儲層溶洞對水力裂縫擴展路徑影響的實驗研究

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(shù)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(nèi)流體的壓力超過一定值就會產(chǎn)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(zhì)環(huán)境之中，同時由于儲層本身含有復雜的結(jié)構(gòu)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(zhì)、斷層性質(zhì)等[2]，其大體上可以分為2類，即儲層本身的物性參數(shù)（地應力、孔隙壓力、滲透率、結(jié)構(gòu)面等）和壓裂作業(yè)參數(shù)（射孔參數(shù)、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(zhì)參數(shù)的條件下，通過調(diào)整壓裂作業(yè)參數(shù)或其他方法，產(chǎn)生盡可能多的相互貫通的復雜裂隙網(wǎng)絡(luò)，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(shù)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(guān)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(zhì)結(jié)構(gòu)更加復雜，具有更高的非均質(zhì)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(shù)提高造縫長度，溝通井眼遠處的儲集體[17]。目前關(guān)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(lǐng)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(shè)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(shè)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(shù)據(jù)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(zhì)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(nèi)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(cè)，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(shù)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(shù)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(shè)置為10.0 mL/min，實時觀察試樣的表面，待試樣表面產(chǎn)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(jié)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(nèi)部裂縫形態(tài)。由圖2可知，不同排量下均產(chǎn)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(zhuǎn)。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(zhuǎn)（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(nèi)的壓裂液能迅速憋壓，水力裂縫的擴展受到試樣的非均質(zhì)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(zhuǎn)，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(zhì)性影響，水力裂縫發(fā)生了一定的偏轉(zhuǎn)。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(zhì)性的影響越小，產(chǎn)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(nèi)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(zhuǎn)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(zhuǎn)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(zhuǎn)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(zhuǎn)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(zhuǎn)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(guān)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(shù)為0 MPa，當壓裂液填滿井筒后，迅速產(chǎn)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(jīng)產(chǎn)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(chǎn)生“憋壓”使壓力小幅升至3.6 MPa（可看成擴展壓力），然后產(chǎn)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(jīng)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(jù)實驗結(jié)果，溶洞會對水力裂縫產(chǎn)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(jié)論

1）無圍壓條件下，受巖樣非均質(zhì)性的影響，射孔相位角為180°僅能產(chǎn)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(zhì)的影響，裂縫會發(fā)生一定角度的偏轉(zhuǎn)。

3）天然溶洞會對水力裂縫產(chǎn)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(zhuǎn)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。