唐大海，肖笛，譚秀成，李海云，謝繼容，劉宏，楊迅，張本健

（1. 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室；2. 中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院；3. 中國石油碳酸鹽巖儲層重點實驗室沉積-成藏研究室；4. 中國石油西南油氣田公司川西北氣礦）

古巖溶地貌恢復(fù)及地質(zhì)意義
——以川西北中二疊統(tǒng)茅口組為例

唐大海1,2，肖笛1,3，譚秀成1,3，李海云3，謝繼容4，劉宏1，楊迅4，張本健1,4

（1. 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室；2. 中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院；3. 中國石油碳酸鹽巖儲層重點實驗室沉積-成藏研究室；4. 中國石油西南油氣田公司川西北氣礦）

在沉積與構(gòu)造綜合分析的基礎(chǔ)上，利用殘厚法對川西北中二疊統(tǒng)茅口組頂部古巖溶地貌進行恢復(fù)。區(qū)內(nèi)古巖溶地貌為溶丘平原特征，可劃分為巖溶臺地、巖溶斜坡和巖溶溝槽3個二級巖溶地貌單元。巖溶臺地上的溶丘、殘丘與巖溶斜坡為最有利的巖溶儲集巖發(fā)育區(qū)，是下一步勘探部署的有利地區(qū)。地震剖面顯示剝蝕作用導(dǎo)致巖溶溝槽的茅口組頂部地層缺失，巖溶溝槽地層多剝蝕至茅三段或茅二段。巖溶臺地地層保存有茅三段或茅四段。橫跨巖溶臺地和巖溶溝槽的地震剖面顯示，北西和北東向侵蝕槽是中二疊世末期基底斷裂活動導(dǎo)致的地層差異抬升與侵蝕所致，繼承性發(fā)展形成了長興組沉積期北西向的廣元—旺蒼和北東向的江油—廣元海槽。建議重視那些與較深水臺洼、臺槽毗鄰的淺水型碳酸鹽臺地發(fā)育區(qū)的地質(zhì)研究與勘探。圖7表2參17

四川盆地西北部；中二疊統(tǒng)；茅口組；古巖溶；古地貌；侵蝕槽

0 引言

四川盆地西北部地區(qū)（簡稱川西北）中二疊統(tǒng)茅口組經(jīng)鉆探證實風(fēng)化殼巖溶改造是優(yōu)質(zhì)儲集層的主要形成機制[1]，因而巖溶古地貌恢復(fù)是預(yù)測這類巖溶型儲集層發(fā)育區(qū)帶的關(guān)鍵[2]。巖溶古地貌的恢復(fù)通常采用印模法和殘厚法[3-5]，由于在晚二疊世吳家坪組—長興組沉積期強烈的張性斷裂活動和差異沉降導(dǎo)致廣元—旺蒼海槽形成[6-7]，使臺地與海槽出現(xiàn)極大的沉積速率差異[8-9]，因此研究區(qū)內(nèi)巖溶古地貌的恢復(fù)難以用印模法實現(xiàn)。本文利用有限的鉆井資料、盆地周緣露頭剖面和地震資料，采用殘厚法對川西北中二疊統(tǒng)茅口組的古巖溶地貌進行恢復(fù)，并進一步探討其構(gòu)造和油氣地質(zhì)意義。

