陆相页岩油储层水力压裂裂缝形态的试验

宁文祥， 何 柏，2，3， 李凤霞， 谢凌志，2，3*， 史爱萍， 何 强

(1.四川大学建筑与环境学院， 成都 610065； 2.四川大学建筑与环境学院水力学与山区河流开发保护国家重点实验室， 成都 610065； 3.四川大学新能源与低碳技术研究院， 成都 610207；4.中国石化石油勘探开发研究院页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室， 北京 100083)

鄂尔多斯盆地长7页岩油储量丰富，截至2019年4月，长7段预测资源量为105 × 108t，探明储量为20 × 108t，与常规油气藏相比，页岩油储层具有低孔、特低渗的特点[1-6]。因此，水力压裂技术通过压裂页岩油气储层以产生裂缝网络，从而增加储层渗流面积和导流能力，成为提高页岩油气产量的一种重要手段[7-8]。微地震监测结果表明，在页岩储层中更有可能形成复杂的裂缝网络，而非均质砂岩中的简单双翼裂缝[9-10]。因此，探明和掌握页岩油储层中水力压裂裂缝的形态和影响因素，对储层水力压裂设计、储层改造和提高产量等至关重要[11]。

目前，普遍认为水力压裂裂缝形态受天然不连续面(天然裂缝和层理)分布、岩石特征、构造应力等自然因素和压裂液黏度、泵速等工程运行条件的相互作用控制[12-14]。Hou等[15]、Zhang等[16]和王晓蕾[17]研究表明，较高的水平应力差有利于形成较大的主水力裂缝，但是不利于在井筒附近形成复杂的裂缝网络。然而，Jiang等[18]和Guo等[19]认为更高的应力差可能导致主水力裂缝进一步延伸并与更多的天然裂缝连通，从而形成相对更复杂的裂缝网络。张烨等[14]通过大尺寸真三轴水力压裂模拟并结合工业高能计算机断层扫描(CT)确定页岩内部实际的水力裂缝形态，认为水平地应力差过高、过低(如大于12 MPa 或低于3 MPa)时，都不利于体积缝网的产生，且不同页岩储层物性条件，压裂形成复杂裂缝系统所需的水平地应力差范围不同。低黏度压裂液被认为会激活天然不连续面，有利于形成复杂裂缝网络，而高黏度压裂液有利于形成单一的主水力裂缝[19]。为了定量评估压裂效果，不同的研究人员将水力压裂裂缝形态分为以下几类:简单裂缝、鱼骨状裂缝、带微裂缝的鱼骨状裂缝、多重鱼骨状裂缝网络[20]；横向裂缝、带层理面的横向裂缝、带层理面的天然裂缝、带层理面的横向裂缝和天然裂缝[15]；以及简单裂缝、复杂裂缝和网状裂缝[16]；单一横向裂缝、主弧状裂缝、复杂裂缝[18]。虽然学者们通过试验对页岩的水力压裂裂缝扩展规律和空间形态有了一定的认识和了解，但是由于不同页岩储层的天然不连续面分布、岩石特征、构造应力等自然因素往往不同，导致了水力压裂后裂缝网络形态尚有争议。同时，水力压裂试验中通常使用示踪剂、声发射(AE)技术和电子计算机断层扫描(CT)技术观察水力压裂裂缝的空间分布和形态，但是前两种方法都无法考虑试样中的天然不连续面，不能真实反映水力压裂中裂缝网络形态的形成机理，而CT技术多利用二维切片观察裂缝的空间分布和形态[19， 21-23]，难以对三维(3D)裂缝进行准确的描述。

因此，对鄂尔多斯盆地长7页岩露头进行一系列水力压裂模拟试验。试验前后采用CT技术对岩样的微观结构进行扫描，然后通过基于CT切片建立的3D可视化模型分析天然不连续面影响下水力压裂后的裂缝网络形态。此外，系统地研究水平应力差异系数、压裂液黏度和天然不连续面对水力压裂裂缝形态的影响。

1 试验方法

1.1 试验装置

水力压裂试验采用真三轴水力压裂试验系统[24]，该系统包括真三轴模拟试验系统和水力压裂设备的伺服控制系统，如图1所示。工业CT扫描仪用于无损检测岩样中内部裂缝的空间分布和形态，CT扫描仪的分辨率约70 μm，扫描电压250 kV，扫描电流为200 μA。

