天然裂缝分布对水力裂缝扩展及近井筒孔隙压力的影响

张小军 ，李军 ，2，张慧 ，连威 ，何龙 ，刘伟

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；
2.中国石油大学（北京）克拉玛依校区，新疆 克拉玛依 834000；
3.中国石化西南油气分公司，四川 成都 610041）

目前，页岩气开发的关键和核心技术是“水平井+多级压裂”［1-7］，但由于页岩储层脆性大，且发育大量天然裂缝、层理弱面等结构，因此会改变水力裂缝的扩展规律［8-11］。在压裂过程中，当水力裂缝遇到天然裂缝时，可能会发生转向、沟通和穿过，导致水力裂缝扩展不同于常规的对称双翼扩展，近井筒附近压力的变化规律也会相应地发生改变［12-15］。

针对含天然裂缝储层水力裂缝的扩展规律及压裂后近井筒附近孔隙压力的变化，国内外众多学者进行了一系列的探索和研究。1）在水力裂缝扩展方面：Daneshy等［16-18］研究了天然裂缝对水力裂缝扩展的影响，岩样中的弱结构（如孔隙、微裂缝等）会影响水力裂缝的最终延伸路径。Warpinski［19］研究表明，在水力裂缝遭遇天然裂缝后，存在直接穿过天然裂缝、天然裂缝张开后阻止水力裂缝延伸以及天然裂缝剪切破裂后阻止水力裂缝延伸3种方式。刘顺等［20］研究表明，注入流体流量越大、距离水力裂缝越近、储层弹性模量越大，则天然裂缝入口压力越大，天然裂缝延伸也越长。2）在水力裂缝扩展过程中近井筒孔隙压力变化方面：Ge等［21］通过建立解析模型，计算了水力裂缝周围产生的诱导应力和孔隙压力分布，并通过计算确定了天然裂缝活化所需要的额外孔隙压力。Furui等［22］认为压裂改造作用会破坏储层岩石，使其局部发生较大变形，从而产生压实效应，同时，经过压裂作用之后，近井筒地带会出现孔隙压力较高的区域。赵金洲等［23-24］通过研究发现，水力裂缝扩展会产生诱导应力场，进而引起局部应力场增加。Lian等［25］基于现场微地震事件点，建立套管-水泥环-地层组合体模型，进行了数值模拟计算，研究结果表明，在多级压裂过程中，由于进行多次的分段压裂，局部储层遭受多次压裂作用，导致储层的地应力场发生重新分布，出现“应力亏空现象”。

上述对于含天然裂缝储层水力裂缝扩展及近井筒孔隙压力变化的研究，大多数未考虑天然裂缝分布情况对水力裂缝扩展的影响规律和压裂后近井筒孔隙压力的变化情况。本文基于长宁区块压裂井蚂蚁体裂缝预测解释结果以及各段微地震信号分布特征的分析，利用有限元数值模型，建立了天然裂缝不同分布条件下的水力压裂模型，对比分析了天然裂缝不同分布条件下水力裂缝的扩展规律，并明确了近井筒附近孔隙压力的变化情况，最后分析了压裂簇数、压裂液黏度和排量等压裂参数对孔隙压力变化的影响。

1.1 天然裂缝识别概况

在水力压裂过程中，当水力裂缝与地层中的断层、天然裂缝沟通后，大量压裂液会进入断层和天然裂缝。当天然裂缝等结构被激活时，会产生不同的微地震响应。水力裂缝延伸到天然裂缝时，经常能观察到大量的微地震事件，并且微地震事件的震级越高，微地震的延伸方向越容易发生改变。

对于长宁×井天然裂缝的识别，综合考虑微地震事件点数量、震级及矩张量反演结果，同时与地震属性提取的蚂蚁体结果进行对比，得到长宁×井的天然裂缝发育情况。基于现场反演结果，可以得出以下结论：长宁×井在水平段井控区域内主要发育4组天然裂缝，并且水平段趾端及中间段高震级、高剪切分量事件点明显多于根端，延伸方向与水平段轨迹夹角较小。

1.2 压裂段微地震信号分布特征

页岩气水平段储层发育的天然裂缝会影响水力裂缝的扩展，进而影响水力压裂的改造效果。通过分析长宁×井第1—6压裂段、第10—28压裂段微地震监测结果可知：第1—3压裂段微地震事件点沿近70°方向与井筒斜交并延伸明显，第5压裂段仍旧受天然裂缝影响，第6压裂段微地震事件整体方向为垂直井筒方向，说明裂缝开始沿最大水平主应力方向扩展。第10—18压裂段微地震事件点均沿着天然裂缝带延伸，第19—21压裂段受天然裂缝带影响变小，裂缝开始在井筒东侧沿垂直井筒方向延伸，但第22—28压裂段微地震监测结果表明，有另外一个方向的天然裂缝带，仍旧主导裂缝的延伸方向。

上述实例说明，井筒周围发育的天然裂缝对水力裂缝的扩展具有明显的引导作用，水力裂缝很难突破天然裂缝沿最大水平主应力方向延伸。根据微地震监测结果，由于水力裂缝沿天然裂缝扩展延伸，不同于常规水力裂缝的对称扩展，从而导致局部改造效果差，水力压裂改造效果呈现非对称分布的现象。

储层中天然裂缝的分布特征对水力裂缝的扩展具有较大影响，所以当压裂段附近天然裂缝的分布位置不同时，其对压裂段内水力裂缝扩展的影响也会有所不同。根据前文对长宁×井微地震信号分布特点的分析，本节基于现场微地震资料和蚂蚁体解释结果，建立了水力压裂数值模型，来分析天然裂缝不同分布条件下的水力裂缝扩展规律。

2.1 天然裂缝破裂分析

页岩储层中发育的大量天然裂缝，是存在于岩石中的弱面结构，在原始地应力和地层孔隙压力的作用下保持相对稳定。当利用水力压裂作业对储层进行改造时，大量压裂液被注入地层，会改变储层原始地应力和地层孔隙压力的分布情况，在一定条件下，天然裂缝会发生破坏。

根据Mohr-Coulomb强度准则，天然裂缝发生剪切破坏的条件为

式中：σH，σh分别为最大、最小水平主应力，MPa；
c 为内聚力，MPa；
μ为摩擦因数；
σn为天然裂缝所受主应力，MPa；
θ为天然裂缝和 σh的夹角，（°）。

在水力压裂过程中，压裂液进入天然裂缝后会影响缝内正应力分布。当缝内流体压力超过天然裂缝面上的有效正应力时，天然裂缝会发生张性破坏：

式中：pf为缝内流体压力，MPa；
pp为地层孔隙压力，MPa；
α为有效应力系数。

2.2 有限元数值模型建立

根据现场的微地震资料和蚂蚁体解释结果，相邻2段压裂段附近的天然裂缝分布位置分为以下4种：情况1，第1压裂段一侧分布天然裂缝；
情况2，第1压裂段两侧分布天然裂缝；
情况3，相邻压裂段对角侧分布天然裂缝；
情况4，相邻压裂段全局分布天然裂缝。分别观察其水力裂缝扩展情况。

模型尺寸为120 m×120 m，模拟相邻2段压裂，且每段含3簇射孔，其中段长、簇间距取长宁×井的平均段长、簇间距，分别为50 m和15 m。根据现场蚂蚁体追踪预测结果，天然裂缝的走向与水平井筒的夹角多为30°～70°，所以在模型中随机预设2组夹角为45°和60°的天然裂缝。通过对模型全局嵌入Cohesive孔压单元来模拟水力裂缝在裂缝发育型地层扩展，利用Cohesive孔压单元的损伤开裂模拟裂缝的扩展行为［26］。模型的网格类型采用流固耦合单元CPE4P，模拟饱和多孔介质的页岩储层，预设裂缝的单元类型为COH2D4P，以此来模拟水力裂缝随机扩展过程。

模拟采用ABAQUS自带soil模块进行渗流-应力耦合分析，地应力采用有效地应力，采用集中点注入的方式进行压裂，在注入点附近沿最大主应力方向设置长为1 m的预制裂缝，每段压裂时长为10 s。模型参数设置如表1所示。

表1 有限元数值模型参数

2.3 数值模拟结果与分析

对天然裂缝分布位置的4种情况分别进行模拟，其计算结果云图如图1所示。其中，黑色圆圈代表水力裂缝和天然裂缝沟通点，黑色方框代表水力裂缝扩展后孔隙压力扰动区。

图1 不同天然裂缝分布条件下水力裂缝扩展结果

从图1可以看出：

1）第1压裂段一侧分布天然裂缝。在第1压裂段的上侧，第1簇裂缝在遭遇天然裂缝后，会停止向含天然裂缝一侧扩展，第2，3簇裂缝在扩展过程中沟通了天然裂缝，更容易向含天然裂缝一侧进行扩展；
在第2段压裂过程中，靠近第1段压裂区的裂缝受到压力干扰，不易向含天然裂缝一侧扩展。2段的水力裂缝均出现非均匀扩展，导致井筒两侧的孔隙压力扰动出现了明显的非对称现象。

2）第1压裂段两侧分布天然裂缝。在第1压裂段，第1，2簇水力裂缝沟通井筒上侧天然裂缝，第3簇水力裂缝沟通了下侧天然裂缝；
第2段压裂过程中，靠近第1段的裂缝簇受到前一级压裂的应力干扰，裂缝的扩展受到一定影响。孔隙压力扰动区也呈现非对称，但是扰动范围相比情况1有一定的增大。

3）相邻压裂段对角侧分布天然裂缝。与前2种情况的结果类似，水力裂缝非均匀扩展，但在第2段压裂过程中，第1簇裂缝在沟通天然裂缝之后，与第1段的第3簇裂缝相互连通，使得第3簇裂缝扩展长度增大，扩大了孔隙压力扰动范围。

4）相邻压裂段全局分布天然裂缝。相较于前3种情况，水力裂缝和天然裂缝的沟通点有了明显的增多。在经过2段的压裂之后，孔隙压力扰动范围及扰动值均明显增大。

整体而言，当井筒附近分布天然裂缝的时候，水力裂缝的扩展均会受到天然裂缝的影响，发生非均匀扩展，从而导致井筒两侧的孔隙压力扰动区也呈现非对称的现象。但当压裂段全局分布天然裂缝时，其水力裂缝和天然裂缝的沟通点会明显多于其他情况，而且孔隙压力的扰动范围及扰动值也都大于其他3种情况。

为了进一步明确水力裂缝的非均匀扩展对近井筒附近孔隙压力的影响，分别对不同天然裂缝分布条件下近井筒水平方向和垂直方向的孔隙压力变化进行对比分析。对此，分别选取沿井筒水平方向和垂直井筒方向上的2条路径，来分析对比4种情况下水力裂缝扩展后近井筒附近的孔隙压力变化情况。

3.1 沿井筒水平方向孔隙压力变化规律

不同天然裂缝分布条件下，压裂后沿井筒水平方向上的孔隙压力分布如图2所示。

图2 沿井筒水平方向孔隙压力变化规律

从图2可以看出：在不同天然裂缝分布条件下，经过压裂之后，沿井筒水平方向上的孔隙压力分布规律相似。在前3种情况下，压裂引起的孔隙压力扰动值（相较于压裂前的初始孔隙压力值）较小，多在20 MPa左右，但在第4种情况下，孔隙压力的扰动值较大，多大于30 MPa。

天然裂缝的存在，导致水力裂缝非对称扩展，进而引起压裂液非均匀扩散，孔隙压力在局部位置会相应地出现峰值。如在情况2中，孔隙压力在水平距离40 m和75 m处达到25 MPa；
情况4中，孔隙压力在水平距离100 m左右达到37 MPa。

3.2 垂直井筒方向孔隙压力变化规律

不同天然裂缝分布条件下，压裂后垂直井筒方向上的孔隙压力分布如图3所示。

图3 垂直井筒方向孔隙压力变化规律

从图3可以看出：经过2级压裂之后，情况4的孔隙压力扰动范围会大于其他3种情况，且4种情况下井筒上侧的扰动范围均大于下侧；
前3种情况下，孔隙压力扰动值的最大值并无变化，但情况4的孔隙压力扰动值的最大值在井筒附近发生较大变化，最大值达38 MPa。

综合上述水力裂缝非均匀扩展对近井筒附近孔隙压力的影响分析可以得出，在天然裂缝的影响下，水力裂缝发生非均匀扩展，使得近井筒孔隙压力增大，且扰动范围呈现非对称现象，从而导致水平井筒在水力压裂作业后承受非均匀外挤载荷。

综合分析图1—3可以得出，当压裂段附近分布天然裂缝时，在进行压裂作业后，近井筒附近的孔隙压力会呈现明显的非均匀特征。因此，为了降低近井筒孔隙压力的非均匀分布程度，需要从压裂参数入手调整。本节以长宁×井单段压裂为例，压裂段长度为60 m，开展不同压裂参数——压裂簇数、压裂液黏度与排量对页岩储层近井筒孔隙压力变化规律的影响研究，为通过优化水力压裂参数降低孔隙压力的非均匀分布程度提供理论依据。图4—6分别为不同压裂簇数、压裂液黏度和排量对近井筒附近孔隙压力的影响曲线。

图4 压裂簇数对近井筒孔隙压力的影响

图5 压裂液黏度对近井筒孔隙压力的影响

图6 压裂液排量对近井筒孔隙压力的影响

从图4可以看出，压裂簇数对井筒水平方向上孔隙压力的影响较大。当压裂簇数较少时，裂缝间的应力干扰较小，孔隙压力在裂缝处出现波动；
随着压裂簇数的增加，裂缝间的应力干扰增大，孔隙压力扰动值不断增大，但是其波动程度不断降低，整个压裂段内的孔隙压力值逐渐趋于平稳。

从图5可以看出：压裂液黏度对近井筒孔隙压力的影响较小，但是随着压裂液黏度的增加，孔隙压力在远离压裂区域的地方逐渐减小，仅在压裂区域处有较大的波动，且波动范围减小。

从图6可以看出：随着压裂液排量的增加，近井筒孔隙压力会发生显著的增大，并且受压裂液波及的区域会有小幅上升。

综合上述压裂簇数、压裂液黏度及排量对近井筒孔隙压力的影响分析可以得出：对于天然裂缝发育段，增加压裂段内的压裂簇数以及适当降低压裂液黏度、排量，可以在一定程度上降低孔隙压力的不均匀分布，从而改善套管周围的非均匀外挤载荷。

1）当压裂段附近分布天然裂缝时，会影响水力裂缝的扩展规律。当水力裂缝遇到天然裂缝时会出现穿过天然裂缝、沟通天然裂缝以及停止扩展等情况，使得水力裂缝呈现非均匀扩展现象，近井筒附近的孔隙压力扰动区也相应地呈现非对称性。

2）天然裂缝的分布位置不同，对水力裂缝的影响也各不相同。当压裂段全局分布天然裂缝时，其水力裂缝和天然裂缝的沟通点会明显增多，而且孔隙压力的扰动范围和扰动值也会明显增大。

3）在天然裂缝发育段，增加压裂段内的压裂簇数以及适当降低压裂液黏度、排量，可以在一定程度上降低孔隙压力的不均匀分布。

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