的轻质油藏-天然气藏（顾忆等，2020）.（3）基于发育UCM和正构烷烃完整的原油气相色谱C₂₆-C₃₁ 25-降藿烷检出证据，认为至少发育两期油充注（柴程玉，2018；曹自成等，2020）.

再者，在后期改造方面认为存在不同程度气侵蒸发分馏或原油裂解作用，诸如，原油轻烃和烷烃摩尔浓度分布模型显示SB1走滑断裂带原油存在显著的蒸发分馏，而SB5走滑断裂带北段就没有（Chai et al.，2020）；而根据金刚烷含量计算气侵轻组分含量损失程度结果表明SB1及其分支走滑断裂带的原油裂解比例占0%~42%，SB5走滑断裂带中段为20%~33%、南段达54%（马安来等，2021）.顺北地区原油裂解程度向东、向南靠近满加尔坳陷方向是增强的（Su et al.，2021；Wang et al.，2021）.

顺托果勒地区原油中的烷基二苯并噻吩和芳烃浓度很低，表明其原油基本上没有或很少遭受TSR的影响（柴程玉，2018；Chai et al.，2020）.

为此，本文主要基于流体包裹体的系统分析结果，从油气充注期次确定和各期次贡献度定量评价来分析顺北地区走滑断裂带断溶体油藏的差异性及其原因，为认识该地区走滑断裂带高产井地质规律提供依据.

1 地质背景

顺北地区位于塔里木盆地沙雅隆起与卡塔克隆起之间的鞍部构造带，西接阿瓦提断陷北斜坡，东与满加尔坳陷相邻.地震和钻井资料揭示，该地区奥陶系地层发育齐全，自下而上为蓬莱坝组（O₁ p）、中-下统鹰山组（O_1-2 y）、中统一间房组（O₂ yj）、上统恰尔巴科组（O₃ q），良里塔克组（O₃ l）和桑塔木组（O₃ s）.

中奥陶统一间房组（O₂ yj）主要为开阔台地相的台内礁滩亚相和台坪亚相沉积.早-中奥陶世沉积了一套灰岩、泥灰岩、白云岩为主夹泥岩地层；晚奥陶世向南部水体逐渐加深，发育台地-陆棚体系，沉积了巨厚层状泥岩为主夹粉砂岩、火山岩和灰岩（焦存礼等，2018）.

前人对塔里木盆地构造研究认为至少经历4个演化阶段：（1）加里东早期（寒武纪-中奥陶世）克拉通边缘坳拉槽与克拉通内弱伸展阶段；（2）加里东中晚期-海西早期（中奥陶世-中泥盆世）克拉通隆起形成演化与整体强烈挤压阶段；（3）海西晚期-印支期（早二叠世-侏罗纪）塔北隆起持续抬升与挤压阶段；（4）燕山期-喜马拉雅期古隆起与断裂调整定型阶段（何登发等，2008）.自加里东中晚期开始的缩聚变形以来，受周缘不均衡挤压和多期不同构造应力场所控制（王喜双等，1997；崔军文和唐哲民，2011），在塔里木板块内部发育高陡产状、小滑移距走滑断裂（Harding，1974；Gogonenkov and Timurziev，2010）；由于在平面上具有“均匀间隔（even space）”特征，俗称“虎斑断裂”（Yin et al.，2016）.由此可见，板内小型走滑断裂是克拉通周缘盆-山耦合过程中，块体斜向挤压通过边界应力分解在板内的一种构造响应.在顺北地区发育的这种走滑断裂，诸如SB1、SB1分支、SB5和SB7等（Deng et al.，2019）（图1）.

2 流体包裹体/原油分析

2.1　成岩作用类型和成岩序次

成岩矿物中的流体包裹体系统分析应是以扎实的成岩作用类型和成岩序次研究为基础.为此，本研究采集顺北地区17口井共100块岩心样品，制成双面抛光流体包裹体测定薄片，经过冷阴极发光和荧光观察，对顺北地区走滑断裂带奥陶系碳酸盐岩储层成岩作用类型进行了详细研究，特别是对其溶蚀孔洞和裂缝充填胶结物成岩序次以裂缝发育期次进行了厘定.结果表明，顺北SB1、SB5和SB7号走滑断裂带奥陶系一间房组和鹰山组成岩作用序次：第一期为同生-准同生岩溶和近地表-浅埋藏阶段方解石充填；第二期为中浅埋藏方解石充填、局部压溶和埋藏白云石化；第三期为深埋藏方解石充填，局部发育硅化和热液白云石化；第四期为深层-超深层埋藏阶段深成岩溶裂缝扩溶和溶蚀孔洞形成，并后续被硅质交代、方解石和萤石矿物（部分）充填；顺北地区奥陶系发育F₁、F₂和F₃等三期裂缝：F₁为近地表-浅埋藏阶段方解石充填，F₂为埋藏阶段两个世代方解石和局部沥青充填，F₃为深埋藏阶段形成，多开启未被充填，局部为沥青充填（王玉伟，2019）.

2.2　显微荧光光谱分析

为了便于理解，在实测原油/单个油包裹体显微荧光光谱之前，先给出常用的荧光特性参数定义.首先是原油/油包裹体荧光颜色.通常情况下，随着成熟度的增加，无论何种烃源岩生成的原油饱和烃/芳烃比值和API ^o在不断地增加，从而使得其荧光颜色发生变化：红色→橙色→黄色→绿色→蓝色→亮蓝色，即发生蓝移（陈红汉，2014）.其次是根据原油/油包裹体（显微）荧光光谱定义的、与热成熟度呈负相关的3个参数定义如下（图2）：

（1）主峰波长（λ _max，nm）：荧光光谱最大强度对应的波长.

（2）红/绿商或Q值：

Q=I ₆₀₀/I ₅₀₀,(1)

（1）式中，I ₆₀₀为波长为600 nm对应的谱峰强度，I ₅₀₀为波长为500 nm对应的谱峰强度.

