四川盆地下寒武统烃灶动态演化分析

刘光祥，罗开平，张长江，管宏林，曹清古，陈拥峰

(中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126)



四川盆地下寒武统烃灶动态演化分析

刘光祥，罗开平，张长江，管宏林，曹清古，陈拥峰

(中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126)

四川盆地下古生界海相烃源岩具有早熟、过熟的特点，烃灶形式转换(即干酪根热解型烃灶演变为古油藏裂解型烃灶(简称油灶))及由此导致的接力供烃是高—过成熟下古生界层系高效成藏的关键。因此，烃灶动态演化分析及准确定位是勘探选区的基础工作。通过对四川盆地构造、沉积演化和热体制的分析，应用TSM盆地模拟系统，在烃源岩埋藏史、热演化史、生烃史分析基础上，刻画了下寒武统牛蹄塘组烃源岩干酪根型烃灶的空间展布，再结合地史时期的古构造、流体势、有效储层的分析，用成藏概率法对“古油灶”进行了定位，实现了对烃灶的动态连续追踪。结果表明，牛蹄塘组烃源岩生、排烃高峰为加里东和海西期，烃灶中心位于川西南资阳—宜宾—赤水、盆地东缘的秀山—利川和川东北盆缘一带；至晚印支期(T3)末，伴随烃源岩普遍达到过成熟，且由于前期大量的生排烃，干酪根烃灶的供烃能力逐渐衰竭，取而代之的是前期形成的古油藏(古油灶)的接力供烃。资阳—重庆—宜宾及盆地南缘、北缘和东北缘是古油灶分布概率最高的地区。

烃灶；动态演化；成烃成藏；下寒武统；四川盆地

四川盆地为典型的多旋回叠合盆地，以加里东和早印支运动为界，四川盆地构造演化可分为南华纪—早古生代、晚古生代—早中生代、中新生代3个阶段，不同阶段动力学背景、构造体制、盆地原型各不相同。四川盆地发育多套烃源岩及储盖组合，在差异性沉降和差异性改造作用下，四川盆地成烃—成藏过程极其复杂，以烃源岩早熟、过熟及晚期成藏为显著特征[1-6]。下古生界以牛蹄塘组、龙马溪组为主要烃源岩，加上震旦系灯影组、寒武系龙王庙组、娄山关组、奥陶系红花园组、志留系龙马溪组等多套储层和中下寒武统含膏泥岩及志留系泥岩盖层，构成了下古生界2个主要的成藏组合。

烃源岩地球化学研究成果已经证实，干酪根的生烃贡献主要在Ro<2%～2.5%以前完成，在Ro>2.0%以后的高过成熟阶段，干酪根已不具备足够的生烃潜力[7]，也就是说，在烃源岩Ro>2.0%～2.5%的高过成熟阶段所形成的气藏，不大可能直接来自高—过成熟干酪根热解的贡献。四川盆地的所有天然气藏又都具有晚期成藏的特点[2]，这就造成了干酪根烃源岩热解供烃和天然气聚集成藏在时间上的“错位”。所以，四川盆地海相下古生界天然气成藏必然存在烃灶形式上的转换、时间上的接替和空间上的迁移，即由干酪根热解型烃源灶演变为油裂解型烃源灶的过程。这种烃灶性质转换所产生的烃源接替效应，是高—过成熟下古生界层系高效成气成藏的重要途径[8-12]。威远气田和安岳超大型气田发现表明，现今已处于高过成熟阶段的下古生界海相层系也能够形成相当规模的天然气聚集。因此，烃灶的动态演化研究是重建油气成藏史、评价资源潜力和预测有利目标重要的基础地质问题。

1 牛蹄塘组烃源岩基本特征

下寒武统牛蹄塘组(包括筇竹寺组，后同)是早寒武世早期上扬子地区大规模海浸背景下深水陆棚—盆地相的沉积，烃源岩以深灰色—灰黑色泥(页)岩、硅质泥岩为主。本文根据大量露头剖面、钻井资料编制了烃源岩残留厚度、有机碳含量和现今成熟度等值线图(图1)。

