尚立涛，张燕明，王业晗，肖元相，乔 岩，孙 逊

（1.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206；2.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710016）

鄂尔多斯盆地苏里格油气田东部与国外致密油气相比，压力系数低，微裂缝发育较少，储层两向应力差为7～8 MPa，岩石脆性较强[1]，需要开展体积压裂试验。为确保压裂设计与施工工艺具有针对性，开展储层工程甜点研究，进一步认识储层条件下不同压裂工艺能否形成复杂裂缝。储层可压裂性受多种因素的影响，如地质条件、储层特性、岩石力学参数、天然裂缝发育程度等。借鉴国内外学者的研究成果[2–6]，根据区块储层实际特点，建立了考虑脆性指数、断裂韧性、应力差异、天然裂缝等影响储层可压裂性关键参数的综合可压裂性指数[7–8]，结合储层压裂裂缝监测结果对可压裂性指数进行了效果评价。

1 可压裂性的不同影响因素

1.1 脆性指数

脆性岩石受外力破碎过程中不会出现显著变形，即没有明显的塑性变形的特征，反映岩石在破碎前的不可逆变形中并没有明显吸收机械能量。致密油气储层的脆性较好，压裂时容易形成复杂裂缝；反之，脆性较差，人工裂缝的导流能力会下降，影响致密油气的改造效果。脆性指数可通过储层矿物含量、岩石力学性质、岩心实验等多种方法进行表征与计算[9–13]，杨氏模量越高，储层抵抗变形的能力越强，泊松比反映了岩石受力后横向变形的能力。杨氏模量越高，泊松比越低，脆性越强。基于应力应变曲线的岩石脆性特征定量表征方法能代表压裂时储层破碎特征，受实际储层岩心的限制，无法实现全井段脆性实验。因此，应用声波测井资料计算得到储层岩石力学参数，结合室内静态实验数据对测井解释动态数据进行修正，将动态参数转换为静态参数。采用杨氏模量法和泊松比法（图1和图2）确定研究区储层岩石脆性指数，根据研究区岩心岩石力学实验数据，得到适用于工程应用的岩石静态参数计算致密油气储层脆性指数的方法，然后通过岩心脆性实验结果校正（图3），建立研究区基于储层力学参数计算的脆性指数计算方法。

图1 岩心杨氏模量实验数据

图2 岩心泊松比实验数据

图3 岩心脆性实验数据与力学参数计算脆性

根据研究区岩心岩石力学参数实验（最大杨氏模量为57.6 GPa，最小杨氏模量为13.2 GPa；最大泊松比为0.36，最小泊松比为0.14），建立了基于杨氏模量与泊松比的校正脆性计算方法：

式中：Ym为基于储层杨氏模量的脆性计算结果，无因次；Pr为基于储层泊松比的脆性计算结果，无因次；E为静态杨氏模量，GPa；R为泊松比；FI1为基于脆性指数的可压性指数。

应用杨氏模量与泊松比计算并经过岩心实验脆性结果校正岩石脆性指数。

1.2 断裂韧性指数

断裂韧性同样是影响储层压裂难易程度的主要因素，反映压裂过程中裂缝形成后维持裂缝向前延伸的能力。断裂韧性实验繁琐、随机性大，断裂韧性的计算主要基于断裂韧性与抗拉强度拟合公式[8]。储层岩石的破坏行为本质上是能量耗散和释放的宏观体现，峰后断裂能反映裂纹扩展所消耗的能量，是决定岩石是否发生断裂的本质因素。岩石断裂能越大，压裂裂缝宽度越小，裂缝长度越大。杨氏模量对岩石断裂能的大小和裂缝的形成有直接的影响，基于岩心实验建立不同围压下峰后断裂能密度与杨氏模量的拟合公式，利用峰后断裂能密度可定量表征研究区致密砂岩断裂韧性：

考虑断裂韧性的可压裂性指数FI2公式如下：

式中：Gz为岩石断裂能密度，N·mm/mm3；FI2为考虑断裂韧性的可压性指数。

1.3 地应力指数

储层应力差的大小直接影响压裂人工裂缝形态。为建立准确应力差指数评价裂缝复杂程度方法，首先对区块地应力解释方法进行校正，同样根据测井数据计算地应力，应用岩心实验结果进行校正。

研究区储层岩石力学参数测试表明，平均应力梯度为0.016～0.018 MPa/m（图4），平均水平应力差7.0 MPa（图5），储层和隔层应力差为5.2 MPa。基于岩石力学参数测试与实际施工数据校正测井数据解释结果，准确解释改造井段力学参数、应力差，应用测井数据解释最小主应力与压裂施工测试数据一致，实现对全井段的水平应力差的计算。归一化水平应力差指数可表示为：

