压裂裂缝在砂泥岩薄互层中的扩展规律

肖 雯

(中国石化胜利油田分公司 石油工程技术研究院，山东 东营 257000)



压裂裂缝在砂泥岩薄互层中的扩展规律

肖 雯

(中国石化胜利油田分公司 石油工程技术研究院，山东 东营 257000)

基于有限元的数值模拟方法，建立不同砂泥岩薄互层的非均质模型，系统有效地研究了泥岩特性参数对压裂裂缝扩展的影响规律，以现场实例单井为基础设计了复杂砂泥岩薄互层水平井压裂模型。模拟结果表明：脆性泥岩条件下，缝长与压裂压力的变化主要取决于主应力差的大小；塑性泥岩条件下，缝长与压裂压力的变化受主应力差大小和泥岩层厚度的联合控制；主应力越大，层理界面强度越大，层理对裂缝扩展的影响越小。

砂泥岩；裂缝扩展规律；主应力差；层理；压裂

在压裂过程中需要在认识裂缝扩展规律的基础上优化工艺参数，采用计算机数值方法研究岩石裂缝扩展的机理和规律是一种可靠和行之有效的途径。通过模拟不同条件下的压裂实验，可对裂缝的起裂与延伸过程进行研究，对内部形成的裂缝形态进行直接观察，并可以对实验数据进行有效补充[1]。

基于有限元技术的数值实验方法，即RFPA-HF(Rock Failure Process Analysis-Hydraulic Fracturing)方法，该方法同时考虑了应力和损伤变量对渗透率的影响，适用于研究砂泥薄互层储层压裂裂缝的扩展机理和规律[2]。

计算模型设计井眼位置与模型中轴线重合，采用八节点单元。模型力学参数(见表1)。

表1 数值模拟中计算用参数

1 砂泥岩薄互层中压裂裂缝的扩展规律

在单一地层的压裂过程中，裂缝扩展遵循水力压裂裂缝扩展的一般规律，即：裂缝沿最大主应力方向扩展[3]。但由于塑性所致，泥岩层的起裂压力明显高于砂岩层的起裂压力[4]，在此单一地层条件下，以表1中参数模拟泥岩起裂压力较砂岩的可高出近20 MPa。

1.1 直井压裂模拟结果分析

计算方案中泥岩层假设为塑性材料。模拟结果如图1所示，对于泥岩、砂岩互层的情况，只有砂岩层易于起裂，在一定压力条件下，会出现砂岩中的裂缝已扩展到相当长度，而泥岩层中并无裂缝起裂。方案3比方案4的压裂压力高出3～5 MPa，由此可推断出，对于垂直井施工情况：薄油层与泥岩层密集互层，则对压裂施工不利。

1.2 水平井压裂模拟结果分析

模型的高和宽分别为80 m和60 m，井眼(裸眼)位置与模型中轴线重合。模型物理力学材料参数见表1。模型的边界条件取为底端竖向约束，垂向和水平方向施加围压，其中σV=55 MPa，σH分别取值50 MPa、42 MPa和36.7 MPa。

由图2可见，脆性泥岩条件下，裂缝扩展仍遵循一般规律，即裂缝沿最大主应力方向扩展，且裂缝较容易直接穿透泥岩层；在主应力差值较小时，裂缝端部更容易分叉。

在脆性条件下，缝长与压裂压力的变化主要取决于主应力差的大小，受泥岩层厚度影响较小。而在塑性条件下，缝长与压裂压力的变化受主应力差大小和泥岩层厚度的联合控制，泥岩层较厚或者主应力差较小时，需要压裂压力的抬升，才有可能将泥岩层压开。

1.3 层理对裂缝延伸的影响分析

实际压裂过程中，层理可能是影响压裂裂缝延伸的一个重要因素，压裂裂缝遇层理时，可出现穿透裂缝、钝化裂缝、T型裂缝、偏转裂缝4种延伸扩展模式[5]。模型物理力学参数见表1。

受控于实际工程条件，在实际工程中很难直接测得层理的力学性质，本文中设置了三个计算模型如表2所示：

表2 层理模型参数表

图3是相应的计算结果。可以看出，对于含低强度层理的模型，裂缝延伸至层理处，即停止在有效方向上的延伸，继而沿层理扩展，形成典型的T型裂缝。随着层理强度的提高，裂缝可沿着层理扩展，扩展到一定程度之后，可能再穿透至泥岩，形成偏移式的延伸。对于含高强度层理的模型，裂缝可直接穿越界面，继而在泥岩层扩展。

