四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系天然气成藏特征

杨跃明，文龙,，罗冰，王文之，山述娇

（1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院；2.中国石油勘探开发研究院）

四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系天然气成藏特征

杨跃明1，文龙1,2，罗冰1，王文之1，山述娇1

（1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院；2.中国石油勘探开发研究院）

以四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系古老碳酸盐岩气藏为研究对象，通过系统分析气藏储集层、天然气组分及气藏类型、油气成藏条件与成藏演化等，研究了震旦系古老碳酸盐岩气藏成藏过程。乐山—龙女寺古隆起震旦系灯影组已发现6个气藏，气藏储集岩类、储集层类型基本一致，均具有高温、常压、强非均质性特征，但不同层段气藏类型、古隆起不同部位气藏天然气组成及碳同位素组成等方面具有明显差异。古隆起震旦系灯影组天然气属于油裂解气，主要为灯影组自身烃源岩与寒武系筇竹寺组烃源岩的混源气，良好的烃源岩、储集层、源储组合与输导条件决定了灯影组气藏的形成和保存。古隆起区灯影组气藏的形成经历了古油藏生成、古油藏裂解、气藏的调整与定型3个阶段，受古隆起形成及不同部位构造差异演化影响，气藏形成具有3种不同的天然气聚集成藏过程。图8表2参25

四川盆地；乐山—龙女寺古隆起；震旦系；灯影组；天然气；成藏条件；成藏过程

0 引言

四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系—下古生界勘探始于20世纪40年代，并于1964年在古隆起现今核部（晚三叠世前古隆起西南翼斜坡）发现中国第1个整装大型气田——威远气田[1]，产层为震旦系灯影组。从发现威远震旦系气藏至2010年，在四川盆地以震旦系为主要目的层，兼探下古生界，开展了持续勘探工作[2-3]，但因地质认识、资料准备、勘探技术及装备能力等多种因素的制约，除在威远北部发现资阳含气构造外，未获得大的勘探突破。2011年7月，高石梯构造的高石1井在寒武系龙王庙组发现气层，在震旦系灯影组获日产百万立方米的高产气流，标志着古隆起东段高部位震旦系灯影组、寒武系龙王庙组天然气勘探领域取得了重大突破[2-3]。纵向上发现3个主力产层：灯二段、灯四段、龙王庙组，其中磨溪地区龙王庙组已探明天然气地质储量为4 403×108m3，下伏灯影组已控制含气面积为7 500 km2，储量预计超1×1012m3，展示了四川盆地深层古老碳酸盐岩油气勘探的巨大潜力[2]。震旦系灯影组气藏作为四川盆地最古老的海相碳酸盐岩气藏，其储集层经历了多期次复杂的成岩演化，在构造多期调整过程中不同气藏的成藏过程与演化存在差异[1-11]。对于这类经历复杂演化气藏的形成机制及成藏过程尚不明确，同时这种古老碳酸盐岩大气区的形成机制及其在大型古隆起寻找大气田的可借鉴性有待研究，为此，本文以四川盆地乐山—龙女寺古隆起区灯影组碳酸盐岩气藏为研究对象，开展气藏地质特征、气藏形成与演化分析，讨论天然气成藏地质条件与成藏过程。

1 研究区地质背景

乐山—龙女寺古隆起是四川盆地形成最早、规模最大、延续时间最长的巨型隆起，轴线西起乐山，东至龙女寺，以志留系全剥蚀区计，古隆起面积达6.25×104km2；以寒武系底界海拔-6 000 m构造线计，盆地内古隆起南北宽120～200 km，东西长350 km，面积达5.43×104km2（见图1）。其形成演化对震旦系灯影组油气成藏具有重要影响和明显控制作用[3]。

