准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组含油页岩岩石力学特性及可压裂性评价

王小军，梁利喜，赵 龙，刘向君，秦志军，李 玮

(1.中国石油 新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000； 2.西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500)

世界石油工业正在从常规油气向非常规油气跨越。目前页岩气已成为全球非常规天然气勘探开发的热点，页岩油的相关研究也正在兴起[1-2]。受页岩油丰度低、储层渗流能力差等地质特征制约，与页岩气相同，页岩油储层单井一般无自然产能或自然产能低于工业油流下限，且储层能量衰减快、补给困难[3-5]。以地质工程一体化理念为指导，通过对岩性、物性、地应力、脆性等多信息的大数据分析，实现“甜点区”的科学系统评价，以及水平井或多支井体积压裂等技术实现“人造高渗区、重构渗流场”等技术体系的建立是破解页岩油经济开采困局、实现工业效益开采的有效途径[6-7]。

储层可压裂性是表征储层具有能够被有效压裂改造而增产的性质，是储层固有的地质力学属性。通常，可压裂性较强的储层，更容易实施压裂、且能够更有效的沟通储层孔隙、微裂缝，提高泄流面积、达到预期的压裂增产效果。储层可压裂性评价已成为页岩油气为代表的非常规油气的“甜点”评价、压裂工程设计的重要技术支撑。长期以来，普遍采用脆性指数表征页岩储层的可压裂性，并取得了良好的应用效果，但已有工程实践也同时显示，大量具有较高脆性的页岩储层，压裂改造效果并不理想。鉴于此，国内外学者针对页岩储层可压裂性，开展了大量研究，已有形成的评价指标与评价方法可归纳为3大类[8-13]：①基于力学指标的可压裂性评价。该方法针对脆性指数物理意义不够明确，且考虑因素单一的局限性，采用脆性指数、断裂韧性、地应力等力学参数其中的一个或多个指标组合进行可压裂性评价。②基于储层力学指标与地质指标的可压裂性评价。基于页岩压裂缝网形成机制，考虑储层裂缝、层理等结构特征以及脆性矿物等地质因素对压裂缝网的影响，综合脆性指数、断裂韧性、地应力等力学指标与矿物组成、天然软弱结构面(微裂缝、层理)等地质指标进行可压裂性评价。③基于地质指标与工程指标的可压裂性评价。该类基于储层可压裂性不仅反映储层压裂难易程度、压裂缝形态，同时还应反映压裂后的油气产出能力即可生产性、可持续性的认识，在地质参数和力学参数的基础上，考虑固井质量、水平井井段长度、射孔方式以及支撑剂量、压裂液量等压裂工程参数实现储层可压裂性评价，从而将储层可压裂性的概念推广至反映容易压裂和能够达到预期的压裂效果可压裂性与可生产性、可持续性的重要指标。然而，由于储层岩性、物性特征以及压裂改造目标的不同，目前尚未形成统一的储层可压裂性评价方法体系。

准噶尔盆地东部二叠系芦草沟组是中国最为古老的陆相液态烃页岩层系之一，是近海咸化湖盆混积岩沉积，具有源储一体、薄层叠置、厚度较大、整体含油、连续分布的典型特征[3]。2012年以来，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油勘探取得重大突破，并在勘探开发实践过程中取得水平井加体积压裂是该套储层合理开发方式的认识[7]。本研究针对芦草沟组油页岩储层，研究认识储层的岩石力学特征，建立适用于芦草沟组页岩油开发的可压裂性评价方法，为工程甜点评价以及压裂工程设计提供参考。

1 岩石力学特性

1.1 三轴压缩力学特性

1.1.1 试样制备及实验过程

考虑到页岩粘土含量高、易水化的特征，岩样制备过程中采用液氮冷却，并严格参照《工程岩体试验方法标准(GB/T 50266—2013)》的相关要求对岩样进行切割、打磨，保证岩心圆柱试样与加载压头(承压板)的直径之比为0.96～1.00，圆柱形岩心试样高度与直径之比为2.0～2.5。

实验过程中，首先对热塑管封装的圆柱形试样以每秒0.05 MPa的加载速率同步加载围压及轴向压力至预定的测试围压，保持围压在后续实验中恒定，然后以每秒0.5～1.0 MPa的加载速度施加轴向载荷，直至试件破坏，并同步监测记录轴向载荷、轴向变形及应变、径向变形及应变。

