0 引言
蜀南地区油气勘探开发已历经半个多世纪，是四川盆地油气勘探开发程度最高的老气区，中二叠统茅口组是最早的勘探层系之一［1-2］。目前盆地钻遇中下二叠统井1 600余口，主要分布在蜀南地区。截至2018年，蜀南地区茅口组探明气田及含气构造共76个，已经发现325个岩溶缝洞型石灰岩气藏，其中探明天然气储量为852×108 m3，累计产出天然气超650×108 m3［2-5］。最早蜀南地区茅口组研究主要集中于典型构造或气田勘探动态以及开发潜力［3］。随着技术的发展，很多学者对东吴期运动影响下形成的岩溶型储层展开探索，如桑琴等［6］基于茅口组古地貌的恢复，将茅口组顶部古岩溶面划分为岩溶台地、岩溶坡地和岩溶盆地，发现古岩溶地貌形态对缝洞系统的发育起着控制作用等；王会强等［7］综合考虑气藏地质特征、气水分布模式及生产动态等因素，探索裂缝系统动态储量计算新方法；罗洋等［8］结合蜀南纳溪地区茅口组气藏的地质特征，指出其基岩物性差，储渗空间为岩溶缝洞，介于岩溶高地与岩溶斜坡的过渡带，是东吴期表生岩溶非常发育的地区［6-8］。近年来，蜀南地区的勘探部署由构造高点逐渐转向斜坡带及向斜区，部署向斜区的云锦2井、胜探1井、泸探1井在茅口组测试分别获得58.8×104 m3/d、54.5×104 m3/d、20.86×104 m3/d高产工业气流，展现出蜀南地区中二叠统茅口组仍具有较大的勘探潜力［1，9］。
本文研究综合应用构造演化史分析、流体包裹体测试等手段分析蜀南地区茅口组油气成藏期次，恢复茅口组油气成藏过程，并最终确定油气充注时间。在此基础上，结合钻井资料及地震资料，剖析古隆起对古油藏、气藏的控制作用，恢复油气成藏关键时期茅口组顶面构造形态，从圈闭形成演化与油气充注时间的耦合关系剖析蜀南地区典型构造的天然气聚集成藏过程，并结合研究区现今的油气勘探情况分析现今气藏的分布特征。
1 区域地质概况
四川盆地在晋宁运动形成的基底之上开始发育沉积盖层，而后续各个构造旋回阶段形成了震旦纪—中三叠世海相沉积以及晚三叠世—现今的陆相沉积序列。在纵向上形成了多套不同类型的储层以及多个生储盖组合，为大中型气田的形成奠定了良好的物质基础。
蜀南地区茅口组储集岩性主要为生物碎屑灰岩，中二叠统茅口组碳酸盐岩沉积期处于开阔台地环境，在泸州地区发育大面积的颗粒滩沉积，后期受东吴期构造运动影响导致中二叠统茅口组暴露地表1~3 Ma，遭受大气淡水淋滤溶蚀作用，多发育岩溶储层，是盆地内重要的储层类型之一［4，7，9］。中二叠统茅口组自下而上划分为茅一段、茅二段、茅三段及茅四段［图1（b）］：茅一段沉积时期为大规模的海侵时期，沉积了一套致密碳酸盐岩，岩性主要为灰黑色泥灰岩、微晶生屑灰岩、泥晶生屑灰岩、钙质泥岩和页岩，眼皮眼球状构造的深灰—灰黑色泥晶灰岩夹灰黑色泥页岩发育，底部与下伏栖霞组呈整合接触［10］；茅二段分为上、下2个亚段，岩性以厚层块状灰—深灰色泥晶灰岩、泥灰岩与藻屑灰岩互层为主要特征［9-13］；茅三段岩性主要为灰褐色泥微晶灰岩，夹少量生物碎屑灰岩，厚度分布稳定，位于泸州古隆起周缘的茅三段上部且普遍发生剥蚀［9-11］；茅四段岩性主要为灰色细—粉晶藻灰岩且遭受不同程度剥蚀，残留地层厚度差异较大，主要发育在川西南及川东部分地区［3，9-16］。
2 样品与方法
