四川盆地是我国富气超级盆地^[1-3]，天然气总资源量为86.34×10¹²m³，探明天然气地质储量为7.44×10¹²m³，2024年产量已经超过400×10⁸m3；待发现可采资源量为23.72×10¹²m³，其中常规气占44.8%、页岩气占37.6%、致密气占16.3%，是未来天然气储量与产量增长的重点盆地^[1]。目前四川盆地天然气勘探领域主要集中在碳酸盐岩常规气、中深层页岩气和浅层致密气，是未来增储上产的重要领域^[4-7]。

四川盆地从21世纪初期就围绕致密气进行规模勘探，聚焦须家河组二段、四段、六段致密砂岩层系^[8]，探明储量超7000×10⁸m³；2018年围绕浅层沙溪庙组河道砂体致密层进行勘探，沙溪庙组成藏靠断裂沟通烃源岩，属于源外致密气，烃源岩与砂体不直接接触，资源潜力超5000×10⁸m³，勘探效果显著。2021年以来，四川盆地多个区块、多个层系源内致密气领域探井获得突破^[9-17]，中国石化在筇竹寺组粉砂质页岩和泥质粉砂岩普遍见到天然气显示，且孔隙度相对较高，及时转变了单纯针对富有机质页岩进行勘探的传统观念，在威远西南斜坡部署金石103井针对粉砂质页岩和泥质粉砂岩进行勘探，测试获气25.86×10⁴m³/d，实现了筇竹寺组粉砂质页岩勘探重大突破^[14]；中国石油围绕二叠系—三叠系泥灰岩部署两口风险探井获突破，川东地区新探1井在茅一段测试产气4.46×10⁴m³/d，川中地区充探1井在雷三²亚段测试获气10.87×10⁴m³/d、产油47.0⁴m³/d；中国石化在资阳地区须五段源内致密气获勘探突破。

上述勘探发现的致密气藏，均分布在筇竹寺组、茅口组、雷口坡组和须家河组等大套或厚层烃源岩内，为源内致密气藏。其成藏与富集特点有别于浅层致密气，具有近源和储层物性相对较差的特征。基于此，笔者将发育于烃源岩内部，具有一定厚度的粉砂岩、泥质粉砂岩与粉砂质页岩等近源成藏致密碎屑岩储层，或源储一体且厚度较大的泥灰岩、含膏泥灰岩、石灰岩等富气致密碳酸盐岩储层，且具有层状连续发育的致密气层均统称为源内致密气。比如雷三²亚段和茅一段泥灰岩致密气，具有源储一体成藏条件；筇竹寺组泥质粉砂岩致密气具有近源成藏特征，上下均为优质纯页岩烃源岩，但是物性偏低^[14-17]。基于上述勘探突破与新理论认识，为了解决制约四川盆地增储新领域的源内致密气勘探问题，笔者通过对相关源内致密气进行系统剖析，深入探究其形成沉积背景、储层发育特征及油气富集模式，从而进一步深化天然气地质成藏理论认识，以期对四川盆地未来的天然气勘探开发提供技术支撑。

四川盆地是在上扬子克拉通基础上发展起来的一个大型叠合盆地，沉积盖层总厚度为6000~12000m。四川盆地经历了南华纪裂谷盆地、震旦纪—中三叠世海相克拉通盆地、晚三叠世—白垩纪前陆盆地3期成盆演化阶段，发育多套烃源岩和储层，具有纵向上多含油气系统叠置、平面上满盆含油气，以及常规与非常规油气有序共生的成藏序列特征^[18-27]（图 1）。

图 1

图 1 四川盆地常规—非常规油气有序分布图（据文献[26-27]修改） Fig. 1 Orderly distribution of conventional-unconventional oil and gas reservoirs in Sichuan Basin (modified after references [26-27])

震旦系—中三叠统主要为海相碳酸盐岩沉积，常规储层主要为台地边缘丘滩、礁滩、台内滩等，同时受拉张作用与海平面频繁升降控制形成多套有利烃源岩，包括下震旦统陡山沱组、下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组、中二叠统栖霞组—茅口组、上二叠统龙潭组（吴家坪组）与大隆组，以及中三叠统雷口坡组。特别是寒武系筇竹寺组为中上扬子地区最优质烃源岩，有效烃源岩厚度为100~500m，主要岩性为页岩、泥岩和泥质粉砂岩。上三叠统—侏罗系为陆相沉积，受龙门山及米仓山—大巴山快速隆升影响，四川盆地发育两期前陆盆地，形成川西和川东北沉积中心，并分别沉积上三叠统须家河组和侏罗系凉高山组两套主力烃源岩，其中须家河组烃源岩主要分布在须三段和须五段，岩性以黑色泥岩为主，形成了独特的致密气—页岩油系统^[16-18]，比如前期发现的须二段、须四段和须六段致密气，还有浅层侏罗系沙溪庙组致密气和凉高山组页岩油。

