天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 2: 230 - 244

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.09.019

非常规天然气

深层页岩储层天然裂缝连通性表征及力学有效性分析——以川东南盆缘丁山—东溪地区五峰组—龙马溪组为例

  • 李勇 , 1 ,
  • 何建华 , 1, 2 ,
  • 邓虎成 1, 2 ,
  • 李瑞雪 1, 2 ,
  • 李厂 1 ,
  • 曹峰 1 ,
  • 曹红秀 1
展开
  • 1. 成都理工大学能源学院，四川 成都 610059
  • 2. 油气藏地质及开发工程全国重点实验室（成都理工大学），四川 成都 610059
何建华（1990-），男，湖北荆州人，博士，副研究员，主要从事非常规油气储层天然裂缝成因机制与定量表征、地应力场精细描述研究. E-mail： .

李勇（1999-），男，四川资阳人，硕士研究生，主要从事非常规油气储层评价研究. E-mail： .

收稿日期: 2023-08-04

  修回日期: 2023-09-18

  网络出版日期: 2024-01-26

收起

Analysis of connectivity characterization and mechanical effectiveness of natural fracture in deep shale reservoirs： A case study of the Wufeng-Longmaxi formations in the Dingshan-Dongxi area， southeastern margin of Sichuan Basin

  • Yong LI , 1 ,
  • Jianhua HE , 1, 2 ,
  • Hucheng DENG 1, 2 ,
  • Ruixue LI 1, 2 ,
  • Chang LI 1 ,
  • Feng CAO 1 ,
  • Hongxiu CAO 1
Expand
  • 1. College of Energy Resources，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China
  • 2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China

Received date: 2023-08-04

  Revised date: 2023-09-18

  Online published: 2024-01-26

Supported by

The National Natural Science foundation of China(42072182)

the Sichuan Provincial Science and Technology Department Key Seedling Project(2022JDRC0103)

Fold

摘要

表征页岩储层天然裂缝连通性以及分析原位地应力控制下的力学有效性对于页岩气勘探及增产具有重要意义。以川东南盆缘丁山—东溪五峰组—龙马溪组为例，综合钻井岩心观察、成像测井、三维激光扫描，明确了天然裂缝特征，表征和分析了其连通性和力学有效性。结果表明：天然裂缝以高角度剪切缝、层间滑移缝和层理缝为主，优势走向为NE和近EW向，未充填率约为9.7%，未充填缝主要存在于层间滑移缝和高角度剪切缝（>45°）中。通过成像测井的影像特征可以较好地区分丁山—东溪地区的天然裂缝类型及相互连通关系。裂缝网络的拓扑分析显示裂缝的平均连接数（C L）及分支平均连接数（C B）分别普遍低于2和1.5，表明缝网连通性较差，连通缝网主要存在于1~3小层且纵向的C L和C B值相差1~3倍，平面上丁山鼻状褶皱叠合区裂缝组系较多，连通性相对较好。研究区天然裂缝面的节理粗糙度系数（JRC）介于2.2~14.1之间，随黏土含量增加呈现为降低趋势。在原位地应力条件下，所有的天然裂缝均处于力学无效状态，其中在最小主应力较小和两向应力差较大的含黏土—黏土质页岩段（黏土含量>30%），与最大主应力方向夹角在30°~75°之间的低角度—高角度天然裂缝具有更好的力学有效性。研究成果可为页岩储层裂缝精细建模和“甜点”预测提供借鉴。

关键词： 川东南; 五峰组—龙马溪组; 裂缝特征; 裂缝连通性; 力学有效性; 地应力

本文引用格式

李勇 , 何建华 , 邓虎成 , 李瑞雪 , 李厂 , 曹峰 , 曹红秀 . 深层页岩储层天然裂缝连通性表征及力学有效性分析——以川东南盆缘丁山—东溪地区五峰组—龙马溪组为例[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(2) : 230 -244 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.09.019

