陸相頁巖油儲層水力壓裂裂縫形態的試驗

寧文祥， 何 柏，2，3， 李鳳霞， 謝凌志，2，3*， 史愛萍， 何 強

(1.四川大學建筑與環境學院， 成都 610065； 2.四川大學建筑與環境學院水力學與山區河流開發保護國家重點實驗室， 成都 610065； 3.四川大學新能源與低碳技術研究院， 成都 610207；4.中國石化石油勘探開發研究院頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室， 北京 100083)

鄂爾多斯盆地長7頁巖油儲量豐富，截至2019年4月，長7段預測資源量為105 × 108t，探明儲量為20 × 108t，與常規油氣藏相比，頁巖油儲層具有低孔、特低滲的特點[1-6]。因此，水力壓裂技術通過壓裂頁巖油氣儲層以產生裂縫網絡，從而增加儲層滲流面積和導流能力，成為提高頁巖油氣產量的一種重要手段[7-8]。微地震監測結果表明，在頁巖儲層中更有可能形成復雜的裂縫網絡，而非均質砂巖中的簡單雙翼裂縫[9-10]。因此，探明和掌握頁巖油儲層中水力壓裂裂縫的形態和影響因素，對儲層水力壓裂設計、儲層改造和提高產量等至關重要[11]。

目前，普遍認為水力壓裂裂縫形態受天然不連續面(天然裂縫和層理)分布、巖石特征、構造應力等自然因素和壓裂液黏度、泵速等工程運行條件的相互作用控制[12-14]。Hou等[15]、Zhang等[16]和王曉蕾[17]研究表明，較高的水平應力差有利于形成較大的主水力裂縫，但是不利于在井筒附近形成復雜的裂縫網絡。然而，Jiang等[18]和Guo等[19]認為更高的應力差可能導致主水力裂縫進一步延伸并與更多的天然裂縫連通，從而形成相對更復雜的裂縫網絡。張燁等[14]通過大尺寸真三軸水力壓裂模擬并結合工業高能計算機斷層掃描(CT)確定頁巖內部實際的水力裂縫形態，認為水平地應力差過高、過低(如大于12 MPa 或低于3 MPa)時，都不利于體積縫網的產生，且不同頁巖儲層物性條件，壓裂形成復雜裂縫系統所需的水平地應力差范圍不同。低黏度壓裂液被認為會激活天然不連續面，有利于形成復雜裂縫網絡，而高黏度壓裂液有利于形成單一的主水力裂縫[19]。為了定量評估壓裂效果，不同的研究人員將水力壓裂裂縫形態分為以下幾類:簡單裂縫、魚骨狀裂縫、帶微裂縫的魚骨狀裂縫、多重魚骨狀裂縫網絡[20]；橫向裂縫、帶層理面的橫向裂縫、帶層理面的天然裂縫、帶層理面的橫向裂縫和天然裂縫[15]；以及簡單裂縫、復雜裂縫和網狀裂縫[16]；單一橫向裂縫、主弧狀裂縫、復雜裂縫[18]。雖然學者們通過試驗對頁巖的水力壓裂裂縫擴展規律和空間形態有了一定的認識和了解，但是由于不同頁巖儲層的天然不連續面分布、巖石特征、構造應力等自然因素往往不同，導致了水力壓裂后裂縫網絡形態尚有爭議。同時，水力壓裂試驗中通常使用示蹤劑、聲發射(AE)技術和電子計算機斷層掃描(CT)技術觀察水力壓裂裂縫的空間分布和形態，但是前兩種方法都無法考慮試樣中的天然不連續面，不能真實反映水力壓裂中裂縫網絡形態的形成機理，而CT技術多利用二維切片觀察裂縫的空間分布和形態[19， 21-23]，難以對三維(3D)裂縫進行準確的描述。

因此，對鄂爾多斯盆地長7頁巖露頭進行一系列水力壓裂模擬試驗。試驗前后采用CT技術對巖樣的微觀結構進行掃描，然后通過基于CT切片建立的3D可視化模型分析天然不連續面影響下水力壓裂后的裂縫網絡形態。此外，系統地研究水平應力差異系數、壓裂液黏度和天然不連續面對水力壓裂裂縫形態的影響。

1 試驗方法

1.1 試驗裝置

水力壓裂試驗采用真三軸水力壓裂試驗系統[24]，該系統包括真三軸模擬試驗系統和水力壓裂設備的伺服控制系統，如圖1所示。工業CT掃描儀用于無損檢測巖樣中內部裂縫的空間分布和形態，CT掃描儀的分辨率約70 μm，掃描電壓250 kV，掃描電流為200 μA。

