Application of Minimum Homogenization Temperatures of Aqueous Inclusions in Calcite Veins to Determine Time of Hydrocarbon Accumulation in Ordovician of Tahe Oilfield: Evidence from In-Situ Calcite U-Pb Dating by Laser Ablation
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摘要: 碳酸盐矿物中的同期烃类包裹体共生盐水包裹体均一温度变化范围较大，导致采用流体包裹体均一温度结合储层埋藏史和热演化史确定的油气成藏时间具有多解性.以塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩油气藏为例，基于方解石脉体中发育的流体包裹体岩相学、荧光分析和显微测温，结合激光原位方解石U-Pb定年结果，提出利用同期烃类包裹体共生盐水包裹体最小均一温度确定油气成藏时间，并确定塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层油气充注期次和时间.塔河油田奥陶系储层共存在4期油充注，第1期至第3期油充注时间分别与3期方解石脉体形成时间一致，第4期油充注发生于3期方解石脉形成之后.对发育原生烃类包裹体的方解石脉进行激光原位U-Pb同位素绝对定年，结果指示采用同期油包裹体共生盐水包裹体最小均一温度确定的油气充注时间与方解石脉形成时间一致，说明采用同期盐水包裹体最小均一温度确定的油气充注时间更可靠.运用同期油包裹体共生盐水包裹体最小均一温度得到，塔河地区奥陶系碳酸盐岩油气藏4期油气充注时间分别对应加里东、海西、印支和燕山构造运动时期.Abstract: The homogenization temperatures of aqueous inclusions coeval with the hydrocarbon inclusions are widely distributed in carbonate minerals, which leads to that the timing of oil charge interpreted by fluid inclusion homogenization temperatures combined with burial and thermal histories of reservoir is ambiguity. Taking the carbonate of Ordovician in Tahe oilfield of the Tarim basin as an example, the timing of oil charge determined by the minimum homogenization temperature of aqueous inclusions coeval with the hydrocarbon inclusions combined with burial and thermal histories is suggested and the timing of oil charge in the Ordovician strata of Tahe oilfield was investigated in this study based on the investigation of the lithography, microspectrofluorimetry and microthermistry of fluid inclusions developed in calcite veins combined with the result of in-situ U-Pb dating by laser ablation. There are four episodes of oil charge in Tahe oilfield. The timing of the first to third episodes of oil charge is consistent with the formation time of three calcite veins and the fourth episode of oil charge occurred after the three calcite veins. The results of the U-Pb dating by laser ablation of the calcite veins associated with primary oil inclusions indicate that the absolute age of calcite veins is consistent with the timing of oil charge determined by the minimum homogenization temperature of aqueous inclusions coeval with the oil inclusions combined with burial and thermal histories, which confirmed that the timing of oil charge determined by the minimum homogenization temperature of aqueous inclusions coeval with the hydrocarbon inclusions combined with burial and thermal histories is more credible. Finally, it is suggested that the timing of the four episodes of oil charge in Ordovician of Tahe oilfield occurred at the periods of the Caledonian, the Hercynian, the Indosinian, and the Yanshanian tectonic movements respectively.
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塔河油田奥陶系岩溶缝洞型油藏是目前我国发现的最大的古生界海相油气藏，油田主要产层为奥陶系碳酸盐岩，具有大面积连片、整体含油、不均匀富集等特点（康玉柱，2002；黎玉战和徐传会，2004；Wang et al., 2008）.油气成藏年代学的研究是揭示油气运移、聚集和次生调整的关键，对油气勘探具有重要意义.但是目前基于不同的研究方法所确定的塔河油田奥陶系油气成藏期次和成藏时间差异较大（钱一雄，2002；闫相宾和张涛，2004；王传刚等，2005；高波等，2006；Gong et al., 2007；殷和平等，2009；Yu et al., 2011；陈红汉等，2014；饶丹等，2014）.造成这些差异的原因比较多：采用与烃类包裹体同期的盐水包裹体均一温度结合储层埋藏史和热演化史确定油气充注时间是最普遍的一种方法，但是此方法受到古地温和埋藏史的不确定性以及均一温度多解性的影响（郭小文等，2020）；自生伊利石K-Ar和Ar-Ar（Lee et al., 1985；Hamilton et al., 1989；Mark et al., 2008）以及原油、沥青和干酪根的U-Pb、Pb-Pb、Re-Os、Rb-Sr等（Parnell and Swainbank, 1990；Zhu et al., 2001；Selby et al., 2005）同位素等时线年龄测定法受样品前处理和流体来源差异的影响较大；另外由于差异构造演化导致阿克库勒凸起不同区块油气充注期次也存在差异性（陈红汉等，2014）.成岩矿物中的流体包裹体作为保存至今的原始溶液样品，是研究沉积盆地流体活动的重要手段（刘德汉，1995；Kerkhof and Hein, 2001；尚培等，2020）.流体包裹体被碳酸盐岩矿物捕获后，在后期的抬升、剥蚀、埋藏等构造运动中，很容易发生形变、流体泄露以及再平衡，从而导致其均一温度可能升高（Bourdet et al., 2008），造成同期的盐水包裹体均一温度变化范围大，用以确定油气成藏时间的差异比较大.因此，合理选择同期烃类包裹体共生盐水包裹体均一温度成为确定油气成藏时间的关键.本文以塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩油气藏为例，对发育在方解石中的流体包裹体进行系统分析，将流体包裹体与激光原位方解石U-Pb定年技术相结合，提出利用同期烃类包裹体共生盐水包裹体最小均一温度确定油气成藏时间，为含油气盆地油气成藏年代学研究提供参考.
1. 地质背景
塔河油田主体位于塔里木盆地北部沙雅隆起阿克库勒凸起，东邻草湖凹陷，西靠哈拉哈塘凹陷，南部为顺托果勒隆起，北接雅克拉断凸.塔河地区奥陶系储层随着阿克库勒凸起的演化，先后经历了加里东、海西、印支-燕山以及喜山等多期构造运动.加里东期-海西早期以区域性抬升的构造运动为主，阿克库勒地区快速隆升，造成奥陶统的沉积间断和风化剥蚀，构造主应力为NW-SE向的挤压应力，此时，岩溶作用十分普遍，对碳酸盐岩成藏具有重要意义.海西晚期区域构造应力为N-S向的挤压应力，以区域性的挤压和褶皱为主，使得凸起主体构造变形严重，是主要的断裂及裂缝发育形成期，阿克库勒凸起再次抬升，地层遭受剥蚀，大部分地区保留下石炭统，缺失上石炭统及二叠系大部分地层.印支-燕山期构造主应力为NE-SW向的持续性稳定挤压应力，形成一系列右行挤压扭动断裂及低幅度挤压背斜.喜马拉雅期以稳定沉积为主，在喜马拉雅晚期时，盆地沉降中心向塔里木盆底腹部迁移，导致阿克库勒凸起形成南高北低的单斜构造格局（云露和蒋华山，2007）.正是由于其复杂的构造变革和叠加演化历史，造就了塔河油田多期成藏、混合调整的复杂油气成藏过程（陈红汉等，2014）.
