川中古隆起寒武系沧浪铺组下段天然气地质特征及勘探方向

2021-06-07严威罗冰周刚陈友莲钟原李堃宇周红飞赵立可和源

石油勘探与开发 2021年2期

严威，罗冰，周刚，陈友莲，钟原，李堃宇，周红飞，赵立可，和源

（中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，成都 610041）

0 引言

川中古隆起是四川盆地形成最早、规模最大、延续时间最长、剥蚀幅度最大、覆盖面积最广的巨型隆起，其形成演化在很大程度上控制了盆地震旦系—下古生界油气成藏过程。古隆起震旦系—下古生界取得了丰富的勘探开发成果，中国石油西南油气田公司已在川中古隆起建成了年产150×108m3特大型气田，但依然存在着勘探程度不均衡的问题，天然气发现主要集中在四川盆地中部（简称“川中”）高石梯、磨溪地区（以下简称“高磨地区”），层系集中在震旦系灯影组、寒武系龙王庙组[1-3]，寻找新勘探区带及层系的任务非常紧迫。

高磨地区在寒武系顶面构造上处于现今构造高部位，灯影组表现为构造圈闭气藏，具有较为统一的气水界面，其以北地区，即遂宁以北至苍溪地区，为一个北倾单斜构造（以下简称“北斜坡”）。虽然北斜坡现今构造部位较低，整体处于高磨气水界面之下，但研究表明在震旦纪—早古生代，与高磨地区具有相似的构造-沉积背景，可能发育震旦系裂陷槽边缘丘滩及寒武系古隆起控制下的台内颗粒滩，具备形成岩性气藏的可能性，因此中国石油天然气集团有限公司自2018年起立足北斜坡灯影组台缘带，同时兼顾多层系进行立体勘探[4]。

2020年北斜坡风险勘探取得 2项重大突破，PT1井在北斜坡灯影组二段测试获日产天然气 121.89×104m3，随后JT1井于2020年10月16日在下寒武统沧浪铺组下段（简称“沧下段”）测试获日产天然气51.62×104m3，进一步证实川中古隆起震旦系—下古生界除高磨大气区外，北斜坡地区也具有广阔的勘探前景。JT1井的突破，对四川盆地寒武系沧浪铺组的领域评价及勘探思路产生了深远影响。

JT1井突破之前，虽然已经有文献报道沧浪铺组存在白云岩储集层，但因高磨地区多口井见气测显示，却长期未能获得工业性发现，导致对该层系并未引起足够重视，沧浪铺组仍主要被定位为寒武系筇竹寺组烃源岩与龙王庙组主力产层之间的一套非储、非源层系。此外，对沧浪铺组优质储集层发育部位的认识，也存在着沧浪铺组上段（简称“沧上段”）砂岩类储集层为主、沧下段白云岩储集层为主的争议，导致本层系勘探思路不统一、勘探方向未明确。JT1井突破前仅有 3篇文献介绍了沧浪铺组白云岩分布规律、沉积特征、层序地层方面的研究成果[5-7]，极大地制约了沧浪铺组的深化研究及勘探潜力评价。

目前四川盆地148口钻井揭示沧浪铺组，其中52口井见较好的油气显示，沧浪铺组作为首获战略新突破的新领域、新层系，基础地质研究十分薄弱。JT1井突破后，沧浪铺组的含气性得到证实，沧下段白云的主力储集层地位得到确认，笔者在前期研究工作基础上，结合最新勘探进展，围绕沧下段白云岩开展了盆地级的沉积相展布、储集层成因机理、源储配置、盖层评价、古隆起形态等系统研究工作，新编制了一批盆地级工业化图件、完成了大量实验分析数据，有望有效推进川中古隆起沧下段的层系评价及区带优选。

