龙马溪组页岩可压性实验评价

王恩博 徐春碧 肖晖 王泽中

(重庆科技学院石油与天然气工程学院， 重庆 401331)

龙马溪组页岩可压性实验评价

王恩博 徐春碧 肖晖 王泽中

(重庆科技学院石油与天然气工程学院， 重庆 401331)

针对目标区块龙马溪组露头制作岩样，分别进行矿物组分测量、岩石力学测定及水力压裂实验，以验证目标区块页岩的可压性。测得储层岩样平均脆性指数为56.65，水平应力差异系数为0.11，可知该层在进行水力压裂时能形成复杂的裂缝网络。通过岩样水力压裂破坏实验，发现岩样水力压裂后裂缝条数较多，平均为38条，裂缝网络较复杂。最后验证了该层页岩良好的可压性，在水力压裂施工时可以形成复杂缝网。

龙马溪组； 脆性指数； 水力压裂； 可压性

1 可压性概念

可压性为表征材料脆性与韧性的指标，脆性较高的页岩可压性较高，脆性较低的页岩可压性较低。唐颖等人首次对可压性进行了界定，将面对水力压裂时，页岩储层所具有的压裂后产量可增加的性质称为可压性[1]。但该定义并未对“有效压裂”进行详细说明。袁俊亮等人通过岩石力学参数、断裂韧性以及脆性指数对页岩气储层的可压裂性进行了研究[2]。赵金洲等人认为，可压性反映的是页岩地质、储层在水力压裂过程中的综合特征，与压裂工艺无关[3]。综合各方研究成果，我们将页岩可压性定义为，相同压裂工艺技术下，储层中形成复杂裂缝网络并获得足够大的储层改造体积和获取经济效益的能力。

页岩可压性受多项因素如页岩地质、储层特性等的影响而发生变化。Enderlin等人研究指出，通过杨氏模量、泊松比、无侧限抗压强度、内摩擦角等物理量即可对页岩的可压性有所了解[4]。Mullen等人较系统地总结出了页岩气储层可压性影响因素，主要包括沉积构造、地层性质、矿物组分、天然弱面(天然裂缝、沉积层理、解理、断层)的发育及产状等[5]。在本次研究中，结合了国内目前勘探选区时期的特点，用脆性系数、矿物组分以及天然裂缝等影响因素对页岩可压性进行评价。

2 可压裂性实验评价

本实验的岩样取自涪陵地区龙马溪组泥页岩的露头，使用线切割设备切割出直径为25 mm、长度为50 mm的圆柱形岩样5组，每组3块岩样。分别对每组岩样进行单轴力学性能实验、岩石矿物组成测量及水力压裂破坏实验，实验通过热流固耦围压三轴耦合试验系统及X射线衍射仪完成。根据岩石力学参数测试得出的实验数据，进行该目标地层的可压性实验评价。

2.1 脆性指数计算

目前国内外普遍应用的脆性指数计算方法主要是矿物组成含量法和岩石力学参数法。

(1) 矿物组成含量法。采用X射线衍射仪，对岩石矿物含量进行定量分析。表1所示为目标层5组矿物含量。

由表1可知，目标层脆性矿物含量较高，石英含量为60.30%～88.70%，平均为51.39%。

表1 目标层5组矿物含量 %

根据矿物含量进行脆性指数计算[6]：

(1)

式中:IB—— 脆性指数；

ω(石英)—— 石英质量分数，%；

ω(黏土矿物)—— 黏土矿物质量分数，%；

ω(碳酸盐岩矿物)—— 碳酸盐岩矿物质量分数，%。

计算所得目标区块脆性指数平均为59.10，表明目标区有利于页岩气层压裂改造。

(2) 岩石力学参数法。通过岩石力学参数实验得到岩石力学参数。表2所示为岩石力学参数测试结果。可以看出，除两组异常数值外，目标地层的岩石杨氏模量较大，泊松比正常，岩石强度较高，脆性破坏明显。

表2 岩石力学参数测试结果 %

杨氏模量和泊松比是岩石力学参数的2个主要特征值[7]。杨氏模量是一种纵向的弹性模量，是指岩石压裂后自身还能够保持已形成裂缝的能力，其值越大说明岩石越容易形成裂缝。泊松比是材料横向变形的一种弹性常数，是指当岩石被压裂时自身的抵抗压裂能力，其值越大说明岩石越不容易被压开。通过式(2)计算岩石的脆性指数：

(2)

式中：E—— 杨氏模量，GPa；

μ—— 泊松比，无因次。

根据由实验获得的数据，计算各参数。表3所示为据杨氏模量和泊松比计算的脆性指数。

表3 据杨氏模量和泊松比计算的脆性指数

由表3可知，目标地层的平均泊松比为0.24，平均杨氏模量为60.94，平均脆性指数为54.20，脆性指数较大。

2.2 水平应力差异系数计算

在实际页岩气压裂开采过程中，裂缝高度随着最大水平主应力不断推进而变化[8]。若地层的水平主应力差越小，推进过程中受到的阻力也越小，从而使裂缝的延伸性也更好，且水力压裂形成复杂缝网的可能性也越高，因此可压性也越好。

