四川盆地是一个大型叠合含油气盆地，震旦纪以来在多期次伸展-挤压构造转换控制下形成了多个构造单元和多套含油气组合^[1-2]，油气勘探从中浅层向深层、超深层进军是必然的趋势^[3]。近年来，四川盆地在构造演化控制的“古裂陷、古隆起、古侵蚀面”油气成藏富集理论的指导下，在深层和超深层天然气勘探中获得了重大突破^[4]。在川中古隆起、德阳—安岳裂陷东侧高石梯—磨溪地区震旦系灯影组和寒武系龙王庙组发现了中国目前最大的单体海相碳酸盐岩气田——安岳特大型气田^[5-7]，随后又在川中古隆起北斜坡蓬莱气区蓬探1井震旦系灯影组二段、太和地区角探1井寒武系沧浪铺组试气分别获得121.98×10⁴ m³/d和51.62×10⁴ m³/d的工业气流^[8]。这些勘探成果标志着四川盆地从中深层向深层—超深层转移的战略部署已初显成效。

四川盆地下组合具有良好的生-储-盖条件，发育上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组、下寒武统筇竹寺组2套主力烃源岩^[9]和以上寒武统洗象池组白云岩为主的储集体^[10-12]。川中地区受加里东古隆起的影响，环加里东古隆起洗象池组主要发育构造-岩性气藏^[13-14]，自2004年威远气田老井复查以来，围绕乐山—龙女寺古隆起在川中、蜀南等地区多口井在洗象池组获得工业气流，探明天然气储量85.08×10⁸ m^3[9]，其中川中地区GS16井获气7.80×10⁴ m³/d，NC1井获气3.55×10⁴ m³/d，MX23井获气2.11×10⁴ m³/d，BL1井获气1.35×10⁴ m³/d；蜀南威远地区洗象池组也获得工业气井16口，低产气井6口。这些勘探成果表明洗象池组具有较大的天然气勘探潜力，有望成为四川盆地后备勘探领域和重要的接替层系。川东地区洗象池组的构造演化和生-储-盖配置均与川中地区不同，形成了截然不同的油气成藏模式。川东地区加里东期位于局限台地边缘^{[10, 15]}，受早期加里东古隆起影响相对较弱，中寒武统高台组膏盐岩和志留系泥岩2套区域性盖层^{[3, 11]}将洗象池组与五峰组—龙马溪组、统筇竹寺组2套主力烃源岩天然地分隔开，成藏条件较为复杂，油气勘探接连失利，沿着现今川东背斜带构造高点部署的WK1井，WT1井，C7井，TH1井，F1井，JS1井和Z3井等多口井测试结果都为水层，直到2020年PQ1井在洗象池组获得了25.13×10⁴ m³/d高产工业气流，才成功打开了川东地区洗象池组的勘探局面。通过对PQ1井成藏条件的精细解析发现，燕山期构造变形所改造的寒武系—志留系源-储配置关系是洗象池组能否有效成藏的关键^[16-18]。

以川东地区上寒武统洗象池组现今构造变形样式为基础，结合钻井、地震、岩心等资料，分析其构造特征及变形机制、油气成藏条件，明确控制成藏的有效构造样式和成藏模式，以期能够进一步指导该区洗象池组勘探区带预测，实现勘探突破。

