含裂縫混合巖性致密油儲(chǔ)層壓裂裂縫起裂與擴(kuò)展實(shí)驗(yàn)研究

張 然，李根生*，郭建春

含裂縫混合巖性致密油儲(chǔ)層壓裂裂縫起裂與擴(kuò)展實(shí)驗(yàn)研究

張 然1，李根生1*，郭建春2

1中國(guó)石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249

2西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610500

我國(guó)部分含天然裂縫的混合巖性致密油儲(chǔ)層受巖石非均質(zhì)性的影響，壓裂裂縫起裂與延伸規(guī)律復(fù)雜，裂縫形態(tài)認(rèn)識(shí)不清，采用北美縫網(wǎng)壓裂思路進(jìn)行增產(chǎn)改造后產(chǎn)量差異較大。為此，本文采用巖性復(fù)雜、天然裂縫發(fā)育的大港油田滄東孔二段致密油儲(chǔ)層井下巖樣，進(jìn)行三軸力學(xué)測(cè)試、礦物組分測(cè)試和CT掃描，對(duì)儲(chǔ)層巖樣的力學(xué)參數(shù)、礦物組分和天然裂縫展布情況進(jìn)行了分析，選取其中含有水平、低角度、高角度和復(fù)雜天然裂縫的井下巖樣進(jìn)行真三軸壓裂實(shí)驗(yàn)，并采用CT掃描對(duì)壓裂裂縫進(jìn)行監(jiān)測(cè)，以研究含天然裂縫的混合巖性致密油儲(chǔ)層壓裂裂縫起裂與擴(kuò)展規(guī)律。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：(1)根據(jù)對(duì)壓裂效果的有利程度，可將壓后裂縫形態(tài)分為以下3類(lèi)：水力單縫、沿天然裂縫開(kāi)啟和復(fù)雜裂縫；(2)天然裂縫是壓后裂縫形態(tài)的主要控制因素；(3)實(shí)驗(yàn)中，水力裂縫遭遇天然裂縫時(shí)出現(xiàn)3種延伸模式：沿天然裂縫張開(kāi)、穿過(guò)天然裂縫(直接穿過(guò)、轉(zhuǎn)向后穿過(guò))、被天然裂縫阻斷，應(yīng)力差大小決定了以上3種延伸模式；(4)天然裂縫發(fā)育程度嚴(yán)重影響破裂壓力和壓裂液濾失量。實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)認(rèn)識(shí)含天然裂縫的混合巖性致密油儲(chǔ)層壓裂裂縫形態(tài)，評(píng)價(jià)此類(lèi)儲(chǔ)層縫網(wǎng)壓裂效果提供了依據(jù)。

致密油壓裂；天然裂縫；裂縫形態(tài)；CT掃描；縫網(wǎng)壓裂；真三軸壓裂實(shí)驗(yàn)

0 引言

在我國(guó)部分致密油儲(chǔ)層中，存在微裂縫發(fā)育和巖性復(fù)雜等特點(diǎn)。發(fā)育的微裂縫可為油氣提供充足的儲(chǔ)集空間，也可為油氣提供運(yùn)移通道，更能有效提高油氣的產(chǎn)量。近年來(lái)不少學(xué)者的研究表明，儲(chǔ)層中巖石脆性和天然裂縫對(duì)水力裂縫的延伸形態(tài)有著顯著的影響[1-6]。因此，在含裂縫混合巖性致密油儲(chǔ)層的壓裂中，受非均質(zhì)性的影響，裂縫起裂與擴(kuò)展是一個(gè)復(fù)雜的過(guò)程。