（3）QF-535：

QF-535=A _面积/B _面积,(2)

（2）式中，A _面积=（λ ₇₅₀-λ ₅₃₅），为波长750 nm和535 nm所围限的面积，代表重烃的丰度；B _面积=（λ ₅₃₅-λ ₄₃₀），为波长535 nm和430 nm所围限的面积，代表轻烃的丰度.

2.2.1　原油显微荧光光谱分析

运用显微荧光光谱仪（Maya-2000 pro，光束直径2 μm）获得大量原油和油包裹体显微荧光光谱测定统计结果表明，λ _max对成熟度参数比较敏感，适合做充注幕次划分；而QF-535实测数据比较稳健，适于做统计分析（陈红汉，2014）.为此，本研究选择QF-535参数作为连接原油和包裹体油显微荧光光谱参数的“桥梁”，而原油的API ^o可根据下式计算获得：

A P I^o = \frac{\mathrm{141.5}}{{\rho }_o} - \mathrm{131.5},(3)

式（3）中，ρ _o为20 ℃下的原油密度（g/cm³）.根据塔里木盆地塔河和顺北油田奥陶系35个原油样品的显微荧光光谱分析QF-535和（3）式计算的API ^o（表1）回归拟合获得下式（图3）：

API ^o= -19.56ln(QF-535)+34.265,(4)

（4）式就是原油API ^o预测模型，但同样可用于包裹体油API ^o的计算.

2.2.2　单个油包裹体显微荧光光谱分析

本研究对顺北地区走滑断裂带奥陶系有10口井样品中的方解石/石英成岩宿主矿物和裂纹中发育的原生/次生油包裹体进行了透射光和荧光观察（图4）以及单个油包裹体显微荧光光谱测试.首先，从获得单个油包裹体显微荧光光谱图（图5）可看出，顺北地区奥陶系一间房组+鹰山组总体发育三幕不同成熟度油充注.

将每个油包裹体显微荧光光谱参数QF-535代入公式（4），即可计算其API ^o.再将每口井的不同幕次包裹体油API ^o和储层原油API ^o做统计直方图（图6），在完成成藏期次划分和成藏时期确定之后，即可定量计算各期次的成藏贡献度.于是，将油包裹体和原油显微荧光光谱成熟度参数主峰波长（λ _max）、QF-535以及计算的油包裹体API ^o统计平均值列于表2.

3 油气成藏期次和成藏时期

运用与各期次油包裹体同期盐水包裹体均一温度（表3）在埋藏史图上的投影来求取各期次的充注年龄（图7），再将获得的年龄标注到统一的时间轴上，就可以进行油气成藏期次划分和成藏时期确定（陈红汉，2007）.本研究完成了SHB2、SHB1-3、SHB1-7、SHBP3H、SHB5、SHB51X、SHB5-8、SHB52A、SHB55X和SHB7共10口井的油气成藏期次划分和成藏时期确定（表4、图8）.由此可见，顺北地区走滑断裂带奥陶系总体上发育4期油气成藏：第一期发生在加里东晚期（438.2~405.8 Ma）；第二期发生在海西晚期-印支早期（297.8~219.5 Ma）；第三期发生在燕山中-晚期（139.9~106.1 Ma）；第四期发生在喜山中-晚期（29.0~0.3 Ma）.但不同走滑断裂带或同一走滑断裂带不同

段的油气成藏期次和年龄存在显著差异（表3）.

SHB2井位于与SB1走滑带平行的一条走滑断裂带的拉分段，该走滑断裂带向上贯穿程度没有SB1走滑断裂带那么高，在T₇ ⁴界面表现右行右阶雁列断裂（图1）.其一间房组和鹰山组均发育第一期、第二期和第四期油充注，喜山期在鹰山组还发育天然气充注成藏.

位于SB1走滑断裂带拉分段上的SHB1-3井和平移段上的SHB1-7井一间房组油气充注历史与SHB2井相似，均发育第一期、第二期和第四期油充注，喜山期还发育天然气充注.而位于SB1走滑断裂的分支断裂带上的SHBP3H却发育第二期、第三期和第四期油充注，喜山期也发育天然气充注.

SHB5井位于SB5走滑断裂带北段的压隆段，一间房组发育第一期和第二期油充注成藏；而位于中段的SHB51X井发育第二期油充注；SHB5-8井一间房组发育第一期、第二期和第三期油充注成藏；SHB52A井一间房组发育第二期和第四期油充注以及喜山期天然气充注，鹰山组发育第一期和第二期油充注成藏；SHB55X井一间房组发育第一期和第二期油充注成藏；SHB7井鹰山组发育第一期和第二期油充注成藏.

4 各期次成藏贡献度

古油气成藏贡献度分析是建立在油包裹体API ^o预测的基础上的（平宏伟等，2012）.原油API ^o是原油成熟度的标志，也反映了烃源岩的热演化程度.因此，每一幕原油充注时期内，成岩矿物捕获的油包裹体API ^o频率分布应该符合原油从开始充注强度小、API ^o低到充注高峰时充注强度最大、API ^o增大到充注晚期充注强度再次减小、API ^o增大.假设这种API ^o分布服从正态分布趋势（图7），那么，从理论上讲，有几幕原油充注，那么原油API ^o分布就应该存在几个正态分布趋势，然而由于早期原油充注对储层成岩作用的抑制作用，晚期充注的原油捕获的油包裹体丰度可能要小得多，正态分布趋势可能不明显.通过对比油包裹体API ^o频率分布直方图与油藏现今原油API ^o，可以比较每一幕原油充注对现今油气聚集的贡献度最大（图9）.

