从全球油气发展趋势看，深层—超深层是未来油气勘探的重要接替领域，除常规碳酸盐岩和碎屑岩领域外，非常规资源中页岩气和煤层气等领域也进入深层—超深层勘探阶段^[1-6]。中国西部地区深层、超深层分别被定义为埋深大于4500m和6000m（《石油天然气钻井工程术语》(2012)）。页岩气将深层、超深层分别定义埋深为3500~4500m和4500~6000m（《页岩气资源量和储量估算规范》(2020)）。目前全球已发现的深层油气储量占世界总储量的40%。截至2023年底，全球已发现埋深超过8000m的油气藏共52个，深层—超深层已成为勘探发现及储量增长的重点领域^[7-9]。

随着碳酸盐岩油气勘探向深部推进，深层—超深层油气勘探新突破使中国成为陆上深层—超深层油气勘探生产大国^{[3, 9]}。以四川盆地深层—超深层天然气勘探为例，近年来相继在6000~8000m发现了元坝礁滩气田、蓬莱—中江震旦系万亿立方米大气区，泸州深层页岩气（埋深大于4000m）勘探也取得重大突破，显示了盆地深层—超深层巨大的天然气勘探潜力^[10-17]，四川盆地也因此成为中国富气超级盆地。针对四川盆地深层—超深层，前人研究主要聚焦于深层碳酸盐岩基础地质认识，如早期溶蚀和早期油气充注在超深层成储与孔隙保持中的关键作用^{[3, 5]}、古裂陷周缘具有“棚生缘储、近源充注”和克拉通内“下生上储、断层输导”2种成藏模式^[1]、大型天然气成藏多具有“近源富集、相态转化、动态调整”的特点^[2]等。上述对深层—超深层研究主要集中在川中地区震旦系—二叠系沉积格局和立体成藏等常规天然气领域^[15-20]，进而指明川中古隆起外围深凹地区的巨大潜力^{[9-10, 15, 17]}，但立足于深层—超深层来系统梳理常规—非常规天然气勘探领域成果相对较少。因此，本文主要分析四川盆地深层—超深层碳酸盐岩常规和非常规油气成藏条件，梳理源—储组合，探讨深层—超深层油气勘探潜力与方向，以期为加快推进四川盆地深层—超深层天然气勘探提供参考。

四川盆地位于扬子克拉通西北缘，是扬子克拉通的重要组成部分，具有叠合盆地的典型特征。受盆地周缘多个造山带的强烈挤压，川西和川北发育山前坳陷，川东和蜀南地区则是形成了褶皱冲断构造，盆地中央为稳定的隆起区^[9]。盆地经历震旦纪—中三叠世被动大陆边缘和晚三叠世—侏罗纪前陆盆地两大构造演化阶段，分别以海相碳酸盐岩和陆相碎屑岩沉积为主，盖层总厚度为6000~12000m，面积约为18×10⁴km²。四川盆地构造变形受膏盐岩和泥岩滑脱层影响，在纵向上具有分层特征：(1)中浅层受燕山—喜马拉雅运动影响，构造相对复杂，华蓥山断裂以东发育大型褶皱—冲断带，以西为北东向的单斜构造，断裂相对不发育；(2)深层—超深层构造相对简单，发育威远—开江大型鼻隆状构造，长轴近600km，面积近10×10⁴km²。

四川盆地深层—超深层可细分为震旦系—下古生界、二叠系—中三叠统等两大海相克拉通构造层序（图 1），其沉积演化分别受控于Rodinia和Pangea大陆巨型伸展—聚敛构造旋回^[16]。两个构造旋回经历裂陷和坳陷两个阶段，发育灯影组、龙王庙组、茅口组、长兴组等孔隙型常规储层和茅口组一段、雷口坡组三段二亚段等泥灰岩非常规储层。区域性分布烃源岩主要包括寒武系麦地坪组—筇竹寺组和志留系龙马溪组烃源岩，其中筇竹寺组烃源岩厚度为150~600m^[17-18]。盆地深层—超深层源—储纵向上有序叠置，分别形成震旦系—下古生界和二叠系—三叠系两套常规油气组合和茅一段、雷三段二亚段两套非常规油气组合^[19]。

图 1

图 1 四川盆地深层—超深层地层分布图（埋深大于6000m） Fig. 1 Distribution of deep–ultra-deep strata in Sichuan Basin (burial depth of greater than 6000 m)