1 研究區(qū)地質(zhì)背景

研究區(qū)位于上揚子板塊西北緣的川北低緩斷褶帶、龍門山斷褶帶、米倉山隆起帶的過渡區(qū)（見圖1）。華北板塊和揚子板塊的碰撞及拼貼造成華北板塊南緣以逆沖推覆構(gòu)造為主、揚子板塊北緣以大規(guī)模推覆滑脫構(gòu)造為主的強烈前陸變形[10]?；诼额^剖面實測資料、測井及錄井資料，通過與四川盆地西部、南部等其他地區(qū)的巖性、電性特征類比[5]，對川西北中二疊統(tǒng)茅口組進行重新劃分，結(jié)果顯示中二疊統(tǒng)茅口組在川西北地區(qū)厚度大致為120～240 m。根據(jù)巖性特征自下而上可劃分為茅一、茅二、茅三和茅四4個巖性段。茅一段和茅二段的中下部均以眼球、眼皮狀深灰色泥晶生屑灰?guī)r（瘤狀灰?guī)r）為主，含燧石；茅二段中上部和茅三段為淺灰—灰白色生屑灰?guī)r、豹斑灰（云）巖、晶粒云巖，局部為深灰色泥晶生屑灰?guī)r；茅四段以泥晶灰?guī)r為主（見圖1）。

圖1 研究區(qū)地質(zhì)概況

中二疊世末期，受東吳運動引起的構(gòu)造差異抬升影響，茅口組頂部出露地表，暴露時間長達1～3 Ma[11]。長期風(fēng)化剝蝕作用導(dǎo)致茅口組受到不同程度的剝蝕，局部茅四段和茅三段上部剝蝕殆盡（見圖2），剝蝕影響較大的區(qū)域甚至可能已經(jīng)剝蝕至茅二段[3]。到晚二疊世，茅口組及其頂部侵蝕面依次被吳家坪組和大隆組/長興組所覆蓋[7]。

2 古巖溶地貌恢復(fù)

研究區(qū)內(nèi)鉆遇茅口組的井數(shù)極其有限，野外露頭和地震剖面上又很難準確識別與劃分茅口組內(nèi)幕地層，鑒于茅口組底界面為一等時界面及巖性轉(zhuǎn)換面，在測井、野外露頭均易于識別[3,12]，并且在地震剖面上對應(yīng)一個連續(xù)性較好的強相位波峰，因此選取茅口組底界面作為恢復(fù)基準面，采用殘厚法對茅口組古巖溶地貌進行恢復(fù)。

2.1 地層厚度分布規(guī)律及古地貌指示

以茅口組二維地震反射時間厚度變化趨勢為約束，利用鉆井、野外實測及1∶20萬區(qū)域地質(zhì)調(diào)查資料得到茅口組殘余地層厚度（見表1），并以此繪制出茅口組殘余地層厚度圖（見圖3）。結(jié)合鉆井、露頭剖面所揭示的茅口組頂部保存情況及展布規(guī)律，進一步勾繪出川西北地區(qū)吳家坪組沉積前茅口組頂部的古地質(zhì)圖（見圖4）。圖4顯示在江油—廣元、廣元—旺蒼分別發(fā)育北東向與北西向的地層減薄帶（厚度120～160 m）。位于減薄帶周緣的車家壩剖面及龍16井鉆井資料均顯示缺失茅四段和茅三段上部，說明地層厚度減薄與剝蝕成因有關(guān)。該地層減薄帶將研究區(qū)分割出梓潼—蒼溪、旺蒼東和劍閣北3個地層增厚區(qū)。在劍閣、旺蒼、蒼溪以及雙魚石、老關(guān)廟區(qū)域地層厚度最大，為190～230 m，其他區(qū)域厚度為160～190 m。

