湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩气储层可压裂性评价

吴晶晶，张绍和，曹函，孙平贺



湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩气储层可压裂性评价

吴晶晶1, 2, 3，张绍和1, 2, 3，曹函1, 2, 3，孙平贺1, 2, 3

(1. 有色金属成矿预测与地质环境监测教育部重点实验室(中南大学)，湖南 长沙，410083；2. 有色资源与地质灾害探查湖南省重点实验室，湖南 长沙，410083；3. 地球科学与信息物理学院(中南大学)，湖南 长沙，410083)

通过对湘西北地区实地勘察及采样分析，对湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩储层的宏观和微观参数对可压裂性的影响进行评价；基于SEM技术与ImageJ软件相结合的方法，实现页岩孔裂隙率的定量评价；采用组合赋权法建立可定量评价研究区页岩储层可压裂性的可压裂系数数学模型。研究结果表明：研究区下寒武统牛蹄塘组页岩具有脆性矿物质量分数高、脆性系数高、热演化程度高、微孔裂隙较发育的特点，具备页岩储层压裂的有利条件；运用可压裂系数模型计算研究区页岩储层的可压裂系数为0.504 0，咸丰、龙山、桑植和慈利的可压裂系数较高，是研究区页岩较理想的压裂区域；基于储层各参数特征，将研究区的页岩可压裂性分为3个级别，即可压裂性差(可压裂系数小于0.277 4，压裂效果差)、可压裂性中等(可压裂系数为[0.277 4, 0.436 3]，压裂效果一般)和可压裂性好(可压裂系数为(0.436 3, 0.653 8]，缝网压裂效果较理想)，应选择可压裂系数大于0.436 3的页岩层进行水力压裂。

湘西北；页岩气储层；下寒武统牛蹄塘组；组合赋权法；可压裂性评价

赋存于富含有机质页岩中的天然气即页岩气是一种重要的非常规天然气资源[1−2]。作为新能源之一，它既是常规天然气的潜在替代能源，也是一种清洁环保能源，已受到我国油气工作者的高度重视。页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井需经过压裂改造才能获得较理想的产量。可压裂性是指储层在水力压裂中具有能够被有效压裂能力的性质[3]。储层的可压裂性评价对于优选压裂井段、预测经济效益具有重要意义，已成为页岩气开发的核心内容[4]。CHONG等[5−6]采用页岩脆性系数表征可压裂性，为压裂性评价提供了思路。我国对页岩储层的改造研究起步较晚，对可压裂性研究较薄弱。唐颖等[3, 7−9]结合国内外页岩可压裂性研究进展以及室内岩石力学和物性参数测试结果，对页岩气储层的可压裂性影响因素及定量评价方法进行了研究，这为开展湘西北牛蹄塘组页岩可压裂性评价提供了重要参考。湘西的牛蹄塘组页岩发育好，出露多，分布面积广，是湖南省内页岩气研究及勘探的重要区域[10]。游先军等[11]对湘西地区岩系进行了沉积学、地球化学、成矿作用、控矿等研究，张琳婷等[12−14]对湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩气藏形成条件、资源潜力、页岩气储集条件和含气性特征等进行了研究。然而，目前针对该区域页岩可压裂性的研究未见报道。本文作者结合国内外页岩可压裂性研究进展，在对湘西北地区实地勘察及采样分析的基础上，从矿物成分、岩石力学参数、成岩作用和天然裂隙4个方面对该区块下寒武统牛蹄塘组页岩气储层可压裂性进行评价，并提出针对该区页岩可压裂性的定量评价方法，以期为该区压裂选井、选层提供参考。

1 区域地质概况

研究区(见图1)隶属于华北区系的扬子区，位于湖南西北隅，包括龙山芡岩塘至桑植五道水一线的西北部，且其东南界达到花垣、保靖、大庸、慈利、岳阳一线[15]。区域露头揭示，研究区内出露的地层发育齐全，其中，寒武系从南向北均有出露，自下而上可以划分为下统(包括牛蹄塘组(∈1n)、杷榔组(∈1p)、清虚洞组(∈1q))、中统(包括高台组(∈2g)、平井组(∈2p))和上统(包括耿家店组(∈3g)、毛田组(∈3m))，与上覆奥陶系整合接触。区内赋存的下寒武统的牛蹄塘组为页岩气主要烃源岩，为一套灰黑—黑色碳质页岩[11, 13]，间夹细砂岩及粉砂岩。

