天然裂缝对页岩储层网状诱导缝的控制作用

梁利喜, 黄 静, 刘向君, 朱洪林, 朱哲显

(油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学)，成都 610500)



天然裂缝对页岩储层网状诱导缝的控制作用

梁利喜, 黄 静, 刘向君, 朱洪林, 朱哲显

(油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学)，成都 610500)

页岩地层只有借助体积改造技术形成网状裂缝系统才能实现有效开发，而网状裂缝形成的必要条件是诱导缝沿天然裂缝转向。借助RFPA2D数值仿真软件，从岩石力学角度出发开展诱导缝转向规律的机理研究。结果表明，天然裂缝的长度、走向等都会影响诱导缝转向的难易程度，裂缝长度越大、与最大主应力夹角越小，发生转向的可能性越大；其次，诱导缝起裂的角度也会影响其转向，起裂方位与最大主应力夹角越大，诱导缝沿天然裂缝转向越容易。文章还分析了复杂裂缝性地层诱导缝延伸规律，直观地再现了诱导缝依次打开天然裂缝并分叉的现象，并证明了只有诱导缝沿天然裂缝转向才可能形成复杂诱导缝体系。

页岩；网状裂缝；天然裂缝；体积改造；数值模拟

中国天然气的需求量越来越大，当前常规气藏开采难度越来越高，页岩气是一种非常理想的能源补给方式。国际上针对页岩气给予了高度重视，继美国成功开发页岩气以来，中国、德国等国家相继加入了页岩气勘探开发行列。然而，中国经过近几年的不断努力，页岩气开发方面却不尽人意，一方面是由于钻长水平井段带来的严重井壁失稳的问题，另一方面是储层改造过程不能形成理想的复杂网状裂缝系统。导致改造效果不理想的根本原因是对裂缝形态不能实现有效控制，即对裂缝形成机制和延伸规律本质没有认识清楚，因此，对诱导缝延伸的理论研究显得格外重要。

页岩地层中发育大量的天然裂缝，众多研究表明天然裂缝对诱导缝形成和发展有影响。唐书恒等人发现煤岩中高度发育的天然裂缝影响着水力裂缝的起裂位置和起裂压力，水力裂缝延伸以及复杂程度主要受水平地应力差的控制[1]。周健等人采用大尺寸真三轴试验系统，进行了多裂缝储层水力裂缝受天然裂缝干扰后裂缝形态的分析，逼近角、水平主应力差和裂缝面摩擦系数都会影响裂缝扩展，逼近角和水平主应力差是主要因素[2]。赵金洲等人基于等效平面裂缝思想建立了裂缝性地层人工裂缝沿天然裂缝非平面转向延伸的数学模型，并分析了水平地应力差、逼近角、施工排量、压裂液黏度等因素对缝宽的影响[3]；随后又提出裂缝性地层射孔井水力裂缝破裂有3种模式：沿孔眼壁面岩石本体破裂、沿天然裂缝剪切破裂与沿天然裂缝张性破裂，考虑到可能发生的这3种破裂模式，建立了裂缝性地层射孔井破裂压力计算模型[4]。H.Gu等人提出了人工裂缝与天然裂缝非正交时，人工裂缝穿过天然裂缝还是沿天然裂缝剪切滑移的判断准则，在理论和实验室物理模拟条件下均证实了水平主应力差和逼近角对延伸模式有很大影响[5]。C.Cipolla等人发现天然裂缝系统对复杂裂缝几何形状有很重要的影响，天然裂缝间距减小，裂缝复杂程度增加，得到更小的改造体积，天然裂缝长度会影响改造区域的宽度，随着天然裂缝长度变短，裂缝网络的宽度大幅度减小[6]。S.R.Roberto等人在实验室条件下分析了围压、逼近角、节理面粗糙度、流体注入速度对压裂裂缝延伸、在节理中传播距离、裂缝分支等方面的影响，得出粗糙度影响裂缝在节理中延伸的长度，高的注入速度有利于裂缝分支，接触角偏向45°增加了沿节理的延伸长度，但这也不是唯一的影响因素[7]。J.E.Olson等人也开展了实验室内真三轴压裂实验，清楚地观察到了人工压裂缝绕过天然裂缝、穿过天然裂缝、沿天然裂缝转向以及综合的延伸模式，指出裂缝性地层诱导缝延伸受到天然裂缝的影响非常复杂[8]。

