页岩岩相组合划分标准及其对缝网形成的影响——以四川盆地志留系龙马溪组页岩为例

沈 骋,任 岚,赵金洲，陈铭培

(1.中国石油 西南油气田分公司 页岩气研究院，四川 成都 610041；2.西南石油大学 油气藏地质及开发工程 国家重点实验室，四川 成都610500；3.北京科技创新研究中心，北京 100744)

岩石类型划分是精确识别有效储层，实现页岩气储层水力压裂缝网形成，并获产的首要任务。由于具有与常规储层截然不同的地质特性[1-4]，目前四川盆内页岩气储层以孔隙度、总有机碳含量(TOC)、含气量和脆性矿物含量建立分级指标，实现纵向上小层划分和横向上水平井段钻遇率识别[5-6]，强调物性对高效开发的控制作用；已有学者同时考虑储集性和可压裂性的储层综合评价及应用，浅析地质、工程甜点并非完全叠合[3,7-9]。矿场分级指标在本质上以识别地质甜点为主，未能充分考虑对储层改造体积(Stimulated Reservoir Volume，SRV)规模的影响[10-11]，导致实时监测技术和数学方法存在很大偏差，脆性矿物、天然弱面等其他影响压裂效果的沉积成岩因素并未剖析和考虑[12-14]，施工时发生砂堵与滤失等异常的原因不明确。

因此，本次研究搜集到四川盆地2条野外剖面和4口取心井观察描述资料，共计355块样品、192口水平生产井测试数据，结合野外露头和取心井宏微观资料、地球物理测试和生产数据，分析影响页岩气压裂缝网形成的地质因素，试图引入岩相组合，建立侧重识别优质可压性页岩的岩相组合划分标准，寻求地质影响因素与改造效果的关系，提出一种识别与选择最优压裂储层的方法。

1 页岩缝网形成的地质影响因素

页岩气压裂形成缝网受到多种地质因素的影响[7]，主要包括脆性矿物[15]、储层物性[7,16]、天然裂缝[17-18]以及层理[7,13,19]等方面。

1.1 脆性矿物

不同的脆性矿物对形成缝网的贡献程度和方式均是不同的，而起决定性作用的主要是长英质矿物和碳酸盐矿物。长英质矿物主要包括自生和陆源石英，增加页岩的矿物脆性。垂向序列上自五峰组向龙马溪组一段表现为自生石英为主向陆源石英过渡转变的特征。研究盆内长宁剖面与习水剖面的样品，发现陆源成因石英为主的页岩样品，石英含量由30%增至60%，其杨氏模量也由25 GPa增至35～40 GPa(图1蓝色数据点)；而生物成因石英为主的页岩样品，受沉积与成岩作用双重控制[20-21]，较陆源成因的样品具有更高比例的石英含量，但颗粒粒径明显增大，增加了微观上水力裂缝穿透矿物的难度，增大了水力裂缝沿矿物壁面延伸扩展所需的能量[22]，所以表现出杨氏模量增幅明显放缓的特征(图1橙色数据点)。碳酸盐矿物作为脆性矿物，以形成高密度混合弱面[11]，通过胶结作用对(微)裂缝的保留[18,23]促进缝网发育，但其含量过高(>20%，例如川南地区五峰组)则不利于裂缝发育[21]，且占比已不具备页岩对碳酸盐含量的定义(图2)，从而抑制缝网形成。综合分析认为，脆性矿物含量增加对缝网形成的促进作用明显，是必要因素之一。

