從古老碳酸鹽巖大油氣田形成條件看四川盆地深層震旦系的勘探地位

趙文智 汪澤成 姜 華 付小東 謝武仁徐安娜 沈安江 石書緣 黃士鵬 江青春

1.中國石油勘探開發研究院 2.中國石油杭州地質研究院

0 引言

四川盆地是典型的富氣盆地，蘊藏著常規與非常規兩類天然氣資源。據2016年完成的中國石油第四次油氣資源評價結果，該盆地常規天然氣主要賦存于震旦系—中三疊統碳酸鹽巖層系，天然氣資源總量為12.7×1012m3，探明率不足12%，仍處于勘探的早—中期，勘探潛力巨大，是天然氣加快發展及西南大氣區建設的重點領域。

震旦系是四川盆地常規天然氣主力含氣層系之一，目前已發現了威遠、安岳兩個大氣田。其中，埋深普遍大于5 000 m的安岳氣田上震旦統燈影組已探明天然氣儲量近5 000×108m3，約占安岳大氣田儲量的50%。目前，深層震旦系勘探程度和認識程度都低，深層震旦系具備哪些天然氣成藏富集的有利條件？能否成為規模勘探的重點領域？是目前勘探亟待解答的基礎問題。為此，筆者基于對海相碳酸鹽巖油氣地質與勘探評價的長期研究，系統總結了我國古老克拉通深層碳酸鹽巖大油氣田形成條件與分布規律，以期為深化認識四川盆地震旦系天然氣成藏富集條件、評價有利靶區提供參考。

1 深層古老海相碳酸鹽巖大油氣田形成條件與分布規律

中國海相碳酸鹽巖主要分布在揚子、華北、塔里木等3大地塊，以古生界為主。保存較完整的地層多分布于疊合盆地下構造層，具有時代老、埋藏深、時間跨度大、含油氣層系多、成藏歷史復雜等特點，其油氣勘探始終面臨著3方面科學問題，即：高—過成熟烴源巖晚期生烴的有效性與規模性、古老碳酸鹽巖儲集層的有效性與規模性、歷經多旋回構造運動的油氣成藏有效性與規模性。“十一五”以來，以國家油氣專項及中國石油重大專項為平臺，圍繞上述科學問題開展攻關研究，提出了深層海相碳酸鹽巖大油氣田形成條件與分布規律，在勘探部署中發揮了重要作用。

1.1 烴源巖、分散液態烴及古油藏3類烴源灶為天然氣晚期成藏奠定了資源基礎

受古氣候、古海洋、古生物群落、古地理環境等因素控制，海相克拉通盆地發育多套大面積分布的優質烴源巖，如塔里木盆地下古生界發育下寒武統、下奧陶統、中奧陶統、上奧陶統4套烴源巖，總有機碳含量（TOC）超過1.0%的泥頁巖面積達10×104～30×104km2。四川盆地海相層系發育上震旦統陡山沱組、下寒武統筇竹寺組、下志留統龍馬溪組、上二疊統龍潭組4套優質烴源巖，TOC超過1.0%的泥頁巖面積達10×104～16×104km2。鄂爾多斯盆地西南部奧陶系發育晚奧陶統平涼組優質烴源巖，面積近3×104km2；下奧陶統馬家溝組膏鹽巖—碳酸鹽巖組合中也發育薄互層泥晶灰巖烴源巖，面積為6×104～8×104km2。

高—過成熟度的海相烴源巖普遍經歷了早油—晚氣的“雙峰式”生烴演化歷史，有機質成烴充分，具有晚期成藏規模大、天然氣資源豐富的特征。一般情況下，有機質生油高峰期對應的成熟度（Ro）為1.0%～1.3%。對于疊合盆地深層的海相烴源巖，長期處于埋深大、地層壓力高環境，超壓環境對有機質生烴具抑制作用，生油高峰期可推延到Ro為1.4%～1.5%[1]。石油從烴源巖排出經儲集層運移到圈閉聚集成藏，這一生烴、運移過程中存在著大量的分散狀液態烴滯留在烴源巖及儲集層中，前者可稱之為源內滯留液態烴，介于40%～60%[2]，后者稱之為源外半聚—半散狀液態烴。原油裂解成氣實驗表明，液態烴大量裂解成氣時機對應的Ro介于1.6%～3.2%，且單位液態有機質的裂解氣量遠大于等量干酪根的降解氣量[2]。以此為依據，深層海相地層中普遍存在烴源巖、分散液態烴及古油藏3類氣源灶（圖1），天然氣生成時機較晚，加之與多期構造運動乃至各種成藏要素的有效匹配，決定了天然氣晚期成藏的有效性與規模性。

