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目前,石油和天然气仍是全球能源体系中重要的组成部分[1],海相碳酸盐岩储层贡献了世界油气总产量的60%[2⁃4]。我国海相碳酸盐岩总面积已超过455 ×1012 km2,原油资源量约为340 ×108 t,天然气资源量约为24.3 ×1012 m3,具备较高的开发潜力[5]。四川盆地作为我国中西部地区海相碳酸盐岩层系最发育的含油气盆地,近些年来在礁滩成藏理论的指导下[6⁃8],相继在龙岗、五百梯、元坝等长兴组发现一系列台缘礁滩复合型气田[9],充分展示了长兴组生物礁气藏的勘探价值[10]。
在层序地层方面,董霞等[11]通过传统地质定性方法在川东地区长兴组地层中共识别出两个不整合面,因此将长兴组划分为一个Ⅱ型三级层序,其中台地边缘礁滩主要发育在海侵体系域,且沿着海槽边缘延伸展布；而王东等[12]通过INPEFA技术等定量方法在川中地区长兴组内部识别出一个局部暴露不整合面,进而将长兴组划分为两个完整的三级层序。在沉积特征方面,秦鹏等[13]和胡忠贵等[14]依据长兴组岩石学特征及大地构造背景,认为川东地区长兴早期主要发育缓坡相,中晚期发育开阔台地相及台地边缘相,生物礁滩体主要沿台内高地、台洼边缘以及台地边缘呈连片或断续分布。在储层主控因素方面,苏成鹏等[15]提出成岩早期表生岩溶作用可以优化改造礁滩储层,对形成优质的生物礁储层有着至关重要的作用；胡忠贵等[16]认为古构造、沉积环境演化和海平面周期波动等因素综合控制了长兴组生物礁滩储层的发育,其中古构造和沉积相共同控制生物礁滩的发育位置,而海平面升降控制了其发育期次；王蓓等[17]认为川东北龙会场区块长兴组发育两期生物礁滩储层,其发育受沉积相、成岩作用和构造作用的三重影响。沉积相控制生物礁滩储层的空间位置,成岩作用控制礁滩储层发育的品质,构造作用在前者的基础上进一步优化输导体系,有利于后期酸性流体对先期孔隙层进行改造。
前人在四川盆地上二叠统长兴组层序地层划分及沉积体系研究方面取得了显著成效,然而海槽东侧的普光—七里北—黄龙场地区长兴组取心及地震资料有限。因此,在层序地层划分精度、储层有利微相的发育特征及时空分布规律等方面研究比较欠缺。本文拟在三级层序界面识别的基础上融入INPEFA测井旋回技术,以定性、定量相结合的手段对长兴组地层实现精细划分,从而建立高频层序地层格架；结合剖面、露头、薄片、测井及三维地震等资料,明确长兴组沉积相类型及特征,进而阐明高频层序地层格架内长兴组礁滩体演化规律；在明确储层物性特征和储集层受控因素的基础上,落实长兴组礁滩分布范围,旨在为深化开江—梁平海槽东侧气藏勘探提供理论依据。
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四川盆地位于青藏高原东缘、扬子地台西北侧,是一个经多期构造演化而成的叠合盆地[18],研究区位于四川盆地东北部、开江—梁平海槽东侧,地理位置位于四川省宣汉县、万源市境内,构造上位于大巴山弧前褶皱带与川东断褶带交汇处,隶属于川东南中隆高陡构造区北部（图1a）[19⁃20]。自北向南依次为普光、七里北、黄龙场区块。
川东北地区长兴组地层厚度主要介于200~300 m,总体表现为向东北方向逐渐变厚的趋势。综合考虑岩性、岩相组合、生物类型和沉积旋回等因素,将长兴组自下而上划分为长一段、长二段和长三段[21⁃22]（图1b）。长一段沉积深灰色泥晶灰岩,其底部夹薄层燧石结核灰岩,电性特征以低—中伽马及中—高电阻率为主。长二段是长兴组生物礁滩的重点发育层段,自然伽马曲线表现为低值—极低值,其顶部白云岩化现象较明显,由浅灰色礁云岩、颗粒灰（白云）岩等组成。纵向上岩性变化较大,由多期生物礁沉积旋回组成[24]。横向上地层沉积厚度变化明显,生物礁发育的部位地层沉积厚度较大。长三段主要发育泥晶灰岩、泥质灰岩等,局部井段发育礁灰岩、礁云岩[25],纵向上变化趋势不明显,自然伽马曲线表现为低—中值。
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层序界面的识别是明确层序类型的关键,同样也是建立层序格架的前提[26]。在前人研究基础上,结合区内露头、测井及地震资料分析（图2）,在区内长兴组共识别出三个层序界面（自下而上为SB1、SB2、SB3）,进而将长兴组划分为SQ1、SQ2两个II型三级层序,两个三级层序均发育海侵体系域（TST）和高位体系域（HST）[27]。
图 2 川东北地区长兴组三级层序界面特征（剖面位置见图1）
Figure 2. Third⁃order sequence boundary of Changxing Formation in northeastern Sichuan (see Fig.1 for location)
SB1是长兴组与龙潭组分界面,为岩性转换面。龙潭早期发生间歇性海侵,在龙潭组顶部沉积了一套深灰色块状硅质岩、燧石结核灰岩及泥质灰岩。龙潭晚期至长兴期,海侵速度加快,在长兴组底部发育一套泥晶灰岩为主的碳酸盐缓坡沉积,在测井曲线上表现为高自然伽马（GR）突变点,指示水体变深；同时地震反射波组表现为相对稳定的中—强振幅、相对低频、连续性较好的特征（图2b,e,f）。