图1 四川盆地龙马溪组页岩硅质矿物含量(X衍射)与三轴力学实验结果对比

图2 四川盆地龙马溪组页岩碳酸盐矿物含量(X衍射)与三轴力学实验结果对比

1.2 储层物性

页岩气储层孔隙与有机质的发育具有相似的成岩发展趋势，生烃潜力与储集空间发育呈正相关关系，是识别地质“甜点”、纵向小层划分的重要因素。然而，页岩气储层需通过水力压裂实现产能，储层物性对缝网形成的间接影响机制易被忽略。基于等效介质理论，多孔弹性体在不考虑基质(矿物)组分变化的情况下，随其孔隙度增大和孔隙结构的复杂化，弹性体的岩石强度会受到抑制，力学脆性呈减小趋势[16](图3)，长宁H5-2井水平段表现出孔隙度道、TOC道与脆性指数道在数值上呈明显的负相关性、涪陵焦页1井主力产气层孔隙度与矿物脆性之间的呈此消彼长的关系也印证了该观点[2,4]。而有机质在地质演化过程中有利于自生石英的形成并以此提高脆性矿物含量，保存页岩的孔隙性[19]，同时也增大了岩石塑性，直接和间接抑制了岩石强度。所以，储层物性的改善一定程度上抑制了SRV的大小。

图3 川东南(a)、川南(b)地区龙马溪组页岩岩样岩石力学性质与孔隙度关系

1.3 层理缝

层理缝对缝网压裂的影响同样是多方面的，其中，层理缝与层理发育程度的共生性较强，研究通常从层理缝发育密度、发育宽度及其乘积(裂缝发育指数)角度分析裂缝发育规律[20,21]。裂缝发育程度高，水力裂缝扩展倾向于形成分支进而发育缝网。但当裂缝过度发育或形成大型裂缝带则易导致压裂液滤失、砂堵、裂缝扩展宏观尺度受限以及远井地带改造困难等现象。近年来已有学者将天然裂缝充填程度作为缝网形成影响因素进行研究[18]。川东南焦石坝—平桥地区JY1、JY3和JY6井[20]，川南长宁—威远地区N201井、N211井[24]以及渝西地区Z203井岩心实测结果表明，天然裂缝以层理缝为主，充填程度较高，主要为方解石，次为硅质和沥青等。对样品分析统计表明，碳酸盐矿物占比对裂缝发育程度具有良好指示(图4)。充填物与裂缝壁间往往形成应力弱面，成为水力压裂时优先激活的对象，有利于裂缝沿其转向扩展。然而裂缝充填、半充填会导致储集空间减少，影响资源富集。总体来说，层理缝适度的发育规模和较高的充填程度，有利于水力裂缝扩展形成规模性的缝网。

图4 四川盆地取心井龙1(1)亚段下部页岩碳酸盐矿物含量与层理缝发育程度关系

1.4 页岩层理

层理高频叠置代表层间差异性发育程度较高，层间物理性质变化明显，应力弱面增多，受外力作用易形成大量层理缝，并促进水力裂缝的径向延伸，主要表现在层理的发育频率、层间的差异性等方面。层理与裂缝的发育关系密切，层间的物性差异成为嫁接二者相关性的桥梁，压裂过程对裂缝尖端施加应力σ与层厚W存在负幂指数关系[14]，层厚越小，层理越发育，越有利于裂缝的形成。研究还表明，粘土转化石英等作用会造成原有纹层遭到破坏，使得微观层间差异小，最终导致层理发育较差，表现为海相页岩石英矿物含量的大幅增加(图5)。因此，识别层理、层理缝相对较发育的储层进行改造获得规模性SRV和产能，具有一定理论性。

图5 川南双河剖面露头页岩石英含量与层理发育规模对比

2 岩相组合特征

2.1 区域地层特征

由于古地貌与沉积环境的影响，四川盆地页岩呈现差异性发育特征[4,25]。川南、川东南地区相同沉积期形成的页岩差异表明沉积环境发生了变化。结合已有[2,4,20-21,25]和本次研究成果，绘制川南、川东南龙马溪组典型井对比图(图6)，对比当前主力产气层(奥陶系五峰组至志留系龙一段下部)。川南、川东南地区具有不同的岩石类型分级标准，而最大区别在于川南、川东南地区主力产气层呈阶梯型对应关系：川南地区龙一1(1)小层与川东南地区1小层(五峰组)、川南地区龙一1(2)小层与川东南地区3小层、川南地区龙一1(3)小层与川东南地区4小层、川南地区龙一1(4)小层与川东南地区5小层分别具有类似的储层特征。由此可见，有必要从新的角度，即建立统一的划分标准，对盆内五峰组、龙一1亚段页岩进行分类。

