四川盆地中二疊統(tǒng)構(gòu)造-沉積分異與油氣勘探

劉樹根, 文 龍, 宋金民, 孫 瑋, 汪 華, 金 鑫, 郭海洋, 鄧 賓, 江青春, 李智武, 丁 一, 葉玥豪, 王 瀚, 范建平, 楊 迪, 李柯然, 田小彬, 羅 平,

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(成都理工大學(xué))，成都 610059; 2.西華大學(xué)，成都 610039; 3.中國石油西南油氣田分公司 勘探開發(fā)研究院，成都 610041;4.中國石油集團(tuán)東方地球物理勘探有限責(zé)任公司 西南物探研究院，成都610093；5. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083; 6.大慶油田勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712)

1 四川盆地中二疊統(tǒng)勘探概況

1.1 中二疊統(tǒng)風(fēng)化殼型巖溶縫洞型儲層勘探

四川盆地中二疊統(tǒng)天然氣勘探始于20世紀(jì)50年代，圣燈山構(gòu)造L10井為四川盆地第一口二疊系專層井，獲日產(chǎn)天然氣16.3×104m3，首次在中二疊統(tǒng)獲工業(yè)氣流，并由此揭開了四川盆地中二疊統(tǒng)的勘探序幕[1]。1958-1960年先后在瀘州古隆起及其周邊鉆探了8個(gè)構(gòu)造11口井，皆未取得理想的效果，即使單獨(dú)測試，日氣產(chǎn)量也無一口井超過500 m3；直至1960年1月，在自流井構(gòu)造高點(diǎn)上Z1井鉆達(dá)中二疊統(tǒng)茅口組(P2m)第二段(簡稱“茅二段”)始獲工業(yè)氣流，日產(chǎn)氣17.58×104m3。自此先后發(fā)現(xiàn)了圣燈山、陽高寺、自流井等一批規(guī)模大小懸殊的茅口組縫洞系統(tǒng)氣藏[2]。

茅口組的勘探早期主要集中于川南地區(qū)的縫洞系統(tǒng)，經(jīng)過幾十年的勘探基本摸清了其主要特點(diǎn)：①基巖致密，孔隙度低和滲濾能力高的儲滲特性；②東吳期暴露溶蝕作用形成早期的巖溶孔洞，后期喜馬拉雅期構(gòu)造變形、斷層發(fā)育及深埋溶蝕對先期孔洞進(jìn)一步的改造形成聚氣縫洞系統(tǒng)；③氣藏圈閉規(guī)模相差較大，非均質(zhì)性強(qiáng)；④成藏差異性大，但都與斷層-裂縫-孔洞有關(guān)[3-7]。截至2015年，近60余年的勘探后，川南地區(qū)茅口組累計(jì)發(fā)現(xiàn)縫洞系統(tǒng)325個(gè)，含油氣構(gòu)造50余個(gè)，獲天然氣探明儲量81.168×109m3(表1)，累計(jì)生產(chǎn)天然氣63.681×109m3[8]。

中二疊統(tǒng)儲層是質(zhì)純的致密灰?guī)r，孔隙度一般<1%，儲集條件不理想，受巖相與構(gòu)造應(yīng)力的控制。因此，在這一階段，針對川南中二疊統(tǒng)致密碳酸鹽巖縫洞儲層形成了斷裂、構(gòu)造控藏的認(rèn)識，探井的部署原則也從“一占三沿”(占高點(diǎn)、沿長軸、沿扭曲、沿?cái)鄬?發(fā)展成“三占三沿”(占高點(diǎn)、占鞍部、占斷塊、沿長軸、沿扭曲、沿陡帶)[2]，對早期四川盆地天然氣勘探起到重要作用，也拓展了縫洞型儲層的研究。

表1 四川盆地中二疊統(tǒng)主要探井基本情況Table 1 Basic information of main exploration wells for Middle Permian strata, Sichuan Basin

1.2 中二疊統(tǒng)孔隙型儲層勘探

在四川盆地近70年的勘探歷程中，野外露頭和鉆井時(shí)有發(fā)現(xiàn)中二疊統(tǒng)白云巖孔隙型儲層。如川西地區(qū)先后在野外和井下發(fā)現(xiàn)了厚度較大的晶粒白云巖，1971-1976年在龍女寺潛伏構(gòu)造鉆探的Nj井，在深度 4 385～4 389 m、4 400.5～4 408 m的棲霞組(P2q)鉆遇2層白云巖，該井鉆至 4 405.43 m深度(棲霞組)發(fā)生井噴，中途測試獲得氣產(chǎn)量4.56×104m3/d。為了進(jìn)一步擴(kuò)大龍女寺構(gòu)造棲霞組的勘探成果，1978年3月鉆探了Ns1井，在棲霞組鉆遇3層白云巖，產(chǎn)氣4.63×104m3/d。但此后四川盆地中二疊統(tǒng)白云巖的勘探一直處于停滯狀態(tài)[9]。

1991年川西南部Zg1井在中二疊統(tǒng)鉆遇49.5 m厚層狀白云巖，但因保存條件差而產(chǎn)淡水。2003年，在川西北礦山梁構(gòu)造部署的K2井在棲二段中部鉆遇42 m白云巖儲層，平均孔隙度3.23%，儲層溶蝕孔洞較發(fā)育，儲集性能良好。K2井中二疊統(tǒng)白云巖儲層的發(fā)現(xiàn)，堅(jiān)定了持續(xù)尋找中二疊統(tǒng)孔隙型儲層的信心，為未來勘探中二疊統(tǒng)白云巖儲層打下了基礎(chǔ)[10]。K2井之后，川西北的Gj井、She1井、K3井及L4井在茅口組都鉆獲工業(yè)氣流，但未發(fā)現(xiàn)較好的孔隙型氣藏。2012年，在川中廣安構(gòu)造部署的Gt2井，在茅二段鉆遇34 m孔隙型白云巖儲層，平均孔隙度為6.3%，巖心表明儲層受東吳期古巖溶作用，溶蝕孔洞十分發(fā)育，經(jīng)地質(zhì)、測井等信息綜合分析為水層，未試油。

2011年后，川中古隆起震旦系-寒武系特大氣田的發(fā)現(xiàn)，揭示該盆地海相碳酸鹽巖油氣規(guī)模聚集成藏與拉張槽(古裂陷)、古隆起、古侵蝕面密切相關(guān)。由此加大了對二疊紀(jì)沉積-構(gòu)造演化的研究。以川西棲霞組臺緣作為突破口，2012年在川西臺緣帶北段雙魚石地區(qū)部署風(fēng)險(xiǎn)探井St1井。2016年，St1井在棲霞組白云巖氣層測試獲氣87.6×104m3/d，壓力系數(shù)1.35，無阻流量316×104m3/d；后續(xù)的St3、St8及St12等井均顯示出良好的勘探開發(fā)效果，St3井棲霞組白云巖氣層測試獲氣41.86×104m3/d[11]。川中北部Pt1井在鉆探燈影組的同時(shí)，在棲霞組發(fā)現(xiàn)厚層狀灘相白云巖儲層并獲高產(chǎn)工業(yè)氣流[12]；川中高磨地區(qū)龍女寺構(gòu)造Mx31x1井棲霞組白云巖儲層測試獲氣36.69×104m3/d；Mx42井棲霞組白云巖層段測試獲氣22.42×104m3/d；Gs18井在棲霞組白云巖層段測試獲氣41.74×104m3/d。

除棲霞組孔隙型儲層獲氣之外，茅口組孔隙型儲層也獲高產(chǎn)。St1井在茅口組豹斑灰?guī)r氣層測試獲氣126.77×104m3/d，壓力系數(shù)為1.8，無阻流量為701×104m3/d；川中地區(qū)南充構(gòu)造Nc1井茅口組白云巖氣層測試獲氣44.74×104m3/d，Mx39井在茅口組白云巖層段測試獲氣24.697×104m3/d；川中北部Jt1井鉆遇茅二段15 m厚的塊狀孔隙型白云巖儲層，測試獲112.8×104m3/d高產(chǎn)工業(yè)氣流[13]。

2012年以來，四川盆地內(nèi)多口探井在中二疊統(tǒng)發(fā)現(xiàn)白云巖氣層，中二疊統(tǒng)油氣勘探取得重大新發(fā)現(xiàn)，展示出良好的勘探前景。白云巖儲層主要為孔隙型儲層，打開了中二疊統(tǒng)白云巖氣層勘探的新局面[11,14-15]。在孔隙型白云巖儲層突破的同時(shí)，中二疊統(tǒng)也取得了孔隙型灰?guī)r儲層的突破。2020年，Yj2井在蜀南云錦向斜區(qū)茅口組巖溶斜坡鉆遇茅口組巖溶孔隙型儲層，測試獲高產(chǎn)[16]。

