四川盆地中二叠统茅口组沉积相分析

在对四川盆地中二叠统茅口组野外剖面和钻井剖面详细研究的基础上,结合测井、地震等资料和前人的研究成果,对四川盆地中二叠统茅口组沉积相进行了分析,将中二叠统茅口组确定为碳酸盐岩台地沉积体系,进一步可划分为浅水开阔台地、较深水开阔台地、台地边缘浅滩和台地前缘斜坡等相类型.浅水开阔台地相包括台内滩和潮下亚相,台地边缘浅滩包括生...     

四川盆地茅口组风化壳岩溶古地貌及勘探选区

针对四川盆地中二叠统茅口组顶部岩溶古地貌分布特征认识不清的问题,开展了岩溶储层的地质及地球物理响应分析,同时对全盆地200余口探井的茅口组开展了详细的地层对比,在此基础上利用印模法和残余厚度法2种古地貌分析方法开展了茅口组顶部古地貌形态的精细刻画,指出茅口组顶部发育岩溶洼地、岩溶斜坡和岩溶高地3种地貌单元,古地貌具有“三高地、两斜坡、两洼地”的特点,岩溶洼地地层保存基本完整,岩溶高地缺失茅口组四段和部分茅口组三段,岩溶斜坡的地层缺失介于岩溶高地和岩溶洼地之间。突破了前人对茅口组风化壳古地貌存在“两高地”的认识,根据这一新认识并结合烃源岩生烃强度特征将茅口组顶部风化壳岩溶储层划分为4个有利勘探区带。     

四川盆地中二叠统茅口组天然气勘探

四川盆地的茅口组具有阳新统和志留系两套较好的生油层,是盆地的主要产气层之一。储集空间为孔、洞、缝,特别是东吴运动后产生的表生期古岩溶形成的溶蚀洞穴,在茅口组既多且大,在泸州古隆起区已于99口井中钻遇,钻遇率为9.94%,加上井中重复钻遇,钻遇率达11.35%。放空厚度一般在0.1～1.0m之间,最厚可达3.95m,并不受构造和地域限制,即使是向斜也有放空,勘探领域远较构造圈闭宽广。经开发证实,古岩溶气藏累计采气较好,连通裂缝气藏一般皆好,古岩溶形成的缝洞网络与连通裂缝形成的网络相互交织则最好,应加强地震反射资料的研究,以寻找这种网络系统。     

四川盆地中二叠统茅口组储层形成与古构造演化关系

以钻井与测井资料、盆地基干地震剖面及区域地质资料为基础,开展了四川盆地中二叠统茅口组储层发育特征及主控因素分析,系统讨论了古构造演化与茅口组沉积地貌、岩溶地貌及白云石化带之间的关系,预测了储层发育有利区带。研究认为,加里东运动奠定了中、下二叠统沉积前的基本地貌格局,而峨嵋地幔柱隆升作用则持续影响了整个二叠纪的古地貌演化,使四川盆地西南部成为继承性古地貌高带。该区既是茅口组高能滩体发育的沉积地貌高带,也是茅口组顶部风化壳岩溶古地貌高地。峨眉地裂运动的构造张裂活动,为茅口组在早期滩体沉积或岩溶改造的基础上,叠加多期次白云石化及溶蚀作用提供了热液及酸性成岩流体的运移通道,在很大程度上控制了盆内茅口组白云岩储层的分布。     

四川盆地中二叠统沉积相模式及有利储集体分布

近年来四川盆地中二叠统栖霞组和茅口组勘探取得一些突破，显示该区中二叠统巨大的天然气勘探前景。前人对该区中二叠统沉积相和储层等做了大量研究，但对中二叠统栖霞组和茅口组沉积相类型和沉积相模式存在较大分歧，进而制约了有利储集体分布预测研究。文章结合近期一些新钻井和地震资料综合分析基础上，通过岩石学特征、沉积构造和生物化石等相标志分析，认为四川盆地中二叠统栖霞组和茅口组主要发育台地边缘相、开阔台地相和台洼相，其中中二叠统栖霞组早期以碳酸盐岩台地模式为主，栖霞组中晚期和茅口组演变为镶边台地和孤立台凹模式。该区主要发育有台缘滩和台内滩两类主要的储集体，且主要集中在层序高位体系域，台缘滩储集体主要分布在Sq1-HST期雅安-绵竹和剑阁-广元等区带，以及Sq2-HST时期雅安-绵竹-广元区带；台内滩储集体主要分布在Sq1-HST和Sq2-HST期川中高石梯-磨溪区块，以及Sq2-HST时期的威远-自贡区带，Sq2-HST时期高石梯-磨溪区块台内滩储集体受古岩溶和构造热液叠加影响呈条带状展布。四川盆地中二叠统台缘滩和台内滩分布范围较广，具有良好的勘探前景。     

