四川盆地是在上扬子克拉通基础上经历了多期构造演化而形成的多旋回叠合含油气盆地^[1-8]，同时又是一个超级或有望成为超级的富气盆地^[9-15]，具有多层系供烃、多类型储集层、多套区域盖层、多期成藏及常规与非常规油气藏共存等特征。近年来，常规天然气勘探在震旦系—下寒武统的灯影组、龙王庙组、沧浪铺组以及二叠系等层系均获得了重要发现^[16-18]，展示出良好的天然气勘探前景(图 1a)。

图  1  四川盆地构造区划、中下寒武统膏盐岩分布(a)和研究区寒武系地层柱状剖面图(b)

Figure  1.  Structural zoning of Sichuan Basin and distribution of Middle-Lower Cambrian gypsum rocks (a) and Cambrian stratigraphic column in study area (b)

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针对四川盆地油气成藏特征和富集规律，业已取得大量关于油气地质与勘探的理论认识，如古隆起控烃^[19]、寒武系盐下油气大规模和长距离运聚成藏^{[4, 20]}、“源盖控烃”^[21]、多旋回叠合盆地立体勘探理论^[2]和叠合盆地多勘探“黄金带”^[22]等，这些理论和认识不仅加深了对四川盆地天然气形成和富集规律的认识，而且也助推了油气勘探工作。但对四川盆地海相下组合油气的形成、分布与富集的控制因素，目前还缺乏一套完整和系统的理论或认识，尤其是针对多旋回构造作用制约和控制下的油气跨区域盖层的垂向运聚(即油气跨层成藏)，迄今尚缺乏研究。

油气跨区域盖层成藏是多旋回叠合盆地油气成藏的重要特征，研究油气跨层成藏对四川叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩的立体勘探具有重要的理论指导意义。四川盆地东部中上寒武统洗象池群勘探前景较好^[23-24]，但目前仅在平桥构造获得了工业气流^[24-25]。造成这一结果的主要原因是多旋回叠合盆地复杂的油气成藏条件，尤其是研究区直接覆于中下寒武统膏盐岩区域盖层之上的中上寒武统洗象池群自身并不发育烃源岩，其下伏的下寒武统筇竹寺组泥页岩虽为其重要的烃源层系(图 1)，但由于中下寒武统膏盐岩区域盖层的阻隔，筇竹寺组烃源岩生成的油气向上能否穿越这套区域盖层，并向洗象池群储层充注形成油气藏，长期以来一直缺乏清晰的认识，同时也是制约盆地东部中上寒武统天然气勘探的主要因素之一。

近年来，随着越来越多的储层固体沥青在洗象池群被发现，为研究这种油气跨层成藏提供了基础。本文选择华蓥山断裂以东的川东—川东南地区，以油气跨层成藏的研究思路，开展洗象池群储层固体沥青来源及形成时期研究；结合区域地质背景分析，探讨中下寒武统膏盐岩区域盖层封盖性的时空变化，明确研究区寒武系油气跨层成藏的主要时期和主控因素，预测有利含油气地区，以期为下一步油气勘探部署提供理论依据。

1.   储层固体沥青特征

1.1   区域分布

尽管四川盆地东部迄今为止钻穿洗象池群的探井及其相应的钻井取心均相对较少，但随着研究工作的逐步深入，近年来不断有探井在洗象池群发现存在储层固体沥青。根据钻井岩心和岩石薄片观察分析，据不完全统计，在四川盆地东部及近邻地区钻穿/钻遇洗象池群的19口探井中，至少有10口井在洗象池群发现了储层固体沥青，占已统计探井总数的一半以上，主要包括平桥1井、平桥2井、焦石1井、池7井、座3井、丁山1井、林1井、螺观1井^[23]和西门1井^[26]等(图 1a)。

