頁巖儲集層水力裂縫網(wǎng)絡(luò)擴展規(guī)模評價方法

侯冰，陳勉，李志猛，王永輝，刁策

（1.中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院）

頁巖儲集層水力裂縫網(wǎng)絡(luò)擴展規(guī)模評價方法

侯冰1，陳勉1，李志猛1，王永輝2，刁策1

（1.中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院）

基于裂縫性頁巖水力壓裂模擬實驗，分析了頁巖水力裂縫擴展規(guī)律，提出了裂縫擴展規(guī)模評價方法，并研究了地質(zhì)及工程因素對裂縫擴展的影響。利用“裂縫溝通面積”作為水力壓裂效果的評價指標(biāo)，結(jié)合壓裂模擬實驗結(jié)果分析后發(fā)現(xiàn)：頁巖水力壓裂可產(chǎn)生復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)；脆性頁巖地層地應(yīng)力差越小、水力裂縫與層理面距離越短，裂縫溝通面積越大，水力裂縫遇到天然裂縫后越易發(fā)生滑移轉(zhuǎn)向，壓裂后裂縫形態(tài)越復(fù)雜；最大水平主應(yīng)力方向與頁巖的層理面方向正交或呈大角度、與開度較好的天然裂縫間的逼近角接近90°時，更易形成裂縫網(wǎng)絡(luò)；脆性礦物含量高的頁巖造縫能力更好；壓裂液黏度較低、排量較大時，裂縫溝通面積較大，變排量壓裂會增強水力裂縫溝通天然裂縫或?qū)永淼淖饔?，開啟更多的天然裂縫網(wǎng)絡(luò)。圖7表3參15

頁巖；水力壓裂；裂縫擴展；裂縫網(wǎng)絡(luò)；裂縫溝通面積；巖石力學(xué)；儲集層改造

0 引言

頁巖氣儲集層滲透率低，提高儲集層滲透率的主要方式是產(chǎn)生復(fù)雜的網(wǎng)狀裂縫，壓裂增產(chǎn)作為開發(fā)致密儲集層的重要手段，成為頁巖氣開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)之一[1-4]。在現(xiàn)場水力壓裂施工中，往往通過微地震監(jiān)測來判斷水力裂縫的擴展形態(tài)及溝通范圍[5-6]，尤其在頁巖儲集層中，改造油藏體積（SRV）的計算對于制定壓裂施工方案、評價壓裂效果、預(yù)測頁巖氣產(chǎn)量具有重要的工程意義[7]。合理描述壓裂后水力裂縫的擴展形態(tài)是建立頁巖水力壓裂模擬實驗結(jié)果評價標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)，依據(jù)壓裂效果評價標(biāo)準(zhǔn)可分析頁巖水力壓裂裂縫擴展的影響因素，并建立縫網(wǎng)壓裂的臨界條件。

Fisher M K等[8-9]分析了微地震裂縫監(jiān)測的結(jié)果，認(rèn)為水力裂縫在平面上和深度上呈復(fù)雜的網(wǎng)狀擴展形態(tài)，不是單一對稱縫，且壓裂液體積越大，微地震事件的波及面積越廣，產(chǎn)量越高。Mayerhofer M J等[10-11]結(jié)合微地震技術(shù)研究了Barnett頁巖的水力裂縫形態(tài)，并根據(jù)微地震監(jiān)測數(shù)據(jù)建立了SRV的計算方法，首次提出了“改造油藏體積”的概念，認(rèn)為頁巖的增產(chǎn)改造中，改造體積越大增產(chǎn)效果越好。但是，目前仍缺少對分段壓裂網(wǎng)絡(luò)裂縫擴展規(guī)模的有效評價方法。因此，本文在對裂縫性頁巖露頭開展水力壓裂模擬實驗的基礎(chǔ)上，分析水力裂縫擴展規(guī)律，建立裂縫擴展規(guī)模評價方法，并研究地應(yīng)力、天然裂縫、礦物組分等不可控因素和壓裂液組成、黏度、排量、壓力等可控因素對裂縫擴展的影響，分析頁巖儲集層中裂縫網(wǎng)絡(luò)形成條件。

