页岩储层的岩石力学特性

基金项目：
中国博士后科学基金项目（编号：２００９０４５１４２２）。

作者简介：
杨建，１９７８年生，工学博士；２００８年毕业于西南石油大学开发地质学专业；主要从事储层岩石力学、地应力及非常规天然气开发研究工作。

地址：（６１８３００）四川省广汉市中山大道南二段。

Ｅ－ｍａｉｌ：ｙ
２０００ｗ＠ｓｉｎａ．ｃｏｍ页岩储层的岩石力学特性
杨建　付永强　陈鸿飞　曾立新　李金穗
中国石油西南油气田公司采气工程研究院
杨建等．页岩储层的岩石力学特性．天然气工业，２０１２，３２（７）：１２－
１４． 摘　要　页岩储层岩石具有基质致密，
微裂隙、层理面发育，岩石性脆等非常规地质特征，其力学性质与一般的致密砂岩、碳酸盐岩相比具有一定的特殊性。

为探寻这一特殊的岩石力学性质，利用ＭＴＳ多功能岩石力学实验系统对取自四川盆地某区的Ｍ组页岩开展了三轴、单轴、巴西力学实验。

结果表明：页岩岩石三轴平均抗压强度为２６５．７５ＭＰａ
，平均杨氏模量为４．５９×１０４　
ＭＰａ，平均泊松比为０．２５，属于中硬地层；单轴垂向取样抗压强度（１５１．９２ＭＰａ
）是水平取样抗压强度（为６９．１８ＭＰａ）的２．２倍；页岩抗张强度较低，平均为２．９４ＭＰａ。

综合分析页岩储层脆性指数后认为，Ｍ组页岩属于脆性岩石，储层脆性指数均超过５０，有利于对页岩储层进行大型水力压裂；压裂应选择以滑溜水为主的体积压裂模式，压裂设计应遵循“大液量、大排量、高前置液比、小粒径支撑剂、低砂浓度”的原则。

关键词　四川盆地　页岩　储集层　岩石力学实验　特性　矿物组分　脆性指数　压裂 ＤＯＩ：１０．３７８７／ｊ
．ｉｓｓｎ．１０００－０９７６．２０１２．０７．００３１　页岩储层物性特征及矿物组分
１．１　页岩储层物性特征
四川盆地某区寒武系、
志留系发育多套黑色页岩层系，
其中Ｍ组页岩有机碳含量高，分布稳定，是一套高效烃源岩［１－
３］。

据取心资料分析结果，该组页岩储层
孔隙度分布在２％～５％，原地应力条件下测得基质渗
透率介于０．０１～０．００１ｍＤ级别或更低，但是由于页岩气藏受裂缝因素的影响，其局部渗透率可以达到较高的水平。

１．２　页岩岩石矿物成分
利用Ｘ射线衍射分析某区页岩气井Ｍ组取心资料，页岩矿物组分主要以石英矿物、黏土矿物及碳酸盐岩矿物为主，其中石英矿物含量占４３．４１％，黏土矿物含量占２２．５２％，碳酸盐岩矿物含量占１６．６７％。

黏土矿物中主要以伊利石、绿泥石为主（图１
）。

２　页岩岩石力学实验
２．１　力学实验条件
实验利用ＭＴ
Ｓ８１５型岩石力学实验仪，选取Ｍ图１　页岩储层岩石矿物成分分析结果图
组不含天然层理面、天然裂缝的基质岩心，采取垂直或平行层理面２种方式取样。

岩样加工成直径为２．５４
·
２１· 天　然　气　工　业 ２
０１２年７月
ｃｍ，长度为５．５０ｃｍ的柱状岩心，端面磨平，模拟储层温度、压力条件，进行三轴、单轴力学实验；岩样加工成直径为３．８０ｃｍ，长度为１．００ｃｍ的柱状岩心，端面磨平，进行巴西力学实验。

２．２　页岩三轴力学实验
选取Ｍ组不含天然层理面、天然裂缝的基质岩
心，平行于层理面加工实验样品。

通过三轴岩石力学实验，该页岩储层基质岩石，抗压强度分布在２５０～３００ＭＰａ，平均抗压强度为２６５．７５ＭＰａ，平均杨氏模量为４．５９×１０４　ＭＰａ，平均泊松比为０．２５（表１），三轴力学实验应力—应变曲线如图２所示。

