页岩储层可压性评价关键指标体系

侯 冰，陈 勉，王 凯，李丹丹(中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249)

页岩储层可压性评价关键指标体系

侯 冰，陈 勉，王 凯，李丹丹
(中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249)

从美国的页岩压裂作业经验看，压裂后产能高的气井并非压裂过程复杂、破裂压力高的地层，而是可压裂性好的地层。借鉴美国典型页岩气田的成功压裂经验，从地质评价指标、页岩体积压裂评价指标和工程技术评价指标三方面探索国内页岩可压性评价体系，对页岩气储层的地质特点进行评价，确定总地质储量、地质“甜点”区、成熟度等；获得储层岩石的脆性参数、天然裂缝、地层倾角、地应力等数据，对储层形成体积裂缝的可行性进行评价；探讨压裂增产的方式、射孔方式、压裂液性能等工程技术指标。从中优选影响储层可压性的主导因素，挑选出最能直接反应页岩地质力学可压性的指标，建立一套适合国内复杂地质和工程条件下的页岩气储层可压裂性评价指标体系，为构建页岩可压性评价模型与风险控制方法提供参考指标。

页岩；可压性评价；岩石力学；体积压裂；地质力学

国内外页岩气井的压裂过程均面临选择最优压裂层段这一难题，可压裂性好的层段压后裂缝扩展充分、产量高，可压裂性差的层段压后产量低下或丧失产量。可压裂性(Fracability)是页岩储层具有能够被有效压裂从而增产能力的性质，不同可压裂性的页岩在水力压裂过程中形成不同的裂缝网络，是页岩气压裂大规模应用之后关注的焦点，专指是否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、可持续性是页岩气井评价的关键参数。

国外石油专家对页岩储层的可压裂性理解有着不同的认识，K.K.Chong等[1]认为可压裂性是页岩储层具有能够被有效压裂从而增产能力的性质，不同可压裂性的页岩在水力压裂过程中形成不同的裂缝网络，可压裂性与可生产性、可持续性是页岩气井评价的关键参数。J.A.Breyer等[2]认为页岩可压裂性与材料脆性和韧性有关，可以通过杨氏模量和泊松比来表征。国外学者通过页岩的脆性矿物含量或岩石力学参数来表征可压裂性，为可压裂性的定量评价提供了思路，但研究结果仅仅反映了页岩在矿物组成或岩石力学单一因素方面的特征，难以全面反映页岩在水力压裂过程中的综合特征。

1 页岩可压裂性指标体系

美国页岩气资源分布范围广、有效厚度大、有机质丰富、含气量大、裂缝系统发育、原始地质储量丰厚，埋深和黏土含量相对较少的岩石类型有利于实施水力压裂，规模生产效果比较好。可压裂性是页岩地质、储层特征的综合反映，从美国经验看，可压裂性不只是储层特性的描述，更多地涵义体现在地质力学研究范畴，包括页岩脆性、石英含量、天然裂缝、地应力、岩石力学特征及内部构造等其他因素。可压裂性好主要体现在压裂过程中，通过自主筛选可压裂性标准，找准压裂层位，使压裂裂缝扩展充分，提高压裂改造效(见图1)。

图1 页岩储层水平井压裂水力裂缝与天然裂缝沟通

Fig.1Hydraulicfracturesandnaturalfractures
ingas-shalehorizontalwells

美国的页岩气埋藏一般较浅，大多分布在水资源丰富的平原地区，我国页岩气埋藏普遍较深，大多分布在水资源匮乏的丘陵地带，人口密集且地表条件复杂，由于储层特性、经济指标等不同，造成我国页岩气与美国页岩气开发的差异性。通过对北美页岩气开发的调研，结合我国的实际情况，本文提出了我国页岩可压裂性关键评价指标体系[3-4](见图2)。

