第８８卷 第１０期
地２０１４年１０月 ．８８ Ｎｏ．１０ｏｌ
ＣＴＡ ＧＥＯＬＯＧＩＣＡＳＩＮＩＣＡ Ｖ 质 学 报 Ａ Ｏｃｔ．２０１４
四川盆地南部中二叠统茅口组古岩溶
地貌恢复及其石油地质意义
）２，肖笛１），谭秀成１，山述娇３），陈韵骐１），夏吉文４），杨坚４），周涛１），程遥１）
）西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都，１５００；６１０
）中石油碳酸盐岩储层重点实验室沉积与成藏分室，）中石油西南油气田分公司成都，２５００；３６１０
）中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川泸州，勘探开发研究院，成都，０５１；４１００６１０６４６
中二叠统茅口组是四川盆地南部重要的天然气产层之一。在中二叠世末期由东吴运动引起的地层内容提要：
暴露和风化淋滤的影响下，茅口组海相碳酸盐岩发育了风化壳岩溶型储层，但其岩溶古地貌迄今未得到准确恢复，影响了对茅口组碳酸盐岩储层分布的正确认识。本文以录井、测井及岩心等资料的综合分析为依托，通过地层精确划分、对比以及等时地层格架的建立，在茅口组顶部侵蚀面上、下地层中优选并确定了长一段顶面和茅三段底面两个全区稳定分布的、近等时的地层界面作为恢复岩溶古地貌的基准面。在分别编制研究区残余地层等厚图和印模地层等厚图的基础上，采用残余地层厚度法和印模地层厚度法，运用Ｓｕｒｆｅｒ软件分别恢复了研究区龙潭组沉积前的岩溶古地貌和长一段沉积后茅口组顶部潜山地貌。这两种方法恢复的茅口组顶部古地貌所反映的地形起伏可以划分出岩溶台地、岩溶斜坡和岩溶盆地３个二级地貌单元以及溶丘、残丘、丘丛、浅变化和总体格局基本一致，
洼、浅谷等次一级地貌单元。指出岩溶台地主要以泸州古隆起为核心向四周展布，整体地势较平缓，山体多呈圆丘状，低矮坡缓，不发育峰丛地貌；岩溶斜坡分布于岩溶台地外围，其中的岩溶缓坡主要展布于研究区北部和东部，岩溶台地西缘则表现出岩溶陡坡地貌；岩溶盆地分布于研究区西南部的宜宾、沐川、绥江等地区，地势平坦，以平原地貌为主。茅口组岩溶古地貌单元与大型储集空间及油气产出状况关系的分析表明，岩溶古地貌控制了岩溶型储层的发育与分布，进而控制了天然气产量的分布。指出岩溶缝洞型储层在岩溶台地和岩溶斜坡上基本同等发育，岩溶台地为重点勘探的有利区带，岩溶陡坡带则是最有利的勘探区带。
关键词：古地貌恢复；风化壳岩溶；岩溶储层；茅口组；四川盆地南部
风化壳岩溶型储层是 油气勘探实践业已证实，
碳酸盐岩油气重要的储集类型之一，已在塔里木、鄂尔多斯、四川、渤海湾等沉积盆地的古生界与元古界海相碳酸盐岩中发现了大量古风化壳岩溶型储层，并找到了塔河、轮南、靖边、威远、任丘等许多大型油周玉琦等，顾忆，气田（何自新等，１；１；２００２；２００２００。然而，陈学时等，严威等，由于岩溶储４；２１）２０００１层的形成受沉积、成岩、构造、古地貌与古水文条件等诸多因素的控制，其分布表现为较强的非均质性，导致古岩溶储层分布预测极其困难。古岩溶地貌是风化、剥蚀、岩溶作用与多种地质条件综合作用的结果，不同地貌形态对岩溶储层的发育有较大的影响。近１（许多学者从不同角夏日元等，９）０年来，１９９
度采用层序地层、地震、印模等方法对古岩溶地貌进行恢复研究，证实了古岩溶地貌形态对碳酸盐岩风化壳岩溶型优质储层的发育与分布起着重要的控制拜文华等，宋国齐作用（赵俊兴等，１，２００３；２；２００２００等，康志宏等，代金友等，吴丽艳２２；３；５；００２００２００）。所以，等，开展古岩溶地貌研究对于预测、评２５００价古岩溶储层分布具有十分重要的意义。
四川盆地南部中二叠统茅口组海相碳酸盐岩，在中二叠世末期由东吴运动引起的地层暴露和风化淋滤的影响下，发育了风化壳岩溶型储层（曹刚等，），但对其岩溶古地貌的准确恢复一直未开展深９１９９
入研究，影响了对茅口组碳酸盐岩储层分布的正确认识。本文从研究区二叠纪构造演化特征和泸州古
（注：本文为中国石油科技创新基金项目（和国家重点基础研究发展计划（编号２资助编号２５０００１０１Ｄ６５）９７３计划）０１２ＣＢ２１４８０３）０１－－成果。
；；改回时间：责任编辑：收稿日期：黄敏。０７０３１１１４３３２０１２０１－－－－
：＿＿作者简介：肖笛，男，主要从事储层地质学研究。Ｅ谭秀成，男，９年生。博士研究生，ｉｌｓｕｅｒｘｄｍｍ＠１２６．ｃｏｍ。通讯作者：０年１９８ｍａ１９７ｐ
：生。教授，主要从事储层沉积学研究。Ｅｍａｉｌｔａｎｘｉｕｃｈｅｎ７０＠１６３．ｃｏｍ。ｇ
隆起的形成与演化控制茅口组岩溶地貌发育演化的角度出发，通过地层精确划分、对比以及等时地层格架的建立，在茅口组顶部剥蚀面上、下地层中优选并确定近等时的地层基准面，分别采用印模法和残余地层厚度法来反演茅口组岩溶古地貌，并进一步阐明岩溶古地貌的石油地质意义。
，一时期，区内泸州古隆起已具雏型（罗冰等，２０１０）隆起区内以亮晶红藻灰岩为主的生物浅滩十分发育。中二叠世末期受东吴运动引起的构造抬升影响，茅口组顶部出露地表，暴露时间长达７～８Ｍａ），（在长期风化剥蚀作用的影响下，王运生等，１９９７普遍剥缺茅口组四段和三段上部地层。茅口组碳酸盐岩在经历早成岩作用的过程中即发生表生岩溶作“形成所谓的早成岩期风化壳岩溶（用，ｉｃＥｏｅｎｅｔｇ，）。晚二叠世早期，”）（茅口ｒｅｔａｌ．２００２ｋａｒｓｔＶａｃｈｅ 组及其顶部侵蚀面被厚度为１ｍ的龙潭组１０～２１０煤系地层所覆盖，随后又堆积了厚度为６０～１１０ｍ的长兴组海陆交互相和开阔海台地相的泥页岩与碳。）（）酸盐岩（罗冰等，图１２０１０
中二叠世泸州古隆起雏型的形成，造成研究区内茅口组沉积古地貌的高低分异，东吴运动使茅口组碳酸盐岩整体抬升遭受长期剥蚀后，其地层的残留厚度变化较大。晚二叠世早期峨眉地裂运动达到），高潮（罗志立等，盆地内部剧烈构造拉张运动１９８８造成不同区块差异沉降，导致茅口组上覆地层充填厚度出现差异。因此，茅口组顶部侵蚀面上、下地层的厚度变化较大，很大程度上可以反映古地貌的起伏变化及地貌的同沉降变迁。
１ 区域地质背景
研究区位于四川盆地南部的乐山、宜宾、内江、自贡、泸州及重庆市境内，大地构造位置处于川东南中隆高陡构造群南部、川南中隆低陡穹形带以及川。该区油气勘探开发中古隆中斜平缓构造带（图１）已经历了半个多世纪，是四川盆地油气勘探开发程度最高的老气区，在震旦系、二叠系、三叠系等多个层系中均获得了重大的油气勘探开发成果，发现了以威远震旦系气藏、阳高寺和庙高寺茅口组气藏、合江嘉陵江组气藏为代表的一批著名的气田。
二叠纪四川盆地再次全面下沉并接受沉积，中二叠世茅口期研究区主要沉积了一套开阔海台地相碳酸盐岩，为薄层至块状的灰、深灰色泥晶藻虫灰岩、及生屑灰岩，含有孔虫、绿藻、珊瑚及腕足等生物（），翟明光，地层厚度一般为１ｍ。在这８０～３２０１９９７
图１ 四川盆地构造分区及研究区地质概况
Ｆｉ．１ ＴｅｃｔｏｎｉｃｄｉｖｉｓｉｏｎｏｆＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎａｎｄｔｈｅｅｏｌｏｉｃｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｈｅｓｔｕｄｉｅｄａｒｅａ ｇｇｇ
１—城镇；２—研究区域；３—构造分界线；４—不整合面；５—藻屑灰岩；６—生屑灰岩；７—泥晶灰岩；８—泥灰岩；９—泥岩；１０—煤系泥页岩
；；；；；ｓａｎｄｔｏｗｎｓ２—ｓｔｕｄａｒｅａ３—ｔｅｃｔｏｎｉｃｂｏｕｎｄａｒ４—ｕｎｃｏｎｆｏｒｍｉｔｓｕｒｆａｃｅ５—ａｌａｌｃｌａｓｔｉｃｌｉｍｅｓｔｏｎｅ１—Ｃｉｔｉｅ ｙｙｙｇ
；；；；６—ｂｉｏｃｌａｓｔｌｉｍｅｓｔｏｎｅ７—ｍｉｃｒｉｔｅ８—ｍａｒｌｓｔｏｎｅ９—ｍｕｄｓｔｏｎｅ１０—ｃｏａｌｓｈａｌｅ
２ 茅口组顶部岩溶古地貌恢复
２．１ 古地貌恢复方法选取
目前可用于古地貌恢复的方法较多，主要有地球物理法、印模法、残余厚度法、层序地层学方法和沉积学方法，这些方法都有各自的优缺点（苏中堂，）。针对研究区茅口组顶部侵蚀面上、下地层的２００８厚度变化较大以及原有的地层划分不统一的实际情况，本文选取了录井与测井资料齐全和地层层序正常的３６４口钻井的茅口组至长兴组地层进行了重新厘定，通过详细的地层划分与对比，在茅口组顶部侵蚀面上、下地层中各优选出一个近等时的地层界面作为古地貌恢复的基准面，在此基础上，分别采用残余地层厚度法和印模地层厚度法对研究区茅口组顶部古地貌进行恢复。综合上述区域地质背景分析，茅口组和长兴组内部总体为开阔海台地环境，且同沉积期较少暴露，各亚环境基本上皆为补偿沉积，具备使用此两种方法恢复古地貌的条件。