1.1.2 三轴压缩条件下的变形破坏特征

不同围压下，单轴及三轴压缩加载对应的应力-应变曲线如图1所示，分析可知：①岩石强度受围压影响显著，主要表现为随围压增大(0，15，20，35，45 MPa)，峰值强度、弹性模量增大，泊松比降低;②在单轴与三轴(围压分别为15和35 MPa)压缩条件下，在轴向载荷未达到峰值强度时，试样主要呈现为弹性变形；峰值强度后，应力随应变迅即跌落。该现象表明压缩条件下试样呈现出较强的脆性特征；③分析压缩实验后的试样破裂可知(图2)，单轴条件下试样破坏主要表现为沿加载方向的贯穿裂缝，即呈现张性劈裂破坏；随围压增大，试样破坏逐渐呈现为单剪切破坏，且碎裂程度降低；同时，部分试样受层理、微裂缝等天然结构面影响，即便在高围压条件下，试样破坏也较为破碎。

综上实验，芦草沟组的变形破坏呈现出典型的脆性特征，且其力学特征受围压影响显著，表现为低围压下抗压强度低、破坏碎裂程度高、裂缝复杂等特征。同时，层理、微裂缝等结构面的发育将加剧试样的破碎程度。结合芦草沟组的薄互层特征，层理面发育将有助于压裂缝形态的复杂化。

此外，高阳等[14]实验研究表明芦草沟组储层层理发育导致的岩石抗压强度各向异性特征，表现为水平方向的杨氏模量大于垂直方向，而抗压强度的各向异性特征不显著。因此，岩石力学强度的各向异性将导致沿不同方向进行压裂的难易程度有所不同。

图1 吉木尔凹陷二叠系芦草沟组岩心三轴压缩应力-应变曲线Fig.1 Stress-strain curves during triaxial compression of the core in the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer sag(红色为轴向应变；蓝色为径向应变。)

图2 吉木尔凹陷二叠系芦草沟组岩心压缩实验后的破裂形态Fig.2 Triaxial compression test induced fracture geometry of shale cores in the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer saga.围压0 MPa；b.围压15 MPa；c.围压20 MPa；d.围压35 MPa；e.围压45 MPa

1.2 抗张强度特征

抗张强度是影响地层压裂难易程度的重要强度参数，可通过对高度与直径比值为0.25～0.75的圆柱试样进行巴西劈裂测试得到。

受层理发育的影响，页岩抗张强度呈现横观各向同性的特征，即当圆柱试样轴线垂直于层理面，通过巴西劈裂测得的平行于层理的抗张强度为各向同性；而当圆柱试样轴线与层理面平行时，基于巴西劈裂测得的抗张强度与加载方向相关，表现为随加载方向与层理之间角度的增大，抗张强度呈增趋势。并且，基于经典弹性力学导出的各向同性岩石巴西劈裂抗张强度理论计算模型不再适用，需采用针对横观各向同性体的巴西劈裂计算模型[15-16]。

本研究过程中，为了便于对不同岩性地层抗张强度的对比分析，对芦草沟组岩心均沿正交于层理方向钻取直径2.5 cm，厚度为0.25～0.75倍直径的圆柱形试样，且保证试样两端不平整度不超过0.1 mm，端面垂直于试样轴线。各试样的抗张强度测试结果如图3所示。可看出，所取试样的抗张强度分布范围为3.16～11.04 MPa，受抗张强度差异的影响，相同的地应力及压裂施工条件下，地层的起裂压力不同，压裂难易度也不同。鉴于此，本研究结合测井数据进一步分析了芦草沟组岩石力学特性的纵向分布差异。

图3 吉木尔凹陷二叠系芦草沟组岩心抗张强度测试结果Fig.3 Test results showing the tensile strength of the shale cores in the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer sag

1.3 岩石力学与地应力纵向分布特征

在岩石力学试验分析基础上，分析岩石力学参数与同步测试得到的声波、密度等岩石物理信息的关系，通过统计、拟合及实测数据校验，建立岩石力学参数预测模型。

Es= 0.925Ed-10 882R2=0.650 8

(1)

Co=43.057Exp(3E-05Es)R2=0.605 2

(2)

St=0.028 2(ρ/AC)2.844R2=0.735 8

(3)

式中:Es，Ed，Co，St分别为静态弹性模量、动态弹性模量、抗压强度、抗张强度，MPa；ρ为体积密度，g/cm3；AC为纵波时差，μs/m。

基于上述模型及地应力的组合弹簧评价模型，根据测井资料对芦草沟组进行岩石力学参数、地应力纵向分布特征计算分析。由图4可知，储层段杨氏模量为25 000～30 000 MPa，隔层段杨氏模量为28 000～35 000 MPa；储层段泊松比为0.26～0.28，隔层泊松比为0.30～0.34；储层段抗张强度为3～10 MPa，隔层段为8～18 MPa，储层段水平最小主应力为71～78 MPa，隔层段为78～89 MPa。对比可知，在储隔层交互发育层段，隔层不仅具有较大的岩石力学强度，同时也具有较高的地应力。黄波等[17]综合矿物组成测试与三轴压缩实验分析取得了与本研究相同的认识：认为不同岩性地层岩石力学强度差异显著，其中白云质含量高的页岩呈现极高的抗压强度。

