0 引言
油气系统概念涵盖了不同地质要素的控藏作用，目前已被国内外学者广泛接受和使用，但其提出过程却相对较为漫长[1]。1972年美国石油地质家协会首先提出含油系统的概念，较为公认的油气系统概念是Magoon和Dow在1994年联合提出，定义为一套有效烃源和与此相关的所有保存至今的油气藏及其形成所需的必要地质要素和地质过程的自然系统[2]。含油气系统理论考虑了浮力主导下各种成藏要素的关联作用，该理论奠定了现代油气地质学理论基础，并在进一步应用中得到完善和发展，包括有学者提出总油气系统理论（Total Petroleum System，TPS）、复合油气系统理论（Composite Petroleum System，CPS）以及总的复合油气系统理论（Total Composite Petroleum System，TCPS）等[3]。近40年来，油气地质与勘探研究的最大进展之一是发现了非浮力主导的致密油气和页岩油气等非常规油气，它们的大规模勘探开发突破了常规油气地质理论的束缚，在此背景下全油气系统概念和理论应运而生（Whole Petroleum System，WPS）[4-5]。在通常地质条件下全油气系统具有纵向上有序分布的特征，下部地层形成页岩油气和紧密相邻的致密油气，中部地层形成与源分离的常规油气，顶部地层形成稠油沥青和天然气水合物等油气资源。全油气系统具有全过程生烃、全类型成储和全序列成藏等3个全序列内涵，即：重视烃源岩在不同形成环境和不同演化阶段下的全过程生烃研究，建立全过程生烃模式及时间序列[6]；开展全粒序储层成因类型及深埋致密化过程与成岩机理的全类型成储研究，明确常规—非常规全系列储层流体赋存状态与流动机制[7-8]；强调协同开展油气生成演化到常规圈闭聚集、非常规连续聚集和晚期改造调整的全序列成藏研究，明确常规—非常规源储耦合成藏机理与有序分布，建立统一油气成藏事件中的常规油气—致密油气—页岩油气成藏序列[9]。全油气系统理论完整地阐述了常规和非常规油气联合共存特征、共存机制和共存规律，以源储耦合、有序聚集的全新视角分析并指导不同类型油气资源的勘探。
全油气系统理论目前在国内各大盆地已经成熟应用，并指导油气勘探开发取得了突破[10⇓-12]。如松辽盆地北部中浅层形成了以白垩系青山口组烃源岩为中心的全油气系统，自上而下有序发育常规油—致密油—页岩油，平面上自盆地边缘向凹陷中心有序发育常规油—致密油—夹层型页岩油—页岩型页岩油，并构建了源上常规油浮力充注成藏、源内页岩油滞留聚集、源下致密油源储压差充注聚集3种成藏模式；鄂尔多斯盆地以石炭系—二叠系的本溪组、太原组为主力烃源岩的全油气系统，盆地中心区发育源内滞留煤层气和煤岩气、源内及近源致密气成藏系统，盆地边缘区发育源内、近源、远源天然气成藏系统，盆地烃源岩的供烃能力和不同类型储集层的聚集能力决定了盆地内页岩类、致密类和常规类油气聚集和分布的范围。
四川盆地发育上三叠统和侏罗系两套主力烃源岩，形成两套陆相全油气系统。其中，以上三叠统须家河组为主力烃源的全油气系统以形成气藏为主，以侏罗系自流井组大安寨段为主力烃源的全油气系统油藏、气藏均有发育。本次研究主要针对以上三叠统须家河组烃源岩为源，在成因上有联系的天然气成藏系统。侏罗系沙溪庙组和三叠系须家河组是四川盆地陆相地层中的主力天然气产层[13-14]，具有多类型气藏共生、大面积广泛分布的特点，是四川盆地未来天然气规模增储和效益建产的重要领域[15]。随着以沙溪庙组致密气为代表的千亿立方米级天府气田增储建产工作的快速推进，亟待在陆相产层中寻找可接替的新领域或新方向，为油田可持续发展提供资源保障[16]。本文从全油气系统理论视角出发，深入分析四川盆地陆相天然气资源的空间分布特征和富集规律，以期形成四川盆地全油气系统内常规气藏和非常规气藏的整体认识，指导四川盆地多层位立体勘探、常规—非常规油气资源协同开发，并为其他陆相盆地的油气勘探开发提供参考借鉴。
