四川盆地茅口組巖溶古地貌刻畫及油氣勘探意義

張 亞，陳雙玲，張曉麗，張璽華，謝 忱，陳 聰，楊雨然，高兆龍

（中國石油西南油氣田分公司勘探開發研究院，成都 610041）

0 引言

自隆10 井在蜀南地區茅口組鉆遇巖溶儲層并測試獲氣以來，勘探家們針對四川盆地茅口組巖溶儲層的分布規律及巖溶古地貌恢復已開展了大量研究工作，江青春等［1］認為四川盆地茅口組古地貌為“東高西低”，且具有“三高地、兩斜坡、兩洼地”的特點；姜自然等［2］認為東吳期瀘州古隆起的形態控制了蜀南地區茅口組巖溶作用強度，古隆起西南翼溶蝕強度大，巖溶儲層較發育，北東翼剝蝕夷平嚴重，巖溶儲層發育較少；胡修權等［3］、郭旭升等［4］在對川東南茅口組研究后認為，巖溶斜坡區地下水以徑流為主，溶蝕孔洞更為發育；何斌等［5］通過研究得出，峨眉地裂運動造成了地殼快速差異抬升，進而影響了盆地茅口組的沉積及成巖作用，形成了茅口組古地貌形態及巖溶強度的差異，而古地貌形態又進一步影響了晚二疊世的沉積格局和地層展布［6-7］。

前期研究多針對四川盆地局部地區茅口組的古地貌分析，少有對全盆地古地貌的精細刻畫，關于古地貌單元劃分的研究也缺乏對區域構造運動所造成構造—沉積分異及地貌差異的考慮。本次研究在分析峨眉地裂運動對四川盆地茅口期巖相古地理格局及巖溶古地貌的影響基礎上，通過地震-地質相結合的方法，利用殘厚法和印模法精細刻畫全盆地茅口組巖溶古地貌特征，結合鉆井和生產動態數據分析有效巖溶儲層的分布規律，以期為四川盆地茅口組巖溶儲層的勘探選區和井位部署提供依據。

1 區域地質概況

四川盆地位于上揚子地臺北緣，早二疊世初期盆地遭受大規模海侵，沉積了一套棲霞組—茅口組碳酸鹽巖［8］。棲霞組下部以灰色—深灰色泥晶生屑灰巖、泥質灰巖為主，中上部發育灰色—淺灰色泥晶生屑灰巖、亮晶生屑灰巖、顆粒灰巖，夾中—薄層淺灰色白云質灰巖和白云巖等，厚為100～120 m。茅口組整體厚度為150～450 m，自下而上可劃分為茅一、茅二、茅三和茅四一共分4 個巖性段：茅一段主要發育灰色—灰黑色塊狀生物灰巖，以“眼球-眼皮”狀構造發育為特征；茅二段以淺灰色泥晶生屑灰巖為主，中上部常見燧石結核或燧石條帶層；茅三段以淺灰—灰色泥晶生屑灰巖為主；茅四段主要為中—厚層狀深灰—灰黑色泥晶灰巖［1］（圖1）。

早二疊世末期，受峨眉地幔柱隆升影響，盆地遭受差異抬升，茅口組頂部出露地表，暴露時長為7～8 Ma［9］，導致其遭受不同程度的風化剝蝕，殘留部分茅四段或茅三段，局部地區剝蝕至茅二段。晚二疊世，在茅口組風化剝蝕面之上沉積了一套上二疊統，由西向東從陸相、海陸過渡相逐漸演變為海相沉積，茅口組上覆地層分別對應為陸相的沙灣組、海陸過渡相的龍潭組及海相的吳家坪組［6］。

鉆井資料顯示，盆地茅口組巖溶儲層發育且具有較好的含氣性，鉆井過程中多見放空、井漏、氣侵、氣測異常等多種油氣顯示，且多口井測試獲高產工業氣流，目前蜀南—川中地區茅口組勘探開發效果最好，高產工業氣井也多集中于此區域，而川東及川西北部地區鉆探效果相對較差。