震旦系灯影组自下而上可划分为灯一段—灯四段（见图1），其中，灯一段为贫藻白云岩，灯三段为短暂发育的滨岸相碎屑泥岩[2-4]，相比而言，灯二段和灯四段蓝藻菌相对富集，为区域性的富藻段，以藻粘结凝块云岩、藻粘结砂屑云岩为主要储集岩，规模储集层大面积连片发育[5-6]。受桐湾期上扬子地区整体抬升影响，四川盆地灯影组遭受了不同程度的剥蚀，其中资阳及西部地区剥蚀程度最高，已剥蚀至灯二段[7-9]。目前已在古隆起区的威远、资阳、高石梯、磨溪、龙女寺以及荷包场等地区发现震旦系灯影组气藏。

图1 四川盆地乐山—龙女寺古隆起形态及地层柱状图

2 灯影组气藏特征

乐山—龙女寺古隆起灯影组发育多个气藏，按照发育层位主要有灯四段和灯二段气藏；按照古隆起现今位置划分有古隆起西段核部的威远气田、斜坡位置的资阳含气圈闭，古隆起东段核部的高石梯、磨溪及龙女寺气藏及斜坡位置的荷包场气藏；按照气藏类型划分发育有地层-岩性气藏、构造气藏、岩性气藏等。古隆起不同部位、不同层段的灯影组气藏具有共性特征，也具有明显的差异。

2.1 气藏特征共性

2.1.1 产层年代、储集类型/岩类

灯影组气藏是四川盆地目前发现的产层年代最古老的气藏，为该盆地第1套碳酸盐岩地层，沉积于距今约570 Ma。据岩心测试、试井动态分析，乐山—龙女寺古隆起灯四段、灯二段气藏储集层类型、储集岩类、储集空间等特征没有明显差异。孔隙和溶洞是灯影组主要的储集空间（包括粒间溶孔和晶间溶孔、溶蚀孔洞），储集层类型以裂缝-孔洞型为主；储集岩类主要为砂屑云岩、藻粘结凝块云岩及藻叠层云岩。

2.1.2 气藏高温、常压、强非均质性特征

实测地层温度和压力资料表明，乐山—龙女寺古隆起区不同部位、不同层段的灯影组气藏都表现出高温、常压特征（见表1）。威远气田灯二段气藏中部压力平均为29.53 MPa，压力系数为1.06，气藏中部温度平均为120 ℃；高石梯—磨溪地区灯二段气藏中部压力平均为58.40 MPa，压力系数为1.07左右，气藏中部温度平均为158.40 ℃；高石梯—磨溪地区灯四段气藏中部压力平均为56.70 MPa，压力系数为1.12左右，气藏中部温度平均为153.40 ℃。

表1 乐山—龙女寺古隆起震旦系气藏天然气组成与气藏特征数据表

乐山—龙女寺古隆起灯影组气藏的另一特点为：气藏具有较强的非均质性，表现出气藏单井测试产能差异大，不同层段、不同井区的平均测试产能差异明显。截至2014年底，古隆起区灯二段测试井的测试日产量为（0.26～104.00）×104m3，平均日产气量为21×104m3；灯四段测试井的测试日产量为（0.19～209.00）×104m3，平均日产气量为40×104m3。其中，测试及试采证实台缘带为灯四段的高产、稳产区，台缘带单井平均测试日产气量达77.3×104m3，高石3井灯四段试采证实台缘带灯四段具备高产、稳产能力（见图2），已累计产气10 233.62×104m3。

2.2 气藏特征差异

2.2.1 气藏类型差异

按照层段划分，灯影组气藏主要发育在灯四段和灯二段。比较不同层段气藏类型，灯四段与灯二段气藏类型存在明显差异。

目前的勘探证实，古隆起东段高石梯—磨溪地区灯四段大面积含气，灯四段气层跨度远大于构造闭合高度，鼻凸隆起西侧上倾方向上由于灯四段地层尖灭形成遮挡，东部下倾低部位局部含水，不具有统一的气水界面，可能为低渗区局部封存水，气藏整体表现为大型古隆起背景上的地层-岩性圈闭气藏[10-11]。

