頁巖儲層壓裂裂縫擴展規(guī)律及影響因素研究探討

史璨 ，林伯韜 *

1 中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

2 中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249

0 引言

以頁巖氣革命為代表的非常規(guī)資源成為了全球油氣產(chǎn)量增長的重要部分，促進了全球能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整和改變。2018 年，全球原油產(chǎn)量為44.5×108t，其中非常規(guī)原油占14%；天然氣產(chǎn)量為3.97×1012m3，其中非常規(guī)氣占25%[1]。美國依靠“頁巖氣革命”從能源進口國轉(zhuǎn)變?yōu)槌隹趪苿用绹鸩綄崿F(xiàn)能源獨立。中國頁巖氣勘探在近些年的發(fā)展中取得了重大突破，成為繼美國﹑加拿大之后，第三個實現(xiàn)規(guī)模化商業(yè)化開發(fā)的國家[2]。截至2019 年，中國海相頁巖氣探明儲量為1.8×1012m3，累計投產(chǎn)頁巖氣井700 余口，產(chǎn)量約為145×108m3/a，頁巖氣已經(jīng)成為中國天然氣上產(chǎn)的重要接替資源[1]。中國陸相頁巖油資源潛力巨大，是未來非常規(guī)油氣勘探開發(fā)最有潛力的資源，會成為今后中國穩(wěn)定原油產(chǎn)量的重要領(lǐng)域[3-4]。

頁巖等非常規(guī)儲層的物性較差，具有典型的超低孔﹑超低滲的特征[5], 為了實現(xiàn)商業(yè)開采，必須通過大規(guī)模全井段儲層縫網(wǎng)體積改造才能獲取經(jīng)濟產(chǎn)能。然而，影響頁巖裂縫形態(tài)的因素較多，裂縫擴展的機理和空間的展布規(guī)律尚不明確，這也是目前頁巖儲層壓裂施工中所遇到的主要問題和難點。本文基于大量頁巖水力壓裂裂縫擴展規(guī)律的室內(nèi)試驗和數(shù)值模擬的研究成果，分析了地質(zhì)因素和工程因素對頁巖儲層水力裂縫擴展規(guī)律的影響，系統(tǒng)總結(jié)了各因素影響下的裂縫擴展規(guī)律，旨在為層狀頁巖儲層水力壓裂裂縫擴展預測提供理論指導。

1 頁巖儲層壓裂裂縫擴展規(guī)律研究方法

1.1 水力裂縫擴展物理實驗研究

實驗室尺度的水力壓裂物理模擬實驗是一種真實﹑可靠的了解裂縫擴展形態(tài)的方法。其中應用最為廣泛的就是真三軸水力壓裂實驗。自2000 年陳勉﹑金衍﹑侯冰等人設計并組建了大尺寸真三軸模擬實驗系統(tǒng)，開展了水力壓裂裂縫擴展機理研究，證實了室內(nèi)大型水力模擬試驗的可行性[6-7]。隨后，諸多學者利用真三軸水力壓裂模擬實驗，研究了不同影響因素條件下水力裂縫擴展規(guī)律[8-17]。目前真三軸實驗多沿壓裂縫將壓后樣品打開肉眼觀察裂縫，同時借助示蹤劑來標識裂縫面，難以獲取其完整的三維形態(tài)。國內(nèi)外學者通過眾多監(jiān)測方法和實驗手段來解決這一問題。聲發(fā)射技術(shù)(AE)是在室內(nèi)真三軸壓裂實驗中被廣泛采用的一種裂縫監(jiān)測手段，通過聲發(fā)射事件點對裂縫網(wǎng)絡形成過程進行三維動態(tài)跟蹤，一定程度上明確了水力裂縫的起裂和擴展過程[18-20]。但是該技術(shù)無法準確展示裂縫面以及空間幾何形態(tài)，也無法精確刻畫復雜裂縫網(wǎng)絡。CT斷層掃描技術(shù)也被應用于裂縫形態(tài)監(jiān)測中[21-23]，該技術(shù)在無損監(jiān)測上的優(yōu)勢可以借助三維重構(gòu)技術(shù)獲取三維裂縫展布形態(tài)。但是該技術(shù)的受限于樣品尺寸的影響，對大尺寸樣品應用效果差。一些學者利用透明有機玻璃(PMMA)進行壓裂實驗[24-26]，可以獲取裂縫的動態(tài)擴展過程。該方法的局限在于PMMA材質(zhì)無法真實反映頁巖，砂巖等巖樣的力學﹑物理性質(zhì)(如孔隙結(jié)構(gòu)﹑各向異性﹑非均質(zhì)性等)。近年來，分布式光纖監(jiān)測系統(tǒng)在國內(nèi)外逐漸應用于油藏溫度場測量[27-29]以及裂縫監(jiān)測中[30-31]取得了很好的應用效果。未來，室內(nèi)物理模擬實驗也可以借助該技術(shù)以更好地實現(xiàn)對水力壓裂裂縫擴展的監(jiān)測。不同實驗監(jiān)測方法的對比見表1。

