塔里木盆地順北油氣田地溫場對奧陶系超深層油氣的影響
——以順北5號走滑斷裂帶為例

吳 鮮，李 丹，朱秀香，王建峰

1.中國石化 西北油田分公司 勘探開發(fā)研究院，烏魯木齊 830011；2.中國石油大學(北京)地球科學學院，北京 102249；3.中國石油 長慶油田分公司 第二采氣廠，陜西 榆林719000

塔里木盆地是中國內(nèi)陸最大的疊合盆地，經(jīng)歷了漫長的地質(zhì)歷史演化過程。受不同階段地球動力學背景和構(gòu)造應(yīng)力場變化的影響，在不同的地質(zhì)時期塔里木盆地構(gòu)造性質(zhì)不一、呈現(xiàn)出獨特構(gòu)造特征，對應(yīng)的不同構(gòu)造單元的現(xiàn)今溫度場和古溫度場也呈現(xiàn)出明顯的差異[1]。前人對塔里木盆地的現(xiàn)今熱狀態(tài)(現(xiàn)今地溫梯度和大地熱流)做了大量工作[2-4]，通過多種古溫標方法[如鏡質(zhì)體反射率或瀝青反射率、磷灰石裂變徑跡及磷灰石(U-Th)/He熱定年技術(shù)等]探討了塔里木盆地的構(gòu)造—熱演化史，提出塔里木盆地古生代時期具有較高的地溫梯度，分布在3.0～4.0 ℃/hm之間；而一些學者則認為塔里木盆地該時期的地溫梯度是較低的，僅為2.0 ℃/hm左右，塔里木盆地自震旦紀至今經(jīng)歷了震旦紀—奧陶紀高熱流(“熱”盆)、志留紀—晚古生代熱衰減(“熱”盆向“冷”盆過渡)、中生代穩(wěn)定的熱演化(低熱流“冷”盆階段)、新生代巖石圈撓曲熱演化等4個階段。整體來看，普遍認為塔里木盆地為早期屬于熱盆、晚期屬于冷盆的熱演化特征。

沉積盆地的溫度及熱演化史對油氣生成、相態(tài)、運移及成藏具有重要控制作用，隨著由淺層向深層、超深層油氣勘探的拓展，溫度對超深層領(lǐng)域油氣的影響變得更加復雜[5-7]。近年來，隨著鉆井技術(shù)的發(fā)展，深層和超深層油氣勘探已經(jīng)成為增儲、增產(chǎn)的重要領(lǐng)域[8-9]。我國超深層海相油氣資源豐富，近年分別在塔里木盆地的塔河、哈拉哈塘、順北油氣田，鄂爾多斯盆地的靖邊，四川的普光、元壩、安岳、川西氣田，取得一系列重大發(fā)現(xiàn)[10-14]，勘探前景非常廣闊。其中，在塔里木盆地的勘探開發(fā)實踐，證實超深層領(lǐng)域仍有保存完好的輕質(zhì)原油資源。2016年在塔里木盆地順托果勒低隆起區(qū)發(fā)現(xiàn)的順北油氣田就屬于奧陶系海相超深層油氣田，油藏埋深普遍超過7 400 m[15-16]；2020年1月塔北隆起輪南低凸起的輪探1井在8 200 m(垂深)之下的下寒武統(tǒng)白云巖中獲得輕質(zhì)原油，展示了盆地超深層領(lǐng)域仍具有規(guī)模的優(yōu)質(zhì)石油資源，具有巨大的油氣勘探開發(fā)潛力[17]。

順北5號斷裂帶是順北油氣田規(guī)模最大、最典型的一個近南北向走滑斷裂帶，由南往北長度達280 km，貫穿塔北、順北、塔中3個一級構(gòu)造單元[18]。目前，順北5號斷裂帶勘探開發(fā)程度高，已有17口井獲得工業(yè)油氣流，地質(zhì)、鉆井、油藏動態(tài)資料豐富，多數(shù)井在7 500 m左右都具有豐富的實測溫壓資料。以順北5號斷裂帶為典型代表，研究順北油氣田走滑斷裂帶超深層油氣成因、地溫場對超深層油氣的影響、油氣差異分布規(guī)律與控制因素，可以為順北地區(qū)資源類型的落實、油氣勘探序列的選擇提供支撐，也能為塔里木盆地和其他地區(qū)走滑斷裂帶超深層油氣的勘探提供參考。