圖1 海相碳酸鹽巖3類氣源灶示意圖

1.2 深層、超深層碳酸鹽巖可發育多類型規模儲集層

越來越多的深層勘探證實，埋深超過6 000 m的深層碳酸鹽巖仍然發育良好的儲集層。如塔北—塔中地區的奧陶系及川北—川西北地區的二疊系—寒武系，埋深介于6 500～7 500 m碳酸鹽巖儲集層孔隙度可達5%～8%。近期完鉆的塔北隆起的輪探1井在井段8 712.0～8 747.5 m的震旦系鉆遇白云巖儲層，孔洞發育，孔隙度介于3.8%～4.1%。

總結深層古老碳酸鹽巖規模儲層形成與分布規律，歸納如下。

1.2.1 高能環境沉積的灘體奠定了規模儲層形成的物質基礎

高能環境沉積的灘體主要包括臺緣帶礁灘體及臺內顆粒灘體兩類沉積體。其中，臺緣帶礁灘體表現為單一的臺緣礁或臺緣灘，也可以是礁、灘復合體，具有厚度大（數十米至數百米）、條帶狀分布（寬介于4～20 km、長可達數百千米）特點，主要見于四川盆地上震旦統燈影組、下寒武統龍王廟組、中二疊統棲霞組、上二疊統長興組、下三疊統飛仙關組，塔里木盆地奧陶系鷹山組、一間房組和良里塔格組，鄂爾多斯盆地中上奧陶統。

臺內顆粒灘體沉積受微古地貌及海平面升降變化控制，可以是單層顆粒灘體較大范圍連續延伸，或者是側向相互交替，垂向疊置發育，分布范圍為數千至數萬平方千米。主要見于四川盆地震旦系、寒武系、中二疊統茅口組、下三疊統飛仙關組，塔里木盆地寒武系肖爾布拉格組、奧陶系鷹山組和一間房組。

1.2.2 建設性成巖作用改造是儲層形成的關鍵

建設性成巖作用包括同生—準同生期的白云石化作用及溶蝕作用，中淺埋藏階段的白云石化作用及酸性流體溶蝕作用，深埋階段的埋藏溶蝕、硫酸鹽熱化學還原作用（TSR）及熱液白云石化，抬升剝蝕階段的各類溶蝕作用等。這些建設性成巖作用對深層儲層形成有貢獻，但是規模儲集層形成主要取決于規模成儲期的主導性成巖作用及后期建設性成巖作用的疊加改造[3]。

同生—準同生期以及表生期是碳酸鹽巖規模成儲的兩個關鍵時期。同生—準同生期，高能環境的礁灘體或顆粒灘體原生孔隙發育。一方面，通過蒸發泵白云石化作用以及滲透回流白云石化作用形成白云巖儲集層；另一方面，頻繁的短暫暴露，大氣淡水淋濾溶蝕作用強烈，溶蝕孔發育。如四川盆地龍王廟組、長興組、飛仙關組，鄂爾多斯盆地馬家溝組。

表生期巖溶作用也是碳酸鹽巖規模儲層形成的關鍵成巖作用。這一作用可以發生在短暫的沉積間斷期，或者歷時較長的地層剝蝕期。存在兩大類巖溶儲層發育模式（圖2）：第一類是沿侵蝕面或不整合面分布的巖溶儲層，包括風化殼巖溶儲層、順層巖溶儲層及層間巖溶儲層[4-6]，這類巖溶儲層通常呈樓房式多層疊置、大面積分布特點，如塔北地區鷹山組；第二類是沿斷裂分布的巖溶儲層，也稱之為斷溶體，表現為沿高角度斷裂分布（以走滑斷裂為主），縱向上多層系縫洞體疊置發育，平面上狹長條狀或線性分布，如塔里木盆地塔中—塔北過渡帶的奧陶系斷溶體[7-8]。

