ISSN 1672-9854
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海相油气地质 >

2026 , Vol. 31 >Issue 1: 61 - 71

DOI: https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-9854.2026.01.005

油气成藏

川西南震旦系灯影组天然气特征与聚集模式

  • 张本健 , 1 ,
  • 马奎 , 1 ,
  • 胡镕宇 2 ,
  • 武鲁亚 1 ,
  • 徐少立 1 ,
  • 周刚 1 ,
  • 王玥蕴 1 ,
  • 李杰 3 ,
  • 王文之 1 ,
  • 张新 1
展开
  • 1 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院
  • 2 中国地质大学（北京）
  • 3 中国地质大学（武汉）
马奎，博士（后），高级工程师，主要从事海相碳酸盐岩油气成藏研究工作。通信地址：610041 四川省成都高新区天府大道北段12号石油科技大厦； E-mail:

张本健，博士，高级工程师，主要从事石油与天然气勘探研究及技术管理工作。通信地址：610041 四川省成都高新区天府大道北段12号石油科技大厦； E-mail:

Copy editor: 董庸

收稿日期: 2025-08-29

  修回日期: 2025-10-20

  网络出版日期: 2026-03-12

基金资助

中国石油西南油气田公司科技项目“川中—川北地区震旦系—寒武系走滑断裂控藏机制研究”(25XNYTSC025)

收起

Characteristics and accumulation patterns of natural gas in Sinian Dengying Formation in southwest Sichuan Basin

  • ZHANG Benjian , 1 ,
  • MA Kui , 1 ,
  • HU Rongyu 2 ,
  • WU Luya 1 ,
  • XU Shaoli 1 ,
  • ZHOU Gang 1 ,
  • WANG Yueyun 1 ,
  • LI Jie 3 ,
  • WANG Wenzhi 1 ,
  • ZHANG Xin 1
Expand
  • 1 Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company
  • 2 China University of Geosciences (Beijing)
  • 3 China University of Geosciences (Wuhan)
MA Kui, PhD, Senior Engineer, mainly engaged in research on hydrocarbon accumulation of marine carbonate strata. Add: No. 12, North Section of Tianfu Avenue, Chengdu High-tech Zone, Sichuan 610041, China. E-mail:

ZHANG Benjian, PhD, Senior Engineer, mainly engaged in research and technical management on petroleum exploration. Add: No. 12, North Section of Tianfu Avenue, Chengdu High-tech Zone, Sichuan 610041, China. E-mail:

Received date: 2025-08-29

  Revised date: 2025-10-20

  Online published: 2026-03-12

Fold

摘要

针对川西南震旦系灯影组天然气成因和油气聚集主控因素不明的核心问题，利用钻井、野外露头资料，开展川西南深层烃源岩发育特征及灯影组天然气组分、碳氢同位素、气源分析研究（与高石梯—磨溪地区对比），建立油气聚集模式。结果表明：①川西南地区深层发育3套生烃潜力好且规模发育的烃源岩，包括下寒武统筇竹寺组泥页岩、震旦系陡山沱组泥页岩、中元古界峨边群三段碳质板岩。峨三段烃源岩为野外露头发现。②灯影组天然气以烃类气体为主，干燥系数高，具有低含硫、高含氦特征。δ13C1值为-31.5‰~-30.9‰，较高石梯—磨溪地区偏重；δ2HCH4值为-153‰~-149‰，较高石梯—磨溪地区偏轻。③综合δ13C1、δ2HCH4分析和40Ar/36Ar地质年代推算，认为灯影组天然气有下寒武统筇竹寺组、震旦系—前震旦系烃源岩贡献，其中震旦系—前震旦系烃源岩对其贡献比高石梯—磨溪地区更大。④烃源岩与灯影组台缘带优质储层源储空间配置关系好，下伏基底卷入断层为油气运移提供通道，上覆雷口坡组膏盐岩可作为有效盖层。提出灯影组“多源双向供烃、双重构造控藏”的油气聚集模式。成果认识可为川西南灯影组油气勘探提供地质依据。

