四川盆地中部（简称川中）高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系万亿立方米级特大型气田的发现^[1]，意味着发育相同层系的盆地东部地区（简称川东）具有广阔的勘探前景。

川东与川中在构造上差异较大，川东盐上（寒武系高台子组膏盐层之上的地层习惯称为“盐上”，之下地层称为“盐下”）构造变形严重，地层陡峭，地面沟壑纵横，交通不便。盐下地层变形相对较小，构造背景与川中类似^[2]，但因埋藏较深，对天然气勘探造成极大的挑战，因此一直以来勘探投入较少，没有油气田发现。

自川中高石梯—磨溪大气田发现以来，川东盐下震旦系—寒武系已引起勘探的极大热情和研究兴趣。已有学者在烃源岩地球化学^[3]、成藏条件^[4]、构造特征^[5-7]等方面开展了大量研究工作，取得一定认识，明确了川东盐下共发育3套比较好的烃源岩层，储盖发育较好，局部发育构造圈闭，具有较好的成藏潜力。但是川东震旦系—寒武系资源潜力与分布目前尚未开展系统评价。

川东盐下资源潜力分析主要面临3个问题：①埋深大，地温高，构造演化复杂；②钻至目的层探井数量较少，仅有4口井钻至震旦系—寒武系，井下资料少；③震旦系—寒武系勘探程度低，资源潜力尚未明确，资源评价难度大。针对以上问题，本文通过系统分析川东及周边钻至震旦系—寒武系的13口探井、17条野外剖面资料，结合426样次烃源岩实验分析及300样次数据统计分析，系统评价震旦系—寒武系烃源岩分布及生烃潜力。在此基础上，采用盆地模拟技术进行埋藏史、热史、生烃史及运聚流线模拟，得到生烃量、油气运移有利指向区，结合运聚系数研究，首次系统评价了川东盐下天然气资源潜力与分布，为该区下步勘探提供重要决策依据。

1 地质背景

研究区位于四川盆地东部，西以华蓥山为界并与川中地区相邻，东至齐岳山断裂，北抵南大巴山褶皱带，南为重庆气矿矿权范围，范围约5.5×10⁴km²，构造为典型的隔挡式褶皱^[8-10]。川东高陡构造区受力复杂，在近东西向挤压力作用的同时，受到大巴山方向的侧向挤压，大多形成西北翼缓、东南翼陡的高陡构造格局^[11]。研究区内自西向东分布着10排以北北东向为主的高陡构造带，其中铁山、铜锣峡—雷音铺、七里峡、温泉井、明月峡—大天池、南门场—马槽坝、黄泥堂—云安场、大池干为川东地区主要产气构造带^[12]（图 1）。

川东地区震旦系—中寒武统自下而上主要发育7套地层；其中陡山沱组、灯三段及筇竹寺组为烃源岩层。川东钻至寒武系井（池7井、座3井、太和1井、五科1井）均超过4000m，目的层系属于深层、超深层范围，沉积环境属于海相沉积（图 2）。

2 烃源岩特征

川东震旦系—寒武系共发育陡山沱组、灯三段及筇竹寺组3套烃源岩，野外剖面及调研分析，灯三段烃源岩仅局部发育薄薄的一层，且不连续，出露少，目前条件下难以平面成图及确定其范围。因此，本文主要针对陡山沱组和筇竹寺组烃源岩进行评价。

2.1 筇竹寺组烃源岩

下寒武统筇竹寺组是钻探所证实的四川盆地下古生界最底部的一套广泛分布的有效烃源岩，为一套粒径较细的海侵期碎屑岩沉积。整个川东地区，筇竹寺组沉积期沉积相主要以浅水陆棚砂泥质岩相为主，且深水陆棚岩相区大面积发育，具备良好的泥质烃源岩沉积条件^[4]。

通过野外勘察结合探井分析，筇竹寺组为一套黑色泥岩、泥灰岩或砂岩，烃源岩分布面积广，厚度大，有机碳含量高，生烃强度大，是四川盆地最主要的烃源岩层之一。川东地区筇竹寺组泥页岩厚度由西向东先增厚后减薄，由盆内向盆外烃源岩厚度逐渐增加，变化范围为50~250m。川东北巫溪、城口和镇平地区烃源岩较为发育，如城口县岚天乡剖面泥质烃源岩厚度达95m，川东盆内钻至筇竹寺组的探井极少，五探1井显示筇竹寺组厚度可达120m，烃源岩厚度为92m。

