張本健，周 剛，宋澤章，嚴 威，汪 華，陶佳麗，田興旺，丁孝恒，鐘 原，馬 奎，楊岱林，李 勇，張自力，陳 曦，孫奕婷，向 柱，黃茂軒

1 中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院；2 油氣資源與探測國家重點實驗室；3 中國石油大學（北京）地球科學學院

0 前 言

近三年來，中國石油西南油氣田公司（簡稱西南油氣田）持續(xù)深化川中古隆起北斜坡（安岳氣田北側(cè)）深層（4 500～6 000 m）—超深層（＞6 000 m）天然氣勘探。截至2021年底，公司已相繼在震旦系燈影組二段［1］和四段［2］、下寒武統(tǒng)滄浪鋪組一段［3］、二疊系茅口組二段［4］取得勘探突破，落實了萬億方新增地質(zhì)儲量，形成了繼安岳氣區(qū)之外的另一個萬億方級大氣區(qū)——蓬萊氣區(qū)［2,5］。2022 年9 月，東壩1井在下寒武統(tǒng)龍王廟組測試獲氣20.28×104m3/d，首次在川中古隆起北斜坡龍王廟組獲工業(yè)性氣流，深層天然氣勘探再次獲重大戰(zhàn)略突破。

回顧西南油氣田在川中古隆起北斜坡上震旦統(tǒng)—下寒武統(tǒng)的油氣勘探與突破，大致經(jīng)歷了以下幾個階段：

（1）燈影組二段（燈二段）勘探突破

2020 年5 月，風險探井蓬探1 井在燈二段獲121.98×104m3/d 的高產(chǎn)氣流［3］，反映出燈二段良好的含氣性和勘探潛力［6］。此外，蓬探1 井西北側(cè)的中江2 井在燈二段同樣揭示了良好的含氣儲層（儲層總厚度100.6 m，測井解釋氣層33.6 m）及油氣顯示（測試獲氣3.36×104m3/d）［7］。

（2）滄浪鋪組勘探突破

2020 年，風險探井角探1 井在滄浪鋪組一段揭示了厚度約30 m 的鮞粒白云巖儲層（測井解釋孔隙度約為3.8%），初試獲51.62×104m3/d 的工業(yè)氣流，首次取得滄浪鋪組碳酸鹽巖儲層的勘探突破，表明北斜坡滄浪鋪組具備形成規(guī)模氣藏的條件［8］。2020年底開始鉆進的風險探井東壩1井未揭示滄浪鋪組儲層，這為界定滄浪鋪組儲層的展布范圍提供了依據(jù)。

（3）燈影組四段（燈四段）勘探突破

2021年8月，部署在射洪—鹽亭區(qū)塊東壩1井區(qū)的蓬深1 井在燈四段測試獲得天然氣3.4×104m3/d，證實了蓬萊氣區(qū)燈四段臺緣帶發(fā)育大型單斜構(gòu)造背景下的地層-巖性氣藏。東壩1 井區(qū)燈四段不僅整體儲集條件優(yōu)越（地層厚度達350 m，平均孔隙度為3.5%），而且含氣性好，是規(guī)模增儲的現(xiàn)實區(qū)塊。2022 年9 月，東壩1 井區(qū)蓬深13 井燈四上亞段（6 655.0～6 680.0 m、6 740.0～6 775.0 m）酸化后初測產(chǎn)氣10.56×104m3/d；2022年2月和4月，分別對東壩1 井燈四下亞段、上亞段進行酸化改造和測試求產(chǎn)，獲氣28.54×104m3/d（5月）。