1 地質(zhì)概況

順北油氣田位于塔里木盆地順托果勒低隆起構(gòu)造帶，其北部緊鄰沙雅隆起，南部緊鄰卡塔克隆起，東部為滿加爾坳陷，西部為阿瓦提坳陷(圖1)，區(qū)域構(gòu)造穩(wěn)定，奧陶系一間房組頂界面非常平緩，坡度只有0.1°左右，非常利于油氣原地聚集成藏。區(qū)內(nèi)發(fā)育18條大型走滑斷裂帶，累計長度907 km。根據(jù)斷裂性質(zhì)、成因，可以劃分為3大斷裂體系，其中順北5號斷裂帶屬于轉(zhuǎn)換斷裂體系，走向自北往南逐漸變化，從340°偏轉(zhuǎn)至360°。根據(jù)斷裂分段性，順北5號斷裂帶可劃分為3段，其中SHB5井區(qū)為北段，為北北西走向；SHB51X井區(qū)為中段，為近南北走向；SHB53X井以南為南段，為南南西走向。順北5號斷裂帶以東，為北東向單剪走滑斷裂體系，走向以北東向為主，呈平行排列；順北5號斷裂帶以西，為北西向走滑斷裂體系，北部斷裂走向為北西向，南部構(gòu)造比較復雜，斷裂具有NW、NE、NS多種走向，其中NE、NW向斷裂與塔中隆起上斷裂走向一致，整體向南帚狀散開。

圖1 塔里木盆地順托果勒低隆起走滑斷裂分布與研究區(qū)位置

順北地區(qū)地層除侏羅系沉積缺失，白堊系、二疊系、石炭系、泥盆系、志留系存在不同程度缺失外，其余地層均發(fā)育齊全[19]。目前，順北地區(qū)在奧陶系中下統(tǒng)鷹山組、中統(tǒng)一間房組、志留系柯坪塔格組、白堊系舒善河組均獲得了油氣發(fā)現(xiàn)，其中奧陶系中下統(tǒng)鷹山組、中統(tǒng)一間房組是油氣主要產(chǎn)層。區(qū)內(nèi)資源類型豐富，目前在奧陶系已經(jīng)發(fā)現(xiàn)輕質(zhì)油藏、揮發(fā)性油藏、凝析氣藏、干氣藏，整體呈現(xiàn)西油東氣、北油南氣的分布特征，油氣聚集主要受走滑斷裂帶控制，沿走滑斷裂帶富集。目前，順北5號斷裂帶滾動勘探開發(fā)程度較高，已有勘探開發(fā)井共計18口，獲得工業(yè)油氣流井17口，展示出了良好的油氣勘探開發(fā)前景。

2 烴源巖地溫場分布特征

2.1 現(xiàn)今地溫梯度分布特征

順北奧陶系超深層油氣藏埋深較大，油藏埋深普遍大于7 400 m，由于大部分井溫度計只能下到7 500 m左右，因此更深部位油藏的溫度和地溫梯度采用擬合的方法進行計算。為分析順北5號斷裂帶超深層地溫梯度變化特征，優(yōu)選了位于不同部位、溫度計下深都略超過7 500 m的3口典型井。受不同埋深地層巖石熱導率差異的影響，縱向上淺層與深層地溫梯度呈現(xiàn)明顯差異性。埋深5 500 m以上地層，地溫與埋深呈較好的線性趨勢，埋深超過5 500 m后，地溫與埋深也呈現(xiàn)較好的線性趨勢，但是斜率相對開始變大，溫度增加趨勢變緩(圖2)。