1.2 水力裂縫擴展模型研究

水力壓裂裂縫擴展模擬的研究一直是水力壓裂領(lǐng)域研究的重點問題。油田水力壓裂概念及理論模型始于20 世紀50 年代[32-33]。早期，國外學者在傳統(tǒng)彈性力學理論基礎(chǔ)上建立了大量二維裂縫擴展經(jīng)典模型，如Penny模型﹑PKN模型和KGD模型等[33-36]。二維模型的局限性在于裂縫高度固定，且縫內(nèi)流體沿長度方向一維流動。為了模擬裂縫縱向延伸的過程，國內(nèi)外學者提出了一系列擬三維(P3D)模型[37-40]。P3D模型實現(xiàn)了對裂縫延伸過程中縫高變化的模擬，但是依然遵循PKN或KGD等二維模型的假設，裂縫內(nèi)流體仍然為一維流動，僅在裂縫長度大于高度時適用。為了解決這一問題，國內(nèi)外學者利用數(shù)值方法建立了一系列刻畫全三維水力壓裂裂縫延伸的理論模型[41-43]，適用于各種地層條件，能夠更真實地模擬水力壓裂物理過程。其中常用的數(shù)值模擬方法有：有限元方法[44-46]﹑擴展有限元方法[47-48]﹑離散元方法[49-50]﹑邊界元方法[51]﹑相場法[52]等。隨著國內(nèi)外學者的不斷研究和改進，水力壓裂裂縫擴展模型經(jīng)歷了從低維度到高維度，從單一裂縫到多條裂縫以致裂縫網(wǎng)絡的發(fā)展過程，水力裂縫擴展模型也越來越接近于真實地層中裂縫形態(tài)。表2 歸納總結(jié)了常見的二維﹑擬三維以及三維裂縫擴展模型的特點。

表1 真三軸水力壓裂實驗裂縫監(jiān)測方法對比Table 1 Comparison of fracture monitoring methods in HF experiments

表2 不同水力壓裂擴展模型對比Table 2 Comparison of different hydraulic fracturing propagation models

1.3 現(xiàn)場裂縫擴展規(guī)律研究

1.3.1 壓裂施工曲線分析

通過分析壓力施工曲線的特征，可以大致判斷水力裂縫的擴展形態(tài)，及時調(diào)整施工措施，以保證施工安全順利進行[52]。通過分析加砂時對數(shù)壓力(lgP)隨對數(shù)時間(logt)變化的趨勢線特征，可以判斷裂縫擴展狀態(tài)，見圖1[53]。利用上述分析方式能較好指導現(xiàn)場施工。

1.3.2 示蹤劑評價技術(shù)

示蹤劑監(jiān)測是近年來發(fā)展起來的裂縫描述的一種重要手段，是壓裂裂縫近井形態(tài)檢測中最直接﹑最準確的技術(shù)[54]。 通過在壓裂施工的不同階段加注具有不同能量伽馬射線的失蹤砂，通過測井儀測量伽馬能譜，再解譜得到支撐劑的分布情況，計算出裂縫高度﹑寬度等信息，見圖2[55]。

圖1 lgP- lgt曲線圖[52]Fig. 1 lgP- lgt curve[52]

圖2 壓裂段測井圖[55]Fig. 2 Logging of target layer logging[55]

1.3.3 微地震監(jiān)測

水力壓裂微震監(jiān)測技術(shù)是近年來得到迅速發(fā)展的地球物理勘探技術(shù)之一。它是以聲發(fā)射學和地震學為基礎(chǔ)，通過觀測分析水力壓裂作業(yè)時產(chǎn)生的微小的地震事件繪制裂縫的空間圖像，監(jiān)測裂縫的發(fā)育過程。但是隨著記錄距離和相關(guān)的信號衰減，一般只能監(jiān)測到背景噪音水平之上相對較大的微震事件[56]。通過分析水平井多級壓裂微地震監(jiān)測結(jié)果，不僅可以分析裂縫沿各個方向的擴展情況，還可以分析各段裂縫走向，判斷儲層的最大水平地應力方向(圖3)[57]。

1.3.4 測斜儀裂縫監(jiān)測技術(shù)

測斜儀裂縫監(jiān)測技術(shù)包括地面測斜儀測試和井下測斜儀測試2 種方法，是通過在壓裂井井口周圍和鄰井井下布置兩組測斜儀來監(jiān)測壓裂施工過程中由于裂縫張開所引起的向各個方向輻射的巖石變形所導致的地層傾斜，并經(jīng)過地球物理反演計算確定壓裂參數(shù)的一種裂縫監(jiān)測方法[58]。

1.3.5 電位法裂縫監(jiān)測技術(shù)

