01

　　本文引用著录格式

　　郭旭升,魏志红,王威,等.四川盆地油气资源特征与天然气高质量上产展望[J].天然气工业, 2025, 45(12): 40-52.

　　GUO Xusheng, WEI Zhihong, WANG Wei, et al. Characteristics of oil and gas resources in the Sichuan Basin and prospects for high-quality gas production growth[J]. Natural Gas Industry, 2025, 45(12): 40-52.

　　02

　　作者简介

　　郭旭升，1965 年生，中国工程院院士，正高级工程师，博士，本刊编委会顾问；主要从事油气勘探研究与技术管理工作。

　　地址:（102206）北京市昌平区百沙路 197 号

　　ORCID:0000-0001-7378-7594

　　E-mail:guoxs.syky@sinopec.com

　　03

　　作者

　　郭旭升1,2,3 魏志红4 王威4 徐祖新4 潘磊4 刘珠江4 李春燕4 曾楷4 杨殊凡4

　　04

　　作者单位

　　页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室

　　中国石化深部地质与资源重点实验室

　　中国石化石油勘探开发研究院

　　中国石化勘探分公司

　　摘要：四川盆地油气勘探近年来取得了一系列突破和新进展，油气资源结构发生了根本性变化，亟需对油气资源开展综合评价，以便为加快天然气增储上产和增强油气资源生产保障能力提供依据。为此，全面梳理并总结了四川盆地油气勘探开发历程及成效，系统评价了油气资源形成条件、潜力规模及分布规律，明确了未来油气勘探开发重点和战略方向。研究结果表明：①四川盆地油气资源非常丰富，天然气总资源量达90.41×1012m3（非常规天然气占比70.2%）、石油总资源量达22.22×108t（以页岩油为主，占比94%），已全面走向“常非一体、海陆并进、油气双促”的资源序列新格局。②未来天然气勘探应重点聚焦深层—超深层碳酸盐岩（待发现资源量达15×1012m3）、海相页岩气（主力层系年产量占全国页岩气总产量的 80%以上）、陆相致密砂岩气及跨含油气系统油气聚集新区带或新层系4 大领域；未来原油领域勘探应重点关注川东、川北及川中地区侏罗系页岩油，力争实现油气协同发展。③下一步应深化“常非一体”“跨含油气系统立体成藏”等关键地质理论研究，精准评价深层—超深层常规气、页岩油气等领域的资源潜力；加强高分辨率薄储层预测、超深井安全钻井等技术攻关，提升开发效率与经济效益。结论认为，通过科学认知资源格局、精准锁定勘探方向，不仅能实现四川盆地天然气产量的持续高质量增长，更能为中国能源安全、技术自主、绿色转型提供核心支撑，使其成为名副其实的“国家能源战略要地”。

　　关键词：四川盆地；常规气；页岩气；致密气；页岩油；资源特征；资源潜力；高质量上产

　　0 引 言

　　在全球能源转型中，天然气作为低碳能源的战略地位日益凸显，已成为中国能源体系的重要组成部分。依托油气勘探理论的深化与技术的迭代升级，四川盆地近年陆续发现多个大中型气田，成为中国天然气增储上产的核心区域。

　　四川盆地是中国天然气资源最为富集的超级含气盆地[1-3]，常规天然气（以下简称常规气）和非常规天然气（以下简称非常规气）资源都很丰富，具“产层多样、储层类型复杂、成藏组合丰富、分布广泛”等特征。但与国外成熟盆地30%～60%的天然气探明率相比，四川盆地探明率仅约10%[4]，资源开发潜力巨大。同时，中国天然气对外依存度超过40%，能源保障面临挑战。基于此，笔者系统总结四川盆地天然气勘探开发历程及成效，精细评价资源潜力及结构，深入分析有利勘探方向并展望天然气发展前景，对提升中国天然气自给能力、保障能源安全具有重要的现实意义。

