四川盆地天然气的区域性富集规律

四川盆地为什么天然气多?~

四川盆地天然气多的原因如下：

1、四川盆地在地质历史时期曾经生物种类丰富，从现今出土的化石等可知。四川盆地动植物种类繁盛，拥有大量的有机生物体生存。后来由于地壳运动，地面下沉，各种生物被埋覆在地下。经过时间的演变，有机质分解，慢慢形成石油和天然气。
2、在地质历史时期该地地壳运动曾经呈下降趋势，这样有机质才会被掩埋覆盖，保证成油环境。

现在四川油田：已有60年的历史，发现油田12个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总量近一半，是我国第一大气田。

1.基本概况
四川盆地位于中国西南地区（图10-21），面积达19×104km2，是中国陆上大型沉积盆地之一及重要天然气产区，目前已发现含气层系21个、气田136个。四川盆地经历了古生代—中三叠世海相克拉通和晚三叠世—新生代陆相前陆盆地沉积，早古生代沉积岩厚1400～3600m，发育了上震旦统陡山沱组、下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组、下志留统龙马溪组4套海相黑色页岩（图10-22）。

图10-21 四川盆地区域位置与构造单元划分


图10-22 四川盆地下古生界地层综合柱状图

2005年以来，中国开始在四川盆地开展页岩气地质评价与选区、勘探开发先导试验。2010～2011年，威远构造钻探的威201井、长宁构造的宁201井、昭通地区的昭104井以及富顺-永川地区的阳101井经大型水力压裂后，在筇竹寺组、龙马溪组海相页岩中测试获商业性气流，发现了威远-长宁、昭通和富顺-永川等页岩气田，实现了中国页岩气的工业性突破。2012年，涪陵地区焦石坝构造钻探的焦页1 HF测试获高产，发现了涪陵页岩气田。截至2014年5月底，已钻探100余口页岩气井（70%水平井），80余口井经过水力压裂改造后，测试单井日产天然气（0.3～54.7）×104m3，页岩气累计产量超过6.0×108m3。
2.页岩气地质特征
四川盆地下古生界海相页岩气区位于川南、川东地区，构造位置为川南低陡构造带、川东高陡构造带（图10-21），地表地形相对平坦，海拔200～750m，长江干流及支流贯穿整个地区，水资源丰富，是四川盆地常规天然气的主产区，地面设施和油气管网完善。
下古生界海相页岩气区产层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组（O3w-S1ι）（图1023）和下寒武统筇竹寺组（ ）（图1024）底部黑色页岩，岩性以海相富有机质黑色页岩为主，厚20～100m，TOC含量为0.8%～6%，Ro主体为2.0%～3.6%，孔隙度主要为1.5%～8.2%，渗透率为1×10-8～9×10-6μm2，含气量为0.07～6m3/t，压力系数为1.0～2.3，埋藏深度为900～5000m，平均深3000m。两套海相页岩气均以游离气为主，占50%～80%，不含液态烃。气体组分以甲烷为主，甲烷含量97.8%，乙烷含量1.16%，C3—C5含量为0.29%，含微量CO2、N2，不含H2S，乙烷碳同位素具有倒转特征，与北美典型热成因页岩气特征相似（表10-12）。

图10-23 四川盆地志留系龙马溪组岩性综合柱状图

目前，四川盆地下古生界海相页岩气有利区面积约3.8×104km2，预测可采资源量4.4×1012m3。初步确定了威远、长宁、富顺-永川、涪陵等核心区，控制面积约1.65×104km2，预测单井可采储量为0.42×108～1.13×108m3。2013年已初步形成年产5×108m3的能力，年产页岩气量2.0×108m3，预计未来5～10年，随着地质认识的深化与适用勘探开发配套技术的形成，页岩气年产量可能达到300×108m3。

