松北致密氣藏壓裂裂縫擴展形態及壓裂參數優化

張永平 齊士龍 唐鵬飛 張興雅 楊春城 宋景楊

1.中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院；2.黑龍江省油氣藏增產增注重點實驗室

0 引言

徐家圍子斷陷位于松遼盆地的北部，總面積為5 300 km2，其早白堊世沙河子組以扇三角洲、辮狀河三角洲、湖相沉積為主，廣泛發育的扇(辮狀河)三角洲砂體，為致密氣藏形成提供了儲集空間［1-2］。以往沙河子組深層致密儲層常規壓裂30口井，壓后均為低產氣井，常規壓裂技術不適用于沙河子組致密氣藏儲層的增產需求。2014年以來借鑒國外頁巖體積壓裂理念，開展11口大規模體積壓裂試驗，4口井獲得產量突破，但由于體積壓裂理論研究缺失，體積壓裂裂縫起裂機制認識不清，設計優化方向不明確，無法形成深層致密氣藏改造的主體技術。為提高松北沙河子組致密氣儲層壓裂改造效果，深化目標區塊水力壓裂裂縫擴展機理認識，亟需開展裂縫擴展規律和主控因素研究。

水力壓裂裂縫擴展機理國內外學者已開展了大量研究［3-16］。趙歡等［17］應用擴展有限元方法，結合斷裂力學最大主應力斷裂準則，建立多裂縫擴展的流固耦合模型，研究致密砂巖儲層多裂縫擴展時應力干擾下裂縫延伸規律及形態影響因素。葉亮等［18］基于真三軸壓裂模擬實驗系統，對鄂爾多斯盆地東部3種不同脆性致密砂巖開展了壓裂模擬實驗，分析了脆性、壓裂液類型和層理對裂縫擴展規律的影響。夏彬偉等［19］采用四維水射流割縫裝置和大尺寸真三軸相似物理模擬實驗系統，開展了不同縫間距、應力差、壓裂排量對水平井多裂縫擴展規律的實驗和數值模擬研究，研究致密砂巖水平井割縫壓裂裂縫擴展及轉向規律。閆天雨等［20］利用真三軸水力壓裂模擬實驗系統，分析了水平應力差、壓裂液黏度以及排量對復雜縫網形成規律的影響，通過實驗研究了致密砂巖儲層水力壓裂裂縫擴展形態及空間展布規律。劉乃震等［21］基于真三軸水力壓裂模擬系統，開展已壓裂縫內流體壓力、段間距、射孔參數、水平應力差和水平井段固井質量對致密砂巖儲集層多裂縫擴展形態影響的實驗，研究了致密砂巖水平井多段壓裂裂縫擴展規律。周詳等［22］利用數值模擬方法，模擬了不同儲層條件下水平井體積壓裂裂縫擴展情況，分析了不同裂縫參數下水平井產能變化規律，闡述了地質因素和工程因素對致密油藏體積壓裂裂縫形態的影響。前人學者所做的研究在物理模擬和數值模擬方面均較為完備，但對于致密砂巖儲層施工工藝適應性方面的研究尚有所欠缺。

對松北沙河子組的野外露頭開展大型水力壓裂物理模擬實驗，并建立了考慮天然裂縫的致密氣儲層體積壓裂離散元力學模型和流體流動的有限元模型，明確松北沙河子組致密氣儲層復雜裂縫擴展規律及主控因素，針對不同地質條件下儲層開展施工工藝適應性論證，為主體增產技術提供理論基礎。

1 地質概況

松北沙河子組儲層埋藏深度較大(＞3 000 m)，儲層物性較差，非均質性強，整體屬于特低孔致密儲層，天然裂縫欠發育，主要為高角度和傾斜的構造裂縫，單井裂縫總平均線密度小于0.2條/m［23-24］。前期室內巖心力學參數測試顯示儲層彈性模量、泊松比變化范圍廣，彈性模量16.0～33.5 GPa，平均值24.3 GPa，泊松比 0.11～0.25，平均值 0.211。隨著圍壓的增加，彈性模量、泊松比增加。脆性指數0.157～0.689，平均值0.409；不同井巖心平均脆性指數差異較大；隨著圍壓、礫石含量的增加，脆性指數降低。斷裂韌性1.2～1.7 MPa · m1/2，平均值1.5 MPa · m1/2。

