碳酸鹽巖縫內暫堵轉向壓裂裂縫擴展規律實驗

李越 牟建業 揭瓊 張士誠 馬新仿 張軍

1.中國石油大學(北京)石油工程學院；2.中國石油華北油田第四采油廠；3.中國石油華北油田分公司

塔河油田是典型的超深層縫洞型碳酸鹽巖油藏，儲層十分致密且基本不含油，溶洞和裂縫是其主要儲集體。由于儲集體間連通性差，實際生產中，部分井產能低或無自然產能，酸壓改造是增儲上產的主要措施［1］。常規壓裂時裂縫沿最大主應力方向擴展延伸，然而，塔河油田生產井周許多發育儲集體位于非最大主應力方向上［2］，常規的壓裂方式將不再適用，而暫堵轉向壓裂可以很好地彌補這一點，通過水力壓裂形成裂縫，再注入暫堵劑，暫堵劑在裂縫內形成高阻力暫堵帶，增加縫內凈壓力，開啟其他方向裂縫，使裂縫轉向沿非最大主應力方向延伸，進而連通更多的儲集體，提高產能。

近年來，國內外針對裂縫的起裂擴展機理進行了大量的數值模擬和物理模擬研究［3-6］。張士誠等［7］的大尺寸真三軸壓裂實驗模擬結果表明，水平地應力差和天然弱面是能否形成復雜縫的主要因素，排量的影響有限；Olson等［8］在石膏中設置不同角度的玻璃片來模擬如石英充填的高強度天然裂縫，實驗發現水力裂縫可以穿越天然裂縫、截止轉向或穿越和轉向同時存在；Beugelsdijk［9］首次在實驗中引入了水平應力差異系數來定量表征施工壓力對裂縫性地層中水力裂縫形態的影響；張廣清等［10］通過隨機放置小水泥塊來模擬天然裂縫體，實驗表明當天然裂縫規模越大、水平地應力差越小，越容易形成復雜縫網；汪道兵等［11］基于真三軸實驗系統，驗證了纖維暫堵劑堵塞裂縫使其轉向延伸的可行性；Wang等［12］基于擴展有限元法 (XFEM)，采用內聚區模型(CZM)建立數值模型，研究了應力差、儲層滲透率、巖石抗拉強度、楊氏模量、注入速率等因素對裂縫暫堵后轉向路徑的影響。曲寶龍［13］基于真三軸壓裂實驗裝置優化了暫堵劑粒徑和質量分數，但由于實驗對象是水泥試件，實驗結果針對性不強。總體上，目前針對碳酸鹽巖儲層裂縫暫堵轉向的可行性以及暫堵條件下的裂縫轉向規律研究較少。

筆者基于大尺寸真三軸壓裂裝置建立了暫堵轉向壓裂模擬實驗系統，采用 30 cm×30 cm×30 cm 的天然碳酸鹽巖露頭進行縫內暫堵轉向壓裂模擬實驗研究，借助CT掃描技術，分析暫堵轉向壓裂過程中的壓裂裂縫形態以及暫堵轉向影響因素和影響規律，明確裂縫轉向條件，并建立了暫堵起裂理論模型。研究結果將為塔河油田縫洞型碳酸鹽巖儲層暫堵轉向壓裂施工方案設計提供理論依據和指導。

1 縫內暫堵轉向壓裂模擬實驗

1.1 實驗裝置

實驗采用大尺寸真三軸水力壓裂模擬系統見圖1，該裝置可以對 30 cm×30 cm×30 cm 或 40 cm×40 cm×40 cm的巖樣開展壓裂物理模擬實驗。三軸應力加載系統針對試樣進行三向應力加載。加載過程采用變頻加載技術，通過液壓缸快速起壓，隨后通過控制面板進行精確加壓，且能夠實現對壓力的實時跟蹤。注入系統采用恒速恒壓泵連續供液方式，最大排量可達到400 mL/min。該裝置主要部件有巖樣加載腔(放置巖樣)、井筒(內置于巖樣)、中間容器(盛裝暫堵劑和攜帶液的容器)、壓力加載系統(加載三軸應力和注入壓力)以及數據采集系統，數據采集系統可以采集注入壓力和排量等數據。在本次實驗中，考慮到需要注入暫堵劑，因此選擇直徑10 mm 的管線。

