页岩气储层主要特征及其对储层改造的影响

页岩气是以自生自储为主的非常规天然气,是油气资源中的新型矿种。作为一种非常规天然气,页岩气的赋存主要有3种形式：①作为吸附态吸附在有机质颗粒、无机矿物(如黏土矿物)颗粒以及孔隙表面之上；②作为游离态,大量存在于孔隙和裂隙(包括裂缝)中；③作为溶解态,少量溶解于干酪根、沥青质、残留水以及液态原油中[ 1, 2]。此外,页岩气具有含气面积广泛、资源量大、生产寿命长、产量稳定等特点。自美国掀起页岩气革命以来,世界各地也逐渐掀起页岩气勘探与开发研究热。但是由于页岩气储层低孔低渗,因而,要实现大规模商业开采必须克服许多理论和技术上的难题。在北美成功实现页岩气产业化开发的同时,我国近些年来已经在页岩气资源前景及潜力[ 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19]、页岩气有利区预测[ 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32]以及勘探开发经验[ 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40]等方面取得了突破性进展。然而,我国早生代以来发育有含有机质的海相、海陆过渡相和陆相泥页岩层,且非均质性强,后期又分别经历了加里东、印支、燕山和喜山等不同期次、不同性质、不同规模的构造叠加改造,造成地质条件复杂,从不同空间尺度制约着页岩气的形成和富集,要成功开采页岩气谈何容易；可美国页岩气储层较稳定,在一期或二期挤压作用后,大都经历一次抬升,地质构造相对简单。因此,应该聚焦中国页岩气地质特性,不能完全照搬美国页岩气勘探开发技术,需要探索具有中国储层特点的非常规天然气开采道路。由于页岩气主要储集于页岩层纳米孔隙中,而其微裂隙不发育,由此页岩气井完井后需要经过储层改造才能获得理想的产量。随着能源与环境问题越来越严重,超临界CO2开发、液态丙烷压裂法等逐渐步入储层改造的视野并有望取代水力压裂技术,我国应尽快采用这些新的开采技术。但是针对页岩气储层改造,必须慎重考虑储层的地质特点以及有利区块所处的地质环境和地理位置,在环境破坏和经济投资最小额度的基础上,做出适宜的储层改造方案和相应的开采方案。

本文在前期研究工作的基础上,拟从页岩空间分布、储层非均质性、岩石组成、地质环境、岩石物性特征等方面分析页岩气储层的主要地质特征及其制约因素,并进而探讨这些特征对储层改造的影响。由此,认识储层地质特征及其对后期改造的影响,不仅对丰富页岩气地质勘探理论具有重要的科学意义,而且对提高页岩气产能和开采效率也具有重要的应用价值。

页岩气源储一体,无明显圈闭界限,封闭层或盖层仍不少。页岩气储层致密,以纳米孔隙为主[ 40],赋存于富有机质的细粒沉积岩中(通常指页岩),岩石中包含有机质、矿物质、流体(包括水和气体)等组成部分。储层有很多种岩石类型,不仅包括富有机质的高碳泥页岩还包括黑色页岩所夹的薄层泥质粉砂岩和各种砂岩[ 41],如美国San Juan盆地Lewis页岩气储层组合,并非仅为页岩层,而更多为致密砂岩层。狭义上是指纯的含有机质页岩或泥岩,如美国Michigan盆地Antrim页岩[ 42]。页岩分布和岩石组成表现为多样性和非均质性,这使得储层中孔隙结构以及渗流特征差异很大,在研究页岩气储层时必须区别对待。

(1)页岩的空间分布特征

我国页岩分布从区域尺度上发育有海相、海陆过渡相及陆相页岩,其有机质含量、热成熟度都各有差别[ 43],页岩气储层发育区初步分析有四大区域,即南方、中东部、西北及青藏等地区[ 44]。含有机质页岩的分布与其所在的沉积环境以及构造背景等有很大关系。富有机质暗色泥页岩主要形成在相对海平面上升时期的海侵(湖侵)体系域。陆相盆地中的湖湾、半深湖与海相盆地中的半深海—深海盆地、盆地边缘深缓坡和半闭塞—闭塞的欠补偿海湾地区是富有机质暗色泥页岩发育的有利地区[ 45]。含气页岩位于层序边界(SB：海平面下降过程中形成的层序边界)和海侵侵蚀面(TSE：早期海侵过程中形成的)上。最底下的海侵面上的海相页岩通常富含有机质,形成于相对高的伽马射线值的凝缩段(CS)内,位于层序边界之上。凝缩段的顶部是最大洪泛面(mfs),其上是进积的高水位期。有机质含量很少的高水位体系域/水退体积域(HST/RST)地层下超于其上[ 46]。

