川东南龙马溪组埋深对页岩力学性质的影响实验研究

王 晶

(吕梁学院矿业工程系，吕梁 033000)

面对日益严峻的能源局势，页岩气的勘探开发在一定程度上能够缓解21世纪全球能源供需之间的矛盾，并逐渐改变着当今全球经济和政治格局[1]。根据美国能源署能源报告中指出，中国拥有世界上最大的页岩气储备资源量，累计36×1012m3[2]。2012年，由国土资源部申请，经国务院批准，页岩气成为中国第172个矿种，正式登上中国能源领域的历史舞台[3]。通过页岩气资源的普查、勘探及有利目标区的优选，预计中国海相、湖相及陆相的页岩气技术可采储量达25.08×1012m3[4]。中国四川盆地龙马溪组由于具备高热演化程度(Ro介于2.0%～3.5%)、有机质含量高(TOC大于2%)、地层超压(1.3～2.1)、脆性矿物含量高(大于50%)、分布面积广(面积达13.7×104m3)、有效厚度大(30～100 m)等特征[5]，是目前中国石油和中国石化页岩气的重点勘探开发层系，截至2017年底，四川盆地龙马溪组页岩气探明储量达9 210×108m3[6]。其中，中国石化在焦石坝地区建成了年产50×108m3的页岩气示范区，而且相继在南川地区、丁山地区部署的页岩气探井，都获得了良好的页岩气显示[7]，彰显着川东南龙马溪组页岩气巨大的勘探开发潜力。

然而，川东南地处高陡盆缘过渡带，地表多山地、丘陵，地质构造极其复杂且龙马溪组埋深范围大[8]。据焦石坝龙马溪组埋深与产量两者之间的关系统计与分析表明，埋深在2 200～3 500 m是目前技术可采条件下最有利的深度范围[9]，而对于埋深大于3 500 m的深层页岩气的勘探开发，规模性的产能尚未完全建立，其主要原因为较大的埋深限制了水力压裂的实施，高温高压条件下页岩不稳定的力学性质很大程度抑制着岩石的破裂程度[10-11]。对此，以川东南地区龙马溪组页岩为例，利用实验测试不同埋深条件下龙马溪组页岩的应力-应变特征、抗压强度、弹性模量、泊松比、脆性等力学性质，重点剖析不同埋深条件下页岩的破坏后裂缝发育模式，结合川东南龙马溪组页岩现今埋深以及前人的研究成果，探讨其技术可采条件下的页岩气开发埋深下限以及相应的压裂效果，提出加强深层页岩气压裂技术攻关建议，以期为今后川东南龙马溪组页岩气进一步的勘探开发提供参考和指导。

1 川东南区域地质背景

川东南地区主要包括涪陵、南川、綦江以及赤水等地，主要为中国石化的矿权范围。构造位置处于以沿北东向南东延伸的“S”形展布的齐岳山断裂和南川—遵义断裂为界的川东南断褶带、泸州—赤水构造叠加带、湘鄂西—黔东北断褶带以及黔北断褶带的边界处(图1[12])。川东南地区自龙马溪组沉积以来经历了燕山中—晚期、燕山末期—喜马拉雅中期、喜马拉雅晚期至现今等3期主要的构造运动[12]，发育南东向、近东西向、近南北向以及北西向等褶皱和断裂系统[13]。

图1 川东南构造分区及构造位置[12]Fig.1 Tectonic zoning and tectonic location in southeastern Sichuan[12]

志留世早期，四川盆地整体受到加里东构造运动中期的都匀运动的影响，川中隆起、黔中隆起和江南—雪峰隆起不同时期的共同作用下形成了较大范围内的深水坳陷[14]，龙马溪组沉积于该深水坳陷下的浅水-深水陆棚沉积环境，早期接受富含硅质等低等古生物尸体残骸等沉积，有机质异常富集，晚期海水变浅，转而接受陆源碎屑的输入，有机质含量降低，整套龙马溪组页岩的生物成因的脆性矿物和有机质自上而下逐渐升高[15]。

2 龙马溪组埋深特征及实验条件

2.1 川东南龙马溪组分布及埋深特征

龙马溪组于四川盆地广泛分布，主要分布于川北、川东北、川东南以及川南一带。在龙马溪组一段沉积期间主要发育有自贡—宜宾—长宁—赤水和涪陵—石柱两个沉积中心[16]，川东南主要包括了涪陵—石柱沉积中心大部分以及两个沉积中心边缘交汇处，整体的埋深由南东向北西方向逐渐加大，主要原因为燕山构造运动中期以来由盆外向盆内发生渐变式的构造抬升作用[17]，导致东南部地区构造抬升早、幅度大，埋深较浅，主要小于3 500 m，而西北部地区构造抬升时间晚、幅度小，埋深较大，主要大于3 500 m，甚至超过4 500 m(图2[9])。