表１　页岩三轴力学实验结果表
岩样编号
密度／
ｇ·ｃｍ－３
实验条件
温度／℃
上覆压力／
ＭＰａ
围压／
ＭＰａ
孔压／
ＭＰａ
实验结果
抗压强度／
ＭＰａ
杨氏模量／
１０４　ＭＰａ
泊松比
１０－０９－０１　２．６７０　８８　６６　５３　２５　２６６．２１８　３．６６２　０．１９５１０－０９－０２　２．６８８　８８　６６　５３　２５　２５６．７２４　３．５７６　０．２２２１０－０９－０３　２．６９０　８９　６８　５４　２５　２５０．０５３　５．５２５　０．３３１１０－０９－０４　２．６９４　８９　６８　５４　２５　２９０．０１４　５．５９９　０．２７２
图２　页岩三轴力学实验应力—应变曲线图
２．３　页岩单轴力学实验
选取Ｍ组岩石样品，采取平行、垂直层理面２种取样方式，其中水平取样２个，垂直取样３个，进行单轴抗压力学对比实验。

实验结果表明，水平方向取样的岩样平均杨氏模量为４．７０×１０４　ＭＰａ，抗压强度为６９．１８ＭＰａ，平均泊松比为０．２２７；垂直方向取样的岩样平均杨氏模量为２．９９×１０４　ＭＰａ，抗压强度为１５１．９２ＭＰａ，平均泊松比为０．１７５（表２）。

表２　页岩单轴力学实验结果表
样
号
取样
方式
密度／
ｇ·ｃｍ－３
抗压强度／
ＭＰａ
杨氏模量／
１０４　ＭＰａ
泊松比１垂向２．６２３　１３８．０７０　３．０４５　０．１４０２水平２．６１６　６８．９６４　６．１３６　０．２５６３垂向２．６２　１１７．３９６　２．３６８　０．１２８４垂向２．５３２　２００．３１２　３．５６８　０．２５７５水平２．５０８　６９．４０４　３．２５７　０．１９８２．４　页岩巴西力学实验
选取页岩基质岩石样品，通过实验测量，页岩样品抗张强度介于２～４ＭＰａ，平均为２．９４ＭＰａ（表３）。

表３　页岩巴西力学实验结果表
岩心编号样品直径／ｍｍ样品长度／ｍｍ抗张强度／ＭＰａ４８－０６　３７．５２　９．７３　３．２６
５１－０５　３７．６１　１１．３１　２．７０
５４－０８　３７．７５　９．４３　２．８６
３　实验结果讨论
通过对页岩储层岩石力学特征参数研究表明，页岩岩石力学性质与致密砂岩有相似之处。

四川盆地某区上三叠统须二段致密砂岩储层岩石力学实验结果表明，抗压强度平均为２３５．７５ＭＰａ，平均弹性模量为２．９４×１０４　ＭＰａ（２３个样品），与致密砂岩岩石样品对
·
３
１
·
第３２卷第７期 地　质　勘　探
比，页岩同样具有较高的三轴抗压强度及弹性模量，属于中硬地层。

页岩储层层理发育，
取样方式的不同对单轴抗压力学实验结果影响较大。

Ｍ组单轴岩石力学实验表
明，水平方向取样的岩样平均杨氏模量为４．７０×１０
４
ＭＰａ，抗压强度为６９．１８ＭＰａ
；垂直方向取样的岩样平均杨氏模量为２．９９×１０４　
ＭＰａ，抗压强度为１５１．９２ＭＰａ。

垂向抗压强度是水平向抗压强度的２．２倍，分析认为页岩储层本身水平层理面发育，
页岩岩性较脆，易顺层理面脆裂，导致水平方向取样抗压强度低。

通过岩石力学特征参数、
页岩脆性矿物成分含量结合测井数据，计算了川南某区块Ｘ井页岩Ｍ储层岩石脆性指数，Ｘ井拟改造段２　４４０～２　
５４０ｍ储层脆性指数都超过５０（图３）。

