渝东南地区古生界天然气成藏体系及立体勘探

Paleozoic Gas Accumulation System and Stereoscopic Exploration in Southeastern Chongqing

摘要

渝东南地区处于四川盆地东南缘盆缘转换带，古生代地层发育齐全，但构造期次多、强度大，导致气藏类型多、成藏条件复杂.为明确气藏主要类型、成藏特征和立体勘探开发潜力，降低勘探风险和成本、提高勘探成功率，以成藏体系和立体勘探思路为指导，通过沉积相、地化指标、储集类型、成藏条件、源储匹配关系和成藏模式等研究，结合勘探开发实践，识别出源内和源外两类成藏体系，前者包括二叠系龙潭组泥页岩‒煤层气藏和茅口组泥灰岩气藏、奥陶系五峰组‒志留系龙马溪组页岩气藏和寒武系水井沱组页岩气藏，后者包括志留系小河坝组砂岩气藏、寒武系洗象池群和石龙洞组碳酸盐岩气藏.建议以源内成藏体系的下部五峰组‒龙马溪组页岩气为主、上部龙潭组和茅口组页岩气为辅开展立体勘探，同时探索源外砂岩和碳酸盐岩气藏，尽可能地发现多套商业含气层系，这对持续勘探突破具有重要的现实指导意义.综合研究源内、源外天然气成藏条件和富集规律，优选出盆缘南川地区为二叠系‒志留系‒寒武系立体勘探有利区带，盆外彭水地区为志留系‒寒武系立体勘探有利区带.

关键词

页岩气 / 立体勘探 / 成藏体系 / 古生界 / 渝东南 / 石油地质学

Key words

shale gas / stereoscopic exploration / accumulation system / Paleozoic / southeastern Chongqing / petroleum geology

0 引言

渝东南地区经历了复杂的构造运动，导致气藏类型多、成藏条件复杂（张金川等，2008）.目前，已在上奥陶统五峰组‒下志留统龙马溪组页岩气取得了突破，以常压页岩气藏为主（压力系数0.9~1.35），资源丰度和单井产量比高压页岩气藏略低，单井钻采成本较高，效益开发难度大（何希鹏等，2018；聂海宽等，2019）.在五峰组‒龙马溪组页岩气开发过程中，多口钻井在二叠系龙潭组泥页岩‒煤、茅口组泥灰岩和志留系小河坝组砂岩等层系见到良好气显示，DS1井中途测试获得较高气产量.PD1、CS1、PQ1等风险探井也揭示二叠系茅口组和寒武系洗象池群、石龙洞组、水井沱组具备较好的天然气成藏条件，其中在茅口组、洗象池群均获得超过20×10⁴ m³/d高产工业气流，实现了两套层系的勘探突破，其他层系仍需要持续的勘探研究和攻关探索.

渝东南地区二叠系龙潭组和茅口组一段（以下简称“茅一段”）、奥陶系五峰组‒志留系龙马溪组和寒武系水井沱组为页岩气，志留系小河坝组、寒武系洗象池群和石龙洞组为常规天然气，目前仅五峰组‒龙马溪组实现了商业开发（何希鹏，2021）.为了动用研究区各类气藏、提高勘探开发效益，开展多层系、多类型天然气研究，明确有利的气藏组合对勘探开发显得尤为重要.龙潭组页岩气及煤层气、茅口组页岩气、五峰组‒龙马溪组页岩气等非常规气藏与小河坝组砂岩气、洗象池群碳酸盐岩气藏等常规气藏有无成因上的联系，常规气藏的气源是否来自于其下伏的页岩和/或煤层，多套含气层系在空间分布上有无规律可循，在勘探上有无可能开展立体勘探，如何降低单一气藏开发的成本，这些问题亟待回答.

