川東南深層震旦系燈影組油氣勘探前景

常雨琪,孫 瑋,李澤奇,葉玥豪,焦 堃,袁 月,田夢(mèng)娜

(油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(成都理工大學(xué))，成都 610059)

川東南地區(qū)主要指川東高陡構(gòu)造南段和川南中低褶皺帶的南部，東至南川斷層、西至赤水、南至盆地邊緣、北至重慶的地區(qū)(圖1),面積約2.5×104km2。區(qū)域上位于特提斯域和西太平洋域交匯處，大涼山構(gòu)造帶和大婁山構(gòu)造帶交匯處，受雪峰推覆構(gòu)造帶與青藏高原北緣推擠的應(yīng)力疊加的影響，形成多方向、多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，是造山帶向盆地過(guò)渡的地區(qū)，也是雙向構(gòu)造影響最強(qiáng)的地區(qū)[1-2]。深層一般指埋深4.5～6 km的地層，>6 km為超深層[3-4]。本文研究的川東南地區(qū)深層主要指下組合地層，據(jù)川東南最深的探井——西門(mén)1井(完鉆深度6 512 m)資料，埋深6 km為奧陶系紅花園組。川東南至川南屬于油氣勘探較早的地區(qū)，但深層勘探很少，20世紀(jì)70年代主要在長(zhǎng)寧構(gòu)造鉆探了寧1、寧2井，目的層為上震旦統(tǒng)燈影組(Z2dn)，但未獲天然氣而失利。之后陽(yáng)高寺的陽(yáng)深1井和陽(yáng)深2井，完鉆層位寒武系，未見(jiàn)產(chǎn)氣。2005年在川東南以燈影組為目的層的探井——丁山1井，燈影組產(chǎn)NaHCO3型水，鉆探失利；2007年林1井完鉆層位為燈影組，亦未獲工業(yè)性氣層；西門(mén)1井鉆至中上寒武統(tǒng)婁山關(guān)組，因巨厚膏鹽巖的存在未鉆至燈影組而未能探明燈影組的情況；2016年涪陵焦石壩完鉆的焦石1井鉆至燈影組，但未獲工業(yè)性氣層而告失利。

盡管上述勘探歷程在深層未有大的發(fā)現(xiàn)，但結(jié)合鄰區(qū)鉆探結(jié)果也取得了一些新的成果，如對(duì)燈影組儲(chǔ)層特征有了進(jìn)一步深入的了解[5-9]等。而且，上述探井鉆至燈影組的多位于盆地外或是盆地邊緣天然氣容易側(cè)向運(yùn)移逸散的區(qū)域，真正盆地內(nèi)部揭示油氣的探井還沒(méi)有，因此并不能因?yàn)樯鲜龅你@探結(jié)果而否定深層特別是燈影組的勘探前景。加之四川盆地目前除了川東南基本上都有燈影組探井的存在，可以在一定程度上揭示油氣前景，但川東南盆地內(nèi)仍未有探井。本文利用上述鉆探成果和近來(lái)年頁(yè)巖氣以及綿陽(yáng)-長(zhǎng)寧拉張槽的研究成果，綜合分析川東南深層油氣地質(zhì)條件并結(jié)合構(gòu)造演化分析成藏過(guò)程，為未來(lái)勘探深層油氣藏提供參考。

圖1 川東南構(gòu)造單元?jiǎng)澐旨爸苓呫@井、古油藏位置圖Fig.1 Division of tectonic units,location of borehole and paleo-reservoir in southeastern Sichuan

1 深層油氣成藏條件

1.1 烴源巖

川東南地區(qū)深層—超深層海相烴源系應(yīng)該發(fā)育有下寒武統(tǒng)筇竹寺組和下志留統(tǒng)龍馬溪組2套黑色炭質(zhì)頁(yè)巖、黑色硅質(zhì)頁(yè)巖。近年來(lái)，四川盆地內(nèi)頁(yè)巖氣方面的研究在研究區(qū)這2套頁(yè)巖層系特征及分布方面有非常多的成果[10-21]。