至此，我们可以做两个假设：（1）每幕充注油被捕获的油包裹体API ^o服从正态分布；（2）现在储层中的原油是若干幕充注油混合而成.于是，根据正态分布趋势，对于理想的两幕原油充注的油包裹体API ^o频率直方图，其中A、B和C这3个不同区域代表成藏后油藏原油API ^o的可能范围.如果油藏原油API ^o位于区域B内，则表明现今油藏为两幕原油充注共同贡献的结果；如果油藏原油API ^o较靠近第一幕原油峰值API ^o，则表明第一幕原油对现今油藏贡献度较大，反之则表明第二幕原油对现今油藏贡献度较大（图9）.于是，对于A、B两幕油充注，任意一幕油充注的成藏贡献度数值可以通过以下公式计算：

C P \left(\mathrm{A}\right) = \frac{{\rho }_R-{\rho }_{\mathrm{A}}}{{\rho }_{\mathrm{B}}-{\rho }_{\mathrm{A}}} \times \mathrm{100} \mathrm{\%}，(5)

（5）式中，CP（A）为A幕油充注的成藏贡献度；ρ_R 为油藏油的API ^o；ρ _A为第A期油充注的峰值范围内平均API ^o；ρ _B为第B期油充注的峰值范围内平均API ^o.

若存在两幕以上油充注，可用下式：

C P \left(i\right) = \frac{{\rho }_i({\rho }_o-{\rho }_{i+\mathrm{1}})}{{\rho }_o({\rho }_i-{\rho }_{i+\mathrm{1}})} \times \mathrm{100} \mathrm{\%}，(6)

（6）式中，CP（i）为第i幕油充注贡献度（%），ρ _o为油藏原油API ^o，ρ_i 为第i幕充注包裹体油API ^o，ρ_{i +1}为第i+1幕充注包裹体油API ^o.根据公式（6）可先确定两期主要充注期次，再利用公式（5）进行计算.一旦原油的API ^o高于最高包裹体油API ^o（气侵改造）、或低于最低包裹体油API ^o（生物降解改造），此方法就不适用了.

根据表3中的包裹体油和油藏原油的API以及图8确定的成藏期次和时期，就可以运用公式（5）或（6）来计算各成藏期次的贡献度.计算结果列于表5.

需要指出的是，SHB1-3、SHB1-7、SHB51X和SHB55X井油藏可能受到喜山中-晚期气侵改造，其原油API ^o远远高于所有油包裹体API ^o（图5），因此不能用此方法来计算其成藏贡献度.

5 走滑断裂带油气富集差异性讨论

5.1　原油物性特征

顺北地区走滑断裂带奥陶系钻遇的是轻质-挥发性原油油藏（按照20 ℃下原油密度划分）.原油物性在不同走滑断裂带和同一条走滑断裂带不同段上表现出显著的差异性和变化趋势.

（1）原油密度（图10a）：SB1主干走滑断裂带原油密度较低，介于0.792 4~0.807 1 g/cm³，平均为0.798 8 g/cm³；SB1分支走滑断裂带原油密度介于0.794 6~0.803 2 g/cm³，平均为0.798 0 g/cm³，与SB1主干走滑断裂带比较接近；而位于SB1主干走滑断裂带东侧的次级断裂带在T₇ ⁴界面之下与SB1主干走滑断裂带在构造特征方面是相似的，但在T₇ ⁴界面上表现为右阶雁列特征，向上贯穿程度不如SB1主干走滑断裂带，其原油密度介于0.799 4~0.811 0 g/cm³，平均为0.803 7 g/cm³，略高于SB1主干走滑断裂带.

SB5走滑断裂带中段原油密度介于0.799 2~0.807 9 g/cm³，平均为0.8037 g/cm³，与SB1次级断裂带基本一致；SB5走滑断裂带北段原油密度介于0.827 4~0.847 2 g/cm³，平均为0.835 1 g/cm³，此密度值不仅高于中段，而且高于SB1走滑断裂带的原油密度.

SHB7井原油密度为0.849 5 g/cm³，是迄今顺北地区钻遇最高密度原油.

由此可见，顺北地区原油密度总体表现出自东向西、自南而北变重的趋势.

（2）原油粘度（图10b）：顺北地区原油粘度（50 ℃下）具有与原油密度相同的变化趋势.SB1主干走滑断裂带原油粘度介于2.52~3.28 mm²/s，平均为2.77 mm²/s；SB1分支走滑断裂带原油粘度介于2.55~2.63 mm²/s，平均为2.58mm²/s，稍低于SB1主干走滑断裂带的平均值；与SB1主干走滑断裂平行的次级断裂原油粘度介于3.11~3.63 mm²/s，平均为3.37 mm²/s，高于SB1主干和分支断裂.

SB5走滑断裂带中段原油粘度介于3.17~4.58 mm²/s，平均为3.57 mm²/s，高于SB1主干、分支和次级断裂；SB5走滑断裂带北段原油粘度介于6.03~8.39 mm²/s，平均为7.11 mm²/s，远高于SB5走滑断裂带中段.

SHB7井原油粘度12.64 mm²/s，是顺北地区原油粘度最高值.

（3）气/油比（图10c）：顺北地区油藏气/油比同样展现出强烈的空间非均质性.SB1主干走滑断裂带气/油比介于216.0~494.0 m³/t，平均为391.1 m³/t；SB1分支走滑断裂带气/油比介于379.6~412.2 mm²/s，平均为396.8 mm²/s，稍高于SB1主干走滑断裂带的平均值；与SB1主干走滑断裂平行的次级断裂气/油比为341.0 mm²/s，低于SB1主干和分支断裂.

SB5走滑断裂带中段气/油比介于156.0~233.0 mm²/s，平均为211.4 mm²/s，低于SB1主干、分支和次级断裂；SB5走滑断裂带北段气/油比介于51.0~149.0 mm²/s，平均为83.8mm²/s，远低于SB5走滑断裂带中段.

SHB7井气/油比为80.3 mm²/s，与SB5走滑断裂带北段接近.

