四川盆地開江—梁平海槽兩側(cè)臺地邊緣形態(tài)及其對儲層發(fā)育的影響

徐安娜 汪澤成 江興福 翟秀芬 殷積峰

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2.中國石油西南油氣田公司勘探事業(yè)部

上二疊統(tǒng)長興組礁灘體（由生物礁和生屑灘組成的沉積體）是四川盆地海相碳酸鹽巖主要的儲集體類型之一，前人在開江—梁平海槽形成演化、巖相古地理格局以及白云巖儲層成因和油氣成藏特征等方面取得了大量的成果［1－11］。這些成果成為該盆地油氣勘探的堅實基礎(chǔ)。目前的油氣勘探實踐揭示，長興組礁灘體主要圍繞開江—梁平海槽兩側(cè)臺地邊緣帶呈帶狀或斜列狀分布，但礁灘體規(guī)模、沉積模式和儲集性能在不同地段差異明顯，礁灘體發(fā)育的主控因素及其有利儲層分布不清。筆者旨在弄清長興期開江—梁平海槽兩側(cè)臺地邊緣形態(tài)及其礁灘體發(fā)育的主控因素，建立不同礁灘體發(fā)育沉積模式，預測礁灘體有利儲層分布規(guī)律，為該類氣藏的勘探和開發(fā)提供科學依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

開江—梁平海槽位于四川盆地北部，屬于揚子板塊北緣的一部分（圖1），受盆地多期構(gòu)造運動（特別是峨眉地裂運動）影響，其發(fā)育于早二疊世晚期區(qū)域拉張應力背景，形成和發(fā)展于晚二疊世長興期勉略洋擴張和NW向基底斷裂活動的斷陷期，消亡于早三疊世飛仙關(guān)期的勉略洋閉合階段［12－15］。

圖1 四川盆地晚二疊世沉積背景圖

開江—梁平海槽最早由王一剛等人在1998年提出［1］，認為其是一個發(fā)育在被動大陸邊緣的裂陷盆地，是基底斷裂在區(qū)域拉張作用下發(fā)生不均一同沉積裂陷活動而形成，平面上呈槽狀沿NW方向延伸，槽區(qū)內(nèi)以深水—次深水相的硅質(zhì)灰?guī)r和放射蟲硅質(zhì)巖為主，海槽兩側(cè)周緣發(fā)育碳酸鹽巖臺緣帶沉積，可見大量礁灘體分布。

2 海槽兩側(cè)臺地邊緣的形態(tài)特征

2.1 臺地邊緣形態(tài)的宏觀格局

2.1.1 連井層拉平地震剖面特征

基于三維和二維地震偏移數(shù)據(jù)體，將長興組下部區(qū)域性穩(wěn)定煤系地層上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M底部（P2l）層拉平，得到若干切過開江—梁平海槽兩側(cè)的層拉平偏移地震剖面。結(jié)合單井錄井剖面，自北向南，觀察和分析以上連井層拉平偏移剖面特征，發(fā)現(xiàn)海槽兩側(cè)臺地邊緣格局呈現(xiàn)不均一變化，其北端和中段的深度相對較大（100～550m），地形較陡（10°～60°）且基底斷裂相對發(fā)育，橫截面較寬（50～150km），外形輪廓基本對稱；海槽南端深度逐漸變淺直至消失（0～100m），地形平緩（0°～10°），橫截面較窄（0～20km），其西側(cè)受基底斷裂控制明顯，輪廓表現(xiàn)為西陡南緩的不對稱箕形。

