深层页岩气压裂优化设计及效果评估研究

horizontal well in Weiyuan,which provides some guiding significance for future fracturing design and site construction of deep shale gas.
Key Words：Compressibility evaluation；Fracture parameter optimization；Treatment parameters optimization；Fracturing effect evaluation
目录
硕士专业学位论文独创性声明 (I)
硕士专业学位论文版权使用授权书 (I)
摘要 .......................................................................................................................... I I ABSTRACT (III)
第1章绪论 (1)
1.1研究目的与意义 (1)
1.2国内外研究现状及存在问题 (2)
1.2.1国内外深层页岩气压裂技术现状研究 (2)
1.2.2国内外页岩可压性研究现状 (3)
1.2.3国内外页岩气数值模拟研究现状 (3)
1.2.4国内外页岩气压裂效果评估研究现状 (5)
1.2.5存在的问题 (5)
1.3主要研究内容 (5)
1.4 研究技术路线 (6)
第2章深层页岩气可压性评价 (7)
2.1深层页岩气压裂地质特征 (7)
2.1.1深层页岩气压裂地质特征 (7)
2.1.2深浅层页岩气压裂地质特征差异 (13)
2.2可压性评价方法的建立 (14)
2.3 威远深层页岩气储层的可压性评价 (16)
2.3.1 计算威远深层页岩气储层的可压性指数 (16)
2.3.2 可压性评价与分析 (20)
2.4 本章小结 (23)
第3章深层页岩气储层压裂裂缝参数优化研究 (24)
3.1 深层页岩气缝网模型的建立 (24)
3.1.1 页岩气吸附扩散机理 (24)
3.1.2数值模型的建立 (25)
3.2 产能影响因素优化分析 (26)
3.2.1 地质因素 (26)
3.2.2工程因素 (32)
3.3 裂缝参数正交分析 (40)
3.4 本章小结 (42)
第4章深层页岩气井压裂施工优化设计 (43)
4.1 深层页岩气裂缝模型的建立 (43)
4.1.1裂缝模型机理 (43)
4.1.2 储层参数 (44)
4.2 施工参数优化分析 (45)
4.2.1 前置液比例 (45)
4.2.2 施工排量 (47)
4.2.3 砂比 (48)
4.2.4压裂规模 (49)
4.3 施工参数正交试验设计 (50)
4.4 压裂施工程序设计 (52)
4.5 本章小结 (55)
第5章深层页岩气井压裂效果评估研究 (56)
5.1裂缝参数评价 (56)
5.1.1 小型测试压裂 (56)
5.1.2净压力曲线分析 (57)
5.1.3 G函数曲线分析 (62)
5.2 压裂工艺效果评价 (65)
5.2.1 压裂模式 (65)
5.2.2 异常情况分析 (67)
5.3 本章小结 (69)
第6章结论 (70)
参考文献 (72)
致谢 (76)
第1章绪论
1.1 研究目的与意义
页岩气是以吸附态、游离态赋存于高碳或暗色泥页岩中的一种非常规天然气，其典型特征是低孔隙度、低渗透率[1,2]。

基于页岩气储层的这些特点，只有采取压裂增产措施才能实现经济高效开发。

随着经济的发展，能源在其发展中所起的作用日益剧增，对页岩储层特征和成藏条件的理解不断深化，压裂技术不断优化，页岩气的开发也向全世界范围扩展。

高效开采页岩气，形成独立开采技术，是各国利用页岩气解决自身能源危机的最佳方案[3]。

虽然美国的页岩气开采有很多成功的经验可以借鉴，但是我国页岩气藏的储层特征与美国不同。

在四川盆地勘察页岩气总资源 3.64×1012m3，其中龙马溪组1.59×1012m3，占总资源的43.72%，筇竹寺组2.05×1012m3，占总资源的56.28%。

其中筇竹寺组埋深大于3500m资源占85.64%，龙马溪组埋深大于3500m资源占90.01%。

因此，深层页岩气是页岩气的主要开发方向。

页岩储层改造关键是尽可能扩大储层改造体积，形成裂缝网络。

而深层页岩储层主要存在以下难点：
首先，随着井深增加，地层压力、破裂压力和地面泵压也随之增加，产生如下影响：闭合压力的增大，使水力裂缝中的支撑剂易于压碎或嵌入，从而降低了裂缝的导流能力，因此，要解决的问题是如何维持一条较高导流能力的裂缝[4]；其次，随着井深的增加，地层温度相应增加，进而会影响压裂液的性能，而压裂液性能会影响裂缝的几何尺寸和携砂能力[5]。

