八页2井储层特征及体积压裂可行性研究

谢 菁，李 青，晁海德，王琪玮，赵洪岳，薛 晟

(1. 青海省第四地质勘查院, 西宁 810029; 2. 青海省页岩气资源重点实验室, 西宁 810029)

0 引言

体积压裂技术(SRV)是非常规油气储层开采提高单井产量的有效方法。体积压裂即通过“打碎储层”的方式对非常规油气藏进行水力压裂，使天然裂缝扩张，脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝复杂交错的裂缝网络，从而增大改造体积，增大导流能力，提高单井产量[1]。从大量研究成果得出，储层岩石脆性特征、天然裂缝特征和地应力分布特征是储层是否具有体积压裂可行性的3个主要因素[2]。岩石脆性由岩石矿物组分和岩石力学性质决定，岩石具有显著脆性特征是储层体积改造的基础；良好天然裂缝的发育是储层体积改造的条件；地应力的分布情况决定体积改造后裂缝的分布方向。八页2井处于柴达木盆地东昆仑腹地八宝山盆地，是目前国内海拔最高的一口页岩气井，主要钻穿中下侏罗统羊曲组、上三叠统八宝山组上段以及上三叠统八宝山组下段，该套页岩气藏储集空间多样，非均质性强，岩性复杂，储层致密，常规压裂工艺无法满足这种非常规页岩气的措施改造，因此体积压裂是实现八页2井储层有效改造的方向，其体积压裂的成功将为柴达木盆地高原页岩气的勘探开发提供先导性的关键意义。

1 八页2井储层地质特征

八页2井位于青海省北部东昆仑八宝山盆地，盆地位于布尔汗布达山主脊南，东昆仑地质构造带昆中结合带及其南侧[3]。八页2井主要钻穿中下侏罗统羊曲组、上三叠统八宝山组上段和上三叠统八宝山组下段3套含气层[4]。其中上三叠统八宝山组主要形成于海陆交互相为主的碎屑岩与火山岩沉积，该套地层盆地内分布面积约为800 km2，厚度为1 000～1 200 m不等，且该套地层走向分布连续，地层厚度变化稳定，产状平缓(倾角一般为10°～20°)，储层岩石主要以泥页岩、粉砂岩为主，矿物类型多样，物性呈低孔低渗特征，有机质成熟度较高。八页2井储层有以下地质特征：

1)“一浅”。八页2井储层埋深较浅，储层埋深为670～1 158 m，属于浅层页岩气井，地层压力系数1.15，压力系数较低，属于常压页岩气井。

2)“两低”。岩性致密，孔隙度低，渗透率低。

孔隙度低：从八页2井样品物性分析化验数据统计结果来看，上三叠统八宝山组孔隙度为0.13%～6.37%，平均为1.25%，大多集中在0～2%，如图1所示。总体上看，各储层段孔隙度较低，储集性能较差。

图1 八页2井孔隙度分布直方图Fig.1 Prosity distribution histogram of well Baye2

渗透率低：对八页2井上三叠统八宝山组共采集40件样品进行渗透率分析，渗透率为(0.002 5～1.194 8)×10-3μm2，平均为0.16×10-3μm2，主要集中在小于0.10×10-3μm2，如图2所示，整体上属于特低渗储层。

图2 八页2井渗透率分布直方图Fig.2 Permeability distribution histogram of well Baye2

3)“三多”。储层矿物类型多样，矿物成分主要为石英、长石、岩屑等；储集空间类型多样；流体类型多样，除甲烷外，储层还含有CO2气体。

上三叠统八宝山组暗色泥页岩中矿物以石英、斜长石、白云石、菱铁矿及黏土矿物为主，脆性矿物总含量为36.0%～75.2%，平均为53.91%，石英所占比例最大。黏土矿物含量为23.9%～60.7%，平均为43.75%，以伊蒙间层为主，如图3所示。

图3 上三叠统八宝山组下段暗色泥页岩矿物组成图Fig.3 Mineral composition of dark shale in the lower member of Upper Triassic Babaoshan Formation

