翁 振，張耀峰，伍軼鳴，范 坤，汪 芳

（1.武漢大學土木建筑工程學院，湖北 武漢 430072；2.中國石油塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

水力壓裂法用于提高致密儲層中油、氣資源采收率已達數十年之久，其原理是通過地面向井筒中泵送高壓流體，一旦井筒內流體的壓力超過一定值就會產生貫入儲層的1條或者多條水力裂縫。該裂縫可為油、氣的運移提供“運輸通道”，從而極大地提高油氣資源的采收率[1]。近年來，油氣工程逐步向深部和超深部方向發(fā)展，儲層處在高地應力、復雜的地質環(huán)境之中，同時由于儲層本身含有復雜的結構面，導致水力裂縫擴展問題更加復雜。此外，影響水力裂縫擴展的因素繁多，如巖石性質、斷層性質等[2]，其大體上可以分為2類，即儲層本身的物性參數（地應力、孔隙壓力、滲透率、結構面等）和壓裂作業(yè)參數（射孔參數、排量、壓裂液黏度等）。因此，水力壓裂的主要工作是在掌握儲層地質參數的條件下，通過調整壓裂作業(yè)參數或其他方法，產生盡可能多的相互貫通的復雜裂隙網絡，實現(xiàn)儲層體積改造，提高油氣資源的采收率。

縫洞型儲層[3-4]和裂縫型儲層[5]是自然界的兩大比較具有代表性的儲層。近年來，許多學者通過實驗或數值模擬的方法開展了水力裂縫和天然裂縫相互作用的研究工作，并取得了豐富的研究成果[6-12]。水力壓裂過程中，天然裂縫與水力裂縫的相互作用模式一般包括3種：水力裂縫穿過天然裂縫繼續(xù)擴展；水力裂縫被天然裂縫俘獲，壓裂液沿著天然裂縫流動，導致天然裂縫擴張，水力裂縫擴展被阻止；水力裂縫被天然裂縫俘獲，沿著天然裂縫方向擴展，并最終由天然裂縫尖端穿出，天然裂縫發(fā)生剪切滑移[13]。在低水平應力差時，天然裂縫的走向角度和傾角是影響水力裂縫擴展的關鍵因素，隨著天然裂縫的走向角度和傾角減小，水力裂縫的擴展模式由穿過天然裂縫面到被天然裂縫面阻止[14]。和單純的裂縫性油藏相比，縫洞型儲層中縫、洞交錯存在，溶洞尺寸跨度從厘米級到米級，流動復雜，既有滲流、裂縫流，又有洞穴流。儲層地質結構更加復雜，具有更高的非均質性，水力裂縫擴展模式更加復雜，給開采帶來了極大的困難[15-16]。針對碳酸巖儲層的開采方法是運用超大規(guī)模酸壓技術提高造縫長度，溝通井眼遠處的儲集體[17]。目前關于溶洞對水力裂縫擴展路徑的影響模式尚不明確，由于在儲層取心困難，且同一處巖心各向異性明顯，鑒于相似材料已在石油工程領域得到了廣泛的應用，且取得了一系列的研究成果[18-21]。為此，通過在制備試樣過程中預埋管件來制備帶天然溶洞試件，然后分別研究無圍壓作用下，泵注排量和天然溶洞對水力裂縫擴展路徑及起裂壓力的影響。

1 實驗設計

1.1 水力壓裂實驗

采用互通的A、B雙容器實現(xiàn)循環(huán)注水壓裂，其原理為：A、B之間通過高壓氣動閥門連接，首先將A、B雙杠均充滿水，啟動后，A杠壓裂，B杠跟蹤，待A杠中的水將要排盡時，氣動閥門自動開啟，B杠注水，A杠充水，如此反復，可實現(xiàn)循環(huán)注液模式。實驗試樣與設備之間通過耐高壓的金屬管線連接，在井筒上連接壓力傳感器，實時記錄泵注過程中的壓力，并將壓力數據傳輸至電腦。泵注方式可選擇為恒壓或者恒流，該實驗采用恒流模式。由于實驗條件的限制，僅進行無圍壓條件下排量和溶洞對水力裂縫擴展模式的影響。研究思路為：首先制作A、B兩組試件，每組為相同的2個試件，即A-1、A-2、B-1、B-2。其中，A組不帶預制溶洞，B組帶預制溶洞，分別研究泵注排量和溶洞對水力裂縫擴展模式的影響。

