川西拗陷南段深层海相碳酸盐岩油气成藏条件与前景展望

袁 月，孙 玮，刘树根，王亮国，宋金民，李智武，叶玥豪，唐 玄，李泽奇

（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.中石化西南油气分公司 勘探开发研究院，成都610041）

川西拗陷南段一般指都江堰－成都以南、雅安－夹江以北的龙门山与龙泉山之间的地带，面积约12 000 km2的区域。在该区域主要发育大邑、雾中山、高家场、灌口、桑园坝、平落坝、三和场、张家坪、莲花山、苏码头、油罐顶、熊坡、大兴场、三苏场、周公山、汉王场、大兴西、邛西等20多个地表及潜伏构造（图1）。在这个区域内目前主要进行的是陆相浅层碎屑岩的勘探；深层海相勘探较少，还没有发现一个商业性气田。在这一区域以往的深层勘探主要遵循乐山－龙女寺加里东古隆起控制作用进行钻探的［1］，因此在古隆起轴部高点附近钻了Zg1井（1991年）和 Hs1井（2009年）。这2口井震旦系灯影组失利，但在二叠系玄武岩见工业气流。其后在周公山至大兴一带专探二叠系，但效果不理想，也没有发现大气田；然而该区一些探井揭示出深层海相有一定的勘探前景（表1）。目前的海相探井多集中于造山带与盆地的交界处，构造活动强烈，保存条件较差；而向盆地内部保存条件应渐好，但缺少探井。该区震旦系灯影组至中三叠统雷口坡组（T2l）的埋深在4～7 km，是四川盆地海相勘探较现实的区域。因此，加强川西拗陷南段深层海相碳酸盐岩油气成藏条件和前景研究的意义重大。本文利用多年来研究四川叠合盆地的成果，结合油气勘探提供的丰富资料，探讨川西拗陷南段深层海相油气基础地质条件、油气成藏过程及分布特征，供学术界和油气勘探界参考。

1 油气地质条件

1.1 烃源岩

四川盆地海相古生界公认的优质烃源岩有下寒武统九老洞组和下志留统龙马溪组，其次为上二叠统龙潭组［2］。受加里东运动隆升剥蚀的影响，川西拗陷南段是盆地内下古生界剥蚀最强烈的地区，大邑地区直接剥蚀到了震旦系灯影组，整个川西拗陷南段基本上剥蚀至下寒武统。因此，龙马溪组全部剥蚀殆尽。龙潭组在研究区也受剥蚀的影响，残余薄，甚至基本上为玄武岩（图2）。

图1 川西拗陷南段构造位置图Fig.1 Structural map of the southern part of west Sichuan Depression

表1 川西拗陷南段海相油气勘探状况Table 1 Present situation of marine petroleum exploration in the southern part of west Sichuan Depression

九老洞组的厚度受加里东古隆起剥蚀作用的影响，在川西拗陷南段厚度为0～150 m，向东和向北增厚（图3），其北部是刘树根等［3］发现的绵阳-长宁拉张槽，是下古生界和震旦系灯影组的主要供烃区［4］。该套烃源岩（九老洞组）的最优质层段是其最下部的100 m的黑色碳质页岩。川西拗陷南段九老洞组尽管受加里东古隆起影响而被剥蚀，但大部分地区下部的优质烃源岩层段仍然残存，如Zg1井残余15 m、Hs1井残余74 m厚的黑色泥岩（图2、图3），油1井也钻遇了该套地层。距研究区最近的金石1井（图2）钻探结果表明，该层位厚385 m，TOC质量分数（wTOC）一般大于0.5%，多数超过2%，是较优质的烃源岩，而且该层位页岩气测试产能2.78×104m3／d。

因此，川西拗陷南段九老洞组尽管存在剥蚀，但大部分地区仍有残余，而且残余地层均为优质的烃源岩，为深层海相油气成藏提供了烃源岩条件（图3）。下文将述，由于该区具有特殊的输导系统，邻近的生烃中心（拉张槽）生成的油气易向该地区侧向运移聚集，该区的油气源是充足的。

图2 Hs1井与Js1井海相地层综合柱状对比图Fig.2 Correlation of comprehensive column of marine strata between Well Hs1 and Well Js1