Abstract

It is greatly beneficial for shale gas development and increased production by characterizing the connectivity of natural fractures in shale reservoirs and evaluating the mechanical effectiveness under in-situ stress condition. Taking the Wufeng-Longmaxi formations in the Dingshan-Dongxi area， southeastern margin of Sichuan Basin as an example， the characteristics of natural fracture were identified by core observation， imaging logging， and 3D laser scanning， and their connectivity and mechanical effectiveness were characterized and analyzed. The results show that the natural fractures are mainly medium-high dip angle shear fractures， interlayer slip fractures， and bedding fractures with dominant NE and near EW strike， and the unfilled percentage is about 9.7%. Unfilled fractures mainly exist in interlayer slip fractures and high dip angle（>45°） shear fractures. The natural fracture types in the Dingshan-Dongxi area can be well distinguished by the image characteristics from imaging loggings. The topological analysis of the fracture network shows that the number of lines （C L） and the number of branches （C B） are generally lower than 2 and 1.5， respectively， indicating that fracture network is poorly connected. Furthermore， there are many fractures with more sets and good connectivity in the overlapping areas in Dingshan nose shaped folds. The connected fractures network mainly exists in the 1-3 sub-members and the longitudinal C L and C B are 1-3 times different. The joint roughness coefficient （JRC） of the natural fracture surface in the study area is between 2.2 and 14.1， which shows a decreasing trend with the increase of clay content. Under in-situ stress， all natural fractures are in mechanical ineffectiveness state. Among them， in the section of argillaceous and argillaceous-rich shale （clay content >30%） with small minimum principal stress and large two-directional stress difference， the low-high dip angle natural fracture with 30°-75° to the maximum principal stress has a better mechanical effectiveness. Our research can provide a reference for natural fracture fine model and “sweet pot” prediction of shale reservoirs.

Key words： Southeastern Sichuan Basin; Wufeng-Longmaxi formations; Fracture characteristics; Fracture connectivity; Mechanical effectiveness; In-situ stress

0 引言

准确表征天然裂缝对致密油气储层勘探和开发至关重要，而改善裂缝特征可以提高天然气产量［1］。通过从有限数量的钻井（测井和岩心）或露头中获得裂缝几何属性、尺寸特征（如产状、密度、开度、连通性及充填性等）及其统计分布（通常遵循幂律或分形分布）［2］，对裂缝进行评估和表征。油气藏地质单元体内油气的流通主要通过裂缝网络［3］，只有裂缝之间发生相互连通，它们才有可能成为有效的渗流通道［4］。天然裂缝的连通性可以被定义为它们之间相互连接的程度或者一个确切的阈值，低于阈值则未连通［5］。裂缝的空间排列（拓扑结构）被用于露头到微观尺度的分析，改善裂缝和流体传输模型，有助于三维裂缝网络的构建［4-7］。通常以充填程度衡量裂缝有效性［8-11］，有效裂缝（未充填）影响储层产量［3，12-15］或改善储层渗流性［9-10，16-17］。溶蚀作用和流体超压有助于提高裂缝有效性，有效性也因构造部位不同而具有差异性［9］。最大主应力方向的偏转使早期裂缝在不同条件下开启或闭合［18］；走向平行于现今水平最大主应力的高角度未充填裂缝发育段对储集层有效性存在明显的控制作用［19］。
四川盆地五峰组—龙马溪组是中国页岩气勘探开发的重点层系并已获得了商业开采。多期构造及热演化事件相互叠加，构造应力场转换频繁，导致天然裂缝在时间上具有多阶段、多成因、再活化和再充填以及空间上具有多组系、多尺度的特点，并被认为主要形成于隆升剥蚀阶段（燕山期后）［20-24］。已有的研究表明五峰组—龙马溪组不同阶段的天然裂缝均有被充填，未充填率普遍低于25%［20，22，24-25］。充填裂缝的胶结物记录了页岩气的富集、散失过程［26-28］，但对于未充填裂缝，没有证据表明与含气性或产能存在何种联系。即使是看起来完全充填的裂缝也可能含有纳米级的流动通道，使裂缝比页岩基质更具渗透性［29］，胶结物内部发育的次级微裂缝和溶蚀缝也增加了其有效性［16］。页岩储层增产的物理机制被认为是天然裂缝激活产生剪切滑移、与水力裂缝形成了一个相对渗透性较强的流动网络［30］，从而提高了极低渗透率页岩地层的产能；储层渗流能力与压裂改造效果是影响深层页岩气高效开发的重要因素［11］。从力学角度分析天然裂缝的剪切滑移能力以及原位应力控制下的力学有效性则显现出其重要性。胶结的方解石与围岩的晶粒没有在晶体上连续性生长，两者不存在结晶键，接触面的抗拉强度较低，并不影响天然裂缝的激活［31］。
以川东南盆缘丁山—东溪地区五峰组—龙马溪组页岩地层为例，基于钻井岩心、成像测井资料、三维激光扫描分析了该地区天然裂缝类型及特征；对天然裂缝网络进行了拓扑分析并表征了其连通性；查明了天然裂缝面粗糙度及剪切滑移能力，评价了裂缝的力学有效性。研究可为天然裂缝精细建模、甜点预测及压裂改造设计提供借鉴。