油气成藏体系是地表以下油气成藏的自然体系，它包括了形成油气藏的一切必要元素（要素），如烃源体（含烃/流体）、输导体和圈闭以及这些元素之间有效的配置，将气源岩视为“源”，视气源岩、输导体系和聚集的位置为“位”，从单源一位开始算起，最多能够形成三源三位结构，共划分为6种源位结构（金之钧等，2003，2021）.成藏体系分析方法已成为研究常规和非常规天然气藏的有效方法（聂海宽等，2012；李旭兵等，2014；金之钧等，2021）.本文按照成藏体系“元素‒功能‒结构”的研究思路和“气源岩‒输导体系‒成藏分布”的组配关系，通过渝东南地区主要层系沉积相、地化参数、储集类型、成藏条件、源储匹配关系和成藏模式等研究，对已发现的页岩气、砂岩气和碳酸盐岩气藏进行了系统分析，提出了立体勘探思路，明确了勘探有利区，为指导勘探部署、降低勘探风险提供了依据.

1 天然气藏类型及其成藏体系

渝东南地区位于四川盆地东南缘川东高陡构造带向武陵褶皱带过渡的盆缘转换带（图1），地层发育较全，除缺失泥盆系、石炭系外，寒武系到侏罗系均有沉积（图2）.受雪峰山推覆抬升剥蚀影响，自东向西，剥蚀程度逐渐减弱，盆外褶皱带地层被剥蚀较多，背斜以志留系‒寒武系地层出露为主，向斜出露下三叠统‒上二叠统地层；盆缘区地层沉积较齐全，背斜以三叠系‒侏罗系地层出露为主，向斜出露下侏罗统自流井组.通过野外露头调查、钻井岩心分析、地震预测以及测井评价等综合研究，认为渝东南古生界发育7套潜在的有利成藏层系，二叠系龙潭组泥页岩‒煤、茅一段泥灰岩以及奥陶系五峰组‒志留系龙马溪组页岩和水井沱组页岩具有“源储一体”的成藏特点，志留系小河坝组砂岩、寒武系洗象池群（包括毛田组、耿家店组、光竹岭组及茅坪组）和石龙洞组碳酸盐岩等具有源外成藏的特点.依据“成藏体系”理论（金之钧等，2003，2021）分析，页岩气属源内“单源一位”成藏体系，常规油气属源外成藏体系.

1.1　源内成藏体系

渝东南地区古生界发育的4套页岩层系具有较好的页岩气成藏地质条件（表1），均具备形成页岩气藏的潜力，具有自生自储、生储盖一体、原地成藏等特点，为源内“单源一位”成藏体系.

1.1.1　上二叠统龙潭组

二叠纪，扬子地区处于拉张背景，为古特提斯演化转折期（刘全有等，2012；陈建平等，2018）.受晚二叠世初期大范围海侵影响，四川盆地由南西向北东，沉积环境逐渐由陆相向海相转变，沉积相依次为河流三角洲相、滨岸沼泽相、潮坪泻湖相、浅水碳酸盐岩台地相、陆棚相等类型（朱扬明等，2012）（图3）.渝东南地区处于潮坪泻湖相与浅水碳酸盐岩台地相过渡区，南川‒綦江一带龙潭组为潮坪泻湖相沉积，岩性以暗色泥页岩为主，夹粉砂岩、灰岩、煤；武隆‒彭水及其一线以东地区，龙潭组为浅水碳酸盐岩台地相沉积，岩性主要为灰岩、泥质灰岩夹薄层泥岩.

按照沉积旋回、岩性、电性特征，渝东南地区龙潭组自下而上划分为潭一段、潭二段、潭三段，其中潭一段、潭三段岩性主要为泥页岩，夹2~5层煤或灰岩；潭二段岩性主要为灰岩，夹薄层泥岩（图4）.龙潭组富有机质泥页岩具有北东薄、南西厚的变化规律，南川地区泥页岩厚40~60 m，煤层主要发育在潭一段中下部，累厚2~6 m.

