四川盆地东部深层盐下震旦系—寒武系天然气成藏条件与勘探方向

谷志东，殷积峰，袁苗，薄冬梅，梁东星，张航，张黎（. 中国石油勘探开发研究院；. 中国石油西南油气田公司川东北气矿）

四川盆地东部深层盐下震旦系—寒武系天然气成藏条件与勘探方向

谷志东1，殷积峰1，袁苗1，薄冬梅1，梁东星1，张航2，张黎1
（1. 中国石油勘探开发研究院；2. 中国石油西南油气田公司川东北气矿）

中国石油勘探与生产公司科技项目“四川盆地开江古隆起解剖研究与风险勘探目标评价优选”（101013kt1017001b22）

摘要：基于四川盆地东部（川东）周缘野外露头与钻井资料综合分析，通过对区内逾6×104km2地震资料进行深层构造精细解释，刻画川东中下寒武统膏盐岩层平面展布，探讨川东深层盐下震旦系—寒武系天然气成藏条件，指出近期有利勘探方向。川东深层中下寒武统发育两套区域展布含膏盐岩层，其是川东区域性滑脱层，滑脱层之上发育断层相关褶皱，之下发育宽缓背斜；盐下发育6～7排北北东、北东向展布大面积构造圈闭。川东深层盐下具备良好天然气成藏条件，生储盖空间配置好：发育陡山沱组、灯三段与水井沱组3套烃源岩，以水井沱组为主；发育灯二段、灯四段与石龙洞组3套风化壳岩溶与颗粒滩型储集层；发育中下寒武统膏盐岩与水井沱组区域性盖层。川东深层盐下勘探应首选灯四段，石龙洞组与灯二段居次，首选油气运聚指向区、埋深适中且远离盆缘区域，红花店—华蓥山北、凉水井—蒲包山—雷音铺、大天池等3排构造是近期最有利勘探区带。图11表1参49

关键词：四川盆地东部；深层—超深层勘探；膏盐岩；盐下油气藏；震旦系；寒武系；成藏条件；勘探方向

0　引言

油气勘探目的层由中浅层向深层、超深层延伸已成为必然趋势[1]，目前全球深层、超深层勘探已获得许多重要发现[2]；盐下油气资源丰富，勘探潜力巨大，是油气勘探的重要接替领域，目前全球盐下油气勘探也取得了许多重要发现[3]。寒武系含盐盆地在全球广泛分布[4-7]，东西伯利亚台地与阿曼南部含盐盆地寒武系蒸发岩之下发现了全球最古老的含油气系统[8-13]，中国塔里木盆地中寒武统盐下也展现了良好的油气勘探前景[14]。

目前川东地区有8口井（天1井、天2井、猫1井、池7井、五科1井、座3井、建深1井与太和1井）钻揭震旦系—寒武系，8口井中仅座3井与建深1井钻至下寒武统，其余井钻至中上寒武统完钻，测试主要为水层，勘探未取得突破。除盆地边缘外，川东钻揭寒武系井深超过4 500 m，推测钻揭震旦系井深超过6 000 m，属于深层—超深层范畴。钻井揭示川东中下寒武统发育两套区域展布的膏盐岩层[15-17]，如座3井在下寒武统钻遇厚近60 m的膏盐岩层，建深1井在中寒武统钻遇厚逾600 m膏盐岩层[18]，太和1井在中寒武统也钻遇厚层膏盐岩层，五科1井钻至中寒武统膏盐岩层完钻。因此，川东中下寒武统膏盐岩之下兼具“深层”与“盐下”特征。

本文基于川东周缘野外露头与钻井资料综合分析，通过对区内逾6×104km2地震资料进行深层构造精细解释，刻画川东中下寒武统膏盐岩层平面展布，探讨川东深层盐下震旦系—寒武系天然气成藏条件，指出近期有利勘探方向，该领域如获突破将成为四川盆地重要的战略接替勘探领域。

1　研究区地质背景

川东泛指四川盆地东部，东南以北东向的齐岳山断裂和湘鄂西隔槽式褶皱带毗邻，西北以北北东向的华蓥山断裂与川中地块相邻，东西宽约170 km[19]，北至南大巴冲断带，南至重庆—南川—武隆，总面积约4.5×104km2[20-21]。川东地面构造为中国最典型的隔挡式褶皱发育区[22-23]，背斜窄长而高陡，延伸长达150～200 km[24]，向斜宽阔而平坦[25]；以北东向、北北东向构造为主[20]，是多期构造活动复合、联合与叠加的结果[26]（见图1），又称为“川东褶带”[27]、“川东高陡构造”[21]与“川东侏罗山式褶皱”[26]。