1 頁巖水力壓裂模擬實驗

1.1 實驗試樣

實驗中的天然頁巖露頭取自中國重慶市石柱縣龍馬溪組及貴州省習(xí)水縣志留系筇竹寺組。利用線切割技術(shù)將巖塊加工成300 mm×300 mm×300 mm正方體狀，實驗前將試樣表面打磨平整。在切割、打磨后的試樣中安裝模擬井筒，即在試樣上表面中心位置鉆孔（模擬井眼），然后將模擬井筒放入模擬井眼中，用高強度錨栓固結(jié)。由于天然露頭發(fā)育的層理面存在隨機性，因此，利用人造巖心進(jìn)一步驗證水力裂縫與層理的溝通作用。實驗中的人造巖心采用混凝土澆鑄，試樣內(nèi)預(yù)置A4紙模擬層理面。

1.2 實驗參數(shù)

本文利用中國石油大學(xué)（北京）巖石力學(xué)實驗室的真三軸壓裂實驗?zāi)M系統(tǒng)[12]，進(jìn)行3個方向地應(yīng)力條件下的頁巖水力壓裂模擬。依據(jù)相似理論與由Clifton R J[13]裂縫控制方程導(dǎo)出的相似準(zhǔn)則，結(jié)合實驗系統(tǒng)的功能參數(shù)來優(yōu)選實驗參數(shù)，使實驗條件與現(xiàn)場壓裂施工條件盡可能相似。

表1為本文頁巖水力壓裂模擬實驗參數(shù)及所模擬的現(xiàn)場地應(yīng)力、壓裂施工等參數(shù)，其中，試樣1—4、9—17為重慶龍馬溪組頁巖露頭，試樣5—8為貴州志留系筇竹寺組頁巖露頭，試樣18和19為人造巖心。設(shè)計模擬實驗參數(shù)時充分考慮了真三軸實驗系統(tǒng)的性能指標(biāo)：注入排量不宜過大，保持活塞推進(jìn)速率在0.05～0.20 mm/s，排量在0.163～0.652 mL/s，可模擬現(xiàn)場12 m3/min左右的壓裂排量；壓裂液黏度較低，可模擬現(xiàn)場0～20 mPa·s、20～60 mPa·s、60～80 mPa·s這3個范圍內(nèi)的低黏壓裂液。對于試樣圍壓的加載，考慮了上覆巖層壓力為中間主應(yīng)力的情況，與實際頁巖地層的地應(yīng)力狀態(tài)相符，且模擬實驗中的加載應(yīng)力均在25 MPa以下，在實驗系統(tǒng)的安全加載范圍之內(nèi)。設(shè)計的實驗參數(shù)基于重慶龍馬溪組頁巖壓裂層段地應(yīng)力、施工所用排量和壓裂液黏度等條件，結(jié)合頁巖壓裂模擬實驗相似準(zhǔn)則和實際模擬實驗系統(tǒng)的工作參數(shù)計算得出。在頁巖壓裂模擬實驗的相似準(zhǔn)則中，地應(yīng)力、破裂壓力受彈性模量控制，壓裂液排量及時間受試樣尺寸控制，壓裂液黏度受試樣尺寸、排量、彈性模量綜合影響。相似準(zhǔn)則的推導(dǎo)過程考慮了實際頁巖儲集層多裂縫、低孔低滲的特征及壓裂施工條件。

表1 頁巖水力壓裂模擬實驗參數(shù)及所模擬的現(xiàn)場施工參數(shù)

2 頁巖水力裂縫擴展形態(tài)及壓裂效果評價指標(biāo)

2.1 頁巖水力裂縫擴展形態(tài)

Warpinski N R等[14]結(jié)合實際頁巖儲集層微地震監(jiān)測得到的水力裂縫擴展形態(tài)，完善了Fisher M K等[8]提出的利用“裂縫形態(tài)復(fù)雜程度”來描述頁巖地層水力裂縫形態(tài)的方法，將頁巖的水力裂縫按照其形態(tài)由簡單到復(fù)雜劃分為4大類：單一裂縫、復(fù)雜多裂縫、天然裂縫張開后的復(fù)雜裂縫、復(fù)雜的網(wǎng)狀裂縫。