富有机质页岩的分布还与构造背景密切相关。不同构造背景下的沉积盆地,对富有机质页岩的沉积、成岩以及有机质的保存产生不同影响,其中断陷盆地保存条件较佳。盆地中心沉积环境离物源较远,沉积水体深度相对较深,为弱碱性。对页岩沉积来说,不同水体深度具有不同的沉积特征：上部发育硅质或硅钙质浮游水生生物,下部或底部为强还原或富含H2S环境,稳定且环境变化大(盐碱度等)并有页理发育,容易形成高有机碳含量、高硅质、钙质矿物不含或微含黏土的硅质页岩；海沼或三角洲以及陆相湖盆由于沉积水体相对较浅或相互分隔、近物源、沉积水体多为弱酸性,有利于高岭石及绿泥石等的形成,因而容易形成富有机质、高黏土含量而低硅质、钙质矿物的泥页岩[ 47]。

(2)页岩气储层的非均质性

页岩组成和结构特性使得页岩气储层非均质性很强,并有纵向、横向非均质性之分。纵向非均质性是纵向上岩石组成、结构构造、孔隙特征、储气性能等的变化规律,横向非均质性是平面上的分布特征[ 48]。页岩气储层的非均质性主要表征在有机质和组成矿物以及储层结构上。与其他储层相似,岩石的非均质性主要是原始沉积过程中形成的,也受沉积作用、成岩作用以及构造作用多因素的综合影响(图1)。沉积格局的多样性,成岩作用的复杂性,构造演化作用的多阶段性,使得页岩气储层具有空间上分布的非均质性,进而控制储层孔隙空间中流体的聚集和渗流。页岩气储层的非均质性不仅对天然气的成藏、聚集和运移有重要影响,而且对后期储层改造以及页岩气的勘探开发具有十分重要的应用价值。

页岩气储层岩石组成包含有机质、黏土矿物、石英等脆性矿物以及碳酸盐矿物。有机质是含气页岩必不可少的一部分,据勘探和开发经验,含气页岩中远景区平均有机碳含量不低于0.5%,有利区不低于1.5%,核心区不低于2.0%[ 50]。有机质含量不仅与生烃有密切关系而且与气体吸附关系重大,高有机质含量意味着更高的生烃潜力及更好的吸附能力[ 51]。此外,有机质含量多少在一定程度上也控制着页岩裂隙的发育程度[ 52, 53]。随着有机质成熟度增高,页岩中有机质更多地转化为烃类,硅质矿物含量相对升高,页岩脆性也随之增强,更易形成裂隙[ 54]。丁文龙等[ 55]探讨了有机碳含量与裂隙发育程度之间的关系,并认为随着有机碳含量的增加,裂隙发育程度由差、中等、好到很好发展。

实际上,不同盆地不同区块页岩的岩石组成相差较大,如美国五大盆地页岩系统页岩有机质含量变化范围相对较小,而我国两大盆地变化相对较大(表1)。我国四川盆地龙马溪组页岩以及鄂尔多斯盆地延长组7段页岩都是最具潜力的页岩气储层,从其岩石组成来看,有机碳含量变化范围存在较大差异。此外,不同沉积相页岩层在岩石组合、有机质与矿物组成上等表现不一样,如海相页岩多为厚层状,海陆过渡相页岩常与砂岩、煤层等互层,陆相泥页岩薄层但累计厚度大等[ 56]；海相泥页岩总有机碳含量比较高,而对于非海相煤系地层泥页岩总有机碳含量相对偏低。与美国主要页岩相比,我国各沉积相页岩碳酸盐矿物含量较少,硅质矿物和粘土矿物含量相对较多；海相页岩中碳酸盐矿物和硅质矿物含量比海陆过渡相、陆湘地层泥页岩的高,黄铁矿主要出现在海相页岩中,含量高达25%以上(图2)。