圖2 繼承性古隆起及斜坡帶巖溶發育模式圖

1.2.3 深層碳酸鹽巖發育3類規模儲集層

基于深層碳酸鹽巖儲層主控因素的認識，可將深層碳酸鹽巖規模儲層劃分為3類[3]，分別是沉積型儲集層、成巖型儲集層及改造型儲集層。沉積型儲集層以生物礁、顆粒灘或礁灘復合體為主體，在臺緣、臺內均廣泛分布。成巖型儲集層主要包括埋藏巖溶石灰巖儲層和熱液白云巖兩種主要類型，其分布與深大斷裂有關，斷裂和不整合面成為埋藏流體或深層熱液流體侵入的通道，也為垂向上呈串珠狀、平面上呈帶狀—柵狀分布的有效儲集體大范圍分布創造了條件。改造型儲集層主要包括石灰巖潛山（風化殼）巖溶、層間巖溶和順層巖溶3類儲集層，儲集空間主要由不同規模的洞縫系統構成，大型古隆起是巖溶儲集層發育的最有利部位，古隆起核心形成潛山型巖溶儲集層，圍斜部位則形成順層巖溶儲集層，分布范圍廣。

1.3 有規模的近源成藏組合是深層碳酸鹽巖大油氣田形成的必要條件，古隆起、古斜坡、古臺緣帶與古斷裂帶是油氣成藏富集的有利區

統計表明，國外海相碳酸鹽巖大油氣田主要以構造型圈閉為主，具有豐度高、單體儲量大特點。我國海相碳酸鹽巖大油氣田圈閉類型更為多樣，既有構造圈閉型，也有更多的巖性—地層圈閉型及構造—地層復合圈閉型等。單個油氣藏儲量小，數百個～數千個油氣藏群構成大油氣田[9]。這一特征的主導因素是海相克拉通盆地構造穩定性及成藏要素組合的大型化分布[10]。

我國克拉通盆地海相碳酸鹽巖存在著同構造期成藏組合和跨構造期成藏組合兩大類組合型式[11]。同構造期成藏組合強調生油層、儲集層均為同一構造期產物，兩者在空間分布上具良好的配置關系，能夠為某一區帶的油氣生成與聚集提供烴源。典型實例為四川盆地開江—梁平裂陷側翼臺緣帶的長興組—飛仙關組，裂陷內發育優質烴源巖，而裂陷周緣臺緣帶發育有利儲集體，兩者構成最佳的源—儲組合。跨構造期成藏組合是指烴源巖、儲集層與蓋層的形成期不屬于同一構造期。該類組合型式多樣，源—蓋一體的成藏組合是重要的組合類型，在碳酸鹽巖大油氣田中具有重要地位，已發現的鄂爾多斯盆地奧陶系風化殼氣藏（石炭系—二疊系煤系是主力烴源巖）、四川盆地震旦系氣藏（下寒武統泥質巖是主力烴源巖）、龍崗地區中三疊統雷口坡組風化殼氣藏（上三疊統須家河組煤系是主力烴源巖），均屬于這類成藏組合。

基于塔里木、四川及鄂爾多斯等盆地勘探成果，總結古老海相碳酸鹽巖大油氣田分布規律：①長期繼承性發育的大型古隆起及斜坡，發育大面積準層狀縫洞型為主的儲集層，多套儲集層疊置“樓房式”分布，不整合面與斷裂構成油氣運移的網狀疏導體系，有利于碳酸鹽巖油氣大面積成藏富集，是目前發現大油氣田的重點領域，如塔北隆起及南斜坡、塔中隆起及北坡、川中古隆起及斜坡、開江古隆起、鄂爾多斯盆地中央古隆起的東斜坡；②古臺緣帶一般與同期裂陷或凹陷相鄰，源—儲組合條件優越，利于形成礁灘型油氣藏，呈串珠狀分布，如塔中的良里塔格組礁灘油氣藏、川中北部及川東北地區的長興組—飛仙關組礁灘氣藏等；③碳酸鹽巖層系的大型斷裂帶往往是碳酸鹽巖縱向縫洞型儲層集中發育帶（即斷溶體），最顯著特征是斷溶體沿斷裂分布，遠離斷裂帶儲層不發育。同時，斷裂溝通油氣源形成斷溶體油氣藏，如塔北與塔中過渡帶發現的油氣藏。

