塔里木盆地雄英地区寒武系油藏演化:方解石流体包裹体及激光原位U⁃Pb年代学联合约束

Evolution of Cambrian Reservoirs in Xiongying Area, Tarim Basin: Combined Constraints from Calcite Fluid Inclusions and Laser In-Situ U-Pb Geochronology

摘要

准确获得深层超深层油气演化过程中的关键时刻，对于理解油气成藏过程、提高超深层油气勘探成功率具有重要帮助.近年来，随着同位素测试精度提升，针对油气成藏相关矿物的放射性同位素分析成为厘定成藏关键时刻的有效途径.本研究选择塔里木盆地库车坳陷南斜坡雄英地区寒武系超深层油藏为研究对象，基于研究区构造演化认识及盆地埋藏历史结果，进一步开展储层方解石流体包裹体及激光原位U-Pb同位素定年为核心的研究工作，联合约束该油藏的演化过程并构建其成藏模式.储层流体包裹体分析显示的三种不同荧光油包裹体及伴生盐水包裹体三期不同均一温度结果联合指示雄英地区古生代以来经历了志留纪末、二叠纪及中新世以来三期油气运移聚集过程.而储层方解石U-Pb定年结果（（278.0±2.9）~（289.9±5.2）Ma）与研究区储层自生伊利石K-Ar年龄（293~255 Ma）、原油的Re-Os年龄（~285 Ma）高度的一致性指示二叠纪海西构造运动在油藏成藏过程中扮演重要作用.本次研究进一步证实储层方解石激光原位U-Pb同位素定年精确约束油气成藏时间的可行性，将成藏年代学与传统成藏研究方法联合应用于国内外深层、超深层含油气盆地油气成藏研究过程中，能帮助深入理解多旋回叠合盆地深层超深层油气的演化过程，为包括塔里木盆地在内的深层超深层油气勘探提供支撑.

Abstract

Accurately obtaining the key timings of hydrocarbon evolution in reservoirs is crucial for understanding the hydrocarbon accumulation process and improving the success rate of deep and ultra-deep hydrocarbon exploration. In recent years, with the improved precision of isotope analysis, radioactive isotope analysis of minerals related to hydrocarbon has become an effective approach to determine the key timings of hydrocarbon accumulation. Taking the Cambrian ultra-deep oil reservoir in the Xiongying area on the southern slope of the Kuqa depression, Tarim basin as the research object, this study focuses on calcite fluid inclusions in reservoirs and in-situ laser U-Pb isotope dating,to jointly constrain the evolution process of the oil reservoir and establish hydrocarbon accumulation model, on the basis of tectonic evolution and the basin burial history. The analysis of reservoir fluid inclusions shows three types of fluorescent oil inclusions and the results of three phases of different homogenization temperatures of associated aqueous inclusions, which jointly indicate that the Xiongying area has experienced three phases of hydrocarbon migration and accumulation since the Paleozoic, i.e., the end of the Silurian, the Permian, and since the Miocene. Moreover, the U-Pb dating results of reservoir calcite ((278.0±2.9)-(289.9±5.2) Ma) are highly consistent with the authigenic illite K-Ar ages (293-255 Ma) of reservoirs and the crude oil Re-Os ages (about 285 Ma), indicating that the Late Hercynian tectonic movement period (Permian) played an important role in the oil reservoir accumulation process.This study further confirms the feasibility of in-situ laser U-Pb isotope dating of reservoir calcite in accurately constraining the timing of hydrocarbon accumulation. The combined application of hydrocarbon accumulation geochronology and traditional hydrocarbon accumulation processes can help deeply understand the hydrocarbon evolution process of deep and ultra-deep multi-cyclic superimposed basins, and provide support for the exploration of deep and ultra-deep hydrocarbons including those in the Tarim basin.

Graphical abstract

关键词

油气成藏 / 方解石U⁃Pb定年 / 古油藏 / 流体包裹体 / 雄英地区 / 塔里木盆地 / 地质年代学.

Key words

oil and gas reservoirs / U-Pb dating of calcite / ancient oil reservoirs / fluid inclusion / Xiongying area / Tarim basin / geochronology

0 引言

油气勘探过程中，埋深超过6 000 m的地层被界定为超深层 （徐春春等，2017），该领域是未来全球油气勘探开发的主要领域，更是中国陆上油气实现规模增储上产的核心方向.作为中国中西部超深层油气勘探的核心靶区，塔里木盆地超深层海相碳酸盐岩油气资源极为丰富（杨海军等，2020）.现有研究认为，寒武系‒奥陶系发育优质烃源岩与多套有利储盖组合，仅该层系超深层台缘礁滩相区预测资源量超50×10⁸ t油当量，重点区带单圈闭资源规模更可达1×10⁸ t级，是保障国家能源安全的关键战略接替领域（张科等，2023）.然而，超深层油气勘探面临多重科学与技术挑战.因地层年代老、埋深大、高温高压等特征，深层超深层油气地质条件整体复杂，生烃、成储机理与中浅层存在显著差异 （张水昌等，2021； 李德生和李伯华，2022）；此外，以塔里木盆地为代表的寒武系白云岩深层油气储层受多期构造‒岩溶叠加控制影响，储层非均质性增强，有效圈闭预测难度大.与此同时，深层超深层油气成藏演化认识仍然较为薄弱，深部有效烃源岩展布范围、油气生烃运移路径难以明确，油气成藏过程中油气生成、运移聚集、改造破坏等关键时刻较为匮乏，整体制约了深层‒超深层油气藏演化的重建（马永生等，2024）.