四川盆地位于上扬子板块西缘，是发育在克拉通之上的含油气叠合盆地^[19-20]。研究区为位于华蓥山断裂至齐岳山断裂之间呈北东走向的区域，在构造上主要表现为受基底断裂控制的隔档-隔槽式断褶带^[21-23]（图 1a）。研究区自下而上发育震旦系、古生界、中生界等，在垂向上表现为由寒武系高台组膏盐岩、志留系泥岩、三叠系嘉陵江组—雷口坡组膏盐岩3套区域滑脱层或软弱层控制的分层构造^{[1, 24]}。元古界—上寒武统沧浪铺组为底部构造层，变形程度弱，表现为宣汉古隆构造背景上的多个低缓背斜褶皱带。中寒武统高台组—志留系为下构造层，高台组膏盐岩为滑脱层，上寒武统—奥陶系在冲断作用下形成冲断构造，地层变形和断裂向上消失于志留系泥岩软弱层中；泥盆系—中三叠统嘉陵江组一段为中构造层，沿志留系泥岩之上发育强烈的冲断背斜构造^[25]，形变较下构造层强，断裂及变形均向上消失于嘉陵江组—雷口坡组膏盐岩中（图 1b）。中三叠统—侏罗系为上构造层，表现为宽缓向斜和梳状长轴高陡断背斜^[26]。滑脱层发生塑性变形，并分隔脆性变形的构造层，滑脱层上、下地层变形差异大。构造层内的脆性变形受逆冲断层调节，这些逆冲断裂普遍终止于构造层上、下的滑脱层内部，鲜有贯穿上、下滑脱层的大断层发育，仅盆缘齐岳山构造转换带的断层刺穿了高台组膏盐岩，形成基底卷入式构造，这代表了川东隔档式褶皱带的东边界^{[22, 24-25]}。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 川东地区寒武系洗象池组构造特征（a）及岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Tectonic framework(a)and stratigraphic column(b)of Cambrian Xixiangchi Formation in eastern Sichuan Basin

研究区目的层段上寒武统洗象池组位于下构造层，岩性以石灰岩、白云岩为主，现今埋深变化大，总体上呈自西向东逐渐增大趋势，川中地区埋深为4 500 m，在川东地区达到9 000 m，而在川东南部及北部的局部区域受逆冲构造作用洗象池组出露地表。洗象池组厚度呈“西薄东厚”的特征，在川中地区厚度小于200 m，而川东地区厚度为600~800 m，其中华蓥山以东区域地层厚度最大，超过1 000 m。

震旦纪以来，四川盆地主要经历了2期伸展-挤压构造转换事件^[2]。受冈瓦纳大陆聚合的影响，盆地构造格局从早寒武世的克拉通内拉张坳陷（如绵阳—长宁裂陷槽）向晚寒武世古隆起（如乐山—龙女寺古隆起）转换^[4]。在此构造转换过程控制下，发生了多期海侵—海退古地理变化，发育了下寒武统筇竹寺组和上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组2套主力烃源岩^[9]以及洗象池组台内滩颗粒白云岩和台内晶粒白云岩储集体^{[10, 15]}，为盆地深层—超深层油气富集提供了物质基础。

印支期，受潘吉亚大陆聚合的控制，盆地自二叠纪开始拉张，形成了以开江—梁平为代表的裂陷槽；中—晚三叠世，随着华南板块与华北板块、印支地块与华南板块相继碰撞^[21-22]，四川盆地进入全面挤压环境，印支期泸州—开江古隆起在周缘前陆盆地和雪峰山隆起的共同挤压作用下开始形成，并沿北西向迁移^[24]。2期伸展-挤压构造均以膏盐岩滑脱层为变形边界，在纵向上形成了四川盆地3套主要构造层，并在各构造层分别形成多套含油气系统^[1-2]。

晚中生代以来，由于古太平洋板块的俯冲对华南岩石圈的扰动，加里东期的雪峰造山带再次活化形成印支期陆内造山带^{[18-20, 23]}，且持续向北西方向应力和变形传递。晚侏罗世—晚白垩世，中上扬子板块受统一挤压应力场控制，由南东到北西向变形强度逐渐减弱，呈现出脉冲式前展式递进变形的特点^{[19, 22-23]}，依次发育雪峰穹隆、湘鄂西隔槽式褶皱和川东地区隔挡式褶皱构造体系。由齐岳山断裂和华蓥山断裂围限的川东褶皱带基底较稳定，构造形变相对较弱，表现出高陡隔挡式褶皱特征（图 2）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 湘鄂西—川东地区地震剖面（据文献[23]修改） Fig. 2 Seismic section of western Hunan-Hubei and eastern Sichuan Basin

