中国南方海相油气勘探展望

郭旭升，胡东风，段金宝

(中国石油化工股份有限公司 勘探分公司，成都 610041)

中国南方发育广阔的海相沉积地层，面积约170×104km2，主要分布在扬子、滇黔桂等地区，油气勘探潜力大(图1)。朱夏先生20世纪60-70年代组织对南方各省的油气地质进行了调查研究，并指导编制了上震旦统—下三叠统海相基础地质图件，基于区域构造演化控制盆地沉积、成藏与油气分布的认识，指出“我国未来油气资源的希望在海相”[1-3]。在中国南方海相找到大油气田是几代中国地质学家和石油人共同的心愿。

图1 中国南方构造区划Fig.1 Tectonic division of South China

至20世纪末，南方海相油气勘探历经50余年的艰苦探索，在四川盆地发现了威远震旦系、二叠—三叠系以及川东石炭系白云岩等多个气田(藏)[4-5]，盆缘及南方外围发现了建南气田、苏北朱家墩气田、贵州虎庄残留油藏等油气田(藏)，累计提交天然气探明储量3 033×108m3，但大中型油气田(藏)相对较少。进入21世纪，通过理论与技术创新，四川盆地海相油气勘探迅速展开，发现了一大批常规(普光、元坝、龙岗、安岳、彭州等)[6-13]与非常规页岩气(涪陵、长宁、威远、昭通、威荣和永川等)大中型气田[14-15]，累计提交天然气探明储量39 663×108m3，天然气产量由2000年的年产88×108m3增长至2019年的504×108m3，形成四川盆地天然气生产基地；盆缘复杂构造区(ZY1HF井)、南方外围(EYY1井、EYY2井)非常规页岩气领域等均试获了页岩气流，宜州YY1井在石炭系见良好油气显示，进一步坚定了南方海相寻找勘探大突破的信心。笔者通过系统梳理中国南方海相油气勘探实践、理论与关键技术进展，进一步明确了我国南方海相具有广阔的油气勘探前景。

1 勘探历程与成果

1.1 油气普查勘探阶段(1952—1964年)

该时期油气勘探以“槽台学说、背斜控油理论”[16]为指导，开展了大规模的地面地质调查，以油气显示为线索，对南方海相地层进行大区评价和盆地优选的前期勘探，综合利用地质调查、重磁力、地面电法等技术方法，寻找地面构造，进行浅井钻探。油气普查主要集中在贵州凯里、浙江长兴等地区，后期逐步扩展到黔南、黔中、广东茂名、桂中、广西百色、苏南、湖南麻阳盆地，发现了贵州虎庄残留油藏。而当时四川盆地集中优势力量开展“找气找油会战”，在四川盆地发现数百个地面构造，在川南与川中地区的重点构造区部署实施一批钻井，发现了二叠—三叠系(圣灯山、石油沟、黄瓜山等)、震旦系(威远)等气田，其中威远气田探明储量400×108m3，逐步拉开了四川盆地油气勘探序幕，初步建成川中与川南重点气区。该阶段“成藏组合”、“上、下组合”[16]等勘探认识尚未提出，受研究认识、勘探技术以及南方海相领域成藏的复杂性的限制，虽见到了一些发现，但未能获得勘探大发现、大突破。

1.2 构造油气藏勘探阶段(1965—1999年)

该阶段以“含油气盆地找油理论”为指导，除继续对前期发现的气田进行详探外，通过夯实基础研究与持续性技术攻关，逐步认识到碳酸盐岩储集空间主要是裂缝，因此，攻关形成大量裂缝评价描述技术。勘探部署主要寻找与构造相关的裂缝系统，按照“三占三沿”部署思路，在四川盆地发现了一批构造、裂缝型气田群，其中泸州隆起及周缘发现了阳高寺、河包场、花果山、卧龙河、观音场等与岩溶和裂缝相关的中二叠统茅口组气田群。建南、相国寺石炭系气藏发现后，川东石炭系成为当时四川盆地天然气增储上产的重点层系，勘探重点转向寻找裂缝—孔隙型储层目标。通过攻克高陡构造地震成像技术与目标识别方法及酸化压裂技术的进步，相继探明了相国寺、五百梯、大池干井等一批石炭系大中型气田，提交储量2 962.19×108m3，四川盆地进入油气勘探发展和储量增长的第一个高峰期。