（4）龍王廟組勘探突破

西南油氣田對斜坡區(qū)龍王廟組天然氣的勘探潛力進行了多年的論證。早在2015 年12 月，部署于磨溪地區(qū)北部（緊鄰北斜坡）的磨溪52 井在龍王廟組測試平均產(chǎn)氣18.42×104m3/d，推測斜坡區(qū)龍王廟組同樣具有良好的勘探潛力。之后，位于北斜坡南部的南充1 井和立探1 井分別揭示龍王廟組有效儲層厚度約為24 m和27 m，而且儲層固體瀝青充填嚴重，證實了北斜坡龍王廟組儲層中曾發(fā)生大規(guī)模油氣充注，形成了古油藏且發(fā)生了古油藏的裂解［9］。2022 年9 月，東壩1 井在龍王廟組測試獲工業(yè)性氣流（20.28×104m3/d），標志著斜坡區(qū)龍王廟組勘探取得重大突破。至此，西南油氣田在川中古隆起北斜坡上震旦統(tǒng)—下寒武統(tǒng)實現(xiàn)了多層系勘探突破。

本文以東壩1 井龍王廟組重大勘探突破為契機，對蓬萊氣區(qū)特別是東壩1 井區(qū)上震旦統(tǒng)—下寒武統(tǒng)的沉積相、巖相、儲層進行分析，在此基礎上，從烴源巖及源-儲配置、沉積相及成巖作用、多層系含氣特征及圈閉等3個方面著手，對斜坡區(qū)多層系、立體含氣的成藏條件進行解剖，旨在深化川中古隆起北斜坡上震旦統(tǒng)—下寒武統(tǒng)多層系天然氣立體成藏的認識。

1 東壩1井震旦系—寒武系地層特征

蓬萊氣區(qū)面積約為2×104km2，構(gòu)造上位于四川盆地中部，其南部緊鄰安岳氣田，西側(cè)緊鄰德陽—安岳裂陷槽，北側(cè)以九龍山為界；地理上位于遂寧以北，東靠南充，西臨德陽，北至綿陽。東壩1 井區(qū)位于蓬萊氣區(qū)西南部大型斜坡區(qū)（圖1a）［10］。

東壩1 井于2020 年12 月17 日開鉆，鉆井深度為6 720 m，自上而下揭示侏羅系蓬萊鎮(zhèn)組、遂寧組、沙溪廟組、自流井組，三疊系須家河組、雷口坡組、嘉陵江組、飛仙關(guān)組，二疊系長興組、龍?zhí)督M、茅口組、棲霞組、梁山組，下寒武統(tǒng)龍王廟組、滄浪鋪組、筇竹寺組，上震旦統(tǒng)燈影組四段和三段。對東壩1井上震旦統(tǒng)—下寒武統(tǒng)（圖1b）分述如下：

燈影組 厚度為434 m，其中，燈三段厚85 m，燈四段厚349 m，測井響應以低自然伽馬、高電阻率為特征。燈三段巖性以灰?guī)r為主；燈四段可細分為2 段：燈四上亞段（6 286 m～6 485 m）以藻白云巖為主，僅在頂部發(fā)育少量灰?guī)r；燈四下亞段（6 485 m～6 635 m）以泥粉晶白云巖為主。

筇竹寺組 上部主要發(fā)育灰色、深灰色泥巖夾少量粉砂質(zhì)泥巖；下部發(fā)育灰色、深灰色頁巖。測井響應以典型的高自然伽馬、低電阻率為特征。烴源巖（含麥地坪組）厚度大（329 m）。

滄浪鋪組 厚度為146 m，可進一步細分為2段：滄浪鋪組一段（滄一段）厚59 m，底部巖性以碎屑巖為主，中上部以鮞粒白云巖為主，夾雜砂質(zhì)白云巖、碎屑白云巖；滄浪鋪組二段（滄二段）厚87 m，中下部以白云巖為主，夾碎屑巖，上部為碎屑巖。

龍王廟組 頂部與下二疊統(tǒng)梁山組泥巖呈整合接觸，底部與滄浪鋪組砂巖呈整合接觸，地層總厚度為86 m，發(fā)育有效儲層28.3 m。龍王廟組巖性以泥粉晶白云巖為主，夾砂屑白云巖。

2 沉積相及儲層

2.1 沉積相

燈影組沉積時期，蓬萊氣區(qū)以典型的臺地相沉積為主（圖2a）。燈四段沉積早期，水體整體貧藻，蓬萊氣區(qū)的沉積環(huán)境主要為灘間海，多沉積泥晶白云巖；燈四段沉積中、晚期，水體變淺，各類菌藻大量生長，為微生物白云巖的沉積創(chuàng)造了有利條件，因此燈四段藻白云巖十分發(fā)育［11］。東壩1井位于燈四段臺緣帶丘灘相發(fā)育有利區(qū)。

