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威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素分析威远地区是四川盆地页岩气资源非常丰富的地区之一，页岩气水平钻井井壁稳定性是页岩气开发中一个重要的问题。
本文将对威远地区页岩气水平钻井井壁稳定的影响因素进行分析，以期为页岩气开发提供参考。
一、地质条件威远地区处于四川盆地西北缘，地处成都、绵阳、广元三市的交汇处，其地质构造以隆起为主。
该地区的页岩气储层主要分布在下侏罗统和中侏罗统地层，页岩气储层岩性为泥页岩和页岩，孔隙度较小，渗透率较低。
受地质构造和构造运动的影响，地下应力复杂，存在较大的地应力梯度，这是影响井壁稳定性的主要地质因素之一。
三、钻井液性能钻井液在水平钻井中起着非常重要的作用，其性能直接影响到井壁的稳定性。
在威远地区页岩气水平钻井中，由于地层的特殊性，通常会选择高密度、高黏度的钻井液，以增加井壁支撑力和稳定性。
还需要加入一定的井壁保护剂和抑制剂，以减小井壁的侵蚀和破坏，提高井壁的稳定性。
四、施工工艺水平钻井的施工工艺对井壁稳定性也有很大的影响。
在威远地区进行页岩气水平钻井时，需要选择合适的钻具和施工工艺，以减小地下应力的影响和地质构造的影响，提高井壁的稳定性。
还需要对井眼进行定向和轨迹控制，以保证钻井的顺利进行和井壁的稳定性。
五、温度和压力在页岩气水平钻井中，地层的温度和压力也是影响井壁稳定性的重要因素。
在威远地区，由于地层深度较大，地温和地压较高，这就对钻井液的性能和钻具的选择提出了更高的要求。
还需要加强对井眼周围地层的分析和评价，以确定井壁稳定的技术措施和支撑材料。
威远地区页岩气水平钻井井壁稳定的影响因素包括地质条件、井筒结构、钻井液性能、施工工艺和温度压力等多个方面。
针对这些影响因素，需要选择合适的技术措施和支撑材料，以保证页岩气水平钻井的顺利进行和井壁的稳定性。
希望本文的分析能为威远地区页岩气开发提供一定的参考和指导。
考虑断裂韧性影响的页岩气储层可压性评价方法张辰庆; 许江; 彭守建; 闫发志; 吴斌; 岳雨晴【期刊名称】《《煤田地质与勘探》》【年(卷),期】2019(047)005【总页数】7页(P131-137)【关键词】页岩气储层; 可压性评价; 脆性指数; 断裂韧性; 裂缝发育指数; 龙马溪组; 四川焦石坝【作者】张辰庆; 许江; 彭守建; 闫发志; 吴斌; 岳雨晴【作者单位】重庆大学煤矿灾害动力学与控制国家重点实验室重庆400044; 重庆大学复杂煤层气瓦斯抽采国家地方联合工程实验室重庆400044【正文语种】中文【中图分类】TE321页岩气是一种清洁、高效的能源和化工原料，我国的页岩气可采储量达36万亿m3，这个数值大约为可采常规天然气的1.6倍[1]。
由于页岩气储层十分致密，属于低孔、低渗–超低渗储层，90%以上的页岩气井都必须经过压裂改造才能产生可观的经济效益[2-4]。
因此，页岩储层的可压性评价对于预测储层改造效果，合理选择压裂段及预测经济效益有着非常重要的意义。
目前，在页岩储层的可压性评价研究方面，R. Rickman等[5]采用综合考虑弹性模量、泊松比影响的页岩脆性指数表征页岩储层对压裂改造的响应程度，该方法是页岩可压性评价的普遍思路。
但在实际应用中却发现脆性指数高的地层，其压裂改造效果却出现较差的情况[6-7]，这表明虽然脆性指数对储层可压性的影响较大，但仅从脆性指数角度判断页岩气储层可压性并不全面。
袁俊亮等[8]在R. Rickman提出的脆性指数基础上，将断裂韧性对裂缝延伸的影响纳入考量，创新性提出了可压性指数的概念。
但其存在用脆性指数[9-10]、断裂韧性对可压性影响的量化表征和物理意义不充分且未经验证等问题。
因此，笔者基于前人的研究思路和认识，将断裂韧性对可压性的影响及物理意义进行完善，并与脆性指数相结合，进而定义裂缝发育指数，并通过测井资料与微震监测数据加以验证，以期为准确评价页岩储层可压性提供思路。
页岩气储层可压裂性评价技术随着全球对清洁能源的需求不断增加，页岩气作为一种非常规天然气资源，逐渐受到了广泛。
页岩气储层具有巨大的储量和生产潜力，但其开采和生产过程涉及到复杂的工程技术和地质因素。
为了提高页岩气储层的开采效率，本文将探讨页岩气储层可压裂性评价技术的重要性及研究进展。
页岩气储层是一种非常规天然气储层，主要分布在盆地内沉积岩层中。
这些储层通常具有较低的孔隙度和渗透率，因此需要进行压裂作业以提高产能。
可压裂性评价技术是指通过对储层特性进行分析，评估其是否适合进行压裂作业以提高产能的技术。
页岩气储层具有一些特殊性质，如多孔性、裂缝性等。
多孔性是指储层中存在许多纳米级孔隙，这些孔隙是页岩气的主要存储空间。