由于纵向上各岩性地层存在显著的岩石力学与地应力差异，在该储层中进行压裂改造，压裂裂缝纵向延伸将可能受到高强度、高应力隔层的阻挡，从而降低裂缝的纵向沟通能力、限制储层压裂改造体积，难以达到预期压裂效果。因此，可压裂性评价及压裂设计时，应对压裂缝的纵向沟通能力进行评价、认识。

图4 吉木尔凹陷J251井的主要岩石力学特性与地应力纵向分布特征Fig.4 The main rock mechanical properties and the lateral distribution of geostress in Well J251,Jimusaer sag

2 储层可压裂性评价

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为中低孔、特低渗储层，孔隙以微纳米级为主，类型多样，主要有粒间孔(隙)、粒间溶孔、晶间孔及微裂隙等[18]。针对该类储层的油气资源开采，水平井体积压裂已被证实是较为有效的技术手段，其中，压裂形成复杂缝网对实现油井工业化生产尤为关键。同时，考虑到甜点区的薄互层特征以及纵向上高强度、高应力隔层发育的特点，水平井压裂缝最大程度沟通纵向储层、实现压裂改造体积最大化，对保持油井长期稳产、最大程度提高原油采油也十分重要[10,17]。因此，芦草沟组的可压裂性不仅应能够反映水平井体积压裂的缝网形成难易，同时还应能表征压裂缝穿越隔层沟通纵向储层能力。

2.1 页岩压裂缝网形成影响因素

通过压裂改造最大规模形成复杂连通缝网是实现页岩油等非常规油气工业化开采的关键。其中，压裂缝的起裂、扩展行为特征是影响压裂缝网规模及其复杂度最为重要因素。

针对页岩的已有大量研究表明[19-26]，页岩压裂缝的起裂与扩展涉及张性破坏、剪切滑移、错断等复杂的综合力学行为，除了受压裂液粘度、射孔参数、压裂施工排量等工程因素显著影响外，主要受控于地应力、岩石的力学性质、天然弱结构面(微裂缝、层理等)发育程度及脆性特征等地质力学因素。目前研究认为[27]：脆性矿物含量高、岩石脆性强、水平最大主应力与水平最小主应力差小、天然结构面(裂缝、层理等)适度发育的地层，更易实施体积压裂，并可充分形成复杂缝网，即具有较高可压裂性。这也是现有研究主要通过地层脆性指数、断裂韧性、地应力等进行页岩地层缝网可压裂性评价的主要原因。

2.2 压裂缝纵向穿层延伸影响因素

芦草沟组“甜点体”横向展布较为稳定。每个“甜点”中发育页岩、泥岩、粉细砂岩与碳酸盐等多种岩性，且多呈互层状。此类地层中压裂缝纵向扩展行为复杂，将经历如下阶段：①裂缝在储层内扩展至储层-隔层界面；②裂缝延伸至地层界面，其可能的扩展模式为：裂缝在地层界面处止裂、沿地层界面转向扩展、沿地层界面滑移后穿越地层界面、直接穿越地层界面；③穿越地层界面的裂缝在隔层中的扩展，其可能扩展模式为：止裂于隔层、扩展并穿越隔层。其中，裂缝能够穿越地层界面与隔层，有效沟通邻近储层是储层压裂缝有效高度最大化与压裂改造体积最大化的关键。

压裂缝在薄互层中的扩展模式除了与压裂施工排量、压裂液粘度等因素密切相关外，还主要受层间地应力差、地层断裂韧性、弹性模量、地层界面强度以及隔层厚度等地质力学因素影响[28-30]。通常，层间应力差低，地层断裂韧性小，弹性模量高、隔层厚度小的地层组合更利于压裂缝的纵向穿层扩展，具有更好的可压裂性。

2.3 储层可压裂性评价模型

根据上述分析，针对芦草沟组交互的特低渗储层，从形成复杂可连通压裂缝网及压裂改造体积最大化两个方面，建立综合可压裂性指数(FI)如下：

FI=FSRVFfr

(4)

