袁 月，孫 瑋，劉樹根，王亮國，宋金民，李智武，葉玥豪，唐 玄，李澤奇

（1.油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室（成都理工大學），成都610059；2.中石化西南油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，成都610041）

川西拗陷南段一般指都江堰－成都以南、雅安－夾江以北的龍門山與龍泉山之間的地帶，面積約12 000 km2的區(qū)域。在該區(qū)域主要發(fā)育大邑、霧中山、高家場、灌口、桑園壩、平落壩、三和場、張家坪、蓮花山、蘇碼頭、油罐頂、熊坡、大興場、三蘇場、周公山、漢王場、大興西、邛西等20多個地表及潛伏構造（圖1）。在這個區(qū)域內目前主要進行的是陸相淺層碎屑巖的勘探；深層海相勘探較少，還沒有發(fā)現一個商業(yè)性氣田。在這一區(qū)域以往的深層勘探主要遵循樂山－龍女寺加里東古隆起控制作用進行鉆探的［1］，因此在古隆起軸部高點附近鉆了Zg1井（1991年）和 Hs1井（2009年）。這2口井震旦系燈影組失利，但在二疊系玄武巖見工業(yè)氣流。其后在周公山至大興一帶專探二疊系，但效果不理想，也沒有發(fā)現大氣田；然而該區(qū)一些探井揭示出深層海相有一定的勘探前景（表1）。目前的海相探井多集中于造山帶與盆地的交界處，構造活動強烈，保存條件較差；而向盆地內部保存條件應漸好，但缺少探井。該區(qū)震旦系燈影組至中三疊統(tǒng)雷口坡組（T2l）的埋深在4～7 km，是四川盆地海相勘探較現實的區(qū)域。因此，加強川西拗陷南段深層海相碳酸鹽巖油氣成藏條件和前景研究的意義重大。本文利用多年來研究四川疊合盆地的成果，結合油氣勘探提供的豐富資料，探討川西拗陷南段深層海相油氣基礎地質條件、油氣成藏過程及分布特征，供學術界和油氣勘探界參考。

1 油氣地質條件

1.1 烴源巖

四川盆地海相古生界公認的優(yōu)質烴源巖有下寒武統(tǒng)九老洞組和下志留統(tǒng)龍馬溪組，其次為上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M［2］。受加里東運動隆升剝蝕的影響，川西拗陷南段是盆地內下古生界剝蝕最強烈的地區(qū)，大邑地區(qū)直接剝蝕到了震旦系燈影組，整個川西拗陷南段基本上剝蝕至下寒武統(tǒng)。因此，龍馬溪組全部剝蝕殆盡。龍?zhí)督M在研究區(qū)也受剝蝕的影響，殘余薄，甚至基本上為玄武巖（圖2）。

圖1 川西拗陷南段構造位置圖Fig.1 Structural map of the southern part of west Sichuan Depression

表1 川西拗陷南段海相油氣勘探狀況Table 1 Present situation of marine petroleum exploration in the southern part of west Sichuan Depression

九老洞組的厚度受加里東古隆起剝蝕作用的影響，在川西拗陷南段厚度為0～150 m，向東和向北增厚（圖3），其北部是劉樹根等［3］發(fā)現的綿陽-長寧拉張槽，是下古生界和震旦系燈影組的主要供烴區(qū)［4］。該套烴源巖（九老洞組）的最優(yōu)質層段是其最下部的100 m的黑色碳質頁巖。川西拗陷南段九老洞組盡管受加里東古隆起影響而被剝蝕，但大部分地區(qū)下部的優(yōu)質烴源巖層段仍然殘存，如Zg1井殘余15 m、Hs1井殘余74 m厚的黑色泥巖（圖2、圖3），油1井也鉆遇了該套地層。距研究區(qū)最近的金石1井（圖2）鉆探結果表明，該層位厚385 m，TOC質量分數（wTOC）一般大于0.5%，多數超過2%，是較優(yōu)質的烴源巖，而且該層位頁巖氣測試產能2.78×104m3／d。

因此，川西拗陷南段九老洞組盡管存在剝蝕，但大部分地區(qū)仍有殘余，而且殘余地層均為優(yōu)質的烴源巖，為深層海相油氣成藏提供了烴源巖條件（圖3）。下文將述，由于該區(qū)具有特殊的輸導系統(tǒng)，鄰近的生烴中心（拉張槽）生成的油氣易向該地區(qū)側向運移聚集，該區(qū)的油氣源是充足的。

圖2 Hs1井與Js1井海相地層綜合柱狀對比圖Fig.2 Correlation of comprehensive column of marine strata between Well Hs1 and Well Js1

