含层理储层水力压裂缝高延伸规律及现场监测

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2021.06.008

含层理储层水力压裂缝高延伸规律及现场监测

付海峰^,¹^,², 才博¹^,², 修乃岭¹^,², 王欣¹^,², 梁天成¹^,², 刘云志¹^,², 严玉忠¹^,²

1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083

2.中国石油天然气集团公司油气藏改造重点实验室，河北廊坊 065007

The study of hydraulic fracture vertical propagation in unconventional reservoir with beddings and field monitoring

FU Haifeng^,¹^,², CAI Bo¹^,², XIU Nailing¹^,², WANG Xin¹^,², LIANG Tiancheng¹^,², LIU Yunzhi¹^,², YAN Yuzhong¹^,²

1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina, Beijing 100083, China

2.Key Laboratory of Reservoir Stimulation，CNPC, Langfang 065007, China

收稿日期: 2021-04-09 修回日期: 2021-06-25 网络出版日期: 2021-11-30

基金资助:

国家科技重大专项“储集层改造关键技术及装备”. 2016ZX05023
国家自然科学基金. 11532008

Received: 2021-04-09 Revised: 2021-06-25 Online: 2021-11-30

作者简介 About authors

付海峰（1983-），男，河北保定人，高级工程师，硕士，主要从事储层改造基础理论与工艺研究.E-mail：fuhf69@petrochina.com.cn. , E-mail：fuhf69@petrochina.com.cn

摘要

层理作为页岩油气储层的重要特征，对水力裂缝垂向扩展存在显著影响。通过开展理论分析，创新大尺度水力压裂模拟实验方法，以及针对现场尺度页岩油气储层实施水力裂缝形态监测，揭示层理条件下裂缝垂向扩展形态，明确裂缝穿层主控因素，为非常规储层改造工艺优化提供指导。研究表明：与层理面相交时，水力裂缝存在穿过、止裂（层理剪切或张开）和偏移3种扩展结果；实验及现场监测均证实了层理面胶结强度是影响缝高延伸的最重要因素，根据胶结强度不同既存在水平层理对缝高的抑制，也存在缝高穿过层理的情形；此外平面上天然裂缝展布形态和垂向储隔层间物性差异也对缝高延伸有明显影响。研究认识可为非常规层理条件下水力裂缝穿层工艺优化设计提供技术支撑。

关键词： 层理 ; 水力压裂 ; 缝高 ; 现场监测 ; 实验模拟

Abstract

As an important characteristic of shale oil and gas reservoir, bedding has a significant influence on vertical propagation of hydraulic fractures. Through theoretical analysis, innovation of large-scale hydraulic fracturing simulation experiment method, and field scale hydraulic fracture monitoring for shale oil and gas reservoirs, the vertical fracture propagation patterns under bedding condition are revealed, and the main controlling factors of fracture penetration are identified, which could guide the optimization of unconventional reservoir treatment. The experiments indicate that there are three different kinds of results when the fracture height reaches the bedding plane: crossing directly, crossing offsets and arresting (bedding slippage or dilation). Besides, the orthogonal analysis shows that the bedding strength is one of the most critical influences on fracture height. The field practice further confirms that weak bedding plane can arrest fracture height obviously and the fracture height also can cross the bedding because of strong bedding interface. In addition, the natural fractures on the plane and the difference of mechanical properties between layers also have significant influence on the fracture height. The research can provide technical support for the optimization design of hydraulic fracture vertical propagation under the bedding existence in unconventional reservoir.

Keywords： Bedding plane ; Hydraulic fracturing ; Fracture height ; Field monitoring ; Experimental simulation

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本文引用格式

付海峰, 才博, 修乃岭, 王欣, 梁天成, 刘云志, 严玉忠. 含层理储层水力压裂缝高延伸规律及现场监测. 天然气地球科学[J], 2021, 32(11): 1610-1621 doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2021.06.008

FU Haifeng, CAI Bo, XIU Nailing, WANG Xin, LIANG Tiancheng, LIU Yunzhi, YAN Yuzhong. The study of hydraulic fracture vertical propagation in unconventional reservoir with beddings and field monitoring. Natural Gas Geoscience[J], 2021, 32(11): 1610-1621 doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2021.06.008

