针对四川盆地下古生界油气勘探,除在威远地区发现有寒武系和奥陶系气藏,及川东五科1井志留系气藏外,至今仍无重大进展,50余年的研究成果揭示油气成藏过程及主控因素不明确是最重要的原因之一。本文主要以川中、川西南、川东南、鄂西渝东和川北地区下古生界为研究对象,精细刻画了下古生界油气地质条件的特殊性,应用常规、非常规油气成藏最新理论,首次揭示了四川盆地下古生界储层沥青和古油藏分布规律,详细剖析了下古生界与下伏层系(震旦系灯影组)和上覆层系(二叠系)古油藏成藏和破坏过程,明确了常规油气成藏的主控因素,探讨了古油藏与天然气藏的相互耦合关系,对比了下古生界与震旦系天然气成藏的异同点；重点研究了烃源泥页岩储层的宏观特征、微观储集空间——纳米级孔隙,分析了烃源泥页岩储集孔隙类型以及孔隙的形成机理；最终在综合油气地质基础条件和油气成藏解剖成果的基础之上,从常规和非常规天然气藏耦合角度评价了下古生界油气前景。下寒武统牛蹄塘组和上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组是四川盆地下古生界的两套高品质烃源岩,尤其是其底部,主要由浅海陆棚黑色或灰黑色泥页岩构成,具有有机质类型好(Ⅰ1和Ⅱ1)、成熟度高(高成熟—过成熟)、品质优良(下寒武统TOCmax=8.0%;下志留统TOCmax=5.0%)、生烃演化复杂(二次生烃)的特点。两套烃源岩的生烃中心具有继承性,均存在川南、川东北及鄂西三个生烃中心。四川盆地不同地区(如古隆起和斜坡)储层发育层段明显不同,而且储集空间类型与地区层位相关性大。下古生界主要的碳酸盐岩储集岩类型有结晶白云岩、鲕粒灰岩、鲕粒白云岩、砂屑白云岩,以及礁滩相灰岩等；主要的碳酸盐岩储集空间类型有裂缝、晶间(溶)孔、膏溶孔、溶洞。储层基质孔隙度普遍小于2%,为低孔-低渗型Ⅳ类储层。纵向上以寒武系较好,奥陶系及志留系较差；平面上以古隆起和米仓山地区最好,川东南次之,鄂西渝东地区较差。四川盆地下古生界有下寒武统、上奥陶统-下志留统泥质岩、中下寒武统膏质岩类三套区域性盖层,其主要发育在川南和川东北地区。川中地区、川东南和鄂西渝东地区流体活动特征表明,三套区域性盖层曾一度不具有封堵流体的能力,保存条件被破坏,流体在垂向上发生过跨层流动。四川盆地下古生界优质储层的形成主要受控于原始沉积环境、白云岩化、表生岩溶作用、膏溶作用、外来侵蚀性流体充注所引起的溶解作用、破裂作用；孔洞的破坏与保存主要为内源流体胶结充填,及受外源流体充注所引起的溶解-沉淀作用、烃类侵位和热裂解作用和隆升过程中的减压降温作用所控制。不同时代优质储层形成机理个性与共性共存。总之,四川盆地下古生界优质储层的形成与保存机制与加里东古隆起和油气成藏所导致的一系列水-烃(岩)效应密切相关。震旦系储层沥青在四川盆地均有分布,震旦系古油藏为—超大规模构造—岩性古油藏。下古生界储层沥青主要分布在古隆起核部-斜坡地区的寒武系和奥陶系岩溶储层内部。下古生界古油藏规模小、零星分布,多为岩性-构造古油藏。古油藏储层沥青的分布受到古隆起区与储层岩石学特征双重控制。古油藏对四川盆地现今天然气藏的成藏和分布具有重要的控制作用。四川盆地下古生界天然气气藏及显示主要分布在乐山-龙女寺古隆起区,层位繁多。下古生界天然气干燥,非烃含量高,多为原油裂解气。天然气来源具有区域性,川南气源主要为寒武系烃源岩,川东气源主要为志留系烃源岩。下古生界油气成藏共经历了如下过程：油气生成→古油藏(捕获成藏)→古油藏调整(跨层运移)→古气藏(高温裂解)→古气藏遭受破坏或形成现今气藏(构造调整,跨层运移)。在常规油气勘探方面,川东南地区靠近盆地边缘的川南地区,寒武系仍存在不容忽视的勘探前景；川南-川东地区是奥陶系下一步勘探最为有利的目标地区；川东-渝东地区将是志留系最为有利的勘探地区。在非常油气勘探方面,四川盆地及周缘地区下寒武统页岩钻井油气显示少,埋藏大、演化程度高,不利于页岩气成藏。上奥陶统一下志留统黑色泥页岩生烃条件优越,烃源岩演化程度适中,泥质粉砂岩和极细砂岩微孔隙发育,具备形成页岩气藏的良好地质条件。