CN106874544A - 一种页岩储层改造体积的地质表征方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种页岩储层改造体积的地质表征方法，包括以下步骤：获取各项储层物性参数、各项岩石力学参数；计算各个测井点对应的脆性因子B_rit、新型脆性因子B_n、储层断裂韧性指数K_n、天然裂缝张开难易指数P_n、裂缝穿过评价指数C_n；建立各测井数据点对应的新型评价因子E_n，并判断；最后通化裂缝扩展波及长度L_o、波及高度H_o和波及宽度W_o获取储层改造体积。本发明的有益效果在于：依靠静态生产数据，采用测井等动态地质数据进行储层改造体积的预估，实现了压裂施工前对井网布署和压裂有利段的制定与选择，具有较强的实用性。

Description

一种页岩储层改造体积的地质表征方法

技术领域

本发明涉及一种页岩储层改造体积的地质表征方法，属于油田开发技术领域。

背景技术

页岩储层改造体积(SRV)是单井获得高产的评价指标，对储层改造体积(SRV)的预测与表征具有重要意义。储层改造体积的表征和计算方法已从定性向定量发展，目前主要包括产量拟合法、半经验公式法、离散网络模型法、微地震监测法和半解析法。产量拟合法采用均值模型未考虑页岩储层天然裂缝发育引起的各向异性，且因页岩储层分段压裂方式不能得到单段产能数据，进而不能有效确定单段压裂SRV的展布范围。半经验公式法采用拉伸断裂T_x、T_y、剪切断裂S_x、S_y等经验常数，同样不能反映各水平井乃至水平井各段差异。离散网络模型法通过考虑压裂液、支撑剂性能和施工泵注程序等工程影响因素，模拟单次水力压裂过程中缝网的延伸过程进而确定SRV三维形态，但无法考虑多级或同步压裂过程中的相互干扰效应，并且不能在储层认识和压裂施工前对SRV进行预测和表征。微地震监测法结果较为可靠，但成本较高，不能做到对工区各单井进行监测。半解析法同样基于各向渗透率k、有效孔隙度φ等经验常数，缺乏变动性，且扩散系数需微地震数据校准。

缝网压裂技术作为页岩储层改造的重要手段，主要通过利用储层中天然裂缝等岩石弱面开启并连通形成复杂网络达到有效的页岩储层改造效果。对于储层可压裂性与压裂规模的预测等方面的工作应着重在页岩储层地质和压裂过程力学特征的分析上，而目前已有的研究则更多侧向压裂施工条件和工艺等方面，这可能因为忽略储层地质分析使得施工过程耗费大量财力和物力并可能破坏页岩储层。而仅仅通过地质和力学特征对页岩储层进行可压性评价却不能定量描述复杂缝网大致的延伸规模。因此，为使得在压裂施工时均取得较好的改造效果，必须建立在储层可压性评价基础上对复杂缝网延伸规模进行预测，即通过地质参数对储层改造体积进行定量表征。

页岩可压性评价主要通过岩心分析和测井解释结果，通过选取多个关键参数进行储层特征、力学性质的全面评价，适合现场操作并简单有效，亦可结合室内实验分析结果动静态转换；再通过连续可靠的地质数据嵌入岩石断裂力学理论中，消除该方法对高成本的微地震监测方法的依赖，最终对储层改造体积(SRV)进行地质表征。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是提供一种克服半解析法经验常数的非确定性和对微地震的依赖，使得在压裂施工前对研究区各单井的改造程度有定量的认识，并有效预测改造体积的空间分布，为后续施工作为前期指导或施工印证提供可靠依据的页岩储层改造体积的地质表征方法

本发明解决上述技术问题所采用的技术方案是一种页岩储层改造体积的地质表征方法，该方法包括以下步骤：

S100、利用统计得到的岩心室内实验分析和单井测井解释结果获取各项储层物性参数、各项岩石力学参数；

S200、根据步骤S100得到的各项参数，计算各个测井点对应的脆性因子B_rit、新型脆性因子B_n；

S300、再计算出各测井数据点对应的储层断裂韧性指数K_n、天然裂缝张开难易指数P_n、裂缝穿过评价指数C_n；

S400、通过下式建立各测井数据点对应的新型评价因子E_n；当E_n>0.5时，该测井数据点判定为有效数据点，即理存在可改造性，进行下一步骤，否则判定为无效数据点；

式中：E_n为第i个测井数据点对应的新型评价因子；

S500、计算步骤S400中有效数据点的裂缝扩展波及长度L_o、波及高度H_o和波及宽度W_o，最后通过下式获取储层改造体积；

式中：V_SRV为第j口单井第m压裂段对应的理论储层改造体积，m³；L_o为第i个测井数据点对应的波及长度，m，H_o为第i个测井数据点对应的波及高度，m，W_o为第i个测井数据点对应的波及宽度，m。

进一步的是，所述步骤S100的具体过程为：

S101、对岩心室内实验分析结果处理，获取主力产气层单井垂直深度h、孔隙度φ、密度ρ、硅质矿物组分含量V_Si、碳酸盐岩矿物组分含量V_Carb、岩石泊松比ν、杨氏模量E、体积模量K、剪切模量G、抗张强度S_t、孔隙压力P_p、垂向应力σ_z、水平最大主应力σ_H和水平最小主应力σ_h，单井测井解释得到无铀伽马γ、声波时差(横波Δt_s、纵波Δt_p)、中子CNL和密度ρ；