電位法裂縫監(jiān)測技術(shù)也是一種目前廣泛應用的監(jiān)測壓裂裂縫的有效方法，在長慶﹑大港﹑吐哈等油田廣泛應用。技術(shù)是以傳導類電法勘探基本理論為依據(jù)，通過監(jiān)測注入到目的層的高電離能量的壓裂液所引起的地面電場形態(tài)的變化，來解釋獲得壓裂裂縫方位﹑長度﹑形態(tài)等相關(guān)參數(shù)[58]。最后本文對幾種常見的現(xiàn)場裂縫監(jiān)測技術(shù)的技術(shù)性能進行了比較，見表3。

2 影響頁巖儲層裂縫擴展的地質(zhì)力學因素

富有機質(zhì)頁巖作為一種典型的沉積巖，在沉積過程中礦物顆粒擇優(yōu)取向，具有明顯的層狀的構(gòu)造特征。研究頁巖在不同力學性質(zhì)﹑天然弱面以及地應力影響下的裂縫擴展規(guī)律，可有效指導頁巖氣甜點區(qū)的選擇，實現(xiàn)頁巖油氣儲層的高效開發(fā)。

2.1 力學性質(zhì)對水力裂縫擴展的影響

2.1.1 力學性質(zhì)的參數(shù)值

圖3 頁巖氣井微地震監(jiān)測圖像[57]Fig. 3 Microseismic monitoring images[57]

表3 壓裂裂縫監(jiān)測技術(shù)對照表Table 3 Comparison table of fracture crack monitoring technology

頁巖的脆性是儲層體積改造的基礎(chǔ)，誘導裂縫的形態(tài)受脆性的影響很大[59]。脆性礦物含量越高，黏土礦物含量越低，儲層的彈性模量越大，泊松比越小，巖石的脆性也越強，越容易形成復雜裂縫網(wǎng)絡[60]。隨著巖石的脆性增加，在水力壓裂改造時，即使在很小的排量下地層也可能破裂，并且隨著排量提升，可能出現(xiàn)多次破裂的現(xiàn)象，從而形成復雜裂縫網(wǎng)絡[14,16,60-63]。Rickman等認為，巖石脆性特征大于50的儲層裂縫形態(tài)趨向形成縫網(wǎng)，見表4[64]。賴錦等研究表明儲層的脆性指數(shù)大于60%時，說明儲層巖石具有極高的脆性，容易形成裂縫網(wǎng)絡[65]。

2.1.2 力學性質(zhì)的非均質(zhì)性

頁巖儲層在縱向上具有明顯的非均質(zhì)性，地層的物理力學性質(zhì)與土層的形成環(huán)境﹑沉積年代以及沉積物來源有很大關(guān)系[66]。激烈水動力條件下形成的地層沉積物顆粒大，彈性模量偏大﹑壓縮性弱；低能沉積動力環(huán)境中，沉積物的力學強度較低但是壓縮性高[67]。頁巖層理面兩側(cè)巖石的斷裂韌性﹑彈性模量等力學性質(zhì)存在差異，在一定程度上影響了裂縫垂向擴展的過程[68-70]。水力裂縫傾向于“排斥”高彈性模量的巖層；傾向于“吸引”低彈性模量的巖層，如圖4所示[12]。

表4 基于頁巖儲層脆性與裂縫形態(tài)關(guān)系[64]Table 4 The relationship between brittleness and fracture morphology[64]

當裂縫從低彈性模量巖層擴展至高彈性模量巖層時，會對縫高產(chǎn)生阻礙作用；當從高彈性模量巖層至低彈性模量巖層，可發(fā)生穿透界面﹑停止擴展﹑產(chǎn)生多裂縫﹑張開界面以及裂縫扭曲等多種表現(xiàn)形式[71-74]。層理兩側(cè)的斷裂韌性差異對裂縫擴展的影響規(guī)律與彈性模量的影響大致相同[74]。

2.1.3 力學性質(zhì)的各向異性

對于層狀頁巖來說，垂直層理面的斷裂韌性值(KICV)和平行層理面的斷裂韌性值(KICH)存在明顯差異[75-76]。KICV- KICH的差異越大，裂縫越傾向于沿水平方向擴展，見圖5[77]。此外，兩個方向斷裂韌性的比值存在一個極限，小于該極限值時，裂縫傾向于穿層擴展；在極限值附近時，裂縫穿層伴有部分偏轉(zhuǎn)擴展；大于極限值時，裂縫僅沿巖層界面擴展[75]。

2.2 地應力對水力裂縫擴展的影響

2.2.1 地應力模式的影響

儲層的原始地應力控制著水力壓裂裂縫擴展與壓裂效果。根據(jù)Anderson斷層模型，可將儲層的地應力模式分為3 種：正斷層﹑逆斷層和走滑斷層應力模式[78]。水力裂縫總是垂直于最小主應力方向S3方向擴展[79]。因此在正斷層與走滑斷層應力狀態(tài)下，水力壓裂將產(chǎn)生垂直延伸的裂縫[80]；逆斷層應力狀態(tài)下則形成水平擴展的裂縫[81]。