本文借助RFPA-Flow二维软件，在已完成的页岩地层诱导缝起裂研究的基础上，进一步开展天然裂缝的影响下裂缝延伸规律研究，完善诱导缝形成机制理论。

1 RFPA数值计算原理

东北大学岩石破裂与失稳研究中心致力于岩石破裂过程数值研究已20余年，成功研发出一套岩石破裂与失稳分析系统(rock failure process analysis,简称RFPA)。RFPA软件引入Weibull分布函数来描述岩石介质细观结构的非均匀性，进而建立统计损伤的本构关系；同时，借用连续介质力学方法处理物理非连续介质问题，最终实现了各向异性非均质岩石介质破坏全过程的数值模拟[9]。本文涉及的RFPA2D-Flow(RFPA二维渗流版软件)为其中一个版本，该软件考虑了岩石破坏过程中的渗流与应力耦合[10]。

2 数值计算基本模型的建立

选用某区块硬脆性页岩在实验室测得的岩石物性参数，确定出模型物性参数(表1)。

接下来是考虑模型边界效应、模拟效果，以及内外边界条件，建立完整井眼且不存在裂缝的二维井眼数值计算基本模型，地层中存在弱结构面的情况只需进一步添加裂缝即可。模型大小为2 m×2 m，划分为600×600=360 000个网格，井眼半径20 mm，垂向有效地应力σ2=36.75 MPa，水平有效地应力σ1=51.45 MPa，井筒内初始液压p0为60 MPa，井筒内压单步增量为1 MPa，建立的井壁无裂缝的二维数值模型如图1所示，模型中颜色深浅代表单元力学性质的强弱。

表1 数值模型参数表

Table 1 Parameters for numerical model

均质度：m2弹性模量：E/MPa30800单轴抗压强度：σc/MPa170内摩擦角：φ/(°)40泊松比：μ0．28孔隙度：q/%1．9渗透率：K/10-3μm20．000007

3 诱导缝转向规律研究

目前研究结果均表明，诱导缝依次打开遇到的天然裂缝沿天然裂缝转向是形成复杂裂缝系统的前提[11-12]。

图1 井壁无裂缝模型受力示意图Fig.1 Sketch of numerical model showing no fractures in walls

3.1 井周天然裂缝对诱导缝转向的影响

诱导缝在发展过程中遇到的天然裂缝性质不同，诱导缝沿其转向的难易程度也不同。该部分分别对井周天然裂缝的夹角、长度进行分析。

3.1.1 裂缝夹角对诱导缝转向的影响

在远离井眼的一定区域分布一条长度为4倍井径的天然裂缝，天然裂缝下端点位于同一位置，裂缝走向与最大主应力呈不同夹角，裂缝力学性质按基质的1/4折减，图2为几个特殊角度下的模型近井放大示意图。

图3为井筒内液体载荷逐步增加得到的最终诱导缝形态，从图中看出井周天然裂缝与最大主应力夹角影响诱导缝转向规律。夹角较大时，诱导缝穿过天然裂缝仍保持沿最大主应力方向发展，夹角减小至75°，诱导缝开始打开天然裂缝沿天然裂缝发生转向。在此特定条件下，诱导缝刚好沿井周天然裂缝发生转向的裂缝临界夹角为75°。因此，井眼轨迹设计应考虑到井周裂缝走向，裂缝与最大主应力夹角较小的区域有利于诱导缝转向，从而形成复杂的裂缝系统。

图2 井周天然裂缝不同夹角近井放大模型Fig.2 Amplificatory model around borehole of natural fractures at different angles

图3 井周裂缝夹角对诱导缝转向的影响Fig.3 Effect of angles of natural fractures on extension of induced fractures