本文以此为背景进行深层页岩气压裂优化设计，通过调研，总结了国内外深层页岩气的压裂地质特征和压裂工程特征，进而建立可压性数学模型，获得深层页岩气的可压性指标；再借助油藏模拟软件和压裂软件进行压裂优化设计。

以此来有效应对这些难点。

1.2 国内外研究现状及存在问题
1.2.1 国内外深层页岩气压裂技术现状研究
通过大量国内外文献调研，综合分析国内外深层页岩气压裂工程特征，并与涪陵做对比（如表1.1所示），发现主要差别是排量大、施工规模大、滑溜水与胶液比小。

表1.1 深浅层页岩气压裂工程特征比较
Table 1.1 Comparison of fracturing engineering characteristics in shallow and deep shale
gas reservior
参数明细威远Haynesville 涪陵对比情况储层埋深井深/m 3587 3658 2377 较浅层深
裂缝参数压裂水平段长
/m
1034 1200～2000 1500 较浅层小分段段数12 10～14 22 比较相似段间距/m 60～120 60～135 60～90 相似单段簇数2～3 4～8 2~3 相似
射孔参数单簇长度/m 1～1.5 0.3～0.6 1.5 相似
压裂材料处理酸液类型15%HCl 15%HCl 15%HCl 相似胶液类型SRLG-1/2
0.3%羟丙基
硼交联胍胶
SRLG-1/2 国内相似滑溜水与胶液
混合比
62:38 62:38 84:44 较浅层小支撑剂
100目粉陶
40/70目覆膜陶
粒
30/50目覆膜陶
粒
100目粉陶
40/70目覆
膜陶粒
30/60目覆
膜陶粒
100目粉陶
40/70目覆膜陶
粒
30/50目覆膜陶
粒
相似
表1.1 深浅层页岩气压裂工程特征比较（续）
Continued from Table 1.1 Comparison of fracturing engineering characteristics in shallow
and deep shale gas reservior
参数明细威远Haynesville 涪陵对比情况
施工参数排量/（m³/min）12～14 11～13 12～18 较浅层低单段液量/m³1500～1800 1800 1500～2000 相似单段砂量/m³60～80 110 50～80 砂量多加砂方式段塞加砂连续加砂段塞加砂相似
1.2.2 国内外页岩可压性研究现状
1985年，Nelson等人[6]研究不同矿物对页岩水力压裂诱导裂缝发育的影响，发现影响裂缝发育的主要因素是石英含量。

2007年，Jarvie等人[7]研究发现页岩脆性系数的主要因素是石英含量。

2010年，Chong等人[8]研究发现可压性影响页岩在水力压裂的作用下产生的裂缝网络的复杂性，得出可压性是页岩气井评价的关键参数之一。

2011年，Breyery等人[9]认为页岩可压性受岩石的脆性和韧性决定的，通常用杨氏模量和泊松比来表征其脆韧性。

因此，国内外研究学者[10-16]发现，影响页岩可压性的因素主要是：页岩的矿物组分、天然和诱导裂缝、岩石的脆性、原地应力大小、地应力各向异性、成岩作用等。

1.2.3 国内外页岩气数值模拟研究现状
（1）数值模拟模型
国内外学者[17-21]建立双重介质模型，研究产能的影响因素。

2010年，Moridis[22]建立了页岩气藏的等效连续介质模型，该模型考虑多组分吸附及克林肯伯格效应和扩散的影响，把裂缝和基岩等效成单孔隙连续介质。

考虑到人工压裂形成的裂缝在形态和导流能力上与天然裂缝存在很大的差别，部分学者[23]提出采用多重介质（即基岩-小裂缝-大裂缝）模型对页岩气藏进行分析研究。

国内外学者[24-27]在建立多重介质模型时考虑页岩气的解吸-吸附渗流特征、应力敏感、滑脱效应，来研
究压力的瞬变特征和产能的影响因素。

在进一步研究过程中，国内外学者[28-31]发现离散裂缝网络模型更能准确描述实际的缝网。

（2）页岩气建模方法
①复杂裂缝系统模拟
国外学者[32,33]根据CMG软件，建立了页岩气藏压裂后压裂裂缝系统的方法（DK-LS-LGR方法）。

采用这种方法，模拟页岩气裂缝系统，能够实现页岩气在裂缝系统中的实际渗流特征。

②页岩气流动方式
页岩气藏中气体是以吸附或游离状态存在的，因此其流动方式一般分为以下几部分（如图1.1）：气体先进行解析，随后进入裂缝中；而随着解析的进行，会产生浓度梯度，进而产生了扩散效应；最终吸附气在压力的作用下渗流出来。

