CN116698577B - 一种页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法 - Google Patents
一种页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116698577B CN116698577B CN202310471362.8A CN202310471362A CN116698577B CN 116698577 B CN116698577 B CN 116698577B CN 202310471362 A CN202310471362 A CN 202310471362A CN 116698577 B CN116698577 B CN 116698577B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- layer
- potential
- crushing
- formula
- layers
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 title claims abstract description 22
- 238000011158 quantitative evaluation Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 63
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 27
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 claims description 49
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 12
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 12
- 238000004826 seaming Methods 0.000 claims description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 4
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 claims description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 6
- 238000004088 simulation Methods 0.000 abstract description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 abstract description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 13
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 102100026032 BRI3-binding protein Human genes 0.000 description 2
- 101000933488 Homo sapiens BRI3-binding protein Proteins 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000002860 competitive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000003475 lamination Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000013077 scoring method Methods 0.000 description 1
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/02—Devices for withdrawing samples
- G01N1/04—Devices for withdrawing samples in the solid state, e.g. by cutting
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/28—Preparing specimens for investigation including physical details of (bio-)chemical methods covered elsewhere, e.g. G01N33/50, C12Q
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N23/00—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00
- G01N23/20—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by using diffraction of the radiation by the materials, e.g. for investigating crystal structure; by using scattering of the radiation by the materials, e.g. for investigating non-crystalline materials; by using reflection of the radiation by the materials
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N3/00—Investigating strength properties of solid materials by application of mechanical stress
- G01N3/02—Details
- G01N3/06—Special adaptations of indicating or recording means
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/24—Earth materials
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2203/00—Investigating strength properties of solid materials by application of mechanical stress
- G01N2203/0058—Kind of property studied
- G01N2203/0069—Fatigue, creep, strain-stress relations or elastic constants
- G01N2203/0075—Strain-stress relations or elastic constants
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2203/00—Investigating strength properties of solid materials by application of mechanical stress
- G01N2203/02—Details not specific for a particular testing method
- G01N2203/0202—Control of the test
- G01N2203/0212—Theories, calculations
- G01N2203/0218—Calculations based on experimental data
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
- G06F2119/14—Force analysis or force optimisation, e.g. static or dynamic forces
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A10/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
- Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping
Abstract
本发明公开了一种页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法，首先获取岩样并测试得到矿物成分和岩石力学参数；其次根据岩样的矿物成分计算层理矿物不均匀度，进一步根据岩样岩石力学参数计算层理破碎系数；最后耦合层理矿物不均度和破碎系数，定义区域缝网潜力指数，从而到达页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价的目的。本发明首次将影响非常规储层改造缝网复杂程度的核心因素层理性质引入，相比目前微地震监测和数值模拟手段评价缝网复杂程度，该方法大大节约了测试成本，且计算方法简单可行。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气工程领域，尤其是页岩油气储层勘探开发过程中一种页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法。
背景技术
通过水平井大规模体积压裂形成复杂缝网实现了北美页岩油气商业化开发与能源独立，并将革命浪潮推向全球。中国页岩油资源极为丰富，开发潜力巨大。在页岩开发过程中，能否形成复杂缝网是体积开发的核心，是影响页岩油资源潜力评价与体积压裂技术提升与优化的关键因素。
然而，与北美相比，中国陆相页岩油储层具有强非均质性，纵向薄互层理发育，岩石矿物成分差异明显，体积压裂能否形成复杂缝网定量评价带来巨大挑战。其中层理性质和矿物组成是影响多裂缝竞争裂缝扩展的核心因素，进一步控制裂缝的复杂程度。因此，如何将层理性质和矿物成分差异性同时考虑是研究页岩油体积压裂形成复杂缝网潜力评价的首要难题。
现有技术中针对体积压裂形成复杂缝网潜力评价主要有以下几种方法：
(1)汤东阳等提出了一种微地震压裂裂缝模型的压裂体积计算方法(CN201710835626.8)，该方法将微地震压裂裂缝模型等效为三角面多面体模型；将所述三角面多面体模型中的三角面进行投影，获取多个凸五面体；基于多个凸五面体的体积，获取微地震压裂裂缝模型的压裂体积。微地震监测事件点与岩石的力学性质和设备监测精度有关，大量实践证明微地震监测范围要比水力裂缝范围大很多，进而该方法计算裂缝体积偏大，进而无法准确评价缝网复杂程度。