残余地层厚度法的基本原理是选取剥蚀面下伏某一地层界面作为基准面，以基准面与风化壳顶面之间的残余厚度大小来间接反映古地貌形态；印模法的基本原理则是选取临近侵蚀面的某一上覆地层界面作为基准面，利用上覆地层与风化壳顶面之间存在的镜像关系，通过上覆地层的厚度来定量恢复古地貌的形态。基准面一般应满足３个条件：①必须是全区范围内分布的等时界面，能够代表当时的海平面；因为越接②该沉积界面离侵蚀面越近越好，近风化壳，受后期构造活动的影响就越小，沉积界面与侵蚀面间的地层厚度就越能反映当时的古地貌特征；不论是在钻井、地③这个界面必须是易于识别，震剖面还是测井曲线特征上都容易识别和追踪对。比，最好是一个岩性突变的界面（赵俊兴等，２００１）研究区地层发育特征以及选取符合要求的地因此，
层界面对于古地貌恢复的准确性显得尤为重要。２．２ 侵蚀面之下地层基准面的选取及残余地层厚度分布特征
川南茅口组和长兴组主要为较浅海 如前所述，
碳酸盐岩台地相，由于台地上水体相对较浅，其沉积物对地壳震荡性升降变化、海平面升降变化等的响），应比较明显（陈代钊，谭秀成等，导致区２０１９９７；０８内茅口组、长兴组发育多个不同级次的沉积旋回。而沉积旋回具有时间和环境历程的意义，从理论上讲，相对海平面变化是一种区域上乃至全球性的成因过程，它形成的沉积旋回代表的沉积过程在时间
。这上是同步的（梅冥相等，马永生等，１９９９）１９９６；种海侵—海退旋回及其界面在区域内具有等时性，岩性响应特征相当明显，可以作为地层划分对比的。本文以相对海平面变化良好标志（魏魁生，２０００）结合岩性、电性和古生物化石分带沉积旋回为指导，
特征，对茅口组、长兴组重新进行地层划分对比。
茅口组从下往上可划分茅一、茅二、茅三和茅四其中茅一、茅二段均可进一步细分为４个岩性段，
）。主要界面特征如下：图２Ａ、Ｂ、Ｃ三个亚段（
图２ 四川盆地南部威阳１７井茅口组地层综合柱状图Ｆｉ．２ ＣｏｍｒｅｈｅｎｓｉｖｅｓｔｒａｔｉｒａｈｉｃｃｏｌｕｍｎｏｆＭａｏｋｏｕ ｇｐｇｐ１７ｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎ ＷｅｌｌＷｅｉａｎ ｙｇ
茅一段＼茅二段界面特征：这一界面在区内岩性
变化特征不明显，但茅一段主要以泥质灰岩、泥灰岩为主，相对ＧＲ曲线表现为自下而上的锯齿状升高，海平面总体处于一个海侵阶段；茅二段以泥晶灰岩、泥灰岩夹若干套高能滩相生屑、藻屑灰岩为特征，相对海平面呈多旋回性ＧＲ曲线表现为块状低值，向上变浅特征，总体为一个海退阶段。因此，可以将此海侵至海退的转换面作为茅一段与茅二段的分界面。该界面在研究区内具有良好的可对比性和等时性。
茅二段＼茅三段界面特征：该界面为相对海平面变化旋回形成的岩性转换面。界面之上茅三段为高
能滩相亮晶生屑、藻屑灰岩，ＧＲ曲线表现为箱状低值；界面之下为泥晶灰岩，ＧＲ具锯齿状高值特征。该界面在区内具有良好可对比性和等时性。
茅三段＼茅四段界面特征：该界面为相对海平面
变化旋回形成的岩性转换面。界面之上茅四段以生屑泥晶灰岩为主，ＧＲ曲线表现为块状低值夹高值，较界面之下茅三段Ｇ具有良Ｒ值有明显升高特征，好的可对比性。然而，由于茅四段在泸州古隆起区
）图３ 四川盆地南部资１井－梯２井－合江２剖面具体位置见图４３井茅口组地层对比图（
ａｔｉｒａｈｉｃｃｏｒｒｅｌａｔｉｏｎｏｆＭａｏｋｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎｆｒｏｍＺｉ１ｔｈｒｏｕｈＴｉ２ｔｏＨｅｉａｎ２３ｗｅｌｌｓｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎＦｉ．３ Ｓｔｒ ｇｐｇｊｇｇ
图４ 四川盆地南部茅口组顶部侵蚀面至茅三段底面的残余地层厚度等值线图
Ｆｉ．４ ＴｏａｃｈｏｕｓｍａｓｈｏｗｉｎｒｅｓｉｄｕａｌｓｔｒａｔａｔｈｉｃｋｎｅｓｓｆｒｏｍｔｈｅｔｏｓｕｒｆａｃｅｏｆＭａｏｋｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎｈｅｉｓ ｇｐｐｇｐ
ｔｏｔｈｅｓｕｂｆａｃｅｏｆＭａｏｒｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ３Ｍｅｍｂｅ －
１—等值线；２—城镇；３—井位；４—盆地边界
；；；１—Ｃｒｌｉｎｅ２—ｃｉｔｉｅｓａｎｄｔｏｗｎｓ３—ｗｅｌｌｌｏｃａｔｉｏｎ４—ｂｏｕｎｄａｒｏｆＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎｏｎｔｏｕ ｙ
内存在不同程度的缺失，且普遍被剥蚀殆尽至茅三段，因此该界面在区内不宜作为等时面基准面。
根据上述的地层界面特征分析，可以选取茅二段＼茅三段界面作为残余厚度法恢复古地貌的基准
面。一方面，茅三段底界面为岩性转换面，ＧＲ特征明显，极易识别，具有良好的可追踪对比性；另一方面，从拉平茅三段底的北西－南东向连井地层对比）中可以看出，茅一段至茅三段地层自下剖面（图３而上连续沉积，未见明显的沉积间断，茅三段在全区分布较为稳定，仅在泸州古隆起区因东吴运动造成上部地层缺失，底界面全区具有可对比性，又离茅口组顶部侵蚀面较近，最大程度地减小了后期构造活动影响，提高了残余厚度法地貌恢复的准确性。根据全区３６４口井茅口组顶部侵蚀面至茅三段底面的残余地层厚度统计结果，编绘了研究区茅口组顶部侵蚀面之下至茅三段底面的残余地层厚度等值线图（）。从该图中可以发现：图４泸州古隆起区残余地缺失茅四段，层厚度最薄，一般为１说明该ｍ，０～２５区域地层受剥蚀严重，向四周有变厚趋势；西面的乐茅四段地层山至绥江地区地层最厚，为１００ｍ，００～２保存较全；北面的资中—大足—重庆一线，地层厚度一般为３ｍ。０～７０
２．３ 侵蚀面之上地层基准面的选取及印模地层厚度分布特征
茅口组顶部侵蚀面之上依次堆积了上二叠统龙潭组煤系地层和长兴组海相碳酸盐岩地层。长兴组，自下而上可以划分为长一段和长二段（图１）分别对应一个完整的海进－海退旋回，长一、长二段岩性特征相似，整体由下往上为泥灰岩至藻屑灰岩的反。前人多采用长兴组顶界旋回沉积（罗冰等，０）２０１面或底界面作为基准面来分析茅口组顶部侵蚀面之）。桑琴等，上的印模地层厚度（江青春等，２；２２２０１０１然而，长兴组顶界面为风化壳不整合面，由于暴露剥蚀的影响，长兴组上部地层存在不同程度的缺失（罗）；另一方面，从拉平长一段顶面的近南西冰等，０２０１－北东向龙潭组及长兴组地层沉积相充填格架图
（）图５中可以看出，研究区西面靠近康滇古陆，古地势西高东低，龙潭期海退，主要沉积陆相至海陆过渡相的煤系泥页岩，龙潭末期新一轮海侵开始，而随着长兴早期海侵幅度加大，造成长兴组海相碳酸盐岩地层逐渐超覆于龙潭组煤系地层之上（强子同等，），因此研究区西面的龙潭组顶部与东面的长兴０１９９
组底部具同时异相特征，即长兴组底界面在研究区具穿时性，也不宜作为基准面。
通过研究发现：区内长一段＼长二段界面特征明显，为相对海平面变化旋回形成的岩性转换面，界面上下自然伽玛值差异明显，该界面易于识别，在全区此外，长二期开始大规模发育具有可追踪对比性；
台内藻屑滩，由于长一末期长兴组地层已基本完成对区内西高东低古地貌格局的填平补齐过程（强子），长一段＼长二段界面可近似代表当时的同等，０１９９
海平面。综上所示，可以选取长一段＼长二段界面作为此次印模法的地层基准面。根据全区３６４口井茅口组顶部侵蚀面至长一段顶面的印模地层厚度统计结果，编绘了研究区茅口组顶部侵蚀面之上至长一。由于峨眉山段顶面印模地层厚度等值线图（图６）玄武岩的喷发，研究区西南部茅口组与龙潭组之间夹有峨眉山玄武岩，给该区印模地层厚度造成了一定影响。从图６可以看出，该套印模地层厚度在泸向四周逐渐变厚，州古隆起区最薄，为１４０ｍ，１０～１北部的资西北部的乐山—威远地区为１８０ｍ，６０～１中—大足—重庆地区为１受３０ｍ。在西南部，９０～２
