覆压水化作用对页岩水力压裂缝扩展的影响

王 欣 李德旗 姜 伟 卢海兵 易新斌 邹清腾 王天一修乃岭 唐 伟 李 涛

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油浙江油田公司

0 引言

页岩气井一般无自然产能，需要开展体积压裂将页岩储层基质打碎，形成复杂裂缝网络以实现页岩气井产气量的提升[1-2]。已有文献报道页岩的水化作用可以促进页岩次生裂缝的产生，进而形成较为复杂的裂缝网络。马天寿和陈平[3]采用CT扫描技术研究常压、不同水化时间下页岩的水化损伤特性，发现页岩在水化过程中会发生细观损伤及扩展；石秉忠等[4]采用CT扫描技术发现泥页岩吸水水化后会促使次生微裂缝的产生、扩展与连通；方朝合等[5]采用扫描电镜观测到页岩在流体浸泡下微裂缝将沿层理面和弱结构面不断扩展延伸；薛华庆等[6]利用场发射扫描电镜及微米CT技术研究页岩水化前后的微观结构和物性参数，发现水化作用可以增加页岩内的裂缝条数及宽度。

在已公开的文献中，页岩水化实验大多在常压下或较低的围压下进行，但是在地层应力状态下，页岩水化作用是否仍然存在及其对水力裂缝复杂程度的影响有多大等问题仍需探索。为此，笔者采用威远区块龙马溪组露头页岩制备的样品，利用真三维水力压裂物理模拟实验装置，开展地层应力状态下不同水化时间后的压裂模拟实验，进而开展了现场的水化试验。

图1 真三维水力压裂物理模拟实验装置照片

1 实验装置、方法及步骤

1.1 实验装置

采用真三维水力压裂物理模拟实验装置（图1），该装置包含4个部分：岩样室、三向应力加载系统、注入系统和控制系统。采用线切割方式将实验岩样切割成8 cm×8 cm×10 cm大小的长方体，各切割面尽可能平整以保证应力的均匀加载；三向应力加载系统由手摇泵控制，每个应力方向均有一个注入头，应力加载的最大值为15 MPa；注入系统由恒流/恒压泵和注入管线组成，最小注入流量为0.1 mL/min，最大入口压力为30 MPa；控制系统则用于监测和记录入口压力、流量等数据。

1.2 实验方法

页岩气现场施工排量一般为12 m3/min，若射3簇，则单簇施工排量平均为4 m3/min；油层套管一般使用外径为139.70 mm、内径为115.02 mm的TP110T套管；根据微地震监测数据，水力裂缝平均高度为50 m；实验所使用的注入管线内径为3 mm；页岩岩样尺寸为8 cm×8 cm×10 cm，考虑水力裂缝贯穿整个样品，故水力裂缝高度取值为8 cm。在确定前述参数的基础上，根据相似准则计算得到实验注入流量为4.4 mL/min，为便于实验，选择5 mL/min作为此次实验的注入流量。

1.3 实验步骤

从同一页岩露头上切割、加工得到的页岩岩样（8 cm×8 cm×10 cm）中选择3块天然裂缝发育程度较为接近的岩样开展实验。CT扫描实验结果显示，3块岩样中均可见少量被充填的层理缝，但均未与模拟井筒相交（图2），对后续压裂模拟实验的影响较小。

采用清水＋绿色染料为模拟压裂液，按照威远区块三向应力相对值施加应力载荷，其中垂向应力为13 MPa、最大水平应力为13 MPa、最小水平应力为3 MPa，实验注入流量均为5 mL/min，开展不同水化时间的压裂模拟实验，其中Ⅰ号岩样不水化直接进行压裂模拟，Ⅱ号岩样首先在小于破裂压力条件下注入一定量清水，水化9.5 h后，采用清水＋绿色染料进行压裂模拟，Ⅲ号岩样首先在小于破裂压力条件下注入一定量清水，水化5 d后，采用清水＋绿色染料进行压裂模拟。