70年的勘探歷程表明，四川盆地中二疊統(tǒng)儲層主要為川南裂縫型和古巖溶縫洞型儲層與川中-川北白云巖孔隙型儲層。盡管中二疊統(tǒng)勘探時(shí)間長，但僅在局部地區(qū)有所突破，氣藏分布規(guī)律仍不十分清晰，探明程度低。這反映出我們對四川盆地中二疊統(tǒng)油氣地質(zhì)發(fā)育條件、油氣富集規(guī)律及其主控因素并未掌握。因此，本文旨在從構(gòu)造-沉積分異視角，探討四川盆地中二疊統(tǒng)油氣地質(zhì)條件的分布特征及其主控因素，為油氣勘探指出有利方向和地區(qū)，為四川盆地成為富氣的超級盆地做出貢獻(xiàn)[17]。

2 構(gòu)造-沉積分異的內(nèi)涵

2.1 構(gòu)造分異

自20世紀(jì)50年代以來，“構(gòu)造分異”(tectonic differentiation)術(shù)語開始廣泛出現(xiàn)在文獻(xiàn)中。汪澤成等[18]討論了“構(gòu)造分異”的概念及型式，并明確給出了“克拉通盆地構(gòu)造分異”的具體含義。在相關(guān)研究中，“構(gòu)造分異”術(shù)語通常用來表述構(gòu)造活動造成構(gòu)造單元的分化，從而對沉積環(huán)境及地質(zhì)資源的形成與分布有控制作用；但不同文獻(xiàn)中的“構(gòu)造分異”內(nèi)涵有著細(xì)微的差別，主要包括以下兩個(gè)方面：①“構(gòu)造分異”的尺度差異，②“構(gòu)造分異”的資源環(huán)境效應(yīng)。

“構(gòu)造分異”術(shù)語主要運(yùn)用于大地構(gòu)造尺度和盆地構(gòu)造尺度。大地構(gòu)造尺度上，“構(gòu)造分異”用來表述構(gòu)造活動引起地槽、地臺、克拉通、盆地等大地構(gòu)造單元的分異。L.L.Sloss[19]提出“構(gòu)造分異”控制了科迪勒拉地槽(Cordilleran geosyncline)、蒙大拿槽(Montana trough)、威利斯頓盆地(Williston basin)等構(gòu)造單元巖性和沉積厚度變化。國內(nèi)“大地構(gòu)造分異”的研究主要集中于20世紀(jì)60年代，以馬杏垣先生為代表的大地構(gòu)造學(xué)家在一系列的文獻(xiàn)中使用了“大地構(gòu)造分異”或“地殼分異”術(shù)語來反映地槽和地臺的分異，認(rèn)為華北地臺早在元古代時(shí)“地殼分異”就已經(jīng)顯著，可以劃分出“原地槽”和“原地臺”[20-23]。板塊構(gòu)造學(xué)說的興起給“大地構(gòu)造分異”的研究注入了新的活力，陳國達(dá)等[24]系統(tǒng)闡述了亞洲中部中朝殼體巖石圈3.8 Ga B.P.以來的兩次“構(gòu)造分異”事件?！皹?gòu)造分異”術(shù)語在盆地尺度的使用更為普遍，強(qiáng)調(diào)構(gòu)造活動引起盆地內(nèi)部地貌分異，形成隆起、凹陷等次級構(gòu)造單元。J.M.Andrichuk[25]提出“構(gòu)造分異”控制了埃爾克彭德盆地(Elk Point Basin)泥盆紀(jì)生物礁的分布。R.J.Murris[26]提出中東地區(qū)三疊紀(jì)“構(gòu)造分異”弱，為均一的碳酸鹽巖臺地；侏羅紀(jì)-白堊紀(jì)“構(gòu)造分異”增強(qiáng)，在碳酸鹽巖臺地內(nèi)形成了臺內(nèi)盆地。劉樹根等[27]使用“盆地構(gòu)造分異”術(shù)語，認(rèn)為侏羅紀(jì)至今的拉張構(gòu)造活動控制了內(nèi)蒙古海拉爾盆地內(nèi)部的隆凹格局。

除了尺度差異之外，“構(gòu)造分異”術(shù)語常常用來強(qiáng)調(diào)構(gòu)造活動對地質(zhì)資源形成與分布的控制作用，主要包括油氣、鉀鹽、煤炭、地下水等等。其中，大部分文獻(xiàn)聚焦“構(gòu)造分異”與油氣資源的關(guān)系[25-27]。J.M.Andrichuk[25]明確提出由“構(gòu)造分異”控制的生物礁為優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育有利區(qū)。20世紀(jì)80年代后期，國內(nèi)也有學(xué)者關(guān)注到“構(gòu)造分異”在油氣資源的形成和分布中扮演著重要的角色[28]。此后，越來越多的研究揭示同沉積“構(gòu)造分異”是控制烴源巖、儲集層及源儲配置關(guān)系的重要因素[29-31]，埋藏期“構(gòu)造分異”進(jìn)一步控制了生烴和油氣運(yùn)聚[32-34]。尤其是四川盆地綿陽-長寧拉張槽發(fā)現(xiàn)以來，石油地質(zhì)學(xué)界普遍認(rèn)為克拉通盆地適度的“構(gòu)造分異”是形成大規(guī)模油氣的必備條件[18,35-39]。其他地質(zhì)資源方面，王竹泉等[40]提出“構(gòu)造分異”在地臺或地臺邊緣形成的凹陷是煤系形成的有利區(qū)域。鉀鹽的形成和富集也與“構(gòu)造分異”形成的次級凹陷息息相關(guān)[41-42]。此外，“構(gòu)造分異”形成的次級盆地還控制著地下水資源的分布[43]。

2.2 沉積分異

1940年，普斯托瓦洛夫[44]將沉積分異作用定義為“母巖風(fēng)化產(chǎn)物以及其他來源的沉積物在搬運(yùn)和沉積過程中會按顆粒大小、形狀、比重、礦物成分在地表依次沉積下來的現(xiàn)象”，它可以進(jìn)一步分為機(jī)械分異作用和化學(xué)分異作用。其中機(jī)械分異的決定因素是碎屑顆粒的大小、形狀、比重、礦物成分、搬運(yùn)介質(zhì)的性質(zhì)與速度；而化學(xué)分異主要受礦物溶解度的影響，其次是外界條件，如介質(zhì)的pH值、Eh值、氣候因素、構(gòu)造條件、有機(jī)物的作用等。何起祥[45]則將沉積巖在形成過程中，物質(zhì)按照表生作用規(guī)律的重新分配和組合的現(xiàn)象稱為沉積分異作用。盆地尺度的沉積分異，主要涉及沉積相及相組成在垂向和橫向的分布規(guī)律[46-47]。因而，沉積相的分異過程是伴隨著盆地的演化而發(fā)生；沉積物厚度和性質(zhì)的差異形成與同生斷層有關(guān)；沉積作用和構(gòu)造作用綜合導(dǎo)致沉積基底的地勢差異；沉積基底的地勢差異和同沉積斷層又進(jìn)一步控制沉積物性質(zhì)和厚度的分異[48]。彭博等[49]和王素英等[50]認(rèn)為沉積分異主要表現(xiàn)為沉積物質(zhì)的空間分布特征，根據(jù)巖石類型、巖石結(jié)構(gòu)、沉積構(gòu)造和沉積環(huán)境在縱向上和橫向上的分布規(guī)律可以分析不同時(shí)期沉積相帶的分布規(guī)律。沉積相在空間上的變化(分異)取決于許多相互關(guān)聯(lián)的控制因素，如構(gòu)造運(yùn)動、海平面變化、沉積物供給、氣候變化、生物活動、水體化學(xué)條件、火山活動、事件沉積以及天文旋回等，而在這些因素中，區(qū)域構(gòu)造體制的轉(zhuǎn)變是最重要的，可以說是構(gòu)造分異作用控制了沉積分異規(guī)律[18,47]。