关键词： 烃源岩; 气源对比; 油气成藏; 震旦系; 川西南

本文引用格式

张本健 , 马奎 , 胡镕宇 , 武鲁亚 , 徐少立 , 周刚 , 王玥蕴 , 李杰 , 王文之 , 张新 . 川西南震旦系灯影组天然气特征与聚集模式[J]. 海相油气地质, 2026 , 31(1) : 61 -71 . DOI: 10.3969/j.issn.1672-9854.2026.01.005

Abstract

Focusing on the core issue of unclear natural gas genesis and the dominant controlling factors of hydrocarbon accumulation in the Sinian Dengying Formation in southwest Sichuan Basin, this study utilizes drilling and outcrop data to investigate the development characteristics of source rocks, as well as the components, carbon and hydrogen isotopic compositions, gas-source correlation of natural gas in Dengying Formation, and further establish a hydrocarbon accumulation pattern. The results show that: (1) Three sets of source rocks with good hydrocarbon generation potential and large-scale development are present in southwest Sichuan Basin, including the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation, the argillaceous shale of the Sinian Doushantuo Formation, and the carbonaceous slate of the Middle Proterozoic Ebian Member 3. (2) Natural gas in the Dengying Formation is mainly composed of hydrocarbon gases, with a high dryness coefficient and characteristics of low sulfur and high helium content. The δ13C1 value ranges from -31.5 ‰ to -30.9 ‰, which are heavier than that in Gaoshiti-Moxi area of central Sichuan Basin. The δ 2HCH4 value is -153‰ to -149‰, which are lighter than that in Gaoshiti-Moxi area. (3) Based on the analysis of δ13C1, δ2HCH4, and 40Ar/36Ar geological dating, it is believed that the natural gas in the Dengying Formation is contributed by source rocks from the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation and the Sinian-pre-Sinian systems, with a higher contribution from the Sinian-pre-Sinian source rocks compared to the Gaoshi-Moxi area. (4) The three sets of source rocks have favorable spatial relationships with high-quality reservoirs of platform margin in the Dengying Formation, where underlying basement-involved faults provide pathways for hydrocarbon migration, and the overlying salt-gypsum rocks of the Triassic Leikoupo Formation serve as effective cap rocks. This study proposes a hydrocarbon accumulation pattern for the Dengying Formation characterized by "multi-source bidirectionally supplying hydrocarbon and dual-structure controlling accumulation". These findings provide geological support for hydrocarbon exploration in the Dengying Formation in southwest Sichuan Basin.

Key words： source rock; gas source correlation; hydrocarbon accumulation; Sinian; southwest Sichuan Basin

0 前言

20世纪60年代以来，中国石油西南油气田公司围绕德阳—安岳裂陷周缘震旦系—下古生界持续加大勘探力度，相继发现威远、资阳、安岳（高石梯—磨溪）和蓬莱等气田。其中，安岳气田探明天然气地质储量超万亿方，已建设成为我国单体规模最大的海相碳酸盐岩特大型气田；位于安岳气田北部、古隆起斜坡区的蓬莱气田也展现出较大的勘探潜力[1]。德阳—安岳裂陷西侧，虽然与裂陷东侧具有相似的构造-沉积背景和油气地质条件[2]，但油气勘探一直未取得突破，前期围绕震旦系现今构造实施5口探井，测试全部产淡水。例如，2009年在汉王场构造部署的风险探井HS1井，在灯影组钻遇优质储层，见沥青充填、半充填，测试产淡水。2017年以来，针对川西南地区灯影组开展新一轮的系统研究，重新厘定了地层、沉积、构造等地质条件，认为该区域发育灯四段台缘带，这改变了古隆起核部仅残存灯二段的传统认识。2023年10月在大兴场构造部署风险探井DT1井，于灯二段、灯四段分别试获42×104 m3/d、81×104 m3/d的高产工业气流，首次在川西南灯影组取得重大勘探突破，展现出巨大的勘探潜力[3]。
前期关于川西南烃源岩与油气富集控制因素的研究较少，认为早寒武世发育泥砂质浅水陆棚沉积，筇竹寺组烃源岩厚度薄，有机质含量较低[4]，是否存在寒武系以外的其他烃源岩需要进一步落实。考虑到川西南与高石梯—磨溪、资阳—威远地区构造背景相似，均位于川中古隆起核部，紧邻德阳—安岳裂陷，本文以川西南地区震旦系灯影组气藏为对象，主要依据DT1井灯影组天然气地球化学特征分析天然气来源，建立油气聚集模式，以期为灯影组油气勘探提供新思路。

