一种页岩气储层可压性评价方法

摘要

本发明公开了一种页岩气储层可压性评价方法，依次包括以下步骤：(1)计算页岩脆性指数Brit；(2)计算页岩断裂韧性指数Kn；(3)计算天然弱面张开难易指数Pn；(4)计算天然弱面被穿过指数Cn；(5)引入复杂缝网概率指数Fcf和改造体积概率指数Fsrv，确定储层可压性系数FI；(6)根据储层可压性系数FI的大小，评价区块页岩地层的可压性。本发明考虑了各种可压性影响因素，特别是基于缝网形成机理充分考虑了天然弱面的影响，弥补了现有评价方法的不足，利用测井数据计算页岩储层的脆性和断裂韧性，降低了对实验数据的依赖，本发明用于评价压裂井的储层品质，具有操作性和准确性，为页岩气储层压裂选井、选层提供了一种新的决策方法。

权利要求

1.一种页岩气储层可压性评价方法，依次包括以下步骤：(1)计算页岩脆性指数Brit；

(2)计算页岩断裂韧性指数Kn；

(3)计算天然弱面张开难易指数Pn，如下：首先计算天然弱面临界张开缝内压力P：P＝|σn|

n＝[cosγ,sinγsinβ,sinγcosβ]式中：

σn—天然弱面壁面受到的正应力，MPa，σv—垂向地应力，MPa，σH—水平最大地应力，MPa，σh—水平最小地应力，MPa，n—天然弱面壁面在三维空间中的单位法向矢量，γ—天然弱面倾角，0°～90°，β—天然弱面与水平最大地应力的夹角，0°～90°，然后求取天然弱面张开难易指数Pn：式中：

Pmax、Pmin—各种产状天然弱面张开的最大、最小临界缝内压力；

(4)计算天然弱面被穿过指数Cn，如下：当 与 满足下面的不等式时，Cn＝1，否则Cn＝0：式中：

—大小为τ、方向向量为 的剪应力矢量，—大小为στ、方向向量为 的剪应力矢量，So—天然弱面的黏聚力，MPa，u—天然弱面壁面的摩擦系数，0～1，To—基质岩石的抗张强度，MPa，θ—水力裂缝逼近天然弱面的逼近角，0°～90°，τ—天然弱面壁面受到远场地应力作用下的剪应力大小，MPa，—矢量 的方向向量，

στ—天然弱面壁面受到水力裂缝尖端应力场作用下的剪应力，MPa，—矢量 的方向矢量；

(5)引入复杂缝网概率指数Fcf和改造体积概率指数Fsrv，确定储层可压性系数FI，如下：(6)根据储层可压性系数FI的大小，评价区块页岩地层的可压性。

2.如权利要求1所述的页岩气储层可压性评价方法，其特征在于，所述步骤(1)计算页岩脆性指数Brit，如下：式中：

YMBRIT—归一化的杨氏模量，0～1，PRBRIT—归一化的泊松比，0～1，YM—评价目的层页岩静态杨氏模量，GPa，YMcmax、YMcmin—全区域内页岩最大、最小静态杨氏模量，GPa，PR—评价目的层页岩静态泊松比，无因次，PRcmax、PRcmin—全区域内页岩最大、最小静态泊松比，无因次。

3.如权利要求1所述的页岩气储层可压性评价方法，其特征在于，所述步骤(2)计算页岩断裂韧性指数Kn，如下：首先计算页岩地层的I型裂缝断裂韧性值KIC和II型裂缝断裂韧性值KIIC：KIC＝0.2176Pc+0.0059St3+0.0923St2+0.517St-0.3322KIIC＝0.0956Pc+0.1383St-0.082Pc＝σh-αPP

式中：

Pc—围压，MPa，

St—岩石抗张强度，MPa，α—有效应力系数，0～1，PP—孔隙压力，MPa，σh—水平最小地应力，MPa，然后求取页岩断裂韧性指数Kn：式中：

KICn—I型断裂韧性值归一化指数，0～1，KIICn—II型断裂韧性值归一化指数，0～1，KICmax、KICmin—全区域页岩的最大I型断裂韧性值、全区域页岩的最小I型断裂韧性值，MPa·m1/2，KIICmax、KIICmin—全区域页岩的最大II型断裂韧性值、全区域页岩的最小II型断裂韧性值，MPa·m1/2。

4.如权利要求1所述的页岩气储层可压性评价方法，其特征在于，所述步骤(6)根据储层可压性系数FI的大小，评价区块页岩地层的可压性，如下：当FI为0～0.225时，可压性程度低，当FI为0.225～0.5时，可压性程度一般，当FI为0.5～0.8时，可压性程度高。

