四川叠合盆地油气富集原因剖析

刘树根，孙 玮，王国芝，韩克猷，李智武，邓 宾，冉 波，雍自权，徐国盛，袁海锋

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059；2.中国石油西南油气地质勘探开发研究院，成都610051）

四川叠合盆地油气勘探历史非常之久，利用天然气的历史长达2000余年［1］。1949年之前仅在四川盆地的隆昌圣灯山和巴县石油沟2个构造钻获天然气，储量3.85×108m3［2］。新中国成立后，四川盆地油气勘探每次重大发现即伴随探明储量的大幅增加，最早取得发现的是1959年卧龙河气田（产层为下三叠统嘉陵江组），1964年发现的威远气田（产层为上震旦统灯影组）则是当时中国最大的整装气田。真正使四川盆地奠定产气基地的是1977年川东相国寺构造相18井高产气井的发现（产层为石炭系黄龙组，测试产量76.38×104m3／d），并相继取得川东石炭系天然气勘探的系列突破。1982年，川西孝泉川孝93井以及1984年川孝104井的突破，标志四川盆地当时最大的陆相红层碎屑岩气田的发现［3］。之后虽有大天池（产层为石炭系黄龙组）、渡口河（产层为下三叠统飞仙关组）、白马（产层为侏罗系蓬莱镇组）等气田的发现［4］，但四川盆地真正意义上有影响的大气田发现应属2004年普光气田（产层为上二叠统长兴组－下三叠统飞仙关组）的勘探突破［5］。普光气田也是目前四川盆地天然气探明储量最大的气田。此后又陆续发现的合川、元坝等大气田，以及近期高石梯构造震旦系灯影组和磨溪构造寒武系龙王庙组天然气勘探的重大突破，证明了四川盆地天然气仍有广阔的勘探前景。

至2011年，四川盆地累计探明天然气地质储量达2.241 66×1012m3，占全国的28.7%。值得指出的是，尽管四川盆地油气勘探历史悠久，但目前最大的海相碳酸盐岩气田（普光气田）和最大的陆相碎屑岩气田（广安气田）均是最近几年才发现的。因此，我们有理由坚信，随着地质理论的突破和技术的进步及勘探程度的提高，定能在四川盆地发现更多的油气资源。事实上，最近几年在上震旦统灯影组（高石1井），下寒武统筇竹寺组（页岩气，威201井）、龙王庙组（磨溪8井），志留系龙马溪组（页岩气，宁201井）、韩家店组（建深1井），下二叠统茅口组和栖霞组，中三叠统雷口坡组，上三叠统马鞍塘组（川科1井），侏罗系（页岩油和致密气）等均有重大油气发现。那么，为什么四川盆地有如此丰富的油气资源呢？前人研究结果有源控论、古隆起控制论、今构造论等主要观点［6－8］，认为充足的气源是四川盆地海相油气富集的重要条件，古隆起为海相油气的聚集提供了区域地质条件，优质储层的存在为油气富集提供了空间。

我们认为一个盆地是否富集油气，烃源条件和保存条件是决定性的，是第一级的控制因素，任何盆地此两个条件任一缺失，此盆地均不可能富集油气。因此，本文通过对四川盆地烃源条件和保存条件（油气富集的一级控制因素）的深入研究，剖析四川盆地油气丰富的原因，并据此探讨中国南方油气的勘探前景。

1 四川叠合盆地烃源物质丰富且成气率高

1.1 烃源物质丰富

四川叠合盆地自下而上有丰富的烃源物质，其有7套被公认具有重要生烃意义的烃源层，分别为上震旦统陡山沱组（Z2d），下寒武统筇竹寺组（C－1q。也称牛蹄塘组，C－1n），上奥陶统五峰组－下志留统龙马溪组（O3w－S1l），中二叠统栖霞组和茅口组（P2y），上二叠统龙潭组＋长兴组（P3），上三叠统须家河组（T3x），下侏罗统－中侏罗统自流井组－凉高山组（J1）。本文将四川盆地近20年来烃源研究的成果［7－17］综合成了表1、图1和图2。该表和图系统地总结了四川盆地这7套重要烃源层的主要特征。

表1 四川叠合盆地烃源层特征Table 1 The features of the source rocks in Sichuan Basin

图1 四川盆地主要储集层与烃源体系纵向分布特征简图Fig.1 Stratigraphic column and associations of source，reservoir and cap rocks in Sichuan Basin（据黄籍中等，1996；刘树根等，2008）［7，20］