由于現(xiàn)場(chǎng)壓裂施工中難以有效監(jiān)測(cè)地下儲(chǔ)層壓裂裂縫，基于理想化假設(shè)的裂縫性?xún)?chǔ)層壓裂數(shù)值模擬研究則較難反映真實(shí)儲(chǔ)層壓裂裂縫的起裂和延伸規(guī)律，因此水力壓裂模擬實(shí)驗(yàn)是研究裂縫起裂與延伸規(guī)律最為有效、可靠的方法。國(guó)外學(xué)者通過(guò)一系列研究[7-10]，認(rèn)為水力裂縫遇到天然裂縫后常表現(xiàn)出3種行為：①穿過(guò)天然裂縫；②張開(kāi)天然裂縫；③沿著天然滑移面延伸，并提出了交叉準(zhǔn)則。國(guó)內(nèi)以陳勉、張廣清、周健為代表的學(xué)者通過(guò)真三軸水力壓裂實(shí)驗(yàn)和聲發(fā)射監(jiān)測(cè)等手段，分別研究了水平井主應(yīng)力差、水平井筒與主應(yīng)力方向夾角及天然裂縫對(duì)裂縫形態(tài)的影響[11-13]，但上述研究未闡述各影響因素之間的關(guān)系和敏感程度。張士誠(chéng)等人引入了高能CT掃描對(duì)露頭巖樣天然裂縫進(jìn)行定位，從而研究了天然裂縫原始膠結(jié)狀態(tài)、水平地應(yīng)力差及排量、壓裂液黏度的對(duì)裂縫形態(tài)的影響[14]，但是忽略了巖石脆性以及天然裂縫與地應(yīng)力夾角的重大影響。本文針對(duì)含裂縫混合巖性的致密油儲(chǔ)層，利用大港油田滄東凹陷孔二段井下巖心，開(kāi)展了真三軸水力壓裂模擬實(shí)驗(yàn)，使用巖石力學(xué)測(cè)試儀和XRD全巖礦物測(cè)試手段分析巖樣脆性，采用CT掃描對(duì)巖樣壓裂前后的天然裂縫和水力裂縫進(jìn)行監(jiān)測(cè)，研究了巖石礦物組分、力學(xué)脆性、應(yīng)力差、天然裂縫展布情況對(duì)壓裂裂縫擴(kuò)展形態(tài)的影響，以及各因素之間的關(guān)系。

1 滄東孔二段儲(chǔ)層的特征

本文選用大港油田滄東凹陷孔二段致密區(qū)井下巖心，包括泥頁(yè)巖類(lèi)、砂巖類(lèi)、碳酸鹽巖類(lèi)和過(guò)渡混合巖類(lèi)，巖性復(fù)雜多變，非均質(zhì)性強(qiáng)，非砂巖類(lèi)以過(guò)渡巖類(lèi)占主導(dǎo)，發(fā)育有一定的層理和天然裂縫。儲(chǔ)集空間包括裂縫和孔隙。儲(chǔ)層巖石以中～低孔-特低～超低滲儲(chǔ)集層為主，孔隙度5.09％～10.51％，滲透率0.44～6.84 mD，其中滲透率小于1 mD占30％，泥質(zhì)含量11.46％～41.50％。

1.1 巖石礦物組成特征

本文選用42組孔二段儲(chǔ)層井下巖樣進(jìn)行礦物組成分析，結(jié)果顯示，將該致密砂巖中主要礦物分為以下幾類(lèi)：石英礦物(27.14％)最多，其次為斜長(zhǎng)石(17.57％)、粘土礦物(16.85％)，白云石(14.26％)，方解石(10.77％)，黃鐵礦的含量最少。儲(chǔ)層巖石石英含量相對(duì)較均衡，粘土、長(zhǎng)石、碳酸鹽礦物整體分布差異性較大，存在較多的高值和低值，可見(jiàn)孔二段巖石的巖性復(fù)雜，非均質(zhì)性較強(qiáng)。

1.2 巖石力學(xué)特征

由三軸抗壓實(shí)驗(yàn)的結(jié)果得到，孔二段巖石的彈性模量在4.734～54.502 GPa間，平均值為17.743 GPa，泊松比在0.118～0.446之間，平均值為0.267，抗壓強(qiáng)度在141.0～365.5 MPa之間，平均值為209.9 MPa。在同一圍壓下，楊氏模量、泊松比和抗壓強(qiáng)度均差異不大，整體分布比較均衡。由Rickman脆性評(píng)價(jià)方法得到平均脆性指數(shù)為0.431，脆性指數(shù)分布如圖1所示。

