0 引言
四川盆地为中国西部大型多旋回叠合盆地，海相层系发育多套烃源岩，油气资源丰富，近年来油气勘探取得了长足进步[1⇓⇓⇓-5]。盆地海相油气勘探历程可以追溯到20世纪40年代，但是真正取得大规模油气发现是在本世纪[6]。2003年，四川盆地海相常规天然气首先在川东北开江—梁平陆棚取得突破，发现了二叠系—三叠系大型生物礁滩气藏[7]。自此以寻找大型礁滩相储层的勘探快速展开，先后探明了普光、元坝、川西、安岳和蓬莱等5个千亿立方米天然气储量的大型气田[8-9]，发现震旦系灯影组，寒武系龙王庙组，石炭系黄龙组，中二叠统栖霞组、茅口组，上二叠统长兴组，下三叠统飞仙关组、嘉陵江组和中三叠统雷口坡组等多套含气层系，形成了川东、川西、川南和川中4个含气区。焦页1井五峰组—龙马溪组页岩气于2012年获得突破，发现了涪陵页岩气田[10⇓-12]，2014年建成北美之外首个商业开发页岩气田。由此页岩气勘探迅猛发展，年均探明储量为常规气的2.0~6.5倍，先后探明了涪陵、长宁、昭通、威荣、威远、泸州和綦江等7个千亿立方米以上储量的大型气田[13-14]。截至2022年底，四川盆地海相地层累计探明天然气储量为6.29×1012 m3，其中，海相常规气为3.33×1012 m3，非常规气为2.96×1012 m3，占比分别为53%和47%。10年间，页岩气产量从无到有，至2022年占比已达42.8%，实现了页岩气勘探开发质的飞跃。
从勘探形式和进展来看，四川盆地海相油气勘探已经突破了传统的“从烃源岩到圈闭”的勘探思路，实现了由源外向源内、由常规向非常规、由浅层向深层、由单一圈闭向连续地质体4个方向的勘探转变，呈现出以烃源岩为中心，多类型储集体、多类型圈闭广泛含气、不断取得突破的勘探格局。因此，有必要从“全油气系统”的角度，按照“常非一体化成藏”的研究思路，研究其成藏规律与主控因素，用以指导未来的勘探。
本文以主力烃源岩发育与分布为核心，按照成藏要素组合关系划分四川盆地海相全油气系统，分析各个含油气系统的成藏特征，总结常规-非常规一体化成藏规律，并指出未来勘探的有利方向，以期能为勘探决策部署提供依据。
1 四川盆地海相全油气系统划分与成藏特征
1.1 全油气系统划分
全油气系统理论将一套烃源岩供烃为中心的全类型储层和全种类油气资源为对象，统一研究其成藏要素、成藏过程和成藏模式，用以指导油气勘探[15⇓⇓-18]。四川盆地海相经历了两次伸展-聚敛构造旋回，发育下寒武统、下志留统和上二叠统3套区域性优质烃源岩，中下寒武统、上二叠统和中下三叠统3套区域盖层，纵向上形成3套源-盖组合，控制了组合内多套储层的成藏（见图1 ）。通过对天然气藏气源对比分析，每套源-盖组合内，大多数天然气藏具有亲缘性（见图2 ）。因此，根据源盖组合和天然气藏亲缘性对比，将四川盆地海相划分为寒武系、志留系和二叠系3个全油气系统（见表1 ）。每个全油气系统以独立成藏为主，但由于区域盖层分布的不均一和局部大型断裂的发育，部分地区会发生天然气跨系统成藏，从而形成断控复式油气系统。
表1 四川盆地海相全油气系统油气序列成藏类型 |
| 名称 | 油气领域 | 烃源岩 | 储层 | 盖层 |
|---|---|---|---|---|
| 二叠系全油气系统 | 常规 | 大隆组，龙潭组—吴家坪组 | 长兴组—飞仙关组、嘉陵江组、雷口坡组 | 中—下三叠统区域盖层 |