从南方外围勘探来看，20世纪70年代末之前开展石油会战，发现了江汉和苏北油田；同时，组织了湘鄂西会战[17]。受威远构造震旦系气田发现的启发，60多口钻井于1966—1972年间在湘鄂西、贵州、桂中、滇东景平等地一批构造中实施，但未能获油气。通过反思总结后，提出“南方外围海相地层生储盖组合配置好，但晚期构造改造强烈，保存条件的评价是油气勘探部署的关键”新认识，勘探思路由早期的浅层向深层转移，发现了建南气田。1974年受任丘古潜山“新生古储”油藏发现的启示，在中、下扬子地区组织了“古潜山”找油会战，打了40余口井，发现了下扬子句容海相残留轻质油藏(R2、R3井)。20世纪80年代，随着数字地震勘探技术在部分区块概查、普查的实施及加强油气勘探工作，发现了百色油田。针对扬子海相领域“板内形变、晚期次生成藏”的特征，认为“有效成藏组合”是南方外围地区选区评价研究重点。这些成果无疑为“七五”成果总结及“八五”油气勘探工作的展开，在理论认识和技术上做了很好的准备。进入20世纪90年代，重点研究油气有效保存单元与晚期成藏2个方面。在此期间，针对重点盆地部署了一批探井，仅石柱复向斜洋渡溪构造YD3井在下三叠统嘉陵江组中获日产2×104m3天然气流，勘探一度陷入停滞阶段。

1.3 岩性气藏与页岩气勘探阶段(2000年以来)

2000年以来，针对南方海相油气勘探成盆、成烃、成藏等难点问题，通过科研技术攻关与地质理论认识创新，南方海相岩性气藏与页岩气勘探取得快速发展，特别是四川盆地进入储量快速增长阶段。

针对海相常规领域，四川盆地海相勘探以岩性、构造—岩性复合圈闭为勘探目标，创新提出了二叠—三叠纪“开江—梁平陆棚”新认识，发现了普光、元坝、龙岗等多个大中型礁滩气田，形成了天然气探明储量近万亿立方米的川东北二叠系—三叠系大中型气田群。紧随着“绵阳—长宁裂陷槽”新认识的提出，发现了安岳震旦系—寒武系大气田，探明天然气储量近万亿方。与此同时，海相常规勘探在川西雷口坡组火成岩、川西北栖霞组、泥盆系高能滩、川北—川南茅口组等新领域不断取得勘探突破，此阶段共探明常规天然气储量21 567.4×108m3。勘探实践与研究认为，大型台缘、大型不整合面控制规模储集体分布，礁滩大型储集体发育首先受控于大型高能相带展布规模[18]，其次由于礁滩体为正地形沉积，暴露溶蚀和白云岩化作用强，基质孔隙发育，广泛发育的裂缝可有效改善渗透性，加上烃类及时充注，抑制了胶结作用发生，有利于孔隙保存；而“浅滩+岩溶”类大型储集体主要受大型高能相带与不整合岩溶作用共同控制，大中型礁滩气田成藏具有典型的“近源富集、多元供烃、多期充注、相态转化、动态调整、持续保存”[7-11]特征。一大批大中型油气田的发现，除得益于思路与认识创新，与勘探关键技术的快速进步密不可分。“相控三步法”礁滩综合预测技术、基于“孔缝双元结构模型”的孔构参数反演方法、超深层小角度叠前弹性参数反演方法等物探关键技术[9-10，19]及超深井钻完井与测试技术，是发现大中型气田的重要技术支撑与保障。这一时期，南方外围勘探在充分利用和继承上一阶段大区评价成果的基础上，借鉴四川盆地成功勘探经验，勘探目标由构造圈闭转向有利保存单元区内的构造—岩性、岩性圈闭，针对重点勘探盆地(区块)实施地震资料采集，发现一些有利目标，部署实施Y1井、SHUANG1井、GZ1井、XQ1井、PS1井、AS1井、DS1井等一批钻井，部分井见一定的油气显示，但由于后期构造改造强烈，使晚期油气保存条件变差，均未获油气大突破。

而对非常规页岩气领域而言，中国南方海相借鉴北美的勘探经验，对海相页岩气进行选区评价研究，主要从页岩层段生气、储气与易开采性等三方面进行了评价，先后实施了120余口页岩气探井，勘探效果并不理想。这是由于缺乏对中国南方海相页岩气独特地质特征的了解，缺乏现成的理论指导，尚未建成适用的评价方法，没有形成关键的技术手段，照搬美国成功的经验，几经探索，均未获得大型商业发现。针对中国南方海相页岩具有热演化程度高、晚期经历多期构造改造、地表条件相对更加复杂等方面的特点，通过开展南方海相页岩气