图2 四川盆地龙马溪组分布范围及埋深特征[9]Fig.2 Distribution range and buried depthof Longmaxi Formation in Sichuan Basin[9]

根据四川盆地页岩气的多年的勘探开发实践和经验，普遍认为，页岩气50%以上的资源量集中在埋深大于3 500 m的区域[18]，而川东南地区埋深大于3 500 m的龙马溪组覆盖面积接近一半，可见，川东南地区龙马溪组页岩虽然资源量大，但埋深较大，要突破如此大的埋深下水平井压裂等相关工程技术瓶颈，并实现规模性的商业产能是目前深层页岩气勘探开发面临的新的难题和挑战。

2.2 样品及实验条件的设定

根据上述龙马溪组在川东南的分布以及埋深特征，在川东南地区的JX-1、JX-2、NX-1、DX-1、DX-2和DX-3等6口井的岩心中钻取岩样，所钻取的岩样均取自龙马溪组页岩层段。每口井分为4组实验，每组编号分别设定为Y1、Y2、Y3和Y4。岩样确保无明显外在人为因素造成的裂缝，且均沿层理方向钻取，无各向异性因素的干扰。根据实际地层的埋藏深度，大致设定相应的温度和围压(表1)。

3 实验结果与分析

3.1 应力-应变曲线特征

在所测试的岩样中，据不同埋深下岩石应力-应变的曲线显示，埋深范围介于2 000～4 500 m，岩样达到抗压极限对应的应变均小于5%，页岩在此埋深范围内均呈现为脆性。若埋深持续加大时，抗压极限对应的应变将会超过5%，此时的岩石处于延性，而岩石由脆性向延性发生过渡的埋深界限下文将对此展开论述。

另外一方面，对于NX-1井(埋深为4 388 m)和DX-3井(埋深为4 365 m)的岩样，对应的轴向峰值强度要远远高于JX-1井(埋深为2 410 m)和DX-1井(埋深为2 044 m)的岩样所对应的峰值强度，整体呈现随埋深的加大，峰值应力呈现上升的趋势(图3)。

图3 Y4组岩样在不同埋深环境下应力-应变曲线Fig.3 Stress-strain curves of group Y4 shale samples in different buried depths

3.2 页岩应变及强度特征

为进一步明确埋深与岩石的峰值应变和峰值强度之间的内在关系，根据岩石应力-应变曲线变化特征，从中读取对应每个试样的峰值应变和强度，结果显示，页岩的峰值应变和峰值强度呈现良好的非线性递增趋势(图4)。其中，岩石在2 044 m埋深时，峰值应变和峰值强度分别为0.54%和173.0 MPa，当岩石处于4 388 m的埋深条件下，对应的峰值应变和峰值强度分别为1.68%和280.8 MPa，在如此大的埋深落差下，峰值应变和峰值强度的增幅分别为1.14%和107.8 MPa。造成该现象的主要原因是由于随着埋深的增大，相应的围压增大，使得岩石物质的质点彼此接近，增强了岩石的内聚力，从而使晶格不易发生变形和破环。相反，如果要让岩石产生破坏，则需要更大的应力和更大的应变才能达到对应的破坏极限。因此，埋深增大的同时，岩石相应的破裂压力增高，要成功实现页岩气藏的改造，往往需要更高的施工泵压。

表1 页岩样品基本信息及实验条件Table 1 Information and experimental conditions of shale samples

图4 不同埋深条件下页岩峰值应变及峰值强度Fig.4 Peak strain and peak strength of shale under different buried depths

3.3 页岩的脆性变化

在页岩气藏的改造过程中，脆性是评价页岩气藏的可压裂性以及能否得到有效压裂形成复杂裂缝系统的关键指标之一[19]。然而在常规评价页岩层系的脆性时，以脆性矿物含量作为评价参数，但往往忽视了埋深控制的地层的温度和围压这些重要的外在因素，换言之，即使脆性矿物含量较高的页岩至于埋深较大的环境中，其脆性也会降低[20]，因此，在评价页岩的脆性时，不容忽视埋深这一重要因素。

