页岩储层水力裂缝形成机理研究

页岩储层水力裂缝形成机理研究

裂缝几何形态及形成网络分析经过半个多世纪的发展，水压裂是提高气田开发中低渗透储量产量和采收率的重要技术手段。特别是近年来，在水平井分段压裂技术的推动下，美国在纳达级低渗透岩石储层中的非常少天然气生产中取得了巨大成功。2011年，产量比2012年高1720.0.108m3，比2011年高得多。长期以来,对远井区域水力裂缝几何形态的认识与理解是水力压裂的最新前沿理论之一,传统的经典压裂理论认为,远井区域的水力裂缝是沿垂直最小地应力方向延伸的平面对称双翼裂缝。近些年来,不少研究者已经认识到水力裂缝存在复杂的延伸形态。Warpinski等矿场试验首次发现压裂时存在主裂缝与复杂分支裂缝同时延伸,提出了裂缝延伸带的概念。而后Blanton和陈勉等通过物理模拟实验发现,水力裂缝相交天然裂缝后可能存在穿过、转向、穿过和转向同时发生的3种状态。Mahrer认为天然裂缝性地层压裂将形成网络裂缝。后来Beugelsdijk等通过室内实验证实了网络裂缝的存在。Fisher和Maxwell等通过微地震监测发现页岩储层压裂将形成裂缝网络。Mayerhofer等提出了对于页岩储层需要提高油藏改造体积(SRV,StimulatedReservoirVolume)形成最大化的缝网展布才能取得好的措施效果,压裂缝成网延伸是页岩储层改造成功的关键。由于目前对页岩储层的缝网形成机理认识还不够系统和完善,本文在室内实验、矿场压裂实践、理论分析以及数值模拟等研究成果的基础上,对页岩储层的压裂缝成网延伸受控因素进行分析,对提高页岩储层压裂设计可靠性具有重要的理论指导意义。1复杂裂缝网络体系井下微地震、井下和地面测斜三种不同裂缝监测技术获取的监测数据表明,页岩地层的水力裂缝不像均质砂岩地层呈180°对称两翼方向延伸的单一平面裂缝,而是不规则的多条裂缝连在一起形成由各种不同长、宽、高裂缝组合而成的复杂裂缝网络体系,如图1所示。Warpinski基于页岩储层裂缝延伸形态,将水力裂缝从简单到复杂分为4大类,如图2所示,分别为单一平面双翼裂缝、复杂多裂缝、天然裂缝张开下的复杂多裂缝和复杂的缝网,认为页岩储层压裂将形成复杂的缝网。由于该Barnett页岩天然裂缝的总方向是西北—东南,而水力诱导裂缝的趋势一般在东北—西南方向,为此,在该页岩储层中形成了水力裂缝与天然裂缝相互交错的复杂裂缝系统。2影响岩浆岩层压裂网络延伸的地质因素影响页岩储层压裂缝延伸的地质因素包括储层的岩矿成分、岩石力学性质、水平应力场以及天然裂缝分布等几个重要方面。2.1储层裂缝发育的影响岩石的脆性很大程度上由岩石的矿物成分所控制,即由岩石中硅质和钙质与粘土之间的相对含量所决定。页岩中粘土矿物含量越低,石英、长石、方解石等脆性矿物含量越高,岩石脆性越强,储层的天然裂缝越发育,在水力压裂外力作用下越易形成诱导裂缝网络,有利于页岩气开采。而高粘土矿物含量的页岩塑性强,水力压裂时以形成平面裂缝为主,不易形成体积裂缝网络。美国产气页岩储层的石英含量为28%-52%、碳酸盐含量为4%-16%,总脆性矿物含量为46%-60%,分析美国页岩压裂室内矿物组成与矿场的水力裂缝延伸模式对应关系,认为页岩中40%的脆性矿物含量是形成缝网的岩矿门限条件。2.2岩石脆性特征参数岩石力学参数对页岩储层岩石的可压性具有重要作用和影响,泊松比反映了岩石在应力作用下的破裂能力,而弹性模量反映了岩石破裂后的支撑能力。弹性模量越高、泊松比越低,页岩的脆性越强,Rickman提出了采用弹性模量与泊松比计算岩石脆性的数学方程式中,E—岩石弹性模量,MPa;ν—岩石泊松比,无因次;BRIT-E—弹性模量对应的脆性特征参数分量,无因次;BRIT-ν—泊松比对应的脆性特征参数分量,无因次;BRIT-T—总脆性特征参数,无因次。