图1 真三轴水力压裂试验系统

1.2 试样制备

试验试样采自铜川市(鄂尔多斯盆地南部)三叠系延长组新鲜露头。在去除表面风化层后，现场采集的页岩被岩石切割器和磨床迅速研磨和抛光，并加工成尺寸为100 mm×100 mm×100 mm的标准立方体岩样。然后，用外径为12 mm的钻头垂直于层理在岩样中心钻一个50 mm深的圆柱孔，以模拟水平井，如图2所示。采用长40 mm，外径8 mm，内径4 mm的高强钢管模拟水平井套管，并用高强度黏合剂两液混合硬化胶将套管与预制井筒密封。

图2 试样三轴应力加载和表面标注示意图

在试验开始前，对井筒施加0.2 MPa的压力，以检测密封是否泄漏。此外，通过巴西劈裂试验得到的岩样平均抗拉强度为4.76 MPa。岩样矿物分析表明，碳酸盐、石英和黏土的平均含量分别为21.78%、19.87%和20.71%。

1.3 试验设计

为了探索页岩裂缝网络的形成机理，利用大型真三轴加载系统和伺服泵压力系统，在试验室规模上系统开展了水平井水力压裂物理模型试验。结合压裂前后的岩样表面照片和CT三维可视化模型，探讨了水平应力差异系数、压裂液黏度和天然不连续面对水力压裂裂缝形态的影响机理。

根据某页岩油储层地质资料与施工参数，设计了三轴地应力。试验目标层埋深约1 440 m，最大水平主应力25.8～31.5 MPa，最小水平主应力22.5～25.8 MPa，水平应力差异系数0.18～0.35。试验方案如表1所示。试验工况1～5用于研究水平应力差异系数对水力压裂裂缝形态的影响，试验工况3、工况6～工况9用于研究压裂液黏度对水力压裂裂缝形态的影响。此外，试验前后对岩样进行CT扫描。

表1 水力压裂试验参数

试验中，模拟井筒轴线垂直于层理面，垂向压力σ1沿模拟井筒轴线施加。最大水平应力σ2和最小水平应力σ3平行于层理面，如图2所示。水平应力差异系数K3由式(1)定义:

K3=(σ2-σ3)/σ3

(1)

式(1)中：σ2为最大水平地应力；σ3为最小水平地应力。

1.4 试验过程

(1)岩样表面天然裂缝用红笔标记并用数码相机进行拍摄，将试样进行工业CT断面扫描并构建三维可视化模型。

(2)下入套管并封胶，将准备好的试样放入真三轴加载室内，利用大型真三轴加载系统完成模拟三向地应力条件加载。由于σ1≥σ2≥σ3，为了避免三轴应力不平衡加载，每次加载值为4.30 MPa，加载顺序为垂向压力、最小水平应力、最大水平应力，反复进行，直至达到设计应力状态。

(3)开启伺服泵压系统，电脑实时同步采集泵压数据。

(4)压裂试验结束后，停止伺服泵压系统，真三轴加载系统平稳卸载到0。

(5)拆卸试样，对试样加载各面直接观测并用白笔将表面水力裂缝进行标记，利用数码相机进行拍摄记录，并对压裂岩样进行工业CT断面扫描并构建三维可视化模型。

2 试验结果和分析

为了观察和对比水力压裂前后岩样的裂缝形态，对岩样进行了拍照和CT扫描。为了便于分析，将岩样表面标记如下:X1和X2为左右表面，Y1和Y2为前后表面，Z2和Z1为上下表面，如图3所示。此外，垂向压力、最大水平应力和最小水平应力总是分别沿z轴、y轴和x轴加载。

岩样表面的天然裂缝用红线标记，而水力裂缝用白线标记。如图3所示，试样T6中有几个发育良好的天然裂缝(红线)，其中大部分平行于层理面。此外，水力裂缝(白线)主要从Y1和Y2表面观察到。

基于CT扫描的3D可视化模型能够准确地表征裂缝的形态、方向和空间分布。此外，在基于CT扫描的3D可视化模型中，红色面代表自然裂缝，蓝色面代表水力裂缝，如图4所示。

