古岩溶地貌恢复及地质意义——以川西北中二叠统茅口组为例

唐大海，肖笛，谭秀成，李海云，谢继容，刘宏，杨迅，张本健

（1. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室；2. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院；3. 中国石油碳酸盐岩储层重点实验室沉积-成藏研究室；4. 中国石油西南油气田公司川西北气矿）

古岩溶地貌恢复及地质意义
——以川西北中二叠统茅口组为例

唐大海1,2，肖笛1,3，谭秀成1,3，李海云3，谢继容4，刘宏1，杨迅4，张本健1,4

（1. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室；2. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院；3. 中国石油碳酸盐岩储层重点实验室沉积-成藏研究室；4. 中国石油西南油气田公司川西北气矿）

在沉积与构造综合分析的基础上，利用残厚法对川西北中二叠统茅口组顶部古岩溶地貌进行恢复。区内古岩溶地貌为溶丘平原特征，可划分为岩溶台地、岩溶斜坡和岩溶沟槽3个二级岩溶地貌单元。岩溶台地上的溶丘、残丘与岩溶斜坡为最有利的岩溶储集岩发育区，是下一步勘探部署的有利地区。地震剖面显示剥蚀作用导致岩溶沟槽的茅口组顶部地层缺失，岩溶沟槽地层多剥蚀至茅三段或茅二段。岩溶台地地层保存有茅三段或茅四段。横跨岩溶台地和岩溶沟槽的地震剖面显示，北西和北东向侵蚀槽是中二叠世末期基底断裂活动导致的地层差异抬升与侵蚀所致，继承性发展形成了长兴组沉积期北西向的广元—旺苍和北东向的江油—广元海槽。建议重视那些与较深水台洼、台槽毗邻的浅水型碳酸盐台地发育区的地质研究与勘探。图7表2参17

四川盆地西北部；中二叠统；茅口组；古岩溶；古地貌；侵蚀槽

0 引言

四川盆地西北部地区（简称川西北）中二叠统茅口组经钻探证实风化壳岩溶改造是优质储集层的主要形成机制[1]，因而岩溶古地貌恢复是预测这类岩溶型储集层发育区带的关键[2]。岩溶古地貌的恢复通常采用印模法和残厚法[3-5]，由于在晚二叠世吴家坪组—长兴组沉积期强烈的张性断裂活动和差异沉降导致广元—旺苍海槽形成[6-7]，使台地与海槽出现极大的沉积速率差异[8-9]，因此研究区内岩溶古地貌的恢复难以用印模法实现。本文利用有限的钻井资料、盆地周缘露头剖面和地震资料，采用残厚法对川西北中二叠统茅口组的古岩溶地貌进行恢复，并进一步探讨其构造和油气地质意义。

1 研究区地质背景

研究区位于上扬子板块西北缘的川北低缓断褶带、龙门山断褶带、米仓山隆起带的过渡区（见图1）。华北板块和扬子板块的碰撞及拼贴造成华北板块南缘以逆冲推覆构造为主、扬子板块北缘以大规模推覆滑脱构造为主的强烈前陆变形[10]。基于露头剖面实测资料、测井及录井资料，通过与四川盆地西部、南部等其他地区的岩性、电性特征类比[5]，对川西北中二叠统茅口组进行重新划分，结果显示中二叠统茅口组在川西北地区厚度大致为120～240 m。根据岩性特征自下而上可划分为茅一、茅二、茅三和茅四4个岩性段。茅一段和茅二段的中下部均以眼球、眼皮状深灰色泥晶生屑灰岩（瘤状灰岩）为主，含燧石；茅二段中上部和茅三段为浅灰—灰白色生屑灰岩、豹斑灰（云）岩、晶粒云岩，局部为深灰色泥晶生屑灰岩；茅四段以泥晶灰岩为主（见图1）。

图1 研究区地质概况

中二叠世末期，受东吴运动引起的构造差异抬升影响，茅口组顶部出露地表，暴露时间长达1～3 Ma[11]。长期风化剥蚀作用导致茅口组受到不同程度的剥蚀，局部茅四段和茅三段上部剥蚀殆尽（见图2），剥蚀影响较大的区域甚至可能已经剥蚀至茅二段[3]。到晚二叠世，茅口组及其顶部侵蚀面依次被吴家坪组和大隆组/长兴组所覆盖[7]。