图2 四川盆地主要产油气层剖面示意图Fig.2 Sketch profile showing the petroleum plays in Sichuan Basin

这7套烃源中T3x为煤系烃源层系，P3为煤系、油系混合型烃源层系，其余均为油系烃源层系。7套烃源岩的TOC含量都比较高，一般都达到优质烃源岩。盆地内除J1烃源岩目前仍处于生烃阶段外，其他烃源岩都已达高成熟－过成熟阶段。下古生界烃源岩分布面积较大，厚度也较厚；而中生界烃源岩分布相对较为局限。值得注意的是，这7套烃源岩，除筇竹寺组油系烃源岩和龙潭组煤系烃源岩分布较广外，其他烃源岩都分布在局部地区，如龙马溪组环乐山－龙女寺古隆起分布，下侏罗统主要集中在川东北－川中－川西地区。

通过计算，7套烃源层系累计总成烃潜量达4.263 1×1015m3（据黄籍中，私人通信）。仅按2‰的聚烃系数，也可有8.526 2×1012m3天然气成藏。值得注意的是，下古生界2套烃源层牛蹄塘组和五峰－龙马溪组的成烃潜量达到2.310 1×1015m3，占全部成烃潜量的54.2%。

此外，川东北上二叠统大隆组的烃源成烃潜量不容忽视。该套烃源对普光气田长兴－飞仙关组成藏有着重要贡献。该套烃源为油系烃源岩，表1中计算烃源潜量未包含进去，但据夏茂龙等（2010）、付小东等（2010）的研究［17，18］表明，该套烃源虽然分布局限，但有机碳质量分数（wTOC）平均达到3.88%，是重要的供烃层系。

四川盆地储集层段非常多，自下而上主要有震旦系灯影组白云岩，寒武系滩相白云岩，奥陶系宝塔组灰岩，石炭系黄龙组溶蚀白云岩，中二叠统栖霞－茅口组生屑灰岩和糖粒状白云岩，上二叠统长兴组－下三叠统飞仙关组礁、滩相白云岩，下三叠统嘉陵江组白云岩，中三叠统雷口坡组白云岩，上三叠统须家河组砂岩，下侏罗统大安寨段（产油）介壳灰岩，中侏罗统凉高山组砂岩，中侏罗统沙溪庙组－上侏罗统蓬莱镇组红层砂岩等多个储集层（图1、图2）。这些海、陆相储层累计厚度近1km，非常有利于自下而上立体式汇聚烃源岩生成的油气。

因此，四川盆地烃源层厚，原始烃源条件优越，储集层多且厚，有利于油气聚集，形成古油气藏。这些古油气藏随着埋深不断增加，油裂解为天然气，随着构造的变化而成为新圈闭的重要“烃源”，形成笔者所称的生气中心和储气中心［19］。

1.2 古油藏发育

由于烃源丰富，特别是海相油型烃源岩发育，四川叠合盆地在地史演化过程中形成了众多的古油藏［21］，如震旦系灯影组古油藏、石炭系黄龙组古油藏、二叠系－三叠系长兴－飞仙关组古油藏等，甚至侏罗系陆相古油藏（如江油厚坝油砂岩）。目前能够判断古油藏存在的重要依据是储层内普遍分布的分散状由油裂解而形成的沥青。

据统计，扬子地台海相古油藏可达35个（图3）。在这些古油藏中有些储量巨大，如陕南宁强地区的古油藏含沥青的孔洞白云岩厚313m；大巴山区的镇巴到城口巫溪鸡心岭100多千米的范围内，震旦系灯影组白云岩都含沥青，厚度达60～200m；贵州麻江古油藏残存面积800km2，测算原油储量1.6×109t；川北天井山古隆起上的田坝、矿山梁古油藏，有沥青脉137条，宽度＞1 m的32条，最大的田1号脉宽8m，深度＞160 m，估计这条脉的石油储量为1.46×106t［22］。

以灯影组古油藏为例，无论四川盆地周缘露头还是盆地内的钻井岩心都可见大量的沥青，灯影组古油藏大面积分布，局部富集［23］，如米仓山古油藏、丁山－林滩场古油藏、资阳－威远古油藏等。