压裂前，试样T6中有丰富的天然微裂缝，但从岩样表面只能看到少量，如图3和图4所示。岩样中有许多横向天然裂缝(平行于层理面)，但没有纵向天然裂缝(垂直于层理面)。压裂后，Y1和Y2表面显示出纵横交错的复杂裂缝网络。这些岩样表面的裂缝可以分为三种类型:①天然裂缝:压裂前，在岩石样品表面就存在的裂缝；②横向水力裂缝:在压裂之前，天然不连续面在岩样中被隔离或完全未被打开，但是在试验中，压裂液进入天然不连续面并进一步将其扩展到了岩样的表面；③纵向水力裂缝:这些裂缝面与最小主应力相互垂直，在均匀的理论模型中只有这种水力裂缝才会产生；如果试样中有纵向水力裂缝通过裸眼段且贯穿了整个岩样，就将该纵向水力裂缝称为主水力裂缝。在压裂试验中，由于天然不连续面的存在，可以观察到上述三种形态的单裂缝。主水力裂缝均为纵向水力裂缝，观察表明，在岩样T6中，没有产生主水力裂缝。图5为试样T1、T3和T5的表观图与3D可视化模型的对照示例。

天然裂缝和水力裂缝分别标记为红线和白线

红色和蓝色面分别表示天然裂缝和水力裂缝

图5 水力压裂后，试样的表观图(左)和3D可视化模型(右)

2.1 泵压曲线分析

通过分析泵压曲线，能够了解压裂过程中水力压裂裂缝的扩展情况。如图6所示，开泵后初始阶段泵压呈线性上升状态，压裂液在裸眼段迅速累积能量，直至岩样开始发生破裂并产生裂缝，最终裂缝延伸到试样表面。在此过程中试样中可能出现多次破裂，反映在泵压曲线上就是出现多次泵压陡降，这和文献[11]中认为泵压曲线的频繁地波动说明水力裂缝在延伸过程中形成了较多次生裂缝是一致的，选取最大泵压峰值作为破裂压力。

如图6所示，试样T1、T3、T5的破裂压力分别为45.14、37.96、35.40 MPa，观察它们压裂后的表观图和试样三维可视化模型，发现试件T3内部在裸眼段附近存在大型天然裂缝，而试件T5的裸眼段附近虽未存在天然裂缝但是该试样层理发育，水力压裂裂缝在这些天然不连续面处起裂。如图5(c)所示，试样T1的裸眼段附近未有裂缝且层理发育程度低，整个试件较为完整，水力压裂裂缝在页岩基质内部起裂，因此，试样T1的破裂压力明显高于T3和T5。这样对破裂压力的分析可以大致判断页岩岩样中裸眼段附近的天然不连续面发育程度。从试验结果可知，试样中的天然不连续面导致水力裂缝在不同位置起裂，其破裂压力差别很大。如图7所示，虽然各个试样中天然不连续面发育情况并不相同，但是针对试样破裂压力还是能够得到一些普遍性的认识:①破裂压力有随压裂液黏度增大而增大的趋势。且当压裂液黏度达到31.6 mPa·s时，破裂压力急剧升高，两次压裂试验均未能将试样压裂，其破裂压力值超过了设备极限(85 MPa)，由此可见，压裂液黏度对长7页岩油储层页岩破裂压力影响明显；②当最小水平应力相同时，破裂压力会随着水平应力差异系数的增大而减小。

图6 试样水力压裂泵压曲线

图7 试样水力压裂的破裂压力图

2.2 水力压裂裂缝形态

显然，页岩地层中的裂缝形态不是典型的简单双翼裂缝，而是复杂的裂缝网络[24]。Tan等[20]指出，页岩地层中的最终裂缝形态可分为四种类型:简单裂缝网络、鱼骨状裂缝网络、带微裂纹的鱼骨状裂缝网络和多重鱼骨状裂缝网络。在深层页岩储层中，裂缝形态大致可分为四种类型:横向裂缝、带层理的横向裂缝、带层理的天然裂缝、带层理的横向裂缝和天然裂缝[15]。前四种类型的裂缝形态通常可以观察到主水力裂缝，而后四种类型的裂缝形态的特点是未形成主水力裂缝。因此，水力压裂在不同地区不同埋藏地层中形成的岩石裂缝网络并不具有相似性，尚有待于研究。通过对试验结果的观察和分析，认为单一裂缝、鱼骨状裂缝和网状裂缝是长7陆相页岩油储层页岩的三种水力压裂裂缝形态，如图8所示。