2 实验结果与分析

2.1 Ⅰ号岩样、不水化直接压裂模拟实验

如图3所示，该模拟实验以5 mL/min的流量注入模拟压裂液64 s后岩样发生破裂，破裂压力为19.85 MPa，破裂时注入液体5.33 mL，岩样破裂后入口压力由19.85 MPa下降至0.58 MPa，后续继续以5 mL/min的流量注入，入口压力保持在0.07 MPa左右，说明岩样破裂后流体沿裂缝壁面的流动摩阻很小，裂缝壁面相对较为光滑，破裂为较为简单的张性破裂形式。

实验结束后，将岩样从岩样室取出，观察到岩样外表面有一条垂直于最小水平主应力方向的裂缝，在其他方向未见明显裂缝。沿着岩样外表面的裂缝线将岩样剖开，如图4所示，压裂液中加入的绿色染料布满整个裂缝面，沿高度方向裂缝贯穿了整个岩样，且裂缝面较为平整，这也是岩样破裂后压裂液沿裂缝壁面流动的摩阻较小的原因。

图2 岩样CT扫描图

图3 Ⅰ号岩样模拟压裂注入曲线图（不水化）

图4 Ⅰ号岩样模拟压裂后外观及剖开裂缝面形态照片（不水化）

2.2 Ⅱ号岩样、水化9.5 h后压裂模拟实验

为避免恒流量注入方式造成压力上涨过快而压开岩石，水化注入阶段采取控压注入方式，先将入口压力上升并稳定在7.4 MPa，注入清水7.33 mL，再将入口压力提升并稳定在8.4 MPa，注入清水0.44 mL，然后关闭注入阀门，使注入液体在岩样中渗流扩散，使水化作用产生，水化时间合计为9.5 h，累计注入清水7.77 mL。

水化9.5 h后，打开注入阀门，如图5所示以5 mL/min的流量注入模拟压裂液63 s后岩样发生破裂，破裂压力为21.05 MPa，此时注入液体5.25 mL。随后又产生3次破裂，分别是90 s时，破裂压力为22.63 MPa，累计注入液量为7.50 mL；141 s时，破裂压力为28.68 MPa，累计注入液量为11.75 mL；239 s时，破裂压力27.35 MPa，破裂时注入液体19.92 mL。相对于直接压裂（不水化）的岩样，第1破裂点的破裂压力高出1.2 MPa，且为多点破裂，形成的裂缝形态特征复杂。由停止注入前、后的入口压力计算得到总摩阻为1.08 MPa，由于注入管线摩阻可以忽略，则该摩阻应为近井筒摩阻。停止注入189 s后入口压力降至0.29 MPa，下降6.56 MPa。

图5 Ⅱ号岩样模拟压裂注入曲线图（水化9.5 h后）

图6 Ⅱ号岩样模拟压裂后外观及剖开裂缝面形态照片（水化9.5 h后）

实验结束后，将岩样从岩样室取出，观察到岩样表面有两条较为明显的裂缝，其中①号裂缝走向垂直于最小水平主应力方向，②号裂缝为水平缝，将岩样沿①号裂缝剖开后，如图6所示，裂缝面形态不再对称，染料的分布具有明显的方向性，有一条水平的流动通道和一条向下的流动通道，裂缝面凸凹不平，导致沿裂缝面的流动摩阻较大。

2.3 Ⅲ号岩样水化5 d后压裂模拟实验

同样采用控压注入方式，将入口压力提升并稳定在3 MPa，累计注入清水8.77 mL，之后关闭注入阀门，水化5 d；然后打开注入阀门，以5 mL/min的流量注入模拟压裂液，如图7所示110 s时发生破裂，破裂压力为25.23 MPa，破裂时累计注入液量为9.17 mL。与直接压裂（不水化）的岩样相比，破裂压力高出5.38 MPa，且破裂时间延长46 s。岩样破裂后压力降至0.17 MPa左右，继续以5 mL/min的流量注入模拟压裂液，压力上升到0.5 MPa左右，表明破裂后继续注入压裂液，摩阻产生了新的变化。停泵压力为0.48 MPa，32 s后压力降至 0.10 MPa，下降 0.38 MPa。