通过对蜀南地区观音场构造音12井、纳溪构造纳23井及泸探1井等二叠系茅口组岩心的观察取样，选取胶结充填物发育的层段，磨制了30余片包裹体片。结合荧光显微镜及偏光显微镜下的观察，明确不同充填次序矿物中赋存的烃类包裹体的分布、相态、类型及丰度等岩相学特征，用激光拉曼分析烃类包裹体的主要成分，测定与其共生的含烃盐水包裹体的均一温度等，讨论油气充注期次，最终结合茅口组储层埋藏史—热演化历史，分析油气成藏时间。包裹体测温及成分分析在北京核工业地质研究院完成，包裹体测温运用LINKAM THMS600型冷热台，升温速率10 ℃/min，降温速率0.2 ℃/min，室温25 ℃，湿度50%，实验对象为原生含烃盐水包裹体；包裹体成分分析运用LabramHR800型激光拉曼光谱仪，室温25 ℃，湿度50%，实验对象为烃类包裹体。
本文天然气实验测试样品取自蜀南地区中二叠统茅口组气藏，使用钢瓶井口取样，取样位置为井口压力表出口处。样品测试分析均在中国石油勘探开发研究院实验中心完成。气体组分分析所用仪器为Agilent7890A型天然气色谱分析仪，使用双TCD检测器，分别以He和N2作为载气，初始炉温为40 ℃，保持7.5 min后以15 ℃/min速率升温至90 ℃，再以6 ℃/min速率升至180 ℃。
3 天然气来源
3.1 天然气地球化学特征
3.1.1 天然气组分
四川盆地蜀南地区中二叠统茅口组天然气成分以烃类气体为主（表1），其中CH4含量介于90.00%~98.31%之间，平均为97.16%，C2H6含量较低，介于0.29%~1.4%之间，平均为0.70%。干燥系数（C1/C1-4）介于0.970~0.996之间，平均为0.987，云锦、泸探1井、胜探1井等干燥系数大于0.99，为典型的高演化干气。此特征与气源岩埋藏深度大、热演化程度高密切相关。非烃气体主要含有CO2、N2、H2S等（表1）。其中CO2含量较高，介于0.7%~8.1%之间，平均为1.30%，H2S含量普遍较低，介于0.001%~0.59%之间，平均为0.05%；N2含量低，介于0.2%~1.0%之间，平均为0.53%。
表1 蜀南地区中二叠统茅口组天然气组分特征Table 1 Natural gas composition characteristics of the Middle Permian Maokou Formation in Shunan area |
| 井号 | 层位 | 天然气组分/% | 相对密度 | /% | 干燥系数 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| CH4 | C2H6 | C3H8 | N2 | CO2 | H2S | |||||
| 付31 | P2 m 2 | 97.61 | 0.77 | 0.09 | 0.60 | 0.90 | - | - | 1.670 | 0.983 2 |
| 付5 | P2 m 2 | 97.58 | 0.76 | 0.09 | 0.65 | 0.89 | - | - | 1.650 | 0.983 4 |
| 泸探1 | P2 m 2 下 | 95.76 | 0.69 | 0.06 | 0.36 | 3.07 | 0.01 | 0.590 2 | 0.750 | 0.992 2 |
| 胜探1 | P2 m 2 下 | 90.00 | 0.45 | 0.03 | 0.56 | 8.14 | 0.00 | 0.638 3 | 0.480 | 0.994 7 |
|
3.1.2 天然气碳同位素
