页岩暂堵转向压裂水力裂缝扩展物模试验研究

侯 冰，木哈达斯·叶尔甫拉提，付卫能，谭 鹏

（1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京102249；2.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206）

大型水力压裂技术是实现页岩储层商业开发的关键[1-3]。压裂实践表明，平面射孔、交替注液、变黏变排量及多尺度造缝等[3-6]技术可极大提高水力裂缝与天然裂缝交叉几率，增大页岩储层泄流面积。由于页岩储层压力与产量衰减快，需及时实施老井重复压裂。暂堵转向压裂通过暂堵初始改造裂缝、扩大缝网波及区域，可极大提高页岩重复压裂的改造效果[7]。

目前，关于页岩储层水力裂缝扩展规律及延伸形态已进行大量研究[8-16]。在物理模拟方面，文献[6,8-12]结果表明，浅层页岩形成以鱼骨刺裂缝为主裂缝的裂缝网络，深层页岩形成以台阶状裂缝为主裂缝的裂缝网络。侯冰等[5]研究如何将水力裂缝更多地与天然裂缝沟通，压裂过程中逐步提高排量并实时监测扩展行为。结果表明，随着排量升高，水力裂缝与天然裂缝沟通形成复杂裂缝。为定量表征压裂物模试验水力裂缝延伸范围，侯冰等[13]提出裂缝改造面积(SRA)这一指标评价水力压裂效果。结果表明，页岩脆性越高、压裂液黏度越低，页岩储层改造面积越大。在数值模拟方面，F.Zhang等[14]、R.R.Settgast 等[15]建立了全耦合三维水力裂缝扩展数值模型，研究了张剪复合破坏模式下复杂裂缝网络延伸规律。然而，上述研究并未涉及水力裂缝暂堵后的扩展行为。B.Wang 等[16]基于有限元模拟，研究了均质储层近井筒单缝暂堵转向压裂过程。W.Li 等[17]通过室内实验研究了低地应力条件下致密砂岩储层暂堵重复压裂水力裂缝延伸规律。结果表明，裂缝复杂程度深受水平地应力差和天然裂缝的影响。然而，裂缝性层状页岩储层地质特征与应力状态更为复杂，页岩暂堵压裂时水力裂缝起裂与延伸机理尚不明确。F.Zhang 等[18]通过完全耦合地质力学模型和微震分析研究近井摩阻对鹰福特井重复压裂的影响。结果表明，由耗竭引起的应力变化可以增强应力的转移，应力在重复压裂过程中的不同耗竭区域段分布发生不同变化。此实例微震可以评估重复压裂中转向有效性和预估压裂液分布。F.Zhang 等[19]又采用离散元数值模型研究了裂缝网络导流性对水力压裂效果的影响。模拟结果表明，裂缝网络导流性对水力压裂效果起着关键作用，进而影响泵注压力、产生的微震和相应的储层改造体积，最终影响油井产量。P.Tan 等[20]通过室内模拟实验研究了砂岩和煤岩不同组合试样参数，如起裂压力点、压裂液黏度和注液排量对其裂缝扩展的影响。结果表明，水力裂缝主裂缝在天然裂缝中起裂扩展，随着地应力变化而发生转向、分叉等现象；裂缝沿最大水平主应力方向起裂；在同一时间产生多裂缝起裂和扩展。侯冰等[21]利用室内物模实验对页岩试样开展体积压裂实验，建立多通道声发射实验监测系统，对裂缝缝网形成过程进行三维动态实时跟踪，监测过程发现，声发射累积次数最高点先于破裂压力点出现，水力裂缝扩展接收的声发射信号多于天然裂缝开启过程，地层破裂后泵压曲线的波动可以识别裂缝之间的沟通程度。