(2)廖如刚等提出了一种页岩可压性评价方法(CN201811353712.6)，该方法主要从矿物脆性和天然裂缝的影响出发，根据矿物脆性越好，天然裂缝影响因子越大，岩石可压性越好的原理，利用岩石力学三轴测试的裂缝条数优选矿物可压性，再结合储层的天然裂缝特征，描述岩石的可压性特征，并计算矿物可压性和天然裂缝影响因子的权重系数，从而对岩石可压性进行评价。该方法只考虑了储层岩石矿物成分和天然裂缝对可压性的影响，而忽略了关键岩石力学参数。
(3)石善志等提出了一种发育天然裂缝储层的水平井不同井段岩石可压性判定方法(CN201911044838.X)，该方法在水平井钻进过程中，收集不同井段处的岩屑样品；利用电子扫描显微镜观察岩屑样品，得到对应井段的天然裂缝发育情况、岩石脆性和岩石孔隙发育程情况通过权重打分方法计算得到的对应井段岩石的可压性指数，从而对岩石可压性进行评价，进一步评价形成复杂缝网的潜力。该方法只考虑了天然裂缝对可压性的影响，而忽略了关键岩石力学参数和矿物成分。
然而，上述方法都没有考虑页岩油发育层理和矿物成分差异特殊地质特征，其为控制缝网复杂的主控因素。同时忽略了体积压裂最终追求产能最大化目标工程影响，不仅要形成有效的缝网波及体积，更要同时追求产能最大化。因此需要考虑核心因素层理性质和矿物成分对岩石体积压裂缝网复杂程度影响的定量评价方法，为页岩油高效勘探开发提供重要指导。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术中存在的缺陷，提供一种页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法。
为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。
一种页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法，包括：
(1)对目标储层进行取心，将取心后的岩石加工为标准岩心，将所述标准岩心烘干至恒重；
(2)利用步骤(1)中的所述标准岩心进行层理划分，将层理划分为薄层状层理、中层状层理以及厚层状层理，叠加薄层状层理、中层状层理以及厚层状层理数量得到所述标准岩心的层理总数量；
(3)对于步骤(2)中划分的每块区域，获取每块区域的杨氏模量，确定挤压层层理总数以及挤压层层理的总厚度；
(4)测量所述标准岩心中不同区域的粘土百分含量Ki，并计算得到不均匀度；
(5)利用杨氏模量参数计算破碎潜力以及破碎速率，利用所述破碎潜力以及所述破碎速率进一步获取破碎度；
(6)利用挤压层层理的总厚度以及破碎度，获取挤压层层理破碎系数；
(7)计算得到每块区域的平均破碎系数，并结合层理矿物不均匀度计算出区域缝网潜力指数，如式(10)以及式(11)所示：
式中：Qi为第i层的缝网潜力指数，MPa·mm；Q为区域缝网潜力指数，MPa·mm。
进一步地，所述步骤(1)中，所述标准岩样直径为2.5cm，长度为5cm。
进一步地，所述步骤(2)中，对所述标准岩心进行层理划分的步骤为：将每块标准岩心平均划分为2块长度为2.5cm的区域，对每块岩心区域从1.25cm的位置开始取0.5mm的长度，记录每块岩心薄层状层理、中层状层理以及厚层状层理的数量，其中薄层状层理的层理厚度小于0.05mm，中层状层理的层理厚度介于0.05mm～0.1mm区间，厚层状层理的层理厚度大于0.1mm。
进一步地，所述步骤(3)中确定挤压层层理包括：对划分的5块区域，分别从每块区域的0.5cm的位置开始取0.5mm的长度，得出这段长度每层层理的杨氏模量Eij，对杨氏模量比相邻两层的杨氏模量都大或都小的层理记为挤压层层理，记录每块区域的挤压层层理总数Fi，其中挤压层层理的判断准则如式(2)所示：
Ei(j-1)≤Eij≥Ei(j+1)或Ei(j-1)≥Eij≤Ei(j+1) (2)
Fi＝∑Fij (3)
将挤压层层理数量确定后，测量出每块区域的挤压层层理的总厚度Li，
Li＝∑Lij (4)
式中：Eij表示第i个区域的第j个层理的杨氏模量，MPa；Fi表示第i个区域里满足式(2)的层理总数；Lij表示第i个区域的第j个层理的厚度，mm；Li表示第i个区域里满足式(2)的层理总厚度，mm。
进一步地，所述步骤(4)中不均匀度的计算方法如式(5)所示：
式中：Zi为不均匀度；Ki为各区域粘土百分含量。
进一步地，所述步骤(5)中破碎潜力计算方法如式(6)所示：
式中：为破碎潜力；Emax为此岩心的杨氏模量最大值，MPa；Emin为此岩心的杨氏模量最小值，MPa。
进一步地，所述步骤(5)中破碎速率的计算公式如式(7)所示：
式中：Evij为破碎速率，MPa；Eij为杨氏模量，MPa；Ei(j-1)与Ei(j+1)为挤压层层理相邻层理的杨氏模量，MPa。
进一步地，所述步骤(5)中破碎度的计算公式如式(8)所示：
式中：Epij为挤压层层理破碎度，MPa。
进一步地，所述步骤(6)中挤压层层理破碎系数计算方法如式(9)所示：
EMij＝Epij·10Li (9)
进一步地，所述步骤(7)中的区域缝网潜力指数越大，体积压裂形成复杂缝网潜力越大，其中区域缝网潜力指数介于0～0.25时，复杂缝网潜力较弱；区域缝网潜力指数介于0.25～0.50时，复杂缝网潜力中等；区域缝网潜力指数介于0.50～0.75时，复杂缝网潜力较强；区域缝网潜力指数介于0.75～1.0时，复杂缝网潜力强。