| 非常规 | 大隆组页岩、吴家坪组页岩、龙潭组煤系 | |||
| 志留系全油气系统 | 常规 | 下志留统，下二叠统 | 黄龙组、栖霞组—茅口组 | 上二叠统区域盖层 |
| 非常规 | 五峰组—龙马溪组页岩、茅口组页岩及泥灰岩 | |||
| 寒武系全油气系统 | 常规 | 筇竹寺组，灯三段 | 灯影组、沧浪铺组、龙王庙组 | 中—下寒武统区域盖层 |
| 非常规 | 下寒武统筇竹寺组页岩 | |||
1.2 寒武系全油气系统
1.2.1 沉积充填过程与成藏要素
寒武系全油气系统是以下寒武统为主力烃源岩，以中上寒武统—奥陶系为区域盖层的一套成藏组合。该成藏组合受控于扬子板块新元古代—早古生代的一次区域性伸展和聚敛构造旋回。晚震旦世，扬子板块整体处于伸展裂解阶段并伴随多次海侵-海退旋回，板块北缘发育绵阳—长宁和城口—鄂西等多个陆内裂陷，形成“台-棚”分异格局。台地边缘发育厚层丘滩相沉积，陆棚内发育硅质页岩、泥岩和泥晶云岩沉积。前期关于绵阳—长宁裂陷槽的成因存在较大争议，部分学者认为是“侵蚀槽”[19-20]；随着勘探研究的深入，越来越多证据显示，裂陷槽内发育与台缘高能相带同期异相的深水沉积[21]。早寒武世，在早期海侵影响下，裂陷槽内形成了广泛的黑色页岩沉积。晚期扬子板块西南缘构造挤压作用增强，陆源碎屑供给充分，裂陷槽被快速充填。中晚寒武世，扬子板块形成了统一的碳酸盐台地，发育了一套碳酸盐岩和膏盐岩沉积。奥陶纪开始受海侵和构造沉降的影响，扬子板块沉积水体不断加深，发育了一套灰岩、泥灰岩和碎屑岩沉积。寒武系全油气系统在早石炭世开始形成古油藏，晚三叠世相态转化成气藏，最终喜马拉雅期气藏调整定型（见图3 ）。
晚震旦世—早寒武世台棚分异期，发育了一套陆棚相烃源岩和台缘丘滩相储层，中晚寒武世—早奥陶世统一台地期，发育了一套围绕川中古隆起分布的颗粒滩白云岩岩溶储层。中晚寒武世—奥陶纪发育了厚层的膏盐岩和泥灰岩夹碎屑岩盖层。这些构成了寒武系全油气系统的基本成藏要素（见图4 ）。
1.2.2 成藏序列与主控因素
寒武系全油气系统的成藏组合序列发育陆棚相页岩“自生自储”式页岩气储层，台缘发育相控型“棚生缘储”式常规气藏，台内远离烃源岩的颗粒滩体发育“下生上储”式断-相共控型岩性气藏（见图5 ）。
寒武系筇竹寺组深水陆棚相页岩发育以有机孔为主要储集空间的页岩储层，有机孔孔径为100~300 nm。该类页岩TOC值较高，为2.0%~5.9%，生气强度为（80~200）×108 m3/km2。深水陆棚相页岩气成藏机理和主控因素与志留系页岩气类似，唯一不同的是该类页岩成熟度更高，只有在早期古隆起周缘，相对低热演化程度的地区，页岩含气量才展现较高的特征。目前，已获得工业页岩气流的井都分布在黄陵古隆起、川中古隆起和汉南古隆起周缘。寒武系筇竹寺组浅水陆棚相粉砂质页岩中发育以无机孔（见图6 ）为主要储集空间的气藏，由于其造岩矿物的粒径小于0.062 5 mm，因此也把它归为非常规页岩气一类。这类页岩TOC值低，通常小于0.5%，生气强度为（5~10）×108 m3/km2，具有自生自储、近源微运移和大面积成藏的特征[22]。其成藏过程是：邻近烃源岩，在成岩致密化之前，储集空间被油气充注。