说明书

一种页岩气储层可压性评价方法

技术领域

[0001] 本发明属于油气田开发领域，具体涉及一种页岩气储层可压性多因素的综合评价方法。

背景技术

[0002] Chong等将可压性定义为页岩储层在水力压裂过程中具有能够被有效压裂从而获得增产能力的性质(Chong K,GrieserWV,Passman A.A completions guide book to shale-play stimulation inthe last two decades[C]//Proceedings of Canadian Unconventional Resources and International PetroleumConference,19-21October,SPE 133874)。但是，该定义较为模糊，并未给出“有效压裂”的准确解释。由于页岩储层具有低孔隙度和超低渗透—致密的特点，孔隙度一般为4％～6％，未经压裂的页岩基质渗透率一般为10-4～10-9μm2，且页岩储层内天然弱面较为发育，微地震监测表明页岩储层压裂改造后形成的是复杂的裂缝网络，因此常规的单、双翼缝理论模型已很难满足页岩气井压裂改造的需求。

[0003] 缝网压裂技术是页岩气储层改造的重要手段，即有意识地利用水力裂缝沟通页岩储层中的天然裂缝等地质弱面，使其闭合的部分重新开启，开启的部分又相互连通，从而形成复杂的裂缝网络。若仅在近井地带形成复杂的裂缝网络，获得的储层改造体积(SRV)较小，增产作用有限。

[0004] 页岩储层缝网压裂的理想效果应该是既形成了复杂的裂缝网络又获得了足够大的储层改造体积，并能获取高经济效益，页岩可压性越好取得理想压裂效果的概率越大。页岩压裂效果除与页岩地质、储层特征相关外，还取决于采用的压裂工艺技术，但可压性反映的是页岩地质、储层在水力压裂过程中的综合特征，与压裂工艺无关。因此页岩气储层可压性可描述为在相同压裂工艺技术条件下，储层中形成复杂裂缝网络并获得足够大的储层改造体积的概率以及获取高经济效益的能力。

[0005] 现阶段为获得工业性的气流，90％以上页岩气井都需要先实施缝网压裂改造。但缝网压裂技术需要耗费大量的财力、物力，盲目实施压裂不仅会破坏储层，还会导致严重的环境问题。因此，为了取得好的储层压裂改造效果，避免盲目压裂，必须先对页岩气储层的可压性进行科学评价。

[0006] 现有的页岩储层可压性评价方法主要分为定性的实验评价法和定量的系数评价法两大类。实验评价法是对页岩岩心进行一系列室内实验，仔细观察记录实验现象与结果，并将获得的一系列实验参数与北美页岩参数进行对比，从而对目标区域内页岩进行可压性评价，此类方法具有一定的准确性，但操作复杂、耗时耗力，不适合在现场推广；系数评价法则又可细分为脆性系数法与可压性系数法，其中脆性系数法应用最广，系数评价法与实验评价法相比具有直观有效、操作简单、现场适用强等优点，但现有的可压性系数评价法存在因素考虑单一或简单的多因素叠加的不足，不能全面科学的反映页岩储层的可压性。

[0007] 综上所述，目前需要的页岩气储层可压性评价方法应该具有以下两个特点：1.一套完整的页岩气储层可压性影响因素；2.一种全面科学的可压性评价数学模型。

发明内容

[0008] 本发明的目的在于提供一种页岩气储层可压性评价方法，用于评价压裂井的储层品质，更具有操作性和准确性，为页岩气储层压裂选井、选层提供了一种新的决策方法，克服了现有技术存在的缺陷。

[0009] 为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。

[0010] 首先，对页岩气储层可压性的四种主要因素进行计算分析，由于四种可压性影响因素的参数具有不同的单位和量纲，而且各参数的数值大小和有效范围不同，为了获得表征页岩储层可压性的综合可压性系数，需将未定量化的参数进行定量化，再采用极差变换标准化方法将定量化的参数归一化，获得以下四种范围介于0～1之间的指数：脆性指数、断裂韧性指数、天然弱面张开难易指数和天然弱面被穿过指数。极差变换中参数分为正向指标、逆向指标两种，正向指标即指标值越大越好，逆向指标即指标值越小越好；其次，引入复杂缝网概率指数和改造体积概率指数，建立可压性评价数学模型；最后，根据储层参数特征和计算模型特点建立适用于本发明的可压性等级划分标准表，确定评价区块页岩地层的可压性。

