焦石坝地区页岩储层可压裂性影响因素及计算方法

王建波，冯明刚，严伟，刘帅

（中国石化勘探分公司，四川 成都 610041）

焦石坝地区页岩储层可压裂性影响因素及计算方法

王建波，冯明刚，严伟，刘帅

（中国石化勘探分公司，四川 成都 610041）

页岩储层具有低孔、低渗的特点，大规模压裂改造后才能形成商业产能，所以可压裂性是页岩气开发中最关键的评价因素之一。文中研究采用分析化验资料与测井资料结合的方法，分析页岩储层可压裂性的影响因素，影响因素主要包括脆性指数、天然裂缝、水平应力差异系数、Ⅰ型和Ⅱ型断裂韧性以及成岩作用等。根据各种影响因素与地层可压裂性的相关关系，对其进行归一化处理，采用层次分析法确定每种影响因素的权重，从而提出一种定量评价页岩储层可压裂性的方法。运用此方法，依据可压裂性评价系数，将页岩储层的可压裂性划分为3个级别：可压裂性评价系数大于0.7的储层，可压裂性好；可压裂性评价系数介于0.6～0.7的储层，可压裂性较好；可压裂性评价系数在0.6以下的储层，可压裂性较差。

页岩可压裂性；脆性指数；天然裂缝；水平应力差异系数；断裂韧性；成岩作用；可压裂性评价系数

可压裂性是页岩在水力压裂中具有能够被有效压裂能力的性质。Chong［1］和Breyer等［2］国外学者通过页岩脆性指数表征可压裂性，为可压裂性的定量评价提供了思路。然而，研究结果仅仅利用岩石力学参数或岩石矿物组分等单一的因素，难以反映页岩的综合特征。本文综合国内外页岩可压裂性的研究进展，针对四川盆地焦石坝区块的特定情况，在唐颖等［3-7］国内学者开展的可压裂性影响因素的研究工作基础之上，进一步分析影响页岩可压裂性的主要因素，包括脆性指数、天然裂缝、水平应力差异系数、断裂韧性以及成岩作用等，并提出新的定量计算方法。

1　可压裂性影响因素

页岩储层基质孔隙小，微裂缝宽度窄，水力压裂是改善储层裂缝系统、增加渗流通道最有效的方法之一。此类低孔、低渗储层的特点要求在大型水力压裂过程中产生大规模的网状裂缝，形成一定规模的渗流区域。影响页岩储层可压裂性的因素有很多，其中主要因素为岩石脆性、天然裂缝、水平应力差异、断裂韧性以及成岩作用，并且其间不是独立的，而是相互影响，共同表现出页岩的可压裂性特征。

1.1岩石脆性

脆性指数的大小对压裂过程中产生的诱导裂缝数量和形态产生很大影响，是表示压裂难易程度较为重要的参数［5］。目前，表征评价页岩脆性指数有2种常用的方法。

一种是岩石力学参数法。Rickman［6］等针对Barnett页岩的研究认为，岩石力学参数在评价岩石脆性时具有重要作用，泊松比反映了岩石在应力作用下的破裂能力，弹性模量反映了岩石破裂后的支撑能力。弹性模量越高、泊松比越低的岩石脆性越强。焦石坝区块五峰组—龙马溪组一段的页岩储层的弹性模量为0.85× 104～3.01×104MPa，平均值为1.85×104MPa；泊松比为0.17～0.26，平均为0.21。岩石力学参数法计算脆性指数为38.9%～64.0%，平均为51.6%，整体具有较强的脆性，具有较好的可压裂性。

另一种是矿物组分法。脆性矿物的体积分数是影响页岩基质孔隙、微裂缝发育程度和压裂改造方式的重要因素，脆性矿物质量分数越高，岩石脆性越强，压裂过程中越易形成裂缝，越有利于页岩气的开采［7］。而高含黏土矿物的页岩塑性强，难以形成裂缝网络，不利于页岩体积改造［8］。焦石坝地区五峰组—龙马溪组一段页岩储层中常见的有硅质矿物、碳酸盐矿物和黏土3类矿物，其中硅质矿物脆性最强，碳酸盐矿物中等，黏土矿物最差。

