四川盆地二疊系烴源巖及其天然氣勘探潛力（一）
——烴源巖空間分布特征

陳建平 李 偉 倪云燕 梁狄剛 鄧春萍 邊立曾

1. 中國石油勘探開發研究院 2. 提高石油采收率國家重點實驗室3. 中國石油天然氣集團有限公司油氣地球化學重點實驗室 4. 南京大學地球科學與工程學院

1 研究概況

四川盆地位于揚子地臺西北部，面積約為19×104km2，自震旦紀以來其與中、下揚子地臺具有相似的海相沉積發展歷史，為一個典型的多期構造疊合盆地，沉積了巨厚的震旦系—中三疊統海相地層，厚度為4 000～7 000 m。二疊系是該盆地主要的沉積地層與烴源巖發育層系，位于二疊系—三疊系地層中的許多大中型氣田（圖1）的天然氣都被認為主要來源于二疊系烴源巖。例如：川中磨溪氣田的天然氣被認為來源于上二疊統龍潭組[1]；川東北渡口河、鐵山坡、普光等氣田的天然氣主要來源于龍潭組烴源巖或者也有寒武系、下志留統龍馬溪組的貢獻[2-4]；龍崗氣田的天然氣來源于龍潭組煤系烴源巖[4-5]；元壩氣田的天然氣主要來源于龍潭組煤系烴源巖[6-7]；川西北雙探1井的天然氣主要來源于中二疊統灰質烴源巖和中二疊統梁山組及龍潭組煤系烴源巖[8]。

以往大量研究認為，上二疊統海相泥巖和海陸交互相煤系烴源巖是二疊系主要烴源巖，中二疊統海相碳酸鹽巖也具有良好的生烴潛力[9-13]。近十多年來，隨著普光、元壩、龍崗等二疊系—三疊系大中型氣田的發現及探井的增多，很多學者對二疊系烴源巖又進行了更深入的研究[14-22]。然而，值得注意的是，以往研究認為四川盆地二疊系碳酸鹽巖的有機碳含量（TOC）達到0.2%或者0.3%就是烴源巖[9,23]。這一TOC下限值明顯比目前國內外普遍認為的0.5%的標準偏低[24-26]，使得全盆地均有巨厚的碳酸鹽巖烴源巖分布[20,27]，真正的烴源灶反而不清楚，從而不利于有利油氣勘探方向的確定。此外，以往對二疊系烴源巖的研究絕大多數重點集中在氣田發現區域及其周邊局部地區或某層組，對其在全盆地的分布仍然缺乏全面的認識。筆者試圖在大量文獻資料調研的基礎上，通過近年來在盆地內鉆探的揭示二疊紀地層的一些典型探井、周緣露頭及淺井剖面烴源巖發育情況的精細標定，結合鉆井錄井資料，探討四川盆地二疊系烴源巖類型及其分布，為客觀認識與評價二疊系天然氣資源奠定基礎。

2 二疊系沉積地層

圖1 四川盆地主要大中型氣田分布概要圖

二疊紀是我國南方地區海相沉積非常發育的時期，海相沉積地層分布廣泛[14-15,28]。早期將二疊系分為下二疊統和上二疊統，目前按照國際標準地層劃分方案分為下二疊統、中二疊統和上二疊統。二疊紀也是四川盆地晚古生代主要的沉積充填期，海相沉積地層厚度大（圖2）。早期文獻中絕大多數采用下二疊統和上二疊統劃分方案，前者包括梁山組、棲霞組和茅口組，后者包括龍潭組/吳家坪組和長興組/大隆組。目前認為四川盆地缺少下二疊統沉積，原下二疊統基本上為中二疊統[29]。筆者采用最新國際標準地層劃分方案，將文獻中的下二疊統一律視為中二疊統。

