致密砂岩储层压裂裂缝扩展形态试验研究

闫天雨 李玮 李建冰 赵欢 吕策

摘      要：为研究致密砂岩储层水力压裂裂缝扩展形态及空间展布规律，利用真三轴水力压裂模拟实验系统，分析了水平应力差、压裂液黏度以及排量对复杂缝网形成规律的影响。研究结果表明：低水平应力差（3 MPa）下，水力裂缝更容易发生转向，趋向于沿着相对薄弱的天然裂缝和层理面延伸，使得裂缝趋于复杂，有利于致密砂岩储层形成复杂的裂缝网络;在水力裂缝扩展中，低黏度压裂液能充分保证滤失，在裂缝中流动摩阻小，有利于裂缝尖端的破裂，而且形成复杂缝网;压裂液泵注排量越大，破裂压力越大，裂缝越容易多处起裂，使得压裂裂缝形态趋于复杂。研究结果为致密砂岩储层现场压裂施工提供参考。

关  键  词：致密砂岩;水力压裂;裂缝形态;水平应力差;压裂液黏度;排量

中圖分类号：TE 357.1    文献标识码： A    文章编号： 1671-0460（2019）01-0014-05

Experimental Study on the Propagation Pattern of

Fracturing Cracks in Tight Sandstone Reservoirs

YAN Tian-yu¹， LI Wei¹， LI Jian-bing¹， ZHAO Huan¹， LV Ce²

（1. Institute of Petroleum Engineering， Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318， China;

2. Exploration Department of PetroChina Tarim Oilfield Branch， Xinjiang Tarim 841000， China）

Abstract： In order to study the fracture propagation pattern and spatial distribution law of hydraulic fracturing in tight sandstone reservoirs， the true triaxial hydraulic fracturing simulation test system was used to analyze the influence of horizontal stress difference， fracturing fluid viscosity and displacement on complex seam formation law. The results show that under low horizontal stress difference（3 MPa）， hydraulic fractures are more likely to turn， tending to extend along relatively weak natural fractures and bedding planes， making the fractures tend to be complex， which is conducive to the crack network formation of tight sandstone reservoirs; in the hydraulic crack propagation， the low-viscosity fracturing fluid can fully guarantee the fluid loss， the flow friction in the crack is small， which is conducive to the cracking of the crack tip， and it is easy to communicate the natural crack to form a complex seam; the larger the displacement of fracturing fluid pump， the larger the fracture pressure， and the more likely the crack is to crack， which makes the fracture morphology more complicated. The research results provide reference for on-site fracturing construction of tight sandstone reservoirs.

Key words： Tight sandstone; Hydraulic fracturing; Crack morphology; Horizontal stress difference; Fracturing fluid viscosity; Displacement

随着非常规油气勘探开发技术领域的不断发展，针对水力压裂技术和水平也有了更高的要求。致密砂岩储层孔隙度小于10%，渗透率小于1 mD（基质覆压渗透率小于0.1 mD）^[1，2]。水平应力差和储层中存在的天然裂缝等都会影响水力压裂裂缝的形态^[3-6]。同时，压裂液黏度、排量和工艺技术都是影响水力裂缝扩展形态的关键因素^[7-9]。

目前，国内外学者对岩石的水压致裂进行了大量的研究。其中，Wright等^[10]提出地应力场对裂缝的扩展起决定性作用，同时认为裂缝沿垂直最小水平应力方向延伸。魏元龙等^[11]认为岩石性质是致密砂岩水力压裂裂缝延伸与扩展的主要因素。侯冰等^[12]认为当水平应力差在2～8 MPa之间压裂裂缝形态更加复杂。张士忠等^[13]认为在一定范围内排量是水力压裂裂缝扩展的主要因素之一。李芷等^[14]认为裂缝主要沿最大水平主应力方向延伸。张矿生等^[15]认为岩石脆性对致密砂岩水力压裂复杂性并没有主要影响。薄江伟等^[16]认为当压裂液黏度由40 mPa·s升高到120 mPa·s时，裂缝长度会呈现先增大后减小的状态。

针对目前致密砂岩储层压裂裂缝扩展形态的研究相对单一，有关单因素对比分析的研究相对较少。本文采用真三轴水力压裂模拟系统对致密砂岩物理模型进行实验研究，全面地研究了水平应力差、压裂液黏度和排量对致密砂岩储层水力压裂裂缝扩展形态的影响规律，为致密砂岩水力压裂现场施工提出合理的、可供参考的建议。

1  实验条件及方案设计

1.1  实验材料

压裂液包括滑溜水和胍胶，均由大庆油田采油工艺研究院提供。物理模型为G級固井水泥与石英砂混合制作，外观几何尺寸：长×宽×高=300×300×300 mm³，在制备混凝土试样时，水泥、石英砂、水配比为3∶1∶1，并在试样制备过程中加入消泡剂，搅拌均匀，避免内部出现气泡，影响压裂效果。预制压裂管在实验磨具中心位置，浇筑搅拌均匀的混凝土，包裹压裂管并完成固井过程，其中压裂管埋入外径为6 mm、内径为4 mm、长度为150 mm，能承受的最大压力为60 MPa（图1-2）。