八页2井岩心样孔隙类型主要为矿物粒间孔隙、溶蚀孔隙、裂缝孔隙及很少的有机质孔隙。矿物粒间孔隙多以残余粒间孔隙为主，形态因压实作用多呈现不规则状；溶蚀孔多以黏土矿物和碎屑颗粒粒间、粒内溶蚀孔为主，多呈不规则状，连通性较差。以区内典型粉砂岩孔隙类型镜下图片为例，其中矿物粒间孔隙、矿物溶蚀孔隙、矿物层间孔隙发育，如图4所示。

图4 八页2井深灰色粉砂岩孔隙状况Fig.4 Pore condition of dark gray siltstone in well Baye2

4)“四高”。八页2井海拔高、有机质丰度高、裂缝发育程度高、杨氏模量较高。

海拔高：八页2井海拔4 048.11 m，是目前国内海拔最高的页岩气井，对该井的压裂开发受海拔制约，对压裂工艺、压裂设备等都有相对较高的要求。

有机质丰度高：八宝山盆地上三叠统八宝山组有机碳含量为0.38%～23.09%，各储层段有机碳含量主要为中等含量有机质，且自上而下呈现逐渐变大又逐渐变小的趋势。样品干酪根镜检分析表明有机质以镜质组为主，少数含腐泥组及惰质组，镜质组以正常镜质体为主，棱角清晰，呈碎屑状，透射光下呈黑色，无荧光。有机质类型指数为-78.25～-73.00，均为Ⅲ型干酪根。选取120块样品进行镜质体反射率的测试，Ro为2.37%～3.45%，表明八宝山组泥页岩进入过成熟演化阶段，以生成干气为主，八页2井每段有机地化情况见表1。

表1 八页2井有机地化统计表Table 1 Organic geochemical statistics of well Baye2

裂缝发育程度高：八页2井岩心情况表明裂缝发育程度较高，其中宏观裂缝多为水平裂缝及高角度裂缝，多为方解石充填，缝宽为2～5 mm；微裂缝多为泥质或铁质充填，缝宽为0.01～0.30 mm。泥页岩储层中发育的裂缝系统，对页岩气储层压裂起到关键性的作用，不仅有利于游离气的富集，同时还是页岩气渗流运移的主要通道，并且它们还对后期诱导裂缝的扩展产生强烈影响，如图5所示。

图5 八页2井岩心裂缝照片Fig.5 photos of core fractures of well Baye2

三轴应力实验对八页2井岩心样品测试得到八宝山组杨氏模量为23.55～33.27 GPa,泊松比为0.150～0.235，呈现高杨氏模量和低泊松比的特征，岩石力学参数见表2。

表2 八页2井岩石力学参数计算表Table 2 Calculation of rock mechanical parameters of well Baye2

2 体积压裂可行性评价

依据页岩气体积压裂技术研究和八宝山盆地储层研究结果表明，八宝山组天然裂缝发育，岩石脆性较强，水平主应力差较小，压裂后易形成复杂缝网，因此八页2井适合进行体积压裂。

2.1 储层天然裂缝特征

天然裂缝是岩石中没有明显位移的断裂，它既是油气的储集空间，也是渗流通道。与有机质生烃时形成的轻微超压而使泥页岩储层破裂或与差异水平压力有关[5]。一般来说，裂缝较发育的气藏，一方面裂缝为页岩气和地层水提供了运移通道和聚集空间，有助于总含气量的增加，另一方面，发育的天然裂缝是体积压裂可形成复杂裂缝网络的基础。

八宝山盆地内上三叠统八宝山组铸体薄片测试结果显示，岩石中微裂缝主要为生烃增压压裂缝、成岩收缩裂缝及溶蚀裂缝，缝宽多为0.1～0.8 μm。其中粉砂岩中以溶蚀裂缝为主，泥岩及含炭页岩中以生烃增压压裂缝为主。区内岩石中微裂缝一般为不规则、弯曲、不连续的，在方向上没有一致性，分布的随机性很大，受构造影响很小，规模较小，如图6和图7所示。上三叠统八宝山组裂缝发育程度较高，裂缝频率也较高，有利于缝网压裂工艺。

图6 上三叠统八宝山组上段微裂隙Fig.6 Microfractures in the upper member of Babaoshan Formation of Upper Triassic

