四川盆地东部海相下组合油气勘探领域与有利勘探方向

孙自明，张荣强，孙 炜，郝运轻，卞昌蓉

(中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

0 引 言

四川盆地是一个大型叠合含油气盆地，经历了多期伸展-聚敛旋回，形成多套优质烃源岩，成烃物质基础雄厚，资源潜力巨大[1-2]。海相下组合指震旦系至志留系海相碳酸盐岩和碎屑岩沉积岩系。四川盆地东部指华蓥山断裂至齐岳山断裂之间的区域，面积约7×104km2。

自2011年在四川盆地中部高石梯—磨溪地区分别于震旦系灯影组和下寒武统龙王庙组获得重大勘探突破以来，海相下组合的勘探取得了长足进展，除探明储量规模达万亿立方米的安岳气田外，甩开勘探也取得了重要成果。如蓬探1井于灯影组二段试气获气121.98×104m3/d[3]；角探1井于灯影组四段测井综合解释气层厚度101 m/8层，在寒武系沧浪铺组测试获气51.62×104m3/d。

中上寒武统洗象池群的油气发现始于2004年盆地中部威远气田的老井复查[4-5]，有5口井获得工业气流，探明天然气储量85.08×108m3；盆地东部的平桥1井完井测试获气25.13×104m3/d。盆地东部奥陶系目前仅东深1井在宝塔组获工业气流[6-7]，测试产量为21.97×104m3/d。志留系在盆地东部已发现建南气田，五科1井亦于小河坝组砂岩测试获气1×104m3/d。

总体来看，上述勘探发现进一步证实了四川盆地海相下组合巨大的勘探潜力，但勘探程度相对较低且区域上不均衡，尤其盆地东部叠加了燕山晚期-喜山期的强烈构造变形，不同目的层系油气成藏条件、成藏特征和富集规律差异较大，有利勘探方向和重点突破地区有待明确。为此，本文以盆地东部及邻区构造-沉积演化分析为基础，从油气勘探领域研究入手，整体认识盆地东部下组合油气成藏条件、成藏特征和富集规律，明确有利勘探方向和重点突破地区，以期指导勘探实践。

1 构造-沉积演化

晋宁运动形成扬子地块统一基底之后，四川盆地震旦纪至早-中三叠世均以升降运动为特征；燕山晚期-喜山期，盆地东部褶皱-冲断活动强烈，形成现今复杂的构造面貌。四川盆地东部及邻区震旦纪至志留纪经历了以下3个构造-沉积演化阶段(图1)。

图1 四川盆地东部海相下组合构造-沉积演化阶段Fig.1 Schematic sections illustrating the tectonic-sedimentary evolutionary stages of the Lower Marine Assemblage in eastern Sichuan Basin

1.1 伸展分异台地

演化时期从震旦纪至早寒武世沧浪铺组时期。扬子地块继早震旦世南沱组冰碛砾岩沉积之后，晚震旦世陡山沱期进入伸展分异活动期[8]，伴随着广泛的海进，发育系列小型水下隆起，如开江古隆起等[9]，隆起周边水体相对较深，接受以黑色页岩为主的沉积；隆起顶部为浅海碎屑岩夹碳酸盐岩沉积，厚0～50 m。

灯影组时期，扬子地块内部伸展分异活动趋于强烈，尤其灯影组二段时期，地块内部出现一个呈近南北向延伸、向北张开、向南收敛并终止于自贡与资阳之间的拉张槽[10-12]。灯影组四段时期，该拉张槽进一步向南扩展并贯穿现今四川盆地，称绵阳-长宁拉张槽[11-14]。紧邻拉张槽两侧形成台地边缘相碳酸盐岩藻丘或礁滩复合体，台地内部则以局限台地相沉积为主(图1(a))。四川盆地东南部发育灯影组四段拉张槽东侧台缘带；而灯影组二段则均为局限台地沉积。灯影组二段和四段沉积末期，分别发生了桐湾运动Ⅰ幕和Ⅱ幕区域抬升活动，造成盆地东部及邻区灯影组规模性风化壳岩溶储层普遍发育[15-16]，为油气大规模聚集提供了充足空间。