早期在古隆起西部发现的威远灯二段气藏和资阳灯二段气藏，分别为构造圈闭气藏和岩性气藏，气藏充满度较低，如威远构造气藏充满度仅为25%。近期在古隆起东段高石梯、磨溪构造发现的灯二段气藏均表现为上部含气，下部普遍含水（见图3），气水界面海拔高于灯二段顶界构造最低圈闭线海拔，磨溪构造、高石梯构造灯二段压力差异明显，同一构造内具有统一的压力系统，为两个相对独立的、具有底水的构造圈闭气藏。

2.2.2 天然气性质差异

2.2.2.1 天然气组分

乐山—龙女寺古隆起西段、东段灯影组气藏天然气组成存在一定差异。古隆起西段的威远灯二段气藏和资阳灯二段气藏具有明显的高二氧化碳、高氮气、高氦气含量特征（见表1）；相比而言，古隆起东段高石梯—磨溪地区灯二段、灯四段气藏二氧化碳和氮气含量较低，氦气含量低。

2.2.2.2 天然气碳同位素组成

除天然气组分存在差异外，古隆起西段和东段灯影组气藏天然气碳同位素组成也存在明显差异，特别是乙烷碳同位素组成差异明显。古隆起西段威远地区灯影组天然气的δ13C2值较古隆起东段高石梯—磨溪地区灯影组天然气轻，以-30.0‰为界二者可以明显区别开（见图4a）。更为明显的是，古隆起西段、东段灯影组天然气甲烷和乙烷碳同位素差值存在显著差别（见图4b），古隆起东段的高石梯—磨溪、荷深1井灯影组天然气表现为正演化序列，（δ13C2-δ13C1）值大于3‰，而古隆起西段威远地区各层系天然气的甲烷、乙烷碳同位素组成已发生明显的倒转。

上述研究表明，乐山—龙女寺古隆起灯影组发育多个气藏，古隆起不同部位、不同层段的灯影组气藏圈闭类型、流体性质差异较大，这都表明古隆起区灯影组不同气藏的天然气来源、成藏条件存在差异，气藏演化及成藏过程可能不同。

图2 高石3井震旦系灯影组四段生产曲线

图3 四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系灯影组气藏剖面示意图（GR—自然伽马；Rt—地层电阻率；RXO—冲洗带电阻率）

3 成藏条件

乐山—龙女寺古隆起区良好的成藏地质条件决定了灯影组气藏的形成和保存，不同地区成藏条件的差异造成了古隆起灯影组不同气藏的特征存在差异。

3.1 烃源条件

3.1.1 烃源岩及其分布

四川盆地震旦系—寒武系发育多套烃源岩（见表2），包括震旦系陡山沱组泥岩、灯三段泥岩、筇竹寺组泥岩3套有机质丰度高的烃源岩，其TOC平均值分别可达2.06%、1.19%和1.88%，为良好的烃源岩。

烃源岩分布及生气强度研究表明：陡山沱组泥岩厚度一般为10～30 m，盆地内分布面积为5×104km2，生气强度为（4～8）×108m3/km2；灯三段泥岩厚度为10～30 m，盆地内分布面积为7×104km2，生气强度为（6～12）×108m3/km2；筇竹寺组泥岩厚50～450 m，平均达140 m，盆地内分布面积为15×104km2（见表2），生气强度一般为（20～150）×108m3/km2，平均为（40～45）×108m3/km2（见图5）。对比上述3套烃源岩分布及生气强度，下寒武统筇竹寺组烃源岩为最优质的烃源。

受德阳—安岳台内裂陷控制，下寒武统优质烃源岩沿台内裂陷分布，并在乐山—龙女寺古隆起的磨溪—高石梯西侧形成一个生烃中心[3]，筇竹寺组烃源岩厚度达300～450 m，生气强度高达（100～150）×108m3/km2，是其他地区的4倍以上。德阳—安岳台内裂陷控制下的下寒武统生烃中心为古隆起灯影组气藏的形成提供了近源成藏条件和充足气源。

