四川盆地高石梯—磨溪地区灯四段岩溶古地貌恢复及地质意义

金民东，谭秀成，童明胜，曾伟，刘宏，钟波，刘庆松，连承波，周星合，许浒，罗冰

（1.西南石油大学，成都 610500；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；3.中国石油碳酸盐岩储集层重点实验室沉积-成藏研究室，成都 610500；4.川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，成都 610041；5.中国石油西南油气田公司勘探事业部，成都 610041；6.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，成都 610041）

四川盆地高石梯—磨溪地区灯四段岩溶古地貌恢复及地质意义

金民东1,2,3，谭秀成1,2,3，童明胜4，曾伟1,2,3，刘宏3，钟波5，刘庆松5，连承波1,2,3，周星合5，许浒5，罗冰6

（1.西南石油大学，成都 610500；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；3.中国石油碳酸盐岩储集层重点实验室沉积-成藏研究室，成都 610500；4.川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，成都 610041；5.中国石油西南油气田公司勘探事业部，成都 610041；6.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，成都 610041）

基于四川盆地高石梯—磨溪地区三维地震和钻孔资料，论证并选取龙王庙组顶—寒武系底界印模地震厚度来表征震旦系灯影组四段岩溶古地貌。灯四段岩溶古地貌可进一步划分为岩溶台面、斜坡和叠合斜坡3种地貌单元，且不同地貌单元具有不同的古水文条件，进而控制了岩溶作用强度和储集层质量差异。其中，叠合斜坡区域溶蚀作用最强，发育较大型的溶沟、溶洞系统，其储集空间主要为蜂窝状溶蚀孔洞，质量最好；台面斜坡溶蚀作用有所减弱，发育较小型的溶沟、溶洞系统，储集层质量相对变差；岩溶台面区域溶蚀作用最弱，主要发育小型花斑状岩溶系统，储集空间多为针孔—较小的溶蚀孔洞，整体质量相对较差，局部也存在质量较好储集体。结果表明，除高勘探程度的西部台缘带外，台内勘探程度较低的台面斜坡也可作为灯四段有利勘探区带。图11表1参23

古地貌；岩溶台面；斜坡；叠合斜坡；寒武系龙王庙组；震旦系灯影组；高石梯—磨溪地区；四川盆地

引用：金民东,谭秀成,童明胜,等.四川盆地高石梯—磨溪地区灯四段岩溶古地貌恢复及地质意义[J].石油勘探与开发,2017,44(1):58-68.

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0 引言

四川盆地高石梯—磨溪地区（以下简称高磨地区）上震旦统灯影组四段（以下简称灯四段）近年来取得了巨大的勘探突破，成为了当前中国天然气勘探的热点。勘探表明，高磨地区最有利的储集区带集中分布于西部相对狭窄的台缘带内，而在广大台内带地区储集层发育和勘探效果较差[1]，这也制约了灯四段勘探成果的进一步扩大。研究认为，灯四段储集层是丘滩相白云岩受桐湾Ⅱ幕大气淡水岩溶改造而成，且相控岩溶作用是优质储集层形成的关键[1-2]。但据前人研究成果[3-5]，岩溶型储集层的发育分布与岩溶古地貌控制的古水文活动规律密切相关，因此，恢复高磨地区灯四段岩溶古地貌对于预测有利岩溶储集层发育区带至关重要。

目前地质研究上常利用残余厚度法恢复古岩溶地貌[1,6]，并据此认为灯四段有利储集层发育区带仍局限于台缘带，而对于台内广大地区的相对有利区带却认识不清。鉴于此，本文充分利用高磨地区丰富的岩心和地震资料，论证并选取了下寒武统龙王庙组顶—寒武系底间地震时间厚度来表征灯四段岩溶古地貌，通过分析该古地貌与灯四段岩溶储集层发育分布的关系，预测有利储集层发育区带。

1 区域地质背景

研究区高磨地区位于四川盆地川中古隆中斜平缓带中部（见图1），总面积约5 288 km2。研究区内针对灯四段的钻井分布不均，主要集中在高石梯—磨溪构造西部，且井密度相对较大。研究区取心井共计25口，岩心总长963.83 m，为古地貌恢复研究提供了资料基础。

