四川盆地是中国重要的含油气盆地,经过60余年的研究和勘探工作,地质家们对盆地的地质特征和含油气性进行了大量分析,相继发现了一批规模较大的油气田[1,2]。总体上,盆地的油气资源以气为主,气藏分布层位包括新元古代、古生代和新生代[3,4]。其中,川中隆起是目前最主要的油气富集区,隆起上新发现的安岳大气田,是中国目前最古老、储量最大的气田[4,5,6]。随着安岳气田的发现,各种资料分析和总结证实,川中隆起德阳-资阳裂陷中的筇竹寺组烃源层是气田的主要烃源灶,震旦系灯影组和寒武系龙王庙组白云岩是主要储层[4,6,7,8,9,10]。成藏史研究多认为,安岳气田是一个古油藏原位裂解形成的裂解气藏,气田的形成经历了古油藏形成—古油藏裂解—裂解气藏形成—裂解气藏调整4个阶段[11,12,13,14,15,16]。虽然安岳气田成藏史研究目前已经取得了相当的进展,但这些研究大多是基于构造演化推测,鲜有获得地球化学证据支撑的精确结果[4,5,10,17]。特别是在古油藏成藏时间方面,不同的研究众说纷纭并且差异较大[4,5,11,18,19]。由于经历了古油藏的高温裂解,安岳气田中的有机质(主要为天然气和沥青)都已经处在过成熟阶段,因此直接通过有机质参数判断古油藏、气藏演化的方法大多已经不能适用[11,15,20]。作为成藏时间研究的主要工具,液态烃类包裹体由于储层经历了较高的温度而十分稀少,难以进行包裹体测温和压力校正分析[21,22,23,24]。因此,必须采取新的思路和方法,才能更准确、科学地反映安岳气田古油藏的成藏史。

1、区域地质概况

安岳气田位于川中隆起东北端的高石梯-磨溪构造上,和西南方向的威远气田均位于隆起轴线上(图1a,b)。隆起形成于早古生代早期,古构造高点即位于安岳气田所在的隆起东部地区[13,25,26,27,28]。在之后的演化过程中,构造高点始终位于该地区,十分有利于油气的聚集成藏[5,16]。自古隆起形成后的一系列构造运动,使隆起西南端不断抬升,导致威远和高石梯-磨溪构造产生了2000m以上的高差(图1b),形成了目前的构造格局[1,29,30]。地层柱状图中可以看到川中隆起的地层序列(图1c),隆起上普遍缺失志留系-石炭系,高石梯-磨溪构造寒武系以下基本完整,奥陶系部分缺失,而威远构造的寒武系也遭到了明显剥蚀[17,19,26]。隆起自新元古代起沉积了巨厚的海相地层,形成了良好的源-储组合关系(图1c)。

本文选取了安岳气田的灯影组藻白云岩岩心样品作为分析对象,主要对高石6井岩心样品进行了系统的分析测试(图1b)。分析测试项目包括岩心薄片的观察与鉴定、扫描电镜分析以及储层焦沥青反射率测定等,分析测试均在中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室完成。采用的主要仪器有徕卡4500p透反射偏光显微镜和扫描电子显微镜(SEM)。

2、成藏要素

2.1烃源层

川中隆起的潜在烃源层有陡山沱组页岩、灯影组三段(灯三段)白云质页岩以及筇竹寺组页岩[4,5,10]。其中陡山沱组页岩在隆起上的威远和高石梯-磨溪构造均没有钻遇,但在隆起周缘得到了证实;钻井资料同时显示灯三段白云质页岩在隆起上分布较局限[4,5,6,17]。因此,并没有充分的证据证明,陡山沱组、灯三段烃源层是隆起上大型气藏的主要烃源灶。筇竹寺组烃源层是隆起上普遍钻遇的一套厚层页岩,特别是威远、高石梯-磨溪构造之间的德阳-资阳裂陷中厚达500m(图2)[4,5,10]。储层天然气和焦沥青的地球化学分析也表明,筇竹寺组烃源层对安岳气田的贡献更大[31,32]。