图1.1 页岩气藏流体流动方式
Fig. 1.1 The fluid flow of shale gas reservoir
页岩气储层的吸附一般为：瞬时吸附和随时间变化的吸附2种情况（如图1.2所示），瞬时吸附概念模型的吸附-解析过程是在基质和其相邻孔隙间的；时间依赖吸附概念模型的吸附-解析过程是基质和其相邻孔隙之间，相邻孔隙之间。

国内外学者[29]利用这两种吸附概念模型，研究了不同吸附类型对页岩气产能的影响，发现瞬时吸附概念模型产量高于时间依赖吸附概念模型，产生这种结果的原因是，瞬时吸附概念模型没有考虑基质间的扩散过程。

a.瞬时吸附概念模型
a. Immediate Adsorption Conceptual
Model
b.时间依赖吸附概念模型 b. Time - dependent adsorption conceptual model 图1.2 页岩气藏吸附类型
Fig. 1.2 The adsorption type of shale gas reservoir
1.2.4 国内外页岩气压裂效果评估研究现状
（1）测试压裂压降曲线分析法
国内外学者[30-40]利用小型压裂测试求取裂缝几何参数，利用G 函数确定闭合压力、滤失系数、断裂韧性、压裂液效率等。

（2）净压力拟合方法
国内外学者[41-43]利用压力拟合，分析经过压裂产生的裂缝的裂缝形态特征，同时可以获取地层参数，为压裂的成功实施起到指导作用。

1.2.5 存在的问题
关于深层页岩气压裂优化设计，国内外已经开展了一些研究，并成功地在现场进行了应用，但是该技术仍然存在以下问题：
（1）深层页岩气可压性受到高温高压的影响，岩石的脆塑性力学特性发生变化，可压性指标不同于常规页岩气，尚需完善；
（2）目前深层页岩气压裂成功率及有效率较低，压裂优化设计及压裂工艺参数尚需进一步优化。

1.3 主要研究内容
本文的主要研究内容包括：
（1）深层页岩气可压性评价
（2）深层页岩气产能影响因素分析及裂缝参数优化
（3）深层页岩气施工参数优化及压裂施工设计
（4）深层页岩气效果评估研究
1.4 研究技术路线
本文的技术路线如图1.3所示，主要分为四部分进行研究，第一部分深层页岩气可压性评价，通过建立可压性评价数学模型，借助灰色系统理论，将其应用于威远区块一口水平井中，最终获得深层页岩气可压性指标；第二部分深层页岩气裂缝参数优化研究，通过应用CMG软件建立深层页岩气概念模型，进行产能影响因素分析，借助正交试验分析方法，获得最优裂缝参数；第三部分深层页岩气施工优化设计研究，通过压裂软件Meyer建立裂缝扩展模型，基于最优裂缝参数，对施工参数进行优选，最后借助正交试验分析方法，综合分析施工参数，最终获得最优施工参数，进而获得推荐泵注程序；第四部分深层页岩气压裂效果评估研究，借助压裂软件定性的分析裂缝参数，再根据施工曲线进行压裂工艺效果评价。

图1.3 研究技术路线
Fig. 1.3 Technical roadmap in the paper
第2章深层页岩气可压性评价
国外相关学者在研究可压性[44]时，通常利用页岩的脆性矿物或岩石力学参数来表示，但是一般研究是采取单一因素方法进行的，不能完整的表现在压裂过程中页岩的综合特征。

然而国内在页岩可压性的研究方面起步较晚，相关方法也较少。

因此，结合国内外学者在可压性方面的研究，综合分析脆性矿物和岩石力学参数对深层页岩气可压性的影响，并提出其评价的数学模型。

本章选取威远区块一口井对其进行可压性评价。

2.1 深层页岩气压裂地质特征
2.1.1 深层页岩气压裂地质特征
（1）气藏特征
①气藏埋深
美国深度超过3500m获经济开发的三个区块具有面积较大、物性较好、日产气量均在1万方以上等特征。