圖1 四川盆地地理位置（a）和下二疊統巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Geographical location（a）and lithology histogram of Lower Permian（b）of Sichuan Basin

2 上二疊統沉積前的巖溶古地貌恢復

2.1 古地貌恢復方法

古地貌恢復的方法包括地球物理法、印模法、殘余厚度法、層序地層學法和沉積學法等，對于四川盆地茅口組的古地貌恢復，學者們一般采用殘厚法和印模法［10-11］。殘厚法使用的前提條件是：地層原始沉積厚度變化不大，能準確劃分出等時基準面，地層劃分數據較為準確［11］。四川盆地茅一段為一套穩定沉積的泥質灰巖，具有“眼球-眼皮”結構，且在野外露頭、測井曲線和地震資料上均易于識別，茅口組頂界面在區域地層劃分時也常作為一個標志層面。因此，使用殘厚法可以直觀地反映茅口組厚度變化規律，地層厚度數據可通過鉆井分層和地震解釋剖面獲取。印模法也是恢復古地貌的常用方法之一，但由于四川盆地受峨眉地幔柱隆升的影響，晚二疊世沉積環境發生了變化。根據茅口組上覆地層的厚度，使用印模法來恢復全盆地茅口組頂部巖溶古地貌并不合適［1，12］。因此，本文主要采用殘余厚度法來恢復全盆地茅口期的巖溶古地貌，僅在龍潭組穩定發育的川南地區結合使用了印模法，在局部地區充分應用三維地震資料對古地貌進行了精細刻畫，以最大程度還原早二疊世末期的巖溶古地貌。

2.2 茅口組殘余厚度分布規律及古地貌指示

基于鉆井、測井資料，篩選出300 余口井開展精細地層對比及劃分（圖2），并利用分層數據編制出了四川盆地茅口組殘余厚度平面等值線圖（圖3），可見其殘余地層由西向東從茅四段過渡至茅二段，殘余厚度也由450 m 減薄至150 m。川西南部成都—眉山—樂山—宜賓一線及川東南部武隆—石柱地區的茅口組剝蝕程度均相對較弱，殘余的茅四段及以下地層厚度為260～450 m；蜀南的瀘州—自貢—內江、川中的遂寧—南充—廣安、川北的閬中地區均剝蝕至茅三段，殘余的茅三段及以下地層厚度為180～240 m；川北的廣元—巴中—達州—奉節一線茅口組殘余厚度最薄，小于180 m（圖3）。

一般殘余厚度越大的地區，其出露的地層越新，表明該區剝蝕量少，應解釋為地勢較低的區域；反之，殘余厚度越小的地區，其出露地層越老，說明其剝蝕量較大，應解釋為地勢較高的區域［12-13］，學者們也多將川北的廣元—巴中—達州一線解釋為巖溶高地。川北的江油—廣元一線吳家坪組發育硅質頁巖和泥頁巖，反映出欠補償的深水沉積特征，且在吳家坪組沉積初期未見到向高地超覆的現象［11，14］，而這種隆升后又急劇降低的地貌變化也難以從構造演化上加以解釋［15］，因此部分學者提出該區茅口組的地層減薄并非地貌高而遭受剝蝕所致，而是地貌低遭受侵蝕的結果。通過野外地質剖面及鉆井資料綜合分析可以得出，川北地區茅口組殘余厚度較薄是早期沉積作用和后期侵蝕作用的共同結果。

圖3 四川盆地茅口組殘余厚度平面圖Fig.3 Residual thickness map of Maokou Formation in Sichuan Basin