2 样品与实验

2.1 样品

本次研究工作所用样品取自于湘西北9个地区，如咸丰、龙山、桑植、永顺、慈利等(见图1)，共采集样品100余个。这9个地区均有下寒武牛蹄塘组黑色泥页岩出露，且露头岩心样品中，页岩岩性主要为黑色页岩和碳质页岩。

1—露头分布区；2—地层分界线；3—湘西北区；4—武陵山分区；5—湘中雪峰小区；6—深断裂；7—地名

2.2 实验

为了对湘西北牛蹄塘组页岩的可压裂性进行评价，选取36个符合室内实验测试的页岩样品(9个地区各选4个)，设计室内实验方案，见表1。

表1 湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩可压裂性评价实验方案

3 实验结果及分析

3.1 页岩矿物分析

采用XRD方法对湘西北9个野外露头剖面采集样品的全岩矿物组分进行测定。岩石矿物成分定量分析结果表明：实验岩样的主要矿物组分为硅酸盐矿物(主要为石英)、黏土矿物和碳酸盐矿物(主要为方解石)。图2所示为湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩组成三角图。从图2可以看出：80%以上的岩样分布在B区域，即石英、长石和黄铁矿的质量分数主要集中在50%~90%之间，黏土矿物的质量分数大部分集中在10%~50%之间，碳酸盐矿物的质量分数基本低于20%，少数为0。与国外已开发的大部分页岩储层相比，该区块页岩石英质量分数较高，碳酸盐矿物质量分数较低。已有研究表明，富含石英的黑色页岩段脆性较强，裂缝的发育程度比富含方解石且塑性较强的灰色页岩更高[16]；另外，从岩石破裂机理看，石英主要成分是SiO2，具有较高的脆性，在外力下易破碎产生裂缝。因此，该区域页岩具有高质量分数的脆性矿物，在水力压裂作业时也容易产生较多的诱导裂缝，表明该区域页岩具备可压裂性条件。

A区域(石英等质量分数40%~100%；黏土矿物质量分数0~60%；碳酸盐矿物质量分数0~60%)：岩样数量为总数量100%

3.2 页岩矿物分析

弹性模量和泊松比是表征页岩脆性的主要岩石力学参数。弹性模量反映了页岩被压裂后保持裂缝的能力，泊松比反映了页岩在压力下破裂的能力[3−4]。

据国外对页岩气储层可压裂性的评价经验，脆性系数可以表征压裂的难易程度。脆性系数是基于岩石的弹性模量和泊松比定义的，一般地，弹性模量越大、泊松比越小，脆性系数越高[2]。RICKMAN等[17]提出用弹性模量和泊松比计算脆性系数，计算公式如下：

B= ((MSC−1)/(8−1))×100% (1)

B=((RC−0.4)/(0.15−0.40))×100% (2)

I=(B+B)/2 (3)

式中：B和B分别为弹性模量和泊松比确定的脆性系数；MSC为静态弹性模量，单位为10 GPa；RC为静态泊松比；I为脆性系数；1和8表示泥页岩的弹性模量分布区间的上限和下限；0.15和0.40分别表示泥页岩的泊松比分布区间的上限和下限。

实验所测岩样弹性模量和泊松比以及根据式(1)~(3)所计算的脆性系数I见图3。从图3可见：该区域页岩弹性模量和泊松比均比较适中，弹性模量平均为10~30 GPa，泊松比为0.10~0.35。但研究区页岩脆性系数较高，为10.41%~76.96%，平均为46.44%，约62%岩样的脆性系数大于40%，具有较好的脆性，且其脆性与Barnett页岩(脆性系数为46.4%)和美国其他页岩(脆性系数为52%)脆性大致相当，见图4。