本文壓裂模擬實驗結(jié)果顯示，頁巖水力裂縫主要為單一的主裂縫（見圖1a）、與天然裂縫溝通的復(fù)雜裂縫（見圖1b）、溝通頁巖層理的復(fù)雜裂縫（見圖1c）和溝通多弱面的網(wǎng)狀裂縫（見圖1d）等。這與上述Warpinski對壓裂后水力裂縫溝通效果的描述相一致。

圖1 頁巖水力壓裂裂縫溝通效果

水力裂縫溝通天然裂縫、層理面、節(jié)理時，形成的裂縫形態(tài)主要有徑向網(wǎng)狀（見圖2a）、T型或十字形（見圖2b）、紡錘形（見圖2c）等形態(tài)。徑向網(wǎng)狀縫是溝通了多條較小尺度的天然裂縫或節(jié)理而形成；十字型或T型的裂縫是主裂縫溝通了開度較大的天然裂縫而形成；在大尺度（1 m）試樣的模擬實驗中，主裂縫溝通多個層理面后可形成紡錘形的縫網(wǎng)體?？梢?，頁巖壓裂后的裂縫形態(tài)較復(fù)雜，某些條件下可形成非平面的、不規(guī)則的多條裂縫組合在一起的復(fù)雜縫網(wǎng)體，這種三維空間的裂縫縫網(wǎng)展布延伸是頁巖儲集層改造成功的關(guān)鍵。

圖2 頁巖水力壓裂裂縫形態(tài)

由于頁巖的非均質(zhì)性、天然裂縫及層理較發(fā)育等特性，對其進(jìn)行儲集層改造后形成的裂縫形態(tài)較復(fù)雜，不同于常規(guī)均質(zhì)砂巖地層的180°兩翼對稱單一平面裂縫，而類似于非均質(zhì)性強、天然裂縫發(fā)育、存在大量割理的煤巖水力裂縫溝通形態(tài)，但又有很大的差別。

2.2 頁巖水力壓裂效果評價指標(biāo)

由于在本文的模擬實驗中，頁巖試樣的尺寸較小，裂縫復(fù)雜程度遠(yuǎn)不及實際地層的水力裂縫，很難準(zhǔn)確地計算水力裂縫溝通體積。實際的水力裂縫主要是主裂縫、溝通的天然裂縫（轉(zhuǎn)向和穿過）、溝通的層理面這3種裂縫形態(tài)的1種或組合，且這3種形式裂縫的面積比體積更容易確定。因此，本文考慮用“裂縫溝通面積（SRA）”作為水力壓裂效果的評價指標(biāo)。

裂縫溝通面積指在頁巖水力壓裂模擬實驗中，壓裂后試樣中的裂縫面（包括主裂縫及水力裂縫溝通的天然裂縫、層理面）面積的總和。認(rèn)為SRA越大，經(jīng)過儲集層改造后，水力裂縫能溝通的儲集層面積越大，增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)的效果越好。在實際的水力壓裂模擬實驗中，記完整裂縫平面的面積為1.00（即接近300 mm× 300 mm），實際計算時根據(jù)裂縫平面上示蹤劑的分布面積分別按照0.25、0.50、0.75劃分等級。以試樣5（見圖3）為例，主裂縫沿左側(cè)直接穿透天然裂縫面后溝通層理面，左側(cè)天然裂縫并未開啟；主裂縫沿右側(cè)溝通天然裂縫后直接穿透，遇到新的天然裂縫后轉(zhuǎn)向擴展，右側(cè)天然裂縫面部分開啟，因此，主裂縫為0.50（左側(cè)）+0.25（右側(cè)），層理面為0.5（左下），天然裂縫為0.75（右側(cè)），則SRA為2。

圖3 SRA計算實例

水力裂縫是否形成網(wǎng)狀縫是頁巖水力壓裂的關(guān)鍵，只有形成縫網(wǎng)才可能溝通較大的有效儲集層體積。就本文中水力壓裂模擬實驗結(jié)果而言，認(rèn)為單一主裂縫、壓裂液滲入層理面等為非網(wǎng)狀縫，而其他復(fù)雜裂縫溝通情況則說明形成了縫網(wǎng)。表2為本文模擬實驗中19塊頁巖試樣的壓裂評價結(jié)果。