图4 震旦系天然气δ13C1-δ13C2及δ13C2-（δ13C2－δ13C1）相关图

表2 四川盆地及其周缘震旦系—寒武系烃源岩基本特征

图5 下寒武统筇竹寺组烃源岩厚度及生气强度分布图

3.1.2 天然气来源

关于四川盆地震旦系天然气来源主要有上生下储、自生自储、混合来源、深部无机来源等观点[12-17]。在前人认识的基础上，本次研究通过气-源对比认为，乐山—龙女寺古隆起震旦系灯影组天然气属于油裂解气，主要为灯影组自身烃源岩与寒武系筇竹寺组烃源岩的混源气。

3.1.2.1 天然气组分与碳同位素组成分析

天然气组分与碳同位素组成分析表明，古隆起灯影组不同气藏天然气组分中的二氧化碳、氮气、氦气含量不同，同时天然气中δ13C2也存在明显差异（见表1、图4）。对比发现，尽管古隆起灯影组天然气δ13C2值均低于-26‰[11]，但古隆起西部威远气田灯影组天然气的δ13C2值较古隆起东段高石梯—磨溪地区天然气δ13C2值低，说明这些天然气均主要来自于油型干酪根，但古隆起西段、东段灯影组气藏在具体的气源或混源比例上存在差异。

3.1.2.2 气-源碳同位素组成对比

乐山—龙女寺古隆起灯影组气藏主要潜在烃源岩干酪根的碳同位素组成具有明显的差异：寒武系筇竹寺组泥岩干酪根碳同位素主要分布在-37‰～-30‰，平均为-32.8‰；灯影组泥岩碳同位素主要分布在-35‰～-29‰，平均为-31.9‰；灯影组碳酸盐岩碳同位素主要分布在-34‰～-24‰，平均为-27.8‰；陡山沱组泥岩碳同位素主要分布在-33‰～-28‰，平均为-30.7‰。对比天然气乙烷碳同位素组成（见图4），古隆起东段高石梯—磨溪地区灯影组天然气的δ13C2值（平均为-28.2‰）比筇竹寺组干酪根的δ13C要重，天然气不是单一来源于筇竹寺组烃源岩。对比其他烃源岩干酪根碳同位素组成，灯影组泥质云岩干酪根的δ13C值总体上比高石梯—磨溪地区震旦系天然气δ13C2重，从干酪根油气生成产物的碳同位素分馏方向来看，震旦系自身的碳酸盐岩可能是灯影组天然气的源岩之一。而威远气田灯影组天然气δ13C2值比筇竹寺组干酪根的δ13C值要轻，寒武系烃源岩可能是威远气田灯影组的主要气源岩。对于灯三段泥岩和陡山沱组泥岩，其干酪根的δ13C值介于威远地区灯影组天然气和高石梯—磨溪地区灯影组天然气的δ13C2值之间，同时考虑到源储直接接触的组合关系，这些烃源岩对震旦系气藏也有一定的贡献。

3.2 储集层条件

3.2.1 储集层基本特征

震旦系灯影组储集层主要发育在灯二段和灯四段，具有储集层发育层数多、累计厚度大的特征。其中，灯二段钻遇储集层厚度为28～340 m，平均厚度为93.36 m；灯四段储集层厚度为47.75～148.23 m，平均厚度为88.54 m。主要的储集岩类为藻凝块云岩、藻砂屑云岩，储集空间以粒间溶孔、晶间溶孔和溶洞为主，储集层岩心孔隙度平均值为3.47%，最大值为14.47%；渗透率为（0.005 4～76）×10-3μm2，平均值为2.08×10-3μm2。

