Natural Gas Geoscience >

2022 , Vol. 33 >Issue 4: 572 - 587

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.11.001

Sedimentary evolution and its influence on karst reservoir development of the Middle Permian Maokou Formation in the northwestern Sichuan Basin， China

  • Xin HU , 1 ,
  • Yufeng WANG 1 ,
  • Senqi PEI 1 ,
  • Qi ZENG 1 ,
  • Rongrong LI 1 ,
  • Hongyu LONG 1 ,
  • Tanglü LI 1 ,
  • Siyu ZHOU 2 ,
  • Haitao SUN , 2
Expand
  • 1. Northwest Sichuan Gas Field，Southwest Oil and Gasfield Company，PetroChina，Jiangyou 621700，China
  • 2. College of Geosciences，China University of Petroleum⁃Beijing，Beijing 102249，China

Received date: 2021-04-13

  Revised date: 2021-11-05

  Online published: 2022-04-22

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41972097)

the Science and Technology Project of PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company(20220301-03-05)

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Highlights

The Middle Permian Maokou Formation in northwest Sichuan Basin is mainly composed of limestone， which is deeply buried and has poor physical properties. It is a kind of low porosity and low permeability reservoir， with some good area of natural gas exploration. In order to clarify the sedimentary characteristics of the ultra-deep reservoir of the Maokou Formation， this paper analyzes the reservoir rock lithology types and its distribution， sedimentary facies and its controlling to the favorable reservoir by using drilling， logging and seismic data， and further discusses the controlling factors on high-quality reservoir development. The results show that during the first and the second members of Maokou Formation in Northwest Sichuan， bioclastic beach of the platform margin was developed in the Zhongba-Shuangyushi areas， and open platform in the other areas. The bioclastic beach of open platform was developed in the Jiulongshan area. The sedimentary pattern changed greatly during the third member of Maokou Formation， the relative sea level raised in Kuangshanliang-Jiulongshan areas， and developed the basin-slope facies with silicalite of biochemical origin. So， there was a new platform margin which was formed in the area from Shuangyushi to Jiange. This study found the change of sedimentary pattern of the Middle Permian Maokou Formation in the northwestern Sichuan Basin， and it is found that the differences of sedimentary facies and lithology of the Maokou Formation in Shuangyushi area and Jiulongshan area affected the karstification mode of those two areas， which can guide the exploration of favorable reservoirs.

Cite this article

Xin HU , Yufeng WANG , Senqi PEI , Qi ZENG , Rongrong LI , Hongyu LONG , Tanglü LI , Siyu ZHOU , Haitao SUN . Sedimentary evolution and its influence on karst reservoir development of the Middle Permian Maokou Formation in the northwestern Sichuan Basin， China[J]. Natural Gas Geoscience, 2022 , 33(4) : 572 -587 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.11.001

