基于埋藏溶蚀模拟实验的白云岩储层孔隙效应研究——以塔里木盆地下寒武统肖尔布拉克组为例

郑剑锋，沈安江，黄理力，陈永权，佘 敏

(1.中国石油集团 碳酸盐岩储层重点实验室，杭州 310023； 2.中国石油 杭州地质研究院，杭州 310023；3.中国石油 塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000)

基于埋藏溶蚀模拟实验的白云岩储层孔隙效应研究
——以塔里木盆地下寒武统肖尔布拉克组为例

郑剑锋1,2，沈安江1,2，黄理力1,2，陈永权3，佘 敏1,2

(1.中国石油集团 碳酸盐岩储层重点实验室，杭州 310023； 2.中国石油 杭州地质研究院，杭州 310023；3.中国石油 塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000)

埋藏溶蚀作用是白云岩储层发育的控制因素之一，但其对储层的孔隙效应不清，从而制约埋藏溶蚀型白云岩储层的评价与勘探。以塔里木盆地下寒武统肖尔布拉克组白云岩为例，优选藻砂屑白云岩、叠层石白云岩和凝块石白云岩3种最常见的岩相为样品，用0.2%的乙酸溶液代表埋藏环境中的有机酸，开展高温高压条件下、开放连续流动体系中的储层溶蚀模拟实验。实验结果显示，不同温压条件、不同岩相特征样品的孔隙度都有所增大，但渗透率呈指数级增大；藻砂屑白云岩的储集空间类型从孔隙型演变为孔隙—孔洞型，叠层石白云岩和凝块石白云岩的储集空间类型从孔隙型演变为溶孔—溶缝型。由此说明在埋藏环境中，有机酸对白云岩具有较强的溶蚀性，白云岩储层的初始孔隙结构控制着最终储集空间类型；埋藏溶蚀作用从开始相对均匀溶蚀逐渐转变为非均匀溶蚀，导致溶孔、溶缝非均质发育，局部孔隙间连通性变好。因此埋藏溶蚀作用对改善白云岩储层渗透率的贡献更大。

埋藏溶蚀；模拟实验；孔隙效应；白云岩储层；肖尔布拉克组；塔里木盆地

目前对于白云岩储层的成因，主要认为沉积相、层序界面和埋藏(热液)溶蚀作用是储层发育的主控因素[1-9]。其中优势相带控制基质孔规模发育，层序界面控制暴露面之下洞穴、溶孔和溶缝规模发育的机理明确。对于埋藏(热液)溶蚀作用，勘探证实埋藏过程中形成的次生溶蚀孔洞是白云岩储层的重要储集空间[10-12]。地质研究者认为有机酸、H2S 和深部热液等地质流体能在高温高压的埋藏环境中溶蚀白云岩，从而形成了这些次生溶蚀孔洞[13-15]。但埋藏(热液)溶蚀作用能多大程度地改造白云岩储层，以及对不同岩相、不同原始孔隙结构的白云岩是否具有不同的孔隙效应等问题仍然不明确，因此有必要通过埋藏溶蚀模拟实验来研究埋藏溶蚀作用对白云岩储层的孔隙效应。

目前关于白云岩溶蚀模拟实验的报道主要以近地表条件下溶蚀模拟为主[16-19]，而对于埋藏环境下的白云岩溶蚀模拟实验研究则较少。佘敏等通过对比高温高压下白云岩和灰岩的溶蚀速率，认为溶蚀速率随埋藏深度的增加而增大，白云岩的溶蚀速率逐渐与灰岩趋于一致[20]；并通过对四川盆地的亮晶含灰鲕粒白云岩、亮晶鲕粒白云岩和粉细晶白云岩进行高温高压溶蚀模拟实验，认为随埋藏深度的增加，有机酸对白云岩的溶蚀能力降低，溶蚀作用使白云岩的孔隙度增加了5%，渗透率增加了近300%[21]。