1 勘探开发概况
四川盆地陆相天然气勘探开发历史悠久，自20世纪50年代以来，经历了构造气藏勘探和深层兼探、岩性气藏发现和立体勘探3个阶段。
早期构造气藏勘探及深层兼探阶段（1956—2006年）。该阶段勘探工作主要集中在四川盆地西部（简称川西）地区，以局部构造勘探和深层勘探兼探浅层为主，先后发现了中坝、平落坝、邛西等中小型构造气田，探明天然气地质储量仅318×108 m3。该阶段明确了上三叠统须家河组是四川盆地重要的勘探层系，截至2006年须家河组年产天然气达14.3×108 m3。
岩性气藏发现阶段（2007—2017年）。该阶段证实大川中地区具备形成岩性大气区的地质条件，实现了从构造圈闭到岩性圈闭、从单个构造到大面积含气、从川西地区到大川中地区的勘探转变。以须家河组勘探开发为主，兼顾侏罗系，接连发现四川盆地中部（简称川中）合川、安岳、广安、川西新场等气田，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）矿权区内提交探明储量6 300×108 m3，陆相领域年产量最高达29×108 m3。
立体勘探阶段（2018年至今）。近年来，立足须家河组烃源岩、大型通源断层、沙溪庙组优质储层叠置发育的川中沙溪庙组成藏有利区，勘探开发一体化开展评价部署。明确了盐亭区块沙溪庙组二段（简称沙二段）1亚段6、8、9号砂组、三台区块沙二段1亚段8号砂组、简阳区块沙溪庙组一段（简称沙一段）1亚段具有大面积含气特征（沙溪庙组自下而上可划分为23个砂组，其中沙一段发育1—5号砂组，沙二段1亚段发育6—9号砂组，沙二段2亚段10—15号砂组，沙二段3亚段16—20号砂组，沙二段4亚段21—23号砂组）。截至2023年底，川中地区天府气田沙溪庙组累计提交探明地质储量2 013×108 m3，日产气达1 000×104 m3。同时，在全油气系统理论的指导下，须家河组勘探向川中—川西过渡带的近源致密气转移，简阳须四段多口井获高产工业气流。2023年，中国石油矿权区内陆相致密气累产气超40×108 m3。
2 四川盆地陆相油气地质条件
2.1 盆地陆相沉积的古构造环境
晚三叠世早期上扬子地块西缘逐渐由残留海相碳酸盐台地过渡到陆架浅海碎屑岩沉积，经历了海相碳酸盐岩向陆相碎屑岩的转变。晚三叠世中—晚期，受古特提斯海关闭影响，松潘—甘孜地区逐渐隆升、强烈褶皱，并向东挤压、逆冲，形成龙门山推覆构造带。龙门山山前带须家河组内部“安县运动”不整合面，标志着四川盆地结束海相沉积的历史，进入陆相碎屑岩沉积演化阶段，并在龙门山前缘沉积大量的粗碎屑灰质砾石。伴随龙门山的隆起，盆地受到更强的北西向挤压，其西部龙门山前缘发生强烈沉降，并在其东侧形成川西前陆盆地，自西向东依次可划分为前陆冲断带、前陆坳陷带、前陆斜坡带与前陆隆起带（见图1a ）。