2.2储层

本文分析的灯影组白云岩储层主要为灯二段和灯四段(图1)。2段主要岩性均为藻白云岩(图3a—c),其中灯二段顶部和灯四段顶部都发育优质的岩溶孔隙,这些孔隙部分被自生矿物充填,未充填部分作为油气的储集空间[4,5,10](图3d)。岩心观察显示储集空间中普遍存在焦沥青(图3e,f),沥青为黑色,硬度较大而且具有一定脆性,由于热演化程度较高而体现出了系列的镶嵌状光性各向异性结构,平均随机反射率均在2.0%以上,最高超过5.0%[20](图4)。

2.3成藏条件

安岳气田和威远气田位于德阳-资阳裂陷的两侧,分别是隆起上的威远背斜和高石梯-磨溪构造形成的构造-岩性圈闭(图2)。钻井资料已经证实,德阳-资阳裂陷内沉积了巨厚的筇竹寺组烃源层,寒武系顶的构造拉平剖面中可以看出,德阳-资阳裂陷中的筇竹寺组烃源层由于地势相对较低,与两侧威远构造、高石梯-磨溪构造的灯影组白云岩岩溶储层,形成了下生上储型的生储组合(图2)。另外,威远构造、高石梯-磨溪构造灯影组储层上覆的筇竹寺组黑色页岩,除了作为主要烃源岩之外,还可以作为优质的区域盖层(图1)。总之,川中隆起新元古界-下古生界有着非常优质的烃源层、储层和区域盖层,同时又具备良好的构造-岩性圈闭特征,为大量油气的聚集成藏创造了良好条件。

图1四川盆地川中隆起位置(a)、构造轮廓(b)以及地层柱状图(c)

图2四川盆地川中隆起德阳-资阳裂陷地震剖面[4]

图3四川盆地川中隆起灯影组储层岩心及微观特征

a.纹层状藻白云岩,磨溪10井,灯二段,埋深5459.50m;b.纹层状藻白云岩,磨溪10井,灯二段,埋深5472.90m;c.白云岩中的藻生物碎屑,高石108井,灯二段,埋深5248.23m;d.藻白云岩中的葡萄花边胶结物,磨溪9井,灯二段,埋深5424.39m;e.白云岩,大量沥青充填孔隙,高石1井,灯四段,埋深4960.91m;f.泥晶白云岩,大量沥青充填孔隙,磨溪9井,灯四段,埋深5033.62m

3、古油藏成藏时间厘定

前人的研究成果和成藏要素、成藏条件的分析均表明,安岳气田的成藏过程始自德阳-资阳裂陷中的筇竹寺组烃源灶生烃,裂陷内烃源灶生成的烃类,向上运移进入高石梯-磨溪构造,并聚集成一个大型古油藏,该运移方向业已通过沥青抽提物的分子标志物分析证实[31,32]。储层中发现了大量的储层焦沥青(图4),说明有机质演化程度已经很高[20],残余的液态烃包裹体较少,难以进行进一步的分析测试,因此通过储层液态烃包裹体厘定成藏时间难以实现[11,15]。但油气成藏规律表明,烃源灶生烃时间与油气藏的成藏时间大多差异不大[33]。综上所述,德阳-资阳裂陷中筇竹寺组烃源灶的生烃门限深度,可以代替包裹体测温结果,作为厘定古油藏成藏时间的重要参数。

3.1重建区域热演化历史

邱楠生等(2016)采用实测磷灰石裂变径迹法,结合部分实测等效镜质组反射率eqRo数据,在川中隆起的东、西两端,分别选择川中隆起西端威28井和东端女基井,实测2条大地热流曲线(图5),重建川中隆起的区域性热史演化史[34,35]。由图5可见,川中隆起区域热演化史可分为热流低稳期、热流高峰期和热流衰退期3个演化阶段(图5)。

