2023年7月16日发(作者：)

页岩水力压裂裂缝扩展规律实验研究

张烨;潘林华;周彤;李宁;徐正辉;崔艺;柳明

【摘 要】页岩气藏储层具有超低孔、超低渗的物性特征,通过体积压裂改造形成复杂人工裂缝网络,是实现页岩气有效开发的关键.试验采用大尺寸真三轴水力压裂模拟,研究水平地应力差、泵注排量,井筒数量等因素对页岩气储层压裂裂缝扩展规律的影响.通过观察压后页岩表面裂缝延伸路径,结合工业高能CT扫描确定页岩内部实际的水力裂缝形态.实验所选用页岩脆性中等,但层理特征明显,微裂隙发育,具有可压性.试验结果表明:水平应力差为3 MPa时,水力裂缝易转向,沟通近井天然裂缝或弱胶结层理面;随着水平应力差的增加,有利于横切缝的产生,沟通远处更多天然裂缝及层理;当水平应力差达到12 MPa时,仅能形成简单平面横切缝.另外,变排量压裂或双井筒同步压裂可以有效地增加裂缝密度,提高水力裂缝复杂程度;但在12 MPa的水平应力差下,双井筒同步压裂仍然仅生成2条简单的水平缝.

【期刊名称】《科学技术与工程》

【年(卷),期】2015(015)005

【总页数】6页(P11-16)

【关键词】页岩;裂缝扩展;天然裂缝;水平地应力差;排量;同步压裂

【作 者】张烨;潘林华;周彤;李宁;徐正辉;崔艺;柳明

【作者单位】国土资源部页岩气资源勘查重点实验室(重庆地质矿产研究院);重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心(重庆地质矿产研究院),重庆400042;国土资源部页岩气资源勘查重点实验室(重庆地质矿产研究院);重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心(重庆地质矿产研究院),重庆400042;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油长城钻探工程有限公司,北京100101

【正文语种】中 文

【中图分类】P555

我国页岩储层既包含丰富的海相页岩气，也包含大量的陆相和海陆过渡相页岩气区块，构造应力强烈，地质结构复杂，不同区域页岩物性差别较大[1]。不同页岩物性及施工条件下，压裂后可能形成不同的裂缝形态，包括单条裂缝、复杂裂缝和网络裂缝。页岩储层水力压裂成功增产的关键在于水力裂缝是否能沟通天然裂缝，形成复杂的网络裂缝[2，3]。因此，了解页岩储层水力压裂裂缝扩展规律，对于页岩储层增产改造有着重要意义。

针对不同岩性条件下的水力裂缝扩展，国内外学者也进行了大量的理论及实验研究。水力裂缝扩展时，可能绕过天然裂缝、开启天然裂缝、转向或多种扩展模式混合，地应力差及应力各向异性，天然裂缝性质，界面摩擦特性等同时控制水力裂缝几何形状和扩展方式[4—7]。高排量、高地应力差、低缝内净压无因次量都将导致水力裂缝穿过天然裂缝扩展，降低天然裂缝对水力裂缝扩展的影响。张旭等[8]对彭水地区龙马溪组地层页岩进行水力压裂物理模拟，研究发现当地应力差异系数减小或压裂液黏度降低时，水力裂缝易开启天然裂缝，将其沟通并形成网络裂缝，并提出通过变排量提高压裂改造体积的思路。

首先，岩石脆性、沉积层理和天然裂缝系统等储层地质条件，是页岩水力压裂形成复杂裂缝网络形态的关键因素[9]。因此，首先对页岩进行岩石力学及物性特征测定，实验结果见表1。

脆性是材料的综合特性，是在自身天然非均质性和外在特定加载条件下产生内部非均匀应力，并导致局部破坏，进而形成多维破裂面的能力。有利于体积压裂的页岩杨氏模量应大于24 GPa，泊松比应小于0.25[10]，而四川页岩露头的杨氏模量较低，水平与垂直方向取心测得杨氏模量平均值均不超过18 GPa。页岩较高的黏土含量(39.9%)及低杨氏模量是形成网状裂缝的不利因素