目前，四川盆地天然气勘探处于快速发展的黄金期，中国石油2020年产气量已突破300×10⁸m³，2021年产气量达到353×10⁸m³，2022年产气量突破380×10⁸m³，2025年产气量预计达500×10⁸m³。进入“十四五”以来，在深层—超深层形成2个万亿立方米含气区：川中北斜坡形成震旦系—二叠系万亿立方米含气区，2020年蓬探1井获日产百万立方米高产工业气流，探明储量超千亿立方米，资源规模超万亿立方米；泸州地区深层龙马溪组页岩气形成万亿立方米气区，2019年泸203井测试获日产百万立方米高产，探明天然气地质储量5138×10⁸m³。

四川盆地常规气总资源量为14.33×10¹²m³，其中深层—超深层常规气资源量为9.68×10¹²m³，占比为67.56%，深层—超深层海相层系主要分布在川西、川东及川北部，面积达7×10⁴km²（图 1），勘探潜力巨大。目前常规天然气勘探主要集中在川中古隆起北斜坡、川西南灯影组和川中二叠系，其中灯影组在川中古隆起北斜坡蓬莱地区（5500~7500m）围绕岩性油气藏进行持续规模探索，三级储量超万亿立方米；二叠系主要围绕川中梓潼—南充地区茅二段台缘带进行集中勘探，埋深介于4500~6500m，未来储量规模将超5000×10⁸m³。从资源潜力来看，震旦系—下古生界超深层（埋深大于8000m）主要分布于川西—川北、川东地区，勘探面积累计达5.3×10⁴km²，资源规模超5×10¹²m³；二叠系超深层（埋深大于6000m）主要分布于川西—川北地区，可供勘探面积为4.65×10⁴km²，资源规模超2.5×10¹²m³。非常规泥灰岩勘探处于基础研究阶段，未开展规模探索，但是深层—超深层具备超万亿立方米资源潜力。

四川盆地优质烃源岩平面上广覆盖，纵向上有序叠置，同时匹配有利相带，形成良好成藏组合，有利于大型油气藏的形成。其中有利相带控制优质储层展布，成藏组合主导油气富集。

四川盆地深层—超深层海相地层发育灯影组丘滩相、龙王庙组台内滩相、栖霞组—茅口组滩相和长兴组礁滩相等白云岩储层，平面展布主要受沉积相带控制^{[6, 20-23]}。此外还发育带状奥陶系颗粒滩白云岩储层。

灯影组储层主要岩石类型为凝块状白云岩、藻砂屑白云岩、藻叠层石白云岩等，为相控孔隙—孔洞型储层，孔隙度为2%~8%，平均孔隙度为3.34%。灯二段和灯四段台缘和台内丘滩受表生期岩溶作用控制，优质储层发育在藻丘、颗粒滩及丘滩复合体中（图 2），厚度为200~500m^{[15-16, 22]}。台缘带藻砂屑、藻凝块、藻纹层白云岩厚度相对台内更大，促使优质储层厚度及物性均好于台内。如蓬探1井在5642~6282m钻遇灯二段台缘带，有效储层累计厚度达259.7m，孔隙度为2.2%~4.5%。此外，盆地内多口超深钻井揭示灯影组8000m以深台缘带仍发育优质储层，如蓬深6井埋深近9000m仍然发育孔洞型储层。

图 2

图 2 四川盆地灯四段岩相古地理图（上）及德阳—安岳裂陷灯影组沉积模式（下） Fig. 2 Lithofacies paleogeographic map of the fourth member of Dengying Formation (upper) and depositional pattern of Dengying Formation in Deyang Anyue Rift in Sichuan Basin (lower)

龙王庙组围绕川中古隆起核部发育厚层砂屑滩，厚度为20~60m，多期颗粒滩规模叠置分布，形成粒间溶孔、溶洞发育的孔隙型储层（图 3），储层孔隙度为2%~12%，平均为4.8%，发现了中国海相整装大气田——龙王庙组气田；地震刻画揭示川中古隆起围斜部位，洗象池组发育威远—广安颗粒滩带，面积超过2000km²。近期，西南油气田勘探证实：围绕川中古隆起发育奥陶系宝塔组颗粒滩带白云岩，储层厚度为5~25m，有利面积超1000km²。

