基于真三轴压裂物理模拟系统的暂堵压裂裂缝扩展规律试验研究

金智荣 ,孙悦铭 ,包敏新 ,乔春国 ,王子权

(1.中国石化江苏油田分公司 石油工程技术研究院,江苏 扬州225000;2.中国石油大学(华东)石油工程学院,山东 青岛266000;3.中国石化江苏油田分公司 工程技术服务中心,江苏 扬州225000)

0 引言

水力压裂作为储层改造的技术手段,在低渗、致密等油气藏的高效开发中发挥至关重要作用[1]。对于天然裂缝发育及应力差较小储层,水力压裂容易形成复杂裂缝,从而增大改造体积;但高应力差储层通常难以形成复杂裂缝,暂堵压裂通过强制裂缝转向形成复杂裂缝,是提高高应力差储层改造效果的重要技术[2]。研究暂堵压裂过程裂缝扩展规律对于暂堵压裂机理认识和压裂设计具有重要意义[3]。

暂堵压裂裂缝扩展数值模拟在构建理论模型时有难度,目前主要是室内实验研究。天然裂缝、地应力差、施工工艺对暂堵压裂裂缝扩展均有一定影响[4],一些学者认为天然裂缝是形成复杂裂缝的重要因素[5]。刘伟等[6]针对油田超低渗透率、压裂效果不佳的问题,在压裂过程中加入暂堵剂,进行缝内导向压裂技术,发现地层破裂压力明显高于暂堵之前的压力。李玮等[7]建立有限元模型,研究了暂堵转向压裂过程中裂缝起裂机理和关键影响因素。研究结果显示,在暂堵压裂中,水平最小主应力会对裂缝起裂点产生较大的影响。Dehghan等[8]对具有天然裂缝的混凝土块进行水力压裂实验,对影响裂缝扩展的走向角和裂缝倾角这2个因素进行研究,结果表明,压裂过程中产生的水力裂缝在遇天然裂缝前裂缝相态表现为简单双翼平面裂缝,水力裂缝和天然裂缝相交之后,由于天然裂缝和地应力差的影响,使裂缝形态变复杂。Behrmann 等[9]开展三轴水力压裂试验,研究注射速率和射孔参数对水力裂缝的影响,发现水力裂缝会沿着最小主应力方向或射孔根部方向起裂或扩展。许露露等[10]利用理论和现场研究水力压裂时间、压裂液流量、压裂液黏度与裂缝长度之间的关系,研究表明随着流量的增大,裂缝变得越来越长,二者呈现线性相关的关系。以上针对压裂物模实验的研究并不系统,且天然裂缝不发育的储层通过暂堵压裂是否可形成复杂裂缝及其扩展规律的研究还鲜有报道。

该文通过大尺寸真三轴水力压裂实验系统模拟人工裂缝形成机制,模拟施工排量、地应力差、压裂液黏度、暂堵等不同因素对水力压裂裂缝扩展形态的影响,实验结果为压裂工艺方案设计提供依据。

1 实验仪器设备

1.1 真三轴压裂物理模拟实验系统

利用图1所示的真三轴压裂模拟实验系统,即伺服控制岩石力学三轴实验系统[11-14]对岩样进行室内物理模拟实验。系统由三轴式高压气缸、液压动力泵组与伺服控制系统、主控计算机、压裂液泵注系统、数据采集系统、裂缝形态扫描与三维成像系统6大部分组成,实验设备全部采用数字式控制器,控制精度高而且性能稳定。

图1 伺服控制岩石力学三轴实验系统Fig.1 Servo-controlled triaxial experimental system for rock mechanics

该实验系统内径800 mm,有效高度800 mm,最大岩样尺寸500 mm×500 mm×800 mm(长×宽×高),额定工作压力60 MPa。

可完成实验类型:1)常规真三轴立方体、长方体大型岩样压裂实验;2)复合地层(多层叠置、岩性分层变化)分压/合压实验;3)高温条件下岩样压裂实验;4)孔隙压力+真三轴+井筒压力条件下岩样压裂实验。

基于三通道液压泵组与伺服控制系统,可实现三轴压力(大小、加载速率)比例控制,具体参数为:垂向应力加载0～60 MPa;水平应力加载0～40 MPa;孔隙压力加载0～30 MPa;压力控制精度0.1 MPa。

基于自主改造的压裂液泵注系统,结合现场压裂施工方案,可实现以下功能:1)压裂液流量动态控制;2)定流量,最大排量700 mL/min;3)定压力,最高压力60 MPa。

