四川盆地中二疊統(tǒng)天然氣地質特征與勘探方向

張 健 周 剛 張光榮 李國輝 汪 華

中國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發(fā)的重要層系。2000年以前，主要針對蜀南地區(qū)的裂縫型和縫洞型石灰?guī)r氣藏開展勘探[1]，成效顯著，發(fā)現(xiàn)了325個巖溶縫洞型石灰?guī)r氣藏，其中功勛井自2井已累計產天然氣50.15×108m3。野外露頭顯示中二疊統(tǒng)發(fā)育白云巖儲層[2]，2003年礦2井進一步證實中二疊統(tǒng)棲霞組發(fā)育厚層狀孔隙型白云巖儲層，2014年雙探1井在棲霞組層狀孔隙型白云巖儲層勘探獲重大突破[3]；另外，隨著巖溶縫洞體雕刻技術日趨成熟，近年來巖溶縫洞型石灰?guī)r油氣勘探亦取得較大進展，展示出良好的勘探前景，如川西北九龍山構造中二疊統(tǒng)5口井測試獲高產工業(yè)氣流，平均單井產量超過100×104m3/d。據(jù)中國石油第四次資源評價成果，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、含生屑泥質灰?guī)r、含燧石結核灰?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動后西高東低的微地貌格局，盆地西部地區(qū)地勢較高、水體較淺，發(fā)育開闊海臺地、臺緣灘和臺內灘亞相[5]，其中臺緣灘體厚度大，于川西北廣元—江油—都江堰—天全—峨眉一線呈條形分布[6-7]；臺內灘體厚度小，縱向多層疊置，平面上環(huán)加里東古隆起分布；盆地東南部地勢較低、水體較深，主要發(fā)育臺內洼地相，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地亞相、生屑灘亞相、開闊海臺地亞相及次深海斜坡亞相等4個亞相區(qū) 。盆地大部分區(qū)域屬開闊海臺地亞相，巖性為灰色—深灰色厚層狀泥粉晶灰?guī)r、藻蟲灰?guī)r、含燧石團塊灰?guī)r等，生物繁盛，種類較多。生屑灘亞相分布于2個地區(qū)，其一沿龍門山中南段—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—達州—萬州地區(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)儲層特征

2.1 棲霞組儲層特征

棲霞組儲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—粗晶云巖儲集性能為最好，其次為粉—細晶云巖，灰質云巖再次之；儲集空間主要為晶間孔、晶間溶孔，儲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，儲層厚5～30 m，其中臺地邊緣白云巖儲層厚10～30 m，臺內灘相白云巖儲層介于5～20 m（圖1-a）。

2.2 茅口組儲層特征

2.2.1 孔隙型白云巖儲層特征

茅口組發(fā)育孔隙型熱水成因白云巖儲層[10-11]，儲集巖性主要為深灰色中—細晶云巖，儲集空間為溶孔、溶洞和溶縫；取心井白云巖層段平均孔隙度介于2.8%～4.6%，儲層以低孔、低滲為主，局部發(fā)育相對中—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儲層特征

東吳運動后，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儲層[12-13]，儲層巖性以生屑灰?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]，儲集空間以溶洞、溶縫為主，鉆井中常見放空、井漏和井噴等顯示，儲層具分布廣、非均質性強特點，巖溶高地、巖溶斜坡為巖溶儲層發(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，有機質豐度高，露頭樣品測定有機碳含量（TOC）多高于1%，平均TOC為1.4%，多以高—過成熟為主；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，有機質豐度高，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碳豐度值高、中西部地區(qū)豐度值低的特點。

3.1.2 多類型儲層

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層、茅口組孔隙型熱水白云巖儲層和茅口組巖溶縫洞型石灰?guī)r儲層3種類型，其中棲霞組白云巖儲層的發(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儲層受巖性特征、斷裂發(fā)育程度、溶蝕時間長短等因素控制，巖溶高地、巖溶斜坡為巖溶儲層發(fā)育的有利區(qū)[15]，在川西和川中地區(qū)，白云巖儲層和巖溶縫洞型石灰?guī)r儲層均有分布，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，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—雷口坡組內部膏巖發(fā)育，累計厚度介于50～450 m；上覆上三疊統(tǒng)—白堊系陸相層系發(fā)育巨厚泥頁巖﹑粉砂質泥巖，由西向東逐漸增厚，累計厚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 多期構造與多期成藏