峨眉山玄武岩厚度影响的沐川－绥江地区，该套印模地层最厚，为１３０ｍ。与前述的残余地层厚９０～３度变化特征相比，除了西面地层厚度最大外，北面及东北面也呈现出地层厚度急剧增大的特征。２．４ 古地貌的恢复
根据地层残余厚度法和印模法恢复古地貌原理，侵蚀面之下的地层残余厚度较小说明遭受剥蚀程度较大，指示古地貌为相对正地形，相反，地层残余厚度较大说明遭受剥蚀程度小，指示古地貌为相对负地形；而侵蚀面之上的印模地层厚度，则与下伏古地貌形态呈镜像关系，即印模地层厚度大的地区对应相对负地形，厚度小的地区则对应相对正地形。因此，前述的研究区残余地层等厚图（图４）和印模，地层等厚图（图６）可以分别近似反映龙潭组沉积前的岩溶古地貌以及长一段沉积后茅口组顶部潜山地貌。以残余地层和印模地层的厚度分布数据为依据，运用Ｓｆｅｒ软件分别恢复了龙潭组沉积前的岩ｕｒ溶古地貌和长一段沉积后茅口组顶部潜山地貌（图。对比图７，这两种方法７ａ７ｂ）ａ和图７ｂ可以发现，恢复的茅口组顶部古地貌所反映的地形起伏变化特征以及总体格局基本一致，只是在研究区正北至东北部印模地层厚度增厚明显，这可能是由于晚二叠世早期峨眉地裂运动逐渐达到高潮，泸州古隆起受张裂运动的影响，华蓥山断裂及其伴生断裂的正断活动引起差异沉降所致，即受到区域同沉积断裂的影响。此外，印模法地层厚度恢复还受到研究区西
）图５ 四川盆地南部龙潭组及长兴组地层沉积相充填格架（剖面具体位置见图６
ｉ．５ ＦｒａｍｆｏｒｍａｔｉｏｎｓｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎｆａｃｉｅｓｏｆＬｏｎｔａｎａｎｄＣｈａｎｘｉｎａｎｄｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｅｗｏｒｋｏｆｓｔｒａｔｉｒａｈＦ ｇｙｇｇｇｇｐｙ
１—藻屑滩；３—碎屑砂潮坪；４—灰质滩间；５—泥灰质泻湖；６—灰质泻湖；７—煤系泥沼泽２—碎屑泥潮坪；
；；；；ｓｔｉｃｓｈｏａｌ２—ｃｌａｓｔｉｃｍｕｄｔｉｄａｌｆｌａｔ３—ｃｌａｓｔｉｃｓａｎｄｔｉｄａｌｆｌａｔ４—ｃａｌｃａｒｅｏｕｓｉｎｔｅｒｓｈｏａｌ１—Ａｌａｌｃｌａ ｇ
；５—ｍａｒｌａｃｅｏｕｓｌａｏｏｎ６—ｃａｌｃａｒｅｏｕｓｌａｏｏｎ；７—ｃｏａｌｓｈａｌｅｗｅｔｌａｎｄ ｇｇ
图６ 四川盆地南部茅口组顶部侵蚀面至长一段顶面印模地层厚度等值线图
Ｆｉ．６ ＴｈｅｉｓｏａｃｈｏｕｓｍａｓｈｏｗｉｎｉｍｒｅｓｓｉｏｎｓｔｒａｔａｔｈｉｃｋｎｅｓｓｆｒｏｍｔｈｅｔｏｓｕｒｆａｃｅｏｆＭａｏｋｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎ ｇｐｐｇｐｐ
ｔｏｔｈｅｔｏｓｕｒｆａｃｅｏｆＣｈａｎ１ＭｅｍｂｅｒｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ － ｐｇ
１—等值线；２—城镇；３—井位；４—盆地边界
；；；１—Ｃｒｌｉｎｅ２—ｃｉｔｉｅｓａｎｄｔｏｗｎｓ３—ｗｅｌｌｌｏｃａｔｉｏｎ４—ｂｏｕｎｄａｒｏｆＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎｏｎｔｏｕ ｙ
））和长一段沉积后茅口组顶部潜山地貌（图７ 四川盆地南部龙潭组沉积前茅口组顶部古岩溶地貌（ａｂ
）７ ＰａｌａＦｉ．ｅｏｋａｒｓｔｅｏｍｏｒｈｏｌｏｒｅｎＬｏｎｔａｎＦｏｒｍａｔｉｏｎ（ａａｎｄｂｕｒｉｅｄｏｒｈｏｌｏｏｓｔｎｄｅｏｓｉｔｉｈｉｌｌｅｏｍｄｅｏｓｉｔｉ －－ －ｇｇｐｇｙｐｇｇｐｇｙｐｇｐｇｐ
）１Ｍｅｍｂｅｒ（ｂｏｎｔｈｅｔｏｓｕｒｆａｃｅｏｆＭａｏｋｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎＣｈａｎ－ ｐｇ
图８ 四川盆地南部龙潭组沉积前茅口组顶部岩溶古地貌单元划分及天然气累计产量分布图
Ｆｄｅｏｓｉｔｉｉ．８ ＤｉｖｉｓｉｏｎｏｆａｌａｅｏｋａｒｓｔｅｏｍｏｒｈｉｃｕｎｉｔｓｒｅｎＬｏｎｔａｎＦｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄ－ ｐｇｐｇｐｐｇｇ
ａｓｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｄｉａｒａｍｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ ｇｇ
３—二级地貌单元界线；４—三级地貌单元界线；５—历年产气显示；６—古水系１—二级地貌单元；２—三级地貌单元；；；；１—Ｔｎｄａｒｅｏｍｏｒｈｉｃｕｎｉｔ２—ｔｈｅｔｈｉｒｄｅｏｍｏｒｈｉｃｕｎｉｔ３—ｔｈｅｓｅｃｏｎｄａｒｅｏｍｏｒｈｉｃｕｎｉｔｂｏｕｎｄａｒｉｅｓｈｅｓｅｃｏ ｙｇｐｇｐｙｇｐ
；；４—ｔｈｅｔｈｉｒｄｅｏｍｏｒｈｉｃｕｎｉｔｂｏｕｎｄａｒｉｅｓ５—ｄｉｓｌａｏｆａｌｌａｓｒｏｄｕｃｔｉｏｎ６—ｐａｌａｅｏｄｒａｉｎａｅａｔｔｅｒｎ ｇｐｐｙｇｐｇｐ
南部玄武岩厚度的影响，故本次研究将以残余地层厚度恢复的古地貌为主，辅助印模地层厚度数据，对茅口组顶部的岩溶古地貌特征进行分析。
３ 龙潭组沉积前古地貌特征
在恢复龙潭组沉积前茅口组顶部古岩溶地貌的
第１０期四川盆地南部中二叠统茅口组古岩溶地貌恢复及其石油地质意义肖笛等：１９９９
基础上，结合古地貌高程、坡度以及岩溶水水动力等特征，将研究区古岩溶地貌划分为岩溶台地、岩溶斜：岩溶台地，坡和岩溶盆地三个二级地貌单元（图８）岩溶斜坡，残余地层厚度小于３残余地层厚度为０ｍ；岩溶盆地，残余地层厚度大于１０ｍ；ｍ。３０３０～１３３．１ 岩溶台地
岩溶台地处于岩溶地貌的高部位，地表远高于潜水面并长期处于裸露风化状态，最容易遭受大气降水的淋滤，整体为地下水的补给区，岩溶作用以垂向渗滤为主。而茅口组顶部风化壳岩溶发生时，茅口组地层总体处于早成岩阶段，原先发育的颗粒滩沉积由于颗粒与基质尚呈半固结状，总体上仍然具较好的残余基质孔隙，可作为岩溶水横向输导通道，。川南岩溶而发育水平潜流（ｈｅｒｅｔａｌ．２００２）Ｖａｃ 台地整体地形较平缓，不发育峰丛地貌，山体多呈圆丘状，低矮坡缓，整体地势平坦，可能与垂直渗流、水平潜流同时发育有关。岩溶台地可根据地貌高程差异、形状、大小等进一步划分出溶丘、浅洼、浅谷等次）。研究区内岩溶台地主要以泸一级地貌单元（图８州古隆起为核心向四周展布，古地貌最高处位于阳高寺－九奎山一带，该地区茅四段被剥蚀殆尽。３．２ 岩溶斜坡
岩溶斜坡是岩溶高地与岩溶盆地之间的过渡地带，广泛发育在岩溶高地四周，常呈环带状分布，是地下水的径流区。斜坡区地下水除了垂向渗流外，主要受重力梯度控制并沿水平方向流动，水平潜流岩溶带发育。研究区岩溶斜坡可进一步根据坡度分为岩溶缓坡和岩溶陡坡：其中岩溶缓坡地貌较为平缓，坡，度不超过１溶蚀作用较强烈，但因降水滞留时间长，°岩溶作用周期长，溶蚀物质不易被带走，岩溶空间易被后期充填，因而岩溶发育条件一般，发育残丘、浅洼次一级地貌单元；岩溶陡坡是相对缓坡而言，其坡度，略大于１地下水同时具有较强的垂向渗流和水平径°流作用，受物质基础影响，垂向与横向岩溶互层且均十分发育，加之溶蚀物质被迅速带走，因此可见保存较好的大型孔洞发育，以发育丘丛、浅沟次一级地貌单元为特征，未见垄脊、沟谷形态。岩溶缓坡沿岩溶高地北面展布，如威阳１资１、永安２井区等，而岩７、溶陡坡沿岩溶高地西面展布，如邓４宋１井区等。４、３．３ 岩溶盆地
岩溶盆地是地下水的汇聚泄流区，水流以地表径流和停滞水为主，主要分布于研究区西南部的宜宾、沐川、绥江等地区，处于岩溶陡坡西南缘，地势平坦，地形起伏较小，以岩溶平原地貌为主。岩溶盆地地内
茅口组地层保存相对完整，水动力条件较差，流动缓慢，容易处于Ｃ化学沉淀作用强，溶ＯａＣ３过饱和状态，蚀空间多被全部充填，可以窝深１井、麻１井为代表。
总体来看，四川盆地南部茅口组顶部古岩溶地貌单元形态具有鲜明的特征。茅口组碳酸盐岩由于在经历早成岩阶段过程中即发生风化壳岩溶作用，而且其中发育了规模较大的、横向分布稳定的、孔渗性较好的滩相灰岩，导致在垂直渗流带内存在一定规模的水平顺层岩溶带。因此，岩溶台地和岩溶斜坡中的垂向渗流与横向潜流一般呈互层状发育，即致密层纵向裂缝输导体系和高渗层横向多孔型漫流，兰光志等，共同输导体系（ｅｓｅｔａｌ．１９８８；６）１９９Ｊａｍ 作用且相互制约，使得岩溶台地和岩溶斜坡不发育以深纵裂缝控制的、垂向渗流为主形成的峰丛、槽谷以及垄脊、沟谷等次一级地貌单元，未见纵沟深谷地，）。古地貌整体地势平缓，貌形态（ｄｅｔａｌ．１９８９Ｆｏｒ 正地貌的个体形态以溶丘、残丘为主，浑圆平缓状，而负地貌以浅洼、浅谷为主。