SB2是长兴组内部分界面,受幕式构造运动控制,在区内主要为局部暴露不整合面。局部暴露不整合界面之下发育高能环境下的颗粒滩沉积,在受到溶蚀作用及白云岩化作用改造后,形成了残余颗粒白云岩。而该界面之上,由于海平面的再次短暂上升,发育了长三段泥晶灰岩等低能沉积物。在测井曲线上GR曲线形态由钟形转变为漏斗形（图2d）。在地震剖面上表现为波谷特征（图2f）。
SB3是长兴组与飞仙关组分界面,为岩性转换面,飞仙关早期,区内再次大规模海侵,在飞仙关组底部沉积一套薄层泥质灰岩,而长兴组顶部发育泥晶灰岩。在测井曲线上GR表现为低值锯齿型转变为高值箱型,出现高值点；同时地震剖面上表现为中—弱振幅、中连续的同相轴（图2a,c,f）。
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INPEFA技术最早由Nio et al.[28]提出,是通过数字信号的手段将隐藏在测井曲线中沉积旋回信息以INPEFA曲线的形式呈现。INPEFA曲线的不同趋势及其转折点地质意义截然不同,其中从左向右曲线值增加（正向趋势）为富泥化的过程,对应基准面上升半旋回,反之为负向趋势；转折点指示可能的层序界面或洪泛面,其中负向拐点（自然伽马高异常点）一般代表可能的（最大）洪泛面；而正向拐点（自然伽马高异常点）代表可能的层序界面。
受复杂地质作用、不同级别的旋回性外力的影响以及测井响应特征的多解性,采用常规测井曲线在寻找分层标志时并不准确。为了弥补显著标志层的不足,在本次层序地层划分中以七里北2井为标准井,对区内12口单井在三级界面识别的基础上统一引入INPEFA技术来辅助分析沉积旋回。
对川东地区七里北2井GR曲线采用INPEFA技术处理发现,INPEFA曲线整体由正趋势转为负趋势,表明研究区经历了海平面快速上升随即缓慢下降的过程。此外,在INPEFA曲线中识别出11个关键转折点,在对应的层序界面（SB1、SB2、SB3）或海泛面处（mfs1、mfs2）出现尖峰值。因此,将区内长兴组划为5个四级层序,包括ssq1、ssq2、ssq3、ssq4和ssq5（图3）。其中ssq1对应长一段及长二段底部,ssq2、ssq3对应长二段中上部,ssq4和ssq5则对应长三段。
图 3 川东北地区长兴组七里北2井层序和沉积相柱状剖面图
Figure 3. Sequence and sedimentary facies columnar section of well Qilibei 2 in Changxing Formation, northeastern Sichuan Basin
三级层序SQ1发育ssq1~ssq3等3个四级层序,INPEFA曲线整体呈负趋势,其内部可以识别出三个次级负趋势,对应ssq1、ssq2和ssq3。SQ1及ssq1底界面是龙潭组深灰色泥质灰岩和长兴组灰色泥晶灰岩之间的岩性转换面,在INPEFA曲线中表现为正拐点,自然伽马曲线呈低异常值,指示层序底界面SB1。SQ1层序内部存在的转折点为负拐点,对应处自然伽马曲线呈高异常值,同时岩性由泥晶灰岩转变为生屑灰岩,指示对应的最大海泛面mfs1。SQ1-TST时期,长兴早期海水快速侵入,INPEFA曲线值从左至右呈增大的趋势（正趋势）,发育碳酸盐缓坡低能沉积。SQ1-HST时期,海水缓慢退却,INPEFA曲线值从左至右呈减小的趋势（负趋势）,发育高能台地边缘礁滩沉积。ssq2底界面为岩相转换面,自下而上由生屑砂屑灰岩突变为白云质礁灰岩,同时INPEFA曲线显示为正拐点,自然伽马曲线呈低异常值。该时期主要发育礁顶滩和礁核微相。ssq3底界面和ssq2之间无明显岩性变化,然而通过对GR曲线突变点的识别可以发现,在5 506.4 m处,INPEFA曲线表现为正拐点,表示为层序界面,该时期发育生屑滩及滩间微相。
三级层序SQ2发育ssq4、ssq5等两个四级层序,INPEFA曲线整体呈负趋势,其内部可以识别出两个次级负趋势,对应ssq4及ssq5。SQ2及ssq4底界面是长兴组内部局部暴露不整合面,界面上、下两套岩性差异较大,在INPEFA曲线中表现为正拐点,自然伽马曲线呈低异常值,指示层序底界面SB2。SQ2层序内部存在的转折点同样为负拐点,对应处自然伽马曲线呈高异常值,岩性无明显变化,指示对应的最大海泛面mfs2。SQ2-TST时期,INPEFA曲线值呈正趋势,长兴晚期海平面上升,主要发育低能台地边缘滩间潟湖沉积。SQ2-HST时期,INPEFA曲线值呈负趋势,海平面缓慢下降,主要发育生屑滩及滩间沉积。四级层序ssq4短期旋回为正趋势,代表快速海侵过程；其底界面SB2为ssq3和ssq4分界面,同时也是局部暴露不整合面,界面之下为灰质白云岩,界面之上为生屑砂屑灰岩,SB2界面处INPEFA曲线为正拐点。该时期主要发育礁顶滩、礁基滩和礁核微相。ssq5底界面处为岩相转换面,自下而上由礁云岩转变为晶粒白云岩,界面处INPEFA曲线显示为正拐点,自然伽马曲线呈低异常值。SQ2及ssq5顶界面是长兴组白云岩与飞仙关组泥晶灰岩之间的岩性转换面,在INPEFA曲线中表现为正拐点,自然伽马曲线由低值锯齿状转换为高值锯齿状,指示层序顶界面SB3,该时期以滩间沉积为主。