从具体赋存层位看，多数探井的储层固体沥青主要赋存于洗象池群中上部，但林1井和丁山1井有部分储层固体沥青发育于相当于本文洗象池群下部层段的石冷水组^[27](图 1b)。根据对丁山1井中上寒武统331个岩石薄片的系统观察^[28]，其中有20块样品含固体沥青，其面孔率为0.1%~4.0%，平均为0.89%；根据钻井岩屑观察，在井段2 727.5~2 730.0 m发育有厚度为2.5 m的沥青层，在井深2 020 m细晶白云石晶间和在井深2 400 m微晶白云岩缝合线内，均可见到固体沥青充填^{[27, 29]}。

1.2   赋存状态

洗象池群储层经历了多期次的地层流体活动，通过钻井岩心及岩石薄片镜下观察，发现固体沥青在宏观上和微观上均存在多种赋存形式，据其与岩脉和围岩等的关系，可归纳为以下3类：

一是赋存于洗象池群张性裂缝的脉体中，脉体矿物主要为白云石和方解石，固体沥青多出现于脉体边缘和脉体内部。就储集空间类型而言，有些固体沥青充填于脉体的溶蚀孔洞之中，而有些则充填于白云石或方解石的晶间孔和晶间溶孔内。如池7井的洗象池群，在井深5 233.40 m和5 233.60 m可分别见到固体沥青充填于白云石晶间溶孔和白云岩溶蚀孔洞(图 2a-b)；座3井在井深5 473.00 m可见到固体沥青充填于白云岩微裂缝中(图 2c)，在井深5 446.60 m可见到白云石晶间孔充填固体沥青(图 2d)；平桥1井和平桥2井可见到洗象池群脉体边缘多处充填固体沥青(图 2e-f)以及脉体内部白云石晶间充填的固体沥青(图 2g)。

图  2  四川盆地东部洗象池群储层固体沥青赋存状态

图中指示线均指向沥青。a.固体沥青充填于白云岩溶蚀孔洞，池7井，5 233.60 m；b.固体沥青充填于白云岩晶间溶孔，池7井，5 233.40 m；c.固体沥青充填于白云岩微裂缝，座3井，5 473.00 m，单偏光；d.固体沥青充填于白云岩脉体的晶间孔和晶间溶孔，座3井，5 446.60 m，单偏光；e.固体沥青充填于白云岩脉体的晶间孔和晶间溶孔，平桥2井，3 330.31 m，单偏光；f.脉体边缘充填固体沥青，平桥1井，3 130.62 m，单偏光；g.脉体边缘充填固体沥青，平桥2井，3 499.26 m，单偏光；h.固体沥青呈弥漫状分布于白云岩碎屑颗粒内部的晶间孔和晶间溶孔，平桥1井，3 123.60 m，单偏光；i.黑色碳质沥青沿深灰色粉晶白云岩缝合线大量发育，焦石1井，2 932.20 m

Figure  2.  Occurrence of solid bitumen in Xixiangchi Group reservoir, eastern Sichuan Basin

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二是赋存于洗象池群白云岩围岩的溶蚀孔洞、白云石晶间孔和晶间溶孔内。如平桥1井在井深3 123.60 m，可见到固体沥青呈弥漫状分布于洗象池群白云岩碎屑颗粒内部的白云石晶间孔和晶间溶孔(图 2h)；焦石1井在井深3 050 m灰色细晶白云岩中也见到固体沥青充填于晶间溶孔。

三是赋存于碳酸盐岩缝合线内部，固体沥青的发育严格受控于缝合线构造。如焦石1井，该井洗象池群钻厚643 m，岩性主要为泥—细晶白云岩，局部夹泥质白云岩、砂屑灰岩、含灰白云岩；根据岩心观察，在井深2 932.2 m深灰色粉晶白云岩中可见到黑色碳质沥青沿缝合线大量发育(图 2i)。西门1井洗象池群主要为残余砂屑粉晶白云岩，在井深6 362.80 m可见到固体沥青充填于缝合线之中^[26]。