2 四川盆地深層震旦系大氣田形成的有利條件

震旦系是中上揚子地塊進入穩定克拉通盆地的第一套海相沉積地層，包括陡山沱組和燈影組。陡山沱組為一套南沱冰期后的海侵期沉積產物，以泥質巖沉積為主，四川盆地腹部地層薄、周緣凹陷厚度大[12]。燈影期是我國南方地區地史上第一次大規模的碳酸鹽臺地發育期，碳酸鹽巖地層厚度可達1 200 m，是重要的含油氣層系，以往勘探相繼發現了中淺層的威遠氣田、深層的安岳氣田。然而，這一層系能否成為規模勘探的主力層系，亟待回答深層、超深層是否具備大面積成藏的有利條件，包括：筇竹寺組優質烴源巖在德陽—安岳裂陷之外的廣大地區是否發育？震旦系及其下伏層系是否發育有效烴源巖？深層燈影組儲層是否大面積分布？歷經多期次構造運動的油氣成藏期次與有效性？深層天然氣富集有利區在哪？

2.1 下寒武統筇竹寺組發育兩套優質烴源巖，裂陷和臺地均有分布

下寒武統筇竹寺組是四川盆地下古生界重要的烴源巖層系，也是安岳大氣田主力氣源巖[13-14]。為了搞清筇竹寺組烴源巖分布規律，充分利用井震信息，開展層序格架控制下的烴源巖評價研究（表1）。

研究結果表明，筇竹寺組自下而上可劃分為3個層段（表1），烴源巖主要發育在筇一段和筇二段。筇一段分布在德陽—安岳裂陷內，為海侵初期產物，巖性以黑—深灰色泥巖、頁巖為主，厚度介于50～300 m，地震剖面表現為強連續反射且向裂陷翼部超覆；有機碳豐度高，TOC介于0.5%～5.0%，平均值為1.98%，是筇竹寺組烴源巖主力層段（圖3-a）。筇二段全盆地分布，為最大海侵期產物，以黑—深灰色碳質頁巖、泥巖為主，厚度介于50～200 m。裂陷內厚度較大，介于100～200 m；川中臺內厚度介于50～100 m，TOC為0.4%～3.1%，平均值為1.68% （圖3-b）。筇三段為高位體系域沉積產物，受川中古隆起西部物源供應影響，粉砂質泥巖、泥質粉砂巖明顯增多，TOC一般小于1.0%，烴源巖質量總體偏差。

表1 四川盆地筇竹寺組層段劃分及烴源巖特征表

圖3 四川盆地筇竹寺組有效烴源巖厚度分布圖

2.2 新元古界三套優質烴源巖仍處于液態烴裂解成氣的最佳窗口

新元古界烴源巖包括燈影組燈三段及陡山沱組、南華系大塘坡組。

燈三段烴源巖為海侵期沉積的富有機質黑色頁巖，零星夾薄層灰色云質泥巖。德陽—安岳裂陷內燈三段烴源巖厚度介于10～30 m，盆地周緣厚度一般介于5～10 m。有機質豐度相對較高，高磨地區燈三段67個樣品TOC介于0.5%～4.7%，平均值為0.87%，TOC＞0.5%的樣品占59.8%。干酪根同位素值介于-33.4‰～-28.5‰，平均值為-32.0‰，有機質類型為腐泥型。等效Ro介于3.16%～3.21%，達到過成熟階段[15]。