川东基底具双层结构特征，下部为深变质结晶基底，上部由中浅变质的冷家溪群与板溪群褶皱基底组成，板溪群常作为“准盖层”[28-30]。基底之上沉积厚达万米的碳酸盐岩、砂泥岩夹膏盐岩[26]。川东震旦系之下发育变质基底顶面、板溪群等深层次滑脱层，之上发育中下寒武统膏盐岩、志留系页岩、三叠系嘉陵江组—雷口坡组膏盐岩等滑脱层[29,31-35]（见图2）。

2　四川盆地东部寒武系膏盐岩发育特征

2.1 膏盐岩纵向剖面发育特征

川东寒武系纵向上发育两套膏盐岩，分别位于下寒武统石龙洞组与中寒武统覃家庙组，属中下寒武统的海退沉积序列[36]，代表从浅滩到潮坪、澙湖向上变浅的沉积序列，属浅水碳酸盐缓坡和浅水蒸发台地相沉积[37]。自南西向北东方向，膏盐岩发育层位由石龙洞组向覃家庙组逐渐变新[38]，膏盐岩厚度由石龙洞组向覃家庙组逐渐加厚。座3井石龙洞组底部为含云质鲕粒灰岩，之上为灰质云岩、云岩，中上部发育厚约60 m的膏盐岩，膏岩中夹有5层薄盐岩[38]；建深1井覃家庙组底部为砂屑云岩，中上部见有巨厚含膏盐岩的致密白云岩与膏盐岩互层现象，膏盐岩累计厚达622.5 m，其中纯石膏岩9层厚达56.5 m，含膏盐岩、膏质盐岩和盐岩累计厚达120 m[17,38]。膏盐岩主要岩石类型为粉砂质白云岩、白云岩与石膏（夹石盐）互层，露头以膏溶角砾岩、石盐假晶、次生石膏为标志[16,39]。

图2　四川盆地东部震旦系—寒武系综合地层柱状剖面图

座3井下寒武统石龙洞组膏盐岩在测井上响应明显，表现为井径明显扩大，说明膏盐岩受钻井液影响发生溶解而形成井径扩大。受此影响，密度测井曲线值明显降低、声波时差值明显升高，深、浅双侧向电阻率正差异且浅测向电阻率值明显减小（见图3a）。过座3井地震剖面显示下寒武统膏盐岩层在地震剖面上具塑性聚集的响应特征，沿膏盐岩层上下形成明显的 波阻抗反射包络面。膏盐岩层也是一套滑脱层，滑脱 层之上发育前翼突破断层传播褶皱（见图3b）。

2.2 膏盐岩横向平面展布特征

野外露头与钻井资料揭示上扬子区中下寒武统两套膏盐岩具区域性展布特征[16-17,38]，但川东中下寒武统膏盐岩的平面厚度变化特征尚不明确。由于下寒武统石龙洞组与中寒武统覃家庙组纵向上较为接近，在地震剖面上很难将这两套膏盐岩层区分开来，因此笔者统称之为中下寒武统膏盐岩。基于膏盐岩在地震剖面上塑性聚集的响应特征，笔者对川中—川东逾6×104km2范围内二维、三维地震测线“塑性聚集层”顶、底包络面进行层位追踪，并对这套塑性层厚度进行平面成图，塑性层厚度变化间接反映了膏盐岩平面厚度的变化。结果显示广安—渠县—平昌—线以西的川中地区不发育膏盐岩，以东地区膏盐岩具区域展布特征（见图4）。川东中下寒武统膏盐岩受华蓥山断裂与齐岳山断裂伸展活动与滩后局限澙湖环境的影响而形成。

3　四川盆地东部深层构造样式

中下寒武统厚度大且区域展布的膏盐岩滑脱层在川东构造形变中起到了决定性作用。燕山期，受南东到北西方向挤压力作用，该套滑脱层上、下形成完全不同的构造变形样式。滑脱层之上发育逆冲断层相关褶皱，包括断层转折褶皱、断层传播褶皱、叠瓦逆冲褶皱、膝折构造与构造楔等；受川中刚性块体阻挡，川东自西向东第1排华蓥山构造断层倾向南东，依次向南东方向的其他几排构造断层均倾向北西。滑脱层之下发育宽缓背斜，为震旦系甚至褶皱基底受川东基底深层滑脱层活动影响发生褶皱作用导致（见图1、图5）。