1.2  仪器设备

岩心参数测定实验装置主要包括岩石三轴应力实验测试系统、单轴抗拉测试试验机。

水力压裂实验装置采用真三轴压裂模拟实验系统，主要包括方形岩样夹持器、压裂实验平台（为岩样提供载体）、三向压力加载系统、数据采集处理系统、恒速恒压泵、液压站、真空泵和管阀件等，（图3-5）。

1.3  实验流程

实验前准备实验磨具、清水、G级水泥、石英砂、消泡剂、水泥搅拌器，制作水泥岩样。将制作好的岩样放置在实验平台，连接进液管线与压裂管接头并对齐，转动丝杠将压裂试验平台推入舱室，再将铁皮套推入与设备连接，起到固定实验平台的作用。加载三轴应力，设定三轴应力后饱压10 min，使岩样充分接触增压缸，防止岩样从外侧破裂。三轴应力稳定后通过软件输入排量使压裂液泵入岩样，并记录数据。观察实验数据，当压力降到底部稳定了一段时间后，停止注入压裂液并卸载压力，取出岩样做后处理。

实验流程见图6。

1.4  方案设计

为了研究水平应力差、压裂液黏度、压裂液排量对致密砂岩储层水力压裂的起裂、扩展及裂缝网络结构的影响，共设计了5组压裂实验，采用三轴液压加载方式，分别施加垂向应力（σ_x）、水平最小主应力（σ_z）、水平最大主应力（σ_y）。压裂液分别采用低黏度压裂液（滑溜水）和高黏度压裂液（胍胶），注入排量选定6和12 mL/min。

制定实验方案如表1所示。试样压裂完成后保持三轴应力大小不变，在低排量的情况下注入染色剂，方便观察裂缝形态以及走向，实验结束可以观察到岩样表面染色剂的分布来初步判定裂缝形态，然后沿表面裂缝敲开岩样观察内部裂缝形态。

2  结果分析

2.1  水平应力差的影响

为研究水平应力差对致密砂岩水力压裂裂缝形态的影响，实验设置了2组应力差进行对比，分析裂缝的形态以及复杂性。第一组：1#、3#试样，黏度为3 mPs·s，排量为6 mL/min;第二组：2#、4#试样，黏度为100 mPs·s，排量为6 mL/min。1#～4#试样压后裂缝形态如图7-10所示。观察实验结果，如图7所示，1#试样压裂后形成一条沿水平最小主应力方向延伸的单一垂直裂缝，根据染色剂分布我们可以观察到裂缝沿井筒方向起裂并延伸，裂缝表面较为平坦，试样剖开前可在上表面观察到沿井筒轴线方向的细微水力裂纹，试样剖开后观察到试样内部2/3的面积被染色，说明染色区域是水力裂缝的主要运移通道。1#、2#试样裂缝形态都相对单一，并未出现分支裂缝，2#试样裂缝起裂过程中发生偏转，但整体来说裂缝形态并不复杂;如图8所示，3#试样中，裂缝沿垂直最小水平主应力方向起裂，沿水平最大主应力方向延伸，形成一条主裂缝的同时并扩展成两条分支裂缝（HF1、HF2），两条分支缝夹角为48°。两条分支裂缝继续延伸，在垂向应力方向下表面两条分支裂缝再次发生转向并重合，形成一条主裂缝贯穿试样;4#试样压裂后，观察到裂缝沿井筒起裂，形成多条分支裂缝，在低水平应力差的作用下，裂缝发生转向形成复杂的缝网结构。

分析认为，在水平应力差越小的状态下，水力压裂形成初始裂缝的长度越短，同时闭合应力也就越高，也就是说形成分支裂缝的起裂角度也就会越大，说明水力压裂的效果越好。在低的水平应力差条件下（3 MPa），裂缝容易发生转向，水力裂缝更趋向于沿着强度相对薄弱的天然裂缝面延伸，裂缝形态趋于复杂。

2.2  压裂液黏度的影响

研究选取了2组实验对比分析压裂液黏度对致密砂岩裂缝延伸规律的影响。第一组：1#、2#试样，应力差为6 MPa，排量为6 mL/min;第二组：3#、4#试样，应力差为3 MPa，排量为6 mL/min。

对比分析两组试验，如图9所示，2#试样压裂后形成一条单一、不规则的转向裂缝。压裂完成后在垂向应力方向上表面观察到裂缝沿井筒方向起裂，同时与最大主应力方向夹角为30°。