与现有技术相比，本发明具有的有益效果：
本发明提出了一种新的页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法，该方法首次将影响非常规储层改造缝网复杂程度的核心因素层理性质引入其中。通过计算层理不同矿物差异性和层理破碎度定量评价岩石非均质性和初始微裂缝发育程度，同时定义缝网潜力指数对形成缝网复杂程度潜力进行定量表征。相比目前微地震监测和数值模拟手段评价缝网复杂程度，该方法大大节约了测试成本，其计算方法简单可行，对同类非常规储层体积压裂效果评价同样适用，具有良好的应用前景，对非常规资源勘探开发有很好的指导作用。
附图说明
图1为本发明方法步骤流程图。
具体实施方式
下面根据实施例进一步说明本发明。
本发明提供一种页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法，依次包括以下步骤：
(1)岩样制备：将页岩储层目标评价段划分为若干单元，对每个评价单元开展连续取心工作。将页岩储层段的岩石制成直径为2.5cm，长度为5cm的标准岩样，将标准岩样放置100℃烘箱内干燥至恒重；
(2)层理厚度划分：将层理分为三大类，其中层理厚度小于0.05mm的层理称为薄层状层理；层理厚度介于0.05mm～0.1mm区间的层理称为中层状层理；层理厚度大于0.1mm的层理称为厚层状层理。将步骤(1)中每块岩样平均划分为5块长度为1cm的区域，对每块区域从0.5cm的位置开始取0.5mm的长度，记录这段长度的薄层状层理、中层状层理以及厚层状层理的总数量，如表达(1)所示：
BZ＝BT+BM+BK (1)
式中：BZ为岩样总层理数；BT为岩样薄层状层理数；BM为岩样层状层理数；BK为岩样厚层状层理数。
(3)挤压层层理确定：对划分的5块区域，分别从每块区域的0.5cm的位置开始取0.5mm的长度，得出这段长度每层层理的杨氏模量Eij，对杨氏模量比相邻两层的杨氏模量都大或都小的层理记为挤压层层理，挤压层层理的判断准则如式(2)所示，将挤压层层理数量确定后，记录每块区域的挤压层层理数为Fi。
Ei(j-1)≤Eij≥Ei(j+1)或Ei(j-1)≥Eij≤Ei(j+1) (2)
Fi＝∑Fij (3)
将挤压层层理数量确定后，测量出每块区域的挤压层层理的总厚度Li。
Li＝∑Lij (4)
式中：Eij表示第i个区域的第j个层理的杨氏模量，MPa；Fi表示第i个区域里满足式(2)的层理总数；Lij表示第i个区域的第j个层理的厚度，mm；Li表示第i个区域里满足式(2)的层理总厚度，mm。
(4)页岩不均匀度计算：将两块区域的粘土百分含量测试出，记为Ki。将区域粘土含量处于30％的层称为页岩稳定层，此时这块区域的不均匀度为1，当区域粘土含量为100％时，此时的不均匀度为0。
利用X射线衍射仪测量岩样中不同区域的粘土百分含量Ki。
于是不均匀度的计算公式如式(5)所示：
式中：Zi为不均匀度；Ki为各区域粘土百分含量。
(5)利用杨氏模量参数计算破碎潜力以及破碎速率，利用所述破碎潜力以及所述破碎速率进一步获取破碎度。
挤压层层理破碎潜力计算：挤压层层理本身的杨氏模量越大，其破碎潜力也就越大，如式(6)所示：
式中：为破碎潜力；Emax为此岩心的杨氏模量最大值，MPa；Emin为此岩心的杨氏模量最小值，MPa。
挤压层层理破碎速率计算：记录挤压层层理的杨氏模量Eij，并记录相邻两层的杨氏模量Ei(j-1)与Ei(j+1)，并计算两者与挤压层层理杨氏模量的差值，计算差值的差值即可得出挤压层层理的破碎速率，如式(7)所示：
式中：Evij为挤压层层理破碎速率，MPa；Eij为目标层理杨氏模量，MPa；Ei(j-1)与Ei(j+1)为目标层理最相邻层理的杨氏模量，MPa。
挤压层层理破碎度计算：结合破碎潜与破碎速率即可得出挤压层层理破碎度，如式(8)所示：
式中：Epij为挤压层层理破碎度，MPa。
(6)利用挤压层层理的总厚度以及破碎度，获取挤压层层理破碎系数，将挤压层层理与层理不均匀度相结合来综合评价页岩的缝网潜力。
挤压层层理破碎系数：结合破碎度与挤压层层理厚度，如式(9)所示：
EMij＝Epij·10Mij (9)
缝网潜力指数：计算区域的平均破碎系数，并结合层理矿物不均匀度计算出区域缝网潜力指数，如式(10)-(11)所示：
式中：EMij为挤压层层理破碎系数，MPa·mm；Qi为第i层的缝网潜力指数，MPa·mm；Q为区域缝网潜力指数，MPa·mm。
利用公式(10)-(11)计算出岩石整体缝网潜力指数，其值越大，体积压裂形成复杂缝网潜力越大。其中缝网潜力指数介于0～0.25时，复杂缝网潜力较弱；缝网潜力指数介于0.25～0.50时，复杂缝网潜力中等；缝网潜力指数介于0.50～0.75时，复杂缝网潜力较强；缝网潜力指数介于0.75～1.0时，复杂缝网潜力强。
下面根据附图和某区块一口页岩油储层水平井取心岩样为实例详细描述本发明的具体实施方式。
本实例提供了一种页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法，具体如下：
(1)岩样制备：将页岩储层目标评价段划分为若干单元，对每个评价单元开展连续取心工作。将页岩储层段的岩石制成直径为2.5cm，长度为5cm的标准岩样，取其中一块编号为KG，将标准岩样放置100℃烘箱内干燥至恒重；
(2)页岩层理区域划分与数据处理：
①对岩样做出分为两块区域处理的形式，各层理类型数量如表1所示；
表1页岩样品不同区域层理类型数量表
| 层理类型 | KG1 | KG2 | KG平均层理数 |