图4四川盆地川中隆起灯影组储层焦沥青微观特征

a.层状的储层焦沥青贴在矿物表面,磨溪9井,灯二段,埋深5033.67m;b.层状储层焦沥青堆积在孔隙中,高石2井,灯二段,埋深5015.02m;c.充填孔隙的储层焦沥青,高石2井,灯二段,埋深5393.09m;d.孔隙中充填的球状和半球状的储层焦沥青,高石108井,灯二段,埋深5248.33m

对比图5的2条大地热流曲线可见,在大地热流值低稳期,威28井与女基井的曲线几乎完全相符,即川中隆起东、西端的热历史基本上属于同步演化,只是低稳期的终点大地热流值威28井偏高。在大地热流高峰期与衰退期,这2口井的热演化出现了一定的差异,西端的威28井比东端的女基井更早达到峰值,而且峰值也要更高,其原因在于西端的威28井靠近峨眉山地幔柱的热源地。由于安岳气田位于川中隆起东端,因此女基井的大地热流曲线更适合于表征气田的热历史。

3.2厘定区域性生烃门限深度

生烃门限深度的厘定,目前多采用软件模拟通过大地热流数据和地层岩石热导率,计算得出烃源层的热演化史[4,36,37]。但之前的研究大多采用恒定的热流数据,很少有针对不同时期大地热流变化的分析[4,11,37];另一方面,由于地层岩性变化较复杂,热导率变化频繁且难以准确测量,这也是导致目前古油藏成藏时间研究存在不同观点的原因之一。因此本文采用类比法结合单井埋藏史-热史重建结果,推定德阳-资阳裂陷内的烃源灶生烃门限深度,以代替流体包裹体测温数据。

图5四川盆地川中隆起实测的女基井与威28井大地热流曲线[34-35]

前人通过长期综合研究,建立了华北克拉通北部冀北坳陷中元古界的“生烃门限深度-实测大地热流值”的对应关系,即大地热流值在30～54mW/m2范围内,相对应的门限深度≥3500m[33];与之相邻的华北平原北部古近系的实测大地热流值的分布范围为60.7～79.5mW/m2,当地诸多油田(大港、华北、冀东、胜利油田)的实测生烃门限深度2300～2900m[38,39,40,41](表1)。依据女基井大地热流曲线,对照冀北坳陷与华北平原北部的大地热流-生烃门限深度对应关系的实例,可以厘定川中隆起烃源灶在不同时期的生烃门限深度(表1)。

表1四川盆地川中隆起大地热流值与生烃门限深度类比

南华纪—早二叠世大地热流低稳期,女基井大地热流值为40～55mW/m2,与冀北坳陷中元古界相当(图5),据此可厘定这个时期安岳气田的生烃门限深度为3500m;在早二叠世—三叠纪大地热流高峰期,女基井大地热流值为55～83mW/m2(图5),与华北平原北部达到热流值60.7～79.5mW/m2相比,其生烃门限深度下限应该略深(>2300m),而上限应该略浅(<3000m),因此厘定生烃门限深度为2500～2800m(表1)。

3.3地层埋藏史-热历史

选取位于德阳-资阳裂陷内部的高石17井(图1),进行单井数值模拟,重建地层埋藏-热历史,作为厘定古油藏成藏时间的依据。大地热流值/古地温梯度以及主要剥蚀面的地层剥蚀厚度是单井数值模拟的关键性地质参数。据前人文献,川中隆起具有灯影组顶、寒武系顶/奥陶系顶、二叠系顶、以及白垩纪顶4个区域性剥蚀面,其中除了寒武系顶部(或奥陶系顶部)与二叠系之间剥蚀面为不整合面之外,其余3个剥蚀面均属于假整合面[1,14,26,42,43,44],区域性地层对比表明这3个假整合面的地层剥蚀厚度均较有限,综上厘定高石17井的主要剥蚀厚度见表2[13,16,19,45]。参照表2主要剥蚀面的地层剥蚀厚度数据,对目前高石17井的地层分层数据加以校正,求得高石17井的原始地层厚度,应用于单井数值模拟。运用BasinMod软件,通过单井数值模拟,重建高石17井的埋藏史,用以反映德阳-资阳裂陷内烃源灶的生烃历史。模拟结果显示,烃源灶经历过3个沉降期和2个抬升期,组成2个沉降-抬升旋回(图6a),由于在川中隆起上,目前钻井深度的局限,图6中所标绘的震旦系最深的地层界面为灯二段顶面。

