四川盆地超級富氣成因探討

李國輝 苑保國 朱 華 楊 光 戴 鑫

中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院

0 引言

四川盆地是世界上最早開發利用天然氣的大型富含天然氣盆地[1]。四川盆地大規模油氣勘探與開發始于20世紀50年代，經過持續的規?？碧?，2020年，四川盆地天然氣年產量達到565.00×108m3，其中中國石油礦權區的年產氣量為318.19×108m3。四川盆地具有豐富的油氣資源，油氣產層多[2]，已發現29個油氣層，油氣資源類型具有多樣性，包括常規天然氣和非常規油氣兩大類油氣資源。其中，常規氣藏有孔隙型、裂縫—孔隙型、裂縫—孔洞型、裂縫型等多種類型儲集層和下生上儲、上生下儲、旁生側儲、自生自儲等多種油氣成藏組合，以及各類油氣圈閉。非常規油氣包括致密砂巖氣、致密油、頁巖氣、頁巖油、火山巖氣和煤層氣等多種類型資源。常規與非常規天然氣之間存在復雜的成因聯系、屬性遞變、類型交互、分布交錯等現象，在一個盆地或構造單元中同時出現多種類型天然氣的有序分布[3]。四川盆地油氣藏分布區域廣，在盆地內各勘探區塊均有發現；同時，油氣藏分布深度跨度大，淺層、中層、深層、超深層均有發現，已發現氣藏的產層最小埋深為400 m（臥龍河構造上三疊統須家河組氣藏），最大埋深為7 770 m（雙魚石構造中泥盆統觀霧山組氣藏）。盆地內常規天然氣藏分布最廣泛，主要分布于震旦系—中三疊統海相碳酸鹽巖中[4]，致密砂巖氣分布于上三疊統—下白堊統陸相地層中，致密油主要分布于中下侏羅統沙溪廟組、涼高山組和自流井組（珍珠沖段）的河湖相砂巖中，頁巖油產于下侏羅統涼高山組、自流井組（大安寨段、東岳廟段）的富有機質頁巖層系中[5]，頁巖氣主要分布在下寒武統筇竹寺組和上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組，火山巖氣產于二疊系火山巖中，煤層氣產于上二疊統龍潭組。

據中國石油“十三五”油氣資源評價結果，四川盆地天然氣地質資源量為62.34×1012m3。其中，常規氣地質資源量為14.33×1012m3，資源探明率為12.17%；致密砂巖氣地質資源量為3.98×1012m3，資源探明率為18.50%；頁巖氣資源量為44.03×1012m3，資源探明率為3.85%。四川盆地石油資源量為22.63×108t，其中致密油地質資源量為1.70×108t，資源探明率為3.42%；頁巖油地質資源量為20.93×108t，資源探明率為5.16%。表明四川盆地油氣勘探程度仍較低，具有廣闊的勘探前景。

四川盆地在地質結構、油氣資源規模、油氣資源類型、油氣儲量與產量、油氣空間分布等方面符合超級油氣盆地的條件，是一個超級富氣盆地[6]。但是，前人對四川盆地多種類型油氣藏并存的原因研究尚少，認識也不夠清晰。為此，筆者基于現有資料，對四川超級富氣盆地的烴源巖、儲層、古今構造及保存等方面開展研究，探討了四川盆地多類型油氣藏并存的原因，并提出了下一步油氣勘探領域和方向，期望在四川超級富氣盆地發現更多不同類型的油氣藏。