四川盆地中二叠统油气成藏模式与有利勘探区分布

近年来,四川盆地中二叠统勘探成效显著,是目前勘探开发和研究的热点层位,但其成藏模式、成藏过程与有利勘探区分布尚不明晰。为此,在分析含海泡石层段沉积环境的基础上,修编了中二叠世岩相古地理图,阐述了通江—长寿凹陷控制下的源储配置及成藏模式,明确了中二叠统勘探有利区。研究结果表明：(1)受古特提斯洋扩张演化、勉略洋俯冲与峨眉大火成岩省构造热事件影响,四川盆地内部中二叠世形成通江—长寿克拉通内凹陷;(2)在栖霞期沉积时期,沉积相带呈现出北东向和北西向共存的特征,通江—长寿凹陷控制了台内北西向滩体的展布;(3)到了茅口组二期沉积时期,沉积相带展布主要受通江—长寿凹陷控制,呈现出北西—南东向展布,凹陷两侧边缘滩体发育;(4)通江—长寿凹陷的发育为中二叠统的源储配置提供了自生自储和旁生侧储两种源储组合新模式;(5)凹陷内海泡石沉积厚度大,大量有机质被吸附,在凉水环境下得到保存,形成优质烃源岩,在埋藏环境中,海泡石开始大量转化与溶解,形成大量有机质孔和黏土微孔,在凹陷内形成自生自储的配置关系,同时海泡石转化释放出的富镁离子的成岩水,通过侧向和垂向运移,将凹陷边缘滩白云石化,形成优质的白云岩储层,形成旁...     

四川盆地中二叠统层序地层学研究

以钻井岩心资料为主,结合野外露头剖面和地震剖面资料,对四川盆地中二叠统层序界面及层序地层特征进行了研究,确立了该区层序界面识别标志,建立了四川盆地中二叠统层序地层格架,将该区中二叠统划分为5个三级层序(SQ1-SQ5),平均延时约4Ma。盆地在该时期为稳定的浅海相碳酸盐岩沉积,处于盆地的发育成熟阶段。各层序厚度呈逐步增加趋势,SQ4期沉积厚度最大。层序样式以TSTHST为主,体现盆地层序期内一个缓慢海进—快速海退的过程。从SQ4—HST期开始盆地上升接受剥蚀,至SQ5期剥蚀面积达最大,可延伸至盆地中部。     

四川盆地栖霞组—茅口组岩相古地理与天然气有利勘探区带

中二叠统海相碳酸盐岩地层是四川盆地重要的天然气产层,勘探潜力巨大,但对其层状白云岩储层赋存相带及其分布情况等的认识尚不清楚,影响了天然气勘探的进程。为此,基于四川盆地沉积背景,以层序地层格架下有利储集层段为重点研究单元,通过对野外露头剖面、钻井资料和地震资料的综合分析,在岩相古地理方面取得以下研究成果:①中二叠统栖霞组沉积时总体表现为西南高、北东低的缓坡背景,而中二叠统茅口组在此背景上叠加了一系列北西向展布的台内裂陷,演变成向北东倾斜的隆洼相间的古地理格局:②栖霞组海侵域为开阔台地环境,高位域演化成镶边台地,剑阁一雅安地区的台地边缘滩为有利储集相带;③茅口组海侵域为碳酸盐岩陆棚环境,高位域演化为镶边台地,剑阁—雅安地区的台地边缘(礁)滩和盐亭—广安地区的台洼边缘滩为有利储集相带。结论认为:剑阁—雅安地区和盐亭—广安地区两条高能颗粒滩带是该盆地中二叠统层状白云岩储层规模发育的有利区带,是下一步天然气勘探的主攻方向。     

