杨林龙，钟强生，张航飞,3，陈东方，杨 力

(1.胜利油田勘探开发研究院，山东 东营 257001；2.四川省地质矿产勘查开发局二零七地质队，四川 乐山 614000；3.张金元劳模创新工作室，四川 乐山 614000)

地热资源属于国家大力探索和发展的新能源，具有巨大的潜在经济效益和社会效益[1-3]。四川省是我国地热资源蕴藏丰富的地区，四川盆地西南区峨眉山、犍为、宜宾等地地热水资源开发利用已久[4-12]，取得明显的社会、经济效益明显。通过分析马边地区地热水资源成矿地质条件、地热场和成因模式等，本区具有良好的地热水成矿地质条件和找矿潜力较大，可支撑服务于该地区地热水资源勘查工作。

1 区域地质背景

马边地区位于四川盆地西南缘，是“川滇南北向构造带”与“四川省盆地新华夏系沉降带”交接地带，大地构造位于上扬子台坳之凉山陷褶束的美姑-金阳陷褶束东部边缘[13](图1)。主要发育南北向构造体系、旋转构造体系。南北向构造体系主要有陈子岩-沙腔背斜、峨边-金阳断层、老河坝断层等，旋转构造体系主要有马边向斜、五指山背斜等。

区内地层区划属扬子地层区之上扬子地层分区的峨嵋地层小区，地层发育较齐全，除泥盆系、石炭系沉积缺失和白垩系以上地层后期剥蚀外，其余各系地层均有出露(图1)。马边向斜的西翼出露二叠系峨眉山玄武岩，均为溢流相熔岩，岩石类型主要有微晶玄武岩、杏仁状玄武岩和斑状玄武岩，未见枕状熔岩，以块状构造为主，局部偶有不太规则的柱状节理构造。

区内地理及沉积环境一直受南北向构造控制，有稳定环境的滨、浅海相沉积，碳酸盐岩和碎屑岩沉积，也有第四系冲积物与残坡积物，由于上述沉积环境差异，导致岩类、岩性和地下水赋存条件不同。根据岩类、岩性和地下水赋存条件的不同，地下水主要类型分为松散岩类孔隙水、碎屑岩类孔隙裂隙水、碳酸盐岩溶水及岩浆岩类裂隙水等四类。区内地下水运动受地质构造、地层岩性、地形地貌及植被发育状况等控制。地下水具有就地补给，就近排泄之特点。部分受断裂构造控制的地下水径流带则运移距离较远，由此含水层补给面积较大，径流畅通的地下水流的露头的流量也较大；对于不同含水岩组或同一含水岩组不同地段，降水补给量多与集水范围大小有关，而集水范围大小主要取决于补给区所处地貌部位和形态，补给区位于谷底远比谷坡有利，缓坡较陡坡有利，分水岭地带最差。

根据区域水文地质调查资料，在马边县雪口山及沙腔一带发现两处低温泉点(图1)。

图1 马边地区水文地质简图(图a据杨豫川等[13]修改)

145号泉点，出露于马边沙腔西马边河北岸坡脚，流量2.76 L/s，水温26.5℃，水中可见小鱼活动。地处老河坝压扭性断裂切割之老河坝背斜末端，直接从寒武系系统龙王庙组微晶白云岩、灰岩溶隙中溢出，系上层岩溶水和深部热水混合后的产物。

126号泉点，出露于马边温水函一带东侧溪沟，位于被峨边-金阳压扭性断裂所切之陈子岩-沙腔背斜的东翼，产于二叠系雷口坡组石灰岩、白云岩中，该泉呈面状出露，流量达23.52 L/s，水温24.4℃。

2 地热水资源的成矿地质条件

2.1 热储层

据乐山市医疗热矿泉水研究有关资料，乐山市市域范围内主要热储层有：三叠系中下统热储层(简称“上热储层”)、二叠系下统热储层(“中热储层”)、震旦系上统热储层(“下热储层”)等(图2)。根据区域地质资料和地热资源调查等研究成果，马边地区可能形成地热水的热储层主要有“上热储层”及“中热储层”，震旦系上统灯影组热储层埋深超过3 000 m，深度太大，难于形成深循环地热水(图3)。