| 薄层状层理 | 14 | 11 | — |
| 中层状层理 | 0 | 1 | — |
| 厚层状层理 | 0 | 0 | — |
| 总层理数 | 14 | 12 | 13 |
挤压层层理选择：对划分的2块区域，分别从每块区域的1.25cm的位置开始取0.5mm的长度，测量此区域的杨氏模量与厚度，如表2所示；
表2页岩样品区域岩石力学参数表
(3)层理矿物不均匀度：测量两个区域粘土含量，并利用式(5)计算层理矿物不均匀度，如表3所示：
表3页岩样品矿物成分粘土含量表
| 名称 | KG1 | KG3 |
| 粘土含量(％) | 37 | 42 |
| 层理矿物不均匀度 | 0.90 | 0.83 |
(4)挤压层层理破碎度计算：由表2可知，第一块区域的挤压层层理分别为KG13、KG16、KG18、KG19、KG111和KG112；第二块区域的挤压层层理分别为KG22、KG23、KG25和KG210。
利用式(6)、式(7)以及式(7)计算破碎潜力、破碎速率和破碎度，其中，Emax为59102MPa，Emin为44819MPa，计算结果如表4所示；
表4页岩样品挤压层层理破碎度表
| 层理编号 | 破碎潜力 | 破碎速率 | 破碎度 |
| KG13 | 0.736 | 0.903 | 0.665 |
| KG16 | 1.276 | 1.770 | 2.259 |
| KG18 | 1.088 | 2.310 | 2.513 |
| KG19 | 1.374 | 0.706 | 0.970 |
| KG111 | 0.744 | 0.991 | 0.737 |
| KG112 | 1.207 | 3.808 | 4.596 |
| KG22 | 1.065 | 3.193 | 3.401 |
| KG23 | 0.724 | 2.430 | 1.759 |
| KG25 | 1.500 | 1.498 | 2.247 |
| KG210 | 0.731 | 1.841 | 1.346 |
(5)复杂缝网潜力评价：由破碎潜力、不均匀度以及不均匀层厚度综合得出此岩心地层的缝网潜力指数，利用公式(9)～(11)可得结果，如表5所示。
表5页岩样品缝网潜力指数计算表
可得，此块岩心所处区域的缝网潜力指数为0.655，根据步骤(5)等级划分可知，该区块体积压裂形成复杂缝网潜力较强。
首先是获取页岩储层目标评价层井下岩样，并测试岩样的矿物成分和岩石力学参数。其次，根据所测试岩样的矿物成分计算层理矿物不均匀度，其值越大，储层非均质性越强，有利于缝网形成，进一步根据岩样岩石力学参数计算层理破碎系数，评价岩石初始微裂缝发育程度。最后，耦合层理矿物不均度和破碎系数，定义区域缝网潜力指数，其值越大，形成复杂缝网潜力越大，从而到达页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价的目的。本发明首次将影响非常规储层改造缝网复杂程度的核心因素层理性质引入，相比目前微地震监测和数值模拟手段评价缝网复杂程度，该方法大大节约了测试成本，其计算方法简单可行，对非常规资源勘探开发有很好的指导作用。
以上通过实施例对本发明进行具体描述，有必要在此指出的是，本实施例仅是本发明的优选实施例，并非对本发明作任何限制，也并非局限于本文所披露的形式，不应看作是对其他实施例的排除。而本领域人员所进行的改动和简单变化不脱离本发明技术思想和范围，则均属于本发明技术方案的保护范围内。
Claims (2)
1.一种页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法，包括：
(1)对目标储层进行取心，将取心后的岩石加工为标准岩心，将所述标准岩心烘干至恒重；
所述标准岩心直径为2.5cm，长度为5cm；
(2)利用步骤(1)中的所述标准岩心进行层理划分，将层理划分为薄层状层理、中层状层理以及厚层状层理，其中薄层状层理的层理厚度小于0.05mm，中层状层理的层理厚度介于0.05mm～0.1mm区间，厚层状层理的层理厚度大于0.1mm；
将每块标准岩心平均划分为5块长度为1cm的区域，对每块区域从0.5cm的位置开始取0.5mm的长度，记录这段长度的薄层状层理、中层状层理以及厚层状层理的总数量，叠加薄层状层理、中层状层理以及厚层状层理数量得到所述标准岩心的层理总数量；
(3)对于步骤(2)中划分的每块区域，获取每块区域的杨氏模量，确定挤压层层理总数以及挤压层层理的总厚度；
对划分的5块区域，分别从每块区域的0.5cm的位置开始取0.5mm的长度，得出这段长度每层层理的杨氏模量Eij，对杨氏模量比相邻两层的杨氏模量都大或都小的层理记为挤压层层理，记录每块区域的挤压层层理总数Fi，其中挤压层层理的判断准则如式(2)所示：
Ei(j-1)≤Eij≥Ei(j+1)或Ei(j-1)≥Eij≤Ei(j+1) (2)
Fi＝∑Fij (3)
将挤压层层理数量确定后，测量出每块区域的挤压层层理的总厚度Li，
Li＝∑Lij (4)
式中：Eij表示第i个区域的第j个层理的杨氏模量，MPa；Ei(j-1)与Ei(j+1)为挤压层层理相邻层理的杨氏模量，MPa；Fi表示第i个区域里满足式(2)的层理总数；Lij表示第i个区域的第j个层理的厚度，mm；Li表示第i个区域里满足式(2)的层理总厚度，mm；
(4)测量所述标准岩心中不同区域的粘土百分含量Ki，并计算得到不均匀度；
不均匀度的计算方法如式(5)所示：
式中：Zi为不均匀度；Ki为各区域粘土百分含量；
(5)利用杨氏模量参数计算破碎潜力以及破碎速率，利用所述破碎潜力以及所述破碎速率进一步获取破碎度；