印支挤压期后的弱伸展构造背景下，形成了早侏罗世—中侏罗世早期宽广的克拉通内坳陷盆地。中侏罗世龙门山地区的逆冲推覆活动开始减弱，而米仓山—大巴山的构造活动变得强烈，盆地沉积和沉降中心逐渐由北东往南西方向迁移。侏罗系沙溪庙组沉积后，受燕山和喜马拉雅运动各幕的影响，形成一系列在燕山期初见雏形、喜马拉雅期最终定型的低缓局部构造[21]。
2.2 陆相沉积地层特征
晚三叠世，四川盆地完成从海到陆的重大转变，整体进入前陆—坳陷湖盆阶段，沉积了一套厚1 500~6 000 m陆相地层（见图1b ）。受印支期多幕构造运动和多物源体系影响，须家河组沉积自盆地东部向西部逐渐加厚，以陆源碎屑岩为主，厚度为300~3 500 m，岩性主要为砾岩、砂岩与泥页岩互层组合，为一套三角洲相—湖相沉积体系。须家河组自下而上可划分为6个段，包含3个二级层序，即龙门山前陆盆地早期层序（须一段和须二段）、龙门山前陆盆地晚期层序（须三段）和大巴山隆升层序（须四段—须六段）[13-14]。其中，龙门山前陆盆地早期层序底界为须家河组底界，为一套不整合面，地震上可稳定追踪；龙门山前陆盆地晚期层序底界为区域性构造运动界面，为岩性、岩相突变面，界面之上为碳酸盐岩岩屑，之下为变质岩岩屑，在川西山前为大型不整合面，而在川中为大型超覆面；大巴山隆升层序底界为区域性不整合界面。
沙溪庙组以紫红色泥岩夹灰绿色、灰色细—中砂岩为主要特征，底界以沙溪庙组厚层砂岩或灰绿色、紫红色泥岩与凉高山组灰黑色泥页岩分界，顶界以沙溪庙组紫红色泥岩与上侏罗统遂宁组砖红色粉砂岩为界。沙溪庙组内部以区域性分布的叶肢介页岩层为界，可进一步分为沙一段与沙二段，其中，沙一段为浅水三角洲—湖泊相沉积，沙二段为河流相沉积[22]。
2.3 烃源岩发育特征
须家河组烃源主要来自须一段、须二段、须三段及须五段[23]（见表1 ），生烃中心烃源岩厚度大于200 m，有机质以镜质体、壳质体占主体，烃源岩δ13C值一般大于-25.5‰，以Ⅲ型有机质为主。川西地区为须家河组生烃中心，生烃强度为（50~120）×108 m3/km2。纵向上，须五段有机质丰度最高，泥岩平均总有机碳含量（TOC）为2.40%，其次为须三段，平均值为1.73%，须一段+须二段平均值为1.70%。须家河组烃源岩成熟度受埋深及区域构造演化控制，不同地区热演化程度存在较大差异。从现今成熟度平面分布来看，西部和北部坳陷区热演化程度高，镜质体反射率（Ro）值普遍大于1.6%，达到高—过成熟阶段，自川中向南和东部成熟度逐渐降低。垂向上烃源岩热演化程度向上依次降低。
表1 四川盆地上三叠统须家河组烃源岩评价参数表 |
| 层位 | 烃源岩类型 | 烃源岩厚度/m | 总有机碳含量/% | 成熟度/% | 有机质类型 | 生烃强度/(108 m3•km-2) | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 上三叠统 须家河组 | 须一段+须二段 | 腐殖型烃源岩为主， 局部地区有少量 混合型烃源岩 | 40~340 | (0.50~13.28)/1.70 | 1.40~2.78 | Ⅲ型为主， 少量Ⅱ2型 | 20~320 |
| 须三段 | 40~320 | (0.51~8.72)/1.73 | 1.00~2.44 | ||||
| 须五段 | 40~320 | (0.51~14.8)/2.40 | 0.80~1.90 | ||||
注：“/”后数值为平均值 |
2.4 主要储层基本特征
