本论文以川中地区须家河组天然气藏为研究对象，采用沉积岩石学、石油地质学、成藏动力学等多学科方法，研究了川中地区须家河组构造条件、烃源条件和储集条件等成藏地质要素，揭示了川中须家河组气藏的成藏机理及成藏系统，建立了川中地区须家河组天然气成藏模式，确定了成藏的主控因素，得到了以下认识:
　　1、古构造演化对川中上三叠统须家河组的成藏有一定的控制作用，现今构造与油气分布的关系南北有异，在三台—蓬溪—南充线以北油气成藏与构造关系相对密切，而该线以南与岩性圈闭关系相对密切。
　　2、川中地区须家河组烃源岩有机质类型主要为湖泊河流相沉积的含煤地层Ⅲ型有机质，有机质含量多数在0.7％～1.2％之间，热演化程度较高，一般达到高成熟湿气阶段。气源对比表明与上覆侏罗系大安寨与下覆中、下三叠统雷口坡嘉陵江组天然气有明显的区别，天然气为须家河组煤系地层自生自储的天然气。
　　3、揭示了了川中须家河组储层的致密化过程:a.须家河组沉积后下降，在准同生期到早成岩A阶段形成方解石连晶胶结物;b.地层继续埋深，砂岩发生压实压溶，形成绿泥石包壳和第Ⅰ期石英加大边，原生孔隙度大大降低，随之而来的强烈胶结、压实致使须家河组砂岩致密;绿泥石环边胶结具有双重作用，减少原生孔隙的同时也保护了孔隙进一步被破坏;c.中-晚侏罗世须家河组烃源岩开始生烃，有机质分解形成有机酸开始溶蚀长石形成次生粒内溶孔，这决定了储层储集空间的发育程度;d.随着长石继续溶蚀和压溶作用的增强，导致第Ⅱ期石英次生加大边和第Ⅲ期自生石英胶结继续发育，使须家河组砂岩储层进一步致密;e.进入喜山期，由于区域性构造运动产生断裂，形成现今以次生孔-裂缝为主要储集孔隙的须家河致密砂岩储集层。
　　4、利用AFT裂变径迹技术和Easy％Ro化学动力学模型计算了川中典型构造须家河组的热史和生烃史，须家河组烃源岩在中-晚侏罗世开始进入生烃门限，白垩纪末期达到生烃高峰期，晚白垩世末期至今为构造隆升过程，生烃过程作用近乎停滞。由于构造演化过程的差异，不同构造区须家河组烃源岩的成熟演化过程也存在一定差异。
　　5、包裹体记录了两期油气充注事件，分别在侏罗纪末期和白垩纪沉积期末;测年结果表明川中地区成藏时间具有北早南晚的特征。川中须家河组具有三期成藏的特征，两期主要为油气的充注期，一期为构造运动对气藏的改造和定位;构造隆升过程对气藏的影响最为重要。
　　6、川中须家河组的成藏机理表现为:①大面积“层状蒸发式”排烃机制;②近距离运聚成藏，游离相为主、水溶相为辅的运移机制;③生烃增压及压实差异形成的源储压力差的成藏动力机制;④构造隆升天然气的泄压膨胀对天然气的聚集成藏的改造机制。
　　7、对构造、沉积、烃源、储层、成藏机理等方面研究及典型气藏剖析可知，四川盆地上三叠统气藏近源聚集特征明显，总体以自生自储为主，因此纵向上可将须家河组划分为3套成藏系统:①须一-须二含油气系统;②须三-须四含油气系统;③须五-须六～侏罗系含油气系统，每个含油气系统都是相对独立的生储盖单元。
　　8、川中须家河组油气成藏可以概况为“三元耦合控藏”，即烃源岩的成熟度和生烃强度控制了气藏的分布，优质储层的发育控制了天然气的富集区带，古构造的演化过程控制了油气的充注方向和气藏的后期改造。但从主要控制因素的综合分析认为，优质储层的发育和构造演化对气藏的分布影响更大。