表2 頁巖水力壓裂模擬實驗壓裂評價結(jié)果

3 頁巖水力裂縫擴展影響因素分析

3.1 地應(yīng)力

地應(yīng)力對壓裂效果及水力裂縫擴展的影響，可通過改變實驗中圍壓的加載方向及大小予以模擬。實驗結(jié)果表明：試樣3形成1條主裂縫，SRA為1.00；試樣6形成主裂縫但溝通了上部的層理，SRA為1.25；試樣8形成徑向網(wǎng)狀縫，SRA為1.50?？梢钥闯觯涸趹?yīng)力差系數(shù)（σH?σh）/σH較大（即應(yīng)力差（σH?σh）較高）時，水力裂縫趨于沿著天然裂縫面擴展，限制縫高，易形成主裂縫或小規(guī)模的裂縫溝通；在應(yīng)力差系數(shù)較?。磻?yīng)力差較低）時，水力裂縫容易形成縫網(wǎng)，且容易溝通天然裂縫，在實驗中往往表現(xiàn)為徑向網(wǎng)狀擴展。經(jīng)相似準(zhǔn)則[13]計算，龍馬溪組頁巖儲集層易產(chǎn)生縫網(wǎng)的臨界應(yīng)力差為4 MPa。

此外，地應(yīng)力的方向決定主裂縫能否與層理或天然裂縫溝通，而這也是形成裂縫網(wǎng)絡(luò)的主要條件之一。若最大水平主應(yīng)力的方向垂直于試樣中的節(jié)理，水力裂縫沿著最大水平主應(yīng)力方向擴展，導(dǎo)致主裂縫與節(jié)理溝通并發(fā)生轉(zhuǎn)向（見圖1b）；若最大水平主應(yīng)力方向平行于試樣的層理面，水力裂縫平行于最大主應(yīng)力方向，不能溝通層理，也產(chǎn)生不了網(wǎng)狀裂縫，裂縫的溝通面積較?。ㄒ妶D1a）；試樣18（見圖1c）為人造頁巖巖心，其中預(yù)置2個層理面，最大水平主應(yīng)力的方向垂直于層理面，使得水力裂縫與層理正交，溝通兩處層理，溝通面積較試樣3有顯著提高。

3.2 天然裂縫及層理

水力裂縫與天然裂縫相互作用會產(chǎn)生裂縫轉(zhuǎn)向、主裂縫穿過天然裂縫等情況，裂縫的溝通效果主要取決于天然裂縫的開度及其與水力裂縫的逼近角（見圖4）。開度較大的天然裂縫與水力裂縫遭遇后，水力裂縫往往很難穿過天然裂縫，壓裂液沿天然裂縫流動，開度小的（甚至是礦物充填的）天然裂縫被水力裂縫進(jìn)一步開啟的難度較大；逼近角直接影響水力裂縫穿透天然裂縫的程度，當(dāng)天然裂縫與水力裂縫接近平行時，水力裂縫無法溝通天然裂縫，當(dāng)二者逼近角增大時，水力裂縫容易穿過天然裂縫。

圖4 天然裂縫開度及與水力裂縫逼近角對壓裂效果的影響

分析模擬實驗結(jié)果可知，頁巖的層理面距離水力裂縫面的距離是影響溝通效果的關(guān)鍵因素：二者距離較近處，主裂縫溝通層理面的體積較大；隨著二者之間距離的增加，溝通層理面的體積逐漸減少（壓裂液進(jìn)入層理的體積小，熒光粉顏色變淺，波及范圍變小），從而沿著主裂縫的兩翼呈紡錘形。

圖5為頁巖水力裂縫穿過層理面的擴展情況。水力裂縫溝通等間距或不等間距的層理時，水力裂縫面與層理面正交后，壓裂液首先深入到層理面中，改變層理面附近的應(yīng)力場，然后使得層理面張開或滑移，形成網(wǎng)狀裂縫。隨著溝通層理面數(shù)量的增加，能量損耗增加，最終在遠(yuǎn)端的層理面內(nèi)止縫。

