大尺寸致密砂岩露头水力压裂物理模拟实验

2021-06-08唐鹏飞刘宇齐士龙邓大伟李存荣郭天魁唐宋军

断块油气田 2021年3期

唐鹏飞，刘宇，齐士龙，邓大伟，李存荣，郭天魁，唐宋军

（1.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163453；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580）

0 引言

水力压裂是实现致密油气有效开采的必要手段，压后效果的好坏与储层改造程度密切相关。有无天然裂缝、地应力条件、压裂施工参数以及暂堵措施等是影响改造程度的相关因素，有必要明确致密砂岩储层压裂裂缝扩展机制，来有效指导现场压裂施工方案设计。真三轴水力压裂物理模拟实验是认识岩体裂缝扩展机理的重要手段之一［1-2］，通过采集与地下目标储层岩石相似物性的天然露头岩样开展室内实验，可直接观测压后裂缝形态，考察不同因素对裂缝扩展形态的影响规律。Guo等［3］针对30 cm立方块页岩露头运用高能CT扫描观测压后岩心内部裂缝形态，探究了水平地应力、排量、压裂液黏度等因素对页岩水平井压裂裂缝扩展形态的影响。Hou等［4］分析了含天然缺陷30 cm立方块页岩露头的裂缝扩展规律，研究了地质因素和工程因素对水力裂缝扩展的影响，提出“激活岩体面积”作为水力压裂效果的评价指标。Dehghan等［5］通过混凝土相似模拟实验对预制天然裂缝的30 cm立方块水泥试件进行水力压裂实验，研究了天然裂缝倾角和走向角对裂缝扩展的影响。调研发现：物模实验的研究对象多集中在页岩和水泥试件［6-8］，鲜有针对致密砂岩露头的相关研究；试件尺寸多为30 cm立方块，进一步弱化边界效应的50 cm立方块及以上尺寸研究较少；考察因素多为压裂施工参数，针对有无天然裂缝和暂堵压裂实验研究较少；分析手段多为破岩照片描述和声发射监测，但对于较为复杂的裂缝，难以有效表征空间改造形态。

本文针对10块50 cm立方块及3块50 cm×50 cm×80 cm的沙河子组致密砂岩露头，开展了真三轴水力压裂物理模拟实验，创新了试件压后裂缝三维形态构建方法，更加精确、形象地呈现了压后裂缝形态特征，探究了有无天然裂缝、地应力条件、暂堵工艺等因素对致密砂岩压裂裂缝扩展的影响机制。

1 实验

1.1 实验装置和试件制备

实验装置为大尺寸真三轴压裂模拟实验系统［9］，与传统实验设备相比，其最大的优势在于试件的尺寸最大可达50 cm×50 cm×80 cm，极大地减少了边界效应的影响。此外，控制系统采用全数字控制，控制精度高，性能稳定。具体参数为垂向应力加载0～60 MPa，水平应力加载0～40 MPa，压力控制精度在±0.1 MPa。

试件为沙河子组野外露头，现场挖掘切割得到3块50 cm×50 cm×80 cm和10块50 cm立方块岩样，包括5块含天然裂缝（1#—5#）和8块无天然裂缝岩样（6#—13#）。对于 50 cm×50 cm×80 cm 试样，设计井筒长度为35 cm，钻孔深度43 cm；对于50 cm立方块试样，设计井筒长度为20 cm，钻孔深度28 cm。在野外露头岩样上取得24块标准岩心进行三轴实验测试，测得弹性模量平均为20.42 GPa，泊松比平均为0.218。运用弹性模量和泊松比计算法［10］得到岩样的平均脆性指数为43.94，脆性较强。

1.2 实验方案

为了考察致密砂岩有无天然裂缝、水平地应力差、暂堵工艺（颗粒型暂堵剂）等因素对水力裂缝扩展形态的影响，根据沙河子组致密气藏地应力差（8～10 MPa），设计了13组压裂实验，方案如表1所示。设计压裂液排量为100 mL/min。

表1 水力压裂物理模拟实验方案

1.3 压后裂缝精细重构方法

为更好地分析复杂裂缝扩展形态，本文创新了真三轴压裂物模实验岩样压后裂缝三维形态构建方法。该方法基于坐标变换，根据压后破岩拍摄照片，应用任意四边形映射为正方形的方式，可以由任意四边形坐标域中的一组“伪”裂缝坐标，得到正方形坐标域中的一组“真”裂缝坐标；再根据所处空间位置确定第3个坐标值，即得到真实空间坐标，借助SolidWorks软件来建模得到裂缝三维重构模型。虽然运用该方法得到的岩样裂缝形态相比CT扫描不够精确，但成本低，且比常规破岩肉眼观测绘制更能精确、形象地呈现压后裂缝形态特征。