分析认为，弹性模量、泊松比和矿物组分是影响页岩脆性指数的主要因素，影响页岩的可压裂性。综合前人的研究成果［9］，针对焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩储层的特点，笔者改善了基于弹性模量、泊松比和岩石矿物组分计算脆性指数的方法，计算公式为

式中：Brit为岩石脆性指数；Vg，VT，VN分别为硅质矿物+长石、碳酸盐矿物及黏土矿物的体积分数，%；YMg，YMT，YMN分别为硅质矿物+长石、碳酸盐矿物及黏土矿物的弹性模量骨架值，104MPa；PRg，PRT，PRN分别为硅质矿物+长石、碳酸盐矿物及黏土矿物的泊松比骨架值。

1.2天然裂缝

天然裂缝的存在是地应力不均的表现，其发育区往往是地层应力释放的地带，能够增强压裂作业的效果。天然裂缝的存在降低了岩石的抗张强度，对诱导裂缝的产生和延伸产生影响。在压裂过程中，天然裂缝和诱导裂缝也会相互影响，压裂液通过天然裂缝进入储层，压裂产生诱导裂缝，从而引起天然裂缝的开启，使压裂液更容易进入。

Warpinski等［10］的实验为裂缝性气藏中复杂水力裂缝的几何形态提供了现实依据（见图1）。由图1可见，压裂后几乎观察不到单裂缝的延伸，更多观察到多分支复杂的裂缝延伸。页岩储层中，天然裂缝和诱导裂缝一起构成页岩气产出的通道。因此，在不存在大型构造裂缝而天然微裂缝局部规模发育的情况下，页岩储层的可压裂性相对较好［3，11］。

图1　裂缝性储层中复杂裂缝延伸形态

FMI成像图显示，焦石坝地区五峰组—龙马溪组一段页岩层段天然裂缝不发育，仅在龙马溪组一段三亚段可见到极少量的裂缝，其中X1井龙马溪组一段三亚段仅发育1条开启裂缝。对于本地区的页岩储层而言，天然裂缝对可压裂性的影响较小，可忽略。

1.3水平应力差异

裂缝网络形成的必要条件，除与岩石的脆性特征和天然裂缝发育情况有关之外，地应力分布也是重要的影响因素［12］。陈勉等［13］通过大尺寸真三轴实验证实缝网扩展模式与水平主应力差异有关。如图2所示，在高水平主应力差下将形成以主缝为主的多分支裂缝模式，而在低水平主应力差下形成径向裂缝网络模式。在较低的水平应力差下更容易实施缝网压裂（见图2）。

Renshaw［14］认为，在高水平应力差条件下，容易产生较为平直的主缝。水平主应力差对裂缝形态的影响可以用水平应力差异系数Kh表示，计算公式为

式中：σH和σh分别为水平最大和最小主应力，MPa。

图2　不同应力差下的裂缝模式实验对比

对于页岩储层，水平应力差异系数为0～0.30时，能够形成充分的放射状裂缝网络；当水平应力差异系数为0.30～0.50时，在高净压力条件下能形成较为充分的裂缝网络，此时裂缝延伸净压力需要大于水平主应力差；当水平应力差异系数大于0.50时，不能形成裂缝网络［15］。

根据X1井的地应力测试结果（见表1），围压为20 MPa时，7个样品的水平应力差异系数分布在0.06～0.14，整体较小，能够形成充分的裂缝网络，反映了焦石坝地区五峰组—龙马溪组一段页岩储层可压裂性总体相对较好，较易形成充分的裂缝网络。

表1　X1井五峰组—龙马溪组地应力测试结果

1.4断裂韧性

断裂韧性是一项表征储层压裂难易程度的重要参数，反映压裂过程中，裂缝形成之后维持裂缝向前延伸的能力。这属于岩石本身的性质，其大小关系到裂缝延伸的难易，值越小，裂缝越容易延伸，越有利于水力压裂。页岩相对较低的断裂韧性值表明裂纹更加容易扩展，有利于形成更大的裂缝体积，因而具备可压裂性的条件［16］。在页岩气体积压裂过程中形成的裂缝最常见的是Ⅰ型（张开型）和Ⅱ型（错开型）［4］，根据金衍［17］和陈治喜等［18］的研究，2种断裂韧性（KC）的计算公式分别为