图2 页岩可压性评价指标体系

Fig.2Gas-shalefracabilityevaluationsystem

1.1 地质评价指标

1.1.1 埋深 页岩气区域评价过程中，埋藏深度是一个重要指标。美国页岩储层层位深度集中分布在76～2 440 m。如New Albany和Antrim有9 000口页岩气井深度在76～2 440 m；Appalachian、Devonian和Lewis有20 000口页岩气井深度在915～1 525 m；Barnett和Woodford页岩气井在1 525～2 440 m；Caney和Fayetteville页岩气井深度在610～1 830 m。我国四川盆地页岩气比较有利的储层是下志留系龙马溪组和下寒武系筇竹寺组，这两个层位的深度分别在2 188～4 131 m和1 948～4 618 m，也属于海相沉积，相比较美国页岩埋深较深。考虑到开发技术难度以及保存条件，有效开发深度以300～3 500 m为宜，选择构造相对稳定的区域。深度大约3 500 m的可作为资源潜力区，待技术成熟进一步开发[5-7]。

1.1.2 有效页岩厚度 由于页岩储层的特殊性，页岩厚度必须达到一定标准，才能进行有效的水力压裂，形成经济效益。一般来说，对于富含有机质的储层来说，有效厚度应大于15 m，而对于有机碳含量较低的储层来说，有效厚度应大于30 m，并且储层应连续稳定分布。New Albany页岩的厚度变化范围在30～122 m；Barnett页岩中心产区的平均厚度约为106.7 m；Lewis页岩的厚度大约在305～457 m。我国四川盆地下志留系龙马溪组页岩厚度由威远地区的0～170 m向东南增厚到650 m，下寒武系筇竹寺组页岩厚度基本稳定在200～300 m；松辽盆地青山口页岩有效页岩厚度也达到120～300 m[6-7]。相对于北美页岩储层，我国两大主要盆地页岩厚度相当甚至略厚。

1.1.3 有效烃源岩面积 有效烃源岩面积是保证页岩气藏烃源岩的广泛性和储集空间充足的重要条件。我国主要含油气盆地泥页岩气藏有效烃源岩分布如表1所示。

表1 我国主要含油气盆地泥页岩气藏有效烃源岩面积Table 1 Effective source rock area of mud shale gas in the petroliferous basins of China

1.1.4 渗透率和孔隙度 页岩气储层具有低孔低渗的特点，一直被认为是不可开发的区域。但是该储层的脆性较好，天然裂缝极其发育，使得储层的渗透率及孔隙度提高，通过有效的水力压裂，沟通天然裂缝，可以达到较好的生产效果。根据北美开发页岩气的成功经验，美国主要盆地的孔隙度一般在2%～10%，集中分布于4%～5%，渗透率一般小于0.1 mD，但由于页岩脆性较好，构造裂缝极微裂缝较为发育，为储集天然气提供大量空间。中美主要页岩气储层物性对比如表2所示。

表2 北美及威远主要产气页岩储层物性统计Table 2 The statistics of reservoir physical property of the main gas shale of north America and Weiyuan area

1.1.5 总有机碳含量(TOC) 页岩气成藏一般要求有机质丰度达到一定标准，从美国的页岩气开发来看, 美国大规模商业开发的五大含气页岩系统有机碳含量为0.5%～25.0%，目前页岩气单井产量和年产量较高的Barnett 页岩系统有机碳为2.0%～7.0%。加拿大核心开采区页岩有机碳为10.0%～30.0%。根据我国威远地区威201井数据显示，威远志留系TOC含量一般分布在1.1%～2.6%，寒武系TOC则分布在1.5%～3.0%。一般认为总有机碳含量(TOC)需要大于2.0%[5-6]，但由于原始有机碳含量和残余有机碳含量差异问题，在中国高演化地区认为1.0%以上即为有效页岩。高有机碳含量才能保证页岩气藏有充足的烃源岩，是有机质丰度的重要指标。

1.1.6 吸附气含量、含水饱和度、游离气含量 通过室内吸附气测试，结合测井资料，得出吸附气含量、含水饱和度、游离气的含量。进一步计算页岩气的地质储量[8]。图3展示的是吸附气在压裂后通过解析后进入人工缝网，流入井筒的对比图，通过图3也可以看到吸附气的赋存状态，压裂前:吸附气不流动，无法采出，无渗透性(a图)，压裂后:吸附气解析，通过“人造渗流缝流入井筒(b图)。