塔河油田奥陶系地层自上而下依次为下统蓬莱坝组（O1p），中-下统鹰山组（O1-2y），中统一间房组（O2yj），上统恰尔巴克组（O3q）、良里塔格组（O3l）和桑塔木组（O3s），其中一间房组和鹰山组上部的碳酸盐岩为主要油气勘探目的层.一间房组（O2yj）以黄灰、褐灰色砂屑、生屑、鲕粒颗粒灰岩为主，少量微晶灰岩，夹暗色燧石团块；鹰山组（O1-2y）主要岩性为浅褐灰色泥微晶灰岩、细-粉晶灰岩、亮晶砂屑灰岩，局部夹浅灰色白云质灰岩、灰质白云岩.油田储层主要发育在鹰山组和一间房组，在经过各种构造、成岩作用的改造后，其原生孔隙几乎被破坏殆尽，现今有效的储集空间是构造及岩溶作用形成的裂缝和溶蚀孔洞，形成以缝洞储集体控藏为主的复杂油气藏.塔河油田原油主力烃源岩来自寒武系-奥陶系，主要岩性为深灰色泥晶灰岩、粉晶灰岩、泥岩及泥灰岩，其有机质类型好，丰度高，烃源岩厚度大（李映涛等，2019）.
2. 样品与实验
为了研究塔里木盆地塔河油田油气成藏期次和时间，采集了S118、AT5、S94等12口单井（图 1）中24块奥陶系发育方解石脉体的碳酸盐岩样品.在岩心观察、方解石脉体岩相学分析和流体包裹体观察的基础之上，选择油包裹体比较发育的4块典型样品（表 1）开展方解石脉体阴极发光、微区原位元素和流体包裹体分析.对发育有原生烃类包裹体及共生盐水包裹体的方解石脉体开展激光原位U-Pb同位素定年分析，确定方解石形成的绝对年龄.
图 1 塔里木盆地塔河油田构造位置和样品井位Fig. 1. Structure location and location of sampling wells in the Tahe oilfield, Tarim basin表 1 塔河油田奥陶系采样清单Table Supplementary Table Sampling list in Ordovician of Tahe oilfield样品编号 井号 层位 深度（m） 岩性描述 T1 TS302X O1-2y 6 583.1 灰色泥晶灰岩 T2 S118 O2yj 5 920.0 微粉晶灰岩 T3 AT5 O2yj 6 524.7 大型溶洞巨晶方解石 T4 S94 O1 5 959.7 黄灰色泥晶灰岩 将发育方解石脉体的碳酸盐岩样品制成厚度为100 μm的双面抛光薄片，使用配备Maya2000Pro显微荧光光谱分析仪的NIKON显微镜进行流体包裹体岩相学观察和荧光光谱分析.利用CL8200 MK5型阴极发光仪对脉体阴极发光特征进行分析，工作电压10.5 kV，电流250 μA，真空度3 Pa.利用LA-ICP-MS对方解石脉体进行微区原位元素含量分析，激光束斑直径90 μm，每个点背景采集时间20~30 s，测量时间50 s，每测10个点复测一次标样，使用BHVO-2G、BCR-2G、BIR-1G标样进行多外标无内标校正（Liu et al., 2008），测试误差小于10%.流体包裹体显微测温使用Linkam公司生产的THMS600G的冷热台，均一温度和冰点温度的测定误差分别为±1℃和±0.1℃.激光原位方解石U-Pb同位素定年在澳大利亚昆士兰大学放射性同位素实验室完成，测试采用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）.将方解石样品做成靶后，采用准分子激光器剥蚀方解石，激光束斑的直径为200 μm、频率为15 Hz、能量密度为1.0 J/cm2.氦气为激光剥蚀物质的载气，氩气和氮气作为辅助气体用于提高信号强度.每个样品点都有20 s的背景采集时间、25 s的数据采集时间和10 s的样品清洗时间.每测完6个样品点之后测1次标样.标样NIST612的43Ca稳定同位素作为内标用来标定方解石中微量元素的含量，标样NIST614主要用于校正仪器灵敏度以及207Pb/206Pb比值，标样AHX-1（样品年龄为209.8 Ma）主要用于校正238U/206Pb比值.数据处理利用澳大利亚墨尔本大学研发的Iolitev3.4软件，方解石U-Pb年龄谐和图的绘制利用美国伯克利地质年代学中心的Isoplot v.3.76软件（Coogan et al., 2016；Roberts and Walker, 2016；刘恩涛，2019）.
3. 实验结果
3.1 方解石脉体阴极发光特征
选择的4块典型碳酸盐岩样品岩性分别为灰色泥晶灰岩、微粉晶灰岩、巨晶方解石充填的灰色灰岩和黄灰色泥晶灰岩（表 1），主要来自于塔河油田奥陶系鹰山组和一间房组地层，样品中均发育有方解石脉体.方解石脉体岩相学观察和阴极发光结果显示：T1样品中发育的方解石脉体主要为缝洞充填方解石，在阴极射线照射下不发光（图 2a和2b）；T2样品中发育的方解石脉体主要为高角度裂缝中发育的方解石，在阴极射线照射下呈暗棕色（图 2c和2d）；T3样品中发育的方解石脉体主要为溶洞充填巨晶方解石，在阴极射线照射下呈橙红色（图 2e和2f）；T4样品中发育的方解石脉体主要为缝洞充填方解石，在阴极射线照射下不发光（图 2g和2h）.
