0 引言
四川盆地深层龙马溪组页岩气是中国页岩气勘探开发的重要领域［1-3］。受多期构造运动、褶皱—断裂和抬升剥蚀等地质作用的强烈改造，四川盆地深层页岩储层地应力状态复杂，断层及天然裂缝发育，平台井施工过程中套变、压窜等工程事故频发，严重影响气井效果与建产节奏，规模效益开发面临严峻挑战［4-5］。天然裂缝是指由于构造变形作用或物理成岩作用形成的、在岩石中天然存在的宏观不连续面状构造［6-8］。天然裂缝能有效改善储层物性，但作为构造薄弱面，其开启性可能会增加水平井发生套变或压窜的风险，制约页岩气井的高产和稳产［9-11］。前人［12-15］对于页岩储层天然裂缝的研究主要集中在裂缝的分类、识别与表征、形成机制及发育主控因素等方面，对于裂缝的活动期次及开启性等方面研究较少，尤其是在开启性影响因素及定量表征方法等方面研究较为薄弱［16］。
中国石油早在2006年率先开展四川盆地页岩气资源评价和评层选区工作，优选了长宁、威远、富顺—永川、昭通等页岩气开发有利区，并在长宁—威远示范区建成100×108 m3产能规模，实现了中深层页岩气的效益建产［17-19］。自贡配置区为中国石油吉林油田公司流转页岩气区块，紧邻泸州、威远页岩气开发区，是深层页岩气勘探开发的重要领域［20］。截至2024年7月底，区内共测试定产井11口，水平井平均测试产量22.2×104 m3/d，提交页岩气预测地质储量面积304.89 km2，预测地质储量2 855.25×108 m3。自贡配置区位于威远褶皱带与华蓥山褶皱带交界的转换带，构造变形和应力状态存在差异变化。受区域应力场和局部构造的共同控制，不同构造单元天然裂缝方位、密度、强度差异较大，现今应力场作用下对于易开启裂缝的认识不清楚，制约了水平井井眼轨迹的设计，施工中存在套变和压窜等风险。本文研究以自贡配置区页岩气开发目的层——下志留统龙马溪组一段一亚段页岩储层为研究对象，综合利用岩心观察、薄片鉴定、常规测井、成像测井等资料，对页岩储层天然裂缝类型、发育特征及形成期次进行系统研究，并重点分析裂缝开启性影响因素，预测不同构造单元最易开启裂缝方位，以期为页岩气水平井轨迹差异化设计提供有益指导。
1 地质概况
四川盆地五峰组—龙马溪组形成于华夏地块与扬子地块相互碰撞阶段［21］。奥陶纪，扬子陆块与华夏陆块发生汇聚，扬子地区由被动大陆边缘盆地转化为前陆盆地。志留纪早期，来自南东方向的挤压作用增强，古隆起持续隆升，中上扬子地区夹持在乐山—龙女寺古隆起和黔中—雪峰古隆起之间，沉积环境以半闭塞滞流海盆沉积为主［22-23］。该时期威远—自贡—泸州地区受西北部乐山—龙女寺古隆起的影响，自西北向东南，地势逐渐变低，海域逐渐变深。区内五峰组—龙马溪组黑色页岩广泛发育，厚度普遍介于500~600 m之间。龙马溪组与五峰组呈整合接触，依据沉积旋回的分界特征，自下而上可划分为龙马溪组二段（龙二段）、龙马溪组一段（龙一段），其中，龙一段又可细分为龙一段一亚段和龙一段二亚段。龙一段一亚段（龙一1亚段，S1 l 1 1）富有机质页岩是目前页岩气一次井网开发目的层段［22-23］。