2.1.2 長興組厚度分布特征

基于鉆井地層厚度解釋，應用三維和二維地震資料開展長興組厚度解釋，結(jié)合區(qū)域構(gòu)造和沉積背景以及鉆井沉積微相成果，可初步恢復長興期開江—梁平海槽兩側(cè)臺地邊緣的宏觀格局，如圖2所示。可見長興組厚度介于20～520m，整體呈NW—SE向條帶展布。結(jié)合區(qū)域沉積背景和鉆井沉積微相分析，認為圍繞開江—梁平一帶地層厚度小于100m的區(qū)域可能屬于開江—梁平海槽的主體部位，主要為深水—次深水相的硅質(zhì)灰?guī)r和放射蟲硅質(zhì)巖沉積；海槽外圍地層厚度突變帶（300～520m）且發(fā)育大量生物礁和生屑灘的地區(qū)應屬于臺緣帶；地層厚度突變且發(fā)育大量角礫灰?guī)r的地帶應屬于臺緣斜坡區(qū)；位于臺緣帶之后、地層厚度相對穩(wěn)定的區(qū)域應屬于臺地內(nèi)部，可見大量石灰?guī)r和泥晶灰?guī)r沉積。

圖2 四川盆地晚二疊世長興組厚度與沉積地貌圖

2.2 海槽兩側(cè)臺地邊緣的形態(tài)類型和特征

2.2.1 海槽兩側(cè)前緣斜坡角變化特征

海槽兩側(cè)前緣斜坡角大小是描述海槽兩側(cè)臺地邊緣形態(tài)變化的一個重要參數(shù)。獲取該數(shù)據(jù)的方法是：首先利用海槽兩側(cè)三維地震偏移數(shù)據(jù)體，將長興組下部穩(wěn)定標志層（P2l）層拉平，得到若干層拉平偏移剖面，然后利用層拉平剖面中長興組礁灘體建隆高度與其對應的海槽兩側(cè)前緣斜坡寬度，可求取前緣斜坡角的大小。

圖3是利用以上方法得到的開江—梁平海槽兩側(cè)臺地前緣斜坡角大小的粗略圖。該圖顯示，開江—梁平海槽兩側(cè)前緣斜坡角度變化自北向南呈現(xiàn)不均一變化，海槽北部和中部臺地前緣斜坡角度相對較大，一般大于10°，最大可達60°，海槽兩側(cè)臺地邊緣帶凸起明顯，發(fā)育明顯坡折帶；海槽南部前緣斜坡角度普遍較小，多數(shù)小于10°，整體表現(xiàn)為西陡南緩的大型箕狀寬緩斜坡。

圖3 長興期開江—梁平海槽兩側(cè)前緣斜坡角變化與長興組儲層厚度圖

2.2.2 不同臺緣帶礁灘體的地震反射特征

利用前期研究得到的若干層拉平地震偏移剖面，分析和研究臺地邊緣形態(tài)和臺緣帶之上礁灘體的內(nèi)部地震反射特征，將其歸納總結(jié)為2大類4小類地震反射模式，即斷層—陡坡—山脊型和緩坡—低丘型，包括斷層—陡坡—山脊型、陡坡—山脊型、緩坡—多排低丘型和緩坡—單排低丘型4種類型，每種類型的主要特征如圖4所述。前2種類型主要分布在海槽北段和中段局部地區(qū)，其礁灘體規(guī)模和生長方式明顯受臺地邊緣基底斷層和高陡前緣斜坡角控制，礁灘體通常緊靠現(xiàn)今逆斷層或斜坡陡側(cè)生長，總體厚度大，橫向窄，存在高陡坡折帶，地震反射外形多呈山脊狀，內(nèi)部不同期次礁灘體多以垂向加積為主，側(cè)積作用不明顯；后2種類型主要分布在海槽中段局部地區(qū)和南部尾端區(qū)，受西陡南緩構(gòu)造和沉積背景影響，其臺緣帶之上礁灘體地震反射特征多呈寬緩低丘型，總厚度不大，橫向延伸廣，坡折帶不明顯，其內(nèi)部次級礁灘體疊置方式以側(cè)積為主，可見垂向加積。