3.2.2 储集层分布

在桐湾多幕运动影响下，乐山—龙女寺古隆起区灯影组大面积分布的丘滩相普遍受到表生期风化壳岩溶的叠合改造[10,18]，储集层普遍发育，具有连片大面积分布特征。根据地震储集层预测，高石梯—磨溪地区灯二段上段储集层厚度普遍大于50 m，大于80 m的分布面积达1 500 km2；灯四段储集层（大于50 m）分布面积超2 200 km2（见图6）。

图6 高石梯—磨溪地区三维地震工区灯四段储集层厚度分布图（三维地震工区位置见图1）

3.3 源储组合与输导体系

乐山—龙女寺古隆起震旦系烃源岩、储集层除自身条件优越外，主力烃源岩与储集层空间配置好，油气输导体系多样，形成了多源立体供烃成藏模式。

3.3.1 源储组合

纵向上，烃源岩与储集层间互发育（见图7），互层叠置；横向上，广覆式分布的烃源岩与大面积规模储集层广泛接触。其中下寒武统筇竹寺组泥岩与灯四段储集层在高石梯—磨溪地区大面积叠置接触，高石梯—磨溪地区西部台内裂陷下寒武统优质烃源岩与灯影组储集层侧向对接，油气可侧向运移至灯四段储集层，近源高效聚集成藏[11,18]；陡山沱组泥岩与灯二段储集层形成下生上储的良好成藏组合。

3.3.2 输导体系

灯影组内部发育多个不整合面及大量断层系统，有效沟通了烃源岩和储集层，形成网状油气输导体系（见图7），为古隆起区大面积油气运移成藏提供了良好通道。灯二段顶面、灯四段顶面区域性不整合面为烃源侧向运移提供了通道，储集层段大量发育的高角度张性断裂系统多数下切至烃源岩层，是油气垂向运移的有效通道。

4 古隆起演化与油气成藏

乐山—龙女寺古隆起区灯影组气藏的形成受古隆起控制，古隆起形成、演化对灯影组油气成藏及油气藏演化有关键性控制作用[19-24]，更是决定灯影组气藏成藏差异性的根本因素。

图7 乐山—龙女寺古隆起震旦系—下寒武统源储配置模式图

4.1 古隆起形成演化

乐山—龙女寺古隆起是一个发育于震旦纪的继承性隆起，具有同沉积兼剥蚀型古隆起特征，其形成演化对震旦系油气成藏有重要的控制作用，主要经历4个演化阶段（见图8）。

4.1.1 岩隆雏形阶段

受区域拉张活动和桐湾期岩溶影响，寒武纪前—早寒武世筇竹寺期地形总的趋势为西南隆、中部高、东南洼的地貌背景，德阳—安岳—荷包场一带发育南北向展布的台内裂陷[3,20-24]，台内裂陷东侧古地貌高部位叠合桐湾期侵蚀影响使四川中部地区主要表现为沉积与剥蚀残余型岩隆，形成了震旦纪古隆起雏形。此阶段，受桐湾多幕岩溶改造影响，形成了灯二段、灯四段大面积发育的优质储集层；同时台内裂陷的发育也为下寒武统优质烃源岩的沉积奠定了基础（见图8a、8b）。

4.1.2 构造隆起发育阶段

沉积响应特征表明，早寒武世筇竹寺期以后开始发育同沉积构造隆起，并在二叠纪前稳定发展。主要表现在下寒武统筇竹寺组、沧浪铺组、龙王庙组及以上地层均具有由古隆起核部向边缘逐渐增厚的特征。同时，受二叠纪前多次构造整体升降影响，隆起带顶部被剥蚀夷平，古隆起构造格局基本形成（见图8c、8d）。

4.1.3 稳定埋藏阶段

二叠纪—晚三叠世前盆地内部构造出现差异活动，主要表现为东南部隆升、西北部沉降。受其影响，古隆起在稳定埋藏过程中，两翼出现不均衡演化，古隆起轴线向东南方向有小幅迁移。总体上古隆起继承性发育，使得隆起区寒武系烃源岩主生油期延缓至三叠纪，同时为油气运聚提供了稳定的指向区，控制了古油气藏的分布（见图8e、8f）。