1 多類型油氣藏發育成因

四川盆地發育多種類型油氣藏得益于盆地內發育多套區域分布的烴源巖和不同類型的儲層，多類型油氣藏的并存還與四川盆地獨特的構造格局及保存條件等有關。

1.1 多套廣覆式分布的烴源巖為多類型油氣藏并存奠定基礎

四川盆地的烴源巖主要發育在盆地演化階段中的構造拉張期和具有擠壓背景的前陸盆地坳陷帶或隆后盆地發育期。在拉張構造背景下，易發生大規模海侵[7]，形成分布區域廣、厚度穩定的優質烴源巖層，如下震旦統陡山沱組和下寒武統筇竹寺組富有機質黑色頁巖、中二疊統富有機質石灰巖等。在擠壓背景下形成的前陸盆地坳陷帶也容易形成烴源巖層，如上三疊統須家河組黑色泥巖和煤巖、下侏羅統自流井組湖相黑色頁巖等。同樣具有擠壓背景的華南前陸盆地的隆后盆地發育了下志留統龍馬溪組富有機質頁巖?？傮w來看，四川盆地發育下寒武統筇竹寺組、下志留統龍馬溪組、中二疊統、上二疊統龍潭組、上三疊統須家河組和下侏羅統等6套區域分布的主力烴源巖。烴源巖的巖性類型可分為泥質巖、碳酸鹽巖和煤巖3大類，深灰色—黑色泥質巖、碳酸鹽巖是有效烴源巖。除6套主力烴源巖外，其余層系在盆地內局部地區亦發育泥質烴源巖，具備一定的生烴能力。

1.1.1 多類型有機質、不同成熟度烴源巖為多類型油氣資源富集奠定物質基礎

四川盆地烴源巖的生烴母質類型多（表1），且不同層系的烴源巖的主要有機質類型和成熟度（Ro）不同，同一套烴源巖在不同區塊亦具有不同的有機質類型與成熟度，導致了四川盆地油氣共存的局面。

表1 四川盆地主力烴源巖特征參數統計表

下寒武統以泥質烴源巖為主，有機質主要來源于低等水生生物，鏡下有機質呈無定形，顯微組分主要為腐泥組和瀝青質，無鏡質組和惰質組分布，有機質類型為腐泥型。烴源巖有機質成熟度高，Ro值一般為2.0%～6.0%，達到過成熟階段，以生成油型裂解氣為主。其中，川東北地區有機質成熟度最高，Ro值超過6.0%，川西南地區相對較低。

下志留統以泥質烴源巖為主，有機質主要來源于低等水生生物，鏡下有機質呈無定形，顯微組分多為腐泥組與瀝青質，有機質類型以腐泥型、偏腐泥混合型為主。烴源巖有機質成熟度較高，Ro值一般為2.0%～4.0%，達到過成熟階段，以生成油型裂解氣為主。其中，川北和川東北地區有機質成熟度最高，Ro值超過3.0%。

中二疊統烴源巖包括碳酸鹽巖和泥質巖，以碳酸鹽巖烴源巖為主。碳酸鹽巖烴源巖有機質主要來源于海相碳酸鹽臺地相的海源生物，鏡下有機質多呈無定形，以腐泥型有機質為主，有機質類型為腐泥型、偏腐泥混合型。烴源巖有機質成熟度較高，Ro值一般為1.5%～3.4%，處于高成熟—過成熟階段，主要生成油型氣。都江堰—閬中—巴中地區有機質成熟度最高，Ro值超過2.7%，向盆緣地區逐漸降低。泥質烴源巖主要呈薄層狀分布于梁山組，為碳質頁巖，屬沼澤相沉積，有機碳含量普遍較高，有機質類型以腐殖型為主。

上二疊統烴源巖類型較多，包括泥質巖、碳酸鹽巖和煤巖3類。華鎣山以東地區以碳酸鹽巖烴源巖為主，華鎣山以西地區以泥質烴源巖為主，煤層在川中地區和川南地區比較發育。暗色泥質烴源巖有機質豐富，總有機碳含量高，有機質類型為腐殖型；碳酸鹽巖烴源巖的總有機碳含量低—中等，有機質類型以腐泥型、偏腐泥混合型為主。除盆地周緣局部地區目前處于成熟晚期外，盆地內多已進入高成熟期—過成熟期，主要生成油型氣。

上三疊統主要為一套陸相煤系地層，烴源巖主要為暗色泥質巖和煤層。有機質主要來自于陸生高等植物，顯微組分以鏡質組和惰質組為主，有機質類型主要為混合型和腐殖型，有機碳含量普遍較高。暗色泥質巖Ro值介于1.0%～2.2%，主要處于成熟—高成熟階段，以生成煤型氣為主，局部地區有一定的生油能力。