0 引言

四川盆地西北部（川西北）地区二叠系茅口组埋藏深度超过5 000 m，该层系的油气勘探始于20世纪70年代，但早期勘探成效甚微，直至近几年才获得了勘探突破，例如L16井于2017年在埋深5 940~5 960 m的茅口组灰岩储层中测试获得天然气251×104 m3，ST1井于2014年在埋深6 853~6 881 m的茅口组颗粒灰岩储层中测试获得天然气126×104 m3，证明川西北地区茅口组具有天然气勘探价值。但是，由于岩心资料较少，因此缺乏对该区茅口组储层类型及其成因的充分认识。文献调研表明，目前对于川西北地区茅口组超深碳酸盐岩储层的研究主要集中在沉积模式、储层白云岩化、古构造演化等方面，早期研究普遍认为川西北地区茅口组继承了中二叠统栖霞组碳酸盐岩台地的沉积格局，发育北东—南西向的台地边缘相，近期有学者［1-3］根据基底构造格局和硅质岩性的分布提出茅口组晚期局部出现了陆棚沉积，但缺乏直接证据，也没有确定该套硅质岩的成因。此外，川西北地区茅口组顶部遭受过不同程度的剥蚀［2-4］，茅口组顶部界线的争议导致茅口组晚期的沉积演化认识不一致。
对该地区沉积相分布缺乏清晰认识导致无法明确该地区储层发育情况，因为沉积相展布对碳酸盐岩储层的形成至关重要。早期研究表明，埋深大于3 500 m的碳酸盐岩储层属于致密储层，难以形成油气藏［5-7］。随着近些年油气勘探深度的不断增大，发现深部碳酸盐岩也能形成良好储层，2003年四川盆地东北部普光气田在超过3 500 m的碳酸盐岩储层获得勘探突破［8-9］，此类深层碳酸盐岩储层的主控因素与浅层不同，其发育机制及保存模式也成为了碳酸盐岩领域的热点之一。马永生等［10-12］以川东北地区普光气田碳酸盐岩储层为研究对象，提出了“三元控储”模式，认为有利的沉积—成岩环境是储层的发育基础，压力—断裂耦合是前提，流体—岩石作用是关键；何治亮等［13］后来进一步提出了构造—层序—岩相—流体—时间的5个因素概念模型控制了碳酸盐岩储层的形成。在其他含油气盆地，有利沉积相带、白云岩化作用、表生岩溶作用、构造裂缝的发育程度都是影响深层碳酸盐岩储层形成的重要因素，而沉积相研究是碳酸盐岩储层形成的基础。
为了阐明茅口组的沉积演化，本文研究充分利用露头、钻测井和地震资料，系统解剖了茅口组各段的岩性特征和分布规律；通过详细分析茅口组顶部硅质岩性的岩相学、地球化学数据提出了这套硅质岩层的成因；进一步分析了茅口组沉积晚期沉积相展布特征对储层形成的控制作用，这对完善中二叠统上扬子地区的岩相古地理认识，寻找有利储层具有重要意义。

1 区域地质概况

研究区位于四川盆地西北部地区，西邻龙门山推覆构造带、北接米仓山隆起带，包括矿山梁、中坝—双鱼石、河湾场和九龙山等地区（图1）。茅口组沉积前四川盆地西部的古地貌受加里东运动影响整体上呈现南高北低的趋势［14-16］，同时晋宁运动形成的深大断裂带在晚二叠世峨眉地裂运动的影响下发生拉张沉陷［17］，对茅口组的地层展布及岩性变化产生一定影响。川西地区茅口组厚度约为190~300 m，以深色厚层—块状泥晶生屑灰岩和泥晶灰岩为主，部分层段夹燧石团块或条带，整体岩性较稳定。川西地区茅口组自下而上分为4段：茅一段发育薄层—中层灰色泥晶生屑灰岩和泥晶灰岩，可见到“眼球状”构造；茅二段为中至厚层的浅灰色泥晶生屑灰岩，含有燧石结核、“似眼球状”构造及介形虫、腕足、䗴类等生物化石；茅三段发育浅灰色厚层—块状生屑灰岩和泥晶灰岩，局部地区夹燧石条带或发生白云石化作用；茅四段为黑灰色薄—中层生屑泥晶灰岩、泥晶灰岩，局部夹燧石条带或团块。受二叠纪东吴运动的影响，川西北地区茅口组地层遭受了抬升，顶部遭到剥蚀，茅四段甚至茅三段发育不全，在茅口组上覆王坡页岩［15-16］。
图1 川西北地区主要钻井和断裂位置图（a）及中二叠统岩性柱状图（b）

Fig.1 Location map（a） of the well and faults in the northwestern Sichuan Basin and the lithology column（b） of Middle Permian