油气成藏过程是盆地埋藏过程中，沉积有机质在温度、压力等因素控制下，通过一系列物理、化学及生物作用转化为石油、天然气，在构造、沉积等作用下运移聚集形成油气藏的过程（Tissot and Welte， 1984； 陈昭年，2005）.准确厘定油气成藏过程中的关键时刻，国内学者称为成藏年代学，对于理解油气演化历史、优化勘探目标、提高油气勘探成功率具有重要帮助（Tissot and Welte， 1984； 陈昭年，2005）.整体来讲，成藏年代学研究呈现从定性到定量、从宏观向微观、从间接到直接的发展过程.根据生‒储‒盖‒圈‒运‒保等油气成藏基本要素的有效耦合提出的烃源岩生排烃法、圈闭形成时间法，油藏饱和压力法在构造活动简单、油气充注期次单一、无异常压力的浅埋藏盆地中，具有较好的应用效果.20世纪90年代以来，结合盆地埋藏史、储层流体包裹体信息限定油气成藏关键时刻被广泛使用 （刘可禹等，2013）.受古地温不确定性、埋藏史的复杂性以及均一温度多解性影响，该方法难以定量约束油气成藏关键时刻.油气聚集成藏是富烃化合物的有机流体在合适构造部位封存的结果，盆地流体活动与油气的运移、成藏关系密切 （马永生等，2011）.油气运聚相关矿物的绝对定年成为确定油气成藏期的重要方法.自生伊利石K⁃Ar定年，石英流体包裹体Ar⁃Ar定年以及钾长石加大边Ar⁃Ar定年、原油及沥青的Re⁃Os定年在定量确定油气充注时代方面取得了较好的效果（Selby and Creaser， 2005； 张有瑜等，2007； Qiu et al.， 2011； Ge et al.， 2021）.然而，伊利石、石英、钾长石碳酸盐储层中较少发育，Re⁃Os同位素体系在烃类系统中的封闭性等问题，一定程度上限制了上述方法的应用.作为沉积盆地流体活动直接产物，方解石脉在砂岩、灰岩中广泛分布，开展与油气运聚相关的方解石年代学研究对于揭示油气运聚时代具有重要帮助.近年来，激光原位方解石U⁃Pb定年在限定全球含油气盆地中烃类迁移与聚集关键时期方面展现出了巨大的潜力，取得了良好的应用效果（Cong et al.， 2022）.

雄英油气藏（以雄探1井为核心）位于塔里木盆地北部坳陷F5走滑断裂以西的阿瓦提凹陷与满加尔凹陷的过渡带，是塔里木盆地寒武系超深层油气勘探突破区.2023年雄探1井在上寒武统下丘里塔格组白云岩储层获高产凝析油气（折合产油量 201 t/d、产气量177 899 m³/d），证实该区域寒武系超深层具备规模成藏潜力（王清华，2024）.关于雄英油气藏的演化过程中涉及的油气成藏演化期次这一关键科学问题，目前的研究仍然较为薄弱.雄英油藏整体为超深层碳酸盐油藏，匮乏自生伊利石、石英等定年矿物；此外，油藏原油表现出的轻质原油特征（密度：~0.80 g/cm³）导致其沥青质含量低，难以开展Re⁃Os同位素定年工作，上述特征导致雄英油气藏目前尚无与油气运聚直接相关的年代学数据.流体包裹体分析方面，目前少量流体包裹体测温数据显示的多个温度区间仅仅较为粗糙的指示其存在多期演化过程，表现出较强的不确定性.基于上述现状及主要问题，本次研究选取塔北雄英地区油气藏为研究实例，针对寒武系储层内广泛发育的与油气运聚密切相关的方解石，采用流体包裹体分析与激光原位U⁃Pb定年相结合的手段，结合研究区盆地埋藏史及构造演化历史，尝试定量解剖雄英地区油气藏成藏演化过程，为塔里木盆地寒武系超深层油气勘探服务.

1 区域地质概况

雄英地区位于塔里木盆地塔北隆起西部英买力低凸起的喀拉玉尔衮构造带南喀背斜处，该构造带整体呈NW⁃SE向展布，东北毗邻佳木‒西秋构造带，西南与阿瓦提凹陷、温宿凸起渐变接触，东南部邻近马纳火成岩分布区（邬光辉等，2004）（图1）.古生代以来，相继受加里东、海西、印支‒燕山、喜马拉雅多期构造运动影响，尤其是海西期和喜马拉雅期烈构造挤压作用，喀拉玉尔衮构造带经历了复杂的构造演化（肖晖等，2012）.早古生代末期（加里东期），伴随南天山洋向中天山陆块俯冲导致的南天山洋盆初次闭合，喀拉玉尔衮构造带初步形成，NW⁃SE向逆断层发育.晚古生代末期（海西期），受控于南天山洋壳向中天山岛弧的俯冲碰撞，南天山洋最终闭合，位于库车坳陷的喀拉玉尔衮构造带再一次经历了挤压构造变形作用，构造活动期间马纳火成岩发育，挤压走滑断层持续活动；中生代期间（印 支‒燕山期），古亚洲大陆、羌塘地块、拉萨地块拼合导致的古特提斯洋的闭合对于塔里木盆地的影响相对较弱，塔北地区整体处于弱拉张构造环境，未发生强烈构造变形.新生代以来，受印度板块与欧亚大陆板块碰撞作用影响，库车坳陷构造活动再次活化、收缩变形强烈，喀拉玉尔衮构造带构造格局进一步复杂并最终定型（周俊峰等，2015）.

除石炭系、泥盆系与三叠系地层缺失外，雄英地区寒武系至古近系沉积地层发育完整.寒武系整体以白云岩和硅质白云岩为主，底部玉尔吐斯组发育厚约200 m泥页岩.上覆下奥陶统鹰山组以致密灰岩为主，厚度为100~300 m，层间岩溶作用发育，上奥陶统桑塔木组在该区域尖灭，厚度薄，岩性为泥岩与灰岩互层；志留系柯坪塔格组发育致密泥岩，厚度约为80 m，部分区域上段见粉砂岩夹层；泥盆系‒石炭系局部缺失，残留地层以砂岩、泥岩为主，厚度变化大，一般小于200 m；二叠系仅构造低部位（如雄探1井）保存完整（厚度达855 m）；三叠系受构造抬升影响，全域缺失；白垩系‒古近系以碎屑岩为主，其中白垩系卡普沙良群在玉东2井区发育厚度约80 m的泥岩，古近系库姆格列木群以膏盐岩与泥岩互层为主，膏盐岩厚为200~3 000 m，泥岩厚为50~200 m（王清华，2024）（图2）.

