Aunque las capas marinas en la parte sur de la cuenca de Sichuan generalmente contienen gas, en comparación con otras zonas de la cuenca, los descubrimientos de exploración de petróleo y gas y el potencial de recursos aún no son compatibles. Los factores clave que limitan esto son la incertidumbre en los factores controladores de formación y almacenamiento, y la falta de claridad en las leyes de distribución de reservorios a gran escala. Basándose en los últimos avances en exploración, y combinando el análisis de numerosos perfiles de campo, estudios de núcleos y la interpretación de datos sísmicos, se llevó a cabo un estudio integral para evaluar el modelo de formación de reservorios y el potencial de exploración de las principales capas marinas en la región sur de Sichuan desde la perspectiva de la diferenciación estructural y sedimentaria. La investigación muestra que, aunque la región sur de Sichuan tiene etapas evolutivas y ciclos consistentes con toda la cuenca, debido a su lejanía de las zonas tectónicas de Longmenshan y Daba-Micang, está menos afectada por el estrés tectónico en el borde de la cuenca; la sedimentación y evolución presentan un mecanismo dinámico típico de extensión débil y compresión débil. Las características de diferenciación se manifiestan generalmente como: diferenciación de rift del Sinudiano-Temprano Cámbrico; diferenciación de elevaciones y cuencas del Cámbrico Medio-Tardío al Silúrico; diferenciación de activación del Pérmico Temprano-Medio; y diferenciación paleogeomorfológica del Pérmico Tardío al Triásico Medio; desde el Triásico Tardío, se manifiestan principalmente características de remodelación superpuesta. Bajo el control de un fondo dinámico de diferenciación débil, se identifican tres tipos de modelos de formación de reservorios: ① Modelo de formación en relevo "dos fases, un campo", que incluye tres elementos principales: facies sedimentarias, facies diagénicas y campo de presión. En cuanto a la estructura espacial de almacenamiento y el proceso evolutivo, la facies sedimentaria establece un entorno de ampliación y enriquecimiento mineral, y la transformación mineral suficiente proporciona la base para la expansión; la facies diagénica promueve las condiciones dinámicas de modificación para la ampliación, una amplia disolución casi cosíngena mejora el espacio de almacenamiento; el campo de presión mantiene la eficacia continua del espacio de almacenamiento, un sistema de sobrepresión estable asegura una capacidad de almacenamiento efectiva. ② Modelo compuesto de formación "facies-disolución-falla", que incluye tres elementos de formación: banda de facies favorable, ampliación por disolución y fallas interestratales. La banda de facies favorable es la base, controla macro espacialmente las unidades de agregación; la ampliación por disolución es clave, controla regionalmente la estructura de acumulación; las fallas interestratales controlan espacialmente los sitios de acumulación; el petróleo y gas se distribuyen principalmente en los bordes de las mesetas o en la franja de flexión de las pendientes de las mesetas. ③ Modelo de formación superpuesta doble "sedimentación-diagénesis", que incluye dos elementos principales: facies sedimentarias y facies diagénicas. La franja original de alta energía es la base para el desarrollo de reservorios de gran calidad a gran escala; la karstificación zonal cuasi cosíngena inducida por el levantamiento tectónico es clave para la clasificación de la calidad y la localización espacial de reservorios de gran calidad; la superposición de las bandas de facies sedimentarias favorables y diagénicas cuasi cosíngenas forma una banda superpuesta doble que determina las leyes de distribución de reservorios de gran calidad a gran escala. Bajo el control conjunto de cuatro contextos de diferenciación sedimentaria y tres modelos de formación de reservorios, se formaron cuatro tipos de yacimientos de petróleo y gas en la región sur de Sichuan: facies de playa proximales, dolomías adyacentes, modalidad facies-disolución-falla y margas calcáreas. Estos modelos de acumulación se distribuyen espacialmente de forma ordenada, formando un potencial de exploración tridimensional para las capas marinas en el sur de Sichuan. Al mismo tiempo, se analizaron los tipos de formación y acumulación, se señaló la distribución por niveles y se indicaron posibles zonas favorables para la exploración.

Mecanismo de génesis; tipo de reservorio; diferenciación sedimentaria; modelo de formación de reservorios; capas marinas; región sur de Sichuan