图1 研究区位置及地层特征示意图（GR—自然伽马）

高磨地区灯四段位于上震旦统顶部，与下伏混积潮坪相灯影组三段（下文简称灯三段）整合接触，其上由于缺失下寒武统麦地坪组沉积而与下寒武统筇竹寺组呈平行不整合接触[7]，研究区内灯四段岩性较为复杂，主要有凝块云岩、砂屑云岩、藻叠层云岩、（藻纹）泥晶云岩等，钻厚240～350 m，总体呈西厚东薄、南北厚度稳定的特征（见图2）。研究区灯四段沉积时经历两期海侵—海退旋回。在第1期海退末期至第2期海侵期，灯四段中部普遍发育一套具有较高自然伽马值的低能相碳酸盐岩（见图1），故以沉积旋回为依据，将灯四段由下至上划分为灯四下亚段和灯四上亚段。灯四段储集层主要发育于灯四下亚段中上部和灯四上亚段中下部藻云岩和颗粒云岩中。

构造演化研究表明[8-11]，乐山—龙女寺古隆起是在张应力背景下形成的受基底和断裂共同控制的继承性隆起，在震旦纪灯影组沉积期，形成同沉积隆起兼剥蚀隆起雏形，为低隆起时期；灯影组沉积末期，桐湾Ⅱ幕差异抬升作用导致古隆起发生较大幅度的相对隆升，灯四段遭受不同程度的淋滤和剥蚀，地层厚度变化较大[12-13]；早寒武世晚期，基底断裂活动强度最大，为古隆起的一个快速发展期，即为高隆起时期；志留纪末的加里东运动使四川盆地大幅抬升，基本奠定了乐山—龙女寺古隆起的范围。在此之后，古隆起进入了发展、演化阶段，并先后经历了海西、印支、燕山及喜马拉雅期构造演化阶段，古隆起形态在继承性发育的同时，也经历了调整、改造与破坏。

图2 高磨地区灯四段残厚古地貌及天然气测试产量分布图

2 灯四段古地貌恢复

2.1 古地貌恢复的难点

虽然对四川盆地灯影组的研究较多，但对于高磨地区灯四段，由于其勘探时间较短，资料有限，对该区灯四段古地貌恢复的限制较大，且相对于5 288 km2的工区而言，研究区内钻井分布极为不均，特别是磨溪地区东北部几乎没有钻井，因而基于钻井资料的常规地层厚度方法难以满足微地貌精细刻画的需要。鉴于此，针对高磨地区满覆盖三维地震工区，前人曾尝试利用灯四段残余厚度变化趋势来表征寒武系沉积前的岩溶古地貌，并认为该古地貌具有“西部台缘带高，东部台内带低”的特征[1]，这与笔者利用钻孔资料并结合地震厚度变化趋势所绘制的灯四段残余厚度分布图高度一致（见图2），因而可利用灯四段残余厚度平面分布图近似代表岩溶古地貌，并据此划分为岩溶高地（厚度大于300 m）、岩溶斜坡（250～300 m）和岩溶洼地（厚度小于250 m）3个地貌单元（见图2）。但分析发现，该古地貌所控制的储集层发育分布规律与实际具有较大差异，如：位于岩溶高地西侧的岩溶斜坡内的钻井（高石1—高石7井区）测试产量要远高于岩溶高地东侧岩溶斜坡内的钻井（磨溪10—磨溪8—磨溪11井区）；岩溶高地东侧的岩溶斜坡和岩溶洼地内的钻井测试产量大致相当，而岩溶高地内部的钻井测试产量却差异巨大。除此之外，地震研究发现，在该古地貌的岩溶高地和岩溶洼地内均存在寒武系底部地层超覆现象（见图3），而地层超覆点的位置应该是古地貌坡折带的反映[14]，这也说明了残厚法恢复的古岩溶地貌不能代表寒武系沉积前的灯四段岩溶古地貌。