塔里木盆地下古生界广泛发育白云岩，但勘探一直没有取得突破，其中储层成因问题是重要的制约因素之一[22-23]。下寒武统肖尔布拉克组白云岩储层是当前塔里木盆地盐下领域的勘探重点[24-25]。本文以塔里木盆地巴楚地区舒探1井和柯坪地区苏盖特布拉克剖面的肖尔布拉克组白云岩为例，开展高温高压储层溶蚀模拟实验，研究深埋藏环境中有机酸溶蚀作用对白云岩储层的孔隙效应，以期为白云岩储层成因的认识提供实验参考依据。

1 样品及实验方法

1.1实验样品

实验样品的选择一般需满足2个条件：一是要有代表性；二是样品的渗透率必须要达到0.1×10-3μm2以上(流体能通过样品的内部)。塔里木盆地下寒武统肖尔布拉克组主要的储集岩类型为与藻(微生物)有关的藻砂屑、叠层石和凝块岩白云岩[26-27]，研究优选巴楚地区舒探1井肖尔布拉克组粒间孔发育的藻砂屑白云岩、格架孔发育的叠层石白云岩和柯坪地区苏盖特布拉克剖面粒间溶孔发育的凝块石白云岩为溶蚀模拟实验对象，用岩心取样机分别钻取25 mm×30 mm的柱塞样，同时制作铸体薄片进行显微分析(图1)。由于部分孔隙中含有沥青，因此柱塞样品首先用苯和酒精3∶1的混合溶剂进行14d的洗油，然后进行孔渗测定：藻砂屑白云岩的孔隙度和渗透率分别为9.61%和3.50×10-3μm2，叠层石白云岩的孔隙度和渗透率为7.31%和2.35×10-3μm2，凝块石白云岩的孔隙度和渗透率为5.78%和0.11×10-3μm2，3个样品都满足实验对渗透率的要求。此外，在把样品装入实验装置的反应釜前，用去离子水对其进行超声清洗，然后在105 ℃的烘箱内干燥12 h。

图1 塔里木盆地下寒武统

1.2实验设备

白云岩溶蚀模拟实验及实验前后储层的表征都在杭州地质研究院的中国石油天然气集团公司碳酸盐岩储层重点实验室完成。样品物性测试的仪器为FYKS-3型覆压气体孔渗联合测试仪，测试环境为大气压101.1 kPa，温度25 ℃，湿度60%RH。样品三维表征的仪器为德国产的定制化工业CT装置VtomeX，25 mm样品的扫描分辨率达到7.55 μm。溶蚀模拟实验采用杭州地质研究院自主设计的高温高压溶蚀动力学模拟装置，可模拟流体连续流动状态，最高理论工作温度和压力分别为400 ℃和100MPa。测定实验反应生成液中Ca2+和Mg2+浓度的仪器为Leeman Prodigy全谱直读光谱仪。

表1 塔里木盆地下寒武统肖尔布拉克组储层溶蚀模拟实验条件

1.3实验方法

近年来人们对深部含烃储层进行了深入的研究，发现埋藏溶蚀作用常与有机质热演化过程中伴生的有机酸溶蚀碳酸盐矿物有关[28-29]，因此本次实验主要研究埋藏环境中有机酸溶蚀作用对白云岩储层的溶蚀孔隙效应。一般油田水所含有机酸以乙酸为主，塔里木盆地油田水中乙酸含量多占总酸的60%～90%[30]，故采用乙酸进行模拟实验。通常高有机酸含量油田水的pH值为3.8～6[30]。为了加快反应速度，减少反应时间，实验用纯乙酸试剂和去离子水配制成质量浓度为0.2%、pH值为3.6的较强酸性的乙酸溶液。针对3个不同孔隙结构的实验样品，设计了3种开放—连续流动体系下的实验方案(表1)：①粒间孔发育的藻砂屑白云岩在变温度、压力和恒定流速下的溶蚀模拟，测量特定温度、压力下溶蚀量的变化，来确定不同温压下的孔隙效应；②格架孔发育的叠层石白云岩在恒定温度、压力和恒定流速下的溶蚀模拟，实时监测反应过程中渗透率的变化及不同时间点溶蚀量的变化，来确定孔隙演化过程；③粒间溶孔发育的凝块石白云岩在恒定温度、压力和恒定流速下的溶蚀模拟，测量不同时间点溶蚀量的变化，来确定孔隙演化过程。整个埋藏溶蚀实验方案设计如图2所示。