天然气烷烃及其稳定碳同位素组成受母质类型、演化程度的制约，以及运移和混源效应的影响，一直被视为确定母质类型和演化程度、判识烃源岩类型和进行气源对比的最直接、最有效指标［17-19］。四川盆地蜀南地区中二叠统茅口组天然气δ13C1值介于-34.07‰~-30.04‰之间，平均为-32.10‰，合江、梁董庙等构造、胜探1井等甲烷碳同位素组成较重。由于δ13C1值是成熟度的反映指标，因此说明，合江等地区天然气成熟度最高。δ13C2值介于-36.54‰~-30.61‰之间，平均为-34.40‰，泸探1井、胜探1井等乙烷同位素较重，δ13C1和δ13C2呈正碳同位素序列（δ13C1<δ13C2）分布（表2）。鉴于δ13C2主要受气源岩母质类型影响，因此表明，天然气δ13C2分布范围广与不同母质的贡献有关［20-23］。
表2 蜀南地区中二叠统茅口组天然气稳定碳同位素特征Table 2 Stable carbon isotope characteristics of natural gas in the Middle Permian Maokou Formation in Shunan area |
| 井号 | 层位 | 碳同位素/‰ | 井号 | 层位 | 碳同位素/‰ | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| δ13C1 | δ13C2 | δ13C1 | δ13C2 | ||||
| 胜探1 | P2 m | -31.73 | -33.30 | 阳65 | P2 m | -33.39 | -34.84 |
| 泸探1 | P2 m | -34.07 | -30.61 | 纳6 | P2 m | -32.25 | -35.17 |
| 寺47 | P2 m | -31.42 | -35.57 | 纳17 | P2 m | -32.91 | -35.44 |
| 付11 | P2 m | -32.74 | -33.21 | 董6 | P2 m | -30.04 | -33.22 |
| 白2 | P2 m | -32.21 | -33.47 | 合4 | P2 m | -30.72 | -34.67 |
| 永12 | P2 m | -32.07 | -36.54 | 合31 | P2 m | -29.82 | -34.72 |
3.2 气源分析
3.2.1 天然气成因
3.2.2 天然气来源
气—气对比结果显示（图3），川东地区茅口组天然气δ13C1值介于-33.1‰~-29.5‰之间，δ13C2值介于-35.5‰~-28.10‰之间，其主要来源于下志留统龙马溪组与中二叠统茅口组烃源岩［24］。川东地区石炭系黄龙组天然气δ13C1值介于-35.70‰~-31.4‰之间，δ13C2值介于-38.00‰~-33.90‰之间，主力烃源岩为下志留统龙马溪组页岩。川中地区寒武系龙王庙组天然气主力烃源岩为下寒武统筇竹寺组泥页岩，其δ13C1值介于-34.28‰~-37.45‰之间，δ13C2值介于-33.41‰~-30.27‰［25］之间。川中灯影组天然气δ13C1值介于-33.62‰~-30.62‰之间，δ13C2值介于-34.56‰~-29.97‰之间，其气藏主力烃源岩为下寒武统筇竹寺组泥页岩，同时存在震旦系烃源岩的混入［26-28］。川北地区茅口组气藏δ13C1值介于-31.10‰~-26.10‰之间，δ13C2值介于-30.00‰~-26.50‰之间，乙烷碳同位素组成较重，主力烃源岩主要为中二叠统茅口组（茅一段）、上二叠统吴家坪组（吴一段）烃源岩［28］。根据δ13C1与δ13C2交会图显示，茅口组天然气甲、乙烷碳同位素值均较低，与龙马溪组页岩气和川东地区石炭系黄龙组天然气表现出较好的相似性，说明主要来源于龙马溪组烃源岩，同时受到了茅一段烃源岩生成的天然气混入影响，使乙烷碳同位素值略微变高。因此认为研究区茅口组天然气主要是以龙马溪组烃源岩贡献为主，以茅一段的贡献为辅。