地應力參數測試結果顯示，水平最大主應力方位 NE77.2°～NE94.1°，梯度 1.49～1.83 MPa/100 m；水平最小主應力方位 NE167.2°～NE184.1°，梯度 1.3～1.46 MPa/100 m；水平最大垂向應力梯度為1.88～2.2 MPa/100 m；水平地應力差7.6～11.9 MPa。室內全直徑物理模擬實驗表明，高水平應力差9 MPa和天然裂縫欠發育條件下，巖石非均質性致使單段2簇壓裂僅單簇起裂，形成1條簡單橫切裂縫，通過1次暫堵后可形成1條主分支縫，局部多分支縫；礫石(＜20 mm)致使水力裂縫局部迂曲，形成復雜多分支縫；更小粒徑礫石(＜2 mm)對水力裂縫影響微乎其微；不含礫石試樣整體裂縫形態復雜性低于含礫石試樣。破裂模式多樣，礫石為主巖樣，破裂面更為復雜迂曲；模擬實驗中聲發射事件的離散程度高，整體以剪切破壞為主導，在0 MPa低圍壓下，剪切事件比例相對較少(40.4%)，在40 MPa高圍壓下，剪切事件比例相對增加(54.2%)。

2 裂縫擴展物理模擬實驗

室內壓裂物理模擬實驗是認識裂縫擴展規律的有效手段，基于真三軸水力壓裂模擬系統，對松北沙河子組致密氣儲層開展大露頭巖樣水力壓裂物理模擬，研究水平應力差、巖石脆性指數、暫堵轉向壓裂工藝等因素對水力裂縫擴展形態的影響。

2.1 試樣準備及實驗設備

試樣取自松北沙河子組野外巖心露頭，根據露頭尺寸在大型切石機上加工成50×50×80 cm的長方體巖樣或50×50×50 cm的立方體巖樣，其中一面中心位置沿致密砂巖紋層方向鉆取盲孔，并采用高強度環氧樹脂膠固定鋼管模擬井筒在盲孔內，對于50×50×80 cm試樣，設計井筒長度為35 cm，鉆孔深度43 cm；對于50×50×50 cm立方塊試樣，設計井筒長度為20 cm，鉆孔深度28 cm。利用大尺寸真三軸壓裂模擬實驗系統，開展致密砂巖儲層水力裂縫擴展模擬實驗［25］。

2.2 實驗方法

根據相似準則對試樣加載三軸液壓，分別沿X、Y、Z軸方向施加水平最小主應力σh、水平最大主應力σH、垂向應力σv，井筒方向沿水平最小主應力的方向(X軸方向)。根據松北沙河子組儲層條件，設定水平應力差為6、9、12 MPa，分析不同水平應力差條件下的裂縫擴展規律。在實驗壓裂液中加入紅色示蹤劑，以輔助觀察巖樣壓裂裂縫的形態，實驗結束對壓裂后的巖樣進行CT掃描和劈裂，觀察內部染色痕跡并構建相應的三維裂縫形態，分別采用紅、黃、藍3種顏色表示水力裂縫、層理縫和天然裂縫。模擬實驗參數見表1，各巖樣進行相應標號，其中6#巖樣進行暫堵劑轉向壓裂。