自贡配置区位于四川盆地西南部，地理位置位于四川省自贡市和宜宾市境内，隶属于中国石油大足—自贡矿权区，矿权面积约为2 457 km2［24］。构造上，配置区横跨自贡低褶构造带与泸州帚状构造带，属于威远与华蓥山褶皱交界的转换带［图1（a）］。相较于威远缓斜坡构造类型，自贡构造特征更接近于泸州，发育北东—南西向构造，褶皱变形幅度自北西向南东逐渐增加，具有北东—北北东向向斜与背斜相间的隔挡式褶皱特点，但构造褶皱强度低于泸州区块。区内发育新店、廻龙场、高石坎、蟠龙场及福集向斜等5个向斜，向斜内地层平缓，无大断裂，地层分布连续性好［图1（b）］。配置区南部受华蓥山断裂影响，五峰组底界发育2条I级断裂，其他区域主要发育Ⅱ级及以下级别断裂，以北东向为主，其次为北西向，南部发育东西和南北向断裂，方向发生偏转，均为逆断层。
2 天然裂缝类型及特征
2.1 裂缝类型及发育特征
通过对自贡配置区5口取心井210余米岩心观察以及50块大尺度薄片及扫描电镜裂缝表征，依据裂缝的地质成因，将自贡配置区龙一1亚段天然裂缝划分为构造裂缝、成岩裂缝、异常高压裂缝3种主要类型。
2.1.1 构造裂缝
构造裂缝是指由于构造应力发生岩石变形而产生的破裂。根据形成裂缝构造应力性质，可以将构造裂缝分为张性裂缝［图2（a）， 图2（b）， 图2（g）］和剪切裂缝［图2（c）］。研究区构造裂缝主要为张性裂缝，约占77%，其裂缝面粗糙不平，无擦痕，常有羽饰构造，被矿物充填以后，脉体宽度变化较大，脉壁粗糙。大部分张性裂缝为近直立裂缝，裂缝倾角一般大于80°，高度较大，高度可达70 cm，张性裂缝受岩石力学层控制明显，主要发育在脆性强的地层内。根据裂缝与岩石力学层之间的关系，将在单个岩石力学层内部发育的裂缝称为层内裂缝，顶底被岩石力学层限制的裂缝称为层控裂缝，不受岩石力学层控制且切穿若干个岩石力学层的裂缝称为穿层裂缝。研究区以层控裂缝和穿层裂缝为主。剪切裂缝主要为中—高角度裂缝，裂缝面平直光滑，常有擦痕甚至是阶步，充填程度较低，只有少量剪切裂缝部分被方解石、石英充填。剪切裂缝一般不受岩石力学层控制，以穿层裂缝为主，切穿整个岩心，真实裂缝高度在岩心上较难获得。
图2 自贡配置区龙一1亚段页岩天然裂缝类型及发育特征（a）构造裂缝， Z303井， 4 216.82 m； （b）张性裂缝， Fy2井， 4 374.78 m； （c）剪切裂缝， Fy1井， 4 109.61 m； （d）缝合线， Fy1井，4 181.44 m；（e）顺层方解石脉，Fy1井， 4 113.2 m； （f）超压裂缝， Z303井， 4 183.17 m； （g）高角度张性构造裂缝， Fy3井， 4 176.74 m； （h）层理缝， Fy3井， 4 177.61 m； （i）超压裂缝， Z303井，4 173.12 m Fig.2 Types and development characteristics of natural fractures in the S1 l 1 1 of Zigong area |
2.1.2 成岩裂缝
成岩裂缝是指岩层在成岩过程中由于压实和压溶等地质作用而产生的低角度裂缝［25］。研究区可以识别出层理缝及缝合线等成岩裂缝类型［图2（d），图2（e），图2（h）］。层理缝是一种常见的成岩裂缝形式，是在沉积和成岩过程中岩石沿层理面破裂形成的裂缝，它主要发育在岩性界面上，通常顺微层面分布，延伸距离短，规模小。在研究区可以见到顺层方解石脉和页理缝2种层理缝类型。顺层方解石脉沿层理方向发育，呈透镜状或薄板状，宽度不一。页理缝多发育在纹层、层理和岩性界面，沿层理方向易发生剥离，产状与层理或纹层面接近一致，近水平发育。缝合线发育有低角度和高角度2种类型，低角度缝合线为成岩压实成因，而高角度缝合线是早期高角度裂缝在后期较大围压条件下发生压溶作用，矿物颗粒选择性溶解，易溶部分发生迁移而形成的锯齿状起伏的缝合现象。