陡山沱組二段、四段發育黑色頁巖，是主力烴源巖層，主要分布于四川盆地周緣的城口凹陷及鄂西凹陷，黑色頁巖厚度介于30～200 m，四川盆地該套頁巖厚度介于5～10 m[12]。TOC普遍大于1.0%，部分樣品TOC高達13.8%，其干酪根δ13C平均值為-31.0‰，等效Ro一般介于2.1%～2.8%。宜昌地區鄂陽頁1井在陡山沱組鉆遇灰黑色含碳泥巖厚度達230 m，TOC介于1.5%～2.5%，測試頁巖氣產量為5 460 m3/d，表明陡山沱組頁巖氣具有良好的勘探前景[16-17]。

需要指出，德陽—安岳裂陷形成始于早震旦世[18]，不僅控制了燈三段烴源巖厚值區，而且對陡山沱組烴源巖有控制作用。從劍閣地區地震剖面看，在燈影組底界之下發育強連續性反射層（圖4），推測為陡山沱組泥頁巖，厚度介于50～100 m。

圖4 劍閣地區2007jg019地震剖面地質解釋成果圖

南華系烴源巖主要發育在大塘坡組，是一套間冰期溫潤氣候的沉積產物。研究成果表明，距今750～600 Ma全球發生了“雪球事件”[19-20]，間冰期溫潤氣候導致海平面上升及微生物巖發育，沉積的富含有機質頁巖成為全球性的優質烴源巖[21]。南華紀，上揚子克拉通東南緣發育裂谷群[22-23]，夾持在蓮沱組冰磧巖與南沱組冰磧巖之間的大塘坡組以碳質頁巖沉積為主，厚度介于0～100 m，TOC介于0.2%～3.8%，平均值為2.23%（25塊樣品），等效Ro一般介于2.9%～3.1%，是一套富含有機碳的烴源巖[24]。從重磁力及地震資料解釋看，四川盆地可能存在NE向展布的南華紀裂谷[18]，推測發育大塘坡組烴源巖。

上述三套新元古界優質烴源巖有機質熱演化程度較高，等效Ro多為2.1%～3.2%。基于液態烴大量裂解成氣時Ro值介于1.6%～3.2%的認識，這些烴源巖仍具有晚期成氣的潛力，對震旦系天然氣資源的形成有一定的貢獻。

2.3 深層震旦系燈影組發育臺緣與臺內兩類規模儲層

基于地震資料解釋編制的寒武系底界構造圖揭示四川盆地震旦系埋深除威遠—樂山一帶小于4 500 m之外的廣大地區均超過4 500 m，屬于深層范疇的面積超過15×104km2。深層鉆探揭示燈影組儲層在埋深介于7 000～8 000 m仍發育良好的儲層。例如：川中古隆起北斜坡低部位的川深1井燈影組在井段8 169～8 410 m鉆遇多套儲集層，儲層累計厚度為71.4 m，孔隙度介于2.5%～7.8%，平均孔隙度為3.3%，燈影組上部測井解釋氣層厚度為41.9 m；川東地區的五探1井燈四段取心井段7 291～7 303 m發育藻凝塊云巖、砂屑云巖見溶蝕孔洞，孔隙度高達4.5%，平均孔隙度為3.5%。燈影組儲層形成主要受控于沉積相及后期建設性成巖作用，高能環境沉積的丘灘體以及準同生—表生期多期巖溶疊加改造對深層儲層的形成與保持至關重要，也決定了燈影組儲層大面積分布。