2.3 構(gòu)造-沉積分異

“構(gòu)造-沉積分異”(或“沉積-構(gòu)造分異”)術(shù)語的使用可以追溯到1992年，劉訓(xùn)等[51]提出二疊紀(jì)末-三疊紀(jì)初新特提斯洋的打開造成了喜馬拉雅地體和岡-念地體的沉積-構(gòu)造分異。此后，共有50余篇中文文獻(xiàn)使用了“構(gòu)造-沉積分異”(或“沉積-構(gòu)造分異”)術(shù)語。其中，絕大部分文獻(xiàn)發(fā)表于2015年以后，多為石油地質(zhì)相關(guān)文獻(xiàn)。盡管這些文獻(xiàn)沒有給出“構(gòu)造-沉積分異”的具體定義，但究其語境都暗含了構(gòu)造活動造成沉積環(huán)境分異，從而控制了源儲等油氣地質(zhì)要素[36,38-39,52-53]。例如羅冰等[52]認(rèn)為四川盆地東部中二疊世茅口期臺內(nèi)生物礁發(fā)育受基底斷裂活動形成的“臺塊-臺槽”型的“構(gòu)造-沉積分異”格局所控制；胡素云等[53]認(rèn)為中國含油氣盆地是在小型克拉通塊體基礎(chǔ)上發(fā)育起來的，受臺內(nèi)“構(gòu)造-沉積分異”作用控制，小克拉通發(fā)育3類臺內(nèi)灘。劉樹根等[17]明確提出四川盆地內(nèi)構(gòu)造-沉積分異強(qiáng)烈，但基底極其穩(wěn)定，構(gòu)造-沉積分異對于大型、特大型氣田的形成具明顯的控制作用。盡管本次調(diào)研尚未發(fā)現(xiàn)英文文獻(xiàn)采用相應(yīng)的“tectonic-depositional differentiation”或類似術(shù)語，但英文文獻(xiàn)中采用了“構(gòu)造沉積學(xué)”(tectonic sedimentology)[54]、“構(gòu)造-沉積格局”(tectono-sedimentary setting)[55]、“構(gòu)造-沉積演化”(tectono-sedimentary evolution)[56]、“構(gòu)造地層學(xué)”(tectonostratigraphy)[57]等術(shù)語。這些術(shù)語與“構(gòu)造-沉積分異”一樣都將構(gòu)造活動看作是沉積作用的重要控制因素，但不同點(diǎn)在于沒有強(qiáng)調(diào)構(gòu)造活動造成沉積相的分異，及其對源儲等油氣地質(zhì)要素的控制作用。

本文的“構(gòu)造-沉積分異”不同于板塊運(yùn)動造成克拉通尺度的構(gòu)造背景或沉積環(huán)境發(fā)生分異，強(qiáng)調(diào)的是穩(wěn)定克拉通盆地內(nèi)部在受周緣或深層構(gòu)造活動影響下，發(fā)生差異隆升/沉降，形成隆凹相間格局，致使地形和地貌發(fā)生分異，造成巖相、沉積相和沉積厚度等在盆地內(nèi)部發(fā)生分異。在“構(gòu)造-沉積分異”下，凹陷區(qū)和隆起區(qū)分別控制了優(yōu)質(zhì)烴源巖和優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育，而隆凹相間格局改善源-儲配置關(guān)系，有利于油氣從生油巖側(cè)向運(yùn)移到儲集層中聚集成藏。中國的克拉通盆地均具有規(guī)模小、易受克拉通邊緣及其外圍大洋構(gòu)造活動的影響，且活動性較強(qiáng)的基本特征[18,38,53]。在沒有“構(gòu)造-沉積分異”的情況下，在海侵期通常在整個(gè)克拉通盆地沉積細(xì)碎屑巖，因缺乏局限深水環(huán)境難以形成良好的富有機(jī)質(zhì)泥質(zhì)烴源巖；在高位期通常在整個(gè)克拉通盆地發(fā)育碳酸鹽巖，在缺乏構(gòu)造-沉積分異的情況下也難以形成良好的礁灘型儲層。此外，小型克拉通盆地如果沒有“構(gòu)造-沉積分異”，難以形成“旁生側(cè)儲”的源-儲配置關(guān)系，不利于油氣運(yùn)聚成藏。因此，適度的“構(gòu)造-沉積分異”是中國小型克拉通盆地油氣富集的重要因素[18,31,35,38-39,53]。

3 四川盆地中二疊世的構(gòu)造-沉積分異

3.1 研究方法和資料

近期，筆者團(tuán)隊(duì)在研究中發(fā)現(xiàn)華南板塊中二疊統(tǒng)廣泛發(fā)育海相沉積型海泡石并探討了其形成條件。中二疊世由構(gòu)造活動、海底熱泉以及硅藻吸附等作用形成凝膠狀態(tài)的SiO2，更易聚集在水體相對安靜、地勢較低洼地區(qū)，這就使得海泡石一般沉積于地勢低洼地區(qū)，所以含海泡石層系(部分海泡石在后期成巖演變?yōu)榛?的產(chǎn)狀及厚度能較好地反映當(dāng)時(shí)的構(gòu)造-沉積分異格局[58]。

川東地區(qū)的X1井茅一段的巖心和測井資料分析表明，海泡石(滑石)含量與自然伽馬(GR)、電阻率(RT)顯著正相關(guān)，相關(guān)系數(shù)大于0.7(圖1)。因此GR、RT、沖洗帶地層電阻率(RXO)可作為海泡石-滑石判定指標(biāo)?？紤]到RT、RXO強(qiáng)相關(guān)性(RT與RXO呈完全正相關(guān)，相關(guān)系數(shù)為1，圖1-B)，利用RT表征RT-RXO指標(biāo)組合。確定與海泡石(滑石)段發(fā)育密切相關(guān)的測井曲線類型后，利用GR-RT交會圖確定海泡石-滑石段GR和RT劃分標(biāo)準(zhǔn)。GR-RT交會圖和海泡石(滑石)含量-GR/RT交會圖顯示，GR>30 API且RT<100 Ω·m時(shí)，能較好反映含海泡石(滑石)層系特征(圖1-C、D)。利用含海泡石(滑石)段測井曲線識別標(biāo)準(zhǔn)重新對X1井海泡石(滑石)段進(jìn)行預(yù)測(圖1-A)，準(zhǔn)確率為84.3%。通過對四川盆地300余口鉆遇二疊系鉆井的測井曲線特征進(jìn)行含海泡石(滑石)層系識別，編制全盆地中二疊統(tǒng)棲一段、棲二段、棲霞組、茅一段、茅二段和茅口組含海泡石(滑石)層系的厚度分布圖。這些圖件揭示了四川盆地自中二疊世棲霞期開始，就已經(jīng)開啟了北西-南東向的構(gòu)造-沉積分異，形成了“兩臺一凹”的構(gòu)造-沉積格局，尤其是通江-蒼溪-南充-長壽(生烴)凹陷的確定，加深了我們對盆地的認(rèn)識，提升了四川盆地中二疊統(tǒng)的油氣勘探潛力。

圖1 四川盆地X1井茅一段自然伽馬、電阻率與海泡石含量關(guān)系圖Fig.1 Correlation of GR, RT and sepiolite content of the P2m1 in Well X1 in Sichuan Basin(A)茅一段綜合柱狀圖; (B)海泡石(滑石)相關(guān)系數(shù)矩陣(AC.聲波時(shí)差, CNL.補(bǔ)償中子， GR.自然伽馬, RXO.沖洗帶地層電阻率, RT.地層電阻率, DEN.補(bǔ)償密度); (C)電阻率(RT)與自然伽馬(GR)交會圖; (D)茅一段自然伽馬、電阻率與海泡石(滑石)含量關(guān)系圖

海泡石(滑石)的性質(zhì)、礦物學(xué)特征、賦存狀態(tài)及其與構(gòu)造-沉積分異和油氣源儲組合發(fā)育的成因聯(lián)系請?jiān)斠妳⒖嘉墨I(xiàn)[58]。

3.2 中二疊世的構(gòu)造-沉積分異

3.2.1 棲霞期(烏拉爾期)構(gòu)造-沉積分異

四川盆地在棲一期(羅甸期)，蜀南地區(qū)與川東北地區(qū)都為臺地區(qū)域，通江-劍閣-南充-長壽為凹陷區(qū)域，“兩臺一凹”的構(gòu)造-沉積格局基本成型。其主要的含海泡石(滑石)層系沉積中心為通江-南江區(qū)域、劍閣地區(qū)、鹽亭-南充區(qū)域以及長壽地區(qū)。蜀南臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為9.69×104km2，厚度為0～9.1 m，平均為3.2 m；川東北臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為3.77×104km2，厚度為0～13 m，平均為2.9 m；通江-長壽凹陷主要呈“C”形，總體呈現(xiàn)北寬中窄南寬的雙喇叭形特征，含海泡石(滑石)層系分布面積為3.75×104km2，厚度為10.3～28.4 m，平均為17.0 m(圖2)。通江-長壽凹陷可分為3段：北段為通江-劍閣-南充區(qū)域，東陡西緩，南西部向中江方向延伸，北東部向宣漢方向延伸，寬度為21.56～123.66 km，面積為2.21×104km2；中段為南充-合川區(qū)域，呈北西-南東走向，寬度為5.62～22.16 km，面積為0.34×104km2，呈北陡南緩的特征，向南西宜賓方向延伸；南段為長壽-涪陵區(qū)域，呈北西-南東走向，開口方向?yàn)槟蠔|，寬度為27.56～47.62 km，面積為1.20×104km2，南北坡度均較陡，向南西綦江方向和東北石柱-梁平方向延伸。

