页岩气井压裂液进入断层的途径及防控措施

张慧 ，李军 ，2，张小军 ，张鑫 ，连威

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；2.中国石油大学（北京）克拉玛依校区，新疆 克拉玛依 834000）

0 引言

我国页岩气勘探开发进程中，水平井多级压裂时出现的套管变形（简称套变）问题十分严重，是目前亟待突破的瓶颈问题之一[1-2]。据统计，四川盆地长宁区块201井组和209井组的145口井，压裂后有59口井出现了套变现象，占比40.7%；威荣区块共压裂74口井，其中24口井发生套变，占比32.4%。由铅模打印和多臂井径测量结果发现，套变多呈剪切变形形态，主要分布在套管跟端附近。但套变发生的时间具有任意性，在每级压裂前、压裂中，甚至压裂后都有发生，并且套变点与压裂段位置出现不对应的情况，近年来该现象更加明显，特别是在WY43，WY46等平台。

对于目前已经出现的页岩气水平井套变现象，采用断层滑移导致套管剪切变形的机理能够科学合理地对套变形态进行解释[3]。由于压裂过程中压裂液进入断层，孔隙压力增加，当达到临界孔隙压力扰动值时，就会发生断层滑移。断层发育是套变的内因，水力压裂是套变的外因[4-5]。但是，大多数研究都集中在压裂过程中的流体压力扩散规律上[6-7]，而忽视了压裂液进入断层的途径。同时，与常规砂岩不同，页岩储层致密、物性差、孔喉小[8]，且设计的射孔簇通常距离断层30 m以上，压裂期间的压裂液很难直接进入断层。

因此，本文基于断层滑移机理，结合套变点与压裂段位置的不对应性，重点关注非压裂区出现的微地震信号，总结了压裂液进入断层的3种主要途径——水泥环微环隙、近井筒天然裂缝、大尺度天然裂缝，并相应进行了研究，论证了套变的可能性。同时，提出了采用暂堵转向压裂技术的防控措施，避免压裂液沿断层滤失，促进水力裂缝均匀扩展，保护井筒的完整性。

1 套变和流体压力扩散关系

1.1 流体压力扩散途径

逐段观察和分析页岩气井压裂过程中的微地震监测数据，发现微地震信号有出现在远离压裂区的现象，这可能是非压裂段或邻井发生套变的原因。根据流体压力扩散途径，一般将压裂液进入断层的情况分为3种：1）压裂过程中，高压压裂液沿着水泥环微环隙窜流，并最终进入邻近井段相交的断层中，导致断层滑移（见图1a）；2）近井地带存在复杂天然裂缝，流体压力沿裂缝网络扩散至邻近断层（见图1b）；3）水力裂缝在扩展过程中被大尺度天然裂缝捕获，并将流体压力传递至邻井断层（见图1c）。

图1 流体压力扩散途径

N18-4井第14段最大水平地应力方向为109°，天然裂缝走向为60°。受天然裂缝引导，水力裂缝主要沿天然裂缝方向延伸，仅在天然裂缝边部存在少数沿最大水平地应力方向的破裂。采用矩张量反演方法对破裂方向进行统计，66.7%的水力裂缝破裂方向在40°～80°，与天然裂缝夹角较小，仅有8.3%的水力裂缝沿最大水平地应力方向破裂。这说明在压裂过程中，水力裂缝易受天然裂缝引导，沿天然裂缝方向延伸。

1.2 相邻井段流体压力扩散现象

N18-6井压裂第16段时，在起裂阶段距井筒东北侧约250 m处连续发生微地震事件。结合蚂蚁体预测结果，综合判断此处疑似存在天然裂缝带，但距离第16段较远，对压裂施工影响较弱。压裂第17，18段时，继续监测到疑似天然裂缝带的微地震事件，事件集中在井筒东侧，以向东延伸为主，微地震信号在该区域的重复程度较大。同时，在第24段附近监测到多个能量较强事件，后续下桥塞时在此处遇阻。

