四川盆地北部中二叠统茅口组碳酸盐岩溶蚀模拟实验与岩溶层组特征

张庆玉，季少聪，曾 韬，夏文谦，巴俊杰，董红琪，梁 彬

1.中国地质科学院 岩溶地质研究所/自然资源部广西岩溶动力学重点实验室，广西 桂林 541004；2.联合国教科文组织国际岩溶研究中心/岩溶动力系统与全球变化国际联合研究中心，广西 桂林 541004；3.中国石化 勘探分公司，成都 610041

基于沉积环境的变迁和成岩后生变化的差异，一个地区的碳酸盐岩在横向上和纵向上的岩性变化都极为复杂。为便于对区域性的岩溶发育作出评价，前人把岩溶区岩石进行岩溶层组类型划分[1-2]。岩溶层组不同于年代地层和生物地层，也不同于一般的岩石地层单位，它着重考虑碳酸盐岩岩层的厚度比例、连续厚度及其组合形式，以反映碳酸盐岩岩溶发育强度和储、渗特征为目的[3-4]。

近年来，川北地区中二叠统茅口组相继获得高产工业气流，表明该区茅口组同样具有勘探潜力[5-7]。钻探证实川北地区茅口组内部存在多期暴露岩溶特征，储集空间以裂缝—孔洞型为主，岩溶缝洞型储层是该区重要储层类型之一[8-10]。前人[11-12]在川北地区茅口组层序地层划分、岩相古地理、岩溶古地貌等方面开展了一定的研究，对优质储层的分布进行了预测，但对岩溶层组类型划分及其与储层发育关系的研究尚有待开展。

本文基于野外剖面调查、钻井岩心观察及薄片鉴定、主微量元素等测试结果，根据川北地区茅口组不同层段的矿物组成、化学成分及岩石组合特征，利用溶蚀模拟实验，分析了不同矿物成分、岩石结构的碳酸盐岩溶蚀发育程度及影响因素；对茅口组碳酸盐岩进行岩溶层组类型划分，结合野外及钻井资料，探讨不同岩溶层组类型与储层发育的关系，为川北地区茅口组储层成因及预测提供支撑。

1 地质背景

研究区位于广元市青川县、剑阁县、旺苍县等，构造位置属于上扬子板块西北缘(图1a)。茅口组沉积早期，受海侵作用影响，川北地区水体相对较深，沉积岩性以泥质灰岩、生屑泥晶灰岩为主，泥质含量较高，常见“眼皮眼球状”构造；茅口组沉积中晚期，随海平面的下降，川北地区水体变浅，主要沉积了一套泥晶生屑灰岩、亮晶生屑灰岩，生物含量高[13]。中二叠世晚期，东吴运动导致四川盆地差异抬升，海水大范围退去，使得茅口组整体遭受长达1～3 Ma的暴露剥蚀过程，部分地区茅口组四段缺失[14]。川北地区茅口组可划分为3个长期旋回，分别对应茅一段、茅二段和茅三段[15](图1b)。

2 岩石类型及组合特征

本文对研究区茅口组野外剖面、钻井岩心系统采样80个，分别进行薄片鉴定和主微量元素测试，根据测试结果，对茅一段、茅二段和茅三段岩性特征进行总结。

茅一段岩性以泥质灰岩、生屑泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩为主，常以“眼皮眼球状”构造为主要识别标志(图2a-c)，为一套浅海碳酸盐岩台地相沉积；主量元素分析显示酸不溶物(等于SiO2、Al2O3、Fe2O3百分含量之和，近似为泥质含量)含量较高，介于0.09%～38.72%，平均值为4.52%，而CaO含量介于28.70%～54.26%，平均值为51.20%，MgO含量介于0.66%～4.40%，平均值为1.56%(图3，表1)。茅二段在台地/台缘相区主要发育泥晶生屑灰岩、亮晶生屑灰岩及少量生屑泥晶灰岩，斜坡相区以生屑泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩为主(图2d-f)；主量元素分析显示酸不溶物含量较低，介于0.11%～7.15%，平均值为1.45%，而CaO、MgO含量高，其中CaO含量介于41.93%～55.52%，平均值为53.33%，MgO含量介于0.28%～8.52%，平均值为1.18%。茅三段在台地或台缘相区主要发育泥晶生屑灰岩、亮晶生屑灰岩，斜坡或陆棚相区厚度较薄，以硅质泥岩、碳质泥岩为主[12](图2g-i)；主量元素分析显示酸不溶物含量较低，介于0.01%～9.43%，平均值为0.45%，而CaO含量介于46.91%～56.32%，平均值为55.29%，MgO含量介于0.16%～0.67%，平均值为0.26%。

3 溶蚀模拟实验

通过比较高温高压条件下研究区不同岩性碳酸盐岩样品的溶蚀速率和微观溶蚀特征，分析成分、结构对碳酸盐岩溶蚀能力的影响，进而为岩溶层组划分提供实验依据。

3.1 实验样品

实验选取川北地区茅口组野外剖面和钻井岩心22个样品，其中野外剖面栖霞组1个样品、吴家坪组2个样品、茅口组9个样品，钻井岩心茅口组9个样品、吴家坪组1个样品。每个样品磨制成多个直径2.5 cm、厚度0.3 cm的溶蚀试片。