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泥—粉晶灰岩相：广泛发育,多分布于长一段和长三段,主要为泥晶灰岩。岩石主要成分为泥晶方解石,局部见少量燧石结核、生屑及砂屑（图4a）。部分灰岩局部出现白云岩化现象,形成白云质或含云灰岩（图4b,c）。泥晶灰岩代表低能沉积环境,多在碳酸盐缓坡或台地内部沉积[29]。
图 4 川东北地区长兴组岩心及镜下照片
Figure 4. Cores and photomicrographs, Changxing Formation, northeastern Sichuan Basin
颗粒灰岩相：指颗粒含量大于50%的灰岩类,多呈深灰色、灰褐色,主要发育于长二段和长三段。其中具有亮晶颗粒结构的代表高能沉积环境,发育在台地边缘及台地内部地貌高处（图4d）,而具有灰泥结构的则在滩间等低能环境发育（图4e）。
礁灰岩相：主要发育在长二段,局部在长三段发育,以灰色块状礁灰岩为主,具有障积礁和黏结礁结构,主要发育于礁/滩间相对低能带（图4f,g）。
颗粒白云岩相：包括浅灰色残余生屑白云岩、浅灰色溶孔粉—细晶白云岩（图4h,i）。此类岩石类型主要是在颗粒灰岩的基础上,叠加了白云岩化作用,导致颗粒被部分或完全交代,颗粒边缘多可识别,部分颗粒边缘改造严重,难以识别出颗粒外形,通常与颗粒灰岩及细—中晶白云岩呈互层状产出。由于这类岩石类型主要是颗粒滩经过白云岩化作用改造的结果,通常代表相对高能的沉积环境。
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过七里北2井—七里北102井的地震剖面表明（图5）：生物礁在地震剖面中表现为丘状的地震反射形态,其内部因具有极强的非均质性而出现杂乱或空白的地震反射特征；其顶部与上覆围岩之间因岩性变化较大,表现为一个强波阻抗界面,在三维地震剖面中显示为礁体的顶部及底部为一明显的强反射界面。由于生物礁与围岩的沉积速率存在较大的差异,所以在同时期形成的地层厚度变化较大；生物礁的顶部可见披覆反射特征,在礁体翼部可见上超的反射特征,在地震剖面中常可通过上超点来刻画礁体的大致轮廓。
图 5 过七里北2井—七里北102井川东北地区长兴组地震相特征
Figure 5. Seismic facies characteristics for wells Qilibei2⁃Qilibei102 in Changxing Formation, northeastern Sichuan
生屑滩在地震剖面中多表现为中—强振幅的亮点反射、地震反射连续性较高,外形多为平行的、席状反射特征,内部可能存在相位的微错。斜坡相表现为中—强振幅的连续反射特征,可见高角度下超到底部同相轴的反射现象。盆地相地震反射特征表现为强振幅、高连续、低频。
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自然伽马等常规测井曲线对岩石中泥质含量响应敏感,在一定程度上能够较好地反映沉积环境的变化[30]。综合区内多口井的伽马曲线从幅度、形态、光滑度等,并结合镜下薄片分析,建立伽马曲线与沉积微相的对应关系。（1）指形：该类自然伽马曲线形态变化幅度最大且相对数值最高,表现为圆滑的指形或尖峰形,代表相对较弱的波动水动力条件。岩性以大套厚层深灰色泥晶灰岩为主,通常指示台地边缘滩间潟湖等低能微相（图6a~c）。（2）箱形：该类自然伽马曲线呈微齿状形态,无明显幅度变化且相对数值最低,顶、底均呈突变接触,代表稳定的强水动力条件,岩性多为中—厚层生屑灰岩、礁灰岩、白云质灰岩及针孔白云岩,颗粒内部见亮晶方解石胶结,通常指示台地边缘礁基滩、礁核及礁盖等高能微相,该类曲线形态是有利储层发育的象征（图6d~f）。（3）漏斗形：该类曲线其自然伽马数值自下而上呈减小趋势且变化幅度较大,表现为微锯齿状,代表水动力条件由早到晚逐渐增强,岩性由深灰色泥晶灰岩或燧石结核灰岩渐变为亮晶生屑灰岩,通常指示开阔台地静水泥微相过渡为生屑滩微相（图6g~i）。（4）钟形：该类曲线特征则与漏斗形相反,自然伽马数值自下而上逐渐变大,表明水动力条件自下而上逐渐减弱,岩性由亮晶生屑灰岩突变为泥晶灰岩,通常指示台地边缘生屑滩微相过渡为滩间微相（图6j~l）。
图 6 研究区长兴组测井相特征图
Figure 6. Logging facies diagram of Changxing Formation in the study area
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通过对露头、岩心、薄片、测井及地震解释资料进行分析,明确了研究区长兴组沉积体系。长兴组沉积早期,海平面快速上升,此时继承了龙潭组的沉积格局,发育碳酸盐缓坡沉积[31]；长兴组沉积中—晚期,在海西运动的拉张作用及基底断裂活动的影响下,区内出现隆—坳相间的沉积格局[32⁃33],最终转变为碳酸盐台地沉积,发育开阔台地、台地边缘、前缘斜坡及盆地等相类型。