1 地质背景

川西南地区处于德阳—安岳裂陷西侧（图1），东北与华蓥山褶皱带西倾伏段相接，南邻娄山褶皱冲断带，西邻安宁河断裂带和康滇隆起带，属于上扬子陆块的一部分，其构造演化特征与中国南方大陆相似[5]。自基底形成以来，经历了多期次的构造-沉积作用和强烈的晚新生代再生前陆构造作用，造成川西南盆缘地带地形地貌复杂化和地表冲断结构[6]。川西南冲断带地表主要发育走向平行于周缘造山带的正向或反向的逆冲断层以及与逆冲断层相伴生的褶皱。
图1 四川盆地及周缘震旦纪灯影期古地理格局

Fig. 1 Paleogeographic pattern during the Sinian Dengying Period in the Sichuan Basin and its surrounding areas

川西南震旦系陡山沱组（观音崖组）直接覆盖于南华系的列古六组砂岩、砾岩之上，南华系之下的板溪系发育苏雄组和峨边群[7]（图2）。川西南处于乐山—龙女寺古隆起核部，中寒武统—石炭系普遍缺失。汉王场构造上的HS1井揭示二叠系—中生界相对完整发育，在二叠系之下直接钻遇了厚70余米的下寒武统，随后钻进震旦系灯影组200余米。灯影组与上覆麦地坪组—筇竹寺组呈整合接触[8]，岩性由白云岩突变为泥页岩。
图2 川西南地区板溪系—二叠系地层柱状图

Fig. 2 Stratigraphic column of Banxi-Permian systems in southwest Sichuan Basin

灯影组沉积时期，川西南碳酸盐台地发育（图1）。灯影组厚层碳酸盐岩自下而上可分为4个岩性段（图2）：灯一段以泥粉晶白云岩为主，灯二段发育葡萄状白云岩、藻白云岩，灯三段发育泥质白云岩，灯四段发育凝块白云岩和砂屑白云岩。注意到裂陷槽东西两侧灯一段、灯二段、灯四段岩性基本一致，而灯三段岩性特征存在较大差异——川西南灯三段发育泥质白云岩，厚度小（10~20 m）；川中灯三段发育砂岩、泥岩和白云岩，总体厚度较大（60~80 m）。

2 烃源岩发育特征

基于野外剖面、钻井和地震资料综合分析，认为川西南存在下寒武统筇竹寺组泥页岩、震旦系陡山沱组泥页岩、中元古界峨边群三段（简称峨三段）碳质板岩共3套烃源岩，生烃条件优越。

2.1 下寒武统烃源岩发育特征

四川盆地在加里东期发育乐山—龙女寺古隆起[9]。川西南地区位于乐山—龙女寺古隆起的核部，古生代地层发生了大规模抬升和剥蚀，下古生界被剥蚀殆尽，灯影组出露地表[3]。DT1井揭示二叠系直接与下寒武统接触，中寒武统—石碳系被剥蚀。基于裂陷及其两侧的筇竹寺组烃源岩厚度对比可知，裂陷内（Z4井区-GS17井区）发育规模优质烃源岩，裂陷东侧次之，裂陷西侧较差（图3）。钻井揭示：裂陷西侧筇竹寺组厚度为75~133 m，有效烃源岩厚度为10~50 m（按TOC>0.5%计，下同），优质烃源岩厚度为4~10 m（按TOC>2%计，下同）；裂陷东侧高石梯—广安地区筇竹寺组厚度为130~210 m，有效烃源岩厚度为103~130 m，优质烃源岩厚度为12~60 m；裂陷内筇竹寺组厚度为390~710 m，有效烃源岩厚度为286~415 m，优质烃源岩厚度为125~280 m。
图3 川西南—川中地区下寒武统筇竹寺组烃源岩分布连井对比剖面（A—A'位置见图1）