圖2 塔里木盆地順北5號斷裂帶典型鉆井地層深度與溫度擬合曲線

平面上，結(jié)合實測數(shù)據(jù)分析，統(tǒng)一對溫度計下深6 900 m實測溫度和地溫梯度進行對比，分析溫度和地溫梯度分布特征：順北5號帶北段的SHB5井區(qū)、中段的SHB51X井區(qū)、南段的SHB53X井區(qū)地溫梯度分別為1.44～1.76，1.66～1.89，1.70～1.99 ℃/hm，對應(yīng)的實測溫度分別為139.43～141.00，146.26～146.60，146.64～154.09 ℃。

據(jù)測溫資料統(tǒng)計，順北5號斷裂帶完鉆井平均地溫梯度(井口—井底)為1.94～2.14 ℃/hm，北段的SHB5井區(qū)、中段的SHB51X井區(qū)、南段的SHB53X井區(qū)對應(yīng)的平均地溫梯度分別為1.94～2.04，2.04～2.09，2.08～2.14 ℃/hm。

綜上，順北5號斷裂帶鉆井實測地溫資料證實了溫度場具有由北往南逐漸升高的分布特征。結(jié)合地質(zhì)構(gòu)造背景綜合分析，推測造成這種地溫場分布趨勢的主要原因是受區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造影響所致。順托果勒低隆起整體構(gòu)造形態(tài)為東南高、西北低的寬緩大斜坡構(gòu)造背景，溫度主要由北向南聚集，從而形成了相同埋深情況下由北往南地溫梯度和地層溫度逐漸升高的分布特征。

2.2 烴源巖現(xiàn)今地溫場特征

除埋深對順北5號斷裂帶不同部位玉爾吐斯組烴源巖現(xiàn)今溫度有影響外，地溫梯度和大地熱流由北往南逐漸增加也是導致由北往南烴源巖溫度逐漸增加的主要因素。順北地區(qū)大地熱流自寒武紀以來逐漸降低，僅在二疊紀受火山活動影響出現(xiàn)短暫的熱流高峰(44.9～47.5 mW/m2)，在地質(zhì)歷史時期，5號斷裂帶大地熱流值具有由北向南逐漸增大的趨勢。因此，玉爾吐斯組地層溫度受烴源巖埋深、超深部地溫梯度和熱流值變化的共同控制。綜合實測地溫資料、單井大地熱流值恢復、埋藏史恢復，順北5號斷裂帶北端現(xiàn)今玉爾吐斯組烴源巖溫度估算為182 ℃，南端為209 ℃，呈現(xiàn)由北往南逐漸升高的趨勢，溫差可達27 ℃(表1，圖3)。

圖3 塔里木盆地順北5號斷裂帶典型鉆井寒武系玉爾吐斯組溫度演化

表1 塔里木盆地順北5號斷裂帶鉆井超深層現(xiàn)今溫度統(tǒng)計

2.3 關(guān)鍵成藏期古地溫場分布特征

國際上關(guān)于盆地熱歷史恢復的方法總體上可以分為兩類：一類是利用各種古溫標來恢復熱歷史，這主要包括有機質(zhì)成熟度指標(Ro)、流體包裹體、黏土礦物轉(zhuǎn)化、礦物的裂變徑跡(AFT和ZFT)等；另一類是用盆地演化的熱動力學模型來恢復熱歷史[22]。由于古溫標方法可以通過古溫標的實測數(shù)據(jù)來檢驗模擬結(jié)果，因而被認為是研究精度較高且切實可行的方法。本次研究主要是利用古溫標方法重建研究區(qū)自早古生代以來的熱演化歷史，計算了順北5號斷裂帶9口鉆井現(xiàn)今大地熱流。其中，順北地區(qū)現(xiàn)今大地熱流為32.2～38.5 mW/m2，平均為35.3 mW/m2。通過BasinMod盆模軟件的機械壓實模型，以現(xiàn)今溫度場和等效鏡質(zhì)體反射率為約束條件，對順北5號斷裂帶上的SHB5、SHB51X、SHB53X等井及周緣斷裂帶上的鉆井開展了古熱流模擬。假設(shè)一古地表熱流演化路徑，結(jié)合埋藏史計算得到各地層的溫度場，再通過Easy%Ro模型計算地層的理論Ro值；對比實測的Ro值與理論Ro值，通過反復修改假設(shè)的古地表熱流演化路徑，使計算的古溫標值與實測值相吻合，即代表真實的古熱流。