下寒武統(tǒng)烴源在川東南地區(qū)比較發(fā)育，但研究結(jié)果顯示其分布具有一定的局限性，一定程度上受控于綿陽(yáng)-長(zhǎng)寧拉張槽的影響[22-27]。在該地區(qū)，目前有丁山1井、焦石1井、林1井和寧206井可以揭示其特征，從鉆井資料來(lái)看存在一定的差異性。遠(yuǎn)離拉張槽的丁山1井下寒武統(tǒng)牛蹄塘組底部黑色(碳質(zhì))頁(yè)巖厚13 m[28]；靠近拉張槽的林1井牛蹄塘組暗色泥巖厚度達(dá)158 m，底部黑色頁(yè)巖厚43 m。據(jù)趙文智等[21]資料表明，拉張槽內(nèi)部寧206井僅wTOC>2%的黑色頁(yè)巖厚度就達(dá)40 m。據(jù)李中峰等[29]對(duì)長(zhǎng)寧剖面研究表明，黑色頁(yè)巖厚度35 m，碳質(zhì)頁(yè)巖的厚度可達(dá)148 m，長(zhǎng)寧雙河剖面麥地坪組的厚度可達(dá)268 m，筇竹寺組厚度528 m，與GS17井(麥地坪組厚128 m，筇竹寺組厚555 m)可以進(jìn)行對(duì)比。拉張槽向南延伸的昭通—畢節(jié)一線(xiàn)，昭101井、昭103井和方深1井富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖集中段厚度50～65 m(圖1)。這些頁(yè)巖氣研究資料都充分說(shuō)明了拉張槽對(duì)黑色頁(yè)巖的控制作用。四川盆地南段拉張槽內(nèi)頁(yè)巖厚度大，富有機(jī)質(zhì)程度高；向東臺(tái)地內(nèi)黑色頁(yè)巖段在減少，巖性逐漸變粗，有機(jī)質(zhì)含量變低。拉張槽東部邊緣大體位于瀘州-赤水一線(xiàn)，可以為該線(xiàn)以東大規(guī)模提供烴源(圖2)。

因此，從烴源角度來(lái)講，川東南地區(qū)緊鄰綿陽(yáng)-長(zhǎng)寧拉張槽發(fā)育下寒武統(tǒng)烴源巖，具備了形成大油氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖2 川東南地區(qū)牛蹄塘組厚度等值線(xiàn)圖和林1井牛蹄塘組巖性柱狀圖Fig.2 Thickness contour map of the Niutitang Formation in southeastern Sichuan and lithological histogram of Niutitang Formation of Well Lin 1

1.2 儲(chǔ)集層

根據(jù)林1井和丁山1井巖心觀察及薄片鑒定分析燈影組白云巖儲(chǔ)層特征。

林1井鉆探結(jié)果表明燈影組第四段厚325 m(未鉆穿)，巖性整體表現(xiàn)為：底部以粉-細(xì)晶白云巖為主，局部發(fā)育藻紋層白云巖和藻砂屑白云巖；中下部發(fā)育藻砂屑、藻凝塊為主的白云巖，局部可見(jiàn)重結(jié)晶作用形成的細(xì)晶白云巖；中部為灰色泥晶白云巖與微晶似球粒白云巖、藻白云巖呈不等厚互層；上部為淺灰色白云巖、灰-深灰色細(xì)-中晶白云巖；頂部發(fā)育泡沫綿層石、藻紋層和藻砂屑為主的泥-粉晶白云巖，頂面可見(jiàn)受熱液作用影響的中-粗晶白云巖。整體反映了由潮間-潮上較高能，逐漸向潮下低能過(guò)渡的沉積環(huán)境。

儲(chǔ)集層段主要發(fā)育在燈四段頂部不整合面100 m以?xún)?nèi)，宏觀上主要以巖溶作用形成的縫洞型儲(chǔ)層和微生物白云巖格架孔為主，瀝青充填。顯微鏡下，孔隙主要為藻砂屑粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、藻紋層間的溶蝕孔和縫，以及粉晶白云巖晶間(溶)孔為主，局部可見(jiàn)重結(jié)晶作用形成的中-粗晶白云巖晶間孔，瀝青全充填。而在2 827 m深度之下基本未見(jiàn)瀝青，可以將其定為當(dāng)時(shí)的古油水界面(圖3)。