2.1.3 异常高压裂缝
2.2 裂缝定量表征及发育模式
通过对研究区龙一1亚段成像测井、岩心、薄片、扫描电镜等不同尺度裂缝定量表征与综合分析，结果显示：研究区发育有多组构造裂缝，其中以北北东向、北东东向为主，其次为北西向、近东西向和近南北向。诱导缝及井眼崩落指示现今最大主应力为北东东向至南东东向。研究区总体以近直立张裂缝为主，占总数的77%，裂缝倾角分布范围较大，整体以高角度为主，尤其是张性裂缝倾角较大，主要分布在80°~90°之间，剪切裂缝以中—高角度为主，主要分布在30°~60°之间［图3（a）］。裂缝高度主要在30 cm内，张性裂缝高度较高，主要分布在5~20 cm之间，最高可达70 cm，平均为11.6 cm，剪切裂缝高度相对较低，主要分布在5~9 cm之间，平均为7.1 cm［图3（b）］。不同井间的裂缝高度存在差异，Z301井裂缝高度平均为8.58 cm，Z303井裂缝高度平均为7.89 cm，Fy1井裂缝高度平均为9.49 cm，Fy2井裂缝高度平均为12 cm，Fy3井裂缝高度平均为12.63 cm，随着裂缝高度的增加，各井主要构造裂缝类型从层内裂缝逐渐过渡为层控裂缝，再过渡为穿层裂缝。
超压裂缝主要发育在Fy3井、Z301井、Z303井，其产状不均一，多呈近直立发育，部分呈近水平发育，超压裂缝发育程度较低，单井裂缝线密度都低于0.01条/m，但其开度大，一般为1~2 cm，最大处甚至可达到4 cm，高度也较大，主要分布在10~25 cm之间，但由于后期方解石充填，有效性较差，残留储集空间多为毫米级。研究区成岩裂缝普遍发育，以层理缝为主，单井裂缝线密度平均为11.04 条/m，延伸长度不均一，从毫米级到数厘米级均存在，部分切穿整个岩心。岩心尺度上层理缝开度主要分布在0.2~1 mm之间，有效性好，约90%未充填。
前人研究成果证实，川南地区多以构造裂缝为影响页岩气保存条件的主要裂缝类型，如在涪陵地区发育穿层剪切裂缝及顺层剪切裂缝；在长宁地区，其裂缝特征则主要为剪切裂缝，受到岩石力学层的控制以层控裂缝为主，呈现出“高、短、密”的特征［13，17］。自贡配置区发育有一系列北东—北北东向向斜与背斜相间的隔挡式褶皱，以邓井关和青山岭2条一级大断层为界，自西向东可划分为三大构造单元：西北区I构造单元，分布有Z301井、Z303井2口井；中部区II构造单元中，分布有Fy1井、Fy2井2口井；东南区III构造单元中，分布有Fy3井。虽然各构造单元均以构造裂缝为主，但由于不同构造单元变形差异明显，造成其裂缝组系、发育程度以及发育模式等具有较大的差异（图4）。在西北区I构造单元中，裂缝组系以北西向为主，少量北东向；在中部区II构造单元中，裂缝组系较多，北西向、北东向及东西向裂缝都有发育；在东南区III构造单元中，裂缝组系最复杂，发育有北东东向、北北东向、北西向和近南北向4组裂缝。不同构造单元裂缝发育程度、穿层性、规模及连通性都存在规律性变化。
在西北区I构造单元中，裂缝类型以层控裂缝为主，裂缝规模一般为5~10 cm，裂缝发育程度较差，裂缝密度较低或中等；裂缝连通性较差。在中部区II构造单元中，裂缝类型以层控裂缝为主，同时也发育穿层裂缝，裂缝规模一般为10~15 cm；裂缝发育程度中等，裂缝密度较高；裂缝连通性较好。在东南区III构造单元，构造变形强度最大，裂缝类型以穿层裂缝为主，其次为层控裂缝，裂缝规模整体较大，一般为15~25 cm；裂缝发育程度好，裂缝密度高，裂缝连通性好。