试样剖开后观察到裂缝在扩展中，受到水平应力差作用使得裂缝发生偏转，转向与垂向应力夹角为45°方向，形成相对单一且不规则的斜向裂缝。如图10所示，4#试样压裂后裂缝沿垂向应力方向起裂，其中裂缝HF1延伸过井筒后发生偏转，同时形成多条分支裂缝。受到近井筒层理面以及水平应力差的影响，在裂缝扩展中右侧裂缝发生偏转，转向至与水平最小主应力夹角为40°方向，最终形成裂缝形态相对复杂的缝网结构。

实验结果表明在低黏度压裂液情况下压裂后水力裂缝形态更加复杂。在水力压裂裂缝扩展过程中，压裂液黏度越低，压裂过程中压裂液在缝内流动越容易，同时也就容易使得裂缝尖端破裂，从而有利于裂缝的扩展和复杂缝网的形成。同时低黏度压裂液能够保证充分滤失，随着注入压力的不断增大，水力能量在裂缝尖端更容易达到岩石破裂的门限值，形成相对复杂的裂缝结构^[12]。黏度过高其在裂缝中流动受到的摩阻就会相应升高，同时带动施工压力升高，非常不利于现场施工，而且裂缝高度不容易控制，同时还要考虑到环境问题^[17]

2.3  排量的影响

研究中充分考虑到排量对水力裂缝扩展的影响，同时选取了1组实验进行对比分析，分析在水平应力差为3 MPa、采用低黏度压裂液（滑溜水）进行压裂的条件下，致密砂岩在不同排量下压裂裂缝形态的规律。在低排量（6 mL/min）条件下，3#试样压裂后出现一条沿垂向应力方向起裂的主裂缝，同时在延伸一段距离后主裂缝分支为两条夹角为48°的分支裂缝继续延伸，后又沟通。在高排量（12 mL/min）条件下，5#试样多点起裂同时出现多条分支裂缝，并且互相沟通形成复杂的裂缝网络结构。如图11所示，在5#试样中，水力裂缝HF1、HF2同时沿水平最小主应力方向延伸，水力裂缝HF1发生偏转形成两条分支缝，其中一条分支缝与水力裂缝HF2汇合继续延伸，同时形成分支裂缝HF4。另一条分支裂缝形成分支缝HF3以及HF5，其中分支裂缝HF5延伸后又沟通分支裂缝HF3继续延伸，最终形成非常复杂的裂缝网络。

实验结果表明，当排量增大到一定程度后，裂缝内压力增加的幅值相对较大，压力对裂缝面的法向应力以及裂缝尖端拉应力都随之增大，为裂缝宽度和裂缝长度的增长提供了条件，促进裂缝扩展^[18]。

3  复杂裂缝形成机理分析

综合以上实验，得出水平应力差在致密砂岩储层裂缝扩展中起到决定性作用。当在裂隙注入压力大于部分之和储层岩石的水平最大主应力拉伸强度、水力裂缝的可能性水力压裂脱离正常方向，形成新的扩展方向。由理论研究可知，对于垂直裂缝来说，为了使裂缝产生明显的延伸和形成支撑孔隙，需要满足以下条件：

在不同的情况下，水力压裂裂缝延伸条件是不同的，断裂延伸应力也不同。当θ变为0°到90°，断裂延伸应力变化在以下范围内^[19]：

由式（2）可知，裂缝的起裂与延伸与地应力差有很大影响，当地应力差越小，裂缝压力越容易达到破裂压力，易于延伸和拓展，地应力大小和分布是决定压裂裂缝扩展和形态特征的关键因素^[20]。

4  结论

本文通过开展真三轴水力压裂模拟实验，分析了不同水平应力差、压裂液黏度和排量对致密砂岩储层压裂裂缝形态的影响规律，得出以下结论：

（1）在低水平应力差下，致密砂岩压裂裂缝容易发生转向，使得裂缝形态趋于复杂;当水平应力差越小，压裂形成初始裂缝的长度就会越短，同时初始裂缝的闭合应力也就越高，这种情況下形成分支裂缝的起裂角度就会越大，也就说明水力压裂的效果越好。低水平应力差有利于致密砂岩储层形成复杂的缝网结构。

（2）在致密砂岩储层水力压裂过程中，胍胶在水力裂缝中流动受到的阻力大，随着注入压力的升高，压裂液的前缘更接近裂缝的尖端，裂缝尖端的水利能量也就更加容易达到岩石破裂的门限值，利于裂缝尖端的破裂和复杂缝网的形成。

（3）针对裂缝不发育的致密砂岩储层，排量增大到一定程度后，裂缝内压力增加的幅值相对较大，压力对裂缝面的法向应力以及裂缝尖端拉应力都随之增大，为裂缝宽度和裂缝长度的增长提供了条件，促进裂缝扩展，也就是说，排量越大，岩石的起裂压力也就越高，压裂过程中岩石多点起裂，也就说明形成的裂缝也就更加复杂。

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