四川盆地中二疊統構造-沉積分異與油氣勘探

劉樹根, 文 龍, 宋金民, 孫 瑋, 汪 華, 金 鑫, 郭海洋, 鄧 賓, 江青春, 李智武, 丁 一, 葉玥豪, 王 瀚, 范建平, 楊 迪, 李柯然, 田小彬, 羅 平,

(1.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室(成都理工大學)，成都 610059; 2.西華大學，成都 610039; 3.中國石油西南油氣田分公司 勘探開發研究院，成都 610041;4.中國石油集團東方地球物理勘探有限責任公司 西南物探研究院，成都610093；5. 中國石油勘探開發研究院，北京 100083; 6.大慶油田勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712)

1 四川盆地中二疊統勘探概況

1.1 中二疊統風化殼型巖溶縫洞型儲層勘探

四川盆地中二疊統天然氣勘探始于20世紀50年代，圣燈山構造L10井為四川盆地第一口二疊系專層井，獲日產天然氣16.3×104m3，首次在中二疊統獲工業氣流，并由此揭開了四川盆地中二疊統的勘探序幕[1]。1958-1960年先后在瀘州古隆起及其周邊鉆探了8個構造11口井，皆未取得理想的效果，即使單獨測試，日氣產量也無一口井超過500 m3；直至1960年1月，在自流井構造高點上Z1井鉆達中二疊統茅口組(P2m)第二段(簡稱“茅二段”)始獲工業氣流，日產氣17.58×104m3。自此先后發現了圣燈山、陽高寺、自流井等一批規模大小懸殊的茅口組縫洞系統氣藏[2]。

茅口組的勘探早期主要集中于川南地區的縫洞系統，經過幾十年的勘探基本摸清了其主要特點：①基巖致密，孔隙度低和滲濾能力高的儲滲特性；②東吳期暴露溶蝕作用形成早期的巖溶孔洞，后期喜馬拉雅期構造變形、斷層發育及深埋溶蝕對先期孔洞進一步的改造形成聚氣縫洞系統；③氣藏圈閉規模相差較大，非均質性強；④成藏差異性大，但都與斷層-裂縫-孔洞有關[3-7]。截至2015年，近60余年的勘探后，川南地區茅口組累計發現縫洞系統325個，含油氣構造50余個，獲天然氣探明儲量81.168×109m3(表1)，累計生產天然氣63.681×109m3[8]。

中二疊統儲層是質純的致密灰巖，孔隙度一般<1%，儲集條件不理想，受巖相與構造應力的控制。因此，在這一階段，針對川南中二疊統致密碳酸鹽巖縫洞儲層形成了斷裂、構造控藏的認識，探井的部署原則也從“一占三沿”(占高點、沿長軸、沿扭曲、沿斷層)發展成“三占三沿”(占高點、占鞍部、占斷塊、沿長軸、沿扭曲、沿陡帶)[2]，對早期四川盆地天然氣勘探起到重要作用，也拓展了縫洞型儲層的研究。

表1 四川盆地中二疊統主要探井基本情況Table 1 Basic information of main exploration wells for Middle Permian strata, Sichuan Basin

1.2 中二疊統孔隙型儲層勘探

在四川盆地近70年的勘探歷程中，野外露頭和鉆井時有發現中二疊統白云巖孔隙型儲層。如川西地區先后在野外和井下發現了厚度較大的晶粒白云巖，1971-1976年在龍女寺潛伏構造鉆探的Nj井，在深度 4 385～4 389 m、4 400.5～4 408 m的棲霞組(P2q)鉆遇2層白云巖，該井鉆至 4 405.43 m深度(棲霞組)發生井噴，中途測試獲得氣產量4.56×104m3/d。為了進一步擴大龍女寺構造棲霞組的勘探成果，1978年3月鉆探了Ns1井，在棲霞組鉆遇3層白云巖，產氣4.63×104m3/d。但此后四川盆地中二疊統白云巖的勘探一直處于停滯狀態[9]。

1991年川西南部Zg1井在中二疊統鉆遇49.5 m厚層狀白云巖，但因保存條件差而產淡水。2003年，在川西北礦山梁構造部署的K2井在棲二段中部鉆遇42 m白云巖儲層，平均孔隙度3.23%，儲層溶蝕孔洞較發育，儲集性能良好。K2井中二疊統白云巖儲層的發現，堅定了持續尋找中二疊統孔隙型儲層的信心，為未來勘探中二疊統白云巖儲層打下了基礎[10]。K2井之后，川西北的Gj井、She1井、K3井及L4井在茅口組都鉆獲工業氣流，但未發現較好的孔隙型氣藏。2012年，在川中廣安構造部署的Gt2井，在茅二段鉆遇34 m孔隙型白云巖儲層，平均孔隙度為6.3%，巖心表明儲層受東吳期古巖溶作用，溶蝕孔洞十分發育，經地質、測井等信息綜合分析為水層，未試油。

2011年后，川中古隆起震旦系-寒武系特大氣田的發現，揭示該盆地海相碳酸鹽巖油氣規模聚集成藏與拉張槽(古裂陷)、古隆起、古侵蝕面密切相關。由此加大了對二疊紀沉積-構造演化的研究。以川西棲霞組臺緣作為突破口，2012年在川西臺緣帶北段雙魚石地區部署風險探井St1井。2016年，St1井在棲霞組白云巖氣層測試獲氣87.6×104m3/d，壓力系數1.35，無阻流量316×104m3/d；后續的St3、St8及St12等井均顯示出良好的勘探開發效果，St3井棲霞組白云巖氣層測試獲氣41.86×104m3/d[11]。川中北部Pt1井在鉆探燈影組的同時，在棲霞組發現厚層狀灘相白云巖儲層并獲高產工業氣流[12]；川中高磨地區龍女寺構造Mx31x1井棲霞組白云巖儲層測試獲氣36.69×104m3/d；Mx42井棲霞組白云巖層段測試獲氣22.42×104m3/d；Gs18井在棲霞組白云巖層段測試獲氣41.74×104m3/d。

除棲霞組孔隙型儲層獲氣之外，茅口組孔隙型儲層也獲高產。St1井在茅口組豹斑灰巖氣層測試獲氣126.77×104m3/d，壓力系數為1.8，無阻流量為701×104m3/d；川中地區南充構造Nc1井茅口組白云巖氣層測試獲氣44.74×104m3/d，Mx39井在茅口組白云巖層段測試獲氣24.697×104m3/d；川中北部Jt1井鉆遇茅二段15 m厚的塊狀孔隙型白云巖儲層，測試獲112.8×104m3/d高產工業氣流[13]。

2012年以來，四川盆地內多口探井在中二疊統發現白云巖氣層，中二疊統油氣勘探取得重大新發現，展示出良好的勘探前景。白云巖儲層主要為孔隙型儲層，打開了中二疊統白云巖氣層勘探的新局面[11,14-15]。在孔隙型白云巖儲層突破的同時，中二疊統也取得了孔隙型灰巖儲層的突破。2020年，Yj2井在蜀南云錦向斜區茅口組巖溶斜坡鉆遇茅口組巖溶孔隙型儲層，測試獲高產[16]。