　　1 地质背景

　　四川盆地是在上扬子克拉通基础上发展起来的大型含油气叠合盆地（图1），盆地面积约为18×104km2，依据地质构造特征可划分为 6 个一级构造单元[5]。从构造演化历程来看，自新元古代开始，四川盆地先后经历了扬子旋回、加里东旋回、海西旋回、印支旋回、燕山旋回及喜马拉雅旋回等 6 期关键构造运动[5]，累计地史跨度超过 6 亿年。在漫长的地质发展过程中，该盆地完整记录了 2 大构造沉积旋回：①震旦纪—中三叠世的稳定克拉通海盆阶段，此时期广泛发育海相沉积环境，形成了厚度介于4 000 ～7 000 m的海相碳酸盐岩地层；②晚三叠世以来的内陆湖盆阶段，受构造抬升与古地理格局变化影响，沉积环境转变为陆相，沉积了2 000～5 000 m厚的陆相碎屑岩。海相、陆相地层总厚度为6 000～12 000 m，不仅为油气生成提供了物质保障，更构建了利于油气聚集成藏的赋存空间（图 2）。

　　图 1 四川盆地大中型油气田分布图

　　图 2 四川盆地地层综合柱状图

　　四川盆地烃源岩条件优越，纵向上发育 6 套广覆式优质烃源岩层（海相 4 套、陆相 2 套）[5]。海相优质烃源岩涵盖下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组，以及中二叠统栖霞组—茅口组、上二叠统龙潭组（又称吴家坪组）—大隆组等关键层系；陆相优质烃源层为上三叠统须家河组和下侏罗统（自流井组东岳庙段和大安寨段、凉高山组）。这些优质烃源岩厚度大、有机质丰度高，为大中型油气田的形成提供充足物质来源。已发现的普光、元坝和安岳等大型气田均紧邻上二叠统或下寒武统优质烃源岩，具有“棚生缘储、近源富集”的天然气成藏特征[6]。依据源盖组合及气藏亲缘性，四川盆地纵向上可划分为寒武系、志留系、二叠系、三叠系和侏罗系 5 个含油气系统，常规油气-致密油气-页岩油气在时间域和空间域上有序分布[7-8]。受多期构造运动影响，各层系岩性与构造特征空间差异显著，形成常规气、致密气、页岩气、致密油、页岩油、煤层气等 6 类主要的油气资源，呈现成藏组合多、产层多、气藏类型多的特点[9-10]。

　　2 油气勘探成效

　　四川盆地在天然气开发领域拥有深厚的历史积淀，是全球最早开展天然气开发利用的区域之一，凭借其在中国天然气工业发展中的开创性地位，被誉为中国天然气工业的“摇篮”[4,9]。先后经历构造型气藏、裂缝-孔隙型气藏、构造-岩性复合型气藏、常规与非常规气并进 4 个勘探开发阶段[11]。伴随勘探技术的突破与勘探范围的拓展，先后揭示了该盆地绵阳—长宁裂陷槽周缘震旦系—寒武系、开江—梁平陆棚两侧二叠系—三叠系、川西陆相致密气、川南志留系页岩气等 4 个万亿立方米天然气勘探新阵地，为天然气资源增储提供了核心支撑。

　　2.1 常规气领域

　　开江—梁平陆棚与绵阳—长宁裂陷槽两侧两大核心区域，凭借其独特的地质结构与资源禀赋，成为推动中国天然气产业高质量发展的关键战略支点，先后探明了普光、元坝、安岳、川西和蓬莱等 5 个千亿立方米以上储量的大型气田[12-13]。安岳气田探明储量超 1.26×1012m3，是目前四川盆地储量规模最大的气田，其探明进一步凸显了四川盆地在中国天然气资源供应中的核心地位；普光气田探明储量4 157.10×108m3，是中国特大型海相整装气田，其探明填补了中国在高含硫气田开发领域的多项技术空白，对保障国家能源安全具有里程碑式的意义；元坝气田探明储量3 030.21×108m3，凭借其复杂的地质条件，勘探开发过程中创新应用了多项关键技术，成为中国气田开发技术水平提升的重要见证；川西气田探明储量1 140.11×108m3；蓬莱气田探明储量1 221.18×108m3，两者为中国天然气产能持续增长提供了有力支撑。上述 5 个大型气田累计探明储量超过2×1012m3，形成川东、川西、川南和川中 4大规模化含气区。