裂缝性是指储层中存在天然裂缝或岩石断裂，这些裂缝可以为页岩气提供运移通道和存储空间。
这些特点对可压裂性评价技术具有重要影响，因为它们将直接影响压裂作业的效果和产能。
可压裂性评价技术主要包括岩芯实验和数值模拟两种方法。
岩芯实验是通过钻取储层中的岩石样品，在实验室进行压裂实验，观察储层的压裂特性和反应。
这种方法可以较为准确地模拟实际压裂作业过程中的情况，从而对储层的可压裂性进行评价。
但是，岩芯实验成本较高，需要大量的时间和人力。
数值模拟是通过计算机模型对储层进行模拟压裂，以评估其可压裂性和产能。
这种方法可以通过调整模型参数来模拟不同条件下的压裂作业，具有较高的灵活性和成本效益。
但是，数值模拟需要依赖一定的假设和简化，其准确性和可靠性受到一定限制。
在实际应用中，页岩气储层可压裂性评价技术已经得到了广泛的应用。
例如，在北美地区的页岩气田，通过可压裂性评价技术对储层进行评估，可以有效地指导压裂作业和提高产能。
在国内，该技术也逐渐得到了重视和应用，例如在川渝地区的页岩气田，通过可压裂性评价技术的运用，成功地提高了产能和开采效率。
页岩气储层可压裂性评价技术对于提高页岩气田的开采效率和产能具有重要意义。
本文介绍了该技术的相关概念、方法和实践经验，并指出了该技术在应用过程中需要注意的问题和未来的发展方向。
应用测井资料评价四川盆地南部页岩气储层一、本文概述本文旨在通过详细分析和评价四川盆地南部地区的页岩气储层，探讨测井资料在该地区页岩气勘探和开发中的应用。
四川盆地作为中国重要的能源产区，其南部地区蕴藏着丰富的页岩气资源，具有巨大的开发潜力。
然而，由于页岩气储层的复杂性和非均质性，如何准确评价储层特性，提高页岩气勘探成功率，一直是业界关注的焦点。
本文将首先介绍四川盆地南部地区的地质背景，包括地层结构、岩性特征以及页岩气储层的基本属性。
在此基础上，本文将重点论述测井资料在评价页岩气储层中的关键作用，包括测井方法的选择、数据处理和分析技术，以及如何利用测井资料来评估储层的物性参数（如孔隙度、渗透率）、含气性、岩石力学特性等。
通过深入剖析实际测井资料，本文将展示测井技术在识别页岩气储层、评价储层质量以及预测产能等方面的应用效果。
本文还将探讨当前测井技术在评价页岩气储层中存在的挑战和局限性，以及未来可能的研究方向和技术创新点。
本文将总结测井资料在四川盆地南部页岩气储层评价中的实际应用价值和潜力，为页岩气勘探和开发提供有益的技术支持和参考。
通过本文的研究，期望能够为四川盆地南部乃至更广泛区域的页岩气勘探和开发工作提供有益的指导和借鉴。
二、四川盆地南部页岩气储层地质背景四川盆地南部位于我国西南地区，是我国重要的能源基地之一。
该区域具有复杂的构造背景和丰富的沉积历史，为页岩气的形成和聚集提供了良好的地质条件。
四川盆地南部页岩气储层主要发育于中生代和新生代地层中，以海相沉积为主，夹杂有少量的陆相沉积。
地质上，四川盆地南部经历了多期的构造运动和沉积作用，形成了多套烃源岩和储集层。
其中，下志留统龙马溪组和上奥陶统五峰组是页岩气的主要储集层位。
这两套地层厚度大、分布稳定，且富含有机质，为页岩气的生成提供了充足的烃源。
储层的物性特征是评价页岩气储层的关键参数。
四川盆地南部页岩气储层具有低孔、低渗的特点，储集空间以纳米级孔、缝和微裂缝为主。
第39卷第2期2021年4月Vol.39No.2Apr.2021沉积学报ACTA SEDIMENTOLOGICA SINICA页岩纹层结构分类与储集性能差异——以四川盆地龙马溪组页岩为例华柑霖1，2，吴松涛2，3，邱振2，荆振华2，4，徐加乐2，5，管墨迪2，61.中国地质大学（北京）能源学院，北京1000832.中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心，北京1000833.中国石油天然气集团公司油气储层重点实验室，北京1000834.北京大学地球与空间科学学院，北京1000005.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛2665806.中国科学院大学地球与行星科学学院，北京100049摘要纹层结构研究对页岩系统储层有效性评价具有重要意义。
以四川盆地海相志留系龙马溪组页岩为例，综合利用成像测井、光学显微镜、场发射扫描电镜、孔隙度测定、氮气吸附及含气量测试等方法，明确了龙马溪组不同尺度纹层结构特征，评价了不同纹层结构储集性能的差异。
龙马溪组发育水平等厚纹层结构—中粗纹层组合、水平—小型波状纹层结构—中粗纹层组合、水平不等厚纹层结构—薄纹层组合及块状无纹层组合；纹层成分主要为包括石英、碳酸盐、有机质与黏土矿物的三类组合，碳酸盐纹层的有机质孔隙和无机质孔隙相对发育；纹层状页岩与块状泥岩在孔隙类型、孔隙体积、有机质丰度及含气量等方面具有明显差异。