70年的勘探歷程表明，四川盆地中二疊統儲層主要為川南裂縫型和古巖溶縫洞型儲層與川中-川北白云巖孔隙型儲層。盡管中二疊統勘探時間長，但僅在局部地區有所突破，氣藏分布規律仍不十分清晰，探明程度低。這反映出我們對四川盆地中二疊統油氣地質發育條件、油氣富集規律及其主控因素并未掌握。因此，本文旨在從構造-沉積分異視角，探討四川盆地中二疊統油氣地質條件的分布特征及其主控因素，為油氣勘探指出有利方向和地區，為四川盆地成為富氣的超級盆地做出貢獻[17]。

2 構造-沉積分異的內涵

2.1 構造分異

自20世紀50年代以來，“構造分異”(tectonic differentiation)術語開始廣泛出現在文獻中。汪澤成等[18]討論了“構造分異”的概念及型式，并明確給出了“克拉通盆地構造分異”的具體含義。在相關研究中，“構造分異”術語通常用來表述構造活動造成構造單元的分化，從而對沉積環境及地質資源的形成與分布有控制作用；但不同文獻中的“構造分異”內涵有著細微的差別，主要包括以下兩個方面：①“構造分異”的尺度差異，②“構造分異”的資源環境效應。

“構造分異”術語主要運用于大地構造尺度和盆地構造尺度。大地構造尺度上，“構造分異”用來表述構造活動引起地槽、地臺、克拉通、盆地等大地構造單元的分異。L.L.Sloss[19]提出“構造分異”控制了科迪勒拉地槽(Cordilleran geosyncline)、蒙大拿槽(Montana trough)、威利斯頓盆地(Williston basin)等構造單元巖性和沉積厚度變化。國內“大地構造分異”的研究主要集中于20世紀60年代，以馬杏垣先生為代表的大地構造學家在一系列的文獻中使用了“大地構造分異”或“地殼分異”術語來反映地槽和地臺的分異，認為華北地臺早在元古代時“地殼分異”就已經顯著，可以劃分出“原地槽”和“原地臺”[20-23]。板塊構造學說的興起給“大地構造分異”的研究注入了新的活力，陳國達等[24]系統闡述了亞洲中部中朝殼體巖石圈3.8 Ga B.P.以來的兩次“構造分異”事件?！皹嬙旆之悺毙g語在盆地尺度的使用更為普遍，強調構造活動引起盆地內部地貌分異，形成隆起、凹陷等次級構造單元。J.M.Andrichuk[25]提出“構造分異”控制了埃爾克彭德盆地(Elk Point Basin)泥盆紀生物礁的分布。R.J.Murris[26]提出中東地區三疊紀“構造分異”弱，為均一的碳酸鹽巖臺地；侏羅紀-白堊紀“構造分異”增強，在碳酸鹽巖臺地內形成了臺內盆地。劉樹根等[27]使用“盆地構造分異”術語，認為侏羅紀至今的拉張構造活動控制了內蒙古海拉爾盆地內部的隆凹格局。

除了尺度差異之外，“構造分異”術語常常用來強調構造活動對地質資源形成與分布的控制作用，主要包括油氣、鉀鹽、煤炭、地下水等等。其中，大部分文獻聚焦“構造分異”與油氣資源的關系[25-27]。J.M.Andrichuk[25]明確提出由“構造分異”控制的生物礁為優質儲層發育有利區。20世紀80年代后期，國內也有學者關注到“構造分異”在油氣資源的形成和分布中扮演著重要的角色[28]。此后，越來越多的研究揭示同沉積“構造分異”是控制烴源巖、儲集層及源儲配置關系的重要因素[29-31]，埋藏期“構造分異”進一步控制了生烴和油氣運聚[32-34]。尤其是四川盆地綿陽-長寧拉張槽發現以來，石油地質學界普遍認為克拉通盆地適度的“構造分異”是形成大規模油氣的必備條件[18,35-39]。其他地質資源方面，王竹泉等[40]提出“構造分異”在地臺或地臺邊緣形成的凹陷是煤系形成的有利區域。鉀鹽的形成和富集也與“構造分異”形成的次級凹陷息息相關[41-42]。此外，“構造分異”形成的次級盆地還控制著地下水資源的分布[43]。

2.2 沉積分異

1940年，普斯托瓦洛夫[44]將沉積分異作用定義為“母巖風化產物以及其他來源的沉積物在搬運和沉積過程中會按顆粒大小、形狀、比重、礦物成分在地表依次沉積下來的現象”，它可以進一步分為機械分異作用和化學分異作用。其中機械分異的決定因素是碎屑顆粒的大小、形狀、比重、礦物成分、搬運介質的性質與速度；而化學分異主要受礦物溶解度的影響，其次是外界條件，如介質的pH值、Eh值、氣候因素、構造條件、有機物的作用等。何起祥[45]則將沉積巖在形成過程中，物質按照表生作用規律的重新分配和組合的現象稱為沉積分異作用。盆地尺度的沉積分異，主要涉及沉積相及相組成在垂向和橫向的分布規律[46-47]。因而，沉積相的分異過程是伴隨著盆地的演化而發生；沉積物厚度和性質的差異形成與同生斷層有關；沉積作用和構造作用綜合導致沉積基底的地勢差異；沉積基底的地勢差異和同沉積斷層又進一步控制沉積物性質和厚度的分異[48]。彭博等[49]和王素英等[50]認為沉積分異主要表現為沉積物質的空間分布特征，根據巖石類型、巖石結構、沉積構造和沉積環境在縱向上和橫向上的分布規律可以分析不同時期沉積相帶的分布規律。沉積相在空間上的變化(分異)取決于許多相互關聯的控制因素，如構造運動、海平面變化、沉積物供給、氣候變化、生物活動、水體化學條件、火山活動、事件沉積以及天文旋回等，而在這些因素中，區域構造體制的轉變是最重要的，可以說是構造分異作用控制了沉積分異規律[18,47]。

2.3 構造-沉積分異

“構造-沉積分異”(或“沉積-構造分異”)術語的使用可以追溯到1992年，劉訓等[51]提出二疊紀末-三疊紀初新特提斯洋的打開造成了喜馬拉雅地體和岡-念地體的沉積-構造分異。此后，共有50余篇中文文獻使用了“構造-沉積分異”(或“沉積-構造分異”)術語。其中，絕大部分文獻發表于2015年以后，多為石油地質相關文獻。盡管這些文獻沒有給出“構造-沉積分異”的具體定義，但究其語境都暗含了構造活動造成沉積環境分異，從而控制了源儲等油氣地質要素[36,38-39,52-53]。例如羅冰等[52]認為四川盆地東部中二疊世茅口期臺內生物礁發育受基底斷裂活動形成的“臺塊-臺槽”型的“構造-沉積分異”格局所控制；胡素云等[53]認為中國含油氣盆地是在小型克拉通塊體基礎上發育起來的，受臺內“構造-沉積分異”作用控制，小克拉通發育3類臺內灘。劉樹根等[17]明確提出四川盆地內構造-沉積分異強烈，但基底極其穩定，構造-沉積分異對于大型、特大型氣田的形成具明顯的控制作用。盡管本次調研尚未發現英文文獻采用相應的“tectonic-depositional differentiation”或類似術語，但英文文獻中采用了“構造沉積學”(tectonic sedimentology)[54]、“構造-沉積格局”(tectono-sedimentary setting)[55]、“構造-沉積演化”(tectono-sedimentary evolution)[56]、“構造地層學”(tectonostratigraphy)[57]等術語。這些術語與“構造-沉積分異”一樣都將構造活動看作是沉積作用的重要控制因素，但不同點在于沒有強調構造活動造成沉積相的分異，及其對源儲等油氣地質要素的控制作用。

