天然裂缝群与地应力差作用下水力裂缝扩展试验

2019-11-02张广清周大伟窦金明聂元训董昊然

中国石油大学学报（自然科学版） 2019年5期

张广清, 周大伟, 窦金明, 聂元训, 董昊然

(1.中国石油大学(北京) 石油工程学院,北京 102249; 2.中国石油集团测井有限公司长庆分公司,陕西西安 710032)

目前,在非常规裂缝性储层水力压裂设计中,天然裂缝、层理等不连续界面是水力裂缝扩展的主要影响因素之一。天然裂缝可划分为张开型、闭合未胶结型和闭合胶结型3类[1],它改变储层的初始地应力场及渗透性,进而影响水力裂缝的扩展。天然裂缝的倾角及大小、地应力状态、缝内压力以及天然裂缝面之间的力学性质是控制水力裂缝扩展的主要因素[1-2]。水力裂缝与天然裂缝的相互作用具体表现为穿过型、张开起裂型和停止扩展型3种形式[3-9]。Daneshy[1,10-11]研究表明水力裂缝可直接贯穿闭合胶结型裂缝,而张开型裂缝可阻止裂缝的局部扩展,同时研究裂缝尺度对裂缝扩展的影响,指出小尺度天然裂缝不会改变水力裂缝的扩展方向。Warpinski等[4]研究储层的不连续性对水力裂缝扩展的影响。Jeffrey等[5,12]等分析现场裂缝性地层中的水力裂缝扩展。Bunger等[7]指出界面摩擦系数是水力裂缝是否穿过天然裂缝的重要因素之一,天然裂缝面之间相互错动或尖端钝化导致水力裂缝扩展的停止或转向[6,13-14]。Llanos等[8]通过对多组不连续界面对水力裂缝扩展影响试验、解析解和数值解,表明高黏度压裂液易于穿过非连续面。Liu等[15]指出裂缝倾角和低应力差为影响裂缝扩展的主要因素。陈勉等[16]指出水力裂缝的扩展模式主要分为主缝多分支缝和径向网状裂缝。这些研究多集中于单一或规则天然裂缝多水力裂缝扩展的影响。以往学者主要根据经典的力学模型如摩尔库伦准则[4,17],线弹性力学或断裂力学[9,18-19]等建立2D判断准则研究水力裂缝和天然裂缝的相互作用,这些模型中未考虑天然裂缝形状参数。另外,学者采用扩展有限元[20-22]、位移不连续法[23-24]和相场模型[25]等模拟含天然裂缝储层中水力裂缝的准三维或三维扩展。Ciezobka等[26-27]进行了页岩现场水力压裂试验研究,认为页岩储层中天然裂缝分布异常复杂,在天然裂缝影响下,水力裂缝面粗糙甚至呈阶梯状分布,已完全超出了目前已有解析解及数值模型的模拟能力。笔者通过室内试验方法研究多裂缝组成的天然裂缝群对水力裂缝扩展的影响及地应力差与天然裂缝尺度以及施工参数对水力裂缝扩展的影响。

1 裂缝性储层水力压裂物理模拟

1.1 试件制备

试验采用尺寸为300 mm×300 mm×600 mm的人工水泥试件,水泥为PC32.5R复合硅酸盐水泥,砂为0.12～0.38 mm的石英砂,水泥与砂按质量比1∶1混合浇筑,人工试件养护15 d,其力学性质: 密度、单轴抗压强度、抗拉强度、泊松比和弹性模量分别为(2.11±0.06) g/cm3、(27.98±1) MPa、(3.55±0.2) MPa、0.17和20.6 GPa。预制试件时在其内部随机放置小水泥块模拟天然裂缝体(图1),改变小水泥块的尺度、密度及方位模拟不同特征的天然裂缝群。规定天然裂缝尺度为小水泥块长度与试件长度的比值,包含0.05、0.10与0.15三种尺度;天然裂缝密度为小水泥块体积与试件体积比,采用的密度均为9%;天然裂缝与最大水平地应力方向夹角在0～ 60°。

图1 试件内部基质与天然裂缝体分布(预制过程中)Fig.1 Distribution of matrix and natural fractures in a specimen (in sample preparation)