2.2.3 海槽兩側(cè)臺地邊緣的形態(tài)類型和特征

為建立不同臺緣帶長興組礁灘體沉積模式，科學指導礁灘體儲層預測，筆者利用前緣斜坡角變化、礁灘體地震反射特征、坡折帶發(fā)育程度以及長興組厚度變化等成果，根據(jù)礁灘體發(fā)育的主控因素，將開江—梁平海槽兩側(cè)臺地邊緣形態(tài)劃分為斷控陡坡型和緩坡型2大類，包含斷層—陡坡型臺地邊緣、陡坡型臺地邊緣和緩坡—坡折型臺地邊緣、緩坡型臺地邊緣4種類型，每種類型的主要特征如圖5所述。總之，長興期開江—梁平海槽兩側(cè)臺地邊緣形態(tài)整體表現(xiàn)為箕形，具體特征是：海槽向NW方向敞開且逐漸加深，向SE方向變淺變緩且收口；海槽北段和中段局部地區(qū)臺地兩側(cè)的外形輪廓基本對稱，明顯受基底斷裂控制，臺緣帶呈山脊狀且凸起顯著，發(fā)育明顯坡折帶；海槽南段兩側(cè)臺地邊緣的外形輪廓呈現(xiàn)西陡南緩的不對稱箕形，基底斷裂不發(fā)育，臺緣帶呈寬緩低丘，坡折帶不明顯。

圖4 四川盆地長興期開江—梁平海槽兩側(cè)臺地邊緣形態(tài)及其地震反射模式圖

值得一提的是，長興期開江—梁平海槽兩側(cè)臺地邊緣形態(tài)的差異性除與基底斷裂活動及其發(fā)生同沉積的不均勻裂陷活動有關(guān)外，還與海平面上升和碳酸鹽巖產(chǎn)率密切相關(guān)。

3 臺地邊緣形態(tài)對礁灘體儲層的影響

3.1 對沉積模式的影響

圖5 四川盆地長興期開江—梁平海槽兩側(cè)臺地邊緣形態(tài)和礁灘體沉積模式圖

長興期開江—梁平海槽兩側(cè)臺地邊緣的形態(tài)差異是造成臺緣帶之上礁灘體沉積模式迥異的關(guān)鍵地質(zhì)因素，如圖5所示。斷層—陡坡型臺地邊緣的沉積環(huán)境受基底高陡斷裂和前緣斜坡角（25°～50°）影響大，沉積水體能量強，如LG1—LG10—LG8井區(qū)、LG63—LG60井區(qū)以北、HL1—HL10井區(qū)和PG2—MB3井區(qū)以北地區(qū)（圖3），其沉積模式表現(xiàn)為：①礁灘體外形呈山脊狀，緊靠現(xiàn)今逆斷層生長，累計厚度大（80～400 m），橫向?qū)挾日?.5～2km），主要沿臺緣帶斷續(xù)或斜列式分布；②礁灘體內(nèi)部多期次級礁灘體垂向加積，側(cè)積作用不明顯；③礁灘體內(nèi)的生物礁多發(fā)育于早期和中晚期，厚度介于50～250m，生屑灘則多發(fā)育于晚期，厚度介于30～50m；④臺緣礁灘體對臺內(nèi)水體交換具有一定影響，但阻隔能力較弱，臺內(nèi)可見點礁和淺灘，蒸發(fā)巖不發(fā)育；⑤前緣斜坡帶發(fā)育大規(guī)模滑塌角礫灰?guī)r。陡坡型臺地邊緣主要分布在LG26—LG6井區(qū)和TD56—LG82等井區(qū)，臺地邊緣基底斷裂斷距不明顯，但前緣斜坡角較陡（10°～30°），沉積水體能量較強，礁灘體沉積模式類似于斷層—陡坡型臺地邊緣，只是礁灘體呈山脊狀緊靠臺地較陡一側(cè)生長。緩坡—坡折型臺地邊緣主要分布在YB2—YB102—YB3—YB4井區(qū)和TD1—TD72—TD53等井區(qū)，受寬緩前緣斜坡帶和小型坡折帶（斜坡角通常小于10°）影響，其沉積水體能量相對較弱，沉積模式表現(xiàn)為：①礁灘體外形多呈大型寬緩的多排低丘，沿大型斜坡小坡折帶平行或斜列分布，橫向分布范圍廣，厚度介于30～200m，總寬為2～10km；②礁灘體內(nèi)部多見次級礁灘體垂向加積，也可見一定側(cè)積現(xiàn)象；③礁灘體內(nèi)的生物礁主要發(fā)育于中期和晚期，厚度介于20～100m，生屑灘主要發(fā)育于早期和晚期，厚度介于5～50m；④寬緩斜坡小坡折上的礁灘體對臺內(nèi)水體交換具有一定影響，但阻隔能力較小，臺內(nèi)可見點礁和淺灘，蒸發(fā)巖不發(fā)育。緩坡型臺地邊緣與緩坡—坡折型臺地邊緣在形態(tài)上的主要區(qū)別是寬緩斜坡上沒有明顯坡折帶，如YA12—YA12－2和YA18井區(qū)附近，其沉積水體能量最弱，其沉積模式表現(xiàn)為：①礁灘體外形多呈大型寬緩的單個低丘，平行臺緣帶呈帶狀分布，總厚度為20～100m，總寬度為2～6km；②礁灘體以泥晶／亮晶生屑灘沉積為主，生物礁厚度介于5～100m，且主要發(fā)育于中晚期；③礁灘體內(nèi)部次級礁灘體以側(cè)積作用為主，垂向作用不明顯；④礁灘體對臺內(nèi)水體交換沒有明顯影響，臺內(nèi)可見點礁和淺灘，蒸發(fā)巖不發(fā)育。