震旦系灯影组台缘带与陆棚相烃源岩可以构成良好的源储配置关系，早期研究认为台缘带气藏的烃源岩为下寒武统筇竹寺组，但是经天然气地球化学特征对比发现，台缘带震旦系灯影组和台内寒武系龙王庙组气源存在明显差异[23]，推测绵阳—长宁裂陷内发育灯影组深水页岩沉积。灯影组发育类似于上二叠统长兴组的“棚生缘储”成藏模式，其成藏主控因素是优越的源储配置关系。
寒武系—奥陶系台内滩白云岩储层沿川中古隆起广泛分布，而且受到了加里东期长时间岩溶作用的影响，原始储集性能较好。但是由于远离烃源岩，其成藏严格受断裂和高能相带的双重控制。川中地区发育桐湾期、加里东期、海西期和喜马拉雅期等多期走滑断裂，这些断裂沟通了下寒武统烃源岩与台内滩储层，形成了断控岩性气藏，如磨溪龙王庙组气藏，距离通源断裂较近的钻井明显具有高产特征[24]。
1.3 志留系全油气系统
1.3.1 沉积充填过程与成藏要素
志留系全油气系统是以下志留统为主力烃源岩，以中下二叠统为区域盖层的一套成藏组合。该成藏组合的形成受控于扬子板块内早古生代末期构造挤压和之后伸展作用。晚奥陶世—早志留世，扬子板块处于“南挤北张”的构造背景，东、南、西向受雪峰山、黔中和川中3个古隆起围限，在川东南—川东形成半封闭大型克拉通内坳陷，早期沉积了一套深水陆棚相页岩，晚期沉积了一套粉砂质泥岩和粉砂岩[25]。晚志留世—泥盆纪四川盆地整体为隆升剥蚀状态，晚石炭世随着扬子板块周缘伸展作用的加强，川东地区发生间歇性海侵，沉积了一套潮坪相碳酸盐岩。早中二叠世扬子板块发生大规模海侵，四川盆地发育了一套以开阔台地相为主的灰岩及泥灰岩沉积。志留系全油气系统在中二叠世开始形成油藏，早侏罗世—晚白垩世原油裂解形成气藏，在喜马拉雅期气藏最终调整定型（见图7 ）。
早志留世克拉通坳陷内的滞留环境形成深水陆棚相优质烃源岩，晚石炭世克拉通内局限台地内形成不整合岩溶白云岩储层，早中二叠世克拉通内开阔台地形成页岩和泥灰岩盖层（见图8 ），这些构成了志留系全油气系统的基本成藏要素。
1.3.2 成藏序列与主控因素
志留系全油气系统主要发育3种天然气储层，即“自生自储”页岩气储层、“近源-源内”致密砂岩气储层和台内断-相共控的“下生上储”天然气储层（见图9 ）。
奥陶系五峰组—志留系龙马溪组“自生自储”型页岩气的富集具有“二元富集”的规律，即：深水陆棚相优质泥页岩发育是页岩气“成烃控储”的基础，良好的保存条件是页岩气“成藏控产”的关键[26]。深水陆棚相页岩具有“高碳富硅”的特征，五峰组—龙马溪组优质页岩（TOC值大于2.0%）厚度大，一般为20~50 m。深水环境中硅质生物繁盛，发育大量硅质海绵骨针和放射虫生物化石，丰富的硅质生物为有机质富集提供了良好的物质基础，同时增加了页岩的储集性和脆性。焦页1井龙马溪组优质页岩层段实测有机碳含量为1.06%~6.28%，平均值为3.50%，孔隙度为2.78%~7.08%，平均值为4.80%。由于硅质矿物的支撑作用，页岩的孔隙度和含气性并没有随深度的增加而降低，一系列深度超过4 000 m的页岩气井获得高产，如綦页深1井埋深近5 000 m的页岩，孔隙度平均为7.0%（见图10 ），总含气量高，平均值为8.17 m3/t；东页深2井埋深4 200 m的页岩，孔隙度平均为7.38%，总含气量为6.69 m3/t，显示深层页岩具有“超压控富”的特征[27]，说明原始烃源岩品质是控制页岩气富集的首要因素。因此，只要具有良好的保存条件，页岩中普遍含高压气，“自生自储”式成藏具有天然的资源优势。