表2四川盆地川中隆起高石17井主要剥蚀面地层剥蚀厚度选定

笔者之前选取位于德阳-资阳裂陷东侧古台地上的高石6井(图1),进行单井数值模拟,重建单井地层埋藏-热历史,用以剖析灯影组二段、四段(灯二、灯四段)与龙王庙组裂解气藏的成藏时间[20]。由于高石6井与高石17井相距约20km(图1b),二者均位于川中隆起的轴部,地质演化历史相近,因此选用相同的关键性数值模拟地质参数(大地热流值与地层剥蚀厚度;表2,表3)。运用BasinMod软件建立的高石6井模拟埋藏史相应的单井折算Rc剖面,与实测高石6井的等效镜质组反射率eqRo剖面,当折算Rc剖面与实测eqRo剖面吻合度很高,这说明重建的埋藏史-热史可信度较高(图6b)。由于古油藏成藏时间厘定中高石17井的钻井岩屑未予保存,无法建立实测eqRo剖面,但高石6井与高石17井的数值模拟的地质背景条件相同,因此对照高石6井的数值模拟结果,说明高石17井地层埋藏史-热史重建的置信度也较高。

第一沉降-抬升旋回:震旦纪—志留纪末期(约600～400Ma)为第一稳定沉降期,在志留纪末(约400Ma),灯二段顶界达到的最大埋深为3000m;志留纪—石炭纪(约400～295Ma)为第一稳定抬升期。第二沉降-抬升旋回:二叠纪至今由2个沉降期和1个抬升期组成,二叠纪(295～250Ma)为第二增速沉降期,沉降速度稍有增加,至二叠纪末期,灯二段顶界最大埋深再次达到3000m,下寒武统底界也应达到2950m时,沉降速度发生转折;三叠纪—早白垩世末(约250～100Ma)进入第三快速沉降期,震旦系底界最大埋深达到9000m;而后中白垩世至今(100～0Ma)则进入第二快速抬升期。

图6四川盆地川中隆起高石17井埋藏史(a)及高石6井Ro对比剖面(b)

①第一稳定沉降-沉积期;②第一稳定抬升期;③第二增速沉降-沉积期;④第三快速沉降-沉积期;⑤第二快速抬升期

3.4古油藏成藏时间厘定

依据高石17井地层埋藏史,德阳-资阳裂陷内的烃源灶经历过2个沉降-抬升旋回、3个沉降-沉积期的演化,在第一层沉降-沉积旋回的第二稳定沉降期,灯二段顶界的最大埋深为3000m(图6a①),而此时期大地热流值保持在45～55mW/m2的低稳水平,生烃门限深度应为3500m(表1),烃源层实际埋深显然达不到生烃门限深度(图6a①)。

在自二叠纪起始的第二沉降-沉积期,灯二段顶界再次达到3000m埋深,同时下寒武统底界埋深也应达到2950m(图6a②)。由于峨眉山大火山岩省(地幔柱)的驱动作用,这个时期女基井的实测大地热流值从55mW/m2迅速升至83mW/m2达到峰值,而后又降至58mW/m2,上述大地热流变化范围与华北平原北部诸多油田的热历史相近(表1,表2),据此所厘定的生烃门限深度为2500～2800m(表1)。因此,此时期烃源灶业已完全具备生烃成藏的地质条件。在展示高石17井地层埋藏史的图6a上,可以将2500～2800m的生烃门限深度,转换成与之相应的筇竹寺组烃源层生烃成藏时间既古油藏成藏时间为275～263Ma,相当于早二叠世后期(孔古阶)—晚二叠世。

