四川盆地震旦系—寒武系特大型气田形成分布、资源潜力及勘探发现

邹才能，杜金虎，徐春春，汪泽成，张宝民，魏国齐，王铜山，姚根顺，邓胜徽，刘静江，周慧，徐安娜，杨智，姜华，谷志东

（1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油勘探与生产分公司；3.中国石油西南油气田公司；4.中国石油勘探开发研究院廊坊分院；5.中国石油杭州地质研究院）

四川盆地震旦系—寒武系特大型气田形成分布、资源潜力及勘探发现

邹才能1，杜金虎2，徐春春3，汪泽成1，张宝民1，魏国齐4，王铜山1，姚根顺5，邓胜徽1，刘静江1，周慧1，徐安娜1，杨智1，姜华1，谷志东1

（1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油勘探与生产分公司；3.中国石油西南油气田公司；4.中国石油勘探开发研究院廊坊分院；5.中国石油杭州地质研究院）

2013年四川盆地川中古隆起发现了安岳震旦系—寒武系特大型气田，磨溪区块龙王庙组探明含气面积779.9 km2，探明地质储量4 403.8×108m3，气藏类型为构造岩性气藏，该领域具备形成万亿立方米级天然气储量规模。主要取得如下认识：①重新厘定了震旦系、寒武系地层沉积充填序列及划分对比依据。②晚震旦世—早寒武世早期继承性发育“德阳—安岳”古裂陷槽，控制下寒武统烃源层分布，源岩厚20～160 m、TOC值为1.7%～3.6%、Ro值为2.0%～3.5%。③灯影组发育碳酸盐镶边台地、龙王庙组发育碳酸盐缓坡台地，靠近同沉积古隆起发育大面积颗粒滩。④大面积发育震旦系灯影组碳酸盐岩缝洞型、寒武系龙王庙组白云岩孔隙型2套主要含气储集层，准同生白云石化和表生岩溶叠加改造形成相对高孔渗储集体，灯影组孔隙度3%～4%、渗透率（1～6）×10−3µm2，龙王庙组孔隙度4%～5%、渗透率（1～5）×10−3µm2。⑤古隆起核部在晚海西—印支期发育大型古油藏，分布面积超过5 000 km2，石油资源量（48～63）×108t，燕山期发生原位原油裂解成气及斜坡深部分散液态烃裂解成气，提供充足气源。⑥震旦系—寒武系特大型气田形成和留存主要受“古裂陷槽、古台地、古油裂解气、古隆起”“四古”共同控制。⑦初步预测震旦系—寒武系天然气资源量总量可达5×1012m3左右，古隆起及其斜坡带、蜀南坳陷带、川东高陡构造带深层是该层系重点勘探区带。四川盆地深部安岳震旦系—寒武系原生原油裂解气特大型气田重大发现，在全球古老地层天然气勘探中尚属首次，对开拓全球中深层下古生界—中上元古界古老地层油气领域具有重大科学与实践意义。图15表4参20

四川盆地；安岳气田；涪陵页岩气田；古裂陷槽；古油藏；古隆起；碳酸盐台地；非常规油气；页岩气；威远页岩气田

0 引言

四川盆地川中古隆起安岳震旦系—寒武系世界级特大型原生气田的发现，结束了自1964年威远震旦系气田发现以来四川盆地震旦系—寒武系天然气勘探停滞的局面。经过60余年的艰苦探索，在该区震旦系—寒武系取得了重大突破[1-6]：2011年高石1井在震旦系灯影组获气138.15×104m3/d，2012年磨溪8井在寒武系龙王庙组获气190.68×104m3/d。在川中磨溪8井区779.9 km2范围内，寒武系龙王庙组已探明天然气地质储量4 403.8×108m3，储气层厚度12～65 m，平均40 m；储集空间以粒间溶孔、晶间溶孔为主，孔隙度4%～5%，渗透率（1～5）×10−3µm2；储气层高温（141.4 ℃）、高压（压力系数1.65）、高产（110×104m3/d）；气藏类型为构造岩性气藏。预期寒武系和震旦系2套层系含气面积超过7 000 km2，地质储量规模将达1×1012m3以上，是大型整装原生古油藏裂解气大气田。

四川盆地页岩气勘探开发也取得了重大突破。2010年威201井、2012年焦页1井等相继在威远页岩气田、涪陵页岩气田焦石坝区块等地区的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组、下寒武统筇竹寺组获得工业气流，发现了世界最古老、具万亿立方米级储量规模的大型页岩气田。其中威201井获气1×104m3/d[7]、焦页1井获气（11～50）×104m3/d[8]，2013年页岩气产量达2×108m3。

四川盆地川中古隆起安岳震旦系—寒武系特大型气田的发现，是大油气田地质理论在四川盆地古老地层天然气勘探中的成功实践[9-10]。本文从古构造恢复、岩相古地理重建、成烃成藏演化、资源评价与有利区预测等方面，系统梳理川中震旦系—寒武系勘探与研究进展，为盆地下一步勘探提供理论依据。

