四川威远地区页岩储层可压性评价方法研究
威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素分析
威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素分析威远地区是四川盆地页岩气资源非常丰富的地区之一，页岩气水平钻井井壁稳定性是页岩气开发中一个重要的问题。
本文将对威远地区页岩气水平钻井井壁稳定的影响因素进行分析，以期为页岩气开发提供参考。
一、地质条件威远地区处于四川盆地西北缘，地处成都、绵阳、广元三市的交汇处，其地质构造以隆起为主。
该地区的页岩气储层主要分布在下侏罗统和中侏罗统地层，页岩气储层岩性为泥页岩和页岩，孔隙度较小，渗透率较低。
受地质构造和构造运动的影响，地下应力复杂，存在较大的地应力梯度，这是影响井壁稳定性的主要地质因素之一。
三、钻井液性能钻井液在水平钻井中起着非常重要的作用，其性能直接影响到井壁的稳定性。
在威远地区页岩气水平钻井中，由于地层的特殊性，通常会选择高密度、高黏度的钻井液，以增加井壁支撑力和稳定性。
还需要加入一定的井壁保护剂和抑制剂，以减小井壁的侵蚀和破坏，提高井壁的稳定性。
四、施工工艺水平钻井的施工工艺对井壁稳定性也有很大的影响。
在威远地区进行页岩气水平钻井时，需要选择合适的钻具和施工工艺，以减小地下应力的影响和地质构造的影响，提高井壁的稳定性。
还需要对井眼进行定向和轨迹控制，以保证钻井的顺利进行和井壁的稳定性。
五、温度和压力在页岩气水平钻井中，地层的温度和压力也是影响井壁稳定性的重要因素。
在威远地区，由于地层深度较大，地温和地压较高，这就对钻井液的性能和钻具的选择提出了更高的要求。
还需要加强对井眼周围地层的分析和评价，以确定井壁稳定的技术措施和支撑材料。
威远地区页岩气水平钻井井壁稳定的影响因素包括地质条件、井筒结构、钻井液性能、施工工艺和温度压力等多个方面。
针对这些影响因素，需要选择合适的技术措施和支撑材料，以保证页岩气水平钻井的顺利进行和井壁的稳定性。
希望本文的分析能为威远地区页岩气开发提供一定的参考和指导。
考虑断裂韧性影响的页岩气储层可压性评价方法
考虑断裂韧性影响的页岩气储层可压性评价方法张辰庆; 许江; 彭守建; 闫发志; 吴斌; 岳雨晴【期刊名称】《《煤田地质与勘探》》【年(卷),期】2019(047)005【总页数】7页(P131-137)【关键词】页岩气储层; 可压性评价; 脆性指数; 断裂韧性; 裂缝发育指数; 龙马溪组; 四川焦石坝【作者】张辰庆; 许江; 彭守建; 闫发志; 吴斌; 岳雨晴【作者单位】重庆大学煤矿灾害动力学与控制国家重点实验室重庆400044; 重庆大学复杂煤层气瓦斯抽采国家地方联合工程实验室重庆400044【正文语种】中文【中图分类】TE321页岩气是一种清洁、高效的能源和化工原料，我国的页岩气可采储量达36万亿m3，这个数值大约为可采常规天然气的1.6倍[1]。
由于页岩气储层十分致密，属于低孔、低渗–超低渗储层，90%以上的页岩气井都必须经过压裂改造才能产生可观的经济效益[2-4]。
因此，页岩储层的可压性评价对于预测储层改造效果，合理选择压裂段及预测经济效益有着非常重要的意义。
目前，在页岩储层的可压性评价研究方面，R. Rickman等[5]采用综合考虑弹性模量、泊松比影响的页岩脆性指数表征页岩储层对压裂改造的响应程度，该方法是页岩可压性评价的普遍思路。
但在实际应用中却发现脆性指数高的地层，其压裂改造效果却出现较差的情况[6-7]，这表明虽然脆性指数对储层可压性的影响较大，但仅从脆性指数角度判断页岩气储层可压性并不全面。
袁俊亮等[8]在R. Rickman提出的脆性指数基础上，将断裂韧性对裂缝延伸的影响纳入考量，创新性提出了可压性指数的概念。
但其存在用脆性指数[9-10]、断裂韧性对可压性影响的量化表征和物理意义不充分且未经验证等问题。
因此，笔者基于前人的研究思路和认识，将断裂韧性对可压性的影响及物理意义进行完善，并与脆性指数相结合，进而定义裂缝发育指数，并通过测井资料与微震监测数据加以验证，以期为准确评价页岩储层可压性提供思路。
页岩气储层可压裂性评价技术
页岩气储层可压裂性评价技术随着全球对清洁能源的需求不断增加，页岩气作为一种非常规天然气资源，逐渐受到了广泛。
页岩气储层具有巨大的储量和生产潜力，但其开采和生产过程涉及到复杂的工程技术和地质因素。
为了提高页岩气储层的开采效率，本文将探讨页岩气储层可压裂性评价技术的重要性及研究进展。
页岩气储层是一种非常规天然气储层，主要分布在盆地内沉积岩层中。
这些储层通常具有较低的孔隙度和渗透率，因此需要进行压裂作业以提高产能。
可压裂性评价技术是指通过对储层特性进行分析，评估其是否适合进行压裂作业以提高产能的技术。
页岩气储层具有一些特殊性质，如多孔性、裂缝性等。
多孔性是指储层中存在许多纳米级孔隙，这些孔隙是页岩气的主要存储空间。
裂缝性是指储层中存在天然裂缝或岩石断裂，这些裂缝可以为页岩气提供运移通道和存储空间。
这些特点对可压裂性评价技术具有重要影响，因为它们将直接影响压裂作业的效果和产能。
可压裂性评价技术主要包括岩芯实验和数值模拟两种方法。
岩芯实验是通过钻取储层中的岩石样品，在实验室进行压裂实验，观察储层的压裂特性和反应。
这种方法可以较为准确地模拟实际压裂作业过程中的情况，从而对储层的可压裂性进行评价。
但是，岩芯实验成本较高，需要大量的时间和人力。
数值模拟是通过计算机模型对储层进行模拟压裂，以评估其可压裂性和产能。
这种方法可以通过调整模型参数来模拟不同条件下的压裂作业，具有较高的灵活性和成本效益。
但是，数值模拟需要依赖一定的假设和简化，其准确性和可靠性受到一定限制。
在实际应用中，页岩气储层可压裂性评价技术已经得到了广泛的应用。
例如，在北美地区的页岩气田，通过可压裂性评价技术对储层进行评估，可以有效地指导压裂作业和提高产能。
在国内，该技术也逐渐得到了重视和应用，例如在川渝地区的页岩气田，通过可压裂性评价技术的运用，成功地提高了产能和开采效率。
页岩气储层可压裂性评价技术对于提高页岩气田的开采效率和产能具有重要意义。
本文介绍了该技术的相关概念、方法和实践经验，并指出了该技术在应用过程中需要注意的问题和未来的发展方向。
一种描述页岩储层可压性的简易评价方法
Ｋｉｍｉｎ＝（ＤＥＮ＋ＦＰＧ）／２×Ｈ 或 △Ｋｉ＝（ＤＥＮ－ＦＰＧ）／（ＤＥＮ＋ＦＰＧ）。 式中：ＦＰＧ－ 页 岩 储 层 的 地 层 孔 隙 流 体 压 力 梯 度， ＭＰａ／１００ｍ；
ＤＥＮ－页岩储层上覆地层岩石密度，ｇ／ｃｍ３； Ｈ－页岩储层垂深，１００ｍ 或 ｈｍ； Ｋｉｍａｘ－页岩储层最大水平地应力，ＭＰａ； Ｋｉｍｉｎ－页岩储层最小水平地应力，ＭＰａ； Ｋｉ－页岩储层水平地应力差异系数，无量纲。 ２．２ 实现方法 具体实现方法、步骤主要包括：收集待评价井资料、 确定页岩储层及其中部垂深 Ｈ、确定页岩储层的地层 孔隙流体压力梯度 ＦＰＧ等（图１）。
２０１８年０７月
江 汉 石 油 职 工 大 学 学 报
ＪｏｕｒｎａｌｏｆＪｉａｎｇｈａｎＰｅｔｒｏｌｅｕｍ ＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＳｔａｆｆａｎｄＷｏｒｋｅｒｓ
第３１卷 第４期
一种描述页岩储层可压性的简易评价方法
石文睿１，冯爱国２，陈四平２，谭 判２
（１．油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川 成都 ６１０５００； ２．中石化江汉石油工程有限公司，湖北 潜江 ４３３１２３）
蒋廷学等专家认为，脆性指数是评价页岩可压性的 基础，国外的脆性指数研究只局限于近井筒参数。为了 更全面地表征页岩 的 可 压 性，以 压 裂 施 工 参 数 为 基 础， 他们从能量的角度提出了一种新的页岩脆性指数综合 评价方法，并建立了地质参数与工程参数有机结合的可 压性指数综合模型，同 时 应 用 归 一 化 方 法，建 立 了 利 用 等效支撑剂量与等效压裂液量的比值表征可压性指数 的新模型。应用实例表明，采用该方法计算的脆性指数 及可压性指数与压后产气效果关联度较强，能够准确反 映裂缝的延伸性，并具有较高的可信度和现场实用性。
四川盆地威远地区龙马溪组页岩储层上下亚段脆性差异
６０
看 来 ．四川Ｉ地 区龙 马溪 组沉 积 以浅水 陆棚 相 为主 ，从 西
向东沉 积相 类 型依 次为 古 隆起 、泥质 浅水 陆棚 、泥 质 深 水 陆棚 、砂 泥质 浅水 陆棚 、泥 质浅 水 陆棚 。
、籁 咖瞧
∞ ∞
加
Ｏ 伊利石
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伊，蒙
绿泥石
ｂ 龙 一 段 与 龙 二 段 黏 土 矿 物 质 量 分 数 对 比
ｆ Ｅ：
１
△ ＼ ＺＸＹｓ—ＡＴ ／
（５）
的 脆 性 指 数 。
ｆ旦 １
删 磕纛
式中：△ｒ ，ｐ，△ 分别表示纵 、横波时差 ，Ｉｘｓ。ｉｎ～； 为体积
…） 密度 ，ｇ／ｅｍ 。
式 中 ：Ｅ为 弹性模 量 ，ＧＰａ；ＰＲ为 泊松 比。
岩 石 矿物 分析 表 明 。石英 、方 解石 和伊 利 石是 主 要
根 据工 区钻 遇地 层 情 况 ，结 合 取 心 、测 井 、地 震 等 资料 ，将 龙 马溪组 划分 为龙 马 溪组一 段 （３ ６１２～３ ７０３ ｍ）、龙 马溪组 二 段 （３ ２５１～３ ６１２ ｍ）（以下简 称 龙 一段 、 龙 二 段 ）。
ｘ 射 线衍 射 分 析 龙一 段 和 龙 二段 的样 品可 知 ．页 岩 样 品矿 物组 分 以石英 矿物 和黏 土矿 物为 主 ．含 有部 分 的碳 酸盐 岩及 少 量长石 和 黄铁 矿 （见 图 ２）。
ｘ射 线衍 射分 析研 究 区龙 马溪 组 龙一 段 、龙 二段 的取心 资料 （见 图 ２ａ），根 据 Ｊａｒｖｉｅ Ｅｍ 脆性 计算 式 ：
朋 赢
（１）
式 中 ：Ｂቤተ መጻሕፍቲ ባይዱＩＴ为 岩 石 脆 性 指 数 ； 为矿 物 质 量 分 数 ，％ ；
应用测井资料评价四川盆地南部页岩气储层
应用测井资料评价四川盆地南部页岩气储层一、本文概述本文旨在通过详细分析和评价四川盆地南部地区的页岩气储层，探讨测井资料在该地区页岩气勘探和开发中的应用。
四川盆地作为中国重要的能源产区，其南部地区蕴藏着丰富的页岩气资源，具有巨大的开发潜力。
然而，由于页岩气储层的复杂性和非均质性，如何准确评价储层特性，提高页岩气勘探成功率，一直是业界关注的焦点。
本文将首先介绍四川盆地南部地区的地质背景，包括地层结构、岩性特征以及页岩气储层的基本属性。