雄英地区所在的喀拉玉尔衮构造带油气成藏条件优越.阿瓦提‒塔北地区广泛发育的寒武系玉尔吐斯组泥岩（10~40 m）及塔北西部前寒武系裂陷槽泥页岩被认为是研究区重要烃源岩（图2）（张科等，2023）.虽然整体表出低孔、低渗特征，溶蚀孔洞、晶间（溶）孔及裂缝发育的上寒武统下丘里塔格组白云岩为研究区重要储层（图2）.储层之上的下奥陶统鹰山组致密灰岩、志留系柯坪塔格组泥岩为研究区重要盖层.此外，地震及钻井资料揭示的断穿基底至二叠系地层的NNW向走滑断裂、加里东晚期开始活动的沟通上下寒武统地层的NW向逆冲断层在油气运移疏导过程中扮演重要作用（王清华，2024）.

2 样品与测试方法

实验样品采集于塔北喀拉玉尔衮构造带雄英 102 井上寒武统下丘里塔格组（∈₃xq）中细晶白云岩储层.含方解石脉样品XY102⁃Cal⁃1、XY102⁃Cal⁃2采集于6 840~6 842.5 m岩心段.实验样品整体呈灰色，表面粗糙，可见斑块状浅色晶粒集合体（图3a）；其中XY102⁃Cal⁃2样品表面发育孔洞、细微裂隙，部分裂缝具充填现象（图3b~3c）.充填方解石单颗粒直径为0.1~2 mm，以“粒状、块状”为主，部分呈“栉壳状”沿孔洞壁生长；方解石脉宽度多为0.1~2 mm，裂缝长度差异较大，短裂缝仅数mm（3~10 mm），长裂缝可达数cm（1~5 cm），多为“条带状、脉状”.

显微镜下，实验样品呈晶粒结构，主要由细晶、中晶白云石组成，白云石多呈半自形‒他形晶粒状镶嵌接触，部分具环带结构或弱硅化，部分孔隙内见残留沥青（图3d）.局部构造缝或微裂缝发育，部分为泥质半充填或未充填（图3e），个别样品白云石晶粒镶嵌紧密、孔隙性能差，仅偶见晶间孔（图3f）.

流体包裹体分析在中国地质大学（武汉）构造与油气资源教育部重点实验室完成.实验制备了厚度为100 μm的双面抛光方解石测温薄片，采用尼康（NIKON）Ni⁃U型双用途荧光偏光显微镜对样品进行流体包裹体岩相学观察.流体包裹体显微测温分析基于Goldstein提出的流体包裹体组合概念开展，测温仪器为英国Linkam公司生产的THMS⁃600G 型冷热台.整个实验分析过程分为升温及降温两个阶段.升温阶段测定油包裹体与盐水包裹体的均一温度；降温阶段测定冰点温度.其中，均一温度测量精度为±1 ℃至±0.X ℃（X代表较低精度范围），冰点温度测量精度为±0.1 ℃至±0.2 ℃；仪器测温范围为-196 ℃至600 ℃，冷冻/升温速率为0.01 ℃/min至150 ℃/min，精度与稳定性控制在0.01 ℃以内.盐度通过冰点温度（最终熔化温度T_m）换算为二元H₂O⁃CaCl₂体系的盐度，以质量百分比（%）表示 （Bodnar， 1993）.流体包裹体荧光分析测试采用尼康Ni⁃U型双用途荧光偏光显微镜（配备紫外荧光激发系统）对样品进行流体包裹体荧光观察与光谱分析.分析过程中，首先用20倍紫外荧光照射（关闭透射光），实现对整个薄片的全面扫描.若发现荧光显示，便打开透射光并转换高倍物镜判断是否为油包裹体；针对油包裹体，记录其产状信息并同步记录同期盐水包裹体.进而，对油包裹体发育区域拍摄20~100倍透射及荧光照片并标注薄片位置.鉴于镜下观测存在背景颜色干扰及主观差异，实验进一步通过荧光光谱（指定激发波长下测定样品不同发射波长处荧光强度）结合主峰波长、红绿商（Q650/500、QF535）等光谱参数进行定量分析，以有效区分有机质成熟度及油气充注期次.

方解石激光原位U⁃Pb同位素测试在四川创源微谱科技有限公司完成.实验装置主体由RESOlution LR 193 nm ArF准分子激光剥蚀系统和Thermo iCAP TQ质谱仪组成.具体实验步骤如下，方解石脉样品用环氧树脂浇铸，抛光后制成直径为2.5 cm的样品靶.将清洗后的样品放置于准分子激光剥蚀系统与四级杆等离子体质谱仪联用仪器（Q⁃ICP⁃MS）中开展²⁰⁸Pb、²⁰⁶Pb、²⁰⁷Pb、²³²Th以及²³⁸U含量的测试.实验使用玻璃标样NIST 612优化仪器参数.调试过程中，通入氦气（流速为300 mL/min）、氩气（流速为1.03 mL/min）和少量高纯氮气（流速为5 mL/min）以增强灵敏度.调谐时激光剥蚀参数设置为50 μm的束斑，能量密度为3 J/cm²，剥蚀频率为10 Hz，剥蚀速度为3 μm/s.调谐过程中，将氧化物产率调节至1.5%以下，同时将²³⁸U的灵敏度调至最高，²⁰⁶Pb/²³⁸U高于0.21.质谱信号调试完成后，设置测试参数.每个样品点分析过程设置吹扫时间为10 s，本底收集时间为15 s，剥蚀时间为20 s，实验完成后再吹扫5 s.激光剥蚀束斑直径设置为120 μm，能量密度为3 J/cm²，剥蚀频率为15 Hz.实验过程中氦气为激光剥蚀物质的主要载气，氩气和氮气作为辅助气体用于提高信号强度.实验采用 NIST614为主标，每隔6个未知样品间插一组主标，校准碳酸盐标样和未知样品的²⁰⁷Pb/²⁰⁶Pb比值、²³⁸U/²⁰⁶Pb比值和仪器漂移状况.本次实验选择方解石标样 AHX⁃1d（（238.23±0.87） Ma）校正未知样品的²³⁸U/²⁰⁶Pb比值.采用Igor Pro环境中运行的Iolite软件对方解石U⁃Pb同位素数据进行处理后（Paton et al.， 2011），使用Isoplot V. 4.0软件或在线版IsoplotR获得Tera⁃Wasserburg年龄等时线结果（Ludwig， 2003）.