1.2 儲集層

從鉆探揭示的情況來看，川西拗陷南段海相儲集層主要分布在5個層位：燈影組、棲霞組、茅口組、玄武巖組和雷口坡組（圖2）。這5套儲集層中，燈影組和茅口組與四川盆地其他地區(qū)儲集層具有相似性，棲霞組、峨眉山玄武巖組和雷口坡組具有本區(qū)的特色［5－6］。本文主要介紹燈影組和雷口坡組第四段（簡稱“雷四段”）。

1.2.1 燈影組儲集層

圖3 川西拗陷南段九老洞組（殘留）厚度等值線及油氣保存條件趨勢圖Fig.3 Thickness contour map of Jiulaodong Formation and preservation conditions of oil and gas in the southern part of West Sichuan

根據藻類豐度、巖石的結構組分將燈影組由下至上分為4段［7］，燈一段為貧藻白云巖，燈二段為“雪花”狀或“葡萄”狀構造發(fā)育的富藻白云巖，燈三段和燈四段也為貧藻白云巖。燈影組儲集層是一套全四川盆地廣泛且穩(wěn)定分布的儲集層，前人研究成果較多［8］，由于川西拗陷南段僅 Hs1井、H1井和Zg1井鉆遇，因此利用Hs1井巖心、測井結合天全龍門剖面［9］，分析其特征。

川西拗陷南段受桐灣運動的影響，部分甚至完全缺失燈四段（如龍門剖面）。Hs1井燈影組主要的巖石類型有藻紋層白云巖、藻砂屑白云巖、藻團塊白云巖、核形石白云巖、晶粒白云巖、葡萄-花邊狀白云巖、硅質白云巖，另有少量的泡狀凝塊石白云巖、鮞粒白云巖和角礫狀白云巖。儲集層主要的孔隙類型有溶孔、溶洞、溶縫、葡萄花邊洞、晶間孔和粒間孔，另有少量的瀝青收縮孔和粒內孔（圖4）。

Hs1井溶蝕孔洞多順層發(fā)育，大小約為1 cm×1 cm～1 cm×10 cm，溶蝕孔洞的發(fā)育對巖石沒有太明顯的選擇，主要發(fā)育于不整合面之下100 m。葡萄花邊溶洞主要發(fā)育在藻紋層白云巖、藻砂屑白云巖、核形石白云巖和泡狀凝塊石白云巖中。受淡水強烈改造作用，溶孔、溶洞、葡萄花邊洞均較下部發(fā)育，在順層發(fā)育的晶洞和葡萄花邊洞中，可見白云石→瀝青或白云石→石英→瀝青充填（圖4）。此外，Hs1井巖心中多處孔洞中可以看到大量的碳瀝青，說明有過大量石油的充注。

Hs1井儲集層總厚度可達39 m，平均孔隙度（q）為3.52%。通過對比發(fā)現Hs1井燈影組儲集層無論是巖性還是儲集層特征，與威遠、資陽和安岳地區(qū)氣藏的燈影組一致，因此推測整個川西拗陷南段該套儲集層發(fā)育穩(wěn)定且良好，是最有利的儲集層系。除Hs1井外，龍門剖面展示的儲層特征與Hs1井是一致的，儲層中充填大量瀝青［9－10］。

圖4 Hs1井燈影組儲集層巖心及鏡下特征Fig.4 The characteristics of drilling cores and microphotographs from the Upper Sinian Dengying Formation reservoir in Well Hs1

1.2.2 中二疊統(tǒng)儲集層

目前測試效果比較好的中二疊統(tǒng)儲集層主要集中在棲霞組白云巖、茅口組灰?guī)r和峨眉山玄武巖組中。

Zg1、H1、Ds1、Hs1這4口井都鉆遇棲霞組厚層白云巖儲集層，為細－中晶生屑白云巖，裂縫、晶間孔、溶蝕孔洞均比較發(fā)育，平均孔隙度為6%～10%，儲集層類型為裂縫-孔隙型，儲層內瀝青含量豐富［11－12］。川西拗陷南段該套儲層應該普遍發(fā)育［5］，但對于該套白云巖儲集層的成因解釋比較復雜，近年來的研究認為主要受沉積相、埋藏溶蝕及構造裂縫復合影響［13－15］，也有可能部分與構造熱液成因相關［16－19］。

茅口組儲集層主要發(fā)育在不整合面附近的生屑灰?guī)r中，以粒間溶孔和溶蝕擴大溶洞為主，裂縫占一定的比例，表明東吳運動對于茅口組的儲集層有較大的控制作用［20］。孟憲武［21］認為川西茅口組儲層的發(fā)育主要受控于高能淺灘相帶與巖溶斜坡疊合。