川东地区下构造层受雪峰脉冲式逆冲推覆构造的影响，构造变形以挤压变形为主，在平面上形成了以滑脱变形带控制的、沿北西向传递的断褶构造。综合利用构造、岩心、地震等资料，开展研究区寒武系构造展布刻画（图 3）可知：①高台组膏盐岩是最主要的区域性滑脱层，是控制下构造层变形的主要构造底界面^[25]，厚度大，普遍为600~800 m，局部厚度超过1 000 m，分布广，面积超2×10⁴ km^{2[3, 11]}；在地震剖面上呈内部杂乱、丘状外形的反射特征，其底界为连续中—强波峰反射，局部地区具有明显的加厚或杂乱反射特征。②奥陶系底界为较连续的中—强波峰反射，往北西方向上超尖灭于高台组底界之上，向南具有下凹的特征^[16]，至北西加里东古隆起高台组—奥陶系削截尖灭于二叠系底界^[10-11]。③上寒武统—奥陶系发育的冲断构造总体表现为强烈冲断和褶皱，以铲式逆断层作为滑动前锋，向北西向逆冲，断层面倾向南东；断层上盘一般发育不完整的背斜，形成相间排列复背斜、复向斜以及相关的断层-褶皱组合样式^[25]；背斜内部同时发育次级逆冲断层和背冲断层，形成一系列叠瓦状构造或背冲构造；上、下盘沿断层面发生错动导致不同时代沉积的地层横向上并置在一起。④下构造层顶部为上奥陶统五峰组灰色—黑色泥岩及硅质页岩，顶界为志留系泥岩软弱地层，岩性以深灰色泥页岩、黑色页岩夹灰色粉砂岩、深灰色页岩及紫红色泥岩为主，该套软弱地层在力学性质上与高台组膏盐岩有一定区别，不能作为主要滑脱层，但可作为塑性变形层；下构造层的变形主要被限制在2套滑脱层之间，大部分断裂和褶皱都是向下消失在高台组膏盐岩塑性层内部，向上终止于志留系泥岩。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 川东地区过TH1井下构造层（中寒武统高台组—志留系）地震剖面 Fig. 3 Seismic section of lower structural layer across well TH1 in eastern Sichuan Basin

研究区下构造层总体为向北东—南西延伸、向北西扩展的隔档式构造，主要表现为受滑脱构造控制的紧闭背斜和受高角度断层控制的单斜。该构造样式与地表所观察到的构造空间展布一致，进一步表明研究区分层构造受形成于燕山期、沿高台组膏盐岩发育的统一主扬子基底滑脱带所控制^[22]。

结合地震、钻井等资料，在寒武系顶界洗象池组发育的128个构造圈闭中识别出背冲构造、叠瓦状构造、断弯褶皱和盐底辟断弯褶皱4种构造样式（图 4）。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 川东地区上寒武统洗象池组4种典型构造样式 Fig. 4 Four representative structural styles of Upper Cambrian Xixiangchi Formation in eastern Sichuan Basin

背冲构造又称冲起构造，是由2条倾向相反的逆断层及其夹持的上盘抬升地层组成，研究区下构造层中发育的背冲构造可细分为2类（图 4a）。一类是在坡坪式断层控制的断展构造背斜后缘发育一套反冲断层，与前展式逆冲断层构成背冲构造，其主要特点是逆冲断层和反冲断层成对发育，且未突破上部滑脱层，但地层断距大、构造圈闭面积大、闭合度高，构造两翼和核部裂缝较发育，能较好地改善储层物性。如平桥构造（图 5a）^[18]、佛耳崖构造、沙罐坪构造等，该类型构造形成的圈闭条件较好，大滑动断距使背冲构造上盘为位于背斜核部的洗象池组，且与两侧断层下盘五峰组—龙马溪组形成侧向对接连通。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 川东地区志留系烃源岩与上寒武统洗象池组侧向不同对接构造样式典型实例 Fig. 5 Typical seismic structural styles showing the lateral connection between Silurian source rocks and Upper Cambrian Xixiangchi Formation reservoirs in eastern Sichuan Basin

另一类是断展构造，坡坪式特征不发育，形成陡倾断层面，并在断层上盘发育断层相关背斜。在主断层之上发育的反冲断层规模小，形成不对称的构造圈闭。如卧龙河构造（图 5b），自北向南的地震剖面反映被志留系软弱层分隔的上、下2套构造圈闭中发育的断层独立成体系，互不连通，在逆冲断层前缘和上盘发育的反冲断裂因断距过小，无法将洗象池组与五峰组—龙马溪组侧向对接，但如果断距足够长，仍可在断裂上、下盘形成洗象池组与五峰组—龙马溪组单侧对接。