圖1 真三軸水力壓裂試驗系統

1.2 試樣制備

試驗試樣采自銅川市(鄂爾多斯盆地南部)三疊系延長組新鮮露頭。在去除表面風化層后，現場采集的頁巖被巖石切割器和磨床迅速研磨和拋光，并加工成尺寸為100 mm×100 mm×100 mm的標準立方體巖樣。然后，用外徑為12 mm的鉆頭垂直于層理在巖樣中心鉆一個50 mm深的圓柱孔，以模擬水平井，如圖2所示。采用長40 mm，外徑8 mm，內徑4 mm的高強鋼管模擬水平井套管，并用高強度黏合劑兩液混合硬化膠將套管與預制井筒密封。

圖2 試樣三軸應力加載和表面標注示意圖

在試驗開始前，對井筒施加0.2 MPa的壓力，以檢測密封是否泄漏。此外，通過巴西劈裂試驗得到的巖樣平均抗拉強度為4.76 MPa。巖樣礦物分析表明，碳酸鹽、石英和黏土的平均含量分別為21.78%、19.87%和20.71%。

1.3 試驗設計

為了探索頁巖裂縫網絡的形成機理，利用大型真三軸加載系統和伺服泵壓力系統，在試驗室規模上系統開展了水平井水力壓裂物理模型試驗。結合壓裂前后的巖樣表面照片和CT三維可視化模型，探討了水平應力差異系數、壓裂液黏度和天然不連續面對水力壓裂裂縫形態的影響機理。

根據某頁巖油儲層地質資料與施工參數，設計了三軸地應力。試驗目標層埋深約1 440 m，最大水平主應力25.8～31.5 MPa，最小水平主應力22.5～25.8 MPa，水平應力差異系數0.18～0.35。試驗方案如表1所示。試驗工況1～5用于研究水平應力差異系數對水力壓裂裂縫形態的影響，試驗工況3、工況6～工況9用于研究壓裂液黏度對水力壓裂裂縫形態的影響。此外，試驗前后對巖樣進行CT掃描。

表1 水力壓裂試驗參數

試驗中，模擬井筒軸線垂直于層理面，垂向壓力σ1沿模擬井筒軸線施加。最大水平應力σ2和最小水平應力σ3平行于層理面，如圖2所示。水平應力差異系數K3由式(1)定義:

K3=(σ2-σ3)/σ3

(1)

式(1)中：σ2為最大水平地應力；σ3為最小水平地應力。

1.4 試驗過程

(1)巖樣表面天然裂縫用紅筆標記并用數碼相機進行拍攝，將試樣進行工業CT斷面掃描并構建三維可視化模型。

(2)下入套管并封膠，將準備好的試樣放入真三軸加載室內，利用大型真三軸加載系統完成模擬三向地應力條件加載。由于σ1≥σ2≥σ3，為了避免三軸應力不平衡加載，每次加載值為4.30 MPa，加載順序為垂向壓力、最小水平應力、最大水平應力，反復進行，直至達到設計應力狀態。

(3)開啟伺服泵壓系統，電腦實時同步采集泵壓數據。

(4)壓裂試驗結束后，停止伺服泵壓系統，真三軸加載系統平穩卸載到0。

(5)拆卸試樣，對試樣加載各面直接觀測并用白筆將表面水力裂縫進行標記，利用數碼相機進行拍攝記錄，并對壓裂巖樣進行工業CT斷面掃描并構建三維可視化模型。

2 試驗結果和分析

為了觀察和對比水力壓裂前后巖樣的裂縫形態，對巖樣進行了拍照和CT掃描。為了便于分析，將巖樣表面標記如下:X1和X2為左右表面，Y1和Y2為前后表面，Z2和Z1為上下表面，如圖3所示。此外，垂向壓力、最大水平應力和最小水平應力總是分別沿z軸、y軸和x軸加載。

巖樣表面的天然裂縫用紅線標記，而水力裂縫用白線標記。如圖3所示，試樣T6中有幾個發育良好的天然裂縫(紅線)，其中大部分平行于層理面。此外，水力裂縫(白線)主要從Y1和Y2表面觀察到。

基于CT掃描的3D可視化模型能夠準確地表征裂縫的形態、方向和空間分布。此外，在基于CT掃描的3D可視化模型中，紅色面代表自然裂縫，藍色面代表水力裂縫，如圖4所示。