N18-6井第16，17，18段受天然裂缝影响，在东侧天然裂缝发育区重复压裂，致使流体压力不断在该区域累积，触发第24段周围断层滑移剪切套管。除此之外，由于流体总是由高压向低压扩散，水平井压裂由趾端向跟端推进过程中，流体压力在套管跟端处逐渐累积，这也是由趾端向跟端套变次数逐渐增多的原因。根据长宁区块套变位置统计情况，套变点数量由趾端向跟端存在增加趋势，绝大部分的套变（64.9%）发生在压裂段中后部，跟端处A靶点附近套变点数量最多，占37.8%。

1.3 邻井压力扩散现象

页岩气水平井采用拉链式压裂作业模式，井间距一般为300～400 m。压裂过程中，流体压力通过大尺度天然裂缝传递到邻井，产生井间干扰，导致邻井断层滑移。这可以用来解释部分井还未压裂便出现套变的现象。例如，WY43-6井首段压裂后却在4 020～4 026 m套变（A靶点4 010 m），该套变点距WY43-5井A靶点398.94 m，可能是WY43-5井靠近A靶点井段压裂导致的。

2 固井质量对流体压力扩散的影响

页岩气井多级压裂过程中，井筒温度和内压处于频繁升高和降低状态。本文采用水泥环长效密封能力全尺寸评价装置，开展循环加卸载作用下水泥环微环隙演变实验。在30 MPa围压下，循环载荷上限为20 MPa，下限为 10 MPa，加卸载速率为 0.5 kN/s，共循环20次。

首次加载时，应变-应力曲线近似呈线性增长，加载到20 MPa后，应力卸载到10 MPa，又再次加载到20 MPa，卸载和再加载曲线形成“滞回环”。每次加载产生的应变大于卸载恢复的应变，因此曲线向右移动，累积塑性应变不断增加[9-10]。由于套管、水泥环、地层的弹性模量不同，三者变形会出现不协调的情况，导致固井第一、二胶结面处产生微环隙[11]。

此外，水泥石在井下高温高压下会产生微裂纹，这是以往研究套变所忽略的。对按井下高温高压条件养护7 d的Y1水泥石进行CT扫描，结果发现：水泥石中存在3条微裂缝，发育大、中孔洞，孔洞直径分布在0.12～2.38 mm，主要形状为球体（见图2）。压裂过程中，高压压裂液由裂隙处加剧水泥环的破坏，破坏形成的纵向裂缝和微环隙成为压裂液向断层滤失的有利通道，从而触发相邻压裂段断层滑移剪切套管。

图2 Y1水泥石的CT扫描结果

3 流体压力沿近井筒天然裂缝扩散现象

斯通利波衰减法是储层裂缝定量评价的重要方法[12]。利用斯通利波可以识别井段细微天然裂缝的分布。压裂过程中水力裂缝沟通细微天然裂缝，在井筒周围形成了复杂的立体裂缝网络，流体压力沿裂缝网络向相邻井段扩散。

N18-6井第16，17，18段正处于斯通利波能量衰减段，采用相应的压裂数据（见表1），建立流体压力扩散模型（见图3，其中σv，σh分别为垂直地应力、最小水平地应力），采用Cohesive单元法，研究流体压力沿近井筒天然裂缝的扩散规律。

表1 N18-6井第16，17，18段压裂数据

该处地层表现为走滑断层应力特征，最大水平地应力、最小水平地应力、垂直地应力分别为63.89，48.45，55.24 MPa，孔隙压力为42.69 MPa，天然裂缝与第24段断层交于B点。采用断层滑移风险评价方法[13-14]，计算得到第24段断层的临界孔隙压力扰动值（5 MPa左右）。当水力压裂诱发的孔隙压力扰动值高于该值时，断层滑移的可能性较大。