在我国，川东南页岩气资源较为丰富，低于3500m 的浅层区域面积为2777km2，资源量1.5万亿方，3500m～4500m的深层区域面积为1132km2，资源量0.6万亿方，深层页岩气勘探开发有较大潜力。

图2.1为国内外代表性页岩气区块其平均埋深及日产气量，其中平均埋深单位为m，日产气量单位m3。

图2.1 国内外深层页岩气埋深及日产气量
Fig. 2.1 The depth and daily gas production of domestic and international deep shale gas
②地层温度
Haynesville埋深为3658m的储层温度为150~180℃，Cana Woodford埋深为4115m的储层温度为120~130℃，丁山埋深为4417m的储层温度109-151℃，南川埋深为4627m的储层温度140℃，威远埋深为3587m的储层温度113℃。

国内外深层页岩气储层温度如图2.2。

图2.2 国内外深层页岩气储层温度
Fig. 2.2 The reservoir temperature of domestic and international deep shale gas
③地层压力系数
压力对储层的影响主要体现在天然裂隙的发育程度和延伸方向的控制上，高地层压力系数可以增加含气页岩的孔隙度、含气量和表观脆性。

调研结果如图2.3，Haynesville埋深为3658m的地层压力系数为1.90，Cana Woodford埋深为4115m 的地层压力系数为1.58，丁山埋深为4417m的地层压力系数为1.55，南川埋深为4627m的地层压力系数为1.25，威远埋深为3587m的地层压力系数为1.96。

图2.3 国内外深层页岩气地层压力系数
Fig. 2.3 The formation pressure coefficient of domestic and international deep shale gas
④流体特征
Haynesville页岩生产的干气中C1的含量大于95%，CO2含量大于4.8%。

丁山储层中天然气以甲烷为主，摩尔百分含量为97.98%；乙烷为0.39%，丙烷及以上重烃组分含量为0.41%，CO2含量为1.09%，天然气压缩因子为0.9981，相对密度0.5692。

威远页岩气以甲烷为主，占比87.62%，乙烷为0.17%，氮气为11.97%。

（2）储层特征
①岩石组成特征
页岩中吸附气的含量、页岩气的开采一般受岩石矿物的影响，相关数据表明，粘土矿物一般对气体的吸附能力强；碳酸盐矿物和石英碎屑在气体吸附方面，表现的是对气体的吸附能力弱，但是它们会使岩石的脆性变大，表现出更易产生裂缝的特征，从而增大了页岩气的储集空间[45,46]。

调研国内外深层页岩气岩石组成特征如图2.4。

图2.4 国内外深层页岩气岩石组成数据
Fig. 2.4 The rock composition data of domestic and international deep shale gas
②含气性
含气性的影响因素[47,48]主要是有机质碳含量、有机质类型、热成熟度、粘土矿物含量、石英含量及保存条件。

对国内外深层页岩气进行调研，其有机质碳含量（TOC）、成熟度（Ro）和总含气量如表2.1。

表2.1 含气性数据
Table 2.1 The gas content data
区块埋深（m）TOC（%）R O（%）总气含量（m3/t）Haynesville 3200~3900 3~5 0.4~0.6 2.8~9.3
Cana Woodford 3200~4600 6~12 1.1~3.0 5.6~8.5 威远3782.7~4765 1.98~4.7 2.04~6.51 3.3~6.47
丁山4350~4367.5 0.19~6.13 1.85~2.23 2.33~6.23
③物性特征
低孔、特低渗是页岩气典型的储层物性特征。

调研国内外深层页岩气储层物性特征如表2.2。

表2.2 孔渗数据
Table 2.2 The porosity and permeability data
层位井段(m)
孔隙度(%) 渗透率(×10-3µm2)
最小最大平均最小最大平均
Haynesville 3200~3900 8 14 12 - - 0.1 Cana Woodford 3200~4600 5 8 - - - - 威远3782.7~4765 0.615 6.652 3.6526 0.000976 0.691032 0.064198 丁山4350~4367.5 1.22 7.12 5.81 0.0024 2.7207 0.1425
④裂缝特征
页岩储层中的裂缝一般为微裂缝，微裂缝的存在可以提高页岩气的产能，但同时使页岩气的开采变得更加复杂[49]。