1 地质背景

丁山—东溪地区位于四川盆地东南缘，地处齐岳山断褶带以西、横跨川东高陡构造带和泸州—赤水叠加构造带［图1（a）］。先后经历了印支、燕山和喜马拉雅运动的多期改造，受青藏高原的持续向东挤压，现今区域最大主应力方向为近EW向（90°±5°）到ESE—WNW向（105°±5°）［图1（b）］。燕山期表现为“早期快速隆升—晚期缓慢隆升”的分段隆升，自NW向SE方向隆升幅度逐渐增大［32］，于晚喜马拉雅期定型［33］。现今褶皱和断裂发育，地表出露二叠系、侏罗系。受齐岳山断裂带控制，丁山地区在平面上表现为NE—SW向的鼻状背斜；东溪地区呈现为断背斜构造，处于NE—SW向、NW—SE向断裂交会区内；剖面上表现为近齐岳山的盆缘推覆构造和盆内褶皱构造。近齐岳山一侧地层变形强烈，断层发育，地层剥蚀严重；西北地层较为平缓，构造变形较弱，地层埋深相对稳定。根据埋深、断裂和构造变形差异可进一步划分为9个次级构造区［图1（b）］。
图1 川东南区域地质图（a）及丁山—东溪地区五峰组—龙马溪组页岩埋深（b）

（1.丁山北向斜区；2.东溪断背斜区；3.扶欢向斜区；4.东溪斜坡区；5.东溪冲断背斜区；6.丁山中部斜坡区；7.丁山东翼构造转折区；8.丁山西部斜坡区；9.丁山主体背斜区）

Fig.1 Geological map（a） of southeastern Sichuan Basin and buried depth（b） of Wufeng-Longmaxi formations in the Dingshan-Dongxi area

研究目的层为下志留统五峰—龙马溪组一段富有机质页岩，层理发育，含黄铁矿星点、团块和笔石，属于“较快速海退型”陆棚相沉积［34］；现今埋深自NW向ES变浅，厚度稳定，介于78.4~93.0 m之间。其中五峰组下部为炭质页岩，上部为泥灰岩；龙一段主要为灰黑色页岩和钙质页岩、砂质页岩夹少量砂质泥岩及粉砂岩。根据岩性、电性、生物化石等变化情况，可划分为9个小层。实测页岩R O值介于2.5%~3.7%之间，演化程度高，属于成熟—过成熟阶段；1~9小层实测TOC含量介于0.66%~7.87%之间，平均孔隙度为4%。自齐岳山断裂带向盆内，含气性变好，地层压力由常压变为超压，呈现出平面分带。优质页岩的总含气量介于2.12~9.94 cm3/t之间，测试产量介于（3.34~42.80）×104 m3/d之间（表1）。
表1 川东南丁山—东溪地区五峰组—龙马溪组部分钻井产量和含气量统计

Table 1 Production and gas content statistics table of some wells of Wufeng-Longmaxi formations in the Dingshan-Dongxi area， southeastern Sichuan Basin

井号

含气量

/（m3/t）

测试产量

/（104 m3/d）

 压力系数
DY1 2.12 3.40 0.98
DY2 9.94 10.50 1.55
DY3 3.09 3.34 1.08
DY4 5.17 20.00 1.45
DY5 6.16 16.33 1.47
DY7 6.69 42.80 1.55
DYS1 5.06 31.18 1.85

2 天然裂缝类型及特征

2.1　天然裂缝类型

虽然导致地层破裂形成裂缝的实际加载条件可能不确定，但通常根据力学成因、形态特征将天然裂缝分为构造裂缝和非构造裂缝［35］。构造运动引起的脆性变形表现为多尺度和不同类型的裂缝网络。按其力学性质可进一步分为剪切裂缝、张性缝、张剪裂缝和层间滑移裂缝；非构造裂缝是在成岩和生烃过程中形成的，包括层理裂缝、超压裂缝和溶蚀裂缝等［35］。
研究区钻井岩心观测显示构造裂缝主要为剪切裂缝，其次为张性缝、层间滑移裂缝以及少量的张剪裂缝。剪切裂缝由平行于裂缝面和延伸方向的剪应力引起，一般具有裂缝面直、产状稳定、倾角大、延伸长等特点［图2（a）—图2（d）］，一些规模较大的剪切裂缝穿透多层，形成穿层剪切缝［图2（a）—图2（b）］。多口井的岩心显示张剪缝在研究区发育较少，考虑到研究区晚期的强挤压环境，可能形成于逆冲/走滑断层应力环境，受拉张和剪应力影响，此类裂缝既表面粗糙又具有较长的延伸能力［图2（e）］。张性缝是页岩受拉应力作用下破裂形成，裂缝延伸长度较短，多被限制于层内，且裂缝形态相对剪切缝较为弯曲［图2（f）—图2（h）］。层间滑移裂缝是由水平的剪切应力产生的，页岩塑性层沿层面相对滑动，滑移裂缝呈水平产状，裂缝表面具有明显的划痕、阶步或光滑的镜面特征［图2（i）—图2（j）］。研究区构造裂缝交切关系和滑移方向显示至少形成于2期构造运动，如图2（c）的2期裂缝切割且具有不同充填物，图2（j）显示2期不同方向的擦痕。
图2 川东南丁山—东溪地区五峰组—龙马溪组天然裂缝类型及特征