图2 研究区热储层单元结构特征图

图3 研究区地热地质剖面及地热水成因模式示意图(剖面位置见图1)

2.1.1 上热储层

上热储层分为上部雷口坡组(T2l)和下部嘉陵江组(T1j)：

1)雷口坡组(T2l)为浅海潮坪碳酸盐相沉积建造，由一套白云岩、泥质白云岩、石灰岩和石膏盐岩层组成，岩性稳定，变化小。研究区西侧呈近南北向展布，向东倾斜。该组岩性、厚度及岩溶发育特点是：

(1)岩性：上部以泥质白云岩、白云岩为主，多夹层硬石膏(浅部为石膏)局部形成厚度大于100 m石膏矿床(峨眉大为)；中部以石灰岩、泥质石灰岩为主，次为白云岩、泥质白云岩，偶夹薄层石膏，局部(威西盐田)夹岩盐层，厚度9～44 m，分布面积达180 km2，形成大型岩盐矿床；下部以白云岩、泥质白云岩为主，夹多层砂质粘土岩层及薄层石膏；底部2 m左右为凝灰质水云母粘土岩，全区稳定，与下伏嘉陵江组接触。顶部为古侵蚀面，并发育有古岩溶，与上覆三叠系上统小塘子组底部的粘土岩、泥质灰岩互层接触。

(2)厚度及变化：全组厚370～450 m，厚度最大地段位于马边河西侧，向东西两侧厚度渐变薄。乐山地区在峨眉山-沙湾-黄丹一带厚度最小，356～425 m。

(3)岩溶裂隙发育程度：中上部地层岩溶发育，地表多见溶蚀洼地、漏斗、落水洞、溶洞、暗河及岩溶大泉，据峨眉山荷3、荷5井揭露，在埋深2 000 m左右仍发育岩溶裂隙，并形成热矿泉水。下部地层由于含泥质及粘土，岩溶相对不发育，石膏层部位地表多形成膏盐角砾岩负地形。本组顶部普遍夹古岩溶角砾岩和石膏化次生灰岩及后期填充砂泥质物。

2)热储层主要为嘉陵江组(T1j)的上部浅海潮坪碳酸盐相沉积建造，由泥质白云岩、白云岩、白云质灰岩及石膏岩层组成，分上下两个岩性段，岩性及厚度较稳定。该层地表出露位置与雷口坡组大致相同，向东倾斜。地层岩性、厚度及岩溶发育特点是：

(1)岩性：上段上部为薄至中厚层状白云岩夹石膏多层，下部为夹泥质条带状白云岩；下段以泥质石灰岩、生物碎屑石灰岩为主，夹白云岩及泥质白云质灰岩。该组岩性较稳定。

(2)地层厚度及变化：根据区域资料显示，地层厚度141～213 m，具西薄东厚变化特点。上段厚度较下段厚度变化大，上、下段厚度变化有相互消长特点。

(3)岩溶裂隙发育程度：上段地表多见溶蚀洼地、漏斗及小型溶洞，下段岩溶洞穴、暗河发育(图4)，峨眉山地区多见岩溶大泉、群泉。据深部钻井揭露，下段地层埋深2 000～2 300 m遇岩溶裂隙，并有热矿泉水产出，径流距离最大可达30 km。

图4 研究区嘉陵江组发育的岩溶洞穴(图左)和出露的泥质灰岩(图右)

3)乐山地区内属该热储层的热矿泉水点有：峨眉温泉荷3井、荷5井、梅子湾温泉、泉水温泉、川14井及铁10井。

4)岩石化学组分：据采样分析岩石化学组分统计，雷口坡组和嘉陵江组的石灰岩w(CaO)49.98%～52.57%、w(MgO)0.87%～2.90%、w(Al2O3)1.50%～2.73%、w(SiO2)1.68%～2.15%、w(K2O+Na2O)0.03%～0.16%；白云岩w(CaO)29.50%～31.27%、w(MgO)17.93%～18.40%、w(Al2O3)1.20%～2.15%、w(SiO2)1.53%～3.92%、w(K2O+Na2O)0.08%～0.19%。

