泥页岩脆-延转化带及其在页岩气勘探中的意义

2018-09-17袁玉松刘俊新

石油与天然气地质 2018年5期

袁玉松，刘俊新，周雁

(1. 中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083； 2. 西南科技大学土木工程与建筑学院，四川绵阳 621010)

中国近期页岩气勘探开发正在快速推进，取得了多领域页岩气勘探突破，实现了跨越式发展[1-2]。在页岩气勘探开发中，泥页岩的脆-延性备受关注[3-4]。泥页岩天然裂隙发育特征[5-6]、人工水力压裂效果[7-8]、页岩气探井钻井工程[9-11]以及页岩气保存环境[12-16]等均与泥页岩脆-延性密切相关。脆-延性特征是页岩气勘探开发中地质评价和工程评价重要的力学参数[17-18]。脆性泥页岩更可能形成天然裂缝，水力压裂也更容易产生网状裂缝，从而压裂效果更好[19]。天然裂缝可以为页岩气提供一定的储集空间，但也可能破坏保存条件，导致页岩气渗漏散失[13]。可见，泥页岩脆-延性对页岩气保存和水力压裂具有重要影响。岩石脆性大小通常用脆性指数来衡量。脆性指数目前存在多种定义和指标，如内聚力、断裂力学特征[20]、应力-应变关系[21]等。在页岩气勘探开发中，杨氏模量和泊松比以及脆性矿物含量经常用于评价泥页岩的脆性。泊松比越小，脆性越大；随着杨氏模量的增加，脆性增加[22]。石英、长石和碳酸盐岩矿物为泥页岩中常见的脆性矿物组分，脆性矿物含量越高，脆性越大[23]。然而，脆性并非完全由泥页岩本身决定，除了岩性特征、矿物组成、总有机碳(TOC)含量、成岩作用、热成熟度、孔隙度等因素之外，还受有效应力、温度、流体和埋深(围压)等多种因素的影响[24-26]。比如，具有同样矿物组成的高成岩演化泥页岩在不同的围压条件下可能为脆性、半脆性甚至延性。极端地，即使脆性矿物含量高达90%的泥页岩，在深埋条件下也可以是延性的。沉积盆地中泥页岩的脆性和延性随着埋藏深度的变化可以相互转化。可见，如果忽略了埋藏深度这个参数，完全采用脆性矿物含量或泊松比等参数来评价泥页岩的脆性大小，有时可能会出错。对于一定范围内指定的泥页岩，岩性特征、矿物组成、总有机碳(TOC)含量、成岩作用、热成熟度、孔隙度等基本一致，且沉积盆地油气勘探领域之内，温度(小于200°)对岩石力学性质虽然有一定影响，但远远小于围压的影响[27]。因此，评价地下泥页岩的脆-延性时，埋藏深度是首先要考虑的参数。如何定量评价埋藏深度对泥页岩脆-延性的影响，是本文关注的焦点。

中国南方海相层系发育多套富有机质泥页岩，其中志留系龙马溪组是目前的页岩气勘探开发的主要对象[28-30]。龙马溪组泥页岩成岩演化程度高，经历过早期埋深和晚期抬升过程，现今的埋藏深度并非在地质历史时期的最大埋深。在本文中，我们在岩石力学试验基础上建立了一套技术方法，用于确定这类经过复杂构造改造的高演化泥页岩的脆-延转化深度，目的是为页岩气保存和水力压裂评价提供关键参数指标，以降低页岩气勘探开发的地质风险和工程风险。

1 确定泥页岩脆-延转化带的基本思路

文中泥页岩脆-延转化带指脆性带底界和延性带顶界之间的深度带。脆性带底界采用超固结比门限值确定；延性带的顶界依据脆延转化临界围压确定。

2 脆性带底界的确定

基于OCR门限值确定脆性带底界的具体过程包括：①单轴应变试验确定前期固结压力(亦称名义固结压力)；②三轴压缩试验计算不同围压下的OCR值，数学拟合确定OCR门限值;③确定脆性带底界深度。

2.1 单轴应变试验

利用单轴应变试验确定前期固结压力。

图1 泥页岩脆-延转化带确定方法流程Fig.1 Schematic diagram showing the workflow of determining brittle-ductile transition zone of shales

在单轴应变试验中，采用壁厚为12 mm，内径23.24 mm，外径35.5 mm，高度140 mm的钢质模具(45号钢)对试样的侧向变形进行约束。在实验过程中采用位移加载，位移加载速率为0.001 mm/s，同时在钢质套筒的外壁中部沿环向均匀地粘贴6个应变片测量套筒的环向变形。通过所测钢质模具外侧的环向变形，可以计算作用在试样侧壁的侧向应力，计算公式如下:

(1)

式中:p1为作用在内壁上的压力，Pa；a,b,E1分别为钢质模具的内、外半径和钢的杨氏模量，分别为23.24 mm，35.50 mm和2.20×1011Pa；εθ为钢质模具外侧测量的环向变形，%。

选取中国南方川东-鄂西地区志留系龙马溪组和侏罗系桐竹园组两种不同时代的泥页岩样品用于单轴应变试验，每种样品各钻取两件，测试结果见表1。

虽然两种样品成岩演化程度不同，但XRD分析得到的矿物组分基本一致。志留系龙马溪组石英和粘土的含量分别为36%和50%，其余矿物占14%。侏罗系桐竹园组泥页岩的石英和粘土矿物含量分别为40%和50%，其余占10%。利用公式(1)计算获得侧向应力，编制轴向应力-侧向应力交会图(图2，图3)，交会图上曲线斜率发生转折点所对应的轴向应力就是前期固结压力[35-36]。志留系龙马溪组和侏罗系桐竹园组的前期固结压力平均值分别为155 MPa和26 MPa。可见成岩演化程度更高，古埋深更大的志留系龙马溪组泥页岩具有更高的前期固结压力。

表1 川东-鄂西地区泥页岩单轴应变试验测试结果Table 1 Results of the uniaxial strain test for the shale samples from eastern Sichuan-western Hubei area

图3 川东-鄂西地区侏罗系桐竹园组侧向应力-轴向应力交会图Fig.3 Crossplot of lateral stress and axial stress of the Jurassic Tongzhuyuan Formation in eastern Sichuan-western Hubei areaa.桐竹园组1号样品(样品J1-1)，名义固结压力pc为25.85MPa;b.桐竹园组2号样品(样品J1-2)，名义固结压力pc为25.3MPa

2.2 三轴压缩试验

三轴压缩试验的目的是确定OCR门限值。OCR可以反映泥页岩的脆性，OCR越大，脆性越大[32,37]。那么OCR达到多大值时，泥页岩完全转化为脆性，这是问题的关键。本文将泥页岩完全转变为脆性时的OCR值定义为OCR门限值(OCR门限值)。

在三轴压缩试验中，给定了一系列围压值(对应于实际地质条件下的不同埋深)，测试不同围压下的峰值强度和残余强度参数，再结合名义固结压力，得到不同围压下的一系列OCR值，相当于得到了抬升过程中不同剥蚀量情况下的OCR值。即：

(2)

三轴压缩试验在长春新特实验机械厂和中国科学院武汉岩土力学研究所共同研制的XTR01 型微机控制电液伺服岩石三轴实验仪上完成。样品采自与单轴应变试验样品相同地点的志留系龙马溪组泥页岩。三轴压缩试验数据及OCR计算结果见表2。

在表2中，峰值应力即三轴压缩试验泥页岩样品破坏时的轴向应力，围压即与轴向应力垂直方向的应力，主应力差即峰值应力与围压之差。归一化主应力差即主应力差与围压之比。由名义固结压力与围压之比，即得到该围压下的OCR值。由表2可知，随着围压的降低，OCR增大，意味着随着抬升剥蚀的增加，泥页岩的OCR增大。

表2 川东-鄂西地区志留系龙马溪组三轴压缩试验数据及OCR计算结果Table 2 Triaxial compression test data and calculated OCR of samples collected from the Silurian Longmaxi Formation in eastern Sichuan-western Hubei area

泥页岩的OCR不仅能反映泥页岩的脆性，而且能反映泥页岩的抗剪强度[38]。OCR与归一化抗剪强度(qu/σ3)之间存在如下关系[32]

qu/σ3=a×OCRb

(3)

式中:qu为三轴试验中对应的主应力差，MPa ；σ3为三轴试验中对应的围压，MPa ；经验系数a相当于正常固结泥页岩(OCR=1)的归一化抗剪强度，b为拟合参数。可见，OCR越大，泥页岩的归一化抗剪强度也越大。

如果将超固结比(OCR)与脆性指数(BRI)关联[17]，则有：

(4)

BRI越大，脆性越大，当BRI>2时，泥页岩完全变成脆性[17]。因此，可将OCRb=2时的OCR值，作为泥页岩的脆性破裂门限值，其中b为经验系数，由归一化抗剪强度与OCR数据拟合得到。由表2中的归一化主应力差和OCR数据绘制交会图(图4)。通过数据拟合，得到归一化主应力差与OCR之间的函数关系为：y=2.472 3x0.728 5，R2=0.992 7，拟合程度非常高。可见，拟合系数b=0.73，再由OCRb=2，得到OCR的门限值为2.6。即当志留系龙马溪组的OCR达到2.6时，将变为脆性。