3.3 含氣頁巖的礦物組成及力學(xué)性質(zhì)

含氣頁巖的脆性特征對頁巖水力裂縫的擴展及儲集層改造效果有顯著影響。模擬實驗中，對試樣3、4、8和16的頁巖樣品進(jìn)行X衍射分析，將頁巖礦物組分的測試結(jié)果及壓裂效果繪制到三角圖中（見圖6）?？梢姡嚇?的脆性礦物含量比試樣3、4、16都高，其裂縫形態(tài)呈現(xiàn)典型的縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)。對比試樣3、4，試樣4的黏土礦物含量較低、脆性礦物含量較高，雖然二者的水力裂縫均為單一的主裂縫，但試樣4的主裂縫較為曲折、裂縫面不平整，而試樣3的主裂縫平直。上述結(jié)果證明頁巖礦物組分的不同會影響壓裂后的裂縫形態(tài)及溝通效果，脆性礦物含量與縫網(wǎng)形成有一定關(guān)系，脆性礦物含量高的頁巖造縫能力更好。

3.4 壓裂液黏度

由于頁巖壓裂施工中一般使用低黏度壓裂液，結(jié)合相似理論，室內(nèi)模擬實驗中通過改變壓裂液中胍膠含量，選取黏度2.0 mPa·s、6.5 mPa·s、15.0 mPa·s、20.0 mPa·s的壓裂液，模擬現(xiàn)場壓裂施工中黏度3.5～81.0 mPa·s的壓裂液。

圖7為壓裂液黏度對水力裂縫擴展的影響，可以看出，壓裂液黏度對水力裂縫的延伸長度及裂縫形態(tài)的影響較為明顯。高黏度壓裂液阻止壓裂液向地層滲濾，降低了剪切滑移或濾失膨脹變形發(fā)生的可能性，也降低了裂縫的復(fù)雜程度；而使用低黏度壓裂液時，流體壓力在天然裂縫內(nèi)的傳播較容易，天然裂縫縫內(nèi)流體壓降較小，天然裂縫端部壓力更容易達(dá)到起裂壓力門限值。這與Cipolla C L等[15]對Barnett頁巖水平井使用滑溜水和凍膠壓裂液壓裂的微地震監(jiān)測結(jié)果、SRV計算結(jié)果一致，結(jié)果顯示滑溜水壓裂更易形成復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)裂縫，SRV較高。

3.5 壓裂液排量

本文中的頁巖壓裂模擬實驗考慮到試樣系統(tǒng)的性能指標(biāo)，采用0.163～0.652 mL/s的排量，模擬現(xiàn)場8～16 m3/min的排量，研究了排量對水力裂縫擴展、裂縫溝通面積的影響規(guī)律（見表3）。

圖5 頁巖水力裂縫穿過層理的擴展

圖6 頁巖礦物組分對水力裂縫形態(tài)的影響

圖7 壓裂液黏度對頁巖水力壓裂效果的影響

表3 壓裂液排量對頁巖水力壓裂效果的影響

由表3可知：小排量下難以將頁巖試樣壓開；大排量下可將試樣壓開，但不完全是網(wǎng)狀裂縫，SRA的波動范圍較大，壓裂效果較好；超大排量壓裂時，形成的裂縫形態(tài)較復(fù)雜，易形成網(wǎng)狀縫，但SRA值不一定高，原因是大排量壓裂可能會造成“憋壓”現(xiàn)象，水力裂縫縫間能量損耗增大，壓裂液沒有足夠的時間滲濾來降低頁巖強度；變排量壓裂會增強水力裂縫溝通天然裂縫或?qū)永淼淖饔?，合理選擇排量的變化范圍和變排量的時機往往能提高儲集層改造效果，開啟更多的天然裂縫網(wǎng)絡(luò)。

頁巖水力壓裂過程需要較高的壓裂液排量以維持水力裂縫的擴展、水力裂縫對天然裂縫及層理的溝通和開啟?，F(xiàn)場作業(yè)的臨界排量在10 m3/min，壓裂液黏度控制在10 mPa·s左右，并且在熟悉儲集層地質(zhì)的情況下，可選擇合理時機在一定范圍內(nèi)調(diào)整排量，嘗試變排量壓裂。