1.2 試樣準備

實驗試件的規(guī)格為200 mm×200 mm×200 mm的立方體（圖1）。試件采用強度等級為32.5 MPa的中強型普通硅酸鹽水泥，其中水泥、細沙（粒徑0.6 mm）和水按質量比1∶1∶0.4混合澆筑而成。在制作試件的同時將外徑為10 mm、內徑為3 mm、長為120 mm的鋼管埋置在試件中以模擬井筒，其上帶有直徑為2 mm、長為15 mm的6個小孔模擬射孔，射孔的相位角為180°，即左右各3個射孔。為了模擬溶洞，澆筑之前，將2個外徑為45 mm、高為110 mm的PVC管（后期采用直徑為0.75 mm的小鉆頭鑿除以模擬直徑為45 mm的天然溶洞）對稱地預埋在井筒射孔方向的兩側，2個溶洞中心連線的方向與射孔方向平行，溶洞中心與射孔方向的垂直距離為42.5 mm，2個溶洞的中心間距為105 mm。在試樣制備之前先采用相同的材料配比和工藝制作了一批直徑為50 mm、高為100 mm的小試件，以測試試樣的抗壓強度、抗拉強度、泊松比以及滲透率。試件的基本參數見表1。

圖1 帶溶洞水力壓裂試件Fig.1 Hydraulic fracturing specimen with caves

表1 試件的基本參數Table1 Basic parameters of sample

1.3 實驗方法

壓裂采用的壓裂液為清水，為了更好地觀察壓裂液的流動路徑，在實驗之前先在清水中倒入一定容量的紅墨水并充分拌勻，然后將A組1號試件置于實驗臺上，連接壓力傳感器和耐高壓金屬管線，將排量設置為10.0 mL/min，實時觀察試樣的表面，待試樣表面產生裂縫后，停止實驗。依此方法將A-2、B-1、B-2試件分別在排量為7.5 mL/min、10.0 mL/min、7.5 mL/min時進行壓裂。

2 實驗結果與分析

2.1 完整巖樣在不同排量下的破壞形態(tài)

在真實地層中，水力裂縫的擴展方向垂直于最小水平地應力方向[22]，對于深部儲層，其水平地應力一般小于垂直方向地應力，因此，水力裂縫面一般是垂直的。

圖2是無預制溶洞試樣在排量分別為7.5 mL/min、10.0 mL/min時表面的裂縫形態(tài)。圖3為將圖2a切開后的內部裂縫形態(tài)。由圖2可知，不同排量下均產生了單翼平面垂直裂縫。

其中，排量為10.0 mL/min時的裂縫更加規(guī)則，近乎是一條完全與試樣上下表面垂直的豎直裂縫（即裂縫與豎直方向的最大夾角約為0°），圖3為完全對稱的兩半，裂縫沿著射孔方向的起裂點延伸，中途不會發(fā)生任何偏轉。排量為7.5 mL/min時的水力裂縫，并非一條完全豎直的直線，其與豎直方向有一定的夾角，說明裂縫在射孔端部起裂后發(fā)生了一定角度的偏轉（此時裂縫與豎直方向的夾角約為10°）。這是由于排量較大時，縫內的壓裂液能迅速憋壓，水力裂縫的擴展受到試樣的非均質性影響較小，水力裂縫將沿著起裂方向迅速擴展，幾乎不會發(fā)生任何偏轉，反映在試樣的表面就是一條近乎豎直的裂縫線，而當壓裂排量相對較小時，水力裂縫的擴展將受試樣的非均質性影響，水力裂縫發(fā)生了一定的偏轉。即在實際的工程開采中，排量越大，水力裂縫擴展受到儲層非均質性的影響越小，產生的水力裂縫形態(tài)越規(guī)則。

圖2 完整巖樣不同排量下表面裂縫形態(tài)Fig.2 Fractures on the surface of intact rock samples with different displacement

圖3 排量為10.0 mL/min時完整巖樣內部裂縫形態(tài)Fig.3 Interior fracture type of intact rock when the displacement is 10.0 mL/min

2.2 帶預制溶洞試樣在不同排量下的破壞形態(tài)

圖4是帶預制溶洞試件在排量分別為10.0mL/min、7.5 mL/min時表面裂縫形態(tài)。

圖4 帶預制溶洞不同排量下表面裂縫形態(tài)Fig.4 Fractures on the surface of rock samples with caves with different displacement