2 茅口组岩石类型及垂向特征

2.1　茅口组岩石类型划分

按照结构组分的分类，川西北地区茅口组岩石类型以生屑灰岩、泥晶灰岩、泥质灰岩为主，局部含少量白云岩和硅质岩［18］，以下分别描述各岩类及特征。

2.1.1　生屑灰岩

根据胶结类型将生屑灰岩分为亮晶生屑灰岩和泥晶生屑灰岩。其中亮晶生屑灰岩生屑含量在60%~75%之间，岩石中的生屑类型主要有腕足类、介形虫、有孔虫和藻类等，生屑的磨圆较好，生屑之间主要为亮晶方解石胶结，该类岩石含量较少，主要分布于中坝—双鱼石一带［图2（a）］；泥晶生屑灰岩则分布较广，多呈中层或厚层，生屑含量一般为70%，生屑类型主要有腕足类、双壳类、有孔虫和䗴类，其分选及磨圆较差，生屑之间为泥晶方解石［图2（b）， 图2（c）］ 。
图2 川西北地区茅口组岩石类型及其微观特征

(a) ST3井， 7 138 m，亮晶生屑灰岩；(b) ST1井，6 978 m，泥晶生屑灰岩，茜素红染色；(c) 屋基坪剖面，茅口组上部泥晶生屑灰岩，有孔虫保存完整，茜素红染色，单偏光；(d) L004-X1井 ，6 990 m，细晶白云岩，原岩结构消失 (e) K1井，4 218.64 m,中—粗晶白云岩，见鞍状白云石，单偏光；(f) K1井，4 218.64 m,中—粗晶白云岩，鞍状白云石可见波状消光，正交偏光；(g) L004-X1井， 6 166 m，云质灰岩，茜素红染色，单偏光；(h) S1井， 5 284.47 m，硅质岩，正交偏光； (i) 屋基坪剖面，茅口组顶部硅质岩，生物壳体内的放射状玉髓，正交偏光

Fig.2 Lithology and its petrographic characteristics of the Maokou Formation in the northwestern Sichuan Basin

2.1.2　泥晶灰岩

泥晶灰岩分布于茅口组各层段，野外观察多呈深灰色薄至中层，根据生屑含量分为2类：一类为生屑含量小于10%，泥晶含量较高［图2（g）］；另一类为生屑泥晶灰岩，其生屑含量介于25%~50%之间，生屑类型有藻类、介形虫、有孔虫、䗴类等。

2.1.3　白云岩

研究区白云岩根据晶型大小分为2类：一类为细晶白云岩，粒径为0.1~0.2 mm；另一类为中粗晶白云岩，其粒径约为0.5 mm。镜下观察显示其原岩结构已被破坏，且中粗晶白云岩中多发育鞍状白云石，在正交偏光镜下呈现波状消光［图2（d）—图2（g）］。

2.1.4　硅质岩

茅口组顶部的硅质岩在野外露头表现为深灰色至黑色薄层状，薄片下见大量生物化石，大部分已被硅化［图2（h）—图2（i）］。关于硅质岩的成因，前人主要通过岩石学和地球化学元素特征进行成因分析［19］。由于海相沉积物中Fe、Mn会随着热水沉积含量的增加而降低，因此可用来判断硅质岩成因［20］；同时稀土元素不受成岩作用的影响，也可以作为硅质岩成因判断指标［20］。通过样品在Al—Fe—Mn三角图的投点显示研究区大部分样品点均落在富Al端，同时稀土元素显示LREE/HREE>1，且Ce未出现亏损而Eu出现明显的负异常，结合薄片镜下观察和地球化学元素分析认为茅口组顶部的硅质岩为生物成因（图3）。
图3 川西北地区茅三段硅质岩成因判别（底图据 ADACHI等［19］，KAWABE 等［20］）

Fig.3 Genetic discrimination map of silicon rock of the Maokou Formation in the northwestern Sichuan Basin （after ADACHI，et al.［19］， KAWABE，et al.［20］）