3 实验结果

3.1　流体包裹体分析

雄英102井2件流体包裹体分析样品（XY102⁃Cal⁃1、XY102⁃Cal⁃2）中均同时观察到油包裹体和盐水包裹体.这些包裹体多为气‒液两相包裹体，在室温下样品中可见气泡.由于次生流体包裹体主要发育于微裂隙、晶体剪切面中，测试过程中已经初步排除微裂隙内部及附近的包裹体.油包裹体以椭圆形和方形为主，大小介于6~20 μm，在晶体格架内呈孤立状零星分布，整体认定为原生包裹体（图4）.

XY102⁃Cal⁃1样品中观察到白云石及溶蚀孔洞充填方解石，两种矿物中均发育烃类包裹体及共生盐水包裹体.溶蚀孔洞充填方解石发育一期原生油包裹体，赋存于晶体格架内，以椭圆形、近圆形为主，孤立零星分布，荧光颜色为黄色，伴生盐水包裹体以不规则状、椭圆形为主，呈孤立或簇状分布（图4a1~4a3）.白云石包裹体多赋存于晶体格架内，受矿物结晶空间限制，包裹体轮廓受晶体生长环境约束明显，发育两期原生油包裹体，第一期油包裹体以近圆、椭圆形为主，少量次圆状，无明显棱角，荧光颜色为蓝绿色，伴生盐水包裹体形状多为不规则状、次棱角状（图4b1~4b3）；第二期油包裹体以近圆形为主，荧光颜色为蓝色，伴生盐水包裹体以椭圆形、不规则状为主，少量水滴状（图4c1~4c3）.

XY102⁃Cal⁃2 样品中观察到裂缝充填方解石和白云石，两种矿物中均发育烃类包裹体及共生盐水包裹体.裂缝充填方解石发育两期原生油包裹体，赋存于裂缝充填空隙（图4d1~4d3）.第一期油包裹体以椭圆形、近圆形为主，少量次棱角状，荧光颜色为蓝色，伴生盐水包裹体以不规则状、椭圆形为主，少量囊状；第二期油包裹体以椭圆形为主，少量近圆形，无棱角，荧光颜色为黄色；伴生盐水包裹体与油包裹体同步充填，以椭圆形、不规则状为主，少量水滴状.白云石发育两期原生油包裹体，均赋存于晶体格架内，受结晶空间严格约束，以近圆形为主，少量短椭圆形，形态规整.第一期油包裹体荧光颜色为黄色，伴生盐水包裹体赋存于格架内微空隙，以椭圆形、次圆形为主，少量不规则状；第二期油包裹体荧光颜色为蓝绿色，伴生盐水包裹体充填于格架晶间微小空隙，以椭圆形、不规则状为主，少量次棱角状（图4e1~4e3）.

研究区储层白云石为基质主体矿物，溶蚀孔洞/裂缝充填方解石为次生成岩矿物，方解石的充填作用与白云岩储层的溶蚀、破裂过程同步发生，均受区域构造‒流体活动控制，因此白云石及方解石中赋存的流体包裹体系同一成藏流体系统在不同矿物结晶空间的同期捕获产物.虽然显微镜下观测到的油包裹体数量略有不同，但其内部赋存的油包裹体荧光特征、伴生盐水包裹体均一温度具有良好一致性（图4），可共同指示研究区古生代以来的油气充注期次.

油包裹体荧光颜色的不同是由包裹体成分的差异造成的，可以用来指示油包裹体的成熟度.随着油包裹体成熟度增加，荧光颜色从红色变为黄色再到蓝色.荧光光谱记录了油包裹体在紫外光照射下不同波长处的荧光强度，可以更加准确地区分油包裹体荧光颜色的差异，减小肉眼观察的不确定性.目前对包裹体荧光光谱进行定量描述的参数主要有主峰波长（λ_max）和红绿商（QF535和Q650/500）两种.其中，主峰波长（λ_max）为荧光光谱中最大荧光强度对应的发射波长，红绿商（QF535和Q650/500）指荧光颜色中红色部分与绿色部分的比值，可以定量化描述荧光光谱形态和结构.QF535为发射波长 535~750 nm范围内的积分面积与发射波长430~535 nm范围内的积分面积之比，Q650/500为 650 nm波长处荧光强度与500 nm 波长处荧光强度的比值.这两个参数均与有机质成熟度有关，油包裹体中小分子成分含量越多，包裹体中油的成熟度越大，主峰波长会发生蓝移，主峰波长（λ_max）和红绿商（QF535和Q650/500）均减小（付金华等，2016）.

XY102⁃Cal⁃1样品溶蚀孔洞充填方解石中检测到一期黄色荧光油包裹体（图4a3），主峰波长（λ_max）为577.1 nm，对应红绿商Q650/500为0.958、QF535为2.249；白云石中检测到两期原生油包裹体，第一期为蓝绿色荧光油包裹体（图4b3），主峰波长（λ_max）为526.0 nm，对应红绿商Q650/500为0.378、QF535为1.158，第二期为蓝色荧光油包裹体（图4c3），主峰波长（λ_max）为451.1 nm，对应红绿商Q650/500为 0.275、QF535为0.645； XY102⁃Cal⁃2样品裂缝充填方解石中检测到两期油包裹体，第一期为黄色荧光油包裹体（图4d3），主峰波长（λ_max）为541.4 nm，对应红绿商Q650/500为0.621、QF535为1.647，第二期为蓝色荧光油包裹体（图4d3），主峰波长（λ_max）为 472.7 nm，对应红绿商Q650/500为0.296、QF535 为0.796，白云石中检测到两期油包裹体，第一期为黄色荧光油包裹体，主峰波长（λ_max）为574.8 nm，对应红绿商Q650/500为0.818、QF535为2.062，第二期为蓝绿色荧光油包裹体（图4e3），主峰波长（λ_max）为 495.5 nm，对应红绿商Q650/500为0.334、QF535为0.99.对比显示，虽然油包裹体的宿主矿物（白云石、方解石）存在差异，但不同矿物中同荧光类型油包裹体的荧光光谱主峰波长和红绿商参数变化趋势表现出良好的一致性，整体表现出发黄色荧光的低熟油，发蓝色荧光的高熟油以及介于低熟‒高熟之间的发蓝绿色荧光的原油的分布特征（表1）.