图3 研究区页岩弹性模量、泊松比和脆性系数变化趋势

3.3 成岩作用

页岩在不同成岩作用阶段，其矿物形态、黏土矿物组成以及孔隙类型都有较大差异，从而使得页岩的可压裂性不同。有机质镜质体反射率(o)是表征成岩作用最合适的参数[18]。本文采用显微光度计，测量湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩样品的o。实验结果表明：该区页岩的有机质成熟度高，约83%的页岩岩样的等效镜质体反射率分布在2.0%~4.0%，处于晚成岩阶段(高成熟阶段)。另外，有研究表明[4, 8, 18]：高演化的页岩能增大岩石的脆性，增大可压裂性。这是因为随着成熟度增加，不稳定的长石向稳定的正长石、斜长石和石英转化，蒙皂石、高岭石等塑性黏土矿物向伊利石、绿泥石转化，岩石矿物向脆而稳定的组分转化，脆性增强。而且当达到成熟阶段时，页岩中残余沥青质和干酪根热裂解产气[19]，生烃膨胀促使页岩中压力不断升高，当这种压力超过岩石突破压力时，页岩内部产生的大量微裂缝对页岩可压裂性起积极作用。页岩可压裂性随成岩作用阶段的变化见图5。从图5可以看出：研究区下寒武统牛蹄塘组页岩集中分布在C区域，页岩有机质成熟度高(均值为2.8%)，可压裂性普遍较高，这有利于后期的压裂改造。

图4 湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩与国外页岩压裂改造参数对比

图5 页岩不同成岩阶段特征及与可压裂性关系曲线

3.4 天然裂缝

天然裂缝是地应力不均一的表现，是力学上的薄弱环节[4]。页岩中微裂隙的大量分布不仅有利于提高储层的局部渗透率，而且在水力压裂过程中容易发生剪切错位，沟通主裂缝，形成更大体积的缝网，使储层具备可压性[7]。

图6所示为湘西北地区下寒武统牛蹄塘组页岩野外露头剖面及样品扫描电镜照片。从图6(a)，6(b)和6(c)可见该区发育了大量的节理，从图6(d)，6(e)和6(f)可见页岩内部发育不同成因类型的微米级孔裂隙。由图6(d)可知：页岩样品见溶蚀微孔，微孔以微米级孔隙较发育。从图6(e)可见页岩样品存在构造缝3条，分2期形成：一期宽0.03 mm左右，二期为平行分布的2条，宽分别约为0.07 mm和0.60 mm，缝内充填硅质。从图6(f)可见样品存在微裂隙，缝宽小于1 μm，长度一般在微米级。

研究区发育盆地与美国东部地区页岩气发育盆地一样，均是古生代海相沉积背景下形成的富含有机质页岩，自加里东运动以来，经历了燕山期、喜玛拉雅期等多期构造运动和挤压作用，在下寒武统牛蹄塘组泥页岩中产生大量的裂缝[10]。因此，湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩中节理和微孔裂隙的存在可以大大提高页岩的可压裂性。

由于天然裂隙一般难以量化，为了后续对该区页岩的可压裂性进行综合评价，通过软件ImageJ对样品的SEM图进行面孔或裂隙率计算[20]，用来表征页岩天然裂隙的发育程度，从而实现页岩孔裂隙的定量评价。以图6(e)为例，首先将图导入ImageJ软件中，通过Type(8-bit)转换成灰度图[21]，并通过菜单栏中的brightness/contrast来增大对比度，同时以原图比例尺作为标尺(见图7(a))；然后，使用trace工具选择合适的阀值获得相应二值图像(见图7(b))，并用binary工具获得黑前景−白背景的二值图像(见图7(c))；最后，通过Analyze计算出SEM图的裂隙率为16.77%。表2所示为研究区9个野外露头页岩裂隙率平均值。