受海—湖平面频繁波动控制，四川盆地地质历史时期发育多套优质烃源岩，前期就认识到的泥页岩烃源岩包括下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组、上二叠统龙潭组、上三叠统须家河组、下侏罗统自流井组与中侏罗统凉高山组等，近期发现的泥灰岩烃源岩包括中二叠统茅一段和中三叠统雷三²亚段等。盆地沉积过程中海—湖平面频繁变化，发育多期向上变浅旋回，促使在烃源岩中形成以细粒沉积为主的致密储层，储层岩性包括粉砂岩和泥灰岩。筇竹寺组存在深水陆棚和浅水陆棚交互沉积，导致岩性存在差异，在烃源岩内发育区域性沉积厚层粉砂岩和泥质粉砂岩，有利于形成源内致密气勘探新类型。

四川盆地多套烃源岩和储层相互叠置发育，形成海相与陆相源内致密气（图 1）。海相致密气包括粉砂岩致密气和泥灰岩致密气。其中海相粉砂岩源内致密气主要呈层状，具箱式含气的特点，岩性组合以粉砂岩、泥质粉砂岩为主，具有源储一体、近源成藏的特征，发育层系主要有筇竹寺组、龙潭组。海相泥灰岩具有源储一体特征，发育层系主要有雷三²亚段、茅一段和下志留统石牛栏组。陆相砂岩源内致密气表现为砂岩与泥质烃源岩互层分布，近源成藏，源储共生，发育层系主要有须三段和须五段。

近期研究揭示，寒武系筇竹寺组不但发育页岩气^{[17-25, 28-29]}，同时发育砂岩源内致密气，但是岩性与陆相具有差异性，不是粗砂岩、细砂岩，而是粉砂岩和泥质粉砂岩，整套厚度介于60~500m，有别于常规页岩气，该种类型具有整层含气特征。中国石化已在威远西南斜坡寒武系筇竹寺组泥质粉砂岩和粉砂质页岩获得勘探突破^[5]。

四川盆地受构造拉张影响，早寒武世在德阳—安岳地区形成南北贯穿盆地裂陷^{[26, 30-31]}，裂陷早期为窄盆填平补齐沉积、晚期发育广盆沉积，裂陷内部及周缘呈现差异沉积。裂陷内麦地坪组+筇竹寺组厚度为300~1000m，沉积与沉降中心在川北地区，厚度向北部逐渐加大，向周缘逐渐减薄。筇竹寺组沉积期间受海水频繁升降控制，形成深水陆棚与浅水陆棚交互沉积（图 2），筇竹寺组分为8小层，裂陷内1、3、5、7小层主要为海侵背景下深水陆棚沉积，岩性为灰黑色至黑色页岩、碳质页岩，沉积构造以不发育明显层理的块状构造为主，TOC普遍较高；2、4、6、8小层为浅水陆棚沉积，具有明显的波浪改造特征，主要是重力流沉积，发育粉砂岩—粉砂质页岩—页岩层序，厚度从10cm至几米不等，规模变化大，部分具有典型鲍马序列；粉砂岩底部与下伏页岩的界面起伏大，粉砂岩内部层理不明显，显示快速垂向堆积；粉砂岩与黏土组成的纹层呈微倾斜—微波状，横向上延伸出去就是一种丘状层理和洼状层理，两者构成丘状交错层理。其中泥质粉砂岩（4、6小层）主要发育在德阳—安岳裂陷内及周缘，4小层泥质粉砂岩厚度为30~300m，6小层泥质粉砂岩分布范围较4小层分布广，厚度为30~200m。不同区域岩性具有一定差异，裂陷西部边缘（4、6小层）以粉砂岩为主，往裂陷内岩性发生变化，泥质粉砂岩和粉砂质页岩增多，从厚层粉砂岩变为粉砂岩和泥质粉砂岩及砂质页岩互层沉积，反映与物源远近的差异。如图 2所示，靠近裂陷西侧砂岩厚度大，泥岩和页岩厚度薄，往裂陷内，泥岩和页岩厚度增加。