图3 压裂前后吸附气赋存状态

Fig.3Occurrencestateofabsorbedgasbefore
andafterfracturing

中国目前勘探开发的页岩气储层的物性相对于北美页岩较差，具备开采条件的页岩的埋深比较大，对比发现总有机碳含量的重要性最大，有效厚度、热成熟度、含气量、埋深、孔隙度依次递减，其中热成熟度和含气量的重要性一致。

1.2 页岩体积压裂评价指标

1.2.1 杨氏模量和泊松比 杨氏模量和泊松比是表征页岩脆性的主要岩石力学参数，杨氏模量表征材料纵向弹性模量，标志了材料的刚性，泊松比表征材料受力下横向形变与纵向形变的比值绝对值。页岩杨氏模量越高，泊松比越低，脆性越强。页岩杨氏模量一般为10～80 GPa，泊松比一般为0.20～0.40[9]。针对不同的区块，杨氏模量与泊松比存在一定的变化。对这两个参数进行归一化，取二者平均值，评价页岩脆性[9-11,15]。图4为北美页岩脆性分布。

图4 北美页岩脆性分布图(图源于文献[16])

Fig.4BrittlnessdistributiongraphofNorth-America
gasshale(graphfromreference16)

1.2.2 脆性矿物含量 石英、长石、碳酸盐岩等矿物统称为脆性矿物，有时也以脆性矿物含量作为评价页岩脆性的指标。目前，加拿大较好的含气页岩硅质等脆性含量达到了40%，作为商业开采的下限一般也要达到25%[5]。中国的页岩脆性矿物含量很高，一般分布在40%～80%。

1.2.3 有机质镜质体反射率 有机质镜质体反射率(R0)不仅是热成熟度的指标也是反应页岩成岩作用阶段的重要参数。R0的变化范围在0.4%～4%，北美的主要页岩的镜质体反射率主要在1%～2%，这说明烃源岩并不需要达到一个很高的演化程度，关键是饱和岩层的残余需要。演化程度低的源岩，生成的天然气较少，残留的气量较少，能够开采的必然很少，不会成为优质的储层。演化程度高的源岩，一般埋藏深度较大，孔隙度、渗透率较低，或者极难开采，或者绝大部分气体已经运移至常规气藏，残余气量较少，也很少成为优质的储层。所以R0在1%～3%的储层应该算是比较优质的储层。

1.2.4 天然裂缝发育 天然裂缝就是力学上所有的薄弱环节，可以显著增强压裂效果，甚至可以使岩石的破裂压力降低50%。对于渗透率及孔隙度较低的页岩，大量存在的张开的微裂缝，可以提高局部的渗透率[12-14, 17]。在压裂过程中，天然裂缝和诱导裂缝也会相互影响，压裂液产生的诱导裂缝可以张开天然裂缝使其沟通，天然裂缝也可以改变诱导裂缝的延伸方向，产生下一级诱导裂缝，最终形成缝网。天然裂缝与诱导裂缝一起构成页岩气产出的高速通道(见图5)。

1.2.5 断裂韧性 断裂韧性反映的是岩石本身的性质，它的大小关系到裂缝延伸的难易，随着值得变小，裂缝越容易延伸，可压裂性越好[18-21]。在页岩气体积压裂中形成的裂缝最常见的是Ⅰ型与Ⅱ型，在地应力场或岩性剧变的地层有可能出现混合裂缝，所以评价断裂韧性的影响可以采用Ⅰ型与Ⅱ型断裂韧性乘积的方式[22]。

图5 多种复杂裂缝组合

Fig.5Avarietyoffracatures

1.2.6 地应力差异系数 地应力差异系数定义为最大水平主应力与最小水平主应力之差与最小水平主应力之间的比值。人工裂缝在井筒周围的起裂与扩展受到远地应力场的影响。当地应力差异系数较小时，人工裂缝沿着天然裂缝方向延伸，将原有天然裂缝沟通并形成网络裂缝。