叠瓦状构造是倾向和走向相同的多条台阶状逆断层的组合。随着断层前列式迁移，较早形成的断层叠置在较晚形成的断层之上，断层面陡倾，断层上盘地层沿高台组膏盐岩活动位移大，使洗象池组位于志留系之上，但由于断层的倾角大，在其上盘难以形成背斜构造，洗象池组不仅未与志留系在平面上侧向对接，而且圈闭构造发育较差（图 4b），如柏树咀构造（图 5c）。该类构造成藏条件较苛刻，不仅需要油气沿挤压的断层面向上运移，还需要在断层上盘形成背斜，才能使油气在洗象池组发育的有效含油气构造圈闭内聚集。

断弯褶皱是台阶状逆断层及相关褶皱的一种基本类型，断距较小。五峰组—龙马溪组烃源岩位于洗象池组之上（图 4c），烃源需沿断层向下运移才能进入储层内，成藏难度大。如五百梯构造（图 5d），奥陶系厚度为364 m，但断距只有270 m，储层不能直接与烃源岩接触，未能成藏。对该类构造圈闭而言，如果五峰组—龙马溪组与洗象池组垂向相距不远，早期烃类能在异常高压条件下向下排烃，也可作为有利勘探目标。

盐底辟断弯褶皱主要分布在川东盆缘附近，高台组滑脱层发育的巨厚膏盐岩经挤压后形成明显的塑性加厚盐背斜和逆冲断层。膏盐岩沿断层下盘挤入，阻隔了五峰组—龙马溪组裂解气侧向运移至洗象池组（图 4d）。如位于建南构造的JS1井，高台组膏盐岩厚度为164 m，含膏白云岩厚度为520 m，洗象池组位于五峰组—龙马溪组烃源岩东侧，因断层内挤入膏盐岩，未能成藏。位于太和构造的TH1井，高台组膏盐岩及含膏白云岩总厚度为480 m，地震剖面上可见膏盐岩挤入断层复杂带内，洗象池组未能与五峰组—龙马溪组烃源岩形成侧向对接关系，未能成藏（参见图 3）。

研究区洗象池组发育的4种构造样式均位于高台组膏盐岩滑脱层之上，综合分析认为，下构造层变形发育和演化受控于高台组膏盐岩在挤压背景下的塑性流动和滑脱变形^[25]。

受印支期陆内俯冲作用影响，中侏罗世雪峰造山带沿发育在中扬子盖层和基底之间的主扬子滑脱带向北西方向持续递进变形，受到刚性四川盆地的阻挡，盆地东边界齐岳山断裂抬升，主扬子滑脱带抬升并分别沿着高台组膏盐岩和中三叠统嘉陵江组—雷口坡组膏盐岩发育，于晚白垩世早期传递到华蓥山地区并终止^[21-23]。研究区的递进变形传递，首先表现为在滑脱面之上形成褶皱变形，随着挤压作用进一步发展，控制褶皱变形的主断裂持续发育形成断展构造，并在褶皱一翼发育反冲断层，进一步释放挤压应力^[1]；挤压和断层活动导致背斜两翼发生错断，上盘地层高角度冲起，造成膏盐岩层上覆地层的差异负载，在持续构造隆升和差异负载的影响下，在构造高部位下方聚集较厚的膏盐岩，而在向斜部位膏盐岩厚度相对较小。同时，垂向上2套滑脱面同时活动，调节下构造层的褶皱变形，使得下构造层发育的断层终止于上滑脱面内部，形成上下脱耦的构造样式。

川东地区发育2套烃源岩，一套为五峰组—龙马溪组海相泥页岩，厚度一般为600~1 000 m，最厚可达1 400 m。根据有机碳含量预测，可作为烃源岩的泥页岩厚度为300~700 m，占该套泥页岩总厚度的50% 以上（图 6a）。该套烃源岩中总有机碳（TOC）含量为2.00%~7.00%，干酪根类型以Ⅰ型为主，其次为Ⅱ₁型，属于好—优烃源岩^{[9, 16]}（图 6b，6c）。烃源岩生烃能力较强，早期主要生成液态烃，晚期热演化程度相对较高，镜质体反射率R_o为2.4%~4.0%，处于过成熟演化阶段，以生成裂解气和干气为主。四川盆地内五峰组—龙马溪组烃源岩生气强度整体表现为东强西弱，东部地区为（80~120）×10⁴ m³/km²，西部地区为（20~80）×10⁴ m³/km²（图 6d）；石柱、万州等地生气强度普遍高于100×10⁴ m³/km²，是研究区生气强度最大的地区；研究区以西地区生气强度相对较低，但也可达到（10~20）×10⁴ m³/km²。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组烃源岩特征 Fig. 6 Contour maps for evaluating the source rocks of Upper Ordovician to Lower Silurian Longmaxi Formation in Sichuan Basin