Fig. 3 Inter-well comparison section of source rocks of the Cambrian Qiongzhushi Formation in southwest-central Sichuan Basin(section A— A' location is shown in Fig. 1)

2.2 震旦系、前震旦系烃源岩发育特征

经过近年来坚持不懈的探索，发现川西南发育震旦系陡山沱组、中元古界峨三段烃源岩。
在罗迪尼亚大陆裂解背景下，扬子陆块北缘形成被动陆缘坳陷。成冰系（南华系）极端冰期事件结束后，随着陡山沱期大规模的海侵，发育泥岩和碳酸盐岩地层（厚达480 m），在四川盆地北缘发育深水陆棚和盆地相富有机质黑色页岩（厚达150 m）[10-13]。地震解释表明该套地层可延伸至盆地内部，川西地区是陡山沱组烃源岩潜在的有利发育区[1]。在川西南先锋剖面和川西中北部清平剖面均见陡山沱组黑色泥页岩发育（图4）。先锋剖面出露陡山沱组泥页岩厚度约为8 m，TOC平均值达2.98%；清平剖面出露陡山沱组泥页岩厚度约为30 m。
图4 川西南地区前震旦系、震旦系烃源岩露头剖面（引自文献[3]）

Fig. 4 Outcrops of the pre-Sinian and Sinian source rocks in southwest Sichuan Basin(cited from reference[3])

在川西南金口河剖面出露厚达1 200 m的峨三段，岩性以砂岩、浅变质泥岩为主，未见顶底（图5）。前人锆石U-Pb定年结果为1 018.7±4.8 Ma（属于中元古代）[14]。中元古代扬子区以被动大陆边缘沉积为主，峨边群为重力流沉积，反映该时期槽盆发育，具备发育良好烃源岩的环境[15]。在峨三段中上部发育3套厚层浅变质黑色泥岩，总厚度为321.7 m，层面见星散状黄铁矿富集。102块样品的无机、有机地球化学分析表明：Th/U平均值为0.42%，指示低能沉积水体环境；TOC为0.18%~1.83%（样本数23个），平均值为0.51%，具备一定生烃能力。
图5 川西南地区金口河剖面中元古界峨边群三段岩性柱状图

Fig. 5 Lithologic column of the Middle Proterozoic Ebian Member 3 in Jinkouhe outorop, southwest Sichuan Basin

文龙等[16]基于地震地质综合研究认为，四川盆地发育3条北东走向的前震旦系裂谷。目前川西南地区尚无钻井揭示前震旦系，基于野外露头和地震资料分析，川西南发育前震旦系裂谷，裂谷纵向深达1 200~3 000 m，其中发育震旦系陡山沱组、前震旦系2套甚至多套潜在烃源岩，为前述露头样品地球化学分析结果所证实。这对川西南地区深层海相富气层系的成藏有一定贡献。

3 天然气组成

对采自DT1井的灯影组天然气样品进行天然气组分、碳同位素、氢同位素和稀有气体同位素分析测试。实验方法简述如下：天然气全组分常规分析和大进样量C1—C3组成分析均使用Agilent 7890A气相色谱仪；碳同位素组成检测仪器为Finnigan Delta PLUS XL GC/C/IRMS；应用液氮冷冻富集法对痕量乙烷的碳同位素组成进行检测；氢同位素组成的检测仪器为Finnigan Mat 253；稀有气体同位素检测仪器为VG5400MS。
川西南地区灯影组天然气组分以烃类气体为主（表1），与高石梯—磨溪地区灯影组天然气组分具有相似性[17]。DT1井CH4含量为91.92%~92.92%，C2H6含量为0.03%~0.06%，干燥系数为0.999 57；非烃类气体包含少量的CO2、He、H2S、N2、H2，以CO2和N2为主，其中CO2含量为4.75%~5.73%，N2含量为2.11%~2.18%。
表1 川中古隆起区震旦系灯影组天然气组分及碳氢同位素组成数据表