通过天然气、古油藏沥青、烃源岩的对比分析，灯影组古油藏的烃源主要来自下寒武统［7］，石炭系古油藏烃源主要来自下志留统［24］，普光的长兴组—飞仙关组古油藏的烃源主要来自上二叠统大隆组［15］，而这些相对应气藏中的天然气也被证实是原油裂解气［24，25］。因此，古油藏内的原油是海相碳酸盐岩气藏的主要烃源。所以，源控藏的理论在四川叠合盆地依然存在，但这个源并不是烃源岩，烃源岩控制的是古油藏，而古油藏则控制古气藏，古气藏再进一步形成现今气田［23］。以资阳－威远地区为例，该地区下寒武统黑色页岩非常发育，筇竹寺组厚度可达310m（威15井），有效烃源岩厚度可达70m［26］，是古油藏的生烃中心，在古构造控制下形成资阳－威远灯影组古油藏，计算地质储量达1.71×109t。如此规模的古油藏原油裂解生气量可达1.057 639×1012m3（孙玮等，2007），但该地区探明储量加控制储量为51.75×109m3，原油裂解生气的成藏率仅4.835%。

1.3 烃源成气率高

四川叠合盆地从震旦系到中三叠统是海相沉积，以碳酸盐岩为主，厚约4～7km。晚三叠世以后成为中国南方最大的陆相盆地，沉积了厚度3～5km的晚三叠世到第四纪碎屑岩地层（图1）。

图3 中国南方古油藏分布示意图Fig.3 Sketch map showing the distribution of the paleo－oil pools in the south of China（据马力等（2004）资料［21］修编）

据韩永辉等（1993）研究［27］，四川盆地现今地温梯度为 17.7～33.4℃／km，平均为 22.7℃／km。平面上，四川盆地内部地温梯度变化较为显著，川中至川西南地区现今地温梯度较高，为25～30℃／km；川西北、川东北地区的地温梯度降低至20℃／km左右；而在川东北外缘甚至低到16℃／km左右。

根据四川叠合盆地10口区域探井系统的Ro分析结果，采用胡克的自由能方法计算埋深与古地温关系，结果如图4所示［28］。四川盆地古地温曲线由2个明显的拐点分成3个阶段，即古生代的古地温梯度较高，平均达到35℃／km；早中三叠世古地温梯度稍低，平均为21℃／km，晚三叠世－侏罗纪盆地古地温梯度也较高，平均为31℃／km。整个四川盆地平均古地温梯度为30℃／km。由此可知，四川盆地具有较高的古地温梯度。

除此之外，四川叠合盆地古生界还有一次明显的增温过程，即峨眉地裂运动期玄武岩喷发，造成当时古生代的地温梯度明显偏高。玄武岩除发育在盆地西南缘外，川东北开江－梁平一带也发育。该期运动带来大量的深部高温流体至浅层，极大地改变了整个古生界温度场和压力场的分布。在古地温曲线上，也形成了第一拐点。这对于古生界4套烃源岩的生烃有着重要的意义。

图4 四川盆地古地温曲线图Fig.4 The paleo－geothermal gradient curve in Sichuan Basin

基于盆地域的低温热年代学研究表明，四川盆地晚中生代－新生代以来地表抬升剥蚀幅度普遍达1.5～4km［29，30］；同时，四川盆地中央及其西北地区存在明显的（地表）早期深埋（幅度）和后期抬升（幅度）较低的磷灰石裂变径迹年龄环带中心［31］。它们共同揭示出盆内海相地层前新生代埋深普遍大于5km，尤其是下古生界前新生代古埋深曾大于8km（鉴于上古生界平均厚度约3 km、中－下三叠统平均厚度1km）。

四川盆地持续的高古地温梯度和深埋藏，造成的影响有三：①烃源岩有机质长时间演化；②促进了液态烃向气态烃的转化（石油裂解成天然气），提高四川盆地烃源的生气率；③除液态烃外，也促进了岩层内残留沥青和已过成烃高峰期的烃源岩继续生成天然气。因此，在深埋高温的影响下，使得四川盆地内海相地层中一切能生成天然气的有机质均充分而完全地转化成天然气，致使有机质成气率极高。所生成的天然气有4种归宿：①以高丰度形式赋存在常规天然气气藏中，形成常规油气资源；②以低丰度形式赋存在非常规天然气气藏中，形成非常规油气资源；③溶解在盆地的地层水中，既可转化为常规油气资源，也可转化为非常规油气资源；④由于缺失保存条件散失到大气中。显然，只要具有保存条件，不管是常规油气资源，还是非常规油气资源，在四川盆地均应是丰富的。