1.2 储集层

从钻探揭示的情况来看，川西拗陷南段海相储集层主要分布在5个层位：灯影组、栖霞组、茅口组、玄武岩组和雷口坡组（图2）。这5套储集层中，灯影组和茅口组与四川盆地其他地区储集层具有相似性，栖霞组、峨眉山玄武岩组和雷口坡组具有本区的特色［5－6］。本文主要介绍灯影组和雷口坡组第四段（简称“雷四段”）。

1.2.1 灯影组储集层

图3 川西拗陷南段九老洞组（残留）厚度等值线及油气保存条件趋势图Fig.3 Thickness contour map of Jiulaodong Formation and preservation conditions of oil and gas in the southern part of West Sichuan

根据藻类丰度、岩石的结构组分将灯影组由下至上分为4段［7］，灯一段为贫藻白云岩，灯二段为“雪花”状或“葡萄”状构造发育的富藻白云岩，灯三段和灯四段也为贫藻白云岩。灯影组储集层是一套全四川盆地广泛且稳定分布的储集层，前人研究成果较多［8］，由于川西拗陷南段仅 Hs1井、H1井和Zg1井钻遇，因此利用Hs1井岩心、测井结合天全龙门剖面［9］，分析其特征。

川西拗陷南段受桐湾运动的影响，部分甚至完全缺失灯四段（如龙门剖面）。Hs1井灯影组主要的岩石类型有藻纹层白云岩、藻砂屑白云岩、藻团块白云岩、核形石白云岩、晶粒白云岩、葡萄-花边状白云岩、硅质白云岩，另有少量的泡状凝块石白云岩、鲕粒白云岩和角砾状白云岩。储集层主要的孔隙类型有溶孔、溶洞、溶缝、葡萄花边洞、晶间孔和粒间孔，另有少量的沥青收缩孔和粒内孔（图4）。

Hs1井溶蚀孔洞多顺层发育，大小约为1 cm×1 cm～1 cm×10 cm，溶蚀孔洞的发育对岩石没有太明显的选择，主要发育于不整合面之下100 m。葡萄花边溶洞主要发育在藻纹层白云岩、藻砂屑白云岩、核形石白云岩和泡状凝块石白云岩中。受淡水强烈改造作用，溶孔、溶洞、葡萄花边洞均较下部发育，在顺层发育的晶洞和葡萄花边洞中，可见白云石→沥青或白云石→石英→沥青充填（图4）。此外，Hs1井岩心中多处孔洞中可以看到大量的碳沥青，说明有过大量石油的充注。

Hs1井储集层总厚度可达39 m，平均孔隙度（q）为3.52%。通过对比发现Hs1井灯影组储集层无论是岩性还是储集层特征，与威远、资阳和安岳地区气藏的灯影组一致，因此推测整个川西拗陷南段该套储集层发育稳定且良好，是最有利的储集层系。除Hs1井外，龙门剖面展示的储层特征与Hs1井是一致的，储层中充填大量沥青［9－10］。

图4 Hs1井灯影组储集层岩心及镜下特征Fig.4 The characteristics of drilling cores and microphotographs from the Upper Sinian Dengying Formation reservoir in Well Hs1

1.2.2 中二叠统储集层

目前测试效果比较好的中二叠统储集层主要集中在栖霞组白云岩、茅口组灰岩和峨眉山玄武岩组中。

Zg1、H1、Ds1、Hs1这4口井都钻遇栖霞组厚层白云岩储集层，为细－中晶生屑白云岩，裂缝、晶间孔、溶蚀孔洞均比较发育，平均孔隙度为6%～10%，储集层类型为裂缝-孔隙型，储层内沥青含量丰富［11－12］。川西拗陷南段该套储层应该普遍发育［5］，但对于该套白云岩储集层的成因解释比较复杂，近年来的研究认为主要受沉积相、埋藏溶蚀及构造裂缝复合影响［13－15］，也有可能部分与构造热液成因相关［16－19］。

茅口组储集层主要发育在不整合面附近的生屑灰岩中，以粒间溶孔和溶蚀扩大溶洞为主，裂缝占一定的比例，表明东吴运动对于茅口组的储集层有较大的控制作用［20］。孟宪武［21］认为川西茅口组储层的发育主要受控于高能浅滩相带与岩溶斜坡叠合。