2 实验结果及分析

2.1 地应力条件影响

1#、2#、3#露头岩样天然裂缝发育，采用 2.5 mPa·s滑溜水定排量（100 mL/min）压裂施工，实验结果见图1（图中，σH为最大水平地应力，σh为最小水平地应力，HF为水力裂缝，BP为层理缝，NF为天然裂缝，分别采用红、黄、蓝3种颜色，以下同）。

1#岩样压前显示1条与井筒平行的天然裂缝，上下贯通，与最大水平地应力方向成10°夹角，距井筒6 cm左右；压后显示裂缝从裸眼段沿最大地应力方向起裂，远离天然裂缝一侧水力裂缝面扭曲，靠近天然裂缝一侧，水力裂缝沟通天然裂缝后沿天然裂缝方向延伸，与天然裂缝成30°左右夹角（见图1a）。

2#岩样压前显示有2条层理缝和1条天然裂缝，压后每个面表现为2～3条裂缝交织，产生了1条沿最大水平地应力方向的主缝，主缝与井筒成20°相交；开启了1条天然裂缝，在天然裂缝下端沟通部分层理缝，为次级流动通道；2条层理缝被主缝连通，汇成1条层理缝流动通道，为第2次级裂缝（见图1b）。

3#岩样压前显示有1条硅钙质胶结的天然裂缝，该天然裂缝与井筒平行，裂缝面成圆弧状，曲率半径为25 cm左右，圆心点位于顶角，上下贯通，裂缝胶结强度高；压后形成双翼缝，产生1条沿最大水平地应力方向的裂缝，岩样上表面表现为在近井筒附近与天然裂缝垂直相遇后，直接穿越天然裂缝沿最大水平地应力方向延伸（见图1c）。

图 1 1#、2#、3# 岩样水力压裂实验结果

分析上述结果，裂缝的扩展延伸受天然裂缝影响较大。随着地应力差的增大，小逼近角天然裂缝更易开启，胶结较弱的天然裂缝更易开启，产生的水力裂缝面更加平整。较低的水平地应力差（9 MPa以下）条件下，裂缝扩展具有随机性，易沿多个方向起裂，沟通多条天然裂缝；当水平地应力差较高（12 MPa以上）时，裂缝更倾向于沿着最大地应力方向扩展，压裂液难以滤失进入天然裂缝或层理面，而是直接穿透形成单一裂缝。低应力差条件下，水力裂缝更偏向于沿着最薄弱的天然裂缝面渗透，当复杂裂缝形成于井筒附近时，易造成裂缝扩展路径曲折、形态复杂、裂缝变窄，最终造成砂堵。为避免井筒附近裂缝过于复杂，使主裂缝扩展得较远，一是建议由高应力差区域向低应力差区域方向进行水力压裂开采，二是建议后期提高净压力，制造深穿透的主缝。

2.2 暂堵措施影响分析

针对致密砂岩储层，调整施工参数难以改善裂缝复杂程度。暂堵压裂是增加裂缝复杂度的有效方式之一［11］，通过暂堵剂封堵，提高净压力，迫使裂缝转向，提升裂缝复杂程度［12］。

对于含天然裂缝岩样，在低黏度情况下，利用暂堵转向技术手段，提高净压力，对裂缝复杂程度的影响进行了实验模拟，开展了含天然裂缝、低黏度（2.5 mPa·s）、定排量（100 mL/min）的暂堵压裂物模实验。

4#岩样压后沿最大水平地应力方向产生了1条主缝，主缝一翼遇逼近角为75°左右的天然裂缝后沿天然裂缝扩展，并未穿越天然裂缝，同时开启了2条层理缝，形成复杂裂缝。破岩观测显示2条层理缝开启，一条层理缝处于裸眼段，另一条层理缝处于裸眼段下方4 cm左右，与外观观测到的层理缝位置相符，说明层理缝较平直，垂直于井筒。2条层理缝开启方式不同，第1条位于裸眼段的层理缝是由压裂液直接侵入层理缝开启，第2条则是压裂液经由主缝开启层理缝。由于裸眼段有1条胶结薄弱的层理缝，发现暂堵剂较均匀地散布在裂缝面内，且压裂施工曲线也没有憋起压力，此次实验暂堵剂颗粒质量分数过低（2%），且天然裂缝非常发育，未能形成有效封堵；但天然裂缝发育且应力差为9 MPa，仍能形成复杂裂缝。此次实验结果启示，后期应提高暂堵剂质量分数。