在此基础上，本文将重点论述测井资料在评价页岩气储层中的关键作用，包括测井方法的选择、数据处理和分析技术，以及如何利用测井资料来评估储层的物性参数（如孔隙度、渗透率）、含气性、岩石力学特性等。
通过深入剖析实际测井资料，本文将展示测井技术在识别页岩气储层、评价储层质量以及预测产能等方面的应用效果。
本文还将探讨当前测井技术在评价页岩气储层中存在的挑战和局限性，以及未来可能的研究方向和技术创新点。
本文将总结测井资料在四川盆地南部页岩气储层评价中的实际应用价值和潜力，为页岩气勘探和开发提供有益的技术支持和参考。
通过本文的研究，期望能够为四川盆地南部乃至更广泛区域的页岩气勘探和开发工作提供有益的指导和借鉴。
二、四川盆地南部页岩气储层地质背景四川盆地南部位于我国西南地区，是我国重要的能源基地之一。
该区域具有复杂的构造背景和丰富的沉积历史，为页岩气的形成和聚集提供了良好的地质条件。
四川盆地南部页岩气储层主要发育于中生代和新生代地层中，以海相沉积为主，夹杂有少量的陆相沉积。
地质上，四川盆地南部经历了多期的构造运动和沉积作用，形成了多套烃源岩和储集层。
其中，下志留统龙马溪组和上奥陶统五峰组是页岩气的主要储集层位。
这两套地层厚度大、分布稳定，且富含有机质，为页岩气的生成提供了充足的烃源。
储层的物性特征是评价页岩气储层的关键参数。
四川盆地南部页岩气储层具有低孔、低渗的特点，储集空间以纳米级孔、缝和微裂缝为主。
页岩纹层结构分类与储集性能差异——以四川盆地龙马溪组页岩为例
第39卷第2期2021年4月Vol.39No.2Apr.2021沉积学报ACTA SEDIMENTOLOGICA SINICA页岩纹层结构分类与储集性能差异——以四川盆地龙马溪组页岩为例华柑霖1，2，吴松涛2，3，邱振2，荆振华2，4，徐加乐2，5，管墨迪2，61.中国地质大学（北京）能源学院，北京1000832.中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心，北京1000833.中国石油天然气集团公司油气储层重点实验室，北京1000834.北京大学地球与空间科学学院，北京1000005.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛2665806.中国科学院大学地球与行星科学学院，北京100049摘要纹层结构研究对页岩系统储层有效性评价具有重要意义。
以四川盆地海相志留系龙马溪组页岩为例，综合利用成像测井、光学显微镜、场发射扫描电镜、孔隙度测定、氮气吸附及含气量测试等方法，明确了龙马溪组不同尺度纹层结构特征，评价了不同纹层结构储集性能的差异。
龙马溪组发育水平等厚纹层结构—中粗纹层组合、水平—小型波状纹层结构—中粗纹层组合、水平不等厚纹层结构—薄纹层组合及块状无纹层组合；纹层成分主要为包括石英、碳酸盐、有机质与黏土矿物的三类组合，碳酸盐纹层的有机质孔隙和无机质孔隙相对发育；纹层状页岩与块状泥岩在孔隙类型、孔隙体积、有机质丰度及含气量等方面具有明显差异。
总体来看，中粗纹层组合页岩储层性质优于薄纹层组合页岩优于块状泥岩，是龙马溪组优先勘探的目标。
下一步研究应重点加强纹层结构形成的水动力学背景、对有机质富集及储层可改造性等方面的影响。
相关认识可为深化四川盆地龙马溪组有利储层优选与评价提供重要的参考和技术支持。
关键词页岩油气；非常规；纳米孔；有机质富集；细粒沉积第一作者简介华柑霖，女，1996年出生，博士研究生，储层地质学，E -mail:*****************通信作者吴松涛，男，高级工程师，E -mail:*******************.cn 中图分类号P618.13文献标志码A0引言作为“进源勘探”的目标，黑色泥页岩系统因占全球油气储量的90%以上，成为勘探家与地质学家关注的重点[1-6]。
页岩储层可压性分析研究
第50卷第2期辽 宁化工2021 年 2 月_________________________________Liaoning Chemical IndustryVol. 50, No. 2 February, 2021页岩储层可压性分析研究黄宇飞(长江大学地球科学学院，湖北武汉430100 )摘要：页岩气作为一种非常规油气资源，目前已成为我国油气藏所开发的重点。
然而受到页岩储层低孔超低渗透物性特征的影响，页岩气的经济开采必须依靠水平钻井与压裂改造才能实现。
基于页岩气储层的主要物理性质，以现有的储层可压性的各类评价指标，从地质可压性、体积可压性两方面入手，提出一套计算页岩气储层可压性的评价方法，并结合现场X井的数据进行页岩气藏可压性的实例计算，判断其可靠性。
关键词：页岩气；储层；可压性；评价方法中图分类号：TE121.1 文献标识码：A 文章编号：1004-0935 (2021 ) 02-0262-03中国存在页岩气发育的良好地质条件，根据地 质类比法研究和资源量初步估算，中国拥有与美国 大致相同的页岩气资源量m。
因此，作为一个石油 对外依存度超过50%的国家，我国应该从美国页岩 气革命成功的经验中获得启示，即重视页岩气工业 的发展，建立一套成熟完整的开发体系。
与美国相 比，我国的页岩气工业发展还处于早期阶段，目前 存在的主要问题之一就是基础理论和实验研究的环 节比较薄弱。
侯冰等121认为可压裂性（Fracability)是页岩气藏储层具有的能够被有效压裂从而增加产 能的性质，是表征压裂难度和能否达到预期的压裂 效果的参数。
赵金洲等将页岩气藏储层可压性描述 为在相同的压裂技术T艺下，储层中形成复杂缝网 并且获得足够大的储层改造体积（SRV)的可能性，以及产生较高经济效益的能力。
两者的描述虽然略 有不同，但有两个主要共同点：1 )可压性好的页岩 气储层易于形成复杂的裂缝网络，压裂难度低；2) 可压性好的页岩易于实现大范围的改造体积，压裂 影响空间大，压裂效果好，产能高，带来巨大的经 济效益。
四川盆地威远地区龙马溪组页岩储层特征
四川盆地威远地区龙马溪组页岩储层特征邵艳;李卓文【摘要】基于威远地区龙马溪组的大量测录井和分析测试资料,从泥页岩的地球化学特征、岩石学特征、储层物性特征和含气性特征4个方面对龙马溪组页岩气储层进行研究.结果表明:威远地区龙马溪组有机质丰度较高,平均为2.72％;有机质类型以Ⅰ型为主,成熟度较高,达到热裂解生干气阶段;泥页岩埋藏深度适中,厚度较大,达到页岩气成藏的基本条件;页岩中黏土矿物质量分数适中,脆性矿物质量分数高,平均可达59.6％,具有高脆性、低泊松比和高杨氏模量的特征,满足页岩可压裂性评价指标;储层中广泛发育黏土矿物转化缝、次生溶蚀孔隙和残余粒间原生孔隙等储集空间,受分辨率的限制和未进行离子抛光,故未见到大量的有机质孔隙,孔隙度平均值为6.06％,其中充气孔隙度平均值为2.7％,渗透率受微裂缝的影响较大,分布范围较广;储层含气量高,均大于2 m3/t的标准,最高可达13.016m3/t,其中游离气占70％～80％.综合研究认为,威远地区龙马溪组页岩为优质页岩气储层段,适合大规模开发.【期刊名称】《地质学刊》【年(卷),期】2016(040)004【总页数】7页(P624-630)【关键词】页岩气;储层特征;龙马溪组;威远地区;四川盆地【作者】邵艳;李卓文【作者单位】长江大学地球科学学院,湖北武汉430100;长江大学地球科学学院,湖北武汉430100【正文语种】中文【中图分类】P618.130.2+1页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离态为主要存在方式的天然气聚集(张金川等，2004)。
在页岩气藏中，泥页岩集烃源岩、储集层和盖层于一体，优质烃源岩不一定能形成经济的页岩气藏，其含气量受到泥页岩的有机质丰度和类型、黏土矿物含量、孔隙和裂缝发育程度以及温度和压力的控制(李玉喜等，2011)。
另外，页岩的孔隙度和渗透率较低，其有利目标的选择必须考虑资源量和储层易压裂性之间的匹配关系(张林晔等，2009)。
四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议
四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议位云生 齐亚东 贾成业 金亦秋 袁贺中国石油勘探开发研究院摘 要 位于四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区范围内的威远页岩气田（以下简称威远区块），同一平台上气井的生产动态特征存在着较大的差异，目前对于其页岩气井产气量的主控因素和开发工艺措施的有效性认识尚不明确。
为此，以威远区块PT2平台的6口水平井为例，针对气井生产动态存在的差异，从钻遇优质页岩段的长度、水平段轨迹倾向、压裂段长度、改造段数、加砂量及井底积液等方面进行分析，明确了影响威远区块页岩气水平井产气量的主要因素，进而提出了有针对性的开发措施建议。
研究结果表明：①优质页岩段钻遇长度是气井高产的物质地质保障，水平压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是主要的工程因素；②页岩气井生产早期均为带液生产且水气比较大，当产气量低于临界携液流量时，井底积液对产气量和井口压力的影响不容忽视；③建议低产井应采用小油管生产（油管内径小于等于62 mm），对于上半支低产井，应及早采取橇装式排水采气工具和措施以释放气井产能，而对于下半支低产井，则应放压生产，防止井底过早积液。
