压裂液向上迁移对浅层地下水环境的影响分析

2021-06-09王礼恒董艳辉段瑞琪

安全与环境工程 2021年3期

王礼恒,董艳辉,张倩,段瑞琪

(1.中国科学院地质与地球物理研究所中国科学院页岩气与地质工程重点实验室,北京 100029；2.中国科学院大学地球与行星科学学院，北京 100049)

页岩气开发是保障我国天然气供给、优化能源结构和促进能源清洁发展的重要战略。与常规能源不同，对页岩气的开发主要采用水力压裂技术，即利用高压泵通过水平井向深部页岩储层注入成分复杂的压裂液，将孔隙度与渗透率极低的致密页岩储层压裂生成人工缝网，通过增渗获得工业气流。随着水平井与水力压裂技术的进步及其规模化推广应用，页岩气的勘探开发进入到快速发展的阶段。同时，采用水力压裂技术对页岩气进行规模化开发可能引发一系列环境问题，主要包括地表水与地下水污染、淡水资源消耗、诱发地震、大气污染等。其中，页岩气开采前后水力压裂液及深部地层卤水是否会穿过上覆地层向上迁移而污染浅层地下淡水资源，已成为页岩气开发过程中环境影响研究的焦点问题。

目前针对该问题的认识存在较大争议，有学者认为深部页岩与浅部含水层之间原本仅存在微弱的水力联系，但水力压裂形成的新生裂隙或激活断层将两者贯通，从而造成压裂液或深部地层卤水会在短时间内向上迁移而污染浅层地下水。如：Myers采用顶底均为定压力边界条件的简化手段构建了压裂液迁移模型，结果表明页岩上覆地层中的优势运移通道导致压裂液和地层水会在10 a时间内迁移至浅层含水层中；Taherdangkoo等以North German Basin为例，研究了压裂液沿废弃井向上迁移的风险，认为仅有少量压裂液会在大于15 a的时间内向上污染浅层含水层；Flewelling等通过总结已有研究成果后认为，水文地质概念模型认知的差异，如驱动力来源、地层渗透率与盆地演化关系等，导致了上述分歧；随后，Wang等从水文地质学原理出发，构建了在地形与油气层超高压联合驱动下考虑断裂与压裂缝网等优势通道的双重介质模型，预测分析了压裂液在地层中的迁移规律。

评估页岩储层中压裂液是否会向上迁移而污染浅层含水层，实际上是一个典型的预测溶质随地下流体运移的问题。地下流体运动的控制因素不明确、规律不清晰是认知出现分歧和争论的根本原因。因此，本文试图从地下流体渗流机理出发，分析页岩气储层上覆地层的渗透率特征、驱动深部流体向上迁移的持续水力梯度、水力压裂过程对深部地层的改造程度，阐明压裂液及深部地层水向上迁移的物理机制，建立水力压裂液向上迁移的概念模型，并以我国四川盆地、鄂尔多斯盆地等为例，分析了非工程事故条件下压裂液对浅层地下水环境的影响。

1 页岩气沉积盆地地质与水文地质背景

20世纪60年代以来，在我国松辽、渤海湾、四川、鄂尔多斯、柴达木等几乎所有陆上含油气沉积盆地中都发现了页岩气或泥页岩裂缝性油气藏。2010年我国第一口页岩气勘探评价井——威201井在四川威远上奥陶统—下志留统龙马溪组海相页岩中获工业气流，并建立了国家级页岩气工业化开发先导示范区，标志着我国页岩气勘探与开发进入快速发展时期。目前积累的油气沉积盆地地质资料，包括了页岩气储集层的沉积特征和上覆岩层的分布特征，为开展页岩气开发对水环境影响的风险分析提供了基础数据。