3.2 实验方案

为探讨川北地区茅口组不同岩性碳酸盐岩在埋藏条件下的溶蚀差异，开展了高温高压条件下溶蚀模拟实验。模拟实验的温度和压力选择尽可能与研究区地层所经历的埋藏史和温压场相符[16-17]。图4为川北地区普光2井热演化及生烃史图[18]，晚古生代至三叠纪地温梯度为30 ℃/km，古地表温度取20 ℃。因此，选择0.5，1，1.5，2，2.5，3 km深度所对应的温度、压力作为实验温度、压力，温度分别为35，50，65，80，95，110 ℃，压力为静水压力，分别为5，10，15，20，25，30 MPa。实验溶液为CO2水溶液，分压2 MPa。

本次实验采用中国地质科学院岩溶地质研究所自主设计的高温高压溶解动力学模拟实验装置，由反应系统、控温系统和控压系统3个部分组成，可满足模拟不同温度、压力、水化学特征及开放、封闭2种环境下的碳酸盐岩溶蚀机理实验要求。

3.3 实验流程

(1)样品制备：将每个样品磨制成多个直径2.5 cm、厚度0.3 cm的溶蚀试片，每一个溶蚀试片上打一小孔。

(2)表面积测量：用游标卡尺分别测量每个溶蚀试片不同位置的直径、厚度，以及溶蚀试片中小孔的直径，并求取平均值，进而计算溶蚀试片的表面积。

(3)质量称量：用超纯水清洗溶蚀试片，并在恒温干燥箱中烘干2 h，设定温度为105 ℃；干燥完毕后，将溶蚀试片在干燥皿中进行冷却，再用分析天平称量每个溶蚀试片的质量。

(4)表面形貌、微观结构观察：用相机分别对每个溶蚀试片进行拍照；用偏光显微镜、扫描电镜观察每个溶蚀试片的微观特征，包括成分、结构、孔隙及裂隙发育情况等。

(5)反应液离子浓度：在实验室检测反应液的Ca2+、Mg2+等离子浓度。

(6)溶蚀模拟实验：将溶蚀试片固定在样品架上，并放置在反应釜中，加入反应液。将反应压力、温度分别调至实验所需压力、温度，并保持该压力、温度条件24 h。

(7)实验结果分析：每组实验结束后，重复步骤(2)、(3)、(4)、(5)，记录实验后溶蚀试片的表面积、质量、表面形貌和微观特征，进而计算溶蚀速率，观察溶蚀试片表面形貌和微观结构变化特征。

3.4 实验结果与讨论

3.4.1 溶蚀速率特征

根据测量结果，计算溶蚀试片的表面积，计算公式如下：

根据溶蚀试片质量称量结果及表面积计算结果，计算溶蚀试片单位面积的溶蚀速率，计算公式如下：

v=(m1-m2)/(S·t)

式中：S为表面积，cm2；R1为直径，cm；R2为小孔直径，cm；h为厚度，cm；v为溶蚀速率，g/(cm2·h)；m1为实验前质量，g；m2为实验后质量，g；t为实验时间，h。R1、R2、h、m1、m2可以通过测量得到，t=24 h。

根据以上公式计算的溶蚀速率结果(表2)，制作了不同岩性样品溶蚀速率随温度、压力变化曲线(图5a)。

本次溶蚀实验结果具有如下特征：

(1)当温度、压力条件相同时，不同岩性样品溶蚀速率明显不同，具体表现为：茅二段生屑灰岩>茅一段泥晶灰岩>栖霞组白云岩>吴家坪组泥质灰岩。

(2)除茅二段生屑灰岩在65 ℃、15 MPa外，不同岩性样品随着温度、压力的增高均具有相似的变化规律，即随着温度、压力增高，溶蚀速率逐渐增加，最终趋于稳定。

根据测试结果，分别统计实验前及每一组实验后反应溶液的Ca2+、Mg2+及Ca2++Mg2+浓度，并计算每一组实验后反应溶液的Ca2+、Mg2+浓度增加量(表2)，以及随温度、压力变化曲线(图5b)。

结果表明，当温度、压力相同时，不同岩性样品实验后反应溶液的Ca2+、Mg2+浓度增加量明显不同，具体表现为：茅二段生屑灰岩>茅一段泥晶灰岩>栖霞组白云岩>吴家坪组泥质灰岩；反应溶液的Ca2+、Mg2+浓度增加量随温度、压力增加总体呈上升趋势，并最终趋于稳定。这一结果与样品溶蚀速率随温度、压力变化规律一致。

