多岩性储集层暂堵压裂缝高扩展特征试验研究

王明星,纪大刚,袁峰，王健，马新仿*,邹雨时,张兆鹏

(1.新疆油田公司工程技术研究院，克拉玛依 834000；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 1002249)

致密砂岩储层具有低孔、低渗的特点，而水力压裂是实现致密油气有效开发的重要开发手段[1-3]。在水力压裂过程中，裂缝会沿纵向发生扩展，若裂缝进入隔层则大幅度降低施工效果。若缝高延伸进入隔层，沟通隔层之外的其他储层，甚至会导致压裂失败。此外，缝高过高也会影响裂缝长度的扩展，造成平面改造范围受限。因此，有效控制裂高扩展是水力压裂能否成功的重要因素之一。

近年来中外学者针对裂缝高度扩展问题开展了大量的研究工作[4-7]。Eekelen[8]从断裂韧性和应力强度因子的角度研究了裂缝几何形态，并说明造成水力裂缝穿透隔层的原因是由层间水平应力以及层间刚度的差异所致。Elrabaa[9]在层理试样中裂缝扩展的压裂物模试验中发现:层间应力差是控制裂缝纵向扩展的重要因素;对于脆性较大的储层，层间最小应力差越大，水力裂缝越不易发生纵向扩展。李扬等[10]利用ABAQUS有限元分析软件，研究了储层力学参数对缝高扩展的影响。张士诚等[11]基于真三轴水力压裂模拟试验，研究了CO2与胍胶复合压裂缝高扩展的优势。王万彬等[12]基于测井资料建立了储层平面应变模型，并通过飓风分析方法得到控制缝高的关键参数。张矿生等[13]通过室内压裂物模实验，考虑了薄互层等因素对裂缝缝高扩展的影响。魏子超等[14]采用井温缝高测试法对目标区块进行研究并分析了影响缝高扩展因素。周文高等[15]考虑了裂缝纵向末端阻降对缝高扩展的影响，并分析了采用转向剂控制隔层缝高的要求。

薄互层储层压裂过程中，由于裂缝垂向扩展过高或沿层理弱面延伸，导致储层改造体积不足。尽管目前部分学者对水力压裂缝高扩展特征进行了大量研究工作，但尚未从暂堵剂对控制水力裂缝缝高转向的角度出发进行研究。为此，基于压裂物理模拟试验，研究不同岩性差异、射孔位置及排量对压裂裂缝高度扩展规律的影响，同时加入暂堵剂，探讨控制缝高扩展的最佳方案。

1 室内压裂物理模拟试验

1.1 试验设备

试验设备包括大尺寸真三轴压裂模拟试验系统及自主设计的一套实验岩样分层加压装置。

压裂模拟试验系统利用液压加载的方式，分别沿不同方向施压垂向应力σv、最大水平主应力σH、最小水平主应力σh，可模拟地层应力环境和直井完井方式[16]。系统装置如图1所示。

图1 真三轴水力压裂模拟系统示意图Fig.1 Schematic diagram of true triaxial hydraulic fracturing simulation system

分层加压装置包括底座、声波探测器和多个支撑板，可实现对试样分层施加水平应力，模拟实际地层的应力非均质性及层理面，进而观察试样在不同水平应力差下的裂缝起裂以及扩展情况。分层加压装置如图2所示。

1为检测装置；11为底座；12为声波探测器；13为支撑板；131为固定支撑板；1312为第一固定支撑板；1313为第二固定支撑板；1314为第三固定支撑板；132为浮动支撑板；14为容置槽；15为弹性件；16为第一固定槽；17为第二固定槽；18为滑轨；19为滑轨槽；20为限位柱；21为导线槽；22为通孔图2 分层加压装置图Fig.2 Layered pressurization device diagram

1.2 试样制备

在现场实际压裂施工过程中，储层具有强应力非均质性和岩性差异，地应力差、抗拉强度差与弹性模量差等地质参数对裂缝高度扩展有着重要影响[17]。人工试样选用G级油井水泥和40～80目石英砂进行制备，水泥、石英砂、水和砾石含量按照不同水灰比模拟岩性进行配比，并进行了不同水灰比下人工试样的渗透率和岩石力学参数测试，确定水泥、石英砂、水的质量比为3∶1∶1的人工试样与致密砂岩各项参数最接近，具体参数如表1所示。