圖4 水力裂縫逼近層理的示意圖[12]Fig. 4 Schematic diagram of hydraulic cracks approaching bedding[12]

圖5 地層斷裂韌性的各向異性對裂縫擴展形態(tài)的影響[77]Fig. 5 Effect of fracture toughness anisotropy on crack propagation morphology[77]

2.2.1 層間水平地應力差異

層間水平地應力差指的是儲層以及鄰近隔夾層最小水平地應力之間的差值，是影響裂縫垂向擴展的關(guān)鍵因素[82-84]，縫高受層間應力差控制明顯。層間水平應力差越小，裂縫越容易沿垂向擴展，縫高越大；層間水平應力差越大，裂縫穿層難度越高。當層間水平應力差為4～8 MPa時能有效地阻止水力裂縫的垂向擴展[74, 86-87]。

2.2.2 垂向應力差異系數(shù)

垂向地應力差異系數(shù)定義為垂向地應力值與水平最小地應力值之間差值與最小水平地應力的比值(KV=（Sv-Sh)/Sh）。KV值的大小決定了水力裂縫形態(tài)：(1)當Kv＞ 1，會形成單一主裂縫；(2)當0.5 ＜Kv＜ 1 時，主裂縫傾向于溝通部分天然裂縫或者弱面；(3)當0.2 ＜Kv＜ 0.5 時，容易形成魚骨形復雜裂縫網(wǎng)絡；(4)當Kv＜ 0.2 時，壓裂后傾向于形成隨機的裂縫網(wǎng)絡[88]。圖6為不同KV值條件下的實驗后的頁巖樣品以及對應的裂縫三維重構(gòu)示意圖。

2.2.3 水平應力差異系數(shù)

水平地應力差異系數(shù)定義為水平最大地應力與水平最小地應力值之間差值與最小水平地應力的比值(KH=（SH-Sh)/Sh）。KH越小，壓裂后越容易形成復雜縫網(wǎng)；KH越大，壓裂后越容易形成單一主裂縫：(1)0 ＜KH＜ 0.3 時，水力壓裂可以形成復雜縫網(wǎng)；(2)0.3 ＜KH＜ 0.5 時，水力壓裂在凈高壓條件下可形成較為復雜的縫網(wǎng)；(3)KH＞0.50 時，裂縫為單一主裂縫形態(tài)[89]。隨著水平主應力差增大，體積裂縫的在長度上的展布范圍增加﹑寬度上的展布范圍減小，即體積裂縫的長寬比增加[15]。

圖6 頁巖露頭壓裂后裂縫形態(tài)示意圖[88]Fig. 6 Schematic diagram of fracture morphology after fracturing[88]

2.2.4 地層壓力的影響

油藏長期開采會引起裂縫周圍地層壓力分布的變化，導致地應力大小和方向發(fā)生改變[90]。地應力大小總體上呈現(xiàn)隨時間遞減的規(guī)律，這主要是因為孔壓下降造成的：由于總應力由有效應力和孔壓組成，孔壓下降會導致總應力的顯著下降[90]。而裂縫周圍的最大水平地應力方向也會隨著開采時間的增加而發(fā)生偏轉(zhuǎn)。Guo等人研究了開采導致的地應力變化對鄰井壓裂裂縫形態(tài)的影響，見圖7。隨著生產(chǎn)時間的增加，兩口水平井之間地層的水平最大地應力方向發(fā)生偏轉(zhuǎn)，導致加密井的裂縫逐漸沿水平井筒方向擴展[91]。

2.3 層理對水力裂縫擴展的影響

圖7 加密井壓裂裂縫擴展路徑：(1)母井生產(chǎn)1 年后；(2)母井生產(chǎn)5 年后[91]Fig. 7 Infill-well fracture-propagation paths after legacy production in parent wells for (1)1 year, (2) 5 years[91]

頁巖的層理發(fā)育，水力裂縫在垂向上的裂縫形態(tài)非常復雜[92-94]。現(xiàn)場觀測和試驗均發(fā)現(xiàn)，裂縫正交于層理時，層理面膠結(jié)強度的差異會導致裂縫呈現(xiàn)不同的擴展形態(tài)：膠結(jié)脆弱處易發(fā)生裂縫的分叉﹑轉(zhuǎn)向，形成網(wǎng)狀裂縫；膠結(jié)強度大則裂縫容易穿透層理擴展[95-98]。膠結(jié)強度過弱或過強都不利于網(wǎng)狀裂縫的形成[98-99]。譚鵬等人研究了不同地應力及界面強度條件下水力裂縫在層理面的擴展[100]，界面強度定義為