四川盆地东部中二叠统茅口组沉积与层序地层特征

川东地区中二叠统茅口组碳酸盐岩发育。通过详细观察钻井岩心、野外露头剖面,综合分析测井、录井资料,结合茅口组区域沉积背景,对该区的沉积特征进行了分析。结果表明:该区茅口期主要为浅水型碳酸盐岩开阔台地相沉积,发育深水开阔海、浅水台内滩及较深水滩间海等沉积相带。运用层序地层学方法,确立了该区层序关键界面的识别与划分标志,即隆升侵蚀不整合和海侵水淹没不整合2种层序界面。据此将茅口组划分为3个三级层序,分析了各体系域特征,建立了该区中二叠统茅口组层序地层格架。层序样式以TST(海进(海侵)体系域)大于HST(高水位体系域)为主,说明茅口期具有缓慢海侵、快速海退的特点,层序横向对比良好,川东地区在该期为一稳定的碳酸盐开阔台地沉积;受茅口期末东吴运动地壳强烈抬升影响,PSQ3期层序遭到不同程度剥蚀,保存不完整,局部地区甚至缺失HST期。     

川中地区茅口组一段沉积相新认识

四川盆地中二叠统茅口组一段具有较大的天然气勘探潜力,但一直存在沉积相认识不清的问题。基于四川盆地中部2口最新钻井岩心厘米级精细描述以及多个野外露头观测,结合分析化验资料及测井曲线,开展了详细的沉积相标志分析,提出了新的茅一段沉积相划分方案。“眼球灰岩”与“眼皮灰岩”的主要区别在于泥质含量的多少,用自然伽马曲线能够有效区分这2种岩相;海相缺氧环境、大量风暴沉积构造以及硅质生物碎屑表明,茅一段沉积于缓坡型碳酸盐岩台地环境之下,受到风暴作用及与之伴生的风暴上升流的影响。基于沉积相标志,将茅一段划分为中缓坡外带和外缓坡上部2个亚相,中缓坡外带包括风暴碎屑流、风暴滩、风暴滩间洼地3个微相,外缓坡上部“眼皮灰岩”含量较高,微相组合为颗粒流、静水泥夹碎屑流,一般发育在茅一段上部或顶部。     

四川盆地中二叠统茅一段灰岩—泥质灰岩韵律层古温度演化及驱动机制

发生于晚石炭世—中二叠世末期的冰期事件是显生宙史上最剧烈的冰期事件,也是地史上最后一次从冰室期到温室期的转换期。通过薄片鉴定、扫描电镜、主量元素、微量元素、碳氧同位素和锶同位素等地球化学手段,对四川盆地中二叠统茅口组一段古温度及古气候进行恢复,探讨中二叠世重大气候演变过程及驱动机制。研究结果表明,四川盆地中二叠统茅一段灰岩—泥质灰岩韵律层的生物组合类型以有孔虫、腕足和软体动物为主,不发育造礁生物和钙质绿藻;岩石结构以生物碎屑支撑和灰泥支撑为主,无鲕粒等非骨架颗粒,与国际典型的凉水碳酸盐岩类似。通过δ¹⁸O与ω(Mg)/ω(Ca)恢复古温度,灰岩沉积期的古海水温度为3.72~12.38 ℃(平均8.15 ℃,δ¹⁸O标准),13.79~14.28 ℃(平均13.90 ℃,ω(Mg)/ω(Ca)标准);泥质灰岩沉积期的古海水温度为7.00~14.24 ℃(平均10.97 ℃,δ¹⁸O标准),13.82~15.41 ℃(平均14.27℃,ω(Mg)/ω(Ca)标准)。中二叠统茅一段沉积期古温度变化主要受米兰科维奇短偏心率旋回驱动,短偏心率的旋回性变化是古温度、古气候旋回变化的驱动机制。     

