四川盆地川中古隆起震旦系—寒武系天然气特征及成因

魏国齐，谢增业，宋家荣，杨威，王志宏，李剑，王东良，李志生，谢武仁

（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院；2.中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室；3.中国石油西南油气田公司）

四川盆地川中古隆起震旦系—寒武系天然气特征及成因

魏国齐1,2，谢增业1,2，宋家荣3，杨威1,2，王志宏1,2，李剑1,2，王东良1,2，李志生1,2，谢武仁1

（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院；2.中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室；3.中国石油西南油气田公司）

利用高石梯—磨溪地区大量新钻探井和野外露头资料，开展震旦系—寒武系天然气组分、同位素、轻烃组成、烃源岩干酪根碳同位素、储集层沥青生物标志物等地球化学特征研究。研究表明：①震旦系灯影组和寒武系龙王庙组天然气均为典型的干气，以烃类气体为主。但灯影组干燥系数大、烃类组分含量低、非烃组分含量高。非烃气体含量的差异主要表现在氮气、二氧化碳、硫化氢和氦气方面。烃源岩成熟度不同和含硫矿物与烃类反应生成H2S是造成灯影组和龙王庙组天然气组成细微差别的原因。②灯影组和龙王庙组天然气δ13C2值差异明显，主要反映母质类型的差异。③灯影组和龙王庙组天然气甲烷δ2H值差异大，主要反映母质沉积水介质盐度的差异。④下寒武统页岩、灯影组泥岩、陡山沱组泥岩和灯影组碳酸盐岩干酪根碳同位素平均值分别为-32.8‰、-31.9‰、-30.7‰和-27.8‰。⑤灯影组储集层沥青4-甲基二苯并噻吩/1-甲基二苯并噻吩值介于筇竹寺组和灯影组烃源岩之间。研究认为高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系天然气主要为原油裂解气，震旦系天然气来源于震旦系和寒武系烃源岩，寒武系天然气主要来源于寒武系烃源岩。图5表4参35

天然气特征；天然气成因；震旦系；寒武系；川中古隆起；四川盆地

0 引言

四川盆地自1964年发现威远震旦系大气田以来，相继在龙女寺构造女基井、安平店构造安平1井、资阳古圈闭资1—资7井、高石梯构造高科1井等震旦系获工业气流或低产气流。主流观点认为震旦系天然气来源于下寒武统筇竹寺组页岩[1-2]，但也有一些不同认识，如震旦系天然气是自生自储气[3]、震旦系与寒武系的混源气[4]、水溶脱气[2-5]以及深部无机成因气[6-7]等。2011年，高石梯构造高石1井在震旦系灯影组二段（以下简称灯二段）获得日产102×104m3的高产工业气流，但天然气特征与之前发现的天然气有较大差别。随着高石梯—磨溪地区（简称高磨地区）勘探的不断深入，探明了迄今为止中国单个气藏规模最大的整装特大型碳酸盐岩气田，即安岳气田，探明天然气地质储量4 404×108m3，震旦系—寒武系三级储量规模超过万亿立方米[8]。大量新钻探井的天然气数据表明该区震旦系灯影组天然气与寒武系龙王庙组天然气，以及威远—资阳地区天然气存在一些差异[9]。本文根据高磨地区新钻井资料，从天然气组成、碳氢同位素组成、轻烃组成、烃源岩干酪根碳同位素组成、储集层沥青生物标志物等多种参数入手，全面、系统地研究高磨地区震旦系、寒武系天然气地球化学特征及其差异原因，并探讨天然气与其母岩关系，为四川盆地震旦系—寒武系天然气勘探提供地质依据。

