基于測錄井資料的頁巖儲層可壓性評價方法與應用

趙曉宇

（中國石化華東油氣分公司勘探開發研究院，江蘇南京 210000）

頁巖氣儲層屬于低孔、低滲透、致密的非常規儲層，不具備自然產能，需要通過水平鉆井、水力壓裂等方式進行儲層改造，從而實現商業開發［1-3］。因此，儲層的可壓性評價尤為重要，對于選取頁巖氣井壓裂井段、優化頁巖氣田開發方案和經濟效益預測都有著十分重要的意義［4］。

目前，頁巖儲層可壓性分析大體分為兩個角度，一種是基于巖石力學參數的評價方法，一種是基于地應力作用下的評價體系。2011年Breyer等［5］利用巖心分析數據、測井資料、抗壓強度等巖石力學參數，結合地應力各向異性、天然裂縫方位等因素，進行了頁巖可壓性指數的預測；2015年趙金洲等［6］認為頁巖儲層的壓裂效果由儲層改造體積與縫網發育復雜程度共同決定，將頁巖脆性、斷裂韌性和天然弱面做為評價指標，建立可壓性系數分級評價模型；2016年盛秋紅［7］等通過地震反演，建立焦石壩地區巖石脆性、地應力特征以及裂縫發育程度解釋模型，進行可壓性評價，證實該區域頁巖脆性指數較高，構造主體部位脆性指數大于50%，易于破裂，并指出焦石壩地區頁巖較好的可壓性是該區頁巖獲得商業開發的關鍵。

以上方法的基礎資料大部分來源于巖心力學實驗分析及特殊測井的解釋成果，而在實際生產中，只有少部分探井及評價井進行取心作業及特殊測井項目，另外實驗以及作業費用高昂，難以做到在工區大規模的應用。因此，引入一種基于常規測井及隨鉆錄井資料的儲層可壓性評價方法，簡單易操作，可獲取連續地應力剖面，為選井、選層提供依據。

1 模型與方法

綜合分析近30年來的實驗研究成果發現，利用儲層孔隙流體壓力梯度、儲層上覆地層巖石密度資料，可以在測錄井現場快速確定儲層最大水平地應力、最小水平地應力和水平地應力差異系數［8］。利用應力差異系數來表征頁巖儲層的可壓性已應用于建南氣田、涪陵頁巖氣田等地區的五峰—龍馬溪組頁巖儲層的評價，經300余口頁巖氣井驗證，符合率達到97.1%?，F場實際應用效果證實了此方法不僅適用于常規油氣儲層，對頁巖儲層的地應力評價同樣適用。

1.1 數學模型

楊國圣［9］等提出一種快速預測頁巖儲層水平應力差異系數的計算方法，利用地層孔隙流體壓力梯度FPG與巖石密度DEN測井值計算水平地應力差異系數△Ki。

相關計算公式［9-10］：

其中：DEN為上覆地層巖石密度，g/cm3；FPG為地層孔隙流體壓力梯度，MPa/100 m；H為頁巖儲層垂深，100 m；Kmax為最大水平主應力，MPa；Kmin為最小水平主應力，MPa；ΔKi為水平應力差異系數，無量綱。

其中：dcs為地層dc指數實測值，無量綱；dcn為正常趨勢線上的dc指數值，無量綱；ρ為區域地層水密度，g/cm3。

1.2 參數選取

1.2.1地層孔隙流體壓力梯度

根據隨鉆錄井地層壓力解釋結果，獲得連續的dcs、dcn值。國內外錄井現場常用dc指數法預測地層壓力、地層壓力梯度表征地層孔隙流體壓力。dc指數法是利用壓差理論對機械鉆速和泥頁巖壓實程度的影響規律來檢測地層壓力的一種方法［10］，受鉆壓、鉆速、鉆頭型號及尺寸、鉆井液密度等因素影響。dcs值是考慮鉆頭磨損程度及鉆頭類型的修正dc值，dcn為dcs值回歸趨勢線上對應深度的讀值。