圖1 暫堵轉向壓裂物理模擬裝置Fig.1 Physical simulation device for ITPDF

1.2 試樣制備

實驗巖樣采自山東濟寧市嘉祥縣的天然碳酸鹽巖露頭。將大塊碳酸鹽巖露頭切割成尺寸為30 cm×30 cm×30 cm 的立方塊，并在表面中心鉆取一個直徑 2.8 cm、深度 20 cm 的盲孔，然后將外徑 2 cm、長12 cm的鋼管下放至距孔眼底部8 cm的位置，使用高強度環氧樹脂膠水來粘結鋼管和井壁，以此來模擬直井井筒，同時在井底部位預留一部分空間作為裸眼段(圖2)。

圖2 實驗巖樣及示意圖Fig.2 Photo of core sample and schematic diagram

1.3 實驗方案

將巖樣放置在巖心腔內，通過液壓加載系統加載三向應力。根據研究目標區塊實際地應力場分布特征和實驗設備性能情況，設定暫堵壓裂實驗過程中的三向應力。以水平最大主應力σH為14 MPa，水平最小主應力σh為8 MPa，垂向應力為σv為15 MPa為例，為了避免巖樣在應力加載過程中由于加載速率的不同導致巖樣變形受損，首先將三向應力均加載到8 MPa，然后保持水平最小主應力方向圍壓恒定，繼續加載另外兩向應力至14 MPa，然后保持水平最大、最小主應力方向圍壓恒定，繼續加載垂向應力至15 MPa。由于本文模擬的是直井壓裂的過程，因此實驗過程中沿井筒方向加載垂向應力。

以黏度100 mPa · s的高黏壓裂液和2.5 mPa · s的滑溜水作為壓裂液體，以100目的纖維顆粒球作為暫堵劑。泵注過程中分2段泵入，排量均為300 mL/min，第1段泵入壓裂液，壓開巖樣形成水力裂縫，然后再泵入混合有暫堵劑的暫堵液，當纖維顆粒進入裂縫內形成高阻力帶，憋起高壓，從而使裂縫在新位置擴展，以此來實現縫內暫堵轉向壓裂。

為了分析縫內暫堵轉向壓裂的裂縫擴展規律，壓裂后，首先觀察壓后巖樣的裂縫表面形態，然后剖開試樣觀察裂縫形態，根據壓裂液流動路徑和暫堵劑的分布，分析暫堵對裂縫轉向的影響。如需要在剖開前獲得巖樣內部裂縫形態，先進行CT掃描，然后再剖開巖樣觀察。

本文主要分析地應力差、天然裂縫和壓裂液黏度對縫內暫堵轉向壓裂裂縫擴展的影響，共設計6組實驗，方案如表1所示。

表1 暫堵轉向壓裂物理模擬實驗方案Table 1 Scheme of physical simulation experiment for ITPDF

2 實驗結果分析

2.1 地應力差的影響

為了研究水平應力差對暫堵轉向壓裂的影響，對1#、2#和3#實驗進行對比分析。這3組巖樣天然弱面發育，均采用100 mPa · s高黏壓裂液以300 mL/min排量進行暫堵轉向壓裂實驗模擬。

1#巖樣天然裂縫發育，在距井筒3 cm左右發育1條沿水平最小主應力方向的天然裂縫，上下無貫通(圖3a)。在12 MPa水平應力差下泵注第1段壓裂液，由注入壓力曲線可看到，壓力迅速升高至破裂壓力，裂縫在裸眼段起裂并沿最大水平主應力方向擴展；泵注暫堵液階段，暫堵劑進入裂縫后壓力逐漸升高且整體波動劇烈，最高注入壓力16.5 MPa，超過水平最大主應力，說明暫堵劑起到了很好的暫堵作用；二次裂縫在天然裂縫與一次裂縫交點處起裂，近似沿最小水平主應力方向溝通天然裂縫。通過CT掃描可看到，一次裂縫直接穿過天然裂縫后擴展至巖樣邊界，而二次裂縫溝通天然裂縫后貫通整個試件，2條裂縫夾角85°，由于地應力差大，沒有形成復雜網絡裂縫，只形成了T形裂縫，復雜程度一般。