目前研究认为，岩石的泊松比对应与岩石受力后破坏的能力，弹性模量则反应岩石破坏后对外力的抵抗能力，低泊松比和高弹性模量的岩石力学脆性较好[21]。因此，基于力学参数获取的简便性，借鉴Rickman脆性指数计算公式对不同埋深下页岩的脆性进行计算，公式如下：

(1)

式(1)中：BR为Rickman脆性指数；E为弹性模量，10 GPa；μ为泊松比。

通过计算结果表明，随着埋深的增加，脆性矿物含量接近相同的页岩的脆性整体呈现下降的趋势(图5)。其中，在埋深为4 500 m内，脆性矿物含量介于75%～80%内的岩样，脆性由75.3%下降至60.8%，为有利压裂的页岩层段，而脆性矿物含量介于55%～60%的岩样，脆性由61.4%下降至46.8%。

据页岩气勘探开发实践经验表明，脆性为50%为工程“甜点”下限，即脆性低于50%者，不利于页岩气藏的改造。另一方面，根据2014年中华人民共和国国土资源部颁布的《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》(DZ/T 0254—2014)中对深层页岩气藏的划定，认为埋深在3 500～4 500 m者为深层页岩气藏[22]。由图5中所显示的埋深与页岩脆性变化趋势，分析得出脆性矿物含量介于60%～65%的页岩在埋深接近4 500 m时，脆性指数为50%，由此初步得出，页岩脆性矿物含量介于60%～65%，页岩气勘探开发风险埋深为4 500 m。

3.4 不同埋深下页岩破裂模式

通过对实验后发生破坏的岩样观察发现，不同实验条件下岩样的破坏模式不尽相同(图6)，体现在以下两个方面。

图5 不同埋深条件下页岩脆性变化趋势Fig.5 The change of shale’s brittleness under different buried depth conditions

图6 岩样在实验后破坏的样式Fig.6 The pattern of rock sample failure after experiment

图7 基于实验测试的不同埋深下页岩岩样破坏模式Fig.7 Fracture mode of shale samples under different buried depths based on experimental test

(1)埋深较浅的岩样，实验测试后破坏模式比较复杂，裂缝主要沿垂直方向贯穿岩样，同时在主要的破裂周边可观察到大量伴生的微裂缝，裂缝面粗糙不平整；埋深较大的岩样，实验测试后破坏模式较为单一，破裂主要呈现一定的角度相交，垂直贯穿岩样者少见，且某一破裂的延伸受阻于另一破裂而发生截断，裂缝面较为平整，无明显伴生的微破裂。

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(2)通过对不同埋深下岩样的破坏模式进行比较发现，岩样的破坏模式总体分为3类：劈裂型、双剪切型和单剪切型。埋深较浅的岩样，破裂模式以劈裂型为主；中等埋深下的岩样，破裂模式呈劈裂-双剪切型和双剪切型；埋深较大的岩样，破裂模式呈双剪切和单剪切为主(图7)。

以上分析结果表明，低埋深条件下的岩样受到压力发生破坏的程度更高，破碎程度更加充分，若在此埋深下对页岩层系进行压裂改造，将形成大量破裂面以及渗流通道，但勘探开发实践发现，埋深较小的页岩层系往往保存条件较差，压力系数较低。然而，在何种埋深范围内页岩的力学性质既能保证其脆性，压裂后能够形成较为复杂的裂缝系统，同时又能最低程度避免前期地质构造运动对其进行的破坏，下文将对此进行展开分析和论述。

4 讨论及建议

深层页岩气的勘探开发是中国“十三五”期间的重点规划和工作部署[23]，目前的研究共识认为，深层条件下的岩石脆性低，且破裂程度低，这种现象往往造成气藏压裂改造过程中施工难度加大，体现在开发初期施工泵压过高，加砂困难，同时压后裂缝发生迅速闭合，最终导致裂缝导流能力降低，产量迅速下降[24]。如何减弱埋深给岩石脆性和破裂程度等各方面带来的限制，进一步寻找更大埋深范围内有利的压裂层段，需要对川东南深层页岩气藏的埋深下限进行剖析和划定，并在此基础上积极开展相关压裂技术的攻关实验的探索。

4.1 页岩气技术可采的埋深下限及压裂效果

近年来，在四川盆地内埋深介于3 500～4 500 m的龙马溪组页岩气获得了较为理想的勘探开发效益，累计约有5.5×104km2的覆盖范围，其中，川东南地区最具勘探开发潜力[9]。部分学者对川东南不同埋深的龙马溪组页岩气藏的裂缝和产能进行了研究(图8[9])。其中：焦石坝地区JY1井龙马溪组页岩埋深处于脆-延性转化带内(埋深介于2 195～4 464 m)，整体接近脆性带，裂缝发育程度适中，试气产量为20.3×104m3/d；而丁山地区DY2井龙马溪组虽然埋深也在脆-延性转化带内(埋深介于2 443～4 438 m)，但接近延性带，脆性较低，裂缝欠发育，试气产能为10×104m3/d，但产能迅速下降至2.6×104m3/d[25]。

