基于改进的岩石物理模型表征页岩天然裂缝特征

管全中 董大忠 张华玲 张素荣 吕修祥 王玉满

1.成都理工大学能源学院 2.中国石油勘探开发研究院 3. University of Houston 4.中国石油大学（北京）

0 引言

我国已经在四川盆地及周缘发现了长宁、威远、涪陵和昭通等以上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组为产层的页岩气田，实现了工业化跨越式发展[1-3]。尽管该套海相页岩与美国的产气页岩具有类似的地质特征[4]，但页岩气勘探进程相对缓慢，除工程技术因素外主要受地层构造复杂、热演化成熟度高和地表地形勘探难度大等制约[5]。四川盆地及周缘经历了多期构造运动，盆地内龙马溪组页岩普遍埋深大（大于2 000 m）、地层压力高（压力系数大于1.2），天然裂缝与页岩气的流动性能和赋存机理关系密切。

页岩中的天然裂缝不仅提供储存空间，而且还可以作为水力压裂前后气体流动的高速通道。页岩天然裂缝的研究起步较早，19 世纪已进行全面描述，但到20 世纪才认识到其对天然气开采的重要性[6]。页岩气井的产气量在很大程度上取决于天然裂缝的渗透率和体积改造所形成的复杂裂缝网络[7-9]。目前，天然裂缝的表征方法多种多样，适用范围也存在差异，主要包括野外露头剖面与岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜分析、成像与电阻率测井、孔隙度—渗透率图版法、核磁共振（NMR）和岩石物理模型解释等[10]。并且前人已对龙马溪组页岩中天然裂缝做了大量的研究工作，主要聚焦于成因、展布等地质性质方面的描述[11-12]。对于页岩储层的双孔隙介质岩石物理模型，虽能够较好地定量表征天然裂缝[13]，但在研究过程中仍存在着一定的不足，因为实验分析的总有机碳含量（TOC）并不是页岩现今残存的总有机质含量[14]，只是由于有机质中碳的含量最高、最稳定而被用来代表有机质的数量。另外，页岩气井的地层压力对改造体积的“天然—人工”裂缝网络的传导效率和开启/闭合性至关重要，需要在具体地层条件下探讨天然裂缝的作用。

笔者基于前人的研究成果，以四川盆地长宁和涪陵两个大型页岩气田龙马溪组页岩为研究对象，对原有的岩石物理模型和双孔隙数学模型进行改进，探讨龙马溪组页岩中裂缝发育特征与成因机制，并结合页岩气井中的地层压力来探讨地层条件下天然裂缝的开启性和传导效率，以期为该区龙马溪组页岩气勘探开发提供技术支撑。

1 地质背景及实验方法

1.1 地质构造特征

四川盆地是我国西南部一个面积约18×104km2的叠合盆地，也是我国海相页岩气商业化开采的主战场，主要产层为五峰组—龙马溪组。2010—2012 年，盆地内相继发现了威远、涪陵和长宁等大型页岩气田，更加牢固了盆地内龙马溪组页岩气的勘探地位[2]。

长宁页岩气田位于四川盆地南部边缘（图1-a），主体构造为川南低陡构造带内发育的长宁背斜，背斜轴向整体呈北西—南东走向，西北端发生弯曲（图1-b）；由于多期的构造活动，持续隆升遭受风化剥蚀，长宁背斜核部缺失志留系，出露寒武系；长宁页岩气田产区主体位于长宁背斜西南的翼部至建武向斜，龙马溪组埋深介于2 300 ～3 200 m，页岩岩相主体为硅质页岩、钙质硅质页岩和黏土质硅质页岩，富有机质页岩（TOC ≥2%）的厚度介于30 ～46 m，热演化成熟度（Ro）介于2.3%～2.8%。涪陵页岩气田处于盆地东南缘（图1-a），构造单元为箱式背斜，构造较为平缓（图1-c）；龙马溪组埋深介于 1 700 ～3 500 m，页岩岩相为硅质页岩和黏土质硅质页岩，富有机质页岩厚度介于38 ～44 m，Ro介于2.2%～3.1%，与长宁页岩气田大体相当。