图1 四川盆地川中古隆起分布位置图

1 天然气藏形成地质条件

高磨地区位于四川盆地中部（见图1）继承性发育的川中古隆起核部。川中古隆起在上震旦统灯影组沉积期已具雏形，发育高石梯—磨溪、威远—资阳两个古地貌高地[8]。震旦纪时期，四川盆地及周缘发育碳酸盐镶边台地，寒武系龙王庙组沉积期发育碳酸盐缓坡型台地[10]，以高能环境藻丘和颗粒滩相沉积为特征，形成了震旦系灯影组（灯四段和灯二段）、寒武系龙王庙组等多套裂缝-孔隙（孔洞）型、孔隙型优质储集层，龙王庙组、灯四段、灯二段储集层平均孔隙度分别为4.28%、3.22%和3.35%，平均渗透率分别为0.966×10-3μm2、0.593×10-3μm2和1.160×10-3μm2。两高地之间为台内裂陷，自灯影组沉积期至早寒武世筇竹寺组沉积期继承性发育，沉积了厚度较大的下寒武统麦地坪组和筇竹寺组。研究已发现台内裂陷为下寒武统优质烃源岩发育中心，裂陷内烃源岩生成的油气可侧向运移至裂陷两侧的有利储集空间中聚集成藏[8]。除台内裂陷外，四川盆地及周缘的广大区域也发育下寒武统筇竹寺组页岩、震旦系灯三段泥岩、震旦系陡山沱组泥岩以及灯影组泥质碳酸盐岩等烃源岩。各层段烃源岩的地球化学特征见表1，总体上，震旦系—寒武系烃源岩有机质丰度高，有机质类型为腐泥型和腐殖腐泥型，处于高—过成熟阶段。下寒武统筇竹寺组页岩是灯影组气藏的重要盖层，而寒武系龙王庙组气藏之上的

寒武系高台组—洗象池组致密碳酸盐岩、二叠系—三叠系泥岩、砂岩、碳酸盐岩及膏盐层是高磨地区震旦系—寒武系气藏重要的区域性盖层，尤其是二叠系—中下三叠统的超压（压力系数大于1.60）地层对下伏龙王庙组超压气藏的保存起到非常重要的作用。

表1 四川盆地震旦系—寒武系烃源岩地球化学参数

2 天然气地球化学特征及成因

2.1 天然气组成特征

四川盆地高磨地区震旦系灯影组、寒武系龙王庙组天然气组成总体上以烃类气体为主。CH4含量一般大于85%，C2H6含量一般小于0.30%（见图2a），偶有痕量丙烷，天然气C1/C1—4大于0.996 0（见图2b），呈高演化的特征，是典型的干气。非烃类气体主要包括N2、CO2、H2S及少量He，其中以N2和CO2为主。其中N2含量一般小于5.0%，CO2含量一般小于9.0%（见图2c），H2S含量一般小于35 g/m3，属于低—中含H2S气藏[11]，He含量一般小于0.10%（见图2d）。

图2 四川盆地高磨地区震旦系、寒武系天然气组成特征

灯影组与龙王庙组天然气组成大体相似，但灯影组天然气相对龙王庙组具有“两低四高”特征。

①甲烷含量低。灯影组、龙王庙组天然气中CH4

含量主要为86.62%～93.13%和95.15%～97.35%，主要原因在于灯影组天然气中N2、CO2及H2S等非烃气体含量相对较高，因此CH4含量相对较低。另外部分井龙王庙组CH4含量较低，也与天然气中非烃气体含量相对较高有关，如高石6井龙王庙组天然气中H2S含量为61.11 g/m3，CH4含量为92.25%；高石23井龙王庙组天然气中CO2含量为19.58%，H2S含量为56.36 g/m3，CH4含量仅为74.59%；磨溪27井龙王庙组天然气中CO2含量为21.65%，H2S含量为52.15 g/m3，CH4含量仅为71.46%。

②乙烷含量低。灯影组天然气中C2H6含量主要为0.03%～0.07%，磨溪地区龙王庙组天然气中C2H6含量主要为0.11%～0.27%，高石梯地区龙王庙组天然气中C2H6含量主要为0.03%～0.06%。

③天然气干燥系数高。灯影组天然气干燥系数为0.999 0～0.999 7，龙王庙组天然气干燥系数主要为0.997 0～0.998 8。灯影组、龙王庙组天然气中C2H6含量和干燥系数的差异均与灯影组天然气成熟度略高于龙王庙组有关。

④N2含量高。灯影组天然气中N2含量为0.44%～4.56%，主要为0.44%～3.25%，龙王庙组天然气中N2含量主要为0.28%～0.85%，个别达2.35%，总体表现出随储集层时代变老，N2含量略有增高的趋势（见图2c）。一般认为，N2含量高与泥质烃源岩在高—过成熟阶段生成天然气有关[9]，因此不同层段N2含量的微小差异可能与天然气成熟度有关。