图7 上三叠统八宝山组下段微裂隙Fig.7 Microfractures in the lower member of Babaoshan Formation of Upper Triassic

2.2 储层岩石脆性特征

储层岩石的脆性主要由岩石中含有的矿物决定，目前国内常用的致密油气脆性指数判别法有岩石力学参数法、岩石矿物分析法、储层岩石破坏峰值强度和残余强度3种评价方法[6]。通过现场测试，矿物含量法、岩石力学参数法综合计算出八宝山组脆性指数为38.1%～51.8%，八页2井矿物含量法计算脆性指数统计情况见表3，体现为中等较高脆性。通过大规模、大排量“体积压裂”改造，可以打碎储层，有利于形成复杂缝网，如图8所示。

表3 八页2井矿物含量法计算脆性指数统计表

图8 岩石力学脆性与裂缝形态的关系图Fig.8 Relationship between rock mechanical brittleness and crack morphology

2.3 地应力分布特征

以往研究成果表明，形成缝网应力条件判别包括2个条件：1)地应力差越小，越有利于形成复杂的网络裂缝；2)净压力大于水平主应力差，则具备形成复杂人工缝网的力学条件。在高水平主应力差条件下，水力裂缝易在岩体起裂产生较为平直的对称双翼裂缝，而在低水平主应力差条件下，水力裂缝则较易在天然裂缝起裂进行扩展，形成网状裂缝，如图9所示。

图9 地应力对裂缝形态影响示意图Fig.9 Effect of in-situ stress on fracture morphology

通过测井资料进行岩石力学计算回归，八页2井Ⅳ层组地应力剖面图如图10所示。图中可以看到杨氏模量、体积弹性模量、出砂指数、深度和水平主应力等相关数据，得出地层应力梯度平均为0.017 MPa/m，水平主应力差较小，平均为4.63 MPa。射孔压裂段水平主应力分布见表4。水平主应力差较小有利于形成较均匀缝网，为了缝网波及范围更广，可以采用加大施工规模，缝内暂堵转向等手段增加缝内净压力，实现更多裂缝受到有效刺激[7]。

图10 八页2井Ⅳ层组地应力剖面图Fig.10 In-situ stress profile of layer IV group of well Baye2

表4 射孔压裂段水平主应力分布情况Table 4 Distribution of horizontal principal stress in perforation and fracturing section

八页2井第Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ,Ⅳ层组水平主应力差较小的特点，具有形成复杂缝网的结构弱面和应力条件，有利于实施缝网体积压裂。

综上所述，八宝山盆地八页2井八宝山组平均渗透率为0.16×10-3μm2，平均孔隙度为1.25%，储层致密，需要通过体积压裂，增加导流能力才能获得较高的产量，并且该井储层脆性指数较高，天然裂缝较发育，水平主应力差较小，具备了形成复杂缝网的脆性条件和结构弱面条件，适用于体积压裂[8]。

3 结论及建议

1)八宝山盆地八页2井八宝山组平均渗透率0.16×10-3μm2，平均孔隙度为1.25%，储层致密，需要通过体积压裂才能“打碎”储层，增大流气通道，扩大泄气面积，从而达到好的单井开发效果；

2)八页2井的储层裂缝发育程度高，脆性指数较高(38.1%～51.8%)，水平主应力差小(4.52～4.78 MPa)，具有体积压裂过程中形成复杂裂缝的储层条件；

3)八页2井具有进行体积压裂的可行性，体积压裂是八宝山地区页岩气井提高产气量的有效手段，在体积压裂前需要进一步开展工程地质一体化研究，加强地质甜点的预测，以期提高开发成功率；

4)对于八页2井这类常压甚至低压页岩气井，压裂后需要优化排液制度，强化排水采气研究才能达到更好的开采效果；

5)建议体积压裂前进行小压分析，更精确地进行压裂过程中压力预测及压裂材料准备，压裂过程中加强井下微地震监测，深入分析裂缝扩展形态，研究液量、排量、砂量等工艺参数、储层改造体积、压后效果的关系，进一步评价体积压裂的成功性。

6)针对埋深浅、地层压力小的问题，可以在体积压裂过程中采用暂堵转向工艺来提高地层压力及增加裂缝的复杂程度，起到更好的压裂作用。