1 研究背景

全球元古宇—寒武系油气发现较少[11-14]。目前已证实有大规模油气发现的地区包括俄罗斯东西伯利亚盆地等，主要为油田、凝析油田或油气田，尚未发现大型气田（见表1）。俄罗斯东西伯利亚盆地元古宇里菲系、文德系和下寒武统发现原生油气田65个，累计探明可采储量为22.36×108t（油当量），其中上维柳昌气田探明储量为1 195×108m3[13]，尤鲁布钦110井在里菲系侵蚀面之下324 m处获24 m3/d工业油流[13]。阿曼南部南安曼盐盆地Haweel-Cluster地区元古宇—下寒武统发现9个碳酸盐岩油藏，探明石油地质储量为3.5×108t。印度—巴基斯坦震旦系原油储量为0.86×108t[11]。四川盆地安岳震旦系—寒武系万亿立方米级原油裂解气大气田的发现，在全球古老地层天然气勘探中尚属首次，对开拓全球中上元古界—下古生界古老地层天然气勘探领域具有重大科学与实践意义。

四川盆地大规模天然气勘探始于1953年[1,4,15]。勘探历程可大致分为3个阶段（见图1）。在第3阶段中，先后发现了普光（探明储量4 121×108m3）、川中须家河组、龙岗、元坝、安岳（磨溪区块龙王庙组）等一系列千亿立方米级大气田。

四川盆地位于扬子地台西北侧，是一个典型的多期构造叠合盆地，具有如下特点：①海相沉积为主，沉积了巨厚的震旦系—中三叠统海相地层，厚度达4 000～7 000 m；②层系控制为主，油气纵向分布受主要烃源层系控制，目前已发现21套含油气层系，基本围绕上震旦统、下寒武统、下志留统、二叠系、上三叠统、下侏罗统等烃源层系规律分布；③大隆大坡为主，盆地以大隆起、大斜坡构造为主，盆内构造变形弱，地史时期聚集的油气和形成的盖层未被大规模破坏，易形成大规模岩性油气藏、非常规油气聚集区；④盆地整体“赋油更富气”，以天然气为主，深埋高温作用使得盆地内海相地层充分生成天然气，海相碳酸盐岩气和页岩气均大规模发育，上三叠统须家河组致密砂岩气也呈大面积连片分布；⑤常规—非常规油气并重，盆地主要发育3类常规与3类非常规油气[16-17]，3类常规气藏为震旦系灯影组碳酸盐岩缝洞型气藏、寒武系龙王庙组和石炭系裂缝-孔隙型白云岩气藏、二叠系—三叠系碳酸盐岩礁滩型气藏，3类非常规油气为志留系龙马溪组与寒武系筇竹寺组页岩气、上三叠统须家河组致密气、侏罗系致密油。四川盆地内形成震旦系—志留系含气组合，常规碳酸盐岩气—非常规页岩气空间“有序聚集、共生分布”（见图2），二者可分别形成万亿立方米级天然气储量规模。

表1 世界主要大气田基本参数表[14]

图1 四川盆地历年新增天然气探明储量图

2 地层分布

四川盆地及周缘灯影组广泛分布，最大残厚逾千米，自下而上划分为4段。除第3段为碎屑岩外，其余均以白云岩为主（见图3）。灯影组白云岩中藻类化石丰富，碎屑岩中除丰富的藻类和疑源类外，还发现大量软躯体蠕形动物、多种杯（钵）状、管状骨骼化石[18]。笔者在峨边先锋剖面灯影组三段凝灰岩中测得锆石年龄为543±12 Ma（见图3）。

图2 四川盆地震旦系—下古生界不同类型天然气分布模式图

图3 四川盆地及周缘震旦系—下古生界含油气系统综合柱状图

四川盆地寒武系发育齐全，下部为麦地坪组、筇竹寺组黑色页岩，中上部为沧浪铺组、陡坡寺组/高台组两套红色碎屑岩与龙王庙组、洗象池组两套厚层白云岩，整体上构成良好的生储盖组合。寒武系下部含小壳类化石，上部含三叶虫化石，为确定地层时代和地层对比的主要依据（见图3）。

3 震旦纪—寒武纪古构造

3.1 古裂陷槽

震旦系是南华纪裂谷盆地基础上发育的扬子克拉通第1套稳定沉积盖层，区域构造背景为拉张环境。受基底断裂活动影响，在四川盆地西南部磨溪—高石梯与威远—资阳之间发育近南北向裂陷槽，称之为“德阳—安岳”裂陷槽，槽区沉积较薄的灯影组。

初步分析高石17井钻探结果发现，灯三段、灯四段连续沉积，以泥质岩为主，地层厚度薄，为3～10 m。位于古裂陷槽东翼的磨溪—高石梯地区为古地貌高地，发育高能环境下的藻丘滩相沉积，灯四段厚度达240～350 m，奠定了古隆起的雏形。

早寒武世早期，受区域拉张活动控制，古裂陷槽继承性发育，麦地坪组和筇竹寺组沉积厚度较大。古裂陷槽区的高石17井钻遇麦地坪组厚度为160 m、筇竹寺组厚度为535 m，而位于裂陷槽肩部的高石1井缺失麦地坪组，钻遇筇竹寺组厚度仅为210.5 m。