（a）3条高角度剪切缝，分别全充填和半充填，DYS2井，4 138.45 m；（b）2条平行的高角度剪切缝，方解石黄铁矿半充填，DYS3井，4 729.53 m；（c）2组相互切割的垂直剪切裂缝，充填物分别为黄铁矿和方解石，DYS2井，4 205.88 m；（d）剪切缝和网状缝，DYS2井，4 202.35 m；（e）未充填的张剪缝，DY2井，4 367.48 m；（f）终止于层内的张性缝，DY8井，4 252.05 m； （g）多条终止于层内的张性缝，DYS2井，4 205.35 m；（h）张性缝，DY8井，4 257.4 m；（i）层间滑移缝，摩擦形成的光滑镜面，DY8井，4 259.74 m；（j）层间滑移缝，可见2个方向的擦痕，DY6-1 井，3 419.52 m；（k）层理缝，DYS1井，4 223.56 m；（l）层理缝充填方解石和黄铁矿，DYS1井，4 216.14 m；（m）流体超压裂缝，DY8井，4 232.31 m；（n）取样位置见图［图2（m）］，纤维状方解石脉体薄片（上）及阴极发光特征（下）

Fig.2 Natural fractures types and characteristics of Wufeng-Longmaxi formations in the Dingshan-Dongxi area， southeastern Sichuan Basin

非构造缝主要以层理缝为主，其次为流体超压缝。层理缝是成岩演化过程中沿平行于纹层产生的裂缝，为岩石薄弱面，角度近水平，多被充填［图2（k）—图2（l）］。流体超压缝主要以低角度为主，与层理缝相比，前者充填的脉体厚度远大于后者［图2（m）］，纤维状方解石脉体也指示了流体超压［图2（n）］。五峰组—龙马溪组页岩的流体超压被认为是天然气生成造成的超压［27-28］，其压力超过静岩压力导致了页岩垂直膨胀和拉伸破裂［36］。在层理平行脉的沉淀过程中，胶结页岩角砾岩的产状与层理平行的方解石—石英脉有密切的空间联系［27］。

2.2　天然裂缝特征

2.2.1　岩心裂缝发育特征

岩心观测表明研究区裂缝开度主要介于0~2 mm之间，平均为0.8 mm［图3（a）］。裂缝以全充填为主，其次为半充填，未充填仅占9.7%，表明裂缝充填下有效性较差，其中充填物以方解石为主（占比60.4%），其次为黄铁矿（占比19%），存在少量的复合充填以及泥质充填［图3（b）］。不同类型天然裂缝存在差异性的充填，全充填的裂缝以层理缝为主，其次为剪切缝和张性缝，层间滑移缝则充填较少；在观测的所有钻井岩心中，半充填和未充填均为构造缝，且未充填缝仅存在于层间滑移缝和剪切缝［图3（c）］。因此，层间滑移缝和高角度的剪切缝是研究区最有效的裂缝。研究区裂缝线密度统计显示，裂缝主要发育于1~2小层，平均线密度为42.3条/m和33条/m［图3（d）］。
图3 川东南丁山—东溪地区五峰组—龙马溪组天然裂缝参数特征

Fig.3 Natural fracture parameters characteristics of Wufeng-Longmaxi formations in the Dingshan-Dongxi area， southeastern Sichuan Basin