(a) 慈利露头剖面；(b) 杆子坪露头剖面；(c) 拾柴坡露头剖面；(d) 页岩中溶蚀孔隙；(e) 页岩中构造缝；(f) 页岩中微裂隙

(a) 页岩灰度图；(b) 页岩二值化图；(c) 调整阀值后的二值化图

3.5 页岩可压裂性指标模型

页岩气储层的可压裂性不仅与页岩脆性有关，而且与页岩中石英质量分数、成岩作用及天然裂缝等密不可分，但目前依然难以解决上述影响因素在脆性评价中的权重问题。组合赋权法是将层次分析法计算的主观权重与熵值法计算的客观权重结合起来[22]，既反映出研究人员对页岩可压裂性的直观认识，又反映出客观调查结果的规律。因此，为了综合各个因素对可压裂性的影响，通过组合赋权法确定各影响因素的权重，从而建立可定量评价该区域页岩可压裂性的可压裂系数数学模型。

采用组合赋权法的具体测算过程如下。

1) 采用极差变换法对可压裂性影响因子进行标准化处理[8]，使量纲不同的各类参数转化为可直接进行计算的数值。极差变换法中参数分为正向指标(即指标越大越好)和负向指标(即指标越小越好) 2种[4]，通过极差变换后，可将参数值映射到[0，1]之间。统计分析中极差标准化方法对正负指标标准化的处理方法如下：

式中：tj为参数标准化值；tj为参数值；max(tj)为参数最大值；min(tj)为参数最小值。

2) 组合赋权法确定权重。

①层次分析法求主观权重。将各个因素根据参数特征以形成有序的递阶层次结构，对每一层次，通过两两比较的方式确定层次中各因素的相对重要性，即给出相应的比例标度，建立判断矩阵，通过求解判断矩阵的最大特征值及对应的正交化特征向量，得出该层次各要素对于该准则的权重，进而求得各层要素对总体目标的组合权重[23]。据文献[4]可知，采用层次分析法可知页岩脆性、石英质量分数、成岩作用、天然裂隙对应的权重分别为0.56，0.26，0.06和0.12。

表2 湘西北9个野外露头页岩裂隙率均值

②熵值法求客观权重[24]。假设为标准化后的矩阵，b表示第个对象在第个指标的属性值，则

式中：k为第个指标下第个对象的指标值的比重；∈[1,]；∈[1,]。

信息熵(h)为

式中：∈[1，]。

式(7)中，当k=0时，规定kln(k)=0，则第个指标的权重(q)为

由式(6)~(8)对实验数据进行客观赋权，可得页岩脆性、石英质量分数、成岩作用、天然裂隙对应的权重分别为0.48，0.17，0.14和0.21。

③组合权重。设主观权重和客观权重分别为W和K，两者之间的距离函数为

其组合权重W为两者的线性加权，表达式为W=αW+K(其中，和为主客观权重的分配系数)。为了使不同权重之间的差异程度和分配系数间的差异程度一致，使式(9)中的距离函数与分配系数取等式，其表达式为：

(W,K)2=(−)2(10)

+=1 (11)

因此，联立式(9)~(11)，可求得主客观权重的分配系数分别为0.560 2和0.439 8，页岩脆性、石英质量分数、成岩作用、天然裂隙这4个主要影响因子的组合权重分别为0.525 0，0.220 0，0.095 0和0.160 0。

3) 简单线性加权法[25]确定可压裂性系数，其计算公式为

式中：F为可压裂性系数；P为第个可压裂性影响因子量纲一化处理后的值；Z为P的权重；为可压裂性影响因子个数。

采用式(12)得出9个取样点(咸丰、龙山、桑植、永顺、古丈、大庸、慈利、三叉、拾柴坡)的可压裂系数均值分别为0.551 0，0.598 0，0.549 0，0.448 0， 0.411 0，0.492 0，0.565 0，0.462 0和0.462 0。

综上所述，采用本方法对湘西北9个地区进行压裂性评价，可压裂评价系数为0.411 0~0.598 0，平均为0.504 0，其中，咸丰、龙山、桑植和慈利的可压裂系数较高，可压裂性更好。

另外，根据该地区储层各参数特征和计算模型特点，将湘西北下寒武牛蹄塘组页岩可压裂性分为3个等级，见表3。同时，根据式(12)可得出3个等级下的可压裂系数。据表3，建议页岩气开发选择可压裂系数大于0.436 3的页岩层，储层的压裂效果理想。