2.2　茅口组岩性垂向分布特征

研究区自下而上依次发育茅一段、茅二段和茅三段。不同层段岩性组合结合对应测井曲线特征，可以反映出该沉积期的沉积环境。
茅一段底部发育薄层泥质灰岩［图4（a），图4（b）］，向上发育泥晶生屑灰岩且厚度增加。在测井曲线上茅一段表现为发育含高尖的低自然伽马和波状起伏的低电阻率曲线，自下而上自然伽马曲线数值逐渐减小且具有数个箱型曲线特征，反映茅一段水体向上逐渐变浅（图5）。
图4 川西北地区茅口组各段露头岩性组合特征

（a）长江沟剖面，茅口组和栖霞组分界面之上，茅一段底部中薄层泥晶灰岩夹薄层泥质灰岩（箭头处）；（b）上寺剖面，栖霞组和茅口组分界面之上，茅一段浅灰色中薄层泥晶灰岩；（c）乌木沱剖面，茅二段灰白色中薄层泥晶灰岩和泥质灰岩，发育“似眼球状”构造；（d）乌基坪剖面，厚层生屑灰岩，可见珊瑚化石；（e）何家梁剖面，茅三段灰白色厚层生屑灰岩； （f）何家梁剖面，茅三段灰白色中厚层生屑灰岩；（g） 屋基坪剖面，茅三段灰黑色薄层硅质岩和浅灰色泥灰岩互层发育； （h）王家沟剖面，茅三段含灰黑色硅质条带的浅灰色泥晶灰岩；（i） 屋基坪剖面，茅三段顶部泥灰岩（脚下）以棕褐色王坡页岩（膝盖以上）为标志与吴家坪组分界

Fig.4 Lithology group characteristics of different members of the Maokou Formation in the northwestern Sichuan Basin

图5 川西北地区茅口组连井沉积相对比剖面

Fig.5 Well correlation profile of the Maokou Formation facies in the northwestern Sichuan Basin

茅二段底部为泥晶生屑灰岩夹“眼球状”灰岩［图4（c）］，向上发育厚层生屑灰岩［图4（d）］，泥质成分较茅一段减少；测井曲线表现为小锯齿状平直低自然伽马和中高电阻率，茅二段的自然伽马曲线数值较茅一段降低，在曲线特征上同样是以箱型曲线特征为主，但箱型曲线数量及对应厚度较茅一段增加，反映出此时水体进一步变浅（图5）。
茅三段岩性较复杂，既发育中厚层生屑灰岩、泥晶灰岩［图4（e），图4（f）］，也发育薄层泥晶灰岩和硅质岩［图4（g）， 图4（h）］，因此，双鱼石地区测井显示为平直低自然伽马曲线，而矿山梁和九龙山地区发育高自然伽马、低密度、低中子的曲线特征（图5）。茅口组顶面上的吴家坪组王坡页岩则表现为高自然伽马、高声波时差、高密度、低电阻的特征与茅口组分界［图4（i），图5］。

3 茅口组沉积相划分及平面分布

3.1　茅口组沉积相划分

前人［21-24］研究表明四川盆地茅口组为碳酸盐岩台地沉积，本文研究综合分析了茅口组的沉积相标志，并考虑了研究区在上扬子台地的相对位置，结合各种岩性厚度的平面分布情况，认为茅口组发育开阔台地相—台地边缘相—盆地相，进一步可以划分为台地边缘生屑滩、台内生屑滩、滩间海、台地潟湖、斜坡—陆棚等亚相类型。

3.1.1　台地边缘生屑滩

茅口组台地边缘滩发育生屑滩微相，以亮晶胶结生屑灰岩为主［图6（a）—图6（d）］，测井曲线上表现为自然伽马（GR）值较低、电阻率（RT）值较高；多呈现出箱型的特征（图7）。此亚相在研究区西部中坝—双鱼石构造带、矿山梁构造带的茅一段—茅三段均有分布。
图6 川西北地区茅口组不同沉积相的岩石特征及储集空间特征