开阔台地相：岩性主要为泥晶灰岩、泥质灰岩和燧石结核灰岩,局部地貌高点处可发育生屑灰岩等高能沉积物,一般不发育白云岩,可细分为台内滩和潮下亚相。其中台内滩亚相仅在黄龙3井长二段底部发育,岩性主要为颗粒灰岩,充填类型为亮晶、泥晶方解石,前者多为高能滩相沉积,后者能量有所减弱,为低能滩相沉积（图6,8）；潮下亚相发育在台缘生物礁和台缘滩之前的过渡地带,沉积时间短,厚度小,泥晶灰岩为主,颜色较深,发育水平层理。
图 7 研究区长兴组北西—南东向连井沉积相对比剖面
Figure 7. Northwest⁃southeast sedimentary relative ratio well profile of Changxing Formation in the study area
图 8 研究区长兴组北东—南西向连井沉积相对比剖面
Figure 8. Northeast⁃southwest connected well sedimentary relative ratio profile of the Changxing Formation in the study area
台地边缘相：根据沉积特征差异进一步划分为台缘滩、台缘礁及礁/滩间亚相。台缘礁与生屑滩密切共生,主要发育在ssq2和ssq3时期,在部分井段的ssq4、ssq5也可见（图7,8）。主要为生屑灰岩、礁灰岩等。台缘滩常分布于礁基、礁顶或礁后位置,常见于长兴中—晚期,岩性以生屑白云（灰）岩和砂屑灰岩为主。礁/滩间处于生物礁与生屑滩之间的深水部位。受礁滩体遮挡作用的影响,沉积水体较为闭塞,发育泥晶灰岩、燧石结核灰岩等,泥质含量较多。
斜坡—盆地相：斜坡相是碳酸盐台地与盆地（海槽）之间的过渡相带,岩性以薄层的泥晶灰岩、泥质灰岩等为主,可见来自台缘带的滑塌沉积物等重力流沉积。盆地相指的是位于氧化还原界面之下的深水沉积环境,沉积水体能量极低,岩石类型以泥质灰岩、硅质岩、泥页岩等为主,可见硅质放射虫、海绵骨针等生物化石[34]。
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在高频层序格架内对北西—南东向的老君1井—黄龙1井和北东—南西向的黄龙3井—黄龙2井的两条剖面进行分析（图7,8）。
1）北西—南东向剖面
横向上,地层厚度介于200~300 m。纵向上,由下向上发育碳酸盐缓坡和台地边缘相,台地边缘相主要表现为台地边缘生物礁、台地边缘浅滩亚相,表明沉积水体具有逐渐变浅的趋势。该剖面在长兴组自北西—南东向具有变薄（普光地区—七里北地区）—变厚（七里北地区—黄龙场地区）的趋势。
ssq1时期：早期,海平面快速上升,沉积大套厚层泥晶灰岩,表明水动力条件不强,区内沉积分异作用较弱,主要发育碳酸盐缓坡沉积；晚期,随着海水逐渐退去,在七里北和黄龙场地区发育生物礁、生屑滩。
ssq2时期：海平面进一步降低,沉积物以礁灰岩、生屑砂屑灰岩为主,礁滩复合体较为发育,其中七里北地区的生物礁规模最大,呈现出垂向加积—进积的沉积趋势。
ssq3时期：海平面持续下降,普光地区开始发育大规模礁滩复合体,而七里北地区不发育生物礁,仅发育生屑滩沉积,该时期是最主要的生物礁滩发育时期。
ssq4沉积时期：早期,海水再次侵入,沉积地层较薄,仅在七里北地区发育薄层滩体；晚期,随着海平面缓慢下降,七里北2井区、七里北101井区及黄龙5井区发生不同程度暴露和白云岩化作用,发育厚层生屑白云岩、针孔状白云岩及白云质灰岩。
ssq5时期：海平面降至最低,沉积水体能量较低,主要发育滩间亚相,七里北2井和老君1井顶部仍有部分台缘滩沉积,岩性主要为生屑白云岩。
2）北东—南西向剖面
地层横向分布变化较大,沉积分异较明显,自西向东依次发育盆地、前缘斜坡、台地边缘、开阔台地相等,台地边缘带生物礁发育的地层厚度较大,向盆地和开阔台地方向地层呈减薄的趋势。
ssq1时期：早期,研究区发育了一套浅—深水缓坡沉积,其中黄龙3井、黄龙9井及黄龙8井发育浅水缓坡沉积,而黄龙2井发育深水缓坡沉积；晚期,随着海平面的下降,碳酸盐缓坡不再发育,逐渐转变为碳酸盐台地沉积,研究区主要发育开阔台地相,局部地区如黄龙3井发育少量台内滩。
ssq2~ssq3时期：海平面下降,在黄龙8井区台地边缘带发育大量礁滩复合体,其他井区未见礁滩发育。
ssq4时期：研究区再次经历短暂的海侵过程,以低能滩间潟湖沉积为主,不发育高能相带；HST时期,海平面开始下降,黄龙场地区发育少量台缘滩沉积。
ssq5时期：研究区主要发育潮下静水泥沉积,未见礁滩发育。
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吴家坪期,川东地区发生热隆升作用,进入长兴期后热异常明显减弱,由隆升转为冷却沉降,形成多排构造分异[35⁃37]。裂隆耦合,为七里北地区第二排礁滩发育提供了构造背景。对长兴组典型单井相、连井沉积相分析并结合地震资料编制沉积相平面展布图（图3,5,7,8）。
