长宁地区富有机质页岩脆性及与裂缝发育关系

赵圣贤，刘 勇，冯江荣，范存辉 ，季春海

1.中国石油西南油气田分公司页岩气研究院，四川 成都 610051；2.中国石油西南油气田分公司气田开发管理部，四川 成都 610051；3.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500

引言

在全球能源日趋严峻的形势下，以页岩气为代表的非常规油气有望成为未来重要的接替能源[1]。近年来，中国掀起了页岩气勘探开发的热潮，加快了中国能源战略格局重塑的步伐[2]，在四川盆地的涪陵、长宁_威远、昭通、富顺_永川等页岩气富集区成功建立了商业产能示范区，截至2019 年年底，中国南方地区五峰组 _龙马溪组页岩气累计地质探明储量超1.8×1012m3，年产超150×108m3[3]。

页岩是一种天然多尺度且非均质性极强的复合型致密地质体材料[4]，对致密的页岩气层实施水力压裂，以实现岩石的体积改造，是目前页岩气得到有效增产的关键开采技术之一[5]。水力压裂实质上是通过制造人工裂缝来增强岩石的渗透能力，这是由于在致密页岩中，大部分天然气以吸附态或游离态存在于纳米级_微米级孔隙中[6-7]，裂缝可以有效增强致密页岩的渗流能力，促使气体沿着裂缝运移至井筒。然而，如何在确保安全生产条件下制造更大规模的人工裂缝，取决于岩石的脆性[8]。目前研究普遍认为，脆性较高的页岩压裂后可形成复杂的裂缝系统，往往可优选为压裂目标[9]。截至目前，基于岩石应力-应变、能量平衡与转化、矿物组分、力学参数及微观结构等表征页岩脆性的方法很多[10-11]，但对页岩脆性的评价尚无统一、有效的评价标准，得到的认识也有所不同，主要表现在以下几个方面：（1）石英等脆性矿物含量高，黏土矿物等韧性矿物含量少[12-13]；（2）岩样呈现明显的脆性破坏[14-16]；（3）岩石应力-应变曲线中的峰后模量等于弹性模量，岩石内部所积累的能量全部转化为释放的能量[17]；（4）岩石具备高弹性模量和低泊松比[8]；（5）岩石到达抗压极限时具有较低的应变率[18]；（6）高压拉比[19-20]；（7）内摩擦角大[21]；（8）压痕实验过程中产生更多微裂缝，且宏观压痕硬度大于微观压痕硬度[19，22]；（9）岩石的峰值应力迅速降低至残余应力[18]等。页岩的脆性受内在和外在因素的综合控制，特别是对于复杂地质背景的页岩气产区而言，常用的评价方法在现场往往达不到预期的效果，岩石压裂后不能最大限度地产生具有较好疏导能力的裂缝系统。因此，开展脆性评价应当结合不同的沉积背景和岩相类型，分析页岩脆性的主控因素，并深入挖掘岩石脆性对裂缝控制的内在机理。

为此，本文以川南长宁地区龙马溪组页岩为例，结合研究区地质背景和页岩地质特征，明确和揭示页岩的脆性特征及其与裂缝发育的关系，通过深入认识页岩脆性对裂缝的影响，为现场压裂方案的设计及相关技术的改进提供指导。

1 区域地质概况

长宁地区整体位于四川盆地南缘，地理位置处于长宁县南部，筠连县东北部，西至高县，东邻叙永县。构造位置为川东高陡褶皱带向西南延伸的末端，即川南断褶带和娄山断褶带交界处，西靠华蓥山南断褶带。长宁构造呈现为NW_SE 向的长轴背斜，南西翼平缓，北东翼陡倾（图1，图2）。长宁地区历经了加里东、海西、印支、燕山及喜马拉雅等多期不同方向构造运动的叠加和改造，定型于喜马拉雅构造运动末期[23]，褶皱、断裂以及裂缝等构造体系复杂多样。

