基于三维扫描技术的页岩暂堵压裂物理模拟实验

杨恒林，吕嘉昕，谭鹏，付卫能，饶加富

（1.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206；2.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249）

0 引言

随着油气资源的开发不断向深层、超深层进军[1-2]，储层低孔、低渗等特征更加显著。通过水力压裂诱导复杂裂缝网络形成以提高渗透率，成为非常规资源高效开采的重要手段与关键技术[2-3]。页岩储层在低应力条件下，水力裂缝复杂程度相对较高；在高应力条件下，天然裂缝或层理等弱面难以激活，裂缝形态简单[4-5]。为提高页岩储层水力压裂改造效果，相继提出暂堵转向、平面射孔、交替注液、变黏度变排量及多尺度造缝等新型压裂技术[6-10]。 其中，暂堵压裂技术在四川、大庆、新疆等地区广泛应用，油气井产能提升效果显著。

目前，关于暂堵压裂方面的研究，学者们开展了大量研究。在物理模拟方面：侯冰等[10]针对天然页岩露头，开展真三轴暂堵水力压裂实验，研究了不同暂堵压裂条件下裂缝起裂及转向扩展特征；王贤君等[11]针对大庆低渗透储层特点，优化了暂堵多分支缝压裂工艺参数；汪道兵等[12]采用一种可降解纤维的暂堵材料，研究了暂堵压裂水力裂缝的转向扩展行为。在数值模拟方面：Aghighi等[13]通过模拟井周围带有裂缝的应力场，研究暂堵压裂后可能发生的起裂情况；Wang等[14]基于有限元模拟方法，研究了均质储层近井筒单缝暂堵转向压裂过程；李玮等[15]采用有限元方法，研究了不同应力条件下暂堵压裂水力裂缝的起裂及转向扩展机理。在暂堵剂材料优选方面：罗志锋等[16]采用位移不连续法，建立了暂堵转向纤维用量的评价模型；蒋卫东等[17]研发了一种新型纤维材料，通过增加酸液流动阻力，实现裂缝暂堵和酸液转向的目的。上述研究主要集中在暂堵材料的选型、性能评价及参数优化等方面，关于暂堵剂对天然裂缝性页岩水力裂缝转向扩展的影响机理研究较少，同时关于如何定量评价压后裂缝网络形态尚不清楚。

本文选取川东南地区龙马溪组天然页岩露头，开展真三轴暂堵压裂物理模拟实验，对比不同排量下页岩暂堵压裂水力裂缝的起裂与扩展规律。实验结束后，采用三维扫描技术获取水力裂缝特征，对水力裂缝进行面片化处理，计算裂缝体积与面积等参数，定量表征裂缝网络的复杂程度，从而评价压裂改造效果。实验结果可为认识页岩储层暂堵压裂水力裂缝的形态及扩展规律提供参考。

1 实验方法

1.1 设备及实验方案

为更准确掌握页岩储层暂堵压裂后裂缝的起裂及扩展规律，本文采用室内真三轴水力压裂模拟系统[18-19]对川东南地区龙马溪组天然页岩露头开展水力压裂实验。实验系统由真三轴实验架、MTS伺服增压泵、声发射监测系统、稳压源、油水隔离器、平板压裂装置、实验记录装置及其他辅助装置组成。其中：设备允许的试样尺寸为边长300 mm及400 mm的正方体，最大注入压力为100 MPa，最大围压为40 MPa；声发射监测系统的采样率为3 MS/s，系统频率为1～400 kHz。

已知川东南地区X区块龙马溪组深层页岩埋深4 073.92～4 080.38 m，处于走滑断裂应力状态。最大水平地应力（σH）为 107.94～109.12 MPa，垂直地应力（σv）为 102.74～103.40 MPa，最小水平地应力（σh）为 92.32～94.42 MPa。实验前通过相似准则计算压裂实验参数[20]，并将不规则天然页岩露头切割成300 mm×300 mm×300 mm的正方体岩块，去掉岩石表面风化部分。随后，用钻孔机在岩块一面的中心向下钻出直径20 mm、长180 mm的圆柱形孔，并采用高强度锚栓固结长度为120 mm的模拟井筒，预留60 mm裸眼段，用高强度固结胶将井筒黏结在钻孔内，以模拟套管完井[21-22]（见图1）。压裂实验参数如表1所示。

