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四川盆地烃源物质基础雄厚，油气资源丰富，23个海陆相层系均有油气发现[1]；相对其他海相层系，上寒武统—奥陶系领域勘探滞后，其中烃源岩是成藏条件中研究最为薄弱的环节。奥陶系自身是否存在烃源岩尚待探讨，也是目前该层系油气勘探关注的核心问题之一。奥陶系发育桐梓组、湄潭组和五峰组等3套泥岩层系，分布较稳定，仅在川中隆起区遭受剥蚀[1]。五峰组位于奥陶系顶部，已证实为区域性优质烃源岩[2-3]，生供烃条件与下志留统龙马溪组类似。桐梓组泥岩位于奥陶系底部，厚度较薄，分布局限。湄潭组位于奥陶系中部，以陆棚相泥页岩沉积为主，分布广、厚度大，其生烃潜力在前期得到一定关注[1, 4-5]。刘若冰等[4]对川东南地区湄潭组58块露头和10块井下样品进行了有机地球化学分析，确定泥岩和碳酸盐岩两类潜在烃源岩有机质类型为腐泥型（Ⅰ型），露头和井下泥岩样品有机碳（TOC）均值分别为0.123%和0.17%，碳酸盐岩样品有机碳（TOC）均值分别为0.065%和0.17%，二者均未达到有效烃源岩下限标准（0.5%）；周传祎[5]对川东南—黔中地区湄潭组暗色页岩和泥晶灰岩进行了测试，有机碳含量分别为0.2%~0.5%和0.1%左右，并认为湄潭期研究区沉积环境变更频繁，总体上不利于有机质连续积累而形成一定规模的优质烃源岩。作者在奥陶系沉积、成藏研究过程中对湄潭组（大湾组）生烃潜力进行了持续关注和研究，样品测试结果表明川东—川东南地区湄潭组（大湾组）有机碳含量一般为0.1%~0.3%，最大为0.42%，有机质类型以腐泥型为主（Ⅱ1），综合评价为差烃源岩[1]。综上，前期关于湄潭组生烃潜力的研究主要集中在川东南地区，且未发现规模性发育的源岩。
川北地区马深1和川深1井均在湄潭组钻遇近30 m暗色泥页岩，再度引起作者及相关油田单位对湄潭组生烃潜力的关注。本文在四川盆地湄潭组发育及分布研究基础上，利用川深1、五探1和马深1等最新钻井资料，通过岩性组合分析、有机碳测试和疑源类化石鉴定，确定川北地区存在湄潭组烃源岩沉积中心，烃源岩质量总体达到中等，能为该区上寒武统—奥陶系油气成藏提供烃源保障；分析认为，以湄潭组为供烃来源可构成2种成藏组合，川北地区是上寒武统—奥陶系实现勘探突破的现实地区。
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研究区在湄潭组沉积期属于克拉通内拗陷盆地，利用露头和钻井资料进行沉积相划分及对比，结合前人资料[6]可编制湄潭期岩相古地理图（图 1）：川北—上扬子北缘隆起、川中隆起、康滇古陆和黔中隆起三面环绕，形成向东南方向开口、水体逐渐加深的陆棚沉积格局。早奥陶世晚期，上扬子地区发生大规模海侵，研究区被海水淹没，湄潭组发育浅海陆棚相泥页岩，覆于红花园组灰岩之上，因此一般以泥页岩的出现作为识别湄潭组的标志[7]。黔中隆起在湄潭期存在隆升和扩展活动，导致盆地南缘向北迁移，盆地收缩，湄潭组沉积中心迁移至泸州和德江地区。
图 1 四川盆地及周缘湄潭组沉积期岩相古地理
Figure 1. Lithofacies and paleogeography of the Meitan Formation, Sichuan Basin
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湄潭组由俞建章1933年命名的湄潭页岩演变而来，1964年张文堂改称湄潭组，命名剖面位于贵州省湄潭县五里坡[8]：下段以灰绿色、黄绿色页岩为主，夹粉砂岩、砂质页岩及薄层生物碎屑灰岩；上段为薄—中厚层灰岩、生物碎屑灰岩或瘤状灰岩与砂质页岩互层。湄潭组在区域上分布广泛，总体为一套陆棚相细粒碎屑岩沉积；中、下部笔石化石较丰富，中上部见较多头足类化石。
四川盆地范围内，湄潭组厚度多在40~300 m之间，总体呈东南厚、西北薄特征（图 2）。应用层序地层学理论，根据不整合面、岩性转换面及最大海泛面等关键界面及沉积旋回特征，可将奥陶系划分为11个三级层序，其中湄潭组由4个三级层序组成（图 2, 3, 4），分别大致对应湄潭组底部（OSQ5）、中下部（OSQ6）、中上部（OSQ7）和上部（OSQ8）。统计湄潭组不同层序的厚度分布，可确定四川盆地在湄潭期存在川南与川北两个沉积中心（图 2），且川南地区湄潭组厚度明显大于川北地区。
图 2 四川盆地及周缘湄潭组厚度等值线图（a）OSQ5;（b）Q6;（c）OSQ7;（d）OSQ6
Figure 2. Thickness isogram of the Meitan Formation, Sichuan Basin: (a)OSQ5;(b)OSQ6;(c)OSQ7;(d)OSQ6
川南沉积中心位于泸州附近的阳深2井区，湄潭组厚度达409 m，岩性组合主要为砂岩、泥岩或二者互层（图 3），并夹多层生屑灰岩，其中砂质层厚度占比36.6%（表 1）；阳深2井西南方向的窝深1、宫深1和隆32井湄潭组砂质层厚度占比均在32%以上（表 1、图 3），其中隆32井粉砂岩层累计厚度占比达48.6%；阳深2井北部的盘1及东南方向的林1、丁山1等井砂质层厚度约占比20%（表 1、图 3）。综上所述，川南地区虽然湄潭组厚度较大，但受陆源碎屑供应影响大，砂质含量高，因而总体上沉积环境不利于烃源岩发育。前人对川东南地区湄潭组做了较多全岩有机碳（TOC）分析[1, 4-5]，仅个别样品达烃源岩下限标准；作者补充收集了林1、西门1和永页7井TOC数据，也仅有少量样品达烃源岩下限标准。
