储层溶洞对水力裂缝扩展路径影响的实验研究

翁 振，张耀峰，伍轶鸣，范 坤，汪 芳

（1.武汉大学土木建筑工程学院，湖北 武汉 430072；2.中国石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000；3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

水力压裂法用于提高致密储层中油、气资源采收率已达数十年之久，其原理是通过地面向井筒中泵送高压流体，一旦井筒内流体的压力超过一定值就会产生贯入储层的1条或者多条水力裂缝。该裂缝可为油、气的运移提供“运输通道”，从而极大地提高油气资源的采收率[1]。近年来，油气工程逐步向深部和超深部方向发展，储层处在高地应力、复杂的地质环境之中，同时由于储层本身含有复杂的结构面，导致水力裂缝扩展问题更加复杂。此外，影响水力裂缝扩展的因素繁多，如岩石性质、断层性质等[2]，其大体上可以分为2类，即储层本身的物性参数（地应力、孔隙压力、渗透率、结构面等）和压裂作业参数（射孔参数、排量、压裂液黏度等）。因此，水力压裂的主要工作是在掌握储层地质参数的条件下，通过调整压裂作业参数或其他方法，产生尽可能多的相互贯通的复杂裂隙网络，实现储层体积改造，提高油气资源的采收率。

缝洞型储层[3-4]和裂缝型储层[5]是自然界的两大比较具有代表性的储层。近年来，许多学者通过实验或数值模拟的方法开展了水力裂缝和天然裂缝相互作用的研究工作，并取得了丰富的研究成果[6-12]。水力压裂过程中，天然裂缝与水力裂缝的相互作用模式一般包括3种：水力裂缝穿过天然裂缝继续扩展；水力裂缝被天然裂缝俘获，压裂液沿着天然裂缝流动，导致天然裂缝扩张，水力裂缝扩展被阻止；水力裂缝被天然裂缝俘获，沿着天然裂缝方向扩展，并最终由天然裂缝尖端穿出，天然裂缝发生剪切滑移[13]。在低水平应力差时，天然裂缝的走向角度和倾角是影响水力裂缝扩展的关键因素，随着天然裂缝的走向角度和倾角减小，水力裂缝的扩展模式由穿过天然裂缝面到被天然裂缝面阻止[14]。和单纯的裂缝性油藏相比，缝洞型储层中缝、洞交错存在，溶洞尺寸跨度从厘米级到米级，流动复杂，既有渗流、裂缝流，又有洞穴流。储层地质结构更加复杂，具有更高的非均质性，水力裂缝扩展模式更加复杂，给开采带来了极大的困难[15-16]。针对碳酸岩储层的开采方法是运用超大规模酸压技术提高造缝长度，沟通井眼远处的储集体[17]。目前关于溶洞对水力裂缝扩展路径的影响模式尚不明确，由于在储层取心困难，且同一处岩心各向异性明显，鉴于相似材料已在石油工程领域得到了广泛的应用，且取得了一系列的研究成果[18-21]。为此，通过在制备试样过程中预埋管件来制备带天然溶洞试件，然后分别研究无围压作用下，泵注排量和天然溶洞对水力裂缝扩展路径及起裂压力的影响。

1 实验设计

1.1 水力压裂实验

采用互通的A、B双容器实现循环注水压裂，其原理为：A、B之间通过高压气动阀门连接，首先将A、B双杠均充满水，启动后，A杠压裂，B杠跟踪，待A杠中的水将要排尽时，气动阀门自动开启，B杠注水，A杠充水，如此反复，可实现循环注液模式。实验试样与设备之间通过耐高压的金属管线连接，在井筒上连接压力传感器，实时记录泵注过程中的压力，并将压力数据传输至电脑。泵注方式可选择为恒压或者恒流，该实验采用恒流模式。由于实验条件的限制，仅进行无围压条件下排量和溶洞对水力裂缝扩展模式的影响。研究思路为：首先制作A、B两组试件，每组为相同的2个试件，即A-1、A-2、B-1、B-2。其中，A组不带预制溶洞，B组带预制溶洞，分别研究泵注排量和溶洞对水力裂缝扩展模式的影响。