圖2 蓬萊氣區(qū)上震旦統(tǒng)—下寒武統(tǒng)沉積微相展布圖Fig.2 Sedimentary microfacies plans of Upper Sinian-Lower Cambrian in Penglai gas area

蓬萊氣區(qū)滄一段主體沉積環(huán)境為清水、淺水陸棚（圖2b）。滄一段沉積早期，氣區(qū)西部為濱岸-混積陸棚相，以碎屑巖沉積為主；東部則主要為清水陸棚相，沉積碳酸鹽，陸棚邊緣發(fā)育顆粒灘相白云巖。滄一段沉積晚期，發(fā)生大規(guī)模海退，形成混積淺水陸棚沉積［12］。東壩1 井位于混積淺水陸棚相區(qū)。

龍王廟組沉積時期，蓬萊氣區(qū)為局限臺地沉積環(huán)境，發(fā)育臺內(nèi)灘、潮坪、潟湖等沉積亞相（圖2c），厚層顆粒灘是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的有利相帶。龍王廟組縱向上發(fā)育完整的海侵海退旋回（圖1b），海平面升降控制了高能灘體的發(fā)育。龍王廟組沉積早期，伴隨海平面上升，水體能量逐漸減弱，陸源供給減少，發(fā)育了第一套灘體，巖性主要為砂屑白云巖和鮞粒白云巖；龍王廟組沉積中、晚期，伴隨海平面下降，水體能量逐漸增強，發(fā)育了第二套灘體。受控于西高東低的古地貌格局，龍王廟組總體表現(xiàn)出西薄東厚的沉積特征，自西向東由混積潮坪相過渡至粒屑灘-砂屑灘-灘間海相，顆粒灘廣泛發(fā)育，為優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育奠定了良好基礎［13］。東壩1井位于粒屑灘相，靠近龍王廟組剝蝕邊界，巖溶作用強烈。

2.2 儲層

2.2.1 儲層巖性

蓬萊氣區(qū)燈四段儲層巖性主要為白灰色夾黑色藻白云巖、泥晶白云巖和晶粒白云巖（圖1b）。燈四上亞段丘灘相發(fā)育，以藻凝塊、藻疊層白云巖為主；燈四下亞段丘灘體欠發(fā)育，以泥粉晶白云巖為主，頂部為硅質(zhì)白云巖和泥晶白云巖。受丘灘體分布控制，燈四上亞段儲層較發(fā)育，是主力儲層段［14］。蓬萊氣區(qū)燈四段臺緣帶被灘間海分隔成多個獨立的丘灘體，且與磨溪臺緣帶分隔開來。東壩1 井所在丘灘體沿臺緣呈近南北向分布［15-16］（圖2a）。由連井儲層對比剖面（圖3）可見：橫向上燈四上亞段丘灘體儲層（孔隙度＞3%）厚度從東壩1 井區(qū)（164 m）向角探1 井區(qū)（80 m）逐漸變小，下亞段丘灘體儲層厚度從東壩1 井區(qū)（15 m）向角探1 井區(qū)（45 m）逐漸變大。蓬萊氣區(qū)燈四段孔洞型優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育，儲集條件優(yōu)越：儲集空間主要為溶蝕孔、洞，并以中、小型孔洞為主，常見白云石、石英或瀝青充填（圖4a，多為半充填），局部發(fā)育較大溶洞（直徑最大可達3 cm），偶見溶蝕縫。鑄體薄片鏡下顯示，燈四段溶蝕孔以粒間溶孔和晶間溶孔為主（圖4b）。

圖3 蓬萊氣區(qū)燈四段儲層連井對比剖面（剖面位置見圖1a）Fig.3 Inter-well reservoir correlation profile of the Dengying Member 4 in Penglai gas area(location is shown in Fig.1a)

