王建波，馮明剛，嚴偉，劉帥

（中國石化勘探分公司，四川 成都 610041）

焦石壩地區(qū)頁巖儲層可壓裂性影響因素及計算方法

王建波，馮明剛，嚴偉，劉帥

（中國石化勘探分公司，四川 成都 610041）

頁巖儲層具有低孔、低滲的特點，大規(guī)模壓裂改造后才能形成商業(yè)產(chǎn)能，所以可壓裂性是頁巖氣開發(fā)中最關鍵的評價因素之一。文中研究采用分析化驗資料與測井資料結合的方法，分析頁巖儲層可壓裂性的影響因素，影響因素主要包括脆性指數(shù)、天然裂縫、水平應力差異系數(shù)、Ⅰ型和Ⅱ型斷裂韌性以及成巖作用等。根據(jù)各種影響因素與地層可壓裂性的相關關系，對其進行歸一化處理，采用層次分析法確定每種影響因素的權重，從而提出一種定量評價頁巖儲層可壓裂性的方法。運用此方法，依據(jù)可壓裂性評價系數(shù)，將頁巖儲層的可壓裂性劃分為3個級別：可壓裂性評價系數(shù)大于0.7的儲層，可壓裂性好；可壓裂性評價系數(shù)介于0.6～0.7的儲層，可壓裂性較好；可壓裂性評價系數(shù)在0.6以下的儲層，可壓裂性較差。

頁巖可壓裂性；脆性指數(shù)；天然裂縫；水平應力差異系數(shù)；斷裂韌性；成巖作用；可壓裂性評價系數(shù)

可壓裂性是頁巖在水力壓裂中具有能夠被有效壓裂能力的性質。Chong［1］和Breyer等［2］國外學者通過頁巖脆性指數(shù)表征可壓裂性，為可壓裂性的定量評價提供了思路。然而，研究結果僅僅利用巖石力學參數(shù)或巖石礦物組分等單一的因素，難以反映頁巖的綜合特征。本文綜合國內外頁巖可壓裂性的研究進展，針對四川盆地焦石壩區(qū)塊的特定情況，在唐穎等［3-7］國內學者開展的可壓裂性影響因素的研究工作基礎之上，進一步分析影響頁巖可壓裂性的主要因素，包括脆性指數(shù)、天然裂縫、水平應力差異系數(shù)、斷裂韌性以及成巖作用等，并提出新的定量計算方法。

1　可壓裂性影響因素

頁巖儲層基質孔隙小，微裂縫寬度窄，水力壓裂是改善儲層裂縫系統(tǒng)、增加滲流通道最有效的方法之一。此類低孔、低滲儲層的特點要求在大型水力壓裂過程中產(chǎn)生大規(guī)模的網(wǎng)狀裂縫，形成一定規(guī)模的滲流區(qū)域。影響頁巖儲層可壓裂性的因素有很多，其中主要因素為巖石脆性、天然裂縫、水平應力差異、斷裂韌性以及成巖作用，并且其間不是獨立的，而是相互影響，共同表現(xiàn)出頁巖的可壓裂性特征。

1.1巖石脆性

脆性指數(shù)的大小對壓裂過程中產(chǎn)生的誘導裂縫數(shù)量和形態(tài)產(chǎn)生很大影響，是表示壓裂難易程度較為重要的參數(shù)［5］。目前，表征評價頁巖脆性指數(shù)有2種常用的方法。

一種是巖石力學參數(shù)法。Rickman［6］等針對Barnett頁巖的研究認為，巖石力學參數(shù)在評價巖石脆性時具有重要作用，泊松比反映了巖石在應力作用下的破裂能力，彈性模量反映了巖石破裂后的支撐能力。彈性模量越高、泊松比越低的巖石脆性越強。焦石壩區(qū)塊五峰組—龍馬溪組一段的頁巖儲層的彈性模量為0.85× 104～3.01×104MPa，平均值為1.85×104MPa；泊松比為0.17～0.26，平均為0.21。巖石力學參數(shù)法計算脆性指數(shù)為38.9%～64.0%，平均為51.6%，整體具有較強的脆性，具有較好的可壓裂性。