圖4 川西北部茅口組孤峰段電性、巖性及古生物識別圖版（據文獻［16］修改）（a）L17 井，5 640 m，吳家坪組，含粉砂質泥巖；（b）車家壩剖面，點1 為吳家坪組含粉砂質泥巖，點2 為孤峰段含硅泥巖、有機質泥巖；（c）車家壩剖面，孤峰段，含硅泥巖，薄殼腹足生物、硅質骨針；（d）L17 井，5 649 m，孤峰段，含有機質泥巖，薄殼腹足生物；（e）車家壩剖面，孤峰段，含硅泥巖，硅質骨針；（f）車家壩剖面，孤峰段，阿爾圖菊石Fig.4 Electrical，lithological and paleontological identification chart of Gufeng section of Maokou Formation in northwestern Sichuan

通過野外地質剖面觀測、鉆井巖屑復查和自然伽馬曲線精細對比可以發現，川北地區廣元—巴中一帶風化殼之下、茅口組灰巖之上發育一套薄層含硅泥巖、含泥硅質巖（圖4），呈現出深水盆地沉積特征，由于這套地層與上覆吳家坪組底部的王坡頁巖具有相似的巖性和電性特征，容易將其誤認為是茅口組頂部的風化殘積物而劃分為吳家坪組王坡頁巖段。根據古生物、巖性及電性對比發現，該套地層發育大量深水有孔蟲、硅質骨針、薄殼腹足類生物及阿爾圖菊石［16-17］，巖性以灰黑色有機質泥巖、含硅泥巖、含泥硅質巖為主，與吳家坪組底部粉砂質泥巖、鋁土質泥巖有明顯區別，電性上表現為“高伽馬-高U-低Th”的特征，與吳家坪組底部王坡頁巖段的“低U-高Th”的特征具有顯著差異［15］。由于該套地層在四川盆地內整體發育較薄，且與茅口組為連續沉積，可將其劃分為下二疊統茅口組孤峰段，是茅口中晚期深水沉積的產物，前期該套地層被認為主要發育在華南板塊北緣及中南部的湘桂盆地、欽防盆地，中下揚子地區的安徽—湖北一帶也可見到，上揚子地區孤峰段厚度較薄［17-18］，且主要見于四川盆地邊緣的野外露頭，近兩年才在盆地內被鉆井資料所證實。

根據鉆井復查和野外地質剖面初步編制了四川盆地茅口組孤峰段厚度等值線圖，四川盆地內孤峰段整體呈近北西向展布，主要沿廣元—巴中—達州—奉節一線展布，厚度為5～25 m（圖5）。此外，在盆地邊緣的重慶滿月、宣漢河口、巴東大巴山等多個野外地質剖面點均發現存在孤峰段沉積，厚度為5～15 m，推測四川盆地以東地區的孤峰段分布面積更廣。

圖5 四川盆地茅口組孤峰段厚度等值線圖Fig.5 Thickness contour map of Gufeng section of Maokou Formation in Sichuan Basin

元壩地區的鉆井證實，茅口組頂部發育高能臺緣灘相沉積，元壩以東—普光地區發育深水盆地沉積，元壩以西—川中地區為正常淺水碳酸鹽巖臺地沉積［19］。茅口組沉積晚期，峨眉地裂運動導致四川盆地內出現構造—沉積分異，在川北的廣元—巴中一帶形成了裂陷槽［20］，即開江—梁平海槽雛形，裂陷槽內沉積了深水相的孤峰段，裂陷槽邊緣發育高能臺緣灘相沉積［16，21］。早二疊世末期，隨著峨眉地裂運動加劇，峨眉地幔柱隆升造成盆地內部的差異抬升，由西向東抬升幅度逐漸減小，形成“西高東低”的地貌格局［6，22］。受地貌形態影響，大氣降水和古河流等形成的古水流體系由西向東流動，匯集到裂陷槽內形成地表徑流，并對裂陷槽內的地層進一步沖刷侵蝕，因此茅口組的巖溶古地貌是在其沉積地貌上繼承發育的，隨著峨眉地裂運動在吳家坪期達到高潮，茅口期裂陷槽進一步擴張發展形成吳家坪期和長興期裂陷槽［14］。