Table 1 Data of natural gas components and carbon and hydrogen isotopic compositions from the Sinian Dengying Formation in central Sichuan paleo-uplift

地区 井名 层位 样品编号 主要组分/% δ13C/‰ δ2HCH4/‰
CH4 C2H6 CO2 N2 He H2 H2S CH4 C2H6
川西南 DT1 灯
四
段		 1 92.15 0.05 5.52 2.11 0.11 0.00 0.06 -31.5 -29.1
2 91.98 0.06 5.62 2.17 0.11 0.01 0.05 -31.2 -29.4
3 92.92 0.03 4.75 2.14 0.11 0.00 0.05 -31.5 -29.1
4 92.57 0.04 5.02 2.11 0.12 0.00 0.05 -31.3 -29.2
5 92.02 0.04 5.59 2.18 0.11 0.01 0.05 -31.6 -29.3 -149
6 91.92 0.06 5.73 2.13 0.11 0.01 0.04 -31.1 -28.7
7 -31.4 -29.2
8 -30.9 -28.9
9 92.77 0.04 4.88 2.15 0.11 0.00 0.05 -31.3 -29.4
平均 92.19 0.05 5.31 2.15 0.11 0.00 0.05 -31.3 -29.1
灯二段 1 91.98 0.06 5.62 2.17 0.11 0.01 0.05 -153
高石梯—
磨溪		 GS1 灯四段 1 91.22 0.04 6.35 1.36 0.03 - 1.18 -32.3 -28.1 -137
GS2 2 92.14 0.04 6.42 0.70 0.02 - 1.22 -33.1 -27.6 -139
GS3 3 90.19 0.04 8.30 0.73 0.06 - 1.68 -33.1 -28.1 -138
GS10 4 90.04 0.03 8.15 0.81 0.02 - 1.18 -33.4 -28.2 -144
GS6 灯二段 1 91.21 0.03 6.41 1.72 0.04 - 0.91 -33.6 -27.3 -146
MX9 2 91.82 0.05 4.24 0.96 0.02 - 3.39 -33.5 -28.8 -141

注：高石梯—磨溪地区测试数据引自文献[17]。

从He、H2S测试结果来看，川西南地区灯影组天然气具有明显的低硫、高氦特征（表1）。天然气中H2S含量为0.04%~0.06%（平均为0.05%），明显低于高石梯—磨溪地区灯影组。天然气中He含量为0.11%~0.12%，明显高于安岳气田灯影组（0.02%~0.06%），略低于威远气田灯影组（0.12%~0.34%）[18-19]。按照He资源的评价标准和分类体系，川西南地区灯影组气藏为富氦气藏（0.10%~0.30%）[20]。

4 天然气来源

4.1 烃类气体来源

川西南地区DT1井灯影组天然气ln(C1/C2)、ln(C2/C3)值范围分别为7.2~7.47、3.02~3.57，落入ln(C1/C2)-ln(C2/C3)关系图版（图6）中Ro>2.5%的原油裂解气范围。区域上，川中地区安岳气田、蓬莱气田震旦系—寒武系天然气均属于原油裂解气[17,21-23]。
图6 四川盆地干酪根降解气与原油裂解气判识图版（川西南地区以外的数据引自文献[11-12]）

Fig. 6 Discrimination diagram for kerogen-degraded gas versus oil-cracked gas in the Sichuan Basin(data outside southwest Sichuan Basin is cited from reference [11-12])

