川口油田人工裂缝形态特征及其主控因素研究

王旭庄，李 江，张 蔺

（1.延长油田股份有限公司 川口采油厂，陕西 延安 716000，2.西安奥陶科技有限公司，陕西 西安 710043）

川口油田人工裂缝形态特征及其主控因素研究

王旭庄1，李 江1，张 蔺2

（1.延长油田股份有限公司 川口采油厂，陕西 延安 716000，2.西安奥陶科技有限公司，陕西 西安 710043）

川口油田长4＋5层埋深较浅，水淹方向多，正确认识水力压裂的裂缝形态对油田开发调整具有重要意义。本文通过对岩石应力、抗张强度、平面非均质性、天然裂缝等多方面影响因素的综合研究，认为川口油田长4＋5为形态复杂的垂直缝，并利用多种方法进行了验证。

川口油田；裂缝形态；主控因素

川口油田长4＋5目的层埋深较浅，为 577.9~ 871.9 m，水淹方向多。水力压裂产生的裂缝分垂直缝和水平缝。正确认识裂缝形态对川口油田后期开发调整具有重要的意义。一般认为水压力产生的裂缝小于500~600 m为水平缝，否则为垂直缝。这种观点缺乏事实支持。美国 Nolte Smith公司对埋深200 m的地层进行水力压裂后挖掘发现，裂缝为垂直缝［1］。相反，大庆油田对1000多米深地层压裂后发现，裂缝为水平缝［2，3］。所以要了解裂缝为水平缝还是垂直缝，必须要研究其控制因素。本文通过对岩石应力、抗张强度、平面非均质性、天然裂缝等多方面影响因素的综合研究，认为川口油田长 4＋5为形态复杂的垂直缝，并利用多种方法进行了验证。

1 人工裂缝形态特征及主要控制因素

人工裂缝控制因素很多，主要包括岩石应力、岩石强度、天然裂缝、岩石非均质性等多方面。

1.1 地应力分析表明为垂直缝

深埋地层岩石受三方向的主地应力，水平最大、最小主应力和垂直应力，水力压裂缝总是沿垂直于最小主应力的平面发生和发展。当垂直应力最小时，压裂时产生水平缝，否则形成垂直缝。

①岩心应力测试表明为垂直缝

表1 地应力解释结果表（声发射凯塞尔效应法）

选取川 30井700~720 m的岩心10个样进行了声发射凯塞尔效应分析，从分析结果（表 1）可以看出，川30井700~720 m位置处的最小主应力为水平应力，其值在12.4~13.4MPa之间，水平最大、最小主应力之差比较小，平均为3 MPa；垂向应力稍大于水平最大应力，单从岩心分析结果来看，说明人工裂缝应该以垂直裂缝为主。而最大水平主应力方位平均在89.8~94.7 MPa之间，说明垂直裂缝应以东西向为主。

为了不失一般性，取其平均深度 710 m，则可得到中砂岩、细、粉的最大、最小、垂向主应力梯度，具体数值见表2。

表2 不同岩性的地应力梯度表

上覆岩层应力一般是垂直的而且较好地近似等于上覆岩石的重量，也可以参考邻近油田的密度测井积分来验证：σv＝∫z0ρ（z）gdz。邻近油田的垂向应力梯度为0.023 MPa／m左右，这和川 30井的岩心测定结果基本吻合，证明了岩心测定结果的正确性。

②瞬时停泵压力统计分析表明为垂直缝

瞬时停泵压力ISIP消除了摩阻的影响，代表了裂缝的延伸压力（图 1），是最小主应力与岩石应力强度因子的综合反映。

本文统计了刘渠区块933井层的压裂资料，瞬时停泵压力在4.0~12.0 MPa之间。井口瞬时停泵压力加上射孔位置液柱（垂深）的压力即为井底停泵压力。结合计算所得上覆压力，最大、最小水平主应力（表3）。从表3可以看到，人工裂缝的平均延伸压力（井底停泵压力）大于砂岩的最小主应力，与最大水平主应力比较接近，但小于垂向应力，这说明人工裂缝应该主要是东西向的垂直缝，但也有可能形成南北或其他方向的垂直裂缝。

图 1 典型压裂施工曲线示意图［5］

表3 根据应力梯度计算应力与停泵压力统计比照表

1.2 储层横向非均质对垂直缝形态复杂性的影响

对于分流河道透镜状砂体而言，砂体中心部分泥值含量低，边部泥值含量高，尤其是透镜状砂体结合部位往往有泥值薄层存在。这不仅在一定程度上是渗流屏障，也形成了地应力的局部高值，这会对人工裂缝的延伸造成一定的影响（图2）。