图1 研究区位置图

1.2 实验样品与方法

为了精细刻画四川盆地龙马溪组页岩裂缝发育特征，笔者所有采集的样品取自长宁页岩气田N1 井龙马溪组页岩岩心，等间隔密集采样，平均间隔小于1.5 m，共计33 块样品；涪陵页岩气田的研究数据采用团队以前的研究数据及相关文献资料[13-34]，主要来源为JY1、JY2、JY3、JY4 等井的基础测试数据。

大部分样品在中国石油勘探开发研究院进行测试。先对所有样品进行孔渗分析，钻取圆柱体采用氦气法测量。然后将样品粉碎分析TOC、矿物组成和密度等。考虑到孔渗和岩性的差异，样品TOC 测量同时筛选典型代表性样品进行有机质抽提。将代表性样品均匀分成两份，一份将粉末状样品在60±5 ℃下用盐酸处理以除去碳酸盐后，使用Leco CS230 碳/ 硫测定仪测量TOC，相对标准偏差为0.5%；另外一份则进行有机质抽提后，运用真密度分析仪TD—2200 多次测量获得样品有机质的平均密度。余下样品研磨成小于200 目粉末后，通过X 射线衍射（XRD）分析确定矿物成分。

2 岩石物理模型

目前，已有多种岩石物理模型分析页岩的孔隙系统[17]，但这些模型多衍生于常规碎屑岩储层，忽略了富有机质页岩储层中的有机质孔隙。笔者基于海相页岩双孔隙介质模型研究[13]，进一步深入刻画页岩气储层的孔隙—裂缝系统。新模型的创新之处在于可以更加准确地解析热演化过程中生成的有机质孔隙，从而求取相应的裂缝孔隙度。

图2 页岩储层中孔隙—裂缝系统岩石物理模型图

该岩石物理模型定义了两个组合的孔隙系统：基质孔隙和天然裂缝（图2）。基质孔隙系统包含脆性矿物、黏土矿物和有机质3 个单元。脆性矿物单元包含脆性矿物成分（石英、长石和碳酸盐矿物等）和脆性矿物内部孔隙。黏土矿物单元由黏土矿物和黏土矿物晶间孔等组成。有机质孔隙是富有机质页岩的特殊单元，现今残余的有机质总量需要以测试的TOC 为基础进行回算。天然裂缝系统是包含各种类型天然裂缝及其储集空间。基于针对两个组合孔隙系统的岩石物理模型，提出了以下数学模型，用于定量表征富含有机质的页岩，式（1）是页岩中两个组合孔隙系统的计算理论模型，式（2）是基质孔隙度计算模型。式（2）的求解是该模型准确预测页岩孔隙系统的基础和关键，必须采集裂缝不发育层段的数据点来刻画。

式中φtotal表示氦气法测得的页岩总孔隙度；φmatrix表示页岩基质孔隙度；φfrac表示页岩裂缝孔隙度；ρ 表示页岩密度，t/m3；k 表示运用测试TOC 计算现今残余的有机质含量的回归系数；Mbri、Mclay和Mtoc分别是脆性矿物、黏土矿物和实验分析TOC 的质量百分比；Vbri、Vclay和Vtoc分别是脆性矿物、黏土矿物和有机质的单位质量的孔隙体积，m3/t。

3 关键参数精细刻画和验证

3.1 关键参数精细刻画

长宁页岩气田龙马溪组页岩孔隙—裂缝系统的相关数据通过上述实验获得（表1），再通过式（2）中求取基质孔隙度的3 个关键参数Vbri、Vclay和Vtoc。裂缝既为页岩气富集提供储集空间，又是高效的页岩气渗流通道。因此，裂缝发育的页岩层段一般具有相对高孔、高渗的特征。在样品数据整理过程中，应结合岩心描述的裂缝特征和孔隙度—渗透率交会图版，优选孔渗小于众值的数据点，作为刻画Vbri、Vclay和Vtoc的数据集。笔者从N1 井的测试样品中选择了3 个数据点（TOC 分别为3.958%、1.001%和0.881%）。基于样品的TOC 值、矿物成分含量以及对应的孔隙度和密度值，建立了三元线性方程组，计 算 出Vbri、Vclay和kVtoc的 值 分 别 为0.007 9 m3/t、 0.039 0 m3/t 和0.138 0 m3/t。