ssq1早期（图9a）,研究区总体继承了龙潭组（吴家坪组）沉积格局,发育浅水缓坡—深水缓坡相。相带边界大致平行于海槽走向,呈北西—南东向展布,该时期水体相对较深,生物礁不发育,以灰泥沉积为主,且燧石结核较发育。
图 9 川东地区长兴组四级层序格架内（ssq1~ssq5）沉积相分布
Figure 9. Sedimentary facies distribution in the fourth⁃order sequence framework (ssq1⁃ssq5) of the Changxing Formation, eastern Sichuan Basin
ssq1晚期（图9b）,海平面逐渐下降,研究区开始进入碳酸盐台地模式,此时长兴组沉积分异格局较为明显,相带边界继承了ssq1时期的展布。同时两排台缘滩礁开始发育,前排礁滩体主要分布于七里北2井—七北101井—黄龙5井一带,后排滩礁体主要分布于七里北102井—七里北1井一带,台内滩仅在黄龙3井一带零星分布。
ssq2时期（图9c）,海退过程继续进行,开阔台地的范围相对减小,台地边缘带呈现自西向东弱迁移的趋势。七里北地区的两排台缘滩礁持续发育呈带状展布,黄龙场地区开始发育点状礁滩,该时期礁滩体发育规模、分布范围和沉积厚度有所增加。
ssq3时期（图9d）,海平面进一步降低,整体继承了ssq2时期的沉积格局,台地边缘带进一步向东迁移。在此沉积期,普光—七里北—黄龙场地区均发育礁滩体,发育规模相较于ssq2时期更大,沿北西—南东向呈带状展布,该时期也是礁滩体发育最为快速的阶段。
ssq4早期（图9e）,海平面迅速上升,生物礁因生长速度慢于海平面上升速度而被淹没于海平面之下,导致该时期礁体不发育,仅在局部构造高点孤立发育规模较小的生屑滩。
ssq4晚期（图9f）,海平面缓慢下降,普光地区和七里北地区再次发育新一期礁体,相较于ssq3-HST时期,该时期礁滩发育规模有所减小。
ssq5时期（图9g）,海平面降至最低,全区以开阔台地相为主,生物礁停止发育,普光地区和七里北地区发育少量生屑滩。
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基于对开江—梁平海槽东侧长兴组典型单井、连井沉积相和平面相分析,结合川东北地区构造背景及现有成果,建立了长兴组沉积模式（图10）。
图 10 川东地区上二叠统长兴组沉积相模式
Figure 10. Sedimentary facies model of the Late Permian Changxing Formation, eastern Sichuan Basin
川东北地区在龙潭组沉积末期经历了一次大规模海侵运动,此时区内海平面迅速上升,主要发育低能泥质或硅质沉积。长一期（SQ1-TST）海侵活动仍在持续进行,研究区地形平缓,无明显构造坡折带,整体继承了龙潭期缓坡沉积,海槽东侧台地区域以浅水缓坡为主,海槽区域以深水缓坡沉积为主,发育深灰色含燧石结核灰岩。长二期（SQ1-HST）整体处于海退环境,在峨眉地裂活动的作用下出现了“三隆三凹”的沉积格局。此时,研究区开始演化为碳酸盐台地沉积,逐渐出现了沉积分异现象,自西向东依次发育盆地—台地前缘斜坡—台地边缘—开阔台地相,该时期随着水体深度变浅,水动力条件增强,生物礁、生屑滩开始在台缘带沉积,而台内高地发育了少量点滩。随着水体深度持续降低,台缘带礁滩发育规模进一步扩大,同时礁顶出露水面发生大规模白云岩化作用,有利于储层的发育。长三早期（SQ2-TST）,研究区再次发生了规模性的海侵活动,生物礁不再发育,以低能滩间潟湖沉积为主。至长三末期（SQ2-TST）,海平面再次发生下降,仅在原有地貌高点处发育新一期的生屑滩沉积,相较于长二期,规模有所减弱。
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普光—七里北—黄龙场地区优质储层为台缘礁滩储层,主要发育在SQ1和SQ2高位体系域（长二段、长三段）。长兴组优质储层岩性主要为（残余）颗粒白云岩（图11a）、晶粒白云岩（图11b）、灰质白云岩及生屑灰岩（图11c）等。镜下薄片观察显示,区内储集空间以次生孔隙为主,主要包括晶间（溶）孔（图11d）、粒间（内）溶孔、铸模孔（图11e）,也可见少量溶洞和构造缝（图11f）。
图 11 川东地区长兴组储层岩石及空间类型
Figure 11. Reservoir rocks and spatial types from the Changxing Formation, eastern Sichuan Basin