的理论与技术攻关，2012年在焦石坝地区部署实施JY1井，发现了涪陵页岩气大气田(累计探明储量6 008.14×108m3)。此外相继发现威远、长宁、昭通、威荣和永川等页岩气田，累计探明地质储量1.81×1012m3。提出了深水陆棚相优质页岩发育是“成烃控储”的基础，深水陆棚相区页岩厚度大、TOC高、硅质、磷、钡含量高[14]，页岩品质好；良好的保存条件是“成藏控产”的关键，页岩气层岩性致密且多表现为连续沉积，属于具有良好自我封闭能力的低渗透率储层，加上良好的顶底板条件，使得烃类早期滞留成藏并长期保存[14]，后期构造改造较弱，利于保存[15]；而页岩气“甜点”地震预测技术[20]、水平井钻完井及分段压裂改造技术等关键技术的引入，有效地助力大气田的持续发现。近期在川东南地区丁山—东溪深层页岩气(埋深大于4 000 m)勘探取得重大突破，盆缘复杂构造区(SY2井、JY10井)、盆外常压区(LY1井、PY1井、ZY1HF井)、宜昌(EYY1井、EYY2井等)、宜州(YY1井)等南方外围区试获页岩气流或见良好显示，展示良好的勘探前景。

总之，随着南方海相大中型气田持续发现, 油气勘探进入快速增长阶段，形成了一系列新的勘探理论成果认识、物探与工程关键技术，为后续勘探大发现、大突破奠定了坚实的理论基础和提供了技术保障。

2 勘探潜力分析与展望

2.1 四川盆地深层—超深层与新领域

四川盆地深层—超深层与新领域是近期有望获得大突破、大发现的重点勘探领域。

2.1.1 深层—超深层勘探领域

(1)上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层—超深层页岩气领域勘探潜力大。

前期四川盆地五峰组—龙马溪组勘探实践揭示，页岩气勘探主要集中分布在埋深3 500 m以浅[21]，已发现涪陵等6个页岩气田，截至2019年底累计产气488×108m3，实现了五峰组—龙马溪组中浅层规模效益开发。与美国页岩气资源相比，四川盆地页岩气藏以深层为主[22]，埋深小于3 500 m范围的页岩气资源相对较少，估算埋深3 500～6 000 m的页岩气资源量超过20×1012m3，占总资源量70%以上，是非常规油气资源接替的重要现实领域。

五峰组—龙马溪组深层—超深层深水陆棚相优质页岩发育，为深层页岩气富集高产提供了物质基础，而且深层—超深层经历的最大埋深与中浅层相似，后期抬升剥蚀的差异决定了现今埋深的差异，优质页岩的TOC、Ro、脆性矿物含量、岩相等均与中浅层相似(图2)；同时，由于后期抬升改造弱，保存条件好，超压持续保持，多具“超压、高孔隙度、高含气量”的特征。PS1井(垂深5 969 m)实钻同样证实了以上观点，其优质页岩孔隙度为5.22%，总含气量为7.74 m3/t，进一步证实了深层、超深层页岩气普遍具有“超压富气”特征。同时分析认为，充填于石英格架孔内以及部分充填于黏土矿物孔缝之间的原油，经后期热演化作用，形成大量有机质孔，孔内压力也随之增加，在抗压实作用较强的硅质格架和孔隙内超压的作用下，有机孔得以保存，大多以微孔、介孔为主，呈圆状、椭圆状产出，压实程度较低。另外，在保存条件好、流体压力高的情况下，随埋深、温度增大，页岩气层吸附能力降低，游离气占比增大，表现出游离气更富集的特征，利于页岩气的产出。

图2 四川盆地东南部五峰组—龙马溪组深层页岩典型探井孔隙度、压力系数、含气量对比Fig.2 Comparison of porosity, pressure coefficient and gas content of typical exploratory wells in deep shale, Wufeng-Longmaxi formations, southeastern Sichuan Basin

2013年，DY2井(垂深4 417 m)成为国内首口针对深层页岩气并获得工业气流的井，之后DYS1、DY4、DY5、ZU201-H1和HUANG202等多口井持续取得了深层页岩气勘探重大突破，展现了良好的勘探潜力，其中丁山、东溪、大足、合江、泸州区块等是深层页岩气持续突破、增储上产的重要阵地(图3)。

图3 四川盆地及周缘龙马溪组页岩气底界埋深Fig.3 Bottom boundary of shale gas in Longmaxi Formation, Sichuan Basin and its periphery

(2)震旦—寒武系超深层是近期实现战略突破有利目标。

晚震旦—早寒武世，四川盆地发育呈带状展布的绵阳—长宁裂陷槽，控制了台缘高能相带和优质烃源岩的发育分布，进而控制了灯影组、龙王庙组大气田的形成[23-25]。

勘探证实，绵阳—长宁裂陷槽两侧发育2套台缘丘滩相储层：灯二段和灯四段。位于川北台缘带的胡家坝剖面灯四段储层厚度达188 m，孔隙度为2.01%～13.83%，平均4.58%。钻井及野外剖面证实，裂陷槽内下寒武统泥页岩沉积厚度大，TOC含量高。B1井位于裂陷槽内，其筇竹寺组烃源岩TOC含量为0.52%～3.10%，平均1.36%，其中大于0.5%的厚度为178 m，大于2.0%的厚度为50 m。两者形成“棚生缘储”式成藏模式，油气充注程度高。此外，深大断裂的沟通使得下寒武统烃源岩与台内龙王庙组等多套优质储层形成良好的源储配置关系，有利于早期油气富集。