上三叠统须家河组储集岩类型多样，发育有岩屑砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩及岩屑石英砂岩。储层孔隙度为6%~14%，渗透率主要为（0.01~1.00）× 10-3 μm2，总体表现为低孔—特低孔、特低渗特征，储集类型以裂缝-孔隙型为主，孔隙类型主要为粒内溶孔、粒间溶孔、粒间孔，裂缝主要为构造缝、层间缝及破裂缝[13]。
2.5 断层发育特征
断层对油气运移和后期调整具有重要作用[24]。晚三叠世—侏罗纪是四川盆地前陆盆地形成发育的重要时期，从先期的张裂活动转变为压扭活动。盆地周边开始褶皱抬升并向盆地内递进，发育龙门山、米仓山—大巴山等造山带，为盆内碎屑岩沉积提供了物源基础[25]。受印支期、燕山期和喜马拉雅期构造运动的影响，主要发育近东西向和北北东向断层[26]。根据断层顶底界断穿层位，可将须家河组发育断层划分为4级（见表2 ）。一级和二级断层发育规模大，以走滑断裂和滑脱逆断层为主，下部断穿三叠系或二叠系底部，上部断穿至侏罗系沙溪庙组；三级和四级断层为小型逆断层，分别为中、上三叠统内部断层及须家河组层内断层。一、二级断层可将须家河组天然气次生调整至沙溪庙组，控制了远源沙溪庙组油气富集，三级和四级断层有利于须家河组近源致密砂岩气富集成藏。
表2 四川盆地须家河组断裂分级及其发育特征 |
| 断层分级 | 断层性质 | 断穿层位 | 试油情况 | 实例 |
|---|---|---|---|---|
| 一级断层 | 走滑断裂 | 上：侏罗系，下：二叠系 | 靠近断层产水 | PQ2井须六段 |
| 二级断层 | 滑脱逆断层 | 上：侏罗系，下：三叠系 | 出水：距断层小于200 m， 出气：距断层300 m以上 | G8井须二段、G9井须二段、GJ井须二段 |
| 三级断层 | 小型逆断层 | 上：须家河组，下：雷口坡组 | 靠近断层产气 | TF1井须三下亚段、FS1井须三下亚段、YQ1井须四段 |
| 四级断层 | 小型逆断层 | 须家河组内部断层 | 断面上出气，高产 | TF101井须三下亚段、ST1井须三上亚段 |
2.6 地层压力特征
地层压力对于判断地层封闭性、气藏保存条件具有重要指示性作用，也常用地层压力系数来划分气藏类型[27]。不同区带、不同层位气藏压力系数差异大，总体表现为超高压—低压气藏均有发育，须家河组气藏压力系数高于沙溪庙组气藏。须家河组气藏压力系数为0.9~2.2，自坳陷带至隆起带须家河组气藏压力系数呈逐渐降低的趋势（见图2a ），与烃源岩发育程度具有良好的对应关系，表明烃源岩生烃增压对压力大小及分布具有关键作用。沙溪庙组压力系数普遍为0.4~1.5，包括高压气藏、常压气藏和低压气藏，同样表现为川西须家河组生烃中心沙溪庙组气藏压力系数高，往生烃中心周缘压力系数逐渐降低（见图2b ）。
3 四川盆地陆相全油气系统成藏特征及成藏模式
3.1 纵向成藏序列分布特征及地质关键要素
典型气藏解剖表明，四川盆地须家河组与沙溪庙组为一套成因上有关联的成藏体系。纵向上以须家河组烃源岩为主力生烃层系，分别发育须家河组源内页岩气、须家河组近源致密气和沙溪庙组远源常规气—致密气三大成藏体系（见图3 ）。