　　2.2 非常规油气领域

　　非常规油气领域勘探成果丰硕，页岩气、页岩油、致密气及煤层气均取得突破性进展。截至2024年底，累计探明地质储量已超过4×1012m3天然气当量。其中页岩气领域勘探成果最为突出，累计探明地质储量已超过3×1012m3。在志留系地层中，成功发现了 9 个探明储量超过千亿立方米的大型气田，分别是涪陵、长宁、南川、威荣、威远、太阳、泸州、綦江及永川气田[14-15]。值得关注的是，涪陵页岩气田截至2024年末，累计探明储量已达 1.02×1012m3，跻身中国万亿立方米级页岩气田行列；长宁页岩气田与威远页岩气田共同构成长宁—威远国家级页岩气示范区，探明储量近1×1012m3；泸州页岩气田探明储量近5 000×108m3，目前已启动百亿立方米级气田建设。此外，四川盆地二叠系与寒武系的页岩气勘探工作已取得重大突破，为该区域页岩气的规模增储与上产开辟了全新的战略阵地。其中川东地区二叠系吴家坪组提交探明储量1 650.25×108m3，发现红星页岩气田；寒武系筇竹寺组多口井测试获高产，ZY2 井筇竹寺组测试日产气量125.7×104m3，Z201 井测试日产气量73.88×104m3。侏罗系页岩油勘探取得重大进展，在川东高陡构造带万州复向斜提交探明储量油2 010.06×104t、气123.52×108m3，发现了四川盆地首个页岩油田（复兴油田），进一步开启了“富气少油”的四川盆地油气勘探新局面。致密气勘探实现了由局部构造到大面积连片、由以须家河组为主要目的层到陆相多层系立体勘探开发的转变，其中须家河组发现了合兴场气田、通南巴气田、安岳气田、合川气田、广安气田等多个千亿立方米级气田，累计探明储量超过万亿立方米[16-18]。川西地区合兴场气田探明储量 1 330.12×108m3，川北地区通南巴气田探明储量1 066.82×108m3，川中地区探明储量近6 000×108m3（合川气田和安岳气田探明储量超过2 000×108m3，广安气田探明储量超过1 000×108m3）。中国石油化工集团有限公司在深层煤层气领域积极探索，重庆南川地区 Y2 井龙潭组测试日产气量1.2×104m3，实现了四川盆地深层煤层气勘探重大突破[19]。

　　从年产量演变轨迹来看，四川盆地天然气开发呈现出显著的“加速效应”（图 3）。2002年产气量突破100×108m3，成为中国首个百亿立方米气区[20]。后续借助地质理论的突破性进展、勘探开发技术的持续创新迭代，以及资源开发模式的优化升级等多重优势，页岩气年产量实现加速增长：年产气量从100×108m3提升至300×108m3，耗时13年（2002—2015 年）；年产气量从300×108m3攀升至500×108m3，仅用 4 年时间（2015—2019年）；从 500×108m3到700×108m3用时仅 5 年（2019—2024 年），整体发展势头强劲，呈现“量级跃升提速、增长斜率陡峭”的显著特征，为国内能源供应提供了重要支撑。

　　图 3 四川盆地常规、非常规气勘探阶段与勘探历程示意图

　　3 油气资源潜力

　　3.1 资源规模与结构演变

　　国家历来高度重视油气资源勘探开发和能源安全保障问题。自然资源部组织开展了多轮次的全国油气资源评价，四川盆地油气资源总量显著增长，呈现出“非常规主导、类型多元、结构优化”的特征。

　　2023 年自然资源部数据显示，四川盆地天然气资源量为38.19×1012m3（常规气12.47×1012m3、致密气 3.98×1012m3、埋深小于4 500 m 的页岩气21.74×1012m3），石油资源量为16.13×108t[18]。

