莺琼盆地重点区带深层储层岩石力学参数求取及意义

张冠杰，吴孔友*，范彩伟，刘敬寿，邓广君，刘芋杰

1. 中国石油大学（华东） 地球科学与技术学院，青岛 266555；

2. 中海石油（中国）有限公司湛江分公司， 湛江 524057

1 引言

莺琼盆地大崖城区、陵水区以及乐东区天然气资源丰富，勘探程度低，是我国海上重要的勘探开发区块(谢玉洪等，2016)，中新统储层是勘探的主力层位，因其埋藏深、岩性致密的特点，裂缝对储层的改造至关重要（谢玉洪，2016）。 但中新统储层取心极少，岩石力学参数研究十分薄弱，微观构造发育不清，严重制约了天然气的勘探与开发。岩石力学参数是衔接储层地质甜点与工程甜点的桥梁、是储层应力场模拟、裂缝成因机制分析以及工程甜点评价的关键（韩飞鹏等，2019; 刘敬寿等，2019; 孟宪波等，2019; 冯春强等，2020; Brown，2002; Hennings et al.，2012），在钻井设计、油气开发、完井等方面具有重要意义（王少飞等，2013; Heng et al.，2012; Deng et al.，2019）。对目的层进行岩石力学影响因素分析，可以更加准确的评价目的层的应力特征，为该区下一步勘探开发提供理论依据。

岩石力学参数是指岩石的弹性参数（杨氏模量和泊松比等）和强度参数（抗张强度和内摩擦角等）。目前实验室岩心测定法和地球物理测井资料解释法（路保平和鲍洪志，2005）是油气储层岩石力学参数表征的常用方法，但海上区块取心少，实验室岩心测定难度大、花费高，且难以展开面上分析。研究表明（路保平和鲍洪志，2005；王珂等，2014），利用测井资料，从岩石的声学特性入手，可以准确计算出岩石力学参数，同时可以获得沿井筒一维岩石力学参数分布，岩石力学参数分布更为直观。曹正林等（2009）以常规测井资料计算的岩石力学参数作为源数据输入，选择序贯高斯模拟方法，随机模拟得到岩石力学参数的三维分布。此外，王桂花等（2009）、Lajtai等（1987）、程敬华等（2016）、刘双莲（2019）、崔瀚博等（2020）讨论了含水饱和度、水化、岩性、埋藏深度、泥质含量、页理以及注采参数等因素与岩石力学参数的统计关系，并分析了上述因素对岩石力学参数的影响规律。

针对莺琼盆地重点区带中新统储层岩石力学参数研究较为薄弱的现状，运用声波全波列测井资料确定单井岩石力学参数曲线，并结合全岩矿物分析、物性分析以及压汞实验资料，明确了岩石力学参数的影响因素，并进一步分析了岩石力学参数对储层裂缝发育和钻井施工过程中安全钻井液密度的控制作用，所得结果一方面为该区地应力场模拟、储层裂缝评价以及目的层压裂优化设计提供可靠的基础数据；另一方面为衔接深部储层地质参数与地质力学参数评价提供了理论依据。

2 区域地质概况

南海盆地地处欧亚、印支和太平洋三大板块交会的走滑—伸展构造区（董伟良，1999），盆地沉积类型多样，油气分布复杂，是世界公认三大高温高压地区之一（谢玉洪等，2016）。莺歌海盆地和琼东南盆地（简称莺琼盆地）位于南海盆地北部大陆架西区，为新生代沉积盆地，总面积约为19×104km2（董伟良，1999）（图1）。前期的勘探开发实践表明，中新统烃源岩条件良好，总有机碳（TOC）含量在0.64%～3.46%之间， 具备良好的勘探开发前景（谢玉洪等，2016）， 其埋藏深，基质孔渗性差；储层岩性主要为粉、极细、细、中砂岩，埋深2700～4850 m,自下而上共发育三亚组三一段、三二段，梅山组梅二段、梅一段，黄流组黄二段、黄一段6套气层，其孔隙度平均为14.02%，渗透率平均为4.2 md，属深层中—低孔、低—特低渗储层（尤丽等，2019）。本文主要针对大崖城区、陵水区和乐东区的三亚组一段到黄流组二段（图1）。

图1 莺琼盆地地理位置图与地层综合柱状图（改自谢金有等, 2014）Fig. 1 Map showing the location of the study area and the comprehensive stratigraphic column of the Yingqiong Basin (after Xie et al., 2014)