3.2 古隆起

川中古隆起是一个继承性发育的大型古隆起。晚震旦世—早寒武世早期古隆起受沉积作用控制，裂陷槽区沉积厚度小，翼部沉积厚度大。早寒武世沧浪铺组沉积期，古隆起特征更为明显，表现为水下古隆起，其核部在成都以西的龙门山区，对沧浪铺组、龙王庙组地层分布有明显的控制作用。加里东运动（志留纪末）使古隆起定型，志留系剥蚀殆尽区域的面积超过6×104km2。海西—燕山早期，古隆起继承性演化并被不断深埋。燕山晚期—喜马拉雅期，由于威远构造快速隆升，古隆起西段发生强烈构造变形，而东段构造变形微弱。古隆起控制后期油气的形成、分布与聚集。

4 沉积相与岩相古地理

4.1 碳酸盐镶边型台地

震旦纪时期，上扬子地区发育了中国最古老、保存完整的碳酸盐镶边台地。四川盆地及周缘，陡山沱组、灯一段+灯二段和灯三段+灯四段构成了3个完整的海侵—海退旋回，发育碎屑岩与碳酸盐岩两大沉积体系。其中，碎屑岩沉积体系主要发育在陡山沱组和灯三段，为优质烃源岩的发育层位；碳酸盐岩沉积体系主要发育在灯一段、灯二段和灯四段，主要包括台地边缘相、台内丘滩相、丘滩间海相和蒸发台地相等。其中的微生物格架白云岩、凝块石格架白云岩和颗粒白云岩，以及层纹石白云岩、叠层石白云岩等为最有利的储集岩相带（见图4）。

灯影组台地相白云岩的沉积相组合在垂向演化序列和平面分异格局上都突出表现为丘滩复合体特征，其沉积时的古环境为潮上带至水深10 m范围内。该套白云岩为蒸发泵、渗透—回流、微生物及埋藏白云石化复合成因，干热古气候是其形成的首要条件，同生—准同生期蒸发泵、渗透—回流作用是其最重要的形成机制，准同生—浅埋藏期微生物及埋藏期白云石化作用是前寒武纪富菌藻类时代的必然产物。

4.2 碳酸盐缓坡型台地

寒武纪时期，上扬子地区发育新型碳酸盐缓坡型台地。早寒武世梅树村组和筇竹寺组沉积期，热沉降作用形成强烈拉张裂陷，克拉通中央裂陷槽中广泛发育巨厚的高有机质丰度烃源岩，其形成模式与热水活动、上升洋流、缺氧事件、欠补偿沉积密切相关，是气源岩和页岩气形成的重要基础。早寒武世沧浪铺组沉积期，盆地“填平补齐”，广泛发育以混积陆棚相细碎屑岩—碳酸盐岩沉积为特征的缓坡。龙王庙组沉积期，台地为远端变陡的缓坡型台地[19]，自西向东北、东南依次为由颗粒滩、滩间与蒸发潟湖—蒸发潮坪各类白云岩所构成的内缓坡，由各类风暴灰岩和古地貌高地上加积成因的颗粒灰岩、豹皮状云质颗粒灰岩、层纹石白云岩构成的中缓坡，以及由薄板状、瘤状泥质泥晶灰岩、灰质泥岩构成的外缓坡—盆地相（见图5）。

龙王庙组缓坡型台地具有3个特点：①国外经典缓坡型台地依次为内缓坡蒸发潟湖与蒸发潮坪、内缓坡颗粒滩、中缓坡、外缓坡和盆地相带，而四川盆地龙王庙组发育内缓坡颗粒滩、内缓坡蒸发潟湖与蒸发潮坪、中缓坡、外缓坡、盆地相带。缓坡的腹部发育蒸发潟湖与蒸发潮坪，为新型的缓坡型台地。②四川盆地所在的内缓坡具“水下三隆两凹”（汉南、乐山—龙女寺、黔中隆起）的特征。水下隆起控制最有利储集岩——颗粒滩的发育，决定建设性成岩作用及储集层孔隙形成和演化。③汉南、乐山—龙女寺水下隆起位于台地内部，南、中、北部蒸发潟湖相带将其半环绕。在蒸发泵，尤其是高盐度海水蒸发浓缩及回流—渗透机制作用下，发生强烈白云石化作用，形成各种粒级的白云岩；黔中水下隆起因背靠蒸发潟湖，面向东南广海，其海水循环较好、白云石化程度低，形成各类风暴灰岩与夹层纹石泥晶云岩的豹皮状、花斑状云质颗粒灰岩。

图4 四川盆地及周缘灯四段岩相古地理略图

5 储集层形成机理与分布

5.1 震旦系

四川盆地震旦系灯影组发育最古老、规模最大的丘滩相岩溶型储集层，规模有效储集层主要位于灯二段和灯四段。储集空间主要为残余孔隙、孔洞和溶洞，以及晚燕山—喜马拉雅期裂缝，储集层以裂缝—孔洞（隙）及溶洞型为主（见图6）。

灯二段储集层具如下特征：①受多旋回层间岩溶面控制，并经历桐湾Ⅰ幕区域性风化壳岩溶的强烈作用；②与同生—准同生期大气淡水溶蚀成因的“葡萄花边”构造相伴生，溶蚀孔洞、格架溶孔极为发育，具有顺层发育、多套叠置和横向连通性好、平面复合连片的特点，并有大型溶洞共生。

