張 健 周 剛 張光榮 李國(guó)輝 汪 華

中國(guó)石油西南油氣田公司

中二疊統(tǒng)是四川盆地天然氣勘探開(kāi)發(fā)的重要層系。2000年以前，主要針對(duì)蜀南地區(qū)的裂縫型和縫洞型石灰?guī)r氣藏開(kāi)展勘探[1]，成效顯著，發(fā)現(xiàn)了325個(gè)巖溶縫洞型石灰?guī)r氣藏，其中功勛井自2井已累計(jì)產(chǎn)天然氣50.15×108m3。野外露頭顯示中二疊統(tǒng)發(fā)育白云巖儲(chǔ)層[2]，2003年礦2井進(jìn)一步證實(shí)中二疊統(tǒng)棲霞組發(fā)育厚層狀孔隙型白云巖儲(chǔ)層，2014年雙探1井在棲霞組層狀孔隙型白云巖儲(chǔ)層勘探獲重大突破[3]；另外，隨著巖溶縫洞體雕刻技術(shù)日趨成熟，近年來(lái)巖溶縫洞型石灰?guī)r油氣勘探亦取得較大進(jìn)展，展示出良好的勘探前景，如川西北九龍山構(gòu)造中二疊統(tǒng)5口井測(cè)試獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，平均單井產(chǎn)量超過(guò)100×104m3/d。據(jù)中國(guó)石油第四次資源評(píng)價(jià)成果，四川盆地中二疊統(tǒng)天然氣總資源量為15 059.39×108m3，探明儲(chǔ)量為852.03×108m3，資源探明率僅為5.66%，勘探潛力巨大。為明確四川盆地中二疊統(tǒng)下一步的天然氣勘探方向，筆者結(jié)合近年鉆井、地震勘探及研究成果，系統(tǒng)分析了該盆地中二疊統(tǒng)天然氣的沉積特征、儲(chǔ)層特征、成藏特征、天然氣富集規(guī)律及勘探方向，以期為四川盆地中二疊統(tǒng)天然氣勘探提供技術(shù)支撐。

1 中二疊統(tǒng)沉積特征

1.1 棲霞組沉積特征

棲霞組巖性主要為深灰色—灰黑色生物碎屑灰?guī)r、含生屑泥質(zhì)灰?guī)r、含燧石結(jié)核灰?guī)r，部分地區(qū)棲霞組中上部發(fā)育晶粒白云巖[4]，地層厚100～200 m。棲霞期繼承了加里東運(yùn)動(dòng)后西高東低的微地貌格局，盆地西部地區(qū)地勢(shì)較高、水體較淺，發(fā)育開(kāi)闊海臺(tái)地、臺(tái)緣灘和臺(tái)內(nèi)灘亞相[5]，其中臺(tái)緣灘體厚度大，于川西北廣元—江油—都江堰—天全—峨眉一線呈條形分布[6-7]；臺(tái)內(nèi)灘體厚度小，縱向多層疊置，平面上環(huán)加里東古隆起分布；盆地東南部地勢(shì)較低、水體較深，主要發(fā)育臺(tái)內(nèi)洼地相，分布于平昌—渠縣—合川—大足東至湖北恩施一帶。

1.2 茅口組沉積特征

茅口組各段在盆地內(nèi)的保存不一，川西南、川東南等地茅口組頂部為茅四段，瀘州古隆起及川東北等地茅口組僅存茅二段，地層殘厚200～400 m。棲霞組沉積后，茅口組沉積期巖相分異逐漸明顯，自西南向東北方向，水體深度逐漸加大，平面上可分出局限海臺(tái)地亞相、生屑灘亞相、開(kāi)闊海臺(tái)地亞相及次深海斜坡亞相等4個(gè)亞相區(qū) 。盆地大部分區(qū)域?qū)匍_(kāi)闊海臺(tái)地亞相，巖性為灰色—深灰色厚層狀泥粉晶灰?guī)r、藻蟲(chóng)灰?guī)r、含燧石團(tuán)塊灰?guī)r等，生物繁盛，種類較多。生屑灘亞相分布于2個(gè)地區(qū)，其一沿龍門(mén)山中南段—川西南—川南—重慶一帶呈馬蹄狀分布，其二分布于川中南充—安岳地區(qū)，范圍相對(duì)較小，灘體厚25～54 m，以亮晶生屑石灰?guī)r為主并發(fā)育白云巖。次深海斜坡亞相分布于廣元—達(dá)州—萬(wàn)州地區(qū)，巖性為深灰色泥灰?guī)r、黑色燧石條帶狀灰?guī)r及頁(yè)巖等，以小型腕足、鈣球、骨針及菊石等生物組合為特征。