对于实验①，首先在室温、常压、1 mL/min流速的条件下，利用反应溶液对白云岩样品进行30min的预处理，然后将温度和压力按低到高的顺序升至设定值(50 ℃和 10 MPa，70 ℃和20 MPa，90 ℃和30 MPa，110 ℃和40 MPa，130 ℃和50 MPa)。当温度和压力达到每一个设定值时，进行1.5 h的溶蚀反应(反应体系达到稳定状态)，采集反应生成液2份，体积各6 mL，最后用全谱直读光谱仪分析生成液中Ca2+和Mg2+的浓度(指示白云岩的溶蚀量)。对于实验②，根据佘敏等[21]实验研究认为，在不发生异常压力的埋藏环境下，造成有机酸对白云岩溶蚀差异的主要因素是温度，压力影响相对有限，因此采用恒定温度为100 ℃，恒定压力为10 MPa。该温压条件可以代表埋藏环境，流体的流速与实验①一样为1 mL/min。当温度和压力达到设定值，反应体系达到稳定态后，计算机会自动每10 s进行一次渗透率值测定，并且每隔1 h采集一次反应生成液，整个反应时间预设为7 h。对于实验③，采用恒定温度为80 ℃，恒定压力为10 MPa，流体流速为1 mL/min，每隔1 h采集一次反应生成液，整个反应时间预设为7 h。

图2 白云岩溶蚀模拟实验方案示意

为了更好地从定性和定量2个方面表征白云岩溶蚀模拟实验前后的孔隙效应，除了进行孔渗测定外，研究还设计了基于工业CT的储层表征，定性分析孔隙在三维空间的变化。

2 实验结果

2.1实验①结果

粒间孔发育的藻砂屑白云岩在开放流动体系下，受到1 mL/min恒定流速、0.2%质量浓度的乙酸溶蚀，在不同温度、压力点所采集到的2份生成液的Ca2+、Mg2+浓度基本一致，说明测量的准确性。据此建立Ca2++Mg2+(溶蚀量)随温度、压力变化的关系图(图3)，从中可以直观地看出，白云岩的溶蚀量在整个变温度、压力溶蚀过程经历2个阶段：①溶蚀量相对稳定阶段，即压力10～30 MPa、温度50～90 ℃阶段，Ca2++Mg2+的浓度稳定在(13～14)×10-3mol/L区间；②溶蚀量逐渐减少阶段，即在压力30～40 MPa、温度90～110 ℃阶段，Ca2++Mg2+的浓度降至9×10-3mol/L左右；在压力40～50 MPa、温度110～130 ℃阶段，Ca2++Mg2+的浓度降至7×10-3mol/L左右。

图3 开放流动体系下藻砂屑白云岩溶蚀实验中Ca2++Mg2+浓度随温度和压力变化0.2%的乙酸，1 mL/min恒定流速

2.2实验②结果

格架孔发育的叠层石白云岩在100 ℃温度、10 MPa压力的开放流动体系下，受到1 mL/min恒定流速、0.2%质量浓度的乙酸溶蚀，根据不同时间点所采集到的生成液中的Ca2+、Mg2+浓度值变化(图4)可以看出，白云岩的溶蚀量是逐渐降低的，整体呈线性关系。根据渗透率实时监测数据图(图5)可以看出，整个恒温压溶蚀过程经历3个阶段：①渗透率缓慢升高阶段，即时间从1 000～4 000 s左右，渗透率从初始的3.50×10-3μm2升至20×10-3μm2附近；②渗透率快速升高阶段，即时间从4 000～8 000 s左右，渗透率从初始的20×10-3μm2升至300×10-3μm2附近；③渗透率急速升高阶段，即时间从8 000～10 000 s左右，渗透率从初始的300×10-3μm2升至测量的极限值(10 000×10-3μm2)。图5中，1000s之前是增温压的预设值阶段，此时反应系统不稳定，故不记录渗透率值。