1.2 试验方案

采用三轴应力加载方式(图2,单位mm),其中，σv、σH和σh分别为垂向应力、最大水平应力和最小水平应力。设置初始水平应力差为2～15 MPa,以研究应力差对含裂缝群储层的水力裂缝扩展影响。选择3种尺度的天然裂缝体,以研究随机裂缝的尺寸特征对水力裂缝扩展的影响;同时采用不同的压裂液黏度和注液速率进行10组试验,试验参数见表1。

图2 试验试件及其地应力的加载方式示意图Fig.2 Sketch of testing sample and its loading of in-situ stresses

试件编号天然裂缝尺度水平应力差Δσ/MPa注液速率Q/(mL·min-1)黏度μ/(mPa·s) 10.0561120.056101030.106101040.1012101050.152101060.156101070.1512101080.1513101090.15151010100.151511

注:天然裂缝尺度为天然裂缝长度与试件长度比值。

2 试验结果

2.1 注入压力曲线

图3为试件2、3和6的注入压力曲线(天然裂缝尺度分别为0.05、0.1和0.15)。由图3可知,随着裂缝尺度增大,其扩展压力波动越明显,说明水力裂缝越易形成体积裂缝[28]。由于天然裂缝体与基质之间存在弱胶结面,水力裂缝扩展至天然裂缝体时,压裂液迅速渗透进入弱胶结面,导致缝内压力下降,因此除了水力裂缝本身的渐进式扩展外[29],天然裂缝群的存在加剧了扩展压力波动。

另外,体积裂缝的扩展压力约为9 MPa,单一裂缝的扩展压力约为5 MPa(图3),体积裂缝比单一裂缝的扩展压力要高。由于裂缝的复杂程度越高,导致缝内摩阻越大,因此裂缝扩展所需缝内压力增大。试件6中含有最大尺度(0.15)的天然裂缝群,导致初始破裂后,注入压力持续上升且波动幅度较大,说明水力裂缝发生偏转且不断沟通天然裂缝[30],从而形成大范围的体积裂缝。

图3 试件2、3和6的注入压力Fig.3 Injection pressure of specimens of 2,3 and 6

2.2 应力差对裂缝形态影响

表2为不同应力差条件下试验结果。由表2可知,当水平应力差为2 MPa时,水力裂缝的扩展形态完全由天然裂缝控制,即水力裂缝易于沟通天然裂缝,产生了大范围的缝网结构以形成复杂体积裂缝;当水平应力差为6 MPa时,压裂过程中产生了体积缝,其中主裂缝沿最大水平应力方向扩展,同时在主裂缝周围产生多条分支裂缝;当水平应力差为12 MPa时,主裂缝的扩展方向与最大水平应力呈约30°夹角,扩展过程裂缝发生了轻微转向;当水平应力差大于12 MPa时,尽管水力裂缝沟通了邻近的天然裂缝体,但仍为单一的平直裂缝(图4)。

表2 不同应力差条件下试验结果Table 2 Test results under different horizontal stress difference

图4 试件9裂缝剖切面及其示意图Fig.4 Hydraulic fracture morphology of specimen 9 and its schematic

应力差为裂缝扩展的主要控制因素,尤其是在均匀介质中应力差成为水力裂缝扩展的主导因素[31]。天然裂缝作为非连续体改变了初始地应力场的分布,同时改变了裂缝体及其周围岩体的强度,使其更容易发生破坏,因此降低了应力差对水力裂缝扩展方向的控制作用。

2.3 天然裂缝尺度对裂缝形态影响

在相同地应力差条件下(Δσ=6 MPa),通过对比含有3种试件(试件2、3和6)中的天然裂缝尺度(0.05、0.1和0.15)条件下水力裂缝形态,分析天然裂缝尺度对水力裂缝扩展的影响。

当天然裂缝尺度为0.05时,起裂点附近产生了小范围的复杂缝网结构(图5)。注液过程中,随着井底流体压力增大,井底周围的孔隙压力逐渐增大,导致天然裂缝面上的正应力减小,同时裂缝面得到润滑作用,此时天然裂缝面容易发生滑动,在裂缝壁面或裂缝尖端产生应力集中现象,发生拉伸破坏,进而沟通井底周围的天然裂缝。同时该剪切破坏也为地热开采过程中的主要破坏机制[32]。

图5 试件2的裂缝形态及其示意图Fig.5 Hydraulic fracture morphology of specimen 2and its schematic