龙潭组具有较好的页岩气、煤层气成藏地质条件，为“单源一位”成藏体系.泥页岩有机质类型为Ⅱ型、Ⅲ型，以Ⅲ型为主.有机碳含量（TOC）介于1.5%~4.0%，纵向上因岩性不同，TOC含量分布存在一定差异，潭一段煤层TOC为50.2%~89.3%，泥岩TOC为1.5%~3.5%；潭二段以灰岩为主，TOC为0.4%~0.8%；潭三段以泥页岩为主，TOC为1.8%~2.0%.平面上，南川地区TOC含量较高，为2%~4%.有机质热演化程度（R _o）为1.8%~2.6%，处于生干气阶段，从北向南逐渐增大（何贵松等，2022）.龙潭组泥页岩储集类型主要有微裂缝，晶间孔、溶蚀孔等无机孔隙和有机质孔，孔隙度为2%~8%，平均5.84%.石英含量为15%~31%，平均25%，黏土矿物含量为29.3%~84.6%，平均52%，泥页岩整体表现出塑性较强的特点.泥页岩气测显示活跃，全烃普遍在1%~20%.平面上南川等地区气测显示较好，纵向上潭三段显示最好.泥页岩总含气量为1.5~2.5 m³/t，游离气占比30%~40%，含气饱和度为50%~55%.

综合考虑泥页岩厚度、TOC、孔隙度、含气性等地质因素，纵向上明确潭三段为页岩气勘探甜点段，潭一段为煤层气、页岩气勘探甜点段，为两个“单源一位”成藏体系，具有较好的立体勘探潜力.南川地区处于潮坪泻湖相有利相带，富有机质泥页岩、煤层发育，泥页岩厚40~60 m，TOC介于1.5%~4.0%，R _o介于1.8%~2.6%，发育2~5层煤，累厚2~6 m，烃源条件较好，属于典型的源内成藏体系.

1.1.2　下二叠统茅口组一段

茅口组沉积时期，上扬子地区发育南西高、北东低的碳酸盐岩缓坡沉积体系，自西向东沉积相依次为内缓坡、中缓坡、外缓坡、斜坡‒盆地相（黄先平等，2004；郝毅等，2020），渝东南地区处于较深水的外缓坡沉积环境（图5）.综合野外露头、钻井岩心、岩性组合、生物化石和测井标志等特征，茅口组自下而上水体逐渐变浅，可划分为茅一段、茅二段、茅三段和茅四段（胡明毅等，2012；李大军等，2016；张培先等，2021）.茅一段沉积期为碳酸盐岩外缓坡相，主要沉积深灰色‒灰黑色泥质灰岩、灰质泥岩、泥岩、碳质泥岩（统称泥灰岩），是一种新类型页岩气.

渝东南地区茅一段泥灰岩TOC含量较高、热演化程度适中，优质储层孔‒缝‒网发育，具有源储一体、自生自储的页岩气成藏特点.茅一段有机质类型为Ⅱ型、Ⅲ型.TOC介于0.5%~2.7%，平均1.1%（图6），超过有效烃源岩下限标准，为较好烃源岩，平面上自西向东TOC呈增大趋势（黄先平等，2004）.泥灰岩成熟度R _o为2.0%~2.3%，平均2.16%，处于生气窗范围.茅一段孔隙度为2.3%~3.2%，平面上自北东向西南呈增大趋势（张培先等，2021）.储集空间主要以“粒间孔缝+黏土矿物收缩缝+有机质孔”组成，局部发育少量溶蚀孔洞，构成了孔‒缝‒网复合体（张培先等，2021），具有有利的储集空间.泥灰岩以方解石为主，含量为68%~83%，黏土矿物含量为10%~15%，黏土矿物中滑石含量较高，有利于形成收缩缝，石英含量较低，为5%~10%，泥灰岩独特的矿物组成易采用酸压工艺改造形成复杂缝网提高单井产量.多口志留系页岩气藏的“过路井”在茅一段泥灰岩中见到良好显示，尤其是正向构造的裂缝发育区气测显示活跃，全烃高达20%~70%，节流点火放喷，焰高2~ 20 m，揭示了茅一段泥灰岩具有良好的含气性.

茅一段页岩气与龙潭组页岩气均属于“源储一体”型非常规气藏，但在成藏富集规律上有较大差异，茅一段页岩气在泥灰岩储层内存在短距离运移，更易在正向构造富集.综合分析烃源、储层、含气性、构造‒保存等成藏条件，明确了茅一段页岩气具有“源储一体、构造控藏、裂缝控产”富集特征（图7）.由于茅一段埋藏浅（1 000~2 200 m），勘探效益较好，如DS1HF井，试采日产气（8~10）×10⁴ m³，投产3年累计产气超6 500×10⁴ m³.