2 中二疊統(tǒng)儲(chǔ)層特征

2.1 棲霞組儲(chǔ)層特征

棲霞組儲(chǔ)層主要受控于白云石化作用、古巖溶作用和裂縫作用[6]，以多重成因白云巖孔隙型儲(chǔ)層為主[9]，巖性為晶粒云巖或殘余生屑云巖，尤以中—粗晶云巖儲(chǔ)集性能為最好，其次為粉—細(xì)晶云巖，灰質(zhì)云巖再次之；儲(chǔ)集空間主要為晶間孔、晶間溶孔，儲(chǔ)層孔隙度主要分布在2%～3%，少數(shù)樣品高于5%，平均孔隙度為2.75%，表現(xiàn)為低孔、低滲特征，儲(chǔ)層厚5～30 m，其中臺(tái)地邊緣白云巖儲(chǔ)層厚10～30 m，臺(tái)內(nèi)灘相白云巖儲(chǔ)層介于5～20 m（圖1-a）。

2.2 茅口組儲(chǔ)層特征

2.2.1 孔隙型白云巖儲(chǔ)層特征

茅口組發(fā)育孔隙型熱水成因白云巖儲(chǔ)層[10-11]，儲(chǔ)集巖性主要為深灰色中—細(xì)晶云巖，儲(chǔ)集空間為溶孔、溶洞和溶縫；取心井白云巖層段平均孔隙度介于2.8%～4.6%，儲(chǔ)層以低孔、低滲為主，局部發(fā)育相對(duì)中—高孔層段，厚度以2～20 m為主，縱向上主要發(fā)育于茅二段中上部，沿準(zhǔn)同生期北西向斷裂展布（圖1-b）。

2.2.2 巖溶縫洞型石灰?guī)r儲(chǔ)層特征

東吳運(yùn)動(dòng)后，四川盆地中二疊統(tǒng)形成廣泛分布的巖溶縫洞型石灰?guī)r儲(chǔ)層[12-13]，儲(chǔ)層巖性以生屑灰?guī)r、泥晶灰?guī)r及眼球狀灰?guī)r為主，巖性致密，基巖孔隙度一般低于2%，滲透率一般小于0.08 mD[14]，儲(chǔ)集空間以溶洞、溶縫為主，鉆井中常見(jiàn)放空、井漏和井噴等顯示，儲(chǔ)層具分布廣、非均質(zhì)性強(qiáng)特點(diǎn)，巖溶高地、巖溶斜坡為巖溶儲(chǔ)層發(fā)育的有利區(qū)[15]。

圖1 四川盆地中二疊統(tǒng)白云巖厚度等值線圖

3 中二疊統(tǒng)天然氣成藏特征及富集規(guī)律

3.1 中二疊統(tǒng)天然氣成藏特征

3.1.1 多層系供烴

四川盆地中二疊統(tǒng)氣藏既有二疊系自身烴源，也有來(lái)自下伏下志留統(tǒng)龍馬溪組、下寒武統(tǒng)筇竹寺組烴源[15-18]。中二疊統(tǒng)烴源巖主要為棲霞組、茅口組泥灰?guī)r和泥巖，其中泥灰?guī)r厚度大，以偏腐殖混合型為主，有機(jī)質(zhì)豐度高，露頭樣品測(cè)定有機(jī)碳含量（TOC）多高于1%，平均TOC為1.4%，多以高—過(guò)成熟為主；而泥巖厚度小，以腐殖型為主，平均TOC為2.24%，多以高—過(guò)成熟為主。下寒武統(tǒng)烴源巖主要為筇竹寺組和麥地坪組暗色泥巖，筇竹寺組泥巖為腐泥型，有機(jī)質(zhì)豐度高，TOC介于0.07%～7.56%，平均為1.56%，TOC大于1.0%的占63.9%。志留系在樂(lè)山—龍女寺古隆起核部已被全部剝蝕，僅在川西北部地區(qū)和川中東部地區(qū)殘存龍馬溪組黑色頁(yè)巖和深灰色泥巖，TOC普遍較高（0.4%～1.6%），具有盆地東南部有機(jī)碳豐度值高、中西部地區(qū)豐度值低的特點(diǎn)。