3.5古油藏破坏

由于在二叠纪末热流高峰之后,古油藏不但受到了高热流的影响,还进一步经历了深埋,最大埋藏深度超过了8000m。深埋和高热流的影响下,川中隆起的古油藏遭到了破坏,主要发生了液态烃类的原位裂解,形成了固体的焦沥青和气体的天然气,因此古油藏被破坏的时间既为裂解气藏的成藏时间。气藏天然气被捕集时,即处于超临界状态下,所以直接升温不可能测得天然气包裹体的均一温度,必须对纯甲烷包裹体进行冷冻之后再升温测量[23,24]。笔者对高石6井灯四段储层中产于同一石英颗粒内,共生共存的一组气-水两相包裹体和另一组甲烷包裹体,进行了显微测温并进行了压力矫正[46],矫正后厘定捕集温度185～227℃,捕集压力48.4～70.0MPa;该井埋藏史可以显示,古油藏原油裂解始于三叠纪初期,高峰期在中侏罗世末期—早白垩世初期(175～144Ma)[47,48]。

4、古油藏-裂解气藏成藏史

川中隆起是震旦纪沉积之前既已形成的继承性隆起。自古生代以来隆起西南部的威远构造和东北部的磨溪-高石梯构造一致位于隆起的轴线上,始终保持隆起高点的特征,特别是威远凸起在中-新生代逐渐抬升成为现今高点,而磨溪-高石梯构造在主要的油气成藏演化期内,同样保持了古高-今高的特征(图7)。桐湾期的构造运动,使灯影组遭受了广泛的风化剥蚀,有效地提高了储层的储集性并为德阳-资阳裂陷烃源灶的形成,提供了地形基础[49,50,51]。寒武纪早期板块拉张运动导致的多阶断裂作用更是使筇竹寺组烃源岩增厚,并成为了隆起中西部最主要的烃源灶。二叠纪末期的峨眉山地幔柱热事件使邻近的川中隆起受到了影响[52,53,54,55],热事件在短时间内大幅提高了隆起区域内的大地热流,从而降低了烃源层的生烃门限深度,并使烃源层大量生烃形成了巨型古油藏。虽然自中三叠世以来大地热流值又大幅降低,但是由于三叠纪中晚期埋深不断增加,储层温度依然不断上升并达到了原油裂解的门限温度,最终古油藏发生原位裂解并形成了现今的威远和安岳等大型裂解气田(图7)。由此可见,大地构造背景影响下的热作用可能对油气藏的形成和破坏起到了重要作用[56,57,58]。

图7四川盆地川中隆起古油藏-裂解气藏成藏演化史

5、结论

1)川中隆起新元古代—古生代沉积了巨厚的海相地层,筇竹寺组烃源层和灯影组储层形成了良好的生储组合关系。

2)二叠纪前,由于隆起区大地热流值始终较低,因此筇竹寺组烃源层埋深未曾达到生烃门限深度。早二叠世后期(孔古阶)—晚二叠世时期(275～263Ma),受峨眉山地幔柱事件的影响,川中隆起大地热流值急剧上升使生烃门限深度降低,导致了筇竹寺组烃源灶开始生烃进而形成古油藏。

3)虽然大地热流值在二叠纪末期达到峰值之后开始下降,但是由于地层埋深不断增加,灯影组储层温度仍然不断升高,古油藏由于高温裂解而遭到破坏,在侏罗世末期—早白垩世初期达到裂解高峰,最终形成了大型裂解气藏。

参考文献：

[1]李伟,易海永,胡望水,等.四川盆地加里东古隆起构造演化与油气聚集的关系[J].天然气工业,2014,34(3):8-15.