侏羅系主要為一套內陸河湖相沉積，以泥質烴源巖為主，鏡下多見無定形與棱角狀顆粒雜亂堆積，腐泥組一般超過50%，有機質類型以混合型為主?？傆袡C碳含量較高，Ro值介于1.0%～1.9%，處于成熟—高成熟階段。以通江—宣漢—開州一帶熱演化程度較高，以生成凝析油和濕氣為主；川中地區Ro值約為1.0%，正處于成熟階段，以生成原油為主。

1.1.2 烴源巖演化進程滯后有利于多類型油氣藏保存

1.1.2.1 長期冷盆背景延緩了烴源巖熱演化

地溫梯度變化直接影響烴源巖有機質熱演化進程。高地溫梯度會加快有機質熱演化，使之在同等埋深條件下提前進入生烴門限，低地溫梯度會延遲生烴時間。從古地溫梯度看，四川盆地早期處于低熱場，盆地內古地溫梯度均較低，僅中二疊世晚期區域性拉張及峨眉地幔柱作用導致四川盆地尤其西南部發生短暫及強烈的高熱流值，平均地溫梯度超過35 ℃/km。晚古生代—中三疊世地溫梯度在四川盆地內總體小于30 ℃/km，僅在盆地北部及東緣較高，地溫梯度介于30～35 ℃/km；晚三疊世—侏羅紀盆地邊緣地區地溫梯度一般大于35 ℃/km，盆地內部地溫梯度小于25 ℃/km，呈低地溫場背景[8]（圖1）；白堊世末—始新世全盆地古地溫梯度介于20～25 ℃/km，持續冷盆特征[9]。

圖1 四川盆地及鄰區晚古生代—侏羅紀地溫梯度分布圖

低溫冷盆背景對四川盆地海相烴源巖生烴有重要影響，很大程度上延緩了海相烴源巖的生烴時間，導致三疊紀才成為四川盆地重要的生烴時期，下古生界及震旦系烴源巖此時在全盆地范圍才進入生烴高峰期，坳陷區進入生氣階段，二疊系烴源巖大部分也進入生烴高峰期（表2）。

表2 四川盆地海相烴源巖有機質熱演化進程表

1.1.2.2 構造抬升地層剝蝕遲滯了有機質熱演化進程

海相碳酸鹽巖地層在抬升過程中，極易發生巖溶和剝蝕。因此四川盆地經歷震旦紀—中三疊世的多期構造抬升后地層剝蝕量較大。宋文海[11]、洪慶玉[12]等研究了樂山—龍女寺古隆起的隆升與剝蝕量，計算出寒武紀—志留紀不同時代剝蝕體積，得出年均剝蝕量為1.75×10－5m，這個速率是晚震旦世—志留紀年平均沉積量0.75×10－5m的2.33倍，可見加里東運動使地層抬升速度之快，風化剝蝕作用之強烈。

寒武紀—中三疊世經歷306 Myr地質史，四川盆地經歷多次抬升剝蝕過程，盆地內寒武系—中三疊統最小殘余地層厚度僅為1 500 m，最大厚度為5 500 m，樂山—龍女寺古隆起一帶殘余厚度普遍小于3 000 m（圖2）。地層的大量剝蝕延遲了盆地烴源巖有機質熱演化進度，導致下寒武統烴源巖有機質在志留紀末才進入成熟期，在泥盆紀至中三疊世的漫長地質歷史時期其成熟度增加緩慢，甚至停滯。

圖2 四川盆地寒武系—中三疊統殘余地層厚度分布圖

進入晚三疊世陸相沉積期后，盆地內沉積速率加快，地層厚度大幅增加，加快了下伏烴源巖有機質熱演化進度，烴源巖在印支期—燕山期進入生烴高峰期，導致四川盆地震旦系—上三疊統氣藏的主成藏期相對集中于侏羅紀—早白堊世。

