湘西北HY1井下寒武统牛蹄塘组页岩储层可压性评价

doi:10.19657/j.geoscience.1000-8527.2021.055

摘要/Abstract

摘要：

为系统深入研究湘西北地区下寒武统牛蹄塘组页岩储层可压裂性,以HY1井为依托,通过密集取心采样、实验测试分析、测井综合解释等多种方法手段,系统分析了牛蹄塘组页岩储层有机地球化学特征、储集物性、裂缝发育特征、脆性矿物组成、岩石力学性质,进而探讨了牛蹄塘组富有机质页岩可压裂性。结果表明:HY1井牛蹄塘组有机碳含量高(0.25%~13.3%),富有机质页岩发育于牛蹄塘组下部,厚约65 m;富有机质页岩段构造缝密度低(0.27~1.21条/m),页理缝发育;矿物脆性指数高(17.7%~86.4%)、静态杨氏模量大(37~62 GPa)、静态泊松比较低(0.14~0.26)、两相水平压力差异系数较大(0.21~0.54)。总体上,牛蹄塘组页岩脆性好,岩石强度大,有利于压裂改造,但大量页理缝的存在增加了裂缝复杂度的同时,对压裂缝产生一定不利影响,且两相水平压力差较大,易形成双翼缝。因此,压裂设计时要综合考虑页理缝可能造成的漏失和对裂缝高度及长度延伸的影响。

关键词: 湘西北, HY1井, 牛蹄塘组, 页岩储层, 可压性

Abstract:

In order to evaluate the fracability of the Lower Cambrian Niutitang Formation (Fm.) shale reservoir in northwestern (NW) Hunan, we took the well HY1 as the research target.Through intensive core sampling, experimental analysis, integrated logging interpretation and other methods, the characteristics of organic carbon content, reservoir physical property, fracture characteristics, brittle mineral compositions, and rock mechanic properties were systematically analyzed, and the shale reservoir fracability further discussed. The results show that the Niutitang Formation in well HY1 is featured by high organic carbon content (0.25% to 13.3%, average 2.91%), and the organic-rich shale developed in the lower Niutitang Formation is 65 m thick. Fractures are less developed in organic-rich shale with the low density (0.27 to 1.21pieces/m), but shale-bedding fractures are developed. The Niutitang Fm. shale is also featured by high mineral brittleness index (17.7% to 86.4%), high static Young’s modulus (37 to 62 GPa), low static Poisson’s ratio (0.14 to 0.26), and high two-phase horizontal pressure difference coefficient (0.21 to 0.54). Overall, the Niutitang Fm. shale reservoir is favorable for fracturing with high brittleness and rock strength, yet the existence of a large number of shale bedding fractures increases the fracture complexity, and give certain negative impact on fracture generation. The double wing fracture is easy to form due to the high two-phase horizontal pressure difference. Therefore, the leakage caused by shale bedding fractures and the influence on fracture height and length extension should be considered comprehensively in fracturing design.

Key words: northwestern Hunan, well HY1, Niutitang Formation, shale reservoir, fracability

中图分类号:

TE132.2

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图/表 8

图1 湘鄂西区域构造单元划分[12,21]及HY1井位置图

Fig.1 Tectonic division map of western Hubei and Hunan region[12,21]and location of well HY1

图2 HY1井牛蹄塘组岩性及有机地化指标综合柱状图

Fig.2 Integrated histogram of lithology and organic geochemical indices of Niutitang Formation, well HY1

图3 HY1井牛蹄塘组页岩孔缝发育分布图 (a)2 406.17 m,×20000,泥粒孔,细线状有机质;(b)2 456.04 m,×10000,晶间缝,泥粒孔;(c)2 547.77 m,×4500,蜂窝状铸模孔,顺层缝隙

Fig.3 Distribution diagram of pore-fracture development of Niutitang Fm.shale, well HY1

图4 HY1井牛蹄塘组裂缝发育特征

Fig.4 Characteristics of fractures development of Niutitang Formation, well HY1

表1 HY1井牛蹄塘组裂缝发育情况分类统计

Table 1 Classification statistics of fracture development in Niutitang Formation, well HY1

井段/m	岩性	(高角度/垂直充填缝)/条	(高角度/垂直未充填缝)/条	(低角度/水平充填缝)/条	(低角度/水平未充填缝)/条	合计 /条	密度/ (条/m)
2 400.0~2 418.2	泥岩、粉砂质泥岩为主	5	3	0	7	15	0.83
2 450.0~2 468.5	灰黑-黑色泥页岩为主	3	0	0	2	5	0.27
2 498.5~2 516.7	泥岩、灰质泥岩与泥质灰岩互层	19	2	19	3	43	2.36
2 547.0~2 565.4	炭质泥页岩为主	4	8	1	9	22	1.21
2 595.0~2 599.2	灰黑色硅质泥页岩为主,夹黑灰色硅质岩	16	3	3	2	34	8.23
合计		57	16	23	23	119	1.54
百分比		49%	13%	19%	19%	100%	/

图5 HY1井牛蹄塘组岩石矿物组分分布图

Fig.5 Mineral composition of Niutitang Formation, well HY1

图6 HY1井牛蹄塘组岩石力学参数分布直方图

Fig.6 Histogram of rock mechanical parameters of Niutitang Formation, well HY1

表2 HY1井页岩储层两相水平两向应力差统计表

Table 2 Statistics of two-phase horizontal pressure difference, well HY1

深度/m	厚度/m	最小水平主应力/MPa	最大水平主应力/MPa	两相应力差/MPa	应力差异系数
2 503.5~2 516.1	12.6	50.4	72.7	22.3	0.44
2 516.1~2 552.4	36.3	51.3	73.3	22	0.43
2 552.4~2 564.4	12	50.1	74	23.9	0.48
2 564.4~2 569.3	4.9	48.2	74.2	26	0.54
2 569.3~2 579.5	10.2	48.9	74.4	25.5	0.52
2 584.8~2 586.2	1.4	61.7	74.7	13	0.21
2 586.2~2 591.5	5.3	50.8	74.8	24	0.47

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