圖4 蓬萊氣區(qū)上震旦統(tǒng)—下寒武統(tǒng)儲層巖性及孔隙結(jié)構(gòu)Fig.4 Lithology and pore structure of Upper Sinian-Lower Cambrian reservoirs in Penglai gas area

蓬萊氣區(qū)滄浪鋪組儲層主要發(fā)育于滄一段［17］，主要為灰黑色鮞粒白云巖夾砂質(zhì)白云巖、砂屑白云巖（圖4c），多見水平層理，裂縫不發(fā)育；儲集空間以溶蝕孔、洞為主，裂縫不發(fā)育，瀝青沿孔隙周邊填充（圖4d），說明固體瀝青的填充晚于溶蝕孔洞的形成［18］。平面上，滄一段碳酸鹽巖厚值區(qū)主要分布于射洪西南部及北部。東壩1井揭示滄浪鋪組厚度為146 m，測井解釋為干層，巖心幾乎未見孔隙。

受古地貌控制，蓬萊氣區(qū)龍王廟組廣泛發(fā)育高能顆粒灘相，為優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育奠定了良好的基礎?；趦舆B井對比剖面（圖5）分析：縱向上，高能顆粒灘體主要發(fā)育在龍王廟組中上部；橫向上，高能灘相白云巖儲層（孔隙度＞3%）穩(wěn)定發(fā)育，厚度分布在12～40 m 之間（東壩1 井處厚28.1 m）。儲層巖性以砂屑白云巖、細—中晶白云巖為主。東壩1 井龍王廟組主要為粉晶白云巖與砂屑白云巖互層，發(fā)育4 套砂屑白云巖。龍王廟組儲集條件優(yōu)越，儲集空間以粒間（溶）孔、溶洞為主（圖4e），固體瀝青在孔隙網(wǎng)絡中廣泛分布，呈半充填—全充填（圖4f），指示古油藏的存在。

2.2.2 儲層物性

東壩1井燈四段、滄浪鋪組、龍王廟組均為典型的致密碳酸鹽巖，屬低孔、超低滲儲層（圖6）。本次巖心分析測試結(jié)果表明：①燈四段儲層孔隙度變化范圍在2.1%～4.9%之間，平均值為2.7%，并以2%～3%為主（圖6a，占樣品總數(shù)的81%）；滲透率變化范圍在(0.190～1.534)×10-3μm2之間，平均值為0.339×10-3μm2。東壩1井燈四段儲層非均質(zhì)性相對較弱，孔隙度—滲透率的相關(guān)性較好（圖6b）。②滄浪鋪組儲層孔隙度變化范圍在2.3%～7.9%之間（蓬深1 井、蓬深7 井等井），平均值為2.7%；滲透率變化范圍在(0.002～2.675)×10-3μm2之間，平均值為0.254×10-3μm2。③龍王廟組儲層孔隙度變化范圍在2.9%～5.1%之間（東壩1井、蓬深1 井等井），平均值為3.8%，且主要分布于3%～4%（占樣品總數(shù)的56%）；滲透率變化范圍在(0.001～0.910) ×10-3μm2之 間，平 均 值 為0.227 ×10-3μm2。與燈影組樣品相比，滄浪鋪組和龍王廟組樣品的孔隙更發(fā)育，但非均質(zhì)性更強、滲透率更低。

圖6 蓬萊氣區(qū)上震旦統(tǒng)—下寒武統(tǒng)儲層孔隙度分布直方圖和孔滲關(guān)系圖Fig.6 Porosity histogram and porosity-permeability correlations of Upper Sinian-Lower Cambrian reservoirs in Penglai gas area

3 震旦系—寒武系成藏條件

蓬萊氣區(qū)上震旦統(tǒng)—下寒武統(tǒng)多層系（燈影組四段、滄浪鋪組、龍王廟組）天然氣富集的主控因素可以歸納為以下3 個方面：①烴源巖質(zhì)量和規(guī)模均較好，近源成藏。②受古地貌控制，丘灘相廣泛發(fā)育，橫向穩(wěn)定分布；溶蝕等后期成巖作用改造強度大，有利于孔洞型優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育，儲集條件優(yōu)越。③目的層系長期穩(wěn)定處于北斜坡部位，受構(gòu)造和巖性控制，發(fā)育大型單斜構(gòu)造背景下相互獨立的巖性圈閉和構(gòu)造-巖性復合圈閉。