四川盆地自震旦紀以來，歷經多期次構造運動的疊加改造，對油氣成藏影響顯著，表現(xiàn)為構造的多期與成藏的多期具一致性[21-23]。中二疊統(tǒng)沉積后經歷了東吳、印支、燕山、喜馬拉雅等多期構造運動，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始生烴，晚三疊世—早侏羅世進入生油高峰，中晚侏羅世—早白堊世進入生氣高峰[24]（圖3）；志留系烴源巖于早二疊世—晚三疊世進入生油高峰，侏羅紀開始進入生氣高峰；筇竹寺組烴源巖于石炭紀—早二疊世進入生油高峰，于三疊紀—晚侏羅世進入生氣高峰[25]，后期經多期次構造運動，使古油氣藏或經歷調整演化，形成現(xiàn)今油氣藏，或遭受不同程度的破壞，經歷了古油藏—古氣藏—現(xiàn)今氣藏的演化過程。對四川盆地西南部氣區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組碳酸鹽巖儲層有機包裹體特征、組成、碳同位素等研究結果表明，在中二疊統(tǒng)茅口組中存在3期以上的油氣運移[26]，指示著3期以上的油氣調整—聚集—成藏過程。

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）。研究認為蜀南及川東北地區(qū)中二疊統(tǒng)的天然氣氣源主要來源于其自身，志留系有部分貢獻作用[15-17]，川中及川西地區(qū)的天然氣亦主要來源于自身，下寒武統(tǒng)筇竹寺組有部分貢獻作用[18]，盆地中二疊統(tǒng)氣藏多源特征與盆地多期構造運動有關，形成多種成藏組合模式，可分為自生自儲型、下生上儲型和他源次生型3種類型，以自生自儲型為主[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斷層溝通，將親源關系較遠的天然氣運移至中二疊統(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)質烴源巖控制大中型氣田分布

勘探實踐證明，烴源是油氣成藏的關鍵物質基礎，對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)質烴源巖的基礎條件[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)，生氣強度在26×108～44×108m3/km2[27]，具備形成大中型氣田的物質基礎。

3.2.2 白云石化、表生巖溶作用對顆粒灘儲層的改造至關重要

白云石化作用和表生巖溶作用對四川盆地中二疊統(tǒng)顆粒灘儲層的形成具有重要的改造作用[6,19,28]，勘探實踐表明，中二疊統(tǒng)白云巖儲層明顯優(yōu)于石灰?guī)r儲層。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[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—細晶結構白云巖，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)生東吳運動，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化殼，另一方面沿不整合面或斷層形成相關的規(guī)模巖溶型儲層，在風化殼或間斷面附近發(fā)育油氣運移通道和儲集體，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)于中三疊世開始生烴，晚三疊世—早侏羅世進入生油高峰[24]，形成古油藏；氣態(tài)烴大量形成的時間多為晚侏羅世—白堊紀。印支期形成的瀘州—開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，含氣構造17 個，勘探證實古隆起的頂部背斜和向斜中都產油氣，如得勝向斜和況廠向斜中二疊統(tǒng)產氣[35]，都表明古隆起曾聚集油氣。

3.2.4 喜馬拉雅期構造運動是油氣調整的關鍵時期

構造抬升、拉張、擠壓等作用形成的斷層、裂縫，在油氣成藏過程中主要表現(xiàn)為油氣的運移通道。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，油氣產量較高。因此，斷層及裂縫對油氣成藏及油氣產量具有十分重要的控制作用。四川盆地中二疊統(tǒng)油氣的運聚主要受古構造、古斷裂的控制，普遍經歷了由“古油藏—古氣藏—再調整分配”的演化過程，燕山期是天然氣富集的主要時期，形成早的圈閉優(yōu)先捕獲天然氣，喜馬拉雅期構造運動作用下，油氣沿喜馬拉雅期形成的晚期斷層大規(guī)模調整[36]。如龍門山斷裂帶是一個由一系列疊瓦狀逆斷層所組成的逆掩斷裂帶，喜馬拉雅期的構造運動導致區(qū)內多期次油氣運移和再分配，造就了油氣分布的復雜性，也為新構造油氣充注創(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，而在推覆體下盤或者靠近盆地內的潛伏構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域