早寒武世筇竹寺组时期，伸展分异活动仍较活跃，绵阳-长宁拉张槽内水体较深，沉积了厚度明显大于拉张槽两侧台地地区的黑色硅质页岩、碳质页岩和粉砂质页岩，形成了四川盆地的一套优质烃源岩。沧浪铺组时期仍有一定的伸展分异活动，但强度明显减弱。至龙王庙组时期，构造分异活动完全消失。

1.2 稳定统一台地

演化时期从早寒武世龙王庙组时期至中奥陶世宝塔组时期，四川盆地古地势整体为西高东低、北高南低，盆地中西部主要为混积陆棚和碳酸盐台地沉积，盆地东部则以浅水碳酸盐岩台地沉积为主，沉积相带主体呈北东-南西向展布[17-22]。龙王庙组至高台组时期，随着海水持续变浅，盆地东部广泛发育局限台地蒸发相膏盐岩沉积(图1(b))，形成一套良好的区域盖层，同时作为滑脱层对盆地东部构造变形起着重要的控制作用。中晚寒武世洗象池群时期，盆地东部主体为局限台地相碳酸盐岩沉积，梁平-重庆一带发育台内洼陷[4-5,21]，其东、西两侧的习水-南川-石柱一带和宜宾-合川-宣汉一带古地貌相对较高，碳酸盐岩浅滩发育，为优质储层的形成提供了沉积基础。

早-中奥陶世，水体明显加深，四川盆地东部主要发育深水陆棚沉积[22-23]。中奥陶世末的都匀运动使盆地中西部整体抬升，造成中上奥陶统和下奥陶统湄潭组被大面积剥蚀，而盆地东部则保存较为完整。

1.3 挤压前陆坳陷

演化时期从晚奥陶世至志留纪。伴随着中扬子海槽关闭及江南古陆隆升而产生向北西方向的强烈推挤，扬子海盆向西迁移并收缩，形成前陆盆地系统[24-25]，其中，雪峰隆起为前缘隆起，四川盆地东部及邻区为隆后坳陷(图1(c))，发育五峰组-龙马溪组以灰黑色-黑色硅质页岩和碳质页岩为主的深水沉积，其分布范围广，厚度大，是盆地东部下组合的一套优质烃源岩系。至小河坝组和韩家店组时期，随着雪峰隆起进一步隆升并持续向北西方向挤压，四川盆地东部发育一套三角洲陆源碎屑岩沉积，物源主要来自雪峰隆起[24]。同时，盆地东南部靠近黔中隆起的局部地区发育一套以生物碎屑灰岩为主的石牛栏组沉积。志留纪末的广西运动造成全区整体抬升，地层广遭剥蚀，其中志留系在四川盆地东部及东侧邻区残存厚度较大，为800～1 200 m。

2 油气勘探领域与有利勘探方向

根据构造-沉积组合、油气成藏条件及其空间配置和油气运聚等特征，纵向上将四川盆地东部海相下组合自下而上划分为以下三个油气勘探领域(图2)。

图2 四川盆地东部海相下组合油气勘探领域Fig.2 Petroleum exploration domains of the Lower Marine Assemblage in eastern Sichuan BasinⅠ.盐下碳酸盐岩勘探领域；Ⅱ.盐上碳酸盐岩勘探领域；Ⅲ.致密碎屑岩勘探领域；1.变质岩；2.砂岩；3.粉砂岩；4.泥质粉砂岩；5.泥岩；6.白云岩；7.泥质白云岩；8.膏质白云岩；9.藻白云岩；10.鲕状白云岩；11.砂屑白云岩；12.灰岩；13.鲕粒灰岩；14.砂屑灰岩；15.生屑灰岩；16.膏盐岩