2 四川叠合盆地保存条件好

四川叠合盆地的多期活动性，使盖层在油气成藏中极其重要，特别是气藏比油藏要求更为苛刻。四川叠合盆地的盖层主要有2类，一类是膏盐层，主要分布在T1、T2碳酸盐岩沉积建造中，厚度可达数十米至数百米（累积厚度，下同），此外下寒武统也分布有较薄的膏盐岩盖层；另一类是泥质岩层，主要分布在J红色碎屑岩沉积建造中，厚度可达数百米至上千米，另尚有T3x、P3、P2、S1、C－1层位的泥质岩（图1）。这2类盖层对下伏气藏（田）群起着至关重要的封闭作用，是盆地大油气田得以保存的重要条件。

2.1 主要泥质岩盖层发育特征

盖层封闭参数与埋深的关系研究和岩石三轴抗剪抗压实验结果，以及具体的气藏实例研究等一致表明，深埋地下的高演化泥岩，只要后期构造改造作用过程中没有遭受破坏，同样可以具有优质的封闭性能（陈劲人等，1994）。四川盆地泥岩盖层发育且质量好，以威远气田为例子，其直接盖层为下寒武统九老洞组黑色泥岩，厚度可达100～300m，据岩石力学测试，该页岩饱和挤压强度为42.4～46.6MPa，抗剪强度为5.2～7.6MPa，属可塑性较强的良好盖层［10］。

前文述及的7套烃源层即是盆地重要的泥质岩盖层。四川盆地下寒武统泥质岩除大邑一带被剥蚀外，四川盆地及周缘都有分布，厚度0～425 m，平均为130m，厚度较大的地区主要集中于川西南资阳－宜宾一带；下志留统泥岩除在乐山－龙女寺古隆起范围被剥蚀外，其余地区均有分布，厚度变化在20～120m之间，具有东南厚、西北薄的特点；中二叠统梁山组泥岩很薄，一般5～20 m，但全川分布；上三叠统泥岩厚10～125m，川中和川西南地区较厚，盆地西北、川北和川东北一带较薄；上三叠统须家河组泥岩厚度在15～1 200m，川西最厚，向川中、川北、川东减薄；中下侏罗统泥岩主要分布在川中、川东和川北地区，主要集中在大安寨段和凉高山组，厚度一般40～120m；中上侏罗统泥岩厚度可达几十米至1.5 km，全川分布，主要是陆相红层泥岩。

2.2 海相膏盐岩盖层发育特征

在全世界的沉积盖层中，膏盐岩为盖层的油气田评价单元数占油气田总评价单元数的8%，但它控制了55%的油气储量［32］。膏盐岩盖层由于封闭性能较好，即使厚度较薄（一般＞1m）也能封闭形成油气藏［32］。

四川盆地膏盐岩主要有2套，即中寒武统覃家庙组膏盐岩，下三叠统嘉陵江组和中三叠统雷口坡组膏盐岩。

四川盆地中寒武统膏盐岩主要分布在环乐山－龙女寺古隆起周围（图5），川南至川东一带较发育，膏盐岩沉积中心位于重庆－建始一线，主要为石膏和膏质白云岩。通南巴地区虽然未有钻井资料，但通过地震剖面可与川东地区对比的膏盐岩层亦有分布，主要为潟湖相沉积。资阳－威远－高石梯－磨溪地区中上寒武统少见石膏，仅见膏质云岩或膏质页岩，主要发育于遇仙寺组，如威28井膏盐总厚10m。川南地区该套膏盐岩的厚度较大，如长宁1井该膏盐岩厚度＞100m。

图5 四川盆地中下寒武统膏盐岩厚度（d／m）等值线图Fig.5 Isopach map of the Middle－Lower Cambrian gypsum distribution in Sichuan Basin

下三叠统嘉陵江组膏盐岩主要分布在川中和川西的广大地区，由石膏盐岩及泥质白云岩和石灰岩组成，膏盐厚达30m以上，占全组厚度30%以上，是蒸发和成盐很强的潟湖相沉积，如川参1井总厚807m，石膏厚度308m，占层厚的38.2%。