尽管灯影组天然气中CO2含量高于龙王庙组（见图2c），但其不能作为成因判识的指标，因为CO2含量与测试过程中的酸化作业有关，如高石1井灯影组5 130.0～5 153.0 m和5 182.5～5 196.0 m测试井段天然气分析结果中，随取样时间距离酸化作业时间延长，CO2含量有明显降低的趋势（见表2）。从表2可见，灯四段下段CO2含量由第1个样品的14.66%下降至第4、第5个样品的8.16%和8.36%。由此推测，高石1井灯影组二段5 300.0～5 390.0 m天然气中CO2含量分析结果（14.19%）也偏高。实际上，高石1井5 300.0～5 390.0 m和5 130.0～5 196.0 m天然气中δ13CCO2值分别为0.2‰和-2.2‰～0.4‰，证实天然气中较高CO2含量主要来源于酸化作业中的酸与储集层中碳酸盐岩的无机化学反应。

表2 高石1井灯影组天然气中CO2含量及碳同位素组成

⑤H2S含量高。灯影组天然气中H2S含量主要为8.83～35.13 g/m3，个别井（磨溪9井）H2S含量达到45.7 g/m3；龙王庙组主要为2.38～12.70 g/m3，但高石6、高石23和磨溪27井H2S含量分别为61.11 g/m3、56.36 g/m3和52.15 g/m3。关于碳酸盐岩地层中H2S成因存在不同的观点，有学者认为是地层中石膏与烃类反应的结果[12-14]。谢增业等曾通过多系列模拟实验[15-17]以及大量镜下检测，认为地层中富集的黄铁矿等硫化物与烃类反应是高磨地区H2S形成的主要原因。主要依据为：石膏与烃类可发生反应生成少量H2S，但反应发生较困难，而黄铁矿与烃类反应较容易，且H2S生成量大；灯影组、龙王庙组储集层中黄铁矿含量普遍较高，一般为0.2%～2.5%，H2S含量高值区黄铁矿含量相应也高，如磨溪9井灯二段5 423.0～5 459.0 m层段天然气中H2S含量为45.7 g/m3，5 449.1 m储集层中检测到黄铁矿（见图3a），含量为5.0%；H2S含量有随地层埋深增大而增高的趋势（见图3b），可能与地层温度增高有利于黄铁矿等硫化物与烃类反应有关。

⑥He含量高。灯影组天然气中He含量主要为0.02%～0.11%，龙王庙组主要为0.01%～0.02%。由震旦系灯二段、灯四段至寒武系龙王庙组He含量逐渐降低，3He/4He值总体为10−8量级，且0.01

2.2 天然气碳、氢同位素组成特征

随着天然气碳、氢同位素检测技术的发展，碳、氢同位素组成已成为天然气成因类型判识和气源追踪对比一种不可或缺的手段，并得到广泛应用[19-25]。笔者在前期研究基础上[9]，补充了高磨地区大量新井分析资料。高磨地区典型井灯影组、龙王庙组天然气碳同位素、氢同位素分析结果见表3。由表3可见，灯影组、龙王庙组天然气同位素组成的差异主要体现在δ13C2值、δ2HCH4值上，即灯影组天然气δ13C2值相对较重，δ2HCH4值相对较轻。

天然气δ13C2值差异与母质类型有关。尽管高磨地区灯影组、龙王庙组天然气的δ13C1值非常接近，前者为-33.9‰～-32.0‰，均值-33.1‰，后者为-34.7‰～

-32.1‰，均值-32.9‰，均与资阳地区震旦系天然气δ13C1值（-38.0‰～-35.5‰）有较大差异[9]；但灯影组、龙王庙组天然气的δ13CC2H6值明显不同，震旦系灯影组天然气δ13C2值较重，为-29.5‰～-26.8‰，均值-28.1‰，而龙王庙组天然气δ13C2值较轻，为-35.3‰～-32.3‰，均值-33.4‰（见图4）。高磨地区不同层系天然气δ13C2值主要反映了母质类型的差异。一般而言，天然气中CH4及其同系物的碳同位素组成受原始母质类型和成熟度双重影响。由于12C—12C键能比13C—12C（或13C—13C）键能低得多，因而在低成熟条件下形成的天然气富12C，其碳同位素组成较轻，随着源岩成熟度的增高，形成的天然气越来越富集重同位素13C。由于随成熟度增高产生的碳同位素动力学效应，不仅使12C—12C键断裂，而且使13C—12C、13C—13C键也相继发生断裂。此外，腐泥型烃源岩生成的天然气CH4及其同系物碳同位素组成比腐殖型烃源岩生成的天然气偏轻，且C2H6等重烃气的碳同位素组成较CH4碳同位素组成具有较强的稳定性和母质类型继承性。C2H6等重烃气的碳同位素组成虽也受热演化程度影响，但大量统计和模拟实验结果说明，它更主要反映成烃母质类型[26-28]，并且随着烷烃气碳数的增加，其碳同位素组成的稳定性和继承性愈强。灯影组和龙王庙组天然气δ13C1值相近，表明它们的成熟度基本相当，据此推测δ13C2值差异主要受母质类型控制。