(a) 金真村剖面，茅二段亮晶生屑灰岩，台缘生屑滩，单偏光；(b) 永庆剖面，茅三段生屑灰岩，颗粒大、含量高，台缘生屑滩，单偏光；(c)元坝7井，茅三段生屑灰岩，蜓类化石，台缘生屑滩，单偏光；(d)何家梁剖面，茅三段生屑灰岩，大型生物碎屑，台缘生屑滩，单偏光；(e)L004-X1井，6 202 m，茅二段砂屑灰岩，台内生屑滩，单偏光；(f) 何家梁剖面，茅二段泥晶颗粒灰岩，碎屑颗粒定向排列，滩间海沉积，单偏光；(g) 杨家岩剖面，茅二段含生屑泥粉晶灰岩，灰质潟湖沉积，正交偏光；(h) SY001-1井，7 040.66 m，茅二段暗色泥晶灰岩，滩间海沉积；(i) 屋基坪剖面，茅三段硅质岩，发育纹层及沿顺层分布的生物碎屑，盆地相，正交偏光；(j) ST3井，7 120.2 m 泥晶砂屑灰岩，可见未充填溶孔，砂屑滩沉积；(k)矿3井，4 216.73 m，白云岩中发育裂缝和溶蚀孔洞，原岩砂屑滩沉积；(l) L16井，5 660 m，泥晶生屑砂屑灰岩，可见为充填裂缝，砂屑滩沉积

Fig.6 Petrographic characteristics of the different sedimentary facies in the Maokou Formation of the northwestern Sichuan Basin

图7 川西北地区茅口组K2井单井沉积相

Fig.7 Sedimentary facies of single Well K2 of Maokou Formation in the northwestern Sichuan Basin

3.1.2　台内生屑滩

开阔台地亚相主要发育泥晶灰岩，在局部水深浅至浪基面之上的位置则沉积以泥晶生屑灰岩为主的台内生屑滩［图6（e）］，测井曲线上表现为自然伽马（GR）值较低、电阻率（RT）值较高，多呈箱形或微齿状（图7）。

3.1.3　滩间海及台地灰质潟湖

滩间海发育在台地边缘生屑滩之间低于浪基面的低地，台地灰质潟湖则是开阔台地低于浪基面且盐度正常的位置，二者均以深灰色泥晶灰岩为主，也发育少量泥晶生屑灰岩［图6（f）—图6（h）］，测井曲线上表现为较高的自然伽马（GR）值和较低电阻率（RT）值；多呈现出平滑齿形或尖指型的特征（图7）。滩间海主要分布在研究区西部地区台地边缘生屑滩之间，台地灰质潟湖分布在台地边缘带以东的广大地区。

3.1.4　台地斜坡—盆地

台地斜坡—盆地以泥质灰岩、硅质岩为主［图6（i）］，发育深灰色硅质岩与泥质灰岩互层沉积，泥质灰岩中富含有机质，呈深灰色，二者都富含生物，生物形态保存完好。测井曲线上主要表现为高的自然伽马（GR）值和低电阻率（RT）值，曲线特征上以平滑齿形为主（图7），反映深水低能沉积环境。

