川南泸州地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩裂缝发育模式及意义

2022-11-20闫建平罗静超石学文钟光海郑马嘉唐洪明胡钦红

岩性油气藏 2022年6期

闫建平，罗静超，石学文，钟光海，郑马嘉，黄毅，唐洪明，胡钦红

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；3.中国石油西南油气田分公司页岩气研究院，成都 610051；4.中国石油西南油气田分公司，成都 610051；5.中国石油集团测井有限公司西南分公司，重庆 400021；6.美国德克萨斯大学阿灵顿分校地球与环境科学系，美国德克萨斯州阿灵顿 76019）

0 引言

随着世界各国掀起对页岩气勘探开发研究的热潮，以及常规油气藏的开发殆尽，页岩气逐步在我国能源利用方面占据越来越大的比例［1-3］。四川盆地先后发现了涪陵、长宁、威远、泸州等页岩气富集高产区［4-5］。深层页岩气的规模效益开发是页岩气能否实现有序接替的关键，川南泸州地区具有复杂褶皱和断裂系统［6］，其下志留统龙马溪组页岩气资源丰富，是目前我国深层页岩气开发的主要地区之一。页岩气储层具有特低孔、超低渗特征，需经过压裂后才能获得工业产能［7］。裂缝发育对页岩气的保存和运移、压裂改造及效益开发均具有重要影响。以往研究人员主要围绕裂缝的成因［8-10］、岩石力学分析［11-13］、裂缝与岩性和物性的关系［14-15］、构造裂缝的识别方法［16-19］、构造裂缝的预测建模［20-21］和裂缝对后期压裂的影响［22-24］等进行了研究，部分学者还针对非构造裂缝的成因［25］和页岩层理与压裂缝缝高的关系［26］做了诸多实验和分析。这些研究多集中于较大尺度的构造裂缝，对于层理缝和细小裂缝以及页岩构造裂缝和层理缝组合的研究较为欠缺。

以川南泸州地区五峰组—龙马溪组深层海相页岩为研究对象，根据岩心、测井等资料，分析了泸州地区直井页岩中裂缝的类型、发育情况和响应特征等，并结合构造裂缝和层理的数量、产状特征和组合情况提出了6 种裂缝发育模式：构造裂缝与层理混合发育型、强构造裂缝弱层理型、中密度层理型、紧密层理型、大尺度构造裂缝型、致密型。同时讨论了不同裂缝发育模式在测井曲线和岩石力学参数上的响应特征，以期为深层页岩气储层裂缝发育特征的识别和预测提供新的思路。

1 地质概况

四川盆地是位于扬子准地台西北缘的复杂叠合盆地，根据多层次结构的构造特征可将其划分为川北低缓构造带、川东高陡构造带、川中平缓构造带、川西低陡构造带、川西南低陡构造带和川南低陡构造带等6 个二级构造带。泸州地区位于四川盆地南部，构造上属于川南低陡构造带，经历了多期构造活动和构造叠加，北部以NE 向和近SN 向构造为主，西部和南部以NE 向、近EW 向和NW向构造为主（图1a）。下志留统龙马溪组地层自下而上可划分为龙一段和龙二段，龙一1亚段自下而上又划分为个小层（图1b）。

图1 川南泸州地区构造断裂位置和有利页岩气分布（a）及奥陶系五峰组—志留系龙马溪组岩性地层综合柱状图（b）（据文献［6］修改）Fig.1 Location of tectonic faults and favorable shale gas distribution（a）and stratigraphic column of Ordovician Wufeng-Silurian Longmaxi Formation（b）in Luzhou area，southern Sichuan Basin

2 裂缝发育特征

四川盆地是发育在扬子准台地西北缘的一个次级构造单元，南部的泸州区块处于川西南古中斜坡低褶带东部，主应力方向为NE 向。基于电成像测井图像资料，分析认为研究区裂缝类型主要有高导缝、断层（缝）、高阻缝、层理等。

2.1 页岩裂缝的电成像测井图像特征

哈里伯顿公司推出的电成像测井（EMI）技术［27］是通过EMI 测井仪向地层发射电流，且极板上每个电极的电流强度随井壁地层电阻率及井壁条件的不同而发生变化，因此通过EMI 测井仪记录到的每个电极的电流强度和电压均可得到微电阻率的变化情况。以川南泸州地区L203 井为例，EMI 图像上的裂缝信息包含高导缝、高阻缝、断层（缝）和层理的信息，具有一定角度（0°～90°）的裂缝面在EMI 图像上呈现为正弦线特征［28-29］（图2）。

