川东南丁山构造龙马溪组页岩裂缝发育与分布

陆应新，胡望水

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北 武汉 430100)

汤济广，张琼，詹文

熊平　(长江大学工程技术学院，湖北 荆州 434020)

吕恒宇　(中石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北 任丘 062552)



川东南丁山构造龙马溪组页岩裂缝发育与分布

陆应新，胡望水

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北 武汉 430100)

汤济广，张琼，詹文

熊平(长江大学工程技术学院，湖北 荆州 434020)

吕恒宇(中石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北 任丘 062552)

[摘要]受晚燕山期古构造应力场制约，川东南丁山构造发生断裂褶皱变形，使得天然剪性构造裂缝成为控制该区龙马溪组页岩垂向封闭性的主要因素。为此，从制约构造裂缝的直接原因——构造作用出发，对研究区页岩裂缝进行预测。首先厘定该区构造演化时序与变形特征，并对影响裂缝发育的晚燕山期两幕最大主应力进行模拟，在该基础上，依据岩石破裂系数和泥页岩裂纹扩展与演化阶段的划分标准，预测裂缝的发育类型与分布。结果表明，贯通裂纹以及断层主要分布于鼻状构造转折部位，对储层物性起改善作用，萌生和发展阶段裂缝分布于鼻状构造的NE和SW两侧。

[关键词]川东南；丁山构造；龙马溪组；页岩；裂缝类型；构造变形

奥陶纪晚期-早志留世早期，川东南地区发育一套形成于挤压构造背景下的富有机质黑色页岩[1]，为上扬子下组合(震旦系-下古生界)页岩气有利富集区之一[2，3]。但川东南地区下古生界自成气以来经历了加里东期、海西期、印支期和喜马拉雅期等复杂构造运动，断裂、褶皱作用强烈[4，5]，下志留统龙马溪组(S1l)页岩由于韧性剪切破裂形成的构造裂缝极其发育[6]。一方面,裂缝与大断裂相贯通，致使游离气散失，吸附气被置换，对页岩气的保存极为不利[7]；另一方面，裂缝发育可以扩大页岩气有效储渗空间，有助于吸附态天然气的解析，增加游离态天然气含量，改善页岩的渗流能力[8～10]。

图1　川东南地区构造单元划分图

构造应力场是制约复杂构造变动区天然裂缝发育的关键因素[11～16]。笔者基于川东南丁山构造的古构造应力场模拟结果，结合岩石破裂系数和泥页岩裂纹扩展与演化阶段的划分标准，分析裂缝的发育类型与分布特征，建立一种新的页岩气选区评价方法，以推动川东南地区下古生界页岩气勘探。

1区域构造背景

川东南地区北西与川中隆起以华蓥山断裂为界，南东被齐岳山隐伏断裂与湘鄂西-黔东北断褶带分割，北与大巴山弧形构造对冲，南与黔北断褶带相接。从南东到北西形成一系列被断层切割的NE向复背斜和复向斜，相间排列，构成线性-弧形断褶带[16](图1)。丁山构造位于四川盆地东南部川东断褶带，南部跨越川南低缓褶皱带东缘及四川盆地南斜坡带的接合部位，属桑木场大背斜西翼的一个次级断背斜，是受齐岳山断裂控制下的逆冲推覆构造，地表出露三叠系[17，18]。

2构造演化与变形

2.1晚燕山期构造演化

构造年代学证据显示，川东断褶带构造变形主要发生于晚白垩世，即晚燕山期[16]。基于野外构造形迹之间的交切关系，将川东南丁山构造晚燕山期细分为两幕[19]。

图2　川东南丁山构造CC′剖面构造演化图　(剖面位置见图1)

1)晚燕山期Ⅰ幕构造演化受江南隆起沿NW向陆内递进扩展的影响，晚燕山期Ⅰ幕丁山构造表现为冲断-褶皱构造，齐岳山断裂以东发生强烈的逆冲推覆作用，造成中新生界被大量剥蚀，下三叠统暴露地表，而且地层在空间上相互叠置并强烈收缩变形。齐岳山断层与前缘多条分支断层共同多级逆冲，使得地层高程逐步降低，表现为低角度斜坡，其西侧为一级逆冲带，齐岳山断层下盘的丁山构造为二级逆冲带(图2)。