2 古岩溶地貌恢复

研究区内钻遇茅口组的井数极其有限，野外露头和地震剖面上又很难准确识别与划分茅口组内幕地层，鉴于茅口组底界面为一等时界面及岩性转换面，在测井、野外露头均易于识别[3,12]，并且在地震剖面上对应一个连续性较好的强相位波峰，因此选取茅口组底界面作为恢复基准面，采用残厚法对茅口组古岩溶地貌进行恢复。

2.1 地层厚度分布规律及古地貌指示

以茅口组二维地震反射时间厚度变化趋势为约束，利用钻井、野外实测及1∶20万区域地质调查资料得到茅口组残余地层厚度（见表1），并以此绘制出茅口组残余地层厚度图（见图3）。结合钻井、露头剖面所揭示的茅口组顶部保存情况及展布规律，进一步勾绘出川西北地区吴家坪组沉积前茅口组顶部的古地质图（见图4）。图4显示在江油—广元、广元—旺苍分别发育北东向与北西向的地层减薄带（厚度120～160 m）。位于减薄带周缘的车家坝剖面及龙16井钻井资料均显示缺失茅四段和茅三段上部，说明地层厚度减薄与剥蚀成因有关。该地层减薄带将研究区分割出梓潼—苍溪、旺苍东和剑阁北3个地层增厚区。在剑阁、旺苍、苍溪以及双鱼石、老关庙区域地层厚度最大，为190～230 m，其他区域厚度为160～190 m。

通常残余地层厚度较薄且剥蚀较严重的区域被解释为地势较高的区域，按此解释江油—广元、广元—旺苍应为岩溶高地。有研究认为四川盆地吴家坪组主要沉积一套浅海相的碳酸盐岩，但广元—旺苍一线在吴家坪组沉积期为一北西向的海盆环境[6]。该区域地层相变为欠补偿的硅质页岩及泥页岩沉积，反映出地貌较低的深水沉积特征，而其余地区则为正常的浅海相碳酸盐岩沉积。因此若将广元—旺苍的茅口组残余地层减薄带解释为古地貌高地，则吴家坪组沉积初期应出现向高地超覆的特征，这与地震剖面上展示的岩性相变特征相矛盾（见图5、图6）。进一步分析发现，残余地层厚度大的区域茅口组顶部保留较完整，残余地层厚度小的区域茅口组顶部缺失较严重，尤其侵蚀槽内地层甚至剥蚀至茅二段（见图4）。综合分析认为，广元—旺苍的地层减薄带并非是因为地貌高遭受剥蚀所致，而是地貌低遭受侵蚀的结果，即该区域在吴家坪组沉积前为一地形较低的侵蚀槽。

图2 川西北茅口组顶部地层及沉积特征（GR—自然伽马；ρ—密度；Rlld—深侧向电阻率；Rlls—浅侧向电阻率）

2.2 茅口组古岩溶地貌恢复

基于上述分析，以残余地层厚度分布规律为基础，结合古地貌高程、坡度、岩溶水动力等特征，编制了吴家坪组沉积前茅口组顶部古岩溶地貌图，并将研究区古岩溶地貌进一步划分为岩溶台地、岩溶斜坡和岩溶沟槽3个二级地貌单元（见图7）。

以矿2、吴家1、双探1井区为代表的岩溶台地残余地层厚度一般大于180 m，处于岩溶地貌较高部位。局部地区存在较长时期的裸露风化且在大气淡水淋滤作用下成为地下水的补给区，岩溶作用以垂向渗流为主。根据地貌高程差异、形状、大小等进一步划分出溶丘、残丘、浅洼等次一级地貌单元（见图7），其中溶丘与残丘的残余厚度普遍大于200 m。

以龙16、龙004-x1井区为代表的岩溶斜坡残余地层厚度一般为160～180 m，是岩溶台地与岩溶沟槽之间的过渡带，呈环带状广泛发育于岩溶台地周缘，是地下水的径流区。斜坡区地下水除了垂向渗流外，还会受水力梯度控制沿水平方向流动，因此该区域垂直渗流带与水平潜流带均十分发育。

表1 川西北茅口组残余地层厚度统计表

图3 川西北茅口组残余地层厚度图

岩溶沟槽的残余地层厚度一般小于160 m，主要是由岩溶洼地受地表河流侵蚀所形成，以广元—旺苍以南区域尤为典型，地层因侵蚀而缺失严重。该区域具有沿岩溶斜坡外侧发育的特点，往往是地下水的汇聚泄流区，容易处于CaCO3过饱和状态，化学沉淀作用强，溶蚀空间多被全部充填。