2.3 脆性带底界深度

在获得OCR门限值之后，结合最大垂直有效压力，便可计算脆性带底界深度。地下泥页岩最大垂直有效压力可以通过埋藏史恢复得到。由埋藏史恢复得到最大古埋深，由最大古埋深计算最大垂直有效压力。由OCR的定义可知：

(5)

式中:ρ1为最大埋深时上覆地层平均密度，g/cm3；ρ2为现今上覆地层平均密度，g/cm3；Hmax，最大古埋深，m；Hpresent为现今埋深，m。

当OCR达到门限值时的埋深，即为脆性带底界深度(Hb)：

(6)

以中国南方川东-鄂西地区焦页1井、河页1井、建深1井、丁页1HF和丁页2HF为例，采用回剥法[39]恢复埋藏史，得到最大古埋深Hmax。由志留系底界最大古埋深和龙马溪组泥页岩OCR门限值2.6，即可计算脆性带的底界深度，计算结果见表3。由表3可知，川东-鄂西地区志留系龙马溪组脆性带底界埋深变化于1 940～2 763 m。脆性带的底界深度随最大古埋深的变化而变化，最大古埋深越大，脆性带的底界深度也越大。

图4 川东-鄂西地区志留系龙马溪组泥页岩OCR与归一化最大主应力差交会图Fig.4 Crossplot of normalized principal stress difference and OCR of the Silurian Longmaxi Formation shales in eastern Sichuan-western Hubei area

井名最大埋深/m现今埋深/m脆性带底界埋深/m焦页1井5 7082 4092 195河页1井6 4612 1622 485建深1井7 1844 9862 763丁页1HF井5 0452 0501 940丁页2HF井6 3544 3592 443

3 延性带顶界的确定

延性带顶界由脆-延转化临界围压折算成深度获得。通常认为，当三轴压缩试验的峰后应力-应变曲线反映完全塑性特征时的围压为脆-延转化临界围压[40]。利用三轴压缩试验获得的峰值强度与残余强度数据，计算残余强度与峰值强度之比，编制围压和残余强度与峰值强度之比交会图(图5)，线性拟合得到泥页岩的围压与残余强度/峰值强度之间的数学模型。当残余强度/峰值强度为1时对应的围压，即为泥页岩脆延转化临界围压。

由图5可知，随着围压的增加，残余强度/峰值强度也增大，二者之间呈高度线性相关性(y=ax-b)。那么，当x=1时，y=a-b即为临界围压。由脆-延转化的临界围压所折算的深度，即为延性带顶界深度。即：

Hd=100(a-b)/(ρ-1.07)

(7)

式中:Hd为延性带顶界深度，m；ρ为上覆地层密度，g/cm3；a和b为拟合常数。

图5 川东-鄂西地区志留系龙马溪组泥页岩残余强度/峰值强度随围压变化关系Fig.5 Variation of residual strength/peak intensity with the confining pressure of the Longmaxi Formation shales in eastern Sichuan-western Hubei area

井名上覆地层平均密度/(g·cm-3)密度标准偏差/(g·cm-3)延性带顶界深度/m深度标准偏差/m焦页1井2.670.0784 464319焦页11-4井2.670.0384 466109河页1井2.680.0494 428184建深1井2.640.0824 545252丁页1HF2.670.0984 492411丁页2HF2.680.0434 438132总体平均2.670.0654 470230

由图5得到的线性拟合关系式为y=112.66x- 41.415，可以计算得到志留系龙马溪组的脆-延转化临界围压为71.2 MPa。由密度测井曲线计算获得上覆地层的平均密度。地层水的密度取1.07 g/cm3，将脆-延转化临界围压和密度结合，得到川东-鄂西地区代表性页岩气探井志留系龙马溪组泥页岩延性带的顶界深度为4 470 m±230 m(表4)，也就是说，在川东-鄂西地区，当志留系龙马溪组泥页岩的埋深超过4 470 m±230 m，就转变为延性。

4 泥页岩脆-延转化带及其意义

4.1 脆-延转化带

在抬升过程中由围压控制的脆-延转化不是突变的而是逐渐转化的。在完全脆性和完全延性之间存在一个脆-延转化带。在确定了脆性带底界和延性带顶界之后，二者之间的过渡带即为脆-延转化带。川东-鄂西地区焦页1井、河页1井、丁页2HF井和建深1井志留系龙马溪组泥页岩的脆性带底界深度分别为2 195，2 485，2 443和2 763 m，延性带顶界深度分别为4 464，4 428，4 438和4 545 m，那么，脆-延转化带的深度区间分别为：2 195～4 464，2485～4 428，2 443～4 438和2 763～ 4 545 m。