[0011] 一种页岩气储层可压性评价方法，依次包括以下步骤：

[0012] (1)计算页岩脆性指数Brit。页岩脆性指数可通过地层岩芯室内三轴岩石力学实验测定的静态杨氏模量和静态泊松比计算求得。页岩杨氏模量越高、泊松比越低，脆性越强(唐颖,邢云,李乐忠,等.页岩储层可压裂性影响因素及评价方法[J].地质前缘，2012，19(5)：356-363)，计算公式如下：

[0013]

[0014]

[0015]

[0016] 式中：

[0017] Brit—脆性指数，0～1；

[0018] YMBRIT—归一化的杨氏模量，0～1；

[0019] PRBRIT—归一化的泊松比，0～1；

[0020] YM—评价目的层页岩静态杨氏模量，GPa；

[0021] YMcmax、YMcmin—全区域内页岩最大、最小静态杨氏模量，GPa；

[0022] PR—评价目的层页岩静态泊松比，无因次；

[0023] PRcmax、PRcmin—全区域内页岩最大、最小静态泊松比，无因次。

[0024] 由于地层取芯困难，成本高，通常很难获得全井段的地层岩芯进行室内实验，从而测定杨氏模量和泊松比参数，本发明介绍一种利用部分井段的实验数据和测井数据计算全井段脆性指数的等效方法。

[0025] 首先由常规测井获得的纵波时差和体积密度资料计算出横波时差数据，接着计算出地层岩石的动态杨氏模量和泊松比参数，具体的公式如下：

[0026] 横波时差：

[0027] 动态杨氏模量：

[0028] 动态泊松比：式中：

[0029] Δts—横波时差，μs/m；

[0030] Δtp—纵波时差，μs/m；

[0031] ρb—体积密度，g/cm3；

[0032] YMd—动态杨氏模量，GPa；

[0033] PRd—动态泊松比，无因次。

[0034] 再将该井部分层段实验测得的静态杨氏模量和静态泊松比数据与通过测井数据计算得到的相应井段的动态参数进行线性回归分析，从而得到该目标区域内动静态岩石力学参数回归关系：

[0035] YM＝a·YMd+b    (7)

[0036] PR＝c·PRd+d    (8)式中：

[0037] a、b、c、d—均为回归关系系数。

[0038] 利用式(4)～(8)计算出全井段的静态岩石力学参数，最后根据式(1)～(3)计算出全井段地层的脆性指数。

[0039] (2)计算页岩断裂韧性指数Kn。同样采用测井数据等效计算方法(金衍,陈勉,张旭东.利用测井资料预测深部地层岩石断裂韧性[J].岩石力学与工程学报,2001,20(4):454-456；Jin Y,Yuan J,Chen M,et al.Determination of Rock Fracture Toughness KIIC and its Relationship with Tensile Strength[J].Rock mechanics and rock engineering,2011,44(5):621-627)，页岩地层的I、II型断裂韧性值的计算公式如下：

[0040] KIC＝0.2176Pc+0.0059St3+0.0923St2+0.517St-0.3322    (9)

[0041] KIIC＝0.0956Pc+0.1383St-0.082     (10)

[0042] Pc＝σh-αPP     (11)式中：

[0043] KIC—I型裂缝断裂韧性值，MPa·m1/2；

[0044] KIIC—II型裂缝断裂韧性值，MPa·m1/2；

[0045] Pc—围压，MPa；

[0046] St—岩石抗张强度，MPa；

[0047] α—有效应力系数，0～1；

[0048] PP—孔隙压力，MPa；

[0049] σh—水平最小地应力，MPa。

[0050] 计算出的断裂韧性值还需要进行归一化，得到区间介于0～1之间的断裂韧性指数。断裂韧性是逆向指标，断裂韧性值越小，水力裂缝对地层岩石的穿透能力越强，储层改造体积越大，储层可压性越好。页岩储层水力压裂过程中，地层岩石主要发生I、II型断裂，此处综合I、II型断裂韧性值，求取页岩地层断裂韧性指数，方法如下：

[0051]

[0052]

[0053]

[0054] 式中：

[0055] Kn—断裂韧性指数，0～1；

[0056] KICn—I型断裂韧性值归一化指数，0～1；

[0057] KIICn—II型断裂韧性值归一化指数，0～1；

[0058] KIC、KICmax、KICmin—页岩评价层岩石I型断裂韧性值、全区域页岩的最大I型断裂韧性值、全区域页岩的最小I型断裂韧性值，MPa·m1/2；

[0059] KIIC、KIICmax、KIICmin—页岩评价层岩石II型断裂韧性值、全区域页岩的最大II型断裂韧性值、全区域页岩的最小II型断裂韧性值，MPa·m1/2。