图3 磨溪9井储集层中黄铁矿富集状态及高磨地区天然气中H2S含量随深度变化

天然气δ2HCH4值差异与母质的沉积水介质盐度有关。高磨地区灯影组天然气δ2HCH4值为-150‰～-135‰，均值-141‰，龙王庙组天然气δ2HCH4值为-138‰～-132‰，均值-134‰（见图4b）。反映高磨地区灯影组和龙王庙组天然气母质来源不完全一致。天然气氢同位素组成受烃源岩沉积环境的水介质盐度和成熟度等因素影响。烃源岩成熟度增大，天然气δ2H值有变重的趋势。这主要因为有机母质上带有—CH2D官能团的C—C键的亲和力要比带有—CH3官能团的C—C键的强，所以只有在热力增强的条件下才可使C—CH2D键断开。这使得甲烷在成熟度增加时，氘的浓度会相对富集（δ2H值变重）[29]。但是在天然气甲烷碳同位素组成基本相同（反映成熟度相似）的情况下，甲烷氢同位素值的不同主要反映其母质沉积水介质盐度的差异。

2.3 天然气中C6+化合物组成特征

由于有机质二次裂解一般由大分子形成中等分子，再至小分子，直至形成甲烷。C6—C7轻烃化合物以及C8+化合物是有机质裂解的中间产物。四川盆地震旦系—寒武系天然气C6—C7化合物以环烷烃为主，甲基环己烷与正庚烷比值、（2-甲基己烷＋3-甲基己烷）与正己烷比值分别大于1.0和0.5，呈原油裂解气特征[9]。此外，在部分天然气样品中还检测到C8—C11的化合物，为原油裂解成气过程中的中间产物，这是震旦系—寒武系天然气主要为原油裂解气的证据。

3 气源对比

气源对比实际上包括气与气对比，以及气与烃源岩对比。上述天然气组成、碳氢同位素组成特征等已揭示高磨地区灯影组和龙王庙组天然气的差别。针对

干气所含信息少以及高—过成熟烃源岩的很多参数已失去对比意义，笔者筛选了相对稳定、可靠的干酪根碳同位素组成、储集层沥青中二苯并噻吩（DBT）等指标进行气与烃源岩的对比研究。

表3 高磨地区典型井天然气组分、同位素等特征数据

3.1 碳同位素组成对比

按照干酪根成油成气理论，烃源岩干酪根及其衍生物的碳同位素组成满足δ13Ck>δ13Co>δ13Cg（或δ13C1）。Tissot等[30]根据Galimov资料编制了沉积物连续生气各阶段干酪根与生成的CH4的δ13C值变化趋势，认为在石油和干酪根裂解带（深成热解作用），δ13Cg比δ13Ck轻4‰左右，而在干酪根裂解带（后成作用），δ13C1与δ13Ck的差值进一步缩小。笔者通过对低成熟泥灰岩的模拟实验得到：在生油高峰和湿气阶段（Ro值为1.00%～1.65%），模拟产物的δ13C1值从-39.7‰变为-35.6‰；而在干气阶段（Ro值为2%～3%），模拟产物的δ13C1从-32.0‰变为-28.7‰。在过成熟干气阶段，与原始干酪根δ13C (-27.5‰)相比，δ13C1分馏度可达1.0‰～4.5‰左右。