2.3 龍潭組厚度分布規律及古地貌指示

印模法的基本原理是將待恢復地貌界面及其上覆地層的頂界面均作為等時面，利用上覆地層與殘余古地貌之間存在的“鏡像”關系，通過上覆地層厚度來恢復古地貌形態［23］。受茅口組頂部古地貌影響，盆地內不同區域的茅口組上覆地層不同，由西向東從陸相、海陸過渡相逐漸演變為海相沉積，即川西北部和川東北部地區為一套海相沉積的吳家坪組，川中和川西南部大部分地區為海陸過渡相沉積的龍潭組，川西南局部地區茅口組上覆地層為峨眉山玄武巖或陸相沙灣組［24］。上覆地層巖性及沉積環境特征反映了其沉積時的古地貌特征，且龍潭組內部沉積分異小，其頂界面可以近似作為一個等時界面［13］，考慮到茅口組上覆地層的展布規律，本次研究只在蜀南—川中地區利用龍潭組的地層厚度變化并使用印模法恢復了茅口組巖溶古地貌。

龍潭組與茅口組厚度具有“鏡像”互補特征，即茅口組殘余厚度小的區域，龍潭組沉積相對較厚，而茅口組殘余厚度大的區域，龍潭組厚度相對較薄（圖6），表明茅口組殘余厚度越大的區域在上二疊統沉積前為古地貌相對高的區域，而殘余厚度較小區域則為古地貌相對低的區域。

圖6 四川盆地龍潭組厚度等值線圖Fig.6 Thickness contour map of Longtan Formation in Sichuan Basin

2.4 古地貌單元劃分

根據四川盆地茅口組殘余厚度和上覆龍潭組印模厚度變化規律，結合二維和三維地震資料，編制了四川盆地上二疊統茅口組頂部沉積時的巖溶古地貌平面圖（圖7），同時充分考慮了峨眉地裂運動引起的構造—沉積分異作用對其造成的影響，由西向東將茅口組古地貌劃分為3 個地貌單元：巖溶高地（殘余厚度大于260 m）、巖溶斜坡（殘余厚度為180～260 m）和巖溶盆地（殘余厚度小于180 m）。

2.4.1 巖溶高地

巖溶高地的茅口組保存較為完整，殘余部分茅四段及以下地層，厚度大于260 m，最大殘余厚度可達400 m 以上，例如ZG1 井和HS1 井，主要分布于川西南部的眉山—資陽—樂山—宜賓一帶、習水—武隆—石柱地區，其上覆沙灣組為一套陸相碎屑巖、鋁土質泥巖夾玄武巖地層，局部地區茅口組直接與玄武巖接觸，表明晚二疊世該區處于地貌高位，整體出露于沉積水體之上。巖溶高地長期處于裸露風化狀態，易遭受大氣淡水的淋濾作用，因其地形陡、匯水面積小，只有少量地表水沿裂縫下滲，在局部地區形成垂向巖溶，且由于茅口組頂部茅四段為深水沉積，泥質含量較高，整體上溶蝕作用較弱，巖溶儲層發育較少。

圖7 四川盆地上二疊統沉積前的巖溶古地貌Fig.7 Karst paleogeomorphology before the deposition of the Upper Permian in Sichuan Basin

2.4.2 巖溶斜坡

巖溶斜坡分布范圍較廣，南起資陽—自貢—內江—瀘州一線，遂寧—南充—廣安地區也發育，北達蒼溪—閬中—達州地區，殘余部分茅三段及以下地層，厚度為180～260 m，上覆地層為龍潭組海陸過渡相泥頁巖，夾薄層灰巖，含少量煤層和炭質頁巖。