当地应力差异系数较大时，天然裂缝发生膨胀，水力裂缝在交汇点处直接穿过天然裂缝，继续沿着原来的最大水平主应力方向扩展，形成两条主裂缝。目前经验来说，当地应力差异系数小于0.1时，易产生网状裂缝；当地应力差异系数大于0.25时难形成网状裂缝[23]。另外压裂液黏度、排量等对局部地应力状态变化产生影响，进而影响缝网形态。

1.2.7 地层倾角 选取XX地区页岩露头，从XOZ、YOZ平面选取0°、30°、60°、90°分别取芯进行力学参数实验(见图6)。通过实验证明，随着地层倾角的增大，页岩的脆性指数变大，页岩更容易发生破碎。地层倾角较大时，由于储层胶结强度不一样，或者层间裂缝、弱面的存在，水力裂缝更易在层间扩展，然后再某个弱面突破层里面，沟通各层，形成复杂裂缝。

图6 某地区页岩地层倾角对脆性影响实验

Fig.6Theexperimentsofdipangle’seffectsonbrittleness

1.2.8 地层各向异性 页岩气不仅存在于页岩地层中，还存在于夹层中。页岩地层具有各向异性，在裂缝的扩展过程中，会受到岩石不同物性和不同地应力的影响。如果遇到高应力区，裂缝可能会停止延伸；也可能由于岩石强度不同，裂缝延伸方向发生偏转(见图7)。

图7 水力裂缝与天然裂缝沟通后扩展方向转向

Fig.7Theexterntiondirectionturningafterlinkingthe
hydraylicfracaturesandthenaturalfracatures

采用加权求和的方法对储层进行准确的经济评价，重要性依次递减顺序为脆性力学指数、脆性矿物含量、天然裂缝发育、成岩作用、地应力差异系数、断裂韧性、地层各向异性，其中断裂韧性和地层各向异性重要性一致。

1.3 工程技术评价指标

1.3.1 固井质量 页岩气储层多为低孔低渗，需要采取压裂等增产措施沟通天然裂缝，所以对固井质量的要求很高。页岩气水平井固井面临着套管下入与居中度、油基钻井液有效驱替和大型压裂对固井胶结质量的影响等技术难题[24]。因此固井质量对页岩的压裂存在重要作用。

1.3.2 射孔方式和数量 页岩储层的一个基本特点是储层特性的连续累积效应与某点储层特性参数存在很大的差异，即页岩具有连续累积效应，关键储层参数在纵向和横向上变化范围很大，具有较强的非均质性。Barnett 某井压后生产剖面测试表明，在总共14个射孔簇中，50%的射孔簇对产量没有贡献，这部分射孔簇基本处于储层高应力部位；低应力部位的20%射孔簇对产量却高达70%[23]。因此，射孔位置应综合考虑页岩品质(包括渗透率、孔隙度、TOC、脆性等)和压裂品质(包括缝长、缝宽、裂缝走向等)的评价参数和指标，进行射孔。如果页岩品质和压裂品质不能同时具备，则优先考虑页岩品质。

1.3.3 水平段长度 东德克萨斯州和西路易斯安那州地区的1500多口Haynesville页岩开发井的水平段长度范围为500～2 500 m[23]。具体水平段长度要受到技术与经济效果的影响，选取最佳的水平段长度。

1.3.4 压裂间距、级数 在水平段长度确定时，压裂间距与压裂级数对产能产生巨大影响。在压裂级数较小、加砂量较小时，压裂间距较短更好；在压裂级数较多、加砂量较大时，应加大压裂间距，防止水力裂缝互相干扰，反而降低产量[26-27]。

1.3.5 泵排量 泵排量越大越能够提供持续的能量，使水力裂缝和天然裂缝开启和延伸。但是如果在近井地带产生过多裂缝，那么会消耗过多能量，这样不但使井壁不稳定而且不能给远井地带裂缝扩展提供能量。所以需要使用变排量、调整压裂液黏度，控制近井地带的裂缝，扩展到远井地带的裂缝[23]。