2.1 盐下碳酸盐岩勘探领域

2.1.1 油气成藏条件

(1)烃源岩

发育震旦系陡山沱组、灯影组三段和下寒武统筇竹寺组三套烃源岩[1,2,19]，其中筇竹寺组为主力烃源岩。筇竹寺组烃源岩在绵阳-长宁拉张槽厚度较大，为150～450 m，有机碳含量(TOC)较高，为1.0%～4.0%。盆地东部烃源岩厚度较小，为30～150 m；有机碳含量(TOC)总体较低，在0.2%～1.0%之间。干酪根类型为腐泥型，有机显微组分以腐泥组+藻类组占绝对优势。热演化程度因地而异，盆地东北部Ro>4.0%，盆地东南部Ro为3.0%～4.0%。

(2)储集岩

盆地东部主要发育灯影组二段、四段和下寒武统龙王庙组三套储层(图2)。

灯影组发育台缘带和台内滩两类储层。根据前述构造-沉积演化特征，盆地东部灯影组二段仅发育台内滩储层，而灯影组四段同时存在台缘带和台内滩两类储层。

灯影组台缘带发育优质规模储层，如高石1井灯影组四段，岩性主要为深灰-黑灰色粉晶云岩和角砾云岩，溶蚀孔洞发育，全直径孔隙度样品数14个，孔隙度为1.82%～8.59%，平均为4.71%；全直径渗透率样品数9个，渗透率平均为0.84×10-3μm2。

台内滩储层厚度一般较小，物性相对较差，如丁山1井，灯影组四段岩性主要为灰色藻屑云岩、亮晶砂屑云岩和粉晶云岩，根据94块岩心物性分析，孔隙度为0.78%～3.52%，平均1.78%；渗透率为0.0063×10-3～0.386×10-3μm2，平均0.076×10-3μm2，属于特低渗储层。

龙王庙组在盆地东部主要为局限台地沉积[20]，膏盐岩发育，储层品质一般较差，但局部可发育较好的储层，如盘1井，龙王庙组岩性为绿灰色白云岩和深灰色砂屑灰岩，白云岩针孔构造较发育，孔径一般为0.01～0.05 mm，连通性较好，钻井过程中见到明显后效气浸，测井解释为有效储层。

(3)圈闭类型

主要为构造圈闭、构造-岩性圈闭和岩性圈闭。灯影组台缘带主要发育构造-岩性圈闭和岩性圈闭，而台地内部则以构造圈闭类型为主。龙王庙组圈闭类型主要为构造圈闭和构造-岩性圈闭。

(4)盖层及保存条件

盆地东部主要发育下寒武统筇竹寺组泥页岩和中寒武统高台组膏盐岩两套区域性盖层，沧浪铺组泥页岩可作为局部盖层。筇竹寺组全区分布，是灯影组良好的区域性和直接盖层。高台组膏盐岩在区内连续分布，厚度20～300 m，为龙王庙组的良好盖层。

四川盆地东部被卷入变形的沉积盖层为震旦系—侏罗系，纵向上受多个滑脱层控制而具有明显的垂向分层特征。其中，中寒武统高台组膏盐岩是最重要的滑脱层，其上地层变形强烈，褶皱—冲断构造发育；但膏盐岩层之下的震旦系至下寒武统，除盆地东缘受齐岳山断裂强烈变形影响使保存条件变差外，远离盆缘则变形微弱，几乎仍然保持了原始构造状态，并且有巨厚的中生代陆相地层覆盖，保存条件良好。

2.1.2 油气成藏特征

盐下碳酸盐岩勘探领域主要发育震旦系陡山沱组、灯影组三段和下寒武统筇竹寺组三套烃源岩，其中筇竹寺组烃源岩为主力烃源岩；储层主要为灯影组二段和四段白云岩，以及下寒武统龙王庙组白云岩(图2)，纵向上构成三套生储盖组合：陡山沱组生/灯影组二段储/灯影组三段盖、灯影组三段生/灯影组四段储/筇竹寺组盖、筇竹寺组生/龙王庙组储/高台组膏盐岩盖。