4.1.4 调整定型阶段

晚三叠世—白垩纪，受燕山运动影响，龙门山褶皱冲断带逆冲推覆及川西前陆盆地快速沉降，古隆起相对隆升幅度进一步扩大。进入第三纪以后，受喜马拉雅运动影响，古隆起轴线进一步向东南迁移，古隆起西段的威远地区强烈抬升，古隆起东段高石梯—磨溪地区构造稳定发展，古今构造叠合，形成现今的隆起带（见图8g、8h）。

4.2 油气成藏演化

乐山—龙女寺古隆起灯影组气藏形成经历了3个重要的成藏演化阶段（见图8c、8e、8g），受古隆起形成及不同部位构造差异演化影响，气藏的形成具有3种不同的天然气聚集成藏过程。

4.2.1 古油藏生成阶段

该阶段包括奥陶纪—志留纪的初次生油阶段和二叠纪—中三叠世的二次生油阶段[11]。奥陶纪末，古隆起斜坡及凹陷部位的烃源岩进入成熟阶段，高部位的烃源岩开始进入低成熟演化阶段。受加里东期构造运动抬升影响，志留纪末初次生油中止并持续到二叠系沉积前。随埋深快速加大，烃源岩于早二叠世进入二次生烃期，古隆起斜坡—凹陷区烃源岩、古隆起高部位烃源岩相继进入生油高峰阶段，生成的液态烃主要通过不整合面从凹陷和斜坡带向构造高部位运移，形成了乐山—龙女寺古隆起区大型古油藏（见图8c）。

此阶段，古隆起高部位的资阳古圈闭、高石梯—磨溪—龙女寺古圈闭灯影组大规模成藏，位于古斜坡带的威远地区、荷包场地区灯影组可能没有形成古油藏。资阳、高石梯、磨溪灯影组岩心中见到大量沥青，而威远、荷包场灯影组储集层沥青极少也印证这点。

图8 乐山—龙女寺古隆起与灯影组、龙王庙组气藏演化图

4.2.2 古油藏裂解阶段

晚三叠世开始，随着地层的再次深埋，地温升高，促使已形成的古油藏或分散液态烃开始发生裂解。同时，晚侏罗世—白垩纪盆地下寒武统烃源岩整体埋深已超过5 000 m，处于生气高峰期。至白垩纪末，古油藏原油已基本裂解完毕，原油裂解气与该期烃源岩直接生成的天然气开始再次聚集。储集层中赋存的大量沥青可作为古油气藏液态烃经历热裂解过程的佐证。

这一时期，前阶段古隆起区高部位形成的古油藏逐步裂解向气藏演化（见图8e），由于古隆起轴线西段进一步向东南迁移，资阳古圈闭高点开始向威远地区迁移，古隆起西段古油藏裂解气开始向威远地区长距离运移。

4.2.3 气藏的调整与定型阶段

第三纪以后，四川盆地发生大规模构造变动，震旦系气藏出现调整。古隆起东段磨溪—高石梯地区继承性沉降，构造调整不大，古油藏的裂解气原地聚集、保存，形成现今的安岳气田；古隆起西段由于威远地区的快速抬升及大型穹窿构造的形成，构造高点的迁移使得资阳古构造高演化为威远构造北斜坡带，资阳古油藏裂解气绝大部分经历了重新调整聚集，形成了威远震旦系气藏，而资阳地区仅存有限规模的古油藏裂解滞存气[25]（见图8g）。此外，古隆起斜坡带至凹陷带形成了规模不等的圈闭，此时，烃源岩仍具有生气能力，晚期圈闭可能捕获晚期裂解气而形成气藏，如荷包场灯二段气藏。

