楊躍明(本刊編委會執行副主任），等：四川盆地中二疊統天然氣勘探新進展與前景展望
刊出時間:2020
特約欄目主編楊躍明正高級工程師（中國石油西南油氣田公司地質勘探首席專家、本刊第八屆編委會執行副主任）： 四川盆地常規、非常規油氣資源富集，是我國天然氣資源最為豐富的盆地。“十二五”以來，該盆地天然氣勘探開發取得重大進展，天然氣儲量、產量持續快速增長，新增天然氣探明儲量超1×1012m3，新建產能150×108m3/a，成為我國天然氣勘探的熱點和新的增長極。 天然氣勘探的大發現推動了地質勘探理論認識的發展和新技術進步，該盆地近年來新發現的大氣田主要分布在盆地的中下組合，為海相碳酸鹽巖沉積，研究認為穩定克拉通盆地大氣田的形成與“古裂陷、古隆起、古侵蝕面”等密切相關。近期，川中古隆起北斜坡震旦系燈影組，中二疊統棲霞組、茅口組和火山巖天然氣勘探取得重大新發現，進一步證實了上述認識。本期地質勘探欄目以“四川盆地天然氣勘探重大進展”為專題，組織了《四川盆地川中古隆起震旦系—下古生界天然氣勘探新認識及勘探潛力》《四川盆地中二疊統天然氣勘探新進展與前景展望》《川西南平探1井中二疊統棲霞組天然氣勘探新突破及其意義》《碳酸鹽巖烴源巖氣藏的發現及其油氣地質意義》《地質—工程—經濟一體化頁巖氣水平井井距優化》等5篇論文，集中介紹最新勘探成果、探討大氣田成藏條件及勘探方向。作者簡介：楊躍明，1963 年生，正高級工程師，博士，中國石油西南油氣田公司地質勘探首席專家，本刊第八屆編委會執行副主任；主要從事油氣勘探開發生產管理及科學研究工作。地址：（610051）四川省成都市府青路一段3 號。ORCID: 0000-0002-0241-0017。
E-mail:yangym@petrochina.com.cn
楊躍明1 楊 雨2 文 龍2 張璽華2
陳 聰2 陳 康2 張 亞2
狄貴東2 汪 華2 謝 忱2
1. 中國石油西南油氣田公司
2. 中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院
摘要：近年來，隨著四川盆地深層海相碳酸鹽巖天然氣勘探力度的不斷加大。基于區域地質背景研究成果，在巖相古地理、儲層成因以及天然氣成藏演化等方面都取得了重要的地質新認識，并且在該盆地中二疊統棲霞組、茅口組、峨眉山玄武巖等多層系、多領域都取得了天然氣勘探新進展，展現出良好的天然氣勘探前景。歸納總結該盆地近期中二疊統天然氣勘探成果表明：①棲霞組沉積受加里東末期古地貌的控制，在川西海盆邊緣和川中地區環古隆起周緣發育了規模分布的臺緣灘和環帶狀臺內灘，灘體規模大、分布范圍廣，白云巖儲層發育，含氣性好；②盆地內茅口組主要發育兩種類型的儲滲體——一種是疊加白云化作用的受相帶控制沿臺緣和臺內高帶發育的灘體，另一種是茅口期末受大規模侵蝕作用在巖溶斜坡帶分布的有效巖溶儲層；③在成都—簡陽地區發現了火山巖氣藏，其優質儲層為火山巖爆發相，厚度大、物性好、分布面積廣，該種新類型氣藏的發現，進一步拓展了四川盆地中二疊統天然氣勘探的領域。結論認為，中二疊統多層系、多領域天然氣規模勘探潛力的提升，使其成為四川盆地下一步天然氣增儲上產的重要接替領域。
關鍵詞：四川盆地；中二疊世；海相碳酸鹽巖；峨眉山玄武巖；沉積相；白云化作用；天然氣勘探潛力；新進展
0 引言