壓裂前，試樣T6中有豐富的天然微裂縫，但從巖樣表面只能看到少量，如圖3和圖4所示。巖樣中有許多橫向天然裂縫(平行于層理面)，但沒有縱向天然裂縫(垂直于層理面)。壓裂后，Y1和Y2表面顯示出縱橫交錯的復雜裂縫網絡。這些巖樣表面的裂縫可以分為三種類型:①天然裂縫:壓裂前，在巖石樣品表面就存在的裂縫；②橫向水力裂縫:在壓裂之前，天然不連續面在巖樣中被隔離或完全未被打開，但是在試驗中，壓裂液進入天然不連續面并進一步將其擴展到了巖樣的表面；③縱向水力裂縫:這些裂縫面與最小主應力相互垂直，在均勻的理論模型中只有這種水力裂縫才會產生；如果試樣中有縱向水力裂縫通過裸眼段且貫穿了整個巖樣，就將該縱向水力裂縫稱為主水力裂縫。在壓裂試驗中，由于天然不連續面的存在，可以觀察到上述三種形態的單裂縫。主水力裂縫均為縱向水力裂縫，觀察表明，在巖樣T6中，沒有產生主水力裂縫。圖5為試樣T1、T3和T5的表觀圖與3D可視化模型的對照示例。

天然裂縫和水力裂縫分別標記為紅線和白線

紅色和藍色面分別表示天然裂縫和水力裂縫

圖5 水力壓裂后，試樣的表觀圖(左)和3D可視化模型(右)

2.1 泵壓曲線分析

通過分析泵壓曲線，能夠了解壓裂過程中水力壓裂裂縫的擴展情況。如圖6所示，開泵后初始階段泵壓呈線性上升狀態，壓裂液在裸眼段迅速累積能量，直至巖樣開始發生破裂并產生裂縫，最終裂縫延伸到試樣表面。在此過程中試樣中可能出現多次破裂，反映在泵壓曲線上就是出現多次泵壓陡降，這和文獻[11]中認為泵壓曲線的頻繁地波動說明水力裂縫在延伸過程中形成了較多次生裂縫是一致的，選取最大泵壓峰值作為破裂壓力。

如圖6所示，試樣T1、T3、T5的破裂壓力分別為45.14、37.96、35.40 MPa，觀察它們壓裂后的表觀圖和試樣三維可視化模型，發現試件T3內部在裸眼段附近存在大型天然裂縫，而試件T5的裸眼段附近雖未存在天然裂縫但是該試樣層理發育，水力壓裂裂縫在這些天然不連續面處起裂。如圖5(c)所示，試樣T1的裸眼段附近未有裂縫且層理發育程度低，整個試件較為完整，水力壓裂裂縫在頁巖基質內部起裂，因此，試樣T1的破裂壓力明顯高于T3和T5。這樣對破裂壓力的分析可以大致判斷頁巖巖樣中裸眼段附近的天然不連續面發育程度。從試驗結果可知，試樣中的天然不連續面導致水力裂縫在不同位置起裂，其破裂壓力差別很大。如圖7所示，雖然各個試樣中天然不連續面發育情況并不相同，但是針對試樣破裂壓力還是能夠得到一些普遍性的認識:①破裂壓力有隨壓裂液黏度增大而增大的趨勢。且當壓裂液黏度達到31.6 mPa·s時，破裂壓力急劇升高，兩次壓裂試驗均未能將試樣壓裂，其破裂壓力值超過了設備極限(85 MPa)，由此可見，壓裂液黏度對長7頁巖油儲層頁巖破裂壓力影響明顯；②當最小水平應力相同時，破裂壓力會隨著水平應力差異系數的增大而減小。

圖6 試樣水力壓裂泵壓曲線

圖7 試樣水力壓裂的破裂壓力圖

2.2 水力壓裂裂縫形態

顯然，頁巖地層中的裂縫形態不是典型的簡單雙翼裂縫，而是復雜的裂縫網絡[24]。Tan等[20]指出，頁巖地層中的最終裂縫形態可分為四種類型:簡單裂縫網絡、魚骨狀裂縫網絡、帶微裂紋的魚骨狀裂縫網絡和多重魚骨狀裂縫網絡。在深層頁巖儲層中，裂縫形態大致可分為四種類型:橫向裂縫、帶層理的橫向裂縫、帶層理的天然裂縫、帶層理的橫向裂縫和天然裂縫[15]。前四種類型的裂縫形態通常可以觀察到主水力裂縫，而后四種類型的裂縫形態的特點是未形成主水力裂縫。因此，水力壓裂在不同地區不同埋藏地層中形成的巖石裂縫網絡并不具有相似性，尚有待于研究。通過對試驗結果的觀察和分析，認為單一裂縫、魚骨狀裂縫和網狀裂縫是長7陸相頁巖油儲層頁巖的三種水力壓裂裂縫形態，如圖8所示。

