结合CT技术的火山岩水力裂缝延伸实验

贾利春，陈勉，孙良田，孙志宇，张伟，朱千千，孙振，金衍

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

0 引言

水力压裂技术是低渗透储集层常用增产技术，为了确保压裂增产措施的成功，需要准确预测水力裂缝的形态。室内压裂模拟实验是认识水力压裂过程的有效手段，通过压裂模拟实验可以研究影响水力裂缝扩展的因素，更重要的是可以借助一些有效的方法观测裂缝扩展形态[1]。通过压裂模拟实验认识水力裂缝形态的主要方法包括[2-17]：压裂后劈裂岩样观测裂缝形态；在压裂液中添加示踪剂来观测裂缝的扩展情况；采用声发射或微地震方法监测裂缝的扩展过程。这些方法的共同缺点是无法准确地认识水力裂缝的扩展形态，实验误差较大。一些研究者借助 CT技术观测水力裂缝，精确度较高，但只获得了裂缝的平面扩展形态[18-20]。

本文采用大型真三轴模拟实验系统，对取自野外地层露头的火山岩岩样进行水力压裂模拟实验，在实验前后采用工业CT技术对岩样进行扫描，通过对比分析实验前后CT图像的变化分析水力裂缝的扩展情况，并通过 CT图像的三维重建和可视化处理分析岩样内水力裂缝的空间形态和裂缝面的扭曲程度。

1 水力压裂模拟实验

压裂模拟系统为大型真三轴模拟系统，该系统采用3对扁千斤顶模拟3个方向的地应力[3-4]。实验过程中，通过MTS伺服增压泵将油水分离器中的压裂液泵注到模拟井筒中。同时，MTS数据采集系统记录压裂液的压力、排量等参数。

实验所采用的CT扫描系统为高能量大型工业CT设备，该系统的最大射线源电压为450 kV，焦点尺寸为0.4～1.0 mm，密度分辨率小于等于1%，空间分辨率为3 lp/mm，可分辨0.5 mm的孔隙，但要求试样的尺寸不超过8 000 cm3。扫描过程中，采用1 mm的间隔对岩样自下而上进行断面扫描，每个岩样经过 1次完整的扫描可获得200张CT图像。

实验试样为取自中国松辽盆地松南气田营城组火山岩储集层露头的天然岩样，岩样的岩石力学基本参数见表1。根据CT扫描系统对试样的尺寸要求，将天然岩样切割成体积为8 000 cm3的立方体。

表1 岩样岩石力学基本参数

实验前，在岩样中钻出直径10 mm、深度140 mm的模拟井眼，然后将长度120 mm、外径6 mm、内径3 mm的模拟井筒放入井眼中，用高强度黏合剂黏合。

水力压裂模拟实验中要求模拟地应力条件，最主要的是地应力的大小和分布。实验过程中施加的模拟地应力参数和压裂液参数见表2。

表2 模拟地应力参数和压裂液参数

2 实验结果及分析

2.1 CT图像分析

从1#岩样实验前后的CT图像（见图1）中可以看出：在1#岩样中形成了2条主水力裂缝，分别编号为Ⅰ和Ⅱ，图中白色圆环是模拟井筒；裂缝Ⅰ和裂缝Ⅱ的起裂位置在井筒两翼部位的夹角约为 165°；裂缝Ⅱ延伸较长，初始延伸方向与最大水平地应力方向不一致，之后逐渐与最大水平地应力方向一致；裂缝Ⅰ和裂缝Ⅱ均连通了岩样内的部分天然孔隙。从图 1中还能看出，虽然火山岩内部天然孔隙非常发育，但是水力裂缝并未沿着天然孔隙发育密集的区域延伸，说明火山岩难于达到理想的压裂效果。