1.1.3　上奥陶统五峰组‒下志留统龙马溪组

渝东南五峰组‒龙马溪组处于“三隆夹一坳”的半深水‒深水陆棚相沉积环境（聂海宽等，2017），沉积了一套暗色细粒岩，岩性主要以硅质页岩为主，页岩气成藏条件优越，是目前中国南方地区页岩气勘探开发主力层系，勘探及认识程度相对较高（金之钧等，2016；郭伟等，2021；何希鹏，2021；邹才能等，2022）；相继发现涪陵、南川、白马页岩气田和丁山、武隆、道真、桑柘坪等多个含气构造，累计提交探明储量近9 000×10⁸ m³.渝东南五峰组‒龙马溪组页岩呈北东向展布，其中优质页岩层段厚24~38 m，TOC为2.0%~5.0%，孔隙度为3.0%~6.0%，R _o为2.3%~2.8%，有机质孔隙发育，脆性矿物含量为50%~60%，页岩含气量为2.0~6.0 m³/t（图8），气藏压力系数为0.9~1.35（何希鹏，2021；曾宇等，2022）.中深层（2 000~3 500 m）页岩气实现了商业开发，单井日产气普遍超过10×10⁴ m³，EUR普遍超过1×10⁸ m³.深层（3 500~4 500 m）页岩气在丁山、东溪等高陡构造带以及白马、风来等向斜实现了勘探突破，正在进行开发评价，是增储上产的重要领域（聂海宽等，2022）.最近，在武隆地区PD1井浅层（900 m）的五峰组‒龙马溪组试获日产气1.1×10⁴ m³工业气流，显示了浅层页岩气良好的勘探潜力.渝东南地区五峰组‒龙马溪组页岩气勘探突破表明了该气藏具有大面积含气、连续分布、局部富集的成藏特点，是“单源一位”成藏体系的典型代表.另外，除自身形成了一套独立的“单源一位”成藏体系外，五峰组‒龙马溪组页岩还为小河坝组砂岩、洗象池群碳酸盐岩提供了气源.

1.1.4　下寒武统水井沱组

早寒武世，四川盆地及周缘发育泸州和鄂西‒渝东两个沉积中心（梁兴等，2011；张培先，2017），渝东南地区紧邻鄂西‒渝东沉积中心西缘，为被动大陆边缘背景下的深水陆棚相沉积（图9）.平面上，自东向西水井沱组沉积相由深水陆棚相过渡为浅水陆棚相，在现今四川盆地内为绵阳坳拉槽的深水沉积，呈“两深夹一浅”的沉积特征（刘忠宝等，2017）.纵向上，水井沱组自上而下颜色逐渐变深，中上部为深灰色粉砂质泥岩，中下部为黑色硅质页岩，呈现出由浅水、半深水到深水陆棚相沉积变化特征.

水井沱组作为上扬子地区分布最广的一套页岩层系，是多套源外成藏体系的主力烃源岩，但生烃早、热演化程度高，经历多期构造改造，页岩气保存条件复杂，以“源储一体”为成藏基础的“单源一位”页岩气成藏体系在局部地区可能遭受不同程度破坏，目前仅在四川盆地内井研‒威远地区和盆外宜昌地区实现了“点上”勘探突破（黄金亮等，2012；翟刚毅等，2017），尚未实现大规模商业开发.渝东南武隆地区属浅水陆棚相沉积环境，优质页岩不发育，PD1井钻遇暗色页岩10 m，TOC平均0.44%，页岩气成藏条件较差.渝东南彭水地区处于深水陆棚相，富有机质页岩厚度大、有机碳含量高、埋深介于2 000~5 000 m.CS1井钻遇水井沱组暗色页岩90 m，其中优质页岩（TOC>2%）厚60 m，TOC平均4.3%，但热演化程度较高，R _o平均3.8%，孔隙度较低，为1.4%~2.8%，含气量普遍小于1 m³/t.展示了一定的页岩气富集条件和勘探潜力，在保存条件相对较好的残留向斜可能具有更好的页岩气富集条件.

