基于测录井资料的页岩储层可压性评价方法与应用

赵晓宇

（中国石化华东油气分公司勘探开发研究院，江苏南京 210000）

页岩气储层属于低孔、低渗透、致密的非常规储层，不具备自然产能，需要通过水平钻井、水力压裂等方式进行储层改造，从而实现商业开发［1-3］。因此，储层的可压性评价尤为重要，对于选取页岩气井压裂井段、优化页岩气田开发方案和经济效益预测都有着十分重要的意义［4］。

目前，页岩储层可压性分析大体分为两个角度，一种是基于岩石力学参数的评价方法，一种是基于地应力作用下的评价体系。2011年Breyer等［5］利用岩心分析数据、测井资料、抗压强度等岩石力学参数，结合地应力各向异性、天然裂缝方位等因素，进行了页岩可压性指数的预测；2015年赵金洲等［6］认为页岩储层的压裂效果由储层改造体积与缝网发育复杂程度共同决定，将页岩脆性、断裂韧性和天然弱面做为评价指标，建立可压性系数分级评价模型；2016年盛秋红［7］等通过地震反演，建立焦石坝地区岩石脆性、地应力特征以及裂缝发育程度解释模型，进行可压性评价，证实该区域页岩脆性指数较高，构造主体部位脆性指数大于50%，易于破裂，并指出焦石坝地区页岩较好的可压性是该区页岩获得商业开发的关键。

以上方法的基础资料大部分来源于岩心力学实验分析及特殊测井的解释成果，而在实际生产中，只有少部分探井及评价井进行取心作业及特殊测井项目，另外实验以及作业费用高昂，难以做到在工区大规模的应用。因此，引入一种基于常规测井及随钻录井资料的储层可压性评价方法，简单易操作，可获取连续地应力剖面，为选井、选层提供依据。

1 模型与方法

综合分析近30年来的实验研究成果发现，利用储层孔隙流体压力梯度、储层上覆地层岩石密度资料，可以在测录井现场快速确定储层最大水平地应力、最小水平地应力和水平地应力差异系数［8］。利用应力差异系数来表征页岩储层的可压性已应用于建南气田、涪陵页岩气田等地区的五峰—龙马溪组页岩储层的评价，经300余口页岩气井验证，符合率达到97.1%。现场实际应用效果证实了此方法不仅适用于常规油气储层，对页岩储层的地应力评价同样适用。

1.1 数学模型

杨国圣［9］等提出一种快速预测页岩储层水平应力差异系数的计算方法，利用地层孔隙流体压力梯度FPG与岩石密度DEN测井值计算水平地应力差异系数△Ki。

相关计算公式［9-10］：

其中：DEN为上覆地层岩石密度，g/cm3；FPG为地层孔隙流体压力梯度，MPa/100 m；H为页岩储层垂深，100 m；Kmax为最大水平主应力，MPa；Kmin为最小水平主应力，MPa；ΔKi为水平应力差异系数，无量纲。

其中：dcs为地层dc指数实测值，无量纲；dcn为正常趋势线上的dc指数值，无量纲；ρ为区域地层水密度，g/cm3。

1.2 参数选取

1.2.1地层孔隙流体压力梯度

根据随钻录井地层压力解释结果，获得连续的dcs、dcn值。国内外录井现场常用dc指数法预测地层压力、地层压力梯度表征地层孔隙流体压力。dc指数法是利用压差理论对机械钻速和泥页岩压实程度的影响规律来检测地层压力的一种方法［10］，受钻压、钻速、钻头型号及尺寸、钻井液密度等因素影响。dcs值是考虑钻头磨损程度及钻头类型的修正dc值，dcn为dcs值回归趋势线上对应深度的读值。

1.2.2岩石密度DEN

原公式中DEN是取自页岩储层上方“顶板”岩层的密度平均值，但笔者认为在此取值模式下，最大水平主应力仅与垂深有相关关系，忽略了岩石本身的影响，因此认为应采用连续的井DEN值。

1.3 评价标准

地应力大小在页岩压裂中对于裂缝的延伸及裂缝的剪切起到决定性作用。通常认为地应力差异系数小于0.3时，有利于形成人工网络裂缝，且地应力差异系数越小，越有利于形成裂缝网络［11］。当水平应力差异系数为0～0.3时，可压性好，能够形成剪切网状缝；当水平应力差异系数为0.3～0.5时，可压性中等，能够形成较为复杂的裂缝；当水平应力差异系数大于0.5时，可压性较差，能够形成主缝或单一分支裂缝。

2 应用实例

A井是南川页岩气田东胜区块的一口重点预探井，其水平段1 933 m，主要穿行层位为龙一段①～③小层。依据上述方法，计算其导眼井（直井）五峰—龙马溪组①～⑨小层的地应力参数，获得连续地应力剖面（图1），与偶极子声波测井解释结果进行对比（表1），与计算结果基本一致，相对误差在5%以内。依据分析结果，该井页岩储层水平应力差异系数为0.09，可压性好。该井未进行三轴应力岩心分析，一般来说通过此方法计算或测井解释的地应力值与实验测试值相比偏大，受井斜和地层倾角影响，这里计算或者解释的地应力可看作为“视地应力”，与实测有所偏差，但不影响现场使用。

表1 A井地应力参数对比

图1 A井可压性分析剖面

利用上述方法计算A井水平段页岩水平应力差异系数，结合页岩含气性、电性特征、裂缝发育情况、岩石力学参数等因素，优选高气测、硅质含量高、黏土矿物含量少、杨氏模量高、泊松比小、水平差异系数小于0.1的优质页岩储层作为压裂段。A井压裂施工主体采用前置酸处理、阶梯升排量砂比、长段塞连续加砂的压裂工艺，埋深适中（2 900～3 000 m），施工压力45～90 MPa，平均破裂压力78 MPa，平均最高砂比16%。低破裂压力、高砂比说明储层具有良好的可压性。压裂后的压降分析为裂缝形态诊断提供了一种简单高效的评价方法。G函数分析则是压后压降分析的主要技术，这一特殊的技术能够对压裂施工结束后的压裂过程进行评估、对裂缝的复杂性做出判断，从而改进压裂方案、优化气田压裂参数、提高压裂施工质量，获得最佳储层改造效果。压后通过G函数形态分析，曲线类型多以图2所示为主，曲线前期爬升快，后期波动多，说明裂缝复杂程度高。

图2 A井压裂G函数曲线

A井压后放喷测试结果（图3），在14 mm油嘴制度下，平均压力16.81 MPa，获得稳定测试气产量32.8×104m3/d，平均液量13.84 m3/h。

图3 A井试气测试曲线

投产初期，平均产气量可达（8～14）×104m3/d。储层改造结果及试气测试结果皆反映可压性分析的可靠性。

上述方法已应用于南川页岩气田平桥南区、JY10井区、东胜区块的30余口页岩气井，指导页岩储层可压性评价，符合率较高，取得了较好的应用效果。

3 结论

（1）利用地层孔隙流体压力梯度FPG、岩石密度测井值DEN、储层垂深H等参数计算水平地应力差，可获得连续地应力剖面，用于页岩储层可压性评价，是一种方便快捷、低成本的评价方法。

（2）在原有公式基础上改变取值模式，采用连续测井DEN值替代上覆岩层平均DEN值，使得最大水平主应力的计算更加科学合理。

（3）现场应用效果表明，该数学模型能够较为准确地预测南川地区五峰—龙马溪组页岩储层的可压性，可应用于压裂分段设计，适用性强。