3.1 優(yōu)質(zhì)烴源巖分布廣泛，近源成藏

蓬萊氣區(qū)上震旦統(tǒng)—下寒武統(tǒng)共發(fā)育2套烴源巖：燈三段泥頁巖和筇竹寺組黑色頁巖［5］。與筇竹寺組相比，燈三段烴源巖厚度小，雖對天然氣成藏有一定貢獻，但不是主力烴源巖［19-20］。平面上，筇竹寺組烴源巖在蓬萊氣區(qū)分布范圍廣，厚度變化范圍大（120～650 m）：西北部厚度最大（＞600 m），向東南方向逐漸減薄（圖7a）。筇竹寺組烴源巖有機質(zhì)豐度 較 高［7,21］，TOC介 于0.35%～2.53%，平 均 值 為0.92%，TOC大于1%的實測數(shù)據(jù)點占56%（圖7b），主要集中在筇竹寺組下段。

圖7 蓬萊氣區(qū)筇竹寺組烴源巖分布及TOC直方圖Fig.7 Thickness contour and TOC histogram of the source rock of Qiongzhusi Formation in Penglai gas area

上震旦統(tǒng)—下寒武統(tǒng)存在3套源-儲組合，由筇竹寺組（源）分別與燈影組、滄浪鋪組和龍王廟組（儲）構(gòu)成。筇竹寺組作為主力烴源巖，供烴能力強，為燈四段、滄浪鋪組和龍王廟組油氣成藏奠定了充足的資源基礎。筇竹寺組烴源巖層側(cè)向接觸或直接覆蓋在燈四段儲層之上，兩者之間所形成的半包裹型源-儲配置關(guān)系［22］更有利于油氣充注，成藏效率更高，在空間上表現(xiàn)為上生下儲、旁生側(cè)儲。滄浪鋪組儲層直接覆蓋在筇竹寺組之上，滄一段顆粒灘是筇竹寺組優(yōu)質(zhì)烴源巖之上的第一套優(yōu)質(zhì)儲層，具有直接充注、優(yōu)先捕獲油氣的有利條件［8］，筇竹寺組烴源巖排出的油氣可原地直接向上運移、聚集成藏。龍王廟組儲層雖然在垂向上距離筇竹寺組較遠，但川中地區(qū)發(fā)育多條基底斷裂，形成良好的油氣輸導通道，油氣可沿斷裂向上運移充注［5］；同時，龍王廟組廣泛發(fā)育的顆粒灘相優(yōu)質(zhì)儲層對烴類在目的層內(nèi)部的運移輸導十分有利。

3.2 高能顆粒灘是儲層發(fā)育的基礎，巖溶作用是改善儲層物性條件的關(guān)鍵

燈四段儲層的形成和演化受沉積作用和成巖作用的雙重控制。蓬萊氣區(qū)燈四段沉積時期，在海平面下降過程中，水體中藻類逐漸繁育，上亞段發(fā)育多套丘灘；隨著海平面持續(xù)下降，到燈四晚期逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)闇\水高能環(huán)境，發(fā)育厚層疊置丘灘體（圖2）。燈影組經(jīng)歷了多期次巖溶作用，其中桐灣期表生巖溶對改善儲層起到主要作用［23-24］。地表垂向節(jié)理和裂縫較為發(fā)育，為流體下滲提供了通道，大氣淡水沿節(jié)理和裂縫不斷向下滲透、淋濾，導致了長時間、大規(guī)模的巖溶，最終形成大量具有儲集意義的溶蝕孔、洞和晶間孔（圖8a—8d）［25］。

