随着常规油气资源的减少，低渗透致密油气藏(致密砂岩、致密碳酸盐岩油气藏)逐渐成为勘探开发的重点[1-7]，国内长庆、大庆等油田在致密油开发上均立足于体积压裂思路进行改造，并获得了较好的改造效果[8-13]，同时，四川盆地西南油气田侏罗系页岩油具有较大的勘探开发潜力，围绕此改造目标有序组织技术攻关[14-16]。鄂尔多斯盆地长7致密砂岩油藏前期主要进行了常规压裂酸化工艺试验，压裂工艺单一、压裂裂缝形态简单而导致无法立体改造储层，改造效果不显著。同时，现场试验表明，前期常规压裂工艺不适用于裂缝欠发育的致密砂岩储层。
对于特低渗透油藏，在开发过程中，仅靠单一的压裂主缝很难取得预期的增产效果。近年来，石油科技工作者将目光转向缝网压裂技术，通过利用新张开的裂缝和再次张开的次生裂缝来增大单井泄流体积，达到提高单井产量和动态控制储量的目的[17-20]。部分学者基于假设地层建立了不同完井方式下的三维裂缝起裂数值模型，考虑了完井方式及簇间距、地应力及弱界面对压裂裂缝的影响规律[21-23]。国内研究起步相对较晚，温庆志[24]、崔明月[25]、蔡萌[26]等研究了页岩储层复杂缝网形成机理，开展了岩石力学参数测试实验，明确了岩石力学参数对裂缝扩展的影响，从而优化射孔方式及压裂设计参数。Hou等[27]分析了含天然裂隙的30 cm页岩露头立方体的裂缝扩展规律，研究了地质因素和工程因素对水力裂缝扩展的影响，提出“激活岩体面积”作为水力压裂效果的评价指标。Dehghan等[28]、林伯韬等[29]、唐鹏飞[30]等分别通过混凝土相似模拟实验对预制天然裂缝的30 cm、50 cm水泥立方体试件进行真三轴水力压裂实验，研究了天然裂缝发育、倾角及走向、不同应力差对压裂裂缝扩展的影响。对于压裂模拟实验的设计参数依据未做充分说明，即室内物模实验参数的可靠性依赖于实验相似准则，从而真实还原现场压裂施工条件。由于室内实验装置及岩样尺寸受限，对于实验模拟完井方式、天然裂缝及层理弱面发育和地应力等因素对压裂裂缝延伸行为的影响规律还尚不完善，压裂模拟实验的设计参数有待进一步优化。
本研究采用长7区块砂岩露头及自制砂岩试样开展真三轴水力压裂物理模拟实验，从应力差、天然裂缝、液体类型和施工排量等地质工程因素方面探究了致密砂岩储层压裂裂缝延伸行为，明确了地质工程参数对压裂裂缝延伸的影响规律，证明长7致密砂岩储层具备体积压裂形成复杂缝网的可行性，为研究区块体积压裂工艺试验提供了实验佐证和理论依据。
鄂尔多斯盆地南部地区长7储层中上部由一套粉、细砂岩夹泥岩、泥质粉砂岩组成，中下部为黑色、灰黑色油页岩、碳质页岩。储层厚约80~120 m，埋深1 600~2 000 m。长7油层组孔隙度分布在0.016%~16.100%，平均值为7.690%，渗透率主要分布在(0.001~6.690)×10-3 μm2，平均值为0.12×10-3 μm2。长7层岩石力学实验测试表明，储层具有高杨氏模量(平均13.328 4 GPa)、低泊松比(0.308)特征(见表 1)。通过计算长7储层井深2 000 m的三向地应力梯度，得到最大水平主应力为47 MPa，最小水平主应力为37 MPa，垂向主应力为49 MPa，见表 2和表 3。
由于目前井筒长径比较大，从而排除了几何相似准则；基于真三轴岩石模拟与现场一致，而室内井筒不等比例缩小，限制了运动相似及动力相似。利用量纲分析法(π定理)，满足原型和模型的雷诺数相等，即雷诺准则，保证了模型实验与原型基本相似。本设计的原则是：几何相似为前提条件，动力相似为辅，量纲分析法(π定理)为主要分析方法。实验运用π定理进行井筒内压裂液流动的量纲分析，表达式如式(1)所列。