总体来看，中粗纹层组合页岩储层性质优于薄纹层组合页岩优于块状泥岩，是龙马溪组优先勘探的目标。
下一步研究应重点加强纹层结构形成的水动力学背景、对有机质富集及储层可改造性等方面的影响。
相关认识可为深化四川盆地龙马溪组有利储层优选与评价提供重要的参考和技术支持。
关键词页岩油气；非常规；纳米孔；有机质富集；细粒沉积第一作者简介华柑霖，女，1996年出生，博士研究生，储层地质学，E -mail:*****************通信作者吴松涛，男，高级工程师，E -mail:*******************.cn 中图分类号P618.13文献标志码A0引言作为“进源勘探”的目标，黑色泥页岩系统因占全球油气储量的90%以上，成为勘探家与地质学家关注的重点[1-6]。
第50卷第2期辽 宁化工2021 年 2 月_________________________________Liaoning Chemical IndustryVol. 50, No. 2 February, 2021页岩储层可压性分析研究黄宇飞(长江大学地球科学学院，湖北武汉430100 )摘要：页岩气作为一种非常规油气资源，目前已成为我国油气藏所开发的重点。
然而受到页岩储层低孔超低渗透物性特征的影响，页岩气的经济开采必须依靠水平钻井与压裂改造才能实现。
基于页岩气储层的主要物理性质，以现有的储层可压性的各类评价指标，从地质可压性、体积可压性两方面入手，提出一套计算页岩气储层可压性的评价方法，并结合现场X井的数据进行页岩气藏可压性的实例计算，判断其可靠性。
关键词：页岩气；储层；可压性；评价方法中图分类号：TE121.1 文献标识码：A 文章编号：1004-0935 (2021 ) 02-0262-03中国存在页岩气发育的良好地质条件，根据地 质类比法研究和资源量初步估算，中国拥有与美国 大致相同的页岩气资源量m。
因此，作为一个石油 对外依存度超过50%的国家，我国应该从美国页岩 气革命成功的经验中获得启示，即重视页岩气工业 的发展，建立一套成熟完整的开发体系。
与美国相 比，我国的页岩气工业发展还处于早期阶段，目前 存在的主要问题之一就是基础理论和实验研究的环 节比较薄弱。
侯冰等121认为可压裂性（Fracability)是页岩气藏储层具有的能够被有效压裂从而增加产 能的性质，是表征压裂难度和能否达到预期的压裂 效果的参数。
赵金洲等将页岩气藏储层可压性描述 为在相同的压裂技术T艺下，储层中形成复杂缝网 并且获得足够大的储层改造体积（SRV)的可能性，以及产生较高经济效益的能力。
两者的描述虽然略 有不同，但有两个主要共同点：1 )可压性好的页岩 气储层易于形成复杂的裂缝网络，压裂难度低；2) 可压性好的页岩易于实现大范围的改造体积，压裂 影响空间大，压裂效果好，产能高，带来巨大的经 济效益。
四川盆地威远地区龙马溪组页岩储层特征邵艳;李卓文【摘要】基于威远地区龙马溪组的大量测录井和分析测试资料,从泥页岩的地球化学特征、岩石学特征、储层物性特征和含气性特征4个方面对龙马溪组页岩气储层进行研究.结果表明:威远地区龙马溪组有机质丰度较高,平均为2.72％;有机质类型以Ⅰ型为主,成熟度较高,达到热裂解生干气阶段;泥页岩埋藏深度适中,厚度较大,达到页岩气成藏的基本条件;页岩中黏土矿物质量分数适中,脆性矿物质量分数高,平均可达59.6％,具有高脆性、低泊松比和高杨氏模量的特征,满足页岩可压裂性评价指标;储层中广泛发育黏土矿物转化缝、次生溶蚀孔隙和残余粒间原生孔隙等储集空间,受分辨率的限制和未进行离子抛光,故未见到大量的有机质孔隙,孔隙度平均值为6.06％,其中充气孔隙度平均值为2.7％,渗透率受微裂缝的影响较大,分布范围较广;储层含气量高,均大于2 m3/t的标准,最高可达13.016m3/t,其中游离气占70％～80％.综合研究认为,威远地区龙马溪组页岩为优质页岩气储层段,适合大规模开发.【期刊名称】《地质学刊》【年(卷),期】2016(040)004【总页数】7页(P624-630)【关键词】页岩气;储层特征;龙马溪组;威远地区;四川盆地【作者】邵艳;李卓文【作者单位】长江大学地球科学学院,湖北武汉430100;长江大学地球科学学院,湖北武汉430100【正文语种】中文【中图分类】P618.130.2+1页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离态为主要存在方式的天然气聚集(张金川等，2004)。
在页岩气藏中，泥页岩集烃源岩、储集层和盖层于一体，优质烃源岩不一定能形成经济的页岩气藏，其含气量受到泥页岩的有机质丰度和类型、黏土矿物含量、孔隙和裂缝发育程度以及温度和压力的控制(李玉喜等，2011)。