通过对垂直于层理方向进行微米级CT扫描，发现页岩层理特征明显，并且还有垂直于层理方向的天然裂缝发育，这是形成网状裂缝的有利因素，如图1所示。为进一步了解岩样的裂缝展布情况，利用电镜进行自然断面及磨片的薄片分析，如图2所示。可以看出，所观测页岩中微裂隙大量分布，最大缝宽达937.5 nm，这不仅有利于提高储层的局部渗透率，而且在水力压裂过程中，容易发生剪切滑移，沟通主裂缝形成复杂网状裂缝，使页岩具有可压性。

2.1 试样制备及试验仪器

将露头页岩切割成尺寸为30 cm×30 cm×30 cm的正方体，沿平行层理面方向下入不同类型井筒，井筒下方均预留5 cm的裸眼井段，所有试件均为裸眼完井。水平井裸眼压裂和同步压裂模拟应用的井筒如图3所示。实验装置主要包括大尺寸真三轴模拟实验系统和IPT4106D直线加速器无损检测系统。大尺寸真三轴模拟实验系统采用真三轴加载方式模拟地层条件，如图4所示。IPT4106D直线加速器无损检测系统对压裂后的页岩试件进行CT断层扫描，实验方案见表2。

2.2 试验设计

为模拟水平井压裂，所有试件井筒方向都沿最小水平地应力方向，平行沉积层理，垂直方向施加最小水平地应力σh，垂直层理面的水平方向施加上覆岩层压力σv，平行层理的水平方向施加最大主应力σH，岩样放置及所施加的地应力方向如图4所示。为减少压前层理缝开启，增加实验准确性，在施加三轴应力时，先施加上覆岩层压力，再施加水平最大主应力，最后施加水平最小主应力。由于页岩层理及天然裂缝发育，压后内部裂缝形态比较复杂，因此通过表面观察岩样示踪剂指示裂缝并结合高能CT 扫描以增加水力裂缝扩展路径描述的准确性。

3.1 水平地应力差的影响

试验所用压裂液为黏度2.5 mPa·s的滑溜水，将排量恒定为50 mL/min，对比3

MPa、6 MPa、9 MPa及12 MPa水平应力差下的水力裂缝延伸情况。

水平应力差(最大水平主应力和最小水平主应力之差)为3 MPa时，1#岩样压裂水力裂缝沿弱面自由偏转，压裂液不断向天然裂缝和层理滤失，并进一步开启天然裂缝和层理，但未产生横切缝(横切缝为垂直于井筒、平行于最大主应力方向的主裂缝)。当水平应力差提高到6 MPa或9 MPa时，2#、3#岩样形成复杂的缝网结构。2#岩样在产生横切缝的同时，较好的沟通了层理及天然裂缝，形成了明显的缝网结构，如图6。3#岩样产生了复杂的裂缝形态，然而并未产生横切缝，这是由于3#岩样中有大量低角度天然裂缝发育，导致水力裂缝完全沿天然裂缝扩展。当水平应力差达到12 MPa时，4#岩样仅产生2条明显的贯穿横切缝，如图8(b)、8(d)所示。将岩样劈开后，发现两条横切缝有明显红色示踪剂，而层理中含少许示踪剂，可能是层理在水力裂缝穿过时开启一小部分或者是由于渗流作用而产生的。图8(c)所示为岩样表面开启的层理缝为弱开启状态，压后裂缝形态复杂程度最低。

Cipolla[11]认为水平最大最小主应力差值越小，垂直于主裂缝的诱导裂缝越容易产生，3 MPa以下易形成复杂裂缝，大于7 MPa形成沿最大水平主应力的平面缝，4～6 MPa是复杂缝到平面缝的过渡应力差。而Sondergeld[10]认为页岩储层水平地应力差<13.8 MPa有利于形成缝网。由本次试验结果可知：水平应力差小于6 MPa时易形成复杂裂缝；如果大量低角度天然裂缝发育，9 MPa水平应力差下依然可以形成复杂裂缝网络；当水平应力差大于12 MPa时，水力裂缝直接穿过天然裂缝及层理形成平面缝。因此，不同页岩储层条件下，压裂形成复杂裂缝系统所需的水平地应力差范围不同，受页岩储层岩石脆性、沉积层理和天然裂缝系统等因素共同控制。 3.2 同步压裂及变排量压裂