圖3 不同應力差下壓裂裂縫形態及注入壓力曲線Fig.3 Fracture morphologies and injection pressure curves for varied in-situ stress differences

2#巖樣發育有天然裂縫和層理，在9 MPa水平應力差下，壓后形成了2條裂縫(圖3b)，一次裂縫在裸眼段起裂開啟層理，起裂點距井筒2 cm，層理與井筒夾角約50°；暫堵劑進入裂縫后，壓力升高且有波動，達到16.8 MPa時裂縫再次破裂，形成一條垂直縫，巖樣剖開后，二次裂縫面整體較為平整，結合CT掃描結果可以判斷，二次裂縫開啟的是天然裂縫，裂縫于裸眼段位置處起裂，激活天然裂縫后，沿天然裂縫發生偏移，隨后繼續擴展至巖樣邊界。

3#巖樣發育有多條天然裂縫，在6 MPa的水平應力差下，形成了1條主裂縫和1條“樹枝狀”裂縫，一次裂縫在裸眼井段起裂形成沿井筒軸線的垂直縫，起裂點距井筒5 cm，裂縫穿過多條天然裂縫。結合注入壓力曲線可以看到，這些天然裂縫在第1段泵注時沒有被激活，僅有一個破裂點，暫堵劑進入裂縫后，形成有效封堵，封堵位置距井筒較遠，第2段泵注時，注入壓力異常波動，結合CT掃描可以看到，多條裂縫起裂擴展，并激活天然裂縫，在天然裂縫的引導下，最終匯集成一條主縫擴展至巖樣邊界，構成“樹枝狀”裂縫，裂縫形態復雜。

上述實驗結果表明，纖維顆粒暫堵劑在不同地應力差下均有良好的封堵效果，成功實現了裂縫暫堵轉向。暫堵劑在縫內形成低滲帶，增加了流動阻力，3組實驗中，憋起的壓力均超過15 MPa，且壓力上升過程中波動明顯，易形成復雜裂縫；二次裂縫主要從天然裂縫或層理的位置起裂擴展，整體結果表明裂縫擴展延伸受天然裂縫影響較大，但地應力差的影響依然明顯，在較高的地應力差下(12 MPa)，形成的裂縫復雜程度一般，暫堵壓裂后形成T形縫，而當地應力差較低時(6 MPa)，裂縫起裂擴展的隨機性更強，在一次裂縫中部多點起裂，形成“樹枝狀”裂縫，裂縫形態復雜。由于試件尺寸的限制，導致本節無法研究不同地應力差對二次裂縫轉向角的影響，建議后期借助數值模擬的方法進行研究。

2.2 天然裂縫的影響

通過1#~3#實驗結果可以看到，天然裂縫或層理對碳酸鹽巖儲層暫堵壓后裂縫形態的影響十分關鍵，因此選擇4#和5#兩組天然裂縫不發育的碳酸鹽巖試件進行對比實驗，本節實驗均在6 MPa的水平應力差條件下進行。

4#巖樣整體天然裂縫不發育。泵注第1段壓裂液時，壓力迅速升高，達到破裂壓力，裂縫在裸眼井段起裂沿水平最大主應力方向擴展，形成簡單雙翼縫；當泵注暫堵液后，暫堵劑進入裂縫，壓力持續上升，無異常波動，當壓力達到15.1 MPa時，壓力突然

降落，這是壓裂液沖破暫堵層，但并沒有產生第2次破裂現象，從圖4a中可以看到，雖然大量纖維進入裂縫中，在裂縫表面鋪置面積大，注入壓力高，但由于該巖樣微裂縫或層理不發育，仍舊只形成了簡單的雙翼縫。

圖4 無天然裂縫試樣暫堵壓裂裂縫形態及注入壓力曲線Fig.4 Fracture morphology and injection pressure curve for ITPDF of samples without natural fractures

5#巖樣整體微裂隙不發育，泵注壓裂液時，破裂壓力明顯，裂縫在裸眼井段起裂形成簡單雙翼縫；泵注暫堵液后，暫堵劑進入裂縫，在裂縫中呈分散鋪設狀態，分散范圍廣，在巖樣邊界處也觀察到纖維鋪置，壓力明顯上升，但上升速度較慢，波動較小，無明顯破裂點，仍舊只形成了簡單的雙翼縫，如圖4b所示。