0 引言

我国具有丰富的非常规油气资源^［1-2］，但都需要通过大规模体积改造才能得到有效开发^［3］。非常规油气储层普遍具有层理面和天然裂缝发育、薄互层、层间物性差异大等特点。20世纪80年代WARPINSK等^［4］开展了矿场试验，首次直观揭示了水力裂缝垂向延伸形态的复杂性。近年来中国的页岩气、致密气改造实践^［5-6］进一步证实施工过程中存在裂缝高度延伸受限或过度延伸的情况，实现高效的改造工艺优化设计难度大。因此深入研究层理条件下裂缝垂向延伸规律，揭示非常规储层水力裂缝延伸形态，对提升体积改造工艺设计的有效性具有非常重要的指导意义。

自20世纪80年代以来，业内持续开展了广泛的缝高延伸物模实验研究。WARPINSK等^［7］利用直径20 cm、高度20 cm的圆柱形天然岩石研究了垂向应力和两层杨氏模量差对水力裂缝垂向延伸的影响；TEUFEL等^［8］利用叠加的3个立方体天然样品（20 cm×20 cm×8 cm）进行压裂实验，定性分析了界面剪切强度、层间杨氏模量差、诱导水平应力效应与裂缝高度之间的关系；陈勉等^［9］、李传华等^［10］、ALTAMMAR等^［11］、杨焦生等^［12］采用30 cm×30 cm×10 cm的立方体水泥试样研究了垂直应力及层间物性差异对裂缝高度的影响，研究表明裂缝穿过层理面取决于地层条件和作业参数的综合作用；叶亮等^［13］、郑继明等^［14］、李彦超等^［15］均采用30 cm×30 cm×30 cm天然岩石，分别针对长7致密砂岩、大庆致密砂岩和龙马溪组页岩开展了压裂实验，分别讨论了层理面胶结强度、水平应力差值以及液态CO₂压裂对复杂裂缝形态的影响；刘玉章等^［16］首次开展了超大尺寸天然岩石样品（76 cm×76 cm×91 cm）的多层压裂实验，明确了层间水平应力差异、施工流体黏度对长6砂岩缝高延伸的影响。综上所述，前人实验研究主要是以小尺度（小于40 cm）岩石压裂为主，受裂缝动态起裂^［7］和边界效应^［17］的影响，实验模拟与实际矿场结果存在一定差异，因此有必要开展更大尺度的实验给予深入研究，同时前人研究以定性认识缝高形态为主，分析缝高的影响因素主要集中在层间水平应力差、层理面强度和层间杨氏模量差异上，并未对各因素间的影响权重进行量化分析。

在数值计算方面，近年来针对缝高延伸的模拟技术也在快速发展。GU等^［18］、TANG等^［19］利用位移不连续法分别建立了拟三维、全三维考虑多层理的裂缝延伸模型，王瀚等^［20］、吴锐等^［21］基于损伤力学方法模拟了水力裂缝的萌生和延伸过程。KAIMIN等^［22］利用有限元技术模拟研究了层间模量差异对缝高延伸的影响，虽然数值模拟技术有了长足进步，但考虑到计算效率与稳定性问题，当前层理面与水力裂缝相互作用仍然是以解析方式求解，未实现对裂缝尖端应力场的实时计算，因此模拟结果的准确性还有待检验，同时由于页岩油气储层非均质性强，力学参数的不确定性大，因此数值计算方法也难以做到对真实裂缝延伸形态的客观模拟。

综上所述，为了更准确分析层理条件下的裂缝垂向延伸规律，本文开展了超大尺度压裂实验（76 cm×76 cm×91 cm），揭示了层理作用下的裂缝真实延伸形态，并对其敏感性因素进行量化正交分析。同时在现场压裂中采用多种监测手段，包括测斜仪、微地震、井温测井，统计分析了3个页岩油气盆地10口井的缝高监测结果，进一步明确了不同区块矿场条件下的缝高延伸形态及其主控因素，为今后非常规储层改造缝高控制工艺设计的优化提供了更为有效的技术支撑。

1 理论分析

在拟三维裂缝扩展数值模型中，缝高方向上的裂缝扩展基于断裂韧性准则采用式（1）计算^［23］，即不考虑流体在高度方向上的流动，但考虑流体的重力影响。裂缝顶部和底部的应力强度因子由缝内流体压力、裂缝高度和层间水平应力计算得到，当该应力强度因子达到断裂韧性时缝高开始延伸。

k_{I u} = \sqrt[]{\frac{π h}{2}} [p_{c p} - σ_{n} + ρ_{f} g (h_{c p} - \frac{3}{4} h)]