4 流体包裹体特征与油气充注期次
4.1 流体包裹体特征
图5 蜀南地区中二叠统茅口组阴极发光特征（a）亮晶生屑灰岩，第Ⅰ期细晶方解石充填于生物体腔孔中，泸探1井，2 994.97 m，单偏光，P2 m 2 下；（b）为（a）同视域下阴极发光，第Ⅰ期细晶方解石不发光；（c）云质泥晶生屑灰岩，第Ⅱ期细—中晶方解石充填于溶缝中，泸探1井，2 996.20 m，单偏光，P2 m 2 下；（d）为（c）同视域下阴极发光，第Ⅱ期细—中晶方解石不发光；（e）孔洞中充填第Ⅲ期中晶方解石及第Ⅳ期粗晶方解石，泸探1井，3 013.95 m，单偏光，P2 m 2 下；（f）为（e）同视域下阴极发光，第Ⅲ期中晶方解石及第Ⅳ期粗晶方解石均不发光；（g）裂缝中第Ⅴ期粗晶方解石充填，2 838.33 m，单偏光，P2 m 2 下；（h）为（g）同视域下阴极发光，第Ⅴ期粗晶方解石发暗红光—红光 Fig.5 Cathodoluminescence characteristics of the Middle Permian Maokou Formation in Shunan area |
包裹体观察结果显示，识别出5期烃类包裹体。第Ⅰ期残余粒内孔与粒间孔中半自形细晶方解石内可见深褐色沥青包裹体，大小介于2 μm×2 μm~7 μm×2 μm之间，发育丰度较高，GOI值介于8%~10%之间［图6（c）］。第Ⅱ期孔洞中半自形细—中晶方解石内可见深褐色的液态烃包裹体，大小介于2 μm×2 μm~10 μm×8 μm之间，发育丰度低，GOI值介于2%~3%之间［图6（d）］。第Ⅲ期缝洞中中晶方解石内可见褐色—深褐色液态烃包裹体（约占75%）与少量发蓝色荧光的气烃包裹体（约占25%），大小介于2 μm×3 μm ~14 μm×13 μm之间，发育丰度极高，GOI值介于3%~5%之间［图6（a），图6（b），图6（e）］。第Ⅳ期缝洞中粗晶方解石内可见褐色—深褐色的气态烃包裹体，大小介于2 μm×3 μm~14 μm×13 μm之间，发育丰度极高，GOI值介于15%~20%之间［图6（e）］。第Ⅴ期晚期构造裂缝或溶缝中粗晶方解石内可见深灰色蓝色荧光或无荧光显示的气烃包裹体与透明无色的发蓝色荧光的气烃包裹体，大小介于2 μm×3 μm~14 μm×13 μm之间，发育丰度高，GOI值介于8%~10%之间［图6（f）］，该期气态烃包裹体捕获于喜马拉雅构造运动期形成的高角度裂缝中，记录了晚期气藏调整的信息。
图6 蜀南地区中二叠统茅口组包裹体岩相特征（a）灰岩中发育一期方解石脉，方解石脉充填期后发育一期黑褐色稀油沥青脉，部分晶间孔洞充填黑褐色沥青，2 991.39 m，P2 m 2 下；（b）为（a）相同视域下荧光照片，沥青无荧光显示，灰岩粒间孔隙含油气，显示蓝绿色荧光；（c）第Ⅰ期深褐色液烃包裹体，发育在第Ⅰ期残余粒内孔隙或晶间孔隙方解石中，Th：95~104 ℃，2 995.31 m，P2 m 2 下；（d）第Ⅲ期深褐色液烃与少量气态烃包裹体，发育在第Ⅲ期中晶方解石中，Th：132~140 ℃，3 012.52 m，P2 m 2 下；（e）第Ⅳ期深灰色气态烃包裹体，发育在缝洞中充填的第Ⅳ期粗晶方解石中，Th：189~195 ℃，3 005.10 m，P2 m 2 下；（f）第Ⅴ期深灰色气态烃包裹体，发育晚期溶缝中第Ⅴ期粗晶方解石内，Th：147~165 ℃，3 008.38 m，P2 m 2 下 Fig.6 Petrographic characteristics of inclusions in the Middle Permian Maokou Formation in Shunan area |