Ⅰ型断裂韧性：

Ⅱ型断裂韧性：

式中：σn为围压，MPa；St为抗拉强度，MPa。

焦石坝区块五峰组—龙马溪组围压平均取值为28 MPa，岩石单轴抗压强度为11.37~15.89 MPa，平均为13.46 MPa。利用阵列声波测井资料计算得到本区块页岩储层的断裂韧性，Ⅰ型断裂韧性为平均为Ⅱ型断裂韧性为平均为Ⅰ，Ⅱ型断裂韧性值均偏大，说明本区块裂缝形成后向外延伸的能力较差。

1.5成岩作用阶段

在不同的成岩作用阶段，页岩的矿物组成、形态以及孔隙类型都有较大的差异，从而影响页岩储层的可压裂性，而有机质镜质体反射率（Ro）是热成熟度的指标，是反映页岩地层成岩作用阶段最合适的参数。

有学者研究认为［3，19-22］，随着热成熟度的增加，页岩的脆性增加，裂缝和基质孔隙更加发育，可压裂性进一步提高（见图3）。所以，成熟度越高，可压裂性提高的速度越快。

图3　页岩可压裂性随成岩作用阶段变化关系

焦石坝地区处于川东南深水陆棚中心区域，镜质体反射率整体较大（见表2），有机质热演化程度处于过成熟演化阶段，以生成干气为主，页岩处于晚成岩阶段，岩石矿物向脆而稳定的组分转化，脆性增强，有利于储层压裂改造。

表2　X1井五峰组—龙马溪组镜质体反射率测定数据

2　可压裂性评价系数

2.1影响因素归一化

多个影响因素的单位和数值分布范围各不相同，为了校正到同一标准，需要对各个影响因素进行归一化处理。

地层的可压裂性与脆性指数、成岩作用阶段（镜质体反射率Ro）呈正相关，此类影响因素的归一化通过式（5）完成；而可压裂性与水平应力差异系数、断裂韧性之间呈负相关，归一化通过式（6）完成。

式中：Y为影响因素归一化值；X为影响因素正常值；Xmin为X的最小值；Xmax为X的最大值。

通过计算统计，焦石坝地区龙马溪组一段页岩地层的脆性指数为71.12～96.68，平均为88.19；水平应力差异系数为0.159～0.205，平均为0.186；镜质体反射率Ro为2.20%～3.06%，平均为2.65%，由于镜质体反射率较难计算，本文采用平均值进行归一化。

2.2求取权重

多个影响因素对可压裂性的影响大小不同，为了确定各个影响因素对可压裂性的影响程度，采用层次分析法求取不同影响因素的权重。

脆性指数反映了地层岩石力学特性，是可压裂性的主要影响因素；水平应力差异系数和断裂韧性分别反映了地层形成网状裂缝和的维持裂缝延展的能力，影响程度仅次于脆性指数；成岩作用对可压裂性的影响最小。根据分析，得到可压裂性评价指标的判断矩阵（见表3）。

通过层次分析法确定影响因素的权重值分别为脆性指数0.448 4、水平应力差异系数0.232、断裂韧性0.232、成岩作用0.088 2。

表3　可压裂性评价指标判断矩阵

2.3计算模型

根据对页岩储层可压裂性影响因素的研究，焦石坝地区页岩储层的可压裂性与脆性指数和成岩作用呈正相关，与水平应力差异系数和断裂韧性呈负相关。对于受多重因素影响的指标，采用层次分析和加权求和的方法将各种因素的影响进行综合。可压裂性评价系数（FI）表示页岩储层的可压裂难易程度。