基于上述对构造样式的分析，对川东覆盖范围达2.5×104km2二维与部分三维地震资料进行整体构造解释，结果显示川东寒武系底界发育北北东向、北东向展布的6～7排深层构造，分别为红花店—华蓥山北、凉水井—蒲包山—雷音铺、大天池、七里峡—温泉井、南门场与云安场构造（见图6），构造圈闭面积大，展现了川东深层巨大的勘探潜力。

4　四川盆地东部深层盐下震旦系—寒武系天然气成藏条件

4.1 烃源岩

4.1.1 震旦系陡山沱组烃源岩

图3　座3井下寒武统石龙洞组膏盐岩测井与地震响应（GR—自然伽马；Rd—井径；Δt—声波时差；

图4　川中—川东地区中下寒武统含膏盐岩层厚度预测图

图5　川东地区北西—南东向区域地震解释剖面（剖面位置见图1）

图6　川东地区寒武系底界构造图

图7　川东震旦系—寒武系烃源岩野外露头照片

图8　川东震旦系—寒武系烃源岩厚度等值线图

陡山沱组沉积期，川中地区为水下隆起区，属潮坪相沉积环境，如女基井沉积泥质云岩、石英砂岩夹薄层绿灰色页岩，地层厚度仅9 m，烃源岩不发育；自川中向川东，沉积水体逐渐加深，由潮坪相渐变为陆棚相、盆地相沉积，烃源岩逐渐发育，如城口高燕、明月地区沉积一套盆地相黑色炭质页岩、灰黑色粉砂质页岩夹薄层含锰页岩（见图7a），巫溪康家坪烃源岩厚约20 m，而城口明月地区厚达百米（见图8a）。由于陡山沱组烃源岩处于高—过成熟阶段，生烃潜量（S1+S2）等指标已失去原始地质指示意义，因此本文用残余有机碳含量表征高—过成熟烃源岩的有机质丰度。城口县城—明月乡公路旁陡山沱组下部黑色页岩厚约25 m，8个样品总有机碳含量（TOC）为1.23%～3.58%，平均为1.94%（见图9a），为好烃源岩。烃源岩干酪根有机碳同位素组成是判断烃源岩母质类型常用方法，梁狄刚等提出用δ13C为−26‰、−29‰作为区分海相Ⅲ、Ⅱ、Ⅰ型干酪根的两个指标界限[40]；万源大竹与城口高燕地区4个样品的δ13C值为−33.3‰～−31.5‰，平均为−32.1‰（见表1），为Ⅰ型干酪根，其母质主要来源于海洋浮游生物[41]。城口县城—明月乡公路旁陡山沱组黑色页岩8个样品最高热解温度（Tmax）为559～593 ℃，平均为576 ℃（见图9a）；万源大竹与城口高燕地区4个样品的等效镜质体反射率（Ro）为1.740%～4.032%，平均为3.126%（见表1），处于高—过成熟阶段，以生气为主。综上，川东地区陡山沱组发育一套厚度较薄（0～20 m）、有机碳含量高、Ⅰ型干酪根、处于高—过成熟生气阶段的烃源岩。

图9　川东地区陡山沱组—水井沱组地球化学柱状图

表1　川东地区震旦系—寒武系烃源岩有机地球化学特征

4.1.2 震旦系灯三段烃源岩

灯三段指灯影组沉积早期末区域抬升运动后在区域拉张环境下所发育的一套“碎屑岩层”沉积[42]，川东地区主要为陆棚相、盆地相沉积。城口高燕、休齐地区沉积了一套蓝灰色及黑色薄层泥岩，厚约6 m（见图7b），TOC值达1.8%，为好烃源岩；城口高燕2个样品的干酪根有机碳同位素为−36.8‰、−36.6‰，为Ⅰ型干酪根，其母质主要来源于海洋自养菌[41]；烃源岩热解最高温度达491 ℃，城口高燕2个样品的Ro值分别为3.412%和2.740%，处于高—过成熟阶段，以生气为主（见表1）。综上，川东地区灯三段发育一套厚度薄、有机碳含量高、Ⅰ型干酪根、处于高—过成熟生气阶段的烃源岩。4.1.3 下寒武统水井沱组烃源岩