　　“十四五”期间，中国石化系统开展了四川盆地地质-经济-生态一体化评价，落实了常规、非常规油气的资源潜力。该次油气资源评价结果显示，四川盆地天然气总资源量增至90.41×1012m3（常规气26.96×1012m3、致密气 16.00×1012m3、页岩气46.18×1012m3、煤层气1.27×1012m3）。非常规气（页岩气＋致密气＋煤层气）资源量为 63.45×1012m3，占总资源量的 70.2%。石油总资源量为22.22×108t（致密油 1.35×108t、页岩油 20.87×108t）。对比结果表明，四川盆地天然气总资源量从38.19×1012m3增至90.41×1012m3，天然气总资源量增长到原来的2.37倍。其中，页岩气资源量增长最为显著，从21.74×1012m3增至46.18×1012m3，增长到原来的 2.12 倍，成为天然气资源的“主力军”；致密气资源量从3.98×1012m3增至16.00×1012m3，增长到原来的4.02 倍，体现出低渗透天然气资源的勘探潜力大幅度增加；石油总资源量从16.13×108t增至22.22×108t，增长到原来的1.38 倍。

　　四川盆地油气资源量实现显著增长，核心驱动因素体现在 3 个方面：①聚焦“三新”领域勘探评价，新增吴家坪组页岩气、凉高山组页岩油及二叠系煤层气等非常规油气资源；②拓展资源评价深度，“十四五”将页岩气评价深度从4 500 m 以浅延伸至6 000 m 以浅；③结合新钻井深化筇竹寺组等优质烃源岩地质认识，科学提升并精准量化资源评价结果。

　　整体而言，伴随油气勘探开发理论的持续深化与技术水平的迭代升级，四川盆地油气勘探不断突破，先后在深层海相碳酸盐岩、海相页岩气、陆相致密气、陆相页岩油及煤层气等领域，实现了新层系挖掘、新区块拓展与新类型突破。目前，四川盆地已构建起“常非一体、海陆并进、油气双促”的资源序列新格局。这一格局不仅为国家制定中长期油气勘探规划提供了关键依据，更从资源保障层面，为“效益勘探”“区块进退”及川渝打造“气大庆”建设奠定了坚实基础。

　　3.2 资源类型及分布

　　四川盆地油气资源类型丰富，涵盖常规气、致密气、页岩气、煤层气、致密油和页岩油等多种油气资源（图 4、5）。

　　图 4 四川盆地西部—北部—东部油气藏发育示意剖面图

　　图 5 四川盆地不同类型资源层系分布图

　　3.2.1 常规气

　　常规气的分布具有显著的层位集中性，主要赋存于震旦系灯影组—中三叠统雷口坡组海相碳酸盐岩地层中。从资源量贡献来看，其核心富集层位集中在震旦系、寒武系、二叠系及三叠系，上述 4 个层位共同构成了常规气资源的主体，具体资源量及占比情况如下：①二叠系常规气资源量为7.90×1012m3，在常规气总资源量中占比29.3%，是资源最为丰富的层位；②震旦系资源量紧随其后，为6.98×1012m3，占比25.9%，是仅次于二叠系的重要资源层位；③三叠系资源量为5.10×1012m3，占比18.9%，在 4 个核心层位中占据第 3 位；④寒武系资源量3.87×1012m3，占比14.4%，同样是常规气资源的关键赋存层位。从油气富集规律与控制因素来看，震旦系灯影组与二叠系长兴组—三叠系飞仙关组主要受台缘带控制，天然气富集于台地边缘礁滩储层中；寒武系龙王庙组与三叠系雷口坡组主要受较大规模滩体的控制，天然气富集于具有构造背景的大型碳酸盐岩颗粒滩储集体中[21-25]。