图 2 塔河油田碳酸盐岩样品中方解石脉的透射光和阴极发光照片a，b. T1样品缝洞充填方解石透射光和阴极发光照片；c，d. T2样品微粉晶高角度方解石透射光和阴极发光照片；e，f. T3样品溶洞充填方解石透射光和阴极发光照片；g，h. T4样品缝洞充填方解石透射光和阴极发光照片Fig. 2. Calcite vein images under transmitted light and cathodoluminescence in carbonatite samples of Tahe oilfield3.2 流体包裹体特征
塔河油田奥陶系碳酸盐岩样品方解石脉体中发育丰富的原生和次生油包裹体，以次生为主.原生油包裹体数量较少，孤立或零星分布在方解石脉体中；次生油包裹体数量最多，主要以裂纹状赋存于方解石脉体内或穿方解石脉体与围岩颗粒的构造破裂愈合缝中.主要类型包括纯液相油包裹体、气-液两相油包裹体以及盐水包裹体，以椭圆状、长条状和不规则状为主，直径为3~15 μm.油包裹体显微荧光特征和荧光光谱分析结果显示存在4种不同类型的油包裹体，其荧光颜色分别为金黄色、深黄色、黄色和蓝色（图 3）.T1样品中的方解石脉体上检测到一期金黄色荧光原生油包裹体，透射光下呈浅褐色，最大主峰波长λmax为560 nm左右.T2样品中的方解石脉体上检测到一期发深黄色荧光的原生油包裹体和一期发黄色荧光的次生油包裹体，最大主峰波长λmax分别为535 nm左右和510 nm左右.还存在一期发蓝色荧光的次生油包裹体，最大主峰波长为490 nm左右.T3样品中的方解石脉体上检测到一期发黄色荧光的原生油包裹体和一期发蓝色荧光的次生油包裹体，最大主峰波长λmax分别为510 nm和490 nm左右.T4样品中的方解石脉体上检测到一期发蓝色荧光的次生油包裹体，透射光下包裹体透明均匀，最大主峰波长λmax为492 nm左右.
图 3 塔河油田奥陶系油包裹体透射光、荧光照片以及荧光光谱图a，c. T1样品缝洞充填方解石中发育的金黄色原生油包裹体透射光和荧光照片及荧光光谱图；d，f. T2样品方解石中发育的深黄色原生油包裹体透射光和荧光照片及荧光光谱图；g，i. T3样品方解石中发育的黄色原生油包裹体透射光和荧光照片及荧光光谱图；j，l. T4样品方解石中发育的蓝色次生油包裹体透射光和荧光照片及荧光光谱图Fig. 3. Fluorescent, transmitted light photos and fluorescent spectrum of oil inclusions in the Ordovician of Tahe oilfield3.3 流体包裹体显微测温
对4块典型样品方解石脉体中发育的油包裹体共生盐水包裹体进行显微测温和测盐，结果如图 4所示.每块样品中同一期次的油包裹体共生的盐水包裹体均一温度分布范围非常大，普遍超过了50℃，但其盐度分布范围相对较为集中.T1样品中，与发金黄色荧光原生油包裹体共生的盐水包裹体均一温度分布范围为66~146℃，盐度 > 12.6% NaCl eq，主要分布在13.0%~14.7% NaCl eq（图 4a和4b）；T2样品中，与发深黄色荧光原生油包裹体共生的盐水包裹体均一温度分布范围为64~133.0℃，盐度分布范围为8.0%~12.5% NaCl eq（图 4c和4d）；T3样品中，与发黄色荧光原生油包裹体相共生的盐水包裹体均一温度分布范围为76~149℃，盐度分布范围为9.6%~12.1% NaCl eq（图 4e和4f）；T4样品中，与发蓝色荧光次生油包裹体相共生的盐水包裹体均一温度分布范围为100~168℃，盐度分布范围为0.4%~6.9% NaCl eq（图 4g和4h）.
图 4 塔河油田碳酸盐岩中油包裹体共生盐水包裹体均一温度分布和均一温度-盐度关系Fig. 4. Distribution of homogenization temperature and relationship between homogenization temperature and salinity for aqueous inclusions associated with oil inclusions developed in the carbonatite samples of Tahe oilfield3.4 原位微量元素
采用澳大利亚页岩的标准稀土元素含量对T2和T3两块样品中的方解石脉微区原位元素进行标准化处理（表 2），结果如图 5所示.T2样品中所发育的方解石脉体在不同位置的稀土元素配分模式相似（图 5a），样品中方解石脉的δEu无明显异常，其值为0.92~1.10，平均值为0.967，δCe表现为明显的负异常，其值为0.50~0.69，平均值为0.58.T3样品中所发育的方解石脉体在不同位置的稀土元素配分模式也相似（图 5b），与T2样品中的方解石脉存在明显区别.样品中方解石脉的δEu表现为弱的负异常，其值为0.82~0.91，平均值为0.865，δCe无明显异常，其值为0.99~1.06，平均值为1.03.在方解石脉体岩相学观察排除其没有经历较强的成岩作用改造的基础之上，原位微量元素配分模式和参数显著差异性可能指示了成脉流体的多期性.
表 2 塔河油田奥陶系T2、T3样品方解石脉稀土元素含量Table Supplementary Table REE contents of calcite veins of the Ordovician in Tahe oilfield样品编号 La Ce Pr Nd Sm Eu Gd Tb Dy Y Ho Er Tm Yb Lu Ce异常 Eu异常 T2-1 0.008 7 0.003 8 0.005 3 0.006 5 0.009 4 0.011 5 0.015 0 0.008 9 0.010 0 0.020 9 0.008 1 0.008 0 0.005 6 0.002 2 0.002 5 0.557 1 0.965 7 T2-2 0.011 2 0.003 8 0.004 6 0.005 6 0.006 0 0.008 5 0.012 2 0.007 5 0.008 7 0.018 8 0.008 1 0.006 1 0.003 7 0.002 1 0.001 4 0.522 1 0.995 5 T2-3 0.003 7 0.001 6 0.002 2 0.003 0 0.004 6 0.006 3 0.007 9 0.006 3 0.006 4 0.013 5 0.006 2 0.004 6 0.003 3 0.001 8 0.000 7 0.546 2 1.038 4 T2-4 0.003 8 0.001 7 0.002 3 0.003 0 0.004 8 0.006 5 0.007 9 0.006 9 0.006 3 0.014 3 0.005 1 0.005 5 0.003 9 0.001 7 0.001 1 0.585 4 1.054 7 T2-5 0.028 4 0.008 4 0.009 9 0.011 7 0.012 7 0.013 0 0.016 9 0.011 5 0.008 6 0.021 5 0.008 2 0.007 0 0.004 8 0.002 7 0.001 4 0.502 7 0.886 3 T2-6 0.017 8 0.005 4 0.006 5 0.007 4 0.008 0 0.010 2 0.013 2 0.008 1 0.007 5 0.018 9 0.007 3 0.005 8 0.003 3 0.001 9 0.000 6 0.500 8 0.992 9 T2-7 0.013 0 0.004 0 0.004 7 0.006 0 0.007 7 0.010 0 0.017 0 0.012 4 0.012 2 0.030 7 0.011 8 0.009 3 0.005 3 0.002 7 0.002 2 0.509 4 