1 地质背景

川中古隆起、德阳—安岳裂陷是研究区最为重要的两大控藏地质单元。川中古隆起在震旦纪末期已具雏型，寒武纪—奥陶纪演化为同沉积古隆起，经历奥陶纪末期的郁南运动使得古隆起基本定型，经过志留纪末期的广西运动改造，古隆起最终定型[8]，在前二叠纪古地质图上古隆起的形态清楚（见图1），以志留系全剥蚀区统计，古隆起面积达6.25×104km2[9]。

图1 四川盆地二叠系沉积前古地质图（叠加德阳—安岳裂陷）

德阳—安岳裂陷发育于震旦系灯影组沉积早期，止于下寒武统筇竹寺组沉积中晚期，其现今形态呈南北向展布，面积约6×104km2，裂陷内主要充填下寒武统深水泥页岩和泥质白云岩，烃源岩厚度一般为100～350 m，TOC值平均为1.95%[10]，构成了震旦系—寒武系最重要的生烃和供烃中心，沿裂陷两侧发育优质的灯影组丘滩体储集层。

因此，在同沉积古隆起、古裂陷这两大特殊的构造、沉积背景影响下，沿裂陷边缘及古隆起较高部位发育了震旦系、寒武系多套大面积分布的丘滩相白云岩储集层。

图2 四川盆地沧下段厚度分布与震旦系—下奥陶统岩性柱状图

钻井、露头、地震研究结果表明沧下段展布受盆缘古陆崛起及德阳—安岳裂陷演化共同控制。受区域拉张作用影响，晚震旦世灯影组沉积期上扬子克拉通西部边缘发育从川西海盆向克拉通盆地腹部延伸的裂陷，即德阳—安岳裂陷；早寒武世麦地坪组—筇竹寺组沉积早期为裂陷发展期，裂陷内充填了500～1 000 m的深水陆棚相泥质岩，是优质烃源岩[2,11-13]；筇竹寺组沉积中晚期—沧浪铺组沉积期，是中上扬子克拉通构造转换的重要时期，由于受加里东运动的影响，由早期的拉张构造开始向挤压构造转换，上扬子克拉通西部边缘龙门山和米仓山一带开始隆升形成古陆[10,14-15]，如摩天岭古陆、康滇古陆和汉南古陆，其中康滇古陆范围较大，从龙门山一直延伸到云南红河地区，由雪龙堡、彭灌、康定等杂岩体共同组成，形成了西高东低的古地貌格局，大量陆源碎屑物质向东进入海域，康滇古陆、摩天岭古陆为主要物源区[16-17]。

从沧下段厚度图（见图2）可以看出，除眉山以西遭受后期剥蚀缺失外，其他地区沧下段基本连片分布，厚度约为50～300 m，整体具有西薄东厚的特征，厚度低值区主要分布在剥蚀线及盆缘 3大古陆区附近，说明古陆对沧下段具有明显的控制作用，向古陆方向地层超覆减薄。

前人研究认为德阳—安岳裂陷消亡于早寒武世筇竹寺组沉积晚期[10]，但沧下段厚度高值主要分布在两个地区（见图2、图3）：①位于盆地东缘、东北缘，即大巴山城口剖面—湖北三峡剖面—习水大岩剖面一线以东，厚度普遍大于200 m；②沿佛山剖面—ZY1—N2井区呈南北走向的条带状展布，厚度普遍大于150 m，向两侧厚度减薄明显，该厚值区分布与德阳安岳—裂陷展布形态十分相似。从图 3可以看出沧下段厚度在Z5—GS17—HT1井区变化显著，GS17井沧下段厚度134 m，向两侧快速减薄，Z5井、HT1井厚度分别为63，77 m，HT1井往东至Li1井沧下段厚度分布基本稳定，保持在77～103 m，从Li1井至EC1井沧下段厚度陡然增大至283 m；沧浪铺组上段（简称沧上段）厚度格局具有一定继承性，GS17井相比两侧依然厚度较大，但厚度差异已经明显减小，GS17井沧上段厚度为 122 m，Z5井、HT1井厚度分别为 70，93 m，从HT1井至EC1井沧上段厚度呈现逐渐增厚的特征。