S102、通过下式多元拟合获取孔隙度φ、泥质含量V_sh；

ρ＝a₁+b₁ρ_log

φ_log＝a₂+b₂γ+c₂Δt_p+d₂CNL+e₂ρ_log

φ＝a₃+b₃φ_log

式中：ρ为第i个测井数据点对应的静态密度值，g/cm³，a₁、b₁为密度拟合参数，ρ_log为第i个测井数据点对应的动态密度值，g/cm³，φ_log为第i个测井数据点对应的动态孔隙度值，小数，a₂、b₂、c₂、d₂、e₂、a₃、b₃为孔隙度拟合参数，γ为第i个测井数据点对应的无铀伽马值，API，CNL为第i个测井数据点对应的中子值，％，Δt_s、Δt_p为第i个测井数据点对应的横波、纵波时差，s，φ为第i个测井数据点对应的静态孔隙度值，小数；I_Sh为第i个测井数据点对应的归一化无铀伽马值，γ为第i个测井数据点对应的无铀伽马值，API，γ_min、γ_max为全区或单井测井无铀伽马最小值和最大值，API，GCUR为地层年代经验系数，新地层取3.7，老地层取2；

S103、通过下式多元拟合获取岩石力学参数；

式中：C_ma为第i个测井数据点对应的骨架体积压缩系数，MPa^-1，Δt_sma、Δt_pma为岩石骨架横波时差、纵波时差，可由岩心实验得到，s，ρ_ma为岩石骨架密度，可由岩心实验得到，kg/m³，C_b为第i个测井数据点对应的体积压缩系数，即体积模量K的倒数，MPa^-1，α为有效应力系数，ν为第i个测井数据点对应计算得到的泊松比，Δt_s、Δt_p为第i个测井数据点对应的横波、纵波时差，s/m，ρ为第i个测井数据点对应的静态密度值，g/cm³，E为第i个测井数据点对应计算得到的杨氏模量，MPa，K为第i个测井数据点对应计算得到的体积模量，MPa，G为第i个测井数据点对应计算得到的剪切模量，MPa；

P_p＝αp×gh

S_t为第i个测井数据点对应计算得到的抗张强度，MPa，V_sh为第i个测井数据点对应计算得到的泥质含量，％，K为常数，取值12.26，P_p为孔隙压力，MPa，αp为区域压力系数，g为重力加速度，m/s²，h为第i个测井数据点对应的垂直深度，m，σ_z为第i个测井数据点对应的垂向主应力，MPa，σ_H、σ_h为第i个测井数据点对应的水平最大和最小主应力，MPa，α为有效应力系数，β₁、β₂为水平最大、最小主应力方向的构造应力系数，可由岩心力学实验获取。

进一步的是，所述步骤S200的具体过程为：基于常规测井解释成果，提取脆性矿物组分的数据，通过下式获取各个测井点对应的脆性因子B_rit、新型脆性因子B_n；

B_rit＝E/ν

式中：V_rit为第i个测井数据点对应的矿物成分脆性指数，％，V_j为第i个测井数据点对应的第j类脆性矿物含量，％，B_rit为脆性因子，无量纲，V_min、V_max为全区或单井最小、最大矿物成分脆性指数，％，V_RIT为第i个测井数据点对应的归一化脆性矿物含量，无量纲，B_min、B_max为全区或单井最小、最大脆性因子，无量纲，B_RIT为第i个测井数据点对应的归一化脆性因子，无量纲，B_n为第i个测井数据点对应的新型脆性因子，无量纲。

进一步的是，所述步骤S300的具体过程为：

S301、通过下式获取储层断裂韧性指数K_n；

K_IC＝0.217σ_n+0.0059S_t ³+0.0923S_t ²+0.517S_t-0.3322

K_IIC＝0.0956σ_h+0.1383S_t-0.082

K_RIT＝K_ICK_IIC

式中：S_t为第i个测井数据点对应计算得到的抗张强度，MPa，K_IC、K_IIC为第i个测井数据点对应的I型、II型断裂韧性，K_RIT为第i个测井数据点对应的断裂韧性因子，无量纲，σ_h为第i个测井数据点对应的最小主应力，MPa，K_RITmax、K_RITmin为全区或单井I型最大、最小断裂韧性因子，无量纲，K_n为第i个测井数据点对应的断裂韧性指数；

S302、通过下式获取各测井数据点对应的天然裂缝张开难易指数P_n；

式中：σ_n为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面受到的正应力，MPa，σ_z为第i个测井数据点对应的垂向主应力，MPa，σ_H、σ_h为第i个测井数据点对应的水平最大和最小主应力，MPa，ψ为第i个测井数据点对应的天然裂缝与水平最大主应力的夹角，度，P为第i个测井数据点对应的天然裂缝临界张开缝内压力，MPa，为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面在三维空间的单位法向矢量，P_n为第i个测井数据点对应的归一化的天然裂缝临界张开难易指数，MPa，P_max、P_min为区内或单井天然裂缝张开缝内最大、最小压力，MPa；

S303、通过下式获取各测井数据点对应的裂缝穿过评价指数C_n；

式中：ω为第i个测井数据点对应的天然裂缝倾角，°，σ_H、σ_h为第i个测井数据点对应的水平最大和最小主应力，MPa，σ_n为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面受到的正应力，MPa，K₀为第i个测井数据点对应的天然裂缝穿过条件因子，大小为τ，方向向量为的剪应力矢量，大小为σ_τ，方向向量为的剪应力矢量，S_o为第i个测井数据点对应的天然裂缝内聚力，MPa，u为天然裂缝壁面摩擦系数，0～1，δ为第i个测井数据点对应的水力裂缝与天然裂缝间的逼近角θ，τ为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面剪应力大小，MPa，σ_τ为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面受水力裂缝尖端应力作用下的剪应力，MPa，C_n为第i个测井数据点对应的天然裂缝穿过评价指数。