其中TI，TR分別為界面層和儲層的抗拉強度，通過直剪實驗測得；τI,i和τR,i分別為界面層和儲層的內(nèi)聚力。

研究發(fā)現(xiàn)存在3 類典型的裂縫形態(tài)：(1)界面強度越低，垂向應力差異系數(shù)越小，越易形成T型縫；(2)界面強度越低，垂向應力差異系數(shù)越大，越易形成鈍化縫；(3)界面強度越高，垂向應力差異系數(shù)大，易形成穿層縫，如圖8 所示。圖9 為層理面強度﹑垂向應力差異系數(shù)以及層間最小水平應力差異系數(shù)(Kh=（SB,h-SR,h)/SR,h，其中SB,h為上部隔層最小水平地應力，MPa；SR,h為上部隔層最小水平地應力，MPa）影響下裂縫擴展形態(tài)圖版。

此外，如果水力裂縫與層理面斜向交叉，水力裂縫周圍的應力場失去對稱性，水力裂縫的擴展路徑因此變得更為復雜[101]。Goldstein等人通過實驗研究表明，裂縫擴展至摩擦的界面時會造成界面滑移，且界面的傾角越大，滑移距離越大[102]。

2.4 天然裂縫對水力裂縫擴展的影響

頁巖儲層中天然裂縫發(fā)育，對裂縫的擴展路徑有著非常重要的影響。水力裂縫遇到天然裂縫時可發(fā)生轉(zhuǎn)向或者穿透天然裂縫，形成一種空間非平面裂縫網(wǎng)絡[8,103-104]。裂縫面性質(zhì)﹑水力裂縫逼近角﹑水平應力差以及天然裂縫走向是影響天然裂縫與水力裂縫干擾行為的關(guān)鍵因素[12,65,99]。以下逐一開展討論。

2.4.1 裂縫面性質(zhì)的影響

小型天然裂縫只能在局部范圍對水力裂縫擴展造成影響，很難改變水力裂縫的整體擴展方向；隨著天然裂縫開度和滲透率的增加，容易導致水裂縫轉(zhuǎn)向擴展，難以形成新的主水力裂縫面，見圖10[8,106]。天然裂縫內(nèi)聚力﹑摩擦系數(shù)越大，天然裂縫面越不容易發(fā)生剪切滑移，水力裂縫越容易貫穿天然裂縫[73,107]。天然裂縫內(nèi)摩擦角越小，天然裂縫連通面積越大，越易形成復雜網(wǎng)絡裂縫[108]。

2.4.2 逼近角的影響

圖8 層理面附近水力裂縫擴展形態(tài)[100]Fig. 8 Propagation pattern of hydraulic cracks near bedding plane[96]

圖9 不同界面強度下垂向應力差異系數(shù)與水平應力差異系數(shù)的綜合影響[100]Fig. 9 The combined effect of vertical stress difference coefficient and horizontal stress difference coefficient at different interface strengths[100]

在一定的逼近角和水平主應力差條件下，天然裂縫會改變水力裂縫的延伸形態(tài)和擴展模式。逼近角較大(大于60o～ 75o)且應力差較高的情況下，水力裂縫傾向于穿過天然裂縫繼續(xù)延伸；逼近角較小(小于45o～ 60o)且應力差較低的情況下，水力裂縫傾向于轉(zhuǎn)向沿天然裂縫繼續(xù)延伸；其他情況下水力裂縫在與天然裂縫相交后常常伴隨穿過﹑張開和分支3 種模式混合延伸的情況[17,109-111]。程萬等人通過實驗建立了逼近角和應力差影響下的裂縫擴展圖版，見圖11[111]。

圖10 天然裂縫影響下水力裂縫擴展形態(tài)圖版[106]Fig. 10 Propagation pattern of hydraulic fracture under the influence of natural fracture[106]

2.4.3 天然裂縫產(chǎn)狀的影響

天然裂縫的傾角(α)和走向角(β)影響著水力裂縫擴展規(guī)律。與裂縫的傾角相比，裂縫的走向角是影響水力裂縫能否穿透預制裂縫的更為關(guān)鍵的因素，且預置裂縫走向角越大，水力裂縫越容易穿透預置裂縫。當儲層的水平主應力差大于4～7 MPa時，水力裂縫才有可能在較高走向角的情況下穿透預置裂縫[12,105-106,112-113]。圖12 為裂縫傾角和走向角以及應力差對裂縫擴展的影響因素圖版[12]。

2.5 地質(zhì)力學因素影響小結(jié)

為了更直觀地展現(xiàn)地質(zhì)因素對層狀頁巖儲層裂縫擴展的影響，提供各個影響因素下的裂縫擴展規(guī)律的整體認識，本文系統(tǒng)歸納了不同影響因素下的裂縫擴展規(guī)律，如表5 所示。