图 3

图 3 震旦系—二叠系储层典型照片 Fig. 3 Typical photos of the Cambrian–Permian reservoir （a）蓬探1井，灯二段，5773.21m，藻砂屑、藻凝块白云岩；（b）高石1井，灯四段，4958.1m，藻砂屑、凝块白云岩；（c）磨溪105井，灯四段，5309.23m，藻砂屑、凝块白云岩，发育0.2~3cm溶蚀孔洞；（d）磨溪17井，龙王庙组，4614.58m，溶蚀孔洞呈带状分布；（e）磨溪12井，龙王庙组，4629.75m，粉晶白云岩，粒间孔；（f）磨溪17井，龙王庙组，4626.27m，亮晶白云岩，粒间孔；（g）乐山1井，栖霞组，5315.5m，晶粒白云岩，晶间孔及微裂缝发育；（h）蓬阳1井，茅二段上亚段，5995.8m，残余生屑白云岩，见残余生屑；（i）广参2井，茅二段上亚段，4608.6m，浅灰色残余生屑白云岩; （j）高石001-x21井，长兴组，3729.1m, 亮晶棘屑有孔虫石灰岩，见粒模孔、壳模孔、晶间微孔；（k）蓬深10井，长兴组，5440.87m，亮晶生屑灰岩，体腔内溶孔和铸模孔；（1）蓬深2井，长兴组，6043.20m, 含生屑凝粒白云岩，残余有孔虫

茅口组和长兴组在川中—川北地区发育大面积分布的台缘滩相白云岩储层，见少量石灰岩储层；而川南地区则发育台内滩相，两个层段均以石灰岩储层为主。上述差异可能与当时沉积古地貌密切相关：川南地貌相对高，石灰岩受后期岩溶改造影响大，形成缝洞型储层；而川中—川北台缘滩受准同生期高频岩溶作用改造影响^[6]，滩体白云岩化作用强，容易形成孔隙型白云岩储层。川中地区茅二段最优质储层主要发育在梓潼—南充—广安台缘带，台缘相带白云岩裂缝—孔隙型储层厚10~40m，储集空间为粒间孔、粒内孔，为孔洞型、裂缝—孔洞型储层，纵向上形成孔—缝—洞体系，孔隙度为3.4%~7.2%（图 3）；如角探1井茅二段白云岩储层厚15m，测井解释平均孔隙度可达5%。长兴组发育台缘礁滩和台内生屑滩，包括白云岩和石灰岩储层，储层厚10~100m，平均孔隙度为4%~7%，平均渗透率为0.5~5mD，为孔隙型、裂缝—孔隙型储层，其中台缘礁滩储层厚度大，台内滩储层厚度偏薄。

震旦纪—早寒武世拉张背景下形成的德阳—安岳裂陷、城口—鄂西裂陷和中晚寒武世—志留纪挤压背景下形成的川中古隆起控制着震旦系—下古生界颗粒滩的分布。

四川盆地桐湾期（震旦纪—早寒武世）处于原特提斯洋大陆边缘伸展构造环境，同沉积断裂活动由盆缘向腹部推进，台地构造—沉积分异现象显著，形成德阳—安岳裂陷和城口—鄂西裂陷，裂陷两侧发育大型台地边缘丘滩^{[16, 19-21]}，藻砂屑、藻凝块白云岩发育，远离裂陷边缘台地内发育规模分布的台内丘滩。德阳—安岳裂陷两侧灯影组台缘带厚度为500~1000m，宽度为20~100km，灯二段和灯四段两期台缘带有利分布面积超3×10⁴km²，优质丘滩储层均受台缘带与台内滩控制（图 2）。钻井揭示裂陷两侧灯影组台缘带厚500~1000m，丘滩相储层十分发育；川东地区以台内沉积为主，储层厚度相对台缘带要薄，也呈现大面积分布。中晚寒武世—志留纪的加里东运动阶段，盆地应力环境由区域性拉张转变为挤压隆升，形成大型川中古隆起，古隆起周缘发育大面积颗粒滩^{[20, 22]}，包括寒武系龙王庙组、洗象池组和奥陶系；颗粒滩叠合后期加里东运动岩溶改造作用，形成孔隙型白云岩储层，分布主要与滩体展布相关。