\sqrt[]{\frac{2}{π h}} \sum_{i = 1}^{n - 1} (σ_{i + 1} - σ_{i}) [\frac{h}{2} a r c c o s (\frac{h - 2 h_{i}}{h}) - \sqrt[]{h_{i} (h - h_{i})}]

k_{I l} = \sqrt[]{\frac{π h}{2}} [p_{c p} - σ_{n} + ρ_{f} g (h_{c p} - \frac{1}{4} h)]

\sqrt[]{\frac{2}{π h}} \sum_{i = 1}^{n - 1} (σ_{i + 1} - σ_{i}) [\frac{h}{2} a r c c o s (\frac{h - 2 h_{i}}{h}) - \sqrt[]{h_{i} (h - h_{i})}]

p = p_{c p} + ρ_{f} g (h_{c p} - z)

（1）

式中： $k_{I u}$ 、 $k_{I l}$ 分别为水力裂缝上、下缝端应力强度集中因子，MPa· $m^{1 / 2}$ ； h为缝高，m；p、p_cp分别为裂缝深度z处和射孔深度处的流体压力，MPa； $σ_{n}$ 、 $σ_{i}$ 分别为裂缝顶部和第i层最小水平地应力，MPa；h_cp、h_i分别为射孔处深度和第i层厚度，m； $ρ_{f}$ 为流体密度，kg/m³。

P_{t i p} > σ_{v}

（2）

P_{t i p} < σ_{v}

τ > τ^{0} + t g θ (σ_{v} - p_{t i p})

（3）

P_{t i p} < σ_{v}

τ < τ^{0} + t g θ (σ_{v} - p_{t i p})

（4）

τ = \int_{h {}_{c p}- h / 2}^{h_{c p} + h / 2} p d z / L

（5）

- σ_{t i p} = σ_{n} + T

（6）

式中： $P_{t i p}$ 为裂缝上下尖端处流体压力，可由式（1）求得，MPa；σ_v为层理面垂向应力，MPa； $τ$ 为层理面上剪应力，由式（5）计算得到，MPa； $τ^{0}$ 为层理面内聚力，MPa； $θ$ 层理面内摩擦角，°； $p$ 为裂缝高度方向上x深度的流体压力，MPa；L为层理面长度，m； $σ_{t i p}$ 为水力裂缝与层理交点处储层基质应力，压为正；T为基质抗张强度，MPa。

随着流体的注入，当裂缝到达层理面时，如图1所示，根据式（2）—式（4），可以判断出初次作用结果，在初次作用基础上后续还可能出现多种复合作用结果。如在层理面首先张开后，随着缝内流体压力不断增大，当水力裂缝与层理相交点的应力水平分量满足式（6）时，则基质发生破裂，水力裂缝仍然会穿过层理；在层理面首先剪切滑移后，当满足式（6）时，水力裂缝仍会穿过层理，当满足式（2）时则水平层理张开；在水力裂缝首先穿过层理后，随着缝内流体压力的增大，根据式（2）和式（3）判断，仍然存在后期层理张开或剪切的可能。综上分析，在层理条件下，水力裂缝垂向扩展既存在层理剪切、层理张开、穿过3种单一作用形态，也可能存在层理张开+穿过、穿过+层理剪切、层理剪切+层理张开甚至层理剪切+层理张开+穿过等多种复合作用形态。

图1

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图1 水力裂缝与层理相交示意

Fig.1 The intersection diagram between hydraulic fracture and beddings

需要指出的是，单一作用模式可以通过解析方式进行求解，计算效率高，也是目前数值模拟技术广泛采用的方式；而复合作用模式预测需要对水平层理面附近应力场进行实时计算，如 $σ_{t i p}$ ，计算量大且对计算程序的稳定性提出更高要求，目前与之对应的数值模拟技术还鲜有报道。因此在没有更先进、计算效率更高的全三维非均质水力压裂数值模拟技术研发之前，室内压裂实验和矿场压裂监测技术仍然是研究多层理裂缝延伸规律的最为直接和可靠的技术手段。