图4 四川盆地高磨地区灯影组、龙王庙组天然气同位素组成关系

笔者将震旦系—寒武系干酪根碳同位素组成与四川盆地不同构造的震旦系—寒武系天然气碳同位素组成进行对比（见图5）。烃源岩干酪根碳同位素系列中，下寒武统（筇竹寺组＋麦地坪组）页岩干酪根的δ13C值相对较轻，60个样品的δ13C值为-36.4‰～-29.9‰，平均值为-32.8‰；16个震旦系灯影组泥岩样品干酪根δ13C值为-34.5‰～-29.0‰，平均值为-31.9‰；23个震旦系陡山沱组泥岩样品干酪根δ13C值为-32.8‰～-28.8‰，平均值为-30.7‰；73个震旦系灯影组碳酸盐岩样品干酪根δ13C值为-33.7‰～-23.8‰，平均值-27.8‰。威远寒武系筇竹寺组自生自储页岩气、威远寒武系—奥陶系天然气、威远灯影组天然气以及高磨地区龙王庙组天然气乙烷碳同位素组成较轻，根据油气生成的碳同位素分馏规律，认为这些天然气主要来源于寒武系筇竹寺组烃源岩。然而高磨地区灯影组天然气乙烷碳同位素组成较重，应该有干酪根碳同位素组成比其重的烃源岩的贡献，但仍不能排除干酪根碳同位素组成相对较轻的烃源岩的贡献。因此，结合天然气成藏地质背景条件，认为高磨地区震旦系天然气来源于震旦系和寒武系烃源岩共同贡献，寒武系天然气主要来源于寒武系烃源岩。

图5 四川盆地震旦系—寒武系天然气与源岩干酪根碳同位素组成分布

3.2 烃源岩与储集层沥青芳烃参数对比

储集层沥青是原油裂解成气后的残渣，因此，可通过储集层沥青与源岩生物标志物的对比，分析古油藏烃源岩，从而间接进行气-源对比。近年来，对有机含硫芳香化合物结构、组成和成因等研究逐渐深入，尤其是对噻吩类、苯并噻吩（BT）类和DBT类化合物进行了广泛研究，发现它们的相对组成和分布与有机质和原油成熟度呈稳定的相关关系[31]，可作为有机质和原油热演化的成熟度参数。BT和DBT在不同类型石油和烃源岩中普遍存在，并且对热力作用很敏感。在低熟油和烃源岩中，BT丰度高于DBT，由此两者的相对分布可作为成熟度参数。但是，该参数受烃源岩岩性、有机质类型和生物降解作用等影响较大，加之BT只存在于未熟—低熟油中，从而限制了其应用，因此，更偏重于DBT及其同系物研究。结果表明，烷基二苯并噻吩与DBT的相对分布和甲基、二甲基、三甲基取代物异构体的比值可作为有效的成熟度参数[32-35]。烷基二苯并噻吩的分布在热力作用下发生剧烈变化，稳定性较高与稳定性较差异构体的相对丰度比值，如4-甲基二苯并噻吩/1-甲基二苯并噻吩（4-MDBT/1-MDBT）值、4,6-二甲基二苯并噻吩/1,4-二甲基二苯并噻吩（4,6-DMDBT/1,4-DMDBT）值等，呈随热演化程度增加而增加的趋势。笔者对四川盆地烃源岩及储集层沥青进行了相关分析，结果表明：高磨地区震旦系灯四段和灯二段储集层沥青、寒武系筇竹寺组泥岩、灯影组泥岩等抽提物中均检测到丰富的烷基二苯并噻吩系列化合物（见表4）。4-MDBT/1-MDBT比4,6-DMDBT/1,4-DMDBT更能反映烃源岩和储集层沥青的成熟度变化趋势。如磨溪9井寒武系筇竹寺组泥岩4-MDBT/1-MDBT值为3.87，比高石6、磨溪11井龙王庙组含沥青云岩的略高，比同地区震旦系灯影组含沥青云岩的相应比值略低。总体上灯影组储集层沥青4-MDBT/1-MDBT值介于筇竹寺组和灯影组烃源岩之间。

表4 四川盆地烃源岩与储集层沥青的烷基二苯并噻吩比值

威远—资阳地区筇竹寺组4-MDBT/1-MDBT值为3.57～3.87，高科1、汉深1、盘1井灯三段泥岩4-MDBT/1-MDBT比值为3.73～5.65。这些特征表明储集层沥青的来源可能是成熟度相对较低的寒武系和成熟度相对较高的震旦系烃源岩的混合。由于研究区天然气主要为原油裂解气，因此，原油裂解成气后残留下来的储集层沥青与烃源岩对比的结果反映了天然气与母岩的关系。