式中：Δp为现场井筒内压降, MPa；l为现场井深, m；d为现场套管内径, mm；Δ为现场套管粗糙度，无因次；ρn为现场压裂液密度, g/cm3；μn为现场压裂液黏度, mPa·s；vn为现场压裂液速度, m/s。
现场套管内径d、现场压裂液密度ρn、现场压裂液速度vn3 个物理量作为基本量，其余量关于这3个基本量的无量纲参数π1~π7，从而与室内真三轴大物模的模拟泵压、模拟井筒、模拟排量、模拟压裂液密度相似。
设计理论：通过π定理，设计真三轴大物模模拟系统压裂参数，充分关联井筒内压降、管长、管径、粗糙度、压裂液密度等参数，实现真三轴大物模等多种作业模拟功能。
泵压模拟：设计了雷诺数及弗洛德数相似，并联立求解，实现压裂起裂与延伸控制过程按相似模拟。
排量模拟：利用欧拉准则，通过调节泵排量、泵压，实现全尺寸排量对起裂与延伸相似模拟，还原了现场作业工况。
真三轴水力压裂物理实验模拟系统主要包括：真三轴围压系统、水力压裂系统和微压裂信号采集系统实验机、声发射定位系统等(见图 1)。该装置可分别改变三轴压力来模拟岩石地应力环境，用于研究不同方向压力与裂缝扩展的关系。采用MTS伺服增压泵和油水分隔器向模拟井眼泵注高压液体。MTS增压泵具有程序控制器，可实现恒定排量和变排量泵注液体。将露头岩体切割成300 mm×300 mm×300 mm的立方体岩块，在岩体上钻取一个Φ18 mm、深度为16 cm的圆孔模拟井眼。
模拟条件：平均地层温度为70 ℃、平均弹性模量为13.328 4 GPa、平均泊松比为0.308、平均黏聚力为30.27 MPa、平均内摩擦角为34.025°、平均纵波为3 421.667 m/s、平均横波为2 019.333 m/s，实验中岩心三轴应力条件根据长7层三向地应力梯度计算得到最大水平主应力为47 MPa，最小水平主应力为37 MPa，垂向主应力为49 MPa。设置不同簇间距及射孔等因素模拟压裂裂缝起裂及扩展形态特征。
为研究压裂裂缝的复杂程度，以压裂后出现的所有裂缝网络的裂缝面积为依据进行判断，平均裂缝面积越大，说明裂缝越复杂，压裂效果越好。利用手持三维扫描仪测量压裂后的试样裂缝壁面高程，结合递归函数、三角形法及海伦公式，计算得到波及面积。
基于大物模压裂岩体描述，结合岩体破裂时泵注压力及三维扫描压裂裂缝改造面积数据结果(见表 4)，研究了完井方式、压裂液类型、地应力、天然裂缝及泵注排量对水力裂缝延伸的影响规律。
图 2为天然裂缝发育的6#试样采用滑溜水进行高压泵注实验，图 3为天然裂缝欠发育的7#试样采用滑溜水进行高压泵注实验。对比分析图 2和图 3可知，层理和天然裂缝的存在会影响压裂裂缝的复杂程度，层理和天然裂缝越发育，泵注压力峰值越低，水力裂缝形态越复杂，裂缝网络扩展规模越大，获得的压裂裂缝改造面积越大。由于近井筒天然裂缝及弱面的存在，压裂裂缝的起裂不再沿着水平最大主应力方向，但扩展到一定程度后，三向主应力恢复主导作用，压裂裂缝转向至水平最大主应力方向。对6#试样而言，水力裂缝同样存在转向的情况，但转向线与水平最小主应力方向存在60°夹角，且裂缝面表现出扭曲及倾斜。