注：数据来源文献[1,28,57]；括号内数据为平均值

页岩中的有机质在储层中可呈分散型、顺层富集型和局部富集型镶嵌于各种无机矿物之间[ 59],因而在一定程度上制约储层中无机矿物的组合及含量。页岩的矿物组合(包括黏土矿物和碎屑矿物等)和矿物相对含量对页岩气储层力学性质以及含气量具有重要的影响。页岩中的某些黏土矿物由于沉积、成岩作用会发生成分和结构上的改变(如伊利石化、绿泥石化等),从而使得页岩中产生微裂隙,如黏土矿物中蒙皂石向伊利石转化,蒙皂石单位构造高度减小引起蒙皂石构造塌陷导致泥页岩中微裂隙的产生[ 60]。此外,黏土有着较高的微孔隙体积和较大的比表面积,具有较大的吸附势[ 61],还能促进有机质向烃类地转化[ 62]。除了页岩有机质含量以外,一定条件下黏土矿物含量越高页岩气的吸附气含量越大；硅质矿物、碳酸盐岩矿物含量多少,决定储层岩石不同的脆性程度,从而导致页岩气储层不同的改造模式和改造效果[ 39]；硅质矿物含量高、储层的脆性特征强,压裂时易脆性断裂形成网状裂隙,更加容易实现体积改造[ 63]。美国多年页岩气开发经验表明：对页岩气开发的有利储层,其岩石特征是有机质含量大于2%、有机质成熟度大于1.1%(可保证页岩中有足够含气量),脆性矿物含量大于40%、黏土矿物含量小于30%(可保证容易压裂形成裂隙系统)。通过详细的地质资料和地球物理资料分析,这些上限值或下限值可根据实际情况进行调整。

已有大量资料表明,页岩气储层具有低孔、特低渗的物性特征。根据美国主要产气页岩岩心分析,其总孔隙度主要分布在2.0%~14.00%之间,平均为4.22%~6.51%；渗透率一般小于0.1mD,平均吼道半径不到0.005um[ 64]。我国四川盆地南部总孔隙度和渗透率更低,威001-2井的测井解释结果显示,筇竹寺组2982.75 m以下页岩段的孔隙度在0. 69 %~3. 08 %之间,平均值为1. 64 %,渗透率在0. 001×10-3~0. 11×10-3μm2,平均值为0. 019×10-3um2[ 41]。尽管页岩气储层低孔、超低渗,但仍具备一定的页岩气储集条件。这是因为页岩气储层中天然存在的裂隙和微—纳米级孔隙,使得页岩气体不仅以游离态形式储存和富集于裂隙与大孔隙中,还以吸附态储存和富集于微孔隙表面上；而大孔隙有利于气体的渗流,微孔则有利于气体的聚集。实际上,页岩具有三重孔裂隙特征,即具有宏观裂隙、微裂隙以及气体吸附的有机质与矿物质孔隙系统。在这些介质中页岩气渗流从微观分子水平到宏观主要经历了以下4个过程：①气体从基质表面发生解吸的过程；②由于浓度差的作用解吸气体向基质微孔隙和微裂隙扩散；③气体在具有渗透性的微裂隙内发生渗流过程；④气体从宏观裂隙向井筒渗流[ 65, 66]。

(1) 天然裂隙

裂隙是天然气渗流和储集空间,它是失去结合力的表面,页岩中裂隙分类有很多[ 67, 68],主要存在5种裂隙,即构造裂隙(张裂隙和剪裂隙)、层间页理、层面滑移裂隙、成岩收缩微裂隙和有机质演化异常压力裂隙[ 69]。其中构造成因裂隙和热生烃成因裂隙是影响页岩气富集及保存的重要裂隙之一。构造成因裂隙主要和构造应力场和储层岩石物理性质有关系[ 70],而热成因裂隙生烃与有机质热解生烃有关。