通常殘余地層厚度較薄且剝蝕較嚴重的區(qū)域被解釋為地勢較高的區(qū)域，按此解釋江油—廣元、廣元—旺蒼應(yīng)為巖溶高地。有研究認為四川盆地吳家坪組主要沉積一套淺海相的碳酸鹽巖，但廣元—旺蒼一線在吳家坪組沉積期為一北西向的海盆環(huán)境[6]。該區(qū)域地層相變?yōu)榍费a償?shù)墓栀|(zhì)頁巖及泥頁巖沉積，反映出地貌較低的深水沉積特征，而其余地區(qū)則為正常的淺海相碳酸鹽巖沉積。因此若將廣元—旺蒼的茅口組殘余地層減薄帶解釋為古地貌高地，則吳家坪組沉積初期應(yīng)出現(xiàn)向高地超覆的特征，這與地震剖面上展示的巖性相變特征相矛盾（見圖5、圖6）。進一步分析發(fā)現(xiàn)，殘余地層厚度大的區(qū)域茅口組頂部保留較完整，殘余地層厚度小的區(qū)域茅口組頂部缺失較嚴重，尤其侵蝕槽內(nèi)地層甚至剝蝕至茅二段（見圖4）。綜合分析認為，廣元—旺蒼的地層減薄帶并非是因為地貌高遭受剝蝕所致，而是地貌低遭受侵蝕的結(jié)果，即該區(qū)域在吳家坪組沉積前為一地形較低的侵蝕槽。

圖2 川西北茅口組頂部地層及沉積特征（GR—自然伽馬；ρ—密度；Rlld—深側(cè)向電阻率；Rlls—淺側(cè)向電阻率）

2.2 茅口組古巖溶地貌恢復(fù)

基于上述分析，以殘余地層厚度分布規(guī)律為基礎(chǔ)，結(jié)合古地貌高程、坡度、巖溶水動力等特征，編制了吳家坪組沉積前茅口組頂部古巖溶地貌圖，并將研究區(qū)古巖溶地貌進一步劃分為巖溶臺地、巖溶斜坡和巖溶溝槽3個二級地貌單元（見圖7）。

以礦2、吳家1、雙探1井區(qū)為代表的巖溶臺地殘余地層厚度一般大于180 m，處于巖溶地貌較高部位。局部地區(qū)存在較長時期的裸露風(fēng)化且在大氣淡水淋濾作用下成為地下水的補給區(qū)，巖溶作用以垂向滲流為主。根據(jù)地貌高程差異、形狀、大小等進一步劃分出溶丘、殘丘、淺洼等次一級地貌單元（見圖7），其中溶丘與殘丘的殘余厚度普遍大于200 m。

以龍16、龍004-x1井區(qū)為代表的巖溶斜坡殘余地層厚度一般為160～180 m，是巖溶臺地與巖溶溝槽之間的過渡帶，呈環(huán)帶狀廣泛發(fā)育于巖溶臺地周緣，是地下水的徑流區(qū)。斜坡區(qū)地下水除了垂向滲流外，還會受水力梯度控制沿水平方向流動，因此該區(qū)域垂直滲流帶與水平潛流帶均十分發(fā)育。

表1 川西北茅口組殘余地層厚度統(tǒng)計表

圖3 川西北茅口組殘余地層厚度圖

巖溶溝槽的殘余地層厚度一般小于160 m，主要是由巖溶洼地受地表河流侵蝕所形成，以廣元—旺蒼以南區(qū)域尤為典型，地層因侵蝕而缺失嚴重。該區(qū)域具有沿巖溶斜坡外側(cè)發(fā)育的特點，往往是地下水的匯聚泄流區(qū)，容易處于CaCO3過飽和狀態(tài)，化學(xué)沉淀作用強，溶蝕空間多被全部充填。