图4 砂泥岩储层岩心地应力实验数据统计

图5 致密砂岩储层应力差实验数据统计

式中：FI3为归一化的水平应力差指数；σH为最大水平应力差，MPa；σh为最小水平应力差，MPa。

1.4 天然裂缝指数

天然裂缝的广泛发育可以降低储层自身的抗张强度，使储层受压起裂更简单。在压裂过程中，天然裂缝和诱导裂缝相互影响，人工裂缝可以使天然裂缝重新张开并相互沟通，天然裂缝也可以改变诱导裂缝的延伸方向，产生下一级诱导裂缝，并最终形成复杂裂缝体系。天然裂缝长度越长，可压裂性越好；天然裂缝密度越大，可压裂性越好。根据数值模拟研究结果，天然裂缝与水平最大主应力方向夹角越小，裂缝越容易开启但转向角度小；夹角越大，裂缝转向角度越大但难以开启；当天然裂缝走向与水平最大主应力夹角为30°～60°时最适合产生复杂裂缝体系，天然裂缝易开启且转向角度大。由于很多施工井压裂前未进行成像测井，常规测井资料是进行井中裂缝识别的唯一手段，具有重要的研究及应用价值。前人的研究表明，常规测井孔隙度曲线、电阻率曲线、双侧向电阻率曲线、井径曲线、声波曲线等均对天然裂缝具有一定响应[9–10]。提取各常规测井曲线裂缝指示信息，建立裂缝发育概率模型，计算裂缝发育概率曲线，进行裂缝发育定量预测。根据裂缝对深浅电阻率、声波的响应特征差异，构造深浅电阻率、声波差异比值特征参数，建立基于测井解释的天然裂缝指数评价：

式中：FI4为考虑天然裂缝发育程度的可压裂性指数；RS为浅电阻率，Ω·m；RD为深电阻率，Ω·m；AC30max、AC30min、AC30avg分别为每30个数据组的最大、最小和平均声波时差，μs/ft。

基于室内岩石力学测试和测井曲线解释结果，考虑脆性、断裂韧性、水平地应力差和天然裂缝发育程度等因素作为可压裂性评价指标，归一化处理各参数后，建立适用于致密性储层的可压裂性评价模型。

2 综合可压裂性解释模型与图版

2.1 计算权重

工程实践表明，天然裂缝发育程度能反映储层的可压裂性，水平应力差、脆性指数和断裂韧性系数对储层的可压裂性影响很大。判断矩阵表示某一层元素之间相对于上一层元素的重要程度，利用表1中1～9的比例标度来表示这种程度，用可压裂性相关的各参数对比后的标度值构造判断矩阵[4]（表2）。

表1 判断矩阵标度

表2 判断矩阵

计算判断矩阵的最大特征及其对应的特征向量，同时模拟不同因素对压裂改造体积的影响程度，从而确定可压裂性各影响因素的权重，可得天然裂缝发育、水平应力差、脆性指数、断裂韧性所对应的权重值分别为0.51，0.24，0.15，0.10。

2.2 综合可压裂性评价模型

考虑脆性指数、断裂韧性、水平应力差、天然裂缝发育得到综合可压裂性指数：

式中：FIf为综合可压裂性指数，无量纲；FI1为考虑脆性指数的可压裂性指数，权重系数为0.15；FI2为考虑断裂韧性的可压裂性指数，权重系数为0.10；FI3为考虑水平地应力差的可压裂性指数，权重系数为0.24；FI4为考虑裂缝发育程度的可压裂性指数，权重系数为0.51。

根据区块苏东56–X1井测井解释数据，计算了储层脆性指数、断裂韧性指数、应力差指数、天然裂缝指数等影响储层可压裂性关键参数，并计算形成综合可压裂性指数，解释结果用于与地质甜点结合确定最优改造层段（图6）。

图6 苏东56–X1井综合可压裂性解释剖面

根据综合可压裂性指数解释结果，应用数值模拟水平井一段压裂3簇，簇间距20 m，施工排量15.0 m3/min。压后裂缝波及宽度与裂缝长度比值定义为FCI，模拟结果表明，裂缝综合可压裂性指数越大，压后裂缝复杂程度越高（图7）。

图7 可压裂性指数与裂缝复杂程度关系

结合国内外致密油气藏压裂开发经验，脆性指数、断裂韧性与水平地应力差以及天然裂缝发育情况得到的可压裂性系数不一致时，储层的可压裂性评价结果不同。可压裂性指数越大，通过压裂施工产生的裂缝形态越复杂，储层的可压裂性级别越高；可压裂性指数越小，压裂施工产生的裂缝形态越简单，储层的可压裂性级别越低。定义可压裂性指数大于0.60的储层为一级储层，可压裂性好；可压裂性指数为0.30～0.60的为二级储层，可压裂性一般，需要通过增大施工净压力或者其他辅助措施提高改造效果；可压裂性指数小于0.30的储层为三级储层，可压裂性差。

2.3 裂缝监测结果评价

计算井下微地震裂缝监测的3口井的多段储层可压裂性指数，解释结果为0.28～0.49，解释储层为可压裂性一般，对应裂缝复杂程度监测结果为0.09～0.48，整体裂缝复杂程度低，可压裂性解释结果与实际裂缝监测结果较为一致（图8）。研究区致密油气储层综合可压裂性指数能用于判断形成裂缝的复杂程度。研究区解释可压裂性指数一般为0.3～0.5，判断压裂无法形成大规模复杂裂缝体系，为提高压裂改造体积，需要优化施工工艺与工程参数。

图8 裂缝监测监测结果复杂性分析

3 结论

（1）结合室内静态实验数据对测井解释动态数据进行修正，得到适用于工程应用的岩石静态参数计算致密油气储层脆性指数、地应力指数方法。

（2）基于储层岩石力学参数、脆性指数、断裂韧性和天然裂缝发育程度等适用于致密油气储层的可压裂性评价模型，应用参数归一化方法分析各参数影响权重，建立了综合可压裂性指数解释模型。

（3）解释的综合可压裂性指数与裂缝监测复杂程度结果较为一致，可作为人工裂缝形态的判断依据，能够有效指导压裂方案优化，提高压裂设计的针对性。