综合研究认为，震旦—寒武系是实现战略突破的重点层系，具有3个有利勘探区带(图4)。其一是绵阳—长宁裂陷槽两侧的台缘带。已发现的安岳大气田就位于裂陷槽东侧，而裂陷槽西侧的资阳—威远地区也获得发现，位于裂陷槽东侧北部的阆中—元坝地区，发育大型台缘丘滩相控型储层，具有“棚生缘储”型成藏模式，是灯影组油气成藏富集有利区，目前正实施YS1井。其二是川中古隆起的斜坡部位。灯影组以岩性气藏为主，现今斜坡区也具有良好的勘探潜力，向台内甩开部署的多口探井已获得突破；同时受水下古隆起及古陆联合控制，川中—川北地区龙王庙组、洗象池群围绕古陆及水下古隆起发育浅水颗粒滩相带，浅滩叠合溶蚀作用形成有利储层，邻区已有多口井测试获工业气流，目前在通南巴—仁和场地区正实施RT1井等。其三是川南綦江地区高陡构造带。寒武系盐下灯影组与川东石炭系类似，台内浅滩叠加不整合岩溶储层大面积分布，早期油气藏大面积分布，晚期受构造调整影响，油气向现今构造高部位富集，盐下低缓构造成排发育，构造保存条件好，是下步有利勘探区带。

图4 川北地区灯影组、茅口组、飞仙关组台缘结构特征剖面Fig.4 Platform margin structure in Dengying, Maokou and Feixianguan formations, northern Sichuan Basin

(3)二叠—三叠系深层—超深层仍有较大拓展空间。

前期针对四川盆地二叠—三叠系勘探发现了一批大中型气田，但总体探明率不高。近期通过加强基础地质研究与评价，突破了前期开江—梁平陆棚形成于长兴期的认识，提出茅三段沉积期受峨眉地幔柱活动影响，造成川北地区地壳差异性升降，元坝—龙岗—双鱼石一带发生台棚分异,形成镶边台地沉积格局，茅三段沉积晚期开江—梁平陆棚已见雏形。结合实钻资料来看，元坝地区茅三段发育台缘浅滩[26-27](图4)，沉积期古地貌发生分异，并继承性演化为岩溶古地貌高。一方面古地貌高部位浅滩具有一定基质孔隙，良好的物质基础有利于后期不整合岩溶叠加改造，形成茅口组顶部孔隙—孔洞型储层；另一方面东吴期长达10 Ma的暴露溶蚀，也使茅三段中部发育半充填岩溶缝洞储层，东吴期后，吴一段在茅三段台缘地貌基础上，继承性发育层状稳定分布的浅滩(图4)，经历准同生期暴露溶蚀作用和白云石化作用后，形成良好的储层。该领域生储配置关系优越，具有“棚生缘储、近源富集”的特点。针对该领域已完钻的YB7井，试获日产105.9×104m3，目前正在甩开预探与评价部署，是近期实现增储上产的主要阵地。此外，前期中石油在川西双鱼石地区下二叠统栖霞组台缘浅滩领域取得勘探突破，通过四川盆地北部露头、钻井及地震资料综合对比分析，认为栖霞组台缘带向川东北沿伸，同时盆内围绕局部洼地具备发育高能浅滩的地质背景。川西地区雷口坡组云坪—藻云坪白云岩储层，实施的几口钻井相继试获高产工业气流，揭示该领域具有良好的油气勘探前景。综合研究表明，潮坪相带沿北东向展布，在川北南江至通南巴地区也发育该类型储层，同时该区域还有印支运动早幕不整合岩溶作用叠加改造，是下一步拓展勘探的重点领域。

2.1.2 勘探新领域

(1)非常规新层系、新领域有望取得勘探大突破。

与海相页岩气相比，侏罗系湖相页岩油气勘探有利层系多、累计厚度大、保存条件好，浅湖—半深湖相暗色富有机质泥页岩的发育(TOC大于1.0%)，是页岩气富集成藏的基础[28-30]。有机孔、无机孔、微裂缝均是有效储集空间，研究认为高流体压力及微裂缝发育区有利于湖相页岩气渗流富集高产。元坝地区千佛崖组二段和大安寨段二亚段，以及涪陵地区凉二下亚段、东岳庙段一亚段为有利勘探区，初步评价元坝、涪陵地区侏罗系湖相页岩气资源量上万亿方。