源内页岩气主要发育在须一段+须二段、须三段及须五段，以发育厚层页岩、薄层致密砂岩互层为主，呈现出“源内大面积分布、砂泥互层式叠置发育”的成藏特征。源内页岩气富集主要受古环境、生烃能力、岩性组合和储层类型共同控制。以简阳须五段页岩气储层为例，该区块发育富有机质页岩和砂岩互层沉积，页岩沉积期为温暖湿润、贫氧—缺氧、植物繁盛的滨浅湖淡水沉积环境，利于形成高有机质丰度的富有机质页岩；烃源岩发育规模大，TOC值大于2%的页岩厚度超过200 m，Ro值主要为1.0%~1.3%，处于成熟—高成熟大量生气阶段，生烃强度约28×108 m3/km2，为源内页岩气富集奠定了良好的烃源基础；炭质页岩和粉砂岩储集空间发育，炭质页岩主要发育有机质孔和层理缝，平均孔隙度为4.89%，细砂岩孔隙度主要为6%~7%，为源内页岩气富集提供了储集空间；炭质页岩、粉砂岩和细砂岩互层分布，有利于源内页岩气多层叠置富集。TF101井须五段页岩、粉砂岩互层加砂压裂后测试获日产8.62×104 m3工业气流，压力系数为1.36，证实了须家河组具有形成源内页岩气的良好前景。
近源致密气主要发育在须二段、须三段、须四段和须六段三角洲前缘砂体中。以简阳地区须四段致密气储层为例，砂岩孔隙度普遍小于10%，渗透率低于1×10-3 μm2，属于典型的致密砂岩储层。天然气碳同位素组成显示简阳区块须四段致密气不同于坳陷带和隆起带，表明坳陷带天然气未大规模向斜坡带和隆起带运移（见图4a ）。戴金星等和刘文汇等发现天然气甲烷碳同位素组成和烃源岩生烃时的热演化程度具有良好的相关性[28-29]，基于前人开展的川西地区须家河组烃源岩生烃热模拟实验数据建立了天然气折算Ro经验公式[30]，对简阳地区须四段天然气进行分析，得到的折算Ro值为1.03%~1.29%，与该地区须三上亚段烃源岩热演化程度一致，表明简阳地区须四段天然气具有明显的近源供烃特征（见图4b ）。近源供烃背景下致密气成藏主要受储层物性及裂缝双重控制，物性越好、裂缝越发育，天然气产量越高。如YQ104井须四段高产段渗透率高（平均值为0.282×10-3 μm2），排驱压力小（0.677 MPa），裂缝发育，测试日产气20.20×104 m3，压力系数为1.54。
远源常规—致密气成藏体系主要发育于侏罗系，包括自流井组、沙溪庙组、遂宁组和蓬莱镇组，以沙溪庙组为主力产气层段。气源对比结果显示（见图5 ），沙溪庙组天然气以煤型气为主，下侏罗统湖相烃源岩主要为川东—川中地区，形成沙溪庙组的气源补充。油气主要通过断层纵向输导，顺砂体横向运移，通源断裂和内部断裂与多组砂体形成多类型断-砂组合，多层系高效输导，规模网状河道延伸范围远，构成长距离侧向输导体系，天然气大面积成藏。沙溪庙组具多期接力充注特征，第1期充注（距今70~90 Ma）：须家河组生烃中—高峰，川西龙泉山断裂带活跃期，沙一段储层逐渐致密，沙二段储层未致密；第2期充注（距今35~50 Ma）：须家河组处于生烃中—低峰期，大安寨段烃源岩达到生烃高峰期，烃源断层活动逐渐停止，内部断层活动。沙一段属于浅水三角洲—湖泊相沉积体系，沙二段为河流相沉积，多期厚度为10~30 m厚层砂体纵向叠置、平面广覆连片分布，构成叠覆型砂岩气区[31]。由于埋藏多小于3 000 m，压实作用中等，粒间孔保存较好，现今孔隙度为8%~12%，渗透率多低于1×10-3 μm2，整体以致密砂岩储层为主，存在部分常规储层。沙溪庙组致密气藏为典型的次生气藏，以须家河组为主力烃源岩构成下生上储型源储组合，通源断裂在天然气垂向运移中扮演重要角色，气藏具有复杂的压力分布特征[32]。以靠近须家河组生烃中心的梓潼气田沙一段气藏为例，该区发育两条断至沙溪庙组内部的通源断层，多期次河道砂体与断层垂直接触，天然气由断层输导充注到多套砂体中，并沿着河道侧向聚集成藏。而距须家河组生烃中心较远的川中地区金秋区块沙二段气藏，发育多条通源断层及沙溪庙组层内调整断层，河道砂体与通源断层多呈斜交的方式，以多砂体单点充注为主，调整断层作为良好的通道，进行天然气的二次运移。
