今天冷知识百科网小编 曹九康 给各位分享川东南地区有哪些地方的知识，其中也会对四川东部包括哪些地区？(四川东部包括哪些地区和县城)相关问题进行解释，如果能碰巧解决你现在面临的问题，别忘了关注本站，现在我们开始吧！
四川东部包括哪些地区？
有6个，达州、广安、南充、遂宁、资阳、内江都是四川省的东部城市
川东*
达州市：通川区、达县、宣汉县、开江县、大竹县、渠县，万源市；
南充市：顺庆区、高坪区、嘉陵区、南部县、仪陇县、西充县、蓬安县、营山县，阆中市；
巴中市：巴州区、通江县、南江县、平昌县；
遂宁市：船山区、安居区、蓬溪县、大英县、射洪县；
川东南地区地震地层研究结果分析
川东南地区地震测线是多年多期采集、处理的结果，地震反射特征变化较大，所以在地震地层研究中要以原始剖面为主，同时结合滤波剖面及其他参数剖面，多人共同解释，对于大家都比较认同的能反映地质现象的地震反射结构才作为最终圈定的结果，从而达到提高地震层序及地震相研究可信度的目的。
对川东南地区所有二维地震测线进行详尽的地震地层学解释并在平面上反复分析、对比，得到了全区主要储层段的地震相分布图，与钻井及野外剖面研究得到的沉积相进行对**析，进而划分出更为详细的沉积相；同时还对一些常见的典型储集体进行了空间分布预测。对于各主要储层段地震相及预测的储层特征概述如下。
图4.9 须家河组二段（T3x2）地震相平面分面图
1）须家河组（T3x）的地震相特征与四川盆地其他地区（尤其是川东北一带）具有可比性（图4.9），须家河组二段（T3x2）砂岩沉积相主要为辫状河—曲流河三角洲，而须家河组四段（T3x4）砂岩沉积相为辫状河三角洲。川东南地区官渡构造、四面山、天堂坝构造为较好储层分布带。从地震相分析结果来看，川东南地区发育有三角洲、扇三角洲、河流相、前三角洲（湖泊）相及三角洲前缘、河口砂坝、远砂坝微相，在中部可综合圈定为一个朵状三角洲，从相带展布及前积结构的矢量组合分析，川东南地区的古地理特征为东南高、西北低，物源方向有北东、南及南西等多个方向。
2）下三叠统各层段的鲕粒滩（图4.10，图4.11），其地震反射特征分析结果显示其产状较缓，说明滩体一般厚度不大，但是其分布较广泛。由于分辨率的关系，地震能识别并圈定的前积地震相应是相对较厚且储集物性较好的滩体。在研究中依据地震反射结构、产状、振幅强度、频率变化等因素，圈定了飞仙关组（T1f）的高能及低能滩的范围，另外解释了一些点滩分布带。飞仙关组（T1f）的高能滩在太和、旺隆、龙爪、天堂坝等构造上有广泛分布，更在石龙峡、四面山一带有较好的中心高能滩分布，地震反射呈侧积现象，倾角较陡，与台地相很稳定的近乎平行的沉积明显不同，应该是飞仙关组（T1f）储层最有利的区域，这些地震相可以作为储层综合评价的依据。
图4.10 飞仙关组（T1f）地震沉积相平面分布图
图4.11 嘉陵江组（T1j）地震相沉积相图
3）嘉陵江组（T1j）的丘状地震相，由于无钻井标定，仅根据形态结构等反射特征，初步解释为碳酸盐岩隆。从形成机制分析，碳酸盐岩隆主要为生物礁或生物丘，但从区域沉积相带的展布规律来看，生物礁多出现在长兴组（P2c）的礁滩相带，在嘉陵江组（T1j）极少发现生物礁，故为生物丘的可能性比较大。根据分布近东西向的规律，可以认为其沉积明显受加里东—海西期古构造活动的控制。
与川东北通南巴一带的地震资料对比，这类地震相在平面上出现的层位和反射特征十分相似，在川东北地区，地表为角砾岩，解释为古喀斯特，川东南地区因处于四川盆地边缘，易于暴露，也不排除有古喀斯特的存在。
阿克库勒旋扭构造控油作用