在含油气盆地中，储层孔隙水的烃类浓度通常接近或达到饱和状态（Nedkvitne et al.， 1993）.与烃类包裹体具有共生关系的盐水包裹体，被认为是含气饱和的，且能够记录流体捕获时的温度（Hanor， 1980）.XY102⁃Cal⁃1 样品溶蚀孔洞充填方解石和白云石中与油相邻盐水包裹体均一温度分别为58.0~90.2 ℃和71.8~87.8 ℃、冰点温度分别为-4.9~-13.3 ℃和-1.1~-3.0 ℃，利用公式（盐度= 1.78 T_ice-0.044 2 T_ice²+0.000 557 T_ice³）（T_ice：盐水包裹体冰点温度，℃；盐度：wt% NaCleq）（Bodnar， 1993），计算得到的盐度数据分别为7.7% ~17.2%和1.9%~5.0%；XY102⁃Cal⁃2样品裂缝充填方解石和白云石中与油相邻盐水包裹体均一温度分别为62.3~115.4 ℃和77.5~97.2 ℃，冰点温度分别为-2.3~-10.4 ℃和-7.5~-11.2 ℃，利用上述公式计算得到的盐度数据分别为3.9%~14.4%和11.1%~14.7%（附表1）.

统计显示，雄英地区白云石与方解石中油包裹体的荧光颜色与各自伴生盐水包裹体的均一温度整体表现出规律性对应关系，黄色荧光油包裹体伴生盐水包裹体均一温度均<70 ℃（55~70 ℃），蓝色荧光油包裹体伴生盐水包裹体均一温度均>110 ℃ （110~120 ℃），蓝绿色荧光荧光油包裹体伴生盐水包裹体均一温度介于二者之间（图5）.其中具有相同荧光的，不同宿主矿物的盐水包裹体温度存在的小幅温度差异，可能与宿主矿物形成时的流体环境差异、油气充注的多期次性等因素相关（邓剑等，2025； 官大勇等，2025）.

3.2　方解石 U⁃Pb 年龄

样品XY102⁃Ca⁃1及XY102⁃Cal⁃2阴极发光特征如图6所示.依据阴极发光仪下观测的矿物发光强度与发射波长差异，识别出两类不同的阴极发光特征.亮红色方解石整体表现为强发光强度、长波长红光发射的特征，橙红色方解石则为中等发光强度、短波长橙红光发射的特征.XY102⁃Cal⁃2方解石样品整体表现为橙红色阴极发光特征（图6d），而XY102⁃Cal⁃1样品除发育偏橙红色方解石（图6b），另见具有明显亮红色阴极发光特征的方解石（图6b）.

本次研究对储层中与油气运聚密切相关的方解石脉及白云石样品（XY102⁃Cal⁃1、XY102⁃Cal⁃2）均开展了激光原位U⁃Pb同位素定年分析.由于白云岩较低的U元素丰度（<0.1×10^-6），导致最终未获得可靠的定年结果.3个方解石样品中U、Pb丰度范围分别为0.264×10^-6~3.511×10^-6、0.014×10^-6~4.124×10^-6.分析区域内U、Pb丰度具有较强的非均质性，变化倍数达10~100倍（附表2）.3件方解石样品的²³⁸U/²⁰⁶Pb及²⁰⁷Pb/ ²⁰⁶Pb比值变化范围分别为0.243~24.415 和0.081~0.833（附表2）.实测U、Pb同位素比值符合Tera⁃Wasserburg线性回归等时线特征，初始“普通”²⁰⁷Pb/²⁰⁶Pb组成范围为0.71~0.79（图7），共获得一组定年结果，均小于上寒武统白云岩围岩储层年龄：3个方解石样品定年结果为（278.0±2.9）Ma~（289.9±5.2）Ma（图7），平均加权偏差平方和（MSWD）为5.4~11.7.虽无法完全证实，但本研究定年结果存在较大不确定性及MSWD值，可能受多因素影响（Roberts et al.， 2017，2020）.样品偏低的铀含量、不稳定²³⁸U/²⁰⁶Pb比值、长时间持续的油气运移‒聚集过程以及样品在结构与元素组成上的非均质性（150~200 μm的较大测试点位中流体包裹体的存在及非均一的阴极发光特征）都可能导致铀‒铅体系受干扰（非绝对封闭体系）（图6）.

4 雄英油藏演化过程

虽然不能排除前寒武系烃源岩的贡献，雄英地区原油与寒武系玉尔吐斯组泥岩相似的饱和烃生物标志物特征（高C₂₈、低C₂₉三环萜烷等）、碳同位素指标（δ¹³C=-31.5‰）、∑MDBT/∑MP比值（1.16）及分子化石特征（检出TMAIs、无三芳甲藻甾烷、 C₂₉甾烷优势、富长链三环萜烷）整体指示寒武系玉尔吐斯组为雄英油藏的主力烃源岩 （王清华，2024）.雄英地区储层（上盘）埋藏史及生烃史结果指示寒武系烃源岩古生代以来经历了多期的生烃过程（图8）.志留纪‒泥盆纪期间（~450~400 Ma），下寒武统玉尔吐斯组（∈_1y）泥页岩埋藏深度达到约 1 500~2 000 m，对应埋藏温度达到约60~70 ℃（R_o>0.5%），烃源岩首次进入生油窗，紧随其后的加里东构造期抬升作用导致生烃作用停止.二叠纪时期 （300~250 Ma）的海西构造挤压运动导致寒武系泥页岩经历再次埋藏，埋藏深度可达到3 000~ 3 500 m，对应埋藏温度达到超过约80~90 ℃（R_o>0.7%~0.9%），烃源岩二次生烃.晚白垩世（60 Ma以来），喜山构造作用导致寒武系烃源岩经历快速埋藏（最大埋深超过8 000 m）较高的埋藏温度>180 ℃ （R_o>1.69%） 导致烃源岩进入生凝析油气阶段.