灯四段储集层突出表现为：①经历桐湾Ⅱ、Ⅲ幕两期强烈的风化壳岩溶作用；②大型溶洞广泛分布且埋深大（至灯四段风化壳顶面距离超过200 m），并有溶蚀孔洞和孔隙共生，平均孔隙度为3%～4%，渗透率为（1～6）×10−3µm2；③划分的上下两个储集层段，均获得了高产工业气流。储集层参数见表2。

5.2 寒武系

四川盆地寒武系规模有效储集层主要位于下寒武统龙王庙组和中上寒武统洗象池组。华蓥山大断裂以西，龙王庙组发育颗粒滩相岩溶储集层，主要储集空间为粒间孔、粒间溶孔和溶蚀孔洞，其次是大型溶洞（见图7）；华蓥山大断裂以东，发育蒸发潮坪相白云岩膏模（溶）孔、粒间溶孔储集层。

龙王庙组白云岩储集层的发育受沉积相与岩溶作用共同控制。颗粒滩是发育优质储集层的基础，滩体厚度越大，储集层越发育。颗粒滩亚相储集层以颗粒（鲕粒、砂屑）白云岩和残余颗粒白云岩为主，孔隙度一般大于4%，渗透率为（1～5）×10−3µm2；滩间洼地亚相沉积以细晶—粉细晶白云岩为主，物性较差，孔隙度多小于1%。储集层参数见表3。

白云岩储集层的形成与溶蚀作用密切相关[20]，研究发现龙王庙组经历了3期大气淡水溶蚀作用：①同生—准同生期成岩阶段，颗粒滩间歇性地快速增长，常伴随大气淡水渗透成岩作用；②龙王庙组沉积末期隆升暴露溶蚀作用；③中加里东—中海西期顺层岩溶作用，中加里东期时，古隆起的西段已经演化为水上隆起，古地貌产生水位差作用，古陆剥蚀区大气淡水向东、南、北呈放射状径流，沿早先形成的粒间（溶）孔、铸模（溶）孔进行强烈的顺层溶蚀改造。

图5 四川盆地及周缘下寒武统龙王庙组岩相古地理与分布模式图

6 烃源岩与成烃演化

四川盆地震旦系—寒武系发育多套烃源岩，均为腐泥型，以生油为主。本次研究新发现两套泥质烃源岩（灯三段和陡山沱组）和两套潜在烃源岩（沧浪铺组泥岩和灯影组泥质碳酸盐岩），且斜坡深部位的志留系龙马溪组也是重要的气源供给。

6.1 烃源岩分布

震旦系陡山沱组烃源岩厚度为10～90 m，厚度高值区主要分布在盆地外围，盆地内的高值区仅位于广安—南充—遂宁地区，厚度约10～30 m，TOC值为0.56%～4.64%（平均2.06%）。震旦系灯三段的泥岩厚度为10～30 m，沿广元—南充—泸州一带呈狭长带状展布，厚度高值区在高石梯—南充及其以北的地区，TOC值为0.50%～4.73%（平均0.87%）。震旦系灯影组碳酸盐岩烃源岩为全盆地分布，厚度约为100～300 m，其厚度高值区在磨溪—高石梯地区及泸州南侧，TOC值为0.20%～3.67%（平均0.61%）。上述3套烃源岩Ro值普遍大于2.0%。

图6 灯影组白云岩丘滩储集层的储集空间类型

表2 四川盆地川中磨溪—高石梯构造震旦系灯影组储集层参数

寒武系烃源岩主要位于下寒武统麦地坪组和筇竹寺组，其中筇竹寺组底部的烃源岩大面积分布，也是页岩气赋存的层段。“德阳—安岳”古裂陷槽继承性发育，对烃源岩厚度高值区有明显的控制作用，裂陷槽内沉积的筇竹寺组+麦地坪组厚度一般为300～450 m，烃源岩厚度可达140～160 m，相邻的川中古隆起区域地层厚度一般为50～200 m，烃源岩厚度为20～80 m（见图8），TOC值为1.7%～3.6%（平均2.8%），Ro为2.0%～3.5%。此外，发现寒武系沧浪铺组也发育有效烃源岩，TOC值为0.50%～5.80%，平均1.34%。

6.2 气源对比

磨溪—高石梯地区灯影组天然气来源于震旦系和寒武系烃源岩，龙王庙组天然气主要来源于寒武系烃源岩。证据如下：①天然气乙烷碳同位素、甲烷氢同位素组成特征不同，表明其母质类型有差异；②天然气与烃源岩干酪根碳同位素组成对比（见图9）表明，磨溪—高石梯地区龙王庙组天然气与筇竹寺组页岩有亲缘关系，荷深1、磨溪—高石梯地区灯影组天然气部分来自灯影组烃源岩；③磨溪—高石梯地区灯影组沥青的成熟度介于筇竹寺组和灯影组烃源岩之间。