志留系龙马溪组、小河坝组中的砂岩和石牛栏组中的灰岩储层，总体为低能沉积，原始孔隙度低，后期埋深大，致密化程度高。虽然具有近源优势，但是规模成藏的难度大，天然气富集主要受晚期断裂和裂缝控制，主要发育在背斜构造核部和断裂附近，如川东平桥2井，小河坝组粉砂岩储层孔隙度小于2%，产气层受裂缝发育程度的控制。
川东中石炭统黄龙组储层为一套大型不整合岩溶储层，远离志留系优质烃源岩，其成藏主要受印支期古隆起和晚燕山期—喜马拉雅期构造变形控制，通源断裂在古油藏和气藏调整过程中起到了重要作用。印支期受川东开江古隆起控制，石炭系形成大型古油藏，在持续埋藏加温作用下，燕山早期古油藏转变为古气藏，燕山晚期—喜马拉雅期川东构造变形强烈，石炭系古气藏被肢解，高陡背斜断背斜部分的气藏普遍被破坏，低潜背斜和向斜区地层-构造气田得以保存[28]。
1.4 二叠系全油气系统
1.4.1 沉积充填过程与成藏要素
二叠系全油气系统是以中上二叠统为主力烃源岩，以中下三叠统为区域盖层的一套成藏组合。该成藏组合的形成受控于扬子板块的晚古生代区域性伸展和聚敛构造旋回。早中二叠世，扬子板块整体处于伸展裂解阶段并伴随多次海侵-海退旋回[5]。由早二叠世的滨岸—潮坪环境逐渐转入中二叠世碳酸盐台地沉积环境[29]。中二叠世台缘滩、台内滩普遍发育，台地边缘的裂谷肩部和台内局部微幅构造高部位均能形成碳酸盐岩滩相优质储层[30-31]。在断陷内部则发育斜坡—陆棚相的泥质灰岩、深水硅质岩等。晚二叠世，强烈拉张作用在扬子板块北缘形成被动大陆边缘，使得板块内部的断陷规模进一步扩大，在盆内形成“台-棚”沉积分异格局。盆地北部开江—梁平裂陷沉积了深水陆棚相炭质硅质泥页岩，为优质烃源岩。南部德阳—武胜台洼拉张作用相对较弱，沉积了潮坪—滨岸环境泥页岩、煤层和粉砂岩。沿裂陷和台洼两侧，发育台缘礁、滩相沉积。早三叠世，扬子板块周缘拉张作用减弱，早期的板内裂陷逐渐被填平，形成稳定的克拉通内坳陷盆地，沉积厚层膏盐岩与碳酸盐岩。中三叠世早期，随着印支运动的不断加强，四川盆地南缘和东缘开始出现陆源碎屑沉积[32]。直到晚三叠世，随着古特提斯洋的闭合，龙门山造山带的形成，四川盆地海相沉积结束，进入陆相沉积盆地演化阶段。随后中侏罗世开始形成古油藏，早白垩世相态转化成气藏，在喜马拉雅期最终调整定型（见图11 ）。
盆地的沉积充填与演化，控制了二叠系全油气系统的成藏要素。中晚二叠世强构造分异期形成台缘带大型礁滩储层和陆棚相优质烃源岩。早中三叠世泛台地化阶段形成台内滩储层和膏盐岩盖层，构成了多种类型的生储盖空间组合（见图12 ）。
1.4.2 成藏序列与主控因素
二叠系全油气系统主要发育3种天然气藏，即“自生自储”页岩气储层、“棚生缘储”常规油气藏和台内断-相共控的“下生上储”气藏（见图13 ）。
茅口组孤峰段/吴家坪组/大隆组“自生自储”型页岩气的成藏富集主要受控于陆棚相沉积环境和后期构造改造。沉积环境控制了有机质类型、丰度和数量，深水陆棚的封闭—半封闭低能环境有利于形成高丰度烃源岩和硅质岩沉积。3套页岩均具有“高TOC、高硅、高孔和低黏土”的特征。以石柱复向斜的红页1HF井为例，吴家坪组页岩TOC平均值为8.0%，硅质含量为44.6%，孔隙度为5.4%，含气量为3.4 m3/t，黏土矿物含量为21.0%。茅口组孤峰段TOC平均值为14.5%，硅质含量平均值为40.4%，孔隙度平均值为4.9%，含气量平均值为3.1 m3/t，黏土矿物含量平均值为11.6%。