巖溶斜坡處于巖溶高地與巖溶盆地之間，地形相對較陡，地貌高差較大，受來自盆地西南部水流影響，區內水文地質條件復雜，既有地表水的快速下滲和側向流動，也有地表徑流的侵蝕和沖刷，地表被多次切割，形成殘丘、坡地、古河道、侵蝕溝谷等次級地貌單元。利用三維地震資料在蜀南—川中地區開展了局部微古地貌精細刻畫，結果顯示茅口組古河道、溝谷縱橫交錯，古殘丘、坡地星羅棋布（圖8，9）。鉆井資料和油氣測試結果顯示，古殘丘、坡地、溝谷邊緣的巖溶儲層發育，井漏、放空、氣侵等鉆井顯示頻繁，多口井測試獲高產工業氣流［25］，例如自流井區Z2 井，日產天然氣106 萬m3，累產達55 億m3，是茅口組巖溶儲層勘探有利區。

2.4.3 巖溶盆地

圖8 川南—川中地區茅口組巖溶古地貌地震刻畫Fig.8 Seismic characterization of karst palaeomorphology of Maokou Formation from south to central of Sichuan Basin

圖9 川南—川中地區YT1-ZT1-Z2 井茅口組巖溶古地貌地震剖面Fig.9 Seismic profile of karst paleomorphology of Maokou Formation across well YT1-ZT1-Z2 from south to central of Sichuan Basin

巖溶盆地位于四川盆地西北—東北部的廣元—巴中—梁平地區和城口—奉節地區，茅口組殘余厚度小于180 m，早二疊世茅口組沉積晚期，該區發育裂陷槽，沉積了深水孤峰段，晚二疊世沉積繼承了早二疊世的沉積環境，發育深水沉積的吳家坪組，以深灰色、灰黑色泥灰巖、硅質巖和硅質灰巖為主，夾薄層泥頁巖和硅質頁巖。由于其處于地貌洼地，茅口組沉積末期，裂陷槽內以流水侵蝕為主，垂向溶蝕作用相對較弱，巖溶儲層發育較少，局部沿斷裂和裂縫發育斷溶體儲層。巖溶盆地西側的劍閣—元壩—龍崗一線位于茅口期裂陷槽邊緣，發育高能臺緣灘相沉積，且處于巖溶斜坡向巖溶盆地的地貌轉換帶，地表徑流和垂向滲流作用強，有利于巖溶作用的發育，且海槽邊緣因受拉張應力作用，區域小斷層和裂縫相對發育，疊加后期巖溶作用可形成優質巖溶儲層［26］。YB7 井茅口組測試獲得日產氣高達100 萬m3，進一步證實該區巖溶儲層發育，具有較大的勘探潛力［19］，是四川盆地下二疊統重要的接替領域。

3 巖溶古地貌與有效巖溶儲層分布

眾多油氣勘探成果已證實［27-30］，巖溶作用與古地貌關系密切，不同古地貌單元的巖溶發育程度不同，古地貌控制了巖溶儲層的發育程度與分布范圍，進而控制了區域天然氣產量。根據四川盆地茅口組巖溶古地貌的刻畫結果（參見圖7），結合蜀南地區900 余口井的錄井顯示和天然氣累產數據（表1），可以得出有效巖溶儲層的發育強度受巖溶古地貌、尤其是次級地貌影響較大，89.6%的鉆井位于巖溶殘丘和坡地，只有10.4%的井位于巖溶洼地，巖溶殘丘、坡地是有效巖溶儲層發育的有利區，巖溶洼地不利于有效巖溶儲層的發育。

巖溶殘丘和坡地有利于溶蝕孔洞形成，且由于其為正向地貌，龍潭組沉積時泥質充填這些孔洞的程度較低，有效巖溶儲層易于保存，有利于油氣充注并形成規模性氣藏［31］，例如ZT1 井位于巖溶斜坡內的次級巖溶坡地，鉆井見氣侵顯示，成像測井顯示有效孔洞發育，測試獲日產氣10 萬m3；巖溶洼地雖經地表徑流和垂向滲流形成了大量溶蝕孔洞，但因其為負向地貌，溶蝕孔洞被龍潭組泥質組分大量充填，僅殘存少量有效孔洞，不利于后期油氣充注成藏，例如GS1井位于巖溶斜坡帶內的侵蝕溝谷，鉆井巖心顯示茅口組巖溶作用曾較發育，初期形成了大量溶蝕孔洞，但后期均被上覆龍潭組泥質組分充填，幾乎無有效孔洞殘留（圖10）。因此巖溶坡地和殘丘是四川盆地茅口組巖溶儲層勘探的有利區。