另外，页岩的孔隙度和渗透率较低，其有利目标的选择必须考虑资源量和储层易压裂性之间的匹配关系(张林晔等，2009)。
四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议位云生 齐亚东 贾成业 金亦秋 袁贺中国石油勘探开发研究院摘 要 位于四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区范围内的威远页岩气田（以下简称威远区块），同一平台上气井的生产动态特征存在着较大的差异，目前对于其页岩气井产气量的主控因素和开发工艺措施的有效性认识尚不明确。
为此，以威远区块PT2平台的6口水平井为例，针对气井生产动态存在的差异，从钻遇优质页岩段的长度、水平段轨迹倾向、压裂段长度、改造段数、加砂量及井底积液等方面进行分析，明确了影响威远区块页岩气水平井产气量的主要因素，进而提出了有针对性的开发措施建议。
研究结果表明：①优质页岩段钻遇长度是气井高产的物质地质保障，水平压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是主要的工程因素；②页岩气井生产早期均为带液生产且水气比较大，当产气量低于临界携液流量时，井底积液对产气量和井口压力的影响不容忽视；③建议低产井应采用小油管生产（油管内径小于等于62 mm），对于上半支低产井，应及早采取橇装式排水采气工具和措施以释放气井产能，而对于下半支低产井，则应放压生产，防止井底过早积液。
关键词 页岩气 产量主控因素 生产动态 临界携液流量 开发措施 四川盆地 长宁—威远国家级页岩气示范区 威远页岩气田DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.01.009Production performance of and development measures fortypical platform horizontal wells in the Weiyuan Shale Gas Field, Sichuan BasinWei Yunsheng, Qi Yadong, Jia Chengye, Jin Yiqiu & Yuan He(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China) NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 1, pp.81-86, 1/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: The Weiyuan Shale Gas Field (hereinafter, "Weiyuan Block" for short) is located in the Changning–Weiyuan National Shale Gas Demonstration Region, Sichuan Basin. In the Weiyuan Block, gas wells even on the same platform are quite different in production performance. And so far, the main factors controlling the gas production rate of shale gas wells in this block and the effectiveness of their development technologies and measures have not been understood clearly. In this paper, 6 horizontal wells on PT2 platform in the Weiyu-an Block were taken as the research objects. Aiming at the differences of production performance between these gas wells, this paper an-alyzes the high-quality shale drilling length, dip direction of horizontal section, length of fracturing interval, number of fracturing stages, sand volume and bottom-hole liquid loading to figure out the main factors affecting the gas