至棲二期(祥播期)，通江-長壽凹陷內(nèi)外沉積厚度差異不明顯，但盆地內(nèi)含海泡石(滑石)層系分布依然為北西-南東向，其主要的含海泡石(滑石)層系沉積中心為通江-南江區(qū)域、江油-都江堰區(qū)域、資陽-安岳區(qū)域以及綦江-長壽區(qū)域。通江-南江區(qū)域與綦江-長壽區(qū)域厚度較大，可達(dá)5 m，其余地區(qū)皆小于3.5 m(圖3)。

總之，四川盆地中二疊世棲霞組(烏拉爾階)含海泡石(滑石)層系分布特征表明，通江-長壽凹陷形態(tài)此時(shí)已基本定型，其主要的含海泡石(滑石)層系沉積中心為通江-南江區(qū)域、劍閣地區(qū)、鹽亭-南充區(qū)域以及長壽地區(qū)(圖4)。通江-長壽凹陷在蜀南臺地以及川東北臺地內(nèi)部延伸較遠(yuǎn)，將這兩個(gè)臺地切割為較多的小型臺塊。同時(shí)，通江-長壽凹陷貫通整個(gè)盆地，在川西北江油地區(qū)、通江-萬源地區(qū)、川東長壽地區(qū)都有開口。在整體特征上，由于凹陷向臺地內(nèi)部的延伸，導(dǎo)致“兩臺”面積較棲一期有所減小。蜀南臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為8.81×104km2，厚度為0～26 m，平均為5.1 m；川東北臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為4.23×104km2，厚度為0～16.6 m，平均為3.3 m；通江-長壽凹陷內(nèi)含海泡石(滑石)層系分布面積為4.74×104km2，厚度為10.3～35 m，平均為14.3 m。凹陷北段坡度為北陡南緩，南西向中江-威遠(yuǎn)-資陽-宜賓方向延伸，北東向宣漢方向延伸，寬度為31～106km，面積為2.71×104km2；中段呈北西-南東走向，寬度為25～98 km，面積為0.63×104km2，呈北陡南緩的特征，南西往安岳-大足-宜賓方向延伸；南段呈北西-南東走向，開口方向南東，寬度為32～91.03 km，面積為1.40×104km2，南北坡度都較大，向南西綦江方向和東北石柱-梁平方向延伸。

圖2 四川盆地棲一段含海泡石(滑石)層系厚度等值線及油氣勘探有利區(qū)Fig.2 The isopach map and favorable hydrocarbon exploration regions of the P2q1 sepiolite(talcum)-bearing strata in Sichuan Basin

圖3 四川盆地棲二段含海泡石(滑石)層系厚度等值線及油氣勘探有利區(qū)Fig.3 The isopach map and favorable hydrocarbon exploration regions of the P2q2 sepiolite(talcum)-bearing strata in Sichuan Basin

圖4 四川盆地棲霞組含海泡石(滑石)層系厚度等值線及油氣勘探有利區(qū)Fig.4 The isopach map and favorable hydrocarbon exploration regions of Qixia Formation sepiolite(talcum)-bearing strata in Sichuan Basin

3.2.2 茅口期(瓜德魯普期)的構(gòu)造-沉積分異

中二疊世茅一期(羅德期)通江-長壽凹陷進(jìn)一步擴(kuò)大，主要的凹陷中心遷移到通江-南江地區(qū)、劍閣-蓬溪地區(qū)和長壽-涪陵地區(qū)(圖5)。蜀南臺地向北西擴(kuò)大，形成川西北-蜀南臺地。凹陷向南擴(kuò)展，在川中地區(qū)形成一系列孤立臺塊，同時(shí)凹陷進(jìn)一步延續(xù)了棲霞期向臺內(nèi)延伸的趨勢，其中南段最為明顯。川西北-蜀南臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為7.79×104km2，厚度為0～45.6 m，平均為30.9 m；川東北臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為3.94×104km2，厚度為0～53 m，平均為21.7 m；通江-長壽凹陷形態(tài)依然為“C”形，總體呈現(xiàn)北窄南寬的喇叭形特征，凹陷面積為5.79×104km2，含海泡石(滑石)層系的厚度為36.3～96.0 m，平均為48.8 m。北段為通江-劍閣-南充區(qū)域，東陡西緩，南西部向成都方向延伸，北東部向宣漢方向延伸，寬度為34.01～130.23 km，面積為2.76×104km2；中段為南充-安岳-合川區(qū)域，呈北西-南東走向，寬度為58.52～117.63 km，面積為1.02×103km2，呈北陡南緩的特征，向南西宜賓方向延伸；南段為長壽-涪陵區(qū)域，北西-南東走向，開口方向南東，寬度為60.48～119.62 km，面積為2.01×104km2，呈北陡南緩的特征，向南西綦江-宜賓方向和東北石柱-梁平方向延伸。

至茅二期(沃德期)，含海泡石(滑石)層系厚度分布顯示，通江-長壽凹陷的“C”形態(tài)消失，其主要的含海泡石(滑石)層系沉積中心為蒼溪-渠縣區(qū)域與石柱地區(qū)，在川中有零星分布(圖6)?！皟膳_一凹”的構(gòu)造-沉積格局仍然保留。該凹陷呈北西-南東走向，坡度為西陡東緩，西部向劍閣與旺蒼開口，寬度為34.12～103.95 km，面積為1.4×104km2；含海泡石(滑石)層系的厚度為16.25～53.63 m，平均為29.57 m。

總之，四川盆地中二疊世茅口組(瓜德魯普階)含海泡石(滑石)層系厚度分布特征表明，茅口期為通江-長壽凹陷發(fā)育的成熟階段，此時(shí)凹陷范圍廣，含海泡石(滑石)層系厚度大，主要有4個(gè)含海泡石(滑石)層系沉積中心：通江-巴中區(qū)域、劍閣-蒼溪區(qū)域、鹽亭-南充區(qū)域以及長壽-石柱區(qū)域(圖7)。川西北-蜀南臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為8.57×104km2，厚度為0～51.3 m，平均為34.3 m；川東北臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為4.41×104km2，厚度為0～66.3 m，平均為26.1 m；通江-長壽凹陷整體呈“C”形的北寬中窄南寬的雙喇叭形特征，含海泡石(滑石)層系分布面積為5.83×104km2，厚度為36～83.75 m，平均為43.45 m。北段為通江-劍閣-南充區(qū)域，東陡西緩，南西部向中江方向延伸，北東部向宣漢方向延伸，寬度為51.15～100.28 km，凹陷面積2.52×104km2；中段為南充-合川區(qū)域，呈北西-南東走向，寬度為50.14～117.26 km，面積為1.34×104km2，呈北陡南緩的特征，向南西宜賓方向延伸；南段為長壽-涪陵區(qū)域，北西-南東走向，向南東方向開口，寬度為35.12～186.26 km，面積為1.97×104km2，南北坡度較大，向南西綦江-瀘州方向和北東石柱-梁平方向延伸。

圖5 四川盆地茅一段含海泡石(滑石)層系厚度等值線及油氣勘探有利區(qū)Fig.5 The isopach map and favorable hydrocarbon exploration regions of the P2m1 sepiolite(talcum)-bearing strata in Sichuan Basin

圖6 四川盆地茅二段含海泡石(滑石)層系厚度等值線及油氣勘探有利區(qū)Fig.6 The isopach map and favorable hydrocarbon exploration regions of the P2m2 sepiolite(talcum)-bearing strata in Sichuan Basin

4 通江-長壽凹陷形成與演化特征

四川盆地中二疊世構(gòu)造-沉積分異的關(guān)鍵是通江-長壽凹陷的形成，該凹陷的形成發(fā)育才構(gòu)建了“兩臺一凹”(川西北-蜀南臺地、川東北臺地、通江-長壽凹陷)的構(gòu)造-沉積格局。因此，本文重點(diǎn)探討通江-長壽凹陷的形成與演化特征。

4.1 通江-長壽凹陷地層剖面特征

通江-長壽凹陷為呈北西-南東向“C”形的克拉通內(nèi)凹陷(圖8)。地層厚度通常可以反映凹陷邊界、沉積邊界以及古地貌。對四川盆地中二疊統(tǒng)而言，其沉積環(huán)境適合海泡石發(fā)育，水體較深區(qū)域的含海泡石(滑石)層系厚度大于淺水區(qū)，凹陷中央與兩側(cè)邊緣含海泡石(滑石)層系厚度差異較為明顯，在橫剖面上出現(xiàn)明顯的槽狀結(jié)構(gòu)[58]。一般來說，含海泡石(滑石)層系厚度越大，中二疊統(tǒng)厚度越薄。