3.1.2 多類型儲(chǔ)層

四川盆地中二疊統(tǒng)主要發(fā)育棲霞組孔隙型多成因白云巖儲(chǔ)層、茅口組孔隙型熱水白云巖儲(chǔ)層和茅口組巖溶縫洞型石灰?guī)r儲(chǔ)層3種類型，其中棲霞組白云巖儲(chǔ)層的發(fā)育主要受沉積微相、早期白云石化作用、晚期白云石化作用、溶蝕作用以及構(gòu)造作用等因素控制[19-20]；茅口組熱水白云巖受熱次盆微相控制，主要沿茅口組沉積時(shí)處在拉張活躍期的基底斷裂、深大斷裂和裂縫系統(tǒng)的附近沉積[3-4]；茅口組巖溶縫洞型石灰?guī)r儲(chǔ)層受巖性特征、斷裂發(fā)育程度、溶蝕時(shí)間長(zhǎng)短等因素控制，巖溶高地、巖溶斜坡為巖溶儲(chǔ)層發(fā)育的有利區(qū)[15]，在川西和川中地區(qū)，白云巖儲(chǔ)層和巖溶縫洞型石灰?guī)r儲(chǔ)層均有分布，而在川東和蜀南地區(qū)，則主要發(fā)育巖溶縫洞型石灰?guī)r儲(chǔ)層。3.1.3 多類型圈閉

四川盆地中二疊統(tǒng)早期勘探以局部構(gòu)造圈閉勘探為主，尋找裂縫型和縫洞型石灰?guī)r氣藏[21]，在蜀南地區(qū)發(fā)現(xiàn)了斷層—巖溶背斜型、巖溶—背斜型、斷層巖溶型和巖溶型4類巖溶縫洞型石灰?guī)r氣藏。近年來(lái)，在川中、川西地區(qū)棲霞組、茅口組發(fā)現(xiàn)了不同成因的白云巖儲(chǔ)層[3-4]，探明了巖性—背斜型和巖性型層狀孔隙白云巖氣藏（圖2）。

3.1.4 多套蓋層及良好的保存條件

上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M是中二疊統(tǒng)的直接蓋層，巖性以頁(yè)巖夾少量石灰?guī)r為主，厚度介于100～150 m，上覆三疊系嘉陵江組—雷口坡組內(nèi)部膏巖發(fā)育，累計(jì)厚度介于50～450 m；上覆上三疊統(tǒng)—白堊系陸相層系發(fā)育巨厚泥頁(yè)巖﹑粉砂質(zhì)泥巖，由西向東逐漸增厚，累計(jì)厚320～1 600 m，可作為中二疊統(tǒng)區(qū)域間接蓋層，保存條件良好[13]。

3.1.5 多期構(gòu)造與多期成藏

四川盆地自震旦紀(jì)以來(lái)，歷經(jīng)多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的疊加改造，對(duì)油氣成藏影響顯著，表現(xiàn)為構(gòu)造的多期與成藏的多期具一致性[21-23]。中二疊統(tǒng)沉積后經(jīng)歷了東吳、印支、燕山、喜馬拉雅等多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，決定了盆地中二疊統(tǒng)多期油氣成藏，二疊系烴源巖于中三疊世開(kāi)始生烴，晚三疊世—早侏羅世進(jìn)入生油高峰，中晚侏羅世—早白堊世進(jìn)入生氣高峰[24]（圖3）；志留系烴源巖于早二疊世—晚三疊世進(jìn)入生油高峰，侏羅紀(jì)開(kāi)始進(jìn)入生氣高峰；筇竹寺組烴源巖于石炭紀(jì)—早二疊世進(jìn)入生油高峰，于三疊紀(jì)—晚侏羅世進(jìn)入生氣高峰[25]，后期經(jīng)多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，使古油氣藏或經(jīng)歷調(diào)整演化，形成現(xiàn)今油氣藏，或遭受不同程度的破壞，經(jīng)歷了古油藏—古氣藏—現(xiàn)今氣藏的演化過(guò)程。對(duì)四川盆地西南部氣區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組碳酸鹽巖儲(chǔ)層有機(jī)包裹體特征、組成、碳同位素等研究結(jié)果表明，在中二疊統(tǒng)茅口組中存在3期以上的油氣運(yùn)移[26]，指示著3期以上的油氣調(diào)整—聚集—成藏過(guò)程。