4.2 油气充注期次
表3 四川盆地蜀南地区茅口组不同期次捕获的流体包裹体类型、相态及油气成藏期次Table 3 Fluid inclusion types, phase states and hydrocarbon accumulation periods captured at different periods in Maokou Formation, Shunan area, Sichuan Basin |
| 构造名称 | 流体包裹 体期次 | 岩相学特征 | 阴极发光 | GOI/% | 包裹体颜色 | 包裹体相态 | Th/℃ | 成藏期次 | 成藏时间 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 福集构造（泸探1井） | 第Ⅰ期 | 残余粒内孔隙或晶间孔隙中方解石 | 不发光 | 8~10 | 深褐色 | 液态烃 | 89~110 | 古油藏 | 晚三叠世— 早侏罗世 |
| 第Ⅱ期 | 孔洞中细—中晶方解石 | 不发光 | 2~3 | 深褐色 | 液态烃 | 113~132 | 古油藏 | 中侏罗世— 晚侏罗世 | |
| 第Ⅲ期 | 中晶方解石 | 不发光 | 3~5 | 褐色—深褐色 | 液态烃（75%） 少量气态（25%） | 137~165 | 古油气藏 | 晚侏罗世— 早白垩世 | |
| 第Ⅳ期 | 粗晶方解石 | 不发光 | 15~20 | 褐色—深褐色 | 气态烃 | 171~204 | 古气藏 | 早白垩世— 中白垩世晚期 | |
| 第Ⅴ期 | 晚期构造裂缝中或晚期 溶缝中方解石 | 暗红光—红光 | 8~10 | 深灰色 | 气态烃 | 144~170 | 调整与 改造 | 古新世至今 | |
| 观音场构造 | 第Ⅰ期 | 细晶方解石胶结物 | 不发光 | 10~20 | 深褐色 | 液态烃 | 95~113 | 古油藏 | 晚三叠世— 早侏罗世 |
| 第Ⅱ期 | 细—中晶方解石 | 不发光 | 3~4 | 褐色—深褐色 | 液态烃 | 123~130 | 古油藏 | 中侏罗世— 晚侏罗世 | |
| 第Ⅲ期 | 缝洞中晶方解石 | 不发光 | 3~6 | 褐色—深褐色 | 液态烃（75%） 少量气态（25%） | 132~158 | 古油气藏 | 晚侏罗世— 早白垩世 | |
| 第Ⅳ期 | 缝洞粗晶方解石 | 不发光 | 5~8 | 褐色—深褐色 | 气态烃 | 160~195 | 古气藏 | 早白垩世— 中白垩世晚期 | |
| 第Ⅴ期 | 晚期构造裂缝中晶方解石 | 暗红光—红光 | 3~4 | 深灰色 | 气态烃 | 135~155 | 调整与 改造 | 古新世至今 | |
| 纳溪构造 | 第Ⅰ期 | 残余粒内孔隙或晶间孔隙中方解石 | 不发光 | 3~4 | 深褐色 | 液态烃 | 71~95 | 古油藏 | 晚三叠世—早侏罗世 |
| 第Ⅱ期 | 孔洞中细—中晶方解石 | 不发光 | 4~5 | 褐色—深褐色 | 液态烃 | 95~113 | 古油藏 | 中侏罗世—晚侏罗世 | |