滄一段灘相白云巖儲層主要受白云石化顆粒灘相分布及加里東末期巖溶作用的雙重影響［12］。蓬萊氣區(qū)處于裂陷槽東側(cè)古臺緣高部位，受海平面下降的影響，滄浪鋪組發(fā)育白云石化顆粒灘相，為后期灘相儲層的形成提供了良好的物質(zhì)基礎［26］。川中古隆起在加里東運動時期持續(xù)抬升，導致滄浪鋪組遭受剝蝕，形成剝蝕區(qū)。根據(jù)陰極發(fā)光特征（圖8e，8f）分析，后期地表淡水對北斜坡區(qū)顆粒灘體進行表生溶蝕改造，沿剝蝕區(qū)潛流帶和垂直滲流帶進入滄一段中，進一步改善了滄一段顆粒白云巖儲層。

龍王廟組白云巖儲層的形成、發(fā)育受沉積相［27］與巖溶作用共同控制。蓬萊氣區(qū)龍王廟組為局限臺地沉積環(huán)境，發(fā)育粒屑灘、砂屑灘、灘間海、混積潮坪（圖2）。在海平面下降的過程中，形成臺內(nèi)高能顆粒灘并發(fā)生白云石化，成為龍王廟組優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的基礎。晚期在大氣淡水溶蝕的影響下，古隆起上的顆粒白云巖儲層進一步改善。東壩1 井區(qū)靠近剝蝕邊界，巖溶作用強烈，儲集空間以溶蝕孔、晶間孔、裂縫為主（圖8g—8i），多數(shù)被瀝青充填。

3.3 斜坡背景上發(fā)育多個相互獨立的巖性圈閉，形成巖性氣藏群

蓬萊氣區(qū)位于川中古隆起北斜坡，構(gòu)造特征為向北傾斜的單斜構(gòu)造，局部發(fā)育小型構(gòu)造圈閉，但構(gòu)造圈閉對氣藏不起主要控制作用。燈四段氣藏受斜坡構(gòu)造背景和巖性圈閉共同控制?？v向上，燈四上、下亞段受丘間巖性致密帶分隔，形成相對獨立、互不連通的大型天然氣藏（圖3）。東壩1井燈四上亞段為主要的含氣層段，測試不產(chǎn)地層水，產(chǎn)氣20.28×104m3/d（穩(wěn)定油壓為24.51 MPa），氣藏壓力系數(shù)為1.05，為常壓氣藏；燈四下亞段儲層局部發(fā)育，橫向不連片，測試日產(chǎn)氣8.26×104m3（穩(wěn)定油壓為2.97 MPa），日產(chǎn)水66.8×104m3。橫向上，蓬萊氣區(qū)不同井區(qū)燈四上亞段的氣層底界各不相同，角探1 井區(qū)、蓬深7 井區(qū)和東壩1 井區(qū)分別為-7 110 m、-6 860 m 和-6 350 m（圖9）。構(gòu)造位置較低的角探1井區(qū)燈四上亞段氣藏底部見水，而構(gòu)造高部位的東壩1井區(qū)燈四上亞段整體含氣，未發(fā)現(xiàn)氣水界面，這表明東壩1井區(qū)燈四上亞段藻丘灘巖性圈閉頂?shù)装寮吧蟽A方向發(fā)育的巖性致密帶的封堵是成藏關(guān)鍵因素。

滄浪鋪組氣藏分布受巖性與構(gòu)造共同控制，在二者的共同作用下形成了具有北低南高單斜構(gòu)造背景的構(gòu)造-巖性復合圈閉。滄浪鋪組上部發(fā)育的致密砂泥巖層和龍王廟組致密厚層碳酸鹽巖是直接蓋層（圖1b），相變的致密灰?guī)r等碳酸鹽巖和砂泥巖形成側(cè)向遮擋。滄浪鋪組顆粒白云巖儲層含氣性好，為天然氣富集帶，橫向上形成相對獨立的巖性氣藏（圖9）。滄浪鋪組氣層底界各不相同，角探1井區(qū)、蓬深1井區(qū)氣層底界海拔分別為-6 600 m、-6 300 m。角探1井區(qū)滄一段氣層厚度為14.5 m，測試日產(chǎn)氣51.62×104m3。東壩1井則不在有利區(qū)里。