模擬以SHB51X井為例，自寒武紀以來沉積埋藏與隆升剝蝕交替作用，整體上是一個深埋的過程(圖4)。玉爾吐斯組烴源巖在寒武紀—晚奧陶世處于持續(xù)埋深階段，奧陶紀末期塔里木盆地周緣處于南壓北張的構(gòu)造環(huán)境，順北地區(qū)發(fā)生抬升，導致桑塔木組遭受剝蝕，剝蝕厚度為130 m，烴源巖古溫度約為130～150 ℃，一間房組儲層古溫度為60～80 ℃。加里東晚期，受中昆侖和阿爾金造山帶擠壓作用影響，順北地區(qū)隆升剝蝕，使得上志留統(tǒng)—中下泥盆統(tǒng)剝蝕殆盡，烴源巖古溫度為145～152 ℃，烴源巖演化趨于停滯，一間房組儲層古溫度為80～88 ℃。晚泥盆世—晚石炭世受海侵作用影響，沉積了一套淺海相沉積物，厚度達1 000多m；石炭紀末期—早二疊世，受中天山與塔里木板塊碰撞影響，SHB51X井剝蝕量達210 m。早二疊世巖漿活動導致古地溫迅速升高，促進了烴源巖的熱演化程度，二疊紀末期烴源巖古溫度為150～160 ℃，一間房組儲層古溫度為95～100 ℃。海西運動晚期以后，順北地區(qū)處于陸內(nèi)坳陷發(fā)育階段，但受印支運動影響，三疊紀末期地層遭受剝蝕，剝蝕厚度為350 m，烴源巖熱演化程度減緩，烴源巖古溫度約為170～178 ℃，一間房組儲層古溫度為120～125 ℃。早白堊世至今，研究區(qū)構(gòu)造活動趨于穩(wěn)定，僅在晚白堊世經(jīng)歷了短暫的剝蝕事件，SHB51X井剝蝕量約為190 m。

圖4 塔里木盆地順北5號斷裂帶SHB51X井埋藏史和熱史

順北5號斷裂帶主要經(jīng)歷了加里東晚期、海西晚期兩期成藏，其中以海西晚期為主成藏期[23]。在單井熱史恢復基礎(chǔ)上，統(tǒng)計了順北5號斷裂帶11口井及周緣斷裂帶加里東晚期、海西晚期單井烴源巖溫度。

加里東晚期，順北5號斷裂帶玉爾吐斯組烴源巖地層溫度為136～160 ℃，其中北段SHB5井區(qū)、中段SHB51X井區(qū)、南段SHB53X井區(qū)地層溫度分別為136～146，145～155，156～160 ℃(圖5a)；平面上，整體溫度場呈北低南高、由北往南逐漸升高的特征，與現(xiàn)今溫度場基本一致。

海西晚期，順北5號斷裂帶玉爾吐斯組烴源巖地層溫度為140～180 ℃，其中北段的順北5井區(qū)、中段的順北51X井區(qū)、南段的SHB53X井區(qū)地層溫度分別為140～154，154～162，162～180 ℃(圖5b)；平面上溫差增大，烴源巖溫度均具有由北向南逐漸增大的變化趨勢，仍與現(xiàn)今溫度場分布基本一致。

圖5 塔里木盆地順北5號斷裂帶寒武系玉爾吐斯組烴源巖地溫場分布

3 地溫場對烴源巖演化差異的影響

地溫場是影響烴源巖演化、生烴及油氣成藏相態(tài)分布的重要因素。多數(shù)學者研究認為，當壓力在一定范圍內(nèi)，有機質(zhì)熱演化受壓力抑制，高壓抑制了鏡質(zhì)體反射率演化，但不同實驗確定的壓力影響烴源巖演化的門限值各不相同，壓力在烴源巖不同演化階段的影響是不同的。