中三叠统雷口坡组潟湖膏盐相主要分布在川西、川北和川中西部地区，为灰白色石膏夹盐层与膏质白云岩、灰色灰岩互层，厚度600～1 006m。膏盐中心有2个：川西的成都周围，如川科1井该层膏盐岩厚度290m；川东广安地区，膏盐厚200 m，为典型的潟湖沉积。

下、中三叠统的膏盐岩地层厚度较稳定，而且整个四川盆地除川东有部分地区被剥蚀外，均有分布（图6）。膏盐岩层除了直接封盖作用外，在构造强烈地区由于岩性较软，断层很难穿过膏盐岩层，从而对断层的封闭性也是至关重要的。

对核部出露T1j4段及以下地层的12个圈闭进行过钻探，如铜锣峡、板桥、黄泥堂、龙驹坝等圈闭，结果均以产地层水为主；若核部出露T2l～T1j4段，保存条件相对较好，但其气藏充满度也只有50%～70%；核部出露上三叠统及其以上地层，膏盐岩保存完整的构造，二叠、三叠系一般是高压到超高压，其下伏的石炭系圈闭钻探获气成功率都高（80%以上）［33］。

下、中三叠统膏盐岩区域盖层的重要性有两方面的证据：①通过对四川盆地中部上、中、下组合的流体锶同位素分析，发现下组合中流体曾经可能连通过，流体发生过跨层流动（图7）。在生气窗（油裂解气）后，下组合中流体甚至跨层流动到下二叠统中形成了超压流体，说明中、上二叠统及以上地层对下伏地层中的流体具有封堵能力［34］。②中三叠统及以上地层中缺少下伏地层中的流体，暗示着中下三叠统中的膏盐岩具有非常强的封堵能力，致使四川盆地下、中三叠统下伏地层内的天然气特征与其之上地层天然气差异很大［12］，下伏海相地层中的天然气含硫化氢高，但上覆陆相地层中天然气含硫化氢则极少，说明膏盐岩层之下的天然气未能跨层流动至上三叠统须家河组及其以上地层中。

图6 四川盆地中下三叠统膏盐岩厚度（d／m）等值线图Fig.6 Isopach map of the Middle－Lower Triassic gypsum distribution in Sichuan Basin

图7 四川盆地流体活动示意图Fig.7 The fluid activity mode in Sichuan Basin

2.3 盆山结构特征及对油气保存条件的控制作用

2.3.1 盆山结构边界类型

现今四川盆地既是沉积盆地和构造盆地，又是地貌盆地，与周缘各造山带构建成一个典型的复合盆山体系。四川盆地盆山结构可分为板缘突变型和板内渐变型两类（图8）。板缘突变型盆山结构受板缘刚性边界及深大断裂系控制，盆山边界明确，盆地与造山带为突变关系，现今地貌反差大，地形坡度陡，其盆山耦合关系主要受控于深部结构的差异性和造山带的形成演化过程。其浅部构造为典型的冲断带（山）和前陆盆地（盆）二元结构，二者在构造、沉积和深部结构上形成相互联系不可分割的统一体，如：龙门山冲断带－川西前陆盆地、大巴山冲断带－川东北前陆盆地。板内渐变型盆山结构受板内弥散性构造变形控制，盆山边界不明确，盆地与造山带为渐变过渡关系，现今地貌反差小，地形坡度缓。两者的深部结构构造相似，其盆山耦合关系主要受控于邻区（盆外）的构造变形和盆内沉积盖层中滑脱层的分布特征。其浅部构造主要为大范围的盖层滑脱构造，如：齐岳山与川东高陡构造区、大娄山与川西南褶皱区［36，37］。