龍王廟組在斜坡背景上發(fā)育多個相互獨立的巖性圈閉，形成巖性氣藏群，構(gòu)造高部位整體含氣（圖9）。龍王廟組氣層底界也各不相同，東壩1 井區(qū)、蓬深1 井區(qū)氣層底界的海拔分別為-5 731 m、-6 157 m。東壩1井區(qū)龍王廟組儲層厚度為28.1 m，主要為顆粒白云巖，在5 727.8～5 772.7 m 井段測井解釋有3 個氣層，測試日產(chǎn)氣20.28×104m3（穩(wěn)定油壓為25.06 MPa）。

截至2022年底，西南油氣田在蓬萊氣區(qū)燈四段刻畫巖性圈閉面積累計約2 280 km2，落實資源量約5 400×108m3（其中，東壩1 井區(qū)燈四上亞段新增天然氣含氣面積807.3 km2，新增天然氣控制地質(zhì)儲量2 386.53×108m3）；在滄一段刻畫巖性圈閉7個，含氣面積為1 400 km2，預計儲量規(guī)模為2 800×108m3；在龍王廟組刻畫圈閉5個，總面積為2 050 km2，落實資源量4 000×108m3（其中，東壩1 井所在巖性圈閉含氣面積為238 km2，儲量規(guī)模達480×108m3）。東壩1井的突破，標志著龍王廟組成為蓬萊氣區(qū)震旦系—寒武系立體勘探、規(guī)模增儲的重要新層系。

4 勘探突破經(jīng)驗

堅持不懈探索，突破地質(zhì)認識，是川中古隆起斜坡區(qū)超深層天然氣勘探取得突破的關(guān)鍵。蓬萊氣區(qū)的勘探部署工作持續(xù)4 年時間，在地質(zhì)上敢于突破傳統(tǒng)理論認識，在技術(shù)上綜合應用超深層信號采集技術(shù)、高精度測井技術(shù)及地震儲層預測技術(shù)，形成優(yōu)化鉆完井及儲層改造技術(shù)系列，為超深層鉆探目標的落實及實施提供了有效支撐；圍繞氣藏描述和儲量參數(shù)開展了大量攻關(guān)研究，為儲量估算提供了堅實的地質(zhì)認識和技術(shù)支撐；積極探索斜坡區(qū)臺緣帶大型巖性圈閉目標，在前期“構(gòu)造-巖性控圈、立體成藏、復式聚集”認識的基礎上，持續(xù)深化巖性圈閉形成條件及成藏富集規(guī)律研究，有效支撐蓬萊氣區(qū)整體部署、立體勘探，最終實現(xiàn)了燈四段、滄浪鋪組及龍王廟組勘探重大突破?？碧綄嵺`表明，四川盆地超深層油氣資源豐富，持續(xù)深化超深層成儲、成藏地質(zhì)理論認識，注重地質(zhì)理論和工程技術(shù)齊頭并進、相互促進，繼續(xù)向萬米超深層進軍，必將開啟優(yōu)質(zhì)規(guī)模增儲上產(chǎn)新領域。

5 結(jié) 論

東壩1 井下寒武統(tǒng)龍王廟組取得重大勘探突破，證實了川中古隆起北斜坡上震旦統(tǒng)—下寒武統(tǒng)超深層古老海相碳酸鹽巖地層多層系立體成藏：分布廣泛的下寒武統(tǒng)筇竹寺組厚層、優(yōu)質(zhì)烴源巖，為多層系立體成藏奠定了良好的物質(zhì)基礎；良好的源-儲配置關(guān)系（上生下儲、旁生側(cè)儲）保證了斜坡區(qū)多層系天然氣高效充注；沉積微相（高能顆粒灘相）是多套優(yōu)質(zhì)儲層形成的基礎，而后期廣泛發(fā)育的巖溶作用進一步改善了儲層的物性條件，直接控制了優(yōu)質(zhì)儲層的形成和分布；大型單斜構(gòu)造背景下相互獨立的巖性圈閉和構(gòu)造-巖性復合圈閉廣泛發(fā)育，形成縱向上互相疊置、橫向上連片的巖性氣藏群。深化超深層成儲、成藏地質(zhì)認識，將會推動持續(xù)開拓四川盆地超深層油氣增儲上產(chǎn)新領域。