根据国外已有的页岩开发经验，岩石脆性与压裂液和支撑剂选取有重要联系，随着岩石脆性的增高，压裂液选择从交联压裂液逐步向滑溜水压裂液过渡，形成的裂缝也由双翼对称裂缝向复杂的网络裂缝过渡；在支撑剂的选取上，岩石脆性指数越高，
液体体积用量越大，支撑剂的用量越少，支撑剂浓度越低［
４－
７］。

图３　Ｘ井Ｍ组页岩岩石脆性剖面图
通过综合分析Ｘ井Ｍ组页岩储层岩石脆性情况，
该组岩石属于脆性岩石，压裂应选择以滑溜水为主的体积压裂模式，压裂设计原则应为“大液量、大排量、高
前置液比、小粒径支撑剂、低砂浓度”。

４　结论
１
）四川盆地Ｍ组页岩矿物组分主要以石英矿物、黏土矿物及碳酸盐岩矿物为主，其中石英矿物含量占４３．４１％，黏土矿物含量占２２．５２％，
碳酸盐岩矿物含量占１６．６７％。

黏土矿物中主要以伊利石、绿泥石为主。

２
）岩石三轴力学实验表明，页岩基质岩石抗压强度分布在２５０～３００ＭＰａ，平均抗压强度为２６５．７５
ＭＰａ
，平均杨氏模量为４．５９×１０４　
ＭＰａ，平均泊松比为０．２５，
属于中硬地层；单轴力学实验表明，水平方向取样的岩样抗压强度为６９．１８ＭＰａ，垂直方向取样的岩样抗压强度为１５１．９２ＭＰａ，两者相差２．２倍；巴西力学实验揭示，页岩抗张强度较低，平均为２．９４ＭＰａ。

３
）通过综合分析页岩储层脆性指数，表明四川盆地Ｍ组页岩属于脆性岩石，储层脆性指数均超过５０，压裂应选择以滑溜水为主的体积压裂模式，压裂设计应遵循“
大液量、大排量、高前置液比、小粒径支撑剂、低砂浓度”的原则。