總體來看，研究區(qū)內(nèi)除了巖溶溝槽區(qū)域外，地勢整體較為平坦，呈現(xiàn)出溶丘平原的地貌格局。

圖4 川西北吳家坪組沉積前茅口組頂部古地質(zhì)圖

3 地質(zhì)意義

3.1 沉積-構(gòu)造地質(zhì)意義

如前所述，川西北江油—廣元、廣元—旺蒼分別發(fā)育北東向與北西向的侵蝕槽。地震剖面A—A′（見圖5）顯示橫向上侵蝕槽區(qū)域的茅口組地震反射時間厚度明顯小于向南一側(cè)的巖溶斜坡與臺地，且頂部缺失一根同相軸，表現(xiàn)出地層受侵蝕而減薄的特征。向北一側(cè)地震反射時間同樣具有增厚的趨勢。雖然研究區(qū)東北部缺乏地震資料，但吳家1井鉆井資料及鹿渡壩剖面均顯示茅四段保存且茅口組較厚，指示了地層厚度向北增大。茅口組下伏棲霞組厚度無明顯變化，整體較為穩(wěn)定。茅口組上覆吳家坪組與長興組在侵蝕槽區(qū)域表現(xiàn)為平行—連續(xù)強地震反射的地層厚度減薄特征，向南一側(cè)表現(xiàn)為丘狀雜亂或丘狀斷續(xù)弱地震反射的地層增厚特征。

區(qū)域地質(zhì)背景研究發(fā)現(xiàn)侵蝕槽在吳家坪組沉積期與長興組沉積期均為深水海槽環(huán)境，欠補償?shù)哪囗搸r、硅質(zhì)頁巖等沉積導(dǎo)致該區(qū)域地層厚度相較于兩側(cè)臺緣帶明顯變薄[6-9]。侵蝕槽所在位置在晚二疊世發(fā)育廣元—旺蒼海槽，主要受峨眉地裂運動背景下張扭性構(gòu)造差異沉降的影響，廣元—旺蒼海槽起源于吳家坪組沉積期并延續(xù)至長興組沉積期，在飛仙關(guān)組沉積末期填平補齊并消亡[13]。

本次研究發(fā)現(xiàn)研究區(qū)在棲霞組沉積期地層充填正常，在茅口組沉積期峨眉地裂運動開始活動，同沉積拉張斷裂導(dǎo)致地層充填發(fā)生分異，廣元—旺蒼海槽雛形開始形成，并形成臺內(nèi)洼地。在茅口組沉積末期東吳運動使揚子臺地整體抬升而暴露，地表水向地貌低地匯聚形成地表徑流，并因河流的侵蝕作用使地貌低部位地層遭受進一步剝蝕形成侵蝕槽，因而巖溶古地貌是茅口組沉積期區(qū)域性沉積地貌的繼承和發(fā)展。隨著峨眉地裂運動在吳家坪組沉積期逐漸達到高潮[14]，侵蝕槽進一步拉張下陷并繼承性形成吳家坪組與長興組沉積期的海槽環(huán)境。

圖5 地震剖面A—A′反射特征圖（茅口組底層拉平）（剖面位置見圖1）

圖6 地震剖面B—B′反射特征圖（茅口組底層拉平）（剖面位置見圖1）

地震剖面B—B′（見圖6）的北端具有與地震剖面A—A′類似的特征，而南端老關(guān)廟區(qū)域的長興組厚度有明顯減薄趨勢。老關(guān)廟區(qū)域在長興組沉積期位于鹽亭—潼南海槽北部[15]，茅口組厚度較厚，位于巖溶臺地區(qū)域，說明研究區(qū)范圍內(nèi)的鹽亭—潼南海槽雛形在茅口組沉積期還未顯現(xiàn)。結(jié)合處于拉張初期的竹園壩—耙地溝巖溶溝槽發(fā)育特征（見圖7），進一步推斷茅口組沉積期呈現(xiàn)出沿江油—廣元的北東向與沿廣元—旺蒼的北西向兩個拉張斷裂活動趨勢，構(gòu)造形態(tài)特征與目前已有認識的長興組沉積期海槽演化格局極為相似。研究區(qū)北部廣元北東向拉張帶與旺蒼以南的北西向拉張帶已經(jīng)連成片，向南拉張規(guī)模逐漸減弱。整個拉張斷裂演化可能具有由北向南、由外而內(nèi)的活動趨勢，廣元—旺蒼海槽的形成演化早于鹽亭—潼南海槽。