川西拗陷南段二叠系存在一套较特殊的储集层——峨眉山玄武岩组火山角砾岩和气孔状玄武岩储集层。该套火山岩在周公山、大兴及油罐顶构造都有钻遇，孔隙度2%左右，储集空间以构造缝、柱状节理缝和少量气孔为主，充填有碳质沥青［6，22］。2017年 Ys1井也钻遇了这套玄武岩，为该套储层向北延伸和未来研究提供了重要的资料。

因此，川西拗陷南段目前所钻的探井都发育二叠系储集层，推测二叠系储集层在川西拗陷南段分布是比较广泛的，而且储层有沥青充填，说明有过油气聚集成藏过程。

1.2.3 雷口坡组储集层

川西南部地区雷口坡组储集层主要发育于雷三段、雷四3亚段白云岩中，储集岩类以颗粒白云岩、粉晶云岩、藻屑灰岩及砂屑灰岩为主，储集空间类型主要为粒间及粒内溶孔、晶间溶孔和晶间微孔，总体上与彭州构造雷四段储集层特征类似［23－26］。

川西南部雷三段储集层主要发育于中上部，且在横向上分布较为稳定。据大参1井、汉1井及莲花2井等78个岩心样品分析，雷三段孔隙度平均值为0.93%，最小值为0.10%，最大值为11.08%。孔隙度＜1%的样品占总数的82%，孔隙度＞2%的样品仅占3.8%左右，孔隙度＞2%的样品平均孔隙度为6.3%。雷三段仅有汉1井测有48个岩心渗透率（K），其值分布于（0.009 9～147）×10－3μm2，平均值为11.02×10－3μm2，渗透率为（0.01～1）×10－3μm2的样品占样品总数的33.33%，渗透率＞1×10－3μm2的样品占样品总数的43.75%。这与四川盆地雷三段储层的特征是一致的［27］。

川西南部地区雷四段储集层的孔隙度平均值达3.98%（据Gk003-5井5个样品），显示储集层质量相对较好，该井也是研究区目前钻遇雷口坡组的唯一工业气流井。据川西雷四段岩心物性分析数据统计结果，孔隙度（q）：＜2%的占59.1%，2%≤q＜4%的占10.7%，4%≤q＜8%的占17%，≥8%的占13.2%，平均孔隙度为3.1%；渗透率（K）：＜0.01×10－3μm2的占47.6%，（0.01≤K＜1）×10－3μm2的占32.9%，（1≤K＜10）×10－3μm2的占17%，≥10×10－3μm2的 约 占2.7%，平均渗透率为1.05×10－3μm2。由此可见，川西南部地区雷口坡组储集层总体上更为致密［28］。从相带上来看，与北部彭州雷口坡组气田属于同一构造单元。据北部Ys1井资料，储集层主要为顺纹层分布的针状溶孔和凝块叠层白云岩窗格孔、泡沫绵层结构孔、凝块团块粒内粒间溶蚀孔，前者面孔率为4%～10%，后者面孔率为5%～15%［29］。

1.3 输导系统

油气输导系统一般为不整合面、断层、连通性储集体及其组合［30－31］。川西南段这3种油气输导系统都发育，但主要以不整合面和断裂输导系统为主，对油气最终成藏有非常关键的作用，而且川西南段的不整合面与四川盆地其他地区的不整合面有着比较大的区别，具有独特的不整合面输导体系。

1.3.1 不整合面输导系统

该类型输导系统在川西南最为发育，从时代上和油气成藏意义上来讲，主要有3套区域不整合面。

第一套是桐湾运动形成的灯影组顶岩溶不整合面。该不整合面在整个四川盆地发育，分布面积大，剥蚀厚度200～600 m，加之灯影组为白云岩优质储层，因此形成岩溶不整合面［32］（图2、图5）。Hs1井和Js1井灯四段都被部分剥蚀，图5显示该不整合面为一套强的连续的反射轴特征。