3 深层储层裂缝发育特征

通过地质与岩石学法，直接观察研究区薄片、岩心的裂缝形态（图2）， 统计发现研究区中新统储层主要发育中低角度裂缝，以构造缝为主，成岩缝发育较少。构造缝主要发育剪裂缝，部分裂缝被方解石充填，且受后期构造作用影响，导致部分裂缝被错断，大部分裂缝面不平直，少见早期裂缝被后期裂缝切穿，构造缝多切穿石英、长石等矿物颗粒。

图2 中新统低渗透砂岩储层岩心、薄片裂缝照片Fig. 2 Fractures in cores and thin sections of the Miocene low-permeability sandstone reservoirs

研究区中新统储层天然裂缝发育，是影响研究区储层物性和单井天然气产能的重要因素,但相应的岩石力学特征研究匮乏，无法准确的对研究区储层裂缝进行定量表征以及对储层裂缝预测提供指导和参考，影响了下一步的天然气勘探与开发。

4 单井岩石力学参数解释模型

如前所述，海上区块深层储层取心困难，岩心数量极少，通过实验室岩心测定法获得岩石力学参数难以实现，而测井资料相对容易获取，且可以获得沿井筒一维岩石力学参数分布，故采用地球物理测井资料解释法，计算岩石力学参数。

4.1 岩石弹性参数解释模型

目前，依据全波列测井资料或基于常规测井资料反演纵横波速度是岩石动态弹性力学参数计算的有效方法，具体公式如下（陆诗阔等，2015）：

式中：Ed为动态杨氏模量，GPa；μd为动态泊松比，无量纲；ρ为岩石密度，g/cm3；Vp为纵波速度，m/s；Vs为横波速度，m/s。

由于研究区部分井缺少横波信息，利用地球物理测井资料解释法求取弹性参数需要相应的横波信息，因此需建立纵横波时差或速度之间的关系（马中高和解吉高，2005） ，岩石中纵横波时差具良好的线性关系（张小庆和桂志先，2006; Castagna et al.，1985）。根据研究区Y13与X10井区的全波列测井资料，拟合得到研究区各井纵横波时差关系（图3），得到拟合数学公式（公式3）。相关系数R²=0.9186。式中：ts为横波时差，μs/ft；tp为纵波时差，μs/ft。

图3 研究区纵横波时差关系Fig. 3 Relationship between P-wave and S-wave time differences in the study area

4.2 岩石强度参数解释模型

岩体在受到拉张作用时，能承受的最大应力即为岩体的抗张强度，抗张强度可用于判别天然裂缝与压裂裂缝的成因机制，此外，天然裂缝发育可能导致完整岩体抗张强度降低。常规测井资料计算岩石抗张强度的公式（Chang et al., 2006）：

式中：St为抗张强度，MPa;Vsh为泥质含量，%。

根据前人研究成果，通过动态泊松比来确定岩石内摩擦角(贾利春等，2018)：

式中：φ为岩石内摩擦角，°。

4.3 岩石力学参数解释结果分析

利用常规测井资料计算得到了关键井点处的连续岩石力学参数曲线，图4为YA3井黄二段岩石力学参数剖面，从岩石弹性参数来看，杨氏模量数值集中在20～50 GPa，泊松比数值集中在0.1～0.35之间，垂向上,受压实等成岩作用的影响，随着埋深增大，杨氏模量和泊松比有逐渐增大的趋势；从岩石强度参数来看，内摩擦角数值介于20°～35°，抗张强度数值集中在5～30 MPa之间，总体而言，岩石强度参数（内摩擦角，抗张强度）随着埋深增大也有逐渐增大的趋势。横向上，受储层非均质性的影响，同一层位各岩石力学参数之间具有非均一性（图5）。

图4 YA3井岩石力学参数测井解释成果图Fig. 4 Log interpretation results of rock mechanical parameters in Well YA3

图5 大崖城工区不同层段杨氏模量横向展布图Fig. 5 Lateral distribution map of Young’s modulus in different layers of the Dayacheng industrialarea

5 岩石力学参数影响因素分析

研究区岩石力学参数受多方面因素影响，本次研究主要结合全岩矿物分析、物性分析以及压汞实验资料，分析研究区中新统储层岩石力学参数影响因素，结果表明，莺琼盆地中新统储层岩石力学参数与孔隙度、脆性矿物含量、粘土矿物含量以及孔隙半径存在密切关系。