圖11 逼近角對擴展行為的影響[111]Fig. 11 Effect of approach angle on propagation behavior[111]

圖12 天然裂縫走向角、傾角對擴展行為的影響圖版[12]Fig. 12 Influence of natural crack strike angle and dip angle on propagation behavior[12]

3 頁巖儲層裂縫擴展工程影響因素

3.1 施工排量對裂縫擴展的影響

在一定的范圍內(nèi)排量影響了壓裂裂縫的復雜度。當排量特別低時，壓裂液基本沿天然裂縫和層理縫濾失流動，水力裂縫難以自由轉(zhuǎn)向[114]；低排量則會有效降低地層破裂壓力，有利于開啟天然裂縫系統(tǒng)，從而增加裂縫的復雜性[115-116]；較高的排量則更容易形成新的水力裂縫，導致水力裂縫更易穿透閉合的天然裂縫，從而增大壓裂改造規(guī)模[117-119]。

采用變排量壓裂，初始階段，隨著壓力逐漸升高，會在井筒周圍的弱面附近產(chǎn)生多個待破裂點，隨排量突然提高，水力裂縫沿著多個破裂點動態(tài)分叉擴展。隨著排量階梯式升高，泵壓升高，排量增大，水力裂縫與天然裂縫溝通形態(tài)越復雜，有助于形成復雜裂縫網(wǎng)絡[120]。解經(jīng)宇等人通過實驗得到了相似的結(jié)論，見圖13[121]。

3.2 壓裂液性質(zhì)對裂縫擴展的影響

3.2.1 壓裂液類型的影響

壓裂液在水力壓裂工作中起著至關(guān)重要的作用，可分為水基壓裂液和無水壓裂液。無水壓裂液可以解決水資源緊缺以及水污染的問題，同時可以避免水敏﹑鹽敏﹑水鎖以及潤濕性反轉(zhuǎn)等儲層傷害問題。目前常用的無水壓裂技術(shù)主要包括二氧化碳壓裂技術(shù)以及液化石油氣(LPG)壓裂技術(shù)[122]。

表5 頁巖儲層裂縫擴展地質(zhì)影響因素匯總表Table 5 Summary of fracture propagation in shale reservoirs

圖13 變排量注液對裂縫擴展的影響[121]Fig. 13 Effect of variable displacement fluid injection on fracture propagation[121]

CO2的超低黏度特性有利于儲層形成I-II混合型破壞為主的復雜的裂縫網(wǎng)絡[123]。此外低溫CO2注入地層后會與地層產(chǎn)生熱應力效應，促進裂縫起裂的同時，形成許多微裂縫[123]。但是CO2壓裂液也存在增稠困難﹑攜砂能力差﹑降濾失能力差以及縫寬小等缺點[124]。LPG壓裂液主要采用液化石油氣作為壓裂液，具有表面張力低﹑黏度低﹑密度低﹑返排時間短等優(yōu)點。同時LPG壓裂的支撐裂縫長度基本等于有效裂縫長度，有效增加了裂縫面的面積，見圖14[125]。但該方法存在成本高﹑安全性能不足等問題，使其推廣受到了一定限制[125-126]。

水基壓裂液的高壓流變性是影響壓裂施工成敗的關(guān)鍵因素之一[122]，一般可以用剪切黏度進行表征，可以有效影響裂縫體系的復雜程度。低黏度壓裂液可以更好地傳導壓力，并能溝通更多的天然裂縫，從而形成復雜的裂縫網(wǎng)絡，此外低黏度壓裂液容易使微裂縫產(chǎn)生錯位和滑移，從而增加微裂縫的導流能力[127]。使用高黏度的壓裂液時，液體濾失較小，會顯著增加縫內(nèi)凈壓力，有利于水力裂縫穿透層理面。隨著壓裂液黏度增加，裂縫的寬度和長度均有所增加[117-118,128]，但是變化幅度很小[116]。交替注入不同黏度的滑溜水和膠液可以有效增加裂縫的復雜程度，見圖15[129]。通過研究表明：(1)交替注液的造縫效果要好于單次注液；(2)膠液的造縫能力大于滑溜水的造縫能力；(3)膠液優(yōu)先注入有利于提高裂縫網(wǎng)絡的復雜程度。

3.3 射孔對裂縫擴展的影響

Zhang等人利用物理模擬實驗研究了定面射孔和螺旋射孔對井筒周圍裂縫形態(tài)的影響，發(fā)現(xiàn)螺旋射孔相比于定面射孔會增大井筒周圍的破裂壓力和裂縫復雜度[130]，并且總結(jié)了射孔影響下的3 種近井筒周圍的裂縫形態(tài)，見圖16[131]。

解經(jīng)宇等人通過真三軸水力物模實驗研究了不同射孔方式對裂縫擴展的影響，見圖17[121]。研究表明，射孔相位角為60o時，裂縫形態(tài)最復雜；其次是定向射孔；平面射孔壓裂后水力裂縫形態(tài)最為簡單[121]。

