La théorie traditionnelle de la "ceinture dorée" limite la conservation stable des hydrocarbures liquides aux profondeurs faibles à moyennes et à une plage de température limitée. Cependant, les découvertes récentes de grands réservoirs anciens de calcaire en profondeur ont remis en cause cette compréhension classique, et leur mécanisme de conservation à très long terme est devenu une question scientifique clé limitant l'évaluation de l'exploration pétrolière en profondeur. En prenant l'exemple de la région nord du bassin du Tarim, une analyse systématique des caractéristiques géologiques pétrolières, des périodes de formation des réservoirs et des mécanismes de transformation a révélé les règles intrinsèques de leur conservation à très long terme. Les principales conclusions sont les suivantes : ① une disposition optimale des facteurs statiques constitue la base matérielle de la conservation. Le groupe Yultus du Cambrien inférieur, riche en roche-mère, fournit une source continue de pétrole ; la combinaison de karsts multiples et de failles a formé un grand ensemble de réservoirs fissurés et en cavités ; les épais schistes de l'Ordovicien supérieur forment un système d'étanchéité régional multi-niveaux à haute pression de rupture. Ces trois éléments sont bien appariés dans le temps et l'espace, posant les conditions initiales à la formation de grands réservoirs. ② le contexte du "bassinet froid" et l'enfouissement rapide tardif sont la clé dynamique de la conservation. Le bassin a été longtemps caractérisé par un faible gradient géothermique, avec une histoire d'enfouissement continu passant d'un enfouissement superficiel précoce à un enfouissement rapide et profond tardif. Bien que la profondeur finale du réservoir après la principale période de formation (environ 250 Ma) dépasse 7000 m, le temps passé à haute température (> 160 ℃) est très court (< 5 Ma), conduisant à une compensation temps-température insuffisante, ce qui inhibe fondamentalement la pyrolyse du pétrole ; parallèlement, la combinaison d'une pression élevée ou de surpression réduit davantage le risque de pyrolyse. ③ une modification secondaire faible post-formation garantit la stabilité de la phase hydrocarbonée liquide et la stabilité géochimique. Les effets de réduction thermosulfatique (TSR), de biodégradation et de lavage gazeux sont faibles dans la phase ultérieure, maintenant les propriétés géochimiques du pétrole et affichant les caractéristiques typiques de "formation précoce et conservation tardive en profondeur". En résumé, cette étude a établi un modèle de conservation à très long terme des réservoirs anciens en profondeur, dévoilant le mécanisme clé de suppression de la pyrolyse du pétrole par la couplage temps-température-pression. Ce résultat dépasse les limites de la théorie traditionnelle de la "ceinture dorée" et fournit un nouveau guide théorique pour l'évaluation du potentiel d'exploration des hydrocarbures liquides en profondeur dans les bassins anciens de craton et pour la sélection des zones favorables.

effet de compensation temps-température; très longue durée; mécanisme de conservation des réservoirs; anciens réservoirs carbonatés; ultra-profondeur; bassin du Tarim