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

4.1.2 棲霞組天然氣有利勘探區(qū)帶

依據(jù)儲層發(fā)育程度和烴源分布特征，結合中二疊統(tǒng)古構造背景，將棲霞組臺緣灘相白云巖儲層勘探有利區(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)生烴強度介于10×108～28×108m3/km2，且位于筇竹寺組生烴中心）和儲層發(fā)育（厚0～30 m）等特點；Ⅰ類b區(qū)位于川西南地區(qū)，具儲層發(fā)育、烴源較好等特點。龍門山前推覆構造帶二疊系圈閉發(fā)育，成藏條件好，推覆帶之下的背沖背斜帶上的大型構造—巖性復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大該區(qū)勘探領域的新有利勘探區(qū)帶（圖5）。

棲霞組臺內灘相白云巖儲層勘探有利區(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)臺內灘發(fā)育區(qū)，區(qū)內白云巖儲層分布較為穩(wěn)定，厚0～20 m，中二疊統(tǒng)生烴強度介于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，有利于油氣運聚；Ⅱ類b區(qū)分布于資陽—綿陽一帶，白云巖厚度一般小于10 m，中二疊統(tǒng)生烴強度為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—九龍山臺內顆粒灘發(fā)育區(qū)，區(qū)內白云巖儲層厚0～10 m，中二疊統(tǒng)生烴強度介于 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域

茅口組白云巖儲層具呈帶狀、沿基底斷裂分布特點，分布面積廣，在15號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，是重要的勘探對象。

茅口組巖溶縫洞型石灰?guī)r儲層勘探主要集中在蜀南地區(qū)，盡管單個巖溶縫洞型氣藏平均壓降儲量僅2.3×108m3，但也找到了Z2井這樣的高效勘探井，也發(fā)現(xiàn)了壓降儲量為48.56×108m3、已累產天然氣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儲層勘探具備高效勘探的潛質。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儲層有利分布區(qū)和烴源分布特征，結合中二疊統(tǒng)古構造背景，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)白云巖儲層厚0～20 m，中二疊統(tǒng)生烴強度為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、川東北達州—開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)生烴強度都能達40×10 m/km，通過烴源斷層可為中二疊統(tǒng)提供補充烴源。

Ⅱ類b區(qū)主要分布于雅安—宜賓一帶，該區(qū)帶白云巖儲層發(fā)育，厚0～50 m，但中二疊統(tǒng)生烴強度僅5×108～18×108m3/km2，筇竹寺組生烴強度小于 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)，生烴強度介于26×108～44×108m3/km2，具備形成大中型氣田的物質基礎。

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兩類儲層，其中棲霞組臺緣白云巖儲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，棲霞組臺內灘白云巖儲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、多類型儲層、多類型圈閉、多期成藏和多類型成藏模式等特點，優(yōu)質烴源巖、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造運動為天然氣富集的重要控制因素，其中優(yōu)質烴源巖控制大中型氣田分布，白云石化、表生巖溶作用對顆粒灘儲層的改造至關重要。印支期古隆起是油氣聚集的有利指向區(qū)，喜馬拉雅期構造運動是油氣調整的關鍵時期；指出層狀孔隙型白云巖儲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儲層勘探是尋找高效勘探的重要領域。

4）棲霞組臺緣灘最有利勘探區(qū)為川西北廣元—江油及都江堰一帶，其次為川西南臺緣帶，臺內灘有利勘探區(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—內江地區(qū)，其次為雙魚石—南充、臥龍河—石柱、高石梯—磨溪、達州—開江及九龍山地區(qū)。

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