2)晚燕山期Ⅱ幕构造演化晚燕山期Ⅱ幕开始，由于川中隆起、黔中隆起及綦江断裂的联合作用，引发该区SW-NE向的挤压作用，从而形成NW向构造与NE向构造叠加。SW-NE向的构造应力导致地层褶皱弯曲，使得丁山构造北段呈现圆弧形背斜，南端则为箱状背斜(图3)，故斜坡不再表现为单斜构造，而是绕曲斜坡。至此，丁山构造格架定型，即主体走向NE，同时存在NW向鼻状突出的鼻状构造。

图3　川东南丁山构造DD′剖面地震解释图(剖面位置见图1)

图4　川东南丁山构造晚燕山期Ⅰ幕最大主应力强度分布

图5　川东南丁山构造晚燕山期Ⅱ幕最大主应力强度分布

2.2晚燕山期构造变形

丁山构造主体变形受齐岳山断裂NW向逆冲推覆所控制，同时受到NE向的叠加改造，不同构造演化时期构造应力场特征存在一定差异，故构造变形强度和变形方式也略有不同。

2.2.1晚燕山期Ⅰ幕构造变形

丁山构造晚燕山期Ⅰ幕主要为冲断作用，构造变形强烈，伸缩量为-11.679km，伸缩率达-8.33%。该时期最大主应力模拟结果显示，挤压应力高值区主要集中在断层密度较大区域，如研究区东北角、齐岳山断裂附近，最高可达90MPa。其他高值区零星分布在断层端部，沿NE向呈串珠状展布，最高为76MPa。应力强度较低区域主要位于北部、南部和东部，应力集中分布于44～53MPa，相对高值区主要位于鼻状构造转折端和西北角，为58MPa左右。平面上，由北东往南西方向最大主应力强度呈减小-增大-减小的变化趋势，其中西北角的高应力可能与川中隆起的阻挡作用有关(图4)。

2.2.2晚燕山期Ⅱ幕构造变形

晚燕山期Ⅱ幕相较于Ⅰ幕构造变形强度弱，以断裂褶皱作用为主，伸缩量平均为-7.013km，伸缩率为-7.12%。模拟结果表明，挤压应力高值区主要位于丁山构造的东部靠近剥蚀线和转折部位，沿NW向延伸，最高可达66MPa。与晚燕山期Ⅰ幕最大主应力分布特征类似，高值区位于断层密度较大区域，断层两端也有少许分布。应力强度较低区域主要分布在南部，应力范围为38～56MPa。整体上应力大小分布相对均一，高值区位于鼻状构造转折端，向两翼逐渐减小(图5)。

3裂缝发育与页岩气有利富集区

3.1构造裂缝发育

1)岩层破裂系数基于丁山构造晚燕山期两幕构造应力场的最大主应力强度，并结合丁页1井岩心样品的岩石力学性质分析[20](表1)结果。由于目前页岩气的勘探深度不超过4500km[21]，故选取围压为30MPa的试验数据，即采用差应力为56.7MPa的强度极限值，基于该数据，则岩石破坏荷载为86.7MPa。

表1　丁山构造龙马溪组页岩岩石力学性质数据表

图6　丁山构造龙马溪组晚燕山期裂缝发育类型分布图

2)泥页岩裂纹扩展与演化刘俊新等[22]采用高分辨率工业CT实时成像系统对单轴压缩试验条件下的页岩样品进行了扫描，对不同荷载水平的CT扫描图像进行了处理，揭示了泥页岩裂纹扩展与演化。