0.873 4 T2-8 0.028 9 0.010 3 0.012 8 0.015 9 0.013 2 0.016 2 0.021 4 0.013 7 0.012 3 0.026 0 0.011 4 0.011 0 0.005 9 0.002 6 0.001 8 0.534 4 0.963 9 T2-9 0.011 4 0.003 8 0.004 7 0.006 0 0.005 0 0.006 5 0.008 7 0.005 9 0.005 0 0.011 4 0.004 8 0.004 1 0.003 4 0.001 8 0.001 2 0.527 8 0.980 0 T2-10 0.010 8 0.003 7 0.004 6 0.006 1 0.007 7 0.010 2 0.012 5 0.008 5 0.008 1 0.019 5 0.008 2 0.005 6 0.005 5 0.002 2 0.001 0 0.530 2 1.035 7 T2-11 0.006 4 0.002 9 0.003 7 0.005 0 0.006 9 0.009 5 0.011 9 0.009 9 0.009 6 0.018 9 0.008 3 0.007 6 0.003 6 0.002 4 0.002 3 0.594 4 1.051 6 T2-12 0.002 6 0.001 3 0.001 4 0.001 8 0.002 7 0.004 4 0.005 8 0.004 4 0.004 6 0.011 1 0.004 9 0.003 8 0.002 8 0.001 7 0.001 6 0.687 9 1.096 5 T2-13 0.004 7 0.002 4 0.002 6 0.003 5 0.004 7 0.006 6 0.008 7 0.006 9 0.006 9 0.016 4 0.006 5 0.005 6 0.004 0 0.002 3 0.001 3 0.693 6 1.021 9 T2-14 0.004 1 0.002 1 0.002 7 0.003 2 0.005 4 0.006 6 0.010 0 0.005 7 0.006 2 0.014 5 0.005 5 0.005 1 0.003 6 0.002 0 0.002 5 0.622 6 0.895 7 T2-15 0.009 9 0.005 0 0.006 7 0.008 9 0.013 7 0.016 8 0.022 7 0.016 5 0.018 4 0.034 1 0.014 9 0.013 7 0.007 2 0.004 4 0.003 4 0.618 5 0.950 8 T2-16 0.004 9 0.002 2 0.003 0 0.004 0 0.005 8 0.007 2 0.009 8 0.007 5 0.007 8 0.016 7 0.007 5 0.005 4 0.004 8 0.002 7 0.001 6 0.578 7 0.953 5 T2-17 0.007 0 0.003 5 0.004 1 0.005 4 0.006 4 0.008 4 0.011 9 0.008 7 0.008 4 0.017 8 0.007 7 0.007 1 0.004 6 0.002 3 0.002 2 0.650 0 0.963 5 T2-18 0.002 9 0.001 3 0.001 7 0.002 5 0.004 1 0.004 4 0.005 4 0.004 3 0.004 5 0.008 8 0.004 6 0.003 4 0.003 0 0.001 4 0.000 9 0.585 7 0.948 8 T2-19 0.004 1 0.002 4 0.002 9 0.003 8 0.006 4 0.007 5 0.010 6 0.007 9 0.009 0 0.018 3 0.008 2 0.007 3 0.003 0 0.002 5 0.001 5 0.685 7 0.912 6 T2-20 0.017 4 0.007 6 0.010 1 0.013 4 0.013 0 0.015 3 0.019 0 0.012 8 0.012 2 0.022 3 0.013 1 0.009 9 0.005 5 0.004 3 0.003 1 0.573 4 0.972 8 T2-21 0.008 4 0.003 1 0.003 8 0.004 9 0.005 4 0.005 6 0.008 8 0.006 1 0.006 5 0.013 7 0.006 1 0.004 8 0.003 5 0.002 4 0.002 1 0.537 5 0.816 3 T2-22 0.011 7 0.004 1 0.005 3 0.006 6 0.006 4 0.008 2 0.013 9 0.008 9 0.009 1 0.020 6 0.009 7 0.007 2 0.004 7 0.001 8 0.002 2 0.516 7 0.874 5 T2-23 0.005 4 0.002 4 0.003 2 0.004 2 0.005 9 0.008 1 0.010 8 0.008 0 0.007 7 0.017 3 0.006 8 0.006 1 0.003 7 0.002 2 0.002 2 0.583 0 1.005 1 T3-1 0.160 2 0.193 0 0.205 5 0.235 7 0.327 7 0.301 2 0.355 8 0.306 3 0.295 9 0.355 9 0.268 6 0.234 4 0.215 1 0.177 3 0.155 9 1.063 3 0.882 0 T3-2 0.277 7 0.303 0 0.324 5 0.361 4 0.487 7 0.444 4 0.527 5 0.432 0 0.431 6 0.512 6 0.364 0 0.314 0 0.279 3 0.212 8 0.179 4 1.009 4 0.876 2 T3-3 0.286 4 0.312 2 0.330 7 0.364 2 0.477 1 0.427 8 0.533 0 0.434 5 0.432 5 0.533 7 0.368 1 0.337 5 0.289 1 0.225 2 0.187 5 1.014 4 0.848 2 T3-4 0.282 5 0.311 6 0.317 4 0.358 1 0.469 9 0.427 8 0.523 2 0.423 4 0.416 2 0.502 6 0.361 2 0.315 8 0.271 6 0.206 0 0.167 0 1.040 5 0.862 8 T3-5 0.252 4 0.277 9 0.294 5 0.331 8 0.448 6 0.433 3 0.510 7 0.426 4 0.465 8 0.488 1 0.361 3 0.340 4 0.298 8 0.229 1 0.184 8 1.019 4 0.905 3 T3-6 0.073 0 0.094 3 0.114 3 0.136 9 0.202 0 0.195 7 0.235 8 0.203 6 0.215 2 0.242 6 0.192 0 0.174 7 0.165 4 0.146 8 0.133 7 1.032 9 0.896 8 T3-7 0.233 5 0.268 6 0.311 9 0.357 8 0.532 8 0.495 4 0.605 8 0.534 8 0.528 8 0.616 3 0.454 1 0.398 9 0.356 5 0.288 3 0.238 3 0.995 3 0.871 9 T3-8 0.212 3 0.257 5 0.289 8 0.333 9 0.492 8 0.446 3 0.563 9 0.482 6 0.485 7 0.577 4 0.420 2 0.384 2 0.339 5 0.283 