突变型盆－山体系冲断带与前陆盆地二元结构建造期，由于造山带快速冲断剥蚀为前陆盆地提供丰富物源，而前陆地区负载挠曲、可容纳空间增大，具有高沉降－沉积速率和较厚的碎屑沉积地层等特征，如川西、川北和川东北前陆盆地；而渐变型盆山结构带未发生大规模造山带冲断剥蚀、盆地负载挠曲与快速“从源到汇”的过程，因而其前缘碎屑沉积地层厚度较薄，如川南、川东地区。晚白垩世以来的盆地域抬升剥蚀改造期［37］，不同盆山结构也经历了具明显不同特征的地表抬升剥蚀过程（图8）。川东渐变型盆山结构带受盆缘雪峰陆内造山系统北西向多层次滑脱扩展变形，晚中生代－新生代以来抬升剥蚀作用强烈，其地表抬升剥蚀幅度普遍大于3～4km（其背斜、向斜地区具有一定的差异剥蚀作用）；而川西南地区（包括川西突变型盆山结构带和川西南渐变型盆山结构带）由于新生代青藏高原东向扩展变形影响，发生重要的构造变形与抬升剥露过程，可能是现今盆内新生代变形最强、地表抬升剥蚀强度最大的地区，抬升剥蚀量普遍达3～4km。四川盆地其余地区晚中生代－新生代地表抬升剥蚀幅度相对较弱（普遍小于2km），明显低于前述二区域，如川中－川北地区等，仅在不同盆山结构带构造复合部位具有较强的抬升剥蚀幅度。

图8 四川盆地陆相残留地层厚度及地表剥蚀厚度图Fig.8 Map showing the continental relict strata thickness and surface denudation thickness in Sichuan Basin

不同盆山结构区具有明显不同的陆相沉积地层厚度、构造变形强度和隆升剥蚀幅度等，导致盆内现今（残存）陆相碎屑岩总厚度极不均匀，局部可以厚达4.5km以上，其最厚沉积地区（＞3 km）主要集中于大邑－成都－绵阳－巴中－通江－达县一带，与突变型盆山结构带前陆地区具有明显的耦合效应。总体而言，陆相（残存）地层展布厚度向盆地南部、西南部逐渐变薄，尤其是向西南缘变薄趋势加剧，至宜宾西南一带陆相地层剥蚀殆尽。具低幅隆升剥蚀作用或（和）弱构造变形的巨厚陆相沉积物普遍具有中－高压力环境［38，39］，这不仅对其下伏（Z—T2）油气提供了极佳的区域保存条件，而且也形成了新的陆相勘探领域，其生烃强度、中－高压力系数与具陆相产层的大－中型气田具有明显的叠置关系（图9），尤其是最近盆地中北部侏罗系大面积非常规石油勘探的突破也进一步佐证了突变型盆山结构带区域良好的保存条件［40］。

2.3.2 盆山结构与大气田直接盖层、区域盖层分布的关系

四川盆地气藏的形成与盖层的展布（特别是中下三叠统膏盐岩的分布）和构造变形（晚中生代和新生代的隆升剥蚀作用）有着密切的相关性。如川东石炭系气藏，往往分布在高陡构造翼部倾没的潜伏构造，具有上覆中下三叠统膏盐层的区域展布，故直接盖层梁山组泥质岩厚仅10来米，也能使天然气有效成藏；又如地处川中平缓构造的磨溪雷口坡组雷一气田，上覆直接盖层厚仅6.6m的膏盐层，亦成为有效盖层。相反，在川东南高陡构造的核部，往往剥蚀至较老地层，膏盐层甚至被剥蚀，其下伏气藏难以保存［19］；又如威远构造地面出露嘉陵江组，其二叠系气藏埋藏浅，仅残留很小的气顶。

据统计，在四川盆地多期构造背景下，当上覆区域盖层泥质岩累计厚度≥100m（煤系泥质岩≥50m）或膏盐层≥20m时，直接盖层泥质岩在10～20m或膏盐层在5～10m时，对天然气的成藏和保存也是有效的；即在区域盖层存在的条件下，直接盖层可以薄一些。以四川盆地钻获的13个＞30×109m3储量的大气田为例，直接盖层以威远Z2dn气田的C－1盖层最厚，泥质岩达100～300m，T1f气田的T1j膏盐层厚度多在100m以上，P2c生物礁气田的直接盖层泥晶云岩、钙质泥岩（T1f）厚度在十余米及T1f泥晶灰岩100余米（表2）。

图9 四川盆地上三叠统生烃强度、压力系数与大中型油气田分布图Fig.9 The Upper Triassic pressure index，hydrocarbon－generating intensity and the distribution of medium－large size gas／oil fields in Sichuan Basin

四川盆地区域盖层泥质岩厚度＞100～300 m和膏盐层＞20～40m的覆盖区，有利于大中型气田的形成与保存，且多位于突变型盆山结构区（表2）。此外，现今（残存）大中型油气田主要分布于受盆地北部龙门山、米仓山和大巴山突变型盆山结构控制的前缘盆地地区和受盆地基底控制的盆地中央的川中原地隆起－盆地区［35］。突变型盆山边界外（盆外）虽然存在古油气藏，但由于强烈的构造隆升作用，古油气藏遭到完全破坏。