图 2

图 2 四川盆地过裂陷内筇竹寺组地层分层与岩性对比剖面图（剖面位置见图 1a） Fig. 2 Stratigraphic stratification and lithologic correlation section of Qiongzhusi Formation cross rift trough in Sichuan Basin (section location is in Fig. 1a)

目前钻探成果揭示，筇竹寺组4、6小层是源内致密气勘探的主要层段。两套粉砂岩储层为细粒沉积，储集空间主要为无机孔，包括溶蚀孔、黏土矿物晶间孔，和页岩气储层空间具有一定差异。龙马溪组页岩储层主要发育有机质孔，筇竹寺组页岩储层为无机孔和有机质孔共存。粉砂岩和泥质粉砂岩孔隙以微孔、片状或缩颈状喉道为主，孔径为10~100nm，以介孔和宏孔为主。

筇竹寺组粉砂岩和泥质粉砂岩在裂陷内及周缘区域性分布，由南向北厚度具有增加的趋势，裂陷内厚度相对大。粉砂岩和泥质粉砂岩储层厚度为20~170m，孔隙度为3%~7%。4小层储层厚度为10~90m，6小层储层厚度为10~80m；二维核磁含气性T₁—T₂图谱检测揭示泥质粉砂岩含气性好。资217井4小层顶部粉砂岩现场含气性测试最高可达3.97cm³/g，与5小层优质页岩相当；储层孔隙度可达4%~7%，比5小层纯页岩孔隙度更高。筇竹寺组粉砂岩储层在威远—资阳地区横向稳定分布，由资阳往蓬莱地区厚度逐渐增大，与裂陷分布具有一定趋同性（图 3）。

图 3

图 3 资阳—蓬莱地区寒武系筇竹寺组粉砂岩储层厚度等值线分布图 Fig. 3 Thickness contour of siltstone reservoirs in the Cambrian Qiongzhusi Formation in Ziyang-Penglai area

前期研究对该类型非常规储层关注较少，但综合其特征来看，应当属于海相源内致密气。泥灰岩储层物性较差，源储共生，在川中地区雷三²亚段和川东地区茅一段获工业气流，如中国石油川中充探1井^[32]、中国石化川东涪陵地区FM1HF井^[33-34]。蜀南—黔北地区也有良好天然气显示与工业气流，如黔北的安页1井石牛栏组测试获得10.22×10⁴m³/d^[35]，埋藏深度为2000~4000m，是未来深层非常规致密气油气勘探新类型。

四川盆地泥灰岩分布层系多、面积大，主要形成于干燥潟湖和低能缓坡两种沉积环境。干燥潟湖泥灰岩主要沿潟湖周缘呈环带状分布，以川中地区雷三²亚段、川东—蜀南地区嘉陵江组为代表；低能缓坡环境泥灰岩沿沉积相带呈大面积分布，以川东—蜀南地区茅一段、蜀南地区石牛栏组为代表。

膏质潟湖相泥灰岩以上三叠统雷三²亚段为典型代表。川中地区雷三²亚段富有机质泥灰岩具有源储一体特征，泥灰岩烃源岩残余TOC为0.22%~4%，平均为0.97%，有机质类型以Ⅱ型为主，主体厚60~130m^{[27, 32]}（图 4）。2023年钻探的顺庆1井揭示雷三²亚段泥质灰岩TOC为0.43%~2.63%，平均为1.53%；含泥灰岩TOC为0.09%~0.46%。泥灰岩发育基质孔隙型储层和微孔微缝型储层；其中基质孔隙型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，低孔低渗；泥质灰岩叠加裂缝，形成微孔微缝型储层。泥质灰岩实测核磁孔隙度为1.28%~5.09%，渗透率为0.927~1.300mD。雷三²亚段油气源对比揭示，油气来自自身泥灰岩。充探1井原油轻烃、正构烷烃单体烃碳同位素较轻，主要为-32.0‰~-23.0‰，表现为海相来源特点；沥青生物标志化合物和须家河组及二叠系烃源岩可对比性差，判断为雷口坡组自身来源。川中地区雷三²亚段泥灰岩规模分布，储层厚度为20~60m，面积约为4×10⁴km²。

图 4

图 4 四川盆地雷三2亚段泥灰岩有效烃源岩（TOC > 0.5%）厚度分布图 Fig. 4 Thickness contour of effective marl source rock (TOC > 0.5%) in the second sub-member of the third member of Leikoupo Formation in Sichuan Basin