5)上热储层顶底板隔水底层：热储层隔水板顶板为三叠系上统垮洪洞组(T3k)、小塘子组(T3x)及须家河组(T3xj)，总厚度达570～630 m，为一套陆相碎屑岩地层，岩性为薄煤层，粘土岩、砂质粘土岩、粉砂岩及砂岩；底部有薄层状泥灰岩。合适的盖层厚度，是控制地下水循环深度，形成热矿泉水的重要条件之一。上热储层隔水底板为三叠系下统嘉陵江组下部碎屑岩地层及飞仙关组碎屑岩，厚度>250 m，岩性多为粘土岩、砂质粘土岩和砂岩。

6)上储热层在马边向斜核部埋深1 500～2 100 m左右。

2.1.2 中热储层

中储热地层为二叠系下统，包括上部茅口组(P1m)及下部栖霞组(P1q)，为一套浅海相碳酸盐岩沉积建造，由生物碎屑石灰岩、石灰岩及泥质石灰岩夹燧石结合、条带及泥质带组成。岩性及厚度变化特点是：

1)岩性：上部茅口组为灰、深灰，局部为灰黑色中至厚层状生物碎屑灰岩、灰岩夹泥灰岩及微晶灰岩，普遍含燧石结核、条带及泥质条带，底部含泥较重，夹“眼球状灰岩”，腕足、珊瑚、苔藓虫化石丰富，岩性稳定。下部栖霞组为中至厚层状生物碎屑灰岩、灰岩组成，蜓科、腕足、珊瑚、苔藓虫化石丰富，与茅口组不同点主要是不含燧石结核、条带及泥质含量少。

2)厚度及变化：乐山地区峨眉山、沙湾、龙池一带地表地层厚402～418 m，平均408 m。分组厚度变化较大，茅口组厚约224～330 m，栖霞组厚约80～195 m，两组厚度成相互消长关系。马边地区出露的地层多为茅口组。

3)岩溶发育程度：岩溶裂隙发育，尤以顶部、上部和中部发育，地表多见大型溶蚀洼地、落水洞、溶洞、暗河及大泉。在其顶部发育有串珠状古岩溶洞穴层。据深井钻井资料统计埋深2 100 m(窝深1井)～2 840 m(孝姑井)均发生井漏及涌水，说明该组顶部及中上部岩溶裂隙特别发育，是赋存地下热矿泉水的主要层位之一。乐山地区内属该热储层的热矿泉水点有：峨眉氡水温泉和犍为孝姑井。

4)岩石化学组分：茅口组及栖霞组石灰岩化学组分，w(CaO)52.43%～54.83%、w(MgO)0.51%～0.90%、w(Al2O3)0.09%～0.12%%、w(SiO2)1%左右、w(K2O+Na2O)0.08%～0.13%。

5)中热储层顶底板隔水地层：中储层顶板隔水层为二叠系上统峨眉山玄武岩组(P2β)及宣威组(P2x)劣煤、铝土质粘土岩、砂质粘土岩，厚度大629～407 m。底板隔水层为志留系下统罗惹坪组或奥陶系下统红石崖组(O1h)砂岩、粉砂岩，厚度大于350 m。

6)中储热层在马边向斜核部埋深2 900～3 400 m左右。

2.2 地热场及成水模式

2.2.1 地热场

马边地区属地压型地热场，地热场分布受区域地质构造、潜伏断层及隆起、新构造活动及地下水循环速度等因素影响。根据大量油气钻井资料综合分析研究，四川盆地地热场总的趋势是，地温由北东向西南逐渐增高，盆地北部、北西部及东北部地温偏低，中部及西南部地温稍高，马边地区位于盆地西南部，属地温偏高区[14-19]。地温梯度在平面上与地温高低起伏相一致。四川盆地地温梯度由东北、北向西南逐渐增高，盆地北部广元一带最低，<1.5℃/100m，南充以北及广安、泸州以东<2.5℃/100m。从上述两线向西南，包括乐山地区，一般为2.5～3.0℃/100m，其中峨眉地区2.6～2.8℃/100m，犍为一带>3.0℃/100m，马边地区一带2.5～3.0℃/100m(图5)。