1.2　源外成藏体系

按照“气源岩‒输导体系‒成藏分布”的组配关系（金之钧等，2021），研究区志留系小河坝组砂岩气藏、寒武系洗象池群和石龙洞组碳酸盐岩气藏，属于“单源三位”源外成藏体系.小河坝组砂岩气藏是以奥陶系五峰组‒志留系龙马溪组页岩为烃源岩、志留系小河坝组砂岩为储层、志留系韩家店组厚层泥岩为盖层，通过断层输导形成的下生上储型的成藏体系.寒武系洗象池群气藏以五峰组‒龙马溪组页岩为烃源岩、洗象池群岩溶白云岩为储层、奥陶系致密灰岩为盖层的新生古储型成藏体系.寒武系石龙洞组气藏以水井沱组硅质页岩为烃源岩、石龙洞组颗粒滩灰岩/白云岩为储层、中寒武统膏岩为盖层的下生上储型成藏体系（图9）.二叠系栖霞组发育生物碎屑灰岩储层、长兴组发育生物礁灰岩储层，生储盖匹配较好地区可能发育其他类型的源外成藏体系，但限于在研究区对栖霞组与长兴组的认识程度较低，本文不作深入探索.

1.2.1　下志留统小河坝组

早志留世晚期，渝东南地区为受古隆起控制的局限海盆（朱志军和陈洪德，2012），发育一套以碎屑岩为主的小河坝组地层，局部相变为同期异地沉积的石牛栏组碳酸盐岩，为常规砂岩和碳酸盐气藏有利勘探层系.渝东南彭水‒武隆‒南川等地区小河坝组岩性为灰色粉砂岩、细砂岩夹粉砂质泥岩（图10），小河坝组厚220~440 m，盆外残留向斜沉积厚度大，储层孔隙度平均2.74%，渗透率为0.083 mD，为致密储层（谢涛等，2011）.道真以南地区为石牛栏组灰岩、泥质灰岩，裂缝发育，孔隙度一般为5.99%~10.47%，渗透率为0.003 4~0.040 3 mD（蓝宝锋等，2020）.

通过开展成藏模式和气源对比研究，小河坝组砂岩气藏主要为断裂输导体系沟通下伏五峰组‒龙马溪组烃源岩而形成的.渝东南地区高陡构造带或裂缝发育区可能形成较好的储层，准确预测裂缝发育区和保存条件有利区是小河坝组致密气藏实现勘探突破的关键.渝东南地区多口钻井揭示，小河坝组气测显示活跃，尤其是南川、丁山等处于齐岳山断裂带附近的盆缘转换带裂缝较发育，气测显示良好.南川地区NY1井小河坝组钻遇2层含气层，最大单层厚度10.78 m，全烃最高77.36%（图10），多口钻井在小河坝组砂岩储层中节流点火，焰高5~20 m.道真以南的安场向斜小河坝组发生相变，主要为泥质灰岩沉积，AY1井在泥质灰岩裂缝性储层中试获10.2×10⁴ m³/d高产工业气流（翟刚毅等，2017），展现出较好的勘探潜力.

1.2.2　中上寒武统洗象池群

渝东南地区洗象池群主要为局限台地相沉积环境，以泻湖亚相为主（赵爱卫等，2015；李伟等，2019），地层厚度为600~950 m.岩心观察和薄片分析表明洗象池群主要发育颗粒白云岩、晶粒白云岩、微生物白云岩和混积岩4种岩性类型（李伟等，2019），储集空间类型以次生成因为主的孔隙、裂缝、溶洞为主，其中孔隙类型主要包括残余粒间溶孔、粒间溶孔和粒内溶孔等，裂缝包含构造缝、构造溶蚀缝和缝合线等.储层物性总体较差，孔隙度一般小于5%，渗透率平均0.155 mD，具有低孔、低渗特征.