圖1 Rickman脆性指數(shù)分布Fig. 1 Distribution of Rickman brittleness index

1.3 天然裂縫發(fā)育特征

天然裂縫是存在于低滲透介質(zhì)中的高滲透性通道。在水力壓裂中，天然裂縫是溝通儲(chǔ)層的關(guān)鍵性因素。水力裂縫溝通天然裂縫，會(huì)大大增加儲(chǔ)層與井筒的接觸面積，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層的有效增產(chǎn)改造。

對(duì)天然裂縫的描述通常包括開(kāi)度、長(zhǎng)度、傾角、方位角、孔隙度等參數(shù)。其中，在水力壓裂中，天然裂縫的傾角和方位角是2個(gè)關(guān)鍵的參數(shù)，決定著天然裂縫是否能夠被水力壓裂激活。天然裂縫從傾角上可以分為4種：垂直縫、高角度縫、低角度縫和水平縫。

圖2所示為本文實(shí)驗(yàn)巖樣天然裂縫CT掃描結(jié)果。根據(jù)巖心裂縫的觀(guān)察描述和統(tǒng)計(jì)可以看出，孔二段裂縫產(chǎn)狀主要以水平縫和低角度裂縫為主，高角度裂縫和垂直縫次之，裂縫走向以NW和NE向?yàn)橹?。根?jù)該區(qū)塊進(jìn)行的地應(yīng)力方向測(cè)試得到現(xiàn)今水平最大主應(yīng)力方向總體近SN方向，最小水平主應(yīng)力近EW方向。由此可以看出，裂縫較發(fā)育的方位總體分布在最大水平主應(yīng)力的左右兩側(cè)，具有一定的夾角。如圖3所示，巖心天然裂縫平均傾角為24°，傾角小于45°的裂縫達(dá)到了81.5％。對(duì)裂縫面充填物及充填程度的描述和統(tǒng)計(jì)表明大部分天然裂縫均有明顯的充填特征，含有不同程度的石英和方解石充填。根據(jù)統(tǒng)計(jì)的巖心走向角發(fā)現(xiàn)(以最大水平主應(yīng)力方向?yàn)闇?zhǔn))，走向與最大水平主應(yīng)力之間的夾角較小，平均走向角為34.8° (見(jiàn)圖4)。

圖2 實(shí)驗(yàn)巖樣天然裂縫CT掃描結(jié)果Fig. 2 CT scan of natural fractures

圖3 天然裂縫傾角分布Fig. 3 Dips distribution of natural fractures

根據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果分析，孔二段儲(chǔ)層天然裂縫比較發(fā)育，主要以水平縫和低角度裂縫為主，高角度裂縫和垂直縫次之，走向與水平最大主應(yīng)力的夾角較小，天然裂縫的產(chǎn)狀有利于被水力裂縫溝通。天然裂縫的存在會(huì)誘發(fā)并改變了人工裂縫在巖石中的延伸方向，由于人工裂縫與天然裂縫的交互作用，裂縫在儲(chǔ)層中可能進(jìn)行非對(duì)稱(chēng)、分支的延伸，從而有利于復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的形成。

2 真三軸壓裂模擬實(shí)驗(yàn)方案

為了認(rèn)識(shí)壓裂裂縫幾何形態(tài)和擴(kuò)展過(guò)程，室內(nèi)水力壓裂物理模擬實(shí)驗(yàn)是一種可靠、有效的手段。本文采用真三軸模擬試驗(yàn)系統(tǒng)模擬地層三向應(yīng)力，根據(jù)巖樣脆性、礦物組分、天然裂縫空間角度的差異，施加不同的應(yīng)力差，分組開(kāi)展壓裂模擬實(shí)驗(yàn)。通過(guò)對(duì)壓裂前后的巖樣進(jìn)行工業(yè)CT掃描及在壓裂液中添加示蹤劑等方法，對(duì)水力壓裂裂縫擴(kuò)展形態(tài)進(jìn)行表征，從而對(duì)壓裂過(guò)程中裂縫延伸形態(tài)及影響因素進(jìn)行分析。