总体来看，研究区内除了岩溶沟槽区域外，地势整体较为平坦，呈现出溶丘平原的地貌格局。

图4 川西北吴家坪组沉积前茅口组顶部古地质图

3 地质意义

3.1 沉积-构造地质意义

如前所述，川西北江油—广元、广元—旺苍分别发育北东向与北西向的侵蚀槽。地震剖面A—A′（见图5）显示横向上侵蚀槽区域的茅口组地震反射时间厚度明显小于向南一侧的岩溶斜坡与台地，且顶部缺失一根同相轴，表现出地层受侵蚀而减薄的特征。向北一侧地震反射时间同样具有增厚的趋势。虽然研究区东北部缺乏地震资料，但吴家1井钻井资料及鹿渡坝剖面均显示茅四段保存且茅口组较厚，指示了地层厚度向北增大。茅口组下伏栖霞组厚度无明显变化，整体较为稳定。茅口组上覆吴家坪组与长兴组在侵蚀槽区域表现为平行—连续强地震反射的地层厚度减薄特征，向南一侧表现为丘状杂乱或丘状断续弱地震反射的地层增厚特征。

区域地质背景研究发现侵蚀槽在吴家坪组沉积期与长兴组沉积期均为深水海槽环境，欠补偿的泥页岩、硅质页岩等沉积导致该区域地层厚度相较于两侧台缘带明显变薄[6-9]。侵蚀槽所在位置在晚二叠世发育广元—旺苍海槽，主要受峨眉地裂运动背景下张扭性构造差异沉降的影响，广元—旺苍海槽起源于吴家坪组沉积期并延续至长兴组沉积期，在飞仙关组沉积末期填平补齐并消亡[13]。

本次研究发现研究区在栖霞组沉积期地层充填正常，在茅口组沉积期峨眉地裂运动开始活动，同沉积拉张断裂导致地层充填发生分异，广元—旺苍海槽雏形开始形成，并形成台内洼地。在茅口组沉积末期东吴运动使扬子台地整体抬升而暴露，地表水向地貌低地汇聚形成地表径流，并因河流的侵蚀作用使地貌低部位地层遭受进一步剥蚀形成侵蚀槽，因而岩溶古地貌是茅口组沉积期区域性沉积地貌的继承和发展。随着峨眉地裂运动在吴家坪组沉积期逐渐达到高潮[14]，侵蚀槽进一步拉张下陷并继承性形成吴家坪组与长兴组沉积期的海槽环境。

图5 地震剖面A—A′反射特征图（茅口组底层拉平）（剖面位置见图1）

图6 地震剖面B—B′反射特征图（茅口组底层拉平）（剖面位置见图1）

地震剖面B—B′（见图6）的北端具有与地震剖面A—A′类似的特征，而南端老关庙区域的长兴组厚度有明显减薄趋势。老关庙区域在长兴组沉积期位于盐亭—潼南海槽北部[15]，茅口组厚度较厚，位于岩溶台地区域，说明研究区范围内的盐亭—潼南海槽雏形在茅口组沉积期还未显现。结合处于拉张初期的竹园坝—耙地沟岩溶沟槽发育特征（见图7），进一步推断茅口组沉积期呈现出沿江油—广元的北东向与沿广元—旺苍的北西向两个拉张断裂活动趋势，构造形态特征与目前已有认识的长兴组沉积期海槽演化格局极为相似。研究区北部广元北东向拉张带与旺苍以南的北西向拉张带已经连成片，向南拉张规模逐渐减弱。整个拉张断裂演化可能具有由北向南、由外而内的活动趋势，广元—旺苍海槽的形成演化早于盐亭—潼南海槽。

图7 川西北吴家坪组沉积前茅口组顶部古岩溶地貌图

综合上述研究，中二叠世晚期峨眉地裂运动开始活跃并逐渐趋于强烈，在这种持续拉张背景的影响下，基底断裂活动导致的地层差异抬升使得四川盆地西北部在茅口组沉积期已经开始受垒-堑型张性块断作用的控制开始形成类似“台块-台槽”的构造-沉积分异格局，造成不同区域内茅口组古地貌存在差异，进一步导致在沉积期形成的台内洼地在暴露侵蚀作用下形成侵蚀槽，最终继承性发展形成了长兴组沉积期北西向的广元—旺苍和北东向的江油—广元海槽。