进一步是，所述步骤S500的具体过程为：

S501、根据各单井储层地质特征设计单段泵注施工总液量Q和排量q、井底压力P_i、设计压裂液粘度μ、设计施工时间t和滤失系数；

S502、通过下式计算垂直于缝长的断面内，椭圆形断面的最大缝宽w；

式中：w为第i个测井数据点对应的椭圆断面最大缝宽，mm，p(x)为第i个测井数据点对应的缝内压力，MPa，f为储层有效厚度与迭代波及高度之比，Δσ为第i个测井数据点对应的水平主应力差，MPa；

S503、建立建立缝内压力流动方程和裂缝波及高度H_o表征模型如下：

式中：q(x)为缝内流变量，m³/min，μ为压裂液粘度，mPa·s；H_p为储层有效厚度，m；

S504、建立关于波及长度L_o(即x)的流体连续性方程如下：

式中：λ(x，t)为压裂液滤失量，m³，t_p(x)为从点x开始滤失的时间，s，C_x为滤失系数，m/min^0.5，A(x，t)为裂缝断面面积，m²；

S505、建立y-z方向的二维裂缝诱导应力场如下：

式中：σ₁、σ₂、σ₃为最大、中间和最小应力方向的诱导应力，MPa，Δσ_o为第i个测井数据点对应的水平诱导应力差，MPa，r为裂缝中心距离诱导点A的距离，m，r₁为裂缝底部距离诱导点A的距离，m，r₂为裂缝顶部距离诱导点A的距离，m，θ_o为诱导点A偏离裂缝中心的角度，°，θ₁为诱导点A偏离裂缝底部的角度，°，θ₂为诱导点A偏离裂缝顶部的角度，°；

S506、通过诱导应力转向公式计算向非主应力方向的转向半径，从而得到相同生产模式下的各测井数据点对应的波及长度L_o、波及高度H_o、波及宽度W_o；

S507、最后通过下式获取储层改造体积；

式中：V_SRV为第j口单井第m压裂段对应的理论储层改造体积，m³；L_o为第i个测井数据点对应的波及长度，m，H_o为第i个测井数据点对应的波及高度，m，W_o为第i个测井数据点对应的波及宽度，m。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：首先，充分考虑了地层纵横向连续性变化的非均质性的影响，对不同地质特征的数据点逐一进行验证；其次，尽可能消除了对实验或高经济消耗的电测方法的应用，而是利用常规测井数据对物性和岩石力学基本特征进行计算，从而具有较广的实用度；进而，充分考虑各质点在压裂过程中的可行性，弥补了现有方法未能考虑单段不同区间可压性的不足；最后，依靠静态生产数据，采用测井等动态地质数据进行储层改造体积的预估，实现了压裂施工前对井网布署和压裂有利段的制定与选择，具有较强的实用性。

附图说明

图1为储层压裂改造规律示意图；

图2为实施例压裂后微地震裂缝监测平面图；

图3为实施例计算得到的裂缝三维分布图。

具体实施方式

下面结合实施例对本发明的具体实施方式做进一步的描述，并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。

以四川盆地上奥陶统五峰组至下志留统龙马溪组某一区块的某单井页岩储层为例；

(1)获取其常规测井解释结果如表1所示；

表1 水平段分段测井原始数据

(2)计算储层基本物性参数，采用表1数据，运用下列公式，孔隙度、脆性矿物含量均可通过多元拟合得到。其中对岩心室内实验分析结果处理，获取主力产气层单井垂直深度h，孔隙度密度ρ，硅质矿物、碳酸盐岩矿物组分含量V_Si，V_Carb；再通过与测井数据对比建立多元拟合关系，将动态数据静态化，结果如表2所示。

公式为：ρ＝a₁+b₁ρ_log

φ_log＝a₂+b₂γ+c₂Δt_p+d₂CNL+e₂ρ_log

φ＝a₃+b₃φ_log

式中：ρ为第i个测井数据点对应的静态密度值，g/cm³，a₁、b₁为密度拟合参数，ρ_log为第i个测井数据点对应的动态密度值，g/cm³，φ_log为第i个测井数据点对应的动态孔隙度值，小数，a₂、b₂、c₂、d₂、e₂、a₃、b₃为孔隙度拟合参数，γ为第i个测井数据点对应的无铀伽马值，API，CNL为第i个测井数据点对应的中子值，％，Δt_s、Δt_p为第i个测井数据点对应的横波、纵波时差，s，φ为第i个测井数据点对应的静态孔隙度值，小数；I_Sh为第i个测井数据点对应的归一化无铀伽马值，γ为第i个测井数据点对应的无铀伽马值，API，γ_min、γ_max为全区或单井测井无铀伽马最小值和最大值，API，GCUR为地层年代经验系数，新地层取3.7，老地层取2，C_ma为第i个测井数据点对应的骨架体积压缩系数，MPa^-1，Δt_sma、Δt_pma为岩石骨架横波时差、纵波时差，可由岩心实验得到，s，ρ_ma为岩石骨架密度，可由岩心实验得到，kg/m³，C_b为第i个测井数据点对应的体积压缩系数，即体积模量K的倒数，MPa^-1。