2 物理模拟实验

2.1　岩石力学测试

为了进一步明确层理条件下非常规储层岩石力学特征，针对芦草沟组页岩油储层，开展了不同倾角下岩石力学测试实验，包括抗拉、断裂韧性和剪切测试，结果如图2所示，该类岩石抗拉强度普遍大于10 MPa，且随着层理夹角的增大而增大，垂直层理面方向上的测试值是平行方向的2.5倍；垂直于层理面方向上的断裂韧性是平行于层理面方向上的1.5~2.5倍，表明水力裂缝更易沿层理面延伸；此外层理面的存在显著降低了储层的剪切力学性能，平行层理方向的内聚力和内摩擦角都普遍低于垂直于层理方向，如表1所示。因此不难看出，层理是页岩油储层的弱面，对岩石力学各向异性的影响显著。

图2

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图2 页岩油储层岩石力学测试

Fig.2 The rock mechanics tests for shale oil formation

表1 人工样品与天然样品岩石力学性能对比

Table 1 Comparison of mechanical properties of artificial and natural rocks

样品

杨氏模量/MPa

泊松比

抗压强度

/MPa

抗张强度

/MPa

人工样品

20 000

0.17

65.4

3.0

长6砂岩

20 000

0.22

76.6

4.8

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为了定量考察层理对缝高延伸的影响，本文采用了物性可控的人工样品开展水力压裂物模实验研究，人工样品与天然的长6砂岩样品的常规力学性能参数相接近，如表1所示。在人工样品制备过程中，通过剪切性能测试，优选了2种不同材料模拟水平层理的胶结强弱，其中玻璃纤维材质模拟胶结强度弱的水平层理，聚乙烯材质模拟胶结强度强的水平层理，测试结果如表2所示，聚乙烯材质模拟的层理性能与芦草沟组页岩油层理的胶结强度相当。

表2 水平层理岩心剪切性能测试

Table 2 The shear performance tests of samples with horizontal bedding

样品	剪切方向	内聚力 /MPa	内摩擦角 /（°）
芦草沟组岩心	平行层理	6.4	40.6
芦草沟组岩心	垂直层理	8.4	48.4
聚乙烯人工层理	平行层理	5.5	42.2
玻璃纤维人工层理面	平行层理	1.4	41.9

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2.2　压裂模拟实验

相似性设计。PATER等^［24］和柳贡慧等^［25］建立了基于相似理论的无量纲分析方法来设计水力压裂实验参数。为了满足实验室和现场间的几何尺度相似、岩石变形相似、流体流动相似和边界条件（断裂韧性、泄漏系数）相似，试样应具有极低的断裂韧性和低渗透率，同时采用高黏度流体或注入排量来降低岩石韧性的影响。然而，由于实验室设备能力的限制，在实际操作中很难严格达到上述标准。因此，DETOURNAY^［26］在式（7）中引入了特征数 $κ$ 来描述断裂扩展的相似性。当特征数 $κ$ <1时，裂缝扩展的能量耗散主要由流体排量、黏度主导；当特征数 $κ$ >4时，裂缝扩展的能量耗散主要由岩石断裂韧性主导；当1< $κ$ <4时，裂缝扩展处于黏滞向韧性的过渡阶段。现场水力压裂一般处于黏度优势阶段，因此为了反映现场工况下的水力裂缝扩展，室内实验应设置合理的注入参数，以保证裂缝扩展受流体黏度主导，表3为本文实验相似性设计的算例。

κ = K^{‘} {(\frac{t^{2}}{μ^{’ 5} {Q^{3}}_{0} E^{' 13}})}^{1 / 18}

K^{‘} = 4 {(\frac{2}{π})}^{1 / 2} K_{I C}

E^{‘} = \frac{E}{1 - ν^{2}}

μ^{‘} = 12 μ

（7）

式中：E为储层杨氏模量，MPa；μ为储层的泊松比； $K_{I C}$ 为储层断裂韧性， MPa· $m^{1 / 2}$ 。

表3 实验与现场参数相似性设计

Table 3 Similarity design of lab and field test

类别	杨氏模量/MPa	泊松比	储层厚度/m	断裂韧性/（MPa· $m^{1 / 2}$ ）	排量/（m³/min）	黏度/（mPa·s）
实验	20 000	0.2	0.3	0.5	60×10^-5	50
砂岩	20 000	0.2	10	1	2	50