研究表明，常規(guī)高壓反應(yīng)釜和地層孔隙烴源巖熱壓模擬的差別，主要體現(xiàn)在上覆地層引起的靜巖壓力、流體壓力性質(zhì)和大小的差異，其實驗結(jié)果迥異。在溫度400～450 ℃、壓力71 MPa條件下，鏡質(zhì)體反射率(Ro)明顯受到抑制，殘余有機質(zhì)Ro值比常規(guī)模擬值低0.16%～1.3%，平均低0.5%[24-26]。順北地區(qū)烴源巖埋深大，現(xiàn)今志留系—寒武系玉爾吐斯組沉積厚度為6 700～7 000 m左右，考慮剝蝕作用，加里東晚期和海西晚期寒武系玉爾吐斯組烴源巖壓力可能都超過71 MPa。理論上，烴源巖的Ro達到0.6%～1.3%為生油窗，1.3%～2.0%為生凝析油氣階段，2.0%為生干氣階段。考慮到順北地區(qū)烴源巖的大埋深、高壓力背景，其演化程度比正常演化高0.5%設(shè)置，熱演化模擬過程中，將烴源巖Ro為1.8%設(shè)置為生油窗上限、將Ro為2.5%設(shè)置為生凝析油氣窗上限、Ro大于2.5%開始進入生干氣階段進行了生烴模擬。

在加里東晚期，整個5號斷裂帶玉爾吐斯組烴源巖均處于生油階段。在海西晚期，5號斷裂帶不同段烴源巖演化產(chǎn)物開始出現(xiàn)差異。其中，以SHB5井為代表的北段在海西晚期烴源巖溫度為150 ℃，Ro為1.65%，處于生油階段；以SHB51X井為代表的中段在海西晚期烴源巖溫度為160 ℃，Ro為1.81%，處于生油階段晚期；以SHB53X井為代表的南段在海西晚期烴源巖溫度為181 ℃，Ro為2.32%，處于生凝析油氣階段(圖6)。這與現(xiàn)今5號斷裂帶北油南氣的資源分布特征呈現(xiàn)出較好的對應(yīng)關(guān)系。

圖6 塔里木盆地順北5號斷裂帶寒武系玉爾吐斯組烴源巖熱演化對比

4 油氣性質(zhì)和烴源巖熱演化差異對應(yīng)關(guān)系

4.1 油氣藏相態(tài)

順北5號斷裂帶由北往南呈現(xiàn)資源類型差異分布的特征。以SHB5井為代表的北段以輕質(zhì)油資源為主，油藏類型為未飽和輕質(zhì)油藏；以SHB51X井為代表的中段以揮發(fā)性原油為主，油藏類型為未飽和揮發(fā)性油藏；以SHB53X井為代表的南段以凝析油氣為主，油藏類型為凝析氣藏，整體呈現(xiàn)由北向南資源類型逐步由石油向天然氣過渡。

PVT資料揭示，順北5號斷裂帶不同部位地層流體賦存狀態(tài)存在差異性。其中北段的SHB5井區(qū)和中段的SHB51X井區(qū)奧陶系油藏中流體以純液相賦存在儲集體中，無天然氣頂，天然氣以溶解氣的形式賦存在流體中；而南段的順北53X井區(qū)奧陶系地層流體為純氣態(tài)賦存。整個5號斷裂帶由北往南資源類型變化、油藏類型與烴源巖熱演化產(chǎn)物具有較好的對應(yīng)關(guān)系。