另一套烃源岩为寒武系筇竹寺组泥页岩，该套烃源岩厚度为30~150 m，TOC值为0.2%~1.0%，干酪根类型为腐泥型，R_o值为3.0%~4.0%^[17]，热演化程度相对较高，整体质量比绵阳—长宁地区筇竹寺组烃源岩（厚5~200 m，TOC值为1.95%~3.01%，R_o值为1.9%~3.5%）差^[27]。

对比川东平桥地区PQ1井洗象池组、焦石坝地区龙马溪组的天然气组分^{[18, 26-27]}和碳同位素比值（表 1），结果表明二者具有同源性，均源自五峰组—龙马溪组烃源岩裂解形成的天然气。

表 1(Table 1)

表 1 川东地区PQ1井上寒武统洗象池组与焦石坝地区下志留统龙马溪组天然气组分及同位素对比 Table 1 Comparison of composition and isotopes of natural gas samples from Silurian Longmaxi Formation at Jiaoshiba area and the Upper Cambrian Xixiangchi Formation of well PQ1 in eastern Sichuan Basin 地区/井位 层位 φ（天然气组分）/% δ13C/‰ CH4 C2H6 C3H8 CO2 H2S N2 H2 He CO2 C1 C2 C3 焦石坝 龙马溪组 99.04 0.46 0.01 0.30 0.00 0.11 0.03 0.05 — -32.02 -37.06 -37.41 98.58 0.45 0.01 0.33 0.00 0.56 0.02 0.05 — -31.93 -35.87 -37.43 PQ1井 洗象池组 95.65 0.33 0.01 2.48 0.48 0.89 0.11 0.05 -5.46 -29.91 -34.96 -33.65 95.46 0.33 0.01 1.86 0.49 1.77 0.03 0.05 -5.92 -30.20 -35.90 -33.73

下载CSV 表 1 川东地区PQ1井上寒武统洗象池组与焦石坝地区下志留统龙马溪组天然气组分及同位素对比 Table 1 Comparison of composition and isotopes of natural gas samples from Silurian Longmaxi Formation at Jiaoshiba area and the Upper Cambrian Xixiangchi Formation of well PQ1 in eastern Sichuan Basin

对比研究区洗象池组、石炭系、志留系（焦石坝地区），川中地区洗象池组、震旦系灯影组的天然气碳同位素特征（图 7）可知，研究区洗象池组天然气碳同位素特征与其上部石炭系，川中地区寒武系、震旦系气藏均具有明显差别^[17]。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 川东地区上寒武统洗象池组与不同地区、不同层系天然气碳同位素特征对比（据文献[17]修改） Fig. 7 Carbon isotope contrast of natural gas between the Upper Cambrian Xixiangchi Formation in eastern Sichuan Basin and different areas and different layers