林1井燈影組巖心樣品孔隙度最大值為10.63%，最小值為1.43%，平均值為3.07%(縫洞很發(fā)育)；滲透率最大值為18.8649×10-3μm2，最小值為0.0044×10-3μm2，平均值為1.00×10-3μm2?？傮w上表現(xiàn)為孔隙度一般、滲透率相對(duì)較好。近42%樣品孔隙度低于2%，但孔隙度分布除在1.5%～2%區(qū)間相對(duì)較集中外，其余區(qū)間分布則較均一。滲透率則有42%分布于(0.001～0.01)×10-3μm2，近52%值分布于(0.1～1)×10-3μm2，同時(shí)有近6%位于(10～100)×10-3μm2，表明具有比較好的滲透性，可能與微裂隙發(fā)育相關(guān)。可見(jiàn),燈影組儲(chǔ)集層非均值性強(qiáng)，在整體低孔低滲條件下，仍發(fā)育較好的儲(chǔ)集層。

圖3 林1井和丁山1井燈影組鉆井巖心照片F(xiàn)ig.3 Photographs showing drilling core of Dengying Formation from Well Lin 1 and Dingshan 1(A)溶蝕孔洞中白云石→瀝青→石英充填,林1井，巖心編號(hào)9-47/54，深度2 624.78 m; (B)白云石→瀝青充填沿高陡縫合線(xiàn)形成的溶蝕縫洞,林1井，巖心編號(hào)11-1/51，深度2 654.20 m; (C)細(xì)-粗晶白云巖中白云石晶間充填瀝青,丁山1井，10×4,(-)，深度3 491.75 m; (D)微晶白云巖溶蝕孔洞中刀片狀白云石→馬鞍狀白云石→瀝青充填,林1井，10×4,(-)，深度2 619 m; (E)含藻球粒微-細(xì)晶白云巖,瀝青收縮孔,林1井，10×4,(-)，深度2 624.2 m; (F)亮晶凝塊石白云巖溶蝕孔洞中2期白云石→瀝青充填，剩余部分孔隙,丁山1井， 10×10,(-)， 深度3 510.90 m

丁山1井鉆遇燈影組的深度為 3 492～4 610 m，最后完井層位為燈二段。其中燈四段碳酸鹽巖儲(chǔ)層段巖性整體表現(xiàn)為：底部為泥-粉晶藻紋層白云巖，局部可見(jiàn)硅質(zhì)呈脈狀或斑狀分布；下部主要發(fā)育泥-粉晶藻砂屑白云巖；中部主要以泥-粉晶白云巖為主，微生物巖結(jié)構(gòu)較少見(jiàn)；上部至頂部主要發(fā)育藻紋層、藻砂屑白云巖以及巖溶角礫白云巖，局部可見(jiàn)泡狀凝塊石和泡沫綿層石。整體為局限臺(tái)地的低能潮坪相沉積。

與林1井相似，丁山1井燈影組儲(chǔ)層同樣發(fā)育于燈四段頂部，是一套微生物白云巖格架孔和巖溶孔洞為主的儲(chǔ)層，瀝青充填情況良好。巖屑薄片觀察發(fā)現(xiàn)，微生物白云巖格架孔以及晶間溶孔較為發(fā)育，瀝青連續(xù)分布層位的深度為 3 492～4 070 m，主要呈半充填-全充填狀。因此，燈影組古油水界面的深度可能為 4 070 m左右。

白云巖巖心樣品物性分析結(jié)果顯示：孔隙度平均為1.78%，主要分布在1.5%～2%，孔隙度>2%的樣品約占20%，滲透率0.074 6×10-3μm2，具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性。

綜合對(duì)比而言，2口井具有相似的巖性組合(圖4)，不同區(qū)域差異不大，主要發(fā)育微生物碳酸鹽巖；燈影組儲(chǔ)層主要受巖溶改造作用形成，并且溶洞、晶洞或縫合線(xiàn)內(nèi)部均有豐富的瀝青充填；局部均有構(gòu)造裂縫與微裂縫發(fā)育，多為高角度與水平縫，其中林1井的瀝青含量和裂縫發(fā)育情況強(qiáng)于丁山1井，但丁山1井局部構(gòu)造縫發(fā)育；巖心觀察和鏡下薄片可見(jiàn)較完整的充填序列：成巖早期白云石→石英/方解石→瀝青→馬鞍狀白云石→瀝青→白云石→石英/方解石→瀝青。林1井物性特征總體上表現(xiàn)為孔隙度較低、滲透率相對(duì)較高；丁山1井物性特征表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均質(zhì)性，物性較好的層段主要發(fā)育在燈四段的上部-頂部。