作为流经宿主岩石时被捕获的微米级样品，流体包裹体记录了沉积盆地演化过程中相关的物理化学信息，对揭示油气运移路径、明确油气聚集规律具有重要帮助 （Bodnar， 1990）.其中，油包裹体的荧光特征、烃类伴生盐水包裹体均一温度被用来约束油气充注历史 （Ping et al.， 2020； 左高昆等，2024）.综合雄英地区XY102⁃Cal⁃1和XY102⁃Cal⁃2样品中方解石及白云石矿物内烃类荧光特征及烃类伴生盐水包裹体均一温度特征，例如，黄色荧光油包裹体（λ_max=541.4~577.1 nm、Q650/500=0.621~0.818、QF535=2.062~2.249）伴生低温盐水包裹体（55~70 ℃）；蓝绿色荧光油包裹体（λ_max=495.5~526 nm、Q650/500=0.334~0.378、QF535=0.996~1.158）伴中温盐水包裹体 （70~100 ℃）；蓝色荧光油包裹体（λ_max=451.1~472.7 nm、Q650/ 500=0.275~0.296、QF535=0.645~0.796）伴生高温盐水包裹体（110~120 ℃）， 研究区整体表现三期油气充注过程.将三期不同荧光油包裹体伴生盐水包裹体的均一温度投影至雄英地区（上盘）埋藏历史图上，指示雄英地区古生代以来存在志留纪末、二叠纪期间、中新世以来多期油气运聚过程（图8）.

雄英102井上寒武统下丘里塔格组储层中两件方解石样品均检测到的丰富液态烃流体包裹体特征指示方解石沉淀前，烃类物质与方解石以共流体形式存在.与蓝绿色荧光油包裹体伴生盐水包裹体结果指示的存在二叠纪油气充注期相符合，雄英地区具有橙红至亮红色阴极发光特征的方解石U⁃Pb同位素年龄（278.0~289 Ma）指示雄英油气藏在早二叠世至存在一期烃类的运移、聚集过程.作为油气运移至储层前最晚期形成的矿物，自生伊利石形成的时间被用来约束烃类冲注或运移的最大年龄 （Hamilton et al.， 1989）.位于雄英油藏东部的英买力地区志留系柯坪组砂岩储层中不同井位 （YM11， YM34， YM35， YM35⁃1）的自生伊利石 K⁃Ar同位素年龄（293~255 Ma）与雄英地区方解石U⁃Pb年龄结果（289.9~278 Ma）高度的一致性，同样指示二叠纪期间为塔北地区重要的油气运聚时期 （张有瑜和罗修泉， 2011）.作为一种具有挑战性的方法，原油、低熟沥青的Re⁃Os同位素分析在定量解析烃类生产时间上展现出良好的潜力（Selby and Creaser， 2005），针对同处于塔北隆起区哈拉哈塘油田，奥陶系原油的Re⁃Os同位素定年（（285± 48） Ma）结果指示早二叠世存在一期生油事件（Ge et al.，2020），对比发现，哈拉哈塘地区、英买力地区、雄英地区同处塔北隆起库车坳陷南斜坡区，具有相同的主力烃源岩、高度相似的区域生烃背景，误差范围内相互一致的原油Re⁃Os年龄（（285±48） Ma）、自生伊利石K⁃Ar年龄（293~255 Ma）、方解石U⁃Pb年龄 （278.0~289 Ma）支持雄英油藏在内的研究区存在二叠纪期间连续的原油生成及运移聚集事件（图8）.

结合库车坳陷构造沉积演化背景、雄英油藏储层方解石开展的流体包裹体分析及原位U⁃Pb同位素定年结果，以及前人在本研究区已经获得的原油 Re⁃Os定年、伊利石K⁃Ar年代学结果，雄英地区上寒武统下丘里塔格组油藏演化过程总结如下：（1） 早古生代期间，下寒武统筇竹寺组地层埋深达到 2 000 m以上，首次达到生烃门限（R_o~0.5）并开始生油.然而，紧随其后的加里东造山运动（~450~400 Ma）导致的抬升剥蚀作用迫使烃源岩停止生烃 （安海亭等，2009）（图9a~9b）.上寒武统下丘里塔格组白云岩储层中发育的黄色荧光油包裹体及共生的具有低均一温度（60~75 ℃）特征的盐水包裹体记录了该时期烃类运移聚集过程.（2）古生代末期，伴随着海相构造运动导致的南天山洋最终闭合，下寒武统玉尔吐斯组埋藏深度超过3 000~3 500 m，烃源岩二次成熟并开始大量生烃（R_o约为1.0%）（安海亭等，2009），伴随构造作用产生的断层及褶皱分别作为油气运移通道和聚集空间协助油气的聚集成藏 （王清华，2024）（图9c~9d）.上寒武统下丘里塔格组白云岩储层中蓝绿色荧光油包裹体及均一温度70~95 ℃的共生盐水包裹体以及塔北隆起斜坡区高度一致的储层方解石U⁃Pb年龄（288.6~ 278 Ma）、储层自生伊利石K⁃Ar年龄（293~ 255 Ma）、原油的Re⁃Os年龄（（285±48）Ma）（张有瑜和罗修泉， 2011； Ge et al.， 2020），共同记录了该时期烃类的运移及聚集作用.（3）古近纪以来，塔北隆起强烈下沉导致下寒武统玉尔吐斯组埋深超过 8 000 m，烃源岩进入高成熟阶段（R_o>1.69%）进入产凝析油气高峰（图9e）.上寒武统下丘里塔格组白云岩储层中蓝色荧光油包裹体及共生的具有高均一温度（110~120 ℃）特征的盐水包裹体记录了该次烃类运移聚集过程.其中，伴随构造活动产生的断层对油气具有重要的调整作用，导致现今油气藏主要分布于断裂带及构造高位 （王清华，2024）.