４ 讨论
岩溶地质学研究与油气勘探成果已证实，岩溶作用与古地貌关系密切，不同古地貌单元的岩溶发育情况不同，因而控制了岩溶型储层的发育与分布，；进而控制了区域天然气产量的分布（夏日元等，９１９９；；。徐世琦等，陈学时等，任建业等，１４４）２００２００２００下面根据上述有关四川盆地南部茅口组岩溶古地貌的恢复结果，结合茅口组大型储集空间及油气产出），状况（表１，图８阐述岩溶古地貌的石油地质意义。
表１ 四川盆地南部茅口组天然气累计
产量与岩溶古地貌单元的关系
ａｓｌｅ１ ＴｈｅｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅｎａｔｕｒａｌＴａｂ ｇｐ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎｏｆＭａｏｋｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄａｌａｅｏｋａｒｓｔ ｐ
ｅｏｍｏｒｈｉｃｕｎｉｔｓｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ ｇｐ
岩溶古地貌单元
代表井昌１井
岩溶台地
五１０井阳４３井坝６井
岩溶缓坡
岩溶斜坡
岩溶陡坡
威８３井包２４井付１３井宋１井老６井麻１井塔１７井
大型储集空间
３，放空０漏失１．４２ｍ６ｍ４．
３ 漏失３４ｍ
天然气累计产４５７６７．４０２１６９０．４０３７２３４．００３４２１３．００１２７２５．４０２０８１３．１０８１７１６．３０１１０５３８．２０１２４３１１．３０
少量０．３０４０１
４ ３）（泥浆漏失或钻具放空显示量（０ｍ×１
放空０．１ｍ
３ 漏失２７ｍ３ 漏失６６ｍ
放空０．５８ｍ
３，漏失７放空０．４６９ｍ９ｍ
放空１．６７ｍ
３，漏失１放空０．１８ｍ４ｍ１．
３漏失１．７ｍ０１３ 漏失２４ｍ３．
岩溶盆地
岩溶台地上茅口组碳酸盐岩地层在钻井过程中
常发生不同程度的泥浆漏失或钻具放空现象，表明地层中缝洞发育良好，其中，溶丘的漏失、放空频率和规模较浅洼、浅谷高，多口井获得高产天然气流，
４ ３
因此单井天然气累计产量一般大于２ｍ，００×１０００
５ 结论
（）在茅口组顶部侵蚀面上、下优选并确定长一１
段顶面和茅三段底面两个全区稳定分布的、近等时的地层界面作为恢复岩溶古地貌的基准面，分别采用印模法和残余厚度法进行古地貌恢复，两种方法恢复的茅口组顶部古地貌的总体格局基本一致。（）茅口组顶部岩溶古地貌受泸州古隆起控制，２
可划分为岩溶台地、岩溶斜坡和岩溶盆地三个二级地貌单元以及溶丘、残丘、丘丛、浅洼、浅谷等次一级地貌单元，不发育峰丛、槽谷以及垄脊、沟谷形态，这可能与茅口组顶部风化壳岩溶作用的发生时间及其物质基础的影响有关。
（）岩溶台地主要以泸州古隆起为核心向四周３展布，整体地势较平缓，岩溶缓坡主要展布于研究区北部和东部，岩溶陡坡分布于岩溶台地西缘，西南部的宜宾、沐川、绥江等地区则为岩溶盆地，并以平原地貌为主。
（）茅口组岩溶型储层和天然气产量的分布与４
岩溶古地貌关系密切。岩溶台地和岩溶斜坡上的缝洞型储层基本上同等发育，均有高产工业气流产出。这与茅口期多期次海平面升降旋回背景下碳酸盐台地上发育了多套基质孔渗较好的高能滩相颗粒灰岩在岩溶作用下形成相控层状岩溶带有关。岩溶台地为重点勘探的有利区带，岩溶陡坡带则是最有利的勘探区带。
致谢：本文在写作过程中得到了西南石油大学陈景山教授的指导，刘建强、钟原等参与讨论，审稿专家提出了宝贵的修改意见，谨此一并致谢。
注 释
蜀南地区茅口组缝洞储层成陈韵骐，肖笛．谭秀成，山述娇，１１．２０因机理及分布预测研究．西南石油大学内部研究报告．
谭秀成，罗冰，蜀南地区长兴组沉积相及有利储集相刘建强．０９．２０带预测．西南石油大学内部研究报告．
岩溶台地应该是重点勘探的有利区带。
岩溶斜坡区茅口组碳酸盐岩在钻井过程中常出现不同程度的泥浆漏失或钻具放空现象，多口井获得高产天然气流，其中岩溶陡坡带泥浆漏失和钻具放空的比例与规模以及天然气产量均较岩溶缓坡带
４
高，有些单井的天然气累计产量超过１０００×１０２０３
，应该是最有利的勘探区带。ｍ
岩溶盆地内的钻井泥浆漏失、钻具放空现象非常有限，仅麻１井和塔１获气井７井发生泥浆漏失，比例很低，单井天然气累计产量一般小于５０×００
４ ３ｍ。１０
综上所述，可以认为茅口组碳酸盐岩中天然气富集的岩溶型储层不仅发育于岩溶斜坡，而且也发育于岩溶台地，即岩溶斜坡和岩溶台地均是十分有。以往的研究认为，利的储集区带（图８）岩溶台地由于强烈的侵蚀作用，大部分地区缺失有利层位，仅保留少数主力气层，而且岩溶作用方式以垂向溶蚀为主，难以形成有利于天然气储集的层状岩溶带，因此岩溶储层的储集性能一般中等偏差（夏日元等，）。然而，徐世琦等，任建业等，研究９；１；４１９９２００２００区内以泸州古隆起为核心的岩溶台地，其形成显然与东吴运动产生的地壳差异升降及其引起的暴露、风化、淋滤作用有关，古水文体系围绕古隆起发散分布，岩溶系统十分发育。另一方面，在茅口期多期次海平面升降旋回背景下，茅三段和茅二段发育了多套横向分布稳定且规模可观的、基质孔渗较好的高能滩相颗粒灰岩与低能致密泥晶灰岩互层，这种岩性岩相组合加上垂向溶蚀沟缝的联通作用，使得岩溶台地同样发育了有利于天然气储集的高能滩相控层状岩溶带。岩溶斜坡的地下水受水力梯度影响，以径流状态为主，溶蚀作用强烈，充填作用较弱，易于形成缝洞发育良好的层状岩溶带。因此，研究区茅口组岩溶缝洞型储层在岩溶台地和岩溶斜坡上基本同等发育。这一认识与基于典型的晚成岩期风化”）（，“壳岩溶（ｏｅｎｅｔｉｃｋａｒｓｔＶｈｅｒｅｔａｌ．２００２）ａｃＴｅｌ ｇ古地貌对岩溶储层分布的控制有比较明显的差异，可以作为早成岩期风化壳岩溶古地貌控制岩溶储层分布的一个实例。
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，３ＭｅＭｅｍｂａｓｅｌｅｖｅｌｓｎａｍｅｌｔｈｅｓｕｂｆａｃｅｏｆＭａｏｍｂｅｒ（ｔｈｅ３ｂｅｒｏｆＭａｏｋｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎ）ａｎｄｔｈｅｔｏ－ ｙｐ
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，ｅｏｍｏｒｈｏｌｏｉｎｔｈｅｕｅｒａｎｄｌｏｗｅｒｅｒｏｓｉｏｎａｌｓｕｒｆａｃｅｓｒｅｓｅｃｔｉｖｅｌ．Ａｄｄｉｔｉｏｎａｌｌｄｅｅｎｄｉｎｏｎｔｈｅ ｇｐｇｙｐｐｐｙｙｐｇ
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，ｕｌｉｆｌａｔｆｏｒｍｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄｉｎａｒａｄｉａｌａｔｔｅｒｎｏｒｉｉｎａｔｅｄｆｒｏｍＬｕｚｈｏｕａｌａｅｏｔｃｏｒｅｗｉｔｈｔｈｅｅｎｔｌ－ ｐｐｐｇｐｇｙ，，ｈｕｍｍｏｃｋｈｉｌｌｓｌｏｗａｎｄｂｕｔｎｏｔｗｉｔｈｔｏｏｒａｈｅｎｔｌｅｒａｍｅａｋｃｌｕｓｔｅｒｅｏｍｏｒｈｏｌｏ．Ａｎｄｋａｒｓｔ ｐｇｐｙｙｇｐ，ｐｇｐｇｙ
，ｓｌｏｅｉｓｆｏｕｎｄｉｎｔｈｅｌａｔｆｏｒｍｅｒｉｈｅｒｏｆｗｈｉｃｈｗｉｔｈｅｎｔｌｅｒａｍｓｔｒｅｔｃｈｉｎｎｏｒｔｈｅｒｎａｎｄｅａｓｔｅｒｎｒｅｉｏｎ， ｐｐｐｐｙｇｐｇ ，，ｍｅａｎｗｈｉｌｅｔｈｏｓｅｗｉｔｈａｂｒｕｔｒａｍａｅａｒｉｎｗｅｓｔｅｒｎｍａｒｉｎｏｆｋａｒｓｔｌａｔｆｏｒｍ．ＭｏｒｅｏｖｅｒｔｈｅＫａｒｓｔｂａｓｉｎ ｐｐｐｐｇｐ