图3 研究区沧浪铺组连井剖面地层对比图（剖面位置见图2）

沧下段厚度展布特征说明筇竹寺组沉积以后，德阳—安岳裂陷还未填平，依然控制着沧下段的沉积充填，沧下段在裂陷区持续填平补齐，形成厚度高值区，地震剖面上可见沧下段上超特征（见图4）；沧浪铺组上段依然以GS17井附近为高值区，但与周缘的厚度差异已经明显减小，至龙王庙组沉积期地层厚度已经基本稳定，川中龙王庙组厚度维持在90～100 m[18-19]，推断德阳—安岳裂陷在沧浪铺组沉积中晚期最终被填平。

图4 过JT1井地震剖面解释（剖面位置见图2）

2 沧下段沉积储集层特征

2.1 沉积相特征

在露头、钻井相分析的基础上，结合地层厚度格局及地震相资料，结合前期研究成果[20]，编制了沧下段岩相古地理图（见图5a），沧下段整体表现为西高东低的沉积格局，自西向东依次发育古陆、滨岸—碎屑浅水陆棚—混积浅水陆棚、棚内洼地、清水浅水陆棚、深水陆棚的沉积模式（见图5b）。

图5 四川盆地沧下段岩相古地理图（a）及沉积模式（b）（据文献[20]修改）

以棚内洼地为界，两侧沧下段厚度及岩性呈现明显差异。洼地西侧因靠近古陆物源供给充足，主要为碎屑岩沉积区，发育滨岸相、碎屑浅水陆棚相，滨岸相岩性主要为浅灰—灰黄色块状细砂岩，碎屑浅水陆棚相岩性以浅灰、灰绿色粉砂岩、泥质粉砂岩为主；棚内洼地是沧下段重要的沉积分异部位，表现为沉积厚度较大的地貌低洼区，岩性主要为深灰色、灰黑色泥质粉砂岩夹深灰色泥晶灰岩、泥灰岩，反映低能沉积特征；洼地附近为碳酸盐岩与碎屑岩沉积的交界区，沿洼地边缘展布了混积陆棚相，两类岩性间互沉积。

洼地东侧进入清水浅水陆棚相区，区内岩性以碳酸盐岩沉积为主，指示未被填平的裂陷能有效阻挡古陆区物源向盆内的注入，导致洼地东部形成清水环境，此外，四川盆地东部地区（简称川东）JS1井沧下段钻井揭示了9 m厚的膏岩，依据周缘地震相特征刻画JS1井区附近发育一北东走向的膏云质潟湖。清水浅水陆棚内部颗粒滩广布，是沧下段主要的储集岩相展布区，滩体主要分布在棚内洼地东缘、浅水陆棚边缘及环膏云质潟湖边缘 3个区带，滩体岩性主要为亮晶鲕粒白云岩、亮晶鲕粒灰岩及结晶白云岩，灰岩滩主要环陆棚边缘展布，白云岩滩体主要分布在高磨—北斜坡—川东WT1井区附近，JT1井即位于该相带，实钻JT1井沧下段下部主要为厚层砂质灰岩，向上依次过渡为厚层鲕粒灰岩、鲕粒白云岩及粉—细晶白云岩（见图6）。

图6 JT1井沧下段综合柱状图

依据JT1、CS1等井的井震标定，沧下段滩体发育时在沧下段顶界岩性强轴之下出现亮点；反之，当沧下段颗粒滩很薄或者无滩体时，岩性强轴下方无明显反射，仅呈现强波谷，据此开展了高磨—北斜坡地区沧下段滩体平面分布的地震刻画（见图7），落实了该区滩体展布范围。白云岩滩体主要沿洼地边缘呈南北走向展布，集中分布在HT1井—PT1井—JT1井—CS1井附近，地震刻画滩体面积合计近8 900 km2，以PT1井—JT1井所在异常反射体面积最大，达3 100 km2。其他地区滩体主要根据钻井、露头资料勾画，或根据沉积地貌与沉积微相的相关性（如潟湖局限环境成因）进行推测。

