页岩气储层可压裂性评价技术研究

页岩气储层可压裂性评价技术研究

据美国能源情报局估计，世界岩气地质储量为623.1012m3，储量为163.1012m3，中国岩气资源储量为36.1012m3，具有广阔的开发前景。由于页岩气储层致密,属于低孔-超低渗储层,为实现经济开发必须进行压裂增产作业。而储层的可压裂性评价对于优选压裂井段,预测经济效益具有重要意义。Chong等国外学者通过页岩脆性指数表征可压裂性,为可压裂性评价开辟了思路。然而通过脆性指数无法真实反映储层的压裂难易程度,部分岩石的弹性模量和泊松比相近,而脆性差别巨大。因此,笔者从脆性指数、断裂韧性与岩石力学参数3个方面开展了对页岩气储层可压裂性评价的研究。1岩石力学特性和岩性特征根据国外对页岩气储层可压裂性的评价经验,脆性指数可以表示压裂的难易程度,反映的是储层压裂后所形成裂缝的复杂程度。脆性指数是基于岩石的弹性模量和泊松比定义的,一般弹性模量越大、泊松比越小,脆性指数越高。脆性指数较高的储层一般性质硬脆,在漫长的地质时期内受构造运动的影响天然裂缝发育,对压裂作业的反应敏感,能迅速形成复杂的网状裂缝,脆性指数低的储层则容易形成简单的双翼型裂缝。脆性指数的判定主要有定性与定量两种方法:定性分析是现场取心后,通过XRD方法测定页岩的全岩矿物组分,建立矿物组分三元图,定性分析储层中脆性矿物(一般为石英、长石、石灰石、白云石)与黏土矿物的相对含量(图1),四川盆地下古生界两套页岩的脆性矿物含量与北美Barnett页岩相比,脆性矿物(特别是石英-长石类矿物)含量相对较低,黏土矿物含量相对较高。此外,还可以通过元素俘获能谱测井(ECS)和放射性能谱测井(NGS)识别泥页岩中黏土、石英、长石、碳酸盐岩、黄铁矿等成分的含量,再根据室内实测数据校正,建立黏土矿物和脆性矿物的纵向分布规律。另一种是定量分析,根据岩石力学参数中弹性模量与泊松比的大小,分别取0.5的权值进行计算。根据学者Rickman的研究,北美地区FortWorth盆地Barnett页岩储层的脆性指数计算公式如下:式中:EBrit为归一化的弹性模量,GPa;μBrit为归一化的泊松比;Brit为脆性指数,无量纲。计算结果如图2所示。全世界的页岩储层均具有自己的特性,以上定量计算方法是专门针对北美Barnett页岩的岩石力学参数建立的,具有明显的地域局限性,在不同的目标研究区块应建立不同的方法。对于四川盆地,根据文献报道四川盆地下志留系龙马溪组页岩弹性模量分布范围为8~56GPa,平均值为32GPa;泊松比范围为0.1~0.36,平均值为0.18,由此建立适用于龙马溪组页岩的脆性指数计算方法:根据以上方法,绘制龙马溪组页岩的脆性指数图版(图3)。可见在A点(E,μ)=(56,0.36)与B点(E,μ)=(8,0.1)连线之上的部分,脆性指数Brit均较大,形成复杂裂缝。2型断裂韧性tc的力学参数单纯利用弹性模量与泊松比不能完全判断储层的可压裂性,例如部分岩石的弹性模量与泊松比相近,但是脆性差别极大,其中的重要区别就在于断裂韧性。断裂韧性是一项表征储层压裂难易程度的重要因素,反映的是压裂过程中,裂缝形成之后维持裂缝向前延伸的能力。在线弹性断裂力学中,根据其位移形态可将裂缝分为3类,张开型(Ⅰ型)、错开型(Ⅱ型)和撕开型(Ⅲ型)。任何一种裂缝状态均可由这3种基本形式叠加得到,叠加的裂纹统称为复合型裂纹或混合型裂纹。在页岩气体积压裂中形成的裂缝最常见的是Ⅰ型与Ⅱ型,在地应力场或者岩性剧变的地层有可能出现混合裂缝。对于Ⅰ型裂缝,基于Irwin的断裂力学理论,当应力强度因子KI达到某一临界值KIC时,裂缝发生扩展。