1.2 实验准备

实验所用岩样处理尺寸见表1,井筒如图2所示。在实验室环境下对制备的300 mm×300 mm×300 mm(长×宽×高)水泥块进行室内压裂实验,研究在不同的地应力差、施工排量、压裂液黏度、暂堵等因素条件下对水力压裂裂缝扩展形态的影响规律。胶结后井筒样貌如图3所示。

表1 岩样处理尺寸表Table 1 Ize table of rock sample treat ment

图2 实验所用射孔、裸眼井筒Fig.2 Perforation and open hole well bore used in the experiment

图3 胶结后井筒样貌Fig.3 Wellbore appearance after cementing

1.3 实验方案

为研究压裂液黏度以及暂堵在不同排量和完井方式下对水力压裂裂缝扩展形态的影响,设计9组压裂实验,具体实验方案如表2所示。

表2 实验方案Table 2 Experimental scheme

2 实验结果与分析

2.1 地应力变化对裸眼完井裂缝扩展规律的影响

通过1#岩心和2#岩心对比地应力对于裸眼完井裂缝扩展影响。1#岩心三轴压力为25 MPa,20 MPa,15 MPa,2#岩心三轴压力为20 MPa,15 MPa,10 MPa,压裂液黏度为5 mPa·s,排量为50 mL/min,分别对其进行压裂试验,结果如图4～图7所示。由图4和图6可以看出,不含天然裂缝的水泥块在常规水力压裂后只能产生单一的双翼主裂缝,裂缝的起裂和扩展方向主要受水平主应力差控制,应力变化对水力压裂裂缝扩展形态没有影响,压后均为单一裂缝,地应力影响裂缝的起裂压力。比较图5和图7可以看出,因岩石脆性弱,破裂压力略高2～3 MPa,当应力为25 MPa,20 MPa,15 MPa 时,起裂压力为24 MPa;当应力降低至20 MPa,15 MPa,10 MPa时,起裂压力降低至19 MPa。

图4 1#岩心压后观测及裂缝三维重构图Fig.4 Post-compression observation of core 1#and 3Dfracture reconfiguration

图5 1#岩心压裂过程压力曲线Fig.5 Pressure curve of core 1#during fracturing

图6 2#岩心压后观测及裂缝三维重构图Fig.6 Post-compression observation of core 2#and 3Dfracture reconfiguration

图7 2#岩心压裂过程压力曲线Fig.7 Pressure curve of core 2#during fracturing

2.2 压裂液黏度变化对裸眼完井裂缝扩展规律的影响

通过1#岩心和3#岩心对比压裂液黏度对裸眼完井裂缝扩展形态影响。三轴压力均为25 MPa,20 MPa,15 MPa,压裂液黏度分别为5 mPa·s和50 mPa·s,排量为50 mL/min,分别对其进行压裂试验,3#岩心结果如图8和图9所示。

图8 3#岩心压后观测及裂缝三维重构图Fig.8 Post-compression observation of core 3#and 3Dfractures reconfiguration

图9 3#岩心压裂过程压力曲线Fig.9 Pressure curve of core 3#during fracturing

不含天然裂缝的水泥块在常规水力压裂后只能产生单一的主裂缝,裂缝的起裂和扩展方向主要受水平主应力差控制,压后均为单一裂缝,压裂液黏度的提高影响净压力以及升压速率,导致破裂压力增加。比较图5和图9可以看出,当压裂液黏度为5 mPa·s时,起裂压力为24 MPa;当压裂液黏度为50 mPa·s时,起裂压力升高至27 MPa,且压裂液黏度的升高降低了滤失量,使裂缝相对更加平滑。

2.3 排量变化对裸眼完井裂缝扩展规律的影响

通过1#岩心和4#岩心对比排量变化对裸眼完井裂缝扩展形态影响。三轴压力均为25 MPa,20 MPa,15 MPa,压裂液黏度均为5 mPa·s,排量分别为50 mL/min和200 mL/min,分别对其进行压裂试验,4#岩心结果如图10和图11所示。

图10 4#岩心压后观测及裂缝三维重构图Fig.10 Post-compression observation of core 4#and 3Dfracture reconfiguration

图11 4#岩心压裂过程压力曲线Fig.11 Pressure curve of core 4#during fract uring

排量的增加提升了缝内净压力以及井筒升压速率,使得破裂压力增加。由图10可以看出,相比于低排量,增大排量导致产生了额外1条裂缝。比较图5和图11可以看出,当排量为50 mL/min时,起裂压力为24 MPa;当排量增加至200 mL/min时,起裂压力升高至28 MPa。因此,增大排量不但会提高起裂压力,还增加了近井多缝起裂的可能性。

