張心罡，龐 宏，龐雄奇，2，陳君青，吳 松，馬奎友，張思玉，2

［1.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京 102249；2.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；3.中國石油大學（北京）理學院，北京 102249］

上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M是四川盆地重要的烴源巖層系，被視為元壩、龍崗及普光等二疊系和三疊系氣田的主要供烴源巖［1］。隨著勘探開發(fā)的深入，龍?zhí)督M頁巖氣勘探也受到重視。鉆遇龍?zhí)督M的不少井都存在明顯的氣測異常［2-3］，表明龍?zhí)督M烴源巖在演化過程中除了生、排烴，還殘留了大量油氣。眾多學者就龍?zhí)督M開展了烴源巖評價、頁巖氣成藏條件分析和有利區(qū)預測等研究，認為龍?zhí)督M烴源巖已進入高、過成熟演化階段，鏡質(zhì)體反射率（Ro）基本在1.8%以上［4］，有機質(zhì)類型主要為Ⅱ型和Ⅲ型［1，3，5-6］，有機碳含量基本在2.0%以上，烴源巖巖性主要為泥頁巖、炭質(zhì)泥巖和煤［1］。在綜合分析泥頁巖厚度、埋深、有機碳含量及成熟度等頁巖氣成藏條件的基礎上，多數(shù)學者認為川南及川東部分地區(qū)為頁巖氣有利勘探區(qū)［2，7-10］。劉洪林、郭旭升等還運用體積法計算了勘探有利區(qū)的頁巖氣資源量［9-10］。由于龍?zhí)督M烴源巖成熟度較高，目前對該套烴源巖的生、排烴特征的研究，主要通過恢復單井埋藏史和熱史結(jié)合流體包裹體來確定主要的生、排烴期。但采用這種方法無法明確龍?zhí)督M烴源巖在不同時期的生、排烴強度演化，也難以對四川盆地龍?zhí)督M烴源巖生、排烴量，殘留烴量以及聚集的資源量展開系統(tǒng)的研究。陳建平等人通過類比上二疊統(tǒng)大隆組烴源巖的熱演化歷程，初步研究了龍?zhí)督M烴源巖的生、排烴特征和資源潛力［1］，但是大隆組烴源巖與龍?zhí)督M烴源巖有機質(zhì)類型差別較大，前者以Ⅱ型為主，后者為Ⅱ型及Ⅲ型為主，源巖熱演化歷程差別也較大，類比可信度存疑。因此，筆者利用國內(nèi)主要含油氣盆地豐富的Ⅱ型及Ⅲ型源巖熱解、TOC含量分析及成熟度資料，采用生烴潛力法［11］，建立了四川盆地龍?zhí)督M高、過成熟烴源巖的生、排烴演化模型；在對龍?zhí)督M烴源巖生、排烴特征分析的基礎上，計算了龍?zhí)督M烴源巖總生、排烴量及頁巖氣資源量，并預測了常規(guī)氣和頁巖氣的有利勘探區(qū)。這些基于最新地質(zhì)認識得出的研究成果可為四川盆地二疊系龍?zhí)督M頁巖氣及以龍?zhí)督M為烴源巖的長興組和飛仙關組的油氣勘探工作提供理論指導。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

四川盆地是在上揚子克拉通上發(fā)育的大型疊合盆地，經(jīng)歷了自震旦紀以來的多期次構(gòu)造運動。中三疊世末的印支運動后，盆地的克拉通坳陷海相沉積基本結(jié)束，進入前陸盆地演化階段［12］?，F(xiàn)今盆地面積約為19×104km2，四周褶皺山系環(huán)繞，內(nèi)有六大構(gòu)造單元［13］（圖1）。