本文的“構造-沉積分異”不同于板塊運動造成克拉通尺度的構造背景或沉積環境發生分異，強調的是穩定克拉通盆地內部在受周緣或深層構造活動影響下，發生差異隆升/沉降，形成隆凹相間格局，致使地形和地貌發生分異，造成巖相、沉積相和沉積厚度等在盆地內部發生分異。在“構造-沉積分異”下，凹陷區和隆起區分別控制了優質烴源巖和優質儲層的發育，而隆凹相間格局改善源-儲配置關系，有利于油氣從生油巖側向運移到儲集層中聚集成藏。中國的克拉通盆地均具有規模小、易受克拉通邊緣及其外圍大洋構造活動的影響，且活動性較強的基本特征[18,38,53]。在沒有“構造-沉積分異”的情況下，在海侵期通常在整個克拉通盆地沉積細碎屑巖，因缺乏局限深水環境難以形成良好的富有機質泥質烴源巖；在高位期通常在整個克拉通盆地發育碳酸鹽巖，在缺乏構造-沉積分異的情況下也難以形成良好的礁灘型儲層。此外，小型克拉通盆地如果沒有“構造-沉積分異”，難以形成“旁生側儲”的源-儲配置關系，不利于油氣運聚成藏。因此，適度的“構造-沉積分異”是中國小型克拉通盆地油氣富集的重要因素[18,31,35,38-39,53]。

3 四川盆地中二疊世的構造-沉積分異

3.1 研究方法和資料

近期，筆者團隊在研究中發現華南板塊中二疊統廣泛發育海相沉積型海泡石并探討了其形成條件。中二疊世由構造活動、海底熱泉以及硅藻吸附等作用形成凝膠狀態的SiO2，更易聚集在水體相對安靜、地勢較低洼地區，這就使得海泡石一般沉積于地勢低洼地區，所以含海泡石層系(部分海泡石在后期成巖演變為滑石)的產狀及厚度能較好地反映當時的構造-沉積分異格局[58]。

川東地區的X1井茅一段的巖心和測井資料分析表明，海泡石(滑石)含量與自然伽馬(GR)、電阻率(RT)顯著正相關，相關系數大于0.7(圖1)。因此GR、RT、沖洗帶地層電阻率(RXO)可作為海泡石-滑石判定指標?？紤]到RT、RXO強相關性(RT與RXO呈完全正相關，相關系數為1，圖1-B)，利用RT表征RT-RXO指標組合。確定與海泡石(滑石)段發育密切相關的測井曲線類型后，利用GR-RT交會圖確定海泡石-滑石段GR和RT劃分標準。GR-RT交會圖和海泡石(滑石)含量-GR/RT交會圖顯示，GR>30 API且RT<100 Ω·m時，能較好反映含海泡石(滑石)層系特征(圖1-C、D)。利用含海泡石(滑石)段測井曲線識別標準重新對X1井海泡石(滑石)段進行預測(圖1-A)，準確率為84.3%。通過對四川盆地300余口鉆遇二疊系鉆井的測井曲線特征進行含海泡石(滑石)層系識別，編制全盆地中二疊統棲一段、棲二段、棲霞組、茅一段、茅二段和茅口組含海泡石(滑石)層系的厚度分布圖。這些圖件揭示了四川盆地自中二疊世棲霞期開始，就已經開啟了北西-南東向的構造-沉積分異，形成了“兩臺一凹”的構造-沉積格局，尤其是通江-蒼溪-南充-長壽(生烴)凹陷的確定，加深了我們對盆地的認識，提升了四川盆地中二疊統的油氣勘探潛力。

圖1 四川盆地X1井茅一段自然伽馬、電阻率與海泡石含量關系圖Fig.1 Correlation of GR, RT and sepiolite content of the P2m1 in Well X1 in Sichuan Basin(A)茅一段綜合柱狀圖; (B)海泡石(滑石)相關系數矩陣(AC.聲波時差, CNL.補償中子， GR.自然伽馬, RXO.沖洗帶地層電阻率, RT.地層電阻率, DEN.補償密度); (C)電阻率(RT)與自然伽馬(GR)交會圖; (D)茅一段自然伽馬、電阻率與海泡石(滑石)含量關系圖

海泡石(滑石)的性質、礦物學特征、賦存狀態及其與構造-沉積分異和油氣源儲組合發育的成因聯系請詳見參考文獻[58]。

3.2 中二疊世的構造-沉積分異

3.2.1 棲霞期(烏拉爾期)構造-沉積分異

四川盆地在棲一期(羅甸期)，蜀南地區與川東北地區都為臺地區域，通江-劍閣-南充-長壽為凹陷區域，“兩臺一凹”的構造-沉積格局基本成型。其主要的含海泡石(滑石)層系沉積中心為通江-南江區域、劍閣地區、鹽亭-南充區域以及長壽地區。蜀南臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為9.69×104km2，厚度為0～9.1 m，平均為3.2 m；川東北臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為3.77×104km2，厚度為0～13 m，平均為2.9 m；通江-長壽凹陷主要呈“C”形，總體呈現北寬中窄南寬的雙喇叭形特征，含海泡石(滑石)層系分布面積為3.75×104km2，厚度為10.3～28.4 m，平均為17.0 m(圖2)。通江-長壽凹陷可分為3段：北段為通江-劍閣-南充區域，東陡西緩，南西部向中江方向延伸，北東部向宣漢方向延伸，寬度為21.56～123.66 km，面積為2.21×104km2；中段為南充-合川區域，呈北西-南東走向，寬度為5.62～22.16 km，面積為0.34×104km2，呈北陡南緩的特征，向南西宜賓方向延伸；南段為長壽-涪陵區域，呈北西-南東走向，開口方向為南東，寬度為27.56～47.62 km，面積為1.20×104km2，南北坡度均較陡，向南西綦江方向和東北石柱-梁平方向延伸。

至棲二期(祥播期)，通江-長壽凹陷內外沉積厚度差異不明顯，但盆地內含海泡石(滑石)層系分布依然為北西-南東向，其主要的含海泡石(滑石)層系沉積中心為通江-南江區域、江油-都江堰區域、資陽-安岳區域以及綦江-長壽區域。通江-南江區域與綦江-長壽區域厚度較大，可達5 m，其余地區皆小于3.5 m(圖3)。