表10-12 四川盆地古生界海相页岩气特征与美国海相页岩气对比

3.页岩气形成与富集规律
深水陆棚相有利于富有机质、富硅质页岩发育。早寒武世和早志留世两个时期，全球海平面快速上升，四川盆地整体为克拉通背景下的半深水—深水陆棚，与北美主要产气页岩具有相似的沉积环境。筇竹寺组岩性以黑色页岩及深灰色含砂质页岩为主，下部为深灰—黑色炭质页岩及深灰色、灰色粉砂质页岩和粉砂岩，向上颜色逐渐变浅，为灰、灰绿色含钙质细砂岩、粉砂岩，富有机质页岩（TOC＞2%）集中段主要为筇竹寺组底部的黑色页岩段。筇竹寺组页岩厚度受继承性发育的德阳-安岳古裂陷槽控制，厚度一般为300～450m，黑色页岩厚度可达140～160m（图10-25），富有机质页岩（TOC＞2%）厚度一般为20～80m，其中高石梯地区最厚可达100m。龙马溪组下部由深灰—黑色硅质页岩、炭质页岩、钙质页岩、笔石页岩夹生物碎屑灰岩组成，上部为灰绿、黄绿色页岩及砂质页岩夹粉砂岩及泥灰岩。龙马溪组因加里东运动抬升遭受区域性剥蚀，在盆地西南部缺失，向南、东部逐渐增厚，地层最厚400～600m，龙马溪组富有机质页岩（TOC＞2%）集中段主要发育于底部，一般厚20～100m，其中宜宾—泸州—荣昌一带厚度最大为120m，涪陵地区厚度为38～45m，长宁地区厚20～40m（图10-26）。

图10-24 四川盆地寒武系筇竹寺组岩性综合柱状图


图10-25 四川盆地下寒武统筇竹寺组黑色页岩等厚图

高有机质丰度为页岩气形成提供了物质基础。四川盆地下古生界寒武系筇竹寺组和志留系龙马溪组页岩均是盆地内主力烃源岩层系之一，筇竹寺组页岩TOC含量主要为1.7%～3.6%、平均2.8%；龙马溪组页岩TOC含量为1.5%～6%、平均3.8%。页岩热成熟度较高，均已达高—过成熟裂解成气阶段，以生成干气或油型裂解气为主。筇竹寺组Ro值为2.5%～4.5%，龙马溪组Ro值为1.5%～3%。筇竹寺组和龙马溪组埋深由盆地西北部向东南缘逐渐增大，Ro值也相应由西北部向东南缘逐渐增高。页岩有机质类型较好，均为腐泥型，母质以水生浮游生物为主。