渝东南武隆‒南川‒綦江等地区寒武系水井沱组优质页岩发育差，导致烃源条件也较差，在以水井沱组为烃源岩的成藏组合指导下，洗象池群一直未实现勘探突破.通过开展成藏体系研究，认为在断裂沟通五峰组‒龙马溪组页岩和洗象池群直接接触的地区，五峰组‒龙马溪组页岩可为洗象池群提供烃源，形成侧向供烃、新生古储的成藏模式，明确了以五峰组‒龙马溪组为烃源岩、中上寒武统洗象池群岩溶白云岩为储层、奥陶系碎屑岩/碳酸盐岩为盖层的成藏类型，具有典型的源、储、聚组合三要素，为“单源三位”成藏体系.以此为指导，平桥背斜实施的风险探井PQ1井在洗象池群钻遇岩溶白云岩优质储层50 m，试获25×10⁴ m³/d以上高产工业气流，实现了中上寒武统洗象池群岩溶白云岩储层重大突破，证实了渝东南地区寒武系能够形成构造‒岩性常规天然气藏.洗象池群成藏富集的关键是寻找具有断层断距合理、烃源岩与储层有效对接和有效圈闭发育的地区.平桥背斜寒武系洗象池群埋深小于3 500 m，钻探过程中在龙潭组、茅口组和五峰组‒龙马溪组均钻遇良好气测显示，实现了风险探井“一井多探”的地质目的.

1.2.3　下寒武统石龙洞组

下寒武统石龙洞组（龙王庙组）沉积时期，四川盆地及周缘整体为碳酸盐岩台地沉积模式，自西向东依次发育混积潮坪相、台内颗粒滩相、局限台地相、膏质泻湖相、开阔台地相、台地边缘相、斜坡相及盆地相等沉积相类型（邹才能等，2014；杜金虎等，2016；陈娅娜等，2020）.在四川盆地内磨溪‒高石梯构造带龙王庙组取得了重大商业发现（高达等，2021），以水井沱组优质页岩为烃源岩，以龙王庙组白云岩、灰岩为储层（杜金虎等，2016）.

渝东南地区石龙洞组（龙王庙组）处于台地边缘相，局部可能发育颗粒滩储层（图11），中下段以鲕粒灰岩、砂屑灰岩为主，上段以白云岩为主，储集类型以粒间、晶间、粒内溶孔为主.南川地区三汇、习水桑木等露头剖面揭示石龙洞组颗粒滩储层厚7.6~46 m，上部白云岩储层孔洞发育，厚25~46 m，孔隙度为3.5%~8.7%；由于水井沱组烃源岩不发育，南川地区不发育以水井沱组为烃源岩、石龙洞组碳酸盐岩为储层的源外成藏体系.彭水地区CS1井钻遇石龙洞组白云岩及颗粒灰岩两套储层，累计厚度为102 m，孔隙度为0.79%~1.97%，平均1.21%，渗透率为0.01~0.25 mD，测井解释为Ⅲ类储层，水井沱组优质页岩发育，具备成藏的基础，彭水地区CS1井在石龙洞组颗粒灰岩中多处见沥青充填.綦江地区L1井钻遇石龙洞组颗粒灰岩厚34 m，孔隙度为3.6%~5%，测井解释为Ⅲ类含气层，但储层中普遍见沥青，表明地质历史过程中发生过油气充注和运移.油源对比分析表明，油气来自水井沱组硅质页岩，具有与川中地区相似的烃源、储集和成藏条件.石龙洞组上部的膏盐岩层可作为直接盖层（6~40 m），具有较好封盖条件.

总之，彭水地区水井沱组硅质页岩烃源岩、石龙洞组颗粒滩储层和石龙洞组上部的膏盐岩层构成了良好的生储盖组合，为“单源三位”成藏体系.深化沉积相研究，明确优质储层分布规律，同时加强保存条件评价，是实现渝东南地区石龙洞组气藏研究的关键.

1.3　天然气成藏模式

四川盆地发育多种类型的油气藏，这些油气藏在空间分布上构成一定的序列（张金川等，2003）.页岩气藏作为连续性聚集的源内成藏体系，常规天然气藏作为非连续性聚集的源外成藏体系，两者在成藏机理、富集模式及成藏过程等方面存在必然的内在联系.龙潭组、五峰组‒龙马溪组、水井沱组硅质页岩和茅一段泥灰岩的源内非常规天然气成藏体系与小河坝组、洗象池群和石龙洞组的源外常规天然气成藏体系，具有各自不同的成藏机理和成藏模式.渝东南发育的单源一位（源内）和单源三位（源外）成藏体系，在纵向上形成多套成藏体系叠置的立体成藏模式（图12）.深化非常规、常规成藏体系的地质特点和生储盖组合关系研究，可有效指导渝东南地区立体勘探有利区的预测和优选，为实现勘探突破提供理论支撑.