總之，四川盆地中二疊世棲霞組(烏拉爾階)含海泡石(滑石)層系分布特征表明，通江-長壽凹陷形態此時已基本定型，其主要的含海泡石(滑石)層系沉積中心為通江-南江區域、劍閣地區、鹽亭-南充區域以及長壽地區(圖4)。通江-長壽凹陷在蜀南臺地以及川東北臺地內部延伸較遠，將這兩個臺地切割為較多的小型臺塊。同時，通江-長壽凹陷貫通整個盆地，在川西北江油地區、通江-萬源地區、川東長壽地區都有開口。在整體特征上，由于凹陷向臺地內部的延伸，導致“兩臺”面積較棲一期有所減小。蜀南臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為8.81×104km2，厚度為0～26 m，平均為5.1 m；川東北臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為4.23×104km2，厚度為0～16.6 m，平均為3.3 m；通江-長壽凹陷內含海泡石(滑石)層系分布面積為4.74×104km2，厚度為10.3～35 m，平均為14.3 m。凹陷北段坡度為北陡南緩，南西向中江-威遠-資陽-宜賓方向延伸，北東向宣漢方向延伸，寬度為31～106km，面積為2.71×104km2；中段呈北西-南東走向，寬度為25～98 km，面積為0.63×104km2，呈北陡南緩的特征，南西往安岳-大足-宜賓方向延伸；南段呈北西-南東走向，開口方向南東，寬度為32～91.03 km，面積為1.40×104km2，南北坡度都較大，向南西綦江方向和東北石柱-梁平方向延伸。

圖2 四川盆地棲一段含海泡石(滑石)層系厚度等值線及油氣勘探有利區Fig.2 The isopach map and favorable hydrocarbon exploration regions of the P2q1 sepiolite(talcum)-bearing strata in Sichuan Basin

圖3 四川盆地棲二段含海泡石(滑石)層系厚度等值線及油氣勘探有利區Fig.3 The isopach map and favorable hydrocarbon exploration regions of the P2q2 sepiolite(talcum)-bearing strata in Sichuan Basin

圖4 四川盆地棲霞組含海泡石(滑石)層系厚度等值線及油氣勘探有利區Fig.4 The isopach map and favorable hydrocarbon exploration regions of Qixia Formation sepiolite(talcum)-bearing strata in Sichuan Basin

3.2.2 茅口期(瓜德魯普期)的構造-沉積分異

中二疊世茅一期(羅德期)通江-長壽凹陷進一步擴大，主要的凹陷中心遷移到通江-南江地區、劍閣-蓬溪地區和長壽-涪陵地區(圖5)。蜀南臺地向北西擴大，形成川西北-蜀南臺地。凹陷向南擴展，在川中地區形成一系列孤立臺塊，同時凹陷進一步延續了棲霞期向臺內延伸的趨勢，其中南段最為明顯。川西北-蜀南臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為7.79×104km2，厚度為0～45.6 m，平均為30.9 m；川東北臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為3.94×104km2，厚度為0～53 m，平均為21.7 m；通江-長壽凹陷形態依然為“C”形，總體呈現北窄南寬的喇叭形特征，凹陷面積為5.79×104km2，含海泡石(滑石)層系的厚度為36.3～96.0 m，平均為48.8 m。北段為通江-劍閣-南充區域，東陡西緩，南西部向成都方向延伸，北東部向宣漢方向延伸，寬度為34.01～130.23 km，面積為2.76×104km2；中段為南充-安岳-合川區域，呈北西-南東走向，寬度為58.52～117.63 km，面積為1.02×103km2，呈北陡南緩的特征，向南西宜賓方向延伸；南段為長壽-涪陵區域，北西-南東走向，開口方向南東，寬度為60.48～119.62 km，面積為2.01×104km2，呈北陡南緩的特征，向南西綦江-宜賓方向和東北石柱-梁平方向延伸。

至茅二期(沃德期)，含海泡石(滑石)層系厚度分布顯示，通江-長壽凹陷的“C”形態消失，其主要的含海泡石(滑石)層系沉積中心為蒼溪-渠縣區域與石柱地區，在川中有零星分布(圖6)?！皟膳_一凹”的構造-沉積格局仍然保留。該凹陷呈北西-南東走向，坡度為西陡東緩，西部向劍閣與旺蒼開口，寬度為34.12～103.95 km，面積為1.4×104km2；含海泡石(滑石)層系的厚度為16.25～53.63 m，平均為29.57 m。

總之，四川盆地中二疊世茅口組(瓜德魯普階)含海泡石(滑石)層系厚度分布特征表明，茅口期為通江-長壽凹陷發育的成熟階段，此時凹陷范圍廣，含海泡石(滑石)層系厚度大，主要有4個含海泡石(滑石)層系沉積中心：通江-巴中區域、劍閣-蒼溪區域、鹽亭-南充區域以及長壽-石柱區域(圖7)。川西北-蜀南臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為8.57×104km2，厚度為0～51.3 m，平均為34.3 m；川東北臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為4.41×104km2，厚度為0～66.3 m，平均為26.1 m；通江-長壽凹陷整體呈“C”形的北寬中窄南寬的雙喇叭形特征，含海泡石(滑石)層系分布面積為5.83×104km2，厚度為36～83.75 m，平均為43.45 m。北段為通江-劍閣-南充區域，東陡西緩，南西部向中江方向延伸，北東部向宣漢方向延伸，寬度為51.15～100.28 km，凹陷面積2.52×104km2；中段為南充-合川區域，呈北西-南東走向，寬度為50.14～117.26 km，面積為1.34×104km2，呈北陡南緩的特征，向南西宜賓方向延伸；南段為長壽-涪陵區域，北西-南東走向，向南東方向開口，寬度為35.12～186.26 km，面積為1.97×104km2，南北坡度較大，向南西綦江-瀘州方向和北東石柱-梁平方向延伸。

圖5 四川盆地茅一段含海泡石(滑石)層系厚度等值線及油氣勘探有利區Fig.5 The isopach map and favorable hydrocarbon exploration regions of the P2m1 sepiolite(talcum)-bearing strata in Sichuan Basin

圖6 四川盆地茅二段含海泡石(滑石)層系厚度等值線及油氣勘探有利區Fig.6 The isopach map and favorable hydrocarbon exploration regions of the P2m2 sepiolite(talcum)-bearing strata in Sichuan Basin

4 通江-長壽凹陷形成與演化特征

四川盆地中二疊世構造-沉積分異的關鍵是通江-長壽凹陷的形成，該凹陷的形成發育才構建了“兩臺一凹”(川西北-蜀南臺地、川東北臺地、通江-長壽凹陷)的構造-沉積格局。因此，本文重點探討通江-長壽凹陷的形成與演化特征。

4.1 通江-長壽凹陷地層剖面特征

通江-長壽凹陷為呈北西-南東向“C”形的克拉通內凹陷(圖8)。地層厚度通?？梢苑从嘲枷葸吔?、沉積邊界以及古地貌。對四川盆地中二疊統而言，其沉積環境適合海泡石發育，水體較深區域的含海泡石(滑石)層系厚度大于淺水區，凹陷中央與兩側邊緣含海泡石(滑石)層系厚度差異較為明顯，在橫剖面上出現明顯的槽狀結構[58]。一般來說，含海泡石(滑石)層系厚度越大，中二疊統厚度越薄。