2.2.2　天然裂缝井壁成像特征

应用成像测井识别裂缝产状及类型信息。未被充填的高导缝在动态图像上往往表现为黑褐色正弦曲线，连续性较好，部分呈半闭合状，图像上的黑褐色表明此类裂缝未被方解石等高阻矿物充填，总体属于有效缝；高阻缝在动态图像上往往表现为黄色或亮黄色的正弦曲线，被方解石等矿物充填（图4）。裂缝倾角划分为水平（0°~15°）、低角度（15°~45°）、高角度（45°~75°）、垂直（>75°）。岩心观测显示剪切缝和张性缝主要以高角度（>45°）为主，层理缝和层间滑移缝以低角度—水平（<45°）为主。因此，角度差异能在一定程度上指示裂缝类型。此外，层间滑移缝多为半充填或未充填并在成像上显示为高导水平缝［图4（a）］。
图4 川东南丁山—东溪地区五峰组—龙马溪组天然裂缝成像测井特征

Fig.4 Imaging logging characteristics of natural fractures of Wufeng-Longmaxi formations in the Dingshan-Dongxi area， southeastern Sichuan Basin

研究区12口井的裂缝走向统计结果显示，高角度裂缝走向以NE向、EW向、NW向以及近SN向为主，其中NE向以及近EW向属于明显的优势组系，高角度缝多为无效裂缝［图5（a）］。而低角度—水平缝以近EW向为主、其次为NNW向、NE向，层间滑移缝多为有效裂缝［图5（b）］，与岩心观测结果一致。低角度—水平和高角度缝的走向具有较好的一致性。倾角统计结果显示高角度缝倾角主要集中于60°~90°之间，低角度缝倾角集中于10°~25°之间［图5（c）—图5（d）］。平面上，丁山背斜—斜坡区的裂缝走向组系相较于东溪地区更为杂乱，有效裂缝主要存在于丁山地区［图5（e）］。
图5 川东南丁山—东溪地区五峰组—龙马溪组天然裂缝产状特征

（a）丁山—东溪地区高角度裂缝的走向玫瑰花图；（b）丁山—东溪地区低角度裂缝的走向玫瑰花图；（c）丁山—东溪地区高角度裂缝倾角分布直方图；（d）丁山—东溪地区低角度裂缝倾角分布直方图；（e）丁山—东溪地区各井天然裂缝走向平面分布图

Fig.5 Natural fracture occurrence characteristics of Wufeng-Longmaxi formations in the Dingshan-Dongxi area， southeastern Sichuan Basin

3 天然裂缝连通性分析

3.1　天然裂缝网络拓扑结构模型

裂缝系统可能包含相同的几何特征，例如相同的裂缝密度、长度等，显然两者并不具有相同的连通性［图6（a）—图6（b）］。而拓扑学常被用来表征复杂网络结构，并用以处理空间的连通性或连续性［37-38］。本质上是对象经过连续变换（即应变，但不破裂），尽管改变了几何性质（长度和角度），但不改变其拓扑结构的性质。拓扑的描述和表征通常涉及到对尺度变化和连续变换具有不变性的无量纲参数。因此，采用拓扑结构评价裂缝系统之间的差异性具有明显的优势。应用裂缝拓扑和节点分析缝网连通性主要基于文献［6］所阐述的方法。
图6 裂缝网络结构及基本参数

（a）裂缝呈正交分布且具有较好的连通性；（b）与图（a）具有相似的裂缝特征，但连通性差；（c）裂缝网络节点示意图；（d）给定采样区域内不同的分支类型；（e）从井壁成像提取裂缝拓扑的参数示意图（修改自文献［6］）

Fig.6 Fracture network structure and basic parameters

裂缝拓扑网络由节点、裂缝线和裂缝分支组成，其中每条线由一个或多个分支组成，每端有一个节点［图6（c）—图6（d）］。主要包括3类节点：孤立节点（I）、交叉节点（X）以及临接节点（Y）。对于重合的节点（V），自然网络中出现的概率可以忽略不计［6］。根据这些节点数或比例可以表征以下参数：
N L = 1 2 ( N I + N Y )
N B = 1 2 ( N I + 3 N Y + 4 N X )
C L = 2 ( N Y + N X ) / N L
C B = ( 3 N Y + 4 N X ) / N B
式中：N I、N X、N Y分别为I节点、X节点以及Y节点的数量；N L为裂缝数，条；N B为裂缝分支数，条；C L为裂缝的平均连接数，条；C B为裂缝分支的平均连接数，条。裂缝或分支的平均连接数（C L或C B）被用以判断连通性。基于裂缝的网络实例和随机模拟，当C L<2时，裂缝网络整体很难达到连通状态；当C L>3.5时，裂缝网络进入连通状态［6］。此外在井筒还定义了边缘节点（E），在有限的采样范围内，它们是由裂缝延伸到井壁相交所产生的节点［图6（d）—图6（e）］。考虑到层理缝和层间滑移缝多以低角度或水平为主，且它们之间在纵向的5 m间距内近似平行，则E节点性质将取决于高角度裂缝；而研究区井壁成像的节点分析显示Y节点占比极少，如果对高角度裂缝和低角度缝的E节点不做处理或处理为X节点将导致N L被低估。因此所有裂缝的E节点被处理为I节点。这些节点可以形成3类裂缝分支。如图6所示，它们分别为双连接（C-C，端点为X或Y节点）；单连接（I-C，端点为X或Y节点和I节点）；孤立连接（I-I，端点为I节点）。