综合分析认为，研究区洗象池组气藏与焦石坝志留系页岩气均来自五峰组—龙马溪组烃源岩。

四川盆地洗象池组层序-岩相古地理研究表明，沿盆地自西向东依次发育混积潮坪、局限台地、开阔台地、台地边缘和斜坡-盆地沉积^{[10, 15]}，其中川东地区洗象池组岩性以台内滩颗粒白云岩和台内晶粒白云岩、粉晶白云岩为主（图 8），总体沿着现今四川盆地边界褶皱带呈北东向断续分布。野外剖面和钻井岩心观察分析发现，该套滩相白云岩整体上表现为自下而上颜色变浅、粒度变粗序列，单个沉积旋回厚度一般小于2.5 m，累计储层厚度为50~130 m。储层沉积后期，海水、大气淡水、埋藏和构造变形等均对其进行了改造，进一步促进了孔隙和裂缝的发育，储集空间以溶蚀孔、洞和裂缝为主，总体表现为中低孔隙度（约为2.1%）和低渗透率（普遍低于0.1 mD）的特征^[15]。对研究区PQ1井洗象池组白云岩进行取心观察和成像测井分析可知，储层品质较好，以裂缝-孔隙为主，测井解释孔隙度为2.5%~4.5%^[16]。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 川东地区上寒武统洗象池组白云岩储层特征 （a）砂屑粉晶白云岩，粒间扩溶及残余粒间孔，南川三汇剖面，海拔为734 m；（b）泥晶白云岩，GK1井，深度为4 435 m；（c）粉晶砂屑白云岩，粒间溶孔，沥青充填，GT2井，深度为5 320 m；（d）细—中晶白云岩，华蓥白田坝剖面，海拔为1 269 m。 Fig. 8 Characteristics of dolomite reservoirs of the Upper Cambrian Xixiangchi Formation in eastern Sichuan Basin

研究区志留系主要岩性为泥岩，单层厚度可达152 m，累计厚度为800~1 000 m，具有塑性变形特征，分隔了下构造层和中构造层，具有成为洗象池组储层区域性盖层的基础条件。对该套泥岩样品进行分析测试，其突破压力为5~18 MPa，中值半径为2.37~3.93 μm，封闭高度为1 250~1 746 m，属于Ⅱ类盖层，具有较好的封盖能力^[16-17]。然而，研究区构造条件复杂，主干背斜和大断裂相伴生，自西而东依次发育华蓥山、铜锣峡、明月峡、齐岳山等高陡背斜带，其间还有南门场、卧龙河、大池干等低缓背斜带，对该盖层进行评价还需要进一步评估其是否受到后期构造活动的破坏。由于地层挤压剧烈，向地腹深处断层增多，背斜多变尖、变陡甚至倒转，但总体而言，下构造层的变形强度相对较弱^[24]。以卧龙河构造为例，下构造层发育以背斜断块为主的构造，背斜东、西两侧发育的逆冲断裂规模都不大，寒武系顶界发育至少17条逆断层，其中延伸相对较长、规模较大的断层有8条，但都未突破志留系盖层（参见图 5b）；泥盆系—三叠系嘉陵江组中构造层发育逆冲断层分隔的背斜构造，但3条东南倾向逆冲断层并未与上、下构造层的断层连通。综上所述，研究区下构造层冲断构造总体变形较弱，志留系盖层的完整性未被破坏，构造层之间的断层互不连通，为一套良好的软弱塑性滑脱层和区域性盖层。

此外，在局部构造区域，由于逆断层作用，洗象池组之上的中—下奥陶统泥灰岩发生挠曲，可作为直接盖层组成构造-岩性圈闭油气藏。

加里东运动末期（约420 Ma），研究区开始构造挤压深埋藏，五峰组—龙马溪组泥页岩开始生烃，在石炭纪经历广泛地抬升剥蚀后，于中—晚二叠世（290 Ma）受古太平洋俯冲华南地区拉张作用的影响进一步埋藏，达到生烃高峰，R_o为1.0%~2.0%。中—晚侏罗世—早白垩世，受印支期雪峰陆内造山作用影响，湘鄂西—川东地区开始构造差异抬升，直至晚白垩世，五峰组—龙马溪组最终定型，埋藏深度可达5~6 km^[28]。

研究区焦石坝地区五峰组—龙马溪组多期石英、方解石脉揭示了自印支期以来的埋藏-隆升史：侏罗纪—白垩纪，石英和方解石记录的原生盐水包裹体温度也逐渐升高，从177~166 Ma的160 ℃持续升高至156~145 Ma的180~210 ℃，至晚白垩世温度升高为210~220 ℃（80 Ma）^[29]，指示川东地区由于构造挤压导致地层埋藏深度的持续增加。白垩纪，川东地区显生宙沉积的地层在主扬子滑脱带控制下开始快速产生差异抬升和断褶作用，背斜构造圈闭形成，该时期强烈的挤压作用不仅为五峰组—龙马溪组烃源岩的排烃和运移提供了动力^[29]，还进一步促使其进入过成熟阶段（R_o > 2.0%）；上覆侏罗系—白垩系在燕山晚期和喜山早期（100~50 Ma）最大剥蚀厚度达到4~5 km，导致五峰组—龙马溪组页岩气藏的总含气量在深埋藏（> 3 km）—抬升剥蚀（< 1 km）的过程中快速降低，反映了大量的气体散失^[30]。同时，随着晚中生代逆冲推覆构造的发育，在主断层的上盘形成了完整的断背斜构造，一旦位于断层上盘洗象池组抬升突破中—下奥陶统盖层，与上覆正在排烃的五峰组—龙马溪组泥页岩在水平面上发生对置，则可完成有利的排烃和运移过程^[31]。