5 结论

（1）基于塔北雄英地区构造演化历史，针对塔北雄英油藏储层方解石联合开展的储层流体包裹体及激光原位U⁃Pb同位素定年结果指示指示雄英油藏自古生代以来经历了志留纪末、二叠纪及中新世以来三期油气运移聚集过程.其中雄英油藏周缘高度一致的方解石U⁃Pb年龄（288.6~278 Ma）、储层自生伊利石K⁃Ar年龄（293~255 Ma）、原油Re⁃Os年龄（~285 Ma）指示二叠纪海西构造期为油藏形成的关键时期.

（2）本次研究进一步证实储层方解石激光原位U⁃Pb同位素定年可更为精确地约束油气成藏时间，将成藏年代学与传统成藏研究方法联合应用于国内外深层、超深层含油气盆地油气成藏研究过程中，能帮助深入理解深层超深层油气的演化过程，为深层超深层油气勘探提供支撑.

参考文献

[1] An, H.T., Li, H.Y., W, J. Z., et al., 2009. Tectonic Evolution and Its Controlling on Oil and Gas Accumulation in the Northern Tarim Basin. Geotectonica et Metallogenia, 33 (1): 142-147 (in Chinese with English abstract). https://doi.org/10.16539/j.ddgzyckx.2009.01.019

[2] Bodnar, R. J., 1990. Petroleum Migration in the Miocene Monterey Formation, California, USA: Constraints from Fluid⁃Inclusion Studies. Mineralogical Magazine, 54(375): 295-304. https://doi.org/10.1180/minmag.1990.054.375.15

[3] Bodnar, R. J., 1993. Revised Equation and Table for Determining the Freezing Point Depression of H₂O⁃Nacl Solutions. Geochimica et Cosmochimica Acta, 57(3): 683-684. https://doi.org/10.1016/0016⁃7037(93)90378⁃a

[4] Chen, Z. N., 2005. Petroleum and Natural Gas Geology. Geological Publishing House, Beijing (in Chinese).

[5] Cong, F. Y., Tian, J. Q., Hao, F., et al., 2022. Calcite U⁃Pb Ages Constrain Petroleum Migration Pathways in Tectonic Complex Basins. Geology, 50(6): 644-649. https://doi.org/10.1130/g49750.1

[6] Deng, J., Ning, K. K., Li, R. B., et al., 2025. The Fluid Inclusion Characteristics of the Permian Maokou Formation and Their Implications for Hydrocarbon Accumulation in the Yuanba Area, Sichuan Basin. Mineralogy and Petrology, 45 (2): 151-159 (in Chinese with English abstract).

[7] Fu, J. H., Deng, X. Q., Wang, Q., et al., 2016. Densification and Hydrocarbon Accumulation of Triassic Yanchang Formation Chang 8 Member, Ordos Basin, NW China: Evidence from Geochemistry and Fluid Inclusions. Petroleum Exploration and Development, 44(1): 48-57 (in Chinese with English abstract).

[8] Ge, X., Selby, D., Liu, J. J., et al., 2021. Genetic Relationship between Hydrocarbon System Evolution and Carlin⁃Type Gold Mineralization: Insights from Re⁃Os Pyrobitumen and Pyrite Geochronology in the Nanpanjiang Basin, South China. Chemical Geology, 559: 119953. https://doi.org/10.1016/j.chemgeo.2020.119953

[9] Ge, X., Shen, C. B., Selby, D., et al., 2020. Petroleum Evolution within the Tarim Basin, Northwestern China: Insights from Organic Geochemistry, Fluid Inclusions, and Rhenium⁃Osmium Geochronology of the Halahatang Oil Field. AAPG Bulletin, 104(2): 329-355. https://doi.org/10.1306/05091917253

[10] Guan, D.Y., Shi, W. L., Zhao, D. J., et al., 2025. Accumulation Characteristics and Charging Process of Heterogeneous Mixed Reservoir in Bozhong 26⁃6 Buried Hill Oilfield, Bohai Bay Basin. Earth Science, 50(2): 478-493 (in Chinese with English abstract).

[11] Hamilton, P. J., 1989. K⁃Ar Dating of Illite in Hydrocarbon Reservoirs. Clay Minerals, 24(2): 215-231. https://doi.org/10.1180/claymin.1989.024.2.08

[12] Hanor, J. S., 1980. Dissolved Methane in Sedimentary Brines; Potential Effect on the PVT Properties of Fluid Inclusions. Economic Geology, 75(4): 603-609. https://doi.org/10.2113/gsecongeo.75.4.603

[13] Li, D. S., Li, B. H., 2022. Towards a New Era of Diversified Energy Development: Innovation in Theoretical Petroleum Geology to Meet “Dual Carbon Target”. Earth Science Frontiers, 29 (6): 1-9 (in Chinese with English abstract).

[14] Liu, K. Y., Bourdet, J., Zhang, B. S., et al., 2013. Hydrocarbon Charge History of the Tazhong Ordovician Reservoirs, Tarim Basin as Revealed from an Integrated Fluid Inclusion Study. Petroleum Exploration and Development, 40(2): 183-193 (in Chinese with English abstract). https://doi.org/10.1016/s1876⁃3804(13)60021⁃x

[15] Ludwig, K. R., 2003. Isoplot 3.0: A Geochronological Toolkit for Microsoft Excel. Berkeley Geochronology Center Special Publication, Berkeley.

[16] Ma, Y. S., Cai, X. Y., Li, M. W., et al., 2024. Research Advances on the Mechanisms of Reservoir Formation and Hydrocarbon Accumulation and the Oil and Gas Development Methods of Deep and Ultra⁃Deep Marine Carbonates. Petroleum Exploration and Development, 51(4): 692-707 (in Chinese with English abstract).

[17] Ma, Y. S., Cai, X.Y., Zhao, P. R., 2011. The Research Status and Advances in Porosity Evolution and Diagenesis of Deep Carbonate Reservoir. Earth Science Frontiers, 18 (4): 181-192 (in Chinese with English abstract).