1.1 沉积盆地的地质背景

在多旋回构造与多沉积环境演变过程中，我国含油气沉积盆地发育有海相、海陆过渡相和陆相3种富有机质的页岩，都具备页岩气成藏的基本地质条件。其中，海相页岩主要发育在寒武系—奥陶系地层中，多分布在扬子地区的沉积盆地中，海相沉积环境造就了多种渗透率极低的岩石(如泥岩、粉砂质泥岩、灰岩等)叠覆沉积，在盆地中形成了厚度极大的致密盖层，如四川盆地的焦石坝区块，页岩气层(五峰组—龙马溪组)埋深分布在2 000～3 000 m处，上覆有志留系、石炭系、二叠系和三叠系的泥岩、灰岩、粉砂质泥岩等地层；我国中生代—新生代盆地多为陆相沉积，深湖和半深湖相形成的富有机质黑色泥页岩是盆地的主力烃源岩，随构造演化埋入大型凹陷区后继续以河湖相沉积，上覆岩石仍以低渗透性为显著特点(泥岩、泥质粉砂岩等)，如渤海湾盆地、松辽盆地等；海陆过渡相同时兼具上述两种页岩沉积埋藏的特点。因此，我国页岩气藏呈现埋深大(普遍>1 500 m)、上覆岩层渗透率低的显著特点。

1.2 沉积盆地的水文地质特征

大型油气沉积盆地中往往赋存有多种流体，在不同深度上分布着淡水、咸水、卤水、油气资源等。天然条件下，大气降水深入、广泛地参与着浅地表(地下水循环深度约为100～500 m)水文循环过程，促使其快速循环交替，形成矿化度较低的地下淡水资源供生物圈利用；部分地下淡水在势能作用下向地层深部迁移，与含水层不断发生水-岩相互作用导致其矿化度不断升高，演化为咸水(矿化度>1 g/L)甚至卤水(矿化度>50 g/L)，地下水循环深度达到1～5 km的范围，基本能够贯穿整个沉积盆地；而沉积盆地深部地层在地质历史时期保存下来的油气资源类流体往往处于封闭空间内很难运动或迁移。

目前，能够描述油气沉积盆地流体迁移规律与分布特征的理论主要是Tóth所提出的沉积盆地地下水流动系统理论。尽管依照该理论浅层地下水会在地形驱动力下发生贯穿全盆地的运动，但浅层地下水在向深部穿层运动时，受多个地层渗透率共同约束使其运动速度非常缓慢，且能够进入深部地层参与水循环的流体数量也相对较少。以鄂尔多斯盆地为例，虽然其沉积厚度达5 km，但1 km深处的地下水(年龄大于6万a)几乎处于滞流状态，活跃的地下水循环仅发生在200 m深度范围以内。

因此可以认为，沉积盆地中的流体运动存在共性：积极活跃的地下水循环仅发生在浅层渗透性较好的地层中，深部流体几乎处在滞流状态而难以迁移；沉积盆地的层状地质结构造成流体在平行于地层方向上的运动相对容易，却很难垂直于地层方向产生穿层运动，更难以穿越多个地层向深部流动。

2 页岩气沉积盆地地层渗透率特征

2.1 层状地层渗透率计算

页岩储层上覆沉积地层的渗透率直接决定了压裂液及深部地层水向上迁移的速率，而沉积盆地中地层的渗透率具有典型的各向异性特征，对于一个理想的多层结构地质体，其水平和垂向有效渗透率的计算公式如下：

(1)

式中：

和

分别为相应地层的厚度(m)和渗透率(m)。显然平行于地层方向地质体的水平渗透率

最大，而垂直于地层方向的地质体垂向渗透率

最小，有效地阻滞了压裂液及深部地层水的向上迁移。以20 m厚度的泥岩(渗透率为1×10m)和980 m厚的砂岩(渗透率为1×10m)形成1 000 m叠覆地层为例，按照公式(1)计算，该叠覆地层的水平渗透率约为9.8×10m，垂向渗透率仅为4.8×10m。很明显，尽管渗透性较好的砂岩厚度占据了地层总厚度的98%，但地层垂向有效渗透率仅为砂岩的5%。

事实上，包括四川盆地、鄂尔多斯盆地和塔里木盆地等大型沉积盆地在内，页岩储层上覆沉积地层中普遍有泥岩或泥质粉砂岩，它们约占页岩储层埋藏厚度的10%～15%，且具有颗粒细、渗透率低等典型特征，这些低渗透率地层极大地限制了流体在垂向上的运动。也正是由于存在这种低渗透率地层所形成的“盖层”，才得以在百万年时间尺度上圈闭并保存油气资源。