由于绵阳-长宁拉张槽内的筇竹寺组烃源岩与其两侧尤其东侧灯影组台缘带储层源-储空间配置关系较好，筇竹寺组烃源岩在侧面和顶面分别与灯影组台缘带储层直接接触，形成“旁生侧储和新生古储”多向供烃的有利成藏组合。

对于以龙王庙组颗粒滩为储层的第三套生储盖组合，由于沧浪铺组泥岩的分隔，筇竹寺组烃源岩生成的油气难以直接充注进龙王庙组储层，因此，纵向上烃源断裂的沟通十分必要(图3)。磨溪气藏即为此类由断裂垂向输导构成的“古生新储”成藏组合。

图3 四川盆地东部海相下组合油气成藏模式Fig.3 Comprehensive pattern of migration and accumulation of hydrocarbon of the Lower Marine Assemblage in eastern Sichuan Basin1.油气运移方向；2.预测气藏；3.储层；4.膏盐岩；5.烃源岩；6.砂泥岩；7.碳酸盐岩。C-T.石炭系-三叠系；S.志留系；O.奥陶系；∈2+3X.洗象池群；∈2g.高台组；∈1q-∈1l.筇竹寺组-龙王庙组；Z2dn.灯影组；Z1d.陡山沱组;①灯影组二段气藏；②灯影组四段气藏；③下寒武统龙王庙组气藏；④中上寒武统洗象池群气藏；⑤中奥陶统宝塔组气藏；⑥志留系小河坝组气藏

2.1.3 有利勘探方向

(1)川东南灯影组四段台缘带

四川盆地东部永川-赤水地区位于绵阳-长宁拉张槽东侧，灯影组四段具备发育台缘带藻丘滩优质规模储层的有利地质背景。从地震剖面看(图4)，筇竹寺组向东超覆于灯影组四段顶面，灯影组四段向东明显增厚并发育微古地貌高，台缘带藻丘滩地震相反射特征清楚，其东、西两侧则分别为滩间和滩前反射特征，为灯影组四段岩性或构造-岩性圈闭的形成提供了条件。

图4 四川盆地东南部地震地质解释剖面(灯影组二段顶部拉平,剖面位置见图5中的A-A’)Fig.4 Interpreted seismic section in the eastern Sichuan Basin(flattened along the top of the second member of Dengying Formation,for location, see the A-A’ in Fig.5)

川东南灯影组四段台缘带近源优储，西南侧紧邻筇竹寺组优质烃源岩，厚度150～450 m，生烃强度为100×108～350×108m3/km2，能够为台缘带圈闭提供充足烃源；保存条件好，远离盆缘构造强烈活动区，构造变形微弱，且始终位于油气自南向北运移的斜坡部位，有利于油气早期成藏和保存，是盆地东部寻找大型气田的有利勘探方向和重点突破地区(图5)。

图5 四川盆地东部海相下组合有利勘探地区Fig.5 Favorable exploration areas for hydrocarbon of the Lower Marine Assemblage in eastern Sichuan basin有利勘探地区：Ⅰ.川东南灯影组台缘带有利勘探区；Ⅱ.中上寒武统洗象池群台内滩有利勘探区；Ⅲ.志留系石牛栏组台地边缘带有利勘探区；Ⅳ.志留系小河坝组三角洲有利勘探区；①永页7井；②永川

(2)下寒武统龙王庙组

四川盆地东部龙王庙组时期主要发育局限台地沉积，除膏盐岩沉积外，台内颗粒滩储层在盆地东南部和东北部也较发育，经同生/准同生溶蚀作用改造，储层储集性能得到一定改善，可作为兼探目的层。如位于盆地东南部的林1井，测井解释龙王庙组Ⅱ类储层厚度33.6 m；习水土河剖面，龙王庙组颗粒滩储层发育，且顶部存在顺层溶蚀现象。