图3 高磨地区超覆点地震剖面（剖面位置见图2）

图4 高磨地区地震剖面图（剖面位置见图2）

前人研究表明，灯三段沉积末期，高磨地区处于裂陷活动期，构造变动较大，特别是研究区西部，断陷较为发育[15]，使差异剥蚀增强，致使残厚法恢复古地貌存在较大问题。同时，地震剖面上灯三段和灯四段底界地震同相轴变化较大，难以准确追踪。灯三段底部也存在由东向西的超覆现象（见图4），这表明灯三段和灯四段底界均难作为与古海平面平行的“基准面”来恢复灯四段岩溶古地貌。加之桐湾Ⅱ幕对灯四段的差异剥蚀，灯四段厚度变化较大，故利用灯三段和灯四段残余厚度恢复古地貌在本区并不适用。

2.2 古地貌恢复方法可行性分析

在四川盆地，灯影组上覆的寒武系筇竹寺组—沧浪铺组沉积期为一个完整的海侵—海退旋回[16]，为补偿沉积，对灯影组的剥蚀古地貌基本填平补齐，寒武系底—沧浪铺组顶印模厚度能真实反映寒武系沉积前的灯四段古地貌特征。同时，由于筇竹寺组—沧浪铺组沉积晚期四川盆地乐山—龙女寺古隆起区构造运动相对稳定[17]，加之区内高品质地震资料三维连片面覆盖，因而选取沧浪铺组顶界近似作为古地貌恢复的“基准面”，并利用其到灯影组顶界的印模地震厚度变化趋势来表征灯四段的岩溶古地貌是可行的。但地震反射特征表明，研究区内沧浪铺组与龙王庙组地震反射界面难以大面积准确追踪（见图3），其印模厚度也难以准确确定，因而该方法不宜直接运用。考虑到乐山—龙女寺古隆起具有继承性发育的特点，同一构造单元内龙王庙组厚度相对稳定（80～110 m）[3,17]，且龙王庙组顶界和灯四段顶界地震反射特征明显，区域上具有良好的可追踪对比性（见图3），故本次研究最终选择寒武系底—龙王庙组顶地震厚度变化趋势来研究灯四段岩溶古地貌。

2.3 寒武系底—龙王庙组顶印模厚度与古地貌

基于上述分析，利用研究区内三维地震层位解释成果，通过三维模型迭代法求取层速度后，经时深转换，编制龙王庙组顶界与寒武系底界构造图，后将龙王庙组顶界与寒武系底界深度域构造相减，得出了寒武系底—龙王庙组顶印模地震地层厚度变化趋势图（见图5）。从图5可以看出，地层厚度总体呈现西北厚、东南薄的趋势，并存在西北部和中部两个厚度突变带。地震剖面上，寒武系下部在厚度突变带表现出向东和东南超覆的特征（见图3），表明印模厚度小的区域在寒武系沉积前古地貌较高。同时，地层超覆点又是古地貌坡折带的反映[14]，通过三维工区内超覆点的追踪，发现存在一个南北向和两个近北东向的超覆带，分别指示西部裂陷槽台缘带附近坡折和台地内部坡折。受坡折带分隔的影响，台地内可分为古地貌较高的南部和较低的北部两个平台面（见图5）。综上所述，寒武系沉积前灯影组顶部的古岩溶地貌特征不是前人认为的台缘带高、东部台内地区低[1]，而是呈阶梯状向西北倾伏的特征，并由两个地貌坡折带把台内分隔为南北两个平台面（见图5）。