7 0.232 1 1.038 3 0.846 6 T3-9 0.128 5 0.159 5 0.176 0 0.207 0 0.308 3 0.289 8 0.376 2 0.334 5 0.340 8 0.408 9 0.316 5 0.290 5 0.282 5 0.254 6 0.217 1 1.060 8 0.851 0 T3-10 0.117 2 0.143 0 0.165 7 0.190 7 0.293 5 0.263 9 0.349 8 0.309 9 0.331 4 0.384 4 0.294 2 0.278 2 0.277 0 0.250 7 0.220 8 1.025 9 0.823 6 T3-11 0.170 3 0.213 9 0.246 9 0.287 7 0.436 4 0.395 4 0.500 0 0.447 2 0.463 7 0.523 7 0.404 1 0.379 3 0.369 4 0.347 5 0.302 8 1.043 5 0.846 4 T3-12 0.244 7 0.298 2 0.349 5 0.402 8 0.620 5 0.549 1 0.692 1 0.628 2 0.629 7 0.705 2 0.545 5 0.500 0 0.469 9 0.434 0 0.373 0 1.019 8 0.837 9 T3-13 0.252 9 0.295 2 0.325 6 0.369 6 0.539 6 0.475 9 0.596 1 0.522 9 0.529 7 0.605 9 0.455 1 0.410 9 0.378 5 0.348 2 0.301 8 1.028 9 0.839 1 T3-14 0.283 8 0.315 1 0.332 3 0.375 9 0.499 5 0.453 7 0.544 8 0.448 6 0.448 9 0.524 1 0.381 4 0.325 6 0.285 2 0.221 3 0.184 8 1.026 1 0.869 7 T3-15 0.275 4 0.300 8 0.317 3 0.352 1 0.461 1 0.423 1 0.507 1 0.423 8 0.419 4 0.500 7 0.356 7 0.314 4 0.273 3 0.212 1 0.173 9 1.017 4 0.875 1 T3-16 0.273 6 0.299 6 0.316 4 0.356 0 0.469 5 0.425 0 0.493 3 0.412 9 0.403 0 0.480 0 0.334 7 0.294 7 0.245 7 0.192 6 0.153 8 1.018 4 0.883 0 T3-17 0.258 1 0.287 8 0.297 1 0.326 4 0.425 4 0.394 9 0.478 5 0.401 8 0.382 9 0.470 7 0.327 9 0.289 8 0.244 2 0.192 6 0.152 2 1.039 4 0.875 3 T3-18 0.298 4 0.320 4 0.326 6 0.364 5 0.471 4 0.428 7 0.510 9 0.417 2 0.402 4 0.495 9 0.348 2 0.301 8 0.264 2 0.200 7 0.166 1 1.026 1 0.873 6 
图 5 塔河油田S118井和AT5井样品中方解石脉的稀土元素配分模式Fig. 5. Rare earth element distribution pattern for calcite vein in carbonatite samples of well S118 and well AT5, Tahe oilfield3.5 方解石脉体年龄
对T2和T3两块样品分别开展激光原位方解石U-Pb定年测试，结果如图 6所示.对T2样品中的方解石脉测试了54个点的238U、206Pb、207Pb和208Pb含量，计算得到207Pb/206Pb比值为0.1~0.7，238U/206Pb比值为4~18，解释的方解石脉体的U-Pb同位素年龄为326.7±4.0 Ma，均方加权偏差MSWD=2.6（图 6a）.对T3样品的方解石脉测试了99个点的238U、206Pb、207Pb和208Pb含量，计算得到207Pb/206Pb比值为0.2~0.8，238U/206Pb比值为3~21，解释的方解石脉体的U-Pb同位素年龄为220.5±7.3 Ma，均方加权偏差MSWD=2.0（图 6b）.
图 6 塔河油田S118井和AT5井样品中方解石脉激光原位U-Pb同位素年龄Fig. 6. In-situ calcite vein U-Pb isotope ages by laser ablation in carbonatite samples of well S118 and well AT5, Tahe oilfield4. 讨论
4.1 油气成藏期次
原油的荧光特征（颜色、主峰波长λmax、红绿熵Q值和QF535）可以用来刻画原油的成熟度，油气成藏期次的划分很大程度上受控于烃源岩热成熟演化历史，所以根据油包裹体荧光特征可以对油气的充注期次进行划分（陈红汉，2014；Ping et al., 2019）.塔河油田奥陶系碳酸盐岩方解石脉体中油包裹体荧光颜色指示在该地区存在4期油充注，分别对应发金黄色、深黄色、黄色以及蓝色荧光的油包裹体捕获.包裹体显微荧光光谱参数λmax与红/绿熵Q650/500之间的关系也显示4期油包裹体荧光参数具有明显的区别（图 7）.金黄色荧光油包裹体荧光光谱λmax为565 nm左右，Q650/500值约为0.85.深黄色荧光油包裹体荧光光谱λmax为532 nm左右，Q650/500值约为0.48.黄色荧光油包裹体荧光光谱λmax为510 nm左右，Q650/500值约为0.35.蓝色荧光油包裹体荧光光谱λmax为492 nm左右，Q650/500值约为0.25.从金黄色→深黄色→黄色→蓝色，油包裹体荧光光谱Q650/500值逐渐减小，反映其原油熟度逐渐增高.
图 7 塔河油田单个油包裹体荧光光谱λmax与Q650/500相关关系Fig. 7. Plot of relationship between Q650/500 and λmax of individual oil inclusion in Tahe oilfield本研究所观察到的油包裹体主要发育在方解石脉体中，因此可以通过方解石脉的形成期次结合油包裹体与方解石脉的关系辅助判定油充注期次.方解石脉的阴极发光颜色与Ca/Mg、Fe/（Fe+Mg）和Fe/Mn的值及FeCO3的含量有关，主要受Fe/Mn值的影响，而Fe、Mn元素的含量与古流体的来源及沉积环境密切相关（刘力等，2019）.因此，可以通过识别方解石脉体阴极发光的颜色来划分不同期次的方解石脉体.方解石脉体岩相学观察和阴极发光分析结果指示在塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层中至少发育3期方解石脉体.第1期为缝洞充填方解石脉，T1和T4样品中均有发育，其脉体在阴极射线照射下不发光（图 2a，2b，2g，2h）.其中在T1样品方解石脉中检测到一期金黄色荧光原生油包裹体（图 3a，3c），T4样品方解石脉体中检测到一期蓝色荧光次生油包裹体（图 3k，3l）.第2期为高角度裂缝中发育的方解石脉，在T2样品中有发育，脉体阴极发光颜色为暗棕色（图 2c，2d），发育一期深黄色荧光原生油包裹体（图 3d，3f）和一期蓝色荧光次生油包裹体.第3期为溶洞充填巨晶方解石，发育在T3样品中，脉体阴极发光颜色为橙红色（图 2e，2f），发育一期黄色荧光原生油包裹体（图 3g，3i），还可见裂缝中发育蓝色荧光次生油包裹体.因此3期方解石脉体分别对应3期油充注，发蓝色荧光的油包裹体形成于方解石脉形成之后，属于第4期油充注.