4.1.1 通江-長壽凹陷北段剖面特征

PiT1井-CT1井-MS1井連井對比剖面(A-A’剖面)揭示了通江-長壽凹陷北段北東-南西向的橫向變化(圖9)。處于凹陷內部的YT1井(棲一段-茅二段厚274.5 m，含海泡石層系厚65.4 m)、PT1井(棲一段-茅二段厚295.7 m，含海泡石層系厚42.9 m)、CT1井(棲一段-茅二段厚306 m，含海泡石層系厚66.8 m)、HeB1井(棲一段-茅二段厚299 m，含海泡石層系厚120.6 m)和MS1井(棲一段-茅二段厚259 m，含海泡石層系厚70.3 m)，比位于高部位的CS1井(棲一段-茅二段厚319.5 m，含海泡石層系厚24.9 m)、PT1井(棲一段-茅二段厚306 m，含海泡石層系厚3 m)和YB3井(棲一段-茅二段厚約340.5 m，含海泡石層系厚27.6 m)薄20～70 m。凹陷北段南側臺地區域比凹陷北段北側臺地區域棲一段-茅二段厚度薄，南側臺地區域地層與凹陷內部的差異比北側臺地區域大。

圖7 四川盆地茅口組含海泡石(滑石)層系厚度等值線及油氣勘探有利區Fig.7 The isopach map and favorable hydrocarbon exploration regions of Maokou Formation sepiolite(talcum)-bearing strata in Sichuan Basin

圖8 四川盆地中二疊統含海泡石(滑石)層系厚度及連井、地震剖面位置圖Fig.8 The isopach map of Middle Permian sepiolite(talcum)-bearing strata, location of seismic profiles, well-tie correlation sections in Sichuan Basin

ST7井-MS1井-TL1井連井對比剖面(B-B’剖面)揭示了通江-長壽凹陷北段北西-南東向的橫向變化(圖10)。處于凹陷內部的YB6井(棲一段-茅二段厚312 m，含海泡石層系厚99 m)、HeB1井(棲一段-茅二段厚299 m，含海泡石層系厚120.6 m)和MS1井(棲一段-茅二段厚259 m，含海泡石層系厚70.3 m)，比位于高部位的ST7井(棲一段-茅二段厚396.1 m，含海泡石層系厚13.5 m)、YB3井(棲一段-茅二段約厚340.5 m，含海泡石層系厚27.6 m)、PG5井(棲一段-茅二段厚309 m，含海泡石層系厚63.1 m)、WT1井(棲一段-茅二段厚306.8 m，含海泡石層系厚5.1 m)和TL1井(棲一段-茅二段厚309 m，含海泡石層系厚25.3 m)薄10～130 m。凹陷北段西側臺地區比凹陷北段東側臺地區棲一段-茅二段厚度大，西側臺地區地層與凹陷內部的差異比東側臺地區大。凹陷北段的兩個沉積中心含海泡石(滑石)層系厚度差異較大，這可能與北段當時拉張強度大有關，因此通江-長壽凹陷北段表現為“C”形。

4.1.2 通江-長壽凹陷中段剖面特征

LL1井-GS1井-DT3井連井對比剖面(C-C’剖面)揭示了通江-長壽凹陷中段北東-南西向的橫向變化(圖11)。處于凹陷內部的高石梯-磨溪地區(棲一段-茅二段平均厚度253.5 m，含海泡石層系平均厚度40.4 m)，比位于高部位的YH2井(棲一段-茅二段厚度343 m，含海泡石層系厚度18.5 m)和WT1井(棲一段-茅二段厚度306.8 m，含海泡石層系厚度5.1 m)薄30～90 m。凹陷中段南側臺地比北側臺地的棲一段-茅二段厚度小，南側臺地地層與凹陷內部的差異比北側臺地小。凹陷中段在棲一期含海泡石(滑石)層系集中發育于潼南-磨溪地區，而茅一期含海泡石(滑石)層系最為發育，一直延伸到南側臺地區，這可能與中段當時拉張強度大有關，中段的臺凹格局在茅一期表現得更為明顯。

4.1.3 通江-長壽凹陷南段剖面特征

S19井-X8井-JianS1井連井對比剖面(D-D’剖面)揭示了通江-長壽凹陷南段北東-南西向的橫向變化(圖12)。凹陷南段向南北兩側延伸較遠，凹陷南段南側臺地(棲一段-茅二段厚度296.5～382.8 m，含海泡石層系厚度18.5～53.3 m)比北側臺地地層厚度(棲一段-茅二段平均厚度380～428 m，含海泡石層系厚度18.1～33.1 m)薄，南側臺地地層與凹陷內部(棲一段-茅二段平均厚度336 m，含海泡石層系厚度46.3～64.9 m)的差異比北側臺地小。棲一期含海泡石(滑石)層系集中發育于F3井、X8井、W124井，茅一期含海泡石(滑石)層系在S19井、H23井、D5井、F3井、X8井、W124井廣泛發育，南段的臺凹分異在茅一期表現得更為明顯。

4.2 地震相剖面特征

據四川盆地中二疊統厚度以及上下圍巖波阻抗差異，可進行準確標定并橫向追蹤對比的地層界線有梁山組底、茅口組底、茅二段b亞段(茅二b)底、茅三段底和上二疊統底等。由于茅二段c亞段(茅二c)厚度較薄且以泥質沉積為主，梁山組厚度較薄且大部分區域缺失，所以本次研究把梁山組-棲霞組厚度視為棲霞組厚度、茅一段-茅二c厚度視為茅一段厚度。在選取盆地內典型井進行層位準確標定的基礎上，借助區域地震大剖面，利用地震相分析技術，通過地層厚度變化和地震相特征從另一個角度探討了“通江-長壽凹陷”存在的可能性。

4.2.1 重要層位地震響應特征

梁山組底界：由于加里東運動和云南運動導致其下伏下古生界巖性橫向發生變化，上覆梁山組在不同區域存在缺失，使得二疊系底界波組特征橫向上也發生變化，難以達到精細標定，但整體表現為加里東古隆起剝蝕區標定在零值點，未剝蝕區標定在波峰(圖13)。