四川盆地中二叠统中-粗晶白云岩成因

通过对四川盆地及其周缘地区中二叠统野外露头及典型井的岩心微观薄片的观察,发现中二叠统主要发育细晶白云岩、中粗晶白云岩与灰质云岩。物性分析表明,中-粗晶白云岩储层物性最好,可以作为有效储层;结合地质背景,对-中粗晶白云岩开展的多种地球化学分析,认为中-粗晶白云岩为深部热液成因,云化流体来自于深部热液。其成因证据包括以下5个方面：单井岩心和微观照片显示中-粗晶白云岩具有鞍状白云石特征,并伴有低温热液矿物;中-粗晶白云石中发育气、液烃流体包裹体,包裹体均一化温度较高,白云石化流体温度明显高于围岩温度,且中二叠统中-粗晶白云石两相流体包裹体基于冰点温度测试的盐度是正常海水的3～5倍,成岩流体为高盐度流体;中-粗晶白云岩稳定氧同位素值极偏负,均在-9‰以下,多数样品的测试值高达-13‰;中-粗晶白云岩的Sr同位素具有幔源特征,反映深部热液特征;白云岩横向和纵向分布变化快,目前已发现的白云岩主要沿深大断裂与火山岩发育地区分布。中-粗晶白云岩的晶间溶孔多为沥青充填,结合典型井的埋藏史、包裹体均一温度及烃源岩的成烃史分析,认为中-粗晶白云岩形成时间较早,至少在中-晚三叠世油气大量充注之前。在以上分析基础上,利用发育白云岩的典型井及地震剖面,结合成因认识建立了中-粗晶白云岩的热液成因模式。     

四川盆地南部中二叠统茅口组岩溶古地貌恢复及特征

岩溶古地貌是含油气盆地沉积微相类型、分布范围及储层发育的主控因素，恢复岩溶古地貌对指导油气勘探至关重要。基于钻井、测井及地震等资料，采用沉积速率法和地层厚度对比法对四川盆地南部地区中二叠统茅口组顶部不整合界面的剥蚀厚度进行了精确计算，并根据剥蚀厚度的地区差异及古地貌指示，对岩溶古地貌单元进行了进一步划分。研究结果表明：(1)四川盆地南部中二叠统茅口组顶部主要发育平行不整合，仅在局部地区形成角度不整合。早中二叠世，上扬子地台内部沉积稳定，构造运动较弱，沉积速率法与地层厚度对比法相对更适用于研究区的岩溶古地貌恢复。(2)研究区中二叠统茅口组顶部剥蚀厚度为0～120 m，其中北部剥蚀最强烈，如LG1井区、W4井区代表了岩溶古地貌地势的最高位置，向东南方向剥蚀强度逐渐减弱，地势逐渐降低；剥蚀最薄弱地区位于LS1井东北部，代表了岩溶古地貌地势的最低位置，整体呈现北部高，南部低，东北部最低的地貌格局。(3)研究区茅口组古地貌特征控制了岩溶作用的发育强度，可划分为岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶盆地等3个二级岩溶古地貌单元以及溶峰盆地、溶丘洼地、丘丛谷地、丘丛洼地、丘丛沟谷、峰林平原、残丘平原等7个三级古地...     

四川盆地中泥盆统和中二叠统天然气地球化学特征及成因

中泥盆统和中二叠统是近年四川盆地天然气勘探获得重大突破的领域,但其天然气来源尚不明确,影响下一步勘探部署决策。开展了中泥盆统和中二叠统天然气地球化学、储层沥青及烃源岩生物标志物等特征的综合研究。结果表明:①中泥盆统和中二叠统天然气均属于二次裂解的干气,甲烷含量>86%,含少量乙烷、丙烷等烃类气体及少量的氮气、二氧化碳、硫化氢等非烃气体,不同区域的天然气成熟度存在差别;②天然气的δ13C1值为-35.7‰^-27.3‰、δ13C2值为-38.7‰^-26.6‰、δ13C3值为-37‰^-26.5‰、δ2HCH4值为-141‰^-125‰、δ2HC2H6值为-164‰^-112‰,为腐泥型气和以腐泥型为主的混合型气;③不同区域天然气δ13C1值、δ13C2值和δ2HCH4值的差异,与其来源于不同时代烃源岩贡献比例大小有关。川西北地区双鱼石构造中泥盆统和中二叠统、川西南部地区中二叠统、川中古隆起中二叠统天然气主要源于寒武系筇竹寺组和中下二叠统烃源岩,川西南部中上二叠统火山岩天然气主要源于筇竹寺组烃源岩,川西北地区河湾场构造、川东地区和川南地区中二叠统天然气主要源于志留系龙马溪组烃源岩。研究成果对四川盆地中泥盆统和中二叠统下步天然气勘探部署决策具有重要的指导意义。     