关键词 页岩气 产量主控因素 生产动态 临界携液流量 开发措施 四川盆地 长宁—威远国家级页岩气示范区 威远页岩气田DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.01.009Production performance of and development measures fortypical platform horizontal wells in the Weiyuan Shale Gas Field, Sichuan BasinWei Yunsheng, Qi Yadong, Jia Chengye, Jin Yiqiu & Yuan He(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China) NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 1, pp.81-86, 1/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: The Weiyuan Shale Gas Field (hereinafter, "Weiyuan Block" for short) is located in the Changning–Weiyuan National Shale Gas Demonstration Region, Sichuan Basin. In the Weiyuan Block, gas wells even on the same platform are quite different in production performance. And so far, the main factors controlling the gas production rate of shale gas wells in this block and the effectiveness of their development technologies and measures have not been understood clearly. In this paper, 6 horizontal wells on PT2 platform in the Weiyu-an Block were taken as the research objects. Aiming at the differences of production performance between these gas wells, this paper an-alyzes the high-quality shale drilling length, dip direction of horizontal section, length of fracturing interval, number of fracturing stages, sand volume and bottom-hole liquid loading to figure out the main factors affecting the gas production rate of shale-gas horizontal wells. Then, it proposes the targeted development measures and suggestions. And the following research results were obtained. First, high-qual-ity shale drilling length is the material and geological guarantee for the high yield of gas wells, and length of horizontal fracturing inter-val, number of fracturing stages/clusters and sand volume are the main engineering factors. Second, in the early production stage of shale gas wells, the produced gas contains liquid with higher water–gas ratios. When gas production rate is lower than the critical liquid-carry-ing flow rate, the effect of bottom-hole liquid loading on gas production rate and wellhead pressure cannot be ignored. Third, it is recom-mended that small tubing (ID≤62 mm) be applied to low-yield wells. When the upward inclined well has low production, skid-mounted drainage gas recovery tools and measures shall be adopted as early as possible to release gas well productivity. And when the downward inclined well has low production, the production method of decreasing tubing pressure shall be adopted to prevent the early bottom-hole liquid loading.Keywords: Shale gas; Production controlling factor; Production performance; Critical liquid carrying flow rate; Development measure; Sichuan Basin; Changning–Weiyuan National Shale Gas Demonstration Region; Weiyuan Shale Gas Field基金项目：国家科技重大专项“页岩气生产规律表征与开发技术政策优化”（编号：2017ZX05037-002）、国家科技重大专项“页岩气地质评价及开发优化技术研究与应用”（编号：2017ZX05062-002）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“四川盆地页岩气建产有利区评价优选及开发技术政策优化研究与应用”（编号：2016E-0611）。
四川盆地南部深层页岩储层地质模型的建立
四川盆地南部深层页岩储层地质模型的建立魏力民 王 岩 张天操 周 桦中国石化西南油气分公司勘探开发研究院摘 要 四川盆地南部上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段页岩纵、横向矿物组分差异大、储层非均质性强、有机质含量差异明显，造成测试产量差异较大，需要找准优质储层才能实现高效益的页岩气勘探开发。
为此，以川南威荣地区、永川地区为例，基于精细小层划分的页岩岩石相标定，建立了川南可对比的7大类储层地质模型，明确了目前经济技术条件下“地质+工程”Ⅰ类甜点储层参数及宏观、微观特征。
研究成果表明：①五峰组建立了钙—硅—黏土混合型储层和硅质—黏土质储层2类，龙马溪组建立了硅质储层、黏土质—硅质储层、硅质—黏土质储层、硅质类向黏土质过渡型（混合型）页岩储层和黏土质页岩储层等5类；②纵向上位于龙马溪组底部的富有机质生物硅质页岩储层，具有“五高两低”（高有机质含量、高有效孔隙度、高含气量、高脆性、高脆性指数、低黏土含量、低地应力差异系数）的特征，为“地质＋工程”Ⅰ类甜点储层，是目前经济技术条件下最有利的目标层系，被确定为最有利的水平井轨迹穿行位置。
关键词 四川盆地南部 岩石相 储层地质模型 威荣地区 永川地区 晚奥陶世—早志留世 页岩 精细描述 甜点DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.011基金项目：中国石化科技部重点科技项目“深层页岩气综合评价及开发技术政策”（编号：P18058-1）。
作者简介：魏力民，1970年生，高级工程师；主要从事页岩气勘探、评价等方面的研究工作。
地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。
电话：（028）65286377。
E-mail:*************************通信作者：王岩，女，1980年生，工程师，硕士；主要从事页岩气储层特征等方面的研究工作。
地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。
电话：（028）65286378。
页岩气储层可压裂性评价技术
页 岩 气 定 宇 李 大 华 闰 伟 ’ 陈朝 刚 程礼 军 陈 子剑 ’
（ １ ．中 国 石 油 大 学 油 气 资 源 与探 测 国 家重 点 实 验 室 北 京 １ ０ ２ ２ ４ ９ ； ２ 重 庆 市 国土 资 源 和 房 屋 管 理 局 重庆 ４ ０ ０ ０ ４ ２ ）
摘要 ： 从 页岩 气储 层岩 石 的脆 性 指 数 、 断裂 韧 性 、 岩 石 力 学 特 性 ３个 方 面 ， 对 中 国 页 岩 气 储 层 可 压 裂 性 评 价 技 术 进 行 了研 究 。 根 据
弹 性 模 量 与 泊 松 比 的分 布 范 围 ， 建 立 了适 用 于 四川 盆 地 下 志 留统 龙 马 溪 组 页 岩 的脆 性 指 数 预 测 模 型 ； 总结 了室内实验测定 和利用 测 井 数据 计 算 页 岩 储 层 Ｉ型 、 Ⅱ型 断 裂 韧 性 的 计 算 方 法 ； 初 步 建 立 了以 弹 性 模 量 Ｅ、 泊松 比 单轴抗拉 强度 ｓ 三 项 岩 石 力 学 参 数 为 自变 量 ， 可压裂指数 Ｆ 为 因变 量 的可 压 裂 性 评 价 方 法 ； 绘 制 了可 压 裂 指 数 立 体 图版 ， 据 此 评价 页 岩 气储 层压 裂 的难 易程 度 ， 弹 性 模量值越 高， 泊松 比和 抗 拉 强度 值 越 低 ， 则Ｆ 值越高 ， 反 映储 层 越 容 易被 压 裂 。根 据地 震测 井和 垂 直地 震 剖 面 （ Ｖ Ｓ Ｐ ） 等资料 ， 结 合 室 内 实验 校 正 ， 获 取 整 个 储 层 的岩 石 力 学 参 数 后 ， 可 以计 算 任 意 处 的可 压 裂 指 数 ， 建 立 储 层 可 压 裂 性 立 体 分布 图 。