3.2　基于井壁成像的天然裂缝连通性表征

以DY8井为例，纵向的节点分析以5 m为间隔。该井裂缝发育较少，单个区间内最大裂缝密度为4.4条/m，且以低角度的层理缝或层面滑移缝为主。总共提取到308个节点，其中以I节点为主，占比约为75%，Y节点仅2个，不利于裂缝网络的连通。总体而言，单井的C L值和C B值分别为1.3和1.1，低于连通阈值，但局部最大C L值和C B值分别为3.5和1.6，显示出良好的连通性，且位于有利开发层位（图7）。裂缝分支以单连接为主（I-C），其次为双连接（C-C），两者的形成依赖于X节点，主要存在于高角度缝发育段，由于高角度缝走向相近，与水平缝形成的I-C连接多于C-C连接；而孤立连接（I-I）主要存在于五峰组底部，虽然底部发育大量裂缝，但并未形成有效连通。此外，裂缝密度与裂缝网络拓扑参数之间的增降关系并不明显，相反裂缝分支密度是对拓扑参数的直接响应（图7），这进一步说明了仅凭裂缝密度评价裂缝网络存在局限性。值得说明的是，裂缝密度包括了高角度和低角度缝，缺少低角度缝也同样不利于形成复杂缝网。
图7 基于成像测井分析的DY8井裂缝发育特征综合柱状图

Fig.7 Comprehensive histogram of fracture characteristics of Well DY8 based on imaging logging analysis

对研究区12口井的连通性及其分支类型的分析表明，裂缝的节点以I型为主，介于53%~91%之间；其次为X型节点，介于11%~45%之间［图8（a）—图8（b）］。研究区C L值介于0.36~3.41之间，普遍处于未连通状态，仅有2口井的平均C L值大于2，处于临界连通状态（C L值介于2~3.57之间）。当I节点为主体时，C B值趋近0，当以X或Y节点为主体时，C B值趋近2，研究区C B值主要介于0.46~1.55之间。以X或Y节点的全连通裂缝网在C B=2时具有相同的连通性，而在CL 的三元图中，两者的CL 值并不相同且差距较大。研究区的分支类型主要以I—I为主，其次为I—C，不利于裂缝的连通［图8（c）］；当裂缝分支以C—C型为主时，其分支平均连接数约为1.5。此外，研究区纵向上裂缝连通性差异极大，C L和C B的最大值是对应平均值的1~3倍（图9）。大部分单井的局部裂缝处于连通状态，但仍有部分单井，即便是局部裂缝发育带仍处于未连通状态。总体而言，所有的拓扑参数均表明丁山—东溪地区的天然裂缝连通性并不理想，高角度缝和低角度缝一致的走向也佐证了这点（图5）。纵向上1~3号小层天然裂缝的连通性相对较好，各倾角和各组系相对发育（图7）。平面上，处于丁山鼻状褶皱区核部的DY3井和DY5井区，经历燕山期—喜马拉雅期SE向（135°±15°）和NE向（45°±15°）挤压应力的联合影响［23］，构造复合明显，裂缝组系多样，裂缝连通性相对较好，其C B值大于0.8，C L值大于2。
图8 川东南盆缘丁山—东溪地区钻井的裂缝节点及其分支三元图（图版据SANDERSON等［6］）

Fig.8 Fracture node and its branch ternary diagram of wells in the Dingshan-Dongxi area， southeastern Sichuan Basin （the plate is modified from SANDERSON et al.［6］）

图9 川东南盆缘丁山—东溪地区钻井的C L和C B分布

Fig.9 Distribution of C L and C B in each single well of the Dingshan-Dongxi area， southeastern Sichuan Basin