1.2 试样准备

实验试件的规格为200 mm×200 mm×200 mm的立方体（图1）。试件采用强度等级为32.5 MPa的中强型普通硅酸盐水泥，其中水泥、细沙（粒径0.6 mm）和水按质量比1∶1∶0.4混合浇筑而成。在制作试件的同时将外径为10 mm、内径为3 mm、长为120 mm的钢管埋置在试件中以模拟井筒，其上带有直径为2 mm、长为15 mm的6个小孔模拟射孔，射孔的相位角为180°，即左右各3个射孔。为了模拟溶洞，浇筑之前，将2个外径为45 mm、高为110 mm的PVC管（后期采用直径为0.75 mm的小钻头凿除以模拟直径为45 mm的天然溶洞）对称地预埋在井筒射孔方向的两侧，2个溶洞中心连线的方向与射孔方向平行，溶洞中心与射孔方向的垂直距离为42.5 mm，2个溶洞的中心间距为105 mm。在试样制备之前先采用相同的材料配比和工艺制作了一批直径为50 mm、高为100 mm的小试件，以测试试样的抗压强度、抗拉强度、泊松比以及渗透率。试件的基本参数见表1。

图1 带溶洞水力压裂试件Fig.1 Hydraulic fracturing specimen with caves

表1 试件的基本参数Table1 Basic parameters of sample

1.3 实验方法

压裂采用的压裂液为清水，为了更好地观察压裂液的流动路径，在实验之前先在清水中倒入一定容量的红墨水并充分拌匀，然后将A组1号试件置于实验台上，连接压力传感器和耐高压金属管线，将排量设置为10.0 mL/min，实时观察试样的表面，待试样表面产生裂缝后，停止实验。依此方法将A-2、B-1、B-2试件分别在排量为7.5 mL/min、10.0 mL/min、7.5 mL/min时进行压裂。

2 实验结果与分析

2.1 完整岩样在不同排量下的破坏形态

在真实地层中，水力裂缝的扩展方向垂直于最小水平地应力方向[22]，对于深部储层，其水平地应力一般小于垂直方向地应力，因此，水力裂缝面一般是垂直的。

图2是无预制溶洞试样在排量分别为7.5 mL/min、10.0 mL/min时表面的裂缝形态。图3为将图2a切开后的内部裂缝形态。由图2可知，不同排量下均产生了单翼平面垂直裂缝。

其中，排量为10.0 mL/min时的裂缝更加规则，近乎是一条完全与试样上下表面垂直的竖直裂缝（即裂缝与竖直方向的最大夹角约为0°），图3为完全对称的两半，裂缝沿着射孔方向的起裂点延伸，中途不会发生任何偏转。排量为7.5 mL/min时的水力裂缝，并非一条完全竖直的直线，其与竖直方向有一定的夹角，说明裂缝在射孔端部起裂后发生了一定角度的偏转（此时裂缝与竖直方向的夹角约为10°）。这是由于排量较大时，缝内的压裂液能迅速憋压，水力裂缝的扩展受到试样的非均质性影响较小，水力裂缝将沿着起裂方向迅速扩展，几乎不会发生任何偏转，反映在试样的表面就是一条近乎竖直的裂缝线，而当压裂排量相对较小时，水力裂缝的扩展将受试样的非均质性影响，水力裂缝发生了一定的偏转。即在实际的工程开采中，排量越大，水力裂缝扩展受到储层非均质性的影响越小，产生的水力裂缝形态越规则。

图2 完整岩样不同排量下表面裂缝形态Fig.2 Fractures on the surface of intact rock samples with different displacement

图3 排量为10.0 mL/min时完整岩样内部裂缝形态Fig.3 Interior fracture type of intact rock when the displacement is 10.0 mL/min

2.2 带预制溶洞试样在不同排量下的破坏形态

图4是带预制溶洞试件在排量分别为10.0mL/min、7.5 mL/min时表面裂缝形态。

图4 带预制溶洞不同排量下表面裂缝形态Fig.4 Fractures on the surface of rock samples with caves with different displacement