茅口組底界：由于茅一段泥灰巖與棲二段高能沉積組合，表現為中強波峰反射特征。

茅二b亞段底界：由于是內部小層，橫向連續追蹤對比較為困難，大部分鉆井標定為波峰到波谷的零值點，橫向追蹤對比時，部分區域對比弱波谷。

茅三段底界：標定在波峰與波谷間的零值點。

4.2.2 地層厚度變化及地震相特征

地震相分析曾被認為是油氣勘探領域的一項技術突破，可以分析、總結其振幅、頻率、連續性等特征，推斷其大致的沉積環境[59]。從梁山組底拉平剖面來看(圖13-A)，梁山-棲霞組厚度“兩臺一凹”特征明顯，凹陷區地震相表現為低頻、強振幅、平行反射地震相，向兩側演變為中頻、中強振幅、亞平行反射地震相，反映中部為相對深水沉積，兩側水體相對較淺。從茅口組底界拉平剖面來看(圖13-B)，茅一段厚度變化特征比較清晰，以JT1井為界，向北東方向地震反射時差增大、地層厚度明顯增加，地震相特征表現為底部中頻、中弱振幅、斷續波峰反射，逐漸向上部表現為雜亂反射或高頻、弱振幅、斷續波谷反射特征。PS1井一帶地震反射時差減小、地層厚度較薄，地震相特征明顯，表現為低頻、強振幅、平行-亞平行地震反射特征。PS1井一帶低頻特征表明縱向上巖性變化??；平行-亞平行表明橫向上巖性變化不大，可以得出本段地層沉積時的水體能量相對較弱，處于相對的靜水區；而強振幅表明本段地層與上下圍巖之間波阻抗差異較大，一般可能為泥巖與灰巖的接觸關系。所以，PS1井一帶為相對深水的凹陷區。JT1井-CS1井一帶地震相特征比較復雜，底部表現為中頻、中-弱振幅斷續波峰反射表明縱向上有一定的巖性或波阻抗變化，橫向上也有一定的巖性變化，縱橫向巖性變化導致振幅表現為中-弱振幅，向上表現為雜亂反射或高頻、弱振幅、斷續波谷反射，表明沉積時的水體能量相對較強，為相對較淺的沉積環境。其剖面的南段也具有JT1井-CS1井一帶的厚度特征、地震相特征，說明具有相似的沉積環境。

結合區域沉積背景，圖13剖面整體表現為“兩臺一凹”的構造-沉積格局，凹陷區地層厚度較薄，地震相特征表現為低頻、強振幅、平行-亞平行地震反射。臺地區地層厚度較大的地震相特征表現為中頻、中-弱振幅斷續地震反射。

從另一條區域格架剖面來看(圖14)，剖面整體特征與圖13相似，“兩臺一凹”的構造-沉積格局也比較明顯。梁山組-棲霞組特征不顯著，但茅一段格局清晰。凹陷區發育在PT1井- LT1井一帶，茅一段厚度相對較薄，地震相特征表現為低頻、中強振幅、亞平行地震反射特征，其兩側的臺地區地層厚度相對較大，具有地震同相軸增多、頻率增高、振幅減弱、連續性變差等特征，為沉積水體相對較淺區域。從資陽-高磨-廣安剖面來看(圖15)，同樣具有與上述兩條剖面相似的特征。凹陷區在MX8井一帶，厚度明顯變薄，兩側厚度增加。凹陷區為一套強波峰、寬緩波谷特征組合，地震相表現為低頻、強振幅、平行-亞平行地震反射特征；向兩側波峰逐漸變得寬緩，頂部變得雜亂，地層厚度明顯增大，為相對淺水的沉積建造。

圖14 過PT1井-LT1井-JT1井連井地震剖面Fig.14 Seismic profiles of Middle Permian strata from Well PT1 to Well JT1 in Sichuan Basin(剖面位置見圖8)

綜上所述，從地震相分析四川盆地中部鹽亭-射洪-高磨一帶，中二疊世發育通江-長壽凹陷。在棲霞期具有一定雛形，茅一期進一步發展壯大，其兩側為相對淺水沉積環境，表現為“兩臺一凹”構造-沉積格局，印證了前述海泡石(滑石)分布揭示的特征。

圖15 過Z2井-Z4井-MX8井-NS5井連井地震剖面Fig.15 Seismic profiles of Middle Permian strata from Well Z2 to Well NS5 in Sichuan Basin(剖面位置見圖8)

4.3 通江-長壽凹陷形成與演化

二疊紀全球格局發生巨大變化，一系列全球性事件開始發生：Pangea大陸開始裂解，古特提斯洋進一步擴張與峨眉山大火成巖省集中式大規模噴發[60-62]。該時期華南板塊位于古赤道附近，東西向分隔泛大洋和古特提斯洋[63]，四川盆地所處的華南板塊在二疊紀處于特提斯構造域東部，其周緣被古特提斯洋東段及古太平洋所圍限。在華南板塊北部與秦嶺地塊之間為勉略洋，該大洋于中泥盆世至中二疊世擴張打開，在300～250 Ma B.P.發生俯沖，被動陸緣拉伸作用加劇了北東向基底斷裂活動[64]。在華南板塊南部的一支為狹義的古特提斯洋，包括次一級的昌寧-孟連主洋和金沙江-哀牢山分支洋，主要發育于中泥盆世至中三疊世，中泥盆世至早二疊世為大洋擴張階段[65-68]。四川盆地構造-沉積演化除了受周緣大洋拉張和俯沖的影響以外，發育于中泥盆世的峨眉地裂運動在二疊紀逐漸加強，開始由臺地邊緣逐漸延伸入臺地內部[69-71]。與此同時，華南板塊西南部的峨眉地幔柱持續隆升，地幔柱活動通常伴隨著大規模地殼抬升與穹窿狀隆起的發生[72-79]。在中二疊世棲霞期與茅口早期，地幔柱活動強度相對較弱，在盆地內部多以升降運動為主，形成穹窿狀隆起，大規模裂谷或斷裂不發育[80-82]。這可能為中二疊世通江-長壽凹陷的形成提供了構造分異的動力。

棲一期，峨眉地幔柱已開始向上隆升，勉略洋持續俯沖，構造活動不斷增強，地殼大幅度沉降，邊界斷裂逐漸活化。隨著海侵作用與拉張作用的不斷增強，四川盆地在威遠-安岳、合川、廣安-開江、宣漢地區形成的臺內局部高地上沉積砂屑生屑灘，而洼地內發育含海泡石(滑石)細粒沉積，“兩臺一凹”的構造-沉積格局出現雛形(圖16-A)。棲二期，繼承了棲一期的隆凹格局，但該時期發生大規模海退，海平面下降，水體能量逐漸升高，含海泡石(滑石)細粒沉積不發育(圖16-B)。茅一期，發生大規模海侵，含海泡石(滑石)細粒沉積再次廣泛發育。在西南抬升、北緣俯沖背景下，北東傾向斷裂發生臺階狀活動，南西傾向斷裂的活動性則減弱，川中地區差異性沉降較川北地區強，導致在川中地區形成臺凹分異，“兩臺一凹”的構造-沉積格局定型(圖16-C)。茅二期，整體表現為海退，含海泡石(滑石)細粒沉積較茅一期減弱，川西北地區差異性沉降比川中地區強，導致川西北地區巴中-宣漢區域沉降較強，凹陷北段成為沉積中心(圖16-D)。

由于盆地內部茅三段與茅四段剝蝕較為強烈，這制約了對通江-長壽凹陷在茅三期與茅四期演化的認識，目前只能根據當時的全球構造-沉積格局以及殘留的野外露頭進行推測。茅二晚期直到茅三期，隨著海平面的逐步下降，上揚子地塊大部分地區再次成為水體相對較淺、能量較高的開闊臺地—半開闊臺地。與此同時，在通江-長壽凹陷北段出現相對深水的含硅質結核灰巖，并向宣漢一帶呈帶狀分布，而通江-長壽凹陷中段與南段受到峨眉地幔柱的影響持續抬升，逐漸走向消亡；至茅四期(卡匹敦晚期)，全球海平面下降到了地質歷史時期的最低點[83]，茅口末期華南的古地理格局發生巨變，古陸規模和淺水面積擴大，右江盆地四周隆起形成新的孤島和古陸，康滇古陸向東擴張，同時，江南古陸和云開古陸也隆升出水面，深水盆地向西南方向收縮[84]。而通江-長壽凹陷北段構造-沉積分異更為明顯，演變為峨眉山大火成巖省前期隆升造成的遠端張性裂陷槽[85]，雖然后期受東吳運動影響，抬升剝蝕，但這種構造-沉積格局可能一直持續到早三疊世。