第二套是加里东运动形成的不整合面。该不整合面也是在整个四川盆地发育，但在西部，特别是川西南段发育更为强烈。该不整合面主要形成于晚志留世，一直持续到早二叠世，致使二叠系直接覆盖于下古生界之上，可能缺失泥盆系和石炭系（图3）。研究区钻井揭示二叠系直接覆盖于九老洞组之上，而在东南部Js1井处则覆盖于奥陶系五峰组之上，缺失志留系，显示该不整合面向西剥蚀程度加剧。图5显示，该不整合面在川西南段的西部有部分地区与下伏桐湾期不整合面重合，对灯影组储层进行了第二次岩溶改造。

第三套是东吴运动形成的岩溶不整合面。该不整合面主要发育于茅口组的顶部，在四川盆地也是广泛分布的不整合面，龙门山前该不整合面一样发育［33］。具体到研究区，就是玄武岩直接覆盖于茅口组之上。研究区西南端峨眉山地区可以清楚地看到玄武岩柱状节理发育，为陆上喷发玄武岩；下部为煤线与含铝土质泥岩的互层，之下为茅口组岩溶角砾灰岩，都说明该不整合面的存在。茅口组由于主要岩性为灰岩，因此形成的也是岩溶不整合面，形成很好的输导系统。

图5 川西南段不整合面输导系统及古油藏成藏示意图（拉平上二叠统底）Fig.5 Unconformity conducting systems and paleo oil pools in the southern part of West Sichuan Basin（The bottom of Upper Permian is flattened）

除上述3套不整合面外，川西海相还发育印支期雷口坡组顶部不整合面，该不整合面由于最近研究较多［34－37］，这里不多阐述。

综上，川西发育的这3套古生界不整合面是深层油气非常好的输导系统。最为特殊的是在研究区的西部，加里东期和桐湾期不整合面是重合的，对下伏灯影组进行了第二次岩溶改造，极大地改善了灯影组的储集性能，形成非常好的输导层。加之剥蚀作用使得烃源岩层直接与灯影组和二叠系接触，有利于烃源岩排出的油气直接沿不整合面大面积网毯式运移，形成古油气藏（图5）。

1.3.2 断裂输导系统

川西南段从龙门山向盆地发育一系列北东向的断层（图1、图6），自造山带向盆地断裂断穿的层位逐渐变浅变新。龙门山造山带内的断层自深层一直断至地表，这类断层虽然可以成为沟通烃源的断层，但会彻底破坏油气的保存条件。因此，合适的断裂输导系统，应一方面断至深层－超深层烃源岩和古油气藏，起到沟源的作用；另一方面又不能断至地表，使调整的油气仍保留在地层中。龙门山山前隐伏断裂就是这样一条非常适合的断裂体系。该断裂体系主要位于大邑至邛崃一线，与北段彭州断层性质一致，控制了灯影组和二叠系等的油气通过断裂向上运移至浅层海相储层内形成次生油气藏（图1）。

除不整合面及断裂外，具有大范围连通性的优质储集层也可能形成非常好的输导体系。目前，在四川盆地海相被公认的这类储集层为灯影组，它对油气运移起到了非常重要的输导作用，促使油气形成大面积的差异聚集［38］。

1.4 盖层及保存条件

川西拗陷南段有效区域盖层有须家河组底部的泥质岩，中下三叠统膏盐岩和下寒武统泥质岩。这3套盖层在研究区广泛发育且厚度较大，因此纵向上盖层条件是不缺的。但盖层条件好并不等于保存条件佳。川西拗陷南段新生代构造活动强烈，受西侧龙门山断裂带和东侧龙泉山断裂以及南侧康滇构造带的影响，造成部分地区保存条件丧失，因此需利用各种资料综合分析川西拗陷南段海相保存条件。