通过分析50个筇竹寺组烃源岩野外样品的TOC数据，TOC变化范围为0.04%~10.20%，平均为1.29%，利1井与鄂参1井TOC值显示较高，分别为1.79%与2.26%，为较好烃源岩。13个样品点实测干酪根碳同位素δ¹³C主要分布在-38.3‰~-31.7‰，平均为-31.72‰，根据δ¹³C=-26‰和δ¹³C=-29‰作为区分Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型干酪根的两个指标界限^[13]，筇竹寺组烃源岩以Ⅰ型干酪根为主，其母质主要来源于海洋浮游生物^[12]。由于该套地层不存在镜质组，本文所提R_o均是通过测试沥青反射率（R_b）换算而来的等效镜质组反射率（R_o=0.3364+0.6569×R_b）。根据实测25个野外样品，筇竹寺组烃源岩R_o主要分布在0.69%~2.41%之间，平均为2.22%，为高—过成熟阶段，以生气为主。50个样品最高热解温度（T_max）为450~544℃，平均为495℃（表 1）。

2.2 陡山沱组烃源岩

川东地区陡山沱组沉积期，在汉南古陆以南、川中古隆起以东，主要发育局限台地混积岩沉积，在局限台地之上不仅发育较为广泛的膏泥岩盖层，也为细粒砂泥岩相提供了良好的沉积条件；而北部多为深水陆棚相沉积，具备良好的泥质烃源岩沉积背景^[4]。

陡山沱组岩性为黑色泥岩、灰黑色页岩，在盆地周缘较为发育，川东地区盆内由于埋藏深，少有井钻遇，盆内该套烃源岩厚度由宣汉—开江古隆起向两侧增厚，厚度为5~80m。盆地周缘露头显示陡山沱组厚度较大，川北地区厚度在30~90m之间^[14]，在盆地北部的城口县高燕乡地区野外露头上出露厚度大，泥页岩段厚约70m，镇巴县灰色页岩夹泥质白云岩烃源岩厚度最大可达80m。川东盆外东部陡山沱组发育较少，利1井仅显示碳质页岩烃源岩厚度为7.6m（图 3a）。

通过野外88个样品分析测试得到陡山沱组烃源岩TOC变化范围为0.08%~8.47%，平均值为1.38%，利1井与鄂参1井TOC分别为1.12%与1.24%。镇巴县白玉乡南、紫阳县麻柳镇等剖面陡山沱组烃源岩TOC较高，平均为2.51%和2.79%，TOC较高的样品主要分布在城口—镇坪以北的烃源岩厚度高值区，在盆地内部分布在开县—万县一带，TOC平均值为1.07%（图 3b）。19个样品点实测干酪根碳同位素δ¹³C主要分布在-36.9‰~-28.6‰，平均值为-31.56‰，以Ⅰ型干酪根为主。实测35个样品的陡山沱组烃源岩R_o主要分布在1.17%~3.58%之间，平均为2.50%；88个灰黑色泥岩样品最高热解温度（T_max）为463~578℃，平均为510℃，为高—过成熟阶段，以生气为主（表 2）。

综上所述，川东地区陡山沱组与筇竹寺组两套烃源岩有机质类型好，以Ⅰ型干酪根为主，热演化成熟度高，处于高—过成熟阶段，生气潜力好，可为川东提供充足的油气来源。

3 生烃量计算 3.1 资源评价方法的选取

目前，国际上已使用和发展的油气资源评价方法多达百余种，依据方法原理可归纳为成因法、类比法和统计法三大类^[15-16]。综合考虑川东地区盐下资源潜力分析所面临的问题，本文选择成因法，运用盆地模拟技术对川东盐下烃源岩层的埋藏史、热史、生烃史进行模拟，并在此基础上进行资源潜力分析。