圖2 四川盆地中二疊統(tǒng)氣藏類型圖

3.1.6 多類型成藏模式

四川盆地中西部地區(qū)中二疊統(tǒng)天然氣以烴類氣體為主，CH4含量高、C2H6含量低，干燥系數(shù)大，是典型干氣（表1）。研究認(rèn)為蜀南及川東北地區(qū)中二疊統(tǒng)的天然氣氣源主要來(lái)源于其自身，志留系有部分貢獻(xiàn)作用[15-17]，川中及川西地區(qū)的天然氣亦主要來(lái)源于自身，下寒武統(tǒng)筇竹寺組有部分貢獻(xiàn)作用[18]，盆地中二疊統(tǒng)氣藏多源特征與盆地多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)有關(guān)，形成多種成藏組合模式，可分為自生自儲(chǔ)型、下生上儲(chǔ)型和他源次生型3種類型，以自生自儲(chǔ)型為主[15]。在川東、川西北和蜀南部分地區(qū)還伴生下生上儲(chǔ)型，龍馬溪組直接向上覆中二疊統(tǒng)供烴，另外他源次生型指通過(guò)斷層溝通，將親源關(guān)系較遠(yuǎn)的天然氣運(yùn)移至中二疊統(tǒng)圈閉聚集成藏，如川中地區(qū)斷層溝通筇竹寺組烴源[18]、川東高陡構(gòu)造區(qū)斷層溝通志留系烴源等（圖4）。

圖3 四川盆地中二疊統(tǒng)烴源巖埋藏史圖

表1 四川盆地中西部地區(qū)中二疊統(tǒng)天然氣組成對(duì)比表

圖4 四川盆地中二疊統(tǒng)成藏模式圖

3.2 中二疊統(tǒng)天然氣富集規(guī)律

3.2.1 優(yōu)質(zhì)烴源巖控制大中型氣田分布

勘探實(shí)踐證明，烴源是油氣成藏的關(guān)鍵物質(zhì)基礎(chǔ)，對(duì)大中型氣田分布具有重要的控制作用，目前勘探成果豐碩的蜀南地區(qū)和川西北地區(qū)都具備優(yōu)質(zhì)烴源巖的基礎(chǔ)條件[3,8]。四川盆地茅口組烴源巖厚30～220 m，TOC介于0.5%～3.0%，生氣強(qiáng)度介于10×108～60×108m3/km2，且大部分區(qū)域都大于20×108m3/km2；棲霞組烴源巖厚10～70 m，TOC介于0.5%～2.0%，生氣強(qiáng)度絕大部分地區(qū)小于10×108m3/km2；中二疊統(tǒng)全盆地生氣中心位于盆地西北部和中部—川南地區(qū)，生氣強(qiáng)度在26×108～44×108m3/km2[27]，具備形成大中型氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)。

3.2.2 白云石化、表生巖溶作用對(duì)顆粒灘儲(chǔ)層的改造至關(guān)重要

白云石化作用和表生巖溶作用對(duì)四川盆地中二疊統(tǒng)顆粒灘儲(chǔ)層的形成具有重要的改造作用[6,19,28]，勘探實(shí)踐表明，中二疊統(tǒng)白云巖儲(chǔ)層明顯優(yōu)于石灰?guī)r儲(chǔ)層。棲霞組顆粒灘白云巖主要分布于川西—川西南和川中地區(qū)，主要為結(jié)晶型白云巖及殘余顆粒型白云巖[29-30]，相控型白云巖氣藏已為勘探所證實(shí)[3，31]；茅口組熱水成因白云巖呈層狀、沿基底斷裂分布，巖性主要為深灰色中—細(xì)晶結(jié)構(gòu)白云巖，白云巖受到熱次盆微相控制，主要呈現(xiàn)北西向展布[11]；茅口組沉積末期，發(fā)生東吳運(yùn)動(dòng)，在四川盆地發(fā)生大面積分布的表生巖溶作用[32-34]，一方面溶蝕地層形成風(fēng)化殼，另一方面沿不整合面或斷層形成相關(guān)的規(guī)模巖溶型儲(chǔ)層，在風(fēng)化殼或間斷面附近發(fā)育油氣運(yùn)移通道和儲(chǔ)集體，易形成油氣藏。

