Obwohl die marinen Schichtfolgen im südlichen Sichuan-Becken allgemein Gas enthalten, stimmen die Entdeckungen von Erdöl und Erdgas sowie das Ressourcenkontingent im Vergleich zu anderen Beckenbereichen nicht überein. Schlüsselbegrenzende Faktoren sind unklare Haupteinflussfaktoren der Lagerstättenbildung und unklare großskalige Verteilungsmuster der Speicher. Basierend auf den neuesten Explorationsergebnissen und unter Einbeziehung umfangreicher Analysen von Feldprofilen, Kernprobentests und seismischer Interpretation wurde die Speicherbildungsmodelle und das Erkundungspotential der marinen Schlüsselstrukturen im südlichen Sichuan aus strukturell-sedimentärer Sicht umfassend untersucht und bewertet. Die Studie zeigt, dass die Region Süd-Sichuan trotz einheitlicher Evolutionsphasen und Zyklen des gesamten Beckens aufgrund der Entfernung zu den tektonischen Zonen Longmenshan und Daba-Micang durch geringe tektonische Spannungen am Beckenrand geprägt ist. Die Sedimentation und Entwicklung zeigen einen typischen Mechanismus schwacher Dehnung und Kompression. Die differenzierte Charakteristik umfasst: Sinemurium-Früh-Kambrium Rift-Differenzierung, Mittel-Spät-Kambrium-Silur Hebungs- und Becken-Differenzierung, Früh-Mittel-Perm Aktivierte Differenzierung und Spät-Perm-Mittel-Trias Paläogeomorphologische Differenzierung; seit dem Spät-Trias dominieren überlagerte Umformungsmerkmale. Unter der Steuerung eines schwach differenzierten dynamischen Hintergrunds wurden drei Speicherbildungsmuster identifiziert: ① „Zwei-Phasen-Ein-Feld“ sequentielles Speicherbildungsmodell mit sedimentären, diagnetischen und Druckfeld-Elementen. Aus räumlicher und entwicklungsdynamischer Sicht stellt die sedimentäre Phase das erweiterte Mineralanreicherungsumfeld, die Diagenese fördert dynamische Umwandlungsbedingungen für Erweiterungen, und das Druckfeld hält die Kontinuität des Speicherraums aufrecht. ② Komplexes „Phase-Auflösung-Verwerfung“ Speicherbildungsmodell mit vorteilhafter Phase, erweiternder Lösung und Schichtzwischenverwerfungen, die die Lagerstätte räumlich steuern. Öl und Gas sind hauptsächlich an Randbereichen oder Hangzonen von Plattformen verteilt. ③ „Sedimentär-Diagenese“ Doppelphasen-Überlagerungsmodell mit sedimentären und diagnetischen Hauptfaktoren. Hochenergetische Ursprungsphasen bilden die Grundlage für die Entwicklung großräumiger hochwertiger Speicher; der synchrone karstige Lösungskarst infolge tektonischer Hebung ist Schlüssel für die Klassifizierung und räumliche Lokalisierung hochwertiger Speicher; die Überlagerung von günstigen sedimentären und synchronous diagnetischen Phasen bildet einen Doppelphasenüberlagerungsstreifen, der das Verteilungsmuster der Speicher bestimmt. Unter gemeinsamer Steuerung von vier sedimentären Differenzierungshintergründen und drei Speicherbildungsmustern wurden in Süd-Sichuan vier Typen von Öl- und Gaslagerstätten gebildet: quellennahe Flachwasser-, seitwärts angeschlossene Dolomite, Phase-Auflösung-Verwerfung und Mergelkalke. Diese Speicherbildungsmodelle sind räumlich geordnet verteilt und bilden ein dreidimensionales Erkundungspotential der marinen Schichten in Süd-Sichuan. Zudem wurden je nach Speicherbildungs- und Lagerstättentyp Verteilungsschichten analysiert und potenzielle explorative günstige Bereiche angegeben.

Genese-Mechanismen;Speichertypen;sedimentäre Differenzierung;Speicherbildungsmodelle;marine Schichten;Region Süd-Sichuan