其中破碎潜力计算方法如式(6)所示：
式中：为破碎潜力系数；Emax为此岩心的杨氏模量最大值，MPa；Emin为此岩心的杨氏模量最小值，MPa；
其中破碎速率的计算公式如式(7)所示：
式中：Evij为破碎速率，MPa；
其中破碎度的计算公式如式(8)所示：
式中：Epij为挤压层层理破碎度，MPa；
(6)利用挤压层层理的总厚度以及破碎度，获取挤压层层理破碎系数；
其中挤压层层理破碎系数计算方法如式(9)所示：
EMij＝Epij·10Li (9)
(7)计算得到每块区域的平均破碎系数，并结合层理矿物不均匀度计算出区域缝网潜力指数，如式(10)以及式(11)所示：
式中：Qi为第i层的缝网潜力指数，MPa2·mm；Q为区域缝网潜力指数，MPa2·mm。
2.如权利要求1所述的页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法，所述步骤(7)中的区域缝网潜力指数越大，体积压裂形成复杂缝网潜力越大，其中区域缝网潜力指数介于0～0.25时，复杂缝网潜力较弱；区域缝网潜力指数介于0.25～0.50时，复杂缝网潜力中等；区域缝网潜力指数介于0.50～0.75时，复杂缝网潜力较强；区域缝网潜力指数介于0.75～1.0时，复杂缝网潜力强。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310471362.8A CN116698577B (zh) | 2023-04-27 | 2023-04-27 | 一种页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310471362.8A CN116698577B (zh) | 2023-04-27 | 2023-04-27 | 一种页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116698577A CN116698577A (zh) | 2023-09-05 |
| CN116698577B true CN116698577B (zh) | 2024-03-01 |
Family
ID=87844184
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202310471362.8A Active CN116698577B (zh) | 2023-04-27 | 2023-04-27 | 一种页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116698577B (zh) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104314563A (zh) * | 2014-10-21 | 2015-01-28 | 西安科技大学 | 一种煤层气储层可压裂性的测井定量评价方法 |
| CN106980009A (zh) * | 2017-04-14 | 2017-07-25 | 中国石油大学(北京) | 页岩油储层评价方法和装置 |
| WO2017204689A1 (ru) * | 2016-05-27 | 2017-11-30 | Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн | Способ определения механических свойств породы пласта-коллектора |
| CN109632459A (zh) * | 2018-11-14 | 2019-04-16 | 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 | 一种页岩可压裂性评价方法 |
| CN111275273A (zh) * | 2020-03-18 | 2020-06-12 | 西南石油大学 | 一种页岩压裂形成缝网复杂程度的预测方法 |
| CN112593907A (zh) * | 2019-09-14 | 2021-04-02 | 王瀚艺 | 用于计算水力压裂裂缝表面积、体积和滤失速率的方法和系统、计算机程序产品 |
| CN114859009A (zh) * | 2022-03-22 | 2022-08-05 | 中国石油大学(北京) | 一种基于岩石宏微观特征的页岩岩相划分方法及装置 |
| CN115266785A (zh) * | 2022-06-27 | 2022-11-01 | 西南石油大学 | 一种基于岩石力学性质的页岩油储层脆性评价方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11796434B2 (en) * | 2019-08-16 | 2023-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for testing rock heterogeneity |
-
2023
- 2023-04-27 CN CN202310471362.8A patent/CN116698577B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104314563A (zh) * | 2014-10-21 | 2015-01-28 | 西安科技大学 | 一种煤层气储层可压裂性的测井定量评价方法 |