　　3.2.2 致密气

　　致密气的分布呈现出“主体集中、次要分散”的特点，其核心富集区域与层位明确，主要集中在川中、川西地区的上三叠统须家河组及侏罗系沙溪庙组。须家河组致密气聚集主要受构造、岩性、断裂等多重因素控制，天然气主要富集于具有正向构造背景且裂缝发育的中—粗砂岩储层中[26-27]；中侏罗统沙溪庙组致密气主要受控于气源断裂与岩性的控制，天然气主要富集于有气源断裂沟通的孤立河道砂岩储层中[28]。从资源量贡献来看，三叠系（以须家河组为代表）致密气资源量达7.83×1012m3，占比49%，是当前致密气资源的核心赋存层位；侏罗系资源量为5.75×1012m3，占比36%，与三叠系共同主导了致密气的资源格局。除上述核心层位外，致密气在海相地层中也有少量分布，主要见于二叠系茅口组一段、志留系小河坝组等层位，虽资源规模相对有限，但仍具备一定的天然气勘探潜力。

　　3.2.3 页岩气

　　页岩气的主体资源集中于上奥陶统—下志留统（五峰组—龙马溪组）、下寒武统（筇竹寺组）及中—上二叠统（吴家坪组、大隆组、茅口组三段）3套海相页岩层系。四川盆地页岩气的核心产层集中在川东与川南地区的五峰组—龙马溪组，该区域页岩气资源评价量达28.0×1012m3，占该盆地总资源量的61%。志留系页岩气成藏品质的关键取决于生烃、储集、保存条件的有效综合匹配，有效生气量与生气时段、适度的孔隙演化过程，以及良好的保存条件在时空维度上的精准契合，是该套页岩气实现富集的重要保障[29]；下寒武统筇竹寺组页岩气具有“槽-隆”富集规律，即绵阳—长宁裂陷槽控制富有机质页岩发育，乐山—龙女寺古隆起延缓页岩热演化进程[30]。寒武系页岩气在川中及川西南地区多口井获高产，评价资源量为10.15×1012m3，占比22%；二叠系页岩气勘探展现良好前景，富有机质页岩、良好的保存条件和可压性是富集高产的主控因素[31]，吴家坪组、大隆组及茅口组三段等多个层段已获突破，评价资源量为5.32×1012m3，占比12%。此外，在川北、川东地区侏罗系（自流井组、凉高山组）陆相地层中，已新发现具开发潜力的页岩气资源，占比约 5%，是下一步页岩气积极拓展的新领域。

　　3.2.4 煤层气

　　沉积环境、演化程度与保存条件构成了煤层气富集的 3 大主控地质因素。其中，沉积环境主导含煤建造的形成，演化程度直接影响生烃强度，保存条件则对富集程度起到关键控制作用[32]。煤层气主要分布于川南地区上二叠统龙潭组，资源量达1.27×1012m3。尽管其资源规模不及常规气、页岩气等类型，但在能源体系中具有明确补充价值，是天然气增储的重要后备资源，可为区域天然气供应能力提升提供支撑。

　　3.2.5 致密油、页岩油

　　致密油与页岩油在四川盆地内的分布具有一定区域针对性，且均展现出良好的资源潜力。其中致密油主要赋存区域集中于川中地区，核心含油层位为侏罗系，该层位致密油资源量约0.8×108t，单井日产油量介于5～10 t，是区域内致密油资源勘探的重点靶区；页岩油分布范围相对更广，覆盖川东、川北及川中三大区域，含油层位以侏罗系为主，其中川东地区页岩油资源量约8.0×108t，川北地区约6.0×108t，川中地区约5.0×108t，形成了多区域协同的资源分布格局（图 5）。沉积环境、有机质特征、构造条件和储层性质等控制了页岩油富集，其中暗色页岩具有“物性好、含油性高”特征，物质基础好；页岩顶底板岩石具备致密特性，且生烃滞留率较高，加之区域构造宽缓稳定，这些条件共同为页岩油的长期保存提供了有利支撑。同时，该区域粉砂纹层发育完善，脆性矿物含量处于较高水平，形成了地质与工程双优的甜点层，为储层改造施工及实现高产目标创造了良好基础[33]。

　　综合来看，寒武系、二叠系、侏罗系已形成3个万亿立方米级页岩气资源阵地，其中寒武系页岩气资源量约10.0×1012m3，二叠系约5.0×1012m3，侏罗系约2.0×1012m3；侏罗系页岩油形成川东、川北、川中3 个亿吨级增储阵地，呈现“常规与非常规并重、页岩油潜力凸显”的格局。