图1 页岩试样示意

表1 压裂实验参数

实验中2组页岩试样取自同一岩体，以保证各试样的天然裂缝分布特征和层理发育程度相近。压裂前对试样表面天然裂缝与层理分布特征进行标注，便于实验后对比（见图2）。

图2 试样表面天然裂缝与层理分布特征

实验过程中，注液过程可分为2个阶段：第1阶段，将不含暂堵剂的压裂液注入试样，使岩石形成初次裂缝；第2阶段，更换含有暂堵剂的压裂液，采用与第1阶段相同的压裂液黏度与排量，进行二次压裂。为区分2个阶段的水力裂缝，在第1阶段压裂液中添加绿色荧光粉作为裂缝示踪剂，第2阶段压裂液中不添加示踪剂。实验结束后，采用物理方法劈裂岩石，对裂缝面进行三维扫描和三维裂缝重构。

1.2 裂缝面数值处理方法

实验结束后，为表征水力裂缝形态，常规方法[4，6，11]是将岩石剖切后，通过人为观察或者软尺粗略评估裂缝的长度和改造面积，计算精度较差。本文采用三维扫描成像设备对裂缝面进行扫描，得到三维断面数据，并进行数值处理分析，准确获取裂缝面的尺度信息。

裂缝三维扫描成像设备配置双CCD镜头（镜头分辨率大于1 280×1 024），扫描成像后的点云最低点距小于0.05 mm，配置专有的扫描软件和数据修复模块。可视化工具包是可视化领域中重要的开发工具，包括图像模型和三维可视化模型。数据处理时，首先利用源对象对预处理后的初始数据进行转换；随后将转换后的数据通过映射对象映射为图形数据，并进行实体化操作，进而调用渲染器将绘制结果在电脑窗口中渲染显示；结束后，采用Python编程语言对裂缝扫描数据处理分析，从而得到裂缝的体积、面积，以及裂缝面的面法向量等信息。

2 实验结果与分析

2.1 压后裂缝形态

实验结束后，将试样沿水力裂缝劈裂，观察示踪剂及暂堵剂在裂缝中的分布特征，分析页岩水力裂缝的形态与暂堵转向规律。

在第1阶段，1#试样的初次裂缝沿垂直于井筒方向起裂，扩展形成横切缝（见图3）。在第2阶段，随着暂堵剂的泵入，有效暂堵初次裂缝，诱导二次裂缝在裸眼段底部上方的割缝段起裂，并沿垂直于最小水平地应力方向扩展，在初次裂缝的上方形成垂直于井筒方向的横切缝。在水力裂缝扩展过程中，首先激活沿井筒方向的层理弱面，裂缝在扩展到半径为7 cm时，向上沟通天然裂缝，最终形成复杂裂缝网络。

图3 1#试样压后裂缝形态

2#试样在裸眼段附近发育1条天然裂缝（见图2）。在第1阶段，初次裂缝首先沿天然裂缝起裂并扩展（见图4）。在第2阶段，随着暂堵剂的泵入，在顶部形成有效暂堵，而后在裸眼段中部开启新的破裂，裂缝起裂后沿垂直于最小水平地应力方向扩展，形成垂直于井筒方向的横切缝。2个阶段产生的水力裂缝相互平行，二次裂缝不再沿初次裂缝扩展，而是从裸眼段中部起裂，形成垂直于井筒方向的横切缝。