| 第Ⅲ期 | 缝洞中晶方解石 | 不发光 | 2~5 | 褐色—深褐色 | 液态烃（75%） 少量气态（25%） | 116~139 | 古油气藏 | 晚侏罗世—早白垩世 | |
| 第Ⅳ期 | 粗晶方解石 | 不发光 | 2~3 | 褐色—深褐色 | 气态烃 | 141~148 | 古气藏 | 早白垩世—中白垩世晚期 | |
| 第Ⅴ期 | 晚期构造裂缝中或晚期 溶缝中方解石 | 暗红光—红光 | 8~10 | 深灰色 | 气态烃 | 125~138 | 调整与 改造 | 古新世至今 |
图7 泸探1井茅口组储层流体包裹体均一温度直方图Fig.7 Histogram of homogeneous temperature of fluid inclusions in reservoir of Maokou Formation， Well Lutan 1 |
第Ⅳ期油气包裹体捕获于缝洞中充填的第Ⅳ期粗晶方解石结晶期间，包裹体呈带状分布，主要为灰色—深灰色气态烃包裹体，包裹体发育丰度极高。包裹体均一温度在171~204 ℃之间，盐度在0.62%~3.25%NaCl之间。第Ⅳ期气态烃充注时间为早白垩世—中白垩世晚期，此时原油已完全裂解，形成古气藏。
观音场、纳溪等典型构造及泸探1井茅口组油气充注期次及油气充注时间显示，蜀南地区茅口组存在5期油气充注，分别对应5个关键地质时期（表3）。第Ⅰ期为古油藏的形成时期，时间为晚三叠世—早侏罗世；第Ⅱ期中侏罗世—晚侏罗世，同样为古油藏的形成时期；第Ⅲ期为晚侏罗世—早白垩世，为古油气藏的形成时期，古油藏的原油也在此时期开始裂解；第Ⅳ期为早白垩世—中白垩世晚期，该阶段原油几乎全部裂解，烃源岩演化程度达到最大值，为气藏形成阶段；第Ⅴ期为晚白垩世以来的喜马拉雅构造运动时期，蜀南地区发生褶皱变形，新的断裂和裂缝形成，古气藏调整为现今气藏，这一过程被晚期形成的裂缝中充填矿物的流体包裹体所记录。不同区域构造位置的不同期包裹体均一温度会存在一定的差异，纳溪构造位于泸州古隆起核部区域，泸探1井位于泸州古隆起的北西翼，观音场构造位于威远古隆起南翼，由于在古隆起核部的纳溪构造茅口组埋深相对较浅，导致相同岩相特征的包裹体均一温度值低于观音场构造与泸探1井中茅口组，油气成藏时间相对较早，具有捕获早期油气运移的条件。
5 油气成藏演化及分布规律
5.1 油气成藏演化
蜀南地区茅口组油气成藏主要有4个演化阶段，分别为印支晚期—燕山早期古油藏（晚三叠世—晚侏罗世）、燕山中期古油气藏（晚侏罗世—早白垩世）、燕山晚期古气藏（早白垩世—中白垩世晚期）及喜马拉雅期至今的古气藏（古新世至今）。
印支晚期—燕山早期古油藏：印支运动晚期—燕山早期（晚三叠世—晚侏罗世），四川盆地开始发育沿NE—SW向展布特征的开江—泸州古隆起。下三叠统沉积期末，泸州古隆起便初具雏形，在隆起西翼嘉陵江组中—上部地层发生区域剥蚀。中三叠统沉积期末，在四川盆地处于弱挤压的背景下泸州古隆起中部进一步隆升，茅口组顶部构造显示古隆起具西翼缓、东翼陡的特征。此时泸州古隆起核部位于泸州附近，纳溪、阳高寺等为隆起最高点，古隆起边界西至孔滩构造，北至荷包场，东至合江构造，南至老翁场构造（图9）。基于埋藏史、热演化史分析，此时下志留统龙马溪组烃源岩已达生烃高峰，沿断裂向古隆起及其周缘运聚形成第Ⅰ期古油藏及第Ⅱ期古油藏，围绕古隆起的核部与翼部的茅口组储集层中见丰富的沥青充填，由包裹体测温可知，此时泸探1井成藏温度为89~110 ℃及113~132 ℃，观音场构造成藏温度为95~113 ℃及123~130 ℃，纳溪构造成藏温度为 71~95 ℃及95~113 ℃（表3）。