依据式(1)-式(3),可计算得到岩石脆性参数特征与岩石力学参数的相关关系,如图3所示,脆性特征参数是弹性模量和泊松比的二元函数,总体上来说,高弹性模量和低泊松比下岩石脆性特征参数高。Rickman提出了岩石脆性特征参数与压裂裂缝形态的对应关系,如表1所示。由表1可见,岩石的脆性特征参数越高,储层裂缝延伸形态越复杂。当岩石脆性特征参数大于50后,储层的裂缝形态将趋向形成缝网。2.3裂缝性储层典型合织性裂缝发育现象页岩储层压裂过程中,天然裂缝被水力激活后拓宽储层中的裂缝带是取得措施效果的关键。事实上,任意裂缝性储层中的水力裂缝延伸都会受到天然裂缝的作用和影响,裂缝性储层水力压裂矿场试验为裂缝性油气藏中复杂水力裂缝的几何形态提供了视觉观察,如图4所示,压裂后几乎观察不到单裂缝的延伸,而更多观察到的是多分支复杂的裂缝延伸。Warpinski依据矿场试验结果分析认为,水力裂缝的几何形态为宽度约6∼9m的裂缝带,提出了远井缝网的构想图,如图5所示,水力裂缝呈现出多条平行的带状延伸形态,同时可推断,天然裂缝越发育,对水力裂缝的影响程度将越大,延伸形态将越复杂。2.4裂缝网扩展模式依据图5所示的缝网扩展模式,缝网从本质上看主要由水力裂缝与天然裂缝之间的相交力学作用决定。Blanton最早开展了三轴实验系统条件下天然裂缝对水力裂缝扩展路径影响的模拟实验,实验结果发现,在低逼近角、或在中逼近角低应力差下,水力裂缝沿天然裂缝延伸;在高逼近角低应力差下,水力裂缝将发生沿天然裂缝延伸或穿过天然裂缝的混合模式。可见低水平应力差下水力裂缝倾向沿天然裂缝转向延伸。陈勉等人采用大尺寸真三轴实验系统证实了缝网扩展模式与水平主应力差有关,在高水平主应力差下将形成以主缝为主的多分支缝扩展模式;而在低水平主应力差下将形成径向网状缝网扩展模式,如图6所示。综合以上分析,较低的水平应力差储层更易实施缝网压裂。3影响覆盖层压裂网络延伸的技术因素影响页岩储层压裂缝延伸的工程因素包括施工净压力、压裂液黏度和压裂规模3个方面。3.1个射孔点同时延伸Olson等人针对裂缝性储层压裂时多裂缝同时延伸过程中它们与天然裂缝之间的相互作用,采用边界元法进行了延伸模拟研究,提出了采用净压力系数Rn来表征施工净压力对裂缝延伸的影响式中,pf—裂缝内的流体压力,MPa;σmax、σmin—水平最大主应力和水平最小主应力,MPa。考虑天然裂缝沿水平主应力方向分布,方位与人工裂缝延伸方向垂直,从水平井段的5个射孔点同时延伸,图7a和图7b的Rn分别为1和2,对比可见,施工净压力系数越大,动态扩展裂缝的延伸形态越复杂。由图5可以抽象出水力裂缝与天然裂缝相交作用的平面构架,如图8所示。水力压裂时,水力裂缝相交天然裂缝后如果沿天然裂缝端部起裂扩展,将会导致水力裂缝的分支和转向从而形成复杂的裂缝网络。这时相交点的流体压力需要克服从相交点到天然裂缝端部的流体压力降,同时需要满足端部破裂条件。根据弹性力学理论,考虑水力裂缝沿天然裂缝延伸,从天然裂缝端部起裂延伸需要满足以下数学表达式式中,Knf—天然裂缝渗透率,mD;ϕnf—天然裂缝孔隙度,无因次;µ—地层流体黏度,mPa·s;Ct—天然裂缝综合压缩系数,MPa-1;p0—储层的初始流体压力,MPa;t—时间,s;Lnf—天然裂缝长度,m。依据式(8),可计算不同水平应力差和逼近角下水力裂缝沿天然裂缝转向延伸的的净压力分布,如图9所示。由图9可以看出,施工净压力越高,水力裂缝沿天然裂缝转向延伸的逼近角和水平应力差涵盖范围越大,水力裂缝越容易发生转向延伸,且更容易形成复杂的裂缝网络。基于数值模拟计算和理论分析结果可见,对于页岩储层压裂改造,采用大排量施工提高施工净压力有利于形成复杂的缝网。3.2裂缝防范技术页岩储层的压裂施工作业流体黏度对裂缝扩展复杂度具有重要影响,压裂流体黏度越高,裂缝扩展的复杂度将显著降低。