图4 开放流动体系下叠层石白云岩溶蚀实验中Ca2++Mg2+浓度随时间变化

图5 开放流动体系下叠层石白云岩溶蚀实验中渗透率随时间变化

2.3实验③结果

粒间溶孔发育的凝块石白云岩在80 ℃温度、10 MPa压力的开放流动体系下，受到1 mL/min恒定流速、0.2%质量浓度的乙酸溶蚀，根据不同时间点所采集到的生成液中的Ca2+、Mg2+浓度值变化(图6)可以看出，白云岩的溶蚀量经历相对快速下降和缓慢下降2个阶段，最终逐渐变为稳定。

3 实验结果讨论

通过对比溶蚀前后实验样品的孔隙度和渗透率，可以定量表征有机酸溶蚀作用对白云岩储层物性的改造；通过对比溶蚀前后的CT扫描图像，可以定性表征有机酸溶蚀作用对白云岩储层的孔隙效应。

3.1实验①结果分析

溶蚀前孔隙度为9.61%，渗透率为3.50×10-3μm2；溶蚀后孔隙度为10.73%，渗透率为678×10-3μm2。很明显，埋藏开放体系下，有机酸的溶蚀作用使白云岩储层的孔隙度增大1.12%，而渗透率却呈指数级增大。从溶蚀前后CT扫描图像切片(图7a-c,d-f)可以看出，岩石内部不是所有孔隙发育的地方都具有明显的溶蚀改造特征，而是局部发生较强的溶蚀作用，形成了溶蚀孔洞，并且溶蚀作用强的地方往往是原来孔隙相对大或者密集的部位。对比三维CT孔隙成像图(图7g,h)，根据不同体积大小的孔隙具有不同颜色可以看出，溶蚀作用后大孔隙比例明显增多，原来相对较大的孔隙被溶蚀成了大孔隙，并且相互连通，而多数小孔隙并没有明显变大。

图7 塔里木盆地肖尔布拉克组藻砂屑白云岩储层溶蚀前后CT成像特征

根据上述溶蚀前后物性的定量分析和CT扫描的定性表征，可以分析图3中溶蚀量变化出现2个阶段的原因。溶蚀量稳定阶段：在初始阶段，流体进入岩石样品内部，对所有连通孔隙的表面进行均匀溶蚀，此时乙酸溶液与岩石的接触面积最大，溶蚀量也最大，孔隙体积略有增加，因此这个阶段相对稳定。溶蚀量逐渐减少阶段：随着溶蚀作用的进一步进行，孔隙相对密集发育区域的孔隙相互间会连通，并且逐渐扩大，从而局部形成一些相对较大的溶蚀孔洞；随后这些溶蚀孔洞逐渐演变为优势通道；最终，流体几乎只顺优势通道运移，此时流体与围岩的相对接触面积变小，从而导致了溶蚀量的减少，因此这时为一个非均匀溶蚀阶段。经过高温高压环境下有机酸对粒间孔发育的藻砂屑白云岩的溶蚀作用，储集空间类型从原来相对均质的孔隙型演变为非均质的孔洞型。

3.2实验②结果分析

实验样品溶蚀前孔隙度为7.31%，渗透率为2.35×10-3μm2；溶蚀后孔隙度为9.39%，渗透率为10 100×10-3μm2，说明在埋藏开放体系下，有机酸的溶蚀作用使储层的孔隙度增大2.08%，而渗透率却达到测量的极限值。对比溶蚀前后沿XZ方向上的CT切片(图8a，d)可以看出，岩石内部溶蚀改造总体并不强烈，多数孔隙扩溶程度不高。但对比沿YZ方向的切片(图8b，e)却发现，叠层石白云岩的孔隙顺层发育特征明显，局部经过有机酸溶蚀作用后形成了一条溶缝，而其他部位同样溶蚀改造作用不明显。对比沿XY方向的切片(图8c，f)，只在局部形成一个大的溶蚀孔，该溶蚀孔与YZ方向上的溶缝相对应，是其横截面。对比三维CT孔隙成像图(图8g，h)也可以发现，小孔隙内的溶蚀作用并不强烈，大孔隙增多，并且顺一个连通层位溶缝。