2 天然气立体勘探建议

多层立体勘探是提高渝东南低品位气藏勘探成功率、有效降低勘探成本与风险和实现高效开发的有效途径，要“紧盯主要目的层、而不唯目的层”，以源内成藏体系为主要勘探层系，同时探索源外不同含气层系、不同成藏类型的综合性立体勘探，深化多层探索、立体评价，不断拓展新的勘探空间.建议以五峰组‒龙马溪组页岩气源内成藏体系勘探为基础，通过纵向上扩展实现多层系勘探突破，达到立体勘探目的，五峰组‒龙马溪组页岩气是立体勘探成功的“压舱石”.综合分析渝东南地区四套源内、三套源外成藏体系，根据区域地质研究成果和成藏地质条件，考虑埋深与保存条件，结合五峰组‒龙马溪组页岩气勘探开发实践认识，寻找多种成藏体系同时发育的有利区，指出渝东南地区发育两大立体勘探有利区带（图13）.以齐岳山断裂为界，盆缘区处于齐岳山断裂两侧、与四川盆地相连，潜在成藏体系较多，立体勘探潜力大，盆外区整体处于齐岳山断裂以东，以残留构造为主，保存条件一般，潜在成藏体系相对较少.

2.1　盆缘立体勘探区带

四川盆地盆缘区地层发育相对较全，虽经历多期构造运动，但保存条件未遭受实质性破坏，具有埋深适中、保存条件相对较好、纵向发育多套含气层系的特点，属于以源内页岩气成藏体系为主要类型的立体勘探的有利区带（图13）.根据源内、源外成藏体系的研究认识，评价出南川地区为二叠系‒志留系‒奥陶系‒寒武系立体勘探潜力有利区带，实现了下二叠统茅口组一段非典型性页岩气、上奥陶统五峰组‒下志留统龙马溪组页岩气、中上寒武统洗象池群天然气的勘探突破，并发现了上二叠统龙潭组页岩气、煤层气和下志留统小河坝组砂岩气三套天然气层.

盆缘区每套气层的成藏模式和富集主控因素存在较大差异.龙潭组页岩气主要受沉积相控制优质页岩品质，泥页岩脆性矿物含量较低，岩石力学脆性较低，岩性较复杂，改造难度较大，影响单井产量.茅一段页岩气为非典型性页岩气藏，具有构造控藏、裂缝控产的富集特征，在正向构造及裂缝发育区部署的探评井均实现了勘探突破；而在负向构造区内，裂缝发育较少，优质储层不发育，未实现勘探突破.小河坝组砂岩气富集主控因素主要为断裂控输、优质储层控藏，此类成藏体系对断裂与裂缝性储层条件要求较高，渝东南地区大部分气测异常井主要分布在断裂带附近.五峰组‒龙马溪组富有机质页岩厚度和保存条件控制了页岩气富集程度，局部地区地应力较高，压裂改造难度大，是影响单井产量的主要因素.渝东南地区洗象池群成藏的关键是高陡构造背景下的源储对接，以侧向供烃为基础的新生古储成藏模式.根据每套气层的地质特点和富集高产主控因素，结合勘探实践，从成藏体系角度出发，开展甜点目标评价，优选出平桥背斜、东胜背斜及阳春沟背斜等背斜型目标为立体勘探有利目标，实现了多套气层的勘探突破与开发建产，体现了成藏体系的研究价值及对立体勘探的指导作用.