对国内外深层页岩气进行调研，其裂缝发育特征如表2.3。

表2.3 裂缝发育特征
Table 2.3 The fracture characteristics
区块层理缝发育程度天然裂缝发育程度Haynesville 发育较少
Cana Woodford 发育充填缝较多威远发育局部裂缝发育
丁山发育局部裂缝发育
南川发育局部裂缝发育
（3）岩石力学特征
一般地应力的确定可以通过岩石弹性参数和岩石强度来确定[50]。

一般认为岩石的弹性模量大、泊松比小，表现为脆性大，容易形成网状裂缝。

实际上，脆性指数一般通过弹性模量和泊松比来计算，同时也可以利用岩石弹性参数判断页岩的脆、塑性，如图2.5所示。

图2.5 杨氏模量与泊松比交汇图[51]
Fig. 2.5 Young's modulus and poisson's ratio
调研国内外深层页岩气储层，根据岩石力学参数测试结果，获得地层弹性模量和泊松比如表2.4所示。

表2.4 岩石力学参数
Table 2.4 The rock mechanics parameters
区块弹性模量（GPa）泊松比Haynesville 13.78 0.27
Cana Woodford 34.45 0.18
威远33.84 0.237
丁山33.32~36.82 0.186
（4）地应力特征
在储层改造中，一般水力裂缝的形态受地应力特征决定，进而决定着增产效果的好坏[52]。

一般，水力裂缝沿与最小应力垂直方向扩展。

调研国内外深层页岩气储层，其地层应力参数如表2.5所示。

表2.5 地应力参数
Table 2.5 The in-situ stress parameters
井号井深(m)
地应力(MPa)/地应力梯度（MPa/100m)
上覆岩层压力水平最大主应力水平最小主应力
Haynesville 3200-3900 - 86.69/2.37 82.67/2.26 Cana Woodford 3200-4690 - 88.47/2.15 82.3/2.00 威远3609-4460 89.55/2.49 92.34/2.57 85.72/2.39 丁山4357.02-4357.20 106.36/2.44 83.51/1.92 78.20/1.80
2.1.2 深浅层页岩气压裂地质特征差异
通过大量国内外文献调研，对深浅层页岩气压裂地质特征（威远和涪陵储层）进行比较（如表2.6所示），发现主要差别是温度高、压力高，对应工程难度更大。

表2.6 深浅层页岩气压裂地质特征比较
Table 2.6 Geological characteristics of shale gas in shallow and deep reservoir 项目威远涪陵对比情况沉积环境深水陆棚沉积深水陆棚沉积相似
岩性含粉砂质碳质泥页岩为主灰黑色页岩、碳质页岩及灰黑色
泥岩、碳质泥岩为主
比较相似
储层厚度优质页岩63m，区域30-40m 黑色页岩64m，中下部优质页岩
38m
相近
地层倾角2～5° 2.4°相似
孔缝特征宏观裂缝局部发育宏观裂缝整体欠发育，且以充填
缝为主；微观裂缝发育，纳米级
有机孔为主，纹理发育；孔径
4-70nm，属于中-大孔；纹理层厚
5～160微米，密度6.61条/厘米。

-
脆性特征石英平均31.3%；长石17.1%；
白云岩3.8%、方解石4.7%
石英含量大于40%，优质段大于
50%
相近
孔隙度0.615-6.652%，平均3.6526% 1.17-7.98%，平均4.61%；
优质储层4.5～6%
偏小
渗透率9.76×10-4～0.69mD，平均
0.0642mD
0.0016～71.2699mD，平均0.16mD 偏小
表2.6 深浅层页岩气压裂地质特征比较（续）
Continued from Table 2.6 Geological characteristics of shale gas in shallow and deep
reservoir
项目 威远 涪陵 对比情况 干酪根 Ⅰ-Ⅱ1型 Ⅰ-Ⅱ1型 相似 Ro 2.04~6.51%
2.5% 偏大 TOC 0.57%～6.13%，平均2.55% 优质段0.57%～6.13%，平均
3.65% >3% 相似 含气量 3.3~6.47m 3/t
4.74～
5.69 m 3/t 相似 产气量 无阻流量21.3×104
m 3
/d
无阻流量20.3×104
m 3
/d
较大 储层埋深 3609～4460m
2377～2415m
埋深超出焦石坝近2000m 地层压力系数
1.78～1.96
1.5～1.55
压力系数高
2.2 可压性评价方法的建立
页岩可压性受多种因素影响[44]，包括热成熟度、含气性、石英含量、粘土含量、水平应力差异系数、天然裂缝发育情况、脆性指数和地层压力系数等。