3.2　茅口组沉积相分布及演化

在茅口组沉积相识别及划分方案的基础上，以ST3—ST1—SY001-1—K2—ST2—LT1—L17剖面为例对沉积相发育情况进行分析（图5）。
在茅一期，沉积环境以开阔台地为主，发育台缘滩和滩间海沉积；茅二期研究区水体变浅，台地边缘生屑滩厚度逐渐增加，同时在九龙山地区发育水体能量较低的台内滩沉积；茅三期则出现了较为明显的沉积分异特征，具体表现为向北部矿山梁地区和九龙山地区发育斜坡—盆地沉积，而在西南侧则继续发育开阔台地及台缘滩沉积（图5）。
本文研究沉积相的重建采用了冯增昭［22］提出的“单因素分析多因素综合作图法”来进行，即通过将定量分析来独立反映某地区地质时期某层段沉积环境的某些特征因素，之后通过将单因素含量等值线图与地震、测井等定性资料综合分析研究区沉积相分布［21-22］。
本文选用了3个主要单因素岩性进行研究，即生屑灰岩含量、泥晶灰岩含量和硅质岩含量。其中生屑灰岩沉积于水体能量较高的地区，特征是颜色较浅，多呈浅灰色或者灰白色，某层段生屑灰岩厚度占该层段地层厚度的百分比即为生屑灰岩含量。研究区常见的灰岩类型为生屑灰岩和亮晶生屑灰岩，反映高能浅滩环境，本文研究将生屑灰岩含量≥50%的区域定为生屑灰岩台缘滩和台内滩；泥晶灰岩含量指某一时期地层中泥晶灰岩厚度与该层段地层总厚度的百分比，泥晶灰岩多呈深灰色，生物化石较少，反映水体能量较低的滩间环境，本文研究将泥晶灰岩含量大于等于50%的地区定为开阔台地；硅质岩含量指某地区某地质剖面某地质时代某层段硅质岩的厚度与该层段地层总厚度的百分比，研究区硅质岩多发育于茅三段，本研究将硅质岩含量大于50%的地区划为盆地沉积。
通过不同时期主要岩性含量的等值线图分布可以看出（图8），茅一段的生屑灰岩较发育，其主要分布在西南侧双鱼石地区，向北至长江沟一带，向西南至通口一带［图8（a）］；而泥晶灰岩主要分布于研究区东北侧至矿山梁—河湾场—射箭河一带［图8（b）］。茅二段生屑灰岩的分布范围较茅一段更为广泛，向北延伸至车家坝—西北乡一带，同时由于水体变浅，在九龙山地区开始发育滩体沉积［图8（c）］；泥晶灰岩的分布范围进一步缩小［图8（d）］。在茅三段发生了沉积差异，导致生屑灰岩的分布主要集中在西南侧［图8（e）］，在东北侧泥晶灰岩分布范围进一步增加［图8（f）］，同时在矿山梁—河湾场—射箭河一带由于沉降作用发育硅质岩沉积［图8（g）］。
图8 川西北地区茅口组各段主要岩石类型的单一因素含量等值线

（a）茅一段生屑灰岩含量等值线图；（b）茅一段泥晶灰岩含量等值线图；（c）茅二段生屑灰岩含量等值线图；（d）茅二段泥晶灰岩含量等值线图；（e）茅三段生屑灰岩含量等值线图；（f）茅三段泥晶灰岩含量等值线图；（g）茅三段硅质岩含量等值线图

Fig.8 Single factor contour map of each section of Maokou Formation in the northwestern Sichuan Basin

通过多种单因素图进行叠合并结合地震及测井资料分析了茅口组各段的沉积相［图9（a）—图9（c）］。茅口组的沉积格局整体上自西向东发育斜坡—台地边缘—开阔台地沉积，晚期有变化，这一认识是基于新的野外和钻井资料，更新了前人的认识。
图9 川西北地区茅口组各段的沉积演化展布图

Fig.9 Sedimentary evolution distribution of each member of Maokou Formation in the northwestern Sichuan Basin