表1 四川盆地蜀南地區茅口組錄井顯示和天然氣累計產量統計Table 1 Logging display and cumulative gas production statistics of Maokou Formation in Shunan area of Sichuan Basin

圖10 四川盆地GS1 井茅口組巖心照片（a）茅三段，3 949.16 m，生屑泥晶灰巖；（b）茅三段，3 950.26 m，生屑泥晶灰巖；（c）茅三段，3 951.34 m，生屑泥晶灰巖；（d）茅三段，3 954.37 m，生屑泥晶灰巖；（e）茅三段，3 957.82 m，生屑泥晶灰巖；（f）茅三段，3 959.18 m，生屑泥晶灰巖Fig.10 Core photographs of Maokou Formation in well GS1 in Sichuan Basin

4 勘探意義

關于四川盆地茅口組巖溶儲層的勘探多集中于蜀南地區，全盆地茅口組的古地貌特征和有效巖溶儲層的分布規律尚不清楚，在盆地除蜀南地區外的其他區域尋找有效巖溶儲層發育區對于指導井位部署、擴大茅口組產能等具有重要意義。綜合上述研究可以得出，蜀南—川中—川北地區的巖溶斜坡帶內的巖溶殘丘和坡地是有效巖溶儲層發育的有利區。巖溶盆地邊緣在沉積期為臺地邊緣，發育高能臺緣灘，溶蝕作用較發育，也是茅口組巖溶儲層勘探的新區帶［32］，現階段部署的鉆井較少，勘探程度相對較低，可以推測一旦勘探取得突破，在有效深化地質認識的基礎上，可有效拓展盆地茅口組巖溶儲層的勘探范圍，在古地貌刻畫成果基礎上尋找相似優質巖溶儲層發育的古地貌位置，還可進一步指導地震部署和井位鉆探，實現滾動勘探與開發。

5 結論

（1）基于鉆井和地震資料，利用殘厚法恢復了四川盆地茅口組“西高東低”古地貌形態，由西向東可劃分出巖溶高地、巖溶斜坡和巖溶洼地等3 個一級地貌單元，在此基礎上利用三維地震資料在巖溶斜坡區精細刻畫出殘丘、坡地、洼地和溝谷等4 個次一級地貌單元。

（2）四川盆地蜀南—川中—川北一帶處于巖溶斜坡，茅口組殘余部分茅三段及以下地層，厚度為180～260 m，巖溶作用較為發育，巖溶溝谷內的溶蝕孔洞大多被龍潭組泥質組分充填，有效巖溶儲層不發育；巖溶殘丘和坡地內溶蝕孔洞的充填程度較低，保存程度較高，有效巖溶儲層較發育，為茅口組巖溶儲層的有利勘探區。

（3）四川盆地茅口組沉積晚期，受峨眉地裂運動影響，盆地發生構造—沉積分異，在廣元—元壩—達州—奉節一線發育裂陷槽，即形成了開江—梁平海槽雛形，裂陷槽內發育深水沉積的孤峰段，東吳期在裂陷槽基礎上疊加流水侵蝕作用形成了巖溶盆地，茅口組殘余厚度小于180 m。

（4）四川盆地北部的劍閣—元壩—龍崗地區在茅口期處于裂陷槽邊緣，發育淺水高能臺地邊緣灘，處于巖溶斜坡向巖溶盆地的過渡帶，是盆地茅口組巖溶儲層勘探的重要接替領域。