图7 川中北部沧浪铺组滩相储集层典型地震剖面（剖面位置见图5）

深水陆棚相区主要分布在万源—巫溪—彭水—仁怀一线以东，沧下段沉积厚度较大，普遍在200 m以上，如川东地区EC1井沧下段厚度达283 m（见图3），呈现过补偿沉积特征，沉积物以暗色、细粒为特征。

2.2 储集层特征及主控因素

2.2.1 储集层特征

依据露头剖面、岩心观察、薄片鉴定结合储集层测井解释，沧下段具有储集意义的岩石类型主要为颗粒白云岩及结晶白云岩。颗粒白云岩可进一步细分为残余鲕粒白云岩、砂屑白云岩、灰质鲕粒白云岩，次为粉晶白云岩。JT1井主力产层段对应岩性主要为鲕粒白云岩，其次为粉晶白云岩、细晶白云岩（见图 6、图 8），储集层类型主要为孔隙型储集层，粒间溶孔、晶间溶孔、晶间孔是主要的储集空间类型，岩心及镜下少见裂缝。

图8 四川盆地沧下段储集空间类型

川中古隆起区沧下段岩心资料匮乏，通过统计JT1、CS1、MX8、GS16等川中地区10口井、18层沧下段储集层测井解释成果（见图9），单井储集层厚2～26 m，孔隙度为2%～5%，平均值为3.7%；渗透率为（0.004～0.120）×10-3μm2，平均值为 0.053×10-3μm2，总体属于中低孔、低渗型储集层。作为突破井的 JT1井累计储集层厚25.9 m，孔隙度为3.8%～8.1%，平均值为 4.1%；渗透率为（0.022～0.092）×10-3μm2，平均值为 0.053×10-3μm2。

图9 四川盆地沧下段测井储集层厚度（a）及孔隙度（b）分布

从连井储集层对比图可以看出（见图10），沧下段储集层横向展布具有非均质性，垂向上主要发育 3套储集层，横向上磨溪地区、北斜坡地区沧下段顶部储集层普遍较为发育，但北斜坡 JT1井、CS1井中下部储集层发育程度明显优于磨溪地区钻井，CS1井、JT1井储集层厚度分别为17.1，25.9 m，而MX8、MX123、MX107井储集层厚度仅为9.0，3.1，8.1 m。

图10 研究区沧浪铺组下段连井剖面储集层对比图（剖面位置见图5）

2.2.2 储集层主控因素

碳酸盐岩储集层的形成、发展及演化主要受沉积、成岩、构造 3大地质因素的联合控制。受川中刚性基底的影响，川中古隆起长期继承性稳定发展，构造变形弱[9]，以发育微裂缝为主，储集层的形成主要受沉积和成岩作用的控制，研究表明准同生白云石化叠加岩溶作用控制沧下段优质储集层展布。

2.2.2.1 准同生白云石化作用

关于白云石化对储集层形成和发育的影响，前人已多有研究，往往认为白云石化作用能够改善储集层物性[21]。从图6、图8、图10可以看出，沧下段储集层主要分布在白云岩段中；而灰岩、白云质灰岩段储集层整体欠发育，说明白云石化作用是沧下段储集层重要的建设性成岩作用。通过有序度、碳氧同位素组成分析表明，沧下段白云岩成因以准同生白云石化为主，白云石化流体主要为海洋流体。

①有序度分析。白云石的有序度是衡量白云石演化程度的一个重要指标。结晶速度越慢，白云岩有序度越高，反之有序度越低[22]。

本次选取9件沧浪铺组白云石样品进行X衍射有序度分析（见表1）：其有序度值在0.3～0.6范围变化，平均值为 0.47，为较低的有序度，表明晶粒白云石在形成过程中，白云石结晶程度较差、不具备充足的时间和空间条件，推测其形成于近地表环境。