普光地区雷页1井大隆组页岩，实测TOC平均值为6.7%，硅质含量平均值为39.6%，孔隙度平均值为3.5%，含气量平均值为6.0 m3/t，黏土矿物含量平均值为4.2%。二叠系3套深水陆棚相页岩，储层均以有机质孔隙为主，可见粒内溶孔、颗粒边缘孔和微裂缝（见图14 ），主要发育微孔—介孔，孔隙比表面积和孔体积较大，为页岩气富集提供了良好的储集空间。构造改造方式和程度决定了页岩气最终富集程度。普光地区高陡背斜带，构造形成晚，抬升幅度低，断层未切穿膏盐岩盖层，整体保存条件好，雷页1井二叠系大隆组页岩气压力系数为1.97，测试获42.66×104 m3/d高产气流。石柱复向斜构造形成早，抬升幅度大，紧邻齐岳山大断裂，影响了页岩气的保存，红星地区吴家坪组页岩气储层具有常压—弱超压的特征，压力系数为1.15~1.30。
长兴组—飞仙关组“棚生缘储”型常规油气成藏受控于礁滩相优质储层和陆棚相烃源岩的侧向对接，具有近源富集、相态转化、动态调整特征。大型隆洼格局形成的台缘高能相带有利于早期白云石化和暴露溶蚀，控制大规模优质储层分布，后期裂缝改造有利于提高渗透率，且烃类早期充注也有利于储层的保持与改善。元坝气田埋深为6 000~6 500 m，晚侏罗世—早白垩世原油裂解生气，流体古压力可达142 MPa，压力系数超过2.0，形成大量超压破裂缝，储层非均质性得到改善，大大提高了储层的整体渗流能力[33]。
台内区“下生上储”型气藏受控于通源断裂的发育。中下三叠统台内滩大面积分布，但是远离烃源岩，油气成藏依赖于良好的输导系统。而四川盆地大规模断裂发育期为燕山晚期和喜马拉雅期，晚于二叠系烃源岩生油期，因此，断控型气藏往往不发育古油藏。如川东北河坝场气田，构造圈闭和通源断裂形成于燕山晚期，晚于二叠系烃源岩大规模生油期，与干酪根裂解期匹配关系较好，直接形成干气气藏[34]。
1.5 断控复式油气系统
川北米仓大巴山前，发育一系列以北东向和北西向两组逆冲-走滑断裂，主要形成于燕山期—喜马拉雅期。陆相地层内逆冲-走滑断裂受膏盐岩滑脱层控制，规模较小，主要切割中三叠统至下侏罗统，沟通须家河组煤系烃源岩与砂岩储层，形成近源断控油气藏。海相断裂规模较大，切割上二叠统至中侏罗统，可以有效沟通上二叠统大隆组、吴家坪组烃源岩与须家河组储层，保证了下伏烃源岩裂解生成的天然气能够高效运移至须家河组，形成远源断控油气藏（见图16c ）。通南巴地区须家河组气田两类断裂均发育，具有“双源供烃、立体输导、缝储控产”的成藏特征[37]，高产井位于距断裂300 m的范围内，如马6井（产能为36.67×104 m3/d）和马8井（产能为20.63×104 m3/d）。
2 海相全油气系统成藏富集规律与主控因素
与陆相单旋回盆地相比，四川盆地为代表的海相多旋回盆地全油气系统具有“横向多类型气藏有序共生、纵向多旋回叠置”的特征。陆相盆地围绕着的生烃中心，往往发育“页岩油气-致密气-常规气”的油气藏共生关系，而海相盆地同一油气系统内天然气藏具有“页岩自生自储高压气藏-台缘礁滩近源常压气藏-台内滩下生上储高压气藏”的特征，而且由于中国海相叠合盆地时代老，经历的构造演化期次多，因此，普遍经历“多元生烃、油气转化、晚期调整”的动态成藏过程。整体而已，四川盆地大型天然气田的形成与分布受优质烃源岩、规模性储集体和良好的保存条件联合控制。
2.1 优质烃源岩是大气田形成的基础