图10-26 四川盆地下志留统龙马溪组富有机质页岩等厚图

微-纳米孔隙和微裂缝发育为页岩气提供了重要的储集空间。筇竹寺组页岩孔隙度为0.4%～3.0%、平均2.0%，渗透率为（11～955）×10-6μm2、平均为147×10-6μm2；龙马溪组页岩孔隙度为3%～10%，渗透率最小为1×10-8μm2、最大为0.009×10-3μm2。上述两套富有机质页岩主要发育无机矿物基质微-纳米孔、有机质纳米孔和微裂缝3种孔隙类型，其中无机矿物基质孔隙类型为粒间孔、晶间孔、溶蚀孔、黏土矿物层间孔等，孔隙直径一般小于2μm，以0.1～1μm孔隙为主，部分小于0.1μm，孔隙结构复杂，比表面积大，是页岩气主要储集空间；有机质纳米孔包括有机质内孔、有机质间孔及有机质与无机矿物颗粒间孔3种类型，形态以圆形、椭圆形、不规则多边形、复杂网状、线状或串珠状为主，孔隙直径5～750nm，平均100nm；微裂缝在三维空间成网状分布，部分被方解石、沥青等次生矿物充填。区域上，不同构造部位裂缝发育程度不一，盆地边缘褶皱背斜带有利于裂缝发育，如涪陵焦石坝构造高部位发育丰富的高角度缝和层间缝，构成复合网状缝，而长宁构造翼部层间缝丰富，高角度缝发育程度相对较低。
脆性矿物含量高有利于页岩储层压裂改造。下古生界两套海相页岩储层脆性较高，脆性矿物含量一般为30%～85%，其中，石英含量21%～56%；黏土矿物含量一般为21.1%～56.4%，以伊利石、绿泥石为主，易于压裂。区域上，筇竹寺组和龙马溪组页岩的矿物成分变化不明显。层系上，筇竹寺组页岩脆性矿物含量高于龙马溪组页岩。筇竹寺组页岩脆性矿物含量一般为32%～80%，平均62.5%；黏土矿物含量一般为26.2%～39.5%，平均35.9%。龙马溪组页岩脆性矿物含量为30%～85%，平均56.3%；黏土矿物含量为25.6%～51.5%，平均42.1%。在脆性矿物构成中，两套页岩储层的石英含量相当，其差异主要来自长石、碳酸盐含量的不同。
构造稳定、保存条件好、地层超压有利于页岩气富集高产。自震旦纪以来，四川盆地周边构造活动频繁，导致盆地周缘下古生界地层大面积抬升剥蚀，断裂发育，改造区页岩气聚集条件遭到破坏，而位于盆地内的下古生界海相页岩气核心区构造相对稳定，保存条件较好，有利于页岩气的富集。从层位上看，下古生界两套页岩由于地层结构的不同，导致保存条件具有一定差异性（图10-27）。五峰-龙马溪组页岩集中段上覆巨厚且裂缝欠发育的黏土质页岩，下伏致密泥灰岩，自身封盖能力强，页岩气在构造活动中得到有效保存，页岩含气性好；而筇竹寺组页岩上覆为裂缝较发育的砂质页岩，下伏为白云岩，页岩气在多次构造活动中可能遭到破坏，导致筇竹寺组页岩在局部地区含气性不佳，增加了一定的资源风险。

图10-27 四川盆地与北美地区典型页岩气富集模式对比

地层超压是控制页岩含气量、页岩气井单井产量的重要因素。经钻探证实，龙马溪组页岩普遍见气，在初步确定的核心区内（即盆地斜坡和向斜区），存在异常高压，压力系数为1.4～2.2，超压区面积超过25000km2。异常高压区中长宁区块龙马溪组含气量平均为4.1m3/t，涪陵地区龙马溪组含气量平均为4.6m3/t，水平井单井测试产量普遍高于5×104m3/d；盆地边缘区地层压力系数为1.0（正常压力），含气量为2.3～2.92m3/t，水平井单井测试产量一般为2.2×104m3/d左右。盆地内筇竹寺组页岩钻井较少，仅在威远、犍为等区块钻探获气，地层压力系数为1.0左右，页岩平均含气量为2.8m3/t，水平井单井产量平均2.0×104m3/d。

一、构造层序决定了油气资源分布的有序性

四川盆地油气资源主要分布在震旦系到侏罗系的8个层系中（Z、

—O、C、P₁、P₂、T_1-2、T₃、J）。根据第二轮油气资源评价结果（四川石油勘探局，1993），总资源量（按油气当量算）为83.203×10⁸t，其中天然气资源量为71851×10⁸m³，占总资源量的86%，石油资源量为11.351×10⁸t，占总资源量的14%。可见，四川盆地天然气资源占主导地位。

油气资源分布不均，天然气在上述8个层系中均有分布，但石油只分布在侏罗系。从层系上看（表5-4），天然气资源主要分布在下古生界（包括震旦系）、C以及T₃，分别占总资源量的29.8%、18.8%、15.9%。从地区上看，川东地区油气资源最丰富，占全盆地总资源量的34%；其次是川中，占24%；再次是川北，占14%。再从不同地区不同层系的资源分布看，川东地区石炭系资源占主导地位，其次是下古生界和三叠系，川南、川西南均以下古生界和三叠系占主导地位，川中以侏罗系石油和上三叠统天然气为主；川西主要以上三叠统天然气为主，川北主要以下占生界和侏罗系为主。