表 1 川南地区奥陶系代表钻井湄潭组砂质层厚度统计
Table 1. Sandstone thicknesses in Meitan Formation, southern Sichuan Basin
井号 顶界深度/m 底界深度/m 地层厚度/m 砂质层厚度/m 砂质层厚度占比/% 窝深1 2 835.6 3 101 265.4 120.7 45.5 宫深1 2 905.3 3 188.8 283.5 92.0 32.4 隆32 3 349.2 3 699 349.8 170.0 48.6 阳深2 3 673.7 4 082.7 409.0 149.7 36.6 盘1 3 964.4 4 263.4 299 66 22.1 林1 822 1 056.0 234 34.0 14.5 丁山1 1 578.2 1 784.5 206.3 47.1 22.8 川北沉积中心大体位于五科1—五探1井区及其北西方向，最新钻井马深1、川深1、五探1等井均在湄潭组钻遇深灰色或灰黑色泥岩（图 4），证实川北地区湄潭组沉积环境与川南地区不同，水体较深或还原性较强，利于烃源岩形成；相应地，全岩有机碳（TOC）测试结果表明，马深1和川深1井湄潭组页岩TOC最高值分别达到1.54%和1.5%。
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一般认为大多数疑源类是海相微体浮游植物的囊孢，疑源类组合的分布与环境变化有密切关系，可指示温度、盐度和离岸远近等信息[9]。
马深1井湄潭组6 984~7 010 m暗色泥页岩段22块岩屑样品经实验室盐酸—氢氟酸浸解处理后，在显微镜下鉴定和统计可见17种疑源类化石：其中多角藻属Polygonium含量最高，占化石总数量的85%以上；纤细多角藻Polygoniumgracile、稀刺藻属Veryhachium、不规则多叉球藻（?）Multiplicisphaeridiumirregulare（?）、颗粒波口藻Cymatiogaleagranulate和翼突球藻属Peteinosphaeridium一定量出现；化石面貌（图 5）总体归属中—下奥陶统弗洛阶（Floian）—大坪阶（Dapingian），化石丰度及种类数量随井深增大有增加趋势；波口藻属Cymatiogalea分布于我国湖北、四川中奥陶统，不规则多叉球藻Multiplicisphaer- idium irregular在我国四川、湖北、贵州见于下、中奥陶统[8]，其余属种分布较广。总体上，马深1井疑源类化石组合面貌反映亚热带气候、浅海沉积环境；疑源类化石较丰富，说明浮游植物较繁盛，在一定程度上反映古生产力较高；7 001~7 010 m井段疑源类化石丰度与有机碳含量（TOC）变化趋势具有一致性（图 6），反映沉积环境利于化石及有机质保存，从而利于烃源岩的形成。
图 5 马深1井湄潭组疑源类古生物化石及丰度变化
Figure 5. Photomicrographs (left) and abundance changes (right) of probable fossils from Well Mashen
图 6 马深1井湄潭组TOC含量与化石丰度纵向分布
Figure 6. Vertical distribution of TOC and fossil content from well Mashen 1, Meitan Formation
另外，因为岩石样品中的微量元素Ba丰度可反映生产力，U/Th、V/Sc、V/Cr、V/（V+Ni）等微量元素比值可反映沉积水体盐度、水动力条件或还原程度，因此作者前期对川东和川东南的部分奥陶系代表剖面进行了微量元素分析[1]；其中石柱漆辽剖面相对靠近川北沉积中心，因此具有一定参考意义。该剖面湄潭组Ba丰度仅次于五峰组，代表生产力较高；U/Th等元素比值相对低值代表弱氧化—还原环境，较有利于有机质的保存，即在一定程度上具有烃源岩发育的条件[1]。
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高有机质丰度是烃源岩生烃基础，除有机质丰度外，烃源岩的生烃能力还取决于烃源岩厚度、有机质类型、演化程度等多因素。一般的，烃源岩分布广、厚度大、有机质丰度高、类型好、成熟度适中，则生烃潜力大[10]。
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有机碳含量（TOC）是评价有机质丰度的重要指标，对于泥岩类烃源岩的TOC下限为0.5%，国内外学者已基本达成共识[4]；本文综合Peters[11]、Jarvie[12]方案和国内行业标准（SY/T 5375—1995）对湄潭组泥岩源岩进行分级评价：TOC < 0.5%为差烃源岩，TOC介于0.5%~1.0%为中等/一般烃源岩，TOC介于1%~2.0%为好/优烃源岩。