2.1 中二疊統沉積相與厚度

中二疊世早期，即從梁山組（P2l）沉積時期到棲霞組沉積時期，四川盆地經歷了以碎屑巖沉積為主逐漸過渡到以碳酸鹽巖沉積為主的轉換過程，發育了一套由海陸交互相含煤碎屑巖到海相碳酸鹽巖的沉積[30-31]。梁山組總體上為潮坪相、濱海沼澤相沉積（圖2），主要為灰色、灰黃色、灰黑色頁巖、碳質頁巖、砂巖夾少量石灰巖，厚度在數米至數十米之間，總體呈現從盆地周緣向盆內逐漸減薄的趨勢，川中地區厚度一般小于10 m，川東北地區最厚可達30 m[30-31]。

中二疊世時期，即棲霞組（P2q）與茅口組（P2m）沉積時期，四川盆地總體上為開闊碳酸鹽臺地相或開闊內緩坡相沉積，局部為臺內灘亞相[13,17,28,30-31]。棲霞組沉積厚度一般穩定在100～200 m，局部地區可介于200～300 m，主要為中厚層深灰色、灰黑色生物碎屑灰巖，泥晶灰巖，含泥質條帶或薄層泥巖[13,30-31]。茅口組厚100～350 m，總體為開闊臺地相沉積，局部為臺內灘相沉積，巖性以深灰色含泥質條帶生屑泥晶灰巖為主，夾泥晶生屑灰巖，并常見風暴擾動的變形層理及“眼球狀”構造[30,32]。盆地西部地區厚度介于100～200 m，盆地中部—北部地區厚度介于200～300 m，盆地東部—南部地區厚度介于200～350 m。

2.2 上二疊統沉積相與厚度

中二疊世末期發生的東吳運動導致四川盆地整體抬升剝蝕，最終呈現南西高、北東低的古地理格局，因而晚二疊世的沉積環境比較復雜，與中二疊世時期相比發生了巨大變化[17,30,33]。總體上，隨著古地理格局自南西向北東由陸過渡為海，龍潭組/吳家坪組沉積相也呈現出從河流沼澤相、近海湖盆/三角洲相到淺水陸棚相、海灣潟湖相/深緩坡滯留海相[17]，或者從河流沼澤相、潮坪—三角洲相到開闊臺地相、陸棚相（盆地相）[30,34-35]。從沉積物的組合上，自南西向北東陸源碎屑含量不斷減少，灰質和硅質含量逐漸增高，巖性組合也從砂巖、泥巖夾煤層至石灰巖夾泥頁巖、泥頁巖夾石灰巖。

圖2 四川盆地二疊紀地層主要沉積相與巖性組合圖

龍潭組（P3l）/吳家坪組（P3w）厚度介于100～300 m[14-15,34,36]。川西南地區龍潭組是一套河流沖積相夾濱海沼澤相沉積，厚度介于50～150 m，主要為砂巖、粉砂巖、碳質泥巖夾煤層。川中地區龍潭組厚度介于100～150 m，表現為典型含煤碎屑巖（龍一段、龍三段）夾碳酸鹽巖（龍二段、龍四段）的巖性組合特征，其中煤層可厚達8～20 m[30,37-38]。川東北—川北地區的龍潭組/吳家坪組主要為開闊臺地、海灣潟湖和盆地相沉積，濱海沼澤相含煤沉積不發育，厚度介于150～300 m，下部和上部多為黑色泥巖、碳質泥巖，夾薄層泥質粉砂巖、薄煤層和泥質灰巖；中部多為灰色、深灰色薄—中層狀生屑泥晶灰巖夾泥質灰巖、中—厚層塊狀泥晶生屑砂屑灰巖，部分地區則以海相泥巖為主，夾有少量碳酸鹽巖。

長興組（P3ch）沉積時期，四川盆地主體表現為開闊臺地相沉積環境[30,35,39]，以中—厚層狀生屑泥晶灰巖夾泥質灰巖為主，沉積厚度介于100～200 m，局部地區可介于300～400 m。川北地區（開江—廣元）則為海槽/盆地相深水沉積[39-41]，也即大隆組（P3d）沉積，其巖性主要為深灰色薄層狀泥質灰巖、黑色薄層硅質巖與硅質頁巖、黑色泥巖，夾薄層生屑泥晶灰巖，厚度一般小于50 m[40-43]。