[2]刘树根,孙玮,王国芝,等.四川叠合盆地油气富集原因剖析[J].成都理工大学学报(自科版).2013,40(5):481-497.

[3]朱光有,张水昌,梁英波,等.四川盆地天然气特征及气源[J].地学前缘,2006,13(2):234-248.

[4]邹才能,杜金虎,徐春春,等.四川盆地震旦系-寒武系特大型气田形成分布、资源潜力及勘探发现[J].石油勘探与开发,2014,41(3):278-93.

[5]杜金虎,邹才能,徐春春,等.川中古隆起龙王庙组特大型气田战略发现与理论技术创新[J].石油勘探与开发,2014,41(3):268-277.

[6]魏国齐,杜金虎,徐春春,等.四川盆地高石梯-磨溪地区震旦系-寒武系大型气藏特征与聚集模式[J].石油学报.2015;36(1):1-12.

[7]徐哲航,兰才俊,杨伟强,等.四川盆地震旦系灯影组微生物丘沉积演化特征[J].大庆石油地质与开发,2018,37(2):15-25.

[8]张玺华,罗文军,文龙,等.四川盆地寒武纪龙王庙组沉积相演化及石油地质意义[J].断块油气田,2018,25(4):419-425.

[9]姜华,汪泽成,杜宏宇,等.乐山-龙女寺古隆起构造演化与新元古界震旦系天然气成藏[J].天然气地球科学,2014,25(2):192-200.

[11]李玲,王铜山,汪泽成,等.四川盆地震旦系灯影组天然气晚期成藏特征及意义[J].天然气地球科学,2014,25(9):1378-1386.

[12]刘树根,秦川,孙玮,等.四川盆地震旦系灯影组油气四中心耦合成藏过程[J].岩石学报,2012,28(3):879-888.

[13]刘树根,孙玮,罗志立,等.兴凯地裂运动与四川盆地下组合油气勘探[J].成都理工大学学报(自然科学版),2013,40(5):511-520.

[14]刘伟,王国芝,刘树根,等.川中磨溪构造龙王庙组流体包裹体特征及其地质意义[J].成都理工大学学报(自然科学版),2014,41(6),723-732.

[15]田兴旺,胡国艺,李伟,等.四川盆地乐山-龙女寺古隆起地区震旦系储层沥青地球化学特征及意义[J].天然气地球科学,2013,24(5):982-990.

[16]王国芝,刘树根,刘伟,等.川中高石梯构造灯影组油气成藏过程[J].成都理工大学学报(自然科学版),2014,41(6):684-693.

[17]徐春春,沈平,杨跃明,等.乐山-龙女寺古隆起震旦系-下寒武统龙王庙组天然气成藏条件与富集规律[J].天然气工业,2014,34(3):1-7.

[18]孙玮,罗志立,刘树根,等.华南古板块兴凯地裂运动特征及对油气影响[J].西南石油大学学报(自然科学版),2011,33(5):1-8.

[19]许海龙,魏国齐,贾承造,等.乐山-龙女寺古隆起构造演化及对震旦系成藏的控制[J].石油勘探与开发,2012,39(4):406-416.

[21]陈红汉.油气成藏年代学研究进展[J].石油与天然气地质,2007,28(2):143-50.

[23]刘德汉,肖贤明,田辉,等.应用流体包裹体和沥青特征判别天然气的成因[J].石油勘探与开发,2009,36(3):375-382.

[24]刘德汉,戴金里,肖贤明,等.普光气田中高密度甲烷包裹体的发现及形成的温度和压力条件[J].科学通报,2010,55(4-5):359-366.

[26]魏国齐,杨威,杜金虎,等.四川盆地高石梯-磨溪古隆起构造特征及对特大型气田形成的控制作用[J].石油勘探与开发,2015,42(3):257-265.

[27]罗志立.四川盆地基底结构的新认识[J].成都理工学院学报,1998,25(2):191-200.