二叠系—中三叠统川中—川北发育多期台缘带，形成规模性滩相白云岩储层。二叠纪四川盆地构造沉积演化总体以海侵和扩张为主，受北缘勉略洋和西南部峨眉山地幔柱共同作用，形成具有槽—台相间的沉积格局^[23-24]。二叠系栖霞组沉积主要是受川西海盆和川中古隆起影响，盆地西缘形成台地边缘带，发育滩相白云岩储层，储层厚度为10~40m；盆地内部围绕川中古隆起发育带状分布台内滩，形成薄层滩相白云岩储层，厚度为2~15m。茅口组沉积早中期受北缘勉略洋拉开影响，川北开江—梁平海槽开始发育，槽—台格局初具形态；茅口组沉积中晚期拉张作用增强，北部持续沉降，川北地区梓潼—南充—广安地区形成台缘带，发育茅二段高能滩相白云岩，储层厚度为10~40m，川南地区主要为台内滩沉积，为石灰岩沉积，储层厚度为5~30m。长兴组受峨眉山地幔柱上隆影响，邻区局部发生拉张作用，盆地内出现强烈构造—沉积分异，川中—川北地区发育开江—梁平海槽和蓬溪—武胜台洼，沿海槽和台洼两侧发育礁滩复合体，储层厚度为10~100m；川南地区长兴组为台内沉积，发育大型缓坡生屑滩，储层厚度为10~30m。沉积演化揭示，沿开江—梁平海槽两侧，茅二段、吴家坪组和长兴组3套台缘高能相带叠合有序迁移发育，控制滩相储层呈带状分布（图 4）。

图 4

图 4 四川盆地二叠系沉积模式及岩相古地理图 Fig. 4 Depositional pattern and lithofacies paleogeographic map of the Permian in Sichuan Basin （a）拉张旋回下二叠系沉积模式图；（b）茅二段上亚段岩相古地理图；（c）长兴组岩相古地理图

四川盆地多期隆—坳相间的构造格局控制了海相烃源岩发育与分布，发育14套海相烃源岩，从南华系到三叠系有8个组段发育优质烃源岩(以TOC>2.0%为标准)，资源潜力大(表 1)。其中最优质的烃源岩包括寒武系麦地坪组—筇竹寺组、志留系龙马溪组和二叠系龙潭组/吴家坪组。

表 1

表 1 四川盆地海相地层烃源岩基本数据表 Table 1 Basic data of marine source rocks in Sichuan Basin 层系 岩性 有机质丰度/% 有机质成熟度/% 烃源岩厚度/m 生气强度/(108m3·km-2) 分布 烃源岩品质 三叠系 雷三段二亚段 泥灰岩、灰质泥岩 0.5~1.98/0.77 1.5~2.5 30~80 2~10 川中、川西南 差—中等为主 二叠系 大隆组 硅质岩、泥页岩 0.5~13.5/3.7 0.7~3.5 5~40 2~25 川北、川东北 优质烃源岩 龙潭组 煤系、泥页岩 0.5~19.3/3.4 0.8~3.8 20~170 5~70 全盆地 优质烃源岩 茅口组孤峰段 硅质岩、泥页岩 0.5~31.04/5.08 0.8~3.8 5~40 2~25 川北、川东北 优质烃源岩 茅口组一段 泥灰岩、灰质泥岩 0.5~5.32/1.16 1.8~4.0 50~120 5~25 全盆地 差—中等为主 栖一段 泥质灰岩 0.5~3.8/0.94 1.8~4.0 5~70 2~15 全盆地 差烃源岩 梁山组 煤系、泥页岩 0.5~9.51/2.33 1.8~4.0 2~30 1~5 全盆地 差—中等为主 志留系 五峰组—龙马溪组 泥页岩 0.5~9.9/2.28 2.0~4.0 15~250 10~110 川东—蜀南、川北 优质烃源岩 奥陶系 湄潭组 泥岩、泥灰岩 0.5~1.5/0.84 2.2~4.0 — 2~30 川北、川东南和蜀南 差烃源岩 寒武系 筇竹寺组 泥页岩 0.5~8.49/1.95 1.84~5.0 150~450 20~160 全盆地 优质烃源岩 麦地坪组 硅质岩、泥岩 0.52~4.00/1.68 2.23~5.0 50~100 10~40 裂陷区 优质烃源岩 震旦系 灯三段 泥页岩 0.50~4.73/0.87 3.16~5.0 5~30 6~12 裂陷区 差—中等为主 陡山沱组 泥页岩 0.50~14.17/2.91 2.08~5.0 10~30 — 川西、川东及外围 优质烃源岩 南华系 大塘坡组 泥页岩 1.0~3.0/2.58 3.0~5.0 20~50 5~30 渝东、湘鄂西 优质烃源岩 注：最小值~最大值/平均值。