表1 不同水灰比下试样的气测渗透率和岩石力学参数Table 1 Gas permeability and rock mechanical parameters of samples under different water-cement ratios

试验样品为边长300 mm×300 mm×300 mm的立方体，为模拟直井压裂，在样品截面中心位置处预设直径17 mm和深度166 mm的盲孔。同时，利用高强度树脂胶在盲孔内固结一根外径15 mm、内径8 mm、长度135 mm的聚氯乙烯(PVC)井筒，并在底部预留30 mm裸眼段。人工试样制备的具体步骤如下。

步骤1按照对应不同渗透率和力学强度的水灰比进行材料调制，在300 mm×300 mm×300 mm的标准立方体磨具(图3)内浇筑第一层试样，静置水泥凝固。

步骤2待第一层水泥凝固后，将水泥表面打磨平整。

步骤3浇筑第二层的试样，静置水泥凝固。

步骤4待第二层水泥凝固后，重复步骤2，检查层间胶结强度。

步骤5浇筑第三层的试样，静置水泥凝固。

步骤6待试样凝固后，浇水养护15 d，得到最终用于压裂物理模拟试验的人工试样，如图3所示。

图3 养护后的人工试样Fig.3 Artificial sample after curing

1.3 试验方案

基于现场压裂施工时所用的排量和压裂液浓度等因素，结合人工试样尺寸以及试验模拟系统的工作参数，通过柳贡慧等[18]的注入相似理论，设计本次试验参数，具体参数如表2所示。其中，通过实验1～3研究了岩性差异的影响，实验4、实验5研究了排量的影响，实验6、实验7研究了射孔位置的影响。

表2 压裂物模试验参数Table 2 Fracturing model test parameters

1.4 试验流程

试样基于大尺寸压裂模拟试验系统[19]开展，具体试验步骤如下。

步骤1试验前，采用高清相机对养护完毕的人工试样进行拍照存档，记录试验前试样各面的表面形态；

步骤2将试样井筒轴线调整至x轴方向后，放入岩心室内，并连接相应设备间注液管线；

步骤3利用液压活塞将试样送至岩心室内部，分别沿x、y、z轴方向施加垂向应力、水平最大主应力和水平最小主应力至预设值，待至压力保持稳定。

步骤4将模拟井筒和储液容器的注液管线连接至六通阀保持开启状态，并关闭其余阀门。开启泵液设备，以恒定排量方式向试样泵入压裂液，同时利用压力传感器记录压力变化，待试验结束时停泵，关闭阀门。

步骤5试验结束后，将注液管线连接至装有含暂堵剂的中间容器，并重复步骤4，完成模拟暂堵压裂试验。

步骤6按z、y、x方向顺序，依次停泵卸压，并取出岩样，通过试样表面的颜色分布情况区分不同次序压裂形成的水力裂缝，分析试样缝高扩展路径。

1.5 压后裂缝重构

基于SolidWorks软件对压裂物模试样验岩样进行三维压后裂缝形态重构模型，以便准确观察压后裂缝扩展的几何形态。

2 一次压裂裂缝形态及压力曲线特征

N1#、F1#和L1#人工岩样采用不同岩性组合，分别为粉砂岩/泥岩/砂岩组合、砾岩/粉砂岩/砂岩组合、粉砂岩/砾岩/砂岩组合，采用5 mPa·s滑溜水定排量(200 mL/min)压裂施工，实验结果及压力曲线如图4～图6所示。

图4 粉砂岩/泥岩/砂岩组合试样表面裂缝扩展形态及压力曲线Fig.4 Surface crack propagation shape and pressure curve of siltstone/mudstone/sandstone composite specimen

图5 砾岩/粉砂岩/砂合组合试样表面裂缝扩展形态及压力曲线Fig.5 Surface crack propagation shape and pressure curve of conglomerate/siltstone/sand composite specimen

图6 粉砂岩/砾岩/砂岩组合试样表面裂缝扩展形态及压力曲线Fig.6 Surface crack propagation shape and pressure curve of siltstone/conglomerate/sandstone composite specimen