黑实线代表层理面，红实线代表水力裂缝

从试样表面和压裂后的3D可视化模型分析裂缝分布后，水力压裂后在每个试样中观察到的裂缝形态类型如下:

(1)单一裂缝:仅形成单一纵向水力裂缝，在水力裂缝延伸过程中，未开启或扩展天然不连续面。试样T5形成了单一裂缝。

以试样T5为例，如图5(a)所示，试样中的水力裂缝垂直于最小主应力的方向，然后沿着井眼的轴线向远侧延伸。但是在水力裂缝延伸过程中遇到了大的天然不连续面，水力裂缝停止延伸。最终，形成单一纵向水力裂缝，并观察到压裂液溢出试样表面。

(2)鱼骨状裂缝:形成了主水力裂缝，在主水力裂缝扩展过程中，导致一些天然不连续面扩展。试样T2、T3和T4形成了鱼骨状裂缝。

以试样T3为例，如图5(b)所示。在Y1面上可观察到两条水力裂缝，包括一条小的横向水力裂缝和一条大的纵向水力裂缝。纵向水力裂缝大致垂直于最小主应力的方向，并沿着最大主应力的方向延伸，直到它与天然裂缝相交，形成贯穿试样的主裂缝。存在角度偏转:延伸方向偏离最大主应力方向约30°。根据图5(b)，可以推断角度偏转是由试样中的天然裂缝的影响引起的。当只分析试样的表观裂缝分布图时，对水力压裂裂缝形态的形成会有很多疑问，但将表观裂缝分布与基于CT扫描的3D可视化模型相结合可以解决这一问题。

(3)网状裂缝:首先，初始纵向水力裂缝出现并扩展，在扩展过程中遇到了一些横向天然不连续面，这些天然不连续面被打开并扩展。当这些天然不连续面扩展时，裂缝再次转向，产生新的纵向水力裂缝。最终形成纵横交错的裂缝网络，但是不一定会形成主水力裂缝。试样T1、T6、T7和T8均形成了网状裂缝。

以试样T1为例，如图5(c)所示。从表观图中只能观察到，压裂前有一条横向天然裂缝，并且压裂后未形成主水力裂缝，然而在3D可视化模型中可观察到，压裂前有四条横向天然裂缝，在压裂中有两条横向天然裂缝从试样内部扩展到了试样表面，并且在试样中形成了主水力裂缝。因此，利用3D可视化模型可以精确地识别由内部天然裂缝扩展形成的水力裂缝和水力压裂裂缝形态。

3 讨论

3.1 水平应力差异系数和压裂液黏度的影响

试验设计了工况1～工况5，即压裂液黏度为17.1 mPa·s，水平应力差异系数K3分别为0、0.18、0.36、0.53和0.65，用于研究水平应力差异系数对水力裂缝形态的影响。在试样T1、T2和T3中，除了纵向水力裂缝外，还有明显的横向水力裂缝，如图9所示。试样T1形成了网状裂缝，而试样T2和T3形成了鱼骨状裂缝。在试样T4和T5中并没有形成明显的横向水力裂缝，试样T5仅形成了单一裂缝。然而，试样T4的纵向水力裂缝与横向天然裂缝相连，最终在试样T4形成了鱼骨状裂缝。因此，较低的水平应力差异系数有利于形成纵横交错的裂缝网络。由于在试样T1和T2没有形成纵向主水力裂缝，而在试样T3和T4中形成了主水力裂缝，因此可以推测高的水平应力差异系数有利于主水力裂缝的形成和延伸。根据这一推测，试样T5也应该形成了纵向主水力裂缝，但试验结果似乎并不支持这一推测。但是通过观察图5(a)所示可知，其实是由于试样T5在上下两端各有一条大的天然裂缝，而纵向水力裂缝朝试样上下的扩展刚好都被其所阻止了，所以才未形成主水力裂缝。