茅一段沉积期，西部中坝—双鱼石地区发育台地边缘生屑滩，其他地区均以开阔台地灰质潟湖沉积为主。茅二段沉积期，沉积格局与茅一段大体一致，但海平面相对下降，之前的台地边缘生屑滩面积扩大，生屑滩已经发育至北部矿山梁、河湾场地区，而且东部开阔台地内部也发育以生屑灰岩为主的台内生屑滩沉积［图6（f）—图6（h）］。茅三段沉积期，研究区的沉积格局发生了较大变化。研究区西部中坝—双鱼石地区仍然发育台地边缘生屑滩，但研究区北部矿山梁—九龙山一带则发育盆地—斜坡相沉积，形成了互层的薄层泥质灰岩和硅质岩组合［图4（g）—图4（h），图6（i）］；而双鱼石地区则形成了新的台地边缘相。通过地震分析，茅口组厚度自西南向东北在YB7井处突然减薄，综合之前的研究推测YB7井及其西侧为水体较浅的台地边缘相，沉积厚度大，而该井东侧发育以硅质岩和泥灰岩互层的盆地—斜坡相，为欠补偿沉积，厚度较薄（图10）。结合前人的研究，认为造成这一沉积格局变化的原因有2个：①峨眉地幔柱的活动导致川西地区西南部升高，东北部相对降低，造成了茅口组晚期西南高、东北低的古地貌［15］，因此在东北侧广元—旺苍一带发育深水盆地—斜坡相沉积；②广元—旺苍方向发育了北西—南东走向的张性断裂，造成了该部位发生构造沉降，形成了深水盆地，而且这一张性断裂可能与“开江—梁平”海槽的成因相似，属于克拉通内裂陷。虽然深水盆地相的具体成因还值得进一步探讨，但是通过钻井和露头的沉积相标志分析，广元—旺苍地区发育深水硅质岩系的证据是确凿的，而且这种硅质岩为生物成因（图3）。
图10 过YB7井—LT1井—L17井时间偏移地震剖面

Fig.10 Strata variation of the seismic profile crossing the wells YB7， LT1 and L17

4 茅口组沉积相分布对储层发育程度的影响

前人［23-27］研究认为川西北地区茅口组储层的发育程度与沉积相、成岩演化和构造裂缝有密切关系，在有利沉积相的基础上，岩溶作用和构造裂缝促进了后期储层物性的改善。本文研究认为茅口组沉积相格局与前期不同，这种沉积格局的变化对储层的形成和分布有重要影响。

4.1　双鱼石—剑阁地区颗粒滩相是有利储层发育的基础

沉积相控制了有利储层的分布，为后期次生孔隙的形成和演化奠定基础。虽然碳酸盐岩储层在准同生阶段就开始发生早期胶结作用，但是发育颗粒岩的高能滩相沉积仍是有利储层发育的基础。研究区茅口组3个岩性段中，双鱼石—剑阁地区发育台地边缘生屑滩和砂屑滩，其形成于浪基面之上水体较浅的环境，易发生准同生阶段的选择性溶蚀，奠定了有利储层形成的基础。从研究区不同沉积亚相的孔隙度数据统计结果可以看出（图11），相对其他相带，生屑滩和砂屑滩更有利于后期成岩流体对储层的溶蚀改造。
图11 双鱼石地区不同钻井茅口组不同沉积亚相类型的孔隙度直方图

Fig.11 Porosity histograms of different sedimentary facies in different wells of the Shuangyushi area

4.2　沉积相分布控制了茅口组表生岩溶作用的发育模式及分布

前人研究表明［28-31］，表生岩溶作用是碳酸盐岩储层形成的重要控制因素。茅口组沉积末期，东吴运动导致四川盆地大部分地区抬升成陆地，川西北地区茅口组自东向西遭受了不同程度的剥蚀，川西北地区茅口组顶部发生表生岩溶作用进而形成了以溶蚀孔洞为特征的岩溶储层［32-33］，特别是九龙山地区还形成了与裂缝有关的“断溶体”储层，表现为低密度、高声波、高中子特征，成像测井图像上可以看到大量裂缝（图12），岩心及岩屑薄片显微镜下也可以看到微观裂缝［图6（j）—图6（l）］。本文研究认为九龙山地区的“断溶体”储层模式值得商榷。“断溶体”应该先断后溶，然而表生作用发生在中二叠世末期，而根据裂缝充填物的包裹体均一温度，结合该区域的埋藏史曲线可以推算出九龙山构造主要断裂和裂缝的形成期从印支期开始（图13）。所以前人提出的“断溶体”储层，可能是其成因表述不贴切，也可能是其溶蚀作用是在印支期之后的埋藏溶蚀，而不是表生溶蚀。
图12 L16井茅口组灰岩储层测井响应特征