表1 實驗參數Table 1 Experiment parameters

2.3 實驗結果及分析

2.3.1 水平應力差的影響

松北沙河子組儲層水平應力差在8～12 MPa之間，通過剖分對比1#、2#和3#壓后巖樣，分析不同水平應力差(6、9、12 MPa)對壓裂裂縫形態的影響規律。巖樣水力壓裂實驗模擬結果如圖1所示，1#巖樣(圖1a)含1條與井筒平行的天然裂縫，實驗設置的應力差為6 MPa，壓后天然裂縫開啟，并形成了1條與之呈30°夾角的水力裂縫，水力裂縫在遠離天然裂縫側較為扭曲，并伴有小角度微小分支縫。2#巖樣(圖1b)含2條層理縫和1條天然裂縫，實驗設置的應力差為9 MPa，壓后2條層理縫與1條天然裂縫均開啟，并形成1條水力裂縫多縫交織，且水力裂縫貫穿2條層理縫。3#巖樣(圖1c)含有1條天然裂縫，實驗設置的應力差為12 MPa，壓后水力裂縫較為平直的貫穿巖樣，未能激活天然裂縫。實驗結果表明，在低水平應力差下(≤6 MPa)，裂縫的扭曲程度更大，更易形成復雜裂縫。隨著地應力變大，裂縫形態越規則，形成的裂縫面也更加平整。在水平應力差足夠高時(≥12 MPa)，即使存在天然裂縫也難以被激活，不能形成復雜裂縫。

圖1 巖樣水力壓裂實驗模擬結果Fig.1 Simulation results of hydraulic fracturing experiment for rock samples

2.3.2 巖石脆性指數的影響

巖石脆性指數表征巖石發生破裂前的瞬態變化難易程度，反映的是儲層壓裂后形成裂縫的復雜程度。根據巖石力學參數測試得到巖樣的彈性模量和泊松比，再采用彈性模量-泊松比法加權系數確定巖石脆性指數［26］。考慮水平應力差為6 MPa，以天然裂縫發育的4#和5#巖樣，研究不同脆性指數條件下的壓后裂縫形態。壓裂結束后，脆性指數為0.38的4#巖樣形成了1條簡單的縱向縫，天然裂縫未被激活(圖2a)。而脆性指數為0.62的5#巖樣中2條天然裂縫被激活，產生了更加復雜的裂縫形態(圖2b)。實驗結果說明，松北沙河子組致密氣藏脆性指數對裂縫復雜程度的影響較大，儲層脆性指數越高，巖石越易破碎，更易形成復雜裂縫。

圖2 巖樣水力壓裂實驗模擬結果Fig.2 Simulation results of hydraulic fracturing experiment for rock samples

2.3.3 暫堵壓裂工藝的影響

對于致密砂巖儲層，暫堵壓裂是提高裂縫復雜程度的有效方式。通過暫堵提高縫內凈壓力，迫使裂縫轉向，有效提高裂縫復雜程度［27］。為此針對松北沙河子組致密氣藏采用暫堵轉向技術手段，提高凈壓力對裂縫復雜程度影響進行了實驗模擬分析。如圖3所示，在9 MPa水平地應力差條件下，6#無天然裂縫巖樣初次壓裂后形成1條貫穿巖樣的單翼水力裂縫，加入質量分數4%暫堵劑壓裂后近井筒處裂縫產生偏轉形成與原水力裂縫夾角60°分支縫，破巖觀察到暫堵劑在裸眼段聚集未被攜帶至縫內，因此只在井筒附近形成新的起裂點產生分支縫。實驗結果表明，松北沙河子組致密氣藏在不含天然裂縫，水平應力差9 MPa條件下，暫堵轉向壓裂能夠形成分支裂縫，有效地提高了裂縫復雜程度。

圖3 6#巖樣(暫堵)水力壓裂實驗模擬結果Fig.3 Simulation results of hydraulic fracturing experiment for 6# rock sample (temporary plugging)

3 復雜裂縫擴展數值模擬

水力壓裂裂縫擴展形態受水平應力差、儲層巖石脆性指數、天然裂縫密度等地質參數的影響［28］，前期物理模擬結果表明，松北沙河子儲層水力裂縫擴展形態受水平應力差、儲層巖石脆性指數影響顯著，對于不同地質條件儲層如何提高改造效果需要進一步研究。基于離散元法，建立考慮天然裂縫的致密氣體積壓裂三維網絡裂縫擴展模型［29-30］，分析縫網體積壓裂、暫堵轉向壓裂、密集切割壓裂工藝條件下裂縫擴展形態，形成適應性工藝優化方案。