从目前钻井地层水型和矿化度并结合钻探成果来看，拗陷区绝大部分地区海相均具有良好的保存条件；但在拗陷边缘向造山带过渡部位，保存条件或多或少受到破坏，特别是处于造山带的边缘断裂带附近，受通天断裂影响保存条件均较差。如雾中山构造老熊坪高点上的雾1井，因通天断裂发育而使保存条件受到影响，雷口坡组地层水矿化度低，氯的质量浓度（ρCl）为3.1～3.2 g／L，属于Na2SO4及Na HCO3型水。川西拗陷南段的周公山、汉王场等构造，由于紧邻地表露头区，保存条件受到一定程度影响。Zg1井震旦系产淡水，水型为Na HCO3型；但在二叠系峨眉山玄武岩组仍获气25.61×104m3／d［22］，表明保存条件因层而异。同样，Hs1井震旦系产Na2SO4淡水，矿化度（质量浓度）＜3 g／L；但栖霞组矿化度又高达19.4 g／L，为 MgCl2及CaCl2型水。邻近的H1井在须二段中途测试时火焰高达15 m，完井试油产天然气4.07×104m3／d；茅口组－栖霞组获得0.26×104m3／d的天然气产量。从上述资料中发现以下几个特征：（1）尽管这几口探井确实存在低矿化度的水型，但都有气层存在，至少说明纵向具有一定的保存条件，或者说至少在某些层段具有一定的保存条件而使天然气残留；（2）灯影组水型都为淡水，可能在周公山至汉王场灯影组是一个连通系统，说明灯影组侧向保存条件变差，致使流体可以侧向运移［38］。因此，川西南段的保存条件部分受到影响，并且主要是以侧向破坏为主，而且这些探井基本上在造山带或靠近造山带，并不代表盆地内部。

图6 川西拗陷南段构造变形特征及砂箱模拟结果图Fig.6 Structural deformation characteristics and sandbox simulation results in the southern part of West Sichuan Depression

因此，保存条件在整个川西拗陷南段各层系有很大的差异，一方面与封盖条件有关，另一方面也与构造活动和断层发育有一定的相关性，但总体上从拗陷周缘向拗陷中心逐渐变好（图3）。此外，中三叠统厚层膏盐岩也起到了非常重要的作用（表2）。川西拗陷南段尽管断裂发育，但多数盆地内断裂都消失于三叠系膏盐层中，因此浅层的构造变形和断裂并未影响深层海相的纵向封盖。

1.5 生储盖组合特征

川西拗陷南段尽管加里东运动剥蚀了较多的地层，但对于研究区生储盖组合也有好的贡献，形成非常优质的2套生储盖组合（图2）。

a.九老洞组（烃源岩）＋灯影组（储集层）＋九老洞组（盖层）上生下储顶盖型生储盖组合。该生储盖组合在四川盆地广泛存在，从层位的相对关系上来讲属于上生下储型；但受拉张槽的影响，使得在拉张槽两侧形成旁生侧储型的关系，有利于烃源侧向运移至灯影组内形成气田［3］。目前，该组合在四川盆地发现了2个大型气田，即威远气田和高石梯灯影组气田。

表2 川西拗陷南段钻遇雷口坡组和嘉陵江组岩性及厚度（δ／m）Table 2 Lithology and thickness of Triassic Leikoupo Formation and Jialingjiang Formation in the southern part of West Sichuan Depression

b.九老洞组（烃源岩）＋二叠系（储集层）＋中下三叠统（泥岩、膏盐）下生上储顶盖型生储盖组合。该生储盖组合仅见于川西拗陷南段，受加里东运动影响剥蚀才形成这种独特的生储盖组合。这种组合在油气成藏方面最具有效性，油气直接向上运移至二叠系，提高成藏效率。今后应加强此组合的油气勘探。

除此之外，雷口坡组与上覆的上三叠统泥岩形成另一套储盖组合，但其烃源目前还不明确。

2 油气成藏过程及主控因素

2.1 膏盐层与构造活动的关系

2.1.1 构造活动特征

加里东期研究区奥陶系、志留系、泥盆系以及大部分寒武系都被剥蚀了，梁山组直接覆盖在九老洞组之上，这一情况已被Zg1井和Hs1井2个钻至震旦系的深井所证实。

二叠纪－古近纪，除了晚二叠世和中三叠世末的垂直构造隆升活动，研究区未发生大的构造活动，基本以沉降为主。

喜马拉雅期，川西拗陷南段受到来自扬子地块向北西的推挤力、来自青藏高原向东的推挤力和来自川滇构造带向北的推挤力的联合作用，川西拗陷南段大致在渐新世至中新世期间整体发生变形，靠近龙门山南段处形成北东向为主的褶皱（雾中山、高家场、三和场、张家坪、莲花山背斜）和相关断裂［39］；这些北东向构造的东侧是近南北向的潜伏构造（灌口、平落坝、邛西、大塘、大兴西、汉王场）；最东侧熊坡、洪雅、盐井沟、苏码头和龙泉山背斜右列展布（图1）。按照构造变形强度和构造特征，川西拗陷南段的构造可以分为4个区（图1）。