表2 水平段分段测井物性数据

(3)计算岩石力学参数，同样通过表1数据，运用下列公式，计算各项岩石力学参数，如表3所示；其中，由于横波数据获取成本较高，可通过纵波时差与体积密度建立经验公式得到，再将其与进行偶极声波测井解释的结果进行拟合对比。对岩心室内实验分析结果处理，获取主力产气层岩石泊松比ν、杨氏模量E、体积模量K、剪切模量G、抗张强度S_t、孔隙压力P_p、垂向应力σ_z、水平最大主应力σ_H和水平最小主应力σ_h；利用单井测井解释声波时差和密度资料，计算岩石力学参数；

公式为：

式中：C_ma为第i个测井数据点对应的骨架体积压缩系数，MPa^-1，Δt_sma、Δt_pma为岩石骨架横波时差、纵波时差，可由岩心实验得到，s，ρ_ma为岩石骨架密度，可由岩心实验得到，kg/m³，C_b为第i个测井数据点对应的体积压缩系数，即体积模量K的倒数，MPa^-1，α为有效应力系数，ν为第i个测井数据点对应计算得到的泊松比，Δt_s、Δt_p为第i个测井数据点对应的横波、纵波时差，s/m，ρ为第i个测井数据点对应的静态密度值，g/cm³，E为第i个测井数据点对应计算得到的杨氏模量，MPa，K为第i个测井数据点对应计算得到的体积模量，MPa，G为第i个测井数据点对应计算得到的剪切模量，MPa；

P_p＝αp×gh

S_t为第i个测井数据点对应计算得到的抗张强度，MPa，V_sh为第i个测井数据点对应计算得到的泥质含量，％，K为常数，取值12.26，P_p为孔隙压力，MPa，αp为区域压力系数，g为重力加速度，m/s²，h为第i个测井数据点对应的垂直深度，m，σ_z为第i个测井数据点对应的垂向主应力，MPa，σ_H、σ_h为第i个测井数据点对应的水平最大和最小主应力，MPa，α为有效应力系数，β₁、β₂为水平最大、最小主应力方向的构造应力系数，可由岩心力学实验获取。

表3 水平段分段测井岩石力学解释数据

(4)基于常规测井解释成果，提取脆性矿物组分的数据，通过下式获取各个测井点对应的脆性因子B_rit、新型脆性因子B_n；

B_rit＝E/ν

式中：V_rit为第i个测井数据点对应的矿物成分脆性指数，％，V_j为第i个测井数据点对应的第j类脆性矿物含量，％，B_rit为脆性因子，无量纲，V_min、V_max为全区或单井最小、最大矿物成分脆性指数，％，V_RIT为第i个测井数据点对应的归一化脆性矿物含量，无量纲，B_min、B_max为全区或单井最小、最大脆性因子，无量纲，B_RIT为第i个测井数据点对应的归一化脆性因子，无量纲，B_n为第i个测井数据点对应的新型脆性因子，无量纲。

(5)通过下式获取储层断裂韧性指数K_n；

K_IC＝0.217σ_n+0.0059S_t ³+0.0923S_t ²+0.517S_t-0.3322

K_IIC＝0.0956σ_h+0.1383S_t-0.082

K_RIT＝K_ICK_IIC

式中：S_t为第i个测井数据点对应计算得到的抗张强度，MPa，K_IC、K_IIC为第i个测井数据点对应的I型、II型断裂韧性，K_RIT为第i个测井数据点对应的断裂韧性因子，无量纲，σ_h为第i个测井数据点对应的最小主应力，MPa，K_RITmax、K_RITmin为全区或单井I型最大、最小断裂韧性因子，无量纲，K_n为第i个测井数据点对应的断裂韧性指数；

(6)通过下式获取各测井数据点对应的天然裂缝张开难易指数P_n；

式中：σ_n为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面受到的正应力，MPa，σ_z为第i个测井数据点对应的垂向主应力，MPa，σ_H、σ_h为第i个测井数据点对应的水平最大和最小主应力，MPa，ψ为第i个测井数据点对应的天然裂缝与水平最大主应力的夹角，度，P为第i个测井数据点对应的天然裂缝临界张开缝内压力，MPa，为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面在三维空间的单位法向矢量，P_n为第i个测井数据点对应的归一化的天然裂缝临界张开难易指数，MPa，P_max、P_min为区内或单井天然裂缝张开缝内最大、最小压力，MPa；

(7)通过下式获取各测井数据点对应的裂缝穿过评价指数C_n；

式中：ω为第i个测井数据点对应的天然裂缝倾角，°，σ_H、σ_h为第i个测井数据点对应的水平最大和最小主应力，MPa，σ_n为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面受到的正应力，MPa，K₀为第i个测井数据点对应的天然裂缝穿过条件因子，大小为τ，方向向量为的剪应力矢量，大小为σ_τ，方向向量为的剪应力矢量，S_o为第i个测井数据点对应的天然裂缝内聚力，MPa，u为天然裂缝壁面摩擦系数，0～1，δ为第i个测井数据点对应的水力裂缝与天然裂缝间的逼近角θ，τ为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面剪应力大小，MPa，σ_τ为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面受水力裂缝尖端应力作用下的剪应力，MPa，C_n为第i个测井数据点对应的天然裂缝穿过评价指数。

(8)通过下式建立各测井数据点对应的新型评价因子E_n；当E_n>0.5时，该测井数据点判定为有效数据点，即理存在可改造性，进行下一步骤，否则判定为无效数据点；其结果如表4：

式中：E_n为第i个测井数据点对应的新型评价因子；

表4 水平段分段测井评价因子解释数据

结果表明从压裂段尺度而言均具备较好的可压性。

(9)根据各单井储层地质特征设计单段泵注施工总液量Q和排量q、井底压力P_i、设定施工参数：流体粘度μ为8mPa·s，施工时间t设定为3h，滤失系数取0.00071m/min^0.5；