四川盆地中二疊統天然氣勘探始于20 世紀50年代，早期勘探主要集中在該盆地南部，以印支期古風化殼為重點先后發現了圣燈山、陽高寺、自流井等一批中二疊統茅口組（當時稱之為陽三段）縫洞系統氣藏，儲集體為巖溶縫洞型石灰巖儲層，非均質性強，氣藏規模大小懸殊，產氣層主要發育在局部構造高點、沿長軸方向，氣藏受現今構造圈閉控制。此后在持續開展川南地區中二疊統天然氣勘探的同時，針對整個四川盆地中二疊統開展了預探工作，部署了一批探井，在川西北礦山梁、九龍山構造實施鉆探，勘探獲得了一些重要發現：在礦山梁構造發現厚層狀白云巖儲層，但含氣性差；九龍山構造在中二疊統棲霞組、茅口組均獲得工業性氣流，為裂縫性石灰巖儲層，氣藏規模小。上述勘探未能取得重大突破。2011 年后，川中古隆起震旦系—寒武系特大氣田的發現[1]，揭示該盆地海相碳酸鹽巖油氣規模聚集成藏與“古裂陷、古隆起、古侵蝕面”密切相關。由此重新認識四川盆地中二疊統，加大了對二疊系沉積—構造演化的研究，以川西棲霞組臺緣作為突破口，2012 年在川西臺緣帶北段雙魚石地區部署風險探井ST1 井，棲霞組鉆獲塊狀孔隙性白云巖儲層，測試獲高產工業氣流。這進一步證實區內白云巖儲層受沉積相帶控制，儲層規模發育且整體含氣。隨后針對盆地中二疊統的勘探工作全面展開，先后在川中、川東、蜀南以及川西南部地區部署以中二疊統為主探或兼探層的風險探井和預探井，均獲得天然氣勘探重大發現。GS18、MX42、MX31X1 井在川中棲霞組鉆遇灘相白云巖儲層，測試均獲得高產工業氣流。PT1 井在川西南部棲霞組發現厚層狀灘相白云巖儲層并獲高產工業氣流。YJ2 井在蜀南向斜區鉆遇茅口組巖溶孔隙型儲層，測試獲高產。YT1 井在川西簡陽地區峨眉山玄武巖組發現孔隙性火山巖儲層并獲高產工業氣流，新領域勘探獲得了重大突破。四川盆地中二疊統天然氣勘探取得的一系列新發現和新苗頭，展現出良好的天然氣勘探前景。1 區域地質背景
四川盆地處于揚子板塊西緣，經歷了多期次的構造運動（圖1），是典型的多旋回性克拉通盆地。從基底形成到晚期造山成盆，是經歷了揚子旋回、加里東旋回、海西旋回、印支旋回、燕山旋回及喜馬拉雅旋回等6 大沉積構造旋回的多期構造疊合盆地[2]。其中加里東旋回晚期擠壓隆升—海西中晚期裂陷運動過程對四川盆地中二疊統油氣成藏具有重要的控制作用。海西旋回主要包括泥盆紀—二疊紀，盆地總體是以海侵和擴張為主。中二疊世棲霞期沉積整體受加里東期古地貌影響，自盆地東西兩側向川中地區海侵。茅口期繼承了棲霞期的沉積格局，茅口初期沉積地貌相對穩定；茅口晚期，巖漿上拱，局部地區發生拉張下沉，形成斷陷盆地，沉積了孤峰組深水相硅質巖；茅口末期，火山活動，隆升作用達到頂峰，中上揚子區整體隆升到海平面以上，遭受區域性侵蝕，形成中上二疊統之間的平行不整合面[3]。在加里東和海西構造運動的控制下，中二疊統自下而上發育了棲霞組、茅口組及峨眉山玄武巖組3 個重要勘探目的層。
2 對中二疊統的認識進展與天然氣勘探方向
四川盆地中二疊統為一套碳酸鹽巖與火山巖地層組合。早中二疊世中國南方整體處于海侵背景，海水沿早古生代的古隆起地貌超覆，由盆地周緣向川中地區階梯式海侵上超，川西地區處于巴顏喀拉海盆邊緣，發育碳酸鹽巖臺地—臺地邊緣沉積環境，隨著海水持續入侵，在川中古隆起周緣發育臺內顆粒灘相沉積環境。茅口中晚期克拉通內拉張作用加強，川中至川北地區開始出現臺內裂陷，裂陷周緣發育臺地邊緣至臺地相。茅口末期，地幔柱隆升，沉積演化暫時停滯，地層出露水面造成區域侵蝕。隨著火山噴發，盆地大部分區域被火山巖覆蓋，但火山巖相存在差異，巖性以爆發相火山碎屑巖、溢流相玄武巖和空落相凝灰巖為主（圖2）。
