Традиционная теория "золотой зоны" ограничивает стабильное сохранение жидких углеводородов в мелко- и среднезалегающих пластах с определённым температурным диапазоном. Однако недавние значительные открытия древних сверхглубоких карбонатных нефтяных месторождений опровергли этот классический взгляд, а механизм их сверхдлительного сохранения стал ключевой научной проблемой в оценке глубокого нефтегазового поиска. На примере северной части Таримского бассейна проанализированы петрогеологические характеристики древних месторождений, периоды их формирования и механизмы трансформации, выявлены внутренние закономерности их сверхдлительного сохранения. Основные выводы: ① превосходное сочетание статических факторов является материальной основой сохранения. Хорошо развитые нефтеносные истоки в группе Юэртус нижнего кембрия обеспечивают непрерывный источник нефти; многократное воздействие карстовых процессов и трещин сформировало масштабные трещинно-пещеристые коллекторы; мощные слои глин в верхнем ордовике представляют собой многоуровневую региональную герметизирующую систему с высоким давлением прорыва. Их временное и пространственное соответствие создает предпосылки для формирования крупных месторождений. ② сочетание "холодного бассейна" и "позднего быстрого погружения" является динамическим фактором сохранения. Бассейн долгое время характеризовался низким геотермическим градиентом и имел историю погружения с поверхностным погружением на ранних стадиях и быстрым глубоким погружением в поздних этапах. Хотя итоговая глубина залегания месторождений после основных фаз формирования (~250 млн лет назад) превышала 7000 м, время нахождения при высоких температурах (> 160 ℃) было очень коротким (< 5 млн лет), что приводило к значительному недостатку компенсации времени и температуры, фундаментально подавляя термический крекинг нефти; одновременно сочетание высокого или избыточного давления снижало риски разложения нефти. ③ слабая вторичная перестройка после формирования обеспечивает сохранение жидкой фазы углеводородов и геохимическую стабильность. Поздние процессы термического сульфатредукционного восстановления (TSR), биодеградации и газовой промывки были слабы, что сохраняет геохимические свойства нефти и отражает типичную характеристику "раннего формирования и позднего глубокого сохранения". Таким образом, исследование построило модель сверхдлительного сохранения древних сверхглубоких месторождений, выявив ключевой механизм подавления разложения нефти при совместном влиянии времени, температуры и давления. Результаты расширяют традиционные ограничения теории "золотой зоны" и предлагают новое теоретическое руководство для оценки потенциала глубокого поиска жидких углеводородов в древних кратонах и выделения благоприятных зон.

эффект временно-температурной компенсации; сверхдлительный срок; механизм сохранения месторождений; древние карбонатные месторождения; сверхглубокие; Таримский бассейн