(10)通过下式计算垂直于缝长的断面内，椭圆形断面的最大缝宽w；

式中：w为第i个测井数据点对应的椭圆断面最大缝宽，mm，p(x)为第i个测井数据点对应的缝内压力，MPa，f为储层有效厚度与迭代波及高度之比，Δσ为第i个测井数据点对应的水平主应力差，MPa；

(11)建立建立缝内压力流动方程和裂缝波及高度H_o表征模型如下：

式中：q(x)为缝内流变量，m³/min，μ为压裂液粘度，mPa·s；H_p为储层有效厚度，m；

(12)、建立关于波及长度L_o(即x)的流体连续性方程如下：

式中：λ(x，t)为压裂液滤失量，m³，t_p(x)为从点x开始滤失的时间，s，C_x为滤失系数，m/min^0.5，A(x，t)为裂缝断面面积，m²；

(13)建立y-z方向的二维裂缝诱导应力场如下：

式中：σ₁、σ₂、σ₃为最大、中间和最小应力方向的诱导应力，MPa，Δσ_o为第i个测井数据点对应的水平诱导应力差，MPa，r为裂缝中心距离诱导点A的距离，m，r₁为裂缝底部距离诱导点A的距离，m，r₂为裂缝顶部距离诱导点A的距离，m，θ_o为诱导点A偏离裂缝中心的角度，°，θ₁为诱导点A偏离裂缝底部的角度，°，θ₂为诱导点A偏离裂缝顶部的角度，°。

(14)通过诱导应力转向公式计算向非主应力方向的转向半径，从而得到相同生产模式下的各测井数据点对应的波及长度L_o、波及高度H_o、波及宽度W_o；

(15)最后通过下式获取储层改造体积；其结果如表5：

式中：V_SRV为第j口单井第m压裂段对应的理论储层改造体积，m³；L_o为第i个测井数据点对应的波及长度，m，H_o为第i个测井数据点对应的波及高度，m，W_o为第i个测井数据点对应的波及宽度，m。

表5 地质表征SRV计算表

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：首先，充分考虑了地层纵横向连续性变化的非均质性的影响，对不同地质特征的数据点逐一进行验证；其次，尽可能消除了对实验或高经济消耗的电测方法的应用，而是利用常规测井数据对物性和岩石力学基本特征进行计算，从而具有较广的实用度；进而，充分考虑各质点在压裂过程中的可行性，弥补了现有方法未能考虑单段不同区间可压性的不足；最后，依靠静态生产数据，采用测井等动态地质数据进行储层改造体积的预估，实现了压裂施工前对井网布署和压裂有利段的制定与选择，具有较强的实用性。

Claims (5)

1.一种页岩储层改造体积的地质表征方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

S100、利用统计得到的岩心室内实验分析和单井测井解释结果获取各项储层物性参数、各项岩石力学参数；

S200、根据步骤S100得到的各项参数，计算各个测井点对应的脆性因子B_rit、新型脆性因子B_n；

S300、再计算出各测井数据点对应的储层断裂韧性指数K_n、天然裂缝张开难易指数P_n、裂缝穿过评价指数C_n；

S400、通过下式建立各测井数据点对应的新型评价因子E_n；当E_n>0.5时，该测井数据点判定为有效数据点，即理存在可改造性，进行下一步骤，否则判定为无效数据点；

$E_n=\sqrt[4]{B_n{K}_n{P}_n{C}_n}$

式中：E_n为第i个测井数据点对应的新型评价因子；

S500、计算步骤S400中有效数据点的裂缝扩展波及长度L_o、波及高度H_o和波及宽度W_o，最后通过下式获取储层改造体积；

$V_{SRV}=\frac{\mathrm{\π}}{6n^3}\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{L}_o\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{W}_o\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{H}_o$

式中：V_SRV为第j口单井第m压裂段对应的理论储层改造体积，m³；L_o为第i个测井数据点对应的波及长度，m，H_o为第i个测井数据点对应的波及高度，m，W_o为第i个测井数据点对应的波及宽度，m。

2.根据权利要求1所述的一种页岩储层改造体积的地质表征方法，其特征在于，所述步骤S100的具体过程为：

S101、对岩心室内实验分析结果处理，获取主力产气层单井垂直深度h、孔隙度φ、密度ρ、硅质矿物组分含量V_Si、碳酸盐岩矿物组分含量V_Carb、岩石泊松比ν、杨氏模量E、体积模量K、剪切模量G、抗张强度S_t、孔隙压力P_p、垂向应力σ_z、水平最大主应力σ_H和水平最小主应力σ_h，单井测井解释得到无铀伽马γ、声波时差(横波Δt_s、纵波Δt_p)、中子CNL和密度ρ；

S102、通过下式多元拟合获取孔隙度φ、泥质含量V_sh；

ρ＝a₁+b₁ρ_log

φ_log＝a₂+b₂γ+c₂Δt_p+d₂CNL+e₂ρ_log

φ＝a₃+b₃φ_log

$I_{Sh}=\frac{\mathrm{\γ}-{\mathrm{\γ}}_{min}}{{\mathrm{\γ}}_{max}-{\mathrm{\γ}}_{min}}$