本节在建立深层页岩气储层可压性评价方法时，综合考虑以上八个因素来研究。

（1）可压性评价的数学模型
上述八个影响因素具有不同单位和量纲，而且各影响因素的大小和有效范围也不同，为了综合考虑这八个因素来获取可压性指数，借鉴R.Rickman 等提出的脆性指数方法（弹性模量与泊松比归一化后均值），利用归一化思想的线性函数转化法处理上述各影响因素，使其统一映射到[0,1]区间上。

进而对归一化后的各个参数赋予权重并进行加权，得到一个无量纲量，即为可压性指数。

其数学计算公式为：
),3,2,1(,),,,,)(,,,,(1321
n 321n i f P f f f f P P P P FI n
i i i T n ===∑=（2.1）
式中，FI 为可压性指数，无量纲；P i 为页岩储层参数的归一化值，无量纲；f i 为储层参数的权重，无量纲；n 为参数的个数。

（2）确定权重
灰色关联度是灰色系统中多个因素关联性大小的量度，其大小直接反应了该系统中各因素对目标值的影响程度。

因此，借助灰色系统理论来求取权重。

第一步，确定分析数列。

设参考数列为X 0，记第1时刻的值为X 0（1），第2时刻的值为X 0（2），第k 时刻的值为X 0（k ）。

因此，参考序列X 0可表示为：
))(,),2(),1((0000n X X X X = （2.2）
比较序列为：
),),2(),1(()n (m 21X X X X i = （2.3）
第二步，变量的无量纲化。

灰色系统中各个因素的单位和量纲均不同，难以获得正确的可压性指数。

因此，为了保证结果的可靠性、正确性，首先需要对这些因素的数据进行无量纲化处理。

在对数据进行无量纲化处理时，借助MIN-MAX 标准化方法。

一般分为正向指标和逆向指标两种。

正向指标，即正相关，包括石英含量、天然裂缝发育程度、脆性指数、热成熟度、含气性、地层压力系数。

对于正向指标，取：
mn
mn mn
mn mn
X X X X x min max min --= （2.4） 逆向指标，即负相关，包括粘土含量、水平应力差异系数。

对于逆向指标，取：
mn
mn mn
mn mn X X X X x min max max --=
（2.5）
其中：
： 经过无量纲化后的数值； ：第n 个因素的值的最大值； ：第n 个因素的值的最小值。

第三步，计算关联系数。

)
()(max max )()()
()(max max )()(min min )(00000k X k X k X k X k X k X k X k X k i k
i
i i k
i
i k
i
i -+--+-=
ρρξ （2.6）
其中， 为分辨系数， 的值越小，表示分辨力也就越大，一般 的大小取值区间为（0,1），具体取值视情况而定。

一般情况下，取 =0.5，本节研究取 为0.5。

第四步，计算关联度。

()∑==
n
i i
i n
X X 1001,ξγ （2.7） 2.3 威远深层页岩气储层的可压性评价
2.3.1 计算威远深层页岩气储层的可压性指数
根据上述分析，对威远区块某一水平井各段进行可压性评价，其岩石力学参数如表2.7所示。