3.2 對成巖作用的影響

長興期開江—梁平海槽兩側(cè)臺地邊緣的形態(tài)差異不僅造成臺緣帶之上礁灘體沉積模式的迥異，也會導致臺緣帶成巖環(huán)境和成巖作用的明顯差異（圖5）。斷層—陡坡型臺地邊緣的成巖環(huán)境是水體較淺且循環(huán)程度高、礁灘體暴露時間長以及斷層利于滲流和溶蝕作用等，其成巖作用常見早期白云石化作用、壓實壓溶作用、埋藏白云化作用以及溶蝕和微裂縫作用等，在每期礁灘體旋回的頂部常見厚層亮晶礁白云巖和亮晶生屑白云巖，各類溶蝕孔隙異常發(fā)育。陡坡型臺地邊緣的成巖環(huán)境是水體較淺且循環(huán)程度高以及礁灘體暴露時間較長等，常見的成巖作用與斷層—陡坡型臺地邊緣類似，但因缺少基底斷裂的滲流作用，其白云化作用和溶蝕作用相對變?nèi)酰诿科诮笧w旋回的頂部也可見中—薄層亮晶礁白云巖和亮晶生屑白云巖，其溶蝕孔隙較發(fā)育。緩坡—坡折型臺地邊緣的成巖環(huán)境是水體較淺且循環(huán)程度高、礁灘體暴露時間短且頻繁等，其成巖作用常見早期壓實壓溶作用、淺—中埋藏白云化作用、弱／強溶蝕作用、鈣質(zhì)或石英膠結(jié)作用等，在每期礁灘體旋回頂部或局部微裂縫附近可見薄層亮晶生屑白云巖和殘余顆粒粉晶白云巖發(fā)育，橫向分布廣。緩坡型臺地邊緣與緩坡—坡折型臺地邊緣的成巖環(huán)境和成巖作用大致相同，但礁灘體的白云化程度不高，亮晶生屑白云巖和殘余顆粒粉晶白云巖的厚度薄，但期次多，橫向分布廣。

