肖 雯

(中國(guó)石化勝利油田分公司 石油工程技術(shù)研究院，山東 東營(yíng) 257000)

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壓裂裂縫在砂泥巖薄互層中的擴(kuò)展規(guī)律

肖 雯

(中國(guó)石化勝利油田分公司 石油工程技術(shù)研究院，山東 東營(yíng) 257000)

基于有限元的數(shù)值模擬方法，建立不同砂泥巖薄互層的非均質(zhì)模型，系統(tǒng)有效地研究了泥巖特性參數(shù)對(duì)壓裂裂縫擴(kuò)展的影響規(guī)律，以現(xiàn)場(chǎng)實(shí)例單井為基礎(chǔ)設(shè)計(jì)了復(fù)雜砂泥巖薄互層水平井壓裂模型。模擬結(jié)果表明：脆性泥巖條件下，縫長(zhǎng)與壓裂壓力的變化主要取決于主應(yīng)力差的大小；塑性泥巖條件下，縫長(zhǎng)與壓裂壓力的變化受主應(yīng)力差大小和泥巖層厚度的聯(lián)合控制；主應(yīng)力越大，層理界面強(qiáng)度越大，層理對(duì)裂縫擴(kuò)展的影響越小。

砂泥巖；裂縫擴(kuò)展規(guī)律；主應(yīng)力差；層理；壓裂

在壓裂過程中需要在認(rèn)識(shí)裂縫擴(kuò)展規(guī)律的基礎(chǔ)上優(yōu)化工藝參數(shù)，采用計(jì)算機(jī)數(shù)值方法研究巖石裂縫擴(kuò)展的機(jī)理和規(guī)律是一種可靠和行之有效的途徑。通過模擬不同條件下的壓裂實(shí)驗(yàn)，可對(duì)裂縫的起裂與延伸過程進(jìn)行研究，對(duì)內(nèi)部形成的裂縫形態(tài)進(jìn)行直接觀察，并可以對(duì)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行有效補(bǔ)充[1]。

基于有限元技術(shù)的數(shù)值實(shí)驗(yàn)方法，即RFPA-HF(Rock Failure Process Analysis-Hydraulic Fracturing)方法，該方法同時(shí)考慮了應(yīng)力和損傷變量對(duì)滲透率的影響，適用于研究砂泥薄互層儲(chǔ)層壓裂裂縫的擴(kuò)展機(jī)理和規(guī)律[2]。

計(jì)算模型設(shè)計(jì)井眼位置與模型中軸線重合，采用八節(jié)點(diǎn)單元。模型力學(xué)參數(shù)(見表1)。

表1 數(shù)值模擬中計(jì)算用參數(shù)

1 砂泥巖薄互層中壓裂裂縫的擴(kuò)展規(guī)律

在單一地層的壓裂過程中，裂縫擴(kuò)展遵循水力壓裂裂縫擴(kuò)展的一般規(guī)律，即：裂縫沿最大主應(yīng)力方向擴(kuò)展[3]。但由于塑性所致，泥巖層的起裂壓力明顯高于砂巖層的起裂壓力[4]，在此單一地層條件下，以表1中參數(shù)模擬泥巖起裂壓力較砂巖的可高出近20 MPa。

1.1 直井壓裂模擬結(jié)果分析

計(jì)算方案中泥巖層假設(shè)為塑性材料。模擬結(jié)果如圖1所示，對(duì)于泥巖、砂巖互層的情況，只有砂巖層易于起裂，在一定壓力條件下，會(huì)出現(xiàn)砂巖中的裂縫已擴(kuò)展到相當(dāng)長(zhǎng)度，而泥巖層中并無裂縫起裂。方案3比方案4的壓裂壓力高出3～5 MPa，由此可推斷出，對(duì)于垂直井施工情況：薄油層與泥巖層密集互層，則對(duì)壓裂施工不利。