实验结束后，将岩样从岩样室取出，观察到岩样表面形成了多条交错的水平缝和垂直缝，沿岩样中间位置的一条水平缝剖开后，观察到水平缝贯穿了整个岩样（图8）。

图7 Ⅲ号岩样模拟压裂注入曲线图（水化5 d后）

3 现场试验

选择钻遇相同小层层位的某水平井开展水化试验，第22段压裂段作为水化试验段，其他段作为对比段。第22段在压裂前注入清水313.8 m3，且水化18 h。如表1所示，每个压裂段加液量为1700 m3左右，加砂量介于88～155 t，施工排量介于7.5～14.0 m3/min，施工压力介于69.8～84.7 MPa。

通过测斜仪进行监测[7-8]，解释得到第20～23段的垂直缝体积分数分别为76.37%、88.17%、74.37%、78.84%，第22段的垂直缝体积分数是这4段中最低的，由于垂直缝体积分数越接近50%则显示裂缝越复杂，可见这4段中第22段的裂缝复杂程度是最高的，进一步证实了水化作用可提高压裂缝的复杂程度。

图8 Ⅲ号岩样模拟压裂后外观及剖开裂缝面形态照片（水化5 d后）

表1 第20～23段地质和压裂施工参数表

4 讨论

相对于不水化直接进行压裂模拟，水化9.5 h后进行压裂模拟的岩样表现出多点破裂特征，这是裂缝复杂化的表现。由停止注入前、后的入口压力计算的近井摩阻为1.08 MPa，显示出流动通道的摩阻较高，分析认为水化作用促进了页岩多裂缝的产生；水化5 d后进行压裂模拟，在岩样中则形成了复杂裂缝网络。在模拟三向应力状态条件下，水化作用可以有效促进水力压裂缝的复杂化程度，而且水化作用时间越长，形成的压裂裂缝复杂程度越高。

同时，若岩样不水化直接进行压裂模拟，破裂压力为19.85 MPa，而水化9.5 h和5 d后破裂压力明显升高，前者破裂压力上升1.2 MPa，后者破裂压力上升5.38 MPa；破裂后，相对于不水化，岩样水化后近井筒摩阻有上升趋势，从而导致施工压力升高，不利于后期施工；不水化岩样的破裂时间为64 s，水化9.5 h和5 d后岩样的破裂时间具有后移趋势。由于水化时间越长，水化作用的影响范围越大，模拟压裂时突破最低破裂点压力所需的压裂液体积就越大，从而使达到破裂点的泵注时间则越长。

因此，在现场压裂施工过程中，要充分利用页岩水化作用的有利面，通过降低入井液矿化度促进页岩的水化作用[9-10]，以及采用压后长时间焖井的方式[11-16]，利用水化的时间效应提升裂缝的复杂程度以提高页岩气井产气量，进而提高气藏的采收率；同时，应尽量缩短近井区域页岩水化作用的影响时间，通过前期酸处理来降低施工压力而为排量的快速提升创造条件、在压裂施工的前期快速提升排量等方式，降低近井页岩受水化作用影响的程度，进而降低在近井区域所形成缝网的复杂程度，减小多裂缝的产生对加砂造成的难度，同时在前置液阶段采用前置胶液造缝、小粒径段塞打磨等工艺[17-18]，对已经产生的近井区域多裂缝进行打磨以降低近井区域的流动摩阻。

5 结论

1）在地层三向应力条件下，岩样经水化作用后压裂形成的裂缝复杂程度更高。

2）页岩水化作用的影响程度由水化时间决定，水化时间越长，水化作用影响程度越大，压裂后形成的裂缝复杂程度越高。

3）由于页岩水化作用的影响，使得压裂后在近井区域产生了较为明显的复杂多缝效应，导致流动摩阻上升，施工压力升高，不利于后期施工。

4）水平井水化试验段压裂后的垂直缝体积分数较不水化压裂段低，水化起到了增加压裂缝复杂程度的作用。