ｎｅ ｓ ｓ ，ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕｒ ｅ ｔ ｏｕ ｇｈｎ ｅ ｓ ｓ ａ ｎ ｄ ｍｅ ｃ ｈ ａ ｎｉ ｃ ａ ｌ ｐ ｒ ｏ ｐｅ ｒ ｔ ｙ． Ｂａ ｓ ｅ ｄ ｏｎ ｔ ｈｅ ｅ ｌ ａ ｓ ｔ ｉ ｃ ｉ ｔ ｙ ｍ ｏｄ ｕｌ ｕ ｓ ａ ｎｄ Ｐｏｉ ｓ ｓ ｏ ｎ’ ｓ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｓ ｃ ｏ ｐｅ ｓ ．ａ ｂ ｒ ｉ ｔ ｔ ｌ ｅ ｎ ｅ ｓ ｓ ｉ ｎ ｄｅ ｘ ｐｒ ｅ ｄｉ ｃ ｔ ｉ ｏｎ ｍ ｏｄ ｅ ｌ ｗａ ｓ ｓ ｐｅ ｃ ｉ ａｌ ｌ ｙ ｄｅ ｓ ｉ ｇｎｅ ｄ ｆ ｏｒ ｔ ｈｅ Ｌｏｗ ｅ ｒ Ｓｉ ｌ ｕ ｒ ｉ ａ ｎ Ｌｏ ｎｇｍ ａ ｘ ｉ Ｆｏ ｒ ｍａ ｔ ｉ ｏｎ ｓ ｈ ａ ｌ ｅ ｉ ｎ ｔ ｈ ｅ Ｓｉ ｃ ｈｕ ａ ｎ Ｂａ ｓ ｉ ｎ． Ｃａ ｌ ｃ ｕｌ ａ ｔ ｉ ｏｎ ｍｅ ｔ ｈｏ ｄｓ ｆ ｏ ｒ ｔ ｈｅ ｍ ｏｄ ｅ Ｉ ａ ｎｄ Ｉ Ｉ ｆ ｒ ａｃ ｔ ｕ ｒ ｅ ｔ ｏｕ ｇｈｎ ｅ ｓ ｓ ｗｅ ｒ ｅ ｅ ｓ ｔ ａ ｂｌ ｉ ｓ ｈｅ ｄ ｔ ｈｒ ｏ ｕ ｇｈ ｌ ａｂ ｅ ｘ ｐｅ ｒ ｉ ｍｅ ｎｔ ｓ ａ ｎ ｄ ｌ ｏｇ ｇｉ ｎｇ ｄ ａｔ ａ ． Ａ ｍｅ ｔ ｈｏｄ ｔ ｏ ｅ ｖ ａ ｌ ｕ ａｔ ｅ ｔ ｈｅ ｆ ｒ ａ ｃ ａ —
页岩可压性指数评价新方法及应用
页岩可压性指数评价新方法及应用一、引言A. 研究背景及意义B. 国内外研究现状C. 论文研究目的和意义二、文献综述A. 页岩物性特征B. 页岩孔隙结构和可压缩性C. 可压性指数的应用D. 现有评价方法的优缺点三、可压性指数的提出方式A. 实验方案设计B. 实验原理分析和证明C. 求解可压性指数的计算公式及应用四、实验结果与分析A. 实验数据处理B. 不同可压性指数对页岩可压缩性的影响C. 可压性指数评价的优势与局限性五、结论与展望A. 论文研究成果分析B. 可压性指数的应用前景及拓展方向C. 发展页岩可压缩性研究的方向和建议注：可压性指数是衡量岩石的孔隙结构和可压缩性的物理属性之一，它可以更全面的反映页岩的可压缩性能，为页岩行业的开发利用提供重要技术支撑和参考依据。
第一章：引言1.1 研究背景与意义近年来，页岩油气开采已成为全球新兴的油气勘探领域，尤其是在美国、加拿大、阿根廷和中国等国家和地区的页岩油气开采中，都取得了显著的进展。
页岩是一种致密石头，具有复杂的孔隙结构和高度压实性，因此它的可压缩性是影响页岩油气储层物性的重要因素之一。
在油气勘探过程中，页岩可压缩性参数的测量和分析可以提供有关储层演化历史、孔隙结构特征和电性滞后效应等方面的信息，为勘探策略和开发计划制定提供重要帮助。
1.2 国内外研究现状在国内外学者的研究中，有很多学者针对页岩可压缩性进行了研究和探讨。
美国学者Soneji等（2010）利用声波弹性参数和压缩强度参数来估计页岩的可压缩性指数，发现其具有指示页岩可压缩性能力良好的优点。
中国学者裴中建等（2011）在实验中发现，能量吸收系数与松散程度有关，能量吸收增大，松散程度增大。
但是现有评价方法在实际应用中存在一定的局限性，比如难以解决高压条件下页岩的可压缩性问题，所以需要进一步完善和改进。
1.3 论文研究目的和意义本文旨在探讨一种新的页岩可压性指数评价方法，并将其应用于页岩的可压缩性研究。
四川盆地页岩气储层特征与开发技术研究
四川盆地页岩气储层特征与开发技术研究近年来，四川盆地页岩气资源的探索和开发备受瞩目。
页岩气储层作为一种新型非常规天然气储层，其取代传统天然气的前景备受期待。
因此，研究四川盆地页岩气储层的特征和开发技术，对于我国能源结构调整和经济可持续发展具有重要的意义。
一、四川盆地页岩气储层的特征四川盆地位于华南板块和扬子板块的交界处，是我国主要的页岩气开发区之一。
下面从以下几个方面介绍四川盆地页岩气储层的特征。
1. 储层类型四川盆地页岩气储层属于致密气储层，主要包括下寒武统龙马溪组、二叠系长兴组和上侏罗统龙马溪组等。
其中，下寒武统龙马溪组储集页岩气的条件最为优越，是当前页岩气勘探开发的重点。
其储集物质主要为甲烷，含气量高达7%-11%，较高的含气量为其勘探和开发创造了良好的条件。
2. 物性特征四川盆地页岩气储层具有一定的共性物性特征。
首先，储层孔隙度极低，一般小于1%，常规地质勘探手段难以获取详尽的储层信息；其次，储层渗透性非常低，水平井采用滑套完井技术后产量一般只有几十立方米/天；再次，储层含气量高达7%-11%，是其勘探开发的主要依据。
3. 地质构造特征四川盆地页岩气储层在地质构造上主要分布于长宁-宜宾、涪陵-永川和达州-广元等地区。
在断块构造和古隆起构造的控制下形成了一系列的气藏，其中以长宁-宜宾地区的气藏储量最为丰富。
二、四川盆地页岩气开发技术的研究四川盆地作为我国重要的页岩气资源区之一，其页岩气勘探和开发技术的研究也备受关注。
下面从以下几个方面介绍四川盆地页岩气开发技术的研究。
1. 勘探开发技术四川盆地页岩气勘探开发的核心技术包括：水平井钻探技术、多级压裂技术、CO2增产技术、间隔反吹技术等。
其中，水平井钻探技术是实现高效开采的关键，利用该技术可以大大提高储层的可采储量；多级压裂技术和CO2增产技术则是实现储层增产的主要手段；间隔反吹技术则可以帮助实现不同气藏的开发和集成。
2. 井网布置技术四川盆地页岩气储层的特点是分布范围广、气藏数量多、储层厚度大，因此需要采用合理的井网布置和开采方式。
威远片区的地层特征与储层特征分析
威远片区的地层特征与储层特征分析对于威荣页岩气田来说，其处于威远区块中，其有关的勘探工作由上个世纪中期开始，由1994年直到1995年，第二地质大队对1：5万贡井幅、自贡幅区域进行地质检测、调查，掌握了区块地层与其有关的构造特征，在2011年，中石化西南油气分公司在以上区域中分配并开展了满覆盖二维地震，在第二年，对油气进行了勘探与检测，全方位掌握了局部构造特征，指出了二叠系茅口组、志留系龙马溪组等都是十分核心的优势性层系，可以优先进行勘探。
标签：威远片区;地层;特征;储层1.项目简介威荣页岩气田处在白马镇中的向斜区，其底部构造微微具有起伏，在西部，深度更大，最深处在威页23-1HF井周围，东区微微抬升。
在龙马溪组中，其底部构造总体的海拔深度处于-3200m-3540m的范围中，断层不会发育。
到2017年的年底底，共对六口井都实施了产能检测，产气总量处于12.35×104m3/d-26.01×104m3/d的范围中。
试采井共两口，对于威页1井，其井口套与油压、累产气、累产水、返排液依次是8.28MPa、7.48MPa、2200.99×104m3、18075.6m3、62.2%;威页23-1HF井应用套管生产，配产共6×104m3/d，生产十分稳定，井口压力、累产气、累产水、返排液依次是32.37MPa、1044.38×104m3、20245.3m3、42.2%。
2.地层特征2.1区域地层威远实钻指出了，地层由上至下依次是侏罗系遂宁组、自流井组等，三叠系依次是须家河组、飞仙关组等，二叠系依次是长兴组、梁山组等，志留系依次是韩家店组、龙马溪组等，奥陶系依次是五峰组、宝塔组等，缺少了石炭系、泥盆系。
而其中，志留系主要包括了下统（即为龙马溪组、石牛栏组）、中统（即为韩家店组），其与下覆（即为奥陶系）间得到整合接触，与上覆二叠系（即为梁山组）间得到平行、不整合接触。
页岩纹层的测井评价方法研究：以川南五峰组-龙马溪组为例
第42卷 第6期2023年 11月 地质科技通报B u l l e t i n o f G e o l o g i c a l S c i e n c e a n d T e c h n o l o g yV o l .42 N o .6N o v . 2023谭玉涵,张凤生,姚亚彬,等.页岩纹层的测井评价方法研究:以川南五峰组-龙马溪组为例[J ].地质科技通报,2023,42(6):281-296.T a n Y u h a n ,Z h a n g F e n g s h e n g ,Y a o Y a b i n ,e t a l .L o g g i n g e v a l u a t i o n o f s h a l e l a m i n a e :A c a s e s t u d y f r o m t h e W u f e n g -L o n gm a x i f o r m a t i o n s i n t h e s o u t h e r n S i c h u a n B a s i n [J ].B u l l e t i n o f G e o l o g i c a l S c i e n c e a n d T e c h n o l o g y,2023,42(6):281-296.页岩纹层的测井评价方法研究:基金项目:油气资源与工程全国重点实验室开放课题资助(P R E /o pe n -2303);中石油 昭通-长宁区块页岩储层纵横向甜点测井综合评价 课题(C P L 2021-B 05)作者简介:谭玉涵(1990 ),女,工程师,主要从事页岩气测井资料解释与评价工作㊂E -m a i l :390817824@q q.c o m 通信作者:年 涛(1987 ),男,讲师,主要从事测井资料处理与解释及沉积储层方面的研究工作㊂E -m a i l :n i a n t a o o @163.c o m©E d i t o r i a l O f f i c e o f B u l l e t i n o f G e o l o g i c a l S c i e n c e a n d T e c h n o l o g y .T h i s i s a n o pe n a c c e s s a r t i c l e u n d e r t h e C C B Y -N C -N D l i c e n s e .以川南五峰组-龙马溪组为例谭玉涵1,张凤生1,姚亚彬1,吴 恒2,年 涛3(1.中国石油集团测井有限公司地质研究院,西安710000;2.河北地质大学河北省战略性关键矿产资源重点实验室,石家庄050031;3.