岩样在单轴荷载作用下，裂纹扩展演化随荷载水平的变化规律具有一致性，可分为4个阶段：第1阶段为荷载水平到达25%以前，为弹性压密阶段；第2阶段为荷载水平在25%～65%之间，属于裂纹萌生阶段；第3阶段为荷载水平在65%～75%之间，对应裂纹发展阶段；第4阶段为荷载水平在75%～100%之间，为裂纹贯通阶段[22]。

3)丁山构造泥页岩裂缝类型丁山构造龙马溪组页岩岩石破坏荷载为86.7MPa，则相应的各阶段对应的应力为0～21.675MPa、21.675～56.355MPa、56.355～65.025MPa、65.025～86.7MPa，从而确立丁山构造2期的裂缝类型与分布，即0～21.675MPa、21.675～56.355MPa应力区间，裂缝不甚发育；56.355～65.025MPa，裂纹发育，但是未贯通，主要起到改善储集性能作用，而不能作为游离气逸散的通道；65.025～86.7MPa，裂缝发育且贯通，并向断层演化，当应力超过强度极限时，断层进一步发育，贯通裂纹以及断层主要分布于鼻状构造转折部位(图6)。

3.2页岩气有利富集区

基于构造应力场与裂缝发育的特征，认为在大于65.025MPa区域里，垂向封闭性能差，而在裂纹发育区域垂向保存条件较好，因此较好的垂向保存区域分布于鼻状构造的NE和SW两侧。

4结论

1)晚燕山期Ⅰ幕，丁山构造表现为冲断作用，构造变形强烈，伸缩量为-11.679km，伸缩率达-8.33%；晚燕山期Ⅱ幕变形强度相对较弱，主要为断裂褶皱作用，伸缩量平均为-7.013km，伸缩率为-7.12%。

2)晚燕山期Ⅰ幕最大主应力高值区主要分布于鼻状构造转折端和研究区东北角；晚燕山期Ⅱ幕应力值普遍较大,位于转折部位，向两翼逐渐减小。

3)区内晚燕山期最大主应力强度区域内，宏观贯通缝及断层发育，主要分布于鼻状构造转折端。而在裂纹发展阶段范围，对储集性能有一定改善，垂向封闭条件较好，位于鼻状构造的NE和SW两侧。

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[编辑]邓磊

Development and Distribution of Shale Fracture in Longmaxi Formation of Dingshan Structure in Southeast Sichuan Basin

Lu Yingxin, Hu Wangshui, Tang Jiguang, Zhang Qiong, Zhan Wen, Xiong Ping, Lyu Hengyu

(FirstAuthor’sAddress：KeyLaboratoryofExplorationTechnologiesforOilandGasResources(YangtzeUniversity),MinistryofEducation,Wuhan430100,Hubei,China)

Abstract:Because of the limitation of paleotectonic stress field, fault-fold deformation was induced in Dinshan Structure of Southeast Sichuan Basin, and the natural shearing tectonic fracture became a major factor that controlled the vertical sealing of shale in Longmaxi Formation. Therefore, in consideration of the direct factor restricting the tectonic fracture, the fractures of shale in the research area were predicted. the tectonic evolution series with the characteristics of structural deformation was determined in this area, and the maximum principal stress in the two episodes of Late Yanshanian which influenced the development of tectonic fractures was simulated.On that basis, according to the rock rupture coefficient and the standard of stage division of crack extension and evolution of muddy shale, the type and distribution of fractures were predicted.The result demonstrates that failure crack and faulted zone are mainly distributed in the hinge zone of the nose structure, initiation and development of cracks which improve the reservoir physical properties are located in the northeast and southwest of the nose structure.

Key words:Southeast Sichuan Basin；Dinshan Structure；Longmaxi Formation；shale；type of fracture；structural deformation

[中图分类号]TE121.2

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2016)8-0006-05

[作者简介]陆应新(1989-)，男，硕士生，现主要从事石油构造分析方面的学习与研究；通信作者：胡望水，huwangshui@126.com。

[收稿日期]2016-01-26

[引著格式]陆应新，胡望水，汤济广，等.川东南丁山构造龙马溪组页岩裂缝发育与分布[J].长江大学学报(自科版),2016,13(8):6～10.