Ⅰ区为龙门山山前地表构造带，是靠近龙门山前山的一个北西向狭长的地带，Ⅰ区背斜都具有北西翼缓、南东翼陡的特征［40－42］，它们主要受到了龙门山向南东的挤压力。

Ⅱ区为龙门山山前隐伏构造带，有多个近于南北向的潜伏构造，名山－邛崃一线地表覆盖着早更新世晚期－中更新世“雅安砾石层”。邛西断层的活动时间与大邑砾岩的沉积时间相一致，邛西断层和背斜的磁组构反映了晚新生代近E-W向的缩短变形［43－45］。该区是个重要的应力传递区，将龙门山自西向东的应力传送到四川盆地内［46－47］。

Ⅲ区为川西拗陷带，熊坡、洪雅、盐井沟、苏码头和龙泉山背斜右列展布，青衣江、岷江因为它们晚新生代的构造活动多次改道，形成了多级阶地［48－50］。有学者指出该区熊坡背斜晚新生代可能具有北东向扩展的特点，受到来自南部的动力作用［51－52］。

Ⅳ区为龙门山川滇复合构造带，同时受到龙门山南段向东和川滇构造带向北的挤压，构造复杂。

综上，Ⅰ区和Ⅲ区受新生代龙门山活动的影响较大，出现了大量的地表构造，通天断裂较多，为应力集中区，构造破坏较为严重。Ⅳ区构造复杂，尚不明确。II区经勘探发现隐伏构造最多，该区断裂既沟源且未通天（图6），垂向保存条件最佳。

2.1.2 膏盐层对构造变形的影响

为了验证膏盐岩的存在对构造的影响，并与实际地质情况相比较，我们设计了一组比例为1∶20万的砂箱进行物理模拟实验（利用成都理工大学油藏地质及开发工程国家重点实验室构造模拟设备）。实验采用的干燥石英砂和硅胶已被证明是模拟脆性地层和膏盐岩的理想材料［53－58］。

实验模型的地层厚度参考该区深井Hs1井及Zg1井的测井数据及邛崃幅地质图（1∶20万），硅胶层模拟的是在研究区普遍存在的、稳定的中下三叠统膏盐岩。模型的总厚度约为36 mm，其中硅胶层模拟雷口坡组膏盐岩层，厚2 mm，铺设硅胶的位置距离底板约14 mm。模型总共有10层，除第三层与第四层白色石英砂是以2 mm厚的无色硅胶所分隔外，其余都是由不同颜色相同粒度的彩砂相间隔。白色石英砂每层的厚度均为4 mm，彩色石英砂的厚度为1 mm。电机以0.005 mm／s的速度从左侧向右推进，模拟的是该区域在喜马拉雅期受到的北西-南东向的挤压力。

实验结果表明，主断层几乎都是在硅胶层之上产生，随着应力的挤压同时向地表和深部发展，最后突破硅胶层或被硅胶层所吸收；而次级反冲断层则被局限于硅胶层之上的砂层中。从变形强度来看，滑脱层上部地层变形强度明显强于下伏地层，因此说明滑脱层确实吸收了变形能量，也使得下伏地层原始的构造得以保持（图6）。

2.2 油气成藏过程分析

Hs1井和Js1揭示了九老洞组烃源岩的存在。龙潭组在研究区相变为砂岩，夹有一些煤线，很难形成好的烃源层。茅口组在研究区是否能成为烃源岩还存争议［59］。因此，研究区最主要的烃源岩为九老洞组。本文以九老洞组为烃源岩，利用四中心耦合成藏理论［38］来分析和解释成藏过程。川西拗陷南段的构造活动从二叠纪至23 Ma B.P.之前主要为沉降运动，构造变形的时间主要集中于23 Ma B.P.以后［43，52，60］。因此，古油气藏的形成主要以热沉降烃演化运移成藏，主要分古油藏阶段→古气藏阶段→现今气藏调整、破坏阶段（图7）。