基于此，本文通过选取四川天然龙马溪组页岩露头，结合声发射监测定位方法，开展暂堵转向压裂物理模拟试验，试验参数依据相似准则[21]，研究地应力以及注液速率等因素对页岩暂堵压裂水力裂缝起裂及转向扩展行为的影响。试验结果可为认识页岩储层暂堵转向压裂水力裂缝扩展行为及指导现场重复压裂改造提供参考。

1 页岩暂堵压裂模拟试验

1.1 试验准备

1.1.1 试件制备及试验装置 试件采用四川长宁地区龙马溪组天然页岩露头加工而成。利用线切割技术剔除不规则页岩露头被风化的岩石表面，加工成300 mm×300 mm×300 mm 立方体试样，试验前将压裂试样表面打磨平整。待切割、打磨完成后，沿平行于页岩层理面的面中心钻取长度为180 mm、直径为20 mm 的圆柱形沉孔，并采用高强度锚栓固结长度为120 mm 的模拟井筒，预留60 mm 裸眼段。试样制备过程如图1 所示。

试验共包括6 组页岩压裂试样，由同一岩体切割加工而成，保证各试样裂缝分布特征和发育程度大体相似。为便于观察和对比压裂前后裂缝形态及与天然裂缝沟通情况，压裂前对试样表面天然裂隙分布特征进行标注，如图2 所示。图2 中红色线表示天然裂缝，黄色线表示页岩层理。

压裂模拟试验装置是中国石油大学(北京)岩石力学实验室设计组建的一套大尺寸真三轴试验系统[22]。模拟系统由真三轴实验架、MTS 伺服增压泵、稳压源、油水隔离器、数据采集系统以及其他辅助装置构成。注液系统最高注入压力为100 MPa，最大加载围压为30 MPa，最大注液排量为100 mL/min。模拟过程中，通过稳压源向扁千斤施加刚性载荷模拟三向地应力，通过MTS 伺服增压泵将油水隔离器中的压裂液沿管线注入试样内部，形成高压致裂岩石。整个模拟压裂过程中，采用数据采集系统可自动监测和记录泵压、排量与注液量等信息，并以时间-排量曲线、时间-压力曲线以及排量-压力曲线的方式进行实时输出，从而对水力裂缝扩展过程进行监测。另外，整个试验过程采用声发射监测系统进行监测[21]，用于协同分析水力裂缝扩展过程中泵压曲线的的波动特征。

1.1.2 试验流程 水力压裂试验中，压裂液的泵注过程分为两个阶段：第一阶段，按一定排量将不含暂堵剂的压裂液注入试样内部，致裂岩石形成初始裂缝。待第一阶段结束后停泵，将压裂液更换为含有暂堵剂的混合溶液，开泵采用与第一阶段相同的排量进行第二阶段压裂。为便于试验结束后观察和对比两个注液阶段水力裂缝延伸形态及延伸范围，第一阶段压裂时向压裂液中添加荧光粉作为裂缝示踪剂，第二阶段压裂时不添加示踪剂（通过暂堵剂和液体前缘监测裂缝范围）。不同压裂阶段的压裂液体系如图3 所示。试验结束后，通过紫外线灯照射采集试验结果，可清晰显示和区分两次注液阶段水力裂缝延伸范围。

1.2 试验方案

开展页岩暂堵转向水力压裂物理模拟试验，研究地应力差、暂堵剂类型、浓度以及注入排量因素对页岩水力裂缝形态及扩展规律的影响。试验参数基于四川长宁地区龙马溪组页岩压裂层段地应力、施工排量和压裂液黏度等现场条件，并结合页岩压裂模拟实验相似准则和实际模拟实验系统的工作参数计算得到，结果见表1。试验中，压裂液黏度为3 mPa·s；第一阶段注入不含暂堵剂的压裂液体积为400 mL，第二阶段注入含暂堵剂的压裂液体积为500 mL。