圖1 四川盆地位置及構(gòu)造單元劃分Fig.1 Location and tectonic units of the Sichuan Basin

四川盆地從震旦系至侏羅系沉積地層基本完整。中三疊統(tǒng)以上以海相碳酸鹽巖為主，厚4 000～7 000 m，中三疊統(tǒng)以下以陸相碎屑巖沉積為主，厚度約為2 000～5 000 m。上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M、長興組與下三疊統(tǒng)飛仙關組和嘉陵江組、中三疊統(tǒng)雷口坡組構(gòu)成一套成藏組合，其中龍?zhí)督M為烴源巖，長興組和飛仙關組為儲層，嘉陵江組和雷口坡組主要為蓋層（圖2）。上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M現(xiàn)今厚度為100～200 m，沉積時整體處于海-陸過渡沉積環(huán)境，從西南往東北主要依次發(fā)育河流相、濱岸沼澤相、潮坪-潟湖相、淺水陸棚相、深水陸棚相及盆地相沉積［14］。陸相和海相沉積大體以成都—南充—廣安—重慶一線為界，該界線與龍?zhí)督MⅡ型和Ⅲ型有機質(zhì)的分界線基本一致［4］。沉積物組合自西南向東北陸源碎屑含量不斷減少，灰質(zhì)和硅質(zhì)含量逐漸增高。巖性組合從砂巖、泥巖夾煤層過渡至石灰?guī)r夾泥頁巖、泥頁巖夾石灰?guī)r；長興組和飛仙關組儲層為礁灘儲層［15-16］，巖性分別為細-中晶生屑云巖，殘余鮞粒云巖，儲層孔隙度平均為5%，儲層類型主要為裂縫-孔隙型儲層［17］。

圖2 四川盆地二疊系-三疊系成藏組合及地層柱狀圖Fig.2 Stratigraphic column of reservoir assemblages in the Permian and Triassic，Sichuan Basin

2 烴源巖生、排烴特征

2.1 研究方法

目前，源巖生、排烴特征的研究方法主要有生烴熱模擬實驗、化學動力學法和理論模型計算法［11］。生烴熱模擬實驗是將未熟-低熟烴源巖樣品置于黃金管-高壓釜熱模擬儀器加溫加壓，再通過測量產(chǎn)物產(chǎn)率隨Ro的變化模擬源巖的熱演化；化學動力學法是從化學反應的角度描述干酪根向油氣的轉(zhuǎn)化，該方法的應用還需要結(jié)合熱模擬實驗進行動力學參數(shù)的標定。而龍?zhí)督M烴源巖現(xiàn)今已經(jīng)進入高、過成熟演化階段，Ro基本都在1.8%以上［4］，難以獲取未熟或低熟烴源巖樣品；因此，生烴熱模擬實驗法及化學動力學法均不適用。

龐雄奇提出的生烴潛力法，為理論模型計算法的一種，依據(jù)物質(zhì)守恒基本原理，運用“將今論古”的思想，將同一源巖層不同熱演化成熟度下的樣品看成是同一采樣點源巖不同時期的轉(zhuǎn)化產(chǎn)物，可以通過收集不同成熟度的樣品建立烴源巖演化的完整剖面，再根據(jù)演化剖面中生烴潛力指數(shù)［（S1+S2）∕TOC］的變化來研究源巖層的生、排烴特征［18］。雖然龍?zhí)督M缺乏未熟、低熟源巖的熱解數(shù)據(jù)，但陳建平等研究認為，不同類型盆地同一類型的干酪根生烴轉(zhuǎn)化率基本相同［19］。此外，陳君青等也通過引入有機質(zhì)類型相同但成熟度較低的威利斯頓盆地源巖熱解數(shù)據(jù)建立了塔里木盆地中、上奧陶統(tǒng)高、過成熟碳酸鹽巖烴源巖的生排烴模型［20］，并根據(jù)模型對生、排烴量進行了計算。受該思路啟發(fā)，利用鄂爾多斯盆地三疊系延長組、渤海灣盆地古近系沙河街組、松遼盆地侏羅系和四川盆地三疊系須家河組烴源巖的1 420個熱解大數(shù)據(jù)資料，建立了國內(nèi)主要含油氣盆地Ⅱ型和Ⅲ型有機質(zhì)生、排烴熱演化模型（圖3）。采用“投點法”將收集到的四川盆地龍?zhí)督M烴源巖Ⅱ型和Ⅲ型烴源巖的熱解數(shù)據(jù)放入大數(shù)據(jù)模型中發(fā)現(xiàn)，龍?zhí)督M數(shù)據(jù)點與其他各個盆地熱解數(shù)據(jù)點分布一致，規(guī)律清晰，表明建立的模型適用于四川盆地龍?zhí)督M烴源巖生、排烴特征研究（圖3）。