表5-4　四川盆地油气资源分布　（单位：油当量，10⁸t）

（据二轮资评，1993）

油气分布格局与盆地的形成、演变分不开，盆地演化的有序性决定了盆地油气资源分布的有序性。早古生代四川盆地作为上扬子克拉通的组成部分，大面积分布巨厚的烃源岩形成了丰富的油气资源。川东地区巨原的志留系烃源岩为石炭系天然气成藏提供了资源保障。上三叠统前陆盆地生烃中心和沉降中心相吻合，主要分布在川西坳陷带。侏罗系湖盆区主要分布川中，适中的有机质热演化使得川中石油资源丰富。

值得说明的是油气资源评价结果受当时的勘探程度、地质认识限制。随着勘探程度和地质认识的提高，早期油气资源评价结果可能与勘探成果不匹配，甚至出现矛盾。因此，油气资源的评价必须以动态的观点来看待。“八五”以来的勘探实践表明，四川盆地油气资源与勘探成果相佐，主要表现在以下几方面。①资源量巨大，探明程度很低。如下古生界（包括震旦系）资源量巨大，占全盆地总资源量近1/3，但下古生界勘探经历了40多年，只发现了威远气田以及一些含气构造，资源探明率很低，小于2%。另外，川西的上三叠统探明率也不到5%。②资源量过低，已发现的圈闭资源量、储量超过资源量。如川西侏罗系经二轮资源计算，石油资源量折算成天然气资源仅有11.4×10⁸m³，目前已探明三级储量远大于资源量。川东的下三叠统飞仙关组预测鲕滩圈闭资源量已近7000×10⁸m³，也远大于资源量。由于资源量大小是企业决定勘探的重要参考指标，四川盆地第二轮油气资源评价的结果已不适应勘探的需要，建议有关部门重新评价四川盆地油气资源量。

二、古隆起演化的有序性与天然气早期聚集

四川盆地在漫长地史演化过程中经历了多期次构造运动，形成了多个区域性隆起带，对生油层和储油层的区域分布、生储盖的组合条件以及储集层中次生空间的形成和改造都具有重要影响，同时对油气早期聚集有利。从演化序列上看，四川盆地存在加里东古隆起、海西期古隆起、印支期古隆起及燕山期古隆起（图5-19，图5-20）。这些古隆起在空间分布上，具有继承性，更多地表现为独立性，反映了盆地性质、构造变形方式的差异性。

图5-19　四川盆地油气分布的有序性

图5-20　四川盆地古隆起与天然气分布

1.乐山－龙女寺加里东古隆起

加里东期，四川盆地作为上扬子板块西部的组成部分，在其内部及其周边发育四个大型古隆起，即乐山－龙女寺古隆起、龙门山古隆起、汉中－大巴山古隆起以及黔中古隆起，这些古隆起具有继承性发育的特点，面积大。乐山－龙女寺古隆起以奥陶系顶面计算，有5.5×10⁴km²。

勘探和研究表明乐山－龙女寺古隆起是四川盆地下古生界天然气勘探有利领域，其有利条件主要表现为以下几点。

（1）加里东运动，使乐山－龙女寺古隆起轴部大面积的志留系—寒武系地层被剥蚀，溶蚀性碳酸盐岩储层发育，为油气提供了有效空间。除此之外，加里东古隆起叠置在震旦系桐湾运动不整合面之上，震旦系顶部同样也发育良好的溶蚀性储层。

（2）长期继承性发育，形成规模巨大的古圈闭。

（3）古隆起轴部继承性发育，延缓了下古生界特别是寒武系烃源岩的生烃时间。对下古生界不同构造位置的钻井的地球化学研究表明，古隆起轴部（如高科1井）寒武系烃源岩主生油期为中侏罗世，主生气期在晚侏罗世—早白垩世；而川东南坳陷寒武系烃源岩主生油期在二叠纪—早三叠世，主生气期在中三叠世—早侏罗世。