[28]宋鸿彪,罗志立.盆地实例分析四川盆地基底及深部地质结构研究的进展[J].地学前缘,1995,2(3-4):231-237.

[29]黄文明,刘树根,王国芝,等.四川盆地下古生界油气地质条件及气藏特征[J].天然气地球科学,2011,22(3):465-476.

[30]李宗银,姜华,汪泽成,等.构造运动对四川盆地震旦系油气成藏的控制作用[J].天然气工业,2014,34(3):23-30.

[33]王铁冠,钟宁宁,王春江,等.冀北坳陷下马岭组底砂岩古油藏成藏演变历史与烃源剖析[J].石油科学通报,2016,1(1):24-37.

[36]刘可禹,BourdetJ,张宝收,等.应用流体包裹体研究油气成藏——以塔中奥陶系储集层为例[J].石油勘探与开发,2013,40(2):171-180.

[37]刘一锋,邱楠生,谢增业,等.川中古隆起寒武系超压形成与保存[J].天然气地球科学,2016,27(8):1439-1446.

[38]蔡希源.湖相烃源岩生排烃机制及生排烃效率差异性——以渤海湾盆地东营凹陷为例[J].石油与天然气地质,2012,33(3):329-334.

[39]刚文哲,仵岳,高岗,等.渤海湾盆地南堡凹陷烃源岩地球化学特征与地质意义[J].石油实验地质,2012,34(1):57-61.

[40]郝芳,邹华耀,方勇,等.超压环境有机质热演化和生烃作用机理[J].石油学报,2006,27(5):9-18.

[41]朱芒征,陈建渝.惠民凹陷临南洼陷下第三系烃源岩生烃门限[J].油气地质与采收率,2002,9(2):35-37.

[42]曾道富.关于恢复四川盆地各地质时期地层剥蚀量的初探[J].石油实验地质,1988,10(2):43-50.

[43]陈宗清.论四川盆地下古生界5次地壳运动与油气勘探[J].中国石油勘探,2013,18(5):15-23.

[44]伍大茂,吴乃苓,郜建军.四川盆地古地温研究及其地质意义[J].石油学报,1998,19(1):18-23.

[45]朱传庆,徐明,单竞男,等.利用古温标恢复四川盆地主要构造运动时期的剥蚀量[J].中国地质,2009,36(6):1268-1277.

[49]宋文海.乐山—龙女寺古隆起大中型气田成藏条件研究[J].天然气工业,1996,(S1):13-26.

[50]汪泽成,姜华,王铜山,等.四川盆地桐湾期古地貌特征及成藏意义[J].石油勘探与开发,2014,41(3):305-312.

[51]杨雨,黄先平,张健,等.四川盆地寒武系沉积前震旦系顶界岩溶地貌特征及其地质意义[J].天然气工业,2014,34(3):38-43.

[52]何冰辉.关于峨眉山大火成岩省一些问题的研究现状[J].地球科学进展,2016,31(1):23-42.

[55]徐义刚,何斌,黄小龙,等.地幔柱大辩论及如何验证地幔柱假说[J].地学前缘,2007,14(2):1-9.

[56]马安来,金之钧,朱翠山,等.塔里木盆地麦盖提斜坡罗斯2井奥陶系油气藏的TSR作用:来自分子标志物的证据.石油与天然气地质,2018,39(4),730-737.

[57]高波,刘忠宝,舒志国,等.中上扬子地区下寒武统页岩气储层特征及勘探方向[J].石油与天然气地质,2020,41(2):284-294.

[58]罗冰,文龙,张亚,等.四川盆地西北部栖霞组天然气差异成藏过程[J].石油与天然气地质,2020,41(2):393-406.

杨程宇,文龙,王铁冠,罗冰,李美俊,田兴旺,倪智勇.川中隆起安岳气田古油藏成藏时间厘定[J].石油与天然气地质,2020,41(03):492-502.

基金:国家自然科学基金青年科学基金项目(41903059).