2.1 實(shí)驗(yàn)裝置與巖樣制備

(1)實(shí)驗(yàn)設(shè)備

實(shí)驗(yàn)采用的真三軸壓裂物理模擬實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)如圖5所示，可在三維空間中三個(gè)正交方向獨(dú)立加載應(yīng)力，最大有效應(yīng)力為20 MPa。模擬井眼位于巖樣頂部，通過(guò)平流泵泵入壓裂液。

采用X射線(xiàn)工業(yè)CT檢測(cè)系統(tǒng)(ICT)對(duì)壓裂前后的巖樣進(jìn)行三維掃描，如圖6所示。結(jié)合三維數(shù)字圖像處理技術(shù)，通過(guò)裂縫識(shí)別程序與三維重構(gòu)軟件，可以描述真實(shí)巖心內(nèi)部裂縫在三維空間中的分布，從而識(shí)別裂縫的條數(shù)和密度、展布方向和角度。

(2) 巖樣制備

實(shí)驗(yàn)采用大港油田滄東凹陷孔二段致密儲(chǔ)層壓裂段井下取芯巖樣，尺寸受取芯筒限制，一般為直徑102 mm的圓柱。為使巖心適應(yīng)真三軸模擬實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)，必須在巖心外側(cè)包裹一層水泥，將其制成尺寸為105×105×93 mm、中心鉆孔的方形巖樣試件，以滿(mǎn)足測(cè)試要求，如圖7所示。

圖4 天然裂縫走向角分布Fig. 4 Strike angle distribution of natural fractures

圖5 真三軸模擬實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)照片F(xiàn)ig. 5 Fracturing simulation experiment system

圖6 X射線(xiàn)工業(yè)CT檢測(cè)系統(tǒng)照片F(xiàn)ig. 6 ICT detection system

圖7 真三軸巖石破裂實(shí)驗(yàn)制成巖樣Fig. 7 The experimental samples

2.2 實(shí)驗(yàn)參數(shù)

實(shí)驗(yàn)中共有10塊巖樣，根據(jù)巖石力學(xué)測(cè)試結(jié)果發(fā)現(xiàn)Rickman脆性指數(shù)相差不大，因此以天然裂縫發(fā)育情況和空間展布為主要變量分為5類(lèi)巖樣，施加不同應(yīng)力差及不同的應(yīng)力方向。具體實(shí)驗(yàn)參數(shù)如表1所示。

表1 水力壓裂模擬實(shí)驗(yàn)參數(shù)Table 1 Testing parameters for hydraulic fracture

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

3.1 天然裂縫對(duì)裂縫形態(tài)的影響

在不同的巖石脆性、礦物組分、三軸應(yīng)力和天然裂縫的共同作用下，巖樣裂縫形成、擴(kuò)展及形態(tài)差異很大，為充分認(rèn)識(shí)裂縫的空間形態(tài)，利用工業(yè)CT檢測(cè)系統(tǒng)對(duì)10塊巖樣進(jìn)行了三維掃描。如表2所示，裂縫掃描與巖心剖切顯示，實(shí)驗(yàn)結(jié)果主要分為以下3類(lèi)裂縫形態(tài)：

(1) 水力單縫：水力裂縫沿垂直最小應(yīng)力方向在巖石基質(zhì)上起裂并延伸，形成單一裂縫，未溝通天然裂縫；

(2) 沿天然裂縫開(kāi)啟：水力裂縫沿天然裂縫延伸，形成以一條或兩條天然裂縫為主體的單一方向裂縫，難以形成水力裂縫以溝通更多的天然裂縫；

(3) 復(fù)雜裂縫：形成多條水力裂縫，或水力裂縫穿過(guò)多條天然裂縫并同時(shí)開(kāi)啟天然裂縫，形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，裂縫在巖石基質(zhì)中的延伸主要受地應(yīng)力控制，裂縫面基本沿最小主應(yīng)力垂直方向延伸，由于實(shí)驗(yàn)中最小主應(yīng)力方向均施加于水平方向，因此巖石基質(zhì)上的初始裂縫均為垂直縫。如1號(hào)巖樣，通過(guò)CT掃描可見(jiàn)巖樣內(nèi)部無(wú)天然裂縫，均質(zhì)性強(qiáng)，因此壓裂后在垂直最小主應(yīng)力方向產(chǎn)生較為規(guī)則的垂直雙翼裂縫。