圖14 壓裂有效裂裂縫示意圖[125]Fig. 14 Schematic diagram of effective fracturing fractures[125]

圖15 試樣裂縫分布形態(tài)隨注液模式的變化[129]Fig. 15 Distribution of fracture morphology with liquid injection model[129]

俞然剛等深入研究了射孔相位對起裂壓力以及裂縫擴展的影響，發(fā)現(xiàn)在相同地應力與施工參數(shù)下，射孔相位60°時支裂縫數(shù)量多，轉(zhuǎn)向與穿層效果明顯，可更加充分地連通巖層中原有的天然裂縫，有利于裂縫形成復雜網(wǎng)絡，見圖18[132]。

4 頁巖儲層裂縫擴展研究問題與展望

近些年來隨著實驗技術(shù)以及裂縫擴展數(shù)值模型的發(fā)展，逐步明確了多種地質(zhì)和工程因素下裂縫的擴展形態(tài)和規(guī)律，為現(xiàn)場壓裂施工提供了很好的理論支持。目前對于層狀頁巖裂縫擴展的研究還存在諸多亟待解決的問題。

(1)受射孔方位﹑天然裂縫﹑層理等多因素的影響，頁巖儲層的水力裂縫呈現(xiàn)出非平面﹑相互交叉的復雜延伸模式，形成I-II 復合型裂縫。目前裂縫擴展模型大多數(shù)模型是將巖石假設為各向同性材料，無法反應真實地層中物理和力學性質(zhì)的各向異性特征，無法模擬實際地層中的裂縫非平面擴展過程，只能針對特定影響因素下裂縫的走向趨勢以及擴展規(guī)律進行研究。

圖16 射孔影響下的3 種典型裂縫形態(tài)[131]Fig. 16 Three typical crack shapes under the influence of perforation[131]

圖17 不同射孔類型對裂縫擴展的影響[121]Fig. 17 Influence of different perforation types on crack propagation[121]

圖18 相位角對裂縫形態(tài)的影響[132]Fig. 18 Effect of phase angle on crack morphology[132]

(2)目前研究地應力對裂縫擴展的影響時，邊界條件均為原位地應力值，即在裂縫擴展過程中應力值不變。但是隨著多段多簇﹑重復壓裂等技術(shù)的發(fā)展和應用，裂縫擴展對于局部地應力場的影響應該受到重視。明確裂縫擴展對于儲層局部應力狀態(tài)的影響和精確表征壓裂前后的儲層四維(三維空間加時間)應力場，是未來的研究重點也是難點。構(gòu)建儲層四維應力場，可以更準確的預測后續(xù)鄰井壓裂裂縫擴展形態(tài)和擴展規(guī)模，從而為加密井距離提供有效指導，此外還可以幫助評價老井重復壓裂效果，從而指定合理的改造方案。

(3)按照正常沉積規(guī)律，不同地層之間存在一定厚度的轉(zhuǎn)變區(qū)域(即“過渡區(qū)”)。過渡區(qū)的應力場分布復雜，物理和力學性質(zhì)各向異性增強，容易誘導水力裂縫縫高及縫寬的非協(xié)調(diào)性增長，對裂縫擴展有較大的影響。目前，多數(shù)研究將過渡區(qū)簡化為零厚度的突變面，與實際情況存在較大的差異，需要針對該問題展開一系列研究，闡明過渡區(qū)域的存在對裂縫擴展的影響。

目前針對頁巖儲層壓裂的研究多集中在中美海相﹑陸相頁巖氣儲層，隨著非常規(guī)油氣資源開發(fā)腳步的邁進，頁巖油已逐步成為熱點﹑重點，將成為我國未來非常規(guī)發(fā)展的重要接替能源，是我國未來勘探開發(fā)的重點領(lǐng)域。目前，我國頁巖油開發(fā)在儲集層類型﹑源儲關(guān)系﹑甜點主控因素及頁巖油聚集類型等方面已形成較系統(tǒng)的認識，并提出了以水平井規(guī)模重復“壓采”開發(fā)為主導的一體化開發(fā)模式，水力壓裂技術(shù)仍然是高效開發(fā)頁巖油資源的核心技術(shù)[133-134]。但是由于頁巖油的特征導致其壓裂裂縫擴展規(guī)律與頁巖氣儲層存在差異。因此，必須加快對于頁巖油儲層的裂縫擴展規(guī)律的研究，明確頁巖油儲層裂縫擴展規(guī)律，為頁巖油儲層的勘探開發(fā)提供一系列技術(shù)和理論支撐。

