丁山地区页岩储层裂缝分布预测及页岩气保存条件评价

谢佳彤 ,付小平,秦启荣,范存辉,倪 楷,黄曼宁

(1.中国石化勘探分公司,四川 成都 610041；2.西南石油大学，四川 成都 610500)

0 引 言

对于自生自储的页岩储层来说，裂缝的发育分布对页岩气的储集和运移均起到至关重要的作用。当今页岩气研究的侧重点主要为突破裂缝分布预测方法与保存评价之间的关系[1-3]。前人在裂缝分布预测和页岩气保存评价中提出了很多优质方法。曾锦光等[4]将曲率法用于四川中坝构造中，通过力学模型研究分析背斜构造并证实了利用最大曲率来表示裂缝发育的判据，提出用构造图计算的方法来得到最大曲率，并验证了该方法的有效性；邬光辉[5]发现裂缝发育程度与分形维数的关系，认为裂缝发育程度越高，分形维数越大；丁文龙等[6]将构造应力场模拟作为重要手段预测页岩储层裂缝分布。研究发现，在裂缝预测的研究中，构造应力场的分布与裂缝发育密切相关，是控制裂缝发育最主要的因素之一。页岩气保存评价是值得深入探讨和发掘的问题，聂海宽等[7]对四川盆地及周边地区五峰-龙马溪组页岩进行了保存条件评价的研究，由于川东南有盆内、盆缘和盆外地区，其受到的构造运动不同，保存条件也不同，因而分别挑选盖层条件、压力系数、构造条件、物质基础、地层水条件和气体组分进行页岩气评价；蔡周荣等[8]主要从构造变形和构造活动性2个方面来进行页岩气的保存研究；胡东风等[9]主要从构造运动、顶底板条件和压力系数方面来评价四川盆地页岩气保存条件；王濡岳[10]、魏祥峰等[11]同样从构造部位、压力系数、顶底板条件以及地层倾角等方面来研究页岩气评价体系指标，但在保存评价参数以及权重系数的确定上不同地区各项指标条件不同，不能将这些参数进行很好的利用[12-13]。因此，此次研究引入构造应力场模拟方法及岩体破裂准则对研究区的裂缝分布进行平面上的预测，同时对研究区页岩储层进行保存条件指标的划分，并运用组合权重法确定评价指标的权重系数，对研究区进行有利区带的预测和优选。

1 区域地质特征

丁山地区位于四川盆地东南部，隶属于重庆市綦江县石壕镇，研究区主要为丁山构造，分布于川东南盆内及盆缘拗褶区，勘探面积约为533 km2。四川盆地主体受到大断裂挤压形成了一个大构造单元，四面均受到逆冲断裂和走滑断裂的挤压，北部以米仓山-大巴山断褶带为界，西部为龙门山大断裂，东部为齐岳山断裂带(图1)。

图1 四川盆地地理位置

研究区目的层位志留系龙马溪组整体厚度为100～300 m，由上至下可分为2种不同岩性的层段。上段厚度为20～80 m，岩性为深灰色泥岩夹粉砂质、灰质泥页岩，TOC相对较低；下段厚度为100～180 m，岩性为黑色页岩富含笔石化石，局部夹微粒黄铁矿条带，下段由上至下TOC由3%逐渐增大至6%，是构成页岩气的主力产气层段(图2)。截至2021年，丁山地区页岩气测试产量已突破100×104m3/d。

2 构造应力场模拟

2.1 地质模型

根据构造解释、断裂期次的综合分析，对丁山地区燕山末期—喜马拉雅运动中期进行三维构造建模，利用Petrel软件建立相应地质模型，该模型以龙马溪组为主要研究对象，石牛栏组和宝塔组分别作为模型的上部和下部边界，可视为目的层段的顶底板。建立模型时，严格依据丁山地区龙马溪组底界构造图、地层分层资料等来考虑各层面的接触关系[14-15]。