表1 四川盆地沧浪铺组白云石有序度数据表

②碳氧同位素组成分析。δ13C、δ18O 值对海水盐度、温度、淡水淋滤和生物降解等反应极为敏感，埋藏白云岩或热液白云岩一般有比海水偏轻的δ18O值[23-25]。鉴于此，1964年，Keith和Weber提出了划分海相和淡水相碳酸盐岩的古盐度经验公式[26]。当同位素系数Z值小于 120为淡水成岩环境，Z值大于120为正常海水成岩环境。

根据23个白云岩样品的碳氧同位素组成计算出的Z值均大于120，且氧同位素组成普遍较重，大于－8‰（见图11），显示出白云石化流体具有海洋流体性质，结合低有序度指示的近地表特征综合判断研究区白云石为准同生成因。

2.2.2.2 表生岩溶作用

川中古隆起在加里东末期抬升剥蚀，形成了沧浪铺组侵蚀窗，整体呈现为西高东低的岩溶地貌（见图1），白云岩滩体在天窗围斜部位，可能发育顺层岩溶作用，对早期储集层进行扩溶，进一步改善储集性能。

图11 沧浪铺组白云石δ18O-Z相关关系图

依据露头、钻井白云岩厚度统计，编制了四川盆地沧下段白云岩厚度等值线图（见图12）。沧下段白云岩主要发育在棚内洼地东侧，以30 m厚度等值线为界，主要发育两大厚度高值区，其一为MX107—CS1井区，呈现近南北走向；其二为GT2—WT1井区附近，呈现北东走向。白云岩厚度高值区的成因可能受控于两大因素：①受棚内洼地及环清水陆棚边缘灰岩滩的围陷（见图5），导致清水陆棚内部容易形成局限环境。②MX107—CS1厚度高值区走向与川中古隆起边界较为吻合，在沧下段沉积期该区应位于古地貌高部位，有利于准同生白云石化作用。而WT1井区白云岩厚度高值区走向则与川东达州—开江古隆起展布较为相似，该古隆起在震旦纪—中寒武世沉积前为继承性古隆起，中寒武世—奥陶纪前逐步演化为斜坡带[27]，古隆起高部位可能是川东沧浪铺组白云石化的有利区域。

图12 四川盆地沧下段白云岩厚度图

WT1井沧下段虽然发育了46.7 m厚的白云岩，较JT1井的25 m厚，但其储集层却欠发育，可能是因为该井远离沧浪铺组剥蚀窗，未遭受岩溶叠加改造所致。因此MX107—CS1井区附近白云岩厚度大且靠近剥蚀窗，是最有利的储集层发育区；WT1—GT2井区附近白云岩厚度大，但岩溶作用较弱，在断裂等其他因素叠加改造下，可能成为次级有利的储集层发育区。

3 沧下段成藏条件

3.1 源储配置

震旦系—寒武系烃源岩主要沿德阳—安岳裂陷克拉通内裂陷、合川—垫江次级裂陷以及城口—鄂西海槽分布（见图13），其中以德阳—安岳裂陷展布范围及沉积厚度最大，裂陷内烃源岩对震旦系—寒武系天然气资源的贡献约占全盆地的56%～63%，灯影组三段、麦地坪组及筇竹寺组均可发育烃源岩，其中筇竹寺组是主力烃源岩层系，岩性主要为黑色、灰黑色泥页岩、炭质泥岩，烃源岩厚度为 150～350 m，TOC值为0.50%～8.49%，平均值为 1.95%，生气强度为（20～100）×108m3/km2，是一套优质烃源岩[1,10]。沧下段颗粒滩是筇竹寺组广覆式优质烃源岩之上的第 1套优质储集层，具有直接充注、优先捕获油气的有利条件。