3.1 三維裂縫擴展模型

3.1.1 應力平衡方程與縫內流體流動

巖石基質塊體運動符合牛頓第二定律，考慮塊體可變形，小位移線彈性動態方程為［31］

式中， σi為Cauchy張量；bi為彈性體力，N；ρ為巖石密度，kg/m3； μx為軸向位移，mm；α為阻尼系數； μy為徑向位移，mm；Di為Hooke張量； εi為壓縮應變，mm。對于各向同性(均質)彈性巖石的本構模型表征僅需要彈性模量E和泊松比ν共2個彈性常數。

將裂縫內壓裂液考慮為不可壓縮牛頓流體在平板內的層流，則滿足式(4)連續性方程、式(5)全局質量守恒方程［32］

式中，w為動態裂縫寬度，m；t為時間，s；s為裂縫內任一點坐標； μ為流體黏度，Pa· s ；p為流體壓力，MPa；Q為施工排量，m3/s；q為壓裂液濾失量，m3/s，基質具有超低滲透率，模型中忽略了壓裂液濾失影響，即q=0。

3.1.2 裂縫擴展準則

由于巖石變形與縫內流體流動相互影響，因此需要耦合巖石變形與復雜裂縫內流體流動。在井筒射孔點，隨著壓裂液的注入，初始裂縫處的流體壓力不斷升高，巖石單元體之間將發生拉伸或剪切滑移，即當最大壓主應力(壓為負)達到巖石抗拉強度時，發生張性破裂；而當滿足Mohr-Coulomb準則時，發生剪切破裂，表達式為

式中， τ0為黏聚力，N；φ為內摩擦角，°；σn為縫面法向有效壓應力，N。

3.1.3 裂縫形態描述

為了對比描述壓裂裂縫擴展形態復雜程度，定義儲層復雜裂縫網絡覆蓋率為

式中，F為復雜裂縫網絡覆蓋率；U為未改造面積，m2；T為目標改造面積，m2。

3.2 模擬結果及分析

松北沙河子組儲層水平地應力差的范圍在7.6～11.9 MPa， 脆性 指 數 為 0.157～0.689， 平均 值0.409，微地震測井數據顯示儲層天然裂縫發育不均勻，總體天然裂縫欠發育，局部存在層理縫與天然裂縫交錯。由于儲層非均質性程度高，僅采用傳統縫網體積壓裂工藝難以有效動用全部儲層，因此需要針對不同儲層地質條件優化設計壓裂施工工藝。

3.2.1 縫網體積壓裂

縫網體積壓裂工藝條件下水力裂縫擴展形態受到水平應力差、天然裂縫密度等地質參數的影響。考慮儲層強非均質性，對不同地質因素下縫網體積壓裂進行模擬，模擬地質參數：天然裂縫密度不同發育程度，水平應力差3～15 MPa，彈性模量30 GPa，泊松比為0.21；工程參數：3簇/段，簇間距為30 m，排量為10 m3/min，黏度5 mPa · s，注液量2 000 m3。

模擬結果如圖4所示，水平應力差主要決定著縫網體積壓裂工藝下水力裂縫擴展形態的復雜程度，隨著水平應力差增加，水力裂縫復雜性和復雜裂縫網絡覆蓋率快速降低。水平應力差小于6 MPa時，易擴展形成復雜裂縫；水平應力差在6～9 MPa時，趨于擴展形成局部復雜縫或分支縫；水平應力差高于9 MPa時，趨于擴展形成簡單縫。天然裂縫密度在水平應力差小于9 MPa時影響顯著，水平應力差高于9 MPa時影響減弱。水平應力差低于9 MPa時，水力裂縫復雜性和復雜裂縫網絡覆蓋率隨天然密度增加而快速提升。相對應地，水平應力差高于12 MPa時，縫網體積壓裂工藝不易激活天然裂縫，天然裂縫發育段水力裂縫復雜性提升不明顯，不能充分利用天然裂縫而形成復雜裂縫。水平應力差9～12 MPa時，體積壓裂常規施工參數不易激活天然裂縫，天然裂縫發育段水力裂縫復雜性提升不明顯，不能充分利用天然裂縫形成縫網。