顺北地区SB1主干、分支和次级走滑断裂带气/油比总体都比较高，局部（SHB1-20H井）最低值为216.0mm²/s；SB5走滑断裂带中段气/油比处于中等水平；最低的是SB5走滑断裂带北段和SHB7井.

总体来看，顺北地区气/油比展现出自东向西、自南而北下降的趋势.

（4）Ro-MPI1（图10d）：根据甲基菲指标（MPI1）计算的顺北地区走滑断裂带奥陶系原油成熟度（Ro）显示的变化趋势表明，SB1主干走滑断裂带原油Ro介于0.81%~1.62%，剔除SHB1井遭受生物降解原油（Ro=0.81%）的平均值为1.33%；SB1分支走滑断裂带原油Ro介于1.14%~1.18%，平均为1.16%，低于SB1主干走滑断裂带；与SB1主干走滑断裂平行的次级断裂原油Ro介于0.86%~1.08%，平均为0.97%，低于SB1主干和分支走滑断裂带原油成熟度.

SB5走滑断裂带中段原油Ro介于1.04%~1.35%，平均为1.20%，略低于SB1主干、与SB1分支接近但高于SB1次级断裂的原油成熟度；SB5走滑断裂带北段原油Ro介于0.60%~0.83%，平均为0.72%，低于SB5走滑断裂带中段.

SHB7井原油Ro为0.74%，与SB5走滑断裂带北段接近.

总体来看，顺北地区原油Ro展现出自东向西、自南而北下降的趋势，但SB1次级走滑断裂带和SHB1井原油成熟度较低，可能与生物降解有关；而SB1主干走滑断裂带原油成熟度较高不仅与较高成熟度原油贡献度多有关之外，还可能与气侵改造有关；SB5走滑断裂带中段原油成熟度较高可能主要与晚期充注贡献度较高有关；SB5走滑断裂带北段和SHB7井原油成熟度较低主要与早期成熟度较低原油贡献度高有关.

然而，勘探实践表明，控制走滑断裂带油气成藏和富集因素是多方面的.譬如，玉儿吐斯组烃源岩分布、埋深和古地温因素与走滑断裂带通源性耦合关系（马庆佑等，2020；吴鲜等，2022）极大地影响到充注油气的物理特性；走滑断裂走向分段、侧向分带和垂向分层性以及（古）应力场方向（邓尚等，2018；林波等，2021；云露和邓尚，2022）同样影响到不同走滑断裂带和同一条走滑断裂带不同位置的油气富集.限于篇幅，本文主要从油气充注的期次和时期来反映其空间上存在的差异性.

5.2　油气充注特征

根据各成藏期次单个油包裹体QF-535平均值（图11a）和λ _max平均值（图11b）分布特征以及与其油藏原油的QF-535和λ _max比较，可以得到如下认识.

（1）除SB1分支断裂带SHBP3H井之外，第一期油充注在SB1次级、SB1主干、SB5南段、中段和北段以及SB7号走滑断裂带均有发育，但SB1主干和SB5号北段的QF-535平均值较低（成熟度较高），而只有SB5号中段的SHB52A井λ _max较大之外，其他λ _max却显示出基本一致.总之，在顺北地区第一期油充注在空间上变化不是很显著.

（2）除了SB5号南段的SHB55X井之外，第二期油充注在其他走滑断裂带均有发育.从QF-535和λ _max平均值来看，成熟度最低的是SB1号分支SHBP3H井和SB7号SHB7井；成熟度最高的是SB5号南段的SHB52A和SB1号次级断裂带上SHB2井；SB5号走滑断裂带自北而南成熟度表现出增加的趋势；不同走滑断裂带自东而西（SB1次级→SB主干→SB5→SB7）成熟度表现出下降的趋势.由此可见，与第一期相比，第二期油表现出明显的空间差异性.

（3）第三期油充注仅在SB1号分支断裂带SHBP3H井和SB5号断裂带中段的SHB5-8井检测到，但二者的成熟度相差较大，其中SHBP3H井的第二期与SB1主干断裂的第一期成熟度相当，第三期与其第二期相当，说明SB1分支断裂带油气可能是油SB1主干断裂调整过来的，只不过成藏时期先后延迟了.

（4）第四期高成熟油充注除了在SB7号断裂带的SHB7井和SB5号断裂带南段SHB55X井未检测到之外，其他井均检测到.该期次最高成熟度发育于SB5号中段的SHB52A井.第四期充注高成熟度油对油藏原油物化性质的影响程度还与其贡献度有关.

将各井的油气成藏期次和各期次的贡献度展布在平面图上（图12），可进一步显示油气充注过程对油藏原油物化特性的影响.

（1）自西向东：SB7走滑断裂带以第一期（81.68%）为主，第二期（18.32%）为辅（SHB7井）→SB5走滑断裂带以第一期（52.07%）和第二期（47.93%）各占近一半为特征（SHB5井）；SB5号走滑断裂带以第二期（77.42%）为主、第三期（22.58%）贡献为辅（SHB5-8井）→ SB1分支走滑断裂带以第四期（72.25%）贡献为主、第三期（27.75%）贡献为辅（SHBP3H井）→ SB1主干走滑断裂带以第四期气侵改造为特征（SHB1-3和SHB1-7井油气原油API^o高于所有油包裹体API^o）→SB1次级走滑断裂带（SHB2井）以第四期贡献为主（98.33%）.

（2）自北而南：SB5走滑断裂带北段以第一期（52.07%）和第二期（47.93%）贡献各占近一半为特征（SHB5井）→SB5走滑断裂带中段以第二期（77.42%）贡献为主、第三期（22.58%）为辅（SHB5-8井）→SB5走滑断裂带中段以第二期（42.48%）和第四期（57.52%）贡献各占近一半为特征（SHB52A井）→SB5走滑断裂带南段以第四期气侵改造为特征（SHB55X井）.