四川盆地中二叠统热液白云岩化作用及其储层改造意义

四川盆地中二叠统热液白云岩类型多、分布广,对油气勘探具有重要意义,但是关于热液白云岩化作用的机理和模式及其对储层的改造意义存在较多争议。在系统收集前期研究资料的基础上,通过对典型地区热液白云岩的矿物学、岩相学和地球化学等详细分析,总结了热液白云岩化作用的机理及其储层改造意义。研究认为:四川盆地中二叠统热液白云岩化作用与围岩的岩性和岩相没有明显的相关性,主要与同期断裂活动有关。根据热液白云岩与围岩的关系,可以将热液白云岩化模式分为3类:(1)滩相改造型热液白云岩化,主要分布在川西和川中地区的栖霞组中,热液白云岩化作用对储层的建设性改造作用不明显;(2)岩溶灰岩改造型热液白云岩化,主要分布在川中地区的茅口组中,热液白云岩化作用对该类储层的建设性改造作用也不明显;(3)致密灰岩改造型热液白云岩化,主要发育在川东地区的茅口组中,热液白云岩化作用对该类储层的建设性改造作用比较明显。断裂裂缝、充填残余的溶蚀孔和白云石晶间孔是热液改造型储层的主要储集空间,相比于原岩物性较好的储层,原始储集物性较差的储层受热液及其相关构造作用改造后,物性改善更加明显。     

四川盆地中二叠统热水白云岩成因及其分布

四川盆地油气勘探过程中,在钻揭中二叠统时常发现厚度不等的白云岩储层,但过去对该套储层的特征、成因机制、分布规律等认识不一致,制约了其勘探进程。为此,在系统分析川东地区该套白云岩储层的岩性特征和储集空间类型,以及基底断裂对中二叠统沉积影响的基础上,初步落实了该区中二叠统茅口组茅二a亚段白云岩储层的平面分布范围;进而探讨了白云岩储层的成因机制,并提出了热次盆、热次盆沉积微相的概念。结论认为:1茅二a亚段层状白云岩储层厚度可达30m,以细—中晶、硅质白云岩为主,其溶蚀孔洞、裂缝发育,储集性能好;2地球化学特征分析结果表明,茅二a亚段白云岩为热水成因沉积(非正常海水水成沉积),基底断裂控制了该套白云岩储层的平面展布;3过去认为该区W67、W83、W93等3口井因钻遇特大裂缝系统从而造就了石灰岩储层高产,而此次研究则证实,这3口井均属同一压力系统,高产原因在于其储层均为茅二a亚段白云岩储层;4热次盆沉积微相为川东地区茅口组最有利的储集相带,勘探工作应围绕这一沉积微相的分布范围展开。     

川东南地区中二叠统茅口组灰泥灰岩储层孔隙特征

近期川东南多口钻井在茅口组一段灰泥灰岩储层实现了油气勘探突破,其作为一种新类型非常规气藏得到了大量关注。为了进一步弄清该区茅一段灰泥灰岩储层的岩石学特征和储层孔隙特征,基于野外和岩心样品,开展了岩石学和储层孔隙表征工作。研究表明：①茅一段主要发育于外缓坡相,灰泥灰岩的总有机碳含量平均值为0.76%~1.1%,平面上自北西向南东呈增大的趋势,与孔隙度变化趋势相似。②茅一段灰泥灰岩储集空间主要包含有机质孔、无机孔和微裂缝三大类,其中有机质孔可分为独立的有机质孔隙、包裹滑石的有机质孔隙和黄铁矿晶间有机质孔隙,无机孔可分为粒间孔、晶间孔、晶体内部溶孔,微裂缝可分为滑石缝、粒缘缝、应力缝;有机质孔在川东南地区茅一段灰泥灰岩储层中并不占主导地位,微裂缝是灰泥灰岩最重要的储集空间。③通过低温氮气吸附、低温CO₂吸附、高压压汞实验以及纳米CT扫描联合表征,灰泥灰岩储层孔隙以细颈广体的墨水瓶形孔为主,微孔、中孔、宏孔均有发育,孔径主要分布在0.4~100 nm,跨度范围较大;灰泥灰岩非均质性明显,连通性较差,裂缝对于连通孔隙有重要影响。茅一段灰泥灰岩为一套新类型非常规储层,鉴于其复杂的矿物组成和特殊的孔隙特征,需加强有针对性的酸化压裂技术攻关,从而促进灰泥灰岩储层的油气勘探开发。     