当天然裂缝尺度为0.1时,产生两条分叉的主裂缝,一条沿最大水平地应力方向扩展,另一条扩展方向与最大水平地应力夹角约30°,两条主裂缝之间形成了缝网结构(图6)。由于两条主裂缝共同建立中间的孔隙压力场,降低了其有效应力,因此更有利于裂缝的扩展形成缝网结构。

图6 试件3的裂缝形态及其示意图Fig.6 Hydraulic fracture morphology of specimen 3and its schematic

当天然裂缝尺度为0.15时,在主裂缝上产生多条分支裂缝,且沟通了水力裂缝周围的大部分天然裂缝,产生的缝网体积超过试件的一半体积(图7)。

图7 试件6的裂缝形态及其示意图Fig.7 Hydraulic fracture morphology of specimen 6and its schematic

2.4 天然裂缝群尺度和应力差对裂缝形态的综合影响

通过试验结果可知,在相同的天然裂缝密度与应力差条件下,当天然裂缝尺度越大时,试件内部应力场的不均匀性增强,导致水力裂缝的形态更为复杂(图8,绿色的为天然裂缝,红色的为水力裂缝)。小裂缝尺度条件下,天然裂缝体主要是以垂直于最小地应力的拉伸破坏为主,裂缝形态相对单一(图8(a));大裂缝尺度条件下,天然裂缝体主要是以拉伸-剪切破坏为主,容易沟通附近的天然裂缝体,形成裂缝网络(图8(b))。

图8 含天然裂缝体储层水力压裂机制示意图Fig.8 Schematic of two conceptual models for mechanisms of hydraulic fracturing in fractured reservoir

综合分析9组试验结果,得到裂缝性储层中3类水力裂缝形态与应力差、天然裂缝尺度的关系(图9)。水力裂缝形态主要由天然裂缝群与地应力差共同控制,在区域①为体积裂缝,区域②为分支裂缝,区域③为单一裂缝。当地应力差大于8 MPa时,无论天然裂缝的尺寸为多大,水力裂缝的扩展都不会产生体积裂缝;当地应力差大于14 MPa时,水力裂缝形态完全受地应力控制,形成单一平直裂缝。

2.5 裂缝性储层中施工参数对裂缝形态影响

裂缝性储层中水力裂缝扩展不仅受地层条件(应力、天然裂缝等)的影响,还受到施工参数的影响[33]。

图9 天然裂缝尺度与地应力差对水力裂缝形态影响Fig.9 Influences of natural fracture size and horizontal stress difference on hydraulic fracture morphology

在高黏度(10 mPa·s)与高排量(10 mL·min-1)条件下,水力裂缝仅在起裂点附近范围内沟通部分天然裂缝,而当裂缝扩展一定距离后形态较为单一平直。在低黏度(1 mPa·s)与低排量(1 mL·min-1)条件下,水力裂缝呈现体积缝网结构,未出现明显的主裂缝。

由于在低排量与低黏度压裂液条件下,单位时间内压裂泵输入的能量小,使得扩展速度低,水力裂缝有充分时间在其周围建立孔隙压力场,根据莫尔-库仑准则可知,天然裂缝处的孔压升高后应力莫尔圆左移会导致天然裂缝发生剪切破坏,从而激活沟通更多的天然裂缝,产生复杂的裂缝网络。因此,在压裂液黏度较低、排量较小的施工条件下,水力裂缝更容易沟通天然裂缝体,从而产生体积裂缝。

3 讨论

从天然裂缝、应力差和压裂液黏度3方面对水力裂缝扩展的影响进行了讨论,其结果可用来校准数值模型或解析模型。采用人工水泥试件模拟天然储层岩石,并人为控制天然裂缝的密度和倾向,但仍与实际储层岩石具有一定的差异,后续研究中应采用天然露头作为试验试件。从2010年页岩气的水平井多段压裂成功应用后,水力裂缝的剪切破坏和剪切-拉伸破坏对页岩气增产显得尤为重要[34-36]。储层条件下应力差和天然裂缝特征是决定储层岩石剪切破坏是否发生的首要条件,而压裂液黏度和排量对于天然裂缝激活具有重要影响,因此今后研究中应加强压裂液黏度和注入速率对裂缝扩展的影响。