同一样品中盐水包裹体的盐度变化反映了不同时间地层水矿化度的差异，因此，与油包裹体共生的盐水包裹体，其盐度也可用来辅助确定油气的充注期次.塔河地区奥陶系与不同期次油包裹体共生的盐水包裹体的盐度也存在一定的差异（图 4）.4块样品中与油包裹体相共生的盐水包裹体，除T4样品外，其盐度分布都较为集中，可能指示每块样品中测试的与油包裹体共生盐水包裹体可能属于同一期次.T4样品中油包裹体共生盐水包裹体的盐度分布范围较宽，可能与盐水包裹体的再平衡有关（Goldstein, 1986, 2001）.与金黄色荧光油包裹体相共生的盐水包裹体盐度较高，一般大于12% NaCl eq，主要分布于13.0%~14.7% NaCl eq；深黄色和黄色荧光油包裹体共生的盐水包裹体盐度比较相似，盐度范围为8.0%~12.5% NaCl eq；与蓝色荧光油包裹体相共生的盐水包裹体盐度较低，一般小于6.9% NaCl eq，主要分布于1.4%~3.9% NaCl eq.
4.2 油气成藏时间
与烃类包裹体共生的盐水包裹体，其均一温度结合储层埋藏史和热演化史，可以用于确定油气充注时间.如果选取的投影温度不同，用以确定的油气成藏时间也不同，所以，投影温度的选取直接关系到油气成藏时间的准确性.
针对碳酸盐岩中捕获的流体包裹体，前人已做过大量的研究.在埋藏过程中，特别是古地温超过包裹体的捕获温度时，包裹体会由于自身内压过高而破裂（Goldstein，1986；Prezbindowski and Larese, 1987；Lacazette，1990），经历拉伸、流体泄露或流体再充填等热再平衡，最后重新愈合，造成包裹体均一温度升高（Goldstein，2001；Bourdet et al., 2008），最终保留下来的包裹体均一温度接近地层所经历的最大古地温（Barker and Goldstein, 1990）.其中，影响再平衡程度的因素有很多，例如包裹体的尺寸、包裹体形状、包裹体成分等.然而对于多旋回叠合盆地来说，其受后期改造的可能性则更大.加之包裹体的选取、包裹体均一温度的测定本就存在一定程度上的误差.因此，在利用流体包裹体确定塔河油田奥陶系油气成藏时间时，选取与油包裹体共生的盐水包裹体最小均一温度结合储层埋藏史和热演化史确定油气成藏时间可能更为可靠.
选取T2和T3两块碳酸盐岩储层样品中与油包裹体共生的盐水包裹体的主峰均一温度和最小均一温度确定的包裹体捕获时间如图 8所示.采用T2样品中的油包裹体共生的盐水包裹体最小均一温度获得的包裹体捕获时间为距今320 Ma左右，而采用平均均一温度确定的油气成藏时间为距今115 Ma左右.利用T3样品中油包裹体共生的盐水包裹体最小均一温度获得的包裹体捕获时间为距今220 Ma左右，而油包裹体共生的盐水包裹体平均均一温度确定的包裹体捕获时间为距今18 Ma左右.
图 8 塔河油田奥陶系流体包裹体均一温度-埋藏史投影示意图据刘永立等(2017)修改Fig. 8. Schematic diagram of burial curve projected with homogenization temperatures of fluid inclusions in the Ordovician of Tahe oilfield当方解石脉体中发育原生烃类包裹体时，烃类包裹体捕获时间与方解石脉形成时间一致，因此可以通过方解石U-Pb同位素绝对年龄的测定来消除流体包裹体法确定油气成藏时间的多解性（郭小文等，2020）.方解石脉体阴极发光、稀土元素配分模式和方解石脉体中的原生盐水包裹体盐度均指示T2和T3两块样品中都仅发育1期方解石脉体，两块样品中的方解石脉阴极发光、稀土元素配分模式和参数的差异性指示了T2和T3两块样品中的方解脉体形成期次不同（高键等，2014；赵晨君等，2020）.T2和T3两块样品中的方解石脉体分别发育深黄色和黄色荧光原生油包裹体，因此T2和T3两块样品中的方解石脉体形成时间分别与深黄色和黄色荧光原生油包裹体捕获时间一致.T2样品中方解石脉体年龄为326.7±4.0 Ma，T3样品中方解石脉体年龄为220.5±7.3 Ma，这与T2和T3样品利用油包裹体共生盐水包裹体最小均一温度确定的包裹体捕获时间一致.因此，在利用流体包裹体法确定塔河地区奥陶系碳酸盐岩油气成藏时间时，应该选取同期盐水包裹体的最小均一温度结合储层的埋藏史和热演化史来确定油气成藏时间.
采用与油包裹体共生盐水包裹体的最小均一温度，推测塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层第1期油充注发生于加里东期，捕获了发金黄色荧光的油包裹体；第2期油充注发生于海西期，捕获了发深黄色荧光的油包裹体；第3期油充注发生于印支期，捕获了发黄色荧光的油包裹体；第4期油充注发生于燕山期，捕获了发蓝色荧光的油包裹体.
5. 结论
（1）塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层中发育3期方解石脉体，脉体中发育金黄色、深黄色、黄色和蓝色荧光的油包裹体，代表 4期油充注.3期方解石脉体形成时间分别与金黄色、深黄色、黄色荧光的油包裹体捕获时间一致，在3期方解石脉体裂纹中均存在发蓝色荧光的油包裹体，指示第4期油充注时间晚于方解石脉体形成时间.
（2）发育原生烃类包裹体的方解石脉激光原位U-Pb同位素绝对年龄与同期油包裹体共生盐水包裹体最小均一温度确定的油气充注时间一致，说明对于碳酸盐岩中的流体包裹体，采用同期油包裹体共生盐水包裹体最小均一温度结合埋藏史和热演化史确定的油气充注时间更可靠.
（3）采用同期油包裹体共生盐水包裹体最小均一温度，获得的塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层中4期油充注时间分别对应加里东、海西、印支和燕山构造运动时期.