参　考　文　献
［１
］方俊华，朱炎铭，魏伟，等．蜀南地区龙马溪组页岩气成藏基础分析［Ｊ］．特种油气藏，２０１０，１７（６）：４６－
４９．［２
］黄勇斌，李其荣，高贵冬，等．蜀南地区下古生界页岩气勘探潜力评价及区带优选［Ｊ］．天然气工业，２０１２，３２（增刊１）：２５－
２７．［３
］叶登胜，尹丛彬，蒋海，等．四川盆地南部页岩气藏大型水力压裂作业先导性试验［Ｊ］．天然气工业，２０１１，３１（４）：４８－５０．［４
］陈作，薛承瑾．页岩气井体积压裂技术在我国的应用建议［Ｊ］．天然气工业，２０１０，３０（１０）：３０－
３２．［５
］付永强，马发明，曾立新，等．页岩气藏储层压裂实验评价关键技术［Ｊ］．天然气工业，２０１１，３１（４）：５１－
５４．［６
］叶登胜，尹丛彬，蒋海，等．四川盆地南部页岩气藏大型水力压裂作业先导性试验［Ｊ］．天然气工业，２０１１，３１（４）：４８－５０．［７］ＺＡＨＩＤ　Ｓ，ＢＨＡＴＴＩ　Ａ　Ａ，ＫＨＡＮ　Ｈ　Ａ，ｅｔ　ａｌ．Ｄｅｖｅｌｏｐ
ｍｅｎｔｏｆ　ｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ　ｇａｓ　ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ：ｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎ　ｐｅｒｓｐｅｃｔｉｖｅ［Ｃ］∥ｐａｐｅｒ　１０７０５３ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ　ａｔ　ｔｈｅ　２００７ＳＰＥ　Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ　ａｎｄＯｐｅｒａｔｉｏｎｓ　Ｓｙｍｐｏｓｉｕｍ，３１Ｍａｒｃｈ－３Ａｐｒｉｌ　２００７，ＯｋｌａｈｏｍａＣｉｔｙ
，Ｏｋｌａｈｏｍａ，ＵＳＡ．Ｎｅｗ　Ｙｏｒｋ：ＳＰＥ，２００７．（修改回稿日期　２０１２－０５－２１　编辑　罗冬梅）
·
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０１２年７月
ｍａｒｋｅｒｓ．Ｏｎ　ｔｈｉｓ　ｂａｓｉｓ，ａ　ｓｅｑｕｅｎｃｅ　ｓｔｒａｔｉｇｒａｐｈｉｃ　ｆｒａｍｅｗｏｒｋ　ｉｓ　ｔｈｅｎ　ｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄ　ｆｏｒ　ｔｈｉｓ　ｓｔｕｄｙ　ａｒｅａ．Ｔｈｅ　ｌｏｗｅｒ　ｓｅｑｕｅｎｃｅ（Ｓｑ１）ｏｎｌｙｏｃｃｕｒｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｃｅｎｔｒａｌ　ｐａｒｔ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｆａｕｌｔ　ｄｅｐｒｅｓｓｉｏｎ　ｗｈｅｒｅ　ｓｅｍｉ－ｄｅｅｐ　ｌａｋｅ－ｆａｎ　ｄｅｌｔａ　ｆｒｏｎｔ　ｓｕｂｆａｃｉｅｓ　ａｒｅ　ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ，ｗｈｅｒｅ　ｑｕａｌｉｔｙ　
ｓｏｕｒｃｅｒｏｃｋｓ　ａｒｅ　ｄｏｍｉｎａｔｅｄ　ｂｙ　ｄａｒｋ　ｍｕｄｓｔｏｎｅｓ　ｗｉｔｈ　ｓｕｆｆｉｃｉｅｎｔ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎｓ　ｓｕｐｐｌｉｅｄ　ｔｏ　ｔｈｅ　ｏｖｅｒｌｙｉｎｇ　４ｔｈ　ｍｅｍｂｅｒ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｙｉｎｇｃｈｅｎｇ　
Ｆｏｒｍａ－ｔｉｏｎ．Ｉｎ　ｃｏｎｔｒａｓｔ，ｔｈｅ　ｕｐｐｅｒ　ｓｅｑｕｅｎｃｅ（Ｓｑ２）ｉｓ　ｂｒａｉｄｅｄ　ｒｉｖｅｒ　ｄｅｌｔａ　ｆｒｏｎｔ　ｓｕｂｆａｃｉｅｓ　ｗｉｔｈ　ｇｏｏｄ　ｐｏｒｏｐｅｒｍ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｆａｖｏｒａｂｌｅ　ｆｏｒ　ｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｏｆ　ｑｕａｌｉｔｙ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｆｉｎａｌｌｙ，ｔｗｏ　ｍｏｄｅｓ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｐｏｏｌｉｎｇ　ａｒｅ　ｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄ　ｆｏｒ　ｔｈｉｓ　ｓｔｕｄｙ　ａｒｅａ．