3 典型探井或剖面烴源巖分布

以往的研究結果表明，四川盆地二疊系碳酸鹽巖烴源巖主要分布在棲霞組和茅口組，泥質烴源巖主要分布在龍潭組和大隆組，梁山組也有少量泥質烴源巖[2,9-23]。但是，不同區域二疊系烴源巖的發育與分布存在較大差異。筆者以盆地內一些典型探井、盆地周緣露頭剖面和淺井（圖1）為代表，通過系統的巖屑與巖心樣品TOC分析，結合以往文獻資料成果，討論四川盆地不同區域二疊系烴源巖的縱向分布。部分典型探井及剖面烴源巖TOC和厚度統計結果如表1所示。

表1 四川盆地部分典型探井、剖面二疊系烴源巖TOC與厚度統計結果表

3.1 川東北地區二疊系剖面

該地區是目前發現二疊系來源天然氣儲量最多的地區，也是研究程度最高的地區，以往許多學者對該地區二疊系烴源巖分布與地球化學特征進行了深入研究[2,14-17,19,36]。筆者也將該地區作為重點研究區域，選擇系統采樣分析的探井有5口，分別為普光5、普光3井、毛壩2井、龍會4井和云安19井（圖1），除普光5井揭穿二疊紀地層外，其余探井僅揭示部分中二疊世地層。

普光5井二疊系總厚度約為888 m（圖3-a）。中二疊統底部梁山組泥巖TOC介于0.5%～0.9%，厚度僅為8 m；棲霞組和茅口組厚278 m，其中棲霞組石灰巖的TOC基本上低于0.5%，茅口組有1/2左右地層的TOC＜0.5%，烴源巖的厚度僅70 m左右，其中TOC介于1.0%～2.0%的石灰巖或泥灰巖/泥巖夾層厚度僅10 m左右；龍潭組厚210 m，有機質含量明顯高于其他層段，泥巖或泥灰巖夾層的TOC介于0.5%～5.0%，多數超過1%，烴源巖的厚度達到170 m左右，其中TOC＞1.0%的厚度約為130 m，TOC＞2.0%的厚度達90 m，TOC＞3.0%的厚度為70 m；長興組以石灰巖為主，其TOC一般不超過0.2%，僅有少量的TOC約為0.3%。此外，鄰近的毛壩2井長興組石灰巖的TOC也均低于0.3%，普光3井長興組上部石灰巖TOC很低，但底部有約35 m地層的TOC＞0.5%，最高達1.5%左右（不能排除該段地層可能為龍潭組）。

圖3 普光5井、河壩1井二疊系烴源巖分布剖面圖

達州—云陽一帶的龍會4井和云安19井，揭露的龍潭組屬于兩種不同的沉積類型，其中龍會4井屬于典型的吳家坪型沉積（圖4-a），而云安19井屬于典型的龍潭型沉積（圖4-b）。龍會4井龍潭組為石灰巖夾含煤層段，頂部20 m為石灰巖，上部夾厚約20 m的含煤段，中部厚100 m的是石灰巖段，下部又為含煤沉積段，厚約80 m。該井龍潭組巖性與有機質豐度存在非常好的對應關系：含煤段泥巖的有機質豐度很高，TOC基本上在1.0%～10%，絕大多數超過2.0%，而石灰巖層段有機質比較貧乏，TOC均低于0.5%，充分表明石灰巖不是二疊系重要的烴源巖。云安19井與龍會4井明顯不同，龍潭組以泥巖和碳質泥巖為主，間夾薄層石灰巖或泥灰巖，泥巖或碳質泥巖的TOC通常介于1.0%～10%，且絕大多數超過2.0%，厚度約為170 m。尤其是該井龍潭組下部有70 m左右的泥巖和碳質泥巖的TOC基本上超過5.0%，明顯高于龍潭組上部泥巖，也略高于龍會4井相應層段泥巖，屬于高有機質豐度的烴源巖。