通过式(3)计算水平应力差异系数：

(3)

式中：Kh—— 水平应力差异系数；

σH—— 最大水平主应力，MPa；

σh—— 最小水平主应力，MPa。

表4所示为水平应力差异计算结果。

表4 水平应力差异系数计算结果

按照水平应力差异系数大小可以将其分为3个等级：(1) 水平应力差异系数为0～0.30，表示水力压裂可以形成复杂缝网；(2) 水平应力差异系数为0.30～0.50，表示水力压裂在净高压条件下可以形成较为复杂的缝网；(3)水平应力差异系数为0.50～2.00，表示水力压裂不能形成复杂缝网。计算所得的目标区块水平应力差异系数平均值为0.11，故认为该区块可以形成复杂缝网。

2.3 水力压裂破坏实验

通过热流固耦围压三轴耦合试验系统完成水力压裂破坏实验。对实验后的岩样进行岩样形态、裂缝分布、裂缝条数及缝网复杂程度分析。储层裂缝发育中等，储层中能见尺寸较长的裂缝，多数裂缝被石英和方解石充填，有较多裂缝被多期剪切，页岩储层裂缝普遍较发育。图1所示为水力压裂岩样示意图。

从裂纹数量来看，劈裂式破坏和双剪切面破坏比单剪切面破坏能够产生更多的裂纹，脆性特征也更明显。从体积应变来看，劈裂式破坏和双剪切面破坏均出现较为显著的体积扩容现象。由此得出观察结论：岩心经压裂后裂缝条数较多，平均值为38条，裂缝网络较复杂，压裂效果良好。实验所得脆性指数和水平应力差异系数与计算结果相符。

图1 水力压裂岩样示意图

3 结 语

可压裂性表征的是页岩在水力压裂中能够承受有效压裂的能力，其主要影响因素包括页岩脆性、天然裂缝、石英含量等。

本次研究中，利用涪陵地区龙马溪组泥页岩露头制作的岩样分别进行了矿物组成、岩石力学参数测量，测得目标层平均脆性指数为56.65，水平应力差异系数为0.11。研究表明，岩样具有良好的可压性。测得压后平均产生38条裂缝，裂缝网络较复杂，压裂效果良好。

[1] 唐颖,邢云,李乐忠,等.页岩储层可压裂性影响因素及评价方法[J].地学前缘，2012, 19(5):356-363.

[2] 袁俊亮，邓金根，张定宇，等.页岩气储层可压裂性评价技术[J].石油学报, 2013,34(3):523-527.

[3] 赵金洲,许文俊,李勇明,等.页岩气储层可压性评价新方法[J].非常规天然气，2015,26(6)：1165-1172.

[4] ENDERLIN M,ALSEBEN H,BEYER J A.Predicting fracability in shale reservoirs[C]∥AAPG Annual Convention and Exhibition.Houston,Texas,USA,2011:10-13.

[5] MULLEN M,ENDERLIN M.Fracability index-more than just calculating rockproperties,SPE159755[C]∥Paper 159755-MS Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition.SanAntonio,Texas,USA, 2012:10-11.

[6] 郭海萱,郭天魁.胜利油田罗家地区页岩储层可压性实验评价[J].石油实验地质,2013,35(3):339-346.

[7] 蒋廷学,卞晓冰,苏瑗,等. 页岩可压性指数评价新方法及应用[J]. 石油钻井技术, 2014, 42(5):16-20.

[8] 汪吉林,朱炎铭,宫云鹏,等.重庆南川地区龙马溪组页岩微裂缝发育影响因素及程度预测[J].天然气地球科学,2015(8): 256-332.

ExperimentalEvaluationofShaleCompressibilityinLongmaxiFormation

WANGEnboXUChunbiXIAOHuiWANGZezhong

(College of Petroleum and Natural Gas Engineering, Chongqing University of Science and Technology, Chongqing 401331, China)

This paper aims to study the compressibility of the target block Longmaxi group, based on the test of rock outcrops samples of the Longmaxi formation with mineral composition measurement, rock mechanics measurement and hydraulic fracturing experiment. According to the experimental data, the average brittleness index of the reservoir is 56.65 and the horizontal stress difference coefficient is 0.11. It can be seen that the layer can form a complex fracture network during hydraulic fracturing. And then the rock fracturing failure test is carried out. It is found that the number of fractures after rock fracturing is large, with the average of 38, and the fracture network is complicated. This confirms that the layer has good compressibility and can form complex slits during hydraulic fracturing.

Longmaxi formation; brittleness index; hydraulic fracturing; compressibility

2017-07-07

重庆市国土资源和房屋管理局科技计划项目“页岩气储层复杂裂缝形成机理实验研究”(KJ-2015046)

王恩博(1993 — )，男，天津人，重庆科技学院石油与天然气工程学院在读硕士研究生，研究方向为油气田开发。

P618

A

1673-1980(2017)06-0005-03