圖2 中國南方晚石炭世—早中二疊世構造—層序巖相古地理圖
受沉積格局的控制，棲霞組在川西臺緣及環川中古隆起周緣發育規模分布的臺緣和臺內灘帶；茅口組裂陷邊緣和臺內高帶是優質孔隙型儲層發育的有利區；茅口組末期侵蝕作用下形成的斜坡和殘丘帶是有效巖溶儲層發育帶；距離火山口較近的爆發相是火山碎屑巖優質儲層規模發育區。2.1 盆地棲霞組沉積格局及控儲作用取得新認識，明確了勘探方向
2.1.1 川西海盆邊緣棲霞組發育大面積臺緣灘
受巴顏喀拉海盆的控制，在上揚子克拉通大陸邊緣的川西地區發育棲霞組臺緣相—開闊臺地相，臺緣帶呈北東向沿河灣場—礦山梁—雙魚石—雅安一線展布[4-6]。臺緣帶西臨廣海，沉積水體能量強，發育殘余顆粒結構白云巖，疊合后期成巖作用改造，孔隙型儲層大面積發育（圖3），含氣性好，是盆地棲霞組有利的勘探區帶。
從連井剖面（圖3-a）可以看出，川西茂汶—北川一帶發育棲霞組盆地相，欠補償沉積厚度相對較薄，巖性為泥頁巖變質的千枚巖和板巖，向東至青川—江油一帶開始出現臺地相沉積，青川何家梁一帶出露棲霞組厚度為120 m，巖性為具殘余顆粒結構的白云巖，表現出高能灘相特征，沉積相帶為臺緣帶，臺緣帶沿龍門山自北向南連續分布，向川中灘體變薄，出現薄儲層縱向疊置，從川西至川中地區棲霞組發育盆地相、臺緣相、臺內相，沉積相序完整。雙魚石地區的實鉆結果表明，臺緣帶儲層巖性以細—中晶白云巖為主，具殘余顆粒結構，儲集空間主要為晶間（溶）孔、粒間（溶）孔及溶洞，總體具有低孔低滲特征，局部發育中高孔，孔隙度主要介于2% ～ 6%，平均值為3.7%，滲透率主要分布在0.01 ～ 1.00 mD，以中孔中喉為主，孔喉連通性好，儲層厚度介于15 ～ 40 m，ST1 井和PT1 井鉆探成果證實川西棲霞組臺緣帶控制了優質白云巖儲層分布，灘相白云巖儲層呈厚層塊狀，含氣性好。2.1.2 盆地棲霞組臺內灘廣泛發育，優質白云巖儲層沿古隆起周緣呈環帶分布
通過精細層序對比和薄儲層地震預測技術，刻畫了川中地區臺內灘展布特征（圖4），可以看出川中地區棲霞組臺內灘沿古隆起周緣呈環帶狀展布，灘體規模受古隆起控制，分布面積大。
圖4 川中高磨地區棲霞組臺內灘與白云巖儲層平面分布圖
棲霞期海平面在川中古隆起高部位高頻振蕩，沉積了多期臺內高能灘，形成多層疊置白云巖儲層。儲層巖性以細—中晶白云巖為主，見殘余顆粒結構，孔隙度主要介于2% ～ 6%，平均值為4.08%，滲透率主要分布在0.01 ～ 1.00 mD，平均值為0.35 mD，儲層單層厚度較薄（1 ～ 8 m），累計厚度為5 ～ 25 m，儲層相對較薄，但分布面積廣，含氣性好，單井測試產氣量高，埋藏相對較淺，勘探開發條件優越。綜上所述，棲霞組沉積格局受到加里東構造運動影響，盆地內川西臺緣和川中古隆起高帶控制了高能灘體的分布和優質儲層規模發育，形成盆地內“一緣一環帶”規模灘相白云巖分布的格局。2.2 茅口組發育相控型灘相儲層和巖溶縫洞型儲層，明確勘探新領域