川东南地区湄潭组泥页岩出露面积广、累计厚度大，因此前期对湄潭组生烃潜力的研究主要集中在该地区，但测试获取的TOC数据整体较低，一般在0.35%以下，仅个别样品达0.5%[1, 4-5]。近期作者补充测试了西门1井、收集了林1井和永页7井的湄潭组TOC数据：西门1井5 790~5 898 m井段16个TOC数据均值为0.32%，一般0.22%~0.34%，其中3个样品TOC > 0.5%，分别为0.58%、0.84%和0.50%；林1井59个TOC数据介于0.01%~0.59%，平均0.19%；永页7井3 370~3 542 m井段12个TOC数据，均值为0.31%，其中11个TOC数据介于0.21%~0.40%，仅1个样品达0.51%。以上TOC数据进一步说明川南地区湄潭组烃源岩不发育或仅为差烃源岩。
川北地区马深1井钻遇湄潭组29 m暗色泥岩，得到油田及相关研究单位重视。中石化勘探分公司对29块样品测试TOC值最高达1.35%（内部交流）；中石化无锡研究所对7块样品进行有机地化分析（内部交流），TOC最高值达3%，Ro约2.25%；本文对马深1井湄潭组48包岩屑样品挑样开展了暗色泥岩TOC复查测试，结果表明TOC范围为0.46%~1.54%（图 6）、均值为0.84%，其中TOC介于0.5%~1.0%（一般源岩）的样品39个、占比81%，TOC介于1.0%~2.0%（好源岩）的样品8个、占比17%。川深1井湄潭组厚42 m，岩性主要为深灰色泥岩，中石化西南分公司选送4个样品进行TOC测试，范围为0.39%~1.5%、均值为0.83%，其中3个样品数据超过0.5%（内部交流）。川东北万源曹家乡剖面湄潭组顶部深灰色泥岩TOC值最高为0.62%，达到烃源岩标准。综上，川北地区湄潭组发育暗色泥岩类烃源岩，厚约30 m，热演化程度达成熟—过成熟阶段，参考前人资料[1, 4-5]，推测有机质类型为腐泥型（Ⅱ1）。
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为了落实湄潭组烃源岩的空间分布，本研究加密勘测了川北露头区从青川磨刀垭到南郑福成等7条和川东北露头区从镇巴巴山到城口厚坪等8条奥陶系剖面（位置见图 1），并统计了四川盆地中北部的重点钻井湄潭组暗色泥页岩的发育情况（表 2）。
表 2 川北—川东北地区湄潭组暗色泥页岩分布统计表
Table 2. Distribution of dark mudstone in the Meitan Formation, northern Sichuan Basin
钻井或剖面 岩性 厚度/m TOC（均值/范围）/% Ro（均值/范围）/% 井段/m 样品数量 源岩评价 马深1 暗色泥页岩 29 0.84/0.46~1.54 — 6 963~7 010 48 好—一般 1.35/0.53~1.35*1 — 6 984~7 010*1 29 3.0/1.17~3.0*2 2.25* 6 985~7 009*2 7 川深1 暗色泥页岩 33 0.83/0.39~1.5*3 — 7 191~7 223*3 4 一般 南充1 暗色泥页岩 20 — — — 一般—差** 五探1 灰黑色页岩 13 — — — 一般** 五科1 深灰色页岩 15 — — — 一般—差** 万源曹家 灰色泥岩 2 0.39/0.17~0.62 — 2 一般—差 城口厚坪 深灰色泥岩 5 — — — 一般—差** 建深1 深灰色泥岩 50 0.235/0.18~0.36 2.72/2.33~2.93[1] 5 032~5 125[1] 8 差[1] 注：*1, 2, 3分别为中石化勘探分公司、研究院无锡所、西南分公司测试数据；**为推测结论。 川北露头区靠近盆地边缘，湄潭组厚度一般不超过10 m，岩性从砂岩、云岩到混积泥云岩、泥灰岩等，复杂多样。川东北露头区湄潭组则总体以灰绿—灰色泥页岩为主，夹灰色生屑灰岩，局部发育少量深灰色页岩，但因风化重、覆盖强，准确厚度难确定。总体上，露头区未见湄潭组暗色泥页岩规模出露，因此推测其主要分布在覆盖区。
根据钻井统计情况（表 2）：马深1和川深1井湄潭组确定发育烃源岩，厚约30 m；南充1、五探1和五科1井见10~20 m暗色泥页岩，推测湄潭组可能发育一般烃源岩；建深1井深灰色泥岩厚度较大，但有机地化指标表明其为差烃源岩[1]。综上，推测川北地区湄潭组烃源岩暗色泥页岩主要分布于马深1以南、川深1以东、南充1以北、五科1井以西井区。
利用波阻抗反演预测TOC的方法已为前人证实较为普遍和有效[13-14]。马深1井湄潭组中下部的暗色泥岩总体连续（图 6）、累计厚度约28 m，达到了地震反演可识别的刻度。统计发现马深1井湄潭组暗色泥岩段纵波阻抗与TOC负相关明显（图 7），以TOC=0.5%为有效烃源岩下限，认为纵波阻抗值小于12 000（m/s·g/cm3）对应烃源岩段；据此对马深1井—巴中—平昌—普光地区二维地震大剖面进行反演。结果可见（图 8）：从马深1井向西南到巴中地区、再经平昌到普光地区，湄潭组烃源岩均有增厚、变纯趋势。马深1湄潭组烃源岩反演结果对应13 ms的泥岩约30 m（4 500 m/s），与实际厚度28 m接近，预测方法可行；普光地区湄潭组烃源岩波阻抗反演厚度为20~35 ms，即明显厚于马深1井，且泥岩比马深1井更纯（图 8）。
图 7 马深1井湄潭组实测TOC与纵波阻抗交汇分析
Figure 7. Crossplot of P-wave impedance and measured TOC from well Mashen 1, Meitan Formation
图 8 湄潭组源岩地震反演预测
Figure 8. Seismic inversion prediction of source rocks, Meitan Formation