根据洗象池群岩石薄片观察结果，大部分储层固体沥青主要发育于洗象池群张性裂缝脉和白云石或方解石晶间孔和晶间溶孔中。

1.3   成熟度

固体沥青的激光拉曼光谱可以充分反映出样品中芳香环内原子和分子振动的微观信息^[30-32]，在拉曼位移为1 000~2 000 cm^-1的范围内，沥青具有2个典型的特征峰，即D峰和G峰。其中，D峰与固体沥青的芳环片层空位和晶格结构缺陷有关，拉曼峰位移位于1 250~1 450 cm^-1左右；G峰与固体沥青C＝C键的切向伸缩振动有关，拉曼峰位移位于1 500~1 650 cm^-1左右。固体沥青热演化程度可以用其拉曼峰D峰和G峰的峰位移和峰高比参数定量计算。

根据LIU等^[32]的研究，在成熟至高成熟演化阶段，固体沥青的峰位移与镜质体反射率呈良好的线性关系，计算拉曼反射率的公式为: R_o，Rmc =0.053 7d_G-D-11.21，式中R_o，Rmc为拉曼反射率，%；d_G-D为D峰和G峰的峰位移，cm^-1。

而在过成熟演化阶段，固体沥青的峰高比则与镜质体反射率呈良好的线性关系，计算公式为：R_o，Rmc=1.165 9h_Dh/Gh+2.758 8，式中h_Dh/Gh为峰高比。

应用结果表明，该方法不受样品大小、样品制备条件和光学不均匀性等因素的影响，应用效果较好。本文采集了四川盆地东部平桥1井、平桥2井、池7井和座3井中洗象池群白云石或方解石脉样品13件，经镜下岩石薄片鉴定，选取其中含固体沥青的样品8件，开展了原位固体沥青激光拉曼光谱分析，测取固体沥青的反射率。

图 3显示了平桥1井洗象池群储层固体沥青的激光拉曼光谱特征，曲线a和曲线b分别代表井深3 123.75 m和3 013.87 m的固体沥青，其拉曼峰D峰和G峰的峰高比为0.92~1.01；由峰高比参数换算，可得到其等效镜质体反射率(EqVR_o)为3.83%~3.94%。利用同样的方法，得到平桥2井、池7井和座3井洗象池群储层固体沥青的EqVR_o值分别为3.89%~3.96%，3.84%~3.89%，3.79%~3.90%。这些结果反映洗象池群储层固体沥青的成熟度较高。

图  3  四川盆地东部平桥1井洗象池群储层固体沥青激光拉曼光谱

Figure  3.  Laser Raman spectra of solid bitumen in Xixiangchi Group reservoir at well PQ1 in eastern Sichuan Basin

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1.4   储层固体沥青来源分析

1.4.1   潜在烃源岩成熟度评估

(1) 筇竹寺组泥页岩

根据以往关于四川盆地筇竹寺组泥页岩烃源岩成熟度的研究^[33-39]，结合本次研究，研究区筇竹寺组泥页岩的成熟度总体较高，其EqVR_o值主要为2.6%~4.8%，平面上具有自西向东逐渐增大的趋势(图 4a)。其中，川东北达州—万州一带相对较高，为4.0%~4.8%；其他大部分地区多分布在3.0%~4.0%之间，如丁山1井EqVR_o值为3.13%~3.38%(12个样品)^[35]。川东南部局部地区的EqVR_o值相对较高，如林1井为3.409%~4.551%(89个点)^[36]，其中的83个点EqVR_o值分布在4.173%~4.551%，占总统计点数的93%以上。再向东至川东南盆地边缘的露头区，筇竹寺组泥页岩的EqVR_o值有所降低，如遵义松林和金沙岩孔剖面，分别为2.35%~3.09%(8个样品)和2.24%~3.24%(9个样品)^[35]。

图  4  四川盆地东部筇竹寺组(a)和五峰组—龙马溪组(b)烃源岩成熟度(EqVR_o)等值线

图a据参考文献[31-35]和本次研究成果修编；图b据参考文献[32-33, 35, 39]和本次研究成果修编。

Figure  4.  Maps showing the maturity (EqVR_o) of source rocks of Qiongzhusi Formation (a) and Wufeng-Longmaxi formations (b) in eastern Sichuan Basin