4 天然裂缝力学有效性分析

岩心观测和成像测井表明丁山—东溪地区高角度裂缝和低角度裂缝几乎均被充填，即表现为无效。但如前文所述，充填裂缝似乎并不影响丁山—东溪地区的高产（表1，图3，图5）。当裂缝两侧的岩体发生相对滑动时即认为其有效［39］。因此有必要从力学角度分析天然裂缝的有效性。裂缝剪切滑移能力受摩擦系数影响。通常摩擦系数是一个常数，反映了岩石的内在性质，但摩擦系数同时受岩石类型和裂缝表面性质（如粗糙度、接触面积和矿物类型）的影响［40-41］；同时在地层条件下，还需考虑地应力状态［42］。

4.1　天然裂缝面粗糙度分析

粗糙度是岩体结构面力学性质的重要影响因素，与剪切强度、裂缝面的导流能力有着密切的关系［43］；还影响着裂缝面应力、应变的分布［44］。在量化裂缝面粗糙度中，节理粗糙度系数（JRC）是应用最为广泛的参数。BARTON等［45］给出10条标准节理轮廓线用以评估裂缝面粗糙度，其范围为0~20，该方法被作为评价裂缝粗糙度的标准方法。考虑到裂缝面与标准粗糙度曲线对比具有极强的主观性，采用TSE和CRUDEN［46］提出的经验公式计算JRC值：
J R C = 32.2 + 32.47 L g Z 2
Z 2 = [ 1 L ∫ x = 0 x = L ( d y d x ) 2 d x ] 1 / 2= [ 1 L ∑ i = 1 i = N - 1 ( y i + 1 - y i ) 2 x i + 1 - x i ] 1 / 2
式中：L为曲线投影长度，mm；N为采样点数量，个；xi 是曲线L的第i个坐标，mm；yi 是对应粗糙体的起伏高度，mm（图10）。采用激光三维扫描获取研究区未充填天然裂缝面的点云数据（图10）。计算天然裂面的JRC值如图11（a）所示。所测量的天然裂缝面的JRC介于2.2~14.1之间，整体而言粗糙度随着黏土矿物含量的增加表现出减少的趋势［图11（a）］。
图10 天然裂缝面的起伏高度

Fig.10 The undulating height of natural fracture surface

图11 天然裂缝面的JRC与黏土矿物关系（a）及γ与μ 2的关系（b）（裂缝面微观摩擦尺度据文献［47］修改）

Fig.11 The relationship between JRC and clay content（a） and the relationship between γ and μ2 （b）（the micro friction scale of the fracture surface is modified from Ref.［47］）.

宏观尺度上，岩石裂缝的摩擦系数μ2 由基本摩擦系数μ 1和表面凹凸度的视倾角决定。裂缝摩擦系数可表示为［47］：
μ 2 = μ 1 + t a n   γ 1 - μ 1 ∙ t a n   γ
式中：μ1 为基本摩擦系数，无量纲；γ为表面凹凸度的视倾角，°；其中γ越大裂缝面越粗糙［图11（b）］。五峰组—龙马溪组页岩的摩擦系数普遍介于0.5~0.7之间［42，48］。在基本摩擦系数一定时，随着裂缝面粗糙度的增加，即黏土矿物含量的减少，裂缝面摩擦系数增大（图12）。但摩擦系数不会持续增长，当粗糙体产生的摩擦阻力超过其自身的抗剪强度时（即转变为动摩擦系数），粗糙体会被破坏形成不均匀的岩屑［49］，裂缝面起伏角减小［47］，在此过程中摩擦系统会发生非稳态滑移［49］。对于充填裂缝，充填物主要以方解石为主，而方解石的层状晶体结构有利于形成平整的破裂面，导致矿物颗粒间的黏着摩擦较弱，其摩擦系数小于未充填裂缝［50］。对五峰组—龙马溪组和北美地区页岩的直剪实验也证实随着塑性组分的增加（黏土和有机质），页岩表现出更低的摩擦强度；且在黏土含量小于30%时，表现为速度强化行为，发生非稳态的剪切滑移［42，48，51］。因此，黏土质混合页岩—黏土质页岩（黏土含量>30%）中的天然裂缝更易产生稳态的剪切滑移。
图12 DY8井天然裂缝有效性分析（球面投影图为下半球投影）

Fig.12 Effectiveness analysis of natural fractures in Well DY8（the sepherical projection is a lower hemisphere projection）