西安石油大学地球科学与工程学院,西安710065)摘 要:纹层制约着页岩储层的品质和压裂效果,而传统纹层研究依靠的是地质资料,充分挖掘测井数据中蕴含的页岩纹层信息可以为钻孔页岩纹层评价提供新的思路和方法㊂依托四川盆地南部五峰组-龙马溪组页岩的取心钻孔,基于岩心㊁全直径岩心C T ㊁大尺寸薄片㊁全岩衍射和有机碳含量厘定的纹层组构特征,通过地质刻度测井,从元素扫描㊁电成像㊁阵列声波㊁常规和核磁共振测井中提取表征页岩纹层不同属性的测井信息,阐述页岩纹层测井评价的方法体系㊂研究指出目的层主要发育了富硅质弱纹层㊁富硅质纹层㊁富钙质纹层和富黏土纹层4种纹层类型㊂元素扫描测井用于确定纹层矿物组分和有机碳含量㊂电成像㊁阵列声波各向异性指数和常规测井用于评价纹层密度或发育程度㊂电成像指示纹层厚度,而核磁共振侧重分析纹层的孔隙结构变化㊂测井分辨率和响应的多解性虽然制约着页岩纹层的测井解释精度,但基于岩石物理属性出发的各类测井方法是页岩纹层以及纹层组评价的有益补充㊂关键词:四川盆地;五峰组-龙马溪组;页岩纹层;地球物理测井;评价方法2022-07-19收稿;2022-09-07修回;2022-09-13接受中图分类号:P 618.13;P 631.81 文章编号:2096-8523(2023)06-0281-16d o i :10.19509/j .c n k i .d z k q.t b 20220385 开放科学(资源服务)标识码(O S I D ):L o g g i n g e v a l u a t i o n o f s h a l e l a m i n a e :A c a s e s t u d y fr o m t h e W u f e n g -L o n gm a x i f o r m a t i o n s i n t h e s o u t h e r n S i c h u a n B a s i n T a n Y u h a n 1,Z h a n g F e n g s h e n g 1,Y a o Y a b i n 1,W u H e n g 2,N i a n T a o 3(1.G e o l o g i c a l R e s e a r c h I n s t i t u t e ,C N P C L o g g i n g C o m p a n y Li m i t e d ,X i 'a n 710000,C h i n a ;2.H e b e i K e y L a b o r a t o r y o f S t r a t e gi c C r i t i c a l M i n e r a l R e s o u r c e s ,H e b e i G E O U n i v e r s i t y ,S h i j i a z h u a n g 050031,C h i n a ;3.S c h o o l o f E a r t h S c i e n c e s a n d E n g i n e e r i n g ,X i 'a n S h i y o u U n i v e r s i t y,X i 'a n 710065,C h i n a )A b s t r a c t :S h a l e l a m i n a e i n f l u e n c e s h a l e r e s e r v o i r q u a l i t y a n d f r a c t u r i n g,w h e r e a s p r e v i o u s s t u d i e s a r e s i m -p l y b a s e d o n g e o l o g i c a l m a t e r i a l s .T a k i n g f u l l a d v a n t a g e o f g e o p h y s i c a l l o g g i n g da t a c o u l d p r o v i d e n o v e l i n -s i g h t s f o r s h a l e l a m i n a e e v a l u a t i o n i n d r i l l e db o r e h o l e s .[M e t h o d s ]C o r e d b o r e h o l e s i n t h e W u f e n g -L o n g-m a x i f o r m a t i o n s i n t h e s o u t h e r n S i c h u a n B a s i n a r e u t i l i z e d i n t h i s s t u d y .S h a l e c o r e s ,C T s c a n n i n g ba s e dh t t p s://d z k j q b.c u g.e d u.c n地质科技通报2023年o n f u l l-d i a m e t e r c o r e s,l a r g e-s i z e d t h i n s e c t i o n s,X-r a y d i f f r a c t i o n,a n d T O C c o n t e n t a r e f i r s t i n t e g r a t e d t o c l a r i f y s h a l e l a m i n a e f a b r i c s.E l e m e n t a l s c a n n i n g,m i c r o r e s i s t i v i t y e l e c t r i c a l i m a g i n g,m u l t i p o l e a r r a y a-c o u s t i c,c o n v e n t i o n a l a n d n u c l e a r m a g n e t i c r e s o n a n c e l o g g i n g t e c h n i q u e s a r e i n t e r p r e t e d t o c h a r a c t e r i z e s h a l e l a m i n a e b y g e o l o g i c a l c a l i b r a t i o n,a n d t h e m e t h o d o l o g y o f l o g g i n g e v a l u a t i o n o n s h a l e l a m i n a e h a s b e e n s e t o u t.[R e s u l t s]I t i s c o n c l u d e d t h a t t h e t a r g e t f o r m a t i o n h a s d e v e l o p e d f o u r t y p e s o f b e d,i n c l u d-i n g t h e s i l i c i c b e d(l a m i n a p o o r l y d e v e l o p e d),s i l i c i c l a m i n a,c a l c a r e o u s l a m i n a,a n d a r g i l l a c e o u s l a m i n a.E l e m e n t a l s c a n n i n g i s i m p l e m e n t e d t o d e t e r m i n e l a m i n a e m i n e r a l s a n d T O C c o n t e n t.E l e c t r i c a l i m a g i n g a n d t h e a n i s o t r o p y i n d e x d e r i v e d f r o m m u l t i p o l e a r r a y a c o u s t i c a n d c o n v e n t i o n a l l o g s a r e u s e d t o e v a l u a t e l a m i n a d e n s i t y o r d e v e l o p m e n t d e g r e e.B e s i d e s,e l e c t r i c a l i m a g i n g i s a b l e t o r e f l e c t t h e l a m i n a t h i c k n e s s. N u c l e a r m a g n e t i c r e s o n a n c e i s p e r f o r m e d t o a n a l y z e t h e v a r i a t i o n i n l a m i n a p o r e s t r u c t u r e.[C o n c l u s i o n]A l-t h o u g h l o g g i n g r e s o l u t i o n a n d r e s p o n s e c o m p l e x i t y c a n s i g n i f i c a n t l y a f f e c t t h e a c c u r a c y o f l o g g i n g i n t e r p r e-t a t i o n o f s h a l e l a m i n a e,l o g g i n g t e c h n i q u e s r o o t e d i n p e t r o p h y s i c a l p r o p e r t i e s a r e v a l u a b l e s u p p l e m e n t s f o r t h e e v a l u a t i o n o f s h a l e l a m i n a e a n d l a m i n a a s s o c i a t i o n s.K e y w o r d s:S i c h u a n B a s i n;W u f e n g-L o n g m a x i f o r m a t i o n s;s h a l e l a m i n a e;g e o p h y s i c a l l o g g i n g;e v a l u a t i o n m e t h o d sR e c e i v e d:2022-07-19;R e v i s e d:2022-09-07;A c c e p t e d:2022-09-13纹层是页岩最薄的沉积单位,高频叠覆的纹层促使页岩表现出特征性的沉积页理属性[1]㊂已有研究表明纹层不仅记录了页岩沉积时的古气候和古水体性质[2-3],其发育同样制约着页岩储层品质[4-5],以及页岩水力压裂的效果[6-9],是继总有机碳含量w(T O