3.3 對儲層分布的影響

長興期，海槽兩側(cè)臺地邊緣形態(tài)不僅控制礁灘體的沉積模式和成巖作用，并最終影響礁灘體儲層的分布（圖3、圖5）。斷層—陡坡型臺地邊緣之上礁灘體儲層主要分布在基底斷裂和陡坡一側(cè)的每期礁灘體旋回的頂部，其累計厚度通常大于60m，但橫向分布窄，儲集空間常見殘余粒間（溶）、粒間（內(nèi)）溶孔和生物鑄模孔、晶間（溶）孔和溶蝕裂縫，儲層類型多屬于中高孔隙度、滲透率的裂縫—孔隙型儲層。陡坡型臺地邊緣之上礁灘體儲層主要集中分布在臺緣陡坡一側(cè)的每期礁灘體旋回的頂部，累計厚度介于30～60m，橫向分布窄，儲集空間常見殘余粒間（溶）、粒間（內(nèi)）溶孔和生物鑄模孔、晶間（溶）孔，儲層類型多屬于低孔隙度、低滲透率的孔隙型儲層。緩坡—坡折型臺地邊緣之上礁灘體儲層主要位于大型緩坡的坡折帶附近，且分布在每期礁灘體旋回的頂部，其厚度薄，但期次多，累計厚度約為20m，橫向分布較廣，其儲集空間主要為殘余粒間（溶）、粒間（內(nèi)）溶孔和未充填微裂縫，儲層類型多屬于特低孔隙度和低滲透率的裂縫—孔隙型儲層。緩坡型臺地邊緣之上礁灘體儲層特征大體與緩坡—坡折型臺地邊緣儲層特征類似，裂縫發(fā)育程度決定礁灘體儲集能力大小，礁灘儲層具有厚度薄，期次多和橫向分布廣的特點，主要位于大型緩坡前緣斜坡一側(cè)，且分布在每期礁灘體旋回的頂部。

4 結(jié)論

1）長興期，開江—梁平海槽兩側(cè)臺地邊緣主要存在4種形態(tài)，即斷層—陡坡型臺地邊緣、陡坡型臺地邊緣和緩坡—坡折型臺地邊緣和緩坡型臺地邊緣，這4種形態(tài)的臺地邊緣是影響臺緣帶礁灘體沉積模式和成巖作用特征的關(guān)鍵要素，也是造成礁灘體儲層特征差異性的根本原因。

2）白云巖化、多期溶蝕作用和裂縫作用是改善礁灘儲層質(zhì)量的關(guān)鍵作用，有利儲層主要位于礁灘體內(nèi)每期礁灘體的頂部，分布于臺緣基底斷裂或陡坡和前緣斜坡一側(cè)。

本文得到中國石油西南油氣田公司各級領(lǐng)導和同行的幫助和支持，也得到中國石油勘探開發(fā)研究院石油地質(zhì)研究所領(lǐng)導和同行的協(xié)助，在此一并表示誠摯感謝。

［1］王一剛，文應初，張帆，等.川東地區(qū)上二疊統(tǒng)長興組生物礁分布規(guī)律［J］.天然氣工業(yè)，1998，18（6）：10－15.WANG Yigang，WEN Yingchu，ZHANG Fan，et al.Distribution law of the organic reefs in Changxing Formation of Upper Permian in east Sichuan［J］.Natural Gas Indus－try，1998，18（6）：10－15.

［2］馬永生，牟傳龍，郭彤樓，等.四川盆地東北部長興組層序地層與儲層分布［J］.地學前緣，2005，12（3）：179－185.MA Yongsheng，MOU Chuanlong，GUO Tonglou，et al.Sequence stratigraphy and reservoir distribution of the Changxing Formation in northeastern Sichuan Basin［J］.Earth Sicence Frontiers，2005，12（3）：179－185.

［3］杜金虎，徐春春，汪澤成，等.四川盆地二疊—三疊系礁灘天然氣勘探［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2010.DU Jinhu，XU Chunchun，WANG Zecheng，et al.Natural gas exploration in Permian－Triassic reefs and shoals in Sichuan Basin［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2010.

［4］魏國齊，陳更生，楊威，等.四川盆地北部開江—梁平海槽邊界及特征初探［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2006，27（1）：99－104.WEI Guoqi，CHEN Gengsheng，YANG Wei，et al.Preliminary study of the boundary of Kaijiang－Liangping Trough in northern Sichuan Basin and its characteristics［J］.Oil ＆ Gas Geology，2006，27（1）：99－104.

［5］何鯉，羅瀟，劉莉萍，等.試論四川盆地晚二疊世沉積環(huán)境與礁灘分布［J］.天然氣工業(yè)，2008，28（1）：28－32.HE Li，LUO Xiao，LIU Liping，et al.A discussion on depositional environment in Late Permian and distribution of reef－bank in Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2008，28（1）：28－32.