由上可知，通江-長壽(生烴)凹陷可能是由克拉通邊緣的拉張活動在克拉通內產生的弱拉張作用形成的，具有我們所稱的“拉張槽”的特征[35]。因此，從形成的構造動力學和機制上考慮，該凹陷稱為“通江-長壽拉張槽”更妥(另文論述)。

5 通江-長壽凹陷與油氣勘探

經過對四川盆地棲霞組和茅口組近年來的勘探發現井的統計，結合筆者團隊新發現的通江-長壽凹陷(中二疊統生烴中心)[58]，基于烴源巖來自中二疊統自身和油氣源控理論，含海泡石(滑石)層系可形成兩大類(古)油氣藏，即凹陷邊緣的旁(下)生側(上)儲型層狀白云巖氣藏和凹陷內的自生自儲型泥質灰巖非常規氣藏。含海泡石(滑石)層系源-儲配置新模式極大地拓寬了油氣勘探領域，為中二疊統油氣勘探提供了新的方向[58]。根據含海泡石(滑石)層系厚度的分布，同時參考棲霞組和茅口組灘相和白云巖的分布特征，分別確定出四川盆地中二疊統棲一段、棲二段、棲霞組、茅一段、茅二段和茅口組非常規氣藏和常規氣藏最有利勘探區帶。

圖16 四川盆地中二疊世通江-長壽凹陷形成演化模式圖Fig.16 Formation and evolution model of Tongjiang-Changshou Sag during middle Permian in Sichuan Basin

5.1 棲一段含海泡石(滑石)層系勘探有利區帶

根據棲一段含海泡石(滑石)層系厚度，將其劃分為<10 m、10～20 m、>20 m三個等級?；跅欢巫陨詢Φ恼J識，棲一段以非常規氣藏為主，其非常規泥質灰巖氣藏最有利勘探區含海泡石(滑石)層系累計厚度>20 m，主要分布在通江-南江地區、劍閣-蓬溪地區以及長壽地區，即圖2紅色虛線以內的凹陷中心區域；通江-南江區域勘探面積大約4 284 km2；劍閣-蓬溪地區勘探面積大約816 km2，長壽地區勘探面積大約448 km2。棲一段常規氣藏最有利勘探區含海泡石(滑石)層系累計厚度10～20 m，主要分布在宣漢-巴中-江油-南充-長壽地區，即圖2綠色虛線和紅色虛線之間的區域，勘探面積大約3.19×104km2。

5.2 棲二段含海泡石(滑石)層系勘探有利區帶

棲二段含海泡石(滑石)層系較薄，將其劃分為<0.3 m、0.3～1 m、>1 m三個等級?；跅巫陨詢Φ恼J識，結合棲二段與棲一段含海泡石(滑石)層系厚度>20 m的重合區域，棲二段非常規泥質灰巖氣藏最有利勘探區含海泡石(滑石)層系累計厚度>1 m，主要分布在通江-南江區域、江油-成都地區、資陽-合川地區、廣安-石柱地區、綦江-南川地區以及威遠地區，即圖3紅色虛線以內的凹陷中心區域。通江-南江區域勘探面積大約1.27×104km2；江油-成都地區勘探面積大約 3 189 km2；資陽-合川地區勘探面積大約 5 093 km2；廣安-石柱地區勘探面積大約 5 817 km2；綦江-南川地區勘探面積大約 1 876 km2；威遠地區勘探面積大約 1 886 km2。但棲二段以常規白云巖氣藏為主，其有利勘探區含海泡石(滑石)層系累計厚度0.3～1 m，主要分布在劍閣-成都-廣安一線和威遠-綦江一線，即圖3綠色虛線和紅色虛線之間的區域，勘探總面積大約3.21×104km2。

基于棲霞組近源自生自儲的認識，棲霞組非常規氣藏主要分布在通江-劍閣-鹽亭-蓬安-長壽凹陷內部、綦江地區、石柱-梁平地區、云陽地區，即圖4紅色虛線以內的凹陷中心區域，勘探總面積大約4.67×104km2；棲霞組常規氣藏主要分布在通江-長壽凹陷邊緣，勘探總面積大約2.65×104km2，即圖4綠色虛線和紅色虛線之間的區域。

5.3 茅一段含海泡石(滑石)層系勘探有利區帶

根據茅一段含海泡石(滑石)層系厚度，將其劃分為<30 m、30～40 m、>40 m三個等級?；诿┮欢巫陨詢Φ恼J識，茅一段以非常規泥質灰巖氣藏為主，其最有利勘探區含海泡石(滑石)層系累計厚度>40 m，主要分布在通江-南江地區、劍閣-蓬溪地區以及長壽-綦江地區，即圖5紅色虛線以內的凹陷中心區域；通江-南江地區勘探面積大約1 827 km2，劍閣-蓬溪地區勘探面積大約1.03×104km2，長壽-綦江地區勘探面積大約1.25×104km2。茅一段常規氣藏最有利勘探區含海泡石(滑石)層系累計厚度30～40 m，主要分布在通江-南江凹陷中心邊緣的宣漢-巴中-通江地區、劍閣-蓬溪和長壽-綦江凹陷中心以北的南部-蓬安-廣安-石柱地區和凹陷中心以南的鹽亭-安岳-合川-瀘州-南川地區，即圖5綠色虛線和紅色虛線之間的區域；宣漢-巴中-通江地區勘探面積大約 2 295 km2，南部-蓬安-廣安-石柱地區勘探面積大約 7 308 km2，鹽亭-安岳-合川-瀘州-南川地區勘探面積大約1.56×104km2。

5.4 茅二段含海泡石(滑石)層系勘探有利區帶

茅二段含海泡石(滑石)層系較薄，將其劃分為<5 m、5～20 m、>20 m三個等級。結合茅二段與茅一段含海泡石(滑石)層系厚度>40 m的重合區域，基于茅二段自生自儲的認識，茅二段非常規泥質灰巖氣藏最有利勘探區含海泡石(滑石)層系累計厚度>20 m，主要分布在蒼溪-渠縣地區、云陽地區、石柱地區以及蓬溪-廣安-合川-長壽部分地區，即圖6紅色虛線以內的凹陷中心區域；蒼溪-渠縣地區勘探面積大約 9 117 km2，云陽地區勘探面積大約 3 719 km2，石柱地區勘探面積大約 1 011 km2。但茅二段以常規白云巖氣藏為主，其最有利勘探區含海泡石(滑石)層系累計厚度5～20 m，主要分布在蒼溪-渠縣凹陷(茅二期)以北的南江-通江-宣漢地區、以南的江油-鹽亭-蓬溪-廣安地區以及以東的部分地區，即圖6綠色虛線和紅色虛線之間的區域；蒼溪-渠縣凹陷(茅二期)以北的南江-通江-宣漢地區勘探面積大約1.08×104km2，蒼溪-渠縣凹陷(茅二期)以南的江油-鹽亭-蓬溪-南充-廣安地區勘探面積大約2.22×104km2，以及蒼溪-渠縣凹陷(茅二期)以東的部分地區勘探面積大約為7 508 km2。