图5 高磨地区寒武系底—龙王庙组顶印模地震地层厚度变化趋势图

2.4 灯四段古地貌划分

国内外研究表明，由于岩溶地貌幕式抬升变化，潜水面相应下降，当潜水面相对停滞时，岩溶水因水平运动和河流侧蚀作用形成较平坦的地台面[18-19]，后期构造抬升导致潜水面下降，岩溶水在新潜水面控制下，形成新的补径排系统，进而形成新的平台面，这种平台面就叫做岩溶台面。Mayer等进一步对岩溶台面系统进行了说明[20]，通过建立意大利马尔凯地区因构造逐渐抬升而暴露地表地区水系流动和构造抬升运动耦合关系的模式图指出（见图6b），在上级次水系汇聚和下一级次水系呈树枝状发散下蚀的地区即为地表水排泄基准面，而排泄基准面附近即为岩溶台面的边界。鉴于此，结合研究区实际古地貌形态特征，最终对研究区古地貌进行了划分，共识别出两期次的岩溶台面（台面Ⅰ和台面Ⅱ）及其所对应的斜坡系统（斜坡Ⅰ和斜坡Ⅱ）。值得注意的是，在研究区西部和东北部还存在两期次岩溶台面共同控制的叠合斜坡区，这也为岩溶作用的差异改造研究提供了基础（见图6a）。

3 古岩溶地貌与有利岩溶型储集层发育区带

3.1 古岩溶地貌对岩溶作用的控制作用

灯三段海侵期沉积以后，受海平面下降的影响，高磨地区于灯四段沉积期以发育藻云岩和颗粒云岩为特征。灯四段沉积末期，桐湾Ⅱ幕运动使研究区整体抬升暴露并接受岩溶改造[21]，此时，灯四段处于早成岩阶段，成岩强度较低，岩溶作用的物质基础是灯四段白云岩[1]，其表现为两方面：一是对早期孔渗层的溶蚀、加大，二是沿断裂裂缝的溶蚀而形成溶缝，从而形成横向上准层状储集层与纵向上断裂裂缝、溶缝沟通的立体储渗网络（见图7）。对于此种岩溶状态，越来越多的学者将其归类于早成岩期岩溶[1,22]，其中一个典型识别标志即为花斑状（或豹斑状）岩溶系统，国外又称海绵状岩溶系统[22]，主要为岩溶作用在早期斑块状孔渗层内部长期漫流溶蚀的结果[3,23]。

图6 高磨地区灯四段岩溶地貌单元划分（a）及岩溶台面水系模式图（b）[20]

岩心精细描述和镜下薄片鉴定表明，高磨地区灯四段大面积发育花斑状岩溶系统（见图8a—8c）。岩心宏观统计发现，78.2%的花斑状岩溶系统主要发育于岩溶台面，这也与前述的古水流条件相吻合。在岩溶台面处，岩溶水主要以水平运动和河流侧蚀为主，流速较慢，流势较弱，因而极易在灯四段早期孔渗层中长期浸润和漫流，最终形成花斑状岩溶系统。而在台面斜坡区域（斜坡Ⅰ和斜坡Ⅱ），岩溶水水头差较大，流速较快，流势较强，且主要以下蚀作用和侧蚀作用为主，因而其溶蚀作用较强，以形成小型溶沟、溶洞为主。而从岩溶台面和台面斜坡区域（斜坡Ⅰ和斜坡Ⅱ）的钻井成像测井特征看，岩溶台面上的井以大面积均一亮色响应为主，局部可见少量的暗色小斑点或小斑块，如高石18井（见图9a）；台面斜坡的井则表现为暗色斑点和小斑块呈杂乱分布的特征，但斑块数量也较少，且分布稀疏，局部还可见深色条带，如磨溪21井（见图9b）。而通过宏观取心发现，研究区灯四段硅质结核极少，且成像图上暗色斑点或斑块形态极不规则，因此这些暗色斑点（或者斑块）应该是溶蚀孔洞或洞穴系统的反映，这也间接说明了台面斜坡区域岩溶作用较强。叠合斜坡区域，由于其为两期岩溶台面的共同泄水区，水势更强，水头差更大，流速最快，因而常形成较大型的溶沟、洞穴系统，如高石1井区（见图8d）和高石102井区（见图8e、图10a）。而从所对应的成像测井图像看，在这些区域的钻井多表现为较大型的不规则暗色斑块杂乱分布特征，且分布更为密集，暗色条带也更为发育（见图9c、图9d），表明该区域的岩溶作用最强。