4 結(jié)論及建議

基于真三軸水力壓裂模擬實驗結(jié)果，綜合分析影響頁巖儲集層壓裂效果的地質(zhì)和工程因素后發(fā)現(xiàn)：頁巖儲集層水力裂縫與天然裂縫、層理面溝通后，在一定條件下可產(chǎn)生復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)而非單一的裂縫或平直的縫網(wǎng)，包括徑向網(wǎng)狀縫、T型或十字形裂縫、紡錘形縫網(wǎng)等。利用裂縫溝通面積表征水力壓裂波及范圍，并結(jié)合是否形成有效縫網(wǎng)體作為評價頁巖壓裂效果的指標(biāo)是研究裂縫網(wǎng)絡(luò)形成條件的關(guān)鍵。

有利于產(chǎn)生網(wǎng)狀裂縫和高裂縫溝通面積的地質(zhì)條件為：最大水平主應(yīng)力方向與頁巖的層理面方向正交或呈大角度、與開度較好的天然裂縫之間的逼近角接近90°；主應(yīng)力之間的差值較小，一般低于4 MPa；頁巖儲集層中有效天然裂縫（開度適中、與主裂縫面相交）的密度大、層理面發(fā)育；脆性礦物（硅質(zhì)和鈣質(zhì)）含量高、巖石彈性特征強（高彈性模量低泊松比）。

建議在實際現(xiàn)場作業(yè)時，將壓裂液黏度控制在10 mPa·s左右，排量應(yīng)高于10 m3/min，可在熟悉儲集層地質(zhì)條件的情況下嘗試變排量壓裂。

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（編輯 胡葦瑋 繪圖 劉方方）

Propagation area evaluation of hydraulic fracture networks in shale gas reservoirs

Hou Bing1,Chen Mian1,Li Zhimeng1,Wang Yonghui2,Diao Ce1
(1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum (Beijing),Beijing 102249,China;2.Langfang Branch of Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Langfang 065007,China)

Based on hydraulic fracturing experiments in laboratory,the hydraulic fracture propagation in shale was analyzed,a method for evaluating the fracture propagation extent was proposed,and the effects of geological factors and engineering factors on fracture propagation were studied.“Stimulated Rock Area (SRA)” was proposed as an evaluation index for the hydraulic fracturing results.By analyzing the experiment results,it is found that hydraulic fracturing in shale reservoirs can generate a complex fracture network;a lower stress difference in brittle shale formation and a shorter distance between hydraulic fracture and bedding plane lead to a larger SRA and more complex fracture morphology;a fracture network is more likely to generate in the case that the angle between horizontal maximum stress and bedding plane is 90° or large enough,or the approaching angle between hydraulic fracture and well-opened natural fracture is close to 90°;a higher brittle mineral content leads to better fracturing ability;a lower fluid viscosity and higher flow rate leads to a larger SRA;a variable flow rate increases the possibility that the hydraulic fracture communicates bedding planes and natural fractures.

shale;hydraulic fracturing;fracture propagation;fracture network;stimulated rock area;rock mechanics;reservoir stimulation

國家自然科學(xué)基金創(chuàng)新研究群體科學(xué)基金（51221003）；國家自然科學(xué)基金（51204195；51234006）

TE357.1

：A

1000-0747(2014)06-0763-06

10.11698/PED.2014.06.18

侯冰（1979-），男，遼寧北鎮(zhèn)人，博士，中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院副研究員，主要從事油氣井巖石力學(xué)與工程方面的教學(xué)與研究工作。地址：北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號中國石油大學(xué)（北京）289信箱，郵政編碼：102249。E-mail：houbing9802@163.com

聯(lián)系作者：陳勉（1962-），男，遼寧沈陽人，博士，中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院教授，主要從事石油工程巖石力學(xué)研究。地址：北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號，中國石油大學(xué)（北京）289信箱，郵政編碼：102249。E-mail:chenmian@vip.163.com

2014-02-19

2014-09-17