[0060] (3)计算天然弱面张开难易指数Pn。天然弱面主要包括节理、裂缝、断层、沉积层理面。水力压裂过程中当缝内压裂液压力等于天然弱面壁面正应力的绝对值时，闭合的天然弱面处于临界张开状态，天然弱面临界张开缝内压力计算公式如下：

[0061] P＝|σn|    (15)

[0062] n＝[cosγ,sinγsinβ,sinγcosβ]    (16)

[0063]

[0064] 式中：

[0065] P—天然弱面临界张开缝内压力，MPa；

[0066] σn—天然弱面壁面受到的正应力，MPa；

[0067] σv—垂向地应力，MPa；

[0068] σH—水平最大地应力，MPa；

[0069] σh—水平最小地应力，MPa；

[0070] n—天然弱面壁面在三维空间中的单位法向矢量；

[0071] γ—天然弱面倾角，0°～90°；

[0072] β—天然弱面与水平最大地应力的夹角，0°～90°。

[0073] 注意式(15)～(17)计算时压应力为负，拉应力与剪切应力都为正。

[0074] 天然弱面张开的临界压力是逆向指标，天然弱面张开的临界压力越高。天然弱面张开的难度越大，储层可压性越差。天然弱面张开难易指数是通过归一化临界张开压力求取，具体的计算公式如下：

[0075] 式中：

[0076] Pn—天然弱面张开难易指数，0～1；

[0077] Pmax、Pmin—各种产状天然弱面张开的最大、最小临界缝内压力，一般取该评价目的层最大、最小地应力，MPa。

[0078] (4)计算天然弱面被穿过指数Cn(程万,金衍,陈勉,等.三维空间中水力裂缝穿透天然裂缝的判别准则[J].石油勘探与开发,2014,41(3):336-340)。当 与 都满足不等式(19)时，水力裂缝能直接穿过天然弱面，否则水力裂缝不能直接穿过天然弱面：

[0079]

[0080]

[0081]

[0082]

[0083]

[0084] 式中：

[0085] —大小为τ、方向向量为 的剪应力矢量；

[0086] —大小为στ、方向向量为 的剪应力矢量；

[0087] So—天然弱面的黏聚力，MPa；

[0088] u—天然弱面壁面的摩擦系数，0～1；

[0089] To—基质岩石的抗张强度，MPa；

[0090] θ—水力裂缝逼近天然弱面的逼近角，0°～90°；

[0091] τ—天然弱面壁面受到远场地应力作用下的剪应力大小，MPa；

[0092] —矢量 的方向向量；

[0093] στ—天然弱面壁面受到水力裂缝尖端应力场作用下的剪应力，MPa；

[0094] —矢量 的方向矢量。

[0095] 注意式(19)～(23)计算时压应力为负，拉应力与剪切应力都为正。

[0096] 天然弱面能否被水力裂缝穿过这一指标难以量化，只能根据其对可压性的影响进行设定。由井筒延伸出的主裂缝应具有一定的穿透能力，能够突破近井多裂缝带的束缚，在远井区形成缝网，这样才能保证获得较大的储层改造体积，取得好的压裂效果。天然弱面被穿过指数设定如下：

[0097] 水力裂缝能直接穿过天然弱面时，Cn＝1    (24)

[0098] 水力裂缝不能直接穿过天然弱面时，Cn＝0    (25)

[0099] (5)引入复杂缝网概率指数Fcf和改造体积概率指数Fsrv，建立可压性评价数学模型，确定储层可压性系数FI。

[0100] 页岩储层改造效果取决于裂缝网络的复杂程度和获得的储层改造体积大小。地层中形成裂缝网络的复杂程度与地层岩石的脆性和天然弱面的发育情况密切相关。地层岩石脆性越高，天然弱面越易开启，则地层中形成的裂缝网络就越复杂。复杂缝网概率指数计算方法如下：

[0101]

[0102] 式中：

[0103] Fcf—复杂缝网概率指数，0～1；

[0104] 储层改造体积大小则主要取决于岩石断裂韧性和天然弱面被穿透性质，断裂韧性值越小，且初次相交时天然弱面能被水力裂缝穿透，则获得较大储层改造体积的概率就越大。改造体积概率指数计算方法如下：

[0105]

[0106] 式中：

[0107] Fsrv—改造体积概率指数，0～1；

[0108] 页岩气井的产量不仅取决于储层改造体积，同时受到形成裂缝网络的复杂程度的影响。只有储层改造体积和裂缝网络复杂程度均处于最优状态时，压裂改造效果才会最好，才能获取高经济效益。最终得到的储层可压性系数计算方法如下：

[0109]