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物性参数能够直观地反映储集性能的优劣[38],对普光304-1井、七里北2井、七里北101井、黄龙1井、黄龙4井、黄龙004-2井等6口井的长兴组316件岩样进行孔隙度及渗透率统计分析（图12）。结果表明：研究区长兴组孔隙度介于0.22%~19.48%,平均孔隙度为3.89%,其峰值集中于2%~4%,占46.8%,而大于8%的岩样仅占3.9%；储层渗透率介于（0.000 1~168.64）×10-3 μm2,平均渗透率为0.89×10-3 μm2,其峰值集中于（0.001~1）×10-3 μm2,占90.2％,小于0.001×10-3 μm2的岩样仅占1.2％。
图 12 川东北长兴组物性特征图
Figure 12. Physical property diagram of Changxing Formation in northeastern Sichuan Basin
为了落实有利储层发育位置,在物性分析的基础上进一步对区内不同相带的储层物性特征进行对比分析（图12）,结果显示低能滩间、潮下环境物性极差。相较之下,高能台缘带受暴露溶蚀及白云岩化作用影响,次生孔隙发育（图11）,储集性能较好,是长兴组最有利的储层发育相带,可形成优质储集层。
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受构造—分异作用影响,七里北地区长兴组发育两排生物礁储层,主要见于高位体系。有利储层主要受沉积相、海平面升降及白云岩化作用控制。沉积相控制储集岩的原生储集空间,在台地边缘生物礁相带顶部,常发育一定规模的台缘滩（粒屑滩或生屑滩）,对应生屑白云岩、颗粒白云岩或生屑灰岩等。当温度较高时,台缘滩暴露水面,促使白云岩化和大气淡水溶蚀作用的发生,有利于优质储层的形成。
在区内长兴组台缘带预测基础上,利用生物礁地震响应模式,结合最新钻井资料,综合预测长兴组生物礁有利发育区带。经全区精细地震—测井解释,进行了研究区生物礁平面分布预测（图13）。整体来看,长兴组发育两排礁储层,前排生物礁沿台缘带呈近北西—南东向条带状展布,普光—黄龙场地区均有发育,厚度介于10~50 m,七里北2井区生物礁储层厚度可在50 m以上。前排礁体分布规模较大,礁带长38 km,宽1.4~3.7 km,面积为48.2 km2,是生物礁储层发育的有利区域；后排礁带主要分布在七里北区块,呈近北西方向展布,条带长15.8 km,宽0.8~1.1 km,面积为3.85 km2,为生物礁储层发育的次有利区。
图 13 川东地区长兴组有利储集区带预测
Figure 13. Reservoir rocks and spatial types of Changxing Formation, eastern Sichuan Basin
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（1） 在传统地质定性方法的基础上融入INPEFA定量技术将长兴组自下而上划分为2个三级层序（SQ1~SQ2）和5个四级层序（ssq1~ssq5）,四级层序中ssq1对应长一段及长二段底部,ssq2、ssq3对应长二段中上部,ssq4和ssq5则对应长三段,提高了层序划分精度。
（2） 川东北地区开江—梁平海槽东侧长兴早期主要发育碳酸盐缓坡沉积体系,中—晚期发育碳酸盐台地沉积体系,进一步可细分为开阔台地相、台地边缘相及斜坡—盆地相等,台缘礁滩沉积为长兴组储层发育有利相带,其中普光地区、黄龙场地区台缘礁滩主要发育在ssq3时期,而七里北地区礁滩在ssq1~ssq5时期均有发育。
（3） 台缘礁滩储层以礁云岩、（残余）颗粒白云岩和晶粒白云岩为主,储层非均质性较强,整体表现为低孔—中、低渗特征。结合区内三维连片地震反射资料,研究区长兴组呈“Y”形展布发育两排生物礁,前排生物礁主要发育在普光—黄龙场沿线,厚度介于10~50 m,七里北2井区生物礁储层厚度可在50 m以上,而后排生物礁主要发育在七里北区块,储层厚度10~30 m。
Sedimentary Characteristics and Prediction of Favorable Areas of the Changxing Formation on the Eastern Side of the Kaijiang-Liangping Trough in Northeastern Sichuan Basin
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摘要: 目的 开江—梁平海槽广泛发育长兴组礁滩储层,油气资源丰富。海槽东侧的取心及地震资料有限,传统地质定性方法无法准确进行层序地层划分与对比,为优质储层预测带来一定困难。深入开展长兴组高频层序地层研究有助于细化层序格架内沉积相展布规律,厘清海槽东侧沉积演化历程,提高有利储层预测准确率,以期为深化礁滩储层勘探开发提供依据。 方法 基于野外剖面、岩心、测井地震等资料并融入INPEFA测井旋回技术,对川东地区长兴组高频层序地层及沉积体系特征开展研究。 结果 长兴组自下而上划分为2个三级层序和5个四级层序；长兴组早期发育碳酸盐缓坡沉积,中—晚期发育碳酸盐台地沉积,可细分为开阔台地相、台地边缘相及斜坡—盆地相,长兴组有利储集相带主要为台缘礁滩相；长兴组发育晶粒白云岩、（残余）颗粒白云岩、生物礁云岩储层,储层非均质性较强,整体呈“低孔—中、低渗”特征。 