燕山中期古油气藏：泸州古隆起发育时期横跨整个三叠纪。三叠系沉积期末，泸州古隆起在雷口坡期古隆起形态格局继承性发育，主要发育泸州古隆、丹凤场古隆、圣灯山古隆和威远古隆起等4个古隆起，茅口组顶部构造显示古隆起具北西翼缓、南东翼陡的特征。此时泸州古隆起核部位于泸州附近，阳高寺等构造为隆起核部中心点。该时期下志留统龙马溪组烃源岩已达生油门限，开始大量生烃，中二叠统茅一段烃源岩并未成熟，埋深较大的烃源岩开始生烃。至晚侏罗世，此时泸州古隆起的隆起幅度增加、隆起范围减小，核部明显分离为2个高点，即泸州高点和黄瓜山高点，茅口组顶部构造显示古隆起具东陡西缓、东深西浅的特征（图10）。此时志留系龙马溪组烃源岩生成凝析油与湿气，随着埋深增加，早期聚集的古油藏中的原油裂解，中二叠统茅一段烃源岩开始生烃，并沿断裂向古隆起构造高点及其斜坡带运聚形成古油气藏。由包裹体测温可知，此时泸探1井成藏温度为137~165 ℃，观音场构造成藏温度为132~158 ℃，纳溪构造成藏温度为116~139 ℃（表3）。
燕山晚期古气藏：燕山期运动在上扬子地区表现为区域升降运动，该时期泸州古隆起开始逐渐解体，由于持续深埋作用，志留系龙马溪组与中二叠统茅一段烃源岩处于干气生成阶段，早期聚集于茅口组的古油藏、古油气藏中液态烃全部裂解为天然气，此时为古油气藏向古气藏演化阶段，由包裹体测温可知，此时泸探1井成藏温度为171~204 ℃，观音场构造成藏温度为160~195 ℃，纳溪构造成藏温度为141~148 ℃（表3）。
喜马拉雅期至今古气藏：喜马拉雅造山运动是影响研究区现今油气藏分布格局的重要因素。晚白垩世以来，喜马拉雅期构造运动致使研究区发生强烈的构造变形作用，泸州古隆起完全解体，形成强烈褶皱区，并形成如阳高寺构造、云锦向斜、得胜向斜、福集向斜等现今气藏有利聚集区。该时期形成大量的断层和裂缝是调整和改造早期形成古气藏的关键因素，多种因素叠合最终定型形成现今气藏，由包裹体测温可知，此时泸探1井成藏温度为144~170 ℃，观音场构造成藏温度为135~155 ℃，纳溪构造成藏温度为125~138 ℃（表3）。
5.2 油气成藏模式
印支—燕山构造运动早期为古油藏形成阶段，主要为古油藏成藏期。在嘉陵江组沉积期末，研究区内泸州古隆起便已经开始发育，雷口坡沉积期末，隆起持续发育。在挤压作用背景下，通源断裂的发育使源储之间形成良好的耦合关系，随着埋深增加，志留系龙马溪组烃源岩已达生烃门限，早期形成以志留系油源为主的古油藏。至须家河沉积期末，泸州古隆起继承性发育，具“印支期古油藏高位聚集”的古油藏聚集特点。随着埋深进一步增加，中二叠统茅口组开始逐渐生烃并沿断裂运移至古隆起的核部与翼部，形成志留系龙马溪组与茅口组混源的古油藏聚集［图11（a）］。
燕山中—晚期为古油藏向古油气藏演化的阶段。随着埋深增加，早期古隆起核部与翼部高位聚集的龙马溪组与茅口组混源的古油藏开始逐渐裂解为天然气，形成古油气藏。中—晚侏罗世，古隆起范围缩小且隆起幅度增加，其北翼和较缓的西翼多为油气聚集的有利区。晚侏罗世之后，为中二叠统茅口组持续深埋阶段，古油气藏中原油发生裂解，至早—中白垩世晚期，龙马溪组与茅口组烃源岩为生成干气阶段，早期形成的古油气藏原油大部分裂解为天然气，具有“燕山期古油藏裂解成气”的古气藏聚集特征［图11（b）］。