下寒武统烃源岩是四川盆地区域性烃源岩[43]，其分布面积广、厚度大、有机碳含量高，以腐泥型为主，热演化达过成熟阶段。川东地区下寒武统水井沱组主要为陆棚相、盆地相沉积，城口、巫溪地区水井沱组底部沉积黑灰色硅质岩夹黑色薄层页岩，厚约10～20 m（见图7c），之上为黑色页岩，厚达百米（见图7d），再之上为灰绿色粉砂质泥岩。城口高观镇—休齐石溪河公路旁一背斜核部水井沱组下部未出露，背斜西南翼出露水井沱组中部黑色泥岩，之上与石牌组相接触。该剖面出露水井沱组黑色泥岩，厚约60 m，16个样品有机碳含量为0.60%～2.51%，平均为1.43%，为好烃源岩（见图9b）；城口龙田与明月地区5个样品的干酪根有机碳同位素为−34.10‰～−30.40‰，平均为−31.63‰（见表1），为Ⅰ型干酪根，其母质主要来源于海洋浮游生物[41]。城口高观镇—休齐石溪河公路旁水井沱组黑色泥岩16个样品最高热解温度为512～595 ℃，平均为540 ℃；城口龙田与明月地区5个样品的Ro值为1.221%～3.901%，平均为2.756%，处于高—过成熟阶段，以生气为主（见表1）。综上，川东地区水井沱组发育一套厚度大（见图8b）、有机碳含量高、Ⅰ型干酪根、处于高—过成熟生气阶段的优质烃源岩。

因此，基于川东周边钻井及野外露头综合分析，认为川东盐下震旦系—寒武系发育陡山沱组、灯三段与水井沱组3套烃源岩，其地球化学指标较为接近，但水井沱组分布范围广、厚度大，是该区最为重要的烃源岩。

4.2 储集层

结合四川盆地及其周缘钻井与露头资料，认为川东深层盐下发育灯二段、灯四段与下寒武统石龙洞组3套主要储集层，灯二段、灯四段发育风化壳与层间岩溶储集层，石龙洞组发育颗粒滩与风化壳岩溶储集层。

4.2.1 震旦系灯影组储集层

灯影组岩性主要为叠层石、层纹石、凝块石与核形石等所组成的微生物白云岩，以及砂砾屑、粉屑等颗粒白云岩，其有利沉积相带为台地丘、滩相复合体；灯三段的“碎屑岩层”将灯影组纵向划分为灯二段与灯四段两套储集层。川东地区灯影组发育台地相与台缘相沉积，如湖北利川鱼皮泽构造利1井灯影组实钻垂厚达833.5 m，巫溪康家坪灯影组厚达711.0 m，丘滩相发育，为台地边缘相沉积；由利1井向东南方向，鄂参1井钻遇厚度仅92.5 m，由巫溪康家坪向西北方向，城口明月厚度仅104 m，发育薄层泥晶灰岩，为斜坡—盆地相沉积（见图10）。

图10　城口明月—鄂参图1　井北西—南东向灯影组对比剖面（剖面位置见图1）

震旦系灯影组风化壳岩溶储集层的形成受晚震旦世—早寒武世早期3期区域抬升运动的控制[42]。灯影组沉积早期末，四川盆地及其周缘发生区域抬升运动，使灯二段出露地表遭受风化剥蚀形成风化壳岩溶储集层；如巫溪土城灯影组属于台地边缘相沉积，灯二段为微生物云岩，之上沉积灯三段灰绿色泥岩，再之上沉积灯四段白云岩，灯二段上部受区域抬升运动影响发育风化壳岩溶储集层。震旦纪末、梅树村组沉积期末，四川盆地及其周缘发生了两期区域抬升运动，有利于灯四段顶部形成岩溶风化壳型储集层；如利1井在灯四段发育3层厚39 m的风化壳岩溶储集层，溶蚀孔洞发育。此外，灯影组沉积期间，海平面频繁升降运动使灯影组暴露于大气环境之下，也有利于层间岩溶储集层发育。