1.2.2巖石密度DEN

原公式中DEN是取自頁巖儲層上方“頂板”巖層的密度平均值，但筆者認為在此取值模式下，最大水平主應力僅與垂深有相關關系，忽略了巖石本身的影響，因此認為應采用連續的井DEN值。

1.3 評價標準

地應力大小在頁巖壓裂中對于裂縫的延伸及裂縫的剪切起到決定性作用。通常認為地應力差異系數小于0.3時，有利于形成人工網絡裂縫，且地應力差異系數越小，越有利于形成裂縫網絡［11］。當水平應力差異系數為0～0.3時，可壓性好，能夠形成剪切網狀縫；當水平應力差異系數為0.3～0.5時，可壓性中等，能夠形成較為復雜的裂縫；當水平應力差異系數大于0.5時，可壓性較差，能夠形成主縫或單一分支裂縫。

2 應用實例

A井是南川頁巖氣田東勝區塊的一口重點預探井，其水平段1 933 m，主要穿行層位為龍一段①～③小層。依據上述方法，計算其導眼井（直井）五峰—龍馬溪組①～⑨小層的地應力參數，獲得連續地應力剖面（圖1），與偶極子聲波測井解釋結果進行對比（表1），與計算結果基本一致，相對誤差在5%以內。依據分析結果，該井頁巖儲層水平應力差異系數為0.09，可壓性好。該井未進行三軸應力巖心分析，一般來說通過此方法計算或測井解釋的地應力值與實驗測試值相比偏大，受井斜和地層傾角影響，這里計算或者解釋的地應力可看作為“視地應力”，與實測有所偏差，但不影響現場使用。

表1 A井地應力參數對比

圖1 A井可壓性分析剖面

利用上述方法計算A井水平段頁巖水平應力差異系數，結合頁巖含氣性、電性特征、裂縫發育情況、巖石力學參數等因素，優選高氣測、硅質含量高、黏土礦物含量少、楊氏模量高、泊松比小、水平差異系數小于0.1的優質頁巖儲層作為壓裂段。A井壓裂施工主體采用前置酸處理、階梯升排量砂比、長段塞連續加砂的壓裂工藝，埋深適中（2 900～3 000 m），施工壓力45～90 MPa，平均破裂壓力78 MPa，平均最高砂比16%。低破裂壓力、高砂比說明儲層具有良好的可壓性。壓裂后的壓降分析為裂縫形態診斷提供了一種簡單高效的評價方法。G函數分析則是壓后壓降分析的主要技術，這一特殊的技術能夠對壓裂施工結束后的壓裂過程進行評估、對裂縫的復雜性做出判斷，從而改進壓裂方案、優化氣田壓裂參數、提高壓裂施工質量，獲得最佳儲層改造效果。壓后通過G函數形態分析，曲線類型多以圖2所示為主，曲線前期爬升快，后期波動多，說明裂縫復雜程度高。

圖2 A井壓裂G函數曲線

A井壓后放噴測試結果（圖3），在14 mm油嘴制度下，平均壓力16.81 MPa，獲得穩定測試氣產量32.8×104m3/d，平均液量13.84 m3/h。

圖3 A井試氣測試曲線

投產初期，平均產氣量可達（8～14）×104m3/d。儲層改造結果及試氣測試結果皆反映可壓性分析的可靠性。

上述方法已應用于南川頁巖氣田平橋南區、JY10井區、東勝區塊的30余口頁巖氣井，指導頁巖儲層可壓性評價，符合率較高，取得了較好的應用效果。

3 結論

（1）利用地層孔隙流體壓力梯度FPG、巖石密度測井值DEN、儲層垂深H等參數計算水平地應力差，可獲得連續地應力剖面，用于頁巖儲層可壓性評價，是一種方便快捷、低成本的評價方法。

（2）在原有公式基礎上改變取值模式，采用連續測井DEN值替代上覆巖層平均DEN值，使得最大水平主應力的計算更加科學合理。

（3）現場應用效果表明，該數學模型能夠較為準確地預測南川地區五峰—龍馬溪組頁巖儲層的可壓性，可應用于壓裂分段設計，適用性強。