表2.7 水平井各段压裂地质参数
Table 2.7 The fracturing geological parameters of the horizontal well
井段
热成熟度/%
含气性/m 3
·t
石英含量/%
粘土含量/%
水平应力差异系数 天然裂缝发育情况 脆性指数/%
地层压力系数
16 2.896 5.018 27.400 30.100 0.051 0.239 51.690 1.694 15 2.880 5.174 29.700 31.200 0.098 0.272 52.385 1.821 14 2.997 5.438 28.800 42.200 0.085 0.283 52.821 1.939 13 3.476 4.798 27.400 24.800 0.083 0.219 53.410 1.895 12 2.642 4.609 25.700 34.600 0.093 0.299 51.100 1.567 11
2.478
6.055
25.500
33.500
0.091
0.205
49.247
1.471
表2.7 水平井各段压裂地质参数(续)
Continued from Table 2.7 The fracturing geological parameters of the horizontal well
井段热成熟
度/%
含气性
/m3·t
石英含
量/%
粘土含
量/%
水平应
力差异
系数
天然裂
缝发育
情况
脆性指
数/%
地层压
力系数
10 2.151 3.6708.20035.5000.0630.20448.763 1.404 9 2.758 6.38131.40051.3000.0880.23651.443 1.688 8 3.065 5.41930.70035.2000.0940.28754.882 1.770 7 3.373 4.39625.10027.2000.0700.21554.204 1.918 6 2.082 3.76118.70026.2000.0780.21248.438 1.439 5 2.184 3.78124.20031.6000.0570.20648.788 1.445 4 3.364 5.76332.60035.8000.0760.28852.937 1.742 3 2.658 4.66626.20031.5000.0560.22851.111 1.573 2 2.555 4.48425.50029.3000.0910.29050.950 1.495 1 2.295 4.10242.10026.3000.0990.20648.896 1.466
其中，利用经验赋值法来确定天然裂缝发育情况，借助测井数据及岩石力学试验获取该层段的裂缝发育情况，并对其裂缝发育情况赋值如表2.8所示[44]。

表2.8 裂缝发育情况对照表
Table 2.8 The growth level of fractures
裂缝发育情况不发育中等发育发育数值0.2 0.5 0.8
（1）确定分析数列。

比较序列为：
⎥⎥⎥
⎥
⎥⎥
⎥
⎥⎥⎦
⎤⎢⎢⎢
⎢⎢⎢⎢⎢
⎢⎣⎡=466.1896.48206.0099.03.261.42102.4295.2496.1950.50290.0091.03.295.25484.4555.2573.1111.51228.0056.05.312.26666.4658.2939.1821.52283.0085.02.428.28438.5997.2821.1385.52272.0098.02.317.29174.5880.2694.1690.51239.0051.01.204.27018.5896.2 mn
X （2）变量的无量纲化。

对比较序列进行无量纲化后得到的无量纲矩阵为：
⎥⎥⎥
⎥
⎥⎥
⎥
⎥⎥⎦
⎤⎢⎢⎢
⎢⎢⎢⎢⎢
⎢⎣
⎡=117.0071.0020.0000
.0943.0000.1159.0153.0170.0390.0908.0170.0830.0510.0300.0339.0316.0425.0253.0904.0747.0531.0367.0413.0000.1680.0837.0398.0343.0608.0652.0656.0779.0613.0714.0027.0758.0634.0555.0573.0543.0505.0373.0000.1800.0566.0497.0584
.0 mn
X （3）计算关联系数。

利用公式求得关联系数，如表2.9所示。

表2.9 水平井各段关联系数
Table 2.9 The correlation coefficient of the horizontal well
井段 热成熟度 含气性 石英含量 粘土含量 水平应力差异系数 天然裂缝发育情况 脆性指数 地层压力系数 16 0.546 0.499 0.536 0.714 1.003 0.444 0.502 0.522 15 0.539 0.529 0.578 0.674 0.340 0.637 0.563 0.694 14 1.000 0.590 0.560 0.432 0.416 0.754 0.610 1.000 13 1.000 0.461 0.536 1.000 0.425 0.372 1.000 0.859 12 0.455 0.433 0.508 0.575 0.364 0.993 0.460 0.418 11 0.411 0.806 0.505 0.604 0.374 0.337 0.364 0.363 10 0.345 0.333 0.333 0.553 0.675 0.333 0.345 0.333 9
0.493
1.000
0.613
0.333
0.393
1.000
0.484
0.516
表2.9 水平井各段关联系数（续）
Continued from Table 2.9 The correlation coefficient of the horizontal well
井段热成熟
度
含气
性
石英含
量
粘土含
量
水平应力差
异系数
天然裂缝发
育情况
脆性指
数
地层压力
系数
8 0.629 0.585 0.598 0.560 0.356 0.792 1.000 0.613 7 0.872 0.406 0.499 0.847 1.000 0.360 0.826 0.926 6 0.333 0.341 0.420 0.904 0.467 0.353 0.333 0.349 5 0.350 0.343 0.486 0.661 0.790 0.337 0.346 0.351 4 0.861 0.687 0.641 0.546 0.488 1.000 0.624 0.576 3 0.460 0.441 0.516 0.664 0.839 0.401 0.461 0.422 2 0.431 0.417 0.505 0.746 0.376 0.844 0.450 0.376 1 0.371 0.373 1.000 0.898 0.332 0.338 0.350 0.361
（4）计算关联度
按照各影响因素对可压性影响程度的差异，将其权重划分为表2.10。