图5 四川盆地不同深度地温分布和地温梯度图

区内构造较简单，三叠系中下统上热层储白云岩地温较低，而二叠系下统中热储层石灰岩地温相对较高。地层岩性及地下水对地温场、地温梯度的影响：

1)地温场：在相同条件下，三叠系中下统热储层比二叠下统热储层温度低。

2)地温梯度：总的情况是随深度增加，地温梯度有减小的趋势，同受岩石物理性质影响，深部石灰岩及主岩、砂岩梯度较高，而膏盐岩层的梯度稍低。

3)地下水活动：地下水下渗，降低了深部岩石的温度，渗透条件越好，岩石温降越大，这些地段带形成低温带。如七里坪一带由于断层裂隙发育，岩石渗透性好，地温相对较低。

2.2.2 成水模式

马边地区位于盆地边缘沉降带，区内地热水属“地下水深循环热交换，水热对流型地热水系统”[20-22]。热储层主要为该区的二大碳酸盐岩，常呈上下叠置关系，之间有碎屑岩相隔。热储地层在边外缘地区裸露，向盆地内部埋深逐渐加大，呈半封闭型，热水主要在碳酸盐岩露头处接受大气降水或沟谷河水等地表水补给后，沿岩层(尤其是碳酸岩)层向裂隙、构造裂隙、岩溶裂隙及古溶蚀通道，由上而下，向深部径流，向深部运移，经马边地区较高的地温梯度加热增温，在一定深度汇集成超过 90℃的中温地热水。补给区与热水储层埋藏深度间的相对高差形成巨大静水压力，地下水顺层向盆地内径流，随着深度的加深，运移变得缓慢，在靠近盆地内部有深部沉积水的混入作用。

马边地区热储层地下水径流距离预测可达5～10 km，上储热层径流深度约2 000 m。中热储层顶部古溶蚀较发育，加之由后溶蚀裂隙，形成了地下水运动的良好通道，使其深循环条件较好，预测径流深度约2 500～3 000 m。在人工钻井揭露之后可形成完整的补、径、排系统，水量、水温及水化学成分一般较稳定，周边区域宜宾翠屏山温泉、犍为孝姑温泉、周公山温泉等均属于此类。

3 地热水资源有利区预测

民建镇地热水资源有利勘查区位于马边向斜核部(图1)，储水构造为马边向斜，区内热储层为主要三叠系中下统上热储层和二叠系下统中热储层。上热储层露头补给区在马边向斜两翼，西翼的水碾坝露头区至向斜核部约3～5 km，补给区面积约30 km2，补给条件好(图3)。东翼上热储层露头区距离勘查区约10 km，相对较远，补给条件不及向斜西翼。除大气降水补给外，马边河水及其支流河水也是重要补给来源。勘查区附近无现成的地热井，根据上述的地热勘查资料及地热水成因模式，推测勘查区地热水补、径、藏条件好，该区具有较好储水构造和热储条件。参考乐山其他地区已有钻井资料推算，民建镇一带地温梯度>80℃/2500m。预测民建镇勘查区三叠系中下统上热储层顶界埋深1 500 m左右，通过深井钻探有望在井深约2 000 m处嘉陵江组碳酸盐岩中找到高温地热水，预测上储热层单井自溢水量可达250～500 m3/d，水温40℃～90℃。据犍为孝姑井及新民川14井的地热水水化学类型，预测该区水质属Cl-Na型，可溶性总固体5 g/L左右，硫化氢、锶、偏硅酸等指标可达理疗热矿水命名标准。该区地温梯度规则2.5～3.0℃/100m，井口水温可达20℃～50℃。

4 结语

根据区内地下热水的成矿地质条件及成水模式，马边向斜轴部是深循环地下热水的可能富集部位，预测马边县民建镇是地热水资源有利的勘查区，主要由三叠系中下统上热储层岩溶水在封闭的深埋状态下以横向顺层运移方式为主，经超过2 000 m的深循环形成地下热水，可以通过人工钻井的方式进行开采，有望在井深2 000 m附近嘉陵江组上部的碳酸盐岩中找到高温地热水。