KI反映了裂尖应力奇异性的强度,与岩石本身性质、裂缝尺寸以及应力状态有关;而KIC即为Ⅰ型断裂韧性,是岩石阻止裂缝扩展的能力,属于岩石本身的性质。断裂韧性的大小关系到裂缝延伸的难易,其值越小,裂缝越容易延伸,越有利于水力压裂。测试岩石Ⅰ型断裂韧性的方法为:(1)将岩心切成长为25~45mm的岩心段,岩心外径为100mm,两端车平,圆周面车圆;(2)在岩样圆心处钻取直径为10mm左右的圆孔,然后利用半径小于0.5mm的钢丝锯在内孔壁沿径向预制与中心轴线平行的裂纹,限定深度约为3~4mm,以保证初始裂纹长度处于稳定扩展区;(3)将外径为9mm的橡胶软管置于岩心孔中,并将岩心置入高压釜中,上、下两端面施加0.5MPa预紧力;(4)通过TAW-1000深水孔隙压力伺服系统在岩心孔中施加液压,并通过声发射探测传感器实时监测信号,直至裂缝贯穿岩样。根据陈治喜的研究,在无围压下页岩的Ⅰ型断裂韧性K0IC与单轴抗拉强度St存在如下关系:式中:St为单轴抗拉强度,MPa;K0IC为断裂韧性,页岩气储层埋深一般数千米,压裂裂缝所处环境必定会承受巨大的围压,在有围压条件下页岩的Ⅰ型断裂韧性(KIC)与围压σn的关系式为式中:σn为裂缝面上的围压,MPa。对于Ⅱ型裂缝,金衍等建立了Ⅱ型断裂韧性KIIC与围压σn和单轴抗拉强度St的经验关系,表达式为式中:σn为围压,MPa;St为单轴抗拉强度,MPa。以上Ⅰ型-Ⅱ型断裂韧性计算方法中涉及的岩石力学参数,如单轴抗拉强度与围压,可通过以下方法获取,此方法在石油工程中的应用已较为成熟:式中:Vcl为泥质含量;γmin与γmax分别为纯砂岩与纯泥岩层的伽马值;Gcur为Hilchie指数,与地质年代有关,一般对于第三系取3.7,对老地层取2;Iγ为泥质含量指数;Ed为动态弹性模量,GPa;ρ为岩石密度,g/cm3,vp为纵波波速,m/s;vs为横波波速,m/s;μd为动态泊松比;K为常数,K=12.26。对于围压的确定,赵海峰根据断裂动力学理论,得出了对于页岩气压裂的第n级分支裂缝作用在裂缝面上的围压可表示为式中:n=[cosβsinθ,cosβcosθ,sinβ];β为裂缝倾角;θ为裂缝走向与井轴的夹角;σv为上覆岩层压力,MPa;σH为水平最大地应力,MPa;σh为水平最小地应力,MPa。3不同地质参数下的压裂行为根据上述研究,页岩气储层的可压裂性显然与脆性指数呈正相关,与断裂韧性呈负相关。对于受多重因素影响的指标,可以用乘积的方法综合各种因素的影响。在此定义可压裂指数(Frac)来表示储层压裂的难易程度,形式如下:其中,断裂韧性取Ⅰ型与Ⅱ型的平均值;脆性指数Brit的计算按照式(6)计算,无量纲。以某页岩气为例,其储层埋深为2000m,通过地漏实验得到水平最小地应力为32MPa,储层岩石弹性模量E变化范围为8~56GPa,泊松比μ范围为0.1~0.36,单轴抗拉强度St范围为0~8MPa。对于沿最小地应力方向钻进的水平井,压裂后人工裂缝沿最大地应力方向延伸。为简化问题,一般认为裂缝面上的围压即水平最小地应力σh。将以上自变量代入式(16)中,计算可压裂指数随弹性模量、泊松比、抗拉强度的变化规律。如图4所示,根据给定的岩石力学参数可以确定储层可压裂指数,评价相对的压裂可行性。颜色越红,可压裂指数越高,表明压裂可行性越大,形成的裂缝形态复杂,裂缝更容易延伸;颜色越蓝,可压裂指数越低,表明压裂可行性越小,形成的裂缝形态单一,裂缝不容易延伸。再结合油藏信息,确定页岩储层在地下的三维立体图,根据地震资料反演储层岩石力学参数,即可获得页岩储层可压裂指数三维分布图。4脆性指数预测(1)中国页岩气藏具有独特的岩石力学特征,四川盆地下志留系页岩弹性模