4.2.2 下寒武统石龙洞组储集层

川东地区石龙洞组为深灰色中—厚层状白云岩、灰黑色中—厚层状灰岩，具似豹皮状白云岩花斑特征，纵向上可划分为5个沉积旋回[44]，每一旋回的高位域均发育颗粒滩体。川东地区石龙洞组处于浅水潮下缓坡沉积环境，缓坡带内局部凹陷区形成浅水蒸发岩盆，形成典型的浅水（水下）蒸发岩[45]，这与地震资料刻画的石龙洞组膏盐岩大面积分布相一致（见图4）。一般蒸发膏盐盆周缘颗粒滩体发育，石龙洞组膏盐盆周缘有利于高能颗粒滩体发育，易于形成颗粒滩型储集层。

川东下寒武统沉积后发生区域抬升运动，下、中寒武统之间发生沉积间断，两者之间呈平行不整合接触[46-47]，有利于石龙洞组岩溶风化壳型储集层发育，石龙洞组顶部白云岩中常见鸟眼、晶洞、膏盐假晶等暴露沉积构造。重庆石柱双流坝、彭水牌坊乡在石龙洞组顶部岩溶洞穴发育，洞穴高约2～3 m，内部堆积岩溶角砾岩。利1井石龙洞组岩心岩溶洞穴发育，洞穴内充填角砾状溶孔云岩，钻井过程中见井漏，测井解释4层储集层厚17 m，孔隙度最大达22.9%、渗透率最大达445×10−3μm2。

4.3 生储盖组合及特征

川东深层盐下震旦系—寒武系发育两套区域性盖层与一套局部盖层，两套区域性盖层分别为水井沱组厚层泥页岩与石龙洞组—覃家庙组厚层膏盐岩层，局部盖层为灯三段“碎屑岩层”。水井沱组泥页岩是川东深层盐下良好的区域性盖层，其在川东逾4×104km2范围内大面积连续分布，厚度由川中向湘鄂西、川东北逐渐增加，如川中广探2井厚120 m，湘鄂西鄂参1井、川东北城口地区厚度超过200 m。石龙洞组—覃家庙组发育的厚层膏盐岩是川东深层盐下最好的区域性盖层，如前所述其在川东区域性展布，且厚度由川中向川东逐渐增加，由几十米增厚至千余米（见图4）。灯三段“碎屑岩层”是一套局部性盖层，厚度较薄且变化较大，由几十厘米至几十米不等，不同地区岩性分别为泥岩、粉砂岩、泥质白云岩与硅质岩等[42]。

川东深层盐下具备良好的生储盖配置，纵向自下而上发育3套生储盖组合。第1套生储盖组合，陡山沱组与灯三段泥页岩为烃源岩，灯二段风化壳与层间岩溶为储集层，灯三段泥页岩为直接盖层；陡山沱组自下向上为灯二段储集层提供烃源，而灯三段泥页岩与灯二段岩溶风化壳储集层呈“填平补齐”式镶嵌接触，向其侧向及高部位提供烃源，灯三段泥页岩是上覆直接盖层，因此该套生储盖组合具有“下生上储”与“上生下储”的特征。第2套生储盖组合，水井沱组泥页岩为烃源岩与区域性盖层，灯四段风化壳与层间岩溶为储集层；水井沱组泥页岩与灯四段风化壳岩溶储集层呈镶嵌接触，向其侧向及高部位提供烃源，而水井沱组泥页岩是良好盖层，该套生储盖组合具有“上生下储”的特征。第3套生储盖组合，水井沱组泥页岩为烃源岩，石龙洞组风化壳岩溶与颗粒滩为储集层，中下寒武统膏盐岩为区域性盖层，具有“下生上储”的特征。

中下寒武统区域展布的膏盐岩层将盐下、盐上分隔成相对独立的含油气系统，阻碍盐下生成的油气向盐上运移成藏，川东多口井钻探揭示中上寒武统储集层发育，但以产水为主，应该是受这套区域性膏盐岩盖层的封堵影响。水井沱组泥页岩是川东深层盐下的主力烃源岩，与该套烃源岩密切相关的第2、3套生储盖组合优于第1套生储盖组合。灯四段风化壳岩溶储集层在四川盆地大面积广泛分布，而川东石龙洞组颗粒滩相储集层受膏盐岩影响发育变差，因此第2套生储盖组合优于第3套生储盖组合。

5　四川盆地东部深层盐下震旦系—寒武系勘探方向

川东深层盐下震旦系—寒武系发育3套烃源岩、3套储集层、2套区域性盖层和3套生储盖组合，具备有利的天然气成藏条件；川东深层盐下自西向东发育6～7排大面积构造圈闭，具备了大气区形成的有利条件，是四川盆地近期重要的战略接替勘探领域，但近期的勘探方向还需要深入思考。

