深层礁滩相油气藏具有有机质成熟度高、储层非均质性强等特点。造就了其油气源对比困难、流体活动期次复杂、不同油气藏之间产能和气水分布差异巨大等成藏研究中的难题。本文基于川东南地区长兴组深层礁滩相油气藏的研究,对该类油气藏成藏过程恢复和成藏主控因素分析中的难点进行了攻关。利用烃源岩热解、有机碳分析、有机碳元素分析等多种手段,对川东南地区二叠系潜在烃源岩进行了综合评价。并提出了一套可以克服储层非均质性和高成熟度的地化对比指标以及参数选择方法;在深层礁滩相油气藏的传统地球化学指标受到高成熟度和储层非均质性双重干扰大部分失效的情况下,利用多种油气源对比手段,成功剖析了川东南地区长兴组礁滩相储层高成熟度的天然气及沥青的成因和来源,指出其沥青及天然气来源主要为二叠系烃源岩;利用薄片观察、流体同位素分析、包裹体分析等手段对主要构造长兴组储层的流体充注期次进行了梳理,明确了流体充注序列。在此基础上对川东南地区主要礁滩相油气藏的成藏过程进行了恢复,分析了川东南地区长兴组储层成藏主控因素,并进一步揭示了川东南地区长兴组气藏的优势勘探区。论文取得的成果如下:(1)川东南地区长兴组烃源岩虽具一定规模但TOC普遍低于0.5%,难以成为有效烃源岩。而吴家坪组烃源岩是本区二叠系最有效的烃源岩,其有机质类型偏向于腐泥型,TOC较高,有机质普遍达到过成熟阶段,生烃强度呈“南北高,中间低”的分布特征,生烃量为44.29×10¹²m³,资源量为0.393×10¹²m³。下二叠统栖霞组、茅口组烃源岩虽具一定规模,但有机质丰度普遍偏低,下二叠统烃源岩生烃强度呈“东西高,中间低”的分布特征,生烃量达到54.38×10¹²m3,资源量为0.163×10¹²m³。(2)长兴组天然气主要来源于二叠系海相烃源岩所生成的古油藏裂解。长兴组储层中古油藏所残余沥青来自于二叠系烃源岩贡献。研究区北部上二叠统烃源岩发育较厚的地区,吴家坪组碳质泥岩为长兴组沥青的主力烃源岩。而中南部上二叠统烃源岩发育较差的地区,下二叠统泥灰岩贡献量明显增大。(3)在高-过成熟沥青来源对比中,沥青族组分含量、饱和烃生物标志化合物参数会严重受到热成熟作用和储层非均质性影响,失去了对比能力。相对的,洗脱时间相近但来源差异明显的芳烃化合物组成的参数对以及微量元素则可以作为能克服高成熟度及储层强非均质性的有效油源对比指标。(4)长兴组储层岩石类型主要为灰岩和白云岩及其过渡岩类,主要有生屑灰(云)岩、砂屑灰(云)岩、晶粒云岩、岩溶角砾岩以及生物礁灰岩等。就钻井取芯来看,以生屑灰岩、生物礁灰岩为主要储层岩石类型;长兴组的孔隙类型主要包括粒间孔、粒内孔、铸模孔、晶间孔、示底孔隙等,其中晶间孔为区内主要孔隙类型;优势储层的横向分布主要受到沉积相的影响,物性明显以生物礁最好,生物碎屑滩次之,开阔台地相、斜坡相等很难发育有效储层。(5)长兴组储层中经过了多期次流体充注。总体可归纳为四个期次,分别对应细晶、中晶、粗晶、砾晶方解石的形成时间。通过包裹体测温恢复了这四个充注时间大致分别为250~245Ma(早三叠世)、245~177Ma(中三叠世-中侏罗世)、177~165Ma(中侏罗世)、165~157Ma(中侏罗世-晚侏罗世),油气主力充注时间为中侏罗世,与中—砾晶方解石形成时间对应。(6)研究区长兴组礁滩相油气藏经历了早期成藏、中期调整、晚期定型(部分破坏)三个过程。其中储层类型及烃源岩规模决定了其早期充注规模,生物礁储层早期易形成大规模充注。构造位置则控制着其保存条件,其中位于向斜区具有良好的保存条件,而背斜高陡构造区由于断裂普遍发育,造成了晚期油气藏的破坏。而位于构造斜坡带的油气藏既具有良好的保存条件,又因其位于相对的构造高部位而具有油气聚集能力,是理想的油气成藏区。