高导缝在EMI 图像上呈暗色正弦线特征，裂缝被高电导率物质填充（泥质等），因此图像显示为黑色（图2a）；高阻缝在电成像测井图像上为亮白色正弦线，缝内被方解石等高电阻率物质填充（图2b）；断层（缝）与高导缝相似，图像特征表现为暗色正弦线（图2c），但由于断层上、下盘存在相对运动，所以断层面附近通常伴随地层的错动现象（图中紫色箭头处正弦线有明显的不连续错位现象）；层理（页理）缝主要指由沉积作用所形成的平行纹层面间的孔缝，由一系列薄层页岩组成，是泥页岩储层中最基本的裂缝类型，层理缝张开度一般较小，且多数被泥质、黄铁矿等高导矿物和方解石、石英等高阻矿物充填，图像显示为明暗相间色（图2d）。

图2 川南泸州地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组裂缝电成像测井图像特征Fig.2 Electrical imaging logging images of fractures of Ordovician Wufeng-Silurian Longmaxi Formation in Luzhou area，southern Sichuan Basin

2.2 页岩裂缝、层理的产状与特征

通过对L203 井EMI 图像上不同裂缝的密度进行统计，明确了高阻缝、断层、层理缝在纵向上的发育情况。高阻缝和断层主要在龙一2亚段发育，且高阻缝多集中在龙一2亚段中上部；层理缝在龙一2亚段呈间隔发育，密度较高，在龙一1亚段的发育相对连续且均匀，在龙一14小层下部密度较高（图3a）。由于深层页岩气地层本身的非均质性和不同层段受到应力情况的差异性，不同裂缝在龙一段不同深度的产状不同。高阻缝的倾角较大，为30°～60°；断层和层理缝的倾角相对较小，分别为20°～50°和0°～50°，龙一1亚段层理的平均倾角明显小于龙一2亚段。龙一1 亚段4 个小层的层理倾角均小于30°，多集中在0°～10°，龙一13小层倾角最小，走向呈随机性（图3b、表1）。

图3 川南泸州地区L203 井奥陶系龙马溪组龙一段深层页岩气储层裂缝、层理发育特征Fig.3 Fractures and bedding development characteristics of deep shale gas reservoirs of the first member of Ordovician Longmaxi Formation of well L203 in Luzhou area，southern Sichuan Basin

表1 川南泸州地区L203 井奥陶系龙马溪组各层段裂缝、层理发育情况及倾角范围Table 1 Fracture，bedding development and dip angle range of Ordovician Longmaxi Formation of well L203 in Luzhou area，southern Sichuan Basin

2.3 深层页岩气井构造裂缝发育情况

川南地区泸州区块深层页岩气井内裂缝的发育情况与构造活动及期次有关，通过统计龙一段不同小层10 口井的构造裂缝发育条数（图4）可知，由于不同井处在背斜或向斜构造的不同位置，构造裂缝在不同层段上的发育会有较大差异。龙一1亚段沉积时期受仙佛背斜和九奎山背斜影响，构造活动强烈，应力情况复杂，构造裂缝在研究井的龙一1 亚段均有发育。L208 井构造裂缝在龙一2亚段较发育，在水平井靶体段（龙一11小层、龙一1

图4 川南泸州地区部分深层页岩气井奥陶系五峰组—志留系龙马溪组构造裂缝发育情况Fig.4 Development of structural fractures of Ordovician Wufeng-Silurian Longmaxi Formation of some deep shale gas wells in Luzhou area，southern Sichuan Basin

2小层）较Y101 井发育弱。离构造断裂较远的井（L206 井、L203 井等）构造裂缝在水平井靶体段发育相对较弱。

3 裂缝发育模式

3.1 深层页岩气地层裂缝发育模式

结合岩心观察和上文分析可知，在研究区水平井靶体段，构造裂缝发育情况为：①构造裂缝在龙一2亚段十分发育，到龙一1 1小层裂缝发育密度呈递减趋势（图5a—5e）；②从龙一2亚段到靶体段构造裂缝仍较发育，该类井多分布在构造断裂带或其附近区域（图5f—5g）。

图5 川南泸州地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩构造裂缝发育情况Fig.5 Development of tectonic fractures of Ordovician Wufeng-Silurian Longmaxi shale in Luzhou area，southern Sichuan Basin

基于构造裂缝和层理在不同深度处EMI 图像上发育的数量、产状特征和组合情况不同，并考虑深层页岩构造裂缝和层理之间的组合关系对水力压裂的影响，认为深层页岩存在6 种裂缝发育模式：构造裂缝与层理混合发育型（Ⅰ型）、中密度层理型（Ⅱ型）、紧密层理型（Ⅲ型）、强构造裂缝弱层理型（Ⅳ型）、大尺度构造裂缝型（Ⅴ型）、致密型（Ⅵ型）（图6）。