表 1 四川盆地海相地层烃源岩基本数据表 Table 1 Basic data of marine source rocks in Sichuan Basin

德阳—安岳裂陷内沉积下寒武统麦地坪组—筇竹寺组优质烃源岩^[17]，厚度大，分布稳定（图 5a），是川中安岳大气田的主力烃源岩。钻井与地震揭示川中—川北地区裂陷内部麦地坪组—筇竹寺组厚度为200~1000m，向裂陷两侧地层厚度逐渐减薄，厚50~200m；裂陷内麦地坪组发育泥页岩，厚度为50~200m，筇竹寺组以暗色泥页岩为主，厚150~800m，生气强度为（20~160）×10⁸m³/km^2[25]。麦地坪组—筇竹寺组TOC介于0.5%~8.49%，平均为1.95%。筇竹寺组R_o介于1.84%~5.0%，川东地区相对较高，普遍大于3.0%。优质烃源岩主要发育于各段底部，其中裂陷区厚度最大。

图 5

图 5 四川盆地中上扬子区烃源岩厚度图 Fig. 5 Thickness map of source rocks in the middle–upper Yangtze region in Sichuan Basin

志留纪，川中和黔中古隆起抬升，四川盆地东南部形成坳陷环境，五峰组—龙马溪组为深水陆棚相沉积，经历了强还原环境下的演化过程，控制了厚层富有机质页岩的展布，该套烃源岩是上覆二叠系气藏的主要烃源岩。五峰组—龙马溪组有效烃源岩厚度为15~250m（图 5b），优质烃源岩厚度为5~90m，主要分布在蜀南—川东地区，生气强度为（10~110）×10⁸m³/km²。五峰组—龙马溪组烃源岩TOC介于0.6%~9.78%，R_o介于2.0%~4.0%，优质烃源岩集中发育在龙马溪组一段，TOC平均为2.75%。

四川盆地吴家坪组沉积期发育两类烃源岩，厚度为20~170m（图 6)。川中—蜀南地区沉积海陆过渡相龙潭组煤系烃源岩，岩性包括煤岩和页岩，厚度为40~170m；川北—川东北煤层厚度多小于2m，而川中—蜀南龙潭组煤层累计厚度可达20m以上。川中—川南地区龙潭组煤岩以高阶煤为主，煤岩生气能力强，含气量平均为17.6m³/t；煤系烃源岩生烃强度为(20~50)×10⁸m³/km²，TOC普遍大于3%。川北地区沉积与龙潭组沉积期同期异相的吴家坪组陆棚相黑色页岩，厚度为20~60m；页岩有机质丰度高，大部分高于1.0%，开江—梁平海槽内TOC普遍高于3%；生烃中心位于达州—开县一带，生烃强度为（30~60）×10⁸m³/km²。

图 6

图 6 四川盆地上二叠统龙潭组/吴家坪组烃源岩厚度图 Fig. 6 Thickness map of source rocks in Longtan/Wujiaping Formation in the Upper Permian in Sichuan Basin

川中地区雷三段二亚段泥灰岩在潟湖区发育，纵向上发育4套泥灰岩，横向稳定分布，厚度为30~100m^[26-28]。岩心分析揭示雷三段二亚段泥灰岩TOC平均为0.77%，最高达2.63%，是一套优质的烃源岩。雷三段二亚段干酪根同位素偏重，δ¹³C_PDB在-29.6‰~-27.1‰之间，母质类型主要为Ⅰ—Ⅱ1型（腐殖—腐泥型）。充探1井岩心样品TOC均大于0.5%，S₁+S₂介于0.30~3.5mg/g，平均为0.96mg/g。根据岩屑取样标定，充探1井雷三段发育TOC>0.5%的有效烃源岩约60m。

茅一段为深缓坡相，泥灰岩厚度大（75~100m），烃源岩有机质丰度较高^[29-30]，TOC分布范围为0.35%~3.3%，主体分布在0.5%~1.5%之间，平均为1.16%，为中等—偏好烃源岩。大坝1井岩心样品TOC介于0.31%~5.2%，平均为1.56%，大于0.5%的样品占比为69.2%；大坝1井岩屑样品TOC介于0.3%~2.8%，平均为1.22%，0.5%~2.0%的样品占比88.2%，65%的样品TOC大于1%；中国石化焦石坝地区茅一段TOC介于0.1%~2.54%。

