曹中宏,刘国勇,张红臣,曲希玉,张满利,师 政

(1.中国地质大学资源学院,湖北武汉430074；2.中国石油冀东油田公司,河北唐山063004；3.中国石油大学地球科学与技术学院,山东青岛266580)

自第一个中上元古界海相碳酸盐岩古潜山高产大油田(任丘潜山油田)发现以后，中国便掀起了寻找古潜山油气藏的热潮，古潜山油气藏探明储量所占的比例也越来越大。古潜山油气藏的储层岩性主要为灰岩和白云岩；储集空间主要为次生孔隙和裂缝的双介质系统[1]，其中埋藏成岩环境的溶蚀作用对碳酸盐岩储层孔隙的形成和增大具有重要意义，可形成高孔渗油气储层[2]，埋藏溶蚀作用的类型包括有机酸溶蚀作用、热液溶蚀作用[3]和CO2、H2S溶蚀作用[4]。目前，对于碳酸盐岩组分的溶解行为的差异性认识尚不清楚，其差异性对于优质储层的形成，特别是潜山内幕优质储层的形成具有至关重要的作用。因此，笔者依据碳酸盐岩与乙酸的溶解动力学原理，模拟埋藏条件下的温压条件，对南堡凹陷下古生界碳酸盐岩样品进行研究。

1 溶解试验

1.1 试验材料

1.1.1 试验样品

研究过程中，选择南堡凹陷及其邻区古生界五个地层的7个典型碳酸盐岩样品进行溶解试验，样品的编号、层位、岩性和化学成分见表1。

表1 试验样品及其矿物成分Table 1 Experimental samples and their mineral composition

试验前，把样品制成不同粒径的粉末样和柱体样。用铁研钵将试验所需样品粉碎成粉末样(250～420 μm)；柱体样长、宽、高分别为1.5、0.6 和 0.6 cm，观测面用石英砂抛光。以上样品超声清洗约30 min后放入烘箱，于90℃下烘烤24 h，封好备用。……