因此，盆山结构与盖层的关系非常密切，突变型盆山结构至盆地内变形较弱，区域盖层未发生破坏，保存条件较佳；渐变型盆山结构的构造变形较强，区域盖层条件多次遭到破坏，削弱了整体的封闭性，致使不易形成大型油气田。

2.3.3 盆山结构分区和油气保存条件评价

据构造变形强度、抬升剥蚀作用、油气保存条件等，四川盆地与周缘造山带可以大致分为五大盆山结构区（图7）［35］。川北突变型盆山结构区（秦岭构造控制域），其构造受龙门山、米仓山和大巴山三者联合影响，燕山晚期最终形成造山带－前陆盆地二元结构，构造分带性、分层性明显，线性盆山关系清晰。川西突变型盆山结构区，受控于青藏高原的形成和演化，主体定型于喜马拉雅期，盆山结构的构造分异性强，线性盆山关系非常清晰，为典型线性突变型盆山结构。前述二者与川中原地隆起－盆地区（基底构造控制域）的盆内结构带一样，构造普遍变形较弱、构造幅度较小、抬升剥蚀幅度较低和较厚的陆相地层分布特征，因而具有较好的油气保存条件。川东渐变型盆山结构区（雪峰构造控制域），受控于盆缘燕山期多层次滑脱扩展变形，构造变形强烈、抬升剥蚀作用较强、残存陆相地层厚度较薄，尤其是川西南渐变型盆山结构区（雪峰－青藏－基底构造联合控制域），受新生代青藏高原东向扩展变形作用强烈，叠加构造变形作用明显，因而具较差的油气保存条件。

2.3.4 盆山结构分区与油气分布

四川盆地是中国南方最大的含油气盆地，也是中国典型的叠合盆地，具有悠久的油气勘探历史，至今发现含气层位20多个、气田173个、油田13个。盆内现今大中型油气田（探明储量10×109m3）共38个，其中海相大中型气田22个、陆相大中型气田16个（图10），探明储量占盆地天然气总储量86.5%，其中大型和中型油气田探明储量分别占总储量的64.7%和21.8%。

表2 四川盆地主要大气田直接盖层、区域盖层与盆山结构关系Table 2 The relationship of the cap－rocks of the medium－large size gas／oil fields inSichuan Basin to the basin－mountain texture

四川盆地现今大中型油气田分布在受三大突变型盆山边界控制和影响的川北突变型盆山结构区（Ⅰ区：秦岭构造变形控制域）共11个，其中大型油气田5个、中型油气田6个，6个含气层位分别为石炭系黄龙组、上二叠统长兴组、下三叠统飞仙关组和嘉陵江组、中三叠统雷口坡组、上三叠统须家河组，以二叠系及下三叠统海相气藏为主（占盆地海相探明总储量的54.78%），本区探明储量占四川盆地天然气总储量的41.09%（包含元坝气田）。

图10 四川盆地盆山边界类型和大中型油气田分布图Fig.10 Basin－mountain systems and the distribution of the medium－large size gas／oil fields in Sichuan Basin

川西突变型盆山结构区（Ⅱ区：青藏高原构造变形控制域）现今大中型油气田共8个，其中大型油气田2个、中型油气田6个，5个含气层位分别为上三叠统须家河组、侏罗系沙溪庙组、蓬莱镇组、遂宁组及白垩系，以上三叠统须家河组和中上侏罗统陆相气藏为主（占陆相探明总储量的51.36%），其大中型油气田探明储量占盆地天然气总储量13.33%。

川东渐变型盆山结构区（Ⅲ区：雪峰构造变形控制域）现今大中型油气田共11个，其中大型油气田3个、中型油气田8个，4个含气层位分别为石炭系黄龙组、上二叠统长兴组、下三叠统飞仙关组和嘉陵江组，以石炭系海相气藏为主（占盆地海相探明总储量的21.24%），探明储量占四川盆地天然气总储量13.76%。

川西南渐变型盆山结构区（Ⅳ区：青藏高原构造变形控制域）现今大中型油气田为海相威远气田（探明储量40.861×109m3）和荷包场气田，含气层位分别为上震旦统灯影组和上三叠统须家河组。