[18] Nedkvitne, T., Karlsen, D. A., Bjørlykke, K., et al., 1993. Relationship between Reservoir Diagenetic Evolution and Petroleum Emplacement in the Ula Field, North Sea. Marine and Petroleum Geology, 10(3): 255-270. https://doi.org/10.1016/0264⁃8172(93)90108⁃5

[19] Paton, C., Hellstrom, J., Paul, B., et al., 2011. Iolite: Freeware for the Visualisation and Processing of Mass Spectrometric Data. Journal of Analytical Atomic Spectrometry, 26(12): 2508. https://doi.org/10.1039/c1ja10172b

[20] Ping, H. W., Chen, H. H., George, S. C., 2020. Quantitatively Predicting the Thermal Maturity of Oil Trapped in Fluid Inclusions Based on Fluorescence and Molecular Geochemical Data of Oil Inclusions in the Dongying Depression, Bohai Bay Basin, China. AAPG Bulletin, 104(8): 1751-1791. https://doi.org/10.1306/09271919096

[21] Qiu, H. N., Wu, H. Y., Yun, J. B., et al., 2011. High⁃ Precision ⁴⁰Ar/³⁹Ar Age of the Gas Emplacement into the Songliao Basin. Geology, 39(5): 451-454. https://doi.org/10.1130/g31885.1

[22] Roberts, N. M. W., Drost, K., Horstwood, M. S. A., et al., 2020. Laser Ablation Inductively Coupled Plasma Mass Spectrometry (LA⁃ICP⁃MS) U⁃Pb Carbonate Geochronology: Strategies, Progress, and Limitations. Geochronology, 2(1): 33-61. https://doi.org/10.5194/gchron⁃2⁃33⁃2020

[23] Roberts, N. M. W., Rasbury, E. T., Parrish, R. R., et al., 2017. A Calcite Reference Material for LA⁃ICP⁃MS U⁃Pb Geochronology. Geochemistry, Geophysics, Geosystems, 18(7): 2807-2814. https://doi.org/10.1002/2016gc006784

[24] Selby, D., Creaser, R. A., 2005. Direct Radiometric Dating of Hydrocarbon Deposits Using Rhenium⁃Osmium Isotopes. Science, 308(5726): 1293-1295. https://doi.org/10.1126/science.1111081

[25] Tissot, B. P., Welte, D. H., 1984. Petroleum Formation and Occurrence. Springer, Berlin, https://doi.org/10.1007/978⁃3⁃642⁃87813⁃8

[26] Wang, Q. H., 2024. Breakthrough and Significance of Oil and Gas Exploration of Upper Cambrian Xiaqiulitage Formation in Kalayuergun Structural Belt,Western Tabei Uplift. Acta Petrolei Sinica, 45 (4): 615-628 (in Chinese with English abstract).

[27] Wu, G. H., Wang, Z. M., Liu, Y. K., et al., 2004. Kinematics Characteristics of the Kuqa Depression in the Tarim Basin. Geological Review, (5): 476-483 (in Chinese with English abstract).

[28] Xiao, H., Zhao, J. Z., Yang, H. J., et al., 2012. Evidence of Fluid Inclusions for the Hydrocarbon Charging History of Ordovician Reservoirs in Yingmaili Low⁃Uplift, Northern Tarim Basin. Acta Petrolei Sinica, 33(3): 372-378 (in Chinese with English abstract).

[29] Xu, C. C., Zou, W. H., Yang, Y. M., et al., 2017. Status and Prospects of Exploration and Exploitation of the Deep Oil and Gas Resources Onshore China. Natural Gas Geoscience, 28 (8): 1139-1153 (in Chinese with English abstract).

[30] Yang, H. J., Chen, Y. Q., Tian, J., et al., 2020. Great Discovery and Its Significance of Ultra⁃Deep Oil and Gas Exploration in Well Luntan⁃1 of the Tarim Basin. China Petroleum Exploration, 25 (2): 62-72 (in Chinese with English abstract).

[31] Zhang, K., Su, J., Chen, Y. Q., et al., 2023. The Biogeochemical Features of the Cambrian⁃Ordovician Source Rocks and Origin of Ultra⁃Deep Hydrocarbons in the Tarim Basin. Acta Geologica Sinica, 97 (6): 2026-2041 (in Chinese with English abstract).

[32] Zhang, S. C., He, K., Wang, X. M., et al., 2021. The Multi⁃Path Gas Generation Model and Its Potential Contribution to Petroleum Accumulation in Deep Formations. Natural Gas Geoscience, 32 (10): 1421-1435 (in Chinese with English abstract).

[33] Zhang, Y. Y., Luo, X. Q., 2011. K⁃Ar Dating of Authigenic Illites and the Hydrocarbon Accumulation History of the Silurian Bituminous Sandstone Reservoirs in the Yingmaili Area, Tarim Basin. Petroleum Exploration and Development, 38 (2): 203-210 (in Chinese with English abstract).

[34] Zhang, Y. Y., Ztwingmann, H., Liu, K. Y., et al., 2007. K⁃Ar Isotopic Dating of Authigenic Illite and Its Application to the Investigation of Hydrocarbon Accumulation History of the Silurian Bituminous Sandstone Reservoirs in the Tazhong Uplift Tarim basin. Oil and Gas Geology, (2): 166-174 (in Chinese with English abstract).

[35] Zhou, J. F., Zhang, H. Q., Yu, J. P., et al., 2015. Analysis of the Hydrocarbon Accumulation Conditions and Exploration Potential in the Ordovician in Yudong Area of West Tabei Uplift. Natural Gas Geoscience, 26 (S1): 121-129 (in Chinese with English abstract).

[36] Zuo, G.K., Cao, Z. C., Liu, Y. L., et al., 2024. Quantitative Evaluation of Petroleum Maturity of Different Periods of Charging of Ordovician Reservoirs in Tahe Area Using Fluorescence Spectrum Parameters of Oil. Earth Science, 49 (7): 2434-2447 (in Chinese with English abstract).

基金资助

中国石油天然气股份有限公司科技专项《碳酸盐岩油气富集规律及有利区带研究》(2023ZZ16YJ01)

国家自然科学基金项目(42272168)

国家自然科学基金项目(41802168)