图13 四川盆地筇竹寺组烃源岩厚度与沧下段滩体叠合图

PT1—CS1井区附近紧邻德阳—安岳裂陷槽筇竹寺组生烃中心边缘，颗粒白云岩广泛发育，为最有利源储配置区；HT1—WT1井区附近的白云岩滩体距离德阳—安岳安岳裂陷较远，但叠置于合川—垫江台洼次级生烃中心之上及附近，也具有近源充注的有利条件，为较有利源储配置区。

3.2 盖层

沧下段之上依次为沧上段和龙王庙组，而龙王庙组是四川盆地寒武系的主要产层段之一，已经在高磨地区探明天然气储量超过4 400×108m3[9]，因此，沧上段能否有效封盖，是沧下段气藏能否保存的关键因素。实钻表明沧上段岩性以灰色、深灰色的粉砂岩、泥岩为主，夹薄层砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩（见图3），泥岩单层连续厚度较小。

基于钻井、露头的泥岩（含粉砂质泥岩）厚度统计，编制了四川盆地沧上段泥岩厚度分布图（见图14），可以看出泥岩厚度在高磨与北斜坡地区具有明显的分区性，高磨地区厚度基本小于50 m，主要为10～30 m，呈现出南厚北薄的特征，南部GS10井泥岩厚度达40 m，至中部MX8、MX17井厚度为30.4，29.0 m，而到了北部BL1井泥岩厚度仅9 m。北斜坡地区沧上段泥岩厚度普遍大于50 m，且呈现出向北增厚的趋势，例如JT1井沧上段泥岩厚度为52 m，至CS1井泥岩厚度增加为68 m。

图14 四川盆地沧浪铺组上段泥岩厚度图

目前 HT1—GT2井区附近沧下段白云岩滩体多口井气测显示活跃，但一直未获得工业性发现，推测存在两个原因：①可能与沧上段泥岩厚度薄、封盖性能差、造成天然气逸散有关；②JT1井突破前沧浪铺组气测显示可能未引起足够重视，由于该区沧上段泥岩厚度很薄，如若今后老井测试能获得工业性发现，则可以证实沧上段致密砂岩也可有效封盖气藏，但现阶段泥岩厚度仍是沧上段盖层封盖能力的主要评价指标。

3.3 古隆起

川中古隆起是一个在早寒武世筇竹寺组沉积期以后开始发育同沉积构造隆起，具有同沉积兼剥蚀型古隆起特征[9]，其形成演化对寒武系油气成藏有明显的控制作用。

川中古隆起寒武系气藏主要经历了 3期重要的成藏阶段[1,9]。在奥陶纪末期寒武系烃源岩开始生成液态烃，二叠纪—中三叠世烃源岩处于生、排烃高峰期，形成了古油藏，在晚侏罗世—白垩纪进入生气高峰，至白垩纪末期古油藏原油已经基本裂解形成气藏，并在喜马拉雅构造运动时发生气藏调整并最终定型。本文以和沧浪铺组邻近的龙王庙组顶面古构造演化来间接分析沧浪铺组岩性气藏的古构造特征。

从龙王庙组顶面古构造图（见图15）可以看出：磨溪—川中北部地区白云岩滩体在关键成藏期（生油高峰期、油藏裂解期）位于川中古隆起核部及围斜部位，是油气运聚的有利指向区。

图15 四川盆地龙王庙组顶面古构造图

4 沧下段突破启示勘探方向

4.1 JT1井突破的勘探启示

综上所述，JT1井突破与其具备优越的成藏要素配置关系有关。

JT1井与高磨地区相比，共同特点是均靠近德阳—安岳主力生烃裂陷、均靠近沧浪铺组剥蚀窗、主力成藏期均位于古构造高部位，不同之处在于 JT1井沧下段白云岩厚度大、沧上段泥岩厚度大，而高磨地区沧下段白云岩厚度小、沧上段泥岩厚度小。JT1井与川东地区相比，共同特点是沧下段白云岩厚度大，但川东地区远离德阳—安岳主力生烃裂陷、远离沧浪铺组剥蚀窗、主力成藏期位于古构造斜坡—低部位。