［6］劉劃一，王一剛，楊雨，等.川東上二疊統(tǒng)生物礁氣藏多元信息綜合預測方法研究［J］.天然氣工業(yè)，1999，19（4）：13－18.LIU Huayi，WANG Yigang，YANG Yu，et al.A study of multivariate informations comprehensive prediction method for the biohermal gas reservoir in Upper Permian Series in east Sichuan［J］.Natural Gas Industry，1999，19（4）：13－18.

［7］郭旭升，胡東風.川東北礁灘天然氣勘探新進展及關(guān)鍵技術(shù)［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（10）：6－11.GUO Xusheng，HU Dongfeng.Newest progress and key techniques in gas exploration of reef－bank reservoirs in the Northeastern Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2011，31（10）：6－11.

［8］黨錄瑞，鄭榮才，鄭超，等.川東地區(qū)長興組白云巖儲層成因與成巖系統(tǒng)［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（11）：47－52.DANG Lurui，ZHENG Rongcai，ZHENG Chao，et al.Origins and diagenetic system of dolomite reservoirs in the Upper Permian Changxing Fm，eastern Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2011，31（11）：47－52.

［9］黃勇，張漢榮，范小軍，等.元壩地區(qū)長興組生物孔隙特征及控制因素［J］.西南石油大學學報：自然科學版，2013，35（1）：79－85.HUANG Yong，ZHANG Hanrong，F(xiàn)AN Xiaojun，et al.The controlling factors and characteristics for biological pores of Changxing Formation in Yuanba Area，Sichuan Basin［J］.Journal of Southwest Petroleum University：Natural Science Edition，2013，35（1）：79－85.

［10］田成偉，安顯銀，羅清園，等.川東北元壩地區(qū)長興組層序地層及沉積相分析［J］.地球科學與環(huán)境學報，2012，34（4）：36－42.TIAN Chengwei，AN Xianyin，LUO Qingyuan，et al.A－nalysis of sequence stratigraphy and sedimentary facies of Changxing Formation in Yuanba Area of Northeast Sichuan［J］.Journal of Earth Sciences and Environment，2012，34（4）：36－42.

［11］范小軍.川東北元壩地區(qū)長興組與飛仙關(guān)組天然氣成藏差異性成因［J］.天然氣工業(yè)，2012，32（6）：15－20.FAN Xiaojun.Causes of differences of natural gas pooling between the Changxing Formation and the Feixianguan Formation in Yuanba，Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2012，32（6）：15－20.

［12］張慶峰，陳祖慶，趙永慶，等.米倉山前緣隱伏構(gòu)造帶構(gòu)造演化與長興—飛仙關(guān)組油氣成藏的關(guān)系［J］.天然氣工業(yè)，2013，33（5）：24－29.ZHANG Qingfeng，CHEN Zuqing，ZHAO Yongqing，et al.Relationship between tectonic evolution and hydrocarbon accumulation in the Changxing and Feixianguan Fms in the frontal concealed structural zone of Micangshan Mountain，northeastern Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2013，33（5）：24－29.

［13］羅志立，孫瑋，韓建輝，等.峨眉地幔柱對中上揚子區(qū)二疊紀成藏條件影響的探討［J］.地學前緣，2012，19（6）：144－154.LUO Zhili，SUN Wei，HAN Jianhui，et al.Effect of Emei mantle plume on the conditions of Permian accumulation in Middle－Upper Yangtze Area［J］.Earth Science Frontiers，2012，19（6）：144－154.

［14］文龍，張奇，楊雨，等.四川盆地長興組—飛仙關(guān)組礁、灘分布的控制因素及有利勘探區(qū)帶［J］.天然氣工業(yè)，2012，32（1）：39－44.WEN Long，ZHANG Qi，YANG Yu，et al.Factors controlling reef－bank reservoirs in the Changxing－Feixianguan formations in the Sichuan Basin and their play fairways［J］.Natural Gas Industry，2012，32（1）：39－44.

［15］汪澤成，趙文智.四川盆地構(gòu)造層序與天然氣勘探［M］.北京：地質(zhì)出版社，2002.WANG Zecheng，ZHAO Wenzhi.Tectonic sequence and natural gas exploration in Sichuan Basin［M］.Beijing：Geological Publishing House，2002.