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1、W1井页岩气测井评价,汇报提纲,测井概况 地层岩性特征 沉积特征分析 裂缝分析及地应力分析 页岩气储层评价分析 岩石力学分析 结论,测井概况,测井系列： HNGS-伽马能谱测井 PEX-伽马、中子、密度、电阻率 孔隙度、渗透率、饱和度、辅助干酪根计算 Sonic Scanner-声波扫描测井 时差、各向异性、3维岩石力学研究 FMI-电阻率成像测井 沉积、构造、裂缝、地应力研究 ECS-元素俘获谱测井 地层矿物组分、辅助干酪根计算 在龙马溪组地层共发育1套页岩气层段，深度为2534-2574米，40米；页岩气藏内裂缝零星发育，主要为基质孔隙。,汇报提纲,测井概况 地层岩性特征 沉积特征分析 裂
2、缝分析及地应力分析 页岩气储层评价分析 岩石力学分析 结论,地层岩性特征,地层岩性特征,地层岩性,块状灰岩 缝合线构造发育,灰岩 水平层理,灰岩 缝合线构造发育,地层岩性,页岩 页理发育,页岩 页理发育,页岩 页理发育,地层岩性,页岩 页理发育,页岩 页理发育,页岩 页理发育,汇报提纲,测井概况 地层岩性特征 沉积特征分析 裂缝分析及地应力分析 页岩气储层评价分析 岩石力学分析 结论,沉积环境分析,岩 性,地 层,组,统,系,奥陶 系,龙 马 溪 组,志 留 系,中统,下 统,上统,宝塔组,五峰组,灰质页岩、页岩,灰褐色灰岩、含泥灰岩,灰色、灰绿色、深灰色页岩；页理发育；局部层段见变形构造,黑
3、灰色、黑色页岩，硅质、灰质含量较重， 见黄铁矿沉积,沉积环境,浅海陆棚,广海陆棚,浅海,页岩 页理发育,页岩 页理发育,页岩、页理发育 黄铁矿,岩性主要为黑色/灰黑色页岩，页岩中水平层理非常发育，同时ECS和图像上可见黄铁矿沉积，可有效的指示较弱的水动力条件和低能的还原沉积环境。底部页岩灰质含量高，反映当时沉积时期的水体盐度较高。,沉积特征分析-龙马溪组浅海陆棚相沉积特征（一）,变形构造,沉积特征分析-龙马溪组浅海陆棚相沉积特征（二）,页岩水平层理非常发育，沉积构造变化不大，说明地层长期处于水动力较弱的沉积环境，局部层段见滑动变形构造发育，反映在相对静水的低能沉积过程中伴生有能量相对较大的事件
4、性沉积。,变形构造,变形构造,宝塔组二段 泥质灰岩,五峰组 页岩,沉积特征分析-宝塔组及五峰组,宝塔组：浅海沉积，为灰褐色灰岩，顶部含泥质较多，呈条带状泥质灰岩。 五峰组：广海陆棚沉积，厚度较小，岩性主要为深灰、黑灰色页岩，灰质页岩，发育水平层理，指示低能沉积环境。,宝塔组二段 块状灰岩,汇报提纲,测井概况 地层岩性特征 沉积特征分析 裂缝分析及地应力分析 页岩气储层评价分析 岩石力学分析 结论,高导缝发育特征,高导缝发育特征,高导缝发育特征,高导缝发育特征,高阻缝、断层发育特征,断层,微断层,高阻缝,裂缝发育特征,倾角,倾向,走向,高 阻 缝,诱 导 缝,高 导 缝,断层,地层岩性及裂缝特征
5、,五峰组,上统,地 层,段,组,统,系,奥陶 系,龙 马 溪 组,志 留 系,中统,下 统,宝塔组,二段,井旁构造剖面,倾向：南南东,倾角主频9,走向：北东东-南西西,井旁构造分析,地应力分析,井壁崩落,井壁崩落,井壁崩落,钻井诱导缝,钻井诱导缝 走向近东西,裂缝及地应力分析,汇报提纲,测井概况 地层岩性特征 沉积特征分析 裂缝分析及地应力分析 页岩气储层评价分析 岩石力学分析 结论,页岩气储层评价分析,页岩气储层评价分析,在龙马溪组地层共发育1套页岩气层段，深度为2534-2574米，共40米； 储层特征较为明显：伽马值较高，约139-437gAPI，平均为189gAPI；铀值较高约2.7-
6、41ppm，平均12.6ppm；中子孔隙度约7-23%，平均18%；密度略低约2.34-2.71g/cm3，平均2.57g/cm3；声波时差72-95us/ft，平均86us/ft；电阻率略高4-650欧姆米，平均43欧姆米；ECS矿物组分表明粘土质量百分含量较低约10-60%，平均为35%；硅质矿物含量较高约33-87%，平均49.4%；碳酸盐岩含量约0-35%；平均14%；黄铁矿含量约0-5%；平均1.6%； 通过上述常规曲线，声波扫描资料及ECS矿物组分分析；页岩气储层的粘土体积百分含量约7.6-58%，平均33%；碳酸盐岩含量约0-32%，平均11.4%；硅质矿物含量约30-72%，平