5.1 孔隙度

如图6所示，随着孔隙度的增大，岩石的弹性参数（杨氏模量和泊松比）和强度参数（抗张强度和内摩擦角）均有逐渐减小的趋势。相对于固体，气体和液体有着更快的应力释放速率。而大部分孔隙常含有大量的气体和流体，当受轴向应力作用时，孔隙沿主压应力方向闭合，横向应变远远小于轴向应变，导致泊松比随着孔隙度的增大有逐渐减小的趋势。且随着孔隙度的增大，孔隙边界应力集中，岩石承载面积相应的减下。孔隙中的水和其他液体使颗粒表面自由度降低，导致岩石强度参数降低。

图6 孔隙度与泊松比、杨氏模量、内摩擦角以及抗张强度关系Fig. 6 The relationship between porosity and Poisson’s ratio, Young’s modulus, internal friction angle, and tensile strength

5.2 矿物含量

研究区中新统储层脆性矿物含量介于68%～96%，平均含量为80.75%，石英含量介于7%～41%，平均含量为32.31%；斜长石含量介于5%～13%，平均含量为6.77%；方解石含量介于11%～65%，平均含量为28.85%。石英为主要的脆性矿物，对研究区内石英含量与岩石力学参数关系统计分析，结果表明，泊松比、杨氏模量、内摩擦角与石英含量有着密切关系（图7），石英含量与泊松比呈明显的负相关关系，与杨氏模量和内摩擦角呈正相关关系，与抗张强度呈弱正相关性。石英等脆性矿物塑性较差（赖富强等，2019），且脆性矿物大部分为不易发生变形的刚体,当受轴向应力作用时，石英等脆性矿物应变量较小,若脆性矿物如石英等含量较高，则轴向应变产生的形变相对较小，泊松比降低。

图7 矿物含量与泊松比、杨氏模量、内摩擦角以及抗张强度关系Fig. 7 The relationship between mineral content and Poisson’s ratio, Young’s modulus, internal friction angle, and tensile strength

研究区中新统储层粘土矿物含量介于4%～32%，均值为19.25%，粘土矿物主要成分为伊利石、高岭石和绿泥石，基本不含蒙脱石；中新统岩石样品中，在高温高压条件下，蒙脱石转化为伊利石。研究区粘土矿物含量与岩石力学参数也存在着密切关系（图7），粘土矿物含量与泊松比呈明显的正相关关系，与杨氏模量呈负相关关系，且与内摩擦角呈强负相关性，与抗张强度呈弱负相关性。这是由于粘土矿物的塑性较强，当受轴向应力时，轴向应变较大，导致弹性模量随粘土矿物含量增大逐渐减小，此外，粘土矿物对轴向应力存在缓冲作用（靳平平等，2019），在与其挤压方向的垂向上产生塑性形变，因此粘土矿物含量高的岩石，在受挤压作用时横向变形大于纵向变形，导致泊松比增大。其次随着粘土矿物含量的增加导致岩石脆性降低和抗剪能力增强，使得岩石内摩擦角降低，显示出强负相关性。

5.3 孔隙半径大小

前人研究认为（李静等，2019; Bai et al.，2016），随孔隙半径的增加，岩石弹性、强度参数数值逐渐减小，且孔隙半径大小与岩石动态力学参数呈线性相关。通过对研究区动态岩石力学参数解释，选取压汞实验资料与动态岩石力学参数建立回归分析，研究区孔隙半径与动态岩石力学参数并非呈单一线性关系（图8）。受微观孔隙结构作用，岩石力学参数受孔隙半径与形状因子的共同影响，不规则孔隙由于受端部束缚作用，造成了应力集中，变形不均匀（李卫兵等，2016）。研究区样品中含有一定数量的不规则孔隙，导致孔隙半径与岩石力学参数呈较为复杂的关系。当孔隙半径小于0.163 μm时，泊松比与孔隙半径呈负相关关系；当孔隙半径大于0.163 μm时，泊松比与孔隙半径呈正相关关系。当孔隙半径小于0.17 μm时，孔隙半径与内摩擦角呈负相关关系；当孔隙半径大于0.17 μm时，孔隙半径与内摩擦角呈正相关关系。杨氏模量和抗张强度随着孔隙半径的增大呈逐渐降低的趋势。

图8 孔隙半径与泊松比、杨氏模量、内摩擦角以及抗张强度关系Fig. 8 The relationship between pore radius and Poisson’s ratio, Young’s modulus, internal friction angle, and tensile strength