如表1所示，川西南地区DT1井灯影组天然气的δ13C1值为-31.6‰~-30.9‰，平均值为-31.3‰，δ13C2值为-29.4‰~-28.7‰。其δ13C1值较高石梯—磨溪地区灯影组天然气偏重（-33.6‰~-32.3‰），反映热演化程度更高（图7）。热演化程度越高，烃源岩干酪根碳同位素以及生成的天然气甲烷碳同位素越重[17]。对于烃源岩干酪根δ13C，四川盆地震旦系陡山沱组（-33.0‰~-28.0‰，平均值为-30.7‰）、灯影组（-35.0‰~-29.0‰，平均值为-31.9‰）、下寒武统筇竹寺组（-37.0‰~-30.0‰，平均值为-32.8‰）呈现依次降低的特征。川西南、川中地区的气藏属晚期原油裂解气充注，有震旦系、寒武系烃源岩的贡献[25]。
图7 四川盆地震旦系—寒武系天然气甲烷、乙烷碳同位素组成交会图（川西南地区以外的数据引自文献[24]）

Fig. 7 δ13C1-δ13C2 crossplot of the Sinian-Cambrian natural gas in the Sichuan Basin(data outside southwest Sichuan Basin is cited from reference [24])

如表1所示，川西南地区DT1井灯影组天然气δ2HCH4值为-153‰~-149‰，较高石梯—磨溪地区灯影组天然气δ2HCH4同位素偏轻（-146‰~-137‰），在δ2HCH4-δ13C2交会图中，与川中地区震旦系—下寒武统分区明显（图8）。天然气δ2HCH4值的差异与成熟度、母质沉积水介质盐度有关[24,26-27]。鉴于盆地深层古老烃源岩有机质均经历了过成熟演化，而在过成熟阶段随着成熟度进一步增加，δ2HCH4基本不发生变化[25,28-29]，故可认为δ2HCH4的主控因素是烃源岩沉积时的水介质盐度，盐度越高，δ2HCH4值越大[21,24,26,28]。推断川西南地区与高石梯—磨溪地区灯影组沉积水体盐度的差异造成了δ2HCH4值的差异。
图8 四川盆地震旦系—寒武系天然气甲烷氢同位素-乙烷碳同位素组成交会图（川西南地区以外的数据引自文献[21]）

Fig. 8 δ2HCH4-δ13C2 crossplot of the Sinian-Cambrian natural gas in the Sichuan Basin(data outside southwest Sichuan Basin is cited from reference [21])

天然气中氩同位素组成的年代积累效应是稳定区天然气稀有气体同位素组成的基本特征。40Ar/36Ar在确定天然气来源的烃源岩时代方面有重要价值，在四川盆地、塔里木盆地已取得较好的应用效果[30-31]。天然气中的40Ar主要来自岩石中K的放射性衰变，而36Ar的唯一来源是烃源岩和储层吸附的空气中的Ar。40Ar/36Ar值随着地质年代变老而增高，地质年龄(t)与40Ar/36Ar的关系式为：t =530.8 lg (40Ar/36Ar)-1 323.1[32-33]。川西南地区DT1井灯影组天然气40Ar/36Ar值为5 120，与威远气田相当，推算出地质年龄为645 Ma（图9），因此可能有深部震旦系、前震旦系气源的贡献[19,33]。
图9 四川盆地不同储集层系的40Ar/36Ar值及其估算的烃源岩地质时代（数据来源于西南油气田公司）

Fig. 9 40Ar/36Ar values and estimated geological ages of source rocks for different reservoir intervals in the Sichuan Basin(data from PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company)

4.2 非烃气体来源

川西南地区DT1井灯影组天然气样品3He/4He值为（7.0±0.14）×10-8，40Ar/36Ar值为5 120.2±9.9。通过3He/4He-40Ar/36Ar成因判识图版分析[34]，认为DT1井灯影组天然气中的氦气主要来自壳源放射元素U、Th的衰变（图10）。川西南地区古老基底可能发育花岗岩，岩石中含有微量的U、Th，能够为上覆灯影组富氦气藏提供氦源。
图10 四川盆地天然气中稀有气体3He/4He-40Ar/36Ar成因判识图（川西南地区以外的数据引自文献[35]）