另一種是礦物組分法。脆性礦物的體積分數(shù)是影響頁巖基質孔隙、微裂縫發(fā)育程度和壓裂改造方式的重要因素，脆性礦物質量分數(shù)越高，巖石脆性越強，壓裂過程中越易形成裂縫，越有利于頁巖氣的開采［7］。而高含黏土礦物的頁巖塑性強，難以形成裂縫網(wǎng)絡，不利于頁巖體積改造［8］。焦石壩地區(qū)五峰組—龍馬溪組一段頁巖儲層中常見的有硅質礦物、碳酸鹽礦物和黏土3類礦物，其中硅質礦物脆性最強，碳酸鹽礦物中等，黏土礦物最差。

分析認為，彈性模量、泊松比和礦物組分是影響頁巖脆性指數(shù)的主要因素，影響頁巖的可壓裂性。綜合前人的研究成果［9］，針對焦石壩地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖儲層的特點，筆者改善了基于彈性模量、泊松比和巖石礦物組分計算脆性指數(shù)的方法，計算公式為

式中：Brit為巖石脆性指數(shù)；Vg，VT，VN分別為硅質礦物+長石、碳酸鹽礦物及黏土礦物的體積分數(shù)，%；YMg，YMT，YMN分別為硅質礦物+長石、碳酸鹽礦物及黏土礦物的彈性模量骨架值，104MPa；PRg，PRT，PRN分別為硅質礦物+長石、碳酸鹽礦物及黏土礦物的泊松比骨架值。

1.2天然裂縫

天然裂縫的存在是地應力不均的表現(xiàn)，其發(fā)育區(qū)往往是地層應力釋放的地帶，能夠增強壓裂作業(yè)的效果。天然裂縫的存在降低了巖石的抗張強度，對誘導裂縫的產(chǎn)生和延伸產(chǎn)生影響。在壓裂過程中，天然裂縫和誘導裂縫也會相互影響，壓裂液通過天然裂縫進入儲層，壓裂產(chǎn)生誘導裂縫，從而引起天然裂縫的開啟，使壓裂液更容易進入。

Warpinski等［10］的實驗為裂縫性氣藏中復雜水力裂縫的幾何形態(tài)提供了現(xiàn)實依據(jù)（見圖1）。由圖1可見，壓裂后幾乎觀察不到單裂縫的延伸，更多觀察到多分支復雜的裂縫延伸。頁巖儲層中，天然裂縫和誘導裂縫一起構成頁巖氣產(chǎn)出的通道。因此，在不存在大型構造裂縫而天然微裂縫局部規(guī)模發(fā)育的情況下，頁巖儲層的可壓裂性相對較好［3，11］。

圖1　裂縫性儲層中復雜裂縫延伸形態(tài)

FMI成像圖顯示，焦石壩地區(qū)五峰組—龍馬溪組一段頁巖層段天然裂縫不發(fā)育，僅在龍馬溪組一段三亞段可見到極少量的裂縫，其中X1井龍馬溪組一段三亞段僅發(fā)育1條開啟裂縫。對于本地區(qū)的頁巖儲層而言，天然裂縫對可壓裂性的影響較小，可忽略。

1.3水平應力差異

裂縫網(wǎng)絡形成的必要條件，除與巖石的脆性特征和天然裂縫發(fā)育情況有關之外，地應力分布也是重要的影響因素［12］。陳勉等［13］通過大尺寸真三軸實驗證實縫網(wǎng)擴展模式與水平主應力差異有關。如圖2所示，在高水平主應力差下將形成以主縫為主的多分支裂縫模式，而在低水平主應力差下形成徑向裂縫網(wǎng)絡模式。在較低的水平應力差下更容易實施縫網(wǎng)壓裂（見圖2）。

Renshaw［14］認為，在高水平應力差條件下，容易產(chǎn)生較為平直的主縫。水平主應力差對裂縫形態(tài)的影響可以用水平應力差異系數(shù)Kh表示，計算公式為

式中：σH和σh分別為水平最大和最小主應力，MPa。

圖2　不同應力差下的裂縫模式實驗對比

對于頁巖儲層，水平應力差異系數(shù)為0～0.30時，能夠形成充分的放射狀裂縫網(wǎng)絡；當水平應力差異系數(shù)為0.30～0.50時，在高凈壓力條件下能形成較為充分的裂縫網(wǎng)絡，此時裂縫延伸凈壓力需要大于水平主應力差；當水平應力差異系數(shù)大于0.50時，不能形成裂縫網(wǎng)絡［15］。