3.2.3 印支期古隆起是油氣聚集的有利指向區(qū)

四川盆地中二疊統(tǒng)于中三疊世開(kāi)始生烴，晚三疊世—早侏羅世進(jìn)入生油高峰[24]，形成古油藏；氣態(tài)烴大量形成的時(shí)間多為晚侏羅世—白堊紀(jì)。印支期形成的瀘州—開(kāi)江古隆起在燕山期繼承發(fā)展，是油氣聚集的有利指向區(qū)，控制了石炭系—三疊系氣藏的分布，目前在瀘州古隆起上共發(fā)現(xiàn)二疊系、三疊系裂縫性氣田35個(gè)，含氣構(gòu)造17 個(gè)，勘探證實(shí)古隆起的頂部背斜和向斜中都產(chǎn)油氣，如得勝向斜和況廠向斜中二疊統(tǒng)產(chǎn)氣[35]，都表明古隆起曾聚集油氣。

3.2.4 喜馬拉雅期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)是油氣調(diào)整的關(guān)鍵時(shí)期

構(gòu)造抬升、拉張、擠壓等作用形成的斷層、裂縫，在油氣成藏過(guò)程中主要表現(xiàn)為油氣的運(yùn)移通道。在多數(shù)情況下，斷層及裂縫發(fā)育程度控制油氣的分異，在裂縫發(fā)育帶，油氣產(chǎn)量較高。因此，斷層及裂縫對(duì)油氣成藏及油氣產(chǎn)量具有十分重要的控制作用。四川盆地中二疊統(tǒng)油氣的運(yùn)聚主要受古構(gòu)造、古斷裂的控制，普遍經(jīng)歷了由“古油藏—古氣藏—再調(diào)整分配”的演化過(guò)程，燕山期是天然氣富集的主要時(shí)期，形成早的圈閉優(yōu)先捕獲天然氣，喜馬拉雅期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)作用下，油氣沿喜馬拉雅期形成的晚期斷層大規(guī)模調(diào)整[36]。如龍門(mén)山斷裂帶是一個(gè)由一系列疊瓦狀逆斷層所組成的逆掩斷裂帶，喜馬拉雅期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致區(qū)內(nèi)多期次油氣運(yùn)移和再分配，造就了油氣分布的復(fù)雜性，也為新構(gòu)造油氣充注創(chuàng)造了條件。在推覆體上普遍地層出露較老，發(fā)育通天大斷層，保存條件較差，如K2井，而在推覆體下盤(pán)或者靠近盆地內(nèi)的潛伏構(gòu)造其保存條件依然十分良好，極具油氣勘探潛力。

4 中二疊統(tǒng)天然氣勘探方向

4.1 棲霞組天然氣勘探方向

4.1.1 棲霞組天然氣勘探領(lǐng)域

層狀孔隙型白云巖儲(chǔ)層是盆地中二疊統(tǒng)最有利的勘探對(duì)象[4,30]，棲霞組層狀孔隙型儲(chǔ)層主要分布于川西臺(tái)緣灘相和川中臺(tái)內(nèi)灘相白云巖中。

4.1.2 棲霞組天然氣有利勘探區(qū)帶

依據(jù)儲(chǔ)層發(fā)育程度和烴源分布特征，結(jié)合中二疊統(tǒng)古構(gòu)造背景，將棲霞組臺(tái)緣灘相白云巖儲(chǔ)層勘探有利區(qū)劃分為Ⅰ類a區(qū)和Ⅰ類b區(qū)，其中Ⅰ類a區(qū)為川西北廣元—江油及都江堰一帶，具烴源優(yōu)越（中二疊統(tǒng)生烴強(qiáng)度介于10×108～28×108m3/km2，且位于筇竹寺組生烴中心）和儲(chǔ)層發(fā)育（厚0～30 m）等特點(diǎn)；Ⅰ類b區(qū)位于川西南地區(qū)，具儲(chǔ)層發(fā)育、烴源較好等特點(diǎn)。龍門(mén)山前推覆構(gòu)造帶二疊系圈閉發(fā)育，成藏條件好，推覆帶之下的背沖背斜帶上的大型構(gòu)造—巖性復(fù)合圈閉為最有利勘探區(qū)[3-4]，推覆沖斷帶可能為下一步擴(kuò)大該區(qū)勘探領(lǐng)域的新有利勘探區(qū)帶（圖5）。