1.3 封蓋及保存

川東南燈影組直接封蓋層是下寒武統(tǒng)泥質(zhì)巖。研究區(qū)下寒武統(tǒng)泥質(zhì)巖厚度很大，習(xí)水吼灘剖面顯示總厚423.5 m，其中泥巖、泥灰?guī)r及泥云巖厚245 m，占地層總厚的57.97%；丁山1井和林1井亦顯示筇竹寺組泥質(zhì)巖平均厚度為14.6 m，單層最大厚度可達(dá)28.5 m。因此，下寒武統(tǒng)的巨厚泥質(zhì)巖形成很好的區(qū)域蓋層，對(duì)下伏油氣藏具有直接保存作用。

除此之外，川南至川東一帶中上寒武統(tǒng)膏鹽巖十分發(fā)育。膏鹽巖由于具有強(qiáng)塑性和較好封閉性，斷層很難穿過(guò)，是非常好的區(qū)域性蓋層[30-31]。據(jù)劉樹(shù)根等[22]研究，川東南普遍發(fā)育中上寒武統(tǒng)膏鹽巖且厚度較大，林1井膏質(zhì)白云巖厚50 m，分布在石冷水組(20 m)和清虛洞組(30 m)；丁山1井膏巖層厚約34 m，主要分布在清虛洞組的中下部，是一套以灰白色膏巖與膏質(zhì)白云巖互層為主的巖層；寧2井寒武系膏巖層累計(jì)厚度184.5 m，其中清虛洞組17 m，高臺(tái)組55.5 m，洗象池組112 m。圖5地震剖面展示寒武系內(nèi)膏鹽巖層的發(fā)育，斷層至該層位往往形成層內(nèi)滑脫，很難向下繼續(xù)穿層發(fā)育。因此，從封蓋條件來(lái)看，具有非常好的垂向封蓋性，可以保證垂向上油氣不易散失。

但燈影組的保存條件存在一定的差異性，特別是焦石1井的勘探對(duì)保存條件有比較重要的啟示。位于焦石壩構(gòu)造的焦石1井燈影組上覆龍馬溪組為非常好的頁(yè)巖氣產(chǎn)層，暗示縱向上具有非常好的保存條件，但鉆探的結(jié)果為干井。分析認(rèn)為焦石1井位于盆地邊緣，構(gòu)造隆升快且幅度大,距出露寒武系的地區(qū)僅10 km，距出露震旦系的地區(qū)55 km，因此天然氣側(cè)向沿?zé)粲敖M頂不整合面運(yùn)移而散失，未能成藏。而龍馬溪組頁(yè)巖氣則主要是受控于自封閉，頁(yè)巖氣不易運(yùn)移而保存在地層內(nèi)；但常規(guī)天然氣不僅要考慮垂向的保存條件，側(cè)向封閉性也是非常重要的，可能是燈影組能否成藏的一個(gè)關(guān)鍵。

1.4 圈 閉

川東南的構(gòu)造變形具有一定的相通性，川東南赤水地區(qū)的研究結(jié)果表明構(gòu)造變形主要受區(qū)域擠壓作用、盆地基底結(jié)構(gòu)、膏鹽層和海相地層共同控制[32]。據(jù)丁山1井研究結(jié)果，構(gòu)造變形主要從晚白堊世(72 Ma B.P.)開(kāi)始活動(dòng)[33]。田夢(mèng)娜等[32]利用地震剖面及平衡剖面方法分析認(rèn)為，川東南地區(qū)受2個(gè)方向區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力擠壓(近N-S向應(yīng)力比近E-W向應(yīng)力早且持續(xù)至今)，使得中上寒武統(tǒng)滑脫層以上形成斷滑和斷展的復(fù)合構(gòu)造，構(gòu)造較晚且變形強(qiáng)；而滑脫層以下地層構(gòu)造穩(wěn)定，形成較早且變形弱。