，，ｕｃｕｉｉｉｎｓｏｕｔｈｗｅｓｔｅｒｎｏｆｔｈｅｒｅｉｏｎｗｉｔｈｆｌａｔｔｏｏｒａｈｈｕａｎ－ＳａｎｒｅｓｅｎｔｓａｌｏｎｔｈｅｌｉｎｅｏｆＹｉｂｉｎ－Ｍ ｊｇｇｐｇｐｙｐｇ ，ａｎｄｆｅａｔｕｒｅｄｗｉｔｈｌａｉｎｔｈｅｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅｅｏｍｏｒｈｏｌｏ．Ｆｉｎａｌｌａｌａｅｏｋａｒｓｔｅｏｍｏｒｈｏｌｏ ｐｇｐｇｙｙｐｐｇｐｇｙ ｓｃａｌｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｃｅａｓｗｅｌｌａｓｔｈｅｃｏｎｄｉｔｉｏｎｏｆｏｉｌａｎｄｕｎｉｔｓａｎｄｌａｒｅａｓｒｏｄｕｃｔｉｏｎｉｎＭａｏｋｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎ－ ｇｐｇｐ
，ｓｈｏｗｓｔｈａｔｔｈｅａｌａｅｏｋａｒｓｔｅｏｍｏｒｈｏｌｏｒｅｄｏｍｉｎａｔｅｓｔｈｅｄｅｖｅｌｏｍｅｎｔａｎｄｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｔｈｅｋａｒｓｔ ｐｇｐｇｙｐｐ ，ｃａｖｉｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒａｎｄｆｕｒｔｈｅｒｔｈｅｒｏｄｕｃｔｉｏｎｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｎａｔｕｒａｌａｓ．Ｉｔｉｓｉｎｄｉｃａｔｅｄｔｈａｔｋａｒｓｔｆｒａｃｔｕｒｅ－ ｙｐｇｒｅｓｅｒｖｏｉｒｃａｎｂｅｄｅｖｅｌｏｅｄｂｏｔｈｉｎｋａｒｓｔｌａｔｆｏｒｍａｎｄｋａｒｓｔｓｌｏｅｅｕａｌｌ．Ｋａｒｓｔｌａｔｆｏｒｍｃａｎｂｅｒｅａｒｄｅｄａｓ ｐｐｐｑｙｐｇ
，ｋｅｅｘｌｏｒａｔｉｏｎｚｏｎｅａｎｄｋａｒｓｔｓｌｏｅｔｈｅｍｏｓｔｆａｖｏｒａｂｌｅｚｏｎｅ． ｙｐｐ ：；；；Ｋｅｗｏｒｄｓａｌａｅｏｅｏｍｏｒｈｏｌｏｉｃｒｅｓｔｏｒａｔｉｏｎａｌａｅｏｋａｒｓｔｏｆｔｈｅｗｅａｔｈｅｒｉｎｃｒｕｓｔｋａｒｓｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｐｇｐｇｐｇｙ
；ＭａｏｋｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ
第８８卷 第１０期
地２０１４年１０月 ．８８ Ｎｏ．１０ｏｌ
ＣＴＡ ＧＥＯＬＯＧＩＣＡＳＩＮＩＣＡ Ｖ 质 学 报 Ａ Ｏｃｔ．２０１４
四川盆地南部中二叠统茅口组古岩溶
地貌恢复及其石油地质意义
）２，肖笛１），谭秀成１，山述娇３），陈韵骐１），夏吉文４），杨坚４），周涛１），程遥１）
）西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都，１５００；６１０
）中石油碳酸盐岩储层重点实验室沉积与成藏分室，）中石油西南油气田分公司成都，２５００；３６１０
）中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川泸州，勘探开发研究院，成都，０５１；４１００６１０６４６
中二叠统茅口组是四川盆地南部重要的天然气产层之一。在中二叠世末期由东吴运动引起的地层内容提要：
暴露和风化淋滤的影响下，茅口组海相碳酸盐岩发育了风化壳岩溶型储层，但其岩溶古地貌迄今未得到准确恢复，影响了对茅口组碳酸盐岩储层分布的正确认识。本文以录井、测井及岩心等资料的综合分析为依托，通过地层精确划分、对比以及等时地层格架的建立，在茅口组顶部侵蚀面上、下地层中优选并确定了长一段顶面和茅三段底面两个全区稳定分布的、近等时的地层界面作为恢复岩溶古地貌的基准面。在分别编制研究区残余地层等厚图和印模地层等厚图的基础上，采用残余地层厚度法和印模地层厚度法，运用Ｓｕｒｆｅｒ软件分别恢复了研究区龙潭组沉积前的岩溶古地貌和长一段沉积后茅口组顶部潜山地貌。这两种方法恢复的茅口组顶部古地貌所反映的地形起伏可以划分出岩溶台地、岩溶斜坡和岩溶盆地３个二级地貌单元以及溶丘、残丘、丘丛、浅变化和总体格局基本一致，
洼、浅谷等次一级地貌单元。指出岩溶台地主要以泸州古隆起为核心向四周展布，整体地势较平缓，山体多呈圆丘状，低矮坡缓，不发育峰丛地貌；岩溶斜坡分布于岩溶台地外围，其中的岩溶缓坡主要展布于研究区北部和东部，岩溶台地西缘则表现出岩溶陡坡地貌；岩溶盆地分布于研究区西南部的宜宾、沐川、绥江等地区，地势平坦，以平原地貌为主。茅口组岩溶古地貌单元与大型储集空间及油气产出状况关系的分析表明，岩溶古地貌控制了岩溶型储层的发育与分布，进而控制了天然气产量的分布。指出岩溶缝洞型储层在岩溶台地和岩溶斜坡上基本同等发育，岩溶台地为重点勘探的有利区带，岩溶陡坡带则是最有利的勘探区带。
关键词：古地貌恢复；风化壳岩溶；岩溶储层；茅口组；四川盆地南部
风化壳岩溶型储层是 油气勘探实践业已证实，
碳酸盐岩油气重要的储集类型之一，已在塔里木、鄂尔多斯、四川、渤海湾等沉积盆地的古生界与元古界海相碳酸盐岩中发现了大量古风化壳岩溶型储层，并找到了塔河、轮南、靖边、威远、任丘等许多大型油周玉琦等，顾忆，气田（何自新等，１；１；２００２；２００２００。然而，陈学时等，严威等，由于岩溶储４；２１）２０００１层的形成受沉积、成岩、构造、古地貌与古水文条件等诸多因素的控制，其分布表现为较强的非均质性，导致古岩溶储层分布预测极其困难。古岩溶地貌是风化、剥蚀、岩溶作用与多种地质条件综合作用的结果，不同地貌形态对岩溶储层的发育有较大的影响。近１（许多学者从不同角夏日元等，９）０年来，１９９
度采用层序地层、地震、印模等方法对古岩溶地貌进行恢复研究，证实了古岩溶地貌形态对碳酸盐岩风化壳岩溶型优质储层的发育与分布起着重要的控制拜文华等，宋国齐作用（赵俊兴等，１，２００３；２；２００２００等，康志宏等，代金友等，吴丽艳２２；３；５；００２００２００）。所以，等，开展古岩溶地貌研究对于预测、评２５００价古岩溶储层分布具有十分重要的意义。
四川盆地南部中二叠统茅口组海相碳酸盐岩，在中二叠世末期由东吴运动引起的地层暴露和风化淋滤的影响下，发育了风化壳岩溶型储层（曹刚等，），但对其岩溶古地貌的准确恢复一直未开展深９１９９
入研究，影响了对茅口组碳酸盐岩储层分布的正确认识。本文从研究区二叠纪构造演化特征和泸州古
（注：本文为中国石油科技创新基金项目（和国家重点基础研究发展计划（编号２资助编号２５０００１０１Ｄ６５）９７３计划）０１２ＣＢ２１４８０３）０１－－成果。
；；改回时间：责任编辑：收稿日期：黄敏。０７０３１１１４３３２０１２０１－－－－
：＿＿作者简介：肖笛，男，主要从事储层地质学研究。Ｅ谭秀成，男，９年生。博士研究生，ｉｌｓｕｅｒｘｄｍｍ＠１２６．ｃｏｍ。通讯作者：０年１９８ｍａ１９７ｐ
：生。教授，主要从事储层沉积学研究。Ｅｍａｉｌｔａｎｘｉｕｃｈｅｎ７０＠１６３．ｃｏｍ。ｇ
隆起的形成与演化控制茅口组岩溶地貌发育演化的角度出发，通过地层精确划分、对比以及等时地层格架的建立，在茅口组顶部剥蚀面上、下地层中优选并确定近等时的地层基准面，分别采用印模法和残余地层厚度法来反演茅口组岩溶古地貌，并进一步阐明岩溶古地貌的石油地质意义。
，一时期，区内泸州古隆起已具雏型（罗冰等，２０１０）隆起区内以亮晶红藻灰岩为主的生物浅滩十分发育。中二叠世末期受东吴运动引起的构造抬升影响，茅口组顶部出露地表，暴露时间长达７～８Ｍａ），（在长期风化剥蚀作用的影响下，王运生等，１９９７普遍剥缺茅口组四段和三段上部地层。茅口组碳酸盐岩在经历早成岩作用的过程中即发生表生岩溶作“形成所谓的早成岩期风化壳岩溶（用，ｉｃＥｏｅｎｅｔｇ，）。晚二叠世早期，”）（茅口ｒｅｔａｌ．２００２ｋａｒｓｔＶａｃｈｅ 组及其顶部侵蚀面被厚度为１ｍ的龙潭组１０～２１０煤系地层所覆盖，随后又堆积了厚度为６０～１１０ｍ的长兴组海陆交互相和开阔海台地相的泥页岩与碳。）（）酸盐岩（罗冰等，图１２０１０
中二叠世泸州古隆起雏型的形成，造成研究区内茅口组沉积古地貌的高低分异，东吴运动使茅口组碳酸盐岩整体抬升遭受长期剥蚀后，其地层的残留厚度变化较大。晚二叠世早期峨眉地裂运动达到），高潮（罗志立等，盆地内部剧烈构造拉张运动１９８８造成不同区块差异沉降，导致茅口组上覆地层充填厚度出现差异。因此，茅口组顶部侵蚀面上、下地层的厚度变化较大，很大程度上可以反映古地貌的起伏变化及地貌的同沉降变迁。
１ 区域地质背景
研究区位于四川盆地南部的乐山、宜宾、内江、自贡、泸州及重庆市境内，大地构造位置处于川东南中隆高陡构造群南部、川南中隆低陡穹形带以及川。该区油气勘探开发中古隆中斜平缓构造带（图１）已经历了半个多世纪，是四川盆地油气勘探开发程度最高的老气区，在震旦系、二叠系、三叠系等多个层系中均获得了重大的油气勘探开发成果，发现了以威远震旦系气藏、阳高寺和庙高寺茅口组气藏、合江嘉陵江组气藏为代表的一批著名的气田。