在沉积相、岩溶、源储配置、盖层条件、古构造位置 5个因素中，综合分析认为沧下段作为筇竹寺组广覆式烃源岩之上的第 1套储集层，距离生烃中心距离以及主力成藏期所处的古构造位置对其成藏的影响应该不像其他层系那样明显，可原地直接充注，只要有储集层即可接收油气。因此，沧下段成藏可能对烃源岩及古隆起的要求相对较低，位于白云岩滩带、靠近剥蚀窗、沧上段泥岩厚度大于50 m，应是沧下段天然气富集的主控因素，而烃源岩和古隆起条件可能仅是沧下段规模成藏的次要条件。在有利区带内重点攻关储集层地震预测技术，落实沧下段优质储集层地震响应特征，应是沧浪铺组未来拓展勘探成果的关键。

4.2 勘探方向

综上所述，按照源岩、储集层、盖层、古隆起等主要成藏条件分布及时空配置关系，开展了沧下段区带评价，将沧下段评价为三级有利区带（见图 16、表 2）。

图16 四川盆地沧下段有利区带评价图

表2 四川盆地沧下段有利区带评价表

①PT1—CS1井区带。该区面积为1.6×104km2，位于沧下段白云岩滩体发育区，沧下段白云岩厚度大，普遍约为25～40 m，距离沧浪铺组剥蚀窗0～131 km，有利于后期岩溶作用叠加改造，储集层较为发育；同时该区紧邻德阳—安岳裂陷寒武系生烃中心，下寒武统烃源岩厚度约200 m；沧上段泥岩厚度普遍大于50 m，生储盖配置优越；主力排烃期时大部分滩体位于古隆起斜坡—高部位，有利于油气聚集成藏；沧浪铺组顶面现今海拔为-8 000～-4 500 m，JT1井已在该区带内突破，证实了该区成藏条件配置的有效性，综合评价为Ⅰ类区。

②HT1—GT2井区带。该区面积为 0.9×104km2，位于沧下段白云岩滩体发育区，沧下段白云岩厚度为5～25 m，距离沧浪铺组剥蚀窗40～135 km，西侧可能遭受一定程度岩溶改造。该区位于德阳—安岳裂陷生烃中心与合川—垫江台洼次级生烃台洼之间，距离主力生烃中心距离43～133 km，比较靠近合川—垫江台洼，可能接受两侧烃源岩冲注。沧上段泥岩厚度在该区北部较薄，向南增加至50 m左右；主力排烃期位于现今埋深相对较浅，综合评价为Ⅱ类区。

③GT2井东区带。该区面积为0.8×104km2，位于沧下段白云岩滩体发育区，沧下段白云岩厚度20～40 m，距离沧浪铺组剥蚀窗距离130～135 km，岩溶改造较弱，距离德阳—安岳裂陷生烃中心距离大于160 km，主要依靠合川—垫江台洼供烃。沧上段泥岩厚度北部较薄，向南增加至50 m左右；主力生烃期位于古隆起斜坡部位，有利于油气聚集成藏。沧浪铺组顶面现今海拔为-7 800～-6 000 m。相比Ⅰ类、Ⅱ类区，其源岩、储集层、盖层条件相对较差，但古隆起条件相对更好、现今埋深相对较浅，综合评价为Ⅲ类区。

而WT1井附近的两个滩体，除了源岩、古隆起、盖层条件明显较差外，WT1井沧下段钻遇了46.7 m的厚层白云岩，但储集层欠发育，指示该区因远离剥蚀窗，导致沧浪铺组储集层存在较大风险，不是有利勘探区带。