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(2) 五峰组—龙马溪组泥页岩

关于研究区五峰组—龙马溪组泥页岩的成熟度评价已进行了大量研究^[33-40]，其热演化程度整体已进入高成熟—过成熟阶段(图 4b)，EqVR_o值主要为2.4%~3.6%，其中以川东北和川东南地区相对较高。川东南丁山1井—林1井一带为2.4%~3.4%；川东北地区达州—万州地区多为3.0%~3.6%；但位于其间的重庆至平桥1井地区EqVR_o值相对较低，在2.4%~2.8%之间，其中的平桥1井五峰组—龙马溪组泥页岩的EqVR_o值为2.4%~2.6%。

上述烃源岩成熟度研究结果表明，筇竹寺组泥页岩烃源岩的成熟度总体上高于五峰组—龙马溪组泥页岩烃源岩，洗象池群储层固体沥青的等效镜质体反射率与筇竹寺组泥页岩接近，但明显高于五峰组—龙马溪组泥页岩的成熟度。

1.4.2   烃源岩热演化及源储配置关系

从关键构造变形期与源储配置关系分析，根据以往对川东及其邻区构造变形特征的相关研究^[41-45]，印支期及早—中燕山期均以褶皱变形为主，以形成地层间的角度不整合为主要特征；强烈的大规模逆冲断裂活动主要发生于早白垩世末的燕山运动晚期，导致研究区晚白垩世以来的强烈构造隆升和地层剥蚀。

根据烃源岩生烃演化史分析(图 5)，五峰组—龙马溪组烃源岩在志留纪晚期至早—中侏罗世已从早成熟阶段逐渐演化到大规模生油和生气阶段，而研究区强烈的逆冲断裂活动主要发生于早白垩世末期以来，因此，五峰组—龙马溪组烃源岩的主生油期远早于强烈构造变形期，其生成的石油主要向上覆年代更新的地层运移；在早白垩世末期之前，洗象池群一直位于五峰组—龙马溪组烃源岩之下，而且它们之间尚有下奥陶统湄潭组大套泥岩层分隔，导致五峰组—龙马溪组烃源岩与洗象池群储层之间缺乏形成有效源储配置的成藏条件，五峰组—龙马溪组烃源岩生成的石油难以向下伏洗象池群储层充注。

图  5  四川盆地东部平桥1井筇竹寺组和五峰—龙马溪组烃源岩埋藏—热演化史与洗象池群古流体演化

Figure  5.  Burial-thermal evolution history of source rocks in Qiongzhusi and Wufeng-Longmaxi formations and paleo-fluid evolution of Xixiangchi Group at well PQ1 in eastern Sichuan Basin

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总之，从洗象池群储层固体沥青的成熟度以及关键构造变形期五峰组—龙马溪组烃源岩生烃期与洗象池群储层之间的源储配置关系综合分析，洗象池群储层固体沥青来自五峰组—龙马溪组烃源岩的可能性极小，而应该来自其下伏的筇竹寺组烃源岩。

1.5   储层固体沥青的形成时期

为了确定储层固体沥青的形成时期，开展了洗象池群储层成岩矿物形成期次和古温度恢复。通过对洗象池群钻井岩心、薄片和阴极发光观察，共识别出2期方解石、2期白云石、2期固体沥青和1期石英，其时间序列关系为：方解石Ⅰ—固体沥青Ⅰ—白云石Ⅰ—白云石Ⅱ—固体沥青Ⅱ—石英—方解石Ⅱ，其中的第Ⅰ期固体沥青主要赋存于脉体边缘，第二期固体沥青主要充填在白云石孔洞和裂缝之间。洗象池群储层内发育原生盐水包裹体和裂缝次生盐水包裹体，通过显微测温发现，方解石Ⅰ、白云石Ⅰ、白云石Ⅱ、石英和方解石Ⅱ中原生盐水包裹体均一温度主要分别为96.0~137.3，125.0~ 177.3，152.8~188.6，167.7~198.3，209.52~223.1 ℃。选取最小均一温度代表脉体形成温度来确定脉体距今开始形成的时间，方解石Ⅰ约为427 Ma，白云石Ⅰ约为296 Ma，白云石Ⅱ约为249 Ma，石英约为224 Ma，方解石Ⅱ约为167 Ma。