N1#岩样压后显示裂缝从裸眼段沿最大水平主应力方向起裂，裂缝高度为9 cm，靠近粉砂岩层一侧裂缝垂向扩展截止于层理弱面，靠近砂岩层一侧缝高未延伸至砂岩层，这说明压裂液沿层理弱面发生滤失，裂缝无法形成垂向突破。从压力曲线[图4(b)]可以看出，N1#岩样破裂压力约为11.43 MPa，压裂0～64 s开始泵入压裂液进行憋压，压裂65～101 s压力平稳波动，主要是压裂液流入微裂缝所致；之后，压力大幅提高，在113 s达到破裂压力，压力短暂波动开始骤降；压裂181～331 s为延伸压力阶段，压力不再有大幅度波动，这是由于压裂液沿裂缝和层理弱面流出所致。在332 s时停泵，压裂作业结束。

F1#岩样压后显示裂缝从裸眼段沿最大水平主应力方向起裂，裂缝高度为13 cm，靠近砾岩层一侧裂缝垂向扩展截止于层理弱面，靠近砂岩层一侧缝高突破弱面延伸进入砂岩层，这是由于砾岩的杨氏模量大于砂岩，导致砾岩更不易发生破裂，裂缝沿砂岩层发生扩展。从压力曲线[图5(b)]可以看出，F1#岩样破裂压力约为4.68 MPa，压裂0～90 s开始泵入压裂液进行憋压，在91 s达到破裂压力后，压力发生骤降；压裂107～500 s为延伸压力阶段，压力不再有大幅度波动。在503 s时停泵，压力下降速率约为0.35 MPa/s。

L1#岩样压后显示裂缝从裸眼段沿最大水平主应力方向起裂，裂缝高度为18 cm，靠近砾岩层一侧裂缝垂向扩展截止于层理弱面，靠近粉砂岩层一侧缝高突破弱面延伸进入粉砂岩层，这是由于砾岩的杨氏模量大于粉砂岩，且粉砂岩的密度与砂岩接近，从而导致裂缝在粉砂岩层内发生过度延伸。从压力曲线[图6(b)]可以看出，F1#岩样破裂压力约为10.38 MPa，压裂0～43 s开始泵入压裂液进行憋压，之后压力发生平稳下降，这是由于压裂液进入微裂缝所致；在251 s压力发生大幅增加，到达破裂压力后再进行延伸。在534 s时停泵，压裂作业结束。

S1#和S2#人工岩样均采用泥岩/粉砂岩/砂岩岩性组合，采用5 mPa·s滑溜水作为压裂液，排量分别为100 mL/min和300 mL/min进行压裂施工，实验结果和压力曲线如图7、图8所示。

图7 低排量下试样表面裂缝扩展形态及压力曲线Fig.7 Surface crack propagation shape and pressure curve of specimen under low displacement

图8 高排量下试样表面裂缝扩展形态及压力曲线Fig.8 Surface crack propagation shape and pressure curve of specimen under high displacement

S1#岩样压后显示裂缝从裸眼段沿最大水平主应力方向起裂，裂缝垂向扩展限制于低应力区，无法延伸至高应力区，这是由于压裂过程中排量较低所导致形成的流体压力始终低于高应力区的岩石破裂压力。从压力曲线[图7(b)]可以看出，S1#岩样破裂压力约为5.89 MPa，压裂0～45 s开始泵入压裂液进行憋压，压力迅速增加；在46 s达到破裂压力，之后压力不断进行延伸。在308 s时停泵，压裂作业结束。

S2#岩样压后显示形成单翼裂缝，裂缝从裸眼段沿最大水平主应力方向起裂，垂向扩展向上突破高应力区。从压力曲线[图8(b)]可以看出，S2#岩样破裂压力约为6.60 MPa，压裂0～20 s开始泵入压裂液进行憋压，压力迅速增加；在22 s达到破裂压力，之后压力不断进行延伸。在235 s时停泵，压裂作业结束。

S3#和S4#人工岩样均采用泥岩/粉砂岩/砂岩岩性组合，采用5 mPa·s滑溜水定排量(200 mL/min)，射孔位置分别为居上和居下进行压裂施工，实验结果和压力曲线如图9、图10所示。

图9 射孔位置居上试样表面裂缝扩展形态及压力曲线Fig.9 Surface crack propagation pattern and pressure curve of the sample with the perforation position higher