根据可压裂性评价系数的大小，将页岩可压裂性分为3个级别：可压裂性好（FI在0.7以上）、可压裂性较好（FI为0.6～0.7）和可压裂性差（FI低于0.6）。

采用本方法对X1井（导眼井）进行可压裂性评价（见图4），可压裂性评价系数为0.478～0.834，平均为0.678，可压裂性较好。

将整个页岩储层段分为A—J共10个小段：B和F段的可压裂性评价系数为 0.478～0.647，平均为0.547，可压裂性差；A，C，E，G和I段的可压裂性评价系数为0.536～0.738，平均为0.651，可压裂性较好；D，H，J段的可压裂性评价系数为0.624～0.834，平均为0.718，可压裂性好。

2.4评价效果

通过对焦石坝地区X1井页岩储层的可压裂性分析认为，五峰组—龙一段一亚段底部及龙一段二亚段可压裂性评价系数平均达到0.696，可压裂性好，本地区X2—X5井评价结果与X1井基本一致。针对本地区的页岩气开发，钻井主要以五峰组—龙一段一亚段作为水平井的靶窗，与此方法评价的可压裂性最好的层段相吻合，有效验证了方法的适用性。

图4　X1井可压裂性评价系数计算结果

3　结论

1）可压裂性是页岩储层评价中十分关键的参数，影响因素包括页岩脆性、水平应力差异、断裂韧性以及成岩作用等，各因素之间相互影响。其中，页岩脆性指数越大，页岩的可压裂性越好；水平应力差异系数越小，越易形成网状裂缝，可压裂性越好；页岩地层的断裂韧性越小，裂缝产生后延展的能力越强，可压裂性越好。另外，到页岩成岩后期，成熟度越高（有机质镜质体反射率越大），地层可压裂性越好。

2）利用偶极声波测井资料可计算页岩地层的泊松比、弹性模量、水平地应力以及抗拉强度等参数，从而评价页岩脆性、水平应力差异和断裂韧性。

3）对各影响因素进行归一化处理，使用层次分析法确定影响因素的权重系数，形成页岩储层可压裂性的定量评价方法。通过此方法评价焦石坝地区5口井五峰组—龙马溪组一段地层的可压裂性，评价系数平均在0.65以上，具有较好的可压裂性。

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（编辑杨会朋）

Influence factors and evaluation methods for shale reservoir fracability in Jiaoshiba Area

WANG Jianbo，FENG Minggang，YAN Wei，LIU Shuai
（SINOPEC Exploration Company，Chengdu 610041，China）

Shale reservoir has the characteristics of low porosity and low permeability.It could form business capacity only after massive hydraulic fracturing.So the fracability is one of the most important parameters in the development of shale gas.This study uses a method combining the core analysis data and logging data to analyze the influence factors of shale reservoir fracability，including brittleness index，natural fracture，horizontal stress coefficient，fracture toughness，and diagenesis.Normalized processing of each factors，analytic hierarchy process is adopted to determine the weight coefficient.A new quantitative evaluation method of shale reservoir fracability is put forward.Shale fracability can be divided into three levels according to the fracability evaluation coefficient. The shale with high fracability evaluation coefficient greater than 0.7 is the best interval to be fractured.When the fracability evaluation coefficient is between 0.6 and 0.7，the shale can be fractured effectively.And when the fracability evaluation coefficient is less than 0.6，the shale could notbe fractured effectively.

shale reservoir fracability；brittleness index；natural fracture；horizontal stress difference coefficient；fracture toughness；diagenesis；fracability evaluation coefficient

国家科技重大专项子项目“上扬子及滇黔桂区页岩气资料调查评价与选区”（14B12XQ151001）

TE357

A

10.6056/dkyqt201602019

2015-09-11；改回日期：2016-01-22。

王建波，男，1986年生，工程师，硕士，2012年毕业于中国石油大学（北京），现从事测井资料解释与储量研究工作。E-mail：andy_wjb@126.com。

引用格式：王建波，冯明刚，严伟，等.焦石坝地区页岩储层可压裂性影响因素及计算方法［J］.断块油气田，2016，23（2）：216-220，225. WANG Jianbo，FENG Minggang，YAN Wei，et al.Influence factors and evaluation methods for shale reservoir fracability in Jiaoshiba Area［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（2）：216-220，225.