C)㊁有效孔隙度㊁脆性矿物和含气量等之后页岩储层的另一个重要的评价指标[10-12]㊂因此,近些年页岩纹层的发育特征得到了较为广泛的关注,相继在三塘湖盆地二叠系芦草沟组[13]㊁准噶尔盆地二叠系芦草沟组[14]㊁渤海湾盆地古近系[15-16]㊁松辽盆地白垩系青山口组[17]㊁鄂尔多斯盆地三叠系延长组[18]等主力页岩地层中开展了页岩纹层的地质特征描述和成因机理解释㊂然而,细观方面前人对页岩纹层的研究仍是沿用岩心和离散的显微薄片对纹层的矿物组分㊁粒度㊁厚度㊁界面形态以及纹层之间的组合类型进行观察,分析纹层发育的控制因素和形成机理㊂岩心能从肉眼可辨的宏观层面显示页岩纹层在不同深度段的发育特征及组成成分,但取心成本高且通过岩心去细数较长井段中页岩纹层的数量既耗时,也不太现实,而页岩属于典型的细粒沉积[19],岩心矿物组分的定量划分及孔隙结构研究多是通过定深度点的岩样全岩衍射和压汞等方法实现的;显微薄片能准确揭示页岩纹层的矿物组分及含量㊁薄片视域范围内纹层的纵向排布,但薄片始终是定深度点采样,较难全面展现全井段连续的纹层分布特征㊂具体到选层五峰组-龙马溪组,前人同样是基于地质显微组构对其纹层进行了研究㊂施振生等[20]通过川东北巫溪2井的岩心㊁显微薄片和X衍射,将龙马溪组页岩纹层划分为富有机质㊁含有机质㊁黏土质和粉砂质4类,且垂向上富有机质纹层逐渐减少,黏土质纹层和粉砂质纹层逐渐增加㊂林长木等[4]基于川南长宁-双河剖面五峰组-龙马溪组开展了显微薄片的纹层观察,划分了富硅质纹层㊁富钙质纹层和富黏土纹层,其中五峰组以钙质纹层和黏土纹层为主,龙马溪组自下而上硅质纹层减少,钙质纹层增加;王超等[5]对川东焦石坝钻井岩心中的纹层也进行了相同类型的划分,并结合薄片统计的纹层密度和最大纹层厚度对纹层发育特征进行了量化评价㊂施振生等[21]进一步利用威201等典型钻井的岩心和长宁-双河剖面将龙马溪组一段划分为泥纹层和粉砂纹层组合,并按照二者的形态㊁接触关系和厚度细分了条带状粉砂纹层㊁砂泥递变纹层和砂泥薄互层3类纹层组合㊂杨博伟等[22]在川东南涪陵地区页岩硅质(石英)纹层㊁钙质(碳酸盐岩)纹层和黏土纹层分类的基础上又增加了黄铁矿纹层和云母纹层㊂华柑霖等[23]同样利用威远地区5口钻井中的显微薄片对龙马溪组的纹层形态和组成进行了描述,并与井壁电成像测井划分的纹层类型进行了匹配,认为龙马溪组宏观上发育中厚纹层组合㊁薄纹层组合和块状无纹层组合结构,且中厚纹层组合在微观上表现为水平等厚纹层和透镜体状纹层结构,薄纹层组合对应水平不等厚纹层和水平-小型波状纹层结构㊂反观海陆相页岩纹层的上述研究现状突显了传统地质资料研究页岩纹层的优点,但也反映了其在纹层研究方面的不足,尤其是较难高效而准确地提取全井段纹层的发育特征㊂地球物理测井可以在深度域上对地层不同岩石物理属性进行连续的表征和数据采集,是揭示井眼地层岩性㊁矿物组分和地层结282第6期 谭玉涵等:页岩纹层的测井评价方法研究:以川南五峰组-龙马溪组为例构信息的重要手段[24]㊂因此,在岩心和薄片纹层观察的基础上,充分挖掘不同尺度的电测井㊁声测井和放射性测井等方法中蕴含的纹层信息应是当下页岩纹层表征的必由之路,而通过建立页岩纹层测井识别划分的方法体系,分析纹层对优质储层的控制作用,也是目前页岩纹层研究的前沿热点问题之一[25]㊂鉴于此,笔者拟聚焦四川盆地南部(以下简称 川南 ),通过典型钻井五峰组-龙马溪组的常规测井㊁地层元素㊁阵列声波㊁电成像和核磁共振资料,对页岩纹层的发育特征进行系统的测井表征,重在阐述如何使用测井资料开展纹层研究,并对不同测井方法纹层研究存在的不足进行探讨,以期为后续的相关研究提供参考㊂1 地质背景及基础数据1.1地质背景四川盆地是扬子板内次级克拉通演化而来的中新生代大型叠合盆地[26-27],现今地理格局西抵龙门山造山带㊁北接米仓山-大巴山造山带㊁东邻湘黔鄂冲断带㊁南至峨眉山-凉山冲断带㊂晚奥陶世,整个华南地块由扬子板块和东南缘的华夏板块组成,并作为一个独立的单元处于冈瓦纳大陆北缘的赤道海域(图1-a)㊂华夏板块在这一时期向北俯冲与扬子板块发生挤压碰撞,使得黔中和雪峰古隆起抬升出水面,并与西南部的康滇古陆相连形成滇黔桂古陆[30];同时,北部的被动大陆边缘也向华北板块俯冲㊁秦岭洋收缩汇聚[31]㊂在上述挤压构造背景下,上扬子海成为被古陆包围和水下低隆阻隔的半封闭局限陆棚海域(图1-b ),盆区由奥陶纪早中期 西浅东深 的被动大陆边缘逐渐转变为 三隆夹一坳 的构造古地理格局[31-32]㊂区内奥陶系分为三统七阶[33],志留系分为四统七阶[34]㊂按照地层的岩电响应特征,志留系龙马溪组一段(简称龙一段)又被进一步划分为龙一1亚段和龙一2亚段,其中,龙一1亚段细分为4个小层(图1-c )㊂地层现今埋深在川南地区变化较大,盆缘浅层深度在1500m 以内,到昭通㊁长宁-威远延伸至3500m ,至沉积中心的泸州地区埋深普遍大于3500m ㊂奥陶纪五峰组沉积期,结束了早中奥陶纪碳酸盐岩浅水台地的沉积环境,在川中古隆起㊁黔中古隆起和江南-雪峰古隆起的围限下,在隆后上扬子海低能缺氧的深水陆棚环境中发育了五峰组中下部的黑色笔石页岩㊂五峰组沉积晚期全球冰盖事件(赫南特冰期)导致海平面大幅度下降[35],在川南地区发育了含赫南特贝的观音桥段薄层灰岩,其出现代表奥陶系的结束和志留系的开始㊂早志留龙马溪组沉积早期(龙一1亚段),赫南特冰盖的快速融化a .早志留世(约440M a )构造古地理格局;b .五峰组-龙马溪组沉积期原型盆地特征;c .地层综合柱状图,笔石带及年代时间图1 川南五峰组-龙马溪组沉积期构造古地理及地层分布特征(改自文献[28-29])F i g .1 T e c t o n o -p a l e o g e o g r a p h y a n d t h e s t r a t i g r a p h i c c o l u m n d u r i n g t h e W u f e n g -L o n g m a x i f o r m a t i o n s d e po s i t i o n a l s t a ge s i n t h e s o u t h e r n S i c h u a n B a s i n 382h t t p s ://d z k j q b .c u g.e d u .c n 地质科技通报2023年使得海平面快速上升[35-37],川南地区再次出现缺氧的深水陆棚沉积环境,沉积了富有机质的硅质和碳质页岩㊂龙马溪组沉积的中晚期(龙一2亚段-龙二段),扬子板块向北的碰撞作用加剧,海平面下降㊁水体变浅,陆源供给增多,沉积环境由深水陆棚向钙质浅水陆棚转化,形成了贫有机质的粉砂质页岩㊁钙质页岩和泥灰岩[28,38-39]㊂川南地区五峰组-龙马溪组沉积期,深水沉积中心具有继承性,整体沿盐津-泸州-漆辽-巫溪一线呈北东-南西长条状展布(图1-b)㊂1.2数据本次研究基于川南海相页岩系统取心井Y a n g104(井位见图1-b ),遵循岩心刻度测井的评价思路,首先在岩心㊁岩心C T ㊁常规和大尺寸显微薄片中厘定五峰组-龙马溪组页岩纹层的宏微观地质特征,然后开展系统的页岩纹层测井方法研究㊂该井在目的层进行了180.2m 的连续取心(1022.8~1203.0m ),并对1148.2~1203.0m 重点层段的岩心进行了全直径C T 扫描,对纹层特征段取样,并在不同深度点共制作69个常规薄片㊁10个大尺寸薄片;与常规薄片同深度位置处还配套测试了69组全岩和黏土X 射线衍射数据(X R D )㊁有机碳含量w (T O C )和含气量测试数据(点位见图2-a )㊂同时,全配套采集了常规测井(自然伽马㊁纵波时差㊁密度和电阻率)㊁元素测井(l i t h o s c a n n e r )㊁阵列声波(s o n i c -s c a n n e r )㊁井壁电成像(F M I),以及核磁共振测井(C M R ),测井数据(954.7~1202.6m )覆盖了整个五峰组-龙马溪组㊂研究还选取与Y a n g104相邻的Y S 147井作为了平行参照井,其数据分布见图2-b, 平行对照 符合科学研究的基本原则㊂图2 Y a n g104(a )及Y S 147(b )测井和分析测试数据F i g .2 L o g g i n g a n d t e s t d a t a i n t h e w e l l s Y a n g104a n d Y S 147 薄片在陕西省油气成藏地质学重点实验室完成,使用徕卡D M 6M 型显微镜进行观察描述㊂全直径岩心双能C T 在中科院地球与地球物理研究所完成,仪器扫描分辨率0.8mm ,可以刻画高于电成像测井(5mm )的纹层细节,用于测井解释标定㊂测井数据处理在斯伦贝谢T e c h l o g 测井解释软件平台中开展㊂其中,元素测井基于元素剥谱结果和对地层可能含有的矿物组分的认识,采用Q u a n t i .E L A N方法,输入元素测井测量得到硅㊁钙㊁铁㊁硫㊁铝㊁镁㊁钾㊁碳等干重曲线,来反演地层的矿物/岩性剖面;阵列声波采用正交偶极测量方法(B C R ),以研究地层的各向异性;井壁电成像经速度校正和均一化处理等[40-41],提供1ʒ2~1ʒ10的动态图像,大比例尺的图像更能直观地显示平缓页岩地层的纹层特征,且基于过井轴图像投影的切片技术可以更加清晰地刻画纹层垂向变化特征;核磁共振T 2截止值使用专482第6期谭玉涵等:页岩纹层的测井评价方法研究:以川南五峰组-龙马溪组为例门针对页岩地层的1,2,4,8,16,32,64m s,其中有效孔隙度和自由流体截止值分别采用3,30m s,各分区T2截止值用来划分不同孔径的孔隙度㊂高品质的测井资料保证了本次研究的测井数据基础㊂2川南页岩纹层地质特征2.1纹层页岩纹层的地质特征划分可以依据有机质含量[20]㊁纹层厚度㊁纹层界面[23]和矿物组分[4-5,18,22]㊂本次研究考虑矿物组分和纹层特征将五峰组-龙马溪组纹层划分为富硅质弱纹层㊁富硅质纹层(长英质纹层)㊁富钙质纹层和富黏土纹层㊂除矿物组分以外,每种类型的纹层在厚度和孔隙结构等方面也存在较大的差异,而与前人对五峰组-龙马溪组纹层描述的侧重点不同,此处通过岩心和薄片着重与测井评价相关的纹层属性㊂(1)富硅质弱纹层富硅质弱纹层集中在五峰组中下部(W F1-W F3;编号见图1-c)和龙马溪组下部(L M1-L M5)的优质页岩气层段,典型特征是纹层界面整体模糊㊁横向连续性差,局部层段近于 均质块状层 (图3-a ~f)㊂微晶石英集合体呈圆形或椭圆形,体积分数在40.0%~75.0%之间,碳酸盐矿物(方解石和白云石)在5.0%~30.0%之间,黏土矿物在10.0%~40.0%之间㊂纹层弱发育的原因与水深及其导致的外部物源供给不足等因素有关,而 富硅质 是由于硅质浮游生物壳体和黏土矿物成岩转化过程中形成了大量的自生石英[42-43]㊂(2)富硅质纹层富硅质纹层主要在龙一2亚段中下部(L M6-L M7),龙一2亚段上部(L M8)局部层段,纹层界面较为清晰,与叠覆互层的富黏土纹层易于识别(图3-g~i)㊂该类纹层主要由粉砂级和黏土级的陆源碎屑组成,石英含量较富硅质弱纹层明显降低,介于33.0%~40.0%之间,但长石(斜长石和钾长石)含量增大,在8.0%~18.0%之间,碳酸盐含量在2.0%~15.0%之间,黏土矿物含量在22.0%~ 47.0%之间㊂单个纹层厚度在0.04~2.5mm之间㊂富硅质纹层发育晶间孔和长石溶蚀孔㊂(3)富钙质纹层富钙质纹层发育在龙一2亚段上部(L M8),纹层界面同样较为清晰,与富黏土纹层叠覆(图3-j~ l)㊂石英㊁长石体积分数分别小于40.0%和5.0%,碳酸盐大于40.0%,黏土矿物在15.0%~35.0%之间㊂单个纹层厚度在0.02~1.0mm之间㊂该类纹层以晶间孔和溶蚀孔为主要的孔隙类型㊂(4)富黏土纹层富黏土纹层在五峰组-龙马溪组较为普遍,且以龙一2亚段(L M6-L M8)最为发育㊂其与上述3a.