production rate of shale-gas horizontal wells. Then, it proposes the targeted development measures and suggestions. And the following research results were obtained. First, high-qual-ity shale drilling length is the material and geological guarantee for the high yield of gas wells, and length of horizontal fracturing inter-val, number of fracturing stages/clusters and sand volume are the main engineering factors. Second, in the early production stage of shale gas wells, the produced gas contains liquid with higher water–gas ratios. When gas production rate is lower than the critical liquid-carry-ing flow rate, the effect of bottom-hole liquid loading on gas production rate and wellhead pressure cannot be ignored. Third, it is recom-mended that small tubing (ID≤62 mm) be applied to low-yield wells. When the upward inclined well has low production, skid-mounted drainage gas recovery tools and measures shall be adopted as early as possible to release gas well productivity. And when the downward inclined well has low production, the production method of decreasing tubing pressure shall be adopted to prevent the early bottom-hole liquid loading.Keywords: Shale gas; Production controlling factor; Production performance; Critical liquid carrying flow rate; Development measure; Sichuan Basin; Changning–Weiyuan National Shale Gas Demonstration Region; Weiyuan Shale Gas Field基金项目：国家科技重大专项“页岩气生产规律表征与开发技术政策优化”（编号：2017ZX05037-002）、国家科技重大专项“页岩气地质评价及开发优化技术研究与应用”（编号：2017ZX05062-002）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“四川盆地页岩气建产有利区评价优选及开发技术政策优化研究与应用”（编号：2016E-0611）。
Open Journal of Natural Science 自然科学, 2020, 8(4), 369-377Published Online July 2020 in Hans. /journal/ojnshttps:///10.12677/ojns.2020.84045Evaluation Method for the Compressibilityof Shale Reservoir in the Weiyuan, SichuanLiang Kang, Lin Jiang, Haonan Sun, Liting Liu, Yong TangBGP Southwest Geophysical Company, CNPC, Chengdu SichuanReceived: Jul. 8th, 2020; accepted: Jul. 22nd, 2020; published: Jul. 29th, 2020AbstractThe shale reservoir