黑實線代表層理面，紅實線代表水力裂縫

從試樣表面和壓裂后的3D可視化模型分析裂縫分布后，水力壓裂后在每個試樣中觀察到的裂縫形態類型如下:

(1)單一裂縫:僅形成單一縱向水力裂縫，在水力裂縫延伸過程中，未開啟或擴展天然不連續面。試樣T5形成了單一裂縫。

以試樣T5為例，如圖5(a)所示，試樣中的水力裂縫垂直于最小主應力的方向，然后沿著井眼的軸線向遠側延伸。但是在水力裂縫延伸過程中遇到了大的天然不連續面，水力裂縫停止延伸。最終，形成單一縱向水力裂縫，并觀察到壓裂液溢出試樣表面。

(2)魚骨狀裂縫:形成了主水力裂縫，在主水力裂縫擴展過程中，導致一些天然不連續面擴展。試樣T2、T3和T4形成了魚骨狀裂縫。

以試樣T3為例，如圖5(b)所示。在Y1面上可觀察到兩條水力裂縫，包括一條小的橫向水力裂縫和一條大的縱向水力裂縫。縱向水力裂縫大致垂直于最小主應力的方向，并沿著最大主應力的方向延伸，直到它與天然裂縫相交，形成貫穿試樣的主裂縫。存在角度偏轉:延伸方向偏離最大主應力方向約30°。根據圖5(b)，可以推斷角度偏轉是由試樣中的天然裂縫的影響引起的。當只分析試樣的表觀裂縫分布圖時，對水力壓裂裂縫形態的形成會有很多疑問，但將表觀裂縫分布與基于CT掃描的3D可視化模型相結合可以解決這一問題。

(3)網狀裂縫:首先，初始縱向水力裂縫出現并擴展，在擴展過程中遇到了一些橫向天然不連續面，這些天然不連續面被打開并擴展。當這些天然不連續面擴展時，裂縫再次轉向，產生新的縱向水力裂縫。最終形成縱橫交錯的裂縫網絡，但是不一定會形成主水力裂縫。試樣T1、T6、T7和T8均形成了網狀裂縫。

以試樣T1為例，如圖5(c)所示。從表觀圖中只能觀察到，壓裂前有一條橫向天然裂縫，并且壓裂后未形成主水力裂縫，然而在3D可視化模型中可觀察到，壓裂前有四條橫向天然裂縫，在壓裂中有兩條橫向天然裂縫從試樣內部擴展到了試樣表面，并且在試樣中形成了主水力裂縫。因此，利用3D可視化模型可以精確地識別由內部天然裂縫擴展形成的水力裂縫和水力壓裂裂縫形態。

3 討論

3.1 水平應力差異系數和壓裂液黏度的影響

試驗設計了工況1～工況5，即壓裂液黏度為17.1 mPa·s，水平應力差異系數K3分別為0、0.18、0.36、0.53和0.65，用于研究水平應力差異系數對水力裂縫形態的影響。在試樣T1、T2和T3中，除了縱向水力裂縫外，還有明顯的橫向水力裂縫，如圖9所示。試樣T1形成了網狀裂縫，而試樣T2和T3形成了魚骨狀裂縫。在試樣T4和T5中并沒有形成明顯的橫向水力裂縫，試樣T5僅形成了單一裂縫。然而，試樣T4的縱向水力裂縫與橫向天然裂縫相連，最終在試樣T4形成了魚骨狀裂縫。因此，較低的水平應力差異系數有利于形成縱橫交錯的裂縫網絡。由于在試樣T1和T2沒有形成縱向主水力裂縫，而在試樣T3和T4中形成了主水力裂縫，因此可以推測高的水平應力差異系數有利于主水力裂縫的形成和延伸。根據這一推測，試樣T5也應該形成了縱向主水力裂縫，但試驗結果似乎并不支持這一推測。但是通過觀察圖5(a)所示可知，其實是由于試樣T5在上下兩端各有一條大的天然裂縫，而縱向水力裂縫朝試樣上下的擴展剛好都被其所阻止了，所以才未形成主水力裂縫。