3 暂堵对裸眼完井裂缝扩展规律的影响

通过1#岩心和9#岩心对比暂堵对裸眼完井裂缝扩展形态影响。三轴压力均为25 MPa,20 MPa,15 MPa,压裂液黏度均为5 mPa·s,排量为50 mL/min,分别对其进行压裂及暂堵压裂试验,9#岩心结果如图12和图13所示。

图12 9#岩心压后观测及裂缝三维重构图Fig.12 Post-co mpression observation of core 9#and 3Dfractures reconfiguration

图13 9#岩心压裂过程压力曲线Fig.13 Pressure curve for core 9#during fracturing

由图4和图12可以看出,暂堵对于无天然裂缝的水泥岩心改造效果较为明显,相比于常规压裂能够产生明显的分支裂缝。由图13可以看出,二次暂堵压裂的破裂压力与暂堵压裂前的破裂压力值接近,且都表现为“台阶式”上升,说明开启原有裂缝后尖端憋压再次破裂。

4 排量变化对暂堵裸眼完井裂缝扩展规律的影响

通过9#岩心和8#岩心对比压裂液黏度对裸眼完井裂缝扩展形态影响。三轴压力均为25 MPa,20 MPa,15 MPa,压裂液黏度均为5 mPa·s,排量分别为50 mL/min和200 mL/min,分别对其进行暂堵压裂试验,8#岩心结果如图14和图15所示。

图14 8#岩心压后观测及裂缝三维重构图Fig.14 Post-compression observation of core 8#and 3Dfracture reconfiguration

图15 8#岩心压裂过程压力曲线Fig.15 Pressure cur ve for core 8#during fracturing

由图12和图14可以看出,排量的增加提升了缝内净压力以及井筒升压速率,使得破裂压力增加;相比于低排量,增大排量导致了压后形成的裂缝形态更加复杂。比较图13和图15可以看出,当排量为50 mL/min时,暂堵的二次破裂压力为24 MPa;当排量增加至200 mL/min时,暂堵的二次破裂压力升高至27 MPa。

5 射孔角度及暂堵对射孔完井压裂裂缝扩展规律的影响

通过6#岩心、5#岩心和7#岩心对比射孔角度对射孔完井裂缝扩展形态影响。三轴压力均为25 MPa,20 MPa,15 MPa,压裂液黏度均为5 mPa·s,排量为50 mL/min,分别对其进射孔完井、射孔角度为45°的射孔完井以及暂堵射孔完井,结果如图16～图21所示。

图16 6#岩心压后观测及裂缝三维重建图Fig.16 Post-compression observation of core 6#and 3Dfractures reconstruction

图17 6#岩心压裂过程压力曲线Fig.17 Pressure curve of core 6#during fracturing

图18 5#岩心压后破岩观测及裂缝三维重建图Fig.18 Rock breaking observation and 3D reconstruction of core 5#after compression

图19 5#岩心压裂过程压力曲线Fig.19 Pressure curve for core 5#during fracturing

图20 7#岩心压后破岩观测及裂缝三维重建图Fig.20 Rock breaking observation and 3Dreconstruction of core 7#after compression

图21 7#岩心压裂过程压力曲线Fig.21 Pressure curve of core 7#during fracturing

由图16～图21可以看出,相比于裸眼完井,射孔完井的破裂压力低1～2 MPa,射孔角度为45°时,裂缝首先沿射孔方向延伸,后逐渐转向最大应力的方向,暂堵压裂可产生分支裂缝。

6 结论

1)应力变化对所得裂缝扩展形态规律的影响较小,仅会影响岩石的起裂压力。当三轴压力为25 MPa,20 MPa,15 MPa,排量为50 mL/min,压裂液黏度为5 mPa·s时,裸眼完井实验的起裂压力为21 MPa;当三轴压力变为20 MPa,15 MPa,10 MPa时,起裂压力降低至14 MPa。

2)由于所制作的水泥块内不含天然裂缝,因此压裂液黏度对其裂缝扩展形态的影响较小,起裂压力在压裂液黏度分别为5 mPa·s和50 mPa·s的条件下分别为21 MPa和22 MPa。

3)增大注入排量,加快了井底憋压速率从而易导致多个起裂点的形成,存在着形成多条裂缝的可能性。排量为50 mL/min时裸眼完井实验的起裂压力为21 MPa;当排量增大至200 mL/min时,起裂压力增加至25 MPa。

4)二次暂堵对于无天然裂缝岩心改造效果明显,能够产生明显的分支裂缝,且二次起裂压力略高于一次起裂压力;增大注入排量可使暂堵压裂形成更多的分支裂缝。

5)相比于裸眼完井,射孔完井的起裂压力更低。射孔角度为45°时,裂缝首先沿射孔方向延伸,后逐渐转向最大应力的方向;二次暂堵能够使射孔完井产生明显的分支裂缝。