简言之，顺北地区存在自西向东、自北而南晚期（第三期、第四期）油充注贡献度和气侵程度增加的趋势（图11，图12和表5）.这是造成其不同走滑断裂带断溶体油藏原油物化特性参数，如密度和粘度下降、气/油比和原油成熟度增加趋势（图10）的主要原因.

6 结论

塔里木盆地顺北地区走滑断裂带奥陶系断溶体油藏原油物化特性空间变化显著.通过流体包裹体系统分析，在油气成藏期次划分和成藏时期厘定及其空间展布研究的基础上，定量评价各成藏期次贡献度，获得如下认识.

（1）尽管顺北地区不同走滑断裂带或同一走滑断裂带不同段的油气成藏期次和年龄存在差异，但总体上发育4期油气成藏：第一期发生在加里东晚期（438.2~405.8 Ma）；第二期发生在海西晚期~印支早期（297.8~219.5 Ma）；第三期发生在燕山中-晚期（139.9~106.1 Ma）；第四期发生在喜山中-晚期（29.0~0.3 Ma）.

（2）顺北地区走滑断裂带断溶体油藏原油物化特性存在自西向东、自北而南原油密度和粘度下降、气/油比和原油成熟度增加趋势.因此，了解其成因机制对该地区断溶体油气藏勘探开发均具有十分重要的意义.

（3）油气成藏期次空间展布和各期次贡献度定量评价结果揭示，造成顺北地区走滑断裂带断溶体油藏原油物化特性空间变化的主要原因是存在自西向东、自北而南晚期（第三期、第四期）油充注贡献度和气侵程度增加的趋势所致；分支断裂带成藏为主干断裂第调整型，成藏时期相对滞后，以及生物降解改造对原油物化特性的影响则是次要和局部性的.

参考文献

[1] Blamey,N.J.F.,Ryder,A.G.,Feely,M.,et al.,2008.The Application of Structured-Light Illumination Microscopy to Hydrocarbon-Bearing Fluid Inclusions.Geofluids,8(2):102-112 .https://doi.org/10.1111/j.1468-8123.2008.00209.x

[2] Cao,Z.C.,Lu,Q.H.,Gu,Y.,et al.,2020.Characteristics of Ordovician Reservoirs in Shunbei 1 and 5 Fault Zones,Tarim Basin.Oil & Gas Geology,41(5):975-984 (in Chinese with English abstract).

[3] Chai,C.Y.,2018.Geochemical Characterization of Crude Oil in Shuntuoguole Low-Uplift of Tarim Basin(Dissertation).China University of Geosciences,Beijing(in Chinese with English abstract).

[4] Chai,Z.,Chen,Z.H.,Liu,H.,et al.,2020.Light Hydrocarbons and Diamondoids of Light Oils in Deep Reservoirs of Shuntuoguole Low Uplift,Tarim Basin:Implication for the Evaluation on Thermal Maturity,Secondary Alteration and Source Characteristics.Marine and Petroleum Geology,117:104388.https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104388

[5] Chen,H.H.,2007.Advances in Geochronology of Hydrocarbon Accumulation.Oil & Gas Geology,28(2):143-150 (in Chinese with English abstract).

[6] Chen,H.H.,2014.Microspectrofluorimetric Characterization and Thermal Maturity Assessment of Individual Oil Inclusion.Acta Petrolei Sinica,35(3):584-590 (in Chinese with English abstract).

[7] Chen,H.H.,Wu,Y.,Feng,Y.,et al.,2014.Timing and Chronology of Hydrocarbon Charging in the Ordovician of Tahe Oilfield,Tarim Basin,NW China.Oil & Gas Geology,35(6):806-819 (in Chinese with English abstract).

[8] Cheng,B.,Liu,H.,Cao,Z.C.,et al.,2020.Origin of Deep Oil Accumulations in Carbonate Reservoirs within the North Tarim Basin:Insights from Molecular and Isotopic Compositions.Organic Geochemistry,139:103931.https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2019.103931

[9] Cui,J.W.,Tang,Z.M.,2011.Tectonic Framework of the Tarim Basin and Its Tectonic Stress Field Analysis.Acta Petrologica Sinica,27(1):231-242 (in Chinese with English abstract).

[10] Deng,S.,Li,H.L.,Zhang,Z.P.,et al.,2018.Characteristics of Differential Activities in Major Strike-Slip Fault Zones and Their Control on Hydrocarbon Enrichment in Shunbei Area and Its Surroundings,Tarim Basin.Oil & Gas Geology,39(5):878-888 (in Chinese with English abstract).

[11] Deng,S.,Li,H.L.,Zhang,Z.P.,et al.,2019.Structural Characterization of Intracratonic Strike-Slip Faults in the Central Tarim Basin.AAPG Bulletin,103(1):109-137 .https://doi.org/10.1306/06071817354

[12] Gao, X.G., Wu,X., Hong,C.J.,et al.,2018. Geochemical Characteristics of Ordovician Crude Oil in the No.1 Fault Zone of Shunbei Oilfield.Petroleum Geology and Engineering,32(6):37-40,118 (in Chinese with English abstract).

[13] Gogonenkov,G.N.,Timurziev,A.I.,2010.Strike-Slip Faults in the West Siberian Basin:Implications for Petroleum Exploration and Development.Russian Geology and Geophysics,51(3):304-316 .https://doi.org/10.1016/j.rgg.2010.02.007

[14] Goldstein,R.,Reynolds,T.J.,1994.Systematics of Fluid Inclusions in Diagenetic Minerals.SEPM Short Course,31:129892756.https://doi.org/10.2110/SCN.94.31

[15] Gu,R.,Yun,L.,Zhu,X.X.,et al.,2020.Oil and Gas Sources in Shunbei Oilfield,Tarim Basin.Petroleum Geology & Experiment,42(2):248-254,262 (in Chinese with English abstract).