在此基础上，结合地层埋藏史和热演化史研究，恢复了筇竹寺组泥页岩烃源岩生排烃史和洗象池群储层油气充注史(图 5)。在距今约443 Ma，筇竹寺组烃源岩的镜质体反射率(R_o)达到0.5%，地层温度为83 ℃，烃源岩开始进入生烃阶段；在距今约427 Ma，筇竹寺组烃源岩的R_o达到0.7%，烃源岩进入主要生油阶段，对应的温度约为119 ℃；在距今275 Ma筇竹寺组烃源岩的R_o达到1.0%，烃源岩达到生烃高峰，对应的温度为134 ℃；在距今260 Ma，筇竹寺组烃源岩的R_o达到1.3%，烃源岩的主要生油阶段结束，进入油裂解成气阶段，对应的温度为180 ℃；在距今235 Ma时，筇竹寺组烃源岩的R_o达到2.0%，烃源岩不再产生液态烃，先前产生的液态烃开始大量裂解产生甲烷，储层固体沥青大规模形成，对应温度为189 ℃。筇竹寺组烃源岩的生排烃史反映，洗象池群储层固体沥青主要形成于中—晚三叠世，是古油藏原油裂解的产物。

2.   膏盐岩盖层分布与封盖性演化

2.1   膏盐岩盖层分布及厚度

研究区寒武系膏盐岩区域盖层主要发育于下寒武统龙王庙组顶部至中寒武统高台组，既是下伏油气的区域盖层，也是龙王庙组油气的直接盖层(图 1b)。由于膏盐岩的易流动、可塑性和易变性等特点，加之后期构造改造强烈，导致其厚度在横向上变化剧烈，并且明显受局部构造样式类型的控制。对于背斜构造，常因两翼膏盐岩层向核部流动，导致核部膏盐岩层的厚度显著增加；而对于向斜构造，其底部常因膏盐岩层塑性流动，导致膏盐岩层厚度明显减薄，但平面上一般基本连续分布(图 1a)。

结合前人研究^[46-48]和本次研究结果，发现这套膏盐岩层在区域上最大厚度展布方向与区域构造线展布方向基本一致，总体呈北东—南西向，但厚度横向变化较大。总体来看，膏盐岩层系累计厚度分布在0~1 600 m之间，具有“东厚西薄”的趋势，向西至川中古隆起及其周缘膏盐岩层减薄明显，直至消失。根据膏盐岩层系的厚度分布特征，平面上川东厚度为100~1 600 m，膏盐岩层系最厚处位于焦石1井—枫1井一带(800~1 300 m)，向西厚度减薄，五探1井—座3井一带厚度减薄为200~300 m；川东南厚度为100~1 100 m，膏盐岩层系最厚处为宜宾东侧地区，林1井—丁山1井厚度为300~400 m；宜宾以西地区膏岩层系厚度较薄，多为200~300 m。

2.2   膏盐岩盖层封盖性及其演化

关于中下寒武统膏盐岩区域盖层的封盖性评价，以往的研究主要强调了燕山晚期以来的构造改造，认为该盖层是否被断裂错开和寒武系是否被抬升至地表并遭剥蚀，直接决定了膏盐岩区域盖层的封盖能力^[49-51]。实际上，在地质历史中，四川盆地经历了多期伸展—聚敛旋回，各伸展阶段基底断裂的复活和新形成的规模较大的断裂及其伴生的裂缝系统，必将对油气成藏条件尤其是区域盖层的封盖完整性造成不同程度的影响，既可以使其继续保持良好的封盖性，也可以使其封盖完整性遭到破坏。