图1 1#岩样实验前后的CT图像

由于1#岩样实验后的200张CT图像中只有很少一部分能观察到水力裂缝，因此只对该部分CT图像进了三维重建和可视化处理。借助可视化处理的 CT图像，在不破坏岩样及不扰动水力裂缝的基础上，可获得岩样内部水力裂缝的空间展布形态和扭曲程度。从1#岩样的裂缝三维图（见图2a—图2e）和可视化图（见图 2f）中可以看出，1#岩样内水力裂缝的延伸长度和延伸高度均较小，延伸高度只在4～5 mm，这与火山岩现场压裂过程中难于形成裂缝的现象一致。此外，该岩样在室内压裂模拟实验中的破裂压力达到了58.76 MPa，表明火山岩压裂中的破裂压力梯度高，导致其难于形成裂缝。

图3是2#岩样实验前后的CT图像，图中黑色圆点是模拟裸眼井眼。由图3可知：实验前2#岩样内部几乎无天然裂缝，实验后岩样中形成了 1条主水力裂缝；裂缝的起裂位置在井筒两翼部位并延伸贯穿整个岩样；虽然裂缝整体上沿着最大水平地应力方向延伸，但延伸方向与最大水平地应力方向之间存在微小偏转，这可能是火山岩的非均质性造成的。

图4是2#岩样实验后的裂缝三维图（见图4a—图4c）和可视化图（见图4d—图4f）。由于CT设备的限制及火山岩的非均质性，造成CT图像的伪像比一般铸铁类材料严重。但是由图 4可知，2#岩样内部的水力裂缝在空间上贯穿整个岩样，裂缝面出现扭曲，总体而言扭曲程度较小。

2.2 造缝能力分析

压裂过程中，根据水力裂缝扩展所需流体压力最小的理论，可获得水力裂缝的缝端压力：

图2 1#岩样的裂缝三维图和可视化图

图3 2#岩样实验前后的CT图像

式中p——裂缝的缝端压力，MPa；σ3——最小主应力，MPa；E——杨氏模量，MPa；γ——裂缝的表面能，MPa·m；L——裂缝半长，m；ν——泊松比。

（1）式中，Eγ/(1−ν2)表征地层中岩石造缝的能力，其值越小，表明该地层越容易压开形成水力裂缝，令：

图4 2#岩样的裂缝三维图和可视化图

将 1#岩样和 2#岩样的杨氏模量和泊松比（见表 1）代入（2）式，可得 1#岩样和 2#岩样的 Δ值分别为27 000γ和23 360γ，因此1#岩样的造缝能力低于2#岩样。可见，压裂过程中井眼附近的岩石力学特性是影响岩石造缝能力的重要因素，火山岩往往具有较高的杨氏模量和抗压强度，造缝能力低，难于压开形成水力裂缝。

3 结论

利用室内真三轴水力压裂模拟系统，进行了火山岩天然岩样水力裂缝延伸的模拟实验，并且借助工业CT技术观测了水力裂缝的平面和空间扩展形态。

对岩样的CT图像进行分析发现：经过压裂的火山岩内部裂缝在延伸过程中会连通部分天然孔隙；裂缝并未沿着天然孔隙发育密集的区域延伸；裂缝延伸方向整体上与最大水平地应力方向趋于一致。

为了准确获知岩样内部水力裂缝的空间展布形态和扭曲程度，对部分能观察到水力裂缝的CT图像进行了三维重建和可视化处理。结果表明：1#岩样内水力裂缝的延伸长度和延伸高度均较小，延伸高度只在4～5 mm，岩样的破裂压力达到了58.76 MPa，说明火山岩压裂中的破裂压力梯度高，导致其难于形成裂缝；2#岩样内部的水力裂缝在空间上贯穿整个岩样，裂缝面出现扭曲，总体而言扭曲程度较小。

对岩样的造缝能力进行分析发现：井眼附近的岩石力学特性是影响岩石造缝能力的重要因素，火山岩往往具有较高的杨氏模量和抗压强度，难于压开形成水力裂缝。因此，火山岩现场压裂改造中的关键问题之一是降低破裂压力梯度。

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