圖3 中國主要含油氣盆地Ⅱ型、Ⅲ型源巖生、排烴模型Fig.3 Hydrocarbon generation and expulsion models of typeⅡandⅢsource rocks from major petroliferousbasinsin China

烴源巖生、排烴特征要素包括：生、排烴門限，排烴率，排烴速率，排烴效率，生、排烴強度和生、排烴量等變量［21］。根據(jù)剖面的變化特征，Ro為0.5%對應生烴門限，生烴潛力指數(shù)（S1+S2）∕TOC在剖面上開始減小時對應的Ro即為排烴門限，排烴門限對應的生烴潛力指數(shù)即為烴源巖原始生烴潛力指數(shù)，原始生烴潛力指數(shù)與不同Ro剩余生烴潛力指數(shù)的差值即為對應Ro的烴源巖排烴率，單位地質(zhì)歷史時期或者單位埋藏深度（或熱演化程度）內(nèi)烴源巖的排烴率（或排烴量）的變化量為排烴速率，各階段排烴率與原始生烴潛力指數(shù)的比值為排烴效率。計算排烴率，排烴速率，排烴效率，生、排烴強度和生、排烴量的公式如下：

式中：qe（Ro）為排烴率，mg∕g；HCIo（Ro）為源巖的原始生烴潛力指數(shù)，mg∕g；HCIp（Ro）為源巖的殘余生烴潛力指數(shù)，mg∕g。

式中：ve為排烴速率，（mg∕g）∕（0.1%Ro）；Δqe（Ro）為烴源巖在單位Ro演化過程中排烴率的變化量，mg∕g；ΔRo為成熟度變化量，%。

式中：Reo為烴源巖排烴效率，%。

式中：Ghc為生烴強度，104t∕km2；Ehc為排烴強度，104t∕km2；qe（Ro）為源巖排烴率，mg∕g；Ro1為生烴門限，%；Ro2為排烴門限，%；Ro′為任一Ro，%；H為烴源巖厚度，m；ρ為烴源巖密度，g∕cm3；TOC為有機碳含量，%。

式中：QP為生烴量，108t；Qe為排烴量，108t；S為烴源巖面積，m2。

2.2 生、排烴特征

2.2.1 排烴率、排烴速率和排烴效率

圖4為四川盆地龍?zhí)督M烴源巖Ⅱ型干酪根生、排烴特征。Ⅱ型干酪根原始生烴潛力指數(shù)為570 mg∕g，當其開始明顯下降時表明排烴開始；排烴率從0開始增加，此時對應的成熟度Ro為0.8%，即排烴門限；當Ro達到1.6%左右時，生烴潛力指數(shù)快速下降，達到最大排烴速率，約為700（mg∕g）∕（0.1%Ro），隨著演化程度加深，排烴率不斷增加，最大可達500 mg∕g，排烴效率平均為62%。

圖4 四川盆地龍?zhí)督MⅡ型有機質(zhì)排烴率（a）、排烴速率（b）及排烴效率（c）變化特征Fig.4 Characteristicsof hydrocarbon expulsion ratio（a），expulsion rate（b）and expulsion efficiency（c）of typeⅡorganic matter in the Longtan Formation，Sichuan Basin