2.2 盐上碳酸盐岩勘探领域

2.2.1 油气成藏条件

(1)烃源岩

五峰组-龙马溪组泥页岩为主要烃源岩。岩性为灰黑、黑色薄层状硅质和炭质泥页岩，夹条带状和透镜状泥质灰岩。盆地东部厚度稳定，在150～600 m之间。其中，烃源岩厚度为50～160 m，有机碳含量(TOC)为2%～7%，氯仿“A”平均为0.002%，干酪根类型以I型为主，次为II1型，属好-优质烃源岩；镜质体反射率(Ro)>2.5%，处于过成熟演化阶段，以生成裂解气和干气为主。

(2)储集岩

主要包括洗象池群和宝塔组碳酸盐岩储层，储层类型主要为孔隙型和裂缝型。

①洗象池群。盆地东部洗象池群主要为局限台地沉积，颗粒滩储层一般形成于台内洼陷外侧地貌较高的浅水地区，沿盆地东南部、东北部和盆地东缘一线分布。储集空间主要为粒间溶孔、晶间溶孔和微裂缝等。储层物性较差，据广探2井74个样品实测结果，孔隙度平均为4.7%，渗透率平均为0.43×10-3μm2，为低孔低渗储层。根据露头剖面研究，盆地东部的南川三泉、仁怀后山乡和习水永安镇一带，洗象池群中上部为颗粒滩相沉积，溶蚀孔洞极为发育，储层类型主要为孔隙型。

②宝塔组。主要岩石类型为泥晶颗粒灰岩和亮晶颗粒灰岩，普遍含泥质并夹泥质条带，厚度25～60 m。储层物性一般较差，具低孔低渗特征。据东深1和阳深1等井359块岩心分析结果，孔隙度一般为0.3%～0.8%，平均0.69%；渗透率一般<0.01×10-3μm2。

裂缝的发育可以有效改善宝塔组储层的储集性能。如东深1井，尽管宝塔组灰岩孔隙度较低，平均仅1.12%，但因裂缝发育，储层储集性能得到极大改善；阳深1井在宝塔组井段3 406～3 410 m井喷，气柱高达20 m，储层为裂缝型；永页7井于宝塔组见油气显示28 m/2层，岩心观察表明，宝塔组灰岩裂缝发育，缝宽可达2.5 cm。

(3)圈闭类型

燕山晚期-喜山期的构造运动造成四川盆地东部中上寒武统至志留系发生强烈变形，形成川东高陡构造带和川南低陡构造带，发育众多成排成带分布的局部构造圈闭。圈闭类型主要为构造圈闭。

(4)盖层及保存条件

五峰组-龙马溪组页岩是四川盆地东部最好的区域盖层之一，同时也是中上奥陶统宝塔组-临湘组储层的直接盖层。下奥陶统桐梓组至湄潭组泥岩是洗象池群储层的直接盖层。

纵向上主要发育两套储盖组合，一是中上寒武统洗象池群为储层，下奥陶统桐梓组至湄潭组为盖层；二是中上奥陶统宝塔组-临湘组为储层，上覆五峰组-龙马溪组页岩为盖层。两套储盖组合油气保存条件均较好。

2.2.2 油气成藏特征

四川盆地东部寒武系至下志留统发育完整，理论上中上寒武统-奥陶系储层存在上覆五峰组-龙马溪组和下伏筇竹寺组两套烃源岩供烃，但受中寒武统高台组膏盐岩层的阻隔，下伏筇竹寺组烃源岩生成的油气难以运移到中上寒武统-奥陶系储层。中上寒武统和奥陶系储层要充注筇竹寺组烃源岩生成的油气，则需存在切穿高台组膏盐岩层的油源断裂，但研究区较少发现此类断裂构造。

