四川盆地威远地区龙马溪组页岩储层上下亚段脆性差异

陆益祥，潘仁芳，唐小玲，武文竞，鄢杰

（1.油气资源与勘查技术教育部重点实验室（长江大学），湖北 武汉 430100；2.中国石油华北油田公司勘探开发研究院，河北 任丘 062552）

四川盆地威远地区龙马溪组页岩储层上下亚段脆性差异

陆益祥1，潘仁芳1，唐小玲2，武文竞1，鄢杰1

（1.油气资源与勘查技术教育部重点实验室（长江大学），湖北 武汉 430100；2.中国石油华北油田公司勘探开发研究院，河北 任丘 062552）

页岩气的开发对于页岩储层的脆性有一定要求。现今，我国页岩气的重点勘探开发层位位于四川盆地下志留统龙马溪组。前人研究表明，龙马溪组具有明显的二分性，其上段和下段页岩储层脆性存在差异。目前，针对这方面的研究还比较少，笔者拟从矿物组分含量分析、脆性指数、弹性模量、泊松比、三轴压力实验等方面来比较龙一段和龙二段的储层脆性差异。结果表明：龙一段比龙二段的脆性矿物含量更高，且脆性指数较大；相比龙二段，龙一段的岩石物理特征是弹性模量更高，泊松比更低；岩心的三轴压力实验表明，龙一段的应力—应变负坡曲线的斜率的绝对值较大。综合以上结论可以得出，龙一段的脆性要比龙二段好，开发压裂效果更好。

脆性差异；弹性模量；泊松比；威远地区；龙马溪组

我国页岩气资源量丰富，曾祥亮［1］、黄金亮［2］等研究表明，四川盆地龙马溪组页岩开发潜力巨大。页岩气储层与常规天然气储层相比，具有明显的低孔、低渗特征，储层压裂后才能形成经济效益。其中，页岩储层的脆性是压裂过程中必须考虑的关键因素。Chen［3］、白志强［4］等研究发现，龙马溪组页岩的岩性具有明显的二分性，可分为龙马溪组页岩上段和龙马溪组页岩下段。龙马溪组页岩的二分性特点在脆性方面也同样存在，但目前针对二分性特点的研究还较少。前人对页岩脆性评价大多采用岩石力学实验［5-6］的方法，该方法费钱费时费力、以点代面，具有较大的偶然性。笔者拟从矿物组分、脆性指数、岩石物理特征（弹性模量、泊松比）、岩石力学实验（三轴压力实验）等几个方面来比较威远地区龙马溪组一段和龙马溪组二段页岩储层脆性差异，对这几种方法使用的利弊进行简要的说明，并讨论形成这种差异的原因。

1　地质概况

研究区位于四川省威远、荣县和内江市境内，为页岩气国家重点示范区，面积约8 940 km2。威远构造属于川中隆起区的川西南低陆褶皱带，有威远、兴隆场、灵音寺等多个构造（见图1）。威远构造为巨型的穹隆背斜，该背斜西北翼平缓、东南翼以基底断裂为界产状较陡，西南侧与老龙场构造以基底断裂为界呈鞍状相连，东北侧与磨溪—安平店构造以北西走向的基底断裂带相隔［7］。

威远地区志留系地层由于加里东运动，缺失石牛栏组和韩家店组，所以志留系地层只有龙马溪组。总体看来，四川地区龙马溪组沉积以浅水陆棚相为主，从西向东沉积相类型依次为古隆起、泥质浅水陆棚、泥质深水陆棚、砂泥质浅水陆棚、泥质浅水陆棚。

2　页岩储层矿物组分分析

根据工区钻遇地层情况，结合取心、测井、地震等资料，将龙马溪组划分为龙马溪组一段 （3 612～3 703 m）、龙马溪组二段（3 251～3 612 m）（以下简称龙一段、龙二段）。

X射线衍射分析龙一段和龙二段的样品可知，页岩样品矿物组分以石英矿物和黏土矿物为主，含有部分的碳酸盐岩及少量长石和黄铁矿（见图2）。

Woodford与Barnett页岩的脆性矿物质量分数一般要大于40%，黏土矿物质量分数要少于30%，才具工业开发价值［8-9］。相比龙二段，龙一段脆性矿物质量分数要更高、黏土矿物质量分数更低，且龙一段脆性矿物和黏土矿物质量分数都达到了北美页岩气开发的要求，从这方面来看，龙一段的开发压裂潜力要好。