2.2.1   良好的封盖性

区域盖层是控制含油气盆地油气纵向分布和富集程度的重要因素，中下寒武统膏盐岩层是研究区震旦系—下寒武统油气的优质区域盖层，封盖能力强，为其下油气的高效保存提供了重要保障。目前钻遇寒武系盐下地层的探井绝大多数都在盐下层系见到了较多的储层固体沥青和较好的天然气显示，如枫1井，下寒武统龙王庙组储层固体沥青十分丰富，钻井过程中在泥浆密度为1.82 g/cm³的情况下，全烃由0.096%上升至0.497%，甲烷含量由0.02%上升至0.39%；而在洗象池群虽然间断发生井漏，反映储层较为发育，但却未见油气显示。相似的情况也见于五探1井，该井在震旦系灯影组顶部、下寒武统龙王庙组和沧浪铺组均见到储层固体沥青，而且钻井过程中也常见到活跃的气测异常，其中，灯影组全烃含量由0.152 4%上升至0.315 3%，沧浪铺组全烃含量由0.122 1%上升至0.937 6%；在洗象池群共发生5次井漏，说明储层较发育，但在岩屑及岩石薄片中却鲜见储层固体沥青。此外，盘1井龙王庙组针孔状白云岩发育，钻井过程中在厚度为27.70 m的井段见到较为强烈的后效气侵，但在洗象池群未见油气显示。

上述情况表明，中下寒武统膏盐岩区域盖层之下早期曾发生过油气运移和聚集，而且现今的油气保存条件仍然较好，但在膏盐岩区域盖层之上的洗象池群却较少出现这样的油气充注现象。这种纵向上油气分布和富集程度的差异，一方面反映了中下寒武统膏盐岩区域盖层具有较强的封盖性能；另一方面也显示出这些探井所钻圈闭缺乏沟通寒武系盐下原油与盐上洗象池群储层的“油源断裂”，致使盐下油气难以向上穿越膏盐岩区域盖层向洗象池群储层充注。

2.2.2   封盖性的动态演化

从区域大地构造背景看，晚古生代—中生代早期，冈瓦纳大陆与欧亚大陆裂解，位于东特提斯洋的扬子板块全面处于伸展状态，扬子克拉通北缘的勉(县)—略(阳)一带，在早古生代原被动陆缘后侧的区域隆起背景上于泥盆纪形成裂谷，石炭纪打开成洋，石炭纪晚期—早—中三叠世洋盆由西向东逐渐扩展，形成统一洋盆^[52-55]。在此区域背景下，上扬子地区整体表现为近南北向伸展的区域应力状态，加之峨眉地幔柱强烈活动的叠加，这种伸展构造作用又得到进一步增强，不仅导致中—晚二叠世大规模的基性岩浆喷溢，形成了出露面积达25×10⁴ km²的峨眉山大火成岩省^[56-59]，而且也造成克拉通内部隐伏的基底断裂复活，或形成新的规模较大的断裂，导致出现拉张正断层活动。

这些复活的基底断裂或新形成的规模较大的断裂，既可以使四川盆地内部部分区域发生沉降，形成晚二叠世呈近东西向展布的开江—梁平和德阳—武胜等裂陷槽^[60-64]；也可以成为深部基性岩浆喷溢和热液流体活动的垂向通道，如川东地区华蓥二崖^[65-67]和川东北地区开江—达州地区的二叠纪玄武岩^[68-69]，即是沿基底断裂喷溢的结果。此外，我们最近对川东泰来地区二叠系茅口组白云石脉体进行了碳酸盐岩U-Pb定年研究，获得其年龄为258 Ma(未公开发表数据)，反映此处的热液流体活动主要发生于晚二叠世初期。

除上述特征外，复活的基底断裂或新形成的规模较大的断裂及其所伴生的断裂或裂缝系统，还可以破坏中下寒武统膏盐岩区域盖层的封盖完整性，从而为寒武系盐下油气向洗象池群储层运移提供良好的垂向通道。但由于后期构造改造强烈，加之地震资料品质原因，盐上层系在此时期形成的张性断裂较难以识别；而盐下层系则后期变形较弱，正断层特征一般较为清楚。如图 6所示，这是位于重庆东南部的一条NNW—SSE向地震解释剖面，在中下寒武统膏盐岩层之下正断层特征明显，该断层向上可延伸至中下寒武统膏盐岩区域盖层，并在膏盐岩层底部形成断崖形态，但断层向上是否错断中下寒武统膏盐岩层则较难判断。再如川东南的林1井，该井钻探揭示，寒武系膏盐岩层主要发育于龙王庙组顶部，厚度为13 m，尽管其封盖能力较强，但在其上覆及下伏地层却均发育固体沥青，反映出膏盐岩盖层上、下是2个相互独立的古油藏^[28]，同时也暗示林1井区可能存在错开龙王庙组顶部膏盐岩盖层的断裂构造，使油气跨层成藏得以发生。