顯然，從上述典型探井二疊系不同層組地層TOC可以看出，龍潭組是該地區主要的烴源巖發育層段，而棲霞組、茅口組烴源巖并不發育，尤其是好烴源巖不發育，長興組沒有烴源巖。

3.2 川西北地區二疊系剖面

圖4 川東北地區龍會4井、云安19井龍潭組烴源巖分布剖面圖

該地區目前也發現了大量來源于二疊系的天然氣，如龍崗氣田[4-5]、元壩氣田[6-7]、雙探1井區等[8]。以往也有許多學者對該地區二疊系烴源巖的分布與地球化學特征進行了深入的研究[7-12,14-18,22,42-45]。筆者將對該地區河壩1井、元壩3井、元壩6井、金溪1井和礦山梁地區上寺長江溝剖面（圖1）進行重點解剖研究，同時結合文獻中其他探井和剖面討論川北—川西地區二疊系烴源巖的縱向分布。

河壩1井揭穿了二疊系全部地層，厚度約為730 m（圖3-b）。棲霞組和茅口組厚287 m，其中超過1/2的石灰巖的TOC低于0.5%，因而石灰巖烴源巖的厚度僅約為150 m；龍潭組地層厚95 m，有機質含量明顯高于其他層段，泥巖或者泥灰巖的TOC介于0.5%～6.0%，多數超過2.0%，烴源巖的厚度約為90 m，其中TOC＞1.0%的厚度在70 m左右，TOC＞2.0%的厚度為45 m，TOC＞3.0%的厚度為35 m；長興組以石灰巖為主，其TOC一般不超過0.2%，僅有少量石灰巖的TOC＞0.5%，且不大于1.0%，其厚度約為20 m。顯然，龍潭組/吳家坪組仍然是川北地區主要的烴源巖。此外，與川東北地區的普光5井相比，河壩1井龍潭組的地層厚度僅為普光5井的1/2，各級烴源巖的厚度也只有普光5井的1/2左右。顯然，川西北地區龍潭組烴源巖不如川東北地區發育。

川西北元壩氣田的元壩3井鉆遇二疊紀地層571 m（未穿），其中長興組厚150 m，已有的資料[7]表明其TOC基本上小于0.5%（圖5-a），也近無烴源巖。吳家坪組/龍潭組厚182 m，其底部約50 m和中上部約10 m的地層TOC＞0.5%，底部有25 m左右TOC＞3.0%。棲霞組和茅口組地層厚239 m，以灰色生屑灰巖和深灰色灰巖、泥灰巖和砂屑灰巖為主，TOC一般低于1.0%，但TOC介于0.5%～1.0%的樣品也不少，估算烴源巖的厚度約為90 m。

元壩6井鉆穿全部二疊系，厚571 m（圖5-b），其中長興組厚74 m，為灰色石灰巖，基本上沒有烴源巖。吳家坪組/龍潭組厚248 m，上部為灰黑色碳質泥巖與深灰色泥灰巖互層，夾深灰色生屑灰巖，中部為深灰色硅質灰巖與深灰色泥灰巖，下部為灰色—灰黑色泥巖、碳質泥巖夾煤線與深灰色泥灰巖、生屑灰巖互層。該套地層中3大段有機質豐度較高（圖5），厚度約為150 m，而石灰巖段有機質豐度較低，基本上為非烴源巖。該井吳家坪組/龍潭組烴源巖的厚度遠大于元壩3井。棲霞組和茅口組厚244 m，以深灰色生屑灰巖、云質灰巖、石灰巖、泥質灰巖、砂屑灰巖為主，TOC基本上小于0.5%，其中茅口組的TOC略高些，而棲霞組只有頂部和底部層段的TOC相對高一些，估算的烴源巖厚度僅約為60 m。

金溪1井鉆遇二疊系113 m（圖5-c），其中大隆組和吳家坪組/龍潭組的厚度為96 m，以深灰—灰黑色泥巖、碳質泥巖、硅質泥巖和灰色灰巖、深灰色含泥灰巖為主。由于采樣分析的密度不夠，因而并不能精確地確定烴源巖的厚度。從鉆井錄井巖性大致統計大隆組和龍潭組烴源巖的厚度介于60～70 m。