[16] Gu,Y.,Huang,J.W.,Jia,C.S.,et al.,2020.Research Progress on Marine Oil and Gas Accumulation in Tarim Basin.Petroleum Geology & Experiment,42(1):1-12 (in Chinese with English abstract).

[17] Gu,Y.,Wan,Y.L.,Huang,J.W.,et al.,2019.Prospects for Ultra-Deep Oil and Gas in the “Deep Burial and High Pressure” Tarim Basin.Petroleum Geology & Experiment,41(2):157-164 (in Chinese with English abstract).

[18] Harding,T.P.,1974.Petroleum Traps Associated with Wrench Faults.AAPG Bulletin,58(7):1290-1304 .https://doi.org/10.1306/83d91669-16c7-11d7-8645000102c1865d

[19] He,D.F.,Zhou,X.Y.,Yang,H.J.,et al.,2008.Formation Mechanism and Tectonic Types of Intracratonic Paleo-Uplifts in the Tarim Basin.Earth Science Frontiers,15(2):207-221 (in Chinese with English abstract).

[20] Jiao,C.L.,He,B.Z.,Wang,T.Y.,et al.,2018.Types and Quantitative Characterization of Reservoir Spaces of the Ultra-Deep Limestone Reservoirs in the Yijianfang Formation during the Middle Ordovician,Shuntuoguole Area,Tarim Basin.Acta Petrologica Sinica,34(6):1835-1846 (in Chinese with English abstract).

[21] Jiao,F.Z.,2017.Significance of Oil and Gas Exploration in NE Strike-Slip Fault Belts in Shuntuoguole Area of Tarim Basin.Oil & Gas Geology,38(5):831-839 (in Chinese with English abstract).

[22] Jiao,F.Z.,2018.Significance and Prospect of Ultra-Deep Carbonate Fault-Karst Reservoirs in Shunbei Area,Tarim Basin.Oil & Gas Geology,39(2):207-216 (in Chinese with English abstract).

[23] Karlsen,D.A.,Nedkvitne,T.,Larter,S.R.,et al.,1993.Hydrocarbon Composition of Authigenic Inclusions:Application to Elucidation of Petroleum Reservoir Filling History.Geochimica et Cosmochimica Acta,57(15):3641-3659 .https://doi.org/10.1016/0016-7037(93)90146-n

[24] Li,C.Q.,Chen,H.H.,Liu,H.M.,2010.Identification of Hydrocarbon Charging Events by Using Micro-Beam Fluorescence Spectra of Petroleum Inclusions.Earth Science,35(4):657-662 (in Chinese with English abstract).

[25] Li,M.C.,Shan,X.Q.,Ma,C.H.,et al.,2005.An Approach to Hydrocarbon Accumulation Period.Xinjiang Petroleum Geology,26(5):587-591 (in Chinese with English abstract).

[26] Li,Y.T.,Qi,L.X.,Zhang,S.N.,et al.,2019.Characteristics and Development Mode of the Middle and Lower Ordovician Fault-Karst Reservoir in Shunbei Area,Tarim Basin.Acta Petrolei Sinica,40(12):1470-1484 (in Chinese with English abstract).

[27] Lin,B.,Zhang,X.,Kuang,A.P.,et al.,2021.Structural Deformation Characteristics of Strike-Slip Faults in Tarim Basin and Their Hydrocarbon Significance:A Case Study of No.1 Fault and No.5 Fault in Shunbei Area.Acta Petrolei Sinica,42(7):906-923 (in Chinese with English abstract).

[28] Liu,Y.C.,Qiu,N.S.,Li,H.L.,et al.,2020.Terrestrial Heat Flow and Crustal Thermal Structure in the Northern Slope of Tazhong Uplift in Tarim Basin.Geothermics,83:101709.https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2019.101709

[29] Lu,X.B.,Hu,W.G.,Wang,Y.,et al.,2015.Characteristics and Development Practice of Fault-Karst Carbonate Reservoirs in Tahe Area,Tarim Basin.Oil & Gas Geology,36(3):347-355 (in Chinese with English abstract).

[30] Lu,X.B.,Yang,M.,Wang,Y.,et al.,2018.Geological Characteristics of ‘Strata-Bound’ and ‘Fault-Controlled’ Reservoirs in the Northern Tarim Basin:Taking the Ordovician Reservoirs in the Tahe Oil Field as an Example.Petroleum Geology & Experiment,40(4):461-469 (in Chinese with English abstract).

[31] Luo,M.X.,Xia,Y.T.,Shao,X.M.,et al.,2019.Geochemical Characteristics and Origin of Oil from Different Strata in Shunbei Oil and Gas Field,Tarim Basin.Petroleum Geology & Experiment,41(6):849-854 (in Chinese with English abstract).

[32] Ma,A.L.,Jin,Z.J.,Li,H.L.,et al.,2020.Secondary Alteration and Preservation of Ultra-Deep Ordovician Oil Reservoirs of North Shuntuoguole Area of Tarim Basin,NW China.Earth Science,45(5):1737-1753 (in Chinese with English abstract).

[33] Ma,A.L.,Lin,H.X.,Yun,L.,et al.,2021.Characteristics of Diamondoids in Oils from the Ultra-Deep Ordovician in the North Shuntuoguole Area in Tarim Basin,NW China.Natural Gas Geoscience,32(3):334-346 (in Chinese with English abstract).

[34] Ma,Q.Y.,Cao,Z.C.,Jiang,H.S.,et al.,2020.Source-Connectivity of Strike Slip Fault Zone and Its Relationship with Oil and Gas Accumulation in Tahe-Shunbei Area,Tarim Basin.Marine Origin Petroleum Geology,25(4):327-334 (in Chinese with English abstract).

