泌阳凹陷陆相页岩复杂裂缝起裂及扩展研究

邢德钢，崔连可，王树森，蒋尔梁，余小燕，杨 琪

（中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南南阳 473132）

前人研究认为[1-2]，泌阳凹陷作为南襄盆地的一个次级构造单元，在古近系核桃园组沉积时期发育了一套富含有机质的湖相页岩。该页岩具有分布范围广、单层厚度大、有机碳含量较高、有机质类型好、热演化程度适中、储集空间发育、储集性能较好、脆性矿物含量高、可压性好、含油特征明显等特征，具备较好的陆相页岩油形成条件。泌阳凹陷陆相页岩油储层脆性矿物含量高、微裂缝十分发育、孔隙发育各向异性好，具备较好的可压性。压裂后易形成网状复杂裂缝体系，有利于页岩油的渗流与高产[3-10]；但泌阳凹陷已部署的几口页岩油井均存在高产期短、稳产油量低的问题，严重制约了该地区页岩油的进一步地质评价和勘探开发[11]。通过室内水力压裂模拟实验，结合泌阳凹陷陆相页岩地质因素和水力压裂施工中复杂裂缝起裂及扩展的工程因素开展相关研究，明确影响裂缝起裂及扩展的主要影响因素；并结合以往压裂施工确定合理的压裂施工参数，优化支撑剂在裂缝中的铺置，提高裂缝导流能力，延长页岩油井稳产期，对下一步泌阳凹陷陆相页岩压裂改造具有一定的借鉴意义。

1 实验模型及方法

影响裂缝起裂与裂缝扩展的因素众多，主要有岩石力学参数、施工参数、压裂液性能和储层性能。结合泌阳凹陷陆相页岩油储层的地质特征和压裂研究成果[12-13]，本文主要从水平应力差异系数、层理发育和压裂液排量等三个方面开展泌阳凹陷陆相页岩复杂裂缝起裂及扩展研究。室内水力压裂模拟实验是通过大型真三轴水力压裂物理模拟实验系统[14-15]，采用300 mm×300 mm×300 mm 的岩样，模拟井眼直径20 mm、模拟套管内径16 mm、射孔孔径1.5 mm对储层进行压裂模拟，观察裂缝起裂的方位、裂缝的延伸数量和裂缝的形态，研究水力压裂裂缝起裂延伸的机理，岩样结构如图1 所示。

图1 岩样示意图

利用带螺纹的不锈钢管模拟井筒，在砂浆制作完成后开展模型浇筑，浇筑时根据不同的地层性质选用不同配比的砂浆进行分层浇筑，浇筑时控制一定的间歇时间，均匀、缓慢、平稳的浇筑，以防止砂浆过度侵入下层砂浆，影响实验结果。将垂直度控制在一定范围内的岩样放入实验腔内，对岩样同步施加三向应力至实验条件设定值，确保岩样受力均匀；待围压达到实验要求后，保持压力状态不变，注入压裂液模拟压裂过程，观察压力变化。实验完毕后将岩样取出，观察压裂后岩样的裂缝形态。

2 实验结果及分析

2.1 水平应力差的影响

当水平主应力差异系数较小时，水力裂缝在多个方向起裂，延伸过程中产生多条分支裂缝，扩展路径曲折，裂缝形态复杂；随着水平主应力差和差异系数的增加，地应力控制作用逐渐增强，水力裂缝多裂缝现象逐渐减弱；当应力差异系数达到一定值后，水力裂缝发育主要受地应力控制，裂缝沿垂直最小水平主应力方向扩展，裂缝形态相对单一。泌阳凹陷5 号页岩层水平应力差异系数为0.11～0.22，因此水平应力差异系数选定0.1、0.2、0.3 开展实验研究，其他实验条件统一采用0.5%的羟丙基瓜尔胶压裂液、30 mL/min 的排量；结合泌阳凹陷陆相页岩油井参数，将上覆岩层压力、最大水平主应力分别定为62，48 MPa，具体实验参数及结果见表1。

实验结果显示：1#岩样不断有新的裂缝产生并扩展，形成复杂的裂缝网络；2#岩样先形成关于井筒对称的双翼缝，再形成垂直于第一条裂缝的单翼缝；3#岩样裂缝偏向最大水平主应力方向，形成一条简单的转向缝；4#岩样裂缝形态较复杂，形成“十”字缝；5#岩样裂缝扩展方向基本上垂直于最小水平主应力方向，并与井筒对称，方向略微有些偏转，形态稍显简单；7#岩样裂缝扩展方向基本垂直于最小水平主应力方向，形成简单缝（图2）。结果表明：随着水平应力差异系数的增大，岩石形成复杂裂缝的能力受到抑制；当水平应力差异系数为0.3 时，不利于复杂裂缝网络的形成。

表1 水平应力差异实验参数及结果

图2 不同水平应力差异条件下岩样破裂形态

2.2 层理发育的影响

结合水平应力差的实验，层理发育的影响实验将水平应力差异系数定为0.15，上覆岩层压力、最大水平主应力、最小水平主应力分别为62，48，42 MPa，采用0.5%的羟丙基瓜尔胶压裂液、30 mL/min的排量；开展井筒平行于层理方向、垂直于层理方向、与层理方向呈45°的层理发育的影响实验，具体实验参数及结果见表2。