图7 高磨地区高石1井灯四段岩溶型储集层岩心照片

图8 高磨地区灯四段岩溶作用岩心照片

3.2 古地貌对储集层发育的控制

由于古水文条件的差异，高磨地区不同古地貌单元岩溶作用强度也存在明显差异，而岩溶作用强度的差异又必然会导致储集层发育的差异[3-5]，无论是储集层类型还是储集层质量，受古地貌的控制，均会有明显不同。

图9 高磨地区不同岩溶地貌单元成像测井图

图10 高磨地区灯四段储集层岩心照片

前已述及，叠合斜坡区域的岩溶水最为活跃，溶蚀作用最强，因而其形成的储集层主要为蜂窝状溶蚀孔洞型储集层（见图10a、10b）；台面斜坡区域（斜坡Ⅰ和斜坡Ⅱ），由于溶蚀作用相对减弱，其形成的溶蚀孔洞孔径相对减小，且分布较为零散（见图9b）；而对于岩溶台面区域，由于其溶蚀作用整体较弱，因而其形成的储集层以针孔或较小的溶蚀孔洞为主（见图10d、10e），但当局部溶蚀作用较强时，也可发育蜂窝状溶蚀孔洞型储集层，但规模较小（见图10f）。从不同地貌单元的测井解释成果来看（见表1），位于叠合斜坡区域8口钻井的平均储能系数（储集层有效厚度与孔隙度的乘积）约为3.96 m，平均测试产量则为93.74×104m3/d，相对最高；岩溶台面系统26口钻井的平均储能系数为1.86 m，平均测试产量为14.74× 104m3/d，但其中有两口钻井（高石2井和高石8井）储集层质量却相对较好，这表明虽然岩溶台面储集层发育情况整体较差，但在局部强溶蚀区域也能形成较好的储集体；而对于台面斜坡区域，由于其钻井相对稀少（仅有磨溪21井，且未钻穿灯四上亚段），虽然其储能系数相对较低（0.45 m），但在70余米的灯四段钻遇层中，有效储集层厚度为14.9 m，且平均孔隙度为3%，这也间接证明其储集层质量要好于岩溶台面系统。

3.3 有利岩溶型储集层发育区优选

基于上述分析，结合研究区实际古地貌形态，对高磨地区灯四段进行了有利岩溶型储集层发育区带优选（见图11）：最有利发育区带为研究区西部的叠合斜坡区，其地貌高差较大，坡度较陡，岩溶作用最强，储集层质量最好，为Ⅰ1区。从后期新钻井（磨溪109井）取心资料和测试产量看，其岩心以发育蜂窝状溶蚀孔洞为特征（见图10c），而测试产量则在未酸化的情况下达43×104m3/d，证明了该区的勘探潜力。研究区东北部的叠合斜坡区，由于坡度较缓，水头差相对较小，溶蚀作用有所减弱，因而将其划分为Ⅰ2区。斜坡Ⅰ区域的西部（磨溪21—高石18井区）和斜坡Ⅱ区域，其地貌坡度均相对较陡，且岩溶古水系较为发育，故将其划分为Ⅱ1区。斜坡Ⅰ的其他区域，古水系发育相对较差且坡度较缓，故划分为Ⅱ2区，在该区域的新测试井磨溪107井，其储能系数为0.45 m，试油结果为干层，证明该区储集层发育相对较差。对于岩溶台面，其溶蚀作用相对最弱，所发育的储集层质量整体相对最差，故将其划分为Ⅱ2—Ⅲ区。

表1 高磨地区灯四段单井储渗性能、测试产量统计表

图11 高磨地区岩溶型储集层有利分布区图

4 天然气地质意义

由于高磨地区灯四段勘探时间较短，有效岩溶型储集层发育分布规律认识尚不清楚。目前勘探和开发重点仍集中于西部台缘带（俗称陡坎带），但其面积相对较小，且勘探程度高（见图2）。而广大的台内地区，钻井主要集中在岩溶台面上，但整体勘探效果较差，因而在广大的台内地区寻找有利勘探区带将对区内扩大勘探成果意义重大。综合前述研究认为，台内的两个斜坡带，特别是研究区东北部的叠合斜坡带，其岩溶型储集层发育较好，但目前钻探程度极低，若在这两个有利区（Ⅰ2和Ⅱ1区）内部署探井，如获得突破，将拓展灯四段岩溶型储集层的勘探新区带，同时也可进一步指导三维地震资料在研究区外围的部署（重点为两个叠合斜坡以北区块），以期在类似背景下找到更多的有利储集层发育带。