Fig. 10 3He/4He-40Ar/36Ar crossplot for genetic identification of rare gas in natural gas of the Sichuan Basin(data outside southwest Sichuan Basin is cited from reference [35])

四川盆地灯影组天然气中H2S多为硫酸盐热还原反应（TSR）成因，烃类在高温下与硫酸盐矿物发生反应生成酸性气体H2S和CO2[36-38]。川西南地区灯影组气藏H2S含量低（一般≤0.05%），天然气酸性指数（H2S/（H2S+∑Cn））为0.000 5~0.000 6，远小于TSR反应的酸性指数门槛值（0.1），这说明研究区未发生TSR作用，H2S更有可能为硫酸盐热裂解（TDS）而形成。此外，川西南地区灯影组赋存的有机质烃类经历了高成熟—过成熟演化，石油或干酪根裂解也可形成H2S。

5 油气聚集模式

川西南地区发育寒武系筇竹寺组、震旦系陡山沱组和前震旦系峨三段3套烃源岩。其中筇竹寺组与灯影组台缘带储层直接接触，可形成侧生旁储、上生下储成藏组合（图11）。基于气源对比分析可知，川西南震旦系—前震旦系烃源岩能够为灯影组圈闭供给烃类，形成下生上储成藏组合，对油气的规模聚集起到关键作用。
图11 川西南地区震旦系灯影组成藏模式图（位置见图1）

Fig. 11 Hydrocarbon accumulation patterns of the Sinian Dengying Formation in southwest Sichuan Basin(location is shown in Fig. 1)

基于过DT1井的南东向剖面地震地质解释可知，研究区纵向上发育3套断裂体系（图11），分别是前震旦系—震旦系基底断裂、灯影组底滑脱逆冲断裂和三叠系雷口坡组膏盐岩滑脱逆冲断裂。前震旦系—震旦系基底断裂控制了烃源岩的发育，形成以断陷为中心的陡山沱组、峨三段生烃中心，上覆经多类型流体、多期次改造的灯影组优质储层[39]，烃源岩生成的油气通过断裂通道向上运移至灯影组。灯影组底滑脱逆冲断裂可为筇竹寺组烃源岩生成的油气向下运聚至灯影组提供运移通道。因此，认为灯影组具有“多源双向供烃”特征。川西南发育灯影组底逆冲断裂和三叠系雷口坡组膏盐岩逆冲断裂双重滑脱构造，其中灯影组底逆冲断裂向下至灯影组消失，向上至雷口坡组膏盐岩层消失；膏盐岩在区域上分布稳定，厚度为240~750 m，可以作为有效盖层。因此，认为川西南灯影组具有“双重构造控藏”特征。
上述油气聚集模式表明川西南地区灯影组可以规模成藏，天然气资源潜力大，而且气藏具有低含硫、富氦特征，可以实现高效勘探和快速建产。该模式还有助于在其他山前复杂构造带深化油气富集规律认识，开拓勘探新思路。

6 结论

（1）川西南地区深层发育3套生烃潜力好且规模发育的烃源岩，包括下寒武统筇竹寺组泥页岩、震旦系陡山沱组泥页岩、中元古界峨边群三段碳质板岩，后者为野外露头发现的盆地最古老烃源岩。
（2）灯影组天然气以烃类气体为主，干燥系数高，具有低含硫、高含氦特征。δ 13C1值为-31.5‰~-30.9‰，较高石梯磨溪地区偏重。δ2HCH4值为-153‰~-149‰，较高石梯—磨溪地区偏轻。综合δ13C1、δ2HCH4分析和40Ar/36Ar地质年代推算，认为灯影组气源有下寒武统筇竹寺组、震旦系—前震旦系烃源岩的贡献。
（3）前震旦系—寒武系3套优质烃源岩与灯影组两期台缘带构成了侧生旁储、上生下储和下生上储多种成藏组合模式，呈现出“多源双向供烃、双重构造控藏”的油气聚集模式。

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