紅色、藍色和黃色圖片框分別表示網狀裂縫、魚骨狀裂縫和單一裂縫；黑色相框表示泵壓超過設備極限值時，試樣未被壓裂

試驗設計了工況6、7、8、3和9，即水平應力差異系數為0.36，壓裂液黏度分別為1.3、3.2、5.0、17.1、31.6 mPa·s，用來研究壓裂液黏度對水力壓裂裂縫形態的影響。低黏度壓裂液流動性好，更容易打開層理和天然裂縫，如圖9所示，在試樣T6、T7和T8中，除了縱向水力裂縫之外，一些橫向層理和天然裂縫被打開并發生了擴展，形成了橫向水力裂縫。試樣T6、T8和T9均未形成明顯的主水力裂縫，但都形成了縱橫交錯的網狀裂縫。在試樣T3中，形成了貫穿巖樣的主水力裂縫。因此，可以推測低黏度壓裂液有利于形成復雜的裂縫網絡，但不利于主水力裂縫的形成和延伸。

總之，可以推斷，較小的水平應力差異系數和較低的壓裂液黏度更容易形成復雜的裂縫網絡。如圖9所示，當水平應力差異系數為0～0.36，并且壓裂液黏度為0～5.0 mPa·s時，更有可能形成網狀裂縫。此外，當水平應力差異系數為0，且壓裂液黏度為5.0～17.1 mPa·s時，也更傾向于形成網狀裂縫。當水平應力差異系數在0.18～0.53，且壓裂液黏度為17.1 mPa·s時，更易形成魚骨狀裂縫。當水平應力差異系數不小于0.65，且壓裂液黏度不小于17.1 mPa·s時，可能形成單一裂縫。

3.2 天然不連續面的影響

根據試驗結果，影響頁巖中水力壓裂裂縫形態的最重要因素之一就是天然不連續面的發育程度和分布[25]。開放的天然不連續面將嚴重影響水力壓裂裂縫的傳播路徑，而閉合天然不連續面的密度、走向和膠結強度也會影響復雜裂縫網絡的形成。平行層理面的天然不連續面有利于形成復雜的裂縫網絡，但過多的開啟天然不連續面不利于主水力裂縫的形成及其在井筒方向的延伸。例如，試樣T1、T6、T7和T8均形成了網狀裂縫，但是T6、T7和T8均未形成貫穿整個巖樣的主水力裂縫。而T1在試樣表面觀察也是未形成主水力裂縫，只有通過觀察試樣3D可視化模型才發現其實試樣內部形成了一條貫穿整個巖樣的主水力裂縫，如圖5(c)所示。相反的是，試樣T2、T3和T4均形成了一條主水力裂縫，沿著井筒方向貫穿了試樣。法線沿最小水平應力方向的天然不連續面有利于形成主水力裂縫，如在試樣T3中。由于天然不連續面的影響，縱向和橫向裂縫之間的交角將不會是理想的90°，而是會發生一些變化。如圖5(b)所示，試樣T3中縱向和橫向水力裂縫之間的交角約為60°。

4 結論

利用室內真三軸水力壓裂試驗和基于CT掃描的3D可視化模型，研究了鄂爾多斯盆地長7陸相頁巖油儲層頁巖水力壓裂裂縫形態，探索了地應力差異系數、壓裂液黏度和天然不連續面對水力壓裂產生的裂縫網絡形態的影響。主要結論如下。

(1)該頁巖水力壓裂破裂壓力有隨壓裂液黏度增大而增大的趨勢，且當最小水平應力相同時，破裂壓力會隨著水平應力差異系數的增大而減小。

(2)頁巖水力壓裂后，會形成不同的裂縫形態，這些形態按照復雜程度最終可分為三類:單一裂縫、魚骨狀裂縫和網狀裂縫。低水平應力差異系數和低黏度壓裂液更容易形成復雜的裂縫網絡。當水平應力差異系數為0～0.36，且壓裂液黏度為0～5.0 mPa·s時，更有可能形成網狀裂縫。此外，當水平應力差異系數為0，且壓裂液黏度為5.0～17.1 mPa·s時，也更傾向于形成網狀裂縫。當水平應力差異系數在0.18～0.53，且壓裂液黏度為17.1 mPa·s時，更易形成魚骨狀裂縫。當水平應力差異系數不小于0.65，且壓裂液黏度不小于17.1 mPa·s時，可能形成單一裂縫。

(3)平行于層理的天然不連續面有利于形成復雜的裂縫網絡，長7陸相頁巖油儲層中的大多數天然不連續面與層理方向一致。因此，如果頁巖油儲層含有豐富的天然不連續面，則有利于形成復雜的水力壓裂裂縫網絡，從而有利于頁巖油藏的開采。但是，過多的天然不連續面開啟是不利于主水力裂縫的形成和擴展。