通過對比3#~5#實驗結果可以看出，在無微裂隙發育的碳酸鹽巖巖樣中，即使加入暫堵劑，憋起了足夠高的壓力，仍然形成簡單雙翼縫，難以二次起裂，說明通過暫堵在巖石本體重新起裂擴展難于實現。

2.3 壓裂液黏度的影響

壓裂液黏度也是影響暫堵轉向壓裂改造效果的一個重要因素。為了研究壓裂液黏度的影響，在6#巖樣的實驗中選用黏度2.5 mPa · s的滑溜水作為壓裂液和暫堵劑攜帶液。6#巖樣整體天然裂縫不發育，結合壓后裂縫表面形態和注入壓力曲線(圖5)可以看到，第1段泵注時，壓力迅速升高，達到破裂壓力，裂縫在裸眼井段起裂，形成簡單雙翼縫；泵注暫堵液后，壓力持續上升，但上升緩慢，無異常波動，剖開巖樣發現，暫堵劑堵塞在井筒中，未進入裂縫，這是由于滑溜水壓裂，縫內凈壓力小，形成的裂縫開度相對較小，且滑溜水黏度低，攜砂能力差，最終導致滑溜水難以攜帶暫堵劑進入裂縫，使得大量暫堵劑在井筒內沉積，無法形成有效封堵。

圖5 低黏度壓裂液下暫堵壓裂裂縫形態及注入壓力曲線Fig.5 Fracture morphology and injection pressure curve for ITPDF with low-viscosity fracturing fluids

2.4 暫堵起裂條件分析

為了更好地研究暫堵情況下裂縫的起裂條件，通過解析的方式進行理論分析，根據彈性力學平面問題的求解方法，建立縫內暫堵幾何形狀物理模型，如圖6所示，假設水力裂縫為橢圓形，半縫長為L，半縫寬為W，縫內凈壓力pnet均勻分布。

圖6 縫內暫堵轉向物理模型Fig.6 Physical model of ITPDF

當裂縫暫堵后，裂縫面上任意一點的應力狀態為

其中，θ為裂縫壁面上任一點與O點連線和X正半軸的夾角，且m=(L?W)/(L+W)。

由于L?W，所以m近似為1，將m=1代入得

當巖石達到張性破裂的條件時，σθ=?St，可以得到

式中，St為巖石的抗張強度。

上面的解析模型表明，暫堵后巖體本身起裂裂縫凈壓力至少要達到水平主應力差和巖石抗張強度之和。而塔河油田作為典型的超深層縫洞型碳酸鹽巖油藏，水平應力差高，可以達到20 MPa以上，再考慮巖石的抗張強度，約為5 MPa左右，縫內凈壓力要達到25 MPa以上才能實現二次起裂，然而在實際施工過程中幾乎達不到這么高的凈壓力。因此該結果也從側面證明，在實際縫內暫堵壓裂施工時，往往是借助了地層中的天然弱面和微裂隙的作用。

3 結論

(1)實驗驗證了碳酸鹽巖縫內暫堵實現裂縫轉向的可行性。足夠的縫內壓力和天然弱面是實現縫內暫堵轉向壓裂的必要條件，實驗條件下，暫堵條件

下縫內壓力能增加到15 MPa以上，且新裂縫基本從天然裂縫或層理位置起裂擴展。

(2)不同水平應力差下，均能實現縫內暫堵轉向，但是暫堵壓裂后的裂縫形態受地應力差影響顯著。高應力差下，裂縫形態單一，改造范圍有限；低應力差下，裂縫形態復雜，且改造范圍大。

(3)暫堵劑進入裂縫內是保證暫堵轉向壓裂施工成功的重要條件，當壓裂液黏度過低時，攜砂能力差，且形成的裂縫開度相對較小，易導致暫堵劑堵塞在井筒，無法進入裂縫。實際施工設計時，還需要考慮天然裂縫的開啟以及井筒摩阻，來選擇合適的壓裂液黏度。