圖5為四川盆地龍?zhí)督M烴源巖Ⅲ型干酪根生、排烴特征。Ⅲ型干酪根原始生烴潛力指數(shù)為200 mg∕g，當其開始明顯下降時表明排烴開始，排烴率從0開始增加，此時對應的成熟度Ro為0.9%，即為排烴門限；當Ro達到1.8%左右時，生烴潛力指數(shù)快速下降，達到最大排烴速率，約為150（mg∕g）∕（0.1%Ro），隨著演化程度加深，排烴率不斷增加，最大可達160 mg∕g，排烴效率平均為55%。

圖5 四川盆地龍?zhí)督MⅢ型有機質(zhì)排烴率（a）、排烴速率（b）及排烴效率（c）變化特征Fig.5 Characteristicsof hydrocarbon expulsion ratio（a），expulsion rate（b）and expulsion efficiency（c）of typeⅢorganic matter in the Longtan Formation，Sichuan Basin

2.2.2 生、排烴強度

根據(jù)盆地中不同區(qū)域重點井的埋藏史和熱史模擬結(jié)果（圖6），四川盆地龍?zhí)督M烴源巖總體上在三疊紀早期進入生烴門限（Ro大于0.5%或者溫度高于60℃），在晚三疊世到早侏羅世達到生油高峰（Ro在0.5%～1.0%之間或溫度在60℃～180℃），在早、中白堊世進入高、過成熟階段（Ro大于1.2%或者溫度高于180℃）［6］，但不同區(qū)域烴源巖的演化也存在差異。自龍?zhí)督M烴源巖沉積之后直到中三疊世末，受印支運動的影響，盆地不同區(qū)域發(fā)生規(guī)模不同的抬升剝蝕，但此時龍?zhí)督M烴源巖總體已進入生烴門限，生烴范圍幾乎覆蓋整個盆地，生烴強度介于100×104～900×104t∕km2，生烴強度高值區(qū)主要分布在川北和川東北，同時由于該區(qū)域有機質(zhì)類型較好（Ⅱ型），源巖基本都已進入排烴門限（Ro＞0.8%），而川東南及川中地區(qū)有機質(zhì)類型主要為Ⅲ型，此時源巖尚未完全進入排烴門限（Ro＞0.9%），三疊紀末期時上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M排烴強度最高可達350×104t∕km2，高值區(qū)主要位于川北及川東北地區(qū)（圖7）。

圖6 四川盆地重點井埋藏史和熱史（據(jù)文獻［6］修改）（井位見圖7）Fig.6 Burial and thermal history of key wells in the Sichuan Basin（modified after reference［6］and see Fig.7 for well locations）

圖7 三疊紀末四川盆地上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖生、排烴強度Fig.7 Hydrocarbon generation and expulsion intensity of source rocks from the Upper Permian Longtan Formation in the Sichuan Basin at the end of the Triassic

到侏羅紀末期，四川盆地龍?zhí)督M烴源巖已經(jīng)進入主要的生、排烴期，生烴強度明顯較三疊紀末期高，最高可達1 400×104t∕km2；此外，由于熱演化的持續(xù)，龍?zhí)督M烴源巖整體已進入排烴門限，排烴強度明顯高于三疊紀末期，排烴中心依舊位于四川盆地的北部及東北部，最高可達900×104t∕km2，川中及川南地區(qū)也已進入排烴門限，排烴強度在100×104t∕km2左右（圖8）。

圖8 侏羅紀末四川盆地上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖生、排烴強度Fig.8 Hydrocarbon generation and expulsion intensity of source rocks fromthe Upper Permian Longtan Formation in the Sichuan Basin at the end of the Jurassic