受控于晚震旦世—早寒武世和中晚二叠世两期陆内拉张和晚奥陶世—早志留世陆内挤压作用影响，四川盆地发育下寒武统、下志留统和上二叠统3套深水陆棚相烃源岩。3套烃源岩有机质丰度高，有机质类型好，生烃强度高、呈广覆式分布[27,41⇓ -43]。这为大型常规与非常规油气成藏提供了良好的物质基础，也控制了大气田的分布。现已发现的大中型气田均处于烃源岩的生烃中心附近（见图17 ）。围绕二叠系生烃中心现已探明普光、元坝和罗家寨3个大型气田，探明储量为8 234×108 m3；围绕志留系生烃中心已探明涪陵、泸州、威远、长宁、昭通、綦江、威荣和大池干等8个大型气田，探明储量为30 415×108 m3；围绕寒武系生烃中心现已探明安岳和蓬莱2个大型气田，探明储量为16 270×108 m3。
2.2 规模性储层是近源和源内天然气富集的保障
对常规气藏而言，优质碳酸盐岩储层是天然气主要勘探对象。在长达4×108年的海相沉积演化过程中，四川盆地发育了多套碳酸盐岩储层，几乎涵盖了已知所有类型的碳酸盐岩储层[9,44 -45]。盆内具有规模性分布的储层包括震旦系灯影组藻白云岩、寒武系龙王庙组及沧浪铺组颗粒白云岩、石炭系黄龙组白云质岩溶角砾岩与颗粒白云岩、中二叠统栖霞组—茅口组白云岩和岩溶灰岩、上二叠统长兴组—下三叠统飞仙关组生屑白云岩、下三叠统嘉陵江组颗粒白云岩与中三叠统雷口坡组藻白云岩等。储层主要沿着古隆起带、台缘带和台内裂陷边缘带呈带状或面状分布，受高能沉积相带、早期岩溶和早期云化作用控制。四川盆地海相时代老、埋藏深、成岩作用复杂，优质储层储集空间保持难度大。因此，在成岩早期的烃类充注对储层的保持有重要影响。四川盆地已探明的大型天然气田储层大多数为礁滩相白云岩，这些储层除了原始物性好以外，还具有近源成藏优势。早期油气充注抑制了破坏性成岩作用的发生，使孔隙得以保存[46]，保障了天然气的规模富集。
对非常规储层而言，深水陆棚相页岩既是优质烃源岩，也是优质储层[47]。由于海水中硅质是海洋生物生长必需的营养元素，其含量直接影响了初级生产力，因此深水陆棚相海相页岩硅质与有机质同源共生，高硅和富碳是优质烃源岩的共同特征，下寒武统、下志留统和上二叠统海相页岩均具有这种特征[26,48]。页岩中生物成因硅既有利于储层的发育，也有利于储层的保持。生物成因的非晶态SiO2球体堆积紧密，球体之间的孔隙为硅石所充填，成岩过程中易于溶解且可以产生一定的微观孔隙[49⇓-51]。此外，硅质生物体内部发育原生孔隙且具有较好的连通性，如放射虫和海绵骨针等硅质生物体腔内部充填的有机质被分解后，虽然会再次被次生石英或有机颗粒部分或全部充填，但仍可以部分甚至完全开启，形成页岩气的有效储集空间。在成岩过程中，生物成因硅质页岩在早期成岩阶段同时经历机械压实和化学压实，非晶体蛋白石-A转变成刚性的晶态石英，页岩孔隙度减小的同时形成了石英颗粒构成的刚性格架，增大了硅质页岩硬度，提高了支撑和抗压实能力，利于页岩中各类孔隙的保存[52]。因此，高硅、高碳烃源岩也是高孔隙度页岩储层，是页岩气富集的保障。
2.3 良好的保存条件是天然气成藏的关键