川西拗陷南段二疊系存在一套較特殊的儲集層——峨眉山玄武巖組火山角礫巖和氣孔狀玄武巖儲集層。該套火山巖在周公山、大興及油罐頂構造都有鉆遇，孔隙度2%左右，儲集空間以構造縫、柱狀節(jié)理縫和少量氣孔為主，充填有碳質瀝青［6，22］。2017年 Ys1井也鉆遇了這套玄武巖，為該套儲層向北延伸和未來研究提供了重要的資料。

因此，川西拗陷南段目前所鉆的探井都發(fā)育二疊系儲集層，推測二疊系儲集層在川西拗陷南段分布是比較廣泛的，而且儲層有瀝青充填，說明有過油氣聚集成藏過程。

1.2.3 雷口坡組儲集層

川西南部地區(qū)雷口坡組儲集層主要發(fā)育于雷三段、雷四3亞段白云巖中，儲集巖類以顆粒白云巖、粉晶云巖、藻屑灰?guī)r及砂屑灰?guī)r為主，儲集空間類型主要為粒間及粒內溶孔、晶間溶孔和晶間微孔，總體上與彭州構造雷四段儲集層特征類似［23－26］。

川西南部雷三段儲集層主要發(fā)育于中上部，且在橫向上分布較為穩(wěn)定。據大參1井、漢1井及蓮花2井等78個巖心樣品分析，雷三段孔隙度平均值為0.93%，最小值為0.10%，最大值為11.08%?？紫抖龋?%的樣品占總數的82%，孔隙度＞2%的樣品僅占3.8%左右，孔隙度＞2%的樣品平均孔隙度為6.3%。雷三段僅有漢1井測有48個巖心滲透率（K），其值分布于（0.009 9～147）×10－3μm2，平均值為11.02×10－3μm2，滲透率為（0.01～1）×10－3μm2的樣品占樣品總數的33.33%，滲透率＞1×10－3μm2的樣品占樣品總數的43.75%。這與四川盆地雷三段儲層的特征是一致的［27］。

川西南部地區(qū)雷四段儲集層的孔隙度平均值達3.98%（據Gk003-5井5個樣品），顯示儲集層質量相對較好，該井也是研究區(qū)目前鉆遇雷口坡組的唯一工業(yè)氣流井。據川西雷四段巖心物性分析數據統(tǒng)計結果，孔隙度（q）：＜2%的占59.1%，2%≤q＜4%的占10.7%，4%≤q＜8%的占17%，≥8%的占13.2%，平均孔隙度為3.1%；滲透率（K）：＜0.01×10－3μm2的占47.6%，（0.01≤K＜1）×10－3μm2的占32.9%，（1≤K＜10）×10－3μm2的占17%，≥10×10－3μm2的 約 占2.7%，平均滲透率為1.05×10－3μm2。由此可見，川西南部地區(qū)雷口坡組儲集層總體上更為致密［28］。從相帶上來看，與北部彭州雷口坡組氣田屬于同一構造單元。據北部Ys1井資料，儲集層主要為順紋層分布的針狀溶孔和凝塊疊層白云巖窗格孔、泡沫綿層結構孔、凝塊團塊粒內粒間溶蝕孔，前者面孔率為4%～10%，后者面孔率為5%～15%［29］。

1.3 輸導系統(tǒng)

油氣輸導系統(tǒng)一般為不整合面、斷層、連通性儲集體及其組合［30－31］。川西南段這3種油氣輸導系統(tǒng)都發(fā)育，但主要以不整合面和斷裂輸導系統(tǒng)為主，對油氣最終成藏有非常關鍵的作用，而且川西南段的不整合面與四川盆地其他地區(qū)的不整合面有著比較大的區(qū)別，具有獨特的不整合面輸導體系。

1.3.1 不整合面輸導系統(tǒng)

該類型輸導系統(tǒng)在川西南最為發(fā)育，從時代上和油氣成藏意義上來講，主要有3套區(qū)域不整合面。

第一套是桐灣運動形成的燈影組頂巖溶不整合面。該不整合面在整個四川盆地發(fā)育，分布面積大，剝蝕厚度200～600 m，加之燈影組為白云巖優(yōu)質儲層，因此形成巖溶不整合面［32］（圖2、圖5）。Hs1井和Js1井燈四段都被部分剝蝕，圖5顯示該不整合面為一套強的連續(xù)的反射軸特征。

第二套是加里東運動形成的不整合面。該不整合面也是在整個四川盆地發(fā)育，但在西部，特別是川西南段發(fā)育更為強烈。該不整合面主要形成于晚志留世，一直持續(xù)到早二疊世，致使二疊系直接覆蓋于下古生界之上，可能缺失泥盆系和石炭系（圖3）。研究區(qū)鉆井揭示二疊系直接覆蓋于九老洞組之上，而在東南部Js1井處則覆蓋于奧陶系五峰組之上，缺失志留系，顯示該不整合面向西剝蝕程度加劇。圖5顯示，該不整合面在川西南段的西部有部分地區(qū)與下伏桐灣期不整合面重合，對燈影組儲層進行了第二次巖溶改造。