圖7 川西北吳家坪組沉積前茅口組頂部古巖溶地貌圖

綜合上述研究，中二疊世晚期峨眉地裂運動開始活躍并逐漸趨于強烈，在這種持續(xù)拉張背景的影響下，基底斷裂活動導(dǎo)致的地層差異抬升使得四川盆地西北部在茅口組沉積期已經(jīng)開始受壘-塹型張性塊斷作用的控制開始形成類似“臺塊-臺槽”的構(gòu)造-沉積分異格局，造成不同區(qū)域內(nèi)茅口組古地貌存在差異，進一步導(dǎo)致在沉積期形成的臺內(nèi)洼地在暴露侵蝕作用下形成侵蝕槽，最終繼承性發(fā)展形成了長興組沉積期北西向的廣元—旺蒼和北東向的江油—廣元海槽。

3.2 油氣地質(zhì)意義

根據(jù)古巖溶地貌的恢復(fù)結(jié)果，結(jié)合有限的測試資料（見圖7、表2），對川西北茅口組古巖溶地貌恢復(fù)的油氣地質(zhì)意義進行探討，結(jié)果表明巖溶臺地與巖溶斜坡是有利的天然氣儲集區(qū)帶，高產(chǎn)井主要集中在巖溶臺地的溶丘及靠近巖溶溝槽的巖溶斜坡帶。

對于巖溶臺地溶丘地貌有利儲集區(qū)帶的成因，分析認為主要有兩個方面：一是巖溶臺地位于大氣淡水補給區(qū)，溶蝕作用強烈，地貌相對更高的溶丘、殘丘有利于溶蝕產(chǎn)物隨巖溶水帶走，導(dǎo)致溶蝕孔洞的充填作用較弱；二是根據(jù)四川盆地茅口組地質(zhì)背景，巖溶臺地往往是沉積期微地貌高地的繼承性差異隆升所形成[1,5]，因此該區(qū)域是有利儲集巖相帶（顆粒灘）的發(fā)育區(qū)，進而更有利于巖溶的改造并形成優(yōu)質(zhì)儲集層[1,16]。以龍16井為代表的巖溶斜坡以徑流狀態(tài)為主、溶蝕作用強烈，且位于巖溶溝槽兩側(cè)的同沉積斷裂上升盤，在沉積期有利于類似“緩坡與臺緣”顆粒灘的發(fā)育，受坡度及水力梯度的影響，溶蝕產(chǎn)物易于帶走，與其相鄰的巖溶溝槽還可形成巖性遮擋帶起到圈閉作用，從而有利于大型氣藏的保存。對于巖溶溝槽，雖然目前缺乏測試資料，但由于在沉積期地勢相對低洼，不利于高能顆粒灘相的形成，且地層受剝蝕強烈，茅三段主力氣層可能已被剝蝕殆盡，加之處于巖溶水排泄區(qū)，因此不利于儲集層的形成。綜上所述，巖溶臺地溶丘、殘丘以及巖溶斜坡是茅口組最為有利的勘探地區(qū)。

表2 茅口組不同古巖溶地貌天然氣測試產(chǎn)量

2015年，羅冰等在川東地區(qū)茅三段發(fā)現(xiàn)生物礁沉積體，與研究區(qū)茅口組沉積期臺內(nèi)洼地兩側(cè)的類似“緩坡或臺緣帶”區(qū)域一樣，均是受到區(qū)域張性正斷活動形成的類似“臺緣帶”的控制[17]。因此，針對四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組可能普遍存在上述類似“緩坡或臺緣帶”，建議重視與較深水臺洼、臺槽毗鄰的淺水型碳酸鹽臺地發(fā)育區(qū)的地質(zhì)研究與勘探。

4 結(jié)論

結(jié)合區(qū)域地質(zhì)背景，采用殘厚法對川西北地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組頂部古巖溶地貌進行恢復(fù)，發(fā)現(xiàn)江油—廣元、廣元—旺蒼分別發(fā)育北東向與北西向的侵蝕槽，侵蝕槽內(nèi)及邊緣地層缺失嚴重，向兩側(cè)地層逐漸增厚。

