地球科学学院25级硕士研究生朱延庆（地质学QX251班）以第一作者身份在《石油与天然气地质》上发表题为《超深层大型古老碳酸盐岩油藏超长时限保存机制——以塔里木盆地北部地区为例》的论文（图1）。李茜副教授为通信作者，全部作者均来自长江大学地球科学学院。论文以塔里木盆地北部地区为例，系统分析了古老碳酸盐岩油藏的地质特征、成藏期次及后期改造过程，探讨了液态烃历经约2.5亿年仍能在超深层保存的主控机制。

图1 论文首页

研究指出，优质烃源岩、规模储集体与有效盖层的时空匹配，是大型古老油藏形成与保存的物质基础。下寒武统玉尔吐斯组优质烃源岩提供油源，多期岩溶与断裂耦合作用形成大型缝洞型储集体（图2），上奥陶统巨厚泥岩等构成多级区域封盖体系，共同为油气富集和长期保存创造了有利条件。

图2 塔北地区古老油藏储层孔隙结构及成储模式（原文图3）

在油藏长期保存过程中，“冷盆”背景与“早期持续浅埋、晚期快速深埋”的耦合发挥了关键作用。塔北地区古老油藏主成藏于约2.5亿年前，虽在晚期深埋至7000米以深，但处于高于160℃环境的时间不足500万年（图3）。较低的地温梯度与有限的高温持续时间，使时-温补偿效应不足以引发原油大规模热裂解。研究认为，高压或超压环境还可进一步调节原油裂解与相态演化，有利于液态烃保存。

图3 塔北地区古老油藏埋藏史（原文图6）

此外，保存较好的主体油藏在主成藏期后受到的生物降解、热化学硫酸盐还原（TSR）及气洗等次生改造总体较弱，原油地球化学性质得以保持稳定。研究综合提出了“早期成藏—持续深埋—低温保存”的古老油藏保存模式（图4），为认识超深层液态烃的保存边界提供了新的依据。

图4 塔北地区古老油藏成藏演化模式（原文图9，据其参考文献［15］修改）

未来的研究应进一步精细识别多期成藏与多源充注过程，定量重建油藏时间、温度和压力的演化，厘清压力与时温效应对原油保存的相对贡献，并加强超深条件下油气水岩相互作用及保存单元有效性评价，从而为古老克拉通盆地超深层油气勘探潜力评价与有利区带优选提供支撑。

论文链接：https://kns.cnki.net/kcms2/article/abstract?v=zthAAw_tMjSVnam0YniJxQOmBgl-pFdS0lYyAAMrgAzChmuR1IHhbL_hOn24OGX3ahXHfe_YJCmS1_b9QLRHSGkC-s-XoERCIivtHK5GEgQxDTR66nx-DkEONoKPiFshUXK8idtG4BsafMMKb_TLII2Fi73vrxTLIPBOZvY_XOEx8q9v99y92Q==