第三套是東吳運動形成的巖溶不整合面。該不整合面主要發(fā)育于茅口組的頂部，在四川盆地也是廣泛分布的不整合面，龍門山前該不整合面一樣發(fā)育［33］。具體到研究區(qū)，就是玄武巖直接覆蓋于茅口組之上。研究區(qū)西南端峨眉山地區(qū)可以清楚地看到玄武巖柱狀節(jié)理發(fā)育，為陸上噴發(fā)玄武巖；下部為煤線與含鋁土質泥巖的互層，之下為茅口組巖溶角礫灰?guī)r，都說明該不整合面的存在。茅口組由于主要巖性為灰?guī)r，因此形成的也是巖溶不整合面，形成很好的輸導系統(tǒng)。

圖5 川西南段不整合面輸導系統(tǒng)及古油藏成藏示意圖（拉平上二疊統(tǒng)底）Fig.5 Unconformity conducting systems and paleo oil pools in the southern part of West Sichuan Basin（The bottom of Upper Permian is flattened）

除上述3套不整合面外，川西海相還發(fā)育印支期雷口坡組頂部不整合面，該不整合面由于最近研究較多［34－37］，這里不多闡述。

綜上，川西發(fā)育的這3套古生界不整合面是深層油氣非常好的輸導系統(tǒng)。最為特殊的是在研究區(qū)的西部，加里東期和桐灣期不整合面是重合的，對下伏燈影組進行了第二次巖溶改造，極大地改善了燈影組的儲集性能，形成非常好的輸導層。加之剝蝕作用使得烴源巖層直接與燈影組和二疊系接觸，有利于烴源巖排出的油氣直接沿不整合面大面積網毯式運移，形成古油氣藏（圖5）。

1.3.2 斷裂輸導系統(tǒng)

川西南段從龍門山向盆地發(fā)育一系列北東向的斷層（圖1、圖6），自造山帶向盆地斷裂斷穿的層位逐漸變淺變新。龍門山造山帶內的斷層自深層一直斷至地表，這類斷層雖然可以成為溝通烴源的斷層，但會徹底破壞油氣的保存條件。因此，合適的斷裂輸導系統(tǒng)，應一方面斷至深層－超深層烴源巖和古油氣藏，起到溝源的作用；另一方面又不能斷至地表，使調整的油氣仍保留在地層中。龍門山山前隱伏斷裂就是這樣一條非常適合的斷裂體系。該斷裂體系主要位于大邑至邛崍一線，與北段彭州斷層性質一致，控制了燈影組和二疊系等的油氣通過斷裂向上運移至淺層海相儲層內形成次生油氣藏（圖1）。

除不整合面及斷裂外，具有大范圍連通性的優(yōu)質儲集層也可能形成非常好的輸導體系。目前，在四川盆地海相被公認的這類儲集層為燈影組，它對油氣運移起到了非常重要的輸導作用，促使油氣形成大面積的差異聚集［38］。

1.4 蓋層及保存條件

川西拗陷南段有效區(qū)域蓋層有須家河組底部的泥質巖，中下三疊統(tǒng)膏鹽巖和下寒武統(tǒng)泥質巖。這3套蓋層在研究區(qū)廣泛發(fā)育且厚度較大，因此縱向上蓋層條件是不缺的。但蓋層條件好并不等于保存條件佳。川西拗陷南段新生代構造活動強烈，受西側龍門山斷裂帶和東側龍泉山斷裂以及南側康滇構造帶的影響，造成部分地區(qū)保存條件喪失，因此需利用各種資料綜合分析川西拗陷南段海相保存條件。