但當(dāng)巖樣中存在天然裂縫時(shí)，巖樣在壓后出現(xiàn)了不同角度甚至多裂縫的情況，根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析，天然裂縫的存在直接影響了壓裂裂縫的延伸形態(tài)。如表2可見(jiàn)，當(dāng)巖樣中存在高角度天然裂縫縫時(shí)，更易直接開(kāi)啟天然裂縫，難以產(chǎn)生新的人工裂縫。而當(dāng)天然裂縫趨向于低角度縫或者水平縫時(shí)，則更容易產(chǎn)生人工裂縫和天然裂縫交錯(cuò)的復(fù)雜裂縫形態(tài)。

表2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分類(lèi)Table 2 Classifcation of experimental results

3.2 水力裂縫遭遇天然裂縫的3種延伸模式

本文設(shè)計(jì)了多組不同逼近角和應(yīng)力差條件下的水力裂縫遭遇天然裂縫的對(duì)比實(shí)驗(yàn)，以研究水力裂縫遭遇天然裂縫時(shí)的延伸模式和控制因素。實(shí)驗(yàn)結(jié)果主要出現(xiàn)了以下3種模式：

①沿天然裂縫張開(kāi)：天然裂縫被徹底打開(kāi)，水力裂縫沿天然裂縫轉(zhuǎn)向，不再形成新的水力裂縫，如圖8(a)；

②沿天然裂縫轉(zhuǎn)向后穿過(guò)：如圖8(b)所示，水力裂縫首先沿天然裂縫轉(zhuǎn)向后，在天然裂縫中延伸一定距離，在初始交互位置繼續(xù)形成人工裂縫穿過(guò)天然裂縫，形成工字形縫，或在新的位置產(chǎn)生人工裂縫穿過(guò)天然裂縫，形成臺(tái)階狀縫；

③被天然裂縫阻斷：水力裂縫延伸至天然裂縫處，無(wú)法張開(kāi)或者穿過(guò)天然裂縫，如圖8(c)。

3.2.1 沿天然裂縫張開(kāi)(模式①)的控制因素

通過(guò)對(duì)CT掃描和壓后巖心觀(guān)察發(fā)現(xiàn)，3、4、5號(hào)巖樣屬于沿天然裂縫張開(kāi)的破裂模式。從表3中的控制因素對(duì)比可知，當(dāng)應(yīng)力差小于4 MPa、逼近角低于65°均會(huì)導(dǎo)致裂縫沿天然裂縫開(kāi)啟并延伸。而2號(hào)巖樣在4 MPa應(yīng)力差條件下，未能張開(kāi)天然裂縫，可見(jiàn)逼近角大小是裂縫沿天然裂縫延伸的主要控制因素。

3.2.2 高逼近角條件下水力裂縫穿過(guò)天然裂縫能力的控制因素

研究發(fā)現(xiàn)，高逼近角條件下難以張開(kāi)的天然裂縫，則可能出現(xiàn)水力裂縫穿過(guò)天然裂縫(模式②)或被天然裂縫阻斷(模式③)兩種破壞模式，于是選取高逼近角條件下的4組巖樣進(jìn)行對(duì)比，如表4所示。

通過(guò)條件對(duì)比發(fā)現(xiàn)，在高逼近角條件下，其中6、7、8號(hào)巖心應(yīng)力差為10 MPa，水力裂縫表現(xiàn)出穿過(guò)天然裂縫的情況，而應(yīng)力差僅為4 MPa的2號(hào)巖心水力裂縫沒(méi)有穿過(guò)天然裂縫，而是向遠(yuǎn)離天然裂縫一側(cè)延伸，表現(xiàn)出被天然裂縫阻斷的情況，即模式③。