至白堊系末期和古近系沉積期，四川盆地受喜馬拉雅運動影響而發(fā)生大規(guī)模抬升，龍?zhí)督M烴源巖的熱演化也接近終止，故該時期龍?zhí)督M烴源巖生、排烴特征基本保持至今?，F(xiàn)今期，龍?zhí)督M烴源巖生、排烴強度達到最大，生烴強度主要介于200×104～1 800×104t∕km2，生烴中心位于四川盆地的東北部，且川中及川南大部分區(qū)域生烴強度也明顯增大，介于200×104～400×104t∕km2；排烴強度也相應增大，排烴中心位于四川盆地東北部，最高可達1 100×104t∕km2，且川中及川南地區(qū)的排烴強度則達到了200×104t∕km2（圖9）。

圖9 現(xiàn)今四川盆地上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖生、排烴強度Fig.9 Hydrocarbon generation and expulsion intensity of the source rocks fromthe Longtan Formation in the Upper Permian of the Sichuan Basin at present

總體上，川北及川東北地區(qū)烴源巖成熟度更高，有機質(zhì)豐度較高、類型好（Ⅱ型）且厚度較大［4］，因此在地質(zhì)歷史過程中始終是龍?zhí)督M烴源巖的生排烴中心。羅家寨、鐵山坡、普光以及龍崗等大型氣田的發(fā)現(xiàn)證明川東北地區(qū)仍然是勘探主戰(zhàn)場；而川中及川南地區(qū)有機質(zhì)類型主要為Ⅲ型，加之成熟度相對較低［4］，因此其資源潛力相較川東北略遜。

2.2.3 烴源巖生、排烴量

得到生、排烴強度之后，就可運用公式（6）和公式（7）計算生、排烴量，用生烴量減去排烴量可得殘留烴量。計算結(jié)果表明，龍?zhí)督M現(xiàn)今累積生烴量達7 460×108t，排烴量達3 840×108t，殘留烴量達3 620×108t，生成的烴類中，約有50%的油氣滯留在烴源巖內(nèi)部。中國石油的第四次資源評價運用了盆地模擬法對上二疊統(tǒng)烴源巖層系生烴量進行了計算，結(jié)果表明上二疊統(tǒng)烴源巖層系總生烴量達5 810×108t，低于本文研究結(jié)果。分析認為，本研究基于最新地質(zhì)認識，相比第四次資評，烴源巖（TOC＞0.5%）厚度整體增大，川東北及川中地區(qū)源巖厚度明顯增大，達州—平昌—通江地區(qū)源巖厚度變化最大（圖10），并且該地區(qū)源巖的有機碳含量、熱演化程度較高［4，22］，在地質(zhì)歷史中生成了更多的油氣，因此生烴量高于第四次資評結(jié)果。

圖10 第四次資源評價所用的上二疊統(tǒng)泥質(zhì)烴源巖厚度（a）與上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖厚度（b）Fig.10 Isopach maps of argillaceous source rocks used for the Fourth Resource Evaluation（a）and of source rocks of Longtan Formation of Upper Permian（b）

3 頁巖氣資源量

頁巖氣地質(zhì)資源量、可采資源量主要按照公式（8）和公式（9）計算。王紅軍等人在2016年統(tǒng)計了全球65個盆地89個層系的頁巖氣可采系數(shù)后發(fā)現(xiàn)，全球頁巖氣可采系數(shù)取值區(qū)間為10%～20%［23］，因此本研究中可采系數(shù)最終取值為15%；可動系數(shù)的確定如表1所示，最終取值28.6%。運聚系數(shù)通過類比常規(guī)油和常規(guī)氣的運聚系數(shù)得值。中國六大盆地常規(guī)油氣的運聚系數(shù)統(tǒng)計表明，常規(guī)油運聚系數(shù)平均為32.8%，常規(guī)氣的運聚系數(shù)為6.0%（圖11）；頁巖氣由于賦存于源巖內(nèi)部，運移距離相比常規(guī)油氣更短，但天然氣相比液態(tài)石油更容易溶于水而散失，因此運聚系數(shù)應介于常規(guī)油及常規(guī)氣之間，最終運聚系數(shù)取值19%。天然氣密度取值0.8 kg∕m3，計算結(jié)果表明，龍?zhí)督M頁巖氣地質(zhì)資源量為24.6×1012m3，可采資源量為3.7×1012m3。劉洪林等人于2020年運用體積法計算了川東地區(qū)大池干井、方斗山、明月峽、涼水井—銅鑼峽和華鎣山地區(qū)的頁巖氣資源量，計算結(jié)果表明以上區(qū)塊頁巖氣總地質(zhì)資源量約為0.7×1012m3［9］，郭旭升等人在2018年采用體積法計算了綦江—赤水一帶頁巖氣資源量，結(jié)果顯示該區(qū)塊頁巖氣資源量約為0.1×1012m3［10］，而本文研究表明除了川東地區(qū)外，在川北、川東北及川中地區(qū)頁巖殘留烴強度更大，因此僅從源巖生烴、排烴和殘留烴的角度認為，四川盆地龍?zhí)督M頁巖氣還有相當大的資源量有待發(fā)現(xiàn)，勘探潛力巨大。