將川東南赤水地區(qū)位于西門(mén)1井附近的近N-S向二維地震剖面利用層拉平技術(shù)拉平三疊系的底和頂(圖6-A、B)，從拉平結(jié)果來(lái)看，赤水南在三疊系及侏羅系沉積前震旦系均有明顯的背斜構(gòu)造，隆升幅度大，表明該構(gòu)造形成時(shí)間早，圈閉條件良好。對(duì)比現(xiàn)今構(gòu)造發(fā)現(xiàn)震旦系雖然較平緩，但圈閉并未完全消失，或早期的凹陷在后期隆升中形成新的圈閉(圖6-C)。因此，川東南地區(qū)雖受強(qiáng)烈的雙向構(gòu)造應(yīng)力擠壓及隆升剝蝕作用，但燈影組圈閉形成早且持續(xù)存在，僅閉合度及圈閉面積縮小，甚至早期的凹陷隆升又形成了新的圈閉。

圖4 林1井和丁山1井燈影組連井對(duì)比圖Fig.4 Correlation of Dengying Formation for Well Lin 1 and Dingshan 1

圖5 川東南地區(qū)東西向剖面特征圖Fig.5 Characteristics of east-west profile in southeast Sichuan

圖6 川東南地區(qū)燈影組圈閉演化及油氣成藏模式圖Fig.6 Trapping evolution and hydrocarbon accumulation pattern of Dengying Formation in southeastern Sichuan Basin

從地震剖面結(jié)合構(gòu)造分析，下寒武統(tǒng)膏鹽巖層是非常好的滑脫層，非常有利于構(gòu)造的保持。三疊系沉積前燈影組就已經(jīng)形成了大規(guī)模的圈閉，圈閉在晚白堊世隆升前仍存在，在隆升過(guò)程中滑脫層使上下構(gòu)造變形不一致。盡管上覆地層構(gòu)造發(fā)生了大的變化和調(diào)整，但滑脫層下的構(gòu)造雖然也有一定的調(diào)整，卻調(diào)整不大，對(duì)于天然氣的保持起了重要的作用，天然氣僅短距離調(diào)整，有利于氣藏的保持。

2 油氣成藏的有利和不利條件

深層油氣勘探對(duì)于油氣成藏條件的要求非常苛刻，因?yàn)槊總€(gè)條件的缺失都可能造成油氣最終不能成藏，特別是對(duì)于四川盆地?zé)粲敖M油氣的成藏[34-35]。因此全面對(duì)比有利因素和不利因素對(duì)于勘探前景有重要的意義。

川東南地區(qū)油氣成藏的有利條件表現(xiàn)在：①受綿陽(yáng)-長(zhǎng)寧拉張槽和樂(lè)山-龍女寺古隆起影響，以下寒武統(tǒng)為主的多源供烴，其烴源巖分布廣且厚、有機(jī)質(zhì)豐度高，加之志留系烴源巖，為川東南油氣成藏提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。②川東南地區(qū)從下向上發(fā)育震旦系燈影組白云巖、寒武系婁山關(guān)組白云巖、志留系石牛欄組生物礁，其中又以燈影組儲(chǔ)層最為發(fā)育，這多時(shí)代的儲(chǔ)集層疊合為油氣成藏提供了廣闊的儲(chǔ)集場(chǎng)所。③下寒武統(tǒng)致密泥質(zhì)巖和中上寒武統(tǒng)巨厚膏鹽巖對(duì)下伏地層形成有效的多級(jí)封蓋，雖然中下三疊統(tǒng)膏鹽在后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)中被剝蝕，但川東南重慶—宜賓地區(qū)陸相地層保存條件未遭受大規(guī)模破壞[36]，因此下古生界氣藏依然能被完好保存。④圖6-A顯示三疊系沉積前，川東南深層燈影組和古生界古構(gòu)造發(fā)育比較穩(wěn)定，滑脫層之下圈閉已經(jīng)形成，有利于油氣聚集；侏羅系沉積前，盆地內(nèi)部構(gòu)造變形不大，僅是埋藏加深，因此對(duì)原先的古圈閉改造也不大，古油藏原地裂解形成古氣藏；到現(xiàn)今構(gòu)造，強(qiáng)烈的構(gòu)造擠壓使滑脫層之上地層形成一系列連續(xù)褶皺，同時(shí)上覆地層凹陷抑制下伏古構(gòu)造的隆起，導(dǎo)致古構(gòu)造閉合度及圈閉面積縮小，加之受滑脫層影響下伏地層構(gòu)造變形較弱[37]，但依然形成了新的小型圈閉，因此可以說(shuō)下組合圈閉形成早且持續(xù)存在。