（4）古圈闭形成时间和油气大量生成时间相匹配，形成了印支期、燕山期古油气藏。

（5）喜马拉雅期的构造对油气聚集有着双重作用，一方面由于古圈闭的演变，使得古油气藏大量散失，如资阳古油气藏，另一方面又形成新的油气藏，如威远气藏。

（6）油气勘探的有利领域应具有两个条件：继承性发育的圈闭和良好的储集层。高石梯－磨溪－龙女寺构造带具备上述两个条件，是天然气勘探的有利领域。

2.开江海西期—印支期古隆起

石炭纪末云南运动以来，川东地区中部的开江—梁平一带发育NE向延伸的隆起带，石炭系被剥蚀殆尽。早二叠世末的东吴运动，在开江—梁平县地区形成东西向的隆起，隆起核部已剥蚀至下二叠统栖霞组下段；中三叠世末的印支运动早幕，使开江古隆起改变为NNE向，北与大巴山古隆起、南与泸州古隆起以鞍部相接。可见，开江古隆起自海西期形成以来，印支期继承性发育。

开江古隆起的形成演化对石炭系油气聚集起着至关重要的作用，现已发现的石炭系15个气田中有11个分布在与古隆起有关的古气藏范围内。其中6个大中型气田有5个在古气藏范围内。该古隆起对油气成藏聚集的有利条件表现如下。

（1）海西期—印支期埋藏溶蚀作用将早期形成的次生孔隙溶扩沟通，使得石炭系储集层得到明显改善。开江古隆起的埋藏溶蚀作用最为发育，是储层最有利地带。

（2）古隆起的存在，为石炭系上倾边界形成大型地层－古构造复合型圈闭提供了构造条件。与烃源岩成烃期相伴，印支期—燕山早期，在川东石炭系分布范围由石炭系上倾边界分别同继承型发展的开江古隆起、泸州古隆起、石柱古隆起构成的四个大型地层－古构造复合型圈闭已经形成。其中，开江古隆起隆起幅度达800～1400m，东、西两侧古圈闭面积分别为1970km²和2180km²，泸州古隆起北缘古圈闭和石柱隆起古圈闭面积分别为2200km²和2530km²（据陈盛吉等，1998），它们控制了川东石炭系储层中油气的二次运移和早期聚集。

（3）古圈闭形成和油气大量生成有着良好配置关系，形成了环绕古隆起分布的大型古油气藏（图5-21）。这些大量古油气藏被喜马拉雅期构造运动和构造变形所改造，油气发生重新分配。因此，前人在研究石炭系成藏时总结出三种模式，即早期（印支期—燕山期）聚集成藏模式、早期聚集晚期（喜马拉雅期）成藏模式以及晚期聚集成藏模式。这三种成藏模式以早期聚集成藏为最好，五百梯气藏就是其中典型例子。早期聚集晚期成藏的勘探效果也较好，也发现了大中型气田，如大池干井气藏。晚期聚集成藏勘探效果较差，勘探风险较大。

图5-21　开江海西期—印支期古隆起与石炭系古油藏分布（据胡光灿，1997）

3.泸州印支期古隆起

印支期NE向延伸的华蓥山构造带南、北两端存在两个古隆起，即北端的开江古隆起和南端的泸州古隆起。泸州古隆起顶部在泸州一带，地层剥蚀到下三叠统嘉陵江组嘉三段，往外依次为嘉四段、嘉五段、中三叠统雷口坡组（图5-22）。最大剥蚀厚度可达千米以上，在近2.2×10⁴km²范围内雷口坡组全部缺失。