表2 层理发育实验参数及结果

实验结果显示：9#岩样破裂压力随着时间的变化不大，形成沿层理方向扩展的简单双翼缝；10#岩样形成复杂裂缝网络，裂缝既沿着层理方向扩展，也会偏离层理方向扩展；11#岩样裂缝延伸过程中有明显的转向行为；12#岩样裂缝朝不同方向扩展，有明显的转向，从而形成复杂的裂缝网络；6#岩样裂缝形态比较复杂，有明显的转向行为，形成复杂的裂缝网络；8#岩样形成比较复杂的裂缝网络，在最小水平主应力方向形成了一条主裂缝，在最大水平主应力方向形成了半裂缝，在最小和最大水平主应力方向之间也有裂缝扩展（图3）。结果表明：在压裂过程中，层理弱面在裂缝扩展中的作用相当大，当水平主应力差异小、岩心脆性稍差时，裂缝主要沿着层理面扩展，不利于形成复杂裂缝网络；当水平应力差异系数较小、岩心可压性较强时，容易形成复杂裂缝网络，裂缝既沿着层理方向扩展，也会偏离层理方向扩展，在此条件下压裂时，层理不再是形成复杂裂缝网络的主控因素；当水平应力差异系数较小、岩样可压性较好、井筒与层理成45°夹角时，地层易形成复杂裂缝网络。

2.3 压裂液排量的影响

压裂液排量的影响实验水平应力差异系数为0.15，上覆岩层压力、最大水平主应力、最小水平主应力分别为62，48，42 MPa，射孔方向垂直于最小水平主应力方向，井筒垂直于层理方向，采用0.5%的羟丙基瓜尔胶压裂液、岩心可压性适中，压裂液排量为20，25，30 mL/min。

实验结果显示：13#岩样在20 mL/min 排量下偏向于形成复杂裂缝，但较小的排量不利于生成新的裂缝；14#岩样在30 mL/min 排量下形成垂直于最小水平主应力方向的不太对称的双翼缝；15#岩样在25 mL/min 排量下围绕井筒不同方向形成三条裂缝，裂缝形态非常复杂（图4、表3）。结果表明：压裂液排量小，不利于形成新的裂缝；压裂液排量大，形成简单的裂缝；当压裂液排量为25 mL/min 时更容易形成复杂裂缝。

图3 不同层理发育条件下岩样破裂形态

图4 不同压裂液排量条件下岩样破裂形态

表3 压裂液排量实验参数及结果

3 复杂裂缝施工参数优化

通过大型真三轴水力压裂物理模拟实验，对水平应力差异、层理发育和压裂液排量对形成复杂裂缝的的影响程度有了一定的认识。在此基础上，通过可视裂缝模拟系统模拟水力压裂过程中支撑剂在裂缝内的沉降和运移规律及羟丙基瓜尔胶浓度、砂比、施工排量和支撑剂粒径等施工参数对支撑剂的运移规律及砂堤形态的影响，从而评价支撑剂在不同条件下的动态运移性能，优选压裂液和支撑剂，确定合理的施工参数。

复杂裂缝施工参数优化实验结果显示：①0.4%浓度的瓜胶压裂液最佳。提高压裂液的黏度对于优化裂缝内支撑剂剖面有着积极的作用，较高黏度的压裂液携砂能力更强，可以将支撑剂输送到裂缝的远端；但当压裂液黏度过高时，近井地带裂缝中的支撑剂过少，加之压裂液滤失和破胶不彻底等因素会对裂缝的导流能力和地层造成伤害。②综合考虑现场施工成本等经济因素，20%砂比最佳。受支撑剂颗粒间的相互干扰作用和水力因素的影响，随着砂比的不断增大，压裂液的悬砂能力增强，支撑剂的沉降速度不断降低，更多的支撑剂会被运移到裂缝远端；但砂比过高时，容易造成施工时砂堵，增加了施工的难度。③当实验排量为25 mL/min（换算实际排量为12.4 m3/min）时，支撑剂沉降较少，且支撑剂沉降较均匀。排量较低时，支撑剂沉降较快，水平运移速度较慢，在近井地带容易沉降，很难被携带到裂缝远端；排量过高时，支撑剂沉降量较少，裂缝内的支撑剂剖面较低。④考虑到裂缝系统的有效运移和支撑的需要，选取100 目、40/70 目、30/50 目组合陶粒（1∶3∶6）等3 种粒径的支撑剂组合加砂。粒径过大时，支撑剂不易被携带；当支撑剂粒径过小时，砂堤内支撑剂之间的孔隙较小，裂缝闭合后的导流能力较低。

4 结论与建议

（1）水平应力差异系数越小，越有利于复杂裂缝的形成；随着水平应力差异系数的增大，有利于转向缝的形成；当水平应力差异系数继续增大，裂缝形态会非常简单。因此，页岩压裂时为了形成复杂裂缝，水平应力差异系数应小于0.2。

（2）当井筒与层理面呈45°夹角时，利于形成复杂裂缝，井筒垂直于层理面、井筒平行于层理面形成的裂缝复杂程度依次减弱。

（3）当压裂液排量较小时，受排量的限制，裂缝形态不能充分扩展；当排量较大时，裂缝易形成简单对称缝；当排量为25 mL/min（换算实际排量为12.4 m3/min）时比较容易形成复杂裂缝。

（4）在现场施工中，为达到最优裂缝导流能力，建议选用0.4%浓度的瓜胶压裂液、20%的砂比、12～15 m3/h 的排量和组合粒径的支撑剂。