页岩储集层水力裂缝网络扩展规模评价方法

侯冰，陈勉，李志猛，王永辉，刁策

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

页岩储集层水力裂缝网络扩展规模评价方法

侯冰1，陈勉1，李志猛1，王永辉2，刁策1

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

基于裂缝性页岩水力压裂模拟实验，分析了页岩水力裂缝扩展规律，提出了裂缝扩展规模评价方法，并研究了地质及工程因素对裂缝扩展的影响。利用“裂缝沟通面积”作为水力压裂效果的评价指标，结合压裂模拟实验结果分析后发现：页岩水力压裂可产生复杂裂缝网络；脆性页岩地层地应力差越小、水力裂缝与层理面距离越短，裂缝沟通面积越大，水力裂缝遇到天然裂缝后越易发生滑移转向，压裂后裂缝形态越复杂；最大水平主应力方向与页岩的层理面方向正交或呈大角度、与开度较好的天然裂缝间的逼近角接近90°时，更易形成裂缝网络；脆性矿物含量高的页岩造缝能力更好；压裂液黏度较低、排量较大时，裂缝沟通面积较大，变排量压裂会增强水力裂缝沟通天然裂缝或层理的作用，开启更多的天然裂缝网络。图7表3参15

页岩；水力压裂；裂缝扩展；裂缝网络；裂缝沟通面积；岩石力学；储集层改造

0 引言

页岩气储集层渗透率低，提高储集层渗透率的主要方式是产生复杂的网状裂缝，压裂增产作为开发致密储集层的重要手段，成为页岩气开发的关键技术之一[1-4]。在现场水力压裂施工中，往往通过微地震监测来判断水力裂缝的扩展形态及沟通范围[5-6]，尤其在页岩储集层中，改造油藏体积（SRV）的计算对于制定压裂施工方案、评价压裂效果、预测页岩气产量具有重要的工程意义[7]。合理描述压裂后水力裂缝的扩展形态是建立页岩水力压裂模拟实验结果评价标准的基础，依据压裂效果评价标准可分析页岩水力压裂裂缝扩展的影响因素，并建立缝网压裂的临界条件。

Fisher M K等[8-9]分析了微地震裂缝监测的结果，认为水力裂缝在平面上和深度上呈复杂的网状扩展形态，不是单一对称缝，且压裂液体积越大，微地震事件的波及面积越广，产量越高。Mayerhofer M J等[10-11]结合微地震技术研究了Barnett页岩的水力裂缝形态，并根据微地震监测数据建立了SRV的计算方法，首次提出了“改造油藏体积”的概念，认为页岩的增产改造中，改造体积越大增产效果越好。但是，目前仍缺少对分段压裂网络裂缝扩展规模的有效评价方法。因此，本文在对裂缝性页岩露头开展水力压裂模拟实验的基础上，分析水力裂缝扩展规律，建立裂缝扩展规模评价方法，并研究地应力、天然裂缝、矿物组分等不可控因素和压裂液组成、黏度、排量、压力等可控因素对裂缝扩展的影响，分析页岩储集层中裂缝网络形成条件。

1 页岩水力压裂模拟实验

1.1 实验试样

实验中的天然页岩露头取自中国重庆市石柱县龙马溪组及贵州省习水县志留系筇竹寺组。利用线切割技术将岩块加工成300 mm×300 mm×300 mm正方体状，实验前将试样表面打磨平整。在切割、打磨后的试样中安装模拟井筒，即在试样上表面中心位置钻孔（模拟井眼），然后将模拟井筒放入模拟井眼中，用高强度锚栓固结。由于天然露头发育的层理面存在随机性，因此，利用人造岩心进一步验证水力裂缝与层理的沟通作用。实验中的人造岩心采用混凝土浇铸，试样内预置A4纸模拟层理面。