从图1可以看出，四川盆地及邻区牛蹄塘组烃源岩具有3个厚度中心，围绕川中古隆起大致呈半环状分布。第一个中心位于自贡—威远一带，烃源岩最大厚度大于140 m，呈近SN向展布，向东、向西逐渐减薄，如自深1井烃源岩厚140 m，至丁山1井减薄至不足2 m；第二个中心位于湘鄂西区的榕溪—咸丰—建始一带，烃源岩最为发育，最大厚度大于200 m，呈NNE向展布，往盆地内逐渐减薄，如龙山响水洞剖面烃源岩厚226.5 m，往西至石柱廖家槽剖面则不发育烃源岩；第三个中心位于盆地北缘的南江—镇巴—巫溪一带，烃源岩厚80～200 m，呈NWW向展布。

剩余有机碳含量(TOC)上，盆地内TOC高值区位于川南的窝深1井—习水一带及川北的剑阁—通江—云阳一线以北、以东地区，前者TOC为 2%～5%，后者1%～2%；盆外邻区的武隆—榕溪，TOC逐渐升高(2%～7%)，榕溪和盘石2个剖面最高值达到7.89%和8.4%；利川—恩施—王子石的TOC为2%～3%，王子石剖面最高达3.7%。TOC总体具有盆地中间低、周缘高的特征(图1)。

图1 四川盆地及邻区下寒武统牛蹄塘组烃源岩厚度、TOC和Ro分布情况

成熟度上，下寒武统烃源岩现今演化程度差异显著：川东北地区演化程度较高，Ro最高值超过4.0%，其中诺水河剖面Ro最高为4.6%；川东外缘演化程度相对较低，Ro一般分布于2.0%～3.0%之间，处于过成熟早中期演化阶段；川东南及外缘烃源岩Ro大多分布于3.0%～4.0%之间，处于过成熟中晚期演化阶段(图1)。

牛蹄塘组烃源岩总体具有有机质丰度高、类型好、演化程度高的特点。干酪根碳同位素指标、有机岩石学组成及生物标志化合物都指示下寒武统烃源岩有机质类型为腐泥型。

2 下寒武统牛蹄塘组烃灶及演化

2.1 烃灶内涵及表征

烃灶(hydrocarbon kitchens)概念最早由Demaison等[13]提出，其定义为下伏有生烃源岩层的地区(也称为生烃凹陷)，一个沉积盆地内可以包含一个或多个烃灶(生烃凹陷)。烃灶的构成要素包括烃源物质、空间展布、热演化史及叠置关系等4个方面，地质历史中烃灶的构成要素会发生变化[14]。烃灶的识别可通过叠合源岩层的有机相图和成熟度图来实现，其供烃能力可以用烃灶评价指数，即烃源岩厚度(h)和有机碳含量(TOC)的乘积来考量[15-16]。这种方法对于单旋回盆地内埋藏史和生烃史相对简单的干酪根烃灶的表征是可行的，但对于像四川盆地这种多旋回叠合盆地，成烃—成藏过程非常复杂、特别是成藏期相对于烃源岩主生排烃期严重滞后、而主要烃源并非来自于干酪根热解供烃而更多来自于早期古油藏的裂解，在这种情况下，传统的烃灶概念和分析方法显然不能完整地刻画烃灶的动态演化过程。因此，钟宁宁等[7]和赵文智等[16]结合我国中西部大型多旋回叠合盆地的实际，对烃灶概念的内涵进行了扩展，认为早期聚集的古油藏和/或者储层中的液态烃在后期的深埋过程中裂解成气，成为晚期天然气聚集成藏的主要烃源，这种早期的古油藏是不同于源岩干酪根的另外一种烃源形式，它也应该属于烃灶的范畴，并称之为油灶。本文采用了图2所示的烃灶概念模型。在烃灶分析中应用TSM盆地模拟软件，模拟关键时刻烃源层底面的Ro、生烃强度、排烃强度、古地貌和流体势等参数，对干酪根烃灶用排烃强度来评价其供烃能力，将排烃强度大于0.1×106t/km2的区域认为是有效烃灶范围；通过古地貌、流体势的分析，结合当时储层的发育和分布，预测油气运聚的方向，从而推断古油藏的概率分布，最终给出关键时间节点上干酪根烃灶、古油灶的分布，实现对烃灶动态演化的连续刻画和定位。研究中的基础图件和资料引自中国石化科技部项目“四川盆地及周缘下组合天然气成藏条件与区带评价”报告。生排烃参数采用秦建中等[17]腐泥型硅质岩生排烃曲线。

图2 烃灶概念模型及演变示意据钟宁宁等[7]修改。

2.2 烃灶演化

导致叠合盆地多期生烃、多期成藏的驱动机制在于构造运动的旋回性。四川盆地的成藏期与主要构造运动幕次在时间上相当吻合[18]。

2.2.1 加里东期(-C-S)烃灶演化与分布

中上寒武统、奥陶系、志留系的加积促成了下寒武统牛蹄塘组烃源岩的热演化。志留纪末，下寒武统烃源层底面埋深为500～4 000 m(剥蚀后)，对应的Ro为0.8%～1.0%，呈东高西低的分布特征(图3a)；以生油为主，排烃强度(0.1～5)×106t/km2，以资阳—宜宾—赤水一带、盆地东缘的秀山—利川一带和川东北盆缘一带最高，仅川中地区、川西地区排烃强度小于0.1×106t/ km2。因此，除川中、川西地区外，其他地区都是有效烃灶范围(图4a)。在古构造背景下，资阳—宜宾烃灶所排出的烃类主要向乐山—龙女寺古隆起、川西南鼻凸、黔中古隆起北斜坡运聚；来自川东烃灶的烃类主要向黔中古隆起运聚，其次向川东斜坡带运聚；而川东北烃灶生成的油主要向汉中—神农架古隆起运聚，少量向乐山—龙女寺古隆起北斜坡运聚(图4b)。

图3 四川盆地不同时期牛蹄塘组底面埋深和成熟度分布

图4 四川盆地志留纪末牛蹄塘组烃灶分布及油气运聚趋势

2.2.2 海西期(D-P)烃灶演化与分布

加里东运动后，从泥盆纪开始，四川盆地主体属于台内拗陷—台内断陷盆地，(热)体制的转换及不均衡沉降，上覆地层(主要为二叠系)厚度横向不均，导致了牛蹄塘组烃源岩热演化的差异。

二叠纪末，牛蹄塘组烃源岩埋深在乐山—龙女寺古隆起较小，在1 000～1 500 m之间，埋深较大的地区主要在川南(>4 000 m)、渝东(>6 000 m)和川东北(>3 000 m)。在川南区烃源岩主体处于高成熟演化阶段，局部达过成熟演化阶段，以生成凝析油、湿气为主，同处于高成熟演化阶段的还有渝东深埋区；盆内其他广大地区成熟度在1.0%～1.2%之间，处于生油高峰期(图3b)。这阶段生烃和排烃中心仍然位于资阳—宜宾—赤水、彭水—秀山和川东北地区。资阳—宜宾—赤水地区排烃强度为(0.5～3.0)×106t/km2，秀山地区排烃强度(0.5～>4.0)×106t/km2，供烃能力最强，为2个主要的烃灶；川东北区排烃中心位于建始—城口东侧，排烃强度(0.5～1.0)×106t/km2(图5a)。海西末期构造格局与加里东晚期基本相似，油气运聚格架也与加里东晚期基本相同(图5b)。

2.2.3 印支期(T)烃灶演化与分布

(1)早印支期(T2)烃灶演化与分布。随着中下三叠统沉积盖层的叠加，至中三叠世末，牛蹄塘组底面埋深：乐山—龙女寺古隆2 000～3 000 m，在川南坳陷4 000～4 600 m，川东北坳陷5 000～7 000 m；对应的烃源岩成熟度：乐山—龙女寺古隆起处于高成熟阶段(Ro为1.3%～1.8%)，以生凝析油、湿气为主；川南区最高，普遍达过成熟阶段(Ro为2.0%～3.6%)，以生干气为主；川西坳陷北段烃源岩不发育，但演化程度相对较高，达高—过成熟阶段；川东泸州—开江古隆起演化程度较低，处于高成熟早期，向两侧逐渐增大，向东达过成熟早期演化阶段；川东北演化程度最低，处于生油高峰晚期(图3c)。尽管烃源岩生排烃中心仍然位于资阳—宜宾—赤水、彭水—秀山和川东北地区，但在经历了加里东期、海西期生排烃后，烃源岩的生排烃强度较海西期已开始降低(图6a)。这一时期盆地的古构造面貌较前期发生了明显变化，随着泸州—开江古隆起的“崛起”，开始表现出“大隆大坳”的构造格局。川南烃灶所生成的烃类主要向乐山—龙女寺古隆起运移，其次向黔中隆起北斜坡运聚；渝东区生成的烃类部分向泸州—开江古隆起、部分向汉中—神农架继承性古隆起运移(图6b)。

图5 四川盆地二叠纪末牛蹄塘组烃灶分布及油气运聚趋势

图6 四川盆地早中三叠世末期牛蹄塘组烃灶分布及油气运聚趋势

(2)晚印支期(T3)烃灶演化与分布。晚印支期由于盆地体制的改变，在盆地周边、造山带前缘快速沉降，致使下寒武统烃源岩埋藏格局发生了较大变化，川西北、川东北、川东、川南埋深较大(>5 000 m)，川中及其西南地区埋藏较浅。对应的烃源岩演化程度：宜宾烃源岩最高(Ro最高达3.5%)，普遍达过成熟演化阶段，湘鄂西区也普遍达过成熟演化阶段，以生气为主，川东北演化程度相对较低，处于高成熟演化阶段，以生凝析油、湿气为主。由于前期持续的“热损耗”，烃源岩中干酪根生、排烃强度大大降低，排烃强度在0.1×106t/km2左右，仅仅在资阳—宜宾—赤水、彭水—秀山和川东北3个烃源岩厚度中心排烃强度在(0.5～1)×106t/km2(图7a)。油气运聚方向：资阳—宜宾烃灶中心油气运移指向黔中隆起北斜坡和川中隆起及川西南鼻凸；彭水—秀山烃灶中心油气运移指向黔中隆起，少量向泸州—开江古隆起运移，川东北烃灶中心与继承性台缘隆起相叠合，就近捕获聚集(图7b)。

2.2.4 早燕山期(J)烃灶演化与分布

侏罗纪前陆盆地沉降中心主要分布于川东北区和川东区，受此影响，下寒武统烃源岩埋深在川西、川北、川东较大，川西埋深7 500～8 000 m，川东北埋深8 500～9 500 m，川东埋深8 500～11 000 m；在川中往川西南埋深由7 000 m变浅至4 200 m。对应于烃源岩演化程度，除川中略低、处于过成熟中期外，其他地区演化程度多达到过成熟晚期(Ro>3.0%)，干酪根生烃潜力近乎衰竭，有限生烃以干气为主(图3d)。大部分地区排烃强度为(0.01～0.1)×106t/km2，有效烃灶范围大幅缩小，虽然在湘鄂西区排烃强度相对较高，但所生烃类主要向东运移，对四川盆地贡献甚微(图8)。在此深度和地温条件下，早期排出液态烃或古油藏也在储层中完成了从液态油向气态烃的裂解转化，牛蹄塘组烃源岩有效烃灶由干酪根灶转化为古油灶。

图7 四川盆地晚三叠世末牛蹄塘组烃灶分布及油气运聚趋势

图8 四川盆地侏罗纪末牛蹄塘组烃灶分布及油气运聚趋势

2.3 古油灶分布预测

鉴于四川盆地海相天然气具有晚期成藏(一般认为在喜马拉雅期)的特点，成藏的有效烃源主要来自古油灶。因此确定古油藏的位置，成为勘探中烃源条件分析的关键。

油气藏形成是与烃源岩主要生排烃期相关的，包括储层、盖层、圈闭、输导体系等多要素构成的概率事件。来自主要产层的天然气组分、浓缩轻烃、烷烃系列碳同位素、甲乙烷氢同位素等特征参数的对比表明，四川盆地陆相层系(T3x-J)、海相上组合(P-T2)、海相下组合(S-P1和Z2-S)分属于不同的成矿系统[15]，其中Z2-S成藏组合的主要烃源来自下寒武统的牛蹄塘组烃源岩[19-20]。牛蹄塘组烃源岩的主要生排烃期即加里东期和海西期就是以牛蹄塘组为主要烃源的古油藏的形成期。上震旦统灯影组储层与牛蹄塘组泥质岩盖层，下寒武统龙王庙组储层与下寒武统泥质岩、中下寒武统膏盐岩盖层构成下组合2套有效成藏组合。

加里东未期和海西末期牛蹄塘组有效烃灶主要分布于资阳—宜宾、秀山—彭水和川东北盆缘一带。按油气运移分隔槽划分，分为川西(Ⅰ)、川西北(Ⅱ)、川东北(Ⅲ)、川中(Ⅳ)、川南(Ⅴ)和川西南(Ⅵ)6个油气运聚单元，其中川中油气运聚单元按有效烃灶的位置可进一步分为3个运聚区(Ⅳ-1、Ⅳ-2、Ⅳ-3)，其边界的确定主要是依据油气运移距离(一般小于100 km)[13]。各运聚单元内油气成藏概率系数=烃源条件×储层条件×构造条件×盖层条件，不同运聚单元各要素条件差异导致成藏概率的不同。因此，对各要素给出赋值标准(表1)后，通过对要素的逐项分析，可以确定古油藏形成的概率，进而预测古油灶的分布。

表1 四川盆地下组合Z2-S 成藏组合、成藏要素赋值

2.3.1 灯影组古油灶概率分布

川西油气运聚单元(Ⅰ)因缺乏有效烃源岩，没有油气的生成与运聚。

川西北油气运聚单元(Ⅱ)烃源岩条件差，仅北部排油强度(0.1～0.5)×106t/km2，排油量较低；灯影组储层北部属Ⅰ类储层，其他地区均属Ⅲ类储层，从源—储配置看，北部小范围成藏概率系数较高，往南西逐渐变差。

川东北油气运聚单元(Ⅲ)烃源岩排油强度(0.1～4.0)×106t/km2，运聚方向主要是汉中—神农架台缘隆起；运聚单元内灯影组储层多属Ⅰ类；米仓山及其南斜坡成藏概率最大，其次为万源—利川台缘斜坡带，其他地区成藏概率较低。

川中油气运聚单元(Ⅳ)可分为3个子区，其中川中北部油气运聚区(Ⅳ-1)有效供烃(排烃强度大于0.1×106t/km2)区范围小，油气运移方向主要由北向南；灯影组储层在运聚单元内主要为Ⅲ类储层，不利于油气的聚集。川中东部油气运聚区(Ⅳ-2)有效供烃区位于四川盆地外，烃源岩排油强度(0.1～0.5)×106t/km2；灯影组储层主要为Ⅰ-Ⅱ类，有利于形成油气聚集，利1井灯影组广泛分布的储层沥青证实了这一点。川中西南油气运聚区(Ⅳ-3)排油强度最高[(0.1～>6.0)×106t/km2]，供烃面积最大；隆起高部位灯影组储层属Ⅰ类储层，斜坡区发育Ⅱ类储层，均有利于油气聚集；自深1井—荣县—永川一带以南，储层发育相对较差，且处于构造低部位，油气聚集概率较低。

川南油气运聚单元(Ⅴ)烃源岩排油强度分布于(0.1～>6.0)×106t/km2，油气主要从南向北向黔中古隆起运移。灯影组储层在构造低部位以Ⅲ类储层为主，高部位则为Ⅱ类储层，形成油灶的概率差异较大。

川西南油气运聚单元(Ⅵ)烃源岩排油强度分布于(0.1～>6.0)×106t/km2；油气主要由东向西运移。区内灯影组不乏Ⅰ-Ⅱ类储层，有利于油气聚集。

图9给出了海西期末灯影组储层油气聚集的概率分布，其中概率值大于0.2的区域就是古油灶分布概率高的地区。

2.3.2 龙王庙组古油灶概率分布

龙王庙组古油藏形成的烃源条件与灯影组相似，差异主要体现在储层及盖层条件上。

川西油气运聚单元因缺乏有效烃源岩，且龙王庙组因加里东末期构造运动被剥蚀殆尽，油气聚集的概率极低。

图9 四川盆地下组合灯影组古油藏或油灶概率分布

川西北油气运聚单元龙王庙组储、盖层条件较差，成藏概率系数较低。

川东北油气运聚单元其西北部储、盖层条件较差，成藏概率系数低，但其南东部龙王庙组发育Ⅰ、Ⅱ类储层，中下寒武统膏盐岩盖层发育，有利于油气聚集成藏，成藏概率系数较高。

川中油气运聚单元的北部油气运聚区(Ⅳ-1)油气成藏条件与川西北区相似，不利于油气成藏。川中东部油气运聚区(Ⅳ-2)尽管有较好的储层发育，且盖层条件优越，但供烃条件较差，也不利于油气成藏。川中西南油气运聚区隆起高部位储层发育，以Ⅰ、Ⅱ类储层为主，但膏盐岩盖层发育欠佳，为较有利油气成藏区。往南的斜坡带，储层、膏盐岩盖层均发育，为最有利油气运聚带。

川南油气运聚单元(Ⅴ)构造低部位储层以Ⅲ类储层为主，不利于油气成藏；其南部斜坡区储层属Ⅱ类，膏盐岩盖层发育，成藏概率较大。

川西南油气运聚单元(Ⅵ)构造低部位成藏条件与川南油气聚集单元构造低部位相似，成藏系数低，不利于油气成藏；而其南北两侧及其西斜坡及构造高部位，龙王庙组储层属Ⅰ、Ⅱ类，且膏盐岩盖层发育，成藏概率较高。

图 10 给出了海西期末龙王庙组油气成藏的概率分布，其中概率值大于0.2 的区域就是古油灶分布概率高的地区。

3 结论

四川盆地下古生界牛蹄塘组烃源岩经历了从加里东期(志留纪末)低熟—海西期(二叠纪末)成熟—早印支期(中三叠世末)高熟—晚印支—早燕山期(晚三叠—早中侏罗世)过熟的热演化史，其生、排烃高峰为加里东末期—早印支期，烃灶中心位于川西南资阳—宜宾—赤水、盆地东缘的秀山—利川和川东北盆缘一带；晚三叠世开始，伴随烃源岩普遍达到过成熟，且由于前期大量的生排烃，干酪根烃灶的供烃能力逐渐衰竭，取而代之的是前期形成的古油藏(古油灶)的接力供烃，成为晚期成藏的主要烃源。资阳—重庆—宜宾及盆地南缘、北缘和东北缘是古油灶分布概率最高的地区。邻近古油灶范围是下古生界Z2-S成藏组合勘探的有利区带 。

图10 四川盆地下组合龙王庙组古油藏或油灶概率分布

油气藏形成是包括烃源、储层、盖层、圈闭、输导体系等多要素匹配构成的概率事件，且油气具有容易运移和散失的特点，准确定位油气藏特别是古油藏非常困难。但由于古油灶在晚期成藏中主力烃源的地位，因此古油藏定位成为烃灶动态分析描述中不可回避的问题。本文对此进行了尝试，有些方面尚待进一步完善。

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(编辑 徐文明)

Dynamic evolution of the hydrocarbon kitchen in the Lower Cambrian, Sichuan Basin

Liu Guangxiang, Luo Kaiping, Zhang Changjiang, Guan Honglin, Cao Qinggu, Chen Yongfeng

(WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China)

The Lower Paleozoic marine source rocks in the Sichuan Basin became mature during the early stage and are over mature now. The hydrocarbon kitchen changed from a kerogen pyrolysis type to an ancient oil reservoir cracking type, resulting in successive hydrocarbon supply, which controlled hydrocarbon accumulation in the Lower Paleozoic highly mature and over mature strata. As a result, the analysis and accurate identification of the dynamic evolution of hydrocarbon kitchen is fundamental for exploration. We studied the tectonic, sedimentary evolution and thermal systems in the Sichuan Basin, and described the distribution of the kerogen type hydrocarbon kitchen in the Lower Cambrian Niutitang Formation using a TSM basin modelling system, based on the burial, thermal evolution and hydrocarbon generation histories of source rocks. We also identified the location of the ancient oil kitchen and dynamically traced the hydrocarbon kitchen using an accumulation probability method, combined with the analyses of ancient structure, fluid potential and effective reservoir. The Niutitang source rocks generated and discharged hydrocarbon during the Caledonian and Hercynian periods, and the kitchen center was found in Ziyang, Yibin, and Chishui in the southwest, Xiushan and Lichuan in the east, and in the northeastern margin of the Sichuan Basin. At the end of Late Indosinian, most source rocks were over mature and had expelled a large amount of hydrocarbon. Ancient oil kitchens took the role of hydrocarbon supply instead of kerogen pyrolysis kitchens, and were found mainly in Ziyang, Chongqing, Yibin and the southern, northern, and northeastern margins of the basin.

hydrocarbon kitchen; dynamic evolution; hydrocarbon generation and reservoir formation; Lower Cambrian; Sichuan Basin

1001-6112(2017)03-0295-09

10.11781/sysydz201703295

2016-02-25；

V2017-04-20。

刘光祥(1969—)，男，博士，教授级高级工程师，从事含油气盆地分析研究。E-mail：liugx.syky@sinopec.com。

中国石化科技部项目(P11087)资助。

TE122.11

A