3.4.2 溶蚀形态特征

使用扫描电镜观察实验前后溶蚀试片的表面形貌和孔隙特征(图6)。结果表明，在相同实验条件下，不同岩性样品溶蚀程度存在明显差异。茅二段生屑灰岩溶蚀程度最高，镜下可见溶蚀孔隙明显增多，大部分为方解石晶内溶孔，局部溶孔相互连通呈蜂窝状；茅一段泥晶灰岩溶蚀程度次之，以方解石晶间孔隙溶蚀扩展为主，方解石晶内溶孔较少；吴家坪组泥质灰岩溶蚀程度最低，溶蚀作用弱，仅在局部可见少量溶蚀现象。

3.4.3 岩性对溶蚀能力影响

样品溶蚀速率计算结果和主量元素测试结果如表3所示，通过比较溶蚀速率和CaO+MgO、SiO2含量之间的相关性，分析不同岩石化学成分对溶蚀速率的影响。结果表明，溶蚀速率和CaO+MgO含量成正比，和SiO2含量成反比(图7)。因此，碳酸盐岩溶蚀速率与岩石可溶性成分(CaO+MgO)正相关，与不溶性成分(SiO2等)负相关；可溶性成分越高，溶蚀能力越强。

4 岩溶层组特征及储层意义

4.1 岩溶层组类型划分

不同岩性碳酸盐岩的组合类型是岩溶作用类型的基础。根据不同成分(灰岩、白云岩和不纯碳酸盐岩)和结构类型岩石的组合特征、厚度比例及岩层连续厚度等统计，岩溶层组类型采用三级划分法[3]，以组为单位统计划分岩溶层组“类”，以段为单位划分岩溶层组“型”，以岩性段为单位划分岩溶层组“亚型”。

整体上，川北地区茅口组为一套中厚—厚层状生屑泥晶灰岩、泥晶灰岩、瘤状灰岩及硅质灰岩(含燧石)，局部夹薄层泥质灰岩或钙质泥岩、碳质泥岩，不同区域、不同岩性段之间岩性变化较大。根据研究区生屑灰岩、砂屑灰岩、泥晶灰岩和泥质灰岩等的厚度比例及其组合形式，茅口组岩溶层组类型可划分为2类3型9亚型(表4)。

4.2 岩溶层组类型与岩溶储层发育关系

溶蚀实验结果表明，碳酸盐矿物类型、化学成分等是影响岩溶作用的主要因素。碳酸盐岩中SiO2、Al2O3、Fe2O3等酸不溶物的存在，会造成岩溶发育程度的减弱。以此为依据，同时结合上节对各地层主要岩石类型的可溶性分析，对研究区茅口组岩溶层组类型岩溶化程度进行划分(图8)：强岩溶化层组为灰岩连续型生屑泥晶灰岩亚型、亮晶砂屑灰岩亚型，层位为茅三段、茅二段，岩溶以溶蚀孔洞、溶蚀裂缝为主，局部缝洞相连构成具规模的缝洞系统；中等—强岩溶化层组为灰岩连续型泥晶灰岩亚型、白云质灰岩亚型，层位为茅三段、茅二段，主要发育中小型溶蚀孔洞、溶蚀裂缝；弱—中等岩溶化层组为灰岩夹层或互层型灰岩夹泥质灰岩(泥质灰岩夹灰岩)亚型，层位为茅一段、茅二段，岩溶发育较弱，偶见孤立的溶蚀孔洞、溶蚀裂缝发育；弱岩溶化层组为灰岩连续型泥质灰岩亚型、灰岩夹层或互层型灰岩夹硅质灰岩(含燧石)亚型、灰岩夹碎屑岩型灰岩夹钙质泥岩亚型和灰岩夹碳质泥岩亚型，层位为茅一段、茅二段，岩溶基本不发育，偶见小型溶蚀孔洞、溶蚀裂缝。

以川北旺苍县双汇镇斑竹村王家沟剖面为例，茅二段为强岩溶化层组，以灰岩连续型生屑泥晶灰岩亚型、泥晶灰岩亚型为主，发育大量生物溶蚀孔或者生物成因次生溶蚀孔洞，是一套优质岩溶储层；茅一段中上部、中下部为中等岩溶化层组，以灰岩连续型泥晶灰岩亚型、生屑泥晶灰岩亚型为主，溶蚀裂缝、小型溶孔较发育；茅一段顶部、中部及底部为弱岩溶化层组，以灰岩连续型泥质灰岩亚型、灰岩夹碎屑岩型灰岩夹钙质泥岩亚型为主，岩溶基本不发育(图8)。

5 结论

(1)川北地区茅口组不同层段的矿物组成、化学成分存在差异，茅一段岩性以泥质灰岩、生屑泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩为主，酸不溶物含量较高；茅二段、茅三段岩性以泥晶生屑灰岩、亮晶生屑灰岩为主，酸不溶物含量较低。

(2)溶蚀模拟实验结果表明，碳酸盐矿物类型、化学成分等是影响岩石可溶性的主要因素，样品溶蚀速率、溶液离子浓度及微观溶蚀变化特征均表现为生屑灰岩>泥晶灰岩>白云岩>泥质灰岩。

(3)川北地区茅口组岩溶层组类型可划分为2类3型9亚型，不同岩溶层组类型岩溶作用条件、岩溶化程度不同，缝洞型岩溶储层发育规模也存在差异。