1.2 实验参数

本文利用中国石油大学（北京）岩石力学实验室的真三轴压裂实验模拟系统[12]，进行3个方向地应力条件下的页岩水力压裂模拟。依据相似理论与由Clifton R J[13]裂缝控制方程导出的相似准则，结合实验系统的功能参数来优选实验参数，使实验条件与现场压裂施工条件尽可能相似。

表1为本文页岩水力压裂模拟实验参数及所模拟的现场地应力、压裂施工等参数，其中，试样1—4、9—17为重庆龙马溪组页岩露头，试样5—8为贵州志留系筇竹寺组页岩露头，试样18和19为人造岩心。设计模拟实验参数时充分考虑了真三轴实验系统的性能指标：注入排量不宜过大，保持活塞推进速率在0.05～0.20 mm/s，排量在0.163～0.652 mL/s，可模拟现场12 m3/min左右的压裂排量；压裂液黏度较低，可模拟现场0～20 mPa·s、20～60 mPa·s、60～80 mPa·s这3个范围内的低黏压裂液。对于试样围压的加载，考虑了上覆岩层压力为中间主应力的情况，与实际页岩地层的地应力状态相符，且模拟实验中的加载应力均在25 MPa以下，在实验系统的安全加载范围之内。设计的实验参数基于重庆龙马溪组页岩压裂层段地应力、施工所用排量和压裂液黏度等条件，结合页岩压裂模拟实验相似准则和实际模拟实验系统的工作参数计算得出。在页岩压裂模拟实验的相似准则中，地应力、破裂压力受弹性模量控制，压裂液排量及时间受试样尺寸控制，压裂液黏度受试样尺寸、排量、弹性模量综合影响。相似准则的推导过程考虑了实际页岩储集层多裂缝、低孔低渗的特征及压裂施工条件。

表1 页岩水力压裂模拟实验参数及所模拟的现场施工参数

2 页岩水力裂缝扩展形态及压裂效果评价指标

2.1 页岩水力裂缝扩展形态

Warpinski N R等[14]结合实际页岩储集层微地震监测得到的水力裂缝扩展形态，完善了Fisher M K等[8]提出的利用“裂缝形态复杂程度”来描述页岩地层水力裂缝形态的方法，将页岩的水力裂缝按照其形态由简单到复杂划分为4大类：单一裂缝、复杂多裂缝、天然裂缝张开后的复杂裂缝、复杂的网状裂缝。

本文压裂模拟实验结果显示，页岩水力裂缝主要为单一的主裂缝（见图1a）、与天然裂缝沟通的复杂裂缝（见图1b）、沟通页岩层理的复杂裂缝（见图1c）和沟通多弱面的网状裂缝（见图1d）等。这与上述Warpinski对压裂后水力裂缝沟通效果的描述相一致。

图1 页岩水力压裂裂缝沟通效果

水力裂缝沟通天然裂缝、层理面、节理时，形成的裂缝形态主要有径向网状（见图2a）、T型或十字形（见图2b）、纺锤形（见图2c）等形态。径向网状缝是沟通了多条较小尺度的天然裂缝或节理而形成；十字型或T型的裂缝是主裂缝沟通了开度较大的天然裂缝而形成；在大尺度（1 m）试样的模拟实验中，主裂缝沟通多个层理面后可形成纺锤形的缝网体。可见，页岩压裂后的裂缝形态较复杂，某些条件下可形成非平面的、不规则的多条裂缝组合在一起的复杂缝网体，这种三维空间的裂缝缝网展布延伸是页岩储集层改造成功的关键。

图2 页岩水力压裂裂缝形态

由于页岩的非均质性、天然裂缝及层理较发育等特性，对其进行储集层改造后形成的裂缝形态较复杂，不同于常规均质砂岩地层的180°两翼对称单一平面裂缝，而类似于非均质性强、天然裂缝发育、存在大量割理的煤岩水力裂缝沟通形态，但又有很大的差别。