综上，推测川北湄潭组烃源岩厚度中心在马深1井、川深1井和五探1井之间，厚40~50 m，平均TOC约0.84%，总体达到中等烃源岩标准；热演化程度（Ro）约2.25%，计算生烃强度达到22×108 m3/km2，具备形成大中型油气田的潜力。
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前文已述，川北地区存在湄潭组烃源岩沉积中心，具备形成大中型油气田的潜力。通过成藏解剖认为湄潭组这一套烃源岩的发育及确认，对川北地区上寒武统洗象池组和中奥陶统宝塔组成藏具有重要意义；以湄潭组烃源岩为供烃主体，川北地区存在湄潭组—洗象池组有利成藏组合和湄潭组—宝塔组潜在成藏组合。
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四川盆地下组合资源潜力大，震旦系灯影组、寒武系龙王庙组均已取得重大勘探突破[15]；而上寒武统—奥陶系领域勘探则相对滞后，至今尚无规模性发现，其中烃源岩是薄弱环节；湄潭组烃源岩的确认，对川北地区这2套层系的勘探具有重要意义。
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四川盆地洗象池组气藏主要分布于川中地区威远、磨溪地区，系震旦系调整的次生气藏，气源主要来自下寒武统筇竹寺组[15]，储层为潮坪和滩相叠加岩溶作用的白云岩[16-17]。受郁南运动影响，川北地区中上寒武统大面积接受剥蚀，围绕川北古隆起、在其南缘及东缘存在扇形岩溶区；钻井（表 3）及露头均揭示洗象池组发育台内滩相经岩溶改造的白云岩储层，因此这套储层是否成藏备受关注，川北地区成为洗象池组潜在增储领域。
表 3 四川盆地中北部洗象池组成藏解剖
Table 3. Accumulation analysis of Xixiangchi Formation in central-northern Sichuan Basin
地区 井号 烃源 储层 油气显示 成藏模式 失利原因 地质特点 川中 威远气田及周边 筇竹寺组 台内滩+岩溶 有探明储量，油气显示丰富 下生上储、次生调整 下寒武统烃源岩发育，油气显示丰富，具有多层油气显示特点 广探2 筇竹寺组 台内滩 见沥青，产水 下生上储 供烃不足 川北 马深1 湄潭组* 岩溶 沥青丰富，有油气充注过程 上生下储，源储相接 古构造不发育 洗象池组顶部不整合发育，湄潭组烃源岩发育，储层沥青显示丰富 川深1 湄潭组* 台内滩+岩溶 沥青丰富、点火成功 南充1 湄潭组* 台内滩+岩溶 日产3.55万方 川东北 五科1 台内滩 产水 供烃不足 奥陶系/寒武系整合接触，湄潭组烃源岩不发育，储层沥青显示少 五探1 储层不发育 无油气显示、无沥青 供烃不足、储层不发育 注：*为推测结论。 对川北地区洗象池组钻井进行成藏解剖，并与川中地区进行对比（表 3），发现川中地区以威远构造及周边为代表，下寒武统烃源岩发育，钻穿洗象池组钻井众多，受川中古隆起控制，洗象池组油气显示丰富，提交有探明储量；川北地区洗象池组顶部发育不整合，湄潭组烃源岩发育，受郁南运动影响，湄潭组烃源岩与洗象池组储层通过不整合源储相接（图 9），虽然钻井少，但以油气显示丰富、储层沥青发育为特点；川东北地区奥陶系与寒武系连续沉积、整合接触，洗象池组缺乏岩溶改造，且湄潭组与洗象池组受下奥陶统桐梓组相隔，难以形成有利源储配置，洗象池组油气显示弱、沥青少见。
图 9 川北地区构造—沉积演化及湄潭组与洗象池组空间配置关系
Figure 9. Tectonic-sedimentary evolution and spatial relationship between Meitan and Xixiangchi Formations
综上，湄潭组烃源岩与洗象池组滩相白云岩叠加岩溶储层相接是洗象池组成藏的关键，如川深1和南充1井，油气显示丰富，测试获产或点火成功，储层沥青也很丰富；相反，五科1、五探1井受下奥陶统桐梓组阻隔，不能形成湄潭组与洗象池组源储相接，造成供烃不足，不能有效成藏。
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受川北和川中古隆起演化控制，川北地区洗象池组发育存在“跷跷板”运动过程：洗象池组沉积期，滩相储层发育（图 9a）；郁南运动造成川北古隆起形成，洗象池组大面积叠加表生岩溶，地势北高南低，奥陶系自南而北向隆起区超覆沉积（图 9b）；广西运动导致川中隆起形成，洗象池组形成了南高北低的格局，湄潭组暗色泥页岩直接覆于洗象池组顶面不整合之上（图 9c，剖面位置见图 1剖面EF），后期为川中古隆起北部斜坡川深1、南充1等井洗象池组侧向供烃（图 9d），洗象池组获得工业产能或点火成功。另一个方向（图 9e，剖面位置见图 1中剖面CD），中奥陶世末开江古隆起的形成，可为其西部斜坡的马深1井和普光西部地区提供湄潭组对洗象池组侧向供烃的条件，源、储直接相接，同样利于成藏，马深1井洗象池组沥青丰富，证实有油气充注过程。如图 9d、e所示，广探2、五探1、五科1等井洗象池组虽然发育储层，但储层未与烃源岩直接相接，油气显示弱或以产水为主。
结合区域埋藏史及烃源岩热演化史[18]，可恢复川北地区川深1井生烃演化史（图 10）：湄潭组烃源岩在早石炭世开始生油，中三叠世末生油结束，干酪根主生气期为晚三叠世—早侏罗世，源岩滞留烃在中侏罗世进入液态烃裂解生气阶段。湄潭组烃源岩生烃高峰期，围绕生烃中心存在两个古隆起，一个是川中持续型古隆起（图 9c），另外一个是达州—开江古隆起（图 9d），这两个古隆起长期处于油气运移指向区，有利于油气成藏聚集，因此围绕川北湄潭组生烃中心，洗象池组油气显示丰富，如川深1、马深1和南充1井。