4 结论

四川盆地川中古隆起高磨地区震旦系、寒武系天然气主要为原油裂解气，天然气干燥系数大于0.996 0，是以烃类气体为主的干气，低氮、低氦、低—中H2S含量。

四川盆地川中古隆起高磨地区震旦系灯影组、寒武系龙王庙组天然气特征的差异主要体现在δ13C2值和δ2HCH4值上，灯影组天然气δ13C2值重、δ2HCH4值轻，龙王庙组天然气则相反，这主要与不同类型母质的贡献有关。灯影组天然气组成与龙王庙组相比，具有“两低四高”特点，这主要与灯影组天然气成熟度及非烃气含量相对较高有关。气源综合对比认为高磨地区震旦系天然气来源于震旦系和寒武系烃源岩，寒武系天然气主要来源于寒武系烃源岩。

符号注释：

δ13Ck——干酪根碳同位素组成，‰；Roe——等效镜质体反射率，%；R——天然气样品3He/4He值，无量纲；Ra——大气3He/4He值，无量纲；δ2HCH4——CH4氢同位素组成，‰；δ13Co——原油碳同位素组成，‰；δ13Cg——烷烃气碳同位素组成，‰。

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（编辑 林敏捷）

Features and origin of natural gas in the Sinian–Cambrian of central Sichuan paleo-uplift,Sichuan Basin,SW China

Wei Guoqi1,2,Xie Zengye1,2,Song Jiarong3,Yang Wei1,2,Wang Zhihong1,2,Li Jian1,2,Wang Dongliang1,2,Li Zhisheng1,2,Xie Wuren1
(1.Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Langfang 065007,China;2.Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development,CNPC,Langfang 065007,China;3.PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company,Chengdu 610000,China)

Based on the new drilling data and field outcrop data of the Gaoshiti–Moxi area,the geochemical characteristics of the Sinian-Cambrian natural gas are studied and analyzed,including gas composition,isotope,light hydrocarbon,kerogen carbon isotope and reservoir bitumen biomarkers etc.The results show that: (1) The natural gases of the Sinian Dengying Formation and Cambrian Longwangmiao Formation,mainly composed of hydrocarbon gas,are typical dry gas.However,the natural gas of the Dengying Formation is characterized by higer dry coefficient,lower content of hydrocarbon gas and higher content of non-hydrocarbon gas.The main difference in non-hydrocarbon gases are the contents of N2,CO2,H2S and He,the small composition differences between the natural gas of Dengying Formation and that of Longwangmiao Formation are mainly caused by maturity differences of source rocks and H2S generated by reaction between sulfide mineral and hydrocarbons.(2) There are obvious differences in δ13C2between the natural gases in Dengying Formation and Longwangmiao Formation,showing different parent materials of them.(3) There are large differences in δ2H between the natural gases of Dengying Formation and Longwangmiao Formation,showing the different water salinities of their source rock depositional environment.(4) The average kerogen carbon isotope values of the Lower Cambrian shale,Dengying Formation mudstone,Doushantuo Formation mudstone and Dengying Formation carbonates are -32.8‰,-31.9‰,-30.7‰ and -27.8‰ respectively.(5) The ratio of 4-methyl dibenzothiophene to 1-methyl dibenzothiophene of Dengying Formation bitumen is between that of Qiongzhusi Formation and Dengying Formation source rocks.It is believed that the Sinian-Cambrian natural gas in the Gaoshiti-Moxi area is mainly oil cracking gas,the Sinian natural gases come from the Sinian and Cambrian source rocks,and the Cambrian natural gases mainly come from Cambrian source rock.

natural gas feature;gas genesis;Sinian;Cambrian;central Sichuan paleo-uplift;Sichuan Basin

国家重大科技专项“大型油气田及煤层气勘探开发”（2011ZX05007-002）；中国石油勘探与生产专项“四川盆地乐山—龙女寺古隆起震旦系含油气评价及勘探配套技术研究”（XNS14JS2012-004）

TE122

A

1000-0747(2015)06-0702-10

10.11698/PED.2015.06.02

魏国齐（1964-），男，河北乐亭人，博士，中国石油勘探开发研究院廊坊分院教授级高级工程师，长期从事天然气地质方面的研究工作。地址：河北省廊坊市44号信箱，中国石油勘探开发研究院廊坊分院机关，邮政编码：065007。E-mail:weigq@pctrochina.com.cn

2014-10-24

2015-07-29