2.2 力学模型

2.2.1 确定边界条件

由于不同构造期次的作用力大小和方向不同，因此，不同期次的模型边界条件也不同。模型边界条件中的约束边界、加载边界，以及加载力的大小和方向等参数的确定主要是根据构造解析结果、古构造演化史和Kaiser效应实验结果3种协同作用来确定。

图2 丁山地区龙马溪组地层岩性特征

丁山地区模型作用边界设置、构造力作用方位、约束条件如图3所示。经调试，对建立的地质模型施加的位移边界条件为：施加NE、SE向正压力，考虑模型3层地层的自重，顶面考虑为均布载荷即上覆岩层压力，自身重力是由重力加速度和岩层密度计算得到[16]。因此，丁山地区模型顶面受垂直地应力78.00 MPa，底面施加下伏地层反作用力83.00 MPa；对右上施加70.00 MPa最小主应力(σ3)，右下施加100.00 MPa最大主应力(σ1)；位移边界条件：NW、SW两边固定，设置XYZ位移和转角为零，其他单元均可自由移动。

图3 丁山地区构造应力场模拟边界条件

2.2.2 确定断层处理方案

研究区模拟断层处理方案采用断层弱化法。在对丁山地区模拟过程中，为了保证模拟的高效准确，在正式模拟前先进行了试算，将断层定义为“软弱区”，其弹性模量通常比正常地层的弹性模量小，一般为正常地层的50%～70%，而泊松比则比正常沉积区岩石地层的泊松比大，通常情况下两者差值为0.020～0.100；将构造高部位定义为“强硬区”，其弹性模量是正常地层的1.0～1.5倍，泊松比则相对较小；构造低区同理，但与高部位相比各

参数较小。内聚力及内摩擦角则根据实验和模拟情况进行调整(表1)。

表1 不同单元类型岩石力学参数

2.3 数学模型

根据有限元原理可知，地质体单元划分越细，数学模型计算结果精度越高。研究区内断裂极为发育，在模型构造分析中，仅对规模最大的75条断裂进行模拟。此次网格划分在Petrel软件中完成。该模拟采用八节点六面体单元进行网格离散划分，共有97 470个单元和131 408个节点。

2.4 构造应力场分布

根据研究区的主要地质构造特征，建立三维有限元模型(文中所有应力场均为古构造应力场模拟)。地质历史时期所形成的构造是多期构造运动作用的综合反应，但构造形成受最近一期的应力场影响相对较大[17]。此次研究采用构造演化期次中的末期进行模拟，从而更准确地确定应力场分布。研究区初步模拟结果如图4所示。由图4a可知，在持续受到NE方向构造挤压力的作用下，丁山地区在DY4断层附近及构造脊部附近应力较小，最大主应力值分布比较平均，为-32.80～136.46 MPa(图4a,其中拉应力为正，压应力为负)；在DY2、DY3、DY4井附近最大主应力值分别为31.83、42.62、89.23 MPa。由图4b可知，丁山地区差应力值为50.00～110.00 MPa，DY1井和DS1井等距离齐岳山断裂较近的地区差应力较大，与齐岳山断裂距离越大，差应力越小，岩石破坏程度也越低。

图4 丁山地区应力应变模拟分布

2.5 应力场模拟结果误差分析

通过模拟川东南丁山地区应力场，将井位实测值与模拟值进行误差分析，得到应力值的大致分布范围，最终计算得到丁山地区5口井的最大、最小主应力误差均为15%左右(表2)，在合理误差范围内，说明模拟结果可行。

表2 古构造应力场模拟最大主应力及相对误差

3 裂缝分布预测方法

3.1 岩体破裂系数

岩体的破裂系数表示岩体的裂缝发育情况，由于研究区地层主要为弹性变形，为了使模拟预测更加高效便捷，此次研究主要采用莫尔-库伦准则进行判别。

(1)