在燕山运动之前，四川盆地虽然经历了多期构造运动，但主体以升降运动为主，没有发生大规模褶皱。长期持续的沉积与沉降，对海相层系早期油气成藏起到了良好的促进和保持作用。晚侏罗世之前，海相烃源岩大部分都进入了生烃高峰期，邻近烃源岩的规模性储集体中，发生大规模原油充注形成了古油藏，而且绝大部分古油藏发生了原油裂解，形成了古气藏[53⇓-55]。燕山期后，随着周缘造山运动的逐渐加强，四川盆地周缘和内部开始发生褶皱变形和大规模隆升。磷灰石裂变径迹低温热年代学数据显示，晚白垩世之后，四川盆地经历了2次较大规模的隆升剥蚀，最大剥蚀量可达4 000 m[46]。在大规模褶皱变形和构造抬升作用影响下，海相油气藏普遍经历了构造调整。构造稳定区调整弱，气藏保持原来的构造面貌，但是向构造高部位进一步富集，如川中地区安岳气田。构造变形强烈区，原生气藏被肢解，形成新的构造气藏，如川东地区的石炭系气田。盆缘和盆外构造改造更强烈的地区，常规气藏被破坏殆尽，仅有构造相对稳定的地区保存有页岩气田，如焦石坝和彭水气田。盆内志留系页岩气的顶底板具有岩性致密、厚度大、低孔隙度和渗透率的特征，有利于页岩气的保存。由于四川盆地结晶基底稳定，周缘造山带没有形成大范围的褶皱冲断带，因此大部分海相地层在盆地内保存完整，加上中下三叠统膏盐岩盖层和上三叠统—侏罗系的陆相盖层双重保护，海相油气藏得到了良好的保存，这是盆地内天然气勘探不断取得进展的关键。
3 海相油气勘探方向
3.1 大型台地边缘礁滩相带
大型台缘带礁滩相带是大型天然气田勘探的重点领域。四川盆地在开江—梁平陆棚和绵阳—长宁裂陷边缘，已探明常规天然气储量为2.3×1012 m3，占整个海相常规探明储量的91%。近期在开江—梁平陆棚东侧和绵阳—长宁裂陷西侧的台缘带均获得了新的勘探进展，展示了深层和复杂构造区的台缘带仍具有较大的勘探空间。近年来，随着研究认识的推进，落实了川西栖霞组高能颗粒滩相带和横贯川中的茅口组二段高能颗粒滩相带，一批钻井获得日产百万立方米以上的高产油气流，成为新的增储方向。
3.2 志留系龙马溪组深层页岩气
深层页岩气是未来增储上产的重要领域。四川盆地及其周缘底界埋深小于3 500 m的下志留统龙马溪页岩面积约为6.3×104 km2，埋深大于3 500 m的面积约为12.8×104 km2，深层面积约是中浅层的2倍[56]，深层页岩气资源丰富。中国石化矿权区内四川盆地志留系深层页岩气（埋深4 000~5 000 m）有利勘探面积为1 502 km2，地质资源量为1.27×1012 m3，超深层页岩气（埋深5 000~6 000 m）有利勘探面积为3 687 km2，地质资源量为3.4×1012 m3，是未来四川盆地页岩气增储上产的重要领域。丁页2HF井、威页1HF井和永页1HF井等垂深超过3 500 m的深层钻井具有良好的初始产量，证实了盆内深层页岩气良好的勘探前景。
3.3 与通源断裂相关的大型岩性复合体
3.4 其他类型的非常规天然气
4 结论
四川盆地海相发育3套区域性烃源岩和3套区域性盖层，可划分出寒武系、志留系、二叠系3个全油气系统，3个全油气系统以独立成藏为主，系统内天然气具有亲缘性。单个全油气系统内普遍发育陆棚相页岩气储层-台缘相控气藏-台内断-相共控型气藏的成藏序列，具有立体成藏、有序分布的特征，常规-非常规油气具有“多元生烃、油气转化、动态调整”的成藏规律。优质烃源岩是大气田形成的基础，系统内天然气具有近源和源内富集的规律，规模性储层的发育与保持是天然气富集的保障，良好的保存条件是天然气成藏的关键。大型台缘带礁滩相带、深层页岩气和与通源断裂相关的大型岩性复合体是未来勘探的主要方向。