为了看清水力裂缝在溶洞周围的偏转情况，将图4b沿着截面1-1、2-2切开后取下半部分，由上至下观察得到俯视图（图5）。由图5可知，与不带预制溶洞的试样相比较，此时表面裂缝不再是一条直线，而是偏向溶洞的一条曲线，溶洞似乎对水力裂缝有一种吸引作用，且随着泵注排量的减小，该吸引作用越明显，即水力裂缝偏转的幅度越大。此时依然以水力裂缝与竖直方向的最大夹角来反映偏转幅度，当排量为10.0 mL/min时水力裂缝与竖直方向的最大夹角约为20°，而当排量为7.5 mL/min时水力裂缝与竖直方向的夹角约为45°。这说明溶洞在储层中会形成强度薄弱区，而水力裂缝倾向于向薄弱区扩展，泵注排量越小溶洞对水力裂缝作用效应越大，导致水力裂缝朝向溶洞偏转的现象越明显。由图5可知，当存在溶洞时，水力裂缝不再沿着起裂点直接扩展，而是向溶洞方向发生了明显的偏移。

图5 水力裂缝在溶洞附近的偏转路径Fig.5 Hydraulic fracture propagation path around caves

2.3 排量及溶洞对起裂压力的影响

图6 完整岩样和带溶洞岩样压裂曲线Fig.6 Fracturing curves of intact rock sample and rock sample with caves

图6为完整岩体和带预制溶洞的岩体在泵注排量为7.5 mL/min时压裂下的时间与压力关系曲线。以完整页岩压裂曲线描述压裂过程中压力随时间的变化，并解释原因，由于管线和井筒具有一定的容积，在前30 s压裂液首先将管线的井筒填满，此时压力传感器读数为0 MPa，当压裂液填满井筒后，迅速产生“憋压”效果，此时压力迅速升至5.2 MPa（可看成起裂压力），然后又迅速降至3.3 MPa，这是由于储层中已经产生了主裂缝，压裂液迅速充满主裂缝导致压力迅速降低，之后由于压裂液补充产生“憋压”使压力小幅升至3.6 MPa（可看成扩展压力），然后产生了微裂隙又使压力下降，这样不断的进行“憋压—微裂隙”循环，使压力曲线围绕3.6 MPa波动，至第200 s时试样表面已经出现了裂缝，压裂液流出，此时泵入的水和流出的水近乎达到平衡，压力约为3.4 MPa。比较图6中曲线可知，带预制溶洞试样的起裂压力和扩展压力均小于完整岩样。

表2为排量和溶洞对起裂压力和水力裂缝表面形态的影响。由表2可知，排量越大，起裂压力也越大，相同排量下，带预制溶洞试样的起裂压力和扩展压力均小于完整岩样；排量越小，当水力裂缝扩展至试样表面时，其与竖直方向的夹角越大，水力裂缝越偏向于溶洞。

表2 排量和溶洞对起裂压力和水力裂缝表面形态的影响Table2 Effect of displacement and Karst cave on initiation pressure and surface morphology of hydraulic fracture

3 实践指导

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏为岩溶缝洞型油藏，大型溶洞是其主要的储集空间[23]。在开采过程中对于如何布置射孔及压裂排量以实现水力裂缝和井眼贯通的问题尚不明确。根据实验结果，溶洞会对水力裂缝产生吸引作用，且随着泵注排量增加该吸引作用逐渐减小。因此，在实际开采过程中，当起裂方向与溶洞方向相差较大时，采用低排量压裂，充分利用溶洞对水力裂缝的吸引作用；反之，则应增大排量实现水力裂缝与溶洞的贯通。

4 结论

1）无围压条件下，受岩样非均质性的影响，射孔相位角为180°仅能产生单翼裂缝。

2）无预制溶洞时，会形成平面的单翼垂直裂缝且排量越大裂缝越平直，当排量较小时受岩样非均质的影响，裂缝会发生一定角度的偏转。

3）天然溶洞会对水力裂缝产生吸引，导致水力裂缝的扩展偏向溶洞，排量越小，吸引作用越明显，水力裂缝偏转越明显。

4）排量越大，起裂压力越大。当排量相同时，含预制溶洞岩样的起裂压力要小于完整岩样的起裂压力。