has the characteristics of tight reservoir, low porosity and low permeability.To realize the economic development of shale gas, the stimulation measures of volumetric frac-ture are needed. The evaluation for the compressibility of shale reservoir has great significance on selecting well sections of fracture, optimizing the fracture parameters and predicting economic benefits. The Weiyuan Shale Gas Demonstration Area in Sichuan is an important area for the de-velopment of shale gas. We calculated the effective thickness, effective porosity, total organic car-bon content, brittleness index and other parameters of the shale reservoir, and combined with the parameters of fracturing construction process and the results of micro-seismic monitoring to evaluate the compressibility of shale reservoir in Weiyuan, Sichuan, which could provide an im-portant basis for selecting well sections of fracture and optimizing fracturing parameters to im-prove the effect of fracture.KeywordsThe Weiyuan Shale Gas Demonstration Area, Shale Reservoir, Evaluation for the Compressibility, Brittleness Index四川威远地区页岩储层可压性评价方法研究康亮，蒋琳，孙皓楠，刘丽婷，唐勇中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司西南物探分公司，四川成都收稿日期：2020年7月8日；录用日期：2020年7月22日；发布日期：2020年7月29日康亮 等摘 要页岩储层具有储层致密、低孔低渗的特征，要实现页岩气的经济开发，需进行体积压裂增产措施，页岩储层的可压性评价对于优选压裂井段、优化压裂参数及预测经济效益具有重要意义。
四川威远页岩气示范区是页岩气开发的重要区域，本文通过计算页岩储层有效厚度、有效孔隙度、总有机碳含量、脆性指数等参数，并结合压裂施工工艺参数、微地震监测成果等资料，对四川威远地区龙马溪组页岩储层的可压性进行综合评价，为优选压裂井段、优化压裂参数以提高压裂改造效果提供重要依据。
关键词威远页岩气示范区，页岩储层，可压性评价，脆性指数Copyright © 2020 by author(s) and Hans Publishers Inc.This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY 4.0). /licenses/by/4.0/1. 引言页岩储层具有储层致密、低孔低渗的特征，要实现页岩气的经济开发，需进行体积压裂增产措施，因此，页岩储层的可压性评价对于优选压裂井段、优化压裂参数及预测经济效益具有重要意义[1]-[10]。
页岩气藏体积压裂在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高气体产量和最终采收率。
然而并非所有的储层都能通过大规模的压裂施工实现大范围的体积改造，现有评价方法由于分析因素不够全面，导致评价效果不理想[11]。
目前，在页岩储层的可压性评价研究方面，R. Rickman 等[12]采用综合考虑弹性模量、泊松比影响的页岩脆性指数表征页岩储层对压裂改造的响应程度，该方法是页岩可压性评价的普遍思路。
但在实际应用中却发现脆性指数高的地层，其压裂改造效果却出现较差的情况，这表明虽然脆性指数对储层可压性的影响较大，但仅从脆性指数角度判断页岩气储层可压性并不全面。