图7 磨溪—高石梯构造龙王庙组白云岩经溶蚀作用后形成的储集空间类型

表3 四川盆地川中磨溪—高石梯构造寒武系龙王庙组储集层参数

6.3 古油藏规模及原油裂解证据

根据沥青分布，初步推测古油藏分布面积超过5 000 km2，古油藏资源量为（48～63）×108t，其中磨溪—高石梯—龙女寺地区灯四段古油藏规模为（18～25）×108t，资阳地区为（25～32）×108t，威远地区为（5～6）×108t。震旦系—寒武系天然气主要为古原油裂解气，其证据如下：①模拟实验表明腐泥型有机质演化过程中，原油裂解气约占其生气总量的80%；②天然气组分参数ln(C1/C2)为6.35～7.85，ln(C2/C3)为3.12～4.69；③天然气组分中异构烷烃和环烷烃含量较高（干酪根裂解气该值较低）；④天然气中检测出C8—C11化合物；⑤气藏中发育大量沥青，沥青丰度受古隆起控制，核部沥青含量为7.5%，斜坡部位沥青含量逐渐减少（见图10）。此外源岩内分散油裂解气可能也是重要的气源供给。

7 大气田形成与分布

四川盆地震旦系—寒武系具备形成大气田的有利地质条件。古裂陷槽、古台地、古油藏裂解气和古隆起的时空配置控制特大型气田的形成。广覆式分布的优质烃源岩、大面积准层状储集层以及古今大型构造的叠加区是大气田形成的有利区域。在3维空间上，震旦系—寒武系常规碳酸盐岩气与非常规页岩气有序聚集、空间共生。

图8 四川盆地及周缘寒武系筇竹寺组+麦地坪组烃源岩分布图

图9 川中震旦系—寒武系天然气与干酪根碳同位素分馏关系对比图

7.1 “四古”时空配置

古裂陷槽黑色页岩、古台地丘滩岩溶储集层、古原油裂解成气和古隆起运聚富集之间的时空配置关系控制了特大气田的形成与分布（见图11）。

灯影组沉积期—早寒武世，盆地西南部发育“德阳—安岳”古裂陷槽，古地貌高部位（如磨溪—高石梯地区）发育灯影组藻丘滩体，优质白云岩储集层围绕古裂陷槽两侧呈带状分布。裂陷槽发育强盛期，寒武系优质烃源岩厚度中心的发育受古裂陷槽控制。桐湾—加里东期多幕构造运动形成了多套古岩溶优质储集层：桐湾期构造升降运动形成灯四段和灯二段两套大面积分布的岩溶储集层；寒武纪沧浪铺组沉积期古隆起开始形成，控制龙王庙组大面积颗粒滩环古隆起一带展布，形成大面积展布的优质储集层。二叠纪—中三叠世，震旦系—下寒武统烃源岩达到生油高峰，油气向隆起带顶部及上斜坡运移，形成大型古油藏。晚三叠世以来沉积了厚度达3 000～5000 m的盖层，震旦系—寒武系被深埋，古隆起轴部埋深达到7 000～8 000 m，地层温度超过200 ℃，古油藏及分散液态烃大量裂解成气，成为重要气源。加里东—早燕山期，古隆起继承性发展，历经多期构造运动，磨溪—高石梯—龙女寺一带构造变形较弱，古隆起形态较完整，利于天然气大规模聚集保存。

7.2 大气田分布范围

震旦系—寒武系大气田形成与分布主要受古隆起控制。震旦系—下古生界气藏可分为4种类型（见图12）：①原生型气藏，分布于构造变形稳定区（如磨溪—高石梯地区），利于气藏长期保存；②残存型气藏，分布于喜马拉雅期构造变形较强区，多在喜马拉雅期构造翼部，如资阳气藏；③调整型气藏，分布于喜马拉雅期构造高部位，气藏充满度较低，如威远气田；④破坏型气藏，分布于震旦系—寒武系露头区，如桑木场。

图10 四川盆地寒武系有机质成熟度（Ro）等值线与沥青含量、气田分布叠合图

原生型气藏区为大气田的主要分布区。稳定克拉通盆地内，大型古隆起是寻找大气田的重要目标区，广覆式分布的烃源岩、大面积优质储集层和古今大型构造的叠加区域最有利于大气田分布。

7.3 常规气与非常规气“有序聚集”

四川盆地发育的震旦系—志留系含气组合，是常规—非常规“有序聚集”的典型实例[16]。震旦系灯影组缝洞型气藏和寒武系龙王庙组裂缝-孔隙型气藏为常规气，寒武系筇竹寺组和志留系龙马溪组页岩气为非常规气。前者主要由古裂陷槽、古岩溶储集层、古原油裂解、古隆起富集间的相互配置所控制；后者主要由深水陆棚相富有机质、高硅钙质页岩控制。二者在空间上“有序共生”。

8 资源潜力与有利区预测

8.1 资源潜力

图11 四川磨溪—高石梯大气田震旦系—寒武系天然气成藏事件综合图

图12 四川盆地震旦系—寒武系气藏类型分布模式图

四川盆地震旦系、寒武系成藏要素及资源潜力评价结果见表4。盆地内震旦系、寒武系天然气总资源量为（4.6～5.5）×1012m3，其中震旦系为（2.5～3.0）×1012m3，寒武系为（2.1～2.5）×1012m3。川中区块震旦系、寒武系天然气总资源量为（3.0～3.5）×1012m3，其中震旦系为（1.8～2.1）×1012m3，寒武系为（1.2～1.4）× 1012m3。震旦系—志留系页岩气资源量为（5.5～6.0）× 1012m3。