古气藏调整改造及定形阶段，为晚白垩世以来的喜马拉雅构造运动期。晚白垩世之后，泸州古隆起完全解体后形成现今多构造区叠合，早期大型的古气藏被调整和改造，形成如今的分散气藏。该阶段茅口组发生强烈的褶皱，隆升幅度大，此时泸州古隆起的东翼褶皱更为强烈，如坛子坝等构造隆升幅度和变形强度大，现今海拔更高。而研究区东部受构造挤压隆升变形影响普遍发育异常高压，同时地层剩余压力较大，导致东部超压区气藏具有向西部弱超压调整的趋势，此时储集层类型是控制天然气保存和富集关键因素。在地层超压、储层发育类型及构造隆升与断裂等地质要素控制下形成“喜马拉雅期弱调整富集成藏”的现今气藏聚集特征［图11（c）］。
5.3 气藏分布规律
不同构造的隆升幅度存在差异，隆升剧烈的构造与现今产水的构造高度吻合，坛子坝、威远等隆升幅度巨大的构造以产水为主。蜀南地区各含气构造的含气面积差异不大，运用闭合高度来近似表征喜马拉雅期构造运动对各含气构造的改造强度。通过对蜀南地区40余个含气构造的闭合高度与地质储量关系的统计，结果表明构造强度超过一定程度（闭合高度大于500 m）（图12），气藏的地质储量明显下降，进一步证实喜马拉雅期构造改造强烈的区域气藏明显遭到破坏。改造强烈区域构造裂缝极为发育，天然气向上逸散，地层水上涌，气藏遭到明显破坏，形成泸州古隆起上现今的产水构造。威远古隆起抬升则更为剧烈，天然气大多向上逸散，使得威远地区茅口组天然气藏遭受强烈破坏，钻井多以产水为主，而自流井地区天然气藏受构造鞍部的保护，阻止天然气侧向运移至威远地区向上逸散，气藏免遭破坏，形成了自流井含气构造，并获得自2井等高产井。此外，古隆起间的孔滩等低伏隆起，早期存在古油藏，后期改造强度较弱，且圈闭范围进一步扩大，有利于气藏的保存，孔滩构造孔6井、观音场构造音5井等井测试获气。
在古隆起及古隆起外的局部构造控制天然气分布范围的基础上，喜马拉雅期构造运动对茅口组气藏的分布也具有明显的控制作用，坛子坝、威远等构造改造强烈的区域圈闭遭受破坏，天然气向上逸散，气藏保存条件差，现今构造以产水为主（图13）。宋家场、自流井等构造改造较弱的区域气藏免遭破坏，形成现今的天然气聚集有利区，并获得一系列高产。由此可见，古隆起及古隆起外的局部构造控制着古气藏的分布范围，喜马拉雅期构造控制着现今气藏的分布格局，古隆起与喜马拉雅期构造改造相对较弱区域的叠合区为现今气藏勘探的有利区。
6 结论
（1）蜀南地区茅口组天然气组分以CH4为主，C2H6含量低，普遍具有重烃含量<2%、干燥系数>0.991等特征，为典型的高演化干气。茅口组天然气甲烷碳同位素值介于-34.07‰~-29.82‰之间，乙烷碳同位素值介于-36.54‰~-30.61‰之间，天然气以腐泥型为主，为原油裂解气。茅口组气藏主力烃源岩层系为下志留统龙马溪组页岩，同时存在茅一段烃源岩贡献。
（2）蜀南地区茅口组存在5期烃类充注：晚三叠世—早侏罗世的第Ⅰ期古油藏形成阶段→中侏罗世—晚侏罗世的第Ⅱ期古油藏形成阶段→晚侏罗世—早白垩世的古油气藏形成阶段→中白垩世—晚白垩世的古气藏形成阶段→古新世至今的现今气藏调整改造阶段。
（3）印支晚期—燕山早期，受泸州古隆起发育控制，位于古隆起核部或翼部构造高点形成早期古油藏聚集，具“印支期古油藏高位聚集”特征；燕山早—中期，随着持续深埋，古隆起继承性发育，得胜、牟家场等构造高部位古油藏持续充注，同时原油开始逐渐裂解，此时为古油气藏演化阶段。到燕山晚期，泸州古隆起逐渐解体，持续深埋，古油气藏转化为古气藏，具“燕山期古油藏裂解成气”特征；喜马拉雅期至今，泸州古隆起完全解体，受喜马拉雅期构造运动与古隆起控制，古气藏发生调整与定型，形成现今气藏，具“喜马拉雅期弱调整富集成藏”特征。
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