该旋扭构造位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段的阿克库勒凸起上，形成于海西期，由2个旋回构造带和旋涡组成，它对本区油气田分布起重要控制作用（图5-3）。
5.2.1 阿克库勒旋扭构造形成
5.2.1.1 震旦纪—中奥陶世
克拉通盆地沉积了一套浅海相碳酸盐岩，本区构造活动较弱。中奥陶世末期发生了南北挤压作用，使本区开始出现隆起显示并产生了阿克库木断裂带及桑塔木断裂带。
5.2.1.2 晚奥陶世—志留纪
塔里木台地处于挤压环境中，在挠曲盆地发育时期，形成阿克库勒北东向背斜型凸起，同时阿克库木和桑塔木断裂再次抬升活动，并使本区遭到强烈剥蚀作用。
5.2.1.3 泥盆纪
由于区域挤压应力持续作用，使本区再次抬升，断裂活动加剧，阿克库木和阿克库勒断裂产生两个背冲型断裂构造带。
5.2.1.4 石炭—二叠纪
早中石炭世随着台地伸展沉降，本区开始接受沉积，形成一套浅海相碳酸盐岩。晚石炭世再次抬升，缺失上石炭统。早二叠世，本区也发生火山喷发活动，堆积一套火山碎屑岩地层，晚二叠世又再次抬升遭受强烈剥蚀。此间阿克库勒旋扭构造基本定型（图5-4）。
图5-3 塔里木盆地北部塔河油气田及周缘油气田分布示意图
图5-4 阿克库勒凸起海西晚期断裂体系图
5.2.1.5 印支—燕山期
本区构造活动很微弱，三叠系全面覆盖在各时代地层之上。阿克库木断裂带和桑塔木断裂带仍有活动，局部切穿三叠系。
5.2.1.6 喜马拉雅期
本区伴随着盆地沉降接受了新生代沉积，整体转化为北倾斜坡状态（表5-4）。
表5-4 塔河油田钻井揭示地层简表
续表
5.2.2 构造体系控油作用
阿克库勒旋扭构造控制油气田分布，目前已发现的油气田中，一是分布在外旋回层的阿克库木构造带，如轮南油气田；二是分布在第二旋回层的阿克库勒构造带中，如阿克库勒油气田及达里木油气田等；三是分布在旋涡油气**区内的塔河油田（图5-5）。
上述油气田其油源岩均为寒武—奥陶系，经长期生排烃，油气沿区域性不整合面和旋扭断裂运移**成藏。油气分布在奥陶系、泥盆系、石炭系及三叠系储层中。以塔河油田为例概述如下：
塔河大油田位于沙雅隆起阿克库勒旋扭构造体系的内旋回层。
1984年9月沙参2井实现奥陶系油气田首次重大突破后，原地矿部为迅速扩大战果，于1985年初，决定从下属石油局系统的6个地区局，调集了6000人精干队伍到塔里木盆地进行空前规模的联合勘探，接着在3×104km2的沙雅隆起范围内，在的不同区块、不同构造、不同层位、不同类型圈闭中连获突破。与此同时，在阿克库勒凸起上的阿克库木第一旋回构造带中的S9井、第二旋回构造带的S14井、S17井、沙18井，均在奥陶系获高产油气流，多**联合攻关，团结奋斗的精神，令人振奋。
1990年10月在内旋层的艾协克构造（塔河3区）设计了S23井，于古生界石炭系试获高产油气流（塔河大油田第一口发现井），并于奥陶系中统一间房组生屑灰岩、砂屑灰岩中见多层良好油气显示，并见原油外渗，显示层累计厚度达100m余，经测试，因工艺技术不到位，只出少量轻质原油。后经反复研究，于1998年又在本井奥陶系油气显示层进行酸压测试，获日产原油80t。1991年又在本区桑塔木构造上设计了S29井，该井于三叠系获高产油气流（为塔河大油田第二口发现井）。1996年初，根据新三维地震成果，部署S46井、S47井和S48井及评价井，在1997年各井先后于奥陶系及石炭系均获高产油气流。特别是S48井只打穿中奥陶统一间房顶部古风化面7m发现强烈井涌后，进行测试，日产油570m3、天然气15×104m3，该井3年累计产油50×104t，创造国内古生界稳产高产新纪录，号称“王牌井”。由此，发现了我国第一个古生界大油田——塔河大油田。