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正交实验设计。前人研究结果表明缝高延伸的影响因素较多，共有地应力场、层间物性差异、层理面性能和施工参数（排量、黏度等）四大类，其中地应力场又细分为三向应力和层间应力等4类因素，因此通过开展有限的物模实验难以实现对全部因素的系统考察。考虑到我国大部分非常规油气储层地质条件，正断层构造模式居多，本文实验重点针对正断层构造模式进行研究，同时采用正交设计方法，即以最少的实验次数达到与大量单因素实验等效的结果，重点研究最为关注的层间水平应力差、层理胶结强度、施工排量3类因素对缝高延伸的影响，采用了三因素三水平的正交设计表格，每类因素的数值选取以现场尺度为基准，具体9组实验方案参数设计如图3、表4所示，其中同一储层内的两向水平应力差设定为5 MPa，并保持不变。

图3

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图3 9组实验方案正交设计

Fig.3 The orthogonal design for nine experimental tests

表4 实验条件及结果

Table 4 The test conditions and results

实验编号	胶结强度	施工排量 /（mL/min）	层间水平应力差 /MPa	井筒附近缝高 /mm
1	强	60	2	520.00
2	强	300	5	540.00
3	强	600	8	553.50
4	中	300	2	535.30
5	中	600	5	527.75
6	中	60	8	523.25
7	弱	600	2	510.00
8	弱	60	5	480.90
9	弱	300	8	458.50
10	中	400	0	830.00

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大尺度压裂模拟实验技术。本文研究采用大型全三维水力压裂物理模拟实验系统，详见参考文献［16］，该系统由岩样加载框架、压力控制系统、数据采集自动控制系统及声波监测系统4部分组成。实验岩样尺寸为762 mm×762 mm×914 mm，是目前国内所能开展压裂实验的最大样品尺度。实验系统中水平地应力加载方式为加压板柔性加压，一般而言，地层三向主应力大小不同，且垂向上储隔层水平应力也会不同。因此本实验系统在具备三向应力模拟的同时，还具备垂向3层水平主应力独立加载功能，具体实现方法是在岩样的每个水平主应力方向上采用3套独立的加压板系统予以自动控制，分为上中下3层，达到模拟储隔层应力的目的，加载示意如图3所示，因此解决了长期以来无法对垂向储隔层应力场独立加载模拟的技术问题。

针对人工样品，共完成10组大尺度压裂实验，前9组利用含2条水平层理的岩样开展正交设计实验，最后一组实验样品含有更多层理面共计8条，且层理面具有一定的倾斜度，用来模拟地层的褶皱情形。实验结束后在井筒两侧沿着最大水平主应力方向进行切片，可以对裂缝扩展高度进行直接定量测量，并在国内首次利用三维激光扫描技术对切片裂缝拼接建立全三维数字裂缝模型，实现对水力裂缝形态的直观展示。

具体实验条件及结果如表4、图4和图5所示，其中图4展示了在层理作用下的3种典型的裂缝垂向延伸实验形态：直接穿过层理、被层理捕获和偏移3种结果。在层理胶结强度较弱时，即便层间应力差小，施工排量大，水力裂缝也容易被水平层理捕获，发生水平层理的剪切或张开，如实验7所示；当层理胶结强度提高后，虽然施工排量有所降低，但水力裂缝直接穿过水平层理延伸，如实验4所示，实验进一步证实了层理胶结强弱对缝高延伸起着决定作用。此外实验10模拟了因为地质运动等原因造成的层理面褶皱情形，结果表明水力裂缝扩展至层理面时易沿着层理面扩展，同时在褶皱最强烈处穿过层理继续扩展即发生偏移，由此可见层理面非水平起伏的展布形态也会影响缝高垂向延伸，因此要准确认识非常规储层裂缝扩展规律还需要与地质研究进行紧密结合。

图4

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图4 层理作用下缝高延伸形态（剖视图）

Fig.4 The fracture height extension shapes under bedding action （cut away view）

图5

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图5 层理作用下的三维缝高形态及正交因素分析

Fig.5 The 3D fracture height propagation under bedding action with beddings and orthogonal analysis