从天然气成藏条件与生储盖组合分析，水井沱组泥页岩是川东深层盐下最为重要的烃源岩，与该套烃源岩密切相关的灯四段风化壳与层间岩溶、石龙洞组颗粒滩与风化壳岩溶是重要的储集层，但由于石龙洞组上部发育膏盐岩层，其储集层尤其是颗粒滩相储集层的发育规模可能较灯四段差，因此川东深层盐下应选择灯四段储集层作为勘探首要目的层，其次为石龙洞组与灯二段储集层，即首选第2套生储盖组合，其次选择第3套、第1套生储盖组合。

从油气运移的主要方向分析，川东在地质历史时期一直处于乐山—龙女寺古隆起与川东北城口生烃坳陷、湘鄂西生烃坳陷之间的斜坡区，即处于油气运移的长期有利指向区。紧邻川中地区的座3井—梁平—开江以西地区是川东最有利的油气聚集区，古油藏原油裂解成气[48]与烃源岩内滞留分散可溶有机质在高—过成熟阶段生气[49]是川东深层盐下两种主要的气源供给类型。

从3套储集层平面发育规模分析，受晚震旦世—早寒武世早期3期区域抬升运动影响，灯四段、灯二段风化壳与层间岩溶储集层在川东大面积广泛分布；受川东中下寒武统膏盐岩由川中向川东逐渐增厚影响（见图4），石龙洞组颗粒滩型储集层由川中向川东将逐渐变差。因此，紧邻川中地区的座3井—梁平—开江以西地区不仅灯二段、灯四段储集层发育，而且石龙洞组颗粒滩型储集层也相对较好，是川东最有利的勘探地区。

从构造圈闭发育规模与埋深分析，川东自西向东发育的6～7排构造圈闭面积均较大，但构造圈闭的埋深具有向东南、东北方向逐渐加深的趋势。如以勘探目的层为灯四段、进入灯影组200 m完钻计算，川东紧邻川中地区的头3排构造钻探深度在6 600～6 900 m，而向东南、东北方向钻探深度将逐渐增加到7 500 m左右。因此，从钻探深度考虑也应首选川东的西部地区构造圈闭进行勘探。

从天然气藏后期保存条件分析，盆地边缘由于后期构造活动性强，保存条件较差，勘探选区选带应当慎重。如盆地边缘的利1井、丁山1与宁1井等均产水，说明印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动等对盆地边缘早期形成的天然气藏产生了明显的破坏作用。

综上所述，认为紧邻川中地区的第1排红花店—华蓥山北构造、第2排凉水井—蒲包山—雷音铺构造、第3排大天池构造等震旦系—寒武系发育有利的天然气成藏条件，处于油气运聚的长期指向区，且埋深较浅、远离盆地边缘，是川东近期最为有利的勘探区带（见图11），建议择优评价进行井位部署。

图11　川东震旦系—寒武系有利勘探区带构造图

红花店—华蓥山北构造为紧邻川中地区的第1排构造，水井沱组烃源岩厚度大、3套储集层均发育，构造圈闭面积大，勘探目的层为华蓥山断裂下盘川中地块东延地层（见图5）。以华蓥山北构造为例，寒武系底界高点海拔−5 500 m，圈闭闭合度550 m，圈闭面积达140 km2。

凉水井—蒲包山—雷音铺构造为紧邻川中地区的第2排构造，水井沱组烃源岩厚度大，灯四段、灯二段储集层大面积发育，石龙洞组储集层较发育。以蒲包山构造为例，高点海拔−5 530 m，圈闭闭合度720 m，圈闭面积220 km2。

大天池构造为紧邻川中地区的第3排构造，水井沱组烃源岩厚度大，灯四段、灯二段储集层大面积发育，石龙洞组储集层较发育，构造圈闭面积大。该构造高点海拔−5 880 m，圈闭闭合度920 m，圈闭面积达580 km2。