2.2 页岩水力压裂效果评价指标

由于在本文的模拟实验中，页岩试样的尺寸较小，裂缝复杂程度远不及实际地层的水力裂缝，很难准确地计算水力裂缝沟通体积。实际的水力裂缝主要是主裂缝、沟通的天然裂缝（转向和穿过）、沟通的层理面这3种裂缝形态的1种或组合，且这3种形式裂缝的面积比体积更容易确定。因此，本文考虑用“裂缝沟通面积（SRA）”作为水力压裂效果的评价指标。

裂缝沟通面积指在页岩水力压裂模拟实验中，压裂后试样中的裂缝面（包括主裂缝及水力裂缝沟通的天然裂缝、层理面）面积的总和。认为SRA越大，经过储集层改造后，水力裂缝能沟通的储集层面积越大，增产和稳产的效果越好。在实际的水力压裂模拟实验中，记完整裂缝平面的面积为1.00（即接近300 mm× 300 mm），实际计算时根据裂缝平面上示踪剂的分布面积分别按照0.25、0.50、0.75划分等级。以试样5（见图3）为例，主裂缝沿左侧直接穿透天然裂缝面后沟通层理面，左侧天然裂缝并未开启；主裂缝沿右侧沟通天然裂缝后直接穿透，遇到新的天然裂缝后转向扩展，右侧天然裂缝面部分开启，因此，主裂缝为0.50（左侧）+0.25（右侧），层理面为0.5（左下），天然裂缝为0.75（右侧），则SRA为2。

图3 SRA计算实例

水力裂缝是否形成网状缝是页岩水力压裂的关键，只有形成缝网才可能沟通较大的有效储集层体积。就本文中水力压裂模拟实验结果而言，认为单一主裂缝、压裂液渗入层理面等为非网状缝，而其他复杂裂缝沟通情况则说明形成了缝网。表2为本文模拟实验中19块页岩试样的压裂评价结果。

表2 页岩水力压裂模拟实验压裂评价结果

3 页岩水力裂缝扩展影响因素分析

3.1 地应力

地应力对压裂效果及水力裂缝扩展的影响，可通过改变实验中围压的加载方向及大小予以模拟。实验结果表明：试样3形成1条主裂缝，SRA为1.00；试样6形成主裂缝但沟通了上部的层理，SRA为1.25；试样8形成径向网状缝，SRA为1.50。可以看出：在应力差系数（σH−σh）/σH较大（即应力差（σH−σh）较高）时，水力裂缝趋于沿着天然裂缝面扩展，限制缝高，易形成主裂缝或小规模的裂缝沟通；在应力差系数较小（即应力差较低）时，水力裂缝容易形成缝网，且容易沟通天然裂缝，在实验中往往表现为径向网状扩展。经相似准则[13]计算，龙马溪组页岩储集层易产生缝网的临界应力差为4 MPa。

此外，地应力的方向决定主裂缝能否与层理或天然裂缝沟通，而这也是形成裂缝网络的主要条件之一。若最大水平主应力的方向垂直于试样中的节理，水力裂缝沿着最大水平主应力方向扩展，导致主裂缝与节理沟通并发生转向（见图1b）；若最大水平主应力方向平行于试样的层理面，水力裂缝平行于最大主应力方向，不能沟通层理，也产生不了网状裂缝，裂缝的沟通面积较小（见图1a）；试样18（见图1c）为人造页岩岩心，其中预置2个层理面，最大水平主应力的方向垂直于层理面，使得水力裂缝与层理正交，沟通两处层理，沟通面积较试样3有显著提高。

3.2 天然裂缝及层理

水力裂缝与天然裂缝相互作用会产生裂缝转向、主裂缝穿过天然裂缝等情况，裂缝的沟通效果主要取决于天然裂缝的开度及其与水力裂缝的逼近角（见图4）。开度较大的天然裂缝与水力裂缝遭遇后，水力裂缝往往很难穿过天然裂缝，压裂液沿天然裂缝流动，开度小的（甚至是矿物充填的）天然裂缝被水力裂缝进一步开启的难度较大；逼近角直接影响水力裂缝穿透天然裂缝的程度，当天然裂缝与水力裂缝接近平行时，水力裂缝无法沟通天然裂缝，当二者逼近角增大时，水力裂缝容易穿过天然裂缝。