从源-储配置关系看，断裂的发育可使中上寒武统-奥陶系储层与上覆五峰组-龙马溪组烃源岩对置并形成“新生古储”成藏组合(图3)。如东山背斜，该构造是一个以高台组膏盐岩为滑脱层形成的断背斜构造(图6)，由于断裂切割，造成奥陶系宝塔组裂缝型储层与五峰组-龙马溪组烃源岩形成良好的源-储配置关系，五峰组-龙马溪组烃源岩生成的油气沿断裂向上运移进入宝塔组裂缝型储层而成藏。地球化学分析表明，东深1井宝塔组天然气来自龙马溪组烃源岩，证实了这种成藏组合的有效性。

图6 四川盆地东部东山构造气藏成藏剖面(剖面位置见图5中的B-B′)Fig.6 Section showing natural gas migration and accumulation of the Dongshan anticlinal structure in eastern Sichuan basin(for location, see the B-B′ in Fig.5)1.断层；2.油气运移方向；3.气藏；4.中寒武统高台组膏盐岩；5.上奥陶统—下志留统烃源岩;T3-K.上三叠统—白垩系；T1+2.中下三叠统；P.二叠系；O3-S.上奥陶统—志留系；O1+2.中下奥陶统；∈2+3X中上寒武统洗象池群；∈2g.中寒武统高台组；Z-∈1.震旦系—下寒武统

2.2.3 有利勘探方向

根据盐上碳酸盐岩勘探领域已知含气构造的深入解剖，断背斜构造有利于造成五峰组-龙马溪组优质烃源岩与中上寒武统-奥陶系储层在空间上构成有效的源-储配置关系，油气沿断裂向上运移或直接由烃源岩注入储层。盆地东部断背斜构造大量发育，这种源-储配置关系对扩展盐上碳酸盐岩勘探领域的勘探空间具有重要意义。

四川盆地东部的赤水-綦江一带及盆地东北地区，洗象池群沉积时期古地貌较高，碳酸盐岩浅滩发育，准同生岩溶作用较为强烈，具有形成优质规模储层的有利地质背景；且高陡背斜和断裂构造发育，易于形成“新生古储、断裂输导”成藏组合，是有利的勘探突破方向(图5)。对于奥陶系宝塔组勘探目的层，由于区域岩性较单一，储层致密，今后应加强裂缝型储层预测研究，尤其是局部构造的轴部、顶部和断裂带附近，可作为重点勘探靶区。

2.3 致密碎屑岩勘探领域

2.3.1 油气成藏条件

(1)烃源岩

四川盆地东部志留系主要为一套灰至深灰色泥岩、含粉砂泥质岩、黑色粉砂质泥岩和黑色碳质泥岩，龙马溪组、小河坝组和韩家店组均为好-优质烃源岩。龙马溪组烃源岩已如前述。据建深1井，韩家店组有效烃源岩厚58 m，有机碳含量为0.52%～4.55%，平均1.62%；氯仿沥青“A”含量平均值为0.0496%；干酪根类型主要为腐殖型(Ⅲ)和腐泥腐殖型(Ⅱ2)。小河坝组有效烃源岩厚度103 m，有机碳含量为0.54%～2.26%，平均0.82%；氯仿沥青“A”含量平均为0.0394%，干酪根类型为腐殖腐泥型(Ⅱ1)；镜质体反射率(Ro)分布在1.98%～4.56%之间，平均值为2.85%，处于高成熟-过成熟阶段。

(2)储集岩

志留系储层包括韩家店组和小河坝组致密砂岩、石牛栏组礁滩相灰岩和致密泥灰岩等3类储层，其中以致密砂岩储层为主，其它两类储层分布局限。

韩家店组和小河坝组致密砂岩储层主要分布于川东-川东北地区，岩石致密，物性差，是一套特低孔低渗储层。据韩家店组14块岩心样品分析，孔隙度和渗透率均值分别为0.80%和1.31×10-3μm2；小河坝组28块岩心样品，孔隙度和渗透率均值分别为0.92%和0.80×10-3μm2。