盆地茅口組沉積早期繼承了棲霞組沉積格局，整體處于碳酸鹽巖緩坡沉積環境，主要為一套由黑灰色灰泥灰巖與灰色灰巖組合，具有一定的生烴能力。茅口組中晚期由于強烈的拉張作用，盆地北部地區發生拉張下沉，形成斷陷盆地，臺內形成隆凹相間的格局，在裂陷（臺洼）邊緣發育高能灘相，局部地區疊加白云化作用，形成規模分布的孔隙型白云巖儲層。茅口組晚期盆地大規模的隆升，遭受強烈的侵蝕作用，形成巖溶地貌格局，巖溶斜坡和殘丘帶是巖溶孔洞型儲層發育區。從成藏特征分析，巖溶儲層形成的古巖性圈閉，利于油氣早期成藏，晚期構造運動在未遭受強烈破壞作用地區，古油氣藏仍能得到保存。因此，區內古巖溶斜坡帶和現今構造向斜的疊合區是尋找茅口組油氣富集區的重要領域。2.2.1 茅二期裂陷（臺洼）邊緣發育相控型儲層，“一臺緣、三高帶”是重要的勘探區帶
中二疊世晚期，整個揚子板塊處于拉張環境[7]，受板塊俯沖和峨眉地裂運動的影響，在川北廣元—巴中一帶形成克拉通臺內裂陷[8]，裂陷內發育孤峰組深水相沉積，為茅口組同期異相的產物[9]，巖性以泥巖及硅質泥巖為主，沉積厚度比茅口組顯著減薄，見放射蟲、骨針、底棲紅藻等深水生物，臺緣分布在劍閣—龍崗一帶（圖5）。通過地層劃分對比和地震追蹤及沉積相研究（圖5-b、c）表明，在盆地內發育2 個臺內洼地，與廣元—巴中克拉通臺內裂陷一樣呈北西—南東向展布，其兩側存在蓬溪、鹽亭和射洪3個臺內高帶（圖5-c），形成“一臺緣、三高帶”的沉積格局。近期鉆探的JT1 井位于射洪高帶，茅二段巖性以殘余顆粒白云巖為主，內夾亮晶砂屑灰巖（圖6）為邊緣灘相沉積，測井解釋儲層厚15 m，孔隙度為4.9%，且具有良好的含氣性。追蹤臺緣和臺內高帶已鉆井資料分析，亮晶顆粒灰巖普遍發育，具高能相帶沉積特征。沿臺緣和臺內高帶普遍發育的高能灘體結合后期白云化作用，利于形成優質孔隙型儲層。
2.2.2 茅口組末期強烈的侵蝕作用，形成巖溶古地貌格局，巖溶斜坡和殘丘帶是巖溶孔洞型儲層發育區
受峨眉地幔柱隆升影響，四川盆地在茅口組末期整體抬升暴露地表，遭受強烈的巖溶改造[10]。前期研究發現茅口組巖溶現象普遍，但后期的沉積作用導致茅口組頂部發育的巖溶孔洞多被滲流物或后期膠結物充填[11-12]，普遍發育的巖溶孔洞儲層難以得到有效保存，且分布規律難尋。本輪研究通過鉆井資料對比分析與地震綜合解釋，重構了四川盆地茅口組巖溶古地貌格局（圖7）。通過對區內大量老井復查表明，位于巖溶斜坡的D12 以及位于巖溶殘丘的Z5 井巖溶儲層發育，而位于巖溶洼地的T2 井和YT1 井巖溶儲層發育較差（圖7-b）。研究認為在古巖溶斜坡區及巖溶殘丘周緣，由于巖溶流體流速快，溶蝕孔洞不易充填，有利于形成有效巖溶孔洞型儲層。
基于上述認識，在蜀南地區巖溶斜坡與現今構造的向斜疊合區部署鉆探YJ2 井，該井鉆井過程中在茅口組巖見井漏顯示，巖心資料顯示巖溶作用較強，溶蝕孔洞發育，見溶溝、溶縫及滲流粉砂，儲層厚度35.9 m，平均孔隙度6.5%，滲透率3.621 mD，測試產氣量58.87×104 m3/d。蜀南地區巖溶斜坡帶是巖溶孔洞型儲層發育有利區得到證實（圖6），進一步拓展了盆地茅口組巖溶縫洞型儲層的勘探領域。2.2.3 古巖溶圈閉有利于早期成藏，受晚期構造運動的影響，在向斜區破壞作用相對較弱，有利于油氣保存