由于不同地区某套泥页岩的最大古埋深不同，抬升剥蚀程度不同，所受最大垂直有效压力也不同，因此，脆性带底界深度也不同。虽然对于给定泥页岩的脆-延转化临界围压相同，但由于上覆地层密度的差异性，导致延性带的顶界也存在一定的差别。因此，同一套泥页岩的脆-延转化带在不同地区也相应地存在一定的差别。计算结果显示，河页1井、焦页1井和丁页2HF井志留系龙马溪组泥页岩分别处于脆性带、脆-延转化带和延性带。

4.2 脆-延转化带的地质意义

由本文建立的技术方法所确定的脆-延转化带可以作为中国南方复杂构造改造区页岩气保存条件评价的关键参数，并且对水力压裂效果评价也具有重要参考价值。

泥页岩的脆-延性特征与天然裂缝发育及裂缝性质密切相关，从而控制页岩气保存条件、影响泥页岩储集性能和可压性。在构造应力作用下，脆性泥页岩容易发生脆性破裂，产生开启裂缝，导致其封闭能力显著降低[32]。处于脆性带的泥页岩，虽然脆性好，可压性好，但在构造应力或隆升剥蚀过程产生的张性裂缝导致保存条件变差，引起泥页岩中游离气大量散失。处于延性带的泥页岩，虽然延性好，不容易发生脆性破裂，保存条件好，但是水力压裂时可压性差，高围压下裂缝又容易发生闭合。而处于脆-延转化带的泥页岩，既具有较好的可压性、又可以形成一定的天然微裂缝且不破坏保存条件，因此，对储集空间发育和页岩气保存都有利。

目的层处于脆性带之内的探井，由于保存条件被破坏，往往不具备工业产能，且页岩气组分以吸附气为主，游离气含量很低。鄂西地区的河页1井志留系龙马溪组位于脆性带，压裂未获气流，仅在泥页岩岩芯表面见零星状气泡，做浸水试验无气泡逸出，地层呈正常压力变化，压力系数约为1.0。在河页1井井深2 156.22 m和2 163.87 m处的含气量测试显示总含气量分别为0.74 m3/t和0.86 m3/t，以吸附气为主。

目的层处于延性带之内的探井，由于水力压裂裂缝容易闭合，即使初产产量高，但难以稳产。川东南地区的丁页2HF井志留系龙马溪组接近于延性带，最高初产达10×104m3/d，但很快降至2.6×104m3/d。

目的层处于脆-延转化带的探井虽然不一定高产稳产(因为除了脆-延性和保存条件之外，页岩气富集成藏还受有机碳含量(TOC)、镜质体反射率(Ro)、孔隙度等其他很多因素控制)，但高产稳产井通常位于脆-延转化带之内。川东礁石坝地区的探井志留系龙马溪组位于脆-延转化带，既高产又稳产(因断层破坏除外)。焦页1井初产气产量20.3×104m3/d，稳产(6～6.5)×104m3/d，游离气含量超过50%。

以上钻井的页岩气产量高低、稳产时间、吸附气与游离气含量之间的巨大差别，并非烃源条件、储集条件等成藏要素的控制，而是受保存条件和水力压裂效果控制。河页1井和焦页1井的TOC及Ro基本一致。河页1井志留系龙马溪组有TOC介于1.28%～5.28% ,平均为2.54%；Ro为2.6%～2.8%，平均值2.7%。焦页1井龙马溪组泥页岩TOC为0.8%～5.8%，平均为2.5%；Ro为2.5%～3.1%。但前者失利，后者为工业页岩气井，其主要原因可能在于河页1井抬升剥蚀大，志留系龙马溪组泥页岩处于脆性带，保存条件遭受破坏。河页1井志留系龙马溪组不仅含气量低，且以吸附气为主，说明游离气已经大量散失，地层压力系数为1.0，保存条件较差可能是主要原因。焦页1井志留系龙马溪组泥压力系数为1.45[41]，页岩气中游离气含量高，表明保存条件良好。丁页2HF井志留系龙马溪组泥页岩接近于延性带，虽然保存条件好，初产高，但泥页岩延性大，水利压裂裂缝在高围压下容易闭合，导致产量快速降低。

鉴于以上页岩气探井具有很好的代表性，因此，由本文提出的研究思路和技术方法所确定的脆-延转化带可以作为中国南方复杂构造改造区海相页岩气保存条件和水力压裂评价的关键参数。