图3 流体压力扩散模型示意

图4为压裂第16，17，18段时B点孔隙压力扰动值的变化规律。在压裂第16段期间，水力裂缝尖端遇天然裂缝，发生水力裂缝转向或突破天然裂缝，使得近井筒细微天然裂缝相互连通，形成沿天然裂缝方向扩展的裂缝网络。但由于第16段与第24段断层的距离较远，B点孔隙压力扰动值仅为1.04 MPa，影响较小。压裂第17，18段时，沿压裂第16段时形成的裂缝网络继续扩展，在靠近第24段的区域造成重复压裂，B点的孔隙压力进一步累积。

图4 B点孔隙压力扰动值的变化规律

通过计算，压裂第17段时，B点的孔隙压力扰动值为2.73 MPa，断层滑移概率为31%，处于中风险状态；压裂第18段时，B点的孔隙压力扰动值为7.23 MPa，断层滑移概率为92%，处于高风险状态，此时易发生断层滑移。与计算的概率对应，实际工况下第24段确实发生了套变，下桥塞时在此处遇阻。

4 大尺度天然裂缝的压裂液滤失现象

4.1 大尺度天然裂缝的影响

大尺度天然裂缝的平面延伸长度为百米级至千米级，规模较大，但是数量较少[15]，一般可以利用三维地震资料的叠后属性（如相干体、方差体、蚂蚁体等）进行检测和表征[16-17]。长宁区块大尺度天然裂缝按走向大致可分为3组，即近EW走向、（N）NE走向和NNW走向，其中NE走向数量最多。裂缝以高角度缝为主，绝大多数倾角大于60°[18]。页岩气井钻井过程中，水平段可能直接穿过大尺度天然裂缝，甚至出现同一平台多口井穿过同一裂缝的现象。

大尺度天然裂缝的存在对压裂产生诸多影响。水力裂缝扩展至大尺度天然裂缝发育区，它与天然裂缝交点的流体压力大于平行于天然裂缝面的正应力和岩石抗张强度之和时，水力裂缝沿原方向扩展终止，实现裂缝转向[19]。由于天然裂缝渗透率较储层更大，易造成压裂液严重滤失，流体压力快速沿天然裂缝传递至井筒远端，形成长条形微地震事件点，大大降低了压裂的有效改造体积。同时，由天然裂缝引导的流体压力可能传递到邻井，产生井间干扰，甚至会激活邻井周围断层，导致邻井在压裂前发生套管剪切变形。

4.2 二维裂缝滤失模型

水力裂缝和天然裂缝内的流体流动已经远远超过达西流动，因此使用泊肃叶方程来描述裂缝内的流体流动。假设在地层中有1条缝宽为w的天然裂缝，但由于裂缝的宽度远远小于裂缝的长度，因此流体沿裂缝宽度方向的速度可近似为0。裂缝方向流体平均流量与压力梯度的关系[20]为

式中：Q 为流体平均流量，cm3/s；w为裂缝宽度，μm；μ为流体黏度，mPa·s；p 为裂缝中的流体压力，10-1MPa；l为裂缝长度，cm。

达西定律中，流体平均流量与压力梯度的关系为

式中：K 为裂缝渗透率，μm2；A 为横截面积，cm2。

结合式（1）、（2），可得裂缝等效渗透率 Ke：

储层孔隙压力的分布规律[21]为

式中：pw为裂缝附近监测点的孔隙压力，Pa；p0为压裂点的流体压力，Pa；N为滤失系数，m/s1/2；L为监测点到压裂点的距离，m；t为压裂时间，s。

将式（3）代入式（4），得到距离压裂点L处的孔隙压力：

在长宁区块相邻2口水平井上分别设置距离为426 m的压裂点和监测点，压裂450 min后，压裂点的孔隙压力为83.0 MPa，监测点的孔隙压力为62.3 MPa，压裂液黏度为2 mPa·s。假设裂缝宽度为0.01 mm，计算得到的滤失系数为1.18×10-2m/s1/2。

4.3 现场实例分析

N18-6井压裂第24段时，在N18-5井第8段附近发生了微地震事件，两井间可能出现连通。N18-5井的第9段穿过1#断层。压裂段地层压力为73.0 MPa，压裂点到1#断层的距离为407.9 m，持续压裂180 min。经计算得到，1#断层孔隙压力增加了11.6 MPa。采用断层滑移风险评价方法，计算得到1#断层的滑移概率（见图5a）。在孔隙压力扰动值为11.6 MPa时，1#断层的滑移概率小于5%，几乎不会出现断层滑移现象。该处套管实际也并未发生变形。