根據(jù)X1井的地應力測試結果（見表1），圍壓為20 MPa時，7個樣品的水平應力差異系數(shù)分布在0.06～0.14，整體較小，能夠形成充分的裂縫網(wǎng)絡，反映了焦石壩地區(qū)五峰組—龍馬溪組一段頁巖儲層可壓裂性總體相對較好，較易形成充分的裂縫網(wǎng)絡。

表1　X1井五峰組—龍馬溪組地應力測試結果

1.4斷裂韌性

斷裂韌性是一項表征儲層壓裂難易程度的重要參數(shù)，反映壓裂過程中，裂縫形成之后維持裂縫向前延伸的能力。這屬于巖石本身的性質，其大小關系到裂縫延伸的難易，值越小，裂縫越容易延伸，越有利于水力壓裂。頁巖相對較低的斷裂韌性值表明裂紋更加容易擴展，有利于形成更大的裂縫體積，因而具備可壓裂性的條件［16］。在頁巖氣體積壓裂過程中形成的裂縫最常見的是Ⅰ型（張開型）和Ⅱ型（錯開型）［4］，根據(jù)金衍［17］和陳治喜等［18］的研究，2種斷裂韌性（KC）的計算公式分別為

Ⅰ型斷裂韌性：

Ⅱ型斷裂韌性：

式中：σn為圍壓，MPa；St為抗拉強度，MPa。

焦石壩區(qū)塊五峰組—龍馬溪組圍壓平均取值為28 MPa，巖石單軸抗壓強度為11.37~15.89 MPa，平均為13.46 MPa。利用陣列聲波測井資料計算得到本區(qū)塊頁巖儲層的斷裂韌性，Ⅰ型斷裂韌性為平均為Ⅱ型斷裂韌性為平均為Ⅰ，Ⅱ型斷裂韌性值均偏大，說明本區(qū)塊裂縫形成后向外延伸的能力較差。

1.5成巖作用階段

在不同的成巖作用階段，頁巖的礦物組成、形態(tài)以及孔隙類型都有較大的差異，從而影響頁巖儲層的可壓裂性，而有機質鏡質體反射率（Ro）是熱成熟度的指標，是反映頁巖地層成巖作用階段最合適的參數(shù)。

有學者研究認為［3，19-22］，隨著熱成熟度的增加，頁巖的脆性增加，裂縫和基質孔隙更加發(fā)育，可壓裂性進一步提高（見圖3）。所以，成熟度越高，可壓裂性提高的速度越快。

圖3　頁巖可壓裂性隨成巖作用階段變化關系

焦石壩地區(qū)處于川東南深水陸棚中心區(qū)域，鏡質體反射率整體較大（見表2），有機質熱演化程度處于過成熟演化階段，以生成干氣為主，頁巖處于晚成巖階段，巖石礦物向脆而穩(wěn)定的組分轉化，脆性增強，有利于儲層壓裂改造。

表2　X1井五峰組—龍馬溪組鏡質體反射率測定數(shù)據(jù)

2　可壓裂性評價系數(shù)

2.1影響因素歸一化

多個影響因素的單位和數(shù)值分布范圍各不相同，為了校正到同一標準，需要對各個影響因素進行歸一化處理。

地層的可壓裂性與脆性指數(shù)、成巖作用階段（鏡質體反射率Ro）呈正相關，此類影響因素的歸一化通過式（5）完成；而可壓裂性與水平應力差異系數(shù)、斷裂韌性之間呈負相關，歸一化通過式（6）完成。

式中：Y為影響因素歸一化值；X為影響因素正常值；Xmin為X的最小值；Xmax為X的最大值。

通過計算統(tǒng)計，焦石壩地區(qū)龍馬溪組一段頁巖地層的脆性指數(shù)為71.12～96.68，平均為88.19；水平應力差異系數(shù)為0.159～0.205，平均為0.186；鏡質體反射率Ro為2.20%～3.06%，平均為2.65%，由于鏡質體反射率較難計算，本文采用平均值進行歸一化。

2.2求取權重

多個影響因素對可壓裂性的影響大小不同，為了確定各個影響因素對可壓裂性的影響程度，采用層次分析法求取不同影響因素的權重。

脆性指數(shù)反映了地層巖石力學特性，是可壓裂性的主要影響因素；水平應力差異系數(shù)和斷裂韌性分別反映了地層形成網(wǎng)狀裂縫和的維持裂縫延展的能力，影響程度僅次于脆性指數(shù)；成巖作用對可壓裂性的影響最小。根據(jù)分析，得到可壓裂性評價指標的判斷矩陣（見表3）。