2.2 岩相组合划分

由于纵向叠置频率与组分差异，页岩在微观上，实则由差异岩石力学性质的岩层纵向叠置、横向展布的弹性体。水力压裂时更看重岩石的综合性质，以及岩石的叠置和展布关系。因此，目前经典的矿物三端元法一方面可能不能满足水力压裂效果评价所需要的因素，另一方面也因划分岩石类型较精细而忽略了相邻两类岩石或岩相的联系。岩相组合指地层上相近或相连的岩石类型或岩相根据其所反映的沉积成岩过程有机组合起来的单元，可有效将不同的岩石类型合并为一个弹性整体，以此可实现对弹性体内层理缝、层理等方面的统计，也便于归位并对应进行该弹性体的力学特征分析。故本次研究以影响页岩压裂形成缝网的各项因素为依据，赋予分级指标(表1)，划分出Ⅰ型页岩相组合(FA1)、Ⅱ型页岩相组合(FA2)和Ⅲ型页岩相组合(FA3)和Ⅳ型页岩相组合(FA4)等4类沉积岩相组合(图6，图7)。

图7 四川盆地龙马溪组页岩相组合微观特征

表1 四川盆地龙马溪组页岩相组合划分指标

2.2.1 Ⅰ型页岩相组合(FA1)

该类相组合主要发育在川南地区龙一1(1)小层与川东南地区五峰组、3小层底部，以黑色炭质硅质页岩和黑色含灰硅质页岩为主，具有高脆性矿物含量、高天然裂缝发育程度、高孔高TOC和较好的层理发育程度。但层间物性差异小，界面模糊，均质状粒序为主。FA1表征贫氧、厌氧的水体环境，生物扰动和成岩期岩石压缩、粘土矿物转化等作用破坏了岩层极具规则的成层性，削弱了层理发育程度，但因此降低了储层纵、横向的物性与力学差异，促进了微裂缝网络化展布。

2.2.2 Ⅱ型页岩相组合(FA2)

该类相组合主要发育在川南地区龙一1(1)小层、龙一1(2)小层与川东南地区3小层，以含灰硅质页岩为主，具有高脆性矿物含量、高层理发育程度、优质的孔隙度和TOC以及高层理缝发育程度。FA2表征受浅水高能沉积影响、具有一定水动力条件的贫氧水体环境，从而表现出比FA1高的碳酸盐矿物含量，层理更发育，层间差异明显，界面清晰，层间易发育微裂隙，亮层(脆性层)与暗层(有机质层)交互形成层理，其中亮层发育相对较厚，川南地区页岩可见明显的正粒序和反粒序特征[21]；由于水体循环能力增强不利于生物堆积，储层物性被小幅削弱；受层理极为发育影响，储层纵横方向力学性质差异大，且上覆、下伏岩层并未出现岩性突变现象，使得高角度缝欠发育。

2.2.3 Ⅲ型页岩相组合(FA3)

该类相组合主要发育在川南地区龙一1(2)小层、龙一1(3)小层与川东南地区4小层，岩性以钙质硅质页岩、砂质页岩和含灰硅质页岩为主，偶夹有泥灰岩，具有较高脆性矿物含量、较发育的孔隙度与TOC，和较好的层理与天然裂缝发育程度。FA3在川东南地区具有明显的粉砂质条带、团块。分析认为该类相组合形成于沉积环境发生较明显变化的时期，水体环境处于缺氧状态，并间歇性地接受陆源碎屑沉积，表明受到水下河道影响，粉砂质条带和团块可弥补脆性矿物含量的匮乏，增强岩石本身的可压性[3]。FA3的微观层理表现出暗色层(泥质层)较宽、亮色层(脆性矿物层)较薄的特征，有别于FA2的层理发育特征。