该油田于2008年获得探明储量9.5×108t油当量，**储量9.5×108t，年产石油600×104t。预计2010年获得新探明储量10×108t，年产油气1000×104t油当量，建成特大油气田。
5.2.2.1 油田区断裂体系
（1）NNE向纵张性断裂系
其走向在NNE20°左右，实际测量在N15°～30°E间，往往与同一走向的背斜褶皱相伴，早期表现为纵张性破裂面，在挤压应力持续作用下，最终表现为压扭性逆冲断裂。
（2）NNW向压扭性断裂系
走向在NNW345°左右（N340°～350°W），是凸起西翼最强的一组破裂面。
S99—T802、S91—T737：北两组北北西向断裂构造带。延伸长度1km至8.9km不等，最大垂直断距一般为5～10m，其水平位错较大，其形成及主要活动期为加里东中期；中北部与西侧8条断裂错断，说明在海西早期、海西晚期还有活动（沿此带以西P1火山岩厚度较大，反映它们曾经为岩浆活动与火山喷发提供通道），断裂长一般1.2～3.5km不等，断距多在5～10m。
（3）NEE向压扭性断裂系
该断裂系是在与NNW向压扭性断裂组成共轭的一组破裂面的基础上发展起来的压扭性断裂，走向NEE55°左右（N55°～70°E），分布于油区西北与东南部。
由6条（F21—F25、F56S）NEE向断裂组成，走向N60°～70°E，延长1.5～8.5km不等，垂直断距10～30m，错断。如前述，这一断裂带对O3l沉积相展布起控制作用（图5-4）。
（4）棋盘格式断裂组合
由NNW、NEE共轭扭断裂共同构成的断裂组合，在S94至S74井间最为清晰，包括NNW向的13条小断裂，长1～4km不等，断面平直，最大垂直断距5～10m，水平错位要大些，错断或仅断开；NEE向组有两条较清楚，分别长4.6km和13.6km，垂直断距5～10m，错断，反映该组在海西早期仍有活动。
断裂不但是古岩溶发育的重要因素，更是油气运移和**的通道和场所。
5.2.2.2 古岩溶储集体发育特征
油田区发育3组断裂：NNW向压扭性逆冲、NNE向张扭性及NEE向扭性断裂。这些断裂系统对奥陶系古岩溶的形成及油气运移和**起了重要作用。
塔河油田奥陶系油气藏碳酸盐岩储层的基质孔隙度低、渗透性差，难以构成有效储集空间，但溶蚀孔洞和裂缝非常发育，它们构成了储层的有效储渗空间。碳酸盐岩中的孔、洞、缝以不同的组合形式构成四类储集体：裂缝型、孔洞—裂缝型、裂缝—溶洞型和生物礁（滩）孔隙型。特别是裂缝—溶洞型储集体发育大型洞*和裂缝，大型洞*的储集空间巨大，而裂缝对沟通洞*和改善渗流性能有重要作用。此类储层油气产出的特点是初产量高、稳产期长，因而是本区最有价值的储层。
奥陶系储集体的分布规律主要受构造条件、成岩环境、原岩性质、古地貌、古水文条件等方面的控制。分布规律如下：
①裂缝—溶洞型储集体在纵向上有两个主要发育带：一是古风化壳附近的地表岩溶—渗流岩溶带上部；二是潜流岩溶带。主要缝洞发育大多位于风化面以下200m范围内，受岩溶发育深度的明显控制。中、上奥陶统分界面附近也是一个岩溶发育的有利带。
②海西早期形成的北东向构造与海西晚期形成的近东西向构造交汇处也是裂缝—溶洞型储集体发育的有利场所。海西早期裂缝为岩溶发育提供了良好的通道，海西晚期所形成的裂缝改善了早期缝洞的连通性，使储集空间在一定范围内连通。
③在古背斜构造的轴部，由于受强烈挤压应力的作用，平行背斜走向产生一组纵张断裂和一系列张性节理，为岩溶发育提供了**水必要的导流条件，特别在两组断裂的交汇处，是裂缝—孔洞型储集体的主要发育部位。岩溶的储集空间分布，一般由古构造轴部以洞为主向两翼逐渐转变为以缝洞和少量裂缝为主，储集性能相应变差。