涪陵页岩气田龙马溪组页岩基质孔隙的3 个关键参数（Vbri、Vclay和kVtoc）利用JY1、JY2、JY3 和JY4 等多口井的详实地质资料进行了重新计算，Vbri、Vclay和kVtoc值 分 别 为0.006 0 m3/t，0.025 0 m3/t 和0.170 0 m3/t（表1），与长宁页岩气田的参数值相近[13]。这说明四川盆地内部龙马溪组产层段单位质量的孔隙体积基本保持区域上的相对稳定。

表1 参数井采样点统计表

3.2 关键参数验证

根据计算的3 个关键参数值，结合式（1）和式（2），计算N1 井33 个样品的基质孔隙度和裂缝孔隙度（图3-a、b）。为了检验这3 个关键参数的有效性和可靠性，将计算的基质孔隙度与实测孔隙度值进行对比，结果表明，计算的基质孔隙度与其对应的实测孔隙度之间存在很强的相关性，R2=0.734（N=24），并且大多数点都落在y=x 线上，这表明计算值是可靠的（图3-c）。因此，改进的岩石物理模型和关键参数与龙马溪组页岩的实际地质背景相匹配，可用于研究区内两个孔隙系统的定量表征。

图3 长宁页岩气田N1 井龙马溪组页岩孔隙度图

4 裂缝发育特征及油气地质意义

4.1 回归系数k 条件下的裂缝孔隙

页岩中总有机质的碳含量随热演化成熟度增加而增加[14]，实验测定的TOC 不能代替现今残余的有机质含量，需要乘以常数进行回归。因此，前述计算的有机质单位质量的孔体积实际为kVtoc。常数k 值可以通过实测孔隙度和干酪根密度值来计算页岩密度，与实测页岩密度对比求得[18]。计算结果表明，由于四川盆地内龙马溪组热演化程度大体相当，长宁和涪陵页岩气田的k 值基本一致，介于1.1 ～1.3，换算后Vtoc值仍远大于Vclay和Vbri，表明有机质孔隙对气体赋存至关重要。

在此基础上，计算长宁页岩气田N1 井的基质孔隙度介于4.00%～6.50%，平均值为5.30%，裂缝孔隙度介于0 ～3.40%，平均值为0.39%。在基质孔隙度中，有机质孔隙度介于0.26%～2.15%（平均值为0.86%）；黏土矿物单元的孔隙度介于1.27%～4.94%（平均值为3.20%）；脆性矿物单元的孔隙度介于0.97%～1.66%（平均值为1.27%）。天然裂缝孔隙分布在井深2 357.29 m、2 362.43 m、2 376.08 m、 2 379.89 m、2 383.88 m 和2 390.00 ～2 395.00 m 等局部位置（图3-a），底部富有机质页岩层段（井深 2 377.00 ～2 395.00 m）的平均值为0.88%。计算结果表明N1 井区龙马溪组页岩天然裂缝总体欠发育，局部限制发育，孔隙类型以基质孔隙为主。与长宁页岩气田龙马溪组页岩相比，涪陵页岩气田龙马溪组页岩基质孔隙度相对较低，介于3.70%～5.60%（平均值为4.60%），但富有机质页岩产层段的裂缝发育，裂缝孔隙介于0.30%～3.30%，平均值为1.30%，表明天然裂缝纵向上普遍存在[13]。

4.2 裂缝发育机制

长宁和涪陵两个页岩气田均位于四川盆地内部，龙马溪组页岩具有类似的沉积环境、岩相组合、地球化学参数和基质孔隙度等地质性质，但两者富有机质页岩内部天然裂缝的发育特征具有很强非均质性。天然裂缝的发育机制具有多样性，其成因包括构造活动、生烃增压、差异压实和成岩作用等，多以构造活动为主。目前，北美Marcellus、Haynesville 以及Woodford 等大型页岩气田内部天然裂缝主要以前陆盆地冲断带与页岩层滑脱作用、晚期构造反转与页岩层滑脱作用和走滑断层周期性活动3 种形成机制为主[19]。