2.2.4 Ⅳ型页岩相组合(FA4)

该类相组合特征上更倾向于泥岩，主要发育在川南地区五峰组、龙一1(4)小层与川东南地区5小层，岩性以钙质硅质页岩和砂质页岩为主，局部层位与泥灰岩混合发育，具有相对较低的脆性矿物含量、储集性、天然裂缝和层理发育程度。分析认为FA4形成于受到陆源碎屑影响、高能碳酸盐环境间歇影响较大的缺氧水体环境。矿物组分来源分析结果表明[7]，龙一段1长英质矿物来源已从生物与矿物转化成因为主导逐渐向陆源碎屑供应转变，脆性显著降低；由于水体不适宜生物堆积，有机质欠发育，成岩期对储层的改造能力弱，储层物性变差；岩石层理不发育，使得地质作用难以进行改造形成大量天然裂缝。总体来看，该相组合对压裂形成缝网的促进作用不明显。

2.3 岩相组合力学响应机制

页岩岩石力学参数可直观衡量缝网改造效果，准确得到岩石力学参数反映储层原位特征能高效评价储层缝网可压裂性。泊杨参数可通过取样进行三轴力学实验获取较为准确的结果。研究将川南地区、川东南地区露头取样进行岩相组合识别与岩石力学分析。

分析结果表明(表2)，各类岩相组合的泊松比与杨氏模量之间呈较明显的正相关关系，但杨氏模量增幅大于泊松比。其中，FA2泊杨脆性最大，次为FA1和FA3，而FA4最小。分析认为：① FA4相比其他三类相组合泊杨脆性偏小，说明高矿物脆性、高天然裂缝发育程度对页岩的力学脆性起到了决定性作用。② FA2相比FA1的脆性矿物含量略低，但水动力条件较好，页岩成层性发育程度高，可弥补脆性矿物含量的不足，且方解石、石英等脆性矿物的混合程度更高，微观上存在网络发育的岩石多维弱面，有利于张性破坏的发生，使得岩石的力学性质得到改善，有利于缝网压裂[27]。同时，FA1储层物性相对较好，一方面使得层理发育不明显，另一方面孔隙增多削弱了岩石致密度，也就减弱了岩石力学性质。③ FA3与FA2物性特征、裂缝发育规模基本相似，但由于裂缝被方解石充填的程度较差，使得基质与裂缝充填物之间的抗拉强度差异作用不明显，从而表现出泊杨脆性略低的现象。④ FA1具有比FA2更发育的天然裂缝，更多表现在对压裂施工作业的影响上，如压力异常、砂堵、扩展受限等，通过识别层理缝发育程度较高的层位，一定程度上可制定专项措施在不利于压裂施工的层位或压裂段。

表2 四川盆地龙马溪组页岩相组合及其矿物与力学实验参数

3 实例分析

近年已有大量分级指标应用在四川盆地页岩气压裂效果评价。而分级指标[5,27-28]多侧重于产量进行高产因素分析，无法反映真实的页岩压裂体积改造情况，难以更准确识别压裂施工所需的“工程甜点”。本文以研究区Y井组作为实例，探讨岩相组合划分标准对缝网改造效果评价的适用性(图8)。