Fig.12 Reservoir characteristics of well logging data in the Maokou Formation of Well L16

图13 九龙山地区茅口组裂缝充填物包裹体均一温度直方图

Fig.13 Homogenization temperature histogram of inclusions in fracture fillings of Maokou Formation in Jiulongshan area

王坡页岩是茅口组上覆风化壳，其厚度越大反映当时古地貌越高、剥蚀时间越长。根据茅口组上覆王坡页岩的厚度分布（图14），利用印模法分析后认为茅口组沉积末期古地貌特征为西高东低。结合双鱼石地区和九龙山地区茅口组的沉积相及岩性差异，认为二者的岩溶模式应该存在一定差异（图15）。双鱼石地区茅口组顶部生屑灰岩在常规测井上表现为电阻率降低，中子、声波曲线增大，密度曲线减小，整体呈钟型或箱型，深浅侧向曲线出现差异（图5），成像测井上表现为具有明显的暗色斑块，这些都是岩溶作用形成溶蚀孔洞的特点，说明该地区在表生阶段发育了垂向渗流特征的岩溶作用。通过对双鱼石地区茅三段的地震属性切片进行对比分析，双鱼石地区茅三段的台缘滩主要发育在ST10—ST1—ST3—ST12区域内［图15（a）］，同样在该区域内相干属性切片显示裂缝较为发育（相干异常剖面）［图15（b）］。然而，九龙山地区残余茅三段的硅质岩和泥质灰岩，露头［图2（c）］测井曲线特征（图5）和地震属性切片（图16）均未有岩溶作用的响应，说明该地区在表生阶段并未形成垂向渗流岩溶作用，因此推测九龙山地区茅二段所谓的“断溶体”储层是潜流带溶蚀形成的（图17）。
图14 川西北地区茅口组顶部王坡页岩的厚度等值线图

Fig.14 Thickness contour map of Wangpo shale at the top of Maokou Formation in the northwest Sichuan Basin

图15 双鱼石地区茅口组地震属性切片

（a）振幅；（b）相干性

Fig.15 Seismic attribute slice of Maokou Formation in Shuangyushi area

图16 九龙山地区茅口组地震属性切片

（a）振幅；（b）相干性

Fig.16 Seismic attribute slices of Maokou Formation in Jiulongshan area

图17 川西北地区茅口组岩溶储层成因模式图

Fig.17 Sketch map shows the karst reservoir origin of the Maokou Formation in the northwestern Sichuan Basin

5 结论

（1）川西北地区中二叠统茅口组岩石类型以生屑灰岩、泥晶灰岩、泥质灰岩为主，局部含少量白云岩和硅质岩。根据主量元素特征，首次明确了该硅质岩属于正常的生物化学沉积而非热液沉积。根据岩石类型及其在垂向和平面的组合关系，结合古地貌背景，认为研究区茅口组为开阔台地相—台地边缘相—盆地相，进一步可以划分为台地边缘生屑滩、台内生屑滩、滩间海、台地潟湖、斜坡—盆地等亚相类型。
（2）茅一段—茅二段沉积时期，海平面相对较高，研究区西部中坝—双鱼石地区发育台地边缘生屑滩沉积，研究区其他地区以开阔台地灰质潟湖沉积为主，东侧九龙山地区发育台内生屑滩。与茅一段相比，茅二段台地边缘生屑滩向矿山梁、河湾场地区扩大。茅三段沉积时期，研究区的沉积格局与茅二段相比发生了较大变化。矿山梁—九龙山一带的较深，发育盆地—斜坡相，从双鱼石地区向剑阁东南形成了新的台地边缘相，发育台地边缘生屑滩。
（3）双鱼石—剑阁地区的生屑滩和砂屑滩是有利储层发育的基础，双鱼石地区茅三段台缘滩易形成以垂向渗流溶蚀的表生岩溶储层；而由于茅口组顶部存在硅质岩，九龙山地区茅二段只能形成以横向潜流溶蚀的岩溶储层。

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