4.2 原油物性

順北5號斷裂帶北段地面原油密度為0.822～0.843 g/cm3，生產(chǎn)氣油比為59～91 m3/m3，PVT資料揭示地層原油密度為0.75～0.77 g/cm3；中段地面原油密度為0.794～0.804 g/cm3，生產(chǎn)氣油比為262～472 m3/m3,PVT資料揭示地層原油密度為0.55～0.62 g/cm3；南段地面原油為凝析油，地面原油密度為0.795 g/cm3，生產(chǎn)氣油比為1 013 m3/m3，PVT資料揭示地層流體為氣相。順北5號斷裂帶地面和地層原油密度均呈現(xiàn)由北往南逐漸變輕，對應(yīng)的生產(chǎn)氣油比也呈現(xiàn)由北往南逐漸變高的特征，指示由北往南原油成熟度呈現(xiàn)逐漸增加的趨勢。通過將順北5號斷裂帶由北往南原油密度、生產(chǎn)氣油比與對應(yīng)單井玉爾吐斯組烴源巖在加里東成藏期的溫度進行擬合，呈現(xiàn)較好的一致性(圖7)。

圖7 塔里木盆地順北5號斷裂帶原油密度、生產(chǎn)氣油比與成藏期烴源巖溫度的對應(yīng)關(guān)系

4.3 天然氣性質(zhì)

通過天然氣組分識別天然氣類型圖版和天然氣δ13C1—δ13C2—δ13C3有機不同成因烷烴氣鑒別圖版，判識順北5號斷裂帶天然氣為油型氣和油藏伴生氣(圖8)。順北5號斷裂帶由北往南，天然氣組分具有明顯甲烷含量增加、重烴含量減少、干燥系數(shù)逐漸變高的分布特征，天然氣類型相應(yīng)的呈現(xiàn)由油藏伴生濕氣逐漸過渡到干氣。

圖8 塔里木盆地順北5號斷裂帶天然氣類型識別圖版

順北5號斷裂帶北段的SHB5井區(qū)天然氣整體偏重，天然氣相對密度為0.86～0.89，甲烷含量為48.9%～55.8%，干燥系數(shù)為0.62～0.65，N2含量為11.8%～19.3%，CO2含量為1.1%～3.0%；中段的SHB51X井區(qū)天然氣相對密度為0.68～0.75，甲烷含量為73.2%～81.6%，干燥系數(shù)為0.80～0.89，N2含量為2.5%～11.5%，CO2含量為0.3%～2.3%；南段的SHB53X井區(qū)天然氣相對密度為0.59～0.67，甲烷含量為88.2%～94.2%，天然氣干燥系數(shù)為0.93～0.98，N2含量為2.00%～6.04%，CO2含量為1.96%～3.36%(表2)。整個順北5號斷裂帶天然氣均為濕氣特征，非烴氣體北高南低，天然氣干燥系數(shù)和密度整體呈現(xiàn)由北向南變化的特征，指示由北往南天然氣的成熟度逐漸增加。

表2 塔里木盆地順北5號斷裂帶天然氣組分統(tǒng)計數(shù)據(jù)

4.4 原油成熟度

原油成熟度可以側(cè)面反映烴源巖熱演化程度。順北5號斷裂帶原油地球化學特征表明均為高成熟原油，對于這種高成熟度原油利用抗熱穩(wěn)定性較好的菲系列化合物來進行熱演化程度對比相對可靠性更好[27-28]。利用原油芳烴甲基菲指標F1、F2圖版可以比較好地對比高成熟原油的成熟度差異。其中F1=(3-甲基菲+2-甲基菲)/(3-甲基菲+2-甲基菲+9-甲基菲+1-甲基菲)；F2=(3-甲基菲)/(3-甲基菲+2-甲基菲+9-甲基菲+1-甲基菲)，對應(yīng)的F1、F2值越高，成熟度越高。順北5號斷裂帶北段的SHB5井區(qū)F1和F2指標分別為0.38～0.43和0.16～0.18；中段的SHB51X井區(qū)分別為0.52～0.57和0.22～0.24；南段的SHB53X井區(qū)分別為0.57～0.64和0.25～0.30，指示順北5號斷裂帶由北往南原油熱演化程度整體呈現(xiàn)逐步升高的分布特征(圖9)。