图4 天然裂缝开度及与水力裂缝逼近角对压裂效果的影响

分析模拟实验结果可知，页岩的层理面距离水力裂缝面的距离是影响沟通效果的关键因素：二者距离较近处，主裂缝沟通层理面的体积较大；随着二者之间距离的增加，沟通层理面的体积逐渐减少（压裂液进入层理的体积小，荧光粉颜色变浅，波及范围变小），从而沿着主裂缝的两翼呈纺锤形。

图5为页岩水力裂缝穿过层理面的扩展情况。水力裂缝沟通等间距或不等间距的层理时，水力裂缝面与层理面正交后，压裂液首先深入到层理面中，改变层理面附近的应力场，然后使得层理面张开或滑移，形成网状裂缝。随着沟通层理面数量的增加，能量损耗增加，最终在远端的层理面内止缝。

3.3 含气页岩的矿物组成及力学性质

含气页岩的脆性特征对页岩水力裂缝的扩展及储集层改造效果有显著影响。模拟实验中，对试样3、4、8和16的页岩样品进行X衍射分析，将页岩矿物组分的测试结果及压裂效果绘制到三角图中（见图6）。可见，试样8的脆性矿物含量比试样3、4、16都高，其裂缝形态呈现典型的缝网结构。对比试样3、4，试样4的黏土矿物含量较低、脆性矿物含量较高，虽然二者的水力裂缝均为单一的主裂缝，但试样4的主裂缝较为曲折、裂缝面不平整，而试样3的主裂缝平直。上述结果证明页岩矿物组分的不同会影响压裂后的裂缝形态及沟通效果，脆性矿物含量与缝网形成有一定关系，脆性矿物含量高的页岩造缝能力更好。

3.4 压裂液黏度

由于页岩压裂施工中一般使用低黏度压裂液，结合相似理论，室内模拟实验中通过改变压裂液中胍胶含量，选取黏度2.0 mPa·s、6.5 mPa·s、15.0 mPa·s、20.0 mPa·s的压裂液，模拟现场压裂施工中黏度3.5～81.0 mPa·s的压裂液。

图7为压裂液黏度对水力裂缝扩展的影响，可以看出，压裂液黏度对水力裂缝的延伸长度及裂缝形态的影响较为明显。高黏度压裂液阻止压裂液向地层渗滤，降低了剪切滑移或滤失膨胀变形发生的可能性，也降低了裂缝的复杂程度；而使用低黏度压裂液时，流体压力在天然裂缝内的传播较容易，天然裂缝缝内流体压降较小，天然裂缝端部压力更容易达到起裂压力门限值。这与Cipolla C L等[15]对Barnett页岩水平井使用滑溜水和冻胶压裂液压裂的微地震监测结果、SRV计算结果一致，结果显示滑溜水压裂更易形成复杂网络裂缝，SRV较高。

3.5 压裂液排量

本文中的页岩压裂模拟实验考虑到试样系统的性能指标，采用0.163～0.652 mL/s的排量，模拟现场8～16 m3/min的排量，研究了排量对水力裂缝扩展、裂缝沟通面积的影响规律（见表3）。

图5 页岩水力裂缝穿过层理的扩展

图6 页岩矿物组分对水力裂缝形态的影响

图7 压裂液黏度对页岩水力压裂效果的影响

表3 压裂液排量对页岩水力压裂效果的影响

由表3可知：小排量下难以将页岩试样压开；大排量下可将试样压开，但不完全是网状裂缝，SRA的波动范围较大，压裂效果较好；超大排量压裂时，形成的裂缝形态较复杂，易形成网状缝，但SRA值不一定高，原因是大排量压裂可能会造成“憋压”现象，水力裂缝缝间能量损耗增大，压裂液没有足够的时间渗滤来降低页岩强度；变排量压裂会增强水力裂缝沟通天然裂缝或层理的作用，合理选择排量的变化范围和变排量的时机往往能提高储集层改造效果，开启更多的天然裂缝网络。