图8 川东南地区Y平台H1、H2、H3井微地震事件缝网发育区与相组合对应关系

3.1 相组合划分验证

结合Y井组3口水平井水平段各段影响缝网形成的地质因素数据和微地震监测结果，运用本文构建的划分指标进行相组合划分。井组水平井采用常规分段模式，段长70～90 m，簇间距20～30 m，各压裂段穿行层位深度变化小，施工参数与工艺基本一致，有利于相组合的明确区分并进行分析。对比各压裂段优势相组合与各段微地震监测结果表明，四川盆地龙马溪组FA1和FA2的水平井钻遇率最高，是压裂施工的甜点：FA2为优势相组合发育的压裂段，SRV的波及长度(x方向)、波及宽度(y方向)优于其他相组合发育压裂段，而波及高度(z方向)相对较小，分析认为FA2具有的高层理发育程度使得水力裂缝更倾向沿着层理方向扩展，且天然裂缝以方解石胶结充填的层理缝为主，增大了水力裂缝转向、扩展的能力，形成扁平的缝网形态；FA1为优势相组合发育的压裂段同样易形成优于FA3和FA4发育压裂段的波及长度、宽度，以及优于其他相组合发育压裂段的波及高度，分析认为天然裂缝网络化的发育促使水力裂缝在三维各向扩展的能力，不同于FA2倾向于顺层扩展的特征；但从压裂施工异常发生频次角度分析认为，穿行FA1为主的压裂段，发生砂堵、压力陡升等异常现象的频率较高(表3)，往往造成不利影响，但该段对应较大SRV，单段测试产能较高，故在压裂施工时需实时进行泵注程序的调整，确保高效压裂施工。

表3 川东南地区Y平台H1、H2、H3井施工异常段诊断分析结果

总体上看，对Y井组，穿行FA2为主的压裂段，SRV普遍大于2.5×108m3，而穿行FA1为主的压裂段，SRV分布不稳定，见部分大于2×108m3，或因施工异常小于1×108m3，穿行FA3和FA4为主的压裂段SRV集中分布在(0.5～2)×108m3。

3.2 相组合对缝网形成的影响

综合分析认为，FA1中胶结充填的天然裂缝发育，水力压裂前期可优先激活形成缝网，对压裂形成缝网具有积极作用，能够形成较大的波及改造体积，但易发生压裂施工异常，或导致裂缝扩展受限，若不能实现精确的压裂设计或实时的泵序调整，该压裂段的供给效果可能很差；FA2是形成于水体深度适中、还原性相对弱的沉积环境的相组合，矿物组分变化迅速，形成优势储集层与优势可压裂层的高密度交互，在层理方向上构成大量应力薄弱区，有利于缝网在径向上的扩展，实现对井控区域最大限度的改造，同时改善径向渗流能力，可充分调动体积改造区域，实现长期稳产。FA3发育位置多未对应水平井钻遇小层，层理、天然裂缝等特征较FA1、FA2已逐渐弱化，层间差异也异于FA2的脆性互层，而是塑性—脆性交互为主，故而在压裂过程中较难被动用激活，也加大了施工异常发生的频率。FA4钻遇率最低，相对较差的天然弱面程度使得压裂形成缝网的能力弱，水力裂缝的径向延伸等扩展行为发生率低，对宁217井该类岩相组合的压裂施工时也发生明显的加砂困难等情况，故而在钻井过程中应尽量避免该类相组合。

4 结论

1)基于对缝网形成的地质影响因素分析，建立了侧重于考虑页岩气储层压裂形成缝网的能力的沉积岩相划分标准，将四川盆地龙马溪组页岩划分为Ⅰ型页岩相组合(FA1)、Ⅱ型页岩相组合(FA2)和Ⅲ型页岩相组合(FA3)和Ⅳ型页岩相组合(FA4)4类岩相组合。

2)通过理论与实验分析，提出FA2受层理发育、脆性矿物高混合程度影响，具有最好的泊杨脆性，FA1天然裂缝发育促进改造效果，但受物性条件限制，具有较好的泊杨脆性，FA3、FA4因相对较低的脆性矿物含量、天然裂缝/层理发育程度，泊杨脆性较低。

3)相组合划分方法与矿场实践对比研究表明，4类相组合中，FA1和FA2水平井钻遇率最高，是压裂施工的甜点。其中，FA1水力压裂前期可优先激活形成缝网，但易发生压裂施工异常，导致裂缝扩展受限，需进行实时施工调整实现充分改造；FA2矿物组分变化迅速，形成优势储集层与优势可压裂层的高密度交互，在施工过程中充分调动体积压裂改造区域，从而实现长期稳产。