圖5 川西北地區二疊系烴源巖分布剖面圖（據李平平等[7]分析資料編繪）

礦山梁地區上寺長江溝剖面二疊系地層厚度約為387 m[18,44-45]，其中棲霞組厚約229 m，以灰—深灰色薄層—中厚層石灰巖為主，夾薄層泥巖；茅口組厚約63 m，以灰色厚層—中厚層狀石灰巖為主，夾薄層泥巖，上部以深灰色、灰黑色薄層灰巖為主，夾泥灰巖、泥巖；龍潭組/吳家坪組厚約56 m，以灰—深灰色薄層灰巖為主，夾少量薄層泥巖，底部為灰黑色泥巖、碳質泥巖夾薄煤層；大隆組厚39 m左右，主要由薄層灰黑色硅質灰巖、硅質巖、硅質泥巖和泥巖組成（圖6）。不同時期研究者們對該剖面二疊系各層組界線劃分及測量厚度有一定差異[10,14-15,44-46]。

棲霞組和茅口組石灰巖和泥灰巖TOC總體相對較低（圖6-a、6-b），其中：棲霞組絕大多數層段TOC＜0.5%[10,44]，只有部分層段TOC＞0.5%，累計厚度在20～25 m；茅口組下部層段TOC含量基本上小于0.5%，只有上部約20 m地層的TOC＞0.5%，烴源巖的厚度介于10～15 m；中二疊統烴源巖的總厚度在40 m左右。吳家坪組石灰巖和泥巖夾層的TOC也很低，基本上為非烴源巖，只有底部泥巖和碳質泥巖的TOC高，但其厚度僅為2～3 m。另外據蔡開平等[12]統計，川西—川北地區茅口組、吳家坪組和長興組絕大多數樣品的TOC＜0.5%，只有少數樣品TOC介于0.5%～2.0%，表明其烴源巖并不發育。

大隆組在川西北廣元—旺蒼—開江地區廣泛分布，厚度介于10～40 m[14-15,40-43]，主要由富含有機質的灰黑色硅質巖、硅質泥巖和黑色頁巖組成。由圖6-a、6-c可見，礦山梁上寺剖面大隆組厚度介于25～35 m（不同學者分層和測量厚度有差異），TOC基本上均超過0.5%，最高可達20%，烴源巖的厚度介于20～25 m[14-15,22,40-43]。

3.3 川中—川東地區二疊系剖面

川東廣安華鎣山地區二疊系廣泛出露，也有許多煤礦在開采二疊系龍潭組的煤。根據以往野外地質剖面測量資料[47]，華鎣山地區（圖1，李子埡煤礦）二疊系的總厚度為562.64 m，其中：梁山組（原閻王溝組）厚3.2 m，為灰色、灰黑色泥巖及灰綠色泥巖；棲霞組厚127.3 m，底部為中層狀泥灰巖，中部主要為灰色—深灰色中層狀至塊狀微晶灰巖，頂部為灰色塊狀灰巖和白云質灰巖；茅口組187.7 m，下部—中部主要為灰黑色厚層泥質灰巖（具眼球構造）及灰色微晶灰巖，上部主要為灰色—灰白色塊狀云質灰巖和生物灰巖；龍潭組厚141.48 m，主要為深灰色泥巖與微晶硅質灰巖互層，夾多層煤層、砂巖和硅質層；長興組厚102.96 m，主要為灰—深灰色中層狀微晶灰巖、泥質生物碎屑灰巖，含燧石團塊。

據李紅敬[44]資料（圖7-a），華鎣山剖面中二疊統厚約300 m，棲霞組TOC總體比較低，只有下部厚度10 m左右地層的TOC＞0.5%；茅口組的TOC總體也比較低，只有下部30 m和中部20 m左右地層的TOC相對高一些，但TOC＞0.5%的烴源巖的厚度僅約為15 m。