图2 河道透镜状砂体叠合剖面

川口油田沉积相以三角洲平原相、前缘相为主，以砂泥岩沉积为主，刘渠区块砂体从剖面上看可对比性强，好像是层状砂体，但实际上是多期河道迁移叠加的产物（图3）。由于砂体边部泥质含量增高造成的地应力差异、岩石力学参数差异、砂体截切边界造成的复合层效应、裂缝在延伸过程中摩阻造成的“强弩之末”效应以及缝内脱砂造成的输砂通道狭窄化等因素也会造成裂缝在横向上的延伸困难。

图3 河流相砂体连通示意图

长庆油田在新、老井压裂改造的实践中证明，在裂缝侧向受阻后，随着缝内压力升高，有可能在缝内产生新的裂缝或沿天然裂缝转向，阻碍更小的方向延伸，目前国内应用较多的［6－12］的堵老缝、造新缝的工艺就是基于这种事实基础（图4）。

图4 裂缝转向示意图

1.3 岩石抗张强度（及天然裂缝）对垂直缝形态复杂性的影响

人工裂缝要延伸，还要克服岩石的端部效应，端部效应即裂缝前缘的应力强度因子，端部效应与岩石的抗张强度呈正比关系［13］。经岩样分析，川口油田砂岩的抗张强度在3MPa以内，从作用效果上讲，这个数值要附加在地应力上，使得裂缝的延伸要更困难一些（图5）。

图5 端部效应限制了裂缝的延伸

因为端部效应的存在，地层有无微裂缝对人工裂缝的延伸就就有很大的影响了，可分为以下 4种情况来说明：

1）地层没有天然裂缝或地层只有东西向的天然裂缝，则水力裂缝发展为平行于最大主应力方向（东西方向）的垂直缝（图6 a）；

2）地层不仅有东西向，也有南北向（或其它方向）天然裂缝，缝内压力没有超过最大主应力，但大于 σ小＋Δσ／（1－v）之和，取刘渠平均值σ小＝13.2 MPa，Δσ＝3 MPa，v＝0.24，即大于15.48 MPa，则裂缝朝东西向扩展，但南北向及其它方向的微裂缝已全部开启，从刘渠压裂井的平均瞬时停泵压力上（表3）看，这个条件是基本是满足的。说明压裂过程中，各个方向的微裂缝都不同程度地处于开启状态（图6 b）。

3）地层不仅有东西向，也有南北向（或其它方向）的天然裂缝，此时裂缝首先向东西向延伸，遇到应力阻碍，缝内压力升高，当大于最大水平主应力后，就沿南北向（或其它方向）延伸（图6 c）。

4）地层只有南北向（或其它方向）的天然裂缝、但没有东西向的天然裂缝，此时水力裂缝如果要向东西方位延伸，不仅要克服平均13.2 MPa的地层最小主应力，也要克服平均2.3 MPa的抗张强度以及“孔眼效应”［5］的阻力，这样就已经大于岩石或地层的最大主应力，裂缝会向南北向延伸（图6 d）。

图6 人工裂缝的几种情况

其实人工裂缝的延伸过程就是压裂液的流动滤失过程，如同地面水流一样，总向最容易行进的方向行进。高地应力及高强度岩石就相当于水道中较高的台地部分，当缝内净压力高（相当于水位高）时，南北向（或其它方向）的裂缝也被撑开（相当于较高台地被漫流）。但主裂缝仍然为东西向，相对于东西向主裂缝而言，南北向（或其它方向）裂缝相对较窄（相当于水深较浅），支撑剂可能较少或缺失，但如果向南北向改道后情况就会不同。

1.4 压裂施工参数对垂直缝形态复杂性的影响

压裂施工参数主要包括排量、砂量、砂比等参数，施工参数对裂缝形态也有重要的影响。排量越大，缝内净压力越高，则越容易开启不同方向的微裂缝，将形成比较复杂的裂缝系统。砂比越大，压裂液摩阻增大，流动性变差。且在压裂液悬浮性不好的情况下，容易发生局部脱砂，堵塞裂缝发展的线路，引起缝内压力升高，诱导产生新的裂缝或使人工裂缝沿其它微裂缝方向发展。在砂比一定的情况下，砂量越大，则裂缝延伸越远，在裂缝侧向延伸受阻的情况下，裂缝系统会变得更复杂。

通过油管施工压力及压降曲线的软件拟合，发现压裂时缝内的净压力一般在2~3 MPa之间，为最大最小主应力差为3 MPa左右，这样的净压力有可能在有南北或其它方向天然裂缝的情况下产生更加复杂的人工裂缝。

图7 川50－7井压裂施工曲线

缝内净压力升高会使人工裂缝的转向或产生多裂缝，在压裂施工曲线上可以表现出来。图 7可以看出，虽然排量保持恒定，但工作压力有很大的起伏特征，幅度可达6 MPa以上，反映了形成主导裂缝、转向（形成多裂缝）、又形成主导裂缝的过程。