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图 1 塔里木盆地塔河油田构造位置和样品井位
Fig. 1. Structure location and location of sampling wells in the Tahe oilfield, Tarim basin
图 2 塔河油田碳酸盐岩样品中方解石脉的透射光和阴极发光照片
a，b. T1样品缝洞充填方解石透射光和阴极发光照片；c，d. T2样品微粉晶高角度方解石透射光和阴极发光照片；e，f. T3样品溶洞充填方解石透射光和阴极发光照片；g，h. T4样品缝洞充填方解石透射光和阴极发光照片
Fig. 2. Calcite vein images under transmitted light and cathodoluminescence in carbonatite samples of Tahe oilfield
图 3 塔河油田奥陶系油包裹体透射光、荧光照片以及荧光光谱图
a，c. T1样品缝洞充填方解石中发育的金黄色原生油包裹体透射光和荧光照片及荧光光谱图；d，f. T2样品方解石中发育的深黄色原生油包裹体透射光和荧光照片及荧光光谱图；g，i. T3样品方解石中发育的黄色原生油包裹体透射光和荧光照片及荧光光谱图；j，l. T4样品方解石中发育的蓝色次生油包裹体透射光和荧光照片及荧光光谱图
Fig. 3. Fluorescent, transmitted light photos and fluorescent spectrum of oil inclusions in the Ordovician of Tahe oilfield
图 4 塔河油田碳酸盐岩中油包裹体共生盐水包裹体均一温度分布和均一温度-盐度关系
Fig. 4. Distribution of homogenization temperature and relationship between homogenization temperature and salinity for aqueous inclusions associated with oil inclusions developed in the carbonatite samples of Tahe oilfield
图 5 塔河油田S118井和AT5井样品中方解石脉的稀土元素配分模式
Fig. 5. Rare earth element distribution pattern for calcite vein in carbonatite samples of well S118 and well AT5, Tahe oilfield
图 6 塔河油田S118井和AT5井样品中方解石脉激光原位U-Pb同位素年龄
Fig. 6. In-situ calcite vein U-Pb isotope ages by laser ablation in carbonatite samples of well S118 and well AT5, Tahe oilfield
图 7 塔河油田单个油包裹体荧光光谱λmax与Q650/500相关关系
Fig. 7. Plot of relationship between Q650/500 and λmax of individual oil inclusion in Tahe oilfield
图 8 塔河油田奥陶系流体包裹体均一温度-埋藏史投影示意图
据刘永立等(2017)修改
Fig. 8. Schematic diagram of burial curve projected with homogenization temperatures of fluid inclusions in the Ordovician of Tahe oilfield
表 1 塔河油田奥陶系采样清单
Table 1. Sampling list in Ordovician of Tahe oilfield
样品编号 井号 层位 深度（m） 岩性描述 T1 TS302X O1-2y 6 583.1 灰色泥晶灰岩 T2 S118 O2yj 5 920.0 微粉晶灰岩 T3 AT5 O2yj 6 524.7 大型溶洞巨晶方解石 T4 S94 O1 5 959.7 黄灰色泥晶灰岩 
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表 2 塔河油田奥陶系T2、T3样品方解石脉稀土元素含量
Table 2. REE contents of calcite veins of the Ordovician in Tahe oilfield
样品编号 La Ce Pr Nd Sm Eu Gd Tb Dy Y Ho Er Tm Yb Lu Ce异常 Eu异常 T2-1 0.008 7 0.003 8 0.005 3 0.006 5 0.009 4 0.011 5 0.015 0 0.008 9 0.010 0 0.020 9 0.008 1 0.008 0 0.005 6 0.002 2 0.002 5 0.557 1 0.965 7 T2-2 0.011 2 0.003 8 0.004 6 0.005 6 0.006 0 0.008 5 0.012 2 0.007 5 0.008 7 0.018 8 0.008 1 0.006 1 0.003 7 0.002 1 0.001 4 0.522 1 0.995 5 T2-3 0.003 7 0.001 6 0.002 2 0.003 0 0.004 6 0.006 3 0.007 9 0.006 3 0.006 4 0.013 5 0.006 2 0.004 6 0.003 3 0.001 8 0.000 7 0.546 2 1.038 4 T2-4 0.003 8 0.001 7 0.002 3 0.003 0 0.004 8 0.006 5 0.007 9 0.006 9 0.006 3 0.014 3 0.005 1 0.005 5 0.003 9 0.001 7 0.001 1 0.585 4 1.054 7 T2-5 0.028 4 0.008 4 0.009 9 0.011 7 0.012 7 0.013 0 0.016 9 0.011 5 0.008 6 0.021 5 0.008 2 0.007 0 0.004 8 0.002 7 0.001 4 0.502 7 0.886 3 T2-6 0.017 8 0.005 4 0.006 5 0.007 4 0.008 0 0.010 2 0.013 2 0.008 1 0.007 5 0.018 9 0.007 3 0.005 8 0.003 3 0.001 9 0.000 6 0.500 8 0.992 9 T2-7 0.013 0 0.004 0 0.004 7 0.006 0 0.007 7 0.010 0 0.017 0 0.012 4 0.012 2 0.030 7 0.011 8 0.009 3 0.005 3 0.002 7 0.002 2 0.509 4 0.873 4 T2-8 0.028 9 0.010 3 0.012 8 0.015 9 0.013 2 0.016 2 0.021 4 0.013 7 0.012 3 0.026 0 0.011 4 0.011 0 0.005 9 0.002 6 0.001 8 0.534 4 0.963 9 T2-9 0.011 4 0.003 8 0.004 7 0.006 0 0.005 0 0.006 5 0.008 7 0.005 9 0.005 0 0.011 4 0.004 8 0.004 1 0.003 4 0.001 8 0.001 2 0.527 8 0.980 0 T2-10 0.010 8 0.003 7 0.004 6 0.006 1 0.007 7 0.010 2 0.012 5 0.008 5 0.008 1 0.019 5 0.008 2 0.005 6 0.005 5 0.002 2 0.001 0 0.530 2 1.035 7 T2-11 0.006 4 0.002 9 0.003 7 0.005 0 0.006 9 0.009 5 0.011 9 0.009 9 0.009 6 0.018 9 0.008 3 0.007 6 0.003 6 0.002 4 0.002 3 0.594 4 1.051 6 T2-12 0.002 6 0.001 3 0.001 4 0.001 8 0.002 7 0.004 4 0.005 8 0.004 4 0.004 6 0.011 1 0.004 9 0.003 8 0.002 8 0.001 7 0.001 6 0.687 9 1.096 5 T2-13 0.004 7 0.002 4 0.002 6 0.003 5 0.004 7 0.006 6 0.008 7 0.006 9 0.006 9 0.016 4 0.006 5 0.005 6 0.004 0 0.002 3 0.001 3 0.693 6 1.021 9 T2-14 0.004 1 0.002 1 0.002 7 0.003 2 0.005 4 0.006 