图  6  四川盆地东部NNW—SSE向地震解释剖面

剖面位置见图 1a。

Figure  6.  NW-SE seismic interpretation profile in eastern Sichuan Basin

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3.   油气跨层成藏

综上并结合区域构造—沉积演化史分析，将研究区寒武系古油气藏的形成演化归纳为以下3个阶段(图 7)：

图  7  四川盆地东部寒武系油气跨层成藏演化剖面

1.白云岩；2.灰岩；3.泥质白云岩；4.鲕粒白云岩；5.膏质白云岩；6.膏盐岩；7.泥质粉砂岩；8.泥页岩；9.油藏；10.气藏；11.断层；12.油气运移方向。₁q.下寒武统筇竹寺组；₁cl.下寒武统沧浪铺组；₁l.下寒武统龙王庙组；₂g.中寒武统高台组；₂₊₃x.中上寒武统洗象池群；O₁t.下奥陶统桐梓组

Figure  7.  Cross section showing cross-formational hydrocarbon accumulation of Cambrian sequences in eastern Sichuan Basin

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3.1   盐下早期古油藏形成阶段(S₃—P₁)

四川盆地东部及邻区震旦纪—志留纪经历了伸展分异台地(震旦纪—早寒武世沧浪铺期)、稳定统一台地(早寒武世龙王庙期—中奥陶世宝塔期)和挤压前陆坳陷(晚奥陶世—志留纪)3个演化阶段^[7]，由于盆地东部所处区域构造位置特殊，总体仍然以垂直升降运动为主。志留纪晚期，下寒武统筇竹寺组烃源岩进入早—中成熟阶段，其生成的原油主要沿伸展分异台地阶段形成的张性断裂向上运移，并在寒武系盐下的龙王庙组圈闭聚集形成早期古油藏(图 7a)。由于此时的断裂大多向上未错断中下寒武统膏盐岩区域盖层，因此，该期成藏作用主要发生于寒武系膏盐岩区域盖层之下，属于系统内成藏。而盐上的洗象池群储层，由于缺乏油源断裂沟通而未能获得盐下油源的充注，造成膏盐岩区域盖层上、下层系的油气丰度出现明显差异。

由于筇竹寺组烃源岩在晚志留世进入早—中成熟阶段不久便遭遇加里东运动的区域性隆升，地层遭受剥蚀，并一直延续至石炭纪中晚期，造成其生油作用长期处于停滞状态，直至早二叠世又开始进入生烃阶段。

3.2   油气跨层成藏阶段(P₂—T₂)

油气跨层成藏作用主要发生于中二叠世—中三叠世。早二叠世晚期，随着筇竹寺组烃源岩埋深持续增加，其演化程度至中二叠世达到中—晚成熟阶段，开始大规模生油时期(图 5)。该时期区域伸展活动活跃，其中以晚二叠世最为强烈^[57]。四川盆地及邻区总体处于区域伸展构造背景，盆地内部规模较大的基底断裂复活，或形成新的规模较大的断裂，这些断裂向上不仅可以错断中下寒武统膏盐岩区域盖层，而且也可以作为沟通寒武系盐下油源与盐上洗象池群储层的“油源断裂”，盐下油气沿断裂穿越盖层向上运移并向洗象池群储层充注，形成洗象池群古油藏，这种油气跨层成藏属于系统外成藏(图 7b)。显然，二叠纪—中三叠世时期，规模较大的基底断裂复活或新形成的规模较大的断裂错断上覆膏盐岩区域盖层并使其封闭能力变差，是寒武系油气跨层成藏的重要前提，同时也控制了洗象池群古油藏的平面分布。