為了看清水力裂縫在溶洞周圍的偏轉情況，將圖4b沿著截面1-1、2-2切開后取下半部分，由上至下觀察得到俯視圖（圖5）。由圖5可知，與不帶預制溶洞的試樣相比較，此時表面裂縫不再是一條直線，而是偏向溶洞的一條曲線，溶洞似乎對水力裂縫有一種吸引作用，且隨著泵注排量的減小，該吸引作用越明顯，即水力裂縫偏轉的幅度越大。此時依然以水力裂縫與豎直方向的最大夾角來反映偏轉幅度，當排量為10.0 mL/min時水力裂縫與豎直方向的最大夾角約為20°，而當排量為7.5 mL/min時水力裂縫與豎直方向的夾角約為45°。這說明溶洞在儲層中會形成強度薄弱區(qū)，而水力裂縫傾向于向薄弱區(qū)擴展，泵注排量越小溶洞對水力裂縫作用效應越大，導致水力裂縫朝向溶洞偏轉的現(xiàn)象越明顯。由圖5可知，當存在溶洞時，水力裂縫不再沿著起裂點直接擴展，而是向溶洞方向發(fā)生了明顯的偏移。

圖5 水力裂縫在溶洞附近的偏轉路徑Fig.5 Hydraulic fracture propagation path around caves

2.3 排量及溶洞對起裂壓力的影響

圖6 完整巖樣和帶溶洞巖樣壓裂曲線Fig.6 Fracturing curves of intact rock sample and rock sample with caves

圖6為完整巖體和帶預制溶洞的巖體在泵注排量為7.5 mL/min時壓裂下的時間與壓力關系曲線。以完整頁巖壓裂曲線描述壓裂過程中壓力隨時間的變化，并解釋原因，由于管線和井筒具有一定的容積，在前30 s壓裂液首先將管線的井筒填滿，此時壓力傳感器讀數為0 MPa，當壓裂液填滿井筒后，迅速產生“憋壓”效果，此時壓力迅速升至5.2 MPa（可看成起裂壓力），然后又迅速降至3.3 MPa，這是由于儲層中已經產生了主裂縫，壓裂液迅速充滿主裂縫導致壓力迅速降低，之后由于壓裂液補充產生“憋壓”使壓力小幅升至3.6 MPa（可看成擴展壓力），然后產生了微裂隙又使壓力下降，這樣不斷的進行“憋壓—微裂隙”循環(huán)，使壓力曲線圍繞3.6 MPa波動，至第200 s時試樣表面已經出現(xiàn)了裂縫，壓裂液流出，此時泵入的水和流出的水近乎達到平衡，壓力約為3.4 MPa。比較圖6中曲線可知，帶預制溶洞試樣的起裂壓力和擴展壓力均小于完整巖樣。

表2為排量和溶洞對起裂壓力和水力裂縫表面形態(tài)的影響。由表2可知，排量越大，起裂壓力也越大，相同排量下，帶預制溶洞試樣的起裂壓力和擴展壓力均小于完整巖樣；排量越小，當水力裂縫擴展至試樣表面時，其與豎直方向的夾角越大，水力裂縫越偏向于溶洞。

表2 排量和溶洞對起裂壓力和水力裂縫表面形態(tài)的影響Table2 Effect of displacement and Karst cave on initiation pressure and surface morphology of hydraulic fracture

3 實踐指導

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏為巖溶縫洞型油藏，大型溶洞是其主要的儲集空間[23]。在開采過程中對于如何布置射孔及壓裂排量以實現(xiàn)水力裂縫和井眼貫通的問題尚不明確。根據實驗結果，溶洞會對水力裂縫產生吸引作用，且隨著泵注排量增加該吸引作用逐漸減小。因此，在實際開采過程中，當起裂方向與溶洞方向相差較大時，采用低排量壓裂，充分利用溶洞對水力裂縫的吸引作用；反之，則應增大排量實現(xiàn)水力裂縫與溶洞的貫通。

4 結論

1）無圍壓條件下，受巖樣非均質性的影響，射孔相位角為180°僅能產生單翼裂縫。

2）無預制溶洞時，會形成平面的單翼垂直裂縫且排量越大裂縫越平直，當排量較小時受巖樣非均質的影響，裂縫會發(fā)生一定角度的偏轉。

3）天然溶洞會對水力裂縫產生吸引，導致水力裂縫的擴展偏向溶洞，排量越小，吸引作用越明顯，水力裂縫偏轉越明顯。

4）排量越大，起裂壓力越大。當排量相同時，含預制溶洞巖樣的起裂壓力要小于完整巖樣的起裂壓力。