川東南地區(qū)油氣成藏的不利條件主要有以下2點(diǎn)：①研究區(qū)古構(gòu)造位于樂(lè)山-龍女寺古隆起的斜坡帶，二疊系沉積時(shí)并不是構(gòu)造高點(diǎn)，因此不利于古油藏的形成。但川東南地區(qū)經(jīng)歷了深埋藏，下組合儲(chǔ)層中的石油或有機(jī)質(zhì)幾乎熱裂解成天然氣與瀝青，從鏡下觀察也可以看出(圖3-A、B、C)，絕大部分次生溶蝕孔洞及裂縫被高演化瀝青或鞍狀白云石充填，說(shuō)明早期確有成藏。②從構(gòu)造演化來(lái)看，早期形成的圈閉受后期構(gòu)造變動(dòng)發(fā)生變化，從而導(dǎo)致自身封存條件的改變，閉合面積大幅度減小，造成油氣的再次運(yùn)移和逸散，越靠近盆地邊緣隆升幅度越大，使得早期熱裂解形成的古氣藏長(zhǎng)距離側(cè)向逸散，不利于氣藏的保存(圖6-C)。加之中上寒武統(tǒng)的巨厚膏鹽巖具塑性流動(dòng)，導(dǎo)致勘探難度大。

綜合上述，川東南燈影組油氣成藏具有較好的烴源條件(表1)；但從保存條件來(lái)看，顯然靠近盆地邊界的構(gòu)造條件較不利，而向盆地內(nèi)部且鄰近拉張槽的區(qū)域具有較好的油氣地質(zhì)條件，不利因素影響較小，是未來(lái)勘探的重要地區(qū)。

表1 川東南地區(qū)油氣成藏條件Table 1 Hydrocarbon accumulation conditions in southeastern Sichuan Basin

3 結(jié) 論

a.從烴源角度來(lái)講，川東南地區(qū)緊鄰綿陽(yáng)-長(zhǎng)寧拉張槽發(fā)育的下寒武統(tǒng)烴源巖，又位于加里東兩個(gè)巨型古隆起之間發(fā)育的上奧陶-下志留統(tǒng)烴源巖，具備了形成大油氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)，并且受控于綿陽(yáng)-長(zhǎng)寧拉張槽對(duì)其影響，越靠近拉張槽地區(qū)的烴源巖發(fā)育情況越好。從儲(chǔ)層發(fā)育情況來(lái)講，川東南地區(qū)燈影組儲(chǔ)層均有發(fā)育，且儲(chǔ)層內(nèi)也可見(jiàn)瀝青充填，說(shuō)明早期確有成藏。川南至川東一帶中上寒武統(tǒng)膏鹽巖十分發(fā)育，膏鹽巖由于具有強(qiáng)塑性和較好封閉性，為良好的區(qū)域性蓋層。川東南地區(qū)下組合圈閉形成早，且持續(xù)存在。

b.早期形成的圈閉受后期構(gòu)造變動(dòng)發(fā)生變化，從而導(dǎo)致自身封存條件的改變，閉合面積大幅度減小，造成油氣的再次運(yùn)移和逸散。越靠近盆地邊緣隆升幅度越大，使得早期熱裂解形成的古氣藏長(zhǎng)距離側(cè)向逸散，不利于氣藏的保存。加之中上寒武統(tǒng)的巨厚膏鹽巖具塑性流動(dòng)，導(dǎo)致勘探難度大。

整體而言，川東南下組合地區(qū)雖然勘探難度較大，但(毗鄰拉張槽地區(qū)，如赤水地區(qū))仍有較大的勘探潛力，特別是由于寒武系膏鹽層下由于構(gòu)造變形小，圈閉一直存在且遠(yuǎn)離造山帶，天然氣不易側(cè)向調(diào)整，破壞小而成藏。