图7 川西拗陷南段以下寒武统烃源岩为主的海相含油气系统及油气成藏示意图Fig.7 Marine petroleum system and hydrocarbon accumulation of the Cambrian source rocks in southern part of West Sichuan Depression

a.古油藏阶段（三叠纪－中白垩世末）。九老洞组泥质岩在雷口坡组沉积前埋深1.2 km，沉积后埋深约1.8 km，因此成熟期应该在此之间，晚三叠世开始大量排烃并运移至灯影组和二叠系等形成古油藏（生气中心）。这一阶段十分重要，是油气成藏非常关键的时期。因为川西南段存在九老洞组烃源岩，同时受桐湾期不整合面与加里东期不整合面的影响，油气可以沿不整合面进行大面积长距离网毯式运移，从而使得川西南段除了有该套烃源岩存在的地区可以直接垂向注入油气，远离烃源岩的地区也因此得以有油气侧向的运移充注，如川西龙门灯影组剖面发现的大量沥青即是证明［9－10］。这一阶段一直持续至晚侏罗世，古油藏埋深约3 km，部分开始裂解形成天然气。

b.古气藏阶段（晚白垩世－古近纪末）。这一阶段灯影组和二叠系等古油藏的埋深超过7 km，基本上没有大的构造运动，古圈闭未发生变化，2套古油藏内的石油热裂解形成天然气并原位形成古气藏（储气中心），同时在灯影组和二叠系等储层内残留大量的沥青。

c.现今气藏调整、破坏阶段（新近纪以来）。这一阶段受青藏高原向东推挤作用的影响，对川西拗陷南段构造变形影响较大，川西拗陷南段靠近造山带处急剧隆升，盆地内的古构造也开始变形分解，古气藏也开始调整，部分靠近盆地周缘的地下构造与地表连通，天然气侧向运移逸散，如Hs1井和Zg1井灯影组、二叠系内可能残留了一些天然气（图8）。受隆升作用的影响，Zg1井更靠近盆地的边缘，且处于斜坡带之上，因此天然气易沿不整合面运移并逸散，保存条件并不有利，二叠系的天然气受侧向封堵而残余部分天然气。Hs1井所处的汉王场构造，断层切穿了地表一直延至基底，天然气非常容易沿断层被破坏。因此，这一阶段靠近造山带边缘灯影组是以侧向运移破坏为主，灯影组天然气沿不整合面输导体系向盆地外运移并逸散，如果发育通天断层，则可能受断层影响破坏保存条件，最终未能成藏［10］。

图8 Zg1井和Hs1井联井解释剖面Fig.8 Interpretation of drilling well section of Zg1 and Hs1

断裂输导体系可为浅层次生气藏的形成提供条件。川南部分地区断裂沟通了深部古气藏和雷口坡组储层，天然气跨层运移至雷口坡组形成新的次生气藏，如灌口雷4段气藏。

盆地内部距造山带较远的部分构造，虽然浅层变形非常强烈，但受膏盐岩的影响，深部海相构造变形强度很小，保存条件未被破坏；此外还可捕获运移路径上的过路天然气，形成现今气藏，如邛西、大兴、熊坡等地区就有这种可能。

2.3 油气成藏主控因素分析

2.3.1 绵阳-长宁拉张槽

该拉张槽的西边界位于研究区的北部，槽内下寒武统优质烃源岩发育，使得研究区紧邻生烃中心，原始物质条件优越；同时也使九老洞组和灯影组的生储盖组合由通常的上生下储变为旁生侧储，有利于油气沿灯影组不整合面侧向运移成藏。

2.3.2 乐山-龙女寺加里东古隆起

破坏性作用：主要指长期剥蚀作用，剥蚀了大量的海相地层，如九老洞组在西部即被剥殆尽，龙马溪组烃源岩完全被剥蚀完，寒武－奥陶系储层在研究区也因剥蚀而不存在。

建设性作用：隆起为持续构造高点，为古生界油气运移的长期有利指向区。尽管剥蚀程度高，但形成了九老洞组烃源岩和二叠系直接接触的下生上储的生储组合，这种组合非常有利于油气的运移和聚集，这在整个四川盆地是独有的，二叠系内大量的储层沥青也证明了古油藏的存在（图5）。构造位置高，九老洞组烃源岩成熟晚，有利于晚期成藏。