4.1.1 通江-長壽凹陷北段剖面特征

PiT1井-CT1井-MS1井連井對比剖面(A-A’剖面)揭示了通江-長壽凹陷北段北東-南西向的橫向變化(圖9)。處于凹陷內(nèi)部的YT1井(棲一段-茅二段厚274.5 m，含海泡石層系厚65.4 m)、PT1井(棲一段-茅二段厚295.7 m，含海泡石層系厚42.9 m)、CT1井(棲一段-茅二段厚306 m，含海泡石層系厚66.8 m)、HeB1井(棲一段-茅二段厚299 m，含海泡石層系厚120.6 m)和MS1井(棲一段-茅二段厚259 m，含海泡石層系厚70.3 m)，比位于高部位的CS1井(棲一段-茅二段厚319.5 m，含海泡石層系厚24.9 m)、PT1井(棲一段-茅二段厚306 m，含海泡石層系厚3 m)和YB3井(棲一段-茅二段厚約340.5 m，含海泡石層系厚27.6 m)薄20～70 m。凹陷北段南側(cè)臺地區(qū)域比凹陷北段北側(cè)臺地區(qū)域棲一段-茅二段厚度薄，南側(cè)臺地區(qū)域地層與凹陷內(nèi)部的差異比北側(cè)臺地區(qū)域大。

圖7 四川盆地茅口組含海泡石(滑石)層系厚度等值線及油氣勘探有利區(qū)Fig.7 The isopach map and favorable hydrocarbon exploration regions of Maokou Formation sepiolite(talcum)-bearing strata in Sichuan Basin

圖8 四川盆地中二疊統(tǒng)含海泡石(滑石)層系厚度及連井、地震剖面位置圖Fig.8 The isopach map of Middle Permian sepiolite(talcum)-bearing strata, location of seismic profiles, well-tie correlation sections in Sichuan Basin

ST7井-MS1井-TL1井連井對比剖面(B-B’剖面)揭示了通江-長壽凹陷北段北西-南東向的橫向變化(圖10)。處于凹陷內(nèi)部的YB6井(棲一段-茅二段厚312 m，含海泡石層系厚99 m)、HeB1井(棲一段-茅二段厚299 m，含海泡石層系厚120.6 m)和MS1井(棲一段-茅二段厚259 m，含海泡石層系厚70.3 m)，比位于高部位的ST7井(棲一段-茅二段厚396.1 m，含海泡石層系厚13.5 m)、YB3井(棲一段-茅二段約厚340.5 m，含海泡石層系厚27.6 m)、PG5井(棲一段-茅二段厚309 m，含海泡石層系厚63.1 m)、WT1井(棲一段-茅二段厚306.8 m，含海泡石層系厚5.1 m)和TL1井(棲一段-茅二段厚309 m，含海泡石層系厚25.3 m)薄10～130 m。凹陷北段西側(cè)臺地區(qū)比凹陷北段東側(cè)臺地區(qū)棲一段-茅二段厚度大，西側(cè)臺地區(qū)地層與凹陷內(nèi)部的差異比東側(cè)臺地區(qū)大。凹陷北段的兩個(gè)沉積中心含海泡石(滑石)層系厚度差異較大，這可能與北段當(dāng)時(shí)拉張強(qiáng)度大有關(guān)，因此通江-長壽凹陷北段表現(xiàn)為“C”形。

4.1.2 通江-長壽凹陷中段剖面特征

LL1井-GS1井-DT3井連井對比剖面(C-C’剖面)揭示了通江-長壽凹陷中段北東-南西向的橫向變化(圖11)。處于凹陷內(nèi)部的高石梯-磨溪地區(qū)(棲一段-茅二段平均厚度253.5 m，含海泡石層系平均厚度40.4 m)，比位于高部位的YH2井(棲一段-茅二段厚度343 m，含海泡石層系厚度18.5 m)和WT1井(棲一段-茅二段厚度306.8 m，含海泡石層系厚度5.1 m)薄30～90 m。凹陷中段南側(cè)臺地比北側(cè)臺地的棲一段-茅二段厚度小，南側(cè)臺地地層與凹陷內(nèi)部的差異比北側(cè)臺地小。凹陷中段在棲一期含海泡石(滑石)層系集中發(fā)育于潼南-磨溪地區(qū)，而茅一期含海泡石(滑石)層系最為發(fā)育，一直延伸到南側(cè)臺地區(qū)，這可能與中段當(dāng)時(shí)拉張強(qiáng)度大有關(guān)，中段的臺凹格局在茅一期表現(xiàn)得更為明顯。

4.1.3 通江-長壽凹陷南段剖面特征

S19井-X8井-JianS1井連井對比剖面(D-D’剖面)揭示了通江-長壽凹陷南段北東-南西向的橫向變化(圖12)。凹陷南段向南北兩側(cè)延伸較遠(yuǎn)，凹陷南段南側(cè)臺地(棲一段-茅二段厚度296.5～382.8 m，含海泡石層系厚度18.5～53.3 m)比北側(cè)臺地地層厚度(棲一段-茅二段平均厚度380～428 m，含海泡石層系厚度18.1～33.1 m)薄，南側(cè)臺地地層與凹陷內(nèi)部(棲一段-茅二段平均厚度336 m，含海泡石層系厚度46.3～64.9 m)的差異比北側(cè)臺地小。棲一期含海泡石(滑石)層系集中發(fā)育于F3井、X8井、W124井，茅一期含海泡石(滑石)層系在S19井、H23井、D5井、F3井、X8井、W124井廣泛發(fā)育，南段的臺凹分異在茅一期表現(xiàn)得更為明顯。

4.2 地震相剖面特征

據(jù)四川盆地中二疊統(tǒng)厚度以及上下圍巖波阻抗差異，可進(jìn)行準(zhǔn)確標(biāo)定并橫向追蹤對比的地層界線有梁山組底、茅口組底、茅二段b亞段(茅二b)底、茅三段底和上二疊統(tǒng)底等。由于茅二段c亞段(茅二c)厚度較薄且以泥質(zhì)沉積為主，梁山組厚度較薄且大部分區(qū)域缺失，所以本次研究把梁山組-棲霞組厚度視為棲霞組厚度、茅一段-茅二c厚度視為茅一段厚度。在選取盆地內(nèi)典型井進(jìn)行層位準(zhǔn)確標(biāo)定的基礎(chǔ)上，借助區(qū)域地震大剖面，利用地震相分析技術(shù)，通過地層厚度變化和地震相特征從另一個(gè)角度探討了“通江-長壽凹陷”存在的可能性。

4.2.1 重要層位地震響應(yīng)特征

梁山組底界：由于加里東運(yùn)動和云南運(yùn)動導(dǎo)致其下伏下古生界巖性橫向發(fā)生變化，上覆梁山組在不同區(qū)域存在缺失，使得二疊系底界波組特征橫向上也發(fā)生變化，難以達(dá)到精細(xì)標(biāo)定，但整體表現(xiàn)為加里東古隆起剝蝕區(qū)標(biāo)定在零值點(diǎn)，未剝蝕區(qū)標(biāo)定在波峰(圖13)。

茅口組底界：由于茅一段泥灰?guī)r與棲二段高能沉積組合，表現(xiàn)為中強(qiáng)波峰反射特征。

茅二b亞段底界：由于是內(nèi)部小層，橫向連續(xù)追蹤對比較為困難，大部分鉆井標(biāo)定為波峰到波谷的零值點(diǎn)，橫向追蹤對比時(shí)，部分區(qū)域?qū)Ρ热醪ü取?/p>