1.3.6 压裂液黏度 压裂液黏度较小时，水力裂缝更容易沟通天然裂缝和层理面，形成的裂缝更加复杂。压裂液黏度较大时，更容易形成双翼缝，主裂缝方向与最大水平主应力方向一致。另外压裂液黏度增大，破裂压力明显增大，当水力裂缝形成时，由于巨大的压力释放，水力裂缝更容易直接突破天然裂缝，沿着最大水平主应力方向延伸，这也解释了为什么黏度较大，更容易形成双翼缝[28-29]。

目前，中国石化在四川涪陵焦石坝地区的国家页岩气实验区取得重大突破，日产气量超过270×104m3。正在采用的井工厂压裂开发模式可以有效提高压裂规模，因此，加强可压性综合评价，并基于焦石坝页岩储层特征，优选有序压裂井产能评价模型，综合考虑井间和每段间的应力场干扰，结合裂缝几何形态预测模型，以最大经济效益为目标优化压裂施工参数，形成基于裂缝扩展、产能评价、经济效益为一体的综合优化模型，为高效开发我国页岩油气提供指导。

2 结论

(1)对国内页岩储层的复杂地质特征，应综合应用地质、地震、测井、录井、钻井取心、薄片、野外露头及生产动态等资料，综合分析页岩的脆性、闭合压力、岩石力学参数、天然裂缝、矿物成份、水敏感性、地应力、储层温度等对页岩品质的影响，针对不同页岩储层分类优选指标体系。

(2)判别页岩储层形成体积缝网的关键是揭示复杂地质和工程条件下水力裂缝的起裂时机、位置与方式，探索现场压裂施工参数对水力裂缝弯曲程度的影响，确定控制水力裂缝扭曲的工程关键因素。

(3)实施增产压裂之后，要对水力裂缝的几何形态、增产倍数、压裂有效期、污染指数等进行数据搜集和评价，同时需要对压裂用水、环境保护、地理环境等方面建立环保指标体系。

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(编辑 王亚新)

The Key Index System of Fracability Evaluation in Gas Shale Reservior

Hou Bing, Chen Mian, Wang Kai, Li Dandan
(StateKeyLaboratoryofPetroleumResourceandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China)

Through analyzing the fracture of gas shale in America, the fractured gas wells with high-productivity are these with good fracability, not the ones with complex fracturing process or high break-down pressure.Using the useful fracturing experience of the typical shale gas reservoir in Amecica for reference, this paper tried to explore the fracability evaluation system of gas shale in China from three orientations-geological evaluation index, volume fracture evaluation index for gas shale, engineering technology evaluation index.Through evaluating the geological characteristics of shale gas reservoir, the geological indexs like the total geological reserves, the geological “sweet spot”, and the maturity can be comfirmed; the volumn fracture indexs like the rock brittleness parameters of the reservoir, the natural fractures, the dig angle, the crustal stress can be get to evaluate the feasibility of volumn fracture; the engineering indexs like the way of fracturing stimulation, the casing perforation type, the behavior of fracturing fluid can be optimized.This paper optimizes the dominant factors that can affect the reservoir’s fracability and chooses the indexs that can reflect the geological mechanical fracability most directly to establish one key index system of fracability evaluation of gas shale reservoir on the base of the domestic complex geological condition and engineering condition.The index system can provide reference index for establishing the model of gas shale fracability and forming the hazard-control methods.

Gas shale; Fracability evaluation; Rock machanics; Volumn fracture; Geological machanics

1006-396X(2014)06-0042-08

2014-05-06

:2014-09-01

国家自然科学基金项目(51204195,51234006)；北京青年英才计划 (YETP0672)；中国石油大学(北京)科研基金资助(2462011KYJJ0207)。

侯冰(1979-)，男，博士，副研究员，从事油气井岩石力学与工程研究；E-mail:houbing9802@163.com。

TE125

: A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.06.010