四川盆地两期裂陷（德阳—安岳裂陷、开江—梁平裂陷）的发育不仅有利于裂陷内沉积优质烃源岩，烃源岩与其周缘发育的大型礁（丘）滩规模储层紧密相接也有利于油气成藏。此外，盆地内发育多期、多方向走滑断裂，在多套优质烃源岩广泛发育、多套规模储层错位叠置的背景下，成藏期走滑断裂的发育能有效沟通烃源岩和储层，形成源—储纵向沟通的成藏组合。而独特的间歇性海侵过程中形成的雷三段二亚段潟湖周缘泥灰岩、茅一段泥灰岩等特殊岩层既有生烃潜力，又可作为储层，形成了自生自储的成藏组合。

四川盆地寒武系麦地坪组—筇竹寺组优质烃源岩厚值区主要分布于德阳—安岳裂陷区和川中古隆起北斜坡—川北地区，烃源岩总厚度主要为100~500m，灯二段、灯四段台缘丘滩/颗粒滩储层主要沿德阳—安岳裂陷两侧分布，因此裂陷内下寒武统优质烃源岩和灯影组储层形成侧向对接，盆地内烃源岩覆盖在灯影组储层上，形成上生下储、旁生侧储型成藏模式，有利于油气的直接充注（图 7）。川中高石梯—磨溪地区和北斜坡蓬莱地区勘探已经证实，这种成藏组合，匹配一定的构造背景，可以形成大型气田。川西北灯影组超深层勘探正是以这种旁生侧储成藏模式为主。远离裂陷台内区域，特别是川中台内和川东地区灯四段可能以上生下储成藏模式为主，其台内灯四段丘滩体主要依靠上覆烃源供烃。

图 7

图 7 四川盆地天然气聚集分析剖面图（据文献[28]修改） Fig. 7 Profile of natural gas accumulation in Sichuan Basin (modified after reference [28])

四川盆地下生上储型成藏组合普遍发育，包括寒武系和二叠系（图 7）。寒武系下生上储组合烃源岩主要为筇竹寺组，储层包括沧浪铺组、龙王庙组、高台组和洗象池组，下伏烃源岩直接或通过断裂向上覆储层供烃，形成有利成藏组合，例如磨溪龙王庙组气田。二叠系气藏烃源岩主要包括筇竹寺组、龙马溪组和龙潭组，储层包括沿川西盆缘和环川中古隆起坡折带分布的栖霞组滩相白云岩、沿梓潼—南充—广安一带分布的茅口组滩相白云岩和围绕开江—梁平海槽和蓬溪—武胜台洼两侧分布长兴组礁滩体。川西地区受断裂影响较大，栖霞组烃源主要来源于下伏下寒武统烃源岩；川中地区茅口组烃源以下伏志留系烃源岩为主；川北地区长兴组烃源以龙潭组烃源岩为主，而川中地区长兴组则由龙马溪组和筇竹寺组烃源岩共同供烃。上述源—储组合，匹配大型断裂，构成下生上储型成藏组合。

除页岩资源外，四川盆地还存在泥灰岩这类自生自储型非常规资源，包括雷三段二亚段和茅一段，目前处于研究初期。雷三段二亚段受间歇性海侵—海退影响，潟湖区周缘沉积多套黑色富有机质泥灰岩（图 8），泥灰岩源—储一体，最有利区分布在川中地区。雷三段二亚段泥灰岩储集空间以纳米—微米级溶蚀孔、粒间孔、晶间孔和有机质孔为主，川中地区雷三段二亚段岩心孔隙度为0.1%~8.51%。雷三段二亚段顶板为膏岩，底板为石灰岩或膏岩，压力系数相对较高，具有良好成藏封盖体系，有利于自生自储油气成藏。茅一段主要为海侵沉积体系下的泥灰岩沉积，除自身供烃外，下伏志留系烃源岩也可以通过断裂对茅一段进行供烃，因此茅一段泥灰岩具有双源供烃特征。而上覆的茅二段致密泥晶生屑灰岩也为茅一段天然气成藏提供了良好的封盖条件。钻井揭示气藏压力系数为1.75~2.15，普遍具有超压特征，揭示其原位含气量充足，保存条件普遍较好，最有利区位于川东—蜀南地区，和深水陆棚沉积有关。

图 8

图 8 四川盆地雷三段二亚段非常规油气成藏模式图 Fig. 8 Hydrocarbon accumulation pattern of unconventional oil and gas in the second sub-member of the third member of Leikoupo Formation in Sichuan Basin

