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页岩储层的岩石力学特性(1)

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页岩 岩石 力学 特性
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  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:y2000w@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MTS815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2012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  3.2651-05  37.61  11.31  2.7054-08  37.75  9.43  2.863 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·31·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4.70×104MPa,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 3X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265.75MPa,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.Developmentof 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 )·41·天然气工业2012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.Finaly,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 45bilion 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 XS22welblock in the center of fault depression with the estimated OGIP of about 10bilion m3.Keywords:Songliao Basin,Xujiaweizi fault depression,Early Cretaceous,sequence stratigraphy,sandy conglomerate reservoir,hy-drocarbon pooling mode,system tract,play fairwayDOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2012.07.002HuangWei,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 reservoirsYangJian,Fu Yongqiang,Chen Hongfei,ZengLixin,Li Jinhui(Gas Production EngineeringResearch Institute ofSouthwest 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,wel-developed micro-fissures and laminations as wel 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 folow the principles of"a large volume of fracturing flu-id,large discharge capacity,a high pad fluid ratio,smal sizes of proppant grains,and a low sand content".Keywords:Sichuan Basin,shale,reservoir rock,rock mechanical experiment,feature,mineral composition,brittleness index,frac-turingDOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2012.07.003YangJian,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:y2000w@sina.comDiagenesis and diagenetic facies of tight sandstone reservoirs in the 8th member of the Shihezi Formation,southernSulige Gas FieldXu Lei 1,Yu Xinghe1,YangYong2,Li Shunli 1,Tian Qianqian1,Zhou Yue1·001·Natural Gas Industry,Vol.32,Issue 7,2012
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