提高暂堵剂颗粒质量分数为4%，水平地应力差12 MPa下，未加入暂堵剂时，岩样12#初次压裂后沿最大地应力方向产生了第1条单翼水力裂缝，同时开启天然裂缝。破岩观察到，岩心内共发生2次有效封堵，在裸眼井筒内暂堵剂聚集发生第1次有效暂堵，形成第2条裂缝。该裂缝与最大地应力方向成30°夹角，由于高应力差，扩展一小段距离后沿最大地应力方向偏转，形成分支缝。后期压裂液继续注入，井筒附近暂堵剂沿该分支缝运移，在裂缝中间部位发生第2次重新聚集封堵，形成第3条裂缝，裂缝沿最大地应力方向，该裂缝较为平直，表面光滑，为内部弱胶结面。

图2 4#，5#岩样水力压裂实验结果

2组实验结果对比表明：暂堵剂颗粒质量分数决定了暂堵剂的有效充填厚度，直接影响暂堵憋压程度。施工时，颗粒型暂堵剂质量分数过高，易造成近井堵塞，过低，则难以实现有效憋压，现场压裂需选择合适的暂堵剂颗粒质量分数。含天然裂缝岩样中，合适的暂堵剂颗粒质量分数（4%），在高达12 MPa的应力差下仍能形成封堵，暂堵转向形成小角度的分支裂缝。

2.3 无天然裂缝岩样影响因素

天然裂缝是决定致密砂岩储层压后裂缝形态的关键因素之一［13］。岩样中天然裂缝的条数、逼近角和胶结强度会影响水力裂缝的扩展路径，是能否形成复杂裂缝的主控因素。低逼近角（30°以下）下，水力裂缝易沿天然裂缝扩展（1#岩样）；高逼近角（60°以上）下，当天然裂缝胶结强度较高时，易穿越扩展（3#岩样），当胶结薄弱时，水力裂缝遭遇后或截止并沿天然裂缝扩展（4#、5#岩样），或沿天然裂缝扩展并从天然裂缝的某个部位（交点与缝端之间的某个部位）穿出（2#岩样）。

由上述实验可知，天然裂缝发育的致密砂岩储层，水平地应力差只有达到一定程度时，对裂缝扩展方向的控制作用才会呈现出来，存在一个应力差阈值。随着水平地应力差的增加，低于阈值时，天然裂缝产状为最终裂缝形态的主要影响因素；高于阈值时，水平地应力差对裂缝延伸约束能力强，裂缝更倾向于沿垂直最小地应力方向扩展。另外，实验结果表明，如果致密砂岩中沉积层理发育，那么胶结脆弱的层理缝极易伴随着横切缝的产生而大量开裂。本文针对无天然裂缝岩样，设计了8组实验来考察地应力条件、施工参数、技术手段对水力裂缝扩展形态的影响。

2.3.1 低黏压裂液

如图 3 所示，低黏（2.5 mPa·s）压裂液下，无天然裂缝岩样常规压裂后均为双翼裂缝，仅裂缝扭曲程度不同。水平地应力差较高（6#岩样9 MPa）时，裂缝面较平整且沿最大地应力方向展布；水平地应力差较低（7#岩样6 MPa）时，裂缝面扭曲，受岩样内部非均质性影响较大。在与7#岩样相同条件下，8#岩样在常规压裂后，增加了暂堵压裂措施。暂堵压裂后，在45°夹角一翼形成分叉缝，与原缝夹角105°，即新缝与最大水平地应力夹角为60°。一次压裂形成沿最大水平方向的水力裂缝，添加堵剂后，再次压裂，在原主缝的一翼形成分叉缝。岩样中无层理面或天然裂缝时，常规压裂难以形成复杂裂缝。通过添加暂堵剂（8#岩样），可形成封堵，产生分支缝。因此，对于天然裂缝不发育岩样的沙河子组致密储层，可采用暂堵工艺提升裂缝复杂程度。