图 4为3#试样在10 MPa应力差下进行滑溜水高压泵注实验，图 5为4#试样在5 MPa应力差下进行滑溜水高压泵注实验。高应力差下的3#试样泵压峰值较高，压后裂缝形态非常简单，只有一条横切主裂缝，主裂缝穿透天然裂缝面，未发生转向或动态分叉，获得的压裂裂缝改造面积为990 cm2。低应力差下的4#试样形成的裂缝形态较为复杂，泵压峰值也相对较低，压裂裂缝沿天然裂缝方向发生转向，测试得到压裂裂缝改造面积为1 610 cm2。实验结果表明：地应力差越大，对裂缝起裂、扩展方向的限定越严格，形成的裂缝形态越简单；分析裂缝的空间展布形态可知，地应力差越小，裂缝越易发生转向以及动态分叉，更易沟通天然裂缝形成复杂裂缝网络。
图 6为1#和11#试样的泵压曲线。1#试样模拟裸眼完井，11#试样模拟射孔完井。分析图 6可知，1#试样在泵压69 MPa时出现破裂显示，11#试样在56 MPa时出现破裂显示。室内实验表现出裸眼完井的破裂压力高于射孔完井的破裂压力。造成此现象的原因主要为：①室内模拟形成穿透井壁的射孔通道，减少了模拟井筒射孔处的能量损失，降低了裂缝起裂所需的能量；②裸眼完井方式下压裂液向岩样的均匀渗滤，增加了裂缝起裂压力。手持三维扫描仪测量，测得裸眼完井及射孔完井条件下获得的压裂改造面积分别为1 050 cm2、1 480 cm2。表明射孔完井有助于压裂裂缝延伸。
图 7为14#试样采用交联液进行泵注实验，图 8为1#试样采用滑溜水进行泵注实验。比较图 7和图 8可知：对14#试样而言，胶液因黏度较高使得向地层渗滤的能力相对较弱，泵注压力较低时即可压开岩体，使得剪切滑移及滤失膨胀变形的可能性降低，进而降低了压裂裂缝的复杂程度，分析形成的2条裂缝立体展布形态较为平直；黏度较低的滑溜水更容易在天然裂缝内渗滤，其传播能力更强，且降低了缝内流动压降，提高了天然裂缝端部起裂、形成复杂缝的可能性，裂缝展布形态表明两条较平直的大裂缝中间还夹杂两条较为曲折的小裂缝，通过对比滑溜水和胶液获得的压裂裂缝改造面积及裂缝空间展布形态，可知滑溜水形成复杂裂缝的可能性大于胶液。
图 9所示为5#试样压裂结果，水力压裂物理模拟变排量的主要实验参数见表 4。比较图 2和图 9两组实验结果可知：增大压裂液排量有利于压裂裂缝的扩展，压裂液排量对裂缝均衡扩展起着更大的作用，排量增大，岩体破裂的泵压峰值较接近，但压裂裂缝改造面积分别为1 200 cm2和1 940 cm2，表明形成的裂缝复杂程度也越大。
真三轴大物模压裂裂缝延伸模拟实验结果表明：射孔完井、低应力差、天然裂缝发育、低黏滑溜水和提高泵注排量是获得复杂压裂裂缝形态的有利因素。
(1) 研究区块长7储层岩石致密，非均质性强，孔喉分选及连通性较差，杨氏模量高、泊松比低，实验测试得到最大水平主应力为47 MPa，最小水平主应力为37 MPa，垂向主应力为49 MPa。
(2) 基于量纲分析法(π定理)的物理模拟实验相似准则，优化了实验岩体钻孔布局、液体黏度、排量等设计参数思路，降低室内模型小带来的边界效应。
(3) 压裂裂缝分叉方向的随机性主要与天然裂缝发育程度、局部应力场等因素有关，低应力差、天然裂缝及弱面发育的地质特征有助于提高裂缝复杂程度。
(4) 射孔完井方式较裸眼完井方式，降低了岩石破裂压力，使得压裂裂缝更易于扩展延伸。低黏滑溜水和提高泵注排量可促进压裂裂缝扩展延伸，是获得复杂压裂裂缝形态的有利因素。相比压裂施工参数而言，储层岩石结构特征是形成复杂裂缝的主导因素。
(5) 针对储层特征及大物模压裂实验模拟结果，现场采用“大液量、大排量、扩大波及体积”为主的体积压裂思路及工艺技术，以获得复杂缝网的改造目标。
2023, Vol. 52 Issue (3): 97-102 2023, Vol. 52 Issue (3): 97-102