碳酸盐缓坡相泥灰岩以茅一段为例。茅一段泥灰岩具备与页岩气“自生自储”富集成藏特征相似的天然气成藏条件^{[27, 36-37]}，岩性主要为泥质灰岩，富含有机质的岩相为纹层状泥质灰岩和瘤状含泥灰岩。大坝1井茅一段泥灰岩岩心TOC为0.31%~5.20%，平均为1.56%，TOC大于0.5%的样品占比69.2%；大坝1井茅一段泥灰岩岩屑TOC为0.3%~2.8%，平均为1.22%，TOC为0.5%~2.0%的样品占比88.2%，TOC大于1%的样品占比65%；中国石化焦石坝地区茅一段TOC介于0.10%~2.54%。茅一段泥灰岩储层储集空间以有机质孔、黏土矿物成岩收缩缝和矿物颗粒粒缘缝为主。茅一段泥灰岩储层厚度为20~45m，平面展布与相带相关，主要分布在川东—蜀南地区深水区域。

四川盆地须家河组致密砂岩气藏分布广泛，资源潜力巨大，但富集规律复杂，长期处于“有储量无产量、有气无田”的勘探开发现状。前期勘探主要聚焦须二段、须四段和须六段3套中—粗砂岩储层，孔隙度在8%~12%，为下生上储成藏类型，但是气水关系相对复杂。近期研究揭示，川中—川西地区须五段厚层烃源岩中发育薄层砂体，成藏组合优越，可能成为未来重要勘探领域。

川中—川西地区须家河组主要为前陆盆地背景下的三角洲沉积，在不同区域沉积微相具有差异，同时受沉积坡折古地貌控制，形成两个台阶^[38]，特别是须五段受沉积坡折控制更加明显。一台阶分布在成都—三台坳陷，主要为深湖沉积，发育厚层泥岩夹薄层砂岩，控制须家河组生烃中心分布，须五段烃源岩厚240~280m。二台阶分布在乐山—资阳—盐亭地区，为三角洲前缘外带沉积，沉积砂岩、泥岩互层，须五段烃源岩厚40~240m（图 5）。川中—川西地区须五段主要发育三角洲前缘和前三角洲沉积，二台阶主要是三角洲前缘分流河道和河口坝沉积，呈现中—薄层砂岩夹泥岩沉积，一台阶主要为前三角洲沉积，沉积薄层砂岩。

图 5

图 5 四川盆地须五段沉积地貌与有利砂体叠合分布图 Fig. 5 Superposition of deposition landform and favorable sand bodies in the fifth member of Xujiahe Formation in Sichuan Basin

川中威东—安岳一带须五段储层岩性以细—中粒岩屑长石砂岩为主，向西北方向粒度变细，渐变为粉砂岩到泥页岩。须五段砂岩储集空间包括粒间孔、粒内溶孔及裂缝，类型为裂缝—孔隙型。孔隙度分布范围为2%~8%，渗透率为0.01~1mD，其中厚层砂岩孔隙度为4.43%~6.68%，渗透率为0.03~0.26mD。压汞实验表明储层整体排驱压力大，孔隙分选差，但厚层砂岩要明显优于粉砂岩—页岩；厚层砂岩孔喉半径主体在0.1~1μm之间，而粉砂岩—页岩在0.01~0.1μm之间存在一个高峰值。单层厚度大于2m的砂岩储层物性整体较好，镜下长英质矿物含量较高，杂基和有机质含量较少；当厚度大于10m时，砂岩储层孔隙度集中在3%~8%之间，物性明显增大。储层孔隙度与长石含量呈正相关，与钙质含量呈负相关。川中—川西地区须五段储层厚度为20~60m。川中—蜀南地区须五段储层发育射洪—中江、资阳—安岳两个厚值区，叠加断裂发育，可形成规模储层。