圖4 復雜裂縫網絡覆蓋率與天然裂縫密度關系Fig.4 Relationship between the coverage of complex fracture network and the density of natural fractures

3.2.2 暫堵轉向壓裂

對于常規縫網體積壓裂工藝難以滿足儲層改造需求的地層采用暫堵轉向壓裂開展模擬，模擬地質參數：考慮天然裂縫密度發育程度，水平應力差6～12 MPa，彈性模量 30 GPa，泊松比 0.21；工程參數：3簇/段，簇間距 30 m，排量 10 m3/min，黏度5 mPa · s，注液量2 000 m3。通過數值模擬，3簇縫內一次暫堵前后水力裂縫形態如圖5所示，模擬條件分別為：(a)水平應力差6 MPa、天然裂縫密度0.1條/m；(b)水平應力差9 MPa、天然裂縫密度 2.5條/m；(c)水平應力差12 MPa、天然裂縫密度5條/m。由模擬結果可知，通過暫堵轉向壓裂明顯提高了裂縫復雜程度：水平應力差在6～12 MPa時，主要形成簡單縫，通過1次暫堵后，封堵點附近可形成多分支縫，整體復雜裂縫網絡覆蓋率可提升10%；在水平應力差高于12 MPa時，即使在天然裂縫非常發育段5條/m，縫內暫堵也不易形成分支縫。

圖5 水力裂縫形態Fig.5 Hydraulic fracture morphology

3.2.3 密集切割壓裂

松北沙河子組儲層普遍水平應力差高、天然裂縫欠發育，采用密集切割壓裂工藝。密集切割壓裂工藝相較于常規縫網體積壓裂簇間距縮小，簇間裂縫作用程度增加，有利于形成復雜裂縫擴展形態。模擬地質參數：彈性模量為30 GPa，泊松比為0.21；工程參數：排量為10 m3/min，黏度為5 mPa · s，注液量為2 000 m3。模擬結果如圖6所示，在天然裂縫密度相同的條件下，隨著水平應力差逐漸增大，復雜裂縫網絡覆蓋率逐漸降低，水平應力差越大越不利于形成復雜裂縫。在水平應力差相同的條件下，隨著天然裂縫密度逐漸增大，復雜裂縫網絡覆蓋率逐漸升高，天然裂縫密度越大越有利于形成復雜裂縫。相比于縫網體積壓裂工藝(3簇、簇間距30 m)，密集切割壓裂工藝(5簇、簇間距15 m)在不同水平應力差條件下的復雜裂縫網絡覆蓋率逐漸接近，但是水平應力差越小仍有利于局部復雜縫的形成。密集切割壓裂工藝實現多簇密集裂縫擴展，大幅度增加裂縫復雜性，天然裂縫作用減弱，但天然裂縫密度大于0.5條/m仍有利于形成局部復雜縫或分支縫。

圖6 天然裂縫密度對復雜裂縫網絡覆蓋率的影響Fig.6 Influence of natural fracture density on the coverage of complex fracture network