[35] Munz,I.A.,2001.Petroleum Inclusions in Sedimentary Basins:Systematics,Analytical Methods and Applications.Lithos,55(1-4):195-212.https://doi.org/10.1016/s0024-4937(00)00045-1

[36] Ping,H.W.,Chen,H.H.,Song,G.Q.,et al.,2012.Contributions Degree of Petroleum Charging to Oil and Gas Accumulation and Its Significance.Earth Science,37(1):163-170 (in Chinese with English abstract).

[37] Qi,L.X.,2016.Oil and Gas Breakthrough in Ultra-Deep Ordovician Carbonate Formations in Shuntuoguole Uplift,Tarim Basin.China Petroleum Exploration,21(3):38-51 (in Chinese with English abstract).

[38] Qi,L.X.,2020.Characteristics and Inspiration of Ultra-Deep Fault-Karst Reservoir in the Shunbei Area of the Tarim Basin.China Petroleum Exploration,25(1):102-111 (in Chinese with English abstract).

[39] Qi,L.X.,Yun,L.,Cao,Z.C.,et al.,2021.Geological Reserves Assessment and Petroleum Exploration Targets in Shunbei Oil & Gas Field.Xinjiang Petroleum Geology,42(2):127-135 (in Chinese with English abstract).

[40] Siljeström,S.,Volk,H.,George,S.C.,et al.,2013.Analysis of Single Oil-Bearing Fluid Inclusions in Mid-Proterozoic Sandstones (Roper Group,Australia).Geochimica et Cosmochimica Acta,122:448-463 .https://doi.org/10.1016/j.gca.2013.08.010

[41] Su,A.,Chen,H.H.,Feng,Y.X.,et al.,2020.Dating and Characterizing Primary Gas Accumulation in Precambrian Dolomite Reservoirs,Central Sichuan Basin,China:Insights from Pyrobitumen Re-Os and Dolomite U-Pb Geochronology.Precambrian Research,350:105897.https://doi.org/10.1016/j.precamres.2020.105897

[42] Su,J.,Wang,X.M.,Yang,H.J.,et al.,2021.Hydrothermal Alteration and Hydrocarbon Accumulations in Ultra-Deep Carbonate Reservoirs along a Strike-Slip Fault System,Tarim Basin,NW China.Journal of Petroleum Science and Engineering,203:108605.https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108605

[43] Wang,Q.,Hao,F.,Cao,Z.C.,et al.,2021.Geochemistry and Origin of the Ultra-Deep Ordovician Oils in the Shunbei Field,Tarim Basin,China:Implications on Alteration and Mixing.Marine and Petroleum Geology,123:104725.https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104725

[44] Wang,X.S.,Li,J.C.,Wang,S.M.,et al.,1997.Oil and Gas Accumulation and Structural Stress Field in Tarim Basin.Acta Petrolei Sinica,18(1):23-28 (in Chinese with English abstract).

[45] Wang,Y.W.,2019.Multiple Originanl Mechanisms of the Ordovician Reservoir and Their Control on Hydrocarbon Charging in Shuntuoguole Area,Tarim Basin (Dissertation).China University of Geosciences,Wuhan(in Chinese with English abstract).

[46] Wang,Y.W.,Chen,H.H.,Guo,H.F.,et al.,2019.Hydrocarbon Charging History of the Ultra-Deep Reservoir in Shun 1 Strike-Slip Fault Zone,Tarim Basin.Oil & Gas Geology,40(5):972-989 (in Chinese with English abstract).

[47] Wu,X.,Li,D.,Zhu,X.X.,et al.,2022.Influence of Geothermal Field on Ultra-Deep Ordovician Oil and Gas in Shunbei Field,Tarim Basin:A Case Study of Shunbei No.5 Strike-Slip Fault.Petroleum Geology & Experiment,44(3):402-412 (in Chinese with English abstract).

[48] Yin,A.,Zuza,A.V.,Pappalardo,R.T.,2016.Mechanics of Evenly Spaced Strike-Slip Faults and Its Implications for the Formation of Tiger-Stripe Fractures on Saturn’s Moon Enceladus.Icarus,266:204-216 .https://doi.org/10.1016/j.icarus.2015.10.027

[49] Yun,L.,2021a.Controlling Effect of NE Strike-Slip Fault System on Reservoir Development and Hydrocarbon Accumulation in the Eastern Shunbei Area and Its Geological Significance,Tarim Basin.China Petroleum Exploration,26(3):41-52 (in Chinese with English abstract).

[50] Yun,L.,2021b.Hydrocarbon Accumulation of Ultra-Deep Ordovician Fault-Karst Reservoirs in Shunbei Area.Xinjiang Petroleum Geology,42(2):136-142 (in Chinese with English abstract).

[51] Yun,L.,Deng,S.,2022.Structural Styles of Deep Strike-Slip Faults in Tarim Basin and the Characteristics of Their Control on Reservoir Formation and Hydrocarbon Accumulation:A Case Study of Shunbei Oil and Gas Field.Acta Petrolei Sinica,43(6):770-787 (in Chinese with English abstract).

[52] Zeng,Z.P.,Wang,M.F.,Ni,J.H.,2002.Discussion on the Problems of Organic Inclusion Method in the Study of Oil and Gas Accumulation Periods.Natural Gas Geoscience,13(Suppl.1):55-59 (in Chinese with English abstract).

[53] Zhao,L.B.,Huang,Z.L.,Gao,G.,et al.,2005.Discussions on the Application of Inclusions to Hydrocarbon Reservoir Forming Stages.Oil & Gas Recovery Technology,12(6):6-9 (in Chinese with English abstract).

[54] 曹自成,路清华,顾忆,等,2020.塔里木盆地顺北油气田1号和5号断裂带奥陶系油气藏特征.石油与天然气地质,41(5):975-984.

[55] 柴程玉,2018.塔里木盆地顺托果勒低隆起原油地球化学特征(硕士学位论文).北京:中国地质大学.

[56] 陈红汉,2007.油气成藏年代学研究进展.石油与天然气地质,28(2):143-150.