3.1.2 裂缝长度对诱导缝转向的影响

建立井周天然裂缝与最大主应力夹角成70°，裂缝长度分别为井径的2倍、3倍、4倍与5倍的系列模型，如图4所示。根据图5得到的模拟结果，裂缝相同夹角下，长度越大，诱导缝沿天然裂缝转向的程度越高；反之，裂缝长度越短，其转向程度越低。

3.2 起裂方位对诱导缝转向的影响

除去井周裂缝性质会影响诱导缝转向，当诱导缝沿井壁裂缝起裂时，起裂方位也会影响诱导缝转向发生的难易程度。

图4 井周裂缝不同长度系列模型Fig.4 Natural fracture models in different length

图5 不同裂缝长度模拟结果Fig.5 Simulation of natural fracture model in different length

3.2.1 沿井壁0°裂缝起裂

井筒最大主应力方向分布长度为井径2倍的天然裂缝，同时在离裂缝尖端一定距离处存在另一天然裂缝，该天然裂缝与最大主应力方向成不同角度。部分模型近井局部放大图见图6。

模拟结果(图7)可以清楚看出，诱导缝沿井壁最大主应力方向裂缝起裂，井周天然裂缝被打开也存在一个临界角度。在该地应力、裂缝分布规律以及模型参数的前提下，临界夹角为69°，裂缝与最大主应力夹角大于该临界角度，诱导缝倾向于穿过天然裂缝；裂缝夹角小于该角度时，诱导缝打开天然裂缝沿天然裂缝发生转向。

3.2.2 沿井壁45°裂缝起裂

前一部分的大量模拟显示，诱导缝在井壁裂缝尖端将偏向最大主应力方向发展，故在井壁裂缝尖端沿最大主应力方向预制一条不同夹角天然裂缝。部分模型近井局部放大图见图8。

在诱导缝沿井壁45°裂缝起裂的前提下(图9)，除去井周裂缝夹角为90°的情况，其他夹角下均呈现诱导缝不同程度打开天然裂缝、沿天然裂缝发生转向的结果，此时诱导缝转向的临界夹角为89°。与沿井壁0°裂缝起裂对比，沿井壁45°裂缝起裂的诱导缝能沿更大角度范围的天然裂缝转向，进一步形成复杂裂缝系统的可能性也较大。

经过以上分析得出，井周天然裂缝与最大主应力夹角较小、裂缝长度较长更容易实现诱导缝打开天然裂缝沿天然裂缝转向，从形成复杂裂缝系统出发，井眼轨迹设计则应该尽量沿主裂缝夹角较小、裂缝长度较长的区域。另外，诱导缝沿井壁裂缝起裂的角度也是影响诱导缝转向的重要因素，起裂方位越偏离最大主应力方向，相对更容易发生沿井周裂缝转向，因此，保证沿井壁较大角度起裂也能有效增加复杂裂缝系统产生的可能性。

图6 部分模型近井局部放大图Fig.6 Amplificatory diagrams around borehole for part of the model

图7 井壁0°裂缝起裂下裂缝夹角对诱导缝的影响Fig.7 Effect of the angle of natural fracture on extension of induced fracture when initiates along 0° angle fracture

图8 部分模型近井局部放大图Fig.8 Amplificatory diagrams around borehole for part of the model

图9 井壁45°裂缝起裂下裂缝夹角对诱导缝的影响Fig.9 Effect of the angle of natural fracture on extension of induced fracture when initiates along 45° angle fracture

4 复杂裂缝性地层诱导缝延伸规律

由于页岩气储层岩石通常呈硬脆性，在构造活动作用下很容易形成构造裂缝，其发育规律、形态、空间分布主要受控于构造应力场强度、活动方式和岩石物理性质，且一次构造运动中往往形成某一个方向的天然裂缝组[13]。

考虑地层中主要存在某一次构造运动形成的一组天然裂缝系统，裂缝长度相同，天然裂缝与最大主应力方向夹角分别为15°与90°，天然裂缝均匀地分布在井周地区，需要进一步开展诱导缝起裂及延伸规律研究。