表1 试验参数设置

试验结束后，采用侯冰等[13]提出的裂缝沟通面积(SRA)指标，定量表征水力裂缝改造范围。裂缝沟通面积是指页岩水力压裂物模实验中，压裂后试样中的裂缝面（包括主裂缝及水力裂缝沟通的天然裂缝、层理面）面积总和。通过计算得到SRA 指标，可以定量评价水力裂缝延伸及天然裂缝沟通区域。

2 试验结果及分析

2.1 试验结果

试验结束后，沿试件表面的裂缝面将岩石劈裂，观察不同泵注阶段水力裂缝内部几何形态以及水力裂缝与天然裂缝沟通特征，发现压后水力裂缝呈现非平面缝网扩展模式，而非单一的平直裂缝。暂堵剂作用后，可有效封堵初始裂缝，促进复杂多裂缝的形成。试验结果如图4 所示。

1#试样（见图4(a)）初始水力裂缝从裸眼段起裂后，在缝长方向上沿着最大水平主应力方向扩展，缝高上主要沿下方扩展，形成平行于井筒的垂直裂缝。随着暂堵剂注入，有效暂堵初始裂缝，诱导裂缝沿垂直于井筒方向局部转向，延伸小段距离后转向继续沿平行井筒方向扩展，最终形成缝内转向的阶梯状裂缝。

2#试样（见图4(b)）受近井筒天然裂缝影响，初始裂缝沿与井筒斜交的天然裂缝起裂并扩展。随着暂堵剂的注入，初始张开的天然裂缝被有效封堵，井眼底部憋压产生垂直井筒方向的横切裂缝。3#试样与2#试样裂缝扩展形态相似，如图4(c)所示。

4#试样（见图4(d)）受近井筒层理缝影响，初始裂缝首先从裸眼段底部起裂后，沿层理面扩展，扩展过程中激活与其斜交的天然裂缝。暂堵剂注入后对层理形成有效封堵，诱导井筒内憋压，最终形成垂直井筒的横切缝。

5#试样（见图4(e)）初始裂缝首先沿裸眼段顶部的天然裂缝起裂并扩展。随着暂堵剂有效注入，对初始裂缝进行有效封堵，裸眼段底部产生新裂缝，形成垂直井筒方向的横切缝。

6#试样（见图4(f)）初始裂缝沿垂直井筒方向起裂、扩展形成横切裂缝，随暂堵剂的有效注入，产生与初始裂缝平行的横切缝，并且在水力裂缝扩展过程中，激活两条斜交的层理弱面，最终形成复杂缝裂缝网络。

试验结果表明，随着暂堵剂的注入，水力裂缝展现出缝内转向、起新缝以及起新缝结合缝内转向3 种扩展模式，提高了页岩水力裂缝的复杂程度。根据上述试验结果，可将页岩暂堵压裂水力裂缝形态总结为4 种基本类型，如图5 所示。

(1)台阶裂缝：首先形成激活天然裂缝或垂直井筒的初始裂缝，暂堵剂注入后，形成缝内转向的阶梯状裂缝，见图5(a)；(2)激活弱面的横切缝：首先张开与井筒斜交的弱结构面（天然裂缝或层理面），暂堵剂注入后，封堵张开的天然弱面，形成垂直井筒的横切裂缝（或先形成横切裂缝，后激活天然弱面），见图5(b)；(3)简单多裂缝：首先形成垂直井筒的初始横切裂缝，暂堵剂注入后，形成与初始缝平行的横切裂缝，见图5(c)；(4)复杂多裂缝网络：首先形成垂直井筒的初始横切裂缝，暂堵剂注入后，形成平行于初始缝并伴随原生裂隙激活的复杂裂缝网络，见图5(d)。

2.2 影响因素分析

2.2.1 地应力差的影响 设置两组试验分析水平地应力差的影响。第1 组：1#、2#、3#和5#试样，对应的水平应力差分别为 5、8、12、15 MPa，排量为20 mL/min；第 2 组：4#和 6#试样，对应的水平应力差分别为12、15 MPa，排量为50 mL/min。