[57] 陈红汉,2014.单个油包裹体显微荧光特性与热成熟度评价.石油学报,35(3):584-590.

[58] 陈红汉,吴悠,丰勇,等,2014.塔河油田奥陶系油气成藏期次及年代学.石油与天然气地质,35(6):806-819.

[59] 崔军文,唐哲民,2011.塔里木盆地构造格架和构造应力场分析.岩石学报,27(1):231-242.

[60] 邓尚,李慧莉,张仲培,等,2018.塔里木盆地顺北及邻区主干走滑断裂带差异活动特征及其与油气富集的关系.石油与天然气地质,39(5):878-888.

[61] 高晓歌,吴鲜,洪才均,等,2018.顺北油田1号断裂带奥陶系原油地球化学特征.石油地质与工程,32(6):37-40,118.

[62] 谷茸,云露,朱秀香,等,2020.塔里木盆地顺北油田油气来源研究.石油实验地质,42(2):248-254,262.

[63] 顾忆,黄继文,贾存善,等,2020.塔里木盆地海相油气成藏研究进展.石油实验地质,42(1):1-12.

[64] 顾忆,万旸璐,黄继文,等,2019.“大埋深、高压力”条件下塔里木盆地超深层油气勘探前景.石油实验地质,41(2):157-164.

[65] 何登发,周新源,杨海军,等,2008.塔里木盆地克拉通内古隆起的成因机制与构造类型.地学前缘,15(2):207-221.

[66] 焦存礼,何碧竹,王天宇,等,2018.顺托果勒奥陶系一间房组超深层灰岩储层类型及储集空间定量表征.岩石学报,34(6):1835-1846.

[67] 焦方正,2017.塔里木盆地顺托果勒地区北东向走滑断裂带的油气勘探意义.石油与天然气地质,38(5):831-839.

[68] 焦方正,2018.塔里木盆地顺北特深碳酸盐岩断溶体油气藏发现意义与前景.石油与天然气地质,39(2):207-216.

[69] 李纯泉,陈红汉,刘惠民,2010.利用油包裹体微束荧光光谱判识油气充注期次.地球科学,35(4):657-662.

[70] 李明诚,单秀琴,马成华,等,2005.油气成藏期探讨.新疆石油地质,26(5):587-591.

[71] 李映涛,漆立新,张哨楠,等,2019.塔里木盆地顺北地区中:下奥陶统断溶体储层特征及发育模式.石油学报,40(12):1470-1484.

[72] 林波,张旭,况安鹏,等,2021.塔里木盆地走滑断裂构造变形特征及油气意义:以顺北地区1号和5号断裂为例.石油学报,42(7):906-923.

[73] 鲁新便,胡文革,汪彦,等,2015.塔河地区碳酸盐岩断溶体油藏特征与开发实践.石油与天然气地质,36(3):347-355.

[74] 鲁新便,杨敏,汪彦,等,2018.塔里木盆地北部 “层控” 与 “断控” 型油藏特征:以塔河油田奥陶系油藏为例.石油实验地质,40(4):461-469.

[75] 罗明霞,夏永涛,邵小明,等,2019.塔里木盆地顺北油气田不同层系原油地球化学特征对比及成因分析.石油实验地质,41(6):849-854.

[76] 马安来,金之钧,李慧莉,等,2020.塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层油藏蚀变作用及保存.地球科学,45(5):1737-1753.

[77] 马安来,林会喜,云露,等,2021.塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层原油金刚烷化合物分布及意义.天然气地球科学,32(3):334-346.

[78] 马庆佑,曹自成,蒋华山,等,2020.塔河—顺北地区走滑断裂带的通源性及其与油气富集的关系.海相油气地质,25(4):327-334.

[79] 平宏伟,陈红汉,宋国奇,等,2012.油气充注成藏贡献度及其意义.地球科学,37(1):163-170.

[80] 漆立新,2016.塔里木盆地顺托果勒隆起奥陶系碳酸盐岩超深层油气突破及其意义.中国石油勘探,21(3):38-51.

[81] 漆立新,2020.塔里木盆地顺北超深断溶体油藏特征与启示.中国石油勘探,25(1):102-111.

[82] 漆立新,云露,曹自成,等,2021.顺北油气田地质储量评估与油气勘探方向.新疆石油地质,42(2):127-135.

[83] 王喜双,李晋超,王绍民,等,1997.塔里木盆地构造应力场与油气聚集.石油学报,18(1):23-28.

[84] 王玉伟,2019.顺托果勒地区奥陶系储层多成因形成机制及对油气充注的控制作用(博士学位论文).武汉:中国地质大学.

[85] 王玉伟,陈红汉,郭会芳,等,2019.塔里木盆地顺1走滑断裂带超深储层油气充注历史.石油与天然气地质,40(5):972-989.

[86] 吴鲜,李丹,朱秀香,等,2022.塔里木盆地顺北油气田地温场对奥陶系超深层油气的影响:以顺北5号走滑断裂带为例.石油实验地质,44(3):402-412.

[87] 云露,2021a.顺北东部北东向走滑断裂体系控储控藏作用与突破意义.中国石油勘探,26(3):41-52.

[88] 云露,2021b.顺北地区奥陶系超深断溶体油气成藏条件.新疆石油地质,42(2):136-142.

[89] 云露,邓尚,2022.塔里木盆地深层走滑断裂差异变形与控储控藏特征:以顺北油气田为例.石油学报,43(6):770-787.

[90] 曾治平,王敏芳,倪建华,2002.油气成藏期次研究中有机包裹体方法存在问题探讨.天然气地球科学,13(增刊1):55-59.

[91] 赵力彬,黄志龙,高岗,等,2005.关于用包裹体研究油气成藏期次问题的探讨.油气地质与采收率,12(6):6-9.

基金资助

国家重点自然科学基金项目(41730421)

国家科技重大专项(2016ZX05004-001)