茅三段底界：標(biāo)定在波峰與波谷間的零值點(diǎn)。

4.2.2 地層厚度變化及地震相特征

地震相分析曾被認(rèn)為是油氣勘探領(lǐng)域的一項(xiàng)技術(shù)突破，可以分析、總結(jié)其振幅、頻率、連續(xù)性等特征，推斷其大致的沉積環(huán)境[59]。從梁山組底拉平剖面來看(圖13-A)，梁山-棲霞組厚度“兩臺一凹”特征明顯，凹陷區(qū)地震相表現(xiàn)為低頻、強(qiáng)振幅、平行反射地震相，向兩側(cè)演變?yōu)橹蓄l、中強(qiáng)振幅、亞平行反射地震相，反映中部為相對深水沉積，兩側(cè)水體相對較淺。從茅口組底界拉平剖面來看(圖13-B)，茅一段厚度變化特征比較清晰，以JT1井為界，向北東方向地震反射時(shí)差增大、地層厚度明顯增加，地震相特征表現(xiàn)為底部中頻、中弱振幅、斷續(xù)波峰反射，逐漸向上部表現(xiàn)為雜亂反射或高頻、弱振幅、斷續(xù)波谷反射特征。PS1井一帶地震反射時(shí)差減小、地層厚度較薄，地震相特征明顯，表現(xiàn)為低頻、強(qiáng)振幅、平行-亞平行地震反射特征。PS1井一帶低頻特征表明縱向上巖性變化?。黄叫?亞平行表明橫向上巖性變化不大，可以得出本段地層沉積時(shí)的水體能量相對較弱，處于相對的靜水區(qū)；而強(qiáng)振幅表明本段地層與上下圍巖之間波阻抗差異較大，一般可能為泥巖與灰?guī)r的接觸關(guān)系。所以，PS1井一帶為相對深水的凹陷區(qū)。JT1井-CS1井一帶地震相特征比較復(fù)雜，底部表現(xiàn)為中頻、中-弱振幅斷續(xù)波峰反射表明縱向上有一定的巖性或波阻抗變化，橫向上也有一定的巖性變化，縱橫向巖性變化導(dǎo)致振幅表現(xiàn)為中-弱振幅，向上表現(xiàn)為雜亂反射或高頻、弱振幅、斷續(xù)波谷反射，表明沉積時(shí)的水體能量相對較強(qiáng)，為相對較淺的沉積環(huán)境。其剖面的南段也具有JT1井-CS1井一帶的厚度特征、地震相特征，說明具有相似的沉積環(huán)境。

結(jié)合區(qū)域沉積背景，圖13剖面整體表現(xiàn)為“兩臺一凹”的構(gòu)造-沉積格局，凹陷區(qū)地層厚度較薄，地震相特征表現(xiàn)為低頻、強(qiáng)振幅、平行-亞平行地震反射。臺地區(qū)地層厚度較大的地震相特征表現(xiàn)為中頻、中-弱振幅斷續(xù)地震反射。

從另一條區(qū)域格架剖面來看(圖14)，剖面整體特征與圖13相似，“兩臺一凹”的構(gòu)造-沉積格局也比較明顯。梁山組-棲霞組特征不顯著，但茅一段格局清晰。凹陷區(qū)發(fā)育在PT1井- LT1井一帶，茅一段厚度相對較薄，地震相特征表現(xiàn)為低頻、中強(qiáng)振幅、亞平行地震反射特征，其兩側(cè)的臺地區(qū)地層厚度相對較大，具有地震同相軸增多、頻率增高、振幅減弱、連續(xù)性變差等特征，為沉積水體相對較淺區(qū)域。從資陽-高磨-廣安剖面來看(圖15)，同樣具有與上述兩條剖面相似的特征。凹陷區(qū)在MX8井一帶，厚度明顯變薄，兩側(cè)厚度增加。凹陷區(qū)為一套強(qiáng)波峰、寬緩波谷特征組合，地震相表現(xiàn)為低頻、強(qiáng)振幅、平行-亞平行地震反射特征；向兩側(cè)波峰逐漸變得寬緩，頂部變得雜亂，地層厚度明顯增大，為相對淺水的沉積建造。

圖14 過PT1井-LT1井-JT1井連井地震剖面Fig.14 Seismic profiles of Middle Permian strata from Well PT1 to Well JT1 in Sichuan Basin(剖面位置見圖8)

綜上所述，從地震相分析四川盆地中部鹽亭-射洪-高磨一帶，中二疊世發(fā)育通江-長壽凹陷。在棲霞期具有一定雛形，茅一期進(jìn)一步發(fā)展壯大，其兩側(cè)為相對淺水沉積環(huán)境，表現(xiàn)為“兩臺一凹”構(gòu)造-沉積格局，印證了前述海泡石(滑石)分布揭示的特征。

圖15 過Z2井-Z4井-MX8井-NS5井連井地震剖面Fig.15 Seismic profiles of Middle Permian strata from Well Z2 to Well NS5 in Sichuan Basin(剖面位置見圖8)

4.3 通江-長壽凹陷形成與演化

二疊紀(jì)全球格局發(fā)生巨大變化，一系列全球性事件開始發(fā)生：Pangea大陸開始裂解，古特提斯洋進(jìn)一步擴(kuò)張與峨眉山大火成巖省集中式大規(guī)模噴發(fā)[60-62]。該時(shí)期華南板塊位于古赤道附近，東西向分隔泛大洋和古特提斯洋[63]，四川盆地所處的華南板塊在二疊紀(jì)處于特提斯構(gòu)造域東部，其周緣被古特提斯洋東段及古太平洋所圍限。在華南板塊北部與秦嶺地塊之間為勉略洋，該大洋于中泥盆世至中二疊世擴(kuò)張打開，在300～250 Ma B.P.發(fā)生俯沖，被動陸緣拉伸作用加劇了北東向基底斷裂活動[64]。在華南板塊南部的一支為狹義的古特提斯洋，包括次一級的昌寧-孟連主洋和金沙江-哀牢山分支洋，主要發(fā)育于中泥盆世至中三疊世，中泥盆世至早二疊世為大洋擴(kuò)張階段[65-68]。四川盆地構(gòu)造-沉積演化除了受周緣大洋拉張和俯沖的影響以外，發(fā)育于中泥盆世的峨眉地裂運(yùn)動在二疊紀(jì)逐漸加強(qiáng)，開始由臺地邊緣逐漸延伸入臺地內(nèi)部[69-71]。與此同時(shí)，華南板塊西南部的峨眉地幔柱持續(xù)隆升，地幔柱活動通常伴隨著大規(guī)模地殼抬升與穹窿狀隆起的發(fā)生[72-79]。在中二疊世棲霞期與茅口早期，地幔柱活動強(qiáng)度相對較弱，在盆地內(nèi)部多以升降運(yùn)動為主，形成穹窿狀隆起，大規(guī)模裂谷或斷裂不發(fā)育[80-82]。這可能為中二疊世通江-長壽凹陷的形成提供了構(gòu)造分異的動力。

棲一期，峨眉地幔柱已開始向上隆升，勉略洋持續(xù)俯沖，構(gòu)造活動不斷增強(qiáng)，地殼大幅度沉降，邊界斷裂逐漸活化。隨著海侵作用與拉張作用的不斷增強(qiáng)，四川盆地在威遠(yuǎn)-安岳、合川、廣安-開江、宣漢地區(qū)形成的臺內(nèi)局部高地上沉積砂屑生屑灘，而洼地內(nèi)發(fā)育含海泡石(滑石)細(xì)粒沉積，“兩臺一凹”的構(gòu)造-沉積格局出現(xiàn)雛形(圖16-A)。棲二期，繼承了棲一期的隆凹格局，但該時(shí)期發(fā)生大規(guī)模海退，海平面下降，水體能量逐漸升高，含海泡石(滑石)細(xì)粒沉積不發(fā)育(圖16-B)。茅一期，發(fā)生大規(guī)模海侵，含海泡石(滑石)細(xì)粒沉積再次廣泛發(fā)育。在西南抬升、北緣俯沖背景下，北東傾向斷裂發(fā)生臺階狀活動，南西傾向斷裂的活動性則減弱，川中地區(qū)差異性沉降較川北地區(qū)強(qiáng)，導(dǎo)致在川中地區(qū)形成臺凹分異，“兩臺一凹”的構(gòu)造-沉積格局定型(圖16-C)。茅二期，整體表現(xiàn)為海退，含海泡石(滑石)細(xì)粒沉積較茅一期減弱，川西北地區(qū)差異性沉降比川中地區(qū)強(qiáng)，導(dǎo)致川西北地區(qū)巴中-宣漢區(qū)域沉降較強(qiáng)，凹陷北段成為沉積中心(圖16-D)。

由于盆地內(nèi)部茅三段與茅四段剝蝕較為強(qiáng)烈，這制約了對通江-長壽凹陷在茅三期與茅四期演化的認(rèn)識，目前只能根據(jù)當(dāng)時(shí)的全球構(gòu)造-沉積格局以及殘留的野外露頭進(jìn)行推測。茅二晚期直到茅三期，隨著海平面的逐步下降，上揚(yáng)子地塊大部分地區(qū)再次成為水體相對較淺、能量較高的開闊臺地—半開闊臺地。與此同時(shí)，在通江-長壽凹陷北段出現(xiàn)相對深水的含硅質(zhì)結(jié)核灰?guī)r，并向宣漢一帶呈帶狀分布，而通江-長壽凹陷中段與南段受到峨眉地幔柱的影響持續(xù)抬升，逐漸走向消亡；至茅四期(卡匹敦晚期)，全球海平面下降到了地質(zhì)歷史時(shí)期的最低點(diǎn)[83]，茅口末期華南的古地理格局發(fā)生巨變，古陸規(guī)模和淺水面積擴(kuò)大，右江盆地四周隆起形成新的孤島和古陸，康滇古陸向東擴(kuò)張，同時(shí)，江南古陸和云開古陸也隆升出水面，深水盆地向西南方向收縮[84]。而通江-長壽凹陷北段構(gòu)造-沉積分異更為明顯，演變?yōu)槎朊忌酱蠡鸪蓭r省前期隆升造成的遠(yuǎn)端張性裂陷槽[85]，雖然后期受東吳運(yùn)動影響，抬升剝蝕，但這種構(gòu)造-沉積格局可能一直持續(xù)到早三疊世。