3.2 油气地质意义

根据古岩溶地貌的恢复结果，结合有限的测试资料（见图7、表2），对川西北茅口组古岩溶地貌恢复的油气地质意义进行探讨，结果表明岩溶台地与岩溶斜坡是有利的天然气储集区带，高产井主要集中在岩溶台地的溶丘及靠近岩溶沟槽的岩溶斜坡带。

对于岩溶台地溶丘地貌有利储集区带的成因，分析认为主要有两个方面：一是岩溶台地位于大气淡水补给区，溶蚀作用强烈，地貌相对更高的溶丘、残丘有利于溶蚀产物随岩溶水带走，导致溶蚀孔洞的充填作用较弱；二是根据四川盆地茅口组地质背景，岩溶台地往往是沉积期微地貌高地的继承性差异隆升所形成[1,5]，因此该区域是有利储集岩相带（颗粒滩）的发育区，进而更有利于岩溶的改造并形成优质储集层[1,16]。以龙16井为代表的岩溶斜坡以径流状态为主、溶蚀作用强烈，且位于岩溶沟槽两侧的同沉积断裂上升盘，在沉积期有利于类似“缓坡与台缘”颗粒滩的发育，受坡度及水力梯度的影响，溶蚀产物易于带走，与其相邻的岩溶沟槽还可形成岩性遮挡带起到圈闭作用，从而有利于大型气藏的保存。对于岩溶沟槽，虽然目前缺乏测试资料，但由于在沉积期地势相对低洼，不利于高能颗粒滩相的形成，且地层受剥蚀强烈，茅三段主力气层可能已被剥蚀殆尽，加之处于岩溶水排泄区，因此不利于储集层的形成。综上所述，岩溶台地溶丘、残丘以及岩溶斜坡是茅口组最为有利的勘探地区。

表2 茅口组不同古岩溶地貌天然气测试产量

2015年，罗冰等在川东地区茅三段发现生物礁沉积体，与研究区茅口组沉积期台内洼地两侧的类似“缓坡或台缘带”区域一样，均是受到区域张性正断活动形成的类似“台缘带”的控制[17]。因此，针对四川盆地中二叠统茅口组可能普遍存在上述类似“缓坡或台缘带”，建议重视与较深水台洼、台槽毗邻的浅水型碳酸盐台地发育区的地质研究与勘探。

4 结论

结合区域地质背景，采用残厚法对川西北地区中二叠统茅口组顶部古岩溶地貌进行恢复，发现江油—广元、广元—旺苍分别发育北东向与北西向的侵蚀槽，侵蚀槽内及边缘地层缺失严重，向两侧地层逐渐增厚。

茅口组北西和北东向侵蚀槽是中二叠世晚期基底断裂活动导致地层差异抬升形成台内洼地，并进一步遭受暴露和侵蚀作用所致，继承性发展形成长兴组沉积期北西向的广元—旺苍和北东向的江油—广元海槽。

川西北茅口组顶部古岩溶地貌总体表现为溶丘平原地貌格局，可划分为岩溶台地、岩溶斜坡与岩溶沟槽3个二级地貌单元，其中岩溶台地上的溶丘、残丘以及岩溶斜坡是最为有利的天然气勘探地区。

结合整个四川盆地茅口组沉积期构造活动背景，受垒-堑型张性块断作用的控制，开始形成类似“台块-台槽”的构造-沉积分异格局，建议重视与较深水台洼、台槽毗邻的浅水型碳酸盐台地发育区的地质研究与勘探。

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（编辑 王晖）

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

四川省省属高校“非常规油气”科研创新团队建设计划

TE121.1

A

1000-0747(2016)05-0689-07

10.11698/PED.2016.05.03

唐大海（1973-），男，四川泸州人，中国石油西南油气田公司勘探开发研究院高级工程师，现为西南石油大学博士研究生，主要从事储集层地质学研究。地址：四川省成都市新都区，西南石油大学地球科学与技术学院，邮政编码：610500。E-mail：543506551@qq.com

联系作者：谭秀成（1970-），男，四川武胜人，西南石油大学教授、博士生导师，主要从事储集层沉积学方面研究工作。地址：四川省成都市新都区，西南石油大学地球科学与技术学院，邮政编码：610500。E-mail：tanxiucheng70@163.com

2016-01-21

2016-08-10