4.2　现今地应力场控制下的力学有效性

在相同页岩层段中，天然裂缝的剪切滑移能力取决于应力状态和自身的产状，三向应力作用于不同产状天然裂缝面的力可分解为与缝面垂直的正应力和平行的剪应力。库仑失效准则可用以预测天然裂缝的剪切滑移倾向，表示为：
Δ C F S = τ - μ s ∙ ( δ n - P p )
式中：ΔCFS为库伦应力，MPa；τ和δ分别为裂缝面上的剪应力和正应力，MPa；P p为孔隙压力，MPa；μ s为静摩擦系数，无量纲。通常当裂缝面的摩擦系数大于0.6时被认为处于临界应力状态［52-53］，具有潜在的剪切滑移能力和有效性。对于这些不稳定和临界状态的裂缝，库仑破坏应力的微小变化即可重新激活天然裂缝（发生剪切滑动）。裂缝面正应力和剪应力的计算基于文献［53］的阐述，天然裂缝产状来自成像测井，现今地应力大小基于测井计算和声发射实验测试。基于库伦失效准则和莫尔圆分析现今应力状态下的裂缝剪切滑动情况。
以DY8井为例，在现今应力状态下，所有的天然裂缝均处于非临界应力状态，其摩擦系数介于0.1~0.17之间，库伦应力小于0 MPa（库伦应力越小，裂缝越难发生剪切滑动），不具备剪切滑移能力，即无效［图7，图12（a）］。通过注入流体增加局部孔隙压力，降低有效正应力从而促进储层中裂缝的剪切滑动。结果表明当注入的流体压力超过51 MPa时，倾角在30°左右且与最大主应力方向夹角介于60°~75°之间的裂缝摩擦系数大于0.6，其库伦应力将大于0 MPa并率先成为有效裂缝［图12（b）］；注入流体压力超过70 MPa时，几乎所有天然裂缝面的库伦应力大于0 MPa并成为有效裂缝［图12（c）］。激活天然裂缝的孔隙流体压力需小于最小主应力，否则就会产生水力裂缝。因而对于走向与最大主应力夹角较大（>60°）的垂直缝仅在压裂阶段开启。天然裂缝力学有效性受应力之间的关系影响，随着水平最小主应力和垂向主应力之间的差增大，天然裂缝在莫尔圆中将向最大水平主应力靠近，导致其潜在有效性变差。总体上，走向与最大主应力方向夹角介于30°~75°之间的低角度—高角度裂缝具有相对较好的力学有效性。受较高的最小水平主应力影响，研究区天然裂缝在静水压力状态下均处于无效状态（图13）。
图13 川东南丁山—东溪地区五峰组—龙马溪组页岩钻井的二维应力莫尔圆

Fig.13 Two-dimensional stress Mohr circle of drilling wells in Wufeng-Longmaxi formations， Dingshan-Dongxi area， southeastern Sichuan Basin

随着储层中流体压力的增加，两向水平应力差较大，最小主应力较小区域的天然裂缝更易产生剪切滑移（图13）。此外，天然裂缝的滑动还存在另外两种机制：由孔隙弹性应力传递引起裂缝面加载条件变化；以及由已产生剪切滑动的天然裂缝激活井筒远端的天然裂缝产生剪切滑动［48］。

5 结论

（1）川东南盆缘丁山—东溪地区岩心裂缝观察表明天然裂缝以中高角度剪切缝、层间滑移缝和层理为主，充填物以方解石为主，未充填仅占9.7%，天然裂缝有效性差，但层间滑移缝和中高角度剪切缝的有效性相对较好；成像测井的影像特征分析显示高角度缝多为构造裂缝；而低角度高导缝多为层间滑移缝，反之主要为层理缝；其优势组系以NE向以及近EW向为主。
（2）天然裂缝拓扑分析表明缝网连通性取决于高角度裂缝；裂缝分支密度对天然裂缝发育程度刻画更精准；裂缝网络的拓扑分析显示裂缝的平均连接数（C L）和分支平均连接数（C B）分别普遍低于2和1.5，表明缝网连通性较差。纵向上，连通缝网主要发育于1~3小层；平面上由于丁山鼻状褶皱叠合区裂缝组系较多，连通性相对较好。
（3）天然裂缝面的JRC值介于2.2~14.1之间，节理粗糙度系数受页岩矿物组分影响，随黏土增加呈现减少的趋势；随粗糙度的增加，天然裂缝面的摩擦系数在一定范围内快速增加。
（4）在原位地应力条件下，丁山—东溪地区所有的天然裂缝均处于力学无效状态；由流体直接注入储层、孔隙弹性应力传递，以及已激活的天然裂缝刺激井筒远端处的天然裂缝可改变裂缝力学有效性；对于两向水平主应力差较大和最小水平应力较小区域的含黏土质—黏土质页岩（黏土含量＞30%），走向与最大主应力方向夹角在30°~75°之间的低角度—高角度裂缝具有相对较好的力学有效性。

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