由上可知，通江-長壽(生烴)凹陷可能是由克拉通邊緣的拉張活動在克拉通內(nèi)產(chǎn)生的弱拉張作用形成的，具有我們所稱的“拉張槽”的特征[35]。因此，從形成的構(gòu)造動力學(xué)和機(jī)制上考慮，該凹陷稱為“通江-長壽拉張槽”更妥(另文論述)。

5 通江-長壽凹陷與油氣勘探

經(jīng)過對四川盆地棲霞組和茅口組近年來的勘探發(fā)現(xiàn)井的統(tǒng)計(jì)，結(jié)合筆者團(tuán)隊(duì)新發(fā)現(xiàn)的通江-長壽凹陷(中二疊統(tǒng)生烴中心)[58]，基于烴源巖來自中二疊統(tǒng)自身和油氣源控理論，含海泡石(滑石)層系可形成兩大類(古)油氣藏，即凹陷邊緣的旁(下)生側(cè)(上)儲型層狀白云巖氣藏和凹陷內(nèi)的自生自儲型泥質(zhì)灰?guī)r非常規(guī)氣藏。含海泡石(滑石)層系源-儲配置新模式極大地拓寬了油氣勘探領(lǐng)域，為中二疊統(tǒng)油氣勘探提供了新的方向[58]。根據(jù)含海泡石(滑石)層系厚度的分布，同時(shí)參考棲霞組和茅口組灘相和白云巖的分布特征，分別確定出四川盆地中二疊統(tǒng)棲一段、棲二段、棲霞組、茅一段、茅二段和茅口組非常規(guī)氣藏和常規(guī)氣藏最有利勘探區(qū)帶。

圖16 四川盆地中二疊世通江-長壽凹陷形成演化模式圖Fig.16 Formation and evolution model of Tongjiang-Changshou Sag during middle Permian in Sichuan Basin

5.1 棲一段含海泡石(滑石)層系勘探有利區(qū)帶

根據(jù)棲一段含海泡石(滑石)層系厚度，將其劃分為<10 m、10～20 m、>20 m三個(gè)等級?；跅欢巫陨詢Φ恼J(rèn)識，棲一段以非常規(guī)氣藏為主，其非常規(guī)泥質(zhì)灰?guī)r氣藏最有利勘探區(qū)含海泡石(滑石)層系累計(jì)厚度>20 m，主要分布在通江-南江地區(qū)、劍閣-蓬溪地區(qū)以及長壽地區(qū)，即圖2紅色虛線以內(nèi)的凹陷中心區(qū)域；通江-南江區(qū)域勘探面積大約4 284 km2；劍閣-蓬溪地區(qū)勘探面積大約816 km2，長壽地區(qū)勘探面積大約448 km2。棲一段常規(guī)氣藏最有利勘探區(qū)含海泡石(滑石)層系累計(jì)厚度10～20 m，主要分布在宣漢-巴中-江油-南充-長壽地區(qū)，即圖2綠色虛線和紅色虛線之間的區(qū)域，勘探面積大約3.19×104km2。

5.2 棲二段含海泡石(滑石)層系勘探有利區(qū)帶

棲二段含海泡石(滑石)層系較薄，將其劃分為<0.3 m、0.3～1 m、>1 m三個(gè)等級?；跅巫陨詢Φ恼J(rèn)識，結(jié)合棲二段與棲一段含海泡石(滑石)層系厚度>20 m的重合區(qū)域，棲二段非常規(guī)泥質(zhì)灰?guī)r氣藏最有利勘探區(qū)含海泡石(滑石)層系累計(jì)厚度>1 m，主要分布在通江-南江區(qū)域、江油-成都地區(qū)、資陽-合川地區(qū)、廣安-石柱地區(qū)、綦江-南川地區(qū)以及威遠(yuǎn)地區(qū)，即圖3紅色虛線以內(nèi)的凹陷中心區(qū)域。通江-南江區(qū)域勘探面積大約1.27×104km2；江油-成都地區(qū)勘探面積大約 3 189 km2；資陽-合川地區(qū)勘探面積大約 5 093 km2；廣安-石柱地區(qū)勘探面積大約 5 817 km2；綦江-南川地區(qū)勘探面積大約 1 876 km2；威遠(yuǎn)地區(qū)勘探面積大約 1 886 km2。但棲二段以常規(guī)白云巖氣藏為主，其有利勘探區(qū)含海泡石(滑石)層系累計(jì)厚度0.3～1 m，主要分布在劍閣-成都-廣安一線和威遠(yuǎn)-綦江一線，即圖3綠色虛線和紅色虛線之間的區(qū)域，勘探總面積大約3.21×104km2。

基于棲霞組近源自生自儲的認(rèn)識，棲霞組非常規(guī)氣藏主要分布在通江-劍閣-鹽亭-蓬安-長壽凹陷內(nèi)部、綦江地區(qū)、石柱-梁平地區(qū)、云陽地區(qū)，即圖4紅色虛線以內(nèi)的凹陷中心區(qū)域，勘探總面積大約4.67×104km2；棲霞組常規(guī)氣藏主要分布在通江-長壽凹陷邊緣，勘探總面積大約2.65×104km2，即圖4綠色虛線和紅色虛線之間的區(qū)域。

5.3 茅一段含海泡石(滑石)層系勘探有利區(qū)帶

根據(jù)茅一段含海泡石(滑石)層系厚度，將其劃分為<30 m、30～40 m、>40 m三個(gè)等級。基于茅一段自生自儲的認(rèn)識，茅一段以非常規(guī)泥質(zhì)灰?guī)r氣藏為主，其最有利勘探區(qū)含海泡石(滑石)層系累計(jì)厚度>40 m，主要分布在通江-南江地區(qū)、劍閣-蓬溪地區(qū)以及長壽-綦江地區(qū)，即圖5紅色虛線以內(nèi)的凹陷中心區(qū)域；通江-南江地區(qū)勘探面積大約1 827 km2，劍閣-蓬溪地區(qū)勘探面積大約1.03×104km2，長壽-綦江地區(qū)勘探面積大約1.25×104km2。茅一段常規(guī)氣藏最有利勘探區(qū)含海泡石(滑石)層系累計(jì)厚度30～40 m，主要分布在通江-南江凹陷中心邊緣的宣漢-巴中-通江地區(qū)、劍閣-蓬溪和長壽-綦江凹陷中心以北的南部-蓬安-廣安-石柱地區(qū)和凹陷中心以南的鹽亭-安岳-合川-瀘州-南川地區(qū)，即圖5綠色虛線和紅色虛線之間的區(qū)域；宣漢-巴中-通江地區(qū)勘探面積大約 2 295 km2，南部-蓬安-廣安-石柱地區(qū)勘探面積大約 7 308 km2，鹽亭-安岳-合川-瀘州-南川地區(qū)勘探面積大約1.56×104km2。

5.4 茅二段含海泡石(滑石)層系勘探有利區(qū)帶

茅二段含海泡石(滑石)層系較薄，將其劃分為<5 m、5～20 m、>20 m三個(gè)等級。結(jié)合茅二段與茅一段含海泡石(滑石)層系厚度>40 m的重合區(qū)域，基于茅二段自生自儲的認(rèn)識，茅二段非常規(guī)泥質(zhì)灰?guī)r氣藏最有利勘探區(qū)含海泡石(滑石)層系累計(jì)厚度>20 m，主要分布在蒼溪-渠縣地區(qū)、云陽地區(qū)、石柱地區(qū)以及蓬溪-廣安-合川-長壽部分地區(qū)，即圖6紅色虛線以內(nèi)的凹陷中心區(qū)域；蒼溪-渠縣地區(qū)勘探面積大約 9 117 km2，云陽地區(qū)勘探面積大約 3 719 km2，石柱地區(qū)勘探面積大約 1 011 km2。但茅二段以常規(guī)白云巖氣藏為主，其最有利勘探區(qū)含海泡石(滑石)層系累計(jì)厚度5～20 m，主要分布在蒼溪-渠縣凹陷(茅二期)以北的南江-通江-宣漢地區(qū)、以南的江油-鹽亭-蓬溪-廣安地區(qū)以及以東的部分地區(qū)，即圖6綠色虛線和紅色虛線之間的區(qū)域；蒼溪-渠縣凹陷(茅二期)以北的南江-通江-宣漢地區(qū)勘探面積大約1.08×104km2，蒼溪-渠縣凹陷(茅二期)以南的江油-鹽亭-蓬溪-南充-廣安地區(qū)勘探面積大約2.22×104km2，以及蒼溪-渠縣凹陷(茅二期)以東的部分地區(qū)勘探面積大約為7 508 km2。