　　4 油气勘探方向

　　四川盆地作为中国天然气的核心产区之一，其70 余年的勘探开发历程为油气工业奠定了坚实基础。当前四川盆地天然气的勘探重心，主要聚焦于 3 大领域——碳酸盐岩常规气、中深层页岩气以及浅层致密气，按照“常非一体、有序分布、立体成藏”的思路，明确了四川盆地未来天然气勘探开发主要聚焦四大方向，共同支撑“气大庆”的建设目标。

　　4.1 深层—超深层碳酸盐岩领域是规模增储的“压舱石”

　　深层—超深层海相碳酸盐岩是四川盆地油气勘探开发的“传统主力”，具有“资源规模大、整装性强”的特点，是保障油气产量稳定增长的根基[34-38]。截至目前，该领域已发现多个大中型气田，如安岳气田、普光气田、元坝气田、川西气田等，累计探明储量超过2×1012m3，是规模性资源发现的主阵地，充分体现“压舱石”的核心作用。

　　资源评价结果表明，深层—超深层碳酸盐岩天然气待发现资源量达15×1012m3，仍是持续寻找规模储量的重点领域。震旦系灯影组、寒武系龙王庙组、二叠系栖霞组—茅口组以及长兴组—飞仙关组礁滩领域是下一步勘探重点层系。其中绵阳—长宁裂陷槽两侧灯影组台缘丘滩白云岩储层厚度为50～150 m，平均孔隙度为3%～8%，近源成藏优势显著，已发现安岳气田和蓬莱气田，是大型气田的潜在靶区；川中古隆起斜坡带震旦系—寒武系丘滩储层叠置发育，单层厚度为10～30 m，孔隙度为2%～6%，PS8井灯影组、ZT1井龙王庙组等多口井测试获高产工业气流；二叠系栖霞组—茅口组发育浅滩白云岩、断控储集体等多类型储层，多套优质烃源岩立体供烃，成藏条件优越，已发现多个气田；开江—梁平陆棚两侧长兴组—飞仙关组台缘礁滩储层厚度为20～80m，孔隙度为4%～10%，与烃源岩匹配性好。同时，超深井钻井技术已实现 8 000 m 以深井的安全钻进，勘探开发技术日趋成熟，为该领域资源开发提供有力保障，是未来天然气产量增长的核心接替领域。

　　4.2 页岩油气领域是战略接替主阵地

　　四川盆地页岩油气资源丰富，页岩气资源量达46.08×1012m3，页岩油资源量为20.87×108t，约占全盆油气总资源量的52%。目前五峰组—龙马溪组、筇竹寺组、吴家坪组、大隆组、凉高山组等多套页岩层系已取得勘探突破，已建成涪陵南川、长宁—威远—太阳、泸州—永川的龙马溪组和井研—犍为—资阳的寒武系筇竹寺组 4 大万亿立方米级页岩气战略阵地[39]，发现四川盆地首个页岩油田（复兴油田）。

　　当前四川盆地页岩气勘探已实现关键跨越，从以往五峰组—龙马溪组单一层系主导，迈入多层系协同勘探的新阶段。新区块与新层系的勘探实践充分证实，其具备巨大的资源潜力，有望成为页岩气增储上产的核心接替领域。其中，五峰组—龙马溪组的页岩气资源量达28.04×1012m3，截至2024年底，该层系已提交探明储量接近3×1012m3，年产能约260×1012m3，在中国天然气总产量中的占比超过10%[39]；下寒武统筇竹寺组、二叠系（吴家坪组、大隆组、茅口组三段）页岩气资源量分别为10.15×1012m3、5.32×1012m3，二叠系已探明千亿立方米级红星页岩气田，寒武系筇竹寺组ZY2井、Z201井等多口井测试获高产，展现出良好的勘探前景。五峰组—龙马溪组页岩气持续增储上产的主阵地为赤水—綦江—涪陵、泸州—渝西地区；筇竹寺组页岩气有利区主要位于裂陷槽与古隆起叠合区（威远—资阳地区）、裂陷槽外的古隆起区（井研地区）；二叠系（吴家坪组、大隆组、茅口组三段）页岩气有利区主要位于开江—梁平陆棚、城口—鄂西海槽内。

　　从资源禀赋来看，川东、川东北地区高TOC纹层状页岩纵横向分布稳定、单层厚度大、有机质成熟度高且油气流动性强、地层压力系数高，具备良好的页岩油成藏条件，展现出显著的勘探优势。而在有利勘探区划分上，大竹、南雅、忠县等宽缓向斜区域，因凉高山组构造变形程度较低，油气保存条件优越，成为页岩型页岩油的重点勘探靶区；川中地区公山庙—南充—龙女寺—广安一带，其凉二段、凉三段发育近源三角洲前缘亚相砂体，不仅砂体连片分布、储层物性优良，加之紧邻优质烃源页岩，成藏条件极为有利，目前已圈定可勘探面积7 600 km2，是夹层型页岩油勘探的核心方向[40]。

　　4.3 致密气领域是新的增长极

　　四川盆地拥有丰富的致密气资源，截至目前，已发现 5 套陆相致密砂岩含气层系，分别为须家河组、自流井组珍珠冲段、沙溪庙组、遂宁组及蓬莱镇组。其中，沙溪庙组、须家河组是当前致密气开发的主力产气层，分布范围覆盖川中、川西及川北区域，已发现天府、中坝、通南巴、合川、广安等多个大中型气藏（田）[27,41-44]，累计查明储量接近2×1012m3。从资源特征来看，四川盆地陆相致密气呈现出“多类型气藏共生、大范围连片分布”的显著特点，已成为四川盆地未来天然气实现规模性增储、推进效益化建产的核心领域之一[9]。

　　在致密气勘探开发领域，四川盆地已完成多维度突破与转型：勘探范围从局部构造延伸至大面积连片区域，勘探靶区从隆起带拓展至坳陷-斜坡带，勘探层系也从以须家河组为核心，升级为陆相多层系立体勘探开发模式。具体来看，川中—川西地区的须家河组具备显著成藏优势，不仅发育连续厚度大、有机质丰度高的烃源岩，还伴生规模砂体，源储配置关系优越，为致密气大面积成藏提供了基础条件；而川北地区因断层发育较密集，须家河组在局部构造中呈现天然气富集特征[45]。此外，沙溪庙组的地质禀赋同样突出，纵向可见多期河道砂体叠置发育，平面分布范围广且埋藏深度较浅，进一步丰富了致密气勘探层系选择。

　　综合考量烃源岩品质、储层物性、构造背景、断裂发育情况及油气保存条件等多要素，可确定位于生烃中心的川中—川西地区符合致密气规模成藏要求，经预测其含气河道面积达6 450 km2。当前，该区域已在天府气田、中江气田发现规模性致密气藏，资源量共计 3.9×1012m3，成为四川盆地致密气领域持续深化勘探、扩大开发规模的重点区域[9]。

　　近期，海相泥灰岩致密气取得勘探突破，其中CT1 井雷三2亚段测试获气10.87×104m3/d、产油47.04 m3/d，YH1井茅一段测试获气 3.06×104m3/d。海相泥灰岩具有“源储一体”特征，TOC在 1.0%左右，储层厚度为40～60 m，发育基质孔隙型储层和微孔微缝型储层，主要分布在川中地区雷三2亚段、川东—川南地区茅一段等，连续分布面积广，埋藏深度为2 000～4 000m，是未来致密气勘探新类型[46]。

　　4.4 跨含油气系统成藏将使新领域持续获得发现并具备规模增储潜力

　　跨含油气系统成藏是四川盆地油气勘探突破瓶颈的关键方向，川中二叠系栖霞组—茅口组、川中—川西沙溪庙组与雷口坡组、川西侏罗系等气田已证实该成藏模式的有效性。

　　未来应重点聚焦川中、川东等断裂发育区。区域内多期走滑断裂可沟通寒武系、二叠系和三叠系等多套烃源岩与台内滩储层，形成“源-断-储”高效配置，具备大规模成藏条件。深入挖掘其潜力，可拓展勘探新层系与新领域，为四川盆地油气资源持续增长提供核心支撑。