根据上述溶蚀前后物性的定量分析和CT扫描的定性表征，可以分析图5中渗透率变化出现3个阶段的原因。渗透率缓慢升高阶段：在初始阶段，流体进入岩石样品内部，对所有连通孔隙的表面进行均匀溶蚀，此时乙酸流体与岩石表面的接触面积最大，导致白云岩的溶蚀量也最大，孔隙度均匀增大、连通性逐渐提高。渗透率快速升高阶段：该阶段为非均匀溶蚀阶段，由于叠层石白云岩孔隙的发育与岩石结构相关，主要呈水平状顺层发育，随着溶蚀作用的进一步进行，水平方向上局部原来连通性就较好的层会更容易连通，从而形成局部水平状优势通道，流体主体逐渐在优势通道中运移，此时连通性快速提高。渗透率急速升高阶段：随着溶蚀作用持续进行，流体最终几乎只顺优势通道运移，并且进一步溶蚀扩大这些水平通道，最终完全演化为溶缝，此时白云石溶解量最小。经过高温高压环境下有机酸对格架孔发育的叠层石白云岩的溶蚀作用，储集空间类型从原来的孔隙型演变为溶孔—溶缝型。

图8 塔里木盆地肖尔布拉克组

3.3实验③结果分析

实验样品溶蚀前孔隙度为5.78%，渗透率为0.11×10-3μm2；溶蚀后孔隙度为6.45%，渗透率为2 300×10-3μm2。与实验①和②结果相似，在埋藏开放体系下，有机酸的溶蚀作用使储层的孔隙度略有增大，而渗透率却呈指数级增大。从溶蚀前CT扫描图像切片(图9a-c)可以看出，该样品孔隙的大小、分布都相对不均；溶蚀后(图9d-f)具有原始孔径越大、孔隙扩溶作用越强烈的特征。同实验①的样品相似，局部形成了溶蚀孔洞，孔隙大小的非均质性更加强烈。根据三维CT孔隙成像图(图9g，h)可以清晰地看出，溶蚀作用后不仅大孔隙比例有所增多，而且这些部分孔径较大的溶孔相互间连通，在局部区域形成了一条不规则的溶缝。

图9 塔里木盆地肖尔布拉克组凝块石白云岩储层溶蚀前后CT成像特征

根据上述溶蚀前后物性的定量分析和CT扫描的定性表征，可以分析图6中溶蚀量变化出现2个阶段的原因。溶蚀量快速下降阶段：这是由于孔隙大小不均造成的，一开始流体就多数进入较大溶孔中，2 h后乙酸溶液与岩石的接触面积基本到达最小值，这与实验①和②样品孔隙大小、分布相对均质不同，前者导致溶蚀量快速减少，后两者溶蚀量缓慢减少。溶蚀量缓慢减少阶段：溶蚀初期就导致了较大溶孔间相互基本连通，形成了流体运移的优势通道，因此溶蚀后期流体与岩石的相对接触面积变小，从而导致了溶蚀量变化率缓慢变小，最终趋于稳定。经过高温高压环境下有机酸对粒间孔发育的凝块石白云岩的溶蚀作用，储集空间类型从原来溶孔不均匀发育的孔隙型，演变为非均质更加强烈的孔缝型。该实验结果同时也间接反映了该类储层如果在埋藏期受到酸性流体或热液的溶蚀改造，很容易形成高渗透率的优质储层。

综合上述3个白云岩溶蚀模拟实验结果可以说明，在高温高压的埋藏环境中，有机酸对白云岩具有溶蚀性，但随着溶蚀时间的推移，白云岩的溶蚀量呈逐渐下降趋势，总体表现为一个非均匀的溶蚀过程，导致局部形成较大的溶蚀孔洞和溶缝。很明显，不同原始孔隙结构的白云岩储层受到有机酸溶蚀作用会形成不同的储集空间，溶蚀作用对改善白云岩储层的孔隙度的贡献相对较小，但对改善其渗透率贡献非常大。