棲霞組臺(tái)內(nèi)灘相白云巖儲(chǔ)層勘探有利區(qū)可劃分為Ⅱ類a區(qū)、Ⅱ類b區(qū)和Ⅲ類區(qū)。Ⅱ類a區(qū)主要分布在川中高石梯—磨溪地區(qū)和蜀南地區(qū)臺(tái)內(nèi)灘發(fā)育區(qū)，區(qū)內(nèi)白云巖儲(chǔ)層分布較為穩(wěn)定，厚0～20 m，中二疊統(tǒng)生烴強(qiáng)度介于16×108～30×108m3/km2，緊鄰筇竹寺組生烴中心，位于印支期古隆起核心部位，有利于油氣運(yùn)聚；Ⅱ類b區(qū)分布于資陽(yáng)—綿陽(yáng)一帶，白云巖厚度一般小于10 m，中二疊統(tǒng)生烴強(qiáng)度為8×108～28×108m3/km2，且位于筇竹寺組生烴中心；Ⅲ類區(qū)主要分布在南充—九龍山臺(tái)內(nèi)顆粒灘發(fā)育區(qū)，區(qū)內(nèi)白云巖儲(chǔ)層厚0～10 m，中二疊統(tǒng)生烴強(qiáng)度介于 18×108～ 22×108m3/km2。

圖5 四川盆地中二疊統(tǒng)棲霞組勘探方向平面分布圖

4.2 茅口組天然氣勘探方向

4.2.1 茅口組天然氣勘探領(lǐng)域

茅口組白云巖儲(chǔ)層具呈帶狀、沿基底斷裂分布特點(diǎn)，分布面積廣，在15號(hào)基底斷裂附近的磨溪、南充一帶已獲突破，天然氣勘探前景好，是重要的勘探對(duì)象。

茅口組巖溶縫洞型石灰?guī)r儲(chǔ)層勘探主要集中在蜀南地區(qū)，盡管單個(gè)巖溶縫洞型氣藏平均壓降儲(chǔ)量?jī)H2.3×108m3，但也找到了Z2井這樣的高效勘探井，也發(fā)現(xiàn)了壓降儲(chǔ)量為48.56×108m3、已累產(chǎn)天然氣44.12×108m3的高效勘探井區(qū)——W67井區(qū)，展示出盆地茅口組巖溶縫洞型石灰?guī)r儲(chǔ)層勘探具備高效勘探的潛質(zhì)。盆地蜀南向斜區(qū)、川中、川東北、川西北地區(qū)巖溶縫洞型儲(chǔ)層勘探程度極低，可供勘探面積大，是尋找高效勘探的重要領(lǐng)域。

4.2.2 茅口組天然氣有利勘探區(qū)帶

依據(jù)茅口組白云巖發(fā)育程度、巖溶縫洞型石灰?guī)r儲(chǔ)層有利分布區(qū)和烴源分布特征，結(jié)合中二疊統(tǒng)古構(gòu)造背景，將盆地茅口組有利勘探區(qū)分為Ⅰ類a區(qū)、Ⅰ類b區(qū)、Ⅱ類a區(qū)和Ⅱ類b區(qū)。

Ⅰ類a區(qū)分布于廣安—南充及瀘州西北部地區(qū)，為白云巖發(fā)育區(qū)與巖溶高地/巖溶上斜坡疊合區(qū)，白云巖厚0～20 m，中二疊統(tǒng)生烴強(qiáng)度為10×108～22×108m3/km2，其中瀘州西北部位于筇竹寺組生烴中心、印支期古隆起高部位。