　　5 天然气勘探开发前景展望

　　四川盆地天然气发展迎来黄金期，政策红利（川渝双城经济圈、西部大开发等）与市场需求增长推动投资增加，“千亿立方米产能建设”“气大庆”目标明确，有望保持快速增储上产态势[47-48]。

　　综合四川盆地天然气资源量估值结果，结合其历史储量与产量的演变规律，构建了天然气产量峰值预测模型。该模型测算显示，预计在2030—2035年，四川盆地天然气年产量将达到（1 000～1 200）×108m3的峰值水平，且这一高产区间有望维持15 年[49]（图 6）。

　　图 6 四川盆地天然气年产量预测图（现有技术经济水平下）

　　四川盆地油气增储上产的主要方向将聚焦于深层—超深层碳酸盐岩天然气、深层页岩气、致密气等领域。其中，埋深超4 500 m 的深层—超深层海相碳酸盐岩天然气，普遍表现出“三低三高”的显著特性，即低孔隙度、低渗透率、低丰度，以及高温、高压、高含硫的特征，薄储层预测、超深层钻完井等技术亟待升级；埋深超3 500 m 的深层页岩气，其可开发资源面临地应力复杂的问题，常引发套管变形、井间压窜等状况，相关技术装备的攻关仍需强化；致密气的勘探开发面临一定制约，核心问题集中在资源丰度偏低、储层非均质性突出。这两大因素直接导致单井产量普遍偏低，且产量递减速度较快，最终影响了开发项目经济效益的稳定性。

　　未来需立足上扬子地台区的整体视角，从更广阔的时空维度开展四川盆地天然气相关研究。通过筑牢深层—超深层碳酸盐岩的“压舱石”作用、充分释放页岩气的增长潜能、深挖常规与非常规气一体化开发的增效价值，助力四川盆地稳步建成中国“天然气大庆”，为国家能源安全保障与能源革命推进提供核心支撑。同时，需持续聚焦科技创新，集中优势力量攻克关键理论与核心技术难题，提升自主创新水平与行业技术引领力，以更多、更大规模的油气勘探突破，驱动天然气工业高质量发展。

　　6 结论与建议

　　1）四川盆地油气资源丰富，已形成“常非一体、海陆并进、油气双促”的资源序列新格局。天然气总资源量达90.41×1012m3，其中非常规气占比70.2%；石油总资源量22.22×108t，以页岩油为主（占比94%），且天然气和石油探明率均较低，资源开发潜力巨大。

　　2）天然气勘探重点聚焦深层—超深层碳酸盐岩（待发现资源量15×1012m3）、海相页岩气（主力层系年产量占全国页岩气80%以上）、致密砂岩气、跨含油气系统油气聚集新区带或新层系 4 大领域；石油勘探重点关注川东、川北及川中地区侏罗系页岩油，为油气协同发展提供支撑。

　　3）建议深化“常非一体”“跨含油气系统立体成藏”等关键地质理论研究，精准评价深层—超深层常规气、页岩油气等领域的资源潜力；加强高分辨率薄储层预测、超深井安全钻井等技术攻关，提升开发效率与经济效益，实现天然气安全、高效、经济、绿色的可持续增产，为国家能源安全与“双碳”目标的早日实现贡献更大力量。

　　编辑 罗冬梅

　　论文原载于《天然气工业》2025年第12期

　　基金项目：国家自然科学基金企业创新发展联合基金项目“三大盆地深层—超深层海相油气高效勘探开发基础研究”（编号：U24B6001）、国家科技重大专项项目“侏罗系致密油-页岩油富集规律及增储区带评选”（编号：2025ZD1400405）、中国石油化工集团有限公司科技部重大项目“四川盆地及周缘资源评价”（编号：P23221）。

　　转自：天然气工业，转载的稿件版权归原作者和机构所有，如有侵权，请联系我们删除。