保靖页岩气区块储层可压性评价——以龙马溪组页岩为例

于 鹏，刘福义，王延忠，马俯波

(神华地质勘查有限责任公司，北京 102211)

页岩气储层具有自生自储、低孔、超低渗等特征[1-4]，需要经过压裂改造才能实现商业化开发[5-7]。页岩能够被有效压裂从而获得增产能力的性质被称为可压性[8]。与常规储层压裂不同，页岩气储层的压裂要进行体积压裂。在页岩气开发过程中，确定优质页岩储层分布区域之后，需要对其开发效果进行评价。目前，国外通用的页岩储层可压性评价主要采用脆性指数，即通过岩心脆性矿物成分比例、弹性模量和泊松比、抗压强度与抗拉强度之比等来评价页岩储层的塑脆性。此方法实质上是将储层视为均质无裂缝的介质，没有对基质和裂缝的影响加以区分，对裂缝的影响考虑不足[9-11]。国内对可压裂性的研究沿袭国外学者的思路，结合天然裂缝、地应力等数据，提出了适用于中国的可压裂性分析方法[12-14]。

为了合理评价储层可压性，本文在保靖海相页岩气储层压裂研究过程中，结合钻井实际压裂效果，将裂缝作为一个独立影响因素，同时考虑基质脆性和成缝能力进行可压性评价，兼顾天然裂缝发育程度、裂缝摩擦强度、构造应力、地层构造等因素，评价了该地区页岩气储层的可压性，为以后该地区页岩气储层压裂提供了参考。

1 区块及压裂概况

1.1 区块地质背景

保靖区块主体为一向斜构造，位于典型的隔槽式褶皱带中，自早寒武世以来经历了加里东运动、华力西运动、印支运动、燕山运动及喜马拉雅运动等多期构造运动，地质构造条件复杂，区内由西向东分别由八面山向斜、隆头镇背斜、马蹄寨—野竹坪向斜组成，东南部发育保靖—慈利断裂带。区块内断裂带由多条近平行、不同级别和规模、不同构造期次的断层组成，呈北北东—北东向展布，横贯全区。

下志留统龙马溪组页岩是该区主要页岩气勘探层系之一。向斜核部龙马溪组页岩埋深3 500～

4 000 m，两翼剥蚀缺失。

区块内共实施探井4口——By1井、By3井、Bc1井、Bc2井全部针对龙马溪组页岩层系，其中By1井完成压裂试气工作(图1)。

图1 保靖页岩气区块地质及勘探工作部署Fig.1 Geology and exploration work of Baojing shale gas block

1.2 By1井压裂施工参数

By1井为本区内第一口预探井，钻遇龙马溪组优质页岩厚度约12 m，射孔压裂层位深度2 708～2 766 m。该深度页岩总有机碳含量(TOC)平均为2.34%，渗透率(Ro)平均为3.36%，含气量最高为2.02 m3/t。采用三簇射孔方式，其中2 733～2 766 m井段为主要压裂目的层段，兼顾2 708～2 733 m井段(表1)。

表1 By1井压裂施工主要参数Table 1 Main parameters of fracturing construction

1.3 By1井压后分析

By1井分别进行测试压裂与主压裂，施工数据表明整个压裂过程中平均压力、最高压力及地层破裂压力偏高(图2)。根据压裂曲线分析，地层多次破裂，形成多裂缝体系，人工主裂缝空间上延伸性较差，近井筒附近形成复杂裂缝，未形成主导缝，增加了裂缝迂曲度，支撑剂铺置在近井筒区域，导致炮眼和近井地带摩阻高、加砂困难，使得压裂平均排量、最高排量、最高砂比、总砂量较设计低。特别是主压裂后期，缝内加砂阻力大，无法加入大粒径支撑剂，难以将支撑剂输送至裂缝深部和小裂缝内部，裂缝与储层接触程度不足，导致页岩气单井产量偏低。By1井现场压裂排液12 h后见气，点火成功，但日产量未达到预期目标。