图5 断层滑移风险评价

N19-5井第11段附近前后3次下桥塞遇阻，套变严重。最大损伤出现在3 514.3 m处，该处最小内径为63.9 mm，套变量超过50 mm，缩径严重。N19-6井微地震-蚂蚁体综合解释结果显示，该段施工可能已沟通天然裂缝，且能量集中于N19-5井2#断层附近。该压裂段地层压力为88.0 MPa，压裂点到2#断层的距离为412.3 m，持续压裂159 min。经计算得到，2#断层孔隙压力增加了13.2 MPa。由图5b可知，该孔隙压力扰动值下，2#断层的滑移概率为91%。这与压裂过程中该段频繁出现套变事故相对应。

5 暂堵转向压裂技术应用效果

压裂过程中，水力裂缝被小断层或大裂缝捕获后形成的裂缝形态单一，而非向四周扩展形成复杂的裂缝网络。这可能造成压裂改造效果欠佳，井间连通干扰，甚至导致断层滑移，发生套变。一般采用避开断层射孔，或者减少泵压、排量等工程措施，但是效果有限。在一定程度上，减少泵压、排量的确降低了断层滑移风险[22]，但同时也减少了改造体积，降低了油气产量。

暂堵转向压裂技术能够减少压裂液向断层滤失，进一步增加裂缝复杂程度，大幅度提高储层的整体渗透率，从而提高开采效益[23-25]。其主要原理是：通过结合现场压裂施工曲线及井下微地震监测数据，配备不同粒径粉末和颗粒组合的暂堵剂，暂堵流动阻力较小的主裂缝，实现裂缝转向，开启沿不同方向扩展的水力裂缝[26-27]。

暂堵转向压裂技术的实施对水力裂缝的复杂程度具有改善作用。N4-6井第17，18段持续压裂5 h，前后共投注暂堵剂4次。水力裂缝最初沿东南方向起裂，加入暂堵剂后，该方向微地震事件减少，暂堵剂加量继续增大后，裂缝向四周延伸，第17，18段得到均匀改造。全过程施工排量稳定在12 m3/min左右，压裂过程顺利进行。

暂堵转向压裂技术也是防治井间干扰的重要措施。N18-5井第18段施工过程中，在N18-4井第22段附近监测到大量微地震事件点，N18-4井井口压力增加4.0 MPa（见表2）。N18-5井第19段压裂期间事件点继续在N18-4井附近延伸，并监测到N18-5井施工压力下降5 MPa，N18-4井口压力增加4.0 MPa。为此，N18-5井第 20，21，22段各加入 500 kg暂堵剂，监测发现N18-4井井口压力增加幅度逐渐减小，直至无明显压力变化，暂堵成功。

表2 N18-5井的井间干扰数据统计

从表2可以看出：投注暂堵剂前后，改造体积的变化规律尚不明确，裂缝的延伸方向仅发生少量偏移，但是井间干扰的改善效果十分显著。

6 结论

1）基于断层滑移机理，结合非压裂区出现的微地震信号，总结了压裂液进入断层的3种主要途径——水泥环微环隙、近井筒天然裂缝、大尺度天然裂缝。

2）页岩气井多级压裂过程中，流体压力可能沿循环温压形成的水泥环内部纵向裂缝和界面微环隙向其他井段扩散。

3）水力裂缝易受天然裂缝的影响，近井筒天然裂缝引导水力裂缝向邻近井段延伸，导致压裂液激活该段断层；远井区域大尺度天然裂缝捕获水力裂缝，引起井间干扰，发生套管剪切变形。

4）根据现场施工效果，暂堵转向压裂技术的实施缓解了压裂液向断层的滤失，增加了水力裂缝的复杂程度，改善了井间干扰现象，最终减少了套变发生。