南川地区平桥背斜位于四川盆地川东高陡构造带万县复向斜内，呈北东走向，为一断背斜，是目前五峰组‒龙马溪组页岩气勘探开发的主战场，五峰组‒龙马溪组地层压力系数为1.3~1.35，已经建成平桥页岩气田.多口钻井在二叠系龙潭组、茅口组和栖霞组、志留系小河坝组多套地层中钻遇良好含气显示.根据各层系成藏条件及潜力，评价出二叠系茅口组一段、寒武系洗象池群两套新层系与奥陶系五峰组‒志留系龙马溪组具备立体勘探潜力.茅一段泥灰岩型页岩气藏是在五峰组‒龙马溪组页岩气勘探开发过程中，通过综合分析、立体评价而实现勘探突破的层系，展现出页岩气立体勘探潜力.平桥背斜茅一段泥灰岩埋深1 100~1 200 m，采用志留系页岩气勘探思路，利用水平段+分段压裂技术，优选裂缝发育区实施的DS1井试获22.5×10⁴ m³/d的高产气流，实现了二叠系页岩气勘探突破.按照“单源三位”源外成藏体系的认识，部署的PQ1风险探井在寒武系洗象池群试获25×10⁴ m³/d的高产气流，实现了渝东南下寒武统常规天然气的重大突破.目前正在积极开展龙潭组页岩气的勘探评价，亦有望实现勘探突破.平桥背斜小河坝组砂岩储层在裂缝发育区气测显示活跃，是下一步立体勘探的有利领域.此外，东胜、阳春沟背斜具有与平桥背斜相似的构造样式，纵向上存在多套源内、源外成藏体系，是下一步扩大立体勘探的潜在区带.

2.2　盆外立体勘探区带

四川盆地外武陵褶皱带构造抬升早、地层剥蚀严重，地层压力系数普遍小于1.2，多套层系为常压气藏.龙潭组发生相变，由潮坪泻湖相泥页岩沉积环境变为碳酸盐岩台地相，烃源岩不发育.茅口组受埋深变浅、保存条件变差等影响，仅在武隆向斜核部埋深较大、保存条件较好地区可能富集成藏.水井沱组沉积相发生相变，优质烃源岩非连续分布，彭水以西处于浅水陆棚相，优质页岩不发育，彭水以东处于深水陆棚相，发育厚层优质页岩.综合评价出彭水地区五峰组‒龙马溪组与石龙洞组、武隆地区茅一段与五峰组‒龙马溪组、道真地区小河坝组与五峰组‒龙马溪组为立体勘探潜力有利区（图13）.彭水地区志留系‒寒武系为主要立体勘探层系，五峰组‒龙马溪组页岩气已实现勘探突破，下一步建议优选水井沱组硅质页岩热演化程度较低和保存条件较好的区域，力争实现寒武系页岩气勘探突破，同时认为寒武系石龙洞组台地边缘相有利于颗粒滩储层发育和保存条件较好的有利区是实现常规气勘探突破的关键.

需要说明的是，立体勘探以动态勘探发现为指导，是一种实践‒认识‒再实践‒再认识的螺旋式上升过程.渝东南页岩气立体勘探按照先易后难、由浅及深的原则，遵循勘探流程，以多层系勘探发现为目标，勘探成功后可带动一个区带的全面勘探，有效降低后期勘探风险，间接节约成本，提高成功率，为增储上产开辟新领域.立体勘探还需考虑成本和经济效益的关系，根据目前勘探开发与工程工艺技术水平，渝东南地区立体勘探的深度界线为500~4 500 m，黄金深度界线为1 000~4 000 m，是页岩气/天然气成藏富集的有利深度段和工程工艺技术的适应深度段.随着理论认识创新和工程工艺技术进步，勘探深度界线会不断被打破.

3 结论

（1）渝东南地区气藏类型多，发育源内、源外两类成藏体系，其中二叠系龙潭组和茅口组一段、奥陶系五峰组‒志留系龙马溪组、寒武系水井沱组为页岩气藏，属源内成藏体系；志留系小河坝组致密天然气藏和寒武系洗象池群、石龙洞组碳酸盐岩气藏为常规天然气藏，属源外成藏体系.源内和源外气藏在纵向上互相叠置，形成多类型天然气立体成藏模式，具备较好的立体勘探潜力.

（2）渝东南地区“立体勘探”是以源内成藏体系的页岩气藏为勘探主体，同时探索源外成藏体系的综合勘探模式，具有“单井定发现”的特征，可有效降低勘探风险.渝东南地区发育两大立体勘探有利区带，其中南川地区为盆缘二叠系‒志留系‒寒武系立体勘探有利区带，彭水地区为盆外志留系‒寒武系立体勘探有利区带.

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基金资助

国家科技重大专项(2016ZX05061)

国家自然科学基金项目(41872124)

中国石化科技部项目(P21042-4;P20059-6)