$V_{sh}=\frac{\left(2^{GCUR\·I_{Sh}}\right)}{2^{GCUR}-1}$

式中：ρ为第i个测井数据点对应的静态密度值，g/cm³，a₁、b₁为密度拟合参数，ρ_log为第i个测井数据点对应的动态密度值，g/cm³，φ_log为第i个测井数据点对应的动态孔隙度值，小数，a₂、b₂、c₂、d₂、e₂、a₃、b₃为孔隙度拟合参数，γ为第i个测井数据点对应的无铀伽马值，API，CNL为第i个测井数据点对应的中子值，％，Δt_s、Δt_p为第i个测井数据点对应的横波、纵波时差，s，φ为第i个测井数据点对应的静态孔隙度值，小数；I_Sh为第i个测井数据点对应的归一化无铀伽马值，γ为第i个测井数据点对应的无铀伽马值，API，γ_min、γ_max为全区或单井测井无铀伽马最小值和最大值，API，GCUR为地层年代经验系数，新地层取3.7，老地层取2；

S103、通过下式多元拟合获取岩石力学参数；

$C_{ma}=\frac{3{{\mathrm{\Δt}}_{sma}}^2-4{{\mathrm{\Δt}}_{pma}}^2}{{\mathrm{\ρ}}_{ma}\·3{{\mathrm{\Δt}}_{sma}}^2\·{{\mathrm{\Δt}}_{pma}}^2}$

$\mathrm{\α}=1-\frac{C_{ma}}{C_b}$

$v=\frac{0.5{({\mathrm{\Δt}}_s/{\mathrm{\Δt}}_p)}^2-1}{{({\mathrm{\Δt}}_s/{\mathrm{\Δt}}_p)}^2-1}$

$E=\mathrm{\ρ}\×\frac{3\×{{\mathrm{\Δt}}_s}^2-4\×{{\mathrm{\Δt}}_p}^2}{{{\mathrm{\Δt}}_s}^2({{\mathrm{\Δt}}_s}^2-{{\mathrm{\Δt}}_p}^2)}$

$K=\mathrm{\ρ}\frac{3{{\mathrm{\Δt}}_s}^2-4{{\mathrm{\Δt}}_p}^2}{3{{\mathrm{\Δt}}_s}^2\·{{\mathrm{\Δt}}_p}^2}$

$G=\frac{E}{2(1+v)}$

式中：C_ma为第i个测井数据点对应的骨架体积压缩系数，MPa^-1，Δt_sma、Δt_pma为岩石骨架横波时差、纵波时差，可由岩心实验得到，s，ρ_ma为岩石骨架密度，可由岩心实验得到，kg/m³，C_b为第i个测井数据点对应的体积压缩系数，即体积模量K的倒数，MPa^-1，α为有效应力系数，ν为第i个测井数据点对应计算得到的泊松比，Δt_s、Δt_p为第i个测井数据点对应的横波、纵波时差，s/m，ρ为第i个测井数据点对应的静态密度值，g/cm³，E为第i个测井数据点对应计算得到的杨氏模量，MPa，K为第i个测井数据点对应计算得到的体积模量，MPa，G为第i个测井数据点对应计算得到的剪切模量，MPa；

$S_t=\frac{0.0045E(1-V_{sh})+0.008E\·V_{sh}}{K}$

P_p＝αp×gh

${\mathrm{\σ}}_H=\frac{v}{1-v}({\mathrm{\σ}}_z-{\mathrm{\αP}}_p)+{\mathrm{\αP}}_p+{\mathrm{\β}}_1({\mathrm{\σ}}_z-{\mathrm{\αP}}_p)$

${\mathrm{\σ}}_h=\frac{v}{1-v}({\mathrm{\σ}}_z-{\mathrm{\αP}}_p)+{\mathrm{\αP}}_p+{\mathrm{\β}}_2({\mathrm{\σ}}_z-{\mathrm{\αP}}_p)$

S_t为第i个测井数据点对应计算得到的抗张强度，MPa，V_sh为第i个测井数据点对应计算得到的泥质含量，％，K为常数，取值12.26，P_p为孔隙压力，MPa，αp为区域压力系数，g为重力加速度，m/s²，h为第i个测井数据点对应的垂直深度，m，σ_z为第i个测井数据点对应的垂向主应力，MPa，σ_H、σ_h为第i个测井数据点对应的水平最大和最小主应力，MPa，α为有效应力系数，β₁、β₂为水平最大、最小主应力方向的构造应力系数，可由岩心力学实验获取。

3.根据权利要求2所述的一种页岩储层改造体积的地质表征方法，其特征在于，所述步骤S200的具体过程为：基于常规测井解释成果，提取脆性矿物组分的数据，通过下式获取各个测井点对应的脆性因子B_rit、新型脆性因子B_n；

$V_{rit}=\underset{j}{\overset{n}{\Σ}}{V}_j$

B_rit＝E/ν

$V_{RIT}=\frac{V_{rit}-V_{min}}{V_{\max }-V_{min}}$

$B_{RIT}=\frac{B_{rit}-B_{min}}{B_{\max }-B_{min}}$

$B_n=\frac{V_{RIT}+B_{RIT}}{2}$

式中：V_rit为第i个测井数据点对应的矿物成分脆性指数，％，V_j为第i个测井数据点对应的第j类脆性矿物含量，％，B_rit为脆性因子，无量纲，V_min、V_max为全区或单井最小、最大矿物成分脆性指数，％，V_RIT为第i个测井数据点对应的归一化脆性矿物含量，无量纲，B_min、B_max为全区或单井最小、最大脆性因子，无量纲，B_RIT为第i个测井数据点对应的归一化脆性因子，无量纲，B_n为第i个测井数据点对应的新型脆性因子，无量纲。