圖11 中國六大盆地常規(guī)油氣運聚系數(shù)統(tǒng)計Fig.11 Statisticsof conventional oil and gas migration and accumulation coefficientsin six major basins in China

表1 可動系數(shù)的確定Table 1 Determination of movable coefficients

式中：Q地為地質(zhì)資源量，1012m3；Q殘為殘留烴量，108t；Q可采為可采資源量，1012m3；R為運移及保存系數(shù)，%；M為可動系數(shù)，%；E為可采系數(shù)，%。

4 討論

油氣藏的形成和分布受諸多地質(zhì)因素的控制，對于常規(guī)油氣而言，烴源灶、有利相是控制油氣形成及分布的兩個必不可少的因素［26-33］，基于前文對龍?zhí)督M烴源巖生、排烴特征的研究，結(jié)合儲層沉積相的展布，對龍?zhí)督M源巖生成的常規(guī)油氣有利勘探區(qū)域進行了預測（圖12）；同時根據(jù)海-陸過渡相頁巖氣有利區(qū)優(yōu)選標準（表2），結(jié)合殘留烴強度平面分布圖及龍?zhí)督M底面埋深圖，預測了龍?zhí)督M頁巖油氣資源有利勘探區(qū)（圖13）。

表2 海-陸過渡相頁巖氣有利區(qū)優(yōu)選標準Table 2 Selection criteria for potential shale gasareas in marine-continent transitional facies

烴源灶控油氣作用主要表現(xiàn)為油氣藏主要分布在距離排烴中心較近的區(qū)域，呈現(xiàn)出“近源成藏”的特征，相控油氣作用主要表現(xiàn)為油氣主要分布在物性較好的儲層中，而儲層的物性主要受沉積相的控制，呈現(xiàn)出“優(yōu)相控藏”的特征。龍?zhí)督M生成的常規(guī)氣主要儲集于上二疊統(tǒng)長興組和下三疊統(tǒng)飛仙關組儲層中。研究表明，長興組-飛仙關組儲層類型為礁灘儲層，儲層主要分布于環(huán)開江-梁平海槽邊緣帶，在川中“蓬溪-武勝臺凹”臺內(nèi)高帶、鄂西-城口海槽西側(cè)也有礁灘儲層的發(fā)育。從圖12中可以看出，目前已發(fā)現(xiàn)的長興組-飛仙關組氣藏主要分布于環(huán)開江-梁平海槽兩側(cè)的礁灘儲層當中，同時靠近龍?zhí)督M烴源巖排烴中心，氣藏的形成及分布明顯受到烴源巖和沉積相的控制，而萬縣東北部源巖排烴強度較高，且該地區(qū)位于鄂西—城口海槽西側(cè)臺緣帶，礁灘儲層厚度較大，白云巖化程度高，儲層物性較好［34］，因此推測萬縣東北部也可以作為長興組-飛仙關組下一步有利勘探區(qū)。

圖12 長興組-飛仙關組油氣藏與烴源灶分布關系Fig.12 Relationship between oil∕gas reservoirs and source rocks in the Changxing and Feixianguan Formations