蜀南地區巖溶斜坡區巖溶作用強烈，巖溶縫洞型儲層發育，且分布在瀘州古隆起區（圖8）。茅口組氣藏其烴源主要來自下志留統龍馬溪組及茅一段，烴源巖在上三疊統須家河組沉積末期進入生油窗，開始大量生油，液態烴沿斷裂向上運移，并在茅口組早期巖溶發育區聚集區成藏。侏羅系中晚期，古油藏裂解成古氣藏，喜山期構造運動對古氣藏進行大規模調整。而現今構造的向斜區破壞作用相對較弱，斷裂普遍不發育，具備較好的保存條件，古氣藏能得以保存。
2.3 爆發相火山碎屑巖發育規模孔隙型儲層，是重要的天然氣勘探新領域
峨眉地裂運動導致四川盆地大規模的火山噴發，火山巖廣泛分布，尤以川西地區更為發育。近期實施的YT1 井鉆探表明爆發相火山巖發育優質孔隙型儲層，且物性條件好，測試獲高產工業氣流，表明廣泛分布的火山巖成為四川盆地勘探的新領域。通過川西—蜀南地區火山巖分布和火山機構刻畫，在成都—簡陽、大邑—新津以及蜀南地區發育多個火山機構，爆發相大面積分布，具備火山碎屑巖優質儲層規模發育的有利條件，勘探前景廣闊。2.3.1 成都—簡陽地區發育爆發相火山碎屑巖孔隙型儲層
四川盆地內火山巖面積約為11×104 km2，川西南— 蜀南地區以玄武巖為主， 厚度一般介于150 ～ 300 m。川中、川北地區以凝灰巖為主，川東地區局部發育玄武巖，厚度介于10 ～ 50 m。川西成都—簡陽地區發現近火山噴發中心的爆發相玄武質火山碎屑巖，地震資料刻畫成都簡陽地區爆發相火山巖面積約1 750 km2，火山巖整體厚度介于150 ～ 300 m，其中爆發相厚度介于79 ～ 229 m，埋深超5 000 m，該套爆發相火山巖具有分布面積廣、厚度大的特點。據地球化學特征分析該套火山巖屬于峨眉山大火成巖省的一部分，按照 TAS（Total AlkaliSilica）分類，四川盆地二疊系火山巖主要為偏堿性或亞堿性的基性、超基性巖類[13-17]。成都—簡陽地區火山巖巖性主要為火山熔巖（玄武巖）、火山碎屑熔巖和火山碎屑巖，其中，火山碎屑熔巖含有大量火山角礫，火山碎屑巖除含有大量火山角礫外，還含有大量灰質角礫（圖9），推測為火山噴發過程中下伏茅口組的自碎角礫。火山碎屑大量發育表明其具有爆發相特征。
圖9 成都—簡陽地區爆發相火山碎屑巖儲層宏微觀特征圖版
火山巖碎屑熔巖段和火山碎屑巖段孔隙發育，儲層空間主要為溶蝕微孔，其次是角礫間溶孔（圖9）。溶蝕微孔在鑄體薄片中呈藍色連片彌散狀分布，可由脫玻化微孔后期受溶蝕作用改造形成[18]，溶蝕微孔在火山碎屑熔巖段和火山碎屑巖段均較發育，而角礫間溶孔僅發育在火山碎屑巖段。火山碎屑熔巖段和火山碎屑巖段儲層物性好，為高孔隙度—特高孔隙度儲層。YT1 井儲層孔隙度分布介于5% ～ 20%，主體區域介于10% ～ 20%，平均孔隙度為13.76%；滲透率分布介于0.001 ～ 1.000mD，主體區域介于0.01 ～ 0.10 mD，平均滲透率為0.058 mD。TF2 井儲層孔隙度分布范圍較廣，介于5% ～ 30%， 主體區域介于15% ～ 20%， 平均孔隙度為17.07% ；滲透率分布介于0.001 ～ 10.000mD，主體區域介于0.1 ～ 1.0 mD，平均滲透率為0.227mD。2 口井儲層孔隙度—滲透率均顯示較好的相關性（圖10），反映了研究區主要發育孔隙型火山巖儲層。圖10 YT1、TF2 井火山巖儲層孔、滲分布及孔—滲交會圖
2.3.2 成都—簡陽地區火山巖氣藏烴源及生儲蓋配置關系好
