四川盆地开江—梁平海槽两侧台地边缘形态及其对储层发育的影响

徐安娜 汪泽成 江兴福 翟秀芬 殷积峰

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油西南油气田公司勘探事业部

上二叠统长兴组礁滩体（由生物礁和生屑滩组成的沉积体）是四川盆地海相碳酸盐岩主要的储集体类型之一，前人在开江—梁平海槽形成演化、岩相古地理格局以及白云岩储层成因和油气成藏特征等方面取得了大量的成果［1－11］。这些成果成为该盆地油气勘探的坚实基础。目前的油气勘探实践揭示，长兴组礁滩体主要围绕开江—梁平海槽两侧台地边缘带呈带状或斜列状分布，但礁滩体规模、沉积模式和储集性能在不同地段差异明显，礁滩体发育的主控因素及其有利储层分布不清。笔者旨在弄清长兴期开江—梁平海槽两侧台地边缘形态及其礁滩体发育的主控因素，建立不同礁滩体发育沉积模式，预测礁滩体有利储层分布规律，为该类气藏的勘探和开发提供科学依据。

1 地质概况

开江—梁平海槽位于四川盆地北部，属于扬子板块北缘的一部分（图1），受盆地多期构造运动（特别是峨眉地裂运动）影响，其发育于早二叠世晚期区域拉张应力背景，形成和发展于晚二叠世长兴期勉略洋扩张和NW向基底断裂活动的断陷期，消亡于早三叠世飞仙关期的勉略洋闭合阶段［12－15］。

图1 四川盆地晚二叠世沉积背景图

开江—梁平海槽最早由王一刚等人在1998年提出［1］，认为其是一个发育在被动大陆边缘的裂陷盆地，是基底断裂在区域拉张作用下发生不均一同沉积裂陷活动而形成，平面上呈槽状沿NW方向延伸，槽区内以深水—次深水相的硅质灰岩和放射虫硅质岩为主，海槽两侧周缘发育碳酸盐岩台缘带沉积，可见大量礁滩体分布。

2 海槽两侧台地边缘的形态特征

2.1 台地边缘形态的宏观格局

2.1.1 连井层拉平地震剖面特征

基于三维和二维地震偏移数据体，将长兴组下部区域性稳定煤系地层上二叠统龙潭组底部（P2l）层拉平，得到若干切过开江—梁平海槽两侧的层拉平偏移地震剖面。结合单井录井剖面，自北向南，观察和分析以上连井层拉平偏移剖面特征，发现海槽两侧台地边缘格局呈现不均一变化，其北端和中段的深度相对较大（100～550m），地形较陡（10°～60°）且基底断裂相对发育，横截面较宽（50～150km），外形轮廓基本对称；海槽南端深度逐渐变浅直至消失（0～100m），地形平缓（0°～10°），横截面较窄（0～20km），其西侧受基底断裂控制明显，轮廓表现为西陡南缓的不对称箕形。

2.1.2 长兴组厚度分布特征

基于钻井地层厚度解释，应用三维和二维地震资料开展长兴组厚度解释，结合区域构造和沉积背景以及钻井沉积微相成果，可初步恢复长兴期开江—梁平海槽两侧台地边缘的宏观格局，如图2所示。可见长兴组厚度介于20～520m，整体呈NW—SE向条带展布。结合区域沉积背景和钻井沉积微相分析，认为围绕开江—梁平一带地层厚度小于100m的区域可能属于开江—梁平海槽的主体部位，主要为深水—次深水相的硅质灰岩和放射虫硅质岩沉积；海槽外围地层厚度突变带（300～520m）且发育大量生物礁和生屑滩的地区应属于台缘带；地层厚度突变且发育大量角砾灰岩的地带应属于台缘斜坡区；位于台缘带之后、地层厚度相对稳定的区域应属于台地内部，可见大量石灰岩和泥晶灰岩沉积。

图2 四川盆地晚二叠世长兴组厚度与沉积地貌图

2.2 海槽两侧台地边缘的形态类型和特征

2.2.1 海槽两侧前缘斜坡角变化特征

海槽两侧前缘斜坡角大小是描述海槽两侧台地边缘形态变化的一个重要参数。获取该数据的方法是：首先利用海槽两侧三维地震偏移数据体，将长兴组下部稳定标志层（P2l）层拉平，得到若干层拉平偏移剖面，然后利用层拉平剖面中长兴组礁滩体建隆高度与其对应的海槽两侧前缘斜坡宽度，可求取前缘斜坡角的大小。

图3是利用以上方法得到的开江—梁平海槽两侧台地前缘斜坡角大小的粗略图。该图显示，开江—梁平海槽两侧前缘斜坡角度变化自北向南呈现不均一变化，海槽北部和中部台地前缘斜坡角度相对较大，一般大于10°，最大可达60°，海槽两侧台地边缘带凸起明显，发育明显坡折带；海槽南部前缘斜坡角度普遍较小，多数小于10°，整体表现为西陡南缓的大型箕状宽缓斜坡。