泸州古隆起对油气聚集成藏的影响主要表现为两个方面。

（1）地层大量剥蚀导致古隆起顶部缺少一套以中三叠统雷口坡组为主的含油气地层，而且破坏了纵向上良好的储盖组合条件，在古隆起核部除最下部的嘉一段气藏和嘉二段气藏得以保存下来外，其余气藏皆遭散失。也正因地层逐层被剥蚀，使得嘉陵江组气层的保存条件向古隆起核部变差，气藏由核部向翼部逐渐增多。如近邻古隆起核部内侧发现嘉三段气藏，外侧发现嘉五段气藏。

上述事实表现，受古隆起后期剥蚀影响，被保留地层的多寡对气藏的储盖条件和地层的纵向分布有明显的控制作用，被剥蚀掉的地层越多，保留下来的层就越少。反之，则可以在纵向上形成多层。

（2）古隆起继承性演化有利于早期油气聚集。中三叠世末印支运动形成的泸州古隆起在晚三叠世—侏罗纪持续发展，尽管侏罗纪末的燕山运动使得川南隆起的最高部位向西偏移到自贡一带，但泸州古隆起仍处于区域隆起的高部位，有利了油气早期聚集。目前已发现的嘉陵江组油气层均在隆起分布就是最好的例证。

图5-22　泸州古隆起与天然气分布

4.燕山期古隆起

在龙门山前缘发育两个燕山期古隆起，即江油－绵竹古隆起和大兴古隆起（图5-20）。古隆起的形成始于早侏罗世，导致了下侏罗统的明显缺失。到侏罗纪末，上述两个古隆起明显向坳陷扩大，特别是南部大兴古隆起已扩大到娥眉—熊坡—雅安一带，面积可达6000km²。该古隆起位于上三叠统生烃中心，隆起形成时间早于油气大量生成、运移时间，是油气有利聚集带。目前，在这两个古隆起已发现一批中小型气田，如中坝气田、平落坝气田、白马庙气田等。截至目前，上述两个古隆起勘探程度较低，是今后值得重视的有利领域。

三、断层和不整合是天然气运聚的主要通道

决定天然气在圈闭内聚集成藏的关键因素是圈闭的完整性和天然气的运聚通道。断层面和不整合面是天然气运聚最常见的快速通道。断层对圈闭的影响因素主要表现为三方面，即断层的性质、切开产层的构造部位和断距的大小（上、下盘储盖层之间的错开部位）。一般说来，被区域性大断层切过背斜圈闭轴部或顶部的局部构造，由于破坏了圈闭的完整性，导致气藏发生散失，体现了断层破坏作用的一面。但对于规模较小的断层而言，虽然它在背斜圈闭的轴部出现，但由于规模不大，不仅没有破坏圈闭的完整性，反而有利于沟通源岩层和储层，成为油气有效的通道，由此出现了断层上、下盘以及与断层相伴生的潜伏构造普遍含气的局面，同时也有利于改善储层的储渗条件。

断层及伴生的构造裂缝是川西侏罗系次生气藏主要运聚通道。川西地区侏罗系是一套河湖相以红色碎屑岩为主的沉积地层，有机质贫乏，不能成为有效的烃源岩层。而其下伏的上三叠统为局限海湾、坳陷湖盆沉积，烃源岩发育，是四川盆地中生界主要的烃源岩层。断层是沟通上三叠统烃源岩和侏罗系储集层之间的桥梁。断层规模的差异决定了气藏的性质与规模。区域性的大断层，常常切穿侏罗系—白垩系出露地表，其上盘地层由于被抬升遭受广泛剥蚀，导致油气的大量散失。如龙泉山构造带南段地层抬升强烈，侏罗系出露地表（靠近断层中下侏罗统出露地表），地层以产水为主（如泉3井侏罗系产水，且矿化度低）。该构造带北部倾没段，断层断距明显减小，侏罗系保存较全，构造圈闭则为含气构造，如三皇庙构造三皇1井蓬莱镇组产气1.4×10⁴m³。当区域性断层向上延伸到上侏罗统但未切穿侏罗系时，常常形成局部构造整体含气的规模较大的场面，如白马庙构造被5号断层沿轴部切割，但未切穿侏罗系，导致了该构造整体含气，是川西地区侏罗系较大的气藏，最终储量规模可达（600～700）×10⁸m³。类似于白马庙构造的还有苏码头－盐井沟构造，近期勘探也证实该构造含气性很好。当断层不发育但构造裂缝发育时，裂缝同样也能成为沟通气源的通道，如孝泉－新场构造，断层不发育但裂缝较发育，据岩心统计裂缝缝宽1～5μm，正是这些微裂缝成为沟通上三叠统气源的有效通道。一般说来，这类气藏具有高压气藏特征。