式中：η为岩体破裂系数；f为剪应力，MPa；k为最大抗剪能力，MPa；σ1为最大主应力，MPa；σ3为最小主应力，MPa；c为内聚力，MPa；φ为内摩擦角，°。

岩体破裂系数在岩石力学理论中的判断标准为：当η<1时岩体比较稳定，受到的应力没有达到破裂值，岩体不发生破坏，没有裂缝产生；当η≥1时岩体受到的应力达到破裂值，岩体失去稳定性发生破坏而产生裂缝。然而，在实际情况中，岩体的破裂往往比较复杂，即使岩体破裂系数小于1的岩体，其内部也会因为受到应力产生细小的微裂缝。因此，要充分考虑其理论特点及模型的特殊影响，

利用岩体破裂系数判断裂缝发育程度时应根据研究区块不同制订不同的标准。

3.2 岩体破裂特征

通过岩体破裂系数公式及其判别方法对研究区进行分区破裂特征模拟预测。岩体破裂程度最高的地区主要分布于丁山地区东南部，具体位于近NWW、NW向及NE向断层周围，呈条带弧形状展布，尤其在DS1井周围构造高部位一带广泛发育，破裂系数可达1.680以上；其次是断层与断层周围破裂带、断层外围以及构造高部位，破裂系数达1.456～1.568；距离断层较远且构造平缓区、构造低点区破坏程度较低，破裂系数普遍小于0.900(图5)。

图5 丁山地区龙马溪组岩体破裂程度分布预测

3.3 裂缝分布定量预测

裂缝定量预测主要是根据裂缝的发育特点或形成机制，采用地质学、物理学、数学等方法对裂缝的平面分布规律进行研究与探索分析[18-28]。在岩体破裂程度分布预测(图5)的基础上，结合丁山地区的构造地质背景、构造地质特征以及现有的试验测试及生产结果等资料，运用破裂准则标准及数学方法相结合，划分了丁山地区裂缝发育级别(表3)。

表3 丁山地区龙马溪组岩石裂缝预测的η值

根据丁山地区的裂缝预测标准，结合岩石力学、构造地质学的原理以及钻井、取心、生产资料等进行综合分析，对丁山地区龙马溪组的裂缝发育情况进行预测，根据定量预测结果、有限元预测结果，结合裂缝发育影响因素及实际生产情况，绘制了丁山地区龙马溪组顶部裂缝发育综合预测图，以便更为准确、全面地对裂缝发育情况进行把握(图6)。

图6 丁山地区龙马溪组裂缝发育预测

4 页岩气保存条件评价及有利区预测

4.1 影响因素

4.1.1 埋深

丁山地区在川东南中处于盆地边缘地带，各井埋深跨度较大，由1 500 m至4 500 m不等。以丁山地区DY1井和DY2井为例，2口井的地质基础相似，DY1井优质页岩厚度为26.0 m，DY2井优质页岩厚度为35.5 m，平均为30.0 m左右；DY1井TOC为3.42%，DY2井为3.95%，两者基本一致，孔渗之间也相差不大。然而，2口井埋深差异较大，DY2井埋深较深，为4 367.5 m，DY1井抬升至2 054.0 m，受到地层围压较小，页岩气容易发生逸散，不利于页岩气的保存。

4.1.2 内部断裂和裂缝

丁山地区自燕山期以来受到多期构造运动，断裂系统比较发育，断距较大且延伸较长的断裂会对页岩气的保存具有一定的破坏作用[29]。断裂要素中断距大小、开启程度及倾角都会对页岩气保存有一定的影响。通过对丁山地区断层要素及产气量统计发现(表4)，延伸长、断距大的断裂附近井比断距小的井产气量低，页岩气更易散失。结合页岩气勘探实践，认为在丁山地区小规模断裂发育或距离大规模断裂2 km以外的区域，页岩气保存效果较好。