通過層次分析法確定影響因素的權重值分別為脆性指數(shù)0.448 4、水平應力差異系數(shù)0.232、斷裂韌性0.232、成巖作用0.088 2。

表3　可壓裂性評價指標判斷矩陣

2.3計算模型

根據(jù)對頁巖儲層可壓裂性影響因素的研究，焦石壩地區(qū)頁巖儲層的可壓裂性與脆性指數(shù)和成巖作用呈正相關，與水平應力差異系數(shù)和斷裂韌性呈負相關。對于受多重因素影響的指標，采用層次分析和加權求和的方法將各種因素的影響進行綜合?？蓧毫研栽u價系數(shù)（FI）表示頁巖儲層的可壓裂難易程度。

根據(jù)可壓裂性評價系數(shù)的大小，將頁巖可壓裂性分為3個級別：可壓裂性好（FI在0.7以上）、可壓裂性較好（FI為0.6～0.7）和可壓裂性差（FI低于0.6）。

采用本方法對X1井（導眼井）進行可壓裂性評價（見圖4），可壓裂性評價系數(shù)為0.478～0.834，平均為0.678，可壓裂性較好。

將整個頁巖儲層段分為A—J共10個小段：B和F段的可壓裂性評價系數(shù)為 0.478～0.647，平均為0.547，可壓裂性差；A，C，E，G和I段的可壓裂性評價系數(shù)為0.536～0.738，平均為0.651，可壓裂性較好；D，H，J段的可壓裂性評價系數(shù)為0.624～0.834，平均為0.718，可壓裂性好。

2.4評價效果

通過對焦石壩地區(qū)X1井頁巖儲層的可壓裂性分析認為，五峰組—龍一段一亞段底部及龍一段二亞段可壓裂性評價系數(shù)平均達到0.696，可壓裂性好，本地區(qū)X2—X5井評價結果與X1井基本一致。針對本地區(qū)的頁巖氣開發(fā)，鉆井主要以五峰組—龍一段一亞段作為水平井的靶窗，與此方法評價的可壓裂性最好的層段相吻合，有效驗證了方法的適用性。

圖4　X1井可壓裂性評價系數(shù)計算結果

3　結論

1）可壓裂性是頁巖儲層評價中十分關鍵的參數(shù)，影響因素包括頁巖脆性、水平應力差異、斷裂韌性以及成巖作用等，各因素之間相互影響。其中，頁巖脆性指數(shù)越大，頁巖的可壓裂性越好；水平應力差異系數(shù)越小，越易形成網(wǎng)狀裂縫，可壓裂性越好；頁巖地層的斷裂韌性越小，裂縫產(chǎn)生后延展的能力越強，可壓裂性越好。另外，到頁巖成巖后期，成熟度越高（有機質鏡質體反射率越大），地層可壓裂性越好。

2）利用偶極聲波測井資料可計算頁巖地層的泊松比、彈性模量、水平地應力以及抗拉強度等參數(shù)，從而評價頁巖脆性、水平應力差異和斷裂韌性。

3）對各影響因素進行歸一化處理，使用層次分析法確定影響因素的權重系數(shù)，形成頁巖儲層可壓裂性的定量評價方法。通過此方法評價焦石壩地區(qū)5口井五峰組—龍馬溪組一段地層的可壓裂性，評價系數(shù)平均在0.65以上，具有較好的可壓裂性。

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（編輯楊會朋）

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

WANG Jianbo，F(xiàn)ENG 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

國家科技重大專項子項目“上揚子及滇黔桂區(qū)頁巖氣資料調查評價與選區(qū)”（14B12XQ151001）

TE357

A

10.6056/dkyqt201602019

2015-09-11；改回日期：2016-01-22。

王建波，男，1986年生，工程師，碩士，2012年畢業(yè)于中國石油大學（北京），現(xiàn)從事測井資料解釋與儲量研究工作。E-mail：andy_wjb@126.com。

引用格式：王建波，馮明剛，嚴偉，等.焦石壩地區(qū)頁巖儲層可壓裂性影響因素及計算方法［J］.斷塊油氣田，2016，23（2）：216-220，225. WANG Jianbo，F(xiàn)ENG 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.