圖9 塔里木盆地順北5號斷裂帶原油成熟度對比

順北5號斷裂帶油氣性質(zhì)和油氣地化成熟度指標分布特征表明，由北往南，玉爾吐斯組烴源巖的熱演化程度與現(xiàn)今油藏的油氣性質(zhì)和油氣地化成熟度指標具有很好的一致性，指示順北5號斷裂帶地溫場的差異分布可能是導致不同部位油氣性質(zhì)差異的主控因素。

5 地溫場對油氣保存的影響

超深層往往對應(yīng)高溫、高壓條件，在這種背景下，原油很難得到有效保存。例如，四川盆地的超深層資源類型均為原油裂解氣，原油裂解主要受溫度控制，原油裂解的溫度主要分布在160～200 ℃，低于160 ℃原油基本不會裂解，而高于200 ℃時，原油基本完全裂解[29-30]。順北地區(qū)奧陶系油藏埋深普遍超過7 400 m，在順北5號斷裂帶SHB53X井埋深7 947.08 m(垂深)處，仍獲得未發(fā)生裂解、保存完好的原油，非常罕見。順北5號斷裂帶原油飽和烴譜圖基線平穩(wěn)，金剛烷含量只有1 000 μg/g左右，指示原油未經(jīng)歷明顯的裂解，保存良好。順北地區(qū)在超深層仍能見到保存完好的原油，主要受益于塔里木盆地晚期屬于冷盆，順北地區(qū)整體地溫梯度較低，平均地溫梯度只有2.0 ℃/hm左右。順北5號斷裂帶鉆井溫度和實測溫度表明，向深部和超深部，地溫梯度平均為1.66 ℃/hm，隨著埋深的增加，超深層地溫梯度呈現(xiàn)逐漸降低的趨勢。目前，順北5號斷裂帶鉆遇奧陶系油藏溫度為145.3～164.97 ℃，利于超深層液態(tài)石油保存。按200 ℃為原油裂解下限，結(jié)合實測溫度和超深部溫度模擬推算，順北5號斷裂帶下奧陶統(tǒng)蓬萊壩組和寒武系碳酸鹽巖儲層中仍可能存在液態(tài)石油資源。

6 結(jié)論

(1)順北5號斷裂帶地溫場在平面上和縱向上呈現(xiàn)明顯的規(guī)律性。平面上，地溫場呈現(xiàn)由北往南逐漸升高的分布特征；縱向上，呈現(xiàn)淺層向深層地溫梯度逐漸降低的特征，淺層地溫梯度普遍高于2.0 ℃/hm。奧陶系超深層油藏現(xiàn)今地溫梯度為1.39～1.82 ℃/hm，表明前期按淺層地溫梯度或地層平均地溫梯度推算超深層油藏溫度的傳統(tǒng)方法會導致預測溫度偏高。

(2)現(xiàn)今和關(guān)鍵成藏期——海西晚期烴源巖熱演化程度由北往南逐漸升高，與現(xiàn)今奧陶系油藏原油熱演化程度、生產(chǎn)氣油比、天然氣干燥系數(shù)由北往南逐漸增加的分布規(guī)律一致。關(guān)鍵成藏期——海西晚期在低地溫和高壓抑制烴源巖演化作用下，順北5號斷裂帶北段和中段以生油階段為主，南段以生凝析油氣階段為主，這與現(xiàn)今油藏類型分布呈現(xiàn)一致性。因此，溫度場控制下的烴源巖熱演化差異，是造成順北地區(qū)走滑斷裂帶油氣相態(tài)和油氣性質(zhì)差異分布的主要原因。

(3)在順北地區(qū)超深層低地溫梯度控制下，奧陶系油藏溫度普遍分布在160 ℃左右，這為油氣保存不發(fā)生裂解提供了有利條件。參考以200 ℃為原油開始大量裂解的溫度窗，推測塔里木盆地順北以及塔北地區(qū)埋深10 000 m左右的碳酸鹽巖地層中仍可能具有優(yōu)質(zhì)石油資源。