圖6 川西北礦山梁地區二疊系烴源巖分布剖面圖

位于重慶東南南川區三泉鎮的淺2井揭露的龍潭組底部為泥巖、碳質泥巖夾煤層[14]，泥巖的TOC一般超過1.0%，中部以灰質泥巖、泥巖、泥灰巖、砂質灰巖互層沉積，泥灰巖的TOC通常介于0.5%～1.5%（圖7-b），泥巖的TOC通常大于1.5%，有些甚至大于2.0%，砂質灰巖的TOC一般低于0.5%；上部為砂質灰巖段，TOC基本上低于0.3%，屬于非烴源巖層段。另外，該井茅口組頂部石灰巖的TOC也僅為0.5%左右，有機質豐度不高。從該井揭示的情況看，南川地區龍潭組烴源巖不太發育，泥灰巖、灰質泥巖、泥巖類烴源巖的總視厚度僅為35 m左右（真厚介于25～30 m）。

3.4 川南地區二疊系剖面

以往對川南地區二疊系烴源巖已經進行了大量研究[9-10,23]，其中絕大多數碳酸鹽巖的TOC＜0.5%。但目前尚無公開發表的系統剖面。作者采集樣品的川南—黔西北地區二疊系典型剖面或淺井主要在韓家店松坎及習水良村（圖1）。

圖7 川東華鎣山、南川三泉淺2井二疊系烴源巖分布剖面圖

從韓家店松坎二疊系剖面看，棲霞組地層厚214 m，絕大多數層段TOC＞0.5%（圖8-a），有些泥巖層段TOC＞2.0%，有機質豐度相對比較高。茅口組厚145 m，以石灰巖為主，其TOC通常小于0.5%，為非烴源巖層段。龍潭組地層厚度約為70 m，以泥巖、碳質泥巖沉積為主，目前缺乏系統的TOC分析資料，其中一個泥巖樣品和一個煤樣的TOC分別為0.70%和50.12%。長興組也以石灰巖為主，中間夾少量泥巖或灰質泥巖，泥巖夾層的TOC相對較高。

黔西北地區習水良村淺3井揭露的龍潭組是一套含煤較多的沉積，揭露視厚為90 m（淺部有10 m風化層），換算為真厚度約為70 m。該井龍潭組以泥巖、碳質泥巖為主，自下而上共發育7層煤層，無石灰巖沉積。煤層的TOC較高（圖8-b），一般大于40%，碳質泥巖的TOC介于10%～40%，泥巖的TOC基本上介于2.0%～10%，下部有少量泥巖的TOC介于1.0%～2.0%，有機質豐度相對低一些。

從韓家店松坎剖面和習水良村淺3井看，川南—黔西北地區中二疊統棲霞組泥質灰巖、泥巖類烴源巖相對比較發育，而茅口組烴源巖不發育；上二疊統龍潭組煤系泥巖、碳質泥巖和煤這3類烴源巖均很發育，長興組也有少量泥質巖類烴源巖。

圖8 川南—黔西北韓家店、習水良村二疊系烴源巖分布剖面圖

4 二疊系烴源巖平面展布

四川盆地二疊系厚度約500～1 000 m，是該盆地重要的烴源巖層系。以往研究結果表明，該盆地二疊系存在中二疊統碳酸鹽巖和龍潭組泥質巖兩套烴源巖，局部還存在大隆組海槽/盆地相烴源巖[9-11,14-15,42-42]。對于二疊系烴源巖在盆地中的分布，以往也有許多學者進行了大量研究[14-15,20,27,32-34]。但是，由于不同學者對碳酸鹽巖烴源巖有機質豐度下限認識的不同[9,23,26]、研究區域所處的勘探階段以及獲得資料程度不同，因而對盆地中烴源巖厚度的確定及其分布也有很大差異。筆者在上述典型剖面烴源巖厚度的確定時，引用陳建平等[26]提出的海相烴源巖評價標準。下面在上述典型剖面烴源巖厚度（表1）的基礎上，結合地層厚度及以往文獻資料等，探討盆地中二疊系烴源巖的平面展布。