5 结论

基于高磨地区三维地震和钻孔资料，论证并选择寒武系底—龙王庙组顶的印模地震厚度恢复灯四段岩溶古地貌，并据此划分出岩溶台面、斜坡和叠合斜坡3个地貌单元。高磨地区不同地貌单元具有不同的古水文条件，其岩溶作用和储集层发育情况也有所不同：岩溶台面溶蚀作用较弱，形成的储集层质量整体较差，但局部存在较好的储集体；台面斜坡区域溶蚀作用有所增强，形成的储集层质量相对变好；叠合斜坡区域，溶蚀作用最强，其形成的储集层质量相对最好。高磨地区北部和中部的两个台面斜坡带，尤其是磨溪39井北部的叠合斜坡带，可作为台内广大地区的下一步勘探目标，以开拓灯影组岩溶型储集层天然气勘探新区带。

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（编辑 黄昌武）

Karst paleogeomorphology of the fourth Member of Sinian Dengying Formation in Gaoshiti-Moxi area,Sichuan Basin,SW China:Restoration and geological significance

JIN Mindong1,2,3,TAN Xiucheng1,2,3,TONG Mingsheng4,ZENG Wei1,2,3,LIU Hong3,ZHONG Bo5,LIU Qingsong5,LIAN Chengbo1,2,3,ZHOU Xinghe5,XU Hu5,LUO Bing6
(1.Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China; 2.Key Laboratory of Natural Gas Geology,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China; 3.The Sedimentary and Accumulation Department of Key Laboratory of Carbonate Reservoirs,PetroChina,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China; 4.Geological Exploration and Development Research Institute,Chuanqing Drilling Engineering Company Ltd,Chengdu 610041,China; 5.Exploration Division of PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company,Chengdu 610041,China; 6.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Southwest Oil and Gas Field Company,PetroChina,Chengdu 610041,China)

Based on 3-D seismic data and drill-hole data in Moxi-Gaoshiti area,the impression seismic thickness from the top of Longwangmiao Formation,which is easier traced,to the bottom of Cambrian System was selected to characterize the karst paleogeomorphology of the fourth Member of Dengying Formation.The paleogeomorphology of the member can be further divided into three geomorphic units:karst platform,slope and superimposed slope,which had different paleohydrologic conditions,and thus different karstification intensity and reservoir quality.Among them,the superimposed slope with the strongest dissolution,has larger solution groove and cave systems,where the reservoirs with mainly honeycombed dissolved pores and cavities as storage space,are best in quality; the platform slope with weaker dissolution,has smaller solution groove and cave systems,where the reservoirs are poorer than those in the superimposed slope; the karst platform with the weakest dissolution,has piebald karst systems mainly,where the reservoirs with mainly pinhole to smaller dissolved pores and cavities as storage space,are poorer in quality on the whole,but there are some good quality reservoir bodies in local areas.The results show that,besides the highly explored scarp belt,the karst platform with low exploration degree can also be favorable exploration area of the fourth member of Dengying Formation.

paleogeomorphology; karst platform; slope; superimposed slope; Cambrian Longwangmiao Formation; Sinian Dengying Formation; Moxi-Gaoshiti area; Sichuan Basin

“十三五”国家科技攻关项目（2016ZX05004002-001）；国家自然科学基金项目（41402126）

TE122.2

：A

1000-0747(2017)01-0058-11

10.11698/PED.2017.01.07

金民东（1989-），男，四川遂宁人，现为西南石油大学在读博士研究生，从事储集层地质学方面研究。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：ktdong1@163.com

联系作者：谭秀成（1970-），男，四川武胜人，西南石油大学教授，从事储集层沉积学方面研究。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：tanxiucheng70@163.com

2016-04-19

2016-12-18