图10 射孔位置居下试样表面裂缝扩展形态及压力曲线Fig.10 The crack propagation pattern and pressure curve on the surface of the sample at the lower perforation position

S3#岩样压后显示形成单翼裂缝，裂缝从居上射孔位置处沿最小水平主应力方向起裂，垂向扩展向上突破高应力区，这是由于射孔位置居上而导致易突破上部高应力区岩层。从压力曲线[图9(b)]可以看出，S3#岩样破裂压力约为5.02 MPa，压裂0～17 s开始泵入压裂液进行憋压，压力迅速增加；在18 s达到破裂压力，之后压力不断进行延伸。在100 s时停泵，压裂作业结束。

S4#岩样压后显示裂缝从居下射孔位置处沿垂向应力方向起裂，裂缝贯穿整个试样。从压力曲线[图10(b)]可以看出，S3#岩样破裂压力约为8.19 MPa，压裂0～28 s开始泵入压裂液进行憋压，压力迅速增加；在29 s达到破裂压力，之后压力不断进行延伸。在170 s时停泵，压裂作业结束。

3 暂堵措施影响分析

针对复杂岩性组合储层，调整施工参数难以有效改善裂缝复杂程度。暂堵压裂是增加裂缝复杂程度的有效方式之一[20]，通过暂堵剂封堵，提高静压力，迫使裂缝转向，提高裂缝复杂程度[21]。

3.1 岩性组合岩样影响因素

对于不同黏性组合岩样，在低黏度情况下，利用暂堵转向技术手段，提高净压力，对裂缝高度扩展的影响进行了实验模拟，开展了低黏度(5 mPa·s)、定排量(200 mL/min)的暂堵压裂物模实验。

N1#岩样暂堵压裂后沿最小水平主应力方向产生了1条新的主缝，主缝与一次压裂形成的水力裂缝呈80°左右的夹角，但未穿越上下隔层[图11(a)]。2条裂缝开启方式不同，一次压裂形成的裂缝是由压裂液从裸眼段位置直接侵入岩样，造成裂缝开启，暂堵压裂形成的裂缝是压裂液经由第一条裂缝进行堵塞，裂缝发生转向，垂直于一次压裂裂缝进行扩展。从压力曲线[图11(b)]可以看出，裂缝起裂后没有明显的压力波动，说明裂缝后续并未进行新的转向。

图11 粉砂岩/泥岩/砂岩试样暂堵压裂裂缝形态及压力曲线Fig.11 Fracture morphology and pressure curve of temporary plugging of siltstone/mudstone/sandstone samples

F1#岩样暂堵压裂后沿最小水平主应力方向产生了1条新的主缝和1条分支缝[图12(a)]。通过示踪剂观察，岩心内共发生2次有效封堵，在裸眼段井筒内暂堵剂聚集发生了第1次有效暂堵，形成第2条裂缝。在压裂846～902 s，该裂缝较第1条裂缝发生转向，与最大水平应力方向成70°夹角。后期压裂液继续注入，在压裂1 013～1 098 s，井筒附近暂堵剂沿该裂缝运移，在裂缝中间部位发生第2次重新聚集封堵，偏最大主应力方向形成第3条裂缝[图12(b)]。

图12 砾岩/粉砂岩/砂岩试样暂堵压裂裂缝形态及压力曲线Fig.12 Fracture morphology and pressure curve of temporary plugging of conglomerate/siltstone/sandstone samples

L1#岩样暂堵压裂后沿最小水平主应力方向产生了1条新的主缝，主缝与一次压裂形成的水力裂缝呈垂直夹角，但未穿越上下隔层[图13(a)]。2条裂缝开启方式不同，一次压裂形成的裂缝是由压裂液从裸眼段位置直接侵入岩样，造成裂缝开启，暂堵压裂形成的裂缝是压裂液经由第一条裂缝进行堵塞，裂缝发生转向，垂直于一次压裂裂缝进行扩展。从压力曲线[图13(b)]可以看出，裂缝起裂后没有明显的压力波动，说明裂缝后续并未进行新的转向。

图13 粉砂岩/砾岩/砂岩试样暂堵压裂裂缝形态及压力曲线Fig.13 Fracture morphology and pressure curve of temporary plugging of siltstone/conglomerate/sandstone samples