④岩溶缓坡区储集体发育。在同一个岩溶斜坡内，岩溶强弱程度受次一级古地貌控制。地貌高部位，风化侵蚀程度高，即被埋藏后的岩溶残丘、岩溶缝洞相对发育。因此，斜坡上的残丘一般比低洼处的储集性能好。
⑤生物礁（滩）孔隙—裂缝型储集体主要分布于中奥陶统上部，沿塔河油田中、上奥陶统尖灭线附近分布。
⑥由深部成岩作用及热液作用形成的缝合线、溶蚀缝洞组合成的储集体，主要在距风化面300m以下的部位，储渗条件相对较差。
5.2.2.3 多种储盖组合
盖层条件，塔河油田奥陶系油藏的直接盖层为下石炭统巴楚组双峰灰岩及下泥岩段，塔河油田南部还发育中、上奥陶统泥灰岩、微晶灰岩、灰质泥岩段，也可形成较好的盖层。
储盖组合，塔河油田奥陶系发育多层段、多类型储盖组合，主要有以下3种：①下石炭统巴楚组泥岩[盖]—奥陶系岩溶储集体[储]；②上奥陶统泥灰岩[盖]—中奥陶统一间房组礁（滩）相灰岩（或经裂缝、岩溶改造）[储]；③中奥陶统致密灰岩及岩溶充填层[盖]—岩溶储集体[储]。以上组合中，以第①种最重要，分布最广泛。
5.2.2.4 油（气）藏类型
塔河油田奥陶系油气圈闭发育程度及分布受控于储集体的发育及展布。
据区内奥陶系发现的油（气）田实际资料分析，奥陶系的油（气）藏类型主要有两种：
古风化壳潜山（丘）型：奥陶系经过海西运动抬升和长期风化剥蚀淋滤作用，使其表面发育裂缝、溶孔（洞），成为油气**空间，形成圈闭或油气藏。这类油气藏又可细分为背斜潜山油气藏和断块潜山油气藏。古风化壳厚度一般在50～100m，如塔河三、四区。
岩溶储集体型：由于长期的风化淋滤作用，在渗流带和潜流带内形成较发育的裂缝、溶孔、溶洞等储集体。这类储集体有的分布在构造高部位，有的分布在斜坡或谷地等部位，如塔河三区S46井5556m处的油层，就是在奥陶系古风化壳下180多米。
5.2.2.5 多期成藏
塔河油田形成的一个重要条件是多期成藏、多期充注。塔河油气藏的形成总体分为三期：
第一成藏期：加里东中晚期—海西早期，位于塔河油田西南部的满加尔坳陷及其斜坡地区寒武系—中奥陶统烃源岩已进入成熟—高成熟阶段，大量油气排出并向阿克库勒凸起运移，在本区下奥陶统中形成相当规模的油气**。
第二成藏期：海西晚期，这个时期是本区主要成藏期。满加尔坳陷及其斜坡地区寒武系—中奥陶统烃源岩已进入生油高峰期。其中，寒武系烃源岩进入成熟—过成熟阶段，下奥陶统烃源岩为生油高峰—高成熟阶段；中、上奥陶统进入成熟阶段。所生成的大量油气沿不整合面、断裂及裂缝向阿克库勒凸起运移，并在本区下奥陶统岩溶缝洞系统中**成藏。
第三成藏期：印支—喜马拉雅晚期，寒武系—奥陶系再度深埋，寒武系—中奥陶统烃源岩均已进入高成熟—过成熟阶段，所生成的气沿不整合面及断裂、裂缝运移，充注到先期形成的油气藏中（图5-5）。
图5-5 塔河油田复合油气藏油藏剖面图
5.2.3 油气分布预测
通过已知油气田和新资料的研究认为，今后油气勘探应注意以下几方面：
①由于旋扭构造的控制作用，应注意在志留系—白垩系各层系形成的低幅度构造型和岩性型油气田的发现，要特别关注旋扭构造骨架断裂附近的油气藏形成。
②由于油田区奥陶系（含寒武系）古岩溶十分发育，要注意断裂交叉部位，特别在张扭性断裂带附近、生物礁滩发育地带、石炭系盐下和风化剥蚀强烈地区进行钻探，以发现更多油气储量。
③通过塔深1井8408m取心发现良好孔洞、缝尚未充填，说明深部仍存在岩溶作用，具备良好储集空间，如有良好封盖条件，可能具备成藏条件，因此，关注深部勘探十分重要。