3.2 盆地模拟关键参数及图件

盆地模拟计算烃源岩的生烃量主要涉及的参数包括烃源岩有机质丰度、类型、厚度、热史模拟参数、有机碳恢复系数及产烃率等，烃源岩相关参数前文已经确定，现就后几项参数研究进行简要说明。

3.2.1 热史模拟参数

R_o与深度是热史及生烃史模拟的重要参数。本文根据川东及周缘地区钻井实测成熟度资料统计了67个单井镜质组反射率数据，在4个评价区块各选择了一口有代表性的深井作为标准井，形成R_o与深度关系图版。典型井五科1井的埋藏史模拟结果（图 4）显示：川东盐下在加里东期之前主要为稳定快速沉降期，后期经历两次重大抬升，分别为印支期与喜马拉雅期。以现今地温梯度（表 3）作为关键控制点，结合标准井的埋藏史，依据中国深盆地温梯度史总体呈由高到低的趋势^[17]，通过盆地模拟软件地温史模拟模块，不断调节从古至今的地温梯度，拟合出一条R_o与深度关系曲线，使这条曲线与实测的深度及R_o散点值吻合，从而确定古地温梯度，确定热史模拟参数。

3.2.2 产烃率

烃源岩产烃率是资源评价中生气量计算的重要参数，一般根据含油气盆地中未成熟烃源岩热模拟实验获得。川东地区有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ₁型，基于实验测试及对比分析^{[12, 17-19]}，重新修订了这两种类型干酪根的产气率曲线（图 5）。

3.2.3 有机碳恢复系数

TOC为烃源岩评价的重要指标，对于油气资源评价具有重要意义。TOC是采用有机质质量与岩石质量比值定义的，而根据实验测得的TOC代表现今烃源岩的残余有机碳。由于在地层（包括有机质）的沉积演化和生排烃过程中，岩石质量、有机质质量都在动态变化，现今TOC需要恢复成地史时期的原始TOC。通过对比分析前人研究成果^[18-19]，并结合部分样品热模拟实验分析，确定了有机碳恢复系数图版（图 6）。

3.3 盆地模拟 3.3.1 盆地模拟方案

本文盆地模拟工区面积约11.74×10⁴km²，地层分19个评价层系、2个烃源层进行评价（陡山沱组、筇竹寺组）。平面上以构造单元为基础分4个子区（川中—川北区块、川东区块、盆外东部区块及盆外北部区块），各个子区选一口标准井，分别为广探2井、池7井、利1井及天1井，进行单井模拟（图 7）。在此基础上，采用网格间距10km×10km，形成人工井网数据点（1172个）进行批量五史模拟，最终求得两套烃源岩的生烃量。

3.3.2 模拟结果 3.3.2.1 生气中心及生气高峰期

模拟结果显示，川东盐下两套烃源岩生烃高峰由于受多期构造运动和地温梯度较低的影响而普遍滞后，主要分布在三叠纪（图 8），印支期为两套烃源岩大量生气时刻，此时古隆起控制了天然气的早期运移聚集及气藏的形成与分布。

工区范围内由于两套烃源岩热演化程度高（R_o > 2.0%），现今均以生气为主。关键时刻印支期筇竹寺组烃源岩生气强度高于陡山沱组，筇竹寺组烃源岩最大生气强度为120×10⁸m³/km²，生气中心主要分布在川东北盆地周缘及川北地区，川东地区生气强度平均大于30×10⁸m³/km²（图 9a）。工区范围内陡山沱组烃源岩最大生气中心位于盆外北部，盆内陡山沱组烃源岩主体生气强度为（5~24）×10⁸m³/km²，生气中心主要位于方斗山构造、万县构造和云安场构造带周缘（图 9b）。

3.3.2.2 天然气运聚系数及资源量计算

模拟结果显示，工区范围内筇竹寺组和陡山沱组烃源岩生气量分别为408.31×10¹²m³和71.42×10¹²m³，其中川东地区两套烃源岩生气量分别为172.85×10¹²m³和19.69×10¹²m³。工区范围和川东地区烃源岩总生烃量分别为479.73×10¹²m³和192.54×10¹²m³。

运聚系数是计算资源量的关键参数。由于川中高石梯—磨溪地区勘探程度较高，选取其作为刻度区，同时对比参考魏国齐等^[14]最新研究成果，考虑川东盐下成藏条件相对川中较差，运聚系数取值偏靠下限值，最终确定川东震旦系—寒武系天然气总体运聚系数为0.4%（表 4）。计算得到川东盐下天然气资源量为7701×10⁸m³，资源潜力较大。

4 有利区优选

川东地区天然气主要是由海相烃源岩生成，两套烃源岩均在三叠纪进入高—过成熟阶段。基于生排气关键时刻的天然气流体势和构造形态，通过天然气的运聚模拟，对盐下进行了运聚单元划分，共分为5个运聚单元（图 10）。

天然气运聚模拟结果显示，盆外运聚单元1与运聚单元4的天然气聚集量较多，但从天然气藏后期保存条件分析，盆地边缘由于后期构造活动性强，断裂较为发育，保存条件较差，如鄂参1井、天1井和猫1井均产水，说明天然气实际保存量不容乐观^[4]，可能基本已经散失；盆内第2运聚单元不利于天然气的聚集，没有天然气显示；盆内第3运聚单元，即开江—梁平区块资源量最为丰富，资源量为6832×10⁸m³，约占工区范围内总资源量的42.5%；运聚单元5也有少量天然气聚集。因此，川东地区开江—宣汉古隆起南部的大天池—双家坝—明月峡构造带及川东东部的方斗山—大池干构造带为天然气的重要指向区。

研究表明川东地区盐下烃源岩对中—上寒武统无油气贡献^[20]。单井及露头岩性分析表明，川东震旦系—寒武系含油气系统储层为寒武系龙王庙组孔隙性白云岩和灯二段与灯四段白云岩，灯影组储层天然气主要来源于陡山沱组和筇竹寺组烃源岩，龙王庙组储层天然气来源于筇竹寺组^[21-24]。

川东地区震旦系—寒武系发育一套局部盖层和两套区域盖层，其中灯三段黑色泥岩可作为局部盖层，筇竹寺组泥质烃源岩广泛发育，最厚可达200m，可作为区域性的盖层。研究表明：膏岩地层埋深超过3000m以上具有极强的流动性和塑性，受应力挤压作用不易断裂^[25-26]。大天池—双家坝—明月峡和方斗山—大池干构造带下的高台子组膏岩发育，平均深度超过4000m，厚度为几米至几十米，因此高台子组塑性膏泥岩可作为良好的区域性盖层^[4]。

综合川东地区盐下有效烃源岩分布、烃源岩生气强度、生气中心、天然气运聚单元划分及资源分布，并结合天然气运聚模拟结果，优选出两个天然气有利聚集区：开江—宣汉古隆起南部的大天池—双家坝—明月峡构造带及川东东部的方斗山—大池干构造带，寒武系龙王庙组和震旦系灯影组储层为有利的勘探方向。

5 结论

(1）川东地区筇竹寺组优质烃源岩沉积中心位于开县—云阳一带，最厚可达200m，其他地区烃源岩主体厚度介于100~150m之间；干酪根类型以Ⅰ型为主，R_o平均为2.22%，TOC可达1.29%。陡山沱组烃源岩盆内存在开县—万县一个沉积中心，最厚可达80m，烃源岩主体厚度介于20~50m之间；干酪根类型以Ⅰ型为主，TOC可达1.38%，R_o平均为2.50%。两套烃源岩均处于高—过成熟阶段，具有较好的生烃潜力。

(2）印支期为盐下两套烃源岩主要生排烃高峰期，陡山沱组生烃中心主要分布在方斗山构造、万县构造和云安场构造；筇竹寺组烃源岩生气中心主要分布在川东北盆地周边地区。盐下深层烃源岩生气量为192.54×10¹²m³，天然气资源量为7701×10⁸m³，具有较大的资源潜力。

(3）根据盆地模拟结果结合地质分析，确定了盐下天然气勘探方向：开江—宣汉古隆起南部的大天池—双家坝—明月峡构造带及川东东部的方斗山—大池干背斜构造带，龙王庙组和灯影组储层为有利的勘探目的层系。