式中：FI为综合可压裂性指数;Ffr为表征形成复杂可连通压裂缝网的可压裂性指数,依据页岩压裂缝网形成影响因素分析，用脆性指数与应力差进行表征;FSRV为表征裂缝能够穿越隔层实现压裂改造体积最大化的可压裂性指数，依据压裂缝纵向穿层延伸影响因素分析，用层间应力差、断裂韧性以及抗张强度表征。

(5)

(6)

公式(5)和(6)中：BIN为脆性指数；σHD为储层内水平最大主应力与水平最小主应力之差，MPa；σID为层间水平最小主应力之差，MPa；K1C为断裂韧性；STB为层界面抗张强度，MPa。

其中，针对脆性指数，国内外已建立了大量的评价方法、计算模型，本研究综合芦草沟的地层岩性、力学特征及现场评价的需要，采用计算模型如下[31]：

BIN=-77.982ρ-1.94Φ+0.000 49Es+216.079

(7)

式中:ρ为岩石密度，g/cm3；Φ为岩石孔隙度，%；

断裂韧性计算采用如下关系式[32-33]：

+0.517St-0.332 2

(8)

式中:pc为围压，MPa，其数值大小等于有效水平最小主应力，即：

pc=σh-apP

(9)

式中：a为孔隙弹性系数，是0～1的小数；pP为地层孔隙压力，MPa；σh为水平最小主应力，MPa。

2.4 可压裂性评价方法的可靠性

利用本文所建立的可压裂性评价模型、方法对JHW020水平井段进行可压裂性指数计算评价,并结合微地震监测结果验证本文所建可压裂性评价方法的可靠性。

对JHW020井水平井段3 458.2～4 763.0 m，分17段共33簇实施了体积压裂改造，采用固井完井+速钻桥塞多簇射孔联作分级压裂工艺，具有大排量、大液量、大规模压裂加砂的施工特点。所用压裂液总量为23 992.3 m3，其中各级总液量为1 147～1 677.4 m3；总加砂量为1 288.34 m3，各级加砂量为60.28～100.3 m3。微地震压裂监测结果分析表明：所形成的各级压裂缝网高为44～89 m，各级缝网长为169～467 m。

基于微地震压裂监测结果，统计各级的缝网体积SRV以及反映各级压裂缝网复杂度的微地震事件数，进而分析缝网体积SRV与可压裂性指数的关系、微地震事件数与可压裂性指数的关系(图7，图8)，可看出缝网体积SRV、微地震事件数与可压裂性指数都呈现较好的相关性。该结果表明，本文所建立的可压裂性指数评价模型适用于芦草沟组页岩油储层，分析结果具有一定可靠性，可为地质工程“甜点”区综合评价以及压裂选层、水平段分段分簇等压裂设计提供基础参考。

3 结论

1) 基于三轴压缩岩石力学实验分析可知，芦草沟组含油页岩在轴向载荷未达到峰值强度时，试样主要呈现为弹性变形，峰值强度后，应力随应变迅即跌落，其变形破坏呈现出显著的脆性特征；且层理、微裂缝等结构面发育以及低围压条件都将加剧岩石破坏的碎裂程度。具备压裂改造形成复杂缝网的内在地质力学条件。

2) 纵向上，芦草沟组各岩性地层的岩石力学特性与地应力存在显著差异，即储层间存在岩石力学强度、地应力相对较高的隔层。针对此类储集体实施压裂，除了保证形成复杂压裂缝网外，还同时应强化压裂缝的纵向沟通能力，合理增大缝高，实现压裂改造有效体积的最大化。

图5 吉木萨尔凹陷JHW020井各级压裂的缝网长度与缝网高度Fig.5 The length and height of fracture networks at various levels in Well JHW020，Jimusaer saga.缝网高度；b.缝网长度

图6 吉木萨尔凹陷JHW020井的缝网体积、微地震事件数与可压裂性指数的关系Fig.6 The relationship of fracture network volume,number of microseismic events and fracability index in Well JHW020a.缝网体积与可压裂性指数的关系；b.微地震事件数与可压裂性指数的关系

3) 针对芦草沟组储层中低孔、特低渗的物性特征以及纵向上高强度、高应力隔层发育的特点，建立了可同时表征水平井体积压裂缝网形成难易与压裂缝穿越隔层沟通纵向储层能力的可压裂性评价方法。

4) 基于微地震压裂监测分析得到的压裂缝网体积SRV、微地震事件数与利用本文方法分析得到的可压裂性指数具有较强的相关性，表明本文所建立的可压裂性指数评价方法在以吉木萨尔凹陷油页岩为代表的薄互层状页岩地层中具有较好的适用性。