综上所述，乐山—龙女寺古隆起灯影组气藏的形成经历了古油藏生成、古油藏裂解和气藏的调整与定型3个重要的成藏演化阶段，现今气藏的形成具有古油藏裂解异位聚集成藏、古油藏裂解原位聚集成藏和晚期干气聚集成藏3种不同的天然气聚集成藏过程。

5 结论

乐山—龙女寺古隆起震旦系灯四段、灯二段发育多个气藏，气藏储集岩类、储集层类型基本一致，均具有高温、常压、强非均质性特征，但不同层段气藏类型、古隆起不同部位气藏天然气性质等方面也具有明显的差异。

古隆起灯影组天然气属于油裂解气，主要为灯影组自身烃源岩与寒武系筇竹寺组烃源岩的混源气，良好的烃源岩、储集层及源储组合与输导条件决定了灯影组气藏形成和保存。

古隆起形成演化主要经历4个阶段，古隆起区灯影组气藏的形成经历了古油藏生成、古油藏裂解、气藏的调整与定型3个阶段，受古隆起形成及不同部位构造差异演化影响，气藏的形成具有3种不同的天然气聚集成藏过程。对于高演化阶段的古老碳酸盐岩气藏，古油藏裂解气原位聚集是大型、特大型气藏形成与保存最有利的成藏机制，而稳定克拉通盆地内的大型继承性古隆起是寻找此类大气田的最有利区。

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（编辑 魏玮 王大锐）

Hydrocarbon accumulation of Sinian natural gas reservoirs,Leshan-Longnüsi paleohigh,Sichuan Basin,SW China

YANG Yueming1,WEN Long1,2,LUO Bing1,WANG Wenzhi1,SHAN Shujiao1
(1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company,Chengdu 610000,China; 2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing 100083,China)

The old Sinian carbonate reservoir in the Leshan-Longnüsi paleohigh was taken as a research object to study the process of gas accumulation in the Sinian reservoir through analysis of gas reservoir characteristics,gas composition,gas reservoir types,accumulation condition and evolution.The results show that the reservoir lithology and type are almost the same in the six gas pools discovered in the Leshan-Longnüsi paleohigh.All the gas reservoirs are characterized by high temperature,ordinary pressure,and intense heterogeneity.The gas reservoir type in different layers and the gas compositions and carbon isotopes in different locations vary obviously.The gas of Sinian Dengying Formation,originated from oil cracking,is mixed gas mainly from source rocks of Sinian Dengying Formation as well as Cambrian Qiongzhusi Formation.The source and reservoir condition,their combination and fluid transporting conditions are favorable,which can determine the gas accumulation and preservation in Dengying Formation.The Sinian gas reservoirs are believed to have been accumulated by the following processes:paleo-oil accumulation,paleo-oil cracking,and gas reservoir adjustment and finalization.There are three processes of gas accumulation in the reservoir,which are influenced by the formation of paleohigh and differential structural evolution in different positions.

Sichuan Basin; Leshan-Longnüsi paleohigh; Sinian System; Dengying Formation; natural gas; accumulation condition; accumulation process

中国石油重大科技专项“四川盆地深层海相碳酸盐岩勘探开发技术现场实验”(2014E-3208(GF))；中国石油重大专项“中国石油第四次油气资源评价——四川盆地第四次油气资源评价”（2013E-050208）

TE122.3

A

1000-0747(2016)02-0179-10

10.11698/PED.2016.02.03

杨跃明（1963-），男，江西瑞金人，博士，中国石油西南油气田公司教授级高级工程师，主要从事油气勘探开发生产管理及研究工作。地址：四川省成都市高新区天府大道北段12号，中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，邮政编码：610041。E-mail：yangym@petrochina.com.cn

联系作者：罗冰（1982-），男，河南漯河人，博士，中国石油西南油气田公司高级工程师，主要从事油气地质研究与勘探部署工作。地址：四川省成都市高新区天府大道北段12号，中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，邮政编码：610041。E-mail：lb2001@petrochina.com.cn

2015-11-13

2016-01-21