茅口組北西和北東向侵蝕槽是中二疊世晚期基底斷裂活動導(dǎo)致地層差異抬升形成臺內(nèi)洼地，并進一步遭受暴露和侵蝕作用所致，繼承性發(fā)展形成長興組沉積期北西向的廣元—旺蒼和北東向的江油—廣元海槽。

川西北茅口組頂部古巖溶地貌總體表現(xiàn)為溶丘平原地貌格局，可劃分為巖溶臺地、巖溶斜坡與巖溶溝槽3個二級地貌單元，其中巖溶臺地上的溶丘、殘丘以及巖溶斜坡是最為有利的天然氣勘探地區(qū)。

結(jié)合整個四川盆地茅口組沉積期構(gòu)造活動背景，受壘-塹型張性塊斷作用的控制，開始形成類似“臺塊-臺槽”的構(gòu)造-沉積分異格局，建議重視與較深水臺洼、臺槽毗鄰的淺水型碳酸鹽臺地發(fā)育區(qū)的地質(zhì)研究與勘探。

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（編輯 王暉）

Restoration of paleokarst landform and its geological significance: A case from Middle Permian Maokou Formation in northwestern Sichuan Basin

TANG Dahai1,2, XIAO Di1,3, TAN Xiucheng1,3, LI Haiyun3, XIE Jirong4, LIU Hong1, YANG Xun4, ZHANG Benjian1,4
(1. State Key Laboratory of Oil and Gas Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 2. Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company, Chengdu 610500, China; 3. Branch of Deposition and Accumulation, PetroChina Key Laboratory of Carbonate Reservoir, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 4. Branch of Chuanxibei Gas Field, PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company, Jiangyou 621700, China)

Based on the analysis of deposition and tectonism, “residual thickness method” is used to restore the paleokarst landform of Middle Permian Maokou Formation in northwestern Sichuan Basin. With the feature of plain with karst hilllock, the paleokarst landform in this area can be classified into three secondary geomorphic units, karst platform, karst slope and karst groove, in which the karst hillocks and monadnocks on karst platform and karst slope are the favorable zones for the development of karst reservoirs, and favorable exploration zones in the next step. Furthermore, in the karst grooves, the Maokou Formation are often denuded into Members Mao 3 or Mao 2, and the seismic profiles show the top of Maokou Formation in karst groove is missing due to denudation. Members Mao 4 and Mao 3 are generally preserved in the karst platform. The seismic profiles across the karst platform and karst groove show that the NE and NW striking erosion grooves were the result of differential uplift and erosion caused by basement faulting at the end of Middle Permian, which then successively developed and formed the NW striking Guangyuan-Wangcang and the NE striking Jiangyou-Guangyuan oceanic troughs in Changxing Period. It is suggested to pay more attention to the geologic research and exploration of the shallow carbonate platform areas adjacent to the syneclise and trough in fairly deep water.

northwestern Sichuan Basin; Middle Permian; Maokou Formation; paleokarst; ancient landform; erosion groove

四川省省屬高?！胺浅Ｒ?guī)油氣”科研創(chuàng)新團隊建設(shè)計劃

TE121.1

A

1000-0747(2016)05-0689-07

10.11698/PED.2016.05.03

唐大海（1973-），男，四川瀘州人，中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院高級工程師，現(xiàn)為西南石油大學(xué)博士研究生，主要從事儲集層地質(zhì)學(xué)研究。地址：四川省成都市新都區(qū)，西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，郵政編碼：610500。E-mail：543506551@qq.com

聯(lián)系作者：譚秀成（1970-），男，四川武勝人，西南石油大學(xué)教授、博士生導(dǎo)師，主要從事儲集層沉積學(xué)方面研究工作。地址：四川省成都市新都區(qū)，西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，郵政編碼：610500。E-mail：tanxiucheng70@163.com

2016-01-21

2016-08-10