四川盆地中二叠统茅口组天然气大面积成藏的地质条件

近年来在四川盆地西北部(川西北)、中部(川中)等地区中二叠统茅口组钻获了一批高产气井,展现出该层系良好的天然气勘探前景,但其能否成为该盆地天然气规模勘探的重要层系,还取决于是否具备天然气大面积成藏的地质条件。为回答上述疑问,从烃源条件、颗粒滩分布、风化壳型岩溶储层分布及成因等3个方面开展了研究。结果表明:(1)茅口组缓坡颗粒滩体在广元—广安—重庆以西地区大面积分布,为储层形成奠定了地质基础;(2)全球海平面下降导致的区域性侵蚀面有利于大面积岩溶型储层的形成;(3)下志留统龙马溪组、茅一段—茅二c层及上二叠统龙潭组等3套主力烃源岩与茅口组风化壳岩溶储层构成"三明治式"源—储成藏组合,是天然气大面积成藏的关键。进而分析了茅口组天然气的富集条件,提出了有利勘探方向与目标。结论认为:(1)该盆地茅口组具备大面积天然气成藏的地质条件;(2)侵蚀微古地貌及后期走滑断裂改造控制了该区大型缝洞体的分布,颗粒滩—风化壳岩溶—走滑断裂"三位一体"控制了该区天然气富集高产的有利区带;(3)川中高石梯—磨溪地区走滑断裂发育,茅口组天然气成藏条件良好,是天然气规模勘探的有利地区。     

川中北斜坡中二叠统茅口组多期流体活动与成藏过程

川中北斜坡中二叠统茅口组岩性主要为生屑灰岩,发育岩溶缝洞型储层。通过岩心观察、镜下薄片鉴定,结合阴极发光特征,确定了茅口组溶蚀孔洞及裂缝中的矿物充填序列。在此基础上对不同期次成岩矿物中捕获的流体包裹体特征进行分析,结合川中北斜坡二叠系埋藏热演化史及成岩矿物U—Pb定年数据,明确茅口组油气成藏过程。结果表明：茅口组储层储集空间以残余溶蚀孔洞及裂缝、溶蚀缝为主;孔洞中见粉—细晶方解石→细—中晶方解石→粗—巨晶方解石3期充填。第二期方解石U—Pb年代学定年时间为晚二叠世（244.1±6.3 Ma）,流体包裹体特征表现为高成熟度液烃包裹体与盐水包裹体混生,测得均一温度峰值主要集中在120～130℃之间,第三期粗—巨晶方解石发育高密度甲烷包裹体及沥青包裹体,其均一温度峰值主要集中在165～170℃之间。川中地区中二叠统茅口组经历了3期成藏事件：第一期为晚二叠世—早三叠世下寒武统筇竹寺组生成的原油充注形成古油藏;第二期为中侏罗世—早白垩世油藏裂解形成气藏;第三期为晚白垩世喜马拉雅期构造抬升气藏调整形成现今混合气藏。中二叠统天然气主要为筇竹寺组烃源岩生成的原油裂解气,混有少量中二叠统自身烃源岩的贡献...     

四川盆地自贡地区中二叠统茅口组多类型储层特征及分布预测

为了厘清四川盆地自贡地区中二叠统茅口组储层的差异发育机制与分布规律,基于丰富的测井、录井、取心和测试资料,对储层类型及主控因素进行了综合分析。研究结果表明：区内主要存在石灰岩类、白云岩类两种储集岩类。白云岩类储层主要发育于茅二段和茅四段,一般单层厚十几至几十厘米,多发育于向上变浅序列顶部,平面上茅二段白云岩储层主要分布于威远—自贡—富顺一线,而茅四段白云岩储层则主要分布于观音场—青杠坪一带;石灰岩类储层厚度变化大、非均质性强,纵向上可发育于茅二段—茅四段,平面上主要分布于沉积期地貌或风化壳岩溶地貌的高地或斜坡。进一步分析表明,白云岩储层形成与高频海平面下降驱动的蒸发浓缩—回流渗透白云石化和短期暴露岩溶相关,其中沉积期地貌相对坡折和滩体叠置迁移加剧了研究区局限蒸发的海水环境;石灰岩储层主要有滩控早成岩期岩溶、风化壳岩溶和断溶优化3种成因类型,分别受沉积期地貌坡折、岩溶地貌高地和斜坡以及断裂控制。综合分析认为,区内茅口组强非均质性、多成因类型储层具有受沉积期古地貌、古环境、风化壳岩溶古地貌、古断裂等“四古”复合控储特征。有利储层具有“沿高环坡”的分布规律,下一步勘探方向应重视东北部自贡—富...