图 10 川北地区川深1井生烃演化史
Figure 10. Evolution history of hydrocarbon generation from well CS1, northern Sichuan Basin
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四川盆地奥陶系有多口钻井揭示油气显示，获产层位为下奥陶统桐梓组和中奥陶统宝塔组，烃源分别为下寒武统筇竹寺组[15]和下志留统龙马溪组[19]。桐梓组油气主要见于川中地区，系震旦系调整的次生气藏 [15]。宝塔组油气显示分布广泛，川西北地区河深1井获气1.88×104 m3/d，旺苍万家乡见油苗，地球化学分析表明烃源均为龙马溪组[19]，储层为溶蚀孔洞型灰岩；川东地区东深1井获高产气流21.97×104 m3/d，最新钻井永页7井录井见气显示2层/28 m、全烃最高40.5%、点火10次，储层为裂缝型致密灰岩储层（图 11a），烃源为龙马溪组，成藏模式为上生下储、源岩与储层通过断层相接实现供烃（图 11b）。
图 11 永页7井宝塔组典型储层岩芯照片及成藏模式
Figure 11. Reservoir photograph and accumulation model of well YY7
据川东北野外露头勘测及钻井统计，川东北地区宝塔组龟裂纹灰岩（含生屑灰岩）分布稳定，厚度约25 m；万源曹家乡剖面见沥青充填裂缝，表明具有早期油气聚集背景（图 12a）。受东深1和永页7井钻探成功启示，川东北中石化普光区块构造变形强、断裂发育，宝塔组（O2b）发育裂缝型储层；这套储层上覆五峰组—龙马溪组烃源岩、下伏湄潭组烃源岩（O1m），通过断层均可实现源储对接、直接供烃的成藏配置（图 12b）；受开江古隆起控制，普光区块长期处于油气运聚有利指向区，因此宝塔组具有较大勘探潜力。
图 12 川东北宝塔组储层露头照片及潜在成藏组合
Figure 12. Reservoir photograph and possible accumulation model, Northeast Sichuan Basin
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（1）湄潭期四川盆地存在川南与川北两个沉积中心，川南砂质含量高，总体沉积环境不利于烃源岩发育，TOC值一般在0.35%以下；川北湄潭组岩性主要为深灰色页岩，水体较深或较局限，利于有机质及疑源类化石的保存，烃源岩发育，TOC值平均约0.84%，Ro值约2.25%，综合预测烃源岩最大厚度40~50 m，计算生烃强度达到22×108 m3/km2，具备形成大中型油气田的潜力。
（2）湄潭组烃源岩的发育及确认，对川北地区上寒武统洗象池组和中奥陶统宝塔组成藏具有重要意义；钻井解剖证实湄潭组源岩与洗象池组储层相接是洗象池组成藏关键要素，川北地区构造—沉积演化利于湄潭组烃源在川中古隆起北坡和开江古隆起西坡成藏；川东北地区奥陶系宝塔组发育裂缝改造型储层，下伏湄潭组烃源岩可通过断层为宝塔组侧向供烃，构成湄潭组生—宝塔组储—龙马溪组盖的成藏组合。
Hydrocarbon Potential Analysis and Exploration Significance of the Meitan Formation, Sichuan Basin
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摘要: 四川盆地油气资源丰富，盆地内发育多套富有机质泥页岩，并形成了多套优质生储盖组合。奥陶系是四川盆地下组合目前勘探关注的重要层系，但尚未取得重要油气勘探突破，该成藏组合是否存在烃源岩是该层系油气勘探关注的核心问题之一。下奥陶统湄潭组主要为一套陆棚相泥页岩沉积，分布广、厚度大，其生烃潜力备受关注。基于地层发育特征，通过岩性组合分析、古生物鉴定和微量元素测试，并结合有机质丰度（TOC）参数，结果显示四川盆地在湄潭组沉积期存在川南和川北两个沉积中心：川南沉积中心厚度大，但砂岩或砂质含量多，不利于烃源岩发育；川北沉积中心湄潭组岩性主要为深灰色-灰黑色泥岩、页岩和粉砂质泥岩；疑源类化石和微量元素组成表明沉积环境利于烃源岩发育，TOC达到一般烃源岩标准，因此认为川北地区存在湄潭组烃源岩沉积中心。通过湄潭组有机地球化学分析和源储匹配成藏解剖，结合烃源岩空间分布预测认为，湄潭组烃源岩能为川北-川东北地区上寒武统-奥陶系油气成藏提供烃源保障；以湄潭组为烃源，可形成上生下储、源储通过不整合相接的"湄潭组生-上寒武统洗象池组储"有利成藏组合和下生上储、源储通过断层相接的"湄潭组生-中奥陶统宝塔组储"的潜在成藏组合。湄潭组生烃潜力的确认和2种成藏组合的建立，扩大了川北-川东北地区勘探空间，对上寒武统-奥陶系实现勘探突破具有重要意义。