基于茅口組近源自生自儲的認(rèn)識，茅口組非常規(guī)氣藏主要分布在通江-巴中-鹽亭-合川-長壽凹陷內(nèi)部、云陽地區(qū)，即圖7紅色虛線以內(nèi)的凹陷中心區(qū)域，勘探總面積大約1.85×104km2；茅口組常規(guī)氣藏主要分布在通江-長壽凹陷邊緣，勘探總面積大約5.33×104km2，即圖7綠色虛線和紅色虛線之間的區(qū)域。

基于中二疊統(tǒng)近源自生自儲的認(rèn)識，中二疊統(tǒng)油氣勘探的最有利區(qū)帶請?jiān)斠妳⒖嘉墨I(xiàn)[58]。由此可見，四川盆地中二疊統(tǒng)含海泡石(滑石)層系的兩類氣藏的最有利勘探區(qū)均位于通江-長壽凹陷的“C”形區(qū)帶及周緣地區(qū)，是值得勘探重點(diǎn)關(guān)注的地區(qū)。

值得指出的是，本文提出的中二疊統(tǒng)油氣勘探有利地區(qū)的部分地區(qū)，如雙魚石地區(qū)和高-磨地區(qū)，早已由前人和石油公司提出并證實(shí)。本文的價(jià)值在于將這些局部油氣勘探突破地區(qū)和點(diǎn)(鉆井)用統(tǒng)一的構(gòu)造-沉積分異聯(lián)結(jié)起來，使中二疊統(tǒng)油氣地質(zhì)條件發(fā)育分布特征和油氣富集規(guī)律更加清晰和明朗，并指出了前人和石油公司還未關(guān)注的有利地區(qū)，從而提升了油氣勘探的潛力和遠(yuǎn)景，即通江-長壽凹陷“C”形區(qū)帶內(nèi)及周緣地區(qū)均是油氣勘探的有利區(qū)，且遠(yuǎn)離該凹陷(生烴中心)的川西北-蜀南臺地和川東北臺地中二疊統(tǒng)的油氣勘探風(fēng)險(xiǎn)較大。

6 結(jié)論與建議

a.中二疊世四川盆地發(fā)生了較強(qiáng)烈的構(gòu)造-沉積分異，形成了“兩臺一凹”的構(gòu)造-沉積格局。棲一期，通江-長壽凹陷已初步形成，蜀南地區(qū)與川東北地區(qū)均為臺地區(qū)域，通江-劍閣-南充-長壽為凹陷區(qū)域，“兩臺一凹”的構(gòu)造-沉積格局基本定型。蜀南臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為9.69×104km2，厚度為0～9.1 m；川東北臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為3.77×104km2，厚度為0～13 m；通江-蒼溪-南充-長壽(生烴)凹陷主要呈“C”形，總體呈現(xiàn)北寬中窄南寬的雙喇叭形特征，含海泡石(滑石)層系分布面積為3.75×104km2，厚度為10.3～28.4 m。棲二期，通江-長壽凹陷內(nèi)外厚度差異不明顯，但含海泡石(滑石)層系分布依然為北西-南東向。茅一期，通江-長壽凹陷向南擴(kuò)展，延續(xù)了棲霞組沉積時(shí)期向臺內(nèi)延伸的趨勢，蜀南臺地向北西擴(kuò)大，形成川西北-蜀南臺地，含海泡石(滑石)層系分布面積為7.79×104km2、厚度為0～45.6 m，川東北臺地含海泡石(滑石)層系分布面積為3.94×104km2、厚度為0～53 m；凹陷形態(tài)依然為“C”形，總體呈現(xiàn)北窄南寬的喇叭形特征，凹陷面積為5.79×104km2，厚度為36.3～96.0 m。茅二期，通江-長壽凹陷的“C”形態(tài)消失，為北西-南東走向的蒼溪-渠縣凹陷所取代，但“兩臺一凹”的構(gòu)造-沉積格局仍然保留，該凹陷西陡東緩，面積為1.4×104km2，厚度為36.3～53.6 m。

b.通江-長壽凹陷發(fā)育演化的分段性明顯。凹陷北段：南側(cè)臺地區(qū)域地層厚度較北側(cè)薄；西側(cè)臺地區(qū)域地層厚度較東側(cè)厚。凹陷中段：南側(cè)臺地地層厚度較北側(cè)薄；凹陷在茅一期延伸入南側(cè)臺地區(qū)域，臺凹格局更為明顯。凹陷南段：凹陷向南北兩側(cè)延伸較遠(yuǎn)，南側(cè)臺地地層厚度較北側(cè)薄。通江-長壽凹陷在地震反射特征上表現(xiàn)出厚度較薄，為低頻、強(qiáng)振幅、平行-亞平行地震反射，臺地區(qū)表現(xiàn)為中頻、中-弱振幅斷續(xù)地震反射。棲一期，受峨眉地幔柱隆升以及勉略洋持續(xù)俯沖影響，“兩臺一凹”的格局出現(xiàn)雛形，在威遠(yuǎn)-安岳、合川、廣安-開江、宣漢地區(qū)形成臺內(nèi)古高地。棲二期，繼承了棲一段時(shí)期的臺凹格局，發(fā)生大規(guī)模海退。茅一期，“兩臺一凹”的構(gòu)造-沉積格局定型，在大規(guī)模海侵背景下含海泡石(滑石)細(xì)粒沉積廣泛發(fā)育。茅二期，整體海退，川西北地區(qū)差異性沉降較強(qiáng)，凹陷北段成為沉積中心。茅二晚期直到茅三期，海平面持續(xù)下降，四川盆地大部分地區(qū)為淺水沉積；但通江-長壽凹陷北段發(fā)育相對深水的含硅質(zhì)結(jié)核灰?guī)r，并向宣漢一帶呈槽狀分布，中段與南段逐漸消亡。茅四期通江-長壽凹陷北段構(gòu)造-沉積分異更為明顯，演變成張性裂陷槽，并一直持續(xù)到早三疊世。

c.通江-長壽凹陷“C”形區(qū)帶內(nèi)及周緣地區(qū)均是油氣勘探的有利區(qū)，且遠(yuǎn)離該凹陷(生烴中心)的川西北-蜀南臺地和川東北臺地中二疊統(tǒng)的油氣勘探風(fēng)險(xiǎn)較大。棲一段非常規(guī)氣藏最有利勘探區(qū)含海泡石(滑石)層系累計(jì)厚度>20 m，主要分布在南江-通江區(qū)域、劍閣-蓬溪地區(qū)以及長壽地區(qū)，勘探面積分別為 4 284 km2、816 km2、448 km2；棲二段常規(guī)氣藏最有利勘探區(qū)含海泡石(滑石)層系累計(jì)厚度0.3～1 m，主要分布在劍閣-成都-廣安一線和威遠(yuǎn)-綦江一線，勘探總面積大約3.21×104km2。茅一段非常規(guī)氣藏最有利勘探區(qū)含海泡石(滑石)層系累計(jì)厚度>40 m，主要分布在通江-南江地區(qū)、劍閣-蓬溪地區(qū)以及長壽-綦江地區(qū)，勘探面積分別為 1 827 km2、1.03×104km2、1.25×104km2。茅二段常規(guī)氣藏最有利勘探區(qū)含海泡石(滑石)層系累計(jì)厚度0.3～1 m，主要分布在蒼溪-渠縣凹陷(茅二期)以北的南江-通江-宣漢地區(qū)、以南的江油-鹽亭-蓬溪-南充-廣安地區(qū)以及以東的部分地區(qū)，勘探面積分別為1.08×104km2、2.22×104km2、7 508 km2。

d.本文提出的中二疊統(tǒng)油氣有利勘探地區(qū)是基于烴源巖來自中二疊統(tǒng)自身和含海泡石(滑石)層系厚度的分布特征確定的原生油氣藏分布的有利地區(qū)。這可能僅是中二疊統(tǒng)油氣成藏的一種模式，并不排除中二疊統(tǒng)油氣成藏還有其他成藏模式(如烴源巖來自其他層位，次生油氣藏等)及其形成的油氣勘探有利地區(qū)。

e.由于含海泡石(滑石)層系厚度薄，其在地震資料上難以準(zhǔn)確確定，本文的研究成果僅供參考。建議今后加強(qiáng)地震資料對含海泡石(滑石)層系厚度識別能力的研究，進(jìn)一步刻畫中二疊世的構(gòu)造-沉積分異特征。