本文以井筒附近裂缝高度为目标函数开展正交分析。通过缝高测试，不难看出，在层理面强胶结条件下，层间水平应力差值由2 MPa增大到8 MPa，施工排量由60 mL/min增大到600 mL/min，裂缝高度呈现增大趋势，如1~3号实验所示，即便储层存在一定程度的水平应力遮挡，通过提高施工参数例如排量，是可以实现缝高穿层扩展的；另一方面，在相同的施工排量下，如600 mL/min，层间水平应力差值由8 MPa降低到2 MPa，如3、5、7号所示实验，层理面胶结强度也不断降低后，裂缝高度呈现降低趋势，可见即便储层水平应力遮挡较弱时，由于层理面胶结强度变差，仍然会抑制缝高的垂向扩展。上述认识与文献［14-15］得到的研究结论也是一致的。与此同时，需要特别指出的是，部分实验结果对比又展示出与上述结论不一致的认识，例如4号和5号实验，8号和9号实验对比，层理面强度不变时，随着施工排量和层间水平应力差均增大，仍存在缝高减小的现象，即此时层间水平应力差占据主导。由此可见，缝高延伸结果是多因素共同作用的结果，在不同的地质条件取值范围内，每类因素影响的权重是不同的，不能简单地根据某一类因素的变化而进行穿层判断。

在此基础上，基于正交设计理念，对实验结果进行正交计算分析，结果如图5所示，缝高与层间水平应力差成负相关关系，与层理胶结强度、施工排量为正相关；影响缝高的主次因素依次为层理胶结性能、施工排量、层间应力差，权重比为63∶26∶11，实现了对缝高穿层影响因素的量化评估。但需要指出的是本文实验条件设置的层间应力差范围是0~8 MPa，如果实际条件高于此范围，那么层间应力差的比重还会增加，甚至与施工排量权重持平，但总体而言，影响缝高的主控因素中层理胶结性能最为显著，其权重是施工参数的2.4倍、层间应力差的6倍。

3 现场监测

3.1　页岩气典型井改造认识

四川盆地页岩气开发的主力储层为五峰组—龙马溪组，该储层水平层理发育，前期开展的物模实验，如图6所示，和微地震监测已经证实了缝高延伸受控明显。为了更进一步对该区域不同施工井的裂缝延伸形态进行规律性认识，近年来在该区域的施工中广泛开展了测斜仪监测工作。相比微地震监测而言，测斜仪技术在对水力裂缝网络的垂直和水平分量进行量化解释方面具有独特的优势^［27］，该技术是基于地表变形场的测量数据进而反演量化出实际地层中裂缝体积，还可以进一步对水平裂缝和垂直裂缝体积进行辨识。本文研究也是国内首次将该技术应用于页岩气储层的改造评估中。

图6

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图6 龙马溪组页岩露头（a）与缝高（b）扩展实验

Fig.6 The Longmaxi Formation shale outcrop (a) and fracture height(b) in lab test

目前该区域的主体改造工艺技术采用水平井桥塞+多簇射孔，大排量12~15 m³/min+滑溜水泵注压裂模式。本文共统计分析了3个平台8口水平井100段体积改造的测斜仪监测数据，如表5解释结果所示，除H3平台外，其余施工段的水力裂缝水平分量占比接近50%，表明层理对水力裂缝缝高扩展具有明显的抑制作用。另一方面，地质力学研究描述了H3平台附近高倾角天然裂缝发育情况，图7所示，红色区域代表异常发育，可见在H3平台特别是H3-1井和H3-2井附近的天然裂缝发育程度较高，结合测斜仪解释结果，不难看出，受高倾角天然裂缝的影响，H3-1井和H3-2井的垂直裂缝占比达到了80%以上，即虽然层理抑制缝高延伸，但高角度天然裂缝的存在使得水力裂缝又在一定程度上突破了层理，大大提高了储层改造效果。

表5 页岩气改造测斜仪监测解释结果

Table 5 The tiltmeter interpretation results in shale gas stimulation

井号	压裂段数	垂直缝体积/m³	水平缝体积/m³	水平缝体积分数/%
H2-1	14	60 180	30 253	0.402
H2-2	15	48 054	42 236	0.499
H2-3	9	41 783	28 666	0.501
H2-4	12	36 206	26 877	0.447
H3-1	12	126 955	23 721	0.069
H3-2	12	156 122	43 454	0.214
H3-3	8	54 593	43 156	0.363
W-H3-1	18	192 414	105 565	0.388