图3 长兴期开江—梁平海槽两侧前缘斜坡角变化与长兴组储层厚度图

2.2.2 不同台缘带礁滩体的地震反射特征

利用前期研究得到的若干层拉平地震偏移剖面，分析和研究台地边缘形态和台缘带之上礁滩体的内部地震反射特征，将其归纳总结为2大类4小类地震反射模式，即断层—陡坡—山脊型和缓坡—低丘型，包括断层—陡坡—山脊型、陡坡—山脊型、缓坡—多排低丘型和缓坡—单排低丘型4种类型，每种类型的主要特征如图4所述。前2种类型主要分布在海槽北段和中段局部地区，其礁滩体规模和生长方式明显受台地边缘基底断层和高陡前缘斜坡角控制，礁滩体通常紧靠现今逆断层或斜坡陡侧生长，总体厚度大，横向窄，存在高陡坡折带，地震反射外形多呈山脊状，内部不同期次礁滩体多以垂向加积为主，侧积作用不明显；后2种类型主要分布在海槽中段局部地区和南部尾端区，受西陡南缓构造和沉积背景影响，其台缘带之上礁滩体地震反射特征多呈宽缓低丘型，总厚度不大，横向延伸广，坡折带不明显，其内部次级礁滩体叠置方式以侧积为主，可见垂向加积。

2.2.3 海槽两侧台地边缘的形态类型和特征

为建立不同台缘带长兴组礁滩体沉积模式，科学指导礁滩体储层预测，笔者利用前缘斜坡角变化、礁滩体地震反射特征、坡折带发育程度以及长兴组厚度变化等成果，根据礁滩体发育的主控因素，将开江—梁平海槽两侧台地边缘形态划分为断控陡坡型和缓坡型2大类，包含断层—陡坡型台地边缘、陡坡型台地边缘和缓坡—坡折型台地边缘、缓坡型台地边缘4种类型，每种类型的主要特征如图5所述。总之，长兴期开江—梁平海槽两侧台地边缘形态整体表现为箕形，具体特征是：海槽向NW方向敞开且逐渐加深，向SE方向变浅变缓且收口；海槽北段和中段局部地区台地两侧的外形轮廓基本对称，明显受基底断裂控制，台缘带呈山脊状且凸起显著，发育明显坡折带；海槽南段两侧台地边缘的外形轮廓呈现西陡南缓的不对称箕形，基底断裂不发育，台缘带呈宽缓低丘，坡折带不明显。

图4 四川盆地长兴期开江—梁平海槽两侧台地边缘形态及其地震反射模式图

值得一提的是，长兴期开江—梁平海槽两侧台地边缘形态的差异性除与基底断裂活动及其发生同沉积的不均匀裂陷活动有关外，还与海平面上升和碳酸盐岩产率密切相关。

3 台地边缘形态对礁滩体储层的影响

3.1 对沉积模式的影响

图5 四川盆地长兴期开江—梁平海槽两侧台地边缘形态和礁滩体沉积模式图

长兴期开江—梁平海槽两侧台地边缘的形态差异是造成台缘带之上礁滩体沉积模式迥异的关键地质因素，如图5所示。断层—陡坡型台地边缘的沉积环境受基底高陡断裂和前缘斜坡角（25°～50°）影响大，沉积水体能量强，如LG1—LG10—LG8井区、LG63—LG60井区以北、HL1—HL10井区和PG2—MB3井区以北地区（图3），其沉积模式表现为：①礁滩体外形呈山脊状，紧靠现今逆断层生长，累计厚度大（80～400 m），横向宽度窄（0.5～2km），主要沿台缘带断续或斜列式分布；②礁滩体内部多期次级礁滩体垂向加积，侧积作用不明显；③礁滩体内的生物礁多发育于早期和中晚期，厚度介于50～250m，生屑滩则多发育于晚期，厚度介于30～50m；④台缘礁滩体对台内水体交换具有一定影响，但阻隔能力较弱，台内可见点礁和浅滩，蒸发岩不发育；⑤前缘斜坡带发育大规模滑塌角砾灰岩。陡坡型台地边缘主要分布在LG26—LG6井区和TD56—LG82等井区，台地边缘基底断裂断距不明显，但前缘斜坡角较陡（10°～30°），沉积水体能量较强，礁滩体沉积模式类似于断层—陡坡型台地边缘，只是礁滩体呈山脊状紧靠台地较陡一侧生长。缓坡—坡折型台地边缘主要分布在YB2—YB102—YB3—YB4井区和TD1—TD72—TD53等井区，受宽缓前缘斜坡带和小型坡折带（斜坡角通常小于10°）影响，其沉积水体能量相对较弱，沉积模式表现为：①礁滩体外形多呈大型宽缓的多排低丘，沿大型斜坡小坡折带平行或斜列分布，横向分布范围广，厚度介于30～200m，总宽为2～10km；②礁滩体内部多见次级礁滩体垂向加积，也可见一定侧积现象；③礁滩体内的生物礁主要发育于中期和晚期，厚度介于20～100m，生屑滩主要发育于早期和晚期，厚度介于5～50m；④宽缓斜坡小坡折上的礁滩体对台内水体交换具有一定影响，但阻隔能力较小，台内可见点礁和浅滩，蒸发岩不发育。缓坡型台地边缘与缓坡—坡折型台地边缘在形态上的主要区别是宽缓斜坡上没有明显坡折带，如YA12—YA12－2和YA18井区附近，其沉积水体能量最弱，其沉积模式表现为：①礁滩体外形多呈大型宽缓的单个低丘，平行台缘带呈带状分布，总厚度为20～100m，总宽度为2～6km；②礁滩体以泥晶／亮晶生屑滩沉积为主，生物礁厚度介于5～100m，且主要发育于中晚期；③礁滩体内部次级礁滩体以侧积作用为主，垂向作用不明显；④礁滩体对台内水体交换没有明显影响，台内可见点礁和浅滩，蒸发岩不发育。