无论是多裂缝还是裂缝转向，都会形成一个主导方向的裂缝。根据物质平衡法则，在同样的加砂规模下，会使主裂缝变短。

2 人工裂缝形态特征的验证

为了证实裂缝是垂直缝还是水平缝，川口油田曾经进行过一些监测，主要有地面微地震与大地电位法。

2.1 地面微地震监测对裂缝形态特征的验证

微地震压裂监测技术是通过在临井中的检波器来监测相对应的压裂井在压裂过程中诱发的微地震波来描述压裂过程中裂缝生长的几何形状和空间展布。岩石在破裂时延伸的过程中，压裂液会挤进与裂缝连接的微裂缝［5］，或者由于局部受力的不均衡，在裂缝附近的砂岩体会产生很多的微破裂，形成微地震波，被传感器所接收（图8）。

图8 天然裂缝造成地震响应

长庆油田某井的对 1000多米深层垂直缝的监测后，发现在压裂时在各个方向都有地震波响应（图9），而这点会误导解释人员将垂直缝解释为水平缝。

图10是川口油田监测过的两口井，可以看出，裂缝长轴方向以东西向为主，反映了本地区最小水平主应力的方向特征。应该是垂直缝。但是当时解释人员根据岩石破裂响应面积将其解释为水平缝，实际上是不合适的。

由于沉积相的缘故，砂体在东北－西南方向的砂体连通性好，又是主河道的缘故，岩石泥质含量低，就地应力小，而且渗透率高，压裂液更易进入，所以假如是水平缝，应该和砂体走向平行才更合理。

图9 长庆某井裂缝监测结果（垂直缝）

图10 川口油田微地震裂缝动态监测结果

图11 水平裂缝形态示意图

此外，假如是水平缝，在压裂的过程中，由于受近东西方向最大水平主应力的控制，裂缝应该为南北方向，形成类似背斜的微穹隆构造（图11）。

表4是川口油田微地震裂缝监测结果，可以看出这几口井在深度 500~700 m范围内都被解释为水平缝，但是裂缝长轴方位都是近东西向。所以，可以肯定地说，这些井全部为垂直裂缝，说明前期监测结果是可信的，但解释结论是错误的。

表4 川口油田储层裂缝监测解释表（原始解释）

2.2 大地电位法裂缝监测对裂缝形态特征的验证

川口油田于2002年8月20日采用大港油田钻采工艺研究院电位法技术对几口井的压裂裂缝方位测试方法分析。三口井全被诊断为垂直裂缝（表5、图12），其中同1、南24井的加砂规模都不大，小于10 m3。由于砂量小，裂缝转向机会少，但裂缝仍为南北向，说明该井所在位置发育南北向的天然裂缝，天然裂缝控制了人工裂缝的发展方向。

表5 三口井大地电位法裂缝监测解释结果表（川口油田）

图12 电位法压裂裂缝方位测试图（川口油田）

2.3 井间示踪测试资料对裂缝形态特征的验证

川口油田已进行井间示踪测试13个井组，检出井56口，根据检出时间及井距计算出前沿水线推进速度（图13），可以看出，东西向水线推进速度最快，大于2 m／h的最多，其它方向次之。

图13 方位与前沿水线推进速度的关系

3 结 论

本文通过岩石地应力测试，水平最大、最小主应力之差比较小，平均为3 MPa；垂向应力稍大于水平最大应力，单从岩心分析结果来看，说明人工裂缝应该以垂直裂缝为主。而最大水平主应力方位在89.8~94.70之间，说明垂直裂缝应以东西向为主。

经统计，刘渠区块平均瞬时停泵压力（人工裂缝的平均延伸压力）大于砂岩的最小主应力，与最大水平主应力比较接近，但小于垂向应力，这说明人工裂缝应该主要是东西向的是垂直缝，但也有可能形成南北或其他方向的垂直裂缝。

由于砂体的横向变化截切造成的应力横向变化，岩石端部效应、压裂施工参数、微裂缝和没有微裂缝等对裂缝的形态都有很大的影响作用。

总体上人工裂缝的性质可分为以下几种情况：1）天然裂缝不发育区：A、如果砂体连续性好，均质性强，则以东西向为主；B、如果相变快、砂体连续性不好，则裂缝在砂体边部可能会转向或产生新裂缝，沿其它方向延伸；2）天然裂缝发育区：在压裂时缝内高净压力的情况下，天然裂缝诱导了人工裂缝，人工裂缝继承、发展了人工裂缝，形成了复杂的人工裂缝系统，主裂缝以东西向为主，但其它方向都有可能分布。微地震地面监测、大地电位法监测、井间示踪剂等对裂缝形态特征进行了验证，证实了认识的准确性。

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［责任编辑 李晓霞］

TE344

A

1004-602X（2011）01-0069-05

2011 -03 -11

王旭庄（1966—），男，陕西延长人，延长油田高级经济师，硕士。