第1 组试验中，当地应力差小于12 MPa 时，在第1 注液阶段，初始水力裂缝均沿着近井筒附近的原生层理或天然裂缝起裂并扩展（见图4（a）-（c）），当地应力差增加至15 MPa 时，初始水力裂缝为垂直最小地应力方向（即垂直井筒方向）的平直横切裂缝。在第2 注液阶段，当地应力差为5 MPa时，通过暂堵剂缝内封堵形成憋压，水力裂缝发生局部转向，仅扩展小段距离后继续沿着平行层理方向扩展（见图4（a）），当地应力差大于 5 MPa 时，注入的暂堵剂有效封堵初始张开的天然弱面，并在裸眼段根部诱导形成垂直井筒的横切裂缝。第2 组试验中，4#试样岩心的水平应力差为12 MPa，由图4（d）可知，初始裂缝沿着天然层理面起裂后在纵向延伸过程中，沟通了与其斜交的天然裂缝，相比3#试样，水力裂缝形态更为复杂。同样，相比5#、6#试样，水力裂缝扩展过程中亦激活了更多的天然弱面。

试验结果表明，不同地应力差异条件下页岩暂堵压裂水力裂缝形态及延伸规律不同。当地应力差较小时，对水力裂缝扩展的限制作用小，初始水力裂缝往往沿页岩近井筒发育的原生弱面扩展，而非垂直最小地应力方向，暂堵剂的注入仅能诱导裂缝局部短距离转向，无法改变整体的裂缝延伸路径，最终裂缝类型为台阶状缝（见图5（a））。随着地应力差增加，对裂缝的控制力增强，暂堵剂对初始张开的初始天然弱面封堵后，诱导产生沿最大地应力方向延伸的横切裂缝，最终裂缝类型为激活弱面的横切缝（见图5（b））。当地应力差达到15 MPa时，近井筒处的天然裂缝难以激活，初始裂缝为沿垂直最小地应力方向的单一横切裂缝，暂堵剂注入后，在此高应力差状态下仍可有效封堵初始裂缝，诱导产生与其平行的横切裂缝，最终裂缝类型为简单多裂缝（见图5（c））。因此，对于我国四川盆地深部龙马溪页岩储层，平均水平地应力差10 MPa 时，实施暂堵转向水力压裂仍有望提高裂缝复杂程度，改善页岩储层压裂效果。

2.2.2 排量的影响 设计了两组试验分析排量的影响。第1 组：3#和4#试样，对应的排量分别为20、50 mL/min，地应力差为 12 MPa；第 2 组：5#和6#试样，对应的排量分别为20、50 mL/min，地应力差为15 MPa。

在第 1 组中，当注入排量为 20 mL/min 时，3#试样初始水力裂缝基本沿天然裂缝起裂并扩展，当注入排量为50 mL/min 时，4#试样沿天然裂缝起裂的初始裂缝在延伸过程中，水力裂缝穿透并激活与其斜交的天然裂缝。结果显示，4#试样最终的裂缝沟通面积（SRA=1.75）大于3#试样裂缝沟通面积（SRA=1.50）。在高排量下，水力裂缝穿透天然裂缝时可伴随压裂液沿天然裂缝滤失，提高天然裂缝周围孔隙压力，使得摩尔-库伦准则中的莫尔圆左移诱导天然裂缝发生剪切破坏，从而增大裂缝复杂程度。在第2 组中，排量对裂缝形态及裂缝沟通面积的影响规律与12 MPa 地应力差条件下相似，6#试样裂缝沟通面积（SRA=1.50）大于5#试样裂缝沟通面积（SRA=1.00）。另外，对比两组地应力差条件下试验结果发现，第1 组试样（3#和4#试样）比第2 组试样（5#和6#试样）具有更大的SRA，结合2.2.1可知，低地应力差对裂缝扩展路径限制更弱。