储层进行压裂施工时，由于岩石矿物组分、天然裂缝发育状况、岩石力学特征及应力状况等因素为客观不可控因素，而施工排量及压裂工艺等因素为可控工程因素。在一定储层条件下，通过工程因素来提高储层改造体积，对于页岩储层增产改造有着重要意义。

(1)水平井同步压裂技术是对两口或两口以上配对井同时进行压裂[12]。同步压裂时，水力裂缝不仅可以引起裂缝周围附近地层应力场变化，产生应力干扰，还可以通过应力波的传导打开远场天然裂缝[13,14]。多条人工裂缝同时延伸，促使水力裂缝扩展过程中相互作用，增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积，这是单井压裂所不能实现的。然而，当水平应力差较大时，是否还能创造出复杂网状裂缝，需进一步验证。

5#、6#、7#岩样分别是在6 MPa、9 MPa、12 MPa水平应力差下，以恒定50

mL/min的排量进行双井筒水平井同步压裂模拟，注入井筒见图3。实验结果发现：在6 MPa及9 MPa水平应力差，5#、6#岩样压后都出现了复杂裂缝形态，如图9(a)、9(b)所示。由于模拟井筒条件的限制，在实际同步压裂过程中，两个井筒水力裂缝先后起裂，水力裂缝偏向于向一侧扩展。在12 MPa水平应力差下，尽管使用两个井筒同时压裂，7#岩样压后仅生成2条横切缝，裂缝复杂程度最低，如图9(c)所示。另外，双井筒同步压裂时，由于页岩非均质性、天然裂缝发育等因素的影响，裂缝总偏向于一侧方向扩展，即岩石力学性质弱的方向扩展。

(2)裂缝的扩展形态是由排量和应力差共同决定的，低排量压裂有利于开启天然裂缝系统，而高排量更易形成水力裂缝[15]。King发现以0.78或1.56 m3/min的增幅提升排量将得到低破裂速率，使裂缝主要在储层内扩展，增加了裂缝复杂性。低排量压裂有利于开启天然裂缝系统，而高排量更易形成水力裂缝[9]。在页岩气藏中，小幅度提高排量通常会先开启天然裂缝系统，而更高排量将形成较为平面的水力裂缝。因此，设计试验在9 MPa水平应力差下，先以10 mL/min的小排量压开岩样，再以300 mL/min的大排量注入流体，分别模拟水平井单井变排量压裂和水平井双井筒同步变排量压裂。试验发现，8 #及9#岩样通过变排量压裂都产生了横切缝，同时又沟通了层理和天然裂缝， 9#岩样通过变排量同步压裂压后裂缝形态更为复杂，见图11。

(1)注入排量为50 mL/mim，水平应力差为3 MPa时，水力裂缝易发生转向，沿天然裂缝转向或沿层理面渗流；随着排量或水平应力差的增加有利于横切主裂缝的产生，同时沟通了天然裂缝及层理，形成复杂的裂缝网络结构；然而，水平应力差达到12 MPa时，主裂缝、横切缝直接穿过天然裂缝及层理，难以沟通开启的天然裂缝及层理，一定程度上降低了裂缝的复杂度。因此，水平地应力差过高、过低(如大于12 MPa或低于3 MPa)时，都不利于体积缝网的产生。

(2)如果大量低角度天然裂缝发育，9 MPa水平应力差下依然可以形成复杂裂缝网络。因此，不同页岩储层物性条件，压裂形成复杂裂缝系统所需的水平地应力差范围不同，这受页岩储层岩石脆性、沉积层理和天然裂缝系统等因素共同控制。

(3)9 MPa水平应力差下，这种变排量压裂可以有效增加裂缝复杂程度，高排量可以产生横切缝，低排量开启弱胶结层理及天然裂缝。

(4)6 MPa或9 MPa水平应力差下，双井筒水平井同步压裂可以增加水力裂缝条数，同时以产生应力重定向和井间应力干扰的方式产生复杂裂缝形态，提高水力压裂裂缝网络的密度及表面积，最大程度的沟通天然裂缝及层理。然而，当水平应力差达到12 MPa时，双井筒同时压裂也仅生成两条横切缝。

*通信作者简介：周 彤(1986—)，男，硕士。油气田开发研究。E-mail：****************。

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