根据前述洗象池群储层古流体演化序列，该期寒武系油气跨层成藏具有明显的幕式特征，至少有2期油充注：第一期发生于早、中二叠世之交，白云石Ⅰ充填之前，推测可能主要发生于中二叠世早期；第二期发生于早三叠世晚期—晚三叠世早期，白云石Ⅱ形成之后，推测可能主要发生于早三叠世晚期—中三叠世。图 5显示，洗象池群白云石脉体形成和2期油气充注均集中发生于早二叠世晚期—中三叠世，推测可能是断裂幕式活动的结果。

此外，在洗象池群油气跨层成藏的同时，在中下寒武统膏盐岩区域盖层没有被断层错断或其封盖完整性没有遭到破坏的地区，龙王庙组继续保持前期的油气强充注和强聚集过程。如位于盆地东侧的利1井(图 1a)，龙王庙组储层固体沥青非常发育，垂向上沥青显示厚度达220 m，可能是盐下油气持续强充注和强聚集造成的。

3.3   古气藏形成阶段(T₃—K₁)

晚三叠世—早白垩世，随着古油藏持续深埋，古油藏中的原油裂解成气，形成古气藏(图 7c)，同时，储层固体沥青也随之大规模产生。早白垩世之后，研究区整体进入古气藏的调整与改造阶段。

4.   天然气勘探意义

寒武系油气跨层成藏模式的建立，对深入全面理解四川盆地东部深层—超深层油气成藏演化具有重要的理论意义，对研究区寒武系碳酸盐岩的立体勘探部署具有重要的指导作用。上述寒武系油气成藏演化表明，川东—川东南地区寒武系盐下的龙王庙组和盐上的洗象池群均具有形成古油气藏的良好地质条件。从源—盖控烃角度分析，龙王庙组属于系统内成藏，其特点是油气平面分布范围较广；而洗象池群则属于系统外成藏，即油气跨层成藏，相对于龙王庙组古油藏，其形成主要受断裂控制，平面分布范围可能较为局限，推测主要分布于中二叠世—中三叠世复活的基底断裂和新形成的规模较大的断裂附近。因此，识别和落实这些断裂构造，是寻找洗象池群原生古气藏的重要基础。确定和评价原生古气藏将是今后该区洗象池群天然气勘探的重点和难点。

5.   结论

(1) 四川盆地东部寒武系盐上洗象池群储层固体沥青较发育，赋存形式多样，其成熟度与筇竹寺组泥页岩烃源岩相近，但明显高于五峰组—龙马溪组泥页岩烃源岩的成熟度。结合关键构造期源—储配置关系分析，认为洗象池群储层固体沥青主要源于筇竹寺组烃源岩。

(2) 中下寒武统膏盐岩区域盖层的封盖性良好，是造成其上、下层系油气差异分布和富集的主要原因；但受盆内中二叠世—中三叠世基底断裂复活和新形成的规模较大的张性断裂的影响，其封盖完整性遭到一定程度的破坏，从而为寒武系盐下油气向盐上层系运移提供了良好的垂向通道条件，奠定了寒武系油气跨层成藏的基础。

(3) 寒武系油气成藏经历了3个演化阶段：①盐下早期古油藏形成阶段(S₃—P₁)，成藏作用发生于中下寒武统膏盐岩区域盖层之下，属于系统内成藏，古油藏平面分布范围较广。②油气跨层成藏阶段(P₂—T₂)，油气沿断裂跨越中下寒武统膏盐岩区域盖层向上运移，并向洗象池群储层充注，形成晚期古油藏，这种成藏属于系统外成藏，古油藏主要沿复活的基底断裂和/或新形成的规模较大的张性断裂分布；同时，寒武系盐下龙王庙组储层接受持续油气充注。③古气藏形成阶段(T₃—K₁)，古油藏中的原油大规模裂解成气，形成古气藏和储层固体沥青。

(4) 规模较大且在中二叠世—中三叠世复活的基底断裂和新形成的断裂(带)附近，是寻找洗象池群原生古气藏的有利地区。识别和落实这些断裂是寻找洗象池群原生古气藏的重要基础，确定和评价原生古气藏将是今后天然气勘探的重点和难点。