3.2 平面成藏序列分布特征及主控因素
须家河组气藏受前陆盆地构造分区控制明显，根据构造分带，须家河组平面上依次形成了冲断带构造气藏、坳陷带页岩气—致密气藏、斜坡带致密气藏和隆起带常规—致密气藏的有序分布。
3.2.1 冲断带构造气藏
冲断带气藏分散、规模小，主要以构造气藏为主，发育边水和底水，典型代表为中坝须二段和平落坝须三下亚段气藏（老分层为须二段气藏）。天然气主要来自川西坳陷，气源充足，受裂缝和溶蚀作用的影响，冲断带气藏渗透率通常为（0.1~10.0）×10-3 μm2，孔径普遍大于2 μm，属于常规气藏范畴。冲断带须二段气藏压力系数为0.9~1.3，属于常压气藏。
平落坝须三下亚段气藏构造属短轴高丘状背斜，褶皱强度适中、构造类型好，气水分异充分，易于天然气富集。平落坝须三下亚段储层物性与裂缝具有较好的相关性，裂缝对气井高产起到重要的控制作用。如PL2井平均面孔率为4.76%，其微裂缝平均面孔率占总面孔率的46.8%；孔隙度大于5%的多数样品裂缝面孔率占总数的25%~95%，且呈网络状发育，起到有效孔喉和宏观裂缝之间的连通作用。从生产测试和裂缝密度发育统计结果对比来看，裂缝发育区为气藏甜点富集区。PL1、PL2井裂缝密度分别为3.85条/m和6.73条/m，测试无阻流量分别为45.03×104 m3/d和104.38×104 m3/d。
3.2.2 坳陷带页岩气—致密气藏
前陆坳陷带沉积了厚层的烃源岩，以高有机碳含量的煤线和炭质泥岩为主，分布面积为（8~12）×104 km2。煤线厚度通常较薄，一般不超过10 cm，规模有限，但由于其并非单独成层产出，而是通常与砂岩或页岩伴生，因而作为煤岩气、页岩气的过渡类型，其潜力有待进一步评估。炭质泥岩单层厚度5~20 m，单层生气强度为（5~20）×108 m3/km2，具有丰富的物质基础。此外，坳陷带须一、二、三、五段内部发育的同期沉积砂体，面积最大可达11 000 km2，源内砂岩可以作为天然气充注富集的有利储集体，勘探潜力非常可观。
3.2.3 斜坡带致密气藏
斜坡带紧邻川西坳陷，储层物性致密，整体大面积含气，气水分布呈现“东西分带、南北分区”的特征。天然气运移方式以局限达西流运移成藏为主，具有“近源供烃、垂向运移、局部富集高产”的成藏特征。
斜坡带须家河组垂向发育3套主力烃源岩，总有机碳含量整体大于1%，有机质类型以Ⅲ型为主，部分为Ⅱ2型，现今均已达成熟—高成熟阶段，生气强度高达130× 108 m3/km2。广覆式烃源岩与须家河组须三下亚段、须四段稳定分布砂岩间互分布使得斜坡带致密气具有大面积分布的特征。由于多物源体系供给充足，有利沉积砂体在三角洲前缘相带在湖盆内叠置连片发育。上斜坡带绿泥石包壳发育，原生孔隙保存较好，物性好（储层孔隙度为8%~14%）；下斜坡带绿泥石包壳欠发育，压实作用较强，颗粒以线-凹凸接触为主，物性差（储层孔隙度为6%~8%）。从源储配置关系来看，下斜坡烃源岩发育而储层致密，富集高产主要受优质储层物性控制，上斜坡储层物性好但烃源岩不发育，导致上斜坡充注供烃欠佳，气水分异不充分，使得上斜坡产水率明显高于下斜坡（见图6 ）。