6 岩石力学参数对储层裂缝发育和钻井液密度的控制作用

6.1 岩石力学参数对储层裂缝发育的控制作用

研究区中新统储层天然裂缝发育，对油气的聚集和开采具有重要意义，天然裂缝发育程度受多方面因素控制，主要体现在不同岩石力学性质的影响（Griffith and Prakash，2015），结合成像测井资料（图9a），统计岩石力学参数与构造裂缝线密度关系（图9b），统计发现，研究区构造裂缝发育程度随杨氏模量的增大呈先增大后减小的趋势，作为岩石力学参数的基本参数，杨氏模量的大小直接影响到岩石的应力状态（ 丁文龙等，2012），岩石具较高杨氏模量时，岩石脆性较高，受应力作用时，容易产生破裂，但当岩石杨氏模量过高时，岩石具较高的应变能，当受应力作用时，大量能量快速突破围压，岩体发生破裂，由微裂缝转为较大裂缝，岩体产生宏观破碎，岩石基体遭到破坏，构造裂缝发育程度降低。泊松比则反应了岩石的塑性强弱，据前人研究所得（岳喜伟等，2014），随着泊松比的增大，裂缝发育程度呈现先减小后增大的趋势，通过统计发现研究区裂缝发育程度与泊松比无明显规律，在泊松比数值较高的情况下，构造裂缝仍较为发育。

图9 （a） L-6井岩石力学参数与构造裂缝线密度综合柱状图；(b) 杨氏模量、泊松比与构造裂缝线密度关系Fig. 9 （a）Comprehensive histogram of rock mechanical parameters and linear density of structural fractures in well L-6;(b) Relationship between Young’s modulus, Poisson’s ratio, and linear density of structural fractures

6.2 岩石力学参数对钻井液密度的控制作用

在钻井施工过程中，如何设置钻井液密度是一个突出问题（姜逸明等，2016）。当钻井液密度过高时，井壁四周容易发生井漏；当钻井液密度过低时，则无法平衡井筒内各种流体压力，容易发生井壁垮塌，产生井喷。所以设置安全钻井液密度在压裂开发中具有重要意义，通过已完钻井安全钻井液密度，分析了岩石力学参数对钻井液密度的控制作用（图10）。研究区钻井液密度随着泊松比的增大而逐渐降低，随杨氏模量的增大而逐渐增大。钻井液密度随着强度参数（抗张强度和内摩擦角）的增大呈现先增大后减小的趋势。

图10 泊松比、杨氏模量、内摩擦角以及抗张强度与钻井液密度关系Fig. 10 Relationship between Poisson’s ratio, Young’s modulus, internal friction angle, tensile strength, and drilling fluid density

7 结论

（1）莺琼盆地重点区带中新统储层常规测井岩石力学参数解释，结果表明，研究区杨氏模量介于20～50 GPa之间，泊松比介于0.1～0.35之间；内摩擦角介于20°～35°之间，抗张强度介于5～30 MPa之间。垂向上各岩石力学参数与深度呈弱正相关性；横向上同一层位各岩石力学参数之间具有非均一性。

（2）研究区储层物性、矿物成分差异导致了岩石的杨氏模量、泊松比、内摩擦角以及抗张强度的变化。孔隙度越高、粘土矿物含量越高、脆性矿物含量越低、孔隙半径越大，杨氏模量越小，反之则越大。抗张强度与孔隙度、孔隙半径关系密切，随着孔隙度和孔隙半径的增大，抗张强度变小。研究区泊松比受孔隙度、矿物成分和孔隙半径多个因素的影响，孔隙度越高、粘土矿物含量越低、脆性矿物含量越高则泊松比越小，泊松比随孔隙半径的增大，呈现先减小后增大的趋势。内摩擦角受孔隙度、矿物含量以及孔隙半径的影响较大，随着孔隙度的增大、粘土矿物含量的增多、脆性矿物含量的减少而减小，随着孔隙半径的增大出现先缓慢降低、后快速上升的趋势。

（3）岩石力学性质是储层天然裂缝发育的主要影响因素，研究区中新统储层裂缝发育程度随岩石杨氏模量的增大呈先上升后下降的趋势,与泊松比无明显相关性；在压裂开发施工过程中，需考虑岩石力学参数对钻井液密度的控制作用，使钻井液密度处于合理范围。