表2.10 各因素的权重大小
Table 2.10 The propotion of each factor
储层参数热成熟
度
含气
性
石英含
量
粘土含
量
岩石脆性
指数
水平应力
差异系数
天然裂缝
发育情况
地层压力
系数
权重0.126 0.114 0.122 0.148 0.120 0.129 0.121 0.120
（5）计算可压性指数
根据构建的可压性评价数学模型，计算该水平井各井段的可压性指数，如表2.11所示。

表2.11 可压性指数
Table 2.11 Compressibility index
压裂段可压性指数压裂段可压性指数
1 0.324 9 0.449
2 0.467 10 0.192
3 0.499 11 0.349
4 0.72
5 12 0.477
5 0.304 13 0.653
6 0.252 14 0.628
7 0.701 15 0.588
8 0.660 16 0.612
2.3.2 可压性评价与分析
如果经过水力压裂形成了复杂的缝网，同时又获得了相当大的储层改造体积（SRV），则表示该页岩储层获得了高效开采，而页岩储层的可压性越好，表示该储层越容易获得高效开采[53]。

因此结合储层改造体积和可压性指数对深层页岩气储层进行可压性评价，并获得深层可压性评价指标。

（1）可压性评价指标
借助压裂软件，通过拟合现场实际施工曲线，计算出该井各段的SRV数据如表2.12所示。

表2.12 水平井各段的SRV数据
Table 2.12 The data of simulation reservoir volume
压裂段SRV（107m3）压裂段SRV（107m3）
1 1.325 9 1.630
2 1.652 10 0.998
3 1.792 11 1.409
4 2.027 12 1.725
5 1.318 13 1.966
表2.12 水平井井各段的SRV数据（续）
Continued from Table 2.12 The data of simulation reservoir volume 压裂段SRV（107m3）压裂段SRV（107m3）
6 1.038 14 1.904
7 1.980 15 1.841
8 1.945 16 1.863
由于储层改造体积在一定程度上反映压裂后的增产效果，因此，针对该井，结合可压性指数和SRV数据（如图2.6所示），建立深层页岩气可压性指标，为压裂设计提供依据。

图2.6 水平井各段对应的可压性指数和SRV
Fig. 2.6 The compressibility index and SRV for each segment of the horizontal well
从图2.6可以看出，SRV曲线变化的趋势基本和可压性指数变化的趋势吻合，进而可以看出各段的增产效果。

国内常规页岩储层可压性指标[53]为：可压性指数介于0~0.225之间，表示可压性程度较低，压裂效果差；可压性指数介于0.225~0.5之间，表示可压性程度一般，压裂效果较好；可压性指数介于0.5~0.8之间，表示可压性程度较高，缝网压裂效果明显。

由于深层页岩气储层异常高温高压的特征，导致其在相同可压性指数下，其压裂效果比常规页岩气差。

故综合分析，将可压
性程度分为三级：可压性指数介于0~0.35之间，表示可压性程度较低，压裂效果差；可压性指数介于0.35~0.55之间，表示可压性程度一般，压裂效果较好；可压性指数介于0.55~0.8之间，表示可压性程度较高，缝网压裂效果明显。

根据施工数据计算远井地层可压性指数平均为0.49，综合来看，该水平井储层可压性表现较好。

（2）可压性评价与分析
对该水平井各段的可压性指数与储层改造体积进行拟合，结果如图2.7所示。

图2.7 可压性指数与SRV的关系
Fig. 2.7 The relationship between compressibility index and SRV
从图2.7可以看出，R的平方值为0.9552，故可压性与储层改造体积存在明显的正相关性，且正相关系数较高，这表明该可压性评价方法具有良好的可行性、可信度。

由此，基本上对页岩储层可压性有了定量化的认识，根据可压性指数的大小在具体压裂设计时，为选择适当的压裂规模、压裂工艺、压裂材料提供了一定的指导依据。

比如，可压性指数越高，页岩脆性指数越高，在选择压裂工艺时可考虑单一滑溜水为主或加大混合压裂中滑溜水用量比例，规模及砂比上应适当加以控制，应尽可能利用低粘滑溜水开启更多的弱面缝或微裂隙，以达到扩大页岩储层改造体积的目的。