構造—古地理研究成果表明，受羅迪尼亞超級大陸裂解影響，中—上揚子地區燈影期處于伸展構造環境，碳酸鹽巖臺地產生構造分異，發育受同沉積斷裂控制的臺內裂陷，形成“三臺兩凹”構造—古地理格局。四川盆地以近南北向展布的德陽—安岳裂陷為軸，對稱分布著窄條狀臺緣及寬緩的臺地[14,25]。此外，基于地震信息，在川東北地區萬源—達州地區發現了一近北東向展布的克拉通內裂陷[26]，裂陷之外的廣大區域屬于陸表海沉積，水體較淺，有利于微生物丘灘體發育。德陽—安岳裂陷側翼的臺緣帶高能環境利于微生物丘灘體加積生長，形成厚度較大的丘灘體；面積廣闊的臺內區域受微古地貌控制，古地形相對較高區發育微生物丘及顆粒灘體，厚度不大，但數量眾多、分布廣。鉆井取心資料證實，無論是臺緣還是臺地內部，發育的微生物巖基本相似。圖5是2口井取心段的微生物巖及物性剖面，其中磨溪108井位于臺緣帶，磨溪51井位于臺內，微生物巖以藻紋層云巖、凝塊石、樹枝石和均一石為主。微生物云巖的廣泛分布為大面積儲層形成奠定了物質基礎。從現代海洋及湖泊的微生物碳酸鹽巖看，未石化的微生物席孔隙度高達60%，石化的微生物巖孔隙度介于40%～54%，為后期的成巖改造提供了良好的儲集空間。

晚震旦世—早寒武世發生的桐灣運動對燈影組規模儲層的形成與分布起關鍵作用。研究成果表明，四川盆地的桐灣運動至少有兩幕，第一幕發生在燈二段沉積末期，第二幕發生在燈四段沉積末期[27-28]。從運動性質看，表現為隆升造陸運動，形成了兩個區域性侵蝕不整合面，有利于大面積巖溶儲層的形成。實鉆情況看，無論是臺緣還是臺內，燈四段普遍發育溶蝕孔洞型儲層，但臺緣帶儲層厚度可達60～130 m，巖溶儲層距頂面可達200 m，而臺內儲層主要集中在燈四段上部100 m范圍內，儲層厚度介于30～70 m。造成兩者儲層厚度差異的主要因素在于地層暴露面與巖溶作用程度的差異導致地層和儲層保留多少的不同，裂陷內燈四段地層遭受強烈的侵蝕，幾乎喪失殆盡。臺緣帶丘灘體在燈影組頂面及緊鄰裂陷區側翼斜坡帶均遭受巖溶作用，尤其是斜坡帶巖溶作用更為有利，最終導致臺緣帶巖溶深度大、儲層厚度大；臺內丘灘體僅頂面遭受巖溶作用，巖溶深度遠小于臺緣帶。

2.4 震旦系燈影組具有源蓋一體及近源成藏的有利條件

如前所述，四川盆地燈影組發育臺緣與臺內兩種類型的儲集體，前者呈條帶狀沿臺緣帶分布，后者呈多層系疊置連片分布，縱向上主要分布于燈四上亞段、燈二段上部。兩套儲集層夾持在下寒武統泥頁巖（即是烴源巖也是區域性蓋層）、燈三段泥巖（即是烴源巖也是區域性蓋層）、陡山沱組泥頁巖之間，構成良好的生儲蓋組合，具有近源成藏的有利條件（圖6），奠定了燈影組大面積成藏物質基礎。

高磨地區的勘探實踐已證實燈四段含氣面積為7 500 km2[14]。其中，緊鄰德陽—安岳裂陷分布的臺緣帶丘灘體氣藏屬于常壓巖性—地層氣藏，氣層厚度大，單井產量高；臺內氣藏也屬于常壓巖性—地層氣藏，氣層厚度小于臺緣帶氣層厚度，單井產量變化大，高產井占比低于臺緣帶。采用水平井或大斜度井技術，可以大幅提高臺內灘單井產量。如，磨溪123井采用大斜度技術，鉆遇燈四段上部儲層段295.6 m，巖性為藻凝塊、藻疊層云巖，其中縫洞型儲層厚度為37.2 m，孔洞型儲層厚度為209.5 m，孔隙型儲層厚度為48.9 m，測試天然氣無阻流量95.8×104m3/d，是鄰近直井無阻流量的5倍。