表4 四川盆地震旦系—下古生界碳酸盐岩气与页岩气综合评价表

8.2 有利区预测

综合评价震旦系—下古生界储集层、烃源岩、构造和保存条件等要素，初步评价出3类有利区（见图13、图14）：①古隆起及斜坡带（震旦系—下古生界重点勘探区带），靠近寒武系筇竹寺组烃源岩的生烃中心，灯影组岩溶作用强，龙王庙组发育颗粒滩体，裂陷槽两侧高地喜马拉雅期改造作用不强，利于天然气保存。有利勘探面积达3.5×104km2，埋深约5 500～8 000 m。②蜀南坳陷带，位于古隆起外围南翼，靠近坳陷区，邻近筇竹寺组生烃中心。灯影组岩溶储集层和龙王庙组发育颗粒滩储集层，喜马拉雅期改造影响圈闭和天然气的保存。有利勘探面积为2.2×104km2，埋深为6 000～8 000 m。③川东高陡构造深层，川东深层发育大构造群，寒武系膏岩层系有利于圈闭定型和天然气保存。潟湖周缘滩体发育，但距已知生烃中心较远。其勘探面积达2.1×104km2，埋深约为6 000～8 000 m。

图13 四川盆地寒武系龙王庙组天然气勘探综合评价图

图14 四川盆地震旦系灯影组天然气勘探综合评价图

8.3 震旦系—寒武系重大发现的意义

四川盆地及邻区震旦系—寒武系具良好的天然气成藏条件，主要表现为3个方面：①震旦系—寒武系发育多套区域稳定分布的海相泥质烃源岩，为主要的天然气源岩；②在古地貌与区域不整合面控制下，层状、准层状储集体大面积分布，并与烃源岩组成良好的源储成藏组合，具备优越的成藏条件；③克拉通盆地深层的后期构造变形较弱，有利于油气藏的保存。

塔里木盆地和鄂尔多斯盆地寒武系可能具备相似的有利成藏条件，3大盆地震旦系—寒武系组合对比见图15。

图15 中国三大盆地震旦系—下古生界综合柱状图

塔里木盆地寒武系盐下白云岩与烃源岩为良好的源储成藏组合。近年完钻的塔中中深1井在中下寒武统盐下白云岩（6 400～6 800 m）钻探获工业气流，平均日产气（3.3～3.5）×104m3。中寒武统储集层厚28 m，平均孔隙度为4.5%，下寒武统储集层厚20 m，平均孔隙度为8.6%。寒武系烃源岩厚度可达20～100 m，TOC值可达10%，具有20×108t油气当量的资源规模，是未来勘探的战略性领域。

鄂尔多斯盆地寒武系可能存在良好的烃源岩，邻区南华北陆块下寒武统马店组海相页岩厚度可达10～40 m，TOC值为1%～10%，Ro值为2%～3%，具有良好的资源潜力。

四川盆地震旦系、寒武系基础地质研究尚处于起步阶段，诸多认识有待深化和修正：①“德阳—安岳”古裂陷槽发育于晚震旦世—早寒武世早期，为兴凯地裂运动产物。但也有研究认为其为桐湾运动形成的“侵蚀谷”，在早寒武世形成拉张裂陷，然后快速沉降。②古隆起核部的大型古油藏原位裂解成气，形成大气田，但古油藏的分布、规模、生气潜力及其资源贡献仍有待深化研究。③常规白云岩天然气资源量与储量规模、页岩气资源潜力等都需要进一步评价。④古隆起的古今构造叠合区是最有利的天然气勘探区，跳出古隆起评价有利勘探区仍面临复杂构造深层地震成像技术难度大等挑战。

9 结论

四川盆地川中古隆起安岳震旦系—寒武系特大型气田的发现，是大油气田地质理论在四川盆地古老地层天然气勘探的成功实践。通过进行古构造恢复、岩相古地理重建、成烃成藏演化和资源潜力评价与预测等方面的基础研究，发现安岳震旦系—寒武系大气田受“四古”（古裂陷槽黑色页岩、古台地丘滩岩溶储集层、古原油裂解成气和古隆起运聚富集）控制，形成了万亿立方米级天然气储量规模。研究表明四川、塔里木、鄂尔多斯三大盆地震旦系—寒武系将是未来勘探的重要领域。

致谢：本次研究得到了赵政璋、赵文智、戴金星、李鹭光、高瑞琪、顾家裕、冉隆辉、何海清等的指导和帮助。参与本项研究工作的还有胡素云、李亚林、张义杰、赵路子、杨涛、杨光、周进高、李伟、沈平、杨跃明、张健、杨雨、张水昌、杨威、文龙、张师本、罗冰、张晓斌、董大忠、王玉满、殷积峰、李军、谢增业、张静、单秀琴、樊茹等，在此一并表示感谢！

[1]冉隆辉,谢姚祥,王兰生.从四川盆地解读中国南方海相碳酸盐岩油气勘探[J].石油与天然气地质,2006,27(3):289-294.Ran Longhui,Xie Yaoxiang,Wang Lansheng.Understanding exploration of marine carbonate reservoirs in South China through Sichuan Basin[J].Oil &Gas Geology,2006,27(3):289-294.

[2]金之钧,蔡立国.中国海相层系油气地质理论的继承与创新[J].地质学报,2007,81(8):1017-1024.Jin Zhijun,Cai Liguo.Inheritance and innovation of marine petroleum geological theory in China[J].Acta Geologica Sinica,2007,81(8):1017-1024.

[3]康玉柱.中国古生代海相油气资源潜力巨大[J].石油与天然气地质,2010,31(6):699-706,752.Kang Yuzhu.Great hydrocarbon potential in the Paleozoic marine sequences in China[J].Oil &Gas Geology,2010,31(6):699-706,752.

[4]马永生,蔡勋育,赵培荣,等.四川盆地大中型天然气气田分布特征与勘探方向[J].石油学报,2010,31(3):347-354.Ma Yongsheng,Cai Xunyu,Zhao Peirong,et al.Distribution and further exploration of the large-medium sized gas fields in Sichuan Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2010,31(3):347-354.

[5]赵文智,汪泽成,胡素云,等.中国陆上三大克拉通盆地海相碳酸盐岩油气藏大型化成藏条件与特征[J].石油学报,2012,33(S2):1-10.Zhao Wenzhi,Wang Zecheng,Hu Suyun,et al.Large-scale hydrocarbon accumulation factors and characteristics of marine carbonate reservoirs in three large onshore cratonic basins in China[J].Acta Petrolei Sinica,2012,33(S2):1-10.

[6]戴金星,邹才能,陶士振,等.中国大气田形成条件和主控因素[J].天然气地球科学,2007,18(4):473-484.Dai Jinxing,Zou Caineng,Tao Shizhen,et al.Formation conditions and main controlling factors of large gas fields in China[J].Natural Gas Geoscience,2007,18(4):473-484.

[7]邹才能,董大忠,王社教,等.中国页岩气形成机理、地质特征及资源潜力[J].石油勘探与开发,2010,37(6):641-653.Zou Caineng,Dong Dazhong,Wang Shejiao,et al.Geological characteristics,formation mechanism and resource potential of shale gas in China[J].Petroleum Exploration and Development,2010,37(6):641-653.

[8]郭彤楼,张汉荣.四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式[J].石油勘探与开发,2014,41(1):28-36.Guo Tonglou,Zhang Hanrong.Formation and enrichment mode of Jiaoshiba shale gas field,Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2014,41(1):28-36.

[9]邹才能,陶士振.大油气区的内涵、分类、形成和分布[J].石油勘探与开发,2007,34(1):5-12.Zou Caineng,Tao Shizhen.Connotation,classification,formation and distribution of giant oil and gas province[J].Petroleum Exploration and Development,2007,34(1):5-12.

[10]赵政璋,杜金虎,邹才能,等.大油气区地质勘探理论及意义[J].石油勘探与开发,2011,38(5):513-522.Zhao Zhengzhang,Du Jinhu,Zou Caineng,et al.Geological exploration theory for large oil and gas provinces and its significance[J].Petroleum Exploration and Development,2011,38(5):513-522.

[11]王铁冠,韩克猷.论中-新元古界的原生油气资源[J].石油学报,2011,32(1):1-7.Wang Tieguan,Han Keyou.On Meso-Neoproterozoic primary petroleum resources[J].Acta Petrolei Sinica,2011,32(1):1-7.

[12]邹才能,张光亚,陶士振,等.全球油气勘探领域地质特征、重大发现及非常规石油地质[J].石油勘探与开发,2010,37(2):129-145.Zou Caineng,Zhang Guangya,Tao Shizhen,et al.Geological features,major discoveries and unconventional petroleum geology in the global petroleum exploration[J].Petroleum Exploration and Development,2010,37(2):129-145.

[13]杜金虎,杨华,徐春春,等.东西伯利亚地台碳酸盐岩成藏条件对我国油气勘探的启示[J].岩性油气藏,2013,25(3):1-8.Du Jinhu,Yang Hua,Xu Chunchun,et al.Carbonate reservoir forming conditions of East Siberia platform and its inspiration to oil and gas exploration in China[J].Lithologic Reservoirs,2013,25(3):1-8.

[14]Halbouty M T.AAPG Memoir 78:Giant oil and gas fields of the decade 1990-1999[M].Tulsa:AAPG,2003.

[15]贾承造,李本亮,张兴阳,等.中国海相盆地的形成与演化[J].科学通报,2007,52(S1):1-8.Jia Chengzao,Li Benliang,Zhang Xingyang,et al.Formation and evolution of marine basins in China[J].Chinese Science Bulletin,2007,52(S1):1-8.

[16]邹才能,杨智,张国生,等.常规-非常规油气“有序聚集”理论认识及实践意义[J].石油勘探与开发,2014,41(1):14-27.Zou Caineng,Yang Zhi,Zhang Guosheng,et al.Concepts and practical significances of the conventional and unconventional petroleum “orderly accumulation”[J].Petroleum Exploration and Development,2014,41(1):14-27.

[17]Zou C N,Yang Z,Tao S Z,et al.Continuous hydrocarbon accumulation over a large area as a distinguishing characteristic of unconventional petroleum:The Ordos Basin[J].Earth-Science Reviews,2013,126:358-369.