通过岩石测试分析,页岩气储层中天然裂隙发育状况与矿物和有机质充填也有明显的关系。储层矿物和有机质充填在裂隙中也在一定程度上影响裂隙发育程度。天然裂隙(成岩裂隙和/或构造裂隙)的形成与静岩压力、构造应力、热应力和高流体压力有关,能以各种尺度出现,具有极强的非均质性[ 71]。在构造应力作用下,如：①由于剪切破裂形成以高角度剪切和张剪性为主的构造裂隙；② 沿着页岩层剪切产生的低角度滑脱裂隙；③ 垂直荷载超出泥页岩抗压强度以及上覆地层不均匀载荷导致泥页岩破裂形成的垂向荷载裂隙[ 55]。此外,还包括强大压力的岩浆侵入以及盐丘等所引起的拉张和挤压裂隙以及不规则流动现象[ 72, 73]或水平挤压产生的压溶作用形成的构造压溶缝合线。

(2) 孔隙

孔隙是页岩气储层中最重要的有效储集空间[ 74]。目前一般依据孔径大小、孔径连通性以及孔隙基质对页岩孔隙进行分类。比较简单和实用的方案是将页岩的孔隙分为有机质孔、粒间孔隙和粒内孔隙,因为这种分类考虑到了油气润湿性和油气流动差异[ 75]。然而,不同类型孔隙的储气特征不同,聂海宽等[ 76]将孔隙分为了有机质(沥青)孔、和或/干酪根网络、矿物质孔(矿物比表面积、晶内孔、晶间孔、溶蚀孔和杂基孔隙等)以及有机质和各种矿物之间的孔隙。此外,对于不同的孔裂隙类型,其气体在孔裂隙中的流动类型、粒子运动和扩散运动亦有区别(表2)[ 77]。

与其他常规天然气储层不同,页岩气储层以纳米级孔隙为主,邹才能等[ 78]在对中国非常规油气储层研究中,采用场发射扫锚电子显微镜与纳米CT重构技术研究了页岩气储层纳米级孔隙,并认为纳米级孔是致密储层连通性储集空间的主体。页岩气储层纳米级孔隙以有机质内孔、颗粒内孔及自生矿物晶间孔为主,孔隙直径范围5~300nm,主体为80~300nm。纳米级孔隙比表面积大,大量CH4分子可以强有力地吸附于孔隙表面上。页岩气储层中三种不同种类的赋存气体,即吸附态、游离态和溶解态,在不同孔隙中相应的存储机制和运移过程表现不同[ 79]。甲烷在页岩微孔(孔径小于2nm)中顺序填充,中孔(2～50nm)中多层吸附至毛细管凝聚,在大孔中(>50nm)中甲烷以压缩或溶解态赋存[ 57, 80]。纳米级孔隙由于其流动空间直径很小,气体分子平均自由程与孔隙直径大小接近,气体分析与孔隙壁的碰撞概率大大增加,从而渗透率变差[ 81]

煤层气在不同的盆-山体制(伸展、过渡和挤压)和不同岩石圈结构背景下表现出不同的富集机制,探索盆-山演化过程及盆地演变的构造-热动力学作用是研究煤层气富集与分布的前提和关键之一[ 83]。页岩气与煤层气在富集方面有着相似的特点,如原地聚集,短-无距离运移等[ 84]。尽管煤层气和页岩气在气体的来源与赋存层位等方面有所不同,但是在富集特征、运移过程及开发技术方面具有一些共性[ 85]。同样,盆-山演化过程及盆地演变的构造—热演化作用所导致的地质环境改变对于页岩气储层有重要的影响。地质环境的影响主要包括储层温度、压力(上覆岩层压力和构造应力)和流体(气体和水)。

首先,温度对页岩气储层的制约主要体现在热演化程度上。随着有机质热演化,页岩生烃,岩石表面次生孔隙形成、岩石中的某些矿物脱水或生成其他的新矿物。伴随着热成熟度增高,页岩有机质大分子结构与孔隙结构发生相应改变,在此过程中并有大量天然气生成,从而热成熟度高的页岩表现出更高的孔隙含量[ 86]。其次,压力(上覆岩层压力和构造应力)对储层的影响主要是体现在天然裂隙的发育程度和延伸方向的控制上,这里起关键作用的是地应力。地应力是赋存于岩石中的自然应力,.主要由重力应力、构造应力、热应力和孔隙压力等多种力耦合构成,其大小与大陆板块边界受挤压、地幔热对流、地心引力、岩浆侵入、地温梯度、地表剥蚀等有关系。地应力作为油气运移的主要驱动力之一,地应力场的演化控制构造和沉积相的发育。构造应力场演化导致地壳产生不同类型的构造和差异升降特征, 形成隆坳相间的构造格局造成油源区和储集区的侧向配置[ 87]。地应力的存在不仅控制页岩气的聚集和运移,同时在储层后期改造的过程中还会制约着网络裂隙的形成,制约储层改造效果。最后,当储层中裂隙发育并有流体(淡水)存在时,地层水盐度得到稀释,有利于甲烷菌对沉积有机质进行生物化学降解从而形成天然气[ 54]。

页岩气储层改造,其实就是在原有天然裂隙的基础上通过压裂技术形成裂隙网络,从而实现体积改造,成功开采出天然气。水力压裂技术是常用的储层改造方法[ 88]。由于页岩气储层所具有的非均质性特点,使得在对储层进行改造过程中很有必要对影响储层改造效果的因素进行探讨。影响改造效果的因素较多,其中页岩厚度对页岩气储层压裂就起着重要作用。如在页岩气远景区,至少有一个区块有较高的TOC含量,且至少有45.72 m的连续厚度,这是水力压裂垂直区域内的可行性目标[ 89]。此外,储层的岩石组成、物性特征和地质环境(主要指地应力)的影响也是重要的因素。

岩石组成对储层改造的影响主要体现在2个方面上：其一,岩石力学性质对储层改造的影响；其二,岩石敏感性影响。

(1) 岩石力学性质

泊松比和杨氏模量是岩石力学性质主要参数指标。杨氏模量是指其所受应力与应变的比,它是描述岩石抵抗形变能力的物理量,即反映岩石的刚性大小[ 48]。页岩具有高的杨氏模量意味着脆性大,钻井或压裂过程中越容易产生裂隙有利于页岩气开采。泊松比是横向正向应变与轴向正应变的绝对值的比值。泊松比越低,页岩脆性越大且容易压裂产生裂隙[ 90]。天然裂隙发育程度与岩石力学性质相关。天然裂隙越发育,说明储层中脆性矿物的含量较多,即岩石脆性越强。李庆辉等[ 91]通过文献调研和室内测试,总结脆性测试的20种基本方法,包括基于强度、硬度和坚固性的评价方法等。所谓脆性,其实可以用脆性指数来表征。泥页岩中的石英及钙质等脆性矿物的比例,称之为脆性指数。脆性指数越高,岩石可压性越好。页岩气储层脆性指数达40%以上,才有可能形成网络裂隙。脆性公式[ 52]如下：

B= Q/( Q+ C+ CL) (1)

其中 B是脆性参数； Q是石英； C是碳酸盐岩： CL是黏土矿物。

Wang[ 92]修正了该脆性公式,增加了成岩作用对脆性的影响,此时脆性主要影响参数是与构造、埋藏史、热成熟度相关的温度和流体组分的变化。他们认为镜质体反射率是反映热成熟度最稳定的参数,所以脆性公式为：

B= [1+a( R0-b)] Q/( Q+ C+ CL) (2)

式中： Ro是镜质组反射率,a和b为确定的常数[ 93]。

由公式(2)可知,碳酸盐矿物与页岩的脆性有关系,此外碳酸盐矿物含量还是判断裂隙是否发育的一项重要指标[ 94]。其实,碳酸盐矿物多以充填的方式存在于裂隙中,碳酸盐矿物含量高,说明页岩气储层本身的天然裂隙比较发育,该类地层在压裂的时候沿着这些充填裂隙形成裂隙网络,从而实现体积改造。据北美页岩气储层的压裂实践经验,岩石脆性与裂隙形态和裂隙扩展具有一定的关系[ 95, 96](表3),压裂设计时根据岩石脆性特征优选液体体系和支撑剂[ 94]。网络裂隙是页岩气井压裂设计的主要目标,其内在因素是通过压裂在单一裂隙脆弱面上产生诱导应力以改变最大与最小主应力的分布,使裂隙发生转向,与天然裂隙沟通形成网状裂隙结构[ 97],从而实现体积改造。

(2) 岩石敏感性

页岩的敏感性是指岩石的孔隙度和渗透率等物理参数随环境条件(温度、压力)和流动条件(流速、酸、碱、盐和水等)改变而变化的性质。页岩中黏土矿物的存在、组合特征及含量是引起储层敏感性的主要因素,即微粒运移、黏土膨胀以及对酸、注入液矿化度的敏感性,即通常所称的“水敏”、“速敏”、“酸敏”及“盐敏”。速敏试验表明,速敏造成的微粒运移能使渗透率降低11.76%~17.94%；水敏试验表明,即使富含低膨胀或非膨胀性黏土矿物(如高岭石、伊利石)的地层,在水介质环境变化(降低矿化度)时,由于这类黏土矿物水化分解产生的微粒运移也会造成地层损害；酸化过程中由于溶蚀不完全或选择性溶蚀作用,形成了数量可观的活动性残屑和微粒,对地层的损害更为严重[ 98]。因此,页岩对压裂液体敏感性会影响页岩气储层压裂改造效果[ 90]。

储层的改造前期工作,必然要进行敏感性评价和储层损害评价的基础工作即岩心矿物组成和黏土矿物成分分析[ 96]。黏土微粒储层改造施工作业中,由于受紊流、高剪切速率或压力波动的影响或者是由于注入淡水使黏土颗粒分散,黏土微粒从碎屑颗粒脱落,并随注入流体移动而堵塞孔隙喉道造成储层损害[ 99]。黏土矿物含量一般小于30%才认为是有利于页岩气储层的改造[ 76]；黏土矿物含量过高,不利于储层压裂改造。当页岩中含有较少的膨胀性黏土矿物,较多的硅质矿物时,不仅对地层伤害较小且岩石脆性更强,在人工压裂外力作用下越易形成网状结构缝,从而增加油气泄流面积,有利于页岩气开采[ 100]。

盆-山耦合作用制约不同沉积环境的物源供给,板块运动以及地壳的沉降、抬升、断裂和褶皱等又对沉积相产生了相应的影响,从而导致页岩气储层特征发生变化,由此进一步影响储层改造效果。因而,页岩气储层所处的地质环境对页岩气储层改造有着重要的影响。天然裂隙和地应力是最为重要的因素之一。

(1) 天然裂隙

要成功实现页岩气开采,分析页岩气储层中天然裂隙网格、水力压裂裂隙的作用以及两者之间的相互作用是极为重要的[ 101],天然裂隙与岩石的组成、分布及层理的发育以及构造作用有密切关系[ 102]。天然裂隙对压裂的影响主要体现在压裂过程中所形成的人工裂隙与天然裂隙之间的关系上。页岩气的有效产出, 很大程度上取决于压裂裂隙和压裂过程中诱导天然裂隙开启而形成的相互交错的网络裂隙面积大小,其与页岩气井生产指数具有一定的相关性。在施工过程中尽可能多的沟通天然裂隙,使得渗透率极低的基质在扩散作用下释放的气体通过裂隙提高流动能力。最终整个改造层位形成沟通页岩气藏和井底的大型复杂缝网系统,尽可能地增大页岩气储层改造体积[ 103]。所以,页岩气储层压裂设计的根本出发点在于如何在目的层形成有效的裂隙网络(图3a)[ 96, 104]:

实际上,裂隙网络形成是天然裂隙和压裂裂隙相遇后最终的表现形态,而页岩气水平井的完井设计过程中裂隙的宽度以及半长度是所需注意的几个重要几何裂隙参数(图3b)。在天然裂隙存在的情况下,其与人工裂隙的夹角、拟净压力系数( R n)是影响网状裂隙形成的主要因素。水平井中人工裂隙和天然裂隙夹角越大,值越大则越容易形成网状裂隙；直井条件下不容易形成网状裂隙[ 106, 107]。

(3)

式中 Rn为拟净压力系数, Pfrac为净压力,Mpa； Sh,max为水平最大主应力,Mpa； Sh,min为水平最小主应力,Mpa。

当人工裂隙与天然裂隙连通后,人工裂隙再延伸形态及再起裂点可以通过最大拉应力理论及最大周向应力理论进行确定[ 108]。天然裂隙张开的极限应力条件①和人工裂隙突破天然裂隙的阻滞,继续沿原方向的延伸的极限应力条件②。

①

P Ⅱ = σ N- α p p + S t ②

式中： p p, S f和 S t分别是指油层孔隙压力、裂隙面的抗张强度(未充填裂隙的抗张强度为0)和岩石本体抗张强度； σ N为裂缝面上的正应力。当①>②的情况下,压裂施工过程中流体压力首先达到 P Ⅱ,人工裂隙在岩石本体起裂,延伸方向不改变,总体形成十字型裂纹；当① P Ⅰ,天然裂隙优先张开,裂隙发生转向,沿着天然裂隙继续延伸；延伸至天然裂隙的尖端部位,其再延伸方向应根据最大轴向应力理论进行重新定向[ 106]。此外,压裂裂隙的方位和裂隙带宽度等空间分布规律还与储层中不同天然裂隙组合及其与最大主应力间的相对方位有关[ 109]。

根据前人研究结果[ 110, 111],天然裂隙对储层改造的影响主要表现在3个主要方面：其一,天然裂隙是破裂面,它能够控制压裂裂隙的传播；第二,由于压裂带来的高压会导致天然裂隙的滑移,所形成的裂隙可以沿着天然裂隙网络延伸,这样能增加裂隙的导流能力,并有利于天然裂隙网络和井筒之间的连通性。第三,天然裂隙居于改造前的导流能力可能会影响井泄油体积的形状和程度。

(2) 地应力

地下任一岩石单元体均可看成受到3个方向上相互垂直的应力,即2个水平轴向应力( σ x, σ y,假设 σ x> σ y)和1个垂向应力( σ z)。我国地质构造复杂多样,各板块之间以及板内各块段之间构造应力分布状态差异显著。在构造挤压区、逆冲推覆作用强烈地区、不同走向的断裂结合部位是构造应力集中的地区,而构造应力松驰、转折端挠褶带、与断层有关的次生裂隙、破碎断层面等部位是低应力分布地区[ 112]。这些应力场不仅控制含油气盆地的建造与改造、影响油气的运移和聚集、控制裂隙分布规律等还能够影响钻采工艺(压裂、注水、提高采收率、水平井设计、套管设计、井壁稳定性等方面)。

页岩气储层中大量存在的天然裂隙和水平应力间的较小差异是形成复杂裂隙网络的重要地质条件[ 113]。页岩储层通过水力压裂,当不断产生各种形式的裂隙形成裂隙网络时,气井才能有效地获得较高产气量。而裂隙网络形成的内在因素是页岩储层中岩石脆性,地应力分布则是极为必要的条件[ 97]。人工裂隙总是沿阻力最小的路径发展,即沿着垂直于最小主应力的平面上产生和延伸。当出现以下几种应力状态时,③ ,④ ,⑤ ,⑥ ,压裂所产生的裂隙会分别有不同的效果,①②形成垂直裂隙；③形成水平裂隙；④压裂有可能形成水平裂隙或垂直裂隙(图4)[ 114]:

页岩气储层中不同天然裂隙组合及其与最大主应力间的相对方位, 决定了压裂裂隙的方位和裂隙宽度等空间分布规律。在压裂过程中,天然裂隙活动与否取决于地应力差、岩石组成和产生天然裂隙的抗张强度以及裂隙与最大主应力方向间的夹角等因素。陈勉[ 115]等采用大尺寸真三轴实验系统证实了裂隙网络扩展模式与水平主应力差有关,在高水平主应力下将形成以主裂隙为主的多分支裂隙扩展模式；而在低水平主应力差下将形成径向网状裂隙扩展模式。可见,较低的水平应力差储层更易实施裂隙网络压裂。

页岩气的商业化开采,关键在于有多少经济和技术可采的地质储量。为了获取高产量和高效益,利用钻井、完井工程设计技术和油气井增产工艺,通过优选目的层段、加快钻井速度、提高单井产能、延长开采期限,达到成本控制的目的,是页岩气开采过程中的重要环节。但是页岩气储层的改造是实现这一些重要环节的关键。目前,水力压裂技术是非常规储层中主要的储层改造方法,并以此提高页岩气的可采性。储层数值模拟是优化裂隙网络和多阶段压裂技术的重要工具[ 105]。页岩气储层改造始终不能脱离地质条件的束缚,要针对具体页岩气储层优选压裂层位和施工工艺,才能取得比较好的开发效果和经济效益。例如,对于埋藏较浅、地层压力较低的储层通常采用N2泡沫压裂,清水压裂的压裂液中一般已加入适量抑制剂,但仍要求储集层中膨胀性黏土矿物含量不能很高,原因是其水敏性强,遇水易膨胀、分散和运移,导致岩石渗透率下降[ 34]。页岩的岩石组成、天然裂隙和地应力作用是影响储层改造的重要因素。显然,储层改造研究对页岩气开发取着关键作用。水力压裂技术并不只是唯一的储层改造方法,结合我国页岩气储层非均质性强以及构造变形复杂等特征,应尽快采用这些新的开采技术,包括超临界CO2开发、液态丙烷压裂法等,这些方法的实质是使页岩气储层一定的纳米孔隙而不发育的裂隙经过储层改造产生更多的孔裂隙系统而让含气的纳米孔隙导通,产生较好的渗流条件,而达到增产和提高开采率的效果。此外,有资料称中澳已经开展二氧化碳封存项目合作研究,旨在在鄂尔多斯盆地运用二氧化碳驱页岩气的可能性与潜力。二氧化碳地质封存技术是目前极为重要的全球气候变化的新举措[ 116]。

本文在前期研究的基础上,从页岩空间分布、储层非均质性、岩石组成、地质环境、岩石物性特征等方面分析和总结了页岩气储层的主要地质特征,并探讨了这些特征对储层后期改造的影响。

(1) 页岩气储层低孔超低渗,非均质性很强,并有纵向、横向非均质性之分。主要体现在页岩气储层的结构和构造之上,岩石的非均质性又进而控制着储层孔隙空间中流体的分布和流动。不同的沉积环境和构造背景影响页岩的分布和组成,富有机质暗色泥页岩主要形成在相对海平面上升时期的海侵(湖侵)体系域；不同构造背景下的沉积盆地,对富有机质页岩的沉积、成岩以及有机质的保存产生不同影响,其中断陷盆地保存条件较佳。

(2) 页岩气储层的岩石组成中,有机质、黏土矿物、脆性矿物和碳酸盐矿物的多少决定着岩石力学性质,对储层改造的影响主要体现在两个方面：第一,岩石力学性质对储层改造的影响；第二,岩石敏感性影响。页岩气储层由于所含的硅质矿物、碳酸盐矿物、黏土矿物不同,导致储层岩石的脆性程度不同,从而引起页岩气储层的改造模式和改造效果不同,关于岩石的脆性可以用脆性指数表征。页岩气储层脆性指数达40%以上,才有可能形成网络裂隙。

(3) 温度、压力和流体是影响页岩气储层特征的三个主要因素。温度对页岩气储层的制约主要体现在热演化程度上。温度升高,热演化程度增加,页岩有机质大分子结构与孔隙结构发生相应改变,在此过程中并有大量天然气生成。压力对储层的影响主要体现在地应力上,地应力的存在不仅控制页岩气的聚集和运移,同时在储层后期改造的过程中还会影响着网络裂隙的形成,从而制约着储层改造效果。在天然裂隙发育的储层中流体(淡水)存在,使得地层水盐度得到稀释有利于甲烷菌对沉积有机质进行生物化学降解从而形成天然气。

(4) 天然裂隙和地应力是影响储层改造效果最重要的因素。水力压裂技术并不只是唯一的储层改造方法,结合我国页岩气储层非均质性强以及构造变形复杂等特征,应尽快采用这些新的开采技术,包括超临界CO2开发、液态丙烷压裂法等,这些方法的实质是使页岩气储层一定的纳米孔隙而不发育的裂隙经过储层改造产生更多的孔裂隙系统而让含气的纳米孔隙导通,产生较好的渗流条件,而达到增产和提高开采率的效果,以成功实现页岩气产业化开发。