6 0.010 0 0.005 7 0.006 2 0.014 5 0.005 5 0.005 1 0.003 6 0.002 0 0.002 5 0.622 6 0.895 7 T2-15 0.009 9 0.005 0 0.006 7 0.008 9 0.013 7 0.016 8 0.022 7 0.016 5 0.018 4 0.034 1 0.014 9 0.013 7 0.007 2 0.004 4 0.003 4 0.618 5 0.950 8 T2-16 0.004 9 0.002 2 0.003 0 0.004 0 0.005 8 0.007 2 0.009 8 0.007 5 0.007 8 0.016 7 0.007 5 0.005 4 0.004 8 0.002 7 0.001 6 0.578 7 0.953 5 T2-17 0.007 0 0.003 5 0.004 1 0.005 4 0.006 4 0.008 4 0.011 9 0.008 7 0.008 4 0.017 8 0.007 7 0.007 1 0.004 6 0.002 3 0.002 2 0.650 0 0.963 5 T2-18 0.002 9 0.001 3 0.001 7 0.002 5 0.004 1 0.004 4 0.005 4 0.004 3 0.004 5 0.008 8 0.004 6 0.003 4 0.003 0 0.001 4 0.000 9 0.585 7 0.948 8 T2-19 0.004 1 0.002 4 0.002 9 0.003 8 0.006 4 0.007 5 0.010 6 0.007 9 0.009 0 0.018 3 0.008 2 0.007 3 0.003 0 0.002 5 0.001 5 0.685 7 0.912 6 T2-20 0.017 4 0.007 6 0.010 1 0.013 4 0.013 0 0.015 3 0.019 0 0.012 8 0.012 2 0.022 3 0.013 1 0.009 9 0.005 5 0.004 3 0.003 1 0.573 4 0.972 8 T2-21 0.008 4 0.003 1 0.003 8 0.004 9 0.005 4 0.005 6 0.008 8 0.006 1 0.006 5 0.013 7 0.006 1 0.004 8 0.003 5 0.002 4 0.002 1 0.537 5 0.816 3 T2-22 0.011 7 0.004 1 0.005 3 0.006 6 0.006 4 0.008 2 0.013 9 0.008 9 0.009 1 0.020 6 0.009 7 0.007 2 0.004 7 0.001 8 0.002 2 0.516 7 0.874 5 T2-23 0.005 4 0.002 4 0.003 2 0.004 2 0.005 9 0.008 1 0.010 8 0.008 0 0.007 7 0.017 3 0.006 8 0.006 1 0.003 7 0.002 2 0.002 2 0.583 0 1.005 1 T3-1 0.160 2 0.193 0 0.205 5 0.235 7 0.327 7 0.301 2 0.355 8 0.306 3 0.295 9 0.355 9 0.268 6 0.234 4 0.215 1 0.177 3 0.155 9 1.063 3 0.882 0 T3-2 0.277 7 0.303 0 0.324 5 0.361 4 0.487 7 0.444 4 0.527 5 0.432 0 0.431 6 0.512 6 0.364 0 0.314 0 0.279 3 0.212 8 0.179 4 1.009 4 0.876 2 T3-3 0.286 4 0.312 2 0.330 7 0.364 2 0.477 1 0.427 8 0.533 0 0.434 5 0.432 5 0.533 7 0.368 1 0.337 5 0.289 1 0.225 2 0.187 5 1.014 4 0.848 2 T3-4 0.282 5 0.311 6 0.317 4 0.358 1 0.469 9 0.427 8 0.523 2 0.423 4 0.416 2 0.502 6 0.361 2 0.315 8 0.271 6 0.206 0 0.167 0 1.040 5 0.862 8 T3-5 0.252 4 0.277 9 0.294 5 0.331 8 0.448 6 0.433 3 0.510 7 0.426 4 0.465 8 0.488 1 0.361 3 0.340 4 0.298 8 0.229 1 0.184 8 1.019 4 0.905 3 T3-6 0.073 0 0.094 3 0.114 3 0.136 9 0.202 0 0.195 7 0.235 8 0.203 6 0.215 2 0.242 6 0.192 0 0.174 7 0.165 4 0.146 8 0.133 7 1.032 9 0.896 8 T3-7 0.233 5 0.268 6 0.311 9 0.357 8 0.532 8 0.495 4 0.605 8 0.534 8 0.528 8 0.616 3 0.454 1 0.398 9 0.356 5 0.288 3 0.238 3 0.995 3 0.871 9 T3-8 0.212 3 0.257 5 0.289 8 0.333 9 0.492 8 0.446 3 0.563 9 0.482 6 0.485 7 0.577 4 0.420 2 0.384 2 0.339 5 0.283 7 0.232 1 1.038 3 0.846 6 T3-9 0.128 5 0.159 5 0.176 0 0.207 0 0.308 3 0.289 8 0.376 2 0.334 5 0.340 8 0.408 9 0.316 5 0.290 5 0.282 5 0.254 6 0.217 1 1.060 8 0.851 0 T3-10 0.117 2 0.143 0 0.165 7 0.190 7 0.293 5 0.263 9 0.349 8 0.309 9 0.331 4 0.384 4 0.294 2 0.278 2 0.277 0 0.250 7 0.220 8 1.025 9 0.823 6 T3-11 0.170 3 0.213 9 0.246 9 0.287 7 0.436 4 0.395 4 0.500 0 0.447 2 0.463 7 0.523 7 0.404 1 0.379 3 0.369 4 0.347 5 0.302 8 1.043 5 0.846 4 T3-12 0.244 7 0.298 2 0.349 5 0.402 8 0.620 5 0.549 1 0.692 1 0.628 2 0.629 7 0.705 2 0.545 5 0.500 0 0.469 9 0.434 0 0.373 0 1.019 8 0.837 9 T3-13 0.252 9 0.295 2 0.325 6 0.369 6 0.539 6 0.475 9 0.596 1 0.522 9 0.529 7 0.605 9 0.455 1 0.410 9 0.378 5 0.348 2 0.301 8 1.028 9 0.839 1 T3-14 0.283 8 0.315 1 0.332 3 0.375 9 0.499 5 0.453 7 0.544 8 0.448 6 0.448 9 0.524 1 0.381 4 0.325 6 0.285 2 0.221 3 0.184 8 1.026 1 0.869 7 T3-15 0.275 4 0.300 8 0.317 3 0.352 1 0.461 1 0.423 1 0.507 1 0.423 8 0.419 4 0.500 7 0.356 7 0.314 4 0.273 3 0.212 1 0.173 9 1.017 4 0.875 1 T3-16 0.273 6 0.299 6 0.316 4 0.356 0 0.469 5 0.425 0 0.493 3 0.412 9 0.403 0 0.480 0 0.334 7 0.294 7 0.245 7 0.192 6 0.153 8 1.018 4 0.883 0 T3-17 0.258 1 0.287 8 0.297 1 0.326 4 0.425 4 0.394 9 0.478 5 0.401 8 0.382 9 0.470 7 0.327 9 0.289 8 0.244 2 0.192 6 0.152 2 1.039 4 0.875 3 T3-18 0.298 4 0.320 4 0.326 6 0.364 5 0.471 4 0.428 7 0.510 9 0.417 2 0.402 4 0.495 9 0.348 2 0.301 8 0.264 2 0.200 7 0.166 1 1.026 1 0.873 6
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