裂缝性储层水平井裂缝起裂和延伸规律研究

张矿生，樊凤玲（中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西 西安 767100）

王波，吴亚红（石油工程教育部重点实验室（中国石油大学（北京））中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249）

水平井压裂裂缝起裂压力的大小、造缝点的位置和裂缝初始方位都取决于井筒的应力状态，因此研究裂缝的起裂和裂缝延伸规律就必须分析井筒周围的应力分布状态，研究岩石力学参数及储层地应力特征对裂缝的起裂及延伸规律具有决定性的作用［1，2］。地应力参数主要通过室内三轴试验、测井解释和压裂施工参数3种方式来获得。这3种方式各有特点，室内试验和测井解释都可以得到岩石力学参数及地应力大小［3］，压裂施工参数可以计算地应力大小和裂缝延伸形态。室内试验结果精确，不足之处是试验样品有限，测试结果只能代表油藏中某一点的大小，无法估计其周围的应力情况，不能做出应力剖面；测井解释可以得到近井筒连续的地应力变化情况，但解释结果需要进行校正；压裂施工参数是获知地应力的最直接的方法。通过各自方法的综合研究，可以明确裂缝起裂特征，得到人工裂缝延伸的规律，为压裂设计优化提供准确的指导。

1 岩石力学和地应力试验评价

通常情况下，3个方向的主应力是不相等的。构造应力松弛地区或埋藏较深地区，最小应力是水平的，水力压裂缝是垂向缝且水平应力小于上覆压力。构造应力活跃地区、埋藏较浅地区或对于逆断层，最小应力是垂向的，且等于上覆应力，水力裂缝是水平缝。

黄陵地区三叠统延长组长6油层组裂缝性储层岩石力学参数试验单块岩心数据表明，弹性模量（E）最小只有12.3661GPa，最大达到34.1471GPa；泊松比（υ）最小0.135，最大0.324；抗压强度（σc）最小44.467MPa，最大达193.321MPa。岩石力学参数数值变化范围大、分布不集中，反映了储层岩性和应力的复杂性。根据岩心测得的上覆地层压力（σv）、最大水平主应力（σh，max）和最小水平主应力（σh，min）及σc等试验数据的平均值分析（见图1），可以看出，随着井深的增加，垂向应力比水平压力增加的幅度要大。根据现场压裂实例分析，在井深850m以下，以水平缝为主，850m以上以垂直缝为主。

图1 地应力与地层深度关系曲线图

2 测井解释岩石力学参数及地应力剖面评价

测井资料中有自然伽马、声波时差、自然电位、电阻率、井径等数据，解释前需要先计算泥质含量和孔隙度，然后使用测井软件求取岩石力学参数。以水平井正平1井作为研究对象，根据测井数据求取水平井井段的岩石力学参数，得到地应力剖面（图2）。可以看出，σc、抗拉强度（St）比较大，岩石脆性强，解释结果与室内试验的结果符合较好；St基本在5～15MPa之间，σh，min在17～22MPa之间，σh，max在19～25MPa之间；σv比较稳定，始终大于σh，min；井段小于1440m时，σv与σh，max的应力差呈起伏变化趋势；井段大于1440m时，σv与σh，max的应力差逐渐趋于稳定；在部分薄层位置，出现σh，max大于垂向应力的现象。

水平段地应力剖面较平整，出现的地应力突变段较薄，沿水平井段地应力变化较小。储层垂向上的地应力比隔层地应力小5MPa左右，厚度小的话就很难起到隔层作用。沿井筒向下地应力起伏变化较大，储层段水平地应力随井深的增加而增大。人工裂缝在水平井段指端起裂较为复杂，跟端裂缝起裂易形成斜交缝、扭曲缝或水平缝。

图2 正平1井1126～1900m段地应力剖面

3 地层破裂压力的分析

研究区压裂井的施工参数计算分析见表1。研究区无断层，σh，max方向在NE55～80°左右，与研究区的水平井段走向近垂直，有利于形成以井筒为圆心的径向缝。σh，max与σh，min之差变化较大，在0.46～5.2MPa之间，储层埋藏越深，二者相差越大。地层破裂压力梯度（Gf）均大于0.026MPa／m，Gf与储层构造应力有关，在构造顶部因受张力区域内张力作用，Gf偏低；在构造的两翼，由于受挤压的作用，Gf偏高；构造平坦地带，Gf介于两者之间；分布在不同构造位置的井点，Gf有明显的差别。

表1 压裂施工曲线计算地应力成果表

4 裂缝起裂机理

根据岩石张性破裂准则，建立井壁围岩起裂、天然裂缝剪切起裂判断模型和天然裂缝张性起裂判断模型。由于研究区天然裂缝与主应力方向夹角在0～25°之间，高角度天然裂缝的倾角大于70°。计算时取裂缝与主应力方向夹角为15°，倾角为85°。结合压裂施工，计算得到各井的起裂压力如表2所示。

表2 不同起裂方式下的破裂压力结果

由表2可知，pf1、pf2是不受裂缝角度影响的；pf3受裂缝倾角影响较大，当倾角为85°时，基本接近最小值，但pf3依然比井底pf大很多；其他条件不变时，裂缝倾角越小，pf4越大；而主应力方向与裂缝的夹角对pf4影响较小；pf4已经接近最大值，仍比井底pf小很多。