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图7

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图7 H3平台附近天然裂缝发育情况

Fig.7 The natural fracture distribution around H3

因此基于层理对缝高延伸受限的认识，采用水平井在底部优质页岩层内钻进的布井策略，取得非常好的开发效果，图8所示，越靠近底部优质页岩储层即1、2号小层，获得的累计产气量显著增长。基于高倾角天然裂缝有利于缝高延伸的认识，在水平井的钻进方向设计方面，应优先考虑在天然裂缝发育区且沿着最小水平主应力方向钻进可获得较大的改造体积。

图8

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图8 累计产量与水平井距页岩底部距离统计关系

Fig.8 The relationship between cumulative production and distance from horizontal well to bottom shale formation

3.2　页岩油典型井改造认识

3.2.1 吉木萨尔芦草沟组页岩油改造认识

本区块地层岩性复杂、多为碎屑沉积和化学沉积过渡性岩类，涉及泥质粉砂—极细砂、砂屑云岩、云屑砂岩，纵向上呈薄互层状，单层平均厚度为0.32 m，为厘米级交互，如图9所示。纵向上发育2套甜点体，本文研究目标层位位于上甜点区，油层跨度38 m，通过对纵向测井解释和岩石力学特征进行精细评价，如图10所示，发现在1~3号小层甜点体内，发育3套高强度泥岩隔夹层，隔层1厚度薄，隔层2厚度厚，封隔效果好，且隔层的岩石力学性质明显高于储层，因此初步推断储层内缝高延伸会受到岩性遮挡。

图9

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图9 页岩油储层取心

Fig.9 The drilling cores from shale oil formation

图10

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图10 吉木萨尔凹陷芦草沟组上甜点测井解释结果

Fig.10 The log interpretation of upper sweet spot in Lucaogou Formation of Jimusar Sag

为了进一步明确层理面胶结性能对缝高延伸的影响程度，选取代表性的层理发育的吉木萨尔大尺度天然露头开展水力压裂物模实验，压裂液流体采用滑溜水，并添加绿色荧光粉便于观察，实验结果如图11所示，对岩石样品进行切片后岩样沿着层理面自然分层，通过荧光显示压裂液在中间层上下20 cm的范围内沟通了水平层理，但20 cm以外水平层理未观察到荧光粉显示，同时也未观察到水力裂缝垂向延伸迹象，实验结果表明缝高延伸受水平层理的限制明显。

图11

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图11 吉木萨尔凹陷页岩油露头压裂实验结果

Fig.11 The hydraulic fracturing test for shale oil outcrop from Jimusar Sag

在现场改造工艺技术方面，为了实现储层改造体积的最大化，借鉴北美和国内其他非常规油气改造经验，该区块改造技术目前已经形成了高密度完井、大排量施工、大规模改造为主体的水平井体积压裂模式，段长缩短至45 m，簇间距减小至15 m，排量达到14 m³/min。同时针对隔层遮挡问题，在压裂设计中以瓜胶大排量起泵，提高储层纵向动用程度确保近井筒开启多簇主裂缝。为了考察实际裂缝垂向延伸规模，在针对1号小层和3号小层施工的2口水平井进行了微地震监测，监测结果表明（图12）：当改造井位于1号小层时，人工裂缝缝高受到上部较厚高强度隔层遮挡明显，同时向下扩展穿过了较薄隔层进入2号小层，但又受到隔层2的制约，未能继续扩展至3号小层；当改造井位于3号小层时，水力裂缝缝高延伸同样受到隔层2的限制，同时出现向下部非对称扩展的形态。

图12

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图12 微地震监测结果（侧视图）

Fig.12 The microseismic events distribution （lateral view）

物模实验和现场实践监测结果表明，研究区块缝高延伸的主控因素主要是水平层理、储隔层物性差异、以及隔层厚度等地质因素。通过改进工艺参数优化工艺设计的方式提高储层垂向动用程度难度很大，而寻找最优甜点、最大程度追求优质甜点钻遇率则成为该类储层高效动用的前提。