图10的模拟结果显示，诱导缝沿井壁裂缝起裂，且延伸过程不断打开天然裂缝，最终形成了2条主裂缝，左支诱导缝沿天然裂缝发生了分叉，若模型足够大从理论出发则能形成复杂裂缝体系。图11中诱导缝并没有沿井壁裂缝起裂，且几乎观察不到诱导缝沿天然裂缝转向的现象，诱导缝仍然保持在最大主应力方向起裂和延伸。对比2种结果，井周天然裂缝体系夹角越大，诱导缝沿井壁天然裂缝起裂越难，往往只能沿井壁最大主应力方向起裂，导致诱导缝沿裂缝转向难度增加；另外，裂缝与最大主应力夹角较大本身也不利于诱导缝转向。2种因素共同作用下，最终诱导缝转向程度较低，不利于复杂裂缝的形成。因此，天然裂缝分布规律对于能否实现体积改造有很重要的影响，主裂缝夹角较小，有利于形成复杂诱导缝体系，井眼轨迹设计应充分考虑裂缝的分布规律。

图10 15°单组裂缝性地层Fig.10 Fractural formation at 15°(A)复杂裂缝性地层数值模型; (B)诱导缝形态仿真结果

图11 90°单组裂缝性地层Fig.11 Fractural formation at 90°(A)复杂裂缝性地层数值模型; (B)诱导缝形态仿真结果

5 结 论

通过对非均质页岩地层中诱导缝转向各种影响因素的数值仿真模拟，得到以下认识：

a.天然裂缝的长度与走向是影响诱导缝能否沿其发生转向的重要因素，裂缝长度越长、与最大主应力夹角越小，发生转向的可能性越大；反之，转向越困难。

b.诱导缝起裂的方位会影响其发育形态，起裂方位偏离最大主应力方向，使得其延伸发展受地应力控制减弱，故更容易沿天然裂缝发生转向。

c.复杂裂缝性地层中，天然裂缝体系与最大主应力夹角较小，能实现诱导缝沿天然裂缝转向，从而使得网状诱导缝体系成为可能；若天然裂缝体系与最大主应力夹角较大，诱导缝不能依次打开天然裂缝，则不利于网状诱导缝体系的形成。

d.页岩储层中天然裂缝的存在使得诱导缝形成扩展非常复杂，只有保证诱导缝能打开天然裂缝并沿天然裂缝转向才可能形成网状裂缝体系。因此，井眼轨迹优化设计应充分考虑与地层中发育的微裂缝系统的关系，才能成功实现体积改造，改善储层物性。

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Formation and controlling effect of natural fractures on network induced fractures in shale reservoir

LIANG Li-xi, HUANG Jing, LIU Xiang-jun, ZHU Hong-lin, ZHU Zhe-xian

StateKeyLaboratoryofOil-GasReservoirGeologyandExploitation,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu610500,China

The formation of network fracture system based on the volume transformation technique enhances the effective development of shale gas reservoir and the requisite condition for the formation of network induced fractures is the diversion of induced fractures along natural fractures. Mechanism of diversion regularity of induced fractures is studied through the application of RFPA2D numerical simulation software and in view of the rock mechanics. It shows that the length and orientation affect the difficult level of induced fracture diversion. In fact, the longer the fracture is and the smaller the angle between the fracture and principal stress is, the more likely the diversion of fracture occurs. Meanwhile, the initiating angle of induced fractures also affects the diversion of fractures. The diversion of induced fractures along natural fractures becomes easier when the angle between initiating direction and principal stress becomes larger. The extending regularity of induced fractures in strata with complicated fractures is discussed and the phenomenon of open of natural fractures by induced fractures in forking shape is observed. It proves that the diversion of induced fracture along natural fractures leads to the formation of complex induced fracture system.

shale; network fracture; natural fracture; stimulated reservoir volume; numerical simulation

10.3969/j.issn.1671-9727.2016.06.08

1671-9727(2016)06-0696-07

2015-04-19。 [基金项目] 国家自然科学基金石油化工联合基金重点资助项目(U1262209)；国家自然科学基金资助项目(51274172)；四川省应用基础研究计划项目(2014JY0092)。

梁利喜(1976-),男,博士,讲师,从事石油工程的教学与科研工作, E-mail:liangzby@163.com。

TE122.23; P584

A