4.1 中二疊統烴源巖

四川盆地中二疊統厚度介于300～450 m，是一套以石灰巖沉積為主的地層，泥巖沉積相對較少。以往編制的四川盆地中二疊統烴源巖厚度分布圖顯示[20,27]，中二疊統泥質烴源巖的厚度介于2～30 m，盆地西部多在2～10 m，盆地東部厚度介于10～30 m；碳酸鹽巖烴源巖的厚度介于100～400 m，盆地西部介于100～200 m，盆地東部介于200～400 m。中二疊統碳酸鹽烴源巖的厚度相當大，占地層厚度的30%～90%。但是，棲霞組和茅口組在四川盆地的絕大部分地區以淺水碳酸鹽巖臺地相沉積為主，較深水的陸棚/緩坡相沉積較少，比例一般小于40%，僅川東地區介于40%～70%[30,32]。四川盆地淺水臺地相/臺內灘相碳酸鹽巖的TOC基本上小于0.5%[9]，屬于非烴源巖。因此，棲霞組和茅口組中大多數碳酸鹽巖應該不是烴源巖。

由上文典型剖面和表1可見，中二疊統地層中大多數層段的TOC＜0.5%，烴源巖層占地層的比例在11%～52%，烴源巖的厚度介于40～150 m。顯然，以往統計獲得的中二疊統烴源巖的比例和厚度均偏大。按照四川盆地中二疊統厚度及典型鉆井與露頭剖面實測統計的烴源巖所占地層的比例計算，中二疊統烴源巖的厚度基本上介于20～200 m（圖9），盆地西南部相對薄一些，厚度介于20～50 m，盆地東部介于50～150 m，局部地區可超過200 m。

圖9 四川盆地中二疊統烴源巖平面分布圖

4.2 上二疊統龍潭組烴源巖

四川盆地上二疊統龍潭組/吳家坪組地層厚度介于50～300 m，為二疊系烴源巖主要發育層段。但是，從典型探井和露頭剖面統計來看，不同地區烴源巖的類型、厚度存在較大差異。根據第三次全國資源評價編制的地層和烴源巖分布，結合近20年來探井的統計資料，在典型探井和剖面烴源巖比例標定的基礎上，編制了龍潭組烴源巖的分布圖（圖10）。

盆地北部（川西北—川東北）地區龍潭組以海相泥質烴源巖為主，基本不屬于煤系烴源巖，其中：河壩1井龍潭組泥質烴源巖厚度約為90 m；元壩3井泥巖和泥質灰巖類烴源巖的厚度約為60 m；元壩6井龍潭組厚度達248 m，泥質烴源巖的厚度達150 m左右，厚度明顯大于元壩3井。礦山梁地區吳家坪組厚度僅為56 m，以石灰巖為主，烴源巖厚度僅5 m左右，烴源巖不發育。由川西北向川東北，龍潭組含煤沉積地層逐漸增厚，云陽附近的云安19井龍潭組厚度為200 m，以泥巖、碳質泥巖沉積為主，夾薄煤層和少量薄層灰巖，泥質烴源巖厚度170 m左右。達州西南的龍會4井龍潭組厚達230 m，中部出現大套石灰巖段，上下兩段泥質烴源巖累計厚度介于90～100 m，比東部云陽地區略薄一些。

川東南南川地區龍潭組相對較薄，而且石灰巖、泥質灰巖或灰質泥巖相對較發育，烴源巖的厚度僅30～50 m。華鎣山地區龍潭組含煤地層厚約140 m，發育深灰色泥巖、黑色碳質泥巖和煤層，但目前尚無系統的TOC分析剖面資料。按照該地區龍潭組深灰色—黑色泥巖厚度[46]推測，烴源巖的厚度應該在35～40 m。盆地中部南充—遂寧—安岳等地區雖然有許多探井鉆遇二疊系[34,38,48-49]，例如安平1井（圖10）鉆揭約146 m的龍潭組含煤地層，巖性主要為灰黑色—黑色泥巖、碳質泥巖、煤層、粉砂巖和砂巖；其下茅口組和其上長興組均為石灰巖。但是，對該區二疊系地層TOC及烴源巖縱向分布尚未做過系統的研究工作。按照安平1井等龍潭組深灰—黑色泥巖和碳質泥巖地層的厚度推測，該地區龍潭組烴源巖的厚度可能在100～110 m。川南—黔西北地區龍潭組烴源巖也較發育，厚度在70～80 m，此外棲霞組還有少量泥質烴源巖。