通过上述分析发现，页岩的脆性或者延性特征与裂缝和产量密切相关。前文已经对不同脆性矿物含量的页岩进行了在不同埋深条件下的三轴压缩试验，综合分析认为，脆性矿物含量介于60%～65%的页岩层系，有利压裂的埋深下限约为4 400～4 500 m，在此埋深下限以上的页岩，普遍可以满足工程“甜点”的最低要求，压裂改造后可以形成较为理想的裂缝系统，获高产和稳产。

图8 不同埋深下压裂后的产量变化曲线及裂缝发育模式[9]Fig.8 Yield variation curve and fracture development model after fracturing under different buried depths[9]

4.2 加强深层页岩气压裂技术攻关的建议

(1)压裂前进行酸化处理，优化酸液配剂。研究表明，酸液可促进脆性矿物中碳酸盐矿物的溶蚀，进而产生溶蚀孔洞或者流体通道，促进裂缝疏导能力。以往的预处理酸液主要采用浓度为15%的HCl，但对页岩渗透率的增加并不明显，后期可考虑采用6.0%HCl+1.5%HF的稀土酸作为预处理酸液[27]，或者前期继续采用15%的HCl，后期降低酸液浓度至5%[28]，均可以有效增加岩石的渗透率。

(2)压裂施工过程中，采用新型环保压裂介质，如液氮。虽然目前仍然大规模采用水力压裂，但不可避免黏土遇水发生水化膨胀，最终进一步降低页岩层系整体的脆性，而采用液氮这一种压裂介质，其优点在于：液氨汽化可吸收大量的热量，局部可造成岩石冷却收缩并出现收缩裂缝(图9)；液氮正常温度为-196 ℃，如此低的温度下，岩石会变得更脆；液氮汽化发生较大的体积膨胀，可进一步对岩石进行压缩[29]。

图9 对样品进行液氮冷凝收缩处理前后的 裂缝发育效果对比[30]Fig.9 Comparison of fracture development effects before and after liquid nitrogen condensation and shrinkage treatment[30]

(3)天然裂缝的力学性质较为薄弱，往往是优选有利压裂层段优先考虑的主要地质因素，这是由于天然裂缝可改变人工裂缝延伸方向，多级转向裂缝和天然裂缝相互交切，最终共同形成了整个页岩层系内部复杂的裂缝系统[31]。通过地震、测井对裂缝进行解释和预测，优化水平井方向，以钻遇更大范围内的天然裂缝。

(4)深层页岩层系上覆地层压力大，岩石的破裂压力高，水力压裂所形成的裂缝发生快速闭合，前期所采用的单一粒径的支撑剂容易抵抗不住如此大的压力而嵌入地层或者被压碎，最终降低裂缝的疏导能力。因此，可考虑改用一定比例的多尺度、多粒径(20～140目)的陶粒或者石英砂等支撑剂，以支撑起更多开度下的多级裂缝，提高人工裂缝的支撑能力[24]。

5 结论

(1)川东南地区龙马溪组页岩自南东向北西方向的埋深逐渐加大，埋深超过3 500 m者覆盖面积接近一半，50%以上的页岩气资源量集中于此埋深范围。

(2)随着埋深的加大，页岩抵抗破坏的峰值强度和峰值应变增加，在埋深2 044～4 388 m内，两者增幅分别为107.8 MPa和1.14%；页岩脆性随埋深的增加呈非线性递减趋势，其中脆性矿物含量介于60%～65%的页岩，在埋深接近4 500 m时，脆性指数下降至50%；埋深加大，岩石的破坏程度和破坏模式也由复杂的劈裂型向单一的剪切型过渡。

(3)脆性矿物含量介于60%～65%的页岩层系，有利压裂的埋深下限约为4 400～4 500 m；在提高页岩的脆性、裂缝的复杂程度以及裂缝的疏导能力等方面，提出在开采深层页岩气过程中，应合理优化压裂前预处理酸液配剂，采用液氮等新型环保型压裂介质，有效利用天然裂缝等力学性质薄弱的构造等优势，采用多粒径支撑剂以支撑多级开度裂缝等诸多建议。