Abstract: The Sichuan Basin is rich in oil and gas resources because of the development of multiple sets of rich organic mud shale and combinations of high-quality reservoir and cap rocks. Close attention has been paid to the Ordovician series, but no significant breakthrough has been made in oil and gas exploration. One of the key issues is the existence of source rocks in the Ordovician series. The Lower Ordovician Meitan Formation consists mainly of a set of widely distributed shelf-facies mud shale of large thickness, whose hydrocarbon generation potential has received some attention. Based on the characteristics of formation development, lithological combination analysis, paleontological identification and trace element tests, combined with organic matter abundance parameters(TOC), it is concluded that there were two sedimentary centers in the Sichuan Basin during the sedimentary period of the Meitan Formation. The southern sedimentary center is the thicker, but contains higher sandstone or sandy content which is not conducive to source rock development. In the northern sedimentary center the Meitan Formation is characterized by darkgray to black mudstone, shale and silty mudstone. The presence of acritarch fossils, together with the trace element composition, indicate that the sedimentary environment was conducive to the development of hydrocarbon source rocks, and the TOC is at the standard of source rocks generally. Therefore, it is believed that there is a source rock sedimentary center in the Meitan Formation in the northern Sichuan Basin. Based on an analysis of the organic geochemistry and accumulation anatomy combined with the predicted spatial distribution of the source rocks of the Meitan Formation, it is concluded that they provide a source of hydrocarbon accumulation in the late Cambrian to Ordovician. Overall, in the Meitan Formation it is predicted that a maximum source rock thickness of 40-50 m is located between wells Mashen1, Chuanshen1 and Wutan1. With an average 0.84% TOC and 2.25% Ro, the hydrocarbon generation intensity is calculated to be 22×108 m3/km2, which has the potential to form large and medium-sized oil and gas fields. Two categories of accumulation assemblage are present in the Meitan Formation hydrocarbon source:first, a favorable assemblage where the Meitan Formation source rock is connected to the late Cambrian Xixiangchi reservoir by a planar unconformity, whose