基于茅口組近源自生自儲的認識，茅口組非常規氣藏主要分布在通江-巴中-鹽亭-合川-長壽凹陷內部、云陽地區，即圖7紅色虛線以內的凹陷中心區域，勘探總面積大約1.85×104km2；茅口組常規氣藏主要分布在通江-長壽凹陷邊緣，勘探總面積大約5.33×104km2，即圖7綠色虛線和紅色虛線之間的區域。

基于中二疊統近源自生自儲的認識，中二疊統油氣勘探的最有利區帶請詳見參考文獻[58]。由此可見，四川盆地中二疊統含海泡石(滑石)層系的兩類氣藏的最有利勘探區均位于通江-長壽凹陷的“C”形區帶及周緣地區，是值得勘探重點關注的地區。

值得指出的是，本文提出的中二疊統油氣勘探有利地區的部分地區，如雙魚石地區和高-磨地區，早已由前人和石油公司提出并證實。本文的價值在于將這些局部油氣勘探突破地區和點(鉆井)用統一的構造-沉積分異聯結起來，使中二疊統油氣地質條件發育分布特征和油氣富集規律更加清晰和明朗，并指出了前人和石油公司還未關注的有利地區，從而提升了油氣勘探的潛力和遠景，即通江-長壽凹陷“C”形區帶內及周緣地區均是油氣勘探的有利區，且遠離該凹陷(生烴中心)的川西北-蜀南臺地和川東北臺地中二疊統的油氣勘探風險較大。

6 結論與建議

a.中二疊世四川盆地發生了較強烈的構造-沉積分異，形成了“兩臺一凹”的構造-沉積格局。棲一期，通江-長壽凹陷已初步形成，蜀南地區與川東北地區均為臺地區域，通江-劍閣-南充-長壽為凹陷區域，“兩臺一凹”的構造-沉積格局基本定型。蜀南臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為9.69×104km2，厚度為0～9.1 m；川東北臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為3.77×104km2，厚度為0～13 m；通江-蒼溪-南充-長壽(生烴)凹陷主要呈“C”形，總體呈現北寬中窄南寬的雙喇叭形特征，含海泡石(滑石)層系分布面積為3.75×104km2，厚度為10.3～28.4 m。棲二期，通江-長壽凹陷內外厚度差異不明顯，但含海泡石(滑石)層系分布依然為北西-南東向。茅一期，通江-長壽凹陷向南擴展，延續了棲霞組沉積時期向臺內延伸的趨勢，蜀南臺地向北西擴大，形成川西北-蜀南臺地，含海泡石(滑石)層系分布面積為7.79×104km2、厚度為0～45.6 m，川東北臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為3.94×104km2、厚度為0～53 m；凹陷形態依然為“C”形，總體呈現北窄南寬的喇叭形特征，凹陷面積為5.79×104km2，厚度為36.3～96.0 m。茅二期，通江-長壽凹陷的“C”形態消失，為北西-南東走向的蒼溪-渠縣凹陷所取代，但“兩臺一凹”的構造-沉積格局仍然保留，該凹陷西陡東緩，面積為1.4×104km2，厚度為36.3～53.6 m。

b.通江-長壽凹陷發育演化的分段性明顯。凹陷北段：南側臺地區域地層厚度較北側??；西側臺地區域地層厚度較東側厚。凹陷中段：南側臺地地層厚度較北側??；凹陷在茅一期延伸入南側臺地區域，臺凹格局更為明顯。凹陷南段：凹陷向南北兩側延伸較遠，南側臺地地層厚度較北側薄。通江-長壽凹陷在地震反射特征上表現出厚度較薄，為低頻、強振幅、平行-亞平行地震反射，臺地區表現為中頻、中-弱振幅斷續地震反射。棲一期，受峨眉地幔柱隆升以及勉略洋持續俯沖影響，“兩臺一凹”的格局出現雛形，在威遠-安岳、合川、廣安-開江、宣漢地區形成臺內古高地。棲二期，繼承了棲一段時期的臺凹格局，發生大規模海退。茅一期，“兩臺一凹”的構造-沉積格局定型，在大規模海侵背景下含海泡石(滑石)細粒沉積廣泛發育。茅二期，整體海退，川西北地區差異性沉降較強，凹陷北段成為沉積中心。茅二晚期直到茅三期，海平面持續下降，四川盆地大部分地區為淺水沉積；但通江-長壽凹陷北段發育相對深水的含硅質結核灰巖，并向宣漢一帶呈槽狀分布，中段與南段逐漸消亡。茅四期通江-長壽凹陷北段構造-沉積分異更為明顯，演變成張性裂陷槽，并一直持續到早三疊世。

c.通江-長壽凹陷“C”形區帶內及周緣地區均是油氣勘探的有利區，且遠離該凹陷(生烴中心)的川西北-蜀南臺地和川東北臺地中二疊統的油氣勘探風險較大。棲一段非常規氣藏最有利勘探區含海泡石(滑石)層系累計厚度>20 m，主要分布在南江-通江區域、劍閣-蓬溪地區以及長壽地區，勘探面積分別為 4 284 km2、816 km2、448 km2；棲二段常規氣藏最有利勘探區含海泡石(滑石)層系累計厚度0.3～1 m，主要分布在劍閣-成都-廣安一線和威遠-綦江一線，勘探總面積大約3.21×104km2。茅一段非常規氣藏最有利勘探區含海泡石(滑石)層系累計厚度>40 m，主要分布在通江-南江地區、劍閣-蓬溪地區以及長壽-綦江地區，勘探面積分別為 1 827 km2、1.03×104km2、1.25×104km2。茅二段常規氣藏最有利勘探區含海泡石(滑石)層系累計厚度0.3～1 m，主要分布在蒼溪-渠縣凹陷(茅二期)以北的南江-通江-宣漢地區、以南的江油-鹽亭-蓬溪-南充-廣安地區以及以東的部分地區，勘探面積分別為1.08×104km2、2.22×104km2、7 508 km2。

d.本文提出的中二疊統油氣有利勘探地區是基于烴源巖來自中二疊統自身和含海泡石(滑石)層系厚度的分布特征確定的原生油氣藏分布的有利地區。這可能僅是中二疊統油氣成藏的一種模式，并不排除中二疊統油氣成藏還有其他成藏模式(如烴源巖來自其他層位，次生油氣藏等)及其形成的油氣勘探有利地區。

e.由于含海泡石(滑石)層系厚度薄，其在地震資料上難以準確確定，本文的研究成果僅供參考。建議今后加強地震資料對含海泡石(滑石)層系厚度識別能力的研究，進一步刻畫中二疊世的構造-沉積分異特征。