在川东高陡构造，断层不仅成为天然气运移通道，而且断层开启点的高低影响着气藏规模的大小。当断层切在构造顶部和轴部时，断层开启点较高，对圈闭的完整性破坏较大，常常使气藏散失。当断层切在构造翼部时开启点位置较低，则具有一定的圈闭条件，使天然气得以富集成藏。

区域性不整合是天然气运聚的主要通道，对碳酸盐岩地层更是如此。因为碳酸盐岩不整合面常常发育区域性岩溶性储层，是天然气运移与聚集的途径和场所。对四川盆地而言，志留纪末的加里东不整合面和中三叠世末的早印支运动不整合面，规模巨大，活动显著，在盆地内部分别形成了加里东期乐山－龙女寺隆起带和印支期华蓥山隆起带，它们对早期油气运聚起控制作用。

四、孔隙型储层与古构造的叠合是寻找大气田的有利领域

大气田的形成需要有储渗条件好的储集层。已发现的世界大气田的主要储集层岩类是砂岩和碳酸盐岩。以砂岩为主要储集层的大气田，储集空间主要是孔隙型，以碳酸盐岩为主要储集层的大气田，储集空间主要是孔隙－裂缝型或裂缝－孔隙型。同样，四川盆地已发现的大气田储集层主要是孔隙型、孔隙－裂缝型或裂缝－孔隙（洞）型。从层位上看，四川盆地区域性碳酸盐岩裂缝－孔隙（洞）型和孔隙型储集层主要发育在震旦系顶部、石炭系、下三叠统飞仙关组以及嘉陵江组，岩性主要以白云岩为主。四川盆地多期次构造运动和变形，形成了多期的古构造。这些古构造对油气的早期运聚有很重要的控制作用。

从前面分析可以得出，孔隙型储层和古构造的叠合是寻找大气田的有利领域，包括开江印支期古隆起的石炭系、二叠系和三叠系，乐山－龙女寺古隆起的下古生界、二叠系，泸州古隆起的二叠系和三叠系、江油－绵竹古隆起和大兴古隆起的三叠系和侏罗系，大巴山前缘古隆起的三叠系和侏罗系。

本章小结

本章采用含油气系统观点，对四川盆地含油气系统进行了系统论述。根据盆地的形成演化特点，将四川盆地含油气系统划分为早古生代克拉通坳陷含油气系统、晚古生代克拉通内裂陷含油气系统以及中生代前陆盆地含油气系统，较详细地论述了各个含油气系统的静态要素和动态演变过程。指出了四川盆地具有复合含油气系统特征，表现为多个生烃灶在平面上相互叠置、共享运移通道以及多个含油气系统具有相近的关键时刻。论述了构造层序与天然气资源的分布、古隆起演化的有序性及其对天然气聚集的控制作用、断层和不整合面是油气运聚的主要通道，指出了孔隙型储层与古构造的叠合区块是天然气勘探的有利区块，并提出了天然气勘探有利领域。

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绛县18574859885： 我国天然气的资源的分布有何规律 - ？
旁购太可： 天然气主要分布在我国中西部地区,东部天然气少,石油多.主要分布在盆地地区,主要分布的有鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地,这三个盆地生产的天然气占全国天然气的80%.还有就是海域油气,珠江口盆地产量较高.