3.2.4 脆性指數對3種壓裂工藝裂縫擴展形態的影響

松北沙河子組儲層不同位置巖石脆性指數差異較大，大露頭巖樣壓裂模擬結果表明，脆性指數是影響水力壓裂裂縫擴展的重要因素，需要對不同施工工藝下巖石脆性指數的影響進行研究。模擬地質參數：水平應力差9 MPa，天然裂縫密度2.5條/m；模擬工程參數：排量10 m3/min，黏度5 mPa · s，注液量2 000 m3。模擬結果如圖7所示，隨著脆性指數增加，復雜裂縫網絡覆蓋率快速增加，脆性指數低于0.4時增加18%，超過0.4后增長變緩，增加6%，超過0.7后變化較小，僅僅增加1%。暫堵轉向壓裂工藝相比于縫網體積壓裂工藝，其復雜裂縫網絡覆蓋率對脆性指數變化更為敏感，并且高脆性指數更有利于暫堵轉向提升復雜裂縫覆蓋率，脆性指數0.4時暫堵后覆蓋率增加6%，而脆性指數0.7時暫堵后覆蓋率增加9%。密集切割壓裂工藝相比較于暫堵轉向壓裂工藝，脆性指數高于0.4后，其提升復雜裂縫網絡覆蓋率更加明顯，脆性指數0.4、0.7時覆蓋率分別提升11%、16%。

圖7 脆性指數對復雜裂縫網絡覆蓋率的影響Fig.7 Influence of natural fracture occurrence on hydraulic fracture propagation morphology

4 體積壓裂工藝優選

通過露頭巖樣物模實驗及復雜裂縫模擬，確定了松北沙河子組致密氣藏體積裂縫形成的主控地質因素為天然裂縫、水平應力差、脆性指數。根據松北沙河子組致密氣藏儲層性質，將儲層劃分為3類：第1類儲層，自然條件易于形成復雜裂縫；第2類儲層，自然條件較難形成，但通過技術手段能實現復雜裂縫；第3類儲層，無法形成復雜裂縫。第1類儲層水平應力差小于6 MPa、天然裂縫密度＞0.5條/m，通過復雜裂縫體積壓裂工藝即可形成復雜縫網。第2類儲層的水平應力差為6～12 MPa、天然裂縫密度＞0.5條/m，通過暫堵轉向壓裂工藝可形成多條局部復雜縫。第3類儲層的水平應力差高于12 MPa、天然裂縫不發育，需要密集切割壓裂工藝才能形成密集簡單縫。整體上隨著脆性指數降低、天然裂縫密度降低、水平應力差增大，需要采用暫堵轉向壓裂、密集切割壓裂工藝條件才能大幅度提升水力裂縫的復雜程度。根據體積裂縫形成條件，通過多因素界限劃分，建立了松北沙河子組致密氣藏不同儲層類型劃分與復雜裂縫判斷圖版(圖8)，形成了致密氣藏體積壓裂優選技術。

圖8 致密氣儲層類型劃分與復雜裂縫判斷圖版Fig.8 Influence of brittleness index on coverage of complex fracture network

5 結論

(1)通過露頭大巖樣物模實驗，松北沙河子組儲層存在含少量天然裂縫的區域可被水力裂縫溝通形成復雜縫網。水力壓裂裂縫形態受水平應力差、巖石脆性指數等地質因素影響顯著，當水平應力差大于12 MPa時，即使儲層發育天然裂縫也難以實現溝通，巖石脆性指數的差異會產生明顯不同的壓裂裂縫復雜程度，暫堵轉向壓裂在水平應力差9 MPa下可使天然裂縫不發育段形成分支縫。

(2)建立了匹配松北沙河子組儲層的壓裂數值模型，并基于模型分別采用縫網體積壓裂、暫堵轉向壓裂和密集切割壓裂工藝對不同地質條件下儲層裂縫擴展形態開展了研究，縫網體積壓裂工藝和暫堵轉向壓裂工藝下，水力裂縫擴展形態對地質參數敏感程度趨于一致，而密集切割壓裂工藝下水力裂縫擴展形態對地質參數敏感程度相對減弱。

(3)根據儲層天然裂縫密度、水平應力差、巖石脆性指數建立了沙河子組致密氣藏復雜裂縫判斷圖版，形成了沙河子組致密氣藏體積壓裂工藝優選技術與不同工藝體積壓裂參數優化方法等工藝技術系列，實現了不同區塊、不同巖性的儲層針對性改造。