目前四川盆地深层—超深层评价勘探主要围绕德阳—安岳裂陷西侧、古隆起围斜区震旦系—寒武系和川中—川北茅口组等几个领域，风险勘探主要集中在川西北二叠系和川北石炭系。从超深层—深层领域谋划和未来规模增储来看，扬子西北缘震旦系和长兴组常规领域、川东震旦系礁滩体与二叠系滩体勘探领域和雷三段二亚段、茅一段泥灰岩致密气领域值得关注，前期已有学者关注^{[6, 9, 12, 15, 17, 25-27, 31]}，同时有探井部署，但是研究评价仍需加快。

四川盆地的勘探实践表明，裂陷控制下的优质烃源岩与大型礁（丘）滩规模储层构成最有利成藏组合，但其埋藏相对较深，普遍超过6000m（图 9），因此仍有巨大勘探潜力。基于源—储配置和成藏条件可优选出两大勘探有利方向：德阳—安岳裂陷灯影组台缘带、蓬溪—武胜台洼北侧长兴组台缘带。

图 9

图 9 四川盆地灯影组与长兴组滩体分布图 Fig. 9 Distribution of reef flats in Dengying and Changxing formations in Sichuan Basin

震旦纪—早寒武世，沿德阳—安岳裂陷两侧发育灯影组大型台地边缘丘滩体，丘滩体储层厚度为400~600m^[25]。扬子西北缘深层—超深层发育陡山沱组和麦地坪组—筇竹寺组两套优质烃源岩，其中川西北寒武系发育扬子地区最优质烃源岩，向北厚度增加，相比川中高石梯—磨溪地区厚，烃源岩厚度达300~700m。地震资料揭示，川西北灯影组下伏连续强反射层，推测为陡山沱组泥页岩，厚度为50~100m。野外露头证实陡山沱组属于优质烃源岩：绵竹清平陡山沱组TOC介于0.6%~14.17%，平均为3.9%；青川八角村陡山沱组TOC介于0.4%~2.6%，平均为1.2%。川西北灯影组源储接触层厚可达700m，筇竹寺组和陡山沱组双源供烃，形成下生上储、旁生侧储和上生下储等多种成藏组合，成藏条件优越。目前川中古隆起蓬莱地区正在勘探，向北绵阳—剑阁地区灯影组发育灯二段和灯四段两期不重叠台缘带，丘滩体面积超5000km²，资源潜力超万亿立方米^[25]。灯二段台缘带正在钻探万米科探井，灯四段川西北地区存在九龙山大型构造，灯影组构造圈闭面积超200km²，叠合灯四段台缘带，其勘探突破成功性大。

川中—川北二叠纪持续拉张，茅口组沉积中晚期开始形成台地边缘，后期吴家坪组、长兴组沉积期台缘继承性发育，滩相孔隙型储层发育。前期研究揭示，梓潼—南充—广安茅二段台缘带白云岩储层稳定分布，多口井获得突破，已经形成规模增储勘探场面^[19-20]。近期研究发现，蓬溪—武胜台洼北侧的南充—梓潼地区长兴组礁滩体平面上呈现雁列式展布（图 4），发育多排礁滩体，面积近3000km²，和元坝礁滩具有相似性。同时断裂能够有效地沟通该地区下伏筇竹寺组、龙马溪组优质烃源岩与长兴组礁滩体，形成下生上储成藏组合，资源潜力超5000×10⁸m³，值得加快部署勘探。

(1) 震旦系: 川东地区发育台内丘滩和台缘丘滩，储层厚度为10~80m，相比德阳—安岳裂陷两侧薄，埋深为6000~9000m;(2)二叠系：在川东邻水—丰都地区发育茅二段滩相白云岩带和长兴组礁滩带，勘探实践已证实其储层发育，厚度为10~30m，但横向非均质性强，埋深为4000~6000m。川东地区筇竹寺组烃源岩厚度为20~70m，龙马溪组烃源岩厚20~50m，与震旦系—二叠系储层形成上生下储和下生上储的良好成藏配置。川东地区震旦系勘探面临的关键问题是圈闭落实，受寒武系高台组膏岩影响，盐下构造成像受影响使圈闭落实程度不高。二叠系主要发育岩性圈闭，邻水—丰都地区茅二段滩相白云岩带规模可达2000km²，资源潜力超3000×10⁸m³，叠合长兴组礁滩，值得加快勘探部署。