筇竹寺组致密砂岩气储层岩性主要是粉砂岩、泥质粉砂岩和砂质页岩，具有一定的生烃能力，但主要还是由顶—底纯页岩层供烃。筇竹寺组为深水和浅水陆棚交互沉积，分为8小层，粉砂岩和页岩互层，4、6小层粉砂岩储层物性为3%~7%，以无机质孔为主，相对致密。筇竹寺组4、6小层纵向上位于筇竹寺组中部，上下3、5、7小层均为厚层页岩沉积，生烃条件优越，近源供给能力强，有利于粉砂岩储层天然气聚集，特别是游离气的富集。4小层下伏3小层页岩TOC为1%~5%，黑色页岩厚度为10~60m，在裂陷内稳定分布；上覆5小层目前被评价为裂陷内最有利页岩勘探层，TOC为1%~4%，页岩厚度为50~120m，裂陷内大范围分布，生烃能力强。因此4小层整个层段被两套页岩夹持，且自身除了粉砂岩储层外，还发育薄层粉砂质页岩，虽然生烃能力和3、5小层纯页岩比具有很大差距，但是也有一定生烃潜力，同时顶底板封盖条件优越，目前威远构造核部及其以南压力系数较低，为1.0~1.4，北部—东北部的裂陷内压力系数较高，可达1.4~2.1，说明威远构造北侧与东北侧的裂陷内保存条件好，具有近源成藏、超压层状富气、箱状封存特征（图 6）。

图 6

图 6 威远—资阳地区寒武系筇竹寺组非常规油气聚集模式图（剖面位置见图 1a） Fig. 6 Hydrocarbon accumulation pattern of unconventional oil and gas in the Cambrian Qiongzhusi Formation in Weiyuan-Ziyang area (section location is in Fig. 1a)

四川盆地海相泥灰岩为自生自储致密气，包括雷三²亚段和茅一段。雷三²亚段受间歇性海侵—海退影响，形成膏岩和泥灰岩封闭沉积体系，潟湖区主要为膏岩沉积，周缘沉积多套黑色富含有机质泥灰岩，具有一定生烃能力。雷三²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，可以作为储层^[32]。雷三²亚段顶板为膏岩，底板为石灰岩或膏岩，压力系数普遍超过1.8，具有良好成藏封盖体系，有利于自生自储油气成藏（图 7）^[22]。泥灰岩渗透率和孔隙度之间呈一定正相关，微裂缝发育岩样渗透率较高，可达1mD以上^[32]。茅一段主要为海侵沉积体系下缓坡背景下泥灰岩沉积，泥灰岩储层厚度为20~45m，TOC整体介于0.5%~1.5%，具有一定生烃能力；由于泥灰岩有利区主要分布在川东—蜀南地区，该区大型断裂发育，可以沟通下伏志留系烃源岩，因此茅一段泥灰岩具有双源供烃特征。而上覆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介于1.75~2.15，具有超压特征，揭示其原位含气量充足，保存条件普遍较好^[15]。

图 7

图 7 四川盆地雷三2亚段非常规油气成藏模式图[22]（剖面位置见图 1a） Fig. 7 Hydrocarbon accumulation pattern of unconventional oil and gas in the second sub-member of the third member of Leikoupo Formation in Sichuan Basin [22] (section location is in Fig. 1a)

川中—川西地区须五段靠近前渊，邻近生烃中心，为富有机质泥岩和砂岩互层沉积。须五段烃源岩呈现南薄西北厚的特征，厚度为40~280m，R_o主要为1.0%~1.5%，处于成熟—高成熟大量生气阶段，生烃强度为(10~60)×10⁸m³/km²。蓬深15井须五段测井解释烃源岩厚度为179.6m，TOC平均为2.35%，最高可达3.9%。合川101井须五段测井解释烃源岩厚度为44.5m，TOC平均为2.26%，最高可达3.9%。须五段受湖水频繁升降控制，形成两个沉积旋回，中间为最大湖泛面，旋回底部主要为细砂岩沉积，孔隙度主要为3%~8%，为源内致密气富集提供了储集空间；泥岩、粉砂岩和细砂岩互层分布，有利于源内多层叠置富集（图 8）。源内砂体输导成藏常形成于不连续的烃源岩中，砂岩与泥岩或煤层间互分布时，储层与烃源岩大面积接触，油气运移距离短，源储配置关系良好。

图 8

图 8 川中—川西地区环坳陷带须五段源储组合系列图（剖面位置见图 1a） Fig. 8 Source rock and reservoir combination system in the fifth member of Xujiahe Formation in the circum-depression zone, central-western Sichuan Basin (section location is in Fig. 1a)

综上所述，四川盆地源内致密气类型多样，既有海相泥质粉砂岩/泥灰岩为主的致密气，又有陆相湖盆粉—细砂岩为主的致密气，具有近源或源储一体、呈层状发育、储层相对致密的基本特征，而且多数情况下具有超压与不含水的特性，气藏富集高产受储层物性与裂缝发育程度的双重控制，是实施规模压裂改造、获取规模储量与产量的有利新领域。