3　页岩脆性综合评价法

针对页岩的脆性参数研究方法主要有3种：实测页岩矿物成分含量，得出脆性矿物含量和黏土矿物含量，利用脆性公式计算页岩脆性指数；利用地球物理的方法及测井资料求取岩石弹性力学参数（弹性模量、泊松比）；采用岩石力学实验的方法，利用应力-应变曲线特征进行评价，如三轴压力实验［9］。

3.1X射线衍射分析

X射线衍射分析研究区龙马溪组龙一段、龙二段的取心资料（见图2a），根据Jarvie［10］脆性计算式：

式中：BRIT为岩石脆性指数；V为矿物质量分数，%；下标s，t，f，n分别代表石英、碳酸盐、方解石、黏土。

由式（1）得出，龙二段脆性指数为0.42，龙一段为0.56，说明龙一段脆性要好于龙二段。Jarvie方法的优点是简单且容易操作，然而实际情况下页岩的矿物成分是多种多样的，从精确性的角度来看，单从矿物组分来评价显得不够，而且这种方法需要大量岩心分析资料，使用起来费时费力。所以笔者决定采用文献［10］中的加入矿物弹性模量和泊松比的新公式，来计算岩石的脆性指数。

式中：E为弹性模量，GPa；PR为泊松比。

岩石矿物分析表明，石英、方解石和伊利石是主要的矿物成分，3种矿物的弹性模量和泊松比见表1。

根据图2和表1中的数据，利用式（2）得出，龙二段脆性指数为84.44，龙一段为86.57。可知，龙一段的脆性更好。从脆性指数处理结果来看，新方法比Jarvie方法更加符合实际。

3.2地球物理测井方法

通过有效方法获得页岩的泊松比和弹性模量［11-12］可以作为主要依据来评价页岩脆性。Rickman等人对美国福特沃斯盆地Barnett页岩弹性模量和泊松比进行了总结，统计结果表明，高弹性模量、低泊松比的页岩脆性更强［12］。Halliburton和Baker Hughes利用测井数据的横纵波时差计算岩石的泊松比和弹性模量，并以此结果作为评价页岩脆性程度的依据［13-14］。

3.2.1Rickman等人的方法

对龙一段和龙二段样品进行实验，测出样品弹性模量和泊松比，结果见图3。由图3可知，龙一段弹性模量38.21～49.27 GPa，平均为44.17 GPa；龙二段弹性模量30.20～39.52 GPa，平均为35.31 GPa。龙一段泊松比0.18～0.33，平均为0.24；龙二段泊松比0.28~0.40，平均为0.36。说明龙一段具有更高的弹性模量和更低的泊松比，脆性更好，可压裂性更强。

3.2.2BakerHughes和Halliburton的方法

由龙马溪组的测井数据（见图4）中纵、横波时差，计算弹性模量和泊松比，评价页岩的脆性。利用参考文献［11］中的公式：

式中：ΔTp，ΔTs分别表示纵、横波时差，μs·m-1；ρb为体积密度，g/cm3。

利用式（3）代入横、纵波时差，得到泊松比；同理，利用式（5）得到弹性模量。利用求出的弹性模量和泊松比评价岩石的脆性。

据图5可看出，龙一段弹性模量平均23 GPa，泊松比平均0.22；龙二段弹性模量平均18 GPa，泊松比平均0.32。由此可知：龙一段具有较低泊松比和更高的弹性模量，龙一段的脆性更好。由式（3）可以推算出式（4），说明，横纵波时差比值和泊松比有一定相关性。观察图6可知，龙二段的横纵波时差比明显高于龙一段，证明页岩的脆性用低横纵波时差比表示也是可行的。

3.3页岩岩石力学实验

从龙一段和龙二段各取一块岩心，取心位置为图4中红色点（1号岩心，取样深度为3 655 m）和蓝色点（2号岩心，取样深度为3 460 m）。模拟岩心地下温度、压力环境，进行三轴压力实验。实验结果表明：龙马溪组页岩储层平均抗压强度为241.10 MPa，平均弹性模量为16.84 GPa，平均泊松比为0.28（见表2）。由此可知，相比2号岩心，1号岩心的弹性模量更高和泊松比更低，证明龙一段比龙二段的脆性要好。