袁俊亮等[13]在R. Rickman 提出的脆性指数[12]基础上，将断裂韧性对裂缝延伸的影响纳入考量，创新性提出了可压性指数的概念。
但其存在用脆性指数、断裂韧性对可压性影响的量化表征和物理意义不充分且未经验证等问题。
因此本文从页岩储层物性、岩石脆性及天然裂缝等地质特征分析入手，结合页岩储层压裂施工工艺参数、微地震监测成果等资料，对四川威远地区龙马溪组页岩储层进行可压性分析评价，为优选压裂井段、优化压裂参数以提高压裂改造效果提供重要依据。
2. 地质概况四川盆地龙马溪组是现阶段页岩气开发的主要层系。
整体为陆棚相沉积，沉积相带较稳定，分布范围广泛，外陆棚为页岩储层分布的有利相带[14] [15]。
威远地区龙马溪组页岩储层埋深主要分布在2000~3000米之间，储层岩性以黑色碳质页岩、黑色页岩、硅质页岩、黑色泥岩、黑色粉砂质泥岩为主，储层厚度一般为20~50 m ，孔隙度为3.6%~6.3%，储集空间类型较多，孔隙类型包括有机孔、粒间孔、晶间孔、晶内溶孔，裂缝类型分为构造缝、成岩缝、溶蚀缝、生烃缝等[16] [17] [18] [19]。
康亮 等3. 研究方法与评价指标3.1. 研究方法依据四川威远页岩气示范区资料的实际情况，由横纵波关系出发，结合密度曲线计算泊松比和杨氏模量，进而得到脆性指数，再利用研究区的常规测井曲线计算泥质含量和孔隙度参数，并结合总有机碳含量进行储层物性、总有机碳含量的评价，再综合天然裂缝等地质特征及压裂施工工艺参数、微地震监测成果等资料，对页岩储层进行可压性综合分析评价，为优选压裂井段、优化压裂参数以提高压裂改造效果提供重要依据，具体技术流程见图1：Figure 1. Technology route 图1. 技术路线图3.2. 评价指标3.2.1. 横波曲线的计算在计算杨氏模量及泊松比参数中，需要地层的横波资料，但是常规测井中并没有直接的横波资料，只能通过纵波与横波资料的关系转换得到[20] [21] [22] [23]。
利用研究区块已知的两口井的横波速度资料，得到了研究区其他井横波的计算公式[20] [21] [22] [23]为1.3618*83.409SDT DT =+ (1)20.9534R = (2)其中SDT 为横波时差(μs/m )；DT 为纵波时差(μs/m )。
运用拟合公式计算了研究井区其它井的横波曲线，应用N1井横波曲线进行验证，相对误差为2.6%，计算结果可靠。
3.2.2. 泊松比和杨氏模量参数的计算通过上述计算得到了横波和纵波数据，结合密度曲线可以计算泊松比和杨氏模量两个弹性参数。
采用经验公式，计算泊松比(μ)公式[12]：22220.5s p s pt t t t µ∆−∆=∆−∆(3)康亮 等其中∆t s 为横波时差(μs/ft )；∆t p 为纵波时差(μs/ft )。
计算杨氏模量(E )公式：()()2222234s p s s pt t E t t t ρ∆−∆=∆∆−∆ (4)其中∆t s 为横波时差(μs /m)；∆t p 为纵波时差(μs/m )；ρ为密度(g/cm 3)。
3.2.3. 脆性指数的计算页岩脆性是影响可压裂性最重要的因素，页岩脆性的大小对压裂产生的诱导裂缝的形态产生很大的影响。
页岩脆性越高，压裂形成的裂缝网络越复杂，可压裂性越高[20] [24]。
杨氏模量和泊松比是表征页岩脆性的主要岩石力学参数，杨氏模量越高，泊松比越低，脆性越强。
脆性大小使用脆性指数定量表示，计算公式为：()()____100YM BRIT YM YM MIN YM MAX YM MIN =−−× (5) )()____100PR BRIT PR PR MAXPR MIN PR MAX =−−× (6)()__2avgBRIT YM BRIT PR BRIT =+ (7)其中，YM 为静态杨氏模量，10 GPa ；PR 为静态泊松比；YM _BRIT 为归一化的杨氏模量；PR _BRIT 为归一化的泊松比；BRITavg 为脆性指数。
3.2.4. 泥质含量和孔隙度参数的计算目前用于分析页岩储层矿物组分的测井方法一般为常规测井、元素俘获能谱测井和自然伽马能谱测井等[25]。
鉴于研究区块测井曲线只有常规测井曲线，且通常认为沉积岩的放射性和泥质含量相关，因此，泥质含量的计算采用自然伽马曲线计算公式[25]为minmax min Sh GR GR I GR GR −=− (8)()2121GCUR Ish Sh GCURV ×−=− (9) 其中V sh 为自然伽马曲线计算的泥质含量；I sh 为泥质指数；GR max 为纯泥岩处的自然伽马测井值；GR min 为纯砂岩处的自然伽马测井值；GR 为估算井段自然伽马测井值；GCUR 为计算泥质体积的经验系数，一般老地层取值2，古近系和新近系取值3.7。