3 裂缝形成序列
3.1 裂缝交切关系
定性确定裂缝形成期次和形成序列的一种重要方法是观察分析岩心以及薄片上裂缝的充填序列和交切关系［26］。裂缝交切关系主要表现为错断、限制等，裂缝充填情况主要表现为充填与否以及充填物差异。一般情况下，一条裂缝被限制或错断其他裂缝，其形成时期较晚；一条未充填的裂缝相对其周围充填的裂缝而言，其形成时期较晚。在岩心上［图5（a）， 图5（b）］，可以明显地看到2组被矿物充填裂缝之间的限制和错开的关系，说明在发生矿物充填之前，已经有2期裂缝的形成。此外，还经常看到在2组相交的裂缝中，其中一组被石英或方解石等矿物全充填，而另一组裂缝未被充填，说明后一组裂缝的形成时间晚于研究区主要胶结作用时间，而前者则形成于胶结作用之前。在微观薄片上也可以观察到裂缝3期形成的证据，通过单偏光显微镜观察，裂缝主要被方解石与石英所充填［图5（c），图5（d）］，在图5（c）中笔者观察到方解石脉限制了第二期石英脉扩展，但被第三期方解石脉切割；在图5（d）中可见不同期次方解石充填，由于形成期次的不同，方解石呈现灰白、月白、新白3种颜色，结合裂缝交切关系也可以识别出3期裂缝。综合以上信息，研究区储层裂缝至少分3期形成，其中前2期形成于主要胶结作用之前，大部分裂缝被充填，第3期裂缝形成于主要胶结作用之后，该时期形成的裂缝绝大部分未被充填，属于有效裂缝。
3.2 声发射和包裹体测试
3.3 裂缝形成期次及序列
结合研究区构造演化史分析，研究区主要经历了印支晚期、燕山中期和喜马拉雅早期3期构造运动（图8）。在印支晚期，自贡配置区主要受江南雪峰山以及拉萨—羌塘陆块（大凉山）影响，在近南北向构造作用下，主要对中部区II构造单元及东南区III构造单元产生影响，主要形成了北北东向裂缝。燕山运动中期，由于黔中地块沿紫云—罗甸断裂向大娄山的强烈楔入，同时受四川盆地刚性基底的强烈阻挡，引发大娄山构造带对自贡配置区产生南北向挤压作用，在3个构造单元中主要形成北北西和北西向裂缝。喜马拉雅早期，研究区受到印度板块与欧亚板块碰撞闭合的影响，构造活动强烈，在北北东向构造作用下，主要对中部区II构造单元及东南区III构造单元产生影响，主要形成北东向、北东东向和近东西向裂缝。由于中部区II构造单元及东南区III构造单元，尤其是东南区III构造单元构造活动最频繁，因而裂缝最为复杂，且多以穿层为主。结合裂缝交切关系、岩石声发射实验和包裹体均一温度的分期特征，可以证实研究区的裂缝形成期次为印支晚期、燕山中期和喜马拉雅早期3个期次。其中，印支晚期、燕山期形成的构造裂缝经历长时间多期充填，有效性较差；喜马拉雅早期形成的构造裂缝经历成岩改造时间短，几乎未被充填，有效性较好。
4 裂缝开启性评价
现今应力作用于天然裂缝面上时，可分解为垂直于裂缝面的有效正应力和平行于裂缝面的剪应力，二者差值决定了裂缝开启状态，可用库伦失效函数（Coulomb Failure Function，CFF）来表示：
4.1 现今应力场特征
根据三维主应力相互之间的大小关系，现今地应力状态可划分为3种机制。
（1）正断型应力机制：S v>SH max>SH min
（2）走滑型应力机制：SH max>S v>SH min
（3）逆断型应力机制：SH max>SH min>S v
式中：S v为垂向主应力；SH max为水平最大主应力；SH min为水平最小主应力。