2.2 深部地层渗透率特征

影响岩石渗透率的因素很多，除自身矿物组成外，还包括有效应力、地层饱和度(水)、岩石压实胶结程度等。其中，有效应力直接控制着地层的压实程度及裂隙隙宽，导致其成为渗透率的主要控制因素之一。岩石空隙及连通率都会随着有效应力的增加而降低，从而限制流体流动。Kwon等利用瞬态脉冲衰减法测试了Wilcox地层中页岩的水平渗透率，当有效应力从3 MPa增加至12 MPa时，其水平渗透率则从大于300×10m下降至3×10m，并基于室内实验给出了地层渗透率

与有效应力之间的关系式如下：

k=k

[

)

]

(2)

式中：

为有效应力为零时的地层渗透率(m)，约在10×10m数量级；

为(19.3±1.6) MPa

为拟合参数，其值为0.159±0.007

为有效应力

(

MPa

)

。可见

随着有效应力的增加，地层渗透率将会显著降低。此外，多孔介质中的多相流体(石油、天然气、水等)的共存也会显著降低地层渗透率。常见的地层相对渗透率(

)与饱和度(

)之间的关系式如下13：

(3)

式中

为拟合参数，对于水而言

值分布在1.5～3.5之间。

当介质中的流体仅以残留水的形式被束缚在基质颗粒表面上时，束缚水只能以非达西流动形式迁移，这是一个非常缓慢的过程，因此可以认为地层的渗透率几乎为零。

勘探开发实践证实，我国绝大多数页岩储层都具有超低含水饱和度的特点，导致其渗透率极低。这是由于一方面烃源岩生烃过程中水分参与了生烃反应，另一方面页岩气生成过程中烃类的排出携带了大量水分，从而造成地层中的水分大大降低。如果没有后期构造运动所导致的地层水的再次进入，页岩的超低含水饱和度将得以延续，从而形成富含天然气的页岩，成为页岩气开发的有利目标。国内钻探评价的100多口页岩气评价井页岩含水饱和度数据显示，川南地区普遍为含水饱和度极低的钻井，如威201、宁201，其含水饱和度一般都低于30%～45%；而在黔北一带存在含水饱和度相对较高的钻井，如昭101、YQ01等，其含水饱和度达到了45%～60%，这些井一般位于断裂或构造活动较为强烈的部位，如断裂发育的背斜核部等。

此外，压实胶结过程也会显著降低地层的渗透率。一方面在压实胶结过程中会有基质的“生长”现象，它将会在孔隙内部“搭桥”逐步阻塞孔隙；另一方面在裂隙中胶结物将会大量充填，将原本可以成为优势运移通道的裂隙面封闭，大大阻碍了流体的运动。

总之，沉积盆地的层状结构及细颗粒岩石(如页岩、粉砂岩及泥岩等)的自身属性等都大大限制了地层垂向渗透率，加之受有效应力、超低含水饱和度和压实胶结等因素的影响，造成沉积盆地深部地层低渗透率成为了一个普遍规律。

3 深部流体向上迁移机制及概念模型

3.1 天然条件下深部流体向上迁移的驱动力

油气沉积盆地中深部流体向地表迁移的先决条件之一是需要有持续的、自下而上的水力梯度,而能够产生这种水力梯度的机制有地形驱动力和深部地层超高压驱动力两种。

3.1.1 地形驱动力

按照Tóth提出的地下水流动系统理论，地形驱动力驱动流体形成贯穿整个沉积盆地的区域尺度流动时，其路径为从地表补给进入深部地层径流再返回地表排泄。在此过程中，地形所造成的势能差成为驱动深部流体向上运移的持久性驱动力，其大小取决于补给区与排泄区地形势差。

3.1.2 深部地层超高压驱动力

另一种向上驱动力是存在于油气沉积盆地深部地层中的超高压，它广泛地存在于世界上绝大多数沉积盆地中。不平衡压实和油到气的裂解过程是产生超高压的两个重要过程。

不平衡压实是地层中孔隙水压力的产生超过了耗散的速度所造成的一种不平衡状态。油气沉积盆地快速埋藏初期，埋藏应力随上覆沉积物不断累积逐渐增大，地层进入压实排水过程。若地层渗透率高，孔隙水被及时排出，地层压力随之耗散，也就无法形成超高压；反之，若地层渗透率较低，则孔隙水很难自由排出，那么捕获的流体将会导致地层应力不断增加，从而形成超高压。

此外，油气沉积盆地演化后期深部地层中从油到气的裂解过程是造成超高压的另一个重要过程。单位体积的油类裂解为气体后，体积将增大550倍，因此仅有很少量的油发生裂解时，其产生的高压甚至能够压裂其附近的基岩。四川盆地(威远、长宁、涪陵区块)的龙马溪组页岩气主要为油型裂解气，因此裂解过程也是形成四川盆地深部超高压的原因之一。

油气沉积盆地内的超高压得以从地质历史时期保存至今，表明沉积地层的渗透率已低至足以保证在百万年时间尺度内地层压力难以耗散。Deming提出的一个方程能够表达它们之间的关系，即：

k=z

αμ

(4)

式中：

为地层渗透率

(

)

；

为埋藏深度(m);

为岩石压缩率(Pa);

为水的黏滞系数(Pa·s);

为地层压力耗散的时间(Ma)。该公式适用于均质、非均质岩层以及渗透率受控于裂隙或基质的岩层。通过公式(4)可知，当时间尺度为10～100 Ma、埋藏深度为1 000～5 000 m(页岩常规埋藏深度)、

=10Pa、

=0.000 5 Pa·s时，地层渗透率

约为1×10m到1×10m，与大部分深部页岩渗透率的数量级一致。油气沉积盆地深部超高压所产生的水力梯度具有一个极值，因为如果其产生的水力梯度太大将会破坏上覆岩石，那么下部积聚的压力得以释放也就不存在超高压状态了。因此，水力梯度的最大值也就受限于岩石本身的机械性能，保证岩石恰好不会被压裂。当孔隙水压力超过了保持岩石裂隙闭合的最小压应力(

)时，岩石将会发生破裂。Engelder认为

的上限近似为上覆地层应力，即：d

(ρ

)

(5)

式中：

为上覆岩石颗粒密度(kg/m);

为水的密度(kg/m,负号表示向上流动)，

为极限水头值(m)。

近似为2 300 kg/m，对于地层卤水

近似为1 200 kg/m(假定盐度为350 000 ppm，温度为100℃、压力为20 MPa时)，上式表明油气沉积盆地深部超高压所产生的最大向上水力梯度极限是1。

3.2 水力压裂对压裂液上移的影响

对于水力压裂过程中一个关注的焦点问题是压裂所产生的新生裂隙是否会显著地增大上覆地层的垂向渗透率以及压裂时的瞬时压力是否会产生一个向上的水力梯度。

3.2.1 水力压裂新生优势运移通道

目前，通过微地震监测技术在国内已获取到的水力压裂新生裂隙的分布范围在90～200 m不等，平均值为170 m。北美地区该数据平均值为100 m，最大值500 m出现在Marcellus地区。需要注意的是，目前进行页岩气开采的目标层位均在1 500～3 000 m处，因此新生裂隙的分布范围远没有达到上覆完整基岩的厚度。另外，Rutqvist等也通过微震监测与数值模拟的方法发现，水力压裂过程并不会造成先存断层活化。因此，水力压裂难以创造出流体迁移的优势通道。

3.2.2 瞬时压力传播的极限

水力压裂过程中向深部注入压裂液将会在页岩层产生一个瞬时压力脉冲并传播到新生裂隙网络之外，该瞬时压力脉冲的传播依赖于岩石介质及流体的属性，可通过下式变形后估算由压裂液压入引起的裂隙网络以外孔隙水压力传递的距离

：

(6)

目前一次压裂将会持续1～2 h，假定地层垂向有效渗透率为1×10～1×10m，由压裂液压入引起的裂隙网络以外孔隙水压力传递的距离

分布在0.017 m到2.400 m之间。因此，压力传递只是在短时间内局限在新生裂隙附近，不会导致向上水力梯度的突变。至产气阶段反而形成持续时间长、大尺度的释压过程，造成水力梯度转为自上而下。

3.3 水力压裂前后深部流体向上迁移的概念模型

综合我国大型油气沉积盆地地质与水文地质背景，本文从地下流体渗流机理的角度建立了压裂液在深部地层向上迁移的概念模型(见图1)：油气沉积盆地中存在着固有的来自地形势能差和储层超高压这两种自下而上的驱动力，此外还包括水力压裂操作所带来的仅局限于压裂区附近的、短时的驱动力，它们共同构成了压裂液污染浅层含水层的驱动力；运移通道则包括直接穿越上覆地层、断层活化后形成贯穿深部储层与浅层含水层的优势通道、压裂裂隙形成的高渗缝网。

图1 压裂液在深部地层向上迁移的概念模型图Fig.1 Conceptual model of hydraulic fracturing fluid upward migration①地形驱动力；②超高压驱动力；③压裂液潜在运移通道；④页岩气开发井；⑤废弃油气井； ⑥地下水流向；⑦水力压裂区；⑧浅层含水层

然而，水力梯度的极限为1，页岩储层上覆地层的有效渗透率一般低于1×10m，在此条件下压裂液向上迁移的速度小于1 cm/a。此外，水力压裂后的油气开采过程是一个释压过程，将会在深部地层中形成一个低压区，导致水力梯度翻转成自上而下，压裂液将失去向上的驱动力。因此，总体上看压裂液很难短时间穿越上覆地层污染浅层地下淡水资源。由于油气沉积盆地超高压已被保存百万年时间尺度，表明不存在贯穿于超高压储层与浅部含水层的导水断裂，但水力压裂新生裂隙是否会扩展至导水断裂从而造成压裂液快速向上迁移仍有待进一步研究。此外，已有研究表明在短时间尺度内，压裂液可能会沿废弃油气井向上迁移而污染浅层含水层。

4 典型页岩气沉积盆地压裂液向上迁移的预测分析

尽管目前我国四川盆地和鄂尔多斯盆地已有页岩气田进入工业化生产阶段，但对于各类现场监测数据的获取仍十分困难，如水力压裂过程中新生裂隙分布范围、压裂前后深部地层压力变化等，因此本文从各沉积盆地地层分布来评价压裂液及地层卤水向上迁移的可能性。

4.1 四川盆地压裂液向上迁移的预测评价

四川盆地地表水资源丰沛，浅层地下水多作为当地居民饮用水的补充水源，但由于其积极参与着水文循环过程，仍是一种十分敏感的环境因子。

目前四川盆地页岩气重点开发区主要分布在川东、川南—黔北一带，包括威远、富顺、长宁、涪陵等地区，富气目标层位为志留系龙马溪组与寒武系筇竹寺组，其普遍埋深在1 500～4 500 m不等，区域地表出露多为三叠系—白垩系的砂岩、泥岩等地层，它们与河谷内零星分布的第四系松散堆积物共同构成区内浅层主要含水层。其中，基岩裂隙水主要分布在浅部砂岩裂隙孔隙中，富水性差，厚度小于300 m；而第四系松散堆积物中主要赋存孔隙水，厚度小于50 m。

本文以川东涪陵焦石坝区块焦页1井为例，从定性的角度看，志留系龙马溪组一段中上部的页岩层是产气层的直接上覆地层，中下三叠统的膏盐岩及泥岩则构成了区域间接盖层，从而保证了区域压力封闭，使得志留系龙马溪组—五峰组页岩气有效富集与保存，同时圈闭高压-超高压不至于散失；从定量的角度看，志留系龙马溪组页岩埋深为2 150.5 m，其上覆的志留系小河坝组泥岩夹粉砂质泥岩(厚度为219 m)与韩家店组泥岩(厚度为508 m)，其释压后水平渗透率约在10m数量级，前述直接上覆地层组合后的渗透率为2.74×10m，该数据是取水平渗透率计算所得，若考虑垂向渗透率其结果则更低。

类似地，川南地区(威远—富顺—长宁)、黔北地区(昭通)的志留系龙马溪组页岩埋深在2 000～3 500 m之间，其直接盖层为上覆的志留系石牛栏组泥质粉砂岩(150～350 m)与韩家店组页岩(厚度200～872 m)，它们均具有较低的地层渗透率(小于10m数量级)。与区域上普遍发育的三叠系膏盐岩及泥岩所构成的区域盖层叠覆，为四川盆地页岩气的保存提供了良好的环境，同时也极大地约束了压裂液及地层卤水向上迁移的可能性。

4.2 鄂尔多斯盆地压裂液向上迁移的预测评价

鄂尔多斯盆地是我国重要的能源化工基地，受制于降水稀少、地表水资源短缺等因素，地下水成为保障当地社会经济发展的基本供水水源。目前鄂尔多斯盆地页岩气开发主要在南部的延长探区，目标页岩层为上三叠统延长组，其普遍埋深在700～1 600 m之间，上覆地层依次为侏罗系、白垩系及第四系地层。其中，侏罗系地层主要为泥岩、砂岩及煤层互层，厚度分布在320～570 m之间，属于良好隔水层；而白垩系砂岩(150～600 m)与第四系风积砂等则构成了鄂尔多斯盆地的主要含水层，其中赋存的地下水是该地区主要供水水源。

因此，对于延长探区页岩气藏而言，上三叠统延长组上部(第三段至第五段)地层是其直接上覆地层，岩性以泥岩为主，夹细砂岩与页岩，厚度分布在484～575 m之间，其渗透率小于10m数量级；间接盖层则为盆地内普遍发育的侏罗系泥岩夹砂岩、煤层，其渗透率小于10m数量级。因此盖层组合后总体渗透率仍在10m数量级，为鄂尔多斯盆地页岩气藏提供了良好的封闭空间，也阻断了深部压裂液及地层卤水向上迁移的可能性。

4.3 其他盆地压裂液向上迁移的预测评价

对于我国其他尚未进行商业化生产的页岩气沉积盆地，页岩气勘探有利层位地层分布情况见表1。总体而言，无论是海相沉积环境还是陆相沉积环境，页岩气储层的地层分布十分类似：地层埋深分布在1 000 m及以上，储层直接上覆地层多为渗透率极低的泥岩或页岩，区域上往往存在低渗透率的泥岩或泥质粉砂岩等作为区域盖层，两者共同提供了一个良好的封闭环境，为页岩气的储集提供了有利条件；而浅层地下水往往赋存在第四系松散堆积物中，主要接受大气降水补给，积极参与水文循环过程。页岩储层与浅层含水层之间的距离均大于1 000 m且由渗透性极差的组合地层相隔，因此深部压裂液及深部地层卤水几乎不可能向上迁移。

表1 典型油气沉积盆地页岩气目标层分布一览表Table 1 Shale gas reservoir in oil and gas basin in China

5 结论

压裂液是否会向上迁移污染浅层含水层这一争议的关键在于对深部地下流体运动控制的机理不明确。本文结合我国油气沉积盆地地质与水文地质背景，从地下流体渗流机理出发，分析了页岩气沉积盆地地层低渗透率的典型特点及形成机理，建立了压裂液向上迁移的概念模型，主要获得以下认识：

(1) 页岩气沉积盆地层状地层垂向有效渗透率受到渗透率最低的地层控制，且页岩气储层上覆地层多由渗透率低的细颗粒岩石组成(如泥岩、页岩等)，加之有效应力、超低含水饱和度(多相)和压实胶结等因素的影响，导致上覆地层总体渗透率极低(<1×10m)。

(2) 无论是来自地形的驱动力或是油气沉积盆地深部的超高压驱动力，其产生的自下而上的水力梯度上限为1，该水力梯度下压裂液向上迁移速率小于1 cm/a。

(3) 水力压裂过程持续的时间非常短(几小时)，其形成的裂隙带厚度远小于页岩储层上覆地层，同时上覆岩层性质也极大地约束了深部压力向上的传播与耗散，因此水力压裂过程难以改变天然状态下地层渗透率与向上的水力梯度；但在新生裂隙若贯通压裂区与导水断层或由于工程措施不当造成压裂液进入废弃油气井的情况下，不排除造成浅层含水层被污染的风险。

(4) 结合我国四川盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地等油气沉积盆地实际地质、水文地质条件分析，受限于页岩气储层上覆地层的渗透率及自下而上的水力梯度，水力压裂前后压裂液及深部地层卤水都很难向上迁移并对浅层地下水造成污染。