同時(shí)觀(guān)察到6號(hào)巖樣水力裂縫為直接穿過(guò)天然裂縫；8號(hào)巖樣水力裂縫穿過(guò)天然裂縫的同時(shí)，部分打開(kāi)天然裂縫，出現(xiàn)工字狀縫；7號(hào)巖樣則表現(xiàn)為打開(kāi)部分天然裂縫并延伸一定距離后，在新的位置重新開(kāi)裂穿過(guò)天然裂縫沿原始路徑繼續(xù)延伸，出現(xiàn)臺(tái)階狀縫。因此對(duì)該儲(chǔ)層巖石，最大最小主應(yīng)力差值在10 MPa左右，更易形成臺(tái)階狀或工字狀的復(fù)雜裂縫。

圖8 水力裂縫遭遇天然裂縫的3種延伸模式Fig. 8 Three extension modes of hydraulic fracture encountering natural fractures

表3 沿天然裂縫張開(kāi)模式的控制因素對(duì)比Table 3 Controlling factors of fracture opening

表4 水力裂縫穿過(guò)天然裂縫能力的控制因素對(duì)比Table 4 Controlling factors of hydraulic fracture crossing natural fractures

因此在高逼近角條件下，最大最小主應(yīng)力差是水力裂縫能否穿過(guò)天然裂縫控制因素，即出現(xiàn)模式②或模式③的判斷條件。

3.3 天然裂縫對(duì)工程參數(shù)的影響

由上述研究可知，天然裂縫對(duì)裂縫延伸形態(tài)有重大的影響，必然也對(duì)工程參數(shù)產(chǎn)生一定的影響，通過(guò)對(duì)比研究發(fā)現(xiàn)，天然裂縫主要對(duì)破裂、延伸壓力以及濾失量有較大影響。

當(dāng)天然裂縫直接與井筒溝通時(shí)，此時(shí)井筒上存在薄弱點(diǎn)，必然從天然裂縫與井筒相交處開(kāi)始破裂，且此類(lèi)巖樣的破裂壓力遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于天然裂縫與井筒不相交的巖樣，如表5所示。

表5 天然裂縫與破裂壓力的關(guān)系Table 5 Effect of natural fractures on fracture pressure

圖9 不同排量下實(shí)驗(yàn)泵注壓力曲線(xiàn)Fig. 9 Pressure curve of different displacement

對(duì)天然裂縫極其發(fā)育的巖樣，壓裂液的濾失量較大，難以形成新的人工裂縫。以10號(hào)巖樣為例，采用20、30、40 mL/min的注入排量進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，壓裂液均從天然裂縫大量濾失。從壓裂曲線(xiàn)上分析(圖9)，破裂延伸壓力極低，難以積聚足夠能量在巖石基質(zhì)上起裂，CT掃描結(jié)果證明無(wú)新的人工裂縫產(chǎn)生(圖10)。對(duì)于需要造高導(dǎo)流能力主裂縫的致密油儲(chǔ)層而言，裂縫發(fā)育地層，濾失量過(guò)大，提高排量、增大液量可以充分溝通天然裂縫，但仍需重點(diǎn)考慮降濾失措施。

圖10 裂縫發(fā)育巖樣壓裂前后CT掃描對(duì)比Fig. 10 Comparison of fractures by CT scan before and after experiment

4 結(jié)論

(1) 通過(guò)XRD礦物組分測(cè)試和巖心CT掃描，認(rèn)識(shí)到大港油田滄東凹陷孔二段儲(chǔ)層巖性復(fù)雜，天然裂縫發(fā)育，裂縫產(chǎn)狀主要以水平縫和低角度裂縫為主，高角度裂縫和垂直縫次之；

(2) 在均質(zhì)的巖石基質(zhì)中，水力裂縫形態(tài)受地應(yīng)力狀態(tài)控制，沿垂直最小水平主應(yīng)力方向擴(kuò)展；存在天然裂縫的情況下，裂縫的延伸主要受天然裂縫和地應(yīng)力共同控制；

(3) 水力裂縫遭遇天然裂縫時(shí)，主要存在沿天然裂縫張開(kāi)、沿天然裂縫轉(zhuǎn)向后穿過(guò)、被天然裂縫阻斷3種延伸模式，逼近角和最大最小主應(yīng)力差是3種模式的主要控制因素；