结论 有利储集区带呈“Y”形展布,主要集中在普光5井—老君1井—七里北2井—七里北101井—黄龙5井—黄龙8井—黄龙4井区域,沿台地边缘带呈断续条带状或点状分布,七里北地区后排台缘带为次有利区,在区内呈条带状分布。川东北地区长兴组沉积相时空演化规律、有利储层分布预测成果可为下步礁滩储层勘探开发提供地质依据。Abstract: Objective Reef-shoal reservoirs of the Changxing Formation are widely developed in the Kaijiang-Liangping trough, and contain abundant oil and gas resources. Core and seismic data on the eastern side of the trough are limited, and traditional geological qualitative methods have difficulty in accurately dividing and comparing the sequence stratigraphy, and consequently in predicting the locations of high-quality reservoirs. This in-depth study of the high-frequency sequence stratigraphy of the Changxing Formation helps to refine understanding of the distribution of sedimentary facies in the sequence framework and clarify the sedimentary evolution process on the eastern side of the trough. This improves the accuracy of favorable reservoir prediction and also provides a stronger basis for the exploration and development of reef-beach reservoirs. Methods This study was based on field profiles and core, logging and seismic data, together with Integrated Prediction Error Filter Analysis （INPEFA） logging cycle technology, to determine the characteristics of the high-frequency sequence stratigraphy and sedimentary system in the Changxing Formation in eastern Sichuan Basin. Results The Changxing Formation was found to be divided into two third-order sequences and five fourth-order sequences from bottom to top. Carbonate ramp sedimentation was developed in the early stage of the Changxing Formation, and carbonate platform sedimentation in the middle-to-late stage, subdivided into open-platform facies, platform-margin facies and slope-basin facies. The favorable reservoir belt of the Changxing Formation mainly consists of platform-margin reef facies. The Changxing Formation contains crystalline dolomite reservoirs, （residual） granular dolomite reservoirs and reef dolomite reservoirs. These are strongly heterogeneous, and their overall rating is low-porosity, producing medium and low permeability. Conclusions The favorable reservoir