图4 2#试样压后裂缝形态

1#和2#试样对应的排量分别为50，20 mL/min，水平地应力差均为15 MPa。当注入排量为50 mL/min时，1#试样的初次裂缝沿垂直于井筒方向起裂，扩展形成横切缝；当注入排量为20 mL/min时，2#试样的初次裂缝沿裸眼段顶部的天然裂缝起裂并扩展。实验结果显示，在大排量下，水力裂缝穿透天然裂缝时，低黏压裂液可沿天然裂缝滤失，提高天然裂缝周围的孔隙压力，使得摩尔-库伦准则中的莫尔圆向左移动，天然裂缝被激活，增加了压后裂缝的复杂程度。

基于上述分析可知，暂堵剂可以有效促进页岩水力裂缝转向、分叉，以及多裂缝的形成。在不同排量条件下，页岩暂堵压裂裂缝形态呈现2种基本模式：1）小排量条件下，首先形成垂直于井筒方向的初次横切缝，随后注入暂堵剂封堵初次裂缝，形成平行于初次裂缝的简单横切缝；2）大排量条件下，首先形成垂直于井筒方向的横切缝，随后注入暂堵剂封堵初次裂缝，形成平行于初次裂缝并伴随天然裂缝张开的复杂缝。大排量压裂能增加页岩储层水力裂缝的延伸距离，同时井筒内快速增压，水力能量集中，提高了水力裂缝暂堵效果，从而增加了多裂缝的形成概率。

2.2 泵压曲线响应特征

通过分析泵压曲线响应特征，并结合压后裂缝形态，可以更好地认识页岩水力裂缝的起裂与暂堵转向扩展行为。1#试样的泵压曲线显示：在第1阶段，当泵压到达A点（30.1 MPa）时，水力裂缝初次起裂，A—B区间为扩展阶段，形成面积较大的初次裂缝；在第2阶段，暂堵剂封堵初次裂缝后，井筒内发生二次增压，近井筒层理不断被激活，B—C阶段泵压曲线不断波动，当泵压到达C点（42.7 MPa）时，泵压陡降，层理被完全激活并形成横切缝，随后横切缝在扩展过程中沟通远处天然裂缝，泵压曲线小幅波动（见图5）。通过对比声发射能量曲线可知，声发射信号主要集中于泵压剧烈波动阶段，且信号强弱和压力波动幅度大致呈正相关关系。

图5 1#试样泵压曲线和声发射能量曲线

在第1阶段，2#试样的泵压曲线只有1个峰值在A点（10.8 MPa），表明在A点发生初次起裂，这一阶段泵压曲线展示出显著的压降破裂特征（见图6）。待第1阶段完成后停泵，更换为添加暂堵剂的压裂液，开始第2阶段压裂。泵压曲线在B点（12.3 MPa）时有明显波动，表明在形成有效暂堵后，裂缝沟通弱面并从裸眼段中部起裂，形成垂直于井筒方向的横切缝。由于该压后裂缝形态简单，泵压曲线也相对平滑。

图6 2#试样泵压曲线

由于页岩具有高脆性特征，且压裂初始阶段井筒附近憋压，周围发育的弱面产生很多微裂隙，并影响到水力裂缝的起裂方向及裂缝网络的扩展规模。这与地层破裂瞬间有多少个微裂隙同时起裂相关。这种即将发生张性破裂的微裂隙，被称为“待破裂点”[8]。并且，裂缝起裂位置的累积能量，决定了目标储层的裂缝网络复杂程度。因此，暂堵压裂施工时需要增大泵压，提高微裂隙附近的能量累积效率，促使裂缝在井筒附近分叉，继而增大有效裂缝网络面积，提高改造效率。

2.3 裂缝重构与定量评价

2.3.1 压后裂缝重构

将压后试样进行三维扫描并进行数值处理，得到压后三维可视化裂缝网络。

1#试样数值处理结果表明：初次扩展区域位于试样下部裸眼段，二次裂缝最先出现在井筒上部的裸眼段附近，形成与初次裂缝平行的横切缝，并激活产生2条天然裂缝（见图7）。

图7 1#试样三维裂缝重构形态

通过观察1#试样裂缝面特征发现，初次裂缝起裂时表现出曲率突变、而后平缓的特征，扩展过程中水力裂缝穿过些许孔洞，但并未发生转向（见图8）。裂缝末端曲率陡转，此曲率变化与暂堵剂位置具有良好的对应关系，表明暂堵剂对裂缝形成有效封堵。随着暂堵剂的有效注入，产生了与初次裂缝平行的横切缝，并且在扩展过程中发生了转向，激活了2条斜交的弱面，最终形成复杂的裂缝网络。