川中原地隆起－盆地区（Ⅴ区：基底构造变形控制域）现今大中型油气田最少，为7个，其中大型油气田6个、中型油气田1个，3个含气层位分别为下三叠统嘉陵江组、中三叠统雷口坡组、上三叠统须家河组，以上三叠统须家河组陆相气藏为主（占陆相探明总储量的36.04%），探明储量占盆地天然气总储量18.32%。

地理空间上，现今（残存）大中型油气田主要分布在受盆地北部龙门山、米仓山和大巴山突变型盆山结构控制的山前带（图10），共21个（其中大型油气田和中型油气田分别为10个和11个）。川西南渐变型盆山结构区虽有40余个气田，背斜构造几乎都是气田，其中探明储量＞0.5×108m3的气田仅有黄家场和麻柳场气田。实际上，四川盆地南部和盆缘在地质历史上也形成过较大的古油田和古气田，它们受后期差异构造隆升作用发生不同程度的调整成藏或改造破坏，形成现今残余（调整）气藏或古油藏，如威远气田［25，48］、米仓山古油藏［49］和丁山－林滩场古油藏［23］等。因此，四川盆地地质历史上广大范围多存在过油气富集，而现今（残存）大中型气田的空间分布虽有勘探程度的因素，但明显受盆山结构影响，现今（残存）大中型油气藏主要分布于突变型盆山结构区的前缘地区和川中原地隆起－盆地区。渐变型盆山结构控制区，由于大规模隆升剥蚀（其剥蚀量明显高于突变型盆山结构控制区）导致古油气藏后期保存条件和能量场发生较大变化；此外，盆缘由于区域盖层完全剥露，古油气藏也遭到完全破坏。

3 中国南方海相油气勘探前景探讨

中国南方从四川盆地周缘至黔东麻江再至湖北桑植甚至苏皖一带均发育古生界古油藏（图3）。这些古油藏发育表明南方不仅烃源条件好，而且有过大规模的液态烃生成运聚过程。因此，从烃源层和古油藏发育可见，中国广大南方地区，与四川盆地一样，烃源条件优越（梁狄刚，2009），烃源条件不是制约南方海相天然气成藏的关键。

中国南方地区与四川盆地最大的区别是油气保存条件，这主要是由构造作用决定的，表现在：①中国南方地区构造变形强度普遍高于四川盆地，发育更多通天断裂和裂缝系统，使保存条件变差［50－52］。②南方地区地表隆升幅度普遍大于四川盆地，致使陆相区域盖层（上三叠统—侏罗系），甚至海相区域盖层（中下三叠统膏盐层）剥蚀，使保存条件极大地变差甚至完全丧失［53，54］。

4 结论

四川叠合盆地油气富集的一级控制因素为：①烃源物质丰富且成气率高；②保存条件佳。

a.四川叠合盆地发育7套烃源岩，除上三叠统须家河组外均为油系烃源岩，且均演化程度高，在地史演化时期曾形成多个大型古油藏。叠合盆地的深埋高温作用使得四川盆地内海相地层中一切能生成天然气的有机质均充分而完全地转化成天然气，致使有机质成气率极高，形成四川盆地丰富的（常规和非常规）天然气资源。

b.上三叠统—侏罗系泥质岩和中下三叠统膏盐层是四川盆地的区域盖层。中下三叠统膏盐层是否发育是四川盆地海相油气能否大规模成藏的关键。

c.四川盆山结构特征对保存条件有重要的控制作用。突变型盆山结构区虽然造山带变形强烈，但盆地内变形弱，地表隆升剥蚀作用弱，且上三叠统—侏罗系泥质岩区域盖层厚，中下三叠统膏盐层保存完整，从而保存条件佳，有利于油气的成藏。相反，渐变型盆山结构区盆内变形较强，地表隆升剥蚀作用也较强，且上三叠统—侏罗系泥质岩区域盖层薄，中下三叠统膏盐层也受到一定的破坏，从而保存条件较差，不利于油气的成藏。

d.四川盆地油气保存条件受盖层条件和构造作用联合控制。现今（残存）大中型油气藏主要分布在突变型盆山结构区的前缘地区和川中原地隆起－盆地区。

e.中国广大南方地区，与四川盆地一样，烃源条件优越，但缺乏上三叠统—侏罗系泥质岩和中下三叠统膏盐层两套区域盖层，致使不易形成大规模常规油气聚集。

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