研究区虽然天然裂缝发育，但受完井射孔、泥浆侵入等因素影响，钻遇较大裂缝的概率较小，起裂方式还是以基岩起裂为主，且人工裂缝基本都是垂直缝。现有压裂施工资料中，水平井压裂施工主要使用的水力喷砂射孔和水力喷射压裂，从射孔的分布看，垂直于水平井筒，以井筒为圆心的径向起裂方式为主。

5 裂缝延伸规律

净压力分析技术是分析裂缝延伸规律最经济、最便捷的方法［5，6］，其理论方法的精髓就是对双对数曲线的解读。对黄陵地区压裂施工井进行净压力双对数曲线处理分析，以正平1井和正平2井为例来进行裂缝延伸规律的研究。

5.1 正平1井

正平1井第1段压裂是在水平井段喷砂射孔后开展水力喷射压裂工作。从地层破裂开始，计算其净压力（pnet）与时间（t）的双对数曲线。考虑到正平1井水平井段与σh，max垂直，以及喷砂射孔条件，开始阶段是点源阶段，符合径向模型，形成了垂直缝；在加砂前后均可看到裂缝延伸过程中沟通了天然裂缝；加砂后，lgpnet上升缓慢，裂缝延伸正常（图3）。

图3 正平1井第1段压裂pnet－t双对数曲线

正平1井第2段压裂是在水平井段喷砂射孔后开展压裂工作。从地层破裂开始，计算其pnet与t的双对数曲线。从图4中可以看到，起始段斜率约为1／4，符合PKN模型，形成垂直缝；加砂前，lgpnet受缝高方向快速延伸和延伸受阻影响，出现压力下落较快和压力小幅上升交替的情形；加砂后，lgpnet上升缓慢，裂缝延伸正常；随后压力异常降落，判断缝高方向出现延伸穿入遮挡层所致；在施工的最后阶段斜率略大于1，这是由于支撑剂轻微堵塞造成的。

5.2 正平2井

图4 正平1井第2段压裂pnet－t双对数曲线

正平2井第1段压裂采用的是水力喷砂射孔和水力喷射压裂技术。在井深1928m和1943m两处喷砂射孔，射孔完成后同时压裂。水力喷砂射孔的油压主要用于保持喷射速度，对pnet有影响的是套压和喷嘴内外压差，喷嘴内外压差越大，对喷孔内的增压越大［7］。在该次压裂过程中，喷嘴内外压差大约在18～22MPa之间。从水平井段射孔的条件及lgpnet曲线的斜率大约为－1／5，判断是点源起裂的径向模型；加砂后有一段出现支撑剂堵塞，压力上升；随后出现lgpnet的下降上升，表明该处缝高方向出现延伸，再继续施工堵塞得到缓解，最终达到施工设计砂量（图5）。

图5 正平2井第1段pnet－t双对数曲线

5.3 延伸规律

黄陵地区长6油层组裂缝性储层压裂所形成的裂缝延伸规律主要有以下特征：

1）长6油层组埋深较浅，压裂时起裂主要以基岩破裂形成垂直缝为主。

2）对于直井压裂，起裂后第1个阶段以KGD模型线源扩展为主；对于水平井，起裂后第1个阶段主要是以径向点源扩展为主。

3）储层隔层应力差较小，易发生缝高延伸进入隔层的情况，且易沟通底水，需采取控制裂缝高度技术，以防止压裂后含水率上升快而影响产量。

4）研究区天然裂缝发育，人工裂缝与天然裂缝走向基本一致，人工裂缝遇到天然裂缝会穿入天然裂缝，并从另一端继续延伸。人工裂缝贯通的天然裂缝数量较少，高角度的天然裂缝加剧了底水的锥进，需采用控制裂缝高度的技术来进行压裂改造。

6 认识与结论

1）综合运用室内试验和数值模拟计算相结合的方法，可以全面地研究、确定水平井人工裂缝起裂机理和裂缝延伸规律。

2）低渗透裂缝性油藏水平井起裂方式以基岩起裂为主，垂直于水平井筒，以井筒为圆心的径向起裂方式为主，能够大幅度提高压后产能。

3）低渗透油藏浅层地应力分布比较复杂，易出现水平井、垂直缝和复杂的扭曲缝。不同的储层物性和构造特征会造成破裂压力梯度的偏高，给扩大施工规模带来难度，做好压前的地应力研究非常必要。

4）对于裂缝性储层，水平井形成的人工裂缝沟通到天然裂缝，尤其是高角度的天然裂缝会加剧底水的锥进，需采用控制裂缝高度的技术来进行压裂改造，以防止压裂后大量出水而降低压裂产量和有效期。

［1］周健，陈勉，金衍，等 .裂缝性储层水力裂缝扩展机理试验研究 ［J］.石油学报，2007，28（5）：109～113.

［2］李玮，闫铁，毕雪亮 .基于分形方法的水力压裂裂缝起裂扩展机理 ［J］.石油学报，2008，29（5）：87～91.

［3］董建华，刘鹏，王薇 .地应力剖面在水力压裂施工中的应用 ［J］.大庆石油学院学报，2005，29（2）：40～42.

［4］金衍，陈勉 .天然裂缝地层斜井水力裂缝起裂压力模型研究 ［J］.石油学报，2006，27（5）：113～114.

［5］Pirayesh E，Soliman M Y，Rafiee M.Make decision on the fly：A new method to interpret pressure－time data during fracturing－application to frac pack ［J］.SPE166132，2013.

［6］Gottschling J C.Marcellus net fracturing pressure analysis ［J］.SPE139110，2010.

［7］曲海，李根生，黄中伟，等 .水力喷射压裂孔内压力分布研究 ［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2011，33（4）：85～88.