二叠纪四川盆地再次全面下沉并接受沉积，中二叠世茅口期研究区主要沉积了一套开阔海台地相碳酸盐岩，为薄层至块状的灰、深灰色泥晶藻虫灰岩、及生屑灰岩，含有孔虫、绿藻、珊瑚及腕足等生物（），翟明光，地层厚度一般为１ｍ。在这８０～３２０１９９７
图１ 四川盆地构造分区及研究区地质概况
Ｆｉ．１ ＴｅｃｔｏｎｉｃｄｉｖｉｓｉｏｎｏｆＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎａｎｄｔｈｅｅｏｌｏｉｃｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｈｅｓｔｕｄｉｅｄａｒｅａ ｇｇｇ
１—城镇；２—研究区域；３—构造分界线；４—不整合面；５—藻屑灰岩；６—生屑灰岩；７—泥晶灰岩；８—泥灰岩；９—泥岩；１０—煤系泥页岩
；；；；；ｓａｎｄｔｏｗｎｓ２—ｓｔｕｄａｒｅａ３—ｔｅｃｔｏｎｉｃｂｏｕｎｄａｒ４—ｕｎｃｏｎｆｏｒｍｉｔｓｕｒｆａｃｅ５—ａｌａｌｃｌａｓｔｉｃｌｉｍｅｓｔｏｎｅ１—Ｃｉｔｉｅ ｙｙｙｇ
；；；；６—ｂｉｏｃｌａｓｔｌｉｍｅｓｔｏｎｅ７—ｍｉｃｒｉｔｅ８—ｍａｒｌｓｔｏｎｅ９—ｍｕｄｓｔｏｎｅ１０—ｃｏａｌｓｈａｌｅ
２ 茅口组顶部岩溶古地貌恢复
２．１ 古地貌恢复方法选取
目前可用于古地貌恢复的方法较多，主要有地球物理法、印模法、残余厚度法、层序地层学方法和沉积学方法，这些方法都有各自的优缺点（苏中堂，）。针对研究区茅口组顶部侵蚀面上、下地层的２００８厚度变化较大以及原有的地层划分不统一的实际情况，本文选取了录井与测井资料齐全和地层层序正常的３６４口钻井的茅口组至长兴组地层进行了重新厘定，通过详细的地层划分与对比，在茅口组顶部侵蚀面上、下地层中各优选出一个近等时的地层界面作为古地貌恢复的基准面，在此基础上，分别采用残余地层厚度法和印模地层厚度法对研究区茅口组顶部古地貌进行恢复。综合上述区域地质背景分析，茅口组和长兴组内部总体为开阔海台地环境，且同沉积期较少暴露，各亚环境基本上皆为补偿沉积，具备使用此两种方法恢复古地貌的条件。
残余地层厚度法的基本原理是选取剥蚀面下伏某一地层界面作为基准面，以基准面与风化壳顶面之间的残余厚度大小来间接反映古地貌形态；印模法的基本原理则是选取临近侵蚀面的某一上覆地层界面作为基准面，利用上覆地层与风化壳顶面之间存在的镜像关系，通过上覆地层的厚度来定量恢复古地貌的形态。基准面一般应满足３个条件：①必须是全区范围内分布的等时界面，能够代表当时的海平面；因为越接②该沉积界面离侵蚀面越近越好，近风化壳，受后期构造活动的影响就越小，沉积界面与侵蚀面间的地层厚度就越能反映当时的古地貌特征；不论是在钻井、地③这个界面必须是易于识别，震剖面还是测井曲线特征上都容易识别和追踪对。比，最好是一个岩性突变的界面（赵俊兴等，２００１）研究区地层发育特征以及选取符合要求的地因此，
层界面对于古地貌恢复的准确性显得尤为重要。２．２ 侵蚀面之下地层基准面的选取及残余地层厚度分布特征
川南茅口组和长兴组主要为较浅海 如前所述，
碳酸盐岩台地相，由于台地上水体相对较浅，其沉积物对地壳震荡性升降变化、海平面升降变化等的响），应比较明显（陈代钊，谭秀成等，导致区２０１９９７；０８内茅口组、长兴组发育多个不同级次的沉积旋回。而沉积旋回具有时间和环境历程的意义，从理论上讲，相对海平面变化是一种区域上乃至全球性的成因过程，它形成的沉积旋回代表的沉积过程在时间
。这上是同步的（梅冥相等，马永生等，１９９９）１９９６；种海侵—海退旋回及其界面在区域内具有等时性，岩性响应特征相当明显，可以作为地层划分对比的。本文以相对海平面变化良好标志（魏魁生，２０００）结合岩性、电性和古生物化石分带沉积旋回为指导，
特征，对茅口组、长兴组重新进行地层划分对比。
茅口组从下往上可划分茅一、茅二、茅三和茅四其中茅一、茅二段均可进一步细分为４个岩性段，
）。主要界面特征如下：图２Ａ、Ｂ、Ｃ三个亚段（
图２ 四川盆地南部威阳１７井茅口组地层综合柱状图Ｆｉ．２ ＣｏｍｒｅｈｅｎｓｉｖｅｓｔｒａｔｉｒａｈｉｃｃｏｌｕｍｎｏｆＭａｏｋｏｕ ｇｐｇｐ１７ｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎ ＷｅｌｌＷｅｉａｎ ｙｇ
茅一段＼茅二段界面特征：这一界面在区内岩性
变化特征不明显，但茅一段主要以泥质灰岩、泥灰岩为主，相对ＧＲ曲线表现为自下而上的锯齿状升高，海平面总体处于一个海侵阶段；茅二段以泥晶灰岩、泥灰岩夹若干套高能滩相生屑、藻屑灰岩为特征，相对海平面呈多旋回性ＧＲ曲线表现为块状低值，向上变浅特征，总体为一个海退阶段。因此，可以将此海侵至海退的转换面作为茅一段与茅二段的分界面。该界面在研究区内具有良好的可对比性和等时性。
茅二段＼茅三段界面特征：该界面为相对海平面变化旋回形成的岩性转换面。界面之上茅三段为高
能滩相亮晶生屑、藻屑灰岩，ＧＲ曲线表现为箱状低值；界面之下为泥晶灰岩，ＧＲ具锯齿状高值特征。该界面在区内具有良好可对比性和等时性。
茅三段＼茅四段界面特征：该界面为相对海平面
变化旋回形成的岩性转换面。界面之上茅四段以生屑泥晶灰岩为主，ＧＲ曲线表现为块状低值夹高值，较界面之下茅三段Ｇ具有良Ｒ值有明显升高特征，好的可对比性。然而，由于茅四段在泸州古隆起区
）图３ 四川盆地南部资１井－梯２井－合江２剖面具体位置见图４３井茅口组地层对比图（
ａｔｉｒａｈｉｃｃｏｒｒｅｌａｔｉｏｎｏｆＭａｏｋｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎｆｒｏｍＺｉ１ｔｈｒｏｕｈＴｉ２ｔｏＨｅｉａｎ２３ｗｅｌｌｓｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎＦｉ．３ Ｓｔｒ ｇｐｇｊｇｇ
图４ 四川盆地南部茅口组顶部侵蚀面至茅三段底面的残余地层厚度等值线图
Ｆｉ．４ ＴｏａｃｈｏｕｓｍａｓｈｏｗｉｎｒｅｓｉｄｕａｌｓｔｒａｔａｔｈｉｃｋｎｅｓｓｆｒｏｍｔｈｅｔｏｓｕｒｆａｃｅｏｆＭａｏｋｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎｈｅｉｓ ｇｐｐｇｐ
ｔｏｔｈｅｓｕｂｆａｃｅｏｆＭａｏｒｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ３Ｍｅｍｂｅ －
１—等值线；２—城镇；３—井位；４—盆地边界
；；；１—Ｃｒｌｉｎｅ２—ｃｉｔｉｅｓａｎｄｔｏｗｎｓ３—ｗｅｌｌｌｏｃａｔｉｏｎ４—ｂｏｕｎｄａｒｏｆＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎｏｎｔｏｕ ｙ
内存在不同程度的缺失，且普遍被剥蚀殆尽至茅三段，因此该界面在区内不宜作为等时面基准面。
根据上述的地层界面特征分析，可以选取茅二段＼茅三段界面作为残余厚度法恢复古地貌的基准
面。一方面，茅三段底界面为岩性转换面，ＧＲ特征明显，极易识别，具有良好的可追踪对比性；另一方面，从拉平茅三段底的北西－南东向连井地层对比）中可以看出，茅一段至茅三段地层自下剖面（图３而上连续沉积，未见明显的沉积间断，茅三段在全区分布较为稳定，仅在泸州古隆起区因东吴运动造成上部地层缺失，底界面全区具有可对比性，又离茅口组顶部侵蚀面较近，最大程度地减小了后期构造活动影响，提高了残余厚度法地貌恢复的准确性。根据全区３６４口井茅口组顶部侵蚀面至茅三段底面的残余地层厚度统计结果，编绘了研究区茅口组顶部侵蚀面之下至茅三段底面的残余地层厚度等值线图（）。从该图中可以发现：图４泸州古隆起区残余地缺失茅四段，层厚度最薄，一般为１说明该ｍ，０～２５区域地层受剥蚀严重，向四周有变厚趋势；西面的乐茅四段地层山至绥江地区地层最厚，为１００ｍ，００～２保存较全；北面的资中—大足—重庆一线，地层厚度一般为３ｍ。０～７０
２．３ 侵蚀面之上地层基准面的选取及印模地层厚度分布特征