(4) 在天然裂縫與井筒相交的情況下，天然裂縫與井筒相交處成為井壁薄弱面，直接開(kāi)啟天然裂縫，其破裂壓力遠(yuǎn)低于未溝通天然裂縫的巖樣；

(5) 裂縫發(fā)育地層，濾失量過(guò)大，提高排量、增大液量可以充分溝通天然裂縫，但仍需采用降濾措施以提高致密油儲(chǔ)層壓裂施工效果。

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Experimental research into fracture propagation of complex lithologies in fractured tight oil reservoirs

ZHANG Ran1, LI Gensheng1, GUO Jianchun2
1 State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum-Beijing, Beijing 102249, China
2 State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China

In the Cangdong Depression of the Dagang Oilfield, the lithology of tight oil reservoirs in the Kong-2 member of the Kongdian Formation includes shales, sandstones, carbonate rocks and transitionalmigmatites. Its lithologyis complex and variable, with strong heterogeneity. The reservoirs are mainly middle-porosity to low-porosity, and extra-low to ultra-low permeability, which have developed certain stratifcation and natural fractures. Previously, the concept of network fracturing was introduced. This led to the effective implementation of combined fracturing fuids and multiple sand fracturing techniques, which achieved some progress in tight oil fracturing. However, due to the heterogeneity of reservoir rocks, there is a lack of understanding on the ability of each layer to form fracture networks. This has resulted in signifcant differences in the effectiveness of different well fractures. In view of this, downhole rock specimens from Cangdong tight oil reservoirs were used for triaxial mechanical testing, mineral composition testing, and CT scanning. Based on these tests, the mechanical parameters, mineral composition and natural fracture distribution of the reservoir rock specimens were analyzed. Rock specimens with either horizontal, low-angle, high-angle or complex natural fractures were selected for true triaxial fracture testing. In addition, CT scans were performed to monitor the fractures. Our aim was to investigate the patterns of fracture initiation and propagation in the tight oil reservoirs of the Cangdong Sag. The experimental results show that: (1) Based on the effectiveness of fracturing, the fractures can be categorized into three forms: single hydraulic fractures, initiation along natural fractures, and complex fractures. (2) The primary factor controlling the pattern of hydraulic fracturing is the natural fractures inthe Kong-2 member ofthe Kongdian Formation. (3) In the experiments, when hydraulic fractures encountered natural fractures, there were three propagation modes: opening along natural fractures, penetration through natural fractures (direct penetration or penetration after changing direction), and obstruction by natural fractures. The difference in principal stress determines the mode for fracture propagation. (4) The development degree of natural fractures signifcantly infuenced the fracturing pressure and fracture-fuid loss. These results can serve as a reliable basis to understand the fracture patterns of tight oil reservoirs in the Cangdong Depression of the Dagang Oilfeld, and to assess the effectiveness of network fracturing techniques in reservoirs.

tight oil fracturing; natural fractures; fracture patterns; CT scan; network fracturing techniques; true triaxial fracture testing

2016-10-08

國(guó)家自然科學(xué)基金國(guó)際合作項(xiàng)目(51210006)，國(guó)家自然基金重點(diǎn)項(xiàng)目(51234006)和國(guó)家杰出青年基金項(xiàng)目(51525404)聯(lián)合資助

10.3969/j.issn.2096-1693.2016.03.030

(編輯 馬桂霞)

張然， 李根生， 郭建春. 含裂縫混合巖性致密油儲(chǔ)層壓裂裂縫起裂與擴(kuò)展實(shí)驗(yàn)研究. 石油科學(xué)通報(bào), 2016, 03: 353-362

ZHANG Ran, LI Gensheng, GUO Jianchun. Experimental research into fracture propagation of complex lithologies in fractured tight oil reservoirs. Petroleum Science Bulletin, 2016, 03: 353-362.doi:10.3969/j.issn.2096-1693.2016.03.030

*通信作者, ligs@cup.edu.cn