簡陽地區發育高角度斷裂，斷穿下寒武統烴源巖和火山碎屑巖儲層，在空間上可以形成下生上儲的近源有利組合（圖 11）。火山巖上覆上二疊統龍潭組泥巖厚度大，是良好的直接蓋層，三疊系厚層膏巖蓋層廣覆式分布，為優質區域蓋層[19]。在良好的成藏要素匹配關系下，即使YT1 井區埋深超過5 000 m，仍具有良好的物性，天然氣資源豐度可達19.35×108 m3/km2，屬于高豐度、超深層的孔隙型火山巖氣藏。
3 天然氣勘探潛力與前景展望
3.1 中二疊統具有天然氣規模成藏的有利條件
近期研究已認識到，四川盆地中二疊統棲霞組、茅口組和峨眉山玄武巖組均發育規模優質儲層，縱向上與下伏寒武系或志留系優質烴源巖直接接觸，平面上與寒武系裂陷槽和志留系生烴凹陷疊置（圖12-a），烴源充足、源儲配置好。
圖12 四川盆地中二疊統天然氣成藏要素配置關系圖版
3.1.1 中二疊統氣源來自下伏烴源，具近源特征
據氣源分析（圖12-b），可以明確中二疊統棲霞組、茅口組、峨眉山玄武巖組氣源主要來自寒武系和志留系烴源，兼有下二疊統烴源，其中川西—川中棲霞組、簡陽爆發相火山巖、簡陽—威遠茅口組巖溶儲層氣源主要來自寒武系裂陷槽烴源巖，部分來自茅一段黑灰色灰泥灰巖烴源巖，蜀南茅口組烴源主要來自志留系烴源。據棲霞組天然氣甲、乙烷碳同位素分析顯示，甲烷碳同位素介于－32‰ ～－29‰，乙烷碳同位素介于－29‰ ～－26‰，與川中高磨地區燈影組同位素組成基本一致，表明氣源與寒武系烴源巖有關[20]。YT1 井二疊系火山巖天然氣甲、乙烷碳同位素分布與磨溪寒武系龍王廟組氣藏較一致，氣源以寒武系筇竹寺組為主，為高—過成熟油型氣特征。3.1.2 下伏寒武系和志留系烴源豐富
德陽—安岳臺內裂陷為區域拉張背景下，受張性斷裂控制， 呈NNW 向展布， 南北長為320km， 東西寬度介于50 ～ 300 km[21]。裂陷主要發育于震旦紀燈影組沉積期—早寒武世筇竹寺組沉積期[22]，裂陷內下寒武統麥地坪組和筇竹寺組發育厚層優質烴源巖，烴源巖厚度介于300 ～ 450 m，有機碳平均含量大于2%，兩套烴源巖累計生氣強度介于100×108 ～ 180×108 m3/km2。裂陷內優質烴源巖為川西—川中棲霞組、川中—川北茅口組、成都—簡陽地區火山巖提供了充足的氣源。另外，蜀南和川東地區位于志留系龍馬溪組生烴凹陷，沉積400 ～ 700 m 巨厚個的龍馬溪組泥質烴源，生烴強度100×108 ～ 360×108 m3/km2，為厚層優質烴源，資源基礎豐富為蜀南地區茅口組提供充注烴源。盆地中二疊統棲霞組、茅口組、火山巖多套優質儲層直接覆蓋于寒武系或志留系烴源之上，經斷層溝通形成“下生上儲”的良好源儲匹配關系。3.2 中二疊統天然氣勘探前景展望
油氣成藏條件分析表明，中二疊統烴源充足、優質儲層發育、縱向上多層系疊置、源儲配置好，是盆地勘探重要領域，目前勘探已經取得重要突破。3.2.1 棲霞組“一緣一環帶”高能灘相控制規模儲層，是集中突破的重點領域通過棲霞組取得的勘探新認識，明確了川西臺緣灘和川中環古隆起分布的臺內灘是棲霞組重點勘探方向，也是近期集中突破的重點領域。棲霞組有利勘探面積廣，川西北部臺緣灘相白云巖儲層有利勘探面積為2.8×103 km2 ；川西南部臺緣灘相白云巖儲層有利勘探面積為4.8×103 km2 ；環加里東古隆起周緣臺內灘相白云巖儲層有利勘探面積為5.2×103 km2，其中高磨地區有利面積約為2.2×103 km2，磨溪以北地區有利面積約為3×103 km2。