從目前鉆井地層水型和礦化度并結合鉆探成果來看，拗陷區(qū)絕大部分地區(qū)海相均具有良好的保存條件；但在拗陷邊緣向造山帶過渡部位，保存條件或多或少受到破壞，特別是處于造山帶的邊緣斷裂帶附近，受通天斷裂影響保存條件均較差。如霧中山構造老熊坪高點上的霧1井，因通天斷裂發(fā)育而使保存條件受到影響，雷口坡組地層水礦化度低，氯的質量濃度（ρCl）為3.1～3.2 g／L，屬于Na2SO4及Na HCO3型水。川西拗陷南段的周公山、漢王場等構造，由于緊鄰地表露頭區(qū)，保存條件受到一定程度影響。Zg1井震旦系產淡水，水型為Na HCO3型；但在二疊系峨眉山玄武巖組仍獲氣25.61×104m3／d［22］，表明保存條件因層而異。同樣，Hs1井震旦系產Na2SO4淡水，礦化度（質量濃度）＜3 g／L；但棲霞組礦化度又高達19.4 g／L，為 MgCl2及CaCl2型水。鄰近的H1井在須二段中途測試時火焰高達15 m，完井試油產天然氣4.07×104m3／d；茅口組－棲霞組獲得0.26×104m3／d的天然氣產量。從上述資料中發(fā)現以下幾個特征：（1）盡管這幾口探井確實存在低礦化度的水型，但都有氣層存在，至少說明縱向具有一定的保存條件，或者說至少在某些層段具有一定的保存條件而使天然氣殘留；（2）燈影組水型都為淡水，可能在周公山至漢王場燈影組是一個連通系統(tǒng)，說明燈影組側向保存條件變差，致使流體可以側向運移［38］。因此，川西南段的保存條件部分受到影響，并且主要是以側向破壞為主，而且這些探井基本上在造山帶或靠近造山帶，并不代表盆地內部。

圖6 川西拗陷南段構造變形特征及砂箱模擬結果圖Fig.6 Structural deformation characteristics and sandbox simulation results in the southern part of West Sichuan Depression

因此，保存條件在整個川西拗陷南段各層系有很大的差異，一方面與封蓋條件有關，另一方面也與構造活動和斷層發(fā)育有一定的相關性，但總體上從拗陷周緣向拗陷中心逐漸變好（圖3）。此外，中三疊統(tǒng)厚層膏鹽巖也起到了非常重要的作用（表2）。川西拗陷南段盡管斷裂發(fā)育，但多數盆地內斷裂都消失于三疊系膏鹽層中，因此淺層的構造變形和斷裂并未影響深層海相的縱向封蓋。

1.5 生儲蓋組合特征

川西拗陷南段盡管加里東運動剝蝕了較多的地層，但對于研究區(qū)生儲蓋組合也有好的貢獻，形成非常優(yōu)質的2套生儲蓋組合（圖2）。

a.九老洞組（烴源巖）＋燈影組（儲集層）＋九老洞組（蓋層）上生下儲頂蓋型生儲蓋組合。該生儲蓋組合在四川盆地廣泛存在，從層位的相對關系上來講屬于上生下儲型；但受拉張槽的影響，使得在拉張槽兩側形成旁生側儲型的關系，有利于烴源側向運移至燈影組內形成氣田［3］。目前，該組合在四川盆地發(fā)現了2個大型氣田，即威遠氣田和高石梯燈影組氣田。

表2 川西拗陷南段鉆遇雷口坡組和嘉陵江組巖性及厚度（δ／m）Table 2 Lithology and thickness of Triassic Leikoupo Formation and Jialingjiang Formation in the southern part of West Sichuan Depression

b.九老洞組（烴源巖）＋二疊系（儲集層）＋中下三疊統(tǒng)（泥巖、膏鹽）下生上儲頂蓋型生儲蓋組合。該生儲蓋組合僅見于川西拗陷南段，受加里東運動影響剝蝕才形成這種獨特的生儲蓋組合。這種組合在油氣成藏方面最具有效性，油氣直接向上運移至二疊系，提高成藏效率。今后應加強此組合的油氣勘探。

除此之外，雷口坡組與上覆的上三疊統(tǒng)泥巖形成另一套儲蓋組合，但其烴源目前還不明確。

2 油氣成藏過程及主控因素

2.1 膏鹽層與構造活動的關系

2.1.1 構造活動特征

加里東期研究區(qū)奧陶系、志留系、泥盆系以及大部分寒武系都被剝蝕了，梁山組直接覆蓋在九老洞組之上，這一情況已被Zg1井和Hs1井2個鉆至震旦系的深井所證實。

二疊紀－古近紀，除了晚二疊世和中三疊世末的垂直構造隆升活動，研究區(qū)未發(fā)生大的構造活動，基本以沉降為主。

喜馬拉雅期，川西拗陷南段受到來自揚子地塊向北西的推擠力、來自青藏高原向東的推擠力和來自川滇構造帶向北的推擠力的聯合作用，川西拗陷南段大致在漸新世至中新世期間整體發(fā)生變形，靠近龍門山南段處形成北東向為主的褶皺（霧中山、高家場、三和場、張家坪、蓮花山背斜）和相關斷裂［39］；這些北東向構造的東側是近南北向的潛伏構造（灌口、平落壩、邛西、大塘、大興西、漢王場）；最東側熊坡、洪雅、鹽井溝、蘇碼頭和龍泉山背斜右列展布（圖1）。按照構造變形強度和構造特征，川西拗陷南段的構造可以分為4個區(qū)（圖1）。