Ｔｈｅ　ｆｉｒｓｔ　ｉｓ　ｔｈｅｌｏｗｅｒ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋ　ｗｉｔｈ　ｕｐｐｅｒ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｍｏｄｅ　ｉｎ　ｗｈｉｃｈ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　ａｒｅ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｕｎｄｅｒｌｙｉｎｇ　Ｓｈａｈｅｚｉ　Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ，ｆａｕｌｔｓ　ａｃｔ　ａｓ　ｍｉｇｒａｔｉｏｎｐａｔｈｗａｙｓ，ａｎｄ　ｓａｎｄｙ　ｃｏｎｇｌｏｍｅｒａｔｅ　＆ｖｏｌｃａｎｉｃ　ｒｏｃｋｓ　ａｒｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｆｏｒ　ｔｈｉｓ　ｋｉｎｄ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｐｏｏｌｉｎｇ　ｍｏｄｅ，ｔｈｅ　ｐｌａｙ　
ｆａｉｒｗａｙｓ　ａｒｅｌｏｃａｔｅｄ　ｉｎ　Ｘｉｎｇｃｈｅｎｇ，Ｘｕｄｏｎｇ　
ａｎｄ　Ｘｕｎａｎ　ａｒｅａｓ　ｗｉｔｈ　ｅｓｔｉｍａｔｅｄ　ｏｒｉｇｉｎａｌ　ｇａｓ　ｉｎ　ｐｌａｃｅ（ＯＧＩＰ）ｏｆ　４５ｂｉｌｌｉｏｎ　ｍ３
．Ｔｈｅ　ｏｔｈｅｒ　ｉｓ　ｔｈｅ　ｉｎｄｉｇｅ－ｎｏｕｓ－ｓｏｕｒｃｉｎｇ　ｍｏｄｅ　ｏｒ　ｔｈｅ　ｌｏｗｅｒ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋ　ｗｉｔｈ　ｕｐｐｅｒ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｍｏｄｅ　ｉｎ　ｗｈｉｃｈ　ｓｏｕｒｃｅ　ｒｏｃｋｓ　ａｒｅ　ｔｈｅ　ｄａｒｋ　ｍｕｄｓｔｏｎｅｓ　ｉｎ　Ｓｑ１ａｎｄ　ｒｅｓ－ｅｒｖｏｉｒｓ　ａｒｅ　ｍａｉｎｌｙ　ｔｈｅ　ｓａｎｄｙ　ｃｏｎｇｌｏｍｅｒａｔｅ　ｉｎ　Ｓｑ２．Ｆｏｒ　ｔｈｉｓ　ｋｉｎｄ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｐｏｏｌｉｎｇ　ｍｏｄｅ，ｔｈｅ　ｒｅｐｒｅｓｅｎｔａｔｉｖｅ　ｐｌａｙ　
ｆａｉｒｗａｙｓ　ｏｃｃｕｒｉｎ　ｔｈｅ　ＸＳ２２ｗｅｌｌｂｌｏｃｋ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｃｅｎｔｅｒ　ｏｆ　ｆａｕｌｔ　ｄｅｐ
ｒｅｓｓｉｏｎ　ｗｉｔｈ　ｔｈｅ　ｅｓｔｉｍａｔｅｄ　ＯＧＩＰ　ｏｆ　ａｂｏｕｔ　１０ｂｉｌｌｉｏｎ　ｍ３
．Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：Ｓｏｎｇｌｉａｏ　Ｂａｓｉｎ，Ｘｕｊｉａｗｅｉｚｉ　ｆａｕｌｔ　ｄｅｐｒｅｓｓｉｏｎ，Ｅａｒｌｙ　Ｃｒｅｔａｃｅｏｕｓ，ｓｅｑｕｅｎｃｅ　ｓｔｒａｔｉｇｒａｐｈｙ，ｓａｎｄｙ　ｃｏｎｇｌｏｍｅｒａｔｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｈｙ－ｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｐｏｏｌｉｎｇ　ｍｏｄｅ，ｓｙｓｔｅｍ　ｔｒａｃｔ，ｐｌａｙ　ｆａｉｒｗａｙＤＯＩ：１０．３７８７／ｊ
．ｉｓｓｎ．１０００－０９７６．２０１２．０７．００２Ｈｕａｎｇ　Ｗｅｉ，ｓｅｎｉｏｒ　ｇｅｏｌｏｇｉｓｔ，ｂｏｒｎ　ｉｎ　１９６４，ｉｓ　ｍａｉｎｌｙ　ｅｎｇａｇｅｄ　ｉｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｒｅｓｅｒｖｅ　ａｐｐｒａｉｓａｌ．Ａｄｄ：Ｄａｑｉｎｇ，Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ　１６３７１２，Ｐ．Ｒ．ＣｈｉｎａＥ－ｍａｉｌ：ｗｅｉｈｕａｎｇ
＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎＲｏｃｋ　ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｓｈａｌｅ　
ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓＹａｎｇ　Ｊｉａｎ，Ｆｕ　Ｙｏｎｇｑｉａｎｇ，Ｃｈｅｎ　Ｈｏｎｇｆｅｉ，Ｚｅｎｇ　
Ｌｉｘｉｎ，Ｌｉ　Ｊｉｎｈｕｉ（Ｇａｓ　Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｏｆ　Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ　Ｏｉｌ　＆Ｇａｓｆｉｅｌｄ　Ｃｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｇｕａｎｇ－
ｈａｎ，Ｓｉｃｈｕａｎ６１００８１，Ｃｈｉｎａ）
ＮＡＴＵＲ．ＧＡＳ　ＩＮＤ．ＶＯＬＵＭＥ３２，ＩＳＳＵＥ７，ｐｐ．
１２－１４，７／２５／２０１２．（ＩＳＳＮ１０００－０９７６；Ｉｎ　Ｃｈｉｎｅｓｅ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｓｈａｌｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ａｒｅ　ｆｅａｔｕｒｅｄ　ｂｙ　ｔｉｇｈｔ　ｍａｔｒｉｘ，ｗｅｌｌ－ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ　ｍｉｃｒｏ－ｆｉｓｓｕｒｅｓ　ａｎｄ　ｌａｍｉｎａｔｉｏｎｓ　ａｓ　ｗｅｌｌ　ａｓ　ｂｒｉｔｔｌｅｎｅｓｓ　ａｎｄ　ｔｈｅｉｒｐｅｃｕｌｉａｒ　ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ａｒｅ　ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ　ｆｒｏｍ　ｔｈｏｓｅ　ｏｆ　ｏｒｄｉｎａｒｙ　ｔｉｇｈｔ　ｓａｎｄｓｔｏｎｅｓ　ｏｒ　ｃａｒｂｏｎａｔｅｓ．Ｉｎ　ｖｉｅｗ　ｏｆ　ｔｈｉｓ，ｔｒｉａｘｉａｌ，ｕｎｉ－ａｘｉａｌ　ａｎｄ　Ｂｒａｚｉｌｉａｎ　ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ　ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｓ　ａｒｅ　ｐｅｒｆｏｒｍｅｄ　ｏｎ　ｓｈａｌｅ　ｓａｍｐｌｅｓ　ｆｒｏｍ　ｔｈｅ　Ｍ　Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｉｎ　ｏｎｅ　ａｒｅａ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ　ｂｙｕｓｅ　ｏｆ　ａｎ　ＭＴＳ　ｔｅｓｔ　ｓｙｓｔｅｍ．Ｔｈｅ　ｔｒｉａｘｉａｌ　ａｖｅｒａｇｅ　ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｖｅ　ｓｔｒｅｎｇｔｈ　ｉｓ　２６５．７５ＭＰａ，ｔｈｅ　ａｖｅｒａｇｅ　Ｙｏｎｇ＇ｓ　ｍｏｄｕｌｕｓ　ｉｓ　４５９００ＭＰａ，ａｎｄ　ｔｈｅ　ａｖｅｒａｇｅ　Ｐｏｉｓｓｏｎ　ｒａｔｉｏ　ｉｓ　０．２５，ｒｅｖｅａｌｉｎｇ　ｍｏｄｅｒａｔｅ　ｈａｒｄｎｅｓｓ．Ｔｈｅ　ｕｎｉａｘｉａｌ　ｖｅｒｔｉｃａｌ　ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｖｅ　ｓｔｒｅｎｇｔｈ（１５１．９２ＭＰａ）ｉｓ　２．２ｔｉｍｅｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ　ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｖｅ　ｓｔｒｅｎｇｔｈ（６９．１８ＭＰａ）．Ｔｈｅ　ｔｅｎｓｉｌｅ　ｓｔｒｅｎｇｔｈ　ｏｆ　ｓｈａｌｅｓ　ｉｓ　ｒｅｌａｔｉｖｅｌｙ　ｌｏｗ，ａｖｅｒａｇｉｎｇ　ａｔ　２．９４ＭＰａ．