图1 长宁地区位置Fig.1 Location of Changning Area

图2 N211 井五峰组--龙马溪组综合柱状图Fig.2 Stratigraphic histogram of Wufeng–Longmaxi Formation in Well N211

研究区普遍缺失泥盆纪、石炭纪、古近纪以及新近纪等地层，自长宁背斜核部往两翼依次出露寒武系、奥陶系、志留系、二叠系、三叠系、侏罗系以及白垩系，第四系零星分布。奥陶纪早期，受都匀构造运动的影响，扬子板块普遍遭受海侵，研究区整体处于川中水下隆起、黔中隆起和雪峰隆起三者围陷而成的深水陆棚的还原环境[24]，有机质与硅质于底部大量富集和连续分布，形成了面积达10.7×104km2的富有机质页岩相带，其中的优质页岩层段厚度累计超过35 m[25-26]。

2 页岩地质特征及脆性特征

大量研究结果表明，岩石的脆性是由脆性矿物、有机质、埋深等因素综合控制的一种力学性质[27-28]。对于长宁地区而言，一方面，受控于早奥陶世至晚志留世沉积环境的变迁，龙马溪组在纵向上呈现明显的岩性和岩相差异[29]；另一方面，长宁地区目前的大部分页岩气井主要位于背斜的南西翼，页岩气产层埋深范围较大（2 300～3 200 m）[30]。

2.1 岩相类型与脆性矿物

在长宁地区具备页岩气产能的页岩气井中，开发效益较好的层段普遍为龙一1 亚段。N201 井龙一1 亚段的矿物组分的分析结果（图3）显示，石英+长石+黄铁矿等相对矿物含量为47.0%～68.7%，平均含量为58.3%；碳酸盐岩相对矿物含量为1.1%～24.3%，平均含量为12.0%；黏土矿物相对矿物含量为10.5%～45.7%，平均含量为29.7%。结合前人对长宁地区龙马溪组页岩岩相划分方案，龙一1 亚段发育富有机质岩相（有机碳含量大于2.0%）和贫有机质岩相（有机碳含量小于2.0%）两大类，具体包括6 种岩相类型：富有机质硅质页岩、贫有机质硅质页岩、富有机质黏土质硅质混合页岩、贫有机质黏土质硅质混合页岩，以及少量的富有机质钙质硅质混合页岩和富有机质黏土质钙质混合页岩。

图3 N201 井龙一1 亚段矿物相对含量三角图和主要岩相类型[31]Fig.3 Triangle diagram of mineral relative content and main lithofacies types of Long 1 sub section in Well N201

前人研究认为，较高的石英、长石、黄铁矿等矿物含量通常与较高的弹性、硬度及较低韧性有关，可促进岩石裂缝的分支与交汇，而较高的黏土矿物含量与较高的韧性及延展性有关，岩石通常呈现塑性屈服，岩石形成的裂缝呈现短小和连接不良特征[32]。研究区硅质页岩岩相中石英、长石、黄铁矿的总含量普遍大于50%，对应层段的岩芯常见层理缝、网状缝、多角度剪切缝等多种类型裂缝（图4a，图4b，图4c，图4d），而黏土质硅质混合页岩岩相石英、长石、黄铁矿的总含量小于50%，对应层段的岩芯主要发育层理缝，同时发育少量的高角度斜交缝（图4e，图4f，图4g，图4h）。由此表明，相对其他岩相而言，硅质页岩岩相具有较高的脆性。

图4 不同岩相类型裂缝发育模式及岩样Fig.4 Fracture development model and core sample of different lithofacies types

2.2 有机质与孔缝结构

有机地球化学与显微镜等测试结果显示，N201井龙一1 亚段页岩的有机质组分以腐泥组为主，类型以I 型干酪根为主，少量II1型，有机质丰度总体较高，岩芯实测有机碳含量为1.3%～7.6%，平均3.9%。有机质热成熟度在3.1%～3.2%，整体处于过成熟阶段，镜下可观察到大量有机质成熟过程中产生的纳米级有机质孔隙结构（图5a，图5b），同时亦可见由有机质在生烃和排烃作用过程形成的异常高压缝（图5c）和收缩缝（图5d）等微米级裂缝。

图5 N201 井龙一1 亚段页岩有机质生烃与排烃后形成的有关孔隙与微裂缝Fig.5 Pores and microfractures formed after hydrocarbon generation and expulsion of organic carbon of Long 1 sub section in Well N201

对不同有机碳含量页岩的相关弹性参数进行无侧限抗压实验，结果表明，龙一1 亚段的页岩杨氏模量在19.0～43.2 GPa，泊松比在0.16～0.25，结合对应有机碳含量分析发现，随着有机碳含量的升高，岩石的泊松比下降，杨氏模量上升（图6）。目前普遍认为，具有较高杨氏模量、较低泊松比的页岩往往具有较明显的脆性特征[33]。由此表明，随着页岩有机质含量的增加，岩石的脆性有所增强。

图6 N201 井龙一1 亚段不同有机碳含量的页岩的杨氏模量和泊松比Fig.6 Young′s modulus and Poisson′s ratio of shale with different organic carbon content of Long 1 sub section in Well N201

2.3 埋深与岩石力学性质

川南地区页岩气的勘探与开发经过10 余年的攻关试验与实践，在埋深小于3 500 m 的范围内建成了规模产能，但资源量仅为1.2×1012m3，而埋深3 500～4 500 m 的深层页岩气资源量却超过8.5×1012m3，有利面积超过17 000 km2[30]。因此，深层页岩气资源潜力大、勘探开发前景广阔。

然而，深层地层条件更为复杂，高压、高温以及较高的水平差应力下，即使具备较高脆性矿物含量的页岩，深埋时也由最初的脆性向延性转变[34]。为进一步分析和探究不同埋深条件下页岩的力学性质，结合长宁地区龙一1 亚段的埋深情况，通过设置不同埋深（0～5 000 m）对应的温度和围压条件，对页岩进行三轴抗压实验测试。将样品切割并打磨成25 mm×50 mm 的圆柱状，采用RTR-1000 静（动）态岩石力学伺服测试系统施加载荷，速度为2.0 kN/s。不同埋深条件下页岩的弹性模量和泊松比实验结果如图7 所示，可以看出，不同埋深条件下页岩的弹性模量为18.954～36.541 GPa，没有明显的变化规律（图7a），而泊松比为0.162～0.266，与埋深呈较好的正相关关系，相关系数达0.733 24（图7b），表明在埋深增加过程中，岩石的横向应变有所增加，意味着岩石发生破坏时的应变程度有所加大，延性增加，也就是说页岩的脆性发生了一定程度的下降。

图7 不同埋深条件下页岩的弹性模量和泊松比Fig.7 Young′s modulus and Poisson′s ratio of shale under different burial depth

3 页岩脆性与裂缝发育的关系

脆性矿物、有机质以及埋深都在不同程度上控制着长宁地区龙马溪组页岩的脆性，同时也是目前控制页岩储层裂缝的发育和演化过程中较为重要的地质因素[35]。

3.1 不同富有机质岩相页岩的剪切破坏机理

从弹性参数的角度分析，石英和黄铁矿具有较高的脆性因子，而方解石和白云石脆性因子次之，干酪根和黏土脆性因子最低（表1）。需要指出的是，表中所列出的是各种矿物在实验条件下的力学参数，由于岩石内部实际成分复杂多样，其力学指标会差异很大。此外，钙质矿物对脆性的贡献主要来源于部分具备脆性的矿物[36]，因此，对岩石整体的脆性贡献度有限。

表1 页岩不同组分的弹性参数与脆性因子Tab.1 Elastic parameters and brittle factors of different shale components

另外，基于应力-应变曲线和能量的角度进行分析，岩石在受载荷下发生剪切破坏所体现出来的脆性其实质代表了自我维持宏观破坏的能力，岩石的破坏是应力-应变函数关系的动态演化过程，期间不仅伴随着裂缝的形成、演化和拓展，还包含着能量的积累、消耗和转化。通过对不同岩相的岩芯沿垂直层理方向钻取一定数量的样品，在常温常压下施加载荷直至岩样完全失效，对不同岩相页岩的应力-应变曲线分析可知，富有机质钙质硅质混合页岩其峰值后阶段的应力-应变曲线与富有机质硅质页岩的有所不同，主要体现在两个方面：

（1）富有机质钙质硅质混合页岩的峰后模量为负值，意味着岩石在应力加载过程中所积累的能量不足以维持整个岩石剪切破坏的过程，需要后期应力持续加载以补充岩体破坏所需要的额外能量，即附加能量（图8a）；而硅质页岩的峰后模量为正值，意味着岩石在前期能量的积累不仅足够维持岩石破坏的整体过程，后期还伴随着一些能量释放（图8b）。

（2）岩石剪切破坏其内在的断裂机理主要体现在黏聚力到内摩擦力的转变，岩石内部剪切过程中伴随着矿物晶体的变形和变位，富有机质钙质硅质混合页岩中碳酸盐岩矿物受剪切作用发生旋转并破碎成较小碎片，此过程中剪切阻力转变为摩擦力，由此载荷提供的能量一部分转化为矿物的破碎能，另一部分转化为调节岩石断块之间的位移由碎片组成的剪切带上的摩擦能（图8）；而富有机质硅质页岩中硅质矿物受剪切作用可承受较大的压力发生旋转不被压碎，岩石断块之间的位移靠矿物之间的旋转调节，期间需要的能量相对较少（图8）。

图8 不同岩相的页岩剪切破坏应力-应变曲线、能量演化过程和剪切破坏机理示意图Fig.8 Stress-strain curves,energy evolution and shear failure mechanism of shale with different lithofacies

3.2 不同有机碳含量岩石的裂缝发育特征

为进一步揭示有机质以及有关孔隙-裂缝结构对页岩脆性的影响机制，笔者通过对不同有机碳含量的硅质页岩样品破坏后的裂缝发育特征进行观察发现，贫有机质硅质页岩破坏后形成的裂缝比较单一，单条裂缝延伸较远，与其他裂缝发生交汇现象并不明显（图9a），而富有机质硅质页岩破坏后形成的裂缝较为复杂[37-38]，单条延伸较短便于其他裂缝发生联结和交汇，整体形成较为密集的缝网系统（图9b）。

图9 贫有机质硅质页岩和富有机质硅质页岩裂缝发育特征Fig.9 Fracture development characteristics of organic poor siliceous shale and organic rich siliceous shale

前人的研究表明，随着有机碳含量增加，岩石内部有机质间距离减小，对应的纳米级--微米级孔隙-裂缝结构趋向密集，一定程度可极大降低岩石整体的强度，这是由于微裂隙受应变能的转化，于末端出现应力集中[39]，一旦孔隙或裂缝的末端应力场发生重叠，则会出现联结，这些纳米级--微米级孔隙-裂缝结构则得到拓展、贯通，形成次一级微裂缝，这些微裂缝不断演化，形成更为复杂的微裂缝系统（图9b）[40]，当后期外部继续施加载荷（构造应力或水力压裂泵压）时，岩石会沿着内部微裂缝发生进一步拓展、贯通，最终造成明显的破裂。综合分析表明，有机碳含量增加，在一定程度上有助于增强页岩的脆性，进而促进岩石裂缝的发育。

3.3 不同埋深下岩石的破裂模式

深层页岩气资源的勘探与开发对现阶段的压裂技术水平、施工工艺与装备等都带来了巨大的挑战，由于深层地质条件复杂，深埋岩石压裂后常常不能获得复杂裂缝或者压后裂缝差异较大，同时，压开后的裂缝容易迅速闭合，初期产能迅速下降[41]。

页岩力学性质很大程度取决于温度和围压，不同埋深具有不同的温度和围压。由此，为明确不同埋深条件下岩石的脆性及岩石对应的破裂模式，本文借鉴Rickman 脆性指数的计算方法，对不同埋深下岩石的脆性指数进行计算，分析不同埋深下岩石破坏后的破裂样式。结果显示，浅层、中浅层的岩石主要沿着纵向发生破坏，裂缝呈现劈裂式纵向延伸，仅有局部呈现剪切破坏，脆性破坏特征明显，对应的Rickman 脆性指数为57.1%～62.0%，平均为60.5%；中深层、深层的岩石主要呈现劈裂型和剪切型混合破坏特征，裂缝主要呈现1～2 条主裂缝和数条伴生的微裂缝特征，对应的Rickman 脆性指数为36.8%～52.8%，平均为47.2%；超深层的岩石呈现单一的剪切破坏特征，微裂缝并不发育，裂缝发育程度整体较为单一，同时，横向应变程度较大，对应的Rickman 脆性指数为44.8%～47.4%，平均为46.1%（图10）。综合分析可知，随着埋深的增加，岩石的脆性下降，破裂模式由劈裂型向剪切型过渡，破坏程度由复杂转为单一。

图10 不同埋深下页岩的脆性变化趋势与破裂模式Fig.10 Brittleness change trend and fracture mode of shale under different burial depth

3.4 页岩脆性与压裂“甜点”层优选的关系

压裂“甜点”层的优选与有机质、脆性矿物和埋深等地质因素具有直接关系，研究证实，那些具备经济高产的页岩气井产层普遍具有有机质丰度高、脆性矿物含量高、埋藏浅等特征，并且脆性程度高，可压性好，水力压裂后容易形成复杂裂缝[9，28]。

N201 井龙一1亚段埋深在2 486.0～2 521.5 m，其中，优质页岩层段厚度大于30 m，综合岩石矿物、地球化学及测井资料，将龙一1 亚段划分为4 个小层（表2），分析可知脆性矿物和有机碳含量总体由上往下逐渐增加，同时含气量在龙一达到峰值。龙一和龙一杨氏模量最大，而泊松比无明显变化，龙一和龙一脆性指数最高，分别为60.70%和61.31%。另外，据岩芯裂缝的观察发现，龙一天然裂缝整体欠发育，而龙一和龙一则均有一定厚度的裂缝发育段。

表2 N201 井龙一1 亚段各小层综合地质特征Tab.2 Comprehensive geological characteristics of each sublayer of Long 1 sub section in Well N201

图11 N201 井龙马溪组龙一1 亚段可压性综合评价图Fig.11 Comprehensive evaluation of fracturing property of Long 1 sub section in Well N201

4 结论

（1）长宁地区龙马溪组龙一1 亚段可分为富有机质和贫有机质岩相，共发育6 种页岩岩相类型，其中富有机质硅质页岩岩相中石英、长石、黄铁矿含量大于50%，页岩具有较高的脆性，易于形成复杂的裂缝网络系统，在岩石破坏过程中具有明显的脆性响应和自我维持宏观破坏的能力。

（2）页岩有机质含量增加，杨氏模量增加，泊松比下降，页岩脆性增强，有机质在岩石破坏过程能够诱导裂缝的形成。随着埋深的增加，页岩脆性下降，岩石破裂模式由劈裂型向剪切型过渡，破坏程度由复杂转为单一。

（3）页岩气井产层脆性指数高，水力压裂后易形成复杂裂缝。N201 井龙一1亚段龙一和龙一小层具有较高的脆性矿物含量和有机碳含量，其杨氏模量最大，脆性指数最高，可压性好，优选为该井良好的“甜点”层段。