Ⅰ區(qū)為龍門山山前地表構造帶，是靠近龍門山前山的一個北西向狹長的地帶，Ⅰ區(qū)背斜都具有北西翼緩、南東翼陡的特征［40－42］，它們主要受到了龍門山向南東的擠壓力。

Ⅱ區(qū)為龍門山山前隱伏構造帶，有多個近于南北向的潛伏構造，名山－邛崍一線地表覆蓋著早更新世晚期－中更新世“雅安礫石層”。邛西斷層的活動時間與大邑礫巖的沉積時間相一致，邛西斷層和背斜的磁組構反映了晚新生代近E-W向的縮短變形［43－45］。該區(qū)是個重要的應力傳遞區(qū)，將龍門山自西向東的應力傳送到四川盆地內［46－47］。

Ⅲ區(qū)為川西拗陷帶，熊坡、洪雅、鹽井溝、蘇碼頭和龍泉山背斜右列展布，青衣江、岷江因為它們晚新生代的構造活動多次改道，形成了多級階地［48－50］。有學者指出該區(qū)熊坡背斜晚新生代可能具有北東向擴展的特點，受到來自南部的動力作用［51－52］。

Ⅳ區(qū)為龍門山川滇復合構造帶，同時受到龍門山南段向東和川滇構造帶向北的擠壓，構造復雜。

綜上，Ⅰ區(qū)和Ⅲ區(qū)受新生代龍門山活動的影響較大，出現了大量的地表構造，通天斷裂較多，為應力集中區(qū)，構造破壞較為嚴重。Ⅳ區(qū)構造復雜，尚不明確。II區(qū)經勘探發(fā)現隱伏構造最多，該區(qū)斷裂既溝源且未通天（圖6），垂向保存條件最佳。

2.1.2 膏鹽層對構造變形的影響

為了驗證膏鹽巖的存在對構造的影響，并與實際地質情況相比較，我們設計了一組比例為1∶20萬的砂箱進行物理模擬實驗（利用成都理工大學油藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室構造模擬設備）。實驗采用的干燥石英砂和硅膠已被證明是模擬脆性地層和膏鹽巖的理想材料［53－58］。

實驗模型的地層厚度參考該區(qū)深井Hs1井及Zg1井的測井數據及邛崍幅地質圖（1∶20萬），硅膠層模擬的是在研究區(qū)普遍存在的、穩(wěn)定的中下三疊統(tǒng)膏鹽巖。模型的總厚度約為36 mm，其中硅膠層模擬雷口坡組膏鹽巖層，厚2 mm，鋪設硅膠的位置距離底板約14 mm。模型總共有10層，除第三層與第四層白色石英砂是以2 mm厚的無色硅膠所分隔外，其余都是由不同顏色相同粒度的彩砂相間隔。白色石英砂每層的厚度均為4 mm，彩色石英砂的厚度為1 mm。電機以0.005 mm／s的速度從左側向右推進，模擬的是該區(qū)域在喜馬拉雅期受到的北西-南東向的擠壓力。

實驗結果表明，主斷層幾乎都是在硅膠層之上產生，隨著應力的擠壓同時向地表和深部發(fā)展，最后突破硅膠層或被硅膠層所吸收；而次級反沖斷層則被局限于硅膠層之上的砂層中。從變形強度來看，滑脫層上部地層變形強度明顯強于下伏地層，因此說明滑脫層確實吸收了變形能量，也使得下伏地層原始的構造得以保持（圖6）。

2.2 油氣成藏過程分析

Hs1井和Js1揭示了九老洞組烴源巖的存在。龍?zhí)督M在研究區(qū)相變?yōu)樯皫r，夾有一些煤線，很難形成好的烴源層。茅口組在研究區(qū)是否能成為烴源巖還存爭議［59］。因此，研究區(qū)最主要的烴源巖為九老洞組。本文以九老洞組為烴源巖，利用四中心耦合成藏理論［38］來分析和解釋成藏過程。川西拗陷南段的構造活動從二疊紀至23 Ma B.P.之前主要為沉降運動，構造變形的時間主要集中于23 Ma B.P.以后［43，52，60］。因此，古油氣藏的形成主要以熱沉降烴演化運移成藏，主要分古油藏階段→古氣藏階段→現今氣藏調整、破壞階段（圖7）。