深黑色页岩,横向稳定延伸的脆性层弱发育,1195.7~1197.3m;b,c.相应深度段的破裂横截面(1196.7m)和纹层显微特征(1192.4 m);d.深黑色页岩,脆性层同样弱发育,但相较图a多,1173.9~1175.8m;e,f.相应深度段的镜下特征,1170.0m;g.深黑色页岩,富硅质纹层和富黏土纹层互层,1166.7~1168.5m;h,i.相应深度段的镜下特征,1153.0m;j.灰黑色页岩,富钙质纹层和富黏土纹层互层, 1123.7~1123.9m;k,l.与图j对应深度段的镜下特征,1123.8m㊂从左到右依次为岩心㊁大尺寸和常规尺寸显微薄片图3五峰组-龙马溪组页岩纹层岩心和薄片特征F i g.3 F e a t u r e s o f t h e c o r e s a n d t h i n s e c t i o n s o f s h a l e l a m e l l a e i n t h e W u f e n g-L o n g m a x i f o r m a t i o n s582h t t p s://d z k j q b.c u g.e d u.c n地质科技通报2023年类纹层互层产出(图3)㊂石英及碳酸盐体积分数都小于30.0%,黏土矿物主要为伊利石,在40%~ 75%之间㊂单个黏土纹层的厚度在0.02~0.2mm 之间㊂页岩中有机质与黏土矿物混合或伴生,因此目的层不同深度段富黏土纹层的有机质质量分数变化较大,富硅质弱纹层段有机质质量分数普遍大于3.0%,最高可达12.0%[10],以有机质孔为主要的孔隙类型;富硅质纹层段有机质质量分数多小于3.0%,而富钙质纹层有机质质量分数较低,小于2.0%㊂2.2纹层组纹层组是由2个或2个以上成因有联系㊁顺次出现并周期性发育的纹层组合而成的㊂五峰组-龙马溪组主要发育富硅质弱纹层-富黏土纹层㊁富硅质纹层-富黏土纹层㊁富钙质纹层-富黏土纹层3类纹层组,各类纹层组在形貌㊁纹层厚度比和累计厚度比等方面存在差异㊂(1)富硅质弱纹层-富黏土纹层2类纹层的接触界面多较模糊,表现为不明显的浅色和暗色纹层㊂由于富黏土纹层同样富含分散的自生石英颗粒,因此从厚度上看这类纹层组合虽然以黏土纹层为主,但对应层段的石英体积分数最高㊂单纹层组合厚度在0.04~0.1mm之间,富硅质弱纹层和富黏土纹层的厚度比在1ʒ1~1ʒ8之间,累计纹层厚度比最大为1ʒ1,多小于1ʒ3㊂(2)富硅质纹层-富黏土纹层2类纹层明暗相间,界线清楚,按照厚度差异可细分为等厚和不等厚2类:等厚型组合中富硅质纹层和富黏土纹层厚度近于一致;而不等厚纹层组合中,受埋藏压实等原因的影响,富硅质纹层往往大于富黏土纹层㊂富硅质纹层是该类纹层组合的主要纹层类型,单纹层组合厚度在0.06~3.0mm之间,富硅质纹层和富黏土纹层的厚度比在1ʒ1~6ʒ1之间,累计纹层厚度在1ʒ1~5ʒ1之间㊂(3)富钙质纹层-富黏土纹层与富硅质纹层-富黏土纹层形貌相一致,这2类纹层也呈明暗相间的特征,且纹层界线更为清楚㊁平行连续㊂富钙质纹层是该类纹层组合的主要纹层类型,单纹层组合厚度在0.03~2.4mm之间,富钙质纹层和富黏土纹层的厚度比在1ʒ1~5ʒ1之间,累计纹层厚度比在1ʒ1~4ʒ1之间㊂3页岩纹层的测井评价在纹层地质描述的基础上进而阐述纹层组分㊁发育程度㊁厚度和孔隙结构等属性的测井评价方法,厘清测井对纹层信息的提取程度㊂3.1纹层矿物组分各纹层类型在垂向上有序分布,伴随矿物组分的有序变化㊂岩心全岩分析显示石英含量自五峰组向上逐渐减少,在富硅质弱纹层段石英体积分数最高,长石(钾长石和斜长石)含量以富硅质纹层段最为发育,碳酸盐(方解石和白云石)在富钙质纹层段最为发育,而黏土矿物从五峰组到龙一2亚段整体呈增加趋势,在富硅质和和富钙质纹层段最为发育(图4)㊂岩心分析结果与川南长宁背斜长芯1井露头浅钻[45-46],以及长宁双河剖面(长宁背斜顶部)[11,47]相一致㊂元素测井解释与岩心全岩分析具有很好的一致性,各矿物组分在垂向上表现出相同的变化特征(图4),且矿物含量也具有可比性㊂在富硅质弱纹层段发育段石英体积分数在27.5%~68.6%之间,均值45.6%,黏土矿物介于13.7%~42.3%之间,均值28.2%㊂富硅质纹层发育段石英在23.3%~ 50.3%之间,均值38.2%,钾长石在0.3%~3.0%之间,均值1.5%,斜长石在0.2%~11.3%之间,均值5.8%,黏土矿物在25.6%~49.9%之间,均值36.6%㊂富钙质纹层发育段方解石在4.6%~ 44.5%之间,均值22.9%,黏土矿物在24.5%~ 46.2%之间,均值35.3%㊂富黏土纹层在富硅质和富钙质纹层段最为发育,黏土矿物体积分数在25.6%~49.9%之间,均值36.8%㊂通过元素测井重建了五峰组-龙马溪组不同纹层段的矿物类型㊁含量和分布㊂3.2纹层发育程度及分布针对页岩纹层的发育程度,利用井壁电成像测井㊁阵列声波和常规测井从不同角度进行评价㊂(1)电成像测井确定纹层在电成像图像上的特征是电成像页岩纹层评价的第一步㊂页岩在动态图像中表现为一系列厚度差异㊁明暗相间的条带或 细线 高频叠覆㊁彼此平行组合;亮色条带主要代表富高阻矿物的纹层,如富硅质纹层和富钙质纹层,暗色条带或 细线 则代表富低阻矿物的纹层,如富黏土矿物纹层或局部发育的富黄铁矿纹层㊂在纹层图像特征明确的基础上通过大比例尺的动态图像计算不同深度段页岩纹层的密度,以定量评价纹层的发育程度㊂密集发育的页岩纹层又使得依靠手动进行纹层的图像解释效率低且极为耗时,如笔者最初对目标井200多米图像的连续解释就耗时数天(勾选了7018个纹层界面)㊂基于霍夫变换进行自动或半自动的图像纹层界面检测可以在确保解释精度的前提下有效提高解释效率㊂以五峰组-龙马溪组为例,首先对地层产状的垂向变化进行快682第6期 谭玉涵等:页岩纹层的测井评价方法研究:以川南五峰组-龙马溪组为例左侧数据来源于全岩X 射线衍射,w (T C C M )代表黏土总质量分数;右侧同深度段数据来源于元素测井,岩心深度归位值0.07m(下移),具体归位方法见文献[44]图4 Y a n g104井五峰组-龙一段矿物垂向变化特征F i g .4 M i n e r a l v e r t i c a l v a r i a t i o n s f r o m t h e W u f e n g F o r m a t i o n t o t h e F i r s t m e m b e r o f L o n g m a x i F o r m a t i o n i n t h e W e l l Y a n g104速浏览,定位产状发生显著变化的深度点以约束下一步倾角自动检测和处理的深度区间,人工选定ȡ2的纹层界面(实际数量根据地层产状的变化确定);其次,基于霍夫变化提取选定层段动态图像中的纹层界面㊂研究表明,五峰组-龙马溪组页岩纹层在不同深度段的发育程度差异较大(图5)㊂整体上,五峰组-龙一1亚段纹层密度弱于龙一2亚段㊂其中,五峰组-龙一1中下部纹层弱发育,龙一12中上部到龙一14中部纹层相对发育,龙一14中部到龙一2底部弱发育,龙一2中下部纹层最为发育,向上纹层发育程度逐渐减弱㊂垂向上,纹层发育程度的宏观变化趋势在其他钻井中也基本一致,仅深度区间及密度的分布范围在各井中存在一定的 浮动 ;各井密度分布范围的这种 浮动 差异主要与电成像测井对线状体的识别精度以及纹层厚度等因素有关㊂不考虑观音桥段,理想情况下五峰组到龙二段水深的变浅,相应纹层密度的变小,但这与统计的页岩纹层密度分布相左(图5-a )㊂分析表明深水背景下陆源长英质组分富集的富硅质纹层等脆性层弱发育,使得五峰到龙马溪组底部表现为富黏土纹层 独自 垂向密集叠置,在后期的压实作用下呈现出块状泥岩的特征,而释压后岩心裂理(页岩沿着纹层界面裂开成薄片的特征)在底部却最为发育㊂(2)阵列声波测井及相关参数页岩作为横观各向同性介质[49],其纹层越发育,在垂直方向的各向异性则越强,据此可通过阵列声波及提取的各向异性参数来评价页岩纹层的发育程度,参数包括快慢横波百分能量差㊁基于时差和时间的各向异性指示以及快慢横波速度差等㊂然而,页岩地层各向异性的原因较多,如应力不均衡㊁井壁裂缝和断层㊁井眼垮塌以及纹层等㊂这些作用机理在快慢弯曲波频散曲线中具有不同的波形特征[50-52],从而通过频散分析可以识别纹层发育导致的固有各向异性㊂同时,声波在传递过程中由沉积界面等导致的声波衰减在一定程度上也能间接指示页岩纹层的发育情况㊂横波处理结果显示选层最大和最小能量差较小,均值为1.5%,慢度或时间各向异性多小于2.5%,而快慢横波之间的差别也较小(图6)㊂用岩心㊁薄片和电成像测井提取的纹层发育对声波解释结果标定,除局部层段存在裂缝和地应力引起的地层各向异性,更多的应与页岩层状结构有关,即纹层段快慢弯曲波近于叠合,快慢横波在进入高频段后形态相对平缓;单井纹层产状在目的层变化很小,因此认为是纹层密度在起主要作用㊂事实上,大量的782。
页岩储层可压性评价办法研析
２ ０ １ ７ 年２ 月
油气开 采
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化
工
设
计
通
讯
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页岩 储 层 可 压 性 评 价 办法 研 析
周 爽
（ 川庆钻探 工程有限公 司井下作业公司重 庆分公 司 ，重庆 ４ ０ １ １ ２ ０）
摘 要 ： 研究 了页岩可压 裂性指 标体 系的相 关问题 ，结合断裂韧性 、页岩脆性 等可压 性影 响 因素 ，提 出判别 页岩储层 形成 可压裂性 的关键 是揭露复 杂地质 、岩石 力及水 力裂缝 等原 因。为探 索工作 区域压 裂施 工参数对断 裂韧 性和 页岩脆性程度 影响 ， 研 究 了控 制水力裂缝扭 曲的相 关因素并提 出解决方案 。