Ⅰ類b區(qū)分布于雙魚(yú)石—南充、臥龍河—石柱等地區(qū)，為白云巖發(fā)育區(qū)與巖溶下斜坡疊合區(qū)，該區(qū)白云巖儲(chǔ)層厚0～20 m，中二疊統(tǒng)生烴強(qiáng)度為8×108～22×108m3/km2，位于筇竹寺組生烴中心邊緣。

Ⅱ類a區(qū)廣泛分布于蜀南—川中、川東北達(dá)州—開(kāi)江及川西北九龍山等地區(qū)，該區(qū)為巖溶縫洞型石灰?guī)r儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)，烴源條件優(yōu)越，其中蜀南—川中地區(qū)不僅中二疊統(tǒng)生烴強(qiáng)度介于10×108～30×108m3/km2，且位于筇竹寺組生烴中心，川東、川東北、川西北地區(qū)中二疊統(tǒng)生烴強(qiáng)度介于10×108～42×108m3/km2，且該區(qū)志留系烴源巖發(fā)育，大部分地區(qū)生烴強(qiáng)度都能達(dá)40×10 m/km，通過(guò)烴源斷層可為中二疊統(tǒng)提供補(bǔ)充烴源。

Ⅱ類b區(qū)主要分布于雅安—宜賓一帶，該區(qū)帶白云巖儲(chǔ)層發(fā)育，厚0～50 m，但中二疊統(tǒng)生烴強(qiáng)度僅5×108～18×108m3/km2，筇竹寺組生烴強(qiáng)度小于 10×108m3/km2（圖 6）。

圖6 四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組勘探方向平面分布圖

5 結(jié)論

1）四川盆地中二疊統(tǒng)氣藏以二疊系自身烴源為主，其次為下寒武統(tǒng)筇竹寺組和下志留統(tǒng)龍馬溪組，其中中二疊統(tǒng)生氣中心位于盆地西北部和中部—川南地區(qū)，生烴強(qiáng)度介于26×108～44×108m3/km2，具備形成大中型氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)。

2）四川盆地中二疊統(tǒng)發(fā)育層狀孔隙型白云巖和巖溶縫洞型石灰?guī)r兩類儲(chǔ)層，其中棲霞組臺(tái)緣白云巖儲(chǔ)層主要分布于盆地西部廣元—江油、都江堰及川西南雅安一帶，厚10～30 m，棲霞組臺(tái)內(nèi)灘白云巖儲(chǔ)層主要分布于川中高石梯—磨溪地區(qū)，厚5～20 m；茅口組白云巖儲(chǔ)層主要沿基底斷裂展布，厚5～20 m；茅口組巖溶縫洞型石灰?guī)r儲(chǔ)層廣泛分布于盆地茅口組中上部，蜀南地區(qū)、川中高石梯—磨溪地區(qū)、川東北開(kāi)江地區(qū)、川西北九龍山地區(qū)最為發(fā)育。

3）四川盆地中二疊統(tǒng)天然氣成藏具多層系供烴、多類型儲(chǔ)層、多類型圈閉、多期成藏和多類型成藏模式等特點(diǎn)，優(yōu)質(zhì)烴源巖、白云石化作用、表生巖溶作用、印支期古隆起和喜馬拉雅期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)為天然氣富集的重要控制因素，其中優(yōu)質(zhì)烴源巖控制大中型氣田分布，白云石化、表生巖溶作用對(duì)顆粒灘儲(chǔ)層的改造至關(guān)重要。印支期古隆起是油氣聚集的有利指向區(qū)，喜馬拉雅期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)是油氣調(diào)整的關(guān)鍵時(shí)期；指出層狀孔隙型白云巖儲(chǔ)層勘探仍是尋找盆地中二疊統(tǒng)大中型油氣藏的方向，而巖溶縫洞型石灰?guī)r儲(chǔ)層勘探是尋找高效勘探的重要領(lǐng)域。

4）棲霞組臺(tái)緣灘最有利勘探區(qū)為川西北廣元—江油及都江堰一帶，其次為川西南臺(tái)緣帶，臺(tái)內(nèi)灘有利勘探區(qū)主要分布在川中高石梯—磨溪和蜀南地區(qū)；茅口組最有利勘探區(qū)為瀘州—內(nèi)江地區(qū)，其次為雙魚(yú)石—南充、臥龍河—石柱、高石梯—磨溪、達(dá)州—開(kāi)江及九龍山地區(qū)。

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