圖7 川西拗陷南段以下寒武統(tǒng)烴源巖為主的海相含油氣系統(tǒng)及油氣成藏示意圖Fig.7 Marine petroleum system and hydrocarbon accumulation of the Cambrian source rocks in southern part of West Sichuan Depression

a.古油藏階段（三疊紀－中白堊世末）。九老洞組泥質巖在雷口坡組沉積前埋深1.2 km，沉積后埋深約1.8 km，因此成熟期應該在此之間，晚三疊世開始大量排烴并運移至燈影組和二疊系等形成古油藏（生氣中心）。這一階段十分重要，是油氣成藏非常關鍵的時期。因為川西南段存在九老洞組烴源巖，同時受桐灣期不整合面與加里東期不整合面的影響，油氣可以沿不整合面進行大面積長距離網毯式運移，從而使得川西南段除了有該套烴源巖存在的地區(qū)可以直接垂向注入油氣，遠離烴源巖的地區(qū)也因此得以有油氣側向的運移充注，如川西龍門燈影組剖面發(fā)現的大量瀝青即是證明［9－10］。這一階段一直持續(xù)至晚侏羅世，古油藏埋深約3 km，部分開始裂解形成天然氣。

b.古氣藏階段（晚白堊世－古近紀末）。這一階段燈影組和二疊系等古油藏的埋深超過7 km，基本上沒有大的構造運動，古圈閉未發(fā)生變化，2套古油藏內的石油熱裂解形成天然氣并原位形成古氣藏（儲氣中心），同時在燈影組和二疊系等儲層內殘留大量的瀝青。

c.現今氣藏調整、破壞階段（新近紀以來）。這一階段受青藏高原向東推擠作用的影響，對川西拗陷南段構造變形影響較大，川西拗陷南段靠近造山帶處急劇隆升，盆地內的古構造也開始變形分解，古氣藏也開始調整，部分靠近盆地周緣的地下構造與地表連通，天然氣側向運移逸散，如Hs1井和Zg1井燈影組、二疊系內可能殘留了一些天然氣（圖8）。受隆升作用的影響，Zg1井更靠近盆地的邊緣，且處于斜坡帶之上，因此天然氣易沿不整合面運移并逸散，保存條件并不有利，二疊系的天然氣受側向封堵而殘余部分天然氣。Hs1井所處的漢王場構造，斷層切穿了地表一直延至基底，天然氣非常容易沿斷層被破壞。因此，這一階段靠近造山帶邊緣燈影組是以側向運移破壞為主，燈影組天然氣沿不整合面輸導體系向盆地外運移并逸散，如果發(fā)育通天斷層，則可能受斷層影響破壞保存條件，最終未能成藏［10］。

圖8 Zg1井和Hs1井聯井解釋剖面Fig.8 Interpretation of drilling well section of Zg1 and Hs1

斷裂輸導體系可為淺層次生氣藏的形成提供條件。川南部分地區(qū)斷裂溝通了深部古氣藏和雷口坡組儲層，天然氣跨層運移至雷口坡組形成新的次生氣藏，如灌口雷4段氣藏。

盆地內部距造山帶較遠的部分構造，雖然淺層變形非常強烈，但受膏鹽巖的影響，深部海相構造變形強度很小，保存條件未被破壞；此外還可捕獲運移路徑上的過路天然氣，形成現今氣藏，如邛西、大興、熊坡等地區(qū)就有這種可能。

2.3 油氣成藏主控因素分析

2.3.1 綿陽-長寧拉張槽

該拉張槽的西邊界位于研究區(qū)的北部，槽內下寒武統(tǒng)優(yōu)質烴源巖發(fā)育，使得研究區(qū)緊鄰生烴中心，原始物質條件優(yōu)越；同時也使九老洞組和燈影組的生儲蓋組合由通常的上生下儲變?yōu)榕陨鷤葍?，有利于油氣沿燈影組不整合面?zhèn)认蜻\移成藏。

2.3.2 樂山-龍女寺加里東古隆起

破壞性作用：主要指長期剝蝕作用，剝蝕了大量的海相地層，如九老洞組在西部即被剝殆盡，龍馬溪組烴源巖完全被剝蝕完，寒武－奧陶系儲層在研究區(qū)也因剝蝕而不存在。

建設性作用：隆起為持續(xù)構造高點，為古生界油氣運移的長期有利指向區(qū)。盡管剝蝕程度高，但形成了九老洞組烴源巖和二疊系直接接觸的下生上儲的生儲組合，這種組合非常有利于油氣的運移和聚集，這在整個四川盆地是獨有的，二疊系內大量的儲層瀝青也證明了古油藏的存在（圖5）。構造位置高，九老洞組烴源巖成熟晚，有利于晚期成藏。

2.3.3 輸導系統(tǒng)