页岩水力压裂过程需要较高的压裂液排量以维持水力裂缝的扩展、水力裂缝对天然裂缝及层理的沟通和开启。现场作业的临界排量在10 m3/min，压裂液黏度控制在10 mPa·s左右，并且在熟悉储集层地质的情况下，可选择合理时机在一定范围内调整排量，尝试变排量压裂。

4 结论及建议

基于真三轴水力压裂模拟实验结果，综合分析影响页岩储集层压裂效果的地质和工程因素后发现：页岩储集层水力裂缝与天然裂缝、层理面沟通后，在一定条件下可产生复杂裂缝网络而非单一的裂缝或平直的缝网，包括径向网状缝、T型或十字形裂缝、纺锤形缝网等。利用裂缝沟通面积表征水力压裂波及范围，并结合是否形成有效缝网体作为评价页岩压裂效果的指标是研究裂缝网络形成条件的关键。

有利于产生网状裂缝和高裂缝沟通面积的地质条件为：最大水平主应力方向与页岩的层理面方向正交或呈大角度、与开度较好的天然裂缝之间的逼近角接近90°；主应力之间的差值较小，一般低于4 MPa；页岩储集层中有效天然裂缝（开度适中、与主裂缝面相交）的密度大、层理面发育；脆性矿物（硅质和钙质）含量高、岩石弹性特征强（高弹性模量低泊松比）。

建议在实际现场作业时，将压裂液黏度控制在10 mPa·s左右，排量应高于10 m3/min，可在熟悉储集层地质条件的情况下尝试变排量压裂。

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（编辑 胡苇玮 绘图 刘方方）

Propagation area evaluation of hydraulic fracture networks in shale gas reservoirs

Hou Bing1,Chen Mian1,Li Zhimeng1,Wang Yonghui2,Diao Ce1
(1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum (Beijing),Beijing 102249,China;2.Langfang Branch of Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Langfang 065007,China)

Based on hydraulic fracturing experiments in laboratory,the hydraulic fracture propagation in shale was analyzed,a method for evaluating the fracture propagation extent was proposed,and the effects of geological factors and engineering factors on fracture propagation were studied.“Stimulated Rock Area (SRA)” was proposed as an evaluation index for the hydraulic fracturing results.By analyzing the experiment results,it is found that hydraulic fracturing in shale reservoirs can generate a complex fracture network;a lower stress difference in brittle shale formation and a shorter distance between hydraulic fracture and bedding plane lead to a larger SRA and more complex fracture morphology;a fracture network is more likely to generate in the case that the angle between horizontal maximum stress and bedding plane is 90° or large enough,or the approaching angle between hydraulic fracture and well-opened natural fracture is close to 90°;a higher brittle mineral content leads to better fracturing ability;a lower fluid viscosity and higher flow rate leads to a larger SRA;a variable flow rate increases the possibility that the hydraulic fracture communicates bedding planes and natural fractures.

shale;hydraulic fracturing;fracture propagation;fracture network;stimulated rock area;rock mechanics;reservoir stimulation

国家自然科学基金创新研究群体科学基金（51221003）；国家自然科学基金（51204195；51234006）

TE357.1

：A

1000-0747(2014)06-0763-06

10.11698/PED.2014.06.18

侯冰（1979-），男，辽宁北镇人，博士，中国石油大学（北京）石油工程学院副研究员，主要从事油气井岩石力学与工程方面的教学与研究工作。地址：北京市昌平区府学路18号中国石油大学（北京）289信箱，邮政编码：102249。E-mail：houbing9802@163.com

联系作者：陈勉（1962-），男，辽宁沈阳人，博士，中国石油大学（北京）石油工程学院教授，主要从事石油工程岩石力学研究。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学（北京）289信箱，邮政编码：102249。E-mail:chenmian@vip.163.com

2014-02-19

2014-09-17