6　结论

川中—川东逾6×104km2范围内地震资料精细解释揭示川东中下寒武统膏盐岩具区域性展布特征，膏盐岩层之上发育断层相关褶皱，之下发育北北东、北东向展布的6～7排大面积宽缓背斜。川东深层盐下震旦系—寒武系具备有利的天然气成藏条件：发育陡山沱组、灯三段与水井沱组3套有机碳含量高、Ⅰ型干酪根、处于高—过成熟演化阶段的烃源岩，但以水井沱组为主；发育灯二段、灯四段风化壳与层间岩溶储集层及石龙洞组颗粒滩与风化壳岩溶储集层；发育中下寒武统膏盐岩与水井沱组泥页岩两套区域性盖层，发育3套生储盖组合，与水井沱组烃源岩密切相关的第2、3套生储盖组合优于第1套。川东深层盐下震旦系—寒武系近期勘探方向：纵向上应首选灯四段，其次选择石龙洞组、灯二段作为主要目的层；平面上紧邻川中地区的红花店—华蓥山北构造、凉水井—蒲包山—雷音铺构造、大天池构造等发育有利的天然气成藏条件，处于油气运聚的长期指向区，且埋深较浅、远离盆地边缘，是最为有利的勘探区带，建议择优评价进行井位部署。

致谢：本文研究过程中得到中国石油勘探开发研究院赵文智、邹才能、胡素云、张义杰、汪泽成、管树巍等专家的大力指导，李秋芬、江青春、翟秀芬、胡英、王春明等参与了部分研究工作；中国石油西南油气田公司徐春春、沈平、张健、余明清、钟克修、曹刚、杨光、宋家荣、唐大海、范毅等专家在研究过程中提出了宝贵意见并多次进行有益讨论，在此一并表示感谢！

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（编辑 黄昌武）

Accumulation conditions and exploration directions of natural gas in deep subsalt Sinian-Cambrian System in the eastern Sichuan Basin, SW China

Gu Zhidong1, Yin Jifeng1, Yuan Miao1, Bo Dongmei1, Liang Dongxing1, Zhang Hang2, Zhang Li1
(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China; 2. Northeastern
Sichuan Gas Mine of PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Dazhou 635000, China)

Abstract:Based on comprehensive analysis of outcrops and drilling data, and interpretation of more than 6×104km2seismic data, this paper delineates the regional distribution of the gypsum-salt layers in Middle-Lower Cambrian in eastern Sichuan Basin, and discusses accumulation conditions for natural gas in deep subsalt Sinian-Cambrian System in eastern Sichuan Basin, and points out favorable exploration directions. There are two sets of regional gypsum-salt layers in the Middle-Lower Cambrian in eastern Sichuan Basin, which are regional detachment layers, with fault-related folds occurring above and broad anticlines occurring below. There are 6-7 rows of NNE and NE trending large traps developed under the salt. Good space configuration of source rocks, reservoirs and cap rocks provide favorable accumulation conditions for natural gas in the deep subsalt in this region: three sets of hydrocarbon source rocks including Sinian Doushantuo Formation, the third Member of Sinian Dengying Formation, and dominant Cambrian Shuijingtuo Formation; three sets of weathering crust karst reservoirs and grain beach reservoirs including the second and fourth Members of Sinian Dengying Formation, and Cambrian Shilongdong Formation; and the regional cap of gypsum-salt in the Middle-Lower Cambrian and shale in Shuijingtuo Formation. The top target in deep subsalt exploration in eastern Sichuan Basin should be the fourth Member of Dengying Formation, followed by Shilongdong Formation and the second Member of Dengying Formation, and areas on migration direction with appropriate burial depth and being far away from the edge of the basin should be the first choices in exploration. Therefore, the favorable hydrocarbon exploration areas in the near future are the Honghuadian-North Huaying Mountain, Liangshuijing-Pubao Mountain-Leiyinpu, and Datianchi structural belts.

Key words:eastern Sichuan Basin;(ultra-)deep stratum exploration; gypsum-salt; subsalt reservior; Sinian; Cambrian; accumulation condition; exploration direction

收稿日期：2014-02-14 修回日期：2015-02-10

作者简介：第一谷志东（1979-），男，辽宁凌海人，博士，中国石油勘探开发研究院工程师，主要从事构造地质与油气成藏研究。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院石油地质研究所，邮政编码：100083。E-mail: guzhidong@petrochina.com.cn

DOI:10.11698/PED.2015.02.02

文章编号：1000-0747(2015)02-0137-13

文献标识码：A

中图分类号：TE122.1

基金项目：国家油气科技重大专项“海相碳酸盐岩油气资源潜力与大油气田形成条件、分布规律研究”（2011ZX05004-001）；