3.2 对成岩作用的影响

长兴期开江—梁平海槽两侧台地边缘的形态差异不仅造成台缘带之上礁滩体沉积模式的迥异，也会导致台缘带成岩环境和成岩作用的明显差异（图5）。断层—陡坡型台地边缘的成岩环境是水体较浅且循环程度高、礁滩体暴露时间长以及断层利于渗流和溶蚀作用等，其成岩作用常见早期白云石化作用、压实压溶作用、埋藏白云化作用以及溶蚀和微裂缝作用等，在每期礁滩体旋回的顶部常见厚层亮晶礁白云岩和亮晶生屑白云岩，各类溶蚀孔隙异常发育。陡坡型台地边缘的成岩环境是水体较浅且循环程度高以及礁滩体暴露时间较长等，常见的成岩作用与断层—陡坡型台地边缘类似，但因缺少基底断裂的渗流作用，其白云化作用和溶蚀作用相对变弱，在每期礁滩体旋回的顶部也可见中—薄层亮晶礁白云岩和亮晶生屑白云岩，其溶蚀孔隙较发育。缓坡—坡折型台地边缘的成岩环境是水体较浅且循环程度高、礁滩体暴露时间短且频繁等，其成岩作用常见早期压实压溶作用、浅—中埋藏白云化作用、弱／强溶蚀作用、钙质或石英胶结作用等，在每期礁滩体旋回顶部或局部微裂缝附近可见薄层亮晶生屑白云岩和残余颗粒粉晶白云岩发育，横向分布广。缓坡型台地边缘与缓坡—坡折型台地边缘的成岩环境和成岩作用大致相同，但礁滩体的白云化程度不高，亮晶生屑白云岩和残余颗粒粉晶白云岩的厚度薄，但期次多，横向分布广。

3.3 对储层分布的影响

长兴期，海槽两侧台地边缘形态不仅控制礁滩体的沉积模式和成岩作用，并最终影响礁滩体储层的分布（图3、图5）。断层—陡坡型台地边缘之上礁滩体储层主要分布在基底断裂和陡坡一侧的每期礁滩体旋回的顶部，其累计厚度通常大于60m，但横向分布窄，储集空间常见残余粒间（溶）、粒间（内）溶孔和生物铸模孔、晶间（溶）孔和溶蚀裂缝，储层类型多属于中高孔隙度、渗透率的裂缝—孔隙型储层。陡坡型台地边缘之上礁滩体储层主要集中分布在台缘陡坡一侧的每期礁滩体旋回的顶部，累计厚度介于30～60m，横向分布窄，储集空间常见残余粒间（溶）、粒间（内）溶孔和生物铸模孔、晶间（溶）孔，储层类型多属于低孔隙度、低渗透率的孔隙型储层。缓坡—坡折型台地边缘之上礁滩体储层主要位于大型缓坡的坡折带附近，且分布在每期礁滩体旋回的顶部，其厚度薄，但期次多，累计厚度约为20m，横向分布较广，其储集空间主要为残余粒间（溶）、粒间（内）溶孔和未充填微裂缝，储层类型多属于特低孔隙度和低渗透率的裂缝—孔隙型储层。缓坡型台地边缘之上礁滩体储层特征大体与缓坡—坡折型台地边缘储层特征类似，裂缝发育程度决定礁滩体储集能力大小，礁滩储层具有厚度薄，期次多和横向分布广的特点，主要位于大型缓坡前缘斜坡一侧，且分布在每期礁滩体旋回的顶部。

4 结论

1）长兴期，开江—梁平海槽两侧台地边缘主要存在4种形态，即断层—陡坡型台地边缘、陡坡型台地边缘和缓坡—坡折型台地边缘和缓坡型台地边缘，这4种形态的台地边缘是影响台缘带礁滩体沉积模式和成岩作用特征的关键要素，也是造成礁滩体储层特征差异性的根本原因。

2）白云岩化、多期溶蚀作用和裂缝作用是改善礁滩储层质量的关键作用，有利储层主要位于礁滩体内每期礁滩体的顶部，分布于台缘基底断裂或陡坡和前缘斜坡一侧。

本文得到中国石油西南油气田公司各级领导和同行的帮助和支持，也得到中国石油勘探开发研究院石油地质研究所领导和同行的协助，在此一并表示诚挚感谢。

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