4.根据权利要求3所述的一种页岩储层改造体积的地质表征方法，其特征在于，所述步骤S300的具体过程为：

S301、通过下式获取储层断裂韧性指数K_n；

K_IC＝0.217σ_n+0.0059S_t ³+0.0923S_t ²+0.517S_t-0.3322

K_IIC＝0.0956σ_h+0.1383S_t-0.082

K_RIT＝K_ICK_IIC

$K_n=\frac{K_{RITmax}-K_{RIT}}{K_{RIT\max }-K_{RITmin}}$

式中：S_t为第i个测井数据点对应计算得到的抗张强度，MPa，K_IC、K_IIC为第i个测井数据点对应的I型、II型断裂韧性，K_RIT为第i个测井数据点对应的断裂韧性因子，无量纲，σ_h为第i个测井数据点对应的最小主应力，MPa，K_RITmax、K_RITmin为全区或单井I型最大、最小断裂韧性因子，无量纲，K_n为第i个测井数据点对应的断裂韧性指数；

S302、通过下式获取各测井数据点对应的天然裂缝张开难易指数P_n；

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\σ}}_n=\stackrel{\→}{n}{\left(\begin{array}{ccc}{\mathrm{\σ}}_z& & \\ & {\mathrm{\σ}}_H& \\ & & {\mathrm{\σ}}_h\end{array}\right)}^2{\stackrel{\→}{n}}^T\\ P=\left|{\mathrm{\σ}}_n\right|\end{array}\right.$

$\stackrel{\→}{n}=(cos\mathrm{\ω},sin\mathrm{\ω}sin\mathrm{\ψ},sin\mathrm{\ω}cos\mathrm{\ψ})$

$P_n=\frac{P_{max}-P}{P_{\max }-P_{min}}$

式中：σ_n为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面受到的正应力，MPa，σ_z为第i个测井数据点对应的垂向主应力，MPa，σ_H、σ_h为第i个测井数据点对应的水平最大和最小主应力，MPa，ψ为第i个测井数据点对应的天然裂缝与水平最大主应力的夹角，度，P为第i个测井数据点对应的天然裂缝临界张开缝内压力，MPa，为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面在三维空间的单位法向矢量，P_n为第i个测井数据点对应的归一化的天然裂缝临界张开难易指数，MPa，P_max、P_min为区内或单井天然裂缝张开缝内最大、最小压力，MPa；

S303、通过下式获取各测井数据点对应的裂缝穿过评价指数C_n；

$\mathrm{\τ}=\sqrt{{{\mathrm{\σ}}_v}^2{\cos }^2\mathrm{\ω}+{{\mathrm{\σ}}_H}^2{\sin }^2{\mathrm{\ωsin}}^2\mathrm{\ψ}+{{\mathrm{\σ}}_h}^2{\sin }^2{\mathrm{\ωcos}}^2\mathrm{\ψ}-{{\mathrm{\σ}}_n}^2}$

${\mathrm{\σ}}_{\mathrm{\τ}}=(S_t-{\mathrm{\σ}}_h){\cos }^2\frac{\mathrm{\δ}}{2}sin\frac{\mathrm{\δ}}{2},\mathrm{\δ}=\mathrm{\θ}$

$K_0=\left|\right|\stackrel{\&RightArrow;}{\mathrm{\&tau;}}+{\stackrel{\&RightArrow;}{\mathrm{\&sigma;}}}_{\mathrm{\&tau;}}\left|\right|-S_o-u\&lsqb;(S_t-{\mathrm{\&sigma;}}_h){\cos }^3\frac{\mathrm{\&delta;}}{2}+{\mathrm{\&sigma;}}_n\&rsqb;<0$

$C_n=\left\{\begin{array}{c}0.5,K_0>0\\ \frac{2-K_0}{2},K_0<0\end{array}\right.$

式中：ω为第i个测井数据点对应的天然裂缝倾角，°，σ_H、σ_h为第i个测井数据点对应的水平最大和最小主应力，MPa，σ_n为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面受到的正应力，MPa，K₀为第i个测井数据点对应的天然裂缝穿过条件因子，大小为τ，方向向量为的剪应力矢量，大小为σ_τ，方向向量为的剪应力矢量，S_o为第i个测井数据点对应的天然裂缝内聚力，MPa，u为天然裂缝壁面摩擦系数，0～1，δ为第i个测井数据点对应的水力裂缝与天然裂缝间的逼近角θ，τ为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面剪应力大小，MPa，σ_τ为第i个测井数据点对应的天然裂缝壁面受水力裂缝尖端应力作用下的剪应力，MPa，C_n为第i个测井数据点对应的天然裂缝穿过评价指数。

5.根据权利要求4所述的一种页岩储层改造体积的地质表征方法，其特征在于，所述步骤S500的具体过程为：

S501、根据各单井储层地质特征设计单段泵注施工总液量Q和排量q、井底压力P_i、设计压裂液粘度μ、设计施工时间t和滤失系数；

S502、通过下式计算垂直于缝长的断面内，椭圆形断面的最大缝宽w；

$w=\frac{2(1-v^2)H\left(x\right)p\left(x\right)}{E}\{1-\frac{2}{\mathrm{\&pi;}}\frac{\mathrm{\&Delta;}\mathrm{\&sigma;}}{p_f-{\mathrm{\&sigma;}}_h}\&lsqb;{\cos }^{-1}\left(f\right)-fln\frac{1+\sqrt{1-f^2}}{f}\&rsqb;\}$

式中：w为第i个测井数据点对应的椭圆断面最大缝宽，mm，p(x)为第i个测井数据点对应的缝内压力，MPa，f为储层有效厚度与迭代波及高度之比，Δσ为第i个测井数据点对应的水平主应力差，MPa；