Ｔｈｅ　ｃｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅ　ａｎａｌｙｓｉｓ　ｏｆ　ｓｈａｌｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｂｒｉｔｔｌｅｎｅｓｓ　ｒｅｖｅａｌｓ　ｔｈａｔ　ｔｈｅ　Ｍ　Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｓｈａｌｅｓ　ｂｅｌｏｎｇ　ｔｏ　ｒｏｃｋｓ　ｗｉｔｈ　ｂｒｉｔｔｌｅｎｅｓｓ　ｉｎｄｅｘｏｖｅｒ　５０，ｂｅｉｎｇ　ｆａｖｏｒａｂｌｅ　ｆｏｒ　ｈｙｄｒａｕｌｉｃ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ．Ｔｈｅ　ｖｏｌｕｍｅｔｒｉｃ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｍｏｄｅ　ｗｉｔｈ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｄｏｍｉｎａｔｅｄ　ｂｙ　ｓｌｉｃｋ　ｗａｔｅｒｓｈｏｕｌｄ　ｂｅ　ｓｅｌｅｃｔｅｄ　ｆｏｒ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｏｐｅｒａｔｉｏｎ．Ｔｈｅ　ｄｅｓｉｇｎ　ｏｆ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｓｈｏｕｌｄ　ｆｏｌｌｏｗ　ｔｈｅ　ｐｒｉｎｃｉｐｌｅｓ　ｏｆ＂ａ　ｌａｒｇｅ　ｖｏｌｕｍｅ　ｏｆ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕ－ｉｄ，ｌａｒｇｅ　ｄｉｓｃｈａｒｇｅ　ｃａｐａｃｉｔｙ，ａ　ｈｉｇ
ｈ　ｐａｄ　ｆｌｕｉｄ　ｒａｔｉｏ，ｓｍａｌｌ　ｓｉｚｅｓ　ｏｆ　ｐｒｏｐｐａｎｔ　ｇｒａｉｎｓ，ａｎｄ　ａ　ｌｏｗ　ｓａｎｄ　ｃｏｎｔｅｎｔ＂．Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｂａｓｉｎ，ｓｈａｌｅ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｒｏｃｋ，ｒｏｃｋ　ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ　ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，ｆｅａｔｕｒｅ，ｍｉｎｅｒａｌ　ｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ，ｂｒｉｔｔｌｅｎｅｓｓ　ｉｎｄｅｘ，ｆｒａｃ－ｔｕｒｉｎｇ
ＤＯＩ：１０．３７８７／ｊ
．ｉｓｓｎ．１０００－０９７６．２０１２．０７．００３Ｙａｎｇ　Ｊｉａｎ，ｂｏｒｎ　ｉｎ　１９７８，ｉｓ　ｍａｉｎｌｙ　ｅｎｇａｇｅｄ　ｉｎ　ｒｅｓｅａｒｃｈ　ｏｆ　ｒｏｃｋ　ｍｅｃｈａｎｉｃｓ，ｅａｒｔｈ　ｓｔｒｅｓｓ　ａｎｄ　ｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ．Ａｄｄ：Ｓｏｕｔｈ　Ｓｅｃ．２，Ｚｈｏｎｇｓｈａｎ　Ｓｔｒｅｅｔ，Ｇｕａｎｇｈａｎ，Ｓｉｃｈｕａｎ　６１８３００，Ｐ．Ｒ．ＣｈｉｎａＥ－ｍａｉｌ：ｙ
２０００ｗ＠ｓｉｎａ．ｃｏｍＤｉａｇｅｎｅｓｉｓ　ａｎｄ　ｄｉａｇｅｎｅｔｉｃ　ｆａｃｉｅｓ　ｏｆ　ｔｉｇ
ｈｔ　ｓａｎｄｓｔｏｎｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　８ｔｈ　
ｍｅｍｂｅｒ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｓｈｉｈｅｚｉ　Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ，ｓｏｕｔｈｅｒｎＳｕｌｉｇ
ｅ　Ｇａｓ　ＦｉｅｌｄＸｕ　Ｌｅｉ　１，Ｙｕ　Ｘｉｎｇｈｅ１，Ｙａｎｇ　
Ｙｏｎｇ２，Ｌｉ　Ｓｈｕｎｌｉ　１，Ｔｉａｎ　Ｑｉａｎｑｉａｎ１，Ｚｈｏｕ　Ｙｕｅ１
·００１·　Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，Ｖ
ｏｌ．３２，Ｉｓｓｕｅ　７，２０１２。