1.2 水平井壓裂模擬結(jié)果分析

模型的高和寬分別為80 m和60 m，井眼(裸眼)位置與模型中軸線重合。模型物理力學(xué)材料參數(shù)見表1。模型的邊界條件取為底端豎向約束，垂向和水平方向施加圍壓，其中σV=55 MPa，σH分別取值50 MPa、42 MPa和36.7 MPa。

由圖2可見，脆性泥巖條件下，裂縫擴(kuò)展仍遵循一般規(guī)律，即裂縫沿最大主應(yīng)力方向擴(kuò)展，且裂縫較容易直接穿透泥巖層；在主應(yīng)力差值較小時(shí)，裂縫端部更容易分叉。

在脆性條件下，縫長(zhǎng)與壓裂壓力的變化主要取決于主應(yīng)力差的大小，受泥巖層厚度影響較小。而在塑性條件下，縫長(zhǎng)與壓裂壓力的變化受主應(yīng)力差大小和泥巖層厚度的聯(lián)合控制，泥巖層較厚或者主應(yīng)力差較小時(shí)，需要壓裂壓力的抬升，才有可能將泥巖層壓開。

1.3 層理對(duì)裂縫延伸的影響分析

實(shí)際壓裂過程中，層理可能是影響壓裂裂縫延伸的一個(gè)重要因素，壓裂裂縫遇層理時(shí)，可出現(xiàn)穿透裂縫、鈍化裂縫、T型裂縫、偏轉(zhuǎn)裂縫4種延伸擴(kuò)展模式[5]。模型物理力學(xué)參數(shù)見表1。

受控于實(shí)際工程條件，在實(shí)際工程中很難直接測(cè)得層理的力學(xué)性質(zhì)，本文中設(shè)置了三個(gè)計(jì)算模型如表2所示：

表2 層理模型參數(shù)表

圖3是相應(yīng)的計(jì)算結(jié)果。可以看出，對(duì)于含低強(qiáng)度層理的模型，裂縫延伸至層理處，即停止在有效方向上的延伸，繼而沿層理擴(kuò)展，形成典型的T型裂縫。隨著層理強(qiáng)度的提高，裂縫可沿著層理擴(kuò)展，擴(kuò)展到一定程度之后，可能再穿透至泥巖，形成偏移式的延伸。對(duì)于含高強(qiáng)度層理的模型，裂縫可直接穿越界面，繼而在泥巖層擴(kuò)展。

多數(shù)情況下，巖層間的層理多屬于弱界面，因此，圖3a)、圖3b)的結(jié)果更接近于實(shí)際情況。

受弱界面強(qiáng)度差異的影響，可以看出界面越弱，則上下裂縫不對(duì)稱性越強(qiáng)，穿透泥巖層所需要的壓力更高，甚至?xí)霈F(xiàn)裂縫遇層理強(qiáng)烈受阻、停止延伸的情況。

為了考慮考慮圍壓變化對(duì)裂縫延伸的影響，本節(jié)設(shè)置了3個(gè)計(jì)算模型。在三個(gè)算例中，壓裂裂縫在遇到層理后都隨即出現(xiàn)了不同程度的鈍化(裂縫變粗)，在圍壓差較大的情況下，裂縫的延伸方向完全被最大主應(yīng)力控制。而在圍壓差較小的情況下，裂縫明顯鈍化。介于以上二者之間的另外一種情況，裂縫有鈍化，且裂縫亦有沿界面擴(kuò)展的趨勢(shì)，但此時(shí)，主應(yīng)力的作用仍很明顯，因此出現(xiàn)了偏轉(zhuǎn)裂縫。

2 復(fù)雜砂泥巖薄互層水平井壓裂模擬實(shí)例

結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)例，以濱435-1HF井為參考構(gòu)建了復(fù)雜薄互層水平井壓裂模型，材料參數(shù)見表1。計(jì)算分為兩種：1)假設(shè)泥巖為脆性；2)假設(shè)泥巖為塑性。