anatomy has been confirmed by drilling to be a key element for hydrocarbon accumulation; the second is a potential accumulation assemblage in which the Meitan Formation source rock and the Middle Ordovician fractured reservoir are connected by faults. The Ordovician fractured reservoir is developed in the northeastern Sichuan Basin. The confirmation of the hydrocarbon generation potential of the Meitan Formation and the establishment of two related types of accumulation assemblage has expanded the exploration region in the northern-northeastern Sichuan Basin, which is very significant for an exploration breakthrough of the late Cambrian and Ordovician reservoirs. The tectonic-sedimentary evolution in the northern Sichuan Basin area is likely to have reduced hydrocarbon accumulation in the Meitan Formation on the northern slope of the Chuanzhong Paleozoic uplift and the western slope of the Kaijiang Paleozoic uplift.
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图 1 四川盆地及周缘湄潭组沉积期岩相古地理
Figure 1. Lithofacies and paleogeography of the Meitan Formation, Sichuan Basin
图 2 四川盆地及周缘湄潭组厚度等值线图（a）OSQ5;（b）Q6;（c）OSQ7;（d）OSQ6
Figure 2. Thickness isogram of the Meitan Formation, Sichuan Basin: (a)OSQ5;(b)OSQ6;(c)OSQ7;(d)OSQ6
图 5 马深1井湄潭组疑源类古生物化石及丰度变化
（a）多角藻未定种，6 997 m；（b）纤细多角藻（Vavrdova, 1966），6 998 m；（c）三刺稀刺藻（Eisenack, 1938; Stockmans et al., 1962），7 008 m；（d）不规则多叉球藻？（Staplin et al., 1965），7 009 m；（e）颗粒波口藻，7 005 m；（f）翼突球藻未定种，7 007 m
Figure 5. Photomicrographs (left) and abundance changes (right) of probable fossils from Well Mashen
(a) Polygonium sp., 6 997 m; (b) P. gracile (Vavrdova, 1966), 6 998 m; (c) Veryhachium trispinosum (Eisenack, 1938; Stockmans et al., 1962), 7 008 m; (d) Multiplicisphaeridium irregulare?(Staplin et al., 1965), 7 009 m; (e) Cymatiogalea granulate, 7 005 m; and (f) Peteinosphaeridium sp., 7 007 m
图 6 马深1井湄潭组TOC含量与化石丰度纵向分布
Figure 6. Vertical distribution of TOC and fossil content from well Mashen 1, Meitan Formation
图 7 马深1井湄潭组实测TOC与纵波阻抗交汇分析
Figure 7. Crossplot of P-wave impedance and measured TOC from well Mashen 1, Meitan Formation
图 8 湄潭组源岩地震反演预测
（a）地震剖面图；（b）地震测线位置图；（c）基于马深1井的波阻抗反演剖面；（d）图中色标为波阻抗值，越红则波阻抗值越小，代表泥岩越纯；马深1井：井上湄潭组烃源岩厚度为28 m，预测结果为13 ms的泥岩，约为30 m（4 500 m/s）；（e）普光地区：剖面上烃源岩厚度为20~35 ms（约45~80 m），且泥岩比马深1井更纯
Figure 8. Seismic inversion prediction of source rocks, Meitan Formation