研究区10口井偶极声波测井三维地应力解释成果显示：研究区现今地应力值整体上呈现西南高、东北低的格局，断层发育区现今地应力值低，龙一1亚段现今地应力差低值区主要分布在断层带，呈现高低分布的格局。自贡配置区龙一1亚段主要存在正断应力机制和走滑应力机制2种类型，其中研究区西北部以正断应力机制为主，东南部以走滑应力机制为主（图9）。
4.2 裂缝开启性评价
基于对自贡配置区地应力分析和裂缝产状解析，利用上述裂缝开启性评价方法，对研究区10口井381条裂缝进行开启性评价，计算了每条裂缝在不同应力状态下的CFF值和临界孔隙流体压力，在单井和平面上进行了裂缝开启性综合评价（图10），并分析了影响裂缝开启性的主控因素。
在原地应力状态下，自贡配置区绝大多数井的CFF值小于0，处于稳定状态，仅Z215H3-2井部分裂缝CFF值为正值，处于开启状态，易发生滑动开启。整体上，从西北向东南，再向北，CFF值逐渐升高，开启性逐渐上升。在临界附加孔隙流体压力方面，Z215H3-2井最小（2.8 MPa），其次为Fy1井和Fy2井（8.6 MPa和9.9 MPa），Z301井和Z303井最大（12.5 MPa和11 MPa），更稳定。整体上，从西北向东南，再向北，临界孔隙流体压力逐渐降低，更容易达到开启状态。
不同应力机制下的裂缝开启性受裂缝走向和倾角的影响具有明显差异：在走滑应力机制下，与现今最大主应力呈30°的北东东—南西西向和北西—南东向高角度裂缝最容易开启，而与现今最大主应力垂直的北北东—南西西向裂缝开启性最差。在正断应力机制下，与现今最大主应力方向平行的北西西—南东东向裂缝开启性最好。层理缝受到上覆压力的影响，其CFF值普遍小于0，处于稳定状态，开启性较差。超压裂缝均具有一定的开启性，其中高角度超压裂缝CFF普遍大于0，开启性较好；低角度超压裂缝CFF值普遍小于0，但由于充填矿物的支撑，也具有一定的开启性。通过分析裂缝开启性和页岩气产能可知，当CFF值较低时，裂缝呈闭合状态，页岩气产能较低，随着CFF值增加，产能呈指数增加。但随着CFF值增加，在压裂过程中，容易沿裂缝发生剪切滑动，造成套管损坏。因此，通过裂缝开启性评价，预测不同构造单元最易开启裂缝方位，可为页岩气水平井轨迹差异化设计提供有益指导。
5 结论
（1）四川盆地自贡配置区龙一1亚段页岩储层以高角度构造裂缝为主，裂缝发育程度高、有效性好。不同构造单元，裂缝发育模式发生规律性变化。从西北部I单元至东南部III单元，随着构造变形强度增加，裂缝从以单组系、低密度、小规模层控裂缝为主，逐渐过渡为多组系、高密度、高连通性穿层裂缝为主。
（2）裂缝交切关系、充填物流体包裹体分析和岩石声发射测试揭示自贡配置区龙一1亚段页岩储层裂缝分3期形成：印支晚期、燕山中期和喜马拉雅早期。前2期构造裂缝经历长时间多期充填，有效性较差；喜马拉雅早期形成的构造裂缝经历成岩改造时间短，几乎未被充填，有效性较好。
（3）自贡配置区龙一1亚段主要发育正断和走滑2种应力机制。在正断应力机制下优先开启裂缝为与现今最大主应力方向平行的北西西—南东东向裂缝。在走滑应力机制下，优先开启裂缝为与现今最大主应力呈30°的北东东—南西西向和北西—南东向高角度裂缝。研究区CFF值整体小于0，原地应力状态下，裂缝处于稳定状态。从西北向东南，再向北，CFF值逐渐升高，反映裂缝开启性逐渐上升。
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