多数情况下，岩层间的层理多属于弱界面，因此，图3a)、图3b)的结果更接近于实际情况。

受弱界面强度差异的影响，可以看出界面越弱，则上下裂缝不对称性越强，穿透泥岩层所需要的压力更高，甚至会出现裂缝遇层理强烈受阻、停止延伸的情况。

为了考虑考虑围压变化对裂缝延伸的影响，本节设置了3个计算模型。在三个算例中，压裂裂缝在遇到层理后都随即出现了不同程度的钝化(裂缝变粗)，在围压差较大的情况下，裂缝的延伸方向完全被最大主应力控制。而在围压差较小的情况下，裂缝明显钝化。介于以上二者之间的另外一种情况，裂缝有钝化，且裂缝亦有沿界面扩展的趋势，但此时，主应力的作用仍很明显，因此出现了偏转裂缝。

2 复杂砂泥岩薄互层水平井压裂模拟实例

结合现场实例，以滨435-1HF井为参考构建了复杂薄互层水平井压裂模型，材料参数见表1。计算分为两种：1)假设泥岩为脆性；2)假设泥岩为塑性。

由图5可见，在脆性条件下，界面附近裂缝钝化(缝宽增大)现象，但压裂裂缝可连续贯穿。而在塑性条件下，裂缝遇薄泥层可穿透，而遇厚泥层，则延伸受阻。在持续加压的条件下，泥岩层也可被压裂开，但所需压力偏高，可高出10 MPa～15 MPa且压裂裂缝呈明显不对称性，在裂缝扩展初期即遇后层泥岩，致使对向裂缝扩展较为充分，最终裂缝两方向半缝长相差较大。

3 结论

泥岩层的起裂压力明显高于砂岩层的起裂压力。在脆性泥岩条件下，缝长与压裂压力的变化主要取决于主应力差的大小；而在塑性条件下，缝长与压裂压力的变化受主应力差大小和泥岩层厚度的联合控制。主应力越大，层理界面强度越大，层理对裂缝扩展的影响越小；反之则越大。在塑性层厚度超过3 m时，如果压裂压力达不到要求，可考虑直接在该岩层中布置射孔，进而可有效联通上下储油层。

[1] 李连崇,李根,孟庆民,等.砂砾岩水力压裂裂缝扩展规律的数值模拟分析[J].岩土力学,2013,34(5):1501-1507.

[2] 曾青冬,姚军.基于扩展有限元的页岩水力压裂数值模拟[J].应用数学和力学,2014,35(11):1239-1248.

[3] Wong TF, Wong R.H.C, Chau KT, et al. Micro-crack statistics, Weibull distribution and micromechanical modeling of compressive failure in rock. Mech Mater, 2006,38:664-681.

[4] 赵立强,邢杨义,刘平礼,等.不同构造地层水平井压裂起裂规律研究[J].石油天然气学报,2013,35(5):108-114.

[5] 张汝生,王强,张祖国,等.水力压裂裂缝三维扩展ABAQUS数值模拟研究[J].石油钻采工艺,2012,4(6):69-72.

Propagation Law of Fracturing in Bedding of Sandstone and Mudstone

XIAO Wen

(Oil Production Technology Research Institute, Shengli Oilfield, SINOPEC,Dongying 257000, Shandong, China)

Through numerical simulation method based on finite element method, the heterogeneous model of different thin interbed of sandstone and mudstone was established, which systematically and effectively studied plastic brittle, mudstone, mudstone thickness of strata of the principal stress difference, bedding interface and other factors on fracture extension. Based on a single field well we designed a complex sand interbeded horizontal well fracturing model. Simulation conclusions show that under brittle shale conditions, changes in pressure and fracturing sew length mainly depends on the principal stress difference; under plastic mudstone conditions, the change of seam length and fracturing pressure is controlled by the principal stress and mudstone layer thickness. The greater the principal stress, the greater the effect of interface strength of bedding, the smaller the bedding on fracture propagation.

sand shale; fracture propagation law; principle stress; bedding; fracturing

国家自然科学基金(径向钻孔引导水力压裂裂缝定向扩展机理研究)：51404288

2016-03-17

肖雯(1990-)，女，山东东营人，助理工程师，现从事采油工程、压裂工艺方面研究，E-mail:xiaow0811@hotmail.com。

TE122

A

1008-9446(2017)01-0006-04