zones are distributed in a ‘Y’-shape, mainly concentrated in the areas of Puguang 5-Laojun 1-Qilibei 2-Qilibei 101-Huanglong 5-Huanglong 8-Huanglong 4 distributed in discontinuous strips or dots along the platform margin. The platform margin beach in the back row of Qilibei is a sub-favorable zone occurring in a strip within the study area. The spatial and temporal evolution of the sedimentary facies belt, and the predictability of the locations of favorable reservoirs in the Changxing Formation, provides a geological basis for further exploration and development of reef-shoal reservoirs.
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图 2 川东北地区长兴组三级层序界面特征（剖面位置见图1）
Figure 2. Third⁃order sequence boundary of Changxing Formation in northeastern Sichuan (see Fig.1 for location)
图 3 川东北地区长兴组七里北2井层序和沉积相柱状剖面图
Figure 3. Sequence and sedimentary facies columnar section of well Qilibei 2 in Changxing Formation, northeastern Sichuan Basin
图 4 川东北地区长兴组岩心及镜下照片
Figure 4. Cores and photomicrographs, Changxing Formation, northeastern Sichuan Basin
图 5 过七里北2井—七里北102井川东北地区长兴组地震相特征
Figure 5. Seismic facies characteristics for wells Qilibei2⁃Qilibei102 in Changxing Formation, northeastern Sichuan
图 6 研究区长兴组测井相特征图
Figure 6. Logging facies diagram of Changxing Formation in the study area
图 7 研究区长兴组北西—南东向连井沉积相对比剖面
Figure 7. Northwest⁃southeast sedimentary relative ratio well profile of Changxing Formation in the study area
图 8 研究区长兴组北东—南西向连井沉积相对比剖面
Figure 8. Northeast⁃southwest connected well sedimentary relative ratio profile of the Changxing Formation in the study area
图 9 川东地区长兴组四级层序格架内（ssq1~ssq5）沉积相分布
Figure 9. Sedimentary facies distribution in the fourth⁃order sequence framework (ssq1⁃ssq5) of the Changxing Formation, eastern Sichuan Basin
图 10 川东地区上二叠统长兴组沉积相模式
Figure 10. Sedimentary facies model of the Late Permian Changxing Formation, eastern Sichuan Basin
图 11 川东地区长兴组储层岩石及空间类型
Figure 11. Reservoir rocks and spatial types from the Changxing Formation, eastern Sichuan Basin
图 12 川东北长兴组物性特征图
Figure 12. Physical property diagram of Changxing Formation in northeastern Sichuan Basin
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