S503、建立建立缝内压力流动方程和裂缝波及高度H_o表征模型如下：

$\frac{dp\left(x\right)}{dx}=-\frac{64q\left(x\right)\mathrm{\&mu;}}{\mathrm{\&pi;}H\left(x\right)w^3}$

$\left\{\begin{array}{c}\frac{dH\left(x\right)}{dx}=-\frac{64q\left(x\right)\mathrm{\&mu;}}{\mathrm{\&pi;}e\left(x\right)w^3}\\ e\left(x\right)=\frac{K_{IC}}{\sqrt{2\mathrm{\&pi;}H\left(x\right)}}-\frac{2{\mathrm{\&Delta;\&sigma;H}}_p}{\mathrm{\&pi;}\sqrt{H^2\left(x\right)-{H_p}^2}}\end{array}\right.$

式中：q(x)为缝内流变量，m³/min，μ为压裂液粘度，mPa·s；H_p为储层有效厚度，m；

S504、建立关于波及长度L_o(即x)的流体连续性方程如下：

$\left\{\begin{array}{c}-\frac{dq(x,t)}{dx}=\mathrm{\&lambda;}(x,t)+\frac{dA(x,t)}{dt}\\ \mathrm{\&lambda;}(x,t)=2H\left(x\right)\frac{C_x}{\sqrt{t-t_p\left(x\right)}}\end{array}\right.$

式中：λ(x，t)为压裂液滤失量，m³，t_p(x)为从点x开始滤失的时间，s，C_x为滤失系数，m/min^0.5，A(x，t)为裂缝断面面积，m²；

S505、建立y-z方向的二维裂缝诱导应力场如下：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\&sigma;}}_1=p\frac{r}{H}{\left(\frac{H^2}{r_1{r}_2}\right)}^{3/2}{\mathrm{sin\&theta;}}_{0}sin\frac{3}{2}({\mathrm{\&theta;}}_1+{\mathrm{\&theta;}}_2)+p\&lsqb;\frac{1}{{\left(r_1{r}_2\right)}^{1/2}}cos({\mathrm{\&theta;}}_0-\frac{1}{2}{\mathrm{\&theta;}}_1-\frac{1}{2}{\mathrm{\&theta;}}_2)-1\&rsqb;\\ {\mathrm{\&sigma;}}_2=-p\frac{r}{H}{\left(\frac{H^2}{r_1{r}_2}\right)}^{3/2}{\mathrm{sin\&theta;}}_{0}sin\frac{3}{2}({\mathrm{\&theta;}}_1+{\mathrm{\&theta;}}_2)+p\&lsqb;\frac{1}{{\left(r_1{r}_2\right)}^{1/2}}cos({\mathrm{\&theta;}}_0-\frac{1}{2}{\mathrm{\&theta;}}_1-\frac{1}{2}{\mathrm{\&theta;}}_2)-1\&rsqb;\\ {\mathrm{\&sigma;}}_3=v({\mathrm{\&sigma;}}_1+{\mathrm{\&sigma;}}_2)\\ {\mathrm{\&Delta;\&sigma;}}_0=p\frac{r}{H}{\left(\frac{H^2}{r_1{r}_2}\right)}^{3/2}{\mathrm{sin\&theta;}}_0\sin \frac{3}{2}({\mathrm{\&theta;}}_1+{\mathrm{\&theta;}}_2)+(1-2v)p\&lsqb;\frac{r}{{\left(r_1{r}_2\right)}^{1/2}}\cos ({\mathrm{\&theta;}}_0-\frac{1}{2}{\mathrm{\&theta;}}_1-\frac{1}{2}{\mathrm{\&theta;}}_2)-1\&rsqb;\end{array}\right.$

${\mathrm{\&theta;}}_0=arctan\left(\frac{x}{y}\right),{\mathrm{\&theta;}}_1=arctan\&lsqb;\frac{x}{(-y-H)}\&rsqb;,{\mathrm{\&theta;}}_2=arctan\&lsqb;\frac{x}{(H-y)}\&rsqb;$

$r=\sqrt{x^2+y^2},r_1=\sqrt{x^2+{(y+H)}^2},r_2=\sqrt{x^2+{(y-H)}^2}$

式中：σ₁、σ₂、σ₃为最大、中间和最小应力方向的诱导应力，MPa，Δσ_o为第i个测井数据点对应的水平诱导应力差，MPa，r为裂缝中心距离诱导点A的距离，m，r₁为裂缝底部距离诱导点A的距离，m，r₂为裂缝顶部距离诱导点A的距离，m，θ_o为诱导点A偏离裂缝中心的角度，°，θ₁为诱导点A偏离裂缝底部的角度，°，θ₂为诱导点A偏离裂缝顶部的角度，°；

S506、通过诱导应力转向公式计算向非主应力方向的转向半径，从而得到相同生产模式下的各测井数据点对应的波及长度L_o、波及高度H_o、波及宽度W_o；

S507、最后通过下式获取储层改造体积；

$V_{SRV}=\frac{\mathrm{\&pi;}}{6n^3}\underset{i=1}{\overset{n}{\&Sigma;}}{L}_o\underset{i=1}{\overset{n}{\&Sigma;}}{W}_o\underset{i=1}{\overset{n}{\&Sigma;}}{H}_o$

式中：V_SRV为第j口单井第m压裂段对应的理论储层改造体积，m³；L_o为第i个测井数据点对应的波及长度，m，H_o为第i个测井数据点对应的波及高度，m，W_o为第i个测井数据点对应的波及宽度，m。