| WO2017204689A1 (ru) * | 2016-05-27 | 2017-11-30 | Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн | Способ определения механических свойств породы пласта-коллектора |
| CN106980009A (zh) * | 2017-04-14 | 2017-07-25 | 中国石油大学(北京) | 页岩油储层评价方法和装置 |
| CN109632459A (zh) * | 2018-11-14 | 2019-04-16 | 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 | 一种页岩可压裂性评价方法 |
| CN112593907A (zh) * | 2019-09-14 | 2021-04-02 | 王瀚艺 | 用于计算水力压裂裂缝表面积、体积和滤失速率的方法和系统、计算机程序产品 |
| CN111275273A (zh) * | 2020-03-18 | 2020-06-12 | 西南石油大学 | 一种页岩压裂形成缝网复杂程度的预测方法 |
| CN114859009A (zh) * | 2022-03-22 | 2022-08-05 | 中国石油大学(北京) | 一种基于岩石宏微观特征的页岩岩相划分方法及装置 |
| CN115266785A (zh) * | 2022-06-27 | 2022-11-01 | 西南石油大学 | 一种基于岩石力学性质的页岩油储层脆性评价方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| "Advanced Modeling of Interweill Fracturing Interference:An Eagle Ford Shale Oil Study-Refracturing";Adrian Morales;《Society of Petroleum Engineers》;全文 * |
| 页岩气水平井重复压裂层段优选与效果评估;李彦超;何昀宾;肖剑锋;石孝志;冯强;尹丛彬;;天然气工业(07);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN116698577A (zh) | 2023-09-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112561144B (zh) | 一种致密油压裂水平井产能主控因素评判与产能预测方法 | |
| CN110644980B (zh) | 一种超低渗透油藏储层综合分类评价方法 | |
| CN106909758B (zh) | 一种致密油储层水平井多段分簇射孔位置优化设计的方法 | |
| CN112343587B (zh) | 一种特低渗透油藏优势渗流通道识别表征方法 | |
| CN110714753A (zh) | 一种页岩储层可压性评价方法 | |
| CN113283108B (zh) | 一种定量评价页岩油储层可压裂性的方法及系统 | |
| CN111946398A (zh) | 一种复合地层盾构掘进效率现场预测计算方法 | |
| CN107167575B (zh) | 一种基于岩心的裂缝连续表征方法 | |
| CN113901681A (zh) | 一种全寿命周期页岩气储层双甜点三维可压性评估方法 | |
| CN116127675A (zh) | 一种页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法 | |
| WO2023155501A1 (zh) | 潜山油藏模式的定量判别方法、装置、介质及设备 | |
| CN104899411A (zh) | 一种储层产能预测模型建立方法和系统 | |
| CN110987985A (zh) | 射孔损害室内评价数字岩心方法 | |
| CN110454152B (zh) | 裂缝性储层非均匀伤害表皮系数计算方法 | |
| CN107290799A (zh) | 一种岩石可压性的确定方法 | |
| CN116698577B (zh) | 一种页岩油储层体积压裂形成复杂缝网潜力的定量评价方法 | |
| CN116128084A (zh) | 一种致密油藏水平井体积压裂缝网控制储量的预测方法 | |
| CN110188388B (zh) | 利用核磁压力物性指数评价砂砾岩储层物性的方法 | |
| CN116146176A (zh) | 基于地质-工程因素的深部煤层气储层测井定量分类方法 | |
| CN116642762B (zh) | 一种页岩油储层岩石可压性的定量评价方法 | |
| CN115030714A (zh) | 一种致密储层工程甜点的识别方法 | |
| CN115387784B (zh) | 一种表征页岩油储层水平井改造工程甜点的评价方法 | |
| CN114526050B (zh) | 一种用于评价碳酸盐岩储层可压性的方法及系统 | |
| CN110929364A (zh) | 一种致密碎屑岩储层微裂缝定量评价方法 | |
| CN112031740B (zh) | 基于地层元素的页岩气地质甜点评价方法及装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |