0 引言
国内外学者针对多层状地层水力裂缝形态、缝体延伸高度及裂缝与层理/界面的相互作用开展了大量研究[5⇓⇓⇓⇓⇓-11],发现多层状地层中水力裂缝遇到层理（或界面）后可能有穿过、转向、终止或阶梯式延伸等几种行为,且垂向延伸易受到限制,整体形态存在不确定性[5⇓⇓-8]。总体而言,受层间力学性质差异、层间应力差、界面性质等的控制,垂向均质岩石易形成简单缝,而薄互层易形成复杂缝[9⇓-11]。层状页岩（或砂岩）发育纹层（或层理）时,通常具有显著的力学各向异性,在高压流体或诱导应力作用下极易发生破裂,纹层（或层理）对缝高及整体裂缝形态的影响非常显著[12-13]。然而目前针对中国陆相页岩油储集层人工裂缝扩展规律的研究较为不足[14],制约压裂施工参数的优化设计。同时,与常规单一缝相比,复杂裂缝体系内压裂液流场更为复杂,支撑剂的分布情况直接决定压后裂缝的有效性[15-16]。目前,裂缝内支撑剂运移室内模拟主要采用预先设定恒定裂缝尺寸形态法,无法考虑储集层裂缝形态实时变化对支撑剂分布的影响[17-18]。而室内压裂实验通常不加支撑剂,地应力条件下裂缝内支撑剂的展布规律及裂缝的有效性不明[19⇓⇓-22]。因此,有必要进一步研究压裂时支撑剂的动态运移分布规律。
本文选用吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储集层井下岩心,开展小尺寸真三轴携砂压裂物理模拟实验,基于CT扫描技术综合分析地层岩性层序组合条件下人工裂缝的穿层性与支撑剂垂向分布特征,探讨页岩油储集层压裂施工参数改进方法。
1 实验设计
1.1 岩样制备
岩样取自吉木萨尔凹陷芦草沟组J10X井的6段全直径岩心,取心深度3 450~3 667 m,岩心直径10~11 cm,长度10~35 cm（见图1 ）。R1岩心的岩性为泥页岩,R2岩心的岩性为白云质泥岩,R3岩心的岩性为白云质粉砂岩,R4岩心的岩性为粉砂质泥岩,R5岩心的岩性为泥质粉砂岩,R6岩心的岩性为灰质泥岩。岩心R1、R2和R3纹层较为发育,其关键岩石力学参数如表1 所示（测试围压35 MPa）。岩样平行、垂直纹层方向的参数值差异均较大,各向异性显著。弹性模量各向异性系数（平行纹层方向弹性模量与垂直纹层方向弹性模量的比值）为1.14~1.38,抗拉强度各向异性系数（平行纹层方向抗拉强度与垂直纹层方向抗拉强度的比值）为1.05~2.26。
表1 岩心岩石力学参数测试数据 |
| 岩心编号 | 岩性 | 弹性模量/GPa | 弹性模量 各向异性系数 | 抗拉强度/MPa | 抗拉强度 各向异性系数 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 平行纹层方向 | 垂直纹层方向 | 平均 | 平行纹层方向 | 垂直纹层方向 | 平均 | ||||
| R1 | 泥页岩 | 13.9 | 10.1 | 12.0 | 1.376 | 5.4 | 6.6 | 6.0 | 1.222 |
| R2 | 白云质泥岩 | 31.4 | 25.2 | 28.3 | 1.246 | 7.1 | 8.1 | 7.6 | 1.141 |
| R3 | 白云质粉砂岩 | 40.2 | 31.8 | 36.0 | 1.264 | 9.5 | 11.9 | 10.7 | 1.253 |
| R4 | 粉砂质泥岩 | 30.3 | 26.7 | 28.5 | 1.135 | 11.0 | 11.5 | 11.2 | 1.045 |
| R5 | 泥质粉砂岩 | 26.5 | 21.0 | 25.1 | 1.262 | 3.9 | 8.8 | 7.2 | 2.256 |
| R6 | 灰质泥岩 | 12.9 | 9.9 | 12.1 | 1.303 | 3.8 | 4.8 | 4.0 | 1.263 |
为考察不同岩性组合条件下水力裂缝的穿层性与支撑剂的分布情况,将全直径岩心沿径向切成薄板,并根据真实地层岩性层序用高强度环氧树脂胶黏结成薄互层状岩样（见图2 a）。上下邻层岩性相同,厚度均为2 cm,中间层为射孔层,厚度为6 cm。共制备3块薄互层压裂岩样,其中岩心R1、R3和R5设置为射孔层,岩心R2、R4和R6设置为邻层。1#试样中邻层为白云质泥岩,射孔层为泥页岩,邻层与射孔层弹性模量差为16.3 GPa,抗拉强度差为1.6 MPa,邻层属于较高强度的遮挡层;2#试样中邻层为粉砂质泥岩,射孔层为白云质粉砂岩,邻层与射孔层弹性模量差为-7.5 GPa,抗拉强度差为0.5 MPa,邻层强度较低;3#试样中邻层为灰质泥岩,射孔层为泥质粉砂岩,邻层与射孔层弹性模量差为-13.0 GPa,抗拉强度差为-3.2 MPa,邻层强度低。
将薄互层状全直径岩心切割成8 cm×8 cm×10 cm的长方体试样（见图2 b）。在方形平面中心垂向钻取直径为1.5 cm、深度为5.5 cm的孔眼以模拟直井;在井眼底部沿径向刻蚀出半径0.2~0.3 cm的垂向圆形切口并割缝以模拟射孔;将外径1.2 cm、长5.0 cm的钢管下放至距孔眼底部1.0 cm处以模拟套管,使用高强度环氧树脂胶固结井筒（见图2 c）。实验过程中向井筒内泵注压裂液和支撑剂,建立高压后诱导水力裂缝在圆形切口处起裂。
1.2 实验装置及步骤
$\mu_{1}=\alpha \mu_{f}[\frac{t_{max,l}}{t_{max,f}}(\frac{Q_{f}}{ Q_{l}})^{3/2}(\frac{E_{f}^{’}}{E_{l}^{’}})^{13/2}(\frac{K_{l}^{’}}{ K_{f}^{’}})^{9}]^{2/5} $
${t}_{max}=\frac {{R}^{5/2}{K}^{’}}{{QE}^{’}}$
表2 压裂实验主要施工参数 |
| 施工 参数 | 弹性模量/ GPa | 断裂韧性/ (MPa•m1/2) | 裂缝特征 半径/m | 单簇排量/ (m3•min-1) | 压裂液黏度/ (mPa•s) |
|---|---|---|---|---|---|
| 现场 | 24.2 | 3.60 | 18.00 | 3.000 00 | 50~70 |
| 实验 | 12.0~36.0 | 1.54 | 0.05 | 0.000 05 | 100 |
受限于设备性能,根据储集层应力相对值设定实验应力参数,即吉木萨尔芦草沟组页岩油储集层现场水平主应力差为13 MPa,垂向应力差为15 MPa[4],则实验最大水平主应力为18 MPa,最小水平主应力为5 MPa,垂向应力为20 MPa。支撑剂为白色石英砂,粒径分别为75 μm（200目,简称“200型支撑剂”）、106~140 μm（120~140目,简称“1214型支撑剂”）,加砂浓度15~20 g/100 mL。具体实验方案如表3 所示。
表3 压裂模拟实验方案 |
| 试样编号 | 岩性组合 （射孔层+邻层） | 排量/ (mL•min-1) | 支撑剂类型 |
|---|---|---|---|
| 1# | R1+R2 | 20~50 | 200型 |
| 2# | R3+R4 | 20~50 | 200型,1214型 |
| 3# | R5+R6 | 5~50 | 200型,1214型 |
实验步骤：①将岩样置于岩心室内,按前述设定参数加载最小水平主应力、最大水平主应力和垂向应力[19]。②开启泵注系统,以较低排量（5~20 mL/min）将混有荧光剂的压裂液注入到井筒内,记录井口压力变化;岩石破裂后,井口压力将迅速降低,即前置液注入阶段结束;随后提升至较大排量（50 mL/min）,开启装有支撑剂的砂罐出砂口阀门,支撑剂与压裂液混合后进入压裂管线,进入携砂液注入阶段;持续注入混砂浆,直至井口压力急剧上升再下降后停泵。其中1#试样携砂液注入阶段全程用200型支撑剂,考察纹层发育时小粒径支撑剂充填情况,2#和3#试样携砂液注入阶段的前约120 s使用200型支撑剂,而后使用1214型支撑剂。单组实验累计泵注液量最大为500 mL,支撑剂最大用量为50 g。③采用微米CT扫描仪扫描试样灰度图像,通过高精度CT数据重构岩心,结合示踪剂分布数据与岩样剖分结果综合分析识别岩样表面、内部的裂缝形态以及支撑剂分布情况。
$D_{\mathrm{f}}=\lim _{\delta \rightarrow 0} \frac{\lg M}{\lg (1 / \delta)}$
2 人工裂缝形态特征
1#试样中射孔层段岩性为泥页岩,上、下邻层为白云质泥岩,人工裂缝形态垂向上呈“丰”或“井”字型（见图3 ）,裂缝总面积为38 010 mm2,其中人工裂缝面积、纹层缝面积分别占24.1%,75.9%,纹层缝占主导,裂缝复杂程度约为2.48。2#试样射孔层段为白云质粉砂岩,上、下邻层为粉砂质泥岩,人工裂缝整体垂向形态近似于“十”字形（见图4 ）,裂缝总面积14 093 mm2,其中人工裂缝面积、纹层缝面积分别占58.7%,41.3%,裂缝复杂程度约为2.13。3#试样射孔层段为泥质粉砂岩,上、下邻层为灰质泥岩,一侧形成3条分支裂缝,在另一侧交叉在一起（见图5 ）,裂缝总面积17 475 mm2,其中人工裂缝面积、纹层缝面积分别占96.4%,3.6%,垂直人工裂缝为主体,裂缝复杂程度约为2.28。相比之下,泥页岩中人工裂缝最为复杂,泥质粉砂岩中裂缝相对复杂,白云质粉砂岩中形成的裂缝较为简单。
2.1 纹层开启及穿层情况
不同岩性试样中纹层开启情况差异较大。1#试样射孔层一侧形成一条人工裂缝（缝1）,另一侧形成两条人工裂缝（缝1、缝2）,并开启射孔段上下部多条纹层,其中缝1顶部穿透整个上邻层,缝2顶部截止于岩性界面,并在射孔层下部遇薄夹层界面发生偏移（见图6 a）,而缝1、缝2底部均截止于下邻层内靠近岩性界面的一条纹层带（见图3 ）。2#试样的射孔层形成一条贯穿上下邻层的人工裂缝,并诱导射孔段上部的多条纹层局部开启,人工裂缝遇到开启纹层、岩性界面后均发生水平向偏移,导致缝高方向裂缝成阶梯式延伸（见图4 ）。3#试样的射孔层形成3条近间距交叉的水力裂缝,整体缝高贯穿上下邻层,但存在局部分支缝截止于或偏移穿过层间界面（见图5 ）。
在实验条件下,较高强度邻层（1#试样）、较低强度邻层（2#试样）及低强度邻层（3#试样）均未对缝高的延伸有明显遮挡作用,仅局部缝高延伸时在岩性界面截止。同时实验结果也表明使用高黏度压裂液（100 mPa·s）有利于近井人工裂缝穿层扩展。
2.2 垂向缝宽变化与支撑剂分布
垂向上,人工裂缝由射孔层到邻层的缝宽变化较大,一般在纹层、层间界面开启处缝宽变窄（见图6 ）,显著影响支撑剂的运移、铺置。
2.2.1 泥页岩与白云质泥岩组合
1#试样中形成的裂缝总体积为3 877.5 mm3,其中支撑剂充填体积为481.6 mm3,占12.4%。支撑剂主要堆积在试样的中上部（z为-1.0~4.0 cm）,即缝宽较大的人工裂缝的主缝中。下部靠近主缝附近的开启纹层缝内存在少量支撑剂,整体支撑剂铺置范围有限（见图8 ）。同时大部分支撑剂运移、铺置于射孔层段内,仅有少量进入上邻层。人工裂缝高9.0 cm,支撑缝高5.2 cm,占57.8%;人工裂缝长8.0 cm,支撑缝长6.1 cm,占76.3%。
2.2.2 白云质粉砂岩与粉砂质泥岩组合
2#试样缝宽统计结果如果图9 所示。2#试样中人工裂缝在射孔位置附近（z=0）两翼平均缝宽差异较大,缝1-1平均缝宽约525.0 μm,缝1-2平均缝宽为115.0 μm。向上延伸过程中,缝宽先逐渐增大后逐渐变窄,两翼裂缝在z=1.5 cm附近缝宽达到最大值,缝1-1缝宽为537.0 μm,缝1-2缝宽为291.0 μm;当人工裂缝穿过上岩性界面进入上邻层（R4）后,缝宽急剧变窄,上邻层内缝1-1平均缝宽为330.8 μm,缝1-2平均缝宽为173.8 μm。向下延伸过程中,缝宽整体呈变窄趋势,而进入下邻层后缝宽进一步变窄,下邻层内缝1-1平均缝宽为226.2 μm,缝1-2平均缝宽为13.6 μm。在z=0.5 cm附近存在开启的纹层,其宽度为114.0 μm,远小于垂直人工裂缝的宽度。
2#试样中形成裂缝的总体积为2 339.4 mm3,其中支撑剂充填体积为923.1 mm3,占39.5%。支撑剂主要堆积在试样中上部（z为-1.0~4.0 cm）宽度较大的缝1-1内,纹层缝内几乎不存在支撑剂（见图10 ）。仅少量支撑剂运移至上邻层内,下邻层几乎不存在支撑剂。人工裂缝高10.0 cm,支撑缝高5.2 cm,占52.0%;人工裂缝长8.0 cm,支撑缝长5.3 cm,占66.3%。
2.2.3 泥质粉砂岩与灰质泥岩组合
3#试样内形成了多分支垂直人工裂缝,因此在垂向上缝宽变化较为复杂（见图11 ）。整体上由上邻层、射孔层到下邻层,缝宽呈逐渐增大趋势,但局部存在波动。试样一侧形成的3条近间距分支裂缝（缝1、缝2和缝3）的宽度明显小于另一侧形成的单一缝（缝4）,射孔位置附近（z=0）的3条分支裂缝平均宽度为137.3 μm,而缝4的宽度为416.0 μm。3条分支裂缝在z=-3.0 cm附近平均宽度达到最大值244.0 μm,而缝4在z=-1.0 cm附近宽度达到最大值425.0 μm。3条分支缝在上邻层内平均宽度为56.7 μm,缝4在上邻层内宽度为161.4 μm;3条分支缝在下邻层内平均宽度为265.8 μm,缝4在下邻层内宽度为527.0 μm。
3#试样中形成的人工裂缝总体积为4 378.3 mm3,而支撑剂充填体积为777.7 mm3,占17.8%。3条分支缝内仅含有少量支撑剂,大部分支撑剂堆积在缝4内（见图12 ）。支撑剂主要堆积在射孔层井筒附近的人工裂缝内,没有运移至上邻层。人工裂缝高10.0 cm,支撑缝高4.7 cm,占47%;人工裂缝长8.0 cm,支撑缝长5.5 cm,占68.9%。
3 压裂施工曲线特征
3块试样的压裂曲线特征差异较大（见图13 ）：①1#试样0~512 s为前置液注入阶段,排量为20 mL/min,505 s达破裂压力18.3 MPa（见图13 a）,破裂前压力上升速率为0.045 MPa/s。513~749 s为携砂液注入阶段,排量提升至50 mL/min,全程使用200型支撑剂,施工初期压力快速上升,随着支撑剂在裂缝内运移、堆积,压力出现2次较大波动,说明有砂堵迹象,导致最高压力达到48.1 MPa（679 s）,远高于破裂压力,人工裂缝宽度增大,而后压力快速下降,749 s停泵。②2#试样0~559 s为前置液注入阶段,排量为20 mL/min,521 s达破裂压力23.6 MPa（见图13 b）,破裂前压力上升速率为0.063 MPa/s。560~801 s为携砂液注入阶段,排量提升至50 mL/min,其中560~680 s使用200型支撑剂,681~801 s使用1214型支撑剂,560 s后压力快速上升,617 s达到最大压力33.1 MPa,高于破裂压力,随后压力快速下降并维持在10.2 MPa上下,801 s停泵。③3#试样0~1 173 s为前置液注入阶段,排量为5 mL/min,1 131 s达破裂压力15.9 MPa（见图13 c）,破裂前压力上升速率仅为0.017 MPa/s,低于1#和2#试样。1 174~1 418 s为携砂液注入阶段,排量提升至50 mL/s,其中1 174~1 296 s使用200型支撑剂,1 297~1 418 s使用1214型支撑剂,期间压力快速上升,1 248 s达到最大压力45.9 MPa,高于破裂压力,随后压力快速下降并在9.2~32.3 MPa内波动,1 418 s停泵。
对比3块试样的压力曲线可知,2#试样射孔层段岩石强度最大（E=36.0 GPa,T=10.7 MPa）,故破裂压力最高,携砂液注入阶段压力整体相对较低且平稳,主缝起裂充分,缝宽较大,整体加砂较好;1#试样射孔层段强度最低（E=12.0 GPa,T=6.0 MPa）,且纹层较为发育,压裂液滤失量大,因此破裂压力较低,主缝起裂不充分,缝宽较窄,携砂液注入阶段压力较高,出现明显砂堵现象。3#试样射孔层段强度中等（E=25.1 GPa,T=7.2 MPa）,破裂压力最低,前置液注入阶段排量较低,裂缝起裂不充分,携砂液注入阶段,因裂缝多且宽度较窄,导致压力高且波动频繁,不易加砂。
4 结论
薄互层型页岩油储集层中近井筒处层间岩石力学差异及界面对缝高的延伸无明显遮挡作用,但对缝高方向上缝宽的分布有显著影响,水力裂缝趋于以“阶梯”形式穿层扩展,在界面偏折处缝宽较窄,阻碍支撑剂垂向运移,穿层有效性差;如泥页岩纹层发育,则易于形成“丰”或“井”字形裂缝。
射孔层段岩石强度大,破裂压力高,则主缝起裂充分,缝宽较大,整体加砂较好;射孔层段强度低且纹层较为发育,则压裂液滤失量较大,破裂压力较低,主缝起裂不充分,缝宽较窄,易出现砂堵。
支撑剂主要铺置在射孔层段附近缝宽较大的人工裂缝的主缝内,分支缝、邻层缝、开启的纹层缝内仅含有少量（或不含）支撑剂,整体上支撑剂铺置范围有限;支撑剂可进入裂缝的极限宽度约为支撑剂粒径的2.7倍。
符号注释：
Df——裂缝空间复杂程度,无因次;E——岩石弹性模量,GPa;E°——平面应变弹性模量,GPa;K°——修正断裂韧性,MPa·m1/2;M——以直径为δ的立方体（盒子）覆盖目标物体所需的最小数量,个;Q——排量,m3/min;R——裂缝特征半径,m;t——裂缝扩展时间,s;T——抗拉强度,MPa;z——缝高方向坐标,cm;α——相似系数,取值约为0.85,无因次;δ——立方体（盒子）直径,m;μ——压裂液黏度,mPa·s;σh——最小水平主应力,MPa;σH——最大水平主应力,MPa;σv——垂向应力,MPa。下标：f——现场参数;l——实验室参数;max——最大值。