1.2 多因素促成多類型優質儲層形成

四川盆地的儲層巖石類型多樣，包括碳酸鹽巖、碎屑巖、火山巖及煤巖等。這些不同類型的儲層為油氣的充注和富集提供了儲集空間。當烴源巖生成的烴類大量滯留吸附在頁巖、煤層中形成了頁巖油氣、煤層氣，運移到致密砂巖或火山巖內會形成致密油氣、火山巖氣，運移到常規儲層中則形成了常規天然氣。這些不同類型儲層的形成受到很多因素的影響，綜合分析認為沉積環境、巖溶作用、白云石化作用、裂縫改造、火山活動及熱液作用等是主要影響因素。

1.2.1 沉積環境

沉積環境及其產物變化既是常規天然氣儲層發育的基礎，也是煤層氣、頁巖氣、致密砂巖氣等非常規天然氣形成和分布的主要控制因素[13]。沉積環境導致沉積巖相早期分異，不同沉積環境發育不同沉積相類型，形成不同類型的儲層，進而控制了不同類型油氣藏的形成。高能沉積相帶是相控型儲層發育的基礎，無論是顆粒型白云巖儲層，還是巖溶型儲層，基本都形成于高能相帶。同時高能沉積產物也為后期的成巖改造提供了物質基礎，如質純、層厚、原生孔隙保存較好的顆粒灘相碳酸鹽巖有利于后期的成巖改造。

四川盆地在海相環境下，高能沉積相帶形成層狀分布的顆粒巖、生物礁（丘），如上震旦統燈影組臺緣灘、下寒武統龍王廟組臺內灘、上二疊統長興組—下三疊統飛仙關組的礁灘等，有利于常規氣藏的發育。在陸相沉積環境下的高能相帶主要發育了三角洲（水下）分流河道、河口壩及濱淺湖灘壩等砂體，這些高能砂體經強壓實等成巖作用改造后形成的致密砂巖儲層是四川盆地致密油氣富集的良好場所。在低能沉積相帶，如下寒武統筇竹寺組和下志留統龍馬溪組發育優質頁巖的深水陸棚相、上二疊統龍潭組發育煤層的泥炭沼澤相、下侏羅統自流井組東岳廟段、大安寨段發育泥頁巖的半深湖—深湖相，分別是形成頁巖氣、煤層氣、頁巖油的有利區。

1.2.2 巖溶作用

四川盆地優質儲層的形成多經歷了巖溶作用的溶蝕改造，而未經歷巖溶作用改造或巖溶作用改造較弱的儲集巖，即使其為有利的沉積相帶，其儲層質量也往往較差。物性較差的沉積巖類，如致密的泥晶石灰巖、泥晶白云巖等難成為優質儲層。巖溶作用改變了孔隙演化過程，強烈的巖溶改造會使顆粒巖類儲層增加孔隙，同時還會導致少量的泥晶石灰巖、泥晶白云巖等巖石經改造形成巖溶角礫巖等，形成次生孔隙和滲流系統，形成重要的儲集巖。

四川盆地自南華系以來經歷了多期次的構造運動，大部分構造運動具有多幕式特征，這些構造運動在盆地內形成了多個區域或者局部的侵蝕面，如桐灣運動形成的上震旦統燈影組侵蝕面、加里東運動形成的下古生界侵蝕面、東吳運動形成的中二疊統侵蝕面、早印支運動形成的中三疊統侵蝕面等，與這些侵蝕面相關的表生巖溶作用，與同生期—準同生期短期暴露巖溶作用、埋藏期溶蝕作用等對盆地內優質儲層的形成尤為重要。

表生期巖溶或同生期—準同生期巖溶與有利沉積相帶形成的顆粒巖疊加控制了四川盆地上震旦統燈影組、下寒武統龍王廟組、上石炭統黃龍組、中二疊統茅口組、中三疊統雷口坡組等優質儲層的形成和分布[14]。埋藏期溶蝕對儲層儲集能力和滲透能力的改造作用也較大。如晶粒白云巖，酸性流體會沿著晶間孔運移，大量的晶間孔隙被溶蝕改造形成晶間溶孔和溶洞；在壓溶縫和裂縫中，酸性流體運移時，縫壁周圍會被溶蝕改造形成裂縫型溶洞；在巖溶角礫巖中，礫間孔或洞被酸性流體溶蝕擴大，形成新的溶縫、拉長狀或串珠狀溶孔和溶洞，儲層的滲透性能進一步改善。研究結果表明，埋藏期溶蝕是形成中上寒武統洗象池組、中二疊統茅口組、上二疊統長興組、下三疊統飛仙關組等優質碳酸鹽巖儲層的重要因素。此外，埋藏期溶蝕作用也是致密砂巖、頁巖等形成優質儲層的有利成巖作用之一，酸性流體對致密砂巖中的長石等可溶組分、頁巖中的長石類和碳酸鹽礦物等進行選擇性溶蝕，并形成大量次生孔隙，較大程度地改善了致密砂巖和頁巖儲層的孔滲性能。