图8 1#试样井周裂缝局部转向形态

2#试样数值处理结果表明：在小排量条件下，初次裂缝主要沿近井筒天然裂缝起裂并扩展；二次裂缝在井筒下部裸眼段起裂并扩展，扩展过程中发生小幅度转向，最后延伸至试样边缘（见图9）。2个压裂阶段裂缝形态近乎平行，压后裂缝形态简单。原因在于，由于页岩层理发育，2#试样的初次裂缝扩展至层理面后，便转向至垂直于井筒方向，并且小排量导致压裂液后续能量不足，难以产生三次转向裂缝，无法充分扩展井筒下部岩样。与压后直接观察裂缝扩展形态相比，三维扫描技术能够更精细展现水力裂缝在空间中的扩展及转向情况。

图9 2#试样三维裂缝重构形态

2.3.2 裂缝网络效果定量评价

基于三维扫描成像重构的裂缝形态，对三维裂缝进行面片化处理，并计算裂缝参数，定量评价水力裂缝的体积与面积特征。放大后的三维裂缝是由一系列小面片组成的，通过计算小面片的数量，对比不同裂缝的面片个数，可以定量化比较裂缝网络的复杂程度，从而评价压裂改造效果。统计结果如表2所示。

表2 1#和2#试样裂缝参数

结果表明：1#和2#试样的面片个数比例为1.252，体积比例为2.175，面积比例为1.309。通过对比可知，排量为50 mL/min的1#试样在体积和面积上均比2#试样有较大提升，表明暂堵压裂裂缝的有效改造效果与注入排量呈正相关关系。原因在于：1）第1次裂缝开启时，小排量开启的裂缝缝宽较小，不利于后续暂堵剂的进入，而大排量开启的裂缝较宽，暂堵剂进入较为充分，更易形成复杂裂缝网络。2）第1次裂缝开启后，大排量促使进入初次裂缝的暂堵剂分布范围更广，距离井口更远。因此，有效暂堵区的弱面数目增加，暂堵开启新裂缝的概率更高。

3 现场应用

川东南地区某深层页岩气井采用暂堵压裂技术。该井改造井段为3 600～3 900 m，岩石脆性指数为0.38～0.46，排量为 0.9～11.0 m3/min，优选 15.0 mm+13.5 mm粒径的暂堵球和60/80目暂堵剂，暂堵球数量为32～58个，暂堵剂质量为100～275 kg。平均单井簇数为110，综合砂比为3.37%。

根据泵压曲线分析，随着施工排量的提高，瞬时停泵的泵压明显提高（见图10）。暂堵压裂改造后，平均单井无阻流量为38.5×104m3/d，单井最终可采储量为0.9×108m3。相比同层段未改造的邻井，产量明显增加，表明暂堵压裂改造效果良好。

图10 泵压曲线

4 结论

1）暂堵剂可有效促进页岩水力裂缝转向、分叉，以及多裂缝的形成，且在不同排量条件下展现2种不同的裂缝形态：小排量条件下，暂堵剂封堵初次裂缝，形成平行于初次裂缝的简单缝；大排量条件下，暂堵剂封堵初次裂缝，形成平行于初次裂缝并伴随天然裂缝张开的复杂缝。

2）在进行页岩暂堵压裂时，提高排量可促使暂堵剂对裂缝形成有效封堵，促进暂堵剂运移至更为有利于封堵的位置，从而增加远端天然裂缝的激活概率。建议现场压裂作业时，在地面设备承压及施工条件允许范围内，选择高于20 mL/min（现场10 m3/min）的排量。