低渗透气层岩心破裂裂缝扩展实验分析

牟善波，张士诚，韩秀玲

(1.油气资源与探测国家重点实验室 中国石油大学，北京 昌平 102249;2.中油勘探开发研究院，北京 100083)

低渗透气层岩心破裂裂缝扩展实验分析

牟善波1，张士诚1，韩秀玲2

(1.油气资源与探测国家重点实验室 中国石油大学，北京 昌平 102249;2.中油勘探开发研究院，北京 100083)

为了加深对低渗透砂岩气层压裂过程中裂缝扩展的认识，同时便于科学指导施工，利用CT技术等方法，对含有天然裂缝低渗透砂岩气层的裂缝扩展规律进行了研究。研究结果表明，加压及注液能够造成岩心出现裂纹并扩展，主裂纹与微裂纹在成因上有一定的关系，在一定的应力作用下，岩石在一些具有微裂纹的平面先破裂，随着压力的增加或持续压力作用，微裂纹将会扩展并相互连接，最终形成宏观裂缝。

低渗透砂岩气层;岩心;裂缝扩展;力学实验

1 实验方法和步骤

实验岩心取自鄂尔多斯气田，选择4块有代表性的全直径岩心，分别是岩心 A1、A2、A3、A4(表1)。对岩心A1、A2加入不同的载荷进行实验并测定每一种载荷下的渗透率;岩心A3只加入交变载荷，岩心A4只进行双轴加压，采用CT观察各个岩心在不同的受力状态下的裂缝扩展。

表1 实验岩心基本数据

实验温度为95℃。对岩心进行多种力学分析实验，基本方法如下:①标准岩心的烘干、清洗、饱和柴油;②饱和岩心侧向密封，有利于轴向流动实验及实验围压与岩样隔开，装入高压室内;③根据现场资料确定实验围压，并保持围压不变;④在设定孔隙压力条件下测量渗透率(空气渗透率、液测渗透率);⑤不断增大轴向压力，测量加载过程中岩石应变及渗透率;⑥CT扫描岩心裂缝［1－4］。

2 实验原理分析

采用CT扫描实验技术，该技术以BEER'S定理为基础［5－10］，即用X － 射线穿透1个物体时，大部分光线能穿透物体，部分光束会被吸收或反射掉。透过物体后射线强度与物体的密度有一对应关系，关系式如下:式中:I为穿透射线强度，Ci;I0为总射线强度，Ci;μ为射线衰竭系数，cm－1;d为岩心厚度，mm。

CT技术所测定的只是线性衰减系数μ，该系数为穿过岩心的射线的度量，基本公式如下:

式中:ρ为岩心体积密度，kg/m3;Z为有效原子序数;E为射线能量，Ci;a、b为常数。

μ在低能量时主要作为Z的一个函数，高能量时主要作为ρ的1个函数。

在扫描过程中，扫描仪进行数据收集，采用CT计算机对数据进行处理和传输。数据单位采用CT数，为了使岩心中的液体相可视化，通过扫描仪，从连续的横向断面构建3D映像。

3 实验结果及分析

3.1 岩样A1裂缝实验现象

岩心A1首先在径向受到40 MPa力的作用，轴向加入50 MPa压力，注液后观察到岩样内部出现1条裂纹，裂纹扩展方向同受力方向基本一致。然后在径向分别受到45、43 MPa的2个力作用，且在轴向加压增至53 MPa，岩样内部裂纹继续增加，并沟通天然裂缝，受到天然裂缝方位和最大应力的影响，扩展方向开始偏离轴向，出现了分别沿着靠近最大应力方向扩展的2个分支。再把施加在岩心径向压力除掉，且在轴向加压增至56 MPa，观察到岩样裂纹继续扩展，出现了1条跟受力方向有1个小夹角的裂纹。最后，使岩心在径向受到60 MPa的作用力，且在轴向加压增至55 MPa，观察到岩样裂纹继续扩展，并出现了多裂纹状态，裂纹的方向出现了多样性。

3.2 岩心A1渗透率测定与分析

表2为岩心A1渗透率测量结果，从中可以看出，渗透率相对破裂前增大，主要原因就是岩心受力后内部出现裂纹;随着受力的增加，裂纹增多，岩心渗透率增大，增大倍数平均值在5倍以上。降低围压及轴向压力，注液时间增加30 min，岩心渗透率同样增大。该现象说明，轴向加压不变的情况下，注液时间越长，主裂纹周围裂纹扩展越多;注液与不注液的岩心力学试验对比分析表明，注液岩心的微裂纹扩展面积增加，不注液的岩心裂纹扩展面积相对较小，并且扩展方向上的裂缝面(由于受到其他因素的影响)出现多样化。

表2 岩心A1受力前后液测渗透率实验结果

3.3 岩心A2实验前后CT扫描图对比

图1为岩心A2在力学实验前的CT扫描图，图中的1、2、3分别代表岩心顶面、中间界面、底面的平面图。从图中可以看出，岩石基质存在一些不等长的微裂纹，且裂纹之间横向上互不沟通。