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1.2.3 白云石化作用

四川盆地海相碳酸鹽巖規模分布的優質孔隙型儲層大多數都與白云巖有關。白云巖的成因很多，例如原生沉淀作用和準同生、回流滲透、混合水、埋藏、熱液和生物等白云石化作用，但對于四川盆地海相碳酸鹽巖來講，除上震旦統燈影組白云巖主要是原生白云巖外，其他層系白云巖的成因主要為準同生、回流滲透、混合水和埋藏等白云石化作用。如下寒武統龍王廟組白云巖主要為準同生和混合水白云石化形成；中二疊統棲霞組和茅口組白云巖多為混合水和埋藏白云石化形成，局部存在熱液白云石化；上石炭統黃龍組、上二疊統長興組、下三疊統嘉陵江組和中三疊統雷口坡組的白云巖主要為準同生和埋藏白云石化形成；下三疊統飛仙關組鮞灘白云巖主要存在兩種白云石化作用，開江—梁平海槽西側為埋藏白云石化，開江—梁平海槽東側為回流滲透疊加埋藏白云石化。

1.2.4 裂縫改造

四川盆地多期次的構造運動導致儲層裂縫發育期次多，這些裂縫最直接的貢獻是提高了儲層滲透率，同時為溶蝕作用提供滲流通道，有利于儲層孔隙的發育，是儲層物性改善的重要原因。如裂縫對上震旦統燈影組和中上寒武統洗象池組儲層的改善起到了關鍵作用，不僅促進了埋藏期溶蝕作用的發生，同時還改善了儲層的滲透性；下侏羅統自流井組大安寨段致密介殼石灰巖儲層不利于油氣運聚，但介殼石灰巖中構造縫、層間縫等發育，大大改善了其滲透率，使石油能夠在介殼石灰巖中聚集成藏；頁巖儲層和煤儲層中的裂縫不但提供了天然氣運移的通道，還提供一定儲集空間。其中，煤儲層的滲透率是裂縫等起主導作用，天然裂隙越發育，滲透率越好。頁巖儲層在裂縫不發育的情況下，滲透能力極低，但川南長寧地區下志留統龍馬溪組頁巖中發育構造縫、成巖縫、溶蝕縫及生烴縫等多種類型裂縫，頁巖儲層的儲集性能變得較好。

1.2.5 火山活動及熱液作用

二疊紀，四川盆地火山頻發，造就了火山巖儲層的發育?；鹕綆r儲層巖性主要為火山碎屑熔巖和火山碎屑巖，儲層儲集空間主要為脫?；чg微孔、溶蝕孔和裂縫等。四川盆地火山噴發旋回控制了火山巖儲層的縱向分布，最有利的火山碎屑巖儲層為火山作用早期形成，火山機構控制有利爆發相的平面展布[15]，靠近火山噴發中心的地帶，有利于發育爆發相的火山碎屑巖儲層。

此外，受四川盆地基底斷裂的控制，中二疊統茅口組二段白云巖的成因與正常的水成成因沉積物不同，屬于熱液成因，在斷裂附近受熱異常的影響所形成[16]，熱液型白云巖儲層沿基底斷裂呈層狀較穩定發育。川東地區中二疊統茅口組三段白云巖的發育分布除了受生屑灘相控制外，還受熱水沉積和基底斷裂的聯合控制，其中熱水沉積形成了早期層狀基質白云巖，基底斷裂為后期富鎂熱液流體提供了運移通道、改善了儲集性能[17]。

1.3 古今構造控制油氣富集

南華紀以來，四川盆地經歷了多個構造旋回和多期次構造運動，不同構造期內形成的差異性的構造單元和沉積建造控制了盆地內多類型油氣藏形成及分布。

1.3.1 古裂陷、古坳陷

1.3.2 古隆起

古隆起控制區域沉積相帶展布，古隆起高部位為淺水高能沉積區，有利于顆粒灘沉積和準同生期巖溶發育。同時，古隆起也是油氣運聚指向區[20]，是油氣勘探關注的古構造單元。四川石油管理局在20世紀60年代開始針對瀘州古隆起（印支期）進行勘探，其后對樂山—龍女寺古隆起（加里東期）、開江古隆起（印支期）進行勘探，取得了常規氣勘探的豐碩成果。在樂山—龍女寺古隆起發現了震旦系—寒武系氣藏（威遠、安岳氣田），瀘州古隆起發現了二疊系—三疊系氣藏，開江古隆起發現了上石炭統黃龍組氣藏。

1.3.3 現今構造格局

受基底結構、沉積巖層、構造應力方向和力度的差異性影響，四川盆地不同地區經歷的構造演化階段不同，大體可分為川中持續隆起、蜀南和川東先坳后隆、川西先隆后坳、川北持續坳陷等構造格局。

川中地區受盆地剛性基底控制，長期處于穩定的隆起狀態，早古生代為“樂山—龍女寺古隆起”東段，中生代為龍門山前陸盆地和大巴山前陸盆地的前陸隆起帶，現今構造平緩。穩定的隆起狀態對油氣運聚與成藏十分有利，因此，川中地區是常規氣藏、致密砂巖氣藏、頁巖氣藏、頁巖油藏并存分布區。由于構造形變程度較弱，油氣藏類型以構造—巖性、構造—地層、巖性油氣藏為主，構造氣藏欠發育。

蜀南和川東地區在早古生代為“樂山—龍女寺古隆起”南部和東部坳陷區，中新生代演變為隆起區，形成“瀘州—開江古隆起”、前陸盆地隆起區，現今構造形變強烈，屬川東高陡構造帶和蜀南低陡構造帶?？碧匠晒砻?，川東地區石炭系氣藏、蜀南地區二疊系—三疊系氣藏的分布與“瀘州—開江古隆起”密切相關。常規氣藏以構造和縫洞型氣藏為主，非常規油氣以頁巖氣為主。

川西南地區在早古生代為“樂山—龍女寺古隆起”西段，也是隆起核部，大部分地區下古生界僅存寒武系，上古生界中二疊統超覆其上，中生代以來轉變為坳陷區，陸相地層厚度大。因此，該區主要產層為中生界致密砂巖。該區跨前陸沖斷帶和前陸坳陷帶兩個構造單元，沖斷帶構造形變程度強，構造圈閉成帶分布，斷層發育，以構造氣藏為主，天然氣混源特征明顯，局部存在次生氣藏；坳陷帶構造形變較弱，以復合型氣藏為主，主要表現為近源成藏。川北地區自古生代以來表現為坳陷區，目前已發現的氣藏均表現為近源成藏特征，如二疊系—三疊系礁灘常規氣藏、陸相致密砂巖氣藏等。