[0110] 式中：

[0111] FI—可压性系数，其值越大，页岩储层可压性越好，0～1。

[0112] (6)根据储层参数特征和计算模型特点，建立页岩气储层可压性等级划分标准表(见表1)，根据储层可压性系数FI的大小，评价区块页岩地层的可压性：

[0113] 当FI为0～0.225时，可压性程度低，

[0114] 当FI为0.225～0.5时，可压性程度一般，

[0115] 当FI为0.5～0.8时，可压性程度高。

[0116] 表1页岩气储层可压性等级划分标准表

[0117]

[0118] 页岩压裂最好选在可压性系数大于0.5的页岩层，如果不存在这样的区域，也应尽量选在可压性系数大的区域。

[0119] 与现有技术相比，本发明的有益效果在于：首先，更加完善地考虑了可压性影响因素，特别是基于缝网形成机理充分考虑了天然弱面(张开与被穿过)的影响，弥补了现有评价方法对此因素考虑的不足；其次，利用测井数据采取等效计算法计算页岩储层的脆性和断裂韧性，无需完整的储层脆性和断裂韧性实验结果，降低了对实验数据的依赖性，使本发明具有更大的适用范围；最后，引入复杂缝网概率指数和改造体积概率指数综合表征可压性，更具有客观性、准确性和实用性。

附图说明

[0120] 图1为龙马溪组评价区块页岩储层逼近角为90°时不同倾角的天然弱面的临界张开压力。

[0121] 图2为龙马溪组评价区块某井压裂后的微地震裂缝监测解释俯视图。

[0122] 图3为龙马溪组评价区块某井压裂后的微地震裂缝监测解释侧视图。

具体实施方式

[0123] 以下结合附图及现场运用实例，对本发明进一步详细说明。具体如下：

[0124] 以四川盆地下志留统龙马溪组某一区块的页岩气储层为例，具体的储层地质参数如表2所示。

[0125] 表2页岩气储层地质参数表

[0126]注：龙
马溪组页岩杨氏模量介于8～56GPa，泊松比介于0.1～0.36，单轴抗张强度介于0～8MPa，[0127] 有效应力系数取1。

[0128] 步骤1，计算目标区块页岩地层的脆性，由表2中数据可知目标区块和龙马溪组全区域页岩地层的最大、最小杨氏模量和泊松比已通过室内实验和测井数据确定，此处不再重复求取，将这些参数带入式(1)～(3)，可得目标区块页岩脆性指数Brit＝0.5853。

[0129] 步骤2，采用表2中数据，运用公式(9)～(11)计算出目标区块页岩的I、II型断裂韧性和龙马溪组全区域页岩的最大、最小断裂韧性，再根据式(12)～(14)获得评价区域页岩的断裂韧性指数Kn＝0.2539。

[0130] 步骤3，采用表2中的数据，运用公式(15)～(17)计算出龙马溪组不同产状的天然弱面的临界张开缝内压力，图1是逼近角为90°时不同倾角的天然弱面的临界张开压力。由计算结果可知评价区块天然弱面的临界张开压力和龙马溪组不同产状的天然弱面张开的最大、最小临界缝内压力。由式(18)得天然弱面张开的难易指数Pn＝0.7317。

[0131] 步骤4，采用表2中数据，运用式(19)～(23)判断出目标区块内的天然弱面不会被水力裂缝穿过。由式(24)、(25)知天然弱面被穿过指数Cn＝0。

[0132] 步骤5，根据以上4个步骤计算出的数据，运用式(26)、(27)分别计算出复杂缝网概率指数Fcf＝0.6585和改造体积概率指数Fsrv＝0.1270，再运用式(28)计算出目标区块页岩地层的可压性系数FI＝0.3928。

[0133] 步骤6，查看页岩可压性等级划分标准表(表1)，可知该区域的页岩储层具有较高的脆性，天然弱面容易张开，形成复杂裂缝网络的概率较大，但是水力裂缝不能穿过天然弱面，且目的层断裂韧性指数值较小，水力裂缝在基质岩石中延伸的难度较大，说明了该区域页岩储层水力压裂后难以获得较大的储层改造体积，整体而言可压性一般。

[0134] 图2、图3分别是该区域某水平井进行体积压裂后的微地震裂缝监测解释俯视图和侧视图，微地震事件点较密集且主要分布在水平面上(图2)而不是沿着垂直于最小水平地应力的平面分布(图3)，虽形成了复杂的裂缝网络，但获得的储层改造体积并不理想，目的储层可压性一般，与本发明计算解释结果完全吻合。说明本发明具有较高的准确度，适合在现场推广，可为页岩气储层压裂选井、选层提供前期指导。