3.2.2 三塘湖盆地芦草沟组页岩油改造认识

本区块页岩油储层，岩性较复杂，以云灰质泥岩为主，凝灰质白云岩、凝灰质灰岩、凝灰质泥岩多种岩性厘米级甚至毫米级薄互层交互，横向分布稳定，施工层位总体厚度为30~50 m。从取心观察不难发现（图13），该类储层岩性与吉木萨尔井区页岩油取心相似，但部分层位层理胶结强度较大，易钻取全直径长岩心，并进行了一系列岩石力学测试（表1）。

图13

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图13 页岩油储层取心

Fig.13 The drilling cores from shale oil formation

本文施工井为直井，采用两段四簇压裂施工，完井段为3 334~3 352 m。针对上述地质特征，为了避免垂向缝高延伸受限，提高储层纵向动用程度及裂缝复杂度，采用与其他页岩油区块相似的泵注工艺设计，即逆混合大排量改造工艺，首先冻胶破岩造主缝和高缝，后续泵注滑溜水沟通天然微裂缝，最后尾追冻胶加陶粒提高近井附近导流能力，施工排量达到18.5 m³/min。

在第一段施工前后采用井温测井法对缝高延伸形态进行实时监测，压裂前后各进行井温测试1次，如图14曲线所示。在压裂施工中，由地面向压裂目的段注入了大量的低温流体，会导致低温流体流经井段温度下降，压裂施工结束后，远井区域促进近井区域温度上升，对于大量低温流体进入的储层段，温度回升幅度速度相对较慢，根据温度负异常且恢复较慢的情况判断，3 310.0~3 360.0 m为裂缝延伸段，即高度达到50 m。可见，与前2个案例不同，该区域的缝高扩展突破了水平层理而扩展，层理未对缝高延伸产生明显影响。通过对岩心的岩石力学测试表明（表2），该储层的层理胶结强度虽然低于垂直方向，但黏聚力仍然达到6 MPa，因此结合其他类似页岩油区块的改造认识，该区块层理面较强的胶结性能应是缝高穿层的主控因素。

图14

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图14 压裂前后井温测试结果

Fig.14 The well logging test before and after fracturing

综合上述实践认识可以看出，页岩油气储层普遍具有层理发育甚至岩性复杂、薄互交错的沉积特点，缝高垂向扩展极易受层理限制，但另一方面缝高延伸的影响因素又不局限于层理胶结性能，隔层岩石物性、厚度以及层间应力差异甚至施工参数都会影响缝高延伸结果。有些因素可以通过测试手段直接获得，有些则难以获取，因此对于特定地质条件下，如层理发育岩性复杂的页岩油储层改造而言，必须在精细储层地质模型和全三维水力裂缝扩展模型建立基础上，结合必要的现场监测手段，才能对水力裂缝缝高延伸规律进行客观准确的认识。

4 结论

（1）理论分析研究表明，层理作用下水力裂缝垂向扩展既存在层理剪切、层理张开、穿过3种单一作用形态，也可能存在层理张开+穿过、穿过+层理剪切、层理剪切+层理张开甚至层理剪切+层理张开+穿过等多种复合作用形态。

（2）岩石力学测试表明页岩油层理面的存在对岩石力学各向异性影响显著；建立了全三维大尺度（762 mm×762 mm×914 mm）多层理的水力裂缝压裂物模实验技术，实验结果揭示了当裂缝高度达到层理面时，存在的3种相互作用结果：穿过、止裂（层理剪切或张开）和偏移扩展；同时正交分析结果表明在正应力构造模式下，层理面胶结强度是影响缝高延伸的最重要因素。

（3）针对国内多个页岩油气储层的水力裂缝缝高延伸监测分析表明：层理面胶结性能仍是水力裂缝垂向延伸的决定性因素，根据胶结强度不同既存在水平层理对缝高的抑制，也存在穿过情形，与实验研究认识一致；同时监测分析还表明，平面上天然裂缝展布特征和垂向储隔层间物性差异也对缝高延伸有显著影响。

（4）鉴于非常规储层地质条件的复杂性及其对裂缝穿层效果的主控影响，建议加强地质研究与工程实践的结合，精细化地质力学模型的建立与表征，结合先进的水力裂缝监测诊断技术，使之成为未来非常规储层改造技术进步的重要保障。

参考文献

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文中引用次数倒序

被引期刊影响因子

[1]

邹才能，朱如凯，白斌，等. 致密油与页岩油内涵、特征、潜力及挑战［J］. 矿物岩石地球化学通报，2015，34（1）：3-17．