1.4 保存條件

1.4.1 分布廣泛的致密巖層為多類型油氣資源并存提供優質區域蓋層

古生代以來，四川盆地發育了多套區域性、規模分布的致密蓋層，如筇竹寺組、龍馬溪組、梁山組、須家河組、下侏羅統等泥頁巖組合，以及嘉陵江組、雷口坡組等膏鹽巖組合。這些致密巖性組合區域穩定分布、厚度大，對下伏層系中的油氣具有良好的封蓋能力，是四川盆地多層系、全區域油氣藏分布的重要條件。石膏層單層厚度達到3～4 m時具有很高的驅替壓力，可以阻擋油氣向上散失[21]。中下三疊統膏鹽巖發育，嘉陵江組的膏巖單層厚度數米至數十米，累計厚度可達100～600 m；雷口坡組雷四2亞段膏巖的厚度多介于20～300 m，川西南部的膏巖厚度可達360 m?？碧匠晒砻?，中下三疊統膏鹽巖層之上的陸相層系中極少見到來自海相源巖的氣藏，反映了中下三疊統膏鹽巖是封閉能力極好的優質蓋層[22]。泥頁巖作為一種良好的蓋層，當其滲透率降低至0.100 0 mD、排替壓力為0.5 MPa時具封閉能力[21]。實驗分析結果表明，四川盆地龍潭組泥巖滲透率低于0.001 5 mD，排驅壓力一般大于5.0 MPa，例如老翁場、付家廟、五通場、廟高寺、朱沱等構造龍潭組泥巖的排驅壓力分別為6.4 MPa、5.8 MPa、5.6 MPa、4.9 MPa、5.8 MPa，說明龍潭組的泥巖是極好的蓋層。盆地筇竹寺組、龍馬溪組、梁山組、須家河組、下侏羅統等層段也發育厚度大、分布穩定的泥頁巖，對下伏層系中的油氣形成有效的封蓋，同時也對泥頁巖內部自生自儲的油氣藏也起到封閉作用。

此外，致密碳酸鹽巖等巖性組合也具有很強的封蓋性能[23-24]。發育超低孔滲的致密石灰巖是蜀南地區茅口組縫洞型氣藏形成的重要條件。據蜀南地區茅口組石灰巖物性統計結果分析，其孔隙度主要介于0.03%～21.80%，平均值僅為0.91%，小于1.00%的樣品占總樣品數的74.2%，大于3.00%的樣品僅占4.6%；而滲透率小于0.010 0 mD樣品占總樣品數的76.8%，大于0.100 0 mD的樣品僅占總樣品的13.2%，屬于致密巖層。蜀南地區茅口組以斷層裂縫和溶蝕洞穴形成的縫洞系統能形成圈閉，緣于致密石灰巖的側向封堵。

1.4.2 適度發育的斷裂系統有利于“源—斷—儲”控藏系統的形成

規模適中的斷層可以溝通烴源巖和儲層，形成源—斷—儲系統，成為油氣成藏的關鍵因素。如四川盆地嘉陵江組、雷口坡組及沙溪廟組等氣藏。但是，發育“通天”的深大斷層對油氣成藏具破壞作用，這類斷層主要分布在盆緣附近，龍泉山地區和川東高陡構造帶有少數斷層斷開地表，這些地區多為泄壓帶，是油氣散失“窗口”，沿斷層帶附近的油氣勘探多數失利。整體來看，盆地內大部分地區出露地表的深大斷裂不發育，斷層主要發育在石炭系—雷口坡組中構造層的脆性碳酸鹽巖中，上構造層中新生界砂泥巖斷層相對不發育，下構造層緊鄰基底，斷層也不發育。因此，四川盆地整體保存條件良好。

2 油氣勘探領域和方向

2.1 常規天然氣

根據中國石油“十三五”油氣資源評價結果分析認為，四川盆地常規天然氣還具有較大的勘探潛力。震旦系—下古生界，目前的勘探重點是圍繞“樂山—龍女寺古隆起”，并沿“德陽—安岳裂陷槽”邊緣等地區進行偵察性勘探，已取得了初步成果[25]。因此，德陽—安岳古裂陷邊緣及川中古隆起的周緣是目前探索大中型氣田的重要區帶，條件類似的鄂西古裂陷邊緣及達州—開江古隆起周緣是震旦系—下古生界重要的勘探方向。同時，隨著沉積隆起對寒武系、奧陶系的控制作用研究不斷加強，預測也將會產生一批新的勘探領域。此外，龍門山復雜沖斷帶油氣勘探長期以來受到關注[26]，雙魚石地區中二疊統的勘探突破對沖斷帶深層油氣勘探產生了重大影響，隨著勘探的不斷深入，將會對四川盆地油氣勘探帶來新的變化。近期，通過對盆地中二疊統構造演化、巖相古地理、古巖溶特征等深入研究，取得了一批新的成果，在盆地中北部刻畫了新的裂陷帶，預測沿裂陷帶邊緣和開江古隆起會有新的勘探突破。