四川盆地二叠系发育海陆过渡相和深水陆棚相2种类型富有机质页岩。龙潭组海陆过渡相含煤页岩层系主要发育在川东南地区，岩性复杂，碳质泥页岩多与煤层相伴生，累计厚度介于60～80 m，TOC较高(1.5%～16.6%)；受有机质类型(Ⅲ型)影响，有机质孔基本不发育，页岩储集空间以黏土矿物孔、粒间孔及微裂缝为主；含煤碳质泥页岩现场解吸总含气量高达18.50 m3/t，初步评价龙潭组页岩气资源量超6 000×108m3；但由于页岩硅质矿物含量较低(<40%)，压裂改造难度较大，相关工程工艺技术需要进一步攻关研究。上二叠统大隆组及吴家坪组深水陆棚相富硅高碳页岩主要分布于川北广元—开江—梁平，厚度较大(20～40 m)，丰度高(TOC多大于2%)，有机质类型为Ⅱ1型，有机质孔较发育，储集性能好；页岩现场解吸总含气量均值6.11 m3/t，硅质矿物含量普遍大于50%，页岩可压裂性较好，具有较好的勘探潜力，初步评价有利区面积超200 km2，资源量近2 000×108m3。

(2)常规新类型储层值得进一步探索拓展。

前期研究认为，四川盆地广泛分布的茅口组沉积相对较稳定，以开阔台地沉积为主，勘探发现主要集中在位于泸州古隆起周缘的蜀南地区，储层类型以岩溶缝洞灰岩储层为主。近期茅口组新领域在四川盆地多地区(川中、川北、川东南等)不断取得勘探突破，涪陵地区TL6井在茅口组钻遇23 m厚层热液白云岩，测试获工业气流；在川东南地区发现了大面积稳定分布的茅一段灰泥灰岩气藏；川

南地区YJ2井位于斜坡—向斜区，茅口组岩溶储层发育，测试获得工业气流，进一步拓展了勘探领域(图5a-d)。

评价落实川中—川东茅口组热液白云岩、川东南地区茅一段灰泥灰岩、川北—川南茅口组岩溶缝洞等3个有利油气勘探区带。受茅口组沉积晚期—吴家坪组沉积早期峨眉地裂运动形成拉张性基底断裂的控制，川中—川东茅口组发育缓坡型高能浅滩，浅埋过程中深部富镁热液流体沿基底断裂上涌，改造高能浅滩形成似层状白云石；后期热液破裂改造形成缝洞系统，半充填粗晶鞍状白云石，仍保留大量缝洞，储层沿北西向基底断裂分布。热液白云岩具有“多源供烃，基底断裂控储、断裂输导，岩性成藏、构造富集”成藏特征，近期TL6井等井试获工业气流，证实该领域具备较好的勘探前景。川东南地区茅一段主要位于外缓坡沉积相带，灰泥灰岩主要发育于水体能量相对较低时期，在茅一段下部较为发育，岩石颜色整体较深、有一定基质物性、TOC较高、脆性矿物含量较低，为一套以“灰泥灰岩滑石化成岩收缩孔”为主要储集空间的新类型储层，具有大面积稳定分布特征。茅一段灰泥灰岩油气成藏具有“源储共生、构造裂缝控富”的特征，灰泥灰岩叠加有利构造和裂缝有利于高产富集，JS1、YH1和DS1井等多口井试获工业气流。对茅口组岩溶缝洞领域研究表明，川南地区为表生期岩溶，储层发育受古地貌、古断裂和古水系“三古”联合控制；川北地区主要发育早成岩期岩溶，受沉积相、古地貌和古水系三者共同控制，目前正在实施预探，有望实现新的勘探突破。

此外，二叠纪末峨眉地裂运动期，多期火山喷发，川北—川东处于火山碎屑岩沉积相区，发育广泛分布的与火山灰沉积相关的凝灰质岩类储层。从吴二段取心资料来看，凝灰质泥岩平均孔隙度可达7.2%，沉凝灰岩与泥岩呈互层分布的样品平均孔隙度为6.4%，而纯的沉凝灰岩孔隙度仅为3.9%。分析认为，一方面在成岩早期，火山灰脱玻化及蚀变作用形成新的矿物时体积缩小可产生大量收缩孔缝；另一方面在后期热演化过程中，有机质成熟释放的有机酸对易溶矿物进一步溶蚀，形成大量的溶蚀孔隙(图5e,f)，因而凝灰质泥岩的储集物性相对更优。凝灰质岩类储层在川东—川北地区具有大面积分布的特点，有望成为新的突破增储领域。

图5 四川盆地茅口组多类型储层特征Fig.5 Characteristics of diversified reservoirs in Maokou Formation, Sichuan Basin