3.2.4 隆起带常规气藏—致密气藏
前陆隆起带以岩性、构造-岩性气藏为主，具有大面积含气、构造高部位富气的特征，整体含气饱和度较低、产水率高，如广安须六段和合川须三下亚段气藏（老分层须二段气藏）。该区带距离生烃中心较远，加之本地烃源岩厚度较薄，生烃强度一般小于20×108 m3/km2。在合川—安岳地区须三下亚段内部稳定发育一套20~30 m的黑色“腰带子”泥岩，具有较强的生烃能力，有机质丰度高，以发育Ⅱ2型、Ⅲ型干酪根为主，现今Ro值为1.44%~1.50%，正处于生气高峰期。隆起带目前勘探发现主要集中在须三下亚段、须四段和须六段，均为裂缝-孔隙型、孔隙型储层，物性较坳陷带、斜坡带好，储层孔隙度主要为6%~10%，大于10%的高孔砂岩亦有发育，渗透率中值大于1×10-3 μm2，表现为低孔、低渗砂岩储层。优质储层和局部发育的低幅度构造控制了天然气聚集和气水分异，进而影响天然气分布与聚集成藏。
3.3 陆相全油气系统成藏模式
四川盆地陆相地层独特的成藏地质条件，导致所形成的全油气系统更为复杂。纵向上，须家河组和沙溪庙组以须家河组为主力烃源，有序发育须家河组源内页岩气、近源致密气和沙溪庙组远源常规—致密气的全油气系统（见图7 ）。
源内页岩气藏主要发育在须三上亚段和须五段，厚泥薄砂，发育“大面积分布、源储一体”的页岩气成藏模式；近源致密气藏主要发育在紧邻烃源岩层系的须三下亚段和须四段，发育“近源供烃、断缝体控产、源储配置控藏”的致密气成藏模式。远源常规—致密气藏主要发育在沙溪庙组，为“次生调整、断砂复合输导、两期接力充注、物性差异耦合成藏”的常规—致密气成藏模式。储层地质学与流体力学实验研究表明，储层孔隙度为12%，渗透率为1×10-3 μm2，孔喉半径为1 μm，是达西流和浮力成藏的下限，也是非浮力成藏和非达西流动场的上限，在此物性条件下静水压力和毛细管力达到平衡，流体以局限达西流、滑脱流和扩散为主[33-34]。源内页岩气储层物性致密，孔隙度为2%~6%，渗透率小于0.1×10-3 μm2，压力系数为1.5~2.0，具有束缚动力场下扩散运移的渗流规律，天然气以吸附态为主，简阳须五段页岩气和新场须二段页岩气储层即典型代表。近源致密气储层孔隙度为4%~8%，渗透率为（0.1~1.0）×10-3 μm2，压力系数为1.2~1.6，具有局限动力场下滑脱流的渗流特征，典型代表如简阳须四段和秋林须三下亚段气藏。远源常规—致密气储层孔隙度为6%~18%，储层渗透率大于1×10-3 μm2，压力系数相对较低（0.8~1.2），兼具有自由动力场下达西流的渗流规律，典型代表为金秋区块沙溪庙组气藏。
不同区带的埋深、物性、压力以及生烃强度等地质条件的有序变化，平面上依次形成了须家河组冲断带构造气藏、坳陷带页岩气—致密气藏、斜坡带致密气藏和隆起带致密—常规气藏的全序列成藏体系（见图8 ）。
从坳陷带至隆起带，须家河组埋深逐渐变浅，烃源岩厚度逐渐变薄，成熟度逐渐变低，生烃强度逐渐降低，物性逐渐变好，压力系数逐渐降低，成藏地质条件的有序变化控制了不同区带成藏类型和富集机制。受构造挤压和抬升剥蚀影响，川西坳陷带须家河组整体埋深较大，普遍大于3 800 m，渗透率普遍小于0.1×10-3 μm2，源储一体，主要发育页岩气和源内薄砂致密气储层，扩散力和毛管力差为主要运移动力。斜坡带埋深为2 900~3 800 m，渗透率为（0.1~1.0）×10-3 μm2，运移动力主要为局限动力场下的毛细管力差，具有大面积含气、自封闭聚集、孔缝高渗控产的成藏特征。