图6 川南泸州地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组深层页岩裂缝发育模式Fig.6 Fracture development models of deep shale of Ordovician Wufeng-Silurian Longmaxi Formation in Luzhou area，southern Sichuan Basin

不同的裂缝发育模式其岩相、脆性矿物组分、黏土矿物含量、有机质含量、物性等均存在一定差异。Ⅰ型和Ⅱ型裂缝发育模式脆性矿物含量相对较高，水力压裂时有助于裂缝扩展，适度发育的层理也有利于复杂缝网的形成。Ⅲ型裂缝发育模式黏土矿物含量较高，高密度的层理不利于纵向上裂缝的延伸，实施水力压裂时对复杂缝网的形成具有一定限制。Ⅳ型和Ⅴ型裂缝发育模式多出现在贫有机质硅质页岩岩相中，受高水平应力差和构造活动影响较大。Ⅴ型裂缝发育模式裂缝尺度大，数量少，主要起渗流作用，储集意义较小（表2）。

表2 川南泸州地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩不同裂缝发育模式的差异Table 2 Differences between different fracture development models of Ordovician Wufeng-Silurian Longmaxi shale in Luzhou area，southern Sichuan Basin%

3.2 EMI 图像上裂缝信息的提取

为了在单井上进行裂缝发育模式的划分与识别，需首先将EMI 图像上构造裂缝和层理的位置和产状信息提取出来。采用改进霍夫变换拾取固定周期正弦线的方法提取构造裂缝的产状信息：图7中P 和P'为间隔一半周期的点对，C 为P 和P'的中点，当P 和P'像素值均为1 时，C 点纵坐标的累加器在该位置的值加1；通过像素点P 并设置C 点的累加器从而确定出正弦线的基线L［30］（图8a）。对于具有相近产状的层理发育图像或像素低且复杂不清晰的图像来说，图像经处理后提取基线效果不理想（图8b），因此对于层理发育的信息本文需采用人机交互的方式进行拾取。

图7 一类正弦线基线的确定原理示意Fig.7 Schematic illustration of the determination principle of a class of sinusoidal baselines

图8 川南泸州地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组构造裂缝和层理基线提取效果对比Fig.8 Comparison of the extraction results of structural fractures and bedding baselines of Ordovician Wufeng-Silurian Longmaxi Formation in Luzhou area，southern Sichuan Basin

3.3 单井裂缝发育模式划分

获取了构造裂缝和层理的信息之后，引入平均开度（σ）和层理条数（n）的概念

式中：ng，n，σ是从EMI 图像上以1 m 为一段统计得到的参数。ng为该段构造裂缝的条数，σi为该段第i个构造裂缝的开度，mm；n为层理条数，条；σ为平均开度，mm。σ能反映出长度为1 m 的层段中构造裂缝和层理发育的程度，有助于区分不同的裂缝发育模式。（σi是由该段第i个构造裂缝在纵向上平均覆盖的像素点个数乘以图片上单个像素点代表的实际大小得到。）

当σ和n的值均较大且在一定范围内时为Ⅰ型裂缝发育模式；σ值较小而n值较大时对应Ⅱ型裂缝发育模式；Ⅲ型裂缝发育模式的黏土含量高，层理十分发育，n值最大；Ⅳ型裂缝发育模式的σ值较大，n值较小；σ值很大但n值很小时对应Ⅴ型裂缝发育模式；Ⅵ型裂缝发育模式的裂缝、层理均欠发育，σ和n值均很小（图9）。

图9 平均开度和层理条数限制下裂缝发育模式类型及特点的表征Fig.9 Characterization of fracture development model and characteristics under the limitation of average opening and bedding number

实际页岩地层中裂缝条数和平均开度均不可能无限大，因此坐标系中的数据点均在曲线L 的限制内（图9）。为了更直观地对裂缝模式进行划分与识别，选取L203 井27 个包含了所有不同裂缝发育模式的样本点，在坐标系中的不同区域划分出对应的6 种裂缝发育模式（图10），定量获得了划分与识别这6 种裂缝发育模式的σ，n的取值范围。

图10 川南泸州地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组不同类型裂缝发育模式在坐标系中的划分Fig.10 Division of different fracture development models in the coordinate system of Ordovician Wufeng-Silurian Longmaxi Formation in Luzhou area，southern Sichuan Basin