根据野外剖面和岩心观察（图4-a ～d）长宁和涪陵地区龙马溪组天然裂缝的类型、密度和方向等特征，发现龙马溪组天然裂缝的类型和成因存在明显差异（表2）。长宁页岩气田龙马溪组底部岩心段天然裂缝发育，主要类型为高角度裂缝和顺层缝。这是因为长宁背斜是受控于基底断层而形成，为一大型断层转折褶皱背斜[21]，后期背斜核部遭受侵蚀遗留下现今“马鞍状”斜坡—向斜构造背景。燕山期之前，该区相对稳定，沉积了震旦纪至侏罗纪地层；燕山早期由于西南方向的挤压应力形成了一个初始的冲断层和两个活动轴面。后期断层向东北方向滑动导致上盘地层沿轴面发生褶皱，形成长宁背斜的初始隆升状态，上盘地层由西南向东北方向持续推覆，从而形成了断层转折褶皱（图5）。前人通过地震剖面识别发现长宁背斜下伏基底内发育大型逆冲断层，具有西南深、东北浅的特点[22]。长宁页岩气田主体部分在西南翼，因而受基底逆冲断层作用相对较小，但由于龙马溪组下伏震旦系灯影组和寒武系高台组两套区域性膏盐层，易产生滑脱作用在龙马溪组底部形成局部裂缝。此外，部分地区（如N1 井区）龙马溪组还可能受到建武向斜的褶皱作用而形成裂缝。因此，长宁页岩气田裂缝主体受控于下伏滑脱层的滑脱作用和基底断层逆冲作用，部分受次级构造带的褶皱作用。但由于长宁地区龙马溪组沉积于钙质深水陆棚，页岩中碳酸盐含量相对较高（图4-e），使天然裂缝处于部分或完全钙质充填状态，连通性较弱（图4-a、b）。

图4 长宁页岩气田和涪陵页岩气田龙马溪组天然裂缝特征图

图5 长宁背斜龙马溪组页岩天然裂缝发育机制图

涪陵地区页岩岩心天然裂缝普遍较发育，以高角度裂缝、顺层缝和低角度裂缝为主，三位一体、互相叠加形成网状裂缝（图4-c、d）。涪陵地区主体位于川东褶皱带，整体构造为一个受北东向和北西向两组断裂控制的菱形断背斜，断层主要受寒武系膏盐滑脱层的影响，两翼逆断层活动控制页岩层大面积滑脱变形，从而高角度缝和层间滑脱缝相伴而生，形成了丰富的网状裂缝；但由于焦石坝箱式背斜整体平缓，致使背斜主体内龙马溪组页岩高角度缝整体不发育[20,24-25]。涪陵页岩气田龙马溪组页岩主要沉积于深水陆棚环境，石英含量高，碳酸盐矿物含量低（图4-e），大多数天然裂缝未充填或硅质半充填状态，连通性较好（图4-c、d）。

4.3 地层条件下裂缝的渗流特征

四川盆地龙马溪组页岩中天然裂缝的存在对页岩气开采至关重要。页岩气储层内基质孔隙多以纳米级为主，流动性差，而裂缝长度或宽度多在微米级以上，具有良好的流体传导效率。统计结果显示，涪陵页岩气田JY1 井天然裂缝发育的页岩的水平渗透率均超过1.0 mD[26]，比天然裂缝不发育的层段至少高1 个数量级（图6）。长宁页岩气田页岩内部裂缝局部限制发育，以基质孔隙为主，渗透率均低于0.1 mD，部分裂缝点接近1.0 mD。

在地层条件下，探讨页岩天然裂缝的开启性与传导效率将更有实践意义[27-28]。地层的有效应力对天然裂缝的开启性和渗流能力影响极大，两者为负相关关系[8]。地层的有效应力可通过式（3）计算。

式中σeff、Cp、pp分别表示地层有效应力、地层围压和孔隙压力，MPa；α 表示有效应力系数，无量纲。

图6 长宁和涪陵页岩气田龙马溪组孔—渗关系图

根据气田现场和实验分析数据（表3），测算出长宁和涪陵页岩气田的平均有效应力分别介于40 ～45 MPa 和35 ～37 MPa，表明长宁页岩气田页岩气产层的有效应力高出涪陵页岩气田近10 MPa，但两套页岩骨架中孔隙流体压力却大致相当，介于45 ～50 MPa，从而使得长宁页岩气田龙马溪组页岩天然裂缝主要以半封闭—封闭状态为主，涪陵页岩气田的天然裂缝以半开启—开启状态为主。此外，两套地层的水平应力差存在差异，长宁和涪陵页岩气田分别分布介于21.4 ～22.3 MPa 和3.0 ～6.9 MPa[29]，涪陵页岩气田的天然裂缝容易形成网状缝，与人工裂缝组合成高效渗流通道，从而促成了涪陵页岩气田气井的高产与稳产。