四川盆地非常规资源潜力大，页岩气和致密气的储量/产量呈现上升态势，其重要性逐渐加大，源内致密气未来可能成为新的勘探方向。按照非常规有利区评价的几个原则^[39-40]，包括储层厚度、储层是否稳定分布、有机碳含量、埋藏深度、构造是否平缓、保存条件等，未来四川盆地源内致密气有几个勘探方向值得重视。

除筇竹寺组页岩气以外，裂陷内筇竹寺组致密砂岩气已经获突破，多口井已经获高产，目前中国石油和中国石化均在裂陷中—南段围绕粉砂岩进行集中勘探^[41]，未来勘探潜力大。本文综合研究评价认为，资阳—蓬莱地区是筇竹寺组源内粉砂岩致密气最有利勘探方向。

资阳—蓬莱地区筇竹寺组4、6小层为浅水陆棚相沉积，粉砂岩和泥质粉砂岩储层厚度为20~170m；区域构造相对平缓，后期改造作用相对较弱，粉砂岩顶底板保存条件较好，地层流体压力系数较高，埋藏深度小于5000m的分布面积超5000km²，估算资源量为2×10¹²m³，致密气勘探前景好。目前资阳地区针对5小层页岩气层段部署探井均揭示4、6小层粉砂岩含气性好。特别是4小层储层分布十分稳定，含气性好，裂陷内资阳—蓬莱地区值得重点关注，可能是下一步重要接替领域与方向（图 9）。

图 9

图 9 四川盆地源内非常规油气有利勘探区域分布图 Fig. 9 Favorable exploration areas of intra-source unconventional oil and gas in Sichuan Basin

川中地区雷三²亚段潟湖相泥灰岩油气显示好，储层厚度为20~60m，微裂缝发育，匹配储层形成裂缝—孔隙型储层，埋藏深度为3000~4500m，其中西充—仪陇地区为生烃中心，主体厚40~60m，生烃强度为（6~10)×10⁸m³/km²，最有利储层发育区面积为4700km²，估算资源规模超0.5×10¹²m³，西充地区是最有利的甜点区。

茅一段泥灰岩在盆地川东—蜀南地区厚度大，储层发育和深水陆棚有关，资源规模可达2×10¹²m³。茅一段泥灰岩有利区位于川东—蜀南地区，其中泸州东部地区茅一段泥灰岩储层厚度为20~35m，埋深为2000~3500m，有利储层分布面积为1×10⁴km²，资源潜力大，是下一步有利勘探区带（图 9）。

川中—川西地区逼近坳陷生烃灶，地层流体压力系数高^[42]，近源成藏，埋深为2500~4500m，储层厚度为20~60m，孔隙度在3%~8%之间，呈现薄互层分布，具有一定勘探潜力。川中—川西须五段砂体分布面积预测超过5000km²，资源规模超0.5×10¹²m³。目前资阳地区中国石化已经在须五段获勘探突破，正在规模上产；蓬莱—金华地区呈现砂岩与泥岩互层，近源成藏、源储对接，有利勘探面积达2000km²，资源潜力超0.2×10¹²m³（图 9）。

（1）四川盆地非常规资源潜力大，其中源内致密气可分为海相和陆相两大类型，资源潜力超4×10¹²m³，可能是未来重要勘探方向与接替领域。

（2）海相源内致密气岩性包括砂岩和泥灰岩，其中砂岩发育层位主要有筇竹寺组、龙潭组等，具有源内成藏和近源成藏、层状含气、箱状封存等特征；泥灰岩致密气发育层位主要有雷三²亚段、茅一段和石牛栏组，为源储一体，高压封存，裂缝控高产特点。陆相源内致密气发育层位主要有须三段和须五段，具有砂泥互层，近源成藏、裂缝控制富集高产等特征。

（3）筇竹寺组4、6小层砂层气埋藏浅于5000m，资阳—蓬莱有利区带资源量超过2×10¹²m³，特别是资阳地区4小层勘探潜力大；泥灰岩有利区位于川中—蜀南地区，其中雷三²亚段最有利区位于西充—仪陇地区，茅一段有利区位于泸州古隆起东南斜坡；川中—川西环坳陷带须五段源内致密气勘探潜力超过5000×10⁸m³，有利区位于蓬莱—金华地区。