图2 By1井测试压裂(左)与主压裂(右)施工曲线对比Fig.2 Comparison between test fracturing and main fracturing

2 储层可压性评价

脆性指数是评价页岩储层可压性的重要参数[15-16]，但保靖区块龙马溪组页岩脆性矿物含量差异不大，而不同井、不同层位应力敏感性系数、地质应力、缝面摩擦系数、天然裂缝发育程度等条件差异较大。通过By1井压裂施工，结合钻井岩心分析，除脆性矿物含量外，保靖地区龙马溪组地层原生裂缝及诱导缝成缝能力对储层的可压性也具有决定作用，同时裂缝摩擦、构造应力、地层层理构造等因素对储层可压性也有较大影响。

2.1 脆性指数

对区块内By1、By3、Bc1、Bc2井共4口井的23个岩心样品进行X线衍射分析，结果表明，总体上本区龙马溪组页岩段的岩石脆性矿物含量为54.98%～67.60%，属较高水平(图3)，所有钻井样品均高于行业压裂标准，利于压裂改造。

图3 保靖区块矿物含量统计Fig.3 Statistical of mineral content

储层岩心X线衍射分析表明，本区龙马溪组优质页岩段脆性矿物含量以石英为主(图4)，且4口井的矿物组分基本相近，脆性矿物含量By3井最高，Bc1井相对最低。保靖区块页岩样品的黏土矿物、石英长石类矿物、碳酸盐岩矿物组分，与其西部的彭水、焦石坝地区页岩的矿物组分基本一致(图5)。

图4 保靖区块龙马溪组目的层矿物组分分布Fig.4 Mineral component distribution of Longmaxi formation in Baojing block

图5 保靖区块与焦页1井龙马溪组页岩矿物组分三元图Fig.5 Mineral component ternary diagram of Longmaxi formation in Baojing block and well Jiaoye-1

根据Rickman理论，结合测井解释资料和室内试验的方法，进行志留系龙马溪组页岩脆性指数评价试验，4口井的脆性指数均值依次为35.2、47.2、41.9、44.2，By3井、Bc2井、Bc1井、By1井脆性指数依次减小，其中By1井储层段脆性指数远小于其他3口井(图6)。

图6 不同井各层位岩心脆性实验室测试系数Fig.6 Brittleness coefficient of different depth

2.2 应力敏感性系数

氩离子抛光扫描电镜分析结果表明，在微观尺度下，保靖地区龙马溪组储层发育有不同尺度的裂缝系统，多以微裂缝形式存在，缝宽在几十纳米到几百纳米(图7)。

图7 保靖区块钻井岩心样品SEM成像及铸体薄片图Fig.7 SEM image and cast slice of drilling core sample in Baojing block

页岩的应力敏感性系数是页岩内部天然裂隙以及软物质等对应力的响应，应力敏感性系数越高，页岩成缝能力越强[14]。本次试验测试了3口井的18样次应力敏感性，根据NIA有效介质理论，通过记录波速计算应力敏感性系数，获得天然裂隙发育程度的参数。结果表明，不同井、不同层位的应力敏感性系数差异较大，裂隙发育程度存在较大的各向异性，但整体较低(图8)。其中By1井表现出“中间低，两头高”的特征，2 740～2 752 m井段的应力敏感性系数较低，压裂射孔段天然裂隙不发育。

图8 By1、By3、Bc1井储层应力敏感性系数Fig.8 Stress sensitivity coefficient of reservoir

2.3 岩石摩擦特性

采用岩石微摩擦仪分别测试了By1井2 740 m处和By3井974.82 m处的页岩储层，同时对比测试了普通砂岩、鲁家坪组、五峰组、重庆黔江龙马溪组和延长组页岩储层。结果表明，保靖地区龙马溪组页岩摩擦强度中等偏高(图9)，各区块岩心测试由强至弱的顺序为：砂岩、保靖龙马溪组、鲁家坪组、黔江龙马溪组、延长组。保靖龙马溪组页岩摩擦强度随正应力的减少而降低(图10)。