2.3.3 输导系统

川西南段是四川盆地唯一桐湾期不整合面与加里东期不整合面重合的区域，这极大地提高了油气沿灯影组运移的范围，非常有利于油气沿不整合面大面积网毯式运移，提高了油气成藏的效率和规模。从龙门剖面来看，所处的位置不存在下寒武统烃源岩，其灯影组内的沥青又是古油藏裂解形成，说明古油藏内的原油是从其他地区沿不整合面运移过来形成的。而该剖面距离九老洞组烃源岩尖灭线约30 km，距离拉张槽边缘约75 km，说明运移的距离至少要超过30 km。

除不整合面输导体系外，断裂输导体系也具有非常重要的作用，靠近造山带形成了沟通深层灯影组、二叠系古油气藏等与浅层雷口坡组储层的断裂，有可能控制了灯影组和二叠系等的油气通过断裂向上运移至相对浅层海相储层内形成次生油气藏，例如雷口坡组第四段［10］。陈多［61］研究平落坝钾盐卤水锶同位素时发现雷口坡组第四段内流体有二叠系的流体特征，证明有深部的流体通过断裂向上运移，GK003-5井雷四段的天然气就有可能是通过断层向上运移的天然气形成的次生气藏。

2.3.4 中下三叠统膏盐岩

a.作为封盖条件的影响。该膏盐层为非常重要的区域盖层，它的存在有效地封盖了下伏地层的油气。四川盆地勘探成果表明，有该层存在的地区，其下伏古生界油气成藏的可能性就要高些，缺少了该套地层就会降低甚至完全不能成藏［62］。

b.作为滑脱层构造变形的影响。新近纪构造变形时，尽管在该层滑脱层之上变形非常强烈，断层也发育，但这些断层多数消失于滑脱层中，下伏深层海相变形强度非常弱，滑脱层上下的构造特征不一致，使得深部古圈闭得以保存，有利于天然气的持续成藏。

中下三叠统大量发育的膏岩层在作为盖层的同时，也严重影响了输导体系的畅通性。膏岩层作为构造变形滑脱层还导致川西南地区垂向上的分层变形，形成上下2套变形系统和流体系统，导致盆地内深部油气无法垂直向上发生跨层运移。

前文已述，研究区输导系统发育。这一方面为油气运移提供了较佳的条件，但若没有好的盖层条件，也为油气的逸散提供了途径。正是研究区优质输导系统和优质膏盐盖层的平衡作用，使该区可能有形成和保存大中型气田的条件。

3 结论

a.川西南段发育下寒武统九老洞组烃源岩，且质量较佳，又邻近绵阳-长宁拉张槽，烃源充足；同时发育震旦系灯影组、二叠系栖霞组、茅口组和中三叠统雷口坡组等多套海相储层。发育至少2套生储盖组合，即九老洞组（直接烃源）＋灯影组（储集层）＋九老洞组（盖层），九老洞组（直接烃源）＋二叠系（储集层）＋中下三叠统（泥岩、膏盐），有形成海相大中型气田的条件。

b.川西南段输导体系发育，乐山-龙女寺加里东古隆起控制下形成的四川盆地唯一桐湾期不整合面与加里东期不整合面重合的区域，使得下寒武统烃源岩直接与灯影组和二叠系等储层接触，且加里东期的不整合面对桐湾期岩溶不整合面进行了第二次岩溶改造，这极大地提高了油气运移的范围和效率。除不整合面输导体系外，龙门山前还发育了沟源断裂，沟通了下寒武统烃源岩和深层灯影组、二叠系和浅层雷口坡组的储集层，可能控制了灯影组和二叠系等的油气通过断裂向上运移至相对浅层海相储层内形成次生油气藏。

c.川西南段的中下三叠统膏岩层作为构造变形滑脱层还导致川西南地区垂向上的分层变形，形成上下2套变形系统和流体系统，导致盆地内深部油气无法垂直向上发生跨层运移，使得油气保存在深部某一层位。

d.同时具备较优生储盖组合、较优输导体系、较优保存条件的地区为龙门山前隐伏构造带，且该区在川西南段海相埋深一般＜7 km，从勘探的角度上较现实，而且涉及的层位灯影组、栖霞组、茅口组和雷口坡组，都是取得过较大发现的储集层，立体综合勘探的前景应该较好。

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