基于上述分析可知，裂缝性页岩储层高排量压裂可增加水力裂缝的延伸距离，并激活周围天然裂缝群，提高储层改造体积。同时，高注液速率亦可减少压裂液沿初始裂缝渗滤几率，提高裂缝暂堵效果，使井筒内快速增压，水力能量集中，从而增大多裂缝的形成几率。因此，建议现场压裂作业时，在地面设备承压及施工条件允许的情况下，选择大于20 mL/min（对应现场10 m3/min）的排量。

2.3 泵压曲线分析

通过声发射计数曲线与泵压曲线综合分析，有助于更好地认识页岩水力裂缝起裂与暂堵转向扩展行为。以3#试样为例进行详细描述，其泵压-时间-声发射次数曲线如图6 所示。在第1 阶段，当井筒内部增压至32.50 MPa（1 294 s）时，岩石发生破裂，水力裂缝充分延伸至试样端部后停泵。观察这一阶段压裂曲线并未展示出显著的压降破裂特征，分析认为这主要受到水力裂缝起裂方式的影响。如图4(c)所示，初始水力裂缝沿天然裂缝起裂延伸，未张开页岩基质。因此，在井筒不断增压过程中，注入的流体会不断渗透至天然裂缝内部，井筒和裂缝空间充满流体且保持相近压力，使岩石破裂时压力不再波动。待第1 阶段压裂完成后停泵，更换为含暂堵剂的压裂液，进行第2 阶段压裂。随着压裂液的注入，暂堵剂封堵初始裂缝后井筒内部二次增压，当压力达到34.75 MPa（2 823 s）时，压力降低产生新的破裂点，延展形成新的裂缝。观察压后裂缝形态（见图4(c)），二次裂缝为垂直最小水平地应力方向（即垂直井筒）的横切缝。通过对比两个阶段的破裂压力，第2 阶段破裂压力高于第1 阶段，亦间接证实了页岩暂堵压裂堵老缝造新缝以及提高裂缝复杂程度的可行性。

综合观察声发射信号与压裂曲线的关系发现，声发射次数在泵压升高、岩石未发生破裂时开始大量积累，在岩石峰值破裂压裂前已达到最大。对于这种现象，侯冰等[21]研究认为，在井内增压过程中，岩石内部已经出现了很多微观裂缝，产生微破裂表象（即可产生声信号），峰值压力点仅为微观裂缝突然贯通形成宏观裂缝的表象。同时，结合压后裂缝形态（见图4(c)）可知，初始水力裂缝沿天然裂缝扩展时不易产生断裂行为，故声信号微弱，几乎无事件数产生（a-b 阶段）；而二次水力裂缝扩展时页岩基质不断破裂，可诱发产生密集的声发射信号（de 阶段）。另外，瞬时停泵及停泵期间（b-c 阶段）也产生了较为明显的声信号，原因在于水力裂缝闭合以及压裂液沿原生裂隙的渗流会导致试样内部寻求新的应力平衡，诱导产生轻微的错动和摩擦。

3 结论与建议

（1）页岩暂堵压裂可提高缝网复杂程度和波及范围，最终水力裂缝形态展现4 种基本模式，包括台阶裂缝、激活天然弱面的横切缝、简单多裂缝以及复杂多裂缝网络。

（2）当地应力差较小时，暂堵剂仅能诱导裂缝局部短距离转向，无法改变整体延伸路径；当地应力差较大时，暂堵剂封堵沿垂直最小地应力方向的初始裂缝，诱导产生与其平行的二次裂缝，近井筒天然裂缝难以激活。

（3）页岩储层暂堵转向压裂时，增大注液排量可以提高多裂缝形成几率及最终裂缝沟通面积，建议现场压裂作业时，在地面设备承压及施工条件允许下，选择高于20 mL/min（现场10 m3/min）的排量，同时，可在熟悉的页岩储层地质特征条件下结合变排量变黏度压裂工艺。