图 3 6#、7#、8# 岩样水力压裂实验结果

2.3.2 高黏压裂液

高黏（50 mPa·s）压裂液下：水平地应力差较高（9#岩样9 MPa）的裂缝面较平整且沿最大地应力方向，水平地应力差较低（10#岩样6 MPa）的裂缝面扭曲。相对于低黏度压裂液（7#岩样）而言，扭曲程度较小，平行于最大地应力方向，仅有局部小偏转（见图4）。

设计11#岩样在与10#岩样相同的实验条件下，常规压裂后，增加暂堵压裂措施。结果表明：暂堵后，采用高黏压裂液时，裂缝在两翼均形成暂堵转向分支缝，暂堵转向角度几乎成90°，而8#岩样暂堵转向角度为60°左右，多为小角度分支裂缝（见图4）。

图 4 9#、10#、11# 岩样水力压裂实验结果

总体而言，含天然裂缝岩样在水平地应力差较低时，裸眼段起裂较多，易沿多个方向起裂，沟通多条天然裂缝，在水平地应力差较高时，压裂液很难滤失进入天然裂缝或层理面，而是直接穿透弱胶结的天然裂缝或层理面，从而形成了单一裂缝；对于无天然裂缝的岩样，采用高黏度压裂液与低黏度压裂液形成的裂缝并无太大区别，都是双翼缝。但暂堵后，采用高黏压裂液压裂更易在裂缝的两翼分别憋压，制造分支缝。

2.3.3 不同应力差、暂堵压裂

对于不含天然裂缝岩样，采用低黏度滑溜水考察水平地应力差对暂堵压裂的影响。12#岩样（9 MPa）压后产生了1条与最大地应力方向成20°左右的水力裂缝（见图5a），其中一翼生成了分支缝。破岩发现分支缝从裸眼段开始起裂，由于暂堵剂充填裸眼段，压裂液在井筒出口憋压，暂堵剂未被携带进裂缝内就出现了新的起裂点，从而形成从井筒附近分叉的分支缝。13#岩样（12 MPa）压后产生了1条水力主裂缝，主缝一翼沿最大水平地应力方向，另一翼与最大水平地应力方向成45°夹角。破岩发现暂堵剂残余颗粒分布在裂缝前缘，且在主缝一翼距边界15 cm左右分成2条小的分支缝，一条分支缝方向为沿最大水平地应力方向，另一条沿垂直最大地应力方向（见图5b）。

图5 12#、13#岩样水力压裂实验结果

结果表明：对于无天然裂缝岩样，采用暂堵压裂措施可形成分支裂缝，提高了常规压裂的裂缝复杂程度；无论是含天然裂缝岩样还是无天然裂缝岩样，2次压裂产生裂缝之间的夹角与水平地应力差呈负相关。

2.4 压裂曲线分析

13块致密砂岩压裂施工压力曲线呈现了4种特征（见图 6）。

1）破裂压力不明显，延伸压力异常稳定（1#岩样）。在该岩样的压裂模拟实验过程中，存在1个高泵注压力的持续波动段，延伸压力与破裂压力接近（见图6a）。这一类型压力曲线说明，水力裂缝与天然裂缝逼近角很小，且相遇后沿天然裂缝扩展。2）压力曲线呈“台阶式”上升，延伸压力波动异常（2#岩样）。压力曲线呈“台阶式”上升，达到破裂压力点后会下降，而后延伸压力快速升高后又下降，波动比较频繁（见图6b）。达到破裂压力后说明有水力裂缝的产生，延伸压力波动表明水力裂缝与多条天然裂缝相连。3）破裂压力明显，一旦达到破裂压力，裂缝开启后，压力迅速下降（3#、6#、7#、9#、10#岩样）。压力稳定上升至破裂压力，破裂压力非常明显，注入压力一旦达到破裂压力，水力裂缝开启，压力迅速下降（见图6c）。这类曲线多见于致密砂岩岩样的压裂模拟中，在岩心中仅产生了1条水力裂缝。4）第2次压裂（暂堵）压力曲线，破裂压力与一次压裂破裂压力接近（12#岩样）。压裂暂堵压裂的破裂压力与暂堵压裂前的破裂压力值接近，说明开启原有裂缝后尖端憋压再次破裂产生新的分支裂缝（见图6d）。9#岩样正如前文分析，未能有效憋压，封堵失效，反映在较低的暂堵剂封堵压力值。