由圖5可見，在脆性條件下，界面附近裂縫鈍化(縫寬增大)現(xiàn)象，但壓裂裂縫可連續(xù)貫穿。而在塑性條件下，裂縫遇薄泥層可穿透，而遇厚泥層，則延伸受阻。在持續(xù)加壓的條件下，泥巖層也可被壓裂開，但所需壓力偏高，可高出10 MPa～15 MPa且壓裂裂縫呈明顯不對(duì)稱性，在裂縫擴(kuò)展初期即遇后層泥巖，致使對(duì)向裂縫擴(kuò)展較為充分，最終裂縫兩方向半縫長(zhǎng)相差較大。

3 結(jié)論

泥巖層的起裂壓力明顯高于砂巖層的起裂壓力。在脆性泥巖條件下，縫長(zhǎng)與壓裂壓力的變化主要取決于主應(yīng)力差的大小；而在塑性條件下，縫長(zhǎng)與壓裂壓力的變化受主應(yīng)力差大小和泥巖層厚度的聯(lián)合控制。主應(yīng)力越大，層理界面強(qiáng)度越大，層理對(duì)裂縫擴(kuò)展的影響越?。环粗畡t越大。在塑性層厚度超過3 m時(shí)，如果壓裂壓力達(dá)不到要求，可考慮直接在該巖層中布置射孔，進(jìn)而可有效聯(lián)通上下儲(chǔ)油層。

[1] 李連崇,李根,孟慶民,等.砂礫巖水力壓裂裂縫擴(kuò)展規(guī)律的數(shù)值模擬分析[J].巖土力學(xué),2013,34(5):1501-1507.

[2] 曾青冬,姚軍.基于擴(kuò)展有限元的頁巖水力壓裂數(shù)值模擬[J].應(yīng)用數(shù)學(xué)和力學(xué),2014,35(11):1239-1248.

[3] Wong TF, Wong R.H.C, Chau KT, et al. Micro-crack statistics, Weibull distribution and micromechanical modeling of compressive failure in rock. Mech Mater, 2006,38:664-681.

[4] 趙立強(qiáng),邢楊義,劉平禮,等.不同構(gòu)造地層水平井壓裂起裂規(guī)律研究[J].石油天然氣學(xué)報(bào),2013,35(5):108-114.

[5] 張汝生,王強(qiáng),張祖國(guó),等.水力壓裂裂縫三維擴(kuò)展ABAQUS數(shù)值模擬研究[J].石油鉆采工藝,2012,4(6):69-72.

Propagation Law of Fracturing in Bedding of Sandstone and Mudstone

XIAO Wen

(Oil Production Technology Research Institute, Shengli Oilfield, SINOPEC,Dongying 257000, Shandong, China)

Through numerical simulation method based on finite element method, the heterogeneous model of different thin interbed of sandstone and mudstone was established, which systematically and effectively studied plastic brittle, mudstone, mudstone thickness of strata of the principal stress difference, bedding interface and other factors on fracture extension. Based on a single field well we designed a complex sand interbeded horizontal well fracturing model. Simulation conclusions show that under brittle shale conditions, changes in pressure and fracturing sew length mainly depends on the principal stress difference; under plastic mudstone conditions, the change of seam length and fracturing pressure is controlled by the principal stress and mudstone layer thickness. The greater the principal stress, the greater the effect of interface strength of bedding, the smaller the bedding on fracture propagation.

sand shale; fracture propagation law; principle stress; bedding; fracturing

國(guó)家自然科學(xué)基金(徑向鉆孔引導(dǎo)水力壓裂裂縫定向擴(kuò)展機(jī)理研究)：51404288

2016-03-17

肖雯(1990-)，女，山東東營(yíng)人，助理工程師，現(xiàn)從事采油工程、壓裂工藝方面研究，E-mail:xiaow0811@hotmail.com。

TE122

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1008-9446(2017)01-0006-04