茅口组顶部侵蚀面之上依次堆积了上二叠统龙潭组煤系地层和长兴组海相碳酸盐岩地层。长兴组，自下而上可以划分为长一段和长二段（图１）分别对应一个完整的海进－海退旋回，长一、长二段岩性特征相似，整体由下往上为泥灰岩至藻屑灰岩的反。前人多采用长兴组顶界旋回沉积（罗冰等，０）２０１面或底界面作为基准面来分析茅口组顶部侵蚀面之）。桑琴等，上的印模地层厚度（江青春等，２；２２２０１０１然而，长兴组顶界面为风化壳不整合面，由于暴露剥蚀的影响，长兴组上部地层存在不同程度的缺失（罗）；另一方面，从拉平长一段顶面的近南西冰等，０２０１－北东向龙潭组及长兴组地层沉积相充填格架图
（）图５中可以看出，研究区西面靠近康滇古陆，古地势西高东低，龙潭期海退，主要沉积陆相至海陆过渡相的煤系泥页岩，龙潭末期新一轮海侵开始，而随着长兴早期海侵幅度加大，造成长兴组海相碳酸盐岩地层逐渐超覆于龙潭组煤系地层之上（强子同等，），因此研究区西面的龙潭组顶部与东面的长兴０１９９
组底部具同时异相特征，即长兴组底界面在研究区具穿时性，也不宜作为基准面。
通过研究发现：区内长一段＼长二段界面特征明显，为相对海平面变化旋回形成的岩性转换面，界面上下自然伽玛值差异明显，该界面易于识别，在全区此外，长二期开始大规模发育具有可追踪对比性；
台内藻屑滩，由于长一末期长兴组地层已基本完成对区内西高东低古地貌格局的填平补齐过程（强子），长一段＼长二段界面可近似代表当时的同等，０１９９
海平面。综上所示，可以选取长一段＼长二段界面作为此次印模法的地层基准面。根据全区３６４口井茅口组顶部侵蚀面至长一段顶面的印模地层厚度统计结果，编绘了研究区茅口组顶部侵蚀面之上至长一。由于峨眉山段顶面印模地层厚度等值线图（图６）玄武岩的喷发，研究区西南部茅口组与龙潭组之间夹有峨眉山玄武岩，给该区印模地层厚度造成了一定影响。从图６可以看出，该套印模地层厚度在泸向四周逐渐变厚，州古隆起区最薄，为１４０ｍ，１０～１北部的资西北部的乐山—威远地区为１８０ｍ，６０～１中—大足—重庆地区为１受３０ｍ。在西南部，９０～２
峨眉山玄武岩厚度影响的沐川－绥江地区，该套印模地层最厚，为１３０ｍ。与前述的残余地层厚９０～３度变化特征相比，除了西面地层厚度最大外，北面及东北面也呈现出地层厚度急剧增大的特征。２．４ 古地貌的恢复
根据地层残余厚度法和印模法恢复古地貌原理，侵蚀面之下的地层残余厚度较小说明遭受剥蚀程度较大，指示古地貌为相对正地形，相反，地层残余厚度较大说明遭受剥蚀程度小，指示古地貌为相对负地形；而侵蚀面之上的印模地层厚度，则与下伏古地貌形态呈镜像关系，即印模地层厚度大的地区对应相对负地形，厚度小的地区则对应相对正地形。因此，前述的研究区残余地层等厚图（图４）和印模，地层等厚图（图６）可以分别近似反映龙潭组沉积前的岩溶古地貌以及长一段沉积后茅口组顶部潜山地貌。以残余地层和印模地层的厚度分布数据为依据，运用Ｓｆｅｒ软件分别恢复了龙潭组沉积前的岩ｕｒ溶古地貌和长一段沉积后茅口组顶部潜山地貌（图。对比图７，这两种方法７ａ７ｂ）ａ和图７ｂ可以发现，恢复的茅口组顶部古地貌所反映的地形起伏变化特征以及总体格局基本一致，只是在研究区正北至东北部印模地层厚度增厚明显，这可能是由于晚二叠世早期峨眉地裂运动逐渐达到高潮，泸州古隆起受张裂运动的影响，华蓥山断裂及其伴生断裂的正断活动引起差异沉降所致，即受到区域同沉积断裂的影响。此外，印模法地层厚度恢复还受到研究区西
）图５ 四川盆地南部龙潭组及长兴组地层沉积相充填格架（剖面具体位置见图６
ｉ．５ ＦｒａｍｆｏｒｍａｔｉｏｎｓｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎｆａｃｉｅｓｏｆＬｏｎｔａｎａｎｄＣｈａｎｘｉｎａｎｄｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｅｗｏｒｋｏｆｓｔｒａｔｉｒａｈＦ ｇｙｇｇｇｇｐｙ
１—藻屑滩；３—碎屑砂潮坪；４—灰质滩间；５—泥灰质泻湖；６—灰质泻湖；７—煤系泥沼泽２—碎屑泥潮坪；
；；；；ｓｔｉｃｓｈｏａｌ２—ｃｌａｓｔｉｃｍｕｄｔｉｄａｌｆｌａｔ３—ｃｌａｓｔｉｃｓａｎｄｔｉｄａｌｆｌａｔ４—ｃａｌｃａｒｅｏｕｓｉｎｔｅｒｓｈｏａｌ１—Ａｌａｌｃｌａ ｇ
；５—ｍａｒｌａｃｅｏｕｓｌａｏｏｎ６—ｃａｌｃａｒｅｏｕｓｌａｏｏｎ；７—ｃｏａｌｓｈａｌｅｗｅｔｌａｎｄ ｇｇ
图６ 四川盆地南部茅口组顶部侵蚀面至长一段顶面印模地层厚度等值线图
Ｆｉ．６ ＴｈｅｉｓｏａｃｈｏｕｓｍａｓｈｏｗｉｎｉｍｒｅｓｓｉｏｎｓｔｒａｔａｔｈｉｃｋｎｅｓｓｆｒｏｍｔｈｅｔｏｓｕｒｆａｃｅｏｆＭａｏｋｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎ ｇｐｐｇｐｐ
ｔｏｔｈｅｔｏｓｕｒｆａｃｅｏｆＣｈａｎ１ＭｅｍｂｅｒｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ － ｐｇ
１—等值线；２—城镇；３—井位；４—盆地边界
；；；１—Ｃｒｌｉｎｅ２—ｃｉｔｉｅｓａｎｄｔｏｗｎｓ３—ｗｅｌｌｌｏｃａｔｉｏｎ４—ｂｏｕｎｄａｒｏｆＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎｏｎｔｏｕ ｙ
））和长一段沉积后茅口组顶部潜山地貌（图７ 四川盆地南部龙潭组沉积前茅口组顶部古岩溶地貌（ａｂ
）７ ＰａｌａＦｉ．ｅｏｋａｒｓｔｅｏｍｏｒｈｏｌｏｒｅｎＬｏｎｔａｎＦｏｒｍａｔｉｏｎ（ａａｎｄｂｕｒｉｅｄｏｒｈｏｌｏｏｓｔｎｄｅｏｓｉｔｉｈｉｌｌｅｏｍｄｅｏｓｉｔｉ －－ －ｇｇｐｇｙｐｇｇｐｇｙｐｇｐｇｐ
）１Ｍｅｍｂｅｒ（ｂｏｎｔｈｅｔｏｓｕｒｆａｃｅｏｆＭａｏｋｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎＣｈａｎ－ ｐｇ
图８ 四川盆地南部龙潭组沉积前茅口组顶部岩溶古地貌单元划分及天然气累计产量分布图
Ｆｄｅｏｓｉｔｉｉ．８ ＤｉｖｉｓｉｏｎｏｆａｌａｅｏｋａｒｓｔｅｏｍｏｒｈｉｃｕｎｉｔｓｒｅｎＬｏｎｔａｎＦｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄ－ ｐｇｐｇｐｐｇｇ
ａｓｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｄｉａｒａｍｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ ｇｇ
３—二级地貌单元界线；４—三级地貌单元界线；５—历年产气显示；６—古水系１—二级地貌单元；２—三级地貌单元；；；；１—Ｔｎｄａｒｅｏｍｏｒｈｉｃｕｎｉｔ２—ｔｈｅｔｈｉｒｄｅｏｍｏｒｈｉｃｕｎｉｔ３—ｔｈｅｓｅｃｏｎｄａｒｅｏｍｏｒｈｉｃｕｎｉｔｂｏｕｎｄａｒｉｅｓｈｅｓｅｃｏ ｙｇｐｇｐｙｇｐ
；；４—ｔｈｅｔｈｉｒｄｅｏｍｏｒｈｉｃｕｎｉｔｂｏｕｎｄａｒｉｅｓ５—ｄｉｓｌａｏｆａｌｌａｓｒｏｄｕｃｔｉｏｎ６—ｐａｌａｅｏｄｒａｉｎａｅａｔｔｅｒｎ ｇｐｐｙｇｐｇｐ
南部玄武岩厚度的影响，故本次研究将以残余地层厚度恢复的古地貌为主，辅助印模地层厚度数据，对茅口组顶部的岩溶古地貌特征进行分析。
３ 龙潭组沉积前古地貌特征
在恢复龙潭组沉积前茅口组顶部古岩溶地貌的
第１０期四川盆地南部中二叠统茅口组古岩溶地貌恢复及其石油地质意义肖笛等：１９９９
基础上，结合古地貌高程、坡度以及岩溶水水动力等特征，将研究区古岩溶地貌划分为岩溶台地、岩溶斜：岩溶台地，坡和岩溶盆地三个二级地貌单元（图８）岩溶斜坡，残余地层厚度小于３残余地层厚度为０ｍ；岩溶盆地，残余地层厚度大于１０ｍ；ｍ。３０３０～１３３．１ 岩溶台地
岩溶台地处于岩溶地貌的高部位，地表远高于潜水面并长期处于裸露风化状态，最容易遭受大气降水的淋滤，整体为地下水的补给区，岩溶作用以垂向渗滤为主。而茅口组顶部风化壳岩溶发生时，茅口组地层总体处于早成岩阶段，原先发育的颗粒滩沉积由于颗粒与基质尚呈半固结状，总体上仍然具较好的残余基质孔隙，可作为岩溶水横向输导通道，。川南岩溶而发育水平潜流（ｈｅｒｅｔａｌ．２００２）Ｖａｃ 台地整体地形较平缓，不发育峰丛地貌，山体多呈圆丘状，低矮坡缓，整体地势平坦，可能与垂直渗流、水平潜流同时发育有关。岩溶台地可根据地貌高程差异、形状、大小等进一步划分出溶丘、浅洼、浅谷等次）。研究区内岩溶台地主要以泸一级地貌单元（图８州古隆起为核心向四周展布，古地貌最高处位于阳高寺－九奎山一带，该地区茅四段被剥蚀殆尽。３．２ 岩溶斜坡