大型物理模擬實驗仍然是觀察裂縫擴展形態(tài)的最直接手段，未來應該改進現(xiàn)有的裂縫監(jiān)測方法，力求更加準確的獲取實驗后的三維裂縫擴展形態(tài)。數(shù)值模擬方面，更多的集中在裂縫非平面擴展模型和縫網(wǎng)壓力模型的研究上，不斷優(yōu)化算法提高計算效率，模擬真實地層條件下的裂縫擴展形態(tài)。此外，全球各大頂尖石油公司紛紛加快與新興計算機科技(IT)公司的聯(lián)合創(chuàng)新，發(fā)展適用于石油行業(yè)的人工智能技術(shù)，力求為石油天然氣的勘探開發(fā)提供全新的智能解決方案，以期孕育新的油氣革命[135]。大數(shù)據(jù)分析﹑云計算以及機器學習等技術(shù)已經(jīng)在石油工業(yè)取得了初步應用，在預測油藏地質(zhì)甜點[136]，井壁穩(wěn)定風險[137]，最優(yōu)化采油方案分析[138]以及儲層物性解釋和分析[139-140]等問題方面展現(xiàn)了其優(yōu)勢性和高效性。人工智能的廣泛應用同樣為裂縫形態(tài)預測提供了新的思路：廣泛采集室內(nèi)真三軸壓裂實驗和現(xiàn)場壓裂施工壓后的裂縫形態(tài)數(shù)據(jù)開展深度學習，綜合分析各個影響因素對裂縫擴展形態(tài)的影響，分類裂縫網(wǎng)絡類型，定量刻畫裂縫體形態(tài)與復雜度。

5 認識與結(jié)論

頁巖儲層水力壓裂裂縫擴展規(guī)律是現(xiàn)階段頁巖油氣開采的主要問題，然而裂縫擴展規(guī)律的影響因素眾多，實際壓裂過程中裂縫擴展機理和規(guī)律不明確。本文通過對頁巖儲層裂縫擴展研究的各類方法入手，分析﹑總結(jié)﹑歸納了地質(zhì)因素和工程因素對裂縫擴展的影響，得到了以下認識。

(1)目前水力裂縫擴展規(guī)律的研究方法主要分為3類：真三軸水力壓裂物模試驗研究﹑基于數(shù)值方法的水力裂縫擴展模型研究和現(xiàn)場監(jiān)測。目前物理模擬實驗裂縫形態(tài)描述方面受限于實驗精度和樣品尺寸的影響，無法精確地描述樣品的三維裂縫形態(tài)以及展布規(guī)律。水力壓裂裂縫擴展模型經(jīng)歷了從低維度到高維度﹑從單一裂縫發(fā)展到多個裂縫以及裂縫網(wǎng)絡的過程，水力裂縫擴展模型也越來越接近于地層中裂縫形態(tài)。裂縫擴展模型的研究很好的彌補了物理模擬實驗的簡單實驗條件和尺寸效應帶來的缺陷，使得多因素下油藏尺度的裂縫擴展規(guī)律模擬成為可能。但是，數(shù)值方法計算效率低，且模型無法反應地層的非均質(zhì)性，因此無法真實地還原儲層條件下裂縫擴展形態(tài)。

(2)頁巖儲層壓裂縫擴展的主控因素可以概括為地質(zhì)因素和工程因素2 類。前者是儲層本身的地質(zhì)和力學特征；后者是與現(xiàn)場施工相關(guān)的參數(shù)，合理的壓裂施工參數(shù)能夠引導水力裂縫充分擴展，形成復雜有利的裂縫網(wǎng)絡。地應力是影響裂縫擴展形態(tài)的主要地質(zhì)因素，而層理以及天然裂縫等弱面則是決定頁巖儲層水力裂縫能否形成縫網(wǎng)的關(guān)鍵地質(zhì)因素。排量和黏度在一定范圍內(nèi)能夠影響裂縫的復雜程度，低排量和低黏度的壓裂液可以更好地傳導壓力，溝通更多的天然裂縫和弱膠結(jié)層理面。另外，階梯排量注入以及不同黏度壓裂液交替注入能有效增加頁巖儲層的裂縫復雜程度。

(3)隨著世界范圍內(nèi)常規(guī)油氣產(chǎn)量的不斷下降，非常規(guī)油氣成為油氣資源的重要接替領(lǐng)域。頁巖氣勘探開發(fā)技術(shù)的迅猛發(fā)展使得頁巖層系中的油氣資源得到了廣泛關(guān)注。頁巖油和深層頁巖氣是未來勘探開發(fā)的重點和難點領(lǐng)域。在裂縫擴展研究方面，要重點分析頁巖油和深層頁巖的地質(zhì)構(gòu)造﹑物理力學性質(zhì)等特點，利用室內(nèi)試驗和數(shù)值模擬方法研究其裂縫擴展規(guī)律同時，要緊跟發(fā)展趨勢，探索人工智能方法在預測裂縫形態(tài)方面的實現(xiàn)途徑，為我國非常規(guī)頁巖油氣資源的勘探開發(fā)提供強有力的理論保障。