红色、蓝色和黄色图片框分别表示网状裂缝、鱼骨状裂缝和单一裂缝；黑色相框表示泵压超过设备极限值时，试样未被压裂

试验设计了工况6、7、8、3和9，即水平应力差异系数为0.36，压裂液黏度分别为1.3、3.2、5.0、17.1、31.6 mPa·s，用来研究压裂液黏度对水力压裂裂缝形态的影响。低黏度压裂液流动性好，更容易打开层理和天然裂缝，如图9所示，在试样T6、T7和T8中，除了纵向水力裂缝之外，一些横向层理和天然裂缝被打开并发生了扩展，形成了横向水力裂缝。试样T6、T8和T9均未形成明显的主水力裂缝，但都形成了纵横交错的网状裂缝。在试样T3中，形成了贯穿岩样的主水力裂缝。因此，可以推测低黏度压裂液有利于形成复杂的裂缝网络，但不利于主水力裂缝的形成和延伸。

总之，可以推断，较小的水平应力差异系数和较低的压裂液黏度更容易形成复杂的裂缝网络。如图9所示，当水平应力差异系数为0～0.36，并且压裂液黏度为0～5.0 mPa·s时，更有可能形成网状裂缝。此外，当水平应力差异系数为0，且压裂液黏度为5.0～17.1 mPa·s时，也更倾向于形成网状裂缝。当水平应力差异系数在0.18～0.53，且压裂液黏度为17.1 mPa·s时，更易形成鱼骨状裂缝。当水平应力差异系数不小于0.65，且压裂液黏度不小于17.1 mPa·s时，可能形成单一裂缝。

3.2 天然不连续面的影响

根据试验结果，影响页岩中水力压裂裂缝形态的最重要因素之一就是天然不连续面的发育程度和分布[25]。开放的天然不连续面将严重影响水力压裂裂缝的传播路径，而闭合天然不连续面的密度、走向和胶结强度也会影响复杂裂缝网络的形成。平行层理面的天然不连续面有利于形成复杂的裂缝网络，但过多的开启天然不连续面不利于主水力裂缝的形成及其在井筒方向的延伸。例如，试样T1、T6、T7和T8均形成了网状裂缝，但是T6、T7和T8均未形成贯穿整个岩样的主水力裂缝。而T1在试样表面观察也是未形成主水力裂缝，只有通过观察试样3D可视化模型才发现其实试样内部形成了一条贯穿整个岩样的主水力裂缝，如图5(c)所示。相反的是，试样T2、T3和T4均形成了一条主水力裂缝，沿着井筒方向贯穿了试样。法线沿最小水平应力方向的天然不连续面有利于形成主水力裂缝，如在试样T3中。由于天然不连续面的影响，纵向和横向裂缝之间的交角将不会是理想的90°，而是会发生一些变化。如图5(b)所示，试样T3中纵向和横向水力裂缝之间的交角约为60°。

4 结论

利用室内真三轴水力压裂试验和基于CT扫描的3D可视化模型，研究了鄂尔多斯盆地长7陆相页岩油储层页岩水力压裂裂缝形态，探索了地应力差异系数、压裂液黏度和天然不连续面对水力压裂产生的裂缝网络形态的影响。主要结论如下。

(1)该页岩水力压裂破裂压力有随压裂液黏度增大而增大的趋势，且当最小水平应力相同时，破裂压力会随着水平应力差异系数的增大而减小。

(2)页岩水力压裂后，会形成不同的裂缝形态，这些形态按照复杂程度最终可分为三类:单一裂缝、鱼骨状裂缝和网状裂缝。低水平应力差异系数和低黏度压裂液更容易形成复杂的裂缝网络。当水平应力差异系数为0～0.36，且压裂液黏度为0～5.0 mPa·s时，更有可能形成网状裂缝。此外，当水平应力差异系数为0，且压裂液黏度为5.0～17.1 mPa·s时，也更倾向于形成网状裂缝。当水平应力差异系数在0.18～0.53，且压裂液黏度为17.1 mPa·s时，更易形成鱼骨状裂缝。当水平应力差异系数不小于0.65，且压裂液黏度不小于17.1 mPa·s时，可能形成单一裂缝。

(3)平行于层理的天然不连续面有利于形成复杂的裂缝网络，长7陆相页岩油储层中的大多数天然不连续面与层理方向一致。因此，如果页岩油储层含有丰富的天然不连续面，则有利于形成复杂的水力压裂裂缝网络，从而有利于页岩油藏的开采。但是，过多的天然不连续面开启是不利于主水力裂缝的形成和扩展。