2.2 非常規油氣

四川盆地頁巖氣勘探尚處于早期階段，目前主要針對埋深小于3 500 m的威遠、長寧、涪陵、南川等地區的龍馬溪組、筇竹寺組進行勘探。據最新資源評價成果，四川盆地頁巖氣資源豐富，埋深小于2 000 m的淺層頁巖氣資源量占總量的2.93%，埋深介于2 000～3 500 m中淺層頁巖氣資源量占總量的28.94%，埋深介于3 500～4 500 m深層頁巖氣資源量占總量的36.51%，埋深介于4 500～6 000 m超深層頁巖氣資源量占總量的31.62%。隨著勘探技術的不斷進步、油氣需求的加強和認識的深入，3 500 m以深的深層/超深層頁巖氣是下一步頁巖氣勘探的重要領域[27]，勘探有利區分布在蜀南、川東和川北等地區；勘探層系除現在已進行勘探的五峰組—龍馬溪組和筇竹寺組外，下侏羅統湖相頁巖也是現實有利勘探層，主要分布在川中北部地區和川東北部地區珍珠沖段、東岳廟段、大安寨段和涼高山組，其埋深淺且有機質熱演化處于成熟期，可與頁巖油并行勘探。

四川盆地致密砂巖氣具有豐富的資源，目前的勘探重點在川中地區，以須家河組、沙溪廟組為主。致密砂巖氣的烴源巖以須家河組為主，川中地區和川北地區兼有下侏羅統自流井組烴源巖，前者生烴中心位于川西地區，后者分布于川中北部和川東北部。盆地致密砂巖氣探明率僅18.50%，尚存較大勘探潛力。

四川盆地頁巖油、致密油的勘探主要集中在川中地區。頁巖油剩余資源量主要分布在大安寨段，約占剩余資源量的77.0%；在區域上主要分布在川中隆起帶，約占剩余資源量的72.3%，其次為川北坳陷帶，約占剩余資源量的23.2%。中國石油礦權內致密油剩余資源量主要分布在沙溪廟組一段，約占剩余資源量的87.4%；在區域上主要分布在川中隆起帶，約占剩余資源量的74.0%，其次為川北坳陷帶，約占剩余資源量的26.0%。因此，川中—川北地區自流井組大安寨段、沙溪廟組一段分別是盆地頁巖油、致密油的勘探有利區。

四川盆地煤巖分布層系較多，龍潭組煤巖厚度、分布面積較大，是煤層氣勘探最現實的領域，其中厚度大于5 m的煤巖分布在赤水（最大厚度為11 m）、江津（最大厚度為9 m）、潼南（最大厚度為13 m）等地區，面積為2.07×104km2。

3 結論

1）發育多套廣覆式分布的具有多類型有機質、不同成熟度的烴源巖是四川盆地多類型油氣藏并存的基礎，長期冷盆背景和構造抬升地層剝蝕延緩了有機質熱演化進程，有利于多類型油氣藏保存。

2）海陸相不同沉積環境并存、多類型巖溶發育、白云石化作用普遍、多期次裂縫改造、火山活動及熱液作用等多因素促成多類型優質儲層的形成。

3）古今構造控制多類型油氣富集，古裂陷、古坳陷內發育頁巖氣、頁巖油等非常規油氣，古裂陷與古坳陷邊緣、古隆起是常規氣富集區；區域性規模分布的多套泥頁巖、膏鹽巖及致密碳酸鹽巖等致密巖層為下伏的油氣提供了優質蓋層；盆內深大斷裂不發育，四川盆地整體保存條件良好。

4）四川盆地常規氣和非常規油氣還具有較大的勘探潛力，古裂陷邊緣及古隆起的周緣是探索常規天然氣的重要區帶；3 500 m以深的深層/超深層、下侏羅統湖相頁巖是陸相頁巖氣下一步勘探的重要領域；川中地區須家河組、沙溪廟組是目前致密砂巖氣的重要勘探方向；川中和川北地區的自流井組大安寨段、沙溪廟組分別是頁巖油、致密油的有利勘探區；赤水、江津、潼南等地區上二疊統龍潭組則是煤層氣的有利勘探區。