川西南段是四川盆地唯一桐灣期不整合面與加里東期不整合面重合的區(qū)域，這極大地提高了油氣沿燈影組運移的范圍，非常有利于油氣沿不整合面大面積網毯式運移，提高了油氣成藏的效率和規(guī)模。從龍門剖面來看，所處的位置不存在下寒武統(tǒng)烴源巖，其燈影組內的瀝青又是古油藏裂解形成，說明古油藏內的原油是從其他地區(qū)沿不整合面運移過來形成的。而該剖面距離九老洞組烴源巖尖滅線約30 km，距離拉張槽邊緣約75 km，說明運移的距離至少要超過30 km。

除不整合面輸導體系外，斷裂輸導體系也具有非常重要的作用，靠近造山帶形成了溝通深層燈影組、二疊系古油氣藏等與淺層雷口坡組儲層的斷裂，有可能控制了燈影組和二疊系等的油氣通過斷裂向上運移至相對淺層海相儲層內形成次生油氣藏，例如雷口坡組第四段［10］。陳多［61］研究平落壩鉀鹽鹵水鍶同位素時發(fā)現雷口坡組第四段內流體有二疊系的流體特征，證明有深部的流體通過斷裂向上運移，GK003-5井雷四段的天然氣就有可能是通過斷層向上運移的天然氣形成的次生氣藏。

2.3.4 中下三疊統(tǒng)膏鹽巖

a.作為封蓋條件的影響。該膏鹽層為非常重要的區(qū)域蓋層，它的存在有效地封蓋了下伏地層的油氣。四川盆地勘探成果表明，有該層存在的地區(qū)，其下伏古生界油氣成藏的可能性就要高些，缺少了該套地層就會降低甚至完全不能成藏［62］。

b.作為滑脫層構造變形的影響。新近紀構造變形時，盡管在該層滑脫層之上變形非常強烈，斷層也發(fā)育，但這些斷層多數消失于滑脫層中，下伏深層海相變形強度非常弱，滑脫層上下的構造特征不一致，使得深部古圈閉得以保存，有利于天然氣的持續(xù)成藏。

中下三疊統(tǒng)大量發(fā)育的膏巖層在作為蓋層的同時，也嚴重影響了輸導體系的暢通性。膏巖層作為構造變形滑脫層還導致川西南地區(qū)垂向上的分層變形，形成上下2套變形系統(tǒng)和流體系統(tǒng)，導致盆地內深部油氣無法垂直向上發(fā)生跨層運移。

前文已述，研究區(qū)輸導系統(tǒng)發(fā)育。這一方面為油氣運移提供了較佳的條件，但若沒有好的蓋層條件，也為油氣的逸散提供了途徑。正是研究區(qū)優(yōu)質輸導系統(tǒng)和優(yōu)質膏鹽蓋層的平衡作用，使該區(qū)可能有形成和保存大中型氣田的條件。

3 結論

a.川西南段發(fā)育下寒武統(tǒng)九老洞組烴源巖，且質量較佳，又鄰近綿陽-長寧拉張槽，烴源充足；同時發(fā)育震旦系燈影組、二疊系棲霞組、茅口組和中三疊統(tǒng)雷口坡組等多套海相儲層。發(fā)育至少2套生儲蓋組合，即九老洞組（直接烴源）＋燈影組（儲集層）＋九老洞組（蓋層），九老洞組（直接烴源）＋二疊系（儲集層）＋中下三疊統(tǒng)（泥巖、膏鹽），有形成海相大中型氣田的條件。

b.川西南段輸導體系發(fā)育，樂山-龍女寺加里東古隆起控制下形成的四川盆地唯一桐灣期不整合面與加里東期不整合面重合的區(qū)域，使得下寒武統(tǒng)烴源巖直接與燈影組和二疊系等儲層接觸，且加里東期的不整合面對桐灣期巖溶不整合面進行了第二次巖溶改造，這極大地提高了油氣運移的范圍和效率。除不整合面輸導體系外，龍門山前還發(fā)育了溝源斷裂，溝通了下寒武統(tǒng)烴源巖和深層燈影組、二疊系和淺層雷口坡組的儲集層，可能控制了燈影組和二疊系等的油氣通過斷裂向上運移至相對淺層海相儲層內形成次生油氣藏。

c.川西南段的中下三疊統(tǒng)膏巖層作為構造變形滑脫層還導致川西南地區(qū)垂向上的分層變形，形成上下2套變形系統(tǒng)和流體系統(tǒng)，導致盆地內深部油氣無法垂直向上發(fā)生跨層運移，使得油氣保存在深部某一層位。

d.同時具備較優(yōu)生儲蓋組合、較優(yōu)輸導體系、較優(yōu)保存條件的地區(qū)為龍門山前隱伏構造帶，且該區(qū)在川西南段海相埋深一般＜7 km，從勘探的角度上較現實，而且涉及的層位燈影組、棲霞組、茅口組和雷口坡組，都是取得過較大發(fā)現的儲集層，立體綜合勘探的前景應該較好。

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