Ⅰ型裂缝发育模式的σ值为2.90～6.05 mm，n为7～13 条；Ⅱ型裂缝发育模式的的σ值为0～2.90 mm，n为7～13 条；Ⅲ型裂缝发育模式的的σ值为0～2.90 mm，n>13 条；Ⅳ型裂缝发育模式的的σ值为2.90～6.05 mm，n为0～6条；Ⅴ型裂缝发育模式的σ>6.05 mm，n为0～6 条；Ⅵ型裂缝发育模式的σ值为0～2.90 mm，n为0～6 条。

4 裂缝识别与应用

4.1 基于EMI 图像裂缝发育模式的识别

将川南泸州地区L203 井龙一段EMI 图像上的σ和n参数以1 m 为一段提取后，按照图10 得到的参数界限进行裂缝发育模式划分，并在剖面上展开，得到L203 井裂缝发育模式剖面图（图11）。

L203 井Ⅰ型裂缝多在龙一2亚段中上部破裂压力较低的部位发育，较低的破裂压力有助于复杂缝网的形成；Ⅱ型裂缝集中发育在龙一1亚段，夹杂部分Ⅲ型裂缝；龙一2亚段中部层理发育程度降低，Ⅳ型裂缝集中发育，Ⅴ型裂缝整体发育较少且仅散布在龙一2亚段；龙一14小层中有一段钙质致密层（Ⅵ型），Ⅵ型裂缝主要在龙一2 亚段中部出现，且常夹在Ⅳ型中出现（图11）。

图11 川南泸州地区L203 井奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩裂缝发育模式测井响应特征图Fig.11 Logging response characteristics of fracture development models of Ordovician Wufeng-Silurian Longmaxi shale of well L203 in Luzhou area，southern Sichuan Basin

不同类型的裂缝在工程甜点评价中的意义不同。Ⅰ型裂缝发育模式中高角度裂缝与水平层理均发育，且二者相互交错形成天然复杂缝网，对后期压裂具有促进作用，但部分页岩气井受构造断裂活动的影响较小；靶体段（龙一11小层、龙一12小层）Ⅰ型裂缝不发育，多出现Ⅱ型裂缝；Ⅱ型裂缝脆性矿物含量和TOC含量均较高、破裂压力较低、层理和纹层信息在EMI 图像上显示清晰，较高的脆性矿物含量有利于压裂缝的形成，并且水平层理易被贯穿形成复杂缝网；Ⅲ型裂缝层理密度过高，虽具有形成复杂缝网的优势，但不利于对靶体甜点区的充分动用；Ⅳ型裂缝常与Ⅵ型裂缝相伴出现，其构造裂缝的尺度小于Ⅴ型裂缝，天然的高角度裂缝是良好的渗滤通道；Ⅴ型裂缝发育层段具有低TOC含量、低黏土矿物含量、高破裂压力特征，可能会导致岩石出现“碎而不裂”的状态。

4.2 不同裂缝发育模式的测井响应及应用

裂缝发育对页岩气储层实施压裂施工以及最终是否获得产能具有重要影响，页岩气实际甜点评价中，物性、含气性、脆性以及裂缝发育等因素的优选区并不能很好地重叠。因此页岩气甜点评价过程中若能准确把握地层剖面不同位置裂缝的发育模式和其随深度的变化特征，并根据不同的裂缝发育模式提出有针对性的压裂方案，从而助力页岩气产能的提高。

根据不同裂缝发育模式的常规测井响应特征可知，Ⅰ型裂缝发育模式的纵波时差和斯通利波时差值均较小，横波时差分布范围较广，且值较大；Ⅱ型裂缝发育模式的纵波时差、横波时差值均较大；Ⅲ型裂缝发育模式斯通利波时差值较小；Ⅳ型裂缝发育模式和Ⅴ型裂缝发育模式纵波时差值均较小；Ⅳ型裂缝发育模式的斯通利波时差分布范围广，值较大（图12a）。

力学性质的差异也在不同裂缝发育模式上具有不同程度的体现，Ⅰ型裂缝发育模式泊松比整体较低（图12b），抗剪强度较小，Ⅱ型裂缝发育模式在抗剪强度上明显小于Ⅲ型（图12c）。由于Ⅱ型裂缝发育模式集中发育在龙一1亚段，该段具有低破裂压力，低抗剪强度，低泊松比特征，是压裂优选的重要类型之一。

图12 川南泸州地区L203 井奥陶系五峰组—志留系龙马溪组不同裂缝发育模式的声波测井和岩石力学参数响应Fig.12 Acoustic logging and rock mechanics parameter responses of different fracture development models of Ordovician Wufeng-Silurian Longmaxi Formation of well L203 in Luzhou area，southern Sichuan Basin