绛县18574859885： 四川盆地物产丰富的原因? - ？
旁购太可： 四川盆地周围的群山,强有力地阻挡了冬季从北方吹来的冷空气和寒潮侵袭.盆地内部冬季较温暖.各种植物和农作物可四季常绿.夏季盆地内部气温高,炎热的时间也长,再加上盆地内河湖众多,水道河汊遍布,雨量充沛,湿度很大,极利于农作物的快速生长.

绛县18574859885： 四川盆地什么丰富 - ？
旁购太可： 资源丰富 土地资源:紫色土含有丰富的钙、磷、钾等营养元素,是我国最肥沃的自然土壤.四川盆地是全国紫色土分布最集中的地方,向有“紫色盆地”的美称.四川盆地农业较发达,是中国著名的农业区.土地利用率高达30~40%以上 生物资源 四川盆地中植物近万种,古老而特有种之多为中国其他地区所不及.四川盆地是中国动物种类最多、最齐全的地区之一. 水力资源 四川盆地的水资源和水力资源很丰富.水力资源蕴藏量近0.5亿千瓦. 矿产资源 四川盆地有煤、铁、天然气、石油、盐、芒硝、石膏、磷、铝、硫、铜、锰、金、石墨、汞等矿产资源,其中天然气、芒硝为中国之冠,并有中国重要的锶矿.川东北是世界最大的天然气富集区之一,川中和南充等地盐岩矿储量很大.

绛县18574859885： 西部地区天然气主要分布区的自然条件 - ？
旁购太可： 西部天然气的分布分西北和西南两大板块,西北的自然条件比较恶劣;干旱,少雨,冬季寒冷,夏季炎热,早晚温差很大,西南主要在四川盆地,属温带气候,四季分明,植物繁茂,自然条件良好.

绛县18574859885： 我国的煤碳,铁,石油,天然气的分布情况,在什么地形区,哪些省(市)? - ？
旁购太可： 天然气: 中国天然气探明储量集中在10个大型盆地,依次为:渤海湾、四川、松辽、准噶尔、莺歌海-琼东南、柴达木、吐-哈、塔里木、渤海、鄂尔多斯.中国气田以中小型为主,大多数气田的地质构造比较复杂,勘探开发难度大.1991-1995...

绛县18574859885： 我国天然气资源主要分布在什么地区 - ？
旁购太可： 天然气主要分布在我国中西部地区,东部天然气少,石油多.主要盆地有鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地,这三个盆地生产的天然气占全国天然气的80%.还有就是海域油气,珠江口盆地产量较高.

绛县18574859885： 历史:中国天然气资源分布特点是东部比西部... - ？
旁购太可： 缺乏,因为东部地区的资源比西部的少,但是比西部的经济发达.听过“西气东输”吗?这是西部地区的天然气往东部运,说明了东部地区天然气缺乏.

绛县18574859885： 我国四大天然气从地形来看,大都位于? - ？
旁购太可： 我国四大天然气从地形来看,大都位于沉积盆地. 我国四大天然气区:新疆的塔里木盆地和准噶尔盆地,青海柴达木盆地;川渝的四川盆地;陕甘宁的鄂尔多斯(古沉积盆地).

绛县18574859885： 四川省天然气资源储量最丰富的地区是? - ？
旁购太可： 达州,即中石油西南油气田的川东北气矿和中石化普光气田

绛县18574859885： 达州天然气是不是全国第一 - ？
旁购太可： 全国第三. 达州是四川盆地天然气田的富集区,境内天然气资源量达3.8万亿立方米,占全国总量的10%,其中累计探明储量超过5500亿立方米,是继新疆塔里木、内蒙古鄂尔多斯气田之后最具开发潜力的大气田.