图9 页岩储层摩擦强度测试结果Fig.9 Results of friction strength test of shale reservoir

图10 摩擦强度随正应力变化关系Fig.10 The friction strength varies with the positive stress

为研究压裂液对缝面摩擦的影响，采用本区By1井2 740 m处和By3井975 m处岩心，测定了在烘干、浸润蒸馏水和浸润滑溜水3种状态下的摩擦系数，By1井岩心3种状态下的峰值摩擦系数分别为：0.72、0.70、0.68；By3井依次为：0.67、0.66、0.64(图11)，表明滑溜水对降低缝面摩擦系数具有较大的作用，降低了启滑条件，促进剪切滑移的发生。

图11 By1、By3井峰值摩擦系数Fig.11 The peak friction coefficient diagram of well By1 and well By3

2.4 其他地质因素

保靖区块经历多期构造运动，地质条件复杂，导致储层在不同构造位置的埋深、地应力等条件差异明显，对地层可钻性[17]及可压性产生影响。By1井区处于向斜核部，埋深大，构造应力强，导致压裂施工压力偏高，压裂改造很难形成有效连通裂缝。By3井的破裂压力与By1井相比，破裂压力小。

利用偶极横波测井数据计算By1井的2 751～2 766 m优质页岩储层段的最小水平主应力为45～50 MPa，中值在48 MPa，优质页岩储层段上覆地层2 680～2 708 m井段，最小水平主应力在55 MPa左右；计算By3井在优质储层的破裂压力为33～42 MPa，最小主应力为22～27 MPa，最大主应力为23～29 MPa(图12)。

保靖地区龙马溪组储层厚度普遍不大，构造应力导致层理缝隙发育(图13)，层间含硬夹层，造成裂缝纵向延伸困难，在水力裂缝扩展至天然层理面时，难以穿过层理面纵向扩展，增大裂缝扩展难度，增加裂缝迂曲度。

2.5 可压性评价

结合脆性指数、应力敏感性系数、岩石摩擦特性及其他地质因素，将保靖区块龙马溪组页岩根据可压性总体分为3类(图14)。Ⅲ类页岩位于向斜核部，以By1井区为代表，构造应力强，天然裂缝不发育，成缝能力弱，可压性指数小。Ⅰ类页岩位于向斜西翼，以By3、Bc2井区为代表，脆性指数高，可压性指数高，构造应力相对较弱，成缝能力指数较大，有形成复杂缝网的潜力，易于增强储层改造效果，形成体积压裂，增大储层改造体积。Ⅱ类页岩位于向斜东部，以Bc1井区为代表，成缝能力及可压性一般，受保靖断裂带构造影响大，顺层裂缝发育，造成压裂缝纵向延伸困难。

图12 By1井(左)与By3井(右)储层段岩石力学参数Fig.12 Reservoir rock mechanics parameters of well By1 (left) and well By3 (right)

图13 钻井岩心层理缝隙Fig.13 Drill core with clear bedding

3 结论

保靖区块龙马溪组页岩储层的脆性指数适中，天然裂缝发育程度较差，岩石摩擦系数中等偏高，地质构造复杂，压裂改造难度总体较大，缝网形成能力低，储层可压性较差。

保靖区块龙马溪组页岩层理缝隙发育，裂缝纵向扩展能力差。实施页岩气储层压裂须优化压裂液体系，选择合适的支撑剂，避免液体严重滤失，以便更好地压开主裂缝，封堵微裂缝。

图14 保靖区块龙马溪组页岩可压性分布Fig.14 The distribution of Longmaxi formation shale fracability in Baojing block

保靖区块龙马溪组页岩压裂应结合其他地质条件，验证施工参数，优化压裂工程设计，做出有针对性的压裂施工方案。