總之，四川盆地不同地區龍潭組烴源巖發育層段和類型存在明顯差異，北部地區主要為海相泥質烴源巖，中部—南部地區主要為煤系烴源巖。此外，泥巖和碳酸鹽巖TOC的差異充分表明，在二疊系中碳酸鹽巖不是主要的烴源巖，泥巖和碳質泥巖才是最主要的烴源巖。

圖10 四川盆地龍潭組烴源巖平面分布圖

4.3 上二疊統龍潭組煤層

四川盆地龍潭組/吳家坪組是一套含煤沉積地層，含有多層煤層，累計煤層厚度可達20 m[34,37-38]。盆地東部地區是龍潭組煤層主要發育區（圖11），其中：川東南重慶地區龍潭組含煤6～14層，煤層總厚度介于2.0～20 m，含煤系數介于4.36 %～13.79%；華鎣山地區煤層的厚度在1.0～10.6 m，平均為3.87 m；川中南充—資陽—合川—華鎣地區煤層累計厚度在2～15 m；川東北地區煤層厚度相對比較薄，厚度通常在1～4 m；川南瀘州—貴州習水地區煤層厚度也較大，通常在5～15 m，而宜賓地區煤層厚度較薄，介于1～3 m；盆地西部地區（川西北—川西—川西南）煤層厚度一般小于1.0 m。

4.4 上二疊統大隆組烴源巖

大隆組為一套富硅質及含火山灰的深水沉積地層，與長興組為同期異相沉積，在龍門山、米倉山、大巴山前出露地表，地層厚度介于10～40 m，城口—巫山地區相對薄一些，通常介于5～30 m[14-15,18,39-43]。盆地北部廣元—巴中—開江—梁平一帶許多探井鉆遇大隆組，厚度在20～60 m，其巖石學特征與地面剖面相近[39-43]。因此，大隆組烴源巖在盆地北部地區有較大的分布范圍（圖12），厚度介于5～25 m，是該地區非常重要的一套烴源巖。

5 結論

1）二疊系發育中二疊統碳酸鹽巖和上二疊統泥質巖兩套烴源巖，局部發育大隆組海相泥巖烴源巖，其中：上二疊統龍潭組泥巖及碳質泥巖厚度大、有機質豐度高，是二疊系中最主要的烴源巖，龍潭組煤層也是重要的烴源巖；中二疊統碳酸鹽巖烴源巖屬于次要烴源巖；上二疊統長興組烴源巖不發育，而大隆組烴源巖有機質豐度高，也是很好的烴源巖。

2）龍潭組泥質巖類烴源巖廣泛分布于全盆地，其中北部（蒼溪—云陽）地區厚度大，介于80～140 m，南部（成都—重慶—瀘州）地區厚度介于60～100 m，中部地區相對薄一些，介于40～80 m。大隆組烴源巖局限分布于盆地北部開江至廣元一線，厚度介于5～25 m，是局部地區重要的烴源巖。中二疊統碳酸鹽巖烴源巖主要分布于盆地東北部和東南部，厚度介于50～150 m，其他地區一般小于50 m。

圖11 四川盆地龍潭組煤層平面分布圖

圖12 四川盆地北部大隆組烴源巖平面分布圖

3）龍潭組煤層是盆地中非常重要的烴源巖，尤其是在盆地中部與東南部（南充—綦江—瀘州）地區，其厚度介于5～15 m；川東北地區介于2～5 m；川北通南巴地區和川西南地區通常小于1 m。

致謝：中國石油天然氣股份有限公司科技管理部、中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院、中國石油勘探開發研究院、中國石化南方勘探開發公司、中國石化勘探開發研究院無錫石油地質研究中心對本文研究給予了大力支持，在此致以誠摯感謝！

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