应力-应变曲线的负坡斜率绝对值大小可以划分岩石脆性好坏。负坡斜率绝对值较大者脆性较好；反之脆性较差。由图7、图8可知：1号岩心在应力为262.01 MPa，应变为0.008时破碎；2号岩心在应力为199.96 MPa，应变为0.012时破碎。1号岩心负坡斜率绝对值较大，故其脆性优于2号岩心，即龙一段的脆性比龙二段的脆性要好。

3.4综合分析

通过对龙一段和龙二段的矿物成分分析，结合脆性指数、弹性模量、泊松比及三轴压力实验等比较结果，都彼此相互证明龙一段比龙二段脆性要好，具有更好的水力压裂效果。

龙一段和龙二段两段彼此相邻，所受围压、温度、埋藏时间等外界因素对页岩脆性影响大致相当［15］。龙一段以深水陆棚上的沉积的灰黑色、黑色页岩为主；龙二段以浅水陆棚上沉积的灰色、深灰色页岩和粉砂质泥岩为主［16-18］。龙一段和龙二段脆性差异主要是由岩性差异引起的，而岩性差异是由沉积环境所决定的。所以，造成龙一段和龙二段脆性差异的根本原因是沉积环境不同。

4　结论

1）龙一段的脆性矿物质量分数大于40%，黏土矿物质量分数小于30%。根据美国Barnett和Woodford页岩成功的开发经验，龙一段都达到了开发条件，相比龙二段，龙一段的开发潜力大。龙二段岩石脆性指数为84.44，龙一段为86.57，证明龙一段的脆性比龙二段的脆性要好。龙一段比龙二段具有更高的弹性模量和更低的泊松比，说明龙一段的脆性比龙二段的脆性要好。龙一段负坡斜率绝对值较大，故脆性较优。沉积环境的不同是造成龙一段和龙二段脆性差异的根本原因。

2）Jarvie方法单从矿物组分含量来评价脆性，从精确性角度来看不够；新脆性公式要比Jarvie方法结果更加符合实际。Baker Hughes和Halliburton方法在原状地层中获得数据值，精确度相比与Rickman等人的方法要高；三轴压力实验是直接测量岩心脆性的一种重要手段。

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（编辑赵旭亚）

Brittleness comparison between upper and lower sub-sections of Longmaxi Formation shale reservoir in Weiyuan Area，Sichuan Basin

LU Yixiang1，PAN Renfang1，TANG Xiaoling2，WU Wenjing1，YAN Jie1
（1.MOE Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources，Yangtze University，Wuhan 430100，China；2.Research Institute of Exploration and Development，Huabei Oilfield Company，PetroChina，Renqiu 062552，China）

The development of shale gas has a certain demand for the brittleness of shale reservoir.Today，shale gas exploration and development focuses on the Lower Silurian Longmaxi Formation in Sichuan Basin，China.Previous studies showed that the Longmaxi Formation has two different properties obviously，and the brittleness of the upper and lower sections of Longmaxi Formation shale reservoirs are different.At present，few researches are focused on this aspect.The author intends to analyze the composition of the mineral，the brittleness index，Young′s modulus，Poisson′s ratio，and the three axis pressure to compare the difference of brittleness between the Long 1 and Long 2.The results show that the content of brittle mineral of Long 1 is higher than that of Long 2，so is the brittle index；comparing with Long 2，Young′s modulus of the Long 1 is higher and Poisson′s ratio is lower；three axis pressure test shows that the absolute value of the slope of stress-strain curve for Long 1 is larger.Comprehensive conclusion is that the brittleness of Long 1 is better than that of Long 2，which has a better fracturing effect.

brittlenessdifference；Young′smodulus；Poisson′sratio；WeiyuanArea；LongmaxiFormation

国家自然科学基金项目“页岩油、气甜点构成要素比较研究”（41472123）

TE122.2+3

A

10.6056/dkyqt201604005

2015-12-19；改回日期：2016-04-15。

陆益祥，男，1990年生，在读硕士研究生，主要从事非常规页岩油气的储层特性研究。E-mail：1069363009@qq.com。

引用格式：陆益祥，潘仁芳，唐小玲，等.四川盆地威远地区龙马溪组页岩储层上下亚段脆性差异［J］.断块油气田，2016，23（4）：429-433.

LU Yixiang，PAN Renfang，TANG Xiaoling，et al.Brittleness comparison between upper and lower sub-sections of Longmaxi Formation shale reservoir in Weiyuan，Sichuan Basin［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（4）：429-433.