下面分别从室内实验、矿场压裂实践和理论分析3个方面分析压裂液流体黏度对缝网扩展复杂度的影响。Beugelsdijk等人就裂缝性储层压裂液流体黏度对水力裂缝延伸的影响进行室内实验研究,实验结果如图10所示。实验发现,低流体黏度注入时施工压力曲线没有裂缝起裂特征显示,岩石体观察发现在延伸裂缝方向上没有主裂缝存在,裂缝沿天然裂缝起裂延伸;而采用高流体黏度注入时存在明显的主裂缝扩展,水力裂缝几乎不与相交的天然裂缝发生作用。从实验结果可见,低流体黏度更易形成复杂的裂缝延伸形态;高流体黏度更易形成平直的单一裂缝。矿场施工数据表明,采用高黏流体将降低缝网的复杂度。Cipolla等人基于一口Barnett页岩水平井采用不同作业流体两次施工的微地震监测结果,对比计算了滑溜水和冻胶压裂液的油藏改造体积(图11)。由图11可以看出,滑溜水的油藏改造体积比冻胶压裂液要大的多,更易形成复杂的裂缝展布,这为页岩体积改造优选低黏液体提供了重要的矿场依据。基于式(5)-式(9)的理论模型,图12和图13分别给出了滑溜水压裂液体系和弱交联压裂液体系水力裂缝相交天然裂缝后转向延伸的净压力分布图。对比图12和图13可以发现,作业流体的黏度越低,在相同逼近角和水平应力差条件下,水力裂缝沿天然裂缝转向延伸净压力越低,水力裂缝沿天然裂缝转向延伸越容易。这主要是由于压裂液黏度越低,流体压力在天然裂缝内的传播越容易,天然裂缝缝内流体压力降越小,天然裂缝端部的压力越容易达到天然裂缝端部起裂压力门限值,因此,采用低黏压裂液更容易形成复杂的裂缝系统。综合以上室内实验、矿场压裂实践和理论分析可见,压裂液流体黏度对缝网扩展复杂度具有重要作用和影响,选择低黏度的压裂流体更加有利于形成复杂的缝网体系。3.3储层改造体积传统的经典压裂理论认为,压裂改造规模越大,水力裂缝半长越长。然而,对于页岩储层的缝网压裂来说,压裂改造规模与缝网扩展程度同样存在较大的相关性。Mayerhofer等人2006年在研究Barnett页岩的微地震监测与压裂裂缝形态变化特征时首次提出了油藏改造体积(SRV)这个概念,同时研究表明SRV越大,页岩井产量越高,进而提出了页岩储层通过增加改造体积提高改造效果的技术思路。2008年Mayerhofer等人以论文标题为“什么是油藏改造体积”系统阐述了SRV的内涵和运用,进一步提出了改造体积越大,增产效果越好的观点,并给出了Barnett页岩5口井压裂规模与裂缝网络总长度之间的相关关系,如图14所示,表明注入压裂液体积越多,缝网扩展形态更为复杂,裂缝网络总长度越长。不少研究者对页岩储层的改造规模对压后产量的影响进行了研究。其中Mayerhofer等人结合微地震监测结果和数值模拟方法对缝网展布下的页岩储层压后产量进行了定量分析,如图15所示,研究表明,储层的改造体积(SRV)越大,产量越高。对于页岩储层,压裂规模越大,缝网在储层中的延伸体积越大,则相应的压后井产量就越高,采用大规模压裂增加SRV是提高井产量的重要措施。4页岩储层压裂设计(1)储层的岩矿成分、岩石力学参数、水平应力场和天然裂缝分布这些储层特定属性以及施工净压力、压裂液流体黏度和压裂规模这些工程可控因素对水力裂缝扩展模式和缝网发育程度具有重要的作用和影响。脆性矿物(硅质和钙质)含量高、岩石弹性特征强(高弹性模量低泊松比)、水平应力差小以及天然裂缝发育的页岩储层水力压裂时更易于形成复杂的缝网;工程上通过选择高排量(提升施工净压力)、低黏度压裂液和大规模液量施工可提高对页岩储层的改造体积和改造程度。(2)页岩储层的缝网压裂改造技术是页岩气取得有效开发的关键技术,页岩储层特殊的水力裂缝扩展模式拓宽了人们对传统压裂技术的理解和认识,改变了人们的压裂理念,文中研究成果对认识页岩储层缝网扩展机理,理