表3 长宁页岩气田和涪陵页岩气田龙马溪组相关参数表

4.4 裂缝对页岩气的富集作用

对于天然裂缝对页岩气的富集成藏作用一直都存在着争议。由于页岩气藏需要良好的顶底板进行自我封闭，但天然裂缝过于发育而沟通了通天断层，容易造成气体大规模逸散，保存条件不佳，如长宁背斜斜坡上的N203 井。笔者在此主要讨论产层段内天然裂缝的作用。

页岩气由游离气和吸附气组成，其赋存机理复杂，主要受控于孔隙结构、地层温度和压力、有机质丰度和成熟度等因素。游离气与常规气富集机理类似，主要富集在页岩气储层大孔和裂缝中。同一页岩气田，页岩产气层段的基本地质特征大致相同，但长宁、涪陵页岩气田都具有底部游离气含量最高（70%～80%）的特点，向上逐渐递减至40%～50%，含气量的变化与计算的裂缝孔隙度和岩心观察的裂缝密度分布趋于一致（图7）。这是因为页岩气储层中吸附—游离气转化过程中，尤其是深度介于2 000 ～3 500 m，孔隙度、TOC 对吸附比例影响显著，而温度和压力增加一定深度时，吸附量不再变化[31]。因此，底部层段裂缝孔隙度可达总孔隙度1/5 ～1/3，大大增加了游离气含量，降低了吸附气比例。

图7 长宁、涪陵页岩气田龙马溪组裂缝与页岩气赋存关系图

图8 页岩裂缝孔隙度与初始产气量图版

页岩气的初始产气量主要由压裂改造体积中游离气含量控制，因为吸附气的解吸释放需要一段时间。页岩中天然裂缝发育，游离气含量高，页岩气井的初始产量一般较高（图8）。对于四川盆地龙马溪组页岩，天然裂缝发育极大丰富的页岩气的初始产气量，长宁页岩气田裂缝孔隙度平均值为0.15%，平均初始日产气量为18.6×104m3，涪陵页岩气田由于裂缝孔隙度平均值高达1.30%，313 口井平均初始日产气量则达到24.2×104m3[34]。北美地区两者趋势虽不太明显，可能由于产气页岩的基本地质特征不同（非同一套页岩），但天然裂缝发育的页岩气井初始日产气量均高于10.0×104m3，Haynesville 页岩气井初始日产气量最高可达76.5×104m3，表明天然裂缝对页岩气具有良好的富集作用。

5 结论

1）改进的岩石物理模型和数学模型对页岩气储层的孔隙—裂缝系统进行定量表征，分析测试的TOC 含量不能代替页岩中现今的有机质含量，需要利用干酪根密度、孔隙度等参数来计算回归系数，以便更加精准地求取各项关键参数。

2）四川盆地龙马溪组页岩基质孔隙度基本一致，约为5.00%，裂缝孔隙度存在差异。长宁页岩气田龙马溪组页岩裂缝主要以高角度构造缝和顺层缝为主，局部发育，主要受控于基底逆冲断层和滑脱层，处于钙质或硅质半充填—充填状态；涪陵页岩气田龙马溪组页岩裂缝为低角度构造缝、高角度构造缝和顺层缝3 者互相叠加，普遍发育，由逆断层和滑脱作用形成，处于部分硅质充填状态。

3）在地层条件下，通过地层围压和孔隙压力等参数求取有效应力可以研判天然裂缝的渗流特征。长宁页岩气田天然裂缝多数处于封闭状态，波及体积小，流动能力弱；涪陵页岩气田天然裂缝处于开启状态，网状裂缝波及体积大，流动性强。地层条件下天然裂缝的渗流能力受到一定的削弱。

4）天然裂缝是页岩储层良好的储集空间，更是游离气含量和初始产气量的主控因素之一。页岩裂缝孔隙度高，游离气含量高，初始产气量就越高。

致谢：感谢中国地质大学（武汉）韩元佳教授在中国石油勘探开发研究院实验室给予总有机质含量回归计算的帮助。在此也特别感谢栏目编辑和审稿专家所提出的宝贵意见和帮助。