7、均45%；黄铁矿含量约0-2.2%，平均0.8%；计算有效孔隙度为0.05-8.4%，平均4.2%；总有机碳含量约0.5-7%；平均3.1%；含水饱和度平均29%；依据W201井岩心分析，渗透率平均55纳达西；吸附气含量约1.2方/吨；总气含量约3.5方/吨。发育7条高导缝。,页岩气储层评价分析,页岩气储层评价分析,总有机碳,粘土含量,有效孔隙度,总气含量,W1井与W2井储层对比,-有利页岩气储层顶,）有利页岩气储层底,W1井与W2井储层对比,W1井解释成果表,W2,W1,W1井与W2井储层对比,（W2）-有利页岩气储层-（W1）,汇报提纲,测井概况 地层岩性特征 沉积特征分析 裂缝分析及地应
8、力分析 页岩气储层评价分析 岩石力学分析,页岩气的水力压裂优化流程,北美页岩气的水力压裂优化流程有4个阶段 建立岩石力学模型是一个关键的步骤 水力压裂设计应依据可靠的岩石力学参数,建立各向异性岩石力学模型,水力压裂施工,深入了解页岩气特性,主要资料,Sonic Scanner声波测井及解释资料 FMI成像测井 ELAN解释结果 钻井地质设计,从剪切模量C44和C66的差距可以看出部分井段的TIV各向异性较明显,C44：纵向剪切模量 C66：横向剪切模量,岩石力学弹性模量,从右图可以看出横向杨氏模量明显高于纵向杨氏模量 通过分析W2实验数据得出动静态杨氏模量转换关系,岩石强度参数,计算UCS的公
9、式由分析W2试验数据确定 根据内部公式计算摩擦角及抗拉强度,杨氏模量: 刚度 E = f (垂向纵波, 垂向横波, 体积密度),泊松比: 压缩性 PR = f (垂向纵波, 垂向横波),常规方法,新方法,垂向 & 水平杨氏模量: 刚度 E = f (垂向纵波, 垂向横波, 体积密度, 水平横波),垂向 & 水平泊松比: 压缩性 PR = f (垂向纵波, 垂向横波, 水平横波),水平地应力大小,地应力大小,从上图可以看出通过各向异性计算得到的最小水平主应力和各向同性得到的最小水平主应力最大差别达2MPa，会对压裂设计有明显影响,地应力的验证,基于岩石力学模型的井壁稳定分析结果和井径曲线一致，验
10、证了岩石力学模型的可靠性。,岩石可压性分析,储层段地应力小于上下隔层地应力，有利于缝高的控制。 储层段可压性较隔层好，有利于压裂。,岩石可压性分析 （储层局部放大）,储层段地应力小于上下隔层地应力，有利于缝高的控制。 储层段可压性较隔层好，有利于压裂。,岩石力学参数汇总,本井测量井段主要为志留系龙马溪组地层及奥陶系五峰组及宝塔组二段地层。宝塔组主要为灰褐色的泥质灰岩和灰岩，多为块状和层状特征，缝合线构造发育；五峰组岩性主要为页岩、灰质页岩，水平层理和页理较为发育；龙马溪组下部为大套厚层黑色、黑灰色页岩，水平层理、页理发育，硅质和灰质含量较重，局部见黄铁矿；龙马溪组中部及上部为大套灰色、深灰色页
11、岩，页理发育。 结合FMI的井壁崩落方位及诱导缝分析，以及声波扫描的快横波方位，可知该井的井旁最大主应力方向为近东-西向。 地层构造相对稳定，倾向南南东，倾角约9o左右。 测量井段龙马溪组天然裂缝发育一般，高导缝走向有两组：北北东南南西向、北东东南西西向；高阻缝不发育； 龙马溪相对有利的页岩气储层为2534-2574米； 有利页岩气井段内，有效孔隙度为0.05-8.4%，主要集中于在3-6%，平均为4.2%；含水饱和度平均29%；总有机碳含量为0.5-7%，平均3.1%；吸附气含量为0.18-2.5m3/ton，游离气含量为0.2-6.9m3/ton，总气含量为0.4-9.5m3/ton，平均3.5方/吨； 本井在部分井段存在明显的井壁坍塌，说明最大最小水平主应力有明显区别，有利于裂缝的起裂，但对复杂裂缝网络的形成有抑制作用。 储层段地应力小于上下隔层地应力，有利于缝高的控制。可压性较隔层好，可压性指数比隔层高，有利于压裂。 储层杨氏模量为23.3GPa，泊松比为0.17左右，最小水平主应力为50.6MPa左右。 建议对2537-2541米，2558-2562米，2572-2574米进行射孔，压裂测试。,结论,结论,W1井解释成果表,