2.2 四川盆地盆缘构造复杂区油气勘探领域

四川盆地盆缘构造复杂区油气勘探不断取得新发现，是勘探有利方向。

2.2.1 盆缘残留向斜区页岩气领域

川东南地区盆缘转换带五峰组—龙马溪组常压页岩气领域具有良好的开发潜力，盆缘多口钻井，如南川地区东胜斜坡SY2井(压裂试气超过30×104m3/d)、金佛断坡JY10井(试获产量近20×104m3/d)，盆外槽档转换带武隆向斜的LY1井(测试产量超过6×104m3/d)，彭水向斜的PY1井(试获2.5×104m3/d天然气流)都获得了工业气流或具有良好的油气显示。

勘探实践证明，川东南盆缘及槽档转换带深水陆棚相优质页岩发育，厚度介于20～40 m之间，由于盆缘及槽档转换带相对隔槽式变形带抬升剥蚀时间较晚、抬升剥蚀程度较低、断裂发育较少，保存条件总体较好。通过总结对比，认为盆缘复杂构造区发育2类有利的构造保存样式：第一类为有效断凹封挡的断鼻、断背斜、断坡，典型构造如丁山断鼻中浅层、林滩场断背斜、白马向斜东部斜坡；第二类为不发育破坏性断裂的斜坡，典型构造如南川地区东胜斜坡及金佛断坡。盆外槽档转换带发育复向斜内“洼中隆”、宽缓残留向斜中心、逆断层遮挡向斜3种有利的页岩气构造保存样式[15]，典型构造如松坎复向斜、金场断背斜、武隆向斜、道真向斜。目前，川东南盆缘东胜斜坡、金佛断坡及槽档转换带武隆向斜、桑柘坪向斜已取得勘探突破，整体表现出常压页岩气具有一定的产能。近期道真向斜ZY1HF井压裂测试获7.49×104m3/d页岩气流，取得川东南槽档转换带常压页岩气勘探新突破，展示了较好的勘探潜力。

总之，常压页岩气藏的压力系数和含气量相对较低，地层能量较弱，具有中—低丰度、中—低品位、资源总量大和储量规模大等特征，是现阶段页岩气勘探开发的重要接替资源领域之一。

2.2.2 常规山前带勘探领域

印支末期以来，受青藏构造域和秦岭构造域多期联合挤压，四川盆地北缘形成龙门山—米仓山—大巴山前带“扇状冲断”的构造变形特征。由造山带向盆内依次发育逆冲推覆构造带、冲断构造带、前缘滑脱断褶带和低缓褶皱带。纵向上受嘉陵江—雷口坡膏岩层和志留系、寒武系泥页岩等多套滑脱层控制，前缘滑脱断褶带和低缓褶皱带具有上下分层变形特征，发育断背斜、冲起及反冲、双重等构造样式，整体变形较弱，断裂发育，向上一般未穿嘉陵江—雷口坡组膏岩层，保存条件和输导体系优越(图6)。该领域勘探程度相对较低，是未来油气勘探发现的重要接替领域。近期落实米仓山前南江地区发育多个构造—岩性与岩性圈闭目标。此外在大巴山前带的镇巴区块晚二叠世—早三叠世位于鄂西海槽西岸，存在长兴—飞仙关组台缘礁滩潜在有利勘探区带；早古生代—震旦纪持续位于被动大陆边缘，巫溪康家坪、镇巴巴山等野外露头证实灯影组四段、龙王庙组、洗象池群发育台地边缘沉积体系，海相下组合也具有一定的勘探潜力。龙门山前缘地区处于龙门山古断裂及巴颜喀拉海槽边缘，发育泥盆系、栖霞组及雷口坡组等多个高能浅滩相带，已取得油气重大突破，是持续勘探及重点增储有利区。

图6 四川盆地米仓山前带构造结构剖面和变形特征Fig.6 Structural section and deformation characteristics of Micangshan piedmont, Sichuan Basin

2.3 南方外围古隆起周缘及递进变形区

南方外围古隆起周缘及递进变形区具有一定的勘探潜力，有望成为油气战略接替区。

2.3.1 古隆起周缘弱变形区

南方外围地区存在多个古隆起，由于具有基岩硬度大、抗挤压能力强的特性，受其砥柱作用影响，周缘存在构造变形较弱的稳定区，目前已有多口井、多层系获得突破，揭示了该领域良好的勘探前景。以黄陵古隆起、康滇古隆起为代表，坚硬的花岗岩体作为稳定地质体(硬度f=15～20)，周缘沉积体(硬度f=3～8)向其冲断、滑脱，边部形成大型区域逆冲断裂(图7)；区域逆冲断裂上盘构造复杂，下盘则表现相对稳定，保存条件较好，是南方外围油气勘探的有利区域。

图7 中国南方外围黄陵隆起周缘成藏模式Fig.7 Reservoir formation model around Huangling Uplift, southern periphery, China

黄陵隆起作为印支期以来一直存在的继承性古隆起，周缘是中扬子地区海相油气运聚有利指向区[31-32]。黄陵隆起周缘晚震旦世形成近南北向的鄂西裂陷槽，在其边缘带灯影组发育大型高能丘滩。晚二叠世再度演变为台棚格局，区内长兴组发育南北方向台地边缘生物礁滩。此外区内早寒武世和晚奥陶世—早志留世发育海侵背景下的深水陆棚相优质页岩，为非常规油气勘探提供了良好物质基础。地震及钻井资料揭示，受黄陵隆起刚性地块的砥柱影响，黄陵隆起东南缘通城河断裂与天阳坪断裂夹持的宜昌地区整体构造形变弱。近年来，中国地质调查局先后在水井沱组、五峰组—龙马溪组及陡山沱组等层系取得突破，EYY1井、EYY2井等均试获了页岩气流，证实了黄陵隆起周缘良好的勘探潜力。

康滇隆起在震旦纪即隆升为古陆，其后直到中三叠世主要为古陆剥蚀区[33]，在其西部的宁蒗—盐源地区存在志留系岩溶白云岩与泥盆系台地边缘两大有利勘探领域。上志留统为局限台地相碳酸盐岩沉积，发育潮坪—浅滩相白云岩，经充分暴露，形成岩溶储层。地震资料表明围绕康滇古隆起，志留系顶部存在削截现象，叠合现今斜坡构造背景，具有发育构造—地层圈闭的背景。泥盆系台地边缘相带则主要发育在中泥盆统碳山坪组，沿康滇隆起西缘—川西一线，呈北东—南西向展布，野外露头揭示宁蒗泥盆系礁滩油气充注条件较好，见丰富沥青显示，也是值得突破的重点方向。康滇隆起为晋宁期花岗岩刚性基底，具有相对稳定的区域构造背景，其西缘为构造平缓、埋深适中的宽缓构造，发育断块、断鼻及单斜局部构造，保存条件较好。2019年中国地质调查局油气中心在云南省宁蒗县内钻探的YND1井在泥盆系发生气涌[34]，点火成功，焰高0.4～1.0 m，且长时间稳定，证实了区内相对稳定的构造背景。

“雪峰隆起”存在于“江南—雪峰隆起”西段，是一个自震旦纪以来长期存在并多次改造的古隆起。震旦纪—奥陶纪，雪峰隆起表现为水下隆起的特征。志留纪中晚期的加里东运动使其隆起成为古陆[33],并使核部下古生界受到剥蚀。早寒武世雪峰隆起西部地区处在扬子台地东南缘，发育了较为宽阔的被动大陆边缘型沉积，由于水深适中，利于生物的生长和有机质的保存，形成了寒武系扬子地区最为有利的一套页岩，具有“高TOC、高硅质、厚度大”的特点。同时，区内震旦—寒武纪为继承性深水陆棚—盆地相区，震旦系老堡组主要为硅质岩、硅质云岩沉积，与上覆寒武系为整合接触，底板条件好，利于页岩气深埋期的保存。加里东晚期，雪峰隆起开始隆升，上覆地层沉积厚度薄，造成寒武系页岩适中的演化程度(Ro=2.5%～3.0%)，利于有机孔的发育与保持，孔隙度一般在3%～5%之间。雪峰隆起西缘与黄陵隆起宽缓构造发育机理相似，构造变形以垂直隆升为主，侧向挤压相对较弱，形成隆凹相间的构造格局，发育多个稳定负向构造，面积最大的可达700 km2以上。目前，针对雪峰隆起寒武系页岩气的勘探仍处于探索阶段，以地质调查浅井为主，油气显示较为活跃，推测埋深更大的向斜主体部位是有利的勘探方向。

2.3.2 南盘江—桂中坳陷北缘递进变形区

在南方的某些地区，构造变形剧烈程度具有沿主要造山带近端往远端递减的特征，在靠近山前带的区域主要发育冲断构造，远端因受力较弱，则发育相对宽缓、埋深适中的残留(复)向斜，是勘探突破的另一有利方向。目前，典型的递进变形区主要包括了雪峰—川东地区与南盘江—桂中坳陷2个主要地区，其构造变形分别受控于雪峰山隆起及马关—大明山隆起。其中，南盘江—桂中坳陷海西期为陆缘裂陷盆地，具有槽台相间的特征，存在常规台地边缘礁滩储层和非常规页岩气两大领域。

在海西期拉张背景下，南盘江—桂中坳陷纵向可分为(D-C、P-T2)2期构造沉积充填旋回，发育泥盆、石炭及二叠系3套主要页岩。泥盆系发育陆内裂陷滞留闭塞深水陆棚泥页岩，表现为分布局限、纵向多套叠合、累计厚度大，具有早期缓慢海侵、晚期剧烈拉张的特点；最优质的页岩发育在罗富组沉积晚期，平均TOC约4.0%，硅质含量达50%，存在生物硅及热水硅2种类型，压裂品质好。钻井揭示罗富组页岩有机质孔较发育，平均孔隙度为3.84%，孔径20～800 nm之间，具有较好的物性条件。罗富组优质泥页岩厚度在20～90 m之间，南盘江坳陷厚度最大，桂中坳陷次之。石炭系为全球海平面上升背景下的一套陆内坳陷深水陆棚滞留闭塞泥页岩，具有面积广、相对稳定、TOC含量高的特点。相对于泥盆系，石炭系优质页岩发育在早期，优质页岩靠下分布，厚度一般在20～120 m，平均TOC超过3%，硅质矿物含量达40%以上，以生物硅为主。石炭系页岩具有较好的储集条件，页岩有机质孔发育，钻井统计平均孔隙度在2.36%～5.83%。峨眉地裂运动开启了一个新的拉张背景，茅口组沉积晚期，火山作用频繁，之后火山活动逐渐减弱，水体逐渐加深，优质泥页岩主要发育于大隆组，TOC含量高，平均2.83%，有机质主要为Ⅰ型，厚度可超过70 m。页岩中脆性矿物含量较高，占比为42.8%，以石英、碳酸盐矿物为主，火山作用也使该套页岩具有高含凝灰质的特点。

区内生物礁储层纵向发育在中泥盆统，岩性为礁盖白云岩及生物礁灰岩，主要发育晶间溶孔、溶洞和微裂缝，属于孔隙型、裂缝—孔隙型储层，平均孔隙度超过5%，累计厚度可达300 m以上。常规油气勘探成藏条件复杂，前期实施的DS1井、AS1井虽然钻遇巨厚的礁滩储层，但沥青含量较少，圈闭目标烃源及充注等方面的风险大。

受到南部马关—大明山隆起影响，南盘江—桂中坳陷变形具有由南往北逐渐减弱的特点，依次发育南部冲断带、中部断褶带及北部低缓褶皱带。北部低缓褶皱带远离马关—大明山隆起推覆挤压，保存条件较好。同时，北缘早期存在控相的垭紫罗断裂，作为后期走滑的边界条件，释放和阻隔后期走滑应力，周缘可形成弱变形区。早期地表构造勘探阶段，南盘江—桂中坳陷北缘构造复杂区也见到大量油气显示，侧面印证埋深适中的完整向斜构造良好的含气性，有望获得突破。评价南盘江—桂中坳陷北缘低缓褶皱带内发育多个二叠—三叠系覆盖的残留向斜，保存条件较好，是值得重点探索的有利目标。2019年在广西壮族自治区宜州市部署实施的YY1井在石炭系鹿寨组钻遇了较好的油气显示，含气量最高可达3.8 m3/t，有望在该领域获得油气发现。

除了上述2类主要的构造变形外，在中下扬子地区还存在着一种由多期多方向应力改造形成的对冲型构造，如下扬子地区，受江南隆起及苏鲁造山带挤压，南北发育产状相反的2组断裂，后期又叠加了与郯庐断裂相关的走滑拉分作用，保存条件相对复杂，也是目前中下扬子地区海相油气勘探未获得重大发现的关键原因。

3 结论

(1)中国南方海相油气地质条件优越，但地层年代老，演化程度高，油气分布与成藏复杂。油气勘探主要经历了油气普查、构造油气藏、大规模岩性气藏与页岩气勘探3个阶段。1950年至上世纪末，发现了一些油气田(藏)，未能持续获得勘探大发现；在前期勘探评价基础上，新世纪以来，通过勘探理论成果创新、物探与工程关键技术进步，油气勘探进入大发现和储产量快速增长阶段。

(2)四川盆地海相油气资源丰富，勘探潜力大。盆地深层—超深层与新领域是近期有望获得大突破、大发现的重点勘探领域。五峰组—龙马溪组非常规页岩气与阆中—元坝灯影组台缘区带、通南巴震旦系—寒武系台内滩、川南綦江下组合盐下、二叠—三叠系礁滩等常规气深层—超深层领域，总资源量达数万亿方，有望实现新一轮大突破、大发现。此外, 二叠系、侏罗系非常规页岩气与二叠系热液白云岩、岩溶缝洞群、灰泥灰岩、沉凝灰岩等常规气新领域勘探潜力大。盆缘构造复杂区油气勘探不断取得新发现，盆缘残留向斜区页岩气与常规山前带领域是主要勘探方向。

(3)南方外围古隆起周缘及递进变形区具有一定的勘探潜力，有望成为油气战略接替区。南方外围地区整体构造保存复杂，但仍存在古隆起周缘弱变形区及递进变形区远端残留向斜2类稳定区，钻井显示丰富，局部已获得突破与发现，但整体为常压的特征。如何寻找相对富气区及开展低成本工程工艺技术攻关试验，是下一步这类地区的重点勘探研究方向。