图1 力学实验前岩心A2内部裂痕分布

图2为岩心A2在力学实验后CT扫描图，图中的1、2、3分别代表岩心顶面、中间界面、底面的轴向图。从图中可以看出，当注液岩心受双轴压缩力破坏后，存在不等长裂纹的岩心沿着受力方向沟通天然裂纹形成一条主要的破裂面，在横向切面观测到，微裂纹相互沟通并在主裂纹附近形成共轭的裂纹;径向上观察到，原来互不连通的裂纹沟通一起。

图2 岩心A2受力后内部裂痕分布

3.4 岩心A2受压后的渗透率变化

岩心A2 初始渗透率为0.028 ×10－3μm2，对其施加50 MPa轴向压力，15 MPa径向压力，测定其受压后岩心渗透率为0.22×10－3μm2，相对破裂前增大。岩心破裂后的渗透率增大倍数为6.85倍。

3.5 其他岩样实验结果

岩心A3在力学实验前存在多条与上下断面近乎平行的不等长裂纹。在加入45～50 MPa的交变载荷后，多孔隙裂纹面扩展成1个与岩心横断面近平行的曲面，且曲面端部上下延伸形成更多的裂纹。

岩心A4在力学实验前存在多条与上下断面近乎斜交的不等长裂纹。加入双向载荷后，出现1个斜交岩心轴线的环状裂纹面，中间空白区为致密段。该现象说明，岩心裂纹的扩展不但跟施加的外力有关，而且同岩心自身特性关系很大，岩心中不等长裂纹多的位置更容易先形成裂纹面，而裂纹不容易在岩性致密的位置扩展。

3.6 实验结果分析与推断

通过上述实验结果分析可知:加压及注液能够造成岩石出现裂纹并扩展;主裂纹与微裂纹在成因上有一定的关系;在一定的应力作用下，岩石在一些具有微裂纹的平面先破裂，随着压力的增加或有持续压力作用时，微裂纹将会扩展并相互连接，并受到最大主应力影响，最终形成宏观裂缝。

由上述实验结果可以推断:低渗透砂岩储层压裂过程中，储层岩石在高压作用下破裂，裂缝受到最大主应力影响而延伸，储层中的岩性变化及天然裂缝将会影响压裂主裂缝的扩展方向，并容易导致主裂缝转向;压裂液容易滤失到靠近主裂缝的天然裂缝中，持续的高压更容易将主裂缝周围的不等长的天然裂缝连通并增加了液体滤失，液体滤失的增多有助于天然裂缝在长度方向继续扩展并沟通更多不等长的天然裂缝，为油气的通道提供基础。而滤失小的位置往往也是天然裂缝不发育的地方，压裂过程产生微裂缝的几率也小，虽然有助于压裂加砂，但是不能在垂直裂缝壁面的储层深处沟通更多的微裂缝。

4 结论

(1)注液岩心在双轴应力作用下出现1条主裂纹，岩心主裂纹扩展方向受天然裂纹的影响开始偏离轴向;由于天然裂纹的相互连接，岩心主裂纹周围出现多裂纹状态，岩心渗透率相对增加。

(2)岩心横向切面观测到，双轴压缩作用下的注液岩心的天然裂纹容易沟通形成破裂纹，在主裂纹附近可以形成共轭形状的裂纹;岩心渗透率相对破裂前增大。

(3)交变载荷作用下，岩心裂纹面扩展易成曲面。

(4)岩心裂纹的扩展同自身特性关系很大，岩心中微裂纹多的位置更容易先沟通形成裂纹面。

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Experiment analysis of fracture propagation in core fracturing of low permeability gas reservoirs

MU Shan － bo1，ZHANG Shi － cheng1，HAN Xiu － ling2

(1．State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing102249，China;
2．Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Beijing100083，China)

To better understand the fracture propagation during fracturing of low permeability sandstone gas reservoirs and facilitate field operations，the CT(computer tomography)and other technologies have been used to study the fracture propagation pattern in low permeability sandstone gas reservoirs with natural fractures．Study results indicate that pressurizing and fluid injection will result in fractures and their propagation in the core and the major fracture is，to some extent，related to the micro － fractures in terms of genesis．Under a certain stress，the rocks will first fracture on the plane with micro－cracks and the micro－cracks will propagate and connect with each other with the increase of pressure or under continuous pressure，resulting in a macro fracture．

low permeability sandstone gas reservoir;core;fracture propagation;mechanical experiment

TE312

A

1006－6535(2012)01－0092－03

20110525;改回日期20110920

国家重大科技专项“大型油气田及煤层气”(2008ZX05024－03－003－004)

牟善波(1973－)，男，2000年毕业于中国石油大学(华东)地质工程专业，2010年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发工程专业，获博士学位，现从事油气田增产开发方面的科研和应用工作。

编辑 周丹妮