表3 不同级别可压性页岩储层特征

4 结论

1) 可压裂性是页岩气井评价的关键参数，主要影响因素有石英质量分数、页岩脆性、成岩作用和天然裂隙等。湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩具有脆性矿物质量分数高、脆性系数较高、热演化程度高、微孔裂隙较发育等特点，具备页岩储层压裂的有利条件。

2) 结合SEM技术和ImageJ软件，实现了页岩孔裂隙的定量评价。湘西北各露头点下寒武统牛蹄塘组页岩的裂隙率平均为1.08%~9.23%。

3) 采用组合赋权法确定各影响因素的组合权重系数，将权重系数与各影响因素标准化值进行加权，形成湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩可压裂性评价模型，从而对其可压裂性进行定量评价。采用此模型计算湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩储层的可压裂系数为0.504 0，并认为咸丰、龙山、桑植和慈利区块的可压裂系数较高，是该区域页岩可压裂性较优区域。

4) 根据湘西北下寒武统牛蹄塘组页岩储层各参数特征，将该区的页岩可压裂性分为3个级别：可压裂系数小于0.277 4，可压裂性差，压裂效果差；可压裂系数为[0.277 4, 0.436 3]，可压裂性中等，压裂效果一般，缝网压裂效果较理想；可压裂系数介于(0.436 3, 0.653 8]，可压裂性好，是优质的可压裂页岩。建议该区域页岩气开发选择可压裂系数大于0.436 0的页岩层，若不存在这样的区域，则应尽量选可压性系数大的区域。

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(编辑 陈灿华)

Fracability evaluation of shale gas reservoir in Lower Cambrian Niutitang formation, northwestern Hunan

WU Jingjing1, 2, 3, ZHANG Shaohe1, 2, 3, CAO Han1, 2, 3, SUN Pinghe1, 2, 3

(1. Key Laboratory of Metallogenic Prediction of Nonferrous Metals and Geological Environment Monitoring, Ministry of Education (Central South University), Changsha 410083, China;2. Key Laboratory of Non-ferrous Resources and Geological Hazard Detection, Changsha 410083, China;3. School of Geosciences and Info-Physics, Central South University, Changsha 410083, China)

The effect of macro and micro parameters on fracability of Lower Cambrian Niutitang shale of northwestern Hunan was evaluated based on field investigations and sample analysis. The quantitative evaluation of fractured rate of shale was achieved by combining SEM technique and ImageJ. A mathematical model based on the combination weight method was established to quantitatively evaluate the shale fracability. The results show that the Lower Cambrian Niutitang formation shale in the study area has great content of brittle mineral, high brittleness index, high degree of thermal evolution and well developed micro-fractures and pores, possession of advantageous conditions for the fracturing of shale gas reservoir. The fracability of the shale Lower Cambrian Niutitang is 0.504 0. And the optimum area for fracturing in the Niutitang Formation shale is Xianfeng, Longshan, Sangzhi and Cili due to their relatively higher fracability indexes. Besides, shale fracability can be divided into three levels according to the reservoir parameters. The shale with low fracability (fracability index is less than 0.277 4) cannot be stimulated effectively. Shale with the medium fracability (fracability index range is [0.277 4, 0.436 3] can be stimulated effectively but the effect is actually modest. Shale with high fracability (fracability index range (0.436 3, 0.653 8] is the best interval to be fractured. It is better to choose shale with fracability index above 0.436 3.

northwestern Hunan; shale gas reservoir; Lower Cambrian Niutitang; combination weight method; fracability evaluation

10.11817/j.issn.1672-7207.2018.05.018

TE357

A

1672−7207(2018)05−1160−09

2017−06−10；

2017−08−12

国家自然科学基金资助项目(41302124)；有色金属成矿预测与地质环境监测教育部重点实验室(中南大学)开放基金资助项目(2016YSJS009) (Project (41302124) supported by the National Natural Science Foundation of China; Project(2016YSJS009) supported by Open Research Fund of Key Laboratory of Metallogenic Prediction of Nonferrous Metals and Geological Environment Monitoring, Ministry of Education (Central South University))

曹函，博士，副教授，从事非常规能源勘探与开发等研究；E-mail：hancao@csu.edu.cn