图 9 川北地区构造—沉积演化及湄潭组与洗象池组空间配置关系
Figure 9. Tectonic-sedimentary evolution and spatial relationship between Meitan and Xixiangchi Formations
图 10 川北地区川深1井生烃演化史
Figure 10. Evolution history of hydrocarbon generation from well CS1, northern Sichuan Basin
图 11 永页7井宝塔组典型储层岩芯照片及成藏模式
（a）裂缝型灰岩储层，3 150 m；（b）成藏模式
Figure 11. Reservoir photograph and accumulation model of well YY7
(a) fractured limestone reservoir, 3 150 m; (b) accumulation model
图 12 川东北宝塔组储层露头照片及潜在成藏组合
（a）万源曹家乡剖面裂缝型储层见沥青充填；（b）潜在的成藏组合
Figure 12. Reservoir photograph and possible accumulation model, Northeast Sichuan Basin
(a) fractured reservoir with asphalt, Caojia profile, Wanyuan; (b) possible accumulation model
表 1 川南地区奥陶系代表钻井湄潭组砂质层厚度统计
Table 1. Sandstone thicknesses in Meitan Formation, southern Sichuan Basin
井号 顶界深度/m 底界深度/m 地层厚度/m 砂质层厚度/m 砂质层厚度占比/% 窝深1 2 835.6 3 101 265.4 120.7 45.5 宫深1 2 905.3 3 188.8 283.5 92.0 32.4 隆32 3 349.2 3 699 349.8 170.0 48.6 阳深2 3 673.7 4 082.7 409.0 149.7 36.6 盘1 3 964.4 4 263.4 299 66 22.1 林1 822 1 056.0 234 34.0 14.5 丁山1 1 578.2 1 784.5 206.3 47.1 22.8 
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表 2 川北—川东北地区湄潭组暗色泥页岩分布统计表
Table 2. Distribution of dark mudstone in the Meitan Formation, northern Sichuan Basin
钻井或剖面 岩性 厚度/m TOC（均值/范围）/% Ro（均值/范围）/% 井段/m 样品数量 源岩评价 马深1 暗色泥页岩 29 0.84/0.46~1.54 — 6 963~7 010 48 好—一般 1.35/0.53~1.35*1 — 6 984~7 010*1 29 3.0/1.17~3.0*2 2.25* 6 985~7 009*2 7 川深1 暗色泥页岩 33 0.83/0.39~1.5*3 — 7 191~7 223*3 4 一般 南充1 暗色泥页岩 20 — — — 一般—差** 五探1 灰黑色页岩 13 — — — 一般** 五科1 深灰色页岩 15 — — — 一般—差** 万源曹家 灰色泥岩 2 0.39/0.17~0.62 — 2 一般—差 城口厚坪 深灰色泥岩 5 — — — 一般—差** 建深1 深灰色泥岩 50 0.235/0.18~0.36 2.72/2.33~2.93[1] 5 032~5 125[1] 8 差[1] 注：*1, 2, 3分别为中石化勘探分公司、研究院无锡所、西南分公司测试数据；**为推测结论。
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表 3 四川盆地中北部洗象池组成藏解剖
Table 3. Accumulation analysis of Xixiangchi Formation in central-northern Sichuan Basin
地区 井号 烃源 储层 油气显示 成藏模式 失利原因 地质特点 川中 威远气田及周边 筇竹寺组 台内滩+岩溶 有探明储量，油气显示丰富 下生上储、次生调整 下寒武统烃源岩发育，油气显示丰富，具有多层油气显示特点 广探2 筇竹寺组 台内滩 见沥青，产水 下生上储 供烃不足 川北 马深1 湄潭组* 岩溶 沥青丰富，有油气充注过程 上生下储，源储相接 古构造不发育 洗象池组顶部不整合发育，湄潭组烃源岩发育，储层沥青显示丰富 川深1 湄潭组* 台内滩+岩溶 沥青丰富、点火成功 南充1 湄潭组* 台内滩+岩溶 日产3.55万方 川东北 五科1 台内滩 产水 供烃不足 奥陶系/寒武系整合接触，湄潭组烃源岩不发育，储层沥青显示少 五探1 储层不发育 无油气显示、无沥青 供烃不足、储层不发育 注：*为推测结论。
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