川西南臺緣灘相白云巖儲層及環加里東古隆起周緣臺內灘相白云巖儲層勘探程度低，勘探潛力大。3.2.2 茅口組裂陷（臺洼）邊緣灘和巖溶斜坡帶是下一步天然氣勘探的拓展領域川北臺緣灘、川中臺洼邊緣灘預測有利勘探面積為5.5×103 km2。其中，射洪、鹽亭、蓬溪高帶預測面積為2.5×103 km2，劍閣臺緣帶有利面積為3×103 km2 。蜀南和川西南地區巖溶斜坡、殘丘帶分布面積近10×103 km2，臨近寒武系和志留系烴源中心，成藏條件優越，其中勘探程度低、保存條件較好的蜀南向斜區有利勘探面積約為2×103 km2，是下一步勘探重要的拓展領域。3.2.3 明確了火山巖爆發相是有利勘探方向，是重點勘探新領域
近期勘探進展認識到火山巖爆發相規模優質儲層發育，推動了火山巖勘探認識。新發現的成都—簡陽地區爆發相火山巖儲層厚度大，物性好，氣源充足，爆發相火山巖地震反射特征清晰，落實程度高，連片發育，展布面積達1.75×103 km2，目前資源豐度可達19.35×108 m3/km2，爆發相火山巖已顯示出較大的資源潛力，YT1 井以南地區構造部位高，是近期集中評價勘探的重要區帶。另外通過井標定、地震追蹤發現大邑—新津地區爆發相面積為0.98×103 km2，蜀南地區爆發相面積為0.42×103 km2，是風險勘探的潛力區。4 結論
1）近年來四川盆地中二疊統多層系取得的勘探發現，棲霞組、茅口組和火山巖在巖相古地理、儲層成因以及成藏演化等方面取得的多項地質新認識，展示出中二疊統具備多層系、多領域的規模勘探潛力，是下一步天然氣增儲上產的重要領域。2）棲霞組“一緣一環帶”沉積格局控制了規模白云巖儲層分布，下一步應該加快勘探進度擴大勘探成果。川西臺緣灘儲層厚度大、物性好，是近期規模增儲領域。川中臺內灘埋藏相對較淺，分布范圍大，是天然氣效益勘探的重要領域。3）茅口組“一緣三高帶”沉積格局和東吳期巖溶古地貌特征，展現出茅口組規模勘探潛力，有望成為規模增儲的潛力領域。蜀南地區巖溶斜坡與現今構造向斜疊合區天然氣規模富集，是提交天然氣規模儲量的潛力區。4）火山巖爆發相分布面積廣，儲層優質，大邑—新津和蜀南地區仍然發育火山巖爆發相，是近期天然氣勘探的重點新領域。參考文獻請點擊下方“閱讀原文”查看
編 輯 韓曉渝
論文原載于《天然氣工業》2020年第7期
基金項目：國家科技重大專項“四川盆地二疊系—中三疊統大型氣田富集規律與目標評價”（編號：2016ZX05007-004）、中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項“西南油氣田天然氣上產300 億立方米關鍵技術與應用”（編號：2016E-0602）。
楊躍明，楊雨，文龍，等. 四川盆地中二疊統天然氣勘探新進展與前景展望[J]. 天然氣工業, 2020, 40(7): 10-22. YANG Yueming, YANG Yu, WEN Long, et al. New exploration progress and prospect of Middle Permian natural gas in the Sichuan Basin. Natural Gas Industry, 2020, 40(7): 10-22.