石牛栏组礁滩相储层局限于川南地区，岩石类型主要为黏结岩、骨架岩和生屑灰岩等，岩石致密，以低孔低渗为特征。孔隙度多为1%～2%，平均1.66%；渗透率为0.01×10-3～0.2×10-3μm2，平均0.004 58×10-3μm2。

石牛栏组泥灰岩为混积陆棚沉积，原始孔渗性极差，但经裂缝改造可成为有效储层。如安页1井泥灰岩段，一开6 mm油嘴放喷，最大瞬时产量达423×104m3/d。

(3)圈闭类型

盆地东部志留系主要以构造圈闭类型为主，包括背斜、断背斜和断鼻等类型；在川东小河坝组砂岩发育地区，可能存在岩性或构造-岩性圈闭。

(4)盖层及保存条件

志留系以砂岩和泥岩沉积为主，泥岩均可作为盖层。此外，除盆地东缘局部地区受齐岳山断裂强烈影响使保存条件变差外，盆地东部其它地区的断裂向上大多未断至地表，一般终止于下三叠统嘉陵江组膏岩层和须家河组砂泥岩地层，油气保存条件较好。

2.3.2 油气成藏特征

志留系为典型的自生自储式成藏组合。其中，以龙马溪组暗色泥页岩为烃源岩，以小河坝组砂岩为储层，以韩家店组厚层泥页岩为盖层，构成盆地东部的主要成藏组合；韩家店组泥页岩所夹砂岩和粉砂岩储层分别以其上、下泥页岩为烃源岩和盖层，构成次级成藏组合。

受自生自储成藏组合和志留系碎屑岩储层物性较差等控制，志留系气藏明显具有“近源、优储”特征，裂缝的发育可有效改善致密砂岩储层的储集性能，进而控制天然气局部富集。根据建深1井岩心观察，取心段裂缝多为中-高角度，它们有效沟通了相互孤立的基质孔隙，形成裂缝-孔隙型储层；该井在韩家店组井段3 740.74～3 884 m测试获日产天然气5.13×104m3。

2.3.3 有利勘探方向

志留系有利勘探方向有2个(图5)：一是川东地区以小河坝组大型三角洲体系致密碎屑岩勘探为主攻方向，兼探韩家店组；小河坝组致密碎屑岩虽单层厚度小，但分布面积广，局部构造发育；该区已发现建南气田，五科1井测试获工业气流，表明小河坝组是川东下组合较为现实的勘探层系。二是川南地区以石牛栏组礁滩相灰岩为主要目的层，兼探混积陆棚相泥质灰岩和泥灰岩，有利勘探地区平面分布范围较为局限。

3 结 论

(1)四川盆地东部及邻区震旦纪至志留纪经历了伸展分异台地(震旦纪至早寒武世沧浪铺期)、稳定统一台地(早寒武世龙王庙期至中奥陶世宝塔期)和挤压前陆坳陷(晚奥陶世至志留纪)3个构造-沉积演化阶段，奠定了四川盆地东部海相下组合良好的油气地质条件。

(2)根据油气成藏要素及成藏组合特征，将四川盆地东部海相下组合划分为盐下碳酸盐岩(震旦系至中寒武统高台组)、盐上碳酸盐岩(中上寒武统洗象池群至中上奥陶统临湘-宝塔组)和致密碎屑岩(上奥陶统至志留系)等三个油气勘探领域，指出各勘探领域油气成藏特征和富集规律差异较大，为系统评价盆地东部油气资源潜力和勘探前景提供了基础。

(3)通过油气勘探领域及其成藏特征的系统评价，指出四川盆地东南部灯影组四段台缘带、赤水—綦江一带及盆地东北部洗象池群碳酸盐岩浅滩和川东志留系小河坝组三角洲砂体，是四川盆地东部地区的有利勘探方向和重点突破地区。