[18]华洪,陈哲,张录易.陕南新元古代末期微体管状疑难化石[J].古生物学报,2005,44(4):487-493.Hua Hong,Chen Zhe,Zhang Luyi.Thermal Neoproterozoic tubular microproblematica from the Dengying Formation,southern Shannxi[J].Acta Palaeontologica Sinica,2005,44(4):487-493.

[19]张满郎，谢增业，李熙喆，等.四川盆地寒武纪岩相古地理特征[J].沉积学报,2010,28(1):128-139.Zhang Manlang,Xie Zengye,Li Xizhe,et al.Characteristics of lithofacies paleogeography of Cambrian in Sichuan Basin[J].Acta Sedimentologica Sinica,2010,28(1):128-139.

[20]刘建锋,彭军,魏志红,等.川东南清虚洞组沉积特征及其对储集层的控制[J].地学前缘,2012,19(4):239-246.Liu Jianfeng,Peng Jun,Wei Zhihong,et al.Sedimentary features of Qingxudong Formation in southeast Sichuan and their control on reservoirs[J].Earth Science Frontiers,2012,19(4):239-246.

（编辑 王大锐 林敏捷 绘图 刘方方）

Formation,distribution,resource potential and discovery of the Sinian−Cambrian giant gas field,Sichuan Basin,SW China

Zou Caineng1,Du Jinhu2,Xu Chunchun3,Wang Zecheng1,Zhang Baomin1,Wei Guoqi4,Wang Tongshan1,Yao Genshun5,Deng Shenghui1,Liu Jingjiang1,Zhou Hui1,Xu Anna1,Yang Zhi1,Jiang Hua1,Gu Zhidong1
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;2.PetroChina Exploration &Production Company,Beijing 100007,China;3.PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company,Chengdu 610051,China;4.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development-Langfang Branch,Langfang 065007,China;5.PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology,Hangzhou 310023,China)

The Anyue Sinian−Cambrian giant gas field was discovered in central paleo-uplift in the Sichuan Basin in 2013,which is a structural-lithological gas reservoir,with 779.9 km2proven gas-bearing area and 4 403.8×108m3proven geological reserves in the Cambrian Longwangmiao Formation in Moxi Block,and the discovery implies it possesses trillion-cubic-meter reserves in the Sinian−Cambrian Formations in Sichuan Basin.The main understandings achieved are as follows:(1) Sinian−Cambrian sedimentary filling sequences and division evidence are redetermined;(2) During Late Sinian and Early Cambrian,“Deyang−Anyue”paleo-taphrogenic trough was successively developed and controlled the distribution of source rocks in the Lower-Cambrian,characterized by 20−160 m source rock thickness,TOC 1.7%−3.6% and Ro2.0%−3.5%;(3) Carbonate edge platform occurred in the Sinian Dengying Formation,and carbonate gentle slope platform occurred in the Longwangmiao Formation,with large-scale grain beach near the synsedimentary paleo-uplift;(4) Two types of gas-bearing reservoir,i.e.carbonate fracture-vug type in the Sinian Dengying Formation and dolomite pore type in the Cambrian Longwangmiao Formation,and superposition transformation of penecontemporaneous dolomitization and supergene karst formed high porosity-permeability reservoirs,with 3%−4% porosity and(1-6)×10−3µm2permeability in the Sinian Dengying Formation,and 4%−5% porosity and (1−5)×10−3µm2permeability in the Cambrian Longwangmiao Formation;(5) Giant paleo-oil pool occurred in the core of the paleo-uplift during late Hercynian—Indosinian,with over 5 000 km2and (48−63)×108t oil resources,and then in the Yanshanian period,in-situ crude oil cracked to generate gas and dispersive liquid hydrocarbons in deep slope cracked to generate gas,both of which provide sufficient gas for the giant gas field;(6) The formation and retention of the giant gas field is mainly controlled by paleo-taphrogenic trough,paleo-platform,paleo-oil pool cracking gas and paleo-uplift jointly;(7) Total gas resources of the Sinian−Cambrian giant gas field are preliminarily predicted to be about 5×1012m3,and the paleo-uplift and its slope,southern Sichuan Basin depression and deep formations of the high and steep structure belt in east Sichuan,are key exploration plays.The discovery of deep Anyue Sinian−Cambrian giant primay oil-cracking gas field in the Sichuan Basin,is the first in global ancient strata exploration,which is of great inspiration for extension of oil &gas discoveries for global middle-deep formations from Lower Paleozoic to Middle−Upper Proterozoic strata.

Sichuan Basin;Anyue gas field;Fuling shale gas field;paleo-taphrogenic trough;paleo-oil pool;paleo-uplift;carbonate platform;unconventional oil and gas;shale gas;Weiyuan shale gas field

中国石油勘探与生产专项“四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系含油气评价及勘探配套技术研究”（2012ZD01）

TE122

：A

1000-0747(2014)03-0278-16

10.11698/PED.2014.03.03

邹才能（1963-），男，重庆江北人，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师、博士生导师，李四光地质科学奖获得者，主要从事非常规油气地质学、常规岩性-地层油气藏与大油气区等地质理论技术研究及勘探生产实践等工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院院办，邮政编码：100083。E-mail:zcn@petrochina.com.cn

2014-03-14

2014-04-10