岩溶斜坡是岩溶高地与岩溶盆地之间的过渡地带，广泛发育在岩溶高地四周，常呈环带状分布，是地下水的径流区。斜坡区地下水除了垂向渗流外，主要受重力梯度控制并沿水平方向流动，水平潜流岩溶带发育。研究区岩溶斜坡可进一步根据坡度分为岩溶缓坡和岩溶陡坡：其中岩溶缓坡地貌较为平缓，坡，度不超过１溶蚀作用较强烈，但因降水滞留时间长，°岩溶作用周期长，溶蚀物质不易被带走，岩溶空间易被后期充填，因而岩溶发育条件一般，发育残丘、浅洼次一级地貌单元；岩溶陡坡是相对缓坡而言，其坡度，略大于１地下水同时具有较强的垂向渗流和水平径°流作用，受物质基础影响，垂向与横向岩溶互层且均十分发育，加之溶蚀物质被迅速带走，因此可见保存较好的大型孔洞发育，以发育丘丛、浅沟次一级地貌单元为特征，未见垄脊、沟谷形态。岩溶缓坡沿岩溶高地北面展布，如威阳１资１、永安２井区等，而岩７、溶陡坡沿岩溶高地西面展布，如邓４宋１井区等。４、３．３ 岩溶盆地
岩溶盆地是地下水的汇聚泄流区，水流以地表径流和停滞水为主，主要分布于研究区西南部的宜宾、沐川、绥江等地区，处于岩溶陡坡西南缘，地势平坦，地形起伏较小，以岩溶平原地貌为主。岩溶盆地地内
茅口组地层保存相对完整，水动力条件较差，流动缓慢，容易处于Ｃ化学沉淀作用强，溶ＯａＣ３过饱和状态，蚀空间多被全部充填，可以窝深１井、麻１井为代表。
总体来看，四川盆地南部茅口组顶部古岩溶地貌单元形态具有鲜明的特征。茅口组碳酸盐岩由于在经历早成岩阶段过程中即发生风化壳岩溶作用，而且其中发育了规模较大的、横向分布稳定的、孔渗性较好的滩相灰岩，导致在垂直渗流带内存在一定规模的水平顺层岩溶带。因此，岩溶台地和岩溶斜坡中的垂向渗流与横向潜流一般呈互层状发育，即致密层纵向裂缝输导体系和高渗层横向多孔型漫流，兰光志等，共同输导体系（ｅｓｅｔａｌ．１９８８；６）１９９Ｊａｍ 作用且相互制约，使得岩溶台地和岩溶斜坡不发育以深纵裂缝控制的、垂向渗流为主形成的峰丛、槽谷以及垄脊、沟谷等次一级地貌单元，未见纵沟深谷地，）。古地貌整体地势平缓，貌形态（ｄｅｔａｌ．１９８９Ｆｏｒ 正地貌的个体形态以溶丘、残丘为主，浑圆平缓状，而负地貌以浅洼、浅谷为主。
４ 讨论
岩溶地质学研究与油气勘探成果已证实，岩溶作用与古地貌关系密切，不同古地貌单元的岩溶发育情况不同，因而控制了岩溶型储层的发育与分布，；进而控制了区域天然气产量的分布（夏日元等，９１９９；；。徐世琦等，陈学时等，任建业等，１４４）２００２００２００下面根据上述有关四川盆地南部茅口组岩溶古地貌的恢复结果，结合茅口组大型储集空间及油气产出），状况（表１，图８阐述岩溶古地貌的石油地质意义。
表１ 四川盆地南部茅口组天然气累计
产量与岩溶古地貌单元的关系
ａｓｌｅ１ ＴｈｅｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅｎａｔｕｒａｌＴａｂ ｇｐ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎｏｆＭａｏｋｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄａｌａｅｏｋａｒｓｔ ｐ
ｅｏｍｏｒｈｉｃｕｎｉｔｓｉｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ ｇｐ
岩溶古地貌单元
代表井昌１井
岩溶台地
五１０井阳４３井坝６井
岩溶缓坡
岩溶斜坡
岩溶陡坡
威８３井包２４井付１３井宋１井老６井麻１井塔１７井
大型储集空间
３，放空０漏失１．４２ｍ６ｍ４．
３ 漏失３４ｍ
天然气累计产４５７６７．４０２１６９０．４０３７２３４．００３４２１３．００１２７２５．４０２０８１３．１０８１７１６．３０１１０５３８．２０１２４３１１．３０
少量０．３０４０１
４ ３）（泥浆漏失或钻具放空显示量（０ｍ×１
放空０．１ｍ
３ 漏失２７ｍ３ 漏失６６ｍ
放空０．５８ｍ
３，漏失７放空０．４６９ｍ９ｍ
放空１．６７ｍ
３，漏失１放空０．１８ｍ４ｍ１．
３漏失１．７ｍ０１３ 漏失２４ｍ３．
岩溶盆地
岩溶台地上茅口组碳酸盐岩地层在钻井过程中
常发生不同程度的泥浆漏失或钻具放空现象，表明地层中缝洞发育良好，其中，溶丘的漏失、放空频率和规模较浅洼、浅谷高，多口井获得高产天然气流，
４ ３
因此单井天然气累计产量一般大于２ｍ，００×１０００
５ 结论
（）在茅口组顶部侵蚀面上、下优选并确定长一１
段顶面和茅三段底面两个全区稳定分布的、近等时的地层界面作为恢复岩溶古地貌的基准面，分别采用印模法和残余厚度法进行古地貌恢复，两种方法恢复的茅口组顶部古地貌的总体格局基本一致。（）茅口组顶部岩溶古地貌受泸州古隆起控制，２
可划分为岩溶台地、岩溶斜坡和岩溶盆地三个二级地貌单元以及溶丘、残丘、丘丛、浅洼、浅谷等次一级地貌单元，不发育峰丛、槽谷以及垄脊、沟谷形态，这可能与茅口组顶部风化壳岩溶作用的发生时间及其物质基础的影响有关。
（）岩溶台地主要以泸州古隆起为核心向四周３展布，整体地势较平缓，岩溶缓坡主要展布于研究区北部和东部，岩溶陡坡分布于岩溶台地西缘，西南部的宜宾、沐川、绥江等地区则为岩溶盆地，并以平原地貌为主。
（）茅口组岩溶型储层和天然气产量的分布与４
岩溶古地貌关系密切。岩溶台地和岩溶斜坡上的缝洞型储层基本上同等发育，均有高产工业气流产出。这与茅口期多期次海平面升降旋回背景下碳酸盐台地上发育了多套基质孔渗较好的高能滩相颗粒灰岩在岩溶作用下形成相控层状岩溶带有关。岩溶台地为重点勘探的有利区带，岩溶陡坡带则是最有利的勘探区带。
致谢：本文在写作过程中得到了西南石油大学陈景山教授的指导，刘建强、钟原等参与讨论，审稿专家提出了宝贵的修改意见，谨此一并致谢。
注 释
蜀南地区茅口组缝洞储层成陈韵骐，肖笛．谭秀成，山述娇，１１．２０因机理及分布预测研究．西南石油大学内部研究报告．
谭秀成，罗冰，蜀南地区长兴组沉积相及有利储集相刘建强．０９．２０带预测．西南石油大学内部研究报告．
岩溶台地应该是重点勘探的有利区带。
岩溶斜坡区茅口组碳酸盐岩在钻井过程中常出现不同程度的泥浆漏失或钻具放空现象，多口井获得高产天然气流，其中岩溶陡坡带泥浆漏失和钻具放空的比例与规模以及天然气产量均较岩溶缓坡带
４
高，有些单井的天然气累计产量超过１０００×１０２０３
，应该是最有利的勘探区带。ｍ
岩溶盆地内的钻井泥浆漏失、钻具放空现象非常有限，仅麻１井和塔１获气井７井发生泥浆漏失，比例很低，单井天然气累计产量一般小于５０×００
４ ３ｍ。１０
综上所述，可以认为茅口组碳酸盐岩中天然气富集的岩溶型储层不仅发育于岩溶斜坡，而且也发育于岩溶台地，即岩溶斜坡和岩溶台地均是十分有。以往的研究认为，利的储集区带（图８）岩溶台地由于强烈的侵蚀作用，大部分地区缺失有利层位，仅保留少数主力气层，而且岩溶作用方式以垂向溶蚀为主，难以形成有利于天然气储集的层状岩溶带，因此岩溶储层的储集性能一般中等偏差（夏日元等，）。然而，徐世琦等，任建业等，研究９；１；４１９９２００２００区内以泸州古隆起为核心的岩溶台地，其形成显然与东吴运动产生的地壳差异升降及其引起的暴露、风化、淋滤作用有关，古水文体系围绕古隆起发散分布，岩溶系统十分发育。另一方面，在茅口期多期次海平面升降旋回背景下，茅三段和茅二段发育了多套横向分布稳定且规模可观的、基质孔渗较好的高能滩相颗粒灰岩与低能致密泥晶灰岩互层，这种岩性岩相组合加上垂向溶蚀沟缝的联通作用，使得岩溶台地同样发育了有利于天然气储集的高能滩相控层状岩溶带。岩溶斜坡的地下水受水力梯度影响，以径流状态为主，溶蚀作用强烈，充填作用较弱，易于形成缝洞发育良好的层状岩溶带。因此，研究区茅口组岩溶缝洞型储层在岩溶台地和岩溶斜坡上基本同等发育。这一认识与基于典型的晚成岩期风化”）（，“壳岩溶（ｏｅｎｅｔｉｃｋａｒｓｔＶｈｅｒｅｔａｌ．２００２）ａｃＴｅｌ ｇ古地貌对岩溶储层分布的控制有比较明显的差异，可以作为早成岩期风化壳岩溶古地貌控制岩溶储层分布的一个实例。
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；ＭａｏｋｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