對于頁巖氣有利勘探區(qū)域，一些學者已做了部分工作，前人在綜合考慮頁巖的厚度、埋深、生氣量、有機質(zhì)、儲集層特征、含氣性、地面條件、工程及經(jīng)濟等多種因素下，優(yōu)選出川南以及川東部分區(qū)域為頁巖氣勘探有利區(qū)［2，7，9-10］，從圖13可以看出，前人選取的有利區(qū)龍?zhí)督M烴源巖殘留烴強度不大，可能不是頁巖氣最富集的區(qū)域。本文依據(jù)海陸過渡相頁巖氣有利區(qū)優(yōu)選標準，除了考慮頁巖厚度、有機碳含量、成熟度、埋藏深度參數(shù)外，引入了殘留烴強度作為主要參考指標。綜合分析認為萬縣東北部，龍?zhí)督M烴源巖殘留烴強度較大，最高達700×104t∕km2，且泥頁巖厚度大于80 m［35］，有機碳含量在2.5%以上［1］，Ro基本在2.0%以上［4］，可以作為頁巖氣勘探有利區(qū)，最終根據(jù)龍?zhí)督M底面埋深圖優(yōu)選出萬縣東北部埋深在4 500 m以內(nèi)的區(qū)域為下一步頁巖氣勘探有利區(qū)（圖13）。

圖13 龍?zhí)督M底面埋深圖（a）與龍?zhí)督M頁巖氣有利勘探區(qū)域預測（b）Fig.13 Buried depth of the bottom of the Longtan Formation（a）and forecast of potential shale gas areas in the Longtan Formation（b）

川北通江和蒼溪等地區(qū)既靠近排烴中心，又有礁灘儲層發(fā)育，應以長興組-飛仙關組常規(guī)油氣勘探為主（圖12）；川中的遂寧、廣安以及川東北的萬縣及其東北部源巖排烴強度高，礁灘體發(fā)育，且頁巖氣成藏條件優(yōu)越，可同時作為常規(guī)油氣、頁巖油氣勘探有利區(qū)；川東南的瀘州、宜賓以及川東的綦江、重慶、涪陵、石柱的油氣勘探應以龍?zhí)督M頁巖氣為主（圖13）。

5 結(jié)論

1）龍?zhí)督MⅡ型有機質(zhì)原始生烴潛力指數(shù)為570 mg∕g，在Ro為0.5%時達到生烴門限，在Ro為0.8%時達到排烴門限，當Ro為1.6%左右時達到最大排烴速率，約 為700（mg∕g）∕（0.1%Ro），排 烴 效 率 平 均 為62%。

2）龍?zhí)督MⅢ型有機質(zhì)原始生烴潛力指數(shù)為200 mg∕g，在Ro為0.5%時達到生烴門限，在Ro為0.9%時達到排烴門限，當Ro為1.8%左右時達到最大排烴速率，約 為150（mg∕g）∕（0.1%Ro），排 烴 效 率 平 均 為55%。

3）川東北及川中是龍?zhí)督M烴源巖生、排和殘留烴中心，烴源巖現(xiàn)今累積生烴量達7 460×108t，排烴量達3 840×108t，殘留烴量達3 620×108t，其中頁巖氣地質(zhì)資源量為24.6×1012m3，可采資源量為3.7×1012m3。

4）綜合考慮有利儲層分布、頁巖厚度、有機碳含量、成熟度、埋深、排烴強度和殘留烴強度，認為川北通江和蒼溪等地區(qū)應以長興組-飛仙關組常規(guī)油氣勘探為主；川中的遂寧、廣安以及川東北的萬縣及其東北部可同時作為常規(guī)油氣和頁巖油氣勘探有利區(qū)；川南的瀘州、宜賓以及川東的綦江、重慶、涪陵和石柱應以龍?zhí)督M頁巖氣勘探為主。