研究区筇竹寺组烃源岩也具有生烃潜力，但其生成的油气很难穿过具有构造圈闭且塑性流动厚度更大的高台组膏盐岩运移至洗象池组。

研究区下构造层不仅具有优质烃源岩，还发育良好的规模性储层和封盖层，具备形成规模性油气藏的条件。然而，中—下奥陶统泥灰岩、高台组膏盐岩分别将五峰组—龙马溪组、筇竹寺组2套烃源岩与洗象池组分隔，阻止了烃源岩生成的油气直接运聚到洗象池组，使得洗象池组成藏条件十分苛刻。其成藏模式与川中地区以洗象池组滩相岩溶为储集层、以筇竹寺组为烃源岩、以剥蚀不整合面和断层为运移通道形成的“古生新储，垂向运移”成藏模式截然不同。

研究区平桥构造的油气勘探突破揭示了构造冲断构造幅度、有效构造圈闭的形成、五峰组—龙马溪组泥页岩泄压的时空耦合都是洗象池组成藏的关键要素。晚中生代时，滑脱构造控制的主断层上盘形成完整的断背斜构造，位于上盘的洗象池组储层沿断层面抬升，突破上覆盖层，与位于断层下盘、正处于排烃高峰期的五峰组—龙马溪组泥页岩在水平面上发生并置，才可完成有利的排烃和运移过程^[31]。因此，川东地区洗象池组气藏以奥陶系泥灰岩为直接盖层，以志留系泥岩、致密砂岩、碳酸盐岩和膏盐岩为区域性盖层，在五峰组—龙马溪组与洗象池组侧向对接的背冲构造内，五峰组—龙马溪组烃源岩生成的高演化干酪根降解气侧向运移至断层上盘的构造圈闭内，在洗象池组储层富集成藏，形成“源储并置、新生古储、侧向运移、构造圈闭”的成藏组合模式（图 9）。平桥构造PQ1井就属于这一成藏模式，已获得25.13×10⁴ m³/d工业气流。该模式是目前研究区洗象池组最有效的成藏新类型。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 川中—川东地区上寒武统洗象池组成藏模式 Fig. 9 Hydrocarbon accumulation model of the Upper Cambrian Xixiangchi Formation in central and eastern Sichuan Basin

（1）川东地区上寒武统洗象池组主要发育背冲构造、叠瓦状构造、断弯褶皱和膏岩底辟断弯褶皱4种圈闭构造样式，不同的构造圈闭类型具有统一的成因机制，即燕山期雪峰造山带朝北西向沿中寒武统高台组膏岩发育主滑脱层，并在上覆上寒武统—奥陶系组成的下构造层发育断层相关构造和盐构造，形成不同构造样式；不同的构造圈闭具有不同的供烃及保存条件。

（2）研究区洗象池组具备油气成藏条件，洗象池组发育成带的台内白云岩，受后期裂缝改造形成优质储层，志留系泥岩作为区域盖层具有良好的封堵条件。燕山期挤压构造逆冲不仅形成断背斜等有利的构造圈闭，而且使位于断层上盘的洗象池组与位于断层下盘的五峰组—龙马溪组烃源岩突破中—下奥陶统盖层的隔离形成源-储对接，实现油气近源水平短距离侧向运移。

（3）研究区洗象池组成藏模式为“新生古储、源储并置、侧向运移、构造圈闭”，即以洗象池组发育的被岩溶和裂缝改造的滩相白云岩为储层，以五峰组—龙马溪组海相泥页岩为烃源岩，五峰组—龙马溪组在排烃高峰期与洗象池组侧向对接形成背冲构造，洗象池组位于断层上盘，五峰组—龙马溪组位于断层下盘。