表4 丁山地区龙马溪组页岩气钻井统计

4.1.3 现今最大水平主应力与断裂优势方位夹角

断层封闭性可以用现今最大水平主应力与断裂优势方位夹角大小表示，直接反应了现今的油气保存情况。研究认为，一般夹角越大，对油气封堵性越好，夹角越小，油气封堵性越差，油气会发生散失。根据丁山地区水平主应力与断裂夹角的统计结果及前人的研究成果，认为丁山地区现今最大水平主应力方向与断裂优势方位夹角为60～90 °时，断层封闭性较好；夹角为45～60 °时，断层封闭性较好；夹角为30～45 °时，断层封闭性一般；夹角为0～30 °时，断层封闭性差。

4.1.4 压力系数

丁山地区压力系数分布与埋深具有一致性，均表现为由东南部向西北方向增大的趋势。由于东南部埋深浅，加之离齐岳山隐伏断裂较近，使得东南部高部位的页岩气容易发生散失，压力系数较低，不利于保存。DY1井由于埋深较浅且距离齐岳山断裂较近，压力系数较低，为1.06，气体容易发生逸散，测试日产气量仅为3.40×104m3/d；DY2井埋深较深且远离大断裂，压力系数为1.55，表现为异常高压，保存较好，测试日产气量为10.50×104m3/d。

4.2 有利区预测

研究区评价主要以构造因素为重点，参考前人研究成果并结合实际地质情况和勘探情况[29]，优选7个主要参数作为页岩气评价的关键参数，并总结出适合丁山地区的海相页岩气构造综合评价指标体系(表5)。依据权重系数以及评价参数对各参数进行叠加，并采用均值聚类分析法对区带进行分类，划分为2类有利区(图7)。评价结果表明：1类有利区位于深埋平缓区或低缓斜坡区，埋深大于3 500.0 m，远离齐岳山断裂带和目的层露头剥蚀区，断裂规模小、发育早，最大水平主应力与断裂优势方位夹角大于60 °，属Ⅱ级裂缝发育区，压力系数大于1.2，差应力值低；2类有利区位于深埋平缓区、低缓斜坡区或高角度斜坡区，埋深为2 500～3 500 m，发育小规模早期断裂，属Ⅲ级裂缝发育区，压力系数较大，为0.9～1.2，最大水平主应力与断裂优势方位夹角为45～60 °，次级断裂倾角为50～60 °，差应力中等。

表5 丁山地区龙马溪组页岩气评价参数

图7 丁山地区龙马溪组页岩气有利区评价

5 结 论

(1) 选取岩石力学参数对研究区模型进行数值试算，通过反复模拟计算得到丁山地区最大主应力、差应力分布，并引入差应力分布图，差应力值越大表示岩石破裂程度越大，应力场模拟结果表明了不同地区的破裂程度差异较大，丁山地区由于埋深较深，且构造比较稳定导致模拟差应力值相对较小，差值较大区域一般分布在大断裂附近或埋深较浅地区。

(2) 根据莫尔-库伦准则计算丁山地区岩体破裂程度系数，从而得到裂缝在平面上的分布规律，并将研究区裂缝发育程度划分为4类，其中Ⅱ级、Ⅲ级裂缝发育区对油气的运移及保存效果最好，属于优势发育区。

(3) 运用组合权重法对丁山地区保存评价参数体系进行权重的划分和计算，将研究区保存评价体系进行半定量分析和各参数权重赋值，并优选12个评价参数。

(4) 依据指标体系对研究区进行页岩气保存评价，将有利区划分为2类，1类有利区主要位于深埋平缓区或宽缓褶皱核部，远离主干断裂，顶底板致密且连续，属Ⅱ级裂缝发育区，早期以及三级或四级裂缝发育，压力系数大，物质基础好；2类有利区主要分布于宽缓褶皱两翼，属Ⅲ级裂缝发育区，发育三级或四级裂缝，物质基础较好，压力系数较大。