隆起带位于川中地区，埋深普遍小于2 900 m，烃源岩厚度较薄、生气强度较低，储层物性相对较好，局部渗透率大于1×10-3 μm2，以浮力和毛细管力差为主要运移动力，发育岩性和构造-岩性圈闭，具有间互式供烃、构造高点和优质储层联合控产的成藏特征。冲断带埋深较浅，普遍小于2 900 m，受燕山—喜马拉雅期构造运动的影响，四川盆地须家河组气藏晚期遭受断层改造，断层的沟通使得冲断带早期形成的气藏存在明显的次生调整作用，储层物性较好且伴生大量断层及裂缝发育，天然气以浮力为主要运移动力沿断层垂向输导，气水分异明显。
4 勘探方向
在全油气系统理论——“进/近源找气”的指导下，川中—川西地区油气资源丰富，具备规模页岩气和致密气发育的条件，是下一步重要的攻关领域。该地区发育连续厚度规模大的高有机质丰度烃源岩及规模砂体，源储配置好，具备大面积成藏的条件。
川中—川西地区须家河组须四段、须三段致密气、须五段页岩气均展现出良好的勘探前景。其中，简阳地区须四段三角洲前缘主干水道砂体发育，结合裂缝分布规律，优选有利勘探面积1 700 km2，目前已有3口井获高产气流，YQ1、YQ104、TF101井测试日产气分别为31.26×104，20.20×104，21.01×104 m3。其中，YQ1井已生产300余天，累产气1 600×104 m3，不产水，试采效果好。简阳地区须五段互层型页岩规模展布，连片含气，优选有利勘探面积3 000 km2，TF101井须五段页岩和粉砂岩互层段测试获天然气8.62×104 m3/d。此外，川西北地区须三段扇三角洲前缘水下分流河道砂体发育，结合印支末期—燕山中期继承性古构造、断-缝-孔复合体优质储层，优选有利勘探面积5 300 km2，风险探井WT1井须三段测试获高产工业气流，日产气108×104 m3。
沙溪庙组主要发育远源常规气—致密气，沙溪庙组以其优越的物性条件、纵向多期河道砂体叠置发育、平面分布广且埋藏浅等优势，具有纵向多期含气砂体立体规模成藏的优势。综合烃源、储层、构造、断裂、保存等条件，明确位于生烃中心的川中—川西地区具备规模成藏条件，预测有利富气河道为沙一段及沙二1亚段6、7、8、9号砂组，含气河道面积为6 450 km2。目前在天府气田和中江气田均有规模气藏发现，估算资源量达3.9×1012 m3，是持续拓展深化的重点领域。
5 结论
四川盆地陆相层系具有良好的全油气系统形成条件。须家河组和侏罗系半深湖—深湖相优质烃源岩提供了充足的天然气来源；多类型储层的发育为油气聚集提供了有利储集空间；断砂组合共同组成了天然气运移的优质输导体系，为天然气聚集成藏提供了优势通道。
四川盆地以须家河组为主力烃源的陆相全油气系统，自下而上有序发育源内页岩气、近源致密气和远源致密—常规气；平面上须家河组依次形成冲断带构造气藏、坳陷带页岩气、斜坡带致密气藏和隆起带致密—常规气藏的全序列成藏体系。
四川盆地上三叠统—侏罗系页岩气、致密气资源潜力巨大，川中—川西地区须四段、须三段致密气，须五段页岩气以及沙一段及沙二1亚段远源常规—致密气为重点勘探方向。
受控于储层高度致密化、断裂系统发育和气水分异不充分等因素，亟需创新理论技术攻关，以全油气系统成藏理论为指导，按照常规—非常规油气协同、浅层—深层立体综合的勘探思路，逐步从浅层向坳陷深部探索，实现盆地非常规油气勘探的整体突破。