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Open Journal of Natural Science 自然科学, 2020, 8(4), 369-377Published Online July 2020 in Hans. /journal/ojnshttps:///10.12677/ojns.2020.84045Evaluation Method for the Compressibilityof Shale Reservoir in the Weiyuan, SichuanLiang Kang, Lin Jiang, Haonan Sun, Liting Liu, Yong TangBGP Southwest Geophysical Company, CNPC, Chengdu SichuanReceived: Jul. 8th, 2020; accepted: Jul. 22nd, 2020; published: Jul. 29th, 2020AbstractThe shale reservoir has the characteristics of tight reservoir, low porosity and low permeability.To realize the economic development of shale gas, the stimulation measures of volumetric frac-ture are needed. The evaluation for the compressibility of shale reservoir has great significance on selecting well sections of fracture, optimizing the fracture parameters and predicting economic benefits. The Weiyuan Shale Gas Demonstration Area in Sichuan is an important area for the de-velopment of shale gas. We calculated the effective thickness, effective porosity, total organic car-bon content, brittleness index and other parameters of the shale reservoir, and combined with the parameters of fracturing construction process and the results of micro-seismic monitoring to evaluate the compressibility of shale reservoir in Weiyuan, Sichuan, which could provide an im-portant basis for selecting well sections of fracture and optimizing fracturing parameters to im-prove the effect of fracture.KeywordsThe Weiyuan Shale Gas Demonstration Area, Shale Reservoir, Evaluation for the Compressibility, Brittleness Index四川威远地区页岩储层可压性评价方法研究康亮，蒋琳，孙皓楠，刘丽婷，唐勇中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司西南物探分公司，四川成都收稿日期：2020年7月8日；录用日期：2020年7月22日；发布日期：2020年7月29日康亮 等摘 要页岩储层具有储层致密、低孔低渗的特征，要实现页岩气的经济开发，需进行体积压裂增产措施，页岩储层的可压性评价对于优选压裂井段、优化压裂参数及预测经济效益具有重要意义。
四川威远页岩气示范区是页岩气开发的重要区域，本文通过计算页岩储层有效厚度、有效孔隙度、总有机碳含量、脆性指数等参数，并结合压裂施工工艺参数、微地震监测成果等资料，对四川威远地区龙马溪组页岩储层的可压性进行综合评价，为优选压裂井段、优化压裂参数以提高压裂改造效果提供重要依据。
关键词威远页岩气示范区，页岩储层，可压性评价，脆性指数Copyright © 2020 by author(s) and Hans Publishers Inc.This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY 4.0). /licenses/by/4.0/1. 引言页岩储层具有储层致密、低孔低渗的特征，要实现页岩气的经济开发，需进行体积压裂增产措施，因此，页岩储层的可压性评价对于优选压裂井段、优化压裂参数及预测经济效益具有重要意义[1]-[10]。
页岩气藏体积压裂在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高气体产量和最终采收率。
然而并非所有的储层都能通过大规模的压裂施工实现大范围的体积改造，现有评价方法由于分析因素不够全面，导致评价效果不理想[11]。
目前，在页岩储层的可压性评价研究方面，R. Rickman 等[12]采用综合考虑弹性模量、泊松比影响的页岩脆性指数表征页岩储层对压裂改造的响应程度，该方法是页岩可压性评价的普遍思路。
但在实际应用中却发现脆性指数高的地层，其压裂改造效果却出现较差的情况，这表明虽然脆性指数对储层可压性的影响较大，但仅从脆性指数角度判断页岩气储层可压性并不全面。
袁俊亮等[13]在R. Rickman 提出的脆性指数[12]基础上，将断裂韧性对裂缝延伸的影响纳入考量，创新性提出了可压性指数的概念。
但其存在用脆性指数、断裂韧性对可压性影响的量化表征和物理意义不充分且未经验证等问题。
因此本文从页岩储层物性、岩石脆性及天然裂缝等地质特征分析入手，结合页岩储层压裂施工工艺参数、微地震监测成果等资料，对四川威远地区龙马溪组页岩储层进行可压性分析评价，为优选压裂井段、优化压裂参数以提高压裂改造效果提供重要依据。
2. 地质概况四川盆地龙马溪组是现阶段页岩气开发的主要层系。
整体为陆棚相沉积，沉积相带较稳定，分布范围广泛，外陆棚为页岩储层分布的有利相带[14] [15]。
威远地区龙马溪组页岩储层埋深主要分布在2000~3000米之间，储层岩性以黑色碳质页岩、黑色页岩、硅质页岩、黑色泥岩、黑色粉砂质泥岩为主，储层厚度一般为20~50 m ，孔隙度为3.6%~6.3%，储集空间类型较多，孔隙类型包括有机孔、粒间孔、晶间孔、晶内溶孔，裂缝类型分为构造缝、成岩缝、溶蚀缝、生烃缝等[16] [17] [18] [19]。
康亮 等3. 研究方法与评价指标3.1. 研究方法依据四川威远页岩气示范区资料的实际情况，由横纵波关系出发，结合密度曲线计算泊松比和杨氏模量，进而得到脆性指数，再利用研究区的常规测井曲线计算泥质含量和孔隙度参数，并结合总有机碳含量进行储层物性、总有机碳含量的评价，再综合天然裂缝等地质特征及压裂施工工艺参数、微地震监测成果等资料，对页岩储层进行可压性综合分析评价，为优选压裂井段、优化压裂参数以提高压裂改造效果提供重要依据，具体技术流程见图1：Figure 1. Technology route 图1. 技术路线图3.2. 评价指标3.2.1. 横波曲线的计算在计算杨氏模量及泊松比参数中，需要地层的横波资料，但是常规测井中并没有直接的横波资料，只能通过纵波与横波资料的关系转换得到[20] [21] [22] [23]。
利用研究区块已知的两口井的横波速度资料，得到了研究区其他井横波的计算公式[20] [21] [22] [23]为1.3618*83.409SDT DT =+ (1)20.9534R = (2)其中SDT 为横波时差(μs/m )；DT 为纵波时差(μs/m )。
运用拟合公式计算了研究井区其它井的横波曲线，应用N1井横波曲线进行验证，相对误差为2.6%，计算结果可靠。
3.2.2. 泊松比和杨氏模量参数的计算通过上述计算得到了横波和纵波数据，结合密度曲线可以计算泊松比和杨氏模量两个弹性参数。
采用经验公式，计算泊松比(μ)公式[12]：22220.5s p s pt t t t µ∆−∆=∆−∆(3)康亮 等其中∆t s 为横波时差(μs/ft )；∆t p 为纵波时差(μs/ft )。
计算杨氏模量(E )公式：()()2222234s p s s pt t E t t t ρ∆−∆=∆∆−∆ (4)其中∆t s 为横波时差(μs /m)；∆t p 为纵波时差(μs/m )；ρ为密度(g/cm 3)。
3.2.3. 脆性指数的计算页岩脆性是影响可压裂性最重要的因素，页岩脆性的大小对压裂产生的诱导裂缝的形态产生很大的影响。
页岩脆性越高，压裂形成的裂缝网络越复杂，可压裂性越高[20] [24]。
杨氏模量和泊松比是表征页岩脆性的主要岩石力学参数，杨氏模量越高，泊松比越低，脆性越强。
脆性大小使用脆性指数定量表示，计算公式为：()()____100YM BRIT YM YM MIN YM MAX YM MIN =−−× (5) )()____100PR BRIT PR PR MAXPR MIN PR MAX =−−× (6)()__2avgBRIT YM BRIT PR BRIT =+ (7)其中，YM 为静态杨氏模量，10 GPa ；PR 为静态泊松比；YM _BRIT 为归一化的杨氏模量；PR _BRIT 为归一化的泊松比；BRITavg 为脆性指数。
3.2.4. 泥质含量和孔隙度参数的计算目前用于分析页岩储层矿物组分的测井方法一般为常规测井、元素俘获能谱测井和自然伽马能谱测井等[25]。
鉴于研究区块测井曲线只有常规测井曲线，且通常认为沉积岩的放射性和泥质含量相关，因此，泥质含量的计算采用自然伽马曲线计算公式[25]为minmax min Sh GR GR I GR GR −=− (8)()2121GCUR Ish Sh GCURV ×−=− (9) 其中V sh 为自然伽马曲线计算的泥质含量；I sh 为泥质指数；GR max 为纯泥岩处的自然伽马测井值；GR min 为纯砂岩处的自然伽马测井值；GR 为估算井段自然伽马测井值；GCUR 为计算泥质体积的经验系数，一般老地层取值2，古近系和新近系取值3.7。