四川盆地泥灰岩埋深介于3000~6000m，层系多且大面积分布，具有源—储一体成藏条件。充探1井雷三段二亚段泥灰岩储层实施射孔—酸化后测试，获天然气产量10.87×10⁴m³/d，凝析油产量47.04m³/d；新探1井茅一段泥灰岩获工业气流，均揭示泥灰岩勘探潜力大。泥灰岩主要形成于干燥潟湖环境与低能缓坡环境: （1）干燥潟湖环境泥灰岩沿潟湖周缘呈现环带状分布，发育层系有川中地区雷三段二亚段膏质潟湖周缘泥灰岩和川东—蜀南地区嘉陵江组; （2）低能缓坡环境泥灰岩沿缓坡呈现大面积分布，发育层系有川东—蜀南地区茅一段外缓坡泥灰岩和蜀南地区石牛栏组缓坡相泥灰岩（图 10）。

图 10

图 10 二叠系—三叠系泥灰岩非常规油气有利勘探区分布图 Fig. 10 Distribution of favorable exploration zones of unconventional oil and gas in the Permian Triassic marl

川中雷三段大型潟湖区发育泥灰岩烃源岩，生烃量约为25×10¹²m³，具有规模供烃条件。泥灰岩烃源岩残余TOC为0.22%~2.63%，平均为0.97%，有机质类型以Ⅱ型为主，主体厚度为60~130m。泥灰岩储集空间以纳米—微米级溶蚀孔、粒间孔、晶间孔和有机质孔为主，为低孔—低渗储层。雷三段二亚段油气源对比揭示烃源来自自身泥灰岩。充探1井原油、正构烷烃单体烃碳同位素较轻，主要介于-32‰~-23‰，表明海相来源特征；沥青生物标志化合物与须家河组及二叠系烃源岩可对比性差，判断其来源于雷口坡组自身^[27]。雷三段二亚段顶底板成藏条件好：顶为雷三段二亚段膏盐岩，累计厚度为40~270m；底为雷三段一亚段泥灰岩夹薄层膏岩，厚度为30~50m；川中潟湖区泥灰岩储层广覆式分布，地层超压，埋深为2500~5000m，普遍含气，面积约为4×10⁴km²，资源潜力超万亿立方米。

茅一段岩性为泥质灰岩，野外剖面茅一段发育层状、脉状、透镜状和纹层状四种沉积构造，其中透镜状和纹层状灰质泥岩最有利^[29-30]。茅一段TOC分布在0.35%~3.3%，为中等—偏好烃源岩。茅一段泥灰岩储集空间为纳米级粒间微孔、微缝，平面上稳定分布，厚度为20~45m。茅一段富泥灰岩资源规模可达2×10¹²m³，川东重庆—涪陵地区埋深为3500~5000m，储层厚度大于40m，分布面积为1×10⁴km²；泸州古隆起地区埋藏深度为2500~4500m，储层厚度为30~40m，分布面积为0.5×10⁴km²。川南龙马溪组页岩气产量开发评价过程中面临套变难题，长期稳产具有一定难度，可以利用一些低产井瞄准泥灰岩进行立体勘探开发，实现川南地区稳产。

（1）四川盆地深层—超深层受多期构造运动影响，形成震旦系—下古生界和二叠系—中三叠统两大海相克拉通构造层序，受裂陷与隆起控制形成多套优质台缘丘滩和台内滩储层，包括震旦系灯影组台缘丘滩储层、龙王庙组滩相储层、栖霞组—茅口组滩相白云岩储层及长兴组礁滩储层，其主要集中分布在川西北和川中—川东地区。

（2）四川盆地深层—超深层受槽—台格局影响，发育多套广覆式分布烃源岩，奠定了油气富集基础。其中优质烃源岩包括寒武系麦地坪组—筇竹寺组、志留系龙马溪组、二叠系龙潭组/吴家坪组。

（3）深层—超深层源—储叠合发育，形成下生上储、旁生侧储、上生下储和自生自储等成藏组合，其中扬子克拉通西北缘超深层常规气是寻找规模储量的最现实领域，川中—蜀南海相泥灰岩致密气是盆地重要的资源接替领域。未来川西北灯影组和长兴组孔隙型储层、川东震旦系与二叠系常规储层、川中—蜀南海相泥灰岩致密气等是主要勘探方向；特别是蜀南地区茅口组可以作为页岩气稳产重要的接替方向。