2.5 川中古隆起及斜坡長期處于油氣聚集的有利部位

圖5 燈四段臺緣帶與臺內微生物巖序列圖

圖6 四川盆地燈影組成藏組合模式圖

四川盆地川中古隆起是一個長期繼承性發育的大型古隆起，震旦紀末期已具雛型，寒武—奧陶紀演化為同沉積古隆起[29]，奧陶紀末期的郁南運動古隆起基本定型[30]，志留紀末期的廣西運動古隆起最終定型。海西期，除晚二疊世長興期出現短暫的拉張作用形成開江—梁平海槽之外，四川盆地構造相對穩定，沉積地層厚度變化不大，下伏的震旦系古隆起整體被深埋，但古隆起的演化總體表現出一定的繼承性和穩定性。從筇竹寺組烴源巖成烴演化看，二疊紀—早中三疊世為成油高峰期，因而古隆起及其寬緩斜坡區成為石油聚集的有利部位，聚集于巖性—地層圈閉中，并構成巖性—地層型古油藏群。到晚三疊世—侏羅紀，受川西—川北前陸坳陷巨厚沉積影響，古隆起西翼被深埋，此時古油藏液態烴原位裂解形成古氣藏。只要不被后期斷裂破壞，古氣藏持續保存至今。成油期和成氣期油氣運聚數值模擬結果表明古油藏分布的有利區涵蓋了四川盆地中西部地區（圖7-a），古氣藏分布有利區主要集中在印支期古隆起及其斜坡區，但川西—川北坳陷區仍保留部分古氣藏（圖7-b）。

要注意的是，燕山晚期—喜馬拉雅期在四川盆地周緣山系的強烈擠壓作用下，形成了著名的威遠背斜構造，背斜高部位震旦系頂面與高磨地區震旦系頂面埋深落差達2 500 m，川中古隆起最終定型。受其影響，震旦系古氣藏出現調整，威遠背斜形成背斜氣藏，背斜翼部陡坡帶形成地層—構造復合型氣藏，但由于構造調整、改造甚至破壞作用，圈閉充滿度普遍較低。古隆起中東段的高石梯—磨溪—龍女寺地區，構造變形較弱，形成受低幅度構造圈閉控制的地層—構造復合型氣藏。古隆起北斜坡帶則主要以地層—巖性型氣藏為主，可能存在著較復雜的氣水關系。

燈影組成藏歷經多期次烴類充注，這一過程在高磨地區燈影組儲層流體包裹體均一溫度得到驗證，盡管包裹體均一溫度分布范圍從92 ℃到236 ℃，但主要分布介于100～140 ℃和160～190 ℃兩個區間，前者形成于二疊紀—早三疊世，后者主要形成于中晚三疊世—侏羅紀，大于200 ℃的主要形成于燕山—喜馬拉雅期。

圖7 四川盆地成油氣高峰期燈影組頂界油氣運聚模擬結果圖

3 燈影組天然氣勘探潛力與地位

四川盆地燈影組目前已發現威遠、安岳氣田，探明儲量規模近1.0×1012m3，待探明儲量近2.0×1012m3，占全盆地常規天然氣的20%，是尋找規模資源的重點層系[31-32]。從成藏條件看，大面積烴源巖與大面積儲集層構成的成藏組合在盆地范圍廣泛分布。從埋深看，小于8 000 m的面積超過14×104km2，超深層勘探技術日趨完善。因此，四川盆地大部分地區燈影組都可以進行天然氣規模勘探。

未來勘探的值得關注的領域與方向有燈四段臺緣帶、燈二段臺緣帶、川中古隆起斜坡帶燈影組臺內丘灘體和川東地區燈影組丘灘體4個領域。

4 結論

1）深層碳酸鹽巖大油氣田形成必備4個有利條件：①源灶保持的有效性與規模性；②儲集體的有效性與規模性；③儲蓋一體的有效性、規模性與近源性；④古隆起、古斜坡與古斷裂帶有利于大油氣田形成。

2）四川盆地震旦系具備形成大氣田的成藏有利條件，多套優質烴源巖與大面積儲集層構成最佳的成藏組合在盆地范圍廣泛分布，是未來天然氣勘探的重點層系。

3）勘探值得關注領域包括燈四段臺緣帶、燈二段臺緣帶、川中古隆起斜坡帶燈影組臺內丘灘體、川東地區燈影組丘灘體。