3.2 排量影响因素

对于泥岩/粉砂岩/砂岩岩性组合的岩样，在低黏度情况下，利用暂堵转向技术手段，提高净压力，对裂缝高度扩展的影响进行了实验模拟，开展了不同排量下(100 mL/min 和200 mL/min)的暂堵压裂物模实验。

S1#岩样暂堵压裂后沿一次压裂形成的水力裂缝扩展，向上突破高应力区，延伸了裂缝高度扩展[图14(a)]。从试样表面裂缝扩展形态发现，低排量下，暂堵剂未能有效封堵一次压裂裂缝，压裂液流入裂缝内在高应力区与低应力区界面处形成憋压，最终突破高应力区发生裂缝延伸。从压力曲线[图14(b)]可以看出，暂堵压裂后有一次明显的憋压过程，裂缝突破高应力区后，压力发生骤降，之后没有明显的压力波动。

图14 低排量下试样暂堵压裂裂缝形态及压力曲线Fig.14 Fracture morphology and pressure curve of temporary plugging and fracturing of samples under low displacement

S2#岩样暂堵压裂后裂缝发生转向，沿垂向应力方向产生了1条新的主缝，主缝与一次压裂形成的水力裂缝呈垂直方向，并向下破高应力区[图15(a)]。从试样表面裂缝扩展形态发现，高排量下，暂堵剂未被携带进入裂缝内就出现了新的起裂点，从而形成新的裂缝。

图15 高排量下试样暂堵压裂裂缝形态及压力曲线Fig.15 Fracture morphology and pressure curve of temporary plugging and fracturing of samples under high displacement

3.3 射孔位置影响因素

对于泥岩/粉砂岩/砂岩岩性组合的岩样，针对不同射孔位置情况下，利用暂堵转向技术手段，提高净压力，对裂缝高度扩展的影响进行了实验模拟，开展了低黏度(5 mPa·s)、定排量(200 mL/min)的暂堵压裂物模实验。

S3#岩样暂堵压裂后，在主缝另一侧产生了1条与最小水平主应力方向呈20°左右的分支缝[图16(a)]。从试样表面裂缝扩展形态发现，一次压裂裂缝尖端憋压后再次破裂产生新的分支裂缝。从压力曲线[图16(b)]可以看出，暂堵压裂后延伸压力波动明显，表明水力裂缝与多条微裂缝相连，裂缝开启后，压力迅速下降。

图16 射孔位置居上试样暂堵压裂裂缝形态及压力曲线Fig.16 Fracture shape and pressure curve of temporary plugging and fracturing of samples with perforation position higher

S4#岩样暂堵压裂后，在主缝另一侧产生了1条与一次压裂裂缝相平行的裂缝[图17(a)]。从试样表面裂缝扩展形态发现，由于暂堵剂充满裸眼段，压裂液在井筒出口处憋压，出现了新的起裂点，从而形成从井筒附近分叉的新裂缝。从压力曲线[图17(b)]可以看出，暂堵压裂后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，形成新的水力裂缝。

图17 射孔位置居下试样暂堵压裂裂缝形态及压力曲线Fig.17 Fracture shape and pressure curve of temporary plugging and fracturing of the sample with the perforation position at the bottom

4 结论

(1)不同岩性组合试样下的缝高截止机制由岩石力学性质所决定，高杨氏模量岩层会阻挡缝高穿层。暂堵压裂后，当层间力学性质差异较小时，裂缝发生转向扩展突破，缝高发生穿层；当层间力学性质差异较大时，裂缝扩展限制于同一岩层，缝高难以突破岩层界面。

(2)低排量下，裂缝无法突破高应力区，缝高截止于应力区分界面；暂堵压裂后，裂缝形成新的憋压，缝高延伸会突破高应力区。高排量下，裂缝沿最小主应力横向扩展，加入暂堵剂发生，裂缝转向形成新的裂缝。

(3)不同射孔位置下的试样裂缝起裂位置不同。射孔位置靠上，缝高倾向于向上扩展，暂堵压裂后形成新的起裂点。射孔位置靠下，缝高扩展贯穿整个试样，暂堵压裂后形成相平行的新裂缝。