本实验通过一个小的开放体系来模拟地下大的相对开放的埋藏环境，实验过程中溶蚀产物直接流出了岩石样品，因此实验结果是理想化的。但自然界的物质是平衡的，有溶解作用的发生，必有沉淀作用的发生，地下埋藏环境中的实际情况是白云岩溶蚀产物会随流体的持续运移，被带到流体势能的末端或开放体系的边缘并发生沉淀。因此许多学者认为埋藏(热液)溶蚀作用是一把“双刃剑”，既可以在一个区域改善储层物性，又可以在另一个区域破坏储层[31-32]。作为石油地质工作者，我们更关注的是所发现储层的成因和有效性问题，并通过储层的成因及有效性的认识来预测规模储层。本次实验结果说明有机酸在深埋藏环境中对白云岩具有溶蚀作用，明确了埋藏溶蚀作用对白云岩储层的孔隙效应。

4 结论

(1)在埋藏环境中，有机酸对白云岩具有较强的溶蚀性，但随着溶蚀时间的推移，溶蚀作用从相对均匀溶蚀逐渐转变为非均匀溶蚀，导致白云岩的溶蚀量逐渐降低，溶孔、溶缝非均质发育，局部孔隙间连通性变好。

(2)粒间孔相对均匀发育的藻砂屑白云岩储层、格架孔发育的叠层石白云岩储层和粒间溶孔发育的凝块石白云岩储层，在高温高压条件下受有机酸溶蚀作用，三者的孔隙度都有所增大，但渗透率呈指数级增大，前者的储集空间类型从孔隙型演变为孔隙—孔洞型，后两者的储集空间类型从孔隙型演变为溶孔—溶缝型。埋藏有机酸溶蚀作用对改善白云岩储层渗透率的贡献更大，而白云岩储层的初始孔隙结构控制着最终储集空间类型。

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(编辑徐文明)

Poreeffectofdolomitereservoirsbasedonburialdissolutionsimulation: A case study of the Lower Cambrian Xiaoerbulake Formation in the Tarim Basin

Zheng Jianfeng1,2, Shen Anjiang1,2, Huang Lili1,2, Chen Yongquan3, She Min1,2

(1.CNPCKeyLaboratoryofCarbonateReservoir,Hangzhou,Zhejiang310023,China; 2.PetroChinaHangzhouResearchInstituteofGeology,Hangzhou,Zhejiang310023,China; 3.PetroChinaTarimOilFieldCompany,Korla,Xinjiang841000,China)

Burial dissolution is one of the important factors which control the development of dolomite reservoirs, but its effect on porosity is still not clear, which restricts the evaluation and exploration of burial dissolution dolomite reservoirs. This study took arene dolomites, stromatolite dolomites and thrombolite dolomites of the Lower Cambrian Xiaoerbulake Formation in the Tarim Basin as an example, used 0.2% acetic acid solution instead of organic acids of burial environment, carried out dissolution simulation experiments of dolomite reservoirs in the condition of high temperature and high pressure. The results showed three different samples’ porosity was improved in different temperatures and pressures, but their permeability increased exponentially. The reservoir space of arene dolomites changed from pores to pores and vugs, while the reservoir space of stromatolite dolomites and thrombolite dolomites changed from pores to pores and solution fractures. It implied that organic acid had a strong solubility to dolomites, and the initial pore structure controlled the final reservoir space type. With the dissolution from homogeneous to heterogeneous, the vugs and solution fractures developed heterogeneously, and reservoir connectivity was partly improved. So, burial dissolution is of great importance in reforming the permeability of dolomite reservoirs.

burial dissolution; simulation experiment; porosity effect; dolomite reservoir; Xiaoerbulake Formation; Tarim Basin

1001-6112(2017)05-0716-08

10.11781/sysydz201705716

TE122.21

：A

2017-05-13；

：2017-07-27。

郑剑锋(1977—)，男，硕士，高级工程师，从事碳酸盐岩沉积储层研究。E-mail: zhengjf_hz@petrochina.com.cn。

国家重大科技专项(2016ZX05004002)及中国石油天然气股份有限公司科技部项目(2016B-04)资助。